基于模型识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法与流程

1.本发明属于电力系统继电保护领域，具体涉及到一种适用于真双极柔性直流电网的自适应重合闸方法。


背景技术：

2.为响应国家能源战略的发展要求，直流输电近些年来得到了广泛的应用。其中，柔性直流输电以其潮流控制灵活、不易发生换相失败等优点，在新能源并网、远距离输电、电网互联等方面具有十分广阔的应用前景。柔性直流架空输电线运行环境恶劣，故障概率高，且多为瞬时性故障，重合闸具有重要意义。
3.现有柔性直流输电工程中仍采用传统的自动重合闸方案，经过固定的去游离时间后重合断路器，实现瞬时性故障快速恢复供电。但自动重合闸具有一定的盲目性，当重合于永久性故障或者瞬时性故障未熄弧状态时，系统电压建立失败，不仅会使整个系统再次遭受短路电流的冲击，还会对换流器等电力电子设备造成危害。由于柔直电网具有故障电流上升速度快、设备过流能力弱等特点，因此，重合于故障对柔直电网造成的危害更大，柔直电网自动重合闸方案还有待进一步改进。
4.基于上述考虑，学者们开始关注柔直电网自适应重合闸技术的研究。自适应重合闸的优势主要有两点：一是在断路器合闸前对故障性质进行判别，做到永久性故障下断路器可靠闭锁；二是对瞬时性故障熄弧时刻进行识别，优化合闸时间，快速恢复供电，同时也能避免断路器重合于故障未熄弧状态。目前已经有学者提出了适用于柔直电网的自适应重合闸方案，例如可以利用改变断路器内部结构及控制策略实现自适应重合闸，但该方法只能判别故障性质，无法识别熄弧时刻。另有学者针对双极短路故障提出了基于行波主频率的自适应重合闸方案，然而该方法无法适用于发生概率较高的单极接地故障。还有学者利用故障隔离后线路上残余电气量信息实现故障性质识别，但该类方法大多使用集中参数模型，应用于中短距离线路上能取得较好的效果。而实际远距离柔直输电工程中线路参数是分布式的并且具有频变特性，直流系统暂态过程频率含量十分丰富，因此线路参数并不能简单地等效成固定的集中参数来进行求解。依频模型是一种分布式参数模型，并且考虑了线路参数的频变特性。
5.综上所述，在依频模型的基础上研究柔性直流电网自适应重合闸方案，可靠识别故障性质及熄弧时刻，对于提高柔性直流电网的供电可靠性和安全性具有重要意义。


