WO2018233294A1 - 一种高压直流输电线路故障类型判断方法 - Google Patents

一种高压直流输电线路故障类型判断方法 Download PDF

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    • G01R31/58—Testing of lines, cables or conductors

Definitions

  • the invention relates to the field of power system protection and control, and proposes a method for accurately identifying a fault type for the problem of determining the fault type of a high voltage and above voltage level direct current transmission line.
  • HVDC transmission technology Due to its high transmission power, low investment cost and good control performance, HVDC transmission technology has become an important transmission mode in China's long-distance, large-capacity transmission and asynchronous networking.
  • the high-voltage DC grid is the tie line of the large-area power grid and is closely related to the stable operation of the power system connected to it. Since the high-voltage direct current transmission line has a long transmission distance and a high probability of failure, the accurate and reliable high-voltage direct current transmission line relay protection technology is of great significance for the stable operation of the power system.
  • a high-voltage transmission line fails, it is required to accurately locate and isolate the fault.
  • there are few methods for judging the type of DC line fault and accurate judgment of the fault type will help locate the fault. In view of this situation, it is necessary to judge the fault type of HVDC transmission line and propose a fast and reliable protection scheme.
  • the present invention proposes a fast and reliable method for judging the fault type of HVDC transmission line.
  • the technical solutions are as follows:
  • a method for judging a failure type of a high-voltage direct current transmission line includes the following steps:
  • K is a reliability coefficient, which can be taken as 1.5-2;
  • t 0 represents the length of time for selecting data from the current time. If the above criteria are determined in three consecutive sampling points, it is determined that the DC line is faulty and enters the next One step;
  • the present invention first determines whether a DC line region is faulty by using a traveling wave differential current under a one-module component. If it is determined that the DC line is faulty, the protection criterion composed of the extreme traveling wave differential current is further used to determine the fault type, thereby facilitating accurate identification of the fault line. It is not affected by the fault location and has strong resistance to transition resistance.
  • Figure 1 is a schematic diagram of the failure of a single HVDC transmission line
  • Figure 2 is a schematic diagram of a high voltage direct current transmission line
  • Figure 3 is a schematic diagram of the positive ground fault of the transmission line
  • Figure 4 is a schematic diagram of the ground fault of the negative pole of the transmission line
  • FIG. 5 is a schematic diagram of the bipolar short circuit fault of the transmission line
  • the protection scheme proposed by the invention is based on the Berrytron transmission line model, firstly determining whether the DC line is faulty by using the differential current of the modulus traveling wave, and then determining the fault type by using the positive and negative traveling wave differential currents as a criterion, and the specific content includes :
  • the transmission line Berrylong model is a relatively accurate transmission line model, which reflects the relationship between voltage and current at both ends of the transmission line without failure.
  • the equivalent of the transmission line is divided into two sections by the fault point, as shown in Figure 1.
  • the voltage current and the fault point current across the transmission line will have the relationship shown in equations (1) and (2).
  • Equation (1-2) is derived based on a single lossless transmission line.
  • u j and i j are the voltage and current at the j-terminus of the DC line
  • u k and i k are the voltage and current at the k-terminus of the line
  • Z C is the impedance of the line wave
  • t is the time
  • ⁇ is the traveling wave propagating from one end of the line to the other end of the line used time
  • ⁇ k is the wave propagation from the line end of the line to the fault point k used time
  • i f fault point current See Figure 1 for details.
  • the transmission line usually consists of two transmission lines, a positive pole and a negative pole. As shown in Fig. 2, there is a coupling between the two pole transmission lines, so when the DC line fails, the voltage current between the two ends is The fault point current cannot be directly substituted into the above formula (1) or (2) derived from a single transmission line.
  • the decoupling matrix shown in equation (3) is first used to decouple the line voltage and current.
  • the use of the decoupling formula is illustrated by taking the current amount of the line j terminal as an example, as shown in the following formula (4).
  • the decoupling of the amount of voltage at the j terminal, the amount of voltage at the k terminal, and the amount of current and the current at the fault point are similar.
  • i j0 is the 0-modulus current component of the line j terminal
  • i j1 is the 1 mode current component of the line j terminal
  • i jp (t) is the positive current of the j terminal
  • i jn (t) is the negative current of the j terminal.
  • u j0 is the 0-modulus voltage component of line j
  • u j1 is the 1 mode voltage component of line j
  • i k0 is the 0 mode current component of line k
  • i k1 is the current component of line k terminal
  • u k0 is The k-terminal 0-mode voltage component of the line
  • u k1 is the 1-modulus voltage component of the line k-end
  • ⁇ 0 is the time taken for the 0-mode traveling wave to propagate from one end of the line to the other end
  • ⁇ 1 is a 1 mode traveling wave propagating from one end of the line to the other end.
  • the time used, i f0 is the fault current 0 mode component, and i f1 is the 1 mode fault current component.
  • dI j0 and dI j1 respectively represent the 0 mode traveling wave differential current and the 1 mode traveling wave differential current in the equation (5), as shown in the equation (6).
  • the relational expression (7) is inversely transformed to obtain a traveling wave differential current in an extreme amount as shown in the formula (8).
  • dI jp represents the positive traveling wave differential current of the j terminal
  • dI jn represents the negative traveling wave differential current of the j terminal
  • the fault types of DC lines can generally be divided into the following three categories: positive ground fault, negative ground fault and double pole short fault.
  • positive ground fault negative ground fault
  • double pole short fault the relationship between the traveling wave differential currents (8) will be different.
  • the fault point current is i f and the fault current is flowing from the line to the ground, this assumption is equally applicable to the negative ground fault and the bipolar short fault.
  • the fault point current has the following relationship.
  • the fault type coefficient of the j-end or the k-end is 0, it is judged that the fault type is a bipolar short-circuit fault. Considering the influence of factors such as sampling error in the actual protection device, the coefficient of the fault type at both ends may not be exactly equal to 0 in the case of a bipolar short-circuit fault.
  • the absolute value of the fault type coefficient is considered to be within 0.01, Its value is 0.

