直流输电控制保护系统（精选八篇）
直流输电控制保护系统 篇1
控制保护系统对直流输电系统的运行起着极为重要的作用。控制保护设备自身的故障或功能异常不应对直流输电系统的运行造成影响，更不允许导致直流输电系统的停运。因此，直流控制保护系统一般采用冗余设计，冗余设计与控制保护设备自身的全面自诊断功能相结合，确保直流输电系统的连续稳定运行。在双重化与三重化冗余配置的控制保护系统中，单重设备可退出运行进行检修而不影响整个系统的运行。
1 直流控制保护的双重化冗余
直流控制保护系统的冗余设计以双重化冗余为基础，即在总体结构上整个控制保护系统从网络总线到各种控制保护设备基本由两套回路构成。但是，针对不同的设备，其双重化冗余的实现原理并不完全相同。如极控、站控等核心控制系统的双重化冗余采用主从系统切换的方式;保护设备的双重化冗余采用的是两套设备同时在线运行，动作信号通过或逻辑并行输出的方式;而网络总线、运行人员控制层设备和现场测控单元等，其双重化冗余则通常采用双套设备或双重通道并行工作的方式。但是不论采用何种实现原理，双重化冗余均要求两套独立的设备并行工作，并且对于设备而言，每重设备均需配置独立的测量回路、电源回路、输入输出回路和网络接口。
1.1 主从系统切换的双重化冗余
极控、站控等核心控制系统的双重化冗余采用主从系统切换的方案。主从切换的双重化冗余由两套硬件软件设计相同的控制系统，以及独立的跟随与切换逻辑单元构成。在上电初始化过程中通过系统的自动选择或运行人员的指定，其中的一套设备将成为主系统，对直流输电系统的运行进行在线控制，另一套设备则自动成为从系统，处于热备用运行状态。从系统的控制输出被切换逻辑封锁，对直流输电系统的运行不产生影响。
运行过程中，两套控制系统中内置的自诊断功能对自身的硬件软件进行检测，并把检测结果送给切换逻辑进行判断。当主系统检测到自身的内部故障，并且此时若从系统处于可用状态时，切换逻辑将立刻启动系统切换。切换过程和结果是，封锁主系统的控制输出，并同时开放从系统的输出，使原来的从系统全面接管控制权，成为新的主系统，原主系统则自动变为新的从系统。若在主系统检测到内部故障的同时从系统也存在内部故障，这时如何处理要由两个系统内部故障严重程度的比较决定：若主系统的故障等级较低而处于可用状态，切换逻辑可决定不进行切换，仍由原来的主系统维持直流输电系统的基本运行。而当主从系统同时检测到严重故障时，切换逻辑通过启动保护的动作立即闭锁直流系统的运行。
在进行主从系统切换时，要求切换过程平滑，不应对直流系统的运行造成扰动。平滑切换由跟随逻辑保证。跟随逻辑原理是，通过高速通信通道，主系统时刻把控制过程的主要中间状态和控制输出对从系统进行刷新，使从系统的运行时刻与主系统严格保持一致，这样切换就不会对系统产生扰动。但是由于切换总是需要时间的，在切换被启动到切换完成的时间间隔内，主从系统的内部状态和输出仍在各自变化，多少会被拉开距离，从而使切换对系统运行产生一定的扰动。理论上，切换过程的持续时间越短，主从系统之间的差异性越小，切换造成的扰动就越小。由硬件实现的切换逻辑的响应速度仅为微秒数量级，可以保证切换过程更接近于无扰动切换。因此，跟随与切换逻辑一般采用简单可靠的硬件电路实现。
1.2 保护设备的双重化冗余
保护设备的双重化冗余，采用两套相同的保护装置并行工作，通过“或”逻辑输出动作信号的方式构成。这种安排下任何一套保护动作均可启动跳闸，可以有效地避免保护拒动。但若没有其它措施显然会增加其自身故障误动的几率。
“或”逻辑输出的双重化保护设备一般采取两种措施防止误动：第一，每重保护设备中在已经配置的保护功能基础上，再另外配置一套独立的启动回路，两套回路的动作信号通过“与”逻辑输出，采用互相闭锁的方法防止单重保护的误动。第二，为保护设备设计完善的自检功能，一旦某一重保护设备检测出自身的硬件软件故障，该重保护自动闭锁其跳闸输出回路，并给出报警信息。
这种双重化冗余方案类似于四重化冗余，由每重保护中双套回路的互相闭锁避免误动，依靠两套设备之间的“或”逻辑避免整个保护系统的拒动。该方案作为一种完善的冗余方案在我国交流保护中得到了广泛的应用。但是，由于其实际上相当于四重化冗余，除使得保护设备更为复杂并且成本的增加外，还需要为每重保护的两套回路分别配置独立的测量回路和互感器的二次线圈，也将增加整个测量通道的复杂性和一次设备造价。
1.3 运行人员控制层设备和站内局域网的冗余设计
运行人员控制层设备中的数据库服务器、远动工作站等采用双套设备主备运行的双重化机制。通过上电初始化或人为指定，双重化系统中的一台服务器和一台远动工作站成为主系统，另外的一重设备自动成为从系统。而运行人员工作站、工程师工作站等人机接口设备，配置的数量远远多于两套，在任何一个工作站上均可以进行相关的控制操作，并且任何一个工作站出现故障也都不会对系统运行产生不利的影响。因此，它们采用的是在逻辑上不分主从，多重设备并行运行的冗余机制。
连接在局域网上的运行人员控制层设备和控制保护层设备对双重化的数据库服务器和远动工作站的访问只对其主系统进行。如控制保护层设备的上传信息仅存入主服务器和主远动工作站，再由主服务器和主远动工作站发送给各运行人员工作站和调度中心;对于下行的控制命令则分别由运行人员工作站送入站主服务器，或者由调度中心经远动通道送给主远动工作站，再由主服务器和主远动工作站主远动工作站送给控制保护层设备执行。而作为备用的从服务器和从远动工作站中的数据，则需要由主服务器和主远动工作站对它们进行定时更新，使从系统中的数据与主系统保持一致，尽量避免当需要从系统接替主系统运行时，因两套设备中数据的不一致对系统运行造成扰动。
站内局域网LAN是运行人员控制层和控制保护层两层设备之间信息传输的通道，由双重化的网络LAN1、LAN2构成。LAN1和LAN2一般采用并行运行的工作模式。对于运行人员控制层设备，通过对网络状态的自动检测决定各自对两个网络占用。在两个网络都正常时，设备都会根据负载均衡的原则把各自的数据平均分配到两个网络上进行传输。而当检测到某个网络上的传输出现问题时，出现问题的网络中的信息被自动集中到健全网络。由于网络故障一般是可恢复的暂时性故障，所以这种并行运行机制在保证可靠性的同时，还可增加数据传输的效率。极控、站控等控制保护层设备对局域网的使用存在两种方式：一种是优先默认LAN1为主通道，并总是通过LAN1与运行人员控制层的主服务器交换信息。与此同时，通过向LAN1、LAN2发送检测报文监视其运行状态。当检测到LAN1出现故障且LAN2处于正常状态时，设备自动将数据传输切换至LAN2进行，在LAN1故障恢复后仍返回到LAN1。另一种方式则与运行人员控制层的各种工作站完全相同，即LAN1和LAN2不分主从，在两个网络都正常时，控制保护设备自动均衡LAN1和LAN2的负载，同时使用两个网络与主服务器通信。
1.4 远动通信通道的冗余
远动系统与上级调度中心的信息传送以数据网通信为主方式，以点对点通信(即专线方式)为备用方式，采用两种不同通道互为备用的的冗余方案。除了两种通信通道的备用之外，其中的点对点通信还需要在每台远动工作站上配置多于调度中心数量的串行接口，多出的串行接口作为备用，以便运行中远动工作站检测到与某个调度中心的串行通道不正常时，自动将数据传输改由备用通道进行。在主备远动工作站需要切换时，进行切换的两个远动工作站的全部串行接口，由独立的通道切换装置进行总体的自动切换。
1.5 现场总线的双重化冗余
现场总线位于控制保护层设备和现场测控层设备之间，负责在两者之间传输测控数据和操作命令。控制保护层设备、现场测控层设备与现场总线之间的双重化冗余一般有两种方式：
一种是双重化的控制保护设备、现场总线和现场测控单元的每一重各自单独连接，互不交叉，形成两套相互独立的冗余系统。在这种情况下，对于极控、站控等采用双重化切换冗余方案的设备，无论是主系统的控制系统主机、现场总线与测控单元三者之中任何一个出现故障，将产生整体切换。这种方案的优点是逻辑简单，实际工程中大多采用这种方案。但由于在每一重系统中包含两个控制层的设备和网络，出现内部故障和产生切换的几率会增加。
另一种是控制保护设备和现场测控单元通过现场总线进行交叉连接的双重化方案。即对于双重化的每一重现场测控设备既连接到控制保护设备的系统1，又连接到控制保护设备的系统2。这样每一重控制保护层设备可以同时得到两重现场测控设备的测量信息，并且作为主系统的控制设备可以同时向两重现场测控设备中的任何一重设备下发控制命令。在这种方式下，当两套测控设备都正常时，主控制系统选择其中的任意一套读取测量数据并进行控制输出。当选中的一套测控设备出现故障时，主控制系统将自动选择另一套测控设备继续运行，而不必进行总体切换。对于现场测控设备来说，这是一种双套设备并行工作、由控制系统主机对其进行适应性选择的方式。这种方式的好处是测控层设备的内部故障不会造成控制保护系统的整体切换。其弱点是对两套现场测控设备数据的接收、运行状态的检测和故障判断会增加控制系统主机的负担，并增加整个系统的复杂性。
