Abstract: Transmission line fault diagnosis and location is one of the key technologies to ensure stable operation of power systems and quickly recover from power system failures. In order to guarantee the reliable operation of DC transmission system, a distributed fault location method based on 5G communication is proposed for HVDC transmission lines. Using the electric quantity measured by measuring devices in the distributed measurement system as the original information of fault location, the polarity of traveling wavefront and arrival instant of first fault traveling wavefront are determined by improved Hilbert-Huang transform (IHHT). The fault location equations of HVDC transmission Line are configured based on time difference of sequential measuring devices, and fault location is precisely located based on the fault location equations. Based on 5G communication technology and time difference of multiple measuring points, the accuracy of fault location is independent of accurate line parameters and traveling wave velocity, and this method has a good prospect of engineering application. The method has been performed for a large amount of simulation cases in PSCAD. In addition to the simple and reliable principle, results show that the method has high positioning accuracy and no dead zone.

Keywords: distributed fault location; transmission line; 5G communication; improved Hilbert-Huang transform (IHHT)

摘  要：输电线路故障诊断及定位是保障电力系统安全稳定

运行、故障快速恢复的关键技术之一。为了提升输电线路故

障定位精度、消除定位死区、提升定位可靠性，基于5G通

信技术提出了一种利用沿线分布式测量电气量的高压直流输

电线路故障定位方案。利用输电线路分布式量测系统各量测

装置所测得电气量作为故障定位的原始信息，通过平稳小波

变换计算得到故障行波波头极性、通过改进Hilbert-Huang变换获得故障初始行波到达各量测装置时刻，基于连续多测点

量测时差构造高压直流输电线路故障定位方程，实现精确定

位。所提出故障定位方法利用分布式多测点量测时差，定位

精度不依赖于精确线路参数、行波波速的获取，具有较好的

工程应用前景。利用PSCAD搭建仿真模型，并利用仿真数据

对定位方法进行验证，结果表明该方法原理简单可靠、不存

在定位死区，定位精度高。

关键词：分布式故障定位；输电线路；5G通信；改进Hilbert-Huang变换

0 引言

直流输电具备输电效率高、供电容量大、电网运

行控制灵活等特点，已成为推动我国能源互联战略的

重要技术手段[1-3]。直流输电线路输电跨度远、走线

沿途环境驳杂、故障发生概率高，研究精确、快速

的直流输电线路故障定位方案对于提高系统安全运

行水平、保障供电高可靠性、缩减运维检修工作量

具有重要的理论价值和实际意义[4]。目前直流输电线

路保护与故障定位系统通信大多采用电力光纤专网

或4G无线通信技术[5]。5G通信具备高可靠性、低延

时、低功耗的技术特点，克服了传统电力光纤专网

建设耗材量庞大、投资金额巨大等问题 [6]。相较于

4G无线通信技术，5G通信可将电力数据快速无损上

传至终端，降低了通信时滞、信息误码率，提高了

故障定位系统在各类极端气候条件、网络环境下的通

信抗干扰能力。

直流输电线路故障定位方法主要分为注入法[7-8]、

故障分析法[9-10]和行波法[11-12]。行波法基本不受故障

时刻、互感器变换误差等因素影响[13-14]，但定位精度

通常依赖于精确线路参数、行波波速的获取。针对上

述问题，文献[15]利用入射波、对端母线反射波的时

间差求解行波波速，但波速精确度有待考量。Hilbert-

基于 5G通信的分布式高压直流输电线路故障定位方案吕昊泽，褚旭 *，鲍泽宏

（国家电能变换与控制工程技术研究中心（湖南大学），湖南省 长沙 410082）

Distributed Fault Location Method for HVDC Transmission Line Based on 5G Communication

LYU Haoze, CHU Xu*, BAO Zehong(National Electric Power Conversion and Control Engineering Technology Research Center, Hunan University, Changsha 410082,

Hunan Province, China)

中国电机工程学会能源互联网专委会 2020 年学术年会论文集Proceedings of 2020 Academic Annual Meeting of Energy Internet Committee of CSEE2020 年 9 月 Sep. 2020

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296 中国电机工程学会能源互联网专委会 2020 年学术年会论文集 2020 年 9 月

