换流站典型故障录波综合分析和案例
超高压直流输电换流站设备故障分析
超高压直流输电换流站设备故障分析超高压直流输电具有不增加系统短路容量、可实现大电网非同步联网、输送功率大、经济效益好等优点，目前我国的超高压直流输电技术发展迅猛。
其主要设备是换流器、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、交直流断路器及控制保护等。
其中交流滤波器主要是限制谐波电流和无功补偿的作用，交流滤波器的正常运行能够保护整个直流输电系统的安全问题。
文章就对于交流滤波器设备的故障问题做一些简单的分析。
标签：超高压直流输电；换流站；设备；故障分析交流滤波器是超高压直流输电换流站的重要组成部分，它的正常运行是影响整个系统的关键问题。
交流滤波器主要是连接在换流变压器侧母线上的，平时需要承受相当高的电压，而且因为交流滤波器需要通过大量的基波及谐波电流，因此对于其稳定性与电流绝缘的能力要求十分的高，对于这一设备的故障问题的研究也就十分的重要。
一、交流滤波器设备的结构与故障的类别现在我国的超高压直流输电换流站工程中的交流滤波器的构成主要是电容、电抗、电阻之间的串联与并联组成的。
滤波器的类别中运用最为常见的主要是：单调谐、双调谐、三凋谐、高通、C型。
但是由于目前技术和工艺的问题，交流滤波器在实际运行中故障频发，因此本文中主要是对于这一设备的故障原因的具体分析。
在超高压直流输电换流站的交流滤波器设备中经常出现的故障主要有以下几个方面：短路故障、电容器故障、设备承受的负荷过大、滤波器故障等等，同时经过实践的考察发现这几个方面的影响都是超高压直流输电换流站不能正常工作的关键因素。
二、交流滤波器故障分析1.短路的故障。
短路故障主要指交流滤波器设备内部的线路短路或者设备的外连线接地出现短路的情况，交流滤波器设备的特性问题可以判断其出现间接的短路情况不存在。
出现短路的情况的时候会造成元件因为受到了电流的冲击而损坏。
出现短路的情况的时候，可以根据母线侧电流的通过率与接地线侧电流的通过率之间的差来判断。
如果是交流滤波器的外部出现故障的时候，母线侧与接地线侧的电流会出现差电流，母线侧电流与接地线电流的电流差一般的情况是20%到30%的不等差额情况。
光电流互感器在换流站直流滤波器中的应用及故障原因分析
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习超群等：光电流互感器在换流站直流滤波器中的应用及故障原因分析 Vol. 32 Supplement 1
工程直流滤波器的运行初期情况看，直流滤波器故 障跳闸相对较多，下文将对故障案例和解决方法进 行具体分析。
3 案例描述
2007 年 4~6 月，宜都换流站曾出现 7 次因光电
流互感器测量故障而使直流滤波器电容器不平衡
对于方法一，本文考虑增加光电磁式电流互感 器的测试项目，判断是否是光电磁式电流互感器本 身的问题，但因历次故障后进行相关检查均未发现 任何问题，估计该方法实施起来较困难。对于方法 二，仔细研究图 3 的软件逻辑图可以发现，该设计 逻辑存在以下问题：①IT2RMS 是将 iT2 瞬时采样值平 方后在 500 ms 时间段内求积分然后开方所得，这种 算法会导致尖波在 500 ms 内每进行一次积分就会 被计算一次，这样就会在 500 ms 内不停地计算，在 连续 500 ms 的每次积分中都含有尖波，并不能达到 平抑尖波、避免误动的目的。②返回值 H=0.01 相 对于 IT2RMS 而言比较大，一旦直流滤波器保护启动 后(IT2RMS−0.008 8 IT4>0)很难返回。③延时 t2 考虑不 合理，可以考虑适当增加 t2。三广、三常直流输电 工程中，该延时一直设定为 2 000 ms。
iT2
有效值 平方
在 t1 时间段 求积分
开方
IT2RMS
IT4RMS 0.008 8
×
0.008 8 IT4RMS
H=0.01 比较器
跳闸 延时 t2
图 3 直流滤波器电容器不平衡保护动作逻辑
此处以 2007 年 6 月 16 日 14:47:09 极 I Z12
直流滤波器电容器不平衡保护 III 段跳闸为例，其
宜都换流站5012断路器故障原因分析
宜都换流站5012断路器故障原因分析本文介绍了一起换流站GIS断路器故障，对故障原因进行了分析，并提出来相应的措施。
标签：换流站;断路器;故障0 前言宜都换流站是三峡电站电力外送配套工程“三—沪直流输电工程”的送端站，位于宜都市红花套镇蔡家冲，处于三峡电站与华中电网的功率交汇处，是一个大型交、直流枢纽换流站。
宜都换流站500kV交流场GIS设备是由新东北电气和瑞士ABB公司成套提供，采用一倍半接线方式，共6个完整串。
断路器型号为ELK SP3（带合闸电阻），电压等级500kV，2006年12月投入运行。
GIS设备结构紧凑、占地面积小、日常运维工作量小，对无线电干扰、电磁干扰等有较强的屏蔽性。
满足了现场对场地、环境的要求。
1 故障情况现场5011、5012断路器热备用，5013断路器运行带第一大组交流滤波器#61母线，5611、5612、5613、5614小組滤波器热备用。
天气多云，环境温度10℃，无雷电。
在2015年3月11日，按照调度的指令，针对5011断路器对极I换流变采取充电，其中5011断路器是属于正常合上状态。
