陳明泉 晁武杰 胡文旺 黃均緯 嚴昌華

基于選相跳閘和無接地點跳閘的廈門柔直工程提升方案

陳明泉1,2晁武杰2胡文旺2黃均緯2嚴昌華1,2

（1. 福建中試所電力調(diào)整試驗有限責任公司，福州 350007； 2. 國網(wǎng)福建省電力有限公司電力科學研究院，福州 350007）

±320kV廈門柔性直流輸電科技示范工程于2015年成功投運，隨著我國柔性直流輸電技術不斷進步，以及廈門地區(qū)近年來電網(wǎng)快速發(fā)展，發(fā)現(xiàn)工程存在換流變閥側單相接地故障時，網(wǎng)側交流斷路器無法快速切除故障和網(wǎng)側單相接地短路電流超標兩個問題，結合廈門柔直工程改造提出采用選相跳閘策略和無接地點跳閘策略的提升方案。本文首先針對上述問題產(chǎn)生的原因進行理論分析，再對提升方案進行詳細說明，最后進行仿真和現(xiàn)場實驗，實驗結果驗證了提升方案的有效性。

柔性直流輸電（VSC-HVDC）；直流偏置；選相跳閘；極保護；閥側斷路器

0 引言

廈門柔性直流輸電科技示范工程是首個采用對稱雙極接線方案[1-5]的直流工程，電壓等級±320kV，直流電流1 600A，輸送容量1 000MW。工程主要建設“兩站一線”，包括浦園（島外）、鷺島（島內(nèi)）兩座換流站和浦園—鷺島2根直流極線及1根金屬回線電纜線路，線路全長10.7km，換流站采用模塊化多電平換流器（modular multilevel converter, MMC）[6-9]作為換流核心器件。工程于2015年投產(chǎn)，作為國網(wǎng)在柔性直流輸電技術領域的最新研究成果示范應用工程，投運后大大提升了廈門島內(nèi)供電能力，同時也填補了當時我國柔性直流輸電技術在±320kV電壓等級領域的應用空白，為后續(xù)張北柔性直流電網(wǎng)示范工程設計和建設提供了豐富的工程經(jīng)驗。廈門柔直工程一次主接線簡化示意圖如圖1所示。

圖1 廈門柔直工程一次主接線簡化示意圖

工程投運至今，在我國柔性直流輸電技術領域不斷研究，以及廈門地區(qū)近年來電網(wǎng)快速發(fā)展的背景下，發(fā)現(xiàn)存在兩個問題亟需解決：①在換流變閥側發(fā)生單相接地故障時，網(wǎng)側三相故障電流中兩相存在直流偏置分量致使交流斷路器無法快速切除故障，甚至可能導致網(wǎng)側交流斷路器燒毀、故障范圍擴大造成變電站全停事故；②根據(jù)省公司的電網(wǎng)系統(tǒng)仿真計算結果，在換流站雙極運行方式下，220kV湖邊站和彭厝站的單相接地短路電流均超過了斷路器遮斷能力。結合工程改造，針對上述問題提出改造方案：①在換流變閥側新增斷路器并配置選相跳閘策略，使網(wǎng)側斷路器開斷時故障電流存在過零點時刻；②增加換流變中性點接地成套裝置并配置無接地點跳閘策略，通過改變換流變現(xiàn)有直接接地方式，增大系統(tǒng)等效零序阻抗，減小單相接地時短路故障電流。

近年來，柔性直流輸電系統(tǒng)故障特性已經(jīng)成為國內(nèi)外學者的研究熱點，但現(xiàn)有的文獻主要在柔性直流輸電系統(tǒng)各種故障特性的理論方面進行深入研究[10]，少有文獻能夠結合工程實例，對柔性直流的極控制保護系統(tǒng)應用方案進行系統(tǒng)詳盡的分析。本文結合廈門柔性直流工程的改造，首先對問題產(chǎn)生的原因進行理論分析，并對改造提升方案進行詳細說明，最后通過仿真和現(xiàn)場實驗驗證改造提升方案的可行性和有效性。

