邱晶晶

（湖北省电力检修公司直流运检中心，湖北 宜昌 443000）

三峡稳控装置及高压直流输电系统双极故障后稳控切机情况实例分析

邱晶晶

（湖北省电力检修公司直流运检中心，湖北 宜昌 443000）

本文以电力系统稳定控制为引，介绍了三峡安全稳定控制装置的功能作用。通过2013年8月6号江城直流双极故障实例，依据稳控装置软件逻辑对此次事故后未正确切机情况进行了较详细的分析，并对三峡安全稳定控制装置逻辑实现上存在的隐患进行了阐述，最后指出了相应的隐患整改措施，并试验合格。

电力系统；三峡；稳控；切机；隐患

1 电力系统稳定控制

电力系统在运行中，经常可能受到各种自然地和人为的扰动。这些扰动有的幅值不大或很快衰减，对系统运行性能影响不大；但也有些扰动可能引起严重后果，如短路、电气或机电参数谐振、稳定性破坏等，如处理不当，可能严重损坏设备或导致大面积停电。图1表示电力系统事故扩大的典型过程。

提高电力系统安全性的控制有两类：一类是系统稳定运行时安全裕度不够，为防止出现紧急状态采取的预防性控制；另一类时系统已出现紧急状态，为防止事故扩大而采取的紧急控制，后者也称为预防性控制。

图1 电力系统事故扩大过程示意图

当电力系统发送短路等事故时，继电保护首先动作，由它来切除和隔离故障。它也是电力系统安全稳定三道防线中保证第一道防线有效的重要措施。一般情况下事故切除系统可继续运行。如果事故很严重或者事故处理不当，则可能造成事故扩大而导致严重后果。为此，电力系统中还应配备必要的紧急控制措施。从图2可以看出，继电保护是在紧急控制之前动作的，只有在事故严重或者事故处理不当时，紧急控制装置才动作。

图2 电力系统紧急控制与继电保护的关系

2 三峡安全稳定控制系统

三峡电力系统投产后，华中电网、川渝电网、南方电网、华东电网、湖南电网及河南电网实现联网，在系统正常和检修方式下，发生线路或变压器故障以及线路过负荷或高周波时，需要采取切除三峡电力系统机组、压出力、向直流极控系统发出调节直流功率的命令或切除部分负荷以及解列相应电网等控制措施，才能确保电网的安全稳定运行。三峡电厂送出安全稳定控制系统采用南瑞 FWK-300型分布式稳定控制装置，整个系统包括龙泉换流站、江陵换流站、宜都换流站、葛洲坝换流站、团林换流站、三峡电厂左一电站、左二电站、右一电站、右二电站、右三电站，斗笠变电站、安福变电站。各站均配置两套安控装置，监测500kV元件的运行情况，当500kV元件发生故障时根据故障前的有关断面功率查询策略表采取相应的措施。三峡电厂周边厂站及三峡稳控装置实物图如图3所示。

三峡安全稳定控制装置通过分别检测站内双极换流变的三相电压、三相电流、输送功率及频率，当直流双极出现故障时，装置将根据直流双极故障前输送功率查策略表采取相应的切机措施；双极运行方式下，单极发生闭锁，极间功率会发生转带。当直流单极故障时，将根据直流功率的转带情况及“直流降压运行压板”投退状态算出相应的断面功率，然后再根据策略表采取相应的控制措施。另外稳控装置还具有接收左二电站、右一电站、德阳换流站发来的调制直流输送功率命令，根据发来的信息编码进行直流调制，调制功能包括快升、慢升或快降、慢降。

图3 三峡电厂周边厂站及稳控实物图

对于直流故障来说，三峡安控装置有两种起动方式即电流突变量起动和功率突变量起动。起动判据如下式所示。

当当前时刻功率与0.2s前瞬时值差的绝对值大于整定值，装置起动。直流系统典型故障单极闭锁时故障前后直流功率变化量计算流程，如图4所示。

图4 直流单极故障功率变化量计算流程

若双极在 20ms时间内相继故障，断面功率直接取⊿P=故障前双极的和功率。

3 直流系统双极故障后稳控动作情况实例分析

2013年08月06日，由于江城直流湖南线路段，发生山火情况，江陵站双极直流系统欠压保护动作，经再起动逻辑不成功，先后闭锁，由于双极直流系统并非同时闭锁，期间相差了5s，三峡稳控装置切除了三峡左岸电厂一台机组，但由于双极直流系统故障前为功率3000MW输电，依据稳控装置策略表理应需要切除左岸两台、右岸两台机组共四台机组。以下结合装置内部软件逻辑对该次事故的切机情况进行分析。

