基于電壓、電流突變量變化特征的高壓直流輸電線路主保護原理

基于電壓、電流突變量變化特征的高壓直流輸電線路主保護原理

0直流輸電系統(tǒng)仿真模型的建立目前，主要用于實施的直流供電工程包括永波保護、低壓保護和電壓差動保護。行波保護易受雷電、換相失敗等暫態(tài)過程的干擾,在線路高阻抗接地時靈敏度不足。低電壓保護在線路內部發(fā)生高阻抗接地故障時可能拒動,可靠性低。電流差動保護很容易受故障暫態(tài)過程和負荷調整過程的影響,不能實現(xiàn)速動;另外,直流線路差動保護的可靠性受通信通道的影響。因此,需要研究具有可靠選擇性和在高阻抗接地時能準確動作的高壓直流輸電線路保護原理。文獻提出了單極直流系統(tǒng)的線路主保護原理,結合行波保護原理和邊界保護原理,達到故障定位和區(qū)分區(qū)內、外故障的目的。仿真表明,該混合保護原理在雷擊干擾和高阻抗接地時能準確判斷故障,但該保護原理需要識別2個行波波頭并進行降噪處理,采樣頻率高、計算量大、對硬件要求較高。文獻提出利用線路兩端電壓、電流突變量的乘積(即暫態(tài)能量)的正負極性判別區(qū)內、外故障;利用兩極暫態(tài)能量的幅值大小選定故障極?？紤]到現(xiàn)有直流系統(tǒng)大多為雙極系統(tǒng),本文利用PSCAD/EMTDC軟件建立中國銀東±660kV直流輸電系統(tǒng)仿真模型;對高壓直流輸電線路區(qū)內、外故障和雷擊等暫態(tài)過程中兩極線路保護安裝處測得的電壓、電流突變量的暫態(tài)特征進行研究,提出基于電壓、電流突變量變化特征的高壓直流輸電線路主保護原理。1線路保護的基本原則1.1電壓突變量幅值現(xiàn)有的直流輸電系統(tǒng)大多為雙極系統(tǒng)。由于兩極線路同桿并架,線路間的電磁耦合使得一極線路故障時健全極線路也將產(chǎn)生暫態(tài)電壓、電流量。根據(jù)疊加原理,直流線路上發(fā)生故障時,兩極線路的電壓突變量有如下關系:式中:Δu1和Δu2分別為極1、極2線路故障點處電壓突變量;Δi1和Δi2分別為極1、極2線路故障點處電流突變量;Zs為導線自阻抗;Zm為兩導線間的互阻抗。定義函數(shù)M(ω)如下:M(ω)的大小反映了兩極線路故障點處電壓突變量幅值的比值,是頻率相關函數(shù)。極1線路故障時,實際系統(tǒng)參數(shù)計算表明M(ω)<0.5<1,健全極電壓突變量幅值小于故障極。雙極系統(tǒng)的仿真表明,在直流線路上發(fā)生故障時,健全極線路兩端保護測量處測得的電壓突變量幅值小于故障極同側保護測量處測得的電壓突變量幅值,與以上故障點處電壓突變量幅值特征相同。由于雙極直流系統(tǒng)兩極結構一般相同,當故障點不在直流線路上(如發(fā)生交流側接地故障)時,大量仿真計算表明,兩極線路同側保護測量處測得的電壓突變量的幅值基本相同。設ΔuR1,ΔuR2,ΔuI1,ΔuI2分別為極1、極2線路整流側和逆變側保護裝置和測量裝置安裝處(分別記為R和I)測得的電壓突變量。當幅值比值|ΔuR1/ΔuR2|和|ΔuI1/ΔuI2|均大于所設閾值時可以判定為極1故障,否則判為非極1故障。同理,可根據(jù)幅值比值|ΔuR2/ΔuR1|和|ΔuI2/ΔuI1|是否大于所設閾值判斷極2是否發(fā)生故障。此閾值的取值應結合實際系統(tǒng)故障情況下兩極電壓突變量幅值的比值范圍,并以該系統(tǒng)的M(ω)最大值的倒數(shù)作為參考。1.2區(qū)外故障仿真計算以極1為例,當極1線路發(fā)生保護區(qū)內故障時,其故障分量附加網(wǎng)絡如圖1所示。