直流孤岛运行方式下交流保护装置频率适应性仿真研究

蔡海青 ，黄立滨 ，郭 琦 ，李书勇 ，韩伟强 ，张 勇 ，关红兵

（1.南方电网科学研究院，广东 广州 510080；2.中国南方电网公司仿真重点实验室，广东 广州 510080；3.中国南方电网电力调度控制中心，广东 广州 510623）

0 引言

随着“两渡”直流工程的投入运行，目前南方电网已形成8交8直西电东送的交直流并联输送通道，输送容量达到35950 MW，其中直流占70%，主网直流强交流弱的特性较为突出。直流孤岛运行是提高强直弱交并联系统安全稳定运行的重要途径［1］，在实际工程应用中得到了推广应用。随着直流孤岛方式的运行，交流保护装置在直流孤岛运行方式下不适应频率越限的缺陷逐渐暴露出来，云广直流调试过程中就曾出现直流单极闭锁导致交流保护装置误动情况。目前，国内外检测直流孤岛运行方式下交流控制保护装置频率适应性的仿真模型和仿真平台尚无参考，对如何试验检测交流控制保护装置频率适应性缺乏行之有效的手段与方法。

RTDS仿真器具有能接入实际控制保护装置来构成闭环实时仿真系统的优势［2-4］，南方电网仿真实验室对直流孤岛运行方式下交流保护装置频率适应性开展了 RTDS仿真试验研究［5］。

本文首先介绍了项目的研究背景，分析了直流孤岛运行下交流保护装置存在的风险；然后建立直流孤岛运行一次系统RTDS模型，并接入实际的控制保护装置，搭建闭环试验研究系统；最后通过试验检验了多种类型的交流控制保护装置在直流孤岛运行方式下的频率适应性。

1 研究背景与问题分析

1.1 研究背景

直流系统的输送容量巨大，对系统的安全稳定性影响较大，尤其是在交直流并联方式下，一旦出现直流双极闭锁，大量的直流功率迅速转移到交流主通道，主网功率大幅摆动，导致电网功角失稳，必须依靠有效的安稳措施才能保证系统的安全稳定。直流孤岛方式运行是防范电网运行安全风险的应对措施之一，解决了大负荷直流双极闭锁后主网出现的功角稳定问题，同时提高了直流系统的输送能力［6］。

直流孤岛运行方式将直流系统与送端电网断开连接，将电源直接送往负荷地区，由于输送容量较大，直流发生闭锁相当于系统失去大电源，系统频率将会出现较大幅度振荡。常规的交流保护装置要求在（50±2）Hz范围内满足可靠性要求，这是国家相关标准的强制性要求，但直流孤岛运行期间，异常工况下系统频率可能短时超过52 Hz，此情况下交流控制保护装置的可靠性尚未经过严格验证。

1.2 问题分析

2013年5月26日16点42分02秒，云广直流孤岛现场调试，直流双极功率5000 MW运行，极1单极闭锁，系统频率在4.67 s内从50 Hz升至55 Hz，现场波形如图1所示。

图1 云广直流孤岛运行单极闭锁现场录波Fig.1 Wave record of single-pole blocking for islanding operation of Yun-Guang HVDC

在此工况下，由于系统频率越限，交流保护装置容易拒动或误动。±800 kV云广直流孤岛调试中曾发生直流单极闭锁导致系统频率越限，交流保护装置拒动或误动的情况。随着云广孤岛方式的运行，交流保护装置不适应直流孤岛方式运行的问题逐渐暴露出来。

2 频率适应性原理分析

保护装置频率适应性是指保护装置跟踪电力系统的频率变化实时调整采样频率，保证单个周期内采样点数N不变，从而能够完整获取实际的电网波形，准确反映当前系统的状态。

目前交流保护装置的算法大多数是建立在采样频率与电力系统工频频率成正倍数的基础上，即采样频率fs为工频f0的整倍数N，但是电力系统受多种因素的影响，频率经常会有波动，为保证任何周期内的电压、电流信号都能正周期均匀分割，需要跟踪信号频率的变化，此时采样频率fs不再是恒定不变的，需要通过动态调整采样周期Ts来保证fs/f0=N的恒定，实现采样频率与信号频率的同步［7-11］。

综合以上分析，交流保护装置频率适应性校核，需要通过仿真器模拟系统非正常频率运行工况，检验交流保护装置适应不同电网频率运行情况。

3 仿真研究系统介绍

3.1 系统整体架构

本研究采用南方电网仿真重点实验室云广直流试验研究系统，该系统是由RTDS实时数字仿真器和直流实际控制保护装置构成的闭环实时仿真系统，通过接入交流实际控制保护装置，组成孤岛运行方式下交流保护装置频率适应性研究系统，其架构如图2所示。

