行波极性比较式方向保护仿真分析

摘要：文章使用已运行的1000kV交流输电线路的线路参数，在PSCAD/EMTDC中建立仿真模型，对行波极性比较式方向保护做仿真试验，探讨行波方向保护在特高压线路上的应用可行性。对故障初始角等因素进行仿真和分析，结果表明除故障初始角为0°外，其他故障初始条件对保护判断几乎没有任何影响。

关键词：行波方向保护；小波变换；模极大值；极性比较；特高压输电线路

中图分类号：TM771 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）29-0017-02

反應工频电气量的继保，在原理上就受各种因素的制约，例如接地时的过渡电阻、线路参数、电流互感器铁磁饱和等，且已经满足不了特高压输电对动作时间的要求。而行波保护原理是利用故障初期出现的行波电压、行波电流或两者组合中含有的故障信息来判别的，动作时间极短，能满足特高压输电的要求。本文通过建立我国特高压输电线路模型，仿真测试行波极性方向保护的原理及性能。

1 原理

对故障后的电压和电流信号进行采样，滤除负荷分量，对得到的故障分量进行解耦，提取电流的线模分量。首先检测小波变换的模极大值，如果检测到模极大值，则可判断为系统出现故障；其次可利用模极大值的极性来判断出是区内故障还是区外故障。

2 仿真试验

2.1 线路参数

在PSCAD中建立如图1所示的线路模型，其参数均为已运行的1000kV特高压输电线路设计参数。图中晋东南—南阳开关站线路长363km，南阳—荆门线路长291km，如图所示线路中并联电抗器的容量分别为Q1=960MVA，Q2=720MVA，Q3=720MVA，Q4=600MVA，母线对地杂散电容CS=0.05uF。试验时设l为送端，n为受端，采样频率为400kHz。

类型，行波极性比较式方向保护都是可以正确动

作的。

2.3.3 其他因素的仿真试验。同理，对于故障位置和不同故障电阻等其他类型的故障，经过仿真实验证明保护均可正常动作。特别是对于线路首末两端的位置发生故障时，行波保护均能正确判别，不影响动作，这对于基于工频电气量的继保来说，是很大的优势。故障接地电阻会使行波模极大值的幅值发生变化，但其极性不发生变化，所以对于不同的接地电阻，保护均能正确动作。对于本仿真模型来说，其线路结构对行波保护也没有影响。

综上所述，只有故障初始角度为0°时，发生该相单相接地故障保护会失去作用。

3 结语

通过已运行的1000kV特高压线路作模型，对行波极性比较式方向保护做仿真试验，对可能影响行波极性比较式方向保护的因素进行仿真实验与分析。在研究过程中，所获得的主要结论如下：

（1）行波极性比较式方向保护原理仅利用电流行波的极性即可判断区内外故障，对反应工频信号量的保护具有很大优势，其动作速度就大为提升。

（2）行波极性比较式方向保护原理与反应工频电气量的继保相比，对保护判断产生的影响因素较少，动作速度较快。

（3）除故障角为0°时发生该相单相接地故障这一极少情况外，故障初始角、故障类型、接地电阻、故障离母线距离等均不会对保护的正确判断产生影响。

经过仿真分析可知，行波极性比较式方向保护是可行的。

参考文献

[1] 邹贵彬.输电线路积分型行波方向纵联保护研究[D].山东大学，2009.

[2] 葛耀中.新型继电保护和故障测距的原理与技术[M].西安：西安交通大学出版社，2007.

作者简介：肖文军（1987-），男，威海新力热电有限公司助工，研究方向：电力工程与管理。