CN112615359B - 基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统 - Google Patents

基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明属于交直流混联电网技术领域，提供了一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统。其中，基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法包括以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。

Description

基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统
技术领域
本发明属于交直流混联电网技术领域，尤其涉及一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
当交直流混联电网联络线发生故障时，逆变侧的电气量受直流系统工作原理、控制策略等因素的影响，与传统的无穷大交流电源电气量变化规律存在较大差异，会在较大程度上影响以交流电源为基础的保护装置的可靠性和灵敏度。对于直流系统而言，由于电力电子器件无法长时间承受较大的故障电流，因此对故障隔离的快速性和可靠性要求更高。故对于交直流混联系统而言，传统保护原理可靠性和灵敏度降低与逆变侧对故障隔离较高的快速性及可靠性要求之间的矛盾亟需解决。为在保证动作的快速性的同时进一步提高交直流混联电网联络线保护的可靠性和灵敏性，有必要提出一种新的保护原理以进一步提升交直流混联电网的安全性。
发明人在研究中发现，目前对交直流混联电网的保护原理存在以下问题：
基于行波保护原理的保护方法在判断故障和故障定位时具有较快的速度，但是这种方法对于采样频率要求较高，且存在行波难以捕捉的问题等；基于电流差动保护的保护原理对两侧电源故障条件下的一致性要求较高，但交直流混联电网两侧电源特性差异较大，会导致区内故障灵敏度下降甚至不足的情况；此外，电流差动保护由于需要交互大量的电流采样值，其快速性有时无法满足要求；基于故障测距的保护原理受模型和计算精度的影响较大，且无法保护线路全长。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法及系统，其基于被保护线路两端的测量电压和参考电压波形相似进行故障检测，然后获取对侧的故障检测结果，利用纵联比较逻辑判断区内故障和区外故障，从而达到快速、可靠判断故障的目的。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
本发明的第一个方面提供一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法。
在一个或多个实施例中，一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，包括：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；
采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
本发明的第二个方面提供一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统。
在一个或多个实施例中，一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，包括：
电流电压获取模块，其用于以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
参考电压计算模块，其用于按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
故障点判断模块，其用于根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；
逻辑比较模块，其用于采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
在一个或多个实施例中，一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，包括两个相互通信的继电保护装置，所述继电保护装置分别安装在被保护线路两端；所述继电保护装置，被配置为：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；
采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
本发明的第三个方面提供一种计算机可读存储介质。
在一个或多个实施例中，一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如上述所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
本发明的第四个方面提供一种计算机设备。
在一个或多个实施例中，一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明基于被保护线路两端的测量电压和参考电压波形相似进行故障检测，然后获取对侧的故障检测结果，利用纵联比较逻辑判断区内故障和区外故障，从而达到快速、可靠判断故障的目的，能够对不同类型电源具有良好的适用性，具有逻辑清晰、快速性好、可靠性高等特点，尤其适合交直流混联电网实现线路保护功能。
