特高壓直流輸電保護性閉鎖動作策略研究

李 乾，張 祥，李 然，王 業，孔祥平，王書征

(1.許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000；2.國網江蘇省電力公司檢修分公司， 江蘇 南京 211100；3.國網江蘇省電力公司，江蘇 南京 210024；4.國網江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇 南京 211102；5.南京工程學院，江蘇 南京 211167)

特高壓直流輸電保護性閉鎖動作策略研究

李 乾1，張 祥2，李 然2，王 業3，4，孔祥平4，王書征5

(1.許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000；2.國網江蘇省電力公司檢修分公司， 江蘇 南京 211100；3.國網江蘇省電力公司，江蘇 南京 210024；4.國網江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇 南京 211102；5.南京工程學院，江蘇 南京 211167)

以某在建±800 kV特高壓直流輸電工程為背景，研究了整流站和逆變站極區故障和閥區故障時，不同的閉鎖時序策略。對每種故障分別從整流站和逆變站進行分析，考慮setα=90°、移相和投旁通對不同動作策略的優異，同時考慮是否會造成直流電流過沖、是否會造成直流電流過零、是否能快速地轉移系統中的能量、是否能快速地隔離故障區域以及當極區發生故障時，選取某種策略另一極是否會換相失??；當閥區發生故障時，選取某種策略另一閥組是否會發生換相失敗等因素，從而得到較為合理的極區故障及閥區故障的閉鎖策略。為驗證策略的合理性及優異性，利用工程調試所搭建的RTDS仿真平臺，同時利用該工程控制保護系統進行試驗，試驗結果表明，所選取策略相對以前的策略具有較為顯著的改進，可防止多種工況下的換相失敗及電流斷續情況，為在建工程及今后新建工程保護性閉鎖策略提供了指導性意見。

特高壓直流；移相；投旁通對；setα=90 °；換相失敗

0 引 言

近年來，超特高壓直流輸電技術日趨成熟，并被廣泛應用，其特點是輸送電容量大，輸電距離遠，可節約大量的輸電走廊資源及提高電網的安全穩定水平。超特高壓直流輸電技術對中國能源資源優化配置和全國電力系統聯網的格局已產生重大而深遠的影響[1]。從早期的三常、三廣和貴廣等±500 kV超高壓直流輸電工程到近期的向上、復奉、賓金、錦蘇、溪浙等±800 kV特高壓直流輸電，電壓等級越來越高，±800 kV已成為特高壓直流輸電的主流電壓等級，近期±1 100 kV工程昌吉換流站也已動工建設。在±500 kV超高壓直流輸電工程中，通常采用12脈動單閥組結構[2-3]；而在±800 kV特高壓直流輸電工程中，盡管有公司表明已經可生產單閥組±800 kV的結構，但考慮到換流變壓器的重量和運輸尺寸等相關因素，國內特高壓工程暫未使用該技術，主流設計依然采用將2個±400 kV 12脈動閥組串聯的結構[4-5]。

正是由于該結構，決定了控制保護的閉鎖策略與常規超高壓工程有所區別，因為超高壓工程單極只有1個閥組，不存在閥組閉鎖和極閉鎖的區別，而特高壓工程有2個閥組串聯，則當某一閥區發生故障時，應該將該閥組閉鎖并隔離，從而不影響雙極其他另外3個閥組的正常運行，而當極區發生故障時，則應該將該極閉鎖并隔離，從而不影響另一極2個閥組的正常運行。

以國內某在建±800 kV工程為背景，在仿真調試階段，詳細研究了整流站和逆變站極區故障和閥區故障時，不同的閉鎖時序策略，對每種故障分別從整流站和逆變站進行分析：考慮setα=90°、移相和投旁通對不同動作策略的優異；同時考慮是否會造成直流電流過沖、是否會造成直流電流過零、是否能快速地轉移系統中的能量、是否能快速地隔離故障區域以及當極區發生故障時選取某種策略另一極是否會換相失敗，當閥區發生故障時選取某種策略另一閥組是否會發生換相失敗等因素，從而得到較為合理的極區故障及閥區故障的閉鎖動作策略。同時，為驗證策略的合理性及優異性，借助工程調試所搭建的RTDS仿真平臺，同時利用該工程控制保護系統進行試驗，試驗結果表明，所選取策略相對以前的策略具有較為顯著的改進，可防止多種工況下的換相失敗及電流斷續情況，為在建工程及今后新建工程保護性閉鎖策略提供了指導性意見。

