蔡新雷，宋国兵，高淑萍，索南加乐

(1.广东电网电力调度控制中心，广东 广州 510600；2.西安交通大学电气工程学院，陕西 西安 710049)

0 引言

电压源换流器型直流输电(VSC-HVDC)在我国新能源并网、孤岛供电、城市电网改造等诸多领域将有广阔的发展前景[1-3]。直流输电线路故障率高，其继电保护至关重要。目前，直流输电线路继电保护存在着理论不完备、没有普遍适用的整定原则、依赖于仿真结果进行整定等问题，从而导致了直流线路保护的可靠性不高[4-7]。

目前工程上应用的VSC-HVDC由ABB公司建造，且均采用直流电缆线路。VSC-HVDC直流电缆线路保护仅简单借用传统直流输电的线路保护原理，而没有考虑到其自身的特性。因此，研究VSCHVDC直流电缆线路继电保护原理，以保障系统的安全运行至关重要。文献[8]提出了一种基于分布参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理，但需要两端数据同步；文献[9]提出了一种VSCHVDC直流电缆线路方向纵联保护方法，但需要采集电压和电流数据；文献[10]提出了一种基于高频特征频率分量的暂态量纵联保护方法，需要较高的采样率。文献[11]提出了一种直流输电线路暂态能量保护原理，需要两端电压、电流数据。文献[12]提出了一种利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理，其本质是利用电流突变量极性实现故障判别。

为了克服现有VSC-HVDC直流电缆线路保护的不足，本文在对电流突变量极性纵联保护原理在VSC-HVDC直流电缆线路上的适用性进行了研究。针对近端故障拒动、故障极选择等问题进行了探讨并给出解决措施。该原理仅利用两端电流极性，原理简单、可靠，实用性强。仿真结果表明，在各种工况下该保护都能灵敏可靠地区分区内外故障。

1 VSC-HVDC直流输电系统

图1所示为VSC-HVDC系统的原理图。系统两侧换流站均采用VSC结构，它由换流站、换流变压器、换流电抗器、交流滤波器、直流侧电容器和直流电缆等部分组成。uKp、uKn为K端所测的正、负极电压；iKp、iKn为 K端所测的正、负极电流；uMp、uMn为M端所测的正、负极电压；iMp、iMn为M端所测的正、负极电流。

图1 VSC-HVDC输电系统Fig. 1 VSC-HVDC transmission system

与交流系统不同，直流输电线路中的电流受控制系统的调节，在发生故障时短路电流是受控的[8]。而无论是定电压还是定功率控制，都是以调节电流来实现的[8]。与传统直流输电不同的是，VSC-HVDC直流输电线路两侧并联大电容的放电作用，将导致故障暂态过程中电流会发生很大的突变，从而为基于电流突变量的纵联保护创造了有利条件。

2 VSC-HVDC直流输电线路电流故障特征

图2以单极线路为例，给出了直流线路区内、外故障电流突变量的分析简图，并假设故障暂态过程中两侧系统阻抗为定值。其中，定义电流参考方向为母线指向线路，区内、外故障时实际电流流向如图2所示。

由图2(a)可知，正常运行时E1略大于E2，电流方向如图所示，且 IK=-IM。

当直流输电线路区内故障时，故障点电压下降，相当于在正常运行的网络上叠加了一个负电源，两侧电流均流向故障点，如图2(b)所示，因此有 DIK0、DIM0。

图2 VSC-HVDC直流系统正常和区内外故障网络简图Fig. 2 Scheme of VSC-HVDC system when no fault, an internal fault and an external fault occur on the DC line

K侧区外故障时，叠加的负电源位于K侧区外，电流流向如图 2(c)所示，因此有 DIK0、DIM0。M侧区外故障时，叠加的负电源位于 M侧区外，电流流向如图 2(d)所示，因此有 DIK0、DIM0。

因此，VSC-HVDC直流输电线路区内故障时线路两侧电流突变量符号相同；区外故障时两侧电流突变量符号相反。另外，对于正极K端电流而言，可得：正向故障时，电流突变量为正；反向故障时，电流突变量为负。据此，可通过单端电流实现故障方向的判别。

