基于LCC的高压直流输电线路保护分析及展望

罗澍忻，董新洲

(1. 广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东 广州 510080;2. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室(清华大学 电机系)，北京 100084)

高压直流输电技术根据换相方式的不同，可以分为基于电网换相换流器(line commutated converter，LCC)型、基于模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)型和两者相结合的LCC-MMC混合型[1]。基于LCC的高压直流输电技术具有输电容量大、输电距离远、功率调节灵活等优点，广泛应用于远距离、大容量输电和异步电网互联中[2]。

我国由于能源分布与电力需求的地域差异，大容量远距离输电的需求较大，因此高压直流输电技术在我国有广阔的应用前景。自从1989年我国第一个±500 kV直流输电工程(葛洲坝—南桥)投入运行以来，基于LCC的高压直流输电在我国迅猛发展，形成了±500 kV、±660 kV、±800 kV和±1 100 kV等4个直流电压等级[3]，输电线路总长度和输电总容量已达到世界第一。

高压直流输电线路距离长，且跨越的环境复杂，导致直流输电线路故障发生的概率较大。直流输电线路继电保护承担着快速检测直流线路故障、保障系统安全运行的重任。目前直流工程广泛使用较为简单的低频行波保护构成线路主保护，由于保护原理不完善，在实际运行中出现了保护拒动或误动的情况，进而导致直流系统闭锁[4]。2006年至2011年，我国直流输电工程由于直流线路原因导致直流系统强迫停运66次，占总停运次数的33.2%[5]。由于直流输电系统的输电容量较大，当直流系统发生单极或双极闭锁时，大量输送功率的损失将对系统造成冲击，对交流系统的稳定性产生较大的影响[6]。

因此，从保障电气设备安全和系统稳定性的要求出发，需要可靠的线路保护来保障直流输电系统的安全稳定运行。

1 直流线路保护的作用和要求

1.1 直流系统线路故障特征

直流输电线路发生故障时，线路上将产生故障初始行波；故障初始行波到达直流线路边界后，将产生折射和反射行波；反射行波沿线路传播，到达线路故障点后，在故障点处同样会发生折射和反射；如此反复，形成故障暂态过程；随着故障暂态的衰减，最终进入故障稳态。由于直流控制系统中定电流控制器[7]的存在，故障稳态时电流低于负荷电流，不存在明显的故障电流。

1.2 直流系统保护分类

直流控制保护系统通过检测直流系统的故障，并根据不同故障类型采取不同的措施，保障直流系统中设备的安全。按照不同的保护区域划分，直流保护系统可以分为5个保护区：换流器保护区、交流开关场保护、接地极保护区、直流极线保护区和直流线路保护区[2]，如图1所示。

图1 高压直流系统保护区域划分Fig.1 Division of HVDC system protection area

在每个保护区域中，对于每种故障类型都需要设置快速动作、具有绝对选择性的主保护，并配置延时出口的后备保护，以保证可靠地切除故障。后备保护大多不具有选择性，因此不同保护区的保护范围会出现重叠。其他保护区的后备保护，如直流极线保护区中的低电压保护同样能够反映直流线路故障。

对于不同保护区域的故障，直流控制保护系统采取不同的故障处理措施。对于换流器和直流极线等故障，采取闭锁和停运故障极措施；对于直流线路故障，由于其多为瞬时性故障，采取的是故障重启措施，通过熄灭故障点电弧来清除故障。

1.3 直流线路保护的作用

由于直流控制系统中的定电流控制器对于故障电流起着限制作用，使得直流线路故障后的稳态电流不会显著增大，能起到保护直流系统设备安全的作用，具有一部分继电保护的功能，可以称之为“影子保护系统”。但是，“影子保护系统”只是起到限制故障电流的作用，并无法清除故障，直流系统仍处于故障状态。如果该故障状态长期存在，直流保护系统极线保护区中的低电压保护将动作，采取闭锁故障极的措施，造成直流系统单极或双极停运[8]。

