特高压直流换流站（共7篇）
特高压直流换流站 篇1
1 引言
为落实“一带一路”战略, 推进跨境电力与输电通道建设, 积极开展区域电网升级合作, 为能源电力行业带来了难得的发展新机遇。国家电网公司在特高压和智能电网技术创新, 以能源电力基础设施互联互通为落脚点, 构建以特高压电网为骨干网架输送新型清洁能源为主导的全球能源互联网。±1100k V哈萨克斯坦—南阳特高压直流输电项目正在依法有序可研推进, 南阳换流站直流接地极是此工程工程设计中一项重要内容。
2 接地极布置型式及其特点
接地极通常采用垂直方式或水平方式埋设, 后者也称沟型电极形式。垂直电极底端埋深一般为数十米, 因此其最大的优点是占地少;由于可将接地电流导入地层深处, 所以对周边环境的影响也比较小;但其端部入地溢流密度比较高, 产生的电离气体很难排出, 另外, 由于子电极之间相互封闭独立, 需要用汇流导线将各个电极连接起来, 增加了汇流导线的难度, 因此垂直型敷设电极的主要缺点是局部电流密度大, 电极腐蚀严重, 施工较困难[1]。
水平直埋型电极埋设深度一般仅为几米, 施工较方便, 造价低, 非常适用于极址表层土壤电阻率较低, 场平宽广且地形平坦的地形。例如常用的直线形、星形和环形电极敷设布置方式, 其特点如下:
(1) 直线形电极。水平直线电极基本适合于地域狭长的地形, 在布置灵活, 可以分段或分支同时运行, 广泛应用;缺点是接地极体上溢流密度分布不均匀, 入地端部电流密度较大。同时为了克服端部电流过大的缺点, 从而可以获得较为均匀的电流密度[2]。
(2) 星形电极。星形电极很形象, 一般来说有三到五个分支, 因为分臂可以延伸到各种类型的土壤分层或深层中, 能够充分利用选用极址的低电阻率区, 从而接触到较低的接地电阻。缺点是分臂之间的屏蔽作用较强, 利用率系数小, 电流分布不均匀, 所以除丘陵地区或者土壤电阻率变化较大极址外, 一般不常用。
(3) 环形电极。对称性好, 且单位长度流入地电流均匀, 不出现局部电流密度过大和跨步电压过高情况。在同等条件下, 电极长度尺寸较短, 经济性好, 而且运行电气性能好, 因此广泛应用。
3 多圆环电极的埋深优化特点
通过对环形电极非等深布置对各种运行参数的影响分析认为, 在不均匀土壤中, 双环电极采用非等深埋敷设布置, 对最大跨步电压、整体接地电阻和溢流密度的影响极小, 此布置方式是完全可行的。另外, 通过计算, 若土壤表层电阻率较低, 电极型式采用标准三圆环非等深布置, 不仅可满足各种参数要求, 而且较等深布置还将获得更好的经济性[3]。
4 南阳换流站接地极型式分析
4.1 极址简介及电极型式选择
河南省方城县赵河极址和广阳极址是目前推荐的接地极极址, 其中赵河镇极址地貌属叠错式盆地, 呈东西展布, 南北长约2.7km, 东西宽约1.3km, 四通一平难度小, 高差一般小于2m, 电气性能:3.1层深m20.0/Ωm、∞层深m850.0/Ωm;广阳极址区域地势开阔, 地形也比较平坦, 可用地范围南北约600m, 东西约1000m, 电气性能:5.0层深m90.0/Ωm、∞层深m734.5/Ωm。
从采集的极址的电性数据来看, 土壤表面覆盖层土壤电阻率差异性较大, 而1.5m以下层土壤电阻率却相对较高, 因此原则上排除了采用侧卧式或直接1.5m下, 敷设垂直型电极型式的可能, 另外, 从两个拟选极址的地形来看, 四平一通难度较小, 初步设计均满足圆环型电极敷设条件, 所以, 特高压南阳换流站接地极型式建议为标准多环电极水平敷设方式。
4.2 选址可行性分析
对于初选推荐的标准三圆环电极等深布置型式;赵河镇极址环径分别是500m, 380m和290m;广阳极址为360m, 250m, 170m, 埋深均为3m。从最大跨步电压和最大接触电势的电气看, 赵河镇极址能够满足接地系统的正常运行, 但是恶劣天气安全措施裕量较小, 而广阳极址在目前条件下不满足系统正常运行要求。
4.3 极址接地改进措施
对赵河镇极址可增加电极入地敷设结构尺寸后, 并采用非等深敷设布置;假如, 将园环径增大为450m, 370m, 和270m, 外环尺寸保持2.5m埋深不变, 内环和中环埋深为2m。通过仿真计算可知, 地网接地电阻降为0.19Ω, 最大跨步电压降为4.5V, 最大电流入地密度降到0.9A/m;而开挖土方量加了极少, 虽然焦炭和电极长度有所增加, 但是安全裕度提高了。
对广阳极址由于其扁条型的特点, 由于地理位置原因, 不能增加尺寸, 只能采用非标准环形电极敷设型式, 由于极址土壤电阻率需要有降低措施, 工作量很大。
5 总结
通过对接地极型式及特点分析, 对多圆环电极的埋深优化在现有的极址条件下, 均可满足运行参数, 具有很大的可行性, 同时换流逆变站推荐的赵河镇、广阳镇极址, 采用标准三圆环型式接地极型式, 在满足各种技术参数要求条件下, 假如适当增加尺寸后用标准三圆环非等深敷设布置, 赵河镇接地极址具有较大的安全裕量, 更有利于直流系统稳定的运行。
参考文献
[1]张劲松.广东地区换流站采用共用接地极的设想[J].广东电力, 2005, 18 (4)
[2]田秋松, 郭果等.特高压变压器冷却器防尘降温方式研究[J].河南电力, 2014, 01 (4) , 21-22
