CN105518958B - Dc电网电流差动保护方法及其*** - Google Patents

Dc电网电流差动保护方法及其*** Download PDF

Info

Publication number
CN105518958B
CN105518958B CN201480033071.XA CN201480033071A CN105518958B CN 105518958 B CN105518958 B CN 105518958B CN 201480033071 A CN201480033071 A CN 201480033071A CN 105518958 B CN105518958 B CN 105518958B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fault component
value
current value
terminal
local terminal
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201480033071.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN105518958A (zh
Inventor
刘凯
李幼仪
***
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hitachi Energy Co ltd
Original Assignee
ABB Technology AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ABB Technology AG filed Critical ABB Technology AG
Publication of CN105518958A publication Critical patent/CN105518958A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105518958B publication Critical patent/CN105518958B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/268—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured for dc systems
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
    • H02H7/263—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations involving transmissions of measured values
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/265—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured making use of travelling wave theory

Landscapes

  • Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)

Abstract

本发明公开了一种DC电网电流差动保护方法和***。方法包括以下步骤：采样值获得步骤：获得DC线路的本地终端和远程终端中的极电压采样值和极电流采样值；故障分量提取步骤：根据本地终端和远程终端的极电压采样值分别计算故障分量极电压值；以及根据本地终端和远程终端的极电流采样值分别计算故障分量极电流值；贝杰龙模型计算步骤：通过基于贝杰龙模型计算故障分量提取步骤中计算的本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上的选定点处的故障分量极电流值；电流差动保护判定步骤：如果贝杰龙模型计算步骤中获得的在本地终端和远程终端的选定点处的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。本发明采用贝杰龙模型，从而不需要长的时间延长来清除分布的充电电流的干扰，继而大大提高本发明的计算速度。