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Abstract

一种高压直流输电线路故障类型判断方法，包括：采集直流线路j端与k端两端的正负极电压和电流并变换到模量下的电压电流值；分别计算线路j端与k端0模和1模分量下的行波差动电流；选取行波差动电流1模分量当前时刻t的计算值与t-t 0时刻的计算值进行比较，判定直流线路是否发生故障；分别将j端与k端模量下的行波差动电流转换到极量下的行波差动电流；计算输电线路两端故障类型系数；根据故障类型系数特征，进行故障判断。

Description

一种高压直流输电线路故障类型判断方法 技术领域
本发明涉及电力系统保护控制领域，针对目前高压及以上电压等级直流输电线路故障类型判断的问题，提出一种能够准确识别故障类型的方法。
背景技术
高压直流输电技术由于传输功率大、投资成本低，控制性能好等优点，在我国远距离、大容量输电和异步联网中越来越成为一种重要的输电方式。高压直流电网作为大区电网的联络线，对于与其连接的电力系统稳定运行密切相关。由于高压直流输电线路输电距离长，故障概率高，因此准确可靠的高压直流输电线路继电保护技术对于电力系统的稳定运行具有重大意义。当高压输电线路发生故障时，要求准确定位并隔离故障。目前，对于直流线路故障类型的判断方法较少，而故障类型准确判定将有助于故障的定位。针对这一现状，有必要对高压直流输电线路的故障类型判断问题，提出一种快速可靠的保护方案。
发明内容
针对目前高压及以上电压等级直流输电线路故障类型判断问题，本发明提出一种快速可靠的高压直流输电线路故障类型判断方法。技术方案如下：
一种高压直流输电线路故障类型判断方法，包括下列步骤：
(1)采集直流线路j端与k端两端的正负极电压u jp、u jn、u kp、u kn和正负极电流i jp、i jn、i kp、i kn，利用解耦矩阵将采集到极量下的电压电流值变换到模量下的电压电流值：u j0、u j1、u k0、u k1、i j0、i j1、i k0、i k1；
(2)分别计算线路j端与k端0模和1模分量下的行波差动电流dI j0(t)、dI j1(t)、dI k0(t)和dI k1(t)；
(3)选取行波差动电流1模分量当前时刻t的计算值与t-t 0时刻的计算值进行比较，判据式为
dI j1(t)＞K·dI j1(t-t 0)或dI k1(t)＞K·dI k1(t-t 0)
其中，K为可靠系数，可取1.5-2；t 0表示从当前时刻往前选择数据的时间长度，若上述判据在连续三个采样点的判断均成立，则判定直流线路发生故障，进入下一步骤；
(4)分别将j端与k端模量下的行波差动电流转换到极量下的行波差动电流dI jp(t)、dI jn(t)、dI kp(t)、dI kn(t)；
(5)分别计算输电线路两端故障类型系数；
j端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000001
k端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000002
(6)设定一个小正数a，根据故障类型系数特征，作如下判断：
①如果j端或者k端的故障类型系数的绝对值小于a，判断发生双极短路故障；
②如果j端或者k端的故障类型系数大于a，则判断故障类型为正极接地故障；
③如果j端或者k端的故障类型系数小于-a，则判断故障类型为负极接地故障。
其中，a可以为0.01。
由于高压直流输电线路输电距离远，线路发生故障的概率高，传统的继电保护原理无法满足高压直流线路要求。本发明首先利用1模分量下的行波差动电流判定直流线路区域是否发生故障。如果判定直流线路发生故障，进一步利用极量行波差动电流构成的保护判据来判定故障类型，从而有利于实现故障线路的准确识别。不受故障位置影响，且具有较强抗过渡电阻能力。
附图说明
图1为单根高压直流输电线路故障示意图
图2为高压直流输电线路示意图
图3为输电线路正极接地故障示意图
图4为输电线路负极接地故障示意图
图5为输电线路双极短路故障示意图
具体实施方式
