舟山多端柔性直流系统电流采样回路故障分析
2018-04-23李剑波
刘 黎 戴 涛 李剑波 袁 杰
（国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000）
舟山多端柔性直流输电示范工程采用最新型的模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）[4]，直流电压等级为±200kV，共 5座换流站，容量分别为舟定换流站 400MW、舟岱换流站300MW、舟衢换流站100MW、舟洋换流站100MW、舟泗换流站100MW[5]，分别位于舟山本岛、岱山岛、衢山岛、泗礁岛及洋山岛。
舟定换流站接入 220kV云顶变、舟岱站接入220kV蓬莱变、舟衢换流站接入110kV大衢变、舟洋换流站接入 110kV沈家湾变、舟泗换流站接入110kV嵊泗变。舟山柔直输电系统的交直流耦合电网，其电气结构图如图1所示。
图1 舟山多端柔性直流输电系统的交直流耦合电网结构图
1 事件概述
2016年 2月 6日 08：12：00，舟泗站 PCP（直流控制保护）B套报“线路纵差保护负极线路0跳闸”，并发出联跳命令，四站停运。
根据后台事件列表可知，从 02-06 03∶00∶08.538时刻，B套直流保护“检测到系统扰动出现”，直至2016-02-06 08∶11∶56.529时刻，B套直流保护“检测到系统扰动出现”期间，总共发生了19次电流扰动事件。其中在（2016-02-06 03∶00∶08.538）、（2016-02-06 04∶59∶37）、（2016-02-06 05∶52∶50.816）、（2016-02-06 08∶11∶56.529）时刻，电流扰动持续2S以上，引起“线路纵差保护负极线路报警”启动。其他几次的电流扰动持续时间均小于2s，未造成线路纵差保护启动。第19次电流扰动持续 3s后仍未恢复，最终造成了系统在 08∶12∶00.734跳闸。系统跳闸之后，后台在2016-02-06 08∶12∶02.614报出“合并单元品质位故障”。
2 系统跳闸原因分析
2.1 舟泗站直流控制保护配置
直流控保配置（双重化配置）：分为交流保护、换流器保护、直流场保护。图2所示为保护区域划分图。
1）交流保护。包括交流连接线差动保护、交流过电压保护、交流低电压保护、交流连接线过流保护、交流频率异常保护、站内接地过流保护、阀侧零序过流保护、阀侧零序差动保护、交流阀侧零序过压保护。
2）换流器保护。包括桥臂电抗器差动保护、阀差动保护、换流器过流保护、桥臂过流保护、桥臂环流保护。
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3）直流场保护。包括直流电压不平衡保护、直流欠压过流保护、直流过电压保护、直流低电压保护、直流母线差动保护、直流线路纵差保护。
图2 保护区域划分图
2.2 保护动作原因分析
电流纵差保护就是利用基尔霍夫电流定律，比较流入被保护元件各端的电流量，依据流入各节点的电流和为零这一规律，判别故障处于区内还是区外，具有良好的选择性和快速性[6]。直流线路差动保护作为直流欠压过流保护、直流电压不平衡保护的后备保护，主要用于检测直流线路高阻抗接地故障。保护检测本站直流线路电流和对站的直流线路电流，当两个电流差值的绝对值在一定时间内连续超过设定定值，保护动作[7]。
根据舟泗站直流保护配置直流线路纵差保护的逻辑，当检测到线路纵差电流差值大于0.03p.u.，持续 2.0s，系统报警；当检测到线路纵差电流差值大于0.05p.u.，持续3.0s，系统跳闸。从图3可以看出，跳闸瞬间PCPB正负极电压正常，为正负200kV。正极电流正常，负极电流明显有问题。
从图4可以看出，跳闸瞬间PCPA正负极电压正常，为正负200kV。正极电流正常，负极电流正常。
在跳闸瞬间PCPB的直流负极电流出现问题，PCPA的直流负极电流正常。但在完全双重化的保护逻辑中，值班或者备用系统只要有一套保护动作，就会触发系统跳闸。
