接地极线路绝缘配合研究

王莹莹，李永双，唐 剑，夏 波，张 华

(电力规划设计总院，北京 100120)

0 引言

由接地极线路和接地极组成的大地返回系统是直流输电系统实现灵活运行的必要基础，DL/T 5224—2014《高压直流输电大地返回系统设计技术规程》[1]也为设计提供了有效参考。然而，近年来因接地极线路绝缘破坏而引起的直流工程闭锁事故屡见不鲜：2007年，±500 kV天广直流接地极线路遭受雷击闪络导致直流闭锁[2]；2012年，±800 kV楚穗直流接地极线路操作过电压超限[3-4]；2016年，±800 kV宾金直流宜宾侧接地极线路招弧角放电[5]。通常认为，接地极线路运行时间不长，设计阶段很少进行充分论证，多参考以往工程经验进行绝缘设计。正因为如此，接地极线路的绝缘配合问题的研究深度不足，已成为直流输电系统的薄弱环节，一旦发生故障，不仅影响直流系统输电效益的持续发挥，而且可能给电力系统的安全可靠运行带来隐患。因此，有必要深入研究目前接地极线路的绝缘配合相关问题，提出解决思路，减少因接地极线路闪络引起的直流系统闭锁事件发生。

本文通过分析直流工程接地极线路故障发生、发展过程，归类分析接地极线路绝缘破坏的诱因，提出接地极线路在绝缘不匹配、耐雷水平低、同塔架设增加安全隐患、保护策略适应性不足等方面存在的问题，指出从加强过电压、熄弧和防雷等方面的理论研究、灵活布置导线、优化系统保护策略等方面提高接地极线路设计深度、提升接地极线路绝缘强度。

1 接地极线路绝缘击穿分析

1.1 绝缘水平不匹配

2012年12月15日，±800 kV楚穗直流楚雄站因极Ⅰ双阀组不对称运行引起该极双阀组闭锁，转入单极大地运行后，因接地极线路电流不平衡保护，极Ⅱ强制移相并重启成功。接地极线路在期间发生闪络，当极Ⅰ闭锁时，中性母线产生过电压，数值达170.47 kV (波头时间2.8 ms)，超过接地极线路的绝缘水平(参考交流35 kV设计)，进而引起接地极线路闪络(楚雄换流站接地极线路8号杆塔一侧绝缘子闪络、招弧角烧伤)[3-4]。该接地极线路招弧角尺寸0.4 m，正极性、负极性雷电冲击耐受电压分别为150 kV、－160 kV，当外施电压为波头时间更长的操作波时，耐受电压将进一步降低。该事故暴露出接地极线路绝缘水平与中性母线绝缘水平不匹配，直流系统内各种故障引起的中性母线过电压均有可能超过接地极线路的闪络电压，引起接地极线路闪络，触发电流不平衡保护，诱发直流系统闭锁风险。

2016年4月16日，±800 kV宾金直流输电工程极Ⅱ线路遭受雷击后绝缘击穿，该线路在直流控保的作用下全压再启动两次成功。在极Ⅱ线路第2次再启动过程中，中性极母线电压峰值达104 kV，主频75 Hz；接地极线路招弧角的工频、操作冲击耐受电压分别为109 kV、149.4 kV (+) /150 (-)kV。中性极母线的电压峰值接近工频耐受电压，引起接地极线路闪络，宜宾换流站接地极线路4号塔一侧导线绝缘子招弧角放电[5]。

以上事故均是由于接地极线路的绝缘水平与中性极母线的绝缘水平不匹配，且接地极线路绝缘水平低于中性极母线的绝缘水平引起。直流系统双极和单极运行方式下，直流系统故障引起的中性极母线的过电压超过接地极线路的耐受能力时，很容易导致接地极线路闪络，进而相应的保护动作，继而可能导致直流闭锁。

1.2 耐雷水平低

2007年5月27日、6月8日，±500 kV天广直流连续两次发生接地极线路不平衡保护动作，两次故障时，天生桥换流站附近正处于雷雨交加天气，发现多处类似放电痕迹，疑似落雷引起的瞬时接地故障[6]。

