海上風電柔性直流輸電換流變差動保護的適應性分析

程 驍，顧喬根，任旭超，鄭 超，黃 濤，張寶順

（1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，南京 211102；2. 國網江蘇省電力有限公司，南京 210024）

0 引言

近年來，國內大型海上風電柔性直流輸電工程的正式投運開啟了中遠海上風電電經柔性直流輸電送出的新紀元［1-3］，填補了國內該技術領域的多項空白，有效解決了海上風電場大容量、遠距離輸電的問題，對未來中國海上風電規(guī)模化開發(fā)建設具有引領和示范作用［4-6］。

常規(guī)電網的電源以旋轉電機為主，當電網發(fā)生故障時，短路電流的大小及相位取決于系統阻抗和短路阻抗。而以風力發(fā)電為典型代表的新能源發(fā)電系統，不再具有傳統意義上的旋轉慣性，柔性換流閥的控制特性也具有強非線性特征，因此柔性輸電系統的故障特性與普通電力系統相比有較大差異［7-15］，柔性直流輸電系統相關保護的可靠性、選擇性面臨挑戰(zhàn)。分析現有文獻可知，柔性直流輸電方向的現有研究多集中于故障穿越、故障電流抑制及控制策略，該系統下變壓器故障特性以及變壓器差動保護適應性分析較少提及。

文獻［16-20］分析了柔性直流輸電系統的故障穿越技術及故障電流抑制技術，探討了柔性直流輸電系統的故障電流分布特性與演變規(guī)律，但分析重點在直流側故障及直流控制策略方面，未涉及交流側故障分析；文獻［21-23］通過將理論與仿真相結合，研究了交流電網故障、IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）器件故障等多種情況下的逆變器輸出短路電流特征，得出了這些故障下逆變器輸出短路電流遠小于常規(guī)系統故障下逆變器輸出短路電流的結論，但未涉及元件保護的靈敏性、可靠性分析；文獻［24-25］分析了逆變器控制下的穩(wěn)態(tài)短路電流計算方法，并分析了PI（比例-積分）控制器參數、負載水平等因素引起的穩(wěn)態(tài)故障電流下降的問題，但未涉及電流頻域分析；文獻［26-29］從故障分量的角度出發(fā)，分析了逆變器系統輸出短路電流中的序分量變化特性，并研究了逆變器系統輸出電流中的頻域特性及其產生機理。文獻［30-31］討論了高壓直流輸電系統不對稱故障可能引發(fā)的換流變壓器（以下簡稱“換流變”）故障性涌流的問題，分析重點在故障非周期分量導致的變壓器鐵心飽和問題，不涉及故障過程中閥側交流故障電流的變化特征對差動保護的影響。

國外已發(fā)表的柔性直流輸電相關文獻多集中于直流電網、混合直流技術以及新策略、新原理等方面，在高壓直流輸電系統交流側繼電保護方面文獻較少。文獻［32］研究了應用HVDC（高壓直流）作為系統軟啟動的相關保護問題，著重闡述了系統軟啟動在減輕系統沖擊和降低系統諧振方面的應用。文獻［33］分析了系統故障、勵磁涌流等情形下引發(fā)的換流變角側繞組電流互感器飽和問題，以及對差動保護的影響，未涉及柔性控制過程在系統故障情形下的響應特征。

基于現有柔性直流輸電工程的實施，本文著重分析柔性直流輸電工程中影響換流變差動保護靈敏性、速動性的因素，并結合相關工程的聯調實驗情況，分析柔性直流輸電系統交流側變壓器區(qū)內故障下的波形特征，探討常規(guī)變壓器差動保護在此類故障情況下的適應性，為后續(xù)類似海上風電柔性直流工程的實施提供工程案例和技術參考。

1 柔性直流輸電系統的結構

如圖1所示，陸上換流站的換流變連接了換流閥和交流電網，實現柔性電網與交流電網的并網。由于陸上站換流變的網側為常規(guī)電網，陸上站換流變區(qū)內故障特征與常規(guī)變壓器區(qū)內故障特征差異不大。

圖1 海上風電柔性直流輸電系統Fig.1 The VSC-HVDC transmission system connected to offshore wind farms

