直流线路故障重启动控制策略改进

2020-04-13李安生

通信电源技术 2020年4期

李安生

（中国电力技术装备有限公司，北京 100052）

0 引言

虽然我国电力经过了多年发展，在很多方面都取得了较大进步，但是还存在电力需求和能源分布不对称的问题。这就造成了用电需求增长和电网输电能力之间的矛盾，也就推动了较强输电能力的直流输电工程快速发展。对于长距离的直流输电工程，一般会采取双极架空线方式，这些线路往往分布在地理条件复杂的区域，常常会遭受到山火以及雷击等影响，直流线路故障已经成为了最常见的故障之一。所以针对此方面问题需要采用直流线路故障重启动控制策略，能够有效降低单极停运率，进一步提升直流输电工程运行的可靠性。本文主要阐述直流线路故障重启动策略，同时针对极控系统站间通信故障情况下无法闭锁直流系统的问题提出相应的改进对策，能够有效提升直流线路故障重启动控制策略的可靠性。

1 直流线路故障重启动策略

1.1 直流线路故障重启动基本原理介绍

具体应用过程中，一旦直流线路发生某种故障，那么系统的保护部分就能够判定故障情况，同时能够形成重启动信号并发送给极控系统。极控系统接收到信号后，会根据事先设定的指标进行重启动控制。可以通过多次重启动来降低直流故障影响，指导故障完全消除。如果系统可以通过有效的重启动消除直流线路故障，并且重启之后的直流电压满足具体运行要求，就说明系统通过重启动方式能够恢复到正常运行状态；如果在超出重启动限定次数的情况下还是没有恢复直流线路的正常运行，就说明系统重启动无效，这时为了确保整个系统的安全性就会启动闭锁控制，使得整个系统无法有效运行。

1.2 直流线路故障重启动参数设定

具体参数设定如表1 所示。

表1 直流线路故障重启动参数设定

第一，相关运行人员可以通过OWS 实施直流线路故障重启动次数设定，需要注意的是，在重启次数设定时需要对整流站以及逆变站分别实施。

第二，相关运行人员可以通过OWS 实施直流线路故障重启动后直流电压等级的设定，需要注意的是，在重启动后直流电压等级的设定时需要对整流站以及逆变站分别实施；要保证站层控制整流站跟随逆变站。要确保直流电压等级按照第1 次到第5 次的顺序进行排列，并且确保每一个设定值需要在额定电压的100%、80%以及70%三种电压等级中进行选择。

第三，直流线路故障重启动去游离时间设定。此方面的参数主要是通过运行人员在OWS 进行设定，设定过程中要确保站间通信故障时蒸馏站和逆变站的独立设定；要保证站层控制整流站跟随逆变站。要确保直流电压等级按照第1 次到第5 次的顺序进行排列，并且确保每一次的设定范围控制在100～500 ms。

1.3 直流线路故障重启动顺序控制

一旦直流线路发生某种故障，那么系统的保护部分就能够判定故障情况，同时能够形成重启动信号并发送给极控系统。极控系统接收到信号后，会根据事先设定的指标进行重启动控制[1]。一般直流线路故障重启动的控制要重点关注如下四方面内容。

第一，直流线路故障检测阶段。故障检测主要是通过直流保护系统来实现，一旦直流线路发生故障，保护系统就会利用图1所示的各种保护方式实施检测，能够形成直流线路故障重启动脉冲信号，同时将其信号并发送给极控系统。

图1 直流系统保护方式

第二，直流系统移相阶段的有效控制。极控系统接收到故障重启动脉冲信号后就要实施直流线路故障重启动次数的统计，同时在一定时间（约5 s）后对于启动次数进行归零，重新进行统计。在此基础上系统会强行进行移相，首先触发角会移相到120°并维持，只有在实际电流小于3%额定电流，同时持续时间在50 ms 之后触发角会向160°移相并维持，直到去游离时间结束为止。

第三，直流线路去游离阶段控制。此阶段也是通过极控系统实现的，主要是以直流线路物理特性作为基础进行设定，从极控系统强制移相开始就计算直流线路的去游离时间（放电时间），这个阶段无论是电压还是电流都非常小（趋于零），此种情况下一旦去除掉了线路中的故障，直流线路就可以很快形成较好的绝缘性能。在此过程中，为了避免发生整个直流系统闭锁的情况，直流保护系统会将低电压保护功能关闭。

第四，直流系统再启动阶段控制。直流系统再启

动阶段控制主要是利用极控系统来进行的，在放电时间结束后整流站就会将强制移相信号解除，然后整个系统的电压以及电流都会逐渐恢复。然后对直流线路故障情况进行判定，若是之后限定时间（一般为75 ms）内直流电压实际值大于20%额定电压，就可判定直流线路中的故障已经排除，实现了有效的故障重启动作，可以保证整个系统的正常运行；若是之后限定时间（一般为75 ms）内直流电压实际值小于20%额定电压，就可判定直流线路故障仍然存在，那么就要重复上述过程实现再次的重启动。经过多次重启后（事先设定的限定次数）还是无法成功，就可以判定其为永久性故障。这就说明该直流线路始终处在故障状态，那么极控系统会发出信号完成闭锁，并且逆变站会通过极控站间通信来得到闭锁控制指令并执行相应控制。

2 直流线路故障重启动策略改进

2.1 直流线路故障情况

若是两站极控系统通信发生故障，那么即便是保护系统发出了直流线路故障重启动指令，极控系统也无法进行闭锁而触发脉冲，不能实现直流系统的闭锁顺序控制，这就需要通过人工启动的方式紧急停机才可以使得逆变站系统停止运行，此种情况是不合理的。

对于此问题采取相应的改进对策为：在确保原有控制逻辑（整流站执行直流线路故障重启动失败闭锁直流系统逻辑）的同时再增加闭锁逆变站直流系统逻辑[2]。通过此种设置方式可以保证逆变站在极控系统站间通信故障的情况下，直流线路故障重启动统计次数大于运行人员的设定次数。图2 为直流线路故障重启动改进对策逻辑框图。

2.2 试验验证情况

为了验证极控系统直流线路故障重启动控制策略改进的效果，基于RTDS 建立起直流工程仿真系统，进行整流站极1 引线接地故障的模拟[4]。两站极控系统站间通信故障相应参数设定如表2 所示。

试验的具体操作为：极控系统实施直流线路故障重启动控制的同时闭锁极保护直流低电压保护功能，这样就会使得直流电压、直流电流等渐渐下降；在此过程中对于直流线路故障进行重启，但是进行了3 次重启后直流电压并没有恢复（仍然小于20%额定电压），还需要进行再一次重启动。此种情况下直流线路故障重启动统计次数会超过事先设定的直流线路故障重启动次数，这种情况下进行闭锁触发脉冲能够实现直流系统闭锁顺序控制[3]。