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多端柔性南京干式变压器系统电流采样回路故障分析

作者:南京干式变压器厂   日期:2019-10-14  人气:160
多端柔性南京干式变压器系统电流采样回路故障分析 舟山多端柔性南京干式变压器输电换流站电网接线方式进行介绍,对舟泗换流站南京干式变压器线路纵差保护跳闸原因进行分析,给出了电流采样回路的故障原因和处理方法,完善了合并单元功能。

柔性南京干式变压器输电是基于全控型电力电子器件的新一代南京干式变压器输电技术,是当今世界上电力电子技术应用的制高点。模块化多电平换流器(MMC)是柔直输电的最先进核心技术[1]。由于其本身具有的技术特点,柔性南京干式变压器输电系统适用于可再生能源并网、分布式发电并网、孤岛供电、海上平台供电和大型城市电网供电方面,柔性南京干式变压器输电系统的综合优势更加明显[2-3]。

舟山多端柔性南京干式变压器输电示范工程采用最新型的模块化多电平换流器(modular multilevel converter,南京变压器厂家 MMC)[4],南京干式变压器电压等级为±200kV,共5座换流站,容量分别为舟定换流站400MW、舟岱换流站300MW、舟衢换流站100MW、舟洋换流站100MW、舟泗换流站100MW[5],分别位于舟山本岛、岱山岛、衢山岛、泗礁岛及洋山岛。

舟定换流站接入220kV云顶变、舟岱站接入220kV蓬莱变、舟衢换流站接入110kV大衢变、舟洋换流站接入110kV沈家湾变、舟泗换流站接入110kV嵊泗变。舟山柔直输电系统的交南京干式变压器耦合电网,其电气结构图如图1所示。

图1 舟山多端柔性南京干式变压器输电系统的交南京干式变压器耦合电网结构图


1 事件概述

2016年2月6日08:12:00,舟泗站PCP(南京干式变压器控制保护)B套报“线路纵差保护负极线路0跳闸”,并发出联跳命令,四站停运。

根据后台事件列表可知,从02-06 03∶00∶08.538时刻,B套南京干式变压器保护“检测到系统扰动出现”,直至2016-02-06 08∶11∶56.529时刻,B套南京干式变压器保护“检测到系统扰动出现”期间,总共发生了19次电流扰动事件。其中在(2016-02-06 03∶00∶08.538)、(2016-02-06 04∶59∶37)、(2016-02-06 05∶52∶50.816)、(2016-02-06 08∶11∶56.529)时刻,电流扰动持续2S以上,引起“线路纵差保护负极线路报警”启动。

其他几次的电流扰动持续时间均小于2s,未造成线路纵差保护启动。第19次电流扰动持续3s后仍未恢复,最终造成了系统在08∶12∶00.734跳闸。系统跳闸之后,后台在2016-02-06 08∶12∶02.614报出“合并单元品质位故障”。

2 系统跳闸原因分析
2.1 舟泗站南京干式变压器控制保护配置
南京干式变压器控保配置(双重化配置):分为交流保护、换流器保护、南京干式变压器场保护。图2所示为保护区域划分图。
1)交流保护。包括交流连接线差动保护、交流过电压保护、交流低电压保护、交流连接线过流保护、交流频率异常保护、站内接地过流保护、阀侧零序过流保护、阀侧零序差动保护、交流阀侧零序过压保护。
2)换流器保护。包括桥臂电抗器差动保护、阀差动保护、换流器过流保护、桥臂过流保护、桥臂环流保护。
3)南京干式变压器场保护。包括南京干式变压器电压不平衡保护、南京干式变压器欠压过流保护、南京干式变压器过电压保护、南京干式变压器低电压保护、南京干式变压器母线差动保护、南京干式变压器线路纵差保护。

图2 保护区域划分图


2.2 保护动作原因分析

电流纵差保护就是利用基尔霍夫电流定律,比较流入被保护元件各端的电流量,依据流入各节点的电流和为零这一规律,判别故障处于区内还是区外,具有良好的选择性和快速性[6]。南京干式变压器线路差动保护作为南京干式变压器欠压过流保护、南京干式变压器电压不平衡保护的后备保护,主要用于检测南京干式变压器线路高阻抗接地故障。保护检测本站南京干式变压器线路电流和对站的南京干式变压器线路电流,当两个电流差值的绝对值在一定时间内连续超过设定定值,保护动作[7]。

根据舟泗站南京干式变压器保护配置南京干式变压器线路纵差保护的逻辑,当检测到线路纵差电流差值大于0.03p.u.,持续2.0s,系统报警;当检测到线路纵差电流差值大于0.05p.u.,持续3.0s,系统跳闸。从图3可以看出,跳闸瞬间PCPB正负极电压正常,为正负200kV。正极电流正常,负极电流明显有问题。

