楚穗直流輸電系統雙閥組閉鎖事件及保護動作行為分析

李揚

(中國南方電網超高壓輸電公司廣州局，廣州市510405)

楚穗直流輸電系統雙閥組閉鎖事件及保護動作行為分析

李揚

(中國南方電網超高壓輸電公司廣州局，廣州市510405)

基于±800 kV楚穗直流輸電系統2012年12月15日單極雙閥組相繼閉鎖事件，通過對現場設備的檢查，相關錄波和保護動作情況的分析，查明了故障原因是極1雙閥組的不對稱運行導致極1雙閥組閉鎖，同時由于接地極線路與中性母線絕緣水平不匹配，造成接地極線路閃絡從而導致接地極線路不平衡保護動作。針對事件暴露的問題提出了合理的改進措施。

特高壓直流輸電;過電壓;閉鎖;故障分析

0 引言

2012年12月15日，±800 kV楚穗直流輸電系統在進行雙極孤島調試過程中，工作人員按照調試方案要求配置試驗初始狀態時，極1直流差動保護和極1低端閥組閥短路保護先后動作，極1雙閥組閉鎖。在隨后極2單極運行期間，接地極線路不平衡保護動作，將極2雙閥組強制移相并重啟成功。本文根據對現場設備的檢查情況，相關錄波和繼電保護動作實況，詳細分析故障的類型、過程和產生原因，同時針對事件暴露的問題提出改進的措施。

1 故障簡介

1.1 故障前系統運行方式

故障前楚穗直流系統在聯網、雙極大地回線方式［1-3］下運行，云南送廣東直流功率為2 500 MW。

1.2 故障過程

09:15:32.722:工作人員將極1高端閥組換流變分接頭控制模式由定角度模式改為定電壓(Udi0)模式，其他閥組仍為定角度模式［4］;

09:15:38.821:極1高端閥組換流變分接頭調節動作開始;

09:16:10.884:分接頭調節動作結束;

09:17:31.202:極1直流保護系統極差動保護(87DCM)動作;

09:17:31.210:極1直流保護系統閥組短路保護(87CSD)Ⅰ段動作;

09:17:31.214:極1高端閥組轉為閉鎖狀態;

09:17:31.220:極1低端閥組轉為閉鎖狀態，直流功率全部轉移至極2運行;

09:17:33.535:極2直流保護系統接地極線路電流不平衡保護(60EL)動作，極2強制移相并重啟動成功。移相結束后，楚穗直流極2單極2 500 MW運行，直流功率傳輸未受影響。

1.3 現場設備檢查情況

運行人員在換流站現場檢查發現極1低端閥組200 kV母線處安裝的F5避雷器發生壓力釋放，如圖1。通過線路巡查，發現楚穗直流楚側接地極線路一桿塔有一絕緣子串發生閃絡，招弧角燒傷。

1.4 故障存在的疑點

(1)此次極1雙閥組相繼閉鎖是在閥組換流變分接頭控制模式不一致的情況下發生的，2個閥組運行工況不一致是否是引起故障的原因。

(2)在極1閉鎖后的極2單極運行期間發生的接地極線路保護動作是否正確，接地極線路絕緣水平是否滿足工程需要，需要對故障原因進行深入分析。

2 保護動作原理

楚穗直流系統中，閥組短路保護(87CSD)用于檢測閥短路故障、閥接地故障、換流變閥側相間短路故障，避免發生短路時換流閥遭受過應力。如圖2所示，當整流側3、6、8、12處發生故障時，該保護動作。

極差動保護(87DCM)是反應換流器區域故障，當換流器4、5、7、9、13處發生接地故障時該保護動作。

接地極線路不平衡保護(60EL)用于檢測地極引線上的接地故障。正常運行情況下，2個地極引線電流是相等的，如果任何一個接地極上有接地故障，2個接地極的電流將失去平衡，保護動作。