Huang变换因其良好的局部自适应能力，较需针对不

同信号人工选择合适小波基函数的小波变换更适于

分析非线性、非平稳信号[16]。文献[17]借助Hilbert-Huang变换提取波头到达时刻与瞬时频率信息，并根

据波速与频率的相关特性对应求出实际波速，进而

得到精确的故障定位结果。文献[18]通过改进Hilbert-Huang变换标定波头到达时刻，利用神经网络拟合故

障行波到达两侧时间差与故障距离的函数，省去实际

波速计算过程，但拟合精度依赖大量训练数据。上述

方法都具有较高的测距精度且一定程度消除了波速对

测距结果的影响，但仍会存在计算或拟合误差导致测

距精度降低的问题。

为了提升输电线路故障定位精度、消除定位死

区、保证定位可靠性，本文提出了一种基于5G通信

的分布式高压直流输电线路故障定位方案。该方法

利用输电线路沿线及两端各测量装置所测电气量，

构建故障区段定位判据、建立故障精确定位方程，

利用平稳小波变换获得故障反行波初始波头极性、

利用改进Hilbert-Huang变换求得故障反行波初始波

头到达各测量点时刻，根据波头极性实现故障区段

判别、通过求解定位方程实现故障位置准确获取。

所构建的基于输电线路多测量点的故障定位方程，

消除了直流输电线路波速度对故障定位精度的影响，

不存在定位死区，且避免了定位精度对线路参数的依

赖，同时采用5G通信降低了通信延时及误码率，定位

可靠、精确度高。

1 基于5G通信的分布式直流输电线路故障 定位基本原理

相较于传统的直流线路行波故障定位理论，分

布式故障定位法则是将测量装置装设范围从线路两

端扩展至输电线路两端及沿线，进而由若干个故障

测量装置、无线通信网络及远程监控主站组成分布

式故障定位系统。分布式故障定位系统故障测量装

置以悬浮式带宽传感器为主体，通过5th Generation Wireless Systems（5G）将经由GPS采集同步后得到

的故障行波传至监控主站；结合分析各测量点处故

障反行波初始波头极性及时频特征、测量装置安装

位置、线路长度等信息，远程监控主站准确定位故

障点。分布式故障定位原理如图1所示，R、I分别表

示为输电线路整流侧、逆变侧；M0至MD+1为测量装

置（D ≥ 2 ）。

图 1 分布式故障定位原理图Fig. 1 Schematic diagram of distributed fault location

当直流线路发生故障，故障点处高频暂态分量通

过线路分布电容在线路沿线往返传播，形成由故障点

向换流站端传播的反行波和由换流站端向故障点传播

的前行波。

测量点k处电压反行波的时域计算式为

1( ) ( ( ) ( ))2

bk k c ku t u t Z i t= − （1）

式中： ( )bku t 为第k个测量点t时刻的电压反行波； ( )ku t

为第k个测量点t时刻的电压测量值； ( )ki t 为第k个测量

点t时刻的电流测量值， 0,1,2,3, , , 1k D D= +� ； CZ 为

直流输电线路的波阻抗， /C m mZ L C= ； mL 、 mC 分别为直流输电线路单位长度电感、电容。

1.1   非换流站近端线路故障定位方程

当 故 障 点 F 1 处 于 测 量 点 M k 和 测 量 点

Mk+1( 1 1)k D= −… 之间，即非换流站近端线路故障，

故障定位方程如式（2）至式（4）所示，第 1k − 号测

量点与第k号测量点之间的线路长度用 -1|k kL 表示，如图

2所示。

图 2 非换流站近端线路故障Fig. 2 Non-converter station near-end line failure

1 11| | 1 1|

1 1

1 2 +2

kk k

f k k k kk k

t tL L L Lt t

+Ψ− Ψ + −

Ψ= −

−= + −

∑ （2）

2 11| | 1 1| 2

1 2 1

1 2 +2

kk k

f k k k kk k

t tL L L Lt t

+Ψ− Ψ + + +

Ψ= + +

−= + −

∑ （3）

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2020 年 9 月 吕昊泽 等：基于 5G 通信的分布式高压直流输电线路故障定位方案 　297

