龙泉换流站直流控制保护系统运行分析.pdf

第４３卷第１１期２０１５年６月ｌＥｔ电力系统保护与控制ＰｏｗｅｒＳｙｓ￣ｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌＶｌ０１．４３ＮＯ．１１Ｊｕｎ．１．２０１５龙泉换流站直流控制保护系统运行分析姚其新，张侃君，韩情涛，文博（１．国网湖北省电力公司检修公司，湖北武汉４３００５０；２．国网湖北省电力公司电力科学研究院，湖北武汉４３００７７）摘要：由于运行时间较长以及性能存在一些缺陷，龙泉换流站直流控制保护系统近年来多次发生故障，对电网的运行带来了不利影响。对龙泉换流站直流控制保护系统近几年来的故障情况进行统计，对故障原因进行分析，并指出当前龙泉换流站直流控制保护系统运行维护工作存在的难题。根据分析结果，提出相应的技术改造方案。该技术改造方案不仅可以有效解决龙泉换流站直流控制保护系统存在的缺陷及问题，而且对其他高压直流输电工程的建设和运行维护工作也有较好的参考作用。关键词：龙泉换流站；直流控制保护系统；故障分析；运行维护；技术改造ＯｐｅｒａｔｉｏｎａｎａｌｙｓｉｓｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍＹＡＯＱｉｘｉｎ，ＺＨＡＮＧＫａｎｊｕｎ，ＨＡＮＱｉｎｇｔａｏ，ＷＥＮＢｏ（１．ＳｔａｔｅＧｒｉｄＨｕｂｅｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＭａｉｎｔｅｎａｎｃｅＣｏｍｐａｎｙ，Ｗｕｈａｎ４３００５０，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｔａｔｅＧｒｉｄＨｕｂｅｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｗｕｈａｎ４３００７７，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂｅｃａｕｓｅｏｆｌｏｎｇｅｒｏｐｅｒａｔｉｎｇｔｉｍｅａｎｄｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｄｅｆｅｃｔｓ．ＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎｍａｌｆｕｎｃｔｉｏｎｅｄｆｒｅｑｕｅｎｔｌｙｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｎｉｔｈａｓａｄｖｅｒｓｅｅｆｆｅｃｔｏｎｐｏｗｅｒｄｏｐｅｒａｔｉｎｇｓｅｃｕｒｉｔｙ．ＴｈｅｆａｕｌｔｓｔｈａｔｏｃｃｕｒｒｅｄｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎｉＳｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ．ｔｈｅｆａｕｌｔｒｅａｓｏｎｉＳａｎａｌｙｚｅｄ．ａｎｄｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｉｎｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｏｆＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｉｓｐｏｉｎｔｅｄｏｕｔ．Ｂａｓｅｄｏｎａｂｏｖｅａｎａｌｙｓｉｓｒｅｓｕｌｔｓ．ｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｃｈｅｍｅｉＳｐｒｏｐｏｓｅｄ．ＴｈｅｓｃｈｅｍｅｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｓｏｌｖｅｔｈｅｄｅｆｅｃｔｓａｎｄｐｒｏｂｌｅｍｓｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｅｆｆｅｃｔｉｖｅ／ｙ，ｂｕｔａｌｓｏｐｌａｙａｃｅｒｔａｉｎｒｅｆｅｒｅｎｃｅｒｏｌｅｆｏｒｇｕｉｄｉｎｇｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ，ｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｏｆｏｔｈｅｒｓＨＶＤＣｐｒｏｊｅｃｔ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｌｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎ；ＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍ；ｆａｕｋａｎａｌｙｓｉｓ；ｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ；ｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ中图分类号：ＴＭ７７文献标识码：Ａ文章编号：１６７４－３４１５（２０１５）１１－０１４２－０６０引言相对于交流输电方式，直流输电在远距离电力传输方面着独特的优势。近十年来，我国投运的高“压、特高压直流输电工程数量迅速增长，在西电”“”“”东送、南北互供、全国联网等工程中起到了关键作用。在直流输电系统中，直流控制保护系统（简称为直流控保系统）是核心设备之一，直接关系到整个直流输电系统以及相关交流系统的安全、可靠运行。根据统计结果，直流控保系统故障是引起直流输电系统单、双极强迫停运的主要原因之一［１－１１１。尤其是对于龙泉．政平、江陵．鹅城等直流输电工程，投入运行的时间已超过了十年；近年来已发生多起因直流控保系统故障而导致的单、双极强迫停运事件，对直流输电系统两侧交流电网的安全稳定运行造成了严重影响【１２－１３１。此外，其直流控保系统的缺陷和隐患也会降低直流输电系统的运行可靠性，对电网安全运行带来不利影响。针对以上问题，本文对龙泉换流站（简称为龙泉站１直流控保系统运行情况进行分析，并对暴露的问题进行研究，研究结果可对促进这类运行时间较长的直流输电工程运行维护工作起到积极作用。１龙泉站直流控保系统简介龙泉站于２００３年６月投入运行，其直流控保系统采用瑞典ＡＢＢ公司的ＭＡＣＨ２（ＭｏｄｕｌａｒＡｄｖａｎｃｅｄＣｏｎｔｒｏｌＳｙｓｔｅｍｆｏｒＨＶＤＣａｎｄＳＶＣ２ｎｄＥｄｉｔｉｏｎ）系统，是该系统首次应用在直流输电工程中。ＭＡＣＨ２是一种分层、分布的开放式系统。根姚其新，等龙泉换流站直流控制保护系统运行分析．１４３．据控制区域不同，系统由ＰＣＰ（极控制保护系统）、ＡＣＰ（交流场控制保护系统）、ＡＦＰ（交流滤波器控制保护系统）等相对独立又相互关联的双重化子系统组成。系统运行时，与一次设备接口由就地设置的各种不同功能和精度的Ｉ／Ｏ板卡完成，现场模拟量信号通过双重化的ＴＤＭ总线传送，开关量信号通过双重化的ＣＡＮ总线传送，一次设备状态和系统各种运行参数通过现场总线送入就地设置的工控机，控制保护功能由相应工控机实现，各工控机通过双重化的ＬＡＮ网相互连接。ＭＡＣＨ２系统软件采用Ｈｉｄｒａｗ图形化编程工具实现。龙泉站直流控保系统共配置ＭＡＣＨ２主机３２台，包括：ＰＣＰ、ＡＦＰ、ＡＣＰ、ＡＦＴ（３５ｋＶ站用电控制保护）、ＬＦＬ（线路故障定位）以及ＡＳＩ（辅助系统）６类主机：１０板卡５３９０块，包括ＰＳ、ＲＳ系列两类板卡，主要包括总线扩展、电源供给、信号采集、信号处理、通信以及时钟同步等功能。２龙泉站直流控保系统故障统计２．１因直流控保系统故障导致的单、双极闭锁自投运以来，龙泉站共发生单、双极闭锁事件ｌ２次，其中因直流控保系统故障导致的闭锁８次，占总数的６７％，其详细情况见表１。表１因直流控保系统故障导致的极闭锁事件Ｔａｂｌｅ１ＦｏｒｃｅｄｏｕｔａｇｅｅｖｅｎｔｓｃａｕｓｅｄｂｙＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｆａｕｌｔ２．２直流控保系统硬件故障２．２．