浅谈换流站高端阀厅主设备安装工艺与质量控制

目前云广±800kV直流输电工程的楚雄换流站和穗东换流站均已进入电气安装准备工作阶段,为确保换流站高端阀厅的安装任务能优质、高效地完成,基于±500kV直流输电换流站阀厅施工的经验,探讨换流站高端阀厅主设备的安装工艺及质量控制要点。     

换流站交流开关场最后断路器／线路保护逻辑分析

最后断路器／线路保护逻辑是直流输电工程中所特有的,本文结合云广（云南-广东）±800kV特高压直流输电工程的送电端楚雄换流站的实际情况,详细介绍了楚雄换流站交流开关场最后断路器及最后线路的动作逻辑及保护动作跳闸情况。     

±800kV云广特高压直流工程孤岛运行方式下整流侧投旁通对逻辑优化特性研究

±800 kV云广直流输电工程是世界上第一个±800 kV特高压直流输电工程,工程起点为云南楚雄换流站,落点为广东穗东换流站,额定电压为±800 kV,输送容量为双极5 000 MW。该工程采用双十二脉动阀组串联接线方式,每个极包括阀组1和阀组2。文中基于±800 kV楚穗特高压直流系统现场孤岛调试以及FPT试验,对孤岛方式下投旁通对逻辑优化前后的系统情况进行对比,验证了整流侧投旁通对逻辑优化的有效性。分析结果表明,在孤岛运行方式下,整流侧禁止投旁通对将有利于系统稳定。     

±1100kV特高压直流换流站过电压保护和绝缘配合

为合理确定±1 100 kV特高压直流换流站的绝缘水平,基于准东—成都±1 100 kV特高压直流输电工程,根据特高压换流站的绝缘配合方法,对准东换流站的绝缘配合进行了研究。根据特高压直流换流站避雷器布置基本原则,并结合现有±800 kV特高压直流换流站的绝缘配合经验,提出了±1 100 kV准东换流站的避雷器布置方案,详细分析了换流站交流侧、阀厅、直流母线和中性母线等不同区域的过电压保护策略,最后根据推荐的设备绝缘裕度确定了换流站设备的绝缘水平,直流侧1 100 kV直流极线的雷电冲击和操作冲击绝缘水平推荐为2 600 kV和2 150 kV;直流极线平波电抗器阀侧设备和高压端Y/Y换流变阀侧设备的绝缘水平建议取为一致,雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别为2 500 kV和2 250 kV。研究结果对换流站设备的选型和制造具有重要指导意义,将为该特高压工程建设提供重要依据。     

一起交直流混联系统事故原因分析及整改措施

对南方电网系统一起500 kV断路器爆炸引起电网系统连锁反应的事故进行分析,指出500 kV砚都站发生的断路器爆炸造成高肇、天广、楚穗3回直流换相失败,并造成广州换流站极2阀冷系统停运,肇庆换流站与500 kV砚都站电气距离非常近,受到故障的影响最大,高肇直流电压发生剧烈波动,出现大量谐波分量,直接导致双极直流线路低电压保护27 du/dt动作,高肇直流双极再启动成功后,由于肇庆换流站阀冷系统问题导致极2闭锁,同时对其存在的风险进行深入剖析,最后提出有效的整改措施,防止类似事件的再次发生。     

±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。     

200kV高压直流断路器操作拒动故障原因分析及建议

高压直流断路器是多端柔性直流输电工程换流站内重要的电气设备,直接关系到柔直系统运行的可靠性。根据±200 k V高压直流断路器在系统操作合闸过程中,出现的位置信号未及时返回控制系统,断路器后序无法进行分闸操作的故障现象,经报文分析判断和现场故障检测,得出故障原因是断路器开关内极柱分位传感器位置偏移,造成分位信号响应延迟、断路器拒动。最后通过将分位传感器调整至正常工作位置的方法解决了该问题,并提出了需要制定高压直流断路器检修规程及监控后台增加断路器操作次数统计功能的建议。     

基于模块化多电平换流器的多端柔性直流系统接地方式

对舟山多端柔性直流输电系统的接地方式进行了研究,确定了各换流站应采取的接地方式,其中定海和岱山换流站推荐联结变阀侧采用星形电抗＋中性点电阻接地的方式,衢山、洋山和泗礁换流站推荐采用Y/Y型联结变＋阀侧绕组中性点电阻接地方式.在确定各换流站接地方式的基础上,计算确定了换流站设备的过电压和绝缘水平,其中定海和岱山换流站联结变网侧为220 kV交流系统,推荐的设备雷电冲击绝缘水平为950 kV,其他三站联结变网侧为110 kV交流系统,推荐的设备雷电冲击绝缘水平为450 kV;五端换流站联结变阀侧及直流侧的额定电压基本一致,联结变阀侧交流母线的雷电和操作冲击绝缘水平推荐为650 kV（或750 kV）和550 kV,200 kV直流母线的雷电和操作冲击绝缘水平推荐为650 kV（或750 kV）和550 kV.     

云广特高压极I低端阀厅F5避雷器动作导致60EL-2动作分析

±800 kV楚穗直流输电工程是世界上第一个±800 kV特高压直流输电工程,输送容量为双极5 000 MW。该工程采用双十二脉动阀组串联接线方式,每个极包括高端阀组和低端阀组两个阀组。2012年12月15日楚穗直流楚雄换流站孤岛调试实验时,由于极I低端阀厅F5避雷器动作,导致极I极差动保护87DCM、阀组短路保护87CSDⅠ段与接地极线路电流不平衡保护60EL-2动作,极I双阀组闭锁。在以往直流工程中阀厅避雷器动作非常少见,并且涉及到动作的直流保护较多,文中着重分析阀厅F5避雷器动作为何导致接地极线路电流不平衡保护60EL-2动作,并提出今后直流工程接地极绝缘设计的一点建议,供大家参考。     

楚雄换流站阀冷系统无主泵跳闸原因分析与优化措施

针对±800 kV楚雄换流站极Ⅱ高端阀组系统调试中出现的一起阀冷无主泵跳闸事件的发生及处理过程,分析了云广直流阀冷系统无主泵跳闸设置原理,结合现场运行情况,指出了目前跳闸功能的设计缺陷,提出了相关改进措施和优化建议,对阀冷却系统的安全稳定运行提供参考意见。