基于脈沖反射原理的HVDC系統接地極引線故障測距

任鵬飛，譚博學，劉 輝，姜曉東

（山東理工大學 電氣與電子工程學院，山東 淄博 255049）

基于脈沖反射原理的HVDC系統接地極引線故障測距

任鵬飛，譚博學，劉 輝，姜曉東

（山東理工大學 電氣與電子工程學院，山東 淄博 255049）

針對接地極引線的雙極運行模式，利用脈沖反射法進行故障測距，分析脈沖信號在接地極引線上的傳播特性，以及引線上可能出現的各種故障。以PSCAD為仿真平臺，建立高壓直流系統模型，模擬各種故障，并利用MATLAB進行數據處理與提取。對比分析不同故障類型下故障暫態行波與脈沖電壓、電流反射行波信號，分別通過電壓、電流波形求取故障距離，以求平均的方式得出最終測距結果。仿真結果表明脈沖反射法對接地極引線故障能夠實現準確定位，此方法比故障暫態行波測距法應用范圍廣，波形辨識度高，測距精度高。

接地極引線；脈沖反射法；故障測距；PSCAD仿真

0 引言

高壓直流接地極引線是整個直流輸電系統中不可或缺的部分，實時監視與準確定位接地極引線上出現的故障可提高整個直流輸電工程的安全穩定運行能力［1］。接地極引線長度通常是10～1 000 km，采用并行架空線路，具有分布參數特性。目前已有多種方法應用到接地極引線故障測距中，主要有電流差分法、阻抗法、行波法［2］。其中行波法不受線路參數分布不均勻、過渡電阻及故障類型等因素的影響，在實際工程中得到廣泛應用，行波法分為A型單端行波測距方法、C型單端行波測距方法 （脈沖反射法）和D型雙端行波測距方法。A型單端行波測距方法只需在線路的一端安裝檢測裝置，簡單方便，但波形分析困難，可靠性差；D型雙端行波測距方法可靠性高，測距準確，但需在線路兩端安裝檢測及通信裝置進行相互配合；C型單端行波測距方法不需考慮故障暫態行波，在進行故障測距時可反復發射脈沖信號進行驗證［3］。A型、D型行波測距法在文獻［4-6］中已經得到學者的深入研究，不再贅述。在分析行波法故障測距的基礎上，對脈沖反射法展開理論分析與仿真研究。

以PSCAD／EMTDC為仿真平臺，建立高壓直流輸電系統模型，以脈沖反射原理為依據，分析接地極引線的雙極運行模式，模擬線路故障，在線路始端發射單極性脈沖，利用MATLAB進行數據的處理與提取，由于脈沖電流與電壓對故障的反應情況有所不同，因此分別分析并求取故障距離，最終通過求取平均值得出故障距離，以減小誤差。由于接地極雙極運行時接地極中有不平衡電流、電壓，簡單分析故障暫態行波并計算故障距離，仿真驗證表明，脈沖反射法能夠對接地極引線上易出現的故障進行準確的定位，測距準確，簡單有效。

1 接地極引線運行特性

目前，世界上已投運的HVDC系統幾乎都采用兩端結構，只有一個換流站（送端）和一個逆變站（受端），兩端換流站的中性點均連接接地極系統，即雙極兩端中性點接地方式（雙極運行方式），如圖1所示。

圖1 雙極兩端直流輸電系統示意

正常運行時，直流接地極系統雙極運行方式又分為雙極對稱運行方式和雙極不對稱運行方式，雙極對稱運行方式是指兩極的直流電壓和直流電流均相等，此方式下兩極的輸送功率也相等，運行條件好，系統損耗小，可靠性高，是兩極直流輸電工程中最常用的也是最理想的運行方式；雙極不對稱運行方式是指兩極運行電壓或電流不相等，此時接地極中存在不平衡電流，即兩極電流之差小于額定電流的1%。通常，當一極輸電線路或換流站設備出現問題，需降低直流電壓或電流運行時，才考慮雙極不對稱運行方式。雙極對稱運行方式下，由于換流變壓器阻抗以及觸發角等偏差，兩極中的電流不是絕對相等的，接地極中有不平衡電流流過，線路中存在較小的電壓［7-8］。

接地極系統在直流輸電工程中具有重要的作用：一是其中一極需要停運檢修時，接地極系統可利用大地 （或海水）作為回流電路過渡到單極運行方式，維持系統穩定的輸送電力；二是接地極系統可鉗制換流站中性點的電位，避免兩極出現較大的對地不平衡電壓，損害設備。

