直流换流站（精选8篇）
直流换流站 篇1
0引言
高压直流输电系统比起交流输电系统在控制系统上更加复杂,要求也更加精确。整个直流输电系统和相关的交流系统是否能够安全稳定运行与低压直流系统有直接的关系。
低压直流系统直流接地故障是常见的设备故障之一,由于其系统运行要求有所限制,导致换流站无法实现快速响应,也不可能进行长时间的停电检查,从而致使系统在运行时存在安全隐患和风险。低压直流系统是换流站的重要辅助电源,其承载着直流换流站控制、信号电源等重要负荷。正常运行时低压直流系统无法退出运行,再加上直流换流站受到较大的信号干扰,因此在线监测装置很容易因为受到干扰而无法定位故障点。故根据换流站低压直流系统直流接地的特性进行研究总结并采取相应的故障诊断方法具有重要意义和实用价值。
1直流接地的危害
(1)室外设备由于密封损坏或电缆老化,在电压等级升高时危害也会随之增大;而换流站具有大量的控制保护信号,因此直流电源的稳定性十分重要,尤其是直接作用于高压直流保护的部分设备指示信号,若是发生信号变位情况,则会导致对直流运行方式出现保护误判的变化,从而导致控制保护软件对电压、电流等进行重新计算保护,一旦满足条件则导致直流闭锁。另外,当线缆对地电容较大时,单点接地可能导致继电器误动;而在直流母线已经接地的情况下,若出现二次回路的新接地点,那么也有可能导致继电器误动或拒动;若是正负母线都接地,则可能因为直流电源经过接地点而出现短路,烧毁设备;若是有多点接地,则可能会导致继电器出现误动、开关跳闸以及信号错误等现象,从而导致直流保护采样产生误判、误动作,使高压直流系统闭锁。
(2)直流系统故障具有非常严重的后果。一起直流系统故障可能损坏大量直流场刀闸和地刀操作控制回路中的压敏电阻并直接导致大量直流场刀闸和地刀误动,最终造成双极停运,而双极停运带来的负荷损失可能导致电网发生严重的联锁反应。交直流混合并联电力系统中直流闭锁故障可导致受端电网发生电压稳定问题。
2FTA法在换流站低压直流系统直流接地故障诊断中的应用
FTA法是指把系统不希望发生的事件(失效状态)作为失效树的顶事件(TOP事件),用规定的逻辑符号表示,找出导致这一不希望发生的事件所有可能发生的直接因素和间接原因,它们是处于过渡状态的中间事件,并由此逐步深入分析,直到找出失效的基本原因,即失效树的基本事件。FTA法建立故障树的核心和关键在于构建一个全面、系统并对维修有针对性的系统可靠性逻辑框图。
本文所建造失效树的顶事件为“低压直流系统接地”,该系统有以下基本假设:(1)系统开始工作时各项性能均达到要求;(2)使用条件正确。
为使所建造的故障树符合实际情况,在建造故障树的过程中研究了大量的缺陷记录,向一线的运维工程人员进行了咨询及探讨。
3设备的故障及其故障树的建立
3.1第一段设备故障树的建立
第一段是直流母线及其引出线回路,可以分为充电机、蓄电池、电压变送器、电压监视器、馈线状态监测模块、微机绝缘监测仪、集中监测仪、电流变送器、母线转换开关、母线本体、母线避雷器、引出线共12个有电气连接的部分。
3.2第二段设备故障树的建立
第二段是总路空开馈出的电缆和桥接母线回路,可分为总路空开、桥接母线、馈线、电流互感器共4个有电气连接的部分,如图1所示。
3.3第三段设备故障树的建立
第三段是分路空开馈出的保护、控制、信号回路,可分为分路空开、馈线、保护屏、控制屏、信号接口屏;其中换流站保护屏可分为线路保护、断路器保护、母线保护、变压器保护(换流变压器、主变、站用变压器)、交流滤波器保护、直流阀组保护、直流极保护、直流滤波器保护、行波测距装置、故障录波装置、保护信息子站共13种类型;控制屏可分为就地控制接口屏、线路测控屏、阀控系统、站控系统、极控系统共5种类型;信号接口屏可分为交流场信号接口屏和直流场信号接口屏共2种类型。换流站二次设备相对变电站复杂,因为接入了大量的测量点及信号。
本文以断路器保护为例展开分析:断路器保护包括电源回路、开入回路、跳闸回路、信号回路。电源回路包括空开、馈线、电源板卡3个部件;开入回路包括空开、馈线、端子、开关位置接点4个可能的故障点;跳闸回路包括空开、馈线、操作箱、分闸线圈、合闸线圈、开关辅助接点、三相不一致继电器、压力接点、联锁接点共9个可能的故障点;信号回路包括馈线、信号板卡、TJR、TJQ、位置接点、跳闸信号、闭锁信号共7个可能的故障点。
4 FTA法在侨乡换流站的应用
以下列典型事件介绍FTA法在侨乡换流站现场的应用:母线避雷器故障引起单点接地。
4.1直流系统Ⅰ段负极母线避雷器击穿导致直流接地事件
接地特征:Ⅰ段负极接地;电压特征+233.8 V/0 V;对地电阻特征999.99 kΩ/0 kΩ。
原因分析:如图2所示,母线避雷器一端经空开连接低压直流母线,另一端接地,当母线避雷器击穿时,母线相当于经小电阻直接接地,从而产生负极母线电压降至0 V,对地绝缘电阻0 kΩ的现象,表现为金属性直接接地。检查母线避雷器,两端的电阻仅13Ω,因此避雷器击穿是导致母线直流接地的原因。
4.2使用故障树查找接地点的方法
通过查找故障树,从第一段故障逐个排查故障点,最后排查至母线避雷器时找到故障点,故障原因是母线避雷器击穿。
5结论
(1)本文基于故障树分析法(FTA法)详细分析了换流站低压直流系统直流接地故障的原因,建立了故障树。
(2)本文以云广二回特高压直流输电工程侨乡换流站母线避雷器击穿故障导致低压直流系统接地作为故障诊断案例,探讨了FTA法在工程实际中的运用。
参考文献
[1]余剑峰.直流系统接地故障监测研究[D].武汉:武汉大学,2004.
[2]杜松轩,陈亮宏,杨俊.一起换流站低压直流系统接地故障的分析及对策[J].广东科技,2012,21(21):49-50.
[3]朱韬析,汲广.广州换流站低压直流系统运行情况分析[J].蓄电池,2010,47(2):85-89.
直流换流站 篇2
1.引言
随着输电技术的不断发展超高压输电以及无可比拟的优势越来越被广泛的应用在输电的过程中，但是由此所带来的绝缘配置的成本越来越高。一般来说特高压输电输送的电的容量比较大，所以在这个过程中如果出现绝缘故障对整个输电系统的影响比较大而且会造成巨大的经济损失，国内对于这方面的理论研究比较少经验也比较少，所以在特高压输电的过程中对于绝缘配置的研究是非常重要也是非常急迫的。其中过电压是影响绝缘配置的一方面，还包括运行的方式以及主回路接线的方式以及操作和控制方式等等。目前研究较为成熟的是500KV的输电过程中的绝缘配置，但是对800KV特高压输电过程中的绝缘配置的研究相对较少，相关方面亟待解决保护方案。本文对我国某800kv特高压输电的过电压保护和绝缘配置之间的关系进行了研究。该输电的总的输电容量达到了5000KW，额定电流高达3000A，长度达到了1400Km，对于这个输电过程中本文进行了相应的仿真研究。本文利用电磁暂态仿真软件对于输电过程中的过电压和绝缘材料之间的关系进行了仿真，在仿真的过程中根据多个工程实例研究了电压分布和绝缘配置之间的关系，并且根据仿真研究的成果對影响绝缘配置较大的两个因素进行了研究，本文研究的结果可以为我国特高压输电过程中的绝缘配置提供一定的理论基础和工程实践的经验。
图1 换流站单极避雷器所采用避雷器的设计方式
2.换流站直流暂态过电压仿真
图1为本文所研究的某800kv特高压输电网的避雷器的设置方式，可以看到下图中有避雷母线避雷器，高端换流阀被雷器，V1-V3对应着阀避雷器，C2为脉动桥避雷器等。根据下图中避雷器的配置的方式，本文建立了两端的换流站以及直流输电直流暂态电压的仿真模型。在本文对直流换流站电压进行仿真的过程中，两端的交流与潮流分布以及系统的短路容量之间可以采用等值的关系进行代替。相关的直流输电线路以及接地极采用仿真软件所提供的相位以及频率的相关信息。直流换流站相关的控制策略参考仿真系统所提供的控制策略。换流站内部的一些实际的参数是根据所要仿真的设备的实际的参数进行设定的，但是对一些输电线的阻抗以及长度等因素进行了忽略，对换流阀进行了理想化的处理，对开关损耗进行了忽略开通以及关闭的时间进行了忽略。避雷器的模型可以采用下冲击过程中的伏安特性曲线中的非线性的电阻来代替。本文所采用的直流保护的策略对我国某特高压直流输电过程进行了参考。本文还对金属回线运行的方式下直流回路的电压进行了仿真分析。通过统计1周波内大约20次的故障的发生时刻来对避雷器的最大的应力值进行计算。
3.直流差动保护