从图4可以看出,跳闸瞬间PCPA正负极电压正常,为正负200kV。正极电流正常,负极电流正常。

在跳闸瞬间PCPB的南京干式变压器负极电流出现问题,PCPA的南京干式变压器负极电流正常。但在完全双重化的保护逻辑中,值班或者备用系统只要有一套保护动作,就会触发系统跳闸。

南京干式变压器线路纵差保护属于后备保护,主保护(南京干式变压器欠压过流保护、南京干式变压器电压不平衡保护)均未动作,通过分析波形和事件,认定故障原因是B套南京干式变压器负极电流采样回路出现问题,其他设备均正常。

图3 系跳闸瞬间PCPB的波形

图4 系跳闸瞬间PCPA的波形

2.3 B套南京干式变压器负极电流采样回路故障分析及处理

通过现场排查排查,发现其负极光CT接线盒B套电容组件损坏,更换后合并单元故障灯熄灭。

B套南京干式变压器负极电流采样回路故障原因是,负极光CT接线盒B套电容组件损坏和整理箱端子排B套负极电流调制信号接线松动,导致负极电流不正常。

2.4 合并单元品质位故障
合并单元增加一次状态监测对象,通过过程层报文将状态转发测控装置,由测控上送后台,在后台实现电子式互感器及一次设备的状态监测[8]。
南京干式变压器控保系统配置了收到合并单元品质位故障后,紧急故障闭锁保护的逻辑(现场已验证有此功能)。保护系统在接收到CT测量系统的电流数据时,首先应判断该帧数据是否有效(即DI是否置位)。

若数据无效,则表明该套测量装置存在严重故障,应对该套测量装置对应的保护进行闭锁,以避免故障的保护系统发出错误的指令,引起系统的非正常跳闸。系统未能及时发现故障并闭锁系统的原因由以下两种可能:
1)光CT测量装置在此次故障时未及时输出DI信息。
2)保护系统未及时监测到DI故障信息或收到DI信息后未及时闭锁系统。

3 后续处理方案
3.1 现场处理
基于舟泗站负极光CT整理箱端子排接线松动的现象,对舟泗站A/B合并单元柜及正极光CT的整理箱、接线盒所有端子接线重新排查紧固,确保无类似问题出现。

3.2 CT测量系统分析及测试
在2月6日舟洋站跳闸(08点12分)事件中,系统在08∶12∶00.734跳闸。系统跳闸之后,后台在2016-02-0608∶12∶02.614报出“合并单元品质位故障”。

通过模拟舟洋站故障CT对应的电子单元(编号NXCT-900)运行工况,保持电子单元的参数设置一致;当出现调制线松动时,电子单元确实存在DI延时置位现象。电流采样异常状时DI未被置位的原因是电子单元中0x9B的寄存器参数设置存在错误;该参数直接决定了光CT中的二次谐波可接受范围(optical input second harmonic accepte range)。

本次负极线处CT故障的原因为调制线松动造成,调制线松动会导致二次谐波的变化。若变化范围在可谐波接受范围内,则CT测量是不会产生电流畸变的。如果变化超出许可范围,状态位就会被置位(也就是数据无效),保护系统检测到DI信息后会将该套保护退出。但是由于这个可接受范围被设置错误,测量电流已经畸变却没有超越这个错误的可接受范围,因此DI标志位没有被置位,畸变的电流参与了保护,最终导致了跳闸。

通过人为触发制造调制线故障,分别在0x9B=0和0x9B=131的情况下,对比观察光CT电子装置输出中DI标志位的置位时间,见表1。

表1 DI标志位置位时间对比


因此,在参数0x9B=0的情况下,当调制线松动造成CT测量系统调制信号出现异常时,若该异常情况在短暂时间内(如小于2s)自动复归,则由于DI延迟的原因,系统将不会输出DI信号。当故障持续时间大于4s以上时,测量系统才将DI标志位进行置位。该测试结果与2月6日08∶12∶00的跳闸时的现象相符。

4 结论
合并单元对自身故障判断时间过长,导致制保系统认为收到的电流信号是正常信号,无法对保护进行闭锁操作。对其合并单元品质位故障信号的逻辑进行优化,保证其快速正确的上送给控保系统。
1)将电子单元(编号NXCT-900)地址0x9B的寄存器参数由0更正为131,并检查其他站所有电子单元是否存在同样问题。
2)建议通过故障录波装置对合并单元的品质位进行监视,以便于更加直观的进行故障分析。
3)提高合并单元的电磁抗干扰性能[9-10]。