基于自定义差分电流的MMC-HVDC输电线路纵联保护

宁连营, 邰能灵, 郑晓冬, 黄文焘

(上海交通大学电子信息与电气工程学院, 上海市 200240)

基于自定义差分电流的MMC-HVDC输电线路纵联保护

宁连营, 邰能灵, 郑晓冬, 黄文焘

(上海交通大学电子信息与电气工程学院, 上海市 200240)

为可靠检测模块化多电平换流器型高压直流(MMC-HVDC)输电线路故障并实现故障选极,提出一种纵联保护新原理。基于MMC-HVDC系统自身特点,综合使用两端换流站不同极线路电压量和电流量构造保护特征量——自定义差分电流。分析研究表明,直流侧故障时的自定义差分电流绝对值明显大于系统正常运行和交流侧故障时的自定义差分电流绝对值;直流侧正极接地故障、负极接地故障和双极短路故障时自定义差分电流正负性不同。根据此特征,构造纵联保护判据来识别直流侧故障并完成故障选极。仿真结果表明,该原理在一定故障条件下可快速可靠地识别直流线路故障并实现故障选极。

模块化多电平换流器型高压直流; 直流输电线路; 纵联保护; 自定义差分电流

0 引言

模块化多电平换流器型高压直流(MMC-HVDC)输电系统具有输出电能质量高、换流器损耗低、易于扩展和系统可靠性高等优点,已成为柔性直流输电的主要实现形式[1-3]。目前,直流输电线路保护问题是MMC-HVDC系统亟须解决的技术难题之一。一方面,柔性直流输电线路横跨区域广,故障率高,且故障发生时常常伴随着过流或过压问题,对换流阀造成冲击并影响交流系统的安全稳定[4-10]。另一方面,与两电平和三电平电压源换流器(VSC)相比,模块化多电平换流器(MMC)直流侧无并联大电容,导致基于MMC的柔性直流输电系统故障暂态特征明显不同:可应用于保护的边界特性大大减少,直流侧单极接地故障时无明显故障电流等[10-11]。因此,有必要根据MMC-HVDC系统自身的特点,研究适用于MMC-HVDC输电线路的继电保护原理,增强系统的稳定性和安全性。

目前柔性直流输电工程中,直流线路的保护以行波保护和微分欠压保护为主保护、电流差动保护为后备保护,同时还配置直流电压不平衡保护和直流过电压保护[10]。行波保护和微分欠压保护动作速度快,不受长线分布电容等因素影响,但对设备采样率要求高,抗干扰能力差[10]。电流差动保护易受线路分布电容的影响,需要通过延时来防止误动,动作速度慢[11]。并且,MMC-HVDC系统直流线路发生单极接地故障时无明显故障电流,电流差动保护不能可靠动作[12]。针对现有柔性直流输电线路继电保护理论不完备、可靠性差等问题,已有大量改进方案[13-17]。文献[13]利用S变换分析方法捕捉行波波头,提出了一种不受波速影响的电压源换流器型高压直流(VSC-HVDC)输电线路单端行波故障定位方案,然而仍存在采样率要求高、易受干扰等固有缺陷。文献[14]提出了基于频变参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理,通过计算频变参数线路沿线电流的分布来补偿电容电流的影响,然而不具备快速性且计算量大。借鉴传统高压直流输电线路边界保护的思路,利用VSC-HVDC系统直流侧并联大电容这一固有边界,文献[15-17]分别通过特定暂态谐波电流、高低频电流的幅值比和线路两端电容值进行输电线路区内外故障的识别,然而MMC-HVDC系统直流侧却无明显的边界。

本文首先结合MMC-HVDC系统自身特点,综合使用两端换流站不同极线路电压量和电流量构造保护特征量——自定义差分电流(CDC-BPN),分析了系统正常运行、直流侧故障和交流侧故障下CDC-BPN的特征。进而基于CDC-BPN的特性,提出了一种MMC-HVDC输电线路纵联保护新原理。最后利用实时数字仿真器 (RTDS)建立仿真模型,验证了本文所提保护原理的有效性。

