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控制系统与直流保护介绍


龙泉换流站控制系统与直流保护介绍
一、高压直流输电系统的基本介绍 1、 高压直流输电工程的组成部分:交流开关场、换流变、换流阀、直流开关场及直流输电 线路。 2、 特点 适合大功率、远距离输电;输电线路相对于交流输电线路要经济的多;为全国大范围联网提 供了便利的条件;填补了我国直流输电技术的空白。直流设备对环境的要求较高;我国在直 流输电方面起步较晚,主要依靠国外技术支

持,因此现阶段直流输电设备较昂贵。 3、 前景 随着我国充分利用丰富的水利资源, 大力发展水电建设, 直流输电将发挥其重大的经济及社 会效益。 二、控制与保护系统设备介绍(按位置及控制区域) 1、盘柜介绍: PCP pole control and protection BCP bipole control and protection ACP ac control and protection AFP ac filter control and protection DFT dc field termination BFT bipole field termination AFT ac field termination ASI Auxiliary system interface TFT Transformer Field Termination ATI auto transformer interface CP control pulse CRC cyclic redundancy check DCOCT dc optical current transducer DPM digital signal processor GWS gate workstation OWS operator workstation EWS ENGINERRING WORKSTATION ERCS electronic reactive control system FP fire pulse I/O input/output LAN local area network CAN TDM LFL MACH2 DOCT OIB Control Area Network Time Division Multiplex line fault recorder Modular Advanced Control HVDC(High Voltage Direct Current) and SVC(Static Reactive Power Compensation) 2nd edition digital optical current transducer optical interface board

RPC SCM THM VCU CCP CFC ETCS HDLC PCI SCADA TCC

reactive power control Station Control monitoring thyristor monitoring valve control unit cooling control and protection Converter Firing Control Electronic Transformer Control System High-level Data Link Control Peripheral(外围设备) Component Interconnection Station Control and Data Acquisition(获得) Tap Changer Control

ACS 自动监视系统 COMM 通讯程序(主计算机的软件部分) DSP 数字信号处理器 ETCS 电力变压器控制系统 GUI 图形用户界面 GWS 网关站(远控) I/O 输入/输出 MACH MC1(2)主计算机 EWS 工程师工作站 OWS 操作员工作站 PC 个人电脑 P IS 设备信息系统 SUP 监视器 TFR 故障录波 VSS 软件库 ESD 静电释放 PCB 印刷电路板 2、板卡介绍: PS801 高性能的 DSP 板(6 个 DSP 板) PS820 HDLC 通讯与监控板(6 个 DSP 板) PS830 I/O 处理板 PS831 CAN/HDLC 光桥 PS832 CAN/CAN 桥 PS841 交流电压测量板 PS842 交流电压测量板 PS844 电压分配板 PS8451A 电流测量板 PS850 控制 I/O 板 PS851 110V 数字输入板

PS853 PS860 PS862A PS868 PS870 PS871 PS872 PS873 PS876 PS877 PS880 PS891A PS900 PS906 控制系统

数字量输入板 高性能的输入/输出板 隔离模拟测量板 PT100 与 4-20mA 输入板(小电流/电压测量板) 总线连接板 I/O 总线连接板 时间同步板(从主时钟分配一个秒脉冲同步信号到最多五个本地用户) 总线延伸与终端板 TDM 光通讯板 VCU 传输/接收板 21 槽底版 电源板 阀控中央处理单元 阀控 16 通道光通道输入/输出板

三、控制主要包含的内容 控制系统主要包括——ACP 控制:断路器、隔离刀闸的顺序控制,主变的分接头控制等。 AFP 控制:滤波器的顺序控制。极控:无功及功率控制,换流器的点火控制,功率调节, 直流系统运行方式的顺序控制, 直流线路的开线试验功能, 联锁与顺序控制以及换流变的分 接头控制等。辅助系统控制:CCP、空调、站用电控制。 四、控制总线、网络系统介绍 1、CAN 总线 1) ISO 标准总线(ISO11898) ,也称为 CAN 总线(控制区域网) ,可用于与二进制 I/O 模 块装置通讯,如回路断路器和隔刀。之所以选择 CAN 总线,是因为它用于连接了对 HVDC 站而言很重要的一整套性能参数。CAN 总线是一种高速总线,具有一个高效率的短报文结 构和很短的等待时间 (即, 指令控制器开始调用数据和实际开始传送数据之间的时间间隔很 短) 。不存在主从关系,这意味着此网络可不依赖单一结点而运行正常。同时,CAN 总线具 有有效的循环冗余码校验(CRC)求和及硬件特征,以致可将故障结点从网络中退出。 CAN 网络通过路桥分成不同的组成部分, 这是一种防止故障传播的有效方法。 CAN 网 络也允许在站的不同区域之间采用多路冗余链路, 但象采用其它区域总线一样, 仅仅用光缆 扩展器是不能实现的。 柜里的连接采用屏蔽双绞电缆,柜外或控制室外的通讯采用光纤连接。当 CAN 总线离 开柜子时需由 CAN/HDLC 桥扩展,这样可长距离地进行通讯。 控制、保护和 I/O 系统中的应用软件(软件功能)很容易与其它的应用软件通讯,这只 要分别连接它们发和收软件功能块的信号。 区域总线的工作由控制和保护系统中的监视功能监视, 即不断地读写送至或来自系统中 每个单独结点的信号。当检测到故障,将发出报警或切换到备用系统。 2) 站 CAN 总线(STATION CAN) 这种 CAN 总线用在站的最高层。它的作用是用于连接局部网络中的所有主计算机, 从而实现较低层不同 CAN 网之间的信号交换。 此网络是冗余结构,就其功能上完全与所有其它网络分离。

3)

交流控制和保护 CAN 总线(ACP CAN) 每个 ACP CAN 总线系统是相对独立的,此 CAN 总线包含主计算机和它的被控区域 中的开关。另外,ACP CAN 总线还要与低一级系统的主计算机相连接。诸如 PCP/AFP 包括 在 ACP CAN 总线中,它们(PCP/AFP)需在高一级的 ACP 中对断路器进行控制。此网络 是冗余结构,就其功能上完全与所有其它网络分离。 4) 极控制和保护 CAN 总线(PCP CAN) 此 CAN 总线对每个极的 PCP 柜而言是专用的,其中包括主计算机和它的被控区域中 的分布式 I/O 系统。此网络是冗余结构,就其功能上完全与所有其它网络分离。DFT、CCP、 ASI、ERCS 和 ETCS 连接在 PCP CAN 总线网络中。 双重化的区域总线对每个极来说完全是独立的, 并可建立所有位于本极的设备之间的连 接。 交流滤波器控制和保护(AFP)柜及交流控制和保护(ACP)柜都连接到站控制区域总 线上。 所有这些总线通过冗余结构的双 CAN 总线控制。 采用这种结构, 远方和分布式的 I/O 系统都可连接到每个控制柜。这样做是为了使保护出口有两条跳闸通路。 5) 交流滤波器控制和保护 CAN 总线(AFP CAN) 每个交流滤波器控制和保护(AFP)的 CAN 总线是独立的,并包含主计算机和它的被 控区域的开关。 2、时分多路复用总线(TDM ) 用在 MACH2 系统中的时分多路复用总线(TDM)属于单方向的总线类型,它可用于 传输高速的测量信号。象 CAN 总线一样,TDM 总线也是双重化的,并以冗余的结构连接。 在此,远方或分布式的 I/O A 或 B 系统分别连接到 A 或 B 柜。 接收的结点不断地检测 TDM 总线在保护和控制系统中工作状态。 采用 TDM 总线具有传输大量数据的能力,很短的等待时间和工作稳定特征。为了以高带宽 传输 HVDC 控制测量信号,使用 TDM 总线是非常必要的。每条 TDM 总线每秒钟可传输超 过 300 000 个取样脉冲(每 3?S 一个取样) 。 3、CAN 网 序 号 1 CAN 类型 ACP11 CAN 盘柜编号 ACP11 AFT11 ATI21 ACP12 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 ACP12 CAN AFP111 CAN AFP112 CAN - — ACP21 CAN ACP22 CAN — — ACP31 CAN AFT12 ATI22 AFP111 AFP112 COM11 COM12 ACP21 AFT21 ACP22 AFT22 COM21 COM22 ACP31 控制区域 =WA-W1 =WA-W2 =WA-T2 =WA-W1 =WA-W2 =WA-T2 =WA-Z1 =WA-Z1 — — =WA-W3 =WA-W4 =WA-W3 =WA-W4 — — =WA-W5 3 号继电器室 2 号继电器室 1 号继电器室 安装位置

AFT31 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 ACP32 CAN — — ACP41 CAN ACP42 CAN AFP711 CAN AFP712 CAN AFP821 CAN AFP822 CAN — — ACP32 AFT32 COM31 COM32 ACP41 AFT41 ACP42 AFT42 AFP711 AFP712 AFP821 AFP822 COM41 COM42 ACP51 23 ACP51 CAN AFT51 AFT53 ACP52 24 ACP52 CAN AFT52 AFT54 25 26 — — COM51 COM52 ACP61 27 ACP61 CAN AFT61 AFT62 ACP61 28 ACP62 CAN AFT61 AFT62 29 30 31 32 — — ACP71 CAN ACP71 CAN COM61 COM62 ACP71 AFT71 ACP72 AFT72

=WA-W6 =WA-W5 =WA-W6 — — =WA-W7 =WA-W8 =WA-W7 =WA-W8 =WA-Z2 =WA-Z2 =WA-Z3 =WA-Z3 — — =WB-W1 、 =WB-W2 、 =WB-W3 =WB-W4 、 =WB-W5 、 =WB-W6 =WB-W7、=WB-W8 =WB-W1 、 =WB-W2 、 =WB-W3 =WB-W4 、 =WB-W5 、 =WB-W6 =WB-W7、=WB-W8 — — =WB-W9、=WB-W10、 =WB-W11 =WB-W12、=WB-W13、 =WB-W14 =WB-W15、=WB-W16 =WB-W9、=WB-W10、 =WB-W11 =WB-W12、=WB-W13、 =WB-W14 =WB-W15、=WB-W16 — — 6 号继电器室 5 号继电器室 4 号继电器室

7 号继电器室

33 34

— —

COM61 COM62 P1.PCPA P1.PCPB P1.BFTA P1.BFTA P1.DFTA P1.DFTB P1.TFTA P1.TFTB P1.ETCS.L1Y P1.ETCS.L1D P1.ETCS.L2Y P1.ETCS.L2D P1.ETCS.L3Y P1.ETCS.L3D P1.ERCS P1.CCP

— —

极 I 控制设备室

=P1-WT =P1-WT 极 I A 相星侧换流 变 极 I A 相角侧换流 变 极 I B 相星侧换流 变 极 I B 相角侧换流 变 极 I C 相星侧换流 变 极 I C 相角侧换流 变 极 I 平波电抗器 极 I 阀水冷却设备

极 I 换流变 极 I A 相星侧换流变 极 I A 相角侧换流变 极 I B 相星侧换流变 极 I B 相角侧换流变 极 I C 相星侧换流变 极 I C 相角侧换流变 极 I 平波电抗器 极 I 阀内水冷房

35

P1. PCP CAN

P2.PCPA P2.PCPB P2.BFTA P2.BFTA P2.DFTA P2.DFTB P2.TFTA 36 P2.PCP CAN P2.TFTB P2.ETCS.L1Y P2.ETCS.L1D P2.ETCS.L2Y P2.ETCS.L2D =P2-WT =P2-WT 极 II A 相星侧换 流变 极 I I A 相角侧换 流变 极 I I B 相星侧换 流变 极 I I B 相角侧换 流变 极 I 换流变 极 II A 相星侧换流变 极 II A 相角侧换流变 极 II B 相星侧换流变 极 II B 相角侧换流变 极 II 控制设备室

P2.ETCS.L3Y P2.ETCS.L3D P2.ERCS 37 38 STN CAN BCPA BCPB

极 I I C 相星侧换 流变 极 I I C 相角侧换 流变 极 I I 平波电抗器 — —

极 II C 相星侧换流变 极 II C 相角侧换流变 极 II 平波电抗器 双极控制设备室(站控)

对于站相关的 CAN 网络, BCP 用作光缆的起始点。 这意味着所有在不同的控制室/楼的 主机之间相互交换的信息被连接到这个用于信号的相互交换的设备。 该系统采用完全冗余方 式制成了 BCPA 和 BCPB 柜。这个设备被放置在站控制室内。 下面的方框图给出了站 CAN 网络的概括的功能的总览。 (请注意该方框图仅给出了龙 泉换流站的两个系统中的一个)

4、LAN 网介绍:在 SCADA 系统上 EWS、PWS 上可以通过 LAN 网远程登陆就地 CAN 网 上的 MACH2 主机查看其运行情况及保护定值的修改,OWS 上进行操作时所发出的指令均 通过 LAN 网发送至就地 CAN 网上的 MACH2 主机去执行它所控制的设备的操作等。 六、MACH2 控制系统 1. MACH2 简介 Modular Advanced Control HVDC(High Voltage Direct Current) and SVC(Static Reactive Power Compensation) 2nd edition 模块化高级控制高压直流和静态无功补偿第二版的缩写,是一种基于软件和硬件的开发 平台,一种可用于直流输电的系统级解决方案。 MACH2 系统主要有以下几个部分组成: 硬件:标准工业计算机、PCI 板卡,多种专用电路板。 软件: 操作系统(XEX,WinNT)及相关系统软件、 应用软件, 编程和调试环境 Hidraw。

辅助系统 MACH2 系统是从 DS8,DS100, MACH1 逐渐发展而来的,功能更强,模块集成度更高、 更加标准化,所用屏柜更少。 MACH2 的主要特点: 由标准的工业计算机组成 运行嵌入式的 WindowsNT/XP 操作系统 连接到标准的以太局域网(使用 TCP/IP 协议族) 带有 6 个 DSP 和 FPGA(field programmable gate array 现场可编程门阵列)的 PCI 板 具有同样软硬件的中央或分布式 I/O,免维护,全数字,可调的数字化存储的设定 集成的功能块编程工具,覆盖所有的应用 尽可能多的使用商业的“组件软件” ,以 WindowNT/XP 为基础的 HMI (Human Machine Interface),暂态分析,数据库服务器和查看器,通讯。

2. HVDC 控制概述 高压直流系统主要用于大容量、长距离输电或电网跨区互联,一般由整流站、直流 线路、逆变站组成,基于高压直流输电的直流电流/直流电压的特性曲线,一般使用整流 站控制电流,逆变站控制电压的方式进行控制。高压直流系统的控制主要由换流器点火 控 制 系 统 来 具 体 实 现 的 , 其 中 包 括 VDCOL(Voltage Dependent Current Order Limitation),CCA(Current Control Amplifier),Firing Control 及 CPG(Control Pulse Generator), 其他的控制功能有:VARC(Voltage and Angle Reference Calculation),TCC(Tap Changer Control )和 RPC(Reactive Power Control)等. 换流的基本过程 MACH2 通过其中的软件、硬件来实现上述的控制功能,发送指令信号到一次设备来执 行控制。 上述功能主要是由 PCP 来实现的,MACH2 系统同时还可以实现诸如:交流场控制和保 护、水冷控制系统,远程调度控制等功能。 HVDC 控制系统中 MACH2 系统采用分层的概念设计,由本地 I/O 和/或分布式 I/O 采集 信号、数据及事件记录,通过现场总线(CAN/TDM)发送到 MACH2 主机,MACH2 主机通过 LAN 网与 OWS(运行人员工作站)、EWS(工程师工作站)、SCM 服务器及网关 系统连接,传输信号及数据到 LAN 网上,传输事件记录到 SCM 服务器,OWS 上的操 作指令信号(如果是远程调度中心的信号,则先发送到 GWS 上)通过 LAN 网发送到目 标 MACH2 主机,再通过现场总线发送的 I/O 系统,I/O 系统发送到一次设备执行操作 来实现控制。 MACH2 主机一般都设计为 A、B 两个完全相同的系统互为备用,以保证冗余性。I/O 板 卡以 Rack(层架)的方式安装起来,对于 I/O 接口较多的区域,一般除了本地 I/O,增 设分布式 I/O,利用现场总线和本地 I/O 系统共同承担本区域的 I/O 接口工作。 3. MACH2 主计算机单元

