一种风电场线路故障定位方法、装置以及电子设备

1.本发明涉及风电场故障定位技术领域，特别涉及一种风电场线路故障定位方法、装置以及电子设备。


背景技术：

2.风能储量丰富，是发展迅速的可再生能源。然而，风电场是一个多分支输电系统，具有复杂的拓扑结构、短距离输电线路以及恶劣的工作环境。恶劣的运行条件导致输电线路故障频发，减少了风力发电量，限制了风能的开发利用。传统行波定位可分为单端行波法和双端行波法，常用于配电线路长距离输电线路，需要在各段输电线路单端或者双端安装专业的行波记录仪，记录仪数量一般和分支数量成正比。上述方法应用于风电场集电线路时，由于其多分支短距离特殊构造，分支数量的急剧增大直接导致记录仪数量的增多，严重影响故障定位的基础成本。


技术实现要素：

3.有鉴于此，本发明提供了一种风电场线路故障定位方法、装置以及电子设备，主要目的在于解决目前存在风电场线路故障定位成本高的问题。
4.为解决上述问题，本技术提供一种风电场线路故障定位方法，包括：
5.获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
6.基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；
7.基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
8.基于母线端的暂态零序电压信号数据集、目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。
9.可选的，所述基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路，具体包括：
10.对各所述暂态零序电压信号数据集进行变分模态分解处理，获得去除噪声后的各分量电压数据集；
11.对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵；
12.对各所述时频矩阵进行求模计算，获得与各所述时频矩阵对应的能量矩阵；
13.基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路。
14.可选的，所述基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获
得发生故障的目标集电线路，具体包括：
15.分别计算母线端对应的能量矩阵与各集电线路对应的能量矩阵的相似程度，以得到各相似度；
16.基于各所述相似度以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，确定相似度最大值对应的集电线路为所述目标集电线路。
17.可选的，所述基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置，具体包括：
18.基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号；
19.基于所述第一初始行波信号、所述第二初始行波信号，计算得到发生故障时的所述集电线路分支选线矩阵中的各所述估计距离对应的故障距离值；
20.基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到发生故障的所述目标集电线路的目标支路。
21.可选的，所述基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号，具体包括：
22.获取母线端的暂态零序电压信号数据集的第一分量电压数据集对应的第一时频矩阵、以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集的第二电压数据集对应的第二时频矩阵；
23.分别对第一时频矩阵以及第二时频矩阵中的各频率分量进行峰值计算，获得第一时频矩阵对应的各第一峰值以及第二时频矩阵对应的各第二峰值；
24.将第一峰值中最大峰值对应的，第一时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第一初始行波信号；
25.将第二峰值中最大峰值对应的，第二时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第二初始行波信号。
26.可选的，所述基于所述第一初始行波信号以及所述第二初始行波信号，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值，具体包括：
27.对所述第一初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到母线端的第一时刻；
28.对所述第二初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到目标集电线路末端的第二时刻；
29.基于所述第一时刻、所述第二时刻、发生故障的初始时刻，以及预定拓扑结构，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值。
30.可选的，所述基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到目标故障位置，具体包括：
31.判断各支路对应的故障距离值以及预定支路长度是否满足预设条件，将满足预设条件的支路作为发生故障的所述目标集电线路的目标支路；
32.基于所述目标支路对应的故障距离值计算得到故障的目标位置。
33.可选的，当各所述支路对应的估计距离值以及支路长度均不满足预设条件的情况下，采用双端行波法对目标集电线路进行故障定位，得到故障定位结果。
34.为解决上述问题本技术提供一种风电场线路故障定位装置，包括：
35.获取模块：用于获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
36.集电线路选线模块：用于基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；
37.构建模块：用于基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