1 MMC-HVDC系统结构

MMC-HVDC系统故障特征与一次系统结构和控制系统密切相关,直流线路电气量在系统故障时具有较为复杂的变化特性。已投运的MMC-HVDC系统普遍采用对称单极主接线方式,由单换流器构成自然双极系统;接地方式分为交流侧接地和直流侧经钳位电阻接地两类。

图1为MMC-HVDC系统结构示意图,它主要由整流站、逆变站和直流线路构成。两侧换流站均为采用半桥子模块(SM)的MMC,MMC的每个桥臂由n个子模块和一个桥臂电抗L串联构成,同相的上下两个桥臂构成一个相单元。直流侧接地电阻R用于构造接地点作为零电位点。图中:K侧为整流侧,M侧为逆变侧;uKp,uKn和iKp,iKn分别为K端的正、负极电压和电流;uMp,uMn和iMp,iMn分别为M端的正、负极电压和电流;uK和uM分别为K端和M端直流侧正、负极间电压;f1和f2为交流侧故障位置;f3为直流侧故障位置。

图1 MMC-HVDC系统拓扑Fig.1 Topology of MMC-HVDC system

2 MMC-HVDC系统故障特性分析

2.1 交流侧故障特性

不同于传统交流电网,MMC-HVDC输电线路中的电气量受两端换流站控制系统的调节作用,研究直流输电线路的保护时应该考虑直流系统的控制特性。交流侧发生对称故障时,正序电压大幅度跌落,由于桥臂电抗器的存在,直流线路电流的下降速度被有效抑制。交流侧发生不对称故障时,系统电压、电流一般由正序、负序分量共同构成,造成直流电压、电流和功率出现二倍频波动,为消除或抑制二倍频波动,相关控制优化方案已被提出且效果良好[18-19]。

由于交流侧故障时直流电压和电流主要为低频成分且波动不大,线路分布电容电流和线路压降可以近似忽略。因此,交流侧故障时直流线路两端电流近似相等,整流侧直流电压uK虽略大于逆变侧直流电压uM但近似相等,即

(1)

2.2 直流侧故障特性

1)单极接地故障

MMC-HVDC系统采用直流侧经钳位电阻接地,为减小钳位电阻上消耗的有功功率,钳位电阻阻值极大。直流线路发生单极接地故障时,因钳位电阻阻值极大,理论上仅改变了直流系统电位参考点的位置(由图2中A到B),且未与MMC交流侧构成电流回路[7-8]。

图2 直流线路单极接地故障机理Fig.2 Pole-to-ground fault mechanism for DC line

不考虑换流器闭锁,换流器每个相单元在单极接地故障前后任一个时刻均有n个子模块电容被投入,又由于故障前后子模块电容电压基本维持不变,所以这些子模块电容串联在一起,可以被等效为一直流恒压源。MMC-HVDC系统正常运行时直流侧等效电路如图3(a)所示;根据叠加定理,单极接地故障时故障叠加网络如图3(b)所示。图中:Uf为故障前故障点稳态电压;Rf为故障过渡电阻;Le为换流器等效电感。

由图3(b)可知,忽略线路分布电容时,故障叠加网络无对地回路,各支路叠加电流为零,换流器等效电感叠加电压为零。因此,单极接地故障时故障极对地电压降为零,非故障极对地电压加倍,正、负极间电压差保持不变,直流线路电流保持不变,即

(2)

(3)

式中:Udc为系统正常运行时直流侧正、负极间电压;Idc为系统正常运行时直流线路电流。

图3 MMC-HVDC系统直流侧等效电路Fig.3 Equivalent circuits of DC side for MMC-HVDC system

2)双极短路故障

直流线路双极短路故障是MMC-HVDC系统最具严重后果的故障之一,依据换流器闭锁与否,故障暂态过程可先后分为储能元件放电阶段和交流电流注入阶段,两阶段中短路电流在任一相的通路如图4所示[9]。

