常规直流逆变站交流送出线路距离保护适应性分析与对策

01逆变站近区交流线路正序电压极化距离保护适应性分析典型的高压直流逆变站接入系统如图1所示。以同步发电机为主要电源的交流系统可以等效为一个戴维南电路，EM和EN为等值电压源，ZM和ZN为系统等值阻抗，M、N表示线路保护安装处，f表示故障点。图1

典型的高压直流逆变站接入系统

Fig.1

TheLCC-HVDCinverterstationconnectedsystem

正序电压极化距离保护元件在传统交流电网中得到广泛应用，其动作判据为式中：为极化电压，选择为保护安装处的正序电压；为整定点补偿电压。以单相金属性接地故障为例，分析正序电压极化距离元件在高压直流逆变站近区交流线路中的适应性。此时，M侧保护安装处的故障相φ电压UMφ为式中：IMφ为保护安装处的故障相电流，IM0为保护安装处的零序电流，K为线路的零序补偿系数，Zm为短路点与保护安装处之间的正序阻抗。接地距离元件的整定点补偿电压Uop为式中：Zset为整定阻抗。当保护安装处背侧为同步发电机电源时，故障后电源电动势与故障前近似一致，因此故障后M侧保护安装处的故障相正序电压UMφ(1)为式中：EMφ为保护安装处背侧的等值电源电势；IMφ(1)为保护安装处的故障相正序电流；ZM1为保护安装处背侧系统的等值正序阻抗。建立图1的单相接地故障等效正序网络，如图2所示。图2

单相接地故障等效正序网络

Fig.2

Equivalentpositivesequencenetworkforsingle-phasetogroundfault

不考虑高压直流逆变站接入工况，当线路MN上发生故障时，此时保护安装处的测量电流IM仅由等值电源EM提供。故障点短路前的电势与电源电势通常相差不大，因此M侧保护安装处的故障相正序电流可近似表示为式中：CM(1)为正序电流在M侧保护安装处的分流系数；α为故障长度百分比；UF1为故障点正序电压分量；ZΣ1为故障回路正序阻抗之和；ZΣ0为故障回路零序阻抗之和；ZL为线路正序阻抗；ZM1、ZN1分别为M侧、N侧系统等值正序阻抗。将式（5）代入式（4），可得常规电网中，系统阻抗角相差不大，CM(1)近似为实数，此时保护安装处正序电压UMφ(1)与保护安装处故障相电压UMφ近似同相位。因此，利用保护安装处正序电压相位代替故障相电压相位可以实现交流线路区内和区外故障的判别，同时在不对称出口近区故障工况下仍具有明确方向性。进一步分析直流逆变站接入工况下，正序电压极化距离保护的性能。此时当线路MN上发生故障时，保护安装处的测量电流IM包括保护M背侧同步机等值电源提供的短路电流IEM和逆变站馈入的短路电流IZ。需要特别说明的是，由于直流逆变站控制系统调节作用以及交流故障可能引起的换相失败，IZ并不能视为恒定工频分量，定义IZ为广义动态相量。此时，M侧保护安装处的故障相电压为M侧保护安装处的正序电压为考虑保护安装侧正序电流的分流系数，式（8）可以转化为对比式（7）和式（9）可知，由于逆变站提供短路电流IZ导致保护安装处正序电压相位与保护安装处故障相电压相位存在偏差，可能会影响正序电压极化距离保护性能。当等值电源EM越强时，其对应的等值阻抗ZM(1)越小，逆变站提供的短路电流IZ影响越小。然而，当等值电源EM较弱时，此时逆变站提供短路电流IZ的影响较大，可能会导致正序电压极化距离保护不正确动作。IZ受逆变站控制策略影响，具有典型的非线性受控特性，会影响工频相量距离保护的性能。02逆变站近区交流线路时域距离保护方案

2.1

时域距离保护基本原理高压直流逆变站近区交流线路的正序电压极化距离保护性能会受到2方面因素的影响，一方面是逆变站馈入的短路电流会导致保护安装处正序电压相位与故障相电压相位存在偏差，另一方面是逆变站馈入短路电流非线性受控特性使得工频相量提取存在误差。为提升距离保护性能，可以从2个方面入手，一方面直接采用故障相电压极化距离保护判据；另一方面采用时域算法避免工频相量提取。当交流线路上发生故障时，经低通滤波后交流线路沿线电压瞬时值近似呈线性分布，如图3所示。当发生区内金属性故障时，故障点f电压为0，根据交流线路沿线电压瞬时值线性化分布规律，此时保护安装处电压的瞬时值uM(t)与整定点补偿电压的瞬时值uS(t)的符号相反；当发生区外金属性故障时，故障点电压为0，根据交流线路沿线电压线性化分布规律，此时uM(t)与uS(t)的符号相同。时刻t的uM(t)与uS(t)关系如图3所示。图3