1 特高壓直流閥區保護的特點

1.1 特高壓直流輸電閥組結構

相對±500 kV的超高壓直流輸電，±800 kV的特高壓直流輸電工程將單12脈動改為雙12脈動結構，每1個極有2個閥組串聯而成。如圖1所示,每1個12脈動閥組同時并聯有旁路開關BPK10和旁路刀閘BK12。

圖1 特高壓直流輸電單閥組結構

特高壓直流輸電采用該種結構后，單極可單閥組或雙閥組運行，運行方式更加靈活[6-7]。但運行方式的多樣化帶來了其保護動作策略較超高壓直流輸電系統更為復雜。對于某一閥組區內故障，如換流變壓器閥側故障或換流器故障，需要通過保護性閉鎖停運該閥組但又不影響其他在運閥組，故設計合理的動作策略并結合高速旁路開關來隔離故障顯得尤為重要。

1.2 特高壓直流輸電閥區保護特點

特高壓直流輸電工程單極擁有2個12脈動閥組串聯而成，每個閥區配置各自的閥區保護。如圖2所示，單個閥區除配置了與常規超高壓直流輸電相同的保護，如換流器閥短路保護、換相失敗保護、閥差動保護、閥過流保護外，還配置了特高壓直流輸電工程特有的保護，如旁通開關保護、旁通對過負荷保護及換流器過壓保護(需具有換流器中點UDM測點)。其中閥短路保護與閥差動保護作為閥故障的主保護，而閥過流保護一般作為閥短路保護的后備保護。

圖2 特高壓直流輸電閥區保護配置

1.3 特高壓直流輸電保護動作策略

特高壓直流控制保護系統會根據不同的保護動作產生不同的動作后果，這些動作主要包括：換流閥移相(包括setα=90°和強制移相)、換流閥閉鎖、功率回降、投旁通對、合旁通開關、交流斷路器跳閘、啟動斷路器失靈保護、閉鎖交流斷路器、極隔離、重合轉換開關、合上中性母線接地刀閘[8]等。

閉鎖就是指移除換流閥的觸發脈沖，觸發脈沖移除后，電流一旦為0，閥組就會自動關斷。為了不對系統造成沖擊，實現快速平滑的閉鎖，除了移除觸發脈沖外，針對不同的故障類型，在移除觸發脈沖前還需要進行投旁通對(同一6脈沖閥組內連接到同一交流相的兩個相對的閥，可以為直流側電流提供一個電流通路，泄除能量)、移相等操作，不同的動作組合就形成了不同的閉鎖類型[8-9]，如XYZS閉鎖等(某些廠家還具有U閉鎖)。XYZS閉鎖大致可以用如下特點來進行區分：X閉鎖為不投旁通對閉鎖，是較為嚴重故障時的閉鎖；Y閉鎖為有條件執行的閉鎖，如過流等故障、交流側故障及手動閉鎖；Z閉鎖為投旁通對閉鎖，是大部分直流側故障時的閉鎖；S閉鎖為特殊類型的閉鎖，如逆變側閥短路、極差或單一橋換相失敗等。

與超高壓直流輸電工程不同，在特高壓工程中，所有的閉鎖都是針對閥組的，不是針對極的。如果要閉鎖一個極，極控主機會同時發閉鎖命令至閥組層，同時閉鎖兩個閥組。需要注意保護動作后，整流站和逆變站執行的閉鎖邏輯可能各不相同。例如逆變站執行了 Z 閉鎖，整流站并不一定執行 Z 閉鎖[10]。所以在調試時，需要針對整流站及逆變站分別分析，研究兩站動作策略各自的優異性及相互之間的配合關系。

