一种换流站中交直流故障的识别及其保护协调方法与流程

本发明属于交直流混合输电系统安全运行技术领域，特别涉及一种换流站中交直流故障的识别及其保护协调方法。

背景技术

交直流混合系统中，为避免力电子开关因故障而损坏，需限制故障电流并快速隔离故障。可采用具有故障隔离能力的换流器或加装限流装置。为降低故障对系统运行的影响，可通过控制策略维持电网非故障部分的运行。但为了降低故障对非故障线路正常运行的影响、实现系统的快速恢复，仍需确定故障区域并完成故障隔离。换流站内的交流故障一般为永久性故障，难以通过控制抑制其发展，需快速识别、定位并隔离。为了提高换流站内交流保护的可靠性，实现保护区域的合理重叠，直流保护的范围可延伸至换流站网侧，并与交流保护范围部分重叠。如特高压直流输电系统和直流分层接入系统中，可通过分区互联装置实现保护区域的重叠。为确定故障区域，交流保护一般利用电流特征。但直流电流保护难以直接用于直流故障区域的确定，且存在区外交流故障后保护误动的可能。

此外，现在的交、直流保护配合中，一般仅考虑通过延时防止保护误动。如直流输电系统中，为了通过直流电压识别阀故障与交流系统扰动，一般装有50hz和100hz保护。且为与交流保护配合，一般设有几百毫秒的延时。但对于直流保护，延时时间较长时，可能存在故障特征因换流器闭锁等原因而消失的情况。且现有交直流保护大多没有综合考虑交直流故障特征以及保护方案和定值的配合，确定故障区域的功能仍待完善。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种换流站中交直流故障的识别及其保护协调方法，其特征在于，在分析交直流故障特征的基础上，提出用于区分换流站交、直流故障的换流站差流保护及其换流站交直流保护的配合方案；主要从：1)分析mmc换流站交、直流故障后，mmc闭锁前后交流负序电流与直流二次谐波电流特征，以及交、直流电压特征；2)结合闭锁前后的交、直流电流特征，提出用于区分交、直流故障及区内、外故障的换流站差流保护；3)结合换流器闭锁前后的故障特征，以及交直流故障对直或交流保护的影响三个方面进行分析，具体包括：

(1)基于故障电流特征对mmc交直流故障的识别，

以mmc换流站为载体，结合mmc拓扑结构及其等效简化电路的mmc等效简化模型进行分析；包括

1)，mmc换流站的交直流故障电流特征，在mmc交、直流侧的环流等效电路中换流站交流侧有kac次谐波与直流侧有kdc次谐波，在桥臂不平衡电流作用下，交流负序电流ii(2)，直流二次谐波电流ip(2)满足式(1)、(2)，

其中，uib为i相桥臂不平衡电压；ii(2)为i相负序电流；ip(2)和in(2)分别为正、负极二次谐波电流，且满足ip(2)＝in(2)，则以ip(2)分析直流二次谐波电流；rdc和ldc分别为直流系统等效电源的等效电阻和等效电感，且包含直流系统等效电源内阻；rac和lac分别为交流系统间的等效电阻和等效电感，且包含交流系统等效电源内阻抗；rarm和larm分别为桥臂等效电阻和桥臂电感；

为便于叙述，交流故障等效电源的负序分量和直流故障等效电源的二次谐波分量均用uf(2)表示，根据上述分析，不平衡电压uib是在uf(2)作用下产生的；交、直流故障后，uib与uf(2)关系分别如式(3)、(4)所示，

式中，racf和lacf分别为交流故障点到mmc交流出口之间的电阻和电感；rdcf和ldcf分别为直流故障点到mmc直流出口之间的电阻和电感；

2)故障电压特征

直流极间短路后，母线bs2上i相电压ui降低，在换流器桥臂阻抗及过渡电阻的影响下，ui不一定为0；单极接地故障后，母线bs2电压为

式中，racs为包含接地电阻在内的交流等效电阻；其中母线bs2电压还包含直流分量ubd；mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，母线bs2的电压即变压器ts阀侧开路电压；

