曹俊龙，肖 异，刘 斌，郑深锐

（1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉430071；2.北京四方继保自动化股份有限公司，北京100085；3.国网福建省电力有限公司检修分公司，福建 厦门361001）

0 引言

渝鄂背靠背联网工程利用现有西南电网与华中电网的4 回500 kV 交流线路断面建设2 座±420 kV 柔性直流换流站，即施州换流站（南通道）和宜昌换流站（北通道），应用柔性直流输电、背靠背联网技术是该工程的亮点。渝鄂背靠背联网工程可大幅提高川渝电网与华中电网间的互济能力，有利于促进西南水电开发和大规模外送［1-7］。

通常，背靠背换流站的整流侧和逆变侧均设有交流配电装置。宜昌换流站为节约占地，站内仅设置了渝侧交流开关场，而没有单独的鄂侧交流开关场，其鄂侧联接变网侧套管直接通过引线接入毗邻龙泉换流站的交流场，相当于宜昌换流站共用了龙泉换流站的交流场。文献［8］～文献［9］对这种交流场合建的换流站设计原则没有规定，文献［10］～文献［11］虽然提及了交直流合建的一些技术原则以及二次系统（如时钟同步、电能计量、智能辅助控制系统等）设计的主要方案，但是均没有涉及换流站二次核心设备-直流控制保护系统的接口信息分析及设计方案。

宜昌换流站直流系统解锁/闭锁操作、直流系统故障跳闸以及开关、刀闸类设备操作时，需要在两站之间传递接口信息，本文将主要分析宜昌换流站鄂侧交流场共用龙泉换流站交流配电装置的主接线形式下，其控制保护系统与龙泉站间的接口信息以及信息交互的方案。

1 宜昌换流站控保系统特殊之处

通常，交流开关场是直流换流站的一个组成部分，控保系统配置的交流站控屏负责交流开关场的联锁、测量和控制等。此外换流单元的控制系统和保护系统在故障或紧急停运情况下，要下发跳闸指令至交流开关设备。对于通常的换流站这些功能都在同一站内实现；对于已有交流场合建的换流站，如±800 kV泰州换流站，其交流场母线通过GIL 管道延伸至变电站，但是换流变进线的交流配电装置还是在本站内，因此和直流系统运行、跳闸相关的设备均可以在统一站内实现。

宜昌换流站为柔性直流换流站，其控保系统的可靠运行对直流系统运行起到至关重要的作用［12-15］。

本文以宜昌换流站单元二联接变B2 接入龙泉站第3 串配电装置为例进行说明，宜昌站单元二和龙泉站交流场相关接线示意图见图1和图2。

图1 宜昌换流站单元二电气接线图Fig.1 Electrical single line diagram of unit two in Yichang station

图2.龙泉换流站500 kV第三串主接线图Fig.2 Electrical single line diagram of 500 kV 3rd bay in longquan station

宜昌站鄂侧联接变的交流配电装置和直流控保系统不在同一个站内，若宜昌站控保系统在接口信息交互上存在误操作或接口信息不能可靠传递将造成不良后果，如表1中所示。

表1 宜昌站控保系统接口不可靠带来的危害Table 1 Hazards caused by unreliable interface of C&P system in Yichang Station

此外，宜昌站运行人员对鄂侧联接变的交流配电装置位置信息也有监视需求，便于其掌握系统运行情况。

综上，宜昌站的特殊之处在于其鄂侧联接变的交流配电装置和直流控保系统不在同一个站内，宜昌站直流控保系统如何采集龙泉站就地设备信息，如何可靠传递跳闸命令、如何减少中间设备以保证跳闸延时以及两站间设备的联锁关系都是需要考虑的问题。

2 两站间控保系统接口信息分析

2.1 控保系统接口信息分析

为实现宜昌站控保系统完善的监视和控制保护功能［16-23］，以及龙泉站设备操作时完善的联锁逻辑，宜昌站和龙泉站设备之间的接口内容如下。

当宜昌站直流系统或联接变出现故障时，应跳开交流侧开关；宜昌站部分直流控制功能的出口也须跳开交流侧开关。为避免出现表1 中第1～3 项的危害，宜昌站的接口信息包括可靠传递的跳闸命令。

由于龙泉站的交流断路器为两站共用，其分、合操作直接影响宜昌站的直流系统运行情况。为避免出现表1 中第4～5 项的危害，接口信息应包括龙泉站控制系统在人工操作时需接收到的“操作允许”命令。

为避免表1中第6项的危害，两站间应交互联锁信息；此外，宜昌站某些顺控操作的判断条件来自鄂侧交流配电装置信息。因此，接口信息应采集龙泉站第二串、第三串的断路器、刀闸以及地刀的分/合位。