主计算机单元作为 MACH2 系统中重要的组成部分,主要由标准工业主计算机和各种 PCI 板卡组成,其中运行着各种应用软件;MACH2 主计算机单元,主要负责数据处理、 信号和事件记录的传输,各种应用的执行和实现,及其他的一些辅助功能。 MACH2 主计算机单元上的 PCI 板卡插在工业计算机主板上的 PCI 插槽上,根据插槽的 位置不同分别叫做 PCIA、PCIB、PCIC、PCID、PCIE、PCIF 等,这些 PCI 板卡通过 PCI 插槽与主机交换数据,这些 PCI 板卡有的通过专用的电路板(ps930 和 ps931)与 I/O 系 统连接(CAN 总线和 TDM 总线)来交换数据,主要有以下几种 PCI 板卡: ps801: 包含一个 486DX,负责 CAN 的控制、 统筹调度及监视等功能; 6 个高性能的 DSP, 分别通过 ps930 连接到最多 6 条 I/O 系统的 TDM 总线, 得到模拟量数据, 并进行处理; 两条 CAN 总线,ps930 连接到 I/O 系统,和另外一个 CAN 网(如:站 CAN) ,负责处 理传输二进制的命令和指示。 Ps801 还通过 PCI 插槽与主机交换数据。 处理器的程序存 储在 Flash PROM 闪存上。 其上主要完成一些数据处理及部分控制或保护功能, 其软件 为 pcix.hex x=a,b,c,etc,是 486DX 和/或 DSP 上程序的集合。 ps820:2 个带 TDM 通道的 DSP,2 个 CAN 通道,HDLC 通讯,监视主机的如:风扇 和温度的电路,连接到 ps931,并通过其上接口,与互为备用的系统相连,其上 的软件主要负责监视和备用系统的切换逻辑功能。 光接口板:主要用光纤直接连接光 CT,以实现快速、准确的传输数据,它还为光 CT 提供电源。 主计算机为标准的工业计算机,由 Pentiun CPU、主板、硬盘、内存、光驱、显示器、 网卡及一些外围设备组成。其上运行的软件主要有:操作系统 WindowsNT 和 XEX 任 务调度器,Hidraw 编写的应用软件,一般为 main.exe,多个应用的集合,主要负责数据 处理、信号和事件记录的传输,各种应用的执行和实现,及其他的一些辅助功能,另外 ACP 上有 loc 控制功能,PCP 上有 buc 控制功能,用以在 LAN 网瘫痪的情况下,进行 就地或后备控制。主计算机通过网卡与 LAN 网相连,这样就可以通过 LAN 网远程登录 到 MACH2 主计算机上进行程序装载、状态查询和就地操作等。MACH2 主机上的程序 存放主机上的硬盘里 里面还包括 PCI 上的程序及一些工具软件, 这些文件都是通过 LAN,由 EWS 拷贝过来的, MACH2 主机的程序拷贝即可执行,PCI 板卡的程序要通过专用软件(如:loadps801) 载入后才行,PCI 板卡(ps801、ps820)的程序一般放置在其上的闪存里面。 4. MACH2 I/O 单元 MACH2 系统的 I/O 单元作为 MACH2 系统的底层部分,分别与一次设备和 MACH2 系 统主计算机相连接,主要负责模拟量的采集,数字量(开关状态和开关命令)的传输。 采集的模拟量经简单处理,由 TDM 总线(如果是分布式 I/O(如:AFP),则通过光桥连 接到本地 I/O(如:ACP)的 TDM 总线上)连接 ps930 进一步传送到 DSP 上进行处理,处 理后供 MACH2 系统主计算机上的应用使用。之后就通过 LAN 传输了。数字量是通过 CAN 总线与 MACH2 系统主计算机连接的。 I/O 单元通过层架(rack)把若干 I/O 单元电路板电气连接在一起,一个屏柜由若干层架

组成,对于 I/O 接口较多的区域,一般除了本地 I/O,增设分布式 I/O,利用现场总线和本 地 I/O 系统共同承担本区域的 I/O 接口工作, 分布式 I/O 通过光桥连接到本地 I/O,再连接 到 MACH2 系统主计算机。如:ACP-AFT,PCP-DFT。 I/O 单元电路板主要有以下几种: 板上有计算单元的:控制器板、数字接口板、低级模拟 I/O 板 只用作接口的板:变送器接口板 辅助板:电源、总线扩展板、现场总线桥 参看:MACH2 用户向导 电路板 1JNL100024-074 控制器板主要有: ps860 带有 c167 和 SHARC 处理器主要用作模拟量的采集、处理,并通过 TDM 总线发送到 MACH2 系统主计算机。 Ps830 386EX CPU,两个 CAN 控制器,两个 HDLC 控制器,可用作 CAN-CAN, CAN-HDLC 桥。 Ps831 CAN 光桥,用于连接 CAN-HDLC. Ps832 具有 CAN3,CAN4 的扩展能力,用于长距离、低速率的连接。 Ps876 TDM 光桥。 模拟 I/O 板主要有: ps860 用于连接模拟 I/O 板,采集模拟信号,进行处理,并通过 TDM 总线连接 到 MACH2 系统主计算机。 Ps841/42 测量交流电压。 Ps845/46 测量交流电流。 Ps862 测量直流电压。 Ps844 测量中性线电压。 Ps868 测量小电流、温度。 带有计算单元的数字 I/O 板主要有: ps850 开关控制板。 ps851 110/125V 数字输入板。 Ps852 220V 数字输入板。 Ps853 数字输出板。 辅助板主要有: ps880 21 槽背板。 Ps881 10 槽背板。 Ps890/92,ps893 电源板。 Ps873 总线扩展和总线自动终端板。 Ps870 总线扩展板。 I/O 板上的程序(boot loader 和 application)存放在闪存上,使用终端机通过 COM 口 连接 I/O 板上的接口(在装载 boot loader 的时候还要改变 I/O 板上的跳线位置) ,启动 终端机上的 IoloadWin.exe 软件设定后进行装载。参数设定(如:节点号、ID、相选择) 存放在 E2PROM 里,可以通过终端机使用 Hyper Terminal、Kermit、Himon(Hidraw 调 试模式下的 communication\monitor)等软件进行参数设定和软件的调试。 5. SCM 系统概述 SCM 是 Station Control Monitoring 的缩写。SCM 系统作为 SCADA 系统的一部分,和

LAN 网连接,主要负责整个站的数据管理,事件记录的收集、处理和发布,故障录波数 据的保存、时钟同步等工作。 SCM 系统硬件实现是两个服务器、一个 RAID 磁盘的集群系统,两台服务器都具有完整 的硬件,都通过其上的交换机与 LAN 相连接,他们之间通过 RAID 磁盘相联系,RAID 磁盘有 5 个盘,一块备用,另外四块为 W 盘存放故障录波,可用故障录波查看程序打 开进行分析;Z 盘存放 SQL Server,其中保存有来自 MACH2 主计算机的事件记录及其 他一些表,供 LAN 网上的 OWS(EWS)的 HMI 上的事件记录列表和用户管理使用, 远程调度中心则通过 GWS 连接 LAN 网来使用 SCM 服务器上的数据。 SCM 屏柜上还配 置有 GPS 时钟系统用于全站 OWS、MACH2(NTP)、PCI 板卡、I/O 单元(PPS)的时钟 同步。 SCM 服务器上还运行有其他的一些管理软件:Server administrator, Cluster administrator, Enterprise Manager, VSS 数据库。 SCM 服务器的一个主要作用是通过 SQL Server 来管理整个站的数据管理,事件记录的 收集、处理和发布。MACH2 主计算机通过其上的应用产生事件记录,其上的 SQL 客户 端收集事件记录,并通过 LAN 发布到事件记录的队列上,SCM 服务器上的 SQL Server 读取事件记录的队列,根据 Text DB 进行处理后,根据情况发送到 Point Table 和 Historical DB 上,SCM 服务器将向 LAN 上广播一条新的事件记录到来的消息,LAN 网 上的 OWS 就会读取 Point Table 到 Alarm list、Fault list、Off normal list;读取 Historical DB 上的新事件记录到 Event list。 6. 测量系统 这里的测量系统主要是指模拟量的测量、传输及处理等环节。一次回路上的 PT、CT 把 一次侧的电压通过一定比例的变换,送到本地 I/O 或分布式 I/O 的模拟信号电路板上, 这些电路板通过带状电缆连接到 ps860 上, ps860 连接到背板的 TDM 总线 (如果是分布 式 I/O 则通过 ps876 把 TDM 总线连接到本地 I/O 的 TDM 总线上) , 背板的 TDM 总线通 过 ps873 连接到 ps930,进而连接到 ps801 上 DSP 的 TDM 总线接口上(6 个) ,模拟量 经过 ps801 的初步处理,进一步送到主计算机的应用中。 软件中有许多用于模拟量传输的符号,可以实现 ps860 到 DSP、DSP 到其他 DSP、DSP 到主计算机的传输。 7. CAN/TDM 总线 1) 主要功能:CAN 总线,站 CAN 用于连接局部网络中所有的主计算机,实现较低层次 不同 CAN 网之间的信息交换。 ACP CAN 与 PCP/AFP CAN 主机相连, 由于 PCP/AFP CAN 的级别较低,需要在高一级别的 ACP 中对断路器进行控制。DFT、CCP、ASI、 ERCS 及 ETCS 都连接在 PCP CAN 总线网络上,AFP CAN 及 ACP CAN 都连接在站 控区域总线上,所有的总线都通过冗余结构的双 CAN 总线控制。 TDM 总线,用于测量信号的传输。 2) 特点 TDM-Time Division Multiplex 时分多路复用,主要特点: 串行通讯连接

最大 31 个槽(每个 32 位)加一个用于校验和的槽 10.6MHz 的时钟频率 单向传输 一个传输器,多个接受者(一发多收) TDM 需要 3 个时钟信号,Frame sync、Clock 和 Data,这样如果是电缆,就需要 6 根, 光纤需要 3 根。 单向总线类型,传输速度快,对总线在保护及控制系统的工作状态进行检测,数据传输 能力强,每条 TDM 总线每秒传输超过 300000 个取样脉冲(每 3ms 一个) ,具有很短的 等待时间、工作稳定性强。 模拟量通过变送器传输到接口板,这些接口板通过带状电缆和 ps860 相连接传输,模拟 量在 ps860 中进行 A/D 转换,再通过其上的 DSP,选择背板 4 各 TDM 通道中的一个, (如果是分布式 I/O 则使用与之带状电缆连接的 ps876(可以是多个, 一发多收)扩展到本 地 I/O 的 TDM 总线上) 背板上的 TDM 通道, 通过 ps873 连接到 ps930 进一步连接到 ps801 的 DSP 的 TDM 通道(6 个)上, 经 DSP 模拟量经过 ps801 的初步处理,进一步送到 主计算机的应用中。 Ps860 本身需要对其使用的 TDM 通道和与之相联系的通过带状电缆连接的模拟量接口 板进行相关的设置,对于与 ps860 带状电缆相连的 ps876 也由 ps860 进行 TDM 通道的 相关设置。TDM 桥的另一端的 ps876 一般由与之带状电缆连接的 ps831 或 ps832 进行 TDM 通道是相关设置。 CAN-Control Area Network 区域控制网,主要特点是: 用于与二进制类型板的通讯 短消息结构、低延迟的高速总线 最大 10 米高达 1Mbit/s 的总线速度 多宿主能力 理论上一个网络 1024 个节点,实际上 256 个 一个 CAN 网需要 CAN 控制器,终端板(ps873) ,每个 CAN 网上的电路板都有一个唯 一的节点号,I/O 背板上有两条 CAN 总线:CAN1、CAN2,背板上的电路板通过背板 连接到 CAN1 或 CAN2。 CAN 总线,一种高速总线,具有高效率短报文及很短的等待时间,具有有效循环冗余 码校验(CRC)求和及硬件特征,可防止总线上故障的传播,具有故障检测功能,检测 到故障后发报警并切换到备用系统,是一个冗余系统的双 CAN 总线。 本地 I/O 通过 ps873 连接 ps930 连接板, ps930 进一步连接到 ps801 上的 CAN1 后 CAN2, ps801 上的 2 个 CAN 控制器用于连接两个不同的 CAN 网络。 本地 I/O 的不同 Rack 之间 通过 ps873 相互连接起来,如果有分布式 I/O 则通过 ps831 扩展,如果是长距离则可以 使用 ps832 使用 CAN3、CAN4,光桥可以进行消息过滤等设置。 8、HVDC 远程控制 HVDC 远程控制主要是指主计算机通过其上的远程控制器软件,使用远程通讯设备,通 过长距离的连接与另一个主计算机通讯, 实现远程控制。 这种远程控制可以是系统 A 与 系统 B 之间、极 I 与极 II 之间、站与站之间。 主计算机 A 的 ps820 连接 ps931A,通过 ps931A 连接主计算机 B;或者通过 QHLD 连接 另一个极的主计算机; 或者通过 QHLD 连接另一个站的主计算机。 站与站之间的远程通 讯有 3 个通道 PrimaryA 、PrimaryB 和 Backup 互为备用的通道。

远程控制的软件中使用不同优先级的消息格式,用于不同的目的,以实现快速、准确的 消息传输。 在进行故障跟踪的时候可以使用 choice 命令,其中包含有很多远程通讯的故障信息。 七、控制与保护系统的分层结构 1、介绍: 控制设备主要位于运行楼的控制室内。交流开关场的设备位于分散的继电器室内。 在龙泉换流站, 有四个用于 500KV 的继电器室, 两个用于 220KV 的继电器室和一个用 于 35KV 的继电器室。 2、分级的层次 控制和保护系统在逻辑上以用作电站的物理的或逻辑的部分的几个小房间构成。 这些小 房间在最大可实现范围内是独立的。 这意味着这些小房间控制和保护电站的一部分, 并具有 在各个不同的小房间之间进行相互交换的最小信号量。在这些小房间中的一个发生故障时, 在大多数情况下不会影响到电站的其它部分。 基本上每个控制区域都被认为是一个小室。 电 站中全部功能以及所有设备共有的信号的相互交换是在站级层次完成的。 在控制系统中确定了下列分级的层次: 站级层次 设备级层次 下图给出了在每个层次的设备的原理上的分配。

2.1、站级层次 站级层次相关的功能有: SCADA 系统 站 CAN 网络 站 ASI(辅助系统报警接口) SCADA 系统 这一节简要描述了共同形成用于控制系统的合成人机环境的系统和功能块。 这个环境包

含的功能有: ? 来自处理映象的站的控制 ? 事件记录仪的顺序 ? 事件的保存 ? 通过清单窗口进行强大地报警处理 ? 有效的用户定义的数据过滤 ? 在线和历史的趋势的易操纵的处理 ? 暂态故障记录仪(TFR)和分析 ? 远方控制 该系统还具有包含扩展功能的能力,例如: ? 电站文件的直接存取 ? 报告生成的自动执行 ? 谐波等级监测的显示 ? 标准应用,例如电子邮件,字处理,试算表,互联网等等的瞬时存取 被称之为站控及监测(SCM)的 ABB 的 SCADA 系统的原理功能的总览在下图中绘制 了出来。该系统由三个主要部分组成:运行人员工作站(OWS) ,分散的处理接口(DPI) 和服务器。这些部分的通信是建立在局域网(LAN)之上的。

站 CAN 网络 对于站相关的 CAN 网络, BCP 用作光缆的起始点。 这意味着所有在不同的控制室/楼的 主机之间相互交换的信息被连接到这个用于信号的相互交换的设备。 该系统采用完全冗余方 式制成了 BCPA 和 BCPB 柜。这个设备被放置在站控制室内。 下面的方框图给出了站 CAN 网络的概括的功能的总览。 (请注意该方框图仅给出了龙

泉换流站的两个系统中的一个)

ASI 辅助系统接口 ASI 负责站用电以及本地系统相关的报警。 该系统是在站级层次上提供的一个系统并负 责在控制楼内产生的报警。ASI 位于站 110V 直流蓄电池配电室。ASI 还包括三个 10KV 输 入馈线的自动切换功能。 下图给出了 ASI 柜的结构:

下面的方框图给出了 ASI 柜概括功能的总览:

2.2、 设备级层次 这一节描述了设备级上的功能并根据控制和保护系统的物理位置进行了划分。 500KV 交流系统 龙泉站的 500KV 采用了一个半开关接线方式,有 8 个间隔。 龙泉站的 500KV 开关场配备了 4 个继电器室。 所有间隔并未完全配备以起始安装的主电路设备, 而是从控制接口的观点将所有硬件配 备以容纳将来的主电路设备, 即电路板也将为单线图[3]和[4]中指示的将来的扩展提供配置。 每个功能区域由一个包含有必要设备的继电器室提供服务, 以实现正确的控制以及电站 特殊部分的接口。 交流滤波器组的控制和保护也在物理上位于继电器室内。 交流控制和保护(ACP) 由 ACP 柜提供主要的控制功能,ACP 柜是以完全冗余方式建造的。一个 ACP 能够实 现 500KV 开关的一个完整间隔的连接。 交流场终端设备(AFT) 为了实现由同一继电器室为其它间隔提供服务,由命名以 AFT 的分散的接口柜实现连 接。这些柜子同样是以完全冗余的方式建造的。AFT 由它的上级 ACP 进行管理。ACP 在同

一个继电器室内可以管理所有的 AFT。 下图给出了一个 500KV 继电器室中的 ACP/AFT 的典型结构。

下面的方框图给出了一个 500KV 的 ACP 柜及其与其它设备接口的概括功能的总览。 (请 注意该功能块图仅绘出了两个系统中的一个)

