换流站直流控制系统触发角保护动作情况分析

广东电网有限责任公司广州供电局 林展涛

南方电网超高压输电公司 周翔胜 邓光武 李金安 包 威 周登波

直流输电系统通过改变换流变分接头（粗调）和换流器触发角（细调）来实现控制调节，其中后者能快速响应。其不仅能保证直流输电的各种输送方式，完善直流输电系统本身的运行特性，而且还可改善两端交流系统的运行性能[1]。

1 直流控制系统的分层结构

一般情况下，可将直流控制系统从高到低分为系统级、双极级、极级、换流器级和阀级。当单极只有一个换流单元时，极级和换流器级合并为一个级；当只有一条双极线路时，系统级和双极级合并为一级。触发角控制属于换流器级控制。当直流输电系统在解锁状态下接收功率指令后，发送直流电流指令给极控，极控经过控制运算后发送触发角指令给各个换流阀控制单元[2]。如图1所示。

图1 换流器控制

2 直流控制系统的冗余配置

若只配置一套直流控制系统，当故障不可用时会导致直流系统跳闸。为提高能量可用率，直流控制系统实现双重化配置，相互独立，互为冗余。通过切换逻辑装置，确保当前是其中一套系统作为主系统来控制，故障时自动实现无缝切换。所有的输入信号同时输入到主从两套系统，主系统根据输入信号来产生需要的触发脉冲，从系统如果与主系统的状态不一致，则自动跟随主系统的运行状态[3]。

3 触发角保护

鉴于触发角控制和换流器设备的重要性，控制系统内部对其设置了监控保护功能，保障直流输电系统的稳定运行。

3.1 触发角偏差保护

触发角偏差检测是对比两套控制系统的触发角，在有偏差的情况下切换控制系统时，会导致直流电流电压突变，直流功率出现波动，经过本系统自身调节可能无法恢复正常，对直流的安全稳定运行存在较大的隐患[4]。所以，西门子程序设定当两套控制系统触发角偏差大于9°时闭锁控制系统的手动切换逻辑，当偏差小于5.2°时返回，如图2所示。出现触发角偏差是由于从系统触发角无法与主系统触发角保持一致，可能是通讯故障、测量故障、板卡故障等原因造成的。

图2 触发角偏差保护

3.2 触发角过大保护

换流器层控制能够全面控制和监视换流器的运行状态，进而达到对换流器保护系统的一种补充作用。当控制系统监测到换流器故障时，能够迅速停运相应换流器，避免直流设备的损坏[5]。触发角过大保护属于换流器层控制系统的后备监视保护，用来保护换流器和阀阻尼电路，限制阀应力。在直流电流有流或换流器解锁状态下，控制系统若监测到触发角保持在60°～120°，则经延时后发出跳闸指令，如图3所示。保护定值单见表1。

表1 触发角过大保护定值

图3 特高压控制系统触发角过大保护

4 现场案例

4.1 广州换流站

2007年9月11日18:47，监控系统报极1极控系统1触发角偏差告警、系统1软件故障，同时极1电压测量出现异常（-199%），造成直流电压波动。停电后检查发现光PT传感器故障，因此系统1的触发角计算值与系统2的正常值出现偏差。经更换传感器后测量恢复正常，极控系统1恢复正常。

4.2 肇庆换流站

2006年11月6日08:16，监控系统报极2极控系统触发角偏差告警、极2极控系统告警、系统1软件告警信号，现场手动复归后恢复正常。怀疑极2极控系统1的测量输入输出板卡D06_IT42工作状态不稳定。2006年11月19日18:06，监控系统报极2极控系统告警、极2极控系统触发角偏差告警、系统1 SIMADYN D 装置硬件故障信号，11s 后报系统1 CPU1、CPU2故障信号。检查发现极2极控系统1的D05_P3（PM5）板卡中的flash 卡损坏导致系统程序无法载入运行。用新flash卡烧录程序并替换后，极控系统1恢复正常。

