±800 kV復(fù)奉特高壓直流系統(tǒng)5年運(yùn)行分析

李鳳祁，佘振球，徐海軍，婁殿強(qiáng)，葉廷路

(國(guó)家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司， 北京市 100052)

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±800 kV復(fù)奉特高壓直流系統(tǒng)5年運(yùn)行分析

李鳳祁，佘振球，徐海軍，婁殿強(qiáng)，葉廷路

(國(guó)家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司， 北京市 100052)

±800 kV復(fù)奉特高壓直流輸電工程迄今為止已成功運(yùn)行5年?？偨Y(jié)了這5年中復(fù)奉直流的運(yùn)行情況、可用性指標(biāo)和影響因素。復(fù)奉直流5年來累計(jì)輸送功率達(dá)939 億kW·h，未發(fā)生雙極、單極強(qiáng)迫停運(yùn)，僅發(fā)生5次單閥組強(qiáng)迫停運(yùn)，強(qiáng)迫能量不可用率僅0.036 8%，達(dá)到了世界領(lǐng)先水平，實(shí)踐證明了直流特高壓技術(shù)的安全性和經(jīng)濟(jì)性。運(yùn)行期間暴露出的影響可用率的設(shè)備問題均已及時(shí)充分整改，且推廣應(yīng)用到了后續(xù)特高壓直流輸電工程。復(fù)奉直流5年來的成功運(yùn)行對(duì)特高壓直流輸電工程大規(guī)模建設(shè)和快速發(fā)展起到了示范和推動(dòng)作用。

特高壓直流輸電；復(fù)奉直流；可用率；運(yùn)行

0 引 言

±800 kV復(fù)奉特高壓直流輸電工程(復(fù)奉直流)于2007年4月26日核準(zhǔn)，2010年7月8日雙極投運(yùn)，是世界上第1個(gè)±800 kV、6 400 MW特高壓直流輸電工程，將世界直流輸電電壓等級(jí)和輸送容量提升到了一個(gè)新的水平[1-2]。

復(fù)奉直流工程首次將單12脈動(dòng)換流閥額定輸送功率提高到了1 600 MW，將直流電壓提高到了800 kV，將單位輸電走廊輸電能力提高到了常規(guī)±500 kV直流工程的1.5倍，將單位長(zhǎng)度線路損耗降為常規(guī)±500 kV直流工程的40%[1]。

該工程創(chuàng)造了18項(xiàng)世界第一，第1次研制成功6英寸可控硅換流閥，研發(fā)出了電壓等級(jí)最高單臺(tái)容量最大的換流變，是中國(guó)和世界直流輸電發(fā)展史上的標(biāo)志性工程[3-7]，并且大大提升了我國(guó)換流站核心設(shè)備的設(shè)計(jì)、制造和試驗(yàn)?zāi)芰Α?/p>

當(dāng)前，我國(guó)正在建設(shè)酒泉—湖南、上海廟—山東、山西—江蘇、錫盟—泰州、準(zhǔn)東—皖南等一系列特高壓直流輸電工程。后續(xù)直流工程的電壓等級(jí)將更高、輸電容量更大、輸電距離更遠(yuǎn)，及時(shí)總結(jié)復(fù)奉直流建設(shè)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，并應(yīng)用到后續(xù)特高壓直流工程中去，將有利于進(jìn)一步提高后續(xù)工程的性能。

1 復(fù)奉直流總體運(yùn)行情況

1.1 輸送電量

截止到2015年7月8日，復(fù)奉直流已成功運(yùn)行5年，復(fù)奉直流累計(jì)輸送電量939億kW·h，在四川水電外送、保障華東電網(wǎng)迎戰(zhàn)用電高峰、緩解煤電運(yùn)緊張等方面發(fā)揮了重要作用。累計(jì)為上海市節(jié)約原煤1 500萬(wàn)t，減排CO2超過3 000萬(wàn)t。

復(fù)奉工程歷年輸送電量見圖1。從圖1可以看出，復(fù)奉直流在投產(chǎn)初期受發(fā)電廠機(jī)組建設(shè)相對(duì)滯后限制，輸送能力未能充分發(fā)揮。2013年后，發(fā)電廠機(jī)組全部投運(yùn)，復(fù)奉直流年輸送電量提高到了300億kW·h，在每年7～11月迎峰度夏期間基本維持滿功率運(yùn)行，可以為上海市約1/3的電力負(fù)荷提供清潔能源。

圖1 復(fù)奉工程輸送電量

1.2 可用率指標(biāo)