38.集电线路分支选线模块：用于基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。
39.为解决上述问题本技术提供一种电子设备，其特征在于，至少包括存储器、处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器在执行所述存储器上的计算机程序时实现上述所述风电场线路故障定位方法的步骤。
40.本技术通过在母线端以及各集电线路终端支路的末端进行行波记录，通过母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；然后再通过构建集电线路分支选线矩阵，以通过所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，本技术采用较少的行波记录仪即可实现对风电场的故障定位，节约了风电场故障定位的成本。
41.上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
42.通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
43.图1示出了本技术实施例提供的一种风电场线路故障定位方法的流程示意图；
44.图2示出了本技术另一实施例提供的一种风电场线路故障定位方法的流程示意图；
45.图3示出了本技术又一实施例提供的一种风电场线路故障定位装置的结构框图；
46.图4示出了本技术中风电场集电线路示意图。
具体实施方式
47.此处参考附图描述本技术的各种方案以及特征。
48.应理解的是，可以对此处申请的实施例做出各种修改。因此，上述说明书不应该视为限制，而仅是作为实施例的范例。本领域的技术人员将想到在本技术的范围和精神内的
其他修改。
49.包含在说明书中并构成说明书的一部分的附图示出了本技术的实施例，并且与上面给出的对本技术的大致描述以及下面给出的对实施例的详细描述一起用于解释本技术的原理。
50.通过下面参照附图对给定为非限制性实例的实施例的优选形式的描述，本技术的这些和其它特性将会变得显而易见。
51.还应当理解，尽管已经参照一些具体实例对本技术进行了描述，但本领域技术人员能够确定地实现本技术的很多其它等效形式。
52.当结合附图时，鉴于以下详细说明，本技术的上述和其他方面、特征和优势将变得更为显而易见。
53.此后参照附图描述本技术的具体实施例；然而，应当理解，所申请的实施例仅仅是本技术的实例，其可采用多种方式实施。熟知和/或重复的功能和结构并未详细描述以避免不必要或多余的细节使得本技术模糊不清。因此，本文所申请的具体的结构性和功能性细节并非意在限定，而是仅仅作为权利要求的基础和代表性基础用于教导本领域技术人员以实质上任意合适的详细结构多样地使用本技术。
54.本说明书可使用词组“在一种实施例中”、“在另一个实施例中”、“在又一实施例中”或“在其他实施例中”，其均可指代根据本技术的相同或不同实施例中的一个或多个。
55.本技术实施例提供一种风电场线路故障定位方法，如图1所示，包括：
56.步骤s101：获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
57.本步骤在具体实施过程中，风电场集电线路存在分支多，故障类型多的特点，为了精准定位风电场集电线路故障支路，所述预设时长可以为0.001s、0.0001s等时间区间，本技术对预设时长不做限制，各所述集电线路末端是指各集电线路终端支路的末端对应的暂态零序电压信号数据集。
58.步骤s102：基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；
59.本步骤在具体实施过程中，对各所述暂态零序电压信号数据集进行变分模态分解处理，获得去除噪声后的各分量电压数据集；所采用变分模态分解vmd方法去除噪声后获得imf1分量，得到各所述分量电压数据集。对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵；所述预设时频变换方法可以为stockwell变换方法，对各所述时频矩阵进行求模计算，获得与各所述时频矩阵对应的能量矩阵；基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路。
60.步骤s103：基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
61.本步骤在具体实施过程中，在构建所述目标集电线路时，可以确定得到所述目标集电线路的预定拓扑结构，其中各分支长度以及各分支与目标集电线路的交点到母线的距离可以根据预定拓扑结构读取，根据每条支路的编码，以及预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵，为后续基于所述集电线路分支选线矩
阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路奠定了基础。
62.步骤s104：基于母线端的暂态零序电压信号数据集、目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。
63.本步骤在具体实施过程中，基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号；基于所述第一初始行波信号、所述第二初始行波信号，计算得到发生故障时的所述集电线路分支选线矩阵中的各所述估计距离对应的故障距离值；基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到发生故障的所述目标集电线路的目标支路。
64.本技术通过在母线端以及各集电线路终端支路的末端进行行波记录，通过母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；然后再通过构建集电线路分支选线矩阵，以通过所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，本技术采用较少的行波记录仪即可实现对风电场的故障定位，节约了风电场故障定位的成本。
