基于选相跳闸和无接地点跳闸的厦门柔直工程提升方案

陈明泉 晁武杰 胡文旺 黄均纬 严昌华

基于选相跳闸和无接地点跳闸的厦门柔直工程提升方案

陈明泉1,2晁武杰2胡文旺2黄均纬2严昌华1,2

（1. 福建中试所电力调整试验有限责任公司，福州 350007； 2. 国网福建省电力有限公司电力科学研究院，福州 350007）

±320kV厦门柔性直流输电科技示范工程于2015年成功投运，随着我国柔性直流输电技术不断进步，以及厦门地区近年来电网快速发展，发现工程存在换流变阀侧单相接地故障时，网侧交流断路器无法快速切除故障和网侧单相接地短路电流超标两个问题，结合厦门柔直工程改造提出采用选相跳闸策略和无接地点跳闸策略的提升方案。本文首先针对上述问题产生的原因进行理论分析，再对提升方案进行详细说明，最后进行仿真和现场实验，实验结果验证了提升方案的有效性。

柔性直流输电（VSC-HVDC）；直流偏置；选相跳闸；极保护；阀侧断路器

0 引言

厦门柔性直流输电科技示范工程是首个采用对称双极接线方案[1-5]的直流工程，电压等级±320kV，直流电流1 600A，输送容量1 000MW。工程主要建设“两站一线”，包括浦园（岛外）、鹭岛（岛内）两座换流站和浦园—鹭岛2根直流极线及1根金属回线电缆线路，线路全长10.7km，换流站采用模块化多电平换流器（modular multilevel converter, MMC）[6-9]作为换流核心器件。工程于2015年投产，作为国网在柔性直流输电技术领域的最新研究成果示范应用工程，投运后大大提升了厦门岛内供电能力，同时也填补了当时我国柔性直流输电技术在±320kV电压等级领域的应用空白，为后续张北柔性直流电网示范工程设计和建设提供了丰富的工程经验。厦门柔直工程一次主接线简化示意图如图1所示。

图1 厦门柔直工程一次主接线简化示意图

工程投运至今，在我国柔性直流输电技术领域不断研究，以及厦门地区近年来电网快速发展的背景下，发现存在两个问题亟需解决：①在换流变阀侧发生单相接地故障时，网侧三相故障电流中两相存在直流偏置分量致使交流断路器无法快速切除故障，甚至可能导致网侧交流断路器烧毁、故障范围扩大造成变电站全停事故；②根据省公司的电网系统仿真计算结果，在换流站双极运行方式下，220kV湖边站和彭厝站的单相接地短路电流均超过了断路器遮断能力。结合工程改造，针对上述问题提出改造方案：①在换流变阀侧新增断路器并配置选相跳闸策略，使网侧断路器开断时故障电流存在过零点时刻；②增加换流变中性点接地成套装置并配置无接地点跳闸策略，通过改变换流变现有直接接地方式，增大系统等效零序阻抗，减小单相接地时短路故障电流。

近年来，柔性直流输电系统故障特性已经成为国内外学者的研究热点，但现有的文献主要在柔性直流输电系统各种故障特性的理论方面进行深入研究[10]，少有文献能够结合工程实例，对柔性直流的极控制保护系统应用方案进行系统详尽的分析。本文结合厦门柔性直流工程的改造，首先对问题产生的原因进行理论分析，并对改造提升方案进行详细说明，最后通过仿真和现场实验验证改造提升方案的可行性和有效性。

1 阀侧单相接地故障选相跳闸方案

1.1 阀侧单相接地故障理论分析

文献[10]提出在双极MCC系统阀侧连接线发生单相接地时，故障点F1与直流侧接地点G形成短路电流通路，交流侧故障后的MMC简化等效电路如图2所示，图中蓝色点划线表示下桥臂短路电流通路，阀侧三相交流电均存在直流偏置分量，直流分量的大小与桥臂电抗、故障后的交流电压幅值与相位有关。其中，故障相短路电流包含的直流分量为非故障相短路电流直流分量之和，导致故障相短路电流不存在过零点。具体公式文献[10]已有详细推导，本文不再赘述。

图2 交流侧故障后的MMC简化等效电路

以换流变联结方式为YD11为例，网侧电流为

式中：A、B、C分别为经YD11变换后三相短路故障电流；a、b、c分别为三相短路故障电流；1为F1点故障后非故障相电压幅值：为桥臂电抗器电感值；为基波电压角频率；ac、bc分别为ac相和bc相线电压相位。