1.2.1 強(qiáng)迫能量不可用率

自投運(yùn)以來，復(fù)奉直流未發(fā)生換流站原因?qū)е碌膯螛O、雙極直流強(qiáng)迫停運(yùn)，復(fù)龍站發(fā)生單閥組強(qiáng)迫停運(yùn)5次；奉賢站直流強(qiáng)迫停運(yùn)0次，創(chuàng)造了國(guó)家電網(wǎng)公司新投運(yùn)換流站連續(xù)5年未發(fā)生直流強(qiáng)迫停運(yùn)的運(yùn)行記錄。

復(fù)奉工程歷年強(qiáng)迫能量不可用率見圖2。5年平均強(qiáng)迫能量不可用率為0.036 8%，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值0.5%，且有逐年下降趨勢(shì)。隨著設(shè)備隱患治理逐年深入和故障處理質(zhì)量和速度的逐年提高，復(fù)奉直流強(qiáng)迫能量停運(yùn)不可用率在2012年后可以控制在0.04%以下。

圖2 復(fù)奉工程強(qiáng)迫能量不可用率

根據(jù)2012和2014年CIGRE 關(guān)于世界直流輸電工程運(yùn)行性能調(diào)查報(bào)告提供的數(shù)據(jù)[8-9]，國(guó)外輸送容量大于1 000 MW直流輸電工程的強(qiáng)迫能量不可用率見表1，其平均值為0.59%。而復(fù)奉直流強(qiáng)迫能量不可用率為0.036 8%，比國(guó)外工程平均值小了1個(gè)數(shù)量級(jí)，該指標(biāo)遠(yuǎn)遠(yuǎn)優(yōu)于國(guó)外工程。

表1 國(guó)外1 000 MW以上直流工程強(qiáng)迫能量不可用率

Table 1 Forced energy unavailability of foreign HVDC projects with more than 1 000 MW

伊泰普工程投運(yùn)第2個(gè)五年的強(qiáng)迫能量不可用率達(dá)到了0.5%以下[10]，而復(fù)奉直流在第1個(gè)五年就達(dá)到了0.05%以下，這既是近20年來我國(guó)直流輸電裝備制造水平大規(guī)模提高的必然結(jié)果，也是我國(guó)近10年來直流運(yùn)維水平進(jìn)一步發(fā)展的成果。

復(fù)奉直流優(yōu)異的運(yùn)行指標(biāo)也證明了關(guān)于±800 kV特高壓直流輸電技術(shù)在經(jīng)濟(jì)技術(shù)方面的優(yōu)越性，肯定了設(shè)計(jì)初期“特高壓直流工程的可靠性可用率指標(biāo)甚至將優(yōu)于較低電壓換流器的指標(biāo)”的論斷[11]。

復(fù)奉直流歷年強(qiáng)迫停運(yùn)相關(guān)信息見表2。從表2可以看出，復(fù)奉直流5次單閥組停運(yùn)均屬于設(shè)備質(zhì)量問題或設(shè)計(jì)問題，其中直流控保系統(tǒng)原因2次，換流變?cè)?次，換流閥原因2次。

1.2.2 計(jì)劃能量不可用率

復(fù)奉工程歷年計(jì)劃能量不可用率見圖3，其中計(jì)劃能量不可用率平均值為7.1%，而根據(jù)2012和2014年CIGRE 關(guān)于世界直流輸電工程運(yùn)行性能調(diào)查報(bào)告提供的數(shù)據(jù)[8-9]計(jì)算的國(guó)外輸送容量大于1 000 MW直流輸電工程的平均計(jì)劃能量不可用率為2.42%。復(fù)奉直流計(jì)劃能量不可用率較高的原因主要是復(fù)奉直流在枯水期間送電需求較小，所以安排的年度檢修時(shí)間較長(zhǎng)。

表2 復(fù)奉直流強(qiáng)迫停運(yùn)信息

Table 2 Forced outage of XSH800 project

圖3 復(fù)奉工程計(jì)劃能量不可用率

運(yùn)行5年來兩站共因設(shè)備故障申請(qǐng)臨時(shí)停運(yùn)33次，統(tǒng)計(jì)結(jié)果見圖4。換流閥引起的臨時(shí)停運(yùn)次數(shù)最多，達(dá)到13次，主要為閥塔元件發(fā)熱。其次為換流變9次，主要為套管漏氣、本體漏油。直流場(chǎng)設(shè)備引起臨時(shí)停運(yùn)5次，原因?yàn)橹绷鞣謮浩鳒y(cè)量故障和設(shè)備接頭發(fā)熱?？刂票Ｗo(hù)設(shè)備引起臨時(shí)停運(yùn)3次，原因?yàn)橛绊戨p系統(tǒng)的板卡故障。交流設(shè)備停運(yùn)3次，原因?yàn)閾Q流變出線間隔GIS出線套管漏氣。

圖4 復(fù)奉工程計(jì)劃停運(yùn)次數(shù)統(tǒng)計(jì)

