与波速无关的柔性直流输电线路单端行波故障测距算法

基于行波测距原理,提出一种不受波速影响的柔性直流输电线路单端故障测距算法。由于柔性直流输电线路两侧并联大电容,行波在母线处发生全反射。通过对波头的跳变强度和极性,以及在时间轴上的位置关系等3个方面进行分析,为初始反行波和初始前行波首次到达母线测点的时间、以及初始反行波经故障点反射后第二次到达测点的时间的识别和标定提出一套可靠依据,进而推导出一种测距算法。PSACD仿真结果表明,该算法原理正确,具有较高的测距精度。     

基于波前陡度的直流输电线路单端行波测距方法

针对直流输电线路单端行波测距故障点反射波波头识别困难,利用直流线路过电压吸收电容接地端互感器二次侧电流间接获取线路故障行波,基于直流线路故障初始行波波前陡度和故障距离的关系,结合EMD分解IMF1模极大值故障波头标记,提出了故障点反射波头的自动识别方法。对单端故障行波数据进行EMD分解,利用IMF1模极大值标记各波头到达测量端故障的时刻;根据线路故障初始波头波前陡度计算初步故障距离,从已标记的波头中筛选与该距离最接近的模极大值点,确定故障点反射波,实现单端行波自动测距。在PSCAD/EMTDC中建立了±500 kV直流线路仿真模型,结果表明,所提算法能有效识别故障点反射波,在不同故障条件下算法具有较好的适用性。     

基于行波调谐能量的高压直流线路纵联保护EI北大核心CSCD

为提高直流线路后备保护动作性能,提出一种基于行波调谐能量的高压直流线路纵联保护。利用S变换提取直流滤波器调谐频率下的故障电压、电流分量,计算前行波与反行波,分析证明调谐频率下的前、反行波在线路边界处满足全反射的关系。区内故障时,线路两端的前、反行波暂态调谐能量比值均接近于1;区外故障时,远离故障的一侧前、反行波暂态调谐能量接近1,而另一侧的比值非常大。区内、外故障时线路两端暂态调谐能量比值差异明显,可用来识别线路故障。该方法原理简单,门槛值便于整定,对通信的要求较低,适合作为高压直流线路的后备保护。PSCAD/EMTDC仿真结果证明,该保护在不同故障位置、故障类型的条件下均能准确判别区内、外故障,并具有良好的耐受高阻故障能力。     

±800kV直流输电线路单端行波故障定位的红绿色彩模式检测

不同于交流系统,直流母线上只有直流输电线路一回线路,线路故障单端行波定位原理不会受母线上其他线路的影响,也不存在单相电压过零点附近发生故障和两相电压相等附近发生相间故障时,初始电压行波为零或很小的问题。直流输电线路两端平波电抗器和直流滤波器构成现实的物理边界,故障电压行波在该边界处的反射系数为正且接近于1。将直流线路正、负两极故障电压行波分别映射到红、绿两个颜色通道,形成红绿色彩模式图,其颜色突变点对应于故障行波波头到达量测点的时刻,颜色突变的方向对应于波头的极性,即红色突变对应正极性浪涌,绿色突变对应负极性浪涌。根据故障点反射波与初始行波的颜色突变方向相反,对端边界反射波与初始行波的颜色突变方向相同,来识别故障位于近端1/2线长之内或之外,以及第二个波头的性质。利用图像的边缘检测方法完成故障行波奇异性检测,藉此实现单端行波定位。该方法不需要对故障行波进行小波变换,简单,直观。大量仿真试验表明该方法正确有效。     

基于行波调谐能量的高压直流线路纵联保护

为提高直流线路后备保护动作性能,提出一种基于行波调谐能量的高压直流线路纵联保护。利用S变换提取直流滤波器调谐频率下的故障电压、电流分量,计算前行波与反行波,分析证明调谐频率下的前、反行波在线路边界处满足全反射的关系。区内故障时,线路两端的前、反行波暂态调谐能量比值均接近于1;区外故障时,远离故障的一侧前、反行波暂态调谐能量接近1,而另一侧的比值非常大。区内、外故障时线路两端暂态调谐能量比值差异明显,可用来识别线路故障。该方法原理简单,门槛值便于整定,对通信的要求较低,适合作为高压直流线路的后备保护。PSCAD/EMTDC仿真结果证明,该保护在不同故障位置、故障类型的条件下均能准确判别区内、外故障,并具有良好的耐受高阻故障能力。     