2.2 宜昌站设备操作联锁条件

宜昌站鄂侧联接变网侧隔离开关（图1 中的WBW2-Q1）在操作时需采集龙泉站开关设备位置进行联锁逻辑判断，其闭合和断开时的联锁逻辑如表2。

表2 宜昌站隔离开关（WB-W2-Q1）操作联锁逻辑Table 2 Interlock logic of disconnector(WB-W2-Q1)in Yichang station

表2中，&表示“与”逻辑，OFF表示分位。

2.3 宜昌站顺控操作条件

宜昌站鄂侧的顺控操作［24-26］涉及鄂侧检修、鄂侧冷备、鄂侧热备和鄂侧运行4种状态，其中，鄂侧检修、鄂侧冷备状态时，宜昌站内隔离开关WB-W2.Q1：OFF，不需要判断龙泉站开关、刀闸状态。

顺控操作在转换至鄂侧热备和鄂侧运行状态前，需要采集龙泉站开关类设备状态，以确定当前态是否能进行相关的顺序操作。

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

表3 宜昌站顺控操作关联的接口信息Table 3 Interface information for sequence control logic in Yichang station

2.4 龙泉站接收的接口信息

龙泉站的一次设备为两站共用，断路器的误分/误合操作将对宜昌直流的运行产生较大影响；故障情况下，快速可靠地跳开交流断路器，切除宜昌换流站和系统之间的连接对保证系统安全稳定和设备安全具有重要意义。因此，龙泉站的设备在操作/跳闸时需要从宜昌站接收以下接口信息，如表4所示。

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

3 接口设计方案

3.1 宜昌站控保接口屏方案

为了满足上述接口信息的需求，如何采集和传递这些信息是设计时考虑的重点。

位置接点（分/合位）采集的思路：为保证位置信号采集的准确性、减少中间环节，宜昌站控保系统直接采集一次设备辅助接点信息，而没有考虑从龙泉站监控系统获取信息。此方案的好处是避免两站计算机监控系统之间通信时规约的转换以及网络安全等问题，并且满足用于联锁逻辑的位置接点“直接采集”的要求。

跳闸命令传递的思路：若宜昌站控制主机、保护主机或联接变保护的跳闸命令直接通过电缆传递至龙泉站一次设备操作回路，相关电缆的长度达1 000 m 左右；且跳闸电缆穿过高压配电装置容易受到电磁干扰和分布式电容影响［27-28］。为提高控制出口或保护出口的可靠性，考虑跳闸命令采用光纤传输，且尽量减少光电/电光转换环节，缩短整个链路的延时。

基于以上两点考虑，实际工程中在龙泉站就地继电器室设置了2 面控保接口屏（每个换流单元各1面）。该控保接口屏作为宜昌换流站控保系统的就地层设备，和相应的控制主机、保护三取二装置通过光缆连接。每面控保接口屏内配置双重化的智能单元，智能单元负责采集龙泉站交流场相关一次设备的状态信息；开出宜昌站跳闸命令至断路器操作回路，将相关允许条件、刀闸位置信息通过硬接线传递给龙泉站控制系统。

3.2 宜昌站控保主机鄂侧出口回路方案

宜昌站的控制主机、直流保护三取二和联接变保护三取二装置［29-30］也采取了特殊设计，其鄂侧的跳闸命令从装置上直接通过光信号传出（有别于其他工程或渝侧装置的跳闸命令是采用电接点信号开出），这样就减少了发送端的一次电/光转换过程，对缩短传输延时具有重要意义。工程中，实测的联接变保护+三取二装置+智能单元的总动作时间满足相关调度部门对跳闸传递时间的要求（差动速断<20 ms，比率差动<30 ms，绕组差动<30 ms，后备保护<40 ms）。

为满足控制系统主、备用系统的切换要求，直流控制主机A和B同智能单元A和B之间采用点对点单套连接。

为满足保护跳闸命令可靠传输，直流保护三取二装置A 和B 同智能单元A 和B 之间采用交叉连接；联接变保护三取二装置A和B同智能单元A和B之间采用交叉连接。

以换流单元二为例，宜昌站控保接口屏的连接架构图如图3所示。

图3 控保接口屏连接示意图Fig.3 C&P interface connection diagram

4 结语

渝鄂联网工程宜昌换流站鄂侧交流配电装置和龙泉站交流场共用，为保证控保系统完善的功能，宜昌站控制保护系统在设备状态监视、顺控操作、联锁逻辑、操作允许以及跳闸命令传输等方面和龙泉站一次设备、二次设备存在接口信息。以宜昌站单元二为例，分析了采集的信号数量、联锁逻辑、顺控及允许操作的判断条件。提出了宜昌换流站控保系统在龙泉站就地设置控保接口屏的方案，配置双重化的智能单元设备，智能单元和宜昌站直流控制、保护主机等采用光缆连接。解决了接口信号采集及经长电缆跳闸回路的问题。提出的控保主机-接口屏连接方案在实际工程中使用效果良好，既保证了信号传递的可靠性，同时减少了电缆的使用量。

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