2020年3月30日16:33，新东直流线路发生故障，导致双极四阀组同时闭锁。新东直流自调试阶段至今，首次发生双极四阀组同时闭锁事故，此次事故与以往直流线路故障重起相比，电压等级高、闭锁阀组多。本次事故为连续2次相继故障，整流站极2保护动作，逆变站极1保护动作，且保护动作一致。本文以新松站为主，重点结合故障时TFR波形和控保程序逻辑对本次事故过程及原因进行分析。

1 故障发生经过

故障时，新东直流双极四阀组大地回线运行方式的输送功率为1200MW。新松站主要顺序事件记录（sequence event record, SER）如下：

• 16:33:45:868，极2极保护A、B、C三套直流线路电压突变量保护（27DUDT）动作，极2极控A、B两套直流线路电压突变量保护（27DUDT）动作。
• 16:33:45:873，极2进行第一次降压重起。
• 16:33:46:444，极1极控A、B两套，收到对站线路保护动作命令。
• 16:33:46:449，极1进行第一次降压重起。
• 16:33:46:456，直流站控A、B两套，双极直流协调控制命令极1、极2直流线路起动逻辑跳闸。
• 16:35:09:016，双极四阀组在备用状态，双极在极隔离状态。

2 本次事故相关的直流线路保护原理介绍

2.1 直流线路故障重起过程

在直流线路保护系统监测到直流线路发生故障且相关判据满足后，立即发信号至极控系统，由极控系统将整流器的触发角快速调整到120°～160°，整流器变为逆变器运行。

在两端换流站均为逆变器运行的情况下，存储在直流线路内的电磁能量迅速转移到两端交流系统，直流电流在10～40ms内降到零。再经过预先整定的100～600ms的去游离时间后，整流站按控制逻辑自动减小触发角，使其运行到整流状态，并快速将直流功率调整到故障前的运行水平。

若直流电压恢复正常值之前再次发生故障，则可以进行第二次故障再起动，一般其去游离时间较第一次长，以便更好地恢复绝缘水平；若第二次重起仍未成功，则可以进行第三、四次重起；若原压重起未成功，则可分别按80%和70%额定电压重起；若均未成功，则可认为故障是持续性的，将直流系统停运。直流线路重起定值（XS-HVDC- 2019-1101）见表1。

表1 直流线路重起定值

新东直流线路故障重起只投入了一次降压80%p.u.，去游离时间为500ms。

2.2 直流线路电压突变量保护（公式略）

当直流线路发生故障时，会造成直流电压的快速下降。故障类型和位置不同，电压下降的速度也不同。通过对电压下降的速度进行比对，可以监测出直流线路上的故障。

2.3 直流线路行波保护

当直流线路发生故障时，从故障电流的特性方面来看，可将短路故障分为行波、暂态和稳态3个阶段。故障后，沿线电磁场所存储的能量转化成故障电流及电压行波。其中电流行波幅值是由线路波阻抗和故障前瞬间故障点的直流电压值所决定的。线路对地故障点短路电流为两侧流向故障点的行波电流之和。直流线路行波保护通过监测故障瞬间电流、电压行波的特性来判断线路的故障。

3 事故过程分析

3.1 故障录波概况

本次事故整个事件录波概览图如图1所示。

3.2 故障过程分析

1）第1次故障新松站保护动作情况分析

新松站极2、3套极保护直流线路电压突变量保护动作，执行故障重起指令。

图1 整个事件录波概览图

表2 突变量定值

以A套为例，其故障录波图如图2所示。

图2 极2极保护A套录波1（突变量保护）

A套突变量保护正确，动作。B、C套分析类似，保护均正确，动作。

新松站极2三套极保护直流线路行波保护正确，不动作。

行波保护定值：零模突变定值（Com_dt_set）为580kV/ms，线模幅值定值（Dif_int_set）为450kV，零模幅值定值（Com_int_set）为550kV。

由图3故障录波图可见，故障时线模行波幅值变化较缓，幅值亦较小（最大396.839kV＜定值450kV），故线模幅值不能满足定值条件，其对应的数字量DIF_W_AMP_FUL亦保持为0，此时虽然线模行波与零模突变量均满足定值，但由于线模幅值不满足的原因，其主判据WAVE_FUL始终为0（表示行波不满足定值条件），行波保护正确，不动作。B、C套分析类似，保护均正确，不动作。

图3 极2极保护A套录波1（行波保护）

2）第2次故障新松站保护动作情况分析

东方站极1极保护动作，新松站双极极保护均不动作。

极1突变量保护不动作。极1未经历第1次故障，以A套为例，其故障录波图如图4所示。虽然突变量和低电压条件均满足，但由于故障后电压波动剧烈，波动幅值亦较大，故UDL不能持续保持低于480kV达4ms（此判据目的在于防止双极耦合引起非故障极误动），例如第一次波动持续时间为1.98ms，故A套保护正确，不动作。B、C套分析类似，保护均正确，不动作。