本发明采用纵联比较保护原理，对连接交直流系统的输电线路两侧的故障判断结果进行逻辑比较来确定故障位置。相比电流差动保护而言，纵联比较只需传输两侧的故障判断结果，对通信系统要求不高，两侧的继电保护装置独立进行故障判断，对两端电源的运行特性没有一致性要求，可以用于传统的交流系统中，更适合用于交直流混联系统中。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1为本发明实施例的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法的判据流程图。
图2为本发明实施例的所述交直流混联系统模型示意图。
图3为本发明实施例的换流站采用LCC时，线路区内故障时M侧继电保护装置测量电压与参考电压波形对比图；
图4为本发明实施例的换流站采用VSC时，线路区内故障时M侧继电保护装置测量电压与参考电压波形对比图。
图5为本发明实施例的换流站采用LCC时，线路区外故障时M侧继电保护装置测量电压与参考电压波形对比图；
图6为本发明实施例的换流站采用VSC时，线路区外故障时M侧继电保护装置测量电压与参考电压波形对比图。
图7为本发明实施例的换流站采用VSC时，线路区外故障时采用不同线路模型计算得到的参考电压波形与参考点实际电压波形对比图。
图8为本发明实施例的换流站采用VSC时，短路点位于M侧继电保护装置附近时，测量电压与参考电压波形对比图。
图9为本发明实施例的换流站采用VSC时，短路点位于M侧继电保护装置所指定的参考点附近时，测量电压与参考电压波形对比图。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
本发明的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法的总体思路为：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
下面以图2所示的交直流混联系统为例，来详细说明本实施例的交直流混联电网纵联保护方法的具体实施过程：
实施例一
图2为交直流混联系统模型示意图，其中M和N是交直流混联系统联络线两侧的母线，也是继电保护装置的安装处，M侧为逆变侧，以该侧为例进行说明。um和im分别为该侧继电保护装置的测量电压和测量电流，R点为线路上的参考点。
结合图1，当无故障、或者被保护范围外部如k1或k2点故障时，即MR之间的线路完好，此时通过测量点M处的um和im，基于一定的线路数学模型，就可以推算得到参考点R处的电压uR。计算式如下：
Figure BDA0002820530310000061
其中，P为线路MR的参数矩阵。选用不同的线路模型，会对应不同的参数格式和取值。以集中参数模型中的R-L线路模型为例，线路参数只包含电阻R和电抗L，此时计算式可写为：
Figure BDA0002820530310000071
如果忽略线路模型误差和计算误差，计算得到的uR和参考点R的实际电压应该是基本相同的，且由于故障点位于线路MR以外，因此测量点M处的测量电压um和计算得到的参考点R的参考电压uR在波形的幅值上会存在差异，但变化规律相同，即波形具有相似性。
如果故障点位于M和R之间即图2中k3点时，MR之间会增加一个故障支路，原有的线路模型被破坏。此时通过测量点M处的um和im和预设完好的线路模型，推算得到参考点R的电压uR与实际的参考点电压不再相同，且由于故障点位于M点和R点之间，um和uR不仅在幅值上存在差异，在波形的变化规律上也会相反，二者的波形不具有相似性。
本实施例中运用的基于电压波形比较的保护原理更适合开展交直流混联电网的故障判断。公式(1)所示的数学关系是面向被保护线路模型的，与M侧的电源类型无关。正常情况下，M侧母线的电气量由该侧电源提供，但um和uR之间的关系却受M点右侧电网结构及其参数的约束。不仅测量点M如此，线路上任意一点的电气量都受下游电网结构及其参数的约束。采用这样的思想构建故障判断方法时，就可以做到不受电源类型、不受故障后电源输出特性的影响，从而避免了从分析电源故障条件下输出电气量特性入手寻找保护方法的传统思路，不必过于关注电源的输出变化规律。
在具体实施中，电压波形相似性判断方法：
Pearson相关系数是相似度度量的一种方法。是在对2组数据进行中心化处理的基础上进行余弦相似度的计算，能够更好的衡量2组波形细节处的相似度而非波形符号的相关性，其表达式如下：
Figure BDA0002820530310000081
其中，分子部分为2组数据x和y的协方差。当xi与yi同时大于或小于自身的平均值时，协方差为正值，反之协方差为负值。利用x和y的标准差乘积对协方差进行归一化处理，得到的Pearson相关系数P(x,y)取值范围为(-1,1)，P(x,y)越趋近于1表示x和y的正相关性越高。本实施例定义Pearson相关系数的限值Pset为0.8，即当计算得到的Pearson相关系数大于Pset时，认为两波形相似。
