特高压换流站单阀接地故障控保策略改进

陈刚，李恒

(国网湖南电力公司检修公司，湖南长沙410004)

特高压换流站单阀接地故障控保策略改进

陈刚，李恒

(国网湖南电力公司检修公司，湖南长沙410004)

换流器作为换流站的核心设备，其保护策略直接关系到直流输电工程的安全稳定运行。本文通过RTDS试验对原有的直流控保策略进行校核，分析了单阀接地故障中，健全阀组无法正常重启的原因，提出控保策略改进措施缩短高低端阀组闭锁时间差，实现了健全阀组的正常重启。最后通过RTDS试验验证了改进控保策略的可行性。

单阀接地；健全阀组重启；差动保护；控保策略

近年来，随着±800 kV及以上的特高压直流输电工程的不断推广，换流阀作为换流站的核心设备，其保护策略的性能直接关系到直流输电工程的安全稳定运行〔1－4〕。早期建设的直流换流站，阀厅出线光CT安装在阀厅内部，当阀厅直流穿墙套管发生泄漏电流等故障时，通过极母线差动保护动作将整个极退出运行〔5－7〕。直流换流站的运行经验表明〔8－10〕，对于阀厅直流侧穿墙套管闪络接地这种易发故障类型〔9－13〕，原有的保护配置通过整个极的停运来切除某一个阀组的故障，扩大了故障范围，不仅造成不必要的经济损失，还严重影响特高压换流站的安全稳定运行。因此，国家电网公司直流部要求所有新建的特高压换流站将阀厅出线光CT安装在阀厅外部，并提出单阀接地故障时，由换流器差动保护切除故障阀组，健全阀组自动重启控保新要求。然而单阀接地故障时，原有的控保策略是否能实现健全阀组自动重启的控保要求，尚未得到验证，存在严重的安全隐患。所以对现有的控保进行校核，在安全和经济角度都具有相当的紧迫性和必要性。

基于±800 kV酒湖直流工程韶山换流站控保联调过程中实际工作的需要，依据酒湖直流工程双端等值电源RTDS模型并接入相应实际的控制保护装置，在RTDS中模拟逆变站极Ⅰ高端阀组接地故障，对换流站直流控保策略进行校核试验〔14－15〕。分析了特高压换流站单阀接地故障中，健全阀组无法正常重启的原因，并对现有的控保策略提出改进，为特高压换流站直流控保策略提供参考，具有很强的实用价值。

1 问题概述

通过RTDS模拟逆韶山换流站功率正送双极全压满负荷运行工况下极1高端阀组接地故障，试验原理如图1所示。

图1 基于RTDS模型的单阀组接地试验原理

试验过程中，双阀组闭锁并跳交流进线开关，导致健全阀组自动重启失败，不能满足单阀组接地故障中，切除故障阀组，重启健全阀组的控保要求。极Ⅰ双端阀组保护动作波形如图2所示，其中TRIP＿ACCB为交流进线开关跳闸信号，从图中可以看出在故障阀组交流进线开关跳闸75 ms之后健全阀组交流进线开关也跳闸动作。

图2 故障发生时阀组保护动作信号

2 差动保护原理及故障原因分析

2.1 保护动作分析

2.1.1 换流器差动保护的基本原理

换流器差动保护通过测量阀两侧的直流电流，如果差值超过预设值时保护动作。

直流差动电流:DC＿DIFF＝｜〔MAX(IDC1/2P、0) ＋MAX (－IDC1/2N、0)〕 ＋ 〔MIN(IDC1/2P、 0) ＋MIN(－IDC1/2N、 0) 〕 ｜；

额定直流电流:ID＿NOM＝5 000 A；

报警段:DC＿DIFF＞0.03 ×ID＿NOM， 延时 4 s，且无IDC1/2P，IDC1/2N测量故障，则报警；

Ⅰ段跳闸:DC＿DIFF＞0.5× IDC1/2P＋IDC1/2N×0.2＋0.07 ×ID＿NOM， 展宽 25 ms， 延时 200 ms，有BPS合闸指示或延时 30 ms，且无 IDC1/2P，IDC1/2N测量故障，则跳闸；

Ⅱ段跳闸:DC＿DIFF＞0.5× IDC1/2P＋IDC1/2N×0.2＋0.3 ×ID＿NOM， 展宽0.3 ms， 延时5 ms， 且无IDC1/2P，IDC1/2N测量故障，则跳闸；

