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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。
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。
• 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。
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）。
