高壓直流線路縱差保護(hù)不正確動(dòng)作分析與改進(jìn)措施

李志龍

（中國南方電網(wǎng)超高壓輸電公司廣州局，廣東 廣州510405）

0 引 言

直流線路故障以雷擊、對地閃絡(luò)和高阻接地最為常見，直流保護(hù)檢測到線路故障后，通過極控系統(tǒng)啟動(dòng)直流線路故障重啟順序（DFRS），減少直流系統(tǒng)的停運(yùn)次數(shù)。從高肇和興安直流的運(yùn)行情況看，當(dāng)直流線路發(fā)生高阻接地故障時(shí)，經(jīng)常出現(xiàn)直流線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)（87DCLL）延遲動(dòng)作甚至未能出口動(dòng)作的現(xiàn)象，增加了其它后備保護(hù)先動(dòng)作直接閉鎖直流系統(tǒng)的風(fēng)險(xiǎn)。本文詳細(xì)闡述87DCLL保護(hù)的動(dòng)作原理，介紹87DCLL的閉鎖邏輯以及線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償邏輯。統(tǒng)計(jì)近幾年高肇、興安直流87DCLL的動(dòng)作情況，結(jié)合案例分析直流線路高阻接地時(shí)，87DCLL在故障初始時(shí)刻被閉鎖的保護(hù)動(dòng)作過程，暴露出“600 ms閉鎖邏輯”導(dǎo)致87DCLL無法正確動(dòng)作的問題。最后提出了整改措施，仿真結(jié)果及運(yùn)行案例表明，改進(jìn)措施是正確、有效的。

1 高壓直流線路保護(hù)配置

高肇、興安直流輸電工程直流保護(hù)裝置為西門子公司的SIMADYN D微處理器系統(tǒng)。高壓直流線路保護(hù)配置如圖1所示。行波保護(hù)（WFPDL）和電壓突變量保護(hù)（27 du／dt）是高壓直流線路的主保護(hù)，其動(dòng)作原理能直接反映直流線路的金屬性短路、線路斷線等故障。直流線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)（87DCLL）作為后備保護(hù)，其保護(hù)目的是切除主保護(hù)無法檢測的高阻接地故障。直流線路橫差保護(hù)（87DCLT）主要用于金屬回線方式下的線路故障，動(dòng)作延時(shí)較長。

圖1 高壓直流線路保護(hù)配置

2 直流線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)

2．1 動(dòng)作原理及后果

當(dāng)直流輸電線路發(fā)生樹木碰線等高阻接地短路故障時(shí)，直流電壓將以比較慢的速度下降，直流電壓、電流的變化不能被行波等主保護(hù)檢測到，但由于部分直流電流被短路，兩端的直流電流將出現(xiàn)差值［1］。直流線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作原理是：

式中，IdL為本站的直流線路電流；IdLos為對站的直流線路電流。上述兩個(gè)電流差值大于150 A時(shí)保護(hù)啟動(dòng)，延時(shí)500 ms出口，動(dòng)作結(jié)果是啟動(dòng)DFRS。

2．2 直流線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償

直流線路電流通過兩站之間的遠(yuǎn)程通信通道相互傳輸，87DCLL保護(hù)邏輯中對測量電流出現(xiàn)的時(shí)間差進(jìn)行延時(shí)補(bǔ)償。在早期的天廣直流工程中，最初設(shè)計(jì)直流線路縱差保護(hù)時(shí)是基于載波通信方式的，考慮到兩站通信延時(shí)，在計(jì)算兩站直流線路電流差值之前進(jìn)行了時(shí)間同步補(bǔ)償，將本站直流線路電流延時(shí)75 ms輸出［2］。隨后建成運(yùn)行的高肇、興安直流工程，站間通信通道都采用了光纖通信的方式，線路電流值站間傳輸延時(shí)大幅減少，但是在87DCLL的邏輯中仍然沿用了這種設(shè)計(jì)。

2．3 87DCLL的閉鎖邏輯

為避免保護(hù)誤動(dòng)，高肇、興安直流工程87DCLL保護(hù)邏輯中使用附加判據(jù)對該保護(hù)進(jìn)行閉鎖，分為以下5種情況：

（1）傳輸同步故障。本站直流線路電流IdL當(dāng)前采樣值與65 ms前的采樣值進(jìn)行比較，兩者之差的絕對值大于315 A時(shí)，87DCLL將被閉鎖600 ms（以下簡稱“600 ms閉鎖邏輯”）。

