交直流交叉跨越碰線故障分析及處理策略

薛海平, 王俊生, 張少凡, 王玉龍, 柏傳軍,3, 曹 杰

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司, 江蘇省南京市 211102;2. 廣州供電局有限公司, 廣東省廣州市 510620; 3. 南瑞集團(tuán)公司(國(guó)網(wǎng)電力科學(xué)研究院), 江蘇省南京市 211106)

交直流交叉跨越碰線故障分析及處理策略

薛海平1, 王俊生1, 張少凡2, 王玉龍1, 柏傳軍1,3, 曹 杰2

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司, 江蘇省南京市 211102;2. 廣州供電局有限公司, 廣東省廣州市 510620; 3. 南瑞集團(tuán)公司(國(guó)網(wǎng)電力科學(xué)研究院), 江蘇省南京市 211106)

電網(wǎng)交直流系統(tǒng)混聯(lián)運(yùn)行中交流/直流線路交叉跨越現(xiàn)象較為常見,較容易出現(xiàn)交直流線路碰線故障。文中從目前國(guó)家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)直流輸電工程針對(duì)交直流碰線故障的兩種不同處理方法出發(fā),分析其中隱藏的問題。故障無法切除的情況下南網(wǎng)工程采用的閉鎖策略出現(xiàn)閉鎖后直流過電壓;國(guó)網(wǎng)工程采用的閉鎖再啟動(dòng)邏輯策略實(shí)際上不起作用。在分析交直流碰線故障特征的基礎(chǔ)上,提出交直流碰線故障由交流線路保護(hù)系統(tǒng)切除故障、直流輸電控制保護(hù)系統(tǒng)報(bào)警的處理策略建議。問題分析及所建議處理策略均采用EMTDC仿真予以佐證,還仿真了不同閉鎖策略和多線路同時(shí)碰線的情形。

交直流碰線故障; 高壓交流線路; 高壓直流線路; 繼電保護(hù); 直流輸電

0 引言

目前,國(guó)內(nèi)電網(wǎng)交直流系統(tǒng)混聯(lián)運(yùn)行,從高壓交流輸電線路和高壓直流輸電線路空間布局看,交流/直流線路交叉跨越現(xiàn)象較為常見。另外,在超特高壓直流輸電工程中的換流站附近,交直流輸電線路眾多,交叉跨越現(xiàn)象更普遍;同時(shí),交直流輸電線路可能有相同的路徑,采用共用走廊甚至同塔架設(shè)的方式可以降低施工難度,節(jié)約土地成本。

目前,很少有文獻(xiàn)研究特高壓交流和特高壓直流線路交叉跨越帶來的電氣相互影響,以及對(duì)二次設(shè)備及控制保護(hù)設(shè)備算法的影響。近年來,多位學(xué)者研究了交直流線路同塔的電氣相互影響,包括:EMTP分析計(jì)算[1]、EMTDC電磁耦合仿真模型和直流輸電系統(tǒng)仿真模型[2]、混合電場(chǎng)計(jì)算和導(dǎo)線布置方式等[3-5]。

針對(duì)交流/直流線路碰線故障,雖然直流輸電控制保護(hù)系統(tǒng)中配置了交直流碰線保護(hù),且現(xiàn)有的交流線路保護(hù)系統(tǒng)能夠動(dòng)作,但是交直流碰線故障后,特別是永久性故障后,整個(gè)交直流保護(hù)的動(dòng)作過程及其動(dòng)作處理后果有待研究。近年來,大量文獻(xiàn)研究集中在交直流電網(wǎng)互聯(lián)的故障連鎖、暫態(tài)穩(wěn)定性等問題[6-12]。文獻(xiàn)[13]指出交流暫態(tài)侵入直流系統(tǒng)情況下,如果直流保護(hù)與交流保護(hù)之間的時(shí)序配合不當(dāng),將會(huì)影響到以直流線路保護(hù)為代表的一類直流保護(hù)的動(dòng)作定值與性能。

本文重點(diǎn)介紹交直流碰線故障對(duì)直流系統(tǒng)的影響,對(duì)其中涉及的交流保護(hù)方面僅作簡(jiǎn)單介紹。交流信號(hào)采集由于故障直流的串入存在電流互感器飽和問題,保底的措施是更換電流互感器,使之能夠適應(yīng)交流和直流的采集,本文不作深入分析。

1 交直流碰線故障處理現(xiàn)狀

本文研究用的交直流系統(tǒng)、測(cè)量點(diǎn)、故障如圖1所示。圖中F故障指交直流碰線故障。

圖1 交直流碰線故障及故障電流通道Fig.1 Diagram of AC/DC line touching fault and fault current pathway

圖1中:S1,S2,S3,S4為交流電網(wǎng),可以存在電氣連接,也可以沒有電氣連接;IA,IB,IC和UA,UB,UC分別為交流線路三相電流和三相電壓,分M端和N端;Id1和Ud1分別為直流極Ⅰ的直流電流和直流電壓,分整流站和逆變站;Id2和Ud2分別為直流極Ⅱ直流電流和直流電壓,分整流站和逆變站;Ie1和Ie2分別為整流站和逆變站接地極引線電流。

目前,針對(duì)交直流碰線故障,在高壓直流輸電保護(hù)系統(tǒng)中配置了交直流碰線保護(hù)。交直流碰線保護(hù)算法如下:

Udx_50 Hz>Ud_50 Hz_set&Udx_50 Hz_ost>Ud_ost_50 Hz_set

(1)

或

Udx_50 Hz>Ud_50 Hz_set&Idx_50 Hz>Id_50 Hz_set

(2)

式中:Udx_50 Hz,Udx_ost_50 Hz,Idx_50 Hz分別為本站、對(duì)站直流電壓、本站直流電流中的50 Hz分量,x=1或2(極Ⅰ或極Ⅱ);Ud_50 Hz_set,Ud_ost_50 Hz_set,Id_50 Hz_set為動(dòng)作門檻定值。

