閥組差動保護異常導致直流特高壓閥組閉鎖事故分析

在中國，±800kV特高壓直流輸電技術(shù)采用雙極雙12脈動換流器串聯(lián)運行的主接線形式?？紤]到單閥組運行、雙閥組運行、三閥組運行等多種組合形式，特高壓直流輸電共計有45種正常運行方式。為了有效提高直流輸電的可靠性，特高壓直流配置了單12脈動換流器在線投退控制策略，用以對故障退出運行的單12脈動換流器進行隔離檢修，以最大可能地避免極/雙極強迫停運風險，利用極間功率補償功能最大限度地減少功率損失。

     然而，現(xiàn)場工作經(jīng)驗卻表明，特高壓直流輸電單閥組在線投退功能存在著部分缺陷，導致投退失敗，甚至導致正常運行閥組誤退出等情況，引發(fā)業(yè)界廣泛關(guān)注。2016年2月28日，某特高壓換流站極Ⅱ低端閥組隔離開關(guān)正常操作過程中，極Ⅱ閥組連接線差動保護Ⅱ段動作，極Ⅱ高端閥組閉鎖。此次事件雖未造成直流功率損失，但對特高壓直流安全穩(wěn)定運行造成了極大的威脅。

     在此背景下，基于特高壓直流在線投退策略，對“2·28”事故進行詳細分析，查找出故障的根源，對其他換流站今后的運維工作具有極大的借鑒意義。

1、特高壓直流在線投退原理

特高壓直流工程閥組的投入與退出，應以不中斷另一閥組的正常運行;同時對直流功率輸送帶來的擾動應盡量小為原則，以避免對整個電網(wǎng)帶來過大的沖擊。站間通訊正常時，閥組投入退出命令由主控站發(fā)出，兩端換流站之間通過相互協(xié)調(diào)的控制時序?qū)崿F(xiàn)閥組平穩(wěn)投退。

有站間通訊時，換流器允許投入的前提是極單閥組運行，且兩站本極另一閥組均處于熱備用狀態(tài)（readyforoperation，RFO）。投入順序如下：

1）主控站發(fā)出換流器投入命令，投入的換流器立即解鎖，解除移相，定電流調(diào)節(jié)器的電流定值為IDNC實測值。在定電流調(diào)節(jié)器作用下，觸發(fā)角逐漸下降，通過換流器的電流逐漸增大;當通過換流器的電流與IDNC相等時，觸發(fā)角約為90°左右，此時拉開換流器旁通開關(guān)，直流電流完全轉(zhuǎn)移至換流器。

2）非主控站通過站間通訊收到主控站投入換流器命令信號后，與主控站同樣操作，解鎖閥組，調(diào)節(jié)換流器電流，拉開旁通開關(guān)。

3）逆變側(cè)投入的換流器在電壓調(diào)節(jié)器的作用下提升直流電壓，整流側(cè)維持直流電流為極控制電流指令值。

4）直流電壓和直流電流都達到指令值，換流器投入完成。

其投入過程的邏輯框圖，如圖1所示。

圖1 在線投入邏輯框圖

無站間通訊時，兩站運行人員通過電話溝通，整流側(cè)先發(fā)換流器解鎖命令，解除移相，升換流器直流電流達到IDNC后，拉開旁通開關(guān);整流側(cè)兩換流器均進入定電流控制，等待逆變側(cè)換流器投入;逆變站運行人員發(fā)出換流器解鎖命令后，解除移相，升換流器直流電流達到IDNC后，拉開旁通開關(guān);隨后逆變側(cè)提升直流電壓，整流側(cè)維持直流電流，換流器投入完成。整流、逆變兩站解鎖的時間間隔不能大于5s。

1.2在線退出原理及時序

有站間通訊時，換流器允許退出的前提是極雙閥組運行。退出順序如下：

1）主控站的換流器退出命令后立即執(zhí)行觸發(fā)角調(diào)整到90°（ALPHA90）操作，ALPHA90后執(zhí)行投旁通對操作，合換流器的旁通開關(guān)，然后閉鎖該換流器；

2）非主控站通過站間通訊收到主控站退出換流器命令信號后，與主控站同樣操作，立即執(zhí)行AL-PHA90操作，ALPHA90后執(zhí)行投旁通對操作，合換流器的旁通開關(guān)，然后閉鎖該換流器；

3）本極另一換流器繼續(xù)運行，兩站協(xié)調(diào)維持電流電壓在指令值附近，換流器退出完成。

其退出過程的邏輯框圖，如圖2所示。

圖2 在線退出邏輯框圖

無站間通訊時，某站單換流器故障退出，對站通過換流器不平衡保護功能自動退出本極低壓換流器。當本站雙閥組運行，且直流電壓在0.35～0.65p.u.之間，換流器不平衡保護判別對站換流器已退出時，將延時退出本站的低壓換流器。

