基于特定频带能量比的高压直流输电线路保护

2022-08-09郑晓冬晁晨栩邰能灵杨增力

电力系统自动化 2022年15期

高飘，郑晓冬，晁晨栩，邰能灵，杨增力，王晶

（1. 电力传输与功率变换控制教育部重点实验室（上海交通大学）,上海市 200240；2. 国网湖北省电力有限公司,湖北省武汉市 430077）

0 引言

近年来,交直流混联电网规模不断扩大,大型电力电子设备接入电网使得交流系统和直流系统之间的耦合更加紧密［1-3］。换流器为贯通直流侧和交流侧的枢纽,其两端的直流和交流电气量的联系使电网存在复杂的交互影响,对继电保护产生较大影响。因此,需要提升保护在系统强耦合环境下的适应能力［4-5］。

目前,关于交直流耦合效应引起继电保护适应性问题的研究较多。文献［6］用交流暂态侵入的概念解释了交流侧故障引起的直流侧继电保护装置误动作。文献［7］指出交流系统故障严重影响直流侧的电磁暂态过程,导致直流输电系统发生故障。文献［8-13］分别从交流和直流系统的功率倒向、直流馈入对交流故障的影响、直流接入故障特征的改变对交流线路差动保护的影响、直流扰动和换相失败角度分析了交流和直流侧的相互影响以及引起的继电保护适应性问题。交直流电网中因交流和直流的相互影响引起保护误动的事件常有发生。2012 年砚西500 kV 直流输电线路重新供电时,交流电容器故障导致直流保护突变保护误动作［14］。在2014 年牛从直流输电测试过程中,牛寨换流站进行充电操作后,从西换流站出现了数次50 Hz 保护误动作的情况。2018 年巴西发生大停电事故,主要是由交流系统故障引起直流系统闭锁造成的［15］。保护误动作事件表明,交直流侧的耦合效应会给交直流电网带来很大的安全问题,继电保护的可靠性有待提高。

交直流系统运行的复杂性使得交流侧和直流侧的特征关系分析困难,目前关于解决交流和直流侧耦合作用对保护影响的研究主要集中在如下2 个方面。

1）分析交流和直流相互影响关系,对原有的保护方案进行改造。文献［16-17］分析了交流故障导致直流100 Hz 和50 Hz 保护误动,并优化改进了直流保护策略；文献［18］分析了交流和直流系统对距离保护的影响并提出增加零序方向元件辅助判别的措施；文献［19］分析了暂态功率倒向引起的交流保护误动,通过减少突变量动作区域或者设置一定的延迟时间闭锁纵联保护来解决。此类方法为故障反措思路［6］,在故障发生后通过改进保护整定值或者增加延时来防止故障再次发生,具有一定的局限性,只适用于特定的故障和保护。

2）不考虑交流和直流的耦合作用,在一侧构建超高速保护隔离故障。文献［20］利用高频能量构建判据,快速隔离交流侧故障以减小对直流系统的影响；文献［21］提出一种利用波形相关系数的超高速保护,快速实现故障隔离。此类方法主要是基于高频分量,基于高频故障分量构建的保护易受到噪声、雷击等信号的干扰,可靠性有待提升。

本文在分析交流和直流侧谐波耦合的基础上,结合换流站交流和直流侧的信息,提出了一种利用直流侧和交流侧在特定频带内的故障能量比识别故障的保护方案。该方案充分考虑了换流器交流和直流侧谐波之间的耦合效应,融合了交流和直流侧的谐波量,提高了保护的可靠性。该方案可利用本地信息量识别故障,对通信无严格要求。最后,在PSCAD/EMTDC 仿真软件中进行测试,结果表明所提方案具有较高的可靠性和灵敏度,具有较强的耐受过渡电阻和抗噪声能力。

1 保护基本原理

高压直流输电系统模型如附录A 图A1 所示,以12 脉动整流器为研究对象,换流器交流和直流侧的谐波映射关系满足［22］:

式中:ωdc,f为直流侧故障产生的谐波角频率；ωac为对应交流侧谐波角频率；ωac,f为交流侧故障产生的谐波角频率；ωdc为对应直流侧谐波角频率；ω1为工频分量角频率。

