CN111308267B - 基于c-evt的混合多端直流输电线路行波测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于C‑EVT的混合多端直流输电线路行波测距方法，包括：基于C‑EVT分别获取位于整流侧的LCC‑HVDC端和位于逆变侧的多个MMC‑HVDC端的高频微分电压行波信号；基于每端的所述高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻；基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵；基于所述行波测距矩阵，识别故障所在区间；基于所述行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。本发明适用于混合多端直流输电系统的行波测距，且测距精度高。

Description

基于C-EVT的混合多端直流输电线路行波测距方法

技术领域

本发明属于电力技术领域，具体地说，涉及电力系统的行波故障测距方法，更具体地说，是涉及一种基于C-EVT(capacitance divided electronic voltage transformer,电容电压电子式电压互感器)的混合多端直流输电线路行波测距方法。

背景技术

基于线电流换相原理的高压直流输电系统LCC-HVDC(line commutatedconverter based HVDC)输电距离长、输电容量大、输电效率高。然而，LCC-HVDC逆变站易出现换相失败，进而导致输电可靠性问题。基于模块化多电平原理的柔性高压直流输电系统MMC-HVDC(modular multilevel converter based HVDC)没有换相失败风险，且可实现一定的潮流控制。但是，MMC-HVDC系统输电容量较小，建设成本较高。因此，整流侧采取LCC-HVDC原理、逆变侧采取MMC-HVDC原理的LCC-MMC-HVDC混合直流输电系统可同时具有传统高压直流输电系统和柔性直流输电系统的优点，因而得到了广泛应用。而为了获取更高的传输容量，逆变侧多采取多端拓扑结构(multi terminal direct current，MTDC)，从而构成LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电系统。

基于线路行波的故障测距方法因其较高的定位精度，在传统的输电线路中应用较多，但是传统的行波故障测距方法主要针对双端系统，难以适用于LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电系统。此外，LCC-HVDC换流站与MMC-HVDC换流站的特殊结构，不利于获取行波信号，进一步加大了LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电系统基于行波的故障测距。因此，有必要研究新型的、适用于混合多端直流输电系统的行波故障测距方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种测距精度高、适用于混合多端直流输电系统的基于C-EVT的混合多端直流输电线路行波测距方法。

为实现上述发明目的，本发明采用下述技术方案予以实现：

一种基于C-EVT的混合多端直流输电线路行波测距方法，包括：

基于C-EVT分别获取位于整流侧的LCC-HVDC端和位于逆变侧的多个MMC-HVDC端的高频微分电压行波信号；

基于每端的所述高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻；

基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵；

基于所述行波测距矩阵，识别故障所在区间；

基于所述行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。

如上所述的方法，所述基于每端的所述高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻，具体包括：

获取每端的1模微分电压行波信号u_i(k)：

获取满足条件

的k值；

获取初始行波波头的抵达时刻t_i：

其中，i为换流站序号，i＝1,2,…,N，N为混合多端直流输电系统的换流站总数；k为采样点序号；δ为采样数据窗长度；Δ₁为已知的门槛值；f为采样频率；u_i,+(k)和u_i,-(k)分别为第i端换流站的正极高频微分电压行波信号和负极高频微分电压行波信号；t_i为第i端换流站初始行波波头的抵达时刻。

如上所述的方法，所述基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵，具体包括：

获取第i端换流站的行波测距子矩阵M_i：

基于每端的行波测距子矩阵M_i获取行波测距矩阵M：

M＝[M₁，M₂，…，M_N]；

其中，M_i,1、M_i,2、……、M_i,N-1分别为行波测距子矩阵M_i的第1、2、……、N-1行的值；v为行波在输电线路上的传播速度，为已知值；t₁、t₂、……、t_N分别为第1、2、……、N端换流站初始行波波头的抵达时刻；D₁、D₂、……、D_N分别为第1、2、……、N端换流站与混合多端直流输电线路上的星型连接点之间的距离，为已知值。

