高压直流输电线路保护原理

高压直流输电线路保护原理

0线路保护的可靠性直流电气工程的线路很长，横跨地形复杂，误差高，对直接交通和道路的保护非常重要。现已投运的直流输电工程中,直流输电线路保护原理主要有行波保护、低电压保护和电流差动保护。行波保护动作速度快,但易受干扰影响,其可靠性受波头检测结果影响很大。低电压保护在线路内部发生高阻接地故障时可能拒动。电流差动保护易受故障暂态和负荷调整过程的影响,不能实现速动,其可靠性受通信通道的影响较大。文献[8-10]结合行波保护原理和边界保护原理分别实现了单极和双极直流输电系统的线路保护,该保护原理动作速度快,有较强的耐过渡电阻能力,然而其可靠性易受行波波头检测结果的影响,数据采样频率高达192kHz。文献基于高压直流输电线路的分布参数模型提出了距离保护原理,该原理可靠性高,但耐过渡电阻能力较弱。本文对高压直流输电线路区内、区外故障过程中两极线路保护测量处的电压、电流突变量进行暂态特征分析,总结提出可适用于双极直流输电系统多种运行方式的高压直流输电线路主保护原理。1积分算法在暂态误差判别中的应用现有的直流输电工程大多为两端双极直流输电系统。双极直流输电系统主要由整流站、逆变站和输电线路组成,其可能的运行方式主要有双极对称运行、双极电压或电流不对称运行、功率反送运行、单极金属回线运行和单极大地回线运行等。图1为双极直流输电系统结构图。图1中:R和I分别为直流输电线路整流侧和逆变侧保护装置测量处;uRp,uRn和uIp,uIn分别为R端和I端所测的正、负极电压;iRp,iRn和iIp,iIn分别为R端和I端所测的正、负极电流;下标p和n分别表示正极和负极。根据叠加原理,故障状态可以等效为正常运行状态和故障附加状态的叠加。由于本文利用故障后暂态过程中的电压、电流突变量的方向特征进行区内故障判别,该判别是在发生故障的瞬间,即控制系统未启动或控制系统开始调整但仍未调整到稳定状态。当换流站出口至直流线路上发生故障时,可认为换流站出口直流电压在此期间没有发生变化。将两端交流系统和换流站在换流站出口等值为直流电源,则可将正常运行时的正极和负极直流系统进行简化等值,如图2所示,其中,ZS为平波电抗器阻抗,ZF为直流滤波器阻抗,Zl为直流线路阻抗。对现有直流输电工程中直流滤波器的阻抗特性研究表明,直流滤波器在低频带的阻抗较大,可达1kΩ以上。当故障点与线路保护测量处距离较远时,直流系统故障信号的高频带衰减很快。当故障点与保护测量处距离较近时,直流滤波器放电将引起暂态电流波形振荡,该振荡以低频带信号为轴线。本文利用故障后电压、电流突变量的方向特征识别区内故障,如果在电压、电流突变量的方向判别判据中应用积分算法,可有效消除该波形振荡对方向判别的影响。因此,在直流输电线路电压、电流突变量的方向特征分析中,可将平波电抗器和直流滤波器视为固定阻抗,虽然不能完全反映故障暂态过程,但并不影响电压、电流突变量方向判别结果的正确性。1.1故障附加电路故障诊断系统,故正极直流线路区内故障时,等效于在故障点处叠加一个负的电压源uf。在故障后暂态分析过程中,认为换流站出口电压没有发生变化,则相应故障附加电路如图3所示。图3中:ZRl和ZIl分别为故障点至整流侧和逆变侧保护测量处的线路阻抗;Rf为故障支路的接地电阻;ΔuRp,ΔiRp和ΔuIp,ΔiIp分别为正极线路整流侧和逆变侧保护测量处的电压、电流突变量。线路保护区内任一点发生故障时,有由式(1)和式(2)可知,ΔuRp与ΔiRp的方向相反,ΔuIp与ΔiIp的方向相同。2iiin故障的方向负极直流线路区内故障时,相应故障附加电路如图4所示。图4中,ΔuRn,ΔiRn,ΔuIn,ΔiIn分别为负极线路整流侧和逆变侧保护测量处的电压、电流突变量。线路保护区内任一点发生故障时,有由式(3)和式(4)可知,ΔuRn与ΔiRn的方向相同,ΔuIn与ΔiIn的方向相反。发生极—极故障时,两极的故障附加电路仍如图3和图4所示,所以极—极故障时电压、电流突变量的方向仍符合以上特征。1.2urp、iiip的方向正极整流站电抗器外侧故障时,故障附加电路如图5所示。由图5可知:此时,ΔuRp与ΔiRp的方向相同,ΔuIp与ΔiIp的方向也相同。