特高压直流近区交流输电线路智能重合闸策略

曹 虹，夏 秋，俞 斌，王同文，邵庆祝，王兴国

特高压直流近区交流输电线路智能重合闸策略

曹 虹1，夏 秋1，俞 斌2，王同文2，邵庆祝2，王兴国1

(1.中国电力科学研究院有限公司,北京 100192；2.国网安徽省电力有限公司，安徽 合肥 230061)

提出了一种特高压直流近区交流输电线路智能重合闸策略，避免重合于永久性故障带来的二次冲击，从而避免直流连续换相失败和直流闭锁事故，提高特高压交直流混联系统的安全稳定性。分析了现有基于电压特征的永久性故障判别算法的不足，提出了基于故障测距结果的双参数故障判别算法。而后在计算交流侧安全裕度指标和直流侧安全裕度指标的基础上，建立重合闸投切与系统安全关联度指标以预判系统安全性。结合预判结果综合判别永久性故障和瞬时性故障，构建智能重合闸策略。RTDS仿真结果验证了智能重合闸策略的有效性和可行性。智能重合闸策略为特高压直流近区交流输电线路重合闸提供了新的思路。

特高压直流近区；智能重合闸；安全裕度指标；永久性故障；瞬时性故障

0 引言

随着特高压直流输电技术的快速发展，我国进入特高压交直流混联电网运行时代，“强直弱交”特征日益突出[1-2]。特高压直流近区交流系统故障可能诱发直流系统换相失败，尤其是特高压直流近区交流输电线路永久性故障，若重合断路器将给直流系统带来二次冲击，易引发连续换相失败，造成直流闭锁。一旦发生直流闭锁故障，受端电网会出现巨大的功率缺额，将影响电网的频率和电压稳定[3-4]。故特高压直流近区交流线路的正确重合闸对于整个电网的安全稳定运行至关重要。

重合闸技术广泛应用于交流输电线路，以切除瞬时性故障并快速恢复供电。但是，传统的自动重合闸技术不区分永久性故障和瞬时性故障，经固定的延时重合断路器，而后再进行故障的判别以决定是否再次跳闸，易对电气系统造成不利影响[5]。为此，国内外学者开展了自适应重合闸的研究[6-8]。文献[9]基于故障后残压幅值识别故障类型，但当线路中互感电压大于电容耦合电压时，容易发生误判。文献[10]利用模糊综合策略优化了基于故障残压幅值特性的判据，减少了误判率，但受限于模糊理论自身的缺陷，仍然存在误判区。文献[11]利用人工神经网络对故障类型进行精确识别，但是神经网络的搭建需要大量计算训练，难以应用于实际工程。文献[12-15]以电弧模型为基础，利用故障后是否产生电弧特性来鉴别故障类型，然而电弧模型的准确性仍有待进一步研究，此方法不具有普适性。文献[16-18]利用并联电抗器参数特性，补充了对带并联电抗器线路的故障类型识别方法，不过仅适用于带并联电抗器的线路。

鉴于以上问题，本文提出了智能重合闸的概念，建立重合闸投切与系统安全关联度指标，在预判系统安全性的基础上综合判别永久性故障和瞬时性故障，构建重合闸配合策略，减小重合于永久性故障对交直流系统的冲击，提高特高压交直流混联系统的稳定性和安全性。本文分析了现有基于电压特征的永久性故障判别算法的不足，提出了基于故障测距结果的双参数故障判别算法，而后在计算交流侧安全裕度指标和直流侧安全裕度指标的基础上，综合判别故障类型，提出智能重合闸策略。仿真结果验证了智能重合闸策略的有效性和可行性。智能重合闸策略为特高压直流近区交流输电线路重合闸提供了新的思路。

1 永久性故障判别算法

1.1 传统基于电压特征的故障判别算法

当三相交流线路中的一相线路由于发生故障而被切除时，健全相的对地电压和线路电流分别通过相间电容耦合和电磁耦合在开断相产生感应电压，分别称为电容耦合电压和电感耦合电压。

电容耦合电压是横向的，主要由健全相电压耦合产生，当线路C相发生故障且两侧断路器开断时，如图1所示，故障点电压即为电容耦合电压，可表示[9]为

式中：是故障点电压；是电容耦合电压；和分别为线路中单位长度的正序和零序电纳；和为故障点处健全相电压。

电感耦合电压是纵向的，和负载电流、线路长度成正比，当图1中的故障点位于线路末端时，线路全长的电感耦合电压表达式[9]为

瞬时性故障是电弧性故障，熄弧后故障点消失，健全相和故障相之间的耦合使得故障相恢复电压包括电感耦合电压和电容耦合电压。而永久性故障时，由于故障点一直存在，电容耦合电压的值会快速减小，故障相恢复电压主要由电感耦合电压构成。

