高压直流线路纵差保护不正确动作分析与改进措施

李志龙

（中国南方电网超高压输电公司广州局，广东 广州510405）

0 引 言

直流线路故障以雷击、对地闪络和高阻接地最为常见，直流保护检测到线路故障后，通过极控系统启动直流线路故障重启顺序（DFRS），减少直流系统的停运次数。从高肇和兴安直流的运行情况看，当直流线路发生高阻接地故障时，经常出现直流线路纵联差动保护（87DCLL）延迟动作甚至未能出口动作的现象，增加了其它后备保护先动作直接闭锁直流系统的风险。本文详细阐述87DCLL保护的动作原理，介绍87DCLL的闭锁逻辑以及线路电流站间通讯延时补偿逻辑。统计近几年高肇、兴安直流87DCLL的动作情况，结合案例分析直流线路高阻接地时，87DCLL在故障初始时刻被闭锁的保护动作过程，暴露出“600 ms闭锁逻辑”导致87DCLL无法正确动作的问题。最后提出了整改措施，仿真结果及运行案例表明，改进措施是正确、有效的。

1 高压直流线路保护配置

高肇、兴安直流输电工程直流保护装置为西门子公司的SIMADYN D微处理器系统。高压直流线路保护配置如图1所示。行波保护（WFPDL）和电压突变量保护（27 du／dt）是高压直流线路的主保护，其动作原理能直接反映直流线路的金属性短路、线路断线等故障。直流线路纵联差动保护（87DCLL）作为后备保护，其保护目的是切除主保护无法检测的高阻接地故障。直流线路横差保护（87DCLT）主要用于金属回线方式下的线路故障，动作延时较长。

图1 高压直流线路保护配置

2 直流线路纵联差动保护

2．1 动作原理及后果

当直流输电线路发生树木碰线等高阻接地短路故障时，直流电压将以比较慢的速度下降，直流电压、电流的变化不能被行波等主保护检测到，但由于部分直流电流被短路，两端的直流电流将出现差值［1］。直流线路纵联差动保护的动作原理是：

式中，IdL为本站的直流线路电流；IdLos为对站的直流线路电流。上述两个电流差值大于150 A时保护启动，延时500 ms出口，动作结果是启动DFRS。

2．2 直流线路电流站间通讯延时补偿

直流线路电流通过两站之间的远程通信通道相互传输，87DCLL保护逻辑中对测量电流出现的时间差进行延时补偿。在早期的天广直流工程中，最初设计直流线路纵差保护时是基于载波通信方式的，考虑到两站通信延时，在计算两站直流线路电流差值之前进行了时间同步补偿，将本站直流线路电流延时75 ms输出［2］。随后建成运行的高肇、兴安直流工程，站间通信通道都采用了光纤通信的方式，线路电流值站间传输延时大幅减少，但是在87DCLL的逻辑中仍然沿用了这种设计。

2．3 87DCLL的闭锁逻辑

为避免保护误动，高肇、兴安直流工程87DCLL保护逻辑中使用附加判据对该保护进行闭锁，分为以下5种情况：

（1）传输同步故障。本站直流线路电流IdL当前采样值与65 ms前的采样值进行比较，两者之差的绝对值大于315 A时，87DCLL将被闭锁600 ms（以下简称“600 ms闭锁逻辑”）。

（2）通讯故障。包括对站对应的直流保护系统故障、站间通讯通道故障、对站线路电流传输值异常。

（3）本站直流线路电流IdL测量故障。

（4）行波保护（WFPDL）动作。

（5）电压突变量保护（27 du／dt）动作。

西门子设计“600 ms闭锁逻辑”同样是基于电力线路载波通讯的思路。当交流系统故障或者直流系统波动时，会引起单端直流线路电流快速变化，由于载波通道的不可靠性，无法保证此时两端线路电流的同步性，“600 ms闭锁逻辑”能防止发生上述情况时87DCLL误动。

3 高肇、兴安直流线路高阻接地时87DCLL保护动作情况统计

高肇、兴安直流自投运以来，直流线路高阻接地时有发生，87DCLL动作的统计结果如表1所示。统计结果显示，当线路高阻接地故障无法被直流线路主保护检测时，87DCLL均无法按照延时500 ms正确动作，会出现以下两种情况：

（1）87DCLL延迟动作，87DCLL可以出口动作并启动DFRS，恢复直流系统运行，但实际动作时间过长，延时均达到了1．1 s左右。

（2）87DCLL未能正确出口动作，其它后备保护先动作直接闭锁直流系统，使系统失去了重启动的机会，并且这些后备保护动作延时均小于1．1 s，发生此类情况的比例较大。