通过测量直流侧高压端电流的值和直流侧低压电流的值通过他们之间的差值作为依据来对直流输电线路进行差动保护就是直流差动保护的含义，在这个过程中要对直流接线器的内部故障进行分析。通过I这在直流差动的保护原理可以保护直流接线器内部的几乎任何的故障。通过多直流换电站绝缘配置的经验总结以及相关的仿真分析，对于直流换流器内部的绝缘配置影响最大的因素是高端的XY侧接地端，通过故障分析可以得到阀避雷器以及母线避雷器最大的应力，可以将这些参数作为选择避雷器的依据。但是除了这些能够影响避雷器的最大的应力其运行方式的差异也会对避雷器的应力造成一定的影响，所以本文在进行仿真的过程中考虑了多种的运行方式来进行仿真，比如单双极运行的方式和以及金属回线的丰大和桔小的运行方式等。通过相应的仿真计算发现了如下的规律：桔小方式由于系统运作的所需要的电流极小很容易造成阀的关闭，所以相应的阀避雷器的应力应该要比较大;丰大模式下由于金属回线中的压降较大，所以要求中性母线避雷器的应力要足够大。在上面这几种的不同运行模式的仿真过程中还要考虑到系统延时对于最终仿真结果的影响，在计算避雷器的应力值的时候应该要将其考虑进去。通过仿真计算由于金属回线过程中的压降较大，所以对中性母线的电压提出了很高的要求，那么中性母线的应力值就应该较大。与此同时要对系统延时的参数进行考虑并进行相关的设置来减少其影响，通过计算避雷器的最高的残留的电压的值达到了261v，比当初设计的标准值260v还要高一点。在大多数的运行的模式下，通过合理的设置延时避雷器都能够吸收由于过电压和过电流所造成的影响。在这个过程下过电压和过电流所造成的多余的能够都能够被避雷器所吸收掉。所以在直流差动保护的过程中主要是通过在不同的运行方式下对避雷器的应力值进行设计，以避免在运行的过程中由于过电压因素造成超过避雷器所能够承受的应力值。
4.接地极线过电压保护
将中性母线和地之间的电压差作为接地极过电压保护的依据是过电压保护的最为基本的原理。本文结合我国某特高压输电过程对接地极线过电压的保护进行了研究。一般来讲极控闭锁完成之后就要立即关闭相应的中性母线，所以该环节也会造成一定的延时这个延时是造成接地线过电压很重要的一个因素。直流系统如果运行在GR或者是MR的方式下的时候，接地极所涉及的线路以及金属返回线涉及的线路会存在由于受到雷击或者跳变或者其他因素等而造成开路的情况，由于开路所引起的正反射电压会使得中性母线和地之间的压差增大，那么直流电流就会被迫通过相应的中性母线避雷器流向大地，这个过程会使得中性母线避雷器遭受较大的应力，所以应选择好该中性母线避雷装置的型号。所以也正是由于上述原理那么中性母线避雷器所承受的压力是与接地极过电压保护动作的时间是密切相关的。
图2 金属回线运行方式下
采用仿真软件进行仿真的模块图
5.结论
直流换流站 篇3
直流控制保护系统是直流输电的“大脑”,是直流输电系统安全、可靠、稳定运行的保障。它负责控制交直流功率转换、直流功率输送的全部过程,并保护换流站所有电气设备及直流输电线路免受电气故障的损害。同塔双回牛从直流是目前南 方电网容量最大的直流工程,因此其对控制保护系统的可靠性要求更加苛刻。牛从直流采用南瑞继保自主研发的新一代PCS9550直流控制保护系统,本文将对从西换流站这一系统的可靠性进行探讨分析。
1从西换流站直流控制保护系统组成
从西换流站PCS-9550直流控制保护系统总体上分为以下几个子系统:
(1)直流控制系统:直流控制系统是换流站控制系统的核心,主要功能是通过对整流侧和逆变侧触发角的调节,实现系统要求的输送功率或输送电流。该部分主要包括每个 极的极控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等设备。
(2)直流系统保护:直流系统保护主要包括直流极保护(换流器保护、直流场保护、直流线路保护以及接地极引线保护)、换流变保护、直流滤波器保护、交流滤波器保护。
(3)交直流站控系统:交直流站控系统负责执行交/直流设备的投切、启停、运行方式转换、状态监视、测量等功能。该部分主要包括站控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等设备。
(4)运行人员控制系统:运行人员控制系统是换流站正常运行时运行人员的主人机界面和监控数据存储系统。该部分主要包括站时钟系统、站LAN网、运行人员工作站、工程师工作站、站长工作站、系统服务器、培训系统、MIS接口工作站、网络打印机等。
(5)与远方控制中心的接口子系统:远动系统用于与网调、省调、直流集控中心等交换直流换流站的监控数据并执行远方调度命令,由远动工作站、远动通讯设备等组成。
2从西换流站直流控制保护系统硬件配置
一个完整的PCS-9550直流控制保护系统在硬件上通常包含I/O接口单元、现场总线系统、主机和通讯切换装置等组件。
(1)I/O接口单元:I/O接口单元主要通过IEC60044-8总线和CAN总线与直流一次设备或屏柜的连接,完成模拟量和开关量的采集。
(2)现场总线系统:所有的现场I/O与PCS-9550系统主机之间的数据传输和信号交换,都是使用现场总线来完成的。
(3)主机:控制保护主机将所有运行人员需要的信息通过冗余站LAN网快速发送给监控后台。监控后台的数据采集功能模块通过冗余站LAN网接收控制保护主机发送的换流站监视数据及事件/报警信息后进行存储、显示、报 警等处理,同时通过站LAN网下发运行人员工作站,发出控制指令到相应的控制保护主机。
(4)通讯切换装置:PCS-9550系统使用主、备2个站间通讯通道,用于传送2站的开关、刀闸状态以及顺序控制状态等。
3牛从直流与其他直流在控制保护系统上的对比
(1)硬件平台:SIEMENS的SIMADYND系统广泛 应用于天广直流、高肇 直流、兴安直 流,其最新控 制保护平 台为SIMATICTDC系列,应用于楚穗直流和糯扎渡直流工程。而从西换流站采用PCS-9550直流控制保护系统。
(2)直流保护数据采集:牛从直流保护和天广、高肇、兴安直流类似,其用测量数据远端模块与保护装置上的合并单元一一对应。楚穗直流测量数据统一接至测量屏,经过光电转换后接至数据总线,直流保护、极控、站控、故障录波都 从数据总 线中获得数据。
(3)保护配置:牛从直流保护配置采用完全双重化的方案,即配置2套独立、完整的保护装置。每套保护采用“启动 + 保护”的出口逻辑,启动和保护从采样、保护逻辑到出口的硬件完全独立,只有启动通道开放,同时保护通道达到动作定值 才会出口,每套保护自身能保证单一元件损坏本套保护不误 动,可靠性高;完全双重化配置,在一次测 量TA、TV允许的情 况下从测量环节开始独立配置,实现4通道采集数据,2套保护同时运行,任意一套动作可出口,安全性好。每套保护 的配置示 意图如图1所示。
天广、高肇、兴安直流采用三取二的保护配置,三重保护与三取二逻辑构成一个整体,三套保护中有两套保护动作认为是正确的动作行为,保证了可靠性和安全性。
4双回直流协调控制系统
作为世界首个同塔架设双回直流输电工程,从西换流站采用独特的直流控制系统,双回直流协调控制系统是其核心。
直流控制设备分直流 极控/极保护层、双 极控制层(DCC)和双回控制层(STC)。双回层控制LAN连接双回控制主机和各回直流站控主机,完成双回层与层以及回与回之间协调所需信息的交换。其通讯及控制功能连接如图2所示。
双回直流协调控制系统为从西换流站内最高一 层的控制系统,其采用完全双重化配置,主要实现双回直流协调控制、功率调制以及无功控制等功能。正常情况下,双回直流协调控制系统2套均投入运行。若2套系统均故障,双回协调控制功能由主导回直流站控系统完成。
5结语
直流换流站 篇4
直流输电系统消耗的无功功率随换流器的运行状态和直流输送功率的增减而变化,自然状态下这些无功消耗由交流系统提供,不加治理将会破坏交流系统的无功平衡。同时,换流器运行产生的特征谐波和非特征谐波还会对交流系统造成污染。因此,在直流输电系统运行时需要对交直流系统的无功交换进行控制,对换流站谐波进行补偿。
理想情况是,在直流输送功率从最小值到长期过负荷值之间的任何功率水平上,通过线性的控制和补偿,使交直流系统的无功交换为零,同时使换流站送到交流系统的谐波为零。而在实际工程中,对系统无功和谐波的控制主要通过交流滤波器、并联电容器以及并联电抗器等无功单元的投切控制,进行台阶式的补偿,使交直流系统的无功交换容量在允许的偏差范围±∆Q之内,并通过不同类型滤波器分组的合理组合,满足滤除换流站谐波的要求。作为台阶式无功控制的补充,工程中一般还在极控系统中配置一些辅助控制功能,通过对换流器触发角的调节,在一定的范围内对无功进行连续的控制,并限制无功单元投切过程的瞬态电压波动,从而优化无功控制的整体性能。
1 无功单元的类型和配置
换流站无功单元一般包括交流滤波器、并联电容器和并联电抗器等不同的类型。其中并联电容器用于直接对换流器消耗的无功进行补偿;并联电抗器主要针对和换流站连接的交流长线路而配置。由于长线路的分布电容可造成换流站交流母线的电压升高,在直流系统停运或换流器低功率运行时,投入并联电抗器可以使交流电压恢复到正常水平;交流滤波器根据直流工程特征谐波的情况进行设计和配置,一般包括单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器以及高通滤波器等不同的类型。交流滤波器在其调谐频率附近为谐波提供低阻通路滤除系统谐波,而在基波频率下为系统提供容性无功。换流站配备的无功单元的总容量、分组数量和每个分组的无功容量,由系统研究综合考虑具体工程的交直流系统参数、直流输送功率、允许的无功交换偏差值∆Q,以及换流器在各种正常运行工况下的谐波水平等情况,通过优化设计确定。无功偏差值∆Q一般考虑稍大于最大无功单元分组容量的一半。
