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输电线路故障电压行波定位与保护技术 版权信息
- ISBN：9787030675903
- 条形码：9787030675903 ; 978-7-03-067590-3
- 装帧：一般胶版纸
- 册数：暂无
- 重量：暂无
- 所属分类：>>
输电线路故障电压行波定位与保护技术 本书特色
本书针对广域电网故障行波精确检测、网络定位和同步时钟等关键理 论技术展开研究，构建基于电压行波的广域电网故障保护与定位理论体系
输电线路故障电压行波定位与保护技术 内容简介
本书针对广域电网故障行波准确检测、网络定位和同步时钟等关键理论技术展开研究，构建基于电压行波的广域电网故障保护与定位理论体系：①突破互感器信号传变的非线性与带宽局限，发明了时空多尺度故障信息深层挖掘技术，实现故障多特征量准确提取；②攻克故障行波定位同步时钟误差在线监测与修正的难题，发明了天地网三源互补授时的分布自治式广域时间同步技术，实现故障信号的广域同步测量；③突破单元式行波故障定位模式，发明了多信息融合动态干扰辨识、波速在线测量和定位装置的优化配置方法，显著提高了故障定位精度和可靠性。 本书可供从事电力系统继电保护领域研究的科研人员、大学教师使用，亦可供相关专业研究生和本科生参考。
输电线路故障电压行波定位与保护技术 目录
目录
前言
第1章 绪论 1
1.1 概述 1
1.2 故障行波保护方法概述 2
1.2.1 行波保护技术的发展历程 2
1.2.2 现有行波保护方法 3
1.2.3 行波保护存在的主要问题 7
1.3 故障行波定位方法概述 8
1.3.1 传统故障定位方法 8
1.3.2 行波定位法的发展 9
1.3.3 行波定位存在的主要问题 13
1.4 故障行波检测概述 14
1.4.1 电压行波检测 15
1.4.2 电流行波检测 17
1.4.3 行波检测现存问题分析 18
参考文献 19
第2章 电网故障行波传播特性分析 23
2.1 引言 23
2.2 故障行波的产生与传播 23
2.2.1 故障行波的产生 23
2.2.2 故障行波在输电线路上的传播分析 24
2.2.3 故障行波在平行多导线系统中的传播分析 26
2.2.4 实际线路的相模变换和模量分析 27
2.2.5 故障行波在电网中的传播分析 33
2.3 影响行波在电网中传播的主要因素 35
2.3.1 母线接线方式对行波传播的影响 35
2.3.2 变电站设备对行波传播的影响 35
2.3.3 输电线路参数的影响 39
2.4 电网故障行波传播仿真分析 43
2.4.1 仿真模型 43
2.4.2 仿真结果 44
2.4.3 仿真结果分析 47
2.5 小结 50
参考文献 50
第3章 电网故障行波的提取 51
3.1 引言 51
3.2 互感器的行波传播特性分析 52
3.2.1 变压器线圈波过程 52
3.2.2 互感器分布参数模型的参数辨识 54
3.2.3 电压互感器行波传播特性仿真 57
3.2.4 电压互感器行波传播特性分析 60
3.3 CVT接地线上提取行波 62
3.3.1 测量信号的选取 62
3.3.2 测量点的选取 62
3.4 变压器外壳接地线上提取行波 66
3.5 PCB行波传感器提取行波 69
3.5.1 Rogowski线圈的工作特性 69
3.5.2 PCB行波传感器设计 71
3.6 专用行波传感器的研制 74
3.6.1 行波传感器的传变特性分析 74
3.6.2 行波传感器的设计 77
3.7 电压互感器行波传播测试 78
3.7.1 110kV电压互感器测试 78
3.7.2 220kV电压互感器测试 79
3.8 PCB行波传感器行波传播测试 80
3.8.1 频率响应特性测试 81
3.8.2 脉冲信号传变性能测试 82
3.8.3 暂态行波信号传变性能测试 84
3.9 小结 88
参考文献 88
第4章 电网故障行波的分析与辨识方法 89
4.1 引言 89
4.2 基于小波分析的行波波头检测 89
4.2.1 小波分析的基本理论 89
4.2.2 小波函数的选取 91
4.2.3 尺度的选取 92
4.2.4 门槛的选取 93
4.3 基于希尔伯特-黄算法的行波波头检测 94