在23：43：33，也就是合上5011断路器在87秒之后，针对极I换流变交流引线差动保护、换流变交流引线零序差动保护，第一大组交流滤器中61母母线差动保护动作，其中5011和5013断路器是属于跳开状态，这个过程5012断路器正在处于热备用状态。
2 故障原因的具体分析从保护动作情况以及保护取量的角度采取分析，交流滤波器母差保护电流都是取用500kV，其中第一串T3以及T6之间没有差流存在，换流变引线差动保护电流取用自500kV，其中第一串T4以及CT之间没有差流，这两个都属于保护工作，要进行前期的判断，也就是断路器5012B以及两侧的CT位置。
2.1 现场检查情况（1）外观检查正常，无放电痕迹。
（2）试验人员要针对5012B的断路器、隔离开关室以及电流互感器采取气体分解物的有效测试，结果是断路器气室内有SO2，含量在249ul/L，同时还有H2S，含量是13.8ul/L，这两项的含量都已经严重超过规定数值。
一起500kV断路器偷跳事件的故障分析
一起500kV断路器偷跳事件的故障分析摘要：本文分析了一起较特殊的500kV断路器偷跳事故原因的排查和处理过程。
首先对故障现象进行了简要描述，并根据SER信号对事故过程进行分析，随后对断路器偷跳过程中未发“断路器控制回路断线”SER告警信号原因进行了进一步深入分析，排除了断路器控制回路故障导致断路器偷跳这一因素，对解决类似故障和设备隐患排查起到了一定的借鉴作用。
关键词：断路器；偷跳1 事件描述2012年11月27日08时12分，某换流站500kV 593交流滤波器运行时开关593跳闸，后台监视系统显示593交流滤波器保护系统2中断路器三相不一致保护[1]跳闸，无其他保护动作。
由于当时该站直流线路功率较低，交流滤波器尚有冗余，此次断路器[2]事故未影响直流功率输送。
2 现场检查情况2.1断路器本体检查该换流站交流滤波器场500kV开关采用德国西门子3AP2-FI型断路器，运行状况良好，此前并未发生过开关故障。
事故发生后，现场检查593开关三相处于分位，检查断路器本体外观、SF6气体压力以及弹簧储能等未见异常。
2.2保护装置检查该换流站小组交流器配备两套小组交流滤波器保护屏，其中保护屏1包含交流滤波器保护装置SDR101-A和交流滤波器开关操作继电器箱，保护屏2包含冗余的交流滤波器保护装置SDR101-A以及交流滤波器开关保护装置WDLK-863。
事故发生后，现场检查593交流滤波器保护系统保护装置报文为“三相不一致保护”，断路器操作箱“B相跳闸Ⅰ”、“C相跳闸Ⅰ”“B相跳闸Ⅱ”、“C相跳闸Ⅱ”红灯亮，“A相跳闸Ⅰ”、“A相跳闸Ⅱ”、红灯均未亮。
3 事故分析3.1 SER信号及二次装置检查分析对SER信号及故障录波进行分析后可知，此次事故的发生顺序为：593开关投入→593开关合位信号发生→593开关分位信号发生→593开关三相不一致保护动作→小组保护跳593开关。
正常情况下，当08:12:39.647时，593产生分位信号，若操作箱分闸回路动作，将会产生回路监视告警信号”CB CLOSE AND TRIP 1/2 CIRCUIT SUPERVISION”。
伊敏换流站35kV低压电抗器设备故障分析
伊敏换流站35kV低压电抗器设备故障分析摘要:高压直流输电工程通常采用35kV低压电抗器进行无功补偿功能。
本文通过结合呼辽直流输电工程35kV低压电抗器故障情况的分析，介绍了35kV低压电抗器工作原理，详细分析故障原因，描述故障查找过程，并针对此类故障情况及本次故障发现问题提出有效的整改措施及建议。
关键词:电抗器；故障；分析0 引言35kV并联电抗器采用西安中扬电气股份有限公司生产的BKGKL-15000/34.5W 型干式电抗器。
主要作用为直流系统正常运行时，35kV无功补偿设备按照网调确定的系统运行容量自动投入。
1设备故障情况说明1.1故障前的运行方式伊敏换流站35kV并联电抗器共4组12台，安装于主变35kV侧35kV交流场区域，35kV并联电抗器投入方式分为手动投入和自动投入两种。
直流系统正常运行时，35kV无功补偿设备按照网调确定的系统运行容量自动投入。
35kV并联电抗器投切时，母线电压波动情况大约为1～3kV。
1.2设备故障过程描述2014年8月10日上午11时，伊敏换流站对53B交流站用电区域进行检修维护，期间检查发现35kV低压电抗器组3号电抗器其中一台（C相）电抗器顶部调匝环烧损、熔断，多处调匝环引线也已熔断，电抗器保护未动作（过流保护）。
2故障设备基本情况我站35kV并联干式电抗器由西安中扬电气股份有限公司生产供货，型号为BKGKL-15000/34.5W。
故障相为35kV低压电抗器组3号电抗器C相（=WB-L3 C 相),出厂编号为08858C,出厂时间为2009年02月，于2010年09月28日正式投运，安装单位为北京送变电公司。
以下为伊敏换流站35kV并联电抗器一次主接线图：4故障原因分析结合现场故障情况及厂家事故分析意见，引发电抗器调匝环中导线绝缘击穿的原因主要有以下几点：1、电抗器调咂环制作、产品运输、现场安装及检修过程中可能受到一些外力作用下对调咂环造成轻微损伤。
直流换流站直流线路故障引起换流变中性点偏移保护动作分析
