500kv換流站直流輸電系統(tǒng)故障分析

500kv換流站直流輸電系統(tǒng)故障分析

0葛洲壩-南流站直流輸電系統(tǒng)保護直接供電可用于距離橋和送、輸能源、海田電纜的供電，以及交流區(qū)域內(nèi)的非同步電網(wǎng)連接。在中國得到廣泛應(yīng)用，在“西方能源禮物”、“南北相互供應(yīng)”和“國家網(wǎng)絡(luò)”項目中發(fā)揮著重要作用。直流控制保護系統(tǒng)是直流輸電工程的核心,是直流輸電系統(tǒng)安全、可靠、穩(wěn)定運行的保障。直流保護用來保護換流站各直流設(shè)備,在故障或異常工況下準(zhǔn)確快速切除故障,防止設(shè)備損壞或系統(tǒng)其他部分受到干擾而無法正常工作。所以對直流輸電系統(tǒng)保護的研究十分重要。葛洲壩-南橋±500kV直流輸電工程是我國第1個遠(yuǎn)距離、大容量、超高壓輸電工程。葛南直流輸電工程的兩極于1989年和1990年先后投入運行,輸電線路全長1046km,在國內(nèi)首次實現(xiàn)華中和華東兩個大區(qū)電網(wǎng)之間的異步聯(lián)網(wǎng),積累了豐富的運行經(jīng)驗,研究其系統(tǒng)故障問題對我國未來直流工程建設(shè)和改造具有重要的意義。2006-06-21T22:21,葛雙Ⅱ回線出現(xiàn)A相瞬間接地故障,同時葛洲壩換流站雙極換流閥D橋差動保護Ⅳ段動作,導(dǎo)致雙極停運。本文分析D橋差動保護Ⅳ段動作的原因,從硬件和軟件兩個方面給出了整改措施。1沒有涉及第一段段的測量為保證三峽電力可靠送出全面改造了日益老化的葛南線控制保護系統(tǒng),改造后初始D橋差動保護只有Ⅰ段。后系統(tǒng)調(diào)試,在葛洲壩交流500kV進線單相人工接地短路試驗時,閥短路保護的D橋差動保護誤動。分析確認(rèn)原因為D繞組TA三相暫態(tài)特性不一致,系統(tǒng)發(fā)生接地故障,產(chǎn)生零序電流并流過D繞組,導(dǎo)致計算的流入閥電流最大差值ID出現(xiàn)較大值。為此在保護軟件上采取措施,最終確定的保護方案如下:D橋差動保護共有Ⅳ段,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段原理相同,定值不同;Ⅳ段原理不同。葛洲壩換流站(見圖1)換流閥與換流變壓器間的測量TAT31/32/33/34在2.1套管內(nèi),T41/42/43/44在3.1套管內(nèi)。換流閥D繞組側(cè)各TA的用途以及接入的設(shè)備如下:1)T31:800/1A,20VA,TPY,換流變壓器保護,故障錄波;2)T32:800/1A,20VA,0.5FS5,直流控制保護A系統(tǒng),故障錄波;3)T33:800/1A,20VA,0.5FS5,直流控制保護B系統(tǒng)。閥短路保護見圖2。各段保護原理(見圖3、4)如下:設(shè)ID=max(|ID_A-ID_B|,|ID_B-ID_C|,|ID_C-ID_A|),則Ⅰ段:ID-IdYC>max(0.6kA(0.5倍額定電流),0.2ID),延時10ms動作;Ⅱ段:ID-IdYC>2.4kA(2倍額定電流),延時3.3ms動作;Ⅲ段:ID-IdYC>4.44kA(3.7倍額定電流),延時0ms動作(固有延時0.5ms);Ⅳ段:ID-IdYC>max(0.6kA(0.5倍額定電流),0.2ID)&Uac>0.7倍額定電壓,延時0ms動作(固有延時0.5ms)。