试述输电高压直流输电线路故障定位策略大专

论文导读：
摘要：随着国家直流输电技术的发展，如何确定高压直流输电线路故障位置已经成为故障处理过程中必须解决的问题。本文结合直流输电的特点和发展，对高压直流输电线路发生故障的位置确定提出了行之有效的解决方法。
关键词：高压直流 输电线路 故障定位 绝缘水平

1、直流输电线路的故障

雷击、污秽或树枝等环境因素往往会造成直流线路绝缘水平降低，这种现象引起的对地闪络即是直流线路故障的主要原因。直流线路对地短路瞬间，从逆变侧检测到直流电流且直流电压均下降，而从整流侧检测到直流电流上升且电压下降直流。
在直流线路遭受雷击影响时，根据异性相吸、同性相斥的原则，因为直流输电线路中两极电压的极性相反，电云会向不同极性的直流线路放电，所以对于双极直流输电线路，两极几乎不可能同时同地遭受雷击。直流线路遭受的雷击使直流电压瞬时升高后下降，一旦上升的瞬时电压使某处绝缘无法承受，直流线路对地闪络放电现象亦随之产生。
倘若直流线路杆塔绝缘性能下降，也会产生对地闪络，如果不采取措施中断直流电流源，想要熄弧将变得十分困难。而且电压的突然变化会造成线路的突然放电，输电线路将随之产生涌流，这些波的不断反射会导致线路上产生高频暂态电压电流。
除了上述故障外，直流线路还可能存在高阻接地、直流线路、交流线路碰线和直流线路断线等故障。

2、高压直流输电线路故障测距的方法

2.1 方法概述

目前高压直流输电线路故障后的测距主要依靠行波故障定位技术，长期以来，人们似乎也已经接受行波故障定位是高压直流输电线路故障定位的唯一可靠方式。行波测距是通过输电线路的分布参数，和暂态行波在故障点与测量点之间的传播时间来实现故障定位的。故障测距一般有两种方法，即单端行波测距法与双端行波测距法。
⑴单端行波测距：单端行波测距只利用保护安装点一侧电气分量的暂态行波来计算。其关键之处在于初始行头与故障点反射回测量点时间差的准确性，即：
（1-1）
式中： 表示故障点到保护安装点的距离； 表示故障电气分量的初始行头第一次到达测量点的时间； 表示故障电气分量的初始行头从故障点反射回测量点的时间； 表示行波的传播速度。
传统的单端行波测距算法众多，包括：求主频率法、相关法、匹配滤波器法、导数法等。由于行波中频谱最强的分量决定故障距离，主频率法依据较长时间段考察行波频率范围，从而降低所求行波主频率并影响定位精度；相关法主要建立在通过互相关函数求得到达母线行波和从故障点反射回母线时间的差值；通过导数法判定行头是否到达母线的依据是保护安装处电气分量行波的一阶、二阶导数值与整定值的大小关系，该方法常应用于行波中含有高频分量的故障，但其精度易受噪声影响；匹配滤波器法主要基于相关法，行头分量一般通过高通滤波器反映，可提高故障测距的可靠性和精度。
⑵双端行波测距：双端行波测距法计算故障位置的原理是根据故障行波到达线路两端时间差，测距的精度基本不受故障类型，故障位置，过渡电阻，线路长度等因素的影响。原理公式可表示为：
分别表示行波行至两端的时间。由上可知，专用的时间同步单元是双端法不可或缺的一部分，通常可采用GPS全球定位系统。

2.2 方法评估

作为已被人熟知的两种行波测距方法，单端法与双端法互有优劣。相比于后者，前者的成本降低一半以上；后者需要GPS全球定位系统和专门的两端通信通道，而前者则不需要，且实时性更高；前者测距不受时间同步的影响，但只有当能确保故障点反射或折射回测量处行头的准确性时，其测距精度才能满足电力系统对于精确故障定位的要求，而后者误差可在500 m以内，能够满足电力系统对于精确故障定位的要求，其测距结果精度高；就原理而言，前者存在较大的缺陷，在故障情况和多线路结构下无法进行测距，并存在测距死区的问题，而后者在测量多回线路结构系统的故障定位时，需要单端行波法作为补充；由于后者两端母线都只需检测初始行头，因此电弧特性、系统运行方式、分布电容及负荷电流等对测距不会造成大的影响，相对于前者而言其结果的可靠性更高。
另外，由于在特征阻抗变化点，行波的折反射情况复杂，而且非故障线路长度有限，行波分量从测量点折射过去之后会在一定时间内折射回故障线路，导致再反射的产生，测距误差大小会因反射和折射行波相混淆而难论文导读：与采样率有关，由于传输线的波速略低于光速，当行波测距装置源于：论文例文www.7ctime.com具有较高的采样频率时，定位精度才会相应提高。3、结语高压直流输电依旧占据了我国输电中很大的一部分，在其故障定位过程中，务必综合考虑多方面因素，根据现场情况需求最合适的故障定位测距方法，在保证安全的基础上，秉承可靠经济
以确定，这些因素给单端法的精确故障测距带来了不小的困难[3]。一般输电线路长度参数通过设计或实测得到，这两种方式会有所差别，而且因为参数的测量对实验条件要求很高，参数结果往往不够准确，可以用双端法通过区外和区内故障校核输电线路实际长度，这对继电保护的整定计算具有重要意义。

2.3 存在的问题

以上两种测距方法都具有相应速度快，且理论上不受接地电阻、线路类型、故障类型、两端系统参数的影响，具有很高的测距精度，但依然存在一些无法回避的问题：
⑴行波故障定位的精度会受到波速的影响，因为行波故障定位通过检测波头到达测距装置安装点的时间来进行，定位的精度依赖于波速的准确性。
⑵由于行波故障定位检测的是行头，如果故障发生时行波不存在或检测失败，故障定位将无法进行。例如：高阻接地时暂态行波信号微弱，无法进行行波故障定位；由过渡电阻引起的故障可能出现因暂态行波信号微弱而行波故障定位无法进行。
⑶任何导致行头无法检测的情况产生后，将无法进行行波故障定位，且波头以后所有的故障暂态数据也无法用于故障定位。
⑷行波故障定位的精度与采样率有关，由于传输线的波速略低于光速，当行波测距装置源于：论文例文www.7ctime.com
具有较高的采样频率时，定位精度才会相应提高。
3、结语
高压直流输电依旧占据了我国输电中很大的一部分，在其故障定位过程中，务必综合考虑多方面因素，根据现场情况需求最合适的故障定位测距方法，在保证安全的基础上，秉承可靠经济高效的原则，充分利用先进的技术手段，准确的完成定位任务。
参考文献
浙江大学发电教研组直流输电科研组编.直流输电[M].北京：水利电力工业出版社，1985.
葛耀中.新型继电保护和故障测距的原理与技术[M].西安：西安交通大学出版社，2007：257-301.
[3]李兴源.高压直流输电系统的运行和控制[M].北京：科学出版社，1998.68-71.