LCC-HVDC 逆變側(cè)換流站近區(qū)交流線路高阻接地故障保護(hù)

任 萱，王 賓，俞 斌，謝 民，謝 華，黃 濤

（1. 電力系統(tǒng)及大型發(fā)電設(shè)備安全控制和仿真國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,清華大學(xué),北京市 100084；2. 國(guó)網(wǎng)安徽省電力有限公司,安徽省合肥市 230061；3. 南京南瑞繼保電氣有限公司,江蘇省南京市 211106）

0 引言

中國(guó)超特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)中,直流系統(tǒng)以基于電網(wǎng)換相換流器的高壓直流（LCC-HVDC）為主,換流器件承受故障沖擊能力較差、自身不具備關(guān)斷能力,逆變側(cè)換流站近區(qū)交流系統(tǒng)的簡(jiǎn)單故障如果清除不及時(shí),易誘發(fā)多換流站同時(shí)及后續(xù)換相失敗、直流系統(tǒng)單/雙極閉鎖等連鎖事故,嚴(yán)重威脅電網(wǎng)安全［1-3］。

交流高壓線路保護(hù)采用縱聯(lián)保護(hù),具有良好的正確動(dòng)作率［4-5］。實(shí)際運(yùn)行中,主要挑戰(zhàn)來(lái)自絕緣子閃絡(luò)、雷擊、山火等誘發(fā)的弧光高阻接地故障［6］,此時(shí)接地電阻值較大,一般為幾百至幾千歐姆,且存在明 顯的非線性［7］。DL/T559—2007《220 kV～750 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定：750 kV線路的接地故障保護(hù)最后一段以適應(yīng)短路點(diǎn)接地電阻值為400 Ω 的接地故障為整定條件。當(dāng)LCCHVDC 換流站近區(qū)經(jīng)400 Ω 接地時(shí),母線電壓下降可達(dá)10%,大于國(guó)際大電網(wǎng)會(huì)議（CIGRE）高壓直流輸電標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試模型的臨界換相電壓（約0.94 p.u.）［8］,存在換相失敗風(fēng)險(xiǎn)；此時(shí),由于故障電流較小,影響了保護(hù)啟動(dòng)元件的靈敏性,在故障發(fā)展速度較慢的情況下,保護(hù)出口時(shí)間可達(dá)120 ms 以上,導(dǎo)致?lián)Q相面積長(zhǎng)時(shí)間縮短,容易引發(fā)連續(xù)或后續(xù)換相失敗,增加直流站閉鎖的風(fēng)險(xiǎn)。此外,電弧電流的非線性特征會(huì)導(dǎo)致?lián)Q相電壓產(chǎn)生波形畸變,換相面積減小,諧波總畸變率高于4%時(shí)即可能引起直流系統(tǒng)換相失敗［9-10］。因此,亟須開展LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路弧光高阻接地故障快速隔離相關(guān)研究。

零序差動(dòng)保護(hù)主要用來(lái)應(yīng)對(duì)接地故障,高阻接地故障時(shí)面臨的主要困難是如何合理整定解決靈敏性與可靠性的權(quán)衡問題。由于高阻接地故障時(shí)相/零序電流變化量小、相電壓下降不明顯、零序電壓幅值小等原因,保護(hù)裝置中各類型啟動(dòng)元件（相電流、零序電流、低電壓、零序電壓等）均存在靈敏度不足的問題；零序差流的動(dòng)作門檻值受不平衡電流的影響,削弱了差動(dòng)保護(hù)元件對(duì)高阻接地故障的動(dòng)作靈敏性。目前,超特高壓輸電線路零序差動(dòng)保護(hù)應(yīng)對(duì)弧光高阻接地故障時(shí)動(dòng)作出口時(shí)間較慢［11-13］。