如上所述的方法，所述基于所述行波测距矩阵，识别故障所在区间，具体包括：

定义第i端换流站的行波测距参考值μ_i：

获取满足条件

的行波测距子矩阵M_i，确定故障位于满足该条件的行波测距子矩阵M_i所对应的第i端换流站与所述星型连接点之间；

其中，M_i,j为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i中第j行的值；σ_i为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i的方差；Δ₂为已知的门槛值。

如上所述的方法，所述基于所述行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离，具体包括：

采用下述公式计算在第i端换流站与所述星型连接点之间产生的故障与该第i端换流站之间的距离L：

与现有技术相比，本发明的优点和积极效果是：

本发明利用C-EVT，不仅能够准确、快速地获得LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路中的电压行波信号，而且，还借助于C-EVT的微分传变特性和宽频传变能力获取高频微分电压行波信号，所获取的行波信号初始行波波头突变明显，利于精确测量行波波头抵达换流站的时刻，进而提高故障区间的确定及故障距离的测定，从而提高LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路行波测距的精度及适用性。

结合附图阅读本发明的具体实施方式后，本发明的其他特点和优点将变得更加清楚。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是基于本发明混合多端直流输电线路行波测距方法一个实施例的流程图；

图2是本发明中LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构；

图3是本发明中LCC-MMC-MTDC混合三端直流输电系统的仿真模型架构图；

图4是图3混合三端直流输电系统发生典型线路故障时的仿真波形图；其中，(a)为三端正、负极输电线路上的一次侧电压行波波形；(b)为基于C-EVT获取到的三端正、负极输电线路上的二次侧微分电压行波波形；(c)为三端的1模微分电压行波波形。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下将结合附图和实施例，对本发明作进一步详细说明。

图1示出了基于本发明混合多端直流输电线路行波测距方法一个实施例的流程图，具体来说，是基于C-EVT实现对LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路行波故障测距的方法的流程图。结合图2示出的LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构及图3所示的LCC-MMC-MTDC混合三端直流输电系统的仿真模型架构图，该实施例采用下述过程实现混合多端直流输电线路行波测距。

步骤11：基于C-EVT分别获取位于整流侧的LCC-HVDC端和位于逆变侧的多个MMC-HVDC端的高频微分电压行波信号。

如图3的架构图所示，LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电系统，整流侧为LCC-HVDC端，逆变侧包括有两个MMC-HVDC端，分别为MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端，每端均设置有行波测距装置。在其他一些实施例中，逆变侧的MMC-HVDC端不局限于为两个，还可以是更多个。每端的行波测距装置能够获取所在端的高频微分电压行波信号。具体来说，每端的行波测距装置基于C-EVT电压互感器，将所在端的原始高频电压行波信号传变为高频微分电压行波信号并采集。

步骤12：基于每端的高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻。

基于电压行波信号获取初始行波波头的抵达时刻，可以采用多种方式来实现，该实施例不作限定。

在一些优选实施例中，为解决正极线路和负极线路之间的电磁耦合问题，优选采用下述过程获取各端初始行波波头的抵达时刻：

首先，获取每端的1模微分电压行波信号u_i(k)：

然后，获取满足下述条件的k值：

最后，获取初始行波波头的抵达时刻t_i：

上述各公式中，i为混合多端直流输电系统中换流站序号，i＝1,2,…,N；N为混合多端直流输电系统的换流站总数，每个LCC-HVDC端和每个MMC-HVDC端均具有1个换流站，因此，换流站总数也即为混合多端直流输电系统的端数。k为采样点序号。δ为采样数据窗长度，可根据实际应用确定其长度值，譬如，设置为δ＝5。Δ₁为已知的门槛值，可根据实际应用确定，譬如，设置为Δ₁＝1V。只要取值合理，在发生线路故障时，对于每个换流站，总存在一个采样点k，使得上述公式(2)成立。f为采样频率，根据实际应用确定，譬如，设定为f＝1MHz，实际应用中建议取500kHz以上。u_i,+(k)和u_i,-(k)分别为基于C-EVT采集到的第i端换流站的正极高频微分电压行波信号和负极高频微分电压行波信号。t_i为第i端换流站行波波头的抵达时刻。公式(3)中的k的取值，是指使得公式(2)的条件成立的采样点编号，是根据公式(2)所确定的确定值，而采样频率f也是已知的确定值，则利用公式(3)即能够确定出第i端换流站初始行波波头的抵达时刻t_i。