圖中:Δu1為故障附加電壓源;ΔiR1和ΔiI1分別為極1線路R處和I處測得的電流突變量;ZsR和ZsI分別為整流側和逆變側交流系統(tǒng)等值阻抗;ZlR和ZlI分別為整流站和逆變站至故障點的線路阻抗。由圖1可見:可認為ZsR+ZlR與ZsI+ZlI的相角近似相等,通過式(3)與式(4)的對比可知,極1線路發(fā)生線路保護區(qū)內故障時,ΔiR1與ΔiI1極性相反。對于極1線路R處保護區(qū)外故障,相應的故障附加分量網(wǎng)絡如圖2所示。其中Zl=ZlR+ZlI。由圖2可知,忽略線路對地電容的分流,可認為ΔiR1=ΔiI1,那么ΔiR1與ΔiI1極性相同。對于I處的保護區(qū)外故障,也可近似認為ΔiR1=ΔiI1,那么ΔiR1與ΔiI1極性也相同。在功率反送、單極金屬回線運行方式和一極停電檢修等情況下,上述線路兩端電流突變量極性關系依然成立。設ΔiR2和ΔiI2分別為極2線路兩端R和I處測得的電流突變量,參考正方向分別與ΔiR1和ΔiI1相同(ΔuR2和ΔuI2的參考正方向分別與ΔuR1和ΔuI1相同)。上述結論對極2同樣適用。直流輸電線路發(fā)生區(qū)內故障時,故障線路R和I處測得的電流突變量的極性相反,發(fā)生區(qū)外故障時,兩者極性相同。因此,可通過比較故障極線路兩端電流突變量的極性區(qū)分線路保護區(qū)內、外故障。平穩(wěn)小波變換(SWT)適用于信號降噪和模極大值分析,可利用SWT提取電流突變量的小波模極大值(WMM)并降噪,得到的WMM的極性可反映電流突變量的變化特征。若ΔiR1與ΔiI1的WMM的極性相反,則為直流線路保護區(qū)內故障,否則為區(qū)外故障。2故障性雷擊及雷擊干擾下動作特征分析為了研究故障性雷擊和雷擊干擾情況下兩極線路電壓突變量幅值比值和線路兩端電流突變量的極性特征,本文采用實際系統(tǒng)的仿真模型進行了仿真計算。直流線路雷擊暫態(tài)仿真的建模方法如下。1)為簡化防雷計算,采用2.6μs/50μs的等值斜角波表示雷電流,通過受控電流源與等值波阻抗的并聯(lián)電路實現(xiàn)雷電流源。2)由于75%~90%的雷電流都是負極性的,故采用負極性雷電流。雷電通道波阻抗Z0的數(shù)值取為300Ω。3)采用多波阻抗模型表示桿塔。4)絕緣子串閃絡模型通過壓控開關及其并聯(lián)電容實現(xiàn)。5)在判斷絕緣子串是否閃絡時,按照物理過程采用2種判據(jù):若絕緣子串上的電壓與伏—秒特性曲線相交,即判為閃絡;若絕緣子串上的電壓不與伏—秒特性曲線相交,但超過絕緣子串放電電壓的50%時,也判為閃絡。其中,50%放電電壓的取值是考慮了直流工作電壓的影響。選取極1線路上距離整流側0.5km處(LR)、線路中點(LM)和距離逆變側0.5km處(LI)3處桿塔位置(如圖3所示)為例,進行雷擊暫態(tài)過程的仿真。得到故障性雷擊情況下,行波到達保護安裝處1.5ms后|ΔuR1|等的值如表1所示。由于雷擊干擾時電壓擾動時間較短(一般是幾十微秒到幾百微秒),行波到達保護安裝處1.5ms后擾動過程已經(jīng)結束,特提取行波到達保護安裝處后|ΔuR1|,|ΔuI1|,|ΔuR2|和|ΔuI2|的最大值。電壓和電流突變量的計算間距為10ms。保護采樣頻率為100kHz和10kHz時,電壓突變量ΔuR1的計算公式分別為:式中:N為采樣點個數(shù)。其他電壓、電流突變量的計算公式同上。