基于反行波与信号处理的特高压直流输电线路纵联保护方法

现阶段直流输电线路纵联保护单纯地采用叠加原理,未考虑直流输电系统的强非线性,保护在实际工程中存在适应性问题。针对此问题,提出一种纵联保护新方法。从保护方法的适应性角度出发,提出基于描述函数法的信号线性化处理技术。通过分析直流输电线路区内、外故障发生后一段时窗内反行波的传输特性,发现发生区内故障时,线路两端反行波波形间相似度较高;发生区外故障时,线路两端反行波波形间相似度较低;进而提出一种基于反行波的纵联保护方法,该方法利用Hausdorff距离算法度量线路两端反行波的相似度,构造直流输电线路故障识别判据。仿真结果表明,该保护方法能可靠区分直流线路区内、外故障,且在发生高阻接地故障时具有较高灵敏性。     

海上风电柔性直流送出线路的纵联保护方法

海上风电柔性直流送出系统常采用伪双极接线。当发生单极接地故障时,电流纵联保护不能可靠地区分区内、外故障。针对该问题,提出了一种适用于海上风电柔性直流送出线路的行波方向纵联保护方案。分析了伪双极直流系统的单极接地故障特征,提出了电流纵联保护在海上风电柔直送出线路的问题。基于行波原理,提出了不受暂态分布电容电流影响的保护方案。该方案利用线路两端的行波方向保护分别进行故障方向判断,然后通过方向纵联判断区内、外故障。PSCAD仿真验证了该方案能快速、可靠地识别故障,且具有较强的抗过渡电阻能力。     

基于电压行波波形特征的柔性直流输电线路雷击识别方法

柔性直流输电系统的线路主保护速动性要求极高,线路受雷击干扰后引入大量高频暂态信号易引发线路保护误动作。针对此问题,首先根据行波的传播规律分析雷击后线路电压行波特征,得出雷击干扰与故障的特征差异。雷击干扰时,暂态过程中电压行波经线路边界反射后波头极性不发生改变,行波波头到达线路边界的时间间隔大。雷击故障时,电压行波经故障点反射后波头极性发生改变,行波波头到达线路边界的时间间隔小。然后,根据电压行波波形特征差异提出长短窗结合的雷击干扰识别方法。最后,利用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件对所提方法进行验证。结果表明,所提出的雷击干扰识别方案能够快速、可靠、准确地识别雷击干扰与故障情况,不受雷击位置、线路参数、雷电流参数和噪声的影响。     

基于故障行波差异性的柔性直流输电线路纵联保护

柔性直流输电对解决大规模新能源的消纳问题具有重要意义,其中行波保护是保障系统安全的关键。然而采用行波幅值比较判据区内外故障的保护对故障前、反行波幅值关系分析并不严谨,行波反射关系式仅在复频域下成立,若将此关系推广到时域中可能影响保护的动作性能,给系统安全埋下隐患。针对这一问题,该文首先从理论上分析行波幅值比较式方向纵联保护的不足,并从区内故障验证出保护失效的边界。为具体揭示故障前、反行波的差异性,该文定量分析电压反行波与电流行波在一定时间内的极性,进而提出一种采用多点均值的电压行波方向识别判据并构成纵联保护。大量仿真结果表明,所提保护能够快速、可靠地识别线路区内外故障,具有较强的耐受过渡电阻能力与抗干扰能力。     

具有方向判别能力的输电线路故障识别办法

在电力系统中,针对模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）的高压直流输电技术目前已经被广泛应用。在一般情况下,MMC-HVDC输电线路通常采用以ABB或SIEMENS技术为核心的行波保护原理来完成主保护,其通过对单端电压、电流行波的变化量或变化率进行检测从而识别故障,因其不具备故障方向识别能力,在发生区外故障的情况时可能会导致误动。同时,为了获取较为明显的行波突变,实际工程中多选择在线路出口安装平波电抗器,这进一步提升了建设成本。据此,提出了一种具有方向判别能力且无需平波电抗器提供边界的MMC-HVDC输电线路纵联行波方向保护原理。分析了MMC-HVDC输电线路行波折射、反射特性,基于行波的瞬时功率提出了故障方向识别判据及故障极识别判据;对±500 kV直流输电系统进行了PSCAD/EMTDC软件建模和仿真。根据所建模型计算出不同故障条件下各参数变化情况,并将计算结果与理论结果和试验数据对比分析。模拟结果表明：所提出保护方法具有方向的判别能力,且不依赖平波电抗器提供边界特性,该保护方法在各因素（如不同故障位置、不同故障电阻及不同故障类型等）...     

