美丽山二期直流线路突变量保护优化研究

龚 飞 李 林 赵森林 邹 强 汪大全

（南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102）

0 引言

特高压直流输电是解决远距离、大容量输电问题的重要方案，不仅在中国得到了广泛运用，在世界范围内也得到了越来越多的重视。巴西美丽山二期直流工程是国家电网独立中标的第一个海外特高压直流工程，是国家实施“一带一路”战略的走出去工程，该工程线路电压等级为±800kV，额定电流为2 500A，输送容量4 000MW，输送起点为巴西北部欣谷（Xingu）河畔的美丽山水电站，终点至巴西南部的巴西第二大城市里约热内卢（Rio），线路全长2 540多km，是巴西迄今为止输送距离最长、输送容量最大的特高压直流线路，对保障巴西南部的可靠供电具有重要意义。该工程属于典型的超长距离特高压输电工程，线路耦合较强，两极间相互影响较大，因而需要对常规的控制保护策略做出相应的改进以适应长距离输电的需要。现有的针对线路强耦合的改进策略较少，且主要集中在控制方面，针对保护的很少。文献[1-3]分析了一极线路重启中，另一极由于线路强耦合导致功率大幅波动的问题，解决策略是在扰动过程中短时闭锁低压限流（voltage dependent current limited, VDCL）环节，或者是调整PI参数，让调节器调节速度减慢。文献[4]分析了长线路中存在一极线路接地，另一健全极出现换相失败的问题，解决思路是对换相失败预测控制做出改进，当健全极检测到对极电压突变减小后，健全极立刻增大关断角来防止换相失败。

在美丽山直流的实时数字仿真（real time digital simulation, RTDS）中发现，当一极线路接地故障后，非故障极存在线路突变量保护误动的现象。本文针对突变量保护误动，详细研究两极间互感的影响机理，指出两回线间互感是导致突变量保护误动的原因，并针对此种误动给出一种突变量保护优化策略，并在RTDS系统中进行验证，对其他特高压直流工程有较大的参考意义。

1 直流线路突变量保护原理

直流线路接地故障是直流运行过程中最常见的故障，直流线路接地时产生的大电流会对设备产生很大的危害，并会大大影响输送功率，所以一般要求直流线路保护能够快速动作[5-10]。直流线路突变量保护是直流线路中配置的快速保护之一，与行波保护相比，不依赖波阻抗，原理简单可靠，所以得到了广泛应用。几乎所有的直流输电工程都配置了直流线路突变量保护，其能否准确动作，对直流输电的可靠性有重大影响。直流线路突变量保护原理如图1所示。

图1 直流线路突变量保护原理

图1中，d为微分运算，第一项表示直流线路电压（UDL）突变减小，第二项表示直流线路电流（IDL）增大（整流站为增大，逆变站为电流减小），第三项表示直流线路低电压。突变量启动后配置展宽环节的原因是电压突变的时间很短，但是为了加强保护出口的可靠性，需要配置一定的延时，如果不加展宽，就可能在延时过后检测不到突变量。所以为了使突变量保护准确、可靠、快速动作，一旦检测到电压突变，突变量启动将会展宽T1时间（一般取为5～10ms左右）。若这段时间内，直流低电压维持了T2的时间（T2一般延时1～2ms左右），则保护就会出口。直流线路保护的动作结果是首先会尝试2～3次的移相再启动，如果重启次数达到保护定值，就会闭锁换流阀。

在美丽山二期直流RTDS系统中模拟极2靠Rio站线路接地故障，发现此时Xingu站极1会有直流线路突变量保护误动作，极2和极1的波形分别如图2和图3所示，UDL、IDL、DUDT_TRIP分别表示Xingu站直流线路电压、线路电流、突变量保护动作信号。分析图2和图3波形可以发现，在极2接地故障时，极2线路电压会快速下降，电流会突增；但同时也可以发现，此时非故障极1的线路电压也是突变减小的，电流增大，初始阶段的特征与故障极完全一致，如果此时突变量保护不做改动，那么此时非故障极的突变量保护就会误动。另外，如果两条线路同时检测到故障，由于巴西电网比较脆弱，承受不住双极同时故障移相对电网的冲击，按巴西国调（ONS）要求，此时进行双极闭锁，会损失大量的功率，造成极大的经济损失及社会影响。

图2 极2线路故障极波形

图3 极1非故障极波形

2 直流线路互感影响分析

故障开始后的初始阶段，非故障极的电压变化趋势与故障极基本一致，这是由于电磁耦合产生的结果。由于直流输电一般采用同塔共设，两条直流线路间存在较强的电磁耦合，线路越长，影响就越大。巴西直流工程的线路长达2 500多km，超过了大部分的特高压直流输电工程。巴西工程的线路参数见表1。

表1 直流线路参数

根据表1参数，可以算出直流线路的自感及互感，自感为[11]

式中：L0为单位长度自感；μ0为磁导率，具体数值为 4π ×1 0-7H/m；l为线路长度；Ds为分裂导线的等效半径，对于六分裂导线，有

式中：r′=0.779r，r为分裂导线半径；d为分裂导线间距。代入参数值，可以算出单位长度自感为3.225mH/km，整条线路的自感L1为8.27H。

直流线路互感为

式中：M0为单位长度互感；Dm为导线间距。代入参数值，可以算出单位长度互感为2.479mH/km，整条线路的互感M1为6.3H。可以看出，互感相比自感来说，数值并不小，因而不能忽略其影响。

