高壓直流輸電線路故障測距研究

羅高亮，仇攀

（青海萬立建設有限公司，青海 西寧市 810001）

高壓直流輸電線路故障問題發(fā)生概率較高，為延長線路運行期間的全生命周期，需要細致分析引發(fā)高壓直流輸電線路故障問題的原因，結合此原因制定出專項可行的技術防控對策，確保高壓直流輸電線路運行期間的安全性及平穩(wěn)性，確保與實際要求相符。

1 高壓直流輸電線路故障測距原理

由于高壓直流輸電線路運行環(huán)境極為復雜，在實際運行期間的故障發(fā)生概率更高。經(jīng)過實際調(diào)查研究發(fā)現(xiàn)，高壓直流輸電線路故障問題主要體現(xiàn)在雷擊、污穢、樹枝傾倒等方面。

在高壓直流輸電線路保護裝置檢測到故障后會自動啟動，達到預期定值，各項控制系統(tǒng)發(fā)出故障重啟命令。測距設施需要在故障發(fā)生后與重啟過程中的這段時間進行故障定位，為高壓直流輸電線路故障的解決節(jié)省時間并奠定堅實的技術基礎。

高壓直流輸電線路故障測距原理主要就是借助線路模型，分析電氣量及故障距離之間的關系。高壓直流輸電線路距離長，需要采用分布參數(shù)模型的方式，推導測距公式。

依照波動方程中的達朗貝爾解說原理，發(fā)現(xiàn)電壓與電流需要由行波疊加形成。行波是與時間及距離密切相關的物理量，距離與傳播時間就會受到波速的影響，因此需要固定觀測點，借助行波到達的時間信息推算出實際傳播距離，由于行波會在線路邊界及故障點處來回反射，呈現(xiàn)出周期性變化規(guī)律，因此借助新的信號頻率，也可以計算出線路連接到故障點之間的距離。

2 高壓直流輸電線路故障測距現(xiàn)狀

隨著社會經(jīng)濟與科學技術發(fā)展速度的不斷加快，在高壓直流輸電線路故障測距工作中，也衍生出了多種故障測距技術，如行波測距技術、固有頻率測距技術、故障分析技術等。

由于不同高壓直流輸電線路結構測距方程的切入點不同，因此測距方式體現(xiàn)出的優(yōu)缺點也更加顯著。要從根本上提高高壓直流輸電線路故障檢修水平，從根本上提高故障測距效果，需要選擇適宜的故障測距手段，不斷優(yōu)化故障測距方案。

具體而言，行波法測距結果的精準度高，但在實際應用期間經(jīng)常會出現(xiàn)波頭檢測失敗等問題；固有頻率故障測距法，不需要檢測波頭，實際運行期間的穩(wěn)定性強，但是，抗干擾能力較弱，經(jīng)常會出現(xiàn)測距死區(qū)情況；故障分析方式應用期間的穩(wěn)定性也較為顯著，但在實際應用期間會受到模型精準度等因素影響，導致測距精度有限，實際計算工作量巨大。

利用分布參數(shù)線路的波動方程構造結構也可以對高壓直流輸電線路進行檢測，但由于該技術多數(shù)應用在交直流輸電線路測距中，因此實際測距水平無法得到根本保障。

因此，從一定角度上來說，現(xiàn)行高壓直流輸電線路測距技術在實際應用期間均會出現(xiàn)各類問題。為從根本上保障測距技術水平，及時發(fā)現(xiàn)與解決存在于高壓直流輸電線路運行過程中的故障位置，還應當結合線路實際運行需求，選擇適宜的故障測距方案。

3 高壓直流輸電線路行波測距方式

直流輸電線路行波測試過程中，需要明確故障點距離到M端距離、線路總體長度、行波波速度、初始行波到達M端及N端的測量點。雙端行波原理測距過程如下圖所示。

圖1 雙端行波原理測距過程

在使用行波法測距過程中，還需要關注交直流線路行波測距的共性問題。具體而言，交流及直流線路行波測距共性問題主要體現(xiàn)在行波波頭識別、行波到達時刻的標定、波速度的確定等。

在波頭識別過程中，需要識別線路兩側初始行波的波頭，配合使用導數(shù)法、小波轉換法、數(shù)字形態(tài)發(fā)動方式，有效解決波頭識別期間存在的端點效應、模態(tài)混疊等問題。

在開展波頭到達時刻的標點工作中，由于行波具有色散效應，會導致波頭變緩，因此，需要結合高壓直流輸電線路運行的特征，制定出專項可行的問題解決方案。將行波信號分解到各個頻帶，要求各頻帶中的衰減系數(shù)與波速度為常數(shù)，選取行波信號中能量相對集中的波帶進行測距。配合使用擬合技術方式，將傳播系數(shù)表示出來，從而對畸變后的行波波頭進行矯正處理。

