李小鵬，戴文睿，林 圣，李世龍

(1.國(guó)網(wǎng)四川省電力公司電力科學(xué)研究院，四川 成都 610041；2.西南交通大學(xué)電氣工程學(xué)院，四川 成都 610031)

0 引 言

中國(guó)一次能源與電力負(fù)荷的逆向分布特性決定了高壓輸電將在中國(guó)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)中占據(jù)日益重要的地位。相比于高壓交流輸電，高壓直流輸電傳輸距離遠(yuǎn)、傳輸功率大、經(jīng)濟(jì)效益好，使其在遠(yuǎn)距離輸電中脫穎而出[1]。目前，中國(guó)電網(wǎng)共建成并投運(yùn)高壓直流輸電工程20多個(gè)，形成大規(guī)?！拔麟姈|送”“北電南送”的能源配置格局。到2020年，跨區(qū)、跨國(guó)電網(wǎng)輸送容量將達(dá)到410 GW，西北地區(qū)到東部的輸送距離達(dá)2000～3000 km以上[2]。

由于輸電距離遠(yuǎn)、輸電線路長(zhǎng)且周圍環(huán)境惡劣，容易出現(xiàn)區(qū)內(nèi)短路等故障。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，區(qū)內(nèi)線路故障約占直流輸電系統(tǒng)全部故障的50%，而區(qū)內(nèi)線路故障發(fā)生后由線路保護(hù)正確動(dòng)作、斷開故障線路的只有50%。另一半的區(qū)內(nèi)線路故障是由直流控制系統(tǒng)響應(yīng)動(dòng)作，但直流閉鎖、關(guān)閉整個(gè)輸電系統(tǒng)的送端，引起不必要的系統(tǒng)停運(yùn)會(huì)造成巨大的設(shè)備損耗和經(jīng)濟(jì)損失[3]。

理想的直流輸電線路保護(hù)對(duì)位于線路兩側(cè)電流測(cè)點(diǎn)之間的線路區(qū)內(nèi)故障進(jìn)行動(dòng)作，而對(duì)測(cè)點(diǎn)之外的區(qū)外故障應(yīng)當(dāng)不動(dòng)作而由控制系統(tǒng)響應(yīng)動(dòng)作[4]。中國(guó)高壓直流輸電線路配置了行波保護(hù)，行波保護(hù)以故障后線路出口側(cè)電流中的行波波頭電壓、電流變化量和變化率為判據(jù)，進(jìn)行線路故障檢測(cè)，當(dāng)計(jì)算值超過整定值，輸出保護(hù)動(dòng)作信號(hào)[3]。實(shí)際工程運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，現(xiàn)有行波保護(hù)方法存在一定缺陷：1)行波保護(hù)無法動(dòng)作于線路遠(yuǎn)端過渡電阻大于100 Ω的區(qū)內(nèi)高阻接地故障；2)行波保護(hù)會(huì)對(duì)線路遠(yuǎn)端區(qū)外非高阻接地故障尤其是金屬性接地故障誤動(dòng)。其拒動(dòng)和誤動(dòng)的原因如下：當(dāng)發(fā)生區(qū)內(nèi)遠(yuǎn)端高阻接地故障時(shí)，由于過渡電阻大且故障距離遠(yuǎn)，使行波保護(hù)計(jì)算采用的電參量(行波波頭電壓、電流變化量和變化率)在時(shí)域上的變化量顯著減小，以致無法滿足主動(dòng)作判據(jù)，不能進(jìn)行保護(hù)動(dòng)作；而發(fā)生區(qū)外金屬性接地故障時(shí)，由于過渡電阻極小，會(huì)使行波保護(hù)計(jì)算值滿足保護(hù)動(dòng)作判據(jù)，發(fā)生區(qū)內(nèi)保護(hù)誤動(dòng)。因此，行波保護(hù)無法正確區(qū)分線路遠(yuǎn)端區(qū)內(nèi)的高阻接地故障和遠(yuǎn)端區(qū)外的金屬性接地故障，其可靠性低[5-6]。

下面基于高壓直流輸電系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，分析了高壓直流輸電線路區(qū)內(nèi)和區(qū)外故障電流的特征，在此基礎(chǔ)上利用小波變換提取特定頻段電流，構(gòu)建保護(hù)方法。仿真結(jié)果表明，該方法不受過渡電阻、故障距離影響，保護(hù)可靠性高。

1 故障特征分析

1.1 直流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

現(xiàn)有高壓直流輸電系統(tǒng)整流側(cè)結(jié)構(gòu)如圖 1所示。

圖1 直流輸電系統(tǒng)整流側(cè)結(jié)構(gòu)