巴西美丽山二期极1直流输电系统等效电路如图4所示，直流场主要由换流阀、平波电抗器、直流滤波器（direct current filter, DCF）、直流线路、接地极、直流断路器及隔离开关等构成。系统的正常运行方式是由Xingu送电Rio，称为功率正送模式，通常采用双极正送方式；如在枯水季节，会运行在功率反送模式，功率由Rio送往Xingu。

图4 极1直流输电系统等效电路

假设极2靠Rio站末端发生故障，那么此时极2的线路电流IDL2将会突然增大，由于互感影响[12-15]，相当于此时在极1线路上叠加一个电源，此时极1线路由于互感而感应出的电压如式（4）所示。根据楞次定律，其电压极性有利于极1电流的增大。

分析图2可知，故障极极2的电流变化率为1.817/0.000 2kA/s，根据式（4），在极1等效的电压为57 235kV，持续时间为0.2ms。其后故障极极2电流的变化很不规则，有增大也有减小，这是由于两极互相耦合引起的。但分析初始阶段0.2ms对于分析互感影响已经足够，能看出极1电压突变减小的过程，这段时间对于极1的突变量启动也是足够的，因而此分析过程也不失一般性。由于电压突变量动作时间很短，在这段时间内，换流器来不及调节，并且为了简化电路分析，忽略一些次要参数，接地极的等效电感可以忽略，把直流滤波器等效为一个电容，此时极1的电流回路可以等效为如图5所示的等效电路，L1为线路自感，RL为线路电阻，典型值为17Ω，Cdcf为直流滤波器的等效电容，美丽山工程为2.4μF。

图5 极1电流回路的等效电路

根据上述电路，Xingu站和Rio站的直流线路电压的关系为

对式（5）进行积分，并考虑初始条件，可以得出两站线路电压的关系。根据图5的等效电路，有

式中：ULxin(0-)为故障起始时的Xingu站初始电压，正送时一般为800kV；ULrio(0-)为故障起始时的Rio站初始电压，由于稳态运行存在线路压降，正送时一般为758kV左右；ε(t)为阶跃信号。对上述微分方程进行拉普拉斯变换后，可得

经过运算后，可得出Xingu线路电压为

其中，δ、ω、φ的定义为

代入线路参数及初始电压，可得Xingu站线路电压为

根据式（10），可以得出极1非故障极计算波形如图6所示。可以看出初始阶段0.2ms内的电压、电流变化趋势与实际的RTDS波形基本一致，说明极1电压突变确实是由互感引起的。

图6 极1非故障极计算波形

3 直流线路突变量保护及优化

对于由互感影响引起的非故障极直流电压突变，控制系统来不及反应，所以优化的方向应是防止保护误动[16-20]。对于故障极来说，由于接地故障一直存在，此时线路电压会一直很低；而对于非故障极来说，在互感影响消失后，此时电压会恢复到一个较高的水平，但根据实际的RTDS波形，恢复过程不是完全平滑上升的，上升过程还伴随着电压的抖动，所以若通过延时来躲过互感影响这一过程，需要很长的延时，不能满足突变量保护快速性的要求。因而为了兼顾快速性与可靠性，利用故障极和非故障极的差异，对突变量保护做如下优化：适当加长保护延时，以躲过互感影响，一旦在保护延时时间内检测到电压升高，就马上闭锁突变量保护一段时间，防止其误动。改进后的突变量保护优化策略如图7所示，图7中的单稳态触发器的功能表示一旦输入从0到1，输出马上变1并保持设定的时间T，之后输出变为零，直到输入再一次由0变为1。

图7 突变量保护优化策略

在保护延时时间段T2（2～5ms左右）内，如果在检测到线路电压低后的T3（1～5ms左右）时间段内，又检测到电压升高，那么此时封锁突变量保护T4（10～50ms左右）的时间。相比于常规只加长延时来躲过电压跌落过程的方法，本改进方式动作时间更短，保护定值也不需要做大量改动，兼顾了保护的快速性及可靠性，因而更有优越性。

为了验证上述策略的有效性，在RTDS系统中进行试验验证，试验条件为双极正送满功率4 000MW，靠逆变站Rio站故障，这是因为靠线路末端故障时，互感影响的是整条线路，因而更具代表性。

试验波形如图8和图9所示，其中UDL表示直流电压，IDL表示直流电流，DUDT_TRIP表示突变量保护动作信号，DUDT_BLK表示闭锁突变量保护信号，使其不动作。可以看出，在加入线路突变量保护的改进策略后，线路突变量保护准确识别了互感影响，非故障极极1可靠不动作，而故障极极2仍可以准确动作，证明了所提的改进策略确实是有效的。

图8 Xingu站极1非故障极波形

图9 Xingu站极2故障极波形

由于美丽山特高压直流工程是单阀组的特高压，为了验证对于双阀组特高压也有类似的优化作用，在RTDS平台上对国内某双阀组特高压也做了 类似仿真试验。试验波形如图10所示，线路故障前极1电压400kV，极2电压800kV，电流都为5 000A，故障点位于极2靠逆变侧。图10中UDL_OP表示对极（极2）电压，可以看出，在加入线路突变量保护的改进策略后，线路突变量保护准确识别了互感影响，非故障极极1可靠不动作，证明了所提的改进策略对于双阀组特高压直流也是有效的。

图10 整流站极1非故障极波形

4 结论

本文针对美丽山直流RTDS中发现的突变量保护误动问题，首先介绍了线路突变量保护的一般性原理，然后详细研究了互感引起突变量保护误动的机理，给出了一种突变量保护的优化策略，并通过RTDS证明了所提策略的有效性。本文所提的改进策略，对其他已建的和在建的特高压直流都有一定的参考意义。