基于故障电流回路特性的柔性直流架空线路纵联保护

2022-11-14单节杉田鑫萃束洪春薄志谦

电力系统自动化 2022年21期

单节杉，任敏，田鑫萃，束洪春，李涛，薄志谦

（昆明理工大学电力工程学院，云南省昆明市 650051）

0 引言

柔性直流输电系统控制灵活，供电可靠性高，在新能源发电并网、孤岛供电和高压大容量输电等领域具有广阔的应用前景。考虑到输电容量、距离和电压等级等问题，架空线路是柔性直流输电系统的主要输电方式［1-3］。架空线路运行环境复杂，故障概率高，柔性直流输电系统直流侧发生故障时，故障电流上升快、幅值大，对换流站和其他一次设备造成威胁，因此线路保护必须快速、可靠识别线路故障，避免短路故障造成更多危害［4-7］。

目前，柔性直流输电系统保护方法可分为单端量保护和双端纵联保护。单端量保护无须通信，主要以直流电压变化率、变化量和直流电流变化量构造保护判据［8-11］，具有很好的速动性，但在高阻故障下，故障特征量的突变减小往往会导致保护拒动。针对该问题，文献［8-11］利用直流线路边界元件对高频电气量衰减特性的影响，通过小波算法提取区内、区外故障的暂态特征差异，实现区内、区外故障识别。该方法在高阻故障时的灵敏性高，但在小波变换的种类和尺度选择上缺乏理论依据。文献

［12］提出在原有限流电抗器边界的基础上，利用相邻线路的分流作用，扩大边界范围，提高单端保护耐过渡电阻的能力。文献［13］构造了不同采样周期下的时域暂态电压比判据，以削弱高阻的影响。文献［14］提出采用形态梯度描述电压形态特征的单端行波保护方法，可靠性高。文献［15］利用方向行波的特征，即反向故障下正向行波幅值和斜率较小来构造保护判据。文献［16］利用极波的线模和地模波到达时间差内的波形消除过渡电阻的影响。该方法在高阻故障下能改善保护动作的灵敏性，但在线路近端故障下，其波头到达时间难以标定，存在一定的保护死区；在远端故障下，线模行波和零模行波到达测量端的时刻不一致，导致确定故障到达时刻困难。纵联保护利用两端的故障信息，有较好的耐过渡电阻能力，但受通信延时和线路分布电容等因素的影响，往往不能满足速动性的要求，故一般作为后备保护［17-19］。为了提高后备保护的速动性，国内外已有较多文献对此进行研究，如文献［17］提出交换双端保护的逻辑信息，不依赖大量数据的同步。文献［18］提出了基于功率方向的纵联保护，采用余弦距离表征功率方向，无需很高的采样率。文献［19］提出一种基于线路分布参数的电流补偿新方法。目前，已有各种主保护方法虽然提高了单端保护耐高阻的能力，但仍存在保护定值难以整定的问题［20-22］。同时，数字仿真中的高阻故障的本质是纯电阻阻值很大的故障，而实际现场中的高阻故障的接地电阻由暂态电阻过渡到稳态电阻过程有一定的持续时间。因此，如何采用统一判据，以及如何确定判据定值是提高单端保护耐过渡电阻能力的关键。

直流线路发生单极故障时，会有很大的入地电流通过接地极，并且在直流系统平衡运行时其值很小，一般在额定电流的1%之内。因此，根据接地极电流幅值可准确区分直流侧单极接地故障与其他故障，且定值易于整定。接地极测量点获取电流本质是零模电流，因此能灵敏地感受接地故障电流且具有方向性，可根据接地极电流方向准确选取故障极；各换流站根据本地极线、接地极测量点电流构造平衡方程，可闭合观测故障回路特性，实现各换流站直流线路保护正、反故障的快速识别。为了保证在绝缘栅双极型晶体管（IGBT）闭锁前断路器能快速可靠动作，本文提出了利用整流侧和逆变侧独立判断的结果作用于各自的断路器开断，无须通信；利用逆变侧判断结果和通信构成重合机制，即若发生线路故障，整流侧和逆变侧各自判断，并断开断路器，对端不发送闭锁信号，则本端可确定故障类型为区内故障，断路器在一定时间后重合。大量仿真验证了本文所提保护方案能快速、可靠地对直流线路进行保护，并具有良好的抗过渡电阻能力，且算法简单，对数据采样率要求低。

1 区内、外故障电流回路特性分析

双极MMC-HVDC 系统拓扑结构如图1 所示。图中：Ldc为平波电抗器；iDL+和iDL-分别为整流侧正极和负极电流，iDL1+和iDL1-分别为逆变侧正极和负极电流；iGND和iGND1分别为两端接地极电流；Rg为接地极等效电阻；F1～F6表示不同的故障位置，对于线路保护元件而言，F3为区内故障，其他为区外故障；MMC1～MMC4 为换流站；DCB 为直流断路器。

