本發(fā)明涉及的是一種電力輸送領域的技術，具體是一種MMC-HVDC系統(tǒng)直流輸電線路保護方法。

背景技術：

模塊化多電平換流器型高壓直流(MMC-HVDC)輸電系統(tǒng)具有輸出電能質量高、換流器損耗低、易于擴展和系統(tǒng)可靠性高等優(yōu)點，已成為柔性直流輸電的主要實現形式。柔性直流輸電線路橫跨區(qū)域廣，故障率高，且故障發(fā)生時常常伴隨著過流或過壓問題，對換流閥造成沖擊并影響交流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定。與兩電平和三電平電壓源換流器相比，模塊化多電平換流器(MMC)直流側無并聯(lián)大電容，導致基于MMC的柔性直流輸電系統(tǒng)故障暫態(tài)特征明顯不同，即可應用于保護的邊界特性大大減少、直流側單極接地故障時無明顯故障電流等。

技術實現要素：

本發(fā)明針對現有技術中電流差動保護因MMC-HVDC系統(tǒng)直流線路發(fā)生單極接地故障時無明顯故障電流不能可靠動作等缺陷，提出一種MMC-HVDC系統(tǒng)直流輸電線路保護方法。

本發(fā)明是通過以下技術方案實現的：

本發(fā)明涉及一種MMC-HVDC系統(tǒng)直流輸電線路保護方法，包括以下步驟：

1)設置監(jiān)測點，對直流線路中的整流側正負極和逆變側正負極的電流和電壓采樣；

2)計算直流線路的自定義差分電流值(CDC-BPN,Custom Difference Current Between Positive pole at one terminal and Negative pole at the other terminal)；

3)對自定義差分電流值進行滑動平均濾波；

4)判斷直流線路故障類型。

所述的自定義差分電流值，包括I_{d_KM}和I_{d_MK}，其中：u_Kp和i_Kp為整流側正極電壓電流，u_Kn和i_Kn為整流側負極電壓電流，u_Mp和i_Mp為逆變側正極電壓電流，u_Mn和i_Mn為逆變側負極電壓電流。

所述的自定義差分電流值經滑動平均濾波后得到其中：N為一定時間窗口內的采樣點個數。

所述的步驟4)具體包括以下步驟：

4.1)判斷正極接地故障，當I_{d_KMf}＜-I_set且I_{d_MKf}＞I_set時，為正極接地故障，否則進行下一步，其中：I_set為設定的保護門檻值；

4.2)判斷負極接地故障，當I_{d_KMf}＞I_set且I_{d_MKf}＜-I_set時，為負極接地故障，否則進行下一步；

4.3)判斷雙極短路故障，當I_{d_KMf}＞I_set且I_{d_MKf}＞I_set時，為雙極短路故障，否則不存在直流線路故障。

所述的保護門檻值I_set＝0.2I_dc，其中：I_dc為系統(tǒng)正常運行時的直流線路電流。

技術效果

與現有技術相比，本發(fā)明采用自定義差分電流值的低頻成分完成直流側故障識別和故障選極，保護易于整定，保護效果受線路分布電容影響較??；單極接地故障時自定義差分電流絕對值大且理論上不受過渡電阻影響，解決了目前MMC-HVDC直流線路電流差動保護不能可靠反映單極接地故障的問題。

附圖說明

圖1為MMC-HVDC系統(tǒng)結構示意圖；

圖2為本發(fā)明流程示意圖。

圖3為直流線路中點正極金屬性接地故障仿真結果；

圖4為直流線路中點負極金屬性接地故障仿真結果；

圖5為直流線路中點雙極金屬性短路故障仿真結果；

圖6為逆變站交流側三相金屬性短路故障仿真結果。

具體實施方式

如圖1所示，本實施例中，MMC-HVDC系統(tǒng)主要由整流站、逆變站和直流線路構成。兩側換流站均為采用半橋子模塊(SM)的MMC，直流側接地電阻R用于構造接地點作為零電位點。K表示整流側，M表示逆變側，u_Kp和u_Kn為K端的正、負極電壓，i_Kp和i_Kn分別是K端的正、負極電流，u_Mp和u_Mn為M端的正、負極電壓，i_Mp和i_Mn分別是M端的正、負極電流。u_K和u_M分別是K側和M側正、負極間電壓。f₁、f₂為交流側故障位置，f₃為直流側故障位置。

