晋南特高压直流输电工程断路器重复分合闸问题的分析
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许继电气股份有限公司、许继风电科技有限公司的研究人员王祺元、赵静、刘海斌、樊亚飞、岳亚菲，在2019年第9期《电气技术》杂志上撰文指出，在特高压直流输电工程中，站控系统的主要功能是对站内断路器、刀闸、地刀的控制与监视以及相关设备操作联锁等，这对特高压直流输电系统的安全稳定运行作用重大。
本文以晋南工程某断路器重复合闸为例，分析其重复合闸的原因，提出了软件优化办法，并设计了相应的软件程序。现场试验表明，优化后的站控程序使断路器合闸正常，具备防跳功能，系统运行稳定。
山西晋北-江苏南京±800kV直流输电工程起于山西省平鲁地区，止于江苏省南京地区，直流线路长约1118.5km，双极直流线路1回，每极2组12脉动换流器串联。额定电压为±800kV，直流输电容量为8000MW，直流额定电流为5000A。本工程为山西省首个特高压直流输电工程，对晋煤外运，推动山西和江苏地区经济发展起到重要作用。
在晋南工程的换流站控制系统中，站控系统设计为冗余的控制系统。从中央控制单元、局域网（local area network, LAN）通信，到与冗余的就地I/O单元的profibus通信，均为冗余设计。冗余的控制系统可由运行人员在工作站起动，也可由屏上的切换逻辑实现手动切换。
站控系统的主要功能包括：站内断路器、刀闸、地刀的控制与监视，相关设备操作联锁，与换流单元控制系统、服务器以及远动工作站的LAN通信，与就地测控系统的现场总线通信和上传事件顺序记录（sequence of event recording, SER）功能。站控系统的安全可靠对于特高压直流输电系统的稳定运行作用重大。
1 事件介绍
2018年6月2日，晋南工程年度综合检修，站用电系统进行倒闸操作投入1号站用电变压器（简称站用变），6月2日21:41:57:861，运行人员在后台手动下发51A3断路器合闸命令，随后产生的事件见表1。根据51A3断路器现场分合状态与后台事件时间相对应可知，在合闸过程中由于保护动作，造成了断路器反复分合，存在一定的安全隐患，亟待重视。
表1 51A3断路器事件列表
2 异常原因分析
晋南工程的控制保护系统使用的是许继直流输电公司完全自主开发的HCM3000系统，包括底层测控装置DFU410、控制保护装置HCM3000机箱、图形化编程工具ViGET以及装置之间的接口通信系统，构成了极阀控、交/直流站控以及直流保护等二次直流控保设备。
在HCM3000系统中，断路器保护产生的跳闸出口信号会通过硬接线方式送到DFU410测控装置用于起动断路器锁定。在站控系统中，使用这些保护动作信号和断路器的分合状态进行断路器的锁定和控制逻辑。在断路器被锁定后，断路器的联锁释放条件就不满足，此时后台即使有手动合闸命令也不会执行。
在晋南工程的站控程序中，断路器锁定逻辑如图1所示。LOCKOUT类型模块是判断断路器锁定信号的模块，其中，Q2_LOCK模块输入LK1引脚连接的是中开关联锁逻辑起动锁定回路信号，输入LK2引脚连接的是非全相跳闸信号，输出LCK引脚即开出断路器锁定信号，若断路器锁定信号为1，则该断路器没有操作允许位。
而Q3模块只有输入LK2引脚连接了非全相跳闸信号，因此，断路器的锁定逻辑仅使用本断路器的非全相跳闸信号来起动锁定回路，以及中开关还使用了中开关联锁逻辑起动锁定回路。而此次断路器跳闸是开关本体的保护动作，因此断路器没有被锁定，合闸命令就有了重复执行的可能。
图1 断路器锁定逻辑
对断路器合闸命令的程序进行梳理，如图2所示。后台下发断路器手动合闸命令后，站控系统会产生1s的命令脉冲，同时断路器处于远方控制位置，且合位状态消失，且无故障，该命令脉冲才会真正出口。在命令脉冲出口、合闸成功、断路器的合位状态产生后，命令脉冲的出口即被屏蔽，但后台下发的命令脉冲在1s内仍然为高电平。如果在此1s内由于保护动作跳开断路器，合位状态消失，该命令脉冲就会再次出口，这就造成在1s内合闸命令反复出口。
图2 断路器合闸命令逻辑
当保护动作时，起动防跳继电器，以其触点将合闸回路断开，断路器就无法合闸，一直保持在跳闸位置，不会发生断路器跳跃现象，这是断路器防跳的基本原理。断路器机构防跳回路如图3所示。
