基于模量网络分析的接地极线路故障定位新算法

针对直流接地极线路发生远距离、高阻接地故障时,现有故障定位算法精度低的问题,提出了一种基于模量网络分析的接地极线路故障定位新算法。基于线路的分布参数模型,建立了故障后接地极线路故障模量网络,在此基础上利用接地极线路量测端的电压、电流量计算沿线的电压、电流分布,进而得到故障点处的测量阻抗,根据故障点处测量阻抗虚部最小的特点进行故障定位。大量仿真结果表明,该算法可实现接地极线路全长范围内的准确定位,且不受故障位置和分布电容的影响,具有较高的故障定位精度。

融冰方式下接地极线路阻抗监视告警原因与改进

接地极线路处于融冰工作方式下,常规换流站的接地极阻抗监视系统会误发异常告警信号。通过分析发现,故障原因为在融冰工作方式下接地极线路处于开路状态,但阻抗监视功能未退出运行,导致阻抗监视系统误告警。针对以上问题,本文改进了现有的接地极阻抗监视功能投退判据,并给出了融冰工作方式下阻抗监视系统的处置建议。

基于谐波测量阻抗偏差的接地极线路保护新方法

针对目前特高压直流输电系统接地极线路保护存在死区的问题,提出了一种基于谐波测量阻抗偏差的接地极线路保护新方法。在不同故障工况下推导了接地极线路的谐波测量阻抗表达式,利用阻抗表达式分析了正常运行工况与故障工况下谐波测量阻抗的偏差特性。在此基础上,提出了基于谐波测量阻抗偏差的接地极线路故障保护判据。利用PSCAD/EMTDC进行仿真验证,仿真结果表明,所提保护方法较传统保护方法可有效检测到接地极线路发生的各种故障,耐受过渡电阻能力强,且不存在保护死区。

特高压直流线路与接地极线路共塔设计探讨

对特高压直流线路与接地极线路共塔设计进行研究,分析共塔架设背景条件、铁塔导线布置、层间距计算、塔高控制条件、共塔设计优缺点及共塔架设适用范围。结果表明,通过合理的导线布置、层间距控制及适当加高铁塔,特高压直流线路与接地极线路共塔架设可节省土地资源,有效改善经济发展与生态环境等之间矛盾。

基于两种算法融合的接地极线路故障测距

由于接地极线路的特殊结构,极址点的极址电阻很小,仅依靠一种测距原理对接地线路进行故障测距,往往很难做到在全线长范围内的测距精度都达到工程要求。为此搭建了±800 k V直流接地极线路仿真模型,对接地极线路故障进行仿真计算。理论分析和大量仿真表明:采用直流分量,并由量测端电压和电流推算至故障点并根据故障点电压相等构建测距函数的测距算法对于越靠近极址点的故障位置,测距精度相对越精确;而采用谐波分量,并根据故障点纯电阻的特性列写测距函数的测距算法,其近端故障测距的精度较高,且有一定的耐受过渡电阻的能力。基于此,提出了将2种测距方法融合的新故障测距方法。一方面,2种测距算法可以相互校验,提高测距的可靠性;另一方面,在一定程度上克服了单一原理故障测距算法不能耐受高阻和远距离的缺点。仿真数据的测距结果表明,该融合故障测距算法,在全线长范围内均有较好的测距精度。

接地极线路不平衡保护的相关问题研究

天广、兴安直流在运行中已多次出现接地极线路电流不平衡保护动作,而且接地极线路故障监视装置没有启动。从接地极线路不平衡保护的原理以及整定原则角度分析了保护的动作情况,及接地极线路故障监视装置在运行中存在的不足之处,提出了改进接地极线路不平衡保护的原理、加强接地极线路保护与接地极线路故障监视装置之间的参数配合等方案以改善目前的运行状况。

检修的共用接地极线路分流电流实测分析

共用接地极在土地占用、建设投资等方面具有很好的经济性和使用价值。但共用接地极在检修和运行过程中可能会存在一些问题,特别是在接地极线路检修时,运行直流系统可能会出现不平衡运行或单极大地回线运行方式;检修接地极线路会有电流流过,对检修人员的安全造成威胁。为充分掌握检修的接地极线路电流分流水平,对3个共用接地极的6个换流站的接地极线路分别进行试验测量。通过统计比较的方法对测量数据进行分析,得到了接地极线路和换流变中性点的分流百分比以及分流电流的变化趋势;同时分析得出影响检修接地极线路分流电流的因素主要包括:挂接的检修接地的位置、接地极电阻、入地电流水平等。依据实测数据计算分析得到的结果,为共用接地极的直流系统检修时的运行方式安排提供了工程数据参考,对保障检修人员的安全具有重要意义。

