一种超高压直流输电系统故障保护方法与流程

本发明涉及电力系统继电保护和自动化领域，具体涉及一种应用于高压直流输电系统的故障保护方法。

背景技术：

近年来，我国风力发电、光伏发电等可再生能源装机容量不断扩大，使得发电中心远离负荷中心，对高压输电技术提出了迫切需求。与交流输电相比，直流输电具有输送容量大、送电距离远、电网互联方便、功率调节容易、线路走廊窄等诸多优点，从而受到了较大的关注和发展。

mmc换流器是一种新型的vsc结构，具有模块化的拓扑，其优点是输出电压等级高、开关损耗低和输出电压波形好，是未来柔性直流输电的发展方向。目前世界上已有多个基于mmc的高压直流输电工程投入运行。通过mmc将大规模风能、太阳能发电基地接入电网，可以缓解电压波动对电网造成的冲击，提高清洁能源发电的并网效率。可以预见，在未来的电力系统中，mmc-hvdc输电技术将会发挥更大的作用。

在整个直流输电系统中，直流输电线路是直流系统故障率最高的元件，运行数据也显示国内直流输电可靠性指标偏低，鉴于直流输电线路继电保护的技术水平和运行水平对电力系统安全性影响最大，而直流输电技术仍处于发展阶段，相应的保护方法并不成熟，因此，研究简单可靠，适用广泛的保护技术，对我国电力产业的发展具有重大意义。

技术实现要素：

考虑到传统保护的速度性与选择性互相矛盾，速度性受制于选择性，本发明提供一种整定简单，可靠性强的超高压直流输电系统故障保护方法。该保护方法采用先动作，后选择的原则，在准确判断出故障位置之前，近故障点的断路器已经动作，将故障区域隔离，后续通过其他断路器不动作来实现整个系统的选择性，从而大大提高了保护的速度。相较于传统的纵联保护，该保护方法的动作速度更快，且不受线路分布电容的影响；相较于广泛应用于输电线路的行波保护，适用于辐射状、环状等各种拓扑结构的超高压直流输电网，在极间故障、接地故障时都能可靠动作。技术方案如下：

一种适用于超高压直流输电系统故障保护方法，执行如下步骤：

(1)各站附近的两个互感器实时测量电流量，当故障发生后，通过电流量计算故障电流分量，并据其方向、大小关系，判断故障相对于站的位置；

(2)每个站在判断出故障相对位置后，即命令故障所在线路断路器保持开放，非故障所在线路断路器闭锁，并从非故障所在线路的方向，向后续站发送闭锁命令，之后延时等待是否有闭锁信号到来，该延时取决于线路长度和处理器时钟周期，若无闭锁信号，则断开故障线路上的断路器，若有闭锁信号，则将故障线路上的断路器亦闭锁。

(3)最接近故障点的站由于未接收到闭锁信号，断路器动作；其他站由于接收到最接近故障点的站所发的闭锁信号，相应的断路器不动作；其他站亦会向最接近故障点的站发闭锁信号。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

相较于传统的纵联保护，该保护方法的动作速度更快，且不受线路分布电容的影响；相较于广泛应用于输电线路的行波保护，该保护方法整定简单，可靠性强，适用于各种拓扑结构的直流输电网，在极间故障、接地故障时都能可靠动作。

附图说明

图1为六端直流输电环网拓扑结构图。

图2为近故障点站两侧电流方向不同示意图。

图3为近故障点站两侧电流方向相同示意图。

图4为故障分量网络原理图。

图5为光信号时序图。

图6为行波时序图。

图7对b站附近电流方向示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实例对本发明作进一步的详细说明。

以图1所示的六端直流输电环网拓扑对本发明进行说明。数字处为电流互感器安装位置，亦为断路器装设位置。黑线代表架空线，红线代表光纤信道。当系统中f1故障发生后，保护需要满足选择性，即控制1和12处的断路器跳闸，而系统内其他断路器不跳闸，同时，超高压输电网对保护的速动性有着极高要求，因此，保护在故障发生后应能高速动作。设电流由保护安装处流向线路为正方向，即对各互感器所测电流来说，图1中箭头方向为正方向。对保护新原理的说明如下：

