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专利名称：一种配网行波故障预警定位方法和系统

专利类型：实用新型专利

专利申请号：CN202411186425.6

专利申请（专利权）人：国网甘肃省电力公司平凉供电公司,甘肃同兴智能开云优惠体育网页版入口发展有限责任公司
权利人地址：甘肃省平凉市崆峒区西大街194号

专利发明（设计）人：张智利,魏萍,霍小霞,苏华堂,张鹏,董辉

专利摘要：本申请涉及配网行波故障检测的领域，公开一种配网行波故障预警定位方法和系统，方法：获取故障点产生的行波到达母线端后反射至故障点的总时间和第一行波波速，计算第一故障距离；分别获取故障点产生的行波到达线路两端的时间的时间差和第二行波波速，计算第二故障距离；由脉冲发生装置在线路始端注入脉冲信号；获取脉冲信号的往返时间和速度，计算第三故障距离；根据上述三种故障距离，加权算出综合故障距离；其中，根据故障点的通信信号强度或功率范围的中间值调整第一故障距离权值的值；根据精度要求或测量差值调节第二故障距离权值的值；根据脉冲信号的衰减速度调节第三故障距离权值的值。通过多源数据融合提高故障定位的准确性和效率。

主权利要求：
1.一种配网行波故障预警定位方法，其特征在于，包括如下步骤：实时获取故障点产生的行波到达母线端后再反射至故障点的总时间和第一行波波速，根据所述总时间和所述第一行波波速，计算出第一故障距离；
分别实时获取故障点产生的行波到达线路两端的时间，并计算出时间差；获取第二行波波速，根据所述时间差和所述第二行波波速，计算出第二故障距离；
由脉冲发生装置在线路始端注入高压高频或直流脉冲信号；获取脉冲信号由装置到故障点往返一次的往返时间，根据脉冲信号的传播速度和往返时间，计算出第三故障距离；
根据所述第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离，利用加权平均算法计算出综合故障距离；综合故障距离=a1×第一故障距离+a2×第二故障距离+a3×第三故障距离；其中，a1、a2和a3分别为第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离对应的权值；
将所述综合故障距离反馈至控制终端；
其中，根据故障点的通信信号强度或功率范围的中间值，调整a1的大。黄渲，功率范围为根据配电网环境参数匹配出的对应的工厂功率范围；
根据故障点的精度要求或测量差值，调节所述a2的大。黄渲，所述测量差值为第二故障距离与第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值的差值；
根据脉冲信号的脉冲幅值衰减速度，调节a3的大小。
2.根据权利要求1所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，使用根据故障点的通信信号强度，调整a1的大小时，所述通信信号强度越强，a1越。
所述通信信号强度越弱，a1越大；
不使用根据故障点的通信信号强度，调整a1的大小时，还包括如下步骤：获取配电网的环境参数；
根据环境参数匹配出对应的工厂功率范围；
根据所述功率范围的中间值调节a1的大。凰龉β史段У闹屑渲翟酱，所述a1越大；
所述功率范围的中间值越。鯽1越小。
3.根据权利要求1所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，使用根据故障点的精度要求，调节所述a2的大小时，所述精度要求越高，所述a2越大；
所述精度要求越低，所述a2越。
不使用根据故障点的精度要求，调节所述a2的大小时，还包括如下步骤：计算第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值；
计算第二故障距离和所述平均值的测量差值；
如果测量差值的绝对值未超过设定范围，则根据所述测量差值的绝对值调节第二故障距离的大。霾饬坎钪档木灾翟酱，则缩小第二故障距离与平均值的差距的比例越大；所述测量差值的绝对值越。蛩跣〉诙故障距离与平均值的差距的比例越。
如果测量差值的绝对值超过设定范围，则根据所述测量差值的大。鹘赼2的大。凰霾饬坎钪翟酱，所述a2越。凰霾饬坎钪翟叫。鯽2越大。
4.根据权利要求3所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，方法还包括如下步骤：根据脉冲信号的传播速度；调整第三故障距离的测量误差；所述传播速度越快，所述测量误差越。凰龃ニ俣仍铰，所述测量误差越大；第三故障距离’=第三故障距离+测量误差；其中，第三故障距离’为修正后的第三故障距离；
计算脉冲信号的脉冲幅值衰减速度，所述根据脉冲信号的脉冲幅值衰减速度调节a3的大小的步骤中；所述衰减速度越大，所述a3越。凰鏊ゼ跛俣仍叫。鯽3越大；其中，a3为第三故障距离对应的权值。