表1中,極1線路發(fā)生故障性雷擊時,電壓突變量的幅值均大于0.8(標幺值),極1對極2的電壓突變量幅值比值|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|均大于1.5,極2對極1的電壓突變量幅值比值|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|均小于0.6;雷擊干擾情況下,|ΔuR1|/|ΔuR2|,|ΔuI1|/|ΔuI2|,|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|均小于1.1。將|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|的值與所設閾值(根據(jù)表1結果,閾值可設為1.4)相比,如果兩者都大于所設閾值,在極1發(fā)生故障性雷擊時可以選出該極。同理,根據(jù)|ΔuR2|/|ΔuR1|和|ΔuI2|/|ΔuI1|的值是否大于所設閾值,可在極2發(fā)生故障性雷擊時選出該極。雷擊干擾時,以上電壓突變量幅值比值均小于所設閾值。在采樣頻率為100kHz和10kHz時,SWT計算的數(shù)據(jù)窗口長度分別為2.56ms和12.8ms。下文圖中的WMM已經(jīng)降噪處理。采樣頻率為100kHz和10kHz時,采用db4小波分別對以上3處雷擊位置上發(fā)生故障性雷擊時的ΔiR1和ΔiI1進行4層和3層SWT處理,分別得到d4層和d3層的WMM圖形如圖4所示。圖中:MR1,R4,MI1,R4和MR1,R3,MI1,R3分別為LR處故障性雷擊時ΔiR1和ΔiI1的d4和d3層WMM;其他依此類推?？梢钥闯?在100kHz和10kHz這2種采樣頻率下,發(fā)生線路保護區(qū)內故障性雷擊時都可得到ΔiR1與ΔiI1的WMM極性相反,符合線路保護區(qū)內故障時兩端電流突變量極性相反的原理。3線路保護角度根據(jù)故障時直流線路電壓突變量的幅值可實現(xiàn)保護啟動判據(jù):式中:i=1,2;kR和kI分別為線路整流側和逆變側保護判據(jù)的啟動閾值。利用對兩極線路同側保護測量處測得的電壓突變量幅值的比值設定閾值可以選出故障極;通過比較故障極線路兩端電流突變量的WMM的極性是否相反,可以區(qū)分直流線路保護區(qū)內和區(qū)外故障。據(jù)此可構成雙極兩端中性點接地方式下直流輸電線路主保護判據(jù)如下。極i線路故障時,有式中:i=1,2;MRi和MIi分別為ΔiRi和ΔiIi的WMM;sgn(MRi)和sgn(MIi)分別為MRi和MIi的極性,其中MRi極性為正時,sgn(MRi)的值為1,MRi極性為負時,該值為-1;p為-1時,說明MRi和MIi的極性相反;同理sgn(MIi)的取值也遵循以上規(guī)則。判據(jù)中kRi和kIi均為整定值,其取值應參考實際系統(tǒng)故障情況下兩極電壓突變量幅值比值的仿真結果和M(ω)最大值的倒數(shù),保護原理框圖如圖5所示。在單極金屬回線運行方式和一極停電檢修等情況下,線路R和I處測得的電流突變量的極性在線路保護區(qū)內故障時相反,區(qū)外故障時相同。據(jù)此可構成單極金屬回線運行方式和一極停電檢修情況下的直流輸電線路主保護判據(jù):本保護原理只需傳輸和比較對端電流突變量WMM的極性信息,對通信通道的可靠性要求較低。4模擬分析4.1線路介紹和系統(tǒng)設計根據(jù)中國銀東直流輸電工程的實際參數(shù),利用PSCAD建立了±660kV直流輸電系統(tǒng)仿真模型。