我国能源资源与用能中心呈逆向分布，所需的能源资源需要大规模远距离的流动，特高压直流工程作为主要的能源输送通道，有着举足轻重的地位。近年来，随着特高压直流输电工程增多，故障数量也不断增加，如何减少直流输电工程的故障数量，减少换流站闭锁次数，提高直流工程能量的输送利用率，是当前特高压直流工程所面临的主要问题之一。

本文对一起特高压直流线路故障的故障过程进行描述，对故障原因进行分析，同时对直流线路故障后引起系统环流的原因进行分析，并采取相应的措施以保障非故障极的正常运行，为日后同类型故障的处理提供借鉴。

1 故障概述

2021年某日15:49，祁韶直流极Ⅰ直流线路故障，电压突变量保护、行波保护动作，极Ⅰ原压重启两次，但均因直流线路低电压保护动作而失败，极Ⅰ闭锁。随后，极Ⅰ高端阀组自动重启，重启后直流低电压保护动作，极Ⅰ高端阀组闭锁。闭锁后，祁连站极Ⅰ出现600A环流，韶山站极Ⅰ出现960A环流。为消除极Ⅰ环流，17:01，韶山站按指令将祁韶直流极Ⅱ正常闭锁，将极Ⅰ转极隔离，18:23，重新解锁极Ⅱ。

2 故障过程

祁韶工程中，直流线路重启动策略为双极运行时，输送功率大于2 000MW，原压重启动两次，不进行降压重启。本次故障之前祁连站输送功率为2 160MW，因此祁韶直流本次故障过程可分为三个阶段，即极Ⅰ直流线路故障原压重启阶段、高端阀组再启动阶段、极Ⅰ环流形成及处理阶段，详情如下。

2.1 极Ⅰ直流线路故障原压重启阶段

极Ⅰ直流线路故障发生后，共模量为822kV，差模量为556kV，电压突变量为1 527kV，差模量定值为460kV，共模量定值为550kV，电压突变量定值为1 248kV，行波保护、电压突变量保护均正确动作，主要事件记录见表1，行波和电压突变量保护动作波形分别如图1和图2所示。

表1 主要事件记录1

图1 行波保护动作波形

由图1和图2可看出，保护动作后，极Ⅰ执行首次原压重启，高、低端阀组触发角快速移相，经过150ms去游离后触发角逐渐减小，直流电压在至482kV后再次跌落，直流线路低电压保护动作，重启失败，主要事件记录见表2，直流线路低电压保护第一次触发录波波形如图3所示。

图2 电压突变量保护动作波形

表2 主要事件记录2

图3 低电压保护第一次触发录波波形

随后，极Ⅰ执行第二次原压重启，高、低端阀组触发角快速移相，经过200ms去游离后触发角逐渐减小，直流电压在升至759kV后再次跌落，直流线路低电压保护再次动作，重启失败，极Ⅰ闭锁，主要事件记录见表3，直流线路低电压保护第二次触发录波波形如图4所示。整个线路故障及重启过程波形如图5所示。

表3 主要事件记录3

图4 低电压保护第二次触发录波波形

2.2 高端阀组再启动阶段

为充分利用特高压直流的双十二脉动串联特点，国网公司提出了“穿墙套管故障或线路故障后自动重启高端阀组”的故障恢复策略，将极停运转为阀组停运，有效提高特高压直流运行的可靠性和利用率。2015年该策略在特高压工程中实施，并在后续多次线路故障中发挥作用，如2019年某日灵绍直流线路故障重启失败后，成功重启单阀组，避免了一次单极停运。

图5 整个线路故障及重启过程波形

本次祁韶直流极Ⅰ线路故障后，高端阀组自动重启功能正确动作，执行了低端阀组隔离、高端阀组连接、极连接、高端阀组解锁的顺控操作。高端阀组解锁后，直流低电压保护检测到极母线电压UDL未超过120kV，延时2s，满足直流低电压保护动作条件。极Ⅰ高端阀组闭锁，同时合上极Ⅰ高端阀组旁通开关（此刻直流线路低电压保护功能尚未投入，与该保护动作后果不同，直流低电压保护动作后果不执行极隔离），高端阀组自动重启波形如图6所示，主要事件记录见表4。

