南瑞继保公司唐俊，国网经研院卢亚军 | 混合级联特高压直流输电系统逆变站保护功能及闭锁策略设计

学术 2024-11-20 12:36 浙江

混合级联特高压直流输电系统逆变站保护功能及闭锁策略设计

唐俊 ¹赵文强 ¹姜崇学 ¹卢宇 ¹卢亚军 ²徐莹 ²

（1. 南京南瑞继保电气有限公司,南京 211102；

2. 国网经济技术研究院有限公司,北京 102209 ）

DOI：10.19585/j.zjdl.202410011

摘要针对混合级联特高压直流输电系统的逆变站，基于其一次拓扑结构，按照保护无死区、故障易定位的原则，结合测量互感器的安装位置，提出了保护的分区建议和配置方案。根据逆变站故障发生的位置及严重程度，以快速切除故障、减少停运范围为目标，提出包括LCC（电网换相换流器）闭锁、单MMC（模块化多电平换流器）闭锁、MMC整体闭锁、顺序极闭锁和分步极闭锁的分级闭锁策略。以白鹤滩-江苏混合级联特高压直流输电工程实际的控制保护装置和按照工程成套参数建立的RTDS（实时仿真系统）模型组建了实时闭环仿真系统，通过仿真验证了所提保护方案和闭锁策略的可行性和有效性。

关键词混合级联系统；特高压直流输电；保护配置；闭锁策略；电网换相换流器；模块化多电平换流器

0 引言

LCC（电网换相换流器）具有输送容量大、制造成本低、控制方式简单等特点，被广泛应用于直流输电领域^［1-2］。以国家电网公司为例，目前已建成复龙-奉贤、锦屏-苏州等十余条采用双十二脉动LCC串联结构的常规特高压直流工程，极大地缓解了负荷中心的功率缺额问题。然而由于LCC的半控特性，在交流系统扰动时易发生换相失败，对送、受端电网的稳定性造成影响^［3-5］。

基于MMC的柔性直流输电系统具有控制灵活、无换相失败的优点，目前已有厦门、舟山、张北等多个柔直工程成功投运^［6-7］。但受限于器件的容量和制造成本，在大功率、高电压、远距离的输电场合应用并不广泛。

近年来，兼具LCC和MMC优势的混合直流输电理论逐渐成熟，具备了工程实施的可能^［8-11］。混合级联特高压直流拓扑为其中的一种代表方案，受到广泛关注^［12-13］。该拓扑中，整流站采用与常规特高压直流相同的LCC-LCC串联结构，逆变站采用LCC-MMC混合级联结构，在逆变站发生交流系统故障时MMC能提供一定的电压和无功支撑，可以有效缓解LCC的换相失败问题。

文献［14］研究了采用双十二脉动LCC串联的特高压直流输电系统中保护配置方案和闭锁策略，具有工程应用价值，但在混合直流输电系统中并不完全适用。文献［15-16］研究了送端站每极为双十二脉动LCC串联、两个受端站每极均为双MMC串联的三端混合直流输电系统，提出了直流线路保护配置方案和故障隔离策略，该工程采用全桥-半桥子模块混合结构的MMC，故障时直接关断全桥子模块即可切断故障回路，这种闭锁方式在纯半桥结构的MMC中并不适用。文献［17］研究了混合级联直流输电系统在解、闭锁过程中的过电压和过电流问题，提出了一种极的解、闭锁原则，但对于换流器闭锁以及不同故障区域的极闭锁方案并未做出研究。可以看到，目前对于混合级联特高压直流输电系统的保护配置研究不多，对相应故障闭锁策略的研究也不全面。

本文以混合级联特高压直流输电系统的逆变站为对象，提出了保护分区原则、保护配置方案以及包含LCC闭锁、单MMC闭锁、MMC整体闭锁、顺序极闭锁和分步极闭锁在内的分级闭锁策略，并在RTDS（实时仿真系统）中进行了仿真验证。

1 混合级联特高压直流输电系统拓扑结构

典型的混合级联特高压直流输电系统如图1中白鹤滩-江苏混合级联特高压工程（以下简称“白江工程”）拓扑结构所示。

图1 白江工程拓扑结构Fig.1 Topological diagram of Baihetan-jiangsu UHVDC transmission project

该工程额定直流电压±800 kV，额定直流电流5 000 A，额定输送功率8 000 MW。其整流站采用双十二脉动LCC串联结构，逆变站采用低端3个MMC并联后，再与高端LCC串联的结构，其中MMC全部采用半桥子模块。

