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针对传统特高压直流输电线路电流差动保护快速性差、耐受过渡电阻能力有限等问题,提出一种基于电压反行波的单端电气量直流线路保护。综合考虑线路边界和直流输电线路对高频故障电压行波的衰减作用,结合发生区内、区外故障时故障行波传输特性发现:发生区内故障时,整流侧保护元件测得的高频电压反行波较大;发生区外故障时,保护元件在研究时段内测得的高频电压反行波较小,甚至近似为0。据此,可判别区内、区外故障。采用改进电压梯度法实现保护的快速、可靠启动。大量仿真结果表明,该保护方案能快速识别区内、区外故障,无需通信,能可靠保护线路全长,且耐过渡电阻能力强,不受分布电容影响。
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第 39 卷 第 9 期
2019 年 9 月
电 力 自 动 化 设 备
Electric Power Automation Equipment
Vol.39 No.9
Sept. 2019
基于电压反行波的特高压直流输电单端量线路保护
戴志辉
1,2
,刘宁宁
1
,刘 媛
1
,鲁 浩
1
,曹 虹
2
(1. 华北电力大学 电气与电子工程学院,河北 保定 071003;
2. 中国电力科学院有限公司 电网安全与节能国家重点实验室,北京 100192)
摘要:针对传统特高压直流输电线路电流差动保护快速性差、耐受过渡电阻能力有限等问题,提出一种基于
电压反行波的单端电气量直流线路保护。综合考虑线路边界和直流输电线路对高频故障电压行波的衰减作
用,结合发生区内、区外故障时故障行波传输特性发现:发生区内故障时,整流侧保护元件测得的高频电压反
行波较大;发生区外故障时,保护元件在研究时段内测得的高频电压反行波较小,甚至近似为 0。据此,可判
别区内、区外故障。采用改进电压梯度法实现保护的快速、可靠启动。大量仿真结果表明,该保护方案能快
速识别区内、区外故障,无需通信,能可靠保护线路全长,且耐过渡电阻能力强,不受分布电容影响。
关键词:特高压直流输电;单端量保护;线路保护;电压反行波;线路边界;高阻接地故障
中图分类号:TM 773;TM 721.1 文献标志码:A DOI:10.16081/j.epae.201909004
0 引言
我国已形成世界上规模最大、电压等级最高的
交直流混联电网。到 2020年,16回特高压直流输电
(UHVDC)线路还将继续投运,直流输电占比将进一
步增大
[1⁃2]
。直流输电距离一般长达数千米,沿线气
象环境恶劣、地理条件复杂,故障发生率较高,采用
可靠完善的直流线路保护至关重要。目前,线路主
保护配置行波保护和微分欠压保护,后备保护采用
纵联电流差动保护
[3⁃4]
。行波保护和微分欠压保护
动作速度快,但耐过渡电阻能力均较差
[5⁃7]
;电流差
动保护主要用于检测直流线路高阻故障,但现有差
动保护为躲避发生区外故障时的线路分布电容电
流,动作速度较慢
[4]
。
高压直流输电(HVDC)线路保护分为双端量保
护和单端量保护。双端量保护依赖于通信,快速性
较差。如文献[8]利用发生区内、区外故障时线路两
端电压反行波幅值之比的差异构成保护。文献[9]
提出基于电流突变量的线路纵联保护,两端数据无
需同步,采样频率低,但耐过渡电阻能力较差。文献
[10]基于故障后线路一侧前行波与另一侧反行波的
相关性构成保护,耐过渡电阻能力较高,然而需传递
波形数据。单端量直流线路保护研究热点主要基于
线路边界特性。HVDC 线路两侧均安装直流滤波器
和平波电抗器,它们构成线路边界元件,对高频量具
有很强的衰减作用
[11⁃15]
。而此类保护常忽略 HVDC
线路对高频量的衰减
[12]
,易引起保护定值整定困难,
甚至导致保护无法反映直流线路全线故障。如文献
[11,13]提出的利用单端电流量、电压量的线路保
护。对此,文献[14⁃15]分别基于直流电抗器压降、
故障电流构成方向元件,与边界元件相配合实现全
