摘要：2018年08月22日新松换流站极2直流线路保护动作，其中新松换流站只有极2极保护B套行波保护动作，极2极控系统因收到对站线路保护动作重启命令，进行线路重启并重启成功。本文围绕该事件通过故障录波波形分析站内保护装置正确动作，并结合直流线路故障测距结果，分析出在线路保护区域内的线路故障，如果故障点距离两站较近，可能造成距离故障点较远的换流站线路保护正确未动作的结果，在站间通信异常的情况下，整流站因无法收到逆变站线路保护动作的重启命令进行线路重启，造成电网存在直流闭锁的风险。
关键词：行波保护；突变量保护；保护区域；重启。
0 引言
新松换流站共有ABC三套极保护，均分别采用不同测量器件、通道、电源、出口的配置原则。当保护监测到某个测点故障时，仅退出该测点相关的保护功能；当保护监测到装置本身故障时，闭锁全部保护功能。三重保护均分别与三取二装置和极控进行通讯，正常情况下，当三套保护主机中有两套相同类型保护动作被判定为正确的动作行为，才允许出口闭锁或跳闸；当三套保护系统中有一套保护因故退出运行后，采取二取一保护逻辑；当三套保护系统中有两套保护因故退出运行后，采取一取一保护逻辑；当三套保护系统全部因故退出运行后，直流极闭锁停运。保护的目的是防止危害直流换流站内设备的过应力，以及危害整个系统（含交流系统）运行的故障。保护自适应于直流输电运行方式（双极大地运行方式、单极大地运行方式、金属回线运行方式）及其运行方式转换，以及自适应于输送功率方向（新松送东方、东方送新松）及其功率方向转换。
新松换流站直流线路保护主要配置了直流线路行波保护（WFPDL），直流线路突变量保护（27du/dt），直流线路低电压保护（27DCL）和直流线路纵差保护（87DCLL）。直流线路保护区域包括两换流站直流出线上的直流电流互感器之间的直流导线和所有设备。
2 现象
2018年08月22日20时04分55秒，新松换流站只有极2极保护B套行波保护动作极2极控系统A/B套收到对站线路保护动作重启命令，一次原压重启成功。以下是事件时刻主要SER信号。
表2-1新松换流站事件时刻主要SER信号
3 保护动作分析
3.1 通过波形判断故障类型
由波形可以看到，故障发生后，极2直流线路电压迅速由-800kV跌落至-233.6kV，直流电流迅速增大，故障时刻故障录波图如图3.1所示，根据故障波形初步判断故障为线路雷击故障。
图3.1 极2直流线路故障重启波形
本文线路保护动作情况，主要分析行波保护和突变量保护，其保护定义和参数分别如下。
直流线路行波保护定义：当直流线路发生故障时，相当于在故障点叠加了一个反向电源，这个反向电源造成的影响以行波的方式向两站传播，保护通过检测行波的特征来检出线路的故障。
直流线路行波保护判据为：
delta(Com_b(t)) > Com_dt_set；
integ(Diff_b(t)) > Dif_int_set；
integ(Com_b(t)) > Com_int_set；
其中：
Diff_b(t)为线模行波；Com_b(t)为零模行波。
表3-1直流线路行波保护定值
直流线路电压突变量保护定义：当直流线路发生故障时，会造成直流电压的跌落，故障点位置不同，电压跌落的速度也不同，通过对电压跌落的速度进行判断，可以检测出直流线路的故障。
直流线路电压突变量保护（27DUDT）判据为：
delta(UdL(t)) < -1.16p.u
｜UdL｜ < 0.45p.u.
