国网新疆电力有限公司电力科学研究院、国网新疆电力有限公司、国网江苏省电力有限公司电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司的研究人员杨帅、牛征、张弛、张庆武、南东亮，在2022年第2期 《电气技术》 上撰文，描述了一起特殊的直流线路故障，故障时故障极产生系统环流，导致非故障极停运，造成输送功率损失。针对该事故，本文分析故障原因，提出消除环流的应对措施，以避免再次发生同类故障时造成非故障极停运，为换流站直流线路故障产生环流时避免全站停运提供借鉴。

1000千伏UHV输电线路

我国能源资源和能源中心呈逆向分布，所需能源资源需要大规模长距离流动。特高压直流工程作为主要的能源输送渠道，发挥着重要的作用。近年来，随着特高压直流输电工程的增多，故障数量也在增加。如何减少高压直流输电工程的故障次数，减少换流站关闭次数，提高高压直流输电工程的能量传输和利用率，是目前特高压直流工程面临的主要问题之一。

摘要：介绍了UHV DC线路故障的故障过程，分析了故障产生的原因，并分析了DC线路故障后系统环流的原因，采取了相应的措施，保证了非故障极的正常运行，为今后类似故障的处理提供了借鉴。

2021年010-10月10日15336049时，邵琪DC I极直流线路故障，电压突变保护和行波保护动作，I极原电压重启两次，但均因DC线路欠压保护动作失败，I极闭锁。随后，极高端阀组自动重启，重启后DC欠压保护动作，极高端阀组闭锁。锁定后，祁连站I极出现600A环流，韶山站I极出现960A环流。为消除I极环流，韶山站按指示正常封锁邵琪直流II极，隔离I极，18336023再次解锁II极。

1故障概述

2.1极直流线路故障原压重启阶段

一极DC线故障后，共模822kV，差模556kV，电压突变1527kV，差模整定为460kV，共模整定为550kV，电压突变整定为1248kV。行波保护和电压突变保护均正确动作。主要事件记录见表1，行波和电压突变保护的动作波形分别见图1和图2。

表1重大事件记录1

图1行波保护动作波形

从图1和图2可以看出，保护动作后，I极第一次重新启动原电压，高低端阀组触发角快速偏移。去电离150ms后，触发角逐渐减小，DC电压在达到482kV后再次下降。DC线欠压保护动作，重启失败。主要事件记录如表2所示，DC线路欠压保护第一个触发波形如图3所示。

图2电压突变保护动作波形

表2重大事件记录2

图3欠压保护首次触发记录波形。

随后，极I第二次重启原电压，高低端阀组触发角快速偏移。去电离200ms后，触发角逐渐减小，DC电压升至759kV后再次下降。DC线欠压保护再次动作，重启失败，I极被闭锁。主要事件记录如表3所示，DC线欠压保护第二次触发记录波形如图4所示。全线故障和重启过程的波形如图5所示。

表3重大事件记录3

图4欠压保护第二次触发记录波形。

2.2高端阀组再启动阶段

为了充分利用特高压直流的双十二脉串联特性，国家电网公司提出了& quot穿墙套管故障或线路故障后自动重启高端阀组& quot变极停运为阀组停运，有效提高了特高压直流运行的可靠性和利用率。2015年，这一战略在UHV实施

邵琪DC极I线故障后高端阀组自动重启功能正确动作，进行了低端阀组隔离、高端阀组连接、极连接、高端阀组解锁的顺序控制操作。高端阀组解锁后，DC欠压保护检测到极母线电压UDL不超过120kV，延时2s，满足DC欠压保护动作条件。极高端阀组闭锁，同时极高端阀组旁路开关合上(此时DC线欠压保护功能未投入，与本次保护动作后果不同，DC欠压保护动作后果未隔离)。高端阀组自动重启波形如图6所示，主要事件记录如表4所示。

图6高端阀组自动重启波形

2.3极环流形成及处理阶段

I极高端阀组锁定，旁路开关闭合后，I极仍处于极连接状态。极的电流被大地回线和极线分流，在邵琪直流极有环流。由于线路故障一直存在，线路故障点一直有360A左右的分流，所以祁连站和韶山站的极母线电流IDL分别为600A和960A。循环分布如图7所示。

邵琪DC一极高端阀组锁死后出现

2故障过程

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（neutralbusswitch,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

3.2NBS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3000A，极Ⅱ极母线电流631A。18:00:54金华站向国调申请拉开极ⅡNBS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（neutralbusswitchprotection,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（neutralbusswitchfailure,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（neuralbusgroundingswitch,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。