• 52•直流换流站直流线路故障引起换流变中性点偏移保护动作分析国网湖北省电力公司检修公司 吴 萍 黄瑶玲 韩情涛本文介绍了某直流输电系统直流线路故障重启动失败后，逆变站收到整流站闭锁信号执行Z 闭锁逻辑，投入旁通对，导致换流变阀侧电压跌落时间超过换流变中性点偏移保护跳闸出口延时，导致保护动作出口。
本文对此保护动作进行了详细的分析研究，得出结论直流输电系统直流线路故障闭锁极时，为避免逆变站换流阀投入旁通对引起换流变中性点偏移保护动作，应该采用Y 闭锁。
1.异常情况概述2017年11月4日20时，某直流输电系统直流极2线路故2.事件及录波分析2.1 线路故障重启失败分析某直流输电系统极1线路故障后行波保护动作、突变量保护动作，触发线路重启动逻辑，经两次全压、一次降压重启不成功，极闭锁。
线路重启失败波形如图1所示。
双极运行且站间通讯正常时，某直流输电系统直流线路重启逻辑及定值如图2所示。
结合故障录波及事件分析，本次线路故障后直流线路经两次全压、切换控制系统及一次降压后不成功，极闭锁，线障，经两次全压重启、一次降压重启不成功后极2闭锁，闭锁执行过程中逆变站发生极2换流变阀侧中性点偏移保护动作导致换流变进线开关跳闸，整流站极2发生接地极引线开路保护动作。
故障前直流系统双极1100MW 运行，故障后极1大地回线1100MW 运行。
故障时序见表1。
路重启逻辑执行正确。
2.2 逆变站换流变中性点偏移保护动作分析逆变站换流变中性点偏移保护动作分析原因如下：线路故障重启动失败后，逆变站收到整流站闭锁信号执行极闭锁逻辑，投入旁通对，导致换流变阀侧B 相电压跌落时间超过• 53•换流变中性点偏移保护跳闸出口延时，导致保护动作出口。
图1 线路重启失败波形图2 线路重启动逻辑框图图3 线路故障后，逆变站极2闭锁过程中投旁通对，线路电流IDL上升2.2.1 换流变中性点偏移保护逻辑及旁通对BPPO对TNSP的影响逆变站中性点偏移保护的原理为在换流阀闭锁的状态下换流变阀侧三相电压之和大于定值延时闭锁，其逻辑如下描述：TNSP_UVD_ZEROSEQ ＞TNSP_TRIP_REF 或TNSP_UVY_ZEROSEQ ＞TNSP_TRIP_REF ，且Deblock 信号为0，延时20ms 切系统，延时5S 闭锁对应极，跳交流开关。
换流站交流滤波器电容器异常分析及改善
换流站交流滤波器电容器异常分析及改善摘要：换流站作为直流输电系统核心组成部分，不管是在整流状态还是逆变状态，其换流器的运行都需要消耗无功功率，同时产生大量谐波，因此每个换流站都需要安装提供容性无功的交流滤波器组。
交流滤波器作为直流输电系统的重要组成部分，其运行工况直接影响着直流输电系统功率传输。
文章结合交流滤波器实际运行经验，对交流滤波器C1电容器不平衡跳闸异常进行分析，总结出交流滤波器C1电容器跳闸故障主要为电容器本体故障和层间放电故障，并对故障原因进行研究分析，提出了故障防治措施，对换流站交流滤波器的安全运行具有现实意义。
关键词：换流站；交流滤波器；C1电容器不平衡电流；层间放电1交流滤波器C1电容器目前交流滤波器C1电容器结构大同小异，一般由4个电容桥臂构成H桥，其中I0为不平衡电流测量CT。
图1 C1电容器组结构电容器的保护主要采用内熔丝保护与交流滤波器不平衡保护相配合。
内熔丝保护相当于电容器元件的熔断器，一旦元件击穿，保护该元件的内熔丝在不到1ms的时间内就快速熔断，并将故障元件与其他完好的并联元件、并联单元及系统隔离，使通过击穿元件的电流迅速降为零。
交流滤波器不平衡电流保护通过测量电容器组的不平衡电流判断电容器组的运行情况，当电容器故障情况达到一定程度时，可以判断出电容器内部的元件故障程度，启动保护告警信号或跳闸。
某换流站统计了2016年至今的交流滤波器C1不平衡异常事件共16起，见表1。
其中4起明确为鸟害引起层间放电跳闸，发生时间为2018年下半年至2019年4月，其特征表象为故障相不平衡计数达到保护系统允许的最大值，其余事件均为单支电容器内元件击穿使容值降低，最终导致C1不平衡电流保护告警或出口跳闸。
表1交流滤波器跳闸事件2换流站交流滤波器C1不平衡异常分析交流滤波器C1不平衡保护作为反映电容器内部故障的主保护，通过获取电容器组的不平衡电流，判断电容器组是否存在故障，当电容器故障情况达到一定程度时，启动保护告警信号或跳闸。
直流换流站电容器故障的分析
直流换流站电容器故障的分析直流换流站自投入运行以来交流滤波器电容器出现的故障较多，因此根据这些电容器自投运以来在运行中出现的故障，对交流滤波器电容器的常见问题进行描述和原因分析，提出电容器设备检修的注意事项和事故预防措施，并对采取改进措施后的运行情况进行说明总结。
标签：直流换流站;电容器;故障1电容器的简单介绍电力电容器主要由壳体、电容器心子、绝缘介质以及出线结构等几个部分组成。
壳体材质为薄钢板或不锈钢板，出线套管焊接在壳盖处，电容器心子由聚丙烯薄膜与铝箔（极板）卷制而成，壳体内部充满液体介质用以绝缘和散热。
2换流站电容器渗漏油分析渗油主要发生在接线头部及瓷套和法兰连接处。
2.1接线头部渗油主要发生在连续运行时间较少或刚投运的电容器上，接线头的焊锡被熔化（如图1），由此可知当时接头处承受了高温。
造成接头发热的主要原因在于安装接头时不到位或者接头设计问题，以致接头处接触不良，使得接头易发热，焊锡熔化后造成渗油。
在电容器刚投入运行时，接触不良的端子往往能看到打出火花。
