彭賀翔，廖 凱，李 波，李小鵬，何正友

（1. 西南交通大學電氣工程學院，四川省成都市 611756；2. 國網(wǎng)四川省電力公司電力科學研究院，四川省成都市 610072）

0 引言

特高壓直流輸電具有輸送容量大、輸電距離遠、穩(wěn)定性高等優(yōu)點，在中國電網(wǎng)建設中得到廣泛應用［1-2］。直流線路行波保護作為現(xiàn)有特高壓直流系統(tǒng)中輸電線路的主保護，其可靠性對整個直流系統(tǒng)的穩(wěn)定運行起著至關(guān)重要的作用［3-4］。直流線路行波保護主要采用電壓、電流的高頻變化信號進行故障診斷［5-6］，且其各判據(jù)中故障特征量的生成均基于直流分壓器的測量值。然而直流分壓器除本體外，還包括由二次分壓板、電子隔離裝置等組成的二次系統(tǒng)［7-8］，受其二次系統(tǒng)的影響，直流分壓器難以準確地傳遞一次側(cè)各頻段信號，尤其是高頻電壓信號。根據(jù)對某直流工程備用直流分壓器二次系統(tǒng)的測試，直流分壓器二次系統(tǒng)的幅頻特性在高頻時有放大效應，其寬頻傳遞特性并不理想。在后續(xù)某次對直流分壓器的年度檢修中，發(fā)現(xiàn)部分二次分壓模塊的零位電壓過大，線性度和一致性較差，影響了直流分壓器的整體傳變特性。因此，如果在對行波保護進行定值整定時未考慮直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響，勢必造成行波保護定值選取不合理，導致保護可靠性降低。

目前，由于特高壓直流輸電系統(tǒng)故障特性復雜，其保護定值整定方法中所用到的電壓、電流故障邊界值難以通過解析法求得。因此，直流輸電系統(tǒng)保護定值主要依靠仿真結(jié)果來確定［9-10］。然而，目前直流輸電系統(tǒng)保護定值整定的流程不清晰，且整定過程中考慮因素不全面，實際工程中由于定值設置不合理造成保護誤動的情況仍然時有發(fā)生［11-12］。針對這一問題，文獻［13-14］梳理了現(xiàn)有高壓直流輸電保護的特點，針對不同保護的特點提出了基于故障特征量的整定流程。文獻［15-16］針對2 種特高壓直流線路保護，分析了過渡電阻、故障位置等因素對保護定值整定的影響，分別提出了針對2 種特高壓直流線路保護的整定流程。然而，上述研究在進行定值整定時忽略了直流分壓器傳變特性對保護性能的影響，未將直流分壓器傳變特性作為影響保護定值整定的因素納入整定流程中，勢必造成保護定值選取不合理，進而影響保護性能。

目前關(guān)于直流分壓器傳變特性及其對直流輸電保護系統(tǒng)性能影響的研究較少，這也是直流分壓器傳變特性未被納入保護定值整定的原因之一。文獻［17］分析了直流分壓器二次系統(tǒng)對直流分壓器頻率響應的影響，討論了直流分壓器用于直流諧波測量的可行性。文獻［18］分析了直流分壓器二次側(cè)放電回路擊穿后的暫態(tài)過程，研究了直流分壓器暫態(tài)特性引發(fā)特高壓直流誤閉鎖的機理。在此基礎上，文獻［19］提出采用放電管串聯(lián)壓敏電阻方案作為換流站直流分壓器的二次側(cè)保護，以避免因保護誤動作造成的雙極閉鎖事故。然而，上述文獻均未針對直流分壓器傳變特性對直流保護系統(tǒng)的影響展開具體分析。

