一起直流功率異常波動(dòng)事件分析

姚言超，周登波，嚴(yán)海健，凡朋

（南方電網(wǎng)超高壓輸電公司廣州局， 廣州 510000）

0 前言

某±800 kV直流輸電工程全長1 413 km，額定輸送容量5 GW[1]。因單一送電規(guī)模過大[2]，若直流功率發(fā)生異常突變，將嚴(yán)重威脅受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。以下對直流發(fā)生的一起低壓限流功能誤動(dòng)引起的功率異常突變事件進(jìn)行了分析，并給出優(yōu)化措施。

1 直流低壓限流功能簡介

高壓直流輸電系統(tǒng)的逆變器發(fā)生諸如 換相失敗等故障時(shí),將造成直流電壓的下 降和直流電流的上升[3]，使直流系統(tǒng)運(yùn)行條件更加惡劣。為解決該情況，直流系統(tǒng)一般配置低壓限流功能，當(dāng)直流電壓低于某一定值時(shí)，自動(dòng)按照預(yù)設(shè)定曲線降低直流電流；當(dāng)直流電流高壓恢復(fù)后，按照曲線恢復(fù)相應(yīng)電流。文獻(xiàn)[4]梳理了低壓限流的主要作用：可以避免逆變器長期換相失?。粶p少交流系統(tǒng)內(nèi)干擾對系統(tǒng)影響；交流系統(tǒng)故障切除后，快速恢復(fù)直流系統(tǒng)。

直流系統(tǒng)的低壓限流功能由極控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)。極控系統(tǒng)分別采集直流電壓實(shí)際值（直流線路故障和直流閉鎖期間，直流電壓實(shí)際值直接置零）和計(jì)算出的直流電壓參考值，將兩者的比值作為直流電壓的輸入變量。隨后，根據(jù)普僑直流低壓限流曲線計(jì)算出低壓限流參考值。低壓限流計(jì)算值與當(dāng)前直流電流進(jìn)行比較，若低壓限流計(jì)算值較小，則采用低壓限流計(jì)算值作為有效的電流參考值；反之，則采用當(dāng)前電流作為有效的電流參考值。為滿足電流裕度保護(hù)方式，逆變站和整流站采用不同的低壓電流特性曲線。直流逆變站低壓限流特性曲線如圖1所示。

2 故障過程分析

2.1 故障過程簡述

15:27，極二高端閥組主系統(tǒng)-控制系統(tǒng)2報(bào)故障錄波總線故障、系統(tǒng)2與系統(tǒng)1 LAN網(wǎng)通信故障、現(xiàn)場總線故障；極2高端閥組組控系統(tǒng)1故障（主、備用系統(tǒng)LAN故障后閉鎖主備用系統(tǒng)的切換，同時(shí)會導(dǎo)致備用系統(tǒng)機(jī)架故障，備用系統(tǒng)不可用）。

2.2 觸發(fā)脈沖未閉鎖原因分析

相比常規(guī)500 kV高壓直流工程，特高壓直流每個(gè)極由兩個(gè)閥組組成，同時(shí)為了保證一個(gè)閥組在停運(yùn)，另外一個(gè)閥組可以在解鎖狀態(tài)，每個(gè)閥組均配置了旁路開關(guān)和旁路刀閘。當(dāng)兩個(gè)閥組在解鎖狀態(tài)，手動(dòng)閉鎖其中一個(gè)閥組，預(yù)閉鎖閥組的旁路開關(guān)會自動(dòng)合上，組控系統(tǒng)收到現(xiàn)場總線上送的旁路開關(guān)合位信號后，將把觸發(fā)脈沖閉鎖。本次事件，手動(dòng)閉鎖高端閥組后，旁路開關(guān)自動(dòng)合上，但主用系統(tǒng)-組控系統(tǒng)2現(xiàn)場總線故障，導(dǎo)致旁路開關(guān)合位信號無法正常上送，引起觸發(fā)脈沖長期使能。

圖1 逆變站低壓限流特性圖

2.3 直流功率波動(dòng)原因分析

直流功率波動(dòng)時(shí)錄波，如圖2和圖3所示。從錄波圖可以看出，功率突降時(shí)刻，低壓限流功能激活；功率突升時(shí)刻，低壓限流功能退出，因此，本次直流功率波動(dòng)和低壓限流功能存在因果關(guān)系。

