楚穗直流輸電系統(tǒng)雙閥組閉鎖事件及保護(hù)動(dòng)作行為分析

李揚(yáng)

(中國(guó)南方電網(wǎng)超高壓輸電公司廣州局，廣州市510405)

楚穗直流輸電系統(tǒng)雙閥組閉鎖事件及保護(hù)動(dòng)作行為分析

李揚(yáng)

(中國(guó)南方電網(wǎng)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(tǒng)2012年12月15日單極雙閥組相繼閉鎖事件，通過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備的檢查，相關(guān)錄波和保護(hù)動(dòng)作情況的分析，查明了故障原因是極1雙閥組的不對(duì)稱運(yùn)行導(dǎo)致極1雙閥組閉鎖，同時(shí)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(luò)從而導(dǎo)致接地極線路不平衡保護(hù)動(dòng)作。針對(duì)事件暴露的問題提出了合理的改進(jìn)措施。

特高壓直流輸電;過(guò)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(tǒng)在進(jìn)行雙極孤島調(diào)試過(guò)程中，工作人員按照調(diào)試方案要求配置試驗(yàn)初始狀態(tài)時(shí)，極1直流差動(dòng)保護(hù)和極1低端閥組閥短路保護(hù)先后動(dòng)作，極1雙閥組閉鎖。在隨后極2單極運(yùn)行期間，接地極線路不平衡保護(hù)動(dòng)作，將極2雙閥組強(qiáng)制移相并重啟成功。本文根據(jù)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備的檢查情況，相關(guān)錄波和繼電保護(hù)動(dòng)作實(shí)況，詳細(xì)分析故障的類型、過(guò)程和產(chǎn)生原因，同時(shí)針對(duì)事件暴露的問題提出改進(jìn)的措施。

1 故障簡(jiǎn)介

1.1 故障前系統(tǒng)運(yùn)行方式

故障前楚穗直流系統(tǒng)在聯(lián)網(wǎng)、雙極大地回線方式［1-3］下運(yùn)行，云南送廣東直流功率為2 500 MW。

1.2 故障過(guò)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(diào)節(jié)動(dòng)作開始;

09:16:10.884:分接頭調(diào)節(jié)動(dòng)作結(jié)束;

09:17:31.202:極1直流保護(hù)系統(tǒng)極差動(dòng)保護(hù)(87DCM)動(dòng)作;

09:17:31.210:極1直流保護(hù)系統(tǒng)閥組短路保護(hù)(87CSD)Ⅰ段動(dòng)作;

09:17:31.214:極1高端閥組轉(zhuǎn)為閉鎖狀態(tài);

09:17:31.220:極1低端閥組轉(zhuǎn)為閉鎖狀態(tài)，直流功率全部轉(zhuǎn)移至極2運(yùn)行;

09:17:33.535:極2直流保護(hù)系統(tǒng)接地極線路電流不平衡保護(hù)(60EL)動(dòng)作，極2強(qiáng)制移相并重啟動(dòng)成功。移相結(jié)束后，楚穗直流極2單極2 500 MW運(yùn)行，直流功率傳輸未受影響。

1.3 現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備檢查情況

運(yùn)行人員在換流站現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)極1低端閥組200 kV母線處安裝的F5避雷器發(fā)生壓力釋放，如圖1。通過(guò)線路巡查，發(fā)現(xiàn)楚穗直流楚側(cè)接地極線路一桿塔有一絕緣子串發(fā)生閃絡(luò)，招弧角燒傷。

1.4 故障存在的疑點(diǎn)

(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(fā)生的，2個(gè)閥組運(yùn)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(yùn)行期間發(fā)生的接地極線路保護(hù)動(dòng)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(duì)故障原因進(jìn)行深入分析。