本文針對目前直流線路行波保護定值整定流程不清晰、考慮因素不全面等問題，提出一種計及直流分壓器傳變特性的行波保護定值整定方法。從直流分壓器的傳變特性入手，構(gòu)建基于實際工程參數(shù)的直流分壓器等效電路模型，推導直流分壓器傳遞函數(shù)?；? 類直流分壓器頻率響應特性及階躍響應特性，研究2 類直流分壓器傳變特性對行波保護性能的具體影響，并將直流分壓器傳變特性作為影響保護定值整定的因素納入整定流程。最后，基于PSACD/EMTDC 搭建仿真模型，驗證所提定值整定方法的有效性與可靠性。

1 直流分壓器結(jié)構(gòu)及其傳變特性

針對2 種不同結(jié)構(gòu)的直流分壓器，首先，介紹其拓撲結(jié)構(gòu)并建立等效電路模型；其次，推導兩種不同結(jié)構(gòu)直流分壓器的傳遞函數(shù)；最后，基于所推導出的傳遞函數(shù)，分析兩種不同結(jié)構(gòu)的直流分壓器的頻率響應特性及階躍響應特性。

1.1 直流分壓器結(jié)構(gòu)

直流分壓器結(jié)構(gòu)如圖1 所示，其由直流分壓器本體、平衡單元、二次分壓板和電子隔離裝置4 個部分組成。800 kV 的直流線路電壓在通過直流分壓器本體后被降低至70 V；平衡單元中裝設了氣體放電管，起到保護二次系統(tǒng)的作用；后續(xù)模塊中，二次分壓板將該70 V 電壓進一步降低至5 V；該5 V 電壓信號在通過電子隔離裝置后，送達特高壓直流保護系統(tǒng)。

圖1 直流分壓器結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of DC voltage divider

1.2 直流分壓器傳遞函數(shù)

由于平衡單元在直流分壓器中只起保護作用，而對直流分壓器整體傳變特性無影響，因此在本節(jié)中僅對直流分壓器本體、二次分壓板及電子隔離裝置的傳遞函數(shù)進行推導。

1.2.1 直流分壓器本體傳遞函數(shù)推導

直流分壓器本體采用阻容結(jié)構(gòu)進行分壓，由于雜散電容對直流分壓器的傳變特性影響并不大［17］，故直流分壓器本體可等效為如圖1 所示的結(jié)構(gòu)。其阻容參數(shù)如附錄A 圖A1（a）所示，各參數(shù)均為特高壓直流輸電系統(tǒng)中的實際工程參數(shù)。直流分壓器本體標定變比為80 000∶7。

文獻［18］對直流分壓器本體傳遞函數(shù)進行了詳細推導。直流分壓器本體傳遞函數(shù)H1（s）為：

式中：R1和R2分別為直流分壓器本體高、低壓橋臂等效電阻；C1和C2分別為直流分壓器本體高、低壓橋臂等效電容；U1和U2分別為輸電線路電壓和直流分壓器本體二次側(cè)電壓。

當直流分壓器本體參數(shù)滿足R2C2=R1C1時，其變比為一個與頻率無關(guān)的定值，此時直流分壓器本體在各頻段下均能按該定值傳變信號。

1.2.2 二次分壓板傳遞函數(shù)

二次分壓板采用阻容結(jié)構(gòu)進行分壓，且存在2 種拓撲結(jié)構(gòu)：Ⅰ型和Ⅱ型。Ⅰ型二次分壓板拓撲與直流分壓器本體相同，而Ⅱ型二次分壓板則沒有低壓橋臂上的電容。2 種二次分壓板的阻容參數(shù)如附錄A 圖A1（b）、（c）所示，各參數(shù)均為特高壓直流輸電系統(tǒng)中的實際工程參數(shù)。二次分壓板標定變比均為70∶5。

由于Ⅰ型二次分壓板的拓撲結(jié)構(gòu)與直流分壓器本體相同。因此，本文不再對Ⅰ型二次分壓板傳遞函數(shù)進行推導，直接給出其傳遞函數(shù)H2（s）為：

