(國家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司宜賓管理處，四川 宜賓 644000)

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閥組差動保護(hù)異常導(dǎo)致直流特高壓閥組閉鎖事故分析

孫 文,禹 佳,閆禮陽

(國家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司宜賓管理處，四川 宜賓 644000)

根據(jù)國內(nèi)某特高壓換流站閥組連接線差動保護(hù)Ⅱ段動作，導(dǎo)致極Ⅱ高端閥組閉鎖的事故，通過理論詳細(xì)分析其原因，查找出控保軟件中故障的根源，并提出自己的合理化建議。不但對于此特高壓換流站，同時對于國內(nèi)其他換流站也具有極大的借鑒意義。

特高壓直流；閥組差動保護(hù)；邏輯識別；BPD刀閘

0 引 言

在中國，±800 kV特高壓直流輸電技術(shù)采用雙極雙12脈動換流器串聯(lián)運(yùn)行的主接線形式?？紤]到單閥組運(yùn)行、雙閥組運(yùn)行、三閥組運(yùn)行等多種組合形式，特高壓直流輸電共計有45種正常運(yùn)行方式。為了有效提高直流輸電的可靠性，特高壓直流配置了單12脈動換流器在線投退控制策略，用以對故障退出運(yùn)行的單12脈動換流器進(jìn)行隔離檢修，以最大可能地避免極/雙極強(qiáng)迫停運(yùn)風(fēng)險，利用極間功率補(bǔ)償功能最大限度地減少功率損失[1-4]。

然而，現(xiàn)場工作經(jīng)驗卻表明，特高壓直流輸電單閥組在線投退功能存在著部分缺陷，導(dǎo)致投退失敗，甚至導(dǎo)致正常運(yùn)行閥組誤退出等情況，引發(fā)業(yè)界廣泛關(guān)注。2016年2月28日，某特高壓換流站極Ⅱ低端閥組隔離開關(guān)正常操作過程中，極Ⅱ閥組連接線差動保護(hù)Ⅱ段動作，極Ⅱ高端閥組閉鎖。此次事件雖未造成直流功率損失，但對特高壓直流安全穩(wěn)定運(yùn)行造成了極大的威脅。

在此背景下，基于特高壓直流在線投退策略，對“2·28”事故進(jìn)行詳細(xì)分析，查找出故障的根源，對其他換流站今后的運(yùn)維工作具有極大的借鑒意義。

1 特高壓直流在線投退原理[5-6]

特高壓直流工程閥組的投入與退出，應(yīng)以不中斷另一閥組的正常運(yùn)行；同時對直流功率輸送帶來的擾動應(yīng)盡量小為原則，以避免對整個電網(wǎng)帶來過大的沖擊。站間通訊正常時，閥組投入退出命令由主控站發(fā)出，兩端換流站之間通過相互協(xié)調(diào)的控制時序?qū)崿F(xiàn)閥組平穩(wěn)投退。

1.1 在線投入原理及時序

有站間通訊時，換流器允許投入的前提是極單閥組運(yùn)行，且兩站本極另一閥組均處于熱備用狀態(tài)(ready for operation，RFO)。投入順序如下：

1)主控站發(fā)出換流器投入命令，投入的換流器立即解鎖，解除移相，定電流調(diào)節(jié)器的電流定值為IDNC實(shí)測值。在定電流調(diào)節(jié)器作用下，觸發(fā)角逐漸下降，通過換流器的電流逐漸增大；當(dāng)通過換流器的電流與IDNC相等時，觸發(fā)角約為90°左右，此時拉開換流器旁通開關(guān)，直流電流完全轉(zhuǎn)移至換流器。

2)非主控站通過站間通訊收到主控站投入換流器命令信號后，與主控站同樣操作，解鎖閥組，調(diào)節(jié)換流器電流，拉開旁通開關(guān)。

3)逆變側(cè)投入的換流器在電壓調(diào)節(jié)器的作用下提升直流電壓，整流側(cè)維持直流電流為極控制電流指令值。

4)直流電壓和直流電流都達(dá)到指令值，換流器投入完成。

其投入過程的邏輯框圖，如圖1所示。

圖1 在線投入邏輯框圖

無站間通訊時，兩站運(yùn)行人員通過電話溝通，整流側(cè)先發(fā)換流器解鎖命令，解除移相，升換流器直流電流達(dá)到IDNC后，拉開旁通開關(guān)；整流側(cè)兩換流器均進(jìn)入定電流控制，等待逆變側(cè)換流器投入；逆變站運(yùn)行人員發(fā)出換流器解鎖命令后，解除移相，升換流器直流電流達(dá)到IDNC后，拉開旁通開關(guān)；隨后逆變側(cè)提升直流電壓，整流側(cè)維持直流電流，換流器投入完成。整流、逆變兩站解鎖的時間間隔不能大于5 s。