１主机故障主机故障主要包括：主机死机、主机内ＰＣＩ板卡故障、光纤接口板故障以及风扇故障四类故障，其故障统计数据见表２。表２龙泉站直流控保系统主机故障统计Ｔａｂｌｅ２ＦａｕｌｔｓｔａｔｉｓｔｉｃｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｎｅｒｓｔａｔｉｏｎＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｈｏｓｔｃｏｍｐｕｔｅｒ由表２数据可知，除主机风扇故障（不影响设备正常运行）外，主机故障率自２０１１年以来均较高，且呈逐年上升的趋势，设备老化迹象较为明显。２．２．２板卡故障包括ＩＯ板卡、ＰＣＩ板卡故障，见表３、表４。表３龙泉站直流控保系统ＩＯ板卡故障统计Ｔａｂｌｅ３ＦａｕｌｔｓｔａｔｉｓｔｉｃｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｎｅｒｓｔａｔｉｏｎＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎＩＯｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｃｉｒｃｕｉｔｂｏａｒｄ年份故障板卡ＰＳ８３１ｌｌＩＰＳＰＳＰＳＰＳＰＳＰＳ８３２８５０８５１８６０８６８８９１２０１１生２０ｌ２年２０１３芷２０１４正１＾＿４月ｌ５０４Ｏ６２１２５２５表４龙泉站直流控保系统主机ＰＣＩ板卡故障统计Ｔａｂｌｅ４ＦａｕｌｔｓｔａｔｉｓｔｉｃｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅ￣ｅｒｓｔａｔｉｏｎＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎＰＣＩｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｃｉｒｃｕｉｔｂｏａｒｄ注：表４中ＰＳ８０１、ＰＳ８２０为高速数据处理板卡，ＳＧ１０１、ＳＧ１０２为光纤接口板卡。由表３数据可知，ＩＯ板卡中故障率较高的为—ＰＳ８５０（开关控制板）、ＰＳ８６８（４２０ｍＡ电流采集板）和ＰＳ８９１（电源板）。其中ＰＳ８９１故障率最高，在２０１２年底将板卡内部风扇改为散热片后，故障率有所下降。ＰＳ８６８板卡故障率逐年升高，主要为测量结果与实际存在较大偏差，会对运行带来较大影响，尤其是对于内水冷系统，测量偏差大可能导致冷却塔全晷１０。。一ｏｏ。一ｏｏ。ｌ暑一０ｏ．１４４．电力系统保护与控制停，从而引起换流阀温度升高。此外，近几年ＰＳ８６２（直流电流／电压采集板卡）、ＰＳ８５３（开关量输出板卡）和ＰＳ９００（阀控板卡）也开始出现故障，这三类板卡故障会对直流系统运行造成直接影响，需要高度重视。由表４数据可知，主机ＰＣＩ板卡中ＰＳ８０１和ＳＧ１０１故障率相对较高，且呈现逐年增长态势。２．３龙泉站与宜都换流站直流控保系统故障对比表５为龙泉站与宜都换流站（简称为宜都站，２００７年投运）直流控保系统硬件故障情况对比。表５龙泉站（龙）、宜都站（宜）直流控保硬件故障对比Ｔａｂｌｅ５ＦａｕｌｔｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆＨＶＤＣｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｉｎＬｏｎｇｑｕａｎａｎｄＹｉｄｕｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎ由表５中数据对比可知，龙泉站直流控保系统的硬件故障率远高于宜都站。自２０１１年以来龙泉站发生故障的板卡累计共计１１１块（主要为Ｉ／Ｏ板卡、ＰＣＩ板卡），其中更换９５块；而宜都站累计更换板卡仅５块（ＰＣＩ板卡未更换过）。３龙泉站直流控保系统故障分析根据故障统计结果，龙泉站直流控保系统故障可分为两类：１１直流控保系统设计存在缺陷；龙泉．政平直流输电工程投运较早，投运时工程经验不足，以及部分设计沿用了国外同类产品不成熟的方法或理念，使得龙泉站直流控保系统的部分硬件、软件设计存在一些缺陷。