式中：R3和R4分別為Ⅰ型二次分壓板高、低壓橋臂等效電阻；C3和C4分別為Ⅰ型二次分壓板高、低壓橋臂等效電容；U3為Ⅰ型二次分壓板的二次側(cè)電壓。

對Ⅱ型二次分壓板等效電路進行分析，可得其一、二次側(cè)電壓間的關(guān)系為：

式中：R5和R6分別為Ⅱ型二次分壓板高、低壓橋臂等效電阻；C5為Ⅱ型二次分壓板高壓橋臂等效電容；u2和u3分別為輸入Ⅱ型二次分壓板的電壓及Ⅱ型二次分壓板的二次側(cè)電壓。

對式（3）進行拉普拉斯變換可得Ⅱ型二次分壓板傳遞函數(shù)H3（s）為：

由此可見，當輸入直流電壓信號時，Ⅱ型二次分壓板能按標定變比對信號進行傳變。隨著輸入信號的頻率上升，Ⅱ型二次分壓板的變比逐漸增大到接近于1。

1.2.3 電子隔離裝置傳遞函數(shù)

電子隔離裝置主要由低通濾波、模數(shù)轉(zhuǎn)換、光電耦合、數(shù)模轉(zhuǎn)換4 個環(huán)節(jié)組成，其結(jié)構(gòu)如附錄A 圖A2 所示。其中，低通濾波環(huán)節(jié)用來濾除高頻噪聲，模數(shù)轉(zhuǎn)換、光電耦合、數(shù)模轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)用來實現(xiàn)信號的不失真?zhèn)鬏?。目前特高壓直流輸電保護系統(tǒng)的采樣頻率為10 kHz，而模數(shù)轉(zhuǎn)換及光電耦合所涉及的相關(guān)技術(shù)已較為成熟，采樣頻率通常在幾百千赫茲左右，遠高于保護系統(tǒng)的采樣頻率，能保證各個頻段下信號的精確轉(zhuǎn)換［20-22］，對電子隔離裝置整體的傳變特性無影響。因此，電子隔離裝置的傳遞函數(shù)可用低通濾波環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)來表征。

電子隔離裝置的低通濾波環(huán)節(jié)通常采用二階巴特沃斯濾波器，截止頻率通常設置為3 kHz，其傳遞函數(shù)G(s)為：

式中：ξ為阻尼系數(shù)；ωn為截止頻率。

綜上所述，在建立電子隔離裝置等效電路模型時，可將其等效為一個截止頻率為3 kHz 的二階低通濾波器。

1.3 直流分壓器傳變特性分析

基于1.2 節(jié)分析，將直流分壓器各部分傳遞函數(shù)級聯(lián)后可得到直流分壓器整體的傳遞函數(shù)。直流分壓器頻率響應特性和階躍響應特性如圖2 所示。以下稱采用Ⅰ型二次分壓板的直流分壓器為Ⅰ型分壓器，采用Ⅱ型二次分壓板的直流分壓器為Ⅱ型分壓器。

圖2 直流分壓器傳變特性Fig.2 Transfer characteristics of DC voltage divider

1）頻率響應特性分析

圖2（a）、（b）所示為2 類直流分壓器在實際工程參數(shù)下的頻率響應特性。由圖可知，Ⅰ型分壓器能準確傳變低頻信號，但當注入信號頻率超過1 kHz后，信號的幅值開始下降，相位開始明顯滯后。Ⅱ型分壓器也能準確傳變低頻信號，但當注入信號的頻率在0.2～20.0 kHz 內(nèi)時，信號的幅值將出現(xiàn)放大；當注入信號的頻率在0.1～3.0 kHz 內(nèi)時，信號的相位將發(fā)生超前。

2）階躍響應特性分析

圖2（c）所示為2 類直流分壓器在實際工程參數(shù)下的階躍響應特性。由圖可知，Ⅰ型分壓器階躍響應無超調(diào)，上升時間為153 μs；Ⅱ型分壓器階躍響應超調(diào)量高達288.12%，但其上升時間僅為26 μs。