[3]田秋松, 张健毅等.特高压电网110k V并联电容器组的配置和投切[J].华东电力, 2013, 01 (4) , 38-42
特高压直流换流站 篇2
瑞士苏黎世，2011年2月17日——全球领先的电力和自动化技术集团ABB宣布，将与中国南方电网有限责任公司合作，为其负责建设的云南糯扎渡-广东特高压直流输电工程的一座换流站设计、制造、安装并调试800千伏特高压直流变压器设备。
ABB集团电力产品业务部负责人尤柯尔说：“我们为能再次支持中国进一步发展输配电网络而感到高兴。这些变压器在设计上具有高可靠性、高效、生命周期成本低等多重优势。”
中国南方电网有限责任公司是中国两大国有电网公司之一，负责中国南部电网的建设和运营工作。
800千伏特高压直流变压器是建设可以实现远距离、大容量输电的特高压输电线路的关键设备。建造特高压直流变压器需要克服许多技术挑战，例如需要提升变压器的绝缘性能、对绝缘套管等关键设备进行重新设计等。
特高压直流输电技术帮助用户可以更加高效的利用可再生能源、降低对化石能源的依赖，同时降低二氧化碳排放。特高压直流技术在像中国这样幅员辽阔的國家尤为适用，因为这些国家的电力负荷中心通常都远离能源富集地区。
特高压直流技术是ABB集团50多年前率先研发的高压直流输电技术的进一步发展，也是近20多年来输电线路在输电容量和效率上实现的最大技术突破。
ABB是位居全球500强之列的电力和自动化技术领域的领导厂商。ABB的技术可以帮助电力、公共事业和工业客户提高业绩，同时降低对环境的不良影响。ABB集团业务遍布全球100多个国家，拥有12.4万名员工。ABB在中国拥有包括研发、制造、销售和工程服务等全方位的业务活动，雇用员工近1.6万名，拥有30家合资和独资企业，强大的销售和服务网络遍布全国。欲进一步了解ABB，请访问www.abb.com.cn。
特高压直流换流站 篇3
关键词：高压直流输电,多换流器并联,实时数字仿真,控制保护系统
0 引言
随着两端直流输电技术日趋完善,直流输电应用越来越广泛,一些大容量、远距离的直流输电项目正在规划、建设或已经投入运行。由于受到交流系统条件的制约和投资限制,某些直流工程在设计之初就确定了分期建设、远期扩建的技术方案。对于远距离直流输电扩建工程,为了能充分利用原工程的输电线路走廊,可在原换流站上增加换流器的个数,以增加直流工程的容量[1,2,3,4,5,6]。从结构形式上分,主要有换流器串联和换流器并联两种扩建方式。换流器串联接线系统的扩展,要改变整个系统的直流电压水平或改变各站的运行电流,因而比较复杂。相对于换流器串联接线方式,从系统扩展的灵活性方面考虑,换流器并联接线系统的扩展只是增加并联支路数,先实现常规双端直流,再通过送端和受端扩展端子,形成多换流器并联直流系统[7,8,9,10,11,12]。
世界上运行中和规划中的多端直流均为并联方式。多换流器并联直流系统是多端直流系统的一种特殊方式。并联扩建方案以其经济性好、运行灵活方便得到工程应用。较早的有美国太平洋联络线工程,近期有建设中的印度±800kV查克特高压直流工程和中国的青藏直流联网工程,远期都将采用并联扩建的方案[13,14,15,16]。
文中利用实时数字仿真器(RTDS)建立了±800kV双换流器并联、10GW双极直流输电仿真模型,直流控制保护模型采用南京南瑞继保电气有限公司(以下简称南瑞继保)开发的直流输电控制保护样机,与RTDS构成实时闭环仿真试验环境。对RTDS仿真建模及双换流器并联的直流输电控制保护样机架构及控制保护策略进行介绍,重点利用该仿真系统对双换流器并联的直流输电系统启停、稳态运行工况、换流器在线投退、功率分配策略等进行仿真研究。
1 双换流器并联高压直流输电系统实时仿真系统建模
基于RTDS的双换流器并联直流输电系统仿真模型如图1所示。图中,站1为整流站,站2为逆变站。采用RTDS对 ±800kV双换流器并联、10GW双极直流输电系统进行建模,每个极均为2组12脉动换流器并联,每组12脉动换流器额定直流电压为800kV,额定电流为3.125kA,双极额定直流功率为10GW。每组12 脉动换流器经直流开关连接至极中性母线和极高压母线,在每组换流器的低压侧设置电流测点,在极中性母线上设置总的电流测点,在极高压母线上设置直流电压量测。各换流器均配置换流变压器、平波电抗器,直流滤波器按极配置,交流滤波器按站配置。站1、站2所连接的交流系统电压等级分别为530kV及525kV,站1、站2交流系统短路电流均为63kA,直流线路长度为2 000km。
2 双换流器并联高压直流控制保护系统整体设计
为了实现并联的每个12脉动换流器的协调控制,采用在物理上相互独立的换流阀控制单元,双极/极控制层与换流器控制层采用相互独立的装置实现[17]。
由一台主计算机完成双极/极控制层的功能,主要实现功率/电流指令的计算和分配、站间电流指令的协调、站无功设备的投切控制、站极直流顺序控制等功能。
