李智勇 王海军 余 乐
中国电网建设有限公司，100088 北京
1998年对于葛南直流输电系统的生产运行来说是不平凡的一年。其间进行了大规模的设备完善化改造，进行了大量的额定容量考核试验准备工作，并进行了自葛南直流输电系统投运以来的第一次长时间、额定负荷输电考核试验，取得了圆满成功。在上述大量工作的同时，葛南直流的运行和检修工作并未受到影响，广大的生产管理、运行和检修人员认真工作，未发生大的设备事故，系统运行情况良好，运行指标较1997年又有了进一步的提高。葛南直流系统于12月1日完成了国家下达的年度送电计划后进入年度检修，并按计划完成了所有检修工作。直流系统于1999年1月1日顺利投入运行。
1 各种运行指标完成情况
1.1 输送电量
1998年华中、华东两大电网通过葛南直流输电系统交换电量为1778.21 GWh。其中华中电网送华东电网电量1432.04 GWh，华东电网送华中电网电量346.17 GWh，华中电网净送华东电网电量
1085.87 GWh，超额完成了年初国家下达的送电1000 GWh的计划。另外，7、8月份两网利用葛南直流输电系统进行电力支援6次，较1997年多3次。其中，在华东地区高温期间，华中电网支援华东电网2次；在长江流域洪水期间，华东电网减少受电，支援华中电网4次。
1.2 输送电力
1998年输送电力120 MW、150 MW、220 MW、280 MW和360 MW的时间分别约为150 a、31 a、31 a、30 a和64 a，为计划运行方式；输送电力160 MW、460 MW、600 MW、930 MW、1 100 MW的时间分别约为2 a、5 a、5 a、1 a和1 a；输送电力1 200 MW的时间约为18 h。全年检修时间为31 a。此外，还短时以其他功率输送过电力。1998年葛南直流输电系统最大输送功率为葛洲坝送南桥1 200 MW。
1.3 能量利用率
1998年葛南直流输电系统的能量可用率为
74.7%，较1997年提高6.8个百分点；能量利用率为22.5%，较1997年提高3.7个百分点，为工程投运以来的最高水平；强迫能量不可用率为2.9%，为投运以来的最低值，较1997年大幅度下降13.9个百分点；由于1998年安排的技术改造项目较多，计划能量不可用率为22.4%，较1997年升高了6.8个百分点。
1.4 双、单极运行率
1998年葛南直流输电系统运行率为89.3%，较上年提高3.6个百分点，仅较历史最高水平低0.9个百分点；双极同时运行率为46.4%，较上年降低3.3个百分点；极Ⅰ运行率为67.9%，与上年基本持平；极Ⅱ运行率为76.1%，较上年提高8.8个百分点。1991～1998年直流系统运行指标见表1。
1.5 系统停运次数
1998年葛南直流输电系统停运31次，较1997年增加17次。其中，正常停运10次，较1997年增加7次；非正常停运21次，较1997年增加10次。
1998年极Ⅰ停运38次，较1997年增加19次。其中，正常停运18次，较1997年增加12次；非正常停运20次，较1997年增加7次。
1998年极Ⅱ停运29次，较1997年增加11次。其中，正常停运15次，较1997年增加11次；非正常停运14次，与1997年停运次数相同。
1998年双极停运39次，其中正常停运24次，比上年多16次，非正常停运15次，与上年相同。
1.6 停运时间
1998年葛南直流输电系统停运时间为192 h 36 min，较上年减少319 h15 min；极Ⅰ停运时间为2 571 h 40 min，较上年增加523 h 28 min；极Ⅱ停运1 913 h 59 min，较1997年减少462 h 16 min。
表1 1991～1998年葛南直流输电系统运行指标
Tab.1 Ge-Nan HVDC transmission system operation rate statistics in 1991～1998
年份
能量可用
率/%
能量利用
率/%
强迫能量不
可用率/%
计划能量不
可用率/%
系统运行
率/%
双极同时
运行率/%
极Ⅰ运行
率/%
极Ⅱ运行
率/%
1991
45.3
13.6
33.5
21.2
84.0
10.2
59.6
34.6
1992
49.7
14.0
20.9
29.4
88.2
2.4
22.8
67.6
1993
54.9
14.7
20.6
24.5
84.0
19.8
60.3
43.5
1994
85.9
14.6
10.4
3.7
90.2
51.6
64.8