Description

DC电网电流差动保护方法及其***
技术领域
本申请涉及DC电网电流差动保护方法及其***。
背景技术
在现有HVDC***中，通常基于本地测量值的行波前的保护被用作主保护，经典电流差动保护用作备用保护。然而他们的缺点在于：主保护对高电阻故障的灵敏度差，并且可能在LCC DC电网中误动；而备用保护具有非常慢的动作速度。
在现有的两终端HVDC***中，用于输电线的主保护主要基于方向行波前的变化速率和振幅。这类保护具有明显的优点，就是它只使用本地测量值并且对金属故障具有非常快的动作速度。
但是这类保护的一个缺点是它对高电阻故障的灵敏度非常低(差)。通常＞200Ohm的故障电阻可能会导致动作失败，因为波前的振幅很大程度上依赖于故障电阻。因此，高电阻故障不得不由其动作速度非常慢(例如＞0.5s)的备用电流差动保护清除。这明显是不合理的。
此外，该保护基于HVDC***中的平波电抗器的物理特征，平波电抗器能够减慢电流变化。在一些类型的DC电网***(例如，一些类型的串联MTDC***)中，外部故障引起的行波将不会流经平波电抗器，上述的基于行波的HVDC保护将不会动作或误动。在最坏的情况下，如果外部DC故障发生在具有较高电压水平的线路上，那么它的行波前甚至会大于由内部故障引起的行波前。这会给现有的基于行波的HVDC保护带来***烦。
图1是示出LCC DC电网中的内部和外部DC故障的行波前的图表。
如图1所示，来自内部故障和外部故障的波前的变化速率在开始时是绝对相同的。同时，外部故障的行波前甚至比内部故障的行波前大得多，因为外部线路的电压水平较高。
在传统的行波保护装置中，如图2所示，三个不同的测量值将开始确定是否该波在指定时间内具有足够的振幅。第一个测量值计算正好在波前之前和正好在10次采样(0.2ms)之后之间的波差。第二个和第三个测量值计算正好在波前之前和正好在25次和35次采样(0.5ms和0.7ms)之后之间的波差。如果三个测量值都大于阈值，则检测到线路故障。
鉴于图1中的外部故障的波前甚至大于内部故障的波前，并且外部与内部故障两者的变化速率具有相同的速率，因此在这种情况下现有HVDC主保护将在LCCDC电网中误动。换句话说，现有的HVDC行波保护不能直接用于LCC DC电网中。
在现有的HVDC***中，通常用于输电线的备用保护是线路电流差动保护。经典电流差动保护算法被用在这类保护中。这类保护在主保护(行波保护)不能工作时(例如高电阻故障)动作。
下面示出了电流差动保护的典型判据，
|IDL-IDL_FOS|＞max(120A，0.1×|IDL+IDL_FOS|/2)
其中IDL是本地侧的电流，IDL_FOS是远程侧的电流。
下面示出了电流差动保护的另一典型判据，
||IDL|-|IDL_FOS||＞90A
通常，如果设定恰当则电流差动保护的灵敏度会相当好。但是它的动作速度太慢。它的动作时间通常为数百毫秒或甚至数秒。主要原因在于故障瞬态和充电电流将极大地影响该保护算法。因此，长的延迟是必须的以确保可靠性。
主保护和备用保护都可能被高阻抗故障影响。
1)对行波保护的影响
现有的行波判据是：
|WCOMM|＝|ZCOMICOM-UCOM|＞350kV
|WPOLE|＝|ZDIFIDIF-UDIF|＞210kV
其中，ZCOM是共模波阻抗，ZDIF是差模波阻抗，WPOLE是极波，WCOMM是地波。
ICOM是共模电流，UCOM是共模电压，IDIF是差模电流，UDIF是差模电压。
该保护使用地波的变化速率来检测波头。
|dWCOMM/dt|＞396kV/ms
当线路通过大阻抗接入大地时，DC电压以小的变化速率下降，导致现有的基于行波的保护的误动作。
如果行波保护误动作，控制和保护***将延迟以消除故障。
2)对电压变化速率和低压保护的影响
电压变化速率的判据是：
DUT＝dUdl/dt＜-396kV/ms&Udl＜200kV，其中Udl是线路电压，DUT是对应的变化速率。
当线路通过大阻抗接入大地时，小的DC电压下降将导致电压变化速率保护误动作。
3)对电流差动保护的影响
下面示出了电流差动保护的典型判据：
|IDL-IDL_FOS|＞max(ISET，k×|IDL+IDL_FOS|/2)
其中ISET是固定的电流设定值，通常设定成120A，k是比率系数，通常设定成0.1。
为了确保在大阻抗故障的条件下的动作，设定值ISET和k通常设定成一小值。因此延迟时间必须设定得足够长以避免由电容充电电流引起的误动作。
如果快速保护(行波保护)误动作，后备保护将延迟工作。并且延迟时间太长而不能保证电力***的稳定运行。
发明内容
因此，本发明的一方面提供一种DC电网电流差动保护方法，包括以下步骤：
采样值获得步骤：获得DC线路的本地终端和远程终端的极电压采样值和极电流采样值；
故障分量提取步骤：根据本地终端和远程终端的极电压采样值分别计算故障分量极电压值；以及根据本地终端和远程终端的极电流采样值分别计算故障分量极电流值；
贝杰龙模型计算步骤：通过基于贝杰龙模型计算在故障分量提取步骤中计算的本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上的选定点处的故障分量极电流值；
电流差动保护判定步骤：如果在贝杰龙模型计算步骤中获得的本地终端和远程终端的选定点处的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。
优选地，DC电网是双极的，并且DC线路包括正极DC线路和负极DC线路，本地终端包括正极本地终端和负极本地终端，远程终端包括正极远程终端和负极远程终端，正极DC线路电连接正极本地终端和正极远程终端，并且负极DC线路电连接负极本地终端和负极远程终端，从选定点到正极本地终端的距离和从选定点到负极本地终端的距离相同，并且从选定点到正极远程终端的距离和从选定点到负极远程终端的距离相同；还包括：
极模变换步骤：通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电压值进行极模变换，获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电压值；以及通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电流值进行极模变换，获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电流值；
贝杰龙模型计算步骤还包括：
通过基于贝杰龙模型计算本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量模行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
分别根据本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量模电流值；
通过对在选定点处的本地终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得在DC线路上的选定点处的正极本地终端和负极本地终端中的每个的故障分量极电流值，以及通过对在选定点处的远程终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得在选定点处的正极远程终端和负极远程终端的故障分量极电流值。
方便地，极电压采样值包括：uLP(t)，即正极本地终端的电压采样值；uLN(t)，即负极本地终端的电压采样值；uRP(t)，即正极远程终端的电压采样值；uRN(t)，即负极远程终端的电压采样值；其中t指的是时间；
极电流采样值包括：iLP(t)，即正极本地终端的电流采样值；iLN(t)，即负极本地终端的电流采样值；iRP(t)，即正极远程终端的电流采样值；iRN(t)，即负极远程终端的电流采样值；
故障分量极电压值包括：ΔuLP(t)，即和uLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电压值；ΔuLN(t)，即和uLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电压值；ΔuRP(t)，即和uRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电压值；ΔuRN(t)，即和uRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电压值；
故障分量极电流值包括：ΔiLP(t)，即和iLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电流值；ΔiLN(t)，即和iLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电流值；ΔiRP(t)，即和iRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电流值；ΔiRN(t)，即和iRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电流值；
故障分量模电压值包括：ΔuL0(t)，即本地终端的故障分量共模电压值；ΔuL1(t)，即本地终端的故障分量差模电压值；ΔuR0(t)，即远程终端的故障分量共模电压值；ΔuR1(t)，即远程终端的故障分量差模电压值；
故障分量模电流值包括：ΔiL0(t)，即本地终端的故障分量共模电流值；ΔiL1(t)，即本地终端的故障分量差模电流值；ΔiR0(t)，即远程终端的故障分量共模电流值；ΔiR1(t)，即远程终端的故障分量差模电流值；
故障分量行波电压值包括：ΔuL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电压值；ΔuR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuR1+(t)，远程终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuR1-(t)，远程终端的故障分量差模反向行波电压值；
故障分量行波电流值包括：ΔiL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiL1-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电流值；ΔiR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电流值；
在选定点处的故障分量模电流值包括：ΔiL0(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiL1(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量差模电流值；ΔiR0(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiR1(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量差模电流值，其中x是选定点；
在选定点处的故障分量极电流值包括：ΔiLP(x，t)，即正极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiLN(x，t)，即负极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRP(x，t)，即正极远程终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRN(x，t)，即负极远程终端的选定点处的故障分量极电流值。
方便地，在故障分量提取步骤中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中T表示预设时间延迟；
在极模变换步骤中，采用以下方式计算故障分量模电压值和故障分量模电流值：
在贝杰龙模型计算步骤中包括：
采用以下方式计算故障分量模行波电压值：
其中ZC0是共模波阻抗；ZC1是差模波阻抗；
采用以下方式计算故障分量模行波电流值：
采用以下方式计算在选定点处的故障分量模电流值：
其中，v0是故障分量共模行波的行进速度，v1是故障分量差模行波的行进速度；
采用以下方式计算选定点处的故障分量极电流值：
方便地，电流差动保护判定步骤包括：
如果满足|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＞Ires，则判定状态为正极内部故障，如果满足|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(x，t)|＞Ires，则判定状态为负极内部故障，其中Ires是预设阈值；
