天广直流输电系统广州换流站“6.5”Idee1直流CT采样异常分析

严治勇

【摘要】2014年6月5日在天广直流线路故障降压重启过程中，广州换流站接地极Idee1测点CT采样值出现偏小且反相，从而导致接地极母线差动保护（87EB）极平衡动作，将极1直流功率限制在112MW，极2直流功率限制在90MW。本文根据直流CT现场故障情况及后续试验结果，分析研究本次广州换流站Idee1直流CT采样异常的原因，并提出控制改进措施。

【关键词】直流输电;Idee1;直流CT;采样异常

1.“6.5”事件简述

2014年06月05日17时15分56秒，广州换流站极2三套直流保护均发“直流线路保护 电压突变量保护（27du/dt）动作”，极2直流保护A、B套发“直流线路保护 线路行波保护（WFPDL）动作”，极控系统三取二逻辑发“直流线路保护 动作”，极1、极2直流滤波器保护发“反时限过负荷起动 出现”，极2直流线路全压重启不成功。17时15分57秒，收到对站命令请求极2降压运行，极2直流线路降压400kV重启成功。

17时15分57秒，极1三套直流保护发“双极保护 接地极母线差动保护（87EB）”Ⅰ段动作执行双极极平衡;双极功率控制模式切换至单极功率控制模式，过负荷限制双极直流功率至202MW;极1两套极控发极1控制极退出，多次发本极直流电流小于极电流限制值，本极直流电流大于极电流限制值，过负荷限制器取消限制电流指令信号。

17时35分，查看电科院测距显示极2故障点距广州站139.7km，对应杆塔号在#1781-#1782之间，属广州局管辖范围;山东科汇测距装置显示极2故障点距天生桥站823.565km，对应杆塔号在#1784-#1785之间。

17时45分，现场检查直流场一次设备运行正常。17时50分，检查故障录波显示极2发生一次线路故障全压重启不成功，400kV降压重启成功。

17时55分，广州换流站向总调汇报设备检查情况，总调下令天广直流极2恢复全压运行，功率控制模式恢复双极功率控制模式。

2.直流控制保护系统动作分析

2.1 直流线路突变量保护（27du/dt）

27du/dt在直流线路发生接地故障时发出线路重启命令从而保护直流系统，判据为：

du/dt>1.16pu/ms&UdL<0.25pu

故障时刻，直流线路电压急剧下降，由484kV左右跌至-310kV左右，满足直流线路突变量保护动作判据，直流线路突变量保护正确动作。

2.2 行波保护（WFPDL）

WFPDL保护与27du/dt互为冗余，功能类似，判据如下：线模波阻抗定值>234Ω、零模波阻抗定值>603Ω、线模幅度定值>290kV、零模幅度定值>390kV、零模突变定值>560kV/ms、线模突变定值>420kV/ms。

直流线路发生接地故障，直流电压与直流电流均急剧下降，满足了行波保护动作判据，行波保护正确动作。

2.3 接地极母线差动保护（87EB）

接地极母线差动保护（87EB）检测接地母线区的接地故障，分为报警、极平衡和动作段。双极运行时，首先进行极平衡，故障依然存在则闭锁换流器。87EB在双极运行方式时判据为：

|IdE1-IdE2-Idee1-Idee2-Idee4|>I_set+k_set * |IdE1-IdE2|

定值如表1所示。

表1

01 起动电流定值 0.06 p.u.

02 比率系数 0.1

03 报警电流定值 0.05 p.u.

04 极平衡时间定值 200 ms

05 动作时间定值 1200 ms

06 报警时间定值 500 ms

07 投退 真（1）

注：广州换流站额定电流为1800A。

87EB只有在本极为控制极时极平衡才能出口。当87EB差动电流大于制动电流条件满足100ms+200ms=300ms延时后，若本级为控制极则该极极平衡出口;若此时控制极切换为另一极，则经200ms延时后另一极极平衡出口。

极2故障重启期间，接地极母线差动保护差流大于差动动作门槛持续790ms，在满足判据330ms后，因之前极1为控制极，因此，极1接地极母线差动极平衡动作。另外，极1接地极母线差动保护极平衡动作后，控制极由极1切换为极2，因在此期间，接地极母线差动保护差流始终大于差动动作门槛，因此经203ms后，极2接地极母线差动极平衡动作。因接地极母线差动保护差流大于差动动作门槛持仅续790ms，小于动作段延时1.2s，因此动作段未出口。

本次双极接地极母线差动保护87EB保护符合动作逻辑。

2.4 极平衡分析

极控中收到极平衡命令后，极平衡逻辑按照两极中最小的电流指令为限制标准对直流电流进行限制使得双极平衡运行。为了防止极平衡命令消失后，电流/功率又调回之前水平，在控制系统中设有如下逻辑：在极平衡命令消失后，控制系统会将功率指令更新为“最小负荷水平”和“实测功率”两者之间最大值，即：