图1 双极MMC-HVDC 系统拓扑结构Fig.1 Topology of bipolar MMC-HVDC system

考虑到断路器应在换流站闭锁前动作，从而避免线路故障造成换流站停运［5，17］，本文所提保护方案只用到闭锁前的电流，因此下文着重分析在换流站闭锁前于站端（整流侧）线路电流iDL+和iDL-以及观测到的不同故障位置下接地极电流iGND的特征。

直流系统发生线路故障F3、正向区外故障F4以及反向区外故障F5下的故障电流回路如图2 所示，并把正极线路、负极线路以及接地极线路在中性母线相接的点称为汇集节点。

图2 直流系统发生不同位置故障下故障电流回路Fig.2 Fault current circuit in case of fault at different positions of DC system

由图2（a）可知，当直流线路发生单极接地故障时，接地极是故障回路和健全回路的末端，采用线路测量端和接地极测量端实现了闭合观测回路电流特性，且正极线路、负极线路以及接地极线路构成了汇集节点，当直流侧线路接地故障时，接地极上的电流为故障极电流分量与健全极电流分量之和，故整流侧和逆变侧于汇集节点的电流关系为：

由图2（b）可知，当反向换流站出口发生故障，接地极参与故障回路，其测量端电流迅速增大，其突变方向为负；线路测量端未参与本端故障回路，而参与对端故障回路，因此突变方向为负。同样地，整流侧和逆变侧汇集节点的电流关系为：

由图2（c）可知，当发生正向区外故障，从整流侧测量端看正向换流站出口故障中，直流侧电流回路多串入了一个平波电抗器，因此很难识别是正向区外故障，还是线路故障，而从逆变侧汇集节点电流关系可以正确识别，且整流侧和逆变侧汇集节点的电流关系为：

整流侧交流系统发生短路故障，换流站输出的有功功率瞬时跌落，导致直流电压下降。由于整流侧有功控制通常采取定直流电压控制，逆变侧采取定有功功率控制。根据经典比例-积分（PI）偏差控制理论［20］，有

可知，若整流侧交流故障，pdc瞬时下降，udc在故障后一段时间基本没有变化，故idc在一段时间内呈下降趋势。若逆变侧交流故障，逆变侧换流站输出功率开始下降，而整流侧输入功率一段时间内基本不变，从而导致直流电压抬升，故idc同样呈下降趋势。由于变压器通常采用Y0d 接线方式，零序分量不会流入直流侧，故交流侧故障不与接地极形成故障回路，接地极电流极小，理论上为0。

2 闭合故障回路电流特性的线路保护方法

由第1 章可知，不同故障下接地极测量端电流、线路测量端电流的差异性为线路保护提供了基础。

2.1 保护启动判据

正常运行时，直流电压围绕额定值上下波动较小。当直流侧短路故障时，直流电压迅速下降。交流侧故障时，由于直流系统输入与输出的功率不平衡，也将引起直流电压的上升或下降，因此，本文以改进电压梯度算法作为保护启动判据［22］：

式中：∇udc(k)为采样时刻k的极线电压梯度值；udc(k-j)为时刻k第j个采样周期前的极线电压采样值；Δumax为保护启动门槛值，工程实际中，为保证保护启动的灵敏性和可靠性，Δumax按略低于交流侧故障引起直流侧电压梯度值进行整定。定义灵敏系数Kop=0.8，有

式中：Δumax，ac为交流侧最严重故障下引起的直流电压梯度最大值。该判据简单，具有较高的灵敏度。

2.2 选极判据

ABB 公司利用正、负极输电线路电压u+、u-和电流i+、i-构造的地模波为：

式中：Zg，mode为地模波阻抗，其值与线路参数及边界阻抗有关。当线路保护交流系统故障时，不存在地模分量，地模波为零。利用地模波判断故障极，能够正确识别直流线路故障。

正极和负极接地故障下，接地极所测的电流极性不同。故根据接地极电流可区分直流侧接地故障与其他故障，并选出故障极。相比于ABB 公司的选极方法，接地极电流是具有天然优势的可测量信息，可减少通过电压、电流以及地模波阻抗引入的计算误差。据此，构造的选极判据如下：

式中：IGND，set为接地极线路保护的电流定值，以躲开交流系统故障、直流系统双极故障以及双极触发角和设备参数的差异引起两极功率不平衡电流进行整定，可见IGND，set取值小，具有足够的可靠性和灵敏性；Idc，set为iDL+和iDL-的定值，其按躲过交流侧故障时直流电流的最大值整定。