基于初始反极性行波检测的单端故障测距算法

从正、反极性初始故障行波综合利用的角度,提出了检测初始反极性行波实现单端故障测距的新算法.初始反极性行波检测过程中所受干扰相对较少,检测可靠性较高,并且其出现时刻与故障点位置具有特定的分段线性关系.通过“三一类”母线(测量端本端为三类母线,对端为一类母线)初始反极性行波的特征分析并辨识其出现时刻,结合初始故障行波,可有效确定该母线类型下故障点所属线路区段和第2个波头性质,并可初步测量出故障点的位置,依此构造稳定可靠的单端行波测距算法,并确定故障点的精确位置.该算法利用初始正、反极性行波波头,检测可靠性相对较高.仿真验证表明,该算法可有效确定故障点的位置,并将显著提高单端行波故障测距的适应能力及准确性.     

计及波速变化的反行波直流输电线路故障测距方法

行波法、故障分析法、固有频率法是高压直流输电故障测距中常用的3种方法。行波法因其波头识别问题导致可靠性不高,波速的选择也影响了测距精度的大小;故障分析法受模型精度的影响测距精度不高;固有频率法在线路终点发生故障时存在死区。直流线路故障时第一个反行波一般不受反射系数频变的影响,基于反行波波头容易识别的特性,采用反行波进行故障测距,波头的识别采用奇异性检测效果优异的à trous算法,针对直流线路采用不同型号导线导致波速不一致的情况,对不同型号线路段采用不同的波速进行计算,进一步提高测距精度。相较于现有的故障测距算法,本算法波头识别的可靠性得到提高,且由于计及了波速的变化,在直流线路采用不同型号导线时测距精度进一步提高。     

基于希尔伯特-黄变换的高压直流线路行波保护

为了提高直流输电线路保护的动作可靠性和准确性,采用希尔伯特-黄(Hilbert-Huang)变换分析了故障下行波波形,结合直流线路低电压等综合判据构成了一种直流输电行波保护新方案。该保护能利用对信号的经验模态分解更准确地提取故障行波特征,然后通过求行波信号高频固有模态函数分量的瞬时频谱分析提取故障特征、形成故障判据。该保护原理不但具有传统行波保护的所有优点,还具有抗干扰能力,可以用于捕捉直流输电线路故障时的行波头到达时间,对于直流输电故障定位具有一定实用价值。实际故障录波及仿真验证表明,该保护可以保证区内高阻接地正确动作.且在逆变侧交流短路故障或换相失败时不误动。     

超高速直流输电线路保护方向元件

为提高直流输电线路单端暂态量保护的可靠性与灵敏度,提出了一种基于故障行波能量的超高速直流输电线路故障方向元件,该元件基于不同故障方向时故障前行波与反行波能量之间大小的差异有效判别故障方向。利用由RTDS与现场控制保护装置的闭环测试系统,对该方向元件性能进行了测试。测试结果表明,该方向元件适用于不同电压等级输电工程,在直流输电工程不同运行方式下,均可以超高速正确判别故障方向,且不受故障位置、过渡电阻的影响,可以有效提高单端暂态量保护性能,并可构成纵联方向保护。     

基于反行波差值的特高压直流线路纵联保护方案

纵差保护作为高压直流线路后备保护,需设置较长延时躲过区外故障时分布电容电流的影响。为提高纵联保护性能,提出一种基于反行波差值的纵联保护原理。区内故障时,远离故障侧的反行波与近故障侧的前行波不满足线路的传输函数;区外故障时,远离故障侧的反行波与近故障侧的前行波满足线路的传输函数。因此根据传输函数与近故障侧前行波计算远故障侧反行波,并将计算所得的反行波与实际反行波比较,识别区内、外故障。在PSCAD/EMTDC中对所提方案进行了验证,仿真结果表明,不同故障情况下保护方案均能快速、可靠地识别故障,并具有良好的耐受高阻能力。     