实际上，以上突变量的思想与交流线路行波电压、电流极性的思想本质上是一致的[13-14]。文献[13-14]指出对于交流输电线路，可通过综合利用单端电压和电流行波的极性判断故障方向。直流输电线路与交流输电线路并无本质区别，只是能量集中频带不同[8]。直流线路行波电压和电流极性特征如表1所示。

表1 直流线路行波电压和电流极性特征Table 1 Current polarity fault characteristic of DC line

与交流线路不同的是，由于直流线路结构简单，仅仅具有正极和负极，因此对于确定的故障极而言，故障后电压行波极性是确定的。因此直流输电线路的方向元件只需考虑电流的极性即可，而无需电压极性，较交流线路更为简单。另外，由于直流输电线路电流极性持续时间较长，因此可简单地通过突变量进行提取和检测，而无需借助于小波变换等数学工具。

由于 VSC-HVDC直流线路两端并联大电容，使得故障后电流突变明显，保护适用性更强。但是，并联大电容的存在也对保护判据产生一定影响，同时保护具体实施时也存在一些问题，具体表现在：

1）雷击对保护性能的影响；

2）单极故障时健全极的动作特性的分析；

3）线路近端出口故障时，并联电容与线路电感发生谐振，存在保护据动和保护返回的的问题。

本文将针对以上问题分别进行分析，给出解决措施，并研究保护配合方案和具体实现措施。

3 保护判据与相关问题分析

3.1 保护判据

若直流输电线路在t0时刻发生故障，定义 Di(t)为故障后t时刻的电流突变量，即

式中，i(t0)为系统稳态运行时的电流。定义动作电流为

式中，t时刻的动作电流即为t时刻前n点电流突变量的平均值。在数据窗的选取方法参见文献[12]。为保证速动性，本文中选取5ms数据窗进行计算，数据窗随采样点滑动。

以正极线路为例，保护故障判据为

整定值 iset为

式中：kr为可靠系数，可取为1.5；Dimax为区内高阻接地故障时系统及两侧电容放电产生的最大电流突变量。一般 Dimax按0.1倍的额定电流整定即可保证足够的灵敏度。

3.2 雷击的影响

虽然目前工程上应用的VSC-HVD均采用直流电缆线路，但理论上 VSC-HVDC可采用架空线路和电缆线路。当 VSC-HVDC采用架空线路时，雷电波所产生的暂态量中主要为高频分量，而本文采用的保护原理中采用的积分算法具有平滑滤波作用，不受高频雷电波的干扰，且选取的数据窗越长，抗干扰的能力越强。

3.3 健全极动作特性分析

当发生单极接地故障时，线路间的电磁耦合使得健全极线路也将产生一定的暂态电流。由于金属性故障时耦合影响最大，以下考虑直流输电线路负极金属性接地故障时，正极耦合产生的突变量的大小（此时正极为健全极），如图3所示。

图3 线路耦合对电流突变量的影响分析Fig. 3 Current fault comment analysis considering the impact of line coupling in VSC-HVDC system

设fp()u t为故障点正极电压，fn()i t为故障点负极处对地电流。由负极对地电流fn()it解耦可得故障点处1模和0模下的对地电流f1i和f0i为

同理，由正极电压fp()u t解耦可得故障点的 1模和0模电压为

由于直流输电线路较长，故障后存在波过程，在模量下，根据贝瑞隆模型可由故障点电气量分别计算线路端点处模电流，具体计算过程见文献[8]。

为简便起见，以无损线进行分析，不考虑负荷电流的影响，仅考虑突变量。设1模和0模下电流的比例系数为k1和k0（即故障点左侧线路的电流占对地电流的比例，线路中点故障时 k1=k0=0.5），结合式(5)、式(6)可得计算线路端点处1模电流K1()i t和0模电流K0()i t突变量为

其中：1t、0t分别为保护安装处离故障点的距离在各个模量下对应的传播时间；c1Z 、c0Z 为模量下的波阻抗。由解耦矩阵可得K侧正极和负极电流突变量分别为

综合式(6)~式(9)可得，健全极电流突变量Kp()i t为

可见，由于线路耦合的影响，1模与0模的波速度不同，传播时间t1与t0不相等，健全极有电流突变量。线间耦合越大或直流线路越长时，t1与t0差越大，健全极的突变量越大。若线路较短或耦合较小，t1与t0近似相等，此时健全极电流突变量Kp()i t则会较小。