5.根据权利要求1所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，方法还包括如下步骤：获取设定时间段内的配电网行波；对行波进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号；
从频域信号中匹配出与配电网故障或瞬态事件相关的特定频率分量；
根据特定频率分量判断故障点的故障类型；
根据故障类型匹配对应的预警机制。
6.根据权利要求5所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，方法还包括如下步骤：在设定时间段内，获取配电网的工频电压；
对配电网的工频电压进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号；
从频域信号中提取出故障频率；
计算所述故障频率对应的功率谱密度；
根据所述功率谱密度调节所述a3的大。羲龉β势酌芏仍酱，所述a3越大；若所述功率谱密度越。鯽3越小。
7.根据权利要求1所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，方法还包括如下步骤：获取设定区域内，故障感知终端的分布数据；
对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域；
在设定周期内，根据故障的发生频率调节子区域内的故障感知终端分布数量；故障的发生频率越高，子区域内的故障感知终端分布数量越多；故障的发生频率越低，子区域内的故障感知终端分布数量越少。
8.根据权利要求7所述的配网行波故障预警定位方法，其特征在于，所述对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域的步骤还包括如下步骤：线路类型包括连接至母线的主线，主线上连接有长支线和短支线；
主线上，每隔第一长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第一设定数量的故障感知终端；
长支线上，每隔第二长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第二设定数量的故障感知终端；
短支线，每隔第三长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第三设定数量的故障感知终端；其中，所述第一长度范围＞第二长度范围＞第三长度范围；所述第一设定数量≥第二设定数量≥第三设定数量。
9.一种配网行波故障预警定位系统，其特征在于，包括处理器，所述处理器中运行有如权利要求1?8中任意一项所述的配网行波故障预警定位方法的程序。 说明书 : 一种配网行波故障预警定位方法和系统技术领域[0001] 本申请涉及配网行波故障检测的技术领域，尤其是涉及一种配网行波故障预警定位方法和系统。背景技术[0002] 配网行波是指电磁波在输电线路中传播的现象。当配电网发生故障（如短路、接地或断线等）时，故障点会产生行波，并沿线路向两侧传播。[0003] 配电线路运行环境差、故障率高，常常遭受雷击、外破、绝缘损坏等发生停电故障，故障排查劳动强度大效率低，严重影响用户的优质用电体验感。目前，配电线路上用于故障排查的设备较多，但使用效果达不到预期，仍以人工盲寻为主，费时费力。发明内容[0004] 为了便于快速定位到配电线路的故障点，提高排查的效率，本申请提供一种配网行波故障预警定位方法和系统。[0005] 第一方面，本申请提供一种配网行波故障预警定位方法，采用如下的技术方案：[0006] 一种配网行波故障预警定位方法，包括如下步骤：[0007] 实时获取故障点产生的行波到达母线端后再反射至故障点的总时间和第一行波波速，根据所述总时间和所述第一行波波速，计算出第一故障距离；[0008] 分别实时获取故障点产生的行波到达线路两端的时间，并计算出时间差；获取第二行波波速，根据所述时间差和所述第二行波波速，计算出第二故障距离；[0009] 由脉冲发生装置在线路始端注入高压高频或直流脉冲信号；获取脉冲信号由装置到故障点往返一次的往返时间，根据脉冲信号的传播速度和往返时间，计算出第三故障距离；[0010] 根据所述第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离，利用加权平均算法计算出综合故障距离；综合故障距离=a1×第一故障距离+a2×第二故障距离+a3×第三故障距离；其中，a1、a2和a3分别为第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离对应的权值；[0011] 将所述综合故障距离反馈至控制终端；[0012] 其中，根据故障点的通信信号强度或功率范围的中间值，调整a1的大。