柔性直流输电线路故障识别与测距技术

柔性直流输电线路故障识别与测距技术

李泽丰

中国能源建设集团广东火电工程有限公司   510735  广东省广州市

摘要：针对柔性直流输电线路故障识别与测距技术进行研究，分析故障识别的主要方式，包括单极接地、双极接地以及EWT能量熵故障识别，以“深化能源革命”为目的解决电能问题。加强对电流输出质量的研究，解决柔性直流输电工程中故障电流上升快、故障暂态复杂等问题，思考测距技术，快速切除故障。

关键词：线路故障；故障识别；测距技术

引言：柔性直流输电技术具有传输距离远、容量大的特点，主要应用于高压电输出系统中，技术相对成熟。但在实际应用中，存在阻尼低、非线性元件多的情况，尤其在大规模应用中，经常发生故障。为保证柔性直流输电线路能够安全稳定运行，需要快速定位故障并进行检修，因此，针对柔性直流输电线路故障识别和测距技术的研究十分有必要。

1.柔性直流输电线路故障识别

1.1单极接地故障识别

基于模块化多电平转换器柔性直流输出电系统的分析发现，具有输出波形质量好、功率稳定以及滤波器参与低的优势。但在系统中存在成百上千的子模块和非线性元件，如电容模块、续流二极管等，系统规模十分庞大，因此离线电磁仿真速度缓慢，需要耗费大量时间进行调试。以MMC-HVDC系统为例，其接地形式存在多元化特点，在实际应用中比较常见的是直流侧经箝位电阻接地，不同形式的接地所发生的故障表现也具有不同的影响，针对单极接地故障的研究发现，该类型故障是发生频率较高的类型，识别方式主要通过换变压器，当出现正极接地故障，则会导致变压器状态变化，电压非对称，此时存在直流偏置情况，若一直未进行故障清除，会一直直流偏置。此外，还可以通过仿真进行故障识别，正极电压数值下降到零，同时负极此时的状态为电压翻倍，但直流电压不变。直流电流故障时存在对低电容放电的情况，且能够直观看出变化，单极节点会导致交流侧出现“过电压”问题。针对单极接地故障问题，在进行方案设计时需要思考线路绝缘性，确保降低故障危害，在其到达限值之前进行控制，若问题严重则需停运换流站。

1.2双极接地故障识别

柔性直流输电线双极接地故障发生后，系统并不会产生过大电流，但会出现短路情况，影响系统的安全运行，无法正常落实相关工作。针对双极接地故障的识别，主要根据模块状态来判断，一般会造成电容持续性放电，系统会在非常规位置进行馈入电流，与三相短路故障存在相似性。此时换流器桥臂电容放电电流和短路电流之和与桥臂电流一致，此时会存在过流情况。由于子模块放电，导致电容电压减少，直流电压下降[1]。对该问题进行仿真验证发现，当系统出现正负极接地故障时，会导致整流站与逆变站无法正常运行，此时换流站子模块放电现象严重，且速度很快，导致直流线路中的电流情况不稳定，出现升高的同时伴随振荡，故而判定为双极接地故障。

1.3基于EWT能量熵线路故障识别

基于EWT能量熵线路故障的识别，一般情况下处于两极相反状态，此时正负极电流和保持在零状态。此时对故障的识别主要依靠电流的变化速率和电容情况，单极接地会出现电流速率变大的现象，正极接地故障会导致电容升高，同理，负极接地故障也会导致电流变化，主要判别In+Ip的值，二者相加若大于0，则为正极故障，反之则为负极故障。利用EWT能量熵进行故障判断，主要根据电流暂态分量，在利用能量熵选线，具体步骤如下所示：

（1）采集故障数据，时间为故障发生前后一个周期。

（2）针对数据进行仿真分析，获得暂态数据，应用算法实现对信号的分析工作，再利用EMF分量进行原信号模态分量，从而实现更加精准的原始信号表征。

（3）进行线路分量计算，并获得熵J。

（4）应用暂态电压信号，实现对系统电压系数的计算，将正负极电压分为K1、K2。

（5）进行故障选极，判断为正极故障的条件为：0.5＜J＜3且K1×K2＞0，反之则为负极故障。

2.测距技术

2.1行波测距技术

当直流输电线路出现故障后，会产生大量暂态信号，可以利用此方式来进行行波测距工作，具体步骤为测定初始波头→测定反射波波头→根据传播速度与距离测距，具体可分为单端和双端两种测量方式。

