宜昌換流站控保系統與龍泉站交流場接口分析

曹俊龍，肖 異，劉 斌，鄭深銳

（1.中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢430071；2.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京100085；3.國網福建省電力有限公司檢修分公司，福建 廈門361001）

0 引言

渝鄂背靠背聯網工程利用現有西南電網與華中電網的4 回500 kV 交流線路斷面建設2 座±420 kV 柔性直流換流站，即施州換流站（南通道）和宜昌換流站（北通道），應用柔性直流輸電、背靠背聯網技術是該工程的亮點。渝鄂背靠背聯網工程可大幅提高川渝電網與華中電網間的互濟能力，有利于促進西南水電開發和大規模外送［1-7］。

通常，背靠背換流站的整流側和逆變側均設有交流配電裝置。宜昌換流站為節約占地，站內僅設置了渝側交流開關場，而沒有單獨的鄂側交流開關場，其鄂側聯接變網側套管直接通過引線接入毗鄰龍泉換流站的交流場，相當于宜昌換流站共用了龍泉換流站的交流場。文獻［8］～文獻［9］對這種交流場合建的換流站設計原則沒有規定，文獻［10］～文獻［11］雖然提及了交直流合建的一些技術原則以及二次系統（如時鐘同步、電能計量、智能輔助控制系統等）設計的主要方案，但是均沒有涉及換流站二次核心設備-直流控制保護系統的接口信息分析及設計方案。

宜昌換流站直流系統解鎖/閉鎖操作、直流系統故障跳閘以及開關、刀閘類設備操作時，需要在兩站之間傳遞接口信息，本文將主要分析宜昌換流站鄂側交流場共用龍泉換流站交流配電裝置的主接線形式下，其控制保護系統與龍泉站間的接口信息以及信息交互的方案。

1 宜昌換流站控保系統特殊之處

通常，交流開關場是直流換流站的一個組成部分，控保系統配置的交流站控屏負責交流開關場的聯鎖、測量和控制等。此外換流單元的控制系統和保護系統在故障或緊急停運情況下，要下發跳閘指令至交流開關設備。對于通常的換流站這些功能都在同一站內實現；對于已有交流場合建的換流站，如±800 kV泰州換流站，其交流場母線通過GIL 管道延伸至變電站，但是換流變進線的交流配電裝置還是在本站內，因此和直流系統運行、跳閘相關的設備均可以在統一站內實現。

宜昌換流站為柔性直流換流站，其控保系統的可靠運行對直流系統運行起到至關重要的作用［12-15］。

本文以宜昌換流站單元二聯接變B2 接入龍泉站第3 串配電裝置為例進行說明，宜昌站單元二和龍泉站交流場相關接線示意圖見圖1和圖2。

圖1 宜昌換流站單元二電氣接線圖Fig.1 Electrical single line diagram of unit two in Yichang station

圖2.龍泉換流站500 kV第三串主接線圖Fig.2 Electrical single line diagram of 500 kV 3rd bay in longquan station

宜昌站鄂側聯接變的交流配電裝置和直流控保系統不在同一個站內，若宜昌站控保系統在接口信息交互上存在誤操作或接口信息不能可靠傳遞將造成不良后果，如表1中所示。

表1 宜昌站控保系統接口不可靠帶來的危害Table 1 Hazards caused by unreliable interface of C&P system in Yichang Station

此外，宜昌站運行人員對鄂側聯接變的交流配電裝置位置信息也有監視需求，便于其掌握系統運行情況。

綜上，宜昌站的特殊之處在于其鄂側聯接變的交流配電裝置和直流控保系統不在同一個站內，宜昌站直流控保系統如何采集龍泉站就地設備信息，如何可靠傳遞跳閘命令、如何減少中間設備以保證跳閘延時以及兩站間設備的聯鎖關系都是需要考慮的問題。

2 兩站間控保系統接口信息分析

2.1 控保系統接口信息分析

為實現宜昌站控保系統完善的監視和控制保護功能［16-23］，以及龍泉站設備操作時完善的聯鎖邏輯，宜昌站和龍泉站設備之間的接口內容如下。

當宜昌站直流系統或聯接變出現故障時，應跳開交流側開關；宜昌站部分直流控制功能的出口也須跳開交流側開關。為避免出現表1 中第1～3 項的危害，宜昌站的接口信息包括可靠傳遞的跳閘命令。

由于龍泉站的交流斷路器為兩站共用，其分、合操作直接影響宜昌站的直流系統運行情況。為避免出現表1 中第4～5 項的危害，接口信息應包括龍泉站控制系統在人工操作時需接收到的“操作允許”命令。

為避免表1中第6項的危害，兩站間應交互聯鎖信息；此外，宜昌站某些順控操作的判斷條件來自鄂側交流配電裝置信息。因此，接口信息應采集龍泉站第二串、第三串的斷路器、刀閘以及地刀的分/合位。

2.2 宜昌站設備操作聯鎖條件

宜昌站鄂側聯接變網側隔離開關（圖1 中的WBW2-Q1）在操作時需采集龍泉站開關設備位置進行聯鎖邏輯判斷，其閉合和斷開時的聯鎖邏輯如表2。

表2 宜昌站隔離開關（WB-W2-Q1）操作聯鎖邏輯Table 2 Interlock logic of disconnector(WB-W2-Q1)in Yichang station

