楚穗直流输电系统双阀组闭锁事件及保护动作行为分析

李扬

(中国南方电网超高压输电公司广州局，广州市510405)

楚穗直流输电系统双阀组闭锁事件及保护动作行为分析

李扬

(中国南方电网超高压输电公司广州局，广州市510405)

基于±800 kV楚穗直流输电系统2012年12月15日单极双阀组相继闭锁事件，通过对现场设备的检查，相关录波和保护动作情况的分析，查明了故障原因是极1双阀组的不对称运行导致极1双阀组闭锁，同时由于接地极线路与中性母线绝缘水平不匹配，造成接地极线路闪络从而导致接地极线路不平衡保护动作。针对事件暴露的问题提出了合理的改进措施。

特高压直流输电;过电压;闭锁;故障分析

0 引言

2012年12月15日，±800 kV楚穗直流输电系统在进行双极孤岛调试过程中，工作人员按照调试方案要求配置试验初始状态时，极1直流差动保护和极1低端阀组阀短路保护先后动作，极1双阀组闭锁。在随后极2单极运行期间，接地极线路不平衡保护动作，将极2双阀组强制移相并重启成功。本文根据对现场设备的检查情况，相关录波和继电保护动作实况，详细分析故障的类型、过程和产生原因，同时针对事件暴露的问题提出改进的措施。

1 故障简介

1.1 故障前系统运行方式

故障前楚穗直流系统在联网、双极大地回线方式［1-3］下运行，云南送广东直流功率为2 500 MW。

1.2 故障过程

09:15:32.722:工作人员将极1高端阀组换流变分接头控制模式由定角度模式改为定电压(Udi0)模式，其他阀组仍为定角度模式［4］;

09:15:38.821:极1高端阀组换流变分接头调节动作开始;

09:16:10.884:分接头调节动作结束;

09:17:31.202:极1直流保护系统极差动保护(87DCM)动作;

09:17:31.210:极1直流保护系统阀组短路保护(87CSD)Ⅰ段动作;

09:17:31.214:极1高端阀组转为闭锁状态;

09:17:31.220:极1低端阀组转为闭锁状态，直流功率全部转移至极2运行;

09:17:33.535:极2直流保护系统接地极线路电流不平衡保护(60EL)动作，极2强制移相并重启动成功。移相结束后，楚穗直流极2单极2 500 MW运行，直流功率传输未受影响。

1.3 现场设备检查情况

运行人员在换流站现场检查发现极1低端阀组200 kV母线处安装的F5避雷器发生压力释放，如图1。通过线路巡查，发现楚穗直流楚侧接地极线路一杆塔有一绝缘子串发生闪络，招弧角烧伤。

1.4 故障存在的疑点

(1)此次极1双阀组相继闭锁是在阀组换流变分接头控制模式不一致的情况下发生的，2个阀组运行工况不一致是否是引起故障的原因。

(2)在极1闭锁后的极2单极运行期间发生的接地极线路保护动作是否正确，接地极线路绝缘水平是否满足工程需要，需要对故障原因进行深入分析。

2 保护动作原理

楚穗直流系统中，阀组短路保护(87CSD)用于检测阀短路故障、阀接地故障、换流变阀侧相间短路故障，避免发生短路时换流阀遭受过应力。如图2所示，当整流侧3、6、8、12处发生故障时，该保护动作。

极差动保护(87DCM)是反应换流器区域故障，当换流器4、5、7、9、13处发生接地故障时该保护动作。

接地极线路不平衡保护(60EL)用于检测地极引线上的接地故障。正常运行情况下，2个地极引线电流是相等的，如果任何一个接地极上有接地故障，2个接地极的电流将失去平衡，保护动作。

本次故障中3个保护的具体判据和定值如表1所示。

3 故障原因分析

从事故发展的过程来看，故障过程分为2个阶段，分别是极1保护动作闭锁阶段和极2单极运行期间接地极保护动作阶段。

3.1 极I闭锁原因分析

故障前，工作人员将极1高端阀组换流变分接头控制模式切换为定Udi0模式。切换完成后，极1高端阀组分接头档位由6档调至2档，同时触发角从15°增大至22.5°。而极1低端阀组仍保持在定角度控制方式，其档位和触发角也处于原来的位置。此时同一极的2个阀组控制模式出现差异，其值也出现较大差异，使得2个阀组中间的400 kV母线电压UdM出现了较大的波动，如图3。此次故障中，UdM稳态最大值(597.24 kV)大于常态运行值(429 kV)。电压波动较大的原因是在直流电压基础上叠加了较多的24次谐波分量，其振幅约为160 kV。计算结果表明，极1高端阀组换流变分接头调整完毕后F5避雷器对地电压在-0.32 kV至387.98 kV之间波动，个别峰值处高达399.78 kV，上述电压已超过F5避雷器的10 mA参考电压(373 kV)。当电压波动维持一定时间后，避雷器F5动作，因谐波频率过高，使得避雷器能量来不及完全释放，导致出现压力释放的情况。

极1低端阀组避雷器F5压力释放后，相当于图2中7L处出现了接地故障。7L故障前，极线电流从整流侧流向逆变侧，同时从接地极线路回流，在换流阀上则是从中性母线流向高压母线;7L点故障后，流过换流阀的电流从故障点分流，高压母线电流IdCH变小;流过故障点的电流同时从接地极线回流至中性母线，中性母线电流IdCN增大，从图4可知，当两者差流大于156 A，且满足5 ms延时后，极差动保护(87DCM)出口。故障后中性母线电流经角侧换流变流到故障点，而星侧阀电流则与极线电流基本一致。如图4，IdD与IdCN曲线基本重合，IdY与IdCH曲线基本重合。87DCM动作后，IdCH和IdCN的差流进一步增大，当换流变阀侧角接绕组电流IacD与两者最小值的差流幅值达到5 313 A时，阀组角侧短路保护(87CSD)出口。