南方電網(wǎng)和國(guó)家電網(wǎng)高壓直流輸電工程交直流碰線保護(hù)動(dòng)作后采用的處理策略是不相同的:南網(wǎng)工程采取緊急停運(yùn)(ESOF)的處理策略,國(guó)網(wǎng)工程采取閉鎖直流線路再啟動(dòng)邏輯的處理策略。閉鎖直流線路再啟動(dòng)邏輯后,若出現(xiàn)直流線路保護(hù)動(dòng)作則直接閉鎖極,若不出現(xiàn)則沒有任何動(dòng)作效果。

南網(wǎng)高壓直流輸電工程的交直流碰線保護(hù)一般配置2段,動(dòng)作時(shí)間定值快速段約10 ms、慢速段約100 ms;國(guó)網(wǎng)高壓直流輸電工程的交直流碰線保護(hù)通常僅配置1段,動(dòng)作時(shí)間定值約500 ms。

交直流碰線故障同樣屬于高壓交流線路上的故障[14-16]。交流線路配置常規(guī)的繼電保護(hù)。

另外,交直流碰線故障屬于高壓直流線路上的故障。高壓直流輸電控制保護(hù)系統(tǒng)中配置的直流線路主保護(hù)可能會(huì)動(dòng)作。直流線路主保護(hù)包括直流線路行波保護(hù)和直流線路電壓突變量保護(hù)。一般,直流線路主保護(hù)動(dòng)作時(shí)間約2 ms。

2 保護(hù)正常動(dòng)作過程

為不失一般性,交直流碰線故障前碰線點(diǎn)交流線路電壓可以表示為:

Uac=Umsin(ωt+δ)

(3)

直流線路電壓可以表示為:

Udx=Ud0cosα-dxIdx-RIdx

(4)

式中:Ud0為空載直流電壓;α為觸發(fā)角;dx為換相電抗;R為碰線點(diǎn)至整流站的線路電阻。

交直流碰線故障后瞬間碰線點(diǎn)電壓為:

(5)

常規(guī)高壓直流輸電系統(tǒng)采用電流源型換流器。一般而言,直流系統(tǒng)工作在外特性曲線確定的工作點(diǎn)上;當(dāng)外界擾動(dòng)造成工作點(diǎn)偏移后,直流控制系統(tǒng)會(huì)根據(jù)設(shè)定的策略,調(diào)整直流系統(tǒng)進(jìn)入新的工作點(diǎn)[17]。這其中隱含電流源型直流系統(tǒng)工作點(diǎn)(直流電壓)允許變化。而交流系統(tǒng)短路容量大,碰線后電壓以交流電壓為主。故交直流碰線特征之一是:直流電壓50 Hz分量增大(式(1)判據(jù))。同時(shí)整流站直流控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)直流電流至指令值,特別是負(fù)的直流電壓造成直流電流斷流時(shí)。故交直流碰線特征之二是:直流電流50 Hz分量增大(式(2)判據(jù))。

式(5)表明,碰線故障前故障點(diǎn)交流電壓瞬時(shí)值的大小將影響碰線故障后直流電壓的跌落幅度的大小。這對(duì)直流線路主保護(hù)是否動(dòng)作產(chǎn)生影響。

對(duì)于交流電網(wǎng)中性點(diǎn)接地系統(tǒng),交直流碰線故障后,故障電流如圖1所示,UF為等效故障電源。故障電流主通道如圖1中電流流向箭頭①、②、③、⑤所示。除此之外,故障電流還通過直流雙極線路間相互感應(yīng)流過,如圖1中箭頭④所示;通過交流相間相互感應(yīng)流過,如圖1中箭頭⑥和⑦所示。故障電流主通道電流數(shù)值遠(yuǎn)大于其他通道電流數(shù)值。

對(duì)于交流電網(wǎng)中性點(diǎn)不接地系統(tǒng),交直流碰線故障后,交直流間故障電流只能通過線路對(duì)地相互感應(yīng)流過,故障電流值較小。

對(duì)交流系統(tǒng)M端、N端電流特性而言,針對(duì)交流電網(wǎng)中性點(diǎn)接地系統(tǒng),雖然交直流碰線故障點(diǎn)本身沒有接地,但是由于與直流線路相碰,直流系統(tǒng)通過接地極極線接地,使得交流接地中性點(diǎn)有電流流過。因此,零序動(dòng)作條件將滿足;故障相差動(dòng)條件將滿足。

對(duì)直流系統(tǒng)而言,正常運(yùn)行時(shí),兩站接地極電流是平衡的。針對(duì)交流電網(wǎng)中性點(diǎn)接地系統(tǒng),發(fā)生交直流碰線故障后,存在交直流間的通過接地點(diǎn)(接地極)的電流,使交直流碰線故障期間兩站接地極電流不平衡。這個(gè)判據(jù)可用于輔助判別交直流碰線故障。

搭建EMTDC仿真系統(tǒng):直流輸電系統(tǒng)參數(shù)為金中±500 kV直流輸電工程參數(shù),直流線路長(zhǎng)度1 100 km,采用依頻模型,桿塔主要參數(shù):4分裂導(dǎo)線、兩極線離地高30 m、相距20 m,兩地線離地高41 m、相距20 m,直流控制保護(hù)系統(tǒng)采用南網(wǎng)金中工程用控制保護(hù)系統(tǒng);交流系統(tǒng)電壓等級(jí)為525 kV,交流線路長(zhǎng)度為220 km,采用Bergeron模型。交流系統(tǒng)、直流網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)沒有電氣連接。模擬交流A相線路近M端與直流極Ⅰ線路近整流站金屬性永久碰線,12.007 s發(fā)生故障。配置齊全的交流線路保護(hù)和直流系統(tǒng)保護(hù)。

