直流工程行波保护定值改进平台的制作方法

本实用新型涉及电力电网技术领域，特别是涉及一种直流工程行波保护定值改进平台。

背景技术：

直流保护用于保护直流输电系统中各一次设备，在故障或异常运行工况下有选择性地快速切除系统中的故障或不正常运行设备，保证直流系统及整个电网的安全稳定运行。直流系统发生线路故障概率比较大，直流线路保护包括行波保护WFPDL、电压突变量保护27du/dt、线路低电压保护27DCL、纵差保护87DCLL、金属回线横差保护87DCLT及金属回线纵差保护87MRL。行波保护是直流线路保护的主保护，其能否可靠动作对直流系统乃至整个电网的稳定运行具有重要的意义。

直流工程大多为跨省长线路(大于1000公里)直流工程，传统的行波保护定值也是根据长线路整定的。直流线路长度越短，发生接地故障后，相关特征量传输过程中的畸变和衰减越小，行波保护检测到的相关特征量变化越显著，保护判据更容易满足。因此在短线路直流工程中，若沿用长线路的行波保护参数，则在线路保护区外故障时，行波保护存在误动可能，行波保护可靠性低。

技术实现要素：

基于此，有必要针对上述问题，提供一种可提高短线路直流工程行波保护可靠性的直流工程行波保护定值改进平台。

一种直流工程行波保护定值改进平台，包括实时数字仿真器和直流控制保护装置，所述实时数字仿真器连接所述直流控制保护装置，所述直流控制保护装置内置有故障录波器，

所述实时数字仿真器接收行波保护误动的区外故障模拟数据，输出模拟量和开关量至所述直流控制保护装置；以及接收直流控制保护装置发送的行波保护定值，输出行波保护区内故障试验的试验结果至所述直流控制保护装置；

所述直流控制保护装置接收所述模拟量和开关量，通过所述故障录波器显示故障录波信息以及预设的行波保护定值；接收行波保护修改值，根据所述行波保护修改值对所述行波保护定值进行更新，并再次接收模拟量和开关量，通过所述故障录波器显示故障录波信息以及行波保护定值；将行波保护定值发送至实时数字仿真器，接收并显示所述试验结果；以及接收对应于所述试验结果输入的测试通过指令，保存所述行波保护定值。

上述直流工程行波保护定值改进平台，实时数字仿真器接收行波保护误动的区外故障模拟数据，输出模拟量和开关量至直流控制保护装置。直流控制保护装置接收模拟量和开关量，通过故障录波器显示故障录波信息以及预设的行波保护定值。测试人员可根据显示的故障录波信息对预设的行波保护定值进行改进。在直流控制保护装置接收行波保护修改值对行波保护定值改进，保证区外故障时不误动后，实时数字仿真器还进行行波保护区内故障试验，能够确保改进后的行波保护定值使得行波保护在区外故障时不发生误动，且在线路故障时行波保护可靠动作，有效避免在短线路直流工程出现误动，提高了短线路直流工程行波保护可靠性。

附图说明

图1为一实施例中直流工程行波保护定值改进平台的结构图；

图2为另一实施例中直流工程行波保护定值改进平台的结构图；

图3为又一实施例中直流工程行波保护定值改进平台的结构图；

图4为一实施例中直流工程行波保护定值改进方法的试验波形图；

图5为另一实施例中直流工程行波保护定值改进方法的试验波形图。

具体实施方式

在一个实施例中，一种直流工程行波保护定值改进平台，适用于短线路直流工程的行波保护定值改进，短线路具体可指1000公里以下的线路。如图1所示，该平台包括实时数字仿真器110和直流控制保护装置120，实时数字仿真器110连接直流控制保护装置120，直流控制保护装置120内置有故障录波器。

实时数字仿真器110接收行波保护误动的区外故障模拟数据，输出模拟量和开关量至直流控制保护装置120；以及接收直流控制保护装置120发送的行波保护定值，输出行波保护区内故障试验的试验结果至直流控制保护装置120。

直流控制保护装置120接收模拟量和开关量，通过故障录波器显示故障录波信息以及预设的行波保护定值；接收行波保护修改值，根据行波保护修改值对行波保护定值进行更新，并再次接收模拟量和开关量，通过故障录波器显示故障录波信息以及行波保护定值；将行波保护定值发送至实时数字仿真器，接收并显示试验结果；以及接收对应于试验结果输入的测试通过指令，保存行波保护定值。

