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第 40 卷 第 2 期：588-596 高电压技术 Vol.40,No.2:588-596 2014 年 2 月 28 日 High Voltage Engineering February 28,2014 DOI:10.13336/j.1003-6520.hve.2014.02.035 CSC-HVDC 输电线路单端行波自动故障定位方法 宋国兵1，靳东晖2，靳幸福1，李德坤1，索南加乐1（1.西安交通大学电气工程学院，西安 710049；2.国网冀北电力有限公司经济技术研究院，北京 100045）摘 要：传统行波故障定位方法有行波波头难以识别，无法实现自动化的固有缺点，为此，基于直流线路发生故障时，线路两侧的直流滤波器和平波电抗器组成的物理边界会对电压行波中的高频信号产生全反射，而且高频电压行波在故障点折射强于反射的特点，采用线路的分布参数模型，提出了一种高压直流输电线路单端行波自动故障定位方法。该方法用线路高频电压分量和高频电流分量计算沿线电压分布，识别出前行波和反行波的最强叠加点即可实现故障定位。此方法避免了传统行波测距中需要人工识别行波波头的缺点，所需数据窗短，测距特征明显易于实现自动化，仿真验证表明该方法定位精度高，1 000 km 线路最大测距误差仅为 800 m，且不受过渡电阻的影响。关键词：直流输电线路；故障定位；自动化；单端；行波；直流滤波器 Automatic Fault Location Method for Traveling Wave on HVDC Transmission Line Using Single-terminal Data SONG Guobing1,JIN Donghui2,JIN Xingfu1,LI Dekun1,SUONAN Jiale1(1.School of Electrical Engineering,Xian Jiaotong University,Xian 710049,China;2.State Power Economic Research Institute of Jibei,Beijing 100045,China)Abstract：Traditional traveling wave methods for locating faults on transmission lines have the deficiency of being hard to catch the second wave head and unable to automatically achieve.A novel automatic method to the single-ended traveling wave fault location for CSC-HVDC transmission lines is presented.When a fault occurs on a DC line,the DC filter and the smoothing reactor which are located in the end of the DC line constitute a physic boundary for the voltage traveling wave,and the boundary will cause total reflection to high-frequency traveling voltage waves.Since the refraction of the traveling wave at the fault point is much stronger than the reflection,based on the distributed parameter model,the volt-age distribution of the DC line can be calculated by using the high-frequency voltage and current measured in the local terminal.Therefore,the fault can be located by seeking the strongest superposition point that is constituted by the forward and back voltage waves.Different from traditional traveling wave methods,the proposed method does not need to catch the second wave head and it is automatic.Simulation results show that this method has satisfying accuracy that the error of 1000 km is only 800 meter,and its results are free from the influence of transition resistance.Key words：DC transmission line;fault location;automatic;single-ended;traveling wave;DC filter 0 引言1 高压直流输电是 20 世纪 50 年代发展起来的新型输电方式，相比于传统的交流输电，高压直输电具有传送容量大、送电距离远、线路损耗小、便于实现电网互联等诸多优点1-3。