1 2

2f f

f

L LL

+=

（4）

式中：L1f 、L2

f 均表示故障点距直流输电线路R端的初

步测量距离，k 为测量点Mk的序号，tk-1、tk、tk+1、tk+2

为故障行波初始波头分别到达测量点Mk-1、Mk、Mk+1、

Mk+2的时刻，Lf 为故障点距直流输电线路R端的精确

距离。

1.2   换流站近端线路故障定位方程

当 故 障 点 F 1处 于 测 量 点 M 0、 M 1或 测 量 点

M D、M D + 1之间，即换流站近端线路故障时，如

图3所示

图 3 换流站近端线路故障Fig. 3 Failure of the near-end line of the converter station

测量点M0、M1之间发生故障F2，故障定位公式如

式（5）所示

0 1

0|1 1|22 1

12f

t tL L Lt t

−= + −

（5）

式中：t0、t1、t2 为故障行波初始波头分别到达测量点

M0、M1、M2 的时刻。

同理，测量点MD、MD+1之间发生故障F3，精确故

障定位公式如式（6）所示

11| D|D+1 1|D

1 1

1 2 +2

DD D

f DD D

t tL L L Lt t

+Ψ− Ψ −

Ψ= −

−= + −

∑ （6）

式中：tD-1、tD、tD+1为故障行波初始波头分别到达测量

点MD-1、MD、MD+1的时刻。

2 利用平稳小波变换和改进Hilbert-Huang变换 识别行波波头

2.1  平稳小波变换识别故障行波初始波头极性

平稳小波变换（SWT）通过多孔算法对滤波器组

进行内插补零，从而使得信号经Mallet算法处理后各

尺度高频细节系数长度相同[19-20]，进而构成平移时不

变性、冗余性兼备的无抽取变换。如式（7）、式（8）

所示，测量点k处电压反行波 ( )bku t 为第一尺度低频近

似系数，通过基于多孔算法的Mallet算法对各测量装

置处电压反行波 ( )bku t 进行多尺度分解：

' '2 '

0+1, _ , _( ) ( 2 ) ( )j

j k k j k kn

c t h t k c t↑= ⋅ − ⋅∑ （7）

' '2 '

1+1, _ , _( ) ( 2 ) ( )j

j k k j k kn

d t h n k c t↑= ⋅ − ⋅∑ （8）

式中： ', _( )

j k kc t 、 '+1, _

( )j k kc t 表示测量点k处电压反行

波在尺度 j、j+1下的低频近似系数； '+1, _( )

j k kd t 表示

测量点k电压反行波在尺度 j+1下的高频细节系数；

20jh↑ 、 2

1jh↑ 分别表示在低通、高通滤波器中每两个点

间插入2 j-1个零。

小波变换的模极大值可以表征信号的奇异性，模

极大值与信号的突变点一一对应的，其极性与信号的

极性相同，可实现故障初始行波波头方向判别。在所

选尺度 'j 下，nk为各测量装置处电压反行波高频细节

系数的模极大值点， '', _sign( ( ))kj k k

d n 表示模极大值点

nk处所选尺度 'j 下高频细节系数的正负，即故障初始

行波波头极性。

2.2  改进Hilbert-Huang变换标定故障行波初始 

  波头到达各测量点时刻

基于极值对称延拓经验模态分解（ Improved Empirical Mode Decomposition, IEMD）的改进

Hilbert-Huang变换克服了经验模态分解在递归分解

过程中存在模态混叠等缺点[21-22]，规避了集总经验模

式分解、互补经验模态分解因白噪声添加故障行波

高频分量改变、突变点不够清晰，致使故障行波初

始波头难以识别的问题，提高了对非平稳、非线性

信号局部时频特征分析效果，抑制了因端点效应而

产生的分解失真，故障特征清晰、信号奇异点标定

精度高。

若各测量装置所测电压反行波信号包含 'M 个极大

值和 'N个极小值。各极大值点对应采样点序列下标为

'( ')m xn ，对应时刻为 '( ')m xt ，电压反行波瞬时值大小为

'( ')( )bm xu t ；各极小值点对应采样点序列下标为 '( '')n xn ，

对应时刻为 '( '')n xt ，电压反行波瞬时值大小为 '( '')( )bn xu t ，

' 1,2,..., 'x M= ， '' 1,2,..., 'x N= 。

信号左端首个特征波所包含的采样点数为k1，

'(2) '(1) '(1) '(1)

1 '(2) '(1) '(1) '(1)

'(1) '(1)

=

12

m m m n

n n m n

m n

n n n n

k n n n n

M Nn n

− < − > = =−

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298 中国电机工程学会能源互联网专委会 2020 年学术年会论文集 2020 年 9 月