由式（1）～式（3）可知，当阀侧发生单相接地故障时，网侧电流有两相存在直流偏置分量，且直流分量大于交流分量，使电流不存在过零点。阀侧C相单相接地故障后网侧电流仿真波形如图3所示。

图3 阀侧C相单相接地故障后网侧电流仿真波形

不过零点的故障电流将导致网侧交流断路器跳闸时灭弧失败、爆炸，并使网侧交流母线上的所有断路器跳闸，扩大停电范围，影响电网稳定运行，并且换流阀也会因长期耐受短路电流而损坏。

1.2 选相跳闸策略

阀侧断路器安装位置示意图如图4所示，工程升级前极保护在阀侧交流连接线区域配置了交流连接线差动和桥臂电抗器差动保护，该保护作为阀侧交流连接线区域相间短路和接地故障的主保护，动作方程如式（4）和式（5）所示，保护动作结果均为闭锁换流器、跳交流断路器及启动失灵。

式中：VT、VC分别为交流连接线区域换流变侧和阀侧电流；BP、BN分别为换流器上、下桥臂电流；set为保护整定值。

图4 阀侧断路器安装位置示意图

为解决引言中提到的问题①，本次工程升级一方面在一次设备上增配阀侧断路器，另一方面在极保护和极控制系统[11]中增配选相跳闸策略，通过阀侧与网侧断路器相互配合快速切断故障回路，实现故障隔离。

选相跳闸策略是在保留原有交流连接线差动和桥臂电抗器差动保护的基础上，在极保护中增加阀侧交流连接线区域单相接地故障的辅助判据，并在跳闸回路中增加选相跳闸出口回路及相关闭锁逻辑。

1）交流连接线区域单相接地故障判据。若交流连接线差动或桥臂电抗器差动保护的分相差动电流元件动作，同时仅对应故障相电压幅值小于40kV，则判定为单相接地故障，发出阀侧断路器非故障相跳闸指令。延时60ms且阀侧断路器非故障相电流小于0.05p.u.，或延时100ms（防止阀侧断路器失灵）发出换流变网侧断路器跳闸指令。网侧断路器跳开且中性母线电流小于50A后，发出中性母线开关（neutral bus switch, NBS）跳闸指令。若网侧断路器跳闸指令发出且NBS跳开，则发出阀侧断路器故障相跳闸指令。若不满足单相接地故障判据条件，则同时发出网侧断路器及阀侧断路器三相跳闸指令，待网侧断路器跳开且中性母线电流小于50A后，发出NBS跳闸指令。

为了配合选相跳闸逻辑，在交流连接线差动或桥臂电抗器差动保护动作时刻，需短时退出部分后备保护元件，包括交流连接线过电流保护Ⅰ段、交流阀侧零序过电压保护、换流器差动保护、换流器过电流保护Ⅰ段、桥臂过电流保护Ⅰ段、极差动保护Ⅰ/Ⅱ段。同时，极控系统若收到阀控不平衡保护动作信号，则屏蔽阀控系统请求跳闸信号6ms，以配合极保护对交流连接线区域故障的处理。

2）选相跳闸保护元件布置方案。选相跳闸保护逻辑中各判据元件，如差动保护、阀侧电压低、阀侧电流低、选相跳闸矩阵、跳闸闭锁逻辑等，进行分布配置。极保护选相跳闸回路示意图如图5所示，其中交流连接线差动和桥臂电抗器差动保护为主要判据，低电压和低电流为辅助判据，主辅判据均布置在极保护主机中，判断结果分别送至控制主机和三取二主机。控制主机和三取二主机同时对接收到的交流连接线或桥臂电抗器差动保护元件动作信号进行三取二逻辑判断，对阀侧低电压、低电流信号进行三取一逻辑判断（三套极保护有任意一套满足，优先开放选相跳闸逻辑），满足单相接地故障条件且满足三取二逻辑执行选相跳闸出口，若仅满足三取二逻辑则执行三跳出口。

上述提及的网侧断路器和NBS分位闭锁信号，网侧断路器位置信号取至值班控制主机，NBS位置信号分别取至极保护主机和控制主机。

1.3 选相跳闸策略仿真实验

在实验室对选相跳闸策略进行仿真，仿真系统示意图如图6所示，模拟阀侧A相瞬时（100ms）接地故障仿真波形如图7所示，极保护的动作结果从仿真输出波形可看出：在故障时刻，网侧确实存在两相未过零点故障电流，从保护动作到阀侧非故障相断路器约70ms跳开后，网侧故障电流迅速衰减并且过零点，此时网侧交流断路器可安全快速切除故障。