2.2瓷套与法兰连接处渗油这类电容器安装的位置通常位于比较高的位置，瓷瓶长度较长，因此在搬运的时候，很容易搬运瓷瓶，从而对瓷瓶造成隐性的损伤。
到了夏季，这样的损伤就容易爆发，因为电容器在运行过程中本身会发热，加上夏季室外温度较高，电容器内部应力加大，因此就容易发生渗油和漏油。
3电容器电容量发生变化在运行过程中，经常发现滤波器的不平衡电流增大，后经检查发现有些电容器电容量发生了改变。
电容量的改变主要是由于周围强磁场的作用，使得电容器承受较强的感应电压。
此外，还有以下其他原因：第一，当接线接触不良时，会产生附加电阻。
第二，热备用状态时不能较好的放电，合闸时有存在较高的合闸过电压。
因此，在这些电压的共同作用下，电容器会产生较高的过电压，致使电容器发生容量变化。
另外电容器运行时间长，设备老化也会导致电容量发生变化。
4电容器接头发热电容器接头发热原因主要有4个：第一，电容器接头线夹在运行过程中多次出现发热断裂异常现象，导致线夹与电容器接触不良，引起接头过热。
换流站典型故障录波综合分析和案例
电压突变量保护的动作条件及定值为：
直流电压下降速率大于定值 du/dt < du/dt_set
直流电压小于定值
ud < ud_set
du/dt_set为- 0.792pu KV/ms，ud_set为0.4pu 。
直流线路故障案例分析
• 行波保护的动作条件及定值为： 线路行波保护原理为：
行波
a = Zi(t) – u(t)
故障处理时发现ＢＡ１３交流滤波器Ａ相Ｂ柱有一只电容 内部熔丝烧断（故障电容的电容测量值为０）。更换电容后 故障消除。
交流滤波器故障案例分析
(2)电容器接线图
(3)故障波形
(4)结论
由于电容器组内的单只电容内部熔丝老化， 使得该电容内部某一层出现“雪崩效应”，导 致不平衡保护动作切除滤波器。
交流线路故障案例分析
故障前，极Ⅰ直流系统全压单极大地回线 方式额定功率1500MW运行。
(2)主接线示意图
换流阀故障案例分析
(3)故障波形
换流阀故障案例分析
换流阀故障案例分析
(4)波形分析
• 故障时Y桥A、B相电流激增（故障电流达到11030A，约为3.7倍额定电 流），直流电压UDL和直流电流IDL降低，符合阀短路故障特征，说明Y 桥发生了阀短路故障，短路电流流过Y/Y换流变A、B相绕组。
• 线路再启动保护逻辑为：
低电压保护、电压突变量保护、行波保护保护动作后均会启动线路再启动保护。线路再启 动保护允许进行一次全压再启动，若不成功则进行一次降压再启动，若还不成功，则停运 直流系统。线路再启动成功指的是线路再启动后30s内不再有线路保护动作。
直流线路故障案例分析
(3)故障波形
直流线路低 电压保护两 次动作均满 足定值，低 电压保护和 线路再启动 保护两次动
一起阀组换相失败误判事件分析
一起阀组换相失败误判事件分析摘要：南方电网楚穗直流输电工程的换流站低压阀组在2015年11月29日发生了一次换相失败，对系统造成了一定的冲击，本文通过对故障时刻的录波文件进行分析，得出了该次事件为一次典型的换相失败误判事件，并对此提出了改进方案。
关键词：直流输电换相失败误判1概述换相失败是换流站常见的故障事件，换相失败的成因通常为交流系统电压跌落、交流系统电压波形畸变、直流电压或电流瞬时增加等[1]。
当发生换相失败后，直流系统会呈现出与短路相似的情况，而交流系统会呈现出与开路相近的情况，对电网会造成一定的冲击。
因此，对换相失败的判断，是直流输电工程必不可少的功能。
同样，如果误判了换相失败，会使控制系统采取本不该采取的应对策略，对系统同样造成冲击。
2 事件经过及录波分析2015年11月29日04:49:33，监控系统报穗东换流站极2低端阀组发生一次换相失败，同时，交直流系统电压与电流发生波动。
此次换相失败有以下现象：2.1电流波形显示并无出现换相失败现象事件发生时TFR录波如图1所示：图1 极2低阀组报换相失败期间换流变电流故障录波图1上部为星接桥换流变电流波形，中部为角接桥换流变电流波形，在系统发换相失败信号期间，各阀组均顺利地进行了换相，并没有出现换相失败的波形。
而在一次典型换相失败过程中，在系统发换相失败时刻，阀组换流变电流出现三相电流同时降为0的波形。
这是因为换相失败发生时，由于出现倒换相，在事故发展的初期，阀组出现旁通对，使直流短路，对系统而言，换流变进入短时的空载，因此电流为0[2]。
图1中换流变电流显示出阀组在系统报换相失败前后仍然经历了完整的换相过程，且没有任何一次换相出现异常，不存在换流变三相电流同时降为0的时刻。
两套组控系统测量与控制存在巨大差异图2 极2低阀组报换相失败期间触发角与熄弧角故障录波波形事件发生时，主用系统为系统为22VG21+U2（图2红线），备用系统为22VG21+U1（图2蓝线）。
换流站直流系统闭锁典型案例分析及对策
西安职业技术学院学报 ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ′ａｎＶｏｃａｔｉｏｎａｌａｎｄＴｅｃｈｎｉｃａｌＣｏｌｌｅｇｅ
Ｖｏｌ．１２Ｎｏ．３ Ｓｅｐ２０１９
换流站直流系统闭锁典型案例分析及对策
田银刚１，冯晓佳２
（１国家电网 拉萨供电公司，西藏拉萨 ８５００００；２国家电网 西咸新区供电公司，陕西西安 ７１００００）
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
