基于HHT的混合多端直流输电线路行波测距方法与流程

本发明属于电力技术领域，具体地说，涉及电力系统的行波故障测距方法，更具体地说，是涉及一种基于hht(希尔伯特-黄变换)的混合多端直流输电线路行波测距方法。

背景技术：

现有基于线电流换相原理的高压直流输电系统lcc-hvdc(linecommutatedconverterbasedhvdc)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(modularmultilevelconverterbasedhvdc)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(multiterminaldirectcurrent，mtdc)，从而构成lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电系统。

基于线路行波的故障测距方法因其较高的定位精度，在传统的输电线路中应用较多，但是传统的行波故障测距方法主要针对双端系统，难以适用于lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电系统。此外，lcc-hvdc换流站与mmc-hvdc换流站的特殊结构，不利于获取行波信号，进一步加大了lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电系统基于行波的故障测距。因此，有必要研究新型的、适用于混合多端直流输电系统的行波故障测距方法。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种测距精度高、适用于混合多端直流输电系统的基于c-evt的混合多端直流输电线路行波测距方法。

为实现上述发明目的，本发明采用下述技术方案予以实现：

一种基于hht的混合多端直流输电线路行波测距方法，包括：

分别获取位于整流侧的lcc-hvdc端和位于逆变侧的多个mmc-hvdc端的电压行波信号，基于hht处理所述电压行波信号，获得各端的幅-频电压行波；

基于每端的所述幅-频电压行波，获取各端初始行波波头的抵达时刻；

基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取故障区间识别矩阵；

基于所述故障区间识别矩阵，识别故障所在区间；

基于识别出的故障所在区间，获取故障位置测量矩阵；

基于所述故障位置测量矩阵，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。

如上所述的方法，所述分别获取位于整流侧的lcc-hvdc端和位于逆变侧的多个mmc-hvdc端的电压行波信号，基于hht处理所述电压行波信号，获得各端的幅-频电压行波，具体包括对每端执行下述处理：

a.获取1模电压行波信号ui(k)：

b.获取1模电压行波信号的上、下包络线均值

c.定义1模电压行波信号ui(k)与上、下包络线均值之差为

d.获取的上、下包络线均值

e.定义与其上、下包络线均值之差为

f.确定是否满足第一条件：

若不满足所述第一条件，返回步骤d，继续执行步骤d、e、f，直至满足所述第一条件；

若满足所述第一条件，定义参数xi(k)：

确定极坐标系下的幅值ai(k)、相位θi(k)及采样点k处的瞬时频率fi(k)：

确定幅-频电压行波的瞬时值vf,i(k)：vf，i(k)＝ai(k)fi(k)；

其中，i为换流站序号，i＝1,2,…,n，n为混合多端直流输电系统的换流站总数；k为采样点序号；ui(k)为第i端换流站的1模电压行波信号；第ui,+(k)和ui,-(k)分别为第i端换流站的正极电压行波信号和负极电压行波信号；为第i端换流站的1模电压行波信号的上、下包络线均值；ui,t(k)和ui,b(k)分别为第i端换流站的1模电压行波信号ui(k)的上包络线和下包络线；为第i端换流站的的上、下包络线均值；和分别为第i端换流站的的上包络线和下包络线；n为循环次数，且n＞1；分别为经过n次和(n-1)次循环后第i端换流站的经验模态参数计算值；ε为已知的门槛值；j为虚数单位；reli(k)和imai(k)分别为第i端换流站直角坐标系下的实部值和虚部值，且reli(k)等于满足所述第一条件时的imai(k)等于满足所述第一条件时的的柯西积分值；t为已知的采样步长；ai(k)、θi(k)及fi(k)分别为第i端换流站极坐标系下的幅值、相位及采样点k处的瞬时频率；vf,i(k)为第i端换流站在采样点k处的幅-频电压行波的瞬时值。

如上所述的方法，所述基于每端的所述幅-频电压行波，获取各端初始行波波头的抵达时刻，具体包括：

获取满足第二条件的最小k值kmin，所述第二条件为：

获取初始行波波头的抵达时刻ti：ti＝kmint；

其中，δ为采样数据窗内幅-频电压行波的峰值，通过遍历数据采样窗内所有采样点的幅值确定；ti为第i端换流站初始行波波头的抵达时刻。

如上所述的方法，所述基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取故障区间识别矩阵，具体包括：

基于各端的初始行波波头的抵达时刻，确定故障区间识别矩阵δ：

其中，δ1、δ2、……、δn分别为故障区间识别矩阵第1、2、……、n行的值；v为行波在输电线路上的传播速度，为已知值；t1、t2、……、tn分别为第1、2、……、n端换流站初始行波波头的抵达时刻；d1、d2、……、dn分别为第1、2、……、n端换流站与混合多端直流输电线路上的星型连接点之间的距离，为已知值。

