閥組差動(dòng)保護(hù)異常導(dǎo)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(dòng)換流器串聯(lián)運(yùn)行的主接線形式。考慮到單閥組運(yùn)行、雙閥組運(yùn)行、三閥組運(yùn)行等多種組合形式，特高壓直流輸電共計(jì)有45種正常運(yùn)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(dòng)換流器在線投退控制策略，用以對(duì)故障退出運(yùn)行的單12脈動(dòng)換流器進(jìn)行隔離檢修，以最大可能地避免極/雙極強(qiáng)迫停運(yùn)風(fēng)險(xiǎn)，利用極間功率補(bǔ)償功能最大限度地減少功率損失。

     然而，現(xiàn)場(chǎng)工作經(jīng)驗(yàn)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(dǎo)致投退失敗，甚至導(dǎo)致正常運(yùn)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(dòng)保護(hù)Ⅱ段動(dòng)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(duì)特高壓直流安全穩(wěn)定運(yùn)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(duì)“2·28”事故進(jìn)行詳細(xì)分析，查找出故障的根源，對(duì)其他換流站今后的運(yùn)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(yīng)以不中斷另一閥組的正常運(yùn)行;同時(shí)對(duì)直流功率輸送帶來的擾動(dòng)應(yīng)盡量小為原則，以避免對(duì)整個(gè)電網(wǎng)帶來過大的沖擊。站間通訊正常時(shí)，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(shí)序?qū)崿F(xiàn)閥組平穩(wěn)投退。

有站間通訊時(shí)，換流器允許投入的前提是極單閥組運(yùn)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(shí)測(cè)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(dāng)通過換流器的電流與IDNC相等時(shí)，觸發(fā)角約為90°左右，此時(shí)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(hào)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(dá)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(shí)，兩站運(yùn)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(dá)到IDNC后，拉開旁通開關(guān);整流側(cè)兩換流器均進(jìn)入定電流控制，等待逆變側(cè)換流器投入;逆變站運(yùn)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(dá)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(shí)間間隔不能大于5s。

1.2在線退出原理及時(shí)序

有站間通訊時(shí)，換流器允許退出的前提是極雙閥組運(yùn)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(duì)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(hào)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(duì)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(yùn)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(shí)，某站單換流器故障退出，對(duì)站通過換流器不平衡保護(hù)功能自動(dòng)退出本極低壓換流器。當(dāng)本站雙閥組運(yùn)行，且直流電壓在0.35～0.65p.u.之間，換流器不平衡保護(hù)判別對(duì)站換流器已退出時(shí)，將延時(shí)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(yùn)行，輸送功率4000MW。故障后，極Ⅰ單極大地方式運(yùn)行，輸送功率保持4000MW。11：17：10：576運(yùn)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(dòng)保護(hù)2段動(dòng)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(yùn)行，極Ⅰ成功轉(zhuǎn)帶極Ⅱ功率，未導(dǎo)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(diǎn)，此次事件應(yīng)該是由于控制保護(hù)系統(tǒng)缺陷導(dǎo)致的誤動(dòng)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(dòng)保護(hù)的基本原理如下：

報(bào)警段：|IDC2P－IDC1N|＞ID_NOM×0.0375，延時(shí)2s報(bào)警。

跳閘Ⅰ段：

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

跳閘Ⅱ段：

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

事件發(fā)生期間，保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻的差動(dòng)電流和制動(dòng)電流波形如圖3所示。

圖3 故障發(fā)生時(shí)刻差動(dòng)電流波形圖

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

從圖4看出，當(dāng)雙閥組運(yùn)行時(shí)，差動(dòng)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(dāng)任一閥組退出后，差動(dòng)電流取0A，該保護(hù)退出運(yùn)行。

圖4 閥組連接線差動(dòng)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(tuán)提供的直流控制保護(hù)軟件，這也是特高壓直流工程首次使用南瑞集團(tuán)的直流控保軟件。

保護(hù)動(dòng)作、極Ⅱ高端閥組閉鎖后，檢查發(fā)現(xiàn)該保護(hù)邏輯中CONV1_ON=0、CONV2_ON=1（如圖5所示），與實(shí)際狀態(tài)不符，正常狀態(tài)應(yīng)為CONV1_ON=0、CONV2_ON=O。

圖5 閥組運(yùn)行狀態(tài)識(shí)別邏輯

由此推斷，BPD2（P2.WP.Q15）合上后，閥組連接線差動(dòng)保護(hù)仍判該刀閘為分位，誤判低端閥組在運(yùn)行狀態(tài)（CONV2_ON=1），同時(shí)高端閥組處于運(yùn)行狀態(tài)（CONV1_ON=1），導(dǎo)致該保護(hù)選擇IDC2P和IDC1N進(jìn)行差動(dòng)電流的計(jì)算，此時(shí)IDC2P電流為0，IDC1N為運(yùn)行電流（3362A），造成閥組連接線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。

圖6 低端閥組旁路刀閘運(yùn)行狀態(tài)輸入

進(jìn)一步檢查發(fā)現(xiàn)軟件信號(hào)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(yīng)一致，但圖中顯示輸入信號(hào)PWPQ15_OP_IND=0，輸出信號(hào)BPD2_OPEN_IND=1，輸出信號(hào)與輸入信號(hào)不一致?，F(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)3套極保護(hù)中均存在該情況。

經(jīng)分析，發(fā)現(xiàn)導(dǎo)致BPD2分位信號(hào)錯(cuò)誤的原因是BPD2_OPEN_IND輸入信號(hào)的底層代碼錯(cuò)誤，誤將BPD2分位信號(hào)（PWPQ15_OP_IND）定義為BPD2合位信號(hào)（PWPQ15_CL_IND），如圖7所示。

圖7 信號(hào)內(nèi)部定義錯(cuò)誤

根據(jù)上述現(xiàn)象分析，故障原因?yàn)檐浖讓哟a錯(cuò)誤，引起閥組連接線保護(hù)差動(dòng)電流選擇錯(cuò)誤，導(dǎo)致保護(hù)動(dòng)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(dòng)保護(hù)均存在BPD2_OPEN_IND信號(hào)與實(shí)際狀態(tài)不符的情況，如現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際狀態(tài)為分位，但軟件中信號(hào)為合位。建議直流控制保護(hù)供貨廠家開發(fā)編譯軟件自檢功能，當(dāng)信號(hào)實(shí)際輸入與自定義輸入出現(xiàn)差異時(shí)，軟件能夠自動(dòng)報(bào)警，確保其余信號(hào)無類似問題。

2）經(jīng)南瑞集團(tuán)檢查確認(rèn)，現(xiàn)場(chǎng)軟件中僅BPD2_OPEN_IND信號(hào)存在底層代碼錯(cuò)誤問題，其他極控、閥控、極保護(hù)、閥保護(hù)等軟件中均無類似錯(cuò)誤。建議廠家在編寫軟件和自行監(jiān)測(cè)過程中切實(shí)提高檢查力度，同時(shí)在出廠試驗(yàn)、現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試中能夠?qū)浖M(jìn)行全面的試驗(yàn)和檢查。

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