本保护利用暂态故障电流分量的大小和方向判断故障相对位置(数据窗长为100us)，故障电流分量的计算方法为：

ig＝i(t)-i(t0)(1)

即将正常工作时刻t0时的电流量记录下来，再与故障后的电流采样值相减，即得故障电流分量ig。对于最接近故障点的站，其附近的两个互感器所测故障电流分量存在图2和图3两种情景：

1、两侧故障电流分量一正一负，如图2所示，此时判断故障发生在电流为正的一侧。

2、两侧故障电流分量都为正，如图3所示，此时判断故障发生在故障电流分量较大的一侧。以图4的故障分量网络进行说明，i1和i2为故障点负电源的放电电流，由于i2所经放电回路较长，因此，i2必定小于i1。

因此，距离故障点最近的两个站，是可以根据本站附近两个电流互感器所得的故障电流分量关系，正确判断出故障点相对于本站的位置，即a地综合附近两个测量点1、2处的电流信息判断故障相对a的位置。由于判断出故障f1发生在1号互感器所在侧，故a站命令1处断路器开放，2处断路器闭锁。

超高压输电网中线路较长，因此，行波到达各个互感器所在位置的时间明显不同。当f1故障发生后，行波由f1传播到a站(传播时间为t1)，判断故障所需数据窗长0.1ms(设为t2)，在经过对模拟信号的采样、模数变换、cpu处理后(数据处理时间为t3)，a站根据上文原理判断出故障相对于a站的位置，闭锁2处断路器，开放1处断路器。并从2号互感器侧，向后续两个站b、c发送闭锁命令(发信时间为t4)，以b站收信为例，设信号经过t4到达b处，b处的收信时间为t6。之后a站延时0.5ms，等待是否有闭锁命令的到来，若有闭锁信号，则将1处断路器闭锁，否则，将1处断路器断开。

对于b站来说，将收到两种信号：第一种是由输电架空线路传输来的行波，其速度近似光速；另一种是由光纤传输来的光信号，速度为光速，由于该信号为简单的数字信号，因此无需再经过模数转换等数据处理环节。设故障发生时刻为t0，则两种信号传输到b处并被处理分析的时序如图5和图6。

忽略两种信号传播速度的差别，认为传播速度都为光速，则t6＝t1+t5，t3＝t7，因此，延时t8仅需大于数据窗长t2、发信时间t3、收信时间t5之和，就可以保证在决定本地断路器是否跳闸前，两种信号都被接收。本文将t8设为0.5ms，减去数据窗长还剩余0.4ms，足以覆盖处理器发信、收信所消耗时间。

类似于a处保护，b处在故障电流行波到达后，根据其附属互感器所得的故障电流分量，会出现两种情况，如图7。由于b站并非最接近故障点的站，因此，这两种情景都可能导致b站错误发信，即向a、f两站发送闭锁信号。但当2*lab<150km时(0.5ms内光传播的距离)，a站的命令等待延时已过，不再会接收由b发送来的闭锁信号，因此保护不会拒动，而b、c站的断路器会被a的命令闭锁，从而不会误动。最终，1处断路器会在故障电流行波到达后的0.6ms(0.1ms数据窗长与0.5ms延时之和)后断开。

最后，t8的延时亦可通过混合式直流断路器加速的方式将其覆盖。具体来说，当a处的保护程序启动后，即控制直流混合式断路器进行由机械开关支路向电力电子开关支路的换流。若在t8的延时中有闭锁信号到来，则取消跳闸命令，将电流换回机械开关支路；若在t8延时过后，仍无闭锁信号被接收，则触发断路器跳闸。该方法基于混合式直流断路器原理，将断路器换流所需时间与保护所需的延时结合，进一步提高了保护速度。以上保护方法不仅适用于环网，亦适用于辐射型超高压直流输电网。