电压瞬时值分布规律

Fig.3

Voltageinstantaneousvaluedistribution根据上述分析，可以通过比较uM(t)与uS(t)的符号来判别区内故障。比较电压瞬时值符号的距离元件实质上是传统全阻抗特性圆距离元件的时域形式，优势在于避免工频相量提取。为比较uM(t)与uS(t)的符号，电压瞬时值符号的差异通过时域波形线性相关系数ρx(t),y(t)来描述，即式中：x(t)和y(t)分别对应2个时域波形；τ为时间窗起始时刻；T为时间窗长度。由式（10）可知，当x(t)

=

−ky(t)，其中k为正实数，此时ρx(t),y(t)

=

−1；当x(t)

=

ky(t)，其中k为正实数，此时ρx(t),y(t)

=1。因此可以通过计算保护安装处电压uM(t)与整定点补偿电压uS(t)之间的波形线性相关系数判断区内和区外故障。门槛值可以参考传统比相式距离保护进行整定。以传统交流系统为例，保护安装处电压和整定点补偿电压分别为uM(t)=UMsin⁡(ωt+φM)，uS(t)=USsin⁡(ωt+φS)。将uM(t)和uS(t)代入式（10）中，数据窗长度T可选择为20ms，此时计算的波形线性相关系数为ρ

=

cos⁡(φM−φS)。比相式距离保护元件保护判据一般为90∘⩽φM−φS⩽270∘，根据比相式距离保护元件的动作判据，时域距离保护元件动作判据为ρ⩽0。上述分析以金属性故障展开，进一步分析过渡电阻对时域距离元件的影响。以区内故障为例，uM(t)与uS(t)，如图4所示。由图4a)可知，区内金属性故障时，uM(t)与uS(t)的符号完全相反，此时计算的波形线性相关系数为–1；由图4b)可知，区内带过渡电阻故障时，uM(t)与uS(t)的符号并非完全相反，此时计算的波形线性相关系数将偏离–1。图4

过渡电阻的影响分析

Fig.4

Influenceofthefaultresistance.当发生带过渡电阻故障时，uM(t)和uS(t)波形过零点时刻会存在差异，导致时域距离元件偏离最佳使用条件。根据所提时域距离元件的整定原则，当计算的波形线性相关系数ρ⩽0时，认为发生区内故障。以标准工频正弦波为例，uM(t)和uS(t)波形过零点时刻如果相差不大，只要过零点时刻相差在5ms以内时域距离元件仍能正确动作，因此该时域距离元件具有一定的耐过渡电阻能力。2.2

整定点补偿电压计算根据保护安装处测量电压和测量电流，基于交流线路简化的RL模型计算整定点补偿电压。以a相接地距离元件为例，a相整定点补偿电压uSa(t)为式中：uMa(t)为a相保护安装处电压；Lset保护范围设置为线路全长的80%；rs、rm分别为线路单位长度的自电阻、互电阻；ls、lm分别为线路单位长度的自电感、互电感；ia(t)、ib(t)和ic(t)为保护安装处的三相电流瞬时值。2.3

故障距离计算采用式（10）的波形相关系数可以实现区内外故障的判别，但无法实现故障测距。根据区内外故障判别结果，结合瞬时值电压线性化分布规律，可以计算故障距离。当发生区内故障时，如图3a)所示，此时uM(t)和uS(t)满足关系式为式中：Lset为距离Ⅰ段保护范围，lf为故障距离。由式（12）可得，故障距离lf为为提升测距精度，通过计算一个数据窗内故障距离的平均值作为故障距离输出，计算故障距离的时间窗可选为20ms。当发生区外故障时，如图3b)所示，此时uM(t)和uS(t)满足关系式为由式（14）可得，故障距离lf为同样地，区外故障时计算故障距离的时间窗可选为20ms。2.4

