我國能源資源與用能中心呈逆向分布，所需的能源資源需要大規(guī)模遠距離的流動，特高壓直流工程作為主要的能源輸送通道，有著舉足輕重的地位。近年來，隨著特高壓直流輸電工程增多，故障數(shù)量也不斷增加，如何減少直流輸電工程的故障數(shù)量，減少換流站閉鎖次數(shù)，提高直流工程能量的輸送利用率，是當(dāng)前特高壓直流工程所面臨的主要問題之一。

本文對一起特高壓直流線路故障的故障過程進行描述，對故障原因進行分析，同時對直流線路故障后引起系統(tǒng)環(huán)流的原因進行分析，并采取相應(yīng)的措施以保障非故障極的正常運行，為日后同類型故障的處理提供借鑒。

1 故障概述

2021年某日15:49，祁韶直流極Ⅰ直流線路故障，電壓突變量保護、行波保護動作，極Ⅰ原壓重啟兩次，但均因直流線路低電壓保護動作而失敗，極Ⅰ閉鎖。隨后，極Ⅰ高端閥組自動重啟，重啟后直流低電壓保護動作，極Ⅰ高端閥組閉鎖。閉鎖后，祁連站極Ⅰ出現(xiàn)600A環(huán)流，韶山站極Ⅰ出現(xiàn)960A環(huán)流。為消除極Ⅰ環(huán)流，17:01，韶山站按指令將祁韶直流極Ⅱ正常閉鎖，將極Ⅰ轉(zhuǎn)極隔離，18:23，重新解鎖極Ⅱ。

2 故障過程

祁韶工程中，直流線路重啟動策略為雙極運行時，輸送功率大于2 000MW，原壓重啟動兩次，不進行降壓重啟。本次故障之前祁連站輸送功率為2 160MW，因此祁韶直流本次故障過程可分為三個階段，即極Ⅰ直流線路故障原壓重啟階段、高端閥組再啟動階段、極Ⅰ環(huán)流形成及處理階段，詳情如下。

2.1 極Ⅰ直流線路故障原壓重啟階段

極Ⅰ直流線路故障發(fā)生后，共模量為822kV，差模量為556kV，電壓突變量為1 527kV，差模量定值為460kV，共模量定值為550kV，電壓突變量定值為1 248kV，行波保護、電壓突變量保護均正確動作，主要事件記錄見表1，行波和電壓突變量保護動作波形分別如圖1和圖2所示。

表1 主要事件記錄1

圖1 行波保護動作波形

由圖1和圖2可看出，保護動作后，極Ⅰ執(zhí)行首次原壓重啟，高、低端閥組觸發(fā)角快速移相，經(jīng)過150ms去游離后觸發(fā)角逐漸減小，直流電壓在至482kV后再次跌落，直流線路低電壓保護動作，重啟失敗，主要事件記錄見表2，直流線路低電壓保護第一次觸發(fā)錄波波形如圖3所示。

圖2 電壓突變量保護動作波形

表2 主要事件記錄2

圖3 低電壓保護第一次觸發(fā)錄波波形

隨后，極Ⅰ執(zhí)行第二次原壓重啟，高、低端閥組觸發(fā)角快速移相，經(jīng)過200ms去游離后觸發(fā)角逐漸減小，直流電壓在升至759kV后再次跌落，直流線路低電壓保護再次動作，重啟失敗，極Ⅰ閉鎖，主要事件記錄見表3，直流線路低電壓保護第二次觸發(fā)錄波波形如圖4所示。整個線路故障及重啟過程波形如圖5所示。

表3 主要事件記錄3

圖4 低電壓保護第二次觸發(fā)錄波波形

2.2 高端閥組再啟動階段

為充分利用特高壓直流的雙十二脈動串聯(lián)特點，國網(wǎng)公司提出了“穿墻套管故障或線路故障后自動重啟高端閥組”的故障恢復(fù)策略，將極停運轉(zhuǎn)為閥組停運，有效提高特高壓直流運行的可靠性和利用率。2015年該策略在特高壓工程中實施，并在后續(xù)多次線路故障中發(fā)揮作用，如2019年某日靈紹直流線路故障重啟失敗后，成功重啟單閥組，避免了一次單極停運。

圖5 整個線路故障及重啟過程波形

本次祁韶直流極Ⅰ線路故障后，高端閥組自動重啟功能正確動作，執(zhí)行了低端閥組隔離、高端閥組連接、極連接、高端閥組解鎖的順控操作。高端閥組解鎖后，直流低電壓保護檢測到極母線電壓UDL未超過120kV，延時2s，滿足直流低電壓保護動作條件。極Ⅰ高端閥組閉鎖，同時合上極Ⅰ高端閥組旁通開關(guān)（此刻直流線路低電壓保護功能尚未投入，與該保護動作后果不同，直流低電壓保護動作后果不執(zhí)行極隔離），高端閥組自動重啟波形如圖6所示，主要事件記錄見表4。

