一种混合多端直流输电线路的故障定位方法

1.本发明属于电力电子技术领域，具体地说，涉及电力系统的故障定位方法，更具体地说，是涉及一种混合多端直流输电线路的故障定位方法。


背景技术：

2.现有基于线电流换相原理的高压直流输电系统lcc-hvdc(line commutated converter based hvdc)输电距离长、输电容量大、输电效率高。然而，lcc-hvdc逆变站易出现换相失败，进而导致输电可靠性问题。基于模块化多电平原理的柔性高压直流输电系统mmc-hvdc(modular multilevel converter based hvdc)没有换相失败风险，且可实现一定的潮流控制。但是，mmc-hvdc系统输电容量较小，建设成本较高。因此，整流侧采取lcc-hvdc原理、逆变侧采取mmc-hvdc原理的lcc-mmc-hvdc混合直流输电系统可同时具有传统高压直流输电系统和柔性直流输电系统的优点，因而得到了广泛应用。而为了获取更高的传输容量，逆变侧多采取多端拓扑结构(multi terminal direct current，mtdc)，从而构成lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电系统。
3.目前，混合多端直流输电线路的故障定位大多基于故障行波，故障行波的定位精度严重依赖于故障行波的波速值。现有混合多端直流输电线路的故障行波定位方法中，通常采用固定的波速值确定故障位置。而对于实际输电线路，行波波速并非为固定值，那么，现有采用固定的故障行波波速值确定故障位置，导致故障定位误差大，精确度低，影响了故障的检修和恢复。
4.公开号为cn112526283a的中国专利申请，公开了一种高压直流输电线路的故障定位方法，基于行波的依频特性确定故障行波波速，再根据故障行波波速和故障行波波头的抵达时刻确定故障位置，实现较为精确的故障定位。但是，该中国专利申请针对的高压直流输电线路两端结构相同，其所采用的方法并不适合于直接应用在混合多端直流输电线路的故障定位中。而且，该中国专利申请基于故障故障行波波头的抵达时刻确定故障位置，并不能确定出故障发生时刻，也无法基于故障发生时刻确定故障位置，因此，故障定位仍存在不够精确的不足。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于提供一种混合多端直流输电线路的故障定位方法，该方法基于行波的依频特性确定故障行波波速，基于故障行波波速确定故障发生时刻，最后基于故障行波波速及故障发生时刻实现故障定位，定位精度高。
6.为实现上述发明目的，本发明采用下述技术方案予以实现：
7.一种混合多端直流输电线路的故障定位方法，所述方法包括：
8.分别获取线路每端的初始故障行波波头的时频特性；
9.分别获取线路每端的故障行波波头的抵达时刻，根据线路每端的时频特性确定线路每端的故障行波波头的抵达时刻对应的故障行波波头频率；
10.根据线路每端的依频特性和所述故障行波波头频率，确定线路每端的故障行波波速；
11.根据线路每端的故障行波波速和故障行波波头的抵达时刻，确定故障发生时刻；
12.根据线路每端的故障行波波速和故障发生时刻，确定线路每端的故障区间识别参数；
13.基于线路每端的故障区间识别参数确定故障位置。
14.与现有技术相比，本发明的优点和积极效果是：本发明提供的混合多端直流输电线路的故障定位方法，充分利用了线路行波波速的依频特性，提出了根据依频特性确定故障行波波速，再基于故障行波波速和故障行波波头的抵达时刻确定出故障发生时刻，并根据故障发生时刻和故障行波波速确定故障区间识别参数，最后基于故障区别识别参数确定出故障位置，该方法能够良好地适应混合多端直流输电系统的拓扑结构，并提高了混合多端直流输电系统故障定位的精度。
15.结合附图阅读本发明的具体实施方式后，本发明的其他特点和优点将变得更加清楚。
附图说明
16.为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
17.图1是本发明混合多端直流输电线路的故障定位方法一个实施例的流程图；
18.图2是本发明实施例中一个典型的混合多端直流输电系统示意图；
19.图3是本发明实施例中一个典型的混合多端直流输电线路结构示意图；
20.图4为本发明实施例中发生典型故障时线路三端电压行波信号的仿真波形图；