2 主要設(shè)備問題及處理情況

復(fù)奉直流運(yùn)行5年來，暴露出了一些設(shè)備問題，正確分析處理這些問題不僅有利于復(fù)奉直流的長(zhǎng)周期安全穩(wěn)定運(yùn)行，而且對(duì)新建直流工程的建設(shè)運(yùn)行具有重要的參考價(jià)值。

2.1 復(fù)龍站換流閥丟失觸發(fā)脈沖問題

系統(tǒng)調(diào)試期間多次發(fā)現(xiàn)直流電流短暫跌落的現(xiàn)象，2010年2月28日10：30到11：50之間，共捕捉到9次?，F(xiàn)場(chǎng)故障錄波(圖5)顯示3 s內(nèi)發(fā)生了3次，每次持續(xù)約8 ms，直流電流最大跌落到-19 A。

圖5 典型的直流電流跌落波形

在分析2月26日至3月4日錄波的基礎(chǔ)上提出了下面的監(jiān)視方案：

(1)在極一低壓閥組控制系統(tǒng)中，監(jiān)視直流電流，在直流電流小于200 A時(shí)，輸出一個(gè)寬度為20 mm的脈沖信號(hào)；

(2)利用該脈沖信號(hào)，觸發(fā)示波器，記錄故障時(shí)Y橋閥3的控制脈沖(CP)，電壓建立回報(bào)信號(hào)(IP/CB)和觸發(fā)脈沖(FP/FCS)；

(3)分析故障時(shí)刻，上述3個(gè)信號(hào)是否正常。

3月7日按方案組織試驗(yàn)，成功捕捉到電流跌落時(shí)的觸發(fā)脈沖波形(見圖6)。其中上部黃色曲線為控制脈沖,中間綠色信號(hào)為觸發(fā)脈沖，下部紫色信號(hào)為直流電流跌落觸發(fā)信號(hào)。從示波器波形看，在電流跌落前，閥控系統(tǒng)給對(duì)應(yīng)閥的觸發(fā)脈沖只有1個(gè)短脈沖，而不是協(xié)議所規(guī)定的2個(gè)短脈沖，所以該閥不能正常觸發(fā)，導(dǎo)致直流電流跌落。

進(jìn)一步檢查閥控系統(tǒng)軟件，發(fā)現(xiàn)在閥控主處理器板中，有一個(gè)內(nèi)部變量。該變量在檢測(cè)到控制脈沖CP上升延時(shí)置1，維持8s后自動(dòng)變?yōu)?，閥觸發(fā)脈沖在該信號(hào)為1期間生成。但是由于輸入回路以及處理器的元件存在一定分散性，因此8s的時(shí)間窗口不能可靠保障雙觸發(fā)脈沖的正確產(chǎn)生，因此將該內(nèi)部變量有效時(shí)間從8s改為了10s。重裝閥控系統(tǒng)主處理器程序后，復(fù)龍站未再檢測(cè)多直流電流跌落或者換流閥誤觸發(fā)現(xiàn)象。

圖6 正常觸發(fā)脈沖(左圖)和異常觸發(fā)脈沖(右圖)的比較

本事件暴露出系統(tǒng)調(diào)試期間閥控系統(tǒng)功能測(cè)試不充分的問題，因此后續(xù)特高壓直流工程要求閥控系統(tǒng)應(yīng)全程參與控制保護(hù)系統(tǒng)聯(lián)調(diào)試驗(yàn)，及早發(fā)現(xiàn)問題解決問題。

2.2 復(fù)龍站換流閥閥冷系統(tǒng)流量速斷保護(hù)誤動(dòng)問題

受復(fù)龍站換流閥阻尼電阻散熱水平限制，換流閥閥冷系統(tǒng)配置了流量速斷保護(hù)，換流閥投標(biāo)書中要求當(dāng)流量低于50%額定流量時(shí)應(yīng)立即跳閘，系統(tǒng)調(diào)試期間因該保護(hù)難以躲過主泵切換、站用電切換等正常操作時(shí)的流量波動(dòng)，廠家將換流閥流量速斷保護(hù)的流量定值修改為29 L/s，延時(shí)1 s。

該定值可以躲過常規(guī)的閥冷主泵系統(tǒng)切換引起的流量波動(dòng)，但在2011年8月30主泵切換不成功回切至原主泵的過程和2013年7月5日單閥組2臺(tái)主泵均瞬時(shí)不可用的情況下，均發(fā)生了誤動(dòng)。尤其在7月5日故障中，極1低端閥冷系統(tǒng)主水流量低于29 L/s的時(shí)間為1.5 s，極2低端閥冷系統(tǒng)主水流量低于29 L/s的時(shí)間為1.3 s(見圖7)，均略大于原流量保護(hù)延時(shí)1 s，剛好不能躲過。