区外故障模拟数据用于对可能使行波保护误动的区外故障进行模拟。区外故障模拟数据的具体类型并不唯一，可包括直流母线阀侧接地模拟数据和/或换流变阀侧单相接地模拟数据。故障录波信息具体可包括故障波形和/或故障特征量。生成的故障录波信息用于提供给测试人员进行查看，判断保存的行波保护定值是否会引发区外故障保护误动。

测试人员具体可输入区外故障模拟数据至实时数字仿真器(Real Time Digital Simulator，SRTD)110，在最严重、最极端(额定功率、弱交流系统)的工况下对可能使行波保护误动的区外故障进行重现。本实施例中，区外故障模拟数据同时包括直流母线阀侧接地模拟数据和换流变阀侧单相接地模拟数据，根据换流变阀侧单相接地故障、直流母线阀侧接地时的相关特征量进行故障模拟，以用作改进行波保护定值，提高测试准确性。

实时数字仿真器110接收到区外故障模拟数据后，根据区外故障模拟数据生成模拟量和开关量发送至直流控制保护装置120。直流控制保护装置120根据接收的模拟量和开关量进行故障模拟，生成故障录波信息。具体可以是生成故障波形，以及根据故障波形获取误动时的最大特征值作为故障特征量，故障特征量可包括直流电压变化率、直流电压突变量和直流电流突变量。

通过直流控制保护装置120内置的故障录波器显示故障录波信息和行波保护定值，以便测试人员观察。本实施例中，行波保护定值包括直流电压变化率定值、直流电压突变量定值和直流电流突变量定值。其中，直流电压突变量定值和直流电流突变量定值均可包括逆变侧定值和整流侧定值。测试人员可根据显示的故障录波信息，判断是否需要对行波保护定值进行修改。若需要对行波保护定值进行修改，则测试人员可输入行波保护修改值，确保设定新的行波保护动作定值躲过区外故障误动时的最大特征值。

当直流控制保护装置120接收到行波保护修改值后，根据行波保护修改值对行波保护定值进行更新，并再次接收实时数字仿真器110发送的模拟量和开关量，对行波保护定值进行修改后重复进行试验，验证定值改进后行波保护是否满足可靠性的要求。

若未接收到行波保护修改值，直流控制保护装置120将改进后的行波保护定值发送至实时数字仿真器110进行行波保护区内故障试验。例如，若在显示故障录波信息以及行波保护定值后预设时长，或者接收到测试人员输入的用于确认不修改的指令时，均可认为是未接收到行波保护修改值。

行波保护区内故障试验的具体类型并不唯一，本实施例中，行波保护区内故障试验包括直流线路金属性故障试验和/或直流线路经电阻接地故障试验。通过实时数字仿真器110对行波保护区内典型故障进行仿真，验证定值改进后行波保护是否依然满足选择性、速动性及灵敏性的要求，并将试验结果返回至直流控制保护装置120进行显示，以便测试人员观察。

在确保新的行波保护定值区外故障时不误动后，还通过进行区内故障试验，以验证定值改进后行波保护是否满足可靠性的要求，保证在线路故障时可靠动作，确保短线路直流工程行波保护可靠性。当测试人员根据试验结果观察得到行波保护区内故障试验通过后，可输入测试通过指令。在接收到测试通过指令后对行波保护定值，完成直流工程行波保护定值的改进。

利用实时数字仿真器110模拟直流系统中的所有一次设备，交流系统采用等值电源模型，并将实时数字仿真器110与跟现场一致的直流控制保护装置120连接形成闭环的仿真试验平台，利用直流控制保护装置120自带的内置故障录波，读取行波保护的相关定值，试验结果真实可信，能准确反映工程现场行波保护的动作情况。

在一个实施例中，如图2所示，实时数字仿真器110包括多个Rack单元112，各Rack单元112均包括处理器卡114、层间通信卡116和接口卡118，各Rack单元112中的处理器卡114通过接口卡118连接直流控制保护装置120，并通过层间通信卡116连接对应Rack单元112。

具体地，处理器卡114包括上处理器卡和3处理器卡。层间通信卡116用于每个Rack单元112之间的数据通信，接口卡118提供处理器卡114与直流控制保护装置120之间的接口。

在一个实施例中，如图3所示，直流控制保护装置120包括极控装置122和故障滤波器123，极控装置122连接实时数字仿真器110和故障录波器123。极控装置122具体可通过光纤和硬接线连接故障滤波器123。极控装置122具体可由处理器和测量板卡构成，处理器连接实时数字仿真器110和测量板卡，测量板卡连接故障录波器123。本实施例中，处理器通过时分复用总线与测量板卡连接。

