交流滤波器最后断路器动作分析

介绍高压直流输电系统中交流滤波器最后断路器保护逻辑,并结合直流工程交流投运过程中换流站交流滤波器大组连线保护动作情况进行分析,提出交流滤波器最后断路器逻辑优化措施。     

深圳换流站最后断路器及线路保护的改进建议

介绍兴安直流输电工程深圳换流站交流开关场4类最后断路器及线路保护逻辑。基于这些逻辑对兴安直流实际工程调试过程中出现的保护动作异常情况进行分析,时相关的设计缺陷,例如交流滤波器连线保护跳闸继电器自保持,无法对5072断路器合闸;最后线路无自动重合闸闭锁功能等,提出了改进建议。有的建议已被设备厂家所采用。     

特高压直流保护动作策略优化

特高压直流输送容量大,一极停运对两端交流系统的冲击很大,且导致单极大地回线运行,很大的入地直流电流对交流系统及附近的金属件产生不利影响,尤其对在运的换流变以及换流站近端的变压器产生直流偏磁,威胁换流变及变压器的安全运行。文中对特高压直流保护中的换流器差动保护、接地极线过负荷保护、接地极线不平衡保护以及线路重启逻辑的动作策略进行了优化,可大大缩短上述保护动作一极闭锁后单极大地回线运行的时间,减少流入大地的直流电流对交流系统、金属件、换流变及变压器的影响;并针对接地极引线增加了接地极线差动保护和接地极线差动监视报警功能,提高了接地极线的保护水平。文中的策略已应用于哈郑、灵绍直流工程,现场试验效果良好。     

一起云广直流孤岛调试时双极相继闭锁事故分析

2011年6月5日云广直流工程孤岛调试期间,直流线路发生故障造成双极相继闭锁。分析了事故发生经过和原因,认为在极Ⅱ遭受雷击后,极I保护系统内的电流变化量满足滤波器差动保护定值,导致差动保护动作,同时避雷器的动作电流触发了高速中性母线开关保护动作。为此,提出了优化直流滤波器差动保护的保护定值,调整直流线路行波保护相关判据,消除阀组旁路开关合闸放电电流影响等措施。实践证明所提的措施能从根本上避免此类事故发生。     

换流站极中性母线差动保护动作原因分析

换流站直流滤波器连接于极高压母线与极中性母线之间,当直流滤波器发生接地故障时,某些位于特定位置的故障点会对直流电流进行分流,引起中性母线差动保护动作。以某±500kV整流站直流滤波器接地故障为例,分析中性母线差动保护动作的原因,并提出导致该保护动作的直流滤波器接地故障发生区域,最后通过仿真试验证明了所提假设的正确性。     

三沪直流输电工程系统调试关键技术

三沪直流工程系统调试过程中, 对主要技术问题进行了分析和解决, 如: 极Ⅰ、极Ⅱ和双极调试结合在一起, 提高了系统调试效率, 保证了系统调试按期完成; 对宜都站5631 交流滤波器不平衡保护跳闸原因进行了分析, 对其功能进行了完善; 对直流控制保护系统功能进行了完善, 包括: 直流线路保护、极母线差动保护和中性母线差动保护功能的完善, 直流线路故障测距的功能完善, 站用电辅助电源功能完善, 最后一条线路跳闸保护动作逻辑验证和完善, 直流滤波器不平衡电流保护逻辑的完善, 换流变压器分接头动作的同步性和稳定性改进等; 对系统调试计算和仿真试验研究进行了分析。这些关键技术问题的解决, 保证了系统调试的按期完成和顺利投入运行。     

直流线路故障再启动功能与换流变中性点偏移保护配合策略分析北大核心CSCD

文中对一起现场故障案例中直流线路故障再启动失败后逆变站换流变中性点偏移保护动作的机理进行了分析,指出保护动作的原因是由于直流线路故障点与整流站Z闭锁投入的旁通对形成了对健全极直流电流的分流回路,导致故障点无法熄弧、整流站旁通对无法关断;然后,逆变站Y闭锁投入的旁通对与整流站旁通对再次形成了分流回路,导致逆变站换流变单相接地,换流变中性点偏移保护动作。进一步地,结合直流输电工程运行情况,提出了可有效避免逆变站旁通对与线路故障点、整流站旁通对形成分流回路,换流变中性点偏移保护动作的改进措施。     

交流滤波器C1不平衡保护动作分析

兴安直流输电工程小组交流滤波器保护主要采用计数方法来判断故障等级。结合换流站小组交流滤波器C1不平衡保护原理,对兴安直流输电工程宝安换流站多组小组交流滤波器C1不平衡保护相继动作的原因进行分析,并针对动作原因,对C1不平衡保护定值的大小和逻辑提出优化策略,最后采用多种方法开展现场试验,验证定值优化策略的正确性。     