1.2 在線退出原理及時序

有站間通訊時，換流器允許退出的前提是極雙閥組運(yùn)行。退出順序如下：

1)主控站的換流器退出命令后立即執(zhí)行觸發(fā)角調(diào)整到90°(ALPHA90 )操作，ALPHA90后執(zhí)行投旁通對操作，合換流器的旁通開關(guān)，然后閉鎖該換流器；

2)非主控站通過站間通訊收到主控站退出換流器命令信號后，與主控站同樣操作，立即執(zhí)行 ALPHA90 操作，ALPHA90 后執(zhí)行投旁通對操作，合換流器的旁通開關(guān)，然后閉鎖該換流器；

3)本極另一換流器繼續(xù)運(yùn)行，兩站協(xié)調(diào)維持電流電壓在指令值附近，換流器退出完成。

其退出過程的邏輯框圖，如圖2所示。

無站間通訊時，某站單換流器故障退出，對站通過換流器不平衡保護(hù)功能自動退出本極低壓換流器。當(dāng)本站雙閥組運(yùn)行，且直流電壓在 0.35 ～ 0.65 p.u.之間，換流器不平衡保護(hù)判別對站換流器已退出時，將延時退出本站的低壓換流器。

圖2 在線退出邏輯框圖

2 事件記錄及故障錄波分析

2.1 事故概述

故障前，某特高壓直流雙極四閥組大地回線方式運(yùn)行，輸送功率4 000 MW。故障后，極Ⅰ單極大地方式運(yùn)行，輸送功率保持4 000 MW。11：17：10：576運(yùn)行人員操作，發(fā)出極Ⅱ低端換流器隔離指令，但在11：17：31：795閥組連接線差動保護(hù)2段動作“三取二”判斷后發(fā)出Z閉鎖命令，極Ⅱ高端閥組閉鎖。由于直流半功率運(yùn)行，極Ⅰ成功轉(zhuǎn)帶極Ⅱ功率，未導(dǎo)致直流功率損失。

事后檢查，極Ⅱ高端閥組未發(fā)現(xiàn)故障點(diǎn)，此次事件應(yīng)該是由于控制保護(hù)系統(tǒng)缺陷導(dǎo)致的誤動事件。

2.2 主要事件記錄

事件具體記錄如表1所示。

2.3 故障錄波分析

閥組連接線差動保護(hù)的基本原理如下：

報警段:|IDC2P-IDC1N|>ID_NOM×0.0375，延時2 s報警。

跳閘Ⅰ段:

|IDC2P-IDC1N|>|IDC2P+IDC1N|×0.5×0.1，延時150 ms跳閘。

跳閘Ⅱ段：

|IDC2P-IDC1N|>|IDC2P+IDC1N|×0.5×0.2，延時6 ms跳閘。

事件發(fā)生期間，保護(hù)動作時刻的差動電流和制動電流波形如圖3所示。

表1 事件記錄梳理

圖3 故障發(fā)生時刻差動電流波形圖

從故障錄波圖分析，故障發(fā)生時，特高壓換流站極Ⅱ閥組連接線差動保護(hù)差動電流ICCBDP_DIFF由0瞬間變?yōu)? 362 A，大于差動Ⅱ段制動電流1 750 A，滿足保護(hù)動作條件。

從圖4看出，當(dāng)雙閥組運(yùn)行時，差動電流取高端閥組低壓側(cè)TA和低端閥組高壓側(cè)TA之差；當(dāng)任一閥組退出后，差動電流取0 A，該保護(hù)退出運(yùn)行。

圖4 閥組連接線差動電流取樣邏輯

3 直流控保軟件檢查分析[5-6]

此特高壓換流站使用南瑞集團(tuán)提供的直流控制保護(hù)軟件，這也是特高壓直流工程首次使用南瑞集團(tuán)的直流控保軟件。

保護(hù)動作、極Ⅱ高端閥組閉鎖后，檢查發(fā)現(xiàn)該保護(hù)邏輯中CONV1_ON=0、CONV2_ON=1(如圖5所示)，與實(shí)際狀態(tài)不符，正常狀態(tài)應(yīng)為CONV1_ON=0、CONV2_ON=0。