线保护,然而此类保护的可靠性、速动性均有所
下降。
本文综合考虑线路边界和直流输电线路对高频
信号的衰减作用,结合发生区内、区外故障时故障电
压行波传输特性发现:发生区内故障时,整流侧保护
测得的高频电压反行波较大;发生区外故障时,保护
在检测到故障后的 2T(T 为行波传播本线全长所需
时间)时间内测得的高频电压反行波较小,甚至为
0。由此,提出基于电压反行波的直流线路单端量保
护,并采用改进电压梯度法实现保护的快速启动。
最后,在 PSCAD/EMTDC 软件中搭建模型,验证所
提保护方案的可行性,结果表明该保护能可靠、快速
地保护线路全长,且具备良好的耐过渡电阻能力。
1 UHVDC输电系统
1.1 系统构成
双极 UHVDC 系统基本结构如图 1所示,主要包
括直流输电线路、整流站和逆变站三部分。图中,直
流滤波器和平波电抗器 L
p
构成线路边界元件;D
1
、D
2
分别为整流侧、逆变侧线路边界;m 为直流线路整流
侧保护元件;F
1
—F
5
为区内外故障发生的位置。规
收稿日期:2019-04-14;修回日期:2019-07-11
基金项目:国家自然科学基金资助项目(51877084);河北省
自然科学基金资助项目(E2018502063);电网安全与节能国
家重点实验室(中国电力科学院有限公司)开放基金资助项
目(EPRI4124-191054);中央高校基本科研业务费专项基金
资助项目(2017MS096)
Project supported by the National Natural Science Foundation
of China(51877084),the Natural Science Foundation of Hebei
Province(E2018502063),the Open Fund of State Key Labora-
tory of Power Grid Safety and Energy Conservation(China Elec⁃
tric Power Research Institute)(EPRI4124-191054) and the
Fundamental Research Funds for the Central Universities
(2017MS096)
第 9 期
戴志辉,等:基于电压反行波的特高压直流输电单端量线路保护
定电流正方向为由换流器流向直流线路,如图 1 中
箭头所示。
1.2 线路边界特性分析
以± 800 kV 向上 UHVDC 工程的整流侧为例,分
析线路边界特性,该工程极线上配置 2 台 75 mH 的
平波电抗器,直流线路侧装设 2/12/39 三调谐直
流滤波器。边界元件示意图如图 2 所示。图中,U
1
、
U
2
分别为平波电抗器阀侧、直流线路侧电压;R、C
1
—
C
3
、L
1
—L
3
均为直流滤波器参数。直流滤波器参数具
体取值如下:R =3095 Ω,C
1
=1.05 μF,C
2
=3.286 μF,
C
3
= 5.105 μF,L
1
= 9.847 mH,L
2
= 582.95 mH,L
3
=
11.745 mH。
根据图 2,当发生区外故障时(如图 1 中 F
2
故
障),故障电压暂态信号经线路边界元件传至直流线
路侧保护元件 m。定义边界元件的传递函数为
[13]
:
H ( jw )= U
2
/U
1
=Z
lb
( jw ) /
[
Z
lb
( jw )+ Z
p
( jw )
]
(1)
其中,Z
lb
、Z
p
分别为直流滤波器阻抗、平波电抗器阻
抗;w 为角频率。因而得到 H(jw)的幅频特性如图 3
所示。
由图 3 可知:当频率小于 100 Hz 时,H(jw)幅值
约等于 1 Ω;在调谐频率处,其幅值近似为 0;当频率
大于 2 kHz 时,其幅值接近 0(小于 0.05 Ω)。可见,
边界元件对于高频量具有很强的衰减作用
[13]
。当发
生区外故障时,由于边界的衰减作用,折射至线路保
护元件的故障行波幅值明显减小。
2 区内外故障特征分析
