防止特高压直流工程单双极闭锁的关键措施

卢亚军，蒲莹，马玉龙，宋胜利，吕鹏飞

(1.国网北京经济技术研究院，北京市 102209；2.国家电网公司，北京市 100031； 3.国家电力调度控制中心，北京市 100031)



防止特高压直流工程单双极闭锁的关键措施

卢亚军1，蒲莹1，马玉龙1，宋胜利2，吕鹏飞3

(1.国网北京经济技术研究院，北京市 102209；2.国家电网公司，北京市 100031； 3.国家电力调度控制中心，北京市 100031)

特高压直流输电工程因其输送容量大、送电距离远得到越来越广泛的应用，然而，直流系统单双极的强迫停运严重影响着其安全运行。针对直流系统潜在的风险，从主回路接线方式和控制保护策略等方面开展了特高压直流输电工程主接线方案优化、直流线路重启动策略、金属回线自动转换方案、双极中性母线差动保护动作时序和直流滤波器保护配置等研究，提出了防止特高压直流工程单双极闭锁的关键措施。通过实时数字仿真系统对提出的措施进行了仿真分析，仿真结果及工程应用验证了措施的有效性。研究结果对提高直流系统运行可靠性、提升直流工程成套设计水平具有实际指导意义。

特高压直流；单双极闭锁；控制策略；保护时序

0 引 言

特高压直流输电因其具有输送容量大、送电距离远以及传输损耗低等优点，正在获得更为广泛的应用。当前，国家电网公司在运的±800 kV特高压直流输电工程有4项，额定输送容量已由向家坝—上海特高压直流输电工程的6 400 MW提升至哈密南—郑州、溪洛渡—浙西特高压直流输电工程的8 000 MW。根据国家电网公司的电网规划，到2020年将建成27项特高压直流输电工程[1]，电压等级将由现在的±800 kV提高至±1 100 kV，输送容量将提升至12 000 MW甚至更高。随着特高压直流输电工程电压等级和输送容量的不断提升，直流系统单双极非正常闭锁将对两端电网造成更加严重的影响。因此，减少直流系统单双极闭锁发生概率、提高直流系统运行可靠性正成为电网建设者不断探索的重点研究方向。

本文在总结现有特高压直流输电工程技术方案的基础上，分析可能引起直流系统单双极闭锁的风险，在直流主接线及控制保护策略等方面提出防止特高压直流输电工程单双极闭锁的优化措施，通过仿真分析及相关试验验证所提措施的可行性。

1 特高压直流工程主接线优化研究

1.1 在运特高压直流工程主接线方案

±800 kV特高压直流输电工程通常采用完整双极接线方式，每极由2个12脉动换流器串联构成，两极沿中性线对称布置[2]。在运的特高压直流工程中中性线区域主接线如图1所示。

图1 特高压直流工程中性线区域主接线

按照图1的主接线方式，双极中性母线差动电流的计算如式(1)所示[3]。

iDIFF=iDNE1-iDNE2-iDEL1-iDEL2-iDGND-iDME-iANE

(1)

式中:iDNE1，iDNE2分别为极1、极2中性母线回路电流；iDEL1，iDEL2分别为2条接地极线路电流；iDGND为站内接地回路电流；iDME为金属回线电流；iANE为双极中性线区避雷器EL支路电流。

1.2 中性线区域主接线优化

根据双极中性母线差动电流的计算公式，整个差动共计及7个电流测点，其中iANE支路设备仅有EL避雷器，考虑到避雷器为内绝缘设备，随着运行时间的增加存在逐渐老化的风险，当避雷器发生接地故障时，可能引起双极中性母线差动保护动作，导致直流双极闭锁。

EL避雷器在直流系统大地回线运行时接入回路运行，主要用于防止接地极线路曹受雷击[4]。因此，将EL避雷器配置于接地极线路可起到相同的保护作用。优化后的中性线区域主接线如图2所示。

按照图2的主接线方案，双极中性母线差动不再涵盖EL避雷器支路，因此有效避免了因避雷器故障引起双极闭锁的风险。由于EL避雷器支路电流不再计入双极中性母线差动保护，避雷器通过泄漏电流表进行监视，因此该支路可不配置电流互感器，进一步起到节约工程投资的目的。

