周仁偉，嚴兵，徐留杰，楊超峰，王曉武，楊成飛

　　（許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000）

　　摘要：簡要介紹了直流極保護中換流變閥側(cè)中性點偏移保護的原理，分析了高嶺換流站換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作的原因，指出其動作是正確的；在此基礎(chǔ)上，根據(jù)一次設(shè)備的設(shè)計參數(shù)，對換流變閥側(cè)中性點偏移保護的參數(shù)設(shè)定進行了修改，并對相應(yīng)的換流變一次和二次設(shè)備進行了檢測，未發(fā)現(xiàn)異常。最后指出，末屏電壓在閉鎖后波形出現(xiàn)畸變?yōu)殡娙蓦姼旭詈闲?yīng)所致。

　　關(guān)鍵詞：直流輸電；換流變閥側(cè)中性點偏移保護；電壓

0引言

　　東北華北聯(lián)網(wǎng)高嶺背靠背換流站位于遼寧省綏中縣高嶺鎮(zhèn)高嶺開關(guān)站的西北側(cè)，換流站設(shè)計容量1 500 MW，工程于2008年11月25日正式投入運行，實現(xiàn)了東北電網(wǎng)與華北電網(wǎng)的直流背靠背聯(lián)網(wǎng)。高嶺背靠背換流站兩側(cè)交流電壓均為500 kV，直流側(cè)電壓為±125 kV，分2個單元，每個單元輸送容量為750 MW?？刂票Ｗo系統(tǒng)用的是SIMADY D平臺，其中直流保護系統(tǒng)采用三重化配置，動作出口邏輯為三取二邏輯，當3套保護系統(tǒng)都正常運行時，至少有兩套保護系統(tǒng)動作保護才會出口［111］。

　　2010年04月11日，高嶺背靠背換流站進行修改極控抑制次阻尼同步振蕩功能后的大負荷驗證試驗。實驗前系統(tǒng)工況為：雙單元輸送直流功率600 MW運行，功率正送；冗余的兩套極控系統(tǒng)和3套保護系統(tǒng)都處于正常運行狀態(tài)。在試驗開始階段，手動閉鎖單元2并轉(zhuǎn)到熱備用狀態(tài)。09:25:24:000，發(fā)單元2東北側(cè)運行到熱備用狀態(tài)命令;09:25:28:622，單元2閉鎖，在此期間，事件記錄顯示單元2避雷器F5處的閥避雷器有沖擊電流；09:25:29:862，單元2由閉鎖轉(zhuǎn)到熱備用狀態(tài)；09:25:43:737，單元2東北側(cè)3套換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作，發(fā)禁止閥解鎖命令，跳開并鎖定相應(yīng)的換流變進線開關(guān)。

1換流變閥側(cè)中性點偏移保護基本原理

　　換流變閥側(cè)中性點偏移保護是在換流閥閉鎖狀態(tài)下，用于檢測換流變閥側(cè)交流連線的接地故障。閥解鎖狀態(tài)下，此保護功能自動退出。

　　換流變閥側(cè)中性點偏移保護測量換流變壓器二次側(cè)末屏電壓。閥閉鎖時，正常狀態(tài)下三相電壓的矢量和為零；如果發(fā)生單相接地故障，三相電壓零序分量不為零。零序電壓若超過設(shè)定值，保護動作，發(fā)禁止閥解鎖命令到極控系統(tǒng)，同時跳兩側(cè)交流斷路器、起動兩側(cè)斷路器失靈保護和兩側(cè)交流斷路器鎖定繼電器。

　　保護判據(jù)為：

　　UaY(sec)+UbY(sec)+UcY(sec)>Δ

　　或

　　UaD(sec)+UbD(sec)+UcD(sec)>Δ

　　且Id<Δ，Id=max{Id1,Id2}

　　其中，Id1為高壓側(cè)直流電流，Id2為低壓側(cè)直流電流。

　　其邏輯框圖如圖1所示，其中，LVM為滯環(huán)比較器；UsumY、UsumD分別為星型接線和三角型接線換流變閥側(cè)末屏零序電壓3U0的153.093%倍，180%表示換流變圖1換流變閥側(cè)中性點偏移保護邏輯框圖

　　末屏二次額定電壓（57.7 V）的1.8倍。當極保護系統(tǒng)收到閥已閉鎖的信號并延時10 s后，若UsumY、UsumD的值持續(xù)5 s大于1.8倍的設(shè)定值時，保護就會動作。

　　程序中詳細軟件邏輯圖如圖2、圖3所示。由圖2可知，直流保護將星型接線和三角型接線的換流變閥側(cè)末屏零序電壓3U0分別乘以153.093%后，再進入換流變閥側(cè)中性點偏移保護邏輯程序（如圖3所示）進行邏輯運算。程序中用到的功能模塊及其功能描述如表1所示。

