特高压直流系统解锁异常故障分析

李 然，孙 毅，李 伟，吕 力，金 铭

（1.国网江苏省电力有限公司检修分公司，江苏 南京 211100；2.国网浙江省电力有限公司检修分公司，浙江 杭州 310018）

0 引言

随着经济的飞速发展，截至2019 年底，江苏省内最大负荷已经连续3 年突破1 亿kW。淮安换流站作为江苏省内的第二座特高压换流站，其满送功率可达8 000 MW，在江苏省电网结构中非常重要，针对其开展的故障分析对保证特高压直流输电系统以及区域电网的安全稳定有着十分重要的意义［1-2］。

针对淮安换流站的一次解锁异常进行深入分析，得出了故障的根本原因，并据此提出了改进措施。保证了雁淮直流的安全稳定运行，在一定程度上提升了直流能源可用率。

1 故障过程

图1 故障前淮安换流站的运行方式

以运行人员工作站（Operator Work Station，OWS）操作下令的绝对时间00∶14∶32.000 为此次事件的相对起始时间t0=0，故障时间序列为：

1）t=0，运行人员同时下发极1 单阀组解锁命令、极2 单阀组解锁命令；

2）t=1.386 s，极1 控制系统收到解锁单阀组命令；

3）t=1.397 s，极1 高端执行解锁命令；

4）t=1.464 s，交流滤波器投入命令产生；

5）t=1.885 s，5642交流滤波器（HP12／24 型）投入；

6）t=2.350 s，极1 高端阀组解锁完成；

改革开放以来，我国利用劳动力成本较低的比较优势参与国际竞争，取得了很大的成绩。但是，随着我国经济经过30多年的高速发展，资本快速积累，农村劳动力大量转移到城镇就业，我国生产要素的比较优势已经开始发生显著变化。我国劳动密集型产业的比较优势正在消失，而资本密集型产业的比较优势已经开始显现。这是我国经济发展的一个重要转变，对此要在政策上予以及时调整，以恰当应对这种变化。

7）t=2.436 s，极2 控制系统收到解锁单阀组命令；

8）后续时间内极2 高端阀组未执行解锁命令。

后台详细的顺序事件记录 （Sequence of Event，SOE）如表1 所示。

表1 故障过程的SOE

2 故障原因分析

2.1 未执行解锁命令原因分析

现场检查淮安换流站一、二次设备状态，均无异常。随即对SOE 进行详细检查，发现在极2 控制系统收到解锁命令前，极2 高端阀组的热备用状态已经消失。

阀组热备用状态共有15 个条件须满足：阀厅门已锁、阀厅连锁已完成、换流变压器分接头挡位就绪、阀厅接地开关处于分开状态、换流变压器冷却系统已投入、交流滤波器可用、阀冷却系统就绪、阀组已连接、阀控系统正常、直流场配置就绪、换流变压器进线开关处于合上状态、换流变压器进线开关处于合上状态、触发脉冲处于闭锁状态、无保护跳闸信号、手动模式或者顺控自动热备用状态。

综合SOE 中的换流变压器分接头挡位调整可以得出，极2 高端阀组热备用状态消失的原因为：换流变压器分接头挡位就绪不满足。

该条件在逻辑中由分接头自动控制和换流变压器空载电压Udi0就绪（208.21 kV＜Udi0＜212.41 kV）组成［4-6］，如图2 所示。

图2 换流变压器分接头挡位就绪判断逻辑

Udi0的计算公式为

式中：Uab为换流变压器网侧电压；DY为分接头实际挡位，通常取的是Y 型变压器A 相的分接头挡位；DN为分接头操作机构0 挡对应的分接头额定挡位（雁门关换流站为26，淮安换流站为25），式（1）中均采用标幺值。

现场检查极1 高端阀组解锁时的录波发现，5642 交流滤波器投入前的t1时刻极2 高端换流变压器网侧电压为517.03 kV，t2时刻5642 交流滤波器投入，5642 交流滤波器投入后的t3时刻极2 高端换流变压器网侧电压为520.25 kV，提高了约3 kV，如图3 所示。