海上換流站的換流變網側為風機匯集母線，閥側為柔性換流閥。正常運行時，潮流由風機匯集母線流入換流變，經換流閥整流后，通過直流海纜輸送至陸上換流站。海上換流變區(qū)內故障時，可視風機側、換流閥側均為電源側，為雙端有源系統，同時也是雙端受控系統，這正是柔性直流輸電系統中換流變的特殊性所在。下文分析相關控制策略對換流變差動保護的影響。

2 柔性直流輸電系統故障特性分析

2.1 換流閥控制保護的故障穿越特性

當交流系統發(fā)生不對稱故障時，分解圖1中的系統電壓Um得到正序分量和負序分量，此時交流電壓矢量在αβ平面上的運動軌跡為橢圓，即當系統發(fā)生不對稱故障時，電壓矢量的模不恒定，隨時間的變化出現波動。因此，為保證聯網情形下系統發(fā)生不對稱故障時閥側電壓穩(wěn)定，需要對負序分量進行抑制。同時，對閥輸出的電流進行控制，當系統發(fā)生金屬性故障時，設定其輸出相電流不超過其能力上限（如1.2倍額定電流）可以保證系統故障時閥組的安全，并具備一定的故障穿越能力，此時閥側輸出電流可視為1.2倍額定電流的近似恒流源。

該限流特性使得同等類型的系統故障情形下，柔性直流系統的短路電流遠小于常規(guī)交流系統的短路電流，故障特征較為輕微，增加了繼電保護的判別難度，同時也使得后備保護的配合存在一定困難。

考慮到系統故障暫態(tài)過程中可能存在非周期分量導致短路電流瞬時值越過閥安全閾值（導致閥保護動作、閥退出運行）的風險，一般還設置橋臂過流保護。典型定值為1.65～1.70倍額定電流，該保護動作后短時（一般為10 ms）閉鎖閥，此時閥輸出的瞬時電流為0。

閥瞬時閉鎖措施容易造成故障過程中短路電流不連續(xù)，出現電流波形大幅波動的情形（由上升正弦函數值突然跌落至0），使得相電流頻域計算產生大量計算諧波，同時造成電流有效值積分下降，干擾差動保護判別。令額定電流為1 A，有效值為1.2 A 的基波正弦波疊加0.6 A 非周期分量，當波形瞬時值大于1.65 A 時，設置瞬時電流為0的基波計算及2、3 次諧波含量計算的結果如表1所示。結果表明，瞬時閉鎖時間越長，有效值下降越大，諧波含量越高。

表1 閥瞬時閉鎖后的有效值及諧波計算Table 1 The calculated effective values and harmonics after instantaneous locking of the converter valve

2.2 全功率型逆變器的諧波特性

系統發(fā)生不對稱故障時，短路電流、電壓中出現的負序分量導致逆變器直流側母線電壓中產生二倍頻振蕩，該振蕩分量經過控制回路流通后將在逆變器輸出的短路電流中生成3次諧波［34］。

該奇次諧波電流使得交流電網側系統的相電流產生畸變，對變壓器差動保護判別造成諧波污染，干擾電流互感器飽和判別，降低保護可靠性。

此外，以圖1 中K1點發(fā)生不對稱故障為例，風機側輸出電流（含3次諧波）由TA1流入差回路，由于區(qū)內故障的存在，該3次諧波無法穿越性流出差回路，進而造成差流含3次諧波分量。該特性也將影響差動保護的勵磁涌流判別，降低保護可靠性。

3 換流變差動保護影響評估

本章將分析序分量濾除或序分量衰減后對換流變差動保護靈敏度的影響。

由于海上平臺空間有限，目前典型海上站換流變?yōu)槿嘁惑w式、含平衡繞組的主接線形式，一般不設置繞組尾端電流互感器，換流變差動保護取各側開關電流進行判別，因此換流變差動保護需要濾除零序分量，本文僅分析負序分量消減對比例特性的影響。

設比例制動方程如下：

式中：I?i為變壓器各側電流相量；Iqd為穩(wěn)態(tài)比率差動啟動定值；Id為差動電流；Ir為制動電流；kb1為比率制動系數整定值(0.2≤kb1≤0.75)，本文設為kb1=0.5。