接地极线路通常按照35 kV线路的要求进行绝缘设计，对地距离参照110 kV的标准。一方面，接地极线路杆塔全高不高，考虑到周边建筑和树木的遮挡屏蔽，雷直击线路的概率相对高压输电线路小。然而，当雷击线路附近的地面时，由于电磁感应在接地极线路导线上的感应雷过电压数值可达500 kV，对绝缘水平较低的接地极线路具有较大的威胁。另一方面，雷击塔顶时的感应电压、直击接导线时的导线电位也较容易超过绝缘子串的放电电压，引起绝缘闪络。换句话说，接地极线路的耐雷水平低，无论感应雷过电压还是直击雷过电压，均易引起绝缘击穿。

1.3 同塔架设风险高

±500 kV兴安直流工程深圳侧接地极极线总长约188 km，其中183 km与直流极线同塔架设。2008年5月5日，兴安直流系统发生双极相继闭锁事件，通过对现场设备的检查、雷电定位系统信息、相关录波和继电保护动作情况的分析，故障原因为极Ⅰ直流线路多次遭受雷击后因过电压导致闭锁，与其同杆架设的接地极线路因感应电导致电流不平衡，并随着极Ⅰ状态的改变而改变保护动作策略.最终导致双极相继闭锁[2，7-8]。该事故的研究表明[2]，直流极导线和接地极线路同塔架设时，当直流极导线遭受雷击时，同塔架设的接地极线上将产生很高的感应过电压，且在雷电波传播过程中，感应电压具有累积效应，将会达到其绝缘水平，使得接地极线沿线绝缘发生多点击穿闪络。

±800 kV灵绍直流灵州换流站接地极线路，部分采用与35 kV交流站外电源线路同杆共架的方式，部分与330 kV交流站外电源线路同走廊架设的方式，文献[9]仿真研究指出，直流接地极线路与35 kV交流线路同杆共架时，相互之间的感应电动势很小，不会危及安全运行；直流接地极线路与330 kV交流线路同走廊架设时，330 kV交流线路在直流接地极线路上产生的最高感应电动势不大于18 kV，不会对直流接地极线路的安全运行造成危害。

在土地资源紧缺及输电走廊紧张的地区，接地极线路与直流线路或其他交/直流线路同塔架设的现象越来越常见，若在设计阶段未充分考虑不同线路之间的相互影响，尤其当电压等级差别较大时，因同塔架设直流极线和接地极线产生的感应过电压而导致直流闭锁的情况时有发生，降低输电系统的可靠水平。

1.4 保护策略适应性差

电流不平衡保护是接地极线路最主要的保护，西门子和ABB公司的保护应用最多，两家单位对于该保护有着不同的保护策略[6]，其中西门子公司在单极大地运行方式下的策略为直流闭锁，ABB公司的策略仅为告警。由于直流回路无过零点，接地极线路上由于落雷或其他瞬时故障一旦引起燃弧，则难以自行熄灭，需将直流停运方能熄弧，且极控系统中设置了由线路主保护触发的重启动功能，而接地极线路的保护未能充分调动该功能进行灭弧。2007年以来，天广、兴安直流输电系统中多次在单极运行方式下因雷击引起直流闭锁，若能启动故障重启动，则可有效降低接地极线路瞬时故障导致直流停运的概率。

此 外，2007年 5月 27日、6月 8日，±500 kV天广直流连续两次发生接地极线路不平衡保护动作，且接地极线路故障监视装置没有启动[6]，究其原因为接地极线路监测系统的脉冲发射周期应与接地极线路不平衡保护的动作时间不相配合，监测系统的脉冲发射周期长于不平衡保护的动作时间，不利于故障监测及定位功能的发挥，影响运行人员快速确定故障点位置。

2 关键研究方向

虽然直流接地极线路绝缘配置的问题不断被认识，但尚未有系统化的研究成果，能够从理论、实践方面指导接地极线路的绝缘配合。近年来，特高压直流输电工程陆续投产，该问题的必要性更加突出，本文认为有必要对直流接地极线路的过电压进行系统性、针对性研究，制定与之适应的绝缘配合原则，以下重点研究方向有望促进接地极线路绝缘配合的深化。

