高压直流输电线路故障定位研究综述

雷朝煜，郝良收, 戴甲水, 张 镭,王 轩，崔春艳，亓金成，汤晓君

高压直流输电线路故障定位研究综述

雷朝煜1，郝良收1, 戴甲水1, 张 镭1,王 轩2,3，崔春艳2,3，亓金成4，汤晓君4

(1.中国南方电网超高压输电公司天生桥局，贵州 兴义 562400；2.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司，江苏 南京 211106；3.北京市直流输配电工程技术研究中心(中电普瑞电力工程有限公司)，北京 102200；4.西安交通大学电气工程学院，陕西 西安 710049)

高压直流输电是我国的重点发展方向之一。快速、准确的高压直流输电线路故障定位对保障高压直流系统运行可靠性、减少停运时间具有重要意义。对目前应用于高压直流输电线路以及柔性直流配电网故障定位的主要技术，包括行波测距法、固有频率法、故障分析法和非精确同步测距法，进行了详细的分析和综述。探讨了不同故障定位技术在高压直流输电线路故障定位应用中的优缺点。结合传感器技术、计算机技术与人工智能技术的发展趋势，对高压直流输电线路故障定位技术的未来发展进行了展望。该研究给高压直流线路故障定位方法的研究者提供了良好的参考。

高压直流输电线路；故障定位；柔性直流配电网；固有频率法；故障分析法

0 引言

由于具有输送容量大、输电距离远等特点，高压直流输电系统是解决我国一次能源与负荷中心逆向分布的关键[1-2]。随着“碳达峰-碳中和”正式成为国家战略，跨区输送清洁能源的力度将进一步加大，高压直流输电工程将在构建坚强智能电网中发挥重要作用。

受经济因素影响，除海上输电项目外，高压直流输电线路仍以架空线路为主。在我国，由于跨区输送距离较长，直流输电线路要穿越复杂地形和特殊环境地区，导致其运行环境恶劣，受自然灾害和气候因素影响，输电线路故障率较高。而且，故障发生后，由于故障巡线距离远，巡查难度较大，严重影响系统运行稳定性[3]。而快速、准确的故障定位可以帮助快速隔离故障[1]，排除双极闭锁[2]等故障，从而减少故障恢复时间，对高压直流输电系统的稳定可靠运行具有重要意义。

现有的高压直流输电线路故障定位方法主要分为行波法、固有频率法和故障分析法[4]。其中行波法具有测距精度高、适用范围广、同时具备保护与测距功能等优点，因此应用最为广泛[5-7]。本文将结合国内外最新研究成果，对高压直流输电线路故障定位技术进行归纳论述。同时，基于研究现状，结合传感器技术、人工智能等，对高压直流输电线路故障定位法的技术发展进行展望。

1 行波测距法

1.1 行波测距法原理

当输电线路发生故障时，受导线分布电容和电感影响，故障点产生向线路两侧传播的行波，即为故障行波。利用故障行波的传播特性检测故障行波波头，以及行波波头到达的时间差和介质中波速进行计算即可实现对故障点的精确定位[8]。从行波法原理上可分为单端法和双端法。单端行波测距法的原理如图1所示。

图1 单端行波法原理示意图

图1中，F为故障点，A点为行波测距终端安装位置，B点为对端边界，为故障点与行波测距装置的距离。当线路故障发生时，利用行波波头与反射波到达时间差进行故障精确测距。

双端行波测距法原理图如图2所示，F为故障点，A点与B点为行波测距终端安装位置，为故障点与行波测距装置的距离，为AB两点间的线路长度。双端行波测距法检测故障初始行波波头的到达时间就能完成测距，受过渡电阻和线路分布电容的影响较小，因此实际应用中以双端测距法为主[9]。

