一起柔性直流輸電電纜雙極短路故障分析

李乃一，陳 俊，任廣振，姜文東，邵先軍，曹俊平

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司舟山供電公司，浙江 舟山 316021；3.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

具有優(yōu)異控制特性及功率翻轉能力的柔性直流輸電技術已在可再生能源接入、遠距離孤島送電、電網互聯(lián)等方面獲得了廣泛應用[1-4]。由于柔性直流輸電系統(tǒng)本身不具備清除直流線路故障的能力，為減少大氣過電壓、污閃等引起架空線路故障，柔性直流輸電工程大多采用直流電纜[5-6]。其中XLPE（交聯(lián)聚乙烯）絕緣電纜因其質量輕、易安裝、電氣及耐熱性能好等優(yōu)勢被大量使用[7-9]。

伴隨著電網可再生能源大規(guī)模接入需求的增加，我國的柔性直流輸電技術和XLPE 絕緣高壓直流電纜的研發(fā)、應用在“十二五”期間獲得了快速發(fā)展。中國南方電網2013 年12 月在汕頭南澳島風電基地建成了±160 kV 三端柔性直流輸電示范工程及37 km 直流陸纜[10]。2014 年7 月，國家電網舟山±200 kV 五端柔性直流輸電示范工程投運，共采用直流海纜294 km[11]。不到兩年，國家電網廈門±320 kV 柔性直流輸電科技示范工程及21 km 直流陸纜于2015 年12 月正式投運[12]。從2012 年開始建設，我國在3 年多的時間內實現(xiàn)了高壓直流電纜電壓等級的三級跳[13]。目前，±525 kV 直流電纜也正在進行研制和試驗[14]。

然而柔性直流輸電電纜運行時間尚短，對運行隱患點缺乏認識和經驗，也未見對于電纜運行狀態(tài)評估或缺陷故障的公開報道。2019 年3 月29日±200 kV 舟山柔性直流輸電示范工程岱衢線、洋泗線海纜發(fā)生雙極短路故障，本文介紹了該起故障的發(fā)生經過及故障樣品檢查過程，分析了故障發(fā)生原因。

1 雙極短路故障經過

1.1 舟山柔性直流輸電工程及電纜概況

舟山多端柔性直流輸電示范工程于2014 年7月投運，工程在舟山本島、岱山島、衢山島、泗礁島、洋山島各設1 座換流站，直流電壓等級±200 kV，容量為舟定站400 MW、舟岱站300 MW、舟衢站100 MW、舟洋站100 MW、舟泗站100 MW。

發(fā)生故障的岱衢2002 線海纜型號YJQ41-200 kV-1×300 mm2，為純海纜線路，起于舟岱站，止于舟衢站，共17 km。發(fā)生故障的洋泗2004 線海纜型號YJQ41-200 kV-1×300 mm2，陸纜型號YJQ03-Z-200 kV-1×300 mm2，為混合線路，起于舟洋站，止于舟泗站，全長33.1 km，其中海纜29.8 km、陸纜3.3 km。兩條線路均于2014 年5 月建成并同時投運。

舟山柔性直流輸電工程海纜規(guī)格見圖1。

1.2 故障概況

2019 年3 月29 日±200 kV 舟山多端柔性直流輸電示范工程發(fā)生雙極短路故障，5 站跳閘。根據保護動作信息，并結合舟岱站與舟衢站之間通信異常情況，判斷海纜異常。

對岱衢線海纜進行絕緣測試及故障測距，正極絕緣正常，負極絕緣接地，故障點距舟衢站0.47 km。對洋泗線海纜進行絕緣測試及故障測距，負極絕緣正常，正極絕緣接地，故障點距舟洋站14.26 km。打撈后復測，正極另一故障點測距距舟泗站6 km。兩個故障點相距9.74 km。對5 站交流場、聯(lián)結區(qū)、閥廳、直流場進行設備檢查，未發(fā)現(xiàn)其他異常情況。

圖1 舟山柔性直流輸電工程海纜規(guī)格

1.3 故障選線情況

1.3.1 故障前系統(tǒng)運行方式及負荷情況

故障發(fā)生前，舟定站換流器有源運行（定直流電壓控制），舟岱站換流器有源運行（定有功功率控制），舟衢站換流器有源運行（定有功功率控制），舟泗站換流器有源運行（定有功功率控制），舟洋站換流器無源運行（定頻率控制）。