技术实现要素：

6.针对现有技术中存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种基于模型识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法，解决原有基于集中参数模型自适应重合闸方法可靠性不高的问题，避免传统自动重合闸盲目重合于永久性故障给系统及电力设备造成的损害，同时对瞬时性故障熄弧时刻进行识别，优化瞬时性故障合闸时间，所提方法适用于发生概率较高的单极接地故障。
7.为达到以上目的，本发明采取的技术方案是：
8.一种基于模型识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法，包括以下步骤：
9.1)单极接地故障发生后，故障极两端断路器断开；
10.2)提取正负极线路两端电压电流，利用解耦公式得到线路末端模量电压、电流和首端模量电流；
11.3)基于步骤2)得到的线路末端模量电压、电流和首端模量电流计算线路首端模量电压，得到线路首端模量电压后通过解耦反变换公式得到首端正负极电压计算值；
12.4)将故障极端电压实际值与计算值对比，进行相关性分析，检测相关性系数是否超过相关性系数阈值并满足在一个循环判断时间内恒成立，若满足，则执行步骤5)，若不满足，且已达到最大检测时间t
max
，则执行步骤6)，若不满足，且未达到最大检测时间t
max
，则执行步骤2)；
13.5)判断该故障为瞬时性故障且故障已熄弧，并将首次超过相关性系数阈值的时刻作为检测熄弧时刻，经过重合延时td发出合闸指令；
14.6)判断该故障为永久性故障，闭锁重合闸。
15.优选地，所述首端模量电压的计算公式为：
[0016][0017]
式中m1、p1、q1为模量下特征阻抗对应的递归卷积系数，m2、p2、q2为模量下传输函数对应的递归卷积系数，m代表线路首端，n代表线路末端，f为模量下前行波，u为模量下电压，
△
t为采样间隔，i模量下电流，b为模量下反行波，a为传输函数，τ为行波在输电线全长上传播的最短时间。
[0018]
优选地，所述递归卷积系数利用递归卷积定理求得。
[0019]
优选地，所述循环判断时间为10ms。
[0020]
优选地，所述最大检测时间t
max
按去游离时间进行整定；对于
±
500kv真双极柔性直流系统，最大检测时间t
max
取300ms。
[0021]
优选地，所述重合延时td的设置原则为绝缘恢复时间减去循环判断时间；对于
±
500kv真双极柔性直流系统，td＝100ms-10ms＝90ms。
[0022]
本发明所述的一种基于模型识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法，利用故障极端电压实际值与计算值的波形相关性系数来实现故障性质及熄弧时刻的识别，确保瞬时性故障快速恢复供电，永久性故障可靠闭锁重合闸。
附图说明
[0023]
本发明有如下附图：
[0024]
图1输电线路行波示意图；
[0025]
图2依频模型时域等值电路；
[0026]
图3模型识别示意图，图中(a)为无故障模型，(b)为故障模型；
[0027]
图4自适应重合闸流程图；
[0028]
图5瞬时性故障识别结果，图中(a)为故障极电压，(b)为相关性系数；
[0029]
图6永久性故障识别结果，图中(a)为故障极端电压，(b)为相关性系数；
[0030]
附图说明：
[0031]
m、n：线路首端、末端；
[0032]
u、i：模量下电压、电流；
[0033]
f、b：模量下前行波、反行波；
[0034]em
(t)、en(t)：时域内线路m、n端反行波；
[0035]
1、0：线模、地模；
[0036]
ρ：相关性系数；
[0037]
ρ
set
：相关性系数阈值；
[0038]
t
max
：最大检测时间；
[0039]
td：重合延时。
具体实施方式
[0040]
以下结合附图1-6对本发明作进一步详细说明。
[0041]
1.线路两端行波、电压和电流时域关系推导
[0042]
由于线路参数呈现频变特性，下面将先在频域分析，再转换到时域。图1为输电线路行波示意图。在频域中，线路两端的电压、电流具有如下关系：
[0043][0044]
式中zc(ω)为线路的特征阻抗；γ(ω)为线路的传播系数；为线路长度；r(ω)、l(ω)、g(ω)、c(ω)分别是线路单位长度的电阻、电感、电导、电容；j为虚数单位；j(ω)为传输矩阵。
[0045]
线路两端的前行波可表示为：
[0046]fi
(ω)＝ui(ω) zc(ω)
·ii
(ω)
ꢀꢀꢀ
(2)
[0047]
式中i表示线路两端名称，i＝m、n。
[0048]
线路两端的反行波可表示为：
[0049]bi
(ω)＝ui(ω)-zc(ω)
·ii
(ω)
ꢀꢀꢀ
(3)
[0050]
由式(1)(2)(3)可得前行波与反行波之间存在如下关系：
[0051][0052]
式中为线路的传输函数。
[0053]
将公式(4)代入公式(3)可获得如下公式：
[0054]
um(ω)-zc(ω)
·im
(ω)＝a(ω)
·fn
(ω)
ꢀꢀꢀ
(5)
[0055]
将公式(5)通过卷积转换到时域，可得到时域等值电路，如图2所示。等值电路中的受控电源为本端的电压反行波：
[0056][0057]
式中积分下限τ为行波在输电线全长上传播的最短时间；fn(t-u)为卷积计算时n端前行波；a(u)为卷积计算时传输函数。
[0058]
对于如下形式的卷积：
[0059][0060]
可以通过递归卷积定理，利用历史值计算出卷积值：
[0061][0062]
式中m，p，q为递归卷积系数，可由已知常数k，α以及采样间隔
△
t计算获得，积分下限t为行波在输电线全长上传播的最短时间；s(t)为卷积函数，f(t-u)为被卷积函数。
[0063]
如要利用递归卷积，被卷积的函数必须是指数函数之和的形式。因此，需对频域内特征阻抗zc(s)和传输函数a(s)进行有理式拟合：