图2 双端行波法原理示意图

1.2 行波测距法受限因素及克服方法

影响行波测距精度的主要因素包括故障行波波头识别和行波波速选取两个方面[10]。

1.2.1行波波头识别

对于高压直流线路，若行波传播距离过长，受行波色散[11]影响，故障初始行波波头在传播过程中高频分量的幅值逐渐减小，发生畸变。在高过渡电阻情况下，高频分量由于幅值较小而难以被测距终端捕获。受高压直流线路两端边界效应影响，故障初始行波在对端母线的反射波发生衰减和畸变[12-13]。针对行波波头识别这一问题，科研工作者和工程技术人员做了大量研究和探索，目前常用的故障行波波头的识别方法主要有小波变换法[14-16]、数学形态法[17-19]、希尔伯特-黄变换法[20-22]、红绿色彩模式检测法[23]和快速独立分量分析法[24]等。各方法的优缺点如表1所示。

表1 不同行波波头识别方法的优缺点

1.2.2波速影响处理

为解决由趋肤效应和线路频变特性引发的波速误差问题，文献[25]在分析了故障行波初始波头波速度与故障距离关系的基础上，提出一种考虑波速变化特性的新型测距方法，利用波速度与故障距离的函数对应关系，有效降低波速度随故障距离变化导致的定位误差。文献[26]利用牛顿插值算法补偿波头时刻与波速的匹配问题，将补偿波速代入测距公式，得到逐步逼近真实故障距离的测距结果。文献[27]提出一种不受波速影响的单端行波测距方法，记录故障初始波头、故障点的反射行波波头和对端直流母线的反射波波头的到达时间，通过联立方程消去波速度，避免波速度变化带来的影响。文献[28]通过分析发现线路参数的频变特性和行波波头的衰减造成行波波速与故障距离呈非线性关系，利用神经网络的非线性拟合特性，减小了行波波速变化导致的测距误差。

尽管行波测距法技术积累较为成熟，但是在实际应用中，现有基于故障行波的测距方式受过渡电阻的影响较大，存在波头检测失败的风险，且若装置出现故障，无法在故障发生后进行二次故障定位。因此，为提高行波法测距准确性，研究人员除了提高波头识别率，减小波速的测距影响之外，还对其他缺陷做了大量研究。

1.2.3多测点行波测距法

目前行波测距装置一般安装在高压直流线路两端的整流站和逆变站内。理论上，这种安装方式可满足双端行波测距法的实施，但对于长距离输电线路，由1.1节的分析可知，仅采用站-端获取的行波信息进行故障测距结果存在较大误差，解决该问题的直接方法便是在线路上安装多个行波测距装置，减少故障行波到行波测距装置的传播距离，即多测点行波测距法。

多测点行波测距法将输电线路分为多个测距区段，故障点近端的多个行波测距装置的数据可以对故障点进行精确定位[29]。文献[30]使用Rosowski线圈作为行波检测单元，利用邻近故障点的3个检测点获取的故障行波到达时刻数据减少了波速度和线路长度变化对故障测距精度的影响。文献[31]利用空间磁场传感器实现非接触式故障行波采集，克服了在高压直流输电线路中沿线布置测距终端安装与维护困难的缺点。

多测点行波测距法可以避免在长距离输电线路上因波速度变化和故障行波传播损耗带来的测距误差，仅需在线路上安装多个行波测距装置即可实现。多测点行波测距法的测距原理仍基于双端测距方法，较为简单，可靠性较高，且适用于多端直流输电线路。因此，多测点式行波测距法具有很好的应用前景。但是，受高压直流系统的线路属性和传感技术的制约，目前还未有能推广应用的测距装置，该技术的实用化问题还需要进一步研究。

1.2.4主动式行波测距法

对于高压直流系统，主动式行波测距法最先用于对接地极引线故障测距[32-33]，待故障暂态过程结束后，通过中性母线处向线路注入脉冲信号，检测信号时域反射来定位故障[34-35]。相比于被动式行波测距法，脉冲注入法需要额外的脉冲产生装置，且对注入脉冲信号要求较高。随着电压源换流器(Voltage Source Converter, VSC)技术的发展和模块化多电平换流器的应用，利用换流器等电力电子设备实现对故障线路的测距信号注入成为可能[36]。文献[37]通过控制MMC的子模块产生行波脉冲，避免了过渡阻抗对故障点反射波的影响，同时由于产生的行波脉冲高度可控，可在正常运行时对该脉冲在输电线中的波速度进行测量，避免线路参数的频变特性对波速度的影响。