1.6 极控系统与阀底部电子设备的双重化冗余
阀底部电子设备(VBE)或称阀控单元(VCU)可以视为极控系统专用的现场层测控设备。极控系统通过阀底部电子设备向换流阀发送触发脉冲，控制直流系统的运行。换流阀通过阀底部电子设备将其运行状态和故障信息发送至控制保护系统，控制保护系统根据这些信息做出相应的判断和动作。阀底部电子设备按双重化配置，与双重化的极控系统一般进行一一对应的连接，形成两重互相独立的冗余系统。无论是作为主系统的极控制系统还是阀底部电子设备出现故障，将整体切换到另一重系统运行。
2 直流保护设备的三重化冗余
直流输电工程中的直流极保护，根据工程要求可以采用双重化方案，也可以采用三重化方案。三重化冗余的保护系统由三套相同的保护设备和两套三取二逻辑单元构成。三取二逻辑的功能是按照大于等于二的逻辑条件，对保护的动作输出进行裁决和控制。当三套保护中有两套以上保护动作时，三取二逻辑输出最终的动作信号。而当只有一套保护保护动作时则被判定为误动，动作信号被三取二逻辑封锁。
配置两个三取二逻辑的目的是实现保护与双重化控制系统的接口。三套保护设备的所有与控制系统的接口信号，分别接入两个三取二逻辑单元，形成两路接口信号与控制系统对应连接。这样，两套控制设备均可以收到经过三取二选择的完整的保护输出信号，同时三套保护设备经过三取二逻辑的分配，都可以收到控制系统中的主系统送来的控制信息。
保护的三重化冗余方案是一种多数表决方案。在运行过程中仅有一套保护动作，或仅有一套保护拒动都不会对保护动作的正确性产生影响，在逻辑上不存在盲点。因此，三重化冗余是一种具有较高可靠性的保护冗余方案。
3 结论
直流控制保护系统采用双重化冗余的总体结构。对于各种具体控制和保护设备，以及网络通信系统的冗余，应根据其所完成功能，综合考虑可靠性、性能优化和工程造价等因素进行合理的配置。如极控、站控等核心控制设备采用双重化系统切换的冗余方案。运行人员控制层、现场测控层设备以及网络总线等，一般采用双重或多重系统并行工作的冗余方案。交流线路和母线保护、换流变压器和交流滤波器保护等换流站交流主设备的保护，沿用国内交流保护的运行经验和成熟技术，多采用启动逻辑闭锁的双重化方案。而对于直流极保护系统，则可以采用双重化方案也可以采用三重化方案，根据实际工程进行优化选择。
参考文献
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高压直流输电线路继电保护技术研究 篇2
关键词：高压直流输电线路 继电保护技术 安全性
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）09（a）-0026-01
1 高压直流输电线路继电保护的影响因素
1.1 电容电流
高压直流输电线路电容大、波阻抗小以及自然功率小的特征，这就给差动保护整定带来较大的影响，为了保障高压直流输电线路运行的安全性与稳定性，必须要对电容电流采取科学合理的补偿措施。此外，在分布电容因素的影响下，一旦高压直流输电线路运行出现故障，故障距离与继电器测量阻抗之间的线性关系就会发生改变，成为双曲正切函数，此时，就不能使用传统继电保护措施。
1.2 过电压
高压直流输电线路在出现故障之后，电弧熄灭时间会延长，情况严重时甚至会发生不消弧的情况，在电路电容因素的影响下，两端开关不会在同一时间断开，此时，行波来回折反射就会严重影响整个系统的运行。
1.3 电磁暂态过程
高压直流输电线路长，在操作与发生故障时高频分量幅值较大，这就给高频分量的滤除工作带来较大的困难，这不仅会导致电气测量结果发生偏差，此时，半波算法在高频分量的影响下准确性难以保障，此时，电流互感器也会发生饱和现象。
2 高压直流输电线路继电保护设计原则与注意事项分析
2.1 输电线路的主保护
影响输电线路主保护的因素是多种多样的，必须要根据高压直流电路的实际情况进行选择，在设计时，需要使用两台不同原理的装置，第一套保护装置可以使用分相电流差动纵联保护装置；第二套保护装置可以使用相电压补偿纵向保护装置，两套装置分别来使用不同的通道。
2.2 输电线路的后备保护
输电线路后背保护是主保护的重要补充，在进行设计时，需要控制好线路两端切除故障差，配置好完整的接地距离保护与相间距离设备，距离保护特征不应该局限在四边形、圆形与椭圆形几种，可以将微机保护充分的利用起来，从根本上提升系统运行的安全性。
2.3 并联电抗器保护
高压直流输电线路中并联电抗器出现故障后，线路会发出相应的命令，启动自动保护装置，此时，并联电抗器就可以充分的发挥出其作用，若故障超过了高压直流输电线路允许的标准，则需要及时的将两侧断路器断开。
2.4 自动重合闸
高压直流输电线路常用的自动重合闸有三相重合闸、单相重合闸与快速重合闸集中模式，具体选择哪一种模式，还需要根据具体的过电压水平进行分析，为了防止过电压操作情况的发生，在非全相情况下过电压倍数在允许标准范围时，可以使用单相重合闸，若超过标准范围，就需要使用三相重合闸。在进行设置时，需要充分的考虑到线路两端的时间间隔与重合顺序，将其控制在标准范围内。
3 高压直流输电线路常用的继电保护技术
3.1 行波暂态量保护
如果高压直流输电线路出现故障，会出现反行波，要保障系统运行的稳定性，就需要做好行波保护工作，这也是高压直流输电线路的主保護措施。
就现阶段来看，常用的行波保护措施由SIEMENS方案与ABB方案。其中，SIEMENS是基于电压积分原理的一种保护措施，起保护启动时间为16～20 s，与ABB方案相比，该种的保护速度相对较慢，但是，抗干扰能力则优于ABB保护方案；ABB行波保护的检测原理是极波与地模波，能够检测到图变量为10 ms之内的反行波突变量，在必要的情况下，也可以使用用电压、微分启动与电流图变量几种方式来识别。
以上两种行波保护能力都较为有限，耐过渡电阻能力不理想，此外，还存在着缺乏整定依据、理论体系不严密等缺陷。为了提升行波保护的效果，学界也提出了形态学梯度技术与数学形态学滤波技术，但是，无论是暂态量保护还是行波保护，都存在一些弊端，还需要进行深入的分析。
3.2 微分欠压保护
微分欠压保护是一种基于电压幅值水平与电压微分数值的保护措施，兼具主保护与后备保护的功能，在现阶段下，SIEMENS方案与ABB方案检测的对象都是输电线路的电压水平与电压微分。其中，后者上升延时为20 ms，在电压变化率上升沿宽度未达到标准的情况下，就能够起到后备保护作用，但是其耐过渡电阻能力并不理想。
微分电压保护动作的可靠性与灵敏度要优于行波保护，但是动作速度则不如行波保护，两者都存在着灵敏度不理想、整定依据不足、耐过渡电阻能力较差的问题。
3.3 低电压保护
低电压保护是高压直流输电线路的常用后备继电保护，主要依靠对电压幅值的检测来实现保护工作，根据保护对象的不同，低电压保护包括极控低电压保护措施与线路低电压保护措施，其中，前者保护定值低于后者，前者在线路发生故障时会闭锁故障极，后者在开展保护动作时会启动线路重启程序。
低电压保护的设计简单，但是缺乏科学、系统的整定依据，难以帮助技术人员判断故障的具体类型，动作速度较慢。
3.4 纵联电流差动保护
纵联电流差动保护模式使用双端电气量，选择性较好，但是该种保护模式在故障发生较长的时间后才能够做出保护措施，因此，只能够用于高阻故障的诊断与切除中。由于各类因素的影响，现阶段使用的差动保护也未联系到电压变化过程与电容电流问题，很容易出现误动，虽然电流差动保护装置有着动作速度快以及灵敏度高的优势，但是这种优势却未在高压直流输电线路中充分的发挥出来，性能还有待提升。
4 结语
综上所述，高压直流输电线路有着线路长、电压高、电容大、输送功率大、波阻抗小的特点，这也对继电保护工作提出了较高的要求，继电保护不仅仅需要满足传统保护的目的，还需要对线路过电压产生限制，提升设备与系统运行的稳定性与安全性，就现阶段来看，虽然我国的高压直流输电线路已经得到了广泛的使用，但是其继电保护技术还存在着各类问题，缺乏科学、系统的整定依据，灵敏度不高，还需要开展进一步的研究，相信在不久的将来，高压直流输电线路继电保护技术定可以得到跨越式的发展。
参考文献
直流输电控制保护系统 篇3
关键词：直流控制保护装置,冗余,“三取二”逻辑
0 引言
天广直流、高肇直流、兴安直流输电线路在实施西电东送,促进东西部地区资源优化配置方面发挥了重要作用。高肇直流、兴安直流、原天广直流控制保护系统均采用Siemens技术,但在2009年将原天广直流控制保护系统改为了南瑞继保产品。本文分析3条直流输电线路的直流控制保护系统冗余配置的不同,可为未来我国直流输电工程的建设、改造积累宝贵的经验。