77.0
1995
63.5
12.3
16.7
19.8
81.3
45.6
76.4
50.5
1996
60.8
14.0
25.3
13.9
82.9
38.1
83.4
40.3
1997
67.6
18.8
16.8
15.6
85.7
49.7
68.1
67.3
1998
74.7
22.5
2.9
22.4
89.3
46.4
67.9
76.1
平均
62.8
15.6
18.4
18.8
85.7
33.0
62.9
57.1
2 对运行指标影响较大的因素
为准备额定容量输电考核试验，1998年葛南直流输电系统进行了大规模的设备改造，计划停运较多，对运行指标影响较大。此外，12月份全月进行年度停电检修工作，也是影响运行指标的原因之一。全年强迫停运时间较少，对运行指标影响不大。
1998年葛南直流系统对运行指标影响较大的事件(相应系统计划或强迫能量可用率大于1%，即单极停运时间超过8760×2×1%＝175.2 (h)或双极停运时间超过8760×1%＝87.6 (h)的事件)如下。
(1)2月16日至31日，极Ⅰ强迫停运
极Ⅰ因南桥站46号脉冲丢失保护动作，极Ⅰ紧急停运(ESOF)。经过检查发现，极Ⅰ C相换流阀TE板有3块损坏，晶闸管有1块损坏，更换损坏的元件后，启动成功。此次停运共185 h，相应的强迫能量不可用率为1.1%。
(2)4月8日至5月13日，极Ⅰ计划停运
两站安装极Ⅰ换流变压器分接开关分接头终端限位装置，安装极Ⅰ阀厅VESDA烟雾报警系统；南桥站还对极Ⅰ接触电阻不合格的刀闸05106、05111、05112和发热的刀闸20016进行了处理。此次停运时间共846 h，相应的系统计划能量不可用率为4.8%。
(3)5月13日至7月16日，极Ⅱ计划停运
两站安装极Ⅱ换流变压器分接开关分接头终端限位装置，安装极Ⅱ阀厅VESDA烟雾报警系统；葛洲坝站在安装完终端限位装置后，发现换流变压器B、C相绝缘油介损偏大，进行了油处理，同时还进行了极Ⅱ水冷却系统的改造，停运时间1503 h，相应的系统计划能量不可用率为8.6%。
(4)7月17日至7月26日，极Ⅰ计划停运
葛洲坝站进行极Ⅰ水冷控制系统改造，停运时间共217 h，对应的系统计划能量不可用率为1.2%。
(5)10月22日至11月5日，极Ⅰ计划停运
南桥站进行极Ⅰ水冷控制系统改造，极Ⅰ B相换流变压器套管介损测量，DA12、DA13、DA14、DA15交流滤波器不平衡保护改造。此次停运共367 h，相应的计划能量不可用率为2.1%。
(6)11月16日至11月30日，极Ⅰ计划停运
两换流站TE板更换阻燃的插头、插座,共停运344 h，相应的系统计划能量不可用率为1.95%。
(7)12月1日至12月31日，双极停电检修
共停运744 h，相应的系统计划能量不可率为
8.5%。
3 设备问题
1998年葛南直流系统设备健康状况较1997年有大幅度提高，这主要得益于自1997年以来的设备完善化改造工作。通过一年的运行以及9月份进行的额定容量输电考核试验，从1998年葛南直流输电系统强迫停运次数统计(详见表2)可以看出，直流设备仍存在一些问题，主要有以下4种。
表2 1998年葛南直流输电系统强迫停运次数
Tab.2 Ge-Nan HVDC transmission system forced
outages statistics in 1998
序号
引起停运的设备
葛洲坝/次
南桥/次
线路/次
1
换流阀
2
1
4
2
交流刀闸
2
3
3
直流避雷器
1
4
直流滤波器电容器
2
5
直流滤波器CT
3
6
控制保护系统
6
4
7
水冷却系统
1
5
合计
15
15
4
(1)换流阀
因换流阀原因引起系统强迫停运的有3次。运行中和12月份大修均发现TE板和晶闸管损坏。其中，大修检查发现，南桥站有59块TE板损坏，葛洲坝站有25块损坏。葛南直流双极运行近十年，电子器件已开始老化，今后需加强检查。
(2)交流刀闸
因交流刀闸原因引起强迫停运的有5次。交流刀闸和直流刀闸的问题主要是：①刀闸接触电阻超标，大功率下发热；②刀闸接点不到位。
(3)控制保护系统
因控制保护系统的原因引起强迫停运的有10次，占34次强迫停运总数的29.4%。主要问题是：①控制保护系统模块损坏，控制通道故障；②外界扰动引起滤波器或交流开关偷跳，导致直流停运；③人为原因引起的保护动作，如8月25日南桥站消防局人员检修时带电拔控制板，引起极Ⅰ 2号保护动作，极Ⅰ ESOF。再如7月23日葛洲坝站处于检修状态的直流滤波器BD23因挡雨布将保护试验线夹碰掉，致使BD23 DCF差动保护动作，极ⅡESOF；④南桥站一些原因不明的2号站控紧急停运保护动作ESOF停机，也归入控制保护系统故障。由于南桥站交流SER(事件顺序记录仪)不能正常工作，且2号保护18个跳闸继电器不能自保持，给事故诊断增加了难度。1999年南桥站拟恢复交流SER，对2号保护进行改进。