在海岛供电、地区非同步电网互联、远距离输电等领域有相当明显的优势4-6。我国幅员辽阔，但能源中心却往往不是负荷中 基金资助项目：国家自然科学基金(51177128)。Project supported by National Natural Science Foundation of China(51177128).心，电能需要经过长距离输送才能到达符合中心，这一特点也决定了可以远距离大容量传送电能的高压直流输电在我国有广阔的应用前景7。而且随着全国联网的进一步实施，我国交直流混合系统的局面已初步形成8-10。直流输电线路电压等级高，距离一般较长，跨越的地形及周边环境复杂，故障率一直很高。因此，准确的定位故障发生地点，对于减少巡线工作量、加快故障修复速度、减小停电损失、保护系统的安全运行等都具有十分重要的意义11。所以，研究直流输电线路的相关故障定位理论与技术是非常必宋国兵，靳东晖，靳幸福，等：CSC-HVDC 输电线路单端行波自动故障定位方法 589 要的。故障定位分为行波法和故障分析法1。行波法是根据故障时产生的行波的传输理论实现故障定位的方法。当输电线路发生故障时，会产生从故障点向线路两端沿线传输的故障行波，根据波的传播理论，行波会在在故障点和阻抗不连续点发生折、反射，故利用故障行波的传输时间和波速度即可计算故障距离。目前行波法有 A、B、C、D、E 5 种，其中 B、D 为双端法，A、C、E 为单端方法。A 型的主要缺点是故障点反射波和对侧母线折射波难以区分。B 型方法需要双端信息同步。C 型方法需要采用高压脉冲信号发生器，且只适用于永久性故障。D 型方法同样需要时钟同步。E 型方法是监测故障后断路器重合闸后产生的电流行波。目前的直流线路故障定位方法较为单一，实际中运行的直流线路故障定位装置都采用的是识别行波波头的故障定位技术。但一般情况下行波波头识别困难，一旦波头识别失败则所有的暂态数据都将无法用于故障定位。而且传统的行波法还有耐过渡电阻能力不强，抗干扰性差，难以实现自动化等固有缺陷。为此，专家学者们做了大量相关研究，取得了一定的成果。文献12-13用小波分析的方法来识别行波波头，提高了定位的准确性。文献14将红绿色彩模式检测的思想用于行波波头的识别中，提高了测距精度。文献15 提出了一种利用单端电压暂态量频谱信息进行直流输电线路精确故障定位的方法。文献16-19都基于线路的分布参数模型提出了一系列非行波的用于直流线路故障定位的时域方法，测距结果精确且不受过渡电阻影响。文献20提出一种用于交流线路的基于双回线环流网的非行波测距方法，采用分布参数线路模型，无需电压量即可精确测距，所需数据窗短，不受过渡电阻影响。本文在详细分析故障电压行波在直流线路两端和故障点的折、反射情况后，提出了一种基于线路分布参数模型的单端故障定位方法：该方法在时域中进行，所需数据窗短。故障定位特征明显，易于实现自动化。无需人工识别行波波头，定位可靠性强。测距精度高。1 行波的折射与反射 行波波头难以识别是行波测距的面临的主要问题。为了实现行波定位自动化，需要在本端明显的检测到对端传来的波头，这就要求电压行波在线路末端能强反射而在故障点处能大部分透射。所以，需要先研究行波在高压直流输电线路这一特定环境下传播的折、反射情况 1.1 行波在线路末端的反射 图 1 为双极 CSC-HVDC 输电系统，可以看到在直流线路两端接有平波电抗器和直流滤波器组成的滤波装置组，实际运行的直流输电工程所采用的直流滤波器多是 3 调谐或双调谐滤波器，如图 2 所示21。滤波环节主要滤除整流站和逆变站双 12 脉动整流桥产生的 12、24、36 次谐波，防止其进入直流线路。线路末端3调谐滤波器的阻抗特性如图3所示，从图中可以看出在 600、1200、1 800 Hz 这 3 个谐振频率点处，滤波器表现出近似于 0 的阻抗，而在高频部分其阻抗也较小。直流线路上发生故障时，由故障点向线路两端发射故障行波，对于高频电流行波，直流滤波器表现出很小阻抗，则对于此频带下的电流在线路末端相当于对地短路。根据行波的传播特性，当线路末端短路时，对于相应频带的电压行波在线路末端会产生一个和入射波大小相等、方向相反的电压反行波，即对于此频带的电压行波在线路末端相当于发生了全反射。图 1 CSC-HVDC 输电系统 Fig.1 CSC-HVDC transmission system 图 2 平波电抗器和直流滤波器构成的滤波环节 Fig.2 Filtering part that consists of the DC filter and smooth-ing reactor 590 高电压技术 2014,40(2)图 4 给出了线路故障后测得的电压行波高频分量在线路末端所产生的前行波和反行波的示意图。图中粗实线表示前行波，细虚线表示反行波。从图 4 可以看出，故障后，线路末端的确产生了和前行波大小相等，方向相反的反行波，这就证明高频电压行波在线路末端确实发生了全反射。