現有差動保護一般為三折線式比例差動，由于柔性輸電系統故障情形下短路電流整體受限，制動電流達不到第三折區(qū)域。因此，簡便起見，本處采用二折線比例制動式分析方法。

圖1所示的各風電場均只送出有功功率，不傳送無功功率，即正常運行及K1點故障情形下，換流變網側母線上的3個線路間隔流入電流均與系統電壓同相位。在分析換流變區(qū)內故障時，由各風電場送出的電流特性可等同于換流變TA1 網側電流特性進行分析。

如圖1中的兩繞組換流變，當變壓器發(fā)生區(qū)內短路時（K1處），記網側電流相量為I?m=Ip∠0°，閥側電流相量為I?n=qIp∠θ°，即設閥側電流相量的模為網側電流相量模Ip的q倍，兩側相量角差為θ。

由式（1）可得，差流Id、制動電流Ir、制動門檻Ith分別表示為：

式中：Iqd-0.25為常數，記為aIp。

整理式（2），得到差動保護靈敏度Ks的表達式為：

由式（3）分析可知：角差θ越小（即差回路相電流同向性越好），保護靈敏度越高；當短路電流遠大于差動啟動值（即a很小）、兩側短路電流為同相位（θ=0°）或單側有流時，差動保護靈敏度接近于4。

柔性輸電系統發(fā)生故障時，短路電流受控，一般不會出現遠大于差動啟動值的情形；差回路的流出電流（正序負荷電流）在減小差流的同時，增加了制動量；此外，負序分量（故障分量）受負序抑制策略的影響，容易出現負序占比降低的故障特征。上述因素都將對差動保護靈敏度產生不利影響。

差流Id、制動電流Ir、制動門檻Ith可分別表示為：

整理式（5），得到差動保護靈敏度Ks為：

系統負序阻抗角與變壓器負序阻抗角相近，當故障在變壓器區(qū)內時，約定遠離主變側為電流互感器極性端，故障負序源位于差回路內部，因此，差回路兩側故障負序分量有較好的同向性，即θ1≈θ3。本處僅分析負序抑制對靈敏度的影響，略去常數項，得到差動保護靈敏度為：

以圖1 所示的某220 kV 海上風電柔性直流輸電工程模型為例，仿真網側AC相間短路故障，以網側正序電壓相位為基準，故障進入穩(wěn)態(tài)后，網側正序電流相量為0.175∠0°A，網側負序電流相量為0.195∠30°A； 閥側正序電流相量為1.34∠75°A，閥側負序電流相量為1.39∠5°A。作相量圖如圖2所示。

圖2 差回路故障相量圖Fig.2 Vector diagram of a differential circuit fault

如圖2所示，負序分量的同方向性能夠助增兩側相電流的同方向性，有助于差動保護靈敏度Ks的提高。

保持圖2 中變壓器兩側電流的正序分量不變，將兩側電流的負序分量乘以相同小數，分析進一步消減負序分量對差動靈敏度的影響。表2給出了兩種差動整定值情形下的靈敏度計算值。

表2 負序進一步消減后的差動靈敏度Table 2 Variations in relay protection sensitivity with the decrease in negative-sequence components

分析表2可以看出：柔性直流輸電系統中相電流的負序分量占比越低，則差動保護靈敏度越低，差動定值整定越高，該靈敏度下降幅度越大。本文所述的仿真案例中，在較高差動整定值情形下，當負序完全消減時，差動靈敏度將下降到2以下。

4 仿真驗證

以圖1 所示的某220 kV 海上風電柔性直流輸電工程模型進行RTDS（實時數字仿真系統）動模仿真實驗。模型相關參數見表3。由表3 計算可得，換流變網側二次額定電流為0.533 4 A，閥側二次額定電流為0.589 7 A。