本发明提出的保护方案，基于贝瑞隆输电线路模型，首先利用模量行波差动电流判断直流线路是否发生故障，然后利用正极、负极行波差动电流构成判据判定故障类型，具体内容包括：
1故障类型判断原理
输电线路贝瑞隆模型是一种比较精确的输电线路模型，它反映了输电线路内部无故障时两端电压电流之间的关系。而线路内部故障时，相当于输电线路被故障点分成了两段，如附图1所示。此时，输电线路两端电压电流与故障点电流将存在式(1)与式(2)中所示关系。
Figure PCTCN2018074454-appb-000003
Figure PCTCN2018074454-appb-000004
公式(1-2)是基于单根无损输电线路推导得到。式中，u j与i j为直流线路j端的电压与电流；u k与i k为线路k端的电压与电流；Z C为线路波阻抗，t为时间，τ为行波从线路一端传播到线路另一端所用时间，τ j为行波从线路j端传播到故障点所用时间，τ k为行波从线路k端传播到故障点所用时间；i f为故障点电流。具体见附图1所示。
而对于高压直流输电系统，其输电线路通常由正极、负极两根输电线路构成，如附图2所示，两极输电线路之间存在耦合，因而在直流线路发生故障时，其两端电压电流与故障点电流不能直接代入上述由单根输电线路推导得到的公式(1)或(2)中，需首先利用式(3)所示的解耦矩阵对线路电压电流量进行解耦。
Figure PCTCN2018074454-appb-000005
这里以线路j端电流量为例说明解耦公式的使用，如下式(4)所示。j端电压量、k端电压量与电流量以及故障点电流的解耦与其类似。
Figure PCTCN2018074454-appb-000006
上式中，i j0为线路j端0模电流分量，i j1为线路j端1模电流分量，i jp(t)为j端正极电流，i jn(t)为j端负极电流。
解耦后的模量之间不再存在耦合，代入公式(1)得到以j端为参考的直流线路故障时的行波差动电流关系式，如式(5)所示。代入公式(2)则可以得到以k端为参考的行波差动电流关系式，其分析过程与j端完全相同，为简化说明，本发明专利以j端为例进行分析。
Figure PCTCN2018074454-appb-000007
式中，u j0为线路j端0模电压分量，u j1为线路j端1模电压分量，i k0为线路k端0模电流分量，i k1为线路k端1模电流分量，u k0为线路k端0模电压分量，u k1为线路k端1模电压分量,τ 0为0模行波从线路一端传播到另一端所用时间，τ 1为1模行波从线路一端传播到另一端所用时间，i f0为故障电流0模分量，i f1为1模故障电流分量。
为便于以下分析说明，以dI j0、dI j1分别代表式(5)中的0模行波差动电流与1模行波差动电流，如式(6)所示。
Figure PCTCN2018074454-appb-000008
则进一步有，
Figure PCTCN2018074454-appb-000009
将关系式(7)进行反变换，得到极量下的行波差动电流，如式(8)所示。
Figure PCTCN2018074454-appb-000010
上式中，dI jp代表j端正极行波差动电流，dI jn代表j端负极行波差动电流。
直流线路的故障类型一般可以分为以下三类：正极接地故障、负极接地故障和双极短路故障。对于这三类故障，其得到行波差动电流关系式(8)将各有不同，以下对各类故障情况分别进行分析说明。
1.1正极接地故障
假设故障点电流大小为i f，故障电流正方向为从线路流向大地，该假设对于负极接地故障与双极短路故障同样适用。当直流线路发生正极接地故障时，如附图3所示，此时故障点电流具有如下关系，
Figure PCTCN2018074454-appb-000011
对上述故障电流进行解耦得到0模与1模分量下的故障电流：
Figure PCTCN2018074454-appb-000012
将t-τ j0与t-τ j1代入上式中，得到以下关系式：
Figure PCTCN2018074454-appb-000013
进一步，利用公式(8)与公式(11)得到正极接地故障情况下的行波差动电流关系式，如式(12)所示。
Figure PCTCN2018074454-appb-000014
1.2负极接地故障
