何園峰，周登波，袁　也

（中國南方電網(wǎng)超高壓輸電公司 廣州局，廣東 廣州　510405）

特高壓直流系統(tǒng)旁路開關(guān)運行風險分析及預(yù)控措施研究

何園峰，周登波，袁也

（中國南方電網(wǎng)超高壓輸電公司 廣州局，廣東 廣州510405）

文章指出旁路開關(guān)位置檢測功能存在的隱患，提出相應(yīng)的解決辦法。文章結(jié)合普僑直流系統(tǒng)旁路開關(guān)故障實例，指出閥組解鎖過程中旁路開關(guān)分位信號延誤導(dǎo)致雙閥組跳閘的風險，研究避免對側(cè)旁路開關(guān)保護誤跳的技術(shù)措施，并通過仿真試驗驗證其效果。

旁路開關(guān)；解鎖；觸發(fā)脈沖；位置檢測；旁路開關(guān)保護

1　旁路開關(guān)位置檢測回路運行風險及預(yù)控措施

特高壓直流系統(tǒng)一般采用雙閥組串聯(lián)的結(jié)構(gòu)，每個閥組配置有旁路開關(guān)，以保證單閥組投運或退出時不影響另一閥組。為實現(xiàn)旁路開關(guān)分閘操作與換流閥脈沖觸發(fā)的精確配合，旁路開關(guān)裝設(shè)有專門的位置檢測回路，向控制系統(tǒng)快速傳送位置信號。旁路開關(guān)本體裝設(shè)有兩個位置檢測模塊，兩套閥組控制屏分別送24V直流電源至相應(yīng)的位置檢測模塊。在開關(guān)分合閘過程中，操作機構(gòu)連桿帶動磁性劃片旋轉(zhuǎn)，改變位置檢測模塊的磁場環(huán)境和電阻值大小，從而影響位置檢測回路的電流。位置檢測回路電流正常范圍為4～20mA，電流電壓轉(zhuǎn)換模塊將其轉(zhuǎn)換成0～10V電壓信號，輸入閥組控制系統(tǒng)［1］。

閥組控制系統(tǒng)接收到0～10V的電壓信號后，按公式Y(jié)= U/5 V計算電壓標幺值。當標幺值大于1.0（即位置檢測回路電流大于10mA）且閥組旁路開關(guān)位置變化前處于合位，或收到現(xiàn)場總線反饋的分位信號時，組控系統(tǒng)判開關(guān)處于分閘狀態(tài)。當標幺值小于1.0（即位置檢測回路電流小于10mA）且收到現(xiàn)場總線反饋的合位信號時，組控系統(tǒng)判開關(guān)處于合閘狀態(tài)。當標幺值小于0.1（即位置檢測回路電流小于1mA）時，組控系統(tǒng)判開關(guān)位置檢測回路斷線故障。

現(xiàn)有的旁路開關(guān)位置檢測回路在功能正常時，基本能實現(xiàn)開關(guān)位置的精確上傳，保證旁路開關(guān)電流順利轉(zhuǎn)移到換流閥，但該回路的設(shè)計未充分評估檢測裝置故障的風險。

在開關(guān)位置檢測回路發(fā)生電源丟失、回路斷線等故障時，傳送的電流小于1mA，組控系統(tǒng)判檢測回路斷線，現(xiàn)有工程中斷線告警時僅發(fā)信號而不參與控制。特高壓直流系統(tǒng)第二個閥組的解鎖操作要求在自動順控條件下執(zhí)行。若下達解鎖命令后報旁路開關(guān)位置檢測回路斷線告警，運行人員無法收回解鎖命令，極易造成旁路開關(guān)滅弧失敗事故。

對于兩套閥組控制系統(tǒng)配置冗余的旁路開關(guān)位置檢測回路的工程，兩個檢測回路同時故障的概率極低，建議將檢測回路斷線作為對應(yīng)組控系統(tǒng)的低級別故障，發(fā)生斷線的組控系統(tǒng)自動切換至備用系統(tǒng)運行。

對于未配置冗余的位置檢測回路的工程，建議將旁路開關(guān)位置檢測回路未斷線作為第二個閥組解鎖的聯(lián)鎖條件，在檢測回路斷線時，自動禁止第二個閥組的解鎖操作。

2　旁路開關(guān)故障實例分析

2015年9月10日，普僑直流在進行極2低端閥組復(fù)電操作過程中，僑鄉(xiāng)站旁路開關(guān)保護動作，極2低端閥組退至備用狀態(tài)。普洱站極2低端閥組配合故障緊急停運過程中旁路開關(guān)保護也動作，又向僑鄉(xiāng)站發(fā)出閉鎖極2高端閥組命令，僑鄉(xiāng)站極2高端閥組因拒絕執(zhí)行閉鎖而狀態(tài)不定義。