4.3.1 瞬时频率 94
4.3.2 IMF 95
4.3.3 EMD方法 96
4.3.4 希尔伯特-黄变换的特点 97
4.4 基于Kalman滤波算法的行波波头检测 99
4.4.1 Kalman滤波的基本原理 100
4.4.2 性质分析 106
4.4.3 状态空间模型的建立 107
4.5 基于Kalman-TVAR的行波特征提取 111
4.5.1 时变自回归参数模型的坐标法 111
4.5.2 基函数的相关理论 113
4.5.3 模型定阶分析 115
4.6 基于S变换的行波特征提取 117
4.6.1 S变换的定义与推导 117
4.6.2 S变换的基本性质 119
4.6.3 时频矩阵的构造 121
4.7 基于Wigner Ville分布的时频特征提取 125
4.7.1 Wigner Ville分布定义 125
4.7.2 Wigner Ville分布的性质 125
4.7.3 Wigner Ville演变谱 128
4.7.4 故障行波信号时频特征提取 129
4.8 行波波头的硬件检测 133
4.8.1 行波波头辨识 133
4.8.2 行波信息记录 134
4.8.3 仿真分析 135
4.9 小结 137
参考文献 137
第5章 电网故障行波反演技术 139
5.1 引言 139
5.2 行波传感器特性测试与建模 140
5.2.1 行波传感器理论模型分析 140
5.2.2 行波传感器模型仿真与实验测试 141
5.2.3 行波传感器高频传变特性分析 144
5.3 基于SR-D算法的行波反演 145
5.3.1 基于反卷积理论的信号复原分析 145
5.3.2 基于随机共振理论的信号处理分析 148
5.3.3 SR-D反演算法研究 153
5.3.4 行波波形反演实现方案 154
5.3.5 仿真分析 154
5.4 基于Tikhonov正则化的行波反演 155
5.4.1 Tikhonov正则化理论 155
5.4.2 离散反卷积 157
5.4.3 正则化参数的选取 159
5.4.4 仿真分析 161
5.5 EMD结合维纳滤波的行波反演 162
5.5.1 基于EMD的行波处理方法 162
5.5.2 基于维纳滤波算法的信号反演分析 164
5.5.3 行波波形反演实现方案 166
5.5.4 仿真分析 166
5.6 小结 170
参考文献 170
第6章 电网广域时钟同步技术 172
6.1 引言 172
6.2 卫星时钟同步系统 173
6.2.1 卫星时钟同步系统组成 174
6.2.2 卫星时钟授时原理 175
6.3 时钟误差特性分析 176
6.3.1 卫星时钟误差 176
6.3.2 晶振时钟误差 177
6.3.3 其他误差 178
6.4 基于*小二乘回归的高精度卫星同步时钟算法 178
6.4.1 总体方案 178
6.4.2 时钟误差的*小二乘估计 179
6.4.3 时钟误差的修正 184
6.4.4 高精度时钟的硬件实现 185
6.4.5 高精度时钟的应用 188
6.5 基于偏*小二乘回归的高精度卫星同步时钟算法 190
6.5.1 偏*小二乘回归的基本原理 190
6.5.2 偏*小二乘回归分析模型 191
6.5.3 基于偏*小二乘回归同步时钟算法的实现 195
6.5.4 高精度时钟的仿真验证 197
6.6 基于数字锁相环的高精度卫星同步时钟算法 200
6.6.1 基于数字锁相环的卫星时钟授时方案 200
6.6.2 高精度卫星时钟的工作原理 201
6.6.3 高精度时钟的仿真实验 205
6.7 IEEE1588同步时钟 208
6.7.1 IEEE1588同步时钟的组成 208
6.7.2 IEEE1588授时原理 210
6.7.3 PTP报文 212
6.8 IEEE1588同步时钟误差分析 215
6.8.1 IEEE1588同步报文网络延时误差分析 215
6.8.2 IEEE1588同步时钟内部误差分析 216
6.9 基于加权和高稳调谐原理的高精度同步时钟 218
6.9.1 基于往返时延加权原理的同步改进算法 218
6.9.2 基于高稳调谐原理的修正方法 221
6.9.3 高精度同步时钟的仿真验证 223
