基于高频分量的高压直流输电线路单端保护方法

李小鹏，戴文睿，林 圣，李世龙

(1.国网四川省电力公司电力科学研究院，四川 成都 610041；2.西南交通大学电气工程学院，四川 成都 610031)

0 引 言

中国一次能源与电力负荷的逆向分布特性决定了高压输电将在中国电网结构中占据日益重要的地位。相比于高压交流输电，高压直流输电传输距离远、传输功率大、经济效益好，使其在远距离输电中脱颖而出[1]。目前，中国电网共建成并投运高压直流输电工程20多个，形成大规模“西电东送”“北电南送”的能源配置格局。到2020年，跨区、跨国电网输送容量将达到410 GW，西北地区到东部的输送距离达2000～3000 km以上[2]。

由于输电距离远、输电线路长且周围环境恶劣，容易出现区内短路等故障。根据现场运行经验，区内线路故障约占直流输电系统全部故障的50%，而区内线路故障发生后由线路保护正确动作、断开故障线路的只有50%。另一半的区内线路故障是由直流控制系统响应动作，但直流闭锁、关闭整个输电系统的送端，引起不必要的系统停运会造成巨大的设备损耗和经济损失[3]。

理想的直流输电线路保护对位于线路两侧电流测点之间的线路区内故障进行动作，而对测点之外的区外故障应当不动作而由控制系统响应动作[4]。中国高压直流输电线路配置了行波保护，行波保护以故障后线路出口侧电流中的行波波头电压、电流变化量和变化率为判据，进行线路故障检测，当计算值超过整定值，输出保护动作信号[3]。实际工程运行经验表明，现有行波保护方法存在一定缺陷：1)行波保护无法动作于线路远端过渡电阻大于100 Ω的区内高阻接地故障；2)行波保护会对线路远端区外非高阻接地故障尤其是金属性接地故障误动。其拒动和误动的原因如下：当发生区内远端高阻接地故障时，由于过渡电阻大且故障距离远，使行波保护计算采用的电参量(行波波头电压、电流变化量和变化率)在时域上的变化量显著减小，以致无法满足主动作判据，不能进行保护动作；而发生区外金属性接地故障时，由于过渡电阻极小，会使行波保护计算值满足保护动作判据，发生区内保护误动。因此，行波保护无法正确区分线路远端区内的高阻接地故障和远端区外的金属性接地故障，其可靠性低[5-6]。

下面基于高压直流输电系统拓扑结构，分析了高压直流输电线路区内和区外故障电流的特征，在此基础上利用小波变换提取特定频段电流，构建保护方法。仿真结果表明，该方法不受过渡电阻、故障距离影响，保护可靠性高。

1 故障特征分析

1.1 直流输电系统结构

现有高压直流输电系统整流侧结构如图 1所示。

图1 直流输电系统整流侧结构

由图 1可知，在平波电抗器和直流滤波器两侧分别安装有分流器1和分流器2，两分流器测得电流分别记作ia、ib。

1.2 线路区内外故障特征分析

输电线路故障电流蕴含着丰富的暂态信息，不同故障位置尤其是区内、外故障受直流线路两侧电抗器和滤波器的影响，传输到测点处的暂态信息区别很大。相比于传统行波保护只利用线路故障电流的时域特征进行故障识别，所提方法采用滤波前后两个故障电流来识别区内外故障，且提取其中最能反应区内故障的暂态信息，其准确性更高。

当故障未发生时，线路处于正常运行工况下，此时，直流滤波器对其两侧的12k次基波电流(k=1,2,3…，基波频率50 Hz)有过滤作用，这几个频点仅全频段很小一部分，滤波器对其余电流分量影响很小。故线路正常工作时，电流ib、ia的特定频段差较小，只体现了滤波器两侧电流的自然差异。

1)区内故障特征分析

当线路区内发生接地故障时，故障点产生的大量暂态高频信号迅速传输到分流器2，因此线路侧电流信号ib所含高频分量丰富；而经过滤波器传输到整流侧后，ia的高频分量大大衰减，计算所得特定频段差远远大于系统正常工作及区外接地故障。因此，计算出的两电流信号在所选频段差值很大，能进行可靠的保护。

