交直流串电引起特高压三阀组跳闸事件分析及改进措施研究

甘卿忠，徐晟，冯家伟，黄华，李倩

（超高压输电公司广州局，广东广州，510670）

0 引言

本文通过回顾一起特高压直流输电工程现场检修作业过程中二次回路交直流串电引起的直流三阀组跳闸事件，分析跳闸事件产生的原因，指出该工程最后断路器回路技术路线存在的设计缺陷以及交直流串电对高压直流系统的危害，最后提出了相应的改进措施，对高压直流输电工程的设计、电网安全稳定运行具有重要的意义。

1 事件概述

1.1 基本情况

云广直流输电系统（如图1所示）是世界上第一个±800kV特高压直流输电系统，是国内特高压直流示范工程。该系统西连云南电网、东接粤港澳大湾区负荷中心，是南方电网西电东送的主通道之一，其安全与稳定运行,对粤港澳大湾区的经济发展起到重要促进作用。该直流系统采用双极4阀组结构,每极由2组12脉动阀组串联(400kV+ 400kV)，4个阀组共输送额定容量5000MW，全站共配备24台单相双绕组换流变压器(另有4台备用)。

图1 云广直流输电系统主接线图

该工程220V直流系统共有四组，每组有二个相同的子系统，也就是I段、II段直流电源。其中一组用于给交流场设备供电，一组用于给站公用设备供电，剩下的两组分别给极1高、低端阀组和极2高、低端阀组相关设备供电。

1.2 事件前状态

事件前直流系统状态：极1高端阀组在解锁状态，极1低端阀组在接地状态，极2双阀组在解锁状态，双极输送功率3750MW，双极大地回线方式，500kV交流场九串共25台开关间隔均在正常运行状态。

1.3 事件经过

2020年08月14日，云广直流受端穗东换流站发现极1低端Y/Y A相换流变油色谱乙炔含量为43.56μL/L，氢气含量为82.34μL/L等数据严重超标的重大缺陷，现场随即申请将极1低端阀组停电，开展换流变应急更换处置更换工作。

2020年8月17日，现场检修人员完成极1低端YY A相换流变更换，在重瓦斯动作停冷却器试验过程中，当合上极1低端Y/Y A相GH010就地控制柜内F21直流空开时，因交直流串电导致极1高端阀组、极2双阀组退至备用状态。

2 现场检查情况

故障发生后对SER信号源进行梳理，发现部分跳闸信号存在间隔20ms频发且瞬时复归的现象，见表1。检查保护装置动作情况，四阀组换流变保护接口屏内外部跳闸装置1均发出“最后断路器”跳闸命令，另外极1高端外部跳闸装置1发穿墙套管SF6跳闸信号。

表1 跳闸过程的事件列表

现场测量极1低端Y/Y A相GH010就地控制柜内F21、F22直流空开下端电位，均有220V交流电压。

3 跳闸原因分析

3.1 接线错误导致交直流串电

综合现场检查，判断本次故障原因为：极1低端Y/Y A相换流变调压机构箱GX001内存在厂家接线错误情况，调压开关电机三相交流电源B相接线（应接X1:5）被误接在直流加热、照明回路正端（X1:4），交流电串入控制柜内直流回路如图2/3所示。检修人员在恢复加热、照明回路上级直流电源空开F21作业时，交流电串入220V极1低压直流系统，导致四阀组最后断路器及极1穿墙套管SF6出口继电器动作。