舟定站輸送有功功率73.3 MW，舟岱站輸送有功功率-40 MW，舟衢站輸送有功功率-10 MW，舟泗站輸送有功功率-20 MW，舟洋站輸送有功功率0 MW。

1.3.2 故障選線情況

舟岱站岱衢線負極電流和舟衢站岱衢線負極電流方向均為正（換流站流出方向），并結合舟岱站與舟衢站之間通信異常情況，判斷岱衢線負極接地。

舟洋站洋泗線正極電流和舟泗站洋泗線正極電流方向均為正（換流站流出方向），判斷洋泗線正極接地。

2 故障海纜解體情況

對岱衢線負極海纜1 個故障點樣本和洋泗線正極海纜2 個故障點樣本進行解體檢查。

岱衢線海纜解體至PE（聚乙烯）護套，發(fā)現(xiàn)整體損壞（圖2）。故障原因為船舶外力破壞。

圖2 岱衢線故障海纜

洋泗線海纜解體至半導電阻水緩沖帶，外披層、鎧裝層、緩沖帶損壞、鉛套表面明顯融灼，半導電層表面有直徑約2 mm 的擊穿孔洞，距舟洋站14.26 km 處故障點鉛護套融灼及外護套、鎧裝層、緩沖帶破損面積較大，距舟泗站6 km 處故障點面積稍?。▓D3）。故障原因為主絕緣徑向擊穿。

圖3 洋泗線故障海纜解體

綜上，本次故障過程為岱衢線因船舶外力破壞導致負極接地，系統(tǒng)正極電壓在2 ms 左右上升至約380 kV 時，洋泗線正極海纜兩處發(fā)生本體擊穿。因此是一次單極接地后，非故障極在過電壓作用下，發(fā)展為雙極短路的故障。

3 故障海纜解體情況

由于故障海纜樣品長度較短，耐壓試驗無法開展。因此充分利用現(xiàn)有樣品，在實驗室開展擊穿通道觀察、介電性能、理化性能、擊穿強度等檢測項目，考核故障海纜的絕緣劣化情況。

3.1 故障海纜樣品

故障海纜樣品共6 段：1 號洋泗線距舟洋站14 km 故障段，長度1.5 m，包含擊穿點；2 號洋泗線距舟泗站6 km 故障段，長度2 m，包含擊穿點；3 號洋泗線距舟泗站6 km 故障段，長度3 m，端部距擊穿點約2 m，不包含擊穿點；4 號岱衢線故障段，長度1.5 m，包含擊穿點；5 號洋泗線備纜；6 號岱衢線備纜。

3.2 擊穿通道觀察

在故障海纜樣品1 號、2 號擊穿點處取樣。將試樣浸泡在高溫硅油中一段時間，觀察擊穿通道情況。

圖4 為樣品1 號，2 號擊穿通道情況。可以看到，樣品1 號擊穿通道從導體屏蔽至外屏蔽呈扇形，樣品2 號擊穿通道呈直線形；除擊穿通道外，1 號，2 號其余位置未見明顯缺陷。從擊穿通道大小、形狀判斷，1 號洋泗線距舟洋站14 km處擊穿時能量相對較大，2 號洋泗線距舟泗站6 km 處擊穿時能量相對較小。

圖4 擊穿通道

3.3 介電頻譜

將故障海纜樣品1—6 號環(huán)向切削后，從運行電場強度較高的靠近導體屏蔽層2～3 mm 帶狀試樣上剪切42 mm×42 mm 的片狀試樣。進行表面清潔、壓平等預處理后，用離子濺射儀噴金電極，確保電極與試樣表面接觸良好。采用Concept80 寬帶介電譜測量系統(tǒng)，頻率范圍設置為0.05 Hz～1 MHz。

圖5 為樣品1—6 號的ε′頻譜?？梢钥吹?，樣品1—6 號的ε′為2.4～2.6，且隨頻率增大而減小的變化幅度不大；有運行經歷的樣品1—4 號的ε′較為接近；洋泗線備纜樣品5 號的ε′相對較大，岱衢線備纜樣品6 號的ε′相對較小。對于備纜，ε′主要取決于絕緣料、生產工藝及儲存情況，因此樣品5 號和6 號的ε′存在一定差異，而經歷一段時間運行過程中的電、熱作用后，樣品1—4號的ε′趨于一致。

