特高壓直流系統(tǒng)解鎖異常故障分析

李 然，孫 毅，李 偉，呂 力，金 銘

（1.國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司檢修分公司，江蘇 南京 211100；2.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司檢修分公司，浙江 杭州 310018）

0 引言

隨著經(jīng)濟(jì)的飛速發(fā)展，截至2019 年底，江蘇省內(nèi)最大負(fù)荷已經(jīng)連續(xù)3 年突破1 億kW。淮安換流站作為江蘇省內(nèi)的第二座特高壓換流站，其滿送功率可達(dá)8 000 MW，在江蘇省電網(wǎng)結(jié)構(gòu)中非常重要，針對(duì)其開(kāi)展的故障分析對(duì)保證特高壓直流輸電系統(tǒng)以及區(qū)域電網(wǎng)的安全穩(wěn)定有著十分重要的意義［1-2］。

針對(duì)淮安換流站的一次解鎖異常進(jìn)行深入分析，得出了故障的根本原因，并據(jù)此提出了改進(jìn)措施。保證了雁淮直流的安全穩(wěn)定運(yùn)行，在一定程度上提升了直流能源可用率。

1 故障過(guò)程

圖1 故障前淮安換流站的運(yùn)行方式

以運(yùn)行人員工作站（Operator Work Station，OWS）操作下令的絕對(duì)時(shí)間00∶14∶32.000 為此次事件的相對(duì)起始時(shí)間t0=0，故障時(shí)間序列為：

1）t=0，運(yùn)行人員同時(shí)下發(fā)極1 單閥組解鎖命令、極2 單閥組解鎖命令；

2）t=1.386 s，極1 控制系統(tǒng)收到解鎖單閥組命令；

3）t=1.397 s，極1 高端執(zhí)行解鎖命令；

4）t=1.464 s，交流濾波器投入命令產(chǎn)生；

5）t=1.885 s，5642交流濾波器（HP12／24 型）投入；

6）t=2.350 s，極1 高端閥組解鎖完成；

改革開(kāi)放以來(lái)，我國(guó)利用勞動(dòng)力成本較低的比較優(yōu)勢(shì)參與國(guó)際競(jìng)爭(zhēng)，取得了很大的成績(jī)。但是，隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)經(jīng)過(guò)30多年的高速發(fā)展，資本快速積累，農(nóng)村勞動(dòng)力大量轉(zhuǎn)移到城鎮(zhèn)就業(yè)，我國(guó)生產(chǎn)要素的比較優(yōu)勢(shì)已經(jīng)開(kāi)始發(fā)生顯著變化。我國(guó)勞動(dòng)密集型產(chǎn)業(yè)的比較優(yōu)勢(shì)正在消失，而資本密集型產(chǎn)業(yè)的比較優(yōu)勢(shì)已經(jīng)開(kāi)始顯現(xiàn)。這是我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的一個(gè)重要轉(zhuǎn)變，對(duì)此要在政策上予以及時(shí)調(diào)整，以恰當(dāng)應(yīng)對(duì)這種變化。

7）t=2.436 s，極2 控制系統(tǒng)收到解鎖單閥組命令；

8）后續(xù)時(shí)間內(nèi)極2 高端閥組未執(zhí)行解鎖命令。

后臺(tái)詳細(xì)的順序事件記錄 （Sequence of Event，SOE）如表1 所示。

表1 故障過(guò)程的SOE

2 故障原因分析

2.1 未執(zhí)行解鎖命令原因分析

現(xiàn)場(chǎng)檢查淮安換流站一、二次設(shè)備狀態(tài)，均無(wú)異常。隨即對(duì)SOE 進(jìn)行詳細(xì)檢查，發(fā)現(xiàn)在極2 控制系統(tǒng)收到解鎖命令前，極2 高端閥組的熱備用狀態(tài)已經(jīng)消失。