圖2為交直流碰線保護(hù)采用南網(wǎng)工程定值和動(dòng)作策略的故障及保護(hù)動(dòng)作過程。

圖2 南網(wǎng)直流工程策略動(dòng)作過程Fig.2 Fault process using clearing action in HVDC projects of China Southern grid

故障初期階段分析。

1)如圖2(a)所示,時(shí)刻12.007 s發(fā)生交流A相與直流極Ⅰ線路金屬性永久碰線故障,直流電壓與交流A相電壓相等;整流站極Ⅰ直流電流快速上升,同時(shí)逆變站極Ⅰ直流電流下降(如圖2(b)所示);約2 ms后極Ⅰ線路主保護(hù)動(dòng)作(如圖2(c)所示);10 ms多后,整流站極Ⅰ交直流碰線保護(hù)快速段動(dòng)作,緊急停運(yùn),約20 ms整流站極Ⅰ閉鎖(如圖2(d)和(e)所示);極Ⅱ直流電流增大(如圖2(b)所示),補(bǔ)償極Ⅰ閉鎖損失的部分功率。

2)故障后,如圖2(f)所示,交流A相兩端電流(圖1中的①、⑤電流)增加;交流A相差動(dòng)電流大幅增加,BC相差動(dòng)電流(圖1中的⑥、⑦電流)變化很小(如圖2(g)所示);交流A相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作,約70 ms后分?jǐn)嘟涣鰽相線路(如圖2(h)所示);零序差動(dòng)保護(hù)滿足動(dòng)作條件(如圖2(i)所示)。故障后,零序方向(如圖2(j)所示)、負(fù)序方向(如圖2(k)所示)元件表現(xiàn)為正方向特征(約-100°)。

故障后期階段分析:約12.9 s時(shí)刻,交流A相線路分?jǐn)嗪蠹s800 ms,重合交流A相線路(如圖2(h)所示,A相電壓恢復(fù));此時(shí),極Ⅰ已經(jīng)閉鎖,整流站、逆變站檢測(cè)到的極Ⅰ直流電流基本為0(見圖2(b)),但是,逆變站極Ⅰ直流電壓卻非常高,達(dá)近3 000 kV(如圖2(l)所示),同時(shí),整流站、逆變站的極Ⅱ直流電流振蕩(如圖2(b)所示),故障電流通道為圖1的①、⑤、⑥、⑦、④(見圖2(m)和圖2(f))。零序差動(dòng)保護(hù)滿足動(dòng)作條件(如圖2(i)所示),零序方向(如圖(j)所示)、負(fù)序方向(如圖2(k)所示)元件表現(xiàn)為正方向特征。

圖2仿真時(shí)模擬交流A相重合閘后,交流保護(hù)沒有動(dòng)作(或開關(guān)拒動(dòng))。這樣造成的后果是:極Ⅱ交直流保護(hù)慢速段動(dòng)作(如圖2(n)和圖2(o)所示),執(zhí)行緊急停運(yùn)、投旁通對(duì)、極Ⅱ閉鎖(如圖2(p)所示);至此,雙極停運(yùn)。

如果按正常情況,交流A相重合閘后,交流保護(hù)動(dòng)作,三跳交流線路。由于交流保護(hù)動(dòng)作時(shí)間加上開關(guān)分?jǐn)鄷r(shí)間稍小于直流極Ⅱ交直流保護(hù)慢速段的時(shí)間(100 ms),可避免極Ⅱ停運(yùn)。

交流A相線路重合閘時(shí)產(chǎn)生逆變站極Ⅰ直流過電壓可以通過圖3進(jìn)行分析。

圖3 交流線路重合閘電流通道Fig.3 Current pathway under reclose of AC line

直流閉鎖后,整流站和逆變站閥體不導(dǎo)通,但存在直流濾波器、閥體均壓阻容回路、直流線路雜散電容等,當(dāng)交流系統(tǒng)重合閘發(fā)生時(shí),有沖擊電流存在,線路電感的作用將使遠(yuǎn)離故障碰線點(diǎn)的換流站過電壓表現(xiàn)得更為嚴(yán)重。圖4為交直流碰線保護(hù)采用國(guó)網(wǎng)工程定值和動(dòng)作策略的故障及保護(hù)動(dòng)作過程。

故障初期階段分析:如圖4(a)所示,在12.007 s時(shí)發(fā)生交流A相與直流極Ⅰ線路金屬性永久碰線故障,直流電流特征(見圖4(b))與圖2(b)相同,約2 ms后極Ⅰ線路主保護(hù)動(dòng)作(見圖4(c));國(guó)網(wǎng)處理策略中,整流站極Ⅰ交直流碰線保護(hù)時(shí)間定值500 ms無法滿足,不動(dòng)作(見圖4(d)和(e))。極Ⅰ線路主保護(hù)動(dòng)作移相約200 ms后,再啟動(dòng)成功,直流電壓恢復(fù)(見圖4(a))。

故障后期階段分析:約12.9 s時(shí)刻,交流A相線路分?jǐn)嗪蠹s800 ms,重合交流A相線路;此時(shí),極Ⅰ正在運(yùn)行,再次造成極Ⅰ線路主保護(hù)動(dòng)作(見圖4(c)),整流站極Ⅰ交直流碰線保護(hù)滿足條件而動(dòng)作(見圖4(d)),動(dòng)作策略不閉鎖(見圖4(e));逆變站極Ⅰ直流電壓高值約750 kV(見圖4(f))。

故障后,交流保護(hù)系統(tǒng)特征的差動(dòng)、零序差動(dòng)保護(hù)等均滿足動(dòng)作條件,見附錄A圖A1。圖4仿真時(shí)模擬交流A相重合閘后,交流保護(hù)沒有動(dòng)作(或開關(guān)拒動(dòng)),后續(xù)現(xiàn)象是:雙極繼續(xù)運(yùn)行,直流功率振蕩,仿真圖見附錄A圖A2。

