直流接地极线路组合行波故障测距方法

郝洪民 陈 平 梁凤强 丛 猛 李 鑫

山东理工大学 山东 淄博 255000

0 引言

随着中国经济的快速发展，用电量连年攀升，以及水电资源的不均衡分配，加快了高压直流输电系统的建设。高压直流输电系统中多采用双极两端中性点接地方式，直流接地极采用双回并行架空线运行模式，其接地极线路可作为单极回路运行时直流工作电流的返回通道，也可以作为双极运行时的备用通道，因此，直流接地极线路出现故障将会影响直流输电系统的安全稳定运行。

针对接地极，国内已经提出了多种故障测距方法，主要有行波法、阻抗法和时域脉冲法等。行波法由于不受线路参数分布不均匀、故障类型和过渡电阻等因素的影响，因而在接地极线路中得到广泛的应用［1］，阻抗法的测距精度受线路参数分布不均匀、故障类型和过渡电阻等因素的影响较大，从而加大了测距误差［2］，云广直流、贵广Ⅰ回和贵广Ⅱ回工程均采用基于脉冲反射波原理的PEMO2000装置来监视直流接地极线路故障，此类装置按照运行多年的经验来看，几乎没有成功的故障定位案例［6］，因而，行波法成为测距的一种发展趋势。行波法分为A型单端测距方法和D型双端测距方法，A型单端测距方法具有很高的准确性，但可靠性难以保证，D型双端测距方法具有较高的可靠性，但准确性稍差［2］。 文献［3-5］运用单端行波测距原理对直流接地极进行了研究，文献［6］是基于双端行波测距原理对直流接地极线路故障测距系统设计进行了理论阐述，可见基于两种测距原理组合测距方法在直流接地极线路中还没有得到应用。基于输电线路，文献［7］提出了一种单端测距原理与双端测距原理组合使用的测距方法，有效解决了单一原理测距精度低的问题，但此方法原理比较复杂，且利用误差限来给出最终结果，从而加大了测距误差。

本文是在文献［3-6］单独使用行波测距原理的基础上，提出的一种直流接地极组合行波测距方法，此方法比文献［7］中基于输电线路所提出的组合行波测距方法原理更加简单，且提高了测距精度。此方法能够满足准确、可靠的定位故障点的位置要求，缩短了修复故障线路的时间，对于降低整个直流输电系统的停运率具有重要的意义。

1 直流接地极线路故障后行波折、反射过程

如图1所示直流接地极线路故障后的初始行波的折、反射过程，当行波浪涌到达中性母线和接地极极端时都会发生反射与折射，到达故障点时也会发生反射与折射。

图1 直流接地极线路故障行波折、反射图

图1中：M和N为直流接地极线路两端；O为线路中点；F为故障点；d为线路全长；dMF为故障点到中性母线M端的距离；dNF为故障点到接地极N端的距离；tM和tN表示故障行波分别到达中性母线M端和接地极极址N端的绝对时刻；tMi和tNi为M与N端分别接收到第i个波形的绝对时刻。

从图1中可以看出，当故障发生时，故障行波浪涌从故障点同时向母线M端和接地极N端传播，到达母线后经过一次折射和反射，由于母线M端处的折射波图中没有标出，经M端和N端反射后的波形在故障点处发生折射和反射后向两端处传播，M端和N端接收到第2次故障行波，由于本文所提方法只用到前两次故障行波到达的时刻，因而省略了对后续故障行波的折、反射过程的描述。

2 直流接地极线路组合行波测距原理

2.1 双端原理确定故障发生区段

如图1所示，根据故障暂态行波浪涌的传播路径可知，直流接地极线路故障发生后故障暂态初始行波到达两端时存在一个绝对时间差Δt，并记为：Δt＝tM1-tN1。 则有：

1）当Δt＜0时，说明故障发生在MO段且M端第2次接收到的波形为故障点反射波。

2）当Δt=0时，说明故障发生在直流接地极线路的中点O处且故障点反射波和接地极端反射波同时到达M端。

3）当Δt>0时，说明故障发生在NO段且N端第2次接收到的波形为故障点反射波。

2.2 单端原理给出测距结果

2.1.1 若故障发生在MO段

此时，第2次到达母线M侧的波形为故障点反射波，根据图1故障暂态行波浪涌的传播路径可知，在tM1和tM2的时间内，故障行波的传播路程为2dMF，测距公式可以由式（1）给出