图2 优化的中性线区域主接线

2 直流线路故障重启动策略研究

±800 kV特高压直流输电工程每极由2个12脉动换流器串联组成，直流系统通常具有70%降压至额定电压的连续调节能力[5-6]，且某一换流器是否正常均不影响另一换流器的正常运行。

在进行特高压直流输电工程直流线路故障重启动策略的设计时，在两端系统条件允许的情况下，直流双极运行时，通常采用“两次全压+一次70%降压”的重启动策略。随着直流输送容量的不断提升，直流单极闭锁造成的功率损失也在不断增大。增加直流线路故障重启动的成功率，成为提高系统运行可靠性的又一重要措施[7]。基于特高压直流输电工程换流器的串联结构，可在原有重启动策略的基础上增加单换流器重启动措施，即直流系统采用“两次全压+一次70%降压+单换流器”的重启动策略，总的重启动次数由3次增加至4次。为尽量缩短重启动时间，在第3次重启动不成功去游离时，将其中一个换流器闭锁，第4次进行单换流器重启。

按照上述策略对直流线路故障重启动软件进行修改，利用实时数字仿真系统进行直流线路故障仿真试验，直流线路重启动波形如图3所示。

图3 直流线路故障重启动波形

以特高压直流输电工程单极4 000 MW运行时，直流线路发生故障为例，若3次重启动不成功导致直流闭锁，则损失直流功率4 000 MW；采用4次重启动策略，考虑1.05倍额定功率的2 h过负荷能力，单换流器重启成功后运行功率为2 100 MW，直流损失功率为1 900 MW。可见，线路故障对系统的冲击大为降低。

3 金属回线自动转换方案研究

两极对称布置的直流输电工程运行方式包括双极大地回线、单极大地回线以及单极金属回线3种典型方式。在运的特高压直流输电工程配有大地/金属回线运行的手动和自动转换功能，手动转换由运行人员按照设计时序对开关设备进行分步操作，而自动转换由控制软件自动控制，但需要运行人员手动启动大地/金属回线转换功能。

按照现有大地/金属回线转换功能的配置，直流系统双极运行时，当一极发生故障闭锁后，直流系统将转为单极大地回线运行方式[8]，该运行方式下大地回路可能流入较大的直流电流，额定功率下电流达5 000 A。根据某±800 kV特高压直流输电工程运行经验，当接地极电流大于1 000 A时，则会引起直流偏磁问题，在直流偏磁电流的影响下换流变压器将发生饱和，根据换流变压器的饱和保护定值设置，换流变压器可能在200 s内保护动作跳闸，为此，该直流输电工程配置了换流变隔直装置。

为防止双极闭锁的发生，当一极故障闭锁并隔离后，另一运行极可通过大地/金属回线自动转换的方式，由大地回线转为金属回线运行，金属回线运行避免了直流偏磁问题的发生，该转换由控制系统自行启动，不再需要运行人员操作。一极故障闭锁，另一极大地/金属回线自动转换的前提为保护动作正确且为非直流线路故障，故障极闭锁且成功隔离。由运行人员和控制系统自动启动的大地/金属回线转换启动逻辑如图4所示。

图4 大地/金属回线转换启动逻辑对比

采用上述大地/金属回线自动转换逻辑，一极故障闭锁后，另一极自动转为金属回线运行，避免了大地回线大电流运行风险，有效防止了直流偏磁可能导致双极闭锁问题的发生。

4 直流控制保护策略优化研究

4.1 双极中性母线差动保护

4.1.1 保护动作时序研究

双极中性母线差动保护的目的是检测从极中性母线到接地极线路引线之间的接地故障，典型的保护动作时序为：(1)单极运行时，报警、移相重启以及闭锁直流单极；(2)双极运行时，报警、极平衡、合中性母线接地开关(neutral bus grouding switch, NBGS)以及闭锁直流双极。

以直流系统双极运行为例，当双极区发生接地故障时，若直流系统双极平衡运行，则此时接地点无故障电流通过。若直流系统双极不平衡运行，差动电流满足条件后200 ms，控制系统发出极平衡指令，极平衡成功后双极中性母线无差动电流，保护复归；若由于控制异常或其他原因，直流系统未执行极平衡指令，则在1.2 s时保护发出合NBGS指令。