1 直流保护系统的“三取二”逻辑
1.1 Siemens的“三取二”逻辑
原天广直流、高肇直流、兴安直流保护系统均采用Siemens设计的“三取二”逻辑,即3套直流保护系统只有在2套同时动作时才能出口;当1套直流保护系统故障时,保护动作逻辑自动切换为“二取一”逻辑。Siemens“三取二”逻辑如图1所示。
1.2 Siemens“三取二”逻辑的改进
Siemens直流保护系统“三取二”逻辑模块位于直流保护系统1、2中,直流保护系统3中没有。直流保护系统1、2同时故障将启动ESOF逻辑闭锁高压直流输电系统;而直流保护系统1、3或直流保护系统2、3同时故障时则不会启动。直流保护系统1、2同时故障启动ESOF逻辑如图2所示。
天广直流曾因直流保护系统1、2同时发生测量故障,在直流保护系统3正常运行且高压直流输电系统一次设备无故障的情况下导致极1闭锁,因此“直流保护系统1、2同时发生故障启动ESOF”回路设计不尽合理,该回路使得直流保护系统3无法独立运行。于是对天广直流广州站直流保护系统“三取二”逻辑进行了改造,改造后直流保护系统1、2、3同时故障才启动ES-OF逻辑。
1.3 南瑞继保的“三取二”逻辑
天广直流于2009年进行了保护控制系统全面改造,改造后其直流保护采用南瑞继保公司设计的“三取二”逻辑。“三取二”逻辑功能分别在“三取二”装置A(2F3A)、B(2F3B)和极控系统A(PCPA)、B(PCPB)中实现。“三取二”装置A(2F3A)、B(2F3B)分别装设于极保护系统A、B屏柜,极保护系统C屏柜不装设》“三取二”装置。“三取二”装置实现断开换流变网侧开关、启动开关失灵保护、重合直流场开关功能。极控系统(配置专用的“三取二”板卡)实现ESOF、极隔离、极平衡等保护处理策略功能。南瑞继保直流保护“三取二”功能逻辑如图3所示。
改造后,3套极保护系统均可单独运行,降低了因保护装置故障导致高压直流输电系统强迫停运的概率,提高了可靠性。
2 极控系统冗余配置
2.1 Siemens的极控系统冗余
在原天广直流、高肇直流、兴安直流控制系统中有2套相同的极控系统·且设置有极控系统选择切换模块。极控系统选择切换模块位于极控系统1的柜内,采用常规的电子SIMATIC C1/C2技术(快速的TTL逻辑门),独立于极控系统1,设置有单独的电源。其选择切换功能保证在任何时候只有1套极控系统控制换流器。在“系统自动选择”方式下.如果有效系统故障,那么切换逻辑将把极控自动切换到备用系统上;如果备用系统已故障,那么将启动ESOF逻辑。在“系统手动选择”方式下,可对备用系统进行维护或修改;如果此时有效系统发生故障,那么将启动ESOF逻辑。系统选择切换模块故障将启动ESOF逻辑。正常情况下接通电源后,启动设定使系统处于“系统自动选择”方式,且系统1有效,备用系统实时跟踪有效系统当前值。系统选择切换模块逻辑如图4所示。
2.2 南瑞继保的极控系统冗余
天广直流控制保护系统改造后,直流控制系统为完全冗余的双重化系统。每套系统分为运行、备用、服务、试验四种状态,处于运行、备用状态的同时处于服务状态,处于运行、备用状态则系统可用,处于试验状态则系统不可用。正常情况下,一套极控系统处于运行状态,另一套系统处于备用状态,且备用系统自动跟踪运行系统的信息。
极控设备故障等级分为轻微、严重和紧急。轻微故障不会对正常功率输送产生危害,因此不会引起任何控制功能的不可用;发生严重故障的系统在另一系统可用的情况下应退出运行,若另一系统不可用则该系统继续维持直流系统的运行;发生紧急故障的系统将无法继续控制直流系统的正常运行。系统切换遵循“在任何时候运行的有效系统应是双重化系统中较为完好的那一个系统”的原则。处于相同故障等级的2个系统互不切换。系统切换由当前有效系统发出,可避免备用系统误操作或故障引起不必要的切换。当另一系统不可用时,系统切换逻辑将禁止该切换指令的执行。改造后的2套极控系统的NR1103D主处理板卡通过网线直接相连,相互读取对方的状态,2套极控系统中均存在系统切换逻辑。
改造后,避免了系统选择切换模块故障引起高压直流输电系统闭锁现象,提高了系统可靠性。
3 VBE系统冗余配置
3.1 阀片触发冗余配置
天广直流输电系统阀片采用电触发方式;高肇直流输电系统阀片采用光触发方式。
在高肇直流输电系统中,3套光发射器分别从2套TC&M获得触发指令,再将指令转换成触发脉冲信号送到光信号发送器PCB板,由PCB板分别对从3套光发射器收到的触发脉冲信号进行“三取二”处理后送给同一阀单元,完成阀触发过程。
天广直流输电系统配置了2套阀控制TC板和2套光信号发送器PCB板。正常运行时只有一套阀控制TC板处于有效状态,另一套作为备用。有效的阀控制TC板将触发脉冲信号同时送到2套光信号发送器PCB板,由光信号发送器PCB板进行“二取一”处理后送至TE板,再通过TE板将光信号转为电信号后送至阀片,完成触发过程。
3.2 阀塔漏水检测冗余配置
天广直流输电系统的可控硅换流阀为悬吊式四重阀、塔式结构,在每个阀塔最底部的屏蔽罩内设有漏水收集装置,其结构如图5所示。
漏水检测装置为圆柱体,中间放置浮子,通过浮子的高低反映漏水情况。浮子上部钢板开有一长一短两条形孔,正常情况下,阀基电子设备(VBE)主备系统通过光发射装置发送3束光去检测漏水情况。3束光只要有1路穿过两条形孔正常返回,就表明阀塔无漏水情况;如果无光信号返回,那么表明阀塔存在漏水情况。
参考文献
[1]朱韬析,汲广,毛海鹏.广州换流站直流保护系统运行情况分析[J].电力系统保护与控制,2009,37(21):36-39
[2]刘耀,王明新.高压直流输电系统保护装置冗余配置的可靠性分析[J].电网技术,2008,32(5):51-54
直流输电控制保护系统 篇4
柔性直流输电在潮流反转时,直流电流方向反转而直流电压极性不变,因而有利于构成并联多端柔性直流输电系统[1]。目前,已投入运行的多端直流(MTDC)输电工程全部基于传统电流源型换流器,尚未有多端柔性直流输电工程投运。但随着电压源型换流器(VSC)在高压直流输电领域应用的不断增多,多端柔性直流输电技术必将在分布式发电系统、可再生能源发电、高压直流配电网等领域具有广阔的应用前景[2,3]。在各类VSC拓扑中,模块化多电平换流器(MMC),因其结构模块化、开关频率低、谐波含量小、易于实现高压多电平输出等优点,成为未来柔性直流输电工程的优选拓扑之一[4]。基于MMC的MTDC输电技术,兼具MMC技术和多端柔性直流输电技术的优势,具有广泛的应用前景。
国内对于多端柔性直流输电系统的探索目前还处于起步阶段,研究主要集中在系统建模仿真与稳态控制策略方面,对直流线路故障的控制保护研究相对较少,且大多数研究都是针对基于两电平VSC的多端柔性直流输电系统,没有将多端系统的协调控制考虑在内[5,6,7,8,9,10,11]。由于换流器拓扑结构的不同,与基于两电平VSC的MTDC输电系统相比,基于MMC的MTDC输电系统直流侧故障时的故障特性及其控制保护策略均有所不同。与基于MMC的两端直流输电系统相比,由于增加了站间协调控制策略,基于MMC的MTDC输电系统控制保护策略与保护时序也变得更加复杂。本文为基于MMC的MTDC输电系统的控制保护设计提供了参考。
1 多端柔性直流接线方式及换流器模型
1.1 多端柔性直流接线方式
多端柔性直流输电系统需要多条直流传输线,因此,根据运行条件和设计要求的不同,可以组成多种接线方式。本文仿真平台采用的是应用范围较广的并联放射形接线,如图1所示。
系统由3个基于MMC拓扑结构的VSC构成,换流站直流侧通过直流网络并联连接,采用经大电阻接地的接地方式。换流站1和2的交流侧接有源网络,等效交流电压额定值为10kV;换流站3交流侧接无源网络,采用恒功率与恒阻抗复合模型。每个换流站的交流侧均装设交流断路器,考虑到直流断路器价格昂贵且技术不成熟,直流侧采用快速直流开关,这种开关价格低廉且动作迅速,但不能切断故障电流,在设计系统控制保护策略时需一并考虑。
1.2 换流器模型
MMC是应用于柔性直流输电的新型多电平换流器拓扑,其拓扑结构如图2所示。它由6个桥臂组成,其中每个桥臂由偶数个相互连接且结构相同的子模块(SM)与1个电抗器L串联组成。每个子模块是由绝缘栅双极型晶体管(IGBT)与反并联二极管构成的一个半桥和一个直流储能电容组成。通过调整子模块中T1与T2的开通与关断,可以灵活控制子模块的投入与切除。正是由于这种子模块单元结构的存在,增强了MMC的故障穿越能力,提高了系统的可靠性及可用率。
根据基尔霍夫电压定律,可得MMC的电压方程为:
式中:uj为换流器交流侧的出口电压;uj1和uj2分别为j相上、下桥臂电压;up和un分别表示直流侧正负极线相对于电位参考点的电压,正常运行时的值分别为udc/2和-udc/2。通过调整上、下桥臂投入的子模块个数可以灵活控制三相交流电压的输出。
2 控制策略
与两端系统相比,多端柔性直流输电系统的各个换流站之间的功率可以相互协调,因此,在可靠性、经济性和灵活性方面更具技术优势,但是其控制也更加复杂。本文针对MMC的控制特性,在文献[12]所介绍的基于直流电压偏差的MTDC控制策略基础上加以改进,设计了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,并对控制器进行了设计。
2.1 基于电压裕度的多点直流电压控制原理
以三端柔性直流输电系统为例,说明采用基于电压裕度控制的多点直流电压控制的运行特性。选取交流侧注入直流侧的功率为正,则其运行特性如图3所示。主换流器和从换流器控制特性均由5段直线组成,其中Udmax和Udmin分别为直流电压的上下限;PHref和PLref分别为有功功率的运行上下限值;Udref为换流器期望的运行电压。各换流器的期望电压值间必须保持一个电压裕度。正常运行时,MMC1作为主换流器控制直流电压恒定,MMC2作为从换流器控制功率恒定,MMC3接无源网络,采用定交流电压控制,系统稳定运行于工作点A。若MMC3所接有功负荷增加较多,超出MMC1的有功调节范围,则系统的运行点将由A移向B;若主换流站MMC1退出运行,则系统的运行点由A移到C,多端系统仍能继续运行。
2.2 控制器设计
三端柔性直流输电系统的站级控制器,采用直接电流控制,它具有快速的电流响应特性和很好的内在限流能力[13]。外环控制根据给定的直流电压、有功功率和无功功率,生成内环电流指定值,内环电流控制环通过调节换流器的输出电压,使实际电流值Id和Iq快速跟踪其指定值Idref和Iqref。为实现如图3所示的控制特性,需对外环各类控制加以组合[14],具体的控制器结构如图4所示。
3 直流侧故障的控制保护策略
通常情况下,基于MMC的MTDC输电系统采用双极对称传输方式,直流线路故障类型可分为单极接地故障、正负极间短路故障与断线故障。极间短路故障与断线故障一般都是因人为挖断或船锚强行拉断造成的永久性故障,因此若检查到故障,故障侧换流器将闭锁退出运行。而单极接地故障往往是由于树枝或雷击等闪络造成,表现为暂时性故障,此时必须考虑故障清除后的恢复能力。本文将以上节介绍的MTDC输电系统仿真平台为例,分别对这3种故障类型的故障机制进行分析,提出相应的控制保护策略与保护时序,并进行仿真验证。
3.1 单极接地故障
基于两电平VSC的柔性直流输电系统单极接地故障时,直流侧并联电容器的能量通过接地极构成通路进行放电,容易产生较大的故障浪涌电流。而基于MMC的柔性直流输电系统由于直流侧不接地或经大电阻接地,故障后各电气特征参数的变化区别于基于两电平VSC的柔性直流输电系统。考虑工程实际,本文中的MMC直流侧采用经两个大电阻接地的方式,既可以钳位两极的直流电压,又为直流系统提供了电位参考点[15]。
换流站发生单极接地故障期间,由于直流侧所并联的电阻阻值很大,近似于开路,因此直流侧电流基本保持不变,而子模块电容由于不存在与故障接地点之间的放电通路,电容电压基本维持稳定。直流侧电位参考点发生变化,正极电压up降低至0,负极电压un的幅值由于大电阻的钳位作用上升了一倍,因此,正负极间电压udc基本保持不变,多端系统仍能正常传输功率。因此,通过合理设计直流线路和换流器交流母线的绝缘水平,当系统直流侧发生暂时性单极接地故障时,只需相应调整交直流保护定值以最大限度地配合系统的可靠性与可用率。当发生永久性单极接地故障时,由于系统功率传输正常,阀设备所承受的电气应力不大,换流站无需采取紧急闭锁,应注意在超过交直流线路耐压极限之前尽快排除故障。
3.2 正负极间短路故障
极间短路是基于MMC的高压直流输电系统中最为严重的故障类型,直流线路正负极短接时,各端换流站都通过子模块下部二极管D2向短路点注入短路电流。同时,换流器中正处在导通状态的子模块电容也通过T1向短路点快速放电,子模块电容电压迅速减小至零,换流器直流侧电压快速降低至零,换流器之间将即刻终止功率传输,交流系统电压、电流近似于发生三相短路[16]。
极间短路故障线路的识别可依据极间短路的故障特性进行,具体方法为:选择如图1所示的线路电流方向为正方向,假设流过第n条直流线路两端的电流分别为In1和In2。若本条线路发生极间短路故障,则有In1+In2=Is,其中Is为流入故障点的电流;在正常运行与外部故障时In1+In2=0,但由于分布电容等因素的影响实际上并不为零。因此,本段线路发生极间短路的故障判据实际上应为In1+In2≥Iset,其中Iset为电流门槛值。
下文以直流线路1发生极间短路故障为例来说明故障后所采取的控制保护策略。系统检测到极间短路故障并根据故障线路识别判据标记故障线路。然后需要尽快闭锁换流站以防止开关器件过流,从故障发生到换流器可靠闭锁,约需5~10ms的检测装置延时及保护装置动作时间,本文中设置延时为10ms。此时子模块电容器只能通过二极管D1充电,而不存在放电通路,但交流短路电流仍能通过D2注入直流短路点,因此,在故障80 ms后各端交流侧跳闸切断交流电流的馈入。此时,桥臂电流仅由电抗器的续流提供,随着桥臂电抗器能量的释放,直流电流缓慢减小至零。直流电弧熄灭后,故障线路两端快速直流开关跳开,迅速隔离故障线路,与故障线路相连的换流站MMC1退出运行。然后立即闭合换流站2和3交流侧断路器并解锁换流站,采用他励式启动方式对换流站进行充电,从而完成剩余多端系统的重新启动。由于采用了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,MMC2的控制方式由定有功功率控制自动切换为定直流电压控制,以维持剩余系统的功率平衡。
3.3 断线故障
断线故障一般为永久性故障,其故障识别可依据断线的故障特性进行,根据线路有无电流进行故障定位,当发生断线故障时,有In1=In2=0,但由于分布电容等因素的影响实际上不为零。因此,本段线路发生断线的故障判据实际上为|In1|≤Iset。
假设线路2发生单极断线故障,由于故障时MMC2工作在定有功功率控制方式下,直流电压将持续降低,交流电流不断增大以维持定有功功率,当电压下降到一定程度时,功率将无法继续维持。MMC1和MMC3出现功率富余,但由于MMC1工作在定直流电压控制方式,其将根据MMC3所需功率调节功率输出,以维持剩余系统的有功平衡,因此,故障后MMC1和MMC3侧的直流电压在经历短暂的小幅上升后会迅速回落到正常水平。
假设直流线路1发生单极断线故障,则故障后与其相连的换流站MMC1功率传输中断。若故障前MMC1处在整流状态,则故障发生后MMC1侧的直流电压经历短暂小幅升高后会迅速回落到正常水平;若MMC1处在逆变状态,则故障后MMC1侧直流电压经历短暂下降后会迅速恢复到原有电压值。而由于多端系统采用了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,剩余两端换流站仍能继续运行,MMC2由定有功功率控制自动切换为定直流电压控制,从而达到对直流电压的控制以及有功功率的平衡。当检测到断线故障时,MMC1换流站将在10ms内闭锁,同时由于断线后线路1上的电流迅速降为零,直流电弧熄灭后,故障线路两端快速直流开关跳开,在故障80ms后MMC1交流侧跳闸。
4 基于MMC的MTDC系统仿真平台
在PSCAD/EMTDC环境下搭建并联三端柔性直流输电系统仿真模型,其接线方式如图1所示。3个换流站均采用电平数为11的MMC拓扑结构,并采用最近电平逼近调制策略与基于电容电压排序的通用电容均压策略[17]。系统采用如图3所示的基于电压裕度的多点直流电压协调控制策略。作为主换流站,换流站1正常运行时的参考电压Udref为10kV,有功功率的上下限PHref和PLref分别设为0.3 MW和-0.3 MW。换流站2作为从换流站,其Udref为9.5kV,PHref和PLref分别为0.2MW和-0.2 MW。换流站3接无源网络,采用定交流电压控制策略。
正常运行时,换流站3从直流侧吸收0.05 MW有功功率,换流站2从直流侧吸收0.2 MW有功功率,换流站1向直流侧注入0.25 MW有功功率,系统的直流电压稳定在10kV。
5 仿真验证
5.1 单极接地故障的响应特性
