白鹤滩-江苏特高压混合直流输电线路行波保护适应性分析

牟大林，林 圣，李小鹏，戴文睿

白鹤滩-江苏特高压混合直流输电线路行波保护适应性分析

牟大林1，林 圣1，李小鹏2，戴文睿3

(1.西南交通大学电气工程学院，四川 成都 610031；2.国网四川省电力公司电力科学研究院，四川 成都 610041；3.中国铁道科学研究院集团有限公司标准计量研究所，北京 100081)

为探究现有直流输电线路行波保护对白鹤滩-江苏特高压混合直流输电系统(简称：白江混合系统)的适应性，根据白江混合系统直流线路故障附加网络推导直流线路区内外故障时线路两端故障行波的边界传播特性。分析发现，直流线路正向区外故障后边界传播特性与传统直流系统存在差异。进一步分析行波保护判据的变化情况，表明行波保护判据主要受整流侧反射系数和逆变侧折射系数的影响。将白江混合系统与传统直流输电系统进行对比，发现当直流输电线路正向区外发生短路故障后，白江混合系统电压变化量、电压变化率、极波变化量和极波变化率比传统直流系统变化更大，导致行波保护误动风险增大。最后，基于PSCAD搭建白江混合系统仿真模型，仿真结果验证了理论分析的正确性。

混合直流输电系统；直流输电线路；行波保护；适应性分析；边界传播特性

0 引言

高压直流输电技术是解决我国电力能源与负荷需求逆向分布问题的有效手段[1-4]；其中，融合电网换相换流器(line commutated converter, LCC)与模块化多电平换流器(modular multilevel converter, MMC)优点的混合直流输电技术备受青睐[5-7]。目前对混合直流输电系统结构的研究较多[8-11]，其中整流侧采用LCC、逆变侧采用MMC与LCC级联的混联结构，该结构因逆变侧LCC具有可阻断直流故障时MMC放电通路、降低换相失败概率、实现逆变站多落点输电等优势而被关注[12]。我国“西电东送”部署重点工程——白鹤滩-江苏±800 kV特高压混合直流输电工程(简称：白江工程)便是采用该种技术，是世界首个级联型混合直流输电工程[13]。

白江工程于2022年建成投运，其整流侧采用传统的双12脉动LCC，而逆变侧的高压端采用单12脉动LCC、低压端采用3个MMC并联，拓扑结构如图1所示。该工程输电距离全长2086 km，线路超长且运行环境复杂多变，其快速可靠的保护是系统安全稳定运行的基本保障。由于行波保护动作具有速度快的优势，国内已投运的直流输电工程均将其作为输电线路的主保护[14-17]。然而，白江工程采用了一种全新的混合型拓扑结构，这种结构差异是否会对系统故障行波的传播特征产生影响？会产生什么影响？是否会导致现有行波保护发生误动或者拒动？对于这些问题的分析与研究目前尚未见明确的报道。因此，有必要分析现有直流线路行波保护对白江工程的适应性，以指导其线路保护方案的设计或完善。

图1 白鹤滩-江苏混合直流输电系统拓扑结构

基于此，本文以白江工程作为研究对象，分析了现有工程应用的两类直流输电线路行波保护对白江混合系统的适应性。首先根据直流线路故障附加网络，分析直流系统在不同位置故障时的边界传播特性，进一步推导边界传播特性与传统直流输电系统边界传播特性的差异，分析行波保护对白江混合系统的灵敏性。分析发现电压变化量和电压变化率在直流线路正向区外故障时比传统直流系统变化更大，而电流变化量较传统直流更小；极波变化量和极波变化率在直流线路正向区外故障时也比传统直流系统变化更大。最后，根据白江工程设计参数搭建仿真模型，仿真验证理论推导和结论的正确性。

1 边界特性分析

1.1 故障附加网络

白江混合系统逆变侧低压端采用3个MMC并联，每个MMC均采用半桥子模块。对于一个MMC，若单相桥臂所有投入子模块通态电阻之和、桥臂电抗以及桥臂电容分别为20、20及20，则MMC的等效电阻、等效电抗与等效电容分别为20/3、20/3、60/，其中为每相投入子模块的数量[18]。因此，3个并联MMC换流器的等效电阻、等效电抗与等效电容分别为、、。其中，，，，，波阻抗通常为几百欧姆，因，故MMC等效电阻可以忽略。由此可得逆变侧低压端MCC的等效阻抗为

当逆变侧高压端LCC等效阻抗、直流滤波器等效阻抗为，整流侧LCC等效阻抗，直流滤波器等效阻抗为时，利用叠加定理可得到直流线路发生故障后的系统故障附加网络如图2所示。图中为平波电抗器等效电抗，为直流线路波阻抗，为过渡电阻，为故障电压分量，与故障点正常运行时的电压大小相等方向相反。m、n分别为整流侧与逆变侧直流线路保护安装处。