图5 极保护选相跳闸回路示意图

图6 仿真系统示意图

图7 阀侧A相瞬时（100ms）接地故障仿真波形

1.4 选相跳闸策略现场实验

现场实验分单体逻辑检查和整组传动试验两方面。

单体逻辑检查方面，通过继保测试仪模拟交流连接线区域单相接地故障的电气量和开关量输出至极保护装置，检查极保护选相跳闸逻辑动作正确性。具体检查如下：①模拟任一相单相故障使交流连接线差动或桥臂电抗器差动保护动作，若换流变阀侧有且仅有对应相电压低于设定值，则极保护应判定为单相接地故障，执行选相跳闸逻辑，否则执行三相跳闸逻辑；②模拟上述①故障，同时若阀侧断路器失灵，极保护判断阀侧断路器失灵，延时100ms跳网侧断路器，否则阀侧断路器非故障相跳开后延时60ms跳网侧断路器；③模拟上述①故障，同时给极保护施加让“交流连接线过电流保护Ⅰ段、交流阀侧零序过电压保护、换流器差动保护、换流器过电流保护Ⅰ段、桥臂过电流保护Ⅰ段、极差动保护Ⅰ段、极差动保护Ⅱ段”等后备保护可靠动作的电气量，极保护交流连接线差动或桥臂电抗器差动保护动作后应可靠闭锁上述后备保护。

整组传动试验方面，现场极保护和极控制系统按正常运行状态要求投入所有保护功能，在一次设备处“检修状态”下合上所有断路器。通过继保测试仪模拟交流连接线区域单相接地故障，对极保护选相跳闸策略的全部跳闸通路进行整组传动试验，检查选相跳闸策略跳闸时序的正确性。表1为阀侧A相接地故障跳闸整组传动报文，从表1可看出：桥臂电抗器差动和交流连接线差动保护动作后39ms跳开阀侧断路器非故障相，112ms后跳开网侧断路器（与电网系统隔离），165ms后跳开NBS，192ms后跳开阀侧断路器故障相，各断路器跳闸时序与仿真结果和设计预期一致，同时也满足220kV线路的0.12s故障切除时间[12]的要求。

表1 阀侧A相接地故障跳闸整组传动报文

2 网侧单相接地短路电流超标解决方案

2.1 网侧单相接地短路电流超标理论分析

目前，厦门柔直换流站由于换流变容量大，导致双极运行时交流母线等值零序阻抗大大降低；另外，截至2021年底，厦门地区新建500kV集美变、220kV岭湖变和古楼变，220kV松湖线开断进安兜变等系统网架变化。根据福建省电力公司计算结果，换流站在定无功功率或定交流电压控制方式下，厦门柔直双极运行时，湖边站和彭厝站单相接地短路电流均超过开关遮断容量的95%（47.5kA）。短路电流注入回路如图8所示。

图8 短路电流注入回路

2.2 无接地点跳闸策略

针对上述情况，本次升级方案是将浦园换流站与鹭岛换流站的换流变中性点改成不直接接地运行，浦园、彭厝站简化一次主接线如图9所示。两台换流变均配置中性点成套装置，装置包含隔离开关、避雷器和间隙放电装置，可根据运行需求灵活转换接地方式。通过安装成套装置，浦园站与鹭岛站可从原有的两台换流变中性点直接接地改为单台接地或通过交流站主变接地的运行方式，降低了换流变对交流母线等值零序阻抗的影响，进而可减少故障电流3～4kA以上，确保220kV彭厝变和220kV湖边变短路电流满足开关遮断容量要求。