表3-2直流线路电压突变量保护定值
3.2极2极保护PPRA不动作分析
3.2.1行波保护（WFPDL）不动作分析
由图3.2故障录波图可见，故障时刻线模行波幅值为497.810 kV> Dif_int_set=450 kV，零模行波幅值929.100 kV> Com_int_set=550 kV，零模突变量最大值653 kV/ms> Com_dt_set=580 kV/ms，动作定值虽然满足，但是极2 PPRA NEG_FIRST 行波及电流反向信号的变位较早，提前判为反向故障，导致极2 PPRA的行波保护闭锁，行波保护正确不动作。
图3.2 极2极保护保护PPRA故障录波图
3.2.2电压突变量保护（27DUDT）不动作分析
由图3.3 故障录波图知，故障时刻UDL=69.4046kV<360kV(0.45p.u.)，电压突变量为-1024kV/ms>-928kV/ms(-1.16 p.u./ms), 动作定值虽然满足但是UD_IS_OK电压正常信号变位较晚，电压跌落时间较短，不满足突变量保护动作逻辑，突变量保护正确不动作。
图3.3 极2极保护PPRA故障录波图
3.3极2极保护PPRB动作分析
3.3.1行波保护（WFPDL）动作分析
由图3.4故障录波图可见，故障时刻线模行波幅值为536.963 kV> Dif_int_set=450 kV，零模行波幅值923.351 kV> Com_int_set=550 kV，零模突变量最大值627 kV/ms> Com_dt_set=580 kV/ms，动作定值满足且极2 PPRB NEG_FIRST 行波及电流反向信号的变位较晚，未判为反向故障，极2极保护PPRB 套SER报“直流线路行波保护(WFPDL) 动作”，行波保护正确动作。
图3.4极2极保护保护PPRB故障录波图
3.3.2电压突变量保护（27DUDT）不动作分析
由图3.5 故障录波图知，故障时刻UDL=107.281kV<360kV(0.45p.u.)，电压突变量为-1221kV/ms>-928kV/ms(-1.16 p.u./ms)，动作定值虽然满足但是UD_IS_OK电压正常信号变位较晚，电压跌落时间较短，不满足突变量保护动作逻辑，突变量保护正确不动作。
图3.5 极2极保护PPRB故障录波图
3.4极2极保护PPRC不动作分析
3.4.1行波保护（WFPDL）不动作分析
由图3.6故障录波图可见，故障时刻线模行波幅值为602.358 kV> Dif_int_set=450 kV，零模行波幅值929.752 kV> Com_int_set=550 kV，零模突变量最大值856 kV/ms> Com_dt_set=580 kV/ms，动作定值虽然满足但是极2 PPRC NEG_FIRST 行波及电流反向信号的变位较早，提前判为反向故障，导致极2 PPRC的行波保护闭锁，行波保护正确不动作。
图3.6 极2极保护保护PPRC故障录波图
3.4.2电压突变量保护（27DUDT）不动作分析
由图3.7 故障录波图知，故障时刻UDL=72.5184kV<360kV(0.45p.u.)，电压突变量为-1024kV/ms>-928kV/ms(-1.16 p.u./ms)，动作定值虽然满足但是UD_IS_OK电压正常信号变位较晚，电压跌落时间较短，不满足突变量保护动作逻辑，突变量保护正确不动作。
图3.7极2极保护PPRC故障录波图
3.5 故障测距结果
新松换流站线路总长度为1953km，山东科汇行波测距装置显示故障点距新松站1938.753km，电科院行波测距装置显示故障点距新松站1938.57km。
4 结论
由前面的分析结果可知，极2三套极保护的行波保护动作值和突变量保护动作值均满足设定的动作定值，但是只有极2极保护PPRB的行波保护动作，其他保护均正确不动作。极2三套极保护采用的是“三取二”的动作逻辑，只有极2极保护PPRB的行波保护动作，未满足“三取二”的动作逻辑，极2极控系统因收到对站线路保护动作重启命令，才发出线路重启动作。
极2极保护PPRA和极2极保护PPRC的行波保护不动作的原因均为 NEG_FIRST 行波及电流反向信号的变位较早，提前判为反向故障。NEG_FIRST 行波及电流反向主要是反映电流变化方向，判别故障点在保护区内还是区外的一个重要定值，信号出现后，会闭锁相应的保护。
极2三套极保护突变量保护不动作的原因均为UD_IS_OK电压正常信号变位较晚，电压跌落时间较短，不满足突变量保护动作逻辑。电压正常时，UD_IS_OK电压正常信号保持输出为1，电压异常后产生变位。
直流线路故障，两站的线路保护都应该可靠动作。但此次线路故障点，较为接近于线路保护区域的极端，距离逆变站仅约14km，导致NEG_FIRST 行波及电流反向信号和UD_IS_OK电压正常信号的变位情况和大多数线路故障不同，导致新松站线路保护动作不满足极保护“三取二”的动作逻辑。
虽然行波保护和突变量保护原理并不依靠通讯，但线路保护的出口与通讯有关系。两站均配有线路保护，均可以动作。但是由于逆变站不能实现线路再启动逻辑，逆变站线路保护动作信号需要通过站间通信送往整流站实现线路再启动逻辑。所以当站间通讯故障时，若整流站线路保护动作未满足极保护“三取二”出口逻辑，即使逆变站线路保护动作满足也无法实现线路移相重启的功能，导致电网存在直流线路闭锁的风险。
论文作者:李子由
论文发表刊物:《电力设备》2019年第15期
论文发表时间:2019/11/29
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