正极逆变站电抗器外侧故障时,图5中uf支路将位于逆变站ZS外侧,正极线路电压、电流突变量的关系为:ΔuRp与ΔiRp的方向相反,ΔuIp与ΔiIp的方向也相反。1.3负压逆变站电抗器外侧故障时,uf0.负极整流站电抗器外侧故障时,故障附加电路如图6所示。由图6可知:负极逆变站电抗器外侧故障时,图6中uf支路将位于逆变站ZS外侧,负极线路电压、电流突变量的关系为:负极整流站和逆变站电抗器外侧故障时,线路两端保护测量处的电压、电流突变量的方向同时相反或同时相同。1.4换流站直流电压下降当换流站交流母线处短路故障时,会导致交流侧母线电压下降,从而影响换相电压,导致换流站直流电压下降。对于直流输电线路而言,此情况等同于换流站电抗器外侧故障。因此,交流母线处故障的分析方法和结论与对应的电抗器外侧故障相同。1.5逆变侧方向相同综上所述,可形成如下结论:正极线路区内故障时,该极线路整流侧保护测量处的电压突变量与电流突变量的方向相反,逆变侧两者方向相同;负极线路区内故障时,该极线路整流侧电压突变量与电流突变量方向相同,逆变侧两者方向相反;发生区外故障时,线路两端保护测量处的电压、电流突变量的方向同时相反或同时相同。由于以上电压、电流突变特征分析仅基于故障附加电路,与直流输电系统的初始运行方式无关,因此该特征分析适用于直流输电系统的多种运行方式。2数据值的计算本文将电压、电流突变量在一段时间内的积分值与设定门槛值进行比较,判别电压、电流突变量的方向。积分计算的数据窗长度和门槛值的选取应考虑保护的抗干扰能力和灵敏性。由于文中计算的电压、电流突变量均在故障发生后至调节器调节过程没有完成前这段时间的,研究表明该调节过程至少需要5ms,因此数据窗长度不宜大于5ms;雷电干扰持续时间一般为3ms,因此数据窗长度宜大于3ms。综上,本文积分计算的数据窗长度为5ms。直流电压控制的整定值通常选取为1.05(标幺值),文献研究表明,高阻抗接地时低电压保护判据定值宜取为0.7(标幺值),则判别电压突变量方向的门槛值宜取在0.05~0.30(标幺值)之间。本文选取0.15倍的额定电压在5ms内的积分值作为判别电压突变量方向的门槛值。直流系统电流控制特性中,绝大多数高压直流输电工程所采用的电流裕度都是0.1倍的额定电流,故障稳态电流为0.1倍的额定电流,因此,判别电流突变量方向的门槛值可按0.1倍的额定电流在5ms内的积分值整定。由此可构造以下电压、电流突变量方向判别判据:式中:m=1,2,…,N,N为所选数据窗内的采样点个数;kr为可靠系数,可取1.2~1.5;Uset=0.15Ue,Ue为直流输电系统的额定电压;Iset=0.1Ie,Ie为直流输电系统的额定电流。电压、电流突变量的计算间距宜大于积分计算的数据窗长度,本文取为10ms。若采样频率为10kHz,Δu和Δi的计算公式分别为:式中:K为采样点个数。3高压直流输电线路正、极限线路区内保护判据由本文第1节分析可知,正极线路区内故障时,该极线路整流侧保护测量处的电压突变量与电流突变量的方向相反,逆变侧两者方向相同;负极线路区内故障时,该极线路整流侧电压突变量与电流突变量方向相同,逆变侧两者方向相反;发生区外故障时,线路两端保护测量处的电压、电流突变量的方向同时相反或同时相同。由此可构成高压直流输电线路正、负极线路区内故障保护判据:式中:j为p或n,分别代表正极或负极线路。基于以上保护判据,直流系统每极均能单独判断是否发生区内故障。因此,本保护原理可适用于直流输电系统的多种运行方式,且仅需对电压、电流突变量的方向进行判别,理论上不受过渡电阻影响,不需要进行采样数据同步处理。在直流输电系统中,识别线路故障后的电流关断和系统重启功能都是在整流侧完成的。当整流侧Dir(ΔuRj)Dir(ΔiRj)为1或-1,且接收到逆变侧Dir(ΔuIj)Dir(ΔiIj)为1或-1的信息时,整流侧保护判断Dir(ΔuRj)Dir(ΔiRj)Dir(ΔuIj)Dir(ΔiIj)=-1是否满足,满足后发出保护动作命令,并传递给逆变侧,然后两侧出口跳闸。在将逆变侧方向信息传递给整流侧时,站间通信时间约为20ms,考虑到同步时间补偿,应将整流侧方向信息输出延时20ms。