閥組熱備用狀態(tài)共有15 個(gè)條件須滿足：閥廳門已鎖、閥廳連鎖已完成、換流變壓器分接頭擋位就緒、閥廳接地開(kāi)關(guān)處于分開(kāi)狀態(tài)、換流變壓器冷卻系統(tǒng)已投入、交流濾波器可用、閥冷卻系統(tǒng)就緒、閥組已連接、閥控系統(tǒng)正常、直流場(chǎng)配置就緒、換流變壓器進(jìn)線開(kāi)關(guān)處于合上狀態(tài)、換流變壓器進(jìn)線開(kāi)關(guān)處于合上狀態(tài)、觸發(fā)脈沖處于閉鎖狀態(tài)、無(wú)保護(hù)跳閘信號(hào)、手動(dòng)模式或者順控自動(dòng)熱備用狀態(tài)。

綜合SOE 中的換流變壓器分接頭擋位調(diào)整可以得出，極2 高端閥組熱備用狀態(tài)消失的原因?yàn)椋簱Q流變壓器分接頭擋位就緒不滿足。

該條件在邏輯中由分接頭自動(dòng)控制和換流變壓器空載電壓Udi0就緒（208.21 kV＜Udi0＜212.41 kV）組成［4-6］，如圖2 所示。

圖2 換流變壓器分接頭擋位就緒判斷邏輯

Udi0的計(jì)算公式為

式中：Uab為換流變壓器網(wǎng)側(cè)電壓；DY為分接頭實(shí)際擋位，通常取的是Y 型變壓器A 相的分接頭擋位；DN為分接頭操作機(jī)構(gòu)0 擋對(duì)應(yīng)的分接頭額定擋位（雁門關(guān)換流站為26，淮安換流站為25），式（1）中均采用標(biāo)幺值。

現(xiàn)場(chǎng)檢查極1 高端閥組解鎖時(shí)的錄波發(fā)現(xiàn)，5642 交流濾波器投入前的t1時(shí)刻極2 高端換流變壓器網(wǎng)側(cè)電壓為517.03 kV，t2時(shí)刻5642 交流濾波器投入，5642 交流濾波器投入后的t3時(shí)刻極2 高端換流變壓器網(wǎng)側(cè)電壓為520.25 kV，提高了約3 kV，如圖3 所示。

將換流變壓器網(wǎng)側(cè)電壓與擋位變化情況代入式（1）可以得到極2 高端閥組的空載電壓變化情況，如表2 所示。

圖3 極2 高端換流變壓器網(wǎng)側(cè)電壓錄波

表2 極2 高端閥組的空載電壓變化情況

綜上所述，在解鎖前極2 高端閥組空載電壓滿足條件，極2 高端閥組處于熱備用狀態(tài)。但由于極1、極2 控制系統(tǒng)收到解鎖命令不同步（相差1.050 s），極1 高端閥組先解鎖后投入的交流濾波器抬升了交流側(cè)電壓使得此時(shí)空載電壓不滿足條件，極2 高端閥組退出熱備用狀態(tài)。當(dāng)極2 高端換流變壓器擋位自動(dòng)調(diào)整后，極2 高端閥組才重新進(jìn)入熱備用狀態(tài)，而此時(shí)距極2 控制系統(tǒng)收到單閥組解鎖命令已經(jīng)過(guò)去了15.755 s，導(dǎo)致解鎖失敗。

2.2 解鎖命令不同步原因分析

淮安換流站LAN 網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖4 所示，包括運(yùn)行人員控制層的監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集 （Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）系統(tǒng)LAN 和控制保護(hù)設(shè)備層的控制系統(tǒng)LAN 兩部分，兩者之間通過(guò)高速級(jí)聯(lián)口連接在一起［7-8］。