黄渲，功率范围为根据配电网环境参数匹配出的对应的工厂功率范围；[0013] 根据故障点的精度要求或测量差值，调节所述a2的大。黄渲，所述测量差值为第二故障距离与第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值的差值；[0014] 根据脉冲信号的脉冲幅值衰减速度，调节a3的大小。[0015] 通过采用上述技术方案，不仅利用了故障点产生的行波传播时间信息，还引入了由脉冲发生装置注入的高压高频或直流脉冲信号往返时间，实现了多源数据的融合。通过多源信息互补的方法，可以显著提高故障定位的准确性和鲁棒性。通过多源数据融合、权值自适应调整等手段，显著提高了故障定位的准确性和效率，保障电网的安全稳定运行。[0016] 可选地，使用根据故障点的通信信号强度，调整a1的大小时，所述通信信号强度越强，a1越。凰鐾ㄐ判藕徘慷仍饺，a1越大；[0017] 不使用根据故障点的通信信号强度，调整a1的大小时，还包括如下步骤：获取配电网的环境参数；[0018] 根据环境参数匹配出对应的工厂功率范围；[0019] 根据所述功率范围的中间值调节a1的大。凰龉β史段У闹屑渲翟酱，所述a1越大；所述功率范围的中间值越。鯽1越小。[0020] 通过采用上述技术方案，当功率范围较大时，意味着电网具有更大的运行灵活性和容错能力，此时可以适当增加a1的值，以更多地依赖基于行波传播时间的第一故障距离数据。相反，当功率范围较小时，电网的运行受到更多限制，为了提高定位的精确性，应减小a1的值，以减少对第一故障距离数据的依赖。[0021] 可选地，使用根据故障点的精度要求，调节所述a2的大小时，所述精度要求越高，所述a2越大；所述精度要求越低，所述a2越。籟0022] 不使用根据故障点的精度要求，调节所述a2的大小时，还包括如下步骤：[0023] 计算第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值；[0024] 计算第二故障距离和所述平均值的测量差值；[0025] 如果测量差值的绝对值未超过设定范围，则根据所述测量差值的绝对值调节第二故障距离的大。霾饬坎钪档木灾翟酱，则缩小第二故障距离与平均值的差距的比例越大；所述测量差值的绝对值越。蛩跣〉诙故障距离与平均值的差距的比例越。籟0026] 如果测量差值的绝对值超过设定范围，则根据所述测量差值的大。鹘赼2的大。凰霾饬坎钪翟酱，所述a2越。凰霾饬坎钪翟叫。鯽2越大。[0027] 通过采用上述技术方案，配网行波故障预警定位方法能够更加灵活地应对不同测量条件下的误差和不一致性，提高定位的精度和可靠性。快速准确地定位故障点，减少停电时间和提高电网运行效率。[0028] 可选地，方法还包括如下步骤：[0029] 根据脉冲信号的传播速度；调整第三故障距离的测量误差；所述传播速度越快，所述测量误差越。凰龃ニ俣仍铰，所述测量误差越大；第三故障距离’=第三故障距离+测量误差；其中，第三故障距离’为修正后的第三故障距离；[0030] 计算脉冲信号的脉冲幅值衰减速度，所述根据衰减速度调节a3的大小的步骤中；所述衰减速度越大，所述a3越。凰鏊ゼ跛俣仍叫。鯽3越大；其中，a3为第三故障距离对应的权值。[0031] 通过采用上述技术方案，提高使用脉冲信号进行故障距离测量的准确性和可靠性。通过考虑信号传播速度和幅值衰减速度这两个关键因素，对测量结果进行精细的校正和补偿，从而得到更加准确的故障距离信息。[0032] 可选地，方法还包括如下步骤：[0033] 获取设定时间段内的配电网行波；对行波进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号；[0034] 从频域信号中匹配出与配电网故障或瞬态事件相关的特定频率分量；[0035] 根据特定频率分量判断故障点的故障类型；[0036] 根据故障类型匹配对应的预警机制。[0037] 通过采用上述技术方案，通过结合FFT分析、频率分量匹配和故障类型判断等多个步骤，实现了对配电网故障的精准检测和预警；提高了故障检测的准确性和及时性。[0038] 可选地，方法还包括如下步骤：[0039] 在设定时间段内，获取配电网的工频电压；[0040] 对配电网的工频电压进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号；[0041] 从频域信号中提取出故障频率；[0042] 计算所述故障频率对应的功率谱密度；[0043] 根据所述功率谱密度调节所述a3的大。羲龉β势酌芏仍酱，所述a3越大；若所述功率谱密度越。鯽3越小。[0044] 通过采用上述技术方案，通过根据故障频率的功率谱密度来调节a3的大。梢允沟枚ㄎ环椒ǜ邮视Σ煌墓收锨榭，提高定位的准确性和可靠性。