此模型的送電容量為4GW,整流側和逆變側的無功補償容量分別為2160Mvar和2520Mvar;換流閥采用雙極12脈動結構,模型中引入了極控制和閥組控制;兩極線路為6分裂導線,線路總長為1335km,采用JMarti模型;線路兩側各裝設有150mH的平波電抗器;銀川東換流站采用11/13次雙調諧濾波器和3/24/36次三調諧濾波器,青島換流站采用11/13次雙調諧濾波器和24次單調諧濾波器;每站每極裝設12/24次和12/36次雙調諧直流濾波器。系統(tǒng)示意圖如圖6所示。圖中:L為平波電抗器;LP1和LP2為兩極輸電線路;F為直流濾波器;f1至f6為仿真設定的故障點。4.2電壓突變量幅值比對為了驗證保護判據(jù)在不同故障情況下的動作特性,設置了6處接地故障位置:逆變側交流母線處(f1,單相金屬性接地);極1線路上距整流側保護安裝處0.5km處(f2);極1線路中點處(f3);極2線路上距逆變側保護安裝處5km處(f4);極1逆變側平波電抗器線路側(f5);極2逆變側平波電抗器線路側(f6)。選取0,200Ω,600Ω這3種過渡電阻值,并考慮了極1換相失敗和雙極換相失敗情況。其中,設置f2是為了驗證本保護原理對近距離故障的動作特性。在f2和f3處故障時(過渡電阻值為200Ω),故障點處電壓突變量的幅值比值|Δu1|/|Δu2|與直流線路兩端保護測量處測得的電壓突變量的幅值比值|ΔuR1|/|ΔuR2|和|ΔuI1|/|ΔuI2|的比較見圖7。在故障行波到達保護測量處后的1個1.28ms的窗口內,|ΔuR1|/|ΔuR2|,|ΔuI1|/|ΔuI2|和|Δu1|/|Δu2|都大于2。驗證了故障極電壓突變量幅值大于健全極。在雙極對稱方式下,對f1至f6處故障和單極、雙極換相失敗進行仿真,列舉故障行波到達保護安裝處1.5ms后|ΔuR1|等的值見附錄A表A1。結合表1和附錄A表A1可得結論如下。1)當啟動判據(jù)的閾值kR和kI取為0.15~0.20時,保護能夠在線路故障時和區(qū)內故障性雷擊的情況下準確動作。2)發(fā)生線路保護區(qū)內(f2,f3,f4處)故障、線路保護區(qū)外(f5,f6處)故障及單相換相失敗時,利用|ΔuRi|/|ΔuR(3-i)|>kRi和|ΔuIi|/|ΔuI(3-i)|>kIi可正確選出故障極(在本文仿真模型下,kRi和kIi可取為1.3~1.4)。交流側(f1處)故障和雙極換相失敗不符合該選極條件。采樣頻率為100kHz和10kHz時,采用db4小波分別對f2,f3,f4,f5,f6處故障(過渡電阻值為600Ω)及單極換相失敗情況下的ΔiR1和ΔiI1進行4層和3層SWT處理,其小波變換d4層和d3層的WMM見附錄B圖B1?？梢?保護區(qū)內故障時ΔiR1和ΔiI1的WMM極性相反,f5和f6處故障及單極換相失敗時ΔiR1和ΔiI1的WMM極性相同。仿真結果表明,利用對兩極線路測得的電壓突變量幅值的比值設定閾值可選出故障極;通過比較故障極線路兩端電流突變量的WMM的極性可區(qū)分直流線路保護區(qū)內、外故障。兩者結合,可實現(xiàn)雙極兩端中性點接地方式下的直流線路主保護。為驗證本文保護原理在其他運行方式下的適用性,對一極降壓、另一極全壓運行方式,功率反送運行方式,單極金屬回線運行方式下和一極停電檢修時的保護判據(jù)動作特性進行了仿真驗證(見附錄C)。結果證明,在以上方式下,該保護原理仍然適用。5高壓直流輸電線路主保護原理通過對兩極線路測得的電壓突變量幅值的比值設定