由圖 1可知，在平波電抗器和直流濾波器兩側(cè)分別安裝有分流器1和分流器2，兩分流器測(cè)得電流分別記作ia、ib。

1.2 線路區(qū)內(nèi)外故障特征分析

輸電線路故障電流蘊(yùn)含著豐富的暫態(tài)信息，不同故障位置尤其是區(qū)內(nèi)、外故障受直流線路兩側(cè)電抗器和濾波器的影響，傳輸?shù)綔y(cè)點(diǎn)處的暫態(tài)信息區(qū)別很大。相比于傳統(tǒng)行波保護(hù)只利用線路故障電流的時(shí)域特征進(jìn)行故障識(shí)別，所提方法采用濾波前后兩個(gè)故障電流來識(shí)別區(qū)內(nèi)外故障，且提取其中最能反應(yīng)區(qū)內(nèi)故障的暫態(tài)信息，其準(zhǔn)確性更高。

當(dāng)故障未發(fā)生時(shí)，線路處于正常運(yùn)行工況下，此時(shí)，直流濾波器對(duì)其兩側(cè)的12k次基波電流(k=1,2,3…，基波頻率50 Hz)有過濾作用，這幾個(gè)頻點(diǎn)僅全頻段很小一部分，濾波器對(duì)其余電流分量影響很小。故線路正常工作時(shí)，電流ib、ia的特定頻段差較小，只體現(xiàn)了濾波器兩側(cè)電流的自然差異。

1)區(qū)內(nèi)故障特征分析

當(dāng)線路區(qū)內(nèi)發(fā)生接地故障時(shí)，故障點(diǎn)產(chǎn)生的大量暫態(tài)高頻信號(hào)迅速傳輸?shù)椒至髌?，因此線路側(cè)電流信號(hào)ib所含高頻分量豐富；而經(jīng)過濾波器傳輸?shù)秸鱾?cè)后，ia的高頻分量大大衰減，計(jì)算所得特定頻段差遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于系統(tǒng)正常工作及區(qū)外接地故障。因此，計(jì)算出的兩電流信號(hào)在所選頻段差值很大，能進(jìn)行可靠的保護(hù)。

2)區(qū)外故障特征分析

當(dāng)線路末端區(qū)外發(fā)生接地故障時(shí)，故障點(diǎn)同樣產(chǎn)生大量暫態(tài)信號(hào)，但由于暫態(tài)信號(hào)的傳播經(jīng)過逆變側(cè)直流濾波器及整個(gè)線路，使ia和ib所含高頻分量較之區(qū)內(nèi)故障大大減少，而整流器側(cè)電流ia所含高頻分量又在經(jīng)過整流側(cè)直流濾波器后衰減，故線路側(cè)直流電流ib所含高頻分量仍多于整流器側(cè)直流電流ia所含高頻分量，且所得特定頻段差大于系統(tǒng)正常工作值，但又小于區(qū)內(nèi)故障產(chǎn)生的特定頻段差。因此，計(jì)算出的兩電流信號(hào)在所選頻段差較小，不會(huì)產(chǎn)生保護(hù)誤動(dòng)作。

根據(jù)以上特點(diǎn)，采取以下方法來構(gòu)建高壓直流線路保護(hù)方法。

2 保護(hù)方法

在1.2節(jié)中介紹了輸電線路區(qū)內(nèi)外故障下，分流器1和分流器2測(cè)得故障電流高頻分量的含量差異，利用小波分解提取兩分流器電流的高頻分量。

2.1 小波分解

設(shè)φ(t)為平方可積函數(shù)，若其對(duì)應(yīng)的傅里葉變換ψ(ω)滿足式1)，即

(1)

則可將φ(t)視為小波母函數(shù)。

將小波母函數(shù)φ(t)進(jìn)行如下的伸縮變換及平移變換，可得到在不同尺度下的小波基函數(shù)，即

(2)

式中：a為伸縮因子；b為平移因子。

對(duì)于函數(shù)f(t)∈L2(R)，其連續(xù)小波變換為

Wf(b,a)=(f(t),φa,b(t))

(3)

將φa,b(t)中的連續(xù)變量a和b離散化，此時(shí)φa,b(t)表示為

φj,k(t)=2-j/2φ(2jt-k)

(4)

式中，j為小波分解的層數(shù)。

對(duì)應(yīng)序列f(t)的離散小波變換可表示為

Wf(j,k)=(f(t),φj,k(t))

(5)