1 閥側單相接地故障選相跳閘方案

1.1 閥側單相接地故障理論分析

文獻[10]提出在雙極MCC系統(tǒng)閥側連接線發(fā)生單相接地時，故障點F1與直流側接地點G形成短路電流通路，交流側故障后的MMC簡化等效電路如圖2所示，圖中藍色點劃線表示下橋臂短路電流通路，閥側三相交流電均存在直流偏置分量，直流分量的大小與橋臂電抗、故障后的交流電壓幅值與相位有關。其中，故障相短路電流包含的直流分量為非故障相短路電流直流分量之和，導致故障相短路電流不存在過零點。具體公式文獻[10]已有詳細推導，本文不再贅述。

圖2 交流側故障后的MMC簡化等效電路

以換流變聯(lián)結方式為YD11為例，網(wǎng)側電流為

式中：A、B、C分別為經(jīng)YD11變換后三相短路故障電流；a、b、c分別為三相短路故障電流；1為F1點故障后非故障相電壓幅值：為橋臂電抗器電感值；為基波電壓角頻率；ac、bc分別為ac相和bc相線電壓相位。

由式（1）～式（3）可知，當閥側發(fā)生單相接地故障時，網(wǎng)側電流有兩相存在直流偏置分量，且直流分量大于交流分量，使電流不存在過零點。閥側C相單相接地故障后網(wǎng)側電流仿真波形如圖3所示。

圖3 閥側C相單相接地故障后網(wǎng)側電流仿真波形

不過零點的故障電流將導致網(wǎng)側交流斷路器跳閘時滅弧失敗、爆炸，并使網(wǎng)側交流母線上的所有斷路器跳閘，擴大停電范圍，影響電網(wǎng)穩(wěn)定運行，并且換流閥也會因長期耐受短路電流而損壞。

1.2 選相跳閘策略

閥側斷路器安裝位置示意圖如圖4所示，工程升級前極保護在閥側交流連接線區(qū)域配置了交流連接線差動和橋臂電抗器差動保護，該保護作為閥側交流連接線區(qū)域相間短路和接地故障的主保護，動作方程如式（4）和式（5）所示，保護動作結果均為閉鎖換流器、跳交流斷路器及啟動失靈。

式中：VT、VC分別為交流連接線區(qū)域換流變側和閥側電流；BP、BN分別為換流器上、下橋臂電流；set為保護整定值。

圖4 閥側斷路器安裝位置示意圖

為解決引言中提到的問題①，本次工程升級一方面在一次設備上增配閥側斷路器，另一方面在極保護和極控制系統(tǒng)[11]中增配選相跳閘策略，通過閥側與網(wǎng)側斷路器相互配合快速切斷故障回路，實現(xiàn)故障隔離。

選相跳閘策略是在保留原有交流連接線差動和橋臂電抗器差動保護的基礎上，在極保護中增加閥側交流連接線區(qū)域單相接地故障的輔助判據(jù)，并在跳閘回路中增加選相跳閘出口回路及相關閉鎖邏輯。

1）交流連接線區(qū)域單相接地故障判據(jù)。若交流連接線差動或橋臂電抗器差動保護的分相差動電流元件動作，同時僅對應故障相電壓幅值小于40kV，則判定為單相接地故障，發(fā)出閥側斷路器非故障相跳閘指令。延時60ms且閥側斷路器非故障相電流小于0.05p.u.，或延時100ms（防止閥側斷路器失靈）發(fā)出換流變網(wǎng)側斷路器跳閘指令。網(wǎng)側斷路器跳開且中性母線電流小于50A后，發(fā)出中性母線開關（neutral bus switch, NBS）跳閘指令。若網(wǎng)側斷路器跳閘指令發(fā)出且NBS跳開，則發(fā)出閥側斷路器故障相跳閘指令。若不滿足單相接地故障判據(jù)條件，則同時發(fā)出網(wǎng)側斷路器及閥側斷路器三相跳閘指令，待網(wǎng)側斷路器跳開且中性母線電流小于50A后，發(fā)出NBS跳閘指令。