2.1.1单端行波测距技术

单端行波测距技术主要应用于输电线路故障，可以根据其故障点和电气量行波明确其到达母线故障点的反射距离，根据差值获得位置信息；也可以添加直流脉冲信号，根据时间计算数值。利用该方式计算相对简单，需要检测暂态电气行波信号，测量故障点到母线反射的时间，计算公式如下：

                        （2-1）

其中DMF表示故障点F1与保护处M端之间的距离，t12和t11分别为监测点反射行波二次反射时间和故障行波波头到监测点的时间，v表示传播速度，v表示传播速度，利用公式2-1实现测距。该方式所应用的成本较低，只需进行一段监测点设置即可，通过两端数据实现传输，确保结果精准且具有实时性。其测量结果存在单一性，不受设备兼容与同步的影响

[2]。但也存在一些缺陷，例如针对一些结构复杂的系统，存在测距死区，且行波初始泊头的识别难度相对较大，当故障点距离监测点较近时，存在波形区分困难的情况，主要为反射波和初始波。

2.1.2双端行波测距技术

双端行波测距技术可在对段母线出安装脉冲发射器，根据计算检测点与母线故障位置的时间来进行故障距离计算，也可以将检测装置放在线路的两个节点处，计算故障行波行驶的时间，再根据速度计算实际长度。双端行波测距利用两端反馈信息，应用公式如下：

                         （2-2）

                                                      （2-3）

双端行波测距方法在应用过程中无需重点考虑故障点位置，只需保证两端检测装置运行时间一致，是当前柔性直流输电工程故障检测中的主要应用的测距技术，根据光速完成计算。

2.2基于EMD的测距技术

以MMC-HVDC系统为例，一旦系统在运行过程中出现输电线路故障，存在故障的电流和电压会迅速传播到两端，其波形中会有部分高频的暂态分量，所形成的信号不稳定，当传输到监测点时会出现突变情况，造成波形变动频率加大，可利用EMD对故障信号进行分解处理。在进行信号分析时可以根据其高频分量体现暂态信号，从而提取突变点，实现对故障的测距分析[3]。但系统中存在直流输电故障时，会在暂态信号中出现高频信号，在进行EDM测距时可以应用以下思路：利用EMD以此测量整流侧和逆变侧两端监测点：对其故障电流进行分解；计算多个IMF分量后分解最高分量，获得IMF1值，再进行求导运算，最终获取模值。根据导数能够明确暂态信号IMF1的分量导数，以及自变量时间变化率。

如此一来，所获取的极值点就是能够利用IMF1函数检测的突变时刻，利用两端检测方式确定故障波形的到点时间，再利用公式2-2和2-3计算故障距离即可。具体步骤如下所示：

（1）当明确系统存在故障时，采集线路段两侧电流信号；

（2）利用EMD对先前所采集的数据进行分解，并从中得到IMF值；

（3）分别进行信号分解，最终获得高频分量，即“IMF1”，对其进行求导处理，并求出最大值；

（4）利用行波大两端监测点时间对故障距离进行计算。

在行波信号中，不同频率成分会产生不同的速度，这一问题在实际测距中影响并不大，其原因在于线路中行波信号的传播速度在1kHz以上时均比较稳定，误差在合理范围内。

结束语：针对柔性直流输电线路故障识别与测距的研究，需要明确直流故障成因及传输原理，解决由于直流母线、输电等线路的短路故障情况，提升阻抗值，降低故障损害。部分具有弱惯性特点的系统，例如MMC-HVDC，传输速度相对较快，需要做好直流输电保护工作，深入分析故障发生规律进行科学判断。

参考文献：

[1]赵冠琨,贾科,陈金锋,等.基于断路器重合闸的柔性直流输电线路单端故障测距方法[J].电力系统保护与控制,2021,49(07):48-56.

[2]曾乙宸.柔性直流输电线路故障定位综述[J].电气开关,2020,58(06):1-5+13.

[3]张晨浩,宋国兵,董新洲.利用故障电流首行波拟合的柔性直流输电线路单端行波保护原理[J].中国电机工程学报,2021,41(08):2651-2661.