Transmission and Distribution Engineering and Technology 输配电工程与技术, 2013, 2, 1-10 http://dx.doi.org/10.12677/tdet.2013.21001 Published Online March 2013 (http://www.hanspub.org/journal/tdet.html) Analysis the Control and Protection Strategies of DC Line Fault for Xiluodu-Guangdong HVDC Project Xianwu Cao China Southern Power Grid Co., LTD. Extra-High Voltage Power Transmission Company Qujing Branch, Qujing Email: caoxianwu@ehv.csg.cn Received: Dec. 18th, 2012; revised: Jan. 9th, 2013; accepted: Jan. 27th, 2013 Abstract: Great changes have taken place in the inductance and capacitance of double-circuit transmission line on the same tower compared with conventio nal HVDC project, then electric parameter also changed. This paper analyzed the fault characteristics and usual fault of double-circuit transmission line on the same tower, and compared with conven- tional DC engineering, this paper also introduces the DC protection strategy and its failure recovery strategy of Xiluodu-Guangdong HVDC project, some suggestions are given about protection criterion selection and setting value set of double-circuit transmission line on the same tower. Keywords: Direct Current Transmission; Double-Circuit Transmission Line on the Same Tower; Line Fault; Control and Protection 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的 控制保护策略分析 曹显武 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司曲靖局,曲靖 Email: caoxianwu@ehv.csg.cn 收稿日期:2012 年12 月18 日;修回日期:2013 年1月9日;录用日期:2013 年1月27 日 摘 要:与常规直流输电工程相比,同塔双回线路的电感电容参数发生了较大变化,从而导致故障时的电气量 也发生了变化。文章分析了同塔双回直流输电线路故障特点及其常见故障,与常规直流工程进行了对比,介绍了 溪洛渡送电广东直流输电工程直流保护策略及其故障时的恢复策略,给出了同塔双回直流工程在保护判据选取 和定值设定方面的一些建议。 关键词:直流输电;同塔双回;线路故障;控制保护 1. 引言 与常规±500 kV线路相比,±500 kV同杆并架线 路的极间电感电容以及对地电感电容有明显的变化; 同杆并架直流线路发生故障时,直流电压和直流电流 的变化过程与常规直流有所不同。因此,有必要深入 研究同塔双回直流输电系统直流线路故障,针对同杆 并架系统的特点采取适宜的直流线路保护配置和故 障恢复策略,确保灵敏可靠地检测到各种可能的故 障,为同杆并架直流系统的有效实施和安全稳定运行 奠定基础。 2. 同塔双回直流线路故障特点 架空线路最常见的故障是线路对地闪络。在同塔 双回直流输电系统中,各极导线相互之间通常有相当 Copyright © 2013 Hanspub 1 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 大的距离,各极导线之间的闪络实际上可不予考虑。 造成同杆并架架空线路故障的主要原因有:雷击;被 盐、工业污染物、灰尘和烟尘等污秽;由于故障、控 制系统失灵等造成的过电压;倒杆塔;火灾、碰树、 冰雪破坏、风灾;上下层极线碰线故障等。 绝大多数直流线路故障是暂时的,即在故障清除 后,故障处的绝缘几乎总能恢复到故障前的水平。同 时由于平波电抗器的作用,直流故障电流比较小,通 常不会造成线路导体和绝缘子明显损坏。这些考虑意 味着在绝大多数情况下,直流线路故障可以很快恢复 正常运行。 直流线路故障是直流输电系统最常见的故障之 一,如果不积极采取措施切除直流电流源,其熄弧是 非常困难的,这将对一次设备和系统稳定运行带来极 大的危害。为了既能迅速切除直流电流源、帮助熄弧, 又尽可能地避免直流输电系统不必要的停运,配置直 流线路重启动功能,对整个电网的正常运行起着至关 重要的作用。 