圖6 高端閥組自動重啟波形

2.3 極Ⅰ環(huán)流形成及處理階段

在極Ⅰ高端閥組閉鎖、旁通開關(guān)合上后，極Ⅰ仍處于極連接狀態(tài)。極Ⅱ電流經(jīng)大地回線和極Ⅰ極線分流，祁韶直流極Ⅰ出現(xiàn)環(huán)流。因線路故障一直存在，線路故障點一直有360A左右的分流，故祁連站、韶山站極Ⅰ極母線電流IDL分別為600A及960A。環(huán)流分布如圖7所示。

3 環(huán)流隔離措施

祁韶直流極Ⅰ高端閥組閉鎖后出現(xiàn)環(huán)流。為消除環(huán)流，將極Ⅱ閉鎖，極Ⅰ轉(zhuǎn)極隔離，18:23重新解鎖極Ⅱ。

3.1 中性母線開關(guān)開斷能力介紹

國內(nèi)在運換流站的中性母線開關(guān)（neutral bus switch, NBS）最大轉(zhuǎn)換能力除葛南工程外，其他各站NBS均具備較強的開斷直流電流的能力，故在停運的單極出現(xiàn)環(huán)流時，可以嘗試通過拉開NBS來消除環(huán)流。

表4 主要事件記錄4

圖7 祁韶直流極Ⅰ環(huán)流分布

3.2 NBS開斷環(huán)流應(yīng)用案例

2020年某日16:58:28，金華站完成極Ⅱ帶線路開路試驗，處于極連接狀態(tài)。在賓金直流極Ⅰ低端閥組解鎖運行的前提下，17:07:24宜賓站合上極Ⅱ極母線刀開關(guān)，賓金直流極Ⅰ極Ⅱ形成閉合回路，極Ⅰ直流電流經(jīng)接地極線路和極Ⅱ極線并聯(lián)后分流，后臺顯示該時刻極Ⅰ極母線電流3 000A，極Ⅱ極母線電流631A。18:00:54金華站向國調(diào)申請拉開極Ⅱ NBS開關(guān)，極Ⅱ分流消失。實踐證明可以通過拉開NBS來消除環(huán)流。

3.3 中性母線開關(guān)保護、故障邏輯介紹

NBS配有中性母線開關(guān)保護（neutral bus switch protection, NBSP），該保護共分兩段，當(dāng)NBS分位信號滿足時，若NBS內(nèi)置光CT電流采樣值＞75A，Ⅰ段保護延時50ms動作。若電流IDNE采樣值＞75A，Ⅱ段保護延時250ms動作。兩段保護動作結(jié)果均為重合NBS，同時執(zhí)行中性母線開關(guān)故障（neutral bus switch failure, NBSF）程序。

NBSF的動作策略為分NBS時，由于故障，NBS無法分開，此時NBSP動作，重合NBS，同時合站內(nèi)接地極中性母線接地開關(guān)（neural bus grounding switch, NBGS），之后分大地回線、金屬回線轉(zhuǎn)換刀開關(guān)，經(jīng)過5s延時后，分NBS，分NBGS。

本次故障中若NBSF動作會有兩種結(jié)果：一種是按照策略正常進行，最后將故障極隔離，不影響非故障極正常運行；第二種是在合NBGS后，此時為單極大地回線運行方式，站內(nèi)接地極會流過較大的分流，當(dāng)電流IDGND采樣值＞200A時，站接地過電流保護延時2s便會動作，閉鎖運行極。

因此，NBS若未能成功斷開環(huán)流，則存在停電范圍擴大的風(fēng)險，應(yīng)按要求對NBS開展檢修工作，保證其狀態(tài)正常。

4 結(jié)論

針對類似祁韶直流本次故障中采取的環(huán)流隔離措施，提出以下建議：

1）除葛南工程外，其余各站NBS具備較強的開斷直流電流的能力，當(dāng)停運極出現(xiàn)環(huán)流時，可以嘗試通過拉開停運極NBS來消除環(huán)流。

2）考慮在直流低電壓保護動作后果中增加極隔離命令，直流低電壓保護動作后，閉鎖極并啟動極隔離順控，避免故障極出現(xiàn)環(huán)流。

3）在新工程中建議增加NBS拉斷環(huán)流的試驗。

本文編自2022年第2期《電氣技術(shù)》，論文標題為“特高壓直流線路故障產(chǎn)生系統(tǒng)環(huán)流的事故分析”，作者為楊帥、牛征 等。