如果按正常情況,交流A相重合閘后,交流保護(hù)動(dòng)作,三跳交流線路,則直流功率振蕩消失。

圖4 國(guó)網(wǎng)直流工程策略動(dòng)作過程Fig.4 Fault process using clearing action in HVDC projects of State Grid Corporation of China

3 直流保護(hù)對(duì)策及仿真

從第2節(jié)分析可以看出,在交直流碰線保護(hù)定值配置和動(dòng)作策略等方面南網(wǎng)直流工程和國(guó)網(wǎng)直流工程存在差異,金屬性永久碰線故障產(chǎn)生的后果也不盡相同。初步觀察,國(guó)網(wǎng)直流工程的處理方法沒有出現(xiàn)過電壓情況,優(yōu)于南網(wǎng)直流工程的處理方法。

以下將分析交直流碰線故障后直流系統(tǒng)的相關(guān)故障特征。

3.1 交流電壓不同相位時(shí)刻故障的保護(hù)動(dòng)作特征

第2節(jié)已經(jīng)指出,交直流碰線故障時(shí)刻交流電壓數(shù)值的不同將影響到直流線路主保護(hù)的動(dòng)作。

以直流線路行波保護(hù)為例,保護(hù)原理以反向行波量為算法主判據(jù)[18-19]。根據(jù)行波原理,反向行波量的大小與等效故障網(wǎng)絡(luò)故障電源的大小成正比。

仿真試驗(yàn):近整流站金屬性交直流碰線故障(交流A相與直流極Ⅰ相碰);選擇碰線故障時(shí)刻,交流電壓處于不同的相位。考察直流線路行波保護(hù)重要?jiǎng)幼髁?反向行波零模量和線模量。仿真波形及直流線路主保護(hù)動(dòng)作統(tǒng)計(jì)表分別見附錄A圖A3和表A1。

所以,交直流碰線的故障特征之三是:直流線路主保護(hù)可能動(dòng)作也可能不動(dòng)作。

3.2 直流線路故障位置不同的保護(hù)動(dòng)作后特征

一般而言,永久性交直流碰線故障后不管直流線路主保護(hù)是否動(dòng)作,故障一直持續(xù)下去,交直流碰線保護(hù)按設(shè)計(jì)要求將會(huì)動(dòng)作。

交直流碰線保護(hù)動(dòng)作后采用南網(wǎng)工程的緊急停運(yùn)策略。緊急停運(yùn)整流站采取快速移相閉鎖(約20 ms后閉鎖),逆變站采取投旁通對(duì)后閉鎖(旁通對(duì)投入時(shí)間約1.2 s,隨后閉鎖觸發(fā)脈沖)。

逆變站直流投旁通對(duì)期間,交流電壓通過交流線路、碰線后連接的直流線路、逆變站旁通閥、接地極引線、交流系統(tǒng)接地中性點(diǎn)形成電流回路。逆變站投旁通對(duì)時(shí)間到達(dá)以后,將閉鎖閥,電流回路中斷。

根據(jù)電路原理dU/dt=LdI/dt可知,相同的電流變化率情況下,線路電感值L越大(即碰線故障點(diǎn)離換流站越遠(yuǎn)),則在換流站觀測(cè)到的電壓變化越大。

模擬仿真交直流永久性金屬碰線故障(交直流碰線保護(hù)定值及動(dòng)作處理策略采用南網(wǎng)工程的方法),交流保護(hù)沒有動(dòng)作(或交流開關(guān)拒動(dòng))。工況:雙極額定功率,交流A相近M端與直流極Ⅰ近整流站碰線,12.015 s發(fā)生故障。仿真結(jié)果見圖5。

圖5(a)交直流碰線后,直流線路主保護(hù)動(dòng)作(見圖5(b)),移相時(shí)間約200 ms,移相期間交直流碰線保護(hù)動(dòng)作條件不滿足。圖5移相結(jié)束,逆變站滿足交直流碰線保護(hù)動(dòng)作條件后,交直流碰線保護(hù)動(dòng)作(見圖5(c)),發(fā)出緊急停運(yùn)命令和投旁通對(duì)(見圖5(d));投旁通對(duì)1.2 s后,發(fā)閉鎖命令(見圖5(e))。投旁通對(duì)期間,逆變站直流電壓接近于零(見圖5(f)),直流電流稍大(見圖5(g));投旁通對(duì)結(jié)束,逆變站直流電壓振蕩增大(見圖5(f),最大值超2 900 kV),直流電流接近于零(見圖5(g));而整流站直流電壓不高(見圖5(a))。表明遠(yuǎn)離碰線故障點(diǎn)的逆變站直流電壓振蕩更大。

仿真試驗(yàn)還考察了不投旁通對(duì)閉鎖策略以及改變投旁通對(duì)時(shí)間[20-22]的情況,其直流過電壓情況(仿真圖見附錄A圖A4)與圖5基本相當(dāng)。

至此,永久性交直流碰線故障后,交直流碰線保護(hù)采用南網(wǎng)工程處理方法的情況下:①交流保護(hù)和直流保護(hù)均正確動(dòng)作且正確執(zhí)行隨后的各種操作,在交流開關(guān)重合閘時(shí),易造成直流換流站直流電壓短時(shí)過電壓(過電壓時(shí)間約等于交流保護(hù)再次動(dòng)作時(shí)間加上交流開關(guān)分?jǐn)鄷r(shí)間),最大值可達(dá)3 000 kV(在沒有考慮換流站極母線上避雷器動(dòng)作的情況下),如圖2所示;②如果交流保護(hù)不動(dòng)作(或動(dòng)作無出口),直流保護(hù)均正確動(dòng)作且正確執(zhí)行隨后的各種操作,在逆變站閉鎖后(旁通對(duì)撤除后閉鎖或直接閉鎖),易造成直流換流站直流電壓長(zhǎng)期過電壓,最大值也可達(dá)3 000 kV,如圖5所示。