图3 白江混合系统直流滤波器结构图

Fig. 3 DC filter configuration for Bai-Jiang hybrid system

表1 直流滤波器参数

1.2 边界传播特性

图4 反向区外故障附加网络

Fig. 4 Additional network for backward externalF2 fault

当图1所示逆变站正向区外F3处发生故障时，其故障行波分量通过折射传输到n处，其故障附加网络如图5所示。

图5 正向区外故障附加网络

从上述不同位置故障后边界传播特性表达式可知，直流线路故障时在边界点m处的折射系数与反射系数、反向区外故障时在边界点m处的折射系数与传统LCC-HVDC系统，如云广特高压、宾金特高压等工程相同[19-22]，基于此，本文侧重于分析直流线路正向区外故障的工况。

2 行波保护适应性分析

2.1 行波保护

目前工程中应用的行波保护主要有电压行波保护和极波行波保护两类。我国贵广直流工程、云广直流工程等采用电压行波保护，灵绍直流工程、宾金直流工程等采用极波行波保护。

电压行波保护以输电线路电压变化量、电压变化率和电流变化量等作为主要判据，以此快速判别直流线路故障，其具体判别式为

电压行波保护典型的保护单元逻辑框图如图7所示。首先利用电压变化率实现故障启动，再根据电压、电流的变化量识别线路故障。

图7 电压行波保护逻辑框图

地模波表达式为

极波行波保护的典型保护单元逻辑框图如图8所示。图8中极波行波保护的具体配合关系如下：当两个采样点之间的极波差值大于整定值时，启动保护判别式，将前一个采样点作为标定采样点，继续把之后第2、5、7个采样点的极波值与标定采样点的极波值做差，若差值均大于整定值，则表明直流线路发生故障，再根据地模波判断故障极[22-23]。

图8 极波行波保护逻辑图

电压行波保护包括电压变化率、电压变化量和电流变化量3个判据，且必须3个判据同时满足才会发生电压行波保护动作信号。极波行波保护包括极波变化率、极波变化量、地模波3个判据，必须都满足才可以发出极波动作信号。

2.2 适应性分析

由1.2节的分析可知，白江混合系统结构与传统直流系统相比，最大区别在于发生正向区外故障时逆变侧边界点n处的折射系数，而直流线路F1故障或反向区外F2故障时，混合直流输电系统的边界传播特性与传统直流输电系统无异。因此，本文分析正向区外F3故障情况下电压行波保护和极波行波保护的适应性。

同样地，分析极波行波保护对白江混合系统的适应性。通过式(17)可知极波变化量表达式为

2.3 行波保护灵敏性分析

将白江混合系统与相同主回路参数的传统两端LCC-HVDC系统进行对比以进一步分析行波保护对白江混合系统的灵敏性。

图9 传统直流输电系统正向区外故障附加网络

进一步分析两类行波保护对白江混合系统的灵敏性。

1) 电压行波保护

化简式(31)并消除相同项可得

对式(32)进行化简可得

从式(34)可知，白江混合系统与传统直流系统的电压变化率比值在频率3000 Hz时为1.2195，也大于1。表明相比于传统直流系统，白江混合系统中电压变化率在直流线路正向区外故障时更加灵敏。

化简式(35)并消除相同项可得

对式(36)进行化简可得

综上表明，白江混合系统在直流线路正向区外故障时电压变化量和电压变化率比传统直流系统更大，表明其对正向区外故障的变化更大。白江混合系统电流变化量比传统直流系统更小。

2) 极波行波保护

将式(5)代入式(38)，并进行化简可得

进一步将式(5)、式(14)、式(15)、式(25)、式(26)代入式(39)，并进行化简后有

图10 KΔu、KΔi、KΔP在频率1000 ～5000 Hz区间的变化曲线

3 仿真验证

基于我国正在建设的白鹤滩-江苏特高压混合直流输电系统工程验证上述理论分析的正确性。设置了直流输电线路内部故障和正向区外故障两种工况，仿真验证白江混合系统的电压行波和极波行波保护动作特性。

3.1 仿真模型和参数

本文基于PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件，搭建了白鹤滩-江苏特高压混合直流输电双极系统。其中整流侧单极采用双12脉动LCC；逆变侧高压侧采用单12脉动LCC、低压侧采用3个MMC并联连接的方式。混合直流输电系统主要参数如表2所示。参考我国某实际投运工程，电压行波保护中电压变化量判据阈值取0.3 p.u.，电压变化率判据阈值取0.14 p.u./ms，电流变化量判据阈值取为0.5 p.u.。极波保护中极波上升率的阈值取为60 kV/0.1 ms[23]，其采样频率为10 kHz。