為了配合選相跳閘邏輯，在交流連接線差動或橋臂電抗器差動保護動作時刻，需短時退出部分后備保護元件，包括交流連接線過電流保護Ⅰ段、交流閥側零序過電壓保護、換流器差動保護、換流器過電流保護Ⅰ段、橋臂過電流保護Ⅰ段、極差動保護Ⅰ/Ⅱ段。同時，極控系統(tǒng)若收到閥控不平衡保護動作信號，則屏蔽閥控系統(tǒng)請求跳閘信號6ms，以配合極保護對交流連接線區(qū)域故障的處理。

2）選相跳閘保護元件布置方案。選相跳閘保護邏輯中各判據(jù)元件，如差動保護、閥側電壓低、閥側電流低、選相跳閘矩陣、跳閘閉鎖邏輯等，進行分布配置。極保護選相跳閘回路示意圖如圖5所示，其中交流連接線差動和橋臂電抗器差動保護為主要判據(jù)，低電壓和低電流為輔助判據(jù)，主輔判據(jù)均布置在極保護主機中，判斷結果分別送至控制主機和三取二主機?？刂浦鳈C和三取二主機同時對接收到的交流連接線或橋臂電抗器差動保護元件動作信號進行三取二邏輯判斷，對閥側低電壓、低電流信號進行三取一邏輯判斷（三套極保護有任意一套滿足，優(yōu)先開放選相跳閘邏輯），滿足單相接地故障條件且滿足三取二邏輯執(zhí)行選相跳閘出口，若僅滿足三取二邏輯則執(zhí)行三跳出口。

上述提及的網(wǎng)側斷路器和NBS分位閉鎖信號，網(wǎng)側斷路器位置信號取至值班控制主機，NBS位置信號分別取至極保護主機和控制主機。

1.3 選相跳閘策略仿真實驗

在實驗室對選相跳閘策略進行仿真，仿真系統(tǒng)示意圖如圖6所示，模擬閥側A相瞬時（100ms）接地故障仿真波形如圖7所示，極保護的動作結果從仿真輸出波形可看出：在故障時刻，網(wǎng)側確實存在兩相未過零點故障電流，從保護動作到閥側非故障相斷路器約70ms跳開后，網(wǎng)側故障電流迅速衰減并且過零點，此時網(wǎng)側交流斷路器可安全快速切除故障。

圖5 極保護選相跳閘回路示意圖

圖6 仿真系統(tǒng)示意圖

圖7 閥側A相瞬時（100ms）接地故障仿真波形

1.4 選相跳閘策略現(xiàn)場實驗

現(xiàn)場實驗分單體邏輯檢查和整組傳動試驗兩方面。

單體邏輯檢查方面，通過繼保測試儀模擬交流連接線區(qū)域單相接地故障的電氣量和開關量輸出至極保護裝置，檢查極保護選相跳閘邏輯動作正確性。具體檢查如下：①模擬任一相單相故障使交流連接線差動或橋臂電抗器差動保護動作，若換流變閥側有且僅有對應相電壓低于設定值，則極保護應判定為單相接地故障，執(zhí)行選相跳閘邏輯，否則執(zhí)行三相跳閘邏輯；②模擬上述①故障，同時若閥側斷路器失靈，極保護判斷閥側斷路器失靈，延時100ms跳網(wǎng)側斷路器，否則閥側斷路器非故障相跳開后延時60ms跳網(wǎng)側斷路器；③模擬上述①故障，同時給極保護施加讓“交流連接線過電流保護Ⅰ段、交流閥側零序過電壓保護、換流器差動保護、換流器過電流保護Ⅰ段、橋臂過電流保護Ⅰ段、極差動保護Ⅰ段、極差動保護Ⅱ段”等后備保護可靠動作的電氣量，極保護交流連接線差動或橋臂電抗器差動保護動作后應可靠閉鎖上述后備保護。

