CN112083282B - 一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法 - Google Patents

一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，属于电力系统继电保护技术领域。本发明通过电磁暂态仿真在新能源场站送出线路区内设置不同故障类型，提取两侧故障电流进行Karenbauer变换解耦，提取线模电流，利用db4小波将线模分量分解为高频和低频分量，选择高频d1分量进行电磁时间反演后等效为电流源，分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，假设故障点，再计算各个假设故障点的电流能量，最大电流能量所对应的假设故障点就为实际故障点。从仿真验证和实测数据可以看出，该方法正确有效。本发明提出的方法不受场站侧高次谐波、场站弱馈特性和双馈风机转速频电流的影响，不需要识别行波波头和标定波头到达时间。

Description

一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距 方法
技术领域
本发明涉及一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，属于电力系统继电保护技术领域。
背景技术
随着新能源发电装机规模逐渐扩大，为了将电能远距离大规模送出，建立新能源场站，然后经过升压变压器，通过送出线路连接到电网中。新能源场站送出线路作为输送清洁能源的重要通道，其运行安全对于新能源场站和电网的安全稳定运行都具有十分重要的意义。因此，送出线路故障时确保线路保护正确、可靠动作对新能源场站和电网安全稳定运行至关重要。
送出线路故障特征在很大程度上区别于常规线路，给电网的安全稳定运行带来极大的风险。新能源场站含有大量的电力电子器件，场站送出线路发生故障后，故障电流含有大量谐波，并且受电力电子器件和转动惯量小的影响，故障电压和电流幅值较低，对于双馈风机场站故障后电流主频率发生偏移，场站运行方式多变，且故障后撬棒的投入等导致系统阻抗不稳定。因此，基于全波傅里叶算法的传统距离保护难以适应新能源场站送出线路，需要采用新的保护方案。基于时域解微分方程算法的距离保护虽然测距精度较高，但忽略了长距离输电分布电容的影响，降低了长距离送出线路测距精度；而分布参数模型下沿线时域电压求解的距离保护方案容易受到谐波的影响，且耗费时间较长。故障后场站侧测得的电压电流含有大量的高次谐波，并且场站侧的滤波电容也起到削弱高频分量的作用，采用单端行波测距在场站侧无法准确识别行波波头和故障点反射波，而在电网侧安装行波装置进行单端测距受到场站侧滤波电容的影响，故障点反射波和折射波幅值差异不明显，无法准确识别。由于基于单端和双端行波法的故障测距还需要进一步的自动化处理标定行波到达时间，程序复杂，所以在新能源场站送出线路上无法实现精准定位。新能源场站送出线路故障后如果无法准确查找并排除故障，可能给电网的稳定运行带来隐患，造成风机大规模脱网，降低了对绿色能源的消纳，产生严重经济损失。
针对新能源场站短路电流的复杂特性，本发明主要采用时域电流测距法，将测得的故障电流进行解耦后利用小波分解，再进行电磁时间反演，等效为电流源注入到无损镜像线路。若假设故障点为真实故障点，则求得的电流能量为最大的规律进行故障测距，所提方法不受场站侧高次谐波、场站弱馈特性和双馈风机转速频电流的影响，不需要识别行波波头和标定波头到达时间。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，用于新能源场站送出线路区内故障测距，新能源场站和电网侧安全稳定运行有着积极的意义。
本发明的技术方案是：一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，通过电磁暂态仿真在新能源场站送出线路区内设置不同故障类型，提取两侧故障电流进行Karenbauer变换解耦，提取线模电流，利用db4小波将线模分量分解为高频和低频分量，选择高频d1分量进行电磁时间反演后等效为电流源，分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，假设故障点，再计算各个假设故障点的电流能量，最大电流能量所对应的假设故障点就为实际故障点。
具体步骤为：
Step1：通过电磁暂态仿真在新能源场站送出线路区内设置不同的故障类型，并于线路两端录波装置提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)，iS(t)为电网侧故障电流，iW(t)为新能源场站侧故障电流。
Step2：对提取的故障电流iS(t)和iW(t)进行Karenbauer变换解耦，解耦矩阵为：
Figure GDA0003210477760000021
Step3：将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电。
Step4：在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量：
Figure GDA0003210477760000022
式中，T表示录波时窗，Δt1、Δt2表示故障电流时移，fs为录波装置采样频率。
此外为避免小波变换引入截断误差和行波电流折反射引起电流变化影响故障测距精度，选取故障前后0.8ms的时间实现故障测距(根据线路长度选择，由于仿真线路长度为100km，所以选择0.8ms的时间段)。最终求出各处假设故障点电流能量，最大电流能量对应的Lx即为实际故障距离。
本发明的有益效果是：
1、本发明提出的基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，对录波装置的采用率仅需800kHz，采用率要求不高，仿真线路长度100km仅需提取故障前后0.8ms的时间段进行故障测距，减小了采样装置的存储容量要求。
2、本发明提出的方法能适应不同的故障类，具有一定的抗过渡电阻能力，不受故障距离、故障初始角、场站侧系统运行方式的影响，两端录波装置在一定同步误差范围内测距精度仍满足要求。
3、本发明提出的方法不受场站侧高次谐波、场站弱馈特性和双馈风机转速频电流的影响，不需要识别行波波头和标定波头到达时间。
附图说明
图1是本发明新能源场站送出线路图；
图2是本发明杆塔参数图；
图3是本发明实施例1中K1点发生A相经50Ω过渡电阻接地故障，故障初始角0°，故障电流反演图；
图4是本发明实施例1中K1点发生A相经50Ω过渡电阻接地故障，故障初始角0°，故障测距图；
图5是本发明实施例2中K2点发生AB相故障，过渡电阻100Ω，故障初始角30°，故障电流反演图；
图6是本发明实施例2中K2点发生AB相故障，过渡电阻100Ω，故障初始角30°，故障测距图；
图7是本发明实施例3中K3点发生AB相经200Ω过渡电阻接地故障，故障初始角60°，故障电流反演图；
图8是本发明实施例3中K3点发生AB相经200Ω过渡电阻接地故障，故障初始角60°，故障测距图；
图9是本发明实施例4中K4点发生ABC相故障，过渡电阻300Ω，故障初始角90°，故障电流反演图；