一起750kV交流滤波器断路器合闸电阻故障案例分析

2022年2月16日,某换流站无功控制逻辑自动投入7624小组交流滤波器过程中,第二大组交流滤波器母线差动保护及7624交流滤波器差动速断保护A/B套动作,经现场检查故障原因为断路器内部合闸电阻击穿并最终发展为接地故障。首先,详细说明了合闸电阻原理及投入期间正常波形,结合故障录波,对此次故障原因进行分析定位。然后,根据故障断路器解体情况,对本次故障发展过程进行深入分析,进一步对分析结果进行验证。最后,针对带合闸电阻的交流滤波器断路器投切控制进行了PSCAD仿真,分析了详细投切过程,阐明了过程中电流等电气量变化特点,提出了根本处理措施及跟踪分析方法,为带合闸电阻的交流滤波器断路器故障机理研究及运行维护提供参考和借鉴。     

高肇直流高坡换流极Ⅱ闭锁原因分析

基于高坡站2006-01-09极Ⅱ闭锁事件,分析了闭锁原因发现主要是由于直流滤波器保护误动引起,因此提出了直流滤波器电容器C1过负荷保护49/59DF存在的问题以及相应的改进措施,取消了该保护的速动段。     

交流滤波器最后开关逻辑

高压换流站交流滤波器最后开关跳闸后,将启动本大组交流滤波器联线差动保护跳闸回路。以±800 kV云南-广东特高压直流工程为背景,分析了间隔控制单元6MD664中大组滤波器最后开关的软件逻辑以及相关的硬件回路,指出了其中存在的设计缺陷,提出了修改软件逻辑、硬件回路改进措施。     

特高压直流差动保护87DCM动作行为分析及优化改进

根据穗东换流站直流差动保护87DCM的动作情况,分析直流差动保护的特点和交流线路单相故障引起换相失败对直流差动保护的影响,结合穗东换流站直流差动保护逻辑的特点提出了相应的优化改进。     

特高压换流变故障性涌流产生机理及其对差动保护的影响

从磁链变化角度分析特高压换流变压器(简称换流变)阀侧发生单相接地故障时由换流阀单向导通性引起的励磁涌流(定义为故障性涌流)的产生机理和变化特点。以特高压直流输电系统中某一换流变为例,分析故障性涌流对换流变差动保护动作特性的影响。研究结果表明,故障性涌流容易导致换流变区外故障转区内时差动保护误闭锁。针对该问题,进一步分析发现,由于换流阀的单向导通性使得转换性故障发生后差动电流的直流分量存在由负极性到正极性反转的特征,进而利用该特征提出换流变差动保护闭锁逻辑改进判据。仿真结果证明了所提判据的可靠性。     

特高压直流输电工程中最后断路器策略的分析

糯扎渡送电广东直流输电工程额定功率5 000 MW,每极采用双极12脉动阀组串联接线方式,额定电压±800kV。为了使阀组在与交流系统失去联系的同时执行直流紧急闭锁程序,保证主设备避免过电压的危害,为每个阀组配置了最后断路器保护。文中分析了以往工程阀组最后断路器保护跳闸的原理,指出阀组最后断路器判断逻辑仅考虑本串是不完备的;且针对现有最后断路器先验式判断逻辑的不足,提出基于路径上重合节点的判断方法,能根据交流场的实时运行工况判断出每个阀组的最后断路器。该方法规则统一,逻辑完备,对后续高压直流工程设计、应用具有参考意义。     

并联型多端直流输电系统保护相关问题探讨

该文介绍了并联型多端直流输电保护系统分区、测点和开关刀闸位置以及系统运行的方式。对于多端直流输电系统,直流线路保护设置保护线路全长时,可能发生区外故障误动;换流站线路保护需根据所连接的直流线路数目分别配置。在变电站,每条直流线路会配备一套保护装置,每套保护装置配置多套定值,其保护范围分别覆盖不同长度的线路;这些定值需根据其他换流站的运行情况进行切换;支线路故障后可采取隔离故障线路的处理策略,同时需闭锁隔离出来的换流站。不能通过检测是否存在流经接地站的接地电流,来判断是否发生金属回线接地故障;建议在并联型多端系统中不采用移相处理策略清除金属回线接地故障。高压T区保护采用差动原理,保护动作后,建议相关站采用极闭锁策略。逆变站故障后延时分断换流变网侧开关有利于阀的关断。逆变站换相失败后,更大的直流电流将流经换流阀,需在工程设计环节加以考虑,防止交流系统故障引起的换相失败导致直流过流保护动作。     

云广特高压直流输电线路孤岛运行过电压及抑制

云广直流孤岛运行方式下发生直流双极闭锁时将在送端换流站交流系统产生幅值很高的过电压,孤岛运行过电压水平控制是决定能否孤岛运行的关键因素,因此利用EMTDC计算了不同运行方式下楚雄换流站交流侧的过电压水平、避雷器工况、交流滤波器断路器断口暂态恢复电压及容性开断电流,并分析比较了各种不同的过电压抑制措施,提出了利用换流变磁饱和特性短时限制过电压的措施方案和电气设备的技术参数要求,同时还探讨了直流闭锁后换流变和交流滤波器切除时间等对过电压的影响。     