由上述分析可見，直流分壓器的傳變特性并不理想，在頻域內(nèi)無法準確傳變各個頻段下的信號，而在時域內(nèi)，對階躍信號的傳變出現(xiàn)超調(diào)現(xiàn)象。然而，行波保護判據(jù)中故障特征量的生成均基于直流分壓器測量值，這將導致直流分壓器傳變特性勢必對行波保護故障特征量的上升時間與幅值產(chǎn)生影響，進而影響保護性能。

2 直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響

為研究直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響，本章通過典型區(qū)內(nèi)外故障及擾動的仿真，分析直流分壓器傳變特性對行波保護故障特征量的影響。結(jié)合行波保護判據(jù)和邏輯，研究直流分壓器傳變特性對行波保護輸出結(jié)果的影響。

2.1 行波保護原理

行波保護基本原理為：首先，通過構(gòu)造不平衡電壓方程，生成極波和地模波；其次，對極波和地模波進行差分計算，生成行波保護的故障特征量；最后，將生成的故障特征量與定值進行比較，構(gòu)成極波判據(jù)和地模波判據(jù)；若判據(jù)滿足行波保護的定值要求，則輸出一個比較信號，該信號通過由延時、展寬等環(huán)節(jié)構(gòu)成的行波保護邏輯后輸出行波保護動作信號。行波保護判據(jù)及邏輯詳見附錄B。

2.2 直流分壓器傳變特性對行波保護的影響

參照向家壩—上海特高壓直流工程參數(shù)，利用PSCAD/EMTDC 軟件建立±800 kV 雙極特高壓直流輸電系統(tǒng)及其行波保護的仿真模型。系統(tǒng)額定輸送容量為6 400 MW，桿塔結(jié)構(gòu)如附錄A 圖A3 所示，線路模型采用頻變參數(shù)模型，線路總長度為1 935 km。行波保護相關(guān)定值如表1 所示。

表1 行波保護相關(guān)定值Table 1 Related settings of traveling wave protection

本節(jié)通過設置典型區(qū)內(nèi)外故障及系統(tǒng)擾動，結(jié)合行波保護判據(jù)與邏輯，仿真分析直流分壓器傳變特性對行波保護的影響。由于本文研究重點是直流分壓器對特高壓直流輸電系統(tǒng)保護性能的影響，因此，在進行仿真時不考慮電流互感器傳變特性對行波保護性能的影響。

2.2.1 區(qū)內(nèi)故障情況

進行區(qū)內(nèi)故障仿真時，應優(yōu)先考慮最易造成行波保護拒動的情況。故障位置距離線路首端越遠、過渡電阻越大，故障的特征越微弱。因此，仿真設置t=2.35 s 時，極1 線路末端（逆變側(cè)出口處）發(fā)生接地短路故障，過渡電阻為100 Ω。以此考察區(qū)內(nèi)故障時，直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響（仿真針對極1 配置的行波保護響應情況進行故障分析，認為極1 線路為保護區(qū)內(nèi)）。區(qū)內(nèi)故障時直流分壓器傳變特性對電壓及行波保護故障特征量的影響情況如圖3 所示。圖中：ΔP2為極波差分量；ΔG17為地模波差分量。

圖3 區(qū)內(nèi)故障時直流分壓器傳變情況Fig.3 Transfer situation of DC voltage divider with internal fault

由圖3（a）可知，當系統(tǒng)運行于額定工況時，2 類直流分壓器均能正確傳變線路電壓；而當發(fā)生故障時，線路電壓經(jīng)直流分壓器傳變后會產(chǎn)生畸變，進而影響行波保護中故障特征量的上升時間和幅值。