圖5 1—6 號樣品ε′頻譜

圖6 為樣品1—6 號的tanδ 頻譜?？梢钥吹剑瑯悠?—6 號的tanδ 數(shù)量級為10-3，損耗峰頻率范圍為10～104Hz；有運行經歷的樣品1—4 號的損耗峰較為接近；洋泗線備纜樣品5 號的損耗峰相對較大，岱衢線備纜樣品6 號的損耗峰相對較??；樣品1—3 號與5 號相比、樣品4 號與6 號相比，損耗峰均增大且向低頻移動，說明2 條故障海纜運行一段時間后均形成了羰基、羥基等極性基團，存在一定程度的劣化。

圖6 1—6 號樣品tanδ 頻譜

對于備纜，樣品6 號的ε′和tanδ 均小于樣品5 號，說明岱衢線備纜生產過程中絕緣料的雜質粒子、交聯(lián)副產物、抗氧劑等殘留相對較少，工藝控制相對較優(yōu)。

3.4 熱刺激電流

將故障海纜樣品1 號，2 號，4 號，5 號環(huán)向切削后，從靠近導體屏蔽層2～3 mm 帶狀樣品上剪切直徑30 mm 的片狀樣品。進行表面清潔、壓平等預處理后，用離子濺射儀噴金電極，確保電極與樣品表面接觸良好。測試流程見圖7，在-60～120 ℃升溫過程中測量TSC（最大供電能力）。

圖7 TSC 檢測流程

通過TSC 分峰曲線計算可得各個峰的陷阱深度和陷阱電荷量。

陷阱深度計算公式為：

式中：H 為陷阱深度；Tm為峰值電流對應的溫度；ΔT 為半峰值對應的溫度差；k 為玻爾茲曼常數(shù)。

陷阱電荷量計算公式為：

式中：β 為升溫速率；I 為TSC。

表1 為樣品1 號、2 號、4 號、5 號非本征松弛峰的陷阱深度H 和陷阱電荷量Q?？梢钥吹剑c備纜樣品5 號相比，有運行經歷的樣品1 號，2 號、4 號各松弛峰的H 均有所增大，Q 均有所增多；樣品4 號與樣品5 的H 相對接近，僅C3和C4 峰的Q 有所增大；洋泗線樣品1 號、2 號C2 峰的H 和Q 均明顯大于岱衢線樣品4 號，C3和C4 峰的H 也明顯較大。

樣品4 號的C2 松弛峰的分峰曲線包圍面積、陷阱深度H 和陷阱電荷量Q 均小于樣品1 號、2號，說明岱衢線樣品的劣化程度相對較小。

3.5 紅外光譜

將故障海纜樣品1—6 號環(huán)向切削后，從靠近導體屏蔽層2～3 mm 帶狀樣品上取樣。采用IR Prestige-21 型紅外光譜儀以透射模式對樣品進行紅外光譜分析，波長范圍為400～4 000 cm-1。

利用羰基指數(shù)定量分析劣化過程中分子結構的變化趨勢，羰基指數(shù)的計算式為：

式中：A1720為羰基吸收峰面積；A2010為不隨氧化變化的吸收峰面積，位置在2010 cm-1附近。

圖8（a）為樣品1—3 號與樣品5 號的紅外光譜曲線，圖8（b）為樣品4 號與樣品6 號的紅外光譜曲線。表2 為樣品1—6 號的羰基指數(shù)?？梢钥吹?，備纜樣品5 號，6 號的羰基吸收峰面積和羰基指數(shù)均大于有運行經歷的樣品1—4 號。一般來說，備纜中殘余一定的交聯(lián)副產物，且交聯(lián)副產物中的乙酰苯含有大量羰基基團，指數(shù)相對較高，投運后，隨著交聯(lián)副產物的揮發(fā)，羰基指數(shù)將下降，而當材料在運行過程中逐漸氧化后，羰基指數(shù)將有所升高。從這個角度來說，洋泗線和岱衢線樣品的劣化程度不大。

表2 羰基指數(shù)

3.6 擊穿強度

將故障海纜樣品1—6 號切削后，從靠近導體屏蔽層取樣。在油浴中，測量樣品的平均擊穿強度。

圖8 熔融曲線

表3 為樣品1—6 號的平均擊穿強度（6 份平均）?？梢钥吹?，擊穿時能量相對較小的樣品2號，3 號的擊穿強度與備纜樣品5 號接近，與之相比，擊穿時能量相對較大的樣品1 號的擊穿強度下降了8%，遭外力破壞的樣品4 號的擊穿強度相對備纜樣品6 號下降了17%，樣品5 號的擊穿強度為樣品6 號的91%。說明擊穿或外破時故障電流的熱作用造成了該區(qū)域材料擊穿強度的下降，下降幅度與擊穿能量大小正相關。