综上分析，IGND，set和Idc，set取为：

式中：Imax，ac为交流侧故障时直流电流最大值；Imax，unb为双极故障、交流侧故障以及设备参数的差异引起两极功率不平衡所造成的不平衡电流。取可靠系数KⅠ，rel=1.3，KGND，rel=1.3。

2.3 区内和区外故障识别判据

1）反向区外故障

以正极故障为例，单端观测下电流分布见图3。

图3 单极故障下单端电流分布Fig.3 Single-terminal current distribution with singlepole fault

式中：ΔImax为整定值，正向故障时，理论上|iGND+iDL++iDL-|应等于0。实际故障时，线路上将产生谐波量，致使该计算值略大于零。

为了保证判据式（12）的可靠性和灵敏性，ΔImax应躲过正向故障时计算式的最大差值。若|iGND|=|iDC-+iDC+|＞IGND，set，iGND为负，iDL+在故障初始时刻为正，并迅速向负方向突变，而iDL+初始值为负，在短时间内幅值变化较小，故可得出：

故反向故障时，站端所测得的电流一定满足式（13），因此取：

由于|iGND+iDL++iDL-|的计算结果不受电流测量值大小的影响，该保护判据具有较好的耐过渡电阻能力。

2）正向区外故障

如图1 所示的正向区外故障F4，难以通过单端测得的电流量或电压量进行判别，由第1 章分析可知，这是因为正向区内、外的故障回路仅相差一个平波电抗器，因此高阻故障下的区内故障与正向区外故障具有非常相似的保护特征量。鉴于此，本文提出一个新的保护策略：利用整流侧和逆变侧独立判断的结果作用于各自的断路器开断，无须通信；基于逆变侧判断结果和通信构成重合机制，见图4。

图4 正向区外故障识别Fig.4 Identification of external forward directional fault

若发生线路故障F4，整流侧和逆变侧各自判断并断开断路器，对端不发送闭锁信号，则本端可确定故障类型为区内故障，断路器经过一定时间后进行重合。若发生正向换流站出口故障，整流侧根据判断结果断开断路器，逆变侧判断为反向故障，断路器不动作。对端发送闭锁信号，则本端可确定为正向区外故障，不进行重合。由图4 可知，在本端断路器动作后，根据对端计算式|iGND1+iDL1++iDL1-|，定义本端接收到对端的闭锁信号为Sblk，则正向区内外故障判据如下：

式中：“0”表示未收到对端闭锁信号；“1”表示收到对端闭锁信号。

2.4 保护方案构建

综合启动判据、选极判据和区内外故障识别判据，构建保护方案如图5 所示。

图5 保护方案流程图Fig.5 Flow chart of protection scheme

根据接地极电流大小可准确判断故障类型是否为单极接地故障，并能进一步选出故障极。本文算法采样率为10 kHz，根据式（7），启动判据取连续6 个直流电压采样点为周期进行计算。保护启动后，判断环节以连续5 个采样点为周期进行计算，即每个判断环节的时窗为0.5 ms。对于某些阻抗特别大的高阻故障，其在短时窗内可能达不到整定值。为了提高保护耐高阻的能力，若在第1 次计算中无法区分交流侧故障和高阻故障，则重新计算接地极电流。根据文献［20］，交流侧保护动作时间为50～80 ms，直流侧保护应先于交流侧保护动作。因此，本文取持续计算时间为50 ms。线路保护对速动性的要求主要源于桥臂开关器件过流能力，而高阻短路故障本身对系统冲击小，甚至可继续传输功率，故可选择不投入加速保护动作逻辑，等待纵联信号抵达后经判断再正常动作。因此，依据桥臂电流iarm决定是否加速保护动作，iarm计算公式为：

式中：iac为换流站交流出口电流。

图5 中，iarm，set由桥臂开关器件最大耐流水平整定，并留有一定裕度。各种故障下保护方案动作时序如图6 所示。

图6 保护方案总体时序图Fig.6 Overall sequence diagram of protection scheme

3 仿真验证

3.1 仿真模型及验证结果

利用PSCAD/EMTDC 搭建如图1 所示的±320 kV 的双端直流输电系统仿真模型，所有换流器及主回路参数均一致，换流器采用半桥子模块，线路采用依频参数模型，输电线路长400 km，接地极线路长50 km，单个换流站主回路参数如附录A 表A1 所示。

通过仿真验证，检测故障后3～50 ms 数据窗，测得如下数据：1）交流侧故障引起的直流电压梯度Δumax最大值为0.04 p.u.；2）换流站出口双极短路故障和交流侧故障时，接地极出现的最大不平衡电流为0.15 kA；3）交流侧故障时，直流侧电流不大于正常负荷电流。

