±800_kV特高压直流线路地线断线故障分析_魏小龙.pdf

41 电工电气电工电气 (2023 No.2)产品与应用魏小龙1，张璐2，闫可为3，李新民2，韩彦华2，李伟2，孔志战1(1 国网陕西省电力有限公司，陕西 西安 710048；2 国网陕西省电力有限公司电力科学研究院，陕西 西安 710100；3 国网陕西省电力有限公司超高压公司，陕西 西安 710075)800 kV特高压直流线路地线断线故障分析0 引言近年来，随着全球气候变暖，全国范围内零度线西扩北移，传统意义上的覆冰带从湖南、湖北、河南、河北沿线向西北偏移，陕西电网覆冰情况加剧，导致陕西地区从传统的非重覆冰区域逐渐向重覆冰区域转变，覆冰引起的线路跳闸故障逐渐增多。在特殊区段按照传统气象积累数据和常规做法防治电网雨雪冰冻灾害已不能满足需要，必须充分考虑极端天气等特殊情况1-5。近年来，随着国家对于保供电、保民生的要求不断提高，保证电网可靠供基金项目：国家电网公司科技项目(5226SX22000V)；国网陕西省电力有限公司科技项目(5226KY23000W)作者简介：魏小龙(1978)，男，高级工程师，本科，从事电网设备管理工作；张璐(1987)，男，高级工程师，博士，从事输变电设备运维检修工作。摘 要：提升抗冰能力对线路安全运行至关重要。对某 800 kV 特高压直流线路地线断线故障现场的环境及录波进行了分析，开展了地线断口静态分析及扫描电镜试验、拉断力试验，并对导地线间距进行了仿真计算。试验和仿真计算表明：特高压直流导地线覆冰厚度差异较大，随着地线覆冰厚度的增加，导地线间间距逐渐减小，在大风作用下极易发生空气间隙不足放电。本次特高压线路故障原因为重覆冰引起导地线空气间隙距离不足，导致放电烧伤和拉断地线。微地形区线路覆冰情况可能超过设计值，应考虑现场实际覆冰厚度、导地线覆冰厚度差值、故障区段微气象和微地形等因素，确保线路设计运行有充足裕度。关键词：800 kV 特高压直流线路；地线；覆冰；断线；故障分析中图分类号：TM723 文献标识码：A 文章编号：1007-3175(2023)02-0041-06 Abstract:To improve the anti-icing ability is vital for safe operation of the line.The paper analyzes the environment and waveform record of the ground wire disconnection fault field of 800 kV ultra-high voltage(UHV)DC line,makes static analysis of the ground wire fracture,conducts scanning electron microscope and breaking force test,and carries out the simulation calculation of guide wire spacing.According to the test and simulation calculation,there is a big difference of the ground wire icing thickness of UHV DC.When the ground wire icing thickness increases,the spacing between conductors and ground wires gradually decreases which is likely to contribute to discharge because of insufficient air gap under the strong wind.The reason for this UHV line fault is that the insufficient air gap of ground wires caused by ic-ing contributes to discharge to burn and break ground wires.The line icing of micro-terrain region is possible to exceed the design value,so factors such as the actual on-site icing thickness,ground wire icing thickness differential value,micro-meteorology and micro-topography of fault section should be taken into consideration to ensure operation of the line.Key words:800 kV ultra-high voltage DC line;ground wire;icing;disconnection;fault analysisWEI Xiao-long1,ZHANG Lu2,YAN Ke-wei3,LI Xin-min2,HAN Yan-hua2,LI Wei2,KONG Zhi-zhan1（1 State Grid Shaanxi Electric Power Co.,Ltd,Xian 710048,China;2 Electric Power Research Institute of State Grid Shaanxi Electric Power Co.,Ltd,Xian 710100,China;3 Ultra High Voltage Company of State Grid Shaanxi Electric Power Co.,Ltd,Xian 710075,China）Analysis of Ground Wire Disconnection Fault of 800 kV Ultra-High Voltage DC Line800 kV特高压直流线路地线断线故障分析42电工电气电工电气 (2023 No.2)电的容错空间越来越小。