2.1 过电压特性研究

过电压是绝缘配合的基础，科学的接地极线路绝缘配合自然离不开准确的过电压计算。接地极线路首端接在换流站中性极母线，末端与接地极相连，其上的过电压与中性极母线的过电压直接相关。在直流极对地短路、换流变压器阀侧套管出口对地短路、交流侧不对称故障、单极方式接地极线路断线等情况下，中性极母线将出现操作过电压[10]，因此，有必要研究该过电压的产生原因、幅值和频率(或波头)特性，并结合中性极母线避雷器的参数，合理确定接地极线路的绝缘耐受能力，减少接地极线路因工频(或类工频)、操作过电压发生闪络事故。

2.2 熄弧试验和熄弧特性研究

自天广直流以来，我国接地极线路均采用招弧角保护绝缘子。但因直流电流无过零点，熄弧困难，尤其随着直流输送功率越来越大，接地极的续流越来越大，招弧角的熄弧越来越困难，导线绝缘子和金具在持续电弧的灼烧下，易发生掉串事故[11]。目前，2 kA及以上大电流的熄弧特性研究仍属空白[12]，急需开展相关招弧角熄弧试验及大电流续流的熄弧特性研究，为招弧角的熄弧特性提供基础试验数据。此外，招弧角型式多样，开展各种型式招弧角的起弧、燃弧、熄弧特性及应用场合研究也是有效解决接地极线路绝缘的重要方案。

2.3 防雷性能综合研究

接地极线路具有耐雷水平低的天然不足。应综合分析接地极线路的运行特性，在满足系统可靠性和运行要求的前提下，合理确定接地极线路的雷击闪络目标值、耐雷水平。在此基础上，既可以选择技术可行、经济合理的传统防雷方案，如优化地线选择、保护角、接地电阻、架设耦合地线，也可采用新技术，如复合横担，还可在易遭雷击处可有针对性地安装线路避雷器，多管齐下、因地制宜地降低输电线路的雷击闪络率。

2.4 导线布置优化研究

接地极线路的典型设计方案为四根导线，按两个两分裂分别布置在杆塔两侧，通常绝缘击穿仅发生在其中的一侧导线处。为提高线路的可靠性水平，可采用多样化的导线布置方案，如采用四根独立的导线分别挂在杆塔两侧，当过电压出现时，仅其中一根导线的绝缘击穿，可通过系统保护，识别故障线路并将其切除，其他线路依然可以正常运行，避免直流系统停运。该方法需进一步研究导线最优布置方案以及继电保护整定原则。

2.5 保护策略优化研究

接地极线路的保护策略与其绝缘配合方案相辅相成，保护策略的制定是绝缘配合的基础，应合理确定接地极线路保护策略，可加强接地极线路故障诊断。这主要是因为，保护若能有效识别瞬时和永久故障，继而采取相应的保护策略，尤其是通过移相重启消除瞬时故障，则绝缘配合中可不必考虑雷电等临时故障对线路运行的影响，从而用较低的代价提高系统的整体可靠性。

故障诊断和故障定位技术的研究也有助于提高保护的准确性和针对性，如接地极线路的短路和断线故障均可能引起接地极线路电流不平衡，而前者多是瞬时故障，故障清除后可恢复运行；而后者则是永久故障，不平衡保护无法清除该故障，应避免直流频繁再启动；采用新型的高阻抗监测技术，可实现定位[13]。

3 结语

随着直流输电电压等级、输送容量逐步增大，接地线路的绝缘配合问题更加值得深入研究。本文在总结已有接地极线路设计和运行经验的基础上，基于故障分析，指出目前接地极线路绝缘配合存在过电压评估不足、防雷性能低、保护策略缺陷等问题，为直流工程的可靠运行带来安全隐患。结合已有研究成果，提出在加强过电压计算、开展大电流熄弧特性试验研究、防雷综合研究、继电保护策略优化等方面加强基础研究，为科学确定接地极线路绝缘配置方案、提高可靠性水平提供基础理论依据。

提高接地极线路运行可靠性是个综合性的问题，需要换流站、线路、保护等多个方面协同合作，用最小的代价实现最高的可靠性。