2 无功控制的功能和策略
无功控制主要由站控系统完成,其功能框图如图1所示。无功控制功能由多个子功能组成,每个子功能按照预先设定的优先级和判据条件实现其特定的控制功能。某个子功能发出的投切指令必须在与更高优先级的子功能的控制要求不产生冲突时才能被有效执行。通过各个子功能的有机配合,达到优化的控制效果,并满足系统运行的基本滤波要求、交流电压和无功交换限制等边界条件。按照优先级1最高,优先级5最低的顺序,无功控制的子功能一般包括。
优先级1:Abs Min Filer绝对最小滤波器控制;
优先级2:U-max最高/最低电压限制;
优先级3:Q-max最大无功交换限制;
优先级4:Min Filer最小滤波器组控制;
优先级5:Q-control/U-control无功判据/交流电压判据的无功控制。
2.1 Q-control/U-control无功判据和交流电压判据的无功控制
根据以上的优先级排序Q-control和U-control的优先级最低,但它们却是无功控制最基本的子功能。由于在任何时刻只能选择两者中的一个对无功单元的投切进行在线控制,所以它们拥有一个共同的优先级。Q-control和U-control的输出均为增加或减少(Inc/Dec)滤波器组数,即它们分别根据无功和交流电压判据条件,决定是否需要投入或切除无功单元。但无功单元能否真正投入和切除,还要由更高优先级的其它无功控制子功能所确定的边界条件决定。
1)Q-control无功判据的无功控制。Q-control的输入为交直流系统无功交换的实际值和无功参考值,在运行人员选择以无功交换为判据对无功单元进行投切控制时,Q-control对两者进行比较并发出相应的投切命令,控制换流站与交流系统的无功交换容量在允许的偏差值±∆Q范围之内。
式中:Q exc为交直流系统之间的无功交换容量;
换流站与交流系统的无功交换由以下公式计算得到:
Qfilt为投入运行的无功单元提供的无功总容量;Q conv为换流器消耗的无功功率;Qfilt N为额定电压下无功单元的无功容量;Udi0为6脉动换流器的理想空载直流电压;Uac为交流母线电压;Uac N为额定交流母线电压;I d为直流电流;α为触发角;u为换相角。
2)U-control交流电压判据的无功控制。U-control的输入为交流系统电压的实际值和电压参考值,U-control对两者进行比较并发出无功单元的投切命令,控制换流站交流母线电压变化处于设定的电压参考值±∆U范围之内。因在与换流站相连的交流系统比较弱的情况下,无功的增减将会比较显著的引起交流电压的波动,所以弱交流系统一般选择U-control模式,以便通过无功单元的投切对系统电压的波动进行更为直接和有效的限制。
2.2 Abs Min Filer绝对最小滤波器组控制
绝对最小滤波器组控制子功能在无功控制中处于最高的优先级,其功能是保证换流站具备最基本的滤波条件。该子功能的输入为换流器的最小电流Io,控制输出为两个:投入滤波器和允许切除滤波器(Inc/enable Dec)。在换流器解锁并检测到最小电流Io或在解锁之前,Abs Min Filer控制功能即按照预先确定的滤波器的类型选择投入绝对最小滤波器组,并在直流系统运行的整个功率范围内,对绝对最小滤波器组条件进行监视。在其它无功控制子功能提出切除无功单元的请求,而切除可能造成绝对最小滤波器组条件不满足时,Abs Min Filer控制功能将闭锁切除操作的执行。
2.3 U max最高/最低电压限制
从图1可见,U max子功能在绝对最小滤波器组控制之后处于无功控制的第二优先级,负责保证在直流系统的运行过程中与换流站相连的交流系统电压不超过其最大和最小限制值。其详细的功能框图如图2所示。U max功能分两个部分:
其一作为独立的控制单元监视交流母线的稳态电压,如果电压超过最大限幅值U_MAX_LIMIT且持续一定时间,U max直接发出切除滤波器组的指令,按一定的策略顺序切除滤波器组,直到电压回到正常范围或仅剩下Abs min filter为止。如果电压低于最低限幅值U_MIN_LIMIT并持续规定时间,Umax直接发出投入滤波器组的指令,按规定的顺序投入滤波器组,直到电压回到正常范围或没有可用的无功单元可供投入为止。
Umax的第二个功能是作为其它低优先级的无功控制子功能(如Qmax、Min Filter、Q-control等)的电压限制条件,决定它们对无功单元的投切是否执行。比如,如果下一组滤波器的投入将造成交流电压超过最高电压限制值U_MAX_LIM_ENBL,那么Umax功能将禁止投入滤波器组的操作。同理,如果切除一组滤波器将引起电压低于最低电压限制值U_MIN_LIM_ENBL,Umax将禁止切除滤波器组的操作。
2.4 Q max最大无功交换限制
与U max类似,Qmax的第一个功能是以换流站送入交流系统的最大容性无功为判据,当其超过预先设定的最大值时直接发出切除无功单元的指令。另一个功能是作为其它无功控制子功能的无功限制条件,决定下一个无功单元的投入是否能够执行。如果Qmax判定下一组滤波器的投入将引起送入交流系统的无功超过最高限幅值,Qmax将闭锁投入滤波器组的操作。Qmax与Umax的区别是Qmax的作用是单方向的,它只负责切除滤波器和限制滤波器的投入。而Umax的作用是双向的,同时作用于滤波器的投入和切除。
2.5 Min Filter最小滤波器组控制
Min Filter最小滤波器组控制功能以系统是否满足换流站的滤波特性为判据,对最小滤波器组的投切进行控制。其第一个功能是根据换流站整流/逆变运行状态和直流输送功率,计算出满足谐波滤波性能所需投入的滤波器组的最小数量和类型。当滤波条件不满足时选择符合类型要求的滤波器组并发出投入指令。但滤波器是否能够投入,由更高优先级的无功控制子功能所设定的无功与电压条件的限制。其第二个功能是当低优先级的无功控制判据(Q-control/U-control)对滤波器组的切除将造成不满足最小滤波器组条件时,Min Filter功能将限制切除滤波器的操作(enable Dec)。
2.6 由极控系统完成的无功控制辅助功能
为了获得更好的无功控制效果,并减轻投切无功单元对系统的扰动,无功控制还包含一些辅助的控制功能,如QPC功能和Gamma kike功能等。这些功能在极控系统中通过触发角的闭环或开环控制实现。
1)QPC功能
QPC功能由PI环节构成,其输入为换流站与交流系统无功交换的实测值,输出为触发脉冲角度的增加值。当由于某些原因(如Abs Min Filer绝对最小滤波器控制等)造成无法切除多余的无功单元,使得换流站容性无功超过某一设定值时,QPC功能通过增大触发角或熄弧角增加换流器的无功消耗,从而改善系统的无功平衡。根据直流系统运行的需要,运行人员可以选择投入或退出QPC功能。在QPC功能投入的情况下,仅当站控选择Q-control作为无功单元投切判据时QPC功能才有效。
2)Gamma kick功能
无功单元的投切会造成换流站交流电压的波动,特别是对于在较弱的交流系统工况下运行,如果没有辅助的控制措施,投切滤波器造成的电压动态变化将会超过工程的允许值,严重时可能导致逆变侧的换相失败。因此,与站控系统的无功单元投切控制配合,极控系统一般需要配置gamma kick功能。gamma kick功能仅在逆变侧有效,该功能在投切滤波器的瞬间暂时增大熄弧角,增加换流器的无功消耗限制交流电压的动态变化,防止换相失败的产生。
3 无功控制模式
无功控制功能在总体上具备以下控制模式:ON模式、OFF模式、手动模式和自动模式。这些运行方式由运行人员根据系统运行的需要进行选择。
1)ON模式:当选择ON模式时,无功控制功能投入运行并自动进入手动模式。此时,运行人员可选择自动模式。
2)手动模式:手动模式下,高优先级的Abs Min Filter;Umax;Qmax等仍将处于自动状态,以保证系统的绝对最小滤波器组要求、最大及最小电压限制,以及最大无功交换等边界条件的满足。仅Min filter和U control/Q control等较低优先级的无功控制功能负责的无功单元投切操作,根据系统提示由运行人员手动完成。当需要投入滤波器组以满足Min filter条件时,或需要投切除滤波器满足U control/Q control的需求时,系统将通过人机接口提示出需要投入或退出的特定滤波器组,由运行人员进行投切操作。
3)自动模式:当选择自动无功控制模式时,所有滤波器组和无功单元的投切都由无功控制自动完成。运行人员仅需设定相关的参考值和滞回特性的上下窗口值。
