南瑞继保电气等单位李林、王永平 等：三峡—常州±500kV直流输电工程控制保护系统的改造设计方案

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南京南瑞继保电气有限公司、国网经济技术研究院有限公司的李林、王永平、黄志岭、卢亚军，在2022年第12期《电气技术》上撰文，针对三峡—常州±500kV直流输电工程控制保护主机掏屏改造、原位替换的局部改造需求，开发新一代控制保护平台，具有体积小、性能强大、接口丰富等优点。 为了兼容与已有外部设备的接口，开展主机外部接口设计，减少了中间转发环节，提升了接口的性能；针对双套控制主机均故障时的功率转带、线路故障降压重启时的过电压、逆变侧请求功率回降时不能准确执行等问题，优化了控制保护策略，提升了可靠性，同时大大缩短了程序执行周期，降低了换相失败的风险。 厂内联调试验和现场运行情况表明，上述设计方案行之有效，该方案的成功实施可为后续其他工程的改造提供参考。

三峡—常州±500kV直流工程（简称龙政直流）额定功率3000MW，输电距离860km，是三峡电力外送的第一条重要通道，自投运以来已累计向华东地区送电2064亿kW∙h，在优化东中部能源电力结构和保障电力供应、促进经济社会协调发展等方面，发挥了重要作用，综合效益显著。

三峡—常州直流工程原有控制保护系统（简称控保系统）由ABB公司于2000年设计制造，2003年6月投运，运行时间已超18年。目前主机处理器板及并行扩展（peripheral component interconnect, PCI）板卡部分芯片已停产，存在备品采购困难、主机板卡故障率升高、功能扩展困难等问题，影响龙政直流安全稳定运行。

改造方案有整体和局部两种方案，受工期、资金等条件的限制，确定了主机替换、分阶段的改造方案，改造范围包括：直流控制保护、交流站控、交流滤波器控制保护、站用电控制、辅助系统控制等主机及监控系统，同时对部分测量设备进行改造。

以往直流工程控保系统的改造均为整体改造，比如天生桥—广州直流控保系统改造、菲律宾Ormoc- Naga直流控保系统改造。采用掏屏改造、主机原位替换的方案改造直流控保系统尚属首次。主机原位替换后如何接入原有外部接口设备、如何确保控保功能的正确性，是需要解决的难题。

针对上述问题，首先分析原有控保系统的构成、原理、存在的问题等，进行控制保护平台开发，实现主机小型化和高性能；其次开展主机外部接口设计，兼容与已有外部设备的接口；然后在控保主机功能方面，针对双套控制主机均故障时的功率转带、线路故障降压重启时的过电压、逆变侧请求功率回降时不能准确执行等问题，开展分析研究，提出控制保护策略，以大大缩短触发控制程序执行周期，降低换相失败的风险；最后通过厂内联调试验和现场实际运行证明所设计方案的有效性。

1 新一代控制保护平台设计

1.1 原有控制保护平台

原有直流控制保护系统采用Mach2平台，是20世纪90年代开发的，其控制保护的硬件系统以工控机作为主计算机。通过PCI总线扩展卡与外部分布式输入输出（input output, IO）设备通信；通过控制器域网（controller area network, CAN）总线获取开关量信号；通过时分多路复用（time division multiplexing, TDM）总线获取模拟量信号。

1.2 原有平台存在的主要问题

1）采用工控机作为控制保护主机，可靠性低，运行维护不方便，PCI总线已成为提升控保主机功能和性能的制约因素。

2）信号采集、传输中间环节多，可靠性低。

3）两套极保护采用一套值班另一套备用的运行方式，且没有采用“启动+动作”的动作逻辑，可靠性低，运行过程中多次出现保护误动问题。

4）极控和极保护功能在硬件实现上没有完全分开，极控主机中包含部分保护功能，不符合保护规范要求。

1.3 新一代控制保护平台

嵌入式芯片和通信技术的不断进步，为直流控制保护系统向更快、更强、更小型化的方向发展提供了技术支撑。新一代直流控制保护平台使用当今市场最先进的嵌入式多核处理器进行计算处理，采用大规模逻辑编程器件现场可编程门阵列（field programmable gate array, FPGA）实现硬件接口扩展和通信处理。