本次故障中3個保護的具體判據和定值如表1所示。

3 故障原因分析

從事故發展的過程來看，故障過程分為2個階段，分別是極1保護動作閉鎖階段和極2單極運行期間接地極保護動作階段。

3.1 極I閉鎖原因分析

故障前，工作人員將極1高端閥組換流變分接頭控制模式切換為定Udi0模式。切換完成后，極1高端閥組分接頭檔位由6檔調至2檔，同時觸發角從15°增大至22.5°。而極1低端閥組仍保持在定角度控制方式，其檔位和觸發角也處于原來的位置。此時同一極的2個閥組控制模式出現差異，其值也出現較大差異，使得2個閥組中間的400 kV母線電壓UdM出現了較大的波動，如圖3。此次故障中，UdM穩態最大值(597.24 kV)大于常態運行值(429 kV)。電壓波動較大的原因是在直流電壓基礎上疊加了較多的24次諧波分量，其振幅約為160 kV。計算結果表明，極1高端閥組換流變分接頭調整完畢后F5避雷器對地電壓在-0.32 kV至387.98 kV之間波動，個別峰值處高達399.78 kV，上述電壓已超過F5避雷器的10 mA參考電壓(373 kV)。當電壓波動維持一定時間后，避雷器F5動作，因諧波頻率過高，使得避雷器能量來不及完全釋放，導致出現壓力釋放的情況。

極1低端閥組避雷器F5壓力釋放后，相當于圖2中7L處出現了接地故障。7L故障前，極線電流從整流側流向逆變側，同時從接地極線路回流，在換流閥上則是從中性母線流向高壓母線;7L點故障后，流過換流閥的電流從故障點分流，高壓母線電流IdCH變小;流過故障點的電流同時從接地極線回流至中性母線，中性母線電流IdCN增大，從圖4可知，當兩者差流大于156 A，且滿足5 ms延時后，極差動保護(87DCM)出口。故障后中性母線電流經角側換流變流到故障點，而星側閥電流則與極線電流基本一致。如圖4，IdD與IdCN曲線基本重合，IdY與IdCH曲線基本重合。87DCM動作后，IdCH和IdCN的差流進一步增大，當換流變閥側角接繞組電流IacD與兩者最小值的差流幅值達到5 313 A時，閥組角側短路保護(87CSD)出口。

因此，極1閉鎖的根本原因是由于極1高、低端閥組的不對稱運行，導致400 kV母線對地電壓產生波動，繼而引起極1低端閥組F5避雷器發生壓力釋放，最終使得保護87DCM和87CSD正確動作。

3.2 接地極不平衡保護動作原因分析

F5避雷器損壞后形成極1低端閥組200 kV母線短路故障，故障電流通過接地極線路和極1中性母線形成回路，并在極1中性母線上將產生過電壓，極1閉鎖瞬間UdN電位被抬升至170.47 kV。由于接地極線路絕緣水平(按交流35 kV設計)遠小于中性母線的絕緣水平(按交流110 kV設計)，因此該過電壓造成接地極線路閃絡，導致Idee1所在線路出現故障，Idee1突然增大，如圖5。當IdH-IdN和Idee2的差流超過了接地極線路不平衡保護60EL定值63 A，且延時超過2 s后保護出口，強制移相成功后極2恢復正常運行。

4 暴露的問題

4.1 雙閥組運行工況不一致導致過電壓

本次事件中，F5避雷器(M型避雷器)損壞的直接原因是高、低壓閥組不對稱運行，導致出現超出研究報告參數的運行工況。由于沒有限制同一極2個閥組不對稱運行的控制策略，使得2個閥組不對稱運行，換流變等的雜散電容和設備主參數構成并聯諧振，在400 kV母線和地之間存在24次振蕩，造成M型避雷器上的電壓應力較正常運行時大。雖然楚穗直流工程M型避雷器保護水平和絕緣水平滿足設計要求，但雙閥組不對稱運行可能使得M型避雷器上的電壓水平超過其起始動作電壓，能量快速累積，使避雷器損壞［7-8］。

上述情況表明工程人員對特高壓直流雙12脈動閥組串聯運行存在的極端特殊工況尚未發現，對特高壓直流輸電技術在認識上還存在不足。

4.2 接地極線路與中性母線絕緣水平不匹配

本次事件還暴露出楚穗直流接地極線路與中性母線存在絕緣水平不匹配的問題。相關研究報告表明，楚穗直流兩端換流站站內幾乎所有故障下的過電壓水平都超過了接地極線路的閃絡電壓(約150 kV)。發生直流線路接地等故障時，接地極線路可能會閃絡。中性母線避雷器將不能防止在類似工況下接地極線發生閃絡［9］。

