禹 佳，孫 文，周 波(.國家電網(wǎng)公司運行分公司宜賓管理處，四川 宜賓 644000；.國網(wǎng)四川省電力公司電力科學(xué)研究院，四川 成都 6007)

特高壓直流同塔雙回輸電線路互感對電壓突變量保護(hù)動作特性的影響

禹 佳1，孫 文1，周 波2
(1.國家電網(wǎng)公司運行分公司宜賓管理處，四川 宜賓 644000；2.國網(wǎng)四川省電力公司電力科學(xué)研究院，四川 成都 610072)

針對賓金特高壓直流2014年7月31日不對稱運行時所出現(xiàn)的極1故障導(dǎo)致極2閉鎖事件進(jìn)行了細(xì)致的分析。分析結(jié)果表明，由于特高壓直流線路采用同塔雙回方式架設(shè)，線路間互感作用明顯，在暫態(tài)過程中一極電流突變會在另一極中產(chǎn)生明顯的感應(yīng)電壓，導(dǎo)致直流電流失控。對特高壓直流同塔雙回輸電線路互感作用的機理進(jìn)行了分析，并探討了互感在暫態(tài)過程中對電壓突變量保護(hù)的影響。最后根據(jù)試驗結(jié)果對電壓突變量保護(hù)的定制修改提出了建議。

特高壓直流輸電；輸電線路；互感；電壓突變量保護(hù)

0 引 言

隨著中國西部大開發(fā)和電力能源戰(zhàn)略的推進(jìn)，集中于四川金沙江、雅礱江流域的多條特高壓直流輸電工程已逐漸投運[1-3]。四川境內(nèi)錦蘇、復(fù)奉以及賓金3條±800 kV特高壓直流輸電工程總輸送容量達(dá)到21 600 MW ，已達(dá)到四川電網(wǎng)總外送能力的80%。

由于輸電通道的限制，錦蘇、復(fù)奉以及賓金3條直流輸電線路均采用同塔雙回方式架設(shè)。雙極線路間的互感對直流系統(tǒng)的暫態(tài)特性會產(chǎn)生明顯的影響，甚至導(dǎo)致保護(hù)誤動作。

2014年7月31日，賓金直流極1雙閥組、極2單閥組運行，雙極直流功率6 000 MW。17∶34，極1直流線路故障，再啟動2次，重啟成功。然而極1直流線路故障時刻，金華站非故障極(極2)卻發(fā)生電壓突變量保護(hù)動作，導(dǎo)致賓金直流極2低端閥組閉鎖。

1 事件簡介

賓金直流極1雙閥組800 kV、極2單閥組(低端閥組)400 kV運行，雙極直流功率6 000 MW。

極1直流線路故障,再啟動2次，重啟成功。

極1直流線路故障時刻，金華站極2電壓突變量保護(hù)動作，賓金直流極2低端閥組閉鎖。

其中，事件相關(guān)的錄波波形如圖1、圖2所示。

圖1 宜賓站極1線路故障重啟成功波形

圖2 金華站極2電壓突變量保護(hù)動作極2閉鎖波形

2 特高壓直流線路互感作用的機理分析

架空線路具有4個電氣參數(shù)(電阻r、電感L、導(dǎo)納g、電容c)，由于通常線路絕緣良好，泄漏電流很小，可以將它忽略，故認(rèn)為g=0；為了簡化分析，忽略對地電容，即認(rèn)為c=0。如果系統(tǒng)雙極運行時，當(dāng)極1線路發(fā)生接地故障，故障清除后系統(tǒng)重啟過程中的等效電路可用圖3來表示。

圖3 暫態(tài)過程中線路耦合等效圖

極1重啟動時極2線路上由自電感和互電感引起的感應(yīng)電動勢為

ΔU=L2did2dt-M12did1dt

對ΔU進(jìn)行定性分析能很好地解釋短路過程中的暫態(tài)過程，計算可得溪浙特高壓直流架空線路極導(dǎo)線的單位長自電感為1.7 mH/km，互電感為0.92 mH/km，單位長電阻為0.005 3 Ω/km，單位對地電容為0.012 μF/km?？紤]線路全長，故可得

ΔU=2.8did2dt-1.5did1dt

1)暫態(tài)情況下，如果是極1線路故障或重啟，直流電流迅速增加，即did1/dt較大(如150 ms電流升高5 000 A，此時約為35 000)，極2直流電流變化不大，可認(rèn)為did2/dt≈0，此時極1電流變化在極2引起感應(yīng)電動勢ΔU，從而在極2電流回路中產(chǎn)生與極2直流電流同方向的較大電流。

2)暫態(tài)過程中極2直流電流是由上述感應(yīng)電動勢和直流/逆變側(cè)換流器直流電壓差兩部分構(gòu)成，當(dāng)ΔU值較大時候，可能造成整流側(cè)電流控制器失控的情形。