交流故障后，母线bs1上的直流正、负极电压产生式(10)所示共模工频分量和

式中，zdc为直流侧等效阻抗；zdca＝3zdc+zarm，zarm为桥臂等效阻抗；和分别为上、下桥臂桥臂电容等效电压相量；为bs2上i相电压相量；mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，母线bs1的电压由直流电网决定；

(2)基于直流二次谐波电流与交流负序电流的换流站差流保护，

根据上述“故障电压特征”的分析可知，交流故障后直流电压中会包含交流分量，增加了直流低压保护误动的机率，虽然提高低电压保护整定值能防止其误动，但也会降低其灵敏度；此外，由于极间短路后三相电压降低，当过渡电阻较大时直流低电压保护会产生拒动，交流低压保护误动的可能性提高，故通过改进电压保护防止保护误动具有一定的局限性。结合上述“故障电流特征”分析可知，交、直流故障以及区内、外故障后，交流负序电流与直流二次谐波电流特征差异明显；故提出基于直流二次谐波电流和交流负序电流的换流站差流保护，以区分站内、外故障，并辨别站内交、直流故障；据以上分析，可得换流站交、直流故障的差流保护比例判据；根据高定值判据判断是否发生故障并确定故障极；在极间故障后tset内，根据高定值判据成立与否来判断故障发生在区内或区外，若故障发生在区内，则换流站保护动作；若故障发生在区外，则换流站保护不动作或保护复位；单极故障的判断过程与极间故障情况类似；为提高保护的可靠性，所有判据均需连续成立2次。且保护输出的交、直流故障结果互斥，如当判断为正极故障或负极故障后，不再输出交流故障的判断结果，但交流故障和单相故障之间，以及正极故障和负极故障之间不存在互斥关系；

(3)mmc换流站交直流保护的协调配合方案

对于换流站交流保护，在原有保护的基础上增加式(16)所示的差流判据，以降低直流故障后交流保护误动的机率；对于换流站直流保护，由于换流站差流保护需计算交流负序电流有效值，故式(17)所示的保护判据不满足直流保护的速动性要求，不能直接用于换流站直流保护中；此外，当换流站交流侧接地阻抗较大时，或站内装有限流装置时，单相接地故障和单极接地故障的故障电流较小甚至可能为0。此时，包括换流站差流保护和交流过流保护在内的电流保护难以识别故障，由于系统功率传输基本不受影响，可以继续运行一段时间，故可以适当降低速动性要求；

对于换流站直流电压保护，应该综合考虑单极接地故障、极间故障及单相接地故障后的直流电压特征，以及速动性要求，改进传统换流站直流低电压保护；

(4)结合交直流混合系统仿真模型对保护方案进行验证。

所述直流二次谐波电流和交流负序电流的换流站差流保护，设换流站直流引线上的二次谐波电流有效值为idcm2，交流引线上的负序电流有效值为iacm2，二者之比kim2＝idcm2/iacm2；

当换流器外部无故障但存在桥臂环流时，如果换流器正常运行但电网电压不平衡，换流器子模块故障并旁路的情况下，流经交流母线bs2的负序电流ibi(2)和直流母线bs1的二次谐波电流ibp(2)分别满足式(1)、(2)；考虑到直流二次谐波电流为共模量，取idcm2＝2ibp(2)|t＝0，iacm2＝ibi(2)|t＝0，则正常运行时kim2的最大值如式(11)所示，

根据以上分析，可得换流站交、直流故障的差流保护比例判据，分别如式(16)、(17)所示；

kim2<kim2setl＝kkirellmin{kim2dcl,kim2cl}(16)

式中，kim2setl、kim2seth分别为交、直流故障的电流保护判据整定值，kkirelh和kkirell为可靠系数，且kkirelh>1，kkirell<1；max{x}表示取数集x的最大值，min{x}表示取x的最小值；kim2acfh为交流故障的最大kim2；kim2cfh为换流器内部故障的最大kim2；kim2dcfl为直流故障的最小kim2；kim2cfl为换流器内部故障的最小kim2；

所述单相接地故障后直流电压产生共模工频分量，考虑到直流保护速度一般快于交流保护，且与交流保护往往采用电流保护作为主保护不同，直流主保护为电压保护，故用直流工频电压保护辨别单相接地与直流故障，并为单相接地故障提供后备保护。识别单相接地故障如式(18)所示，

udcm1>udcm1set＝ku1relhudcm1ach(18)，

式中，udcm1为直流电压工频分量的有效值；udcm1set为直流工频电压保护判据的整定值，用于识别单相接地故障；ku1relh为大于1的可靠系数；udcm1ach为除单相接地故障以外，其他交流短路后直流电压工频分量的最大有效值，结合式(10)可知，若故障前的交流电压有效值为ui|0|，则udcm1ach的理论值为1.5zdcui|0|/zdca。

如式(19)所示。其中，采用低定值udcsetl的判据用于快速识别直流短路类型，若为极间短路，无论是否发生在区内保护均动作；采用高定值udcseth的判据用于确认故障极，并与换流器差流保护及相邻线路保护配合，区内直流故障后保护动作，

式中，kurel为小于1的可靠系数；udcacl为交流故障后的最低直流电压，即单相接地短路后的最低直流电压，根据式(10)可知，其理论值比额定电压小3zdcui|0|/zdca；udcnol为正常运行允许的最低电压，其理论值为额定电压的95％

考虑到交直流保护协调配合的换流站保护流程中交流电压、电流取母线bs2上的电压ubi及bs2流向mmc的电流ibi，直流电压、电流取母线bs1上的电压ubp、ubn及bs1流向mmc的电流ibp、ibn。延时tset以躲过上级直流线路故障和交流单相接地故障，根据mmc闭锁延时、直流断路器动作延时及工频周期，极间故障取tset＝3ms，单极故障取tset＝5ms；

本发明的有益效果是本发明在分析交直流故障电流特征的基础上，提出了综合考虑交直流故障的换流站差流保护，克服了现有的交直流混合系统保护方案中缺少交直流保护的相互配合，影响了保护的可靠性的不足，并得到以下结论。

1)在交、直流故障后，交流负序电流与直流二次谐波电流突增且相互影响。

2)区内直流故障后，直流二次谐波电流与交流负序电流有效值之比突增，且高于区外故障及区内交流故障后的电流比。

3)区内交流故障后，电流比突降，低于直流故障后的电流比，且在mmc未实现交直流电气隔离前，还低于区外交流故障的电流比。

4)基于直流二次谐波电流与交流负序电流特征的换流站差流保护可较为准确地识别站内交流和直流短路，且过渡电阻基本只影响保护速度，对其可靠性影响较小。

附图说明

图1为mmc换流站结构示意图，其中，a,系统拓扑示意图；bmmc拓扑结构示意图；c,mmc等效电路图。

图2为mmc桥臂环流等效电路，其中，(a)交流侧等效电路；(b)直流侧等效电路。

图3为换流站交直流保护配合流程图

图4为光伏汇集接入系统拓扑结构示意图

图5为换流站外直流短路及站内故障前后的kim2波形图，其中，(a)区外直流故障前后的kim2；(b)区内直流故障前后的kim2；(c)区内交流金属性短路前后的kim2；(d)换流器子模块故障前后的kim2

具体实施方式

本发明提供一种换流站中交直流故障的识别及其保护协调方法，下面结合附图对本发明予以具体说明。

本发明在分析交直流故障特征的基础上，提出用于区分换流站交、直流故障的换流站差流保护及其换流站交直流保护的配合方案；主要从：1)分析mmc换流站交、直流故障后，mmc闭锁前后交流负序电流与直流二次谐波电流特征，以及交、直流电压特征；2)结合闭锁前后的交、直流电流特征，提出用于区分交、直流故障及区内、外故障的换流站差流保护；3)结合换流器闭锁前后的故障特征，以及交直流故障对直或交流保护的影响三个方面进行分析，具体包括：

