PDF《±800kV 云广直流 “ 12·15”事故原因分析及防范措施》

D O I :

1 0.

7 5

0 0 / A E P S

2 0

1 3

0 3

0 1

0 0

5 ±8

0 0k V云广直流

1 2 ・1

5 事故原因分析及防范措施 陈灿旭,刘茂涛,宋述波 ( 中国南方电网超高压输电公司广州局,广东省广州市

5 1

0 6

6 3 ) 摘要:对云广特高压直流系统

1 2・1

5 极1紧急停运、 极2再启动事故进行分析, 指出极1高低端 阀组换流变压器分接头挡位不一致, 引起极1低端阀厅 F 5避雷器对地电压升高并损坏避雷器, 最 终导致极1保护8

7 D CM 和8

7 C S D 正确动作.极1闭锁过程中在中性母线上形成过电压, 该电压 作用在接地极线路上并引起接地极线路闪络导致其接地极线路不平衡保护6

0 E L动作,

6 0 E L保护 正确动作出口, 极2再启动成功.同时对其存在的风险进行深入剖析, 最后提出有效的处理措施, 以降低云广特高压直流输电系统停运的风险. 关键词:特高压直流工程;

避雷器;

接地极线路;

直流保护;

紧急停运;

闭锁 收稿日期:

2 0

1 3 -

0 3 -

0 1;

修回日期:

2 0

1 3 -

0 4 -

2 3.

0 引言 云广直流工程是世界上第1个±8

0 0k V 特高 压直流输电工程.该工程西起云南楚雄、 东至广东 增城, 线路全长13

7 3 k m, 设计额定输送容量50

0 0MW, 投运后对南方电网的 安全稳定运行起到了举足轻重的作用[

1 -

5 ] .

2 0

1 2年1 2月1 5日, 故障前云广直流双极四阀 组、 联网方式运行,电压±8

0 0 k V,双极功率25

0 0MW [

6 -

7 ] , 楚雄侧为整流站, 穗东侧为逆变站. 由于配合系统调试, 需要将其由联网运行方式转为 孤岛运行方式[

8 - 9] , 方式转换过程中, 楚雄站执行将 换流变压器( 简称换流变) 分接头控制模式切换为 U d i

0 ( 换流变阀侧电压) 模式[

7 ] , 值班员将极1高端 阀组换 流变分接头控制模式由定角度模式改为Udi0模式后( 极1低端阀组换流变分接头控制模式 仍为定角度模式) , 本次故障发生. 本文对故障过程进行了深入分析, 并对其存在 的风险进行了剖析, 最后针对该故障提出优化建议, 并在现场得到应用, 对±8

0 0k V 云广直流系统的可 靠运行有着重要意义.

1 故障过程分析 本次故障过程可分为以下2个阶段. 第1阶段开始时刻为09:

1 7:

3 1 .

1 9 2, 楚雄站极1低端阀组阀厅内 F 5避雷器本体有明显灼伤痕 迹, 避雷器顶部防爆膜冲破.故障后1 0m s极1的 直流8

7 D CM( 换流器直流差动保护) 和87CSD( 换 流器阀组短路保护) 保护动作出口[

1 0] , 极1E S O F ( 紧急停运) , 极1双阀组退至备用状态, 直流功率转 移至极2运行. 第2阶段开始时刻为0 9:

1 7:

3 1 .

2 1 3( 相对时间

2 1m s ) , 此时极1正在闭锁过程中, 楚雄站接地极线 路发生故障, 极2的6

0 E L( 接地极线路横差保护) 保 护动作经2s延时动作, 再启动成功[

1 0 ] .故障过程 的事 件列表如表1所示, 表中的相对时间均以09:

1 7:

3 1 .

1 9 2为零时刻. 表1 故障过程的事件列表 T a b l e1 E v e n t s l i s t o f f a u l tp r o c e s s 序号 开始时刻或 相对时间 发生事件

1 0 9:

1 5:

3 2 .

7 2

2 极1高端阀组换流变分接头控制模式由 定角度模式改为 U d i 0模式

2 0 9:

1 5:

3 8.

8 2

1 换流变分接头调节动作开始

3 0 9:

1 6:

1 0 .

8 8

4 分接头调节动作结束