旁路開關(guān)本體無獨立滅弧能力，設(shè)置旁路開關(guān)保護的目的是避免開關(guān)操作到分位后，滅弧室因長時間拉弧而有爆炸的風險。普僑直流系統(tǒng)旁路開關(guān)保護的判據(jù)為發(fā)出分閘命令15ms后，或檢測到開關(guān)在分位的情況下，流經(jīng)開關(guān)電流大于219A，保護動作時間為50ms，動作后果為重合旁路開關(guān)，并將相應(yīng)閥組緊急停運。保護采用西門子DISA邏輯模塊，故障時間可自動累積和復(fù)歸。復(fù)歸速率參數(shù)取值20，即每1ms的故障時間需20ms的非故障時間復(fù)歸。

僑鄉(xiāng)站現(xiàn)場錄波如圖1。僑鄉(xiāng)站解鎖極2低端閥組，先發(fā)旁路開關(guān)分閘命令，兩套閥組控制系統(tǒng)分別在159ms和31ms后收到分位信號。由于控制系統(tǒng)1主用，閥組觸發(fā)脈沖在開關(guān)分閘命令發(fā)出169ms后才釋放。旁路開關(guān)分閘到位后，換流閥長時間未激發(fā)沖擊電流，導(dǎo)致旁路開關(guān)無法滅弧。旁路開關(guān)保護動作，重合旁路開關(guān)并將極2低端閥組緊急停運。

特高壓直流系統(tǒng)解鎖第二個閥組過程中，整流站先操作，逆變站后操作。普洱站先于僑鄉(xiāng)站10ms完成極2低端閥組解鎖，其旁路開關(guān)分閘正常。后為配合僑鄉(xiāng)站極2低端閥組故障緊急停運，普洱站又閉鎖極2低端閥組并合上旁路開關(guān)。普洱站旁路開關(guān)先分后合的動作特性如圖2所示，整個過程可分為3個階段。

（1）A階段為解鎖極2低端閥組時，旁路開關(guān)收到分閘命令后卻未滅弧，累積的故障時間為34ms。

（2）B階段極2低端閥組解鎖成功，旁路開關(guān)電流為零，此時不滿足保護判據(jù)，持續(xù)時間為166ms。

（3）C階段為配合對站停運極2低端閥組，需合上旁路開關(guān)轉(zhuǎn)移換流閥電流，保護檢測旁路開關(guān)已通流但未收到合位信號，此階段滿足保護判據(jù)，累積的故障時間為25ms。

圖1　僑鄉(xiāng)換流站故障錄波

圖2　普洱換流站旁路開關(guān)先分后合動作特性

3個階段旁路開關(guān)保護累積的故障時間：34ms-166ms/20+25ms=50.03ms，大于保護動作時間。普洱站極2低端閥組旁路開關(guān)保護跟跳，將本側(cè)閥組退至備用狀態(tài)，并通過站間通信向僑鄉(xiāng)站發(fā)單閥組閉鎖命令。

僑鄉(xiāng)站收到單閥組閉鎖命令時，其極2低端閥組已跳閘，只能對高端閥組執(zhí)行閉鎖操作。根據(jù)特高壓直流系統(tǒng)最后一個閥組的閉鎖策略，應(yīng)由整流站先閉鎖，逆變站在檢測電流為零后閉鎖。此時普洱站極2高端閥組并未閉鎖，極2電流正常，僑鄉(xiāng)站極2高端閥組不具備閉鎖條件，因此處于不定義狀態(tài)。

事故過程中極2兩側(cè)閥組狀態(tài)變化和保護動作情況如圖3所示。

圖3　兩站閥組狀態(tài)變化和保護動作特性

3　旁路開關(guān)故障預(yù)控措施研究

在普僑直流系統(tǒng)兩側(cè)旁路開關(guān)保護連續(xù)跳閘事故中，僑鄉(xiāng)站旁路開關(guān)保護動作的原因為主控制系統(tǒng)收到開關(guān)分位信號嚴重滯后。在2014年4月2日穗東站解鎖極2高端閥組時，也曾發(fā)生因旁路開關(guān)分位信號延遲導(dǎo)致解鎖失敗的事故，只是那次未引起對側(cè)旁路開關(guān)保護的誤動。針對旁路開關(guān)位置信號延遲的重大隱患，本文提出以下技術(shù)改進措施和運行維護建議，避免其對特高壓直流系統(tǒng)的閥組解鎖操作造成風險：

在知識經(jīng)濟時代日益完善的背景下，很多企業(yè)在管理時，都通過發(fā)揮信息技術(shù)上的優(yōu)勢完善管理制度，并取得了不錯的效果。但是我們也需要看到目前很多企業(yè)在具體的經(jīng)濟管理活動中，依舊存在各種各樣的問題。這些問題影響了企業(yè)的經(jīng)營效益和服務(wù)效率，具體表現(xiàn)在以下幾點：