直流线路纵差保护属于后备保护，主保护（直流欠压过流保护、直流电压不平衡保护）均未动作，通过分析波形和事件，认定故障原因是B套直流负极电流采样回路出现问题，其他设备均正常。
图3 系跳闸瞬间PCPB的波形
图4 系跳闸瞬间PCPA的波形
2.3 B套直流负极电流采样回路故障分析及处理
通过现场排查排查，发现其负极光CT接线盒B套电容组件损坏，更换后合并单元故障灯熄灭。
B套直流负极电流采样回路故障原因是，负极光CT接线盒B套电容组件损坏和整理箱端子排B套负极电流调制信号接线松动，导致负极电流不正常。
2.4 合并单元品质位故障
合并单元增加一次状态监测对象，通过过程层报文将状态转发测控装置，由测控上送后台，在后台实现电子式互感器及一次设备的状态监测[8]。
直流控保系统配置了收到合并单元品质位故障后，紧急故障闭锁保护的逻辑（现场已验证有此功能）。保护系统在接收到CT测量系统的电流数据时，首先应判断该帧数据是否有效（即DI是否置位）。若数据无效，则表明该套测量装置存在严重故障，应对该套测量装置对应的保护进行闭锁，以避免故障的保护系统发出错误的指令，引起系统的非正常跳闸。系统未能及时发现故障并闭锁系统的原因由以下两种可能：
1）光 CT测量装置在此次故障时未及时输出DI信息。
2）保护系统未及时监测到DI故障信息或收到DI信息后未及时闭锁系统。
3 后续处理方案
3.1 现场处理
基于舟泗站负极光 CT整理箱端子排接线松动的现象，对舟泗站A/B合并单元柜及正极光CT的整理箱、接线盒所有端子接线重新排查紧固，确保无类似问题出现。
3.2 CT测量系统分析及测试
在2月6日舟洋站跳闸（08点12分）事件中，系统在08∶12∶00.734跳闸。系统跳闸之后，后台在2016-02-06 08∶12∶02.614报出“合并单元品质位故障”。
通过模拟舟洋站故障 CT对应的电子单元（编号 NXCT-900）运行工况，保持电子单元的参数设置一致；当出现调制线松动时，电子单元确实存在DI延时置位现象。电流采样异常状时DI未被置位的原因是电子单元中 0x9B的寄存器参数设置存在错误；该参数直接决定了光 CT中的二次谐波可接受范围（optical input second harmonic accepte range）。
本次负极线处 CT故障的原因为调制线松动造成，调制线松动会导致二次谐波的变化。若变化范围在可谐波接受范围内，则 CT测量是不会产生电流畸变的。如果变化超出许可范围，状态位就会被置位（也就是数据无效），保护系统检测到DI信息后会将该套保护退出。但是由于这个可接受范围被设置错误，测量电流已经畸变却没有超越这个错误的可接受范围，因此DI标志位没有被置位，畸变的电流参与了保护，最终导致了跳闸。
通过人为触发制造调制线故障，分别在0x9B=0和0x9B=131的情况下，对比观察光CT电子装置输出中DI标志位的置位时间，见表1。
表1 DI标志位置位时间对比
因此，在参数 0x9B=0的情况下，当调制线松动造成 CT测量系统调制信号出现异常时，若该异常情况在短暂时间内（如小于2s）自动复归，则由于DI延迟的原因，系统将不会输出DI信号。当故障持续时间大于4s以上时，测量系统才将DI标志位进行置位。
该测试结果与2月6日08∶12∶00的跳闸时的现象相符。
4 结论
合并单元对自身故障判断时间过长，导致制保系统认为收到的电流信号是正常信号，无法对保护进行闭锁操作。对其合并单元品质位故障信号的逻辑进行优化，保证其快速正确的上送给控保系统。
1）将电子单元（编号 NXCT-900）地址 0x9B的寄存器参数由 0更正为 131，并检查其他站所有电子单元是否存在同样问题。
2）建议通过故障录波装置对合并单元的品质位进行监视，以便于更加直观的进行故障分析。
3）提高合并单元的电磁抗干扰性能[9-10]。
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