与常规特高压直流换流站相比，逆变站在一次结构上有许多新的特点：

1）针对柔性直流系统容易振荡的问题，将直流滤波器布置在高端LCC两端，尽可能减少谐波电流进入MMC，降低振荡发生的概率。

2）MMC在故障时容易出现功率盈余问题，进而造成子模块电容器过电压^［18］。为此，在MMC两端增设了可控消能装置，当子模块平均电压达到门槛值时，触发消能装置动作，将MMC的端间电压限制在安全水平。

3）低端MMC拥有各自独立的交、直流场，通过直流侧的连接线汇集到一起，只配置一组公用的BPS（旁通开关）和BPI（旁通隔离刀闸）。

控制策略方面，白江工程整体上仍采用整流站控制直流电流、逆变站控制直流电压的联合控制策略。对于逆变站低端3个MMC，采用一个MMC定电压，另外两个MMC定功率的控制方式，实现各MMC之间功率的合理分配。

2 保护分区及配置设计

混合级联特高压直流输电系统整流站的拓扑结构与常规特高压直流换流站完全一致，故可沿用现有成熟的保护方案。本文重点对逆变站开展保护分区及保护配置研究。

2.1 保护分区

保护分区时，应充分考虑各区之间的配合，确保相邻区域之间无死区。通过合理的保护分区能更好地定位故障位置，并按相应区域设计合理的闭锁方式。以各电流互感器为分界，逆变站的保护分区如图2所示，具体分为：

图2 逆变站保护分区Fig.2 Protection partition of the inverter station

换流器保护区：包括高端LCC保护区（③区、⑤区）和低端MMC保护区（⑨区），保护的设备包含换流器及其相关附属设备。

换流变压器保护区：包括高端换流变压器保护区（⑮区）和低端换流变压器保护区（⑯区），保护的设备为换流变压器。

极和双极保护区：包括直流线路保护区（①区）、极母线保护区（②区）、直流滤波器保护区（④区）、阀组连接线保护区（⑥区）、MMC旁通开关保护区（⑦区）、MMC汇流连接公共保护区（⑧区）、极中性母线保护区（⑩区）、双极中性母线保护区（⑪区）、金属回线保护区（⑫区）、接地极线路保护区（⑬区）、站内接地开关保护区（⑭区），保护的设备包含直流输电线路、极母线及相连接的平波电抗器、直流滤波器、MMC汇流母线、MMC汇流中性母线、可控消能装置、直流转换开关等设备。

2.2 保护配置

直流保护主要用于快速识别、切除一次设备故障，避免对设备或系统带来更大的损害。

在2.1节所述的各保护分区中配置相应的差动、过应力、转换开关失灵等类型的保护功能，并配置于LCC换流器保护装置、MMC换流器保护装置和极保护装置中。

2.2.1 LCC换流器保护

保护高端LCC区域，沿用现有常规特高压换流器保护方案，配置阀短路保护、旁通开关保护、换相失败保护、换流器差动保护、换流器过流保护、旁通对过负荷保护、换流器直流过电压保护、换流器50 Hz/100 Hz谐波保护和中性点偏移保护。

2.2.2 MMC换流器保护

保护低端MMC区域，每个MMC配置独立的保护装置。

各MMC的保护区域以极连接线末端测点I_VDP和中性线末端测点I_VDN为界，配置启动电阻过流保护、启动电阻过负荷保护、阀侧零序过压保护、阀侧连接线差动保护、阀侧连接线过流保护、桥臂过流保护、阀侧交流套管差动保护、桥臂差动保护、换流器差动保护、换流器直流低电压保护、换流器直流过电压保护、极连接线差动保护、中性线差动保护、HSS开关保护、NHSS开关保护、桥臂电流不平衡保护、阀侧高频谐波电流保护和桥臂电抗过负荷保护。

2.2.3 换流变压器保护

换流变压器保护功能可集成到换流器保护装置中，也可配置独立的保护装置，沿用现有常规特高压换流变压器保护方案，配置大差差动保护、小差差动保护、引线差动保护、绕组差动保护、零序差动保护、过电压保护、过励磁保护、饱和保护、零序过流保护、开关过流保护、网侧过流保护和网侧过负荷保护。

