一种高压直流输电线路的保护方法与流程

本发明涉及电路保护技术领域，特别是涉及高压直流输电线路的保护方法。

背景技术：

高压直流输电(highvoltagedirectcurrent，hvdc)发展迅速，在远距离大容量输电和异步电网互联中得到广泛应用。直流输电线路距离长，跨越区域复杂，故障发生率较大，可靠完善的直流线路保护越显重要。目前，已投运的直流工程中，线路主保护多数采用行波保护和微分欠压保护，后备保护配置低电压保护和电流差动保护。行波保护需识别行波波头，在高阻接地故障时波头检测困难，且存在采样率高、门槛值整定复杂等问题；微分欠压保护利用线路电压微分和幅值构成保护判据，耐过渡电阻能力差；纵联电流差动保护主要用于识别直流线路高阻接地故障，但现有差动保护仅利用两端电流数据简单构造识别判据，未考虑长距离大容量直流输电线路故障暂态过程中电容电流的影响，动作速度慢，甚至长达1.1s。

现有高压直流线路保护分为双端量保护和单端量保护。目前，双端量线路保护的研究热点主要基于行波原理和突变量分析。需传递波形数据对通讯信道要求较高。单端量线路保护主要基于直流系统的边界特性。但很多方法忽略了输电线路对高频信号的衰减作用，无法保护线路全长，且配合关系较复杂。

因此希望有一种高压直流输电线路的保护方法以解决现有技术中高压直流输电线路纵联电流差动保护快速性差、耐受过渡电阻能力有限的问题。

技术实现要素：

本发明公开了一种高压直流输电线路的保护方法，其特征在于，所述保护方法包括以下步骤：

步骤1：确定区内外故障识别的判据；直流输电线路区内故障时，利用两端的识别因子判断故障，整流侧区外故障时，整流端识别因子x小于识别判据门槛值k直接判为区外故障；逆变侧区外故障时，逆变端识别因子y小于判据门槛值k直接判为区外故障；

步骤2：确定构造闭锁判据；

步骤3：确定故障启动判据；

步骤4：确定故障选极判据；

步骤5：确定保护方案，线路边界两侧持续采集电流、电压数据，并提取特定频带分量，若某端直流线路保护安装处的电压满足保护启动判据，则该端保护启动元件起动，根据闭锁判据判断该侧保护是否闭锁，若保护不闭锁，计算该端边界两侧相应数据窗时间长度的特定频带暂态能量值，得到该端的识别因子；直流线路任意一端的识别因子小于门槛值k时，利用单端故障信息判定为区外故障；如果整流端和逆变端识别因子x、y均大于门槛值k，则判定为区内故障；若判定为区内故障，则利用电压故障分量计算选极函数w。

优选地,所述步骤1利用切比雪夫滤波器提取特定频带的电流、电压故障分量，所述电流、电压故障分量均为故障后至控制系统调节完成的时间段内提取。

优选地,所述步骤1定义测量点m、n、a、b各点特定频带的i阶暂态能量值分别为：

其中：

式中，pm-fil、pn-fil、pa-fil、pb-fil分别为测量点m、n、a、b处2.5～5khz频带暂态功率的采样值，其数值等于相应电流、电压故障分量im-fil、in-fil、ia-fil、ib-fil、um-fil、un-fil、ua-fil、ub-fil之积；j＝1，2，…，j；j为5ms内的采样点个数；i表示暂态能量值的阶数，当i＝4时e⁽⁴⁾m-fil表示m点2.5～5khz频带的4阶暂态能量，其值等于数据窗内pm-fil四次方的绝对值之和；