自耦变压器接口(ATI) 在龙泉换流站,由位于 1# 继电器室内的 ATI 柜负责与 500/220/35KV 自耦变压器的控 制及报警连接。 该系统是以完全冗余的方式构建的。 它的设计与一个 AFT 相类似, 而且 ATI 通过 CAN 总线连接到它的上级 ACP。 交流滤波器控制及保护(AFP) 每个交流滤波器的控制及保护是由位于继电器室的 AFP 柜提供的。该系统是以完全冗 余的方式构建的。一个 AFP 负责管理一个交流滤波器组及其包含有滤波器辅助组的相关的 开关场。

下图给出了一个 500KV 继电器室中的 AFP 的典型的结构。

下面的方框图给出了 AFP 柜及其与其它设备接口的概括功能的总览。 (请注意该方框图

仅给出了两个系统中的一个)

1)

龙泉换流站 1# 继电器室 该继电器室管理 500KV 交流开关场间隔=WA-W1,=WA-W2,交流线路间隔=WA-L1, 自耦变压器间隔=WA-T1 和=WA-T2 以及交流滤波器间隔=WA-Z1。 交流控制及保护 设备:ACP11,ACP12 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部件: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 及键盘 功能: ACP 柜具有下列功能: ? 位于=WA-W1,=WA-W2,=WA-L1,=WA-T1 及=WA-T2 区域中的开关的 控制以及联锁。 ? 由 VDU 为受控区域提供就地后备控制。 ? 为位于=WA-W1 及=WA-W2 区域的断路器提供同步功能。 ? 为位于=WA-W1 及=WA-T2 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-WB1 及=WA-WB2 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-T2 及=WA-Z1 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-W1 及=WA-T2 区域的开关提供开关接口。 ? 为断路器保护 CBP11,CBP12 及 CBP13 提供报警接口。 ? 为 ACP 及 AFT 柜之间的 ACP11(12) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 ACP11(12) CAN 总线到网络中包含的 AFP111 和 AFP112 提供通信

接口。 ? 为 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 用于收集在外部交流保护柜中产生的外部跳闸信号以及相关断路器的直 接跳闸信号的跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封继电器和中继继电器包 含在这里面。 ? 用于来自区域的命令,指示,报警和测量的 SCADA 接口。 冗余: ACP 柜以完全冗余的方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信 是分离开的。每个 ACP 都由 110V 蓄电池 A 和 B 供电。从接口的观点看两个系统总是 处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 ACP 系统处于工 作状态。 交流场终端设备 设备:AFT11,AFT12 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部分: ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 功能: AFT 柜包括下列功能: ? 对位于=WA-W1 和=WA-T2 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-L1 和=WA-T1 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-W2 ,=WA-L1 和=WA-T1 区域的开关提供开关接口。 ? 对将来的交流线路保护 ALP221 和 ALP222 提供报警接口。 ? 对将来的断路器失灵保护 CBP21,CBP22 和 CBP23 提供报警接口。 ? 对 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP11(12) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 对于在外部的交流保护柜中产生的外部的跳闸信号的采集以及对相关断 路器的直接外部跳闸信号的采集提供跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封 继电器和中继继电器包含在这里面。 ? 来自 MET 11 的能量-脉冲的收集。 冗余: AFT 柜以完全冗余方式制成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 分开的。每个 AFT 都由 110V 蓄电池 A 和 B 提供电源。从接口的观点看,两个系统总 是处于工作状态。 自耦变压器接口 设备:ATI11,ATI12(ATI21 和 ATI22) 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部分: ? 测量接口 ? 控制接口 ? 报警接口 ? 通信接口 功能: ATI 柜包含下列功能: ? 用于 500/220/35KV 自耦变压器=WA-T1(=WA-T2)的报警和控制接口。 ? 用于 ACP 与 ATI 柜之间的 ACP11/12(ACP21/22)CAN 总线通信的通信

接口。 冗余: ATI 柜以完全冗余的方式制成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信 是分离开的。每个 ATI 由两个 110V 蓄电池系统 A 和 B 提供电源。从接口的观点看, 两个系统总是处于工作状态。 交流滤波器控制和保护 设备:AFP111,AFP112 该设备由 MACH2 硬件构成并包含下列主要部分: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 和键盘 功能: AFP 柜包含下列功能: ? 对交流滤波器辅助组以及滤波器连接母线提供保护 ? 位于=WA-Z1 区域的开关的控制和联锁 ? 对受控区域提供来自 VDU 的就地后备控制 ? 对位于=WA-Z1 区域的电流互感器提供测量接口 ? 对位于=WA-Z1 区域的电压互感器提供测量接口 ? 对=WA-Z1 区域中的开关提供开关接口 ? 对 AFP 与 ACP 柜之间的 ACP11(12) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对来自该区域的命令,指示,报警和测量提供 SCADA 接口 冗余: AFT 柜以完全冗余方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 冗余的。 每个 AFT 通过 CAN 总线 ACP11 和 CAN 总线 ACP12 连接到 ACP11 和 ACP12; 这就可以在不丢失重要信号通道的情况下对任何单独的 ACP 或 AFP 提供检修。就地 CAN 总线 AFP111 (AFP112) 和自身的 I/O 的通信仅仅是电气上的, 而且没有离开本柜。 每个 AFT 由两个 110V 蓄电池系统 A 和 B 提供电源。从保护和接口的观点看,两个系 统总是处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 AFT 系统 处于工作状态。 2) 龙泉换流站 2# 继电器室 该继电器室管理 500KV 交流开关场间隔=WA-W3,=WA-W4,交流线路间隔=WA-L3, =WA-L4 以及极 2 直流换流器间隔=P2-WT。 交流控制及保护 设备:ACP21,ACP22 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部件: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 及键盘 功能:

ACP 柜具有下列功能: ? 位于=WA-W3,=WA-W4,=WA-L3,=WA-L4 及=P2-WT 区域中的开关的 控制以及联锁。 ? 由 VDU 为受控区域提供就地后备控制。 ? 为位于=WA-W3 及=WA-W4 区域的断路器提供同步功能。 ? 为位于=WA-W3,=WA-L2 及=WA-L3 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-WB1 及=WA-WB2 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-L2 及=WA-L3 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-W3,=WA-L2 及=WA-L3 区域的开关提供开关接口。 ? 为交流线路保护 ALP321 和 ALP322 提供报警接口。 ? 为断路器保护 CBP31 及 CBP33 提供报警接口。 ? 为 ACP 及 AFT 柜之间的 ACP21(22) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 用于收集在外部交流保护柜中产生的外部跳闸信号以及相关断路器的直 接跳闸信号的跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封继电器和中继继电器包 含在这里面。 ? 用于来自区域的命令,指示,报警和测量的 SCADA 接口。 冗余: ACP 柜以完全冗余的方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信 是分离开的。每个 ACP 都由 110V 蓄电池 A 和 B 供电。从接口的观点看两个系统总是 处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 ACP 系统处于工 作状态。 交流场终端设备 设备:AFT21,AFT22 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部分: ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 功能: AFT 柜包括下列功能: ? 对位于=WA-W4 和=WA-L4 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-L4 和=P2-WT 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-W4 ,=WA-L4 和=P2-WT 区域的开关提供开关接口。 ? 对交流线路保护 ALP411 和 ALP412 提供报警接口。 ? 对断路器失灵保护 CBP41,CBP42 和 CBP43 提供报警接口。 ? 对母线保护 BBP11 和 BBP12 提供报警接口。 ? 对 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP21(22) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 ACP21(22) CAN 总线到网络中包含的 P2 PCPA 和 P2 PCPB 提供通 信接口。 ? 对于在外部的交流保护柜中产生的外部的跳闸信号的采集以及对相关断 路器的直接外部跳闸信号的采集提供跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封 继电器和中继继电器包含在这里面。 ? 来自 MET 21 和 MET 22 的能量-脉冲的收集。 冗余:

AFT 柜以完全冗余方式制成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 分开的。每个 AFT 都由 110V 蓄电池 A 和 B 提供电源。从接口的观点看,两个系统总 是处于工作状态。 3) 龙泉换流站 3# 继电器室 该继电器室管理 500KV 交流开关场间隔=WA-W5,=WA-W6,交流线路间隔=WA-L5, =WA-L6 以及极 1 直流换流器间隔=P1-WT。 交流控制及保护 设备:ACP31,ACP32 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部件: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 及键盘 功能: ACP 柜具有下列功能: ? 位于=WA-W5,=WA-W6,=WA-L5,=WA-L6 及=P1-WT 区域中的开关的 控制以及联锁。 ? 由 VDU 为受控区域提供就地后备控制。 ? 为位于=WA-W5 及=WA-W6 区域的断路器提供同步功能。 ? 为位于=WA-W5 及=WA-L5 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-WB1 及=WA-WB2 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-L5 及=P1-WT 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-W5,=WA-L5 及=P1-WT 区域的开关提供开关接口。 ? 为交流线路保护 ALP521 和 ALP522 提供报警接口。 ? 为断路器保护 CBP51,CBP52 及 CBP53 提供报警接口。 ? 为 ACP 及 AFT 柜之间的 ACP31(32) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 ACP31(32) CAN 总线到网络中包含的 P1 PCPA 和 P1 PCPB 提供通 信接口 ? 为 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 用于收集在外部交流保护柜中产生的外部跳闸信号以及相关断路器的直 接跳闸信号的跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封继电器和中继继电器包 含在这里面。 ? 用于来自区域的命令,指示,报警和测量的 SCADA 接口。 冗余: ACP 柜以完全冗余的方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信 是分离开的。每个 ACP 都由 110V 蓄电池 A 和 B 供电。从接口的观点看两个系统总是 处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 ACP 系统处于工 作状态。 交流场终端设备 设备:AFT31,AFT32 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部分: ? 测量接口 ? 开关接口

? 通信接口 功能: AFT 柜包括下列功能: ? 对位于=WA-W6 和=WA-L6 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-L6 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-W6 和=WA-L6 区域的开关提供开关接口。 ? 对将来的交流线路保护 ALP621 和 ALP622 提供报警接口。 ? 对将来的断路器保护 CBP61 和 CBP63 提供报警接口。 ? 对母线保护 BBP21 和 BBP22 提供报警接口。 ? 对 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP31(32) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 对于在外部的交流保护柜中产生的外部的跳闸信号的采集以及对相关断 路器的直接外部跳闸信号的采集提供跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封 继电器和中继继电器包含在这里面。 ? 来自 MET 31 的能量-脉冲的收集。 冗余: AFT 柜以完全冗余方式制成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 分开的。每个 AFT 都由 110V 蓄电池 A 和 B 提供电源。从接口的观点看,两个系统总 是处于工作状态。 4) 龙泉换流站 4# 继电器室 该继电器室管理 500KV 交流开关场间隔=WA-W7,=WA-W8,交流线路间隔=WA-L7, =WA-L8 以及交流滤波器间隔=WA-Z2 和=WA-Z3。 交流控制及保护 设备:ACP41,ACP42 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部件: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 及键盘 功能: ACP 柜具有下列功能: ? 位于=WA-W7,=WA-W8,=WA-L7 及=WA-L8 区域中的开关的控制以及 联锁。 ? 由 VDU 为受控区域提供就地后备控制。 ? 为位于=WA-W7 及=WA-W8 区域的断路器提供同步功能。 ? 为位于=WA-W7,=WA-W8,=WA-L7 及=WA-L8 区域的电流互感器提供 测量接口。 ? 为位于=WA-WB1 及=WA-WB2 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-L7 及=WA-Z2 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 为位于=WA-W7 及=WA-L7 区域的开关提供开关接口。 ? 为交流线路保护 ALP711 和 ALP712 提供报警接口。 ? 为断路器保护 CBP71,CBP72 及 CBP73 提供报警接口。 ? 为 ACP 及 AFT 柜之间的 ACP41(42) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 ACP41(42) CAN 总线到网络中包含的 AFP711 和 AFP712 提供通信

接口。 ? 为 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 用于收集在外部交流保护柜中产生的外部跳闸信号以及相关断路器的直 接跳闸信号的跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封继电器和中继继电器包 含在这里面。 ? 用于来自区域的命令,指示,报警和测量的 SCADA 接口。 冗余: ACP 柜以完全冗余的方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信 是分离开的。每个 ACP 都由 110V 蓄电池 A 和 B 供电。从接口的观点看两个系统总是 处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 ACP 系统处于工 作状态。 交流场终端设备 设备:AFT41,AFT42 该设备由 MACH2 硬件构成并包括下列主要部分: ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 功能: AFT 柜包括下列功能: ? 对位于=WA-W8 和=WA-L8 区域的电流互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-L8 和=WA-Z3 区域的电压互感器提供测量接口。 ? 对位于=WA-W8 和=WA-L8 区域的开关提供开关接口。 ? 对将来的交流线路保护 ALP811 和 ALP812 提供报警接口。 ? 对断路器保护 CBP81,CBP82 和 CBP83 提供报警接口。 ? 对 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP41(42) CAN 总线通信提供通信接口。 ? 为 ACP41(42) CAN 总线到网络中包含的 AFP821 和 AFP822 提供通信 接口。 ? 对于在外部的交流保护柜中产生的外部的跳闸信号的采集以及对相关断 路器的直接外部跳闸信号的采集提供跳闸信号接口。 用于外部跳闸信号的电流密封 继电器和中继继电器包含在这里面。 ? 来自 MET 41 和 MET42 的能量-脉冲的收集。 冗余: AFT 柜以完全冗余方式制成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 分开的。每个 AFT 都由 110V 蓄电池 A 和 B 提供电源。从接口的观点看,两个系统总 是处于工作状态。 交流滤波器控制和保护 滤波器=WA-Z2 设备:AFP711,AFP712 该设备由 MACH2 硬件构成并包含下列主要部分: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 和键盘

功能: AFP 柜包含下列功能: ? 对交流滤波器辅助组以及滤波器连接母线提供保护 ? 位于=WA-Z2 区域的开关的控制和联锁 ? 对受控区域提供来自 VDU 的就地后备控制 ? 对位于=WA-Z2 区域的电流互感器提供测量接口 ? 对位于=WA-Z2 区域的电压互感器提供测量接口 ? 对=WA-Z2 区域中的开关提供开关接口 ? 对 AFP 与 ACP 柜之间的 ACP41(42) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对来自该区域的命令,指示,报警和测量提供 SCADA 接口 冗余: AFT 柜以完全冗余方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 冗余的。 每个 AFT 通过 CAN 总线 ACP41 和 CAN 总线 ACP42 连接到 ACP41 和 ACP42; 这就可以在不丢失重要信号通道的情况下对任何单独的 ACP 或 AFP 提供检修。就地 CAN 总线 AFP711(AFP712)和自身的 I/O 的通信仅仅是电气上的,而且没有离开本 柜。每个 AFT 由两个 110V 蓄电池系统 A 和 B 提供电源。从保护和接口的观点看,两 个系统总是处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 AFT 系统处于工作状态。 交流滤波器控制和保护 滤波器=WA-Z3 设备:AFP821,AFP822 该设备由 MACH2 硬件构成并包含下列主要部分: ? 主机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通信接口 ? 用于就地控制的 VDU 和键盘 功能: AFP 柜包含下列功能: ? 对交流滤波器辅助组以及滤波器连接母线提供保护 ? 位于=WA-Z3 区域的开关的控制和联锁 ? 对受控区域提供来自 VDU 的就地后备控制 ? 对位于=WA-Z3 区域的电流互感器提供测量接口 ? 对位于=WA-Z3 区域的电压互感器提供测量接口 ? 对=WA-Z3 区域中的开关提供开关接口 ? 对 AFP 与 ACP 柜之间的 ACP41(42) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对 STN1(2) CAN 总线通信提供通信接口 ? 对来自该区域的命令,指示,报警和测量提供 SCADA 接口 冗余: AFT 柜以完全冗余方式建成两个单独的系统。到/来自两个系统的串行总线通信是 冗余的。 每个 AFT 通过 CAN 总线 ACP41 和 CAN 总线 ACP42 连接到 ACP41 和 ACP42; 这就可以在不丢失重要信号通道的情况下对任何单独的 ACP 或 AFP 提供检修。就地 CAN 总线 AFP821(AFP822)和自身的 I/O 的通信仅仅是电气上的,而且没有离开本

柜。每个 AFT 由两个 110V 蓄电池系统 A 和 B 提供电源。从保护和接口的观点看,两 个系统总是处于工作状态。从 SCADA/开关控制系统观点看,任何时候只有一个 AFT 系统处于工作状态。

龙泉站 220KV 交流系统
龙泉站 220KV 开关场采用双母线带旁路。此开关场安装有两个继电器室,即 5 号和 6 号继电器室。 开始,开关场不会完全安装完主回路设备,但从控制和接口角度考虑,应安装好所有设 备(接口设备)以适应将来主回路设备的需要。如,为将来扩建的需要,应安装好电路板, 详见报告[5]。 继电器室用于每个功能性区域, 其中包括必需的设备, 即用于站特有部分的控制和接口。 交流控制和保护(ACP) 交流控制和保护(ACP)可实现主要控制功能。ACP 柜完全以双重化实现,一个 ACP 柜能给 220KV 交流开关场的三个间隔提供接口。 交流场终端(AFT) 因同一继电器室还用于其他间隔,所以必须给称为交流场终端(AFT)的分布式接口柜 提供接口,这些接口柜也完全以双重化实现。AFTS 由上一级 ACPS 控制。ACPS 能控制同 一继电器室内的所有 AFTS。 下图给出了一个 220KV 继电器室内 ACP/AFT 的典型结构: (FIG 11)