4)OFF模式:当无功控制选择OFF模式时,无功控制功能退出,无功控制将不再进行任何投/切滤波器的操作,也不会对运行人员给出任何提示。但在OFF模式下运行人员仍可对无功单元进行手动投切。
4 无功控制需要考虑的其它问题
1)滤波器组投切的均衡性:无功控制根据当前的运行工况及每个滤波器组的可用状态确定哪一类型的滤波器以及哪一组滤波器可以被投入或切除。同一类型的滤波器组将循环投入,并保证所有可用无功单元的投切尽可能均衡。
2)滤波器组的投入顺序:在直流功率上升和下降的过程中,以及在正送和倒送两种不同的功率输送方向之下,滤波器组的投入和切除均应遵循一定的类型顺序,保证所投入的无功单元具备优化的滤波性能。
3)滤波器组的替换:当某一组滤波器由保护跳闸,须投入另一组滤波器替代失去的无功时。为保证滤波性能,无功控制功能将对投入的滤波器组进行选择,使新替换的滤波器组尽量与原有的滤波器组类型一致。
4)滤波器组的状态:无功控制需要获得无功单元的状态信息,如已经投入的滤波器组的数量和类型;被切除的滤波器组;可供投入(可用)的滤波器组的数量和类型等。以便根据当前可用的滤波器组作出优化的投切选择。可用滤波器组的条件是,滤波器本身无故障(该滤波器的保护动作信号复位)、相关的隔离开关和接地刀闸处于规定的开合位置等。对于被切除的滤波器组,必须经过规定的放电时间才被视为可用。对于被选择投入的滤波器组,如果在一定的时间未能对投入指令作出响应,则判定该滤波器组不可用。
当某组滤波器从不可用转为可用状态后,在高优先级的Min Filter等功能未提出要求的前提下,无功控制不改变已经投入的滤波器组,该组滤波器被纳入随后的滤波器选择。
5)防振荡措施:为了防止滤波器组的反复投切,无功控制需要配置防振荡功能,对预定时间内的滤波器的投切次数进行计数。如果投切次数超过了设定值,无功控制将自动转入手动模式,防止出现更多的投切动作。
5 结论
直流输电系统的无功控制主要采用对无功单元的投切实现,并通过与极控系统的触发角控制的配合,保证换流站的无功和谐波条件满足设计要求。无功控制功能的设计需要考虑交流系统电压、交直流系统的无功平衡、以及换流站的谐波水平等多种判据和边界条件,以满足系统安全稳定运行的需要。无功单元的投切控制一般由绝对最小滤波器组控制、交流电压限制、最大无功交换容量限制、最小滤波器组控制、基于交流电压的无功控制、以及基于无功交换的无功控制等控制子功能构成。系统运行中通过各子功能优先级的配合实现无功控制的总体控制策略,达到优化的控制效果。在满足换流站的无功和谐波条件的同时,投切策略的设计还应考虑不同类型的无功单元投切的均衡性,使得在正常情况下直流系统的运行功率在其全部变化范围内,对每个无功单元的投切选择尽量平均,以避免对某些滤波器组的过分使用。
参考文献
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直流换流站 篇5
关键词：天广直流输电系统,直流保护系统,运行经验
0 引言
广州换流站位于广州市北郊,正常情况下作为天广直流输电系统逆变站运行。天广直流输电系统是中国南方电网第一条长距离、大容量的高压直流输电线路,自2001年6月双极投运以来,累计转运电量超过400亿千瓦时,不仅在实施西电东送、促进东西部地区资源优化配置和社会经济发展方面发挥了重要作用,而且为推进我国直流输电技术的发展积累了丰富的经验。
直流保护系统是直流输电系统中最重要的设备之一,直接关系到整个直流系统以及相关交流系统的安全运行。天广直流保护系统由德国Siemense公司设计、制造,运行7年以来,也暴露出了一些设计、制造等方面的问题,本文统计了广州换流站直流保护系统运行中发生的典型异常,并介绍了采取的一些改进措施,这不但有助于提高直流输电系统的运行维护水平,还可以为未来我国直流输电工程的建设和改造、以及直流输电技术的发展积累宝贵的经验。
1 广州换流站直流保护系统简介
广州换流站直流保护系统通过Siemense公司开发的SIMADYN D高速数字式控制系统实现[1]。SIMADYN D是一种硬件可自由配置模板式、软件编程图形化的控制系统,具有多CPU控制、实时、多任务并行处理功能,主要用于控制领域的快速开闭环控制、运算分析与逻辑判断、顺序控制、实时监视及信号处理等。软、硬件均采用模块化设计,可根据控制任务进行组态和配置,广泛应用于电气控制系统,如大功率直流和交流传动系统、高压直流输电、动态无功补偿系统及高速透平机的控制等领域[2]。广州换流站直流保护系统SIMADYN D装置主要包括:主处理器模块PM4、信号处理器模块EP3、存储器模块MM4、输入/输出模块IM3、光接收模块I/O3、光能量模块LM3、通讯母板CS7模块及通讯接口模块SS4、SS52等[1]。
为了保证保护的可靠性,双极均配置了三套直流保护系统,各系统内的硬件配置完全一致,正常运行时出口回路采用“三选二”原则。“三选二”逻辑模块位于直流保护系统1和2中,保护系统3内并无“三选二”逻辑模块,只有保护功能模块,因此,保护最后从直流保护系统1和2出口[3]。
保护系统1和系统2屏内各有8个监视(SYSTEM OK)继电器,用于监视系统1和系统2是否运行正常。若系统1及系统2均故障,则所有SYSTEM OK继电器均失磁并发ESOF信号至相应的极控系统及换流变保护系统,停运相应极。
2 广州换流站直流保护系统发生的主要异常及改进
2.1 广州换流站直流保护系统发生的主要异常
(1)板卡故障
SIMADYN D板卡故障是广州换流站直流保护系统较常见的异常之一,故障原因包括低压直流系统电压偏高、屏柜散热性能较差、南方地区天气较潮湿、板卡质量较差等等,广州换流站直流保护系统故障频率最高的板卡主要是通讯接口模块SS52和光能量模块LM3,04年以来便分别更换了5块和6块。
(2)测量故障
同样,测量故障也是广州换流站直流保护系统最常见的异常之一。据统计,仅在2007年,广州换流站直流保护系统共发生10次测量故障,其中8次故障瞬时复归,另两次通过拔插通道光纤并重启SIMADYN D装置后故障消除。
直流保护SIMADYN D系统中,EP3板卡主要用于信号处理,而它采用的数据则是通过光接收板卡IO3进行光电转换后得到,LM3板卡则为光电转换提供所需的能量,如果IO3板卡奇偶校验位(parity bit)错误,或是接收不到数据,以及LM3板卡提供的能量超过了上限(将自动闭锁相应传输通道),将会认为对应的测量通道出现传输故障,并将该故障信息传输给EP3板卡。检测发生测量故障后,将发出“软件故障”的信号并认为该系统故障。因此,测量故障将直接影响到直流保护系统动作的可靠性,甚至可能直接导致直流系统停运。如天广直流输电系统便在2006年7月10号、2008年6月18号和25号三次因天生桥站直流保护系统1、2均发生测量故障造成紧急停运。
(3)端子松动造成保护误动
接线方式灵活多样是直流输电系统的重要优点之一,但这也要求部分直流保护的算法必须依赖于直流系统的运行方式,只有准确识别直流系统的运行状态后选择针对性的算法,才能保证保护准确动作[4]。直流保护中直流设备接线方式和系统运行状态则分别由直流站控系统和双极极控系统送至直流保护系统,显然,一旦信息传输通道出现异常导致直流保护系统收到错误的信息,便极有可能造成保护误动。广州换流站也发生过两次这样的异常:
2006年05月27日08:18,天广直流双极运行方式下,广州换流站极1保护系统1、2的行波保护(双极方式下,广州换流站行波保护退出运行)动作,约55 ms后,极1直流保护系统3低电压保护动作。检查发现,本次异常的原因是由于直流站控送入极1直流保护系统1的双极运行方式开入量在直流保护系统1的+.CE161(48针端子排)处不能导通,从而造成发生线路故障时,极1直流保护系统1和2的行波保护误动作[5]。
2006年05月28日23:51,天广直流极1单极金属回线方式下,广州换流站极1直流保护系统1接地极母线差动保护动作,同样,检查发现也是由于极1直流保护系统1内+.CE161模块端子排松动,导致部分信号无法导通,造成极1直流保护系统1接地极母线差动保护根据错误的信息选择了错误的算法,并引起保护误动[4]。
对+.CE161模块进行紧固处理后,测试各信号恢复正常,随后在双极正常运行方式及极1单极金属回线方式下对极1极控和直流站控的相关信号进行跟踪读取、检查,结果均正常。极1直流保护也再未发生过类似误动异常。
2.2 运行采取的主要改进措施
2.2.1 保护定值的修改
天广直流保护系统中各保护的配置及算法最初均由德国SIEMENS公司设计,在运行中,也根据南方电网系统的需要,陆续做了一些改进:
(1)对100 Hz基频保护的改进
天广直流输电系统中,100 Hz基频保护[6~8]最初的动作延时和动作后果如表1所示,但根据《中国南方电网2007年运行方式》的计算和分析,交流系统故障,如主保护或断路器拒动,将可能引发单回或多回直流同时降功率或闭锁,导致系统稳定破坏,且无法通过安稳控制系统维持电网稳定。但对多数断路器拒动故障、失灵保护动作前,如果直流输电系统不降功率,电网便可以保持稳定。因此在断路器保护动作前,直流100 Hz保护I段不宜动作。且鉴于断路器失灵发生的几率较高,而且因断路器失灵导致多回直流同时降功率的动作后果比较严重,考虑到开关拒动,与失灵保护动作时间的配合,故对天广直流系统100 Hz保护做如表1所示调整。