因此，极1闭锁的根本原因是由于极1高、低端阀组的不对称运行，导致400 kV母线对地电压产生波动，继而引起极1低端阀组F5避雷器发生压力释放，最终使得保护87DCM和87CSD正确动作。

3.2 接地极不平衡保护动作原因分析

F5避雷器损坏后形成极1低端阀组200 kV母线短路故障，故障电流通过接地极线路和极1中性母线形成回路，并在极1中性母线上将产生过电压，极1闭锁瞬间UdN电位被抬升至170.47 kV。由于接地极线路绝缘水平(按交流35 kV设计)远小于中性母线的绝缘水平(按交流110 kV设计)，因此该过电压造成接地极线路闪络，导致Idee1所在线路出现故障，Idee1突然增大，如图5。当IdH-IdN和Idee2的差流超过了接地极线路不平衡保护60EL定值63 A，且延时超过2 s后保护出口，强制移相成功后极2恢复正常运行。

4 暴露的问题

4.1 双阀组运行工况不一致导致过电压

本次事件中，F5避雷器(M型避雷器)损坏的直接原因是高、低压阀组不对称运行，导致出现超出研究报告参数的运行工况。由于没有限制同一极2个阀组不对称运行的控制策略，使得2个阀组不对称运行，换流变等的杂散电容和设备主参数构成并联谐振，在400 kV母线和地之间存在24次振荡，造成M型避雷器上的电压应力较正常运行时大。虽然楚穗直流工程M型避雷器保护水平和绝缘水平满足设计要求，但双阀组不对称运行可能使得M型避雷器上的电压水平超过其起始动作电压，能量快速累积，使避雷器损坏［7-8］。

上述情况表明工程人员对特高压直流双12脉动阀组串联运行存在的极端特殊工况尚未发现，对特高压直流输电技术在认识上还存在不足。

4.2 接地极线路与中性母线绝缘水平不匹配

本次事件还暴露出楚穗直流接地极线路与中性母线存在绝缘水平不匹配的问题。相关研究报告表明，楚穗直流两端换流站站内几乎所有故障下的过电压水平都超过了接地极线路的闪络电压(约150 kV)。发生直流线路接地等故障时，接地极线路可能会闪络。中性母线避雷器将不能防止在类似工况下接地极线发生闪络［9］。

5 改进措施

针对楚穗直流“12-15”事件暴露出来的问题，提出以下几点改进措施［9-13］。

(1)对楚穗直流控制系统程序进行完善，避免出现阀组非对称运行方式对设备造成的损害。

1)对高、低端阀组换流变分接头采用同一种控制模式。禁止人为将阀组换流变分接头设定为不同控制模式。

2)在功率调整过程中针对分接头可能出现的档位不一致情况，实现禁止换流变分接头档位偏差超过1档。

(2)对楚穗直流M型避雷器进行更换，确保在双阀组不对称运行时避雷器不至于因吸收过高能量而损坏，以满足保护范围内直流设备绝缘裕度要求。

(3)在现有设计标准基础上提高楚穗直流接地极线路绝缘水平。

1)对接地极线路进行改造，并结合楚穗直流工程在设计时考虑的功率反送功能，按照同一原则，极端情况下送端和受端均需要改造约70%长度范围内的线路。

2)在接地极线路改造完成前，采取孤岛运行方式下退出60EL保护二段，联网运行方式下保持60EL二段保护投入的方式。同时，采取减小换流站附近接地极线路招弧角间隙，将闪络位置限定在可控范围内。

3)考虑在2根接地极线路上分别增加转换开关。在接地极线路发生闪络时打开转换开关，将故障电流转移到未发生闪络的一根线路，待故障清除后合上转换开关使2根接地极线路平衡运行。

［1］浙江大学直流输电科研组.直流输电［M］.北京:水利电力出版社，1985.

［2］赵婉君.高压直流输电工程技术［M］.北京:中国电力出版社，2004.

［3］陈潜，张尧，钟庆，等.±800 kV特高压直流输电系统运行方式的仿真研究［J］.继电器，2007，35(16):27-32.

［4］张志朝，刘涛，宋述波，等.云广特高压直流工程换流变分接头切换控制研究［J］.电力系统保护与控制，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绝缘配合(第3部分):高压直流换流站绝缘配合程序［S］.北京:中国标准出版社，2007.

［8］南方电网科学研究院.12.15楚雄站极1双阀组不对称运行引起的低压阀组对地过电压相关分析［R］.广州:南方电网科学研究院，2013.

［9］南方电网科学研究院.±800 kV直流输电工程接地极线路操作过电压分析报告［R］.广州:南方电网科学研究院，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］刘森，李扬.兴安直流“5·5”双极相继闭锁事件及保护动作行为分析［J］.电力建设，2009，30(4):52-55.

［13］邵震，袁鹏，林睿.云广特高压直流一起双极三阀组相继闭锁分析［J］.电力建设，2011，32(6):30-34.

(编辑:刘文莹)

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

李扬(1982)，男，本科，工程师，从事特高压直流输电运行维护工作，E-mail:epliyang@126.com。