直流融冰装置

直流融冰装置（共7篇）

直流融冰装置 篇1

1 直流融冰原理及应用

1.1 直流融冰原理

直流融冰电源装置利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。直流电流产生的热量必须大于导线散热量和融冰热量之和, 覆冰才能融化。这要求:

1) 线路所通融冰电流I需要达到一定的数值。

2) 融冰电流确定以后, 融冰装置的电源容量P1对应一定长度的线路R, 并且装置的电压也受到I×R的限制。

总之, 直流融冰电源可调节直流输出电压, 对不同线径和长度的线路采用不同融冰电流, 融冰时对系统冲击小, 需要的倒闸操作少。

1.2 系统电源融冰方案

此方案由系统提供电源, 经整流变压器、整流装置, 带线路融冰。要完成三相线路融冰需要2到3次倒换操作。

2 融冰装置接入系统方案

2.1 昭通电网概况

2.2 具体接入系统方案

220kV大关变电站直流融冰设备主要由35kV 335出线间隔、融冰专用整流变压器、直流融冰装置、直流融冰母线构成。

移动式移动融冰装置交流侧电源由 35kVI 段母线提供, 35kVI 段母线经335 出线间隔与整流变压器连接, 整流变压器再与直流融冰装置连接, 融冰装置将交流电转换为直流电, 转换为直流后经过直流融冰母线再通过临时引流线与被融线路连接, 就可以对各条220kV、110kV 线路进行直流融冰。融冰装置主接线图见图2。

融冰整流装置对三相线路采用的融冰方式为:退出运行的线路, 将三相并联通过三相线路的自动切换装置, 由控制装置来自动切换三相线路连接到整流装置, 保证三相线路均衡融冰, 切换过程中整流装置及开关的操作可由手动或自动顺序控制来实现。这种融冰方式的特点是三相线路融冰程度均衡, 不会产生三相导线的张力差并对杆塔造成影响。

3 直流融冰方案计算

3.1 运行参数理论计算值

根据大关变电站的系统及交流线路的具体参数, 直流融冰装置的运行参数的理论计算结果如下, 其中最小融冰电流均为1.2倍10mm冰的最小融冰电流:

3.2 仿真计算结果

以220kV大镇线为例, 分析结果如下:

由于大镇线线路较长, 根据理论计算, 融冰装置按照1-1方式运行时无法达到1044A的最小融冰电流, 在融冰时应采用1-2方式运行。

通过同样的方法对220kV大镇线+镇威线, 220kV昭大I回、220kV昭大II回、220kV大盐线进行分析, 由仿真计算结果可知:不装设交流滤波器对融冰装置本身的稳定运行没有影响, 系统侧电压、电流谐波较小。35kV侧电压谐波基本满足相关的国家标准, 部分线路融冰时35kV侧的电流谐波略超过相关国家标准, 但由于本身谐波电流不大, 对主变影响较小;并且, 考虑到作为直流融冰是短时间运行工况。因此大关站直流融冰装置运行时不必加装滤波器等补偿设备。

4 直流融冰系统调试试验

4.1 调试依据

试验依据相关标准。

4.2 调试项目

4.2.1 不带电顺序操作试验

在工作站对直流融冰装置的隔离刀闸、接地刀、断路器进行单步操作。

4.2.2 不带电跳闸试验

利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。

4.2.3 充电试验

利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。

1) 合整流变与35kV母线连接断路器, 向整流变压器和换流阀组充电。

2) 充电5分钟后断开换流阀和35kV母线连接断路器。

3) 将直流融冰装置转为检修状态。

4) 检查集装箱内和整流变压器有无损伤痕迹。

5) 重复1-4两次。

4.2.4 抗干扰试验

在直流融冰装置一次设备带电、二次设备盘柜全部带电的状态下, 在距盘柜前/后门正前方20厘米处, 在开门和关门两种状态下, 手持站内通讯用步话机/手机通话。步话机的发射功率应在3～5 瓦范围内。

4.2.5 带融冰线路小电流试验

1) 将直流融冰装置操作至准备解锁状态。

2) 在最小直流电流定值 (400A) 下解锁换流器。

3) 在控制保护系统中校核各交/直流电压信号、各交/直流电流信号。

4) 停留10分钟后闭锁换流器。

5) 断开换流阀和35kV母线连接断路器。

6) 将直流融冰装置转为检修状态。

7) 检查集装箱内无损伤痕迹。

4.2.6 带融冰线路大电流试验

1) 将直流融冰装置操作至最小直流电流 (300A) 运行工况。

2) 在工作站上设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为800A, 启动电流上升指令, 在上升至400A的过程中试验“暂停”功能。

3) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1000A, 启动电流上升指令。

4) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1200A, 启动电流上升指令。

5) 在电流为1200A状态下停留10-20分钟, 密切监视线路、金具、接头和直流融冰装置各设备的温度, 如有异常, 立即停止试验。

6) 设定直流电流升/降率为400A/Min, 直流电流指令为300A, 启动电流下降指令, 在下降至1000A的过程中试验“暂停”功能。

7) 在300A停留2-5分钟后手动闭锁直流融冰装置。

4.3 调试结论

21MW站间移动式直流融冰装置现场系统调试共进行不带电顺序操作试验、不带电跳闸试验、充电试验、抗干扰试验、带融冰线路小电流试验、带融冰线路大电流试验等6个项目。融冰装置各项功能满足规范要求, 可以投入现场运行。

调试中融冰试验电流稳步升至1200A, 试验线路、金具、接头和直流融冰装置各设备运行正常, 220kV昭大二回线路温升达到35摄氏度。21MW站间移动式直流融冰装置实际运行的参数和设计参数基本吻合。通过阻波器升流试验, 对于昭通电网来说, 验证了在阻波器参数满足要求的情况下, 可以通过直流电流, 融冰期间可以不用短接阻波器, , 这项工作极大的节省了融冰前的装备时间及工作量。

4.4 实际融冰效果

昭通覆冰在线监测系统显示220千伏昭大Ⅰ回线覆冰厚度达21.5毫米, 启动直流融冰工作。覆冰全部脱落, 融冰成功。

5 结束语

直流融冰系统的投运极大地增强了昭通地区线路抗覆冰能力, 增强了昭通电网抵御冰灾的能力, 该套系统投运, 将对昭通电网冰灾中保证供电, 避免电网受损提供了有力手段。

参考文献

[1]蒋兴良, 易辉.输电线路覆冰及防护[M].北京:中国电力出版社, 2002:153-187.

[2]李再华, 白晓民, 周子冠, 胡志军, 许婧, 李晓珺.电网覆冰防治方法和研究进展[J].电网技术, 2008, 32 (4) :7-13.

[3]常浩, 石岩, 殷威扬, 张民.交直流线路融冰技术研究[J].电网技术, 2008, 32 (5) :1-6.

新型模块化多电平直流融冰装置 篇2

2008年冰灾以来,输电线路冬季覆冰问题受到高度重视,兼有静止无功补偿器(SVC)功能的直流融冰装置成为研究热点,得到较大发展。2008年10月,南方电网公司福泉500kV变电站60MW固定式直流融冰装置通过现场试验[1,2];2008年12月,国家电网公司益阳500 kV复兴变电站120 MW固定式直流融冰装置通过现场试验[3]。直流融冰装置投运以来,在抗冰保电方面取得了良好的效果。但兼有SVC功能的晶闸管整流装置用于直流融冰时存在体积大、谐波污染严重以及拓扑切换复杂等不足,特别是用做移动式融冰装置时,这些问题尤为突出。

随着电力电子技术的进步,一方面在动态无功补偿领域,H桥链式静止同步补偿器(STATCOM)在体积、重量以及补偿性能上具有明显优势,正逐步取代SVC装置;另一方面,基于链式结构的半桥模块化多电平变流器(MMC)已应用于柔性直流输电领域并展现出技术优势。与链式STATCOM相比,MMC采用与之类似的模块串联结构,同时具备四象限运行能力,因而应用范围更加广阔[4]。

本文在电力电子新技术的基础上,结合直流融冰装置需兼顾动态无功补偿功能的应用需求,提出了一种采用双星接全桥型模块化多电平变流器(DSBC-MMC)的新型直流融冰装置。理论分析和数字仿真结果表明,基于DSBC-MMC的新型直流融冰装置具有以下技术优势。

1)输出直流电压、电流,可在0到额定值之间全范围连续调节。

2)多电平脉宽调制(PWM)整流,无需整流变压器,没有谐波污染,不需要无源滤波器。

3)结构简单,无功补偿模式和融冰模式无需进行拓扑结构切换。

1 直流融冰装置的技术需求

尽管与传统的交流融冰方案相比,直流融冰所需的电源容量较小,在经济性和技术可行性方面具有显著优势[5]。但由于融冰装置仅在冬季覆冰期才会使用,利用率低。为克服这一弊端,提出兼有SVC功能的直流融冰技术方案。