21.图5为本发明实施例中发生典型故障时线路三端电压行波信号s变换结果图。
具体实施方式
22.为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下将结合附图和实施例，对本发明作进一步详细说明。
23.本发明各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
24.图1所示为本发明混合多端直流输电线路的故障定位方法一个实施例的流程图。
25.结合图2所示的一个典型混合多端直流输电系统示意图和图3所示的一个典型的混合多端直流输电线路结构示意图，该实施例采用下述过程实现混合多端直流输电线路的故障定位方法。
26.步骤11：获取线路每端的初始故障行波波头的时频特性。
27.图2示出的典型混合多端直流输电系统为典型的lcc-mmc-mmc混合三端直流输电系统，其中，整流站侧为lcc-hvdc结构，逆变侧包括有两个逆变站，每个逆变站均为mmc-hvdc结构。线路每端包括作为整流站的一端和作为逆变站的两端。在其他一些实施例中，逆
变站不局限于两个，还可以是更多个。而且，每端的换流站均设置有行波测距装置，用于采集所在端的行波信号，并实现故障定位。
28.获取初始故障行波波头的时频特性，可以采用现有技术的方法来实现，譬如，采用hht变换或者其他频率提取方法来实现。
29.在一个优选实施例中，采用s变换获取每端的初始故障行波波头的时频特性。具体实现方法如下：
30.对初始故障行波波头执行s变换：
[0031][0032]
然后，基于s变换计算初始故障行波波头的时频特性：
[0033][0034]
其中，ψ为采样点序号；t1为采样步长，n1为频率区分度，均为已知值，譬如，t1＝1μs，n1＝1000；n1为采样频率编号，k1为实数，k1＝0,1,
…
,n1-1，x为原始故障信号的傅里叶变换；f
tw
为初始故障行波波头的频率，fs为基准频率，fs＝1/n1t1；τ
arr
为初始故障行波波头的抵达时刻，为已知值；e为自然常数，为已知值。
[0035]
步骤12：获取线路每端的故障行波波头的抵达时刻，根据线路每端的时频特性确定线路每端的故障行波波头的抵达时刻对应的故障行波波头频率。
[0036]
获取故障行波波头的抵达时刻，可以采用现有技术来实现。作为一种优选实施方式，根据故障行波的幅值确定故障行波波头的抵达时刻。具体实现方法为：
[0037]
计算并确定是否满足判据：x(t)＞c
×
x
max
；
[0038]
将满足判据的第一个采样点t对应的采样时刻确定为故障行波波头的抵达时刻。
[0039]
其中，x(t)为第t采样点的故障行波幅值，为已知值；在故障行波信号确定后，其所对应的瞬时值即为该故障行波幅值。x
max
为数据窗内故障行波幅值的峰值，也为已知值；c为已知的比例系数，0＜c＜1。在一个具体实施例中，c＝0.5。
[0040]
采用上述方式确定出线路每端的故障行波波头的抵达时刻，然后，再根据每端的时频特性，即可确定出每端的故障行波波头抵达时刻所对应的故障行波波头频率。
[0041]
步骤13：根据线路每端的依频特性和故障行波波头频率确定线路每端的故障行波波速。
[0042]
波速的依频特性根据高压直流输电线路的结构参数和电气参数来确定，具体确定方法，可以采用现有技术来实现。
[0043]
作为优选实施方式，采用下述方法确定混合多端直流输电线路的依频特性：
[0044]
计算复穿透深度
[0045]
[0046]
其中，ρ为大地电阻率，μ为真空磁导率，均为已知值，j为虚数单位，f为行波频率。对于大地电阻率，不同的土壤、岩石等具有不同的电阻率，一般可以取一个典型值近似，譬如，ρ＝100ωm。在一个具体实施例中，真空磁导率取值为μ＝4π
×
10-7
h/m。
[0047]
计算正极导线的自阻抗系数z
1(1)
和负极导线的自阻抗系数z
1(2)
：
[0048]048][0049]
其中，r
1(1)
和r
1(2)
分别为正极导线单位长度直流电阻和负极导线单位长度直流电阻，h
1(1)
和h
1(2)
分别为正极导线距离地面的高度和负极导线距离地面的高度，gmr
1(1)
和gmr
1(2)
分别为正极导线的等效半径和负极导线的等效半径，b为分裂子导线的分裂数，r为分裂子导线的半径，d为分裂子导线的间距，均为已知值。对于r
1(1)
和r
1(2)
，由线路结构参数及电气参数确定，譬如，在一个具体实例中，r