本文研究了直流分壓器傳變特性對行波保護中極波差分量ΔPj和ΔG17上升時間和幅值的影響，并結(jié)合保護判據(jù)與邏輯，分析直流分壓器傳變特性對行波保護輸出結(jié)果的影響。由于ΔPj判據(jù)的變化規(guī)律十分相似，此處只考慮直流分壓器傳變特性對ΔP2和ΔG17的影響。

由圖3（b）可知，未考慮直流分壓器傳變特性時，ΔP2的幅值為247.4 kV，達到整定值所需時間為0.8 ms；經(jīng)過Ⅰ型分壓器傳變后，ΔP2的幅值僅為198.7 kV，已達不到整定值，行波保護拒動；而經(jīng)過Ⅱ型分壓器傳變后，ΔP2的幅值為340.4 kV，達到整定值所需時間為0.8 ms，行波保護正確動作。由圖3（c）可知，無論是否考慮直流分壓器傳變特性的影響，ΔG17幅值均遠高于整定值，且ΔG17超過整定值的時長均達到防抖動元件設置時長，地模波邏輯在各情況下均能正確輸出動作信號。

由上述分析可知，當區(qū)內(nèi)線路末端發(fā)生高阻故障時，行波保護各故障特征量經(jīng)Ⅰ型分壓器傳變后波形失真不嚴重，但ΔP2已達不到整定值，造成保護拒動；而各故障特征量經(jīng)Ⅱ型分壓器傳變后，雖然波形失真較嚴重，但保護仍能正確動作。

2.2.2 區(qū)外故障情況

進行區(qū)外故障仿真時，優(yōu)先考慮易造成行波保護誤動的故障情況。因此，本文設置t=2.35 s 時，極2 線路中點發(fā)生金屬性接地故障。

極2 故障時極1 整流側(cè)線路電壓或行波保護的響應量如附錄A 圖A4 所示。由圖A4 可知，發(fā)生區(qū)外金屬性故障時，無論是否考慮分壓器影響，地模波判據(jù)均能正確識別故障極，且ΔP2幅值均超過整定值。附錄A 圖A5 為極波邏輯輸出結(jié)果。由圖A5可知，在不考慮分壓器和考慮Ⅰ型分壓器的情況下，雖然ΔP2幅值均超過整定值，但是極波邏輯的4 個通道未同時輸出動作信號，行波保護不會誤動；而考慮Ⅱ型分壓器的情況下，行波保護誤動。

2.2.3 系統(tǒng)擾動情況

由于噪聲干擾、雷擊干擾等系統(tǒng)擾動可能造成線路行波出現(xiàn)短時波動，進而造成行波保護誤動。因此，本文分析在噪聲干擾及雷擊干擾的情況下直流分壓器傳變特性對保護的影響。

1）噪聲干擾情況

噪聲信號是由系統(tǒng)內(nèi)部產(chǎn)生的一種信號干擾，原信號混入噪聲后會使波形特征發(fā)生一定程度的改變，干擾保護判別。噪聲干擾仿真條件設定為：故障位置為極1 線路末端；過渡電阻為100 Ω；在量測端電壓加入30 dB 的高斯白噪聲。

本文進行50 次噪聲干擾測試，獲取區(qū)內(nèi)末端故障時經(jīng)直流分壓器傳變后ΔP2幅值的邊界值，仿真結(jié)果如附錄A 表A1 所示。由表A1 可知，當加入噪聲干擾后，若考慮Ⅰ型分壓器傳變特性的影響，ΔP2的幅值在現(xiàn)有保護定值的上下波動，可能造成保護的拒動。因此，在后續(xù)整定過程中定值選取應留有裕度，使得所取定值具有一定的抗噪聲能力。