直流线路故障发生后系统的电流、电压等各种电 气量将会有很大的变化,同时控制系统也会有相应的 响应,这主要表现在以下几个方面: (1) 相对于交流系统故障,直流线路故障时,因 为直流输电控制系统反应快速,能在较短时间内限制 和消除故障电流,所以故障电流较小;而且直流平波 电抗器能限制故障电流的增长速度。 (2) 在直流控制系统的作用下,故障电流的稳态 值是不大的,但在故障初始阶段,故障电流会有较大 的过冲,同时由于触发脉冲是离散的,直流控制不可 能瞬时起到作用,而且直流线路电容放电也增加了故 障电流。 (3) 故障后故障电流和 整流侧直流电流大幅 上 升,在定电流控制的作用下,极控系统迅速增大故障 极触发角,直流电压下降,从而稳定直流电流,直流 电流能在较短的时间内回到整定值或回到由整流侧 电流控制器的低压限流控制功能或其他控制功能决 定的较低的值。故障电流将继续流动,直到被控制功 能清除为止。 (4) 故障极的直流电压突然降低很多,电压变化 率ddut较大。 与常规±500 kV直流系统相比,同塔双回直流线 路故障主要特点有: (1) 同塔双回 4极线路中,某一极或多个极产生 线路接地故障时,接地点产生的电压跳变将会在其它 各极线路同位置感应出一定量级的电压跳变。 (2) 同塔双回直流线路故障时,直流电压的变化 率ddut和直流电流的变化率 ddit的数值与常规直 流稍有不同。 (3) 同塔上层线路由于断线、联吊、外物短接等 原因可能和下层线路碰线。 3. 直流线路保护配置策略 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路保护区 包括整个直流线路。每极都配置了功能完善的双重化 直流线路保护装置,在同塔双回直流系统各种可能的 运行方式下,均能够检测到保护区内任何一点发生的 金属接地、高阻接地、断线、碰线等故障,并及时启 动相应的故障恢复顺序。其配置遵循以下原则: (1) 采用行波保护和电压突变(ddut)保护作为 线路主保护。保护的判据和定值保证故障极的行波保 护和 ddt保护检测到故障并启动该极的故障恢复 顺 序控制,通过控制作用使故障极的极线电流过零,等 待一段时间用于空气去游离,然后自动地试图恢复该 极的输送功率。对于通过控制作用清除不了的持续故 障,应将故障极停运。 u (2) 行波保护和电压突变保护的定值应针对同塔 双回系统的特点进行设定。同塔双回直流线路故障 时,直流电压的变化率 ddut和直流电流的变化率 ddit的数值与常规直流稍有不同,因此对相应的定值 进行了针对性的设定。 (3) 能快速反应直流线路碰线故障。同塔双回直 流系统中,上下层线路碰线故障属于严重的直流线路 故障,当发生直流线路碰线故障时,保护动作启动直 流线路故障恢复顺序或碰线两极紧急停运。 (4) 配置一些保护(如纵差保护、低电压运行保护) 来检测行波保护和电压突变保护等高速主保护检测 不到的持续性故障。 (5) 在直流场范围内发生接地故障,包括直流滤 波器接地故障时,直流线路保护装置不应动作。同样, 直流线路故障,直流场内有关的保护也不应误动。其 它极线上发生故障时,本极线的直流线路保护装置不 Copyright © 2013 Hanspub 2 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 Copyright © 2013 Hanspub 3 应动作。 (6) 在由于交流系统扰 动引起的直流欠压情 况 下,直流线路保护装置或者相关的直流欠压保护都不 应动作。这些扰动包括延时清除的换流母线单相金属 对地短路故障,以及按正常时序清除的换流母线金属 性三相对地短路故障。此外,不管在与哪个换流站相 连的交流系统中发生上述交流故障,且不论两换流站 之间的通信系统是否退出运行,上述保护要求都应当 适用。 (7) 对于直流线路与其它交流线路之间发生的碰 线故障,直流线路保护应能正确响应。在这种情况下, 直流线路保护应能识别发生了碰线故障,并应在两换 流站将受影响的换流极停运并隔离。 (8) 当某一极按金属回线方式运行时,应有保护 来尽可能地保护作为金属回线导体的本极直流线路。 (9) 直流线路开路情况下,若运行人员意外地启 动相应的阀组,设备将遭受直流过电压。应配置适当 保护,以在这种事件中保护设备免遭受直流过电压。 此保护也应对直流线路在运行中开路故障进行保护。 (10) 直流线路纵差保护应采用独立通道。直流线 路纵差保护不能和极控系统共用保护通道,应采用独 立的 2 M通讯口与对侧站的保护进行通信。 4. 直流线路故障恢复策略 直流线路故障恢复主要通过直流线路重启动功 能实现。该功能主要用于直流架空输电线路瞬时性故 障后迅速清除故障、恢复送电,最大限度地确保直流 系统的正常运行[1-6],相当于交流输电线路的重合闸功 能。 4.1. 直流线路故障重启功能的基本原理 通常直流线路故障重启过程为:当直流保护检测 到线路故障以后将信号传送到极控,由极控系统立即 强制整流器的触发角移相至120˚~150˚,使整流器转 为逆变器运行。经过一定的放电时间直流电流降到零 后,再按照一定的速度减小整流器触发角,使其恢复 整流运行,当并快速调整直流电压和电流至故障前状 态,以尽快恢复直流系统的运行,最大限度地确保直 流系统的正常运行[7]。 4.2. 直流线路故障重启动功能的启动条件 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障重 启动功能的启动条件主要有以下三个: (1) 本侧保护装置检测到直流线路故障后,将信 号送至极控系统,由极控系统执行重启动命令,能够 出口启动直流线路故障重启动功能的保护如表1所 示,其中:IdEE1、IdEE2、IdLH、UdL 为图 1所示直 流分流器/分压器所取电流/电压,_set 表示对应变量的 定值,b(t)为反向行波,Com_b(t)表示共模行波, Diff_b(t)表示线模行波,delta(.)