否则，将不激活差动保护。
优选地，DC电网是单极的：
贝杰龙模型计算步骤还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
根据本地终端和远程终端的故障分量极行波电流值，确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量极电流值。
方便地，在故障分量提取步骤中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中，T表示预设时间延迟，ΔiL(t)是本地终端的故障分量极电流值，ΔiR(t)是远程终端的故障分量极电流值，ΔuL(t)是本地终端的故障分量极电压值，ΔuR(t)是远程终端的故障分量极电压值，iL(t)是本地终端的电流采样值，iR(t)是远程终端的电流采样值，uL(t)是本地终端的电压采样值，uR(t)是远程终端的电压采样值，t指的是时间；
在贝杰龙模型计算步骤中包括：
采用以下方式计算故障分量极行波电压值：
其中ZC是波阻抗，ΔuL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电压值；ΔuR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电压值；
采用以下方式计算故障分量极行波电流值：
其中，ΔiL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电流值；ΔiR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电流值；
采用以下方式计算在选定位置处的故障分量极电流值：
其中ΔiL(x，t)是本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiR(x，t)是远程终端的选定点处的故障分量极电流值，v是故障分量行波的行进速度。
方便地，在电流差动保护判定步骤中包括：
如果满足|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires，则判定状态为内部故障，其中Ires是预设阈值。
方便地，电流差动保护判定步骤还包括：
如果状态被判定成内部故障，则发送故障保护命令以激活差动保护；否则，将不激活差动保护。
本发明的另一方面提供了一种计算机程序，包括适于当在电脑上运行时执行上述任一方面的所有步骤的计算机程序代码。
本发明的又一方面提供了根据上述的记录在计算机可读介质中的计算机程序。
本发明的又一方面提供了一种DC电网电流差动保护***，包括以下模块：
采样值获得模块：获得DC线路的本地终端和远程终端中的极电压采样值和极电流采样值；
故障分量提取模块：根据本地终端和远程终端的极电压采样值分别计算故障分量极电压值；以及根据本地终端和远程终端的极电流值分别计算故障分量极电流值；
贝杰龙模型计算模块：通过基于贝杰龙模型，计算在故障分量提取步骤中所计算的本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上的选定点处的故障分量极电流值；
电流差动保护判定模块：如果在贝杰龙模型计算模块中获得的本地终端和远程终端的选定点处的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。
优选地，DC电网是双极的并且DC线路包括正极DC线路和负极DC线路，本地终端包括正极本地终端和负极本地终端，远程终端包括正极远程终端和负极远程终端，正极DC线路电连接正极本地终端和正极远程终端，负极DC线路电连接负极本地终端和负极远程终端，从选定点到正极本地终端的距离和从选定点到负极本地终端的距离相同，从选定点到正极远程终端的距离和从选定点到负极远程终端的距离相同，还包括：
极模变换模块：通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电压值进行极模变换，获得本地终端和远程终端中的每一模量的故障分量模电压值；以及通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电流值进行极模变换，获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电流值；
贝杰龙模型计算模块还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量模行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
分别根据本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量模电流值；
通过对在选定点处的本地终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得在DC线路上的选定点处的正极本地终端和负极本地终端中的每个的故障分量极电流值，以及通过对在选定点处的远程终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得在选定点处的正极远程终端和负极远程终端的故障分量极电流值。
方便地，极电压采样值包括：uLP(t)，即正极本地终端的电压采样值；uLN(t)，即负极本地终端的电压采样值；uRP(t)，即正极远程终端的电压采样值；uRN(t)，即负极远程终端的电压采样值；其中t指的是时间；
极电流采样值包括：iLP(t)，即正极本地终端的电流采样值；iLN(t)，即负极本地终端的电流采样值；iRP(t)，即正极远程终端的电流采样值；iRN(t)，即负极远程终端的电流采样值；
故障分量极电压值包括：ΔuLP(t)，即和uLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电压值；ΔuLN(t)，即和uLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电压值；ΔuRP(t)，即和uRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电压值；ΔuRN(t)，即和uRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电压值；
故障分量极电流值包括：ΔiLP(t)，即和iLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电流值；ΔiLN(t)，即和iLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电流值；ΔiRP(t)，即和iRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电流值；ΔiRN(t)，即和iRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电流值；
故障分量模电压值包括：ΔuL0(t)，即本地终端的故障分量共模电压值；ΔuL1(t)，即本地终端的故障分量差模电压值；ΔuR0(t)，即远程终端的故障分量共模电压值；ΔuR1(t)，即远程终端的故障分量差模电压值；
故障分量模电流值包括：ΔiL0(t)，即本地终端的故障分量共模电流值；ΔiL1(t)，即本地终端的故障分量差模电流值；ΔiR0(t)，即远程终端的故障分量共模电流值；ΔiR1(t)，即远程终端的故障分量差模电流值；
故障分量行波电压值包括：ΔuL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电压值；ΔuR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电压值；
故障分量行波电流值包括：ΔiL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiL1-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电流值；ΔiR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电流值；
在选定点处的故障分量模电流值包括：ΔiL0(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiL1(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量差模电流值；ΔiR0(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiR1(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量差模电流值，其中x是选定点；
选定点处的故障分量极电流值包括：ΔiLP(x，t)，即正极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiLN(x，t)，即负极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRP(x，t)，即正极远程终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRN(x，t)，即负极远程终端的选定点处的故障分量极电流值。
方便地，在故障分量提取模块中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中，T表示预设时间延迟；
在极模变换模块中，采用以下方式计算故障分量模电压值和故障分量模电流值：
在贝杰龙模型计算模块中包括：
采用以下方式计算故障分量模行波电压值：
其中ZC0是共模波阻抗；ZC1是差模波阻抗；
采用以下方式计算故障分量模行波电流值：
采用以下方式计算在选定点处的故障分量模电流值：
其中，v0是故障分量共模行波的行进速度，v1是故障分量差模行波的行进速度；
采用以下方式计算在选定点处的故障分量极电流值：
方便地，电流差动保护判定模块包括：
如果满足|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＞Ires，则判定状态为正极内部故障，如果满足|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(x，t)|＞Ires，则判定状态为负极内部故障，其中，Ires表示预设阈值；
否则，将不激活差动保护。
优选地，DC电网是单极的：
贝杰龙模型计算模块还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
根据本地终端和远程终端的故障分量极行波电流值确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量极电流值。
方便地，在故障分量提取模块中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中T表示预设时间延迟，ΔiL(t)是本地终端的故障分量极电流值，ΔiR(t)是远程终端的故障分量极电流值，ΔuL(t)是本地终端的故障分量极电压值，ΔuR(t)是远程终端的故障分量极电压值，iL(t)是本地终端的电流采样值，iR(t)是远程终端的电流采样值，uL(t)是本地终端的电压采样值，uR(t)是远程终端的电压采样值，并且t指的是时间；
在贝杰龙模型计算模块中包括：
采用以下方式计算故障分量极行波电压值：
其中，ZC是波阻抗，ΔuL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电压值；ΔuR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电压值；
采用以下方式计算故障分量极行波电流值：
其中，ΔiL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电流值；ΔiR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电流值；
采用以下方式计算选定位置处的故障分量极电流值：
其中ΔiL(x，t)是本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiR(x，t)是远程终端的选定点处的故障分量极电流值，v是故障分量行波的行进速度。
方便地，在电流差动保护判定模块中包括：