[0045] 可选地，方法还包括如下步骤：[0046] 获取设定区域内，故障感知终端的分布数据；[0047] 对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域；[0048] 在设定周期内，根据故障的发生频率调节子区域内的故障感知终端分布数量；故障的发生频率越高，子区域内的故障感知终端分布数量越多；故障的发生频率越低，子区域内的故障感知终端分布数量越少。[0049] 通过采用上述技术方案，通过动态调整子区域内的故障感知终端数量，实现监测资源的优化配置。在故障高发区域增加监测终端数量，以提高故障检测的及时性和准确性；在故障低发区域减少监测终端数量，以节约资源并降低维护成本。[0050] 可选地，所述对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域的步骤还包括如下步骤：[0051] 线路类型包括连接至母线的主线，主线上连接有长支线和短支线；[0052] 主线上，每隔第一长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第一设定数量的故障感知终端；[0053] 长支线上，每隔第二长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第二设定数量的故障感知终端；[0054] 短支线，每隔第三长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第三设定数量的故障感知终端；其中，所述第一长度范围＞第二长度范围＞第三长度范围；所述第一设定数量≥第二设定数量≥第三设定数量。[0055] 通过采用上述技术方案，更加精确地根据线路类型和长度进行子区域的划分和监测终端的配置，从而提高配电网故障预警和定位的准确性和效率。[0056] 第二方面，本申请提供一种配网行波故障预警定位系统，采用如下的技术方案：[0057] 一种配网行波故障预警定位系统，包括处理器，所述处理器中运行有上述中任意一项所述的配网行波故障预警定位方法的程序。[0058] 综上所述，本申请包括以下至少一种有益技术效果：[0059] 增强系统的灵活性和适应性：通过多源数据融合、预警阈值动态调整等策略，使得系统能够根据不同的电网运行状态、环境条件以及历史故障数据等因素进行灵活调整，增强了系统的适应性。[0060] 提高故障预警的准确性和及时性：通过引入FFT分析、功率谱密度计算等先进信号处理技术，能够更精确地识别配电网中的故障特征，从而在故障初期就发出预警信号，大大缩短了故障发现的时间，提高了预警的准确性和及时性。[0061] 优化资源配置：根据故障发生频率动态调整子区域内的故障感知终端分布数量，确保在故障高发区域有足够的监测资源，而在故障低发区域则避免资源的浪费。附图说明[0062] 图1是一种配网行波故障预警定位方法的步骤图。[0063] 图2是故障点发生故障后，行波的路径示意图。[0064] 图3是根据测量差值的绝对值调节第二故障距离的大。约案莶饬坎钪档鹘赼2的步骤图。[0065] 图4是根据功率谱密度动态调节a3的步骤图。[0066] 图5是故障类型一对应的工频电压波形和行波波形。[0067] 图6是故障类型二对应的工频电压波形和行波波形。[0068] 图7是按照线路的类型和长度划分子区域配置故障感知终端的示意图。具体实施方式[0069] 下面详细描述本申请的实施方式，实施方式的示例在附图中示出。[0070] 在本说明书的描述中，参考术语“某些实施方式”、“一个实施方式”、“一些实施方式”、“示意性实施方式”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”的描述意指结合所述实施方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施方式或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施方式或示例中以合适的方式结合。[0071] 本申请实施例公开一种配网行波故障预警定位方法，参照图1和图2，包括如下步骤：[0072] 实时获取故障点产生的行波到达母线端后再反射至故障点的总时间和第一行波波速，根据总时间和第一行波波速，计算出第一故障距离。其中测距原理是：当故障发生时，故障点会产生行波，行波为电磁波或机械波，这些行波会沿着线路传播到母线端并反射回故障点。通过测量行波从故障点到母线端再返回故障点的总时间（往返时间）和已知的行波波速（第一行波波速），可以计算出故障点到母线端的距离，即第一故障距离。[0073] 分别实时获取故障点产生的行波到达线路两端的时间，并计算出时间差；获取第二行波波速，根据时间差和第二行波波速，计算出第二故障距离。同时测量行波到达线路两端的时间，通过计算时间差和已知的行波波速（第二行波波速），可以得到故障点到线路两端距离的比例，进而计算出故障点的具体位置，即第二故障距离。