6.10 “天地互备”广域同步网建设方案 225
6.10.1 同步系统的主要问题 225
6.10.2 “天地互备”广域同步网方案设计思路 225
6.10.3 广域同步系统的优势分析 226
参考文献 228
第7章 电网故障行波定位方法研究 229
7.1 引言 229
7.2 行波定位网络的构建 229
7.2.1 电网拓扑结构图 229
7.2.2 行波定位网络图 230
7.3 电网拓扑结构图的简化 231
7.3.1 利用Floyd算法简化网络 231
7.3.2 利用动态简化原则简化网络 232
7.3.3 *不利情况时简化网络 233
7.3.4 包含双回线路的网络简化 234
7.4 网络简化方法应用于实际网络 236
7.4.1 故障线路不属于环路 236
7.4.2 故障线路属于环路，且环路中所有数据有效 237
7.4.3 故障线路属于环路，但环路中某节点时间记录错误 238
7.5 电网故障行波定位方法 239
7.5.1 定位原理 240
7.5.2 故障线路的确定 240
7.5.3 无效行波到达时间的剔除 241
7.5.4 折算故障距离的求取与有效性识别 242
7.5.5 权重设置方法 243
7.5.6 算法步骤 243
7.5.7 仿真分析 243
7.6 基于Dijkstra算法的网络定位算法 248
7.6.1 Dijkstra算法分析 248
7.6.2 基于Dijkstra算法的电网*短路径分析 249
7.6.3 *短路径距离矩阵的修正算法 250
7.6.4 修正算法仿真分析 250
7.6.5 基于Dijkstra算法的电网故障行波网络定位方法 256
7.6.6 仿真分析 257
7.7 电网故障行波检测装置的优化配置 264
7.7.1 配置原则 264
7.7.2 优化配置方法 265
7.7.3 优化配置方案分析 267
7.8 小结 269
参考文献 270
第8章 电网故障行波保护方法研究 271
8.1 引言 271
8.2 基于行波波头瞬时频率的输电线路行波保护 271
8.2.1 基于行波波头瞬时频率的行波保护判据 272
8.2.2 仿真分析 273
8.2.3 各种情况的仿真结果分析和保护算法验证 276
8.2.4 开关操作的识别 278
8.3 基于希尔伯特能量谱的输电线路行波保护 280
8.3.1 基于希尔伯特能量谱的行波保护判据 281
8.3.2 仿真分析 282
8.3.3 各种情况的仿真结果分析和保护算法验证 286
8.4 广域行波保护系统的结构 288
8.5 基于极性比较原理的广域行波保护 289
8.5.1 电网行波传播极性分析 289
8.5.2 线路/TWPR关联矩阵的形成 290
8.5.3 故障线路的确定 291
8.5.4 仿真分析 292
8.6 基于初始行波时间原理的广域行波保护 295
8.6.1 初始行波到达时间特性分析 295
8.6.2 无效初始行波到达时间的判别及修正 296
8.6.3 故障线路的确定 297
8.6.4 保护算法 297
8.6.5 仿真分析 298
8.7 基于波形特征
前言
第1章 绪论 1
1.1 概述 1
1.2 故障行波保护方法概述 2
1.2.1 行波保护技术的发展历程 2
1.2.2 现有行波保护方法 3
1.2.3 行波保护存在的主要问题 7
1.3 故障行波定位方法概述 8
1.3.1 传统故障定位方法 8
1.3.2 行波定位法的发展 9
1.3.3 行波定位存在的主要问题 13
1.4 故障行波检测概述 14
1.4.1 电压行波检测 15
1.4.2 电流行波检测 17
1.4.3 行波检测现存问题分析 18
参考文献 19
第2章 电网故障行波传播特性分析 23
2.1 引言 23
2.2 故障行波的产生与传播 23
2.2.1 故障行波的产生 23
2.2.2 故障行波在输电线路上的传播分析 24
2.2.3 故障行波在平行多导线系统中的传播分析 26
2.2.4 实际线路的相模变换和模量分析 27
2.2.5 故障行波在电网中的传播分析 33
2.3 影响行波在电网中传播的主要因素 35
2.3.1 母线接线方式对行波传播的影响 35
2.3.2 变电站设备对行波传播的影响 35