号，同时收到一个或一个以上紫外火焰探测器报警 信号，作为直流控保系统发出直流系统闭锁指令的 判据，任意单一极早期烟雾探测器和紫外火焰探测 元件故 障 并 不 会 造 成 直 流 闭 锁．从 而 保 证 阀 厅 ＶＥＳＤＡ系统不会直接导致极闭锁［２］．
１．２ 换流变分接头压力释放阀误动导致极闭锁
每个压力释放阀微动开关有两对常开接点，分 别接至直流控制保护系统 ＰＣＰＡ和 ＰＣＰＢ系统，正 常时微动开关两对接点同时闭合或分开，如果压力 释放 阀 动 作，ＰＣＰＡ／Ｂ系 统 将 同 时 发 闭 锁 信 号，此 次事故是由于极Ⅱ２ＹｙＢ相换流变分接头压力释 放阀 ＣＰ０７２的微动开关误动作，导致直流闭锁．现 场技术人员对该微动开关进行解剖后发现接至 Ｂ 系统的接点存在电弧烧蚀痕迹，可能与产品质量、 安装工艺及运行环境等因素有关
表 １ 换流变非电量保护定值
装置名称
型号
保护定值及要求
主油和气体继电器
ＢＦ８０／１０
轻瓦斯接报警信号定值：（２００－３００）ｍｌ／重瓦斯接跳闸定值：（１．０±１５％）
主油箱油位计
／
高、低油位报警
有载分接开关油位计
／
高、低油位报警
主油箱压力释放阀
２０８－００７－０５
接报警信号定值：开启：（８５±７）ｋＰａ／关闭：不小于 ４５．５ｋＰａ
换流站直流滤波器电容器不平衡保护多次跳闸原因分析
换流站直流滤波器电容器不平衡保护多次跳闸原因分析摘要：直流滤波器电容器不平衡保护多次动作导致滤波器发生跳闸，导致直流系统可用直流滤波器数量减少，直接影响直流系统安全稳定运行。
对直流滤波器电容器不平衡保护多次跳闸原因分析对直流输电系统的稳定运行有着重要意义。
关键词：不平衡保护跳闸、投跳闸一、故障情况介绍换流站极1 Z11直流滤波器不平衡保护跳闸段动作，切除该组直流滤波器。
经现场检查确认一次设备完好后，试投Z11，不平衡保护再次动作，切除了该组滤波器。
在此之前，该组滤波器多次因电容器不平衡保护动作切除滤波器。
1.直流滤波器结构直流滤波器接线图如图1所示。
常规直流输电系统为12脉动桥，在直流侧的特征谐波为12n次。
因此，在直流工程中，每站每极各配置1组12/24次和12/36次直流滤波器组。
因此对直流每极有4组直流滤波器，二、故障分析1.直流滤波器不平衡保护配置直流滤波器不平衡保护是用于保护滤波器电容器组设备，防止电容器发生雪崩击穿。
该保护检测T4（总支路电流）和T2（不平衡电流）。
当T2>0.0020*T4+Iadjust，表示单支电容器内部一个电容群组故障，2分钟后报警；当T2>0.0062*T4+Iadjust，表示单支电容器故障，2小时后跳闸；当T2>0.0125*T4+Iadjust，表示两支电容器故障，750ms报警，1秒后跳闸；其中Iadjust为直流滤波器固有不平衡电流，用来补偿C1电容器四个桥臂之间的固有不平衡，一般设为50mA。
2.现场检查情况（1）测量电容值运维单位对极1 Z11直流滤波器全部162支电容器进行了电容值的测量，所有单支电容器电容值均未超标，且没有发现电容器有变形及漏油情况发生。
对电容器4个桥臂的整臂电容值进行了测量，4个桥臂的电容值完全对称。
（2）检查光CT在控制系统P1PCPA1/B1主机检查SG101板监视P1-Z11光CT各运行参数正常，表明光CT电流测量回路工作正常。
换流站交流滤波器保护跳闸分析
换流站交流滤波器保护跳闸分析摘要：某换流站双极直流功率由700MW升至800MW运行过程中，5613交流滤波器在自动投入时交流滤波器比例差动保护动作跳闸，结合故障录波、保护逻辑以及现场电容测量结果的分析，确认了故障点，找出了故障原因。
关键词：换流站；交流；滤波器1 5613滤波器介绍5613滤波器为低通滤波器，调谐次数为11/12.94，其接线图如下图1所示，其基本原理是通过电抗器、电容器和电阻器的不同组合致使某次谐波电流流经它时所呈现的阻抗很小，从而将谐波电流导出系统，达到滤除谐波的功能，同时，由于电容器和电抗器的存在，电流流经时能够产生一定的无功功率，达到提供无功的功能[2]。
高端电容器组中电容器型号为Phafo7.771/349.7/1，单只容量为18.43uf。
电流互感器T4可以监视电容器组的不平衡电流。
图1 5613滤波器接线图2 故障分析2.1 故障信息按照国调直流功率调度计划曲线，将双极直流功率由700MW升至800MW运行。
在双极直流功率上升过程中，5613交流滤波器比例差动保护动作跳闸。
现场对5613交流滤波器一次设备进行外观检查，未发现明显异常。
5613断路器在断开位置，滤波器避雷器F1未动作。
现场对5613交流滤波器保护1、2盘柜进行检查（保护装置为南瑞继保RCS-976交流滤波器保护），发现5613交流滤波器保护装置跳闸红灯亮，显示为5613交流滤波器比例差动保护动作。
RCS-921 5613断路器保护三相跳闸红灯亮。
2.2 故障录波分析查看故障录波器，分析波形情况如下：(1）比较5613交流滤波器进线电流A、B、C三相电流基本正常。
(2）分别比较A、B、C三相进线电流和末端电流，发现B、C相电流进线电流和末端电流大小相等，方向相反，不存在差动电流；A相末端电流出现了畸变，且幅值偏小，波形中有一段还出现了同相的情况，因而可以判断A相产生了差流。
(3）分别比较A、B、C三相高端电容器不平衡电流，发现5613交流滤波器A 相高端存在不平衡电流。