表3 系統仿真參數Table 3 Simulated parameters of the system

下文對風機停運和風機滿載運行這兩種工況下的變壓器區(qū)內各類故障進行仿真分析。繼電保護計算過程中會濾除非周期分量，因此，本文不分析系統故障的非周期分量特性。

4.1 風機停運

仿真工況1：風機停運、換流閥零輸出功率情形下，1 號換流變區(qū)內K1處發(fā)生單相金屬性接地故障，故障持續(xù)時間100 ms。

1 號換流變相關電氣量的仿真波形如圖3 所示。由于1、2號換流變并列運行，當K1處發(fā)生故障時，1號換流變網側有自2號換流變注入的短路電流，短路電流整體呈下降趨勢。同時，非故障相C相電壓有較明顯的跌落現象。差動比例特性、序分量情況如圖4所示。

圖3 仿真工況1下的換流變電氣量波形Fig.3 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the first simulated operating condition

圖4 仿真工況1下的差動靈敏度及序分量計算值Fig.4 The calculated relay protection sensitivities and sequence components in the first simulated operating condition

圖4計算結果表明：在該故障過程中，故障相電流（最大相電流折合約1.3倍額定電流）遠小于常規(guī)系統金屬性單相接地故障電流，且故障相電流、正序分量和負序分量在故障過程中呈現持續(xù)下降趨勢。受上述因素影響，差動靈敏度整體呈下降趨勢，當差動啟動值整定為0.6 p.u.時，縱差保護靈敏度最高為2.5，最低為1.6。在該仿真中，兩側電流變化相對平緩，因此波形諧波含量相對較低，常規(guī)差動保護能夠較快動作。

仿真工況2：風機停運、換流閥零輸出功率情形下，1 號換流變區(qū)內K1處發(fā)生相間金屬性短路故障，故障持續(xù)時間100 ms。

故障過程的換流變相關電氣量仿真波形如圖5所示。在故障后第10 ms，閥進入短時閉鎖狀態(tài)，輸出相電流瞬時值接近于0，共持續(xù)約10 ms，故障相電流存在短時間斷特征。故障過程中，穩(wěn)態(tài)短路電流約折合1.2倍額定電流。

圖5 仿真工況2下的換流變電氣量波形Fig.5 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the second simulated operating condition

分析故障過程的差動保護靈敏度和諧波計算結果如圖6所示。受閥短時閉鎖影響，系統進入故障后的短時內，相電流出現劇烈變化，因此相電流和差流2次諧波計算均產生較長時間的高含量計算諧波，故障后約25 ms相電流進入穩(wěn)態(tài)，此后諧波計算值逐漸跌落至小值。在該過程中，當差動啟動值整定為0.6 p.u.時，縱差保護靈敏度最高為2.1，最低為1.4。

圖6 仿真工況2的下差動靈敏度及序分量計算值Fig.6 The calculated relay protection sensitivities and sequence components in the second simulated operating condition

閥的瞬時閉鎖過程延長了2次諧波含量的計算值衰減時間，該過程引起繼電保護的飽和、勵磁涌流等諧波判據開放速度緩慢，差動保護動作速度下降，低于常規(guī)交流系統中典型區(qū)內金屬性故障下的保護動作速度。

仿真K1點兩相接地和三相短路故障，整體特征、相關計算值與相間短路相似，本處不再贅述。

4.2 風機投運

仿真工況3：風機滿功率送出、2 號換流變停運，仿真1 號換流變區(qū)內K1處發(fā)生金屬性A 相接地故障，故障持續(xù)時間100 ms。

故障過程的換流變相關電氣量仿真波形如圖7所示。觀察波形特征可知：故障期間風機側輸出電流中，故障相、非故障相電流均存在諧波特征，以奇數次較為明顯。換流閥側非故障相也出現了諧波畸變特征。此外，故障后約1個周期出現了閥側輸出電流短時跌落的現象，該特征也產生了較高的諧波。

圖7 仿真工況3下的換流變電氣量波形Fig.7 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the third simulated operating condition

計算該故障過程的相電流特征諧波，非故障相諧波特征如圖8 所示。由圖8 可知：系統故障后，風機側輸出電流出現短時波動，故障進入穩(wěn)態(tài)后，非故障相電流中3次諧波含量較高，波形畸變明顯，B相穩(wěn)態(tài)3次諧波含量約為50%，C相穩(wěn)態(tài)3 次諧波含量約為25%。由于故障相的基波分量有效值高于非故障相，故障相3次諧波含量穩(wěn)態(tài)值低于非故障相，故障相電流整體以工頻為主。