1(1)
＝0.0286ω/km。对于h
1(1)
和h
1(2)
，在线路建设好后可确定。作为一个具体实施例，如图3所示的线路结构，h
1(1)
＝h
1(2)
＝34m。对于b、r和d，取决于具体的线路结构，在线路建设好后即可确定。作为一个具体实例，如图3所示的线路结构，b＝4，r＝0.0213m，d＝0.450m。
[0050]
计算正极导线与负极导线之间的互阻抗系数z
2(1-2)
、z
2(2-1)
：
[0051][0052]
其中，d
2(1-2)
＝d
2(2-1)
为正极导线和负极导线之间的间距，d
2(1-2)
为负极导线的镜像与正极导线之间的间距，d
2(2-1)
为正极导线的镜像与负极导线之间的间距。在线路确定后，这些间距均为已知值。
[0053]
计算避雷线的自阻抗系数z
3(1)
、z
3(2)
：
[0054][0054][0055]
其中，z
3(1)
和z
3(2)
分别为第一避雷线的自阻抗系数和第二避雷线的自阻抗系数，r
3(1)
和r
3(2)
分别为第一避雷线单位长度直流电阻和第二避雷线单位长度直流电阻，h
3(1)
和h
3(2)
分别为第一避雷线距离地面的高度和第二避雷线距离地面的高度，gmr
3(1)
和gmr
3(2)
分别为第一避雷线的等效半径和第二避雷线的等效半径，等效半径的计算方法参见上述描述。在线路确定后，r
3(1)
、r
3(2)
、h
3(1)
、h
3(2)
以及gmr
3(1)
、gmr
3(2)
均为已知值。
[0056]
计算导线与避雷线之间的互阻抗系数z
4(1-1)
、z
4(1-2)
、z
4(2-1)
、z
4(2-2)
：
[0057]
[0058]
其中，z
4(1-1)
、z
4(1-2)
、z
4(2-1)
、z
4(2-2)
分别为正极导线与第一避雷线之间、正极导线与第二避雷线之间、负极导线与第一避雷线之间、负极导线与第二避雷线之间的互阻抗系数，d
4(1-1)
、d
4(1-2)
、d
4(2-1)
、d
4(2-2)
分别为正极导线与第一避雷线之间、正极导线与第二避雷线之间、负极导线与第一避雷线之间、负极导线与第二避雷线之间的间距，d
4(1-1)
、d
4(1-2)
、d
4(2-1)
、d
4(2-2)
分别为第一避雷线的镜像与正极导线之间、第二避雷线的镜像与正极导线之间、第一避雷线的镜像与负极导线之间、第二避雷线的镜像与负极导线之间的间距。在线路确定后，上述各间距均为已知值。
[0059]
计算避雷线与避雷线之间的互阻抗系数z
5(1-2)
、z
5(2-1)
：
[0060][0061]
其中，d
5(1-2)
＝d
5(2-1)
为第一避雷线和第二避雷线之间的间距，d
5(1-2)
为第二避雷线的镜像与第一避雷线之间的间距，d
5(2-1)
为第一避雷线的镜像与第二避雷线之间的间距。在线路确定后，这些间距均为已知值。
[0062]
确定阻抗系数矩阵z：
[0063][0064]
其中，
[0065]
计算正、负极导线的自电位系数p
1(1)
、和负极导线的自电位系数p
1(2)
：
[0066][0067]
其中，ε为真空介电常数，为已知值。
[0068]
计算正极导线与负极导线之间的互电位系数p
2(1-2)
、p
2(2-1)
：
[0069][0070]
计算避雷线的自电位系数p
3(1)
、p
3(2)
：
[0071][0072]
其中，p
3(1)
和p
3(2)
分别为第一避雷线的自电位系数和第二避雷线的自电位系数的自电位系数。
[0073]
计算导线与避雷线之间的互电位系数p
4(1-1)
、p
4(1-2)
、p
4(2-1)
、p
4(2-2)
：
[0074]
[0075]
其中，p
4(1-1)
、p
4(1-2)
、p
4(2-1)
、p
4(2-2)
分别为正极导线与第一避雷线之间、正极导线与第二避雷线之间、负极导线与第一避雷线之间、负极导线与第二避雷线之间的互电位系数。
[0076]
计算避雷线与避雷线之间的互电位系数p
5(1-2)
、p
5(2-1)
：
[0077][0078]
确定电位系数矩阵p：
[0079][0080]
其中，
[0081]
确定电容系数矩阵y：
[0082]
y＝j2πf
×
p-1
。
[0083]
然后，根据阻抗系数矩阵z和电容系数矩阵y确定输电线路传输参数γ：
[0084][0085]