為徹底解決該問題，組織對(duì)復(fù)龍站換流閥阻尼電阻進(jìn)行了以下測(cè)試：

(1)模擬觸發(fā)角為17°時(shí)阻尼電阻低流量15 s、模擬觸發(fā)角為40°時(shí)阻尼電阻低流量功率耐受7 s，試驗(yàn)過程中電阻內(nèi)部未出現(xiàn)氣泡，試驗(yàn)前后電阻外觀及組織無(wú)變化，解剖后電阻未發(fā)現(xiàn)變形或氧化痕跡。

圖7 故障期間4個(gè)閥組閥冷系統(tǒng)流量曲線

(2)模擬觸發(fā)角為90°時(shí)阻尼電阻低流量功率耐受2 s試驗(yàn)，試驗(yàn)過程中電阻冷卻水管內(nèi)部出現(xiàn)氣泡，試驗(yàn)前后電阻外觀及組織無(wú)變化，解剖后電阻內(nèi)存在氧化痕跡。

該試驗(yàn)證明復(fù)龍站換流閥在小角度運(yùn)行情況下若發(fā)生阻尼電阻冷卻流量過低的情況，至少可正常運(yùn)行5 s。若在大角度運(yùn)行情況下，則運(yùn)行時(shí)間不宜超過1 s。國(guó)網(wǎng)綜合分析后認(rèn)為工程實(shí)際中不存在觸發(fā)角在1 s內(nèi)維持90 °的工況，因此建議將復(fù)龍站換流閥流量速斷保護(hù)定值從1 s修改為4.5 s。

該措施已應(yīng)用到復(fù)奉、錦蘇、哈鄭、溪浙4個(gè)特高壓直流工程中，修改流量速斷保護(hù)定值后未再發(fā)生流量速斷保護(hù)誤動(dòng)問題。

同時(shí)后續(xù)工程中將換流閥冷卻系統(tǒng)主泵供電回路開關(guān)、變頻器、軟啟動(dòng)器等元件的保護(hù)整定納入站用電保護(hù)整定的范圍，將站用電電壓允許波動(dòng)范圍列入了《站用電設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)范》等企標(biāo)，將主泵切換試驗(yàn)列入新工程分系統(tǒng)試驗(yàn)重點(diǎn)項(xiàng)目，并將變頻器直流電壓測(cè)量精度校驗(yàn)、閥冷電源回路電壓繼電器功能校驗(yàn)等納入了年度檢修范圍。

2.3 復(fù)龍站換流變油枕膠囊破裂問題

2011年4月29日運(yùn)行人員例行巡檢時(shí)發(fā)現(xiàn)極II高端Y/Y-C相換流變本體油枕呼吸器處持續(xù)嚴(yán)重漏油，達(dá)到1～2 L/min。5月2日復(fù)龍站極II高端 Y/Y-C相換流變本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，極II高端閥組閉鎖，直流系統(tǒng)輸送功率未損失。現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)該變壓器油枕左側(cè)膠囊存在貫穿性破裂，如圖8所示。

分析認(rèn)為，當(dāng)左側(cè)膠囊破裂時(shí)，左側(cè)膠囊內(nèi)氣體大部分進(jìn)入了右側(cè)完好膠囊并引起右側(cè)膠囊中壓力上升，同時(shí)環(huán)境溫度、輸送功率變化等因素也會(huì)引起右側(cè)完好膠囊的氣壓增大，2個(gè)因素共同作用促使左側(cè)油面進(jìn)一步上升，右側(cè)膠囊中壓力進(jìn)一步上升。

圖8 復(fù)龍站極II高Y/Y-C換流變破裂的油枕膠囊

圖9為換流變油枕結(jié)構(gòu)示意圖。當(dāng)左側(cè)油面上升到油枕頂部時(shí)，則油順將沿著呼吸器留下，并形成虹吸現(xiàn)象。隨著變壓器油不斷沿呼吸器流出，破裂的左側(cè)膠囊外部油枕頂部形成局部真空，使右側(cè)膠囊內(nèi)壓氣壓逐漸減少，呼吸器中油流出量逐步減少。但由于現(xiàn)場(chǎng)泄漏變壓器油過多，使實(shí)際油位低于瓦斯繼電器跳閘段動(dòng)作位置，造成瓦斯繼電器動(dòng)作。

圖9 換流變油枕結(jié)構(gòu)示意圖

本事件后，建設(shè)方面要求在新特高壓工程中換流變?cè)O(shè)置油枕膠囊泄漏檢測(cè)裝置，運(yùn)行方面要求運(yùn)維中通過巡視及時(shí)發(fā)現(xiàn)并處理油位過低故障。

