800kV浙西特高压直流换流站暂态过电压研究

基于溪洛渡—浙西800 kV特高压直流输电工程,对浙西换流站的暂态过电压和各避雷器的负载进行详细仿真计算分析。在交流侧选取了交流母线三相接地、交流相间操作冲击和失交流电源3种典型故障工况;直流侧选取了最高端换流变Y/Y绕组阀侧单相接地、低压端换流变Y/Y绕组阀侧单相接地和全电压启动3种典型故障工况进行研究。分析结果表明:失交流电源是交流侧的最严酷工况,交流母线过电压771 kV,通过交流母线避雷器A的最大电流0.14 kA,最大能量2.07 MJ;最高端换流变Y/Y阀侧单相接地在换流阀两端产生过电压375 kV,通过阀避雷器V1最大电流2.32 kA,最大能量6.73 MJ;低压端换流变Y/Y阀侧单相接地,阀避雷器V3通过最大电流1.04 kA,最大能量2.84 MJ;全电压起动在直流极母线上产生1 330 kV的过电压,避雷器DB通过最大电流0.56 kA,最大能量4.35 MJ。     

±800 kV溪洛渡-浙西直流输电工程换流站直流暂态过电压

特高压直流换流站的过电压水平对换流站设备的绝缘配合和系统的安全可靠运行等方面都有直接影响。基于溪洛渡-浙西±800 kV特高压直流输电工程,对两端换流站的高压端Y/Y换流变压器阀侧绕组接地、低压端Y/Y换流变压器阀侧绕组接地、交流侧相间操作冲击、全电压起动和直流极线接地等典型故障工况进行了仿真研究,给出了溪洛渡换流站和浙西站的相应避雷器承受的最大过电压和能量。计算结果可为该特高压工程换流站设备的绝缘配合设计及相关设备的选型、制造和试验等提供依据。     

±800 kV特高压直流换流站最高端换流变阀侧避雷器保护研究

±800 kV直流输电工程与常规±500 kV直流输电工程换流站的避雷器保护方案存在一些不同点,在±800 kV直流输电工程换流站增加避雷器以进一步限制换流站内关键点的过电压水平就是不同点之一,其中包括在最高电位换流变阀侧增加避雷器(A2)对高压阀侧设备进行保护。笔者针对±800 kV特高压直流实际工程,重点分析研究了安装A2避雷器的必要性。选取典型工况在换流站高压端换流变阀侧有避雷器直接保护和无避雷器直接保护的两种方案下计算换流站相关点的过电压水平。结果表明,高压端换流变阀侧加装A2避雷器可直接保护高压端换流变阀侧,有效降低阀侧设备的绝缘水平,从而降低特高压直流工程换流变压器、高压套管等设备的制造成本和难度,因此是非常直接而可靠的保护方案。     

±800kV重庆特高压直流换流站操作过电压机理及仿真

特高压直流换流站的过电压水平直接关系到换流站设备的绝缘配合和系统安全可靠运行。哈密北—重庆±800 kV特高压直流输电工程比我国已有的向上、云广和锦屏—苏南特高压直流工程的输送容量更大、送电距离更远,换流站的设备也有所不同,换流站的过电压水平将更加严重。为此,针对哈密北—重庆±800 kV特高压直流输电工程,详细分析特高压换流站交流场、阀厅和直流场的操作过电压机理,得到了重庆换流站各避雷器的决定性故障工况,并仿真计算了典型故障工况下换流站关键设备的过电压水平。计算结果表明:换流站交流母线的最大过电压达762 kV,换流阀两端承受的最大过电压为369 kV,直流极线平波电抗器线路侧和阀侧的最大过电压分别为1 298 kV和1 294 kV,中性母线平抗阀侧的最大过电压为439 kV;逆变侧重庆换流站始终接地,避雷器EL和EM不会承受严重的操作过电压冲击。计算结果可为换流站设备的绝缘配合及相关设备的选型、设计和试验等提供重要技术依据。     

舟山多端柔性直流输电工程换流站内部暂态过电压

舟山多端柔性直流输电工程建成后将成为世界上第一个基于模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter, MMC)的五端柔性直流输电工程。为研究各换流站的过电压水平,依托舟山多端柔性直流输电示范工程,详细分析了换流站交直流侧的过电压机理,建立了基于详细控制保护策略的五端柔性直流输电系统过电压仿真模型,计算了换流站联结变压器阀侧单相接地、桥臂电抗器阀侧单相接地、直流极线接地、直流平波电抗器阀侧直流母线接地和直流极间短路等故障在换流站关键设备上产生的过电压。结果表明：联结变压器阀侧交流母线上的最大过电压为360 kV;直流极线上的最大过电压为370 kV,直流平波电抗器阀侧直流母线的最大过电压为369 kV,避雷器CB和D承受的最大能量分别为1.258 MJ和1.655 MJ;星形电抗接地支路中性点上的最大过电压为188 kV;桥臂电抗器两端产生的最大过电压为235 kV。计算结果可为该工程换流站的绝缘配合研究以及相关设备的选型、试验等提供重要依据。     