65.本技术又一实施例，提供另一种风电场线路故障定位方法，如图2所示，包括：
66.步骤s201：获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
67.本步骤在具体实施过程中，风电场集电线路存在分支多，故障类型多的特点，为了精准定位风电场集电线路故障支路，所述预设时长可以为0.001ms、0.0001ms等时间区间，本技术中的预设时长根据行波的采样频率确定，采样频率可以为5mhz、10mhz、6.4mhz等，通过采样频率可以确定预设时长，预设时长可以选择采样频率周期的二分之一，作为本技术的预设时长，本技术对预设时长不做限制，本技术可以适用任意采样频率的行波采样设备，本技术的各所述集电线路末端是指各集电线路终端支路的末端。
68.步骤s202：对各所述暂态零序电压信号数据集进行变分模态分解处理，获得去除噪声后的各分量电压数据集；
69.本步骤在具体实施过程中，对所有采集点零序电压信号进行变分模态分解，提取变分模态分解imf1分量，消除测量噪声对原始信号的影响，得到去除噪声后的各分量电压数据集。所述变分模态分解方法可以为vmd方法，变分模态分解vmd方法，适用于非线性时间序列信号，主要是利用求解变分问题的思想去对信号进行提取，在不丢失原始信号特征的情况下，把一个原始信号分解成多个不同中心频率的信号，即不在同一个调制信号内。
70.步骤s203：对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵；
71.本步骤在具体实施过程中，所述预设时频变换方法可以为stockwell变换方法，对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵的计算数学式为如下公式(1)所示：
72.73.其中，v1为任意分量电压；n，k，q＝0，1，2，
…
，n-1；n为故障电压值数量，由采样频率决定；t为采样频率。应用此方法对故障数据进行分析时，可以兼顾故障信号的时域和频域特性。
74.步骤s204：对各所述时频矩阵进行求模计算，获得与各所述时频矩阵对应的能量矩阵；
75.本步骤在具体实施过程中，对各所述时频矩阵进行求模计算，与各所述时频矩阵对应的能量矩阵，对各所述时频矩阵进行求模计算，与各所述时频矩阵对应的能量矩阵的计算数学式为如下公式(2)所示：
76.em×n＝|sm×n|2ꢀꢀꢀ
(2)
77.其中：m和n分别为频域分析的频率数量和时域分析的时间大小。
78.步骤s205：分别计算母线端对应的能量矩阵与各集电线路对应的能量矩阵的相似程度，以得到各相似度；
79.本步骤在具体实施过程中，分别计算母线端对应的能量矩阵与各集电线路对应的能量矩阵的相似程度的数学式为如下公式(3)所示：
[0080][0081]
其中，i，j＝0，1，2，
…
，n；n为风电场集电线路数量；e
mi
和e
mj
，分为别为采样点mi和mj计算得到的能量矩阵，r为能量矩阵行数，c为能量矩阵列数。
[0082]
通过上述公式计算得到的相似度为通过上述公式计算得到的相似度为代表母线端对应的能量矩阵与第一条集电线路终端支路末端对应的能量矩阵的相似度；代表母线端对应的能量矩阵与第二条集电线路终端支路末端对应的能量矩阵的相似度；代表母线端对应的能量矩阵与第n条集电线路终端支路末端对应的能量矩阵的相似度。
[0083]
步骤s206：基于各所述相似度以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，确定相似度最大值对应的集电线路为所述目标集电线路；
[0084]
本步骤在具体实施过程中，所述预设集电线路选线矩阵为如下公式(4)所示：
[0085][0086]
将计算得到的各所述相似度值代入上述公式(4)中，确定各所述相似度值中相似度值最大值对应的集电线路为目标集电线路。所述集电线路选线矩阵故障中相似度越低，则相似系数越大，其对应的列号为故障集电线路编号；反之，故障相似度越高，则相似系数越小，其对应的列号未发生故障；因此，可通过判断adm内元素预定特性建立故障区域规则，其中相似度值最大值所在列号即为最终故障集电线路判定结果。
[0087]
步骤s207：基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
[0088]
本步骤在具体实施过程中，基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到
集电线路交点的估计距离，构建得到的集电线路分支选线矩阵可以用如下公式(5)所示：
[0089][0090]
其中为预估故障点f到分支与集电线路节点n
k-1
的估计距离；nnwn为分支支路编号。
[0091]
步骤s208：基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号；
[0092]
本步骤在具体实施过程中，获取母线端的暂态零序电压信号数据集的第一分量电压数据集对应的第一时频矩阵、以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集的第二电压数据集对应的第二时频矩阵；具体的，获取步骤s203中计算得到的所述母线端的暂态零序电压信号数据集的第一分量电压数据集对应的第一时频矩阵、以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集的第二电压数据集对应的第二时频矩阵。分别对第一时频矩阵以及第二时频矩阵中的各频率分量进行峰值计算，获得第一时频矩阵对应的各第一峰值以及第二时频矩阵对应的各第二峰值；将第一峰值中最大峰值对应的，第一时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第一初始行波信号；将第二峰值中最大峰值对应的，第二时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第二初始行波信号。
[0093]
步骤s209：基于所述第一初始行波信号、所述第二初始行波信号，计算得到发生故障时的所述集电线路分支选线矩阵中的各所述估计距离对应的故障距离值；