如上所述的方法，所述基于所述故障区间识别矩阵，识别故障所在区间，具体包括：

若满足第三条件的故障区间识别矩阵的行值为δi，所述第三条件为：

ai＜a1≈…≈ai-1≈ai+1≈…≈an；

则确定故障所在区间为第i端换流站与所述星型连接点之间。

如上所述的方法，所述基于识别出的故障所在区间，获取故障位置测量矩阵；基于所述故障位置测量矩阵，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离，具体包括：

确定故障位置测量矩阵li：

确定故障与所在区间内的第i换流站之间的距离li：

其中，li为故障所在区间为第i端换流站与所述星型连接点之间时的故障位置测量矩阵；li，1、……、li,(i-1)、li,(i+1)、……、li,(n-1)分别为li中的第1、……、(i-1)、(i+1)、(n-1)行的值；y表示故障位置测量矩阵li的行，y＝1,2,…,n-1。

与现有技术相比，本发明的优点和积极效果是：

本发明利用hht对混合多端直流输电线路中各端的电压行波信号进行处理，能够获得明显的行波突变，利于精确测量行波波头抵达换流站的时刻，进而提高故障区间的确定及故障距离的测定；基于hht处理后的电压行波信号获取各端的幅-频电压行波，基于幅-频电压行波获取初始行波波头的抵达时刻，再基于初始行波波头的抵达时刻确定故障区间识别矩阵，能够利用故障区间识别矩阵精确地识别故障所在区间；基于识别出的故障所在区间确定故障位置测量矩阵，基于故障位置测量矩阵能够精确地获得故障距离，进而，提高了lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路行波测距的精度及适用性。

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

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。

图1是本发明基于hht的混合多端直流输电线路行波测距方法一个实施例的流程图；

图2是本发明中lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构；

图3是本发明中lcc-mmc-mtdc混合三端直流输电系统的仿真模型架构图；

图4是图3混合三端直流输电系统发生典型线路故障时的电压行波仿真波形图；其中，(a)为lcc-hvdc端正、负极电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端正、负极电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端正、负极电压行波波形；

图5是图4的1模电压行波仿真波形图；其中，(a)为lcc-hvdc端的1模电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端的1模电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端的1模电压行波波形；

图6是基于图1的方法获得的图4的幅-频电压行波仿真波形；其中，(a)为lcc-hvdc端的幅-频电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端的幅-频电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端的幅-频电压行波波形。

具体实施方式

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。

图1示出了本发明基于hht的混合多端直流输电线路行波测距方法一个实施例的流程图，具体来说，是基于hht实现对lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路行波故障测距的方法的流程图。结合图2示出的lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构及图3所示的lcc-mmc-mtdc混合三端直流输电系统的仿真模型架构图，该实施例采用下述过程实现混合多端直流输电线路行波测距。

步骤11：分别获取位于整流侧的lcc-hvdc端和位于逆变侧的多个mmc-hvdc端的电压行波信号，基于hht处理电压行波信号，获得各端的幅-频电压行波。

如图3的架构图所示，lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电系统，整流侧为lcc-hvdc端，逆变侧包括有两个mmc-hvdc端，分别为mmc-hvdc-i端和mmc-hvdc-ii端，每端均设置有行波测距装置。在其他一些实施例中，逆变侧的mmc-hvdc端不局限于为两个，还可以是更多个。每端的行波测距装置能够采集所在端的电压行波信号。

在一些优选实施例中，为解决正极线路和负极线路之间的电磁耦合问题，hht所处理的电压行波信号并非从线路上直接采集的电压行波信号，而是基于线路上的正、负极电压行波信号获取1模电压行波信号，且优选是采用karenbauer变换(凯伦贝乐变换)获取1模电压行波信号；然后，再基于hht处理1模电压行波信号。