因此，直流输电线路保护的作用是快速检测出直流线路上故障的发生，并由直流控制系统进行故障清除和重启工作。直流线路保护动作后，直流控制系统通过增大整流侧的触发角，将整流器变为逆变器运行，从而使线路向两侧快速放电，达到熄灭故障点电弧的目的。经过一段时间，待故障点电弧完全熄灭后，将整流侧换流器恢复为整流器工作状态，进行直流全压或降压再启动[2]。当故障为瞬时性故障时，直流线路可恢复正常运行；当故障为永久性故障时，直流线路保护将再次动作。此过程与交流线路的故障跳闸与自动重合闸过程类似。通过直流线路保护的快速动作，直流输电系统可以在线路瞬时性故障时迅速恢复运行，无需闭锁整个直流系统，保障了直流系统的稳定运行。

1.4 直流线路保护的要求

由于直流线路保护的动作策略与其他保护区不同，为防止其他区域故障时直流控制保护系统错误地进行线路故障重启，直流线路保护需要具有绝对的选择性，且对于线路主保护和后备保护的动作速度具有不同的要求：

a)直流线路主保护应该在保证选择性的前提下尽可能快速地检测并切除故障。由于直流输电系统的传输容量较大，快速切除故障可以缩短系统传输功率损失的时间，提高系统的稳定性。

b)直流线路后备保护应该先于其他保护区域的后备保护动作，防止直流系统发生不必要的停运。因此，缩短直流线路后备保护的延时可以减少系统停运的次数，提高直流系统的可靠性。

2 工程应用的保护原理

2.1 基于低频分量的行波保护

目前，世界上的直流输电工程主要采用ABB、SIEMENS、南瑞和许继等几家公司的单端行波保护原理作为直流输电线路的主保护。各个厂家采用的保护原理不尽相同，但都以反向行波作为基本故障判据，如式(1)所示。当检测到的反向行波大于设定的阈值时，即认为直流线路发生了故障。

b(t)=IDZc-UD.

(1)

式中：Zc为线路的波阻抗；b(t)为计算得到的反向行波；UD、ID为保护测量点的电压、电流。

当线路整流侧的反向行波变化量大于设定的阈值时，即认为直流线路发生了故障，保护不经延时出口，其动作时间与故障行波的大小有关，一般在几毫秒之内[9]。

该保护的采样率为10 kHz，利用的信号频带范围是故障行波信息的低频分量，本质上是一种突变量保护，在工程应用中出现了高阻接地故障下灵敏度低[10-11]、雷击干扰时可靠性较差[12]等问题。

2.2 微分欠压保护

在现有直流工程中，微分欠压保护[13]与行波保护一起构成直流线路主保护。保护检测整流侧两极的电压，当电压微分大于设定值，且电压幅值在一定时间窗内低于一定水平时，判断为线路故障，该时间窗一般为20 ms[9]。微分欠压保护使用的是电压突变量信息，对于线路末端故障和区外故障的区分度不高，保护需要设置较大的定值，在高阻接地故障时存在灵敏性不足的问题[14]。

2.3 纵联差动保护

纵联电流差动保护原理基于基尔霍夫电流定律，利用线路两端电流之差构造保护判据，是一种具有绝对选择性的保护算法。由于直流控制系统电流裕度特性的作用，在故障稳态时，线路两端的电流差一般为0.1倍额定电流。因此，实际工程中的电流差动保护定值设定为0.02～0.05倍额定电流[15]。该保护原理并没有考虑线路分布电容电流的影响，在区外故障暂态过程中容易引起误动。由于线路互耦的影响，区内故障时，非故障极也会产生暂态差动电流。

为了避免故障暂态电流引起保护误动，工程应用中通过增加纵联差动保护的动作延时来躲避故障暂态过程分布电容电流，一般延时为0.5 s以上[16]。在这段延时期间，直流系统极线保护区中的低电压保护有可能动作从而闭锁故障极，造成直流系统停运[17]。

3 直流线路保护理论研究现状

3.1 行波单端量保护

针对工程应用中行波保护原理所存在的问题，国内外学者利用故障行波高频信息构造了不同的保护算法。文献[18]为提高行波保护的灵敏性，采用了小步长采样的方法。文献[19-20]利用线路边界和故障点对故障行波的折反射特性，采用反向行波及后续折反射行波构造了保护判据，提高了保护在高阻接地下的灵敏性。