出口近区故障方向判别当发生出口近区故障时，保护安装处电压接近0，此时采用保护安装处故障相电压极化距离元件无法有效判别故障方向，需要额外的方向元件。以M侧保护为例，当发生正方向故障时，保护安装处的电流瞬时值iM(t)为式中：iEM(t)为M侧保护背侧传统常规电源提供的短路电流；iZ(t)为逆变站提供的短路电流。正方向故障可分为2种工况。当逆变站运行于非单回交流出线工况时，由于逆变站提供的短路电流较小，短路电流iM(t)特性主要由iEM(t)决定。根据同步发电机短路电流特性可知，此时故障电流近似呈现标准正弦波特征。当逆变站运行于单回交流出线工况时，若逆变站交流侧故障，逆变侧会发生换相失败导致输出电流畸变，此时短路电流iM(t)呈现为非标准正弦波特征。当发生反方向故障时，保护安装处短路电流iM(t)为式中：iEN(t)为M侧保护对侧传统常规电源提供的短路电流。此时短路电流由同步发电机电源提供，故障电流呈现近似标准正弦波特征。通过上述分析，可以通过电流畸变特征判断故障电流的主要成分，进而实现故障方向判别。对于标准正弦波，采用绝对值积分算法计算的正弦波幅值IInte为式中：I为标准正弦波的幅值。当采用傅立叶算法计算标准正弦波的幅值时，实部IFourR和虚部IFourI的计算结果分别为根据式（19）和式（20），可以得到傅立叶算法计算的正弦波幅值IFour为对比式（16）和式（19）可知，当波形为标准正弦波时，2种方法计算结果一致。当波形存在畸变时，2种计算方法结果会存在差异。定义绝对值积分算法计算的保护安装处电流幅值IInte与全周傅立叶算法提取工频相量幅值IFour之间的差异为波形畸变程度η，其表达式为由于逆变站馈入的短路电流存在大量谐波，可以通过波形畸变程度判断故障方向。在图1中，考虑M侧保护，若计算的电流幅值IMInte与工频相量模值IMFour存在显著差异，说明此时逆变站提供的短路电流占比较大，可以判断为正方向故障；若计算的电流幅值IMInte与工频相量模值IMFour基本一致，说明此时保护安装处的短路电流主要由同步发电机电源提供，可以通过计算整定点补偿电压与记忆电压的波形线性相关系数判别故障方向。对于N侧保护，若计算的电流幅值INInte与工频相量模值INFour存在显著差异，则认为是反方向故障；若计算的电流幅值IMInte与工频相量模值IMFour基本一致，则通过计算整定点补偿电压与记忆电压的波形线性相关系数判别故障方向。波形畸变度η的整定值同时需要考虑以下2个方面：1）应躲过正常运行时系统中的谐波分量；2）应躲过同步发电机提供短路电流时波形畸变程度。通过对典型同步发电机短路电流以及正常运行时含谐波的电流进行数值计算，建议η取0.25。2.5

距离保护方案流程距离保护方案的流程如图5所示。若判断为出口近区故障时，则采用电流畸变程度判断故障方向；若判断为非出口近区故障，则采用所提时域距离元件。图5

距离保护方案流程

Fig.5

Thedistanceprotectionschemeflow近区故障判据可通过计算保护安装处电压的幅值进行判断，当保护安装处电压较低时认为发生出口近区故障，即式中：Uset为设置的整定电压，具体表达式为式中：k取0.1。当保护安装处电压幅值低于额定值的10%时，认为发生出口近区故障。03仿真分析在PSCAD/EMTDC中搭建图1所示的系统，直流系统采用CIGRE的HVDC标准模型。交流线路MN全长100km，电压等级为500kV，具体参数如表1所示。采样率设置为4kHz，故障时刻设置在1.5s。表1

交流线路参数Table1

ParametersofACtransmissionline3.1正序电压极化距离保护仿真分析设置M侧等值电源短路容量SM为4.0p.u.，距M侧20km处分别设置a相接地故障和ab相间短路故障，仿真结果如图6所示。可以看出，当交流系统较强时，正序电压极化距离保护在区内故障时可以正确动作。图6

等值电源EM接入工况的仿真结果

Fig.6

SimulationresultswithstrongequivalentsourceEM等值电源EM断开，此时直流逆变站仅通过线路MN与等值电源N相连。距M侧20km处分别设置a相接地故障和ab相间短路故障，仿真结果如图7所示。可以看出，当等值电源EM断开后，正序电压极化距离保护的计算结果并不稳定，M侧保护区内故障时存在拒动风险。图7

等值电源EM断开工况的仿真结果

Fig.7

Simulation

resultswithoutequivalentsourceEM对于MN线路N侧保护，当发生反向故障时，保护安装处电流包含直流逆变站提供的短路电流，可能会影响正序电压极化距离保护的性能。设置MN线路N侧保护出口反向故障，仿真结果如图8所示。图8a)为等值电源EM接入工况，此时正序电压极化距离保护可靠不动作；图8b)为等值电源EM断开工况，此时正序电压极化距离保护可能会误动。图8