采用Pearson相关系数判断两波形的相似性。由基于电压波形比较的保护原理可知，故障点位于测量点和参考点之间时，测量点到参考点的距离大于测量点到短路点的距离，因此在金属性短路的前提下，计算得到的uR与测量电压um符号应该相反，故在波形上二者变化规律相反。当无故障或故障位于其它位置时，计算得到的uR与测量电压um符号相同，虽然二者的幅值会有差异，但波形的变化规律是相似的。由此可见，在发生上述两种情况时，波形相似性方面的差异非常明显，以此进行故障位置判据，有望获得良好的性能。因此构建波形相似性刻画函数时，重点反映两个电压波形在变化趋势上的相似性，而忽略二者幅值上的差异。而Pearson相关系数主要关注波形的变化趋势的相似性，对于幅值的差异的刻画不明显，因此更适合采用Pearson相关系数判断波形的相似性。
其中，参考点及线路模型的选取原则如下：
本实施例将参考点R选为距离其中一个测量点是被保护线路全长的1.3-1.5倍处。参考点的选择有如下考虑：(1)参考点必须位于被保护线路以外，以确保继电保护装置能够可靠反应线路内部故障，且从提高灵敏度和抗过渡电阻能力的角度而言，参考点R的位置距离测量点M越远越好；(2)本实施例需要通过计算获得参考点的电压，而计算过程高度依赖测量点到参考点之间的线路模型。线路模型与实际线路之间难免会存在差异，但为了简化计算，提高保护的快速性，需要对线路模型和电气量计算过程做相应的简化。这样带来的后果是参考点R的位置越远，模型简化给电气量计算带来的误差也会越大，当误差超过一定范围时，会影响参考点电压计算结果的准确性，进而会影响电压波形相似性比较结果和保护故障判断结果的准确性。因此从这个角度而言参考点R的位置不宜离测量点M过远。因此本实施例将参考点R选为线路全长的1.3-1.5倍处。
本实施例选择了集中参数模型中的R-L线路模型进行分析。线路模型及参数的选择直接影响参考点R处电压计算结果的准确性。根据电压等级、线路长度、线路类型等因素的不同，对应着多种线路模型和线路参数。例如以R-L型、Π型和T型为代表的集中参数模型，以无损线模型、双曲函数模型和贝瑞隆模型为代表的分布参数模型等。从保证计算结果准确度的角度出发，应该选择高阶、准确度高的线路模型，如分布参数模型，但会导致计算过程复杂、影响故障检测快速性。
本实施例进行参考点处电压的计算是为了判断波形的相似性，对计算结果的精度没有太高要求，因此充分考虑模型精度和计算快速性的要求，选择合理的、满足故障检测要求的线路模型。选择了集中参数模型中简化度高的R-L线路模型进行分析。
在本实施例中的纵联保护逻辑为：
为了得到明确的判断结果，记录故障发生后(i＝1,2,…,9)时刻对应测量电压和测量电流，即um(ti)和im(ti)，计算出对应的参考电压为uR(ti)。对每5个采样点计算得到的参考电压和其对应时刻的测量点测量电压采用Pearson相关系数进行计算，得到其对应的Pearson相关系数分别为Pm1、Pm2、Pm3、Pm4、Pm5。
此时采用计数器来记录比较结果，比较Pmj(j＝1,2,3,4,5)和Pset的大小，若有
Figure BDA0002820530310000101
五组数据记录完毕后，输出一个总的值M，继而判断若M>0，可认为参考电压与测量电压波形相似；若M<0，可认为参考电压与测量电压波形不相似。
本实施例采用采样值进行计算，可以保证故障判断结果有良好的快速性和可靠性。发生故障后，直流系统的逆变器会产生较复杂的谐波，给传统的相量计算方法带来误差，此外，直流控制策略介入延迟很小，现有的计算工频量方法也会存在较大误差，而利用采样值进行计算不仅可以保证快速性，如果线路模型选择得当，计算结果的准确性也可以得到保证。
图2中给出了两端继电保护装置的保护范围。正常情况下，线路MN内部k1点发生故障时，故障点均处在M侧与N侧的保护范围内，两侧进行波形比较的结果应均为波形不相似，因此两侧计数器M和N的值都会小于0；当线路MN外部k2点发生故障时，故障点处在M侧保护范围内但超出了N侧保护范围，M侧进行波形比较的结果应为波形不相似，N侧进行波形比较的结果应为波形相似，因此计数器M的值会大于0，计数器N的值会小于0。同理可得k3点发生故障时，计数器M的值会小于0，计数器N的值会大于0；k4点或k5点发生故障时，故障点均超出了两侧的保护范围，两侧进行波形比较的结果应均为波形相似，因此两侧的计数器M和N的值都会大于0。综上所述，当计数器M和N的值均小于0时，可判断为区内故障；当计数器M和N的值至少有一个大于0时，判断结果为区外故障。
对于特殊情况的处理：本实施例考虑了三种可能造成本实施例保护灵敏度不足的特殊情况，并对此提供解决方案。
当短路点位于逆变侧出口时，逆变侧母线电压会快速降至较低值，在LCC-HVDC中可能出现连续换相失败等故障，严重情况下会导致逆变侧电源被快速闭锁，如果逆变侧电容放电过程也十分短暂，此时继电保护装置可能无法可靠计算得到参考点电压，也就无法进行波形相似性比较判断。但一般情况下，交流侧电源具有较大容量，此时交流侧保护具有较高的灵敏度和可靠性，以交流侧继电保护装置的判断结果为准。
当短路点位于交流侧母线附近时，将会导致交流侧母线电压较低，可能会出现交流侧继电保护装置判断结果可靠性不足的问题。由于故障点靠近交流侧，此时逆变侧母线电压不会降至很低的值，此时逆变侧继电保护装置具有较高的灵敏度和可靠性，以逆变侧继电保护装置的判断结果为准。
如果故障发生在参考点附近，此时通过测量电压推算得到的参考电压较小，波形相似性比较结果可靠性可能会受到影响。因为本实施例参考点取在线路全长1.3倍处，如果故障位于参考点附近，对于被保护线路而言可以判断为区外故障。