表3 擊穿強度

綜上，洋泗線距舟洋站14 km 處擊穿時能量大于距舟泗站6 km 處；以其同型號批次備纜為參照，故障樣品的劣化程度不大，洋泗線樣品的劣化程度相對大于岱衢線樣品；岱衢線備纜生產過程中絕緣料的雜質粒子、交聯(lián)副產物、抗氧劑等殘留相對較少，工藝控制相對較優(yōu)。因此，絕緣劣化不是造成本次故障的主要原因。

4 故障海纜絕緣設計情況

4.1 海纜設計絕緣水平

洋泗線海纜試驗電壓見圖9。洋泗線海纜型式試驗電壓388.5 kV（1.85U0×1.05）略高于故障擊穿電壓380 kV，洋泗線海纜出廠試驗電壓370 kV（1.85U0）略低于故障擊穿電壓，交接和預鑒定試驗電壓290 kV（1.45U0）遠低于故障擊穿電壓。另外，型式試驗中執(zhí)行了±210 kV 疊加±586.5 kV雷電波和±600 kV 操作波的試驗，預鑒定試驗中執(zhí)行了±200 kV 疊加±440 kV 雷電波和±620 kV操作波的試驗。

圖9 洋泗線海纜試驗電壓

圖10 為國內柔直輸電工程高壓直流海纜主要設計參數(shù)對比。

與±160 kV 南澳工程和±320 kV 廈門工程相比，±200 kV 舟山工程洋泗線海纜絕緣厚度較厚，線芯截面較小，工作場強相對較大（較定岱線高9%），但未超過設計場強20 MV/m。其中，廈門柔直系統(tǒng)可單極運行，單極接地后非故障極不會承受2U0過電壓，從這一點來說，舟山工程對運行條件和海纜絕緣水平的要求更高。

國內±160 kV 南澳工程、±200 kV 舟山工程、±320 kV 廈門工程3 個柔直輸電工程所使用的高壓直流電纜料均為北歐化工生產，其常溫下的擊穿場強高達220 MV/m，90℃下也可達160 MV/m。根據上文的理化分析結果，海纜的擊穿場強均在70 MV/m 以上。照此標準，故障海纜絕緣料的耐受水平遠超單極接地故障的最大過電壓390 kV。

圖10 國內柔直輸電工程高壓直流海纜主要設計參數(shù)對比

4.2 老化和空間電荷影響分析

XLPE 電纜在絕緣基料制備和生產擠出過程中會不可避免產生一些缺陷，微觀狀態(tài)下表現(xiàn)為深淺不一的能級陷阱。直流電壓下，根據空間電荷限制電流理論，當電場強度超過閾值后，從電極注入到絕緣料中的電子或空穴會被陷阱捕獲形成空間電荷，電場發(fā)生畸變，導致?lián)舸?。北歐化工生產的超純絕緣料（無納米添加）聲明的長期耐受場強為20 MV/m，最大工作溫度為70 ℃。根據測試結果[13]，該絕緣料具有較好的空間電荷抑制作用：70 ℃以下，電導電流由歐姆電流區(qū)過渡到空間電荷限制電流區(qū)的閾值（可宏觀地理解為電荷的注入閾值）均大于20 MV/m，即當場強低于該值時，空間電荷注入量較少，目前的制造水平均能達到該目標。

電、熱老化會破壞材料分子結構產生缺陷，減少絕緣壽命，同時加劇空間電荷積聚。其中熱老化的影響遠大于電老化。常溫、40 MV/mm 直流電老化25 天后的測試結果表明[15]，絕緣料大部分分子鏈保持完整，老化不嚴重，空間電荷導致的電場畸變率為11.3%，小于GB/T 31489.1—2015 規(guī)定的20%。照此標準，本次故障海纜工作場強低于20 MV/m，同時線路負荷較小，高溫影響可不做考慮，因此運行5 年應無嚴重的絕緣劣化和空間電荷注入。根據上文的理化分析結果，與其同型號批次備纜相比，故障樣品無嚴重的絕緣劣化情況。

5 故障原因分析

5.1 單極接地故障的過電壓特性

舟山柔直輸電系統(tǒng)為偽雙極拓撲結構，即無法單極運行，雙極間電位差保持恒定。因此，單極接地故障發(fā)生后2 ms 左右，非故障極電壓將升高至390 kV。換流閥閉鎖后10 ms 左右，電壓將下降至320 kV 左右，直至網側交流斷路器分閘后，線路開始放電，電壓開始下降，此時距故障發(fā)生約100 ms。諧振開關分閘后，線路僅能通過自身電容放電，電壓下降速度變緩。故障隔離完成后，交流斷路器合閘、換流閥解鎖，電壓重新上升，由于存在一定的殘壓，可能超過200 kV發(fā)生第二次過沖。