[0074] 由脉冲发生装置在线路始端注入高压高频或直流脉冲信号；获取脉冲信号由装置到故障点往返一次的往返时间，根据脉冲信号的传播速度和往返时间，计算出第三故障距离。通过在线路始端注入高压高频或直流脉冲信号，并测量脉冲信号从装置到故障点往返一次的时间（往返时间），结合脉冲信号的传播速度，可以计算出故障点到线路始端的距离，即第三故障距离。[0075] 根据第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离，利用加权平均算法计算出综合故障距离。综合故障距离=a1×第一故障距离+a2×第二故障距离+a3×第三故障距离。其中，a1、a2和a3分别为第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离对应的权值。例如，a1=0.4（第一故障距离的重要性较高）；a2=0.3（第二故障距离的重要性中等）；a3=0.3（第三故障距离的重要性与第二故障距离相同）。第一故障距离=D1；第二故障距离=D2；第三故障距离=D3；则综合故障距离D综合的计算公式为：D综合=a1×D1+a2×D2+a3×D3=0.4×D1+0.3×D2+0.3×D3；例如，如果D1=1000米，D2=1500米，D3=1200米，则D综合=0.4×1000+0.3×1500+0.3×1200=400+450+360=1210米；所以，综合故障距离为1210米。[0076] 将综合故障距离反馈至控制终端；将计算得到的综合故障距离及时反馈给控制终端，以便快速采取应对措施，如切断故障区域电源、调度抢修人员等。[0077] 其中，根据故障点的通信信号强度，调整a1的大。ㄐ判藕徘慷仍角，a1越。煌ㄐ判藕徘慷仍饺，a1越大。例如，假设通信信号强度用一个无量纲的数值S来表示，其中Smax是最大信号强度。定义一个函数f(S)来计算a1，该函数随着S的增加而减小。a1=k1/(S+?)；其中，k1是一个正常数，用于调整a1的整体量级；?是一个很小的正数，用于防止分母为零，?6在实际应用中，可以根据具体情况选择合适的值，比如10 。注：S应该是归一化或相对化的信号强度值，即S∈[0，1]，其中0表示无信号，1表示最大信号强度。如果S是原始信号强度的绝对值，则需要先将其转换为相对值或进行归一化处理。[0078] 根据故障点的精度要求，调节a2的大。痪纫笤礁，a2越大；精度要求越低，a2越小。例如，假设精度要求用一个无量纲的数值P来表示，其中Pmax是最大精度要求。可以简单地让a2与P成正比，但同时确保a1、a2和a3的和仍然为1。首先，确定a3的固定值，或者也根据其他条件动态调整，但这里为了简化，假设是固定的；根据P来计算a2，同时调整a1以保持权值和为1。a2=P/Pmax×(1?a3)；a1=1?a2?a3。[0079] 通过结合多种技术手段和灵活的权值调整策略，实现了对故障点的快速、准确定位，为电力系统的安全稳定运行提供了有力保障。不仅利用了故障点产生的行波传播时间信息，还引入了由脉冲发生装置注入的高压高频或直流脉冲信号往返时间，实现了多源数据的融合。通过多源信息互补的方法，可以显著提高故障定位的准确性和鲁棒性。[0080] 在其他实施方式中，方法还包括如下步骤：[0081] 获取配电网的环境参数；环境参数如温度、湿度、气压、风速等，对电力设备的运行状态和行波的传播特性产生影响。获取这些参数是为了更准确地评估当前环境下电力系统的工作状态。[0082] 根据环境参数匹配出对应的工厂功率范围；不同的环境条件下，电力设备的功率输出可能会有所不同。通过匹配环境参数与预设的工厂功率范围，可以估算出在当前环境下电力设备的大致功率输出范围。其中，可以通过建立一个环境参数与功率范围的映射表或模型实现，通过查表或模型计算的方式得到对应的功率范围。[0083] 根据功率范围的中间值调节a1的大。还β史段У闹屑渲翟酱，a1越大；功率范围的中间值越。琣1越小。功率范围的中间值可以反映当前环境下电力设备的平均功率水平。调整a1的大小可以使得在不同功率水平下，基于行波反射时间的第一故障距离计算方法在综合故障距离计算中的权重得到合理调整。当功率范围的中间值较大时，意味着电力设备的功率输出较高，此时行波的传播可能更加稳定，受环境影响较。虼丝梢允实痹黾觓1的值，使第一故障距离在综合故障距离计算中占据更大的权重。相反，当功率范围的中间值较小时，电力设备的功率输出较低，行波的传播可能受到更多环境因素的干扰，此时应适当减小a1的值，降低第一故障距离在综合故障距离计算中的权重。例如，假设功率范围是[100，200]kW；功率范围的中间值为150kW；此时a1为0.6；假设功率范围是[120，200]kW；功率范围的中间值为160kW；此时a1为0.7。