特高壓直流雙極四閥組同時閉鎖,線路下方的山火是事故直接原因

2021-01-07 電氣新科技

新松換流站是目前世界上海拔最高、抗震級別最強的特高壓換流站。新東直流是國家大氣汙染防治行動計劃12條重點輸電通道之一，送電距離約1953km，輸電容量 5000MW。

超高壓輸電公司大理局的研究人員彭永來、陳超泉、賀紅資，在2020年第11期《電氣技術》雜誌上撰文，通過對保護判據的驗證、TFR波形分析、程序邏輯分析等方法，對新東直流發生的一起雙極四閥組同時閉鎖事故進行原因分析，結合線路觀測，指出了本次故障為直流線路正下方發生山火所致，對日後新東直流的直流線路故障處理具有一定的指導意義。

2020年3月30日16:33，新東直流線路發生故障，導致雙極四閥組同時閉鎖。新東直流自調試階段至今，首次發生雙極四閥組同時閉鎖事故，此次事故與以往直流線路故障重起相比，電壓等級高、閉鎖閥組多。本次事故為連續2次相繼故障，整流站極2保護動作，逆變站極1保護動作，且保護動作一致。本文以新松站為主，重點結合故障時TFR波形和控保程序邏輯對本次事故過程及原因進行分析。

1 故障發生經過

故障時，新東直流雙極四閥組大地回線運行方式的輸送功率為1200MW。新松站主要順序事件記錄（sequence event record, SER）如下：

16:33:45:868，極2極保護A、B、C三套直流線路電壓突變量保護（27DUDT）動作，極2極控A、B兩套直流線路電壓突變量保護（27DUDT）動作。16:33:45:873，極2進行第一次降壓重起。16:33:46:444，極1極控A、B兩套，收到對站線路保護動作命令。16:33:46:449，極1進行第一次降壓重起。16:33:46:456，直流站控A、B兩套，雙極直流協調控制命令極1、極2直流線路起動邏輯跳閘。16:35:09:016，雙極四閥組在備用狀態，雙極在極隔離狀態。2 本次事故相關的直流線路保護原理介紹

2.1 直流線路故障重起過程

在直流線路保護系統監測到直流線路發生故障且相關判據滿足後，立即發信號至極控系統，由極控系統將整流器的觸發角快速調整到120°～160°，整流器變為逆變器運行。

在兩端換流站均為逆變器運行的情況下，存儲在直流線路內的電磁能量迅速轉移到兩端交流系統，直流電流在10～40ms內降到零。再經過預先整定的100～600ms的去游離時間後，整流站按控制邏輯自動減小觸發角，使其運行到整流狀態，並快速將直流功率調整到故障前的運行水平。

若直流電壓恢復正常值之前再次發生故障，則可以進行第二次故障再起動，一般其去游離時間較第一次長，以便更好地恢復絕緣水平；若第二次重起仍未成功，則可以進行第三、四次重起；若原壓重起未成功，則可分別按80%和70%額定電壓重起；若均未成功，則可認為故障是持續性的，將直流系統停運。直流線路重起定值（XS-HVDC- 2019-1101）見表1。

表1 直流線路重起定值

新東直流線路故障重起只投入了一次降壓80%p.u.，去游離時間為500ms。

2.2 直流線路電壓突變量保護（公式略）

當直流線路發生故障時，會造成直流電壓的快速下降。故障類型和位置不同，電壓下降的速度也不同。通過對電壓下降的速度進行比對，可以監測出直流線路上的故障。

2.3 直流線路行波保護

當直流線路發生故障時，從故障電流的特性方面來看，可將短路故障分為行波、暫態和穩態3個階段。故障後，沿線電磁場所存儲的能量轉化成故障電流及電壓行波。其中電流行波幅值是由線路波阻抗和故障前瞬間故障點的直流電壓值所決定的。線路對地故障點短路電流為兩側流向故障點的行波電流之和。直流線路行波保護通過監測故障瞬間電流、電壓行波的特性來判斷線路的故障。

3 事故過程分析

3.1 故障錄波概況

本次事故整個事件錄波概覽圖如圖1所示。

3.2 故障過程分析

1）第1次故障新松站保護動作情況分析

新松站極2、3套極保護直流線路電壓突變量保護動作，執行故障重起指令。

圖1 整個事件錄波概覽圖
表2 突變量定值

以A套為例，其故障錄波圖如圖2所示。

A套突變量保護正確，動作。B、C套分析類似，保護均正確，動作。

新松站極2三套極保護直流線路行波保護正確，不動作。

行波保護定值：零模突變定值（Com_dt_set）為580kV/ms，線模幅值定值（Dif_int_set）為450kV，零模幅值定值（Com_int_set）為550kV。

由圖3故障錄波圖可見，故障時線模行波幅值變化較緩，幅值亦較小（最大396.839kV＜定值450kV），故線模幅值不能滿足定值條件，其對應的數字量DIF_W_AMP_FUL亦保持為0，此時雖然線模行波與零模突變量均滿足定值，但由於線模幅值不滿足的原因，其主判據WAVE_FUL始終為0（表示行波不滿足定值條件），行波保護正確，不動作。B、C套分析類似，保護均正確，不動作。