1.2 行波在故障点的折射 对于双极直流系统，构造如下 S 矩阵，矩阵将双极线路解耦为 0 模和 1 模量16 1T1121 12SSS(1)当反射波传播到故障点时，由文献22可知，行波在故障点的折射系数 K 和反射系数 H 分别为 11110f110f10f10010f00010f001f10f01110f/(4)(4)/(4)/(4)/(4)(4)/(4)/(4)KZZZRHZRZZRHZZZRKZZZRHZRZZRHZZZR (2)式中：K11、H11分别为 1 模电压行波到 1 模的反射系数和折射系数；H10为 1 模到 0 模的电压行波折射系数；K00、H00分别为 0 模电压行波到 0 模的反射系数和折射系数；H01为 0 模到 1 模的电压行波折射系数；Z0为 0 模波阻抗；Z1为 1 模波阻抗；Rf为故障接地电阻。由于线路 Z0Z1，所以从式(2)可以看出，K111/2，且过渡电阻 Rf越大，K11也越大，H11=2/(4)I DFII DI DI DFIUUKU KZ U ZZRUUUUK H KU HZ Z U ZZR(4)式中：UI1D1、UI5D4分别为电压行波I1D1、I5D4的幅值；UFI1、UFI2分别为电压行波FI1、FI2的幅值。KC为反射系数。则由上式即可证明I1D1在故障点产生的折射行波其幅值是最大的，所以前述命题在远端故障情况下也是正确的。由以上论述可以得出，不论是发生近端还是远端故障，从对端母线反射来的行波I1J是幅值最强的正极性行波，所以可以知道，在tAtK时间，I1J和BI 2束正极性行波叠加所产生的是行波叠加最大值点。2.3 沿线电压分布的计算 本文讨论如图7所示的分布参数模型下的单相有损均匀传输线的电压计算方法，其电报方程为24 0000mmmmmumuiR iLxtiuGCxt(5)式中：R0、L0、G0、C0分别为单位长度上的线路电阻、电感、电导、电容值；um、im分别为m端电压和电流。图 7 单相传输线路故障示意图 Fig.7 Diagram of the fault in the single-phase transmission line 宋国兵，靳东晖，靳幸福，等：CSC-HVDC 输电线路单端行波自动故障定位方法 593 在式(5)满足无畸变条件时，线路上任一点(设其距保护安装处m端的距离为x)的电压可用下式(6)由m端的电压电流求得 0c/c(,)0.5(/)(/)eR x Zmmmux tutx vZ itx v 0c/c0.5(/)(/)eR x Zmmutx vZ itx v(6)式中：(,)mux t为t时刻距离m端x处的电压值；c00/ZLC为波阻抗；001/vL C为波速度。需要说明的是，在线路没有故障时任意时刻线路上任一点的电压电流都可以用m端的电压电流计算出来，但当线路发生接地故障时，由于有对侧电流的注入，用m端计算的沿线电压值在故障点靠近m端的一侧为正确值，而故障点后的计算得到的电压值是虚假值。因为整条线路的沿线电压分布都是采用式(6)计算出来的，所以其变化规律均满足式(5)的波动方程，所以即使故障点后的电压值是虚假的，也会满足电压行波的叠加规律，所以虚假的电压值不影响故障定位。在双极高压直流输电系统中为了得到沿线的电压分布需要对线路进行解耦，所用解耦矩阵即上文式(1)所示 S 矩阵。解耦后得到线模和地模2个独立的模量，可以看作行波在各个模网中独立传播，其在各个模网下的传播速度和波阻抗也不相同。2.4 行波叠加点识别函数 根据上文的分析，本文所提出的故障定位方法最主要的就是计算出线路沿线电压，找出前行波和反行波的叠加点，并从这些点中找出叠加最强的点。为了达到这一目的，需要将未叠加前行波和反行波消除，而留下2者的叠加点。分析了连续的3个采样时刻沿线电压分布中前行波和反行波的电压关系后得出：前、反行波在线路上的3个连续电压是相关的，它们之间差一个近似为1的衰减系数。鉴于以上关系，构造如下函数 0c/f(,)2(,)e(1,1)RZmj iu j iu ji 0c/e(1,1)RZu ji(7)0c/b(,)2(,)e(1,1)RZmj iu j iu ji 0c/e(1,1)RZu ji(8)fb(,)(,)(,)m j imj i mj i(9)式中：j为不同的采样时刻，单位为采样周期t；i为线路上的不同点；(,)u j i为j时刻距保护安装处距离为i倍的x处的线路电压。对于上面3个式子，式(7)用于消除前行波，式(8)用于消除反行波，两式相乘，既消除了前行波又消除了反行波，即式(9)。在没有前、反行波叠加的时候式(9)一直为0，当两波发生叠加，式(9)的值即变为两波的幅值之和，对于叠加最大点则会出现4倍的前行波或反行波电压幅值。从而可以将叠加最大点明显地区分出来。由计算沿线电压分布的式(4)可以看出，计算t时刻的电压值，需要知道/tx v和/tx v的电压值，考虑到线路始端和末端的电压都需要计算，所以计算一整条传输线的电压分布需要2倍于传输线传输时间的采样数据，而为了找到前、反行波叠加最大点P，需要计算一个时间内沿线电压的分布情况，所以完成测距所需数据窗长度为 w2/23tl v(10)基于以上分析，本文所提出的针对电流源换流器高压直流系统直流线路的故障定位新方法是通过计算故障后线模下线路沿线电压的分布，确定前行波和反行波叠加的最大值点P来实现故障定位的，而P点到对端的距离就是故障距离。