乌东德混合直流工程的高压交流断路器要求

±800 kV乌东德特高压多端混合直流输电工程是重大电力行业科技示范项目。其中,送端昆北站汇集了龙开口、鲁地拉等水电站,电站与换流站之间输电线路长,换流站运行压力大,因而对其高压交流断流器的参数要求提出了挑战,依据工程具体实际来制定断路器的技术参数显得十分重要。以乌东德电站送电广东、广西(昆柳龙)直流输电工程为依托,对昆北站中使用的交流断路器工作条件进行了研究。以交流系统及换流站相关数据为依据,如交流系统短路电流,换流变参数,交流滤波器和并联电容器小组、大组参数等。首先给出了昆北换流站的交流换流器分布概况、数量与说明。然后提出了选相合闸的作用和配合逻辑。为了得到交流滤波器和并联电容器大组/小组断路器和换流变断路器的特殊要求数据,通过理论分析和计算得到了额定单个和背靠背电容器组开断电流的大小。实验仿真软件选取PSCAD/EMTDC,模型是由HVDC换流器、换流变、交流滤波器及并联电容器组、交流母线避雷器组成的三相系统,模拟单组断路器的开断、切小组断路器降低交流母线FFOV以及孤岛运行模式等情况下的最大TRV值。从而确定了昆北换流站高压交流断路器的选型要求:(1)交流滤波器小组断路器和换流变断路器应安装选相合闸装置,以减小断路器合闸涌流;(2)交流滤波器和并联电容器大组/小组断路器必须满足工程实际的特殊要求,电容器组涌流峰值/涌流频率计算值,考虑选相合闸装置1 ms误差,昆北站为4.9 k A/2 401 Hz;(3)交流系统并联网运行时,交流滤波器大组和小组断路器的最大TRV计算结果为:昆北站交流滤波器小组断路器1 319 kV,故障工况及策略为双极运行时,发生单相接地故障,接地故障后100 ms切除线路,1 s后重合闸失败,切除故障线路,同时闭锁双极,再延迟100 ms切除小组滤波器;(4)昆北站交流断路器型式:孤岛方式最苛刻工况下采用分时切小组交流滤波器策略,A、B及C型ACF小组断路器耐受TRV能力需分别满足1 387 kV、1 430 kV及1 367 kV以上,大组ACF断路器耐受TRV能力需满足1 230 kV及以上;当在各型滤波器主电容侧安装避雷器后,A、B及C型ACF小组断路器的TRV分别为1 205 kV、1 122 kV、1 201 kV,大组、小组ACF断路器均选择双断口断路器,其TRV耐受能力为1 470 kV及以上。本案例可为特高压多段混合直流输电的高压交流断路器的选型提供参考。     

交直流混联电网自适应交流过电压保护方案的研究

针对目前交直流混联电网交流过电压保护与直流系统控制保护策略之间缺乏有效配合的问题,以直流系统发生单极闭锁导致功率骤降为例,考虑交流滤波器的动作策略,分析了单极闭锁后交流侧无功功率、有功功率的变化特征,提出一种交直流混联系统自适应交流过电压保护新方案。该方案在直流系统单极闭锁等功率骤降情况下,综合考虑一次设备的耐压水平,在不改变原有交流保护动作特性的基础上,能够自适应调整过电压保护的时间定值,躲过交流滤波器组的切除时间,避免由于过电压保护误动带来的负荷损失;而当交流系统扰动引起过电压时,过电压保护能够按照原有的动作逻辑正确动作,保证设备安全。仿真结果表明,该方案加强了交流系统和直流系统继电保护之间的配合,对保证交直流系统稳定运行具有重要的意义。     

换流变和平波电抗器非电量保护动作分析

介绍了换流变和平波电抗器非电量保护配置情况。对近年来发生的由换流变和平波电抗器非电量保护动作导致的直流闭锁事件进行了统计,分析了换流变和平波电抗器非电量保护动作原因并提出整改建议。研究了换流变和平波电抗器非电量保护防误动的措施,从而进一步提升直流输电系统的运行可靠性。     

阀组未连接交流母线跳闸功能仿真分析和应用

为防控类似2018年"3·21"巴西大停电事故,针对特高压直流开展整流侧阀组未连交流母线失压风险分析,分别分析了送端换流站全部交流线路跳开、换流变间隔所在串开关跳开、交流系统故障等导致的失压或无交流滤波器运行情况,进而提出了增加阀组未连接交流母线跳闸功能。经过仿真验证,该功能可以在换流阀未连接交流母线时快速跳闸停运直流并发出闭锁信号,避免安稳装置因未及时收到闭锁信号而延迟动作。新增逻辑经现场验证并实施,增强了南方电网系统安全可靠运行能力。