單極接地故障隔離策略如下[16-18]：

（1）單極接地故障發(fā)生20 ms，直流電壓不平衡保護動作。

（2）保護動作后，立即向5 站發(fā)出換流閥閉鎖指令，約1 m 后換流閥半橋子模塊和阻尼模塊閉鎖并開始阻尼故障電流；保護動作后，同時還向5 站發(fā)出網側交流斷路器分閘指令。

（3）保護動作后約80 ms，交流斷路器分閘，交流側向故障點的注流回路被切斷，線路開始通過橋臂電抗、平抗等電抗器續(xù)流回路放電，回路電流在阻尼模塊電阻的作用下衰減。

（4）交流斷路器分閘后約50 ms，電流衰減至諧振開關開斷閾值500 A，向故障線路發(fā)出諧振開關分閘命令，約130 ms 后，完成故障隔離，如圖11 所示。

可見，單極接地故障發(fā)生后，包括海纜在內的非故障極需承受300 kV 以上、最高390 kV（上升時間2 ms 左右，約為操作波的3 倍）的過電壓100 ms 或更長時間，是舟山柔直系統(tǒng)拓撲結構的固有特性。本次故障中，負極接地故障發(fā)生后2 ms 左右，正極在380 kV 時擊穿，因此未發(fā)生直流電壓不平衡保護動作。雙極短路故障發(fā)生0.3 ms 后，直流過流欠壓保護動作，后續(xù)故障隔離策略與單極接地故障一致。保護動作正確。

5.2 過電壓對直流電纜運行擊穿特性的影響

直流電纜在直流穩(wěn)態(tài)條件下的耐受能力極強，故障率、壽命均優(yōu)于交流電纜，但沖擊電壓下的耐受水平會明顯降低。電壓突變可能會導致缺陷的產生或放大，例如進行耐壓試驗同步局放測量時，逐級升壓法測得的放電重復率大于連續(xù)升壓法。

圖11 故障隔離策略及過電壓曲線

雖然故障海纜預鑒定執(zhí)行了運行電壓疊加反極性雷電波和操作波的試驗，但與試驗條件下的標準波形相比，故障波形不同且必然伴隨著一定的高頻紋波。試驗電壓缺陷檢出能力與故障過電壓的等效性仍有待研究。

5.3 歷史故障的影響

海纜經受單極接地引起的過電壓作用并非首次發(fā)生，2017 年9 月，定岱線負極發(fā)生一次外破事故，保護動作正常。該次故障可能造成了正極海纜局部損傷，對本次故障有一定影響。

6 結論

本文詳細介紹了一起柔性直流輸電電纜雙極短路擊穿故障，分析了故障原因，結論如下：

（1）岱衢線負極海纜因船舶外力破壞導致系統(tǒng)單極接地故障，正極電壓在2 ms 左右上升至約380 kV 時，洋泗線正極海纜兩處絕緣局部薄弱點在過電壓作用下發(fā)生本體擊穿，最終形成雙極短路的故障。

（2）舟山柔直輸電系統(tǒng)為偽雙極拓撲結構，作為其固有特性，單極接地故障發(fā)生后，包括海纜在內的非故障極需承受約2 倍的過電壓，因此舟山工程對運行條件和海纜絕緣水平的要求較高。雖然故障樣品理化分析結果表明絕緣劣化不是造成本次故障的主要原因，與同型號批次備纜相比，剩余在運海纜絕緣劣化程度不嚴重。但未來若再次發(fā)生單極接地故障，則仍可能發(fā)展為雙極短路故障，尤其對于線芯截面較小的洋泗線和岱衢線。

（3）發(fā)生擊穿故障的洋泗線海纜型式試驗電壓388.5 kV 略高于故障擊穿電壓380 kV，而出廠試驗電壓370 kV 略低于故障擊穿電壓，交接和預鑒定試驗電壓290 kV 遠低于故障擊穿電壓。另外，雖然故障海纜預鑒定執(zhí)行了運行電壓疊加反極性雷電波和操作波的試驗，但由于故障過電壓與試驗波形存在差異，試驗條件下標準波形的缺陷檢出能力與故障過電壓的等效性仍有待研究。