[0064][0065]
式中l为零点，j为极点，n为极点和零点的个数。
[0066]
通过上述拟合后，即可利用递归卷积定理将频域求解转换到时域求解。时域内，利用n端的电压、电流、特征阻抗信息可得到n端前行波：
[0067]fn
(t)＝un(t) {m1·
[un(t
‑△
t)-bn(t
‑△
t)] p1·in
(t) q1·in
(t
‑△
t)}
ꢀꢀꢀ
(10)
[0068]
式中m1，p1，q1为特征阻抗对应的递归卷积系数。
[0069]
利用n端前行波、传输函数可得m端反行波：
[0070][0071]
式中m2，p2，q2为传输函数对应的递归卷积系数。
[0072]
利用m端反行波、电流、特征阻抗信息可得到m端电压：
[0073]
um(t)＝bm(t) {m1·
[um(t
‑△
t)-bm(t
‑△
t)] p1·im
(t) q1·im
(t
‑△
t)}
ꢀꢀꢀ
(12)
[0074]
由于两极线路之间存在耦合，需先对线路进行解耦，解耦成0模和1模分量，在模域下独立计算，最终再通过解耦反变换得到相域量。构造解耦矩阵：
[0075][0076]
则线路模量下的电气量可通过解耦公式求得：
[0077][0078]
式中x
p
、xn分别为直流线路正负极电气量，x1、x0分别为1模和0模下电气量。
[0079]
解耦反变换公式则通过解耦矩阵的逆矩阵来实现，如无特殊说明，本发明中的计算均是在模域中进行，最终得到线路对端0模电压和1模电压，在通过解耦反变换公式得到线路对端正负极电压。
[0080]
2.模型识别思想
[0081]
图3为模型识别示意图。由式(2)可知，如果已知线路某端的电压、电流和波阻抗，可以计算得到本端的电压前行波，由式(4)，本端电压前行波再乘上传输函数可以得到线路对端的反行波，再由式(3)，得到线路对端的反行波后，再结合线路对端电流及波阻抗可以得到线路对端的电压。
[0082]
上述电压为计算模型(无故障模型)下的电压。因此，若实际线路上无故障(正常运行或瞬时性故障已熄弧状态)时，计算模型与实际模型一致；若实际线路上有故障(永久性故障或瞬时性故障未熄弧状态)时，由于实际模型中还含有故障支路，因此计算模型与实际模型不一致。基于上述差异，本发明通过求解故障极端电压计算值与实际值的pearson相关性来实现故障性质及熄弧时刻的识别。
[0083]
3.pearson相关性
[0084]
假设某一时段内的两个离散信号序列分别为x＝{x1,x2,
…
,xn}和y＝{y1,y2,
…
,yn}，其pearson相关性系数可表示为：
[0085][0086]
其中ρ的取值区间为[-1， 1]，正负号表示相关的方向，绝对值大小表示相关的程度。ρ＝ 1表示两个信号100％正相关，即两个信号的波形完全一致；ρ＝-1表示两个信号100％负相关，即两个信号的波形完全一样，但相位相反；ρ＝0值表示两个信号不相关，波形完全无关。
[0087]
本发明利用pearson相关性系数来表征故障极端电压计算值与实际值的匹配程度，对于某时段内信号序列x和y分别为故障极端电压的计算值和实际值，在正常运行和瞬时性故障已熄弧状态时，计算值与实际值的波形相关性较高，而永久性故障和瞬时性故障未熄弧状态时，计算值与实际值的波形相关性较低。本发明基于此差异提出一种基于模型
识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法。
[0088]
图4为本发明提供的一种基于模型识别的真双极柔性直流电网自适应重合闸方法流程图，包括以下步骤：
[0089]
1)单极接地故障发生后，故障极两端断路器断开；
[0090]
2)提取正负极线路两端电压电流，利用解耦公式得到线路末端模量电压电流和首端模量电流；
[0091]
3)基于步骤2)得到的线路末端模量电压、电流和首端模量电流计算线路首端模量电压，得到线路首端模量电压后通过解耦反变换得到首端正负极电压计算值；
[0092]
4)将故障极端电压实际值与计算值对比，进行相关性分析，检测相关性系数是否超过相关性系数阈值并满足在一个循环判断时间内恒成立，若满足，则执行步骤5)，若不满足，且已达到最大检测时间t
max
，则执行步骤6)，若不满足，且未达到最大检测时间t
max
，则执行步骤2)。
[0093]
5)判断该故障为瞬时性故障且故障已熄弧，并将首次超过相关性系数阈值的时刻作为检测熄弧时刻，经过重合延时td发出合闸指令；
[0094]
6)判断该故障为永久性故障，闭锁重合闸。
[0095]
图5为本发明实施例提供的瞬时性故障识别结果示意图。断路器在t＝6ms断开，电弧的实际熄弧时刻t＝34ms，故障熄弧前由于计算模型与实际模型不一致，故障极端电压的计算值与实际值不匹配，得到的相关性系数较低，熄弧后由于计算模型与实际模型一致，故障极端电压计算值与实际值相匹配，相关性系数较高。由于时间窗长为10ms，因此第一个相关性系数计算结果是在t＝16ms时得到的，相关性系数首次超过相关性系数阈值的时刻为t＝41ms，而实际熄弧时刻为34ms，熄弧时刻检测误差仅为7ms，相比于300ms的去游离时间，检测精度较高，因此所提方法能够可靠检测瞬时性故障熄弧时刻。在识别出故障电弧已经熄灭后，等待90ms绝缘恢复完成即可进行重合闸操作，相比于传统自动重合闸的300ms固有延时合闸，本发明能够优化合闸时间，实现瞬时性故障下快速恢复供电。
[0096]
图6为本发明实施例提供的永久性故障识别结果示意图。永久性故障时由于故障支路始终存在，计算模型与实际模型始终不一致，因此故障极端电压计算值与实际值始终不匹配，整个检测过程相关性系数始终没有超过相关性系数阈值，相关性系数最大值为0.68，检测可靠性较高，所提方案能够可靠识别出永久性故障，闭锁重合闸，有效避免了传统自动重合闸盲目合闸于永久性故障对系统和设备造成的损害。
[0097]
本说明书中未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。