[0094]
本步骤在具体实施过程中，对所述第一初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到母线端的第一时刻
[0095]
对所述第二初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到目标集电线路末端的第二时刻
[0096]
基于所述第一时刻所述第二时刻发生故障的初始时刻tf，以及预定拓扑结构，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值；所述故障距离值的计算公式为如下公式(6)所示：
[0097][0098]
其中，和是从f到w0和wn的两端的距离；和是从f处的最近节点np到w0和wn的两端的距离；和的长度是在已知结构的前提下确定的；和是故障行波到达w0和wn的时间，tf是线路故障的初始时间，v
tw
是故障行波的传播速度。
[0099]
公式(6)的推到过程如下：树状辐射型风电场中任意集电线路都是典型的多分支结构，包括一条集电线路和多条分支线路，简单结构的示意图如图4所示:在f点为故障点的情况下，故障行波将从故障点(f)沿着传输线传输到线路末端(w0和wn)。测量点设置在收集线的两端(m0和mn)。当故障发生在任何分支上时，总是满足以下数学式(7)、(8)、(9)、(10)：
[0100][0101][0102][0103][0104]
根据公式10可以得到故障行波的传播速度的表达式为如下公式(11)所示：
[0105][0106]
根据公式(11)，则等式(8)等式(9)可以变换得到公式(12)、(13)：
[0107][0108][0109]
根据等式(10)、(12)、(13)，则可以推到得到故障距离值的计算公式(6)：
[0110][0111]
步骤s210：判断各支路对应的故障距离值以及预定支路长度是否满足预设条件，将满足预设条件的支路作为发生故障的所述目标集电线路的目标支路；
[0112]
本步骤在具体实施过程中，所述预设条件为如下公式(14)所示：
[0113][0114]
故障发生在集电线路某条分支支路上，则必有一个预估满足公式(14)，将满足预设条件的支路作为发生故障的所述目标集电线路的目标支路。
[0115]
步骤s211：基于所述目标支路对应的故障距离值计算得到故障的目标位置；
[0116]
本步骤在具体实施过程中，基于所述目标支路对应的故障距离值计算得到故障的目标位置的数学式为如下公式(15)所示：
[0117][0118][0119]
通过故障距离值在预定拓扑结构中已知的目标支路与目标集电线路交点到母
线端距离以及在预定拓扑结构中已知的目标支路与目标集电线路交点到目标集电线路末端距离计算得到发生故障位置到母线端的故障距离值或者发生故障的位置到集电线路末端的故障距离值。
[0120]
步骤s212：当各所述支路对应的估计距离值以及支路长度均不满足预设条件的情况下，采用双端行波法对目标集电线路进行故障定位，得到故障定位结果。
[0121]
本步骤在具体实施过程中，当各所述支路对应的估计距离值以及支路长度均不满足预设条件的情况下，则当前故障位置不在任意集电线路的支路上，可以确定发生故障的位置在所述目标集电线路的干路上，则通过采用传统双端行波法进行故障定位以得到发生故障的位置到母线端或者目标集电线路末端的故障距离值。
[0122]
本技术通过在母线端以及各集电线路终端支路的末端进行行波记录，通过获取风电场发生线路故障时刻后预设时间范围内的母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用预先构建的集电线路选线矩阵进行选线处理获得发生故障的目标集电线路，然后通过构建集电线路分支选线矩阵，确定发生故障的目标支路以及发生故障的具体位置，当故障位置未发生在任意支路的时候可以确定发生故障的位置在所述目标集电线路的干路上，则通过采用传统双端行波法进行故障定位以得到发生故障的位置到母线端或者目标集电线路末端的故障距离值。本技术可以采用较少的行波行波记录仪即可完场树状辐射型风电场复杂拓扑结构的集电线路选线和目标集电线路分支判别，可以节约故障定位成本。
[0123]
本技术又一实施例提供一种风电场线路故障定位装置，如图3所示，包括：
[0124]
获取模块1：用于获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
[0125]
集电线路选线模块2：用于基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；
[0126]
构建模块3：用于基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
[0127]
集电线路分支选线模块4：用于基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。
[0128]
在具体实施过程中，所述集电线路选线模块2具体用于：对各所述暂态零序电压信号数据集进行变分模态分解处理，获得去除噪声后的各分量电压数据集；对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵；对各所述时频矩阵进行求模计算，获得与各所述时频矩阵对应的能量矩阵；基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路。
[0129]
在具体实施过程中，所述集电线路选线模块2还用于分别计算母线端对应的能量矩阵与各集电线路对应的能量矩阵的相似程度，以得到各相似度；基于各所述相似度以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，确定相似度最大值对应的集电线路为所述目标集电线路。
[0130]
在具体实施过程中，所述集电线路分支选线模块4具体用于：基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输