1.1 直流线路故障识别原理

故障发生在直流线路时,故障谐波的映射示意图如图1 所示。

图1 直流线路故障谐波映射示意图Fig.1 Schematic diagram of fault harmonic mapping in DC line

由开关函数分析得到直流侧分量映射到交流侧需满足［22］:

式中:φk和ik分别为电流相角和幅值；t为时间；idc为角频率ωk对应的直流侧电流；iac为对应的交流侧电流。由于非整次谐波在公共周期上满足三角函数正交性,非正弦量的电压和电流的有效值等于组成它的各次谐波成分的有效值平方和的均方根［23］。因此,式（2）中的有效值如式（3）所示。

当直流线路故障时,由式（8）可以得到:

当交流线路发生故障时,故障谐波映射示意图如图2 所示,交流侧角频率为ωk的电压和电流分量经过换流器映射到直流侧会形成角频率为ωk-ω1的电压和电流分量。

图2 交流线路故障谐波映射示意图Fig.2 Schematic diagram of fault harmonic mapping for AC line

交流侧角频率为ωk的谐波映射到直流侧需满足［22］:

1.2 故障选极原理

当直流线路单极故障时,故障极特定频带能量远大于健全极；当直流线路双极故障时,故障极与健全极的能量基本相同。因此,可以利用故障极与健全极在特定频带能量的差异构建直流线路故障类型的识别判据。直流线路发生单极接地故障时,故障等效电路如图3 所示,故障线路可分为故障点两侧的2 段线路。图中:M1和M2分别为2 段线路与健全极线路之间的互感；Rgm、Lgm和Rgn、Lgn分别为整流侧和逆变侧换流器的等效电阻、电感；Rl和Ll分别为直流输电线路的等效电阻和电感；Rl1、Ll1和Rl2、Ll2分别为故障点两侧2 段线路的等效电阻和电感；i为健全极故障电流；i1和i2分别为故障极2 段线路的故障电流；UF为故障极电压。

图3 直流线路单极接地故障的直流系统等效电路Fig.3 Equivalent circuit of DC system with single-pole line-grounding fault in DC line

根据柯西不等式,式（18）可表示为:

直流线路双极故障时,正负极之间存在着电流流通路径,并且双极线路对称运行。因此,两极上频带能量基本相同,两极线路在直流频带上的能量比基本为1。

2 保护特定频带选取

2.1 特征谐波分析

高压直流输电系统中存在特征谐波,对于12 脉动换流器,直流侧会产生12k次的特征谐波分量,交流侧会产生12k±1 次的特征谐波分量［26］,如附录A图A2 所示。当k=1 时,直流侧会产生600、1 200 Hz的特征谐波分量,交流侧会产生550、650 Hz 的特征谐波分量。为了避免这些特征分量对交直流侧谐波映射的干扰,本文将频率上限设置为500 Hz。

2.2 谐波映射关系

换流器谐波映射关系满足式（1）,考虑到故障后的谐波不一定为整次谐波,因此,当交流侧故障时,交流侧100～500 Hz 的分量会映射到直流侧形成50～450 Hz 的分量；当直流侧故障时,直流侧50～450 Hz 的分量映射到交流侧会形成100～500 Hz 的分量。交流侧频带和直流侧频带存在相互映射关系,在此频带内的能量比满足式（10）和式（13）,符合保护判据的动作条件。

2.3 谐波含量分析

当系统发生故障时,通过频谱分析得到的直流侧和交流侧的频率分布如附录A 图A2 所示。由图可知,直流侧故障时的直流50～450 Hz 分量和交流侧故障的交流100～500 Hz 分量相较于高频段较为丰富,可相对提高保护动作的可靠性,并且均不受特征谐波的影响。

