关于特高压换流站直流穿墙套管故障的典型案例分析

史 磊

（国网宁夏电力公司检修公司）

关于特高压换流站直流穿墙套管故障的典型案例分析

史 磊

（国网宁夏电力公司检修公司）

本文通过对中州站和金华站两起由于直流穿墙套管故障导致单极闭锁的案例进行简要分析，提出了一种增加特高压换流站换流器保护区域的方法。

特高压换流站；直流穿墙套管；直流闭锁；换流器保护；案例分析

0 引 言

±800kV特高压换流站直流穿墙套管结构复杂、制造难度大［1］，现场安装工艺及试验标准要求高［2-3］、大功率运行时故障率较高［4-6］，且目前已投运特高压直流工程的阀厅直流穿墙套管故障均属于极母线差动保护范围，通常由极母线差动保护动作来闭锁单极以隔离故障［7-9］。例如，2015年1月25日，天中直流中州站极Ⅰ 800kV极母线直流穿墙套管闪络导致三套极母线差动保护动作，致使极Ⅰ直流系统闭锁,损失直流功率380MW；2015年7月13日，宾金直流金华站极Ⅱ 800kV极母线直流穿墙套管内部故障导致三套极母线差动保护动作，致使极Ⅱ直流系统闭锁，损失功率4000MW。本文主要通过对中州站和金华站两起由于直流穿墙套管故障导致单极闭锁的案例进行简要分析，提出了一种增加特高压换流站换流器保护区域的方法［10］。

1 直流穿墙套管故障典型案例分析

1.1 中州站极Ⅰ 800kV极母线直流穿墙套管闪络导致极Ⅰ闭锁

1.1.1 故障概述

2015年1月25日01时14分，天中直流中州站极Ⅰ800kV极母线直流穿墙套管闪络导致极母线差动保护动作，极Ⅰ直流系统闭锁。

1.1.2 现场检查

1）现场对极Ⅰ极母线保护区域内设备（包括极Ⅰ极母线区域及极Ⅰ高端阀厅设备）进行外观检查，发现极Ⅰ高端800kV直流穿墙套管（瑞典ABB生产，型号为GGFL800）上表面存在明显放电痕迹，具体放电点如图1～4所示。

图1 套管放电起点（顶端螺栓）

图2 灼伤伞裙

图3 套管根部放电点

图4 放电接地点

2）对发生闪络的极Ⅰ高端800kV直流穿墙套管进行近距离外观检查，伞裙弹性良好，未发现表面粉化、龟裂现象。

3）对极Ⅰ极母线直流分压器及极Ⅰ高端800kV直流穿墙套管SF6气体进行分解物、微水等项目检测，未发现异常现象。

1.1.3 原因分析及处理

（1）保护动作分析

极母线差动保护的基本原理如下。

差动电流：I_PBDP_DIFF=IDCP-IDL+IZ1（极I运行时）。

报警段：|I_PBDP_DIFF| ＞ 0.0375×ID_NOM，延时2s。

跳闸I段∶|I_PBDP_DIFF| ＞ 0.15×MAX（|IDL|，|IDC1P|，|IZ1|），延时150ms。

跳闸II段∶|I_PBDP_DIFF| ＞ 0.2×MAX（|IDL|，|IDC1P|，|IZ1|），且UDL＜0.54×UD_NOM，延时6ms。

保护动作时刻的相关电流、电压及差动电流波形如图5和图6所示。

图5 故障发生时刻保护电流波形图

图6 故障发生时刻差动电流波形图

从故障录波图得知：故障发生时，中州站极Ⅰ直流线路电流IDL由2000A突增至4400A；极Ⅰ高端阀出口电流IDC1P由2000A突降至0A；极Ⅰ极母线直流电压Udl由784kV突降至0kV，保护范围内短路故障特征明显。极母线差动电流I_PBDP_DIFF（4400A）大于制动电流PBDP_RES2（1750A），故障之后约6ms跳闸，与极母线差动保护Ⅱ段逻辑相符，三套保护均正确动作。初步判断为极母线差动保护范围内出现短路故障。

（2）故障原因分析

在小雨加雪的恶劣环境下，由于风向因素，在套管顶部形成0.8m左右干区，且极I高端直流穿墙套管伞裙间积存大量湿雪，造成套管表面局部电压畸变，套管温度比环境温度高时湿雪逐步融化，在伞裙间形成融雪桥接，从而导致套管外绝缘闪络［11］。

（3）故障处理

为尽快恢复双极运行，确保直流系统安全，对极Ⅰ低端相关设备进行检查无异常后，进行极Ⅰ低端换流器不带线路OLT试验，后将极Ⅰ低端换流器解锁，进入双极低端换流器大地回线运行状态。待极Ⅰ高端阀组置检修后对极Ⅰ极母线直流穿墙套管进行了更换处理。

1.2 金华站极Ⅱ 800kV极母线直流穿墙套管内部故障导致极Ⅱ闭锁

1.2.1 故障概述

2015年7月13日19时38分，宾金直流金华站极Ⅱ800kV极母线直流穿墙套管内部故障导致极母线差动保护动作，极Ⅱ直流系统闭锁。

1.2.2 现场检查

1）设备外观检查：现场发现极Ⅱ高端直流穿墙套管区域有较浓重异味，套管整体外观基本完好，发现套管下方套管防爆膜防雨罩已严重变形（见图7），800kV套管上部硅橡胶外绝缘套有轻微破损（见图8）。检查该套管SF6气体压力已降至0.1MPa（一个大气压，即套管内部压力已失去，正常套管压力约为0.7MPa），套管表面未发现闪络痕迹。

