特高壓換流站單閥接地故障控保策略改進(jìn)

陳剛，李恒

(國(guó)網(wǎng)湖南電力公司檢修公司，湖南長(zhǎng)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(guó)網(wǎng)湖南電力公司檢修公司，湖南長(zhǎng)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(guò)RTDS試驗(yàn)對(duì)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(wú)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(shí)間差，實(shí)現(xiàn)了健全閥組的正常重啟。最后通過(guò)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(dòng)保護(hù)；控保策略

近年來(lái)，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(shí)，通過(guò)極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作將整個(gè)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(duì)于閥廳直流側(cè)穿墻套管閃絡(luò)接地這種易發(fā)故障類(lèi)型〔9－13〕，原有的保護(hù)配置通過(guò)整個(gè)極的停運(yùn)來(lái)切除某一個(gè)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(guó)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(shí)，由換流器差動(dòng)保護(hù)切除故障閥組，健全閥組自動(dòng)重啟控保新要求。然而單閥接地故障時(shí)，原有的控保策略是否能實(shí)現(xiàn)健全閥組自動(dòng)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(duì)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(guò)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(duì)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(wú)法正常重啟的原因，并對(duì)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(wèn)題概述

通過(guò)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(guò)程中，雙閥組閉鎖并跳交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)，導(dǎo)致健全閥組自動(dòng)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(dòng)作波形如圖2所示，其中TRIP＿ACCB為交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)跳閘信號(hào)，從圖中可以看出在故障閥組交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)跳閘75 ms之后健全閥組交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)也跳閘動(dòng)作。

圖2 故障發(fā)生時(shí)閥組保護(hù)動(dòng)作信號(hào)

2 差動(dòng)保護(hù)原理及故障原因分析

2.1 保護(hù)動(dòng)作分析

2.1.1 換流器差動(dòng)保護(hù)的基本原理

換流器差動(dòng)保護(hù)通過(guò)測(cè)量閥兩側(cè)的直流電流，如果差值超過(guò)預(yù)設(shè)值時(shí)保護(hù)動(dòng)作。

直流差動(dòng)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(shí) 4 s，且無(wú)IDC1/2P，IDC1/2N測(cè)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(shí) 200 ms，有BPS合閘指示或延時(shí) 30 ms，且無(wú) IDC1/2P，IDC1/2N測(cè)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(shí)5 ms， 且無(wú)IDC1/2P，IDC1/2N測(cè)量故障，則跳閘；

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

圖3 故障發(fā)生時(shí)換流器差動(dòng)保護(hù)保護(hù)電流

圖4 故障發(fā)生時(shí)高端閥組差動(dòng)保護(hù)差動(dòng)電流

從圖3分析，故障發(fā)生時(shí)，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(shí)低端健全閥組差動(dòng)電流始終為0，說(shuō)明故障定位準(zhǔn)確。故障閥組差動(dòng)電流 VDP＿DIFF(7 200 A)大于制動(dòng)電流VDP＿RES2(1 500 A)，約6 ms后保護(hù)動(dòng)作，與極母線差動(dòng)保護(hù)II段邏輯相符，三套保護(hù)動(dòng)作正確。發(fā)生單閥接地故障時(shí)，換流器差動(dòng)保護(hù)應(yīng)及時(shí)動(dòng)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(dòng)保護(hù)正確無(wú)誤。

2.1.2 極母線差動(dòng)保護(hù)的基本原理

極母線差動(dòng)保護(hù)測(cè)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(guò)預(yù)設(shè)值則保護(hù)動(dòng)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(shí)，差動(dòng)電流 I＿PBDP＿DIFF＝0；

高端閥組未被旁通時(shí)，差動(dòng)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(shí)，差動(dòng)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(shí)10 s，且無(wú)IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測(cè)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(shí)150 ms， 且無(wú)IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測(cè)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(shí)5 ms， 且無(wú) IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1測(cè)量故障，則跳閘；

極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作結(jié)果是極Z閉鎖，跳開(kāi)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(dòng)保保護(hù)動(dòng)作，從而導(dǎo)致健全閥組重啟失敗。

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

圖5 改進(jìn)前故障發(fā)生時(shí)極母線差動(dòng)保護(hù)電流

圖6 改進(jìn)前故障發(fā)生時(shí)極母線差動(dòng)保護(hù)差動(dòng)電流

從圖5分析，故障發(fā)生時(shí)，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(dòng)電流PBDP＿DIFF(3 500 A)大于制動(dòng)電流PBDP＿RES2(1 750 A)約5 ms后跳閘，與極母線差動(dòng)保護(hù)Ⅱ段邏輯相符，3套保護(hù)動(dòng)作正確。圖6中，差動(dòng)電流PBDP＿DIFF在故障發(fā)生前50 ms為0，是由于該時(shí)間內(nèi)故障閥組差動(dòng)保護(hù)尚未完成，差動(dòng)電流采用IDC1P信號(hào)計(jì)算，50 ms后，故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作完成，故障閥組被旁通，差動(dòng)電流采用IDC2P信號(hào)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作邏輯執(zhí)行無(wú)誤，是由于極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作判據(jù)邏輯不嚴(yán)密，在單閥接地故障中發(fā)生誤動(dòng)。