以上ID為流入閥的電流差值最大值;ID_A、ID_B、ID_C分別為流入閥的三相電流;IdYC為直流極母線電流;Uac為交流側(cè)電壓。2d橋的ta特性不一致交流系統(tǒng)發(fā)生故障時,極Ⅰ的A、B保護系統(tǒng)和極Ⅱ的A保護系統(tǒng)D橋差動保護Ⅳ段動作。根據(jù)現(xiàn)場情況判斷其原因可能有:1)閥存在故障;2)軟件存在錯誤;3)在交流接地故障開始的15ms內(nèi)就出現(xiàn)TA三相暫態(tài)特性不一致,產(chǎn)生了超過定值的差流導(dǎo)致保護動作。2.1判斷D橋差動保護Ⅳ段動作原因的方法經(jīng)過對保護系統(tǒng)軟件的檢查和對TPYTA的錄波的查看,確認(rèn)軟件無誤,極Ⅰ、極Ⅱ都不存在內(nèi)部故障,則動作原因只能是第3)種。在正常運行情況下Y橋、D橋(差動保護分為Y橋、D橋)閥電流相等,因Y橋TA不會受到零序電流的影響(Y0/Y繞組不傳變零序電流),故Y橋的錄波電流可作為基準(zhǔn)。D橋的閥電流與Y橋出現(xiàn)偏差的時刻,就是D橋的TA出現(xiàn)三相特性不一致的時刻。2.2D橋的TA出現(xiàn)三相特性不一致時刻分析下面以極ⅠA系統(tǒng)為例分析測量D橋閥電流i(見圖5~7)的TA出現(xiàn)三相特性不一致的時刻。由圖5可見,各相電流都含有很大的直流分量,B相TA測得的D橋閥電流與A、C相出現(xiàn)明顯偏差。由圖6可見B相電流暫態(tài)過程FSTA在故障開始8ms后就無法正確傳變。由圖7分析可知極IA系統(tǒng)D繞組的TA三相電流出現(xiàn)明顯偏差的時刻為故障開始后的8ms,差流最大值為1.7kA。采用同樣的方法分析可知:1)極ⅠB系統(tǒng)D繞組的TA三相出現(xiàn)明顯偏差的時刻為故障開始后8ms,差流最大值為1.8kA。2)極ⅡA系統(tǒng)D繞組的TA三相出現(xiàn)明顯偏差的時刻為故障開始后12ms(雖然與TPYTA比較傳變出現(xiàn)問題較早(<8ms),但前一段時間三相較一致),差流最大值為1.6kA。3)極ⅡB系統(tǒng)D繞組的TA三相出現(xiàn)問題的時刻為故障開始后8ms,差流最大值為1.2kA。極ⅡB系統(tǒng)D繞組的三相都出現(xiàn)了二次沒有輸出的情況,導(dǎo)致保護計算出的差電流為負(fù)值(交流側(cè)電流小于直流側(cè)電流),因此保護沒有動作。2.3D橋差動保護Ⅳ段動作原因綜合上述分析,交流系統(tǒng)接地故障時,TA各相暫態(tài)過程不一致或者二次側(cè)沒有輸出,從而使保護檢測到錯誤的差流。雖然改造后保護對D繞組各相TA暫態(tài)過程不一致有一定的耐受能力,但由于這次故障時不一致出現(xiàn)得很快(<15ms),所以D橋差動保護Ⅳ段動作。3d橋差異開采段的糾正措施3.1硬件糾正措施1t行業(yè)b模式保留T31/T41(TPY)TA給控制保護A系統(tǒng)與換流變壓器A保護使用。更換T32/T42(FS)或者T33/T43(FS)TA為TPY型,給控制保護B系統(tǒng)與換流變壓器B保護使用。優(yōu)點為:從根源上解決問題,可簡化保護軟件并保證性能,A、B系統(tǒng)測量完全分開,可保證安全性與可靠性。目前南橋站即采用這種方式。缺點為:更換TA所需費用過高,設(shè)備停電時間長,而且由于TPY型TA線圈與原有0.5FS5型線圈尺寸存在較大差異,整個套管必需重新設(shè)計、生產(chǎn)、運輸和安裝。