（2）通訊故障。包括對站對應(yīng)的直流保護(hù)系統(tǒng)故障、站間通訊通道故障、對站線路電流傳輸值異常。

（3）本站直流線路電流IdL測量故障。

（4）行波保護(hù)（WFPDL）動(dòng)作。

（5）電壓突變量保護(hù)（27 du／dt）動(dòng)作。

西門子設(shè)計(jì)“600 ms閉鎖邏輯”同樣是基于電力線路載波通訊的思路。當(dāng)交流系統(tǒng)故障或者直流系統(tǒng)波動(dòng)時(shí)，會(huì)引起單端直流線路電流快速變化，由于載波通道的不可靠性，無法保證此時(shí)兩端線路電流的同步性，“600 ms閉鎖邏輯”能防止發(fā)生上述情況時(shí)87DCLL誤動(dòng)。

3 高肇、興安直流線路高阻接地時(shí)87DCLL保護(hù)動(dòng)作情況統(tǒng)計(jì)

高肇、興安直流自投運(yùn)以來，直流線路高阻接地時(shí)有發(fā)生，87DCLL動(dòng)作的統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表1所示。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，當(dāng)線路高阻接地故障無法被直流線路主保護(hù)檢測時(shí)，87DCLL均無法按照延時(shí)500 ms正確動(dòng)作，會(huì)出現(xiàn)以下兩種情況：

（1）87DCLL延遲動(dòng)作，87DCLL可以出口動(dòng)作并啟動(dòng)DFRS，恢復(fù)直流系統(tǒng)運(yùn)行，但實(shí)際動(dòng)作時(shí)間過長，延時(shí)均達(dá)到了1．1 s左右。

（2）87DCLL未能正確出口動(dòng)作，其它后備保護(hù)先動(dòng)作直接閉鎖直流系統(tǒng)，使系統(tǒng)失去了重啟動(dòng)的機(jī)會(huì)，并且這些后備保護(hù)動(dòng)作延時(shí)均小于1．1 s，發(fā)生此類情況的比例較大。

4 案例分析

4．1 87DCLL延遲動(dòng)作過程分析

2010 年2月12日，興安直流極2線路發(fā)生了一次高阻接地故障，87DCLL保護(hù)動(dòng)作，極2在－400 kV降壓模式下重啟動(dòng)成功。

表1 高肇、興安直流87DCLL動(dòng)作情況統(tǒng)計(jì)

查看本次故障的暫態(tài)故障錄波圖（TFR），如圖2所示。故障開始時(shí)刻極2線路電壓下降，UdL變化率約為40 kV／ms，未達(dá)到行波保護(hù)及電壓突變量保護(hù)的保護(hù)定值。以TFR啟動(dòng)時(shí)間為0時(shí)刻，－83．91 ms時(shí)寶安側(cè)極2線路電流為576 A，65 ms后寶安側(cè)極2線路電流值為236 A，兩者差值340 A大于“600 ms閉鎖邏輯”的定值315 A，87DCLL被閉鎖600 ms至（－83．91＋65＋600）ms＝581．09 ms。此時(shí)寶安側(cè)極2線路電流為29 A并趨于平穩(wěn)，87DCLL不再滿足“600 ms閉鎖邏輯”，興仁側(cè)極2線路電流為828 A，兩端線路電流差值為799 A，達(dá)到了87DCLL的動(dòng)作定值，延時(shí)500 ms啟動(dòng) DFRS。87DCLL動(dòng)作總共延時(shí)（581．09＋500）ms＝1081．09 ms，與TFR顯示的實(shí)際動(dòng)作時(shí)間基本一致。

圖2 暫態(tài)故障錄波圖

直流線路高阻接地初始時(shí)刻線路電壓變化率較小，主保護(hù)可能無法檢測，而單端線路電流變化較快，容易滿足“600 ms閉鎖邏輯”，使87DCLL的實(shí)際動(dòng)作延時(shí)達(dá)到：（600＋500）ms＝1 100 ms。

4．2 87DCLL啟動(dòng)后未能出口動(dòng)作過程分析

2011年10月12日，興安直流極2以單極金屬回線（MR）方式運(yùn)行，極1在接地狀態(tài)，功率為1 400 MW。極2站內(nèi)接地過流保護(hù)3段（76SG－3）動(dòng)作，極2換流器閉鎖。巡線發(fā)現(xiàn)本次故障是由于極2直流線路對樹木放電，形成高阻接地所致。

4．2．1 站內(nèi)接地過流保護(hù)76SG動(dòng)作原理

站內(nèi)接地過流保護(hù)（76SG）目的是檢測站內(nèi)接地點(diǎn)的電流，如果流入站內(nèi)接地網(wǎng)的電流較大，則保護(hù)將動(dòng)作清除故障電流［1］。76SG的保護(hù)配置如圖3所示，定值如表2所示。