UHVDC接地极线路短路阻抗特性及阻抗监视系统死区研究

针对现有特高压直流接地极线路阻抗监视系统(简称阻抗监视系统)存在的拒动问题,从理论上推导了接地极线路在不同短路故障条件下的故障阻抗表达式,并验证了理论推导的正确性。在获得故障阻抗表达式的基础上,考虑不同过渡电阻、故障距离和接地极线路长度的影响,研究了接地极线路故障阻抗和正常运行时阻抗的差异规律,分析了阻抗监视系统在不同故障条件下的适应性,阐述了阻抗监视系统的拒动机理。研究结果表明,现有阻抗监视系统存在保护死区,难以正确反映高阻、远距离故障,特别是当接地极线路的长度为注入信号线模半波长的整数倍时,若单回线故障距离为注入信号四分之一线模波长的奇数倍时,阻抗监视系统将发生拒动。

基于谐波注入的柔性直流系统接地极线路故障测距方法

针对基于模块化多电平换流器(modularmultilevel converter,MMC)的直流输电系统,文中利用其灵活可控性,提出了一种基于谐波主动注入的接地极线路测距方法:通过对某一极换流站投入子模块数量的主动控制,改变对应极线直流电压,从而在接地极线路上产生不平衡谐波电流和电压分量;在此基础上,即可实现可靠的故障测距。仿真结果表明,所提出的谐波注入方法能够产生所需的谐波分量,且对系统正常运行影响较小;此外,接地极线路上直流不平衡电流大小对该方法的测距精度影响较小;在高阻接地、近端接地、噪声影响等工况下仍能保持较高的测距精度,最大误差小于1.5%,能够满足接地极线路的测距精度要求。

特高压直流接地极线路招弧角绝缘配合试验研究

为了研究招弧角在电压等级为±800 kV、输送功率为5 000 MW的某特高压直流输电系统接地极线路上的绝缘配合情况,开展了燃弧试验,并采用U-I特性配合法进行了绝缘配合分析,研究了接地极线路参数和电弧拉伸效应对招弧角保护性能的影响。试验中,招弧角间隙距离为400 mm至1 500 mm,采用最大脉冲宽度为70 ms、最大电流幅值为2 500 A的脉冲电流源作为输出电源。研究结果表明:招弧角对长距离、大容量接地极线路的保护效果有限,间隙距离为1 500 mm的招弧角仅能保护31%长度的接地极线路;招弧角保护范围随着线路电阻的降低和杆塔接地电阻的增大而增加,但在线路电阻较大时,随杆塔接地电阻的变化趋势不明显,例如杆塔接地电阻由5?提高到15?,保护范围仅增加线路全长的9%;在电磁力和热浮力的作用下,电弧长度会大于间隙距离,应考虑电弧拉伸效应采用拉伸后的电弧长度作为等效间隙距离,如间隙距离为1 000 mm时最大电弧长度超过1 600 mm,若按拉伸后的电弧长度考虑,则其保护范围将由12%提高为33%。在实际情况中,因电源供能充足,电弧将会持续燃烧,拉伸更为充分,故招弧角的保护效果更为乐观。

基于数学形态学的直流接地极线路单端行波故障测距

针对直流接地极线路故障暂态行波的传播特点,提出了一种基于数学形态学的单端行波故障测距算法。该算法采用具有滤波功能的形态学梯度变换来处理行波浪涌,在有效滤波的基础上,利用数学形态学梯度变换分离正、反向行波浪涌,不但能取得暂态行波信号突变点的时刻,还具有一定的抗干扰性,而且不存在时间窗长度的问题,有效提高了测距的精度和可靠性。通过PSCAD和Matlab证明了该算法的可行性,有利于提高直流接地极线路单端行波故障测距的可靠性和准确性。

基于行波原理直流输电系统接地极线路故障测距系统设计

为解决现有的直流接地极线路故障监测系统的不足,需研发接地极线路故障测距系统。采用了基于行波原理的在线故障测距技术,借助了接地极线路故障本身所产生的行波信号来实现故障定位。分析了实现该系统设计所需要解决的超高速数据采集、极址处电源、数据通信等关键技术问题并提出了可行的设计。目前,样机的实验室试运行表明:基于行波原理直流输电系统接地极线路故障测距系统不仅能够连续监测接地极线路上发生的各种类型的故障,而且可以给出准确的故障点位置。

直流接地极线路故障暂态行波传播特性分析

高压直流输电系统接地极线路由于铺设的特殊性与复杂性,较易出现故障。介绍了接地极线路故障初始行波的产生机理,对接地极线路发生单线接地、两线短路和两线短路接地3种故障时的故障初始行波模量及其在直流中性母线端和接地极处的传播特性进行了详细的分析。以PSCAD/EMTDC为电磁暂态仿真分析平台,建立高压直流输电系统模型,通过高压直流输电系统单极大地回线模式下的接地极线路故障进行了仿真验证,仿真结果表明了分析的正确性。接地极线路故障暂态行波的传播特性分析为利用暂态行波实现接地极线路故障测距奠定理论基础。