定义整流侧、逆变侧两端的识别因子x、y分别为：

构造如下区内、外故障识别判据：

即当整流侧、逆变侧两端的识别因子x、y均大于门槛值k时，判为区内故障；当x、y中任一方小于k时，判为区外故障；

根据公式(15)和(16)，在高频频段内区内故障时，pm/pa>>1，pn/pb>>1；整流侧区外故障时，pm/pa<<1；逆变侧区外故障时，pn/pb<<1。

优选地，步骤2的构造闭锁判据根据公式(17)所示的波形匹配误差kp来衡量电流波形的差异：

式中，x、y可取m、a或n、b，分别表示im-fil与ia-fil或in-fil、ib-fil的波形匹配误差，构造闭锁判据如式(18)：

公式(18)中，kset为闭锁判据门槛值，取值小于或等于直流滤波器正常运行时区内外故障发生后边界两侧电流波形匹配误差出现的最小值，取kset＝0.2。

优选地,所述步骤3的故障启动判据如公式(19)：

式中，vm-fil、vn-fil分别为测量点m、n处2.5～5khz电压的采样值；j＝1，2，…，j；j为5ms内的采样点个数；vset为启动判据中设定的门槛值，vset＝1kv。

优选地,所述步骤4根据公式(20)的构造选极函数确定公式(21)的选极判据：

式中，δvm1、δvm2分别为正极、负极整流侧线路保护安装处测得的电压故障分量,其值等于故障后暂态电压与正常运行时相应电压之差；wset1、wset2为故障选极判据的门槛值,wset1＝1.5、wset2＝0.6。

本发明首先分析线路边界的阻抗频率特性，并结合叠加原理，对直流输电线路区内以及区外故障分量附加网络进行研究发现，区内故障时，线路两端任意一端的边界两侧特定频带能量比为远大于1的数；整流端区外故障时，整流端线路边界两侧特定频带能量比远小于1；逆变端区外故障时，逆变端线路边界两侧特定频带能量比远小于1。由此，提出基于线路边界两侧特定频带能量比值的保护方案。最后，在pscad/emtdc中搭建向上特高压直流输电工程模型，通过仿真验证了所提保护方案的正确性。结果表明该保护原理简单、计算量小，能可靠保护线路全长，具备良好的耐过渡电阻能力且快速性优于常规差动电流保护。

附图说明

图1是双极hvdc系统基本结构示意图。

图2是向上工程直流滤波器和平波电抗器构成的滤波环节示意图。

图3是上工程直流滤波器阻抗-频率特性图。

图4是区内故障后系统的故障附加网络示意图。

图5是区外故障后系统的故障附加网络示意图。

图6是向上工程中zlb/(zp+zlb)的阻抗频率特性曲线图。

图7是保护方案的流程图。

图8是启动电压vm-fil、vn-fil及其绝对值均值曲线图。

图9是区内故障时边界两侧特定频带电流曲线图。

图10是区内故障时边界两侧特定频带电压曲线图。

图11是区内故障时边界两侧特定频带暂态功率曲线图。

图12是故障选极电压δvm1、δvm2的曲线图。

图13是线路首端保护安装处感受到的电压高频分量曲线图。

图14是启动电压vm-fil、vn-fil及其绝对值均值曲线图。

图15是区外故障边界两侧特定频带电流、电压、暂态功率曲线图。

具体实施方式

为使本发明实施的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行更加详细的描述。在附图中，自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

高压直流输电系统构成：如图1所示双极hvdc系统基本结构主要包括整流站、逆变站和直流输电线路3部分。平波电抗器lp和直流滤波器构成直流线路边界；a、b、m、n分别是线路两端边界阀侧、线路侧的测点；f1～f5表示故障发生的位置：f1表示直流线路内部的故障点，f2表示整流侧平波电抗器外侧的故障点，f3表示逆变侧平波电抗器外侧的故障点，f4表示整流侧交流母线上的故障点，f5表示逆变侧交流母线上的故障点。

直流滤波环节：直流输电线路的滤波环节由平波电抗器、直流滤波器组成，形成直流系统线路边界。以±800kv向-上特高压直流输电示范工程为例，对直流滤波环节进行说明。

向上工程直流线路两端正负每极均配置2/12/39三调谐直流滤波器，极线装设2台75mh的平波电抗器，图2为其整流端直流滤波环节及两侧测点位置的示意图。图中：a为边界阀侧分流器、分压器安装位置，m为边界线路侧分流器、分压器安装位置，r、c1、l1、c2、l2、c3、l3均为直流滤波器的参数，具体取值如表1所示。