2.2.4 极和双极保护

保护直流线路区、直流极母线区等剩余区域。为降低系统的复杂度，提高可靠性，将MMC换流器的旁通开关区和MMC汇流连接区纳入极保护装置中，只需极的三取二逻辑判断后出口即可。极和双极区保护在常规特高压直流系统的保护配置基础上，增加MMC公共区相关保护，包括直流汇流母线差动保护、直流汇流中性母线差动保护、MMC大差保护、消能装置差动保护、旁通开关保护和低压过流保护。

3 保护闭锁策略设计

在混合级联直流输电系统逆变站发生故障时，应区分故障区域和故障类型，采取LCC闭锁、单MMC闭锁、低端MMC整体闭锁和整极闭锁的分级闭锁策略，尽可能缩小影响范围，降低对设备和系统的冲击。

3.1 换流器闭锁策略

3.1.1 LCC闭锁策略

LCC区域内阀短路、触发异常、换流变压器短路等故障，采用闭锁并隔离相应换流器的方式即可切除，而不应闭锁整极扩大事故范围。现有特高压中逆变站换流器故障时，根据故障类型不同，以是否会额外增加换流阀电流为原则，有选择性地投入旁通对，具体闭锁策略如下：

1）逆变站故障LCC发出合BPS、跳换流变网侧交流开关命令，并根据故障类型有选择性地投入旁通对；当BPS完成合闸之后，闭锁并隔离故障换流器。

2）整流站在收到闭锁指令后，相应LCC投入旁通对，并发出合BPS命令；当BPS完成合闸之后，闭锁并隔离换流器。

混合级联直流输电系统中，逆变站LCC故障时可以沿用上述闭锁策略。

3.1.2 单个MMC闭锁策略

如图3所示，由于半桥子模块中反并联二极管的存在，当MMC区内发生接地故障时，交流系统会通过反并联二极管向故障点馈入电流，此时需要执行极闭锁才能隔离故障。

图3 MMC直流区域接地故障示意图Fig.3 Schematic diagram of ground fault locations in the MMC-based UHVDC transmission system

当MMC仅发生过电压、低电压、过电流、高频谐波过流、桥臂电抗过负荷等应力性故障时，闭锁相应的MMC即可。

单个MMC故障闭锁过程中，有两个关键问题：一是稳定在运MMC直流电压；二是需重新分配在运MMC的直流功率。

针对上述关键问题，本文提出如下原则：若处于定电压控制模式的MMC故障，则将剩余运行在定功率模式下的一个MMC的控制模式切换为定电压模式（定电压优先顺序可按MMC1-MMC2-MMC3），维持直流电压稳定；若处于定功率控制模式的MMC故障，则剩余MMC保持原有控制模式不变。故障MMC退出后，剩余的非故障MMC应在设备能力范围内转带故障MMC的功率，尽量维持故障前总功率不变，若无法转带故障MMC的全部功率，则整流站应配合进行功率回降。

按照以上原则，设计了单MMC闭锁策略：

1）逆变站故障的MMC立即闭锁，并发出跳换流变网侧交流开关命令；交流开关跳开且满足低电流条件时，隔离故障换流器。非故障MMC需根据设备耐受能力调整输出有功功率，并有选择性地调整控制模式，保证仍有一个MMC运行在定电压模式。

2）整流站LCC维持控制模式不变，但需根据逆变站剩余MMC耐受情况调整输送功率。

如此，尽可能地保留多的换流器维持运行状态，提高系统的可用率。

3.1.3 低端MMC整体闭锁策略

如图3所示，当MMC两端并联的可控消能装置发生能量越限、温度越限、电流越限等故障时，需要快速合上BPS2泄放能量，防止可控消能装置损坏。但对于MMC而言，合上BPS2相当于将其直流侧短路，这将产生很大的短路电流，故在可控消能装置发生上述故障时MMC也需要及时闭锁陪停，减少BPS2合闸大电流对一次设备的冲击。当MMC已闭锁，而BPS2尚未完成合闸时，直流电流将通过反并联二极管向子模块电容器充电，可能造成电容器因过压损坏。故与3.1.1节LCC故障闭锁策略不同，此时整流站还应配合移相，尽快将直流电流调整为0，降低对电容器的冲击。由以上分析，设计的低端MMC整体闭锁策略如下：

1）逆变站所有MMC立即闭锁，并发出跳换流变网侧交流开关和合BPS2命令；交流开关跳开且满足低电流条件时，隔离所有MMC。

2）整流站在收到闭锁指令后，高端LCC将触发角移相至164°，低端LCC投入旁通对，并发出合BPS2命令，当BPS2完成合闸之后，闭锁并隔离换流器。当逆变站BPS2合位时，整流站高端LCC恢复触发角至正常角度，直流系统恢复运行。

