陳剛，李恒

(國網(wǎng)湖南電力公司檢修公司，湖南長沙410004)

特高壓換流站單閥接地故障控保策略改進(jìn)

陳剛，李恒

(國網(wǎng)湖南電力公司檢修公司，湖南長沙410004)

換流器作為換流站的核心設(shè)備，其保護(hù)策略直接關(guān)系到直流輸電工程的安全穩(wěn)定運(yùn)行。本文通過RTDS試驗(yàn)對原有的直流控保策略進(jìn)行校核，分析了單閥接地故障中，健全閥組無法正常重啟的原因，提出控保策略改進(jìn)措施縮短高低端閥組閉鎖時間差，實(shí)現(xiàn)了健全閥組的正常重啟。最后通過RTDS試驗(yàn)驗(yàn)證了改進(jìn)控保策略的可行性。

單閥接地；健全閥組重啟；差動保護(hù)；控保策略

近年來，隨著±800 kV及以上的特高壓直流輸電工程的不斷推廣，換流閥作為換流站的核心設(shè)備，其保護(hù)策略的性能直接關(guān)系到直流輸電工程的安全穩(wěn)定運(yùn)行〔1－4〕。早期建設(shè)的直流換流站，閥廳出線光CT安裝在閥廳內(nèi)部，當(dāng)閥廳直流穿墻套管發(fā)生泄漏電流等故障時，通過極母線差動保護(hù)動作將整個極退出運(yùn)行〔5－7〕。直流換流站的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明〔8－10〕，對于閥廳直流側(cè)穿墻套管閃絡(luò)接地這種易發(fā)故障類型〔9－13〕，原有的保護(hù)配置通過整個極的停運(yùn)來切除某一個閥組的故障，擴(kuò)大了故障范圍，不僅造成不必要的經(jīng)濟(jì)損失，還嚴(yán)重影響特高壓換流站的安全穩(wěn)定運(yùn)行。因此，國家電網(wǎng)公司直流部要求所有新建的特高壓換流站將閥廳出線光CT安裝在閥廳外部，并提出單閥接地故障時，由換流器差動保護(hù)切除故障閥組，健全閥組自動重啟控保新要求。然而單閥接地故障時，原有的控保策略是否能實(shí)現(xiàn)健全閥組自動重啟的控保要求，尚未得到驗(yàn)證，存在嚴(yán)重的安全隱患。所以對現(xiàn)有的控保進(jìn)行校核，在安全和經(jīng)濟(jì)角度都具有相當(dāng)?shù)木o迫性和必要性。

基于±800 kV酒湖直流工程韶山換流站控保聯(lián)調(diào)過程中實(shí)際工作的需要，依據(jù)酒湖直流工程雙端等值電源RTDS模型并接入相應(yīng)實(shí)際的控制保護(hù)裝置，在RTDS中模擬逆變站極Ⅰ高端閥組接地故障，對換流站直流控保策略進(jìn)行校核試驗(yàn)〔14－15〕。分析了特高壓換流站單閥接地故障中，健全閥組無法正常重啟的原因，并對現(xiàn)有的控保策略提出改進(jìn)，為特高壓換流站直流控保策略提供參考，具有很強(qiáng)的實(shí)用價(jià)值。

1 問題概述

通過RTDS模擬逆韶山換流站功率正送雙極全壓滿負(fù)荷運(yùn)行工況下極1高端閥組接地故障，試驗(yàn)原理如圖1所示。

圖1 基于RTDS模型的單閥組接地試驗(yàn)原理

試驗(yàn)過程中，雙閥組閉鎖并跳交流進(jìn)線開關(guān)，導(dǎo)致健全閥組自動重啟失敗，不能滿足單閥組接地故障中，切除故障閥組，重啟健全閥組的控保要求。極Ⅰ雙端閥組保護(hù)動作波形如圖2所示，其中TRIP＿ACCB為交流進(jìn)線開關(guān)跳閘信號，從圖中可以看出在故障閥組交流進(jìn)線開關(guān)跳閘75 ms之后健全閥組交流進(jìn)線開關(guān)也跳閘動作。