如下框图显示了 220KV ACP 柜及与其它设备相连的基本功能布局。 (请注意此图只是 显示了两个系统其中一个) :FIG 12

1)

龙泉站 5 号继电器室 5 号继电器室用于 220KV 交流开关场的间隔有: =WB-W1 、=WB-W2 、=WB-W3 、 =WB-W4、 =WB-W5、 =WB-W6、 =WB-W7 和=WB-W8, 及交流线路间隔: =WB-L1、 =WB-L2、 =WB-L4、=WB-L6 和=WB-L7。 交流控制和保护(ACP) 设备:ACP51、ACP52 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分: ? 主计算机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 ? VDU(显示单元)和就地控制键盘 功能: ACP 柜具有如下功能: ? =WB-W1 、=WB-W2、=WB-W3 、=WB-W4、 =WB-W5、=WB-W6 、=WB-W7 和 =WB-W8 区的开关控制和连锁。 ? 从 VDU(显示单元)来的就地后备控制给被控区。 ? =WB-W1 、=WB-W2、=WB-W3 、=WB-W4、 =WB-W5、=WB-W6 、=WB-W7 和 =WB-W8 区的开关同期功能。

? 给=WB-W1、=WB-W2 和=WB-W3 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-W1、=WB-W2 和=WB-W3 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L1 和=WB-L3 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-W1、 =WB-W2 和=WB-W3 区中开关及=WB-WB1-Q21 开关提供开关接口。 ? 给将来的交流线路保护 BLP11、BLP12、BLP21 和 BLP22 提供报警接口。 ? 给旁路保护 BBP31 和 BLP32 提供报警接口。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP51(52) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给 STN1(2) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 冗余: ACP 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是单 独的。每个 ACP 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。 但从 SCADA/切换控制系统的角度看,同一时间只有一个系统在工作。 交流场终端(AFT) : 设备:AFT51、AFT52 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分; ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 功能: 此 AFT 柜包括如下功能: ? 给=WB-W4、=WB-W5 和=WB-W6 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L4 和=WB-L6 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-W4、=WB-W5 和=WB-W6 区中开关及=WB-WB2A-Q22 开关提供开关接 口。 ? 给母线保护 BBP51、BBP52、BBP53 和 BBP54 提供报警接口。 ? 给交流线路保护 BLP41、BLP42、BLP61 和 BLP62 提供报警接口。 ? 给 COP51.提供报警接口(8 个报警) 。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP51(52) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 冗余: 此 AFT 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是 单独的。每个 AFT 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。 交流场终端(AFT) 设备:AFT53、AFT54 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分; ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 功能: 此 AFT 柜包括如下功能: ? 给=WB-W7 和=WB-W8 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L7、=WB-T2 和=WB-WB2A 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-W7 和=WB-W8 区中开关及=WB-WB2A-Q11 和=WB-WB2A-Q21 开关提供

开关接口。 ? 给交流线路保护 BLP71 和 BLP72 提供报警接口。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP51(52) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 冗余: 此 AFT 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是 单独的。每个 AFT 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。

2) 龙泉站 6 号继电器室
6 号继电器室用于 220KV 交流开关场的间隔有:=WB-W9、=WB-W10、=WB-W11、 =WB-W12、=WB-W13、=WB-W14、=WB-W15 和=WB-W16,及交流线路间隔:=WB-L10、 =WB-L11、=WB-L14 和=WB-L15。 交流控制和保护(ACP) 设备:ACP61、ACP62 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分: ? 主计算机 ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 ? VDU(显示单元)和就地控制键盘 功能: ACP 柜具有如下功能: ? =WB-W9、=WB-W10、=WB-W11、=WB-W12、=WB-W13、=WB-W14、=WB-W15 和=WB-W16 区的开关控制和连锁。 ? 从 VDU(显示单元)来的就地后备控制给被控区。 ? =WB-W9、=WB-W10、=WB-W11、=WB-W12、=WB-W13、=WB-W14、=WB-W15 和=WB-W16 区的开关同期功能。 ? 给=WB-W9、=WB-W10 和=WB-W11 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-WB1、=WB-W2B 和=WB-W3B 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L10 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给=WB-W9、 =WB-W10 和=WB-W11 区中开关及=WB-WB1.Q11、 =WB-WB1.Q22、 =WB-WB2B.Q11、=WB-WB2B.Q21 和 WB-WB3.Q21 开关提供开关接口。 ? 给交流线路保护 BLP101 和 BLP102 提供报警接口。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP61(62) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给 STN1(2) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 ? 给变比为 220/10KV 站用变压器=S1.AL-T3 提供保护。 冗余: ACP 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是单 独的。每个 ACP 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。 但从 SCADA/切换控制系统的角度看,同一时间只有一个系统在工作。 交流场终端(AFT) : 设备:AFT61、AFT62 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分;

? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 功能: 此 AFT 柜包括如下功能: ? 给=WB-W12、=WB-W13 和=WB-W14 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L2 和=WB-L14 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给 =WB-W12 、 =WB-W13 和 =WB-W14 区 中 开 关 及 =WB-WB1-Q23 和 =WB-WB2B-Q22 开关提供开关接口。 ? 给交流线路保护 BLP141 和 BLP142 提供报警接口。 ? 给将来的交流线路保护 BLP121 和 BLP122 提供报警接口。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP61(62) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 冗余: 此 AFT 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是 单独的。每个 AFT 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。 交流场终端(AFT) 设备:AFT63、AFT64 本设备由 MACH2 硬件组成,并包含如下主要部分; ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 功能: 此 AFT 柜包括如下功能: ? 给=WB-W15、WB-W16 和=WB-T3 区中的电流互感器提供测量接口。 ? 给=WB-L16 和=WB-T3 区中的电压互感器提供测量接口。 ? 给站用变压器=S1.AL-T3 提供测量接口。 ? 给=WB-W15 和=WB-W16 区中开关提供开关接口。 ? 给将来的交流线路保护 BLP161 和 BLP162 提供报警接口。 ? 给 ACP 和 AFT 柜之间的 ACP61(62) CAN 总线通讯提供通讯接口。 ? 给指令、显示、报警和从区域来的测量信号提供 SCADA 接口。 冗余: 此 AFT 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是 单独的。每个 AFT 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。

35KV 交流系统
龙泉站 35KV 开关场安装有一个继电器室。 在此继电器室可对 35KV 设备 (依据报告 6) 提供控制和接口。 交流控制和保护(ACP) 35KV 开关场 ACP 柜的控制设备完全以双重化实现。ACP 柜中也包含变比为 35/10KV 站用电的保护。 下图给出了 35KVACP 柜的典型结构:FIG 13 以下框图给出了 35KVACP 柜的基本功能布局。 (请注意此图只是显示了两个系统其中 一个) :FIG 14

此 ACP 柜包括如下功能: ? 35KV 控制接口。 ? 35KV 开关连锁。 ? 辅助电力变压器保护 ? SCADA 接口 ? 通讯接口 ? 给站级 ASI(蓄电池室)柜提供报警接口。

交流场终端(AFT) 设备:AFT71,AFT72 龙泉站 35KV 设备接口需辅助的接口设备,这可由 AFT 提供。此设备由 MACH2 硬件 组成,并包含以下功能: ? 测量接口 ? 开关接口 ? 通讯接口 此 AFT 柜完全以两个单独的系统双重化实现。两个系统之间的(来/去)总线通讯也是

单独的。每个 AFT 柜由 110V 的蓄电池 A 和 B 供电。从接口的角度看,两个系统都在工作。

极设备
每个直流极由安装在两个独立控制房的设备提供服务。 对于两个极共用的双极级主回路 设备,接口采用双重化,并放置在站控制室的 BFT 柜(双极区域终端)中。 1) 极控制和保护(PCP) 冗余的 PCP 系统设计成双重化系统,即一个系统在工作,则另一个系统处于热备用状 态。任何时候只有一个系统处于在工作状态,控制换流器和相关的设备。 每个 PCP 柜对 HVDC 单极和双极的有关设备而言, 都包含一个完整的控制和保护系统。 双极功能和极功能是分开的,关于保护配置更详细的描述见报告[8]。 对于开关控制(SWITCH CONTROL) ,此系统采用双重化的 CAN 总线通讯系统,完全 连接到双重化的分布式 I/O 系统。 对于测量(MEASUREMENTS) ,每个系统只使用一个 I/O 系统;PCP A 通过 TDM 总 线使用来自 A 系统分布式接口的测量量, PCP B 通过 TDM 总线使用来自 B 系统分布式接口 的测量量。 极控柜和阀控柜之间通过光缆交换信号。 极控制和保护(PCP)主计算机 1 包括如下功能: ? 极控功能:如换流器触发控制、功率控制、分接头控制、顺序控制和连锁等。 ? 与对站的通讯。 ? 直流保护系统,SET 1。 ? 极控和极控之间的通讯。 ? 内部监视功能。 ? SCADA 接口。 ? 与分布式 I/O 的通讯。

? 与阀控的通讯。 极控和保护主计算机 2 包含如下的功能: ? 直流系统保护,SET 2。 ? 内部监视功能。 ? SCADA 接口。 ? 与分布式 I/O 间的通讯。 下图给出了 PCP 柜的典型结构:FIG 15

以下框图给出了 PCP 柜的基本功能布局。 (请注意此图只是显示了两个系统其中一个) : FIG 16

2)

双极区域终端(BFT) BFT 柜包含分布式 I/O 系统,此 I/O 系统用于双极共同区(WN)的主回路设备。BFT 完全以双重化实现,即相互独立的 A、B 系统。BFT 柜放置在站控制楼的控制室内。此系统 (BFT)用于两个极的极控。为了确保安全运行,每个极使用的接口各不相同,这意味着双 极设备的接口实际上是四重化。 BFT 柜包含以下功能: ? 开关接口(极 I) ? 开关接口(极 II) ? 测量极口(极 I) ? 测量接口(极 II) 下图给出了 BFT 柜的原理结构:FIG 17

如下框图给出了 BFT 柜的基本功能布局。BFT B 柜与 A 柜相同,只是测量信号是送至 每个极的 PCP B 柜。FIG 18 极 I 接口架的供电电源由极 I 直流配电系统提供, 极 II 接口架的供电电源由极 II 直流配 电系统提供。双极相应的开关辅助电源由站直流供电系统提供。

3)

直流场终端(DFT) DFT 为换流器直流侧直流极的主回路(设备)提供分布式 I/O 系统,它也包含阀厅地刀 和钥匙连锁系统。DFT 完全以双重化实现,即 A 和 B 两系统相互独立。DFT 柜放置在控制 楼的极控室。此系统用于一个极的控制和保护系统。 DFT 柜包含如下功能: ? 测量功能。 ? 开关功能。 下图给出了 DFT 柜的结构:FIG 19

如下框图给出了 DFT 柜的基本功能布局。FIG

20

4)

阀控(VC) 阀控 VCA、VCB 和 VCC 也称为阀基电子设备(VBE) ,它可看作一个换流器触发控制 系统的快速远方 I/O。此设计包含每个阀对应的两个中心单元(A 和 B)和大量的光单元 (OPTO UNIT) ,两个中心单元对应的光单元是独立的。两个互为备用的换流器触发单元都 连续地向阀控两个中心单元板送控制脉冲。 中心单元用于产生阀的控制脉冲, 因此也采用双 重化。来自 A、B 两工作系统的触发脉冲最终由光单元上的 IR 二极管驱动器选择。对于这 种布置,并行冗余一直延续到阀可控硅的串行冗余起始点。这也就意味着正常的系统切换, 没有必要选择工作系统的控制脉冲。 可控硅监视系统包含在阀控中,因此也采用了双重化。当可控硅承受正向电压时,可控 硅监视系统利用从阀中每个可控硅送来的回报信号检测故障的可控硅。 每相有三个阀控柜, 这些阀控柜放置在阀厅的架空走道上。 选择此位置是为了缩短阀控 到可控硅阀之间的距离。 极控和阀控之间的信号是通过光纤进行交换。 下图给出了阀控柜的布局:FIG 21

5)

换流变区域终端(TFT) 龙泉换流站的换流变区域终端给 ETCS(电子变压器控制系统)提供接口,且能汇集换 流变的测量信号。 TFT 柜也可收集换流器母线电压的测量信号, 此信号用于换流器触发控制 系统。 TFT 完全以双重化实现,并且可给用于连接 ETCS 的 CAN 总线系统提供星状接点。测 量是通过从换流变到 TFT 的硬连线,测量信号以 TDM(时分多路复用)的格式从 TFT 传送 到极控。TFT 以一个户外小间的形式放置在换流变旁。 下图给出了 TFT 柜的典型结构:FIG 22

以下框图给出了 TFT 柜的基本功能布局。FIG

23

6)

电子换流变控制系统(ETCS) 龙泉换流变的 ETCS 用作换流变控制和保护系统的接口。ETCS 是换流变的一部分,它 的主要任务是收集来自保护装置的报警和跳闸信号,执行分接头控制指令,并通过 CAN 总 线将信号送至 PCP(极控和保护) 。ETCS 还包含换流变本身的控制功能,如冷却泵和风扇 控制。ETCS 完全以双重化实现。CAN 总线系统穿过 TFT 柜,在此汇集通讯线。每台换流 变配置有一个 ETCS 柜(其中包括 A、B 系统) ,因此,一个极共有 6 个 ETCS 柜。 (备用的 每台换流变也配有一个 ETCS 柜) 。 ETCS 包含以下主要功能: ? 主回路接口。 ? 绕组温度的局部过热计算。 ? HYDRAN 气体分析。 以下框图给出了控制系统中 ETCS 的基本功能布局。FIG 24

7)

换流变控制接口(TCI) 换流变控制接口 TCI 只用在政平站(略) 。FIG 25,FIG26 8) 电子电抗控制系统(ERCS) 龙泉换流变的 ERCS 用作直流平波电抗器控制和保护系统的接口。ERCS 是电抗器的一 部分,它的主要任务是收集来自保护装置的报警和跳闸信号,执行分接头控制指令,并通过 CAN 总线将信号送至 PCP(极控和保护) 。ETCS 还包含电抗器本身的控制功能,如冷却泵 和风扇控制。ERCS 完全以双重化实现。每台电抗器配置有一个 ERCS 柜(其中包括 A、B 系统) 。 (备用的每台电抗器也配有一个 ERCS 柜) 。 以下框图给出了控制系统中 ERCS 的基本功能布局。FIG 27

9)

电抗器控制接口(SRCI) 电抗器控制接口 SRCI 只用在政平站(略) 。FIG 28 10) 冷却控制和保护(CCP) CCP 是一个分布式控制系统,用于可控硅阀的水冷系统。CCP 系统包含可控硅阀水冷 安全运行的控制功能和保护,以及到极控柜和 SCADA 系统的接口。在 CCP 柜中还有传感 器、电机和阀等设备的控制接口。 CPP 完全以相互独立的 A、B 两系统双重化实现。CCP 柜放置在控制楼每个极的阀水 冷房里。每个 CCP 柜装备有一个连接于站 LAN 网的 OWS(运行人员工作站) ,这样可在阀 水冷房就地控制和监视阀水冷系统。 下图给出了 CCP 柜的结构。FIG 29

以下框图给出了 CCP 柜的基本功能布局。FIG 30

11) 辅助系统接口(ASI) ASI 处理站用电和民用系统报警。 每个极有一个 ASI 系统, 并处理由极专用设备产生的 报警。ASI 柜放置在各个极的蓄电池配电房。ASI 还包含每极站用电 400V 进线的自动倒换 功能。 下图给出了 ASI 柜的结构。FIG 31

直流保护
一、龙泉站直流保护的基本组成 PCP:PCP 拥有配置及功能完全相同的 A、B 两个系统 ,每个系统又配有两个主机 MC1、MC2。 MC1 主要实现:控制、保护及接口监视的功能。 控制主要有如下功能:无功及功率控制,换流器的点火控制,功率调节,运行方式的顺序控 制,直流线路的开线试验功能,联锁与顺序控制以及分接头的控制。

