±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。     

±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。     

±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。     

±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。     

特高压直流输电系统换流站故障过电压研究

±800 kV特高压直流输电系统换流站内电容性和电感性组件较多,在发生短路故障时容易引起过电压现象。研究各种操作和故障情况下过电压的特性,保证系统的安全稳定运行非常重要。利用PSCAD仿真软件建立了±800 kV云南—广东特高压直流输电工程的模型,在换流站内选取了换流阀阀顶对中性母线短路故障和换流变压器阀侧单相接地两种典型故障工况进行了研究。结果表明阀顶对中性母线故障时非故障极线路过电压水平较高,在上组四个换流变压器阀侧绕组中高压端Y/Y绕组端子处单相接地时的过电压水平最高。     

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。     

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。     

±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。     

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.     

±1000kV级直流输电工程系统过电压抑制和绝缘配合

换流站过电压抑制和绝缘配合是±1 000kV级特高压直流输电工程的关键技术之一,对降低设备的绝缘水平和制造难度具有重要的意义。为此,论述了抑制±1 000kV级特高压直流换流站电气设备上的过电压措施及高性能避雷器参数的选取,指出提高避雷器的荷电率和减小避雷器的残压比是降低避雷器保护水平的重要措施,并详细介绍了采用高性能避雷器降低设备绝缘水平的可行性。给出了±1 000kV级特高压直流输电工程设备绝缘配合方法—确定性法,该方法须通过仿真计算可确定合理的避雷器配合电流和配合电流波形,以准确地进行绝缘配合。通过计算,给出了±1 000kV级特高压直流设备冲击绝缘水平的推荐值:±1 000kV、±1 100kV直流极线的操作/雷电冲击绝缘水平分别为1 900kV/2 250kV、2 050kV/2 400kV;±1 000kV、±1 100kV换流变阀侧Y绕组端子/D绕组端子的操作冲击绝缘水平分别为1 950kV/1 500kV、2 050kV/1 600kV。同时,根据线路过电压沿线分布的研究结果,建议线路杆塔绝缘配置应结合线路过电压幅值、分布特性和沿线海拔高度综合分析,并采用分段设计原则以使线路杆塔的造价更加经济合理。     

±1100kV直流换流站避雷器布置、参数和设备绝缘水平的选择

为了合理确定±1 100 kV直流换流站避雷器布置、参数和换流站设备的绝缘水平,在分析和比较±800 kV直流输电工程换流站避雷器布置和参数的基础上,推导了6脉动换流器绝对最大理想空载直流电压与换流变的短路阻抗成正比关系的公式,提出了换流变的短路阻抗大小基本确定了整流站直流侧阀厅内设备的绝缘水平,因此需尽可能减小该阻抗值。给出了阀厅内直流避雷器伏安特性、荷电率、持续运行电压峰值(CCOV)、包括换相过冲的持续运行电压最高峰值(PCOV)、直流参考电压和直流偏置电压的选择方法和影响因素。在换流变短路阻抗不大于24%和采用A2避雷器直接保护高端Y/Y换流变阀侧方案的条件下,高端Y/Y换流变阀侧的额定操作冲击耐受电压(SIWV)可选为2 030 kV,低于采用M2+V3避雷器串联保护方案的2 191 kV。针对整流站和逆变站交流侧分别接入750 kV和1 000 kV交流特高压方案,提出了降低交流避雷器额定电压的建议。提出的绝缘水平为换流变、换流阀、极母线和中性母线等±1 100 kV直流设备的样机制造和交流设备选型以及交、直流场的设计提供了技术支撑。     

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。     

±1100 kV直流换流站典型接地过电压研究

为了研究±1 100 kV直流换流站内典型接地过电压的特点以及检验避雷器配置的合理性,针对准东—皖南±1 100 kV特高压直流输电工程,利用PSCAD程序仿真计算了双极全压运行方式、单极金属回线运行方式、单极大地运行方式下阀顶接地、换流变阀侧接地、直流母线接地和直流极线出口接地等典型接地故障产生的过电压,并分析了其波形特征,给出了避雷器的最大残压和吸收能量。计算结果表明,整流侧接地故障时避雷器吸收的能量约为逆变侧的10倍;在当前避雷器布置下所有关键节点的过电压值均低于该位置的绝缘水平,且避雷器吸收能量均未超过其能量吸收能力,因此目前的避雷器布置是合理的。     

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。     

±1100 kV特高压直流换流站平抗分置特性仿真研究

特高压直流输电换流站的绝缘配合对特高压直流输电系统的安全、经济运行有着重要的意义。针对±1 100 k V换流站避雷器配置方案,基于PSCAD仿真软件建立了±1 100 k V特高压直流输电系统仿真模型,并结合系统控制参数,仿真研究了平波电抗器不同布置方案对换流阀系统各关键位置最高运行电压的影响,分析了直流线路发生接地故障时最高端换流变阀侧绕组电压的变化,结果表明,采用平抗分置布置方式可使关键位置的最高运行电压降低33 k V左右(3%),使阀侧绕组电压振荡幅值减小约60 k V左右,仿真数据对于±1 100 k V换流站的过电压保护具有一定的参考意义。     

特高压阀厅电气设计研究

阀厅设计是特高压直流换流站工程的核心内容之一。换流阀在阀厅内与换流变阀侧套管以及平抗套管等设备相连, 此外阀厅内还布置有交直流避雷器、接地刀、直流电流互感器、直流电压分压器等诸多设备。特高压直流工程每极阀厅包括高端和低端2 个阀厅, 每个阀厅设旁路开关, 因此特高压阀厅与常规直流阀厅相比接线更复杂, 而且由于特高压直流工程阀侧过电压水平的提高, 使得阀厅各设备对地以及设备之间的电气净距增大, 因此阀厅合理布置尤为重要, 既要保证一定的安全裕度, 也应兼顾阀厅综合造价。据此原则,根据±800 kV 换流阀等设备外形资料、电气净距计算、设备布置等方面的研究, 提出阀厅的电气设计方案。     

±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。     

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。     

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。