虽然主动式行波测距法是基于单端行波测距法原理的，但是永久性故障往往是金属性故障。因此，主动式行波测距法不受过渡阻抗的影响，只需检测注入信号与故障点的反射波即可实现故障测距，理论上准确度较高。此外，同利用故障行波进行测距相比，主动式行波测距法具有高可控性、可重复性等优点，也可作为换流器重启的参考，对线路器件具有一定的保护作用。

行波测距法整体上具有较高的测距精度，因此得到了较为广泛的应用和研究[38-39]，但是受线路类型、故障类型、接地电阻和线路系统参数等因素的影响，其对采样率要求较高，且受行波特性的限制，存在检测失败的风险。因此，这种方法还需要辅助手段进行故障定位以提高可靠性。

2 固有频率法

输电线路发生故障后，故障行波在故障点和线路两端多次反射，形成故障暂态行波，在频域上表现为一系列具有特定频率的谐波，该频率被称为固有频率，其大小与故障距离和边界条件有关。与交流输电系统相比，电压源换流器型直流输电系统的固有频率信号更强、更稳定[40]，更适合利用固有频率法进行故障测距。固有频率法虽然无需对故障行波的波头进行识别，但仍需要对固有频谱进行准确提取。近年来，研究人员常将固有频率法和智能算法结合以解决故障行波的固有频率提取问题。

基于固有频率的故障定位智能算法主要包括PRONY算法及其改进算法[40-42]、神经网络法[43]、多重信号分类算法(MUSIC)[44]、小波包分解法[45]以及上述方法组合形成的新方法。

PRONY算法或其改进算法解决了故障行波的固有频率因易受噪声干扰而难以获取的问题，仅利用单端数据且无需传统的固有频率法所需的线路参数，不受线路依频特性的影响，可适用于长距离输电线路[40-42]。固有频率结合BP神经网络的测距算法，利用神经网络的非线性拟合特性，解决固有频率难以精确提取的问题[43]。

MUSIC提取固有频率信号方法，能够有效应对近端发生故障时产生的高频信号，所需数据窗较短[44]。文献[45]利用小波包分解提取故障暂态电压信号的频谱能量对PSO-RBF混合神经网络进行训练学习，该方法能够充分利用行波频谱能量所包含的故障信息，结合粒子群算法和径向基函数神经网络的优点，训练时间短、收敛速度快。为减少数据窗短造成的测距误差，文献[46]提出一种利用重合闸重合期间残余电流开关结合固有频率法进行定位的新方法，该方法先利用残余电流创造较长的暂态数据窗，然后利用MUSIC算法提取固有频率和次频率对故障位置进行粗略估计和精确定位。该方法可实现对永久性故障的精确测距，能够将估计结果和精确定位结果进行相互验证，解决了MUSIC算法导致的虚假谱峰现象。

也有研究人员利用固有频率法和行波测距法的互补特性提出一种混合方法，再利用固有频率法进行粗略测距，确定故障初始行波到达的时间范围后，利用集成经验模态分解得到波速相对稳定的高频行波分量，进行精确测距[47]。

固有频率法无需对故障初始行波波头进行识别，因此可靠性较高，且可与行波测距法进行互补，无需再增加检测仪器，是行波法失效时最理想的辅助测距手段。但是，这种方法需要对固有频率进行可靠提取，且测距精确度同样受行波波速的影响。目前的解决方案主要集中于利用神经网络和其他算法结合的方法，但这些方法所需运算时间较长，目前的研究仅限于仿真阶段，还难以应用于实际工程。

3 故障分析法

早期应用于高压直流输电线路的故障分析法主要基于分布参数模型，故障发生后，利用单端或者双端测得的电压、电流值计算沿线电压、电流分布，并求取过渡电阻阻值，以进行故障定位[48-49]。与行波法相比，故障分析法可利用故障过程中任意一段数据实现故障定位。但是，由于采用Bergeron模型测距精度受线路特征阻抗影响较大，为提高模型的精确度，文献[50]将线路电阻作为分布参数计入直流输电线路模型，利用麦夸特法实现对线模信号的高阶求导，减少求导过程中产生的误差，同时在判据中引入粒子群算法，便于结果输出。该方法所需采样率较低，且所需数据窗短，便于工程实现。