假设换流站1直流正极线在2.0s时发生接地故障,故障持续时间0.1s,则系统仿真波形如图5所示。各换流站的两极直流电压波形如图5(b)所示,各换流站电压之间仅相差线路压降。交流系统方面,根据式(1)可知,3个换流站阀侧交流电压均发生偏移,幅值下降,如图5(e)所示。而网侧交流电压仅有微小变动。由于直流侧通过钳位电阻接地,且故障期间其电容电压基本保持不变,当故障恢复时,其正负极对地电压可较快地恢复正常。
5.2 正负极间短路故障的响应特性
图6所示为2s时线路1发生极间短路故障并采取相应控制保护策略后的仿真波形图。2.01s时三端换流站故障闭锁,2.08s时三端交流断路器跳闸,2.15s时故障线路1上快速直流开关跳开,2.16s时闭合MMC2和MMC3交流侧断路器,并解锁MMC2和MMC3,换流站2和3重新启动。整个过程中,换流站3子模块电容电压波形与换流站2的基本类似,限于篇幅不再给出。图6(e)所示为换流站2直流电流波形,可见,只在故障发生瞬间对系统有一个较大的电流冲击,在换流站充电重启过程中未出现过流问题,这是由于MMC在故障闭锁之后电容电压仍能部分保持,因此,故障后其能迅速恢复直流电压,并且不会造成充电过流问题。
5.3 断线故障的响应特性
图7所示为2s时线路1发生断线故障并采取相应控制保护策略后的仿真波形图。其中,换流站3子模块电容电压波形与换流站2的基本类似。
6 结语
基于MMC的多端柔性直流输电技术,兼具MMC技术和多端柔性直流输电技术的优势,具有广阔的应用前景,为未来柔性直流输电技术的发展开辟了新的方向。理论分析与仿真结果表明,本文针对基于MMC的并联多端柔性直流输电系统设计的基于电压裕度的多点直流电压控制策略是可行的。采用该控制策略的多端系统在一定的扰动范围内能够完成控制模式的自动切换,提高了多端系统的故障穿越能力。当多端系统发生暂时性直流侧单极接地故障时,由于MMC的自身特点,多端系统仍能正常输送功率。当多端系统发生极间短路故障时,由于采用了基于电压裕度的多点直流电压控制,采取相应的保护策略后,系统只需经历短时停运,非故障系统便可恢复供电。当多端系统发生断线故障时,无需停运,非故障系统仍能继续运行。
直流输电控制保护系统 篇5
许继自“七五”以来一直承担着国家直流输电控制和保护设备国产化攻关项目。2002年以前为舟山和嵊泗高压直流工程提供了优良的国产化设备;2002年以来在国家支持下, 依托三峡和贵广工程, 公司坚持自主创新, 成功研制出具有自主知识产权的DPS-2000高压直流输电控制保护系统。公司承担的连接西北和华中电网的国家第一个灵宝背靠背网联工程于2005年7月正式投入商业运行。国务院三峡工程建设委员会灵宝直流输电工程验收委员会专家组的终验报告给出了高度评价, “许继掌握了核心技术, 形成自主知识产权, 具有独立设计、开发和调试直流控制保护系统的能力。”2005年6月, 公司签署了第一个“以中方为主”的贵广二回工程6.57亿元的供货合同。2006年8月中标世界最大的高岭背靠背直流工程。2007年6月签订了世界首个特高压云广±800kV直流工程价值10.56亿元的供货合同。
高压直流输电系统故障和保护探讨 篇6
关键词：高压直流,输电系统,故障
在交流的相关系统中, 其断路器以及继电保护是用来消除和检测故障, 但是在直流系统中所产生的故障却是通过控制其换流器来消除的。某些故障是能够经过自身调节进行恢复的, 所以对于其直流系统以及交流系统的故障, 相关高压直流系统需要有良好的响应能力, 相关换流器和换流器的控制有着决定性的影响和作用。
1 换流器的故障
换流器中的可控硅以及其相关元件产生的故障都会经过可控硅的相关监控系统来进行监控。其监控系统一旦检测出相关可控硅的实际损坏的数量比定值小的时候就会发出相关报警信号。如果超过其定值就会通过阀控制系统来发出及时闭锁发信号并且跳交流侧的相关开关, 这时其直流相关系统就会进入冷备用状态。
产生阀短路, 包括换流变阀侧两相短路、单相接地、换流器的相关出口所产生的对地故障都会设置有极差以及桥差保护, 其相关工作后果闭锁相关阀并且跳其交流的相关侧开关, 此时其直流相关系统就会进入冷备用的状态。
2 脉冲丢失故障以及保护对策
脉冲丢失故障是对其一个相关阀臂来说的, 在其阀臂中所有进行串联的相关可控硅元件全是用同一个触发脉冲来进行触发的。这个相关脉冲所拥有的触发角度是通过其阀控制系统中作产生然后经过阀的相关基电子设备依照阀的实际导通顺序来进行分配的。当其逆变侧的相关触发脉冲丢失的时候, 就等于其控制角的角度α在一瞬间扩大至180°的极限, 也就是其θ=0, β=0, 这个时候其直流的实际电压Ud会产生一个过冲。因为θ=0, 也就是小于其θmin一定会使得其换相失败, 如果多次连续的丢失脉冲就会产生多次的相关换相失败, 其实际故障的后果同其换相连续失败相似, 在其直流的相关系统中Id所出现的五十赫兹的交流分量, 并且检测其Id大于Ia, θ小于5°。检测相关丢失脉冲的实际充数比起整定值要大, 在其录播图中能够看到其交流电压的相关波形异常, 其直流电流下降, 有雪崩二极管BOD的工作信号, 就可以进行丢失脉冲相关故障的判断。
对于丢失脉冲相关故障的保护和控制对策, 除了将其与连续换相的相关失败情况一样设置保护之外还要加强丢失脉冲的相关保护, 也就是对于丢失脉冲连续个数上升到实际的整定值的次数并且经过一定的延时, 通常会发出启动阀的相关控制系统中的紧急关闭程序。
不管换流器其产生换相失败的实际原因是什么, 都应该依照上面所讲的几项相关保护措施以及阀控制相关系统的互相配合来完成其整体的控制作用。对于其保护的种类的主要和次要的划分, 保护动作的设置以及延时有哪些逻辑功能等, 就不是同交流系统一样有着明确的划分, 二是根据其具体的系统来进行计算分析, 模拟相关实验以及系统实际的试验来确定的。
3 阀冷却水的相关系统的相关故障以及保护对策
可控硅与其发热靠空气或水进行冷却, 并且经过水的相关散热片同时又处于一种高电压之下, 所以对其水质有着很高的要求。阀冷却水其发生故障的机率相对较高, 所以应该加强重视。在阀冷却水相关系统中有一套专门的监控系统, 主要是对于水的流量、水离子浓度以及阀进出口水温进行监控。如果其实际的水温过高、水流量过小、水导电率太高就会发出将阀关闭的ESOF信号。除此之外, 如果阀内其实际的漏水高于其相关指标, 就会由相关漏水监测器来启功其阀控ESOF。
4 换相失败的相关故障以及其保护对策
由于整流侧的阀发生触发脉冲的相关故障时, 就会产生换相失败, 在其触发脉冲良好的状况下, 就不会产生换相失败。所以, 换相失败其相关故障经常在逆变侧发生, 其原因主要有:
(1) 在阀两端所加的交流电压降低。
(2) 其交流系统自身不对称的相关故障。
(3) Id直流电流增大。
(4) 在阀控制系统内关断越前角θ或者触发越前角β设定值太小。
换相失败又分为多次换相失败和一次换相失败。其中一次换相失败通常情况下能够进行自我恢复, 一旦其没有恢复就会发展成为多次换相失败, 就会导致其直流电流降低, 从而将工频交流进入直流系统中。因为其直流线路中换流器出口以及对地电容平波电抗器的相关存在, 将会在其直流回流的过程中产生震荡, 从而导致其直流系统的相关谐振过电压。
对于换相失败的相关保护和控制对策:
依照多次换相失败的相关故障所引发的后果, 能够使用下面几项判据:
(1) 判断其关断越前角θ是否比其某一项定值小, 例如小于其θmin。
(2) 对其直流电流内所迭加的五十赫兹的分量进行检测, 看其是否超过相关整定值。
(3) 其Id阀出口侧的实际直流电流同其换流变压器相关阀侧中的三相电流经过整流之后的实际数值Ia进行比较, 在其Ia小于Id的情况下 (桥差保护) , 就会说明存在换相失败的相关故障。
运用上述的三项判断依据能够组成50HZ保护、θ小于5°的保护以及其换流器的实际桥差保护。其保护的相关动作在一定时间中延时, 通常小于200ms就会去启动其相关阀控系统的ESOF程序。
5 接地与其线路的相关故障以及保护对策
直流相关系统中其实际的接线方法是按照双极运行或者单级大地运行, 逆变站和整流站才需要各自进行接地线里在接地极上进行连接, 这个时候在其二根导线中设置有横差保护以及过流保护, 一旦对其工作进行保护, 就会发出相关警告信号, 并且会依照其实际的负荷情况决定是否发出闭阀信号ESOF。
6 结束语
交流系统中的断路器以及继电保护都是用来进行故障的消除和检测的, 但是在其直流的相关系统中是控制其换流器来进行故障的消除的, 有一些相关故障能够进行自我修复, 有些则需要人工进行检测和修复, 本文针对直流系统中的相关故障进行探讨, 并提出相对应的保护和控制策略。从而有效的为我国的高压直流系统的相关安全问题提供有效的参考。
参考文献
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直流输电控制保护系统 篇7