±800kV特高压直流换流站最高端换流变阀侧避雷器保护研究

±800kV直流输电工程与常规±500kV直流输电工程换流站的避雷器保护方案存在一些不同点,在±800kV直流输电工程换流站增加避雷器以进一步限制换流站内关键点的过电压水平就是不同点之一．其中包括在最高电位换流变阀侧增加避雷器（A2）对高压阀侧设备进行保护。笔者针对±800kV特高压直流实际工程,重点分析研究了安装A2避雷器的必要性。选取典型工况在换流站高压端换流变阀侧有避雷器直接保护和无避雷器直接保护的两种方案下计算换流站相关点的过电压水平。结果表明．高压端换流变阀侧加装A2避雷器可直接保护高压端换流变阀侧,有效降低阀侧设备的绝缘水平,从而降低特高压直流工程换流变压器、高压套管等设备的制造成本和难度,因此是非常直接而可靠的保护方案。     

±500kV换流站直流侧操作过电压影响因素分析

基于PSCAD/EMTDC仿真平台,依托三常±500 kV直流输电工程建立直流输电仿真模型,针对引起直流场操作过电压的接地极线开路、高端换流变压器阀侧单相接地短路故障、金属回线开路、全压起动以及逆变侧阀闭锁而旁通对未解锁五种典型操作过电压故障的运行方式,接地电阻,故障地点和故障相位等故障条件,对换流站直流侧操作过电压的影响进行了仿真分析。仿真分析结果与研究结论对高压直流输电工程绝缘配合、故障分析以及过电压仿真计算故障条件选择具有一定的指导意义。     

天生桥—广州直流系统换流阀过电压机制研究

基于天广500 kV高压直流输电工程,分析了阀过电压产生的机制,结果表明,在以下2种情况下阀两端会产生较大过电压:1)最上层换相组的阀全部关断后,在该层换流阀两端可能产生严重过电压,而其他几层阀关断时一般不会在阀两端产生过电压;2)交流相间操作冲击将在阀两端产生较大过电压。据此对换流变高压端Y/Y绕组阀侧单相接地和交流相间操作冲击2种典型故障进行了仿真分析,结果表明:当直流系统以最小输送功率运行时,整流站换流变高压端Y/Y绕组阀侧单相接地故障在阀两端产生较大过电压,通过阀避雷器的能量最大,但随着输送功率的增加,能量会减小;整流站的换流变变比要比逆变站大,因而相同幅值的交流相间操作冲击在整流站换流阀两端产生的过电压相对严重。     

天生桥—广州直流工程控制保护系统改造后的过电压分析

基于改造后的天生桥—广州±500 kV高压直流输电工程,计算分析了在换流变Y/Y线圈阀侧单相接地、交流相间操作冲击、逆变侧失交流电源和逆变侧闭锁而旁通对未解锁4种典型故障工况下的系统过电压,确保在改造后的控制保护系统下,系统各点过电压及避雷器能耗限制在合理范围内,各电气设备能安全运行。分析结果表明:换流变Y/Y线圈阀侧单相接地故障将在中性母线上产生较高过电压,中性母线避雷器能耗较大;交流相间操作冲击会在阀两端产生较大过电压,阀避雷器动作;逆变侧失交流电源会在逆变站交流母线产生较高过电压,交流母线避雷器动作。逆变侧闭锁而旁通对未解锁会在逆变侧直流极线产生很高的过电压,直流极线避雷器能耗较大。上述4种故障工况下,各避雷器能耗均未超过设计通流容量,避雷器能安全稳定运行。     

±800kV单12脉动特高压直流输电工程避雷器布置与换流阀过电压研究

研究±800 kV双12脉动特高压直流输电工程避雷器布置方案,基于巴西美丽山工程提出±800 kV单12脉动特高压直流输电工程的避雷器布置方案。进一步研究整流站换流阀过电压、阀避雷器承受的能量和电流,选取交流相间操作冲击、6脉动换流器闭锁和Y/Y换流变阀侧绕组单相接地3种典型故障仿真计算,给出了整流站换流阀最大过电压,阀避雷器的最大能量和最大电流。研究结果为±800 kV单12脉动特高压直流输电工程相关设备的设计、生产和试验提供参考。     