表示微分计算,integ( .) 表示积分计算,_Fosta 表示对站,_Op_Fosta 表示对 站另一极。 (2) 当故障点过于靠近某一站时,可能出现对站 保护检测不到该故障的情况,若此时站间通信正常, 则会收到对站线路重启动信号,该信号传至极控并出 口启动直流线路故障重启动顺序。为保证两站重启动 Table 1. DC protection functions for DFRS 表1. 具备直流线路故障重启动功能的直流保护 序号 保护名称 保护定值 出口时间 动作后果 1 接地极电流不平衡保护(60EL) |IdEE1-IdEE2|>I_set 400 ms 直流线路重启动 2 直流线路行波保护(WFPDL) b(t)=Z*delta(IdLH(t))-delta(UdL(t)) delta(Com_b(t))>Com_dt_set integ(Diff_b(t))>Dif_int_set integ(Com_b(t))>Com_int_set 0 ms 直流线路重启动 3 直流线路突变量保护(27du/dt) delta(UdL(t))<dU_set |UdL|<U_set 0 ms 直流线路重启动 4 直流线路低电压保护(27DCL) |UdL|<U_set 120 ms 直流线路重启动 5 直流线路纵差保护(87DCLL) |IdLH-IdLH_Fosta|>I_set+k_set*IdLH 1000 ms 直流线路重启动 6 金属回线纵差保护(87MRL) |IdLH_Op-IdLH_Op_Fosta|>I_set+k_set* IdLH_Op 500 ms 直流线路重启动 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 IdLN IdLN IdcN IdcH 直流 滤波 器 直流 滤波 器 IdMRTB IdLH IdLH IdEE1 IdEE2 IdSG 0020 0030 0040 0050 0010 IdcH IdcN UdLH UdLH UdLN UdL N Figure 1. Measuring point of DC area for Xiluodu-Guangdong HVDC project 图1. 溪洛渡送电广东直流输电工程直流场测点 次数一致,在本站检测到重启动信号时,不会通过对 站信号出口重启动,仅在本站未检测到重启动信号时 才由对站重启动信号出口。 (3) 极控系统中配置了直流线路故障检测功能, 当线路重启后 75 ms直流电压仍低于 0.1 p.u.,极 控 系 统会再次启动直流线路故障重启动顺序[8-13]。 4.3. 直流线路故障重启功能的控制策略 溪洛渡送电广东直流输电工程双回直流系统 4个 极都具备直流线路故障再启动功能,其逻辑图如图 2 所示。 其中 、t、如式(1)~(3)所示 t t 1 11 NM ii ii ij tTS tS 1 t (1) 1 1 N ii i tTS (2) 11 1 N ii i tTS (3) 式中为第 i次原压去游离时间, i T j t为第 j次降压去 游离时间, 和 1i S1 j S分别为对应的原压和降压重启 动时间, 为零值。 0 S 在整流侧,当检测到直流线路故障后,设置输入 到低压限流环节的直流电压为零,启动交直流系统故 障恢复的暂态电流控制,极控系统将触发角移相到 这个过程虽然类似于移相闭锁,但控制系统触发脉冲 一直使能,所以极解锁信号一直存在。经过一定的放 电时间后,直流系统按设置的电压等级自动重启。如 果重启以后直流线路故障消失,则系统继续运行;如 果重启后直流线路故障依然存在,控制系统再次重复 先前的移相动作,同时计算重启次数,当重启次数达 到运行人员设定值时,控制系统将启动闭锁顺序;在 Figure 2. Restart logic for DC line fault 图2. 直流线路故障重启动逻辑 120˚,当直流电流降低到零时将角度设定到限制值。 Copyright © 2013 Hanspub 4 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 逆变侧,当 角实际值 整流 每次重 启的 较多,出现线路故障的几率也较大一 些, 检测到直流线路故障后设置熄弧 为零使触发角向 120˚的方向移动使直流电压降低,当 电流重新建立后,再释放触发角限制重新控制电压。 如果通讯故障,在整流侧检测到直流线路故障, 侧将直流电流降为最小并经过放电时间后重启, 如果重启次数达到了,则整流侧按闭锁顺序闭锁,逆 变侧由直流低电压保护动作闭锁;而在逆变侧检测到 直流线路故障时则不会启动直流线路故障重启,最后 整流侧和逆变侧均由直流低电压保护闭锁。 每个极直流线路故障重启次数(0~5 次)、 放电时间(100~500 ms)以及每次重启时的电压等 级(100%、80%、70%)均可在运行人员工作站分别设 置。如果故障前的电压参考值大于设置值,则系统重 启后的电压参考值会被设置为运行人员设置的值。通 讯正常时,整流侧的放电时间以及重启次数会更新逆 变侧的相应值,逆变侧的重启电压参考值会更新整流 侧的相应值。通讯故障时只能通过手动方式将以上数 值调节一致。 因直流线路 为了避免一个极故障重启期间或者重启不久后, 其他极又出现线路故障并重启,对交流系统产生过大 的冲击,影响其他正常极的稳定运行,各极的直流线 路故障再启动功能做了如下限制:在一个极事故闭锁 (含紧急停运、线路故障再启动不成功闭锁)后,一定 时间(可调整)内本回另外一极和另一回的两极均禁止 重启功能;任一极重启期间,禁止本回另外一极和另 一回的两极的直流线路故障重启功能;任一极重启成 功以后,一定时间(可调整)内,禁止本回另外一极和 另一回的两极的直流线路故障重启功能。 5. 试验分析 5.1. 