如果满足|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires，则判定状态为内部故障，其中Ires是预设阈值。
方便地，电流差动保护判定模块还包括：
如果状态被判定成内部故障，则发送故障保护命令以激活差动保护，否则将不激活差动保护。
贝杰龙模型基于分布参数和电报方程(波动方程)。因此，本发明采用贝杰龙模型，因此不需要长的时间延长来消除分布的充电电流的干扰，从而大大提高了本发明的计算速度。
同时，本发明使用故障分量来除去负载电流对差动保护的影响，从而提高了灵敏度。
附图说明
图1示出了LCC DC电网中的内部和外部DC故障的行波前的图表；
图2示出了传统的行波保护装置的测量示意图；
图3示出了说明根据本发明的DC电网电流差动保护方法的流程图；
图4示意性地示出了故障分量分布电网；
图5示出了当线路中发生内部故障时的状态；
图6示出了当线路中发生外部故障时的状态；
图7示出了模拟模型；
图8示出了模拟结果；
图9示出了DC电网电流差动保护***的结构模块图；
图10示出了单极HVDC***。
具体实施方式
下文中，结合附图，通过特定的实施例更详细介绍本发明。
图3示出了说明根据本发明的DC电网电流差动保护方法的流程图，方法包括以下步骤：
步骤S301：获得DC线路的本地终端和远程终端中的极电压采样值和极电流采样值；
步骤S302：分别根据本地终端和远程终端的极电压采样值计算故障分量极电压值；以及分别根据本地终端和远程终端的极电流采样值计算故障分量极电流值；
步骤S303：通过基于贝杰龙模型(Bergeron model)，计算步骤S302中计算的本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上选定点的故障分量极电流值；
步骤S304：如果步骤S303中获得的本地终端和远程终端的选定点处的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。
贝杰龙模型基于分布参数和电报方程(波动方程)。因此理论上该方法需要固有地且精确地考虑故障瞬态期间分布的充电电流。
因此，本发明采用贝杰龙模型，这样就不需要长的时间延长来消除分布的充电电流的干扰，从而大大提高本发明中的计算速度。
同时，在步骤S302中，极电压采样值被转换成故障分量极电压值，极电流采样值被转换成故障分量极电流值。因此，在这个步骤中，故障分量极电压值从极电压采样值中分离，故障分量极电流值从极电流采样值中分离。在这种情况下，当电网中发生故障时，电网可能被分割成无故障网络和故障分量网络，这样故障分量极电压值和故障分量极电流值是故障分量网络中的极电压/电流值。在随后的步骤S303和S304中，对故障分量极电压值和故障分量极电流值进行极模变换并应用于贝杰龙模型。也就是说，本发明提供了基于故障分量的电流差动保护。因此，本发明使用故障分量来除去负载电流对差动保护的影响，从而提高灵敏度。
在本发明的优选的实施例中，特别地，DC电网是双极的，并且DC线路包括正极DC线路和负极DC线路，本地终端包括正极本地终端和负极本地终端，远程终端包括正极远程终端和负极远程终端，正极DC线路电连接正极本地终端和正极远程终端，而负极DC线路电连接负极本地终端和负极远程终端，从选定点到正极本地终端的距离和从选定点到负极本地终端的距离相同，从选定点到正极远程终端的距离和从选定点到负极远程终端的距离相同，还包括：
极模变换步骤：通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电压值进行极模变换，获得本地终端和远程终端中的每一模量的故障分量模电压值，以及通过对正极本地终端、正极远程终端、负极本地终端和负极远程终端中的每个的所述故障分量极电流值进行极模变换，获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电流值；
步骤S303还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量模行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
分别根据本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量模电流值；
通过对选定点处的本地终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得DC线路上的选定点处的正极本地终端和负极本地终端中的每个的故障分量极电流值，通过对选定点处的远程终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得选定点处的正极远程终端和负极远程终端的故障分量极电流值。
这个实施例将进行模极变换的故障分量模电压和故障分量模电流应用到贝杰龙模型，从而特别地实现了基于双极DC电网的故障分量的贝杰龙模型。
在一个实施例中：
极电压采样值包括：uLP(t)，即正极本地终端的电压采样值；uLN(t)，即负极本地终端的电压采样值；uRP(t)，即正极远程终端的电压采样值；uRN(t)，即负极远程终端的电压采样值；其中t指的是时间；
极电流采样值包括：iLP(t)，即正极本地终端的电流采样值；iLN(t)，即负极本地终端的电流采样值；iRP(t)，即正极远程终端的电流采样值；iRN(t)，即负极远程终端的电流采样值；
故障分量极电压值包括：ΔuLP(t)，即和uLP(t)对应的正极本地终端的故障分量电压值；ΔuLN(t)，即和uLN(t)对应的负极本地终端的故障分量电压值；ΔuRP(t)，即和uRP(t)对应的正极远程终端的故障分量电压值；ΔuRN(t)，即和uRN(t)对应的负极远程终端的故障分量电压值；
故障分量极电流值包括：ΔiLP(t)，即和iLP(t)对应的正极本地终端的故障分量电流值；ΔiLN(t)，即和iLN(t)对应的负极本地终端的故障分量电流值；ΔiRP(t)，即和iRP(t)对应的正极远程终端的故障分量电流值；ΔiRN(t)，即和iRN(t)对应的负极远程终端的故障分量电流值；
故障分量模电压值包括：ΔuL0(t)，即本地终端的故障分量共模电压值；ΔuL1(t)，即本地终端的故障分量差模电压值；ΔuR0(t)，即远程终端的故障分量共模电压值；ΔuR1(t)，即远程终端的故障分量差模电压值；
故障分量模电流值包括：ΔiL0(t)，即本地终端的故障分量共模电流值；ΔiL1(t)，即本地终端的故障分量差模电流值；ΔiR0(t)，即远程终端的故障分量共模电流值；ΔiR1(t)，即远程终端的故障分量差模电流值；
故障分量行波电压值包括：ΔuL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电压值；ΔuR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电压值；
故障分量行波电流值包括：ΔiL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiL1-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电流值；ΔiR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电流值；
选定点处的故障分量模电流值包括：ΔiL0(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiL1(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量差模电流值；ΔiR0(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiR1(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量差模电流值；
选定点处的故障分量极电流值包括：ΔiLP(x，t)，即正极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiLN(x，t)，即负极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRP(x，t)，即正极远程终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRN(x，t)，即负极远程终端的选定点处的故障分量极电流值。
这个实施例分别针对正极和负极计算，从而实现了分别针对两个极的差动保护。
在一个实施例中：
在步骤S302中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中，T表示时间延迟；
在极模变换步骤中，采用以下方式计算故障分量模电压值和故障分量模电流值：
在步骤S303中包括：
采用以下方式计算故障分量模行波电压值：
其中，ZC0是共模波阻抗；ZC1是差模波阻抗；
采用以下方式计算故障分量模行波电流值：
采用以下方式计算在选定点处的故障分量模电流值：
其中，v0是故障分量共模行波的行进速度，v1是故障分量差模行波的行进速度；
采用以下方式计算在选定点处的故障分量极电流值：
在一个实施例中：
在步骤S304中包括：
如果满足|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＞Ires，则判定状态为正极内部故障；如果满足|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(x，t)|＞Ires，则判定状态为负极内部故障，其中Ires表示预设阈值；
否则，将不激活差动保护。
在一个实施例中，DC电网是单极的：
步骤S303还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
根据本地终端和远程终端的故障分量极行波电流值，确定在DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量极电流值。
特别地这个实施例实现了基于单极DC电网的故障分量的贝杰龙模型。
在一个实施例中，在步骤S302中，采用以下方式计算故障分量极电压值和故障分量极电流值：
其中，T表示时间延迟，ΔiL(t)是本地终端的故障分量极电流值，ΔiR(t)是远程终端的故障分量极电流值，ΔuL(t)是本地终端的故障分量极电压值，ΔuR(t)是远程终端的故障分量极电压值，iL(t)是本地终端的电流采样值，iR(t)是远程终端的电流采样值，uL(t)是本地终端的电压采样值，uR(t)是远程终端的电压采样值，并且t指的是时间；
步骤S303中包括：
采用以下方式计算故障分量极行波电压值：
其中，ZC是波阻抗，ΔuL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电压值；ΔuR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电压值；
采用以下方式计算故障分量极行波电流值：
其中，ΔiL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电流值；ΔiR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电流值；
采用以下方式计算在选定位置处的故障分量极电流值：
其中ΔiL(x，t)是在本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiR(x，t)是在远程终端的选定点处的故障分量极电流值，v是故障分量行波的行进速度。
在一个实施例中，步骤S304中包括：
如果满足|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires，则判定状态为内部故障。
在一个实施例中，步骤S304还包括：
如果状态被判定成内部故障，则发送故障保护命令以激活差动保护，否则将不激活差动保护。
双极DC电网
在本发明的优选的实施例中，如图4所示的示意地说明的故障分量分布电网，本发明的电流差动保护方法设法计算在特定的t时刻在选定点处的ΔiLP(x，t)和ΔiRP(x，t)，以做出正极故障的判定，并且同时计算在特定的t时刻在选定点x处的ΔiLN(x，t)和ΔiRN(x，t)，以做出负极故障的判定。本地侧41和远程侧42可以通过通信线路通信，这样本地侧41可获得本地侧41和远程侧42的全部参数信息。特别地，可采用以下方式计算ΔiLP(x，t)、ΔiRP(x，t)、ΔiLN(x，t)和ΔiRN(x，t)：
故障分量电流和电压计算
通过以下公式(1)计算故障分量：
其中，T是时间延迟，根据需求，T可设定成例如10ms或100ms。