針對(duì)上述問題,國(guó)內(nèi)外相關(guān)研究人員針對(duì)弧光高阻接地故障的識(shí)別、保護(hù)展開了系列研究。針對(duì)弧光高阻接地故障的識(shí)別,從電弧的畸變特性出發(fā),相繼提出了諧波分析法［14-16］和伏安特性法［17］等方法；從暫態(tài)、穩(wěn)態(tài)電路分析出發(fā),提出了暫態(tài)能量法［18］、投影系數(shù)法［19］等方法；從行波角度有行波分析法［20］；此外還有專家系統(tǒng)、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等智能算法［21-22］。諧波分析法在電弧穩(wěn)定燃燒或波形畸變不明顯時(shí)的故障檢測(cè)成功率較低［23］；基于穩(wěn)、暫態(tài)電路分析的識(shí)別方法未考慮電弧特性；行波分析法受啟動(dòng)門檻限制,精度較低；基于人工智能的識(shí)別方法物理意義不夠明確,且計(jì)算量大。文獻(xiàn)［17］提出了基于伏安特性畸變的弧光高阻接地故障識(shí)別方法,可有效識(shí)別配電網(wǎng)中的弧光高阻接地故障,但該方法在高壓輸電網(wǎng)中未有相關(guān)應(yīng)用。針對(duì)弧光高阻接地故障保護(hù)方向,文獻(xiàn)［24-26］通過自適應(yīng)調(diào)整動(dòng)作門檻值和制動(dòng)系數(shù),提高零序差動(dòng)保護(hù)在高阻接地故障時(shí)的動(dòng)作性能,但未考慮保護(hù)裝置中各元件靈敏度不足的問題；文獻(xiàn)［27］提出了一種基于參數(shù)識(shí)別的高阻接地距離保護(hù)算法,但該方法未考慮分布電容的影響,只適用于中短距離的高壓輸電線路；文獻(xiàn)［28-29］提出了適用于特高壓交流線路的零序電抗繼電器保護(hù)算法,利用電抗分量構(gòu)造動(dòng)作元件,具有較強(qiáng)的抗過渡電阻能力和穩(wěn)定的保護(hù)范圍,但由于LCC-HVDC 換流站近區(qū)雙回交流線路拓?fù)浜凸收咸匦暂^為特殊,發(fā)生故障時(shí)線路兩端電壓為跟隨關(guān)系,各相量的相位差均較小,零序電流近似引入的相位誤差會(huì)導(dǎo)致操作電壓和零序電流的相位關(guān)系改變,使得零序電抗繼電器在LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路上應(yīng)用失效?；谡居蚧驈V域信息,可豐富保護(hù)功能,提高保護(hù)性能［30］。目前,已有應(yīng)對(duì)高阻接地故障的廣域后備保護(hù)方案,但僅適用于傳統(tǒng)交流系統(tǒng)中的局部環(huán)網(wǎng)、分支線路等［31-32］,且保護(hù)靈敏度仍受到閾值整定的影響,抗過渡電阻能力有限。此外,目前相關(guān)研究均未考慮線路某端弱饋的情況,因此無(wú)法直接應(yīng)用于換流站近區(qū)高阻接地故障保護(hù)中［33-35］。

本文在緊密結(jié)合高壓直流分層接入超/特高壓交流電網(wǎng)拓?fù)涞幕A(chǔ)上,分析了影響零序差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作特性的關(guān)鍵因素,基于雙回線廣域信息,提出了適用于LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路的高阻接地故障啟動(dòng)元件、方向元件及保護(hù)方案,并仿真驗(yàn)證了其有效性。

1 LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路零序差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作特性分析

為了提高輸送容量,LCC-HVDC 逆變側(cè)換流站一般經(jīng)換流變壓器通過雙回交流線路送出,且換流變壓器交流母線側(cè)中性點(diǎn)通常為星形接地,如圖1所示。

圖1 LCC-HVDC 換流站接入交流電網(wǎng)拓?fù)銯ig.1 Topology of LCC-HVDC converter station connected to AC power grid

1.1 換流站近區(qū)交流線路高阻接地故障零序網(wǎng)絡(luò)分析

換流站近區(qū)交流線路發(fā)生弧光高阻接地故障時(shí),由于換流變壓器在交流母線側(cè)中性點(diǎn)采用星形接地,系統(tǒng)零序網(wǎng)絡(luò)如附錄A 圖A1（a）所示。圖A1中：Z0為線路單位長(zhǎng)度的零序阻抗值；L為線路總長(zhǎng)；lk為故障點(diǎn)與M側(cè)母線之間的距離；XT為變壓器等 效 電 抗；ZN0為 交 流 電 源 的 零 序 阻 抗；I?M0、I?N0分 別為線路兩側(cè)保護(hù)處量測(cè)到的零序電流。

