特高壓直流同塔雙回輸電線(xiàn)路互感對(duì)電壓突變量保護(hù)動(dòng)作特性的影響

禹 佳，孫 文，周 波(.國(guó)家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司宜賓管理處，四川 宜賓 644000；.國(guó)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(xiàn)路互感對(duì)電壓突變量保護(hù)動(dòng)作特性的影響

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

針對(duì)賓金特高壓直流2014年7月31日不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行時(shí)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(xiàn)路采用同塔雙回方式架設(shè)，線(xiàn)路間互感作用明顯，在暫態(tài)過(guò)程中一極電流突變會(huì)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(duì)特高壓直流同塔雙回輸電線(xiàn)路互感作用的機(jī)理進(jìn)行了分析，并探討了互感在暫態(tài)過(guò)程中對(duì)電壓突變量保護(hù)的影響。最后根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果對(duì)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(xiàn)路；互感；電壓突變量保護(hù)

0 引 言

隨著中國(guó)西部大開(kāi)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(yùn)[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(xiàn)路均采用同塔雙回方式架設(shè)。雙極線(xiàn)路間的互感對(duì)直流系統(tǒng)的暫態(tài)特性會(huì)產(chǎn)生明顯的影響，甚至導(dǎo)致保護(hù)誤動(dòng)作。

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

1 事件簡(jiǎn)介

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

極1直流線(xiàn)路故障,再啟動(dòng)2次，重啟成功。

極1直流線(xiàn)路故障時(shí)刻，金華站極2電壓突變量保護(hù)動(dòng)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(xiàn)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(dòng)作極2閉鎖波形

2 特高壓直流線(xiàn)路互感作用的機(jī)理分析

架空線(xiàn)路具有4個(gè)電氣參數(shù)(電阻r、電感L、導(dǎo)納g、電容c)，由于通常線(xiàn)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(jiǎn)化分析，忽略對(duì)地電容，即認(rèn)為c=0。如果系統(tǒng)雙極運(yùn)行時(shí)，當(dāng)極1線(xiàn)路發(fā)生接地故障，故障清除后系統(tǒng)重啟過(guò)程中的等效電路可用圖3來(lái)表示。

圖3 暫態(tài)過(guò)程中線(xiàn)路耦合等效圖

極1重啟動(dòng)時(shí)極2線(xiàn)路上由自電感和互電感引起的感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)為

ΔU=L2did2dt-M12did1dt

對(duì)ΔU進(jìn)行定性分析能很好地解釋短路過(guò)程中的暫態(tài)過(guò)程，計(jì)算可得溪浙特高壓直流架空線(xiàn)路極導(dǎo)線(xiàn)的單位長(zhǎng)自電感為1.7 mH/km，互電感為0.92 mH/km，單位長(zhǎng)電阻為0.005 3 Ω/km，單位對(duì)地電容為0.012 μF/km。考慮線(xiàn)路全長(zhǎng)，故可得

ΔU=2.8did2dt-1.5did1dt

1)暫態(tài)情況下，如果是極1線(xiàn)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(shí)約為35 000)，極2直流電流變化不大，可認(rèn)為did2/dt≈0，此時(shí)極1電流變化在極2引起感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)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(guò)程中極2直流電流是由上述感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)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(shí)候，可能造成整流側(cè)電流控制器失控的情形。

3 直流線(xiàn)路互感對(duì)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(cè)直流電壓和直流電流，直流線(xiàn)路接地故障的特征為直流電壓以較高的速率下降到一個(gè)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?？焖伲蓪?shí)現(xiàn)2～3 ms內(nèi)的故障檢測(cè)。

圖4 特高壓直流電壓突變量保護(hù)原理圖

突變量檢測(cè)由微分電路構(gòu)成，與兩個(gè)參考值進(jìn)行比較。較小的突變量參考值用于啟動(dòng)檢測(cè)電路，如果突變量超過(guò)較大的參照值，則達(dá)到突變量動(dòng)作條件。為了區(qū)分站內(nèi)故障和直流線(xiàn)路故障，采用電壓時(shí)間微分(dU/dt)與直流線(xiàn)路電流時(shí)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(dòng)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(xiàn)路額定電壓 UDL_NOM=800 kV(兩個(gè)換流器正常運(yùn)行且沒(méi)有降壓)；UDL_NOM=560 kV(兩個(gè)換流器正常運(yùn)行且降壓)；UDL_NOM=400 kV(僅一個(gè)換流器正常運(yùn)行)；UDL_SWq-n為n個(gè)采樣周期前的直流線(xiàn)路電壓；UDL_DER為直流線(xiàn)路電壓突變量；電流突變量參考值 CUR_DER_REF=0.1(兩個(gè)換流器正常運(yùn)行)，CUR_DER_REF=0.05(非兩個(gè)換流器正常運(yùn)行)。