2）雷擊干擾情況

試驗利用甘肅農(nóng)業(yè)大學草業(yè)學院微生物課題組PGPR資源庫的優(yōu)良菌株，選用農(nóng)業(yè)廢棄物(花土、馬鈴薯渣、木炭、泥炭和菌糠)作為微生物接種劑載體，探究不同材料載體研制的的微生物接種劑對蘇丹草生長和品質(zhì)以及土壤養(yǎng)分、土壤3大微生物數(shù)量的變化，以期篩選出蘇丹草最適微生物接種劑的載體，為禾本科牧草增產(chǎn)、增效提供科學的理論依據(jù)。

雷擊會造成特高壓直流線路電壓在短時間內(nèi)迅速下降，干擾保護判別。雷擊干擾仿真條件設定為：雷電采用1.2 μs/50 μs 的雙指數(shù)模型；雷電電流幅值為31 kA；雷擊位置為極1 線路中點。

雷擊干擾仿真結(jié)果如附錄A 圖A6 所示。雷電引起的輸電線路行波的頻率一般為幾萬赫茲至兆赫茲的數(shù)量級，2 類分壓器在此頻段已經(jīng)幾乎截止。因此，無論是否考慮分壓器傳變特性的影響，雷擊干擾下ΔP2和ΔG17的波形均相同。雷擊造成ΔP2和ΔG17的幅值遠超整定值，此時地模波判據(jù)動作。然而，由于ΔP2超過整定值時間較短，保護仍能夠正確判別。

3 計及直流分壓器傳變特性的行波保護定值整定

由第2 章分析可知，直流分壓器傳變特性將對行波保護性能造成影響，嚴重時甚至可能導致保護誤動或拒動。因此，在進行保護定值整定時，應充分考慮直流分壓器傳變特性對保護性能的影響，針對直流系統(tǒng)中所采用的不同直流分壓器類型提出相應的保護定值，提高行波保護的可靠性。本文提出的行波保護定值整定流程如圖4 所示，具體整定步驟見3.1 節(jié)至3.4 節(jié)。

圖4 行波保護定值整定流程圖Fig.4 Flow chart of traveling wave protection setting

3.1 保護整定原則

在對行波保護進行定值整定之前，應首先明確行波保護中各判據(jù)的功能，對于具有不同功能的判據(jù)，需采取不同的整定原則。

1）極波判據(jù)整定原則：對極波判據(jù)進行定值整定的關(guān)鍵在于定值大小的選取，其準確性影響了保護靈敏性、保護區(qū)域的大小。在極波判據(jù)中，ΔP2為主要判據(jù)，用來識別區(qū)內(nèi)故障，而其余3 個極波差分判據(jù)作為輔助判據(jù)，通過與ΔP2配合躲開系統(tǒng)擾動，與ΔP2取相同定值。因此，在對極波判據(jù)進行整定時，應重點關(guān)注ΔP2在故障時幅值的大小，以此為依據(jù)確定極波定值。

2）地模波判據(jù)整定原則：對地模波判據(jù)進行整定的關(guān)鍵在于地模波邏輯中防抖動元件時長的選取。當故障發(fā)生時，ΔG17幅值往往遠超整定值，但只要故障后ΔG17的正負方向與相應極對應，且ΔG17超過整定值的時長達到防抖動元件設置時長，地模波邏輯均能正確輸出故障極。因此，在對地模波判據(jù)進行定值整定時，應重點關(guān)注地模波邏輯中防抖動元件時長的選取。

3.2 影響因素分析及仿真條件制定

特高壓直流輸電系統(tǒng)存在額定運行與降壓運行等不同工況，在不同工況下行波保護會自動切換定值大小。無論在何種工況下，對定值整定造成影響的因素均相同，且進行定值整定時所設定的仿真條件均類似。因此，本文以額定工況為例，進行影響因素分析及仿真條件制定。

1）考慮直流分壓器傳變特性對定值整定的影響。直流分壓器傳變特性通過影響行波保護故障特征量的傳變，進而影響保護性能。因此，在進行定值整定時不可忽略直流分壓器傳變特性的影響。本文在制定仿真條件時，以傳遞函數(shù)的形式表征2 類直流分壓器的傳變特性，線路電壓首先經(jīng)過該傳遞函數(shù)再送入保護系統(tǒng)，以此衡量直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響，并針對不同類型的直流分壓器，提出不同的行波保護定值。