表1向上工程直流滤波器参数

根据表1参数，画出如图3所示的向上工程直流滤波器阻抗-频率特性图。由图3可知：当频率小于100hz时，直流滤波器呈现为容性特性；在谐调频率处(600hz和1950hz)，直流滤波器阻抗近似为0；在高频频带2.5khz～40khz内，直流滤波器可等效为一纯电感，其电感值约为8mh。

区内故障分析：根据叠加原理，直流线路发生故障后，系统的故障状态可以等效为正常运行状态与故障附加状态的叠加，此时故障附加网络如图4所示(本发明以从母线指向线路为正方向)。

如图4所示，im、in、um、un分别为m、n处分流器、分压器测得的故障分量电流、电压(其值等于故障后暂态电流、电压与正常运行时相应电流、电压之差)；ia、ib、ua和ub分别为a、b处分流器、分压器测得的故障分量电流、电压；uf|0|为附加电压源，其值等于正常运行时故障点f的电压值；rf为过渡电阻；zsm和zsn为两端换流器等值阻抗；zp为平波电抗器等效阻抗(zp＝jωlp)；zlb为直流滤波器组的等效阻抗；(zc,γ)表示分布参数输电线路；zx、zy分别为故障点到整流端、逆变端输电线路的等值阻抗。

以整流端为例进行详细说明。由图4可知，区内故障时，整流端边界两侧电流、电压故障分量分别存在如下关系：

当电流或电压频率较高时(大于1khz)，整流端和逆变端换流器等值阻抗zsm、zsn均只含电抗分量，即zsm、zsn可分别表示为：

式中lsm、lsm为两端换流器等值内电感，ω为角频率。直流滤波器在高频频段内(如2.5-40khz)，可等效为一固定电感llb，则式(1)、(2)可转化为式(4)、(5)：

易知，区内故障时，边界两侧电流、电压高频故障分量之比im/ia、um/ua均为一大于1的实数。可得到：在高频内，im/ia>>1(值约在20～40，若考虑换流器等值内电感，则比值更大)。以葛南直流输电工程为例，其平波电抗器电感为300mh，直流滤波器高频频段内等效电感约为18mh，换流器等值内电感为233.8mh，则im/ia≈30.66，um/ua≈2.28。

同理，对于逆变侧，其边界两侧电流、电压高频故障分量也存在类似关系，如式(6)所示：

定义图4中a、b、m、n各点暂态功率分别如下：

结合式(4)、(5)、(6)和上述分析，易知此时pm/pa、pn/pb均为远大于1的数(值大于20)，即

综上，当发生区内故障时，边界线路侧(即m、n点)的高频暂态功率均远大于边界阀侧(即a、b点)的功率值。

区外故障分析：整流侧区外故障发生后，故障附加网络如图5所示。

由图5可知，整流端(故障端)线路边界两侧电流、电压故障分量分别存在如下关系：

如图5所示，发生整流侧区外故障后，故障点f产生的高频信号经线路边界的衰减作用传至m点，理论上im/ia、um/ua均为小于1的数，为了得到其可能存在的最大值，同时便于分析计算，则在式(9)、(10)中分别将直流线路视为短路和开路，则式(9)、(10)可转化为：

与区内故障分析类似，在高频频段内，式(11)可转化为：

在高频频段内(如2.5～40khz)，直流滤波器等效电感llb远小于平波电抗器电感lp，则此时im/ia≈0.5，um/ua≈0(值约在0.025～0.05)，进而pm/pa<<1(值约在0.0125～0.025)。

为更加直观地推导上述理论，图6给出了向上工程中zlb/(zp+zlb)的阻抗频率特性曲线。由图6易知：当频率小于100hz时，其幅值约等于1；在调谐频率处，其阻抗幅值很小，近似为0；当频率在2.5～40khz时，zlb/(zp+zlb)的阻抗幅值接近于0(约为0.05)。这与理论分析一致：对于直流和频率较低的分量，直流滤波器可近似认为开路，其阻抗值很大，而平波电抗器阻抗值可近似取0，从而zlb/(zp+zlb)近似等于1；对于调谐频率，直流滤波器可近似认为短路，此时平波电抗器阻抗为一非零值，从而zlb/(zp+zlb)近似为0；在高频频段内(2.5～40khz)，直流滤波器等效为一纯电感，且其电感值llb远小于平波电抗器电感lp，从而此时um/ua＝zlb/(zp+zlb)≈0。