2.1 区内故障分析
根据叠加原理,直流线路故障后系统可等效为
故障附加状态与正常运行状态的叠加,得到此情况
下故障附加网络和行波传输过程如图 4 所示。图
中,-U
F
为故障点 F 叠加的故障电压源;R
f
为过渡电
阻;x 为故障点到保护 m 的距离;l 为直流线路总长;
u
mb
、u
mf
分别为整流侧第 1次反向行波、正向行波;u
nb
、
u
nf
分别为逆变侧第 1次反向行波、正向行波。
根据图 4,发生区内故障后故障点产生初始故
障行波,并沿线路向两端传送。按规定的正方向,初
始故障行波经长度为 x 的线路传至整流侧保护 m 处
(本文仅考虑行波沿线路传播过程产生的幅值衰减,
不考虑产生的畸变),形成整流侧第 1 次反向行波
u
mb
,随后 u
mb
在线路边界 D
1
处反射形成整流侧第 1次
正向行波 u
mf
,u
mf
沿线路传播到达故障点后发生反射
(若过渡电阻 R
f
不为 0,则行波在故障点还会发生折
射),之后的故障行波传播过程类似。逆变侧的行波
传输过程与整流侧类似。
电压正向行波、反向行波可由式(2)求得
[3]
。
ì
í
î
u
Xf
=( Δu
X
+ Z
c
Δi
X
) /2
u
Xb
=( Δu
X
- Z
c
Δi
X
) /2
(2)
其中,X 可取为 m 或 n,分别对应于直流线路整流侧
或逆变侧保护元件测得的电气量,如 u
mf
为整流侧保
护元件 m 测得的电压正向行波;Δu
X
、Δi
X
分别为电
压、电流故障分量;Z
c
为线路波阻抗。
可见,发生区内故障时,对于整流侧而言,故障
点初始电压行波高频分量经小于或等于线路全长的
衰减到达保护 m的安装处,形成该侧电压反行波 u
mb
的高频分量。
图 1 双极 UHVDC 系统结构示意图
Fig.1 Schematic dia gram of
bipolar UHVDC system
图 2 边界元件示意图
Fig.2 Schematic dia gram o f boundary element
图 3 H(jw)的幅频特性
Fig.3 Amplitude-frequency characteris tic of H(jw)
图 4 区内故障时附加网络和行波传输过程
Fig.4 Compleme ntar y network and transmission process
of traveling wave under internal fault
电 力 自 动 化 设 备
第 39 卷
2.2 区外故障分析
2.2.1 整流侧区外故障
当发生整流侧区外故障时(如图 1 中 F
2
故障),
故障附加网络和相应的行波传输过程如图 5所示。
根据图 5,发生整流侧区外故障后,故障点产生
的初始故障行波经边界元件在 D
1
处发生折射传至
整流侧保护 m,使整流侧检测到第一次正向行波 u
mf
;
u
mf
沿线路经时间 T(T=l
/
v
,
其中 v 为故障行波传输
速度,其值一般接近于光速)传播至逆变侧,形成逆
变侧第 1 次反向行波 u
nb
,随后 u
nb
在 D
2
处发生反射形
成逆变侧第 1 次正向行波 u
nf
。u
nf
沿线路经时间 T 传
至整流侧使得整流侧保护元件 m 检测到第 1 次反向
行波 u
mb
。之后的故障行波传播过程类似,即故障行
波在 D
1
处和 D
2
处之间来回反射(由于本文保护利用
的是直流线路侧的电压行波,故可不考虑由线路侧
折射至线路区外这一过程)。
可见,发生整流侧区外故障时,整流侧保护 m首
先检测到电压故障前行波 u
mf
,在之后的 2T 时间内均
无法检测到电压故障反行波 u
mb
,即此时 u
mb
高频分
量理论上为 0。即使在 2T 时间后,u
mb
高频分量仍较
小,因为其经过线路边界和 2 倍线路全 长的双重
衰减。
2.2.2 逆变侧区外故障
当发生逆变侧区外故障时(如图 1 中 F
3
故障),
得到如图 6所示的故障附加网络和行波传输过程。
根据图 6,发生逆变侧区外故障后,故障点产生