1.4 setα=90°、強制移相和投旁通對

setα=90°、強制移相和投旁通對這3種動作策略的不同使得故障時其動作后對系統產生的影響也大不相同，仿真階段將對該3種動作策略在不同工況下的動作效果進行研究，在閥區故障和極區故障時提出較為優異的動作邏輯。

1)setα=90°：把觸發角限制值緩慢移動到90°，使閥組進入零功率狀態，便于投旁通對和合旁路開關，持續時間大約200～300 ms，屬于慢速移相。

2)強制移相(retard)：一般只在整流站才具有的動作策略，把觸發角快速移相至120°，以抑制直流電流的增大，待直流電流下降到0.05 p.u.時再移相至160°，直流電流下降至0.03 p.u.時閉鎖點火脈沖，整體持續時間大約110～120 ms，其中將觸發角由15°移相至120°持續時間大于20～30 ms，該段屬于快速移相。

3)投入旁通對(BPPO)：當旁通對投入時，直流回路被短路，直流無法通過換流變壓器，因此交直流之間被隔離，使得交流側電流迅速降低，可以快速跳開交流側斷路器(Trip ACC)，同時由于旁通對的投入，使得直流側發生短路，直流電壓迅速降低至 0，從而直流網中的能量得以快速釋放，便于故障的快速恢復。其持續時間大約為幾毫秒到十幾毫秒，屬于極速釋放能量的一種方式。

2 整流站和逆變站極區故障和閥區故障策略對比研究

2.1 整流站極區故障

傳統策略：整流側極區發生故障后，傳統策略為保護性閉鎖該故障極，當逆變側收到整流站閉鎖命令后直接投入旁通對。

問題分析：該策略會造成逆變站直流電壓迅速降低，造成電流短時過沖，有可能引起對極換相失敗。試驗波形如圖3所示。

改進策略：是否可以在逆變側直接投旁通對之前，在逆變側添加setα=90°邏輯使直流電壓緩慢下降？但是如果采用setα=90°邏輯，整流側直流電壓下降速度有可能快于逆變側電壓下降速度，故有可能會造成大約200 ms的直流電流過零斷續問題，是否可行？針對該想法進行試驗，試驗錄波如圖4所示。

試驗結論：逆變側在投旁通對前加入setα=90°邏輯可以緩慢地降低逆變側直流電壓，抑制電流過沖現象。同時由于是極閉鎖工況，所以不用考慮setα=90°引起的直流電流過零問題，故該工程在整流側保護性閉鎖極時，逆變側在投旁通對之前加入setα=90°邏輯。

2.2 逆變站極區故障

傳統策略：當逆變站極區發生故障時，傳統策略為逆變站直接投入旁通對，通過保護性閉鎖閉鎖該極，整流站收到逆變站閉鎖命令后強制移相。

問題分析：整流側采用移相策略時，直流電壓下降過慢，使電流過沖較大；試驗時，過沖電流串入對極，造成了在運對極的一次換相失敗。試驗錄波如圖5所示。

圖5 逆變站極區故障保護性閉鎖時整流側移相時整流側波形

改進策略：由于投旁通對速度較快，可以快速降低整流側電壓，是否可以在逆變側保護性閉鎖時使整流側立即投入旁通對，來防止電流過沖導致另一極的換相失敗。針對該策略進行試驗，試驗錄波如圖6所示。

試驗結論：如圖6所示，逆變側故障時，整流側直接投入旁通對雖然可以快速地降低直流電流，但會造成直流系統的振蕩?？紤]到移相策略的可靠性相對投旁通對要高(當發生故障時，較大電流流過閥組，投旁通對有可能不一定成功)，同時也可以快速地將能量從系統中轉移，故雖然造成了一次對極的換相失敗，仍然決定保留原有策略：即逆變側保護性閉鎖極時，整流側走正常Y閉鎖邏輯，更為優秀的策略有待進一步研究。

圖6 逆變側保護性閉鎖時整流側投旁通對時整流側波形

2.3 整流站閥區故障

傳統策略：當整流站閥區發生故障時，傳統策略為整流站保護性在線閉鎖閥組，逆變站采用setα=90°邏輯。

問題分析：如果逆變站采用setα=90°邏輯，則有可能產生電流長時間過零的情況，由于為閥區故障，故障閥組退出運行不應影響該極另一健全閥組正常運行，故不允許像極區故障那樣存在電流長時間過零情況。