　　圖3換流變閥側(cè)中性點偏移保護邏輯軟件圖 表1功能塊描述功能塊 功能描述備注MUL變量取積 兩個變量取積 IIR2濾波模塊 根據(jù)參數(shù)的設(shè)置進行濾波，一般兩個模塊聯(lián)合用AVA取絕對值 LVM帶遲滯比較器 PDF下降沿延時 常用作展寬 AND與邏輯 N個變量與邏輯PDE延時模塊RSRRS觸發(fā)器復歸信號R優(yōu)先

2換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作的分析

　　高嶺一期每面直流保護屏內(nèi)有3個電壓變換裝置，變比為25∶1。換流變閥側(cè)套管末屏電壓接至電壓變換裝置一次側(cè)，并在電壓變換裝置二次側(cè)接成開口三角形式，用以測量換流變閥側(cè)套管末屏零序電壓3U0。而在單元2的直流故障錄波器屏內(nèi)，末屏電壓3U0采用外接星型接線方式接入，不是開口三角形，如圖4所示。故障錄波器屏內(nèi)將Uan、Ubn、Ucn和U0n端接在一起，即取UN的電壓作為換流變閥側(cè)末屏零序電壓3U0。由于電壓二次回路中性點一點接地，當發(fā)生單相接地時（A相為例），中性點的電壓幅值大小是U0=UN=Ua，即故障錄波器屏采樣的零序電壓為1倍的U0,所以實際的閥側(cè)末屏零序電壓3U0應(yīng)為故障錄波器屏采樣值的3倍；其中，三相電壓和中性點電壓的矢量關(guān)系如圖5所示。

　　換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作后觸發(fā)故障錄波，故障錄波波形如圖6、圖7所示。由圖6、圖7可知：從09：25：28：593開始，020換流變閥Y側(cè)末屏電壓Ua、Ub開始畸變，3U0開始增大；根據(jù)上面的分析，此時的3U0為140 V左右，達到換流變閥側(cè)中性點偏移保護定值104 V。020換流變D側(cè)、021換流變Y側(cè)和021換流變D側(cè)電壓波形均無畸變現(xiàn)象。

　　根據(jù)事件記錄，09:25:28:622時刻，單元2處于閉鎖狀態(tài)，延時10 s后為09:25:38:622，再延時5 s為09:25:43:622，與換流變閥側(cè)中性點圖5電壓矢量圖

　　偏移保護實際動作時間09:25:43:737相吻合。因此，定值和延時都滿足換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作的條件，保護正確動作。

　　另外，在換流變閥側(cè)中性點偏移保護程序中，以100 V作為換流變閥側(cè)套管末屏線電壓額定值進行計算，保護屏內(nèi)電壓變換裝置變比為25∶1，且5 V對應(yīng)比例為100%。相電壓的峰值和對應(yīng)5 V的比例計算如下：

　　57.7÷25×1.414=3.264 V

　　5÷3.264=153.093%

　　而現(xiàn)場換流變閥側(cè)套管末屏線電壓額定值是110 V，相電壓額定值是63.5 V，按上述方法計算相電壓峰值是3.592 V，折算到5 V的比例是139.198%。因此，保護程序中所乘的系數(shù)由153.093%調(diào)整為139.198%。

3現(xiàn)場設(shè)備檢測和處理

　　在故障發(fā)生后，管理處立即組織進行設(shè)備檢查，現(xiàn)場檢查換流變一、二次設(shè)備均無異常；進入單元2閥廳對可能存在問題的Y/Y的A相、B相閥的可控硅級進行了阻抗測量，測量值在允許的范圍之內(nèi)，表明A相、B相閥的可控硅級正常。經(jīng)許繼閥廠分析，認為末屏電壓畸變可能由電容電感耦合效應(yīng)所致，通過可控硅級檢查可以判斷閥本身沒有問題，可以投入運行。

　　經(jīng)各方人員討論，并經(jīng)試驗指揮同意后，14:14:55:572，合上換流變進線開關(guān)5062，對單元2東北側(cè)換流變充電，充電成功；14:23:42:000，單元2解鎖，監(jiān)視閥廳和換流變相關(guān)設(shè)備，未見異常，故障錄波查看末屏電壓正常；14:32:39:221，單元2手動正常閉鎖，閉鎖過程中未再報出閥避雷器動作告警，解鎖過程正常，故障錄波末屏電壓正常。

4結(jié)論

　　本文介紹了直流極保護中換流變閥側(cè)中性點偏移保護的原理，詳細分析了高嶺換流站換流變閥側(cè)中性點偏移保護動作的原因，指出其動作是正確的；在此基礎(chǔ)上，根據(jù)一次設(shè)備的設(shè)計參數(shù)，對換流變閥側(cè)中性點偏移保護的參數(shù)設(shè)定進行了調(diào)整，并對相應(yīng)的換流變一次和二次設(shè)備進行了檢測，并未發(fā)現(xiàn)異常。最后指出，末屏電壓在閉鎖后波形出現(xiàn)畸變是由電容電感耦合效應(yīng)所致。之后投入使用，沒有再出現(xiàn)異常，運行良好。

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