图6 高端阀组自动重启波形

2.3 极Ⅰ环流形成及处理阶段

在极Ⅰ高端阀组闭锁、旁通开关合上后，极Ⅰ仍处于极连接状态。极Ⅱ电流经大地回线和极Ⅰ极线分流，祁韶直流极Ⅰ出现环流。因线路故障一直存在，线路故障点一直有360A左右的分流，故祁连站、韶山站极Ⅰ极母线电流IDL分别为600A及960A。环流分布如图7所示。

3 环流隔离措施

祁韶直流极Ⅰ高端阀组闭锁后出现环流。为消除环流，将极Ⅱ闭锁，极Ⅰ转极隔离，18:23重新解锁极Ⅱ。

3.1 中性母线开关开断能力介绍

国内在运换流站的中性母线开关（neutral bus switch, NBS）最大转换能力除葛南工程外，其他各站NBS均具备较强的开断直流电流的能力，故在停运的单极出现环流时，可以尝试通过拉开NBS来消除环流。

表4 主要事件记录4

图7 祁韶直流极Ⅰ环流分布

3.2 NBS开断环流应用案例

2020年某日16:58:28，金华站完成极Ⅱ带线路开路试验，处于极连接状态。在宾金直流极Ⅰ低端阀组解锁运行的前提下，17:07:24宜宾站合上极Ⅱ极母线刀开关，宾金直流极Ⅰ极Ⅱ形成闭合回路，极Ⅰ直流电流经接地极线路和极Ⅱ极线并联后分流，后台显示该时刻极Ⅰ极母线电流3 000A，极Ⅱ极母线电流631A。18:00:54金华站向国调申请拉开极Ⅱ NBS开关，极Ⅱ分流消失。实践证明可以通过拉开NBS来消除环流。

3.3 中性母线开关保护、故障逻辑介绍

NBS配有中性母线开关保护（neutral bus switch protection, NBSP），该保护共分两段，当NBS分位信号满足时，若NBS内置光CT电流采样值＞75A，Ⅰ段保护延时50ms动作。若电流IDNE采样值＞75A，Ⅱ段保护延时250ms动作。两段保护动作结果均为重合NBS，同时执行中性母线开关故障（neutral bus switch failure, NBSF）程序。

NBSF的动作策略为分NBS时，由于故障，NBS无法分开，此时NBSP动作，重合NBS，同时合站内接地极中性母线接地开关（neural bus grounding switch, NBGS），之后分大地回线、金属回线转换刀开关，经过5s延时后，分NBS，分NBGS。

本次故障中若NBSF动作会有两种结果：一种是按照策略正常进行，最后将故障极隔离，不影响非故障极正常运行；第二种是在合NBGS后，此时为单极大地回线运行方式，站内接地极会流过较大的分流，当电流IDGND采样值＞200A时，站接地过电流保护延时2s便会动作，闭锁运行极。

因此，NBS若未能成功断开环流，则存在停电范围扩大的风险，应按要求对NBS开展检修工作，保证其状态正常。

4 结论

针对类似祁韶直流本次故障中采取的环流隔离措施，提出以下建议：

1）除葛南工程外，其余各站NBS具备较强的开断直流电流的能力，当停运极出现环流时，可以尝试通过拉开停运极NBS来消除环流。

2）考虑在直流低电压保护动作后果中增加极隔离命令，直流低电压保护动作后，闭锁极并启动极隔离顺控，避免故障极出现环流。

3）在新工程中建议增加NBS拉断环流的试验。

本文编自2022年第2期《电气技术》，论文标题为“特高压直流线路故障产生系统环流的事故分析”，作者为杨帅、牛征 等。