基于故障电压行波能量比较的输电线路纵联保护

在分析线路两端故障行波关系特征的基础上,提出了一种基于故障电压方向行波能量比较的纵联保护新算法。该算法基于S变换,提取单频率电压方向行波能量,利用线路一侧电压反行波能量与另一侧电压前行波能量的比值构成保护判据。当被保护线路区外故障时,上述能量比值较小,趋近于1;而被保护线路内部故障时,该能量比值很大,能够明显地区分出线路内外部故障。文中对保护的原理判据和影响行波纵联保护的主要因素分别进行了仿真分析,仿真结果表明,所提出的纵联保护算法在小故障初始角下仍能准确识别区内外故障,动作速度快,可靠性高,且不受故障位置、故障类型、过渡电阻和母线结构等因素影响。     

超长距离HVDC线路高灵敏性主保护

高压直流输电(highvoltagedirect current,HVDC)线路故障的快速识别对系统的安全稳定运行具有重要的意义。随着大容量远距离输电需求的日益旺盛,目前已出现多条超长距离HVDC线路。如直接将传统HVDC直流保护应用于超长HVDC线路,其在灵敏性和速动性上尚难达成统一。为解决该问题,该文在对线模行波的色散现象分析的基础上,提出一种基于本地量、足够灵敏、且能够在超短窗内实现故障识别的主保护原理:首先利用正方向/反方向故障工况下前行波与反行波在能量比值上的差异性,设计一种能够精确表征波头到达时刻的启动判据;在此基础上,基于同模异频时差特征提出一种HVDC输电线路的单端量测距式主保护原理。理论分析及仿真结果表明,所提出的保护原理能够适用于900km以上的超长距离输电线路;线路长度越长,其动作性能更加优异,可有效弥补现有主保护应用于超长距离输电线路时的灵敏性问题、以及纵联式保护的速动性问题。     

柔性直流电网中行波保护分析及配合策略研究

行波保护作为直流线路主保护已广泛应用于高压直流输电领域,但在柔性直流电网中尚未应用。首先对柔性直流电网输电线路接地故障的特性进行了分析,并简要介绍了基于行波幅值的线路保护原理。在此基础上分析了行波保护与站内直流保护配合关系,描述了直流断路器动作原理以及与行波保护配合策略。PSCAD/EMTDC仿真表明,行波保护动作速度快,可在换流站闭锁前切除线路故障,并能够辨别区内和区外故障,保证电网稳定运行。行波保护具有速动性、可靠性、选择性,能够适用于柔性直流电网。     

基于回路电流故障主导波头到达时差的输电线路故障测距

不依赖对侧数据且可靠、有效地辨识波头对促进行波自动测距实现具有重要意义。通过理论分析,获得了故障电流行波在回路内的传播特征。故障初始行波除了沿故障线路传至变电站观测母线外,惯常的环式接线拓扑为其提供了另一条由健全线路构成的返回至该观测母线的通路,使得故障线路和健全线路上的电流行波测点将各自检测到一次故障主导行波,并能通过群体比幅比相来与干扰波相区分。在此基础上,提出了利用同一变电站内故障线路和健全线路上观测到的故障主导波头的到达时差来定位故障的新方法。与传统双端行波测距相比,该方法具有无需依赖对端通信和双侧时钟同步的优势;与传统单端行波测距相比,避免了故障点反射波识别这一难点环节。理论分析和现场实测数据均表明该方法正确、有效。     

基于行波叠加特征分析的VSC-HVDC输电系统单端故障定位

为保障电压源换流器型直流输电(voltage source converter HVDC,VSC-HVDC)系统的可靠运行,提出了一种利用行波叠加特征的VSC-HVDC输电线路单端故障定位方法。由于VSC-HVDC输电线路两端直流母线处并联有大电容,直流线路发生单极接地故障后,1模故障分量网络中的电压行波具有"直流母线处全反射,故障点处主要为折射,反射改变电压极性,折射不改变电压极性"的特点。据此在故障分量网络中以行波首次到达本端的时刻为起点,通过计算找出沿线电压前行波和反行波的最强叠加点,该叠加点到对端的距离即是故障距离。PSCAD下的仿真结果显示该方法的故障定位误差≤0.06%,耐过渡电阻能力可达300Ω。该仿真结果表明该方法的故障定位精度高,易于实现故障定位的自动化,在VSC-HVDC输电线路中具有一定的实用价值。