李鳳祁，佘振球，徐海軍，婁殿強，葉廷路

(國家電網(wǎng)公司運行分公司， 北京市 100052)

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±800 kV復奉特高壓直流系統(tǒng)5年運行分析

李鳳祁，佘振球，徐海軍，婁殿強，葉廷路

(國家電網(wǎng)公司運行分公司， 北京市 100052)

±800 kV復奉特高壓直流輸電工程迄今為止已成功運行5年?？偨Y了這5年中復奉直流的運行情況、可用性指標和影響因素。復奉直流5年來累計輸送功率達939 億kW·h，未發(fā)生雙極、單極強迫停運，僅發(fā)生5次單閥組強迫停運，強迫能量不可用率僅0.036 8%，達到了世界領先水平，實踐證明了直流特高壓技術的安全性和經(jīng)濟性。運行期間暴露出的影響可用率的設備問題均已及時充分整改，且推廣應用到了后續(xù)特高壓直流輸電工程。復奉直流5年來的成功運行對特高壓直流輸電工程大規(guī)模建設和快速發(fā)展起到了示范和推動作用。

特高壓直流輸電；復奉直流；可用率；運行

0 引 言

±800 kV復奉特高壓直流輸電工程(復奉直流)于2007年4月26日核準，2010年7月8日雙極投運，是世界上第1個±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和輸送容量提升到了一個新的水平[1-2]。

復奉直流工程首次將單12脈動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)出了電壓等級最高單臺容量最大的換流變，是中國和世界直流輸電發(fā)展史上的標志性工程[3-7]，并且大大提升了我國換流站核心設備的設計、制造和試驗能力。

當前，我國正在建設酒泉—湖南、上海廟—山東、山西—江蘇、錫盟—泰州、準東—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將更高、輸電容量更大、輸電距離更遠，及時總結復奉直流建設運行經(jīng)驗，并應用到后續(xù)特高壓直流工程中去，將有利于進一步提高后續(xù)工程的性能。

1 復奉直流總體運行情況

1.1 輸送電量

截止到2015年7月8日，復奉直流已成功運行5年，復奉直流累計輸送電量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、緩解煤電運緊張等方面發(fā)揮了重要作用。累計為上海市節(jié)約原煤1 500萬t，減排CO2超過3 000萬t。

復奉工程歷年輸送電量見圖1。從圖1可以看出，復奉直流在投產(chǎn)初期受發(fā)電廠機組建設相對滯后限制，輸送能力未能充分發(fā)揮。2013年后，發(fā)電廠機組全部投運，復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行，可以為上海市約1/3的電力負荷提供清潔能源。

圖1 復奉工程輸送電量

1.2 可用率指標

1.2.1 強迫能量不可用率

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

復奉工程歷年強迫能量不可用率見圖2。5年平均強迫能量不可用率為0.036 8%，遠低于設計值0.5%，且有逐年下降趨勢。隨著設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，復奉直流強迫能量停運不可用率在2012年后可以控制在0.04%以下。

圖2 復奉工程強迫能量不可用率

根據(jù)2012和2014年CIGRE 關于世界直流輸電工程運行性能調(diào)查報告提供的數(shù)據(jù)[8-9]，國外輸送容量大于1 000 MW直流輸電工程的強迫能量不可用率見表1，其平均值為0.59%。而復奉直流強迫能量不可用率為0.036 8%，比國外工程平均值小了1個數(shù)量級，該指標遠遠優(yōu)于國外工程。

表1 國外1 000 MW以上直流工程強迫能量不可用率

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

伊泰普工程投運第2個五年的強迫能量不可用率達到了0.5%以下[10]，而復奉直流在第1個五年就達到了0.05%以下，這既是近20年來我國直流輸電裝備制造水平大規(guī)模提高的必然結果，也是我國近10年來直流運維水平進一步發(fā)展的成果。

復奉直流優(yōu)異的運行指標也證明了關于±800 kV特高壓直流輸電技術在經(jīng)濟技術方面的優(yōu)越性，肯定了設計初期“特高壓直流工程的可靠性可用率指標甚至將優(yōu)于較低電壓換流器的指標”的論斷[11]。

復奉直流歷年強迫停運相關信息見表2。從表2可以看出，復奉直流5次單閥組停運均屬于設備質(zhì)量問題或設計問題，其中直流控保系統(tǒng)原因2次，換流變原因1次，換流閥原因2次。