圖5 旁通對(duì)撤除和直流閉鎖后的直流過電壓Fig.5 DC overvoltage after removing bypass pair and DC blocking

該過電壓極易造成直流極母線上設(shè)備(含避雷器)的損壞。需要采取措施予以避免。

所以,交直流碰線的故障特征之四是:交直流碰線保護(hù)采用緊急停運(yùn)閉鎖策略會(huì)造成直流系統(tǒng)過電壓;直流極閉鎖后,交流重合閘時(shí)會(huì)造成直流系統(tǒng)過電壓。

4 交直流碰線故障處理策略

交直流碰線故障處理策略:由交流保護(hù)動(dòng)作并切除故障,直流保護(hù)中交直流碰線保護(hù)僅報(bào)警。

針對(duì)永久性交直流碰線故障,交流保護(hù)動(dòng)作后,可按常規(guī)進(jìn)行單相分閘、重合閘、三跳。直流保護(hù)中交直流碰線保護(hù)時(shí)間定值建議采用國(guó)網(wǎng)工程使用的500 ms。

圖4反映了采用處理策略的仿真結(jié)果,三跳后的結(jié)果沒有在圖4中反映。交直流碰線故障后,由3.1節(jié)分析可知直流線路主保護(hù)存在動(dòng)作和不動(dòng)作的可能。直流線路主保護(hù)不動(dòng)作(沒有移相過程)則交流線路差動(dòng)等多個(gè)原理保護(hù)判據(jù)能夠滿足;那么,直流線路主保護(hù)動(dòng)作后執(zhí)行再啟動(dòng)邏輯(移相)期間,交流線路差動(dòng)等多個(gè)原理保護(hù)判據(jù)是否滿足?

直流輸電系統(tǒng)再啟動(dòng)移相期間,雖然整流站處于逆變狀態(tài)無法反向通過故障電流,但是逆變站始終處于逆變狀態(tài),存在交流系統(tǒng)通過碰線點(diǎn)流經(jīng)逆變站的故障電流通道,交流線路差動(dòng)等多個(gè)原理保護(hù)判據(jù)仍然滿足。

仿真試驗(yàn)如圖6所示。為了考察直流再啟動(dòng)移相期間交流保護(hù)的動(dòng)作行為,仿真試驗(yàn)中設(shè)置交流保護(hù)動(dòng)作后不出口。12.015 s發(fā)生故障,故障持續(xù)時(shí)間1 s。

圖6 直流線路再啟動(dòng)期間交流保護(hù)特性Fig.6 Characteristics of AC protections during DC line restarting

圖6顯示故障、直流再啟動(dòng)移相期間(見圖6(f))、直流再啟動(dòng)(見圖6(g))成功后,交流故障相差動(dòng)保護(hù)(見圖6(a))、零序差動(dòng)保護(hù)(見圖6(b))滿足動(dòng)作條件,零序方向(見圖6(c))、負(fù)序方向(見圖6(d))元件表現(xiàn)為正方向特征。也就是說,交直流碰線故障后雖然直流保護(hù)中交直流碰線保護(hù)僅報(bào)警,但是無論直流線路主保護(hù)是否動(dòng)作,交流保護(hù)始終滿足動(dòng)作條件,能夠動(dòng)作并切除故障。

采用處理策略前后,不同直流線路位置發(fā)生交直流碰線故障的過電壓情況對(duì)比如表1所示。采用處理策略建議前,離碰線故障點(diǎn)越遠(yuǎn)的換流站,其直流電壓振蕩幅度越大。采用處理策略建議后,過電壓僅1 000 kV多一點(diǎn),遠(yuǎn)低于目前南網(wǎng)處理方法的約3 000 kV。

表1 采用處理策略建議前后的過電壓情況Table 1 DC overvoltage before/after using suggestion of clearing action

處理策略與南網(wǎng)工程方法的比較:南網(wǎng)工程交直流碰線保護(hù)快速段含有過電流判據(jù)(防止過流損壞換流閥),定值約為2(標(biāo)幺值)。處理策略建議中直流不再閉鎖,需要考察該過流的危害性。當(dāng)碰線時(shí)刻交直流電壓差大于直流線路金屬性接地時(shí)的電壓差時(shí),過流情況大于直流線路金屬性接地故障,但均使得直流線路主保護(hù)動(dòng)作而移相,能夠消除過電流。故南網(wǎng)工程的交直流碰線保護(hù)的快速段必要性不大。當(dāng)碰線時(shí)刻交直流電壓差較小,無法造成直流線路主保護(hù)動(dòng)作時(shí),此時(shí)過流情況較小,換流閥能夠承受。

處理策略與國(guó)網(wǎng)工程方法的比較:國(guó)網(wǎng)工程采取的閉鎖直流線路再啟動(dòng)邏輯處理策略,由于交直流碰線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間遠(yuǎn)大于直流線路主保護(hù)時(shí)間,使得閉鎖直流線路再啟動(dòng)邏輯處理策略無法實(shí)現(xiàn)。從永久性碰線故障直流線路再啟動(dòng)仿真觀察,直流線路再啟動(dòng)沒有造成特別的危害。故本文建議交直流碰線保護(hù)動(dòng)作策略為報(bào)警。

假設(shè)永久性交直流碰線故障后,交流保護(hù)始終不動(dòng)作(或動(dòng)作后保護(hù)出口出現(xiàn)故障),造成的后果見附錄A圖A5。過壓和過流情況均不嚴(yán)重,但直流功率存在波動(dòng)。

那么,針對(duì)交直流碰線永久性故障造成直流輸電系統(tǒng)輸送到交流電網(wǎng)的功率波動(dòng)從而引發(fā)交流系統(tǒng)穩(wěn)定的問題,建議從交流系統(tǒng)穩(wěn)定角度,采取其他判據(jù)和設(shè)定相應(yīng)定值予以避免,不應(yīng)再賦予交直流碰線保護(hù)更多的這類處理功能。