其中，为相模变换矩阵；α1、β1为1模参数且均为实数；α0、β0为0模参数且均为实数。
[0086]
最后，根据输电线路传输参数γ确定所述依频特性：
[0087][0088]
其中，v为1模行波波速，也即1模故障行波在输电线路上的传输速度。在上述依频特性中，β1为已知值，那么，在频率f确定后即可确定相应的波速。
[0089]
具体的，设定获取的线路每端的故障行波波头频率为f
twi
，则确定线路每端的故障行波波速vi：
[0090]
其中，f
twi
为第i端换流站侧的故障行波波头频率，可采用步骤12中的方法获得；vi为第i端换流站侧的故障行波波速。
[0091]
步骤14：根据线路每端的故障行波波速和故障行波波头的抵达时刻确定故障发生时刻。
[0092]
具体的，可采用下述公式计算故障发生时刻
[0093]
[0094]
其中，为故障发生时刻，n＝1,2,
…
,n，n为换流站总数，图2所示的系统中，n＝3；vi为第i端换流站侧的故障行波波速，ti为第i端换流站侧的故障行波波头的抵达时刻，vn为第n端换流站侧的故障行波波速，tn为第n端换流站侧的故障行波波头的抵达时刻；dn为第n端换流站与线路星形连接点之间的距离，di为第i端换流站与线路星形连接点之间的距离，在线路确定后，dn和di均为已知值。
[0095]
步骤15：根据线路每端的故障行波波速和故障发生时刻确定线路每端的故障区间识别参数。
[0096]
具体的，可根据下述公式计算线路每端的故障区间识别参数
[0097][0098]
其中，为第i端换流站侧的故障区间识别参数，e为自然常数。
[0099]
步骤16：基于线路每端的故障区间识别参数确定故障位置。
[0100]
具体的，首先根据线路每端的故障区间识别参数确定故障所在的区间。
[0101]
作为一种具体实施方式，如满足则确定故障所在区间为第i端换流站与星形连接点之间的区间。
[0102]
然后，根据下述公式确定故障与所在的区间内的换流站之间的距离：
[0103][0104]
其中，为位于第i端换流站与星形连接点所在区间的故障点与第i端换流站之间的距离。从而，实现对故障的准确定位。
[0105]
上述实施例提供的混合多端直流输电线路的故障定位方法，充分利用了线路行波波速的依频特性，提出了根据依频特性确定故障行波波速，再基于故障行波波速和故障行波波头的抵达时刻确定出故障发生时刻，并根据故障发生时刻和故障行波波速确定故障区间识别参数，最后基于故障区别识别参数确定出故障位置，该方法能够良好地适应混合多端直流输电系统的拓扑结构，并提高了混合多端直流输电系统故障定位的精度。
[0106]
图4示出了本发明混合三端直流输电线路中发生典型故障时线路三端电压行波信号的仿真波形图。图中，u
lcc,1
、u
mmc1,1
和u
mmc2,1
分别为lcc整流侧、mmc-i逆变侧和mmc-ii逆变侧故障电压行波信号。并且，监测到lcc整流侧、mmc-i逆变侧和mmc-ii逆变侧故障行波抵达时刻分别为t1＝0.721ms、t2＝1.726ms和t3＝1.726ms。
[0107]
图5示出了本发明混合三端直流输电线路中发生典型故障时线路三端电压行波信号的s变换结果图。其中，(a)、(b)和(c)分别为lcc整流侧、mmc-i逆变侧和mmc-ii逆变侧的电压行波信号的s变化结果图。
[0108]
经监测和计算，lcc整流侧、mmc-i逆变侧和mmc-ii逆变侧的故障行波波头频率分别为f1＝233.603khz、f2＝118.885khz和f3＝117.957khz；故障行波波速分别为v1＝299.283km/ms、v2＝299.109km/ms和v3＝299.107km/ms；故障发生时刻为
而lcc整流侧、mmc-i逆变侧和mmc-ii逆变侧对应的故障区间识别参数值分别为和由于则可判定故障位于lcc整流侧与星形连接点之间的区间，如图2的f位置所示。进一步的，计算出故障点与lcc整流侧的换流站之间的距离为
[0109]
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其进行限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的普通技术人员来说，依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明所要求保护的技术方案的精神和范围。