CN102590654B - 一种直流输电线路故障极判别元件及判别方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于单端暂态信号的超高速直流输电线路故障极判别元件及判别方法，该故障极判别元件包括故障分量计算单元、反行波能量计算单元、比较及发令单元。通过比较计算得到的反行波能量值与门槛值区分直流输电线路故障极与健全极，若反行波能量值大于门槛值，则判定直流输电线路运行极为故障极，反之则判定直流输电线路运行极为健全极，并发出相应命令。测试结果表明，该直流输电线路故障极判别元件仅利用线路单端电压电流信号，在不同的直流输电工程以及不同直流输电工程运行工况下均能正确区分故障极、健全极，并且不受故障位置、过渡电阻的影响；对于不同的直流输电工程保护整定工作量小，减小了保护工作者和现场运行人员的工作量。

Description

一种直流输电线路故障极判别元件及判别方法

技术领域：

本发明属于电力系统高压输电线路保护领域，涉及一种直流线路本极与对极故障的快速检测的线路保护方法，尤其是一种基于暂态信号的超高速直流线路故障极判别元件实现方法。

背景技术：

直流输电以其输送容量大、稳定性高、控制响应快速、联网后不增加被联电网的短路容量等优点在我国实施西电东送战略，实现全国联网工程中起到了十分重要的作用。到目前为止，我国不仅已拥有葛洲坝-南桥、天生桥-广州、德阳-宝鸡、三峡-常州、三峡-上海，三峡-广东、以及舟山-嵊泗等±500kV高压直流输电线路20余条，还拥有电压等级为±660kV宁东-山东直流输电线路以及电压等级为±800kV云广特高压直流输电线路，另外±1000kV的直流输电工程也正在规划中。这些工程的成功投运都说明，直流联网输电技术不仅已经成熟，并且成为了我国区域电网互联的重要形式。

直流输电保护与控制系统是直流输电工程的核心，而直流线路保护作为直流输电保护系统不可或缺的组成部分，承担着快速检测并清除线路故障的重大任务，其表现的优劣直接影响到整个系统的运行性能。纵观我国目前已投入运营的高压直流输电工程，其线路保护的原理与技术绝大部分仍来源于ABB和SIEMENS两家公司，其保护配置如下：

1)直流线路行波保护。行波保护是直流线路的主保护，其主要作用是高速检测直流线路上的金属性接地故障或弱过渡电阻接地故障。根据行波理论，电压和电流可认为是由前行波和反行波的叠加形成的电磁波。接地故障引起的电压瞬间跌落将造成线路放电并在输电线路中产生高频暂态电压和电流。通过采样瞬时电压和电流，结合已知的波阻抗即能计算出行波，从而完成直流线路接地故障的检测；

2)微分欠压保护。由微分和欠压两种不同的保护动作条件构成。当直流线路发生接地故障时，直流电压以较高的速率降低到一个较低值，微分检测部分快速动作；为使微分检测更完善，同时要检测直流欠电压，较高的微分整定值和较低的欠电压水平，再考虑适当的延时可以防止暂态电压下的保护误动。此类保护与行波保护的计算方法和整定方式相同，它只检测整流侧的直流电压和电流；

3)低电压保护。该保护主要用于检测不易被行波和微分欠压保护检测到的高阻接地故障。低电压保护依靠直流电压水平直接进行故障判断，但一般动作前需经过约几百ms的延时；

4)直流线路纵差保护。这是一种利用基尔霍夫电流定律测量并比较两站的极线电流进行故障判断的线路保护。其作用是检测直流线路上由行波和微分欠电压保护都不能检测到的高阻接地故障。

现有直流输电工程绝大部分均为双极系统，并且随着电压等级的提高，线路之间的耦合效应也随之增大，在一极线路发生故障时，由故障极耦合到健全极上的电压、电流分量极有可能造成健全极线路保护的误动作，造成健全极的停运。但由上述保护原理可知，现有直流输电工程线路保护并无区分本极故障及对极故障的原理及元件，可靠性不高，不利于直流输电工程运行的安全稳定性。