将换流变压器网侧电压与挡位变化情况代入式（1）可以得到极2 高端阀组的空载电压变化情况，如表2 所示。

图3 极2 高端换流变压器网侧电压录波

表2 极2 高端阀组的空载电压变化情况

综上所述，在解锁前极2 高端阀组空载电压满足条件，极2 高端阀组处于热备用状态。但由于极1、极2 控制系统收到解锁命令不同步（相差1.050 s），极1 高端阀组先解锁后投入的交流滤波器抬升了交流侧电压使得此时空载电压不满足条件，极2 高端阀组退出热备用状态。当极2 高端换流变压器挡位自动调整后，极2 高端阀组才重新进入热备用状态，而此时距极2 控制系统收到单阀组解锁命令已经过去了15.755 s，导致解锁失败。

2.2 解锁命令不同步原因分析

淮安换流站LAN 网结构如图4 所示，包括运行人员控制层的监控和数据采集 （Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）系统LAN 和控制保护设备层的控制系统LAN 两部分，两者之间通过高速级联口连接在一起［7-8］。

运行人员在OWS 上同时下发极1 单阀组解锁命令、极2 单阀组解锁命令后，基于客户机/服务器的分布式结构，该命令首先通过SCADA LAN 传输至服务器预处理，然后由服务器通过SCADA LAN、高速级联口（两级路由器）、控制系统LAN 传输至直流站控系统，直流站控系统再通过IFC 快速控制总线（光纤）将解锁命令分别传输至极1、极2 的控制系统，命令传输过程如图5 所示。淮安换流站LAN网采用的是千兆网络，传输速率为1 Gbit/s，命令发送时延和传输时延理论上远远小于1 ms。但由于两条命令从OWS 到直流站控系统之间一直采用独立传输，经过了服务器和高速级联口（两级路由器），一共3 个网络节点，每个节点都会出现节点处理时延和排队时延。并且前一个节点产生的时延在经过后一个节点时会被放大，产生更大的时延。因此造成了极1 单阀组解锁命令、极2 单阀组解锁命令出现了较大的不同步。

3 改进措施

考虑到服务器处理命令的不同步以及LAN 网可能造成的网络堵塞［9-10］，本次改进通过改变解锁命令传输结构，让各种解锁方式用一条命令就可以直接传输到直流站控系统，避免了服务器处理过程和LAN 网堵塞造成的不同步。直流站控系统处理后台命令的执行周期采用的是T3 周期（128 ms），理论上节点处理时延和排队时延最大为128 ms，直流站控系统与极控系统采用的是IFC 快速控制总线 （光纤），理论上传输时延远远小于1 ms，因此总的不同步时间不超过129 ms。

新增后的解锁命令为：极1 解锁单阀组命令（原有）；极1 解锁双阀组命令（原有）；极2 解锁单阀组命令（原有）；极2 解锁双阀组命令（原有）；极1、极2解锁单阀组命令（新增）；极1、极2 解锁双阀组命令（新增）；极1 解锁单阀组、极2 解锁双发组命令（新增）；极1 解锁双阀组、极2 解锁单阀组命令（新增）。改进措施实施后的命令传输情况如图6 所示。

图6 改进措施实施后的解锁命令传输过程

解锁命令进行改进后，对新增的4 条解锁命令各进行5 次解锁试验，均成功解锁，双极解锁情况如表3 所示。

表3 控制系统接收命令不同步时间 单位：ms

4 结语

国内的特高压直流工程已经进入了高速建设期，特高压直流系统相关的故障分析及解决对特高压直流输电系统以及区域电网的安全稳定运行都有着极其重大的影响。从一起特高压直流输电解锁异常的故障着手分析，得出了该故障的根本原因是双极解锁命令的不同步。根据故障原因，提出了改变解锁命令传输方式的改进措施，并通过试验验证了该措施的有效性，保证了雁淮直流的可靠运行，对后续的新建工程有一定的指导意义。