图2 现场误接线端子图

图3 误接线图纸示意图

3.2 最后断路器回路设计缺陷

穗东站四个阀组均配备最后断路器跳闸功能，500kV交流场开关保护出口重动继电器辅助节点串联6MD66测控装置最后断路器逻辑节点，开入至各阀组换流变保护接口屏，励磁最后断路器出口继电器，如图4。四阀组最后断路器动作继电器第一组跳闸回路电源均取自极1低压直流系统1段母线，第二组跳闸回路电源均取自极2低压直流系统2段母线。现场检测发现最后断路器出口继电器动作功率偏低，最后断路器跳闸出口光耦继电器型号为菲尼克斯PLC-RSC-230UC/21AU，驱动电源为AC/DC交直流通用。对其备品进行检测，发现该型号继电器动作电压为127V DC、119VAC，动作功率仅0.2W。因此当交流电串入极1低压直流系统1后，直流系统电压发生波动，因相互间存在电气耦合，四阀组的最后断路器继电器同时受到交流电压影响，抗干扰能力较差的光耦继电器容易发生误动。

图4 四阀组最后断路器回路电气耦合图

3.3 长电缆分布电容影响

当交流串入直流系统时，会通过电缆的分布电容构成回路，产生电容电流。因极1高端穿墙套管SF6电缆距极1低端换流变控制柜最远，对地分布电容在极1低压直流系统1各支路中最大，如图5。因此，该回路在电容电流驱动下发生误动作。

图5 穿墙套管SF6分布电容回路示意图

4 改进措施

4.1 加强现场作业管理

（1）新变压器、断路器等一次设备（扩建、技改、返修、备品）相应二次回路并网接入运行设备前，需开展交直流串电检查，未完成前不得接入站用直流系统。开展串电检查时应首先断开所有直流回路空开，投入交流电源，在直流电源回路逐级测量是否存在交流电压；再断开所有交流回路空开，投入直流电源，在交流电源回路逐级测量是否存在直流电压；涉及到两路直流电源供电时，两路直流电源应分别投入。

（2）拆接二次回路线缆前，应理清回路功能及带电情况，辨识交直流串电风险，并使用万用表确认是否带电，尽量在断电条件下开展二次回路工作。对于无法彻底切除电源的，应做好绝缘包裹，并采用绝缘胶布或塑料扣板方式进行封端子隔离，包扎应规范，禁止交直流线缆捆绑，同时避免误碰误接线造成交直流串电。

4.2 完善低压直流系统配置

（1）考虑配置独立的带交直流串电检测告警功能的移动直流电源发生器作为待投运设备调试电源，采用外接直流电源方式开展二次全回路调试验证工作，排除寄生回路及交直流串电隐患后方可将替换设备接入运行回路。

（2）新建或改（扩）建直流工程换流站应按阀组（无阀组则按极）、站公用设备、交流场设备等分别设置完全独立的直流电源系统，防范直流电源故障造成双阀组、双极同时闭锁。

（3）直流绝缘监测装置应具备交直流串电检测告警功能，对不满足规程要求的绝缘监测装置应结合设备进行改造。

4.3 完善最后断路器回路设计

（1）对于采用最后断路器跳闸回路共用直流电源技术路线的同类工程，研究制定不同阀组二次回路解耦等技术方案来完善最后断路器回路设计，消除当前存在的设计缺陷。

（2）对最后断路器跳闸回路所采用的直流继电器进行抗交流串扰能力分析研究，考虑采用较大动作功率的继电器替换。

4.4 加强二次回路设计标准执行

（1）机构箱、端子箱和二次屏柜端子设计制造应参考南方电网变电站二次接线标准关于二次回路设计原则，各功能的交、直流端子排分区布置，严防交直流回路、强电和弱电回路共用电缆。

（2）合理规划二次电缆的路径，尽可能减少迂回，缩短二次电缆的长度，降低回路对地电容。

（3）站内最后断路器跳闸等重要回路,考虑采用抗干扰能力更强的光纤传输的方式来替换长电缆的使用。

5 结语

文章对±800kV云广特高压输电工程换流变应急更换处置过程中三个阀组跳闸事件进行剖析，分别从现场检修作业、最后断路器回路设计、分布电容等角度分析跳闸事件发生的原因，指出了交直流串电的危害及该工程最后断路器回路存在的设计缺陷，最后提出了交直流串电的防范措施以及最后断路器回路的优化措施，为后续特高压直流系统的设计、运行和维护提供参考，具有重要的意义。