发明内容

本发明的目的是提出一种基于暂态信号的直流输电线路故障极判别元件，该元件通过在发生故障后计算得到电压、电流故障分量，结合已给定的直流输电工程波阻抗，计算得到反行波能量，作为判断线路本极故障或对极故障的依据，有效防止本极线路保护在对极线路故障时的误动作，提高直流输电工程运行的安全稳定性。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种直流输电线路故障极判别元件，该元件包括故障分量计算单元、反行波能量计算单元、比较与发令单元。其中故障分量计算单元在直流输电系统发生故障后，通过延时模块，将故障时刻电压、电流与正常运行时刻电压、电流相减，得到电压、电流故障分量；反行波能量计算单元基于反行波的计算公式，利用故障分量计算单元提供的故障电压、电流分量信息，计算得到反行波的瞬时值，并通过对所得反行波瞬时值平方的积分，得到反行波的能量值；比较及发令单元通过比较计算得到的反行波能量值与故障极判别元件门槛值，判定直流输电线路运行极为故障极或健全极，并发出相应命令。

所述故障极判别元件的判别方法，其特征在于，按照如下步骤：

(A)针对不同直流输电工程线路的具体参数，计算得到线路波阻抗的归一化值，作为后续计算的参考值。线路波阻抗计算公式如式(1)所示、归一化公式如式(2)所示：

$Z=138\lg \frac{{2h}_p}{r_{\mathrm{eq}}}---\left(1\right)$

式中，h_p为导线对地平均高度，

h为导线悬挂点高度，f为导线的弧垂，r_eq为导线的等效半径，

r为单根导线的半径，d为导线之间的几何均距，单位均为m，n为每极导线分裂导线数；

$Z^{*}=Z\×\frac{P}{2U^2}---\left(2\right)$

式中，Z为线路计算波阻抗，单位Ω，U为直流系统额定运行电压，单位kV，P为双极额定输送功率，单位MW；

(B)在直流输电工程发生故障后，将当前时刻线路的电压u_dl、电流i_dl，即故障电压和故障电流，与10ms前的电压u^[0]、i^[0]，未发生故障时的正常电压和正常电流相减，得到直流输电工程线路的电压、电流故障分量Δu_dl、Δi_dl，计算公式如式(3)、式(4)所示：

Δu_dl＝u_dl-u^[0]    (3)

Δi_dl＝i_dl-i^[0]    (4)

(C)利用得到的电压故障分量Δu_dl、电流故障分量Δi_dl、归一化的波阻抗Z^*计算得到反行波Δu_b，计算公式如式(5)所示：

Δu_b＝(Δu_dl-Z^*·Δi_dl)/2(5)

(D)对从故障发生时刻起至故障发生后5ms的反行波Δu_b的平方和进行积分，得到反行波暂态能量E_b，公式如式(6)所示：

$E_b=\underset{k=\mathrm{Ns}}{\overset{\mathrm{Ns}+N-1}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{u}_b^2\left(k\right)\mathrm{\ΔT}---\left(6\right)$

式中，Ns为启动时刻对应的采样点，N为数据窗宽度，ΔT为采样间隔，k为数据窗内对应的采样点；

(E)比较反行波暂态能量计算值E_b与故障极判别元件门槛值Δp，若满足E_b＞Δp，则判定该极线路发生故障，为故障极，若满足E_b＜Δp，则判定该极线路未发生故障，为健全极；