3 直流線路互感對電壓突變量保護(hù)的 影響

3.1 電壓突變量保護(hù)原理

保護(hù)檢測直流電壓和直流電流，直流線路接地故障的特征為直流電壓以較高的速率下降到一個較低值(突變量)。保護(hù)的執(zhí)行部分僅在整流站有效。突變量部分非常快速，可實現(xiàn)2～3 ms內(nèi)的故障檢測。

圖4 特高壓直流電壓突變量保護(hù)原理圖

突變量檢測由微分電路構(gòu)成，與兩個參考值進(jìn)行比較。較小的突變量參考值用于啟動檢測電路，如果突變量超過較大的參照值，則達(dá)到突變量動作條件。為了區(qū)分站內(nèi)故障和直流線路故障，采用電壓時間微分(dU/dt)與直流線路電流時間微分(dI/dt)相結(jié)合的方法。為確保突變量保護(hù)可靠，避免因電壓暫態(tài)變化導(dǎo)致的意外動作，保護(hù)配置有直流低電壓輔助判據(jù)。

四川特高壓直流電壓突變量保護(hù)原理如圖4所示。

圖4中，直流線路額定電壓 UDL_NOM=800 kV(兩個換流器正常運行且沒有降壓)；UDL_NOM=560 kV(兩個換流器正常運行且降壓)；UDL_NOM=400 kV(僅一個換流器正常運行)；UDL_SWq-n為n個采樣周期前的直流線路電壓；UDL_DER為直流線路電壓突變量；電流突變量參考值 CUR_DER_REF=0.1(兩個換流器正常運行)，CUR_DER_REF=0.05(非兩個換流器正常運行)。

賓金直流電壓突變量保護(hù)采用4個判據(jù)，綜合判斷兩段電壓突變量、電壓跌落以及電流突變量，4個判據(jù)均滿足后在出口前輔助直流線路低電壓判據(jù)。

3.2 賓金直流電壓突變量保護(hù)定值

賓金特高壓直流電壓突變量保護(hù)定值如表1所示。

3.3 直流線路互感對電壓突變量保護(hù)仿真研究

為驗證賓金直流一極直流線路故障對另一極的影響以及分析電壓突變量保護(hù)動作問題，在實驗室開展了“7.31”賓金直流線路故障實驗室仿真試驗。

表1 賓金特高壓直流電壓突變量保護(hù)定值

試驗中賓金特高壓直流工程控制保護(hù)仿真系統(tǒng)控制保護(hù)設(shè)備與工程現(xiàn)場一致，隨工程同期建設(shè)，在該系統(tǒng)上完成了賓金直流控制保護(hù)系統(tǒng)與閥控設(shè)備、安控裝置和光TA等接口設(shè)備的聯(lián)調(diào)試驗。

試驗工況與現(xiàn)場保持一致：極1雙閥組800 kV、極2單閥組(低端閥組)400 kV運行，雙極直流功率6 000 MW，極1直流線路故障，故障點距宜站100 km，故障接地時間300 ms(模擬2次重啟)。

仿真試驗錄波如圖5所示。

試驗結(jié)果表示試驗中極1線路故障，行波保護(hù)，電壓突變量保護(hù)動作，極1重啟2次，重啟動成功。極1接地故障期間，極2電壓、電流擾動較大。對比RTDS仿真試驗和現(xiàn)場實際故障，故障特征較為接近。

圖5 仿真試驗波形

通過仿真試驗可知，賓金直流在不對稱運行方式下(一極800 kV一極400 kV運行)，800 kV運行極線路故障導(dǎo)致400 kV運行極電壓突變量保護(hù)動作。保護(hù)動作原因為，故障極對非故障極電壓、電流造成的較大擾動符合電壓突變量保護(hù)判據(jù)，按照當(dāng)前的保護(hù)設(shè)置難以區(qū)分是區(qū)內(nèi)故障還是區(qū)外故障，因此保護(hù)動作。

3.4 相關(guān)風(fēng)險排查

為充分驗證一極直流線路故障對另一極的影響，在實驗室開展了賓金直流不同運行方式下的直流線路故障試驗。

3.4.1 不對稱運行，800 kV運行極接地故障

進(jìn)行極1雙閥組800 kV、極2單閥組400 kV運行，功率6 000 MW運行工況下，極1直流線路接地故障試驗。分別進(jìn)行了極1直流線路首端、距離首端100 km處、線路末端接地故障。試驗結(jié)果如表2。

3.4.2 不對稱運行，400 kV運行極接地故障

進(jìn)行極1雙閥組800 kV、極2單閥組400 kV運行，功率6 000 MW運行工況下，極2直流線路接地故障試驗。

表2 不對稱運行800 kV運行極接地故障計算結(jié)果

分別進(jìn)行了極2直流線路首端、距離首端100 km處、線路末端接地故障。該運行方式下極1整流站、逆變站電壓突變量保護(hù)均未動作。

3.4.3 雙極對稱運行

進(jìn)行雙極均800 kV、直流功率8 000 MW以及雙極均400 kV、直流功率4 000 MW運行工況下，極1直流線路接地故障試驗。

分別進(jìn)行了極1直流線路首端、距離首端100 km處、線路末端接地故障。該運行方式下極2整流站、逆變站電壓突變量保護(hù)均未動作。

3.4.4 試驗結(jié)論及發(fā)現(xiàn)的問題

通過雙極對稱運行、不對稱運行方式下，開展的不同故障點位置的仿真試驗發(fā)現(xiàn)，在不對稱運行方式下，800 kV運行極接地故障易引起了400 kV運行極的電壓突變量保護(hù)動作。