在图2中，逆变侧分别采用LCC-HVDC和VSC-HVDC两种不同的直流输电形式。采样频率为4000Hz；线路正序参数R＝0.08Ω/km，L＝0.001328H/km，C＝0.010414μF/km；线路零序参数R＝0.16Ω/km，L＝0.002656H/km，C＝0.007395μF/km；本级交流线路MN长度为25km，上级线路长度为25km，下级线路长度为25km。故障发生时刻为1s，持续时间0.2s。
换流站采用电网换相换流器(LCC)时，在线路MN内部设置单相接地短路故障，故障点k3距离M侧母线15km。过渡电阻为10Ω。图3所示为M侧母线处的测量电压um和参考点处的参考电压uR波形。可以看出，在故障发生前，um和uR的幅值与相位略有差异，但是整体看来两电压波形相似。在故障发生后，两者的电压波形均发生了变化，可以明显看出此时两电压波形不再具备相似性。N侧波形相似性比较结果与M侧结果类似。计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出M、N的值如表1所示。
表1
Figure BDA0002820530310000121
从表1中可以看出，计数器终端输出的M和N的值均小于0，通过纵联比较逻辑可以判断此时发生区内故障，保护判断正确。
当换流站采用电压源换流器(VSC)时，在相同的故障条件下，图4所示为M侧母线测量电压um和参考点处的参考电压uR的波形。可以看出，虽然换流站采用的换流器类型发生了改变，但故障发生前后um和uR的波形相似性规律与图3所示类似。计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出M、N的值如表2所示。
表2
Figure BDA0002820530310000131
从表2中可以看出，计数器终端输出的M和N的值均小于0，纵联比较逻辑可以判断此时发生区内故障，保护判断正确。结合表1和表2的纵联比较结果可以判断换流站采用LCC和VSC时均可以有效的识别区内故障而可靠动作。
针对于区域外部故障：
采用图2所示的交直流混联系统，在换流站采用电网换相换流器(LCC)时，在线路MN外部设置单相接地短路故障，故障点k1距离M侧母线40km，即线路MN正向区外15km处发生故障。图5所示为um和uR的波形对比图。可以看出，在故障发生前，um和uR的波形基本相似。在故障发生后，虽然两者的电压波形均发生了变化，但是变化规律大致相同，仍然具备较大的相似性。计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出的M、N的值如表3所示。
表3
Figure BDA0002820530310000141
从表3中可以看出，计数器终端输出的M和N的值均大于0，通过纵联比较逻辑可以判断此时发生区外故障，保护装置判断正确。
当换流站采用电压源换流器(VSC)时，图6所示为在相同故障条件下得到的um和uR的波形对比图。可以看出，换流站采用电压源换流器时，um和uR的变化规律与图5相同。计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出的M、N的值如表4所示。
表4
Figure BDA0002820530310000142
从表4中可以看出，计数器终端输出的M和N的值均大于0，通过纵联比较逻辑可以判断此时发生区外故障，保护装置判断正确。结合表3和表4的纵联比较结果可以判断换流站采用LCC和VSC时均可以有效的识别区外故障而可靠不动作。
对于不同线路模型对保护灵敏度的影响的案例：
采用图2所示的交直流混联系统，在换流站采用电网换相换流器(LCC)时，在线路MN外部设置单相接地短路故障，故障点k1距离M侧母线40km，即线路MN正向区外15km处发生故障。分别采用Π型线路模型和R-L型线路模型计算得到参考点电压。图7所示为两种不同的线路模型计算得到的参考点电压的波形与参考点实际电压波形的对比。可以看出，当采用不同线路模型时，计算得到的uR值存在差别，采用Π型线路模型计算得到的uR与实际测量点的电压更接近，表明线路模型越完善，计算得到的参考点电压越准确。计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出的M、N的值如表5所示，可见采用不同模型并不影响最终的计算结果。
表5
Figure BDA0002820530310000151
对于特殊情况的案例：
采用如图2所示的的交直流混联系统，换流站采用电压源换流器(VSC)时，当故障点k3设置在距离逆变侧M母线2km的位置，可认为短路点位于逆变侧附近。当故障点k3设置在距离交流侧N母线2km的位置，可认为短路点位于交流侧附近。此时线路MN其中一端的测量电压会减小到较低的值，应以对端波形比较结果为准。以逆变侧附近短路的情况为例，图8所示为um和uR的波形对比图。此时对侧波形相似性计算终端计算得到的Pearson相关系数和计数器终端输出的M、N的值如表6所示。
表6
Figure BDA0002820530310000161
逆变侧附近短路时以计数器终端输出的N的值为准，此时N的值小于0，可以判断此时发生区内故障。交流侧附近短路时以计数器终端输出的M的值为准，此时M的值小于0，可以判断此时发生区内故障。
当故障点k1设置在距离M侧母线30.5km即距离M侧继电保护装置参考点2km的位置，可认为短路点位于参考点附近。图9所示为此时um和uR的波形对比图。
此时uR的值很小，由于本实施例的参考点取在线路全长的1.3倍处，对于被保护线路而言可以判断为区外故障。
实施例二