如图2所示,双极/极控制将计算得到的电流、电压指令送到下一层次的换流器控制主计算机。换流器控制主计算机用于换流器触发控制。主要控制功能有:换流器触发控制,定电流控制,定关断角控制,直流电压控制,触发角、直流电压、直流电流最大值和最小值限制控制以及换流单元闭锁和解锁顺序控制等。并联换流器1和换流器2控制主计算机中的换流器触发控制模块(即CFC模块),接收到来自极功率控制的电流指令后,分别产生alpha指令,然后送至控制脉冲发生(CPG)单元以产生相应的触发脉冲。
3 双换流器并联高压直流控制策略设计
3.1 基本控制策略
正常运行时,整流侧两个换流器采用相同的定直流电流控制策略。两个换流器的触发控制功能块中的电流调节器起作用,控制各换流器的直流电流到目标值。极功率电流控制功能块将运行人员的指令转换成总的极电流指令,再平均分配输出到各换流器的触发控制中;即各换流器的定电流控制目标为极电流指令的一半。
逆变侧两个换流器采用的控制策略有所区别。采用一个换流器定直流电压控制策略,与常规直流工程的逆变侧的控制策略相似;另一个换流器采用定直流电流控制策略。定电压换流器与常规直流工程的逆变侧的控制策略相似;正常运行时电压调节器起作用,控制直流电压的大小稳定。定电流换流器采用定直流电流的控制策略,控制该换流器的直流电流到目标值,一般是极电流指令的一半,实现逆变侧两换流器间直流电流的平均分配。两个换流器的调节器采用这样的配合方式,既能实现定直流电压的目标,也能通过电流的平均分配保证两个换流器的长期安全可靠运行。
两侧协调控制的原则是电流裕度控制。即正常情况下,整流侧控制直流电流,逆变侧定电压换流器由于电流裕度的作用,退出电流控制,只控制直流电压。逆变侧定电压换流器也配备电流控制和电流裕度补偿功能,以便在某些特殊情况下,整流侧退出定电流控制,逆变侧进入定直流电流及控制时,保持稳定的直流输送功率。
正常运行时,整流侧分接头控制目标为触发角,逆变侧定电压的换流器分接头控制目标为直流电压,逆变侧定电流的换流器分接头控制目标为触发角。
3.2 启停策略
多换流器并联直流系统启动时序设计与两端系统基本相同,触发角在164°左右先解锁逆变侧的换流器,整流侧接收到逆变侧已解锁状态指示后,同逆变侧一样进行操作,投入最小滤波器组,然后通过控制快速建立直流电压至额定值,提升直流电流至0.1(标幺值),再按一定速率提升直流功率至预先设定的定值。
多换流器并联直流系统正常停运顺序控制的目的是为了使直流停运时相关交流系统和回路设备受到的暂态冲击最小。正常的闭锁过程为:先闭锁整流侧,再闭锁逆变侧,以避免逆变侧先闭锁可能引起的连续换相失败故障。整流侧首先移相闭锁;逆变侧在接收到整流侧的闭锁指示信号后移相闭锁。
3.3 换流器在线投退策略及物理过程分析
多换流器并联特高压直流输电工程中,每个极配备了双12脉动换流器。实际运行中,既可以双换流器运行,也可以单换流器运行,且可以通过换流器的在线投入和退出顺序实现运行方式的在线转换。
一个换流器的投入与退出,不中断另一换流器的正常运行;同时对直流功率输送带来的扰动应尽量小,以避免对整个电网带来过大的冲击。
站间通信正常时,换流器投入退出命令由主控站发出,两端换流站之间通过站间通信协调两站的控制时序:换流器投入时,整流站换流器先投入,逆变站后投入;换流器退出时,整流站换流器先退出,逆变站后退出。
无站间通信投入换流器时,两站分别下达换流器投入命令,由运行人员通过电话协调两站投入的次序,整流站先投入,逆变站后投入。无站间通信时,某站单换流器故障退出,对站通过运行人员手动退出本极相应换流器,也可以选择不退出。
换流器在线投入的过程如下。
1)投入前状态:一换流器运行,运行换流器电流指令等于极层电流指令,另一换流器闭锁,其电流指令为0。
2)将待投入换流器连接至极中性母线和极高压母线,先合低压侧开关,再合高压侧开关,对换流阀(等效大电容)充电,该充电过程与现有实际直流工程中的直流滤波器在直流运行时投入过程类似。
3)合上换流变压器进线开关,待投入换流器满足运行条件后,发出换流器投入的指令,待投入换流器解锁。在定电流控制器作用下,其电流由0升至最小电流。解锁前整流侧的另一运行换流器的电流指令修改为极层电流指令减去待投入换流器的实测电流,逆变侧另一运行换流器的电流指令修改为其换流器的实测电流。
4)当待投入换流器的电流升至极层电流指令的一半或其他设定值时,换流器投入完成。
待投入换流器解锁瞬间的物理过程分析:待投入的换流器在连接到直流高压母线后,与晶闸管并联的均压电容充电,均压电容上电压等于800kV,待投入的换流器解锁时的alpha角度为164°,由于晶闸管只能单向导通,虽然换流器整流出的直流电压小于800kV,但没有电流,因此,解锁时晶闸管两端的电压等于其并联电容上的电压,即解锁时换流器整流出的电压仍为800kV。因此,在一换流器运行,另一并联换流器解锁瞬间,对直流运行电压仅有瞬时的幅值很小的扰动。RTDS试验结果也验证了这一点。
换流器在线退出的过程如下。
1)退出前状态为两换流器运行。
2)待投入换流器接收退出的指令后,在逆变侧,若该换流器为定电压控制,则首先将定电压功能切换至另一换流器,在整流侧和逆变侧,将待退出换流器的电流指令修改为最小电流指令,另一换流器的电流指令修改为极层电流指令减去对换流器电流指令,两换流器的电流指令变化速率均修改为A(A的取值范围为1.0~100.0 MW/min),当待退出换流器的电流降至最小电流时,将其电流指令修改为0,另一换流器的电流指令修改为极层电流指令,两换流器的电流指令变化速率均修改为B(B的取值范围是100.0~1 000.0 MW/min),当待退出换流器的电流降至0时闭锁。