线路N侧保护出口近区反向故障仿真结果

Fig.8

SimulationresultsofNsideprotectionunderreversefaultconditions

3.2

时域距离保护仿真分析分析基于波形线性相关的时域距离保护性能，故障位置同样设置为20km。等值电源EM接入工况下，a相接地故障仿真结果如图9所示。可以看出，此时保护安装处电压uMa(t)和整定点补偿电压uSa(t)的瞬时值符号相反。计算得波形线性相关系数为–1，判断发生区内故障。故障距离计算结果为19.8km，接近真实故障距离。图9

等值电源EM接入工况a相接地故障

Fig.9

SimulationresultsundertheaGinternalfaultconditionwithstrongequivalentsourceEM等值电源EM断开工况下，a相接地故障仿真结果如图10所示。可以看出，此时uMa(t)和uSa(t)中存在大量谐波，波形畸变严重。uMa(t)和uSa(t)的符号相反，计算得波形线性相关系数为–1，判断发生区内故障。这说明采用波形线性相关系数判据可以不受直流系统复杂受控特性的影响，具有良好的适应性。故障距离计算结果为19.5km，接近真实故障距离。图10

等值电源EM断开工况a相接地故障

Fig.10

SimulationresultsundertheaGinternalfaultwithoutequivalentsourceEM等值电源EM断开工况下，不同故障位置基于波形线性相关系数的距离保护计算结果如表2所示。可以看出，时域距离保护在区内金属性故障时可靠动作，区外故障时可靠不动作。表2

不同故障位置仿真结果Table2

Simulationresultswithdifferentfaultlocation3.3

出口近区故障仿真结果分析出口近区故障时，时域距离保护的性能。等值电源EM接入工况下，发生出口近区正方向故障时，仿真结果如图11所示。短路电流幅值达到20kA，采用全周傅里叶算法计算的电流幅值IMFour(t)与采用绝对值积分算法计算的电流幅值IMInte(t)基本一致，此时η基本在0.1附近，小于门槛值0.25，故通过计算整定点补偿电压uSa(t)与保护安装处记忆电压uMma(t)的线性相关系数判断故障方向。可以看出，此时uSa(t)和uMma(t)符号相反，计算得线性相关系数接近–1，因此判断发生了正方向故障。图11

等值电源EM接入工况M侧保护出口近区正向故障

Fig.11

SimulationresultsundertheforwardfaultconditionnearprotectionlocationwithstrongequivalentsourceEM等值电源EM断开工况下，发生出口近区正方向故障时，仿真结果如图12所示。短路电流幅值较小，采用全周傅立叶算法计算的电流幅值IMFour(t)与采用绝对值积分算法计算的电流幅值IMInte(t)存在显著差异，此时η接近0.5，大于门槛值0.25，因此判断发生了正方向故障。图12

等值电源EM断开工况M侧保护出口近区正向故障

Fig.12

SimulationresultsunderforwardfaultconditionsnearprotectionlocationwithoutequivalentsourceEM保护M侧近区发生反方向故障时，保护安装处测量电流由等值电源EN提供，仿真结果如图13所示。由图13a)可知，此时采用全周傅里叶算法计算的电流幅值IMFour(t)与采用绝对值积分算法计算的电流幅值IMInte(t)基本一致，故通过计算整定点补偿电压uSa(t)与保护安装处记忆电压uMma(t)的线性相关系数判断故障方向。由图13c)可知，此时uSa(t)和uMma(t)符号相同；由图13d)可知，此时计算得波形线性相关系数接近1，因此判断发生了反方向故障。图13

等值电源EM接入工况M侧保护出口近区反向故障

Fig.13

SimulationresultsunderforwardfaultconditionsnearprotectionlocationwithoutequivalentsourceEM

3.4

影响因素仿真分析上述仿真中计算波形线性相关系数的时间窗均设置为20ms，为验证短时间窗对波形线性相关系数的影响，选择时间窗为10ms，故障位置设置为20km。等值电源EM断开工况下，a相接地故障仿真结果如图14所示。可以看出，选择10ms时间窗计算的波形线性相关系数仍较为稳定。当对保护动作速度有更快要求时，所提时域距离元件可以采用10ms时间窗以加快动作速度。图14

时间窗为10ms时仿真结果

Fig.14

Simulationresultswith10mstimewindow实际系统中经常发生非金属性故障，需要通过仿真验证所提时域距离元件的耐过渡电阻能力。区内带过渡电阻的单相接地故障仿真结果如图15所示，故障位置设置为50km。图15a)为过渡电阻为10Ω时的仿真结果，该时域距离元件可靠动作；图15b)为过渡电阻为30Ω时的仿真结果，该时域距离元件存在拒动风险；图15c)为过渡电阻为50Ω时的仿真结果，该时域距离元件拒