(2)对接地极线路电流差动保护的改进
天广直流输电系统中,单极大地(GR)运行方式下,接地极线路电路差动保护(60EL)动作后果为直接闭锁运行极。考虑到直流线路故障一般以暂态故障为主,对于此类暂态故障,一旦故障清除直流输电系统便可以立即恢复运行,如果GR运行方式下60EL动作后后采用自动重启逻辑,便可以降低接地极线路上发生瞬时故障导致直流停运的概率,在一定程度上降低直流闭锁的概率,对于系统的功率输送以及系统稳定有很大益处。目前正在开展对GR运行方式下60EL动作后采用自动重启逻辑的相关研究工作,为了在现阶段避免不必要的停运,于2008年6月6日对60EL做了如表2所示的改进。
2.2.2 对SYSTEM OK继电器采取的反措
最初,广州换流站直流保护系统中SYSTEM OK继电器选用光耦合继电器,但在试运行期间,发现在拉开刀闸的过程中,这类继电器可能会受到干扰而发出一个大约20 ms的ESOF脉冲,甚至造成误停运。对此,外方将这些光耦继电器均改为型号为PLC-RSC-24 DC/21的电磁型继电器。
2003年10月13日00:05,因对极2直流保护检修工作需要,对广州换流站站极2直流保护系统1断电过程中,极2直流保护系统1、2均发出ESOF信号,停运极2,后检查中发现:即使系统正常时,极2直流保护系统2屏内监视继电器-K210仍未励磁,这导致当系统1断电时两套直流保护系统均不可用。更换该继电器后系统试验及运行正常。2004年07月03日03:55,极2直流保护系统2SIMADYN D电源风扇故障期间,也导致极1停运,检查发现也是由于极1直流保护系统1内System OK继电器-K133发生类似故障,从而造成误停运。
针对上述异常,2005年06月09日,对极2直流保护系统1实施了以下反措:对屏内每一个SYSTEM OK继电器增加一个监视继电器,当电磁型的SYSTEM OK继电器因系统故障或者常闭触点发生粘连时,对应的监视继电器将励磁,从而可以准确地检测到SYSTEM OK继电器的故障。
3 广州换流站直流保护系统需改进的地方
(1)线路差动保护动作延时与后备保护配合不合理
天广直流保护系统中各保护的配置及算法均由德国SIEMENSE公司设计,从运行经验来看,基本能保证一次设备的安全和交直流系统的稳定运行,但在运行中也暴露出了一些问题,尤其是线路差动保护动作延时与后备保护配合不合理,导致在多次线路高阻接地故障中,未能启动线路故障重启动功能,而是由后备保护先动作,直接停运了相应极,丧失了通过线路故障重启动、恢复正常运行的机会,对系统造成了一定的不良影响。文献[9,10]对这一问题的原因及影响进行了较深入的分析,并提出了一些改进建议。
(2)线路差动保护送至对侧电流的选择逻辑存在隐患
天广直流保护系统并没有专用的通信通道,因此,在线路差动保护中,本侧直流线路电流测量值Id L需由直流保护系统送至极控,再由极控将Id L传至对站。由于三套直流保护系统中的Id L均送入极控,而极控仅送出一个Id L至对站,所以在天广直流输电工程中,极控采用了优先级为系统1>系统2>系统3的选择方式。
显然,这一逻辑存在着这样的隐患:当直流保护系统1由于某种原因导致Id L测量异常时,此时系统1中具有较大误差的Id L将被优先传送至对站,即使系统2和系统3的Id L测量值正常,也有可能导致对站线路差动保护误动作,这违背了直流保护系统采用的“三取二”原则。
天广直流输电系统运行中多次发生这样的异常,如2006年08月18日,广州换流站在对极2直流保护系统1重启过程中,天生桥换流站极2三套线路差动保护动作,启动了故障重启动。
对此,建议增加直流保护专用通讯通道,或采用高肇直流输电系统的做法:在极控软件中对来自三套保护的Id L信号进行比较并选择中间值送对站,以避免由于测量异常导致保护误动。
(3)SIMADYN D装置电源模块风扇故障后果存在隐患
天广直流保护系统中,SIMADYN D装置电源模块设有三个风扇用于散热,当任一风扇故障,则将认为这套直流保护系统故障,该套直流保护系统的退出运行,将大大降低整个直流保护系统的可靠性。
对此,建议改进SIMADYN D装置电源模块风扇故障的动作后果,或加设温度监测装置:风扇故障后首先启动告警,提示运行人员,而不是直接判断这套直流保护系统故障;仅在温度超过门槛值后才将该套直流保护系统退出运行。
(4)屏柜散热效果较差
天广直流控制保护系统屏柜均采用旋转门、多机架设计,其电源、模拟量/数字量转换、切换逻辑,二取一选择、三取二选择逻辑都采用模块化电路板装入机箱中,由于机箱较多,容易造成散热通道不够通畅,这也是广州换流站直流保护系统二次板卡故障率较高的原因之一。
此外,随着运行年限的增加,广州换流站空调冷却装置故障率越来越高,而一旦空调系统均故障,将很可能导致控制保护系统板卡散热效果不良并引起故障,进而直接威胁到直流输电系统的运行。如广州换流站在2005年11月25日和2006年04月07日,主控室空调故障后不久,极控系统SIMADYN D装置内便有板卡发生故障,由于直流保护系统同样采用了SIMADYN D装置,因此,这也需要引起重视。
(5)常励磁继电器问题
在天广直流屏柜设计中使用的大量继电器采用常励磁设计,易导致继电器故障,降低设备的可靠性。天广直流保护屏采用的SYSTEM OK继电器,就是典型的常励磁继电器,如上文所述,在实际中曾带来一些问题。因此,建议考虑采用用性能更加可靠的继电器进行更换,或者采用电磁继电器和光耦继电器串接的方法,并对重要的常励磁继电器增加监视回路。
(6)广州换流站直流保护系统没有跳闸出口压板,较难实现退出部分保护功能,只能通过拔出存储器模块MM4的X3端子闭锁整套保护,增加现场运行维护的难度;对此,建议参考高肇和兴安直流系统,在原有直流保护系统上增加相应的出口压板。
(7)天广直流输电系统的阀冷却系统、换流变压器、阀基电子设备(VBE)等外部系统的跳闸回路均通过直流保护系统出口,这一设计也存在一定的缺陷,一旦某套直流保护系统故障或退出运行时,可能会影响到相应的外部跳闸功能,同样,建议参考高肇和兴安直流系统,增加一套相应的外部跳闸回路接口屏。
4 结论
直流保护系统是直流输电系统中最重要的设备之一,直接关系到直流输电系统的稳定运行和一次主设备的安全。天广直流输电系统是中国南方电网第一条长距离、大容量的高压直流输电线路,于2001年6月双极投运,运行7年以来,暴露出了一些设计、制造等方面的问题,甚至对直流输电系统的安全稳定运行也带来了一些不良影响。本文根据天广直流保护系统的运行实例,总结了运行中较常见的异常及采取的一些改进措施,同时还指出了一些运行中暴露出来的、有待改进的问题,这不但有助于提高运行维护水平,确保直流输电系统的安全稳定运行,还为未来直流输电工程的实施和改造,提供了有益的参考。
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直流换流站 篇6
高岭换流站座落于辽宁省绥中县高岭镇,是东北电网和华北电网联网的重要枢纽工程,共有四个直流换流单元,额定直流输送功率3000MW,其东北侧通过500k V高沙#1、#2线与东北电网相联,500k V绥高#1、#2线与绥中电厂相联。
2015年03月27日,由于发生线路走廊山火,高沙#2线和高沙#1线相继跳闸,重合闸不成功,高岭换流站四个直流单元闭锁。线路保护动作正确,高沙双线跳闸闭锁直流单元判据未出口,由极控系统交流电压测量故障闭锁直流。
1相关保护配置
高岭换流站不具备绥中电厂带直流单元的孤岛运行方式,高沙#1、#2线是高岭换流站与电网相联的唯一通道,因此,高沙双线跳闸后应闭锁所有直流单元,该功能由东北侧交流站控系统实现。高沙1#线和2#线同时跳开的判据为:线路两侧断路器三相均处于分位。为了提高可靠性,增加电流作为辅助判据,电流辅助判据的定值为15A,仅主系统出口,从系统只发告警事件,不出口。
当高岭换流站三个或四个换流单元直流闭锁时,东北侧安稳系统具有向绥中电厂发送闭锁前后功率变化量以启动绥中电厂切机的功能。
2直流闭锁过程分析
11时18分33秒173毫秒,高沙双线跳闸后,东北侧交流系统频率开始下降,电压逐渐上升。33秒423毫秒,频率降至49.5Hz,东北侧安稳装置低频回降一轮动作(低频启动定值49.8Hz,延时0.2s;低频一轮定值49.5Hz,延时0.2s;低频二轮定值49.5Hz,延时0.3s),直流功率开始下降,35秒167毫秒,低频回降二轮动作,直流功率回降至320MW,此时绥高#1线电流由535A降至约267A,相电压升至323k V。此后,东北侧交流电压持续上升,达到371k V,接着电压逐渐降低,42秒达到310k V,绥高线电流持续减小。此时交流系统频率已经很低。