2.3.3 输电线路参数的影响 39
2.4 电网故障行波传播仿真分析 43
2.4.1 仿真模型 43
2.4.2 仿真结果 44
2.4.3 仿真结果分析 47
2.5 小结 50
参考文献 50
第3章 电网故障行波的提取 51
3.1 引言 51
3.2 互感器的行波传播特性分析 52
3.2.1 变压器线圈波过程 52
3.2.2 互感器分布参数模型的参数辨识 54
3.2.3 电压互感器行波传播特性仿真 57
3.2.4 电压互感器行波传播特性分析 60
3.3 CVT接地线上提取行波 62
3.3.1 测量信号的选取 62
3.3.2 测量点的选取 62
3.4 变压器外壳接地线上提取行波 66
3.5 PCB行波传感器提取行波 69
3.5.1 Rogowski线圈的工作特性 69
3.5.2 PCB行波传感器设计 71
3.6 专用行波传感器的研制 74
3.6.1 行波传感器的传变特性分析 74
3.6.2 行波传感器的设计 77
3.7 电压互感器行波传播测试 78
3.7.1 110kV电压互感器测试 78
3.7.2 220kV电压互感器测试 79
3.8 PCB行波传感器行波传播测试 80
3.8.1 频率响应特性测试 81
3.8.2 脉冲信号传变性能测试 82
3.8.3 暂态行波信号传变性能测试 84
3.9 小结 88
参考文献 88
第4章 电网故障行波的分析与辨识方法 89
4.1 引言 89
4.2 基于小波分析的行波波头检测 89
4.2.1 小波分析的基本理论 89
4.2.2 小波函数的选取 91
4.2.3 尺度的选取 92
4.2.4 门槛的选取 93
4.3 基于希尔伯特-黄算法的行波波头检测 94
4.3.1 瞬时频率 94
4.3.2 IMF 95
4.3.3 EMD方法 96
4.3.4 希尔伯特-黄变换的特点 97
4.4 基于Kalman滤波算法的行波波头检测 99
4.4.1 Kalman滤波的基本原理 100
4.4.2 性质分析 106
4.4.3 状态空间模型的建立 107
4.5 基于Kalman-TVAR的行波特征提取 111
4.5.1 时变自回归参数模型的坐标法 111
4.5.2 基函数的相关理论 113
4.5.3 模型定阶分析 115
4.6 基于S变换的行波特征提取 117
4.6.1 S变换的定义与推导 117
4.6.2 S变换的基本性质 119
4.6.3 时频矩阵的构造 121
4.7 基于Wigner Ville分布的时频特征提取 125
4.7.1 Wigner Ville分布定义 125
4.7.2 Wigner Ville分布的性质 125
4.7.3 Wigner Ville演变谱 128
4.7.4 故障行波信号时频特征提取 129
4.8 行波波头的硬件检测 133
4.8.1 行波波头辨识 133
4.8.2 行波信息记录 134
4.8.3 仿真分析 135
4.9 小结 137
参考文献 137
第5章 电网故障行波反演技术 139
5.1 引言 139
5.2 行波传感器特性测试与建模 140
5.2.1 行波传感器理论模型分析 140
5.2.2 行波传感器模型仿真与实验测试 141
5.2.3 行波传感器高频传变特性分析 144
5.3 基于SR-D算法的行波反演 145
5.3.1 基于反卷积理论的信号复原分析 145
5.3.2 基于随机共振理论的信号处理分析 148
5.3.3 SR-D反演算法研究 153
5.3.4 行波波形反演实现方案 154
5.3.5 仿真分析 154
5.4 基于Tikhonov正则化的行波反演 155
5.4.1 Tikhonov正则化理论 155
5.4.2 离散反卷积 157
5.4.3 正则化参数的选取 159
5.4.4 仿真分析 161
5.5 EMD结合维纳滤波的行波反演 162
5.5.1 基于EMD的行波处理方法 162
5.5.2 基于维纳滤波算法的信号反演分析 164
5.5.3 行波波形反演实现方案 166
5.5.4 仿真分析 166
5.6 小结 170
参考文献 170
第6章 电网广域时钟同步技术 172
6.1 引言 172
6.2 卫星时钟同步系统 173
6.2.1 卫星时钟同步系统组成 174
