高壓直流線路縱差保護不正確動作分析與改進措施

李志龍

（中國南方電網超高壓輸電公司廣州局，廣東 廣州510405）

0 引 言

直流線路故障以雷擊、對地閃絡和高阻接地最為常見，直流保護檢測到線路故障后，通過極控系統啟動直流線路故障重啟順序（DFRS），減少直流系統的停運次數。從高肇和興安直流的運行情況看，當直流線路發生高阻接地故障時，經常出現直流線路縱聯差動保護（87DCLL）延遲動作甚至未能出口動作的現象，增加了其它后備保護先動作直接閉鎖直流系統的風險。本文詳細闡述87DCLL保護的動作原理，介紹87DCLL的閉鎖邏輯以及線路電流站間通訊延時補償邏輯。統計近幾年高肇、興安直流87DCLL的動作情況，結合案例分析直流線路高阻接地時，87DCLL在故障初始時刻被閉鎖的保護動作過程，暴露出“600 ms閉鎖邏輯”導致87DCLL無法正確動作的問題。最后提出了整改措施，仿真結果及運行案例表明，改進措施是正確、有效的。

1 高壓直流線路保護配置

高肇、興安直流輸電工程直流保護裝置為西門子公司的SIMADYN D微處理器系統。高壓直流線路保護配置如圖1所示。行波保護（WFPDL）和電壓突變量保護（27 du／dt）是高壓直流線路的主保護，其動作原理能直接反映直流線路的金屬性短路、線路斷線等故障。直流線路縱聯差動保護（87DCLL）作為后備保護，其保護目的是切除主保護無法檢測的高阻接地故障。直流線路橫差保護（87DCLT）主要用于金屬回線方式下的線路故障，動作延時較長。

圖1 高壓直流線路保護配置

2 直流線路縱聯差動保護

2．1 動作原理及后果

當直流輸電線路發生樹木碰線等高阻接地短路故障時，直流電壓將以比較慢的速度下降，直流電壓、電流的變化不能被行波等主保護檢測到，但由于部分直流電流被短路，兩端的直流電流將出現差值［1］。直流線路縱聯差動保護的動作原理是：

式中，IdL為本站的直流線路電流；IdLos為對站的直流線路電流。上述兩個電流差值大于150 A時保護啟動，延時500 ms出口，動作結果是啟動DFRS。

2．2 直流線路電流站間通訊延時補償

直流線路電流通過兩站之間的遠程通信通道相互傳輸，87DCLL保護邏輯中對測量電流出現的時間差進行延時補償。在早期的天廣直流工程中，最初設計直流線路縱差保護時是基于載波通信方式的，考慮到兩站通信延時，在計算兩站直流線路電流差值之前進行了時間同步補償，將本站直流線路電流延時75 ms輸出［2］。隨后建成運行的高肇、興安直流工程，站間通信通道都采用了光纖通信的方式，線路電流值站間傳輸延時大幅減少，但是在87DCLL的邏輯中仍然沿用了這種設計。

2．3 87DCLL的閉鎖邏輯

為避免保護誤動，高肇、興安直流工程87DCLL保護邏輯中使用附加判據對該保護進行閉鎖，分為以下5種情況：

（1）傳輸同步故障。本站直流線路電流IdL當前采樣值與65 ms前的采樣值進行比較，兩者之差的絕對值大于315 A時，87DCLL將被閉鎖600 ms（以下簡稱“600 ms閉鎖邏輯”）。

（2）通訊故障。包括對站對應的直流保護系統故障、站間通訊通道故障、對站線路電流傳輸值異常。

（3）本站直流線路電流IdL測量故障。

（4）行波保護（WFPDL）動作。

（5）電壓突變量保護（27 du／dt）動作。

西門子設計“600 ms閉鎖邏輯”同樣是基于電力線路載波通訊的思路。當交流系統故障或者直流系統波動時，會引起單端直流線路電流快速變化，由于載波通道的不可靠性，無法保證此時兩端線路電流的同步性，“600 ms閉鎖邏輯”能防止發生上述情況時87DCLL誤動。

3 高肇、興安直流線路高阻接地時87DCLL保護動作情況統計

高肇、興安直流自投運以來，直流線路高阻接地時有發生，87DCLL動作的統計結果如表1所示。統計結果顯示，當線路高阻接地故障無法被直流線路主保護檢測時，87DCLL均無法按照延時500 ms正確動作，會出現以下兩種情況：