直流接地极线路单端行波故障测距算法

相关函数法是单端行波测距中的经典算法,然而由于故障距离未知,时窗宽度难以确定,宽时窗时,相关函数极值点容易偏移,测距精度较低;窄时窗时,受噪声和波形畸变的影响较大,容易误判。在分析接地极线路的故障暂态行波的特性基础上,提出了基于多分辨相关函数理论的直流接地极线路单端行波故障测距算法。在该算法中,时窗宽度采用2进递减方式,第1层宽时窗作为参考窗口,逐级递减,充分利用宽窄时窗各自的优点,提高测距的可靠性和准确性。通过对接地极线路仿真故障数据的处理,证明该算法能同时保证测距的可靠性和准确性,具有很高的实用价值。

接地极线路短路故障快速识别及故障测距研究

直流接地极线路是从换流站的中性母线处引出,通过架设双导线并联的接地极引线连接到极址处,其极址电阻很小。从中性母线向接地极线路视入,接地极线路就是一个确定的多导体传输线(multiconductor transmission lines,MTL)系统,且其起端电压和起端电流可测,而基于反射原理的测距装置往往出现未能对接地极线路瞬时性故障进行及时捕捉、准确测距的情况。基于此,提出一种利用"构造方向电流"来快速判断接地极线故障,并选出故障接地极线的方法。对故障前数据进行小波变换,选其含有直流分量的小波系数来获取直流分量,实现极址电阻在线准确计算和监测。在接地极线故障正确选线和极址电阻准确计算的基础上,提出了基于π型等效线路模型的谐波分量阻抗测距方法。仿真和现场实测数据表明,该测距算法对于接地极线路近端故障有很高的测距精度。

脉冲注入法和单端故障行波法相结合的直流输电系统接地极线路故障测距

分析了直流输电系统在单极运行方式下,接地极线路故障暂态行波和外部注入脉冲信号在接地极线路上的传播过程。以此为基础,提出一种将脉冲注入法和单端故障行波法相结合的接地极线路故障测距方案。首先通过在换流站直流中性母线处监测接地极线路故障暂态行波识别线路是否发生故障,在线路故障暂态过程结束后从中性母线向线路注入脉冲信号。根据脉冲注入法得到初步测距结果,并以此确定故障区段。然后,根据确定的故障区段,进一步用单端故障行波法再次获得测距结果。最后,对两次测距结果取平均值,作为最终测距结果。以PSCAD/EMTDC为仿真平台,搭建了直流输电系统在单极运行方式下的接地极线路故障测距仿真模型。并借助Matlab对仿真波形数据进行分析,表明所提出的接地极线路故障测距方案是可行的。

哈密南—郑州±800kV特高压直流输电工程接地极线路参数测量及分析

哈密南—郑州±800 kV换流站—陈家接地极线路在投运前需要测量工频参数和频率特性参数,为系统潮流计算和继电保护整定提供依据。根据接地极线路运行方式及对应实测参数值:双极运行下,测得的交流电阻值略大于直流电阻值;47.5 Hz和52.5 Hz频率下实测阻抗值,经过加权平均计算后,与采用工频50 Hz实测阻抗值很接近;双极运行下,零序电阻实测值频率特性随着频率的升高呈上升趋势,这是因为集肤效应的影响;零序电感实测值频率特性随着频率的升高呈下降趋势,这是由于大地电导随频率增加而增加的缘故;零序电容实测值随着频率的变化不大,通过EMTP进行仿真,验证了上述实测结论规律的一致性。

高压直流接地极线路故障特性仿真及其故障测距新算法研究

高压直流输电系统可用大地构成输电回路,接地极系统运行方式复杂。建立了±500 kV直流输电系统仿真模型,分析了接地极线路故障时的运行特性,并针对接地极线路单线短路故障,提出了一种基于贝杰龙模型的接地极线路故障测距新方法。利用故障后首端电压和两出线电流推算沿线电压分布,根据故障点或极址点为全线电压最小值的特点构造故障测距函数,计算出故障距离。PSCAD/EMTDC仿真计算结果和工程实例表明,该算法可在接地极全线范围内实现故障定位,且具有较高精度。

脉冲注入法用于直流输电系统接地极线路故障测距

分析了直流输电系统在双极运行方式下,外部注入脉冲信号在接地极线路上的传播过程,提出一种利用注入脉冲信号的直流输电系统接地极线路故障测距方法。该方法通过周期性地从接地极线路始端注入脉冲信号探测线路是否发生故障,在判断线路发生故障后,通过改变注入脉冲信号的宽度和脉冲极性探测故障点位置,最后以取平均值的方式得到故障测距结果。以PSCAD/EMTDC为仿真平台,搭建了直流输电系统在双极运行方式下的接地线路故障测距仿真模型,并借助MATLAB对仿真波形数据进行分析,仿真结果表明该方法是可行的。

直流输电系统接地极线路故障研究

以天广、高肇和兴安等由德国Siemens公司设计的直流输电系统中为例,首先简介了所设置的接地极线路故障相关保护及运行实例,然后从理论上分析了单极大地运行方式下接地极线路发生接地故障和断线故障时各特征量的变化特点,并通过RTDS实时仿真系统进行了验证;接着根据这些特点,提出了可以准确判明故障类型的改进措施,确保准确检测接地极线路接地故障,并通过启动线路故障重启动功能,提高直流输电系统运行的可靠性。