(4)水冷却系统
因水冷却系统原因引起强迫停运的有6次。主要问题是：①水冷却系统测量表计损坏；②换流阀内冷却水管破裂漏水；③喷淋泵及其表计故障。
另外，葛洲坝站金属大地方式转换开关(MRTB)振荡过零装置的避雷器，在额定容量输电考核试验时损坏。金属回线与大地回线方式转换成功率不高，1998年转换6次仅有1次成功。初步分析认为，问题出在MRTB振荡过零装置吸能元件(13组避雷器)上。
4 总体情况分析
总体来说，1998年葛南直流系统运行水平较上年有大幅度提高，各项主要指标较1996年提高幅度更大，三年来该系统主要运行指标呈逐年提高态势。1998年的运行特点主要表现在以下两个方面。
(1)绝大多数运行指标较1997年有所提高
1998年葛南直流系统能量可用率、能量利用率、强迫能量利用率、系统运行率等指标均较1997年有大幅度的提高。1998年葛南直流系统能量利用率高达22.5%，为工程投运以来水平最高的一年；强迫能量不可用率仅为2.9%，也为工程投运以来最低的一年。这反映出设备健康水平和检修人员处理故障的能力大大提高了。计划能量不可用率较1997年增加了6.8个百分点，原因主要是为准备额定容量输电考核试验，设备改造申请的计划停电次数较多。假如计划检修时间与1997年持平，则各项运行指标提高幅度将更大，很有可能全面超过历史最好水平。
(2)换流站和线路主要设备未发生损坏事故，绝大部分设备运行状况良好
1998年换流站中主要设备，包括换流变压器、换流阀、平波电抗器、电压互感器、电流互感器、交直流滤波器、开关、避雷器等，均未发生重大设备事故。除了大负荷试验期间交直流滤波器电容器、直流滤波器CT(T4)、MRTB吸能元件(避雷器)等损坏外，日常运行中一般性的设备事故也很少。这主要得益于自1997年以来全系统较全面的设备完善化改造工作。通过对发生故障的设备实施反事故措施，对存在问题较多的设备进行改造，对损坏的设备进行修复和重新购置，配合国内厂家实现部分设备国产化，购置国外的备品配件等工作，大大提高了设备健康水平，使得设备运行情况良好。
5 存在的问题及建议
(1)存在的主要问题
1)葛南直流系统仅有一条通信通道可用于信号传送。目前葛南直流系统两站间仅有载波通道可用于控制和保护信号的传送，葛沪微波传送信号质量差，不能用于控制保护信号的传送。当传送通道故障时，直流系统的操作较为繁琐，且在高功率运行时受Qlack保护影响还可能造成双极停运，对直流系统的可靠运行有一定影响。
2)TE板损坏较多。12月份设备大修时发现TE板损坏较多，其中，南桥站损坏59块，葛洲坝站损坏25块。葛南直流运行已近十年，TE板等电子设备已开始老化并呈逐步加速的势态，今后需加强检查并采取针对性措施。
(2)建议
1)进一步提高葛南直流运行指标。1998年葛南直流系统运行指标虽然又有所提高，但与国际上正在运行的直流系统平均运行指标相比，还存在相当大的差距。针对葛南直流系统存在的设备和管理问题，需继续加强设备日常维护和检修管理，使各种考核指标逐步达到国际水平；针对葛南直流设备问题拟定中、长期技术改造计划，有计划、有步骤地逐步做好葛南直流系统技术改造工作，为提高各项运行指标创造硬件环境。
(2)加大葛南直流功率交换，充分发挥其联网效益。葛南直流系统是华东和华中两个电网跨区域的联网工程，充分利用其1 200 MW的输送容量，会有助于实现两大电网事故支援、水火调剂、错峰等优势。现有的运行经验，在一定程度上证明了长期低输送功率运行对葛南直流系统的设备已造成损害，如在此次设备考核后继续低负荷运行,则将会吞噬本次设备完善化改造的成果，随着运行时间的加长，再进行设备改造则成本将大大增加。葛南直流作为今后三峡电厂电力的输出线路，承担着为在建和规划中的另外两条直流线路取得经验的任务，提高输送容量来模拟三峡电厂电力输出时的运行状况，有助于取得运行经验；同时，提高输送容量也可充分暴露葛南直流系统的问题，及早发现，及早解决，为稳定、可靠输送三峡电力做好准备。因此就提高葛南直流输送容量需进行具体研究，提出1999年可行的送电及经营方案。
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