針對(duì)交直流碰線永久性故障,目前交流保護(hù)、直流保護(hù)的設(shè)置和配合基本可行,且存在優(yōu)化的空間。

5 動(dòng)作時(shí)間考慮和多線路碰線故障特征

本節(jié)分析均針對(duì)永久性金屬性碰線故障。

本文策略建議交直流碰線保護(hù)的時(shí)間定值500 ms:交流正常動(dòng)作過程中(按時(shí)間順序,動(dòng)作、跳閘、重合閘、三跳),無法滿足交直流碰線保護(hù)的時(shí)間定值500 ms(交流跳閘期間和三跳后,動(dòng)作條件不滿足),采用本文策略建議后交直流碰線保護(hù)報(bào)警事件并不會(huì)產(chǎn)生?？s短500 ms時(shí)間定值可輔助交流系統(tǒng)判斷故障原因,時(shí)間定值應(yīng)小于交流線路保護(hù)動(dòng)作時(shí)間加上開關(guān)分閘時(shí)間;但交直流碰線保護(hù)時(shí)間定值的縮短,存在其他故障誤報(bào)警的可能。建議交流線路保護(hù)增加識(shí)別交直流碰線的能力,作為鑒別跳閘故障原因的手段,便于后續(xù)的檢修。

交叉跨越絕緣子掉串導(dǎo)致交直流多線路碰線:包括交流單相與直流雙極碰線、交流兩相與直流單極碰線、交流多相與直流雙極碰線等情形。

1)交流單相與直流雙極碰線:首先,直流雙極碰線使得直流線路保護(hù)動(dòng)作,線路再啟動(dòng)邏輯最終造成雙極停運(yùn)。其次,碰線后交流重合閘前過程分3種情況:沒有極閉鎖、一個(gè)極閉鎖或兩個(gè)極閉鎖。沒有極閉鎖的情形之一是,交直流碰線保護(hù)沒有動(dòng)作,線路再啟動(dòng)邏輯動(dòng)作時(shí)間(重啟次數(shù)設(shè)置較多)超過交流重合閘時(shí)間;交流重合閘時(shí)有電流回路,不會(huì)過電壓。一個(gè)極閉鎖的情形之一是,一個(gè)極的交直流碰線保護(hù)動(dòng)作;交流重合閘時(shí)沒有閉鎖的極有電流回路,使得雙極不會(huì)過壓。以上2種情況,線路再啟動(dòng)邏輯動(dòng)作造成雙極閉鎖時(shí),直流過壓程度小于相同直流參數(shù)的圖5情況,因?yàn)閮删€路并聯(lián)使得線路電感降低。兩個(gè)極閉鎖的情形之一是,兩個(gè)極交直流碰線保護(hù)均動(dòng)作,或線路再啟動(dòng)邏輯動(dòng)作時(shí)間(重啟次數(shù)設(shè)置較少)短于交流重合閘時(shí)間;交流重合閘時(shí),直流過壓程度小于圖2情況。仿真波形見附錄A圖A6。

2)交流兩相與直流單極碰線:交流線路保護(hù)動(dòng)作三跳后,直流帶空載的交流線路運(yùn)行。

3)交流多相與直流雙極碰線:交流線路保護(hù)動(dòng)作三跳后,故障轉(zhuǎn)為直流雙極線相碰(帶空載交流線路),線路再啟動(dòng)邏輯動(dòng)作最終造成雙極閉鎖。

6 結(jié)語

本文分析了目前國(guó)家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)直流輸電工程針對(duì)交直流碰線故障的兩種不同處理方法中隱藏的問題。在分析交直流碰線故障特征和EMTDC仿真試驗(yàn)的基礎(chǔ)上,得出以下結(jié)論。

1)南網(wǎng)直流輸電工程針對(duì)永久性交直流碰線故障的處理方法在交流重合閘時(shí)或直流閉鎖(撤除旁通對(duì)后,或直接閉鎖)時(shí)將產(chǎn)生過電壓,危及換流站設(shè)備。

2)交直流碰線故障時(shí)交流電壓的相位將決定直流線路主保護(hù)是否動(dòng)作,國(guó)網(wǎng)直流輸電工程針對(duì)交直流碰線故障的禁止線路再啟動(dòng)的處理方法由于交直流碰線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間遠(yuǎn)慢于直流線路主保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間而無法實(shí)現(xiàn)。

3)建議交直流碰線故障處理策略為:由交流保護(hù)動(dòng)作并切除故障,直流保護(hù)中交直流碰線保護(hù)僅報(bào)警。動(dòng)作時(shí)間定值采用國(guó)網(wǎng)工程用的約500 ms。

4)針對(duì)永久性交直流碰線故障造成直流輸電系統(tǒng)輸送到交流電網(wǎng)的功率波動(dòng)從而引起交流系統(tǒng)穩(wěn)定的問題,建議從交流系統(tǒng)穩(wěn)定角度,采取其他判據(jù)和定值予以避免。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

[1] 周沛洪,修木洪,聶定珍.同廊道架設(shè)交直流線路的相互影響[J].高電壓技術(shù),2003,29(9):5-7.

ZHOU Peihong, XIU Muhong, NIE Dingzhen. The influence between AC and DC transmission line built in same corridor[J]. High Voltage Engineering, 2003, 29(9): 5-7.

[2] 李新年,蔣衛(wèi)平,李濤,等.交流線路對(duì)平行架設(shè)特高壓直流線路的影響及限制措施[J].電網(wǎng)技術(shù),2008,32(11):1-6.

LI Xinnian, JIANG Weiping, LI Tao, et al. Influence of AC transmission lines on parallel erected UHVDC transmission lines and suppression measures[J]. Power System Technology, 2008, 32(11): 1-6.