该类保护原理普遍采用了较高频率的采样率，一般需要100 kHz以上的采样率，以满足提取更加细致的行波故障信息的需求。目前，实际直流工程中的采样率为10 kHz，无法满足保护原理的需求，此类保护原理仍停留在理论研究阶段。

3.2 纵联方向保护

纵联方向保护作为一种高可靠性的保护原理，在交流输电线路中得到了广泛的应用。借鉴交流线路保护的成功经验，对于直流线路保护也开展了纵联方向保护的相关研究。根据所利用故障信息频带的不同，直流线路纵联方向保护可分为行波纵联保护和暂态量纵联保护。

a)行波纵联方向保护。文献[21]根据区内外故障时电流行波极性的变化特征，使用数学形态学提取电流行波的初始极性信息，构成故障方向判据。文献[22]使用小波变换提取线路两侧电压、电流突变量的极性，构成纵联方向保护。文献[23]利用正向故障时反向行波幅值大于正向行波，而反向故障时只存在正向行波的特征构成纵联行波方向保护。文献[24]采用波形比较的方法，通过比较线路两端线路行波的相似性来区分区内外故障。文献[25-26]针对同塔双回线路的情况，分析了同塔线路上的电压、电流的耦合关系，利用单回线路的模量行波构造了行波变化量积分判据。

b)基于故障暂态量的方向保护。文献[27]利用区内外故障时线路两端的电流突变量积分极性差异构造故障方向判据。文献[28-29]引入电压突变量信息，利用电压、电流的突变量极性判断故障方向。文献[30]利用正、反向行波在故障后的能量积分幅值来判断正、反方向故障，构成暂态能量纵联方向保护。文献[31-32]通过计算线路两端故障分量的突变能量差来确定区内、区外故障。文献[33]根据区内外故障无功功率的方向特性，提出了一种基于无功能量方向的保护原理。还有研究利用线路两端直流分量的计算电阻[34]，测量波阻抗的相位特征[35]，特定频率范围的阻抗变化值[36]，换流器触发角以及电压、电流二次谐波的特征[37]来区分区内外故障。相比于行波保护，故障暂态量保护利用的是故障暂态分量中的较低频带故障信息，故障判据使用的是较长的时间窗，保护的可靠性相对较高。

纵联方向保护只需线路对端的故障方向信息，对于通信通道的要求较低，工程实用性较高。行波和暂态量纵联保护利用的是故障信号的较高频带信息，同样对于采样率的要求较高。而且，高频的故障信号容易受雷击干扰的影响，如何设计可靠的雷击闭锁元件也是此类保护在工程应用时需要考虑的问题。同时，直流控制系统的控制特性会对故障后的暂态电压、电流产生影响，一般直流控制保护系统对于故障的响应速度约为5 ms[38]。对于使用较长时间窗数据的暂态量方向保护算法，需要考虑到直流控制系统对于算法的影响，防止控制系统造成保护算法出现误动或拒动。

3.3 距离保护

直流线路距离保护可以分为行波距离保护和基于线路参数模型的距离保护。

a)行波距离保护。文献[39]利用单端数据，使用相关法求出行波初始波头与故障点反射波头的时间差，结合行波波速度计算出故障距离。文献[40]使用小波变换提取故障初始行波与故障点反射行波，能更加精确地测得故障距离。文献[41]通过波头极性比较识别出故障点的反射行波，消除了对端母线反射波的影响。文献[42-43]提出了一种行波测距式距离保护与线路边界特性相结合的混合保护算法，解决了行波测距式距离保护在近端故障条件下，由于初始行波与反射行波之间时间较短而导致的测距不精确的情况。

b)基于输电线路模型的距离保护。该原理利用单端量或者双端量计算出故障距离，从而判断故障是否发生在直流线路上，构成直流线路距离保护。文献[44]利用线路分布参数模型，使用本端测量的电压、电流瞬时值推算得到整定点处的电压、电流瞬时值，利用线路电阻-电感模型得到时域方程，利用多点数据，使用最小二乘法计算得到故障距离。文献[45]在文献[44]的基础上考虑了线路频变参数的影响，更加贴近于实际工程状况，使测距结果更加准确。