对比区内外故障的情况发现：区内故障时，在高频频段内，pm/pa和pn/pb均为远大于1的实数(值大于20)；整流侧区外故障时，pm/pa为远小于1的数(值约在0.0125～0.025)；逆变侧区外故障时，pn/pb为远小于1的数(值约在0.0125～0.025)，由此，可构造故障识别判据。

区内外故障识别判据：首先利用切比雪夫滤波器来提取特定频带的电流、电压故障分量。选取高频频带应在2.5～40khz范围内；考虑到高频分量含量低、易受雷击干扰，同时对采样频率要求高的特点，选取频率不宜太高，本实施例选定2.5～5khz频带的电流、电压故障分量。

所指电流、电压故障分量均为故障后至控制系统调节完成前这段时间的，研究表明该过程至少需要5ms；本实施例保护判据利用的高频信号，其衰减速度快导致暂态特性存在时间短，因此数据窗长度不宜太长；同时考虑到雷电干扰持续时间一般为3ms，最终选取数据窗时间长度为5ms。

定义m、n、a、b各点特定频带的i阶暂态能量值分别为：

其中：

式中，pm-fil、pn-fil、pa-fil、pb-fil分别为测量点m、n、a、b处2.5～5khz频带暂态功率的采样值，其大小等于相应电流、电压故障分量im-fil、in-fil、ia-fil、ib-fil、um-fil、un-fil、ua-fil、ub-fil之积；j＝1，2，…，j；j为5ms内的采样点个数；i表示暂态能量值的阶数，取不小于1的整数，如i＝4，则e⁽⁴⁾m-fil表示m点2.5～5khz频带的4阶暂态能量，其值等于数据窗内pm-fil四次方的绝对值之和。

定义整流侧、逆变侧两端的识别因子x、y分别为：

构造如下区内、外故障识别判据：

即当整流侧、逆变侧两端的识别因子x、y均大于门槛值k时，判为区内故障；当x、y中任一方小于k时，判为区外故障。

观察式(15)、(16)区内故障时，在高频频段内，pm/pa>>1，pn/pb>>1；整流侧区外故障时，pm/pa<<1；逆变侧区外故障时，pn/pb<<1，则易知：暂态能量e的阶数i越高，区内外故障特征差异越明显，门槛值整定容易；同时i的增大，有利于消除高频量快速衰减对识别判据带来的影响，即实际中可取较高的阶数充分保证保护动作的可靠性。本实施例给出了阶数i＝4的仿真实验图，考虑测量误差的影响，保留一定裕度，设门槛值k＝1即可。

直流输电线路区内故障时需要利用两端的识别因子来判断故障，但仅需传递状态信号，无需实时传送波形数据等，因此对同步性要求低。

整流侧区外故障时，识别因子x小于识别判据门槛值，无需逆变侧故障数据，即可直接判为区外故障；逆变侧区外故障时，识别因子y小于判据门槛值，也无需整流侧数据，可直接判为区外故障。

值得注意的是，在直流滤波器因故障退出运行时，可能发生拒动、误动等情况，为提高保护可靠性，增设闭锁判据。

闭锁判据：当直流滤波器因故障退出运行时，边界两侧电流几乎为同一电流，波形基本一致，匹配程度高；当直流滤波器正常投入时，故障后边界两侧高频电流波形差异明显，匹配程度低。

利用公式(17)所示的波形匹配误差kp衡量电流波形的差异：

式中，x、y可取m、a或n、b，分别表示im-fil与ia-fil或in-fil、ib-fil的波形匹配误差。构造闭锁判据如下：

公式(18)中，kset为闭锁判据门槛值，当直流滤波器退出运行时，边界两侧电流波形基本吻合，匹配误差接近0；当直流滤波器正常投入时，故障后边界两侧高频电流波形差异大，匹配误差大，并考虑测量误差取一定裕度，最终设kset＝0.2。