[3] 趙永生,張文亮.同塔交直流輸電線路混合電場(chǎng)研究[J].電網(wǎng)技術(shù),2014,38(1):3722-3727.

ZHAO Yongsheng, ZHANG Wenliang. Research on hybrid electric field caused by HVAC and HVDC transmission lines erected on the same tower[J]. Power System Technology, 2014, 38(1): 3722-3727.

[4] 李本良,喬驥,鄒軍,等.交直流同塔多回輸電線路導(dǎo)線布置方式與走廊寬度研究[J].電網(wǎng)技術(shù),2017,41(1):342-348.

LI Benliang, QIAO Ji, ZOU Jun, et al. Analysis of configuration and corridor width of HVAC and HVDC transmission lines on same tower[J]. Power System Technology, 2017, 41(1): 342-348.

[5] 喬驥,鄒軍,袁建生,等.采用區(qū)域分解法與高階單元的交直流同塔線路混合電場(chǎng)計(jì)算[J].電網(wǎng)技術(shù),2017,41(1):335-341.

QIAO Ji, ZOU Jun, YUAN Jiansheng, et al. Electric field calculation of HVAC and HVDC transmission lines on the same tower with domain decomposition method and high order element[J]. Power System Technology, 2017, 41(1): 335-341.

[6] 余曉鵬,張雪敏,鐘雨芯,等.交直流系統(tǒng)連鎖故障模型及停電風(fēng)險(xiǎn)分析[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2014,38(19):33-39.DOI:10.7500/AEPS20130905003.

YU Xiaopeng, ZHANG Xuemin, ZHONG Yuxin, et al. Cascading failure model of AC-DC system and blackout risk analysis[J]. Automation of Electric Power Systems, 2014, 38(19): 33-39. DOI: 10.7500/AEPS20130905003.

[7] 徐蔚,林勇,周煜智,等.區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)對(duì)廣東電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響分析[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2013,37(21):34-38.

XU Wei, LIN Yong, ZHOU Yuzhi, et al. Impact analysis of regional grid interconnection on transient stability of Guangdong power grid[J]. Automation of Electric Power Systems, 2013, 37(21): 34-38.

[8] 李國(guó)棟,皮俊波,王震,等.三峽近區(qū)電網(wǎng)交直流系統(tǒng)故障案例分析[J].電網(wǎng)技術(shù),2012,36(8):124-128.

LI Guodong, PI Junbo, WANG Zhen, et al. Case analysis of AC-DC system faults in the near region grids of Three Gorges[J]. Power System Technology, 2012, 36(8): 124-128.

[9] 馬玉龍,肖湘寧,姜旭.交流系統(tǒng)接地故障對(duì)HVDC的影響分析[J].中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào),2006,26(11):144-149.

MA Yulong, XIAO Xiangning, JIANG Xu. Analysis of the impact of AC system single-phase earth fault on HVDC[J]. Proceedings of the CSEE, 2006, 26(11): 144-149.

[10] 白巖,陳輝祥,王仲鴻.直流雙極閉鎖故障下提高暫態(tài)電壓穩(wěn)定性策略探討[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2006,30(15):93-96.

BAI Yan, CHEN Huixiang, WANG Zhonghong. Discussion on strategies to enhance the system transient voltage stability under the DC bi-polar block fault[J]. Automation of Electric Power Systems, 2006, 30(15): 93-96.

[11] 柳煥章,王德林,周澤昕.繼電保護(hù)的柔性動(dòng)作特性[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2016,40(13):1-4.DOI:10.7500/AEPS20151201003.

LIU Huanzhang, WANG Delin, ZHOU Zexin. Flexible operation features of relay protections[J]. Automation of Electric Power Systems, 2016, 40(13): 1-4. DOI: 10.7500/AEPS20151201003.

[12] 宋國(guó)兵,陶然,李斌,等.含大規(guī)模電力電子裝備的電力系統(tǒng)故障分析與保護(hù)綜述[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2017,41(12):2-12.DOI:10.7500/AEPS20170502006.

SONG Guobing, TAO Ran, LI Bin, et al. Survey of fault analysis and protection for power system with large scale power electronic equipments[J]. Automation of Electric Power Systems, 2017, 41(12): 2-12. DOI: 10.7500/AEPS20170502006.

[13] 徐敏,蔡澤祥,韓昆侖,等.交直流混聯(lián)電網(wǎng)中交流暫態(tài)侵入對(duì)直流繼電保護(hù)的影響分析[J].高電壓技術(shù),2014,40(11):3618-3625.

XU Min, CAI Zexiang, HAN Kunlun, et al. Influence analysis of AC system transient invasion on DC protective relaying in AC/DC hybrid power system[J]. High Voltage Engineering, 2014, 40(11): 3618-3625.

[14] 申洪明,黃少鋒,費(fèi)彬.交直流互聯(lián)系統(tǒng)對(duì)距離保護(hù)動(dòng)作特性的影響分析及對(duì)策[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2015,39(11):58-63.DOI:10.7500/AEPS20140529008.

SHEN Hongming, HUANG Shaofeng, FEI Bin. Effect analysis of AC/DC interconnected network on distance protection performance and countermeasures[J]. Automation of Electric Power Systems, 2015, 39(11): 58-63. DOI: 10.7500/AEPS20140529008.

[15] 黃少鋒,申洪明,劉瑋,等.交直流互聯(lián)系統(tǒng)對(duì)換流變壓器差動(dòng)保護(hù)的影響分析及對(duì)策[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2015,39(23):158-164.DOI:10.7500/AEPS20150325005.

HUANG Shaofeng, SHEN Hongming, LIU Wei, et al. Effect of AC/DC interconnected network on transformer protection and its countermeasures[J]. Automation of Electric Power Systems, 2015, 39(23): 158-164. DOI: 10.7500/AEPS20150325005.