向外延拓极值点的时刻 'mt 、 'nt 和瞬时值大小

'( )bmu t 、 '( )b

nu t 为

'(0) '(1) 1 '(0) '(1) ( ) ( )b bm m m mt t k t u t u t= − ∆ =

'(-1) '(1) 1 '(-1) '(1)2 ( ) ( )b bm m m mt t k t u t u t= − ∆ =

'(0) '(1) 1 '(0) '(1) ( ) ( )b bn n n nt t k t u t u t= − ∆ =

'(-1) '(1) 1 '(-1) '(1)2 ( ) ( )b bn n n nt t k t u t u t= − ∆ =

信号右端同理。当端点电压反行波瞬时值较近端

首个极大值大或极小值小，则内移端点处信号，使其

均落于包络线之内[23]。

对经极值对称延拓后的各测量装置所测电压反行

波 ubk 构造上、下包络线，再经筛选迭代后，得到频段

依次由高至低的固有模态分量IMF1 ~ IMFG和残余项，

如式（9）所示：

1

( ) IFM ( ) ( )G

bk k k

gu t g t r t

=

= +∑ （9）

式中：IFMk g(t)表示不同频段下测量点k处所测反行

波固有模态分量；rn (t)为残余项，表示信号的平均

趋势。

若测量装置数量为6个且均匀布置，高压直流线

路近中点处故障后，测量点M1至测量点M4测量到的

故障反行波及其改进Hilbert-Huang变换如图4、图5所示。

图 4 测量点M2处反行波IEMD分解结果Fig. 4 Results of IEMD decomposition of retrograde wave at M2

各测量点处反行波经IEMD分解后得到频段由

高至低的各IMF分量，由图2可知，IMF1分量更能

表征信号奇异性，故本文通过模极大值检测理论标

定各测量点反行波IMF1分量模极大值点，其对应时

刻即为故障反行波 ubk (t) 初始波头到达测量点Mk的

时刻为tk。

图 5 各测量点处故障反行波初始波头标定Fig. 5 Calibration of the initial wave head of the fault retrograde

wave

3 输电线路分布式故障定位方案

3.1  故障区段定位判据

如图1所示，输电线路沿线测量点将输电线路分

成D+1段，而初步判断故障区间是分布式故障精确定

位的实现基础。

规定测量装置检测到初始反行波由整流侧传至逆

变侧为正方向，反之为负方向。由行波传播定理可

知，故障点两侧电压反行波初始波头极性相反，进而

利用平稳小波变换判别各测量点处电压反行波初始波

头极性。构造故障区段定位判据如下，若故障点位于

测量点M (0 )k k D≤ ≤ 和测量点Mk+1之间，则：

' ' 1', _ ', _ 1sign( ( )) sign( ( )) 0k kj k k j k k

d n d n ++× < （10）

式 中 ： ' ' 1', _ ', _ 1sign( ( )) sign( ( ))k kj k k j k k

d n d n ++ 分 别表示第k个、第k+1个测量点处电压反行波初始波头

极性。

3.2  分布式高压直流输电线路故障定位流程

为消除电压、电流信号中的噪声干扰，本文采

用小波硬阈值消噪滤除噪声。此外，若对双极直流

输电系统进行故障定位，则利用Karenbauer变换矩阵

解耦双极电气量，以消除因两极电气耦合效应而导

致的混叠问题，并取解耦后较零模更稳定的线模电

压进行故障定位。本文故障定位方案实现流程如图6所示。

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2020 年 9 月 吕昊泽 等：基于 5G 通信的分布式高压直流输电线路故障定位方案 　299