圖2 故障發(fā)生時閥組保護(hù)動作信號

2 差動保護(hù)原理及故障原因分析

2.1 保護(hù)動作分析

2.1.1 換流器差動保護(hù)的基本原理

換流器差動保護(hù)通過測量閥兩側(cè)的直流電流，如果差值超過預(yù)設(shè)值時保護(hù)動作。

直流差動電流:DC＿DIFF＝｜〔MAX(IDC1/2P、0) ＋MAX (－IDC1/2N、0)〕 ＋ 〔MIN(IDC1/2P、 0) ＋MIN(－IDC1/2N、 0) 〕 ｜；

額定直流電流:ID＿NOM＝5 000 A；

報(bào)警段:DC＿DIFF＞0.03 ×ID＿NOM， 延時 4 s，且無IDC1/2P，IDC1/2N測量故障，則報(bào)警；

Ⅰ段跳閘:DC＿DIFF＞0.5× IDC1/2P＋I(xiàn)DC1/2N×0.2＋0.07 ×ID＿NOM， 展寬 25 ms， 延時 200 ms，有BPS合閘指示或延時 30 ms，且無 IDC1/2P，IDC1/2N測量故障，則跳閘；

Ⅱ段跳閘:DC＿DIFF＞0.5× IDC1/2P＋I(xiàn)DC1/2N×0.2＋0.3 ×ID＿NOM， 展寬0.3 ms， 延時5 ms， 且無IDC1/2P，IDC1/2N測量故障，則跳閘；

故障發(fā)生時刻換流器差動保護(hù)保護(hù)電流波形及差動電流波形如圖3—4所示，圖4中，VDCDP＿TRIP1表示換流器差動保護(hù)Ⅰ段跳閘信號，VDCDP＿TRIP2表示換流器差動保護(hù)Ⅱ段跳閘信號。

圖3 故障發(fā)生時換流器差動保護(hù)保護(hù)電流

圖4 故障發(fā)生時高端閥組差動保護(hù)差動電流

從圖3分析，故障發(fā)生時，韶山站極Ⅰ高端故障閥組出口電流IDC1P由5 000 A突增至7 200 A；極Ⅰ直流線路電流IDC1N由5 000 A突降至0 A；保護(hù)范圍內(nèi)接地故障特征明顯。同時低端健全閥組差動電流始終為0，說明故障定位準(zhǔn)確。故障閥組差動電流 VDP＿DIFF(7 200 A)大于制動電流VDP＿RES2(1 500 A)，約6 ms后保護(hù)動作，與極母線差動保護(hù)II段邏輯相符，三套保護(hù)動作正確。發(fā)生單閥接地故障時，換流器差動保護(hù)應(yīng)及時動作切除故障閥組，避免事故擴(kuò)大，因此可初步判斷換流器差動保護(hù)正確無誤。

2.1.2 極母線差動保護(hù)的基本原理

極母線差動保護(hù)測量直流線路電流 (IDL)、極電流 (IDC1/2P)和直流濾波器電流 (IZ1)，并以適當(dāng)極性進(jìn)行相加，如果差值超過預(yù)設(shè)值則保護(hù)動作。根據(jù)高端閥組和低端閥組被旁通情況不同，選取的極電流極電流 (IDC1/2P)不同。

高端閥組和低端閥組均被旁通時，差動電流 I＿PBDP＿DIFF＝0；

高端閥組未被旁通時，差動電流 I＿PBDP＿DIFF＝ {[MAX(－IDC1P、 0)+MAX(IDL、 0)+MAX(IZ1、 0)]+[MIN(－IDC1P、 0)+MIN(IDL、 0)+MIN(IZ1、 0)]} ×0.018 649 312 146 354 305；

高端閥組被旁通，低端閥組未被旁通時，差動電流:I＿PBDP＿DIFF＝ {[MAX(－IDC2P、 0)+MAX(IDL、 0)+MAX(IZ1、 0)]+[MIN(－IDC2P、 0)+MIN(IDL、 0)+MIN(IZ1、 0)]}×0.018 649 312 146 354 305；

報(bào)警段: I＿PBDP＿DIFF ＞0.037 5×ID＿NOM，延時10 s，且無IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測量故障，則報(bào)警；

Ⅰ段跳閘: I＿PBDP＿DIFF＞IDL ×0.1＋0.05×ID＿NOM， 展寬25 ms， 延時150 ms， 且無IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測量故障，則跳閘；

Ⅱ段跳閘: I＿PBDP＿DIFF＞IDL ×0.2＋0.4×ID＿NOM， 展寬0.3 ms， 延時5 ms， 且無 IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測量故障，則跳閘；

極母線差動保護(hù)動作結(jié)果是極Z閉鎖，跳開交流斷路器并鎖定交流斷路器。初步分析，認(rèn)為是有可能是因?yàn)闃O母線差動保保護(hù)動作，從而導(dǎo)致健全閥組重啟失敗。