選用電力系統(tǒng)故障分析常用的db4小波作為小波母函數(shù)，設(shè)置數(shù)據(jù)窗長(zhǎng)為3 ms，采樣頻率為100 kHz，分解層數(shù)為5層，分別對(duì)故障后電流ia、ib進(jìn)行小波分解。具體分解頻段如表1所示。

表1 小波分解頻段分布

記故障后3 ms內(nèi)電流ia、ib分別對(duì)應(yīng)的第3、第4、第5層小波分解系數(shù)為ia3、ia4、ia5及ib3、ib4、ib5。

2.2 保護(hù)判據(jù)

基于上述計(jì)算后，可構(gòu)造保護(hù)判據(jù)如式(6)。

D>Dset,D=B-A

(6)

式中：D為高頻分量電流信號(hào)差值；Dset為保護(hù)動(dòng)作值；B為分流器2處的高頻分量電流信號(hào)小波系數(shù)和，其值等于對(duì)3個(gè)序列ib3、ib4和ib5中的所有元素進(jìn)行求和；A為分流器1處的高頻分量電流信號(hào)小波系數(shù)和，其值等于對(duì)3個(gè)序列ia3、ia4和ia5中的所有元素進(jìn)行求和。

若D大于保護(hù)動(dòng)作值Dset，則判定線路區(qū)內(nèi)存在故障，輸出保護(hù)信號(hào)，線路保護(hù)動(dòng)作；否則，判定線路區(qū)內(nèi)不存在故障，不輸出保護(hù)信號(hào)。

3 仿真分析

為驗(yàn)證所提方法對(duì)直流輸電線路故障識(shí)別的準(zhǔn)確性，采用PSCAD/EMTDC建立±500 kV高壓直流輸電系統(tǒng)仿真模型；設(shè)置不同距離、不同過渡電阻的區(qū)內(nèi)故障和區(qū)外故障，來考察所提保護(hù)方法的性能。線路末端區(qū)內(nèi)發(fā)生高阻接地故障時(shí)的保護(hù)動(dòng)作情況如圖2所示，線路末端區(qū)外發(fā)生金屬性接地故障時(shí)的保護(hù)不動(dòng)作情況如圖3所示，更多故障情況下的保護(hù)動(dòng)作情況如表2所示。

圖2 保護(hù)動(dòng)作情況

由圖2可知，區(qū)內(nèi)線路遠(yuǎn)端高阻故障發(fā)生時(shí)，所提方法得到的高頻分量電流信號(hào)差值D明顯大于保護(hù)動(dòng)作值，能快速識(shí)別并保護(hù)動(dòng)作，表明所提方法對(duì)于區(qū)內(nèi)的線路遠(yuǎn)端高阻故障識(shí)別能力強(qiáng)。

圖3 保護(hù)不動(dòng)作情況

由圖3可知，區(qū)外線路發(fā)生金屬性(低阻)接地故障時(shí)，所提方法得到的高頻分量電流信號(hào)差值D小于保護(hù)動(dòng)作值，保護(hù)不會(huì)動(dòng)作。

表2表明，對(duì)于過渡電阻為100 Ω、500 Ω，故障距離在1000～2500 km的接地故障，行波保護(hù)無法正確動(dòng)作，但所提方法保護(hù)均可準(zhǔn)確、快速識(shí)別。同時(shí)，對(duì)區(qū)外故障，所提保護(hù)方法能夠可靠不動(dòng)作。

表2 各種故障情況下保護(hù)動(dòng)作情況

4 結(jié) 語

基于高壓直流輸電系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，分析了輸電線路區(qū)內(nèi)故障時(shí)故障電流高頻部分的信號(hào)特征，利用故障信號(hào)小波系數(shù)構(gòu)造了保護(hù)方法，具有以下特點(diǎn)：

1)選取能夠反應(yīng)接地故障特征的高頻電氣量作為保護(hù)特征量，所選的頻段受故障電阻和故障位置的影響小，提高了區(qū)內(nèi)外故障的識(shí)別能力，能夠可靠地保護(hù)線路全長(zhǎng)。

2)使用3 ms的滑動(dòng)數(shù)據(jù)窗進(jìn)行保護(hù)判別，減少了瞬時(shí)干擾信號(hào)對(duì)保護(hù)判據(jù)的影響。同時(shí)，僅使用線路單端電氣量，無需在線路兩側(cè)進(jìn)行數(shù)據(jù)交換，在故障發(fā)生后5 ms內(nèi)即可識(shí)別區(qū)內(nèi)故障，保護(hù)動(dòng)作速度快。