高壓直流換流站一次設備運行分析及故障預防

周海峰，郭樹永

(中國南方電網(wǎng)超高壓公司 天生橋局，貴州 興義 562400)

0 引言

高壓直流輸電系統(tǒng)主要由整流站、逆變站、高壓線路和相關附屬設備(無功補償設備、濾波設備和變壓器等)組成。在送端將交流電變換為直流電(稱為整流)，經(jīng)過直流輸電線路送到受端，受端將直流電變換為交流電(稱為逆變)，然后送到受端的交流系統(tǒng)中供用戶使用。送端進行整流變換的地方稱為整流站，受端進行逆變變換的地方稱為逆變站。

整流站和逆變站統(tǒng)稱為換流站。換流站設備包括閥廳設備和交流場設備、直流場設備。換流站閥廳內設備主要有懸掛式四重閥及相應的閥冷卻系統(tǒng)。輔助設備包括站用電系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、尋呼系統(tǒng)以及監(jiān)視系統(tǒng)等。直流場主要設備有平波電抗器、復合型光CT/PT、直流濾波器以及直流開關等。與高壓直流相關的設備主要有交流濾波器/并聯(lián)電容器組、換流變壓器和交流PLC濾波器等。

隨著我國經(jīng)濟的發(fā)展，高壓直流輸電系統(tǒng)已在全國廣泛應用。本文以中國南方電網(wǎng)超高壓輸電公司天生橋局(以下簡稱天生橋局)管轄的±500 kV興安直流興仁換流站、±500 kV天廣直流天生橋換流站為例，分析一次設備故障的特點，對出現(xiàn)的故障和跳閘情況、緊急重大缺陷、重復性典型性一般缺陷進行了歸納、匯總分析，制訂處理及防范措施。

1 一次設備故障及跳閘原因分析

天生橋局一次設備典型故障、跳閘情況如圖1所示。

圖1 天生橋局一次設備典型故障、跳閘情況

1.1 開關類設備故障及跳閘原因分析

1.1.1 500 kV 5043開關閃絡引起跳閘

故障情況：線路單相接地故障，主保護動作，線路重合不成功，相關開關跳開，開關失靈保護動作，啟動500 kV 母線2套母差保護，引起母線跳閘。

發(fā)生故障時，運行人員觀察到5043開關處有放電的火光。檢修人員發(fā)現(xiàn)，該開關C相開關靠CT側本體斷口均壓電容外絕緣上有明顯的閃絡現(xiàn)象，4個均壓環(huán)上有擊穿孔洞。5043開關均壓環(huán)擊穿位置如圖2所示。

圖2 5043開關均壓環(huán)擊穿位置

原因初步分析：500 kV 5043開關所在的串是不完整串(3/2接線)，避雷器的安裝位置不符合要求，開關遭受了近區(qū)雷擊，導致外絕緣閃絡，避雷器未起到保護作用。

1.1.2 220 kV 2062開關絕緣拉桿松脫故障

故障情況：2011-01-25，天生橋換流站220 kV #1站用變壓器充電過程中發(fā)現(xiàn)，在2062開關未合閘時，#1站用變壓器B相即帶有電壓。將其操作到檢修狀態(tài)對其進行試驗，發(fā)現(xiàn)2062開關B相在分閘、合閘狀態(tài)下回路電阻均為50 μΩ左右，說明2062開關B相在分閘操作后沒有實際可靠分開，主回路仍然處于正常導通狀態(tài)。

原因分析：對2062開關進行解體檢查，可看出2062開關B相故障的原因為絕緣拉桿松動脫落，如圖3所示。

圖3 脫落的絕緣拉桿螺紋扣

造成絕緣拉桿松動脫落的主要原因有以下2點。

(1)絕緣拉桿采用的螺旋連接方式設計不合理，由于工作缸傳遞給絕緣拉桿1個旋轉力矩，該旋轉力矩方向不確定(方向具有隨機性)，長期運行后，很容易造成鋁接頭與絕緣拉桿接頭處松動脫落。

(2)絕緣拉桿接頭與鋁接頭處采用的環(huán)氧樹脂粘接劑質量不可靠，其粘接強度達不到標準要求、固化強度不夠、時間久易老化也是導致絕緣拉桿松脫的原因。

1.2 平抗類設備故障及跳閘原因分析

故障情況：2010-04-15 T 13:33:06，興仁換流站直流極1極母線差動保護動作(87 HV)，直流極1跳閘。現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)極1平波電抗器1.1套管末屏螺帽被沖開，末屏處有局部燒傷痕跡。

原因分析：現(xiàn)場檢查極1平波電抗器1.1套管末屏處燒壞、末屏引線掉落，SF6氣體由末屏連接孔全部漏光。可能原因是套管內部電容芯子表面接地銅帶與末屏未連接好，致使接地銅帶在復合絕緣套內懸浮，造成電容芯子沿面放電將末屏擊穿。

1.3 交流濾波器類設備故障及跳閘原因分析

1.3.1 500 kV 563交流濾波器跳閘

故障情況：2011-01-11 T 09:00， 573交流濾波器C1不平衡保護一段告警，573開關失靈保護和過電壓保護動作,573交流濾波器跳閘。

原因分析：檢修人員在跳閘發(fā)生后2 h趕到現(xiàn)場進行檢查，檢查過程中發(fā)現(xiàn)不斷有覆冰從電容器上脫落，電容器覆冰主要位置為電容器套管下側以及電容器本體下側，電容塔越往上層冰層越厚?，F(xiàn)場觀察C相電容器組，外觀整潔完整，無任何異常，測量大臂、單個電容均無異常，推斷應為冰閃所致。