关键词：高压直流输电,直流保护,整定计算,整定预备量
0 引言
高压直流输电系统直流保护装置的工作能力以可靠性、选择性、速动性和灵敏性为衡量指标。这些指标实际上取决于保护装置的软硬件性能、保护原理的有效性和保护定值的合理性[1]。目前的研究大多集中在提高保护原理的有效性方面,如直流保护的动作原理与策略[2,3,4,5,6]、交直流系统的相互作用对直流保护的影响[7,8,9]等;而保护定值的合理性方面存在的问题已导致多起直流保护不正确动作事故[10,11],有必要对直流保护的整定计算展开深入研究。
保护定值的合理性在很大程度上取决于保护整定计算工作的有效开展。直流保护整定计算所需要的故障量极限值,如最大、最小短路电流,由于直流系统所具有的一些特点,难以通过解析化的故障分析算法方便地获得,而不得不依赖于电磁暂态仿真软件以枚举式的方法反复进行仿真计算。由于在设置故障仿真条件时缺乏标准指导而完全依赖于经验,存在着仿真量偏大和可能遗漏故障量极限值等问题,影响了保护定值的合理性,滋生出保护拒动或误动隐患。
针对上述问题,本文参考成熟的交流保护整定经验,提出了直流保护整定预备量(即与保护相关的特征故障量的极限值)的定义,并分析了系统运行方式和故障时刻等因素对整定预备量的影响,进而提出了获取整定预备量的方法:先考虑影响因素的组合,形成完备的故障模式仿真集,再利用时间尺法从特征故障量的仿真波形集中求得极限值。应用预备量的定义和获取方法,本文归纳了直流保护系统涉及到的所有预备量,设计了仿真研究直流保护定值的整定流程,并用仿真实例进行了验证。
1 直流保护整定预备量的定义
交流保护整定计算前,必须确定一类量与值,例如:保护所在线路末端短路时流过保护的最大电流(或零序电流)、本线路保护与相邻线路保护配合时的最大或最小分支系数等[12]。这类量往往受到系统运行方式、故障位置和类型的影响,必须先选择不同的系统运行方式、故障位置和类型,对这类量进行详尽的故障计算,然后根据保护要求从中选择该类量的极限值用于整定计算,如此才能得到正确合理的保护定值。
对于直流保护,在不同的交直流系统运行方式、故障位置和时刻下,故障过程以及与保护相关的特征故障量往往会有较大的差异。因此,直流保护整定计算前,也需要首先在不同的系统运行方式、故障位置和时刻的仿真条件下,仿真得到一组特征故障量波形,然后从中挑选出极限值用于整定计算。对于这类与保护相关的特征故障量和其极限值,可称之为直流保护整定预备量。
2 直流保护整定预备量的影响因素
2.1 交直流系统运行方式
为了保证直流保护装置在各种常见运行方式下都能满足灵敏性和选择性等要求,必须考虑运行方式对直流保护整定预备量的影响。
1)交流系统运行方式
采用电磁暂态仿真软件获取直流保护定值时,由于季节更替、负荷变化和设备检修等,造成交流侧网络结构变化频繁,使得建立全网仿真模型不可行,因此,一般要对交流侧进行等值。目前,工程上在仿真研究特定直流工程的直流保护定值时,常采用等值电源模型[13]。模型一般配有2套参数,分别对应交流系统的最大和最小运行方式。
2)直流系统运行方式
直流系统运行方式是指在运行中可供运行人员选择的稳态运行状态,与接线方式、直流电压方式和控制方式等有关[1]。双极直流工程可能的接线方式有单极大地回线、单极金属回线、双极线并联大地返回和双极运行等。正常情况下均采用双极方式正向输送额定功率,当一极故障停运时,通过改变极、接地极线路、直流线路和转换母线的配置,可转换至其他方式。此外,当绝缘降低或无功控制需要时,可采用降压运行方式,同时还可能伴随降电流。
直流系统运行方式的多样性对保护定值的适应性提出了更高的要求。目前的仿真研究通常重点考虑双极额定功率运行方式和单极大地返回最小功率运行方式,在特殊情况下,例如研究直流线路横差保护时,还需考虑单极金属返回运行方式。
2.2 直流系统故障时刻
换流器网络拓扑随着阀臂通断状态的变化而变化,稳态运行时拓扑变化具有周期性;受扰后,在直流控制保护系统的调节作用下,变化将无序。网络拓扑的时变特性,导致不同时刻发生的直流故障会产生不同的故障过程和特征故障量波形。因此,在仿真获取直流保护整定预备量时,需考虑故障时刻的影响。
实际情况下考虑到故障时刻影响时,可根据故障特征设置典型时刻。以整流侧阀短路故障为例,考虑桥两侧交直流电流差值的变化情况,根据换流桥侧绕组交替发生两相和三相短路的基本故障特征可知:与两相短路相比,三相短路中的差值变化更快。因此,可以根据阀短路后绕组进入三相短路的快慢来选择典型故障时刻。
当然,故障过程还受到直流控制系统的调节作用影响,在面对特定的直流工程时,通过建立实际、详细的控制仿真模型可整体计及控制的影响。因此,一般只考虑系统运行方式和故障时刻2个主要影响直流保护整定预备量的因素。在电磁暂态仿真时,考虑上述影响因素的完备组合便可形成仿真集,仿真集中的元素可称为故障模式。每个故障模式表示了在特定运行方式下、在特定时刻、发生特定故障后的一个独特故障过程。
3 直流保护整定预备量的获取方法
基于以上研究,直流保护整定预备量的获取方法可分为如下步骤。
步骤1:对整定预备量的影响因素进行组合得到完备的故障模式集。组合时,一般需考虑系统运行方式和故障时刻的影响,当保护区内有多个故障位置或多种故障类型时,还必须考虑故障位置或类型的影响。在电磁暂态仿真程序PSCAD/EMTDC中,对故障模式集中所有故障模式分别仿真,得到与保护相关的特征故障量的波形集。
实际上,PSCAD的仿真结果以文本格式记录在输出文件Output File中,仿真波形是依照输出文件中对应的数据列绘制而成的。对波形的处理意味着对数据的处理,反之亦然。
步骤2:利用时间尺法,对波形集中的每条波形(数据列)逐条求取满足保护选择性或灵敏性要求的最大值或最小值,并形成集合。
直流保护判据大多基于采样值,但是,计时策略不完全相同,如返回较慢的DISA1模块和返回最快的传统计时模块。为方便介绍时间尺法,下文以传统计时模块为例进行说明,其在保护延时内任一采样点不满足动作判据时就清零计数器。
如图1所示,时间尺是表征时间的、长度对应于保护动作延时Δt的尺子,朝着时间轴正向,沿着与保护相关的故障电气量ΔI波形平行移动。当在时间尺长度之内的所有波形值恰好都能满足保护的选择性或灵敏性要求时,时间尺在纵坐标上的对应值,如图1中的ΔImax,便是所求故障特征量的极限值。
时间尺法本质上是对仿真输出数据列的循环判断,保护计时策略决定了循环判断的退出条件。因此,时间尺法具有普适性,同样可用于DISA1模块,此时时间尺的长度还与该模块的返回特性有关。
步骤3:从步骤2得到的最大值集合或最小值集合中,再次选取满足选择性或灵敏性要求的最小值或最大值,即为直流保护整定预备量。
4 直流保护整定预备量的应用
4.1 直流保护整定流程设计
工程上,应用PSCAD/EMTDC程序仿真研究直流保护定值的一般模式为:①电磁暂态仿真;②挑选极限故障量;③整定计算。
但是,电磁暂态仿真在设置故障条件时随意性强,容易出现仿真量过大或遗漏极限故障模式等问题;挑选极限故障量对仿真结果输出文件分析的效率偏低;整定计算则基本依赖人工进行。
针对上述缺点,基于整定预备量的研究,设计了一套系统化的整定程序,其计算流程如图2所示。
由于还难以实现EMTDC仿真程序的直接调用,整定计算程序特地设计了数据读取模块,负责将仿真结果输出文件中的相关数据列传递至预备量计算模块。预备量计算模块将结合系统数据库提供的保护延时与返回特性,按照预备量获取步骤计算出特征故障量的极限值,并送至整定计算模块,由其按照具体的保护整定原则完成整定计算。
可见,除了仿真,整定计算余下工作,包括仿真数据的读取、分析和应用,皆由整定计算程序完成,实现了整定计算流程的自动化。而且,利用整定预备量影响因素的研究结果来设置故障模式,消除了故障设置的随意性,既可不遗漏极限故障模式,还可合理降低仿真量。
4.2 直流保护的整定预备量表
直流保护采用的保护原理有差动保护、过/欠量保护、行波保护等,不同保护原理的整定预备量可能不同。以Siemens直流保护装置为例,根据直流保护整定预备量的概念和具体保护的整定原则,归纳了如表1所示的换流器保护、高压母线保护和直流线路保护的整定预备量。接地极保护由于动作延时长,常按运行参数或躲稳态最大不平衡电流的测量误差整定;高速开关保护则常按躲零值测量误差整定,两者均不涉及整定预备量。
结合归纳出的直流保护整定预备量表,按照图2所示流程开展整定工作,能够降低整定工作量并提高自动整定水平,有利于提高保护定值的合理性。
5 直流保护整定预备量实例
在阀侧绕组两相短路、阀短路或整流侧直流出线端短路后,阀会遭受严重的过应力。以贵广Ⅱ回为例,利用故障期间换流桥交流侧电流大于直流侧电流的故障特征构成了短路保护,其Y桥判据为:
式中:Iac,Y为Y绕组电流经整流后的最大值;IdH为整流器高压直流母线电流;IdN为整流器中性直流母线电流。
为避免换流阀遭受严重的过应力,短路保护Ⅰ段(Ⅱ段只在逆变侧投入)应能可靠动作,其定值IⅠ,set应满足选择性和灵敏性要求。根据预备量的定义和保护动作要求,Ⅰ段预备量应是保护动作量ΔI(ΔI=Iac,Y-min(IdH,IdN))在所有故障模式下的极限值{ΔImax}min。此处,ΔImax表示对某个故障模式仿真后得到的保护动作量波形的极大值,{ΔImax}min则表示极大值集合中的极小值。
根据预备量影响因素的分析,对于Y桥短路保护Ⅰ段,系统运行方式在交流侧考虑最大与最小2种方式,并分别对应于直流侧的双极额定功率方式与单极大地返回方式。至于故障时刻,对于阀侧绕组两相短路和阀短路,典型故障时刻可依据故障后进入三相短路的速度(最快、适中、最慢)来考虑;而对于整流站阀厅出线端短路故障,其典型故障时刻需考虑换相开始与结束时刻,以及出线端直流电压的最大值和最小值时刻。
在PSCAD中搭建了贵广Ⅱ回的仿真模型,并按照上述要求一共形成28个故障模式,仿真输出文件保存在指定的文件夹路径下。整定计算程序的数据读取模块根据保护动作量ΔI的测量通道关键字读取输出文件的对应数据列;预备量计算模块则利用时间尺法对每个故障模式的数据(波形)选取极大值ΔImax构成集合,再从中选出最小的极大值{ΔImax}min。
考虑到故障模式较多,以及篇幅的限制,图3仅给出了属于不同故障点的最小极大值所对应的保护动作量波形。
由图3可知,预备量计算模块短路保护Ⅰ段的整定预备量{ΔImax}min约为2.1(标幺值)。在整定计算模块中,根据短路保护Ⅰ段整定原则,IⅠ,set={ΔImax}min/Ksen(Ksen为灵敏系数,是由系统数据库提供的整定参数,其值一般为1.3~1.5),短路保护Ⅰ段定值IⅠ,set自动整定为1.4~1.6(标幺值)。
贵广Ⅱ回直流工程的Y桥短路保护Ⅰ段定值为1.5(标幺值),实例定值与之相当接近,证明了本文所提出的整定预备量定义、获取方法在应用于贵广Ⅱ回直流保护整定时具备一定的可行性,能够在不遗漏极限故障值的同时合理地降低仿真量(28次仿真),所设计的整定程序则进一步降低了整定工作量,显著地提高了整定自动化程度。
6 结语
针对目前利用PSCAD仿真研究直流保护定值所存在的问题,本文提出了直流保护整定预备量的定义,对其影响因素和获取方法进行了深入分析。基于上述分析,设计了仿真研究直流保护定值的整定计算流程,并归纳了直流保护涉及的全部预备量。通过仿真,初步验证了采用整定预备量的定义和获取方法可以确保不遗漏极限故障值;按照设计的整定计算流程,根据归纳的整定预备量表开展直流保护整定工作,可显著地降低整定工作量和提高整定自动化程度。上述工作整体上有利于提高保护定值的合理性。
直流输电控制保护系统 篇8
中国地域辽阔,随着经济建设的快速发展,跨区域长距离输电成为必然趋势。相对于交流输电,高压直流输电系统更适合远距离大功率输电[1,2]。目前,国内已建成2个国际领先的±800kV特高压直流输电工程——云广工程和向上工程,±1 000kV特高压直流输电工程也已处于论证阶段[3]。
换流器是直流输电系统中最重要的元件,其故障形式和机理与交流系统中的一般元件有很大差别,而其中阀短路是换流器最严重的一种故障。为防止阀短路时换流阀遭受过应力,高压直流输电工程中通常配置了阀短路保护[4,5,6,7,8,9,10,11]作为换流器主保护。
换流器交流侧电流大于直流侧电流是阀短路故障的主要特征。阀短路保护判据中用到了几种不同类型的电流互感器,当换流变压器(简称换流变)空载充电或交流系统发生故障时,可能会出现由于电流互感器暂态特性不一致而引起阀短路保护误动的现象。
另一方面,由于晶闸管阀的单向导通特性,整流侧和逆变侧在正常运行时的点火角不同,两侧发生阀短路故障时有较大的差异,整流侧阀短路比逆变侧阀短路产生的后果严重得多,同时,控制系统对两侧保护的影响也是不一样的。因此,对阀短路保护不宜沿用传统交流纵差保护的整定方法,对其动作特性及其定值整定需作进一步分析。
本文基于实时数字仿真仪(RTDS)建立了高压直流输电系统阀短路故障模型,以考察阀短路保护在各种情况下的动作行为。仿真结果表明,按传统方法配置的阀短路保护在逆变侧阀短路时有可能拒动,而在换流变空载充电时有可能误动。本文提出了阀短路保护的新的配置方法,可以解决上述可靠性与灵敏性之间的矛盾。
1 阀短路保护的测点及保护范围
现代高压直流输电工程(如±500kV工程)通常一个极的基本运行单元采用一个12脉动换流器,如图1(a)所示。国内±800kV特高压直流输电工程采用每极双12脉动换流器串联结构,使其具有更多运行方式的选择,可以提高整个系统运行的灵活性和可用率,如图1(b)所示。±800kV工程和±500kV工程中阀短路保护的区别仅在于保护配置不同,并没有本质的区别,故本文以单12脉动换流器为例对阀短路保护进行分析。
阀短路保护的测点为:高压极母线电流、中性母线电流、换流变阀星侧三相电流、换流变阀角侧三相电流,分别通过阀厅内光电流互感器、零磁通电流互感器和交流互感器得到。
阀短路是换流器阀内部或外部绝缘损坏或被短接造成的故障,阀短路保护的目的是保护晶闸管换流器免受故障造成的过应力。阀短路保护的区内故障一般包括阀短路、换流器交流侧相间短路、阀厅直流端出线间短路,如图2所示的K1(1)~K1(4),K2,K3(1),K3(2)和K4故障,后文会进一步分析到,阀短路保护动作方程的不同,决定了是否能保护接地故障(K5)。
2 阀短路故障特征分析
2.1 整流侧阀短路故障电流分析
整流器阀短路时,换流器交流侧交替地发生两相短路和三相短路,交流侧电流激增,换流桥直流侧电流下降。阀短路时的等值电路如图3所示[12]。
整流器阀短路故障的严重性与整流器的触发角α、运行电流Id以及故障发生时刻有关。整流器处于空载状态(Id=0)、α=0、换相结束后立即发生阀短路时,将产生最大的故障电流。在额定工况下,一般直流工程的触发角α约为15°,换相角μ约为20°,则可得出故障后交替发生的两相短路和三相短路的短路电流的幅值Is2和Is3与额定直流电流Id的关系为[12]:
式中:E为交流侧线电压有效值;Lγ为换相电感。
现以阀V3为例分析故障后流过阀V3的最大可能电流。由文献[13]知:
考虑到控制系统的调节作用,在实际的直流工程中,故障后短路电流迅速增大,控制系统将迅速增大α,一般可达到150°左右。
设α=150°,代入式(3),可得:
同理可推得其他阀所可能流过的最大故障电流大约会达到5~10倍Id,下文的RTDS实验验证了该结论。
2.2 逆变侧阀短路故障电流分析
逆变侧阀短路后,交流故障电流的大小与触发角β有关,设在ωt=0°触发导通时发生故障,可能出现的最大过电流[14]为:
式中:ωt∈[0°,60°]。
额定工况下,一般直流工程的关断角γ约为17°,α约为150°,β=π-α,则可得到:
实际直流工程中,故障后逆变器的α将从正常运行时的150°左右下降,但为防止电压极性反转,一般会设置一个最小值,例如110°,则β将从正常运行时的30°左右到70°左右动态变化,则由式(5)可得出ikmax的最小值约为Id,最大值约为3Id。
由上述分析可知,在高压直流输电系统中,相对于整流侧阀短路,逆变侧阀短路的短路电流要小得多,对阀短路保护的整定需要考虑这一特点。
3 阀短路保护动作方程分析
3.1 阀短路保护动作判据
阀短路保护基本原理是利用故障时换流器交流侧电流大于直流侧电流的故障特征作为保护判据。工程中在Y桥和D桥分别配置阀短路保护,便于在保护动作后迅速定位故障桥。保护判据的形式为:
式中:id=iacY(iacD)-iDC为差动电流,iacY和iacD分别为Y桥三相交流电流iacYj和D桥三相交流电流iacDj的绝对最大值(j=a,b,c),iDC为直流侧电流;ires为制动电流,ires=min(iDP,iDNC),iDP和iDNC分别为换流桥高压极母线电流和直流中性线电流,正常运行时总有iDP=iDNC成立;I0为保护的启动定值;k为比例系数。
正常运行时,根据基尔霍夫定理和换相原理,非换相期间,直流电流等于导通阀中流过的一相交流电流瞬时值;换相期间,直流电流等于参与换相的阀中流过的两相电流瞬时值之和,也等于另一相电流的相反值。因此,上述判据中采取交流侧三相电流的绝对最大值与直流电流构成差动保护。
直流侧电流iDC选取的不同,决定了保护所针对的故障类型的不同。
当发生阀短路保护的区内相间短路时,如前所述,交流电流增大,根据基尔霍夫定理,此时也总有iDP=iDNC成立,因此,保护判据中直侧电流iDC取max(iDP,iDNC)或min(iDP,iDNC)并无差异。