控保主机核心单元示意图如图1所示，直流控保主机的核心单元由一片多核异构处理器（system on chip, SOC）和FPGA组成，单个中央处理器（central processing unit, CPU）包含4个ARM处理器和8个浮点处理器（digital signal processing, DSP），ARM处理器负责装置管理和人机通信，DSP处理器负责控制保护系统的实时任务，FPGA负责网络通信、阀控接口等外设接口扩展，CPU与FPGA之间通过高速总线通信。

图1 控保主机核心单元示意图

DSP核直接运行控制保护程序，无操作系统。ARM核运行嵌入式Linux实时操作系统，在Linux内核的精准调度指挥下，可完成实时事件记录、故障录波、电力系统IEC 61850规约通信功能。

12核异构处理器为高性能并行分布式计算奠定基础，单SOC处理器即可完成控制保护主机的全部功能，实现超高性能、超高密度的实时计算，计算耗时显著降低，控制周期进一步缩短。

在外部接口方面，支持以太网、IEC 60044—8通信、CAN通信、高速链路（high-level data link control, HDLC）通信，具备良好兼容性。最多支持50个光口，含8个千兆高速口。

在结构设计方面，新一代直流控制保护平台充分利用基于结构、热、电磁多物理场仿真技术，对主机内部器件进行建模和仿真，合理布置光纤接口，实现了主机小型化。采用无风扇导冷方式实现最优散热设计，控制主机内部热量分布、温升在合理范围内，提高了主机寿命和长期运行可靠性。

新一代主机为嵌入式控制保护装置，采用2U（1U=44.4mm）高度、19in（1in=25.4mm，19in= 482.6mm）标准机箱，相比原有的4U工控机，体积缩小一半，满足现场安装空间的要求。

基于新一代控制保护平台开发了极控主机、极保护主机、交流站控主机、交流滤波器控制主机、站用电控制主机、辅助系统控制主机等，交流站控主机、交流滤波器控制主机、站用电控制主机、辅助系统控制主机主要实现测控功能，控制逻辑较为简单。受篇幅限制，本文重点介绍极控主机、极保护主机的接口与功能设计。

2 主机外部接口设计与改进

2.1 与阀控装置的接口设计

极控主机与阀控装置阀基电子设备（valve base electronics, VBE）系统之间交互的信号包括12路触发/回报（control pulse/firing pulse, CP/FP）信号、值班信号。改造前后极控主机与阀控装置之间的连接如图2所示，改造前，极控主机与VBE系统之间连接的中间环节多，主机通过百芯线连接至转接板卡，转接板卡接至光电转换板卡，再接至VBE。改造后，极控主机直接与VBE通过光纤连接，减少了中间环节，提升了可靠性。

图2 改造前后极控主机与阀控装置之间的连接

2.2 与直流场开关量采集设备的接口设计

直流场接口设备包括三套非电量信号接口、换流变信号接口、平抗信号接口、极区直流侧开关接口、双极区直流侧开关接口。

改造前后极控主机与直流场开关量采集设备之间的连接如图3所示，改造前，转换环节多，先在接口屏柜将CAN转换为HDLC，在极控屏柜将HDLC转换为CAN后，再连接至转接板，通过百芯线连接到主机；改造后，在接口屏柜将CAN转换为HDLC，之后HDLC直接连接到主机，减少了中间环节。

图3 改造前后极控主机与直流场开关量采集设备之间的连接

2.3 与直流场模拟量采集设备的接口设计

本工程常规电磁式CT、PT不改造，原采用PS860板卡对模拟量进行采样并转换成TDM协议，而新的控制主机使用IEC 60044—8协议，将PS860板卡原位替换为RS8601板卡，实现模拟量采样并转换成IEC 60044—8协议送出。