图4 MMC-HVDC系统双极短路故障短路电流通路Fig.4 Short-circuit current paths for pole-to-pole fault of MMC-HVDC system

储能元件放电阶段,换流器尚未闭锁,桥臂电抗器和处于投入状态的子模块电容同时对直流侧进行放电,直流线路电压快速下降,直流线路电流急剧上升,逆变站两极线路电流iMp和iMn迅速反向。此阶段放电回路的电流计算公式为[5]:

(4)

(5)

(6)

式中:j取a,b,c;n为桥臂子模块数;C为子模块电容值;L为桥臂电感值;Rstray为放电回路等效电阻;Ij为j相放电回路电流初始值。

根据基尔霍夫电流定律得到逆变站正极线路电流表达式为:

idc=∑ij=

(7)

式中:j取a,b,c。

求解式(7)零点可得逆变站直流线路电流反向时刻为:

(8)

换流器闭锁后,故障暂态过程进入交流电流注入阶段,此时MMC等价于三相不可控全桥换流器,两端换流站子模块电容停止放电,但两侧交流电网仍可通过子模块下部二极管D2向直流线路短路点注入短路电流,两侧交流电网相当于发生三相短路,故此阶段短路电流仍维持在较大水平。

综合以上两个阶段的分析,根据式(8)(系统参数见附录A表A1)可知,双极短路故障数十微秒后,有

(9)

2.3 自定义差分电流的构建及其特性

由第2节的分析可知:MMC-HVDC系统单极接地故障时直流线路对地电压具有明显变化,直流线路电流保持不变;MMC-HVDC系统双极短路故障时直流线路对地电压和直流线路电流均具有明显变化。综合使用电压量和电流量构造保护判据,可更为全面地利用系统故障特性,提高保护性能。定义直流线路瞬时功率为P=ui,其中u和i分别为直流线路对地电压和直流线路电流。由式(1)至式(3)、式(9)可得MMC-HVDC系统直流线路瞬时功率在各种情况下的分析结果,具体如表1所示。

表1 MMC-HVDC系统直流线路瞬时功率分析结果Table 1 Instantaneous power analysis results of DC line for MMC-HVDC system

观察分析表1可得,两端换流站不同极线路瞬时功率之和(即表1中第2列与第5列之和、第3列与第4列之和)仅在直流线路故障时具有非零值,因此可采用两端换流站不同极线路瞬时功率之和构造保护判据。此外,考虑到双极短路故障时直流线路对地电压快速下降会导致两端换流站不同极线路瞬时功率之和幅值较小,本文采用两端换流站不同极线路瞬时功率之和与电压之比的方法构造自定义差分电流Id_KM和Id_MK。Id_KM和Id_MK具体定义如下:

(10)

正常运行或交流侧故障时,式(1)成立,将式(1)代入式(10)可得:

(11)

单极接地故障时,式(2)或式(3)成立,将式(2)和式(3)分别代入式(10)可得:

(12)

(13)

双极短路故障时,式(9)成立,将式(9)代入式(10)可得:

(14)

式中:α=uKp/(uKp+uMp),0<α<1。

3 纵联保护原理

在第2节的分析中,线路分布电容的影响均被忽略,然而实际故障时线路分布电容会产生一定影响。不过考虑到线路分布电容产生的影响主要表现为高频分量,可以采用低通滤波器将高频分量滤除掉,如此就相当于忽略线路分布电容的影响。

滑动平均滤波是一种非递归低通滤波器,相比于传统低通滤波器具有响应速度快、滤波精度高等优点,非常适合应用于在线快速数据处理等实时性要求较高的场合[20]。N阶滑动平均滤波器的当前输出是过去N点输入的平均值,设采样周期为Ts,x(n)为第n个采样时刻的输入值,则N阶滑动平均滤波的离散表达式和频率响应分别如式(15)和式(16)所示。

(15)

(16)

式中:N为5 ms时间窗口内的采样点个数。

本文采用滑动平均滤波器获得CDC-BPN的低频成分,滤波后的输出为:

(17)