２）长期运行过程中元器件损坏或故障；由于龙泉站投运时间较长，部分硬件板卡存在故障率较高的情况。以下将分别进行分析。３．１龙泉站直流控保系统功能及逻辑设计存在缺陷３．１．１控制功能与保护功能未相互独立由于龙泉站投运时间较早，其直流控保系统未实现控制功能和保护功能完全独立，例如：其极控制保护系统ＰＣＰＭＣ１主机实现极控制功能和主保护功能，ＰＣＰＭＣ２主机实现直流后备保护功能。后续直流工程（例如：宜都站１极控制保护系统的极控制功能和保护功能分开，由ＰＣＰＭＣ１实现控制功能，ＰＣＰＭＣ２实现直流保护功能。控制、保护功能未独立会降低直流输电系统的运行可靠性。３．１．２直流保护动作模式的可靠性不足龙泉站直流保护采用切换动作模式，其原理为：当处于ａｃｔｉｖｅ（运行）状态的子系统保护动作后，先将处于ｓｔａｎｄｂｙ（备用）状态的子系统切换为ａｃｔｉｖｅ状态，然后将原先处于ａｃｔｉｖｅ状态的子系统切换到ｓｅｒｖｉｃｅ（退出运行）状态；如果原处于ｓｔａｎｄｂｙ状态的子系统保护也动作，则直流保护出口。“”“”相比于三取二或启动＋动作的动作模式Ｌ１，切换动作模式易受到其他软件功能的影响，可能导致保护系统无法正常切换，使保护误动作。例如：龙泉站２０１０年７月３日故障就是由于极Ｉ直流滤波器电容器的不平衡保护频繁切换，造成了两套控制系统都退出运行，最终导致直流输电系统极Ｉ闭锁。此外，控制系统和保护系统未独立，也会对运行造成影响，即当直流保护进行切换时可能对直流控制系统的正常运行造成影响，反之亦然。３．１．３部分保护逻辑存在缺陷龙泉站的部分保护逻辑存在一些缺陷，导致了保护的不正确动作。例如：２０１３年３月５日因极Ｉ、极ＩＩ双极中性母线差动保护动作导致的双极闭锁事件，就与保护逻辑缺陷有关。龙泉站双极运行工况下的双极中性母线差动保护逻辑见图１。图１双极运行工况下的双极中性母线差动保护逻辑Ｆｉｇ．１Ｂｉｐｏｌａｒｎｅｕｔｒａｌｂｕｓｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｌｏｇｉｃｏｎｂｉｐｏｌａｒｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎ由图１可知，双极工况下保护动作出口经控制极判据开放。当时极ＩＩＰＣＰＢ系统测量板卡存在故障，造成差动电流大于保护电流定值；但是由于此时极ＩＩ为非控制极，因此直流控保系统无法发出告警信号以及动作出口，造成现场运行人员无法及时发现及处理故障。当极ＩＩ切换为控制极后，由于保护各段动作条件均已满足，各段同时动作，不再遵循原有动作次序，从而导致了极ＩＩ的直接闭锁；与此同时闭合了ＮＢＧＳ（双极中性母线接地开关），使得极Ｉ通过接地极线路和ＮＢＧＳ与大地相连，造成了极Ｉ双极中性母线差动保护动作，闭锁极Ｉ。在该事件中，保护经控制极判据开放的逻辑以及动作于闭合ＮＢＧＳ的策略造成了双极相继发生误闭锁，导致了由于单一元件故障（极ＩＩＰＣＰＢ系统测量板卡故障）引起的直流双极强迫停运，降低了直流姚其新，等龙泉换流站直流控制保护系统运行分析．１４５．输电系统的运行可靠性。３．２龙泉站直流控保系统硬件设计存在缺陷３．２．１直流控保系统硬件板卡负载率过高表６为龙泉站控保系统（ＰＣＰ）ＭＣ１主机硬件板卡负载率统计。表６龙泉站ＰＣＰＭＣ１主机板卡负载率Ｔａｂｌｅ６ＬｏａｄｒａｔｉｏｓｔａｔｉｓｔｉｃｏｆＬｏｎｇｑｕａｎｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎＰＣＰＭＣ１ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｃｉｒｃｕｉｔｂｏａｒｄ表６中，龙泉站ＰＣＰＭＣ１主机ＣＰＵ负载率接近７０％（宜都站为４７％），大大超过了《高压直流输电控制保护技术规范》中规定的换流站站控、极控主机负载率不得高于５０％的要求，易造成主机死机。