3.2 顺序极闭锁策略

对于逆变站极区、双极区、换流器直流穿墙套管以及MMC直流区域的故障，无法在维持功率输送的情况下隔离故障，故此时高、低端换流器需要快速执行极闭锁，降低对设备的损害。顺序极闭锁整体策略可参考常规特高压直流系统，需要注意逆变站高端LCC应在低端所有MMC的交流开关全部跳开后再合BPS1，避免闭锁过程中引起过电压或过电流问题。

1）逆变站闭锁策略

高端LCC发出跳换流变网侧交流开关命令，并根据故障类型有选择性地投入旁通对；等待低端MMC的交流开关全部跳开后，发出合BPS1命令；在BPS1完成合闸之后，闭锁LCC。

低端所有MMC立即闭锁，并发出跳换流变网侧交流开关命令；交流开关跳开且满足低电流条件时，隔离所有MMC；完成所有MMC隔离之后，合BPS2开关。

2）整流站闭锁策略

高、低端LCC在收到闭锁命令后立即将触发角移相至，并根据故障类型有选择性地投入旁通对和BPS，最后闭锁双换流器。

3.3 分步极闭锁策略

为防止出现换流器过压问题，逆变站LCC的直流功率和MMC的总直流功率应相等。

（1）

式中：、、分别为LCC的直流功率、第i个（i取1、2、3）MMC的直流功率、逆变站总功率。

如图2所示，MMC至换流变压器的阀侧连接线区域（K区）的故障，非故障MMC会通过故障MMC的反并联二极管后向故障点馈入电流，由于NHSS开关断流能力有限，因此该区域的故障也需要停运整极才能完全切除。若采用3.2节所述顺序极闭锁策略，某些工况下当低端所有在运MMC同时闭锁停运时，式（1）中MMC总功率，原本通过MMC输送的功率将积累在逆变站，产生大量功率盈余，与3.1.3节分析相同，此时直流电流将通过反并联二极管给电容器充电，导致MMC的子模块电压升高，其中故障MMC的子模块过压尤其严重，虽然可以投入可控消能装置在一定程度上抑制端间电压，但从降低设备应力、延长设备使用寿命角度，应在闭锁策略上进行优化，由此提出了分步极闭锁策略。

选取阀侧连接线差动保护、阀侧交流套管差动保护和桥臂差动保护作为分步闭锁特征保护，以识别该区域故障。此外，分步闭锁逻辑涉及可控消能装置的设计裕度，应考虑上述保护拒动的情况，故将桥臂电流不平衡保护也作为分步闭锁的特征保护。各特征保护的保护范围分别如图4中区域所示。

图4 特征保护涵盖范围Fig.4 Schematic diagram of the coverage range of feature protection

1）逆变站闭锁策略

当上述特征保护中的一种或多种保护原理动作后，立即闭锁故障MMC、发出跳换流变网侧交流开关命令，等待交流开关跳开且满足低电流条件时隔离故障换流器；同时将分步闭锁命令送给两站同极的其他非故障换流器。为避免保护范围更大的MMC换流器差动保护、MMC大差保护和极差动保护动作后执行顺序极闭锁，分步闭锁命令发出后，应封锁上述3个保护的出口，T₀之后再重新开放。T₀根据子模块过压情况选取，过短无法有效降低子模块电压，过长不利于稳控装置动作，经过仿真验证，本文取100 ms。

非故障MMC在收到分步闭锁命令后，继续运行T₀，再执行换流器闭锁，并发出跳换流变网侧交流开关命令；交流开关跳开且满足低电流条件时隔离换流器。

高端LCC在收到分步闭锁命令后，立即将触发角移相至164°，并发出跳换流变网侧交流开关命令；交流开关跳开之后投入旁通对；等待低端所有MMC的交流开关均跳开后，合BPS1；当BPS1完成合闸之后闭锁换流器。

2）整流站闭锁策略

高、低端LCC在收到命令后立即将触发角移相至164°，并根据故障类型有选择性地投入旁通对和BPS，最后闭锁双换流器。分步闭锁的逻辑框图如图5所示。

图5 分步极闭锁逻辑框图Fig.5 Block diagram of the logic of step pole block

当K区发生单相接地故障时，由于下桥臂反并联二极管的续流作用，交流侧短路电流将出现直流偏置，故障相短路电流过零点消失，导致交流开关无法断开。为解决该问题，MMC采用了分相跳闸策略。