圖5 閥組運(yùn)行狀態(tài)識別邏輯

由此推斷，BPD2(P2.WP.Q15)合上后，閥組連接線差動保護(hù)仍判該刀閘為分位，誤判低端閥組在運(yùn)行狀態(tài)(CONV2_ON=1)，同時高端閥組處于運(yùn)行狀態(tài)(CONV1_ON=1)，導(dǎo)致該保護(hù)選擇IDC2P和IDC1N進(jìn)行差動電流的計算，此時IDC2P電流為0，IDC1N為運(yùn)行電流(3 362 A)，造成閥組連接線差動保護(hù)動作。

圖6 低端閥組旁路刀閘運(yùn)行狀態(tài)輸入

經(jīng)分析，發(fā)現(xiàn)導(dǎo)致BPD2分位信號錯誤的原因是BPD2_OPEN_ IND輸入信號的底層代碼錯誤，誤將BPD2分位信號(PWPQ15_OP_IND)定義為BPD2合位信號(PWPQ15_ CL_IND)，如圖7所示。

圖7 信號內(nèi)部定義錯誤

根據(jù)上述現(xiàn)象分析，故障原因為軟件底層代碼錯誤，引起閥組連接線保護(hù)差動電流選擇錯誤，導(dǎo)致保護(hù)動作。

4 故障處理及建議

1)經(jīng)檢查，此特高壓直流閥組連接線差動保護(hù)均存在BPD2_OPEN_IND信號與實(shí)際狀態(tài)不符的情況，如現(xiàn)場實(shí)際狀態(tài)為分位，但軟件中信號為合位。建議直流控制保護(hù)供貨廠家開發(fā)編譯軟件自檢功能，當(dāng)信號實(shí)際輸入與自定義輸入出現(xiàn)差異時，軟件能夠自動報警，確保其余信號無類似問題。

2)經(jīng)南瑞集團(tuán)檢查確認(rèn)，現(xiàn)場軟件中僅BPD2_OPEN_IND信號存在底層代碼錯誤問題，其他極控、閥控、極保護(hù)、閥保護(hù)等軟件中均無類似錯誤。建議廠家在編寫軟件和自行監(jiān)測過程中切實(shí)提高檢查力度，同時在出廠試驗、現(xiàn)場調(diào)試中能夠?qū)浖M(jìn)行全面的試驗和檢查。

[1] 鄭曉冬,邰能靈,楊光亮,等．特高壓直流輸電系統(tǒng)的建模與仿真[J]．電力自動化設(shè)備，2012,32(7):10-14.

[2] 謝紹宇,王秀麗,王錫凡．交直流混聯(lián)系統(tǒng)可靠性評估[J]．電力自動化設(shè)備，2011,31(7):10-16.

[3] 浙江大學(xué)發(fā)電教研組直流輸電科研組編.直流輸電[M].北京：電力工業(yè)出版社，1982.

[4] 趙畹君.高壓直流輸電工程技術(shù)[M].北京：中國電力出版社，2011．

[5] 劉振亞.特高壓直流輸電技術(shù)研究成果專輯(2005年)[M].北京：中國電力出版社，2006．

[6] 國網(wǎng)運(yùn)行分公司編組.特高壓直流換流站崗位培訓(xùn)教材：二次系統(tǒng)[M].北京：中國電力出版社，2012．

According to the valve group tripping fault of high-end pole Ⅱ caused by differential protection Ⅱ action of connecting line of valve group in a domestic UHVDC converter station, the reasons are analyzed in detail through the theoretical analysis. The root cause of the failure in the control and protection software is found out, and the reasonable suggestions are put forward. It is not only a significant reference for UHVDC converter station, but also for other converter stations in China.

UHVDC; differential protection of valve group; logic identification; BPD isolation switch

TM72 <文獻(xiàn)標(biāo)志碼：b class="emphasis_bold"> 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B 文章編號：1003-6954(2016)06-0070-03文獻(xiàn)標(biāo)志碼：b

1003-6954(2016)06-0070-03

B 文章編號：1003-6954(2016)06-0070-03

2016-08-02)

孫 文(1980)，本科，工程師，研究方向為特高壓直流輸電技術(shù)；

禹 佳(1983)，本科，工程師，研究方向為特高壓直流輸電技術(shù)；

閆禮陽(1968)，本科，工程師，研究方向為特高壓直流輸電技術(shù)。