故障發(fā)生時極母線差動保護(hù)保護(hù)電流波形及差動電流波形如圖5—6所示，圖6中，PBDP＿TRIP1表示極母線差動保護(hù)Ⅰ段跳閘信號，PBDP＿TRIP2表示極母線差動保護(hù)Ⅱ段跳閘信號。

圖5 改進(jìn)前故障發(fā)生時極母線差動保護(hù)電流

圖6 改進(jìn)前故障發(fā)生時極母線差動保護(hù)差動電流

從圖5分析，故障發(fā)生時，韶山站極Ⅰ直流線路電流IDL由5 000 A突增至7 500 A；極Ⅰ直流電壓Udl由750 kV突降0 kV，保護(hù)范圍內(nèi)接地故障特征明顯。從圖6分析，極母線差動電流PBDP＿DIFF(3 500 A)大于制動電流PBDP＿RES2(1 750 A)約5 ms后跳閘，與極母線差動保護(hù)Ⅱ段邏輯相符，3套保護(hù)動作正確。圖6中，差動電流PBDP＿DIFF在故障發(fā)生前50 ms為0，是由于該時間內(nèi)故障閥組差動保護(hù)尚未完成，差動電流采用IDC1P信號計(jì)算，50 ms后，故障閥組差動保護(hù)動作完成，故障閥組被旁通，差動電流采用IDC2P信號計(jì)算，因此迅速增大。結(jié)合圖6和前面的分析，可以判定極母線差動保護(hù)動作邏輯執(zhí)行無誤，是由于極母線差動保護(hù)動作判據(jù)邏輯不嚴(yán)密，在單閥接地故障中發(fā)生誤動。

2.2 故障原因分析

單閥接地故障中，能保證健全閥組正常重啟的保護(hù)動作順序如圖7所示。當(dāng)故障閥組差動保護(hù)動作時，會發(fā)出信號觸發(fā)極閉鎖；極Ⅰ控保主機(jī)收到閉鎖信號后極閉鎖動作，并發(fā)出信號觸發(fā)健全閥組閉鎖。健全閥組閉鎖之后，極母線差動電流計(jì)算公式發(fā)生切換，此時極母線差動電流為0，極母線差動保護(hù)不動作，因此健全閥組可以正常重啟。

圖7 健全閥組正常重啟的保護(hù)動作順序

從前文的分析可知，極母線差動電流是在故障閥組差動保護(hù)動作完成，故障閥組被旁通之后迅速增大，并觸發(fā)極母線差動保護(hù)動作的。此時健全閥組尚未及時閉鎖，極母線差動保護(hù)已經(jīng)動作，并跳開全極兩個閥組的交流進(jìn)線開關(guān)，導(dǎo)致接下來的保護(hù)動作中，健全閥組閉鎖之后重啟失敗。因此單閥接地故障中，健全閥組重啟失敗的原因是由于故障閥組差動保護(hù)動作到健全閥組閉鎖的時間過長，導(dǎo)致極母線差動電流迅速增大，滿足極母線差動保護(hù)動作條件，觸發(fā)極母線差動保護(hù)誤動作，跳開全極交流進(jìn)線開關(guān)，致使健全閥組無法自動重啟。

3 保護(hù)策略改進(jìn)及驗(yàn)證

3.1 保護(hù)策略改進(jìn)

考慮到極母線差動保護(hù)定值計(jì)算的嚴(yán)謹(jǐn)性和復(fù)雜性，調(diào)整極母線差動保護(hù)定值可行性很低，因此根據(jù)前面的分析可知保護(hù)策略的改進(jìn)方案有兩種:1)在極母線差動保護(hù)動作邏輯中增加保護(hù)使能信號，當(dāng)換流器差動保護(hù)動作時，關(guān)閉極母線差動保護(hù)，等待健全閥組閉鎖之后重新投入極母線差動保護(hù)。2)縮短故障閥組差動保護(hù)動作到健全閥組閉鎖的時間，使在此期間極母線差動保護(hù)來不及動作。很顯然方案1)雖然解決了單閥組接地故障中極母線差動保護(hù)誤動的問題，但也帶來其他故障類型下拒動的安全隱患，而且保護(hù)邏輯調(diào)試工作量很大。方案2)則不需要改變現(xiàn)有的控保邏輯，只需要優(yōu)化控保策略，縮短動作時間，安全風(fēng)險(xiǎn)小，可行性高。因此，選擇對現(xiàn)有控保策略的優(yōu)化，縮短高低端閥組閉鎖時間差，避免極母線差動保護(hù)的誤動。