此外，若采样率较低，故障分析法容易造成在线路两端存在测距死区的问题。对此，采用S变换提取行波首波头高频分量累加值作为定位判断依据，并利用小波Teager能量算子精确测距，测距结果不受故障状况、噪声和负载的影响[51]。

文献[52]针对MMC-HVDC输电系统中的单极接地故障，提出一种基于频变参数模型的单端故障测距方法。该方法在证明虚拟线路阻抗仅在故障点处恒定的基础上，提取故障信息中的直流分量和三次谐波分量，在频域下计算沿线电压和电流分布，结合测距函数进行一元线性回归，实现了故障精确测距。该方法对采样频率的要求较低，具有较高的可靠性。文献[53]提出利用混合式MMC换流器进行主动式探测信号注入实现故障分析法的故障定位方法。通过向直流线路中注入特征频率的正弦信号，利用故障分析法的参数识别定位原理实现故障位置的精确定位，并且定量分析了注入信号的特征选择，提出详细的定位流程，进一步完善了利用换流器子模块进行主动式故障测距的理论方法。

整体而言，利用故障分析法对线路故障进行测距的前提是需要对线路参数进行精确测量与计算，且受线路依频特性影响，测距误差较大。为此，目前主要采用人工智能方法提高故障定位精度，但人工智能方法计算量大，尚未形成实用性好的有效方法。

4 非精确同步测距法

为达到更高定位精度，行波法一般借助于GPS保持时间同步。故障定位准确性取决于对故障波形到达时间的准确检测，一旦发生时间不同步情形，则会定位失败。文献[54]针对GPS信号丢失情形提出一维卷积神经网络(1D-CNN)的故障定位方法，在整流侧和逆变侧提取解耦的故障电压线模分量，通过经验模态分解处理信号并训练CNN模型，利用CNN的分类机制和线性回归机制实现故障定位。该方法能够在800 km线路上识别接地电阻5 200W的故障，定位平均误差小于170 m。

文献[55]考虑了两端测量的非同步性和线路参数的不确定性，提出高压直流输电线路时域故障定位算法。通过Bergeron线性模型构造时域故障定位方程，零时间参考点设为行波波头两端到达采样点的位置，所有采样点的时间标记随时间基准为零而变化。所以两端测量的时间差等于行波波头两端到达的时间差。基于以上分析，结合Bergeron时域故障定位方法的行波故障定位方法适用于非同步状态性的故障监测。为了提高该方法的性能，引入了不同频率间波速比系数和数字带通滤波器，仿真和测试结果表明，该方法在GPS信号丢失的情况下也能准确定位高压直流输电线路的故障。

在GPS信号非同步情形下进行高压线路故障测距，大多采用预测算法模型以及深度学习来训练并提高识别效率，且在长输线路的高阻值有着极好的应用效果。

5 柔性直流电网的故障测距法

柔性直流输电故障有着电气振荡迅速、电流上升速度快且无基波主频特点，要求故障测距技术数据采集窗口窄、定位精度高。面对VSC(电压源型变流器)双端柔性直流配电网的单极、双极故障，文献[56]提取VSC直流侧电容暂态放电电压数据，进而能够快速实现故障测距，该方法在20 kHz采样频率下可实现过渡电阻100W故障点测量，误差率低于1%。但由于暂态分析法需要双端数据信息，对时钟同步要求高，系统设计繁琐，目前有一定的应用限制。

与VSC相比，MMC(模块化多电平变换器)不需要外接母线电容。文献[57]等效故障两侧环路的RLC串联电路，控制双端MMC子模块提供初始电压，提取子模块电容电流最大值和电压，公式推导的故障距离与电容电流电压相关，而与初始电压无关，从而避免了非同步信息的干扰。

