基于电压、电流突变量变化特征的高压直流输电线路主保护原理

基于电压、电流突变量变化特征的高压直流输电线路主保护原理

0直流输电系统仿真模型的建立目前，主要用于实施的直流供电工程包括永波保护、低压保护和电压差动保护。行波保护易受雷电、换相失败等暂态过程的干扰,在线路高阻抗接地时灵敏度不足。低电压保护在线路内部发生高阻抗接地故障时可能拒动,可靠性低。电流差动保护很容易受故障暂态过程和负荷调整过程的影响,不能实现速动;另外,直流线路差动保护的可靠性受通信通道的影响。因此,需要研究具有可靠选择性和在高阻抗接地时能准确动作的高压直流输电线路保护原理。文献提出了单极直流系统的线路主保护原理,结合行波保护原理和边界保护原理,达到故障定位和区分区内、外故障的目的。仿真表明,该混合保护原理在雷击干扰和高阻抗接地时能准确判断故障,但该保护原理需要识别2个行波波头并进行降噪处理,采样频率高、计算量大、对硬件要求较高。文献提出利用线路两端电压、电流突变量的乘积(即暂态能量)的正负极性判别区内、外故障;利用两极暂态能量的幅值大小选定故障极。考虑到现有直流系统大多为双极系统,本文利用PSCAD/EMTDC软件建立中国银东±660kV直流输电系统仿真模型;对高压直流输电线路区内、外故障和雷击等暂态过程中两极线路保护安装处测得的电压、电流突变量的暂态特征进行研究,提出基于电压、电流突变量变化特征的高压直流输电线路主保护原理。1线路保护的基本原则1.1电压突变量幅值现有的直流输电系统大多为双极系统。由于两极线路同杆并架,线路间的电磁耦合使得一极线路故障时健全极线路也将产生暂态电压、电流量。根据叠加原理,直流线路上发生故障时,两极线路的电压突变量有如下关系:式中:Δu1和Δu2分别为极1、极2线路故障点处电压突变量;Δi1和Δi2分别为极1、极2线路故障点处电流突变量;Zs为导线自阻抗;Zm为两导线间的互阻抗。定义函数M(ω)如下:M(ω)的大小反映了两极线路故障点处电压突变量幅值的比值,是频率相关函数。极1线路故障时,实际系统参数计算表明M(ω)<0.5<1,健全极电压突变量幅值小于故障极。双极系统的仿真表明,在直流线路上发生故障时,健全极线路两端保护测量处测得的电压突变量幅值小于故障极同侧保护测量处测得的电压突变量幅值,与以上故障点处电压突变量幅值特征相同。由于双极直流系统两极结构一般相同,当故障点不在直流线路上(如发生交流侧接地故障)时,大量仿真计算表明,两极线路同侧保护测量处测得的电压突变量的幅值基本相同。设ΔuR1,ΔuR2,ΔuI1,ΔuI2分别为极1、极2线路整流侧和逆变侧保护装置和测量装置安装处(分别记为R和I)测得的电压突变量。当幅值比值|ΔuR1/ΔuR2|和|ΔuI1/ΔuI2|均大于所设阈值时可以判定为极1故障,否则判为非极1故障。同理,可根据幅值比值|ΔuR2/ΔuR1|和|ΔuI2/ΔuI1|是否大于所设阈值判断极2是否发生故障。此阈值的取值应结合实际系统故障情况下两极电压突变量幅值的比值范围,并以该系统的M(ω)最大值的倒数作为参考。1.2区外故障仿真计算以极1为例,当极1线路发生保护区内故障时,其故障分量附加网络如图1所示。图中:Δu1为故障附加电压源;ΔiR1和ΔiI1分别为极1线路R处和I处测得的电流突变量;ZsR和ZsI分别为整流侧和逆变侧交流系统等值阻抗;ZlR和ZlI分别为整流站和逆变站至故障点的线路阻抗。由图1可见:可认为ZsR+ZlR与ZsI+ZlI的相角近似相等,通过式(3)与式(4)的对比可知,极1线路发生线路保护区内故障时,ΔiR1与ΔiI1极性相反。对于极1线路R处保护区外故障,相应的故障附加分量网络如图2所示。其中Zl=ZlR+ZlI。由图2可知,忽略线路对地电容的分流,可认为ΔiR1=ΔiI1,那么ΔiR1与ΔiI1极性相同。对于I处的保护区外故障,也可近似认为ΔiR1=ΔiI1,那么ΔiR1与ΔiI1极性也相同。在功率反送、单极金属回线运行方式和一极停电检修等情况下,上述线路两端电流突变量极性关系依然成立。设ΔiR2和ΔiI2分别为极2线路两端R和I处测得的电流突变量,参考正方向分别与ΔiR1和ΔiI1相同(ΔuR2和ΔuI2的参考正方向分别与ΔuR1和ΔuI1相同)。上述结论对极2同样适用。直流输电线路发生区内故障时,故障线路R和I处测得的电流突变量的极性相反,发生区外故障时,两者极性相同。因此,可通过比较故障极线路两端电流突变量的极性区分线路保护区内、外故障。