利用瞬时性故障与永久性故障时电压幅值的大小区分，传统基于电压特征的判据[5]构造为

为解决这个问题，本文提出基于故障测距结果的双参数故障判别算法，提高故障判别准确性。

1.2 基于故障测距结果的双参数故障判别算法

本节结合故障测距结果，提出利用电容耦合电压和电感耦合电压复合调整的双参数故障判别算法，避免电容耦合电压的大小对于判据结果的影响，有效降低误判区域范围。

当发生永久性故障时，因为故障点一直存在，无论是金属性故障还是经过渡电阻故障，故障点电压肯定小于瞬时性故障时的电容耦合电压[10]，因此，有式(4)成立。

瞬时性故障与永久性故障的本质区别在于故障点一直存在与否，在瞬时性故障下，其故障电压为电容耦合电压和电感耦合电压的叠加，有式(5)成立。

因此，利用电容耦合电压和电感耦合电压，可明显地区分瞬时性故障和永久性故障。将电容耦合电压和电感耦合电压作为双参数，通过调节双参数的双裕度系数，设置双参数门槛值为

进一步地，将式(1)、式(2)代入式(6)可得

为进一步提高算法的准确性，引入测量阻抗法来计算故障距离，计算公式[21-22]为

因此，结合故障测距结果的双参数故障判别算法为

满足判据(11)时，判定为瞬时性故障；否则，判定为永久性故障。

2 智能重合闸策略

2.1 直流侧安全裕度指标

受端交流系统故障引发直流换相失败是交直流混联系统最常见也是最主要的问题之一，故障后的首次换相失败往往影响较小且难以避免，但连续多次换相失败会造成直流系统闭锁、直流系统功率传输中断、交流系统传输功率剧烈变化甚至反向，严重威胁电网的安全稳定运行[23]。抑制直流系统连续换相失败，改善交直流系统运行特性，具有十分重要的意义，也是目前需要重点解决的问题。

直流系统的安全性评估主要考虑直流系统连续换相失败导致直流闭锁的发生概率。由直流运行经验[24]可知，交直流系统对连续换相失败的承受能力主要受直流输送功率以及换相失败时间间隔两个因素影响。交流电压上升、关断角裕度、谐波等均会影响换相过程[25]。直流输送功率越高，连续换相失败的时间间隔越短、次数越多，则系统承受能力越弱，越容易导致直流闭锁。目前，工程用换线失败保护加速段则结合系统耐受连续换相失败的时间，通过换相失败发生的次数及时间间隔来判断是否闭锁直流。对于额定输送功率为12 000 MW的直流系统：当直流双极输送功率小于6 000 MW时，连续4次及以上的换相失败时间间隔小于200 ms，则可能会导致直流闭锁；当直流双极输送功率大于6 000 MW时，连续3次及以上的换相失败时间间隔小于200 ms，则可能导致直流闭锁。

故本文将直流输送功率、换相失败次数作为直流侧安全裕度指标。

2.2 交流侧安全裕度指标

若交流线路重合闸重合于永久性故障，对直流系统带来二次冲击，可能引发连续换相失败，同时严重影响交流系统的安全稳定性。换相失败发生后，直流系统向交流系统的馈入功率降低，交流滤波器及无功补偿装置等将向交流系统倒送大量无功功率，直流系统相当于时变谐波电流源，近区交流线路的电压、电流波形产生不同程度的畸变，严重时可能导致交流电网失步。因此，如何依据交流侧电气量可靠识别永久性故障和瞬时性故障对于提高交流系统的安全稳定性至关重要。

2.3 智能重合闸方案

本文提出了一种防止直流连续换相失败的交流线路重合闸策略，针对直流近区交流线路，线路发生故障后自动调整线路两侧重合闸策略，减小重合闸于永久性故障对直流系统的冲击，有效避免连续换相失败进而导致的直流闭锁。