极模式变换
在通过公式(1)得到故障分量电流值和电压值ΔiLP(t)，ΔiLN(t)，ΔuLP(t)，ΔuLN(t)，ΔiRP(t)，ΔiRN(t)，ΔuRP(t)和ΔuRN(t)后，下一步是做极模变换以将极量转换成模量。在公式(2)中给出了针对电压和电流的极模变换矩阵。
基于贝杰龙模型的差动电流计算
在这个步骤中，将基于贝杰龙模型(行波传播方程)，使用分别来自两个终端的测量值，计算被保护的线路上的选定点x处的故障分量行波共模和差模电流值。
(1)计算故障分量模式行波电压值
公式3可以用来计算本地侧故障分量的共模正向电压行波ΔuL0+和反向电压行波ΔuL0-，本地侧故障分量的差模正向电压行波ΔuL1+和反向电压行波ΔuL1-，远程侧故障分量的共模正向电压行波ΔuR0+和反向电压行波ΔuR0-，以及远程侧故障分量的差模正向电压行波ΔuR1+和反向电压行波ΔuR1-。
其中ZC0是共模波阻抗，ZC1是差模波阻抗。
(2)计算故障分量模行波电流值
公式4可以用来计算本地侧故障分量的共模正向电流行波ΔiL0+和反向电流行波ΔiL0-，本地侧故障分量的差模正向电流行波ΔiL1+和反向电流行波ΔiL1-，远程侧故障分量的共模正向电流行波ΔiR0+和反向电流行波ΔiR0-，以及远程侧故障分量的差模正向电流行波ΔiR1+和反向电流行波ΔiR1-。
(3)在选定位置处的故障分量模电流值
基于行波原理，使用以下的公式5能够计算在选定点x处的本地终端和远程终端的故障分量差模和共模电流，其中通过本地终端的测量值计算选定点x处的本地终端的故障分量差模和共模电流，通过远程终端的测量值计算选定点x处的远程终端的故障分量差模和共模电流：
(4)模极变换
在这个步骤中，针对本地和远程终端均使用模极变换来计算在选定点处的正极电流和负极电流。在以下的公式6中示出了变换矩阵：
用于激活电流差动保护的判据：
如果满足以下的公式7：
|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(L-x，t)|＞Ires (7)
则状态被判定成“正极内部故障”，从而发送故障保护命令，并激活差动保护的控制。
如果满足以下公式(8)：
|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(L-x，t)|＞Ires (8)
则状态被判定成“负极内部故障”，从而发送故障保护命令，并激活差动保护的控制。
单极DC电网：
在本发明的优选的实施例中，如图10所示，其中，ΔuL(t)和ΔiL(t)是本地终端的故障分量电压和电流，ΔuR(t)和ΔiR(t)是远程终端的故障分量电压和电流，
ΔiL(x，t)是采用本地测量值计算的在点x处的电流，
ΔiR(x，t)是采用远程测量值计算的在点x处的电流，
如上图所示，将基于贝杰龙模型(电报方程，行波方程)，采用两个终端的测量值分别计算在选定点“x”处的故障分量电流。
对于采用本地测量值计算的电流分量来说，x是沿着线路的任意选定点和本地终端之间的距离。例如，如果选定点是远程终端，那么距离x为线路的长度L；
对于采用远程测量值计算的电流分量来说，x是沿着线路的任意选定点和远程终端之间的距离。例如，如果选定点是远程终端，那么距离x为零。
在以下的章节中，将详细介绍计算步骤。
故障分量电流和电压计算
计算故障分量的方法是：
在公式9中，u(t)和i(t)是测量的极电压和电流采样值。Δu(t)和Δi(t)是对应的故障分量电压和电流值。T是时间延迟，能够根据需要设定成例如10ms或100ms。根据本方法，两极和两端的故障分量电压值和电流值都能够如公式10进行计算。
基于贝杰龙模型的差动电流计算
在这个步骤中，将基于贝杰龙模型(行波传播方程)，采用来自两个终端的测量值分别计算被保护的线路上的选定点x处的行波电流。
行波电压分量计算
公式11可用来计算正向电压行波ΔuL+和反向电压行波ΔuL-。
行波电流分量计算
然后，公式12可用来计算正向电流行波ΔiL+和反向电流行波ΔiL-。
在选定点处的行波电流分量计算
基于行波原理，使用公式13可计算在选定点x处的电流。
其中，v是行波的行进速度；
t是时间；
x是沿着线路的任意一点，它可以是中间点、端点、起始点或任何其它点；
ΔiL(x，t)是采用本地终端的测量值计算的选定点x处的故障分量电流；
ΔiR(x，t)是采用远程终端的测量值计算的选定点x处的故障分量电流；
差动电流计算
如公式14所示，通过极电流计算差动电流，并和阈值比较。如果差动电流大于抑制电流，则意味着内部故障。否则意味外部故障。下面示出了用于检测内部故障的判据。
|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires (14)
性能分析
HVDC线路中的经典差动保护
下面示出了典型的经典差动保护的判据：
|ILocal+IRemote|＞ISet (9)
其中，ILocal是本地终端电流，IRemote是远程终端电流。
图5示出当线路中发生内部故障时的状态。针对内部故障，有
|ILocal+IRemote|＝IF+IC (10)
其中，IF是如图5所示的通过故障分支的故障电流，IC是流经沿着线路分布的电容的电流，通常比零高得多，特别是对于长度长的输电线路。和公式(9)相比较，我们可观察到保护原理能够正确地工作。
然而，对于外部故障，电容器电流将引发问题。图6示出了当线路中发生外部故障时的状态。对于外部故障，有
|ILocal+IRemote|＝IC (11)
从公式(11)我们了解到为了避免外部故障下的误动作，设定值ISet必须高于IC。由于IC只在故障后暂时存在，避免误动作的又一方法是使ISet保持为标准值，但是使用长的时间延迟来等待直到瞬态过程消失。
通常在实际应用中，为了在高阻抗故障下不损害保护判据的灵敏度，使用第二种方法，即长的时间延迟(0.5s-1.5s)。但是随后，响应速度慢下来了。
本发明
本发明基于使用贝杰龙模型计算的行波分量，其中贝杰龙模型已经考虑到了线路分布电容。
由此，能够计算精确的差动电流，精确的差动电流排除了分布电容器的充电电流：
-当内部故障发生时，计算的差动电流为流经故障分支的故障电流IF，例如，|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＝IF；
-当外部故障发生时，本发明计算的差动电流为零，例如|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＝0。
这允许本发明不受沿着线路分布的电容的影响，从而确保动作速度。
快速动作速度
动作速度对于保护来说非常重要；它是对保护的一个最重要的要求。当故障发生时，***稳定性和人员安全受到威胁，快速隔离对于***稳定性和人员安全是非常有益的。对保护的另外两个重要要求包括稳定性和灵敏度。好的保护原理必须实现这三个优点：快速动作速度、稳定性和灵敏度。
由于电容电流，经典差动保护不能快速动作，而在瞬态阶段过去之前等待，因此限制了它的速度。和经典差动保护不同，本发明不受沿着线路分布的电容的影响，因此它可以实现更快的动作速度。并且也是由于它不受电容电流的影响，因此它能够使用更低的电流阈值并且实现更高的灵敏度。
考虑到取决于线路的长度和通信路由的通信时间，大多数情况下本发明的动作速度小于15ms，而经典差动保护的动作时间为0.5s-1.5s。本发明的算法可用做用于上述的LCC DC电网的主保护，并能用做用于其它类型的DC电网的备用保护，并且能够获得高于经典差动保护的动作速度；并且它也能用做用于短线路的主保护，其中短线路的通信时间短于其它类型的DC电网***，或点对点HVDC***。
对高电阻故障的好的灵敏度
本发明对高电阻故障有好的灵敏度，因为它基于故障分量，去除了负载电流对差动保护的影响，而负载电流减少了经典差动保护的灵敏度。
广泛的适应性
在这节中，将从两个方面分析适应性：工作原理和动作速度。
工作原理相对适应性
从上面的分析可知，本发明的差动保护原理只和线路参数相关，它使用线路参数来计算点“x”处的电流，它对DC***的拓扑结构和控制没有特别的要求。
动作速度相对适应性
由此我们了解大多数情况下本发明的动作速度小于15ms。
因此，我们可根据对不同DC***的动作速度的要求来选择将本发明的保护配置成主保护或备用保护。
例如，对于基于LCC技术的点对点DC线路或DC电网，以及具有VSC技术的点对点DC线路，本发明既能够用作主保护又能用作备用保护。
对于基于VSC技术的DC电网，本发明能够用做备用保护，因为对动作速度的要求相当高，通常在5ms内。如果输电线路的长度短，则可减少通信引起的时间延迟，从而本发明也能用做主保护。
应当指出的是，当被配置成备用保护时，本发明的性能比现有的基于差动电流的备用保护好得多，基于差动电流的备用保护的动作时间通常长于几百毫秒。
共振影响
存在沿着线路分布线路电容，因为HVDC线路非常长，所以线路电容大。当故障发生时，出现大的电压和电流震荡(“共振”)，将严重影响一些传统的保护原理，例如传统的电流差动保护、低压保护等。
而本发明的方向元件基于贝杰龙模型，这个模型固有地考虑了“共振”，而不被“共振”影响。
模拟
模拟模型
图7示出了模拟模型，±800kV的4端串联MTDC由两个整流站(R1和R2)以及两个逆变站(I1和I2)组成。输电线路的总长度为2000km，包括两条分支线路(每个500km)以及一条主干线(1000km)。每个逆变站具有带有一个12脉冲阀组的配置。每个整流转换器将具有跨400kV的标称DC电压，每个逆变转换器将具有跨373kV的标称DC电压，并且HV DC线的接地电压大约为400kV(对于R1和I1)或大约为800kV(对于R2和I2)。
本发明保护，继电器71、72位于上图中所示的+800kV的输电线的两个终端。并且内部故障在+800kV线路的端部，外部故障在+400kV线路上。并且在这种情况下极对极波阻抗ZC为264Ω。
图8示出了模拟结果，内部故障在2s时发生，并且外部故障在4s时发生。图8中，
-“IF”时流经故障分支的实际电流；
-“Idif贝杰龙”是由基于贝杰龙模型的保护原理计算的差动电流；
-“Idif经典”是由经典差动保护计算的差动电流。
内部故障分析
如图8所示，内部故障在2s时发生，故障电阻为3000欧姆。
应当注意到，当内部故障发生时，“Idif贝杰龙”和“IF”不完全相同，原因在于基于贝杰龙模型的原理使用故障分量计算差动电流，而这个模拟中的故障分量只存在50ms，因此在故障开始50ms后这两个电流不同。但是时间从故障开始(2s)到2.05s期间，根据基于贝杰龙模型的原理计算的差动电流足够接近实际故障电流“IF”。
从图8也能够获得经典保护计算的差动电流也接近实际故障电流“IF”，但是波形大。
外部故障分析
如图8所示，外部故障发生在4s。
当外部故障发生时，理论上应该不存在故障电流。然而根据经典差动保护计算的差动电流(“Idif经典”)相当大，当内部故障在2s发生时甚至高于差动电流。因此我们能够观察到在瞬态过程中经典差动电流保护不能区分外部故障和内部故障，在瞬态过程消失前它必须等待。
“Idif贝杰龙”示出了本发明计算的差动电流。从图8中可观察到外部故障发生之后计算的差动电流非常小，远远小于内部故障下计算的差动电流。也就是说，它能有效地区分外部故障和内部故障。
概括来说，模拟结果显示了和经典差动保护相比较，基于贝杰龙模型的差动保护受到线路分布电容的影响更小。
图9示出了DC电网电流差动保护***的结构模型图，包括以下模块：
采样值获得模块901，用于获得DC电网的本地终端和远程终端的极电压采样值和极电流采样值；
故障分量提取模块902，用于根据本地终端和远程终端的极电压采样值分别计算故障分量极电压值；以及根据本地终端和远程终端的极电流采样值分别计算故障分量极电流值；
极模变换模块，用于通过对本地终端和远程终端中的所述故障分量极电压值进行极模变换分别获得故障分量模电压值，以及通过对本地终端和远程终端中的所述故障分量极电流电压值进行极模变换分别获得故障分量模电流值；
贝杰龙模型计算模块903，用于通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端中的故障分量模电压值和故障分量模电流值，在选定点处分别获得本地终端和远程终端中的故障分量极电流值；
电流差动保护判定模块904，包括如果在选定点处的本地终端和远程终端中的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障，然后发送故障保护命令以激活差动保护，否则将不激活差动保护。
上述实施例只用来描述本发明的数个示例，虽然详细地描述了这些实施例，但是不应该理解成限制本发明的保护范围。应该注意到，在不超出本发明的技术理念的情况下，本领域技术人员可做出数个修改和/或改进，这些全部都落入本发明的保护范围。因此，本发明的保护范围取决于所附权利要求。