整流变压器纵差保护二次侧电流最佳补偿方程及整定特征

为弥补当前国内外大容量整流变压器只有过流保护而无纵差保护的缺失,论述了建立整流变压器纵差保护的关键内容。首先,提出并论证了整流变压器纵差保护阀侧电流互感器二次侧电流采样值的特殊处理方法,以及网阀两侧进入纵差保护CPU参与差动电流、制动电流计算的三相电流有效值应当采用何值,即论证其最佳补偿(或称转角)方程,它与常规电力变压器、换流变压器、电炉变压器等的补偿方程都不相同。然后,提出并论证了整流变压器阀侧两相短路时网侧电流相位及模值的独特计算方法。分析了两相短路及单相接地短路时整流变压器纵差保护的动作特性。整流变压器纵差保护整定计算特征能使整流变压器区内短路时动作灵敏度显著提高,并且使纵差保护的动作范围显著扩大,能保护整流桥的阀短路及直流输出端的短路故障。     

220kV变电站主变110kV侧接地方式分析

220 kV变电站主变中性点接地方式直接影响到主变的安全稳定运行,当220 kV变电站的110 kV侧发生单相接地故障时,有可能造成主变遭受冲击而损坏。因此列举出了220 kV变电站中可能出现的主变中性点接地方式,分析了110 kV侧发生单相接地故障时,主变中性点接地方式对流入主变短路电流的影响,并计算了相应的短路电流,提出单相接地故障对主变的冲击最严重。可以通过改变主变中性点的接地方式来保护主变,最后提出了具体的保护措施,并给出唐山供电公司的一个应用实例。     

直流输电系统紧急停运方式对系统过电压的影响

基于云广±800kv特高压直流输电工程的参数,研究了直流输电系统在最高电位换流变阀侧对地故障、逆变站闭锁而旁通对未解锁、逆变站交流电源丢失等三种故障工况下紧急停运方式对系统暂态过电压的影响,紧急停运方式包括移相、投旁通对闭锁和直接闭锁。分析结果表明,对于整流站换流变阀侧以及直流线路故障而言,采取故障后移相方式与直接闭锁相比可以更好地降低阀上的过电压;对于逆变站意外闭锁类型的故障,整流站5ms内移相的紧急停机策略可以显著降低逆变站极线上的过电压水平;逆变侧交流系统严重故障时,逆变站10ms内投旁通对的紧急停机策略可以最大限度降低高端换流变压器阀侧过电压水平。     

MMC换流站阀侧交流接地故障电流解析

对模块化多电平换流器(modular multilevel converter, MMC)换流站阀侧交流接地故障特性进行研究发现：阀侧交流系统发生金属性接地故障时,故障点入地电流由下桥臂电容放电电流和上桥臂以及对端桥臂电容放电电流构成,网侧交流系统不会馈入入地电流;带过渡电阻接地故障时,网侧交流系统将通过过渡电阻作用于故障点入地电流。详细推导了三相接地故障和单相接地故障下的入地故障电流和桥臂电流的数学解析式。采用RTDS仿真验证了该表达式的正确性。由于阀侧交流出口处电位被钳制为0,因此上桥臂的子模块电容将产生过电压。下桥臂与故障点构成放电电容回路,下桥臂流过的故障电流迅速增大,且无法通过断路器切断故障电流。因此,建议采取可靠的限流措施避免阀侧故障对换流站等一次设备造成严重伤害。     

预防220kV变压器受短路冲击损坏事故的一种措施

当220kV变电站的110kV侧发生单相接地故障时,有可能造成主变压器遭受冲击而损坏。通过分析变压器绕组的抗短路能力,发生单相接地故障时流入变压器的短路电流,可知国产老旧变压器极易受到短路电流的冲击而损坏。文章以唐山供电公司的3个变电站为实例,介绍了一种通过改变主变压器中性点的接地方式,即在主变压器110kV中性点加装小电抗器,减小单相故障时的接地短路电流及流入主变压器绕组的短路电流,从而保护主变压器的措施。改造的效果是比较好的。     

MMC-HVDC系统阀区单相接地故障定位研究

模块化多电平的直流输电系统(MMC-HVDC)换流变压器阀侧中性点采用大电阻接地。任何一换流站阀侧发生单相接地故障后,导致两个换流站的中性点电流幅值和相位均相等。两个换流站都触发中性点过流保护元件动作,无法准确定位故障位置,对后续的柔直检修工作带来极大困扰。针对此问题,深入分析了阀侧单相故障产生的故障电流通道机理,指出一条放电回路为非全相放电通道,结合柔直的平衡性控制特点,该通道即不可控制通道;另一条零序放电回路为故障放电通道。提出了在一侧换流站增加零序补偿策略,该策略在原调制电压上叠加零序电压,导致两换流站中性点电流出现差值而实现故障准确定位。新策略不增加任何测量装置,简单可靠,易于实现。最后通过RTDS试验平台验证所提策略的正确性。