保护主要有如下功能: 双极保护:双极中性母线差动保护,中性母线接地开关保护,大地返回转换开关保护,金属 回线转换开关保护,金属回线纵差保护,接地线过载保护。 换流器保护:直流过流保护,高角度监视保护,阀换相失败保护,阀短路保护,阀丢失脉冲 保护以及电压应力保护。 极保护:极线开路保护,极母线差动保护,直流线路纵差保护,交、直流线路短接保护,直 流线路再启动保护,直流线路行波保护,中性母线开关,直流滤波器谐波保护以及直流滤波 器电容不平衡保护。 换流变保护:换流变交流母线差动保护,换流变差动保护,换流变 Y/Y、Y/D 绕组差动保护 以及换流变过流、过负荷保护。 MC2 主要实现保护及接口监视的功能。 保护主要有以下功能: 双极保护:站内接地过流保护,后备中性母线接地开关保护,后备大地返回转换开关保护, 后备金属回线转换开关保护,金属回线横差保护以及极线不平衡保护。 换流器保护:直流过压保护,后备直流过流保护,阀短路及换相失败保护。 极保护:极线开路保护,直流谐波保护,中性母线差动保护以及直流低电压保护。 换流变保护:过流,交流母线过压保护,零序过流保护,过激磁保护及饱和保护。 正常运行时 A、B 两个系统一个在“active”状态,而另一个在“standby”状态。控制指令 由“active”系统发出,对于保护:严重故障引发的保护不经系统切换直接由“active”系 统出口,其它故障需经系统切换,若切换成功,由“standby”切换至“active”的系统也 检测到故障时由其动作出口;切换不成功,由“active”系统直接动作出口。 二、直流保护的基本动作后果 1、闭锁的概念:闭锁是指取消可控硅的控制脉冲。一旦闭锁,阀在电流过零时停止导通。 旁通对的概念: 在闭锁时,有些情况下需要为直流侧电流提供一个电流通道。如果这样的话,同时触发 旁通对(接在六脉动组交流同一相上的两个按相反方向连接的阀)。 这就提供了一个换流器的 跨接旁路,当检测到永久接地故障时往往投入旁通对。 保护的闭锁作用可被分成 X,Y 或 Z 类闭锁。 整流器 X 闭锁总是意味着不需要投旁通对闭 锁,但在逆变站,当交流断路器跳闸或延时 70ms,则投旁通对闭锁。而 Z 闭锁则意味着总 是投旁通对闭锁。Y 闭锁是条件闭锁,在整流站直流电流小于 0.1p.u.加严格与直流电压相 关的值才闭锁,如果延时 20 ms,直流电流不小于 0.1p.u.,则投旁通对,而在逆变站投旁通 对。如果投入旁通对 5s 之内,没有发出闭锁命令,将补发闭锁命令。所有换流器闭锁命令 是冗余的,并有冗余的信号通道到换流器闭锁顺序。 X 类闭锁 X 类闭锁主要用于换流阀故障,通常在阀臂短路的情况下由保护启动。当触发回路故障 导致旁通对不能正确选择动作时,X 闭锁也动作。 在整流器运行, 一个阀短路初期会造成与它组合在同一个 3 脉动阀组中的正常阀流过增 大的短路电流。为使过流限制在一个脉冲内,故障检测必需快速,并且换流器不必投旁通对 闭锁。 在逆变侧, 一个阀的短路电流不会造成较大的初始电流, 因此没有必要立即闭锁换流器。 但为了限制短路电流的幅值,需要换流器移相,即保持最小换相裕度角直至换流器闭锁。 完整的 X 闭锁故障清除过程可总结如下: 整流侧: 换流器立即移相。

随后不投旁通对闭锁阀换流器。 跳换流器馈线的交流断路器。 逆变侧: 换流器立即移相。 跳开交流断路器。 在交流断路器跳闸时,投旁通对闭锁换流器。 启动 X 闭锁的保护功能有: 阀短路保护、换相失败保护、阀触发异常保护、直流过压保护(阀电压反向) 、开路试 验保护、 Y 类闭锁 Y 闭锁常用于不会导致设备过应力的直流侧故障、交流故障和手动极闭锁。 - 换流器立即移相。 - 在逆变侧,直接投旁通对闭锁换流器,类似 Z 闭锁。在整流侧,闭锁被延迟,以等待直 流电流熄灭。整流侧,如果直流电流降至一个与直流电压相关的值以下时,不投旁通对直接 闭锁;否则,延时 20ms 投旁通对闭锁;旁通对投入是否会造成电流上冲,需要调试验证。 启动 Y 闭锁的保护功能有: 电压应力保护、 高点火角监视、 直流过压保护(阀电压正向) 、换流器差动保护 (慢速) ; 直流滤波器 C1 电容不平衡保护(Ⅰ、Ⅱ、 Ⅲ段) 、直流滤波器差动保护、 直流谐波保护、 中性线差动保护、功率反向保护; 双极中性线差动保护、金属回线纵差保护、NBGS 保护、NBGS 后备保护、站接地过流保 护、金属回线横差动保护(仅政平侧) 、金属回线接地电流保护(仅政平侧) ; 换流器交流引线差动保护、换流变直流饱和保护、交流过电压保护、最后断路器保护、 Z 类闭锁 Z 闭锁通常用于直流侧接地故障或过电流。 Z 闭锁是指换流器立即移相,并且投旁通对闭锁。闭锁命令在投入旁通对 5S 后发出, 这个时间太长,如果在此时间内,交流侧开关不能断开,交流 50Hz 分量将进入直流。另外, 整流器投入旁通对是否会造成电流上冲,需要调试验证。 启动 Z 闭锁的保护功能有: 直流过流保护、换流器差动保护(快速) 、极母线差动保护、极差动保护、接地极断线 保护、交直流碰线保护、直流欠压保护; 换流变大差保护、换流变小差保护、换流变绕组差动保护、换流变零差保护、换流变中性点 偏移保护、换流变中性点零序电流保护、换流器交流引线和换流变过流保护、换流变过激磁 保护、换流变过流保护、设备介绍 2、直流保护动作后的故障清除行为 清除直流故障及跳开直流场开关的动作行为如下: 1) 切换至冗余控制保护系统。切换后原来的“STANDBY”系统转为“ACTIVE”系统;而原 来的“ACTIVE”系统则转为“SERVICE”状态,如果正常则延时转为“STANDBY”状态。 阀短路保护及直流线路保护动作后:第一次系统不进行切换,发出“ORDER DOWN” 指令紧急移相降功率,动作时间较短。第二次发出“ORDER DOWN”指令前要进行 系统切换,保护动作较慢。 2) 延时闭锁换流器 3) 对换流器发出“ORDER DOWN”指令降功率,对故障点进行熄弧将故障切除。 4) 断开该系统的交流断路器,ABB 的交流断路器动作时间在 50MS 左右。 5) 启动断路器失灵保护,失灵保护的的保护范围:从换流变到交流断路器。阀内部短路及

直流线路保护动作后不启动断路器失灵保护。 6) 对交流断路器设置“LOCKOUT”继电器。保护动作后跳开的交流断路器在 INTUCH 界面上显示一个暗影的 X 符号,必须进行手动 RESET 才能解除,否则跳开的断路器将 被闭锁。 7) 阀过流时 RUNBACK 功率下降额定值(IN=3000A)的 5%。 8) 极隔离。状态:交流断路器断开、直流线路及中性母线开关断开。 9) 双极平衡。双极大地回线方式运行中性线附近发生接地故障时,首先要平衡双极电流。 单极运行时中性线发生接地故障及直流线路发生故障时都将发出 ORDER DOWN 指令 进行熄弧以便切除故障。 10) 重合 MRTB 等直流场的转换开关。进行大地回线向金属回线方式转换时,直流开关断 开后仍能检测到电流时说明不能正常灭弧,此时发出指令将该开关重新合上。 合上中性母线接地刀闸。系统检测到直流中性点开路电压升高时,投入临时接地刀闸。 如果在投入地刀时有过流现象则立即断开(双极运行保护) ,电流满足要求时进行双极 平衡。 三、保护功能介绍 1、换流器保护

1.1 阀短路保护 1.1.1 保护目的 保护可控硅阀免受换流变直流侧短路造成的过应力。 1.1.2 保护工作原理 保护功能使用换流变阀侧电流 IVY 和 IVD,直流极母线和中性母线电流以及直流滤波器

低压端等电流。正常运行时,这些电流是平衡的。 换流变电流幅值大于直流电流是阀短路以及相间短路的判据。当交流侧电流超过限制 后,换流器立即跳闸。 1.1.3 故障对策和保护配合 发生阀短路时,故障阀和正在换相的正常阀流过高幅值的电流。如果同一个三脉动阀组 内第三个阀被触发,这种大电流也将流过这个阀。为避免这种情况,在第三个阀触发前,应 快速地检测故障并且命令不投旁通对,立即闭锁换流器。 1.1.4 保护动作定值 测量换流变二次侧套管的交流电流,这些电流经三相整流变成直流量电流 IVY 和 IVD。 正常运行时交、直流电流平衡。 MAX_IVYD=MAX[MAX_IVY、MAX_IVD] ID_MAX=MAX[(IDL+IT4_Z11+IT4_Z12)、IDNC、(IDNE+IT4_Z11+IT4_Z12+IANC+ICN)] 短路电流的判据是 MAX_IVYD 大于 ID_MAX,如下式: (MAX_IVYD–ID_MAX)>(0.5*ID_NOM +0.2*ID_MAX ),延时 0.5ms 保护发出跳闸指令。 这里,MAX_IVYD 为阀交流侧电流最大值;ID_MAX 代表极母线和中性母线直流电流的最 大值。 1.1.5 保护动作后果: - 换流器 X 闭锁 - 交流断路器跳闸 - 极隔离指令 - 启动断路器失灵保护 - 闭锁交流断路器 1.1.6 保护的冗余和后备 由另一组中的阀短路保护作为冗余和后备。 1.1.7 通信中断后果 不影响保护使用。 1.1.8 仿真实验研究结果 从该保护的判椐可以看出:它使用了许多运行参数,即该阀交流侧电流的最大值(两 个桥各两个测量通道的)和三个直流电流最大值,不但保证了保护目的的实现;而且,较好 地避免了单个测量通道故障, 所引起的保护误动。 对于换流器和交流侧单相接地等接地故障, 将不属于该保护的范围。 仿真试验在整流器换流变压器星侧和角侧三相交流的任何交流两相短路,或十二脉动 换流器任意桥臂短路时,本保护首先动作。 在逆变器换流变压器星侧和角侧三相交流的任何交流两相短路,或十二脉动换流器任 意桥臂短路,由于故障机理,故障长于 50ms 本保护才动作;因此可能出现换相失败或谐波 保护先动作。 葛南直流相应的保护的判据为: iac_y-id_yc iac_d-id_dc 分别进行两个六脉动桥的保 护及显示,包括阀短路、相间短路和对地短路等。 天广直流相应的保护的判据为:IACY -Min(IdH ;IdN) > ?和:IAC?-Min(IDh;IdN) >?,分别 进行两个六脉动换流器的保护及显示,包括阀短路、相间短路和对地短路等。 此保护存在的问题: 由于是主保护延时很短,而且保护动作执行不投旁通对立即移相闭锁的 X 闭锁,不执 行冗余通道切换;所以,当支持该保护的硬件故障或软件混乱,都可能造成保护误动;而另 一组中同样的保护功能,仅能防止拒动。

该保护延时资料为 1ms,软件实为 0.5ms。 调试采用 IDNC 测量故障,检验其对控制保护功能的影响。由于调试直流运行在最小功 率(0.1p.u.) ,远小于本保护动作定值(>0.5p.u.) ,因此不能检验该保护。 1.2 换相失败保护 1.2.1 保护目的 减少因交流电网扰动造成的换相失败次数。 检测因交流电网扰动和其它异常换相条件造成的 12 脉动换流器的换相失败。 1.2.2 保护工作原理 此保护功能采用交流电压的零序分量和α /β 分量。在交流电压异常时,此功能迅速发 出增加换相裕度的命令以避免换相失败。 保护测量换流变阀侧电流 IVY 和 IVD,直流极母线和中性母线直流线路侧电流以及直流 滤波器电流。 六脉动桥内换相失败的特征是交流相电流大幅度降低,同时直流侧电流增加。换相失败 并不是故障的原因, 检测到这种情况是其他故障的反映, 例如控制脉冲传输故障或交流电网 故障。 两个六脉动桥之一的永久故障,多数像阀误触发(如没有控制脉冲或向一个阀连续发脉 冲)的结果。而在交流电网扰动时,两个桥都发生间断故障。这些事实可用来区分控制脉冲 传输故障和交流系统故障。 发生一次换相失败, 保护将立即要求故障换流器增加换相裕度, 以改善换流器恢复特性。 当一个六脉动桥内发生连续换相失败时,保护在预定的延时后换流器退出。当两个六脉 动桥都发生连续换相失败时,保护将在另一预定延时,换流器退出。 1.2.3 故障对策和保护配合 两个六脉动桥内检测换相失败的部分应考虑来自交流侧的扰动, 必须与交流故障的最长 清除时间相配合。 1.2.4 保护动作定值 ID_MAX=MAX[(IDL+IT4_Z11+IT4_Z12)、(IDNE+IT4_Z11+IT4_Z12+IANC+ICN)]; IVY_DIFF= ID_MAX-IVY; IVD_DIFF= ID_MAX-IVD; 判断换相失败的判据是在换流器解锁的条件下, IV 的值在低于直流电流, 满足以下表达 式: ID_MAX-IVY > (0.1333p.u.+0.1*ID_MAX),并且 IVY < 0.65*ID_MAX,延迟 3ms 产生一 个 100ms 脉宽的脉冲表示 Y 接线六脉动换流器发生一次换相失败。 ID_MAX-IVD > (0.1333p.u.+0.1*ID_MAX),并且 IVD < 0.65*ID_MAX,延迟 3ms 产生一 个 100ms 脉宽的脉冲表示 D 接线六脉动换流器发生一次换相失败。 如果两个六脉动换流器不同时发生的换相失败, 则作为一个六脉动换流器发生的换相失 败,在交流电压不小于 0.7p.u.时,延迟 25ms 进行换相失败记数。 任何一个六脉动换流器发生的换相失败, 将立即作为十二脉动换流器发生的换相失败记 数。 换相失败保护动作如下: 检测到十二脉动换流器发生 1 次换相失败,报警; 在 10 秒时间内,检测到十二脉动换流器发生发生 2 次换相失败,切换到冗余控 制系统; 在 10 秒时间内检测到十二脉动换流器发生 5 次换相失败后,启动 Y 类闭锁换流 器;

在 8 秒时间内,检测到 3 次六脉动换流器换相失败,启动 X 类闭锁换流器; 这些整定值在调试时最终确定。 1.2.5 保护动作后果: 增加逆变器触发角。 对于所有换相失败故障: 立即对故障换流器提前触发,以改善恢复性能; 通过通讯闭锁整流侧直流线路保护,以避免线路保护误动作; 启动暂态故障录波; 在一定时间内检测到两次换相失败时: - 切换到冗余极控系统。 在一定时间内检测到三次换相失败时(控制脉冲传输故障): - 换流器 X 闭锁(由于换相失败可能是阀短路造成的,故不投旁通对。因旁通相邻 相将产生短路电流); - 跳开交流断路器; - 启动断路器失灵保护; - 闭锁交流断路器。 在一定时间内,两个六脉动换流器共检测到五次换相失败时(交流电网扰动): - 换流器 Y 闭锁; - 跳开交流断路器; - 极隔离指令; - 启动断路器失灵保护; - 闭锁交流断路器。 1.2.6 保护冗余和后备 另一套的换相失败保护。 1.2.7 通信中断后果 不影响这个保护功能。但可能与对站的直流线路保护配合不当。 1.2.8 仿真实验研究结果 从该保护的判椐可以看出:它使用了许多测量的运行参数,以保证保护的目的实现。 从该保护的一些判据和延时条件可见,保护所判定的一次换相失败有 3ms 延时,并以 100ms 区分的换相失败恢复过程。一般记录 3 次换相失败,相当延时 300ms 闭锁直流;交流系统故 障(交流电压小于 0.7p.u.) ,相当于至少延时 500ms 闭锁。 仿真试验用丢失脉冲模拟逆变器换流换相失败(无丢失脉冲保护) ,一个桥臂连续丢失 25 个脉冲,本保护不动作。如果将 3 ms 延时改为 1ms,该保护将受起停等扰动影响,动作 敏感(甚至无法正常启动运行) 。 在进行逆变侧交流系统故障时同样存在延时问题。 葛南直流相应的保护的判据为:id_yc-iac_y 和 id_dc-iac_d,& UAC<?延时 600ms,否 则延时 200ms;分别进行两个六脉动桥的保护及显示。 天广直流相应的保护的判据为:Max(IACY; IAC?)- IACY >?和:Max(IACY; IAC?)- IAC?>?, & UAC<?延时 1S,否则延时 200ms;分别进行两个六脉动换流器的保护及显示,包括阀短路、相 间短路和对地短路等。 存在的问题是: 由于仿真采用的保护程序执行时间与三常工程不同,不同延时对该保护动作的影响, 需要调试证实。 由于此保护以 100ms 区分的换相失败次数,在此期间逆变器可能发生连续换相失败或