到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号；基于所述第一初始行波信号、所述第二初始行波信号，计算得到发生故障时的所述集电线路分支选线矩阵中的各所述估计距离对应的故障距离值；基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到发生故障的所述目标集电线路的目标支路。
[0131]
在具体实施过程中，所述集电线路分支选线模块4还用于：获取母线端的暂态零序电压信号数据集的第一分量电压数据集对应的第一时频矩阵、以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集的第二电压数据集对应的第二时频矩阵；分别对第一时频矩阵以及第二时频矩阵中的各频率分量进行峰值计算，获得第一时频矩阵对应的各第一峰值以及第二时频矩阵对应的各第二峰值；将第一峰值中最大峰值对应的，第一时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第一初始行波信号；将第二峰值中最大峰值对应的，第二时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第二初始行波信号。
[0132]
在具体实施过程中，所述集电线路分支选线模块4还用于：对所述第一初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到母线端的第一时刻；对所述第二初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到目标集电线路末端的第二时刻；基于所述第一时刻、所述第二时刻、发生故障的初始时刻，以及预定拓扑结构，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值。
[0133]
在具体实施过程中，所述集电线路分支选线模块4还用于：判断各支路对应的故障距离值以及预定支路长度是否满足预设条件，将满足预设条件的支路作为发生故障的所述目标集电线路的目标支路；基于所述目标支路对应的故障距离值计算得到故障的目标位置。
[0134]
在具体实施过程中，所述集电线路分支选线模块4还用于：当各所述支路对应的估计距离值以及支路长度均不满足预设条件的情况下，采用双端行波法对目标集电线路进行故障定位，得到故障定位结果。
[0135]
本技术通过在母线端以及各集电线路终端支路的末端进行行波记录，通过母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；然后再通过构建集电线路分支选线矩阵，以通过所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，本技术采用较少的行波记录仪即可实现对风电场的故障定位，节约了风电场故障定位的成本。
[0136]
本技术另一实施例提供一种电子设备，该电子设备可以是服务端，该电子设备包括通过系统总线连接的处理器、存储器、网络接口和数据库。其中，该电子设备的处理器用于提供计算和控制能力。该电子设备的存储器包括非易失性和/或易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统、计算机程序和数据库。该内存储器为非易失性存储介质中的操作系统和计算机程序的运行提供环境。该电子设备的网络接口用于与外部的客户端通过网络连接通信。该电子设备程序被处理器执行时以实现一种风电场线路故障定位方法服务端侧的功能或步骤。
[0137]
在一个实施例中，提供了一种电子设备，该电子设备可以是客户端。该电子设备包括通过系统总线连接的处理器、存储器、网络接口、显示屏和输入装置。其中，该电子设备的处理器用于提供计算和控制能力。该电子设备的存储器包括非易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统和计算机程序。该内存储器为非易失性存储介质中的
操作系统和计算机程序的运行提供环境。该电子设备的网络接口用于与外部服务器通过网络连接通信。该电子设备程序被处理器执行时以实现一种风电场线路故障定位方法客户端侧的功能或步骤。
[0138]
本技术另一实施例提供一种电子设备，至少包括存储器、处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器在执行所述存储器上的计算机程序时实现如下方法步骤：
[0139]
步骤一、获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；
[0140]
步骤二、基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；
[0141]
步骤三、基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；
[0142]
步骤四、基于母线端的暂态零序电压信号数据集、目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。
[0143]
上述方法步骤的具体实施过程可参见上述任意风电场线路故障定位方法的实施例，本实施例在此不再重复赘述。
[0144]
本技术通过在母线端以及各集电线路终端支路的末端进行行波记录，通过母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；然后再通过构建集电线路分支选线矩阵，以通过所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，本技术采用较少的行波记录仪即可实现对风电场的故障定位，节约了风电场故障定位的成本。
[0145]
以上实施例仅为本技术的示例性实施例，不用于限制本技术，本技术的保护范围由权利要求书限定。本领域技术人员可以在本技术的实质和保护范围内，对本技术做出各种修改或等同替换，这种修改或等同替换也应视为落在本技术的保护范围内。

技术特征：