3)打开换流器连接开关,其拉开时的放电过程与实际直流工程中的直流运行时切除直流滤波器过程类似。
4)打开换流变进线开关,换流器退出完成。
待退出换流器闭锁瞬间的物理过程分析:在线退出一个换流器时,由于晶闸管的单向导通性以及均压电容的存在,待退出的换流器在闭锁时,其输出的电压等于均压电容上的电压,因为两个换流器是并联的,其均压电容上的电压与另一换流器的电压相等。所以在闭锁时,该换流器输出电压基本保持不变。因此,在一换流器运行,另一并联换流器在电流降至0的闭锁瞬间,对直流运行电压仅有瞬时的幅值很小的扰动。RTDS试验结果也验证了这一点。
3.4 逆变侧定电压换流器选择策略
当逆变侧单换流器运行时,该为换流器定电压控制,另一换流器在线投入后为定电流控制。当需要在线退出定电压换流器时,退出前程序自动将其切换为定电流控制。当定电压换流器因故障停运时,另一正常运行换流器自动切换为定电压控制。
当逆变侧定电压运行的换流器退出运行时,定电流控制的换流器能自动平稳地由定电流控制转化为定电压控制。
3.5功率分配策略
1)双极功率分配:根据两个极直流电压进行分配,使得在满足输送功率的条件下,接地极的电流最小。
2)极功率分配:极功率电流控制功能块将运行人员的指令转换成总的极电流指令,再平均分配输出到各换流器的换流器触发控制中,即各换流器的定电流控制目标为极电流指令的一半;或者当两个换流器参数不同时,也可以按照预设的比例分配。
4 实时数字仿真结果
4.1 双换流器同时启动
极1定功率控制,全压(800kV)模式,两站四换流器均满足运行前准备条件,在运行人员工作站(OWS)界面上输入功率爬升速率100 MW/min,输入极功率指令500 MW,极1 四换流器同时启动。双换流器同时启动整流侧和逆变侧波形如图3 所示。可以看出,启动过程中,电压、电流建立过程平稳,扰动较小。直流电压、直流电流及直流功率的上升过程中未产生振荡及危险的过冲。整流侧两换流器电流同时建立,逆变侧定电流换流器先建立,定电压换流器电流后建立。
4.2 双换流器同时停运
极1定功率控制,全压(800kV)模式,双换流器运行,运行功率为500 MW,在OWS界面上输入功率爬升速率100 MW/min,输入极功率指令0 MW,极1 四换流器同时停运。双换流器同时停运整流侧和逆变侧波形如图4所示。
双换流器并联直流系统可以实现四换流器同时停运,停运过程中整流侧两换流器先闭锁,然后逆变侧定电流换流器移相闭锁,定电压换流器先将alpha指令降至90°,再移相闭锁。正常闭锁过程中,电压、电流变化平稳,逆变侧的电流有短暂的上升是释放直流线路上的残压时产生的。
4.3 稳态运行工况
双换流器并联直流输电系统正送10GW功率,双极全压运行。采用双极功率控制,两换流器电流平均分配。逆变侧换流器2 为直流电压控制站。表1为基于RTDS和实际直流控制保护装置仿真得到的各换流器稳态运行参数。由仿真结果可知,基于RTDS和实际控制保护装置组成的双换流器并联直流输电系统具有较好的稳态运行工况。
4.4 换流器在线投入
极1定功率控制,换流器2单换流器运行,功率指令为2 500 MW,直流电压UDL=800kV,换流器1的直流电流IDNC=3 125A。系统稳态运行后,在线投入换流器2,整流侧和逆变侧换流器投入过程如图5所示。从图5波形可以看出,换流器2解锁后,调节器控制换流器2直流电流IDNC平稳上升,同时流过换流器1的直流电流下降。换流器2的电流先升至最小电流,再按照一定的速率升至极电流指令的一半。最终两换流器的电流均为极电流指令的一半,换流器2在线投入完成。两端换流站都采用上述步骤投入换流器。通过图5波形可以看出,在待投入的并联换流器解锁瞬间,对直流运行电压仅有瞬时的幅值很小的扰动。
4.5 换流器在线退出
极1定功率控制,双换流器并联运行,功率指令为2 500 MW,直流电压UDL=800kV,总直流电流IDL=3 125A。系统稳态运行后,在线退出阀2,整流侧和逆变侧换流器退出过程如图6所示。
换流器2接收换流器退出的指令后,在逆变侧,若该换流器为定电压换流器,则首先将定电压功能切换至另一换流器,在整流侧和逆变侧,将换流器2的电流指令修改为最小电流指令,当换流器2的电流降至最小电流时闭锁。通过图6波形可以看出,在待退出的并联换流器闭锁瞬间,对直流运行电压仅有瞬时的幅值很小的扰动。
5 结语
特高压直流换流站 篇4
1 换流阀水冷系统主泵结构
特高压换流站有4个换流阀组,分别为极1高端、极1低端、极2高端、极2低端,每个阀组配置1套水冷系统,每套水冷系统有2台水冷主泵,编号分别为P01、P02,1台运行,另1台备用,输送低电导率纯水。当运行主泵出现故障时,备用主泵开始工作。不同技术路线的换流阀采用不同的稳压技术,目前应用的有氮气稳压、高位水箱稳压。
换流阀水冷系统主泵向水循环提供动力,其结构如图1所示。主泵工作时,泵轴带动叶轮旋转,对叶轮叶片间的流体做功,将流体高速抛出。同时在叶轮中心形成低压,将液体源源不断地吸入。
