±500 kV伊穆直流极1线路故障导致极2直流闭锁原因分析

高殿滢，崔文军，洪 鹤，刘文娟

（国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

经验交流

±500 kV伊穆直流极1线路故障导致极2直流闭锁原因分析

高殿滢，崔文军，洪 鹤，刘文娟

（国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

±500 kV伊穆直流极1线路发生瞬时性接地故障，由于双极线路之间的静电和电磁耦合作用，使极2直流电压发生波动，继而引起该极直流滤波器快速充放电，产生较大的穿越电流，而该组直流滤波的首端光电式电流互感器、尾端电磁式电流互感器在电流传变特性方面存在较大差异，穿越电流传变产生的差流达到保护动作条件，导致极2直流闭锁。针对这次保护误动，将直流滤波器差动保护延时由40 ms延长至500 ms，提高了保护的防误动水平。

直流输电；重启动；直流滤波器；保护误动；直流闭锁

1 故障过程

事故发生前，±500 kV伊穆直流双极大地回线全压运行，伊敏换流站送穆家换流站1 600 MW。

2013年6月30日14：15，穆家换流站极1直流保护发“线路故障，突变量检测动作”、“线路故障，行波检测动作”等故障信息，极1直流线路重启，1次成功。同时穆家换流站极2的12／36次直流滤波器B套保护动作出口，极2直流闭锁。主要事件记录如表1所示。

表1 穆家站极1线路故障导致极2闭锁故障记录

事故发生后，重点检查极2的12／36次直流滤波器一次设备，没有异常；检查直流滤波器保护时，A套保护无异常，而B套保护动作出口跳闸灯亮，保护装置显示“差动动作”、“闭锁直流”动作信号，确认极2直流闭锁指令来自极2的12／36次直流滤波器B套保护。

2 保护装置动作分析

2.1 极1线路保护装置动作分析

故障时刻极1录波图如图1所示。

故障情况如下。

a.故障前，极1直流电压、直流电流正常。b.故障时刻，极1线路保护动作，直流电压、直流电流降低。

c.极1直流线路去游离（150 ms），绝缘恢复。

d.极1线路重启，逐步建立直流电压和直流电流。

e.极2的12／36次直流滤波器保护动作，极2直流闭锁。

f.极2功率转移到极1，极1过负荷运行。

通过分析，确定此次故障为伊穆直流极1线路发生瞬时性接地，极1线路保护（电压突变量保护、行波保护）正确动作，极1直流线路重启成功［1］。但极2直流滤波器保护动作原因需进一步分析。

2.2 极2直流滤波器保护动作分析

穆家换流站每极安装2组直流滤波器，为12／24次和12／36次各1组。直流滤波器组一次接线如图2所示。直流滤波器组首端电流互感器（T1）为光电式电流互感器，变比为3 000／1；尾端电流互感器（T4）为电磁式电流互感器，二次绕组共4卷，其中变比为100／1的2卷分别接入2套直流滤波器保护装置，变比为4 000／1的2卷分别接入2套直流控制保护装置，保护装置采样二次回路均相互独立。直流滤波器共配置了差动保护（包括差动速断、比率差动、变化量比率差动）、不平衡保护、过流保护、过负荷保护［2］。

图2 穆家站直流滤波器组一次接线及保护配置

分别调取极2的12／36次直流滤波器A套、B套保护装置中电流波形，分析保护动作情况。

故障时刻A套保护中的首端、尾端电流及其差流电流波形如图3所示，图中黄色曲线是首端电流互感器（T1）的电流波形、绿色曲线是尾端电流互感器（T4）的电流波形，蓝色为T1、T4的差流波形，红色为滤波器差动保护的动作门槛值。

由图3可以看出，极2的直流滤波器A套保护中，T1、T4的差流虽然超过了保护的启动定值（0.1倍额定值），但各时间点上蓝色曲线始终没有稳定地越过红色曲线，即T1、T4的差流始终没有稳定地超过滤波器差动保护的动作门槛值，故A套保护没有动作出口，保护装置功能正常。