（1）87DCLL延遲動作，87DCLL可以出口動作并啟動DFRS，恢復直流系統運行，但實際動作時間過長，延時均達到了1．1 s左右。

（2）87DCLL未能正確出口動作，其它后備保護先動作直接閉鎖直流系統，使系統失去了重啟動的機會，并且這些后備保護動作延時均小于1．1 s，發生此類情況的比例較大。

4 案例分析

4．1 87DCLL延遲動作過程分析

2010 年2月12日，興安直流極2線路發生了一次高阻接地故障，87DCLL保護動作，極2在－400 kV降壓模式下重啟動成功。

表1 高肇、興安直流87DCLL動作情況統計

查看本次故障的暫態故障錄波圖（TFR），如圖2所示。故障開始時刻極2線路電壓下降，UdL變化率約為40 kV／ms，未達到行波保護及電壓突變量保護的保護定值。以TFR啟動時間為0時刻，－83．91 ms時寶安側極2線路電流為576 A，65 ms后寶安側極2線路電流值為236 A，兩者差值340 A大于“600 ms閉鎖邏輯”的定值315 A，87DCLL被閉鎖600 ms至（－83．91＋65＋600）ms＝581．09 ms。此時寶安側極2線路電流為29 A并趨于平穩，87DCLL不再滿足“600 ms閉鎖邏輯”，興仁側極2線路電流為828 A，兩端線路電流差值為799 A，達到了87DCLL的動作定值，延時500 ms啟動 DFRS。87DCLL動作總共延時（581．09＋500）ms＝1081．09 ms，與TFR顯示的實際動作時間基本一致。

圖2 暫態故障錄波圖

直流線路高阻接地初始時刻線路電壓變化率較小，主保護可能無法檢測，而單端線路電流變化較快，容易滿足“600 ms閉鎖邏輯”，使87DCLL的實際動作延時達到：（600＋500）ms＝1 100 ms。

4．2 87DCLL啟動后未能出口動作過程分析

2011年10月12日，興安直流極2以單極金屬回線（MR）方式運行，極1在接地狀態，功率為1 400 MW。極2站內接地過流保護3段（76SG－3）動作，極2換流器閉鎖。巡線發現本次故障是由于極2直流線路對樹木放電，形成高阻接地所致。

4．2．1 站內接地過流保護76SG動作原理

站內接地過流保護（76SG）目的是檢測站內接地點的電流，如果流入站內接地網的電流較大，則保護將動作清除故障電流［1］。76SG的保護配置如圖3所示，定值如表2所示。

圖3 站內接地過流保護（76SG）配置

表2 站內接地過流保護（76SG）的保護定值

從表2中可以看出，極2以MR方式運行時，站內接地過流保護只有76SG－3段有效。

4．2．2 保護動作過程分析

極2以MR方式運行時，為了固定直流側的對地電位，需要寶安站合上高速接地開關0040，正常運行時無電流流經0040開關。查看本次故障的TFR，如圖4所示，故障發生前，寶安側極1線路電流IdL12與極2線路電流IdL22大小相等，站內接地網電流Idee3近似等于0。故障發生后，寶安側極2線路電流IdL22、電壓UdL22均開始下降，極1線路電流IdL12經過一小段波動后與故障前相同，站內接地網電流Idee3迅速增大至2 350 A左右，達到76SG－3的動作定值。另外，興仁側極1線路電流IdL11與極2線路電流IdL21始終保持相等。由此可以推斷：

圖4 寶安站TFR故障錄波圖

（1）極2高壓直流線路上有接地點，與寶安站站內接地網經0040開關形成電流回路，如圖5所示。

圖5 極2單極金屬回線線路高阻接地故障回路圖

（2）故障過程中，IdL22保持有600 A的大電流，說明接地點不是金屬接地而是高阻接地，高阻接地產生分流。TFR顯示故障階段寶安側電流值滿足：極1線路電流（IdL12）＝極2線路電流（IdL22）＋站內接地網電流（Idee3）。

根據TFR顯示，極2線路高阻接地，其電壓變化率無法被直流線路主保護檢測。故障初始階段，TFR啟動115．78 ms時極2線路電流值與65 ms前采樣值的差值為336 A，滿足“600 ms閉鎖邏輯”，87DCLL被閉鎖600 ms無 法啟 動。TFR 啟 動715．78 ms后，87DCLL再次開放，此時IdL22電流值穩定在600 A左右，已無法滿足 “600 ms閉鎖邏輯”，由于線路故障持續存在，極2線路兩端電流差值達到87DCLL的定值，87DCLL啟動后需延時500 ms才能出口動作。所以此次極2線路高阻接地，87DCLL需要延時（115．78＋600＋500）ms＝1 215．78 ms，然而76SG－3的延時是900 ms，最終76SG－3先于87DCLL出口動作直接閉鎖極2，使極2失去了故障重啟的機會。