1-冲洗方式;2-轴封;3-叶轮侧轴承;4-电机侧轴承
2 天山换流站轴封失效原因分析及改进
天山换流站极1高、低端采用氮气稳压,极2高、低端采用高位水箱稳压。从2013年7月到2015年8月,天山换流站共发生20次渗漏水,其中极1高、低端发生5次,极2高、低端发生15次,渗漏速率在0.05~3 m L/min。经多次排查,确认轴封存在问题。
2.1 轴密封方式
直流换流阀水冷系统主泵用轴封装置密封。轴封是一对或数对垂直于轴做相对滑动的端面,在流体压力和补偿机构的弹力或磁力作用下保持贴合,并配以辅助密封达到阻漏效果,可保证主泵在运行和停止状态下不发生介质外泄。轴封又称为端面密封,动环和静环的端面组成一对磨擦面,动环端面依靠密封腔内液体和弹簧的压力紧贴在静环端面上,两环端面产生一定的比压,保持一层极薄的液体膜而达到密封的效果。在主泵不运转状态下,动环、静环也能保持端面贴合,使密封介质不外漏[8]。
轴封可以分成组件式和集装式两类。天山换流站采用组件式,静、动环均为碳化硅材质。组件式轴封的静环依靠O形圈紧贴密封盖,并通过止销保持静止。动环通过O形圈紧贴固定轴,弹簧座用螺钉与轴固定,动环密封面与静环密封面紧贴,动环上有两个卡口与弹簧座驱动栓相连。
2.2 冲洗方案选择
换流阀水冷系统主泵的动环、静环端面在高速运转过程中会产生热量,通常采用冲洗方式进行散热,以防止其高温损坏。轴封结构可分为单端面密封、双端面密封、干气密封、急冷密封。不同轴封结构有相应的标准化冲洗方案,直流工程水冷系统主泵均采用单端面密封冲洗方案。天山换流站水冷系统改造前后单端面冲洗方案如图2所示,这2套冲洗方案可以在API 682中找到对应模型[9,10,11]。
方案1:常用于没有冲洗液循环且密封腔完全封闭的场合,用于输送低温度洁净的介质,以防止漩涡的作用侵蚀密封部件。考虑到输送介质在密封腔内或密封端面产生闪蒸,所以需要正确计算输送介质汽化的温度裕量。
方案2:带冲洗液循环的单端面冲洗方案,输送介质通过流量受限的管道,经过密封腔对轴封进行冷却,然后再流回到输送介质。常用于输送洁净、润滑的介质,如纯水。
天山换流站轴封采用冲洗方案2。主泵出口的纯水源源不断地冲洗密封端面。若冲洗流量没有限制,则存在冲洗不完全或者冲洗压力难以控制的问题。冲洗不完全会导致散热过慢,端面处在长期高温中,各项技术参数会下降;冲洗压力过大,会造成主泵启动时气浊严重,热量无法快速扩散而损坏端面。轴封损坏与冲洗有关,为了控制流量,在冲洗管道上增加了一个减压阀。
2.3 轴封安装工艺
换流阀水冷系统主泵的轴封结构复杂,制造安装精度要求高,使用不当会出现磨损严重、使用寿命短等问题。不同的轴封结构对安装工艺的要求不同[12]。集装式轴封可在现场快速装配,安装简单;组件式轴封安装工艺高,安装误差超标会造成轴封损坏。
为了保证密封面贴合,要求确定合理的接触压力和端面比压,其中端面比压取决于面积比、膜压系数、介质压力和弹簧产生的比压。在换流阀水冷系统稳定运行中,面积比、膜压系数、介质压力相对固定,而弹簧压紧力会发生变动。
对于组件式轴封,假设轴端到动环面长度为L1、到密封盖端面为L2,当动环和静环之间产生一个合适的压紧力时,L1、L2为确定数值。若L1过大,则压紧力很大,从而产生一个较大的静摩擦力,主泵启动时需要克服的静摩擦力变大,承受较大冲击力;若轴封抗冲击力较弱,则必然造成损坏。
现场拆卸旧轴封时,需要测量并记录L1、L2数值,回装新轴封时保持原数值。压紧力无法测量,安装不当会造成轴封损坏。
天山换流站曾多次发生轴封更换后初次启动即破裂的情况,为安装误差或者轻度倾斜不能控制压紧力所致。每台主泵在铸造上都有差别,L1、L2数值略有不同。随着更换次数增加,安装误差累积,轴封损坏概率增大。
2.4 轴封失效处理
换流阀水冷系统主泵轴封是精密组件,对加工、安装、维修有很高的要求。轴封失效的形式有4种,即腐蚀失效、热裂失效、磨损失效以及安装或运转等因素引起的失效[8,9,10,11,12]。
对天山换流站轴封进行解体,发现有2种情况导致了渗漏,一种为静环止口破损导致,另一种为端面破损导致。前一种原因导致的漏水情况达到15次。
第1种情况:主泵启动前,动环与静环紧密贴合,端面处有一层静止的纯水介质,径向力很大。主泵启动时,软启动后切换为工频方式,需要在短时间内由静止达到额定转速。静环止口处承受了一定的冲量,冲量需要一段时间释放,释放时间越短,承受应力越大,很大的应力导致该处碎裂或损坏。碳化硅材质轴封耐冲击能力很差,稍有震动就会破碎。
第2种情况:端面处液体介质在主泵启运时的瞬时负压会发生气蚀,汽化形成气泡,当含有气泡的液体流经叶轮内的高压区时,高压液体致使气泡急剧缩小以至破裂,在瞬间产生水击作用,破坏轴封表面的水膜,导致密封面局部过热,从而损坏端面。
除了轴封材质抗冲击能力、冲洗方案的原因,碳化硅轴封的端面在高速转动过程中可能积聚静电,吸附离子形成微小颗粒,造成端面磨损。天山换流站极2高位水箱方式更容易引入空气中的离子。建议选择碳化钨(TC-Ni8%)轴封,虽然其硬度比碳化硅(SIC、SSIC)差,但抗冲击性更好,静电吸附能力较弱,不同材质轴封的参数如表1所示。从减小安装误差的角度出发,尽量选择集装式轴封。