6.2.2 卫星时钟授时原理 175
6.3 时钟误差特性分析 176
6.3.1 卫星时钟误差 176
6.3.2 晶振时钟误差 177
6.3.3 其他误差 178
6.4 基于*小二乘回归的高精度卫星同步时钟算法 178
6.4.1 总体方案 178
6.4.2 时钟误差的*小二乘估计 179
6.4.3 时钟误差的修正 184
6.4.4 高精度时钟的硬件实现 185
6.4.5 高精度时钟的应用 188
6.5 基于偏*小二乘回归的高精度卫星同步时钟算法 190
6.5.1 偏*小二乘回归的基本原理 190
6.5.2 偏*小二乘回归分析模型 191
6.5.3 基于偏*小二乘回归同步时钟算法的实现 195
6.5.4 高精度时钟的仿真验证 197
6.6 基于数字锁相环的高精度卫星同步时钟算法 200
6.6.1 基于数字锁相环的卫星时钟授时方案 200
6.6.2 高精度卫星时钟的工作原理 201
6.6.3 高精度时钟的仿真实验 205
6.7 IEEE1588同步时钟 208
6.7.1 IEEE1588同步时钟的组成 208
6.7.2 IEEE1588授时原理 210
6.7.3 PTP报文 212
6.8 IEEE1588同步时钟误差分析 215
6.8.1 IEEE1588同步报文网络延时误差分析 215
6.8.2 IEEE1588同步时钟内部误差分析 216
6.9 基于加权和高稳调谐原理的高精度同步时钟 218
6.9.1 基于往返时延加权原理的同步改进算法 218
6.9.2 基于高稳调谐原理的修正方法 221
6.9.3 高精度同步时钟的仿真验证 223
6.10 “天地互备”广域同步网建设方案 225
6.10.1 同步系统的主要问题 225
6.10.2 “天地互备”广域同步网方案设计思路 225
6.10.3 广域同步系统的优势分析 226
参考文献 228
第7章 电网故障行波定位方法研究 229
7.1 引言 229
7.2 行波定位网络的构建 229
7.2.1 电网拓扑结构图 229
7.2.2 行波定位网络图 230
7.3 电网拓扑结构图的简化 231
7.3.1 利用Floyd算法简化网络 231
7.3.2 利用动态简化原则简化网络 232
7.3.3 *不利情况时简化网络 233
7.3.4 包含双回线路的网络简化 234
7.4 网络简化方法应用于实际网络 236
7.4.1 故障线路不属于环路 236
7.4.2 故障线路属于环路，且环路中所有数据有效 237
7.4.3 故障线路属于环路，但环路中某节点时间记录错误 238
7.5 电网故障行波定位方法 239
7.5.1 定位原理 240
7.5.2 故障线路的确定 240
7.5.3 无效行波到达时间的剔除 241
7.5.4 折算故障距离的求取与有效性识别 242
7.5.5 权重设置方法 243
7.5.6 算法步骤 243
7.5.7 仿真分析 243
7.6 基于Dijkstra算法的网络定位算法 248
7.6.1 Dijkstra算法分析 248
7.6.2 基于Dijkstra算法的电网*短路径分析 249
7.6.3 *短路径距离矩阵的修正算法 250
7.6.4 修正算法仿真分析 250
7.6.5 基于Dijkstra算法的电网故障行波网络定位方法 256
7.6.6 仿真分析 257
7.7 电网故障行波检测装置的优化配置 264
7.7.1 配置原则 264
7.7.2 优化配置方法 265
7.7.3 优化配置方案分析 267
7.8 小结 269
参考文献 270
第8章 电网故障行波保护方法研究 271
8.1 引言 271
8.2 基于行波波头瞬时频率的输电线路行波保护 271
8.2.1 基于行波波头瞬时频率的行波保护判据 272
8.2.2 仿真分析 273
8.2.3 各种情况的仿真结果分析和保护算法验证 276
8.2.4 开关操作的识别 278
8.3 基于希尔伯特能量谱的输电线路行波保护 280
8.3.1 基于希尔伯特能量谱的行波保护判据 281
8.3.2 仿真分析 282
8.3.3 各种情况的仿真结果分析和保护算法验证 286
8.4 广域行波保护系统的结构 288