Claims (19)

1.一种DC电网电流差动保护方法，包括以下步骤：
采样值获得步骤：获得DC线路的本地终端和远程终端中的极电压采样值和极电流采样值；
故障分量提取步骤：分别根据本地终端和远程终端的所述极电压采样值计算故障分量极电压值；以及分别根据本地终端和远程终端的所述极电流采样值计算故障分量极电流值；
贝杰龙模型计算步骤：通过基于贝杰龙模型计算所述故障分量提取步骤中计算的本地终端和远程终端的故障分量极电压值和故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上的选定点处的故障分量极电流值；
电流差动保护判定步骤：如果所述贝杰龙模型计算步骤中获得的在本地终端和远程终端的选定点处的故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。
2.根据权利要求1所述的方法，其中DC电网是双极的，并且所述DC线路包括正极DC线路和负极DC线路，所述本地终端包括正极本地终端和负极本地终端，所述远程终端包括正极远程终端和负极远程终端，所述正极DC线路电连接所述正极本地终端和所述正极远程终端，并且所述负极DC线路电连接所述负极本地终端和所述负极远程终端，从所述选定点到所述正极本地终端的距离和从所述选定点到所述负极本地终端的距离相同，并且从所述选定点到所述正极远程终端的距离和从所述选定点到所述负极远程终端的距离相同，还包括：
极模变换步骤：通过对所述正极本地终端、所述正极远程终端、所述负极本地终端和所述负极远程终端中的每个的所述故障分量极电压值进行极模变换，获得本地终端和远程终端中的每一模量的故障分量模电压值；以及通过对所述正极本地终端、所述正极远程终端、所述负极本地终端和所述负极远程终端中的每个的所述故障分量极电流值进行极模变换，获得本地终端和远程终端中的每一模量的故障分量模电流值；
所述贝杰龙模型计算步骤还包括：
通过基于贝杰龙模型计算本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电压值和故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的所述故障分量模行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
分别根据本地终端和远程终端的所述故障分量模行波电流值，确定所述DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量模电流值；
通过对选定点处的本地终端的每一模量的所述故障分量模电流值进行模极变换，获得所述DC线路上的选定点处的正极本地终端和负极本地终端中的每个的故障分量极电流值，以及通过对选定点处的远程终端的每一模量的所述故障分量模电流值进行模极变换，获得选定点处的正极远程终端和负极远程终端的故障分量极电流值。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述极电压采样值包括：uLP(t)，即正极本地终端的电压采样值；uLN(t)，即负极本地终端的电压采样值；uRP(t)，即正极远程终端的电压采样值；uRN(t)，即负极远程终端的电压采样值；其中t指的是时间；
所述极电流采样值包括：iLP(t)，即正极本地终端的电流采样值；iLN(t)，即负极本地终端的电流采样值；iRP(t)，即正极远程终端的电流采样值；iRN(t)，即负极远程终端的电流采样值；
所述故障分量极电压值包括：ΔuLP(t)，即和uLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电压值；ΔuLN(t)，即和uLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电压值；ΔuRP(t)，即和uRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电压值；ΔuRN(t)，即和uRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电压值；
所述故障分量极电流值包括：ΔiLP(t)，即和iLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电流值；ΔiLN(t)，即和iLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电流值；ΔiRP(t)，即和iRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电流值；ΔiRN(t)，即和iRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电流值；
所述故障分量模电压值包括：ΔuL0(t)，即本地终端的故障分量共模电压值；ΔuL1(t)，即本地终端的故障分量差模电压值；ΔuR0(t)，即远程终端的故障分量共模电压值；ΔuR1(t)，即远程终端的故障分量差模电压值；
所述故障分量模电流值包括：ΔiL0(t)，即本地终端的故障分量共模电流值；ΔiL1(t)，即本地终端的故障分量差模电流值；ΔiR0(t)，即远程终端的故障分量共模电流值；ΔiR1(t)，即远程终端的故障分量差模电流值；
所述故障分量行波电压值包括：ΔuL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电压值；ΔuR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电压值；
所述故障分量行波电流值包括：ΔiL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiL1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiL1-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电流值；ΔiR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电流值；
所述在选定点的故障分量模电流值包括：ΔiL0(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiL1(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量差模电流值；ΔiR0(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiR1(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量差模电流值，其中x是选定点；
所述选定点处的故障分量极电流值包括：ΔiLP(x，t)，即在正极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiLN(x，t)，即在负极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRP(x，t)，即在正极远程终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRN(x，t)，即在负极远程终端的选定点处的故障分量极电流值。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，在所述故障分量提取步骤中，采用以下方式计算所述故障分量极电压值和所述故障分量极电压值：
其中，T是预设时间延迟；
在所述极模变换步骤中，采用以下方式计算所述故障分量模电压值和所述故障分量模电流值：
在所述贝杰龙模型计算步骤中包括：
采用以下方式计算所述故障分量模行波电压值：
其中，ZC0是共模波阻抗；ZC1是差模波阻抗；
采用以下方式计算所述故障分量模行波电流值：
采用以下方式计算在选定点处的故障分量模电流值：
其中，v0是故障分量共模行波的行进速度，v1是故障分量差模行波的行进速度；
采用以下方式计算选定点处的故障分量极电流值：
5.根据权利要求3所述的方法，其中，所述电流差动保护判定步骤包括：
如果满足|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|>Ires，则判定状态为正极内部故障；如果满足|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(x，t)|>Ires，则判定状态为负极内部故障，其中，Ires表示预设阈值；
否则，将不激活差动保护。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述DC电网是单极的：
所述贝杰龙模型计算步骤还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的所述故障分量极电压值和所述故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的所述故障分量极行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
根据本地终端和远程终端的所述故障分量极行波电流值，确定所述DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量极电流值。
7.根据权利要求6所述的方法，其中在所述故障分量提取步骤中，采用以下方式计算所述故障分量极电压值和故障分量极电压值：
其中T表示预设时间延迟，ΔiL(t)是本地终端的故障分量极电流值，ΔiR(t)是远程终端的故障分量极电流值，ΔuL(t)是本地终端的故障分量极电压值，ΔuR(t)是远程终端的故障分量极电压值，iL(t)是本地终端的电流采样值，iR(t)是远程终端的电流采样值，uL(t)是本地终端的电压采样值，uR(t)是远程终端的电压采样值，并且t指的是时间；
在所述贝杰龙模型计算步骤中包括：
采用以下方式计算故障分量极行波电压值：
其中，ZC是波阻抗，ΔuL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电压值；ΔuR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电压值；
采用以下方式计算所述故障分量极行波电流值：
其中，ΔiL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电流值；ΔiR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电流值；
采用以下方式计算选定位置处的所述故障分量极电流值：
其中ΔiL(x，t)是本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiR(x，t)是远程终端的选定点处的故障分量极电流值，v是故障分量行波的行进速度。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，在所述电流差动保护判定步骤中包括：
如果满足|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires，则判定状态为内部故障，其中Ires是预设阈值。
9.根据权利要求1-8中的任意一项所述的方法，其中所述电流差动保护判定步骤还包括：
如果状态被判定成内部故障，则发送故障保护命令以激活差动保护，否则将不激活差动保护。
10.一种包括适于当在计算机上运行时执行如权利要求1至8之一所述的方法的计算机程序代码的计算机可读介质。
11.一种DC电网电流差动保护***，包括以下模块：
采样值获得模块：获得DC线路的本地终端和远程终端的极电压采样值和极电流采样值；