(F)根据故障极元件判别结果，发出相应命令。若判定结果为故障极，则结合线路保护装置其余元件共同判断是否动作；若判定结果为健全极，则线路保护装置不动作。

本发明的有益效果：

1)只利用线路单端的电压与电流信号，不需要对端信号，避免由于信道的不可靠而造成的保护误动问题。

2)采用基于行波时域能量的保护判据，克服传统行波保护需准确识别行波波头的困难，计算简单，原理可靠。

3)能够有效识别线路健全极与故障极，防止健全极线路保护在未发生故障时的误动作，提高直流输电工程运行的安全稳定性。

4)保护原理针对不同直流输电工程整定仅需计算归一化波阻抗值，无需重复计算测试门槛值，减少了保护工作者和现场运行人员的工作量。

附图说明

附图1为本发明方法的原理示意图；

附图2为同杆并架的双极直流线路间的耦合系数和频率的关系图；

附图3为直流输电线路故障极判别元件的结构图；

附图4为基于HCM2000直流输电控制保护平台的直流输电线路故障极判别元件的程序流程图。

具体实施方式

如附图1所示，线路保护安装在系统整流侧，规定电流正方向为直流极性母线流向线路，由于同杆并架的双极直流线路间电磁耦合的作用，当直流线路一极上由故障引起的暂态信号沿线传播时会在另一极线路上感应出较强的暂态信号。故障发生后保护检测到的暂态信号是一个由前行波和反行波构成的，反映线路边界复杂折、反射过程的综合信号，而线路故障总是发生在故障所在极保护所规定的正方向上，保护首次检测到的行波信号一定是来自于正方向的反行波，因此可利用反行波来区分故障极与健全极。如附图1所示，假设极I线路区内f1点发生接地故障，故障暂态行波将从故障点f1沿着极I线路向两侧传播；由于电磁耦合效应，极II线路上也感应出向两侧传播的行波信号。沿极I和极II线路上传播反行波关系如式(1)所示：

$\mathrm{\Δ}{u}_b^2=k_c\mathrm{\Δ}{u}_b^1---\left(1\right)$

式(1)中，k_c称为线路1对线路2的耦合系数，k_c为频率相关函数。耦合系数随频率变化的关系(根据直流工程具体的参数得出)如附图2所示。

附图2表明，同杆并架的双极直流线路间的耦合系数在频带[10^-1，10⁵]Hz范围内先增大后减小，但总体上满足k_c＜0.5＜1。即健全极线路上检测到的暂态信号强度始终要弱于故障极上信号的强度。

因此，当直流输电线路运行极发生故障时，以极I为例，极I线路保护检测到的故障反行波能量将大于极II线路保护检测到的故障反行波能量，反之亦然。由于线路传输衰减等原因，极I线路在离保护较远的地点发生故障时保护检测到的反行波能量不一定比极II线路故障时耦合到故障极线路的反行波能量大。因此，只有当极I线路末端接地故障时保护检测到的反行波能量比极II线路上任一点故障时保护检测到的反行波能量大出一定的裕度时，方可确定出故障极识别判据的定值。

以直流输电线路极I线路保护为考察对象，根据反行波能量的计算公式，仿真得到的线路首端、中点、末端故障时极I线路保护检测到的反行波能量值，如表1所示。

表1

表1中的反行波能量值均是以极I线路首端故障反行波能量值为参考折合过的百分比。从这些数据可以看出，对于直流线路运行极，其极上任意位置发生故障时保护检测到的反行波能量值始终大于另一极线路故障时耦合而来的反行波能量值，因此故障极识别判据可表达为如式(2)所示：

E_b＞Δp         (2)

式中E_b为故障反行波能量，Δp为故障极识别动作门槛值，确定为0.2；当反行波能量值大于门槛值时，判定直流输电线路运行极为故障极，当反行波能量值小于门槛值时，则判定直流输电线路运行极为健全极。