運(yùn)行人員在OWS 上同時(shí)下發(fā)極1 單閥組解鎖命令、極2 單閥組解鎖命令后，基于客戶機(jī)/服務(wù)器的分布式結(jié)構(gòu)，該命令首先通過(guò)SCADA LAN 傳輸至服務(wù)器預(yù)處理，然后由服務(wù)器通過(guò)SCADA LAN、高速級(jí)聯(lián)口（兩級(jí)路由器）、控制系統(tǒng)LAN 傳輸至直流站控系統(tǒng)，直流站控系統(tǒng)再通過(guò)IFC 快速控制總線（光纖）將解鎖命令分別傳輸至極1、極2 的控制系統(tǒng)，命令傳輸過(guò)程如圖5 所示。淮安換流站LAN網(wǎng)采用的是千兆網(wǎng)絡(luò)，傳輸速率為1 Gbit/s，命令發(fā)送時(shí)延和傳輸時(shí)延理論上遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于1 ms。但由于兩條命令從OWS 到直流站控系統(tǒng)之間一直采用獨(dú)立傳輸，經(jīng)過(guò)了服務(wù)器和高速級(jí)聯(lián)口（兩級(jí)路由器），一共3 個(gè)網(wǎng)絡(luò)節(jié)點(diǎn)，每個(gè)節(jié)點(diǎn)都會(huì)出現(xiàn)節(jié)點(diǎn)處理時(shí)延和排隊(duì)時(shí)延。并且前一個(gè)節(jié)點(diǎn)產(chǎn)生的時(shí)延在經(jīng)過(guò)后一個(gè)節(jié)點(diǎn)時(shí)會(huì)被放大，產(chǎn)生更大的時(shí)延。因此造成了極1 單閥組解鎖命令、極2 單閥組解鎖命令出現(xiàn)了較大的不同步。

3 改進(jìn)措施

考慮到服務(wù)器處理命令的不同步以及LAN 網(wǎng)可能造成的網(wǎng)絡(luò)堵塞［9-10］，本次改進(jìn)通過(guò)改變解鎖命令傳輸結(jié)構(gòu)，讓各種解鎖方式用一條命令就可以直接傳輸?shù)街绷髡究叵到y(tǒng)，避免了服務(wù)器處理過(guò)程和LAN 網(wǎng)堵塞造成的不同步。直流站控系統(tǒng)處理后臺(tái)命令的執(zhí)行周期采用的是T3 周期（128 ms），理論上節(jié)點(diǎn)處理時(shí)延和排隊(duì)時(shí)延最大為128 ms，直流站控系統(tǒng)與極控系統(tǒng)采用的是IFC 快速控制總線 （光纖），理論上傳輸時(shí)延遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于1 ms，因此總的不同步時(shí)間不超過(guò)129 ms。

新增后的解鎖命令為：極1 解鎖單閥組命令（原有）；極1 解鎖雙閥組命令（原有）；極2 解鎖單閥組命令（原有）；極2 解鎖雙閥組命令（原有）；極1、極2解鎖單閥組命令（新增）；極1、極2 解鎖雙閥組命令（新增）；極1 解鎖單閥組、極2 解鎖雙發(fā)組命令（新增）；極1 解鎖雙閥組、極2 解鎖單閥組命令（新增）。改進(jìn)措施實(shí)施后的命令傳輸情況如圖6 所示。

圖6 改進(jìn)措施實(shí)施后的解鎖命令傳輸過(guò)程

解鎖命令進(jìn)行改進(jìn)后，對(duì)新增的4 條解鎖命令各進(jìn)行5 次解鎖試驗(yàn)，均成功解鎖，雙極解鎖情況如表3 所示。

表3 控制系統(tǒng)接收命令不同步時(shí)間 單位：ms

4 結(jié)語(yǔ)

國(guó)內(nèi)的特高壓直流工程已經(jīng)進(jìn)入了高速建設(shè)期，特高壓直流系統(tǒng)相關(guān)的故障分析及解決對(duì)特高壓直流輸電系統(tǒng)以及區(qū)域電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行都有著極其重大的影響。從一起特高壓直流輸電解鎖異常的故障著手分析，得出了該故障的根本原因是雙極解鎖命令的不同步。根據(jù)故障原因，提出了改變解鎖命令傳輸方式的改進(jìn)措施，并通過(guò)試驗(yàn)驗(yàn)證了該措施的有效性，保證了雁淮直流的可靠運(yùn)行，對(duì)后續(xù)的新建工程有一定的指導(dǎo)意義。