某个桥臂发生连续丢失脉冲,因此需要换算成相应的时间(n*100ms) 。 调试将进行该保护的检验, 但是需要闭锁脉冲不正常保护。 调试使用丢失一个桥臂连续 5 个脉冲,仅能发出报警,10 个脉冲才能发生控制通道切换,15 个脉冲才能闭锁,不能全 面检验该保护功能。调试采用 IDNC 测量故障,不能检验对本保护功能。 1.3 电压应力保护 1.3.1 保护目的 通过联锁换流变分接头避免交流电压对所有换流设备产生过高的电气应力。 避免阀避雷器过应力以及换流变过励磁。 1.3.2 保护工作原理 保护采用交流换流母线电压、 分接头位置和频率计算理想空载直流电压 Udi0。 当电压值 超过预设的整定值时,保护将动作。 计算 Udi0 加进的频率是为了在低频时补偿 Udi0,防止过励磁。 1.3.3 故障对策和保护配合 保护整定的选择要防止交流电压长时间增大时保护误动作。 1.3.4 保护动作定值 保护整定如下: 禁止分接头上升, 龙泉 Udi0>Udi0G=1.0147 p.u.和 Udi0>1.07p.u.,延迟 2 s; 政平 Udi0>Udi0G=1.0131 p.u.和 Udi0>1.07p.u.,延迟 2 s; 降低分接头, Udi0〉1.03p.u. 切换到冗余控制系统,Udi0〉1.07p.u.,延迟 155s; 跳闸指令, Udi0〉1.07p.u.,延迟 185 s; 最小暂态频率, 49 Hz,10 分钟。 1.3.5 保护动作后果: 对于过高的 Udi0: - 立即闭锁进一步增大 Udi0 的分接头,并命令分接头降低电压。 - 切换到冗余的极控系统。 对于更高的 Udi0: - 换流器 Y 闭锁, - 交流断路器跳闸, - 闭锁交流断路器。 1.3.6 保护的冗余和后备 交流过电压保护; 换流变瓦斯继电器。 通常的 Udi0 限制通过无功控制和分接头控制(RPC&TCC)实现。 电压应力保护作为无功控 制失灵的后备。当无功控制良好时,这个保护不应动作。 1.3.7 通信中断后果 不影响保护功能。 1.3.8 仿真实验研究结果 该保护的延时比葛南直流的慢速交流过压保护长几个数量级,说明它是主要作为控制 及测量系统故障的后备保护;主要作为分接头调节的后备。 其限制分接头减小和命令分接头增加的功能与天广直流类似。 模拟实验,交流母线电压高到超过最大允许值,变压器分接头已调到最高位置,此保 护动作。 存在的问题是:没有发现。

调试可能会出现分接头不能减小或自动增加现象,但不应出现换流器闭锁。 1.4 直流过电压保护 1.4.1 保护目的 保护所有由于分接头不正常运行或不正常的像逆变器闭锁而导致整流器开路运行, 所承 受直流电压的设备。 1.4.2 保护工作原理 保护通过测量直流电压和结合直流电流、触发角来防止直流线路过电压。 1.4.3 故障对策和保护配合 保护与下列功能配合: - 极控设备中的过压限制器。 - 直流线路保护。 - 低压限流。 1.4.4 保护动作定值 功率方向决定直流电压的符号,因此根据实际的功率方向和不同的站极,过电压情况有 不同的符号。 过电压保护水平如下: - 阀负压 UDL>1.1p.u.或阀正压 UDL<-1.1p.u.,且 IDNE<0.025 p.u.,延时 10 ms; 或阀正压 UDL>1.1p.u.或阀负压 UDL<-1.1p.u.,且 IDNE<0.025 p.u.,延时 15 ms; 或|UDL|>1.1p.u.,延时 100 ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL>1.1p.u.,延时 30s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL<-1.1p.u.,延时 30s; 或 MAX[|UDL|、|UDL–UDN|]> 1.08 p.u.,延时 30s; 则切换到冗余控制系统(整流站/逆变站)。 IDNE〈0.025 p.u.,且阀正压 UDL> 1.1p.u.,延时 30 ms; 或 IDNE〈0.025 p.u.,且阀负压 UDL<-1.1p.u.,延时 30 ms; 或阀正压 UDL> 1.1p.u.,延时 250ms; 或阀负压 UDL<-1.1p.u.,延时 250ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL>1.1p.u.,延时 61s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL<-1.1p.u.,延时 61s; 换流器 Z 闭锁。 IDNE〈0.025 p.u.,且阀正压 UDL<- 1.1p.u.,延时 20 ms; 或 IDNE〈0.025 p.u.,且阀负压 UDL>1.1p.u.,延时 20 ms; 或阀正压 UDL<-1.1p.u.,延时 200ms; 或阀负压 UDL> 1.1p.u.,延时 200ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL>1.1p.u.,延时 60s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.1p.u.,或 UDL<-1.1p.u.,延时 60s; 换流器 X 闭锁。 在开线测试期间过电压保护水平如下: - 阀负压 UDL>1.2p.u.或阀正压 UDL<-1.2p.u.,且 IDNE<0.025 p.u.,延时 10 ms; 或阀正压 UDL>1.2p.u.或阀负压 UDL<-1.2p.u.,且 IDNE<0.025 p.u.,延时 15 ms; 或|UDL|>1.2p.u.,延时 100 ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL>1.2p.u.,延时 30s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL<-1.2p.u.,延时 30s; 或 MAX[|UDL|、|UDL–UDN|]> 1.18 p.u.,延时 30s;

则切换到冗余控制系统(整流站/逆变站)。 IDNE〈0.025 p.u.,且阀正压 UDL> 1.2p.u.,延时 30 ms; 或 IDNE〈0.025 p.u.,且阀负压 UDL<-1.2p.u.,延时 30 ms; 或阀正压 UDL> 1.2p.u.,延时 250ms; 或阀负压 UDL<-1.2p.u.,延时 250ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL>1.2p.u.,延时 61s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL<-1.2p.u.,延时 61s; 换流器 Z 闭锁。 IDNE〈0.025 p.u.,且阀正压 UDL<- 1.2p.u.,延时 20 ms; 或 IDNE〈0.025 p.u.,且阀负压 UDL>1.2p.u.,延时 20 ms; 或阀正压 UDL<-1.2p.u.,延时 200ms; 或阀负压 UDL> 1.2p.u.,延时 200ms; 或阀正压 UDL>0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL>1.2p.u.,延时 60s; 或阀负压 UDL<-0.75p.u.且|UDL–UDN|>1.2p.u.,或 UDL<-1.2p.u.,延时 60s; 换流器 X 闭锁。 1.4.5 保护动作后果: - 如果总的直流电压 Udl 或(Udl-Udn)超过整定值,保护发出指令切换到冗余控制 系统。 - 如果总的直流电压 Udl 或(Udl-Udn)超过整定值, 并且 Udl 超过另外一个整定值, 保护发出指令切换到冗余控制系统,然后在一定延时后,发出 Z 闭锁指令(电压 反向时,发 X 闭锁指令)。 - 如果直流电压 Udl 超过整定值,而且直流电流 IDNE 在最小电流之下,保护发出 Z 闭锁指令(在电压反向时,发出 X 闭锁指令)。 1.4.6 保护的冗余和后备 另一站的直流过压保护。 1.4.7 通信中断后果 不影响保护功能。 1.4.8 仿真实验研究结果 该保护的功能与葛南直流的断线保护类似,可以起到两站间通讯故障,逆变器因故障 闭锁后,整流侧闭锁的保护功能。 模拟实验没有用开路验证此保护。使用通讯故障时,逆变侧闭锁,检验整流侧该保护 正确动作。 存在的问题是: 通过分析该保护的软件,其功能判据过于复杂,有些重复可以简化。 1.5 阀触发异常保护 1.5.1 保护目的 检测发出控制脉冲后,换流阀是否导通; 检测意外的阀触发; 防止被选为旁通对的阀不能导通; 检测旁通对阀的意外导通。 1.5.2 保护工作原理 换流器触发控制系统的控制脉冲发生器根据要求的导通间隔,向每个阀发送控制脉冲 (CP)。比较控制脉冲与触发的信息,检测阀的故障。这样,阀在控制脉冲间隔之外触发或在

间隔之内不能触发都能检测到。 1.5.3 故障对策处理和保护配合 此保护要与下列项目配合: 换相失败保护。 直流谐波保护。 1.5.4 保护动作定值 保护整定如下: 延时切换到冗余控制系统 80 ms 延时跳闸 100 ms 1.5.5 保护动作后果: - 切换到冗余控制系统。 - 换流器 X 闭锁。 - 交流断路器跳闸。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 1.5.6 保护的冗余和后备 换相失败保护。 直流谐波保护。 1.5.7 通信中断后果 不影响保护功能。 1.5.8 仿真实验研究结果 检测规定范围内的不触发或范围外的误触发功能,仿真设备目前不便设置。 分析该保护功能,如果检测的功能是正确的,控制通道切换和跳闸也应正确。调试使 用丢失触发脉冲的试验,不论整流站和逆变站都应此保护首先动作。 存在的问题是:还没有发现。 1.6 可控硅监测 1.6.1 保护目的 当一个阀的可控硅故障数目达到预先整定的量时,给出报警。当换流器充电、且任何一 个阀内可控硅故障的数目超过整定值时,跳开交流断路器使换流变失电。 1.6.2 保护工作原理 每个阀的阀控单元可以检测每个可控硅在一定时间内是否获得电压。 当可控硅获得电压 时,将通过光纤将一个指示脉冲(IP)传到阀控。故障可控硅不能获得电压,这种情况可以被 检测到。 1.6.3 故障对策处理和保护配合 换流变充电与换流器解锁之间的时间间隔必需超过 5 秒, 以使可控硅检测有时间检查所 有可控硅元件状态。 1.6.4 保护动作定值 通过检测可控硅不能建立电压来判断可控硅损坏。保护整定如下: 报警 1 个阀内有 3 个可控硅损坏 切换到冗余控制系统(闭锁换流器充电) 1 个阀内有 4 个可控硅损坏 跳闸 1 个阀内有 6 个可控硅损坏 1.6.5 保护动作后果: - 报警。

- 切换到冗余控制系统,并且闭锁换流器解锁指令。 - 跳闸。 1.6.6 保护的冗余和后备 可控硅阀监测系统是一个自检系统。内部故障可以指示出来,因此不要求有后备监测系 统。而完全的阀短路会由阀短路保护检测到。 1.6.7 通信中断后果 无影响。 1.6.8 仿真实验研究结果 仿真设备不能设置这个保护。 1.7 直流过电流保护 1.7.1 保护目的 检查并限制可能对换流设备、尤其是可控硅阀造成过应力的高温。 1.7.2 保护工作原理 保护的作用是当可控硅的计算温度过高时,限制电流。可控硅结温根据测量的直流电流 和阀冷却水的温度计算。 –t/τ 2 –t/τ 3 Tj = Tmean+Ptmax·( Rthja1+Rthja2(1–e )+Rthja3(1-e )) Tmean=(Tout+Tin)/2 在此, Tout 可控硅阀出水的温度 Tin 可控硅阀进水的温度 Rthja1 ,Rthja2 ,Rthja3 热阻 τ 2 , τ 3 时间常数 当计算温度超过参考温度时,将发出功率回降指令减小 5%的电流直到温度在参照值以 下。 比较保护中包括的电流指令与测量的直流电流。 1.7.3 故障对策处理和保护配合 此保护要与阀冷却性能和后备直流过流保护相配合。 1.7.4 保护动作定值 基于测量电流和冷却水温度计算可控硅结温。其整定值如下: 禁止电流增大 90℃ 功率回降 92℃ 延时功率回降 50 ms 回降电流步长 5 % 1.7.5 保护动作后果: 功率回降。 1.7.6 保护的冗余和后备 后备直流过流保护。 对站的过流保护。 交流过流保护。 换流变过热保护。 1.7.7 通信中断后果 无影响。 1.7.8 仿真实验研究结果 此保护是根据换流阀冷却水温度, 减少输送负荷的控制功能, 仿真装置没有该保护条件。

1.8 后备直流过流保护 1.8.1 保护目的 检测可能造成换流设备尤其是可控硅阀过应力的过电流。 1.8.2 保护工作原理 此保护测量中性线直流电流的最大值、IVY 和 IVD。 保护的一部分是瞬时动作的,由较大的直流过电流启动。其余部分是可控硅阀的一种过 热保护。 阀的损耗功率可通过表达式 Pthy = k2 * Id + k1 * (Id)2 计算,并输入到表示可控 硅阀冷却特性的传递函数中。 通过这种方式可取得可控硅的温升。 这个值累加到冷却水的温 度上。当温度值超过预定值时,发出跳闸指令。 1.8.3 故障对策处理和保护配合 较高的过电流应快速检测,因而与其它保护之间的配合并不是特别重要。 逆变侧发生换相失败时此保护不能动作。 1.8.4 保护动作定值 此保护包括可控硅阀的过流和过热两部分。可控硅结温基于测量的电流和冷却水温计 算。 过流保护部分整定如下: - 慢速过流部分 Imax > 4161 A 延时切换到冗余控制系统 120 分钟 延时跳闸 125 分钟 Imax > 4524 A 延时切换到冗余控制系统 10 秒 延时跳闸 11 秒 Imax > 4863 A 延时切换到冗余控制系统 5 秒 延时跳闸 6 秒 - 快速过流部分 Imax > 7500 A 暂态维持时间 15 ms 延时切换到冗余控制系统 40 ms 延时跳闸 60 ms Imax > 10500 A 延时切换到冗余控制系统 40 ms 延时跳闸 60 ms 过热保护部分整定如下: - 可控硅结温 切换到冗余控制系统 93.5 ℃ 切换延时 100 ms 跳闸 97 ℃ 跳闸延时 250 ms 1.8.5 保护动作后果: 慢速的过电流部分: - 切换到冗余控制系统,然后等待一定的延时

- 换流器 Z 闭锁指令 - 交流断路器跳闸 - 极隔离指令 - 启动断路器失灵保护 - 闭锁交流断路器 快速过电流部分: - 切换到冗余控制系统,然后等待一定的延时。 - 换流器 Z 闭锁指令 - 交流断路器跳闸 - 极隔离指令 - 启动断路器失灵保护 - 闭锁交流断路器 热保护部分: - 切换到冗余控制系统,然后等待一定的延时。 - 换流器 Z 闭锁指令 - 交流断路器跳闸 - 极隔离指令 - 启动断路器失灵保护 - 闭锁交流断路器 1.8.6 保护的冗余和后备 对站的过流保护。 交流过流保护。 1.8.7 通信中断后果 不影响。 1.8.8 仿真实验研究结果 从此保护 20ms 的延时可以看出,它实际是作为换流器和直流场故障保护的后备。 葛南线相应的保护定值为 4.2p.u.,延时 1.68ms,仅作为换流器的后备保护。 仿真装置模拟其过电流保护功能部分。仿真试验证明:该保护的快速功能,动作定值 较低;如果直流额定功率运行,发生整流站直流线路出口线路短路故障时,如果直流线路保 护不能快速动作,它也将起到后备作用。为了避免该保护在直流线路故障时动作,应提高该 保护的定值,大于 4 p.u.。 存在的问题是:保护应注意与直流线路保护配合。 1.9 大角度监测 1.9.1 保护目的 检查和限制主回路设备在大触发角运行时所受的应力。 1.9.2 保护工作原理 用大角度监测功能,计算因特殊要求增加触发角和熄弧角时,造成增加的主回路设备承 受应力。 大角度监测计算 HVDC 系统的限制值。它包括阀阻尼电路、跨接在可控硅阀两端的避雷 器和阀内的电抗器的理论模型。 Udi0、Id 和 α /β 的最大允许值主要由阻尼电路、跨接在可控硅阀两端的避雷器和阀 的电抗器限制。 对于阻尼电路最重要的一点是电阻和电容允许的最大功率损耗。

对于避雷器,换相过冲电压的计算利用了固定百分数的换相跃变模型。换相过冲电压与 避雷器的最大允许峰值电压不断比较。 当大角度运行时,如果超过可控硅的限制值,同时具有较高的 Udi0,大角度监测将在一 定延时后,向分接头调节给出降低 Udi0 的指令,并给出告警信号。分接头将根据指令逐步 动作,直到应力在限制之内。降压指令将旁路分接头的手动操作方式。 如果 Udi0 降低不够,或分接头被闭锁,而且可控硅的限制仍被超过,将给出告警信息。 若可控硅阀上的应力进一步增加,大角度监测在一定延时后跳开输电系统。 1.9.3 故障对策处理和保护配合 见“保护工作原理” 。 1.9.4 保护动作定值 大角度监测(HAS)计算阀内 3 个主要部分的应力: - 阀阻尼回路 决定性的参数是电阻最大允许消耗功率。 - 跨接在阀上的避雷器 包括换相峰值电压的阀电压计算,采用定换相阶跃百分比模型。其值与 跨接避雷器最大允许连续峰值电压比较。 - 阀电抗器 电抗线圈的温度计算基于冷却水温度加电抗器温度变量。 大角度监测提供的 4 段保护值和动作见下表: 动作 抑制分接头上 升/延迟时间 强迫分接头降 1) 低 /延迟时间 切换到冗余控制 系统/延时 跳闸值/ 延时 阻尼回路损失 2464 W /10 S 2520 W /10 S
2)

换相过火电压 龙泉
2)

政平
2)

电抗器温度 96℃ 65 min 99℃ 65 min 100℃ 73 min 101℃ 81 min

2)

2)

2)

2)

2)

2)

2)

1) 如果 Udi0 的降低不够,或者分接头闭锁且可控硅限制依然超过,将发出报 警信号。 2) 以后定义。 1.9.5 保护动作后果: 见“保护工作原理” 。 1.9.6 保护的冗余和后备 电压应力保护。 直流过压保护。 直流线路保护。 1.9.7 通信中断后果 不影响使用。 1.9.8 仿真实验研究结果 仿真试验没有检验此保护功能。 1.10 换流器差动保护 1.10.1 保护目的