4 改進(jìn)措施分析

賓金直流電壓突變量保護(hù)中直流低電壓判據(jù)為0.7，根據(jù)仿真試驗結(jié)果，在極1故障時對極2造成的電壓擾動(2～3 ms后第一個波頭過后)，極2電壓通常跌落在230～290 kV之間。當(dāng)前程序中直流低電壓判據(jù)為0.7(400 kV運行時為280 kV)，達(dá)到了低電壓條件。因此，適當(dāng)降低低電壓判據(jù)有利于防止誤動。

另外，從故障特征分析，對于區(qū)外故障造成的擾動，直流電壓在振蕩一段時間后即會升高，而區(qū)內(nèi)故障將會引起直流電壓持續(xù)降低，因此，延長低電壓的判斷時間以及采用平滑處理有利于防止誤動。

根據(jù)仿真試驗結(jié)果，提出賓金直流電壓突變量改進(jìn)措施如下。

(1)電壓突變量保護(hù)中直流低電壓判據(jù)由0.7 p.u.改為0.5 p.u.；

表3 仿真校驗結(jié)果

(2)電壓突變量判斷邏輯出口后的展寬和延時由2 ms改為18 ms，并進(jìn)行2 ms的平滑處理。

對賓金直流進(jìn)行上述改動后，進(jìn)行了多種典型運行方式和不同故障位置的線路接地故障試驗，其結(jié)果如表3所示。

表3結(jié)果表明，當(dāng)電壓突變量保護(hù)定值修改后，非故障極電壓突變量保護(hù)均未動作。

5 結(jié) 論

針對2014年7月31日賓金特高壓直流不對稱運行時所出現(xiàn)的極1故障導(dǎo)致極2閉鎖事件進(jìn)行了細(xì)致的分析，得到了以下結(jié)論。

(1)由于特高壓直流線路同塔雙回架設(shè)，相互之間存在明顯的互感。暫態(tài)情況下，如果是極1線路故障或重啟，直流電流迅速增加，此時極1電流變化在極2引起感應(yīng)電動勢ΔU，從而在極2電流回路中產(chǎn)生與極2直流電流同方向的較大電流。暫態(tài)過程中極2直流電流是由上述感應(yīng)電動勢和直流/逆變側(cè)換流器直流電壓差兩部分構(gòu)成，當(dāng)中ΔU值較大時候，可能造成整流側(cè)電流控制器失控的情形。

(2)通過雙極對稱運行、不對稱運行方式下，開展的不同故障點位置的仿真試驗發(fā)現(xiàn)，在不對稱運行方式下，800 kV運行極接地故障易引起了400 kV運行極的電壓突變量保護(hù)動作。

(3)根據(jù)仿真試驗結(jié)果，提出賓金直流電壓突變量改進(jìn)措施如下。

1)電壓突變量保護(hù)中直流低電壓判據(jù)由0.7 p.u.改為0.5 p.u.；

2)電壓突變量判斷邏輯出口后的展寬和延時由2 ms改為18 ms，并進(jìn)行2 ms的平滑處理。

對賓金直流進(jìn)行上述改動后，進(jìn)行了多種典型運行方式和不同故障位置的線路接地故障試驗，非故障極電壓突變量保護(hù)均未動作。

[1] 謝紹宇,王秀麗,王錫凡．交直流混聯(lián)系統(tǒng)可靠性評估 [J]．電力自動化設(shè)備，2011,31(7):10-16.

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During the asymmetric operation of HVDC transmission project from Yibin to Jinhua on 31st July 2014, its first pole ran up against a fault condition, which resulted in the blocking of the second pole, so a detailed analysis is carried out. As the two circuits of HVDC transmission lines share the same tower, there exists an obvious mutual inductance between the lines. So the sudden change of the current in one pole under transient process will give rise to an evident induced voltage in the other pole, which will lead to the direct current out of control. The mutual inductance action mechanism of HVDC double-circuit lines on the same tower is analyzed and the influence of the mutual inductance on the voltage fault component protection is discussed. Finally, the advices for modifying the setting values of the voltage fault component protection are given based on experimental results.

UHVDC；transmission line；mutual inductance；voltage fault component protection

TM774

A

1003-6954(2015)02-0001-05

2014-10-20)

禹 佳(1983)，工程師，研究方向為特高壓直流輸電技術(shù)；

孫 文(1980)，工程師，研究方向為特高壓直流輸電技術(shù)。