對(duì)圖A1（a）進(jìn)行星角變換,可得如圖A1（b）所示的簡(jiǎn)化網(wǎng)絡(luò),圖中各等效阻抗Z1、Z2、Z3為：

由圖A1（b）可見,故障線路兩側(cè)保護(hù)處零序電流的分配不僅受故障距離的影響,還受到變壓器等效電抗和交流電源零序阻抗的影響。兩側(cè)零序電流I?M0與I?N0的 比 可 表 示 為：

可見在故障支路電流大小不變的情況下,M側(cè)的零序電流分流隨著故障距離的增大而逐漸減小。

故障發(fā)生在M側(cè)時(shí),lk=0,線路兩端零序電流之比為：

故障發(fā)生在N側(cè)時(shí),lk=L,線路兩端零序電流比為：

由于變壓器等效電抗一般遠(yuǎn)大于線路阻抗和系統(tǒng)阻抗,因此當(dāng)故障靠近M側(cè)時(shí),M側(cè)零序電流幅值稍大于N側(cè)；而故障靠近N側(cè)時(shí),M側(cè)零序電流則遠(yuǎn)小于N側(cè),幾乎為零。這樣的分流情況導(dǎo)致高阻接地故障發(fā)生在線路靠近N側(cè)的位置時(shí),M側(cè)保護(hù)裝置由于靈敏度有限,難以可靠測(cè)量到零序電流,導(dǎo)致M側(cè)保護(hù)出現(xiàn)拒動(dòng)情況。

1.2 零序差動(dòng)保護(hù)現(xiàn)場(chǎng)案例分析及統(tǒng)計(jì)結(jié)果

附錄A 圖A2 為某500 kV 線路發(fā)生弧光高阻接地故障時(shí)線路兩側(cè)二次側(cè)電流錄波波形,電流互感器變比為4 000/1,可見由于分流導(dǎo)致線路兩側(cè)的零序電流幅值相差較大,且隨著故障的發(fā)展零序電流幅值逐漸增大。

零序差動(dòng)保護(hù)具有靈敏度高、動(dòng)作簡(jiǎn)單、快速可靠等優(yōu)點(diǎn),通過低比率制動(dòng)系數(shù)的穩(wěn)態(tài)差動(dòng)元件選相和零序差動(dòng)元件構(gòu)成零序差動(dòng)保護(hù),經(jīng)40 ms 延時(shí)動(dòng)作［33］。結(jié)合附錄A 圖A3、圖A4 分析零序差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作特性。對(duì)于二次額定值為1 A 的電流互感器,該條線路保護(hù)零序電流變化量、過流啟動(dòng)元件的整定值為0.1 A,故障后零序過流啟動(dòng)元件在80 ms 左右滿足動(dòng)作條件,電流變化量啟動(dòng)元件在110 ms 左右滿足動(dòng)作條件,因此保護(hù)啟動(dòng)時(shí)間為80 ms,存在明顯的啟動(dòng)延時(shí)。圖A4 給出了零序差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作特性,差動(dòng)動(dòng)作電流整定值為0.15 A,由圖可見,在故障后20 ms 時(shí)零序差動(dòng)電流已同時(shí)滿足大于0.75 倍零序制動(dòng)電流和差動(dòng)動(dòng)作電流定值的動(dòng)作條件,而由于受到啟動(dòng)元件動(dòng)作慢的制約,再考慮到40 ms 的延時(shí)動(dòng)作,可知保護(hù)的出口時(shí)間在120 ms 左右。

在調(diào)研統(tǒng)計(jì)分析了多組現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上,總結(jié)弧光高阻接地故障下,影響零序差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作特性的主要因素有：首先,保護(hù)啟動(dòng)元件在高阻故障時(shí)靈敏度不足,導(dǎo)致啟動(dòng)時(shí)間長(zhǎng)；其次,差動(dòng)動(dòng)作電流定值高于故障時(shí)的零序差動(dòng)電流,不滿足保護(hù)動(dòng)作方程,保護(hù)無(wú)法出口；此外,是否投入電容電流補(bǔ)償以及保護(hù)裝置的測(cè)量靈敏度等因素同樣會(huì)影響零序差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作特性。