平稳小波变换(SWT)适用于信号降噪和模极大值分析,可利用SWT提取电流突变量的小波模极大值(WMM)并降噪,得到的WMM的极性可反映电流突变量的变化特征。若ΔiR1与ΔiI1的WMM的极性相反,则为直流线路保护区内故障,否则为区外故障。2故障性雷击及雷击干扰下动作特征分析为了研究故障性雷击和雷击干扰情况下两极线路电压突变量幅值比值和线路两端电流突变量的极性特征,本文采用实际系统的仿真模型进行了仿真计算。直流线路雷击暂态仿真的建模方法如下。1)为简化防雷计算,采用2.6μs/50μs的等值斜角波表示雷电流,通过受控电流源与等值波阻抗的并联电路实现雷电流源。2)由于75%~90%的雷电流都是负极性的,故采用负极性雷电流。雷电通道波阻抗Z0的数值取为300Ω。3)采用多波阻抗模型表示杆塔。4)绝缘子串闪络模型通过压控开关及其并联电容实现。5)在判断绝缘子串是否闪络时,按照物理过程采用2种判据:若绝缘子串上的电压与伏—秒特性曲线相交,即判为闪络;若绝缘子串上的电压不与伏—秒特性曲线相交,但超过绝缘子串放电电压的50%时,也判为闪络。其中,50%放电电压的取值是考虑了直流工作电压的影响。选取极1线路上距离整流侧0.5km处(LR)、线路中点(LM)和距离逆变侧0.5km处(LI)3处杆塔位置(如图3所示)为例,进行雷击暂态过程的仿真。得到故障性雷击情况下,行波到达保护安装处1.5ms后|ΔuR1|等的值如表1所示。由于雷击干扰时电压扰动时间较短(一般是几十微秒到几百微秒),行波到达保护安装处1.5ms后扰动过程已经结束,特提取行波到达保护安装处后|ΔuR1|,|ΔuI1|,|ΔuR2|和|ΔuI2|的最大值。电压和电流突变量的计算间距为10ms。保护采样频率为100kHz和10kHz时,电压突变量ΔuR1的计算公式分别为:式中:N为采样点个数。其他电压、电流突变量的计算公式同上。表1中,极1线路发生故障性雷击时,电压突变量的幅值均大于0.8(标幺值),极1对极2的电压突变量幅值比值|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|均大于1.5,极2对极1的电压突变量幅值比值|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|均小于0.6;雷击干扰情况下,|ΔuR1|/|ΔuR2|,|ΔuI1|/|ΔuI2|,|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|均小于1.1。将|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|的值与所设阈值(根据表1结果,阈值可设为1.4)相比,如果两者都大于所设阈值,在极1发生故障性雷击时可以选出该极。同理,根据|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|的值是否大于所设阈值,可在极2发生故障性雷击时选出该极。雷击干扰时,以上电压突变量幅值比值均小于所设阈值。在采样频率为100kHz和10kHz时,SWT计算的数据窗口长度分别为2.56ms和12.8ms。下文图中的WMM已经降噪处理。采样频率为100kHz和10kHz时,采用db4小波分别对以上3处雷击位置上发生故障性雷击时的ΔiR1和ΔiI1进行4层和3层SWT处理,分别得到d4层和d3层的WMM图形如图4所示。图中:MR1,R4,MI1,R4和MR1,R3,MI1,R3分别为LR处故障性雷击时ΔiR1和ΔiI1的d4和d3层WMM;其他依此类推。可以看出,在100kHz和10kHz这2种采样频率下,发生线路保护区内故障性雷击时都可得到ΔiR1与ΔiI1的WMM极性相反,符合线路保护区内故障时两端电流突变量极性相反的原理。3线路保护角度根据故障时直流线路电压突变量的幅值可实现保护启动判据:式中:i=1,2;kR和kI分别为线路整流侧和逆变侧保护判据的启动阈值。利用对两极线路同侧保护测量处测得的电压突变量幅值的比值设定阈值可以选出故障极;通过比较故障极线路两端电流突变量的WMM的极性是否相反,可以区分直流线路保护区内和区外故障。据此可构成双极两端中性点接地方式下直流输电线路主保护判据如下。