图3给出了直流输电线路故障极判别元件的构成关系，该元件包括三个单元：故障分量计算单元，反行波能量计算单元，比较与发令单元。其中故障分量计算单元在直流输电系统发生故障后，通过延时模块，将故障时刻电压、电流与正常运行时刻电压、电流相减，得到电压、电流故障分量；反行波能量计算单元基于反行波的计算公式，利用故障分量计算单元提供的故障电压、电流分量信息，计算得到反行波的瞬时值，并通过对所得反行波瞬时值平方的积分，得到反行波的能量值；比较及发令单元通过比较计算得到的反行波能量值与故障极判别元件门槛值，判定直流输电线路运行极为故障极或健全极，并发出相应命令。本发明已在HCM2000直流输电控制保护平台进行了具体开发，程序流程图如附图4所示，其中41为故障分量计算单元、42为反行波能量计算单元、43为比较及发令单元；411为减法模块、412为延时模块；421为减法模块、422为乘法模块、423为乘法模块用于计算平方值、424为限幅积分环节；431为比较模块。

图4的具体步骤如下所述：

①针对不同直流输电工程线路的具体参数，提前计算得到线路波阻抗的归一化值并输入，作为后续计算的参考值。线路波阻抗计算公式如式(3)所示、归一化公式如式(4)所示：

$Z=138\lg \frac{{2h}_p}{r_{\mathrm{eq}}}---\left(3\right)$

式中，h_p为导线对地平均高度，

h为导线悬挂点高度，f为导线的弧垂，r_eq为导线的等效半径，

r为单根导线的半径，d为导线之间的几何均距，单位均为m，n为每极导线分裂导线数；

$Z^{*}=Z\×\frac{P}{{2U}^2}---\left(4\right)$

式中，Z为线路计算波阻抗，单位Ω，U为直流系统额定运行电压，单位kV，P为双极额定输送功率，单位MW；

②在直流输电工程发生故障后，将当前时刻线路的电压u_dl、电流i_dl，即故障电压和故障电流，与10ms前的电压u^[0]、i^[0]，即未发生故障时的正常电压和正常电流相减，得到直流输电工程线路的电压、电流故障分量Δu、Δi，计算公式如式(5)、式(6)所示：

Δu_dl＝u_dl-u^[0](5)

Δi_dl＝i_dl-i^[0](6)

③利用得到的电压故障分量Δu_dl、电流故障分量Δi_dl、归一化的波阻抗Z^*计算得到反行波Δu_b，计算公式如式(7)所示：

Δu_b＝(Δu_dl-Z^*·Δi_dl)/2(7)

④对从故障发生时刻起至故障发生后5ms的反行波Δu_b的平方和进行积分，得到反行波暂态能量E_b，公式如式(8)所示：

$E_b=\underset{k=\mathrm{Ns}}{\overset{\mathrm{Ns}+N-1}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{u}_b^2\left(k\right)\mathrm{\ΔT}---\left(8\right)$

式中，Ns为启动时刻对应的采样点，N为数据窗宽度，ΔT为采样间隔，k为数据窗内对应的采样点；

⑤比较反行波暂态能量计算值E_b与故障极判别元件门槛值Δp，若满足E_b＞Δp，则判定该极线路发生故障，为故障极，若满足E_b＜Δp，则判定该极线路未发生故障，为健全极；

⑥根据故障极元件判别结果，发出相应命令。若判定结果为故障极，则结合线路保护装置其余元件共同判断是否动作；若判定结果为健全极，则线路保护装置不动作。

本发明已根据宁东-山东直流输电工程及三沪II回直流输电工程仿真模型，结合HCM2000直流输电控制保护平台进行了测试，大量测试结果表明，该直流输电线路故障极判别元件在不同直流输电工程工况下均能正确区分线路故障极、健全极，且不受故障位置、过渡电阻的影响，并且对于不同的直流输电工程保护整定，仅需计算归一化波阻抗值，无需重复计算测试门槛值，减小了保护工作者和现场运行人员的工作量，表2给出了基于单端暂态信号的直流输电线路故障极判别元件在宁东-山东直流输电工程及三沪II回直流输电工程双极大地回线运行方式下的故障测试结果(以极I线路保护为考察对象)。