3.2 白江混合系统

3.2.1电压行波保护

1) 区内故障

对电压保护方案在混合直流输电系统结构中的适应性进行仿真分析，仿真正极线路距离整流侧1000 km处发生过渡电阻为50W接地故障，故障发生时间为12 s，故障持续时间为0.1 s。电压行波保护所用电气量变化情况及保护动作情况仿真结果如图11所示。

图11 白江混合系统直流线路区内故障电压行波仿真结果

从图11的仿真结果可以看出，电压行波保护的电流变化量、电压变化量、电压变化率均会大于整定阈值，对3个判据大于整定值时进行展宽，3个经过展宽后的电压行波保护判据同时大于整定值的时刻是12.015 s，此时行波保护发生动作指令，即区内1000 km处50 Ω接地故障可以被正确识别。

2) 区外故障

仿真了逆变侧出口处在12 s时发生金属性接地故障，故障持续时间为0.1 s，行波保护所用电气量及保护动作情况的仿真结果如图12所示。

图12 白江混合系统直流线路区外故障电压行波仿真结果

由图12可知，在逆变侧发生区外故障后，3个经过展宽后的电压行波保护判据同时大于行波保护整定值，此时行波保护也会发生动作指令，行波保护误动。

3.2.2 极波行波保护

1) 区内故障

对极波保护方案在混合直流输电系统结构中的适应性进行仿真，仿真正极线路距离整流侧1000 km处发生过渡电阻为50W的接地故障，故障发生时间为12 s，故障持续时间0.1 s。极波行波保护中直流电压、电流的故障分量，两极的极波变化情况仿真结果如图13所示。其中1为正极极波；2为负极极波，下同。

图13 白江混合系统区内故障极波行波仿真结果

从图13仿真结果可以看出，在故障发生后故障极的直流电流迅速增大，直流电压迅速减小，此时，故障极的极波也迅速增大。在12.0035 s时检测到当前采样点与后一个采样点之间的极波差值为321.2 kV/0.1 ms，远远大于极波保护的阈值60 kV/ 0.1 ms，极波保护启动。同时，第2、5、7等3个采样点极波与12.0035 s极波的差值也均大于阈值，因此，判断直流线路发生接地故障。

2) 区外故障

仿真了逆变侧出口处在12 s时发生金属性接地故障，故障持续时间0.1 s，极波行波保护中直流电压和电流、两极极波变化情况的仿真结果如图14所示。

从图14仿真结果可以看出，在直流线路正向区外发生金属性接地故障后，故障极的直流电流迅速增大、直流电压迅速减小。故障极的极波在故障发生后也迅速增大，在12.0072 s时检测到当前采样点与后一个采样点之间的极波差值为61.12 kV/ 0.1 ms，大于极波阈值60 kV/0.1 ms，此时，极波保护启动。此后第2、5、7等3个采样点的极波与12.0072 s的极波差值均大于阈值，因此，判断直流线路发生了故障，极波保护发出动作指令。

图14 白江混合系统区外故障极波行波仿真结果

3.3 传统直流系统

因传统特高压直流输电系统与混合直流输电系统在正向区外故障行波边界传播特性差异最大，因此，本文以宾金直流输电工程为例，仿真了逆变侧出口处在12 s时发生金属性接地故障，故障持续时间为0.1 s，电压行波保护所用电气量及保护动作情况的仿真结果如图15(a)所示，极波行波保护所用电气量仿真结果如图15(b)所示。

图15 传统直流系统直流线路区外故障仿真结果

由图15(a)可知，在逆变侧区外故障发生后，极波行波保护中电压变化量、电流变化量、电压变化率均大于保护整定值，因此电压行波保护会发出动作指令导致保护误动。表明两种直流输电系统结构下正向区外发生接地故障时电压行波保护均会误动作。并且与图10对比可以看出，白江混合系统电压变化量、电压变化率明显大于传统直流系统，而白江混合系统电流变化量小于传统直流系统，仿真结果与理论分析一致。

从图15(b)仿真结果可以看出，对于传统特高压直流输电系统，故障连续采样点之间的极波差值一直小于极波保护阈值60 kV/0.1 ms。因此，传统直流系统的极波保护可靠不动作。然而，图14表明，对于白江混合系统，直流线路正向区外故障后极波保护会误判。与图14仿真结果对比可知，白江混合系统极波变化量比传统直流系统的更大，仿真结果与理论分析一致。