1.一种风电场线路故障定位方法，其特征在于，包括：获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；基于母线端的暂态零序电压信号数据集、目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路，具体包括：对各所述暂态零序电压信号数据集进行变分模态分解处理，获得去除噪声后的各分量电压数据集；对各所述分量电压数据集采用预设时频变换方法进行处理，获得与各所述分量电压数据集对应的时频矩阵；对各所述时频矩阵进行求模计算，获得与各所述时频矩阵对应的能量矩阵；基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路。3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于各所述能量矩阵以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路，具体包括：分别计算母线端对应的能量矩阵与各集电线路对应的能量矩阵的相似程度，以得到各相似度；基于各所述相似度以及预设集电线路选线矩阵进行选线处理，确定相似度最大值对应的集电线路为所述目标集电线路。4.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置，具体包括：基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号；基于所述第一初始行波信号、所述第二初始行波信号，计算得到发生故障时的所述集电线路分支选线矩阵中的各所述估计距离对应的故障距离值；基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到发生故障的所述目标集电线路的目标支路。5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，确定故障行波传输到母线端的第一初始行波信号以及故障行波传输到目标集电线路末端的第二初始行波信号，具体包括：
获取母线端的暂态零序电压信号数据集的第一分量电压数据集对应的第一时频矩阵、以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集的第二电压数据集对应的第二时频矩阵；分别对第一时频矩阵以及第二时频矩阵中的各频率分量进行峰值计算，获得第一时频矩阵对应的各第一峰值以及第二时频矩阵对应的各第二峰值；将第一峰值中最大峰值对应的，第一时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第一初始行波信号；将第二峰值中最大峰值对应的，第二时频矩阵中的频率分量电压信号确定为第二初始行波信号。6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述第一初始行波信号以及所述第二初始行波信号，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值，具体包括：对所述第一初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到母线端的第一时刻；对所述第二初始行波信号的波头进行标定，确定故障行波传输到目标集电线路末端的第二时刻；基于所述第一时刻、所述第二时刻、发生故障的初始时刻，以及预定拓扑结构，计算获得发生故障的各所述估计距离对应的故障距离值。7.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于各所述故障距离值、各预定支路长度进行故障定位，得到目标故障位置，具体包括：判断各支路对应的故障距离值以及预定支路长度是否满足预设条件，将满足预设条件的支路作为发生故障的所述目标集电线路的目标支路；基于所述目标支路对应的故障距离值计算得到故障的目标位置。8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，当各所述支路对应的估计距离值以及支路长度均不满足预设条件的情况下，采用双端行波法对目标集电线路进行故障定位，得到故障定位结果。9.一种风电场线路故障定位装置，其特征在于，包括：获取模块：用于获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端暂态零序电压信号数据集以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；集电线路选线模块：用于基于各所述暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；构建模块：用于基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；集电线路分支选线模块：用于基于母线端的暂态零序电压信号数据集以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集采用所述集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的所述目标集电线路的目标支路，以得到所述目标支路的目标故障位置。10.一种电子设备，其特征在于，至少包括存储器、处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器在执行所述存储器上的计算机程序时实现上述权利要求1-7任一项所述风电场线路故障定位方法的步骤。

技术总结
本申请公开了一种风电场线路故障定位方法、装置、存储介质以及电子设备。其中方法包括：获取风电场发生线路故障后预设时间范围内、母线端以及各集电线路末端的暂态零序电压信号数据集；基于各暂态零序电压信号数据集进行集电线路选线处理，获得发生故障的目标集电线路；基于目标集电线路各分支的预估故障点沿所在分支到集电线路交点的估计距离，构建集电线路分支选线矩阵；基于母线端以及目标集电线路末端的暂态零序电压信号数据集，采用集电线路分支选线矩阵进行选线处理，获得发生故障的目标集电线路的目标支路，以得到目标支路的目标故障位置。本申请采用较少的行波记录仪即可实现对风电场的故障定位，节约了风电场故障定位的成本。位的成本。位的成本。


技术研发人员：王晓东 高兴 刘颖明
受保护的技术使用者：沈阳工业大学
技术研发日：2023.06.13
技术公布日：2023/8/13