高壓直流線路發生高阻接地故障時，可能先于87DCLL動作的其它后備保護還有：直流低電壓保護、觸發角過大保護等［3］。

5 暴露問題及改進措施

5．1 暴露問題

通過對保護邏輯及實際案例的分析，暴露出高肇、興安直流輸電工程87DCLL在實際運行中存在以下問題：

（1）設 置 “600 ms閉 鎖 邏 輯 ”的 不 合 理 性。“600 ms閉鎖邏輯”是導致87DCLL無法正確動作的直接原因，87DCLL的實際動作延時長達1．1 s，給其動作后果帶來了不確定性。因此，87DCLL無法快速、可靠地切除線路高阻接地故障。

（2）直流線路電流站間通訊延時補償值設置不合理，仍然沿用載波通信的定值，沒有根據實際使用的光纖通道進行調整。

5．2 改進措施

87DCLL保護邏輯采用持續超過定值達到500 ms后才出口的方法，而不是考慮其累計效應，并且交流系統總的故障清除時間通常按照350 ms考慮［4］，這種設計能可靠避免交流系統故障時造成87DCLL誤動。光纖通道具有可靠性高、傳輸延時短的特點，在87DCLL差流計算邏輯中能保證兩端電流值同步傳輸，減少了出現傳輸同步故障的可能性，可以有效避免直流系統波動引起保護誤動。依據故障時刻保護應開放的原則，應考慮刪除“600 ms閉鎖邏輯”，并且修改直流線路電流站間通訊延時補償值。

5．3 高肇、興安直流87DCLL改進實施方案

（1）取消“600 ms閉鎖邏輯”，刪除高肇、興安直流輸電工程中“600 ms閉鎖邏輯”與87DCLL保護邏輯之間的連接。

（2）興安直流保護系統具有獨立的光纖站間通訊通道，模擬量的傳輸延時在20 ms以內，增加一定的裕度，將興安直流87DCLL保護邏輯中直流線路電流站間通訊延時補償值由75 ms改為30 ms。

（3）雖然高肇直流站間也采用了光纖通訊，但是其直流保護系統沒有獨立的站間通訊通道。直流線路電流由直流保護系統通過硬連線送至極控系統，再由極控系統通過站間通道傳輸到對站。此次縱差保護邏輯優化中暫不修改高肇直流站間通訊延時補償值，維持75 ms不變。

5．4 仿真試驗

仿真試驗采用雙端電源RTDS仿真模型的控制保護試驗系統，通過RTDS仿真模擬高肇、興安直流各運行工況、交直流故障等，檢驗87DCLL在改進方案實施后的動作特性。RTDS仿真試驗項目及試驗結果如表3所示［5］。

試驗結果表明，基于光纖通信的高可靠性，高肇、興安直流線路縱差保護改進方案能有效降低87DCLL不正確動作的風險。

表3 RTDS仿真試驗項目及結果

6 結束語

西門子沿用天廣直流最初采用載波通訊的思路，在87DCLL保護邏輯中增加“600 ms閉鎖邏輯”附加判據，導致87DCLL無法正確動作，給系統的安全穩定帶來了巨大的風險。本文詳細闡述了87DCLL的動作原理和閉鎖邏輯，根據近年來的實例，分析87DCLL延遲動作或者未能出口動作的過程。因高肇、興安直流輸電工程站間通訊通道都采用了光纖通信，提出了取消“600 ms閉鎖邏輯”和修改直流線路電流站間通訊延時補償值的改進措施，并經過了RTDS仿真試驗驗證。改進措施在高肇、興安直流實施至今，87DCLL均能正確動作。下一步對高肇直流的站間通訊延時進行實測后，可對其補償值進行優化。

［1］ 趙畹君．高壓直流輸電工程技術［M］．北京：中國電力出版社，2011．

［2］ 張 楠，陳 潛，王海軍，蔡永梁．直流線路縱差保護算法的改進及仿真驗證［J］．南方電網技術，2009，3（4）：56－59．

［3］ 朱韜析，歐開健．高壓直流輸電線路高阻接地故障與后備保護［J］．電力建設，2010，31（4）：21－24．

［4］ 周紅陽，余 江，黃佳胤，趙曼勇．直流線路縱聯差動保護的相關問題［J］．南方電網技術，2008，2（3）：17－21．

［5］ 南方電網仿真實驗室．高肇、興安直流線路縱差保護87DCLL改進措施RTDS仿真試驗［R］．2012．