2類型優(yōu)缺點分析T31/T41(TPY)TA給控制保護A、B系統(tǒng)與換流變壓器A、B保護共用。優(yōu)點為:從根源上解決問題,可簡化保護軟件并保證性能。缺點為:A、B保護系統(tǒng)不能完全獨立,T31/T41(TPY)TA出現(xiàn)問題會影響所有控制保護系統(tǒng),風(fēng)險較大;需更改二次回路,且不滿足設(shè)計規(guī)程和反措要求。3gs串聯(lián)保護T31/T41(TPY)TA給控制保護A系統(tǒng)與換流變壓器A、B保護共用,T32/T42(FS)與T33/T43(FS)串聯(lián)給控制保護B系統(tǒng)使用。優(yōu)點為:一套系統(tǒng)可從根源上解決問題,簡化保護軟件并保證性能。缺點為:T32/T42(FS)與T33/T43(FS)串聯(lián)后的特性存在未知數(shù),存在有一套系統(tǒng)不能徹底從根源上解決問題的可能性,兩個系統(tǒng)特性不一致,不滿足設(shè)計規(guī)程要求,需更改二次回路。3.2敏度與受應(yīng)時間的穩(wěn)定性軟件措施主要基于現(xiàn)有TA特性條件,將靈敏度與耐受TA暫態(tài)特性不一致的能力進行折衷。通過采用三段保護的組合盡最大可能地滿足D橋差動保護可靠性和安全性的要求。12段ID-IdYC>2.4kA(2倍額定電流),延時3.3ms動作,利用延時與定值配合躲開D繞組TA三相暫態(tài)特性不一致造成的影響。2ta三元暫態(tài)差異不一致7倍額定電流ID-IdYC>4.44kA(3.7倍額定電流),延時0ms動作(固有延時0.5ms),利用高定值躲開D繞組TA三相暫態(tài)特性不一致造成的影響。3試驗驗證及結(jié)果ID-IdYC>max(0.6kA(0.5倍額定電流),0.2ID),延時4ms動作,采用零序電壓判斷交流系統(tǒng)故障,檢測到交流側(cè)有零序電壓立即閉鎖。零序電壓與保護動作延時配合,確保交流系統(tǒng)故障此段不開放,保護的動作時序圖見圖8。當(dāng)區(qū)外交流系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時,必然產(chǎn)生零序電壓,該電壓在4ms內(nèi)被保護監(jiān)測到并發(fā)出閉鎖Ⅲ段保護的信號,而在4ms內(nèi),絕大多數(shù)的TA傳變均還在真實可信的范圍內(nèi),因而不會誤動作。在超過8ms,TA飽和后,保護已經(jīng)閉鎖,也不會誤動作出口。優(yōu)點為:軟件整改措施相對硬件整改措施而言簡單經(jīng)濟,不需更改一次設(shè)備和二次回路,引入零序電壓判據(jù)后可有效避免誤動。缺點為:系統(tǒng)區(qū)外故障時還有誤動的可能性(TA在4ms內(nèi)就達(dá)到飽和);當(dāng)交流系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障,同時區(qū)內(nèi)又發(fā)生非嚴(yán)重故障時,Ⅲ段保護不會動作,動作延時長(需要靠Ⅰ段和Ⅱ段后備保護來動作)。在計算條件為交流系統(tǒng)大方式,直流輸送最大功率和最小功率時,對上述方案進行動模試驗驗證,包括各類情況下的閥短路試驗、換流變二次側(cè)單相接地試驗、交流線路單相接地試驗。試驗結(jié)果表明各段保護能正確可靠動作。4硬件整改措