[发明专利]一种直流输电线路单端故障测距方法及系统

说明书

本发明涉及一种直流输电线路单端故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护控制领域。本发明利用单端量测到的故障行波频谱的等间隔频差与故障距离的数学关系实现测距，相较于时域行波单端测距法，该方法无需标定行波波头到达时刻，亦无需对单端获得的第二个波头进行辨识；相较于固有频率单端测距法，频差的提取不受系统边界条件影响，测距精度不受固有频率主频提取的精确性影响。本发明适合于各种复杂工况，测距结果准确率高，可靠性高，鲁棒性高。

技术领域

本发明涉及一种直流输电线路单端故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护控制领域。

背景技术

我国幅员辽阔、能源与负荷呈逆向分布，决定了高压直流输电技术(HVDC)在我国具有广阔的应用前景。直流输电输送容量大、送电距离远，电网互联方便，功率调节容易，但由于其输电环境复杂多变，工作条件恶劣，直流线路是直流系统故障率最高的元件，运行数据也表明，我国直流输电可靠性指标略偏低。直流线路故障一般是遭受雷击、污秽或树枝等环境因素造成线路绝缘水平降低而产生的对地故障或者闪络。线路故障后，故障巡线难度大，严重影响永久性故障的恢复时间。因此，准确、快速、可靠地故障定位，可大幅度加快故障修复速度、减小停电损失，保障电力系统的安全稳定运行。

与交流系统相比，直流母线上仅有直流输电线路一回出线，HVDC高压直流输电线路单端故障行波测距不会受到母线上其他线路的影响，也不会存在单相电压过零点附近发生故障和两相电压相等附近发生相间故障时，初始电压行波为零或甚小等问题。高压直流输电线路两侧系统的物理边界的接线形式和边界条件电气特性也是确定的。单端行波测距方法主要取决于第二个行波波头突变是不是清晰可标定。原理上，HVDC输电线路单端行波测距实现较为容易，可靠性高。但实际上，第二个波头的准确标定决定了测距的精度和正确性。目前主流的行波测距工程应用仍然是双端法，其劣势是需要双侧数据的同步，线路长度工程呼称值参与故障距离的计算。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种直流输电线路的单端故障测距方法及系统，用以解决现有测距技术依赖双端时钟同步、单端测距依赖波头精确标定，测距精度不高的问题。

本发明利用单端量测到的故障行波频谱的等间隔频差与故障距离的数学关系实现测距，首先计算单端测距信号的频差，再利用频差值实现故障测距。相较于时域行波单端测距法，本发明无需标定行波波头到达时刻，亦无需对单端获得的第二个波头进行辨识；相较于固有频率单端测距法，频差的提取不受系统边界条件影响，测距精度不受固有频率主频提取的精确性影响。

本发明的技术方案是：一种直流输电线路单端故障测距方法，具体步骤为：

Step1：采集线路单端故障振荡行波信号，获取测距信号。

Step2：计算单端测距信号的频谱，判断频差稳定值是否存在，若否，则自动调整数据时窗长度，返回重新计算单端频谱，若是，则利用该频差进行故障测距，改变至少三次时窗长度，得到稳定存在的两个测距估计结果x_a，x_b。

本发明所提供的测距方法主要依据为反映故障位置的等间隔频谱的频差，若获得的频谱非等间隔，则影响计算结果，因此需要调整时窗长度以确保最优的等间隔频谱的获得。改变至少三次时窗长度，以故障行波在线路全长折反射所需的时间周期为单位时窗，假设该周期为τ_l，则三次时窗长度分别可取τ_l、2τ_l、4τ_l，以此确保所反映的频谱间隔为线路上故障位置所对应。由于线路不对称故障情况下会出现故障点透射现象，因此测距估计结果可能有两个，一个为真实的故障位置，另一个为故障距离另一端的位置，因此以下的步骤需要对这两个测距估计结果进行筛选。

Step3：计算单端校验信号，分别计算两个测距估计结果与校验信号之偏差δ_a，δ_b。