故障分量提取模块：分别根据本地终端和远程终端的所述极电压采样值计算故障分量极电压值；以及分别根据本地终端和远程终端的所述极电流值计算故障分量极电流值；
贝杰龙模型计算模块：基于贝杰龙模型，通过计算在所述故障分量提取模块中所计算的本地终端和远程终端的所述故障分量极电压值和所述故障分量极电流值，获得本地终端和远程终端之间的DC线路上的选定点处的故障分量极电流值；
电流差动保护判定模块：如果在贝杰龙模型计算模块中获得的本地终端和远程终端的选定点处的所述故障分量极电流值满足预设电流差动保护判据，则判定内部故障。
12.根据权利要求11所述的***，其中，所述DC电网是双极的并且所述DC线路包括正极DC线路和负极DC线路，所述本地终端包括正极本地终端和负极本地终端，所述远程终端包括正极远程终端和负极远程终端，所述正极DC线路电连接所述正极本地终端和所述正极远程终端，并且所述负极DC线路电连接所述负极本地终端和所述负极远程终端，从所述选定点到所述正极本地终端的距离和从所述选定点到所述负极本地终端的距离相同，从所述选定点到所述正极远程终端的距离和从所述选定点到所述负极远程终端的距离相同，还包括：
极模变换模块：通过对所述正极本地终端、所述正极远程终端、所述负极本地终端和所述负极远程终端中的每个的所述故障分量极电压值进行极模变换，获得本地终端和远程终端中的每一模量的故障分量模电压值，以及通过对所述正极本地终端、所述正极远程终端、所述负极本地终端和所述负极远程终端中的每个的所述故障分量极电流值进行极模变换，获得本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模电流值；
所述贝杰龙模型计算模块还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的每一模量的所述故障分量模电压值和所述故障分量模电流值，分别获得对本地终端和远程终端的每一模量的故障分量模行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的所述故障分量模行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
分别根据本地终端和远程终端的所述故障分量模行波电流值，确定DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量模电流值；
通过对选定点处的本地终端的每一模量的所述故障分量模电流值进行模极变换，获得DC线路上的选定点处的正极本地终端和负极本地终端中的每个的故障分量极电流值，以及通过对在选定点处的远程终端的每一模量的故障分量模电流值进行模极变换，获得在选定点处的正极远程终端和负极远程终端的故障分量极电流值。
13.根据权利要求12所述的***，其中，所述极电压采样值包括：uLP(t)，即正极本地终端的电压采样值；uLN(t)，即负极本地终端的电压采样值；uRP(t)，即正极远程终端的电压采样值；uRN(t)，即负极远程终端的电压采样值；其中t指的是时间；
所述极电流采样值包括：iLP(t)，即正极本地终端的电流采样值；iLN(t)，即负极本地终端的电流采样值；iRP(t)，即正极远程终端的电流采样值；iRN(t)，即负极远程终端的电流采样值；
所述故障分量极电压值包括：ΔuLP(t)，即和uLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电压值；ΔuLN(t)，即和uLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电压值；ΔuRP(t)，即和uRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电压值；ΔuRN(t)，即和uRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电压值；
所述故障分量极电流值包括：ΔiLP(t)，即和iLP(t)相对应的正极本地终端的故障分量电流值；ΔiLN(t)，即和iLN(t)相对应的负极本地终端的故障分量电流值；ΔiRP(t)，即和iRP(t)相对应的正极远程终端的故障分量电流值；ΔiRN(t)，即和iRN(t)相对应的负极远程终端的故障分量电流值；
所述故障分量模电压值包括：ΔuL0(t)，即本地终端的故障分量共模电压值；ΔuL1(t)，即本地终端的故障分量差模电压值；ΔuR0(t)，即远程终端的故障分量共模电压值；ΔuR1(t)，即远程终端的故障分量差模电压值；
所述故障分量模电流值包括：ΔiL0(t)，即本地终端的故障分量共模电流值；ΔiL1(t)，即本地终端的故障分量差模电流值；ΔiR0(t)，即远程终端的故障分量共模电流值；ΔiR1(t)，即远程终端的故障分量差模电流值；
所述故障分量行波电压值包括：ΔuL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuL1+(t)，即本地终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuL0-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电压值；ΔuR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电压值；ΔuR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电压值；ΔuR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电压值；ΔuR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电压值；
所述故障分量行波电流值包括：ΔiL0+(t)，即本地终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiL0-(t)，即本地终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiL1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiL1-(t)，即本地终端的故障分量差模反向行波电流值；ΔiR0+(t)，即远程终端的故障分量共模正向行波电流值；ΔiR0-(t)，即远程终端的故障分量共模反向行波电流值；ΔiR1+(t)，即远程终端的故障分量差模正向行波电流值；ΔiR1-(t)，即远程终端的故障分量差模反向行波电流值；
所述在选定点的故障分量模电流值包括：ΔiL0(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiL1(x，t)，即本地终端的选定点处的故障分量差模电流值；ΔiR0(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量共模电流值；ΔiR1(x，t)，即远程终端的选定点处的故障分量差模电流值，其中x是选定点；
所述在选定点处的故障分量极电流值包括：ΔiLP(x，t)，即正极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiLN(x，t)，即负极本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRP(x，t)，即正极远程终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiRN(x，t)，即负极远程终端的选定点处的故障分量极电流值。
14.根据权利要求13所述的***，其中在所述故障分量提取模块中，采用以下方式计算所述故障分量极电压值和所述故障分量极电压值：
其中，T表示预设时间延迟；
在所述极模变换模块中，采用以下方式计算所述故障分量模电压值和所述故障分量模电流值：
在所述贝杰龙模型计算模块中包括：
采用以下方式计算所述故障分量模行波电压值：
其中ZC0是共模波阻抗；ZC1是差模波阻抗；
采用以下方式计算所述故障分量模行波电流值：
采用以下方式计算在选定点处的所述故障分量模电流值：
其中，v0是故障分量共模行波的行进速度，v1是故障分量差模行波的行进速度；
采用以下方式计算在选定点处的所述故障分量极电流值：
15.根据权利要求13所述的***，其中所述电流差动保护判定模块包括：
如果满足|ΔiLP(x，t)+ΔiRP(x，t)|＞Ires，则判定状态为正极内部故障；如果满足|ΔiLN(x，t)+ΔiRN(x，t)|>Ires，则判定状态为负极内部故障，其中，Ires表示预设阈值；
否则，将不激活差动保护。
16.根据权利要求11所述的***，其中，所述DC电网是单极的：
所述贝杰龙模型计算模块还包括：
通过基于贝杰龙模型，计算本地终端和远程终端的所述故障分量极电压值和所述故障分量模电流值，分别获得本地终端和远程终端的故障分量极行波电压值；
分别将本地终端和远程终端的所述故障分量极行波电压值转换成本地终端和远程终端的故障分量模行波电流值；
根据本地终端和远程终端的所述故障分量极行波电流值确定所述DC线路上的选定点处的本地终端和远程终端的故障分量极电流值。
17.根据权利要求16所述的***，其中，在所述故障分量提取模型中，采用以下方式计算所述故障分量极电压值和所述故障分量极电压值：
其中T表示预设时间延迟，ΔiL(t)是本地终端的故障分量极电流值，ΔiR(t)是远程终端的故障分量极电流值，ΔuL(t)是本地终端的故障分量极电压值，ΔuR(t)是远程终端的故障分量极电压值，iL(t)是本地终端的电流采样值，iR(t)是远程终端的电流采样值，uL(t)是本地终端的电压采样值，uR(t)是远程终端的电压采样值，并且t指的是时间；
在所述贝杰龙模型计算模块中包括：
采用以下方式计算所述故障分量极行波电压值：
其中，ZC是波阻抗，ΔuL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电压值；ΔuR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电压值；ΔuR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电压值；
采用以下方式计算所述故障分量极行波电流值：
其中，ΔiL+(t)是本地终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiL-(t)是本地终端的故障分量极反向行波电流值；ΔiR+(t)是远程终端的故障分量极正向行波电流值；ΔiR-(t)是远程终端的故障分量极反向行波电流值；
采用以下方式计算选定位置处的所述故障分量极电流值：
其中ΔiL(x，t)是本地终端的选定点处的故障分量极电流值；ΔiR(x，t)是远程终端的选定点处的故障分量极电流值，v是故障分量行波的行进速度。
18.根据权利要求17所述的***，其中，在所述电流差动保护判定模块中包括：
如果满足|ΔiL(x，t)+ΔiR(x，t)|＞Ires，则判定状态为内部故障，其中Ires是预设阈值。
19.根据权利要求11-18中任意一项所述的***，其中，所述电流差动保护判定模块还包括：
如果状态被判定成内部故障，则发送故障保护命令以激活差动保护，否则将不激活差动保护。
CN201480033071.XA 2014-11-13 2014-11-13 Dc电网电流差动保护方法及其*** Active CN105518958B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/CN2014/091024 WO2016074198A1 (en) 2014-11-13 2014-11-13 Dc grid current differential protection method and system thereof

