特高压直流输电技术已经在国内建成多条电力传输骨干线路，是我国特有的大规模使用的电力传输方式。特高压直流输电线路输送距离远、容量大，且控制保护系统极其精细复杂，其短时间波动对送端电网和受端电网有较大影响。在目前电力系统控制保护系统、测量系统、测控系统数字化发展过程中，直流特高压领域数字化后的相关电压电流信号传输及处理与传统系统有很大不同，对其进行深入的研究有极大的现实意义。

1 IDNC直流中性母线电流信号判断与处理

典型的特高压直流输电工程中的单极双阀组结构如图1所示，IDNC为低端阀组低压侧出线中性母线直流电流，对特高压直流工程安全稳定运行具有极其重要的作用，因此获取其真实准确的IDNC关系到直流系统功率的稳定输送。

1.1 IDNC的电子单元自检OK信号逻辑

当控制系统检测到“IDNC电子单元自检OK信号”消失时，软件告警并请求切换系统；当保护系统检测到“零磁通IDNCP1电子单元#供电正常/输出有效”即“IDNCP1电子单元自检OK信号”消失时，高低端阀保护退出“旁通断路器保护”功能，极保护退出“直流过压保护”和“50Hz保护”。电子单元自检OK信号逻辑处理如图2所示。

1.2 直流CT（IDNC）断线判别逻辑

控制系统检测两套冗余系统的IDNC，当本系统与冗余系统的差值小于 0.095p.u.（475A）时，延时500ms产生严重故障并切换系统。直流CT（IDNC）断线判别逻辑处理如图3所示。

图1 特高压直流单极双阀组结构

图2 IDNC的电子单元自检OK信号逻辑

图3 当前直流CT（IDNC）断线判别逻辑

1.3 直流电流测量故障判别逻辑

控制系统检测本系统IDNC和IDY/IDD计算的等效电流，当IDNC与等效电流的差值小于 0.025p.u.（ 125A）时，延时2s产生严重故障并切换系统。直流电流测量故障判别逻辑处理如图4所示。

图4 当前直流电流测量故障判别逻辑

2 典型案例分析

2.1 IDNC电子单元故障后直流系统动作过程

2020年3月7日08:09:48雁门关站用于A套控制保护系统的极1 IDNC电子单元故障，保护系统退出相关保护，为主的控制系统A自动切换为备用系统；在电子单元重启过程中，极控制系统、高低端阀组控制系统均切换到A套，产生线路低电压，VDCL动作，造成功率短时损失。对应A套的极1 IDNC电子单元故障过程主要时刻及控制保护响应见表1。

2.2 波形及控制保护逻辑分析

1）08:09:48时刻，控制保护系统均检测到IDNC的电子单元自检OK信号丢失，控制保护系统正确响应切系统。之后查看如图5所示极1高端阀组内置故障录波，分析两系统间主要录波量变化。

表1

图5 极1高端阀组内置故障录波

2）11:10:31录波时刻起，A系统IDNC_A异常变大后缓慢降低，B系统IDNC_B正常。

3）11:10:32时刻A、B系统IDNC存在差值（约3380A），极控及阀组控制系统切换A系统为主系统，因此时IDNC_A仍旧很大（约6300A），导致触发延迟角调节至120°，引起直流电压跌落，VDCL动作。

4）随着IDNC_A的跌落并恢复到正常范围，触发延迟角调节至5°后恢复。

5）11:10:33时刻A、B系统IDNC存在差值（约1722A），极控及阀组控制系统切换B系统为主系统，直流逐渐恢复正常。

由此可以注意到，当IDNC异常变小时，用于控制的电流实际值切换为IDY/IDD计算的等效电流，故能够进行有效控制。

综上，用于A套控制保护系统的极1 IDNC电子单元故障，导致A套控制保护系统“INDC电子单元自检OK” 信号丢失，当电子单元重启恢复过程中，IDNC异常引起控制系统切换，线路低电压及VDCL动作，直流功率出现短时损失。上述对IDNC信号的处理方式给雁淮直流的运行带来了较大的波动，影响了系统的可靠性和稳定性，有较大的隐患。

3 建模仿真分析

3.1 逻辑优化方案

1）直流CT断线判断改为告警

控制系统检测两套冗余系统的IDNC，当本系统与冗余系统的差值小于0.095p.u.（475A）时，延时100ms产生告警。直流CT（IDNC）断线判别逻辑处理如图6所示。

图6 优化后直流CT断线判别逻辑

2）直流电流测量故障判断逻辑

控制系统检测本系统IDNC和IDY/IDD计算的等效电流，当IDNC与等效电流的差值绝对值大于0.05p.u.（250A）时，延时100ms产生严重故障并切换系统。直流电流测量故障判别逻辑如图7所示。

图7 优化后直流电流测量故障逻辑

3.2 仿真

模拟雁淮直流在双极大地回线、双极功率控制模式下，极1极控A系统为从系统，B系统为主系统。

A系统模拟IDNC异常变大，此时A系统预期应按照3.1节2）逻辑执行，A系统报严重故障，动作结果如图8所示。图8波形中第一个录波量为IDNC异常变大，第二个录波量是系统直流电压维持在800kV，第三个录波量为极控A系统从系统状态未发生系统切换。

图8 极1极控系统A录波

B系统预期应按照3.1节1）逻辑执行，B系统只报告警，动作结果如图9所示。图9波形中第一个录波量为IDNC无明显变化，第二个录波量是系统直流电压维持在800kV，第三个录波量为极控B系统主系统状态未发生系统切换。

图9 极1极控系统B录波

综合分析图8和图9的故障录波波形，仿真试验结果如下：

1）极1极控B系统上报“直流CT断线”、“直流电流测量故障”事件。

2）极1极控A系统严重故障。

3）极1极控B系统未发生切换，维持主用系统正常运行。

4）直流维持运行。

试验结果符合优化后的逻辑，较好地解决了在IDNC信号异常时直流系统稳定可靠运行问题。

4 结论

对特高压直流输电工程传统IDNC直流量在不同工况下的处理逻辑进行了分析，结合雁淮直流工 程雁门关换流站一次IDNC电子单元故障导致系统多次主从切换及功率损失的情况，深入分析其成因，排查其隐患，并结合实际，提出切实可行的逻辑优化方案，解决了关于IDNC异常变化对直流功率输送的影响，并已经推广到目前国内多条在运直流特高压工程，取得了良好的社会经济效益。

本文编自2021年第3期《电气技术》，论文标题为“特高压直流输电中性母线直流电流异常后逻辑判断优化的研究”，作者为张青伟、吴金波 等。