2）考慮過渡電阻對定值整定的影響。過渡電阻越大，行波幅值越小。因此，為使行波保護定值具有一定抗過渡電阻能力，在進行區(qū)內(nèi)故障仿真時重點考慮高阻故障，在進行區(qū)外故障仿真時重點考慮金屬性接地故障。本文在設置過渡電阻時參考現(xiàn)場聯(lián)調(diào)數(shù)據(jù)，區(qū)內(nèi)仿真時設置過渡電阻為100 Ω，區(qū)外故障時設置金屬性接地故障。

3）考慮故障位置對定值整定的影響。為提高所取定值的可靠性，區(qū)內(nèi)故障仿真時考慮線路全長，并重點關(guān)注線路末端故障情況。因此，區(qū)內(nèi)故障設置為：線路前90%部分每10%線路長度設置一故障點（F1至F10），線路90%～100%部分每1%線路長度設置一故障點（F11至F20）。

在進行區(qū)外故障仿真時，應分別考慮本極區(qū)外和對極線路上產(chǎn)生較大擾動的情況。因此區(qū)外故障設置為：極1 整流側(cè)與逆變側(cè)交流母線三相接地故障（F21、F22）；極1 整流側(cè)與逆變側(cè)閥廳出口處接地故障（F23、F24）；極2 線路首端、20%、40%、60%、80%和100%處接地故障（F25至F30）。具體故障設置點如附錄A 圖A7 所示。

3.3 仿真數(shù)據(jù)集合獲取

參照向家壩—上海特高壓直流輸電工程參數(shù)，利用PSCAD/EMTDC 軟件建立±800 kV 雙極特高壓直流輸電系統(tǒng)及其行波保護的仿真模型，獲取各故障情況下行波保護各判據(jù)的數(shù)據(jù)。

3.4 數(shù)據(jù)處理與整定計算

在對極波判據(jù)進行定值整定時，應重點關(guān)注極波微分判據(jù)定值的選取，進行數(shù)據(jù)處理與整定計算時應遵循以下步驟：

1）每次區(qū)內(nèi)仿真獲取一個極波差分量幅值ΔP2，max。

2）數(shù)次仿真后形成極波差分量幅值數(shù)據(jù)集合S={ΔP2，max}。

3）取出極波微分量幅值數(shù)據(jù)集合中最小值smin。

4）smin除以可靠系數(shù)得到極波判據(jù)整定值Pset。

由于故障發(fā)生時，ΔG17幅值往往遠超整定值，因此，對地模波定值進行整定時，定值的選取可參考現(xiàn)有定值，并驗證地模波邏輯中防抖動元件時長的選取是否合理。進行數(shù)據(jù)處理與整定計算時應遵循以下步驟：

1）每次區(qū)內(nèi)仿真獲取一個地模波判據(jù)超過現(xiàn)有整定值的時長TG。

2）數(shù)次仿真后形成地模波判據(jù)超過現(xiàn)有整定值時長的集合T={TG}。

3）取出地模波判據(jù)超過現(xiàn)有整定值時長集合中的最小值Tmin。

4）Tmin與防抖動元件設置時長Tset進行比較。若Tmin＞Tset，則沿用現(xiàn)有時長；若Tmin＜Tset，則用Tmin除以可靠系數(shù)得到新防抖動元件設置時長。