江陵换流站三峡安控装置的动作策略表如表1所示。

表1 江陵站三峡稳控装置策略表

依据江陵换流站站内事件记录，8月6日14：31：24：380江陵换流站极Ⅰ直流线路欠压保护动作，经再起动逻辑不成功闭锁。14：31：29：806江陵换流站极Ⅱ直流系统也由欠压保护动作，经再起动逻辑不成功闭锁时刻闭锁的，双极相继闭锁时间超过5s（相隔5400ms）。故障前极Ⅰ、极Ⅱ直流功率均为满负荷1500MW运行。

以极Ⅰ直流系统闭锁时间为零点，起动前判定系统处于双极运行模式，2.5s后装置判断出极Ⅰ直流系统故障，同一时刻监测到极Ⅱ功率增加超过70MW，判定直流系统功率转带成功，计算出直流功率变化量=事故前双极功率和（3000MW）-极Ⅱ故障后功率 1650MW（转带 150MW）＞800MW。依据直流单极故障切除左二一台机组。

在2.5s判出极Ⅰ故障后，装置将决策单元存储器中极Ⅰ故障字记录为 1。在2.5到7.5s这个时间段为一个5s的整组周期。在这个周期内极Ⅰ故障字始终保持为 1，始终认定极Ⅰ发生了故障。同时装置判别的运行方式不会转变，始终为双极运行方式。若在2.5s到7.5s这个时间内极Ⅱ又判定发生闭锁，即判定为双极运行方式下的双极同时故障。

在7.5s后极Ⅰ故障字清零，认定目前极Ⅰ未发生任何故障，同时开始判断新的运行方式，由于新的运行方式的确认需要一个持续延时的认定，因此在8.0s时装置才将运行方式识别为单极运行方式。因此7.5～8.0s是一个临界的时段。在这个时段内，极的运行方式仍为双极运行方式。但恰巧在这个临界的时段内（即在 7.8s）极Ⅱ又判出了故障，由于运行方式持续运行时间未达到，稳控系统仍认为当前直流系统处在双极运行方式下，极Ⅱ单极发生故障，同一时刻装置监测到极Ⅰ功率为 0，未增加，装置判定直流功率转带不成功，计算出直流功率变化量=事故前级Ⅱ的功率。依据直流单极故障策略表，仍切除左二1台机组。依据三峡稳控装置内部的切机原则，同一起动周期内本站相继发生多次故障，三峡右岸电站切机措施将采取补切原则，即若前者切机台数大于后者切机台数，则后者的切机命令不再执行；若后者大于前者则采取补切的原则。由于2.5s时已经切除1台机，所以不再追切。事故发生时的时间节点图如图5所示。

图5 江城直流双极闭锁时间节点图

通过前面的事故分析，安控装置逻辑上存在隐患，即装置极的运行方式转变与极故障信息清除不同步（相差0.5s），正是这个隐患导致在这种极端事故情况下，三峡稳控系统未能有效地判断出系统的双极故障。整改措施为：待极的运行方式确认完毕后再将极的故障信息清除，从而保证极的运行方式与极的故障信息的同步。江陵换流站已进行了相应整改，对三峡安控装置的软件进行了相应升级，完成后的对应事故的时间节点图如图6所示。

安控装置依据上述进行软件修改后，进行了相应的试验，首先在安控装置外接的试验仪器上加量模拟双极平衡3000MW运行方式，试验步骤及结果如下。

三峡安稳装置软件修改后试验步骤如下：

1）双极 3000MW 运行，极Ⅰ闭锁，极Ⅱ功率转代成功

在江陵站安控装置后面端子排上短接极Ⅰ极控发给安控1的闭锁端子，故障后ΔP＞800MW，安控此时判单极故障，切左二一台机，验证结果正常。

2）双极 3000MW 运行，极Ⅰ闭锁，极Ⅱ功率转代不成功

模拟极Ⅰ闭锁，故障后ΔP＞800MW，安控判单极故障，切左二一台机，同时（离极Ⅰ闭锁时间差在5s之内）模拟极Ⅱ闭锁，极Ⅱ转代不成功，极Ⅱ闭锁，故障后总的ΔP＞2750MW，安控判双极同时故障，切左二两台、右一两台机，由于极Ⅰ闭锁时安控已发出切左二一台机，安控发出命令后，立即动作切左二一台机，极Ⅱ闭锁后，安控再次动作，发出切左二两台、右二两台，但实际只切左二一台（极Ⅰ闭锁时已切一台），右二两台，一共切左二两台、右一两台，验证结果正常。