近端故障时，并联大电容放电明显，放电电流大，且故障接近换流站，对控制系统影响大，因此健全极电流突变量幅值较大。由于健全极线路上无故障点，此时健全极上较大的电流必为穿越性电流，对于穿越性电流而言，两侧电流突变极性相反。距线路端点较远处故障时，健全极电流突变量为耦合电流，需要根据文中式(10)进行计算，实际系统中由于故障电弧的复杂性，健全极电流极性决定于故障电弧波形，但由于线路电阻的衰减作用，突变量幅值较小，通过整定门槛即可躲过，不会影响保护的判别。

因此，启动门槛是保证健全极不误动的有效措施。大量仿真实验表明电流突变量的最大值设定为0.1倍的额定电流即可保证健全极不误动。

3.4 近端故障时保护动作特性分析

线路故障时，线路电感与并联大电容构成的LC电路会发生谐振，其电路结构如图4所示。

图4 线路出口故障谐振电路Fig. 4 Scheme of VSC-HVDC system when an internal fault occurs near the terminal of the DC line

此时，谐振频率可由式(11)计算。

当线路电感参数为 L = 0.847 mH/km、并联电容为1 000 μF时，线路出口距K端0.5 km处故障时，计算可得其谐振频率为244.7 Hz。同样计算可得：1 km处故障时，谐振频率为173 Hz；10 km故障时，谐振频率为54.7 Hz。可见，谐振频率与故障点位置相关。当故障点离保护安装处较远时，谐振频率低、周期长，对保护判据无影响；当故障点离保护安装处较近时（特别是出口故障时），振荡频率高，振荡周期可能小于数据窗长度（5 ms）。图5为K侧换流站出口0.5 km处故障电流波形图。

图5 距K侧0.5 km处故障正极两侧电流原始波形图Fig. 5 Current of positive pole when fault on positive pole at 0.5 km from K-side occurs

由图5仿真波形可以看出，换流站出口故障时由于谐振产生能量交换，电流波形经正的半波后还会出现负半波，经5ms积分计算后保护动作量会出现一段时间的负值，从而影响保护的动作。

实际上，在近端故障时，由于电流上升率高，小于5ms的故障数据即可判出方向。因此，近端故障情况下积分值会足够大，不会影响动作性能，但为保证可靠性，需要采用连续几个点动作后再展宽20ms与对端保护配合的策略。事实上，近距离故障情况下，方向元件动作时间会小于5ms，且距离越近动作速度越快，因此，出口故障时第1个半波积分即可判别出故障方向，从而避免了振荡对保护判据的影响。

4 纵联保护实现策略与评价

4.1 保护的实现策略

该纵联突变量保护投运于正常运行的直流系统，且仅在故障暂态过程中短时间开放。开放时间决定于通道延时和保护动作时间。

保护实现具体策略为：在线路两侧分别安装方向元件，纵联保护在K侧进行，K侧方向元件判别为正向故障后，保护开放一段时间，等待来自M侧的信息，若收到M侧的动作信息则保护可动作；若经延时后无M的信息，则判定为区外故障，保护返回。

综上，本文突变量方向元件投入20~60ms，方向元件数据窗长度为5ms，通过滑动数据窗的方式对5ms内的电流突变进行积分求动作量，大于定值即可动作，并展宽20ms与对端保护配合。其性能表现为近端故障动作快，远端故障或高阻故障动作慢。

4.2 保护评价与适用范围

与行波保护相比，该方法具有绝对的选择性，需要的采样率低；采用的是全频带信息，判别可靠性高；整定简单，保护的实现不依赖于精确的线路参数。与差动保护相比，该方法只需传送状态信息，通信量小，不受电容电流的影响，但该保护原理利用故障暂态信息，只在故障初始过程投入，灵敏度与耐过渡电阻能力不如差动保护。

本方法理论上对各种类型的输电系统中直流线路均适用。由于 VSC-HVDC直流线路两侧并联大电容，电流突变更明显，同时直流电缆线路长度一般较短，通信延时小，因此该保护原理对于VSC-HVDC更有实用价值。VSC-HVDC易于形成多端系统，本纵联保护原理用于多端 VSC-HVDC系统时需要根据各端的方向元件综合判别。