如圖2所示，MMC-HVDC系統(tǒng)直流輸電線路保護方法包括以下步驟：

1)設置監(jiān)測點，對直流線路中的整流側正負極和逆變側正負極的電流和電壓采樣。

2)計算直流線路的自定義差分電流值。

所述的自定義差分電流值，包括I_{d_KM}和I_{d_MK}，其中：

3)對自定義差分電流值進行滑動平均濾波。通過滑動平均濾波獲得低頻成分，得到其中：N為5ms時間窗口內的采樣點個數。

4)判斷直流線路故障類型。

所述的MMC-HVDC系統(tǒng)正常運行或交流側故障時，直流線路兩端電流近似相等，整流側電壓u_K和逆變側電壓u_M近似相等，即進一步推出

單極接地故障時故障極對地電壓降為零，非故障極對地電壓加倍，正、負極間電壓差保持不變，直流線路電流保持不變，得到正極接地故障時負極接地故障時其中：I_dc為系統(tǒng)正常運行時的直流線路電流。

直流線路雙極短路故障暫態(tài)過程可先后分為儲能元件放電階段和交流電流注入階段。儲能元件放電階段，換流器尚未閉鎖，橋臂電抗器和處于投入狀態(tài)的子模塊電容同時對直流側進行放電，直流線路電流急劇上升，電流i_Mn和i_Mn迅速反向。換流器閉鎖后，兩側交流電網仍可通過子模塊下部二極管向直流線路短路點注入短路電流，兩側交流電網相當于發(fā)生三相短路，故此階段短路電流仍維持在較大水平?？芍p極短路故障時，其中：α＝u_Kp/(u_Kp+u_Mp)，0＜α＜1。

4.1)判斷正極接地故障，當I_{d_KMf}＜-I_set且I_{d_MKf}＞I_set時，為正極接地故障，否則進行下一步，其中：I_set為設定的保護門檻值，保護門檻值I_set＝0.2I_dc。

4.2)判斷負極接地故障，當I_{d_KMf}＞I_set且I_{d_MKf}＜-I_set時，為負極接地故障，否則進行下一步。

4.3)判斷雙極短路故障，當I_{d_KMf}＞I_set且I_{d_MKf}＞I_set時，為雙極短路故障，否則不存在直流線路故障。根據相應的故障類型，從而采取適當的保護措施。

本實施例基于圖1所示系統(tǒng)對本發(fā)明所述方法進行仿真驗證。如圖1所示，系統(tǒng)額定容量為400MW，直流額定電壓為±200kV，直流輸電線路長度為200km。仿真中，以系統(tǒng)達到穩(wěn)定時刻為零時刻，故障發(fā)生在0.1s時刻，直流側故障持續(xù)時間為0.1s，交流側故障持續(xù)時間為0.05s。數據采樣頻率為20kHz，整定值取值如下：N＝100、I_set＝0.2kA。仿真結果具體如圖3至圖6，圖3至圖5表明本方法能夠可靠檢測直流線路故障并識別故障類型，圖6表明本方法在交流側故障時可靠不動作。

與現有技術相比：本發(fā)明采用CDC-BPN的低頻成分完成直流側故障識別和故障選極，保護易于整定，保護效果受線路分布電容影響較?。粏螛O接地故障時CDC-BPN絕對值大且理論上不受過渡電阻影響，解決了目前MMC-HVDC直流線路電流差動保護不能可靠反映單極接地故障的問題。

上述具體實施可由本領域技術人員在不背離本發(fā)明原理和宗旨的前提下以不同的方式對其進行局部調整，本發(fā)明的保護范圍以權利要求書為準且不由上述具體實施所限，在其范圍內的各個實現方案均受本發(fā)明之約束。