圖3 站內(nèi)接地過流保護(hù)（76SG）配置

表2 站內(nèi)接地過流保護(hù)（76SG）的保護(hù)定值

從表2中可以看出，極2以MR方式運(yùn)行時(shí)，站內(nèi)接地過流保護(hù)只有76SG－3段有效。

4．2．2 保護(hù)動(dòng)作過程分析

極2以MR方式運(yùn)行時(shí)，為了固定直流側(cè)的對地電位，需要寶安站合上高速接地開關(guān)0040，正常運(yùn)行時(shí)無電流流經(jīng)0040開關(guān)。查看本次故障的TFR，如圖4所示，故障發(fā)生前，寶安側(cè)極1線路電流IdL12與極2線路電流IdL22大小相等，站內(nèi)接地網(wǎng)電流Idee3近似等于0。故障發(fā)生后，寶安側(cè)極2線路電流IdL22、電壓UdL22均開始下降，極1線路電流IdL12經(jīng)過一小段波動(dòng)后與故障前相同，站內(nèi)接地網(wǎng)電流Idee3迅速增大至2 350 A左右，達(dá)到76SG－3的動(dòng)作定值。另外，興仁側(cè)極1線路電流IdL11與極2線路電流IdL21始終保持相等。由此可以推斷：

圖4 寶安站TFR故障錄波圖

（1）極2高壓直流線路上有接地點(diǎn)，與寶安站站內(nèi)接地網(wǎng)經(jīng)0040開關(guān)形成電流回路，如圖5所示。

圖5 極2單極金屬回線線路高阻接地故障回路圖

（2）故障過程中，IdL22保持有600 A的大電流，說明接地點(diǎn)不是金屬接地而是高阻接地，高阻接地產(chǎn)生分流。TFR顯示故障階段寶安側(cè)電流值滿足：極1線路電流（IdL12）＝極2線路電流（IdL22）＋站內(nèi)接地網(wǎng)電流（Idee3）。

根據(jù)TFR顯示，極2線路高阻接地，其電壓變化率無法被直流線路主保護(hù)檢測。故障初始階段，TFR啟動(dòng)115．78 ms時(shí)極2線路電流值與65 ms前采樣值的差值為336 A，滿足“600 ms閉鎖邏輯”，87DCLL被閉鎖600 ms無 法啟 動(dòng)。TFR 啟 動(dòng)715．78 ms后，87DCLL再次開放，此時(shí)IdL22電流值穩(wěn)定在600 A左右，已無法滿足 “600 ms閉鎖邏輯”，由于線路故障持續(xù)存在，極2線路兩端電流差值達(dá)到87DCLL的定值，87DCLL啟動(dòng)后需延時(shí)500 ms才能出口動(dòng)作。所以此次極2線路高阻接地，87DCLL需要延時(shí)（115．78＋600＋500）ms＝1 215．78 ms，然而76SG－3的延時(shí)是900 ms，最終76SG－3先于87DCLL出口動(dòng)作直接閉鎖極2，使極2失去了故障重啟的機(jī)會(huì)。

高壓直流線路發(fā)生高阻接地故障時(shí)，可能先于87DCLL動(dòng)作的其它后備保護(hù)還有：直流低電壓保護(hù)、觸發(fā)角過大保護(hù)等［3］。

5 暴露問題及改進(jìn)措施

5．1 暴露問題

通過對保護(hù)邏輯及實(shí)際案例的分析，暴露出高肇、興安直流輸電工程87DCLL在實(shí)際運(yùn)行中存在以下問題：

（1）設(shè) 置 “600 ms閉 鎖 邏 輯 ”的 不 合 理 性?！?00 ms閉鎖邏輯”是導(dǎo)致87DCLL無法正確動(dòng)作的直接原因，87DCLL的實(shí)際動(dòng)作延時(shí)長達(dá)1．1 s，給其動(dòng)作后果帶來了不確定性。因此，87DCLL無法快速、可靠地切除線路高阻接地故障。

（2）直流線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償值設(shè)置不合理，仍然沿用載波通信的定值，沒有根據(jù)實(shí)際使用的光纖通道進(jìn)行調(diào)整。

