特高壓直流輸電系統具有輸送容量大、送電距離遠、輸電損耗低等優點，在我國的資源能源大范圍配置中發揮了重要作用。由于特高壓直流輸電線路較長，沿途自然環境復雜，是直流輸電系統發生故障最頻繁的部分。直流線路故障以瞬時性接地故障居多，針對此類故障，控制保護通過移相重啟一般能夠恢復運行，但是永久性接地故障也偶有發生，永久性接地故障會造成直流系統閉鎖，可能導致故障無法及時隔離，并且另一極在運行時可能會形成分流回路的情況。

針對此類情況，有學者以滇西北直流工程為對象，重點研究通過改變保護閉鎖時序避免出現金屬旁路運行而形成分流的情況，在實際應用中得到了較好的效果，但是未研究出現永久故障時的處理策略，而且由于國家電網和南方電網經營區域內的特高壓直流閉鎖時序差異較大，文中所提策略無法在國家電網區域內特高壓工程中進行推廣。

本文對某特高壓直流工程某次直流線路的永久性接地故障過程進行分析，重點研究在直流系統因存在永久接地故障出現故障回路分流的情況時，如何及時有效地隔離故障，并且不改變現有的閉鎖時序，利用中性母線開關的電流分斷能力和直流控制保護策略相配合實現永久接地故障的及時隔離。本文所提策略具有一定的工程實用價值，通過實時數字仿真（real time digital simulation, RTDS）實驗驗證本文所提策略的可實施性。

1 直流線路永久故障分析

2020年2月28日，某特高壓直流工程極1發生永久接地故障，極1原壓重啟動兩次不成功閉鎖。故障前雙極四閥組運行，雙極總功率4000MW，極1閉鎖后功率轉帶至極2，然后啟動自動解鎖極1高端閥組的過程，高端閥組解鎖后由于接地故障依然存在，極1直流低電壓保護動作，高端閥組再次閉鎖。直流線路故障期間重啟動波形如圖1所示，直流低電壓保護動作波形如圖2所示。

圖1 直流線路故障期間重啟動波形

圖2 直流低電壓保護動作波形

根據圖1波形能看出，極1線路發生故障后，首先電壓突變量和行波保護動作請求移相重啟，去游離時間150ms。第一次重啟后故障依然存在，直流線路低電壓保護動作再次請求移相重啟動，去游離時間200ms，達到線路重啟動邏輯規定的原壓重啟動次數后閉鎖。

由于本工程配置有直流線路故障后重新解鎖高端閥組的功能，高端閥組解鎖后直流電壓一直在零附近，此時直流線路低電壓保護判斷直流未解鎖成功，保護未使能，所以直流線路低電壓保護不動作，靠后備保護直流低電壓保護動作閉鎖極，整流側執行Z閉鎖，逆變側執行Y閉鎖。

直流低電壓保護屬于直流和交流接地類故障的后備保護，僅配置在整流側，動作時間長，一般工程的動作時間定值設置為4s，如果直流線路故障重新解鎖高端閥組時則將動作時間定值切換到2s，所以圖2中在高端閥組解鎖2s后直流線路低電壓保護動作。

當直流電壓持續低且無其他保護動作時，直流低電壓保護才起作用，一方面考慮到此時直流電壓在直流設備的耐受能力內，另一方面直流低電壓保護動作可能由交流電壓異常或者控制系統異常導致，為方便后續快速恢復直流系統輸送功率，直流低電壓保護動作后只執行Z閉鎖，不跳交流進線開關，也不執行極隔離。逆變側收到對站閉鎖信號后執行Y閉鎖，由于逆變站無保護動作，逆變側也不執行極隔離。

整流側執行Z閉鎖后會投入旁通對，為了能盡快實現故障隔離，投入旁通對后會合上閥組旁通開關（bypass switch, BPS），同時逆變側也投入旁通對并合上BPS。極1閉鎖后的電流通路如圖3所示。

圖3 極1閉鎖后的電流通路

圖3中的實心閥組代表解鎖狀態，空心閥組代表閉鎖狀態，NBS（neutral bus switch）是中性母線開關，IDNE是中性母線靠近接地極側電流，對其他開關、刀開關進行了簡化。F1代表整流側極母線區接地故障，F2代表直流線路區接地故障，F3代表逆變側極母線區接地故障，F4代表整流側中性母線區接地故障，箭頭所指回路表示直流系統的直流電流流通的回路和電流流通的方向。

本次直流線路永久接地故障是在F2點發生永久接地故障，直流控制保護執行閉鎖過程后形成極1兩端的BPS、極1直流線路、故障點共同形成了分流回路。從圖2可以看出在直流低電壓保護動作后直流電流下降但是一直持續存在。此情況下只能手動操作進行極隔離或者申請停運極2才能將故障隔離，增加了故障的隔離時間。

F1、F3、F4發生永久接地故障具有類似的情況。雖然在F3點發生接地故障時，逆變側極母線差動保護動作執行Z閉鎖、整流側執行Y閉鎖可能不會合上BPS，但是通過整流側的接地極、F3故障接地點和逆側BPS依然存在分流回路。F3故障極1閉鎖后的電流通路如圖4所示。

圖4 F3故障極1閉鎖后的電流通路

工程中配置的中性母線開關分斷電流能力一般是直流系統的額定電流，如果流入逆變側BPS和中性母線的電流大于逆變側中性母線開關的分斷能力，可能會造成BPS分斷失敗。F4故障時整流側中性母線差動保護和極差動保護會動作，但是由于故障點靠近整流側，發生金屬性接地故障，另一極過負荷運行時會存在較大的分流電流，也存在整流側中性母線開關無法分斷的可能性。故障隔離只能依靠手動操作極1隔離或者停運極2實現。