賓金直流電壓突變量保護(hù)采用4個(gè)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(gè)判據(jù)均滿(mǎn)足后在出口前輔助直流線(xiàn)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(xiàn)路互感對(duì)電壓突變量保護(hù)仿真研究

為驗(yàn)證賓金直流一極直流線(xiàn)路故障對(duì)另一極的影響以及分析電壓突變量保護(hù)動(dòng)作問(wèn)題，在實(shí)驗(yàn)室開(kāi)展了“7.31”賓金直流線(xiàn)路故障實(shí)驗(yàn)室仿真試驗(yàn)。

表1 賓金特高壓直流電壓突變量保護(hù)定值

試驗(yàn)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(chǎng)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(yàn)。

試驗(yàn)工況與現(xiàn)場(chǎng)保持一致：極1雙閥組800 kV、極2單閥組(低端閥組)400 kV運(yùn)行，雙極直流功率6 000 MW，極1直流線(xiàn)路故障，故障點(diǎn)距宜站100 km，故障接地時(shí)間300 ms(模擬2次重啟)。

仿真試驗(yàn)錄波如圖5所示。

試驗(yàn)結(jié)果表示試驗(yàn)中極1線(xiàn)路故障，行波保護(hù)，電壓突變量保護(hù)動(dòng)作，極1重啟2次，重啟動(dòng)成功。極1接地故障期間，極2電壓、電流擾動(dòng)較大。對(duì)比RTDS仿真試驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際故障，故障特征較為接近。

圖5 仿真試驗(yàn)波形

通過(guò)仿真試驗(yàn)可知，賓金直流在不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行方式下(一極800 kV一極400 kV運(yùn)行)，800 kV運(yùn)行極線(xiàn)路故障導(dǎo)致400 kV運(yùn)行極電壓突變量保護(hù)動(dòng)作。保護(hù)動(dòng)作原因?yàn)?，故障極對(duì)非故障極電壓、電流造成的較大擾動(dòng)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(dòng)作。

3.4 相關(guān)風(fēng)險(xiǎn)排查

為充分驗(yàn)證一極直流線(xiàn)路故障對(duì)另一極的影響，在實(shí)驗(yàn)室開(kāi)展了賓金直流不同運(yùn)行方式下的直流線(xiàn)路故障試驗(yàn)。

3.4.1 不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行，800 kV運(yùn)行極接地故障

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

3.4.2 不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行，400 kV運(yùn)行極接地故障

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

表2 不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行800 kV運(yùn)行極接地故障計(jì)算結(jié)果

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

3.4.3 雙極對(duì)稱(chēng)運(yùn)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(yùn)行工況下，極1直流線(xiàn)路接地故障試驗(yàn)。

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

3.4.4 試驗(yàn)結(jié)論及發(fā)現(xiàn)的問(wèn)題

通過(guò)雙極對(duì)稱(chēng)運(yùn)行、不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行方式下，開(kāi)展的不同故障點(diǎn)位置的仿真試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行方式下，800 kV運(yùn)行極接地故障易引起了400 kV運(yùn)行極的電壓突變量保護(hù)動(dòng)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(yàn)結(jié)果，在極1故障時(shí)對(duì)極2造成的電壓擾動(dòng)(2～3 ms后第一個(gè)波頭過(guò)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(yùn)行時(shí)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(dòng)。

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

根據(jù)仿真試驗(yàn)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(yàn)結(jié)果

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

對(duì)賓金直流進(jìn)行上述改動(dòng)后，進(jìn)行了多種典型運(yùn)行方式和不同故障位置的線(xiàn)路接地故障試驗(yàn)，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(dòng)作。

5 結(jié) 論

針對(duì)2014年7月31日賓金特高壓直流不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行時(shí)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(xiàn)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(xiàn)路故障或重啟，直流電流迅速增加，此時(shí)極1電流變化在極2引起感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)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(guò)程中極2直流電流是由上述感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)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(shí)候，可能造成整流側(cè)電流控制器失控的情形。

(2)通過(guò)雙極對(duì)稱(chēng)運(yùn)行、不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行方式下，開(kāi)展的不同故障點(diǎn)位置的仿真試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在不對(duì)稱(chēng)運(yùn)行方式下，800 kV運(yùn)行極接地故障易引起了400 kV運(yùn)行極的電壓突變量保護(hù)動(dòng)作。

(3)根據(jù)仿真試驗(yàn)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(shí)由2 ms改為18 ms，并進(jìn)行2 ms的平滑處理。

對(duì)賓金直流進(jìn)行上述改動(dòng)后，進(jìn)行了多種典型運(yùn)行方式和不同故障位置的線(xiàn)路接地故障試驗(yàn)，非故障極電壓突變量保護(hù)均未動(dòng)作。

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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?yàn)樘馗邏褐绷鬏旊娂夹g(shù)；

孫 文(1980)，工程師，研究方向?yàn)樘馗邏褐绷鬏旊娂夹g(shù)。