NBGS对阀顶接地故障引起过电压抑制作用的研究

依据向家坝—上海特高压直流输电示范工程实际设备参数建立了仿真分析模型,研究了换流站高压端换流阀顶端接地故障引起操作过电压的机理及分布规律,并分析了NBGS及其合闸延时对于过电压的抑制效果,对后续特高压直流输电工程中提出NBGS的技术要求有一定的指导意义。     

背靠背直流输电故障闭锁后过电压分析和优化

背靠背直流输电系统某些靠近接地点端发生直流母线接地故障时,系统闭锁后会出现过电压现象。本文分析其原因为故障点与接地点形成短路回路,引起阀短路保护先于极区接地保护动作。此类故障情况下,阀短路保护动作后执行立刻闭锁,在闭锁过程中造成直流系统过电压;而单独的直流母线接地故障执行正常闭锁,或者单独的阀短路故障执行立刻闭锁,均不会出现闭锁后的过电压现象。本文引入接地点电流作为辅助判据,提出两种优化方法。当发生相同的靠近接地点端直流母线接地故障时,控制系统有选择性地执行不同闭锁方式,可有效避免闭锁后出现直流系统过电压,有利于电力系统故障的可靠隔离,降低系统一次设备运行风险。     

利用故障间隙模型预测电弧接地过电压

介绍一种预测电弧接地过电压的新计算模型，该模型是在偏严的高频熄弧模型的基础上，计及故障电弧弧道绝缘恢复强度的影响，使电弧重燃不一定发生在故障相工频电压过峰值的时刻。在故障点对地接入一个压控放电间隙，使预期过电压幅值比较接近实测数据。     

云广直流系统闭锁过程对其孤岛运行方式过电压水平的影响

孤岛运行作为云广特高压直流输电工程的设计运行方式之一,能够有效地提高南方电网的稳定水平,但必须以解决过电压问题为前提.研究了云广特高压直流系统的闭锁方式及快速移相速度对孤岛运行方式下过电压水平的影响,结果表明:大组滤波器切除后延时切除换流变是限制孤岛方式下过电压水平的重要措施;先降电流定值后快速移相的保护闭锁逻辑与直接快速移相的保护闭锁逻辑相比,能大幅度减小双极Block时避雷器的吸收能量;减小快速移相速度对限制双极ESOF时的过电压水平和降低避雷器吸收能量是有利的.     

云广直流系统闭锁过程对其孤岛运行方式过电压水平的影响

孤岛运行作为云广特高压直流输电工程的设计运行方式之一,能够有效地提高南方电网的稳定水平,但必须以解决过电压问题为前提。研究了云广特高压直流系统的闭锁方式及快速移相速度对孤岛运行方式下过电压水平的影响,结果表明：大组滤波器切除后延时切除换流变是限制孤岛方式下过电压水平的重要措施;先降电流定值后快速移相的保护闭锁逻辑与直接快速移相的保护闭锁逻辑相比,能大幅度减小双极Block时避雷器的吸收能量;减小快速移相速度对限制双极ESOF时的过电压水平和降低避雷器吸收能量是有利的。     

直流线路故障时抑制交流过电压的延时移相策略研究

特高压直流输电系统中,当发生直流线路故障时,根据运行工况的不同,整流侧需要进行移相重启或移相闭锁。巴西美丽山双回直流送端同为欣古换流站,在美丽山二期直流移相重启或移相闭锁时欣古换流站交流电压迅速升高,可能引起美丽山一期直流受端及附近多回直流同时发生换相失败。为解决美丽山二期直流线路故障时整流侧移相重启或移相闭锁导致的交流过电压问题,提出直流线路故障延时移相策略,即在发生直流线路故障时延迟一段时间再进行移相重启或移相闭锁,移相前借助直流电流控制器来抑制直流故障电流。试验结果表明,采用延时移相策略后,欣古换流站过电压问题可以得到抑制,有助于降低美丽山一期直流系统发生换相失败的概率。该策略在巴西美丽山二期直流工程中应用后,现场发生直流线路故障后的动作结果与仿真结果一致,可在其他有类似过电压抑制需求的直流工程中进行推广应用。     

中压系统接地故障对低压系统的转移过电压分析

我国多数10kV配电变压器(简称配变)的保护接地与低压系统工作接地采用共地方式,当配变高压侧发生针对外壳的接地故障时,地电位大幅升高且会传导到低压系统甚至低压设备外壳上,带来触电与火灾风险,严重危害用户人身与财产安全。文章分析了中压系统接地故障时对低压系统及设备外壳的转移过电压产生原理,并分别针对小电流接地与小电阻接地中压系统以及采用TT、TN接地方式的低压系统,分析转移过电压幅值与分布情况,发现:中压系统采用小电阻接地方式比采用小电流接地方式时,过电压幅值更大;低压系统采用TN接地方式比采用TT接地方式时,过电压幅值较低但低压系统设备外壳会带电,人身触电风险更大。利用Matlab仿真证明了理论分析的正确性。     

高压端换流阀顶端接地故障引起的换流站直流场操作过电压仿真研究

依据向家坝—上海特高压直流输电示范工程实际设备参数建立了仿真分析模型,研究了换流站高压端换流阀顶端接地故障引起操作过电压的机理及分布规律,并分析了增加E1H型避雷器并联柱数和提高中性母线绝缘水平两种方案对过电压的抑制效果,对后续特高压直流输电工程避雷器优化配置有一定的指导意义。     