注重對波速度進行嚴格管控。依照高壓直流輸電線路行波單端或雙端技術原理，對波速度進行精準計算，以便快速找尋到故障發(fā)生位置。在安裝行波測距裝置過程中，應當采用經(jīng)驗值與檢測方式相結合的方式確定波速度、增加測距波頭數(shù)量，借據(jù)分布式行波測距原理，從根本上提升波速度在線檢測水平。

與其他故障測距技術相比，行波測距技術被更加廣泛地應用在高壓直流輸電線路故障定位中，是當前精準度最高的測距算法。國家及有關部門針對行波測距裝置頒布了較為詳細的行業(yè)標準，使測距裝置的最大誤差控制在3千米。但由于線路邊界控制不當，也會導致波頭畸變問題，因此需要對行波檢測技術手段進行進一步完善與優(yōu)化。

4 高壓直流輸電線路固有頻率測距方式

4.1 固有頻率測距方式原理

固有頻率測距方式最早誕生于20世紀70年代末，基于故障行波頻譜、故障距離及線路終端結構。在頻率成分組成的行波波譜內(nèi)，頻率成分可以體現(xiàn)出故障波譜的固有頻率，最低頻占有的比重最大，是行波波譜的主要組成部分，在線路中端為開路狀態(tài)下，行波波譜與故障距離數(shù)值存在確定的函數(shù)關系。

在使用故障頻率測距方式期間，需要注重收集故障距離、第N次故障頻率、下線路末端及故障點處的反射角、具體取值與固有頻率的次數(shù)有關。

4.2 固有頻率測距技術應用現(xiàn)狀

固有頻率測距技術應用在高壓直流輸電線路中，還需要注重保障固有頻率數(shù)值的精準度。現(xiàn)階段應用在行波固有頻率計算中的方法主要為傅里葉變換法、多信號分類算法、小波變換法等。由于高壓直流輸電線路外部邊界較為復雜，對測距數(shù)據(jù)的精度影響較大。

與行波測距方式對比分析，固有頻率方式不必進行波頭識別，因此可以規(guī)避波頭識別與波頭標定期間的誤差問題。但在存在干擾信號的情況下，信號產(chǎn)生的多個頻點能量會高出固有頻率能量，導致測距結果出現(xiàn)誤差問題。

5 高壓直流輸電線路故障分析測距方式

依照高壓直流輸電線路距離長、直流電氣量不具備工作頻率的特征，在開展高壓直流輸電線路故障分析測序工作過程中，需要配合使用分布參數(shù)模型，利用時域量故障分析的方式進行故障測距工作。

在使用故障分析測距方式過程中，需要細致分析故障條件下電壓及電流的沿線分布特征，以求出故障點位置。借助沿線電壓分布的直流輸電線路雙端測距算法，從根本上提升故障分析結果的精準度、故障分析測距方式需要利用輸電線路波動方程，得出電氣量的沿線分布數(shù)值，輸電線路模型誤差問題是導致分析結果不精準的重要因素之一。因此為從根本上提升故障分析測距技術在實際應用期間的可行性，還需要配合使用時域故障分析方式，改善線路參數(shù)不準確問題。

通過分析不同高壓直流輸電線路故障測距手段，發(fā)現(xiàn)固有頻率及故障分析方式當前處于仿真研究階段，為從根本上提升故障測距結果的精準度，還需要將此兩種技術作為行波測距的輔助算法，以切實保障測量結果的精準度，形成更加完善的組合測距模式。通過引進更加先進的故障測距設施，使測距結果能夠真實反映出直流輸電線路實際故障問題，為后續(xù)故障維護方案的制定提供重要理論依據(jù)。

6 結語

總而言之，通過細致研究高壓直流輸電線路運行現(xiàn)狀，發(fā)現(xiàn)導致線路故障問題的原因較為復雜。為從根本上提高高壓直流輸電線路運行水平，還需要細致分析不同故障測距技術應用效果，從根本上保障故障測距結果的全面性及精準性。具體來說，行波測距方式發(fā)展較為成熟，但存在檢測結果可靠性較差、精度有待提升等問題；固有頻率與故障分析方式的穩(wěn)定效果好，但是存在檢測死區(qū)的問題。為切實保障高壓直流輸電線路檢測水平，還需要重點關注故障測距技術的優(yōu)化工作，研發(fā)出更多的組合測距技術。