根据第2节的分析结果可知,系统正常运行和交流侧故障时CDC-BPN的值近似为零,直流侧故障时CDC-BPN的绝对值较大。此外,由式(12)至式(14)可知,正极接地故障、负极接地故障和双极短路故障时CDC-BPN具有显著差异。利用滑动平均滤波后的CDC-BPN可以可靠识别直流侧故障并完成故障选极。保护流程图如图5 所示,具体判据如下:

(18)

式中:Iset为保护门槛值,由于直流侧故障时的CDC-BPN与系统正常运行和交流侧故障时的CDC-BPN相差较大,Iset可以整定为较大的值以保证可靠性,本文取Iset=0.2Idc。

图5 保护算法流程图Fig.5 Flow chart of protection algorithm

4 仿真验证与分析

仿真采用RTDS上搭建的101电平MMC-HVDC双端系统仿真模型,其原理图如图1所示。系统容量为400 MW,直流额定电压为±200 kV,直流输电线路长度为200 km,具体参数见附录A表A1。数据采样频率为20 kHz,整定值取值如下:N=100,Iset=0.2Idc。

4.1 直流侧、交流侧故障仿真结果

附录A图A1至图A3分别给出了在直流输送功率400 MW稳态工况下,直流线路中点正极金属性接地故障、负极金属性接地故障、双极金属性短路故障时的仿真结果。仿真结果表明,故障后直流电压、直流电流和CDC-BPN的变化特性与第2节中的分析一致,滑动平均滤波较好地提取了CDC-BPN的低频成分,保护可靠动作。

表2列出了在直流输送功率400 MW稳态工况下,两端换流站换流变压器网侧各类故障时保护的动作情况,表中f1和f2对应图1中所示故障位置。同时给出了逆变站换流变压器网侧三相金属性短路故障时的详细仿真结果,具体如附录A图A4所示。仿真结果表明,交流侧故障会引起直流电压和电流的变化,但两端换流站同极线路对地电压依旧近似相等,两端换流站不同极线路电流也近似相等,CDC-BPN在故障前后始终保持在零值附近,远小于保护设定的门槛值,保护可靠不动作。

4.2 过渡电阻对保护判据的影响

表3给出了直流输送功率400 MW稳态工况下,直流线路正极在不同故障位置、经不同过渡电阻接地时的仿真结果;表4给出了在直流输送功率400 MW稳态工况下,直流线路双极在不同故障位置、经不同过渡电阻短路时的仿真结果。直流线路中点正极经500 Ω过渡电阻接地故障和双极经500 Ω过渡电阻短路故障时的详细仿真结果如附录A图A5和图A6所示。

表2 交流侧故障仿真结果Table 2 Simulation results for faults at AC side

表3 不同过渡电阻下正极接地故障仿真结果Table 3 Simulation results of positive pole-to-ground fault under different fault resistances

表4 不同过渡电阻下双极短路故障仿真结果Table 4 Simulation results of pole-to-pole fault under different fault resistances

由表3可知,单极接地故障在不同位置、经不同过渡电阻发生时,自定义差分电流稳态值仅有微小变化,保护均可准确动作并识别故障类型。这是由于单极接地故障时,故障位置和过渡电阻主要影响直流电压和电流的高频成分,而本文保护采用低频成分进行故障识别。因此单极接地故障时保护效果受过渡电阻的影响很小,保护在任意阻值过渡电阻下均可正确动作。

由表4可知,直流线路在不同位置、经不同过渡电阻发生双极短路故障时,自定义差分电流稳态值的幅值随着过渡电阻的增大而减小,当过渡电阻的阻值大于1 000 Ω时,保护的可靠性下降甚至拒动。这是因为过渡电阻较大时,换流器因过流程度低而不闭锁,两端换流站直流侧电压无明显变化且两端换流站同极线路无明显差流。