高压直流输电换流站设备常见故障及对策分析
高压直流输电换流站设备常见故障及对策分析摘要：对于高压直流设备发生故障进而带来的闭锁事件，本文将展开分析，结合某直流输电工程近几年发生设备异常、故障以及发生故障之后的处理改造效果，并在此基础之上提出一定的防范对策。
关键词：设备故障；高压直流输电；防范对策；换流站本换流站直流的额定容量是双回四级6400MW，工作电压额定值是，工作电流额定值是3200A，整个输电线路在投入运行之后大多数情况下是在大负荷的模式下运转，整体情况比较理想，且主设备的性能比较稳定，控制保护、辅助系统等均比较可靠。
不过在运行当中时有软件或者硬件上的缺陷被发现，也出现过数次因设备故障造成的闭锁事件以及强迫停止运行的事件，拉低了直流输电的可用率，甚至对设备造成损坏。
一、常见的设备障碍分析（一）水冷却系统发生障碍的主要表现高压直流输电的换流站设备在正常运转的期间，其水冷系统出现故障主要的表现是：其一，内冷水压力发生异常现象；其二，电导率发生异常现象；其三，环境温度发生异常；其四，控制系统出现异常现象。
原因分析：内冷水压力出现异常现象和阀塔均压电极水冷却密封圈出现渗水或者是漏水的现象都是主要的系统故障诱发因素。
（二）直流控制保护发生障碍的主要表现为了能够令设备安全运行，通常直流保护和控制系统配置均要遵守双重化原则。
假如主用系统以及备用系统均发生故障，或是发生失电的情况，就很可能会造成直流双极闭锁事件发生，令换流站正常工作受到不良影响。
原因分析：在换流站的运行实践当中，直流级控系统的电源插件出现某种故障，并且其主用系统以及备用系统之间的切换失去效果。
（三）站用设备发生障碍的主要表现高压直流输电的换流站设备正常运行的情况下，站用设备出现故障主要的表现包括：其一，站用设备进行了非正常跳闸的运行动作；其二，直流保护系统发生失电的现象；其三，换流站阀的冷却系统当中主泵发生失电的现象；其四，换流站发生直流跳闸现象。
原因分析：直流系统如果被站用电设备的故障所影响，就有一定隐患发生异常的跳闸动作。
葛洲坝换流站极Ⅱ换流阀故障分析
Ｇｅ ｈ ｕ ａ Ｃｏ ｅ ｔ ｒＳ ａ ｉｎ ｚ ｏ ｂ ｎｖ ｒｅ ｔ ｔｏ
ＬＩ ＮＧ Ｙｕｎ ， ＧＵＯ ｕ ｎ Ｈ ａ
（．ｉ ａ ｇＨ ｇ － ｏｔ ｅ ｄ ｉｉ ｒｔ ｅＤ ｐ ｒ ｅ ｔｆＳａ ｒ ｐ ｒ ｉ ｏ ， ｉ ａ ｇ ４ ０ ５ Ｃ ｉａ １Ｙｃ ｎ ｉｈ Ｖ ｌ ｇ ｍ ｎｓ ａ ｖ ｅ ａｔ ｎ ｏ ｔ ｅＧ ｉ Ｏ ｅａ ｏ Ｃ ． Ｙｃ ｎ ４ ３ ０ ， ｈｎ ； ｈ ａ Ａ ｔ ｉ ｍ ｔ ｄ ｔ ｎ ｈ
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Ａｂ ｔ ｃ ： ｅ ｆｕｔｏ ｏｅ ｌ ｈ ｒ ｔ ｒｖｌｅ ａ ｐ ｎ ｄ ｏ ８ｈ Ｄｅ ． ２ ０ ｎ Ｇｅ ｈ ｕ ａ ｃ ｎ ｅｔｒｓ ｔ ｎ ｉ ｓｒ ｔ ａ Ｔｈ ａ ｌ ｆｐ ｌ Ｉ ｙｉ ｏ ａ ｓｈ ｐ ｅ ｅ ｎ ２ ｔ ｃ ｔ ｓ ｖ ０ ８ ｉ ｚ ｏ ｂ ｏ ｖ ｒ ｔ ｉ ｓ ｅ ａｏ
关键 词 ： 葛洲坝换流站 ； 流阀； 换 故障； 晶闸管老化； 耐压能力
中 图分 类 号 ： Ｍ７ １ Ｔ １ 文献 标 志码 ： Ｂ 文章 编 号 ： ０ ６６ １ （０ ００ —０ ７０ １ ０ — ５ ９２ １ ）６ ０ ５ —４
换流站交流滤波器场断路器故障分析_王兴照
以某换流站交流滤波器场断路器故障为例，首 先，描述故障发生过程、现场检查和故障录波情况； 然后，介绍故障开关三相的返厂解体检查情况，对比 三相灭弧室内粉末与油迹情况，最后，分析故障发生 的机理，并推理了灭弧室爆裂的起因及放电过程。
1 故障情况
1.1 故障发生过程 2015 年某日， 换流站直流功率由 100%额定功
Fault Analysis of Circuit Breaker in the AC Filter Field of Converter Stations
WANG Xingzhao， HUANG Rui， XING Haiwen， ZHOU Dazhou， LV Juntao
（State Grid Shandong Electric Power Company， Jinan 250001， China）
现场故障开关 C 相负荷侧灭弧室瓷套已完全爆 裂，断路器本体处于分闸位置，动静触头裸露在空气 中， 静主触头上部与动主触头下部有明显的电弧烧
61
第 43 卷（总第 220 期）
山东电力技术
SHANDONG DIANLI JISHU
2016 年第 3 期
蚀痕迹；瓷套 碎片散落在 周围 20 m 范围内 （最大瓷 片 300 mm×400 mm）， 除故障开关 A 相支柱的上瓷 套伞裙被炸裂的瓷片有轻微碰损外，其余设备完好， 如图 1。
天生桥换流站直流技术培训—直流故障分析方法(16)
Training 2003.10
具体实例——对直流 对直流SER信号的分析 具体实例 对直流 信号的分析
