高嶺背靠背直流工程閥脈沖丟失故障分析

阮思燁

(國家電網公司運行分公司，北京市，100052)

0 引言

高嶺背靠背直流工程是實現華北、東北聯網的第一個直流輸電工程，該工程完全實現自主創新，是直流設備國產化的標志性工程［1-4］。該工程于2008年6月開始調試，2008年11月投入試運行。從調試及試運行總體情況來看，系統運行穩定、狀況良好。在調試期間，發生一次由于單元2解鎖后閥觸發脈沖異常，導致50、100 Hz保護告警，最后50 Hz保護跳閘，單元2停運的情況［5］。文獻［5］就此開展了初步研究，取得了一定成果，不足之處是對本次閥脈沖丟失的故障類型未最終定位。為了進一步加深對閥控制保護的認識，本文在文獻［5］的基礎上繼續開展研究，通過對現場故障波形的分析，以及利用PSCAD/EMTDC軟件仿真，詳細模擬了故障動作過程。鑒于閥脈沖丟失故障通常在直流調試或投運初期發生，上述工作對于指導現場人員的前期跟蹤和投運初期的運維有一定的指導作用。

1 事故概述

2008年10月19日，高嶺背靠背直流工程系統調試過程中，單元2解鎖，功率方向為東北送華北，系統采用電流控制方式，電流定值為600 A(150 MW)。在直流解鎖后，直流運行不穩定，50 Hz和100 Hz保護相繼報警并切換極控系統。由于切換后系統直流電流和直流電壓仍然不穩，50 Hz保護跳閘動作，閉鎖直流。運行人員工作站(operator work station，OWS)事件中主要的報警和跳閘記錄如表1所示［5］。在整個過程中，系統未報出“回檢脈沖丟失”故障。

表1 OWS事件記錄Tab.1 OWS event recording

在直流閉鎖后，許繼公司進行了直流開路試驗。試驗中，通過監視施加外部光信號和開路試驗2種情況下的觸發脈沖和可控硅回報信號，發現存在丟失閥觸發脈沖的情況。之后查出開路試驗中所有監視到的回報信號(IP)脈寬均在 5.8 μs到 6.3 μs之間，當外部光信號寬度小于6.68 μs時，VBE不一定能檢測到回報信號。由此判斷，解鎖期間換流閥不換相是由于VBE漏檢可控硅的回報信號引起的。換流閥丟失觸發脈沖與硬件無關，可能是VBE板卡軟件的問題。

上述工作初步論證了閥脈沖丟失的故障類型，但對于閥脈沖丟失故障對于直流運行的影響以及相關保護動作的合理性等問題并未給出解釋。為此本文進行了更為深入的研究工作，對故障過程進行具體分析，同時模擬了故障發展過程。

2 保護工作原理介紹

2.1 脈沖丟失檢測機理

高嶺背靠背直流工程的故障單元采用的是光觸閥，每個晶閘管級都配備1塊晶閘管監測板，當晶閘管兩端正向電壓超過70 V時，晶閘管監測板產生脈寬為6 ～8 μs，光功率為200 ～450 μW 的“正向電壓達到門檻值”回檢信號，VBE的光接收板接收來自各個晶閘管監測板的回檢信號，判斷該晶閘管具備阻斷能力，處于完好狀態。當VBE在連續的3個及以上周波內不能接受到來自TVM板的回檢信號，則會給出該可控硅的“回檢脈沖丟失”報警;當VBE監測到存在4個及以上的可控硅存在“回檢脈沖丟失”，則直接閉鎖直流。

2.2 50 Hz和100 Hz保護設置

50、100 Hz保護判據為:Id1(50Hz/100Hz)＞0.03Id1+90或 Id2(50Hz/100Hz)＞ 0.03Id2+90，保護有3段定值及相應的延時［5］。Id1(50Hz/100Hz)和Id2(50Hz/100Hz)分別是直流極母線I和極母線Ⅱ上直流電流中50、100 Hz分量，Id1和Id2分別是直流極母線Ⅰ、Ⅱ上直流電流。

50 Hz保護I段動作延時350 ms進行系統切換，排除由于控制系統異常造成1個6脈動閥觸發脈沖異常的情況;Ⅱ段動作延時1 s降電流至0.3 pu，防止由于系統輸送功率較大產生振蕩的情況;Ⅲ段動作延時2 s移相閉鎖，動作時間應與換相失敗保護最長動作時間配合［5］。

100 Hz保護I段動作延時350 ms進行系統切換，排除由于控制系統異常造成雙12脈動閥觸發脈沖異常的情況;Ⅱ段動作延時2 s降電流至0.3 pu，防止由于系統輸送功率較大產生振蕩的情況，時間與50 Hz保護Ⅱ段相配合;Ⅲ段動作延時5 s移相閉鎖，動作時間應與交流系統主保護拒動后備保護動作切除故障時間配合［5］。

3 故障過程分析

故障錄波數據顯示:在故障過程中，母線三相交流電壓正常，電流存在較大波動，閥側D/Y橋電流和直流電流建立到一定值后立即下跌為0，如此反復，最終導致50/100 Hz保護動作。圖1、2分別為母線電壓及閥側電流及故障中的單元Ⅱ直流電流錄波波形，圖3為直流丟失脈沖的工況等效圖。