步骤13：基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵。

基于直流输电系统的通讯光缆，各端行波测距装置交换各端的初始行波波头的抵达时刻，基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵。

基于初始行波波头的抵达时刻获取行波测距矩阵，可以采用现有技术中的方式来实现。作为一种优选实施方式，为提高测距精度，简化数据处理，采用下述方式获取行波波形矩阵：

首先，获取第i端换流站的行波测距子矩阵M_i：

然后，基于每端的行波测距子矩阵M_i获取行波测距矩阵M：

M＝[M₁，M₂，…，M_N] (5)

在上述公式中，M_i,1、M_i,2、……、M_i,N-1分别为行波测距子矩阵M_i的第1、2、……、N-1行的值。v为行波在输电线路上的传播速度，为已知值。一般的，行波速度根据输电线路结构参数计算获得。t₁、t₂、……、t_N分别为第1、2、……、N端换流站初始行波波头的抵达时刻，根据公式(3)计算得出。D₁、D₂、……、D_N分别为第1、2、……、N端换流站与混合多端直流输电线路上的星型连接点之间的距离，为已知值。参见图2示出的LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构，LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路具有一个中心连接点，辐射状形成星型网络结构，中心连接点称之为星型连接点。而且，对于一个实际混合多端直流输电系统，每个换流站与星型连接点之间的距离均是确定的、已知的。

步骤14：基于行波测距矩阵，识别故障所在区间。

为提高测距精度，简化数据处理，在一些优选实施例中，采用下述方式识别故障所在区间：

首先，定义第i端换流站的行波测距参考值μ_i：

然后，获取满足下述条件的行波测距子矩阵M_i：

采用公式(7)获得了满足条件的行波测距子矩阵M_i，即可确定故障位于满足该条件的行波测距子矩阵M_i所对应的第i端换流站与星型连接点之间，实现对故障区间的识别。

上述公式中，M_i,j为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i中第j行的值。σ_i为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i的方差。Δ₂为已知的门槛值，可根据实际应用确定，譬如，设置为Δ₂＝1km²。根据理论推导和实际验证，在发生线路故障时，对于N个行波测距子矩阵M_i，有且仅有一个行波测距子矩阵满足公式(7)，并假定是第i个行波测距子矩阵M_i满足了公式(7)。那么，即可判定故障位于第i端换流站与星型连接点之间，也即，故障区间为第i端换流站与星型连接点之间。

步骤15：基于行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。

在步骤14确定了故障所在区间后，基于故障所在区间以及行波测距矩阵，即可获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。

具体来说，若确定故障所在区间为第i端换流站与星型连接点之间，则采用下述公式计算出故障与第i端换流站之间的距离L：

上述实施例中，利用C-EVT，不仅能够准确、快速地获得LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路中的电压行波信号，而且，还借助于C-EVT的微分传变特性和宽频传变能力获取高频微分电压行波信号，所获取的行波信号初始行波波头突变明显，利于精确测量行波波头抵达换流站的时刻，进而提高故障区间的确定及故障距离的测定，从而提高LCC-MMC-MTDC混合多端直流输电线路行波测距的精度及适用性。

图4示出了图3混合三端直流输电系统发生典型线路故障时的仿真波形图。其中，(a)为三端正、负极输电线路上的一次侧电压行波波形，也即，为LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的线路上原始的较高电压等级的电压行波波形；(b)为基于C-EVT获取到的三端正、负极输电线路上的二次侧微分电压行波波形，也即为LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的线路上原始的电压行波波形通过电压互感器传变后获取的高频微分电压行波波形；(c)为三端的1模微分电压行波波形，也即，对(b)中的高频微分电压行波采用公式(1)计算获得的1模微分电压行波波形。