(1)基于故障电流特征对mmc交直流故障的识别，

1.1mmc的等效简化模型

以mmc换流站为载体，结合mmc拓扑结构及其等效简化电路进行分析；

1.2mmc交直流故障特征

1)故障电流特征

在mmc交、直流侧的环流等效电路中换流站交流侧有kac次谐波与直流侧有kdc次谐波，在桥臂不平衡电流作用下，交流负序电流ii(2)，直流二次谐波电流ip(2)满足式(1)、(2)，

其中，uib为i相桥臂不平衡电压；ii(2)为i相负序电流；ip(2)和in(2)分别为正、负极二次谐波电流，且满足ip(2)＝in(2)，则以ip(2)分析直流二次谐波电流；rdc和ldc分别为直流系统等效电源的等效电阻和等效电感，且包含直流系统等效电源内阻；rac和lac分别为交流系统间的等效电阻和等效电感，且包含交流系统等效电源内阻抗；rarm和larm分别为桥臂等效电阻和桥臂电感；

为便于叙述，交流故障等效电源的负序分量和直流故障等效电源的二次谐波分量均用uf(2)表示，根据上述分析，不平衡电压uib是在uf(2)作用下产生的；交、直流故障后，uib与uf(2)关系分别如式(3)、(4)所示，

式中，racf和lacf分别为交流故障点到mmc交流出口之间的电阻和电感；rdcf和ldcf分别为直流故障点到mmc直流出口之间的电阻和电感；

当换流站直流引线短路时，即图1(a)中f2点故障，则ip(2)满足式(5)，ii(2)仍满足式(1)。

ldcdip(2)/dt+rdcip(2)＝-uf(2)(5)

解得式(6)。

ip(2)＝-uf(2)/ldcexp(-rdct/ldc)(6)

mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，ip(2)仍满足式(5)，但ii(2)降为0。

当换流站交流引线短路时，即图1(a)中f3点故障，则ii(2)满足式(7)，，ip(2)仍满足式(2)；

lacdii(2)/dt+racii(2)＝-uf(2)(7)

解式(7)得

ii(2)＝-uf(2)/lacexp(-ract/lac)(8)

mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，ii(2)仍满足式(7)，但ip(2)降为0。

2)故障电压特征

直流极间短路后，母线bs2上i相电压ui降低，在换流器桥臂阻抗及过渡电阻的影响下，ui不一定为0；单极接地故障后，母线bs2电压包含式(7)所示的直流分量ubd，

式中，racs为包含接地电阻在内的交流等效电阻；

mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，母线bs2的电压即变压器ts阀侧开路电压。交流故障后，母线bs1上的直流正、负极电压产生式(10)所示共模工频分量和

式中，zdc为直流侧等效阻抗；zdca＝3zdc+zarm，zarm为桥臂等效阻抗；和分别为上、下桥臂桥臂电容等效电压相量；为bs2上i相电压相量。

mmc闭锁且完成交、直流电气隔离后，母线bs1的电压由直流电网决定。

(2)基于直流二次谐波电流与交流负序电流的换流站差流保护

根据上述1.2-2)“故障电压特征”的分析可知，交流故障后直流电压中会包含交流分量，增加了直流低压保护误动的机率。虽然提高低电压保护整定值能防止其误动，但也会降低其灵敏度；此外，由于极间短路后三相电压降低，当过渡电阻较大时直流低电压保护会产生拒动，交流低压保护误动的可能性提高。故通过改进电压保护防止保护误动具有一定的局限性。结合上述1.2-1)“故障电流特征”分析可知，交、直流故障以及区内、外故障后，交流负序电流与直流二次谐波电流特征差异明显；故提出基于直流二次谐波电流和交流负序电流的换流站差流保护，以区分站内、外故障，并辨别站内交、直流故障。