① 从上面可见换流器闭锁因为换流变SF6跳闸引起。 ② 倒换站用电是不应该引起直流系统闭锁的。因为在10KV高压站用 变发生故障时，同样是跳开其高、低压侧开关，由400V自动投切装置自 动合上400V的I段和II段、400V的III段和IV段间联络开关。由此可见， 原因来自于其它方面，直流系统存在不完善的地方。 ③ 换流阀冷却塔电源切换只用了0.781秒，比较成功。但是还有可能 提高其速度，在电动机转速下降较少时，重新驱动它，实现平滑切换。 ④ 换流变出现的紊乱的油位和SF6气压信号，有两种可能的原因。一 是数据上传系统出现问题。二是油位和SF6气压检测元件失电输出漂浮 不定的测量值。需要实际检查确定并加以改进。 ⑤ 通讯系统切换电源PLC为1.444秒，光纤为1.194、1.411秒，速度较 慢。
TSQ HVDC Technology
Training 2003.10
天生桥换流站直流技术培训 直流故障分析方法
பைடு நூலகம் 基本思路
直流故障分析方法
1、收集信息：SER信息、一次设备信息、继电器室信号、安稳装置动作情况、极 控和VBE信息 、直流保护信息、换流变保护信息、故障定位仪、暂态故障录波。 2、根据SER信息：初步判断事故的原因。 3、根据TFR和现场信息：综合分析事故原因。 4、查阅资料或询问专家：核实分析结果。
TSQ HVDC Technology
Training 2003.10
具体实例——TFR故障录波 故障录波2 具体实例 故障录波
注：2002年5月20日天生桥换流站极2直流线路故障保护动作重启动情况 。
南桥换流站阀侧套管故障录波分析及阀短路保护改进建议_沈志刚
4 存在的问题及改进建议
该次故障发生在换流变阀侧，在直流输电系统 中比较特殊。 故障区域实际上由换流变保护和换流 阀保护同时覆盖，因为阀侧套管短路接地即换流阀 桥臂接地，二者在电气连接上是一致的。
套管调查进一步证实了波形分析结论。 对故障录波图的进一步分析，发现阀短路保护在桥臂接地故障发生时不能快速动作，会
导致故障范围扩大，因此提出通过修改差动电流检测逻辑完善该保护的建议。 该建议对葛—南、龙—政、宜—华三个超高压直
流输电工程均具有指导意义。
关键词： 换流变； 阀侧套管； 故障， 波形分析； 阀短路保护； 改进建议
沈志刚， 张海燕
（国网运行有限公司上海超高压管理处，上海 201402）
摘 要 ： 2008 年 12 月 21 葛 洲 坝—南 桥±500 kV 直 流 输 电 工 程 南 桥 换 流 站 极 2 换 流 变 C 相 阀 侧 2.1 套 管 箱 体 内 油 浸 部 分 爆
裂。 笔者通过对故障跳闸相关保护录波图的分析，推断出故障性质及故障点位置，为迅速查清故障提供了支持。 换流变现场吊
SHEN Zhi-gang， ZHANG Hai-yan
（State Grid Operation Company Limited Shanghai Extra High Voltage Administrative Bureau， Shanghai 201402， China）
Abstract: The valve-side HV bushing(No. 2.1) inside the converter transformer, phase C pole II in ±500 kV Nanqiao converter station (Shanghai) blasted during operation on Dec. 21 2008. By analyzing the TFR diagram, the fault characteristics and its location was deduced and then the fault was found out soon. One defect in valve short circuit protection design was picked up by the analysis which would have the fault escalated while the valve bridge is earthed. To overcome the defect one proposal to improve the logic of the differential current caculation is described which will benefit the projects of Gezhouba-Nanqiao, Three Gorges-Changzhou and three Gorges-Shanghai HVDC links. Key words： converter transformer； valve side bushing； fault； TFR analysis； valve short circuit protection；
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• 此次故障时同时具备整流站阀短路故障的5个典型故障特征，本次故障的 原因为整流站Y桥阀1发生短路故障。
• 线路再启动保护逻辑为：
低电压保护、电压突变量保护、行波保护保护动作后均会启动线路再启动保护。线路再启 动保护允许进行一次全压再启动，若不成功则进行一次降压再启动，若还不成功，则停运 直流系统。线路再启动成功指的是线路再启动后30s内不再有线路保护动作。
直流线路故障案例分析
(3)故障波形