36秒时,直流站控系统先后报东北侧电压越限切除滤波器、华北侧电压越限切除滤波器,6个小组滤波器被切除。
39秒,东北侧交流站控从系统报高沙双线跳闸闭锁直流单元事件,由于主系统未报,未出口动作。
47秒,东北侧安稳装置动作,低频一轮、低频二轮动作,功率回降1、2动作,但直流功率已到最小功率,功率未回降。48秒,华北侧无功电压控制切除1个小组滤波器。
52秒,东北侧换流变进线电压开始升高,峰值达到360k V,频率低至40Hz。
55秒,单元Ⅰ极控系统A、B先后报“东北侧换流变进线电压测量通道故障”,从而产生软件故障导致两套极控系统均不可用,直流闭锁。随后单元Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ以同样原因先后闭锁,高岭换流站四个直流单元全部闭锁。
3极控闭锁分析
3.1极控系统电压故障判断逻辑
极控系统对换流变进线电压设计有故障检测逻辑,为检测进线电压测量回路的故障(如某相AD芯片损坏),由软件计算出两个交流电压Uac_dir和Uac_filt,其中Uac_dir没有滤除负序分量和谐波分量,Uac_filt滤除了负序分量和谐波分量,当两者出现较大偏差时,认为测量回路有故障。
换流变进线电压测量通道故障检测逻辑如图1所示。满足|Uac_filt-Uac_dir|>25%时,延时2s,系统产生换流变进线电压测量通道故障告警,通过软件输出到切换逻辑装置,启动极控系统切换,如果两套系统均存在此故障,则闭锁直流。
该逻辑用于检测AD芯片损坏(例如输出始终为0)或外部接线相序错误等回路故障。
3.2本次故障分析
在本次事故中,11时18分46秒之后,换流变进线电压频率不断下降,谐波含量持续增加。在极控闭锁直流时,电压频率只有38Hz,且谐波含量极高,这种极端情况会导致换流变进线电压测量通道故障检测逻辑动作。故障时换流变进线电压谐波分析如图2所示。
通过上述分析,高沙#1、#2线发生了单相接地故障,线路保护均正确动作。高沙双线相继跳闸后,东北侧交流母线电压增至1.2pu,且波形发生畸变,导致单元Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ极控系统判换流变进线电压测量通道故障,直流闭锁。
4高沙双线跳闸闭锁直流未动作原因分析
高沙双线主接线如图3所示。按设计,高沙双线跳闸后,应由东北侧交流站控闭锁四个直流单元,但实际该功能未能实现,仅从系统B逻辑条件满足,上报四单元相关闭锁事件,主系统未出口。四单元闭锁均是由极控系统电压故障判断逻辑启动。
在高沙双线跳闸闭锁四单元逻辑判据中,开关位置条件是满足的,唯一不满足的是电流辅助判据,线路跳闸后,由于周围带电设备的感应作用,电流大于15A,条件不满足,因此没有出口。
5未启动绥中电厂切机组功能原因分析
高岭换流站东北侧安稳系统检测直流闭锁的主要判据:
(1)突变量启动(包括电流突变和功率突变)。
(2)P-0.2s≥PS1(事故前0.2s时的功率大于事故前功率定值PS1)。
(3)Pt<PS2(事故时刻的功率小于事故后功率定值PS2)。
(4)有两相电流满足I<IS1(IS1为线路投运电流定值)。
(6)躲潮流倒向延时t≥ts(ts为满足上述条件后的延时定值)。
(7)检测到直流极控系统的非正常停运信号。
当整组时间内三个或四个换流单元直流闭锁时,系统向绥中电厂发送闭锁前后功率变化量以启动绥中电厂切机组。
此次四个直流单元先后闭锁,东北侧安稳装置收到直流非正常停运信号前,安稳装置计算换流变功率值低于事故前功率定值75MW,因此安稳装置未向绥中电厂发送闭锁前后功率变化量以启动绥中电厂切机组。
6改进措施
高沙双线跳闸闭锁直流单元逻辑由东北侧交流站控系统改为由东北侧安稳系统实现。
东北侧安稳系统中高沙线路跳闸判据如图4所示。东北侧安稳装置采集高沙双线三相电压、三相电流及开关位置判出高沙双线跳闸或高沙双线一线停运一线跳闸后,向直流系统发送闭锁命令,向绥中电厂远方装置发送“高沙断面断开”命令。高沙断面断开出口方式如图5所示。
原辅助电流判据15A过小,导致该逻辑拒动,现改为判事故后功率定值80MW。
7结语
因为高沙#1、#2线不是同塔并线方式,高岭换流站一期和二期扩建时均未考虑绥中电厂直接带高岭直流单元孤岛运行的方式,但目前看来,高沙双线线路走廊较近,仍存在同时故障的风险。同时,高沙线一条线路检修时,如果另一条线路故障跳闸,就会导致四个直流单元闭锁的五级电网事故,不利于东北、华北两大电网的安全稳定运行。
今后可考虑增加高岭换流站东北侧线路通道或研究绥中电厂直接带高岭直流单元孤岛运行的可行性。
参考文献
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直流换流站 篇7
换流变本质上也是一个电感, 其值受磁路铁心饱和程度影响, 当磁路饱和时电感值大幅下降, 电感值下降就意味着电抗下降, 励磁电流随之增加。当变压器任一绕组感受到外施电压突增时, 基于磁链守恒定律, 该绕组将立即产生一个抵御外加磁通的反磁通, 如果这一反磁通和原来磁路中的剩磁极性相同, 则可能导致磁路饱和, 进而产生很大的励磁涌流。励磁涌流是不可避免的, 因此, 如何在变压器投入时产生励磁涌流情况下仍使继电保护装置不误动已成为研究的热点。通过数学或物理方法识别励磁涌流的特征, 试图躲过励磁涌流的影响, 运用于实践的有二次谐波制动原理、间断角原理、波形对称原理, 但是始终没有彻底有效地解决, 因为每一次涌流发生时的特征都不是完全一致的, 它和合闸角、剩磁等很多现场实时因素有关。
2 剩磁、偏磁与励磁涌流
空载时初级绕组的电压方程:
式中:N1、R1分别为初级绕组的匝数及电阻, 其中为其交链的总磁通。
可改写为
式中:α为t=0时U1的初相角,
又
其中L1为初级绕组的自感, 式 (2) 可改写为
考虑到电阻R1很小, 即很小, 从而L1可近似看作常数, 故式 (3) 用微分方程表示可以写作:
由式 (4) 可以看出电源加在变压器初级绕组后在磁路中的总磁通φ中有两个分量, 即稳态磁通φs和暂态磁通φp (又称偏磁) , β为初级绕组阻抗角。
稳态磁通幅值φm, A为暂态磁通φp幅值, 所以式 (4) 可以写成
A可由合闸时 (t=0) 的初始条件确定, 即t=0前后瞬间磁通中φ+0和中φ-0相等, 且均为磁路中的剩磁中φr, φr的取值可为正值, 故冠以“±”, 将t=0、φ=±φr带入式 (5) 得到:
所以:
将A代入式 (5)
式 (9) 表达了在初级电压U1的相位角为α时给变压器加上电压U1的瞬间变压器磁路中的磁通, 第一项φ=φmsin (ωt+α) 是与电压U1对应的稳态磁通分量φs;第二项±φr是变压器在上一次断电时产生的剩磁, 断电瞬间磁滞回线工作点的部位决定了其极性和数值;第三项是磁链守恒定律中提到的抵制有电瞬间产生稳态磁通中φs的偏磁中φp, φp的初始值与t=0时中φs的瞬时值相等, 极性相反, φp将按时间常数衰减。
在式 (9) 中前一项为总磁通的稳态分量φs, 后一项为暂态分量即偏磁φp, 由式 (9) 可以看出, 当电源电压U1在初相角α=90°或α=270°时合闸, 偏磁为
而α=0°或α=180°时合闸, 偏磁为φp=±φr。由此可知变压器空载投入时电源电压U1时会有不同的初相角, 每次所产生的偏磁φp极性和数值也会不同, 再与剩磁φr与φs叠加, 使磁路的总磁通有可能会超过变压器设计的饱和磁通中φset而导致磁路饱和, 初级绕组电抗急剧下降, 进而产生很大峰值的励磁涌流。
3 控制合闸角控制励磁涌流
总磁通由剩磁、偏磁 (暂态磁通) 及稳态磁通三者组成。如剩磁为正, 即磁路更易饱和, 励磁涌流幅值会更大;如剩磁为负 (剩磁和偏磁极性相反) , 则磁路不会饱和, 励磁涌流将不会出现。
停运断电时的三相电压分闸相位角决定了变压器的剩磁极性及数值, 在磁路不饱和时三相磁路的磁通其波形与三相电压一样, 都是正弦波, 且磁通波形滞后电压90°, 可以理解为当某相的电压在某个相位角时断电, 则该相磁路的磁势在滞后电压90°的位置上突降为零, 如果这个突降点发生在磁通波形的正半周, 则可推断该相磁路的剩磁为正, 反之为负。这也就是说只要知道某相电压的分闸角, 即可推断出该相剩磁的极性。而基于磁链守恒定律, 变压器在空载上电时将产生一个与合闸电压相位角相关的反磁通 (偏磁) , 以保持上电瞬间磁路中的总磁链不变。因此, 通过获取分闸角的数值来决定下次合闸时合闸角的方法, 使其不产生偏磁, 从而避免空投电源时磁路出现饱和;随着偏磁p的衰减, 总磁通将逐步与稳态磁通s重合, 变压器进入稳态运行。
4 主要运用
溪洛渡右岸电站送电广东±500 k V同塔双回直流输电昭通换流站配置的涌流抑制装置包括为换流变网侧交流系统断路器配置的PCS-9830AB断路器选相分合闸装置和为交流滤波场投切电容器开关配置的SID-3YL涌流抑制器。