2.4 奉賢站換流變冷卻器漏油問題

奉賢站換流變冷卻器自2009年投運(yùn)后至2013年大負(fù)荷試驗(yàn)前一直運(yùn)行穩(wěn)定，但經(jīng)過2013年長(zhǎng)時(shí)間滿負(fù)荷運(yùn)行后發(fā)現(xiàn)極I低端YD換流變A相H2含量持續(xù)升高，原因?yàn)樵摀Q流變第2組冷卻器滲漏，導(dǎo)致氣體進(jìn)入換流變內(nèi)部。

2014年2月年度大修期間發(fā)現(xiàn)極I低端YD換流變A相第3組冷卻器中部滲油并更換了該冷卻器，但2014年4月2日再次發(fā)現(xiàn)該冷卻器滲油，具體滲油位置為頂部排注油堵頭，流速約1滴/min。

2014年4月發(fā)現(xiàn)極II低端YD換流變B相第2組冷卻器、極II低端YD換流變C相第3組冷卻器，極I低端YD換流變C相第3組冷卻器，極I低端YY換流變B相第1組冷卻器、極II高端YD換流變C相第1組冷卻器均存在滲漏油跡象，如圖10所示。

圖10 奉賢站換流變冷卻器滲漏

經(jīng)統(tǒng)計(jì)出現(xiàn)滲油的冷卻器均為特變電工采購(gòu)供貨。泄漏原因均為散熱片的盤管出現(xiàn)砂眼或破損，這與冷卻器盤管材質(zhì)及加工工藝有關(guān)。2014年用不銹鋼材質(zhì)的盤管更換了特變電工產(chǎn)所有換流變冷卻器，投運(yùn)后運(yùn)行正常。

2.5 直流分壓器測(cè)量異常問題

2010年10月23日12點(diǎn)34分，復(fù)龍站檢測(cè)到復(fù)奉直流極2電壓跌落，從800 kV降至181 kV，約400 ms后恢復(fù)。檢查逆變站錄波，發(fā)現(xiàn)極2電壓測(cè)量值忽然從-770 kV躍變到-1 500 kV，如圖11所示。逆變側(cè)電壓測(cè)量值的突然升高引起電壓控制器動(dòng)作，將熄弧角從17°左右增大到60°左右，以期降低直流電壓，從而引起整流側(cè)直流電壓下降。

圖11 奉賢站極I直流電壓測(cè)量異常

自2010年10月23日至2011年8月，該現(xiàn)象在復(fù)龍站發(fā)生6次，在奉賢站發(fā)生5次，且均在陰雨天氣發(fā)生。在統(tǒng)計(jì)分析故障特征和仿真計(jì)算的基礎(chǔ)上，初步將直流電壓測(cè)量異常原因定位為直流分壓器內(nèi)部閃絡(luò)，2011年5月對(duì)兩站各直流分壓器氣體組分進(jìn)行了處理，其中復(fù)龍站極1直流分壓器相關(guān)氣體分析結(jié)果見表3。

表3 復(fù)龍站極1直流分壓器氣體分析結(jié)論

Table 3 Gas analysis of DC voltage divider in Fulong station pole 1

表3表明，充氣前直流分壓器內(nèi)乙烯含量高達(dá)13.4×10-6，充氣后直流分壓器內(nèi)乙烯經(jīng)過4次故障后從1.29×10-6增大到2.34×10-6，這充分證明測(cè)量故障期間直流分壓器內(nèi)部發(fā)生了局部放電。放電暫時(shí)改變了直流分壓器的分壓比，引起直流測(cè)量電壓的躍變，當(dāng)放電結(jié)束絕緣恢復(fù)時(shí)，直流測(cè)量值也就恢復(fù)正常。

基于以上結(jié)論，將一支直流分壓器返廠檢查，在直流分壓器內(nèi)部電阻桶上的確發(fā)現(xiàn)了多個(gè)放電痕跡。進(jìn)一步分析認(rèn)為，復(fù)奉工程中直流分壓器內(nèi)部?jī)H充氮?dú)獾脑O(shè)計(jì)有誤，在陰雨天氣下由于內(nèi)外電場(chǎng)的差異會(huì)造成氮?dú)鈸舸瑸樘岣叻謮浩鲀?nèi)部絕緣水平，應(yīng)改用絕緣性能更好的SF6。

自2011年9月將復(fù)龍、奉賢各直流分壓器從充氮?dú)飧臑槌銼F6后，迄今為止未再發(fā)生類似直流電壓測(cè)量故障。該措施也應(yīng)用到了錦蘇、哈鄭、溪浙等特高壓直流輸電工程。