2 LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路高阻接地故障特征分析

對(duì)于LCC-HVDC 系統(tǒng),正常運(yùn)行時(shí)其直流側(cè)可等效為一電流源,不具備電壓支撐能力,其逆變側(cè)所需電壓由逆變側(cè)換流站接入的交流系統(tǒng)提供。當(dāng)換流站接入的交流線路發(fā)生高阻接地故障時(shí),故障相電壓跌落不明顯,逆變側(cè)控制幾乎不受影響,故此時(shí)逆變側(cè)換流站的交流側(cè)電壓仍由其所接入的交流系統(tǒng)所決定,即LCC-HVDC 系統(tǒng)接入的交流線路兩端的電壓為跟隨關(guān)系,兩端電壓的幅值、相位差僅取決于線路壓降。由于換流站接入的交流線路長(zhǎng)度較短,一般為100 km 左右,線路阻抗極小,因此兩端電壓的相位、幅值均非常相近。該情況下依賴于交流線路兩側(cè)電源激勵(lì)特性的任何保護(hù)判據(jù)均會(huì)受到系統(tǒng)兩側(cè)電壓跟隨特性的影響而失效。

因此,擬解決該問題,需要擺脫兩側(cè)電源的影響,探尋僅僅描述被保護(hù)元件（交流輸電線路）故障前后拓?fù)渥兓谋Ｗo(hù)判據(jù),此外,受故障高阻的影響,為了保證高靈敏性與可靠性的統(tǒng)一,難以從合理調(diào)整整定值的角度來(lái)解決該問題,因此需要從傳統(tǒng)的定量分析+閾值整定的模式,調(diào)整為對(duì)被保護(hù)元件（交流輸電線路）故障前后故障支路阻抗特性變化的定性描述和甄別?；」飧咦杞拥毓收蠣顟B(tài)與正常系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)相比,唯一的不同在于增加包含非線性電弧的高阻接地支路。因此,如何有效地表征該接地支路成為了后續(xù)故障檢測(cè)與保護(hù)的關(guān)鍵。

基于歸一化電壓、電流瞬時(shí)值的伏安特性可有效地表征該非線性接地支路［34］。附錄A 圖A5 展示了3 組華東電網(wǎng)220 kV 輸電線路弧光高阻接地故障現(xiàn)場(chǎng)錄波數(shù)據(jù)中故障相電壓與零序電流之間的伏安特性曲線?？梢?伏安特性曲線斜率的變化直接反映了故障點(diǎn)阻抗的動(dòng)態(tài)變化規(guī)律,即在電壓、電流過零點(diǎn)附近,電弧熄弧-重燃,過渡電阻變化較大,曲線斜率也很大；隨著電壓升高,電弧穩(wěn)定燃燒,過渡電阻逐漸衰減并趨于穩(wěn)定,曲線斜率也較小。因此,可以根據(jù)伏安特性曲線斜率的變化識(shí)別高阻接地故障,構(gòu)造靈敏的高阻接地故障啟動(dòng)元件,不需要整定且能夠加快保護(hù)的啟動(dòng)速度。

線路發(fā)生高阻接地故障時(shí),故障相電壓跌落不明顯,并不容易區(qū)分,因此為了保證故障識(shí)別的可靠性,需要進(jìn)行選相。圖2 為不同故障方向下故障相與非故障相的伏安特性曲線,仿真模型采用文獻(xiàn)［34］中的高阻接地故障模型,電弧長(zhǎng)度為10 cm,塔基電阻為1 000 Ω。

圖2 高阻接地故障故障相和非故障相伏安特性曲線Fig.2 U-I characteristic curves of fault phase and nonfault phase with high resistance grounding fault

對(duì)比圖2（a）、2（b）可見,正方向高阻接地故障時(shí)故障相相電壓與零序電流基波之間相位差較小,非故障相電壓與零序電流基波之間則存在120°左右的相位差,因此可利用相電壓與零序電流之間的相位差選出故障相。此外,如圖2（a）、2（c）所示,正方向高阻接地故障時(shí),故障相伏安特性曲線圍成的面積主要分布在第1、3 象限；反方向高阻接地故障時(shí),故障相伏安特性曲線圍成的面積則主要分布在第2、4 象限。因此,伏安特性曲線包圍面積的分布可作為判斷高阻接地故障方向的重要依據(jù)。