图1 穆家站P1线路重启直流电压电流波形

图3 穆家站极2的12／36次直流滤波器A套保护中首端、尾端电流及其差流

故障时刻B套保护中的首端、尾端电流及其差流电流波形如图4所示。

图4 穆家站极2的12／36次直流滤波器B套保护中首端、尾端电流及其差流

由图4可以看出，从t1时刻开始到t2时刻结束，T1、T4的差流（图中的蓝线）已超过稳态比率差动保护动作门槛（图中的红线），持续时间也超过稳态比率差动保护的延时定值（40 ms），满足保护动作条件，保护出口。

3 极2直流闭锁原因

3.1 一次系统分析

此次极2直流闭锁故障，虽然12／36次直流滤波器的2套保护1套动作、另1套未动作，但2套保护装置确实发生了电流突增（均在2倍额定电流以上）。针对极1线路接地故障导致极2直流滤波器流过较大的穿越电流这一现象，分析其内在机理。

以±800 kV特高压直流工程为例，双极正常运行状态下，设置极1直流线路中点处瞬时接地故障进行仿真，分析极1线路接地故障对极2的影响。其中逆变站极1仿真结果如图5所示，逆变站极2仿真结果如图6所示。

图5 极1直流线路瞬时接地故障时逆变站极1波形

图6 极1直流线路瞬时接地故障时逆变站极2波形

由图5可见，极1直流线路瞬时接地故障时，直流电压、直流电流均快速降低。随着直流、电压的降低，两端换流站换流阀等直流设备及直流线路上存储的电荷将通过直流场中直流滤波器组等进行泄放，上述过程从直流滤波的首端、尾端电流波形变化得以证实［3］。

由图6可见，极1直流线路中点处瞬时接地故障时，由于双极线路之间的静电和电磁耦合作用，使另一极线路电压发生波动，从而引起直流滤波器充放电。经中国电科院计算，此次伊穆直流极1线路瞬时接地故障，导致极2电压发生较大干扰和波动，最大变化率达到616 kV／ms，而较大直流电压变化率，造成穆家站极2的12／36次直流滤波器快速充放电，流过较大的穿越电流。

3.2 二次系统分析

依电路原理分析，首端电流互感器是一个电流源、传变给2套保护的T1，尾端电流互感器是另一个电流源、传变给2套保护的T4。电流互感器高压回路中的电流唯一，则在允许的误差范围内，2套保护中接收到的二次电流值应相同（满足误差标准），但是实际上本次故障中2套保护接收到的二次值差异较大，且导致1套保护动作、另1套保护未动作。

本次伊穆直流极1直流线路发生瞬时接地故障时，在穆家站极1两组直流滤波器产生的穿越电流大于在极2两组直流滤波器产生的穿越电流。但穿越电流大的极1两组滤波器、4组保护没有动作，而穿越电流小的极2的两组滤波器、4组保护中仅有1套保护动作，分析认为这一组滤波器保护误动作是个例。那么能够产生这种差异的，一种可能是电流互感器的变比误差超标，另一种可能是2套保护装置中的电流传感器误差超标。

方案三：谷物、薯类和杂豆统计为粮食，但不包括大豆。考虑到人们粮食消费的多元化，杂豆仍然可以作为粮食的一部分。因此，只将大豆从现有粮食统计口径中剔除，其中薯类(不含木薯)仍然按5比1折粮。

故障后，对电流互感器的变比误差进行了测试，满足标准要求；对B套保护装置进行了返厂检测，各项指标正常。

3.3 综合分析

通过以上分析可知，极2直流滤波器中的高频电流属于极1线路故障的正常暂态过程，此次极2闭锁的原因不在于此。故障原因圈定在二次系统方面，而单独测试首端、尾端电流互感器，单独测试2套保护装置，均无问题。

a.将首端、尾端电流互感器电流波形进行对比分析（如图7所示）。由图7可知，首端、尾端电流变化趋势及幅值大小等都非常相似，但在同一时间参考点上，差异却很大，这说明首端、尾端电流互感器在传变电流特性上，尤其是传变速度、时间响应方面存在差异。

