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许继电气公司王祺元、靳巩磊等:高压直流输电工程换流变进线电压互感器断线故障分析

日期：2023-08-09 00:39:17 来源：网络整理作者：本站编辑浏览：25 评论：0

在高压直流输电工程中，阀组控制系统的主要功能是根据直流电流参考值或直流电压参考值进行直流电流控制器、直流电压控制器、熄弧角控制器的闭环控制，并将产生的触发角指令转换成触发脉冲，对于高压直流输电系统的安全稳定运行作用重大。
许继电气股份有限公司的王祺元、靳巩磊、康婧婧、张青伟、张自朋，在2023年第5期《电气技术》上撰文，以陕武工程某换流变进线电压互感器（PT）断线故障为例，分析故障后阀组闭锁原因，提出软件优化方案，对原有同步电压故障逻辑进行优化。现场试验表明，优化后的阀组控制程序能够快速响应故障，及时切换阀组控制系统，保障直流系统运行稳定。

陕西陕北—湖北武汉±800kV直流输电工程（以下简称“陕武工程”）起于陕西省榆林地区，止于湖北省武汉地区，直流线路长度约1128km，双极直流线路1回，每极2组12脉动换流器串联。额定电压±800kV，直流输电容量8000MW，直流额定电流5000A。本工程是“西电东送”“北电南供”的能源大通道，对助力能源结构转型升级，推动陕西和湖北地区经济发展起到重要作用。

在陕武工程的控制保护系统中，为了提高系统运行的可靠性，直流阀组控制系统采用完全冗余的双重化配置。每套控制系统有独立的硬件设备，包括主机、板卡、电源、输入输出回路和控制软件；一套控制系统的任一环节故障，既不影响另一套系统的运行，也不会导致直流闭锁。

阀组控制系统的主要功能包括：阀脉冲点火控制、阀组的顺序控制、阀组的解锁/闭锁、电流、电压闭环控制（投退阀组等暂态过程的闭环控制）、阀组的角度限制及特殊角度的生成、阀组的开路试验、分接头控制、阀组的过负荷限制、与服务器及远动工作站的局域网（local area network, LAN）通信、与就地测控系统的现场总线通信和上传事件顺序记录器（sequence of events recorder, SER）等。

阀组控制系统综合考虑直流系统运行的各种工况，定义不同故障等级，对系统的切换逻辑进行设计，既考虑能有效地将故障系统切为备用系统，避免引起直流系统扰动，也考虑尽可能地降低直流系统的停运率。阀组控制系统的安全可靠对于高压直流输电系统的稳定运行作用重大。

1 事件介绍

在陕武工程现场系统试验期间，按照试验大纲计划，双极低端大地回线400MW功率下，进行换流变进线电压互感器（potential transformer, PT）断线故障试验。18:12开始进行试验，武汉站断开极2低端阀组测量屏B（极2低端阀组控制系统B为主系统）内的空开F711，极2低端阀组闭锁，功率转移至极1低端阀组，直流系统保持功率400MW不变。

表1 相关重要事件

结合两站事件分析，提取相关重要事件见表1，动作结果为极2低端阀组闭锁，预期的试验结果应为阀控系统迅速切换系统且直流系统运行正常，实际试验结果和预期试验结果不符，需要进一步分析原因。

2 异常现象分析

2.1 闭锁原因分析

陕北站极2低端阀组录波如图1所示，武汉站极2低端阀组录波如图2所示。结合图1和图2，由于阀组控制系统中进行锁相使用的电压与AMIN功能（最小换相裕度算法，常用于通过计算预测换相面积并比较安全裕度面积参考值，在换相失败之前提前触发以避免换相失败）计算使用的电压是同一光纤回路采集的三相交流进线电压，武汉站断开极2低端阀组测量屏B内的F711进线电压开关后，失去进线电压后AMIN功能报换相失败预测动作，触发角迅速降到105°，导致整流侧直流电压迅速降低，陕北站极2极保护线路低电压保护动作，极控执行线路故障重启，两次重启不成功闭锁直流，产生Y闭锁（立即移相，延时投入旁通对并闭锁阀组）；武汉站收到对站闭锁信号，执行90°闭锁逻辑，触发角移到90°。由于陕北站直流电流一直无法降低，导致一直无法封脉冲，武汉站没有收到对站脉冲消失信号，故触发角移到90°后，一直没有产生正常的Y闭锁。

