直流输电设备运行情况分析

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1、2012年中国电机工程学会直流输电与电力电子专委会学术年会论文集±800kV云广特高压直流输电工程投运初期主设备运行情况分析孙勇刘红太（中国南方电网超高压输电公司，广州510620）摘要：云广直流输电工程是世界首个±800kV特高压直流输电工程项目，大量主设备包括换流变压器、直流穿墙套管、避雷器、平波电抗器、隔离开关等均是首次研发和应用。本文较为全面的的总结了云广特高压直流输电工程投运以来主设备运行中发生的主要故障和隐患，对后续特高压直流输电工程的主设备设计、制造、安装和运维等环节提出了改进建议。关键词

2、：特高压；直流输电；主设备；运行云南-广东特高压直流输电示范工程（以下简称云广直流工程）西起云南楚雄换流站，东至广东穗东换流站，线路全长1373千米，输送容量5000MW。它是世界上第一个±800kV特高压直流输电工程，同时也是我国第一个特高压直流输电示范工程，大量新材料、新工艺和新技术首次应用，包括换流变压器、平波电抗器、换流阀、直流避雷器、直流支柱绝缘子和悬式绝缘子、直流断路器、直流隔离开关和直流电压、电流测量装置等均依托工程研制，相关技术规范和试验标准缺乏。自2010年6月双极正式投产以来，一次主

3、设备总体运行情况平稳，未发生重大设备损坏，同时也暴露出在总体设计、工艺控制和品质控制等方面的不足，以下对云广直流工程主设备调试和运行阶段出线的主要障碍和缺陷进行介绍。1换流变压器有载分接开关重瓦斯保护动作导致单阀组闭锁真空有载调压开关因绝缘强度高、熄弧时间短，首次在云广直流工程换流变压器上使用。为满足特殊工况下有载调压开关频繁操作时的散热要求，第一次在有载调压开关油循环回路中增加了散热器。由于初始设计中考虑不足，由于有载分接开关重瓦斯保护动作先后导致4此单阀组闭锁。主要原因为分接开关油冷却回路存在缺陷，

4、导致在滤油机启动和停止的时刻，有大量油流快速通过瓦斯继电器。由于滤油机停止时，该油流方向与瓦斯继电器动作方向一致，当流速高于定值（1.2m/S）时，瓦斯继电器即动作。按照油路原理，滤油油路应只在分接开关油室与滤油机（及散热器）间的油路循环，不应对油枕油路造成较大干扰。因此，滤油机启停对油枕回路的剧烈干扰是该种分接开关油冷却回路设计的严重缺陷。382012年中国电机工程学会直流输电与电力电子专委会学术年会论文集图1改进后的换流变压器分接开关油流回路图采取措施为对高、低端换流变分接开关的油冷却回路进行改进，

5、在滤油机油回路中加装限流阀，将详见图1滤油机流量由目前的65L/min降为35L/min（冷却能力下降在接受范围内），使保护继电器处压力在滤油机停止时大幅降低，彻底消除该系统缺陷。2楚雄站2台HD高端换流变乙炔严重超标2010年6月，楚雄站极一高端阀组按照既定调试方案进行大负荷试验后，对极一高端换流变进行例行油样试验，发现012B换流变B、C相（沈变）乙炔含量分别为1.40μL/L和5.80μL/L。对上述换流变的四个端面的上、中、下部多点用超声局放仪进行检测，在下铁轭处采集到内部放电信号，初步判断为换

6、流变内部接地螺丝松动引起的绝缘油中悬浮、电晕放电。从人孔进入后检查，并对下铁扼处松动的均压环进行紧固，恢复投运后色谱检测中再次发现乙炔，B相（HD7）最高达10.91μL/L，C(HD11)相最高达47.55μL/L。对B、C相用超声局放仪定位，分别发现的可疑故障点：B相在线圈下铁扼部位有放电信号；C相在下铁扼及中性套管下部约1m出有放电信号，及时用备品进行更换。将两台HD故障换流变返厂检修，解体分析发现故障点均位于3.2阀侧套管出线装置靠网侧的引出线与屏蔽铜管的等电位连线脱落，造成左侧的屏蔽铜管电位悬

7、浮，并造成内部局部放电，用新型电缆终端头对其进行了更换，详见图2。392012年中国电机工程学会直流输电与电力电子专委会学术年会论文集图2改进前后的套管出线装置引出线线鼻子3楚雄站低端LD换流变压器乙炔含量异常楚雄站自2009年6月极Ⅱ低端阀组投产以来，LD型（型号ZZDFPZ-250000/500）换流变乙炔含量超过告警值，最高接近3μL/L。楚雄站换流变调压档位均为25档，且将调压方式设计为正反调压（高压直流输电工程中常用的调压方式），这样仅需一半调压档位线圈就可满足工程需要。通过极性转换开关的转换

8、，12个档位的调压线圈，就可实现25档的功能需求。一般换流变压器在设计调压线圈时，无论调压线圈布置在最内径侧紧靠铁心还是布置在最外径侧紧靠油箱，均形成如图4所示的调压原理（调压绕组在最外侧）：图3调压开关电容分布原理图在此情况下，分接开关恢复电压计算如下：U=C1/(C1+C2)×UHV/2URW/2当开关K极性为正时，URW/2为正；当开关K极性为负时，URW/2为负；（C1为高、调绕组间电容；C2为调压绕组对地电容）在极性选择开关动作