2 基于脈沖反射原理的接地極引線故障測距

2.1 脈沖反射法測距原理

脈沖反射法，又稱C型單端行波測距法，其原理與A型單端行波測距法一樣，如圖2所示，不同之處在于，脈沖反射法不利用故障點產生的暫態行波，而是在故障后向接地極線路注入脈沖信號，脈沖信號在線路中傳播遇到阻抗不匹配點會發生折反射，通過檢測脈沖信號在發射點與故障點間往返的時間并根據脈沖的傳播速度確定故障距離［9］。

圖2 脈沖反射法測距原理

由圖2可知，在中性母線M端安裝脈沖發射裝置，N端為接地極端，假設在線路F處發生故障，dMF即為測量點到故障點的距離。

故障發生后在時刻tM1向線路注入寬度為t1的脈沖信號（正向行波信號），脈沖信號在線路中傳播遇到故障點會發生反射，反射波表現為反向行波信號，在tM2時刻到達測量點，兩者之間的時間延遲為Δt，故障測距步驟為：

1）根據脈沖電流反射行波得出的故障距離

2）根據脈沖電壓反射行波得出的故障距離

3）最終結果

式中：v為脈沖行波在接地極引線上的傳播速度。

若接地極引線未發生故障，則脈沖信號會一直傳播到接地端發生反射，通過脈沖反射原理可以計算出接地極引線的全長，進而作為實際工程中對接地極引線長度的校驗與矯正。

2.2 脈沖信號在直流接地極引線上的傳播過程

脈沖信號在接地極引線上傳播時，脈沖信號在故障點、中性母線和接地極端發生折反射，其行波折反射過程如圖3所示。

由圖3可知，M端注入的脈沖信號傳播到故障點后，一部分信號發生反射向M端傳播，另一部分發生折射向接地極N端傳播，到達中性母線M端和接地極N端的信號都會繼續發生下一次反射和折射，直到信號衰減完。因脈沖反射法屬于單端行波測距，在確定故障距離時，只需要脈沖信號的發生時刻以及第一次反射脈沖到達測量端的時刻，所以圖中省略了對脈沖信號在兩端后續折、反射情況的描述。

圖3 脈沖信號傳播過程

3 接地極引線故障及脈沖信號對故障的反映

接地極系統的運行情況直接影響直流輸電系統的穩定安全運行，接地極引線所經地區多為樹木叢生、地形復雜多變的山區，且線路較長，容易在遭受污穢、樹枝放電或雷擊后發生故障，接地極較易發生的故障有以下幾種：斷線故障，一般很少發生，通常是接地極線路倒塔或斷路器跳閘使得線路開路；接地故障，又分為直接接地和經過渡電阻接地故障，工程實例表明，經過渡電阻接地發生較多，跨山區路段上的接地電阻不定，一般不超過300 Ω；雷擊故障，是指線路在遭受雷擊時，發生瞬間短路故障［10-11］。

向線路注入脈沖信號時，若線路未發生故障，線路阻抗處處相等，脈沖信號沿線路傳播直到線路末端發生第一次反射，當線路存在故障，故障處的阻抗與線路特性阻抗不同，形成阻抗不匹配點，脈沖信號將在該點發生全反射或部分反射，成為線路上除末端外的另一個反射點。反射脈沖的極性和大小由反射系數P表示，表達式為

式中：Z0為傳輸線故障點的阻抗；ZC為傳輸線的特性阻抗。

當線路無故障時，ZC＝Z0，P＝0，線路上無反射脈沖；當線路發生斷線故障時，Z0為無窮大，P＝1，脈沖在故障點發生全反射，反射脈沖極性與入射脈沖極性相同；當線路發生直接接地時，Z0＝0，P＝－1，脈沖在故障點發生負的全反射，反射脈沖極性與入射脈沖極性相反；當線路發生經過渡電阻接地時，由于存在過渡電阻脈沖在故障點發生部分反射，反射脈沖極性與入射脈沖極性相反。不同故障時入射脈沖與反射脈沖如圖4所示。

圖4 不同故障的反射脈沖波形

由于矩形脈沖較易形成，具有陡峭的上升沿和下降沿，便于處理，仿真采用此脈沖波形。脈沖寬度越窄，其所包含的頻率成分越高，波形易發生損耗甚至畸變，影響測試效果；寬度過寬則會使得發射脈沖與反射脈沖在近距離故障時相重疊，出現測試盲區［12］，根據多次試驗，取脈沖寬度t1=32 μs；脈沖幅值的選擇應既不影響測試性能，又能使測試距離盡可能遠，根據經驗取幅值為48 V的脈沖信號。

