直流输电系统CSD控制关断功能分析及改进建议

吴贻志，江一，刘东，毛海鹏

（南方电网超高压输电公司广州局，广东广州 510405）

直流输电系统CSD控制关断功能分析及改进建议

吴贻志，江一，刘东，毛海鹏

（南方电网超高压输电公司广州局，广东广州 510405）

控制关断顺序是高压直流输电系统控制重要功能。介绍了控制关断功能的设置原因、启动条件和后果，指出主备直流站控均故障时，控制关断功能设计存在缺陷。对比云广特高直流控制优化逻辑，提出改进建议，这些分析和结论有助于增强系统可靠性，提高直流输电运行维护水平。

直流输电；控制关断；直流站控；极控；交流滤波器

0 引 言

控制系统对直流输电运行起着极为重要的作用。为避免控制系统自身故障或功能异常对直流输电运行造成影响，一般采用冗余设计与控制设备自身全面自诊断功能相结合，确保直流输电连续稳定运行［1－2］。

若主备直流站控同时故障，则启动CSD，直流系统以10 MW／s降低直流功率，并延时切除所有小组交流滤波器。功率等下降和ACF小组切除延时配合，保证了连接的ACF小组比谐波性能／无功补偿满足要求。同时交流站控将通过来自极控双极闭锁故障信号将大组ACF进线开关跳开，这样所有剩余的ACF小组会被切除，以避免过电压和自激危险［3］。

1 直流输电系统CSD功能介绍

1．1 设置CSD功能原因

天广直流天生桥站曾发生直流站控就地光纤环网总线1频繁故障，引起2套就地光纤环网瞬时故障，导致直流站控判断所有A型ACF不可用启动ESOF，双极紧急停运［4］。为避免类似情况再次发生，贵广Ⅱ回直流工程增加了判断直流站控主备系统与所有ACF就地控制Fieldbus通信同时故障或直流站控主备系统均故障的程序，并配置了系统CSD功能。

1．2 CSD启动条件

设计中2套直流站控运行正常信号20XJ01＋XJ1．A＿RDY和20XJ01＋XJ1．B＿RDY均输出信号时，直流站控将通过硬连线发出CSD信号到极控、交流站控、SER事件顺序记录和就地控制设备等。

直流站控是通过软件程序来判断20XJ01＋XJ1．A＿RDY信号，如图1，当A直流站控作为主系统运行正常或者A直流站控作为备用系统运行正常且未发生所有连接A直流站控ACF现场总线故障的条件下，则输出信号。20XJ01＋XJ1．B＿RDY是B直流站控运行正常信号，判断方法同A直流站控。

图1 直流站控正常判断逻辑

1．3 CSD启动后果

直流站控主备系统与所有ACF就地控制Fieldbus通信故障或直流站控主备系统均故障时，直流站控将通过硬接线启动CSD［5］。

极控收到直流站控输出的CSD信号后，将启动控制停运顺序。

1）整流侧停运顺序

（1）站间通讯正常

①以10 MW／sec将电流容量降到最小值。

② 电流容量到最小值后，启动极闭锁逻辑。

（2）站间通讯故障

① 若CSD出现在整流站，则顺序与站间通讯正常一样。

② 若CSD出现在逆变站，则逆变侧投入旁通对，整流侧直流低电压保护动作闭锁。

2）逆变侧停运顺序

（1）站间通讯正常

①逆变侧CSD会通过DUST通讯启动整流侧的CSD顺序。

②整流侧以10 MW／sec将电流容量降到最小值，启动极闭锁逻辑。

（2）站间通讯故障

① 若CSD出现在整流站，由于整流侧闭锁，逆变侧直流零电流保护动作闭锁。

②若CSD出现在逆变站，逆变站以10 MW／sec将电流容量降到最小值，（由于通讯故障，实际并未降低），当电流容量到最小值后，逆变侧投旁通对，整流侧直流低电压闭锁极。

就地控制设备通过二次回路执行CSD命令，ACF小组自动依次切除，切除延时与极控降功率配合，确保在ACF切除中能满足谐波性能要求，先电容器后滤波器，同类型按屏间，继电器室间连线最少原则来实现。未投入ACF小组自动跳过。