式中：v代表行波在直流接地极线路中的传播速度（下同）。

2.1.2 若故障发生在电缆线路的中点O处

此时故障点反射波与接地极端反射波同时到达M侧，测距公式通过式（1））给出即可。

2.1.3 若故障发生在NO段

此时，第2次到达接地极侧的波形为故障点反射波，根据图1故障暂态行波浪涌的传播路径可知，在tN1和tN2的时间内，故障行波的传播路程为2dNF，测距公式可以由式（2）给出

2.3 误差来源分析

无论是单端测距还是双端测距，都会产生一定的误差，根据直流接地极单端测距原理，误差主要来源于波速、行波波头到达时刻精确定位所带来的一个时间差，且由于故障点反射波和接地极极端的反射波区分起来相对困难，因而单端测距方法难以在高压直流接地极中单独测距应用。而在双端行波测距方法中，需要得到故障初始行波到达线路两端测量点的绝对时刻差，必须要对双端母线精确对时，目前GPS技术在行波测距装置中的应用可以对时间进行精确同步，时钟同步误差不超过1μs，在常用的行波双端测距中该时钟误差将会造成150m左右的距离误差，再加上直流接地极线路的长度问题、行波波速的选取，以及在实际应用中受到各种因素影响，测距误差可能超过过1km。

本文所提出的直流接地极组合行波测距方法中，需要同时用到单端测距和双端测距，但仅是在利用双端测距方法确定故障发生的区段，GPS同步时钟的精度可以实现测距装置中时间的精确同步，使其产生的时间误差小于1μs，其完全可以满足测得故障初始行波到达母线两侧的绝对时刻差的要求，因此消除了双端测距中双端时间不精确同步的问题，以及故障发生在MO段时直流接地极线路的长度问题等影响，最后由单端测距原理给出的测距公式确定最终结果，因此测距误差会大大减小。

3 仿真验证分析

3.1 高压直流输电线路模型

高压直流输电系统中双极两端中性点接地方式，如图 2所示，为整流站和逆变站的中性点A1、A2均接地构成。接地极线路可以利用大地 （或海水）作为回流电路，可以作为双极运行时的备用通道。在理论上，两个接地点之间不存在直流电流。实际上，正常运行时，由于两侧变压器的阻抗和换流器控制角的不平衡，在回路电流将有不平衡电流流过，但数值较小，通常小于额定电流的1%。任何一极发生故障，健全极还可以用大地（或海水）作为回流电路维持单极方式运行，保持输送大约50%电力。现今，天广、高肇和兴安直流输电系统均属于双极中性点两端接地方式。

图2 高压直流输电系统模型

3.2 仿真模型参数

为更好的分析直流接地极线路发生故障时的特性，本文以单极大地回线运行模式为例建立仿真模型，直流输电系统运行时，电流从换流器流出进入直流接地极线路，依次通过平波电抗器和谐波滤波器，分别流入双回并行架空线路，在接地极极址末端经接地环流入大地。利用电磁暂态仿真软件PSCAD建立如图3所示的高压直流接地极线路仿真模型。

图中AC1、AC2为交流电源，电压等级为500kV，T1、T2为变压器，HB1、HB2为换流桥，H1为平波电抗器，电抗值为0.3H，C和H构成谐波滤波器，C1、C2为过电压吸收电容，其电容值为1.0uF，R为接地极接地电阻，电阻值为0.3Ω，直流输电线路D的长度设置为400km，两平行架空线接地极线路d1、d2的长度都为100km，在d1上设置仿真故障点F1、F2，距M端的距离分别为20km，59km，M1、M2分别为接地极线路单端测距的故障相和非故障相的测量点，Mi、Ni分别为接地极线路双端测距的测量点，仿真频率为1MHz。根据有关参数，通过仿真、计算求得行波在直流接地极线路中的传播速度为298km/ms。

图3 高压直流接地极线路仿真模型

3.3 故障仿真

3.3.1 F1点故障

以发生金属性接地故障为例仿真验证，过渡电阻为1Ω，设故障距离20km（距M端），故障起始时间为0.4s，故障持续时间为0.05s。如图4所示为直流接地极线路两端电流暂态行波波形。