2.6 換流變相關(guān)問題

復(fù)奉直流投運(yùn)5年來?yè)Q流變運(yùn)行基本穩(wěn)定，但也發(fā)生了本體產(chǎn)氣、套管漏氣等問題。

2011年8月復(fù)龍站巡檢發(fā)現(xiàn)極I高端Y/Y-B相換流變2.1套管存在SF6滲漏，停電檢查確認(rèn)套管上存在滲漏點(diǎn)，現(xiàn)場(chǎng)立即申請(qǐng)對(duì)換流變進(jìn)行了整體更換，并進(jìn)行了解體分析。檢查發(fā)現(xiàn)套管玻璃鋼筒內(nèi)部存在一個(gè)黑色針孔(見圖12)，上部導(dǎo)電桿與電容芯子內(nèi)導(dǎo)電桿連接處的接觸面上有黑色物質(zhì)及部分損傷(見圖13)。

2012年11月28日發(fā)現(xiàn)極II低端星接換流變C相H2含量數(shù)值為189×10-6，超出相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。進(jìn)一步檢查發(fā)現(xiàn)在線監(jiān)測(cè)裝置中一個(gè)光電傳感器已經(jīng)破裂，見圖14。油色譜氫氣含量高，可能是由于載氣(氦氣)因該裝置氣密性不好而進(jìn)入換流變油所致，離線測(cè)得的氫氣值實(shí)際上是氦氣值。

圖12 漏氣套管的玻璃鋼筒內(nèi)存在一個(gè)黑色針孔

圖13 導(dǎo)電桿上的黑色物質(zhì)

圖14 破裂的在線監(jiān)測(cè)裝置傳感器

2013年1月22日、11月15日、12月9日，巡視分別發(fā)現(xiàn)復(fù)龍站極II高端Y/Y-A換流變2.2套管升高座與本體連接縫隙處、極I高端Y/Y-C換流變2.2套管升高座與本體連接縫隙處、極I高端Y/Y-C換流變2.2套管升高座固定螺栓處均存在較嚴(yán)重的滲油，見圖15。多臺(tái)換流變?cè)谕晃恢冒l(fā)生漏油，這可能與2.2套管受力較大有關(guān)。2.2直流套管升高座與本體連接法蘭除承受2.2套管及升高座本身質(zhì)量外，還通過2.1與2.2套管之間的支撐架承受部分2.1套管及升高座的質(zhì)量，法蘭上部拉力較大，從而引起滲漏。研究制訂了在該套管升高座下部加裝支撐架的治理方案，實(shí)施后效果良好，并被推廣到天中、溪浙等后續(xù)工程。

圖15 復(fù)龍站800 kV換流變升高座與本體連接處漏油

2.7 一次設(shè)備發(fā)熱問題

復(fù)奉直流運(yùn)行過程中，尤其是2013年配套機(jī)組投入具備滿功率運(yùn)行條件后，在迎峰度夏期間多次發(fā)生直流場(chǎng)設(shè)備及換流閥設(shè)備發(fā)熱問題。

2013年10月18日奉賢站紅外測(cè)溫發(fā)現(xiàn)極I中性線平波電抗器直流側(cè)接頭發(fā)熱，最高時(shí)達(dá)到186℃。2014年6月6日紅外檢測(cè)發(fā)現(xiàn)復(fù)龍站極II低端Y/D-B相閥塔電抗器導(dǎo)流板過熱，最高溫度達(dá)到110 ℃。2014年9月7日復(fù)龍站紅外測(cè)溫發(fā)現(xiàn)極II低端換流閥Y/Y-C相第1層右側(cè)閥電抗器導(dǎo)流板發(fā)熱，達(dá)106 ℃并且緩慢上升至138 ℃，見圖16。

圖16 復(fù)龍站換流閥陽(yáng)極電抗器導(dǎo)流板發(fā)熱

核查發(fā)現(xiàn)復(fù)龍站換流閥電抗器接頭使用鋁質(zhì)材料，導(dǎo)流排為銅質(zhì)材料，二者有效接觸面積為5 874 mm2，額定電流時(shí)的載流密度為0.4 A/mm2，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于DL 5222—2005《導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》的標(biāo)準(zhǔn)對(duì)建議值0.093 6 A/mm2。

2014年7～9月期間，對(duì)復(fù)奉特高壓換流站共計(jì)4 000余個(gè)一次設(shè)備接頭進(jìn)行了排查，發(fā)現(xiàn)部分接頭設(shè)計(jì)裕度不足，組織廠家制定接頭改造方案，并于2015年4月底前完成復(fù)奉直流兩端換流站一次設(shè)備接頭的改造。

建議在新工程中，尤其對(duì)進(jìn)一步提升輸送能力的特高壓直流輸電工程，設(shè)計(jì)期應(yīng)校驗(yàn)各類設(shè)備接頭材質(zhì)、電流密度、壓緊力等，對(duì)不滿足要求的接頭型式應(yīng)提前修改、測(cè)試。