4 仿真驗證

4.1 仿真模型參數設置

為模擬直流接地極引線運行特性，利用電磁暫態仿真軟件PSCAD建立雙極平衡運行模式的高壓直流接地極線路模型，如圖5所示。

圖5 高壓直流接地極線路仿真參數模型

直流輸電系統電壓等級為500 kV，電流從換流變壓器經中性母線流出，通過平波電抗器以及電容C和電感H組成的諧波濾波器，進入接地極引線，并分別流入兩平行架空線路，在接地極線路末端經接地電阻R（電阻值為1 Ω）流入大地。接地極引線兩平行架空線的長度都為100 km，在線路上設置故障點，在M處安裝脈沖發射裝置以及檢測裝置作為故障相和非故障相的測量點，系統仿真頻率為1 MHz。

4.2 故障仿真

采用雙極運行方式，設故障起始時間為0.6 s，故障持續時間為0.2 s，tM為第一個故障反射行波達到的時刻；在tM1＝0.65 s注入幅值為正48 V的單極性脈沖，脈沖時長寬度t1＝32 μs，tM2為第一個反射脈沖回到測量端的時間。根據文獻［13］研究，行波在接地極線路中的傳播速度v為298 000 km／s。圖6～11中I1為故障線路電流波形，I2為非故障線路電流波形；V1為故障線路電壓波形，V2為非故障線路電壓波形。

4.2.1 斷線故障

以30 km故障為例，將仿真圖形用MATLAB進行數據處理與提取。

1）故障后，線路電流、電壓波形如圖6所示。圖中，第一條紅色虛線為故障發生時刻，第二條紅色虛線為tM時刻。

圖6 30 km斷線故障波形

由圖6（a）可知：tM＝0.600 098 144 s，則 Δt＝98.144 μs，dMFi＝29.247 km。

由圖6 （b）可知：tM＝0.600 097 933 s，則 Δt＝97.933 μs，dMFv＝29.184 km。

最終結果：dMF＝29.216 km， 測距誤差約為0.784 5 km。

由圖6可知，發生斷線故障時，接地極引線故障線的電流減小，非故障線的電流增大；兩線路的電壓都增大，且出現波動，對換流站設備的穩定運行有一定影響。

2）故障后，施加脈沖信號后線路電流、電壓波形如圖7所示，圖中第一條紅色虛線為tM1時刻，第二條紅色虛線為tM2時刻。

圖7 30 km斷線故障脈沖電流電壓波形

由圖7 （a）可知：tM2＝0.650 199 054 s，則 Δt＝199.054μs，dMFi＝29.659 km。

由圖7（b）可知：tM2＝0.650 198 933，則 Δt＝198.933 μs，dMFv＝29.641 km。

最終結果：dMF＝29.650 km，測距誤差約為0.350 km。

由圖7可知，故障線路和非故障線路脈沖電壓相同，其反射波形與入射波形極性相同，但脈沖電壓幅值受線路故障影響有所減小；脈沖電流在故障線路反射波形與入射波形相反，非故障線路的相同，因此在實際電路運行中通過波形極性判斷故障類型并計算出故障距離。

設置不同的故障距離，分析電流、電壓波形，分別用A型行波法和脈沖反射法計算故障距離，測距結果如表1所示。

表1 斷線故障仿真數據 km

多次仿真驗證表明，線路斷線故障時，A型行波測距法測距誤差較大，不影響時域脈沖反射法對故障點距離的測定，脈沖波形反映準確，測距精度較高，滿足故障測距的要求。

4.2.2 接地故障

由于接地極線路的接地電阻為1～1 000 Ω，仿真設置不同的過渡電阻值，以30 km故障、過渡電阻為1 Ω和90 km故障、過渡電阻為200 Ω為例進行仿真，結果如圖8～9所示。

圖8 30 km接地故障電流電壓波形（過渡電阻1 Ω）

圖8中第一條紅色虛線為故障發生時刻，第二條紅色虛線為tM時刻，由圖8（a）可知：tM＝0.600 099 443 s，則Δt＝99.443 μs，dMFi＝29.634 km。