2、事件記錄及故障錄波分析 

2.1事故概述

故障前，某特高壓直流雙極四閥組大地回線方式運行，輸送功率4000MW。故障后，極Ⅰ單極大地方式運行，輸送功率保持4000MW。11：17：10：576運行人員操作，發(fā)出極Ⅱ低端換流器隔離指令，但在11：17：31：795閥組連接線差動保護2段動作“三取二”判斷后發(fā)出Z閉鎖命令，極Ⅱ高端閥組閉鎖。由于直流半功率運行，極Ⅰ成功轉(zhuǎn)帶極Ⅱ功率，未導致直流功率損失。

事后檢查，極Ⅱ高端閥組未發(fā)現(xiàn)故障點，此次事件應該是由于控制保護系統(tǒng)缺陷導致的誤動事件。

2.2主要事件記錄

事件具體記錄如表1所示。

表1 事件記錄梳理

2.3故障錄波分析

閥組連接線差動保護的基本原理如下：

報警段：|IDC2P－IDC1N|＞ID_NOM×0.0375，延時2s報警。

跳閘Ⅰ段：

|IDC2P－IDC1N|＞|IDC2P+IDC1N|×0.5×0.1，延時150ms跳閘。

跳閘Ⅱ段：

|IDC2P－IDC1N|＞|IDC2P+IDC1N|×0.5×0.2，延時6ms跳閘。

事件發(fā)生期間，保護動作時刻的差動電流和制動電流波形如圖3所示。

圖3 故障發(fā)生時刻差動電流波形圖

從故障錄波圖分析，故障發(fā)生時，特高壓換流站極Ⅱ閥組連接線差動保護差動電流ICCBDP_DIFF由0瞬間變?yōu)?362A，大于差動Ⅱ段制動電流1750A，滿足保護動作條件。

從圖4看出，當雙閥組運行時，差動電流取高端閥組低壓側(cè)TA和低端閥組高壓側(cè)TA之差;當任一閥組退出后，差動電流取0A，該保護退出運行。

圖4 閥組連接線差動電流取樣邏輯

 3、直流控保軟件檢查分析  

此特高壓換流站使用南瑞集團提供的直流控制保護軟件，這也是特高壓直流工程首次使用南瑞集團的直流控保軟件。

保護動作、極Ⅱ高端閥組閉鎖后，檢查發(fā)現(xiàn)該保護邏輯中CONV1_ON=0、CONV2_ON=1（如圖5所示），與實際狀態(tài)不符，正常狀態(tài)應為CONV1_ON=0、CONV2_ON=O。

圖5 閥組運行狀態(tài)識別邏輯

由此推斷，BPD2（P2.WP.Q15）合上后，閥組連接線差動保護仍判該刀閘為分位，誤判低端閥組在運行狀態(tài)（CONV2_ON=1），同時高端閥組處于運行狀態(tài)（CONV1_ON=1），導致該保護選擇IDC2P和IDC1N進行差動電流的計算，此時IDC2P電流為0，IDC1N為運行電流（3362A），造成閥組連接線差動保護動作。

圖6 低端閥組旁路刀閘運行狀態(tài)輸入

進一步檢查發(fā)現(xiàn)軟件信號異常如圖6所示。正常情況下，賦值模塊（即圖6中→1←）輸出與輸入應一致，但圖中顯示輸入信號PWPQ15_OP_IND=0，輸出信號BPD2_OPEN_IND=1，輸出信號與輸入信號不一致?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)3套極保護中均存在該情況。

經(jīng)分析，發(fā)現(xiàn)導致BPD2分位信號錯誤的原因是BPD2_OPEN_IND輸入信號的底層代碼錯誤，誤將BPD2分位信號（PWPQ15_OP_IND）定義為BPD2合位信號（PWPQ15_CL_IND），如圖7所示。

圖7 信號內(nèi)部定義錯誤

根據(jù)上述現(xiàn)象分析，故障原因為軟件底層代碼錯誤，引起閥組連接線保護差動電流選擇錯誤，導致保護動作。

  4、故障處理及建議    

1）經(jīng)檢查，此特高壓直流閥組連接線差動保護均存在BPD2_OPEN_IND信號與實際狀態(tài)不符的情況，如現(xiàn)場實際狀態(tài)為分位，但軟件中信號為合位。建議直流控制保護供貨廠家開發(fā)編譯軟件自檢功能，當信號實際輸入與自定義輸入出現(xiàn)差異時，軟件能夠自動報警，確保其余信號無類似問題。

2）經(jīng)南瑞集團檢查確認，現(xiàn)場軟件中僅BPD2_OPEN_IND信號存在底層代碼錯誤問題，其他極控、閥控、極保護、閥保護等軟件中均無類似錯誤。建議廠家在編寫軟件和自行監(jiān)測過程中切實提高檢查力度，同時在出廠試驗、現(xiàn)場調(diào)試中能夠?qū)浖M行全面的試驗和檢查。

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