由于柔性直流配网结构复杂，电缆与架空线的混合连接导致故障暂态特征复杂，尤为依赖可靠的通信手段，技术难度要求进一步提升。文献[58]利用限流电抗器为直流线路边界，比较电抗器两端电压变化率比值和差值，提出了一种基于本地信息的故障区间判别方法及逻辑，故障定位误差在2%以内。

行波测距和基于贝瑞隆模型的测距有相同采样频率要求，与之不同的是，文献[59]提出的频变参数模型，从频域转换到时域，可以免受过渡电阻和分布电容的影响，能够取得精度更高的测量距离。

以上方法均依赖于边界元件做约束条件，而文献[60]对于无明显边界元件的柔性直流线路故障测距给出了解决思路。该文结合突变量方向启动判据和数学形态学的零-线模时差识别算法，提出一个就地测距单端保护原理，不依赖双端通信。

柔性直流配网故障测距技术仍然处于起步阶段，现有文献提到的故障定位方法，主要停留在理论研究层面，缺乏实际验证，大部分方案还需进一步的研究才可以投入应用。

6 展望

目前，实际应用于高压直流输电线路故障定位的方法仍以故障行波作为判据的行波法为主，但其受故障行波特性限制，在长距离的高压直流输电线路中误差较大，存在测距失败的风险，且测距过程中需要人员参与故障行波波头到达时间的标定，难以实现自动化。随着多端电压源高压直流输电系统的建设，高压直流输电线路的结构将会更为复杂化；在全球气候异常的背景下，长距离输电线路的故障率将会进一步上升，且存在同一时间段内发生多次故障的可能，进一步增加故障定位的难度。因此，无论是从提高定位精度还是从可靠性出发，都应在现有应用技术的基础上做进一步提升，以满足工程需要。

1) 多端行波测距

随着微电子与传感技术的发展，行波测距装置的安装位置将不再局限于“站-端”，可在高压直流输电线路应用多端行波测距法，将线路分为多个测距区段，减少线路长度和边界特性对行波波头和波速度的影响。

工程应用中不可避免地要考虑成本、器件的体积和重量，目前多端行波测距应用尚未推广，其中重要的一个因素就是成本偏高，有的传感器的重量和体积难以满足线路安装。但随着传感器技术等的发展，成本将逐步下降，体积进一步减小，环境适应能力等性能进一步提升[61]，多端行波测距法有望得到进一步的推广应用。

2) 主动式行波测距

高压直流输电系统具备使用换流阀产生的行波进行测距的基本条件，且换流阀高度可控，无需外加信号注入装置，可利用换流阀进行主动式行波测距，避免因故障过渡电阻过大导致故障初始行波未达到检测装置的动作要求而造成测距失败；若与多端行波测距法搭配应用，可利用行波到达测距装置的时间差确定行波的波速度，同时减少因长距离线路造成的误差。

3) 利用行波的色散进行故障定位

在现有的大多数直流线路故障定位方法研究中，行波色散会带来负面作用[11]。实际上，故障初始行波的波头中包含大量故障位置信息，对其进行分析也可以实现目标。例如，文献[62]对故障初始行波的曲率和高频量衰减特性进行研究，发现故障初始行波和其高频量衰减与故障点到测量点的距离有关，进而推导出相关公式，计算出故障点的精确位置。利用故障初始行波波头的特性进行故障定位，无需对时系统和故障点的反射波，可靠性较高，可能是一种有前景的直流线路故障定位方法。

4) 人工智能技术应用

固有频率法和故障分析法需要有人工智能方法予以辅助。目前的应用尚处于拿来主义阶段，其现状是因计算量过大，处理器计算能力不足，完成这些计算所花费的时间长，难以满足技术要求。对此，有两条路径可予以解决。一方面，随着计算机技术的发展，处理器的计算能力越来越强，计算能力获得进一步的提升；另一方面，随着研究的进一步深入，充分利用应用背景条件，并将其与现有人工智能方法相结合，有助于降低人工智能方法的计算量，从而提升固有频率法和故障分析法的实时性，从而使其得到实用化。