2.4 直流双极线路耦合分析

直流线路单极接地故障时,故障线路上会形成各种频率成分的故障分量,由于故障极与健全极之间存在着耦合作用,健全极中会出现感应的电气量,而且谐波信号的频率越高,耦合程度越明显,在较低的频段双极线路之间的耦合作用越弱,故障极的低频电压电流信号将远大于健全极的电压电流信号［27］,此时能保证故障选极的正确动作。直流频带50～450 Hz 的选取符合式（21）的选极原理分析。

根据上述分析,本文选取交流100～500 Hz 和直流50～450 Hz 作为保护使用的频带。

3 基于特定频带能量比的保护方案

正常运行时,保护安装处特定频带内的能量为零。故障发生后,保护安装处特定频带的能量会明显增大,可选取特定频带能量值大小判断保护是否启动。

3.1 直流线路故障识别判据

由于换流站内部故障会对交直流故障识别产生影响,因此,在进行交直流故障识别时,需要先排除换流站内部故障。交直流混联系统出现故障时,故障分量由故障点的附加电源产生并向两侧传递。换流站内部故障时的故障附加网络如附录A 图A3 所示［26］。以交流侧保护安装处的故障电流方向为正方向,换流站内部故障时,交流侧和直流侧保护安装处的故障电压符号均为负,交直流侧故障电流符号相反。在换流站外部的直流线路或者交流线路故障时,交流和直流保护安装处的故障电压符号和电流符号均相同。定义暂态功率Δp为:

式中:Udc,50～450为频带50～450 Hz 内的直流侧故障电压有效值；N为时间窗内的采样点数；udc,50～450(i)为采样点i在频带50～450 Hz 内的直流侧故障电压。交直流侧的故障电压与电流的计算与之类似。本文利用切比雪夫数字带通滤波器提取滑动时间窗内特定频带电压和电流的暂态信号,计算特定频带内的能量,取时间窗T=5 ms。

3.2 故障选极判据

根据故障选极原理分析,可利用故障极与健全极的特定频带能量差异构成故障选极判据值,定义如下:

式中:δ为选极裕度。双极故障时p基本为1,但可能存在一定波动,可选取裕度δ来调节,本文中取δ=1。

3.3 保护方案

保护方案流程图如附录A 图A4 所示,故障后的故障电压、电流会迅速变化。因此,选取故障后直流特定频带能量构建保护启动判据。保护启动后,采集交直流侧频带内的故障电流和电压,计算特定频带能量比krbe和暂态功率,并判断是否满足直流线路故障条件。若判断为直流线路故障,则利用直流侧双极的能量比来判断直流侧故障类型。

4 仿真验证

为验证本文所提保护方案的性能,在PSCAD/EMTDC 仿真软件中搭建如附录A 图A1 所示的高压直流输电模型。仿真模型为双极系统,直流线路全长600 km,采样频率为10 kHz,交流侧和直流侧的保护测点如图A1 所示,故障发生时刻t=1 s。

4.1 直流线路故障仿真结果

直流侧故障点设置如附录A 图A1 所示,在直流线路中点发生金属性故障时,直流侧频带内能量和交流侧频带内能量以及特定频带能量比krbe如图4所示。

图4 为直流侧线路故障时的仿真结果。由图4可见,直流侧特定频带能量高于交流侧能量,此时krbe大于1,保护判定为直流线路故障。直流侧正极和双极故障后的选极判据值如附录A 图A5 所示。由图A5 可知,正极故障时,p大于阈值2,保护识别为正极故障；双极故障时,p基本为1,保护判定为双极短路故障。

图4 直流故障特定频带能量和能量比Fig.4 Energy and energy ratio of DC fault in specific frequency band

由图4 可知,故障后的特定频带能量比产生一定的波动,在直流故障的初始阶段,直流电压跌落明显,直流侧的谐波含量较丰富,直流侧特定频带能量上升较快。交流侧谐波由直流侧谐波映射得到,交流侧谐波在故障初始阶段的含量相对较少,交流侧特定频带能量上升较缓慢。因此,在故障初始阶段,特定频带能量比会有一个明显的上升,随着故障的持续,直流侧和交流侧的特定频带能量逐渐趋于稳定,特定频带能量比有所下降并逐渐趋于稳定,直流侧和交流侧的特定频带能量值差异较大,满足保护动作灵敏性和可靠性的要求。