为换流变网侧交流系统断路器配置的PCS-9830AB断路器选相分合闸装置其作用是为三相联动断路器机构提供选相分合闸功能。装置实时采集母线PT电压, 随机接收来自于控制系统的分合闸命令, 在合适的电压相位处, 经适当延时发出分相的合闸命令, 根据外部环境参数对断路器机构的动作特性影响进行补偿, 并考虑到现场实际开合过程的燃弧和预击穿特性, 使开关总能在预定的电气相位进行实际分合, 有效地避免随机开合所造成的暂态过电压或涌流。通过控制断路器分闸相位影响剩磁, 通过控制断路器合闸相位使得偏磁恰好和剩磁抵消, 从而在合闸瞬间综合磁通接近于正常运行状况下的稳态磁通从而避免磁通叠加造成饱和, 主动抑制励磁涌流的大小。
其中:
Tdelay是不考虑预击穿时装置计算出的延时时间;
T'delay是考虑预击穿后装置计算出的延时时间;
T是基准电压的周期;
Tclose是断路器机构的合闸时间;
Tcdly是二次回路延时, 主要是继电器或IGBT的动作时间;
Tpres是预击穿时间。
由图1可以看出, t3时刻为有流时刻, t4时刻可以理解为断路器动静触头接触时刻。t3至t4之间定义为Tpres, 这段时间并不能准确预计, 所以只能在静态试验下首先确定t4时刻来作为一个时间基准, 人为的预估一个Tpres的值固定。然后经现场一个实测合闸过程后, 按照实际波形的合闸过零点反过来调整Tdelay的值, 起到断路器下次合闸点在预计的t3时刻。从而控制住开关的选项合闸过程。
对于空载变压器类电气设备随机合闸充电时, 理想状况是合闸在90°或者270°时刻。而三相联动机构的断路器三相分闸时分闸角度相差120°, 三相剩磁极性和大小各异, 但合闸时三相的合闸角也相差120°, 三相偏磁极性也各不相同, 只要分闸相位和合闸相位相同, 则对于特定某相磁路来说, 其偏磁和剩磁的相位恰好相反, 叠加时相互抵消, 从而达到抑制励磁涌流的效果。
由图2可以看出在电压过零点时, 经适当延时发出分相的合闸命令, 对断路器机构的动作特性影响进行补偿, 可从录波图上看出, A、B相并未出现励磁涌流, 这说明充分考虑到现场实际开合过程的燃弧和预击穿特性, 较为准确的修正了Tpres的值, 使断路器动、静触头在系统电压波形的指定相角处合上。避免暂态过电压或涌流, 使设备在对自身和系统冲击最小的情况下投切入。而YY换流变网侧开关C相合闸在过零点处, 出现了励磁涌流, 最大值为1.262 7 k A。这次充电的波形可以作为下次预调的参考, 更加准确的设定Tpres时间。
在第一次冲击完毕后变压器剩磁慢慢衰减, 并且基于第一次波形的参考, 调整出Tpres的值, 开关有效地在目标合闸点合上。由图三看出第二次冲击时YY/YD换流变阀侧和网侧均无励磁涌流出现。
昭通换流站交流滤波场投切电容器开关配置的是SID-3YL涌流抑制器, 对于电容器投切控制, 主要目的为控制合闸时电压不发生突变和减小涌流从而减小暂态过程对电力一次设备的冲击, 通常对对电容器的合闸操作在其充分放电后进行, 故一般仅做选相合闸控制, 对于联动机构操作时, 则只有分别对分合闸进行选相控制才能取得一定效果。
电源侧电压接入UA为角度基准时, 合闸控制模式选择快速同步, 合闸角度设置为A相合闸角0°, B相合闸角120°, C相合闸角60°, 则在不考虑断路器合闸时间及各种补偿因素的情况下, 装置在接收到合闸信号后, 将在电源侧电压UA角度为0°时合断路器A相, 在60°时合断路器C相 (C相自身角度为180°) , 在120°时合断路器B相 (B相自身角度为0°) 。由图四可以看出交流滤波器组投入顺序是C、B、A相顺序, 时间间隔3.3 ms角度相差60°, 与原理相符。
5 结束语
对三相变压器来说, 无论在何时合闸, 励磁涌流都会不同程度的在合闸瞬间出现。励磁涌流幅值激增并且衰减慢, 由此可能会导致保护误动退出变压器运行。2013年9月6日, 昭通换流站工程牛从甲直流极2换流变充电试验过程中, 阀组在操作到闭锁状态时刻极2换流变压器的差动保护动作, 跳开断路器。励磁涌流导致变压器保护误动。如果正式投运后, 这样的事件还可能引起正常运行极的直流电压波动, 这是由于变压器合闸时, 其励磁回路可能会发生饱和, 而饱和时励磁阻抗大大下降, 从而导致交流母线电压下降, 进而影响到正常运行的直流输电系统。经过一系列励磁涌流抑制器在实际电网中进行了空载合闸与投切的试验, 试验结果与分析证明了励磁涌流抑制器的有效性, 在工程实际应用中价值得到了体现。
摘要：断开电源时的分闸相位角与变压器磁路极性和数值有直接联系, 而合闸相位角则与偏磁的极性和数值有关。只要能够控制变压器空载合闸时电源电压的合闸相位角, 并且确定了变压器末次断电时刻磁路中的剩磁极性, 就能实现剩磁与偏磁极性相反, 从而消除磁路饱和, 由此达到抑制励磁涌流的目的。
关键词：励磁涌流,抑制,选相合闸
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直流换流站 篇8
随着电力系统自动化水平的提高和计算机、通信网络技术的发展, 运用于大型发电厂、变电站 (换流站) 的直流电源系统向着免维护、全自动、高可靠性和高精度的方向发展[1]。而一些投运较早的直流电源系统主要存在以下一些问题:采用晶闸管整流器的直流电源装置, 其功耗大、效率低, 温升高, 可靠性差;陈旧的直流电源装置自动化程度低, 难以实现直流电源系统的数字化监视、控制, 不能满足遥测、遥信功能。广州换流站就存在这种情况, 而且正常运行时, 直流母线电压普遍超过额定值的10%;2006年大修还发现, 在充电机带负荷均衡充电时, 出现直流母线电压严重偏高的情况。
为提供可靠、合格的直流电源, 2007年广州换流站淘汰了旧直流电源系统的相控整流充电装置, 引入某公司最新的高频开关模块型充电装置和直流电源集中监控器, 依据安全可靠、技术先进、经济合理、力求简单并便于安装、维护等要求, 设计并实施了新的直流电源系统方案。
1 直流充电装置类型及比较
1.1 相控整流充电装置
我国电网中直流充电装置在1960年以前主要有交直流发电机组、硒整流充电装置和磁放大充电装置, 目前这些装置几乎都已经淘汰。1960年后我国大量采用相控整流充电装置, 它是采用晶闸管作为整流器件的电源系统, 其工作原理是交流输入电压经工频变压器降压, 然后采用晶闸管进行移相控制整流。为了保持输出电压的稳定, 需要一套比较复杂的晶闸管触发电路。其原理结构如图1, 它主要包括四个主要部分:主整流电路、移相触发电路、自动调整电路和保护电路[2]。
主电路中主变压器将输入的三相380 V交流电压降至整流器所需的交流电压值, 再由带平衡电抗器的可控整流电路将交流变成脉动直流, 滤波后将平滑的直流供给负载。移相触发电路中, 首先由同步变压器取得正弦同步电压, 通过积分电路获得余弦波, 它与自动调整电路送来的控制电压比较而形成脉冲, 再经过脉冲调制和功率放大电路, 输出脉冲群去触发主电路的晶闸管。自动调整电路就是取样整流器输出端的电压和电流, 与标准电压比较后产生脉冲去控制移相触发电路, 从而改变晶闸管的导通角, 达到稳定输出的目的。保护电路就是在欠流、欠压、高压时发出相应告警信号, 在过压、过流、熔丝熔断时自动停机并告警。
相控整流充电装置是依靠改变晶闸管的导通角来实现调压、稳压的目的, 因此在其交流侧一般会产生较多的谐波电流, 导致交流电源侧电流畸变, 同时由于导通角的影响, 导致相控整流电路的交流侧功率因素减小。此外, 相控整流充电装置包含有工频变压器、电抗器等, 所以其体积、质量大, 功耗大, 温升高, 噪声较大, 可靠性较低;而由于受工频条件下的晶闸管及其辅助电路的限制, 相控整流充电装置的电气特性如稳压精度、稳流精度、纹波系数等技术参数受到制约而不能有大幅度的提高。另外, 由于多用模拟电路构成, 且不具备大面积的多点、多变量的综合计算和监控条件, 因此难与计算机接口, 其智能化程度较低。
1.2 高频开关充电装置
高频开关充电装置的工作原理是:首先交流输入经滤波和整流成直流, 然后由功率开关器件 (功率晶体管、MOS管、IGBT等) 构成的逆变电路将直流 (单相整流约300 V, 三相整流约540 V) 变换为高频方波 (30 k Hz以上) , 高频方波经过高频变压器降压后再整流成直流, 直流滤波后稳定输出。它主要包括主电路、控制电路、监控电流和辅助电源等部分;而主电路由交流滤波整流、直流/直流变换和滤波输出等电路单元组成, 其基本构成如图2。