2014年8月,天山换流站将极1高端P01主泵轴封更换为碳化钨组件式,极2高端P01主泵轴封更换为碳化硅集装式,累计运行180d,均未发生轴封渗漏现象。在2015年10月年度检修期间,根据试验性解决方案的运行结果,将在运主泵的轴封由碳化硅材质组件式换型为碳化钨材质组件式,换流阀水冷系统的主泵未至今发生渗漏水现象。
3 金华换流站轴承破损原因分析及处理措施
3.1 轴承受力特征
换流阀水冷系统主泵轴承主要功能是支撑机械旋转,降低其运动过程中的摩擦,并保证回转精度。
轴承支撑承担径向载荷,固定轴转动会同时伴有轴向和径向的移动。为降低电机工作时轴向运动,在高速轴承上必须有良好的润滑,有的轴承本身已经有润滑,而大多数轴承要外加润滑油。
水冷系统主泵前、后轴承需要根据端口受力方向进行配置。经现场实际测量,实靠近叶轮侧位置,径向载荷力要远大于轴向载荷力;靠近电机侧位置,径向载荷力和轴向载荷力在一个数量级内。各个方向的载荷合成联合载荷,不同轴承能够承受的联合载荷不同,应根据现场实际选择。
3.2 轴承破损处理措施
2014年8月4日,金华换流站极1高端换流阀水冷系统主泵密封漏水导致阀组闭锁。其事故原因为主泵轴承箱近叶轮端部轴承摩擦发热损坏,引起轴封破碎,用于冷却轴封的介质在密闭系统的压力下,向外喷水,泄漏保护动作导致直流闭锁。
金华换流站主泵两端轴承均为深沟球轴承,深沟球轴承具有深沟型连续无间断滚道,滚道与钢球之间有极好的密合度,可以承受双向的径向和轴向载荷。但这种轴承承受冲击载荷能力较差,在高速重载载荷下寿命会缩短。水冷系统主泵启动时腔体内有较大静态压力,需要克服很大的冲击载荷,会造成深沟球轴承损坏。方案1:常用于没有冲洗液循环且密封腔完全封闭的场合,用于输送低温度洁净的介质,以防止漩涡的作用侵蚀密封部件。考虑到输送介质在密封腔内或密封端面可能产生闪蒸,需要正确计算输送介质汽化的温度裕量。
金华换流站主泵轴承破损事故发生后,叶轮侧采用滚子轴承,电机侧采用角接触球轴承,维护方式为添加润滑脂,运行以来表现良好。滚子轴承带保持架,只承受单纯的径向载荷,可应用于承受重径向载荷、快速加速度以及高速运行的应用场合,故选择使用在主泵靠叶轮侧。角接触球轴承在内、外圈上有滚道,接触角为40°,内、外圈在轴向作相对位移,能承受较大的径向负荷和轴向负荷,使用在主泵靠电机侧。
4 结论
1)特高压天山换流站换流阀水冷系统主泵轴封采用的标准化冲洗方案和集装式轴封,可以解决轴封抗冲击性差、组件式轴封安装精度难于控制等问题。
2)特高压金山换流站换流阀水冷系统主泵轴承叶轮侧采用滚子轴承和电机侧采用角接触球轴承组合,可以解决轴承承受冲击载荷能力弱的问题。
3)直流换流站利用停电机会进行主泵振动测试、联轴器同心度测试、轴封定期更换,同时在水冷系统主泵切换试验时控制每次切换时间间隔,可以提高水冷系统运行可靠性。
摘要：为了解决特高压直流工程换流阀水冷系统渗漏水导致直流系统可用率降低及闭锁问题,笔者根据水冷介质在高压高速下的流体特性和主泵机械构造,分析了特高压天山换流站轴封失效和特高压金华换流站轴承破损的原因,提出了轴封采用抗冲击性好、静电吸附能力弱的集装式轴封并配置相应标准化冲洗方案,轴承叶轮侧采用滚子轴承和电机侧采用角接触球轴承的组合。运行试验表明,换流阀水冷系统采用标准化冲洗方案、抗冲击材质的集装式轴封、承受冲击载荷的轴承组合,可以降低换流阀水冷系统渗漏水概率,提升直流系统运行的可靠性。
关键词：特高压直流输电,换流阀水冷系统,渗漏水,直流闭锁,轴封,轴承
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特高压直流换流站 篇5
1.1数据分类原则
特高压设备繁多,可按照“分专业、全覆盖”的原则对运行数据进行分类,基本上包括变压器(换流变压器)、开关、一次测量设备、避雷器、直流关键运行数据、阀冷却系统、交直流滤波器、油色谱和套管在线监测、红外测温等9大类。
(1)变压器(换流变压器)运行数据即用于监测变压器(或换流变)及其附件运行是否正常的实时数据,主要包括套管压力、分接头动作次数、分接头压力、油温、线温、油位、铁芯夹件电流、档位等运行数据。
(2)开关运行数据即用于监测开关绝缘、操作结构运行是否正常的实时数据,主要包括SF6压力、动作次数、打压次数、油压或气压等运行数据。
(3)一次测量设备包括电磁式、电容式和光结构3种类型的电流互感器和电压互感器,其运行数据即用于监测一次测量设备运行是否正常的实时数据,主要包括驱动电流、运行温度等运行数据。
(4)避雷器运行数据即用于监测避雷器运行是否正常的实时数据,主要包括动作次数和泄漏电流等运行数据。
(5)直流关键运行数据即用于监测高压直流系统控制是否正确的实时数据,主要包括直流电压、电流、功率、触发角和分接头档位等运行数据。
(6)阀冷却系统运行数据即用于监测采用水冷方式的换流阀的冷却效果是否良好的实时数据,分为内冷水系统和外冷水系统,内冷水系统主要包括压力、流量、温度、电导率、水位等运行数据,外冷水系统主要包括压力、流量、温度、电导率、水位、风机频率或转速等运行数据。
(7)交直流滤波器运行数据即用于监测电容器运行是否正常的实时数据,主要包括电容器不平衡电流等运行数据。