具体的，在该步骤中，基于hht处理电压行波信号，获得各端的幅-频电压行波，具体包括对每端执行下述处理：

a.获取1模电压行波信号ui(k)：

然后，采用hht对1模电压行波信号进行处理，获得幅-频电压行波，具体如下：

b.计算1模电压行波信号ui(k)的上包络线ui,t(k)和下包络线ui,b(k)，并获取上、下包络线均值

获取包络线的计算方法采用现有技术来实现。

c.定义1模电压行波信号ui(k)与上、下包络线均值之差为

d.获取的上、下包络线均值miⁿ(k)：

e.定义与其上、下包络线均值之差为hiⁿ(k)：

f.确定是否满足第一条件：

若不满足所述第一条件，返回步骤d，继续执行步骤d、e、f，直至满足所述第一条件。也即，利用1模电压行波信号的上、下包络线确定出作为初始值，然后，循环执行步骤d-f，直至确定出满足第一条件的

若满足第一条件，新定义参数xi(k)：

确定极坐标系下的幅值ai(k)、相位θi(k)及采样点k处的瞬时频率fi(k)：

确定幅-频电压行波的瞬时值vf,i(k)：vf，i(k)＝ai(k)fi(k)。

上述各公式中，i为换流站序号，i＝1,2,…,n，n为混合多端直流输电系统的换流站总数，每个lcc-hvdc端和每个mmc-hvdc端均具有1个换流站，因此，换流站总数也即为混合多端直流输电系统的端数。k为采样点序号。ui(k)为第i端换流站的1模电压行波信号。ui,+(k)和ui,-(k)分别为第i端换流站的正极电压行波信号和负极电压行波信号。为第i端换流站的1模电压行波信号的上、下包络线均值。ui,t(k)和ui,b(k)分别为第i端换流站的1模电压行波信号ui(k)的上包络线和下包络线。为第i端换流站的的上、下包络线均值；和分别为第i端换流站的的上包络线和下包络线。n为循环次数，且n＞1。分别为经过n次和(n-1)次循环后第i端换流站的1模电压行波信号与其上、下包络线均值之差，也称之为经验模态参数计算值。ε为已知的门槛值，可根据实际应用确定，譬如，ε可选范围为：0.2＜ε＜0.3。j为虚数单位。reli(k)和imai(k)分别为第i端换流站直角坐标系下的实部值和虚部值，且reli(k)等于满足所述第一条件时的imai(k)等于满足所述第一条件时的的柯西积分值，柯西积分值的具体获取方法采用现有技术来实现，在此不作具体阐述。t为已知的采样步长，根据实际应用确定，譬如，t＝1us.ai(k)、θi(k)及fi(k)分别为第i端换流站极坐标系下的幅值、相位及采样点k处的瞬时频率.vf,i(k)为第i端换流站在采样点k处的幅-频电压行波的瞬时值。

步骤12：基于每端的幅-频电压行波，获取各端初始行波波头的抵达时刻。

具体来说，首先，获取满足第二条件的最小k值kmin，第二条件为：其中，δ为采样数据窗内幅-频电压行波的峰值，通过遍历数据采样窗内所有采样点的幅值确定。

然后，根据满足第二条件的最小k值kmin获取初始行波波头的抵达时刻ti：ti＝kmint。在该抵达时刻的计算公式中，kmin值是根据第二条件所确定的确定值，采样步长t为已知的，是确定值，因此，根据k和t就能够确定出第i端换流站行波波头的抵达时刻ti。

步骤13：基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取故障区间识别矩阵。

基于直流输电系统的通讯光缆，各端行波测距装置交换各端的初始行波波头的抵达时刻，基于各端的初始行波波头的抵达时刻，获取故障区间识别矩阵。具体的，是采用下述算法来获取故障区间识别矩阵：

其中，δ1、δ2、……、δn分别为故障区间识别矩阵第1、2、……、n行的值。v为行波在输电线路上的传播速度，为已知值。一般的，行波速度根据输电线路结构参数计算获得。t1、t2、……、tn分别为第1、2、……、n端换流站初始行波波头的抵达时刻，根据前述公式计算得出。d1、d2、……、dn分别为第1、2、……、n端换流站与混合多端直流输电线路上的星型连接点之间的距离，为已知值。参见图2示出的lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路故障的典型拓扑结构，lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路具有一个中心连接点，辐射状形成星型网络结构，中心连接点称之为星型连接点。而且，对于一个实际混合多端直流输电系统，每个换流站与星型连接点之间的距离均是确定的、已知的。