整組傳動試驗方面，現(xiàn)場極保護和極控制系統(tǒng)按正常運行狀態(tài)要求投入所有保護功能，在一次設備處“檢修狀態(tài)”下合上所有斷路器。通過繼保測試儀模擬交流連接線區(qū)域單相接地故障，對極保護選相跳閘策略的全部跳閘通路進行整組傳動試驗，檢查選相跳閘策略跳閘時序的正確性。表1為閥側A相接地故障跳閘整組傳動報文，從表1可看出：橋臂電抗器差動和交流連接線差動保護動作后39ms跳開閥側斷路器非故障相，112ms后跳開網(wǎng)側斷路器（與電網(wǎng)系統(tǒng)隔離），165ms后跳開NBS，192ms后跳開閥側斷路器故障相，各斷路器跳閘時序與仿真結果和設計預期一致，同時也滿足220kV線路的0.12s故障切除時間[12]的要求。

表1 閥側A相接地故障跳閘整組傳動報文

2 網(wǎng)側單相接地短路電流超標解決方案

2.1 網(wǎng)側單相接地短路電流超標理論分析

目前，廈門柔直換流站由于換流變?nèi)萘看?，導致雙極運行時交流母線等值零序阻抗大大降低；另外，截至2021年底，廈門地區(qū)新建500kV集美變、220kV嶺湖變和古樓變，220kV松湖線開斷進安兜變等系統(tǒng)網(wǎng)架變化。根據(jù)福建省電力公司計算結果，換流站在定無功功率或定交流電壓控制方式下，廈門柔直雙極運行時，湖邊站和彭厝站單相接地短路電流均超過開關遮斷容量的95%（47.5kA）。短路電流注入回路如圖8所示。

圖8 短路電流注入回路

2.2 無接地點跳閘策略

針對上述情況，本次升級方案是將浦園換流站與鷺島換流站的換流變中性點改成不直接接地運行，浦園、彭厝站簡化一次主接線如圖9所示。兩臺換流變均配置中性點成套裝置，裝置包含隔離開關、避雷器和間隙放電裝置，可根據(jù)運行需求靈活轉換接地方式。通過安裝成套裝置，浦園站與鷺島站可從原有的兩臺換流變中性點直接接地改為單臺接地或通過交流站主變接地的運行方式，降低了換流變對交流母線等值零序阻抗的影響，進而可減少故障電流3～4kA以上，確保220kV彭厝變和220kV湖邊變短路電流滿足開關遮斷容量要求。

圖9 浦園、彭厝站簡化一次主接線

同時，為保證換流變的設備安全和系統(tǒng)運行安全，二次保護策略方面，在極控制系統(tǒng)配套增設運行極網(wǎng)側無接地點跳閘邏輯，其保護邏輯包含本極換流變中性點接地和非接地兩種工況。本極接地時，不會觸發(fā)無接地跳閘邏輯；非接地時，以圖9浦園換流站網(wǎng)側一次主接線為例，極控制系統(tǒng)通過采集網(wǎng)側220kV母線上3臺主變、母聯(lián)/分段間隔的斷路器、隔離開關和中性點接地開關的位置信號，判斷本極是否通過母線與外部主變的接地點相連，若無則保護動作，30ms系統(tǒng)切換，若切換后仍無則延時50ms跳閘，本極停運。其中母線連接方式需考慮4段母線分裂/互聯(lián)的各種工況。無接地點跳閘邏輯信號采集回路示意圖如圖10所示，由于部分間隔設備的輔助接點數(shù)量無法滿足兩極雙套系統(tǒng)同時接入，因此接點冗余數(shù)少的間隔位置信號需新增擴展繼電器屏進行重動擴展。另外，考慮信號接點的可靠性差及重動繼電器電源失去引起保護誤動的情況，保護程序中信號輸入回路采用RS觸發(fā)器，這樣可以保證在采集的合、分位置輸入信號有任意雙位錯的情況（00或11）時，觸發(fā)器輸出可保持前態(tài)不變。如此，對于重動繼電器轉發(fā)信號，無論是重動繼電器失電，還是外部確有輸入出現(xiàn)雙位錯，程序均會保持前態(tài)輸出不變，不影響保護邏輯的正確判斷。同時，對重動繼電器失電進行告警，以便運行人員及時處理。