圖3 極2極保護A套錄波1（行波保護）

2）第2次故障新松站保護動作情況分析

東方站極1極保護動作，新松站雙極極保護均不動作。

極1突變量保護不動作。極1未經歷第1次故障，以A套為例，其故障錄波圖如圖4所示。雖然突變量和低電壓條件均滿足，但由於故障後電壓波動劇烈，波動幅值亦較大，故UDL不能持續保持低於480kV達4ms（此判據目的在於防止雙極耦合引起非故障極誤動），例如第一次波動持續時間為1.98ms，故A套保護正確，不動作。B、C套分析類似，保護均正確，不動作。

圖4 極1極保護A套錄波（突變量保護）

極2突變量保護不動作。第2次故障發生時，極2正在重起，電壓建立到340kV，以A套為例，其故障錄波圖如圖5所示。由於第一次故障後輔助判據DUDT_NEG_FIRST一直為1，會持續閉鎖突變量保護一段時間，故突變量保護即使突變量滿足亦不會動作（實際由於UD_TRIG不開放的原因，突變量條件DUDT_FULL亦不滿足），故A套保護正確，不動作。B、C套分析類似，保護均正確，不動作。

極1行波保護不動作。極1以A套為例，其故障錄波圖如圖6所示，故障時零模行波幅值變化較緩，幅值亦較小（最大22kV），故零模幅值不能滿足定值條件，其主判據WAVE_FUL始終為0（表示行波不滿足定值條件），故A套保護正確，不動作。B、C套分析類似，保護均正確，不動作。

極2行波保護不動作。極2也以A套為例，其故障錄波圖如圖7所示，由於故障時極2正在重起電壓尚未完全建立，故UD_TRIG_PULSE電壓開放條件始終不滿足，其主判據WAVE_FUL也因此始終為0，行波保護正確，不動作。

3）控制系統動作情況分析

新松站雙極協調控制邏輯（固化在直流站控系統）如圖8所示。

RL_POLE2_PMT：聯網下允許雙極同時重起定值，根據編號為XS-HVDC-2019-1101的直流控制系統定值單，故障時刻定值為0，即聯網方式下，一極故障再起動過程中，發生另外一極閉鎖或線路故障，直接閉鎖雙極。

RL_SEQ：線路重起過程。

根據SER，由於在新松站極2線路電壓突變量保護動作後，極2正進行線路重起，電壓暫未建立，所以RL_SEQ_P2一直為1，未復歸。RL_SEQ的復歸邏輯如圖9所示。

單極雙閥組閉鎖、直流線路重起動邏輯跳閘、直流線路重起動成功，3個條件任意滿足一個即可使RL_SEQ信號復歸。極控線路重起成功RL_OK邏輯如圖10所示。

圖8 直流站控雙極協調控制邏輯圖
圖9 極控線路重起過程邏輯圖
圖10 極控線路重起成功邏輯圖

經過分析，應同時滿足以下條件：（1）任一閥組在解鎖狀態且不在移相狀態；（2）直流線路重起動邏輯跳閘信號為0；（3）直流線路重起過程RL_SEQ信號為1；（4）直流線路電壓UDL按照線路重起定值建立成功（不滿足），如圖11所示。

在極2直流線路重起過程中，極1收到東方站的線路保護動作信號，進行極1線路重起，因聯網下允許雙極同時重起定值為0，導致直流站控發出雙極閉鎖信號。

圖11 極2直流線路電壓波形圖

3.3 直接原因分析

根據以上保護系統及控制系統動作結果分析，初始故障時，極2電壓迅速跌落，導致極1極保護直流線路電壓突變量保護動作，執行極2線路重起。此時，極1直流線路電壓有所下降。

經過0.5s去游離時間後，極2直流線路電壓開始建立，在極1直流線路電壓建立過程中，極1、極2直流線路電壓再次發生跌落，東方站極1極保護直流線路電壓突變量保護動作，雙極同時執行重起命令。在雙極直流協調控制的功能的控制下，執行雙閉鎖邏輯。

故障發生時，線路人員報告新東直流線0251#- 252#段導線正下方發生山火，推斷現場可能火勢較大，同時燃燒至極1、極2直流線路處。因此，新東直流線路正下方發生山火是導致本次雙極四閥組同時閉鎖事故的直接原因。

4 結論

本次事件驗證了新東直流線路保護及雙極直流控制協調功能的正確動作，這樣的邏輯設定既保證了直流線路故障再重起消除故障的概率，又避免了大容量直流雙極同時直流線路故障重起帶給整個電網的運行風險，為後續特高壓直流輸電工程提供了參考借鑑。

有證據表明，山火發生時，直流線路閉鎖是火焰電導率、火焰溫度及煙霧、灰燼導致的線地間或線線間絕緣水平急劇下降的結果。在乾旱山區地帶，特高壓直流輸電線路遭受山火的概率較大,容易導致線路跳閘，甚至發生直流閉鎖。因此，必須重視山火對輸電線路的危害，加強新技術在山火監測、預報等方面的應用，從而提高直流系統運行的穩定性。

以上研究成果發表在2020年第11期《電氣技術》，論文標題為「一起山火導致特高壓直流雙極四閥組同時閉鎖事故分析」，作者為彭永來、陳超泉 等。

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