導致上述現象的可能性有多種，交流系統擾動、逆變側閥故障或是整流側閥故障都會造成換流器工作不正常并引發50/100 Hz保護動作［8-10］，通過對圖1～3錄波波形的分析，可以得出以下結論:

(1)由于交流網絡短路容量大，同時直流運行功率較小，母線交流電壓即便在故障過程中依然保持三相對稱，由此可首先排除直流運行異常導致交流電壓畸變，同時排除“交流系統擾動造成橋臂工作不正常”的可能性。

(2)圖3(a)、(b)為華北(逆變側)單橋和雙橋出現脈沖丟失的情況下直流的短時工況，此時逆變側單橋或雙橋的直流出線端電壓短時間內降為0(這種現象常見于換相失敗)，相當于直流側短路，直流電流短時間內突增，這與故障錄波中電流一旦建立就迅速下跌的特性不符，因此圖3(a)、(b)的2種可能性可以排除。

(3)圖3(c)、(d)為東北(整流側)單橋或雙橋出現脈沖丟失這種情況下直流的短時工況，此時整變側單橋或是雙橋的直流出線端電壓短時間內降為0，相當于直流側開路，直流電流短時間內突然下跌。但對于圖3(c)中整變側單橋脈沖丟失的情況，由于整流側仍有一橋(D橋)還能工作，直流不會下跌為0，因此圖3(c)的可能性也可以排除。因此，只有圖3(d)中整變側雙橋脈沖丟失的情況才會導致直流一旦建立就迅速下跌為0。

綜合以上分析結果，結合換流元件的工作原理［6-7］以及圖1中給出的閥側電流的某些特性(兩端閥側電流同時啟動和中斷，且電流持續為0和電流建立的時間始終在變化)，初步推斷該故障主要是由“東北(整流側)雙橋脈沖的整體間歇性丟失”引起的，其過程如圖4、5所示。

整個故障過程初步推斷如下:

(1)閥正常的換相順序是 Y5—Y1—Y3—Y5和Y2—Y4—Y6—Y2(D橋與此類同)，脈沖整體性丟失后，正常換相過程中止，但東北(整流側)并不立即閉鎖，而是保持閉鎖前換流閥導通狀態。以圖4中的情況為例，上橋臂的Y1/Y6和下橋臂的D1/D6繼續導通。這相當于將交流線電壓UY_AB和UD_AB直接引入直流側。

(2)隨著UY_AB和UD_AB正弦變化從正半周轉到負半周，東北(整流側)直流出線端電壓極性發生變化，相應的東北側由整流狀態轉為逆變狀態(在整個過程中華北側始終保持在逆變狀態)，于是直流側能量很快向交流系統釋放，直流電流迅速下跌為0，兩端閥側D/Y橋電流同時截止，該過程與移相閉鎖的過程類似。

(3)脈沖丟失一段時間后又恢復正常，于是直流電流重新建立。之后脈沖再次丟失，如此周而復始。在這個過程中直流電流嚴重畸變，產生50/100 Hz分量，滿足直流極保護50/100 Hz保護動作條件，50 Hz保護的延時較小，首先跳閘動作。

由于閥脈沖丟失是間歇性，而且持續的時間小于3個周波，如圖2所示。不能達到脈沖丟失報警必須連續的3個及以上周波的判據標準，因此在故障過程中系統未給出“回檢脈沖丟失”報警。

4 故障過程模擬

為驗證上述分析以及現場保護動作的正確性，利用PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件對高嶺背靠背直流系統的單元Ⅱ進行建模仿真研究。仿真模型與實際系統一致，運行條件如下:定電流控制，電流定值為600 A，直流電壓為±125 kV，由東北往華北送電。仿真模型中，華北側脈沖正常觸發，東北側脈沖觸發間歇性丟失且每次丟失時間為0.6個工頻周期、每次正常觸發的時間為1個工頻周期。

在這種假設的故障情況下，母線電壓及閥側電流的仿真波形如圖6所示，與現場錄波波形相一致，這驗證了關于脈沖丟失情況分析的合理性。但僅由此仍無法判斷50/100 Hz保護在這種情況下是否動作正確。為此仿真模擬了故障動作的全過程，從直流電流中提取50/100 Hz分量，并分別與保護定值做比較，如圖7所示。圖中Id為直流電流，I50Hz和I100Hz表示直流線路電流中的50、100 Hz分量，Icom為直流50、100 Hz分量的保護值。

圖7的仿真結果表明:

(1)由于閥脈沖時斷時續，故障期間直流電流畸變嚴重，對其進行傅立葉分析，發現50、100 Hz分量較大，其有效值分別約為0.15、0.07 kA，均超過對應的保護值(Icom=0.03Id+90，約為 0.03 kA)。

(2)在這種故障類型下，50、100 Hz保護同時被引發。根據保護延時設置，仿真中保護動作順序是，50 HzⅡ段告警，100 HzⅡ段告警，50 HzⅢ跳閘。若是50 Hz保護拒動，將由100 HzⅢ段作為后備保護來完成直流跳閘，以保護直流設備及交流系統的安全穩定運行。

5 結語

本文在文獻［5］的基礎上進行了更為深入的研究工作，對故障過程進行具體分析，同時模擬了故障發展過程，論證了2008年10月19日期間高嶺單元2的故障類型是“東北(整流側)脈沖整體間歇性丟失”。鑒于閥脈沖丟失在直流調試現場屬于常見故障，本文所用到的分析方法可為現場技術人員提供一定指導和幫助。

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