表2

注：故障极判别元件门槛值Δp＝0.2

以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定专利保护范围。

Claims (3)

1.一种基于单端暂态信号的超高速直流输电线路故障极判别元件，其特征在于：该故障极判别元件包括故障分量计算单元、反行波能量计算单元、比较及发令单元；其中故障分量计算单元在直流输电系统发生故障后，通过延时模块，将故障时刻电压、电流与正常运行时刻电压、电流相减，得到电压、电流故障分量；反行波能量计算单元基于反行波的计算公式，利用故障分量计算单元提供的电压、电流故障分量信息，计算得到反行波的瞬时值，其中，反行波Δu_b计算公式如下： 

Δu_b=(Δu_dl-Z^*·Δi_dl)/2 

式中，Δu_dl为电压故障分量，Z^*为归一化波阻抗，Δi_dl为电流故障分量；其中，Z^*为归一化波阻抗的计算公式如下： 

式中，Z为线路波阻抗，单位Ω，U为直流系统额定运行电压，单位kV，P为双极额定输送功率，单位MW；其中，线路波阻抗Z的计算公式如下： 

式中，h_p为导线对地平均高度，

h为导线悬挂点高度，f为导线的弧垂，r_eq为导线的等效半径，

r为单根导线的半径，d为导线之间的几何均距，单位均为m，n为每极导线分裂导线数； 

并通过对所得反行波瞬时值平方的积分，得到反行波的能量值；比较及发令单元通过比较计算得到的反行波能量值与故障极判别元件门槛值，判定直流输电线路运行极为故障极或健全极，并发出相应命令。 

2.权利要求1所述故障极判别元件的故障判别方法，其特征在于，按照如下步骤： 

(A)针对不同直流输电工程线路的具体参数，计算得到线路波阻抗的归一化值,作为后续计算的参考值，线路波阻抗计算公式如式(1)所示、归一化波阻抗计算公式如式(2)所示： 

式中，h_p为导线对地平均高度，

h为导线悬挂点高度，f为导线的弧垂，r_eq为导线的等效半径，r为单根导线的半径，d为导线之间的几何均 距，单位均为m，n为每极导线分裂导线数； 

式中，Z为线路波阻抗，单位Ω，U为直流系统额定运行电压，单位kV，P为双极额定输送功率，单位MW； 

(B)在直流输电工程发生故障后，将当前时刻线路的电压u_dl、电流i_dl，即故障电压和故障电流与10ms前的电压u^[0]、电流i^[0]，即未发生故障时的正常电压和正常电流相减，得到直流输电工程线路的电压、电流故障分量Δu_dl、Δi_dl，计算公式如式(3)、式(4)所示： 

Δu_dl=u_dl-u^[0]            (3) 

Δi_dl=i_dl-i^[0]            (4) 

(C)利用得到的电压故障分量Δu_dl、电流故障分量Δi_dl、归一化的波阻抗Z^*计算得到反行波Δu_b，计算公式如式(5)所示： 

Δu_b=(Δu_dl-Z^*·Δi_dl)/2            (5) 

(D)对从故障发生时刻起至故障发生后5ms的反行波Δu_b的平方和进行积分，得到反行波暂态能量E_b，公式如式(6)所示： 

式中，Ns为启动时刻对应的采样点，N为数据窗宽度，ΔT为采样间隔，k为数据窗内对应的采样点； 

(E)比较反行波暂态能量计算值E_b与故障极判别元件门槛值Δp，若满足E_b＞Δp，则判定该极线路发生故障，为故障极，若满足E_b＜Δp，则判定该极线路未发生故障，为健全极； 

(F)根据故障极判别元件判别结果，保护装置进行相应动作。 

3.如权利要求2所述故障极判别元件的检测方法，其特征在于，所述步骤(F)是指： 

a:若判定结果为故障极，则结合线路保护装置其余元件共同判断是否动作； 

b:若判定结果为健全极，则线路保护装置不动作。 

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