该保护原理通信内容少,可靠性高,原理框图如图7所示。4模拟分析4.1仿真模型和故障位置本文根据中国银东±660kV直流输电工程的实际参数,利用PSCAD建立了±660kV高压直流输电系统的仿真模型。此模型的送电容量为4000MW,整流侧和逆变侧的无功补偿容量分别为2160Mvar和2520Mvar;换流阀采用双极12脉动结构,模型中引入了极控制和阀组控制;两极线路为六分裂导线,线路总长达1335km,采用JMarti模型;线路两侧各装设有150mH的平波电抗器;银川东换流站采用11/13双调谐滤波器和3/24/36三调谐滤波器,青岛换流站采用11/13双调谐滤波器和24单调谐滤波器;每站每极装设12/24和12/36双调谐直流滤波器。数据采样频率为10kHz。仿真模型及故障位置如图8所示。f1,f2和极—极故障fpn均设在线路上距离R端667.5km处;f1和f2故障时,过渡电阻值取为300Ω,以验证本保护原理在高阻抗接地时的动作特性;f3和雷击位置位于逆变侧线路出口处;f4和f5分别位于正极整流站和逆变站的电抗器外侧,f6和f7分别位于负极整流站和逆变站的电抗器外侧,f8和f9分别位于整流站和逆变站的交流母线上。4.2matlab仿真本文由PSCAD仿真软件得到故障数据,利用MATLAB处理数据并进行保护算法仿真,对各种故障类型进行了全面仿真。因篇幅所限,下文选取部分具有代表性的仿真结果图和表进行说明。1逆变侧保护测量结果分别对正极线路f1处和负极线路f2处的接地故障(过渡电阻值300Ω)进行仿真,相应整流侧和逆变侧保护测量处的电压、电流突变量及其积分曲线见附录A图A1和A2,电压、电流突变量方向判别结果见附录A表A1和表A2。仿真结果表明,正极和负极直流线路区内高阻抗接地故障后5ms(对应计算点数为50)内,可判别出线路两侧保护测量处的电压、电流突变量的方向满足保护判据,保护正确动作。2逆变侧线路电流突变量方向判别结果对正极线路f3处金属性接地故障进行仿真,正极线路电压、电流突变量及其积分曲线见附录A图A3,电压、电流突变量方向判别结果见附录A表A3。仿真结果表明,逆变侧线路出口处金属性接地故障时,逆变侧线路电流产生振荡,电流突变量的积分值出现波动,但该积分值在故障后5ms内仍能可靠超出门槛值,可正确判断出电流突变量的方向。此时,电压、电流突变量方向判别结果符合保护判据,保护正确动作。3线路保护区内的极端误差对线路中间处发生极—极故障的情况进行仿真,正极和负极电压、电流突变量的积分曲线见附录A图A4,故障后2ms内保护即可准确动作。4阵风下主被动时系统的积分曲线对逆变侧正极线路出口处发生雷击干扰和故障性雷击的情况进行仿真,电压、电流突变量的积分曲线见附录A图A5。雷击干扰后2ms内电压、电流突变量的积分值趋于稳定且幅值远小于门槛值,保护不会动作;故障性雷击后5ms内整流侧和逆变侧电压、电流突变量的积分值能够可靠超出门槛值,且方向满足保护动作条件,保护正确动作。5金属性接地故障时附录A表A4与表A5给出了正极和负极整流站和逆变站电抗器外侧f4,f5,f6,f7处,以及交流母线f8和f9处发生金属性接地故障时的电压、电流突变量方向判别结果。发生区外故障时,整流侧和逆变侧保护测量处的电压、电流突变量方向判别结果不满足保护判据,表明本文保护原理具有可靠选择性。6突变量及其积分曲线双极直流系统中两极线路大多同杆并架,线路间的电磁耦合使得一极线路故障时健全极线路也将产生暂态电压、电流量。附录A图A6给出了f1处金属性接地故障时,负极线路的电压、电流突变量及其积分曲线。为了更全面地说明故障极对健全极的影响,附录A图A6显示了故障后10ms内健全极的电压、电流突变量及其积分值,积分计算数据窗口长度仍为5ms。仿真结果表明,健全极的电压、电流突变量的积分值没有超出门槛值,健全极保护不会动作。其他运行方式时保护动作特性验证见附录B,仿真结果表明,本文提出的高压直流输电线路保护在双极直流输电系统的其他可能运行方式下均能正确动作。以上仿真结果表明,在各种故障情况下,电压、电流突变量方向的仿真结果和理论分析是一致的,验证了理论分析和保护判据的正确性。5