图2 仿真系统架构Fig.2 Architecture of simulation system

3.2 数字建模和故障点设置

3.2.1 数字建模

采用RTDS仿真器搭建一次系统数字仿真模型：根据发电机的等值参数，采用仿真器建模软件模型库中的同步发电机模型并输入对应参数，同时根据发电机的调速、励磁、稳定器参数，搭建数字模型；同理，根据其他一次设备参数，选择对应设备模型搭建交流系统数字仿真模型。根据同样方法搭建直流系统模型，然后按电网实际拓扑结构，将上述交流系统模型和直流系统模型相互连接，完成直流孤岛运行下交流控制保护装置频率适应性试验一次系统的数字仿真建模，建模示意图如图3所示。

图3 数字建模示意图Fig.3 Schematic diagram of digital modeling

3.2.2 故障点设置

检验保护装置的频率适应性，需同时考虑保护区外和区内故障情况。为提高试验效率，线路故障点作为线路保护区内故障点和母差保护区外故障点，母线故障点作为母差保护区内故障点和线路保护区外故障点，线路和母线故障点设置见图4。另外根据交流滤波器和换流变保护的原理，分别设置其区内和区外故障点见图 5。图中，TV1、TV2、TV3为三相电压互感器；TA′3、TA′4、TA′6、TA′7为三相电流互感器。

图4 云广直流孤岛系统结构及故障点分布示意图Fig.4 Structure of islanded Yun-Guang HVDC system and fault point distribution

图5 交流滤波器和换流变压器故障点Fig.5 Fault points of AC filter and transformer

3.3 交流保护安装点设置和接口搭建

3.3.1 交流保护安装点设置

为全面检验不同类型交流保护装置的频率适应性，该仿真系统接入了交流线路保护、母差保护、交流滤波器保护和换流变保护等15套交流保护装置，保护安装位置说明见表1。

表1 保护装置安装位置表Table 1 Allocation of protective equipments

3.3.2 接口搭建

仿真模型分直流部分和交流部分，它们与控制保护装置的接口搭建如下：通过模拟量输出接口板卡向实际控制保护装置输出电压、电流模拟量，同时通过数字量输出接口板卡经端子式继电器向保护装置输出开关位置信号，实际控制保护装置通过数字量输入接口板卡向实时数字仿真器返回控制命令数字量，接口搭建示意图如图6所示。

4 试验方法和项目

RTDS系统具有实时、闭环、连续、数字仿真的优势，采用RTDS开展直流孤岛运行方式下交流保护装置的频率适应性试验可以对交流保护装置的特性进行全面检验，另外RTDS系统还可以详细地记录各种装置动作情况、曲线波形，能够有效地帮助分析结果。

图6 接口搭建示意图Fig.6 Schematic diagram of interfacing

4.1 直流闭锁后交流系统相继故障模拟

利用该仿真系统模拟直流孤岛闭锁导致电网频率越限，通过测量直流开始闭锁至需要考核频率越限点的时间，在RTDS数字模型中设置好直流闭锁和交流故障的时间间隔，通过在RTDS运行界面点击故障启动按钮，即可完成一次直流孤岛闭锁后交流系统相继发生故障的仿真试验。

图7为直流闭锁后系统频率越限至63.8 Hz，交流系统再次发生故障，交流线路电流、电压和系统频率的仿真波形。

图7 RTDS仿真波形Fig.7 RTDS simulative waveforms

4.2 试验项目

试验重点检验直流孤岛闭锁导致系统频率越限工况下，交流保护装置的频率适应性。通过现场录波和仿真录波的分析，试验选取系统频率为50 Hz、52 Hz、54 Hz、54.6 Hz、63.8 Hz 时交流系统发生故障，检验交流保护装置的动作情况。试验分为三大类：第一大类是直流系统正常运行、交流系统发生故障，检验交流保护装置的工频动作情况；第二大类是直流系统故障、交流系统无故障，检验交流保护装置的响应情况；第三大类是直流单极闭锁后交流系统相继故障，在不同越限频率下交流保护装置的响应情况。各大类试验项目包括单相/相间金属接地故障、相间/三相短路故障、单相/相间经过渡电阻接地故障、发展性故障、转化性故障等，总计113小项试验，试验项目见表2。