本实施例提供了一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，包括：
(1)电流电压获取模块，其用于以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
(2)参考电压计算模块，其用于按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
(3)故障点判断模块，其用于根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；
(4)逻辑比较模块，其用于采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
本实施例的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统与实施例一所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法相对应，此处不再累述。
实施例三
本实施例提供了一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，包括两个相互通信的继电保护装置，所述继电保护装置分别安装在被保护线路两端；所述继电保护装置，被配置为：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；
采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸。
在具体实施中，继电保护装置被配置为执行如上述实施例一所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
其中，基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法具体实施过程，此处不再累述。
实施例四
本实施例提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如上述实施例一所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
实施例五
本实施例提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述实施例一所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用硬件实施例、软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器和光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)或随机存储记忆体(RandomAccessMemory，RAM)等。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，其特征在于，包括：采用了一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，包括两个相互通信的继电保护装置，所述继电保护装置分别安装在被保护线路两端；所述继电保护装置，被配置为：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；采用Pearson相关系数来度量测量电压与参考电压的波形相似性，Pearson相关系数的限值Pset为0.8；
采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸；
基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法的判据流程为：
S1、初始化；
S2、提取M侧和N侧的测量电压；其中，M和N是交直流混联系统联络线两侧的母线；
S3、计算M侧和N侧的参考电压；
S4、判断采样点的数量是否大于等于Pearson相关系数的数量与预设值4的和；如果是，侧进入步骤S5；如果否，则进入步骤S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S5、对测量电压和参考电压进行Pearson相关系数计算，得到相关系数；
S6、判断相关系数是否大于Pearson相关系数的限值；如果是，则计数器加1；如果否，则计数器减1；计数器根据计算的相关系数和设定的阈值比较得出；
S7、增加Pearson相关系数的数量；
S8、判断Pearson相关系数的数量是否大于预设值；如果是，则进入S9；如果否，则进入S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S9、判断M侧和N侧的计数器是否均小于0；如果是，则进行保护动作；如果否，则进入步骤S1，重新执行判据流程；
在换流站采用电网换相换流器LCC时，采用Π型线路模型计算得到参考点电压。
2.如权利要求1所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，其特征在于，若测量电压与参考电压波形相似，则故障点位于测量点到参考点的范围以外，属于外部故障。
3.如权利要求1所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，其特征在于，若测量电压与参考电压波形不相似，则故障点位于测量点到参考点之间，属于内部故障。