图 6 故障定位算法流程图Fig. 6 Flowchart of the fault location algorithm

4 仿真验证

利用PSCAD/EMTDC搭建±500 kV高压直流输电

系统仿真模型[24]，拓扑结构如图7所示，直流输电线路

采用频变参数模型，全长1000 km，测量装置数量为6个且均匀布置，采样频率为25 kHz，对基于5G通信的

分布式高压直流输电线路故障定位方法进行仿真验证。

本文选择syms小波对单极接地故障行波进行平稳

小波变换、判别波头极性，并选择IMF1分量标定故障

反行波初始波头到达各测量点时刻，最终根据式（2）至式（6）定位故障点，故障区段定位及测距结果如

表1所示。

图 7 高压直流输电系统模型Fig. 7 HVDC transmission system model

如表1所示，各故障情况下，由故障行波初始波

头极性构造的故障区段判据满足区段定位要求，同时

可知，测量相对误差最大为0.0714 %，最小为0，同时

本方法测距精度受过渡电阻影响较小。

故障距离/km

过渡电阻/Ω各测量点所测故障行波初始波头强度及极性 故障区段定

位结果测距结果/

km

相对误差/%

M0 M1 M2 M3 M4 M5

100

0 112.53 -853.46 -574.47 -241.2 -22.40 -2.73

区段M0-M1

100.0000 0.0000

50 116.79 -876.43 -582.05 -256.51 -19.68 -1.87 100.0000 0.0000

100 114.16 -819.82 -572.36 -272.94 -18.19 -3.14 100.0000 0.0000

300

0 74.52 1131.32 -688.41 -241.66 -81.31 -22.41

区段M1-M2

300.0000 0.0000

50 88.09 1163.95 -674.68 -227.04 -77.80 -17.69 300.0000 0.0000

100 92.75 1193.57 -651.31 -237.42 -77.45 -23.61 300.0000 0.0000

475

0 73.52 432.15 1253.32 -687.43 -254.45 -13.45

区段M2-M3

474.2857 0.0714

50 66.67 406.12 1143.54 -666.07 -226.10 -11.63 474.2857 0.0714

100 78.88 411.74 1189.65 -659.56 -243.65 -17.87 474.6429 0.0357

500

0 37.40 421.53 923.24 -881.32 -339.50 -44.72

区段M2-M3

500.0000 0.0000

50 39.57 418.04 912.48 -892.94 -342.59 -43.69 500.0000 0.0000

100 38.59 419.13 951.39 -886.57 -347.74 -45.52 500.0000 0.0000

525

0 15.59 239.64 641.01 -1243.64 -421.83 -67.54

区段M2-M3

525.7143 0.0714

50 13.32 242.43 623.40 -1274.08 -423.43 -68.03 525.7143 0.0714

100 14.65 256.21 633.74 -1263.43 -464.23 -72.52 525.3571 0.0357

表 1 正极故障下不同故障距离及过渡电阻的故障区段定位及测距结果Table 1 Fault segment location and ranging results for different fault distances and transition resistances under positive faults

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300 中国电机工程学会能源互联网专委会 2020 年学术年会论文集 2020 年 9 月

5 结论

本文基于日益成熟的5G通信技术，提出了一种分

布式高压直流输电线路故障定位方法，所提出故障定

位方案消除了直流输电线路波速度对故障定位精度的

影响，避免了定位精度对线路参数的依赖，同时采用

5G通信降低了通信延时及误码率，定位可靠、精确度

高。利用仿真数据验证了故障定位方案的可行性与有

效性，验证表明，本文所提故障定位方法的相对误差

均在0.08% 以内，能够实现线路全线故障精确定位、

不存在定位死区，受过渡电阻影响小，具有良好的工

程实用价值。

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[9] 赵成勇，吕煜．基于架空线路简化模型的柔性直流电网

故障距离

/km过渡电阻/

Ω

各测量点所测故障行波初始波头强度及极性 故障区段定

位结果测距结果/km

相对

误差/%M0 M1 M2 M3 M4 M5

700

0 19.47 79.34 241.03 653.92 -1232.93 -87.76

区段M3-M4

700.0000 0.0000

50 18.53 78.64 237.52 685.04 -1232.54 -87.83 700.0000 0.0000

100 18.65 77.82 242.58 663.84 -1242.24 -87.05 700.0000 0.0000

900

0 1.73 15.59 241.87 551.04 864.74 -121.52

区段M4-M5

900.0000 0.0000

50 2.42 13.03 243.59 543.32 853.43 -116.32 900.0000 0.0000

100 4.64 14.75 252.33 58.98 876.95 -132.47 900.0000 0.0000

续表

CSEE E

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CSE

E EIC

2020 年 9 月 吕昊泽 等：基于 5G 通信的分布式高压直流输电线路故障定位方案 　301

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作者简介：

吕昊泽（1996），男，硕士，研究

方向为电力电子化电力系统保护与故

障诊断。E-mail： lvhaoze@hnu.edu.cn。褚旭（1988），女，助理教授，研

究方向为交流 /直流输电系统继电保

护原理与故障定位、电力电子化电力

系统控制与保护、高可靠海底供电系

统安稳分析与控制策略、电力电子

化电力设备故障诊断与保护策略。通信作者，E-mail： xu.chu@hnu.edu.cn。

鲍泽宏（1997），男，硕士，研究方向为电力系统继

电保护。E-mail： baozehongyjs@163.com。

吕昊泽

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