检测保护范围内的接地故障并将故障极退出运行。 1.10.2 保护工作原理 极直流电流由安装在低压母线上的直流电流互感器 (DCCT)和安装在阀厅内高压母线上 的直流光电互感器(DCOCT)测量。两者的测量值之差作为判断保护范围内发生接地故障的标 准。跨接在六脉动桥上的避雷器只承受过电压的冲击,这造成电流短时升高,不能引起保护 动作。阀直流差动保护由一个快速不灵敏部分和一个慢速灵敏部分组成。 1.10.3 故障对策处理和保护配合 需要与短路保护和后备过流保护配合。 1.10.4 保护动作定值 保护有两段,慢速灵敏段和快速不灵敏段。保护整定如下: - 慢速部分 |IDP-IDNC|>0.03p.u. 延时报警 4.0s 延时切换到冗余控制系统 4.1s |IDP-IDNC|>(0.05 p.u.+ 0.2*IDNC) 展宽 5 ms 延时切换到冗余控制系统 150 ms 延时跳闸 200 ms - 快速部分 |IDP-IDNC|>(0.4 p.u.+ 0.2*IDNC) 延时切换到冗余控制系统 2 ms 延时跳闸 10 ms 直流电流互感器( DCCT )和光电流互感器( OCT )最大电流测量误差 正常运行: 0.5 % * 3000 + 0.3 % * 3000 A = 24 A 直流电流为 3 个标幺值:4.0 % * 9000 + 1.5 % * 9000 A =495 A 1.10.5 保护动作后果: - 切换到冗余控制系统。 - 发出换流器 Y 闭锁指令。 - 跳开交流断路器。 - 极隔离指令。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 1.10.6 保护的冗余和后备 直流极母差保护。 直流极差动保护。 1.10.7 通信中断后果 不影响保护功能。 1.10.8 仿真实验研究结果 该保护是换流器任何对地短路故障的保护。 仿真试验证明了,不论整流器和逆变器的任何地点的对地短路,该保护都首先动作。 调试采用 IDNC 测量故障,可能引起本保护动作。 1.11 辅助电源监测 辅助电源的保护和监测系统详见参考资料[6]。 1.12 阀冷却系统保护

阀冷却系统保护的信息请查看参考资料[7]。 2、极保护

2.1 直流谐波保护 2.1.1 保护目的 在换流器电流中检测阀扰动、交流系统扰动和控制设备缺陷引起的异常谐波。

2.1.2 保护工作原理 直流电流经过基频和二次谐波的滤波。当谐波电流超过预定值时,保护动作。当谐波电 流较小时,仅在一定延时后给出报警。当谐波电流较大时,换流器退出运行。 2.1.3 故障对策和保护配合 此保护应考虑以下配合: 换相失败保护。 阀触发异常保护。 交流保护的最长故障清除时间。 2.1.4 保护动作定值 保护整定在由于长时间交流系统故障产生的 2 次谐波超过此值时动作。 交流母线任意相 电压低于 70 % 时,保护被闭锁 500 ms。 整定计算时考虑阀干扰和/或控制设备故障而产生的故障电流。 - 正常运行 最大连续负序电压 NSV1 = 2 % 直流电流中最大连续 2 次谐波 I0 = 165 A - 500 KV 交流系统单相故障 最大负序电压 NSV2 = 10 % 直流电流中最大 2 次谐波 I1=NSV2/NSV1*I0=825A - 整定 直流电流中 2 次谐波含量采用了以下整定: -t/τ Iref = 4I0*(1-e )+ I0 = 247A,因此 1.05 * I0 = 174 A 报警 1.25 * I0 = 207 A 切换到冗余控制系统 1.50 * I0 = 249 A 跳闸 保护采用反时限特性: t=τ *(-ln(1–(Iref–I0)/(I1–I0))) 在此, t 跳闸时间 τ 时间常数 Iref 整定值 I0 最大连续 2 次谐波电流 I1 故障时 2 次谐波电流 交流系统单相故障时,跳闸时间选为 1.2 秒(与换相失败保护和最长交流故障清除时间 配合)。在以上表达式中,τ = 9 秒。 直流电流中基波含量,ABB 根据经验和仿真试验,采用了以下整定值: 0.05 * IDN = 150 A 报警 0.07 * IDN = 210 A 转换到冗余控制系统 0.09 * IDN = 270 A 跳闸 2.1.5 保护动作后果 谐波切换值: - 切换到冗余控制系统。 谐波跳闸值: - 换流器 Y 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离。

- 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 2.1.6 保护冗余和后备 直流滤波器过流保护。 2.1.7 通信中断后果 不影响。 2.1.8 仿真实验研究结果 该保护的主要功能是直流电流谐波分量的获得和保护的反时限时延。 使用微机保护,该 保护的程序执行周期(采样频率)对保护的定值和延时一定影响。 仿真试验,按计算的时间常数,该保护动作不敏感,需要减小时间常数,建议采用 1 秒。 调试没有安排检验该保护的专门试验。 2.2 直流极母差保护 2.2.1 保护目的 检测保护范围内的接地故障。直流极母差保护的范围是从极母线(IDL)上的 DCOCT 到中 性母线(IDNC)上的直流电流测量设备之间。 2.2.2 保护工作原理 检测到的电流差是接地故障的判据。保护按定时限动作。 2.2.3 故障对策和保护配合 与阀直流差动保护配合。 2.2.4 保护动作定值 在此采用了速度快但灵敏度略差的保护。 Idiff = |IDL-IDNC+T1| 整定如下: Idiff > 0.03*IDNOM,100 ms 发出告警; Idiff > 0.4*IDNOM+0.2*IDNC,2 ms 延时切换到冗余控制系统, Idiff > 0.4*IDNOM+0.2*IDNC,6 ms 换流器断路器跳闸后换流器闭锁的延迟时间。 光电流互感器和直流电流互感器最大电流测量误差: 正常运行: 0.5%*3000+0.3%*3000+2*4%*30A=32.4A 3 个标幺直流电流: 4.0%*9000+1.5%*9000+2*4%*30A=49.7A 2.2.5 保护动作后果 切换到冗余控制系统,并且在一定的延时之后: - 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离指令。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 2.2.6 保护冗余和后备 直流极差动保护。 2.2.7 通信中断后果 不影响。 2.2.8 仿真实验研究结果

该保护范围包括了直流极母线和换流器。 它是作为直流极母线接地故障的主保护和换流 器接地故障的后备保护。 仿真试验,在整流侧直流极母线接地故障时,保护正确动作。 调试使用模拟电流检测 IDNC 故障时,本保护应会发出告警。 2.3 直流中性母线差动保护 2.3.1 保护目的 检测保护范围内的接地故障。此保护范围是从阀厅内低压母线上的直流电流互感器 (IDNC)到中性母线 (IDNE)直流电流测量互感器之间的设备。 2.3.2 保护工作原理 检测到电流差作为接地故障的判据。保护定时限动作。 2.3.3 故障对策和保护配合 与直流极差保护和电极线开路保护相配合。 2.3.4 保护动作定值 在此采用了速度快但灵敏度略差的保护。 Idiff = |IDNE-IDNC-T4-IANC-ICN| 整定如下: Idiff > 0.05*IDNOM,10s 发出告警; Idiff > 0.1 * IDNOM + 0.2 * IDNC 延时切换到冗余控制系统 8 ms 换流器闭锁在换流器跳闸的延迟时间 20 ms 光电流互感器和直流电流互感器最大电流测量误差: 正常运行: 2*0.3%*3000+3*1%*50A=19.5A 3 个标幺直流电流: 2*1.5%*9000+3*1%*50A=271.5A 2.3.5 保护动作后果 切换动冗余控制系统,并且在一定的延时之后: - 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离指令。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 2.3.6 保护冗余和后备 直流极差保护。 2.3.7 通信中断后果 不影响。 2.3.8 仿真实验研究结果 该保护范围为直流极中性母线。它使用中性线上所有设备的电流进行合差,以及根据实 际运行电流决定保护定值水平,用于避免大负荷运行工况保护误动。 仿真试验, 在中性母线上的接地故障, 本保护不动作, 而是下面的直流极差动保护动作。 保护存在的问题:保护延时与后备保护直流极差动保护配合不当;而且保护延时较短, 易受干扰误动。本保护的定值应减小,延时应增加。 调试使用中性线人工短路试验,可以对本保护进行检验。 2.4 直流极差保护 2.4.1 保护目的

检测保护范围内的接地故障,并且将故障极退出运行。直流极差保护的范围是从换流变 的二次侧到极母线(IDL)和中性母线(IDNE)的直流电流测量点,包括直流滤波器的整个直流 侧系统。 2.4.2 保护工作原理 极直流电流由安装在中性母线和极母线上的电流互感器测量, 同时测量避雷器和直流滤 波器的交流电流,这些电流共同判断保护范围内的接地故障。 此保护有两个部分,快速不灵敏部分,慢速灵敏部分。 2.4.3 故障对策和保护配合 与阀差动保护、极母差保护和中性线母差保护相配合。 2.4.4 保护动作定值 保护有两段,快速不灵敏度段;慢速灵敏段。整定如下: Idiff = |IDL-ICN-IANC-IDNE| - 慢速部分 Idiff > 0.03 * IDNOM 报警延迟时间 4.1 s 转换到冗余控制系统时间 4.2s Idiff > 0.05 * IDNOM + 0.2 * IDNE 延时切换到冗余控制系统 250 ms 换流器闭锁和换流器跳闸的延迟时间 300 ms - 快速部分 Idiff > 0.4 * IDNOM + 0.2 * IDNE 延时切换到冗余控制系统 7 ms 换流器闭锁和换流器跳闸的延迟时间 15 ms 光电流互感器和直流电流互感器最大电流测量误差: 正常运行: 0.5%*3000+0.3%*3000+1%*50A=24.5A 3 个标幺直流电流: 4.0%*9000+1.5%*9000+1%*50A=49.5A 2.4.5 保护动作后果 切换动冗余控制系统,并且在一定的延时之后: - 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离指令。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 2.4.6 保护冗余和后备 作为保护区内其它差动保护的后备保护。 2.4.7 通信中断后果 不影响。 2.4.8 仿真实验研究结果 该保护范围包括了直流场、 换流器和中性线。 它实际是直流区域内各个设备保护的后备 保护。 仿真试验,中性线对地短路故障甚至逆变器直流极母线故障时该保护都能动作,起到后 备作用。 保护存在的问题是:慢速的动作定值小于中性母线差动保护,因此它变成了中性线主保 护。

调试使用中性线人工短路试验,可以对本保护进行检验。 2.5 接地极断线保护 2.5.1 保护目的 使中性母线设备免受接地极断线造成的过电压的影响。 2.5.2 保护工作原理 测量极中性母线对地电压,较大的持续过电压作为电极线开路的判据。当中性母线电压 过高时,保护将发出闭合站内接地开关的指令。 如果中性母线电压过高的同时,存在较小中性母线电流,这表明电极线开路,电流是流 过靠近换流器的避雷器电流。 2.5.3 故障对策和保护配合 此保护要与中性母线避雷器特性和中性母线设备承受直流电压能力相配合。 2.5.4 保护动作定值 衡量标准是中性母线设备的耐压能力。动作值如下: - 中性电压 1 段 龙泉站金属返回方式, |UDN| > 50 KV 龙泉其他方式及政平 |UDN| > 10 KV 延时切换到冗余控制系统 50 s 闭合 NBGS,延迟时间 60 s 跳闸指令延迟时间 90 s - 中性电压第 2 段 龙泉站金属返回方式 |UDN| > 60 KV 龙泉其他方式及政平 |UDN| > 20 KV 延时切换到冗余控制系统 300 ms 闭合 NBGS,延迟时间 330 ms 跳闸指令延迟时间 400 ms - 中性电压第 3 段 龙泉其他方式及政平: 中性电压 |UDN| > 30 KV 中性电流 IDNE < 75 A 跳闸指令延迟时间 10 ms 龙泉站金属返回方式: 中性电压 |UDN| > 75 KV 中性电流 IDNE < 75 A 跳闸指令延迟时间 10 ms 2.4.5 保护动作后果 中性母线电压 UDN 高,1 段: - 向中性母线接地刀闸(NBGS)发出闭合指令。 切换到冗余控制系统,并且在一定的延时之后: - 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离指令。 中性母线电压 UDN 高,2 段: 切换动冗余控制系统,并且在一定的延时之后:

- 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 极隔离指令。 中性母线电压 UDN 高,3 段,并且中性母线电流 IDN 小: - 换流器 Z 闭锁指令。 - 交流断路器跳闸。 - 启动断路器失灵保护。 - 闭锁交流断路器。 - 极隔离指令。 2.4.6 保护冗余和后备 直流极差保护。 2.4.7 通信中断后果 不影响。 2.4.8 仿真实验研究结果 该保护范围为接地极和引线。 仿真试验,没有设置这个保护。 保护存在的问题:目前未发现。 调试没有安排接地极断线试验。 2.6 直流滤波器过载保护 2.6.1 保护目的 直流滤波器元件保护,检测两个换流站的 12/24 次和 12/36 次直流滤波器电抗器谐波过 载,使滤波器免受过应力影响。 2.6.2 保护工作原理 保护有电流平方的反时限特性。这个特性由一个时间常数和报警及跳闸定值定义。时间 常数的选择符合电抗器的热时间常数。保护模拟的温度,用被保护的元件的热时间常数。对 于电抗器,一台滤波器的基波和谐波电流加权,以便达到电抗器频率相关的损耗。测量通过 滤波器组的电流并将它与保护参考值比较。 跳闸有足够的延时, 以避免短时过载保护误动作。 2.6.3 故障对策和保护配合 保护的整定要与滤波器元件的耐热特性相配合。 2.6.4 保护动作定值 不同换流站和类型的直流滤波器保护使用的参数不同。 -t1/τ 1 L1 报警:IL1*(1-e )>Δ 1 -t2/τ 2 L2 报警:IL2*(1-e )>Δ 2 -t1/τ 1 控制系统转换:IL1*(1-e )>Δ 3,延时 2S 或 -t2/τ 2 IL2*(1-e )>Δ 4,延时 2S -t1/τ 1 跳闸:IT4<Δ 0,和[ IL1*(1-e )>Δ 3 和 IL1>Δ 3,延时 3S, -t1/τ 1 或 IL1*(1-e )>Δ 5,延时 3S, -t2/τ 2 或 IL2*(1-e )>Δ 4 和 IL2>Δ 4,延时 3S, -t2/τ 2 或 IL2*(1-e )>Δ 6,延时 3S,] -t1/τ 1 闭锁:IT4>Δ 0,和[ IL1*(1-e )>Δ 3 和 IL1>Δ 3,延时 3S, -t1/τ 1 或 IL1*(1-e )>Δ 5,延时 3S, -t2/τ 2 或 IL2*(1-e )>Δ 4 和 IL2>Δ 4,延时 3S, -t2/τ 2 或 IL2*(1-e )>Δ 6,延时 3S,]

过载保护参数表 类型 站别 t1 1. 12/24 龙泉 政平 12/36 龙泉 政平 23 23 30 30 27 27 23 23 180 180 180 180 t2 τ 1 τ 2 Δ
0

Δ1 A A 85.8 84.8 85.4 84.7
2 2 2 2

Δ2 A
2 2 2 2

Δ3 A
2 2 2 2

Δ4 A
2 2 2 2

Δ5 A
2 2 2 2

Δ6 A
2 2 2 2

151.9 144.9 110.3 104.5

90.0 90.0 90.0 90.0

155.0 155.0 110.0 110.0

90.3 89.2 89.9 89.2

159.9 152.5 116.1 110.0

2.6.5 保护动作后果 切换到冗余控制系统。 断开滤波器。 如果是最后一组滤波器,或故障电流很大时,闭锁换流器。 2.6.6 保护冗余和后备 直流滤波器差动保护。 2.6.7 通信中断后果 不影响。 2.7 直流滤波器电容不平衡保护 直流滤波器电容器组使用内保险电容单元。 当一个元件短路, 保留的容量足以将保险烧 断,隔离故障元件,这时将有小的不平衡电流。如果故障的电容器元件增加,不平衡电流也 增加。 2.7.1 保护目的 检测电容器的故障,避免直流滤波器组中电容单元的雪崩故障。 2.7.2 保护工作原理 测量电容器中点三种频率的不平衡电流,即 150Hz、300Hz、600Hz。每一种不平衡电流 都与流过整个滤波器的同一频率的电流相比较。 保护不断的估算哪种频率达到有效值。 有效 值是该频率主电流的 0.8 倍标么值。 报警和切除值都建立在不平衡电流与主电流的比率基础 上。只有当至少两种频率主电流达到 0.8 标么时,且特定频率的整定值达到时,才允许保护 动作。 2.7.3 故障对策和保护配合 不用。 2.7.4 保护动作定值 龙泉站电容器在满足以下条件的二个时: 3HARM>0.8*49.6A,6HARM>0.8*26.4A,12HARM>0.8*24.8A; 满足上面谐波条件的不平衡谐波如果: 一段:I(150Hz)>101.2mA,延时 120.01S,报警; I(300Hz)>53.9mA,延时 120.01S,报警; I(600Hz)>50.6mA,延时 120.01S,报警; 二段:I(150Hz)>306.2mA,延时 2H.01S,切滤波器; I(300Hz)>163.0mA,延时 2H.01S,切滤波器; I(600Hz)>153.1mA,延时 2H.01S,切滤波器; 三段:I(150Hz)>620.0mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁; I(300Hz)>330.0mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁;