3）双极 3000MW 运行，极Ⅰ闭锁，极Ⅰ闭锁后5～5.5s内极Ⅱ闭锁

模拟极Ⅰ闭锁，故障后ΔP＞800MW，安控判单极故障，切左二一台机，极Ⅰ闭锁后5.2s模拟极Ⅱ闭锁，故障后总的ΔP＞2750MW，安控判双极同时故障，切左二两台、右一两台机，由于极Ⅰ闭锁时安控已发出切左二一台机，安控发出命令后，立即动作切左二一台机，极Ⅱ闭锁后，安控再次动作，发出切左二两台、右二两台，但实际只切左二一台（极Ⅰ闭锁时已切一台），右二两台，一共切左二两台、右一两台，验证结果正常。

由于安控装置的一个整组周期为5s，单极闭锁故障后，故障状态保持5s，经过5s后装置开始判断新的运行方式，再经过0.5s运行方式判断结束。软件未修改之前，若双极3000MW运行，一极故障，ΔP＞800MW，安控发出切左二一台机，在故障后5～5.5s内另一极若故障，安控此时未判断出新的运行方式，还是双极运行时单极故障的运行方式，安控内判的功率值仍是ΔP＞800MW，此时虽安控动作发切左二一台机，实际上未执行。本次就是针对此方式进行软件修改，修改后就是上述的验证结果。

4）双极 3000MW 运行，极Ⅰ闭锁，5.5s后极Ⅱ闭锁

模拟极Ⅰ闭锁，故障后ΔP＞800MW，安控判单极故障故障，切左二一台机，极Ⅰ闭锁6s后模拟极Ⅱ闭锁，故障后总的ΔP＞800MW，安控判单极故障，切左二一台机验证结果正常。

在对江城直流系统安稳装置软件修改完成后，我们将陆续的对存在相同隐患的葛南直流、龙政直流、宜华直流也进行相应的软件修改工作。

4 结论

为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在多个厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口设备联系在一起，组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息，传送控制命令，可在较大范围内实施稳定控制。区域稳定控制系统一般设有一个主站、多个子站和执行站，主站一般设在枢纽变电所或出于枢纽位置的发电厂。主站负责汇总各站的运行工况信息，识别区域电网的运行方式，并将有关运行方式信息送到各个子站。这种分散式决策方式各站都存放有自己的控制策略表，当本站出线及站内设备发生故障时，根据故障类型、事故前的运行方式，做出决策，在本站执行就地控制，也可将控制命令上送给主站，在主站或其他子站执行。三峡稳定控制系统即为分散式决策方式。

而与此相对应的集中决策方式是控制策略表只存放在主站装置内，各子站的故障信息要上送到主站，由主站集中决策，控制命令在主站及有关子站执行，集中决策方式下的控制系统只有一个“大脑”进行判断决策，因此对通信的速度和可靠性比分散决策方式要求更高，技术的难度相对也较大，集中决策方式应用也较少。

[1] 赵婉君. 高压直流输电工程技术[M]. 北京：中国电流出版社, 2004.

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[5] KUNDUR P. Power system stability and control[M].New York McGraw-Hill, 1994.

The Three Gorges’s Stability Control Device and the True cutting Machine Situation Analyse of the HVDC Transmit System Bipolar Fault

Qiu Jingjing
(HBEPC maintenance branch, Yichang, Hubei 443000)

This paper lead with Power Systems stability control,describe the Three Gorges of safety and stability control device function. Through the JiangLing-Echeng HVDC transmit system bipolar fault happened at August 62013, according to the stability control device’s software logic, this paper have a detailed analysis of the wrong cutting machine situation after the accident,described the existence of hidden logic implementations,and at last pass the test.

power systems; three gorges; stability control; cutting machine; hidden danger

邱晶晶（1981-），男，工程师，主要研究方向：高压直流输电控制保护系统。