智能重合闸流程图如图2所示，主要分为以下步骤：

2.3.1安全性预判

获取直流输送功率、换相失败信号，以断路器断开时刻为0时刻。

图2 智能重合闸逻辑

1) 当直流双极功率≤6 000 MW时，对于重合前200 ms—重合前500 ms时间区段，当收到任一桥换相失败信号，计数器计1并自保持200 ms；计数器计1往前200 ms到400 ms期间收到任一桥换相失败信号，计数器计2并自保持200 ms；计数器计2往前200 ms到400 ms期间收到任一桥换相失败，计数器计3。上述任一条件不满足，计数器清0。其中，为重合闸时间。

(1) 当计数器达到3时，判定系统为不安全状态，进入故障类型判断阶段。

(2) 当计数器小于3时，判定系统为安全状态，进入故障类型判断阶段。

2) 直流双极功率＞6 000 MW时，对于重合前200 ms—重合前500 ms时间区段，当收到任一桥换相失败信号，计数器计1并自保持200 ms；计数器计1往前200 ms到400 ms期间收到任一桥换相失败信号，计数器计2。上述任一条件不满足，计数器清0。

(1) 当计数器达到2时，判定系统为不安全状态，进入故障类型判断阶段。

(2) 当计数器小于2时，判定系统为安全状态，进入故障类型判断阶段。

2.3.2故障类型判断

依据安全性预判阶段的判别结果调整双参数故障判别算法中的双参数门槛值的大小，即调整式(12)中的3值，而后依据调整后的门槛值计算双参数故障判别判据，判别故障类型。

若安全性预判结果为安全状态，3=0.5，增加瞬时性故障的判定区域，尽量重合一次，保证瞬时性故障的判定，如果重合于永久性故障再次跳开。若安全性预判结果为不安全状态，3=1，减少永久性故障的误判区。

2.3.3执行重合命令

依据故障类型判断阶段的结果，最终判定交流线路换流站侧是否执行重合命令。若执行重合命令，则重合闸时间为时，执行重合命令，同时向对侧发送重合允许信号，对侧收到允许信号后重合。若执行不重合命令，则重合闸时间时，执行不重合命令，同时向对侧发送重合闭锁信号，对侧收到闭锁信号后不重合。

3 仿真验证

以昌吉-古泉特高压直流近区古泉-繁昌交流线路为例，分析不同故障工况下的智能重合闸策略动作结果。受篇幅限制，其他线路故障下的动作特性类似，不再赘述。

昌吉-古泉直流额定功率(12 000 MW)运行时，在古泉-繁昌交流线路古泉侧设置永久性故障，持续时间为1 000 ms。换相失败信号、古泉侧线路电压仿真结果如图4、图5所示。

图3 ±1 100 kV昌吉(新疆)-古泉(安徽)特高压交直流混联输电系统

图4 古泉侧系统发生永久性故障下换相失败信号波形

图5 古泉侧系统发生永久性故障下电压仿真波形

由图4可知，永久性故障后，持续检测出换相失败信号，当重合闸时间设置为800 ms时，故障后600 ms(重合前200 ms)时，收到换相失败信号，计数器计1，而后在400 ms时又收到换相失败信号，计数器计2。由于此时昌吉-古泉直流功率大于6 000 MW，且计数器达到2，那么判定系统为不安全状态，3=1，set=39.976 kV。由图5可知，当永久性故障距离为0时，断路器断开后测量点电压m约为0.012。故m可靠小于set，准确判定为永久性故障，线路古泉侧执行不重合命令，同时向繁昌侧发送重合闭锁信号，繁昌侧收到闭锁信号后可靠不重合。

不同故障位置、不同过渡电阻情况下的永久性故障仿真结果如表1所示。

由表1可知，在特高压直流近区发生永久性故障时，检测到多次换相失败信号，安全性预判均判断为不安全状态，3=1，调整后的定值对于500 Ω过渡电阻的永久性故障依然留有足够的判定裕度，m可靠小于set，准确判定为永久性故障。即智能重合闸策略通过安全性预测，可自适应调整3的值，高阻故障时，依然可靠判断为永久性故障，可靠不重合。

表1 不同故障位置、不同过渡电阻情况下永久性故障仿真结果

当昌吉-古泉直流额定功率低于6 000 MW时，发生永久性故障后安全性预判也可靠判断为不安全状态，分析过程类似，此处不再赘述。

昌吉-古泉直流额定功率(1 2000 MW)运行时，在古泉-繁昌交流线路古泉侧设置瞬时性故障，持续时间100 ms。换相失败信号、古泉侧线路电压仿真结果如图6、图7所示。