直流站控将通过硬连线发出CSD信号到交流站控，当功率降到最小输送容量时，且交流站控收到极控信号从DEBLOCKED到BLOCKED跳变的同时切除ACF大组，这样所有剩余ACF小组被切除，以避免过电压和自激危险

若在CSD执行过程中在极控闭锁前有一套直流站控恢复，则CSD将终止，极控停止降功率，就地控制设备不再执行ACF小组退出逻辑。

系统CSD功能简化如图2。

图2 系统CSD功能图

2 CSD功能设计缺陷

2．1 CSD极控设计功能不合理

CSD功能按10 MW／sec可在4．5 min内将3 000 MW直流功率降到最小值并启动双极闭锁顺序，在较短时间内，运行人员无法进行有效判断并处理故障，很大程度上降低了系统可靠性，并对区域电网造成负面冲击。

在实际工程中，若主备直流站控同时故障或两个系统中控制ACF的Fieldbus故障时，无需立即启动CSD，只要发出告警信号，提醒运行人员查看Fieldbus通信和控制设备并进行必要维修。若故障时无直流功率调整，则维持当前状态；若故障时有直流功率调整，则手动停止调整；若故障时有控制保护启动功率限制功能，此时可通过合理配置主备直流站控，同时故障时过压保护定值达到ACF小组自动依次切除目的，降低对电网的不良影响。

2．2 就地控制设备ACF小组二次CSD跳闸回路设计存在缺陷

就地控制设备通过二次回路执行直流站控CSD命令，按先电容器后滤波器，同类型按屏间，继电器室间连线最少的原则，ACF以30 s一组的间隔顺序跳闸。

以宝安站为例，561ACF就地控制单元最先收到直流站控＝20XJ01／DC＿SC＿FLT故障信号。若561开关在合位且控制地点在“远方”时，则延时30 s跳开561开关，561开关分位辅助接点闭合。若561开关在分位或者561开关控制地点在“就地”，则561开关分位辅助接点在闭合状态或561开关“就地”控制辅助接点在闭合状态。直流站控故障正电位信号将通过上述辅助接点送至564ACF就地控制单元，并执行561开关相同跳闸逻辑。

ACF开关将以30 s一组的间隔按561→564→571→574→581→584→583→582→573→572→563→562顺序退出运行，执行中若ACF开关控制地点在“就地”或开关在分位时，则无延时跳转到下一组ACF开关，如图3。

图3 就地控制设备CSD二次跳闸回路

但按目前6MD单元内CSD启动ACF开关顺序跳闸回路设计，所有ACF开关跳闸回路串接，一旦出现某一组开关跳闸过程中出现拒动或之前跳闸回路中相关辅助接点有故障，将导致后续ACF开关无法按设计执行ACF顺序退出逻辑。而随着直流功率下降，无功功率将过剩，交流母线电压将越限导致一系列后果。

以双极2 700 MW投10组ACF为例，4min将功率降至300 MW，然后执行闭锁命令，根据运行经验每投一组ACF500 kV交流母线升高约3 kV计算，最严重后果是4 min内母线将升高30 kV，然后交流站控收到极控发来的双极闭锁信号跳3组ACF大组开关，交流母线瞬间跌落30 kV，将对电网潮流造成冲击，可能造成网内其他直流系统发生换相失败。

3 云广特高压主备直流站控故障时控制逻辑的优化

云广直流系统中，ACF就地控制单元通过IRC总线通信，将ACF投入情况实时传送到极控接口屏，极控接口屏再将该信息通过现场总线传送给极控无功后备控制［6－7］。

主备套直流站控故障或站控连接ACF就地控制单元双套现场总线故障时，直流站控通过硬接点信号送给极控接口屏，启动无功后备控制。

极控将根据当前ACF投入情况按表1计算出可传输的功率水平，2 h后若故障仍不能消除，则极控将电流限制到10%。

表1 单组ACF支撑功率

当极控降低电流时，ACF由极控接口屏来控制切除，由于剩余无功会造成交流侧电压逐渐升高，当电压达到一定程度后，ACF的就地控制单元检测到过压，则极控接口屏通过IRC通信按照如下原则切除ACF：从第一大组至第四大组逐个切除C型ACF，C型全部切除后再比较4个大组ACF中A型B型各自投入数量来切除投入多者。每切除一组ACF后，极控接口屏将延时200 ms再次发切除下一组命令。若在延时时间内过压消除，则停止发切除命令，否则将切除至最小ACF组合1A＋1B。