当发生整流侧换流阀接地故障时,该侧电流之间满足如下关系:
式中:iF为故障点流入地的电流。
当发生逆变侧换流阀接地故障时,该侧电流之间满足如下关系:
由式(8)和式(9)可知,差流中取iDC=min(iDP,iDNC)才能反应于换流阀接地故障。
综上所述,当前直流工程中常用的阀短路保护的判据如下。
1)不反应于接地故障
2)反应于接地故障
3.2 动作方程中相关参数的确定
3.1节所述保护判据形式上为典型的过原点的比率差动保护,需要确定保护启动电流I0和比例系数k。目前,一些直流工程对于阀短路保护的整定沿用传统的交流比率差动保护原则。
启动电流I0的整定原则是躲过正常工况下最大的不平衡差流,常取0.3~0.5(标幺值)。比例系数k的整定考虑躲过区外最严重故障时两测量回路产生的最大不平衡电流。交流互感器的测量误差按0.5%计算,光电流互感器和零磁通电流互感器的测量误差按0.3%计算,k一般取0.2。
阀短路保护无延时。
3.3 灵敏性及可靠性分析
直流输电系统中,控制系统与保护系统的关系密不可分,因此,在研究阀短路保护时,有必要考虑控制系统的影响。阀短路故障后,控制系统的多种控制功能将协调动作,主要有电流控制器、低压限流控制器(VDCOL)、γ控制器、换相失败预测等。
整流侧区内故障时,由于直流电压迅速下降,VDCOL动作将电流指令限制在最低水平,同时由于阀侧电流迅速升高,电流调节器迅速提高α去降低电流,这样换流器实际上运行在逆变状态,直流电流逐渐下降到0。对阀短路保护动作方程来说,直流电流的下降,降低了制动电流,有利于保护动作;但是,α增大后降低了交流短路电流,但如2.1节所述,整流侧阀短路时交流短路电流很大,故控制系统的介入对保护影响不大,保护的灵敏度很高。
逆变侧区内故障时,直流系统会提供故障电流,直流电压下降、直流电流上升,并将出现换相失败。换相失败会造成交流侧开路、直流侧短路,故可能会出现差流为负值的情况,这种情况下阀短路保护不会动作。非换相失败期间,由于直流电流增大,差流不会很大,很难达到保护动作定值。不过,控制系统的VDCOL和γ控制器将会去降低直流电流,并逐渐将直流电流稳定在一个适当的水平。在此调节过程中,由于直流电流的下降,差流会增大,阀短路保护才有可能动作。可见,逆变侧发生阀短路故障后,控制系统的调节作用将有利于阀短路保护的动作性能,但总体而言逆变侧阀短路保护的灵敏度较低。
电流互感器是继电保护的一个重要组成部分,尤其是对差动保护而言,电流互感器的暂态特性会影响保护的性能[15]。阀短路保护用到的几种互感器的暂态特性并不相同,尤其是交流互感器,早期有些直流工程现场出于经济上的考虑或安装上的要求,还是使用P级互感器,这种互感器只能保证稳态特性误差,在暂态过程中的误差比稳态误差大得多,当换流变空载充电或发生区外短路时,电流中含有非周期分量比较大,其直流偏磁作用很容易使电流互感器铁芯进入深度饱和状态[16],这将使电流互感器传变特性严重恶化,产生虚假的差动电流,有可能使阀短路保护误动作。
4 RTDS仿真分析
4.1 高压直流输电系统仿真模型
本文基于RTDS搭建了±500kV德(阳)—宝(鸡)直流输电工程的仿真实验模型,如图4所示。RTDS对直流输电系统各元件都进行了详细而准确的模拟,包括换流阀、换流变压器、直流线路、平波电抗器和交直流滤波器等。阀短路保护启动定值按传统的0.5(标幺值)设定,比率系数设定为0.2。分别仿真了系统运行在额定状态(额定电流3 000A)和最小功率状态(电流300A)时的情况。
4.2 整流侧阀短路仿真
1)系统运行在额定状态,整流侧D桥在0.2s时发生阀短路
阀侧电流IVD、直流侧电流IDP和IDNC、差流IFD和制动电流Ires如图5所示。
故障后阀侧最大电流约为10倍额定电流,而直流电流在控制系统的作用下逐渐下降至0,故这种情况下差流很大,而制动电流较小,保护可靠动作。
2)系统运行在小功率状态,整流侧Y桥阀短路
如图6所示,故障后阀侧最大电流约为6.7倍额定电流,而直流电流在控制系统的作用下逐渐下降至0,故这种情况下差流很大,而制动电流较小,保护可靠动作。
4.3 逆变侧阀短路仿真
1)系统运行在额定状态,逆变侧D桥阀短路
如图7所示,D桥阀短路故障后出现换相失败,阀侧交流电流最大值约为2.1倍额定电流;由于整流侧通过直流系统向短路点提供短路电流,故直流电流先增大至约1.7倍额定电流,而后才在控制系统的作用下逐渐减小,因而故障初期差流并不大,换相失败期间甚至为负值,随后在直流电流下降后才出现较大的差流,最大差流为1.7倍额定电流,在故障后约60ms差流超过制动电流,满足保护动作方程,保护动作。
2)系统运行在最小功率,逆变侧Y桥阀短路
如图8所示,Y桥阀短路故障后也出现换相失败,阀侧最大电流约为0.9倍额定电流,最大差流约为0.8倍额定电流,故障后约60ms保护动作。这种情况如果启动值大于0.5(标幺值),保护很有可能拒动。
4.4 换流变空载充电
为了考察换流变空载充电时励磁涌流的影响,将换流变参数设置成饱和变压器参数,阀角侧互感器三相特性选得不一致,然后进行换流变空载充电实验,如图9所示。空载充电时换流变产生很大的励磁涌流,阀角侧互感器受到励磁涌流中的非周期分量的影响而饱和,因而出现约1 000A的差流。
这种情况在RTDS实验时受到模型参数的影响,因而实验结果不具有普遍性,但现场已经发生过类似事件,图10为某换流站换流变空载充电时的波形,阀角侧互感器受到励磁涌流中非周期分量的影响而饱和,同时由于环内三相电流互感器的暂态特性不一致,环外阀角侧电流增大,而此时由于直流系统尚未解锁,直流电流为0,因而出现约0.25(标幺值)的差流,制动电流启动值为900 A(0.5(标幺值)),虽然并未造成保护误动,但这种现象应引起足够的重视。
上述仿真结果表明:整流侧阀短路比逆变侧阀短路造成的后果严重得多,整流侧阀短路时保护可快速可靠动作,而逆变侧发生阀短路时,差动电流较小,在某些情况(例如定值设置不当等)下可能会导致阀短路保护拒动。另外,若阀短路保护启动定值按传统交流差动保护的0.3~0.5(标幺值)整定,则换流变空载合闸时,由于交流互感器饱和及三相电流互感器暂态特性不一致等因素影响,有可能导致阀短路保护误动。
5 建议
从前文分析可知,逆变侧阀短路区内故障的灵敏度较低,为了保证在小功率运行时逆变侧阀短路保护仍能动作,一般将启动定值取得较低,典型值是0.5(标幺值);另一方面,当换流变空载充电时,如果交流互感器出现饱和现象,则会出现较大差流,可能造成保护误动。本文针对这2种情况,提出如下保护配置和整定建议:
1)对于新建直流工程,现场一般使用TPY级交流互感器,这种互感器可保证暂态过程中的误差特性,保护的可靠性也有所保证,因而主要考虑提高保护的灵敏性,启动值可取得较低,例如0.5(标幺值),使整流侧和逆变侧阀短路保护都具有较高的灵敏性。
2)对于较早建设的直流工程,有的现场不是使用TPY级互感器,保护的可靠性和灵敏性需要统筹考虑,有2种方案可供选择。
方案1:首先确保可靠性,则启动值必须抬高,例如2.0(标幺值),这样整流侧仍有较高的灵敏性,但逆变侧发生区内阀短路故障时,保护可能无法动作。这种方案相当于阀短路保护仅在整流侧起作用,逆变侧需要依靠其他原理的保护来动作,例如换相失败保护、桥差动保护或直流差动保护等,动作延时会长一点,但从4.3节可知,即使是阀短路保护动作,延时也较长。该方案不需要改动保护原理,只要修改相关的保护定值,实施比较简单,推荐采用。
方案2:阀短路保护配置2段,Ⅰ段启动值高,如抬高到2.0(标幺值),无延时。在整流侧区内故障时,保护仍具有较高的灵敏性,而在区外故障或电流互感器饱和时,启动值抬高有利于防止保护误动;Ⅱ段启动值低,例如0.5(标幺值),但延时长,在逆变侧故障时动作。这种方案可以兼顾整流侧及逆变侧阀短路保护的灵敏性和可靠性,但需要修改保护原理,实施比较复杂,可作为备选方案。
6 结语
阀短路保护是高压直流输电工程中的重要保护,为了给直流工程中阀短路保护的配置和整定提供理论依据,本文分别定量分析计算了在整流侧和逆变侧发生阀短路故障时的故障电流,以此为基础给出了阀短路保护的动作方程,并按传统交流比率差动保护的方法确定了相关参数,分析了控制系统对动作方程的影响以及换流变空载充电对阀短路保护可靠性的影响。基于RTDS的实验仿真结果验证了本文对阀短路动作方程理论分析的正确性。在此基础上提出了阀短路保护的配置和整定建议,可较好地克服灵敏性与可靠性之间的矛盾。本文的工作对于国内直流输电工程中阀短路保护的优化配置及整定计算都具有较好的参考价值。
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