3 基于伏安特性的弧光高阻接地故障保護(hù)

3.1 高阻接地故障啟動(dòng)元件

利用伏安特性曲線的畸變特征構(gòu)造高阻接地故障啟動(dòng)元件,可有效加快啟動(dòng)速度,具體算法步驟如下［14］。

步驟1：對(duì)保護(hù)安裝處三相電壓ua（t）、ub（t）、uc（t）和零序電流i0（t）的1 個(gè)周期數(shù)據(jù)分別以最大值為基準(zhǔn)進(jìn)行標(biāo)幺化處理。

步驟2：利用相電壓與零序電流工頻相角差選相,若存在某個(gè)相角差絕對(duì)值Δφ在0°～15°之間,則該相為故障相,進(jìn)行步驟3,否則重復(fù)步驟1。

步驟3：對(duì)零序電流進(jìn)行相移,使得其與故障相電壓相位差最??；用最小二乘法分段線性擬合故障相電壓和零序電流的伏安特性關(guān)系,故障相電壓過零點(diǎn)附近的直線斜率計(jì)作k1,最大值點(diǎn)附近的直線斜率計(jì)作k2,并計(jì)算故障相電壓和零序電流的相關(guān)系數(shù)RC,如式（7）所示。

式中：N為1 個(gè)周期的采樣點(diǎn)數(shù)；i0(k)和uφ(k)分別為標(biāo)幺化的零序電流序列和故障相電壓序列。

步驟4：若0＜k2＜1,k1＞kset,RC＞0.966,則判斷發(fā)生了疑似高阻接地故障；其中kset為整定值,取大于1 的實(shí)數(shù),本文中取kset=1.05；考慮到測(cè)量點(diǎn)處故障相電壓與零序電流的相位誤差一般不超過10°,再考慮一定的裕度,故取RC的閾值為0.966。

步驟5：重復(fù)步驟1 至4,若疑似高阻接地故障持續(xù)時(shí)間超過1 個(gè)周期,則判斷為高阻接地故障,保護(hù)啟動(dòng)。

3.2 高阻接地故障方向元件

在啟動(dòng)元件識(shí)別出高阻接地故障的基礎(chǔ)上,可利用伏安特性曲線在第1、4 象限包圍的總面積S判斷故障方向。S本質(zhì)上表征的是電弧的耗散能量,計(jì)算方法如下：

式中：sign(?)為符號(hào)函數(shù)；S1為零序電流從零增大到最大值過程中伏安特性曲線包圍的面積；S2為零序電流從最大值反方向變化時(shí)伏安特性曲線包圍的面積。計(jì)算總面積S時(shí),伏安特性曲線位于第1 象限的部分面積為正值,位于第4 象限的部分面積為負(fù)值。

根據(jù)圖2（a）、（c）可知,正方向高阻接地故障的伏安特性曲線主要分布在1、3 象限,且位于第1 象限的面積遠(yuǎn)大于第4 象限的面積,總面積S＞0；反方向高阻接地故障的伏安特性曲線則主要分布在2、4 象限,位于第4 象限的面積遠(yuǎn)大于第1 象限的面積,總面積S＜0。故設(shè)置方向元件整定值Sset,若S＞Sset,則判定為正方向高阻接地故障；反之,判定為反方向高阻接地故障。Sset＞0,其值越小,方向元件越靈敏；在電壓、電流數(shù)據(jù)均標(biāo)幺化處理的情況下,考慮到第1 象限的總面積為1,而正方向高阻故障時(shí)相電壓與零序電流幾乎同相,伏安特性曲線為細(xì)長(zhǎng)條狀,包圍面積很小,故整定值應(yīng)為一遠(yuǎn)小于1 的值,可設(shè)Sset=0.01。