改造前，信号传输中间环节多，在极控屏柜先将光纤TDM转换为电信号，再经十芯线连接至转接板，之后经百芯线连接至主机；改造后，IEC 60044—8总线直接连至主机，无中间环节。

2.4 极间站间通信设计

通过极间、站间通信分别实现两极、两站的协调控制。改造前，极间、站间通信均采用HDLC协议实现，极控主机将值班信号以硬接点信号送至极间通信切换装置，通信速率慢，可靠性低。

改造后，极间通信采用百兆光纤以太网通信，采用新开发的通信切换装置，值班信号以软报文形式送至切换装置，切换速率快、抗干扰性强；站间通信方面，主机至通信切换装置之间采用百兆光纤以太网通信，值班信号以软报文形式送至切换装置。

3 控保主机功能设计与改进

3.1 完全双重化设计

改造前，极控和极保护一体化设计，极控和极保护主机均采用一套值班另一套备用的运行方式，且保护功能没有采用“启动+动作”的防误逻辑，某套保护装置动作，首先切系统然后再出口，比如A套保护动作后（假设当前A系统值班），保护切换到B系统，若B系统仍检测到故障，保护出口，由此避免因为A系统单一元件故障导致保护误动。由于切换逻辑对保护冗余考虑不够充分，曾多次出现保护系统误动问题。

改造后极控和极保护各自独立，两套极控主机采用一套值班另一套备用的运行方式，两套极保护主机均为值班，每套保护均采用“启动+动作”防误逻辑，并各自单独出口，实现完全双重化。

3.2 增加双套极控主机均故障时的功率转带功能

极控主机冗余设计，正常运行时，一套值班，另一套备用。如一套主机在检修时，值班主机发生死机或掉电等故障，极保护主机检测到该极控主机故障后跳进线开关。本极主机故障后，本极的闭锁等信号无法送至对极，对极无法进行功率转带。改造前的控制保护系统没有考虑该故障情况，改造后增加了针对该故障情况的功率转带功能，从而提升功率输送的可靠性。

健全极收不到故障极两套极控主机的心跳信号，同时检测到故障极直流电压小于100kV，直流电流小于150A，则判断为故障极发生双套极控主机死机，健全极启动功率转带。

3.3 增强交流系统故障时抵御换相失败的能力

改造前的最小程序执行周期为75μs，换流阀触发控制、换相失败预测控制、最小换相裕度触发控制等程序均在最小周期执行；改造后的最小程序执行周期为20μs，在逆变侧交流系统发生故障时，更小的执行周期有利于更快检测到故障，提前触发，进而增强系统抵御换相失败的能力，降低换相失败发生的概率。

3.4 优化降压再启动策略

直流线路发生故障时，一般先进行原压重启，若不成功，再进行降压重启。通过厂内试验发现，直流线路故障降压再启动时，出现直流电压过高的情况，主要原因是此时的档位未处于最低档，并且整流侧定电流控制器起作用导致触发角指令下降过快。为解决此问题，提出优化策略如下：

1）检测到降压重启时，取消整流侧直流电压参考值的补偿量，待直流电压稳定后再恢复补偿量。

2）由于在直流电流为0时，直流电压满足

式（1）

3.5 优化逆变侧绝对最小滤波器不满足功率回降策略

逆变侧绝对最小滤波器不满足启动功率回降时，首先将逆变侧绝对最小滤波器所能支撑的功率折算为整流侧的功率值，再送至整流侧执行，从而确保整流侧执行功率回降后，直流功率经过直流线路，最终送到逆变侧的功率与预期值一致。

之前采用的功率损耗是当前功率的损耗，可能会出现整流侧已经降至目标功率而逆变侧仍不满足绝对最小滤波器需求的情况，因此需要重新计算功率损耗。

式（2）

进而计算出回降后的直流电流为

式（3）（4）（5）

以下举例说明，当前直流双极全压额定功率3000MW（对应直流电压500kV，直流电流3000A）运行，直流线路电阻9.71Ω，逆变侧交流滤波器母线保护动作跳闸，导致滤波器不满足，最大可支撑的直流功率为1600MW。