采用分步闭锁特征保护中的单相保护作为分相跳闸特征保护，即仅A、B、C相中的一相保护动作，而对于两相或三相均动作的情况，不执行分相跳闸。

如图4所示，当F₁点发生单相接地故障时，特征保护阀侧连接线差动保护单相动作，在分步极闭锁的基础上，故障MMC还将执行如下分相跳闸策略：

发出阀侧交流开关和启动电阻并联开关非故障相的跳闸指令。经一定延时后，若检测到上述非故障相的电流低于设定门槛值，则发出网侧交流开关三相跳闸指令；同时检测流过MMC中性母线开关NHSS的电流，当满足其分断条件时，发出分NHSS开关命令。

当故障相电流低且NHSS开关已在分位时，发出阀侧交流开关和启动电阻并联开关故障相的跳闸指令。

4 仿真验证

为验证所提保护配置和闭锁策略的可行性，采用白江工程实际的控制保护装置和按照工程成套参数建立的RTDS模型，组建了实时闭环仿真系统，对相关策略进行了仿真测试。

仿真工况为：单极大地回线，高端LCC和低端3个MMC全部运行，直流电压为800 kV，直流电流为5 000 A。

4.1 换流器闭锁

4.1.1 LCC闭锁策略仿真验证

模拟逆变站LCC的D桥发生阀短路故障，仅闭锁LCC即可，不应造成整极停运。

仿真结果如图6所示，故障后阀短路保护动作，执行LCC闭锁策略，退出故障LCC。低端MMC在经历短暂扰动后继续运行，仍能保留该极的部分功率。

图6 逆变站故障退出LCC波形Fig.6 Waveforms of LCC out of operation due to an inverter station fault

4.1.2 单个MMC闭锁策略仿真验证

模拟逆变站MMC2的换流变压器阀侧相间短路故障，闭锁单MMC。试验前退出阀侧连接线差动保护，以避免执行分步极闭锁逻辑。

仿真结果如图7所示。故障前，3个MMC均分5 000 A电流，MMC端间直流电压约363 kV，每个MMC约输送功率605 MW；故障发生后，阀侧连接线过流保护动作并执行单个MMC闭锁策略，退出故障的MMC2，在此过程中，高端LCC可以继续运行，低端MMC1和MMC3将各自输送的功率提升至907.5 MW，以补偿MMC2退出之后的功率损失。

图7 逆变站故障退出单个MMC波形Fig.7 Waveforms of a single MMC out of operation due to an inverter fault

4.1.3 MMC整体闭锁策略仿真验证

模拟逆变站可控消能装置发生能量越限故障，闭锁整个低端MMC。

仿真结果如图8所示，可控消能装置能量越限保护动作后执行MMC整体闭锁策略，快速合上BPS2并退出所有MMC，在此过程中，高端LCC仍可以继续运行，而MMC停运平稳，没有出现大的短路电流。

图8 逆变站故障退出整个低端MMC换流器波形Fig.8 Waveforms of all low-end MMC-based converters out of operation due to an inverter station fault

4.2 顺序极闭锁

模拟逆变站极母线故障，执行顺序极闭锁。仿真结果如图9所示，极母线差动保护动作后执行顺序极闭锁策略，同时闭锁故障极所有换流器，达到快速切除故障的目的。

图9 逆变站故障执行顺序极闭锁波形Fig.9 Waveforms of sequential pole block due to an inverter station fault

4.3 分步闭锁分相跳闸

模拟逆变站MMC2的换流变压器阀侧A相接地故障，执行分步闭锁及分相跳闸。分步闭锁仿真结果如图10所示，A相阀侧连接线差动保护动作后执行分步极闭锁策略，故障的MMC2立即闭锁，LCC立即移相，非故障MMC1、MMC3继续运行100 ms后闭锁，整个闭锁过程电压相对平稳，没有对子模块造成过电压冲击。

图10 逆变站故障执行分步极闭锁波形Fig.10 Waveforms of step pole block due to an inverter station fault

分相跳闸仿真结果如图11所示，首先跳开故障MMC2阀侧非故障B、C相开关，之后再跳开其网侧三相开关，最后再跳开阀侧故障A相开关。对于非故障的MMC1和MMC3，不需要执行分相跳闸，直接同时跳开三相网侧和阀侧开关。

图11 逆变站故障执行分相跳闸波形Fig.11 Waveforms of phase-segregated tripping due to an inverter station fault