闭锁重启成功 15 分钟内线路故障 试验模拟在站间通信正常情况下,直流双回四极 6400 MW功率运行,直流 II回双极闭锁,15 分钟内 直流 I回极 1线路故障,故障持续时间 100 ms,得到 的波形如图 3~6 所示。其中重启定值设置为:原压 1 次(去游离时间为 250 ms),降压2次(第一次 80%,去 游离时间为 300 ms;第二次 70%,去游离时间为 250 s)。 m 0 24 6810 12 1416 18 20 -5000 0 5000 10000 IDN [A] 0 24 6810 12 1416 18 20 -500 0 500 UACA [KV] UACB [KV] CC [KV] 012_06_21_13_23_48_344Child00.CFG UA Fi l e: ZC_S1P1PCPB 1 _2 1000 0 24 6810 12 1416 18 20 -500 0 500 UDL [KV] ALPHA_ORD [Deg] ALPHA_MEAS [Deg] 300 0 24 6810 12 1416 18 20 0 100 200 0 24 6810 12 1416 18 20 BLK_FIR ESOF BLK_CONVT RETARD BLOCK LOCK BPPO ACTIVE Time [s] Figure 3. Rectifier station DC I pole 1 pole control B system wave record 图3. 整流站直流 I回极 1极控 B录波 DEB Copyright © 2013 Hanspub 5 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 -5000 0 5000 COMM_WAVE_DT [kV/ms] DIF_WAVE2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 -1 0 1x 10 4 IDLH [A] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 -1000 0 1000 UDL [kV ] Fi l e: ZC_S1P 1PPRA 1_ 2012_06_21_13_23_48_34 4Chil d04.CF G INT_COMM_WAVE [kV] INT_DIF_WAVE [kV] 1000 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 -1000 0 5000 DUDT1 [kV/ms] DUDT2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 -5000 0 00.1 0.2 0.3 0.4 0.50.6 0.7 0.8 0.91 LPTW_TRIP WAVE_FUL LPTW_INIT_DOWN DUDT_FULL _ INIT_DO W N Ti me [s] Figure 4. Rectifier station DC I pole 1 pole protection A system wave record 图4. 整流站直流 I回极 1极保护 A录波 L PDU 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 100 150 200 ALPHA_ORD [Deg] ALPHA_MEAS [Deg] 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -1000 0 1000 UDL [K V] 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -500 0 500 UACA [KV] UACB [KV] CC [KV] ld00. CF GFi l e: ZC_S2P 1P CP B 1_2012_06_21_13_23_48_348Chi UA 5000 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -5000 IDN [A] 0 GAM MA_ CFC [Deg ] 100 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 0 50 00.2 0.40.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 BLK_FIR ESOF BLK_CONVT RE TA RD BLOCK DEBLOCK ACTIVE Time [s] Figure 5. Inverter station DC I pole 1 pole control B system wave record 图5. 逆变站直流 I回极 1极控 B录波 BPPO Copyright © 2013 Hanspub 6 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 00.10.2 0.30.40.5 0.60.7 0.80.91 -5000 0 5000 COMM_WAVE_DT [kV/ms] DI F _W A VE2 [k V/ms] 00.10.2 0.30.40.5 0.60.7 0.80.91 -5000 0 5000 IDLH [A] 00.10.2 0.30.40.5 0.60.7 0.80.91 -1000 0 1000 UDL [k V] Fi l e: ZC_S2P 1P PRA 1_2012_06_21_13_23_48_342Chi l d04.CFG INT_COMM_WAVE [kV] INT_DIF_WAVE [kV] 1000 00.1 0.20.3 0.4 0.50.6 0.70.8 0.91 -1000 0 5000 DUDT1 [kV/ms] DUDT2 [kV/ms] 00.1 0.20.3 0.4 0.50.6 0.70.8 0.91 -5000 0 00.1 0.20.3 0.4 0.50.6 0.70.8 0.91 LPTW_TRIP WAVE_FUL LPTW_INIT_DOWN DUDT_F ULL LPDU_INIT_DO WN Time [s] Figure 6. Inverter station DC I pole 1 pole protection A system wave record 图6. 