圖10 無接地點跳閘邏輯信號采集回路示意圖

2.3 無接地點跳閘保護策略驗證

網(wǎng)側無接地點跳閘邏輯的判據(jù)條件較多，現(xiàn)場實驗無法一一進行模擬，因此在廠家已完成廠內(nèi)通過窮舉法逐一驗證實驗的前提下，現(xiàn)場結合實際運行情況，僅對因主變或母線間隔保護動作后的跳閘結果進行模擬驗證本極失去接地點保護。具體實驗方法相對簡單，本文不再贅述。

另外，為增加保護可靠性，防止無接地點保護拒動導致在故障時換流變中性點因暫態(tài)過電壓而損壞，在換流變保護裝置內(nèi)增設間隙保護[13]作為無接地點保護的后備保護。

3 結論

通過系統(tǒng)仿真及現(xiàn)場實驗結果表明，本次工程升級方案解決了換流變閥側發(fā)生單相接地故障時，網(wǎng)側交流斷路器無法快速切除和網(wǎng)側單相接地短路電流超標兩個問題，可為同類工程改造提供參考。同時也存在不足之處，具體如下。

1）在選相跳閘策略方面：①當閥側斷路器失靈時，雖然極保護有延時100ms跳網(wǎng)側斷路器，但是由于網(wǎng)側故障電流此時沒有過零點，網(wǎng)側斷路器仍然無法快速切斷故障；②選相跳閘策略各保護元件、判據(jù)分散布置，且相關判據(jù)條件未與極保護一致采用三重化配置，導致極保護與其他裝置耦合多，加大了現(xiàn)場試驗難度；③雖然解決了網(wǎng)側交流斷路器無法快速切除故障的問題，但故障切除時間仍然偏長（約120ms），同時因增配選相故障判據(jù)造成三相故障跳閘時間延長10ms左右，將考驗一次設備的耐受能力。

2）在無接地點跳閘策略方面：①二次回路接線相對復雜，現(xiàn)場試驗工作量大且繁瑣；②與對極、對側交流站回路耦合多，運行方式受限制，若交流站新擴建主變間隔，保護邏輯需同步進行升級。

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Promotion scheme based on phase selection tripping and non-grounding-point tripping for Xiamen HVDC transmission project

CHEN Mingquan1,2CHAO Wujie2HU Wenwang2HUANG Junwei2YAN Changhua1,2

(1. Fujian Zhongshisuo Electric Power Testing & Commissiong Co., Ltd, Fuzhou 350007; 2. State Grid Fujian Electric Power Research Institute, Fuzhou 350007)

The Xiamen ±320kV flexible HVDC transmission demonstration project is successfully put into operation in 2015. With the continuous progress of China’s flexible HVDC transmission technology and the rapid development of Xiamen power grid in recent years, it is found that when the single-phase grounding fault occurs at the valve side of the converter transformer, the grid side AC circuit breaker cannot quickly remove the fault and the single-phase grounding short-circuit current at the grid side exceeds the standard. Combined with the transformation of the Xiamen flexible HVDC project, the improvement scheme of phase selection tripping strategy and non-grounding-point tripping strategy is proposed. In this paper, the causes of the above problems are analyzed theoretically. Then the improvement scheme is explained in detail. Finally, simulation and field experiments are carried out. The experimental results verify the effectiveness of the improvement scheme.

voltage source converter based high voltage direct current (VSC-HVDC); DC offset; phase-selective trip; pole protection; valve side circuit breaker

國家電網(wǎng)公司總部科技項目（柔性直流工程關鍵運行特性提升方案及應用）（52130422001A）

2022-07-13

2022-09-06

陳明泉（1982—），男，福建省南平市人，本科，工程師，主要從事繼電保護及自動化、電力監(jiān)控安全防護工作。