(8)油色谱和套管在线监测运行数据即用于监测加装了在线油色谱装置的变压器(或换流变)和在线监测装置的套管本体运行是否正常的实时数据,主要包括氢气、乙炔、总烃、tanδ、电容值和末屏电流等运行数据。
(9)红外测温运行数据即通过红外成像仪监测得到的设备实时温度运行数据,包括电压致热性的套管、电压互感器和电流致热性的开关、刀闸、变压器、阀门等设备的温度。
1.2数据类型特点
数据分类后可对其进行归纳,从连续性上来说,特高压换流站数据可分为连续型和离散型2类,连续型数据主要包括温度、油位、压力、流量、电导率、水位、直流电压、直流电流、输送功率等,离散型数据主要包括分接头动作次数、换流变档位、断路器动作次数、断路器打压次数等。从域值分布来说,特高压换流站数据可分为包络线型和递增型2类,包络线型数据一般在最大、最小值之间徘徊,主要有换流变油温、线温、油位、SF6压力等,递增型数据具有递增趋势,主要包括开关动作次数、换流变分接开关动作次数、避雷器动作次数等。
2特高压换流站数据分析方法
特高压换流站数据分析从时间上来说,可分为日分析、周分析、月分析、年分析、长期分析等多维度分析。时间维度上的分析主要是根据数据的时变特性,对重要数据,如直流电压、电流、触发角等进行长期细致的分析,可采用历史分析法、增长率分析法、因素分析法、趋势分析法等方法。
2.1历史分析法
历史分析法主要是将数据与分析期间相对应的历史同期或上期数据进行对比,目的是通过数据的共性查找目前问题,并确定将来变化的趋势,主要分为同期比较法(月度比较、季度比较、年度比较)和上期比较法(时段比较、日间对比、周间比较),其是在基本条件相同的情况下,发挥储存的历史数据的价值,与需要分析的数据进行对比,从而判断数据的真实性、有效性。
2.2增长率分析法
增长率分析法是计算一段时期的数据增长率与时间增长率的比值,通过计算电网和设备运行状态增减的快慢,来判断和预测该电网和设备处于风险或缺陷的哪个等级的方法。该方法在油色谱分析中运用较多,其通过测定油中乙炔等气体的含量,来判定含油设备内部的运行情况。
2.3因素分析法
因素分析法是对影响数据值的因素进行分析判断,如内冷水温度与环境温度、输送功率、设备冗余度等变量,对这类数据的分析需要结合相关数据来进行综合判断,得出较为精准的结果,用以确定电网和设备某种运行状态的构成因素的变动对该运行状态影响程度的一种分析方法。
2.4趋势分析法
趋势分析法是通过对比两期或连续数期报告中的相同运行数据,确定其增减变动的方向、数额和幅度,以说明电网和设备运行状态变动趋势的一种方法。趋势分析一般可以采用绘制设计图表和编制比较数据报表2种形式,其实质上是对比分析法和比率分析法的综合,是一种动态的序列分析法。
3计算机技术在数据分析中的应用
计算机对数据的分析处理是其对各种数据进行收集、存储、整理、分类、统计、加工、利用等一系列活动的统称。目前,计算机数据处理已广泛应用于办公自动化领域,在特高压换流站的运行数据维护中也扮演了越来越重要的角色。基于Excel表格软件的数据分析方法在换流站中运用较为广泛,其较为直观的图表分析、数据排列、数据筛选、数据分类汇总、公式运算等功能因使用方便、学习容易受到运维人员的青睐。随着运维时间的推移,海量数据在单一的表格软件中已难以完成所需的数据分析,基于数据库技术的数据存储、处理也越来越多地被运维人员所运用。数据库中的数据能够为众多用户所共享,其信息的建立,已经摆脱了具体程序的限制和制约。不同的用户可以按各自的需要使用数据库中的数据,多个用户可以同时共享数据库中的数据资源,这对运维人员多角度、多维度分析数据提供了重要的技术支撑。
4未来趋势
特高压直流换流站 篇6
2009年9月15日23时,向家坝—上海±800 kV特高压直流输电示范工程奉贤换流站的首台800 kV高端换流变压器顺利通过现场交接局部放电试验,标志着特高压直流输电示范工程核心主设备的现场安装和试验工作首战告捷。
此次试验的换流变容量大,对试验设备要求高,是换流变现场试验史上一次高难度的挑战。同时为了摸索换流变新的试验工艺,优化安装试验工序,首次采用将换流变先就位,然后在阀厅内进行局放试验的方法。受阀厅内净空局限性的影响,试验难度进一步加大。在特高压建设部和国网直流建设分公司的统一组织下,在现场监理、施工和调试单位的通力配合下,承担试验任务的华东电试院进行了精心准备,从技术方案、试验设备、现场准备、安全措施、后勤保障等方面实施了周密的部署,于9月15日晚22时起开始对首台800 kV换流变进行现场局放试验阀侧施压,试验电压下监测到换流变阀侧的局放量小于50 pC,换流变网侧的局放量小于60 pC,满足标准要求。
(信息来源:中国电力信息网)
特高压直流闭锁调度处置分析 篇7
关键词：特高压,直流输电
一、宾金直流工程介绍
西起溪洛渡双龙换流站, 东至浙西换流站, 采用±800k V直流输电技术。工程全线同塔双极架设, 全长约1670.8公里。途经四川、贵州、湖南、江西、浙江等5省。额定输送功率为8000MW。导线采用6×900mm2钢芯铝绞线, 一般线路工程初设送审动态投资108.17亿元, 其中本体投资62.27亿元。大跨越工程投资1.92亿元。