2.8 奉賢站交流濾波器L2過負(fù)荷問題

2011年7月1日復(fù)奉直流2 700 MW運(yùn)行，15：54奉賢站4組交流濾波器的L2電抗器過負(fù)荷保護(hù)同時(shí)動(dòng)作，跳開4組濾波器。無(wú)功控制隨后自動(dòng)投入備用交流濾波器，但剛投入的2組交流濾波器的L2電抗器過負(fù)荷保護(hù)隨即動(dòng)作，相繼跳開剛投入運(yùn)行的2組交流濾波器。無(wú)功控制繼續(xù)自動(dòng)投入2組備用交流濾波器，但剛投入的2組交流濾波器的L2電抗器過負(fù)荷保護(hù)又動(dòng)作。這樣，奉賢換流站交流濾波器出現(xiàn)頻繁投入和跳開現(xiàn)象，時(shí)間長(zhǎng)達(dá)11 min，這期間奉賢換流站8組交流濾波器分別各進(jìn)行了10次自動(dòng)合閘和10次L2電抗器過負(fù)荷保護(hù)動(dòng)作跳閘。為防止設(shè)備損壞，國(guó)調(diào)下令緊急停運(yùn)復(fù)奉直流極I。極I停運(yùn)后，奉賢站交流濾波器頻繁投切現(xiàn)象消失，極2直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

檢查15：54跳閘的濾波器的錄波，發(fā)現(xiàn)流過L2的電流達(dá)到了427 A，而L2過負(fù)荷保護(hù)定值為427 A無(wú)延時(shí)跳閘，符合保護(hù)動(dòng)作條件，保護(hù)動(dòng)作正確。

奉賢站輸送2 700 MW時(shí)，絕對(duì)最小濾波器要求投入3組12、24型雙調(diào)諧濾波器。所以在跳開4組濾波器與極I閉鎖之間的這段時(shí)間內(nèi)，絕對(duì)最小濾波器條件一直不滿足，無(wú)功控制一直在等待時(shí)機(jī)投入濾波器。另一方面，在此期間處于投運(yùn)狀態(tài)的交流濾波器最多僅為3組，所以其L2過負(fù)荷必然動(dòng)作。

為研究濾波器L2過負(fù)荷原因，組織了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，將雙極功率從1 000 MW上升到1 700 MW時(shí)交流濾波器L2電抗器電流達(dá)到了386 A(額定值的91.5%)，試驗(yàn)結(jié)果如圖16所示。在維持該工況過程中，運(yùn)行人員忽然觀察到L2電抗器電流增加了12 A，達(dá)到了額定值的94.3%。試驗(yàn)單位也發(fā)現(xiàn)從3點(diǎn)到9點(diǎn)直流功率維持1 700 MW期間，交流線路電壓畸變率從1.4%上升到1.5%。計(jì)算后確認(rèn)上述5次、11次諧波的增加會(huì)引起L2電抗器增加11次諧波電流約20 A，5次諧波增大約4 A，與實(shí)際情況相符，如圖17所示。

圖17 試驗(yàn)中記錄的交流側(cè)電壓畸變率

鑒于復(fù)奉直流在03:00到09:00之間未改變運(yùn)行方式，換流器產(chǎn)生的諧波不會(huì)變化，諧波畸變率升高應(yīng)來自于交流系統(tǒng)的其他諧波源，例如高鐵。

本次故障后，重新核查了交流濾波器L2電抗器的過負(fù)荷能力，確認(rèn)可以將L2過負(fù)荷保護(hù)定值從427 A提高到750 A。

本次事件后，在新工程中加強(qiáng)了交流濾波器電抗過負(fù)荷能力的審核。

2.9 復(fù)龍站換流變飽和保護(hù)動(dòng)作問題

2015年6月10日08：32復(fù)龍站極Ⅱ低端閥組換流變A套飽和保護(hù)動(dòng)作，08：43極Ⅱ低端閥組換流變B套飽和保護(hù)啟動(dòng)系統(tǒng)切換，09：02極Ⅱ高端閥組換流變A套、C套飽和保護(hù)動(dòng)作，極II高端閥組控制系統(tǒng)進(jìn)行系統(tǒng)切換，見圖18。

圖18 極2高端控制系統(tǒng)錄波，B系統(tǒng)(左)，A系統(tǒng)(右)

錄波顯示，在07:08：33之前，極2高端換流器由B系統(tǒng)控制，觸發(fā)角維持在22左右，當(dāng)在07：08：33之后，極2高端換流器轉(zhuǎn)由A系統(tǒng)控制，觸發(fā)角開始在22°至30之間以20 ms的周期反復(fù)變化。