特高压线路输送容量大，一旦故障将严重影响大电网安全运行和电力平衡。为应对频繁发生的冰灾事故，确保电网安全运行，国内电力企业和科研单位积极开展电网防冰融冰技术研究6-10。经过多年的努力，在抗覆冰新材料、交直流融冰技术、覆冰预警系统等方面11-15取得了一系列成果，尤其是在输电线路直流融冰技术方面，取得了突破性的进展。针对输电线路直流融冰技术原理、装置研发、工程实施等方面的研究目前已较为成熟，线路直流融冰技术目前已成为我国华中和西南电网高压、超高压输电线路应对覆冰灾害的主要手段16-18。近年来，越来越多的超特高压交、直流输电线路跨越峡谷、河流和微气象地区，覆冰引起的线路跳闸故障越来越多。特高压线路杆塔高、档距大，并且多处于高山峻岭等交通困难区域，人工除冰难度大，安全风险高，机械振动除冰有效性不高，且运输困难。此外，特高压地线/光缆为逐塔接地，地线融冰需对地线进行绝缘化改造。光缆绝缘化改造时还需要考虑光纤通信和绝缘的配合，需要研究和配置专用接头盒。地线融冰还需要考虑对防雷效果的影响，以及线路带电工况下，地线/光缆融冰时静电感应过电压对融冰设备的影响。因此，特高压直流线路开展地线/光缆融冰仍有较多技术难点需攻克。针对国内外覆冰现状，文中对某 800 kV 特高压直流线路地线断线故障进行深入分析，给出了地线因覆冰导致断线的具体原因，提出了下一步故障处理建议，为线路安全稳定运行提供了可靠保障。1 故障基本情况1.1 故障概述2022 年 1 月 25 日，800 kV 某特高压直流线路极故障，两次重启动不成功，极闭锁，故障前特高压直流线路负荷为 4 532 MW。故障测距结果显示，故障点位于秦岭山区 2501#、2502#杆塔附近，故障区段 2501#、2502#杆塔档距为 706 m，海拔约1 600 m。故障时该区段天气情况为雨雪天气，能见度 20 m 左右，气温-6 -3，西北风，风力 3 级，相对湿度为 96%，降水量 20 30 mm，具备覆冰雪地形和气象条件。1.2 故障区段设备情况故 障 区 段 杆 塔 JC3015A(2501#)、ZKC3015A(2502#)，耐张绝缘子 U550BP/240H、复合绝缘子FXBZ-800/420-3、跳线绝缘子 FXBZ-800/160-2，导线为 6JL1/G2A-1250/100，极 侧为光缆 OPGW-24B1(ULL)-155，极侧为地线 JLB20A-150。该区段 2021 年曾发生脱冰跳跃引起光缆与导线距离不足，导致放电断线故障，抢修期间更换了 2497#至 2505#间光缆。同时，为了提高地线/光缆与极导线间有效距离，利用 2021 年 5 月份线路年度停电检修期间进行改造，通过加高 2501#、2502#地线支架，调整光缆安全系数等方式，提高了导线、光缆之间的安全距离。将 2502#杆塔地线支架垂直方向增加 2 m，外伸 0.5 m，光缆安全系数由 3.9 调整为 3.37，弧垂相较升高约 3.68 m。改造前及改造后地线支架结构见图 1。1.3 故障区段巡视情况2022 年 1 月 22 日晚，秦岭地区普降小到中雪。1 月 23 日，运维单位通过可视化在线监测系统发现 800 kV 特高压线路#2501、#2502 区段导地线有覆雪现象，安排护线员进行了现场核实，由于持续大雾影响，初步判断导线覆雪约 10 mm，地线及光缆覆雪 20 30 mm。1 月 24 日运维人员到达现场检查发现地线、光缆上覆有混合凇，厚度为 15 20 mm；导线上混合凇厚度约 10 mm。同时由于持续大雾，能见度不到 30 m，无法观察到地线、光缆真实弧垂情况，通过在线监控装置未覆冰照片与覆冰照片比较，地线和光缆负重增大导致弧垂与导线弧图1 改造前后地线支架结构a)ZKC3015A地线支架改造前3 2003 0003 0003 0006003 2003 0006 0002 8001 8002 0001 00060014 00019 03019 0308 2908 2908 2908 2904 9004 90013 4006001 000b)ZKC3015A地线支架改造后14 50019 03019 0308 2908 2908 2908 2904 9004 90014 5001 0007 0006005 2005 2002 8003 0006 0003 0003 0003 0002 0001 0001 8008 000600800 kV特高压直流线路地线断线故障分析43 电工电气电工电气 (2023 No.2)垂净空距离由原来的 17.5 m 缩小至 10 12 m。1 月 25 日安排运维人员再次前往现场核实，因现场降雪及大雾影响暂时无法观察具体情况，人员在现场蹲守。15 时 57 分发生故障时附近蹲守人员听见连续两次响声，立即向响声方向查找，由于当时山上浓雾、降雪，能见度极低，蹲守人员顺着2502#杆塔向小号侧方向隐约可以看到地线断线，最终确认故障为 2501#、2502#档内地线断线，断点位置距 2501#大号侧约 260 m(水平投影距离)，并发现断头处有明显放电烧蚀痕迹。2 故障环境及录波分析2.1 故障点微气象微地形分析故障区段杆塔位于海拔高度在 1 600 m 山上，故障区段地形图如图 2 所示。可见，故障区段为典型高山峻岭垭口地形，并具有典型的微地形、微气象特征。该区段线路设计覆冰厚度 15 mm，风速30 m/s，线路呈东西走向，污秽等级为中污区。综合考虑放电点位置和地形航拍图，断线位置位于山谷最低处附近。断线区段杆塔及导线位置低于南侧山峰，故障当日风向为北风，更易引起气流回旋，在 2501#、2502#杆塔