进一步地，极控装置122还用于连接服务器200和工作站300。极控装置122可将相关数据，如接收的模拟量和开关量，以及改进后保存的行波保护定值发送至服务器200进行存储，运行人员可通过工作站300对极控装置122进行模拟控制和数据查询等操作。本实施例中，极控装置122通过LAN总线连接服务器200和工作站300。

运行人员可通过工作站300发送控制指令至直流控制保护装置120，直流控制保护装置120还根据接收的控制指令返回相应的开关量至实时数字仿真器110。具体地，直流控制保护装置120输出的开关量主要包括两大类：来自运行人员的交/直流场开关的分合命令；来自运行人员的换流变分接头升降命令。例如，当需要手动合上某一个开关时，运行人员从工作站300后台人机界面下发命令后，该命令会由后台下发到直流控制保护装置120，再由直流控制保护装置120下发到实时数字仿真器110。

在一个实施例中，继续参照图3，直流控制保护装置120还包括连接极控装置122的直流站控装124、直流极保护装置125、直流滤波器保护装置126和对极极控装置127。直流控制保护装置120还可包括连接极控装置122的传感器(SER)128。本实施例中，直流站控装置124、直流极保护装置125、直流滤波器保护装置126和对极极控装置127均通过控制总线连接极控装置122。

此外，在一个实施例中，直流工程行波保护定值改进平台还包括连接直流控制保护装置120的工控机130。本实施例中，直流控制保护装置120通过总线连接工控机130，工控机130具体可连接直流控制保护装置120的极控装置122。测试人员可通过工控机130进行测试控制，例如输入行波保护修改值至直流控制保护装置120，对行波保护定值进行改进。

如表1所述为一实施例中初始的直流行波保护原理和原始定值表。

表1

其中，du/dt为直流电压变化率，Delta U为直流电压突变量，Delta I为直流电流突变量。Δ₁、Δ₂和Δ₃分别为直流电压变化率定值、直流电压突变量定值和直流电流突变量定值。

表2为一实施例中的RTDS试验项目及结果。

表2

试验1.1和试验1.2均发生了行波保护误动情况，故障波形分别如图4和图5所示。分析试验1.1录波可知，故障过程中du/dt的峰值达到了0.152，刚刚达到门槛值，而Delta U和Delta I峰值分别达到0.606和0.959，均远大于定值。试验1.2波形与1.1相似，du/dt的峰值为0.141，刚达到定值，而Delta U和Delta I则远大于定值。

由此可知，只需将定值Δ₁略微增大，便可避免保护误动，而Δ₂和Δ₃则不必改动。由于突变量保护27du/dt也需要用到du/dt定值，因此Δ₁的整定不仅要考虑行波保护在区外故障时可靠不动，还要同时保证行波保护和27du/dt在区内故障时可靠动作。可设置新的Δ₁＝0.17/0.156ms(85kV/0.156ms)。Δ₁修改后，重做行波保护区外故障试验1.1和1.2，其结果如附表2中2.1和2.2所示，此时行波保护可靠不动作。

除此外，还对直流线路的典型金属性故障进行了仿真，结果如附表2中3.1至3.2所示。由结果可知，定值修改后，行波保护对线路金属性故障依然能灵敏反应和正确动作。

同时为了校核定值改进后电压突变量保护27du/dt的性能，对线路经电阻接地故障进行了仿真，如附表2中3.3所示，结果表明，当过渡电阻小于50Ω时，行波保护动作；当过渡电阻介于50Ω至70Ω之间时，27du/dt动作；当过渡电阻大于70Ω时，27DCL动作。可见，定值修改后，27du/dt依然能与行波保护及后备保护27DCL依然能正确配合。

上述直流工程行波保护定值改进平台，测试人员可根据显示的故障录波信息对预设的行波保护定值进行改进。在直流控制保护装置接收行波保护修改值对行波保护定值改进，保证区外故障时不误动后，实时数字仿真器进行行波保护区内故障试验，能够确保改进后的行波保护定值使得行波保护在区外故障时不发生误动，且在线路故障时行波保护可靠动作，有效避免在短线路直流工程出现误动，提高了短线路直流工程行波保护可靠性。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本实用新型的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对实用新型专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本实用新型的保护范围。因此，本实用新型专利的保护范围应以所附权利要求为准。