8.5 基于极性比较原理的广域行波保护 289
8.5.1 电网行波传播极性分析 289
8.5.2 线路/TWPR关联矩阵的形成 290
8.5.3 故障线路的确定 291
8.5.4 仿真分析 292
8.6 基于初始行波时间原理的广域行波保护 295
8.6.1 初始行波到达时间特性分析 295
8.6.2 无效初始行波到达时间的判别及修正 296
8.6.3 故障线路的确定 297
8.6.4 保护算法 297
8.6.5 仿真分析 298
8.7 基于波形特征
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输电线路故障电压行波定位与保护技术 节选
第1章 绪论 1.1 概述 高压输电线路输送距离长，暴露在旷野，且多处于山区丘陵地区，易发生故障。故障点通常由巡线人员沿线路查找，查巡时间长，定位困难；故障如果不能及时清除，易导致多重故障，引发大面积停电，特别在冰灾、地震、台风等极端情况下，严重危及电网安全运行，影响社会稳定。故障点的快速、精确定位，一直是电力部门尚未解决的难题。随着我国经济的快速发展，电力工业得到了长足进步，电力系统的规模不断扩大，电压等级逐渐升高、新的输配电架空线路陆续建成，致使电网日益复杂。因此，急需研究开发快速、准确的故障定位与保护技术。 输电线路故障时，故障点产生暂态行波信号，以接近光速的速度向线路两端传播，在故障线路两端变电站记录初始行波到达的卫星同步时间，可以用来进行故障定位计算。定位精度只与时间测量有关，定位误差小、可靠性高，电网故障行波定位技术已成为国内外研究的热点。 行波保护具有快速动作性能，随着行波理论的发展，行波保护给快速保护注入了新的活力，其保护响应时间在5ms以内，甚至有望达到微秒级，且不易受系统运行方式、电流互感器(current transformer，CT)饱和、长线分布电容、过渡电阻和系统振荡等因素的影响；但其保护可靠性不高，难以应用于生产实际。随着行波保护技术的不断发展完善，其必将在线路保护中发挥重要的作用。 输电线路故障行波定位技术已在国内外电力系统现场运行。国内厂家主要采用电流行波进行故障定位。定位装置通常高速采集二次电流信号，小波分析提取行波波头；受AD采样间隔限制，定位误差一般大于300m。而且该定位方法需要测量每条出线的电流行波信号，结构复杂；变电站间隔扩建时，需扩展故障行波定位装置。国外厂家采用电压行波进行故障定位，定位精度已达到300m。但该系统通过在电容式电压互感器(capacitor voltage transformer，CVT)的地线上串接小电抗器来提取电压行波信号，安装时需要对一次系统接线进行改动，不符合我国电力系统运行规程。 行波定位与保护技术由于其广阔的应用前景而受到人们的广泛关注，然而现有基于单条线路行波信息的定位与保护方法难以满足不断发展的电力系统的需求，尤其当线路某一端行波检测装置启动失灵、记录错误或出现故障时，故障定位的准确性和保护动作的可靠性将得不到保证。因此，充分利用现代科学技术的进步，进一步研究探讨电网故障行波定位技术和广域行波保护算法，改善输电线路故障的定位准确度和行波保护的可靠性，对于提高电力系统的运行水平具有重大的理论与现实意义。 1.2 故障行波保护方法概述 电网是能源输送和转换利用的网络枢纽。我国地大物博，具有丰富的水、煤、石油、天然气、核能等资源，但各种能源资源在地域分布上呈现不同程度的不平衡性，能源互联网成为未来能源发展的必然方向。我国智能电网的建设正处在蓬勃发展的关键时期，超/特高压远距离大容量输电线路数量持续高速增加，2009年，国家电网有限公司研究建设的1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程试运行成功，2013年，世界首条同塔双回路特高压交流输电工程——“皖电东送”工程正式投运。输、配电网是电力运输的大动脉，为确保其安全、可靠运行，需进一步提高对继电保护的要求[1-4]。 1.2.1 行波保护技术的发展历程 随着电力系统的规模不断扩大、电压等级的提升和用户对电网安全性的要求越来越高，快速切除故障已成为提高系统暂态稳定性、线路传输能力的重要措施。在原理上，基于故障暂态量的行波保护的动作时间远小于工频量保护，从而激发了人们对暂态行波保护的研究热情。 