基于图4的波形，利用公式(1)、(2)、(3)计算，得出LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的换流站的初始行波波头的抵达时刻分别为：

其中，t_lcc、t_mcc1和t_mcc2分别为LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的换流站的初始行波波头的抵达时刻。

取电压行波在输电线路上的传播速度为v＝2.99×10⁸m/s，根据公式(4)、(5)，计算得到行波测距矩阵M为：

其中，M_lcc、M_mcc1和M_mcc2分别为LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的行波测距子矩阵。

设定门槛值Δ₂＝1km²，根据公式(6)、(7)，得出行波测距子矩阵的方差及与门槛值的关系为：

其中，σ_lcc、σ_mcc1和σ_mcc2分别为LCC-HVDC端、MMC-HVDC-I端和MMC-HVDC-II端的行波测距子矩阵的方差。

基于上述行波测距子矩阵的方差及与门槛值的关系可知，LCC-HVDC端的行波测距子矩阵的方差小于门槛值Δ₂，满足公式(7)。因此，识别出故障位于星型连接点与LCC-HVDC端的换流站之间。

再根据公式(8)，计算得出故障与LCC-HVDC端的换流站之间的距离为149.902km。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其进行限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的普通技术人员来说，依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明所要求保护的技术方案的精神和范围。

Claims (3)

1.一种基于C-EVT的混合多端直流输电线路行波测距方法，其特征在于，所述方法包括：

基于C-EVT分别获取位于整流侧的LCC-HVDC端和位于逆变侧的多个MMC-HVDC端的高频微分电压行波信号；

基于每端的所述高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻；

基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵；

基于所述行波测距矩阵，识别故障所在区间；

基于所述行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离；

所述基于每端的所述高频微分电压行波信号，获取各端初始行波波头的抵达时刻，具体包括：

获取每端的1模微分电压行波信号u_i(k)：

获取满足条件

的k值；

获取初始行波波头的抵达时刻t_i：

其中，i为换流站序号，i＝1，2，…，N，N为混合多端直流输电系统的换流站总数；k为采样点序号；δ为采样数据窗长度；Δ₁为已知的门槛值；f为采样频率；u_i，+(k)和u_i，-(k)分别为第i端换流站的正极高频微分电压行波信号和负极高频微分电压行波信号；t_i为第i端换流站初始行波波头的抵达时刻；

所述基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取行波测距矩阵，具体包括：

获取第i端换流站的行波测距子矩阵M_i：

基于每端的行波测距子矩阵M_i获取行波测距矩阵M：

M＝[M₁，M₂，…，M_N]；

其中，M_i，1、M_i，2、......、M_i，N-1分别为行波测距子矩阵M_i的第1、2、......、N-1行的值；v为行波在输电线路上的传播速度，为已知值；t₁、t₂、......、t_N分别为第1、2、......、N端换流站初始行波波头的抵达时刻；D₁、D₂、......、D_N分别为第1、2、......、N端换流站与混合多端直流输电线路上的星型连接点之间的距离，为已知值。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述行波测距矩阵，识别故障所在区间，具体包括：

定义第i端换流站的行波测距参考值μ_i：

获取满足条件

的行波测距子矩阵M_i，确定故障位于满足该条件的行波测距子矩阵M_i所对应的第i端换流站与所述星型连接点之间；

其中，M_i，j为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i中第j行的值；σ_i为第i端换流站的行波测距子矩阵M_i的方差；Δ₂为已知的门槛值。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于所述行波测距矩阵和识别出的故障所在区间，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离，具体包括：

采用下述公式计算在第i端换流站与所述星型连接点之间产生的故障与该第i端换流站之间的距离L：

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