2)区外故障特征分析

当线路末端区外发生接地故障时，故障点同样产生大量暂态信号，但由于暂态信号的传播经过逆变侧直流滤波器及整个线路，使ia和ib所含高频分量较之区内故障大大减少，而整流器侧电流ia所含高频分量又在经过整流侧直流滤波器后衰减，故线路侧直流电流ib所含高频分量仍多于整流器侧直流电流ia所含高频分量，且所得特定频段差大于系统正常工作值，但又小于区内故障产生的特定频段差。因此，计算出的两电流信号在所选频段差较小，不会产生保护误动作。

根据以上特点，采取以下方法来构建高压直流线路保护方法。

2 保护方法

在1.2节中介绍了输电线路区内外故障下，分流器1和分流器2测得故障电流高频分量的含量差异，利用小波分解提取两分流器电流的高频分量。

2.1 小波分解

设φ(t)为平方可积函数，若其对应的傅里叶变换ψ(ω)满足式1)，即

(1)

则可将φ(t)视为小波母函数。

将小波母函数φ(t)进行如下的伸缩变换及平移变换，可得到在不同尺度下的小波基函数，即

(2)

式中：a为伸缩因子；b为平移因子。

对于函数f(t)∈L2(R)，其连续小波变换为

Wf(b,a)=(f(t),φa,b(t))

(3)

将φa,b(t)中的连续变量a和b离散化，此时φa,b(t)表示为

φj,k(t)=2-j/2φ(2jt-k)

(4)

式中，j为小波分解的层数。

对应序列f(t)的离散小波变换可表示为

Wf(j,k)=(f(t),φj,k(t))

(5)

选用电力系统故障分析常用的db4小波作为小波母函数，设置数据窗长为3 ms，采样频率为100 kHz，分解层数为5层，分别对故障后电流ia、ib进行小波分解。具体分解频段如表1所示。

表1 小波分解频段分布

记故障后3 ms内电流ia、ib分别对应的第3、第4、第5层小波分解系数为ia3、ia4、ia5及ib3、ib4、ib5。

2.2 保护判据

基于上述计算后，可构造保护判据如式(6)。

D>Dset,D=B-A

(6)

式中：D为高频分量电流信号差值；Dset为保护动作值；B为分流器2处的高频分量电流信号小波系数和，其值等于对3个序列ib3、ib4和ib5中的所有元素进行求和；A为分流器1处的高频分量电流信号小波系数和，其值等于对3个序列ia3、ia4和ia5中的所有元素进行求和。

若D大于保护动作值Dset，则判定线路区内存在故障，输出保护信号，线路保护动作；否则，判定线路区内不存在故障，不输出保护信号。

3 仿真分析

为验证所提方法对直流输电线路故障识别的准确性，采用PSCAD/EMTDC建立±500 kV高压直流输电系统仿真模型；设置不同距离、不同过渡电阻的区内故障和区外故障，来考察所提保护方法的性能。线路末端区内发生高阻接地故障时的保护动作情况如图2所示，线路末端区外发生金属性接地故障时的保护不动作情况如图3所示，更多故障情况下的保护动作情况如表2所示。

图2 保护动作情况

由图2可知，区内线路远端高阻故障发生时，所提方法得到的高频分量电流信号差值D明显大于保护动作值，能快速识别并保护动作，表明所提方法对于区内的线路远端高阻故障识别能力强。

图3 保护不动作情况

由图3可知，区外线路发生金属性(低阻)接地故障时，所提方法得到的高频分量电流信号差值D小于保护动作值，保护不会动作。

表2表明，对于过渡电阻为100 Ω、500 Ω，故障距离在1000～2500 km的接地故障，行波保护无法正确动作，但所提方法保护均可准确、快速识别。同时，对区外故障，所提保护方法能够可靠不动作。

表2 各种故障情况下保护动作情况

4 结 语

基于高压直流输电系统拓扑结构，分析了输电线路区内故障时故障电流高频部分的信号特征，利用故障信号小波系数构造了保护方法，具有以下特点：

1)选取能够反应接地故障特征的高频电气量作为保护特征量，所选的频段受故障电阻和故障位置的影响小，提高了区内外故障的识别能力，能够可靠地保护线路全长。

2)使用3 ms的滑动数据窗进行保护判别，减少了瞬时干扰信号对保护判据的影响。同时，仅使用线路单端电气量，无需在线路两侧进行数据交换，在故障发生后5 ms内即可识别区内故障，保护动作速度快。