行波保护的概念很早已被提出，在20世纪50年代，行波保护一经提出就受到国内外学者的一致关注，学者开始研究利用故障时的暂态特征构成保护，同时早期的行波保护装置也开始运行，20世纪60年代，人们就开始研究利用故障时的暂态行波波头的特征构成保护，开启了利用暂态特征构成保护的新思路，但直到1976年，第1套行波保护装置才由瑞典通用电气公司研制成功，并投入美国Bonneville(邦纳维尔)电力局500kV输电线路试运行[5]。我国从20世纪70年代开始研究行波保护技术及装置，不久后华中电网和东北电网从瑞典引进2套RALDA型行波保护装置，分别安装在平武线和锦辽线。与此同时，日本学者Takagi于1977年提出了行波差动保护原理，并在日本东京电力公司成功研制出了保护装置[6]；Chamia和Liberman提出了基于电压电流行波极性比较的方向保护原理[7]，并研制出了RALDA型行波保护装置。这个阶段的行波保护研究高潮对行波保护进行了深入的理论研究，为行波保护技术的研究奠定了理论基础；同时，保护装置的实际运行也为行波保护的发展积累了实际经验。但该阶段所研发的行波保护系统还存在较多问题，如装置可靠性不高、性能稳定性差。这是因为行波是一种高频暂态信号，而当时的数字信号处理技术、计算机技术等还不够发达，难以满足行波保护研究的需求；另外，行波保护原理本身的缺陷也限制了行波保护装置的性能。 从1980年起，随着数字技术的发展，国内外专家学者又提出了许多行波保护新原理，主要有：①Crossley和McLaren[8]根据相关算法提出了行波距离保护；②Johns提出了基于幅值比较式的行波方向保护原理[9]；③Johns等于1994年提出了基于故障高频噪声的单端行波保护原理，利用80kHz左右的行波分量进行线路保护[10]；④国内学者提出了基于工频变化量的方向保护和快速距离保护[11]；⑤基于数字技术的相关法[12]、*大相似法[13]、波形识别法[14]等行波保护算法。其中，前两种保护方法基于单端信息，不需要双端通信，可提高动作速度；而基于工频变化量的方向保护的研究则是为了提高保护动作的可靠性。学者还研制了许多保护装置，如Johns等[15]基于行波的幅值比较原理研制的保护装置、BBC公司研制的LR91方向保护装置等[16]，但从严格意义上讲，这些保护原理和装置已经超出了行波保护的范畴。 1.2.2 现有行波保护方法 1. 行波距离保护原理 行波距离保护根据有无通道可以分为单端距离保护和双端距离保护。其中，单端距离保护利用同一检测装置检测初始波头与第1个反射波的到达时刻，并计算故障距离[17]，计算过程如式(1.1)所示： (1.1) 式中，v为行波的传播速度；t1为初始行波到达时刻；t2为经故障点反射波到达时刻。 该类方法需要准确获取行波波头的到达时刻，该保护原理的关键技术在于准确辨识第2个行波波头的性质。为此，众多学者开展了大量的研究。早期，文献[13]通过借助数学工具，找到与初始信号相似度*高的反行波，此波形即故障点反射波，此类方法在原理上是可行的、在实验室搭建线路模型进行仿真也具有较高适应性，但是在工程运用中故障点反射波受线路参数、周围环境影响较大，因此很难在实际工程中得到应用。对于某些特定的母线结构，文献[17]结合故障初始行波和初始反极性行波特征及到达时刻，准确辨识第2个波头的性质。文献[18]具体分析了电压行波在母线处的折、反射过程，提出了通过检测单端初始正、反向行波到达时刻计算故障距离，该方法不受母线结构的影响，扩大了行波单端法的适用范围，但初始反射波经过多次折、反射，信号微弱，现场能否成功检测并准确捕获波头到达时刻，是该方法的关键。 双端距离保护利用初始行波到达线路两端保护装置测量点的时间差，计算故障距离： (1.2) 式中，ta、tb分别为故障信号到达两端监测装置的时刻；l为线路总长度。 双端距离保护相较于单端距离保护只需要检测初始故障信号的到达时刻，不需要准确辨识第2个行波波头的性质，测距可靠性高，但是该方法需要线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，需要实时传送全部采样数据，对通道要求高。另外，能否获得准确的行波波速和到达时刻，直接影响双端行波定位法的定位准确度。 