设换流站直流引线上的二次谐波电流有效值为idcm2，交流引线上的负序电流有效值为iacm2，二者之比kim2＝idcm2/iacm2；当换流器外部无故障但存在桥臂环流时，如果换流器正常运行但电网电压不平衡，换流器子模块故障并旁路的情况下，流经交流母线bs2的负序电流ibi(2)和直流母线bs1的二次谐波电流ibp(2)分别满足式(1)、(2)；考虑到直流二次谐波电流为共模量，取idcm2＝2ibp(2)|t＝0，iacm2＝ibi(2)|t＝0，则正常运行时kim2的最大值如式(11)所示，

换流站直流引线即f2点故障后，若mmc闭锁且完成交直流的电气隔离，由1.2-1)节分析可知，ibp(2)满足式(6)，即idcm2>0，而iacm2趋于0，故kim2趋于∞；若未完成交直流的电气隔离，由于引线长度能够忽略，故将rdcf＝ldcf＝0及式(2)代入式(4)，得uib＝uf(2)；将其代入式(6)，得ibp(2)如式(12)所示。

ibp(2)＝-uibf(2)/ldcexp(-rdct/ldc)(12)，

由于ibi(2)仍满足式(2)，故区内、外直流故障kim2的临界值如式(13)所示，

kim2＝2(2lac+larm)/ldc(13)

类似地，换流站交流引线即f3点故障后，若mmc闭锁且完成交直流的电气隔离，由1.2-1)节分析可知，ibi(2)满足式(8)，即iacm2>0，而idcm2趋于0，故kim2趋于0。若未完成隔离，有uib＝2uf(2)，则ibi(2)如式(14)所示，由式(12)、式(13)得kim2的临界值如式(15)所示；

ibi(2)＝-uib/2lacexp(-ract/lac)(14)，

kim2＝6lac/(3ldc+larm)(15)

由于ibp(2)仍满足式(2)，故区内、外交流故障kim2的临界值如式(13)所示；对比式(13)与式(11)，易知区内交流故障后的kim2小于正常运行的kim2，区外交流故障的最大kim2大于式(13)小于式(11)；据以上分析，可得换流站交、直流故障的差流保护比例判据分别如式(16)、(17)所示；

kim2<kim2setl＝kkirellmin{kim2dcl,kim2cl}(16)

式中，kim2setl、kim2seth分别为交、直流故障的电流保护判据整定值，且理论值分别如式(15)、(13)所示；kkirelh和kkirell为可靠系数，且kkirelh>1，kkirell<1；max{x}表示取数集x的最大值，min{x}表示取x的最小值；kim2acfh为交流故障的最大kim2；kim2cfh为换流器内部故障的最大kim2；kim2dcfl为直流故障的最小kim2；kim2cfl为换流器内部故障的最小kim2；

(3)mmc换流站交直流保护方案及其验证

1)，交直流保护的协调配合方案

对于换流站交流保护，在原有保护的基础上增加式(16)所示的差流判据，以降低直流故障后交流保护误动的机率；对于换流站直流保护，由于换流站差流保护需计算交流负序电流有效值，故式(17)所示的保护判据不满足直流保护的速动性要求，不能直接用于换流站直流保护中；

此外，当换流站交流侧接地阻抗较大时，或站内装有限流装置时，单相接地故障和单极接地故障的故障电流较小甚至可能为0。此时，包括换流站差流保护和交流过流保护在内的电流保护难以识别故障。由于系统功率传输基本不受影响，可以继续运行一段时间，故可以适当降低速动性要求。