1.2.2 計劃能量不可用率

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

表2 復奉直流強迫停運信息

Table 2 Forced outage of XSH800 project

圖3 復奉工程計劃能量不可用率

運行5年來兩站共因設備故障申請臨時停運33次，統(tǒng)計結果見圖4。換流閥引起的臨時停運次數(shù)最多，達到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。直流場設備引起臨時停運5次，原因為直流分壓器測量故障和設備接頭發(fā)熱?？刂票Ｗo設備引起臨時停運3次，原因為影響雙系統(tǒng)的板卡故障。交流設備停運3次，原因為換流變出線間隔GIS出線套管漏氣。

圖4 復奉工程計劃停運次數(shù)統(tǒng)計

2 主要設備問題及處理情況

復奉直流運行5年來，暴露出了一些設備問題，正確分析處理這些問題不僅有利于復奉直流的長周期安全穩(wěn)定運行，而且對新建直流工程的建設運行具有重要的參考價值。

2.1 復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，輸出一個寬度為20 mm的脈沖信號；

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

(3)分析故障時刻，上述3個信號是否正常。

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

進一步檢查閥控系統(tǒng)軟件，發(fā)現(xiàn)在閥控主處理器板中，有一個內(nèi)部變量。該變量在檢測到控制脈沖CP上升延時置1，維持8s后自動變?yōu)?，閥觸發(fā)脈沖在該信號為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)部變量有效時間從8s改為了10s。重裝閥控系統(tǒng)主處理器程序后，復龍站未再檢測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)應全程參與控制保護系統(tǒng)聯(lián)調(diào)試驗，及早發(fā)現(xiàn)問題解決問題。

2.2 復龍站換流閥閥冷系統(tǒng)流量速斷保護誤動問題

受復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，換流閥投標書中要求當流量低于50%額定流量時應立即跳閘，系統(tǒng)調(diào)試期間因該保護難以躲過主泵切換、站用電切換等正常操作時的流量波動，廠家將換流閥流量速斷保護的流量定值修改為29 L/s，延時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，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臺主泵均瞬時不可用的情況下，均發(fā)生了誤動。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的時間為1.3 s(見圖7)，均略大于原流量保護延時1 s，剛好不能躲過。

為徹底解決該問題，組織對復龍站換流閥阻尼電阻進行了以下測試：

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

圖7 故障期間4個閥組閥冷系統(tǒng)流量曲線

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

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

該措施已應用到復奉、錦蘇、哈鄭、溪浙4個特高壓直流工程中，修改流量速斷保護定值后未再發(fā)生流量速斷保護誤動問題。

同時后續(xù)工程中將換流閥冷卻系統(tǒng)主泵供電回路開關、變頻器、軟啟動器等元件的保護整定納入站用電保護整定的范圍，將站用電電壓允許波動范圍列入了《站用電設計技術規(guī)范》等企標，將主泵切換試驗列入新工程分系統(tǒng)試驗重點項目，并將變頻器直流電壓測量精度校驗、閥冷電源回路電壓繼電器功能校驗等納入了年度檢修范圍。

2.3 復龍站換流變油枕膠囊破裂問題

2011年4月29日運行人員例行巡檢時發(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)嚴重漏油，達到1～2 L/min。5月2日復龍站極II高端 Y/Y-C相換流變本體重瓦斯保護動作，極II高端閥組閉鎖，直流系統(tǒng)輸送功率未損失。現(xiàn)場檢查發(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。

分析認為，當左側(cè)膠囊破裂時，左側(cè)膠囊內(nèi)氣體大部分進入了右側(cè)完好膠囊并引起右側(cè)膠囊中壓力上升，同時環(huán)境溫度、輸送功率變化等因素也會引起右側(cè)完好膠囊的氣壓增大，2個因素共同作用促使左側(cè)油面進一步上升，右側(cè)膠囊中壓力進一步上升。

圖8 復龍站極II高Y/Y-C換流變破裂的油枕膠囊

圖9為換流變油枕結構示意圖。當左側(cè)油面上升到油枕頂部時，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)場泄漏變壓器油過多，使實際油位低于瓦斯繼電器跳閘段動作位置，造成瓦斯繼電器動作。