2. 行波方向保护 1)行波幅值比较式方向保护 如图1.1所示，约定被保护线路为mn段，在m端设置保护装置。当线路发生区内故障时，正向电压行波的幅值与反向电压行波的幅值之比会小于1；而当线路发生区外故障时，正向电压行波的幅值与反向电压行波的幅值之比会大于1。 图1.1 区内、外故障时正、反向电压行波 该保护门槛值的设定较难把握，需实时通信，占用频带较宽。文献[19]对传统的行波幅值比较式方向保护方法加以改进，在一定时间窗内，根据正向行波和反向行波幅值积分的比值判断故障方向。 2)行波极性比较式方向保护 行波极性比较式方向保护是根据两端电流间的极性来判定故障区域的。当极性相同时，判为区内故障；当极性相反时，判为区外故障。 该保护原理不需要额外配置方向元件，构成简单。但是，需要传送行波信号的两个极性信息，通信部分较为复杂，占用频带较宽；在特殊情况下，保护可能会拒动，需要配置其他保护，切除故障；在双回线路中，若其中一回线路发生短路，非故障线路两端行波极性可能相同，导致保护将发生误动。 3)行波判别式方向保护 行波判别式方向保护：需在线路两端安装方向元件，利用正向、反向行波继电器动作顺序判断故障方向，如果正向行波继电器先动作，反向行波继电器后动作，则为正方向故障；否则，为反方向故障。 动作元件的动作判据如式(1.3)所示： (1.3) 式中，u为行波电压；Z为线路波阻抗；i为行波电流；ω为行波角频率。 式(1.3)中，若，则反向行波继电器先动作，即线路发生了区内故障；若，则正向行波继电器先动作，即发生了区外故障。 行波判别式方向保护方法不受故障初相角影响，具有敏锐的方向性。此类保护对计算点数的选取、噪声等干扰的存在及测量装置的误差非常敏感，易误启动。 4)行波波阻抗式方向保护 波阻抗方向继电器通过比较复合波阻抗ZΣ(电压、电流初始行波的比值)与线路波阻抗Zc的大小实现故障方向的判断。若ZΣ与Zc的数值接近，则判定为区内故障，若两者差异较大，则判定为区外故障。 行波波阻抗式方向保护原理简单，以线路端点的初始电压、电流行波的比值作为比较分析对象，与电压、电流行波幅值和极性无关。但它受线路频率特性的影响较大，在不同故障情况下需要对波阻抗进行适当的修正，且受母线结构影响较大。 3. 行波差动保护原理 1977年，日本研究者Takagi首次提出了行波差动保护原理[6]。 如图1.2所示，某条理想无损的输电线路，正向行波由线路的m端向线路的n端传输，传播至m、n两端的行波幅值差如式(1.4)所示： (1.4) 式中，为线路m端正向行波幅值；为线路n端正向行波幅值；为时间窗。式(1.4)为差动保护判据：当时，判为区外故障；当时，判为区内故障。 图1.2 单根无损输电线路 该方法不受线路分布电容的影响，却忽略了行波传输过程中的衰减与色散问题，对于超高压长线路或者架空线-电缆混联线路，当线路没有发生故障或发生外部故障时，产生的不平衡差流可能会导致保护误动。另外，该方法需要实时传送全部采样数据，对通道要求高。为了弥补传统行波差动保护的缺陷，众多学者围绕补偿不平衡差流、减少通道通信量两个技术难点，开展了大量的研究。 为减少通道通信量，文献[20]和[21]利用小波变换、多分辨形态梯度变换等数学工具提取行波波头特征量，只需要传送少量波头模极大值及其到达时刻信息，大大减少了占用频率的带宽。 4. 基于频域特性的单端保护方法 自1990年以来，Johns和薄志谦教授相继提出了基于故障电弧噪声的暂态量保护，简称“噪声保护”[22]。在被保护线路两侧同时串联设置线路陷波器，
输电线路故障电压行波定位与保护技术 作者简介
李泽文，教授，博士生导师。入选国家百千万人才工程、国家有突出贡献中青年专家、湖南省芙蓉学者特聘教授、湖南省杰青、湖南省121创新人才工程等人才计划。 在输配电网故障定位、行波保护和配电网运行控制等方面进行了大量理论探索和应用研究，并取得突破性进展。主持国家自然科学基金面上项目3项、国家重点研发项目子课题1项、湖南省科技创新人才计划科技创新团队项目1项。主持获湖南省科技进步一等奖、日内瓦国际发明展金奖，参与获国家技术发明二等奖和湖南省科技创新团队奖等省部级以上科技奖励10余项。
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