广州换流站使用的充电模块工作原理如图3所示, 三相交流电源经过电磁干扰EMI (Electromagnetic Interference) 电源滤波电路, 滤除了高频分量, 吸收瞬态冲击, 消除电网和电源模块之间的相互干扰;软启动部分消除了开机时的浪涌电流。三相交流在EMI净化后经三相工频整流, 输出100 HZ的脉动直流;脉动直流经无功功率因素校正电路变成比较平缓的直流电源;直流经全桥变换后成为高频交流, 交流经主变压器隔离、全桥整流和滤波后转换成稳定的直流输出[3]。一次侧检测控制电路用于监视交流输入的电压, 实现输入过压、欠压、缺相保护功能及软启动控制;信号调节、PWM控制电路实现输出电压、电流的控制和调节, 确保输出电源的稳定及可调整性;输出测量、故障保护及微机管理部分负责监测输出电压、电流及系统的工作状况, 实现故障判断及保护, 协调管理模块的各项操作。并将相关信息送到面板显示, 与系统通信, 实现充电模块的智能化处理。辅助电源为整个模块的控制电路、监测电路提供工作电源。
此型高频开关充电装置的可靠性及技术指标的优越性体现在以下几个方面: (1) 采用零电压、零电流等软开关技术, 使效率提高, 降低电压和电流浪涌, 工作更稳定; (2) 采用功率因数校正 (PFC) 控制技术, 使功率因数提高到0.9~0.95, 输出电压更加接近理想正弦, 波纹系数降低; (3) 采用脉冲宽度调制电路控制大功率开关器件的导通和截止时间, 故可得到很高的稳压和稳流精度及很短的动态响应时间[4]。此外, 它还有体积小, 重量轻, 低噪声、低污染, 采用微机控制, 便于集中监控和智能化管理。
2 直流电源系统的改造设计
运用高频开关充电装置设计广州换流站新的直流电源系统, 其原理结构如图4。
该系统主要由交流配电单元、充电模块 (高频开关充电装置) 、集中监控单元、绝缘监测单元、降压单元、直流馈电单元和蓄电池组等部分组成, 其中的实线是指电流经过的回路, 其箭头指向就是电流的方向, 虚线表示信息流回路。两路交流输入经交流配电单元选择其中的一路交流输入提供给充电模块, 充电模块输出稳定的直流, 一方面对蓄电池组充电和提供合闸输出, 另外通过降压单元提供控制输出, 为负载提供正常的工作电流;绝缘监测单元可在线监测直流母线和各支路的对地绝缘状况;集中监控单元可实现对交流配电单元、充电模块、直流馈电单元、绝缘监测单元、直流母线和蓄电池组等运行参数的采集, 以及对各单元的控制和管理, 并可通过远程接口接受后台操作员的监控。
2.1 充电模块
整个充电模块 (高频开关充电装置) 在微机系统的监控下工作, 包括模块的保护、电压调整等, 同时微机实现将充电模块的运行数据发送至监控模块, 并接受监控模块的控制命令。充电模块采用 (N+1) 冗余方式供电, 即用N个模块满足电池组的充电电流加上经常性负荷电流的基础上, 增加1个备用模块。备用模块采用热备份的方式, 直接参与正常工作。这里的充电模块的输出电压范围为90~160 V, 输出稳压精度≤±0.5%, 输出稳流精度≤±0.5%, 输出纹波系数≤±0.1%, 功率因数≥0.95, 综合效率≥92%, 可靠性指标平均无故障工作时间MTBF≥100 000 h。
2.2 降压装置
系统正常工作时, 充电机对蓄电池的均/浮充电压通常会高于控制母线允许的波动电压范围, 采用多级硅调压装置串接在充电机输出 (或蓄电池) 与控制母线之间, 使调压装置的输出电压满足控制母线的要求。
2.3 集中监控单元
集中监控单元对交流配电单元、充电模块、馈电柜、电池监测仪、绝缘监测仪等下级智能设备实施数据信息的采集、显示、管理;根据内部的各种设置参数进行报警处理和历史数据的存储;在控制面板可以根据不同的情况修改相关参数, 实现交流配电监测、直流配电监测、电池管理、绝缘监测、充电模块监控等功能;此外可通过RTU接口与换流站局域网连接, 在主控室的运行工作站实现直流系统的遥测、遥信、遥调和遥控功能。
2.3.1 交流配电监测
当交流输入出现交流失电、缺相故障时, 交流配电单元将告警信号送至集中监控器, 集中监控器发出交流电源故障告警信号;同时, 智能的交流电压表、电流表通过串口总线将测量的数据送至集中监控器, 集中监控器显示、判断交流输入是否过压、欠压、失压、缺相或者三相不平衡, 故障时发出具体的电源告警信号[5]。
2.3.2 直流配电监测
集中监控器通过串口总线接收来自直流母线电压、电流表以及蓄电池电压、电流表的数据, 显示并判断母线或蓄电池是否过电压、欠压, 故障时发出相应告警信号;蓄电池、充电机的熔断器故障时, 集中监控器接收来之熔断器附件送来的信号, 发出熔断器故障告警信号。
2.3.3 绝缘监测
在直流电压过、欠电压或直流系统绝缘强度降低等异常情况下发出声光告警, 绝缘监测单元将对应告警信息发至集中监控器, 集中监控器作出判断后告警。
2.3.4 充电模块监测
集中监控单元通过串行总线接收充电模块送来的工作状态和工作数据并向充电模块发送控制指令。其监控功能有:遥控充电模块的开/关机及均充/浮充;遥测充电模块的输出电压和电流;遥信充电模块的运行状态;遥调充电模块的输出电压。
2.3.5 电池管理
集中监控单元的电池管理功能主要有:显示蓄电池电压和充放电电流, 当出现过、欠压时进行告警;通过串行总线接收来自温度变送器测量的蓄电池环境温度, 当温度偏离25℃时, 发出调压命令到充电模块, 调节充电模块的输出电压, 实现浮充电压的温度补偿;在集中监控单元的面板上, 可以预设置均充电压、均充时间, 然后手动定时均充;当系统连续浮充运行超过设定时间 (90天) 或者交流电源故障引起蓄电池放电超过10 min时, 集中监控单元自动启动均充。自动均充程序:以整定的充电电流进行稳流充电, 当电压逐渐上升到均充的电压整定值时, 自动转为稳压充电, 当充电电流小于0.01 C10后延时1 h转为浮充, 其中C10为蓄电池额定容量。充电曲线如图5。
3 直流电源系统设计方案的实施
3.1 方案介绍
广州换流站110 V直流改造安装的新的充电设备分别装在三个直流充电机屏柜内, 其中#1、
#2充电机屏柜互为热备用, 分别配有高频开关充电模块5只, 集中监控器一台, 以及若干直流电流表、直流电压表、电流变送器、电压变送器等, #3充电机屏柜为备用充电机屏柜, 仅有高频开关充电模块5只和若干其他设备, 而没有集中监控器, 其高频开关充电模块由#1充电机屏柜的集中监控器管理。集中监控器有一个16路开关量输入接口、一个16路的开关量输出接口, 一个上位机接口, 4个下位机接口和一个调试接口。另外, #1、#2充电机屏柜分别对应的两个直流负荷分屏没有在改造之列, 此两直流负荷分屏内的直流母线可以相互联络, 正常情况下分裂运行。
3.2 方案实施中遇到的问题
在实施过程中发现, 集中监控器的开发人员针对使用的蓄电池额定容量C10为800A·h, 因而设置每组充电机 (同一屏柜内5个并联的充电模块) 输出的最大直流为80 A (0.1 C10) 。虽然80 A已经大于正常时使用的直流电流 (约43 A) , 正常运行时, 即一组充电机浮充一组蓄电池并对一条直流母线送电, 充电模块不会受到负荷过重的影响;但是在以下两种情况下, 这种设置存在很大的隐患。一种是一组充电机浮充一组蓄电池并同时对两条直流母线送电时, 此时所需的直流负荷电流为86 A, 而充电机只能提供80 A电流, 因此蓄电池需要提供6 A的电流, 如果这种运行方式超过一定的时间, 势必引起供电不足和蓄电池寿命的降低。另一种是当一组充电机均充一组蓄电池, 同时带负荷运行时, 明显一开始的稳流充电不可能达到0.1 C10 (80 A) 的自动均衡充电要求。发现该问题后, 联系相关开发人员讨论, 并依据相关运行维护规程决定将每组充电机输出的最大直流设为150 A, 有效避免了上述隐患。
此外, 在调试过程中, 发现一组充电机在对蓄电池自动均衡充电时, 稳流充电阶段的电流为160 A (0.2 C10) , 而此时发现较多单体蓄电池不断冒气泡, 后联系开发人员对相应集中监控器内部参数重新设置后, 稳流充电电流恢复为80 A (0.1 C10) 。
4 总结
广州换流站直流电源系统的改造方案主要用高频开关整流充电装置替换了原有的相控整流装置, 同时结合集中监控器的应用, 实现了换流站直流电源系统各单元的数字化监视、控制和智能管理。实践证明, 该方案实施后直流电源系统维护工作量大大减少;直流电源的可靠性和电能质量有了较大的提高。今后拟可以通过集中监控器通信接口与换流站的局域网系统连接, 为实现换流站无人值守打下技术基础。
摘要：广州换流站原来以相控整流装置为核心的直流电源系统存在设备陈旧, 难以提供合格、可靠的直流电源, 且不能对蓄电池进行自动监视、维护, 不能实现数字化的集中监视和控制等问题。文章分析、比较了直流电源系统中应用的相控整流装置和高频开关装置的优缺点;结合高频开关电源装置应用, 设计了能实现集中监控的换流站直流电源系统并予实施。实践表明, 该系统各项运行指标优越, 维护工作量少, 实现了直流电源系统的数字化监视、控制。
关键词：相控整流,高频开关,直流电源,集中监控,换流站
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