4.4 分步闭锁抑制过电压效果

为对比K区故障时分步闭锁对降低子模块电压的效果，模拟MMC2阀侧三相故障。采用分步闭锁波形如图12所示，可以看到，故障后MMC端间直流电压最高为378 kV，MMC2下桥臂A相子模块平均电压最高（2.22 kV），但仍未达到可控消能装置动作定值（2.6 kV）；采用顺序闭锁的波形如图13所示，故障后端间直流电压最高达585 kV，上桥臂A相子模块平均电压最高（2.89 kV），达到可控消能装置动作定值，消能装置动作泄放能量。

图12 MMC2三相故障执行分步极闭锁波形Fig.12 Waveforms of step pole block due to a three-phase fault of MMC2

图13 MMC2三相故障执行顺序极闭锁波形Fig.13 Waveforms of sequential pole block due to a three-phase fault of MMC2

故障后MMC各桥臂子模块最大平均电压如表1所示，可以看到，采用分步闭锁策略后，故障MMC子模块过电压得到很好抑制，降低了设备应力，减少了可控消能装置动作次数。

表1 MMC2三相故障时MMC桥臂子模块最大平均电压Table 1 Maximum average voltages of MMC bridge arm submodules during a three-phase fault of MMC2

5 结论

本文针对混合级联直流输电系统逆变站的拓扑结构和互感器测点位置，提出了保护分区原则、保护配置方案以及故障闭锁策略，并通过RTDS平台进行了仿真验证，得出以下结论：

1）混合级联换流站的保护配置应覆盖所有设备，各保护分区之间应有适当重叠，以避免出现死区。

2）应根据故障发生的位置及其严重程度，采用闭锁换流器或闭锁整极的分级闭锁策略，在切除故障、保护一次设备的基础上，尽可能维持功率输送，从而减少对系统的影响。

3）对于MMC至换流变压器的阀侧连接线区域故障，采用分步极闭锁策略能有效降低子模块电压，减轻对换流阀的冲击，并减少可控消能装置动作次数。

本文所提保护方案和闭锁策略适用于采用混合级联拓扑结构的特高压直流输电系统逆变站。这些思路和方法可为其他混合直流工程提供参考。

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Design of protection functions and block strategies for inverter station of a hybrid cascaded UHVDC transmission system

TANG Jun ¹ZHAO Wenqiang ¹JIANG Chongxue ¹LU Yu ¹LU Yajun ²XU Ying ²

（1. NR Electric Co., Ltd., Nanjing 211102, China；2. State Grid Economic and Technological Research Institute Co., Ltd., Beijing 102209, China ）

Abstract: This paper focuses on the inverter station of ultra-high voltage direct current （UHVDC） transmission system with a hybrid cascaded structure. Based on its primary topological structure， adhering to the principles of protection without dead zones and easy fault location， and considering the installation position of measurement transformers， a protection partition suggestion and configuration plan are proposed. According to the location and severity of faults in inverter station， hierarchical block strategies including line-commutated converter （LCC） block， single modular multilevel converter （MMC） block， overall MMC block， sequential pole block， and step pole block are proposed， aiming to quickly eliminate faults and reduce the outage range. Finally， a real-time closed-loop simulation system is established based on the actual control and protection devices of the Baihetan-Jiangsu hybrid cascaded UHVDC transmission project and a real-time digital simulation （RTDS） model established according to the complete set of engineering parameters. The feasibility and effectiveness of the proposed protection scheme and block strategies are verified through simulation.

Keywords: hybrid cascaded system；UHVDC transmission；protection configuration；block strategy；LCC；MMC

引用本文：唐俊,赵文强,姜崇学等.混合级联特高压直流输电系统逆变站保护功能及闭锁策略设计[J].浙江电力,2024,43(10):103-113. (TANG Jun,ZHAO Wenqiang,JIANG Chongxue,et al.Design of protection functions and block strategies for inverter station of a hybrid cascaded UHVDC transmission system[J].ZHEJIANG ELECTRIC POWER,2024,43(10):103-113.)

作者简介：唐俊（1987），男，工学硕士，高级工程师，主要从事高压直流输电控制保护技术的研究工作。

基金信息：国家电网有限公司科技项目（SGZB0000TGJS2200731）

文章编号：1007-1881（2024）10-0103-11

收稿日期：2024-04-16

修回日期：2024-06-17

出版日期：2024-10-25

网刊发布日期：2024-10-29

本文编辑：张瑞敏

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