故障启动判据：正常运行时，测量点m、n处高频段电压均近似为零；故障发生后，m、n处高频段电压均明显增大。由此，构造如下保护启动判据：

式中，vm-fil、vn-fil分别为测量点m、n处2.5～5khz电压的采样值；j＝1，2，…，j；j为5ms内的采样点个数；vset为启动判据中设定的门槛值。因为高频信号经线路边界和长线路传送后其强度均有所衰减，并且过渡电阻也会降低故障时高频分量的幅值，所以门槛值的设定需考虑整流侧(或逆变侧)区外故障时逆变侧(或整流侧)电压量、线路末端(或首端)高阻接地故障时整流侧(或逆变侧)电压量，本发明考虑线路末端过渡电阻为1000ω故障时保护仍能可靠启动的情况，并保留一定的裕度，最终选取vset＝1kv。

故障选极判据：对于双极直流输电系统，发生单极故障时，故障极电压故障分量幅值大于非故障极；双极故障时，两极电压故障分量幅值接近，由此，构造选极函数如下：

选极判据如下：

式中，δvm1、δvm2分别为正极、负极整流侧线路保护安装处测得的电压故障分量(其值等于故障后暂态电压与正常运行时相应电压之差)；wset1、wset2为故障选极判据的门槛值。同杆并架的两极直流输电线路耦合系数一般小于0.5^[3,17-18]；考虑到线路末端发生高阻接地故障时，经长线路的衰减作用，故障极整流侧测得的电压信号可能与非故障极整流侧测得的电压信号强度相差不大，并考虑一定的裕度，选取wset1＝1.5、wset2＝0.6。

保护逻辑:线路边界两侧持续采集电流、电压数据(并提取其特定频带分量)，若某端直流线路保护安装处的电压满足公式(19)，则该端保护启动元件起动，根据公式(18)判断该侧保护是否闭锁，若保护不闭锁，根据公式(13)计算该端边界两侧相应数据窗时间长度(5ms)的特定频带暂态能量值，利用公式(15)得到该端的识别因子；直流线路任意一端的识别因子小于门槛值k时，仅利用单端故障信息即可判定为区外故障；如果整流端和逆变端识别因子x、y均大于门槛值k，则判定为区内故障；若判定为区内故障，则利用电压故障分量，根据公式(20)计算选极函数w，根据公式(21)实现故障极的选择。如图7所示为保护方案的流程图。

利用pscad/emtdc电磁暂态仿真软件，建立如图1所示的±800kv向上高压直流输电工程仿真模型。直流系统额定输送功率为6400mw，线路全长1891km，两极直流线路同杆并架，线路采用依频参数模型，且均为6分裂导线，平波电抗器电感值为150mh，线路两端配置2/12/39三调谐直流滤波器(直流滤波环节的接线结构和参数分别见于图2和表1)。故障发生在t＝3s时刻，故障持续时间为10s。采样频率设为20khz。篇幅限制，仅给出基于4阶暂态能量比值的仿真实验图。

区内故障的仿真结果：正极输电线路中点经50ω过渡电阻接地故障时(直流滤波器正常投入)，保护特征量由图8可以看出，故障发生后，直流输电线路m、n两端特定频带电压vm-fil、vn-fil均明显增大：在3.000～3.005s时段，vm-fil、vn-fil的绝对值均值均大于启动判据门槛值vset＝1kv，m、n两端保护均启动。如图9所示，在检测到故障后的2～3ms边界两侧特定频带电流波形差异明显，计算得到m、n两端匹配误差kp分别为0.63、0.65，均大于闭锁门槛值kset＝0.2，表明直流滤波器正常投入，允许两端保护出口。

由图9～11可知：在两端保护检测到故障后1～3ms内，im-fil的幅值远大于ia-fil的幅值，in-fil的幅值远大于ib-fil的幅值；um-fil的幅值略大于ua-fil的幅值(约为2倍)，un-fil的幅值略大于ub-fil的幅值(约为2倍)；pm-fil的幅值远大于pa-fil的幅值，pn-fil的幅值远大于pb-fil的幅值，在保护启动后，取5ms数据窗(3.000～3.005s)的电流电压数据，计算得到整流侧、逆变侧两端识别因子x＝4592，y＝2.235×10⁴，均远大于门槛值k＝1，从而保护判定为线路区内故障。