4.2 交流侧故障仿真结果

交流线路故障如附录A 图A1 中f6处所示,分别设置了三相接地故障、单相接地故障以及两相相间短路。交流故障后的交流特定频带能量和直流特定频带能量以及特定频带能量比krbe如图5 所示。

由图5 可知,交流线路故障时,交流侧频带内的能量均高于直流侧的能量,特定频带能量比krbe小于1。因此,保护判定为直流线路未发生故障,直流线路保护不会动作。

图5 交流故障特定频带能量和能量比Fig.5 Energy and energy ratio of AC fault in specific frequency band

不同故障位置下的仿真结果如附录A 图A6 所示。由图可见,故障后的交直流特定频带能量比随故障位置变化很小,故障谐波的映射关系并不会受到故障位置影响,保护对不同位置的故障均具有足够的灵敏性。

4.3 换流站故障仿真结果

保护方案需要排除换流站内部故障,因此,需要对换流站内部和换流站外部故障进行区分。为验证保护能够可靠识别换流站内部和外部故障,在换流站内部设置了换流器故障、变压器故障以及站内短路故障,在换流器外部f6和f2处设置交流和直流外部故障,仿真结果如附录A 图A7 所示。由图可见,换流站内部故障时,交直流侧的故障暂态功率符号相反；换流站外部故障时,交直流侧的暂态功率符号相同,保护能够正确排除换流站内部故障。

4.4 故障检测时间

故障检测时间主要受到故障元件的启动时间以及保护时间窗的时间影响。考虑到故障传播会有一定的时延,故障检测时间会受到过渡电阻影响,因此,本节以直流线路末端高阻为例进行分析。本文保护时间窗为5 ms,可利用本地量实现保护,当采用滑窗计算得到的判据值越过整定值时,故障可以被检测到,所以故障检测时间可能比数据窗的时间长度短。区内末端高阻故障后的保护启动时间约为1.6 ms,考虑启动时间后的保护总检测时间约为4.7 ms。因此,本保护在高阻故障下的检测时间最长不超过4.7 ms,满足速动性的要求。

4.5 保护的影响因素分析

4.5.1 过渡电阻对保护的影响

为分析过渡电阻对保护的影响,不同过渡电阻下的故障仿真结果如附录A 图A8 所示。由图可知,该保护在500 Ω 的过渡电阻情况下,krbe均大于1,满足直流线路故障识别判据,灵敏度较高。随着过渡电阻的增大,直流线路故障时系统内的谐波含量减少,直流特定频带能量减小,此时的特定频带能量比会有所下降。但保护判据采用交直流能量比的形式,交直流侧的谐波映射关系不受过渡电阻影响,因此,在大过渡电阻故障下仍然满足保护动作的条件,并具有较高的灵敏度。综上所述,该保护受到过渡电阻的影响较小,具有较强的抗过渡电阻的能力。

4.5.2 采样频率对保护的影响

为研究不同采样频率对本文所提保护的影响,在直流线路中点处设置正极接地故障,并分别设置采样频率为10、20、50 kHz,对故障识别结果进行仿真,结果如附录A 图A9 所示。由图可见,在不同的采样频率下,直流侧和交流侧的特定频带能量基本维持不变,均能够正确识别故障,采样频率对保护的影响较小。其主要原因是特定频带能量计算采用有效值的形式,采样频率足够大时,其变化对固定时间窗内的有效值计算的影响较小。为了保证保护在短时间窗内计算的可靠性,可选取采样频率大于等于10 kHz。

4.5.3 积分时间窗对保护的影响

选择不同的时间窗进行有效值的积分计算可能会对保护产生一定的影响,为分析其对保护的影响,在交流单相接地和直流正极接地故障情况下,故障启动后采用不同积分数据窗计算得到的能量比波动率结果如附录A 图A10 所示。由图可见,当数据窗取1～4 ms 时,能量不稳定,能量比的波动率较大。此时保护能正确动作,但能量比波动幅度会较大。当时间窗大于5 ms 时,能量比的波动率趋于稳定,能量比的波动范围小。根据大量仿真结果分析可知,选取5 ms 的积分时间窗能保证保护正确动作,在可靠性和速动性上表现较好。