極II高端A系統(tǒng)之所以引起觸發(fā)角異常，是因?yàn)槠錅y(cè)量的A相閥側(cè)電流正向偏移了約600 A。復(fù)奉直流中，高低端換流閥的觸發(fā)角是由極控系統(tǒng)根據(jù)直流側(cè)電流IDNC，高端換流閥閥側(cè)電流最大值、低端換流器閥側(cè)電流最大值這三者的最大值來控制的，所以這種情況下極控系統(tǒng)“感受”到的直流電流不是平滑的IDNC，而是在IDNC上添加了一個(gè)幅值為600 A，寬度為6.6 ms的方波信號(hào)，為了維持直流電流恒定，控制系統(tǒng)只好反復(fù)調(diào)節(jié)觸發(fā)角。圖19 為電流控制器中直流電流實(shí)際值計(jì)算邏輯。

圖19 電流控制器中直流電流實(shí)際值計(jì)算邏輯

現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)，極2高端星接換流變閥側(cè)電流測(cè)量板卡光放大器故障，導(dǎo)致IVY_L1測(cè)量值出現(xiàn)了一個(gè)很大的零漂。更換該板卡后，未再發(fā)生類似事件。

此外，復(fù)奉直流工程中，極控系統(tǒng)完成定電流控制，高低端換流器控制系統(tǒng)均僅執(zhí)行極控的觸發(fā)角命令。本例中，盡管低端閥組換流變先進(jìn)行了切換，但并不能糾正極控系統(tǒng)的行為，僅當(dāng)高端閥組切換后，故障的IVY_L1才不再參與極控的電流控制器，極控的觸發(fā)角才恢復(fù)正常。因此，建議在后續(xù)工程中，換流變飽和保護(hù)動(dòng)作后，同時(shí)啟動(dòng)閥組控制系統(tǒng)和極控系統(tǒng)的切換。

3 結(jié) 論

本文回顧了復(fù)奉直流5年的運(yùn)行情況，并得出如下結(jié)論：

(1) 復(fù)奉直流投運(yùn)以來長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行，輸送電量939億kW·h，5 年內(nèi)僅發(fā)生過5次單閥組強(qiáng)迫停運(yùn)，強(qiáng)迫能力不可用率遠(yuǎn)優(yōu)于國(guó)際水平，實(shí)踐證明了±800 kV特高壓直流技術(shù)的先進(jìn)性和優(yōu)越性。

(2) 復(fù)奉直流中發(fā)生的設(shè)備問題均已及時(shí)處理，部分處理措施已推廣應(yīng)用到后續(xù)新建特高壓直流工程,并列入相關(guān)設(shè)備技術(shù)規(guī)范或反事故措施中。復(fù)奉直流為特高壓直流技術(shù)的發(fā)展起到了良好的示范和推動(dòng)作用。

(3) 復(fù)奉直流計(jì)劃能量不可用率較高，主要原因是計(jì)劃?rùn)z修時(shí)間較長(zhǎng)，次要原因是臨時(shí)停運(yùn)較多。通過優(yōu)化運(yùn)檢策略和提高設(shè)備運(yùn)維水平，有望進(jìn)一步提高復(fù)奉直流的可用率。

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李鳳祁 (1972)，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橹绷鬏旊姡?/p>

佘振球 (1963)，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橹绷鬏旊姡?/p>

徐海軍 (1976)，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橹绷鬏旊姡?/p>

婁殿強(qiáng) (1962)，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橹绷鬏旊姡?/p>

葉廷路 (1963)，男，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橹绷鬏旊姟?/p>

(編輯：劉文瑩)

Running Analysis of XSH800 UHVDC Transmission System in Last 5 Years

LI Fengqi，SHE Zhenqiu，XU Haijun，LOU Dianqiang，YE Tinglu

(Grid Operation Branch of State Grid Corporation of China, Beijing 100052, China)

±800 kV Fulong-Fengxian UHVDC transmission system (XSH800 project) has successfully operated for 5 years. Its operation situation in last 5 years was analyzed, as well as the availability index and influence factors. In last 5 years, the cumulative transmission power of XSH800 was up to 895.53 billion kWh; bipolar and unipolar forced outage did not occur; single-valve group forced outage only happened five times; the unavailability of forced energy was only 0.0368%, which reached the international leading level. The practice results prove the safety and economy of UHVDC technology. The equipment problems exposed during operation, which may affect the availability, have been timely and fully corrected, and applied in the subsequent UHVDC transmission project. The successful operation of XSH800 in last 5 years has played a role in the demonstration and promotion for the large-scale construction and rapid development of UHVDC transmission project.

UHVDC transmission; XSH800; availability; operation

TM 72

A

1000-7229(2015)09-0103-09

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.09.017

2015-06-05

2015-07-30