移相整流变压器抑制过电压研究

介绍分析了18脉波移相整流变压器在设计制造中所采用的抑制过电压和浪涌电流的特殊方法。在设计理论方面,通过加大变压器的励磁阻抗Zm和内线圈(高压线圈)对地电容C来达到限制操作过电压的目的;通过降低合闸线圈高度,或增加合闸线圈的匝数和直径来达到降低磁密、降低励磁涌流的目的。在制造工艺方面,高压线圈采用多层圆筒双屏蔽式结构或者插入电容式绕组结构来限制操作过电压,并给出了几种具体的线圈结构型式。针对上述抑制过电压和励磁涌流原则设计的6kV、300kW高压变频器用ZPSG-530/6移相整流变压器,已投入高压变频装置中运行,效果明显。     

特高压直流输电线路故障过电压的研究

以±800 kV向家坝-上海特高压直流输电工程为背景,应用电磁暂态计算软件EMTDC建立了特高压直流输电系统模型,详细研究了特高压直流线路距整流站不同距离发生对地闪络故障时过电压的沿线分布及水平,指出直流线路中点故障时非故障极线路中点的过电压幅值最高,并分析了其形成机理,计算分析了杆塔接地电阻、换流站端部阻抗、线路长度及线路参数等因素对线路过电压水平的影响,给出了限制过电压水平的合理性建议。     

站用电源扰动引起的特高压换流站辅助系统故障分析

换流站阀冷却系统是确保换流阀安全、可靠运行的重要支撑.穗东换流站换流变冷却系统电源瞬时性失压后,引起了阀冷却系统内冷水温高报警事故.基于对该事故的分析,找出了事故原因,并提出相应的解决措施.运行结果表明,所提出的改进措施是可行的、有效的.     

基于PSCAD的特高压直流输电系统单相接地过电压的研究

以±800kV云广特高压直流输电工程为背景,应用电磁暂态计算软件PSCAD建立了特高压直流输电系统模型,详细研究了特高压直流线路距整流站不同距离发生对地闪络故障时过电压的沿线分布及水平,指出直流线路中点故障时非故障极线路中点的过电压幅值最高,计算分析了杆塔接地电阻、换流站端部阻抗、线路长度及线路参数等因素对线路过电压水平的影响。     

接地异常引起的设备故障分析处理

以一起变电站接地异常引起的设备故障为例,分析了造成设备故障的原因,提出下一步急需对所有变电站接地网开展普测和开挖检查工作,对锈蚀严重、接地电阻超标的立即进行接地网改造等针对性防范措施,有效避免因接地异常引起设备损坏事件的重复发生。     

电压互感器二次短路引起发电机定子接地保护动作分析

介绍了一起因电压互感器二次回路短路导致的发电机定子接地保护跳机事件。单台发电机电压回路故障同时影响到同厂升压站和相邻发电机的电压采样,存在导致多台发电机跳闸的安全隐患。文中对故障录波数据和二次回路进行深入分析,并对分析结果进行仿真验证,最终查明了导致跳机的原因,提出了有效的防范措施。最后对电压互感器二次回路接地方式存在的问题进行了探讨,并提出了改进方案。     

特高压直流线路人工接地故障试验研究

介绍了向家坝—上海±800 kV特高压直流线路中间点瞬时人工接地故障试验过程。通过试验,有效地验证了直流线路故障时直流线路的保护作用及恢复顺序设计是否正确及故障定位仪指示是否正确等。     

防止高压厂用变压器低压侧单相接地造成发电机单相接地保护误动

大型发电机应装设动作电压≥5V的基波零序电压（3U0)定子单相接地保护,但实际运行中,6kV厂用系统单相接地时,发电机侧基波零序电压高达13．2V和11．9V,造成发电机单相接地保护误动。误动原因是没有考虑高压厂用变压器耦合电容的传递零序电压,应该通过计算传递电压的大小,确定发电机3U0定子接地保护的动作电压值;或者为了获得动作死区≤5％的3U0定子接地保护,增设厂用系统零序制动电压。     

一起线路故障引起主变压器零序过电压动作的分析

结合一起110 kV线路发生接地故障造成所连两变电站全站失压的例子,介绍了故障时的系统运行方式,借助故障录波图和报文分析了保护的动作过程,通过分析零序电压的异常变化得出了造成该变化的原因与接地系数过大及10 kV电压倒送有关。最后,提出了相应的措施来提高系统的稳定性。     

MMC功率模块过压故障导致柔性直流闭锁分析

针对鲁西背靠背柔性输电系统模块化多电平换流器(MMC)功率模块过压故障进行深入分析,通过现场故障检查,返厂检验分析出功率模块过压原因,同时应用鲁西背靠背柔性输电系统RTDS仿真系统精准地进行了故障再现.最终,指出功率模块过压暴露的问题及改进措施,这些措施对柔性直流输电的设计有很高的参考价值,同时为我国柔性直流发展总结了...     

一起因特高压直流事故引起的AGC指令异常分析及整改措施

针对特高压直流事故处理中系统AGC指令变化进行分析,指出了其过程中发生的异常情况,并提出优化措施。介绍了浙江电网AGC控制模块及四川溪洛渡—浙西±800 kV特高压直流工程（宾金直流）发生的单极闭锁事故的省调处置过程,通过对故障后系统指令、电网数据变化找出系统存在的缺陷,提出针对受电取值机制、电网低频控制、动态死区优化的3项整改措施。最后将该改进措施应用于实际运行的AGC系统,特别提升了系统针对特高压直流电力设备事故的防灾减灾能力,可有效防止类似异常事件的再次发生,对特高压直流送受端电网的安全运行具有一定借鉴意义。