2 保護(hù)動(dòng)作原理

楚穗直流系統(tǒng)中，閥組短路保護(hù)(87CSD)用于檢測(cè)閥短路故障、閥接地故障、換流變閥側(cè)相間短路故障，避免發(fā)生短路時(shí)換流閥遭受過(guò)應(yīng)力。如圖2所示，當(dāng)整流側(cè)3、6、8、12處發(fā)生故障時(shí)，該保護(hù)動(dòng)作。

極差動(dòng)保護(hù)(87DCM)是反應(yīng)換流器區(qū)域故障，當(dāng)換流器4、5、7、9、13處發(fā)生接地故障時(shí)該保護(hù)動(dòng)作。

接地極線路不平衡保護(hù)(60EL)用于檢測(cè)地極引線上的接地故障。正常運(yùn)行情況下，2個(gè)地極引線電流是相等的，如果任何一個(gè)接地極上有接地故障，2個(gè)接地極的電流將失去平衡，保護(hù)動(dòng)作。

本次故障中3個(gè)保護(hù)的具體判據(jù)和定值如表1所示。

3 故障原因分析

從事故發(fā)展的過(guò)程來(lái)看，故障過(guò)程分為2個(gè)階段，分別是極1保護(hù)動(dòng)作閉鎖階段和極2單極運(yùn)行期間接地極保護(hù)動(dòng)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(diào)至2檔，同時(shí)觸發(fā)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(fā)角也處于原來(lái)的位置。此時(shí)同一極的2個(gè)閥組控制模式出現(xiàn)差異，其值也出現(xiàn)較大差異，使得2個(gè)閥組中間的400 kV母線電壓UdM出現(xiàn)了較大的波動(dòng)，如圖3。此次故障中，UdM穩(wěn)態(tài)最大值(597.24 kV)大于常態(tài)運(yùn)行值(429 kV)。電壓波動(dòng)較大的原因是在直流電壓基礎(chǔ)上疊加了較多的24次諧波分量，其振幅約為160 kV。計(jì)算結(jié)果表明，極1高端閥組換流變分接頭調(diào)整完畢后F5避雷器對(duì)地電壓在-0.32 kV至387.98 kV之間波動(dòng)，個(gè)別峰值處高達(dá)399.78 kV，上述電壓已超過(guò)F5避雷器的10 mA參考電壓(373 kV)。當(dāng)電壓波動(dòng)維持一定時(shí)間后，避雷器F5動(dòng)作，因諧波頻率過(guò)高，使得避雷器能量來(lái)不及完全釋放，導(dǎo)致出現(xiàn)壓力釋放的情況。

極1低端閥組避雷器F5壓力釋放后，相當(dāng)于圖2中7L處出現(xiàn)了接地故障。7L故障前，極線電流從整流側(cè)流向逆變側(cè)，同時(shí)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(diǎn)故障后，流過(guò)換流閥的電流從故障點(diǎn)分流，高壓母線電流IdCH變小;流過(guò)故障點(diǎn)的電流同時(shí)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(dāng)兩者差流大于156 A，且滿足5 ms延時(shí)后，極差動(dòng)保護(hù)(87DCM)出口。故障后中性母線電流經(jīng)角側(cè)換流變流到故障點(diǎn)，而星側(cè)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(dòng)作后，IdCH和IdCN的差流進(jìn)一步增大，當(dāng)換流變閥側(cè)角接繞組電流IacD與兩者最小值的差流幅值達(dá)到5 313 A時(shí)，閥組角側(cè)短路保護(hù)(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(duì)稱運(yùn)行，導(dǎo)致400 kV母線對(duì)地電壓產(chǎn)生波動(dòng)，繼而引起極1低端閥組F5避雷器發(fā)生壓力釋放，最終使得保護(hù)87DCM和87CSD正確動(dòng)作。

3.2 接地極不平衡保護(hù)動(dòng)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(guò)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(chǎn)生過(guò)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(shè)計(jì))遠(yuǎn)小于中性母線的絕緣水平(按交流110 kV設(shè)計(jì))，因此該過(guò)電壓造成接地極線路閃絡(luò)，導(dǎo)致Idee1所在線路出現(xiàn)故障，Idee1突然增大，如圖5。當(dāng)IdH-IdN和Idee2的差流超過(guò)了接地極線路不平衡保護(hù)60EL定值63 A，且延時(shí)超過(guò)2 s后保護(hù)出口，強(qiáng)制移相成功后極2恢復(fù)正常運(yùn)行。