图1 陕北站极2低端阀组录波

图2 武汉站极2低端阀组录波

阀组控制系统采集三相交流进线电压作为同步电压，同步电压的作用是锁定相位信息并控制发到阀基电子设备（valve base electronics, VBE）的触发脉冲。如果检测到同步电压故障则使用故障前的同步电压锁定相位，此时锁定的相位和实际交流电压相位的偏差造成阀组控制系统的触发脉冲和触发角都是不可靠的。

从武汉站的录波来看，触发角在110°左右，实际此时的触发角已经低于90°，武汉站进入整流模式；而陕北站在执行线路故障重启过程，触发角长期在120°左右，进入逆变模式，此时相当于功率反送的工况，所以在陕北站移相过程中，直流电压变为正值甚至出现反向情况，直流电流一直无法降低。

陕北站极2低端重启不成功后进入Y闭锁，延时200ms后直流电流大于0.03p.u.则发投旁通对的命令，旁通对投入之后直流电流迅速增大。而由于武汉站一直没有闭锁，此时直流电流有一个增大的过冲，导致武汉站极2低端阀组过电流保护动作条件满足，直流系统极2低端保护跳闸闭锁，直流功率转移至极1低端。

2.2 陕北站线路低电压保护动作分析

线路低电压保护判据为UdL＜UdL_set，其中UdL为极母线直流电压，UdL_set为其保护定值。线路低电压保护定值见表2。

表2 线路低电压保护定值

根据对现场录波和保护定值的分析，保护动作满足低电压定值（全压）的定值0.35p.u.和80ms，陕北站极2线路低电压保护动作录波如图3所示。

图3 陕北站极2线路低电压保护动作录波

武汉站发生换相失败后，会屏蔽陕北站的线路低电压保护。当武汉站换相失败信号消失后250ms时，陕北站才会投入线路低电压保护。此时陕北站线路低电压保护（全压）满足直流电压UdL小于定值0.35p.u.，满足保护动作延时80ms后发出线路故障重启信号，保护正确动作。

2.3 武汉站阀组过电流保护动作分析

阀组过电流保护判据为：max{IVY、IVD、IDCN}＞I_ref，其中IVY、IVD为阀侧电流，IDCN为阀组低压侧出口电流。阀组过电流保护定值见表3。

表3 阀组过电流保护定值

根据对现场录波和保护定值分析，保护动作满足保护Ⅳ段的定值3.5p.u.和2ms，武汉站极2低端阀组过电流保护动作录波如图4所示。

图4 武汉站极2低端阀组过电流保护动作录波

max(IVY, IVD, IDCN) 满足大于定值Ⅳ段3.5p.u.，保护延时2ms后发出Z闭锁信号（立即投入旁通对并阀组隔离，阀组隔离后闭锁阀组），保护正确动作。

3 优化与验证

结合现场试验录波和事件分析，整个过程是由于武汉站极2低端阀组控制主系统进线电压消失，AMIN动作将触发角迅速降低，导致直流电压快速降低，陕北站线路低电压保护动作，重启不成功后整流侧闭锁。进线电压消失后阀组控制系统锁相输出的触发脉冲保持不变，但与实际采集的交流进线电压相位不一致，造成直流电压反向，直流电流无法降低，待陕北站投入旁通对后，引起武汉站阀组过电流保护动作，逆变侧闭锁。