站内NBGS合闸成功后，将起到双极中性母线故障电流的分流作用[9]，然而，由于双极中性母线差动电流定值较低，若极平衡不成功，即使NBGS回路分流，差动电流仍然满足动作条件，最终将导致直流双极闭锁。鉴于NBGS支路分流电流和故障电流均从换流站入地，合NBGS并未从根本上改变故障对直流系统运行的影响，且部分直流工程NBGS支路电流互感器(current transformer, CT)测量范围较低，容易引起CT测量超限，更易造成双极中性母线差动保护动作。表1为某直流工程合NBGS对双极中性母线差动保护的影响分析。

表1 合NBGS对双极中性母线差动保护的影响

Table 1 Influence of NBGS closing on differential protection of bipolar neutral bus

因此，通过研究合NBGS对保护的影响，取消双极中性母线差动保护动作，合NBGS更有利于降低保护动作出口闭锁双极的风险。

4.1.2 保护配置及出口结果优化

±800 kV特高压直流输电工程保护按区域进行配置，直流部分包括换流器、单极和双极保护，分三层配置保护主机，双极中性母线差动保护等双极保护动作结果为闭锁直流双极[10]。

为防止由于测量回路故障引起双极中性母线差动保护动作闭锁双极，通过研究分析，可将双极保护

与单极保护在硬件上统一配置，即双极保护按极分别配置，双极中性母线差动保护等双极保护动作结果为闭锁该保护所在的极，因此，双极区的测量回路故障可导致单极闭锁，避免了导致双极闭锁的风险。

4.2 NBSF顺控逻辑优化研究

特高压直流输电工程，当中性母线转换开关(neutral bus switch, NBS)失灵或出现图5所示的A点接地故障时，故障极的闭锁和隔离操作将无法隔离故障，因而配置了NBS Failure(NBSF)功能：通过合上NBGS开关分流并钳制电位，拉开该极中性母线刀闸切除故障电流并隔离故障点，最后打开NBGS开关保持全极的正常运行。

锦屏—苏南等±800 kV在运特高压直流输电工程的NBGS开关仅作为站内临时接地使用，不具备大电流转移能力。因此，按照上述NBSF顺控逻辑，NBGS开关将无法打开，最终引起直流双极闭锁。为解决该问题，对NBSF顺控逻辑进行优化，当故障极中性母线刀闸拉开后，健全极进行移相，将直流电流降为0，在此期间打开NBGS开关，NBGS开关打开后，健全极重启动，恢复故障前的正常运行状态。优化后的NBSF顺控逻辑仿真验证波形如图6所示。

图5 NBS开关失灵故障示意图

图6 NBSF顺控逻辑优化仿真验证波形

由仿真验证波形可知，在故障极中性母线刀闸拉开后健全极进行移相，NBGS开关可成功打开，NBGS打开后健全极重启动可恢复正常运行。

4.3 直流滤波器保护配置优化研究

直流滤波器的故障特征与运行工况和接地位置密切相关。在不同运行工况和接地位置下，故障特征表现差异较大。内部接地故障，故障点在高压电容器上端、内部以及低端以下时表现出不一致的特征，而滤波器区外故障，如直流线路发生故障时，由于对地放电作用，滤波器回路又将流过很大的暂态电流，实际直流输电工程中曾出现过滤波器差动保护误动闭锁的情况。

当前，国家电网公司在运的特高压直流工程均取消了高压电容器不平衡保护的跳闸功能，不平衡保护动作仅报警。不平衡保护主要考虑电容器的几个元件或单元被击穿而引起的电流不平衡[11]，然而，通过仿真可知，当高压电容器内部发生接地故障时，电容器单元将承受远超出正常值的电压应力，具体的接地故障特性如下。

(1)越靠近电容器中点接地，不平衡电流越大；靠近电容器两端接地，不平衡电流逐渐减小。

(2)随着接地故障点下移，故障期间每个高压电容元件承受的电压逐渐减小；故障点越往上，单个电容元件承受的电压越高。电容器中点接地时，电容器元件及单元承受的电压大约是正常电压的2倍。