3.3 基于伏安特性的高阻接地故障保護(hù)方案

零序電流差動(dòng)保護(hù)的差動(dòng)動(dòng)作電流定值一般以躲過最大不平衡電流為基準(zhǔn)進(jìn)行整定,當(dāng)高阻接地故障電流幅值小于整定值時(shí),保護(hù)會(huì)出現(xiàn)拒動(dòng)。因此為了進(jìn)一步提高LCC-HVDC 換流站近區(qū)交流線路應(yīng)對(duì)輕微故障的能力,可利用高阻接地故障啟動(dòng)元件和方向元件構(gòu)成新的保護(hù)方案,實(shí)現(xiàn)高可靠性的高阻接地故障保護(hù)。

由1.1 節(jié)的分析可知,由于LCC-HVDC 換流站近區(qū)雙回交流線路結(jié)構(gòu)的特殊性,當(dāng)高阻接地故障發(fā)生在圖1 中N側(cè)附近時(shí),M側(cè)零序電流幅值接近零,在保護(hù)裝置靈敏度有限的情況下,方向元件R1可能拒動(dòng)。但通過分析可知,若R2判斷為正方向故障,故障只可能發(fā)生在被保護(hù)線路、M側(cè)母線背后的換流變壓器附近以及雙回線的另一條線路上。故障發(fā)生在換流變壓器附近或另一條線路上時(shí),R1、R2流過的零序電流大小幾乎相等,不會(huì)出現(xiàn)一個(gè)動(dòng)作另一個(gè)拒動(dòng)的情況；只有當(dāng)故障發(fā)生在被保護(hù)線路區(qū)內(nèi)時(shí),才可能出現(xiàn)R2判斷為正向故障,R1由于零序電流太小拒動(dòng)的情況。因此R1拒動(dòng)時(shí),理論上僅根據(jù)R2的判斷結(jié)果即可確定故障發(fā)生在區(qū)內(nèi)還是區(qū)外。但若在R1本應(yīng)判斷為反向故障,實(shí)際卻拒動(dòng)或判斷錯(cuò)誤的情況下,當(dāng)R2判斷為正向故障時(shí)就可能出現(xiàn)該條線路保護(hù)誤動(dòng)的情況,因此僅根據(jù)R2進(jìn)行區(qū)內(nèi)區(qū)外判斷的可靠性較低。

因此,利用雙回線兩條線路上方向元件的信息進(jìn)行判斷,即采用圖1 中的方向元件R1、R2、R3、R4的邏輯關(guān)系判斷區(qū)內(nèi)區(qū)外,保護(hù)會(huì)更加可靠。被保護(hù)線路為L(zhǎng)1時(shí),判斷方法如表1 所示；被保護(hù)線路為L(zhǎng)2時(shí),分析方法與L1同理,因此判斷方法中將R1與R3互換、R2與R4互換即可。由于需同時(shí)獲取雙回線路兩側(cè)方向元件的信息,該方案需應(yīng)用于廣域保護(hù)中。

表1 方向元件邏輯關(guān)系Table 1 Logical relationships of directional elements

給出基于伏安特性的LCC-HVDC 逆變側(cè)換流站近區(qū)交流線路高阻接地故障保護(hù)流程圖如圖3 所示。線路發(fā)生高阻接地故障時(shí),高阻接地故障啟動(dòng)元件啟動(dòng),基于伏安特性原理實(shí)現(xiàn)保護(hù)；線路發(fā)生金屬性故障時(shí),高阻接地故障啟動(dòng)元件啟動(dòng)條件不滿足,零序過流啟動(dòng)元件啟動(dòng),基于傳統(tǒng)零序差動(dòng)原理實(shí)現(xiàn)保護(hù)。

圖3 高阻接地故障保護(hù)流程圖Fig.3 Flow chart of high resistance grounding fault protection

4 案例仿真驗(yàn)證

以華東某高壓換流站接入交流電網(wǎng)為例,搭建如附錄A 圖A6 所示交直流混聯(lián)電網(wǎng)仿真模型,線路及電源參數(shù)如附錄A表A1、表A2 所示。1 000 kV交流雙回線為被保護(hù)線路,線路長(zhǎng)度為100 km。