3.4 采样步长对行波保护的影响

为分析采样步长对行波保护的影响，仿真了采样步长为10ms和150ms的两种情况。故障工况：直流正极线路距整流侧1000 km处发生50W接地故障时，故障发生时间为12 s，故障持续时间为0.1 s。电压行波保护中电压变化量、电压变化率和电流变化量，其仿真结果分别如图16所示，其中图16(a)采样步长为10ms，图16(b)采样步长为150ms；极波行波保护的直流电压和电流、两极极波变化情况的仿真结果如图17所示，其中图17(a)采样步长为10ms，图17(b)采样步长为150ms。

图16 不同采样步长电压行波仿真结果

图17 不同采样步长极波行波仿真结果

从图16的电压行波保护的仿真结果可以看出，当采样步长为10ms时，直流电压变化率较大，但是当采样步长分别为10ms和和150ms时对电压行波保护动作结果没有影响。从图17极波行波保护的仿真结果可以看出，当采样步长为10ms时的直流电压和电流、两极极波的波形与采样步长为100ms时完全一样，而采样步长为150ms时的仿真波形与采样步长100ms时相比误差较大。但3个采样步长的极波保护判据均满足大于保护阈值，行波保护发生动作指令，准确判断为直流线路故障。由此可见，采样步长为10ms、100ms、150ms时对极波行波保护判断结果没有影响。

4 结论

本文分析了实际工程中常用的电压行波保护和极波行波保护对白江混合系统的适应性。通过理论分析和仿真验证，得到如下结论：

1) 推导了白江混合系统不同位置发生故障后整流侧和逆变侧的折射系数和反射系数，获取故障电压、电流行波在白江混合系统中的边界传播特性。

2) 对比分析了行波保护判据对白江混合系统和传统直流系统两种结构下的变化特征。对于正向区外故障，对比了两种结构的电压变化量、电压变化率、极波变化量、极波变化率的变化情况。对比分析发现相比于传统直流系统，白江混合系统在正向区外故障时变化更明显，发生误动的风险增大。

3) 通过仿真进一步验证了电压行波保护和极波行波保护适应性分析的正确性，对线路保护体系构建提供一定的参考。

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Adaptability analysis of traveling wave protection for the Baihetan-Jiangsu serial hybrid LCC-MMC UHVDC transmission line

MU Dalin1, LIN Sheng1, LI Xiaopeng2, DAI Wenrui3

(1. School of Electric Engineering, Southwest Jiaotong University, Chengdu 610031, China; 2. State Grid Sichuan Electric Power Research Institute, Chengdu 610041, China; 3. Standards and Metrology Research Institute, China Academy of Railway Sciences Corporation Limited, Beijing 100081, China)

To explore the adaptability of existing traveling wave protection for the DC line to Baihetan-Jiangsu serial hybrid ultra-high voltage direct current (UHVDC) transmission system (Bai-Jiang hybrid system for short), this paper deduces the boundary propagation characteristics of the fault traveling wave at both ends of the DC line during faults inside and outside the DC line zone based on the fault additional network of the Bai-Jiang hybrid system. The analysis finds that the boundary propagation characteristics of the forward zone of the DC line faults differ from those of the conventional line commutated converter (LCC) HVDC system. The changes for the traveling wave protection criterion are analyzed, and this analysis shows that the traveling wave protection criterion is mainly affected by the reflection coefficient on the rectifier side and the refraction coefficient on the inverter side. Comparing the Bai-Jiang hybrid system with a conventional LCC-HVDC system, it is found that when a short-circuit fault occurs outside the forward zone of the DC line, the voltage change amount and change rate, the polar wave change amount and change rate of the Bai-Jiang hybrid system change more than those of the conventional LCC-HVDC system. That leads to an increased risk of false operation of the traveling wave protection. Finally, a simulation model of the Bai-Jiang hybrid system is built based on PSCAD, and the results verify the correctness of the theoretical analysis.

serial hybrid LCC-MMC UHVDC system; DC transmission line; travelling wave protection; adaptability analysis; boundary propagation characteristics

10.19783/j.cnki.pspc.220016

国家自然科学基金项目资助(51977183)

This work is supported by the National Natural Science Foundation of China (No. 51977183).

2022-01-04；

2022-03-09

牟大林(1994—)，女，博士研究生，研究方向为高压直流输电系统保护与控制；E-mail: dalin9009@163.com

林 圣(1983—)，男，通信作者，博士，教授，研究方向为交直流混联电网保护与控制；E-mail: slin@swjtu.edu.cn

李小鹏(1987—)，男，博士，高级工程师，研究方向为交直流混联电网故障分析与保护。E-mail:lxpbsd@163.com

(编辑 周金梅)