4 暴露的問題

4.1 雙閥組運(yùn)行工況不一致導(dǎo)致過(guò)電壓

本次事件中，F(xiàn)5避雷器(M型避雷器)損壞的直接原因是高、低壓閥組不對(duì)稱運(yùn)行，導(dǎo)致出現(xiàn)超出研究報(bào)告參數(shù)的運(yùn)行工況。由于沒有限制同一極2個(gè)閥組不對(duì)稱運(yùn)行的控制策略，使得2個(gè)閥組不對(duì)稱運(yùn)行，換流變等的雜散電容和設(shè)備主參數(shù)構(gòu)成并聯(lián)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(yīng)力較正常運(yùn)行時(shí)大。雖然楚穗直流工程M型避雷器保護(hù)水平和絕緣水平滿足設(shè)計(jì)要求，但雙閥組不對(duì)稱運(yùn)行可能使得M型避雷器上的電壓水平超過(guò)其起始動(dòng)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(duì)特高壓直流雙12脈動(dòng)閥組串聯(lián)運(yùn)行存在的極端特殊工況尚未發(fā)現(xiàn)，對(duì)特高壓直流輸電技術(shù)在認(rèn)識(shí)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(guān)研究報(bào)告表明，楚穗直流兩端換流站站內(nèi)幾乎所有故障下的過(guò)電壓水平都超過(guò)了接地極線路的閃絡(luò)電壓(約150 kV)。發(fā)生直流線路接地等故障時(shí)，接地極線路可能會(huì)閃絡(luò)。中性母線避雷器將不能防止在類似工況下接地極線發(fā)生閃絡(luò)［9］。

5 改進(jìn)措施

針對(duì)楚穗直流“12-15”事件暴露出來(lái)的問題，提出以下幾點(diǎn)改進(jìn)措施［9-13］。

(1)對(duì)楚穗直流控制系統(tǒng)程序進(jìn)行完善，避免出現(xiàn)閥組非對(duì)稱運(yùn)行方式對(duì)設(shè)備造成的損害。

1)對(duì)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(shè)定為不同控制模式。

2)在功率調(diào)整過(guò)程中針對(duì)分接頭可能出現(xiàn)的檔位不一致情況，實(shí)現(xiàn)禁止換流變分接頭檔位偏差超過(guò)1檔。

(2)對(duì)楚穗直流M型避雷器進(jìn)行更換，確保在雙閥組不對(duì)稱運(yùn)行時(shí)避雷器不至于因吸收過(guò)高能量而損壞，以滿足保護(hù)范圍內(nèi)直流設(shè)備絕緣裕度要求。

(3)在現(xiàn)有設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)基礎(chǔ)上提高楚穗直流接地極線路絕緣水平。

1)對(duì)接地極線路進(jìn)行改造，并結(jié)合楚穗直流工程在設(shè)計(jì)時(shí)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(zhǎng)度范圍內(nèi)的線路。

2)在接地極線路改造完成前，采取孤島運(yùn)行方式下退出60EL保護(hù)二段，聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行方式下保持60EL二段保護(hù)投入的方式。同時(shí)，采取減小換流站附近接地極線路招弧角間隙，將閃絡(luò)位置限定在可控范圍內(nèi)。

3)考慮在2根接地極線路上分別增加轉(zhuǎn)換開關(guān)。在接地極線路發(fā)生閃絡(luò)時(shí)打開轉(zhuǎn)換開關(guān)，將故障電流轉(zhuǎn)移到未發(fā)生閃絡(luò)的一根線路，待故障清除后合上轉(zhuǎn)換開關(guān)使2根接地極線路平衡運(yùn)行。

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