的初始故障行波经边界元件传至 D
2
,后在 D
2
处发生
折射形成逆变侧第一次正向行波 u
nf
;u
nf
经线路全长
的衰减传至整流侧,使整流侧保护 m 感受到第 1 次
反向行波 u
mb
,随后 u
mb
在 D
1
处反射形成整流侧第 1次
正向行波 u
mf
,u
mf
经线路传播到达逆变侧而形成逆变
侧第 1 次反向行波 u
nb
。之后行波传播过程类似,即
故障行波在 D
1
处和 D
2
处之间来回反射。
可见,发生逆变侧区外故障时,故障点初始行波
高频分量经线路边界和线路全长的双重衰减传至整
流侧保护元件 m处。结合 1.2节分析,线路边界对高
频量(大于 2 kHz)具有很强的衰减作用,则此时 m测
得的电压反行波 u
mb
高频分量较小。
综上可知,发生区内故障时,故障点初始电压行
波高频分量经小于或等于线路全长的衰减传至保护
元件 m,u
mb
高频分量较大;发生逆变侧区外故障时,
故障点初始电压行波高频分量经线路边界和线路全
长的双重衰减传至保护 m,u
mb
高频分量较小;发生整
流侧区外故障时,保护 m 在检测到故障发生后的 2T
时间内均无法检测到电压反行波 u
mb
,即理论上此时
测得 u
mb
高频分量为 0。可见,u
mb
高频分量在发生区
内外故障时具有显著差异,由此构成故障识别判据。
3 保护方案
3.1 区内外故障识别判据
利用检测到故障后极短时间内整流侧高频电压
反行波的小波能量构成识别判据,数据窗时间长度
应小于 2T。UHVDC 线路通常在 1 000 km 以上,则
2T 一般大于 6 ms
[8,16]
;考虑到雷电干扰持续时间一
般为 3 ms
[17]
,同时为躲过故障后控制系统作用的影
响
[17]
,最终选取数据窗时间长度为 5 ms。
选用 dB4小波,取采样频率 f
s
=20 kHz。结合 1.2
节的分析,u
mb
的高频小波能量可以取自第 2 尺度
(2.5 kHz <f < 5 kHz)。定义 H
j
为第 j 尺度下小波能量,
如式(3)所示
[13]
。
H
j
=
∑
k = 1
K
|
B
j
( k )
|
2
(3)
其中,k=1,2,…,K,K 为 5 ms 内的采样点个数;B
j
(k)
为小波变换初始信号 x(k)在第 j 尺度下的分量。
构造区内、区外故障识别判据,如式(4)所示。
H
2
>H
set
(4)
其中,H
2
为 u
mb
在第 2 尺度下的高频小波能量;H
set
为
识别判据门槛值。H
set
整定只需考虑发生逆变侧区
外故障时可能出现的 H
2
最大值,即逆变侧平波电抗
器阀侧发生金属性接地故障时 H
2
的值(5.57 kV
2
),
并乘以可靠系数 K
rel
=1.4,得到 H
set
≈7.80 kV
2
。此外,
本文利用的是整流侧电压反行波 u
mb
的小波能量值,
如 2.2.1 节所述当发生整流侧区外故障时,在所研究
时段内 u
mb
高频分量理论上为 0,从而克服了发生区
内末端故障时 H
2
值可能小于整流侧近端区外故障
时而引起的单端暂态量保护定值整定困难,甚至引
起保护可能无法保护线路全长的问题。
3.2 保护启动判据与选极判据
正常运行时,直流电压近似为一定值,故障后直
流电压突变。由此,可利用改进电压梯度算法
[10]
检
图 5 整流侧区外故障时附加网络和行波传输过程
Fig.5 Compleme ntar y network and transmission process
of traveling wave under external fault at rectifier side
图 6 逆变侧区外故障时附加网络和行波传输过程
Fig.6 Compleme ntar y network and transmission process
of traveling wave under external fault at inverter side
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