由图12可知，故障极电压δvm1的幅值大于非故障极电压δvm2的幅值，经计算得到选极函数w＝4.39，大于整定值wset1，判定为正极故障，实现准确选极。

有文献提出结合边界特性利用单端高频量大小识别区内外故障(如基于线路首端高频电压边界保护)，但此方法可能无法保护线路全长，这是因为：特高压直流线路对高频信号具有衰减作用，线路越长，衰减作用越强，同时，过渡电阻也会降低高频量的幅值，则线路末端高阻接地故障时，线路首端(即整流端)保护安装处感受到的高频量可能小于整流侧强区外故障时(如整流侧平波电抗器外侧金属性接地故障)的高频量，如图13所示。为防止区外误动，设定的保护门槛值应大于整流侧强区外故障时高频量，导致该方案无法保护线路全长。

而本发明基于边界两侧高频量比值实现保护，不存在上述问题，能够可靠保护线路全长；并且，发生区外故障时仅需利用单端电气量即可准确识别，快速性好；区内故障时单侧保护的判断时间小于10ms，考虑站间通讯时延，总体保护动作时间小于20ms，快速性仍远优于直流线路常规电流差动保护。

为探究故障位置、过渡电阻对保护方案的影响，本节给出了不同区内故障条件下保护的动作情况，如表2所示。

表2各种区内故障条件下的仿真结果

区外故障的仿真结果：逆变侧平波电抗器外侧(图1中f3处)发生金属性接地故障时(直流滤波器正常投入)，保护特征量如图14和15所示。

由图14可以看出，逆变侧区外故障发生后，由于距离较近，逆变侧迅速检测到故障信号，该侧vn-fil明显变大，在3.000～3.005s时段，vn-fil的绝对值均值大于门槛值vset，该侧保护启动；受线路传输时延的影响，故障后的5ms内，整流侧特定频带电压vm-fil仍接近于0，在3.005～3.01s时段，vm-fil绝对值均值大于门槛值vset，该侧保护启动。如图15所示，在检测到故障后的1～2ms边界两侧特定频带电流波形差异较为明显，计算得到匹配误差kp＝0.41，大于闭锁门槛值kset，允许保护出口。

由图15可知：逆变侧区外故障发生后1～2ms内，ib-fil的幅值略大于in-fil的幅值(约为2倍)，ub-fil的幅值远大于un-fil的幅值，pb-fil的幅值远大于pn-fil的幅值，这与理论分析一致。启动元件动作后，利用故障发生后5ms的电流、电压数据，得到识别因子y＝1.8×10^-5，远小于门槛值k＝1，此时无需考虑x的大小，仅利用单端故障信息即可快速判定为逆变侧区外故障。

表3各种区外故障条件下的仿真结果

为验证所提保护方案在区外故障时的可靠性，进一步给出了不同区外故障条件下保护的动作情况，如表3所示。由表3可知，区外发生故障时，x或y远远小于门槛值，保护可靠识别区外故障，此时仅利用单端故障信息即可实现保护。

以上结果表明，本发明所提的保护方案，能够快速、可靠识别区内外故障，具有良好的抗过渡电阻能力，且在区内故障时能够准确选出故障极。

本发明以直流滤波环节的阻抗频率特性为基础，通过对直流输电线路区内及区外故障分量附加网络的理论分析，提出基于线路边界两侧特定频带能量比值的保护方案。区内故障时，线路两端边界两侧特定频带能量比均为远大于1的数；区外故障时，故障端边界两侧特定频带能量比远小于1，基于此特征差异，可靠判别区内外故障。

所提保护方案能够可靠保护线路全长，具备良好的耐过渡电阻能力；原理简单，易于实现，计算量小，且快速性远优于常规差动电流保护；识别判据中采用高阶能量比值放大区内外故障特征差异，使得门槛值整定容易，有效保证保护在各种区内外故障条件下的可靠性。

最后需要指出的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制。尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。