[0084] 参照图3，在其他实施方式中，方法还包括如下步骤：[0085] 计算第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值；通过计算三个故障距离的平均值，可以得到一个基准值，用于评估各个故障距离的相对准确性。[0086] 计算第二故障距离和平均值的测量差值；确定第二故障距离与平均值之间的差异程度，有助于评估第二故障距离的可靠性。测量差值=第二故障距离?（第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离的平均值）。[0087] 如果测量差值的绝对值未超过设定范围，则根据测量差值的绝对值调节第二故障距离的大。饬坎钪档木灾翟酱，则缩小第二故障距离与平均值的差距的比例越大；测量差值的绝对值越。蛩跣〉诙故障距离与平均值的差距的比例越小。当第二故障距离与平均值的差异在可接受范围内时，根据差异的具体大小微调第二故障距离，以使其更加接近真实值。设定一个范围，当测量差值的绝对值落在这个范围内时，进行调整。调整的幅度可以根据测量差值的绝对值来确定，绝对值越大，调整幅度越大；绝对值越。髡仍叫。[0088] 如果测量差值的绝对值超过设定范围，则根据测量差值的大。鹘赼2的大。徊饬坎钪翟酱，a2越。徊饬坎钪翟叫。琣2越大。当测量差值的绝对值较小时，即第二故障距离与平均值接近，增加a2的值，以更多地依赖基于时间差的定位方法。相反，当测量差值的绝对值虽然未超过设定范围但相对较大时，表示第二故障距离与平均值之间存在一定的差异，适当减小a2的值，以减轻其对综合故障距离的影响。[0089] 例如，当第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离分别为1000米、1500米、1400米；平均值为1300米。测量差值为200米；设定范围为500米；此时，由于是正数，即缩小第二故障距离的实际测量值，对第二故障距离进行修正；例如，第二故障距离缩小至0.9倍的测量值，即1350米，使得测量差值减小。若测量差值大于200，如为300时，第二故障距离缩小至0.8倍的测量值。[0090] 当第一故障距离、第二故障距离和第三故障距离分别为1300米、1800米、1200米；平均值为1100米。测量差值为700米；超过了设定范围为500米。此时，测量差值为700米时，a2为0.3；若测量差值为800米时，a2为0.15。[0091] 配网行波故障预警定位方法能够更加灵活地应对不同测量条件下的误差和不一致性，提高定位的精度和可靠性。快速准确地定位故障点，减少停电时间和提高电网运行效率。[0092] 参照图4，在其他实施方式中，方法还包括如下步骤：[0093] 根据脉冲信号的传播速度；调整第三故障距离的测量误差；传播速度越快，测量误差越。淮ニ俣仍铰，测量误差越大。第三故障距离’=第三故障距离+测量误差；其中，第三故障距离’为修正后的第三故障距离。脉冲信号的传播速度受到线路材质、温度、湿度等多种因素的影响。传播速度的变化会直接影响基于脉冲信号往返时间计算得到的第三故障距离的准确性。因此，通过考虑传播速度来调整测量误差，可以更加精确地确定故障位置。[0094] 首先，通过实验或仿真确定不同条件下脉冲信号的传播速度范围及其对应的测量误差范围。在实际应用中，根据实时测量的脉冲信号传播速度，从预设的映射表或模型中查找对应的测量误差。将找到的测量误差加到原始的第三故障距离上，得到修正后的第三故障距离，即第三故障距离’。将修正后的第三故障距离重新参与到综合故障距离的计算公式中进行计算。[0095] 计算脉冲信号的脉冲幅值衰减速度，根据衰减速度调节a3的大。凰ゼ跛俣仍酱，a3越。凰ゼ跛俣仍叫。琣3越大。例如，脉冲信号的脉冲幅值衰减速度为30%时，a3为0.4；脉冲信号的脉冲幅值衰减速度为21%时，a3为0.6。脉冲信号在传输过程中，其幅值会随着距离的增加而逐渐衰减。衰减速度的快慢不仅反映了信号传输的质量，也间接反映了线路的状态，如老化、损坏等。通过调节权值a3来适应不同的衰减速度，可以使得基于脉冲信号的定位方法在综合故障距离计算中的权重更加合理。在发送脉冲信号的同时，记录其在不同位置的幅值，通过计算得到脉冲幅值的衰减速度。根据衰减速度的大。髡ㄖ礱3。衰减速度越大，说明信号在传输过程中受到的干扰或损失越大，此时应适当减小a3的值，降低基于脉冲信号的定位方法在综合故障距离计算中的权重。相反，衰减速度越。得餍藕糯渲柿吭胶，可以适当增加a3的值。[0096] 提高使用脉冲信号进行故障距离测量的准确性和可靠性。通过考虑信号传播速度和幅值衰减速度这两个关键因素，对测量结果进行精细的校正和补偿，从而得到更加准确的故障距离信息。[0097] 方法还包括如下步骤：[0098] 获取设定时间段内的配电网行波；为了捕捉和分析配电网中可能发生的故障或瞬态事件，需要实时或定期获取行波信号。设定时间段的选择应基于系统的运行特点和监测需求，确保能够覆盖可能的故障发生时间。