步骤14：基于故障区间识别矩阵，识别故障所在区间。

具体来说，是基于故障区别识别矩阵与识别判据来识别故障所在区间。为提高测距精度，简化数据处理，在一些优选实施例中，采用下述方式识别故障所在区间：

采用如下的第三条件作为识别判据：

ai＜a1≈…≈ai-1≈ai+1≈…≈an。

如果满足上述第三条件的识别判据的故障区间识别矩阵的行值为δi，则确定故障所在区间为第i端换流站与所述星型连接点之间，实现了对故障区间的识别。

步骤15：基于识别出的故障所在区间，获取故障位置测量矩阵。

假设故障所在区间为第i端换流站与所述星型连接点之间，则故障位置测量矩阵为li，其确定方式为：

其中，li为故障所在区间为第i端换流站与所述星型连接点之间时的故障位置测量矩阵。li，1、……、li,(i-1)、li,(i+1)、……、li,(n-1)分别为li中的第1、……、(i-1)、(i+1)、(n-1)行的值。算法中的其余参数的含义及取值，参见前面的描述。

步骤16：基于故障位置测量矩阵，获取故障与所在区间内的换流站之间的距离。

具体来说，是采用如下算法确定故障与所在区间内的第i换流站之间的距离li：其中，y表示故障位置测量矩阵li的行，y＝1,2,…,n-1。

在上述实施例中，利用hht对混合多端直流输电线路中各端的电压行波信号进行处理，能够获得明显的行波突变，利于精确测量行波波头抵达换流站的时刻，进而提高故障区间的确定及故障距离的测定；基于hht处理后的电压行波信号获取各端的幅-频电压行波，基于幅-频电压行波获取初始行波波头的抵达时刻，具体来说是基于幅-频电压行波的瞬时值来获取初始行波波头的抵达时刻，再基于初始行波波头的抵达时刻确定故障区间识别矩阵，能够利用故障区间识别矩阵精确地识别故障所在区间；基于识别出的故障所在区间确定故障位置测量矩阵，基于故障位置测量矩阵能够精确地获得故障距离，进而，提高了lcc-mmc-mtdc混合多端直流输电线路行波测距的精度及适用性。

图4示出了图3混合三端直流输电系统发生典型线路故障时的电压行波仿真波形图。其中，(a)为lcc-hvdc端正、负极电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端正、负极电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端正、负极电压行波波形。图5所示为基于karenbauer变换获得的图4的1模电压行波仿真波形图。其中，(a)为lcc-hvdc端的1模电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端的1模电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端的1模电压行波波形。图6所示为基于图1方法实施例的hht处理后获得的与图4波形相对应的幅-频电压行波仿真波形。其中，(a)为lcc-hvdc端的幅-频电压行波波形；(b)为mmc-hvdc-i端的幅-频电压行波波形；(c)为mmc-hvdc-ii端的幅-频电压行波波形。

然后，采用图1的方法，基于图6的幅-频电压行波波形，得出lcc-hvdc端、mmc-hvdc-i端和mmc-hvdc-ii端的换流站的初始行波波头的抵达时刻分别为：

其中，tlcc、tmcc1和tmcc2分别为lcc-hvdc端、mmc-hvdc-i端和mmc-hvdc-ii端的换流站的初始行波波头的抵达时刻。

取电压行波在输电线路上的传播速度为v＝2.99×10⁸m/s，基于图1实施例的方法，确定出故障区别识别矩阵δ如下：

其中，δlcc、δmmc1、δmmc2分别为故障区间判别矩阵第1、2、3行的值，v为行波在直流输电线路上的传播速度，d1、d2、d3分别为lcc-hvdc端、mmc-hvdc-i端和mmc-hvdc-ii端的换流站与星型连接点之间的距离。

从上述故障区间判别矩阵可知，δlcc＜δmmc1≈δmmc2，根据识别判据，确定故障区间为llc-hvdc端的换流站与星型连接点之间。

然后，确定出故障区间为llc-hvdc端的换流站与星型连接点之间时的故障位置测量矩阵为llcc：

其中，llcc,1、llcc,2分别为故障位置测量矩阵第1、2行的值。

基于上述故障位置测量矩阵llcc及确定故障与所在区间内的第i换流站之间的距离li的计算公式，确定故障与llc-hvdc端的换流站之间的距离llcc为：

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。