原有的保護(hù)策略中，故障閥組差動保護(hù)動作時，發(fā)出信號觸發(fā)極閉鎖，極Ⅰ控保主機(jī)收到閉鎖信號后極閉鎖動作，并發(fā)出信號觸發(fā)健全閥組閉鎖。為了縮短高低端閥組閉鎖時間差，通過將故障閥組差動保護(hù)動作信號及交流進(jìn)線開關(guān)分位信號相“與”，形成流器差動保護(hù)動作信號送至健全閥組，健全閥組依此信號執(zhí)行閉鎖，改動前后保護(hù)策略對比如圖8所示，其中CCP1與CCP2之間的通信利用原有的光纖增加一路傳遞信號即可。

圖8 改動前后保護(hù)策略對比

與原有的極母線差動保護(hù)相比，主要改進(jìn)在于直接將故障閥組差動保護(hù)動作信號傳遞給健全閥組，即故障閥組差動保護(hù)動作完成之后，健全閥組立即執(zhí)行閉鎖，不用等待極閉鎖之后再發(fā)出信號觸發(fā)健全閥組閉鎖，極大的縮短了高低端閥組閉鎖時間差。優(yōu)化之后，不僅可以避免單閥接地故障中極母線差動保護(hù)誤動作，同時還縮短動作時間，降低故障危害。另外不對其他故障類型的保護(hù)動作造成影響，原有的保護(hù)功能均可以正常實(shí)現(xiàn)，不受干擾，具有很高的可行性。

3.2 實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

為了驗(yàn)證控保策略改進(jìn)方案的可行性，通過RTDS模型對修改后的直流控保程序進(jìn)行校驗(yàn)，得到極母線差動保護(hù)動作波形如圖9所示，從圖中可以看出，極母線差動電流上升約20 ms之后迅速降為0，說明此事健全閥組閉鎖已經(jīng)完成，極母線差動電流計(jì)算公式切換。整個過程中，差動電流超過Ⅱ段跳閘啟動定值的時間未達(dá)動作觸發(fā)值，整個試驗(yàn)過程中極母線差動保護(hù)未動作。

圖9 改進(jìn)保護(hù)策略后極母線差動保護(hù)差動電流

極Ⅰ雙閥組保護(hù)動作信號如圖10所示，整個故障過程中，只有故障閥組的交流開關(guān)跳閘，健全閥組的交流開關(guān)始終未動作，保證健全閥組可正常自動重啟，驗(yàn)證了改進(jìn)策略的可行性。

圖10 改進(jìn)保護(hù)策略后閥組差動保護(hù)差動電流

4 結(jié)論

基于對±800 kV酒湖直流工程韶山換流站控保聯(lián)調(diào)過程中實(shí)際工作的需要，通過RTDS模擬試驗(yàn)，對極Ⅰ單閥接地故障時，故障閥組切除，健全閥組自動重啟功能進(jìn)行校核。分析了現(xiàn)有控保策略中健全閥組無法正常重啟的原因，并提出改進(jìn)。改進(jìn)后的控保策略直接將故障閥組差動保護(hù)動作信號送至低端閥組，縮短高低端閥組閉鎖時間差，從而實(shí)現(xiàn)單閥接地故障中，健全閥組自動重啟的控制要求，具有實(shí)現(xiàn)方便，可行性高，不影響其他故障類保護(hù)動作的特點(diǎn)。通過RTDS模擬試驗(yàn)了改進(jìn)控制策略的可行性。

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Improvement of Single Valve Grounding Failure Control Strategy in UHVDC

CHEN Gang，LI Heng
(State Grid Hunan Electric Power Corporation Maintenance Company， Changsha 410004， China)

As the core equipment in the converter station，the converter protection strategy is directly related to safe and stable of UHVDC projects.This paper checks the existing protection strategy through RTDSexperiment，analyzes the failure reason of the perfect valve group restart and puts forword the improvement measures of the protection strategy to realize the restart of the perfect valvegroup by shorting the locking time difference between the perfect and fault valves.The feasibility and practicality of improvement is verified by RTDSexperiment.

single valve group earthing fault； restart of the perfect valve group； differential protection； protection strategy

TM721.1

B

1008-0198(2017)05-0074-05

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.05.019

2017-01-06 改回日期:2017-06-20

陳剛(1986)，男，本科，中級工程師，主要從事高壓直流輸電控制保護(hù)工作。

李恒(1989)，男，碩士，助理工程師，主要從事高壓直流輸電控制保護(hù)工作。