整体而言，充分利用人工智能技术研究成果，尤其是深度学习的非线性拟合特性，可提高固有频率法和故障分析法的工程应用性。

5) 多种线路故障定位方法综合应用

随着传感器技术、计算能力与直流线路故障定位智能方法的提升，固有频率法和故障分析法可与行波测距法相互补充，形成多种定位法的综合应用，从而进一步实现高压直流线路的自动故障定位，避免因人工识别和标定造成的测距误差，同时为高压直流输电系统的智能化提供基础。

6) 直流电力系统多类故障综合分析

直流电力系统的故障类别较多，除了线路故障类别本身包含多类外，直接影响线路故障识别的还有断路器和换流阀故障[63]，甚至交流侧故障[1]。目前的研究大多针对某种特别故障的识别与处理来开展。直流电力系统的故障呈现多样化，要实现直流电力系统的快速恢复，需要快速准确地定位整个系统的各类故障，这就要求故障识别方法覆盖范围更为广阔。某一线路的故障识别定位方法，必须能将直流断路器故障、换流阀故障以及交流侧等其他故障纳入识别范围，且有足够的能力将这些故障带来的干扰排除在外。

7 结论

长距离高压直流输电线路的安全稳定运行对解决我国一次能源与负荷中心呈逆向分布问题、达成“双碳”目标具有积极作用，而快速准确地定位故障发生位置是保障长距离高压直流输电线路供电连续性的关键。本文对现有的高压直流输电线路故障定位方法进行了较为全面的总结和分析，并对技术的发展做了展望。

1) 现有高压直流输电线路故障定位技术中，行波测距法较为成熟，且在高压直流输电系统应用广泛，目前需要提高其在长距离输电线路的精确度和可靠性。

2) 随着处理器计算能力的提高以及智能算法的不断发展，固有频率法和故障分析法应用于实际工程的可能性不断提升。这两者与行波法具有较好的互补性，未来可能形成直流线路故障定位的多种方法综合应用的格局，从而大幅提升定位的准确性。

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A review of fault location methods in HVDC transmission lines

LEI Zhaoyu1, HAO Liangshou1, DAI Jiashui1, ZHANG Lei1, WANG Xuan2, 3, CUI Chunyan2, 3, QI Jincheng4, TANG Xiaojun4

(1. China Southern Power Grid Co., Ltd. Tianshengqiao Bureau of EHV Transmission Company, Xingyi 562400, China;2. NARI Group Corporation (State Grid Electric Power Research Institute, Nanjing 211106, China; 3. Beijing DC Transmission and Distribution Engineering Technology Research Center (China-EPRI Electrical Engineering Co., Ltd.),Beijing 102200, China; 4. School of Electrical Engineering, Xi’an Jiaotong University, Xi’an 710049, China)

High voltage direct current (HVDC) power transmission is one of the key development directions in China. Fast and accurate fault positioning of the HVDC transmission line is of great significance in ensuring operational reliability of the HVDC system and reduce shutdown time. The main technologies for fault positioning of an HVDC transmission line and flexible DC grid, including wave distance ranging, inherent frequency, fault analysis and the non-synchronous fault location method, are introduced and analyzed. The advantages and disadvantages of different fault positioning technologies are discussed. Finally, the future development of HVDC transmission lines is discussed by combining with the development trend of sensor, computer and artificial intelligence technology. This paper should provide a good reference for researchers working on fault positioning methods for HVDC transmission lines.

HVDC transmission lines; fault location; flexible DC grid; natural frequency method; fault analysis method

10.19783/j.cnki.pspc.211228

国家重点研发计划项目资助(2018YFB0904700)

This work is supported by the National Key Research and Development Program of China (No. 2018YFB0904700).

2021-09-06；

2022-01-05

雷朝煜(1985—)，男，本科，工程师，从事高压直流系统运行维护工作；E-mail: 18685900211@163.com

郝良收(1987—)，男，本科，工程师，从事高压直流设备运行及维护工作；E-mail: haoliangshou@163.com

汤晓君(1973—)，男，通信作者，博士，教授，主要从事智能传感器、电力设备状态监测与评估技术研究工作。E-mail:xiaojun_tang@xjtu.edu.cn

(编辑 葛艳娜)