由于测距算法不可避免地存在测距误差，距离保护无法区分线路区内末端和区外近端故障，因此不能保护线路全长，只能与其他保护原理配合使用。

3.4 边界保护

直流输电线路具有明显的边界，由平波电抗器和直流滤波器(用于滤除直流侧的12、24和36次谐波)组成，如图2所示。由于直流线路边界的存在，线路区内和区外故障具有不同的暂态特征，故可以利用故障后的暂态分量来构成直流线路单端量保护算法。

图2 高压直流输电线路边界Fig.2 Boundaries of HVDC transmission lines

利用线路边界的原理一般为：直流线路故障时，保护处可以测量到故障产生的信息(如高频电压、电流分量等)；区外故障时，由于线路边界的阻隔作用，直流线路保护不能检测到相应的信息。这种保护原理简单，而且区内外故障区分度明显。

现有研究利用线路边界对于电压变化率[46]、行波梯度[47]、高频分量信号的衰减特性[48-50]、直流电流的谐波特性[51-54]、直流滤波器支路谐振电流特征[55]构成单端量保护。

文献[47]利用线路边界对于反向行波电压梯度的衰减作用构成保护判据，与现有直流工程中的行波保护原理类似。文献[48]根据线路边界对高频分量的阻隔特性，当直流线路上的高频能量大于一定阈值时，判断为线路故障。文献[49-50]通过计算不同频带的能量分布，根据高、低频能量大小判断故障区位。文献[51]利用边界滤波器的特性，通过检测线路电流的12、24和36次谐波在1个周波内的脉冲数来识别区内外故障。文献[52-54]根据直流滤波器的频率响应特性，使用位于滤波器谐振频率范围内的谐波分量作为故障判据。文献[55]使用直流滤波器支路的电流作为故障判据，当滤波器支路电流的谐波分量大于阈值时，判断为区内故障。滤波器支路的电流不受负荷电流的影响，保护的灵敏性得到了提高。

此外，还有利用线路边界的特性构造纵联保护算法。文献[56]利用区内外故障时线路两端12次谐波电流方向的不同，构造波形相似性判据。文献[57]根据线路边界在谐振频率处的阻抗特性，利用区内外故障时该频率下阻抗角的不同，构造方向判据。文献[58]利用平波电抗器两侧50～500 Hz频段的暂态能量比值，构成方向保护。

线路边界保护作为一种具有良好选择性的保护原理，理论上可以作为直流线路的主保护。现有的研究一般只考虑了线路边界的频率特性，并没有考虑线路对于不同频率信号的衰减特性。对于长距离线路而言，线路对于信号高频分量的衰减可能大于线路边界所产生的衰减，线路远端故障与区外故障较难区分。而且，在工程应用中，边界保护缺少统一的整定计算依据，整定依赖于大量的仿真分析，边界保护的整定方法仍需进一步研究。

3.5 考虑线路分布电流的纵联差动保护

为了消除故障暂态过程中分布电容电流对差动保护的影响，国内外学者开展了相关的研究，对差动保护算法进行改进。

文献[59]采用集中参数的线路模型，对输电线路的充电电容电流进行补偿，提高了电流差动保护的灵敏度。并通过引入电流制动量，减小了外部故障时不平衡电流的影响，提高了保护的可靠性。文献[60]使用一个简单的指数函数来等效线路的衰减，起到了部分补偿分布电容电流的作用。文献[61]基于线路Bergeron分布参数模型，使用线路两端的电压、电流采样值推算得到线路中点的电流，消除线路分布电容对故障暂态电流的影响，并且设置高、低2个电流定值提高差动保护的灵敏性。文献[62]利用波形比对的方法解决线路两端数据不同步的问题，并使用分布参数线路模型补偿分布电流的影响。文献[63]利用低频段下线路沿线电压近似呈线性分布的特性，通过计算沿线分布电容电流对差流进行补偿。

有学者研究通过引入闭锁判据的方法，来加速差动保护的动作。文献[64]利用直流分量、基波和二次谐波分量的能量比值构造闭锁判据，能够可靠闭锁区外故障，缩短了保护的动作时间。文献[65]引入交流电压作为辅助判据，屏蔽差动保护中的延时逻辑，加速差动保护的动作。