由于发生故障时故障时刻无法获取，但故障行波首次到达M端的时刻容易取得，所以本文采用本端第1次接收到行波的时刻为测距启动时刻。该方法具体的实现步骤为：从故障行波首次到达M端的时刻t开始，计算一个(为行波在线模下传播一个线路全长所用的时间)时间内沿线电压的分布，将同一时刻的沿线电压分布情况处理成只有前行波和反行波叠加点的电压分布情况，找到叠加幅值最大的点，其到对端的距离就是故障距离。3 仿真验证 本文搭建了如图1所示的500 kV双极直流输电模型，额定电流为2 kA，传输功率为1 000 MW。模型中直流滤波器采用两组3调谐滤波器组，输电线路全长1 000 km，采用Bergeron参数模型。用PSCAD得到仿真数据，用Matlab进行测距算法仿真。输电线路参数如下：10.0363/kmR；00.037 9/kmR；1390.14Z；0753.59Z 本方法采用频率2 kHz的高频线路电压和电流计算沿线电压分布。仿真的采样频率为300 kHz，即采样时间间隔为3.33 s。仿真时间为0.5 s，在0.3 s时发生故障，并持续0.2 s。本文所给出的故障定位图均是在线路594 高电压技术 2014,40(2)解耦后，1模下的电压故障定位结果。图8和图9分别为在线路300 km处和700 km处发生金属性接地故障时1模下故障定位结果。其中横坐标为线路长度，纵坐标为电压幅值。从图中可以看出电压不为零的点所在的测得距离为线路全长减去故障距离，也就是测得的故障点到对端的距离。仿真模型的线路全长为1 000 km，所以故障距离为300 km时，定位结果为700 km，即如图9所示，故障距离为700 km时定位结果为300 km，这里需要进行换算。可以看出该方法定位结果精确。从图中不难看出，本方法最后的测距特征明显，这就摆脱了传统行波测距法需要专业人员才能识别的弊端，便于计算机自动识别。为了进一步论证过渡电阻的存在不会对本方法造成不良影响，以下给出线路700 km处发生带300 过渡电阻接地故障时的测距结果，见图10。结果显示700 km处发生金属性接地故障时本方法测得结果为700.562 km，误差为0.08%，用本方法测得的700 km处带300 过渡电阻接地故障的结果为700.437 km，误差为0.0624%，由此可见，过渡电阻的存在对本方法的准确性有积极影响。为了验证本算法的有效性，表1给出了线路不同地点发生带不同过渡电阻的接地故障时的仿真测距结果。表1的定位结果显示，在线路全长范围内该定位方法都可以实现准确定位，且定位精度高，不受过渡电阻的影响。本方法的理论误差为一个采样时间间隔所对应的行波传输距离(900 m)。从表1中可以看出，仿真测距的最大误差为800 km，测距误差 表 1 不同故障距离的仿真定位结果 Table 1 Simulation result of fault location 故障距离/km 过渡电阻/结果/km 误差/%200 0 199.20 0.08 100 199.20 0.08 500 199.20 0.08 400 0 399.20 0.08 100 399.20 0.08 500 399.20 0.08 500 0 500.50 0.05 100 500.50 0.05 500 500.50 0.05 600 0 600.20 0.08 100 600.20 0.08 500 600.20 0.08 0 800.20 0.08 800 100 800.20 0.08 500 800.20 0.08 的百分比一般0.08%，而且表中数据也表现出本方法受过渡电阻影响很小，这主要是由于不方法原理中，如式(2)所表述的，当存在过渡电阻时，只会使故障点的折射系数增大，反射系数减小，从而行波在故障点的折射更加强烈，这一点有利于最大电压叠加点的识别，故过渡电阻的存在反而有利于故障定位。4 结论 本文提出了一种基于分布参数模型的直流线路故障定位方法。文章主要工作有以下几点：图 8 故障距离 300 km 的测距结果 Fig.8 Fault location result of 300 km 图 9 故障距离 700 km 的测距结果 Fig.9 Fault location result of 700 km 图 10 700 km 处发生带 300 过渡电阻接地故障时 的测距结果 Fig.10 Fault location result of 700 km with 300 of transition resistance 宋国兵，靳东晖，靳幸福，等：CSC-HVDC 输电线路单端行波自动故障定位方法 595 1）推导了高频电压行波在直流线路末端1折反射特点，得出了挂接的直流滤波器对高频电压行波产生全反射，故障点对电压行波折射强于反射的特点。2）采用线路高频电压和电流量计算出沿线电压分布，通过计算行波电压叠加最大值点的位置实现了故障定位。3）本文方法所需数据窗短，只需要3倍的线路传输时间即可，避免了人工识别行波波头，提高了测距的可靠性。4）PSCAD仿真结果表明：对于1 000 km的直流线路，最大测距误差为800 m，测距精度高，不受过渡电阻的影响，且易于实现自动化。参考文献 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