5．2 改進(jìn)措施

87DCLL保護(hù)邏輯采用持續(xù)超過定值達(dá)到500 ms后才出口的方法，而不是考慮其累計(jì)效應(yīng)，并且交流系統(tǒng)總的故障清除時(shí)間通常按照350 ms考慮［4］，這種設(shè)計(jì)能可靠避免交流系統(tǒng)故障時(shí)造成87DCLL誤動(dòng)。光纖通道具有可靠性高、傳輸延時(shí)短的特點(diǎn)，在87DCLL差流計(jì)算邏輯中能保證兩端電流值同步傳輸，減少了出現(xiàn)傳輸同步故障的可能性，可以有效避免直流系統(tǒng)波動(dòng)引起保護(hù)誤動(dòng)。依據(jù)故障時(shí)刻保護(hù)應(yīng)開放的原則，應(yīng)考慮刪除“600 ms閉鎖邏輯”，并且修改直流線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償值。

5．3 高肇、興安直流87DCLL改進(jìn)實(shí)施方案

（1）取消“600 ms閉鎖邏輯”，刪除高肇、興安直流輸電工程中“600 ms閉鎖邏輯”與87DCLL保護(hù)邏輯之間的連接。

（2）興安直流保護(hù)系統(tǒng)具有獨(dú)立的光纖站間通訊通道，模擬量的傳輸延時(shí)在20 ms以內(nèi)，增加一定的裕度，將興安直流87DCLL保護(hù)邏輯中直流線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償值由75 ms改為30 ms。

（3）雖然高肇直流站間也采用了光纖通訊，但是其直流保護(hù)系統(tǒng)沒有獨(dú)立的站間通訊通道。直流線路電流由直流保護(hù)系統(tǒng)通過硬連線送至極控系統(tǒng)，再由極控系統(tǒng)通過站間通道傳輸?shù)綄φ尽４舜慰v差保護(hù)邏輯優(yōu)化中暫不修改高肇直流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償值，維持75 ms不變。

5．4 仿真試驗(yàn)

仿真試驗(yàn)采用雙端電源RTDS仿真模型的控制保護(hù)試驗(yàn)系統(tǒng)，通過RTDS仿真模擬高肇、興安直流各運(yùn)行工況、交直流故障等，檢驗(yàn)87DCLL在改進(jìn)方案實(shí)施后的動(dòng)作特性。RTDS仿真試驗(yàn)項(xiàng)目及試驗(yàn)結(jié)果如表3所示［5］。

試驗(yàn)結(jié)果表明，基于光纖通信的高可靠性，高肇、興安直流線路縱差保護(hù)改進(jìn)方案能有效降低87DCLL不正確動(dòng)作的風(fēng)險(xiǎn)。

表3 RTDS仿真試驗(yàn)項(xiàng)目及結(jié)果

6 結(jié)束語

西門子沿用天廣直流最初采用載波通訊的思路，在87DCLL保護(hù)邏輯中增加“600 ms閉鎖邏輯”附加判據(jù)，導(dǎo)致87DCLL無法正確動(dòng)作，給系統(tǒng)的安全穩(wěn)定帶來了巨大的風(fēng)險(xiǎn)。本文詳細(xì)闡述了87DCLL的動(dòng)作原理和閉鎖邏輯，根據(jù)近年來的實(shí)例，分析87DCLL延遲動(dòng)作或者未能出口動(dòng)作的過程。因高肇、興安直流輸電工程站間通訊通道都采用了光纖通信，提出了取消“600 ms閉鎖邏輯”和修改直流線路電流站間通訊延時(shí)補(bǔ)償值的改進(jìn)措施，并經(jīng)過了RTDS仿真試驗(yàn)驗(yàn)證。改進(jìn)措施在高肇、興安直流實(shí)施至今，87DCLL均能正確動(dòng)作。下一步對高肇直流的站間通訊延時(shí)進(jìn)行實(shí)測后，可對其補(bǔ)償值進(jìn)行優(yōu)化。

［1］ 趙畹君．高壓直流輸電工程技術(shù)［M］．北京：中國電力出版社，2011．

［2］ 張 楠，陳 潛，王海軍，蔡永梁．直流線路縱差保護(hù)算法的改進(jìn)及仿真驗(yàn)證［J］．南方電網(wǎng)技術(shù)，2009，3（4）：56－59．

［3］ 朱韜析，歐開健．高壓直流輸電線路高阻接地故障與后備保護(hù)［J］．電力建設(shè)，2010，31（4）：21－24．

［4］ 周紅陽，余 江，黃佳胤，趙曼勇．直流線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)的相關(guān)問題［J］．南方電網(wǎng)技術(shù)，2008，2（3）：17－21．

［5］ 南方電網(wǎng)仿真實(shí)驗(yàn)室．高肇、興安直流線路縱差保護(hù)87DCLL改進(jìn)措施RTDS仿真試驗(yàn)［R］．2012．