故障发生时刻换流器差动保护保护电流波形及差动电流波形如图3—4所示，图4中，VDCDP＿TRIP1表示换流器差动保护Ⅰ段跳闸信号，VDCDP＿TRIP2表示换流器差动保护Ⅱ段跳闸信号。

图3 故障发生时换流器差动保护保护电流

图4 故障发生时高端阀组差动保护差动电流

从图3分析，故障发生时，韶山站极Ⅰ高端故障阀组出口电流IDC1P由5 000 A突增至7 200 A；极Ⅰ直流线路电流IDC1N由5 000 A突降至0 A；保护范围内接地故障特征明显。同时低端健全阀组差动电流始终为0，说明故障定位准确。故障阀组差动电流 VDP＿DIFF(7 200 A)大于制动电流VDP＿RES2(1 500 A)，约6 ms后保护动作，与极母线差动保护II段逻辑相符，三套保护动作正确。发生单阀接地故障时，换流器差动保护应及时动作切除故障阀组，避免事故扩大，因此可初步判断换流器差动保护正确无误。

2.1.2 极母线差动保护的基本原理

极母线差动保护测量直流线路电流 (IDL)、极电流 (IDC1/2P)和直流滤波器电流 (IZ1)，并以适当极性进行相加，如果差值超过预设值则保护动作。根据高端阀组和低端阀组被旁通情况不同，选取的极电流极电流 (IDC1/2P)不同。

高端阀组和低端阀组均被旁通时，差动电流 I＿PBDP＿DIFF＝0；

高端阀组未被旁通时，差动电流 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；

高端阀组被旁通，低端阀组未被旁通时，差动电流: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；

报警段: I＿PBDP＿DIFF ＞0.037 5×ID＿NOM，延时10 s，且无IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1测量故障，则报警；

Ⅰ段跳闸: I＿PBDP＿DIFF＞IDL ×0.1＋0.05×ID＿NOM， 展宽25 ms， 延时150 ms， 且无IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1测量故障，则跳闸；

Ⅱ段跳闸: I＿PBDP＿DIFF＞IDL ×0.2＋0.4×ID＿NOM， 展宽0.3 ms， 延时5 ms， 且无 IDC1P，IDC2P，IDL，IZ1测量故障，则跳闸；

极母线差动保护动作结果是极Z闭锁，跳开交流断路器并锁定交流断路器。初步分析，认为是有可能是因为极母线差动保保护动作，从而导致健全阀组重启失败。

故障发生时极母线差动保护保护电流波形及差动电流波形如图5—6所示，图6中，PBDP＿TRIP1表示极母线差动保护Ⅰ段跳闸信号，PBDP＿TRIP2表示极母线差动保护Ⅱ段跳闸信号。

图5 改进前故障发生时极母线差动保护电流

图6 改进前故障发生时极母线差动保护差动电流

从图5分析，故障发生时，韶山站极Ⅰ直流线路电流IDL由5 000 A突增至7 500 A；极Ⅰ直流电压Udl由750 kV突降0 kV，保护范围内接地故障特征明显。从图6分析，极母线差动电流PBDP＿DIFF(3 500 A)大于制动电流PBDP＿RES2(1 750 A)约5 ms后跳闸，与极母线差动保护Ⅱ段逻辑相符，3套保护动作正确。图6中，差动电流PBDP＿DIFF在故障发生前50 ms为0，是由于该时间内故障阀组差动保护尚未完成，差动电流采用IDC1P信号计算，50 ms后，故障阀组差动保护动作完成，故障阀组被旁通，差动电流采用IDC2P信号计算，因此迅速增大。结合图6和前面的分析，可以判定极母线差动保护动作逻辑执行无误，是由于极母线差动保护动作判据逻辑不严密，在单阀接地故障中发生误动。

2.2 故障原因分析

单阀接地故障中，能保证健全阀组正常重启的保护动作顺序如图7所示。当故障阀组差动保护动作时，会发出信号触发极闭锁；极Ⅰ控保主机收到闭锁信号后极闭锁动作，并发出信号触发健全阀组闭锁。健全阀组闭锁之后，极母线差动电流计算公式发生切换，此时极母线差动电流为0，极母线差动保护不动作，因此健全阀组可以正常重启。