图9 浦园、彭厝站简化一次主接线

同时，为保证换流变的设备安全和系统运行安全，二次保护策略方面，在极控制系统配套增设运行极网侧无接地点跳闸逻辑，其保护逻辑包含本极换流变中性点接地和非接地两种工况。本极接地时，不会触发无接地跳闸逻辑；非接地时，以图9浦园换流站网侧一次主接线为例，极控制系统通过采集网侧220kV母线上3台主变、母联/分段间隔的断路器、隔离开关和中性点接地开关的位置信号，判断本极是否通过母线与外部主变的接地点相连，若无则保护动作，30ms系统切换，若切换后仍无则延时50ms跳闸，本极停运。其中母线连接方式需考虑4段母线分裂/互联的各种工况。无接地点跳闸逻辑信号采集回路示意图如图10所示，由于部分间隔设备的辅助接点数量无法满足两极双套系统同时接入，因此接点冗余数少的间隔位置信号需新增扩展继电器屏进行重动扩展。另外，考虑信号接点的可靠性差及重动继电器电源失去引起保护误动的情况，保护程序中信号输入回路采用RS触发器，这样可以保证在采集的合、分位置输入信号有任意双位错的情况（00或11）时，触发器输出可保持前态不变。如此，对于重动继电器转发信号，无论是重动继电器失电，还是外部确有输入出现双位错，程序均会保持前态输出不变，不影响保护逻辑的正确判断。同时，对重动继电器失电进行告警，以便运行人员及时处理。

图10 无接地点跳闸逻辑信号采集回路示意图

2.3 无接地点跳闸保护策略验证

网侧无接地点跳闸逻辑的判据条件较多，现场实验无法一一进行模拟，因此在厂家已完成厂内通过穷举法逐一验证实验的前提下，现场结合实际运行情况，仅对因主变或母线间隔保护动作后的跳闸结果进行模拟验证本极失去接地点保护。具体实验方法相对简单，本文不再赘述。

另外，为增加保护可靠性，防止无接地点保护拒动导致在故障时换流变中性点因暂态过电压而损坏，在换流变保护装置内增设间隙保护[13]作为无接地点保护的后备保护。

3 结论

通过系统仿真及现场实验结果表明，本次工程升级方案解决了换流变阀侧发生单相接地故障时，网侧交流断路器无法快速切除和网侧单相接地短路电流超标两个问题，可为同类工程改造提供参考。同时也存在不足之处，具体如下。

1）在选相跳闸策略方面：①当阀侧断路器失灵时，虽然极保护有延时100ms跳网侧断路器，但是由于网侧故障电流此时没有过零点，网侧断路器仍然无法快速切断故障；②选相跳闸策略各保护元件、判据分散布置，且相关判据条件未与极保护一致采用三重化配置，导致极保护与其他装置耦合多，加大了现场试验难度；③虽然解决了网侧交流断路器无法快速切除故障的问题，但故障切除时间仍然偏长（约120ms），同时因增配选相故障判据造成三相故障跳闸时间延长10ms左右，将考验一次设备的耐受能力。

2）在无接地点跳闸策略方面：①二次回路接线相对复杂，现场试验工作量大且繁琐；②与对极、对侧交流站回路耦合多，运行方式受限制，若交流站新扩建主变间隔，保护逻辑需同步进行升级。

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Promotion scheme based on phase selection tripping and non-grounding-point tripping for Xiamen HVDC transmission project

CHEN Mingquan1,2CHAO Wujie2HU Wenwang2HUANG Junwei2YAN Changhua1,2

(1. Fujian Zhongshisuo Electric Power Testing & Commissiong Co., Ltd, Fuzhou 350007; 2. State Grid Fujian Electric Power Research Institute, Fuzhou 350007)

The Xiamen ±320kV flexible HVDC transmission demonstration project is successfully put into operation in 2015. With the continuous progress of China’s flexible HVDC transmission technology and the rapid development of Xiamen power grid in recent years, it is found that when the single-phase grounding fault occurs at the valve side of the converter transformer, the grid side AC circuit breaker cannot quickly remove the fault and the single-phase grounding short-circuit current at the grid side exceeds the standard. Combined with the transformation of the Xiamen flexible HVDC project, the improvement scheme of phase selection tripping strategy and non-grounding-point tripping strategy is proposed. In this paper, the causes of the above problems are analyzed theoretically. Then the improvement scheme is explained in detail. Finally, simulation and field experiments are carried out. The experimental results verify the effectiveness of the improvement scheme.

voltage source converter based high voltage direct current (VSC-HVDC); DC offset; phase-selective trip; pole protection; valve side circuit breaker

国家电网公司总部科技项目（柔性直流工程关键运行特性提升方案及应用）（52130422001A）

2022-07-13

2022-09-06

陈明泉（1982—），男，福建省南平市人，本科，工程师，主要从事继电保护及自动化、电力监控安全防护工作。