比如，通过安装在配电网各关键位置的传感器，实时采集行波信号，并存储在数据采集系统中。根据需要，可以设定特定的时间段，如几分钟、几小时或更长，来提取和分析行波数据。[0099] 对行波进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号。FFT分析是一种将时域信号转换为频域信号的有效方法，能够揭示信号中隐藏的频率成分。在配电网行波分析中，FFT分析有助于识别与故障或瞬态事件相关的特定频率分量。利用FFT算法对采集到的行波信号进行处理，得到其频域表示。在频域中，可以清晰地看到信号中各个频率分量的幅度和相位信息。[0100] 从频域信号中匹配出与配电网故障或瞬态事件相关的特定频率分量；根据特定频率分量判断故障点的故障类型；通过识别特定频率分量，可以进一步确定故障点的故障类型，如短路、开路、接地故障等。这有助于后续的故障处理和恢复工作。具体的，可以根据匹配到的特定频率分量组合，结合故障类型与频率分量的对应关系表，判断故障点的具体故障类型。[0101] 根据故障类型匹配对应的预警机制。针对不同的故障类型，需要采取不同的预警措施和故障处理策略。通过匹配故障类型与预警机制，可以及时向相关人员发出预警信息，并启动相应的故障处理流程。通过建立故障类型与预警机制的对应关系表。在判断出故障类型后，根据对应关系表匹配出相应的预警机制，并通过自动化系统或人工方式向相关人员发出预警信息。同时，根据预警机制的要求启动相应的故障处理流程，以尽快恢复配电网的正常运行。[0102] 引入对设定时间段内配电网行波的FFT（快速傅里叶变换）分析，以识别与故障或瞬态事件相关的特定频率分量，并据此判断故障类型和触发相应的预警机制，提高了故障检测的准确性和及时性。[0103] 参照图5，故障类型一：静某线隐患预警及精确定位：10kV静某线出现C相瞬时接地故障，故障距离静某主线4号杆塔大号侧6843米，在胜某支线10号杆塔附近。经巡查，故障位于胜某支线10号杆塔至11号杆塔之间，故障原因为导线绝缘层轻微受损。[0104] 参照图6，故障类型二：黄某线瞬时性接地故障精确定位：10kV黄某线出现B相瞬时性接地故障,故障距离新某支线2号杆塔大号侧1881米在新某支线40号杆塔附近。经巡查，故障位于新某支线40号杆塔，故障原因为避雷器B相被击穿。[0105] 方法还包括如下步骤：[0106] 在设定时间段内，获取配电网的工频电压；工频电压是配电网正常运行时的基础参数之一，其变化可以反映电网的运行状态。通过获取设定时间段内的工频电压，可以监测电网的实时运行情况。利用安装在配电网中的电压传感器或测量设备，定时或连续地采集工频电压信号，并存储到数据采集系统中。[0107] 对配电网的工频电压进行FFT分析，将时域信号转换为频域信号；FFT分析可以将时域信号转换为频域信号，揭示信号中的频率成分。在工频电压分析中，FFT分析有助于识别电压信号中的谐波成分或故障频率。利用FFT算法对采集到的工频电压信号进行处理，得到其频域表示。在频域中，可以清晰地看到电压信号中各个频率分量的幅度和相位信息。[0108] 从频域信号中提取出故障频率；在配电网发生故障时，故障点会产生特定的故障频率。通过从频域信号中提取出这些故障频率，可以进一步分析故障的性质和位置。根据经验知识或故障特征库，识别频域信号中与故障相关的特定频率分量。这些特定频率分量通常与不同类型的故障相对应。[0109] 计算故障频率对应的功率谱密度；功率谱密度（PSD）是描述信号在频域内能量分布的物理量。通过计算故障频率对应的功率谱密度，可以评估该频率分量的能量强度，从而反映故障的严重程度。根据FFT分析的结果，计算故障频率对应的功率谱密度值。PSD的计算方法通常涉及对频率分量幅度的平方进行积分或求和。[0110] 根据功率谱密度调节a3的大。艄β势酌芏仍酱，a3越大；若功率谱密度越。琣3越小。例如，功率谱密度为50时，a3为0.5；功率谱密度为60时，a3为0.6。权值a3用于调整基于脉冲信号的定位方法在综合故障距离计算中的权重。通过根据故障频率的功率谱密度来调节a3的大。梢允沟枚ㄎ环椒ǜ邮视Σ煌墓收锨榭，提高定位的准确性和可靠性。设定一个PSD阈值或范围，根据计算得到的功率谱密度值与阈值或范围的比较结果，动态调整a3的值。当功率谱密度较大时，表示故障信号较强，此时应增加a3的值，使得基于脉冲信号的定位方法在综合故障距离计算中占据更大的权重；反之，当功率谱密度较小时，应适当减小a3的值。[0111] 引入对配电网工频电压的FFT分析，并基于故障频率的功率谱密度来调节权值a3，是一种更加精细化的故障预警策略，以提高定位的准确性和可靠性。[0112] 参照图7，方法还包括如下步骤：[0113] 获取设定区域内，故障感知终端的分布数据；了解当前设定区域内故障感知终端的分布情况，包括位置、数量、类型等信息，为后续的优化调整提供依据。