5 仿真验证

5.1 直流电缆线路区内高阻故障仿真结果

仿真采用在PSCAD上搭建的VSC-HVDC输电系统仿真模型。额定电压为 ±60kV，系统容量为60MW。输电线路采用频变参数电缆模型进行模拟，线路长度为250km。具体控制策略与线路结构见文献[8]。正负极的并联大电容均取为1000 μF。数据采样率为2kHz。系统在2s时发生故障，故障持续时间为0.1s。本文以5ms内电流的平均值作为动作量，由于VSC- HVDC输电系统的额定电流为500A，按式(4)进行整定，将 K、M 侧整定值均设为75A。图6给出了距离K端125km处发生正极高阻接地故障时的正极动作图。图中实线为动作量(iopK为正极K端动作量，iopM为正极M端动作量)，虚线为整定值。

图6 距K侧125 km处正极100 Ω接地故障正极动作图Fig. 6 Results of relay protection operation at positive pole when positive pole fault occurs at 125 km from K-side

从图6可知，线路区内发生高阻接地故障时，电流故障特征均表现为K侧与M侧电流增加，计算得到的动作量远高于整定值，在10ms内即可准确识别故障。大量仿真结果表明，区内任意点故障时，本保护原理均具有较高的灵敏度，故障极可靠动作。

5.2 直流电缆线路健全极动作特性分析

为分析区内单极故障时，线间耦合对健全极动作特性的影响，图7给出了距离K端125km处发生负极金属性接地故障时正极纵联方向保护的动作图。

图7 距K侧125 km处负极接地故障正极动作图Fig. 7 Results of relay protection operation of positive pole when negative pole fault occurs at 125 km from K-side

由图7可知，在负极线路故障时，对健全极的耦合较小，故障开始瞬间，两侧电流略有增大。故障后10 ms内两侧电流突变量很小，小于0.1倍的额定电流，从而验证了上文的分析结果。由图8可知，线路近端故障时，两侧电流突变方向相反，识别为区外故障。另外，大量仿真结果表明，健全极至少有一端的电流突变量小于整定值，保护不会误动。由于 VSC-HVDC健全极耦合产生的电流突变量较小，此时可通过整定值躲过即可。因此，故障时健全极本保护均不会误动，保护装置可分别安装于正极和负极，构成分极纵联保护。

图8距K侧1 km处负极接地故障时正极动作图Fig. 8 Results of relay protection operation of positive pole when fault occurs at 1 km from K-side on negative pole

5.3 直流电缆线路出口故障时保护动作特性分析

图9 给出0.5 km处正极金属性接地故障时正极动作图，以反映出口故障时电流振荡情况下保护的性能（与图5电流波形相对应）。

图9 距K侧0.5 km处正极接地故障正极动作图Fig. 9 Results of relay protection operation at positive pole when fault on positive pole at 0.5 km from K-side occurs

由图9可知，由于电流上升率高，很短数据窗的数据即可超过定值，可判别出方向。连续几个点动作后即展宽20ms与对端保护配合。通过两端方向元件的配合即可实现近端故障的正确动作。仿真结果还表明，当发生非金属性接地故障时，过渡电阻可限制振荡幅值，负半波的幅值变小，使得振荡的影响变小，且过渡电阻越大限制作用越明显。

另外，大量仿真结果表明，区外故障两侧突变方向相反，仅一侧方向元件动作，可靠识别为区外故障。限于篇幅，此处省略了仿真图。

综上所述，K侧和M侧的电流极性动作特性的仿真结果和理论分析是一致的，区内故障时，保护装置能够可靠动作，区外故障时，保护装置能够可靠闭锁，不误动。从而验证了保护原理的正确性和可行性。

6 结论

本文在分析直流输电线路故障电流特征的基础上，研究了利用电流突变量极性的VSC-HVDC纵联保护，得出以下结论：

1）分析指出直流线路电流突变量纵联保护与行波电流极性纵联保护在原理上是一致的。

2）分析了近端故障时并联大电容与线路电感谐振，使得突变量电流出现负值而保护拒动的问题，并提出了解决措施。

3）分析了健全极耦合的大小，指出了保证健全极不误动的方法。

本文对VSC-HVDC纵联保护性能进行了详细的分析，给出了保护的配合和实现的方法。该纵联保护原理简单，对采样率要求低，两端数据无需严格同步，动作速度快，可靠性高。可作为VSC-HVDC直流电缆线路的一种主保护使用。

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