4.3 宝安换流站

4.3.1 极1极控系统

2009年4月11日10:33，极1极控系统1为主系统时，监控系统报极1极控系统触发角偏差告警、系统2软件告警信号，对极1极控系统2断电重启后恢复正常。

2010年7月24日09:45，上述现象再次出现。09:53，极1极控系统2报软件故障，同时检查工作站发现极1功率和双极功率值显示异常。将极1停运后，检修人员更换了极1极控系统1屏内D05_P3（PM6）板卡和D06_IT42板卡后恢复正常。

极1极控系统报触发角偏差告警现象后来多次复发，检修人员读取极1极控系统2数据，发现软件运行异常造成触发角跳变导致告警，重启后均能恢复正常。2013年大修期间，检修人员对极1极控系统2程序及屏柜回路接线、继电器进行了检查与维护后，至今不再复发，确认异常原因为装置板卡工作不稳定或屏柜回路接线存在端子松动。

4.3.2 极2极控系统

2010年6月8日00:33，极2极控系统1为主系统时，监控系统报极2极控系统1触发角偏差告警、系统2软件告警、系统2换相失败告警信号，对极2极控系统2断电重启后恢复正常。

4.4 侨乡换流站

2014年3月20日15:27，极2高端组控系统2为主系统，监控系统报系统2录波板卡故障、系统2软件告警信号。15:38，极2高端组控系统1发两套LAN网至系统2通讯故障、触发角偏差告警、TDC 机架故障信号。随后，系统1发触发角过大保护跳闸指令（从系统不出口）。

经检查分析，怀疑录波板卡和系统TDC 机架工作不稳定，导致主从系统间LAN 网通信故障。因此，系统1闭环控制参数不能与系统2保持同步，在电流测量偏差积分作用下触发角开始下降，当与系统2触发角相差9°后产生触发角偏差告警，同时闭锁主从系统切换功能。随后，系统1触发角下降到95°，且处于60°～120°超过20s，满足触发角过大保护动作条件，于是发跳闸报文、触发录波，如图4所示。由于系统1是从系统，跳闸指令不出口。停电后，对相关设备进行更换后，极2高端组控系统间通讯恢复正常，两套系统恢复正常运行。

图4 组控系统1和2的触发角

4.5 牛寨换流站

2014年4月28日22:36，牛从甲直流极1极控系统发系统间通讯故障、切换逻辑退出、两系统触发角指令偏差告警。22:41，极1极控系统B 大角度监视保护动作，牛从甲直流极1转为备用状态。

现场检查分析如下：极1极控系统通讯板卡工作异常，导致系统间通讯故障，使两套系统均处于值班状态，且系统A 最后进入值班，故实际参与换流阀触发控制脉冲由系统A 发出[6]。如图5所示，当时系统A 触发角在13.5°左右（正常），B 系统由于电流测量偏差积分作用导致触发角指令缓慢增大至62.5°左右（异常），满足大角度监视保护动作条件，B 系统出口跳闸指令。对极1极控系统间通讯板卡进行更换后，A/B 系统运行正常。

图5 极控系统A 和B 的触发角指令和测量值

5 运维建议

针对以上南方电网各换流站出现的案例，提出下列运维建议：一是出现控制系统触发角偏差告警时，检查设备运行情况、故障录波和测量回路，有条件的读取装置内部数据，有助于定位故障点和确认故障类型；二是由于从系统装置偶然性工作不稳定导致触发角偏差告警，若手动无法复归，则尝试断电重启装置恢复正常，避免控制系统失去冗余；三是若经检查分析确认为传感器、装置或板卡等硬件故障，应马上安排更换，必要时申请停电处理；四是当出现控制系统间通讯故障时，从系统触发角偏差会逐渐发展成过大保护动作，存在跳闸信号误出口的风险，应采取措施避免通讯双通道同时故障。鉴于牛从直流控制系统（南瑞）的特殊性，建议修改策略，避免两套系统同时处于值班状态；五是在停电检修期间对装置、回路、继电器等设备进行检查维护，能提高设备运行稳定性。

6 结语

运维经验表明，控制系统的稳定有助于提高直流输电系统的能量可用率。鉴于触发角控制和换流器设备的重要性，控制系统内部设置的保护功能，能保障直流输电系统的安全可靠运行。本文对南方电网各换流站直流控制系统触发角保护动作情况进行了分析，简述了当时的处置措施，提出了针对性的运维建议，值得在已有或未来直流输电工程中借鉴。