由1.2-2)节分析可知，单相接地故障后直流电压产生共模工频分量，考虑到直流保护速度一般快于交流保护，且与交流保护往往采用电流保护作为主保护不同，直流主保护一般为电压保护，故可用式(18)所示的直流工频电压保护辨别单相接地与直流故障，并为单相接地故障提供后备保护。

udcm1>udcm1set＝ku1relhudcm1ach(18)，

式中，udcm1为直流电压工频分量的有效值；udcm1set为直流工频电压保护判据的整定值，用于识别单相接地故障；ku1relh为大于1的可靠系数；udcm1ach为除单相接地故障以外，其他交流短路后直流电压工频分量的最大有效值，结合式(10)可知，若故障前的交流电压有效值为ui|0|，则udcm1ach的理论值为1.5zdcui|0|/zdca；

综合考虑单极接地故障、极间故障及单相接地故障后的直流电压特征，以及速动性要求，改进传统换流站直流低电压保护，如式(19)所示。其中，采用低定值udcsetl的判据用于快速识别直流短路类型，若为极间短路，无论是否发生在区内保护均动作；采用高定值udcseth的判据用于确认故障极，并与换流器差流保护及相邻线路保护配合，区内直流故障后保护动作，

式中，kurel为小于1的可靠系数；udcacl为交流故障后的最低直流电压，即单相接地短路后的最低直流电压，根据式(10)可知，其理论值比额定电压小3zdcui|0|/zdca；udcnol为正常运行允许的最低电压，其理论值为额定电压的95％。

综上，考虑到图3所示的交直流保护协调配合的换流站保护流程，其中，交流电压、电流取母线bs2上的电压ubi及bs2流向mmc的电流ibi，直流电压、电流取母线bs1上的电压ubp、ubn及bs1流向mmc的电流ibp、ibn。延时tset以躲过上级直流线路故障和交流单相接地故障，根据mmc闭锁延时、直流断路器动作延时及工频周期，极间故障取tset＝3ms，单极故障取tset＝5ms；

2)，判断是否发生故障并确定故障极，

先根据式(19)的高定值判据判断是否发生故障并确定故障极。极间故障后tset内若式(17)成立，则认为故障发生在区内，再次判断式(19)的高定值判据，若成立则换流站保护动作；若式(17)或式(19)的高定值判据不成立，则故障发生在区外，保护不动作或保护复位；单极故障后tset内若式(17)成立，则判断过程与极间故障情况类似。若式(17)不成立，tset后再次判断式(19)的高定值判据，若成立则认为故障发生在区内，换流站保护动作，反之则认为故障发生在区外，保护不动作。

为防止正常运行时因交流负序电流有效值iacm2趋于0导致kim2趋于∞，进而使得式(17)成立，差流保护误动，设置式(20)所示的电流突变判据作为差流保护启动判据；并取idcm2和iacm2为测量值与正常运行均值idcm2nom和iacm2nom中的最大值；

式中，δ表示变化量，idcm2set为直流二次谐波电流启动判据整定值；ki2rel为略大于1的可靠系数；δidcm2nom为正常运行时直流二次谐波电流突变量均值；idcm2set为交流负序电流启动判据整定值；δiacm2nom为正常运行时交流负序电流突变量均值，理论上可取0.01。设正常运行时直流二次谐波电流与交流负序电流有效值之比为kim2no，其理论值如式(11)所示，则idcm2nom的理论值为0.01kim2no。区外交流故障后，若换流器闭锁且隔离交直流的电气联系，则iacm2和idcm2均趋于0。因iacm2和idcm2变化速度不同，根据1.2-2)节分析可知，当kim2趋于0时，式(16)可能成立，为避免区内交流保护误动，可利用交流电流方向保护进一步确定故障区域。类似地，区外直流故障且mmc闭锁隔离交直流的电气联系后，当kim2趋于0时式(16)可能成立，但由于mmc已经闭锁，交流电压为变压器阀侧开路电压，电流基本为0，故交流保护不动作；

此外，为提高保护的可靠性，所有判据均需连续成立2次。且保护输出的交、直流故障结果互斥，如当判断为正极故障或负极故障后，不再输出交流故障的判断结果，但交流故障和单相故障之间，以及正极故障和负极故障之间不存在互斥关系。