1.3.2 2011年2月500 kV 563交流濾波器跳閘

故障情況：500 kV 563交流濾波器小組保護1、小組保護2的C相電容器C1不平衡保護1段、2段、3段動作，563交流濾波器退出運行。

原因分析：現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)563交流濾波器C相左塔頂層第6個電容器右接線柱與管母線連接電纜對電容器外殼有放電痕跡，電纜放電位置有破損。從破損情形來看，應該很早以前就已存在破損，為何直流停電檢修前未出現(xiàn)故障，而直流停電檢修完該濾波器投入1 h后就出現(xiàn)放電？從現(xiàn)場情形看，放電處電纜與電容器外殼的距離為5 cm左右，而右塔電纜與電容器外殼的距離則在15 cm以上，很可能作業(yè)時使電纜破損處與電容器外殼的距離變短了，因此在電纜破損、距離縮短雙重因素作用下產(chǎn)生了放電故障。

1.3.3 2011年10月500 kV 572交流濾波器跳閘

故障情況：500 kV 572交流濾波器C1電容器不平衡保護一段、二段、三段同時動作，572開關跳閘，發(fā)現(xiàn)572交流濾波器場C1電容器B相左邊(從開關側看)第5層(從下往上數(shù))第1個右側套管爆炸，只剩很少一部分套管瓷瓶還粘接在導線柱上，電容器本體開裂，大量絕緣油泄漏。

原因分析：由于制造質量差等原因(套管被踩踏過、或搬運時受到撞擊的可能性較大)，電容器的內部元件擊穿或因套管密封不良而進入潮氣或水(當時正在下雨)，降低了絕緣電阻，從而導致對外殼放電。

1.4 避雷器類設備故障及跳閘原因分析

2011年6月金換乙線避雷器故障跳閘。

故障情況：金換乙線A相雷擊故障，主1、主2保護動作跳開A相并重啟，經(jīng)900 ms延時后重啟不成功，直接出口跳開5051和5053開關三相。

原因分析：判斷分析金換乙線首次遭受雷擊故障后，重合閘啟動過程中線路再次遭受接續(xù)性雷擊，避雷器吸收了較大的雷電沖擊過電壓能量導致避雷器A相故障，而避雷器通流能力不足是故障主因。

2 防范措施

2.1 開關類設備

(1)不完整串開關在設計時應做好雷電侵入波過電壓計算與絕緣配合分析，并考慮2個開關均處于熱備用狀態(tài)時的雷電侵入波過電壓情況。

(2)為提高不完整串開關的耐雷水平，可考慮在開關附近增設避雷器，或在線路桿塔上加裝避雷器。

(3)對不完整串開關應噴涂PRTV涂料，提高防污閃、雨閃能力。

(4)對一次設備防污閃進行深入研究，注意不同廠家、不同類型設備的積污特性，針對污穢積聚情況及時進行清污。

(5)對出現(xiàn)絕緣拉桿松動的開關，宜采用目視化管理，在開關分合閘位置觀察窗內拉桿的聯(lián)接法蘭(合閘位置指示)上做標記，定期進行巡視，若該標記發(fā)生轉動位移，即判斷為拉桿松動,并應積極聯(lián)系設備生產(chǎn)廠家進行防松改造。

2.2 油浸式平抗類設備

(1)加強套管壓力的巡視和記錄，定期開展SF6微水測試。

(2)定期對套管進行清掃，保持清潔，防止積垢閃絡。如套管的傘裙間距低于規(guī)定標準,應采取加硅橡膠傘裙套等措施,防止污穢閃絡和大雨時閃絡。

2.3 交流濾波器類設備

(1)低溫雨雪天氣時注意觀察覆冰狀況，有異常時及時申請停電除冰。

(2)電容器組高壓端管母線設計，應考慮電容器與管母線連接電纜的走向，避免出現(xiàn)電纜破損而造成擊穿短路故障。

(3)應加強對電容器各連接電纜的檢查維護力度，電纜絕緣膠皮出現(xiàn)破損、皸裂時應及時進行更換。對處于危險區(qū)域的電纜應加裝熱縮套管加強絕緣防護，并使電纜與電容外殼、電纜與金屬構架之間保持足夠的距離。

(4)電容器塔清掃時，務必對施工人員做好安全交底，嚴禁踩踏電容器套管；另外，電容器在安裝、更換時應輕取輕放，要注意保護瓷瓶和殼體不受任何機械損傷；搬運時電容器應處于直立位置，利用外殼兩側的吊環(huán)搬運，嚴禁利用電容器套管進行搬運。

2.4 避雷器類設備

對各變電站線路進線避雷器防雷水平進行校核，設計院未提供防雷校核報告的要重新進行計算。對新建、改建線路，驗收時要對變電站內線路進線避雷器的防雷計算校核報告、避雷器選型和安裝位置是否正確進行檢查，必要時應予以更換。

3 結束語

換流站一次設備數(shù)量多，種類復雜，設備的工藝水平、運行維護能力及設備檢修能力等，都直接影響到高壓直流輸電系統(tǒng)的安全運行。本文在對各大類一次設備障礙及具體型號一次設備常見、重復性故障系統(tǒng)分析的基礎上，提出可行的處理及防范措施，以提高輸電系統(tǒng)運行的安全性。

參考文獻：

[1]周海峰,朱革蘭.高壓直流輸電換流站設備常見障礙及其對策[J].水電能源科學，2010，28(2)：146-148.

[2]任達勇.天廣直流工程歷年雙極閉鎖事故分析[J].高電壓技術，2006，32(9)：173-175.