4.1 高阻接地故障仿真波形

采用文獻(xiàn)［34］中的高阻接地故障模型進(jìn)行故障仿真,設(shè)置電弧長(zhǎng)度為10 cm,塔基電阻為1 000 Ω。高阻接地故障分別發(fā)生在附錄A 圖A6 中的A點(diǎn)（距離M側(cè)5 km）和B點(diǎn)（距離M側(cè)95 km）時(shí),線路兩端零序電流波形以及伏安特性曲線如附錄A圖A7、圖A8 所示。可見線路發(fā)生高阻接地故障時(shí),雖然分流導(dǎo)致兩側(cè)零序電流均出現(xiàn)了一定程度的畸變,但至少有一側(cè)的伏安特性曲線會(huì)呈現(xiàn)較明顯的畸變特性,因此利用伏安特性的畸變特征識(shí)別高阻接地故障具備可行性。

4.2 啟動(dòng)元件性能仿真驗(yàn)證

當(dāng)高阻接地故障發(fā)生在線路上不同位置時(shí),啟動(dòng)元件動(dòng)作特性如附錄A 表A3 所示?？梢婋p回線上以及換流變附近發(fā)生高阻接地故障時(shí),基于伏安特性畸變的高阻接地故障啟動(dòng)元件均能可靠地啟動(dòng)。當(dāng)故障發(fā)生在E點(diǎn),即M側(cè)母線背后時(shí),由于各交流電源的等效零序阻抗遠(yuǎn)小于雙回線和換流變的等效零序阻抗,雙回線上幾乎不流過零序電流,故保護(hù)不啟動(dòng)。

4.3 高阻接地故障保護(hù)性能仿真驗(yàn)證

本文所提基于伏安特性的高阻接地故障保護(hù)方案的動(dòng)作結(jié)果統(tǒng)計(jì)如表2 所示。

表2 本文保護(hù)方案仿真結(jié)果Table 2 Simulation results of protection schemeproposed in this paper

一般情況下,保護(hù)裝置二次側(cè)的電流靈敏度下限為0.05 A,當(dāng)電流互感器變比為4 000/1 時(shí),對(duì)應(yīng)一次側(cè)的電流靈敏度下限為200 A。為了模擬保護(hù)裝置的靈敏度問題,將零序電流的靈敏度下限設(shè)為200 A,即認(rèn)為零序電流低于200 A 時(shí),裝置二次側(cè)將無(wú)法可靠檢測(cè)到零序電流,方向元件拒動(dòng)。下面對(duì)雙回線中L1為被保護(hù)線路時(shí)高阻接地故障保護(hù)的性能進(jìn)行仿真分析。

區(qū)內(nèi)故障時(shí),對(duì)于靠近M側(cè)的故障,方向元件R1、R2均 能 可 靠 動(dòng) 作,此 時(shí) 不 考 慮R3、R4的 判 斷 結(jié)果；對(duì)于靠近N側(cè)的故障,M側(cè)電流靈敏度不足,R1拒動(dòng),R2判斷為正方向,此時(shí)結(jié)合R3、R4的判斷結(jié)果也可判斷出故障發(fā)生在區(qū)內(nèi)。

區(qū)外故障時(shí),方向元件R1、R2的判斷結(jié)果為一正一反,不會(huì)出現(xiàn)誤判?？梢?本文提出的高阻接地故障保護(hù)方案兼具高靈敏度和可靠性,且具有較高的實(shí)用性。

5 結(jié)語(yǔ)

LCC-HVDC 換流站近區(qū)的交流線路由于其特殊的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和故障特性,實(shí)現(xiàn)高阻接地故障時(shí)的快速動(dòng)作難度較大。本文首先對(duì)LCC-HVDC 換流站近區(qū)雙回交流線路高阻接地故障的伏安特性以及零序電流特征進(jìn)行了分析,在此基礎(chǔ)上提出了適用于高阻接地故障的啟動(dòng)元件算法以及方向元件算法。針對(duì)保護(hù)裝置靈敏度不足的問題,提出了利用雙回線中方向元件的邏輯關(guān)系判斷區(qū)內(nèi)外故障的方法,給出了適用于LCC-HVDC 換流站近區(qū)雙回交流線路的保護(hù)方案,實(shí)現(xiàn)了兼具高可靠性、高靈敏性的高阻接地故障保護(hù)。后續(xù)將針對(duì)高阻接地故障保護(hù)的高靈敏度選相元件等方面展開進(jìn)一步深入研究。

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