二、事故影响
2014年特高压宾金直流投产后, 浙江电网最大落地功率740万千瓦, 将达全省最大负荷的12%。在宾金直流大功率送电方式下, 发生直流双极或单极闭锁等设备事故, 将造成系统频率下降、相关厂站电压大幅变化及500k V电网潮流大范围转移, 出现断面超稳定限额及线路过载。调度部门需配合上级部门确保电网安全稳定运行, 迅速准确高效开展应急处置。
宾金直流双极闭锁, 将对华东电网及浙江电网造成较大影响。主要包括:
1) 事故导致的大额功率失却, 可能造成系统频率大幅跌落至事故频率以下。宾金直流满功率运行双极闭锁后, 估算全网频率下降约0.37Hz。2) 事故瞬间存在电压大幅度变化, 瞬时电压峰值约为1.2倍额定电压;0.1秒后特高压直流系统无功补偿的滤波器装置切除, 乔司、涌潮等变电站存在低电压问题, 电压降低15k V左右。3) 事故引起潮流大范围转移, 可能导致浙江500k V南北通道 (乔仁5412单线、方由5810单线、乔涌5493+乔潮5494双线、富仪5491+阳仪5492双线) 潮流大幅上升甚至严重过载。其中, 乔仁5412单线潮流可能超过其短时过负荷能力 (226万千瓦) , 存在连锁故障风险。
三、地区调度事故处置
(一) 处置原则
宾金直流闭锁后, 应把确保电网安全放在首位, 防止设备过载后发生连锁故障、电网瓦解, 确保电网频率、电压在合格范围内, 配合上级调度严格控制500k V线路和断面限额。同时, 应挖掘一切可用的电力资源, 尽可能减少宾金直流事故对电网的影响, 最大限度满足电网供电需求。
(二) 第一阶段处置方案
事故后第一阶段 (0~30分钟内) , 本阶段主要是通过拉限电快速消除超载超限情况。落实省调第一阶段A、B、C、D四级拉限电负荷, 每档级差10万千瓦, 共40万千瓦。第一阶段, 地调在接到省调指令后, 按照省公司发文“宾金直流事故预案”中的第一阶段限电序位表, 对线路遥控操作进行事故拉限电, 接令后10分钟内执行到位。地调在执行第一阶段事故拉限电前, 电话通知相关县、配调及大客户服务中心, 县、配调及大客户服务中心做好事故停电发布的相关协调工作。
(三) 第二阶段处置方案
事故后第二阶段 (30分钟~2小时) 宾金直流失却功率大于300万千瓦, 该阶段第45分钟时华东应急备用共享机制开始执行, 即失却容量的2/3由浙江承担 (最大490万千瓦) 。该阶段主要是配合省调控制省际联络线功率, 确保发用电平衡。
第二阶段落实E~N共10级拉限电负荷, 每档级差6或7万千瓦, 共65万千瓦。
第二阶段X (E~N) 级宾金直流事故拉限电, 省调要求地调接到省调指令后, E~I级15分钟执行到位 (最大250万千瓦) , J~N级30分钟执行到位 (最大300万千瓦) 。
第二阶段涉及区域为电网全网, 且第二阶段涉及线路均为35k V或10k V线路, 拉限电操作主要在县、配调层面完成。地调在接到省调指令后, 根据省调指令及时发令至各县、配调执行。县、配调做好相关事故停电发布的协调工作。
(四) 第三阶段处置方案
事故后第三阶段 (2小时后) 事故发生2小时后, 华东应急备用共享机制取消, 宾金直流失却容量全部由浙江承担。
严格按省调下发的用电指标曲线控制负荷。若宾金直流恢复和全省发用电平衡情况良好, 根据省调通知逐步恢复拉限电负荷。
根据省调下发的用电指标曲线给出各县、配调用电指标曲线, 严格要求各县、配调按各自用电指标曲线控制负荷, 必要时启动超电网供电能力拉限电。
若宾金直流恢复和全省发用电平衡情况良好, 根据省调通知逐步恢复拉限电负荷并取消用电指标, 恢复正常电网方式。各县、配调根据地调指令恢复拉限电线路恢复供电。
四、调度操作问题
(一) 主要问题
1) 由于直流闭锁事发突然, 短时间内操作量大, 值内值长对于各个调控员的职责安排不够明确。事故发生瞬间可能通知领导和各级单位的次序较为凌乱, 不够清晰。
2) 在执行过程中出现对于英文字母读音不够明确的情况, 如“B”跟“D”;“M”跟“N”等等。需要重新确认, 影响了实际操作时间。
3) 对于遥控失败的情况心理准备有所欠缺, 有些调控员不能直接找到最有效的方法隔离, 影响了实际操作时间。
(二) 建议
1) 对于英文字母读音不清晰的特点, 需要制定一个合理的规定, 如建立特定调度术语或要求对该字母进行双重命名等。2) 对于操作方式有待合理优化, 尽可能的提高操作速度, 如建立单独的集中监控界面等等。3) 对于遥控失败的准备需要加强组织学习以及提高技术手段的支撑。4) 省调调度员在知道直流闭锁的情况下, 在计算潮流的过程中先一步通知各地调, 以便各地调先行告之各相关部门, 以便地调提前对电厂进行开机、并告知大用户。
(三) 隔直装置
隔直装置投入时运行在自动模式, 其内部的旁路开关合上, 起直接接地作用, 当主变中性点直流越限时, 隔离装置自动控制拉开内部旁路开关, 主变中性点经隔直电容接地。通过中性点隔直装置可以有效降低直流偏磁产生的不平衡电流, 目前我市公司在国网公司的要求下于3个220k V变电站的主变中性点处装设隔直装置, 有效提升了运行能力。
参考文献
[1]浙江电网宾金直流闭锁调度处置预案, 2014.