圖8 仿真工況3下風機側非故障相電流諧波分析Fig.8 Harmonic analysis of non-fault phase currents on the wind turbine side in the third simulated operating condition

閥側波形特征與仿真工況2較為相似，波形有短暫的限流波動過程。故障過程的差動靈敏度及差流諧波含量分析如圖9 所示，由圖9 可以看出：受該電流波動影響，故障后2個周期內差流存在較大的2次諧波含量，該波動也引起了差動保護靈敏度的下降，當差動啟動值整定為0.6 p.u.時，差動保護靈敏度波動范圍為2.0～2.5。

圖9 仿真工況3下的差動靈敏度及差流諧波含量分析Fig.9 Analysis of relay protection sensitivity and harmonic content of differential current in the third simulated operating condition

仿真工況4：風機滿功率送出、2 號換流變停運，仿真1號換流變區(qū)內K1處發(fā)生金屬性AC相間故障，故障持續(xù)時間100 ms。

故障過程的換流變相關電氣量仿真波形如圖10 所示。觀察波形特征可知：故障期間風機側輸出電流存在諧波畸變特征。類似于仿真工況2，閥在故障期間出現了短時閉鎖，該時間段內輸出短路電流瞬時值接近于0，波形有間斷。

圖10 仿真工況4下的換流變電氣量波形Fig.10 Waveforms of electrical quantities of the converter transformer in the fourth simulated operating condition

計算故障過程的相電流特征諧波如圖11所示。由圖11 可知：系統故障后，風機側輸出電流的諧波以3次諧波為主，由于非故障相基波分量有效值不大，因而該相諧波含量計算值較高，穩(wěn)態(tài)計算值接近100%，故障相C 相穩(wěn)態(tài)3 次諧波含量約為15%～20%。

仿真工況4下的差動靈敏度及差流諧波含量分析如圖12所示。由圖12可知：受故障后出現的閥短時閉鎖影響，故障后2個周期內差流出現大幅變化，因而產生較大的2次諧波，該波動也使該區(qū)間內差動保護靈敏度下降至1以下，當差動啟動值整定為0.6 p.u.時，差動保護的穩(wěn)態(tài)靈敏度波動范圍為1.8～2.2。

綜合上述仿真結果可知：在系統不對稱故障期間，本文所述的海上風電柔性直流輸電工程風機側送出電流含3 次諧波，該3 次諧波在故障相、非故障相中均有分布；換流閥設置的短時閉鎖、限流措施大幅降低了系統短路電流，同時該控制過程也造成了波形在短時間內大幅波動，抬高了諧波含量。上述因素均容易對繼電保護形成諧波污染，導致繼電保護諧波閉鎖判據開放緩慢，保護速動性受到影響。同時，系統短路容量的降低還拉低了差動保護靈敏度，同故障類型下，柔性直流輸電系統的短路電流遠小于常規(guī)輸電系統，仿真結果與理論分析結果相符。

5 結論

本文進行了海上柔性輸電系統的換流變差動保護適應性分析，得到如下結論：

1）全功率型逆變器在暫態(tài)故障過程中，負序分量受到一定程度的抑制，但未被完全消除，整體趨勢呈現消減特征。在系統不對稱故障情況下，逆變器輸出的短路電流中含3次諧波分量，將影響差動保護的勵磁涌流判別和電流互感器飽和判別。

2）換流閥的負序抑制、限流措施使得系統故障期間正、負序分量持續(xù)跌落，電流故障特征削弱，短路電流水平遠小于常規(guī)輸電系統的同類型故障。

3）柔性直流輸電系統中受電流抑制、閥短時閉鎖等措施影響，縱差保護靈敏度有所降低。工程應用時，在不影響保護可靠性的基礎上，可適當降低差動保護啟動定值，提高保護靈敏度。

4）在柔性直流輸電系統故障的暫態(tài)過程中，相電流、差流波形畸變明顯，諧波含量豐富，容易對差動保護形成諧波污染，降低差動保護可靠性和速動性。