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(dòng)作順序如圖7所示。當(dāng)故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作時(shí)，會(huì)發(fā)出信號(hào)觸發(fā)極閉鎖；極Ⅰ控保主機(jī)收到閉鎖信號(hào)后極閉鎖動(dòng)作，并發(fā)出信號(hào)觸發(fā)健全閥組閉鎖。健全閥組閉鎖之后，極母線差動(dòng)電流計(jì)算公式發(fā)生切換，此時(shí)極母線差動(dòng)電流為0，極母線差動(dòng)保護(hù)不動(dòng)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(dòng)作順序

從前文的分析可知，極母線差動(dòng)電流是在故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作的。此時(shí)健全閥組尚未及時(shí)閉鎖，極母線差動(dòng)保護(hù)已經(jīng)動(dòng)作，并跳開(kāi)全極兩個(gè)閥組的交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)，導(dǎo)致接下來(lái)的保護(hù)動(dòng)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作到健全閥組閉鎖的時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，導(dǎo)致極母線差動(dòng)電流迅速增大，滿足極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作條件，觸發(fā)極母線差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)作，跳開(kāi)全極交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)，致使健全閥組無(wú)法自動(dòng)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(dòng)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(dòng)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作邏輯中增加保護(hù)使能信號(hào)，當(dāng)換流器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作時(shí)，關(guān)閉極母線差動(dòng)保護(hù)，等待健全閥組閉鎖之后重新投入極母線差動(dòng)保護(hù)。2)縮短故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作到健全閥組閉鎖的時(shí)間，使在此期間極母線差動(dòng)保護(hù)來(lái)不及動(dòng)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(dòng)保護(hù)誤動(dòng)的問(wèn)題，但也帶來(lái)其他故障類(lèi)型下拒動(dòng)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(dòng)作時(shí)間，安全風(fēng)險(xiǎn)小，可行性高。因此，選擇對(duì)現(xiàn)有控保策略的優(yōu)化，縮短高低端閥組閉鎖時(shí)間差，避免極母線差動(dòng)保護(hù)的誤動(dòng)。

原有的保護(hù)策略中，故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作時(shí)，發(fā)出信號(hào)觸發(fā)極閉鎖，極Ⅰ控保主機(jī)收到閉鎖信號(hào)后極閉鎖動(dòng)作，并發(fā)出信號(hào)觸發(fā)健全閥組閉鎖。為了縮短高低端閥組閉鎖時(shí)間差，通過(guò)將故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作信號(hào)及交流進(jìn)線開(kāi)關(guān)分位信號(hào)相“與”，形成流器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作信號(hào)送至健全閥組，健全閥組依此信號(hào)執(zhí)行閉鎖，改動(dòng)前后保護(hù)策略對(duì)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(hào)即可。

圖8 改動(dòng)前后保護(hù)策略對(duì)比

與原有的極母線差動(dòng)保護(hù)相比，主要改進(jìn)在于直接將故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作信號(hào)傳遞給健全閥組，即故障閥組差動(dòng)保護(hù)動(dòng)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(hào)觸發(fā)健全閥組閉鎖，極大的縮短了高低端閥組閉鎖時(shí)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(dòng)保護(hù)誤動(dòng)作，同時(shí)還縮短動(dòng)作時(shí)間，降低故障危害。另外不對(duì)其他故障類(lèi)型的保護(hù)動(dòng)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(guò)RTDS模型對(duì)修改后的直流控保程序進(jìn)行校驗(yàn)，得到極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作波形如圖9所示，從圖中可以看出，極母線差動(dòng)電流上升約20 ms之后迅速降為0，說(shuō)明此事健全閥組閉鎖已經(jīng)完成，極母線差動(dòng)電流計(jì)算公式切換。整個(gè)過(guò)程中，差動(dòng)電流超過(guò)Ⅱ段跳閘啟動(dòng)定值的時(shí)間未達(dá)動(dòng)作觸發(fā)值，整個(gè)試驗(yàn)過(guò)程中極母線差動(dòng)保護(hù)未動(dòng)作。

圖9 改進(jìn)保護(hù)策略后極母線差動(dòng)保護(hù)差動(dòng)電流

極Ⅰ雙閥組保護(hù)動(dòng)作信號(hào)如圖10所示，整個(gè)故障過(guò)程中，只有故障閥組的交流開(kāi)關(guān)跳閘，健全閥組的交流開(kāi)關(guān)始終未動(dòng)作，保證健全閥組可正常自動(dòng)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(dòng)保護(hù)差動(dòng)電流

4 結(jié)論

基于對(duì)±800 kV酒湖直流工程韶山換流站控保聯(lián)調(diào)過(guò)程中實(shí)際工作的需要，通過(guò)RTDS模擬試驗(yàn)，對(duì)極Ⅰ單閥接地故障時(shí)，故障閥組切除，健全閥組自動(dòng)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(wú)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作信號(hào)送至低端閥組，縮短高低端閥組閉鎖時(shí)間差，從而實(shí)現(xiàn)單閥接地故障中，健全閥組自動(dòng)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(lèi)保護(hù)動(dòng)作的特點(diǎn)。通過(guò)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(jí)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。