表2 RTDS试验项目表Table 2 RTDS test items

5 试验结果分析

5.1 线路保护

5.1.1 试验结果

系统频率为 50 Hz、52 Hz、54 Hz、54.6 Hz，区内故障时线路保护装置正确动作，区外故障时保护装置不动作。

系统频率为63.8 Hz时，区内故障线路保护动作，但存在线路A相故障保护三相误动情况；区外三相短路故障时，距离保护I段误动作。

5.1.2 问题分析

线路保护装置距离继电器采用正序电压极化方式：当正序极化电压较高时，采用正序电压进行极化；当正序电压低于10%时，保护进入三相低压程序，采用正序电压记忆量进行极化。

系统频率为63.8 Hz时，由于系统频率偏差过大造成计算的正序电压相位变化较大，从图8可以看出保护装置启动前的1个周期内正序极化电压相位变化达到了92°；区外三相短路故障，由于正序电压低于10%，保护采用记忆的正序电压进行极化，相位差异导致低压距离继电器失去方向性，从而造成反方向故障动作。

图8 63.8 Hz故障时正序极化电压相位Fig.8 Positive polarization voltage phase when fault occurs at 63.8 Hz

5.2 母线保护

5.2.1 试验结果

系统频率为50 Hz和63.8 Hz，母线保护装置在区内故障时均正确动作，区外故障均可靠不动作。

系统频率为52 Hz和54.6 Hz，除两相相间短路外母线保护装置在区内故障时正确动作，区外故障不动作；母线两相相间短路故障时，保护只有一相动作，54.6 Hz时保护动作时间比50 Hz和52 Hz工况有所延长，54.6 Hz时合闸角为0°情况下母线保护装置存在拒动情况。

5.2.2 问题分析

母线保护有变化量差动保护元件和稳态量差动保护元件。变化量差动保护利用电流工频变化量启动元件自适应地开放加权算法，变化量差动保护的工频变化量启动元件判据为：

其中，ΔiS为制动电流工频变化量瞬时值；0.5iIN为固定门槛；ΔiSIT为浮动门槛，随着变化量的输出变化而自动调整。

变化量差动引入浮动门槛是为了在系统频率发生偏移的情况下自动降低变化量差动保护的灵敏度，以提高继电保护装置可靠性。系统频率为54.6 Hz时，较大的系统频率偏移导致浮动门槛升高，且故障电流较小，稳态差动电流有效值约为2 A，加权算法未满足动作条件，变化量差动未动作。

稳态量差动保护依据差流中谐波分量的波形特征检测电流互感器是否发生饱和，由于保护未进行频率跟踪，固定以1.2 kHz的采样频率对54.6 Hz的电流进行采样，从而差流计算值中含有周期性不衰减的谐波分量，导致稳态量差动保护中的谐波闭锁元件未开放，从而稳态量差动保护未动作。

5.3 换流变保护

5.3.1 试验结果

系统频率为50 Hz和54.6 Hz，区外K1点A相接地故障转区内K3点YD换流变网侧A相5%闸间故障时，无论转换时间为20 ms还是200 ms，保护装置均拒动；54.6 Hz时区内K3点YD换流变网侧A相5%闸间故障和K6点YY换流变网侧A相5%闸间故障，保护装置拒动；其他试验项目，保护装置动作正确。

5.3.2 问题分析

保护装置依据现场定值励磁涌流识别方式整定为采用波形比较原理闭锁，2次谐波制动系数整定为0.15，即2次谐波相比于基波含量大于15%时，闭锁差动保护及增量差动保护。在进行区外单相接地转区内星角变绕组匝间短路故障时，尽管星角变差流大于差动最小动作定值，但2次谐波含量一直大于15%，闭锁差动保护，因此保护装置未能动作出口，仿真波形见图9。

图9 星角变仿真波形Fig.9 Simulative waveforms of star-angle transformer

5.4 交流滤波器保护

5.4.1 试验结果

系统频率为50 Hz，区内故障时，交流滤波器正确动作，区外故障不动作；系统频率大于54 Hz时，基波过流保护频繁启动，区内故障时保护正确动作，但在无交流系统故障或区外故障时基波过流保护动作。

5.4.2 问题分析

交流滤波器过流保护采用工频电流分量作为判据，无复压、方向等闭锁元件，当系统频率大于54 Hz时，电容器计算阻抗减小，同时母线电压升高，导致交流滤波器电流达到过流保护定值，保护装置误动。

6 结论

a.建立直流孤岛运行一次系统RTDS仿真模型，并与实际控制保护系统形成一个闭环仿真试验系统，较为精准地仿真了验证直流孤岛运行方式下交流保护装置频率适应性；

b.设置多个试验项目，在不同类型故障下检验多种类型交流保护装置的频率适应性，通过试验项目发现交流保护装置在直流孤岛频率越限情况下存在拒动或误动风险；

c.试验为交流保护装置在直流孤岛方式下的运行提供了科学依据。

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