图6 古泉侧系统发生瞬时性故障下换相失败波形

图7 古泉侧系统发生瞬时性故障下电压仿真波形

由图6可知，瞬时性故障后，仅检测出一次换相失败信号，当重合闸时间设置为800 ms时，故障后300～600 ms(重合前200 ms—重合前500 ms)时，没有收到换相失败信号，计数器计0，判定系统为安全状态，3=0.5，set=19.988 kV。由图7可知，当瞬时性故障距离为0时，断路器断开后测量点电压m约为43.011 kV。故m可靠大于set，准确判定为瞬时性故障，线路古泉侧执行重合命令，同时向繁昌侧发送重合允许信号，繁昌侧收到闭锁信号后可靠重合。

不同故障位置、不同过渡电阻情况下的瞬时性故障仿真结果如表2所示。

表2 不同故障位置、不同过渡电阻情况下瞬时性故障仿真结果

由表2可知，在特高压直流近区发生瞬时性故障时，仅检测到一次换相失败信号，安全性预判均判断为安全状态，3=0.5，调整后的定值对于500W过渡电阻的永久性故障依然留有足够的判定裕度，m可靠大于set，准确判定为瞬时性故障。即智能重合闸策略通过安全性预测，可自适应调整3的值，高阻故障时，依然可靠判断为瞬时性故障，可靠重合。

当昌吉-古泉直流额定功率低于6 000 MW时，发生瞬时性故障后安全性预判也可靠判断为安全状态，分析过程类似，此处不再赘述。

4 结论

本文分析了现有基于电压特征的永久性故障判别算法的不足，提出了基于故障测距结果的双参数故障判别算法，而后在计算交流侧安全裕度指标和直流侧安全裕度指标的基础上，建立重合闸投切与系统安全关联度指标以预判系统安全性，结合预判结果综合判别永久性故障和瞬时性故障，构建智能重合闸策略。

经RTDS仿真验证表明：特高压直流近区交流线路永久性故障时，结合直流输送、换相失败信号，可靠判定系统为不安全状态，保持双参数门槛值在高水平、高过渡电阻情况下，测点电压依然可靠小于双参数门槛值，可靠判定为永久性故障，可靠不重合；特高压直流近区交流线路瞬时性故障时，结合直流输送、换相失败信号，可靠判定系统为安全状态，降低双参数门槛值，保证测点电压可靠大于双参数门槛值，可靠判定为瞬时性故障，可靠重合。

本文提出的智能重合闸策略可依据判定的系统安全状态自适应调整双参数故障判据的门槛值，提高判据可靠性和灵敏性，高阻故障时依然可以准确判定故障类型，为特高压直流近区交流输电线路重合闸提供了新的思路。

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Intelligent reclosing strategy for near area AC transmission lines connected with UHVDC

CAO Hong1, XIA Qiu1, YU Bin2, WANG Tongwen2, SHAO Qingzhu2, WANG Xingguo1

(1.China Electric Power Research Institute Co., Ltd., Beijing 100192, China; 2. State Grid Anhui Electric Power Co., Ltd., Hefei 230061, China)

An intelligent reclosing strategy for the near area AC side of the UHV AC/DC hybrid system is proposed. It avoids secondary impact caused by reclosing in permanent fault which leads to DC blocking accident caused by DC continuous commutation failure, and improves the safety and stability of UHV AC/DC hybrid system. This paper analyzes the shortcomings of the existing permanent fault discrimination algorithm based on voltage characteristics, and puts forward a two-parameter fault discrimination algorithm based on fault location results. Then, based on the calculation of AC side safety margin index and DC side safety margin index, the correlation index between reclosing switching and system safety is established to predict system safety. Combined with the prediction results, the permanent fault and transient fault are comprehensively distinguished, and the intelligent reclosing cooperation strategy is constructed. RTDS simulation results verify the effectiveness and feasibility of intelligent reclosing strategy. Intelligent reclosing strategy provides a new idea for reclosing of UHVDC near area AC transmission line.

This work is supported by the Science and Technology Project of State Grid Corporation of China (No. SGAH0000TKJS1900055).

UHVDC near area; intelligent reclosing; safety margin index; permanent failure; transient fault

10.19783/j.cnki.pspc.210326

国家电网有限公司科技项目资助“特高压交直流近区输电线路高阻故障快速识别及智能重合闸技术研究”(SGAH0000TKJS1900055)

2021-03-26；

2021-08-24

曹 虹(1990—)，女，通信作者，博士研究生，研究方向为电力系统保护与控制。E-mail: caohong@epri.sgcc.com

(编辑 葛艳娜)