图7 健全阀组正常重启的保护动作顺序

从前文的分析可知，极母线差动电流是在故障阀组差动保护动作完成，故障阀组被旁通之后迅速增大，并触发极母线差动保护动作的。此时健全阀组尚未及时闭锁，极母线差动保护已经动作，并跳开全极两个阀组的交流进线开关，导致接下来的保护动作中，健全阀组闭锁之后重启失败。因此单阀接地故障中，健全阀组重启失败的原因是由于故障阀组差动保护动作到健全阀组闭锁的时间过长，导致极母线差动电流迅速增大，满足极母线差动保护动作条件，触发极母线差动保护误动作，跳开全极交流进线开关，致使健全阀组无法自动重启。

3 保护策略改进及验证

3.1 保护策略改进

考虑到极母线差动保护定值计算的严谨性和复杂性，调整极母线差动保护定值可行性很低，因此根据前面的分析可知保护策略的改进方案有两种:1)在极母线差动保护动作逻辑中增加保护使能信号，当换流器差动保护动作时，关闭极母线差动保护，等待健全阀组闭锁之后重新投入极母线差动保护。2)缩短故障阀组差动保护动作到健全阀组闭锁的时间，使在此期间极母线差动保护来不及动作。很显然方案1)虽然解决了单阀组接地故障中极母线差动保护误动的问题，但也带来其他故障类型下拒动的安全隐患，而且保护逻辑调试工作量很大。方案2)则不需要改变现有的控保逻辑，只需要优化控保策略，缩短动作时间，安全风险小，可行性高。因此，选择对现有控保策略的优化，缩短高低端阀组闭锁时间差，避免极母线差动保护的误动。

原有的保护策略中，故障阀组差动保护动作时，发出信号触发极闭锁，极Ⅰ控保主机收到闭锁信号后极闭锁动作，并发出信号触发健全阀组闭锁。为了缩短高低端阀组闭锁时间差，通过将故障阀组差动保护动作信号及交流进线开关分位信号相“与”，形成流器差动保护动作信号送至健全阀组，健全阀组依此信号执行闭锁，改动前后保护策略对比如图8所示，其中CCP1与CCP2之间的通信利用原有的光纤增加一路传递信号即可。

图8 改动前后保护策略对比

与原有的极母线差动保护相比，主要改进在于直接将故障阀组差动保护动作信号传递给健全阀组，即故障阀组差动保护动作完成之后，健全阀组立即执行闭锁，不用等待极闭锁之后再发出信号触发健全阀组闭锁，极大的缩短了高低端阀组闭锁时间差。优化之后，不仅可以避免单阀接地故障中极母线差动保护误动作，同时还缩短动作时间，降低故障危害。另外不对其他故障类型的保护动作造成影响，原有的保护功能均可以正常实现，不受干扰，具有很高的可行性。

3.2 实验验证

为了验证控保策略改进方案的可行性，通过RTDS模型对修改后的直流控保程序进行校验，得到极母线差动保护动作波形如图9所示，从图中可以看出，极母线差动电流上升约20 ms之后迅速降为0，说明此事健全阀组闭锁已经完成，极母线差动电流计算公式切换。整个过程中，差动电流超过Ⅱ段跳闸启动定值的时间未达动作触发值，整个试验过程中极母线差动保护未动作。

图9 改进保护策略后极母线差动保护差动电流

极Ⅰ双阀组保护动作信号如图10所示，整个故障过程中，只有故障阀组的交流开关跳闸，健全阀组的交流开关始终未动作，保证健全阀组可正常自动重启，验证了改进策略的可行性。

图10 改进保护策略后阀组差动保护差动电流

4 结论

基于对±800 kV酒湖直流工程韶山换流站控保联调过程中实际工作的需要，通过RTDS模拟试验，对极Ⅰ单阀接地故障时，故障阀组切除，健全阀组自动重启功能进行校核。分析了现有控保策略中健全阀组无法正常重启的原因，并提出改进。改进后的控保策略直接将故障阀组差动保护动作信号送至低端阀组，缩短高低端阀组闭锁时间差，从而实现单阀接地故障中，健全阀组自动重启的控制要求，具有实现方便，可行性高，不影响其他故障类保护动作的特点。通过RTDS模拟试验了改进控制策略的可行性。

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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

陈刚(1986)，男，本科，中级工程师，主要从事高压直流输电控制保护工作。

李恒(1989)，男，硕士，助理工程师，主要从事高压直流输电控制保护工作。