此外，ＰＣＩ板卡负载率也较高，这也是造成板卡故障的又一原因；其中ＰＣＩＦ板卡（通信处理板卡）负载超过８５％，当直流输电系统在启动／停运过程中，ＰＣＩＦ传输信息量会变大，负载率较高可能会导致ＰＣＩＦ板卡出现故障，该情况在运行中已经多次出现。３．２．２直流控保系统硬件板卡数量较多龙泉站直流控保系统的硬件板卡数量较多，龙泉站ＰＣＰＭＣ１主机内共有６块板卡，包括３块ＰＳ８０１、１块ＰＳ８２０、１块ＳＧ１０１以及１块ＳＧ１０２。而宜都站ＰＣＰＭＣ１主机仅有４块板卡，３块ＰＳ８０１和１块ＰＳ８２０。板卡数量较多不仅使板卡发生故障的几率增加，还加大了主机的负载率，降低了主机运行的可靠性。３．３龙泉站直流控保系统硬件板卡老化规程中对于直流输电系统二次设备运行年限没有明确的规定，因此对直流控保系统设备以及硬件板卡更换的年限没有指导依据；但是对于龙泉站这种运行时间较长的换流站，其直流控保系统的部分板卡已出现老化迹象，故障率明显上升，已严重影响了直流输电系统的运行可靠性。４龙泉站直流控保系统运行维护分析与建议４．１龙泉站直流控保系统运行维护分析针对龙泉站直流控保系统存在的缺陷及问题，需要开展相应的运行维护工作，包括：１）对硬件、软件存在的缺陷实施技术改造；２１对故障或老化的硬件板卡进行更换。但是，由于龙泉站运行时间较长，实施运行维护工作存在以下问题：４．１．１部分控保系统的技术支持工作难以实施对于龙泉一政平、江陵．鹅城等投运时间较长的直流输电工程，其主要设备采用国外厂家产品。以龙泉站为例，其直流控保系统主机操作系统（ＲＴＸ＋ＸＰ系统）、光电式电流互感器ｆ简称为光ＣＴ）等设备均由ＡＢＢ公司开发并现场安装，仍需ＡＢＢ公司提供技术支持，导致部分故障无法有效及快速解决。４．１．２部分设备的备品备件缺乏龙泉站直流控保系统设备的硬件板卡中，ＰＳ系列板卡已实现国产化，购置较方便。但光纤接口板卡ＳＧ１０１、ＳＧ１０２以及光ＣＴ远端模块国内不生产，备品采购周期较长，且部分备品备件已停产，还受涨价因素的影响。这些板卡年平均故障２块左右，故障率呈上升趋势，目前备品储备不足。备品缺乏问题已对直流控保系统可靠运行造成了严重影响。４．２龙泉站直流控保系统运行维护建议４．２．１运行维护改造方案针对龙泉站直流控保系统存在的问题，需要实施技术整改，可采取的改造方案如下：（１）方案１：仅对直流极控保系统主机进行改造。包括：１）升级主机硬件系统，提高主机硬件运算速度，降低主机负载率；２）改造主机软件系统，对软件做局部优化；３）增加一套ＳＣＡＤＡ服务器，新、旧两套ＳＣＡＤＡ服务器间要进行实时通信。（２）方案２：对所有直流控保系统主机进行改造，并改造原ＳＣＡＤＡ系统。其中，各控保系统主机的改造内容与方案１中相同。ｆ３）方案３：对直流控保系统进行整体改造。包括：１）将直流控保系统中的控制功能和保护功能分“”别配置在不同主机中；２）直流保护按照三取二“”或启动＋动作的动作原则重新配置，对不满足以上两种保护配置原则的直流测量设备全部更换；３）将原直流控保系统屏柜进行重新设计及安装，原有二次电缆重新敷设；４）改造直流控保系统主机硬件系统，更改硬件板卡设计、更换硬件板卡；５重新设计直流控保软件系统；６）改造原ＳＣＡＤＡ系统。４．２．２改造方案分析（１）方案１在以上三种方案中，方案１保留了直流极控保系统的原有Ｉ／Ｏ板卡，且不改变直流控保系统屏柜的外部电缆和屏柜布局，实施的工作量和费用最少，但是存在以下缺陷：１）改造后龙泉站直流控保系统主机将采用国内厂家开发的操作系统，且需要增加一套ＳＣＡＤＡ服务器，新、旧ＳＣＡＤＡ服务器联合运行会对整个．１４６．电力系统保护与控制ＳＣＡＤＡ系统的稳定运行造成影响。２１如果要在改造后有效提高直流控保系统的可靠性，需要将控制系统和保护系统独立，且保护“”采用启动＋动作动作模式。但是由于龙泉站直流场电流互感器副方绕组数量不足，无法做到启动与动作回路相互独立。３）龙泉站直流控保系统采用Ｈｉ￣ａｗ软件，改造后将采用国产系统（Ａｃｃｅｌ软件），且两套软件要同时使用，两者之间的兼容性还存在一些问题。４）交、直流滤波器光ＣＴ和直流光ＣＴ仍然采用ＡＢＢ公司产品，改造后采用的国产硬件板卡与以上光ＣＴ无法兼容。