楚雄换流站考察报告

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1、楚雄换流站考察报告高树同(北京)时间：2011/12/9~11地点：云南省楚雄±800kV换流站一、楚雄站总体情况介绍：云广直流输电工程是世界上第一个±800kV直流特高压输电工程，也是国家特高压直流输电的示范工程，楚雄换流站是云广直流输电工程的送端站，位于楚雄彝族自治洲禄丰县和平镇三湾村，距昆明市直线距离58公里，占地面积472亩，海拔1824米，直流系统额定输送容量为5000MW,采用双12脉动阀组串联接线方式。输电线路长度约1373km，导线截面为6×630，于2009年12月建成-800kV单极，2010年建成±800kV双极。云广800kV直流线路图（黑线）楚

2、雄站卫星照片七回500kV进线+800kV极I高出线极I高端换端阀厅流变高抗区域辅控楼极I直流场极I低极I低端端阀换厅流变直流继极第四大组交II保室接地极500kV交流开关场低极II流滤波器组端低端出线换阀厅流变极II直流场主控楼500KV2#2#SVC10KV/380极II站用变继保室V配电室高端极II高换流端阀厅500KV1变-800kV第三大组交#站用变出线流滤波器组第二大组交流第一大组滤波1#SVC滤波器组器组综合楼备用站用变1回110kV进线楚雄换流站总平面布置图楚雄换流站平面布置及交直流进出线如上图：换流站由小湾水电站、金安江水电站、和平变电站各引2回500

3、kV线路，还有一路备用线路，共7回进线，1回110kV进线供电给备用站用变，+800kV和-800kV分别出线，在站外1km左右挂接到同一铁塔送出，接地极出线连接到100kM外的接地极。站用变为两供一备，两台500kV/10kV站用变压器，10kV侧各配置SVC装置一套，一台110kV/10kV备用站用变压器。二、交流开关场区交流场主接线图从交流场主接线图中可以看出，交流场采用的双母线接线方式，ACF1~4代表四大组交流滤波器，投切四大组滤波器用的5062、5063、5072、5073、5082、5083、5012、5013采用了四断口断路器，其余为双断口断路器,其中5

4、021、5031带450Ω合闸电阻。金楚甲线、金楚乙线、小楚甲线、小楚乙线装设了并联电抗器。四断口断路器照片2选用四断口断路器的理由（1）孤岛运行方式下的过电压对断路器的要求。云广直流输送容量巨大，对南方电网的安全稳定产生十分大的影响。2012年贵州电网在“十一五”的基础上新增外送广东3000MW，但南方电网西电东送通道没有得到相应的加强，导致云电外送水平较低。在云广直流工程可行性研究阶段，《云广直流对南方电网安全稳定影响分析》等报告即已提出，如果云广直流采取孤岛运行方式，可以较大地提高云电外送的稳定水平，效益显著，并可以简化直流安稳系统的配置。2007年5月，在云广直

5、流合同谈判会上，云广直流的孤岛运行方式被正式确认为一种正常运行方式，要求各项设计按能满足孤岛运行方式要求进行。如上图所示，小湾以二回线路接入楚雄换流站，一回线路接入云南电网（和平变）。当小湾电站机组除送入楚雄换流站外，其余机组单独通过另一回线接入和平变，同时楚雄换流站断开至云南主网（和平变）的两回500kV线路。这就是云广直流孤岛运行系统接线方式。云广直流在孤岛运行方式下，由于换流站装有大量的无功补偿，当发生直流双极闭锁故障时，若不采取措施，会在交流系统产生很高的工频过电压，工频过电压水平可达1.68～1.87p.u.（），会危及设备安全。孤岛运行方式下，云广直流系统双

6、极闭锁100ms后，楚雄站断开交流滤波器大组断路器。如果该交流滤波器大组中只有一小组HP3型交流滤波器投运，则大组断路器断口出现的恢复电压及恢复电压陡度最高，分别为1542kV、1.35kV/μs。如果该交流滤波器大组中有两组以上交流滤波器投运，断路器上可能出现的最大断口暂态恢复电压为1374kV，恢复电压陡度最大值1.10kV/μs。双极闭锁时流过各大组断路器的峰值电流最大为5356A。双极闭锁后100ms开断大组断路器，最大开断电流的峰值为4003A。因此直流控制保护系统的设置要避免直流双极运行甩负荷后所有换流变断路器先于交流滤波器跳闸，利用换流变的励磁饱和特性来限

7、制工频过电压。直流控制保护系统的设置应能够在直流双极甩负荷后尽可能快的跳开所有交流滤波器断路器，应能在不超过100ms内跳开所有交流滤波器断路器。要求在孤岛运行方式下发生双极闭锁后，必须首先跳开滤波器大组断路器。只有当楚雄站交流过电压低于1.3倍550kV时，才允许跳开交流滤波器小组断路器。(2)与云南电网相连对断路器的要求。根据实际运行经验，当直流输送功率不变的情况下，每投入一组小组滤波器，交流母线电压上升2-3kV。如果楚雄站通过和平两回线路与云南电网相连，在直流双极闭锁的情况下，大量容性无功流入云南电网，可能会发生电网事故。（云电网