4.5.4 无功补偿装置和滤波器对保护的影响

在交直流混联系统运行时,交流侧会有无功补偿装置接入,直流侧由于特征谐波的存在会装设直流滤波器,无功补偿装置和滤波器的投切会对保护产生一定的影响。国内大多采用交流滤波器作为直流换流站的无功补偿装置,可以降低交流侧的特征谐波含量［28］。因此,需对滤波器投切后的保护适应性进行分析。

附录A 表A1 给出了直流侧故障和交流侧故障下的滤波器投切后的仿真结果。由表可知,保护能够在滤波器投切的状态下正确动作。直流滤波器主要作用是滤除直流侧的特征谐波,而本文的频带选取中未包含直流侧的特征谐波。因此,直流滤波器的投切对于交流侧和直流侧的能量影响较小,对能量比判据的影响也较小,与仿真结果吻合。交流滤波器在维持电压稳定的同时提供无功电流。因此,如附录A 图A11 所示,交流滤波器的切除会使得交流侧的能量减小,此时的能量比会稍有上升,保护仍然具有较高的灵敏度。

4.5.5 噪声对保护的影响

由于本文需要采用特定频带内的电流和电压的成分,因此,噪声可能会对保护产生一定的影响。为测试噪声对保护的影响,在测量电压、电流采样值中加入不同信噪比的白噪声进行分析。信噪比为20 dB 的直流电压噪声信号如附录A 图A12 所示。加入不同噪声信号的仿真分析结果如附录A 表A2所示,由表可知,该保护在10、20、30 dB 的噪声下均不会误动,其主要原因是噪声主要为高频分量,对该保护频带内的影响较小,因此,保护方案抗噪声干扰能力强。

5 不同方案对比分析

本文所提保护采用交直流侧的特定频带能量进行故障识别,与现有的直流线路行波保护和基于边界能量、多频带能量以及暂态电流的保护方案进行对比分析。

文献［29］介绍了ABB 行波保护原理,主要根据极模波和地模波变化率进行故障辨识,附录A 表A3展示了ABB 行波保护与本文所提保护的对比结果。由表可见,当直流区内正极发生经200 Ω 过渡电阻故障时,文献［29］所提保护会拒动,文献［29］中指出,ABB 行波保护在整流侧的耐受临界电阻为173 Ω,耐受过渡电阻能力较差。利用极模波和地模波变化率识别故障时保护的抗噪声能力较差,在20 dB 的噪声下会误动作。本文所提保护在耐受过渡电阻和噪声能力、保护灵敏性方面表现较好。

文献［26］提出利用输电线路平波电抗器阀侧和线路侧的暂态能量进行故障识别,附录A 表A3给出了本文所提保护与文献［26］的对比结果。由表可见,文献［26］中保护与线路边界参数密切相关,会受到滤波器投切的影响,并且随着越来越多的故障限流策略的提出,限流电抗器的值会越来越小,导致直流线路的边界效应不明显,在边界特性削弱后的保护适应性有待提升。本文所提保护灵敏度高,不受线路边界的影响,能够利用本地量进行故障识别。

文献［30］提出利用高频分量和低频分量能量比区分直流侧故障。此方法存在的问题是理论依据有待提升,阈值的选取依赖仿真结果,选取的高频和低频带不同也会对保护整定带来困难。并且保护所用到的采样频率高,对硬件的要求高,易受到高频噪声信号的干扰。本文所提保护在耐受过渡电阻能力和抗噪声能力上表现较好,且对采样频率要求低。

文献［31］提出一种利用故障暂态电流方向以及瞬时频率来识别故障的保护方案。利用希尔伯特-黄变换求解并提取瞬时频率,计算精度要求较高,瞬时高频分量受噪声信号的影响较大。文献［31］中所提保护利用边界对故障电流的衰减作用判断故障位置,受边界影响较大。本文所提保护实现较为简单,抗噪声能力强,且不受线路边界的影响。