图4 极1极保护A套录波（突变量保护）

极2突变量保护不动作。第2次故障发生时，极2正在重起，电压建立到◆340kV，以A套为例，其故障录波图如图5所示。由于第一次故障后辅助判据DUDT_NEG_FIRST一直为1，会持续闭锁突变量保护一段时间，故突变量保护即使突变量满足亦不会动作（实际由于UD_TRIG不开放的原因，突变量条件DUDT_FULL亦不满足），故A套保护正确，不动作。B、C套分析类似，保护均正确，不动作。

图5 极2极保护A套录波2（突变量保护）

极1行波保护不动作。极1以A套为例，其故障录波图如图6所示，故障时零模行波幅值变化较缓，幅值亦较小（最大22kV），故零模幅值不能满足定值条件，其主判据WAVE_FUL始终为0（表示行波不满足定值条件），故A套保护正确，不动作。B、C套分析类似，保护均正确，不动作。

图6 极1极保护A套录波（行波保护）

极2行波保护不动作。极2也以A套为例，其故障录波图如图7所示，由于故障时极2正在重起电压尚未完全建立，故UD_TRIG_PULSE电压开放条件始终不满足，其主判据WAVE_FUL也因此始终为0，行波保护正确，不动作。

图7 极2极保护A套录波2（行波保护）

3）控制系统动作情况分析

新松站双极协调控制逻辑（固化在直流站控系统）如图8所示。

RL_POLE2_PMT：联网下允许双极同时重起定值，根据编号为XS-HVDC-2019-1101的直流控制系统定值单，故障时刻定值为0，即联网方式下，一极故障再起动过程中，发生另外一极闭锁或线路故障，直接闭锁双极。

RL_SEQ：线路重起过程。

根据SER，由于在新松站极2线路电压突变量保护动作后，极2正进行线路重起，电压暂未建立，所以RL_SEQ_P2一直为1，未复归。RL_SEQ的复归逻辑如图9所示。

单极双阀组闭锁、直流线路重起动逻辑跳闸、直流线路重起动成功，3个条件任意满足一个即可使RL_SEQ信号复归。极控线路重起成功RL_OK逻辑如图10所示。

图8 直流站控双极协调控制逻辑图

图9 极控线路重起过程逻辑图

图10 极控线路重起成功逻辑图

经过分析，应同时满足以下条件：（1）任一阀组在解锁状态且不在移相状态；（2）直流线路重起动逻辑跳闸信号为0；（3）直流线路重起过程RL_SEQ信号为1；（4）直流线路电压UDL按照线路重起定值建立成功（不满足），如图11所示。

在极2直流线路重起过程中，极1收到东方站的线路保护动作信号，进行极1线路重起，因联网下允许双极同时重起定值为0，导致直流站控发出双极闭锁信号。

图11 极2直流线路电压波形图

3.3 直接原因分析

根据以上保护系统及控制系统动作结果分析，初始故障时，极2电压迅速跌落，导致极1极保护直流线路电压突变量保护动作，执行极2线路重起。此时，极1直流线路电压有所下降。

经过0.5s去游离时间后，极2直流线路电压开始建立，在极1直流线路电压建立过程中，极1、极2直流线路电压再次发生跌落，东方站极1极保护直流线路电压突变量保护动作，双极同时执行重起命令。在双极直流协调控制的功能的控制下，执行双闭锁逻辑。

故障发生时，线路人员报告新东直流线0251#- 252#段导线正下方发生山火，推断现场可能火势较大，同时燃烧至极1、极2直流线路处。因此，新东直流线路正下方发生山火是导致本次双极四阀组同时闭锁事故的直接原因。

4 结论

本次事件验证了新东直流线路保护及双极直流控制协调功能的正确动作，这样的逻辑设定既保证了直流线路故障再重起消除故障的概率，又避免了大容量直流双极同时直流线路故障重起带给整个电网的运行风险，为后续特高压直流输电工程提供了参考借鉴。

有证据表明，山火发生时，直流线路闭锁是火焰电导率、火焰温度及烟雾、灰烬导致的线地间或线线间绝缘水平急剧下降的结果。在干旱山区地带，特高压直流输电线路遭受山火的概率较大,容易导致线路跳闸，甚至发生直流闭锁。因此，必须重视山火对输电线路的危害，加强新技术在山火监测、预报等方面的应用，从而提高直流系统运行的稳定性。

以上研究成果发表在2020年第11期《电气技术》，论文标题为“一起山火导致特高压直流双极四阀组同时闭锁事故分析”，作者为彭永来、陈超泉 等。