通過以上4 個步驟獲取行波保護各判據(jù)定值后，通過設置典型區(qū)內(nèi)外故障仿真驗證所取定值的可靠性。

4 算例驗證

參照向家壩—上海特高壓直流工程參數(shù)建立仿真模型，模型參數(shù)在2.2 節(jié)已給出。根據(jù)第3 章中制定的仿真條件進行區(qū)內(nèi)故障仿真，可得行波保護部分故障特征量仿真結(jié)果如附錄A 表A2 所示。將ΔP2、ΔG17的幅值的仿真結(jié)果進行曲線擬合后可得ΔP2、ΔG17的幅值隨故障位置變化的情況，如圖5所示。

圖5 ΔP2及ΔG17幅值隨故障位置變化情況Fig.5 Amplitude changing of ΔP2 and ΔG17 with fault location

根據(jù)區(qū)內(nèi)故障仿真結(jié)果，并遵循第3 章制定的定值整定流程，可得采用Ⅰ、Ⅱ型分壓器時極波的定值分別如式（8）、式（9）所示。

式中：sⅠ，min和sⅡ，min分別為采用Ⅰ、Ⅱ型分壓器時極波差分量幅值的最小值；PⅠ，set和PⅡ，set分別為采用Ⅰ、Ⅱ型分壓器時極波判據(jù)整定值；Krel為可靠性系數(shù)，取值范圍為1.05～1.20。由于本文考慮了直流分壓器傳變特性對行波保護性能的影響。因此，在選取可靠性系數(shù)Krel時，選取一較小值1.05。

對于地模波判據(jù)，ΔG17超過整定值時長的邊界值如式（10）所示。

式中：TⅠ，min和TⅡ，min分別為采用Ⅰ、Ⅱ型分壓器時ΔG17超過整定值時長的邊界值。

由于無論采用何種直流分壓器，ΔG17超過整定值時長的邊界值均遠高于0.5 ms。因此，地模波定值及防抖動元件設置時長可沿用現(xiàn)有設定值。

為驗證本章所提行波保護定值的可靠性，設置典型區(qū)內(nèi)外故障情況進行定值可靠性驗證。采用本文所取定值，且考慮Ⅰ、Ⅱ型分壓器傳變特性對行波保護性能的影響，行波保護的動作結(jié)果如表2 和表3所示。

表2 采用Ⅰ型分壓器時行波保護動作結(jié)果Table 2 Operation results of traveling wave protection with Ⅰtype voltage divider

表3 采用Ⅱ型分壓器時行波保護動作結(jié)果Table 3 Operation results of traveling wave protection with Ⅱtype voltage divider

由表2 和表3 可知：當采用本文所設定值時，無論考慮何種分壓器傳變特性的影響，行波保護在區(qū)內(nèi)線路末端故障時均能可靠動作，區(qū)外故障時不誤動，行波保護的可靠性得到了提高。

5 結(jié)語

本文分析了直流分壓器傳變特性對行波保護的影響，提出了計及直流分壓器傳變特性影響的行波保護定值整定方法，結(jié)論如下：

1）不同直流分壓器的傳變特性有所不同。Ⅰ型分壓器傳遞函數(shù)在高頻段幅值會顯著下降，且其階躍響應無超調(diào)，響應時間較長。Ⅱ型分壓器傳遞函數(shù)在高頻段幅值先上升后下降，且其階躍響應超調(diào)量大，響應時間遠短于Ⅰ型分壓器的響應時間。

2）直流分壓器傳變特性將對行波保護性能產(chǎn)生影響。當采用Ⅰ型分壓器時，行波保護故障特征量幅值有所下降；當采用Ⅱ型分壓器時，行波保護故障特征量幅值有所上升。

3）本文提出了計及直流分壓器傳變特性的行波保護定值整定方法。所提方法使行波保護能有效識別區(qū)內(nèi)外故障，提高了行波保護的可靠性。

本文僅針對直流分壓器傳變特性對行波保護及其定值整定的影響展開分析，特高壓直流系統(tǒng)中其他涉及電壓量的保護也受直流分壓器傳變特性的影響，后續(xù)可研究直流分壓器傳變特性對其他涉及電壓量的保護的影響。

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