直流线路低 电压保护两 次动作均满 足定值，低 电压保护和 线路再启动 保护两次动
(1)事件概述
2010年7月20日02:10，葛洲坝换流站葛岗线发生A、C 相同时接地故障，RCS-901A和CSC-103A线路保护同时动 作，跳开5061、5063开关。开关未重合闸。
现场检查发现：两套线路保护的主保护同时动作。站内 一次设备无异常情况。开关重合闸方式为单相重合闸方式。 经调度许可后葛岗线试送电成功。
作均正确。
直流线路故障案例分析
线路行波保 护和电压突 变量保护不 满足定值， 保护不动作。 直流线路电 流故障时增 大，峰值为
2300A。
直流极母线故障案例分析
(1)事件概述 某500KV直流换流站极1直流极母线差动
保护动作（冗余配置的两套保护均动作），极 1闭锁。
（2）保护原理 IPB_DIFF= ︱IDNC －IDL－（Z11_IT4+Z12_IT4）︱ IPB_DIFF-(IDNC*0.2+ID_NOM*0.4)>0时, 延时6mS切换系统，延时16mS跳闸。
电压突变量保护的动作条件及定值为：
直流电压下降速率大于定值 du/dt < du/dt_set
直流电压小于定值
ud < ud_set
du/dt_set为- 0.792pu KV/ms，ud_set为0.4pu 。
直流线路故障案例分析
• 行波保护的动作条件及定值为： 线路行波保护原理为：
行波Biblioteka a = Zi(t) – u(t)
直流线路故障案例分析
(1)事件概述 某500KV直流换流站极II线路低电压保护动作
（冗余配置的两套保护均动作）,经1次全压再启动不 成功，1次降压再启动成功后降压至350KV运行。
直流线路故障案例分析
(2)保护原理
低电压保护的动作条件及定值为： 线路全压运行时：线路电压U < 250KV,且持续120ms 线路降压（350KV）运行时：线路电压U < 150KV,且持续120ms 在线路再启动后500ms以内，低电压保护动作延时为60ms
| adif | = | Zidif – udif | > adif_set
d(acom) / dt > d(acom_set)
全压运行时：acom_set整定值为350KV, adif_set整定值为210KV, d(acom_set) 整定值为300 kv/ms。
降压（350KV）运行时：acom_set整定值为245KV, adif_set整定值为147KV, d(acom_set) 整 定值为210kv/ms。
故障处理时发现ＢＡ１３交流滤波器Ａ相Ｂ柱有一只电容 内部熔丝烧断（故障电容的电容测量值为０）。更换电容后 故障消除。
交流滤波器故障案例分析
(2)电容器接线图
(3)故障波形
(4)结论
由于电容器组内的单只电容内部熔丝老化， 使得该电容内部某一层出现“雪崩效应”，导 致不平衡保护动作切除滤波器。
交流线路故障案例分析
差模分量
adif = 1/2(a1 – a2)
共模分量
acom = 1/2(a1 + a2)
a1、a2分别为极1、极2的行波量，计算时电流、电压使用故障网络的量（故障后的量减去故障 前的量）
同时满足以下三个条件保护才能动作：
| acom | = | Zicom – ucom | > acom_set
故障前，极Ⅰ直流系统全压单极大地回线 方式额定功率1500MW运行。
(2)主接线示意图
换流阀故障案例分析
(3)故障波形
换流阀故障案例分析
换流阀故障案例分析
(4)波形分析
• 故障时Y桥A、B相电流激增（故障电流达到11030A，约为3.7倍额定电 流），直流电压UDL和直流电流IDL降低，符合阀短路故障特征，说明Y 桥发生了阀短路故障，短路电流流过Y/Y换流变A、B相绕组。
• 故障前，Y桥A、C相有电流，且A相电流在上半周，C相电流在下半周， 这说明：故障前Y桥阀1和阀2导通。按照正常导通时序，下一步应该是阀 1与阀3换相，换相结束后阀2和阀3导通，阀1关闭。故障时Y桥A、B相电 流激增，C相电流下降为0，且A相电流在下半周，B相电流在上半周。这 说明阀1与阀3换相后阀1突然短路，阀1反向导通，造成Y/Y换流变A、B 相绕组短路，短路电流经过阀1和阀3。随后，换流阀保护动作，发出X BLOCK闭锁指令，快速停运极I直流系统。
换流站典型故障录波综合分析 和案例
主要内容
• 直流系统正常运行录波 • 换流阀故障案例分析 • 直流线路故障案例分析 • 直流极母线故障案例分析 • 交流滤波器故障案例分析 • 交流线路案例分析
直流系统正常运行波形
直流系统正常运行波形
直流系统正常运行波形
换流阀故障案例分析
(1)事件概述
某500KV直流换流站极I直流控制保护A、 B系统中的换流阀保护同时动作（两套保护相 互独立），极I直流系统故障闭锁。
(3)故障波形
（4）故障原因分析
（a）IDL电流方向反向，IDNC电 流变大，UDL电压突变 （b）极I直流电压分压器P1-WPU1外绝缘表面有明显放电痕迹， 均压环上有三个电击穿的小孔， 最大击穿孔直径约为30mm。
交流滤波器故障案例分析
(1)事件概述
2005年8月，葛洲坝换流站ＢＡ１３交流滤波器Ａ相发生 发生不平衡保护动作跳闸事故。交流滤波器保护装置的故障 报告中显示：Ａ相不平衡电流０．３８Ａ。ＢＡ１３交流滤 波器属于ＨＰ１１／１３滤波器，额定容量６７ＭＶＡ，基 波额定电流７５Ａ。