[16] 黃少鋒,劉欣,張鵬,等.混壓同塔線路跨電壓接地故障對(duì)距離保護(hù)的影響分析[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2016,40(1):96-101.DOI:10.7500/AEPS20150604008.

HUANG Shaofeng, LIU Xin, ZHANG Peng, et al. Influence on distance protection caused by earthed cross-voltage fault in multi-circuit transmission lines system[J]. Automation of Electric Power Systems, 2016, 40(1): 96-101. DOI: 10.7500/AEPS20150604008.

[17] 劉俊磊,王鋼,李海鋒,等.計(jì)及直流控制特性的直流系統(tǒng)等值模型及其諧波計(jì)算[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2014,38(19):67-73.DOI:10.7500/AEPS20130912010.

LIU Junlei, WANG Gang, LI Haifeng, et al. HVDC system equivalent model and harmonic calculation with DC control system characteristics taken into account[J]. Automation of Electric Power Systems, 2014, 38(19): 67-73. DOI: 10.7500/AEPS20130912010.

[18] 高本鋒,劉辛?xí)?張?jiān)茣?等.高壓直流輸電線路行波特性與保護(hù)定值整定[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2015,39(16):120-125.DOI:10.7500/AEPS20141217010.

GAO Benfeng, LIU Xinye, ZHANG Yunxiao, et al. Characteristics and protection value setting of traveling wave on HVDC transmission line[J]. Automation of Electric Power Systems, 2015, 39(16): 120-125. DOI: 10.7500/AEPS20141217010.

[19] 徐敏,蔡澤祥,李曉華,等.考慮頻變參數(shù)和直流控制的直流輸電系統(tǒng)線路故障解析[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2015,39(11):37-44.DOI:10.7500/AEPS20140512001.

XU Min, CAI Zexiang, LI Xiaohua, et al. Analysis of line faults on HVDC transmission system considering frequency-dependent parameters and HVDC control[J]. Automation of Electric Power Systems, 2015, 39(11): 37-44. DOI: 10.7500/AEPS20140512001.

[20] 許訓(xùn)煒,王俊生,李林,等.并聯(lián)換流器直流輸電中換流器區(qū)故障分析及處理策略[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2016,40(19):101-106.DOI:10.7500/AEPS20151225001.

XU Xunwei, WANG Junsheng, LI Lin, et al. Analysis and clearing action of converter area fault in HVDC transmission system with parallel converters[J]. Automation of Electric Power Systems, 2016, 40(19): 101-106. DOI: 10.7500/AEPS20151225001.

[21] 陳亦平,陳磊,葉駿,等.云廣直流孤島運(yùn)行“5·26”雙極閉鎖原因分析及改進(jìn)措施[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2014,38(8):129-135.DOI:10.7500/AEPS20130725001.

CHEN Yiping, CHEN Lei, YE Jun, et al. Analysis and improvement of “5·26” bipole trip of Yunnan-Guangdong HVDC islanded operation[J]. Automation of Electric Power Systems, 2014, 38(8): 129-135. DOI: 10.7500/AEPS20130725001.

[22] 楊鵬,吳婭妮,馬士聰,等.控制保護(hù)特性對(duì)±1 100 kV特高壓直流過電壓的影響[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2015,39(10):181-185.DOI:10.7500/AEPS20141011004.

YANG Peng, WU Yani, MA Shicong, et al. Overvoltage analysis on influence of HVDC control and protection system on ±1 100 kV UHVDC project[J]. Automation of Electric Power Systems, 2015, 39(10): 181-185. DOI: 10.7500/AEPS20141011004.

TouchingFaultAnalysisandClearingActionStrategyforAC/DCCrossedTransmissionLines

XUEHaiping1,WANGJunsheng1,ZHANGShaofan2,WANGYulong1,BAIChuanjun1,3,CAOJie2

(1. NR Electric Co. Ltd., Nanjing211102, China;2. Guangzhou Power Supply Co. Ltd., Guangzhou510620, China;3. NARI Group Corporation (State Grid Electric Power Research Institute), Nanjing211106, China)

AC transmission lines often cross DC transmission lines in the AC/DC hybrid power system, which will easily cause a touching fault between the AC transmission line and the DC transmission line. In regard to two different clearing actions for AC/DC transmission lines touching fault used in HVDC transmission projects of State Grid Corporation of China (SGCC) and China Southern Grid (CSG), this paper analyzes the hidden problems of two different clearing actions. Under a forever touching fault, a DC overvoltage appears after blocking the converter by using clearing actions of the CSG project. The initial restart logic is in fact disabled by using the clearing actions in SGCC projects. According to the analysis of the characteristics of AC/DC transmission lines touching fault, this paper proposes a suggestion on the clearing action: AC protections trip and isolate the fault while DC protections only set an alarm for a touching fault. The EMTDC simulation experiments show that it is a proper clearing action suggestion. Simulation experiments using differential blocking methods or setting multi-line touching fault are also included.

This work is supported by China Southern Power Grid Company Limited (No. GZM2014-2-0028).

AC/DC transmission line-touching fault; HVAC transmission line; HVDC transmission line; relay protection; DC transmission

2017-03-01;

2017-07-26。

上網(wǎng)日期: 2017-09-29。

中國(guó)南方電網(wǎng)公司科技項(xiàng)目(GZM2014-2-0028)。

薛海平(1980—),男,碩士,工程師,主要研究方向:高壓直流輸電控制系統(tǒng)、電力系統(tǒng)自動(dòng)化。E-mail： xuehp@nrec.com

王俊生(1966—),男,通信作者,博士,研究員級(jí)高級(jí)工程師,IEEE高級(jí)會(huì)員,主要研究方向:高壓直流輸電保護(hù)系統(tǒng)。E-mail: wangjs@nrec.com

張少凡(1978—),男,學(xué)士,工程師,主要研究方向:交流繼電保護(hù)運(yùn)行整定。E-mail: gzjjbk@163.com

(編輯蔡靜雯)