按原有做法，采用当前电流计算出线路损耗，根据式（4）和式（5），折算至整流侧的最大支撑功率为(1600+3.0×3.0×9.71×2)MW= 1774.78MW，若整流侧功率回降至1774.87MW，对应的逆变侧功率为1713.69MW，远大于1600MW，超出逆变侧最大可支撑功率。

采用优化后的计算方法，首先根据式（3）计算出回降后的电流为1650A，折算至整流侧的最大支撑功率为(1 600+1.65×1.65×9.71×2)MW=1652.87MW，整流侧按此功率回降，回降后逆变侧的功率满足最大可支撑功率。

3.6 其他控制功能的改进

1）优化安稳调制量分配策略

改造前，原有的安稳调制量分配策略较为简单，仅将调制量平分到两极，改造后考虑两极控制模式、运行电压等因素，分配策略更为合理，具体如下。

当一极为双极功率控制、一极为非双极功率控制时，优先提升/回降双极功率控制极功率；两极控制模式一致，或一极单极电流控制、一极单极功率控制时，优先按照电压测量值分配功率调制量。若某极无法承担全部功率提升/回降量时，则剩余提升/ 回降量由另一极承担。

2）优化绝对最小滤波器不满足直流功率回降量分配策略

式（6）（7）

4 试验验证

4.1 模拟两套极控主机同时故障

在实时数字仿真（real time digital simulation, RTDS）系统中启双极至最小功率，模拟整流侧极1双套极控主机均故障，仿真波形如图4所示，极1控制主机故障后，由极1保护主机跳开进线开关，极1的电压电流降至0，约100ms后，极2检测到极1故障，转带了极1的功率。

图4 整流侧极1双套极控主机均故障的仿真波形

4.2 模拟逆变侧交流系统故障

在RTDS系统中启极，模拟逆变侧交流系统故障，仿真波形如图5所示。交流系统发生故障导致交流电压畸变，进而导致逆变侧交流电压跌落和逆变侧直流电压降低、直流电流上升，从而导致换相过程增加，此外，交流电压畸变导致换相电压过零点提前，最终导致换流阀的关断角小于最小值，没有恢复阻断能力，仍在导通，最终造成换相失败。

改造后换相失败预测控制功能及时动作，增加关断角参考值，减小逆变侧触发角指令，进而实现提前触发，避免换相失败。

图5 改造前后逆变侧交流系统故障的仿真波形

4.3 模拟直流线路故障

在RTDS系统中启极，模拟极1直流线路故障，故障时间700ms，保护系统检测线路故障后，进线两次全压重启和一次降压重启。极1线路故障后降压重启仿真波形如图6所示，通过波形可以看出，降压重启后，没有过电压出现，相比改造前的控制效果有明显改善。

图6 极1线路故障后降压重启仿真波形

5 结论

本文针对在运直流工程控保主机掏屏改造的需求，分析了原有控保系统的组成、原理及存在的问题，开发了小型化、高性能的控制保护平台，开展了控制保护主机接口设计，改进了控制保护功能，首次实现了主机原位替换、兼容外部设备接口的改造方案，提升了工程改造的效率，缩短了改造工期，具有推广意义。改造后的控制保护系统在功能、性能、可靠性等方面均得到显著提升，三峡—常州直流改造工程自再投运以来，运行稳定。

在国内采用同样控保平台的直流工程还有葛南直流、三峡—上海、三峡—惠州、呼伦贝尔—辽宁、德阳—宝鸡、黑河背靠背、灵宝背靠背等直流工程，随着运行年限的增加，这些直流工程的控保系统陆续进入改造阶段，三峡—常州直流控保改造工程的成功实施可为今后类似改造提供参考。

本文编自2022年第12期《电气技术》，论文标题为“三峡—常州±500kV直流输电工程控制保护系统改造”，作者为李林、王永平 等。本课题得到国家电网公司总部科技项目的支持。

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