逆变站直流 I回极 1极保护 A录波 00.20.4 0.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -500 0 0 5000 10000 IDN [A] 00.20.4 0.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -500 0 500 UACA [KV] UACB [KV] CC [KV] hil d00.CF GFi l e: ZC_S1P 1PCPB 1_201 2_06_21_13_ 44_32_988 C UA 1000 00.20.4 0.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 -500 0 500 UDL [KV] ALPHA_ORD [Deg] ALPHA_MEAS [Deg] 200 00.20.4 0.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 0 100 00.20.4 0.6 0.811.2 1.4 1.6 1.82 BLK_FIR ESOF BLK_CONVT RE TA RD BLOCK LOCK ACTIVE Ti me [s] Figure 7. Rectifier station DC I pole 1 pole control B system wave record 图7. 整流站直流 I回极 1极控 B录波 DEBBPPO Copyright © 2013 Hanspub 7 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -5000 0 5000 COMM_WAVE_DT [kV/ms] DIF_WAVE2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -1 0 1x 10 4 IDLH [A] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -1000 0 1000 UDL [kV ] Fil e: ZC_S1P 1P P RA 1_2012_06_21_13_44_32_989Child04.CFG INT_COMM_WAVE [kV] INT_DIF_WAVE [kV] 1000 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -1000 0 5000 DUDT1 [kV/ms] DUDT2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -5000 0 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 LPTW_TRIP WAVE_FUL LPTW_INIT_DOWN DUDT_ FULL LPDU_INIT_DOWN Time [s] Figure 8. Rectifier station DC I pole 1 pole protection A system wave record 图8. 整流站直流 I回极 1极保护 A录波 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 100 150 200 ALPHA_ORD [Deg] ALPHA_MEAS [Deg] 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 -1000 0 1000 UDL [KV] 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 -500 0 500 UACA [K V] UACB [K V] UACC [KV] Fil e: ZC_S2P 1P CP B 1_2012_06_21_13_44_32_992Child00.CFG 5000 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 -5000 IDN [A] 0 GAM M A_CFC [ Deg] 100 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 0 50 00.20.4 0.6 0.811.21.4 1.6 1.82 BLK_FIR ESOF BLK_CONVT RETARD BLOCK DEBLOCK BPPO ACTIVE Ti me [s] Figure 9. Inverter station DC I pole 1 pole control B system wave record 图9. 