PO=MAX（PO MIN ，P MEAS）

其中：P MEAS為极平衡命令消失时的实测功率，PO MIN为最小负荷水平，单极运行时为90MW。

极1的直流保护87EB保护动作，发出极平衡命令，由于当时极2处于降压重启动期间，其电流很小，故极1电流被限制后，双极功率控制退出，进入单极功率控制，极1功率指令会有短时变化，控制极转移至极2，随后极2的87EB保护动作，又发出极平衡命令，再一次进行直流电流限制。

极1更新为极平衡指令消失时的功率测量值，所以极1的功率指令为112MW，极2当时正处于重启动过程中，功率实测值基本为0，所以极2的功率指令为90MW。即：最终极1直流功率限制在112MW，极2直流功率限制在90MW。

本次极平衡动作正确。

3.Idee1直流CT采样异常分析

3.1 直流CT原理

广州换流站直流场电流互感器（CT）采用南瑞生产的PCS-9250型直流电子式电流互感器。利用分流器传感直流电流、利用空芯线圈传感谐波电流（仅IdL），分流器/空芯线圈的输出通过电阻盒输出到各远动模块，远端模块将采集到的测量值通过光纤进行传输到合并单元，合并单元将测量值送到控制保护系统。

分流器输出信号经电阻盒等值分配给多个远端模块，如图1所示。

图1 分流器信号采集原理图

3.2 Idee1直流CT采样分析

故障期间整流侧和逆变侧极1各分流器电流的分布如图2所示，天生桥侧IDE1=Idee1+ Idee2=1600A，但广州站侧IDE1=-1600A，Idee1+ Idee2=140A+（-800A）=-660A，IDE1≠Idee1+Idee2。因此，根据上述分析可知，广州站侧Idee2=-800A，IED1=-1600A，但Idee1为140A，且方向与Idee2相反，因此可以判断Idee1测量异常。

图2 87EB保护动作时整流侧和逆变侧各分流器电流分布

首先对6月5日Idee1测量异常的波形进行分析，发现在线路故障过程前后（即Idee1和Idee2出现明显异常前后），Idee1和Idee2测到的谐波电流是反相的，且Idee1的谐波测量值明显小于Idee2的谐波测量值。查看6月7日的录波数据，发现6月7日线路停电前Idee1和Idee2测到的谐波电流是同相的，且幅值基本相等。找到同年5月1日的录波数据，发现5月1日Idee1和Idee2测到的谐波电流也是同相的，且幅值基本相等。

根据分析，可以确定Idee1直流CT在2014年5月1日至2014年6月7日中某个时间段出现异常，此异常是在运行过程中出现且自动恢复的，异常现象表现为Idee1的测量值偏小且反相。

3.3 试验分析

首先对换下的电阻盒进行以下检查：（1）用电阻盒的测量仪器（FLUKE表）检测拆下的板卡（NR1461），检查确认了接口与内部连接关系正确;（2）使用耐压测试仪测量电阻盒端口，DC 50V未导通，DC 20V导通，符合设计参数指标。故换下的电阻盒无故障。

Idee1测量异常时6个通道的测量均显示异常，可以排除远端模块及合并单元出现异常的可能性。

本次试验采用信号发生器并联输出两路信号，一路直接连接RTU1，另一路通过两芯双绞线连接电阻盒输出到RTU2，用合并单元监视RTU1和RTU2的波形，查看波形是否异常。试验接线如图3所示。

图3 试验接线

（1）RTU1，电阻盒、RTU2接线牢固情况下，试验发生波形与输出波形一致（如图4所示），试验结果正常。

图4 测量录波

（2）将接到挂箱电阻盒双绞线的信号线正端松开，RTU2无信号，试验输出波形异常（如图5所示），输出幅值变得很小，和现场情况不一致。

图5 测量录波（断开正极）

（3）将接到挂箱电阻盒双绞线的信号线负端松开，RTU2有与RTU1相位相反的信号，并且信号幅度小于RTU1，试验输出波形异常（如图6所示），输出幅值变小且反向，和现场情况比较一致。

4.结论及建议

根据上述试验结果，可以确定现场Idee1异常是由于分流器输出信号线的负端在电阻盒的端子连接处出现虚接引起的。测量系统的信号线负端如果虚接，信号正端和负端间接由分布电容进行连接，电容呈滞后特性，会引起相位相差180度左右的特性，且幅值与分布电容大小有关系。

图6 测量录波（断开负极）

现场Idee1测点的直流CT已更换了电阻盒，更换电阻盒时信号线端子进行了重新连接紧固，隐患已排除。针对信号线端子虚接引起的CT采样异常问题，建议进一步强化互感器工程现场的工作质量及检查环节，在调试结束后，增加电气线路的核查，避免后续出现类似问题。

参考文献

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