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105518958A CN105518958A (zh) 2016-04-20
CN105518958B true CN105518958B (zh) 2018-06-12

Family

ID=55725054

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480033071.XA Active CN105518958B (zh) 2014-11-13 2014-11-13 Dc电网电流差动保护方法及其***

Country Status (2)

Country Link
CN (1) CN105518958B (zh)
WO (1) WO2016074198A1 (zh)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106526422B (zh) * 2016-11-11 2020-03-27 清华大学 柔性直流输电线路故障行波的处理方法
WO2018133061A1 (en) * 2017-01-22 2018-07-26 Abb Schweiz Ag Method and control system for fault direction detection
CN107390046B (zh) 2017-06-19 2019-08-30 天津大学 一种高压直流输电线路故障类型判断方法
JP7230215B2 (ja) * 2019-01-08 2023-02-28 ヒタチ・エナジー・スウィツァーランド・アクチェンゲゼルシャフト 伝送線路の差動保護
CN110120653B (zh) * 2019-04-30 2021-03-23 天津大学 一种适用于对称双极直流线路的纵联行波差动保护方法
CN110336256B (zh) * 2019-07-04 2022-04-01 中国电力科学研究院有限公司 一种直流输电线路比率制动选极方法和***
CN111371076B (zh) * 2020-03-12 2022-08-26 国电南瑞科技股份有限公司 适用于直流配电网线路的差动保护方法及***
CN113655339B (zh) * 2021-08-20 2024-05-10 许继集团有限公司 一种直流输电线路保护***故障定位方法及装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1862903A (zh) * 2006-06-16 2006-11-15 天津大学 特高压输电线分相电流相位差动保护方法
CN1913275A (zh) * 2006-07-28 2007-02-14 天津大学 用于特高压输电线的能量方向纵联保护方法和保护装置
CN101577417A (zh) * 2009-06-11 2009-11-11 西安交通大学 直流输电线路电流差动保护方法
CN102570419A (zh) * 2011-12-28 2012-07-11 西安交通大学 一种基于电流量的输电线路纵联保护方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014121438A1 (en) * 2013-02-05 2014-08-14 Alstom Technology Ltd. Method and apparatus for current differential protection for uhvdc transmission line

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1862903A (zh) * 2006-06-16 2006-11-15 天津大学 特高压输电线分相电流相位差动保护方法
CN1913275A (zh) * 2006-07-28 2007-02-14 天津大学 用于特高压输电线的能量方向纵联保护方法和保护装置
CN101577417A (zh) * 2009-06-11 2009-11-11 西安交通大学 直流输电线路电流差动保护方法
CN102570419A (zh) * 2011-12-28 2012-07-11 西安交通大学 一种基于电流量的输电线路纵联保护方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN105518958A (zh) 2016-04-20
WO2016074198A1 (en) 2016-05-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105518958B (zh) Dc电网电流差动保护方法及其***
US10622805B2 (en) Power restoration in nested microgrids
Meghwani et al. A non-unit protection scheme for DC microgrid based on local measurements
US10436823B2 (en) Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system
CN105548819B (zh) 一种基于反行波的高压直流输电线路区内外故障识别方法
US9007735B2 (en) Fault detection, isolation, location and reconnection systems and methods
Alinezhad et al. Out-of-step protection based on equal area criterion
Razzaghi et al. Fault location in multi-terminal HVDC networks based on electromagnetic time reversal with limited time reversal window
CN108512201A (zh) 一种多端柔性直流电网直流线路快速保护方法及***
Meghwani et al. A fast scheme for fault detection in DC microgrid based on voltage prediction
CN103280785B (zh) 一种可识别高阻接地故障的高压直流输电线路保护方法
CN102820643A (zh) 基于电压、电流突变方向的高压直流输电线路保护方法
CN107112155B (zh) 用于使用电流反馈估计电路断路器的电操作时间的方法
CN106463950B (zh) 直流电网保护方法及其***
Habib et al. Decentralized multi-agent system for protection and the power restoration process in microgrids
CN106663933A (zh) 用于多端hvdc电网的瞬态保护
CN109490686A (zh) 核电厂输变电设备断相检测方法以及***
CN109444659B (zh) 基于电压预测的环形直流配电网故障检测方法
CN104969433B (zh) 功率转换装置及功率转换方法
Patil et al. Real time protection technique for DC microgrid using local measurements
CN104655980B (zh) 一种基于db4小波分解的非本侧电压等级邻近线路短路故障快速识别方法
CN111952941B (zh) 一种直流电网自适应纵联保护方法
CN204012701U (zh) 一种配电网单相接地故障识别控制器
US10024920B2 (en) Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system
CN102539931A (zh) 一种绝缘检测方法及绝缘检测装置

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20180516

Address after: Baden, Switzerland

Applicant after: ABB Switzerland Co.,Ltd.

Address before: Zurich

Applicant before: ABB TECHNOLOGY Ltd.

GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20210514

Address after: Baden, Switzerland

Patentee after: ABB grid Switzerland AG

Address before: Baden, Switzerland

Patentee before: ABB Switzerland Co.,Ltd.

CP01 Change in the name or title of a patent holder
CP01 Change in the name or title of a patent holder

Address after: Swiss Baden

Patentee after: Hitachi energy Switzerland AG

Address before: Swiss Baden

Patentee before: ABB grid Switzerland AG

TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20240122

Address after: Zurich, SUI

Patentee after: Hitachi Energy Co.,Ltd.

Country or region after: Switzerland

Address before: Swiss Baden

Patentee before: Hitachi energy Switzerland AG

Country or region before: Switzerland