结合第2 章对于上述测量值的整定原则，可知，根据式（4），取Δumax=0.032 p.u.。由于双极故障及交流侧故障时，两极功率波动而产生不平衡电流，其幅值不超过 0.15 kA，可以得到IGND，set=KGND，relImax，unb=ΔImax=0.2 kA（0.1 p.u.），交流侧发生最严重的故障时，直流电流下降缓慢，电流幅值小于正常运行时的电流幅值。双极故障时，测量点电流迅速增大，据此可以得到Idc，set=KⅠ，relImax，ac=2.6 kA（1.3 p.u.）。

3.2 不同故障类型性能验证

通过设置整流侧交流侧故障、逆变侧交流故障、区内接地故障、正向区外接地故障、反向区外接地故障和双极故障验证保护方案的正确性、可靠性以及耐受高阻的能力。设故障在t0=1 ms 时发生，过渡电阻为0，取采样率为10 kHz，不同故障位置下直流侧电压和电压梯度如附录A 图A1 所示。

1）整流侧及逆变侧交流三相短路

交流侧故障中，三相金属短路最严重，造成直流电压和电流的波动最大，故交流侧故障以三相短路故障为例。当整流侧发生三相短路故障，由于输入功率小于输出功率，直流电压下降。而逆变侧三相短路，输入功率大于输出功率，直流电压抬升。由图A1（a）可知，交流侧故障引起直流电压的变化较小，整流侧线路电流测量点iDL+、iDL-以及接地极电流iGND如附录A 图A2 所示。由图A2 可以看出，保护启动后10 个采样点（1 ms）内接地极电流未达到阈值IGND，set(0.2 kA)，因此保护初步判断故障不是单极接地故障。同时，两极线路测量端电流均未达到阈值Idc，set(2.6 kA)，故判定为交流侧故障或高阻故障。重复计算时间持续50 ms 内，两极线路电流仍未达到整定值，保护判定为交流侧故障，直流断路器不动作。

2）直流线路接地故障

图1 中F3处正极直流线路发生接地故障，直流线路故障整流侧线路电流iDL+、iDL-以及接地极电流iGND如附录A 图A3（a）所示，保护动作时序如图A3（b）所示。由图A3（a）可见，保护启动后0.5 ms，接地极连续5 个电流采样点达到整定值（|iGND|＞IGND，set），|iGND+iDL++iDL-|=0.023 kA，未达到阈值（ΔImax=0.2 kA），接地极电流方向为负。据此，保护判定故障类型为正极线路正向接地故障，并给直流断路器发送动作信号。为区分直流线路故障或对端换流站出口故障和发送断路器重合闸命令则需要根据对端发送的闭锁信号来确定。对端计算式|iGND1+iDL1++iDL1-|同样为0，未达到阈值，故对端保护判断为正向故障，不发送闭锁信号。因此，保护判定为正极直流线路接地故障。

3）正向换流站正极出口故障

正向换流站正极出口故障时，保护特征量及动作时序如附录A 图A4 所示。保护启动后0.9 ms，接地极连续5 个电流采样点达到整定值（|iGND|＞IGND，set），接地极电流极性为负。对比图A3，对于本端保护而言，正向线路接地故障和正向换流站出口接地故障的保护特征量相似，因此不能通过单端特征量对这两类故障进行区分。而正向换流站出口故障对于对端则可看作反向换流站出口故障，因此有|iGND1+iDL1++iDL1-|＞ΔImax，对端发送闭锁信号，本端重合闸闭锁，保护判定为正向换流站正极出口故障。

4）反向换流站出口故障

反向换流站出口故障时，保护特征量如附录A图A5 所示。发生反向故障后，整流侧故障极测得的电流发生突变，平波电抗器两侧出现较大的电压差，故直流电压呈现先上升后下降的趋势。可以看出，保护在故障后0.1 ms 启动。在图A5（a）中，接地极连续5 个电流采样点在故障0.6 ms 后达到整定值（|iGND|＞IGND，set），接地极电流极性为负，|iGND1+iDL1++iDL1-|＞ΔImax，保护判定为正极反向换流站出口故障。

5）两极故障

双极故障时，保护特征量及动作时序如附录A图A6 所示。直流线路发生双极故障的概率极小，为验证保护的可靠性，双极故障位置设置在线路末端（图1 中F6）。在图A6（a）中，接地极电流测量值在保护启动后10 个采样点（1 ms）内远未达到整定值，保护初步判断不为单极接地故障，且两极连续5 个电流采样点有iDL+＞Idc，set=2.6 kA，iDL-＜-Idc，set=-2.6 kA。据此，保护判定为双极故障。

本文不采用单端量来识别正向区外故障，而是采用对端量来识别反向故障。相当于将前加速的概念引入到直流线路保护中，解开直流输电线路保护的众多束缚，并满足线路保护快速识别高阻故障的要求［22］。