逆变站直流 I回极 1极控 B录波 Copyright © 2013 Hanspub 8 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 Copyright © 2013 Hanspub 9 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -5000 0 5000 COMM_WAVE_DT [kV/ms] DIF_WAVE2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -5000 0 5000 IDLH [A] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -1000 0 1000 UDL [kV] Fi l e: ZC_S2P1PP RA1_20 12_06_21_ 13_44_ 32_986Chi l d0 4. CF G INT_COMM_WAVE [kV] INT_DIF_WAVE [k V ] 1000 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -1000 0 2000 DUDT1 [kV/ms] DUDT2 [kV/ms] 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 -2000 0 00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 LPTW_TRIP WAVE_FUL LPTW_INIT_DOWN DUDT_ FULL _INIT_DOWN Time [s] Figure 10. Inverter station DC I pole 1 pole protection A system wave record 图10. 逆变站直流 I回极 1极保护A录波 在试验过程中整流站线路行波保护和线路突变 量保 15 分钟后线路故障 双回四极 6400 析了直流线路故障的特点、直流线路保护 的配置策 ,以及和直流线路故障相关的直流 线路 ) [1] 赵畹君. 高压直流输电工程技术[M]. 北京: 中国电力出 版社 , (第二版)[M]. 北京: 水利电 LPDU 略和方案 故障重启动逻辑,得出以下结论:(1) 两回直流 护动作,直流线路保护重启动逻辑跳闸;逆变站 线路行波保护动作,收到对站 ESOF 信号。从录波可 以看出,当直流系统发生事故闭锁重启动成功后15 分钟内再出现任一极线路故障,则会闭锁该极的线路 故障重启动功能。 5.2. 闭锁重启成功 系统一回发生直流线路故障,系统故障及故障重启动 过程中,直流协调控制功能起作用,损失的直流功率 由健全系统进行补偿,故障重启成功之后,系统能够 恢复故障前的运行状态;(2) 两回直流系统同时发生 同极性直流线路中点接地故障,电压和电流的变化不 能满足常规直流工程的线路保护定值,不能启动直流 线路故障重启动逻辑功能,需对保护定值进行优化; (3) 两回直流系统发生异极性直流线路故障时,直流 线路保护可以正确动作;(4) 直流系统双导线并联运 行,直流保护可以正确检测到直流线路各种故障;(5) 常规直流保护方案不能检测出两回直流系统同极性 直流线路碰线故障,同塔双回工程需针对同极性直流 线路故障完善保护判据。 参考文献 (References 试验模拟在站间通信正常情况下,直流 MW功率运行,直流 II回双极闭锁,15 分钟后 直流 I回极 1线路故障,故障持续时间 100 ms,得到 的波形如图 7~10所示。定值设置同 5.1。整流站线路 行波保护和线路突变量保护动作,直流线路保护重启 动逻辑重启成功;逆变站线路行波保护和线路突变量 保护动作。从录波可以看出,当直流系统发生事故闭 锁重启动成功 15 分钟后再出现任一极线路故障,则 此时该极的线路故障重启动逻辑可以重启成功。 6. 结论 2004. [2] 浙江大学发电教研组. 直流输电 本文分 溪洛渡送电广东直流输电工程直流线路故障时的控制保护策略分析 力出版社, 1985. [3] 李峰, 管霖, 钟杰峰等. 广东交直流混合电网运行稳定性研 王路等. 多馈入直流输电系统中直流调制 直流的交直流混合电网 电网超高压输电公司. 高压直流输电现场实用技术 平. 高压直流输电开路试验原理的讨论[J]. 电 电机轴系扭振的影响[J]. 相电压不对称时带有电压源 任震, 王官洁. 静止无功补偿器在高压直流系统中 故障恢复特性仿真 电改造工程控制系 究[J]. 电网技术, 2005, 29(11): 1-4. [4] 刘红超, 李兴源, 的协调优化[J]. 电网技术, 2004, 28(1): 5-9. [5] 毛晓明, 管霖, 张尧等. 含有多馈入 高压直流建模研究[J]. 中国电机工程学报, 2004, 24(9): 68-73. [6] 张伯明, 陈寿孙. 高等电力网络分析[M]. 北京: 清华大学出 版社, 1996. [7] 中国南方 问答[M]. 北京: 中国电力出版社, 2008. [8] 王明新, 谢国 网技术, 2004, 28(22): 11-14. [9] 杨秀, 陈陈. 直流输电系统故障对发 电网技术, 2004, 28(22): 6-10. [10] 李金丰, 李广凯, 赵承勇等. 三 换流器的 HVDC 系统的控制策略[J]. 电网技术, 2005, 29(16): 16-20. [11] 王雁凌, 的应用[J]. 电网技术, 1996, 20(12): 9-13. [12] 周长春, 徐政. 联于弱交流系统的 HVDC 分析[J]. 电网技术, 2003, 27(11): 18-21. [13] 朱艺颖, 曾南超, 王明新等. 葛南直流输 统静态特性的试验研究[J]. 电网技术, 2004, 28(20): 1-6. Copyright © 2013 Hanspub 10 |