当直流线路发生负极接地故障时，如附图4所示。此时故障点电流具有如下关系式，
Figure PCTCN2018074454-appb-000015
对上述故障电流进行解耦得到0模与1模分量下的故障电流：
Figure PCTCN2018074454-appb-000016
将t-τ j0与t-τ j1代入上式中，得到以下关系式：
Figure PCTCN2018074454-appb-000017
进一步，利用公式(8)与公式(15)得到负极接地故障情况下的行波差动电流关系式，如式(16)所示。
Figure PCTCN2018074454-appb-000018
1.3双极短路故障
当直流线路发生双极短路故障时，如附图5所示。此时故障点电流具有如下关系式，
Figure PCTCN2018074454-appb-000019
对上述故障电流进行解耦得到0模与1模分量下的故障电流：
Figure PCTCN2018074454-appb-000020
将t-τ j0与t-τ j1代入上式中，得到以下关系式：
Figure PCTCN2018074454-appb-000021
进一步，利用公式(8)与公式(19)得到负极接地故障情况下的行波差动电流关系式，如式(20)所示。
Figure PCTCN2018074454-appb-000022
2故障类型判断方案
通过公式(12)、(16)与(20)可知，三种故障类型下的行波差动电流具有显著差异，因而设计以下故障类型判定方案，所用方案具体包括以下步骤：
(1)采集直流线路两端正负极电压u jp、u jn、u kp、u kn和正负极电流i jp、i jn、i kp、i kn，利用解耦矩阵将采集到极量下的电压电流值变换到模量下的电压电流值：u j0、u j1、u k0、u k1、i j0、i j1、i k0、i k1。
(2)分别计算线路j端与k端0模和1模分量下的行波差动电流dI j0(t)、dI j1(t)、dI k0(t)和dI k1(t)。
(3)选取行波差动电流1模分量当前时刻t的计算值与t-t 0时刻的计算值进行比较，判据式为
dI j1(t)＞K·dI j1(t-t 0)或dI k1(t)＞K·dI k1(t-t 0)
其中，K为可靠系数，为保证上述判据在经高阻短路故障情况下的可靠性，同时具有一定灵敏性，可靠系数可取1.5-2；t 0表示从当前时刻往前选择数据的时间长度，可取t 0＝2ms。若上述判据在连续三个采样点的判断均成立，则判定直流线路发生故障，进入下一步骤；否则判定直流线路未发生故障，不进入下一步骤，继续进行步骤(1-3)。
(4)通过以下计算式分别将j端与k端模量下的行波差动电流转换到极量下的行波差动电流。
j端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000023
k端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000024
(5)利用步骤(4)中计算结果分别计算输电线路两端故障类型系数。
j端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000025
k端：
Figure PCTCN2018074454-appb-000026
以j端故障类型系数为例说明在三种故障类型情况下的特征，
①正极接地故障：
Figure PCTCN2018074454-appb-000027
②负极接地故障：
Figure PCTCN2018074454-appb-000028
③双极短路故障：
Figure PCTCN2018074454-appb-000029
根据上述三种情况下故障类型系数特征，可作如下判断：
①如果j端或者k端的故障类型系数为0，则判断故障类型为双极短路故障。考虑在实际保护装置中，存在采样误差等因素的影响，使得在双极短路故障情况下两端故障类型系数不一定完全等于0，这里认为故障类型系数的绝对值只要满足在0.01以内，则认为其值为0。
②如果j端或者k端的故障类型系数大于0.01，则判断故障类型为正极接地故障；
③如果j端或者k端的故障类型系数小于-0.01，则判断故障类型为负极接地故障。