图7 直流控保系统中采集的极2直流滤波器首端、尾端电流波形

b.对直流控保系统计算得出的直流滤波器首端、尾端差流波形进行分析（如图8所示）。

由图8可见，首端、尾端的差流在正负值之间以极高频率、不规则地不断跳变，差流幅值变化区域分散、持续时间超过300 ms。

图8 直流控保系统中计算的极2直流滤波器首端、尾端差流波形

由此可见，产生该现象的原因是首端光电式电流互感器、尾端电磁式电流互感器在传变电流速度、时间响应方面有差异，尾端电磁式电流互感器二次测量结果在时间上超前于首端光电式电流互感器。由于直流滤波器保护装置在计算首端、尾端差流时，选取的是同一时间坐标上的2个电流值，因此计算所得差值较大。当持续时间超过保护设置的动作延时（40 ms）后，保护动作出口，极2直流闭锁［5－6］。

4 结论

a.当一极直流线路发生接地故障时，由于双极直流线路之间的静电和电磁耦合作用，使另一极线路电压发生波动，从而引起直流滤波器快速充放电，直流滤波器中将流过穿越电流。

b.直流滤波器保护高压端采用光电式电流互感器，低压侧采用普通电磁式电流互感器，二者传变特性配合不好则留下保护误动的隐患。穆家站极2的12／36次直流滤波器组，其接入B套保护装置的首端、尾端电流互感器的传变特性不一致，导致保护误动，极2直流闭锁。

c.对直流滤波器差动保护动作延时，ABB公司设计的某几个工程中整定为2 s多，而伊穆直流工程直流滤波器差动保护的动作延时为40 ms。结合中国电科院的仿真结果和此次穆家站极2保护误动实际，采取将直流滤波器差动保护延时由40 ms延长至500 ms，在保证直流滤波器设备安全运行前提下，提高保护防误动水平。

d.为更好解决直流滤波器组首端、尾端电流互感器特性不一致的问题，建议采用光电式电流互感器。

［1］胡宇洋，黄道春.葛南直流输电线路故障及保护动作分析［J］.电力系统自动化，2008，32（8）：102－107.

［2］文继锋，陈松林，李海英，等.超高压直流系统中的直流滤波器保护［J］.电力系统自动化，2004，28（21）：69－72.

［3］赵蜿君.高压直流输电工程技术［M］.北京：中国电力出版社，2004.

［4］浙江大学发电教研组直流输电科研组.直流输电［M］.北京：电力工业出版社，1982.

［5］任达勇.天广直流工程历年双极闭锁事故分析［J］.高电压技术，2006，32（9）：173－175.

［6］杨万开，曾南超，王明新，等.三峡—上海直流输电工程控制保护功能的完善［J］.电网技术，2008，32（19）：26－30.

Reason Analysis on±500 kV Yi⁃Mu HVDC Pole 1 Line Fault Caused by Pole 2 DC Blocking

GAO Dian⁃ying，CUI Wen⁃jun，HONG He，LIU Wen⁃juan
（State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China）

Pole 2 DC voltage fluctuates due to electrostatic and electromagnetic coupling between bipolar circuit when±500 kV Yi⁃Mu HVDC pole 1 line instantaneity ground fault occurrs，which can lead to Pole 2 DC filter rapidly charge and discharge，as well as pro⁃duce across current.Photoelectric CT's head and electromagnetic CT's tail are different greatly，difference stream can cause pole 2 bloc⁃king fault.According to this protection misoperation，differential protection of DC filter delays from 40 ms to 500 ms to improve the preventive mal⁃operation leavel.

HVDC transmission；Restart；DC filter；Protection malfunction；DC blocking

TM77

A

1004－7913（2015）09－0019－04

高殿滢（1975—），男，本科，高级工程师，从事高压直流换流站生产运行管理工作。

2015－06－30）