表2中，&表示“與”邏輯，OFF表示分位。

2.3 宜昌站順控操作條件

宜昌站鄂側的順控操作［24-26］涉及鄂側檢修、鄂側冷備、鄂側熱備和鄂側運行4種狀態，其中，鄂側檢修、鄂側冷備狀態時，宜昌站內隔離開關WB-W2.Q1：OFF，不需要判斷龍泉站開關、刀閘狀態。

順控操作在轉換至鄂側熱備和鄂側運行狀態前，需要采集龍泉站開關類設備狀態，以確定當前態是否能進行相關的順序操作。

表3中，||表示“或”邏輯，&表示“與”邏輯，ON表示合位，OFF表示分位。

表3 宜昌站順控操作關聯的接口信息Table 3 Interface information for sequence control logic in Yichang station

2.4 龍泉站接收的接口信息

龍泉站的一次設備為兩站共用，斷路器的誤分/誤合操作將對宜昌直流的運行產生較大影響；故障情況下，快速可靠地跳開交流斷路器，切除宜昌換流站和系統之間的連接對保證系統安全穩定和設備安全具有重要意義。因此，龍泉站的設備在操作/跳閘時需要從宜昌站接收以下接口信息，如表4所示。

表4 龍泉站接收的接口信息Table 4 Interface information received by longquan station

3 接口設計方案

3.1 宜昌站控保接口屏方案

為了滿足上述接口信息的需求，如何采集和傳遞這些信息是設計時考慮的重點。

位置接點（分/合位）采集的思路：為保證位置信號采集的準確性、減少中間環節，宜昌站控保系統直接采集一次設備輔助接點信息，而沒有考慮從龍泉站監控系統獲取信息。此方案的好處是避免兩站計算機監控系統之間通信時規約的轉換以及網絡安全等問題，并且滿足用于聯鎖邏輯的位置接點“直接采集”的要求。

跳閘命令傳遞的思路：若宜昌站控制主機、保護主機或聯接變保護的跳閘命令直接通過電纜傳遞至龍泉站一次設備操作回路，相關電纜的長度達1 000 m 左右；且跳閘電纜穿過高壓配電裝置容易受到電磁干擾和分布式電容影響［27-28］。為提高控制出口或保護出口的可靠性，考慮跳閘命令采用光纖傳輸，且盡量減少光電/電光轉換環節，縮短整個鏈路的延時。

基于以上兩點考慮，實際工程中在龍泉站就地繼電器室設置了2 面控保接口屏（每個換流單元各1面）。該控保接口屏作為宜昌換流站控保系統的就地層設備，和相應的控制主機、保護三取二裝置通過光纜連接。每面控保接口屏內配置雙重化的智能單元，智能單元負責采集龍泉站交流場相關一次設備的狀態信息；開出宜昌站跳閘命令至斷路器操作回路，將相關允許條件、刀閘位置信息通過硬接線傳遞給龍泉站控制系統。

3.2 宜昌站控保主機鄂側出口回路方案

宜昌站的控制主機、直流保護三取二和聯接變保護三取二裝置［29-30］也采取了特殊設計，其鄂側的跳閘命令從裝置上直接通過光信號傳出（有別于其他工程或渝側裝置的跳閘命令是采用電接點信號開出），這樣就減少了發送端的一次電/光轉換過程，對縮短傳輸延時具有重要意義。工程中，實測的聯接變保護+三取二裝置+智能單元的總動作時間滿足相關調度部門對跳閘傳遞時間的要求（差動速斷<20 ms，比率差動<30 ms，繞組差動<30 ms，后備保護<40 ms）。

為滿足控制系統主、備用系統的切換要求，直流控制主機A和B同智能單元A和B之間采用點對點單套連接。

為滿足保護跳閘命令可靠傳輸，直流保護三取二裝置A 和B 同智能單元A 和B 之間采用交叉連接；聯接變保護三取二裝置A和B同智能單元A和B之間采用交叉連接。

以換流單元二為例，宜昌站控保接口屏的連接架構圖如圖3所示。

圖3 控保接口屏連接示意圖Fig.3 C&P interface connection diagram

4 結語

渝鄂聯網工程宜昌換流站鄂側交流配電裝置和龍泉站交流場共用，為保證控保系統完善的功能，宜昌站控制保護系統在設備狀態監視、順控操作、聯鎖邏輯、操作允許以及跳閘命令傳輸等方面和龍泉站一次設備、二次設備存在接口信息。以宜昌站單元二為例，分析了采集的信號數量、聯鎖邏輯、順控及允許操作的判斷條件。提出了宜昌換流站控保系統在龍泉站就地設置控保接口屏的方案，配置雙重化的智能單元設備，智能單元和宜昌站直流控制、保護主機等采用光纜連接。解決了接口信號采集及經長電纜跳閘回路的問題。提出的控保主機-接口屏連接方案在實際工程中使用效果良好，既保證了信號傳遞的可靠性，同時減少了電纜的使用量。

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