云广特高压主备直流站控故障不再立即触发CSD功能，而是延长一定时间让运维人员处理故障，这大大增强了系统可靠性，减小了对区域电网的负面冲击［8］。

4 直流输电系统CSD功能改进建议

贵广Ⅰ回Ⅱ回直流目前配置的CSD都存在上文提到的设计缺陷，如采用云广特高压优化设计改造，改动较大费用昂贵。针对现有设备，考虑成本可采用下面改进方案。

首先，考虑不立即触发极控降功率和就地设备跳ACF，给运行人员一定判断处理时间，即在直流站控送CSD信号到极控和就地控制设备的回路中增加延时2 h。

其次，考虑改造就地控制设备ACF小组二次CSD跳闸回路各自独立，在ACF大组保护中增加主备站控故障时过压保护功能，通过电压定值和时间定值配合，使滤波器按先电容器后滤波器退出，且交流母线不出现过压情况，此保护不同于原来ACF联线保护中过压保护（59），其由CSD信号开入来启动跳闸回路。以宝安站561ACF为例，设计如图4。

图4 就地控制设备CSD二次跳闸回路独立设计

5 结束语

在高压直流工程中，主备直流站控同时故障将启动CSD，以控制直流系统停运顺序，但目前CSD中极控设计功能不合理，就地控制设备ACF小组二次CSD跳闸回路设计也存在缺陷。对比云广特高压优化控制逻辑，本文提出直流输电系统控制关断功能的改进建议，为运行人员有效判断和处理故障提供一定的时间，并使得ACF开关CSD跳闸回路独立设计，避免出现某一组跳闸不成功导致后续ACF小组无法执行CSD跳闸顺序的情况出现，以期提高直流系统的稳定性和可用率。

［1］赵婉君．高压直流输电工程技术［M］．北京：中国电力出版社，2004．

［2］浙江大学直流输电科研组．直流输电［M］．北京：水利电力出版社，1985．

［3］张望，黄利军，郝俊芳，等．高压直流输电控制保护系统的冗余设计［J］．电力系统保护与控制，2009，37（13）：88－91．

［4］罗远峰，李标俊．贵广Ⅱ回直流输电系统无功控制功能优化和改进［J］．电力建设，2008，29（8）：29－32．

［5］卢世才，禹晋云．贵广Ⅰ、Ⅱ回直流工程控制保护系统的对比分析［J］．高电压技术，2006，32（9）：96－99．

［6］刘茂涛，张志朝，宋述波，等．±800 kV云广特高压直流输电无功后备控制功能改进［J］．电力系统自动化，2011，35（19）：93－96．

［7］张志朝，汪洋，周翔胜，等．云广±800 kV直流系统滤波器组投切控制策略优化［J］．南方电网技术，2010，4（4）：63－67．

［8］胡铭，田杰，曹冬明，等．特高压直流输电控制系统结构配置分析［J］．电力系统自动化，2008，32（24）：88－92．

Analysis and Im provement Suggestion on the Control Shut Down Function of DC Power Transm ission System

WU Yi-zhi，JIANG Yi，LIU Dong，MAO Hai-peng
（CSG EHV Power Transmission Company Guangzhou Bureau，Guangzhou Guangdong 510405，China）

Control shut down（CSD）sequence is an important function of the HVDC power transmission system．This paper explains its setup reason，start conditions and consequences，and points out that the CSD function design has defects when simultaneous faults are detected in the master and standby DC station controls．In comparison with Yun-Guang UHVDC control optimization，some improvement suggestions are given．The analysis and conclusionsmade in this paperwill be valuable for the reliability enhancementof the system and improvement of themaintenance level of the DC power transmission operation．

DC power transmission；control shut down；DC station control；pole control；ACF

10．3969／j·issn．1000－3886．2014．04．019

TM721．1

A

1000－3886（2014）04－0056－03

吴贻志（1979－），男，安徽人，工程师，从事高压直流输电系统生产管理工作。 江一（1979－），男，贵州人，高级工程师，从事电力系统运行管理。 刘东（1978－），男，湖北人，高级工程师，从事直流输电管理工作。 毛海鹏（1979－），男，广东人，工程师，从事直流输电管理工作。

定稿日期：2013－09－05

南方电网公司科技项目（K－GY2012－027）