当主系统进线电压消失后，若系统能够快速切换，则可避免上述问题。阀组控制系统中配置了检测同步电压故障的判据，即若同步电压三相幅值小于0.15p.u.且故障持续2s则判定为紧急故障，同步电压故障逻辑如图5所示。单套系统紧急故障则切换系统，两套系统都紧急故障则发闭锁信号。本试验的目的是验证换流变PT断线后阀组控制系统可以快速进行系统切换，避免故障范围扩大，因此需要对同步电压检测故障逻辑进行优化。

图5 同步电压故障逻辑

3.1 优化方案

针对以上情况，提出两条优化意见。

1）原交流进线电压硬件回路如图6所示，交流进线电压经换流变进线PT空开由硬接线接入阀组控制测量屏，在阀组控制测量屏由F711空气开关隔离后进入阀组控制测量系统。现在取消两站阀组测量接口屏内的F711空气开关，减少回路上的故障点和人为因素造成的失误。

图6 原交流进线电压硬件回路

2）对阀组控制系统中原有的同步电压故障逻辑进行优化，增加换流变进线PT空开断开信号和进线断路器合位信号作为故障判定条件，优化后的同步电压故障逻辑如图7所示。进线断路器合上后，当交流电压正常、换流变进线PT空开断开时，系统判定为轻微故障并切换系统；当交流电压丢失时，此时无论换流变进线PT空开是否断开，系统都判定为紧急故障并切换系统。

图7 优化后的同步电压故障逻辑

3.2 现场试验验证

根据以上优化方案，在现场对硬件回路进行改造，验证回路的完整性和可靠性。然后按照优化后的同步电压故障逻辑修改软件相关设置并在陕北站进行现场试验验证。现场试验工况为双极功率控制，双极大地回线方式运行，接地极接地运行，站间通信正常。设置不同的故障条件，进行三项现场试验，分别记为试验1、试验2和试验3。

试验1：模拟整流侧极1高端阀组换流变进线PT空开断开且进线电压正常；试验2：模拟整流侧极1高端阀组换流变进线PT空开正常且进线电压异常；试验3：模拟整流侧极2高端阀组换流变进线PT空开断开且进线电压异常。

三项试验的动作录波分别如图8～图10所示，其中模拟量Uac、UdL、IdNC分别为交流电压、直流电压、直流电流，开关量ACTIVE_GC、CB_ON、DEBLOCK分别为阀控系统主用信号、换流变进线断路器闭合信号、解锁信号。

图8 试验1动作录波

图9 试验2动作录波

图10 试验3动作录波

在试验1中，检修人员在就地接口装置取消阀控主系统的换流变进线PT空开的开入信号，满足换流变进线PT空开断开且进线电压正常的条件，如图8所示，5s后阀控系统切换系统，交直流系统运行稳定，动作正确，试验成功。在试验2中，检修人员在就地接口装置取消阀控主系统的交流电压Uac的模拟量采集信号，满足换流变进线PT空开正常且进线电压异常的条件，如图9所示，120ms后阀控系统切换系统，本系统相关的交直流模拟量暂态波动后运行稳定，动作正确，试验成功。

在试验3中，检修人员在就地一次设备直接断开阀控主系统的换流变进线PT空开，满足换流变进线PT空开断开且进线电压异常的条件，如图10所示，20ms后阀控系统切换系统，本系统相关的交直流模拟量暂态波动后运行稳定，动作正确，试验成功。

4 结论

通过现场试验可知，经过硬件回路改造和阀控系统软件优化升级后，在应对不同类型的换流变进线PT断线故障时，阀控系统可以快速判别故障类型并切换主用系统。经过软硬件优化后，陕武工程解决了换流变进线PT断线的故障隐患，接下来将根据交流电压的三相故障和单相故障对该优化方案进行进一步分析研究。

本工作成果发表在2023年第5期《电气技术》，论文标题为“高压直流输电工程换流变进线电压互感器断线故障分析”，作者为王祺元、靳巩磊等。

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