圖9 換流變油枕結構示意圖

本事件后，建設方面要求在新特高壓工程中換流變設置油枕膠囊泄漏檢測裝置，運行方面要求運維中通過巡視及時發(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年投運后至2013年大負荷試驗前一直運行穩(wěn)定，但經(jīng)過2013年長時間滿負荷運行后發(fā)現(xiàn)極I低端YD換流變A相H2含量持續(xù)升高，原因為該換流變第2組冷卻器滲漏，導致氣體進入換流變內(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)計出現(xiàn)滲油的冷卻器均為特變電工采購供貨。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。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，投運后運行正常。

2.5 直流分壓器測量異常問題

2010年10月23日12點34分，復龍站檢測到復奉直流極2電壓跌落，從800 kV降至181 kV，約400 ms后恢復。檢查逆變站錄波，發(fā)現(xiàn)極2電壓測量值忽然從-770 kV躍變到-1 500 kV，如圖11所示。逆變側(cè)電壓測量值的突然升高引起電壓控制器動作，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直流電壓測量異常

自2010年10月23日至2011年8月，該現(xiàn)象在復龍站發(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)計分析故障特征和仿真計算的基礎上，初步將直流電壓測量異常原因定位為直流分壓器內(nèi)部閃絡，2011年5月對兩站各直流分壓器氣體組分進行了處理，其中復龍站極1直流分壓器相關氣體分析結果見表3。

表3 復龍站極1直流分壓器氣體分析結論

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。放電暫時改變了直流分壓器的分壓比，引起直流測量電壓的躍變，當放電結束絕緣恢復時，直流測量值也就恢復正常。

基于以上結論，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)了多個放電痕跡。進一步分析認為，復奉工程中直流分壓器內(nèi)部僅充氮氣的設計有誤，在陰雨天氣下由于內(nèi)外電場的差異會造成氮氣擊穿，為提高分壓器內(nèi)部絕緣水平，應改用絕緣性能更好的SF6。

自2011年9月將復龍、奉賢各直流分壓器從充氮氣改為充SF6后，迄今為止未再發(fā)生類似直流電壓測量故障。該措施也應用到了錦蘇、哈鄭、溪浙等特高壓直流輸電工程。

2.6 換流變相關問題

復奉直流投運5年來換流變運行基本穩(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，停電檢查確認套管上存在滲漏點，現(xiàn)場立即申請對換流變進行了整體更換，并進行了解體分析。檢查發(fā)現(xiàn)套管玻璃鋼筒內(nèi)部存在一個黑色針孔(見圖12)，上部導電桿與電容芯子內(nèi)導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，超出相關標準要求。進一步檢查發(fā)現(xiàn)在線監(jiān)測裝置中一個光電傳感器已經(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入換流變油所致，離線測得的氫氣值實際上是氦氣值。

圖12 漏氣套管的玻璃鋼筒內(nèi)存在一個黑色針孔

圖13 導電桿上的黑色物質(zhì)

圖14 破裂的在線監(jiān)測裝置傳感器

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重的滲油，見圖15。多臺換流變在同一位置發(fā)生漏油，這可能與2.2套管受力較大有關。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，實施后效果良好，并被推廣到天中、溪浙等后續(xù)工程。

圖15 復龍站800 kV換流變升高座與本體連接處漏油

2.7 一次設備發(fā)熱問題

復奉直流運行過程中，尤其是2013年配套機組投入具備滿功率運行條件后，在迎峰度夏期間多次發(fā)生直流場設備及換流閥設備發(fā)熱問題。

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

圖16 復龍站換流閥陽極電抗器導流板發(fā)熱

核查發(fā)現(xiàn)復龍站換流閥電抗器接頭使用鋁質(zhì)材料，導流排為銅質(zhì)材料，二者有效接觸面積為5 874 mm2，額定電流時的載流密度為0.4 A/mm2，遠遠小于DL 5222—2005《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》的標準對建議值0.093 6 A/mm2。

2014年7～9月期間，對復奉特高壓換流站共計4 000余個一次設備接頭進行了排查，發(fā)現(xiàn)部分接頭設計裕度不足，組織廠家制定接頭改造方案，并于2015年4月底前完成復奉直流兩端換流站一次設備接頭的改造。

建議在新工程中，尤其對進一步提升輸送能力的特高壓直流輸電工程，設計期應校驗各類設備接頭材質(zhì)、電流密度、壓緊力等，對不滿足要求的接頭型式應提前修改、測試。