4 案例分析

4．1 87DCLL延迟动作过程分析

2010 年2月12日，兴安直流极2线路发生了一次高阻接地故障，87DCLL保护动作，极2在－400 kV降压模式下重启动成功。

表1 高肇、兴安直流87DCLL动作情况统计

查看本次故障的暂态故障录波图（TFR），如图2所示。故障开始时刻极2线路电压下降，UdL变化率约为40 kV／ms，未达到行波保护及电压突变量保护的保护定值。以TFR启动时间为0时刻，－83．91 ms时宝安侧极2线路电流为576 A，65 ms后宝安侧极2线路电流值为236 A，两者差值340 A大于“600 ms闭锁逻辑”的定值315 A，87DCLL被闭锁600 ms至（－83．91＋65＋600）ms＝581．09 ms。此时宝安侧极2线路电流为29 A并趋于平稳，87DCLL不再满足“600 ms闭锁逻辑”，兴仁侧极2线路电流为828 A，两端线路电流差值为799 A，达到了87DCLL的动作定值，延时500 ms启动 DFRS。87DCLL动作总共延时（581．09＋500）ms＝1081．09 ms，与TFR显示的实际动作时间基本一致。

图2 暂态故障录波图

直流线路高阻接地初始时刻线路电压变化率较小，主保护可能无法检测，而单端线路电流变化较快，容易满足“600 ms闭锁逻辑”，使87DCLL的实际动作延时达到：（600＋500）ms＝1 100 ms。

4．2 87DCLL启动后未能出口动作过程分析

2011年10月12日，兴安直流极2以单极金属回线（MR）方式运行，极1在接地状态，功率为1 400 MW。极2站内接地过流保护3段（76SG－3）动作，极2换流器闭锁。巡线发现本次故障是由于极2直流线路对树木放电，形成高阻接地所致。

4．2．1 站内接地过流保护76SG动作原理

站内接地过流保护（76SG）目的是检测站内接地点的电流，如果流入站内接地网的电流较大，则保护将动作清除故障电流［1］。76SG的保护配置如图3所示，定值如表2所示。

图3 站内接地过流保护（76SG）配置

表2 站内接地过流保护（76SG）的保护定值

从表2中可以看出，极2以MR方式运行时，站内接地过流保护只有76SG－3段有效。

4．2．2 保护动作过程分析

极2以MR方式运行时，为了固定直流侧的对地电位，需要宝安站合上高速接地开关0040，正常运行时无电流流经0040开关。查看本次故障的TFR，如图4所示，故障发生前，宝安侧极1线路电流IdL12与极2线路电流IdL22大小相等，站内接地网电流Idee3近似等于0。故障发生后，宝安侧极2线路电流IdL22、电压UdL22均开始下降，极1线路电流IdL12经过一小段波动后与故障前相同，站内接地网电流Idee3迅速增大至2 350 A左右，达到76SG－3的动作定值。另外，兴仁侧极1线路电流IdL11与极2线路电流IdL21始终保持相等。由此可以推断：

图4 宝安站TFR故障录波图

（1）极2高压直流线路上有接地点，与宝安站站内接地网经0040开关形成电流回路，如图5所示。

图5 极2单极金属回线线路高阻接地故障回路图

（2）故障过程中，IdL22保持有600 A的大电流，说明接地点不是金属接地而是高阻接地，高阻接地产生分流。TFR显示故障阶段宝安侧电流值满足：极1线路电流（IdL12）＝极2线路电流（IdL22）＋站内接地网电流（Idee3）。

根据TFR显示，极2线路高阻接地，其电压变化率无法被直流线路主保护检测。故障初始阶段，TFR启动115．78 ms时极2线路电流值与65 ms前采样值的差值为336 A，满足“600 ms闭锁逻辑”，87DCLL被闭锁600 ms无 法启 动。TFR 启 动715．78 ms后，87DCLL再次开放，此时IdL22电流值稳定在600 A左右，已无法满足 “600 ms闭锁逻辑”，由于线路故障持续存在，极2线路两端电流差值达到87DCLL的定值，87DCLL启动后需延时500 ms才能出口动作。所以此次极2线路高阻接地，87DCLL需要延时（115．78＋600＋500）ms＝1 215．78 ms，然而76SG－3的延时是900 ms，最终76SG－3先于87DCLL出口动作直接闭锁极2，使极2失去了故障重启的机会。