极i线路故障时,有式中:i=1,2;MRi和MIi分别为ΔiRi和ΔiIi的WMM;sgn(MRi)和sgn(MIi)分别为MRi和MIi的极性,其中MRi极性为正时,sgn(MRi)的值为1,MRi极性为负时,该值为-1;p为-1时,说明MRi和MIi的极性相反;同理sgn(MIi)的取值也遵循以上规则。判据中kRi和kIi均为整定值,其取值应参考实际系统故障情况下两极电压突变量幅值比值的仿真结果和M(ω)最大值的倒数,保护原理框图如图5所示。在单极金属回线运行方式和一极停电检修等情况下,线路R和I处测得的电流突变量的极性在线路保护区内故障时相反,区外故障时相同。据此可构成单极金属回线运行方式和一极停电检修情况下的直流输电线路主保护判据:本保护原理只需传输和比较对端电流突变量WMM的极性信息,对通信通道的可靠性要求较低。4模拟分析4.1线路介绍和系统设计根据中国银东直流输电工程的实际参数,利用PSCAD建立了±660kV直流输电系统仿真模型。此模型的送电容量为4GW,整流侧和逆变侧的无功补偿容量分别为2160Mvar和2520Mvar;换流阀采用双极12脉动结构,模型中引入了极控制和阀组控制;两极线路为6分裂导线,线路总长为1335km,采用JMarti模型;线路两侧各装设有150mH的平波电抗器;银川东换流站采用11/13次双调谐滤波器和3/24/36次三调谐滤波器,青岛换流站采用11/13次双调谐滤波器和24次单调谐滤波器;每站每极装设12/24次和12/36次双调谐直流滤波器。系统示意图如图6所示。图中:L为平波电抗器;LP1和LP2为两极输电线路;F为直流滤波器;f1至f6为仿真设定的故障点。4.2电压突变量幅值比对为了验证保护判据在不同故障情况下的动作特性,设置了6处接地故障位置:逆变侧交流母线处(f1,单相金属性接地);极1线路上距整流侧保护安装处0.5km处(f2);极1线路中点处(f3);极2线路上距逆变侧保护安装处5km处(f4);极1逆变侧平波电抗器线路侧(f5);极2逆变侧平波电抗器线路侧(f6)。选取0,200Ω,600Ω这3种过渡电阻值,并考虑了极1换相失败和双极换相失败情况。其中,设置f2是为了验证本保护原理对近距离故障的动作特性。在f2和f3处故障时(过渡电阻值为200Ω),故障点处电压突变量的幅值比值|Δu1|/|Δu2|与直流线路两端保护测量处测得的电压突变量的幅值比值|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|的比较见图7。在故障行波到达保护测量处后的1个1.28ms的窗口内,|ΔuR1|/|ΔuR2|,|ΔuI1|/|ΔuI2|和|Δu1|/|Δu2|都大于2。验证了故障极电压突变量幅值大于健全极。在双极对称方式下,对f1至f6处故障和单极、双极换相失败进行仿真,列举故障行波到达保护安装处1.5ms后|ΔuR1|等的值见附录A表A1。结合表1和附录A表A1可得结论如下。1)当启动判据的阈值kR和kI取为0.15~0.20时,保护能够在线路故障时和区内故障性雷击的情况下准确动作。2)发生线路保护区内(f2,f3,f4处)故障、线路保护区外(f5,f6处)故障及单相换相失败时,利用|ΔuRi|/|ΔuR(3-i)|>kRi和|ΔuIi|/|ΔuI(3-i)|>kIi可正确选出故障极(在本文仿真模型下,kRi和kIi可取为1.3~1.4)。交流侧(f1处)故障和双极换相失败不符合该选极条件。采样频率为100kHz和10kHz时,采用db4小波分别对f2,f3,f4,f5,f6处故障(过渡电阻值为600Ω)及单极换相失败情况下的ΔiR1和ΔiI1进行4层和3层SWT处理,其小波变换d4层和d3层的WMM见附录B图B1。可见,保护区内故障时ΔiR1和ΔiI1的WMM极性相反,f5和f6处故障及单极换相失败时ΔiR1和ΔiI1的WMM极性相同。仿真结果表明,利用对两极线路测得的电压突变量幅值的比值设定阈值可选出故障极;通过比较故障极线路两端电流突变量的WMM的极性可区分直流线路保护区内、外故障。两者结合,可实现双极两端中性点接地方式下的直流线路主保护。为验证本文保护原理在其他运行方式下的适用性,对一极降压、另一极全压运行方式,功率反送运行方式,单极金属回线运行方式下和一极停电检修时的保护判据动作特性进行了仿真验证(见附录C)。结果证明,在以上方式下,该保护原理仍然适用。5高压直流输电线路主保护原理通过对两极线路测得的电压突变量幅值的比值设定