4.3 直流输送功率对保护判据的影响

表5给出了在不同直流输送功率稳态工况下,直流线路在距K端20 km处发生金属性故障时的仿真结果。系统正常运行时的稳态工况下,直流输送功率直接决定了直流线路电流幅值,直流线路输送的功率较小时,直流线路电流也就较小。单极接地故障时,自定义差分电流稳态值的幅值等于故障前直流线路电流,直流输送功率过小时保护可靠性下降甚至拒动。双极短路故障时,自定义差分电流稳态值不受直流输送功率的影响,保护可准确动作并识别故障类型。

表5 不同直流输送功率下双极短路故障仿真结果Table 5 Simulation results of pole-to-pole fault under different DC transmission power

4.4 直流线路长度对保护判据的影响

更改仿真系统中直流线路长度,在表6中给出了直流输送功率400 MW稳态工况下,直流线路在距K端90%线路长度处发生金属性故障时的仿真结果。

表6 不同直流线路长度下双极短路故障仿真结果Table 6 Simulation results of pole-to-pole fault under different DC line lengths

从表6可以看出,随着直流线路长度的增加,单极接地故障时自定义差分电流的稳态值几乎无变化,双极短路故障时自定义差分电流的稳态值虽有降低但仍保持较大水平,即本文保护原理对线路长度不敏感,适用性较好。

5 结语

本文分析了MMC-HVDC系统的故障特性,基于自定义差分电流CDC-BPN的特点,提出了一种适用于MMC-HVDC输电线路的纵联保护原理。该保护原理具有如下特点。

1)采用CDC-BPN的低频成分完成直流侧故障识别和故障选极,保护易于整定,保护效果受线路分布电容影响较小。

2)单极接地故障时CDC-BPN稳态值等于故障前直流线路电流且理论上不受过渡电阻影响,解决了目前MMC-HVDC直流线路电流差动保护不能可靠反映单极接地故障的问题。

3)仿真结果表明,该原理在一定故障条件下可准确识别直流侧故障并实现故障选极,既可以作为现有主保护的补充,又可加速后备保护动作。

本文所提保护原理在直流线路双极经大电阻短路和低直流传输功率下单极接地故障时,保护可靠性不足,进一步提高保护的可靠性是本文后续的重点研究方向。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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Pilot Protection for MMC-HVDC Transmission Line Based on Custom Difference Current

NINGLianying,TAINengling,ZHENGXiaodong,HUANGWentao

(School of Electronic Information and Electrical Engineering, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China)

In order to improve the reliability of fault detection and fault line selection for modular multilevel converter based high voltage direct current (MMC-HVDC) transmission line, a novel pilot protection principle is proposed. Based on the characteristics of the MMC-HVDC system, custom difference current (named CDC-BPN) between the positive pole at one terminal and the negative pole at the other is constructed and used for voltage and current protection. The analysis shows that the absolute value of CDC-BPN for DC line faults is obviously higher than that of normal operation condition and AC system faults. In addition, the sign (positive or negative) of CDC-BPN for positive pole-to-ground fault, negative pole-to-ground fault and pole-to-pole fault is obviously different. According to these characteristics, a pilot protection criterion is constructed to recognize DC line faults and fault line. Simulation results show that the proposed protection is able to detect DC line fault under different fault conditions and select the fault line quickly and reliably.

This work is supported by National Natural Science Foundation of China (No. 51407115) and National Key Research and Development Program of China (No. 2016YFB0900601).

modular multilevel converter based high voltage direct current (MMC-HVDC); DC transmission line; pilot protection; custom difference current

2017-02-28;

2017-04-13。

上网日期: 2017-06-14。

国家自然科学基金资助项目(51407115);国家重点研发计划资助项目(2016YFB0900601)。

宁连营(1991—),男,硕士研究生,主要研究方向:柔性直流输电系统控制与保护。E-mail：ninglianying@126.com

邰能灵(1972—),男,博士,教授,主要研究方向:电力系统继电保护与控制。E-mail: nltai@sjtu.edu.cn

郑晓冬(1985—),男,通信作者,博士,副教授,主要研究方向:直流输电控制与保护。E-mail: xiaodongzheng@sjtu.edu.cn

(编辑 孔丽蓓)

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