（1）建議每套閥組控制屏的N11模塊將開關(guān)位置轉(zhuǎn)換成電壓信號后，同時送入兩套組控系統(tǒng)，實現(xiàn)回路交叉冗余。在第二個閥組解鎖過程中，控制系統(tǒng)以先送到的分位信號為準，避免單個位置傳感器故障導(dǎo)致跳閘。

（2）建議第二個閥組解鎖操作前，在停電狀態(tài)下試分合旁路開關(guān)，比較其送至各套控制系統(tǒng)和保護系統(tǒng)的位置信號，信號時差過大時應(yīng)慎重開展解鎖操作。

普洱站旁路開關(guān)保護發(fā)生誤動，其原因為在設(shè)計保護功能時未考慮旁路開關(guān)分后即合的特殊工況，兩次故障時間累積后可能超過保護動作延時。針對旁路開關(guān)誤動風險，本文提出以下兩條保護邏輯改進措施：

（1）將旁路開關(guān)保護邏輯模塊的復(fù)歸速率參數(shù)由20改為10，提高非故障情況下的保護復(fù)歸速度。

（2）在旁路開關(guān)操作至合位時，將旁路開關(guān)保護閉鎖5ms，將合閘操作過程中累積的故障時間清零。

4　仿真試驗分析

為驗證旁路開關(guān)保護邏輯改進措施的效果，本文將程序修改前后發(fā)生旁路開關(guān)位置傳感器故障的工況進行仿真。具體試驗內(nèi)容和試驗結(jié)果如表1所示。

表1　旁路開關(guān)保護邏輯修改措施驗證試驗

分析仿真試驗結(jié)果，可得出以下結(jié)論：

（1）保護邏輯修改前，閥組解鎖過程中若整流站旁路開關(guān)位置傳感器故障，兩站旁路開關(guān)保護相繼動作后，同極另一閥組也將閉鎖，擴大了事故范圍。

（2）保護邏輯修改前，閥組解鎖過程中若逆變站旁路開關(guān)位置傳感器故障，其跳閘過程與普僑直流事故過程一致，兩站旁路開關(guān)保護相繼動作，同極另一閥組狀態(tài)不定義。

（3）保護邏輯修改后，不管哪側(cè)旁路開關(guān)位置傳感器故障，均只有本側(cè)旁路開關(guān)保護動作，對側(cè)旁路開關(guān)保護不發(fā)生誤動，也不會影響同極另一閥組的正常運行。

通過仿真試驗可知，兩條保護邏輯改進措施能有效防止一側(cè)旁路開關(guān)保護動作后，另一側(cè)旁路開關(guān)保護誤動的風險，避免了事故范圍擴大。

5　結(jié)語

閥組旁路開關(guān)是特高壓直流系統(tǒng)中極為重要的設(shè)備，而旁路開關(guān)位置檢測回路是系統(tǒng)運行的薄弱環(huán)節(jié)。當前的檢測回路設(shè)計和旁路開關(guān)保護方面的缺陷，給現(xiàn)場的運行維護工作帶來了許多隱患。

本文分析了特高壓直流系統(tǒng)中旁路開關(guān)位置檢測回路的功能特性，針對可能出現(xiàn)的回路斷線風險提出預(yù)控措施。結(jié)合普僑直流系統(tǒng)旁路開關(guān)故障實例，對旁路開關(guān)分位信號延遲的風險提出技術(shù)改進措施和日常維護意見。針對旁路開關(guān)保護功能設(shè)計缺陷，本文提出兩條邏輯修改建議，通過仿真試驗證明其有效性，目前第二條建議已運用于楚穗和普僑特高壓直流系統(tǒng)工程實踐。

［1］張愛玲，劉濤，李少華.云廣特高壓工程緊急停運及旁路開關(guān)操作控制策略研究［J］.電力系統(tǒng)保護與控制，2011（13）：121-125.

［2］張志朝，劉茂濤，徐攀騰，等.云廣直流工程閥組旁路開關(guān)位置檢測回路設(shè)計優(yōu)化［J］.南方電網(wǎng)技術(shù)，2011（6）：25-28.

Study on preventive measures and analysis of bypass switch operation risk of HVDC system

He Yuanfeng， Zhou Dengbo， Yuan Ye
（Guangzhou Bureau of CSG EHV Power Transmission Company， Guangzhou 510405， China）

The paper points out the hidden danger of the position detection function of the bypass switch， and puts forward the corresponding solutions. The risk of tripping both groups position caused by the bypass switch delays is pointed out by a example of bypass switch fault in Puqiao direct current system when we unblock the second group of a pole. Technical measures preventing malfunction of bypass switch protection were studied and its effects were verifed by emulation experiments in this paper.

bypass switch； unlock； fring pulses； position detection； bypass switch protection

何園峰（1984— ），男，湖北孝感，工程師；研究方向：特高壓直流輸電系統(tǒng)研究及運行維護。