图10是本发明实施例4中中K4点发生ABC相故障，过渡电阻300Ω，故障初始角90°，故障测距图；
图11是本发明实施例5中电网侧和场站侧短路比容量为4:1时，K2点发生A相接地故障,故障电流反演图；
图12是本发明实施例5中电网侧和场站侧短路比容量为4:1时，K2点发生A相接地故障，故障测距图；
图13是本发明实施例6中电网侧和场站侧短路比容量为1:4时，K2点发生A相接地故障,故障电流反演图；
图14是本发明实施例6中电网侧和场站侧短路比容量为1:4时，K2点发生A相接地故障，故障测距图；
图15是本发明实施例7中考虑两端数据不同步的情形，即两端时间相差20us，K2点发生A相接地故障，故障电流反演图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。
首先利用PSCAD/EMTDC建立如图1所示的新能源场站送出线路仿真模型，新能源场站采用200台双馈风电机组，单机容量2MW,场站额定容量400MW；送出线路全长100km,采用分布参数相域频率相关模型，杆塔具体参数见图2，送出线路单位长度正序阻抗(0.017+j0.321)Ω/km，零序阻抗(0.22+j0.939)Ω/km,单位长度正序电容0.0113uF/km，零序电容0.0071uF/km；场站主变容量450MVA,电压等级220kV/35kV,YNd接线，短路电压百分比21％。根据图1，设置内部故障位置距离电网侧12km,50km,80km,98km,分别记为K1、K2、K3、K4，故障录波装置采样频率为800kHZ。
实施例1：
(1)假设在距离电网侧处K1点处发生A单相接地故障，故障初始角0°，过渡电阻50Ω；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图所示3所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图4所示，由图可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离12.2km,相对误差0.2％。
实施例2：
(1)假设在距离电网侧处K2点处发生AB相故障，故障初始角30°，过渡电阻100Ω；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图5所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图6可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离50km,相对误差0％。
实施例3：
(1)假设在距离电网侧处K3点处发生AB两相接地故障，故障初始角60°，过渡电阻200Ω；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图7所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图8可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离80km,相对误差0％。
实施例4：
(1)假设在距离电网侧处K4点处发生ABC三相故障，故障初始角90°，过渡电阻300Ω；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图9所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图10可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离98.4km,相对误差0.4％。
实施例5：
(1)假设在距离电网侧处K2点处发生A相接地故障，电网侧为强系统，短路容量400MW,场站侧短路容量100MW；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图11所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图12可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离50km,相对误差0％。
实施例6：
(1)假设在距离电网侧处K2点处发生A相接地故障，场站侧为强系统，短路容量400MW,电网侧短路容量100MW；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电，反演故障前后0.8ms电流如图13所示；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图14可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离50km,相对误差0％。
实施例7：
(1)假设在距离电网侧处K2点处发生A相接地故障，考虑两端数据不同步的情形，即两端时间相差20us；
(2)提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)分别进行解耦；
(3)将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电；
(4)在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量，电流能量曲线如图所示，由图15可知，当假设故障点位于真实故障点附近时，电流能量达到最大，实测故障距离53km,相对误差3％。
以上结合附图对本发明的具体实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化。

Claims (1)

1.一种基于电磁时间反演法的新能源场站送出线路故障测距方法，其特征在于具体步骤为：
Step1：通过电磁暂态仿真在新能源场站送出线路区内设置不同的故障类型，并于线路两端录波装置提取出故障前后6ms的故障电流iS(t)和iW(t)，iS(t)为电网侧故障电流，iW(t)为新能源场站侧故障电流；
Step2：对提取的故障电流iS(t)和iW(t)进行Karenbauer变换解耦，解耦矩阵为：
Figure FDA0003210477750000011
Step3：将解耦后的线模电流利用db4小波分解为高频分量和低频分量，选择高频d1分量iSf(t)和iWf(t)等效为电流源进行电磁时间反演，反演后的电流iSf(T-t)和iWf(T-t)分别连接到无损镜像线路两端给线路供电；
Step4：在无损镜像线路上每间隔200m假设一个故障点，计算各假设故障点的电流能量：
Figure FDA0003210477750000012
式中，T表示录波时窗，Δt1、Δt2表示故障电流时移，fs为录波装置采样频率；
选取故障前后0.8ms的时间实现故障测距，最终求出各处假设故障点电流能量，最大电流能量对应的Lx即为实际故障距离。
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