圖2 功率下降時(shí)刻波形

圖3 功率上升時(shí)刻波形

按上述分析結(jié)論，對低壓限流功能邏輯進(jìn)行梳理。直流電壓參考值和實(shí)際值在極控計(jì)算中均是按照標(biāo)幺值進(jìn)行表示，基準(zhǔn)值為800 kV。為了簡化直流參考電壓計(jì)算，直流電壓參考值在單閥組和雙閥組額定電壓運(yùn)行條件下，其標(biāo)幺值均為1，數(shù)值均為800 kV,即單閥組運(yùn)行時(shí)標(biāo)幺值擴(kuò)大兩倍。由于單閥組和雙閥組運(yùn)行時(shí)，電壓量程不同，為適應(yīng)參考電壓值的定義，直流電壓實(shí)際值在單閥組和雙閥組運(yùn)行時(shí)計(jì)算也相應(yīng)不同。單閥組運(yùn)行時(shí)，其實(shí)際電壓標(biāo)幺計(jì)算后，再乘于2，為最終的實(shí)際電壓標(biāo)幺值；雙閥組運(yùn)行時(shí)，實(shí)際電壓標(biāo)幺計(jì)算后，再乘于1，為最終的實(shí)際電壓標(biāo)幺值。判斷雙閥組運(yùn)行的條件為兩個(gè)閥組的觸發(fā)脈沖同時(shí)使能、極控系統(tǒng)未下發(fā)閥組緊急停運(yùn)信號和兩個(gè)閥組組控系統(tǒng)沒有上送組控系統(tǒng)緊急停運(yùn)信號；上述條件任意一個(gè)不滿足，則判斷為單閥組運(yùn)行。

手動(dòng)閉鎖極2高端閥組，直流極2直流電壓由800 kV降至400 kV，但由于極2高端閥組觸發(fā)脈沖仍然使能，極控系統(tǒng)認(rèn)為系統(tǒng)仍然為雙閥組運(yùn)行狀態(tài)，直流電壓比值達(dá)到低壓限流啟動(dòng)定值，低電壓電流功能啟動(dòng)，極2直流電流限流，直流功率由1 250 MW突降至408 MW。極二高端閥組控制系統(tǒng)2報(bào)機(jī)架故障，兩套組控系統(tǒng)均不可用，導(dǎo)致組控緊急停運(yùn)，并將緊急停運(yùn)信號通過控制總線上送到極控系統(tǒng)。極控系統(tǒng)收到信號后，判斷系統(tǒng)為單閥組運(yùn)行狀態(tài)，直流電壓比值低于低壓限流定值，低壓限流功能退出，直流電流恢復(fù)正常，直流功率由408 MW突升至1 250 MW。

3 改進(jìn)措施

3.1 存在問題

由以上分析可知，本次直流功率異常波動(dòng)根本原因?yàn)?，旁路開關(guān)位置信號上送異常引起的低壓限流功能誤動(dòng)。由于旁路開關(guān)位置信號涉及到兩個(gè)閥組在解鎖狀態(tài)、閉鎖其中一個(gè)閥組情況下的觸發(fā)脈沖閉鎖邏輯，其對直流可靠運(yùn)行相當(dāng)關(guān)鍵。然而，閥組控制系統(tǒng)觸發(fā)脈沖閉鎖邏輯僅采用現(xiàn)場總線上送的旁路開關(guān)位置信號，信號采用單一。若信號上送回路異常，將嚴(yán)重影響直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

3.2 改進(jìn)措施

近期措施：若閥組控制系統(tǒng)發(fā)生類似故障時(shí)，及時(shí)申請將直流功率降低到最低值或?qū)⑾鄳?yīng)極閉鎖，避免出現(xiàn)類似事件。

遠(yuǎn)期措施：普僑特高壓直流工程在第二個(gè)閥組解鎖時(shí)觸發(fā)脈沖解鎖也需要與閥組旁路開關(guān)位置信號配合，其分別采用旁路開關(guān)位置檢測單元和現(xiàn)場總線上送的旁路開關(guān)位置信號[5-6]，實(shí)現(xiàn)旁路開關(guān)位置信號冗余配置。因此，在兩個(gè)閥組在解鎖狀態(tài)、閉鎖其中一個(gè)閥組的情況，旁路開關(guān)位置信號采集，可以增加采集旁路開關(guān)位置檢測單元上送的信號。該方法只需進(jìn)行軟件升級，改動(dòng)比較容易實(shí)現(xiàn)。

4 結(jié)束語

相比常規(guī)500 kV高壓直流工程，特高壓直流工程控制保護(hù)邏輯更復(fù)雜。在涉及到兩個(gè)閥組在解鎖狀態(tài)、閉鎖其中一個(gè)閥組情況下，旁路開關(guān)位置信號參與觸發(fā)脈沖閉鎖邏輯。若旁路開關(guān)信號無法正常上送，可能導(dǎo)致閥組觸發(fā)脈沖無法閉鎖，引起低壓限流功能誤動(dòng)，最終導(dǎo)致直流功率波動(dòng)。