改進策略：去除逆變站收到整流站閥組閉鎖后的setα=90°邏輯，防止電流長時間過零。

2.4 逆變站閥區故障

傳統策略：當逆變站閥區發生故障時，傳統策略為逆變站保護性閉鎖在線退出故障閥組，直接投入旁通對，而整流站在收到逆變站閉鎖信號后，立即投入旁通對閉鎖。

問題分析：此時由于逆變站傳遞閉鎖信號給整流站大約需要10～20 ms的通訊延時，所以會引起逆變站在投入旁通對后，直流電壓先下降，此時直流電流過沖會導致在運行的另一12脈動健全閥組的任一橋換相失敗保護動作，閉鎖在運健全閥組。試驗錄波如圖7所示。

改進策略：1)逆變站在運另一健全閥組在故障閥組閉鎖時立即增加γ角10°，增大換向裕度，防止換相失??；2)故障閥組延時30 ms投入旁通對，防止立即投入旁通對造成的大電流過沖；3)去除整流側與逆變站故障閥組對應的閥組的setα=90°邏輯，直接投入旁通對，以快速衰減整流側電壓，防止大電流過沖。針對上述3種策略進行試驗，錄波如圖8所示。

圖7 逆變站閥區故障保護性在線退出閥組時整流側采用set α=90°時整流側波形

圖8 逆變側保護性在線閉鎖閥組時整流側直流投入旁通對時整流側波形

試驗結論：通過改進策略的3種措施可以降低直流側電流過沖，防止在運另一健全閥組的換相失敗，所以本工程逆變側保護性在線閉鎖閥組時，采用上述3個策略。

3 結 論

以某在建±800 kV特高壓直流輸電工程為背景，研究了整流站和逆變站極區故障和閥區故障時，不同的閉鎖時序策略。其中，針對整流站極區故障，采用逆變側在投旁通對前加入setα=90°的邏輯，其可緩慢地降低逆變側直流電壓，抑制電流過沖現象；針對整流站閥區故障，去除逆變站收到整流站閥組閉鎖后的setα=90°邏輯，防止電流長時間過零；針對逆變站閥區故障，采用3個改進過的策略，分別為：1)逆變站在運另一健全閥組在故障閥組閉鎖時立即增加γ角10°，增大換向裕度，防止換相失??；2)故障閥組延時30 ms投入旁通對，防止立即投入旁通對造成的大電流過沖；3)去除整流側與逆變站故障閥組對應的閥組的setα=90°邏輯，直接投入旁通對，以快速衰減整流側電壓，防止大電流過沖。

試驗結果表明，所選取的策略相對以前的策略具有較為顯著的改進，可防止多種工況下的換相失敗及電流斷續情況，為在建工程及今后新建工程保護性閉鎖策略提供了指導性意見。

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On the basis of one specific ±800 kV ultra high voltage DC (UHVDC) project in China, the block sequence strategies are mainly discussed under different circumstances when pole faults and valve faults happen on rectifier station and inverter station. The differences among several actions such as setα=90°,retarding and firing the bypass pairs are considered when analyzing each fault on rectifier and inverter side. Meanwhile, whether these actions can bring a large DC current or make DC current reach zero, or can transfer the energy in the system and then isolate the fault, whether these strategies can bring commutation failure should also be considered. In terms of valve fault, one certain reasonable block strategy for pole faults and valve faults can be obtained after considering whether the strategy can bring commutation failure on another valve group. At last, the effectiveness and priority of the strategies are verified on the RTDS simulation platform based on the project commissioning. The test results indicate that the proposed strategy is much better than the previous strategy in that it can prevent commutation failure in many operating conditions and it can avoid the current interruption. Thus, it can provide instructive suggestions for the protective block strategy in the future ultra high voltage DC project.

UHVDC; retarding; firing the bypass pairs; setα=90°；commutation failure.

TM773

A

1003-6954(2017)01-0076-05

2016-10-03)