5 改進措施

針對楚穗直流“12-15”事件暴露出來的問題，提出以下幾點改進措施［9-13］。

(1)對楚穗直流控制系統程序進行完善，避免出現閥組非對稱運行方式對設備造成的損害。

1)對高、低端閥組換流變分接頭采用同一種控制模式。禁止人為將閥組換流變分接頭設定為不同控制模式。

2)在功率調整過程中針對分接頭可能出現的檔位不一致情況，實現禁止換流變分接頭檔位偏差超過1檔。

(2)對楚穗直流M型避雷器進行更換，確保在雙閥組不對稱運行時避雷器不至于因吸收過高能量而損壞，以滿足保護范圍內直流設備絕緣裕度要求。

(3)在現有設計標準基礎上提高楚穗直流接地極線路絕緣水平。

1)對接地極線路進行改造，并結合楚穗直流工程在設計時考慮的功率反送功能，按照同一原則，極端情況下送端和受端均需要改造約70%長度范圍內的線路。

2)在接地極線路改造完成前，采取孤島運行方式下退出60EL保護二段，聯網運行方式下保持60EL二段保護投入的方式。同時，采取減小換流站附近接地極線路招弧角間隙，將閃絡位置限定在可控范圍內。

3)考慮在2根接地極線路上分別增加轉換開關。在接地極線路發生閃絡時打開轉換開關，將故障電流轉移到未發生閃絡的一根線路，待故障清除后合上轉換開關使2根接地極線路平衡運行。

［1］浙江大學直流輸電科研組.直流輸電［M］.北京:水利電力出版社，1985.

［2］趙婉君.高壓直流輸電工程技術［M］.北京:中國電力出版社，2004.

［3］陳潛，張堯，鐘慶，等.±800 kV特高壓直流輸電系統運行方式的仿真研究［J］.繼電器，2007，35(16):27-32.

［4］張志朝，劉濤，宋述波，等.云廣特高壓直流工程換流變分接頭切換控制研究［J］.電力系統保護與控制，2010，38(20):206-208.

［5］XJ-Siemens.Yunnan—Guangdong Line±800 kV DC Transmission Project DC Protection System Information Manuals［R］.XJSiemens:2007.

［6］XJ-Siemens.Yunnan—Guangdong Line±800 kV DC Transmission ProjectDCprotectionParametersandSettings［R］.XJSiemens:2007.

［7］GB/T 311.3—2007絕緣配合(第3部分):高壓直流換流站絕緣配合程序［S］.北京:中國標準出版社，2007.

［8］南方電網科學研究院.12.15楚雄站極1雙閥組不對稱運行引起的低壓閥組對地過電壓相關分析［R］.廣州:南方電網科學研究院，2013.

［9］南方電網科學研究院.±800 kV直流輸電工程接地極線路操作過電壓分析報告［R］.廣州:南方電網科學研究院，2013.

［10］SIEMENS.ED1_061.CS_0_Insulation coordination part1: OvervoltageandInsulationCoordinationStudyReport［R］. SIEMENS.2007.

［11］SIEMENS.ED3_510_Part1_CS_B:Factory Tests of Main Equipment_DC Surge Arresters Part1［R］.SIEMENS.2007.

［12］劉森，李揚.興安直流“5·5”雙極相繼閉鎖事件及保護動作行為分析［J］.電力建設，2009，30(4):52-55.

［13］邵震，袁鵬，林睿.云廣特高壓直流一起雙極三閥組相繼閉鎖分析［J］.電力建設，2011，32(6):30-34.

(編輯:劉文瑩)

Double Valve Group Blocking Fault and Protection Action Analysis of Chusui UHVDC Power Transmission System

LI Yang
(Guangzhou Bureau，CSG EHV Power Transmission Company，Guangzhou 510405，China)

Based on the blocking fault of monopole double valve group in±800 kV Chusui UHVDC transmission system happened on Dec.15，2012，the analysis of on-site equipment checking，relevant recorded wave and protection actions were carried out.It points out that Pole 1 blocking was caused by the asymmetric operation of two groups of Pole 1.Moreover，the mismatch of the grounding lines and the insulation level of the neutral bus resulted in the flashover and imbalance protection action of grounding lines.Finally，this paper also suggests reasonable improvement measures for the exposed problems.

UHVDC transmission;overvoltage;blocking;fault analysis

TM 862

A

1000－7229(2014)01－0057－05

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.01.011［HT］

2013-07-28

2013-09-17

李揚(1982)，男，本科，工程師，從事特高壓直流輸電運行維護工作，E-mail:epliyang@126.com。