由圖8 （b） 可知：tM＝0.600 099 443 s， 則 Δt＝99.443 μs，dMFv＝29.634 km。

最終結果：dMF＝29.634 km，測距誤差約為0.366 km。

圖9 90 km接地故障電流電壓波形（過渡電阻200 Ω）

由圖9可知，當過渡電阻為200 Ω時，故障電流電壓波形不明顯，無法計算故障距離。

由圖8～9得出，直流接地極引線發生接地故障時，故障線電流增大，非故障線電流減小，故障線和非故障線電壓變化相同，都減小。同時從兩種故障狀態的暫態波形可以看出，隨著故障點過渡電阻及故障距離的加大，故障暫態行波的幅值減小，甚至不明顯。

圖10 30 km接地故障脈沖電流電壓波形（過渡電阻1 Ω）

故障后，施加脈沖信號后線路電流、電壓波形如圖10～11所示。圖中第一條紅色虛線為tM1時刻，第二條紅色虛線為tM2時刻。

由圖10（a）可知：tM2＝0.650 198 886 s，則Δt＝198.886 μs，dMFi＝29.634 km。

由圖10（b）可知：tM2＝0.650 198 933 s，則Δt＝198.933 μs，dMFv＝29.641 km。

最終結果：dMF＝29.637 km， 測距誤差約為0.363 km。

圖11 90km接地故障脈沖電流電壓波形（過渡電阻為200Ω）

由圖11（a）可知：tM2＝0.650 600 805 s，則Δt＝600.805 μs，dMFi＝89.520 km。

由圖11（b）可知：tM2＝0.650 605 812 s，則Δt＝605.812 μs，dMFv＝90.266 km。

最終結果：dMF＝89.893 km， 測距誤差約為0.107 km。

由圖10～11可知，故障線路和非故障線路脈沖電壓變化相同，其反射波形與入射波形極性相反，但幅值受線路故障影響有所減小；脈沖電流在故障線路反射波形與入射波形相同，非故障線路的相反，因此在實際工程中通過波形極性判斷故障類型并計算出故障距離。

設置不同的故障距離，分析電流、電壓波形，經A型行波法和脈沖反射法計算故障距離，測距結果如表2所示。

表2 故障仿真數據 km

多次仿真驗證表明，接地故障過渡電阻較小時，A型行波測距法和脈沖反射法均能準確的實現故障測距，但隨著過渡電阻增大以及故障距離加長，故障行波變得不明顯，A型行波測距法測距難度加大且精度減小。雖然脈沖反射信號也會隨著過渡電阻的增大及故障距離加長而反射幅度減小，但并不影響對反射脈沖信號的識別判斷，并且可以通過加大脈沖信號的幅值克服這一問題，不影響故障測距。

5 結語

在分析高壓直流輸電工程接地極系統運行特性的基礎上，論述了脈沖反射法的工作原理，分析了脈沖信號在接地極引線上的傳播過程，接地極引線上易出現的故障及脈沖信號對不同故障行波的反射情況，利用PSCAD為仿真平臺對各種故障進行仿真，并用MATLAB進行數據處理與提取，對電流、電壓行波分別分析計算，仿真結果表明，脈沖反射法的應用范圍高于A型行波測距法，能夠判斷接地極引線的故障類型，準確地實現故障測距，能夠維持直流輸電系統的安全穩定運行。

在利用脈沖反射法進行故障測距時，因線路損耗及故障，反射脈沖波形易發生畸變，不利于反射波起始點的正確識別，可研究準確識別反射波起始點的方法進而提高測距精度；還可以在脈沖信號選擇、各種測距方法組合應用上做進一步研究。

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HVDC System Grounding Line Fault Location Based on the Pulse Reflection Principle

REN Pengfei，TAN Boxue，LIU Hui，JIANG Xiaodong
（School of Electrical and Electronic Engineering，Shandong University of Technology，Zibo 255049，China）

Aiming at the bipolar operation mode of the grounding wire，the pulse injection method for fault location is used. Propagation characteristics of the pulse signal and various faults that may occur on the grounding wire are analyzed.Based on PSCAD simulation platform，the high voltage DC system model is established to simulate all kinds of faults，and the data of simulation results are processed and extracted by MATLAB.Comparing among signals of the fault transient traveling wave，the impulse voltage and the current reflected traveling wave，the fault distance is obtained through the voltage and current wave，and the final result is got in an average way.Simulation results show that this method has wider range of application，higher waveform recognition degree and higher ranging accuracy compared to the transient traveling wave ranging method.

grounding wire；the pulse injection method；fault location；PSCAD simulation

TM755

A

1007－9904（2017）03－0019－07

2016-10-17

任鵬飛（1992），女，研究方向為電網故障監測與定位。