I(600Hz)>310.0mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁。 政平龙泉站电容器在满足以下条件的二个时: 3HARM>0.8*47.3A,6HARM>0.8*22.7A,12HARM>0.8*23.9A; 满足上面谐波条件的不平衡谐波如果: 一段:I(150Hz)>104.2mA,延时 120.01S,报警; I(300Hz)>50.0mA,延时 120.01S,报警; I(600Hz)>52.6mA,延时 120.01S,报警; 二段:I(150Hz)>315.3mA,延时 2H.01S,切滤波器; I(300Hz)>151.3mA,延时 2H.01S,切滤波器; I(600Hz)>159.3mA,延时 2H.01S,切滤波器; ; 三段:I(150Hz)>639.2mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁; I(300Hz)>306.8mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁; I(600Hz)>323.0mA,延时 10mS,如果是最后一组换流器 Y 闭锁。 2.7.5 保护动作后果 - 1 段,报警。 - 2 段,报警并切除滤波器。 - 3 段,切除滤波器,如果是最后一组滤波器,则闭锁换流器。 2.7.6 保护冗余和后备 第 2 套直流滤波器电容不平衡保护。 2.7.7 通信中断后果 不影响。 2.8 直流滤波器差动保护 2.8.1 保护目的 检测直流滤波器范围内的接地故障。 2.8.2 保护工作原理 在极侧和中性线侧测量流过滤波器的谐波电流,并与保护参考值比较。 2.8.3 故障对策和保护配合 直流极差保护。 2.8.4 保护动作定值 采用保护的慢速灵敏段。整定如下: |IT1-IT4| > 40 A 延时切换到冗余控制系统 50 ms 滤波器退出延迟时间 2s ,IT4<180 A 闭锁隔离开关断开的电流值 2s ,IT4>180 A 光电流互感器和直流电流互感器最大电流测量误差 正常运行: 4 % * 100 + 0.5 % * 100 A = 4.5 A 3 个标幺直流电流: 6 % * 180 + 0.5 % * 180 A = 11.7 A 2.8.5 保护动作后果 切除滤波器。 最后一组滤波器或故障电流很大时,Y 闭锁换流器。 2.8.6 保护冗余和后备 直流极差保护。 2.8.7 通信中断后果 不用。

2.9 直流线路保护 2.9.1 行波概念 2.9.1.1 保护目的 检测直流线路上的接地故障,并通过控制作用清除故障电流,如果情况允许,在故障清 除后将恢复功率传输。 2.9.1.2 保护工作原理 根据行波方程理论,电压和电流可认为是前行波和后行波的叠加,行波以固有的幅值和 略低于光速的速度传播。通常可用 a(t)代表前行波,b(t)代表后行波。电压和电流的瞬时 增量和 a(t)、b(t)之间的关系如下: Δ u(t) = 1/2 [ a(t) – b(t)], Δ i(t) = 1/2 Z [a(t)-b(t)] 或: a(t) = Z Δ i(t) +Δ u(t) , b(t) = Z Δ i(t) – Δ u(t) 电压突然变化(接地故障)将造成线路突然放电,因此对输电系统产生涌流。这些波的不 断反射会在电力系统中产生高频的暂态电压和电流。 通过对瞬时电压和电流采样, 知道波阻 抗,行波可以计算出来,更进一步,可以检测直流线路接地故障。 为检测行波波头,测量两个采样之间的差值。如果差值大于门槛值,保护将启动。三个 测量以确定在一定的时间内有充分的波幅。第一个量计算当前采样值与第 2 个采样(0.2ms) 值之间的差值。 第二个和第三个量计算当前采样值与 5 个和 7 个(0.5ms 和 0.7ms) 采样值之 间的差值。如果三个量都高于门槛值,则表明检测到线路故障。

由于某些情况下接地波的缓慢上升时间,波头的检测需通过连续数个采样值之间的差 值。这种保护仅在整流端作用。 2.9.1.3 故障恢复策略 控制动作将整流器移相至完全逆变运行模式。通过这种方式,整流侧和逆变侧都使直流 线路放电。在一定的去游离时间之后,将进行谨慎的再启动尝试。如果故障已经清除,直流 电压开始建立,再启动将继续,并且恢复传输功率。 2.9.1.4 故障对策和保护配合 保护参考值的整定和保护连锁需配合,避免在下列情况下保护误动作: a) 整流侧和逆变侧交流故障。

b) 极启动和停运时。 c) 逆变器换相失败时。 2.9.1.5 保护动作定值 极涌流阻抗 256.2 ohm 大地涌流阻抗 493 ohm 门槛值将在模拟运行和 FST 期间确定。 保护动作是暂停。 2.9.1.6 保护动作后果 换流器暂停 2.9.1.7 保护冗余和后备 微分与低电压保护。 直流线路纵差保护。 直流低电压保护。 2.9.1.8 通信中断后果 不用 2.9.2 微分与低电压概念 2.9.2.1 保护目的 检测直流线路上的接地故障,并且,通过控制动作熄灭故障电流,如果允许的话,在故 障清除后恢复功率传输。 2.9.2.2 保护工作原理 保护只在整流站有效。它检测直流电压和电流,并有两种不同的保护动作原理,即突变 量和低电压。当直流线路发生接地故障时,直流电压以较高的速率降低到一个较低值(突变 量) 。 2.9.2.3 故障恢复策略 控制动作使整流器移相至完全逆变运行模式。通过这种方式,整流侧和逆变侧都使直流 线路放电。在一定的去电离时间之后,进行谨慎的再启动尝试。如果故障已经清除,建立直 流电压,再启动将继续,恢复传输功率。 2.9.2.4 故障对策和保护配合 保护参照值的整定和保护连锁应保证下列情况保护不会误动作: a) 整流侧和逆变侧交流故障。 b) 极启动和停运时。 c) 逆变器换相失败时。 2.9.2.5 保护动作定值 突变量部分: 突变量检测部分快速动作,能在 2—3 毫秒内检测到故障。 突变量部分由一个微分电路构成,其结果与两个参考值比较。较小突变量的参考值用于 启动检测电路,如果突变量超过较大的参照值,则达到突变量动作条件。 为区分站内故障和直流线路故障,测量 dU/dt 的同时,要测量 dI/dt。 较高的正 dI/dt 值(电流在正常方向上增加), 表明故障发生在直流电流 IDL 测量互感器 的线路侧。而较大的负值则表明故障点在直流场内。 为使突变量检测更完善,同时要检测直流低电压。 较高的突变量参考值和低电压水平,再考虑适当延时可以防止暂态电压下的保护误动 作。 突变量概念

电压参考值(整流站/逆变站) 0.5 p.u./0.75 p.u. 延迟时间 0.2 ms 电压突变量参考值 1 - 150 KV 延迟时间 0 ms 电压突变量参考值 2 - 125 KV 延迟时间 0.15 ms 电流突变量参考值 0.5 p.u. /1 ms 延迟时间 0.5 ms 低电压部分: 检测到低电压持续时间超过预定值, 则满足低电压条件。 延时主要是保证保护的选择性, 避免在开关操作过程及其他非直流故障的扰动引起的保护误动作。 低电压概念 正常运行 0.5 p.u. 降压运行 0.3 p.u. 延时切换到冗余控制系统 40 ms 延时跳闸(在完成再启动尝试后有效) 100 ms 通讯中断时 820 ms 整定将在试验和 FST 期间更改。 2.9.2.6 保护动作后果 突变量:功率暂停 低电压:切换到冗余控制系统。 闭锁换流器。 跳开交流断路器。 闭锁交流断路器。 极隔离。 2.9.2.7 保护冗余和后备 直流低电压保护。 2.9.2.8 通信中断后果 突变量部分: 不用。 低电压: 如果两极的电压都低,很可能是逆变侧交流系统故障引起的低电压。在这种情况下或单 极运行并且两站间的通信中断时, 低电压的动作时间增加, 这样可在直流线路保护没有动作 的情况下清除交流故障。一般情况下,低电压通过通信系统联锁。 2.9.3 直流线路纵差保护 2.9.3.1 保护目的 检测直流线路上的接地故障,并且通过控制动作熄灭故障电流,如果允许的话,故障清 除后将恢复功率传输。 2.9.3.2 保护工作原理 测量并比较两站的极线电流(IDL)。对测量电流采样的可能出现的时间差应进行补偿。 2.9.3.3 故障恢复策略 暂停控制动作使整流器移相至完全逆变运行模式。通过这种方式,整流侧和逆变侧都使 直流线路放电。在一定的去电离时间之后,进行谨慎的再启动尝试。如果故障已经清除,建 立直流电压,再启动继续,并恢复传输功率。

2.9.3.4 故障对策和保护配合 保护要与因两站间通信造成的时间差、其它线路保护、启/停顺序和功率调整配合。 2.9.3.5 保护动作定值 此保护有两个部分,报警和动作。整定如下: - 报警值 Idiff = IDLOCAL – IDREMOTE > IREF1 30 < IREF1 = 0.1 * IDLOCAL < 150 报警延迟时间 100 ms 转换到冗余控制系统时间 400 ms - 动作值 Idiff = IDLOCAL – IDREMOTE > IREF2 30 < IREF2 = 0.3 * IDLOCAL < 150 暂停延迟时间 300 ms 光电流互感器最大测量电流误差: 正常运行: 2 * 0.5 % * 3000 A = 30 A 3 个标幺直流电流: 2 * 4.0 % * 9000 A = 720 A 2.9.3.6 保护动作后果 暂停。 切换到冗余控制系统。 闭锁换流器。 跳开交流断路器。 闭锁交流断路器。 极隔离。 2.9.3.7 保护冗余和后备 直流低电压保护。 2.9.3.8 通信中断后果 保护将与控制系统联锁,因此不会产生保护伪指令。 2.9.4 再启动逻辑 2.9.4.1 保护目的 在直流线路保护启动故障清除程序后,进行谨慎的再启动尝试。 2.9.4.2 保护工作原理 直流线路故障保护只在整流站有效。当检测到故障时,向电流控制器发出“暂停”指令, 以使整流器进入完全逆变运行。 通过这种活动整流站和逆变站都使直流线路放电, 并防止整 流器提供故障电流。在一定的去游离时间之后,进行谨慎的再启动尝试,以使输入线路的能 量最小。如果故障已经清除,再启动逻辑将监测直流电压的建立,并继续再启动,恢复传输 功率。 再启动尝试的次数是预先定好的。 在第二次再启动尝试时, 控制系统切换到冗余系统。 在绝缘出现问题时(如:绝缘子污染),为维持电压应力在较低水平,采取降压再启动。 2.9.4.3 保护动作定值 此功能有以下整定: 用于双极模式 线路故障后以故障前电压再启动次数 2 降压(0.7 p.u.)之后再启动次数 1 用于单极模式 线路故障后以故障前电压再启动次数 1

降压(0.7 p.u.)之后再启动次数 1 通讯系统不可用时用于两种模式 线路故障后以故障前电压再启动次数 1 去游离时间 第 1 次去游离时间 150 ms 第 2 次去游离时间 200 ms 用于降压再启动的去游离时间 200 ms 注意:故障前电压可能是全压或降压。 2.10 直流低电压保护 2.10.1 保护目的 保护换流器极,防止在线路故障造成的异常情况下运行。 2.10.2 保护工作原理 保护通过测量直流电压和直流电流,并结合触发角α ,检测直流线路上的低电压。 2.10.3 故障对策和保护配合 此保护应与以下功能配合: 直流线路保护。 低压限流。 2.10.4 保护动作定值 低电压保护值如下: - 电压水平 UDL < 0.5 p.u. 延时切换到冗余控制系统 2 s 换流器闭锁延迟时间 4 s - 触发角(整流侧)大于 60 度,并且 IDNE>0.3 p.u.(直流电流超过最大允许 的连续旁通对电流) 延时切换到冗余控制系统 400 ms - 触发角(整流侧)大于 60 度, 并且 IDNE>0.3p.u.(直流电流超过 60 度时最 大允许连续电流) 换流器闭锁延迟时间 500 ms 2.10.5 保护动作后果 - 当直流线路电压降到参考值以下,保护指令切换到冗余控制系统,并且在一定 的延时之后,发出 Z 闭锁指令。 - 如果触发角大于参考值,并且直流电流 IDNE 也大于其参考值,保护发出切换到 冗余控制系统的指令。 - 如果触发角和直流电流进一步增加,保护发出 Z 闭锁指令。 2.10.6 保护冗余和后备 作为直流线路保护的后备保护。 2.10.7 通信中断后果 不用。 2.11 线路开路试验运行 为了在线路开路试验期间最优化保护,一些保护自动调整到预选特性。 见 节“线路开路试验” 。 2.12 线路开路试验监测 2.12.1 保护目的 检测线路开路试运行期间本站直流场和直流线路的接地故障。 检测线路开路试验期间换

流器相间短路和接地故障。 2.12.2 保护工作原理 如果直流电流超过一预先设置值或者直流电压没有按预期地上升,表明有接地故障发 生。当交流侧电流过大时,保护也会动作。通过交流电流与直流电流的比较可以满足保护的 选择性要求。 2.12.3 故障对策和保护配合 不用。 2.12.4 保护动作定值 此保护比较直流测量电压和按照以下公式的计算值:

动作特性如下: - 报警值 UDL–UDCALC>0.25*UDNOM 或 IDNE>0.02*IDNOM 或 Max(IVY,IVD)–IDNE>0.02*IDNOM 发出报警 - 直流故障 UDL – UDCALC > 0.3 * UDNOM 或 IDNE > 0.025 * IDNOM 延时跳闸 4 ms - 交流故障 Max (IVY,IVD) – IDNE > 0.025 * IDNOM 延时跳闸 2 ms 2.12.5 保护动作后果 - 换流器 X 闭锁。 - 跳开交流断路器。 - 闭锁交流断路器。 2.12.6 保护冗余和后备 不用。 2.12.7 通信中断后果 不用。 2.13 功率反向保护 2.13.1 保护目的 主要目的是检测控制系统故障造成的功率反向,以保护馈电交流电网和交流发电机。 2.13.2 保护工作原理 保护测量直流电流和直流电压。 如果在一定时间内功率方向改变, 并且功率超过预定值, 保护将退出该极。如果线路电压在一定时间(典型的 0.5 秒)内超过确定的低值并且极性改 变,这是功率反向的判据。 功率值将决定保护动作。功率较低时,会发生系统的切换。在两个较高值时,将发生慢 速和快速跳闸。 2.13.3 故障对策和保护配合 不用。 2.13.4 保护动作定值 保护有 3 段,整定如下: 功率 1 段 (高值) 300 MW

延时切换到冗余控制系统 50 ms 延时跳闸 70 ms 功率 2 段 (高值) 200 MW 延时切换到冗余控制系统 100 ms 功率 3 段 (低值) 100 MW 延时切换到冗余控制系统 90 ms 电压 1 段 (检测功率反向的最低线路电压) 0.1 p.u. 以上整定要与相连的电力系统配合。 2.13.5 保护动作后果 功率水平将决定保护活动。功率较低时,会发生系统的切换。在两个较高值时,将分别 发生慢速和快速跳闸。 2.13.6 保护冗余和后备 对站的功率反向保护。 2.13.7 通信中断后果 不用。 2.14 中性母线开关保护 2.14.1 保护目的 中性母线开关的目的是在保护动作停运一极后,将直流电流转移到电极线。此开关断开 极与中性母线上的连接,如果开关不能正确地转移电流,保护将使之重合闸。 2.14.2 保护工作原理 测量中性母线的直流电流。当中性母线刀闸打开后,如果电流不为零,保护将对它发出 重合闸指令。 2.14.3 故障对策和保护配合 此保护应与刀闸的特性相符。 2.14.4 保护动作定值 开关断开后直流电流 > 75 A ,则 - 延时切换到冗余控制系统 130 ms - 重合闸指令延迟时间 140 ms 2.14.5 保护动作后果 - 切换到冗余控制系统。 - 发出指令重合闸 NBS,并闭锁。 - 发出指令闭合 NBGS。 此保护功能只在极隔离时有用。 2.14.6 保护冗余和后备 另一套中的后备中性母线刀闸保护。 2.14.7 通信中断后果 不用。 2.15 平波电抗器保护继电器 平波电抗器的保护继电器主要是: - 泵和风扇马达保护。 - 油位监测。 - 气体监测。 - 油温检测 - 压力释放。

- 油流指示。 - 绕组温度。 - SF6 密度开关。 以下说明只适用于龙泉站(略) 。 3、双极保护

4、 流变压器及交流母线保护


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