2 處理策略

根據第1節中的分析，分流回路的存在是由于在直流系統中發生了永久性接地故障，并且閉鎖過程中合上了閥組旁通開關。在閉鎖過程中投入旁通對和合BPS是為了更快地隔離故障，保護換流器不受過電壓或過電流的危害，所以在對此問題進行改進時，不宜改變現有的閉鎖操作時序。本節討論形成分流回路后，如何及時切斷分流回路。

特高壓工程中都配置有NBS，其電流轉移能力一般是直流系統的額定電流，可用于故障的隔離操作。為了安全迅速地隔離故障，在極閉鎖后如果判斷出存在故障電流分流回路并且電流較大導致NBS無法打開時，進行移相重啟或者功率回降將電流降至安全范圍內，然后再打開NBS，達到故障隔離的目的。

2.1 移相重啟策略

直流系統發生金屬接地故障時，如果另一極進入過負荷運行狀態，會有較大的電流流過故障點。如果NBS開斷能力不足，或者未配置有NBS失靈保護，則此時無法隔離故障。故障電流由另一運行極提供，此時如果使運行極短暫移相，然后迅速打開NBS可以實現故障的可靠隔離。移相重啟策略流程如圖5所示。

圖5 移相重啟策略流程

直流系統發生極閉鎖后，首先判斷是否發生了故障極閉鎖后的分流情況，可采用極閉鎖信號并且中性母線電流IDNE＞ISET1進行判斷，其中ISET1可以選取150A。整流側檢測到有分流情況后，運行極執行移相重啟，如果僅逆變站檢測到閉鎖有流情況，則通過站間通信請求整流側運行極執行移相重啟，移相持續時間100ms，考慮到站間通信延時和移相時電流下降需要時間，在移相開始40ms后兩站開始分開NBS。

在移相期間電流下降到0，基本可以不用考慮NBS失靈，能可靠實現極隔離。但是此方案在一極閉鎖后，執行另一極的移相命令時，相當于短時間內雙極閉鎖，對系統有一定的沖擊，所以本方案適用于NBS分流能力較弱，或未配置NBS失靈保護的換流站。

2.2 功率回降策略

流過故障點的電流由運行極提供，如果流過故障極的電流超過NBS的分斷能力，可以請求運行極將功率回降到NBS分斷能力以下，然后再拉開NBS實現極隔離，如果流過閉鎖極的電流小于NBS的分斷能力，則直接打開NBS，不需要功率回降，此方案能充分利用NBS的分斷能力，同時需要配置NBS失靈保護作為后備保護。功率回降策略流程如圖6所示。

圖6 功率回降策略流程

為充分利用NBS的分斷能力，減少對電網功率的沖擊，故障極閉鎖后判斷中性母線流過的電流小于NBS的分斷能力時，直接分開NBS進行極隔離，否則請求運行極功率回降到NBS分流能力以下，一般情況下是直流系統的額定電流。所以功率回降策略起作用時，只請求運行極將直流電流回降到直流系統額定電流。

3 實驗驗證

為驗證本文所提策略的有效性，以某實際特高壓工程參數建立RTDS系統，直流系統的額定電流和NBS的分流能力均是5 000A，額定電壓800kV，故障前直流雙極運行總功率6 000MW，模擬F1發生永久金屬接地故障，極1閉鎖后，極2進入過負荷運行。分別驗證移相重啟策略和功率回降策略的可行性。

3.1 移相重啟策略

移相重啟策略實驗結果如圖7所示。由圖7可以看出，極1故障后，極2進入過負荷運行，極1由于分流了大部分的電流，其直流電流大于5000A，此時極1無法分開NBS進行極隔離，極1判斷出閉鎖并且存在故障分流回路后，請求極2移相，移相后整流側和逆變側相繼分開極1的NBS，移相期間整流側極1電流降到0，逆變側極1電流由于雙極線路互感作用產生反向電動勢，出現流過逆變側接地極和整流側極1故障點的反向電流，其值在2000A左右，也在拉開NBS的安全范圍內。

圖7 移相重啟策略實驗結果

3.2 功率回降策略

功率回降策略實驗結果如圖8所示。由圖8可以看出，極1故障閉鎖后，極2進入過負荷運行，極1檢測到閉鎖狀態并且有分流回路后請求極2回降功率至額定功率，極2功率回降后，整流側極1分流電流降至4 600A，然后整流側和逆變側極1相繼分開NBS實現故障隔離。

圖8 功率回降策略實驗結果

4 結論

本文分析了某特高壓工程直流線路發生永久接地故障時，故障極閉鎖后未實現故障自動隔離的原因，提出了兩種實現故障隔離的方案，其中移相重啟策略適用于NBS分流能力較小的場合，但是對直流系統輸送功率干擾較大，功率回降策略對功率干擾相對較小。

本文所提策略在執行過程中都使直流功率產生了一定的擾動，后續需要研究進一步增加NBS分流能力的可能性，充分利用NBS實現故障隔離。但是NBS分斷較大電流時容易產生振蕩，開斷過程中對直流系統的干擾也需要進一步研究。

本文編自2021年第11期《電氣技術》，論文標題為“一次直流線路永久故障分析及對策”，作者為劉孝輝、張靖 等。