５）方案１仅对直流极控保系统主机进行改造，保留了直流极控保系统原有的Ｉ／Ｏ板卡，几年以后这些板卡将达到其寿命期，又需要实施改造工作。（２）方案２方案２的实施效果要优于方案１，但是缺陷２）、４）、５）仍然无法解决。（３）方案３方案３实施费用较高，但是可以有效解决龙泉站直流控保系统存在的问题；尤其是可根据运行中暴露的问题及运行经验对直流控保系统硬件、软件设计进行优化，解决其原有控制保护功能及逻辑设计中存在的缺陷。此外，虽然规程中对直流输电二次设备运行年限尚未做明确规定，但可借鉴交流输变电系统二次设备相关规定（运行年限为１２年）Ｌ１。从投运至今，龙泉站直流控保系统运行已达到ｌ２年，需要对整套系统设备进行更换。方案３在实施过程中要注意两个问题：１）采用国产化设备对直流控保系统设备进行整体改造过程中，需涉及龙泉站交、直流系统停电方式的安排。２）在完成整体改造工作后，直流控保系统要开展分系统调试和系统调试后才能重新投入运行。５结论本文对龙泉站直流控保系统的运行情况、运行维护工作进行分析，结论如下：（１）由于投运时间较早，限于当时的设计制造水平以及工程经验，使得龙泉站直流控保系统的部分功能、软件逻辑以及硬件设计存在一些缺陷，不完全满足电网的运行要求；此外，由于运行时间较长，部分设备已出现明显的老化现象，以上因素已对龙泉一政平直流输电工程的安全运行产生了不利影响。（２）为解决龙泉站直流控保系统的缺陷及问题，需要对直流控保系统设备进行整体改造。一方面采用国产化设备替代原有国外厂家设备；另一方面，根据运行中暴露的问题以及工程经验，对直流控保系统整体性能进行优化，以有效提升龙泉站直流控保系统运行的安全性和可靠性。随着运行时间的增加，国内部分直流输电工程（例如：政平换流站、江陵．鹅城直流输电工程）也将面临类似的问题，本文中的分析结果以及对运行维护工作的建议将会对这些工程的改造工作有着直接的指导意义，对其他直流输电工程的运行维护工作也会起到一定的参考作用。此外，通过对龙泉站直流控保系统运行中暴露的问题进行总结，例如：直流控制、保护功能应尽量分布在不同主机或屏柜中，针对直流测量设备配置、控制保护设备室空间及布置、直流电源系统等方面的设计应留有裕度，换流站设计时要充分考虑到后期的技术改造，核心备品备件的储备要考虑相应设备后期停产的问题等，以上经验均会对后续直流输电工程的设计、建设以及运行维护工作起到良好的借鉴作用。参考文献［１］国家电网公司运行分公司．换流站单双极闭锁报告汇编［Ｍ】．北京：中国电力出版社，２００９．［２］中国南方电网超高压输电公司．高压直流输电系统设备典型故障分析［Ｍ】．北京：中国电力出版社，２００９．［３］国家电网公司运维检修部．国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明ＩＭ１．北京：中国电力出版社。２０１２．［４］国家电网公司．防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施【Ｍ］．北京：中国电力出版社，２０１２．［５］朱韬析，毛海鹏，欧开健．天广直流输电系统直流站控设计缺陷分析［Ｊ］．电力系统保护与控制，２０１０，３８（２）：８６．８９．ＺＨＵＴａｏｘｉ，ＭＡＯＨａｉｐｅｎｇ，ＯＵＫａｉｊｉａｎ．ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｄｅｓｉｇｎａｌｄｅｆｅｃｔｉｎｒｅａｃｔｉｖｅｐｏｗｅｒｃｏｎｔｒｏｌｓｔｒａｔｅｇｙｕｓｅｄｉｎＴｉａｎ－ＧｕａｎｇＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｒｏｊｅｃｔ［Ｊ］．Ｐｏｗｅｒ—ＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１０，３８（２）：８６８９．［６］朱韬析．提高南方电网直流保护动作可靠性的建ｉＲ［Ｊ］．电力系统保护与控制，２０１０，３８（５）：６４．６７．ＺＨＵＴａｏｘｉ．ＳｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆＨＶＤＣｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｉｎＣＳＧ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎ—ａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１０，３８（５）：６４６７．［７］谢开贵，吴韬，黄莹，等．基于二分法的高压直流输电系统可靠性最优分解［Ｊ】．电工技术学报，２０１０，２５（５）：１４９．１５４．ＸＩＥＫａｉｇｕｉ，ＷＵＴａｏ，ＨＵＡＮＧＹｉｎｇ，ｅｔａ１．ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｐｔｉｍａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｆｏｒＨＶＤＣｓｙｓｔｅｍｓｕｓｉｎｇｂｉｓｅｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌ姚其新，等龙泉换流站直流控制保护系统运行分析－１４７．Ｓｏｃｉｅｔｙ，２０１０，２５（５）：１４９－１５４．［８］张爱玲，姚致清，涂仁』ｌｈ等．云广特高压直流输电工程站控系统的设计缺陷及改进分析【Ｊ】．电力系统保护与控制，２０１１，３９（４）：１１８．１２３．ＺＨＡＮＧＡｉｌｉｎｇ，ＹＡＯＺｈｉｑｉｎｇ，ＴＵＲｅｎｃｈｕａｎ，ｅｔａ１．ＤｅｓｉｇｎｌｉｍｉｔａｔｉｏｎａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｓｔａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｉｎＹｕｎｇｕａｎｇＵＨＶＤＣｐｒｏｊｅｃｔ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１１，３９（４）：１１８・１２３．［９］李兴源，赵睿，刘天琪，等．传统高压直流输电系统稳定性分析和控制综述［Ｊ］．电工技术学报，２０１３，２８（１０）：２８８．３００．ＬＩＸｉｎｇｙｕａｎ，ＺＨＡＯＲｕｉ，ＬＩＵＴｉａｎｑｉ，ｅｔａ１．Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｈｉｇｈｖｏｌｔａｇｅｄｉｒｅｃｔｃｕｒｒｅｎｔｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍｓｔａｂｉｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｃｏｎｔｒｏｌ［Ｊ］．Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆ—ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１３，２８（１０）：２８８３００．［１０］束洪春，田鑫萃，董俊，等．±８００ｋＶ直流输电线路边界保护的模型匹配时域算法［Ｊ】．电工技术学报，２０１３，２８（１０）：３２１－３２７．ＳＨＵＨｏｎｇｃｈｕｎ，ＴＩＡＮＸｉｎｃｕｉ，ＤＯＮＧＪｕｎ，ｅｔａ１．－４－８００ｋＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｂｏｕｎｄａｒｙｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｕｓｉｎｇｍｏｄｅｌｍａｔｃｈｉｎｇａｌｇｏｒｉｔｈｍｓｉｎｔｉｍｅ－ｄｏｍａｉｎ［Ｊ］．Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆ—ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１３，２８（１０）：３２１３２７．［１１］康建爽，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