(4)保护方案的验证

1)，换流器差流保护原理验证

在pscad/emtdc中搭建的光伏直流汇集介入系统模型(如图4所示)中，母线b1为光伏电站输出母线，b2为换流站直流出口母线，b3为换流站交流出口母线，ty为变压器，ly为直流线路。采样频率10khz。光伏输出额定功率为5mw；直流电网额定电压为±30kv；交流系统电压为35kv；换流站采用129电平由全桥子模块(full-bridgesubmodule，fbsm)和半桥子模块(half-bridgesubmodule，hbsm)组成的混合型mmc(hybridmmc，hmmc)。系统参数见表1。

表1光伏直流接入系统参数

在该交直流混合系统仿真模型中，设仿真1s发生故障。以线路ly末端k1点为例的区外直流故障，换流站直流引线上k2点为例的区内直流故障，交流引线上k3点为例的区内交流故障，以及上桥臂半桥子模块故障为例的子模块故障前后算得的电流比kim2变化如图5所示。其中，图5(a)、(b)中pf为直流正极金属性接地短路，pnf为极间金属性短路，pfr为含有过渡电阻的直流正极接地故障，pnf为含有过渡电阻的极间故障，考虑故障电流为正常运行的10倍，取过渡电阻为50ω；图5(c)、(d)中af为交流a相接地短路，bcf为bc两相相间短路，bcgf为bc两相接地短路，abcf为三相短路。

由图5可知，区外直流故障后的电流比kim2的最大值小于区内极间故障的kim2，与上述1.2.1)中的分析相符，说明式(17)可以用于区别区内、外极间故障，且受过渡电阻影响较小。直流故障后的kim2远高于交流故障和换流器子模块故障的kim2。交流短路后kim2突降且低于正常运行时的值，与1.2-1)节的分析相符，说明式(16)可以用于区别交、直流故障与换流器故障，且基本不受过渡电阻影响。综上，通过换流站差流保护区分区内、外极间故障，以及区内交、直流短路是可行的。

2)，换流站交直流配合保护方案验证

根据上述1)节相关分析，结合表1参数，换流站保护方案中的定值如表2所示。

表2保护定值

按照图3所示流程，在matlab中实现换流站交、直流保护方案，并结合图1(a)所示交直流混合系统的pscad模型验证该方案。结果表明，当换流站外k1处发生金属性单极接地短路及过渡电阻为50ω的故障，k4处发生金属性短路故障及过渡电阻为50ω的故障，以及换流器子模块故障时，保护均正确不动作。当k1处发生过渡电阻为0的极间短路0.2ms后，式(19)中的低定值判据成立，但由于3ms内式(17)不成立故认为是区外故障，保护正确不动作。换流站内k2处发生金属性直流故障及过渡电阻为50ω的直流故障时，保护可以正确识别故障极；当换流站内k3处发生金属性直流故障及过渡电阻为50ω的交流故障时，保护可以正确识别为交流故障，表3给出了k2和k3处故障后的保护判据成立时间。

表3换流站内交直流故障后保护判据成立时间

综上所述，现有的交直流混合系统保护方案往往缺少交直流保护的相互配合，影响了保护的可靠性。为此，本发明在分析交直流故障电流特征的基础上，提出了综合考虑交直流故障的换流站差流保护，并得到以下结论。

1)在交、直流故障后，交流负序电流与直流二次谐波电流突增且相互影响。

2)区内直流故障后，直流二次谐波电流与交流负序电流有效值之比突增，且高于区外故障及区内交流故障后的电流比。

3)区内交流故障后，电流比突降，低于直流故障后的电流比，且在mmc未实现交直流电气隔离前，还低于区外交流故障的电流比。

4)基于直流二次谐波电流与交流负序电流特征的换流站差流保护可较为准确地识别站内交流和直流短路，且过渡电阻基本只影响保护速度，对其可靠性影响较小。