通过地理信息系统（GIS）、资产管理系统（AM）或现场勘查等方式，获取并整理设定区域内所有故障感知终端的分布数据。[0114] 对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域；将设定区域划分为更小的子区域，以便更精细地管理故障感知终端的分布和故障监测工作。根据线路类型和长度进行划分，可以考虑到不同类型线路对故障监测的不同需求和不同长度线路对监测密度的不同要求。利用GIS系统对设定区域进行地图绘制和分区，根据线路的电压等级、导线材质、绝缘方式等类型特征，以及线路的实际长度，将区域划分为若干个具有相似特征的子区域。[0115] 在设定周期内，根据故障的发生频率调节子区域内的故障感知终端分布数量；故障的发生频率越高，子区域内的故障感知终端分布数量越多；故障的发生频率越低，子区域内的故障感知终端分布数量越少。[0116] 通过动态调整子区域内的故障感知终端数量，实现监测资源的优化配置。在故障高发区域增加监测终端数量，以提高故障检测的及时性和准确性；在故障低发区域减少监测终端数量，以节约资源并降低维护成本。[0117] 具体的，首先进行数据收集与分析：在设定周期内，如一个月、一季度或一年，统计各子区域的故障发生次数和频率。然后制定调整策略：根据故障频率数据，制定子区域内故障感知终端数量的调整策略。对于故障高发区域，适当增加新的故障感知终端或优化现有终端的位置；对于故障低发区域，则考虑减少部分终端数量或将其调整到其他更需要监测的区域。再实施调整：按照调整策略，对子区域内的故障感知终端进行实际的增减或位置调整工作。最后进行效果评估：在调整实施后的一段时间内，如下一个设定周期；再次统计各子区域的故障发生情况和监测效果，以评估调整策略的有效性和可行性。[0118] 配网行波故障预警定位方法中，结合故障感知终端的分布数据，并根据故障发生频率动态调整子区域内的故障感知终端数量，是一种提高监测效率和资源利用率的有效策略。[0119] 对设定区域按照线路的类型和长度进行划分子区域的步骤还包括如下步骤：[0120] 线路类型包括连接至母线的主线，主线上连接有长支线和短支线。[0121] 主线上，每隔第一长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第一设定数量的故障感知终端。在主线上，每隔一定的第一长度范围划分为一个子区域。这个长度范围可以根据主线的总长度、故障历史数据、监测需求等多种因素综合确定。每个子区域内配置有第一设定数量的故障感知终端。由于主线通常承载着较大的电流和电压，且故障影响范围较广，因此需要配置相对较多的监测终端以提高监测的覆盖率和准确性。[0122] 长支线上，每隔第二长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第二设定数量的故障感知终端。对于从主线分出的长支线，每隔较小的第二长度范围划分为一个子区域。由于长支线的长度较长，可能存在的故障点也较多，因此需要更密集的监测点来确保监测的全面性。每个子区域内配置有第二设定数量的故障感知终端。虽然数量上少于主线，但也要保证足够的监测密度以应对潜在的故障风险。[0123] 短支线，每隔第三长度范围划分为子区域，每个子区域内配置有第三设定数量的故障感知终端。对于短支线，由于其长度相对较短，可以每隔更小的第三长度范围划分为一个子区域。这样可以在保证监测效果的同时，避免资源的过度集中和浪费。每个子区域内配置有第三设定数量的故障感知终端。由于短支线的故障影响范围有限，且数量可能较多，因此可以适量减少每个子区域的监测终端数量，但也要确保能够及时发现和处理故障。[0124] 其中，第一长度范围＞第二长度范围＞第三长度范围；第一设定数量≥第二设定数量≥第三设定数量。[0125] 参照图7，例如：[0126] 主线首末端配置，根据主线长度间隔6 8km按需增加主线配置数量；~[0127] 大于5km长支线首末端可各配置一套；[0128] 大于3km短支线首端可配置一套。[0129] 更加精确地根据线路类型和长度进行子区域的划分和监测终端的配置，从而提高配电网故障预警和定位的准确性和效率。[0130] 本申请实施例还公开一种配网行波故障预警定位系统，包括处理器，所述处理器中运行有上述中任意一项所述的配网行波故障预警定位方法的程序。[0131] 尽管上面已经示出和描述了本申请的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本申请的限制，本领域的普通技术人员在本申请的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

专利地区：甘肃

专利申请日期：2024-08-28

专利公开日期：2024-10-29

专利公告号：CN118707254B