4.如权利要求1所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，其特征在于，参考点与其中一个测量点之间的距离为被保护线路全长的1.3～1.5倍。
5.如权利要求1所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法，其特征在于，在采用纵联比较逻辑的过程中，通过比较被保护线路两端端点测量电压与参考电压的波形相似，判断故障点是否位于被保护线路内部。
6.一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，其特征在于，包括：
电流电压获取模块，其用于以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
参考电压计算模块，其用于按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
故障点判断模块，其用于根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；采用Pearson相关系数来度量测量电压与参考电压的波形相似性，Pearson相关系数的限值Pset为0.8；
逻辑比较模块，其用于采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸；
继电保护装置被配置为执行所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤，判据流程为：
S1、初始化；
S2、提取M侧和N侧的测量电压；其中，M和N是交直流混联系统联络线两侧的母线；
S3、计算M侧和N侧的参考电压；
S4、判断采样点的数量是否大于等于Pearson相关系数的数量与预设值4的和；如果是，侧进入步骤S5；如果否，则进入步骤S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S5、对测量电压和参考电压进行Pearson相关系数计算，得到相关系数；
S6、判断相关系数是否大于Pearson相关系数的限值；如果是，则计数器加1；如果否，则计数器减1；计数器根据计算的相关系数和设定的阈值比较得出；
S7、增加Pearson相关系数的数量；
S8、判断Pearson相关系数的数量是否大于预设值；如果是，则进入S9；如果否，则进入S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S9、判断M侧和N侧的计数器是否均小于0；如果是，则进行保护动作；如果否，则进入步骤S1，重新执行判据流程；
在换流站采用电网换相换流器LCC时，采用Π型线路模型计算得到参考点电压。
7.一种基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护系统，其特征在于，包括两个相互通信的继电保护装置，所述继电保护装置分别安装在被保护线路两端；所述继电保护装置，被配置为：
以被保护线路两端的任一端点为测量点，获取相应测量电压和测量电流；
按照已知线路参数模型，计算参考点处的电压，作为参考电压；其中，参考点位于被保护线路之外；
根据测量电压与参考电压的波形相似性，判断故障点是否位于测量点与参考点之间；采用Pearson相关系数来度量测量电压与参考电压的波形相似性，Pearson相关系数的限值Pset为0.8；
采用纵联比较逻辑，判断故障点是否位于被保护线路内部，若是，则执行跳闸保护；否则，无需跳闸；
继电保护装置被配置为执行所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤，判据流程为：
S1、初始化；
S2、提取M侧和N侧的测量电压；其中，M和N是交直流混联系统联络线两侧的母线；
S3、计算M侧和N侧的参考电压；
S4、判断采样点的数量是否大于等于Pearson相关系数的数量与预设值4的和；如果是，侧进入步骤S5；如果否，则进入步骤S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S5、对测量电压和参考电压进行Pearson相关系数计算，得到相关系数；
S6、判断相关系数是否大于Pearson相关系数的限值；如果是，则计数器加1；如果否，则计数器减1；计数器根据计算的相关系数和设定的阈值比较得出；
S7、增加Pearson相关系数的数量；
S8、判断Pearson相关系数的数量是否大于预设值；如果是，则进入S9；如果否，则进入S2继续提取M侧或N侧的测量电压；
S9、判断M侧和N侧的计数器是否均小于0；如果是，则进行保护动作；如果否，则进入步骤S1，重新执行判据流程；
在换流站采用电网换相换流器LCC时，采用Π型线路模型计算得到参考点电压。
8.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现如权利要求1-5中任一项所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
9.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-5中任一项所述的基于电压波形比较的交直流混联电网纵联保护方法中的步骤。
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