2.8 奉賢站交流濾波器L2過負荷問題

2011年7月1日復奉直流2 700 MW運行，15：54奉賢站4組交流濾波器的L2電抗器過負荷保護同時動作，跳開4組濾波器。無功控制隨后自動投入備用交流濾波器，但剛投入的2組交流濾波器的L2電抗器過負荷保護隨即動作，相繼跳開剛投入運行的2組交流濾波器。無功控制繼續(xù)自動投入2組備用交流濾波器，但剛投入的2組交流濾波器的L2電抗器過負荷保護又動作。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，時間長達11 min，這期間奉賢換流站8組交流濾波器分別各進行了10次自動合閘和10次L2電抗器過負荷保護動作跳閘。為防止設備損壞，國調(diào)下令緊急停運復奉直流極I。極I停運后，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的電流達到了427 A，而L2過負荷保護定值為427 A無延時跳閘，符合保護動作條件，保護動作正確。

奉賢站輸送2 700 MW時，絕對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閉鎖之間的這段時間內(nèi)，絕對最小濾波器條件一直不滿足，無功控制一直在等待時機投入濾波器。另一方面，在此期間處于投運狀態(tài)的交流濾波器最多僅為3組，所以其L2過負荷必然動作。

為研究濾波器L2過負荷原因，組織了現(xiàn)場試驗，將雙極功率從1 000 MW上升到1 700 MW時交流濾波器L2電抗器電流達到了386 A(額定值的91.5%)，試驗結果如圖16所示。在維持該工況過程中，運行人員忽然觀察到L2電抗器電流增加了12 A，達到了額定值的94.3%。試驗單位也發(fā)現(xiàn)從3點到9點直流功率維持1 700 MW期間，交流線路電壓畸變率從1.4%上升到1.5%。計算后確認上述5次、11次諧波的增加會引起L2電抗器增加11次諧波電流約20 A，5次諧波增大約4 A，與實際情況相符，如圖17所示。

圖17 試驗中記錄的交流側(cè)電壓畸變率

鑒于復奉直流在03:00到09:00之間未改變運行方式，換流器產(chǎn)生的諧波不會變化，諧波畸變率升高應來自于交流系統(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電抗器的過負荷能力，確認可以將L2過負荷保護定值從427 A提高到750 A。

本次事件后，在新工程中加強了交流濾波器電抗過負荷能力的審核。

2.9 復龍站換流變飽和保護動作問題

2015年6月10日08：32復龍站極Ⅱ低端閥組換流變A套飽和保護動作，08：43極Ⅱ低端閥組換流變B套飽和保護啟動系統(tǒng)切換，09：02極Ⅱ高端閥組換流變A套、C套飽和保護動作，極II高端閥組控制系統(tǒng)進行系統(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的周期反復變化。

極II高端A系統(tǒng)之所以引起觸發(fā)角異常，是因為其測量的A相閥側(cè)電流正向偏移了約600 A。復奉直流中，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上添加了一個幅值為600 A，寬度為6.6 ms的方波信號，為了維持直流電流恒定，控制系統(tǒng)只好反復調(diào)節(jié)觸發(fā)角。圖19 為電流控制器中直流電流實際值計算邏輯。

圖19 電流控制器中直流電流實際值計算邏輯

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

此外，復奉直流工程中，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行了切換，但并不能糾正極控系統(tǒng)的行為，僅當高端閥組切換后，故障的IVY_L1才不再參與極控的電流控制器，極控的觸發(fā)角才恢復正常。因此，建議在后續(xù)工程中，換流變飽和保護動作后，同時啟動閥組控制系統(tǒng)和極控系統(tǒng)的切換。

3 結 論

本文回顧了復奉直流5年的運行情況，并得出如下結論：

(1) 復奉直流投運以來長期穩(wěn)定運行，輸送電量939億kW·h，5 年內(nèi)僅發(fā)生過5次單閥組強迫停運，強迫能力不可用率遠優(yōu)于國際水平，實踐證明了±800 kV特高壓直流技術的先進性和優(yōu)越性。

(2) 復奉直流中發(fā)生的設備問題均已及時處理，部分處理措施已推廣應用到后續(xù)新建特高壓直流工程,并列入相關設備技術規(guī)范或反事故措施中。復奉直流為特高壓直流技術的發(fā)展起到了良好的示范和推動作用。

(3) 復奉直流計劃能量不可用率較高，主要原因是計劃檢修時間較長，次要原因是臨時停運較多。通過優(yōu)化運檢策略和提高設備運維水平，有望進一步提高復奉直流的可用率。

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(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