图7 套管防爆膜防雨罩

图8 套管上部硅橡胶外绝缘套

2）后台数据检查：检查一体化在线监测系统，800kV直流穿墙套管SF6气体压力数据每20min进行一次采样，19时20分显示该套管SF6压力为0.718MPa，19时40分压力降为0.1MPa，此前压力始终维持在0.7MPa左右，与其余7根直流穿墙套管相比较，压力变化趋势未发现明显异常，如图9所示。

图9 一体化在线监测系统显示极Ⅱ 800kV套管SF6气体压力

1.2.3 原因分析及处理

（1）保护动作分析

通过调阅故障录波，发现极Ⅱ极母线进线电流值IDL、阀厅光CT电流值IDC2P数据异常，其中IDL峰值电流最高达9592.8A，IDC2P电流值降至0A，如图10所示。

通过调阅监控后台报文信息，发现三套极保护（PPRA/B/C）动作一致，直流极母线差动保护（波形见图11）和直流极差动保护（波形见图12）均保护动作，启动极Ⅱ直流闭锁。

（a）直流极母线差动保护

保护原理：直流极母线差动保护采集极母线直流电流（IDL）、阀厅光CT（IDC2P）和直流滤波器电流（IZ1），并以适当极性进行相加，如果差值超过预设值则保护动作。

保护I段动作逻辑：I_P B D P_ DIFF＞0.2×IDC2P+0.35×IDL_NOM，延时10ms，Z闭锁，跳交流断路器；其中：I_PBDP_DIFF=｛［MAX（-IDC1P、0）+MAX（IDL、0）+MAX（-IZ1、0）］+［MIN（-IDC1P、0）+MIN（IDL、0）+MIN（-IZ1、0）］｝。

图10 保护动作故障录波1（IDL、IDC2P）

图11 保护动作故障录波2（IDC2P、IDL、IPBDP）

从图11可知，I_PBDP_DIFF=7322.4A大于差流动作定值1750A，保护动作正确。

（b）直流极差动保护

保护原理：直流极差动保护采集直流线路电流（IDL）、极中性线电流（IDNE）、极中性线电容器电流（ICN）和极中性线避雷器电流（IAN）、直流滤波器避雷器电流（IAZ），并以适当极性进行相加，若差值超过预设值则保护动作。

保护动作逻辑：|I_PDP_DIFF|＞0.2×IDL+0.35×ID_ NOM，延时30ms，I段S闭锁，整流站延时30ms，跳交流断路器；逆变站延时40ms，跳交流断路器；其中：I_ PDP_DIFF=|IDL-IDNE±（ICN+IAN）|。

从图12可知，I_PDP_DIFF=7454A大于差流动作定值2750A，保护动作正确。

（2）故障原因分析

综合现场检查、数据分析及保护动作情况，判断极Ⅱ直流闭锁原因为800kV直流穿墙套管发生内部故障，具体故障过程为：首先，套管内部发生放电闪络，导致相关直流保护动作跳闸（19时38分31秒217毫秒）；接着，内部放电导致SF6气体压力瞬时增大，致使防爆膜动作，防爆膜上部防雨罩被故障气压冲开，击中套管本体并导致部分硅橡胶外绝缘套损伤；最后，防爆膜动作后，SF6气体压力迅速降至0.1MPa，期间发直流穿墙套管非电量保护动作跳闸信号（19时38分34秒391毫秒）。

图12 保护动作故障录波3（IDL、IDNE、IPDP）

（3）故障处理

现场对该套管出厂试验、交接试验、例行试验报告及数据进行核查，所有试验数据均满足标准要求，检查红外测温和紫外电晕测量数据也未发现异常。待极Ⅱ高端阀组置检修、极Ⅱ低端阀组带电解锁后，对极Ⅱ极母线直流穿墙套管进行了更换处理。

2 结束语

综上所述，两起由于直流穿墙套管故障引起的特高压换流站典型事故案例均表明：极母线直流穿墙套管故障后将导致单极直接闭锁，造成功率损失，致使双极进入不平衡运行状态，从而不利于直流系统的安全稳定运行。为了提高直流系统运行的可靠性，一方面建议遇到恶劣天气时，考虑到直流穿墙套管绝缘水平可能降低，应及时申请进入降压运行方式，另一方面结合特高压直流保护及直流场测点布置的特点，可以将阀厅内光CT外移来增加特高压换流站换流器保护的区域，从而实现自动重启健全换流器的功能。

［1］ 柴影辉，张楠楠.特高压直流穿墙套管在±800kV换流站中的应用［J］.黑龙江科技信息， 2013（30）.

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［3］ 潘国洪，朱华艳.±800kV直流穿墙套管安装和现场试验关键技术研究［J］.高压电器，2013（2）.

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［6］ 陈忠，伍衡，黄和燕，等.±800kV直流穿墙套管耐压试验发生外闪原因分析及改进措施［J］.高电压技术，2011（9）.

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2016-05-13）