若不平衡保护仅报警，则高压电容器内部接地时，电容器单元在故障期间一直承受较高电压，此时又无其他保护跳闸，最终可能导致电容器击穿。仿真研究表明，增设高压电容器接地保护可起到电容器接地故障时的保护作用。

(1)电容器内部上端30%范围内发生接地故障时，表现为差动电流大、不平衡电流小，可由直流滤波器差动保护动作，通过拉开直流滤波器高压侧隔离开关或闭锁直流切除直流滤波器；

(2)电容器中部30%～70%范围内发生接地故障时，表现为不平衡电流大，电容器接地保护同时判断不平衡电流绝对值和不平衡比率，两者同时大于保护整定值时快速切除直流滤波器；

(3)电容器内部下端30%范围内发生接地故障时，不平衡电流较小，电容器接地保护同时判断不平衡电流绝对值和不平衡比率，两者同时大于保护整定值时报警或慢速切除直流滤波器。

5 结 论

(1)EL避雷器配置于接地极线路电流互感器外侧，减少了双极中性线区域设备数量，避免了由避雷器故障或该支路测量故障导致的双极闭锁风险。

(2)两端系统条件允许的情况下，直流线路增加单换流器重启功能，可增加线路重启成功率，降低直流单极闭锁风险。

(3)一极故障退出，另一运行极进行自动大地/金属回线转换可避免由于大地回线长时流过大电流导致的直流偏磁问题，提高运行可靠性。

(4)取消双极中性母线差动保护，合NBGS，优化NBSF顺控逻辑可避免特殊工况下直流双极闭锁的发生；增加直流滤波器高压电容器接地保护有利于保护电容器设备，避免内部接地时高压电容器击穿。

本文研究的直流线路故障单换流器重启策略、双极中性母线差动保护取消合NBGS以及NBSF顺控逻辑优化等措施已成功应用于哈密南—郑州等±800 kV在运特高压直流输电工程；EL避雷器主接线优化、增加直流滤波器高压电容器接地保护等措施可用来指导后续特高压直流工程的成套设计，对降低直流系统单双极闭锁风险、提升成套设计水平具有重要的指导意义。

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(编辑：张小飞)

Key Measure for Monopol/Bipole Blocking in UHVDC Project

LU Yajun1, PU Ying1, MA Yulong1, SONG Shengli2, LYU Pengfei3

(1. State Power Economic Research Institute, Beijing 102209, China; 2. State Grid Corporation of China, Beijing 100031, China; 3. National Electric Power Dispatch and Control Center, Beijing 100031, China)

UHVDC project has been widely applied in power system because of its high-capacity and long transmission distance. However, the forced outage of monopole/bipole in DC system seriously affects its safe operation. According to the potential risk of the DC system, this paper studied the optimization of main wiring scheme, the restart logic of DC line, the automatic transformation scheme of metallic return, the differential protection action sequence of bipolar neutral bus and the protection configuration of DC filter in UHVDC transmission projects, from aspects of main circuit wiring mode, control & protection strategy, etc. Then, the key measure was proposed to prevent monopole/bipole blocking in UHVDC transmission projects. Finally, the effectiveness of the proposed measure was verified by real-time digital simulation analysis and engineering application. The research results have the practical guidance significance to improve the reliability of DC system and the design level of DC project.

UHVDC; monopole/bipole blocking; control strategy; protection sequence

TM 722

A

1000-7229(2015)09-0117-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.09.019

2015-06-25

2015-08-07

卢亚军(1982)，男，硕士，工程师，主要从事高压/特高压直流工程的成套设计及仿真分析方面的工作；

蒲莹(1973)，女，博士，高级工程师，主要从事高压直流输电成套设计及仿真分析方面的工作;

马玉龙(1975)，男，博士，高级工程师，主要从事高压直流输电成套设计及试验研究方面的工作;

宋胜利(1975)，男，高级工程师，主要从事特高压直流工程的建设方面的管理工作;

吕鹏飞(1979)，男，硕士，高级工程师，主要从事直流输电系统调度运行管理方面的工作。