特高压直流输电系统具有输送容量大、送电距离远、输电损耗低等优点，在我国的资源能源大范围配置中发挥了重要作用。由于特高压直流输电线路较长，沿途自然环境复杂，是直流输电系统发生故障最频繁的部分。直流线路故障以瞬时性接地故障居多，针对此类故障，控制保护通过移相重启一般能够恢复运行，但是永久性接地故障也偶有发生，永久性接地故障会造成直流系统闭锁，可能导致故障无法及时隔离，并且另一极在运行时可能会形成分流回路的情况。

针对此类情况，有学者以滇西北直流工程为对象，重点研究通过改变保护闭锁时序避免出现金属旁路运行而形成分流的情况，在实际应用中得到了较好的效果，但是未研究出现永久故障时的处理策略，而且由于国家电网和南方电网经营区域内的特高压直流闭锁时序差异较大，文中所提策略无法在国家电网区域内特高压工程中进行推广。

本文对某特高压直流工程某次直流线路的永久性接地故障过程进行分析，重点研究在直流系统因存在永久接地故障出现故障回路分流的情况时，如何及时有效地隔离故障，并且不改变现有的闭锁时序，利用中性母线开关的电流分断能力和直流控制保护策略相配合实现永久接地故障的及时隔离。本文所提策略具有一定的工程实用价值，通过实时数字仿真（real time digital simulation, RTDS）实验验证本文所提策略的可实施性。

1 直流线路永久故障分析

2020年2月28日，某特高压直流工程极1发生永久接地故障，极1原压重启动两次不成功闭锁。故障前双极四阀组运行，双极总功率4000MW，极1闭锁后功率转带至极2，然后启动自动解锁极1高端阀组的过程，高端阀组解锁后由于接地故障依然存在，极1直流低电压保护动作，高端阀组再次闭锁。直流线路故障期间重启动波形如图1所示，直流低电压保护动作波形如图2所示。

图1 直流线路故障期间重启动波形

图2 直流低电压保护动作波形

根据图1波形能看出，极1线路发生故障后，首先电压突变量和行波保护动作请求移相重启，去游离时间150ms。第一次重启后故障依然存在，直流线路低电压保护动作再次请求移相重启动，去游离时间200ms，达到线路重启动逻辑规定的原压重启动次数后闭锁。

由于本工程配置有直流线路故障后重新解锁高端阀组的功能，高端阀组解锁后直流电压一直在零附近，此时直流线路低电压保护判断直流未解锁成功，保护未使能，所以直流线路低电压保护不动作，靠后备保护直流低电压保护动作闭锁极，整流侧执行Z闭锁，逆变侧执行Y闭锁。

直流低电压保护属于直流和交流接地类故障的后备保护，仅配置在整流侧，动作时间长，一般工程的动作时间定值设置为4s，如果直流线路故障重新解锁高端阀组时则将动作时间定值切换到2s，所以图2中在高端阀组解锁2s后直流线路低电压保护动作。

当直流电压持续低且无其他保护动作时，直流低电压保护才起作用，一方面考虑到此时直流电压在直流设备的耐受能力内，另一方面直流低电压保护动作可能由交流电压异常或者控制系统异常导致，为方便后续快速恢复直流系统输送功率，直流低电压保护动作后只执行Z闭锁，不跳交流进线开关，也不执行极隔离。逆变侧收到对站闭锁信号后执行Y闭锁，由于逆变站无保护动作，逆变侧也不执行极隔离。

整流侧执行Z闭锁后会投入旁通对，为了能尽快实现故障隔离，投入旁通对后会合上阀组旁通开关（bypass switch, BPS），同时逆变侧也投入旁通对并合上BPS。极1闭锁后的电流通路如图3所示。

图3 极1闭锁后的电流通路

图3中的实心阀组代表解锁状态，空心阀组代表闭锁状态，NBS（neutral bus switch）是中性母线开关，IDNE是中性母线靠近接地极侧电流，对其他开关、刀开关进行了简化。F1代表整流侧极母线区接地故障，F2代表直流线路区接地故障，F3代表逆变侧极母线区接地故障，F4代表整流侧中性母线区接地故障，箭头所指回路表示直流系统的直流电流流通的回路和电流流通的方向。

本次直流线路永久接地故障是在F2点发生永久接地故障，直流控制保护执行闭锁过程后形成极1两端的BPS、极1直流线路、故障点共同形成了分流回路。从图2可以看出在直流低电压保护动作后直流电流下降但是一直持续存在。此情况下只能手动操作进行极隔离或者申请停运极2才能将故障隔离，增加了故障的隔离时间。

F1、F3、F4发生永久接地故障具有类似的情况。虽然在F3点发生接地故障时，逆变侧极母线差动保护动作执行Z闭锁、整流侧执行Y闭锁可能不会合上BPS，但是通过整流侧的接地极、F3故障接地点和逆侧BPS依然存在分流回路。F3故障极1闭锁后的电流通路如图4所示。

图4 F3故障极1闭锁后的电流通路

工程中配置的中性母线开关分断电流能力一般是直流系统的额定电流，如果流入逆变侧BPS和中性母线的电流大于逆变侧中性母线开关的分断能力，可能会造成BPS分断失败。F4故障时整流侧中性母线差动保护和极差动保护会动作，但是由于故障点靠近整流侧，发生金属性接地故障，另一极过负荷运行时会存在较大的分流电流，也存在整流侧中性母线开关无法分断的可能性。故障隔离只能依靠手动操作极1隔离或者停运极2实现。