防跳继电器TBJ由电流起动，该线圈被串联在断路器的跳闸回路中，电压保持线圈与断路器的合闸线圈并联。若合闸到故障线路或设备上，则继电保护动作，保护出口节点TJ闭合，此时防跳继电器TBJ的电流线圈起动，同时断路器跳闸，TBJ的常闭接点断开合闸回路，另一对常开接点接通电压线圈。
若此时SK 5_8或HJ接点不能返回而继续发出合闸命令，则持续的合闸信号将使电压线圈自保持，由于合闸回路已被断开，断路器不能合闸，从而达到了防跳目的，因此，防跳回路必须在合闸命令一直出口的情况下才有效。
图3 断路器机构防跳回路
综合以上分析，在后台下发断路器手动合闸命令后合上断路器，在1s的合闸命令脉冲时间内断路器失灵装置保护动作，跳开了断路器，导致合闸命令出口→消失→再次出口，断路器重复合闸脉冲如图4所示。合闸命令的反复出口造成断路器防跳回路失效，由于断路器本体保护跳闸未能锁定断路器，且此时合闸命令的脉冲仍然存在，所以导致短时间内断路器重复合闸。
图4 断路器重复合闸脉冲
3 软件优化与试验验证
3.1 软件优化
针对以上情况，提出两条优化意见：①硬件方面，增加信号电缆，在与换流变压器、交流滤波器相连的交流串断路器的锁定逻辑中增加断路器本体的所有保护动作信号；②软件方面，使合闸命令在一定时间内保持高电平，以保证断路器防跳回路有效。
为了确保断路器在保护动作跳开后能够快速、准确被锁定，修改交流站控程序，添加指定的保护动作信号去起动断路器锁定回路。修改后的断路器锁定逻辑如图5所示。
图5 修改后的断路器锁定逻辑
由于断路器合闸脉冲命令要与防跳回路配合，而防跳回路要求合闸命令是一段持续的脉冲，因此修改站控程序，在断路器的合闸命令出口添加一个固定时间为1s的脉冲触发器，以确保合闸命令脉冲在1s内不会中断，使防跳回路发挥作用。修改后的断路器合闸命令逻辑如图6所示。
图6 修改后的断路器合闸命令逻辑
3.2 现场试验验证
根据以上软件优化方案，于2018年6月8日在雁门关换流站修改软件并进行现场试验验证。现场试验为双极功率全压大地回线，接地极接地运行，双极功率为0，站间通信正常。
分别针对交流场、交流滤波器场和站用电3个区域的断路器，进行了4项现场试验，分别记为试验1、试验2、试验3和试验4。
试验1：模拟W05交流串5051断路器起动合闸时，线路保护动作后防重合逻辑验证。
试验2：模拟W13交流串50B1断路器起动合闸时，断路器保护动作后防重合逻辑验证。
试验3：模拟1#站用变低压侧310断路器起动合闸时，断路器保护动作后防重合逻辑验证。
试验4：模拟交流滤波器场第4大组第1小组5641断路器起动合闸时，交流滤波器保护动作后防重合逻辑验证。
以上4种试验的断路器保护动作结果波形分别如图7至图10所示。
图7 5051断路器保护动作结果波形
图8 50B1断路器保护动作结果波形
图9 310断路器保护动作结果波形
图10 5641断路器保护动作结果波形
在试验1中，运行人员下发合闸命令后，5051断路器由分位状态转为合位状态，线路保护动作，5051断路器由合位状态转为分位状态，之后没有出现合位状态。在示波器中抓取波形，如图7所示。
交流站控主机下发断路器合闸命令，命令持续时间为150ms，且只有一次，保护动作的过程中合闸命令脉冲也始终保持高电平，需要说明的是，由于第5串配置有同期功能，DFU410测控装置将接收1s的脉冲命令转换为150ms左右的脉冲命令开出。在外置故障录波的波形中，5051断路器状态由合位转为分位，之后没有出现合位，动作正确，试验成功。
在试验2、试验3和试验4中，运行人员下发合闸命令后，断路器由分位状态转为合位状态，断路器本体保护动作跳闸后，断路器由合位状态转为分位状态，之后没有出现合位状态。在示波器中抓取波形，分别如图8至图10所示。
后台下发断路器合闸命令无变位，命令持续时间为1s，且只有一次，跳闸过程中合闸命令脉冲也始终保持高电平。在外置故障录波的波形中，断路器状态由合位转为分位，之后没有出现合位，动作正确，试验成功。
通过现场试验可知，无论是交流场、直流滤波器场，还是站用电的站控程序，经过优化升级后，即使在断路器合闸过程中出现保护动作产生跳闸命令，也均可以快速准确跳开断路器，并且保证合闸命令不会再次出口，不会出现断路器反复分合情况。经过升级程序，晋南工程在实际运行中，也再未出现过断路器重复合闸的情况，保证了系统的安全和稳定运行。