Claims (2)

  1. 一种高压直流输电线路故障类型判断方法，包括下列步骤：
    (1)采集直流线路j端与k端两端的正负极电压u jp、u jn、u kp、u kn和正负极电流i jp、i jn、i kp、i kn，利用解耦矩阵将采集到极量下的电压电流值变换到模量下的电压电流值：u j0、u j1、u k0、u k1、i j0、i j1、i k0、i k1；
    (2)分别计算线路j端与k端0模和1模分量下的行波差动电流dI j0(t)、dI j1(t)、dI k0(t)和dI k1(t)；
    (3)选取行波差动电流1模分量当前时刻t的计算值与t-t 0时刻的计算值进行比较，判据式为
    dI j1(t)＞K·dI j1(t-t 0)或dI k1(t)＞K·dI k1(t-t 0)
    其中，K为可靠系数，可取1.5-2；t 0表示从当前时刻往前选择数据的时间长度，若上述判据在连续三个采样点的判断均成立，则判定直流线路发生故障，进入下一步骤；
    (4)分别将j端与k端模量下的行波差动电流转换到极量下的行波差动电流dI jp(t)、dI jn(t)、dI kp(t)、dI kn(t)；
    (5)分别计算输电线路两端故障类型系数；
    j端：
    Figure PCTCN2018074454-appb-100001
    k端：
    Figure PCTCN2018074454-appb-100002
    (6)设定一个小正数a，根据故障类型系数特征，作如下判断：
    ①如果j端或者k端的故障类型系数的绝对值小于a，判断发生双极短路故障；
    ②如果j端或者k端的故障类型系数大于a，则判断故障类型为正极接地故障；
    ③如果j端或者k端的故障类型系数小于-a，则判断故障类型为负极接地故障。
  2. 根据权利要求1所述的高压直流输电线路故障类型判断方法，其特征在于，a为0.01。
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