2 处理策略

根据第1节中的分析，分流回路的存在是由于在直流系统中发生了永久性接地故障，并且闭锁过程中合上了阀组旁通开关。在闭锁过程中投入旁通对和合BPS是为了更快地隔离故障，保护换流器不受过电压或过电流的危害，所以在对此问题进行改进时，不宜改变现有的闭锁操作时序。本节讨论形成分流回路后，如何及时切断分流回路。

特高压工程中都配置有NBS，其电流转移能力一般是直流系统的额定电流，可用于故障的隔离操作。为了安全迅速地隔离故障，在极闭锁后如果判断出存在故障电流分流回路并且电流较大导致NBS无法打开时，进行移相重启或者功率回降将电流降至安全范围内，然后再打开NBS，达到故障隔离的目的。

2.1 移相重启策略

直流系统发生金属接地故障时，如果另一极进入过负荷运行状态，会有较大的电流流过故障点。如果NBS开断能力不足，或者未配置有NBS失灵保护，则此时无法隔离故障。故障电流由另一运行极提供，此时如果使运行极短暂移相，然后迅速打开NBS可以实现故障的可靠隔离。移相重启策略流程如图5所示。

图5 移相重启策略流程

直流系统发生极闭锁后，首先判断是否发生了故障极闭锁后的分流情况，可采用极闭锁信号并且中性母线电流IDNE＞ISET1进行判断，其中ISET1可以选取150A。整流侧检测到有分流情况后，运行极执行移相重启，如果仅逆变站检测到闭锁有流情况，则通过站间通信请求整流侧运行极执行移相重启，移相持续时间100ms，考虑到站间通信延时和移相时电流下降需要时间，在移相开始40ms后两站开始分开NBS。

在移相期间电流下降到0，基本可以不用考虑NBS失灵，能可靠实现极隔离。但是此方案在一极闭锁后，执行另一极的移相命令时，相当于短时间内双极闭锁，对系统有一定的冲击，所以本方案适用于NBS分流能力较弱，或未配置NBS失灵保护的换流站。

2.2 功率回降策略

流过故障点的电流由运行极提供，如果流过故障极的电流超过NBS的分断能力，可以请求运行极将功率回降到NBS分断能力以下，然后再拉开NBS实现极隔离，如果流过闭锁极的电流小于NBS的分断能力，则直接打开NBS，不需要功率回降，此方案能充分利用NBS的分断能力，同时需要配置NBS失灵保护作为后备保护。功率回降策略流程如图6所示。

图6 功率回降策略流程

为充分利用NBS的分断能力，减少对电网功率的冲击，故障极闭锁后判断中性母线流过的电流小于NBS的分断能力时，直接分开NBS进行极隔离，否则请求运行极功率回降到NBS分流能力以下，一般情况下是直流系统的额定电流。所以功率回降策略起作用时，只请求运行极将直流电流回降到直流系统额定电流。

3 实验验证

为验证本文所提策略的有效性，以某实际特高压工程参数建立RTDS系统，直流系统的额定电流和NBS的分流能力均是5 000A，额定电压800kV，故障前直流双极运行总功率6 000MW，模拟F1发生永久金属接地故障，极1闭锁后，极2进入过负荷运行。分别验证移相重启策略和功率回降策略的可行性。

3.1 移相重启策略

移相重启策略实验结果如图7所示。由图7可以看出，极1故障后，极2进入过负荷运行，极1由于分流了大部分的电流，其直流电流大于5000A，此时极1无法分开NBS进行极隔离，极1判断出闭锁并且存在故障分流回路后，请求极2移相，移相后整流侧和逆变侧相继分开极1的NBS，移相期间整流侧极1电流降到0，逆变侧极1电流由于双极线路互感作用产生反向电动势，出现流过逆变侧接地极和整流侧极1故障点的反向电流，其值在2000A左右，也在拉开NBS的安全范围内。

图7 移相重启策略实验结果

3.2 功率回降策略

功率回降策略实验结果如图8所示。由图8可以看出，极1故障闭锁后，极2进入过负荷运行，极1检测到闭锁状态并且有分流回路后请求极2回降功率至额定功率，极2功率回降后，整流侧极1分流电流降至4 600A，然后整流侧和逆变侧极1相继分开NBS实现故障隔离。

图8 功率回降策略实验结果

4 结论

本文分析了某特高压工程直流线路发生永久接地故障时，故障极闭锁后未实现故障自动隔离的原因，提出了两种实现故障隔离的方案，其中移相重启策略适用于NBS分流能力较小的场合，但是对直流系统输送功率干扰较大，功率回降策略对功率干扰相对较小。

本文所提策略在执行过程中都使直流功率产生了一定的扰动，后续需要研究进一步增加NBS分流能力的可能性，充分利用NBS实现故障隔离。但是NBS分断较大电流时容易产生振荡，开断过程中对直流系统的干扰也需要进一步研究。

本文编自2021年第11期《电气技术》，论文标题为“一次直流线路永久故障分析及对策”，作者为刘孝辉、张靖 等。