根据M端和N端接收到的故障相电流暂态波形的分析，可得故障行波浪涌到达M端和N端的时刻分别为：

tM1=0.4000659s，tM2=0.4001992s，tN1=0.4002663s。可计算出：

Δt＝tM1－tN1＝－0.0002004s＜0， 因而判断出故障发生在MO段，由式（1）给出测距结果：

图4 F1点故障时M和N端电流的暂态波形

dNF=d－dMF＝80.14km，测距误差为 0.14km。

3.3.2 F2点故障

以发生金属性接地故障为例仿真验证，过渡电阻为1Ω，设故障距离59km（距M端），故障起始时间为0.4s，故障持续时间为0.05s。如图5所示为直流接地极线路两端电流暂态行波波形。

通过对M端和N端接收到的故障相电流暂态波形的分析，可得故障行波浪涌到达M端和N端的时刻分别为：

tM1＝0.4001954s，tN1=0.4001357s，tN2=0.4004106s。可计算出：

Δt＝tM1－tN1=0.0000597s>0，因而判断出故障发生在NO段，由式（2）给出测距结果：

dNF=（tN2－tN1）v=40.96km，

dMF=d－dNF＝59.04km，测距误差为 0.04km。

图5 F2点故障时M和N端电流的暂态波形

表1给出了直流接地极线路仿真验证时所取发生金属性接地故障时8个不同的点，根据组合行波测距方法所得到的测距结果与误差。

表1 故障仿真的测距结果

从表1中的测距结果中可以明显看出，在直流接地极线路上应用组合行波测距方法测距的误差一般在300m以内，单独使用双端测距原理时，工程中受接地极线路两端行波测量装置时间不能精确同步和线路长度等误差的影响，误差一般在500m内，有时甚至出现大于500m的情况，由此可见，本文提出的直流接地极组合行波测距方法比单独使用双端测距方法测距结果更加精确。

4 结语

本文在分析了直流接地极故障后暂态行波的折、反射现象的基础上，提出一种基于A型单端、D型双端行波测距原理相组合的故障测距方法。本文所提出的方法是在由双端测距方法给故障区段的前提下，由单端测距方法给出最终测距结果，此方法不涉及双端测距确定最终结果，因而消除了双端测距方法中双端时间不精确同步的问题，以及故障发生在MO段时直流接地极线路的长度等问题所造成测距结果准确性的影响，也消除了单端测距方法中故障点反射波和对端母线的反射波区分起来相对困难的影响，还可以为进一步提高现代行波故障测距装置的性能提供理论依据。

随着中国经济的不断发展，高压直流输电系统的重要地位越来越突出，精确的故障定位成为如今研究的一个问题。本文所提出的直流接地极组合行波测距方法，能够满足准确、可靠的定位故障点的位置要求，缩短了修复故障线路的时间，对于降低整个直流输电系统的停运率、维持电力系统的稳定具有重要的意义，具有良好的应用前景。

［1］王彩芝.直流接地极线路单端行波故障测距研究［D］.淄博：山东理工大学，2014.

［2］陈平.输电线路现代行波故障测距及其应用研究［D］.西安：西安交通大学，2003.

［3］钟小垒，李 京.基于行波耦合原理的高压直流输电系统接地极引线故障测距 ［J］.山东理工大学学报，2012，4（15）： 5-10.

［4］王彩芝，姜映辉，王俊江，等.基于 PSCAD/EMTDC的HVDC接地极线路故障仿真 ［J］.中国电力，2014，47（2）：69-72.

［5］钟小垒.基于行波原理的直流输电系统接地极引线故障测距［D］.淄博： 山东理工大学，2012.

［6］蔡永梁，张楠，冯鸫，等.基于行波原理直流输电系统接地极线路故障测距系统设计［J］.南方电网技术，2011，5（2）： 48-50.

［7］王奎鑫，祝成，孙佳佳，等.输电线路组合行波测距方法研究［J］.电力系统保护与控制，2012，40（15）：82-86.

［8］刘万超，陈平，马永明，等.基于多时窗相关函数和形态学滤波的单端行波故障测距研究［J］.电力系统保护与控制，2009，37（20）：28-33.

［9］刘万超，陈平，孙佳佳，等.基于数学形态学的输电线路单端行波故障测距研究［J］.电网与清洁能源，2009，25（4）：29-33.

［10］杨光，朱韬析，魏丽君.直流输电系统接地极线路故障研究 ［J］.电力系统保护与控制，2009，37（21）：45-49.

［11］覃剑，葛维春，邱金辉，等.输电线路单端行波测距法和双端行波测距法的对比［J］.电力系统自动化，2006，30（6）： 92-95.

［12］肖瑶，牛保红，尚 春，等.一种快速切除 HVDC输电系统接地极线路接地故障的方案［J］.电力系统保护与控制，2009，27（21）：45-49.