相比于传统差动保护算法，这些方法在一定程度上补偿了故障暂态过程中的分布电容电流，减小了区外故障时产生的暂态差动电流。但是，这些保护算法并没有考虑线路频变参数的影响。由于线路参数频变特性的存在，长距离直流输电线路故障仍存在较大的故障差动电流，差动保护仍需设置延时来躲避区外故障。而且，工程应用中，纵联差动保护需要线路两端较大的通信数据量，需要高速的通信通道来传递电压、电流数据，保护的延时较长。因此，差动保护的动作时间较长，只能作为线路的后备保护使用。

4 今后的研究方向

4.1 直流线路保护体系的建立

目前工程应用中的直流保护技术不成熟，其采用单一的主保护原理，且缺乏可靠的后备保护原理，对于高阻接地等故障不能可靠动作，需要由控制系统通过闭锁故障极来切除故障。因此，为满足直流输电系统对于线路保护的要求，可以借鉴交流线路保护双重化的原则，采取多套不同的保护原理共同构成线路主保护和后备保护，构造一个完备的高可靠性保护体系，充分发挥不同原理保护的优势，避免单一原理的缺陷。

4.2 高可靠性的暂态量方向保护

直流故障的稳态特征不明显，这是直流线路故障区别于交流线路故障的主要特点，也是直流保护原理设计的难点。因此，直流线路保护更多的是利用故障后的暂态电压、电流信息构成保护判据。

纵联方向保护使用线路两端的信息，其可靠性高、选择性好，且只需要传递故障方向信息，数据通信量少，在高压交流输电线路保护中得到了广泛的应用。在高压直流线路保护中，建议采用纵联方向保护与单端行波保护共同构成直流线路的主保护，两者互为补充，充分发挥行波保护动作速度快、纵联保护和纵联方向保护可靠性高的特点，可以大幅度提高保护的可靠性。利用故障暂态信息构成的故障方向元件将是今后研究的重点。

4.3 保护装置独立配置

现有的直流线路保护系统作为直流控制保护系统的一部分，与控制系统集成一体化，整个系统较为复杂。在实际运行中，由于直流控制保护系统本身的各种硬件和软件故障而导致的直流闭锁事件也时有发生[66]。而从功能上来说，直流线路保护相对于整个直流控制保护系统来说，是一个相对独立的单元。考虑到保护的高可靠性要求，可以借鉴交流线路保护的思路，将直流线路保护独立配置，保护装置的出口接入到现有的直流控制保护系统中。特别是在直流断路器技术[67]实现工程应用时，可以由保护装置直接出口动作直流断路器跳闸切除线路故障，不必通过直流控制系统改变触发角来切除线路故障。

4.4 保护算法实用化研究

现有的保护算法大多停留在理论研究阶段，尚未在实际直流工程中得到应用，保护算法的实用化需要进一步研究。

各类保护原理在工程应用方面都存在一定的问题。利用高频信息的行波和暂态量保护原理，对于采样率的要求较高，目前的直流控制保护系统的采样率大多为10 kHz，无法满足保护原理的采样要求。可以通过单独开发满足采样率要求的直流线路保护装置，实现工程应用。同时，保护还需考虑故障信息受雷击干扰、直流控制系统影响等因素。边界保护需重点研究整定计算依据、线路参数对故障信号的影响等工程应用可能存在的问题。差动保护则应侧重于缩短保护延时方面的研究。

5 结论

本文首先分析了基于LCC的高压直流输电系统线路保护的作用及系统对于保护的要求，对工程应用的线路保护原理和理论研究现状进行了综述，并提出高压直流线路保护今后的发展方向：

a)建立一套完整的直流线路保护体系，该体系由多套不同原理的主保护和可靠的后备保护组成，充分发挥不同原理的保护算法在不同场合下的优势。

b)建议将利用故障暂态信息构成的纵联方向保护与现有工程中的行波保护共同构成直流线路的主保护，作为单端行波保护的补充，提高直流线路保护的可靠性。

c)未来直流线路保护的发展可以借鉴交流线路保护的模式，采用保护装置独立配置的方式。在直流断路器实现工程应用后，保护装置可以直接动作于断路器，不需要通过换流器来切除故障。

d)线路保护原理的实用化仍需进一步研究，以实现保护原理的工程应用。