高压直流线路发生高阻接地故障时，可能先于87DCLL动作的其它后备保护还有：直流低电压保护、触发角过大保护等［3］。

5 暴露问题及改进措施

5．1 暴露问题

通过对保护逻辑及实际案例的分析，暴露出高肇、兴安直流输电工程87DCLL在实际运行中存在以下问题：

（1）设 置 “600 ms闭 锁 逻 辑 ”的 不 合 理 性。“600 ms闭锁逻辑”是导致87DCLL无法正确动作的直接原因，87DCLL的实际动作延时长达1．1 s，给其动作后果带来了不确定性。因此，87DCLL无法快速、可靠地切除线路高阻接地故障。

（2）直流线路电流站间通讯延时补偿值设置不合理，仍然沿用载波通信的定值，没有根据实际使用的光纤通道进行调整。

5．2 改进措施

87DCLL保护逻辑采用持续超过定值达到500 ms后才出口的方法，而不是考虑其累计效应，并且交流系统总的故障清除时间通常按照350 ms考虑［4］，这种设计能可靠避免交流系统故障时造成87DCLL误动。光纤通道具有可靠性高、传输延时短的特点，在87DCLL差流计算逻辑中能保证两端电流值同步传输，减少了出现传输同步故障的可能性，可以有效避免直流系统波动引起保护误动。依据故障时刻保护应开放的原则，应考虑删除“600 ms闭锁逻辑”，并且修改直流线路电流站间通讯延时补偿值。

5．3 高肇、兴安直流87DCLL改进实施方案

（1）取消“600 ms闭锁逻辑”，删除高肇、兴安直流输电工程中“600 ms闭锁逻辑”与87DCLL保护逻辑之间的连接。

（2）兴安直流保护系统具有独立的光纤站间通讯通道，模拟量的传输延时在20 ms以内，增加一定的裕度，将兴安直流87DCLL保护逻辑中直流线路电流站间通讯延时补偿值由75 ms改为30 ms。

（3）虽然高肇直流站间也采用了光纤通讯，但是其直流保护系统没有独立的站间通讯通道。直流线路电流由直流保护系统通过硬连线送至极控系统，再由极控系统通过站间通道传输到对站。此次纵差保护逻辑优化中暂不修改高肇直流站间通讯延时补偿值，维持75 ms不变。

5．4 仿真试验

仿真试验采用双端电源RTDS仿真模型的控制保护试验系统，通过RTDS仿真模拟高肇、兴安直流各运行工况、交直流故障等，检验87DCLL在改进方案实施后的动作特性。RTDS仿真试验项目及试验结果如表3所示［5］。

试验结果表明，基于光纤通信的高可靠性，高肇、兴安直流线路纵差保护改进方案能有效降低87DCLL不正确动作的风险。

表3 RTDS仿真试验项目及结果

6 结束语

西门子沿用天广直流最初采用载波通讯的思路，在87DCLL保护逻辑中增加“600 ms闭锁逻辑”附加判据，导致87DCLL无法正确动作，给系统的安全稳定带来了巨大的风险。本文详细阐述了87DCLL的动作原理和闭锁逻辑，根据近年来的实例，分析87DCLL延迟动作或者未能出口动作的过程。因高肇、兴安直流输电工程站间通讯通道都采用了光纤通信，提出了取消“600 ms闭锁逻辑”和修改直流线路电流站间通讯延时补偿值的改进措施，并经过了RTDS仿真试验验证。改进措施在高肇、兴安直流实施至今，87DCLL均能正确动作。下一步对高肇直流的站间通讯延时进行实测后，可对其补偿值进行优化。

［1］ 赵畹君．高压直流输电工程技术［M］．北京：中国电力出版社，2011．

［2］ 张 楠，陈 潜，王海军，蔡永梁．直流线路纵差保护算法的改进及仿真验证［J］．南方电网技术，2009，3（4）：56－59．

［3］ 朱韬析，欧开健．高压直流输电线路高阻接地故障与后备保护［J］．电力建设，2010，31（4）：21－24．

［4］ 周红阳，余 江，黄佳胤，赵曼勇．直流线路纵联差动保护的相关问题［J］．南方电网技术，2008，2（3）：17－21．

［5］ 南方电网仿真实验室．高肇、兴安直流线路纵差保护87DCLL改进措施RTDS仿真试验［R］．2012．