根据构成原理的不同,兼有SVC功能的直流融冰装置大致可分为晶闸管控制电抗器(TCR)型和可控整流器型2种[6,7],且在国内外都有实际工程应用。加拿大魁北克省和江西复兴站采用将直流融冰装置改造为TCR接线形式的SVC;俄罗斯和浙江金华站则采用整流桥直流侧经平波电抗短路的方法,将融冰装置改造为可控整流器型SVC[7]。

文献[6]中指出,TCR型直流融冰兼无功补偿装置在无功补偿与直流融冰2种模式下的主电路拓扑结构和控制方式完全不同。改变运行模式时,装置需退出运行以更改主电路接线和控制方式,功能切换复杂。而可控整流器型直流融冰兼无功补偿装置只需通过外部隔离开关的简单分合操作,就能实现无功补偿与直流融冰运行模式之间的切换,2种运行模式下的主电路拓扑结构和控制方式基本不变,切换操作灵活、便捷,装置运行的可靠性得到保证。

通过详细的计算发现,可控整流器型SVC运行时电压应力、阀损耗和谐波均明显大于TCR型SVC装置,且直流融冰兼无功补偿装置绝大部分时间运行于无功补偿模式[7],导致其综合运行效益大大降低。

综上所述,兼有SVC功能的直流融冰技术方案,在功能切换的便捷性与综合运行效益之间无法兼得。除此之外,无论以上何种SVC方案,都需要有整流变压器、平波电抗器以及无源滤波器,因而融冰装置体积庞大,且会对电网造成不同程度的谐波污染。

2 基于可关断器件的直流融冰方案

为了解决融冰装置的谐波和体积庞大的问题,采用可关断器件(例如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)等)和PWM技术成为必然的选择。

从提出兼有SVC功能的直流融冰技术方案以来,对直流融冰装置的功能和控制性能的要求也提出了更高的标准,根据现有的技术水平和实际的应用需求,应至少包括以下3个方面。

1)输出电流、电压应能够宽范围连续可调,从而满足不同类型导线和不同线路长度的融冰需要。

2)体积小、占地少、操作简便、维护量少。由于线路覆冰的不确定性,融冰装置应尽可能便于移动。

3)尽量减少谐波、噪声等对变电站和系统的不利影响,同时兼顾变电站动态无功补偿的应用需求,以提高设备利用率。

按照这一技术发展思路,文献[8]中提出STATCOM型直流融冰装置的方案设想。尽管STATCOM具有比SVC更好的谐波特性和动态无功补偿能力,但由于10kV以上中压STATCOM装置采用的H桥链式多电平结构,没有公共直流母线,无法输出直流高压,因而这种方案仅适用于0.4kV低压两电平系统,只能满足低压线路的融冰需求。文献[5]中提出采用柔性直流输电的技术方案进行直流融冰,但也存在明显的不足:无论是IGBT串联低电平方案,还是MMC多电平方案,其直流侧的工作电压都必须高于交流整流电压才能避免出现PWM过调制,即柔性直流输电技术方案中直流侧的输出电压只能在交流整流电压以上进行调节,可调范围非常有限,无法满足不同线路长度和不同类型导线的融冰需求。

在以上方案的基础上,文献[3,9-10]提出了一种基于直流斩波单元串联的电压源逆变器(VSC)型直流融冰装置。该装置通过移相变压器和PWM整流来克服谐波问题,利用单元串联实现直流高压输出,并通过采用斩波电路来保证输出直流电压宽范围连续可调。除融冰功能外,该装置还可作为柔性直流输电设备使用。该方案充分考虑了直流融冰装置的应用需求,有效避免了SVC型直流融冰装置存在的不足。但是使用移相变压器增加了装置的体积和占地要求,降低了灵活性。同时,三相PWM整流加直流斩波的单元结构过于复杂,成本高、损耗大、可靠性较差。另外,高频直流斩波电压连接于输电线路还存在电磁兼容风险。

本文在对比现行技术方案优缺点的基础上,提出一种新的直流融冰技术方案,采用全桥型MMC技术,将直流融冰装置和动态无功补偿装置相结合,不仅结构简单,无需整流变压器或移相变压器,而且操作便捷,功能切换时无需切换拓扑结构和运行模式,可实现交流侧的多电平输出,无谐波问题,无需加装滤波器。该方案具有占地小、重量轻、经济性好、运行效率高等诸多优点。

3 全桥型模块化多电平变流器

按照拓扑结构的特点,可将MMC分为4种类型[11]:(1)星接全桥型(SSBC);(2)角接全桥型(SDBC);(3)双星接半桥型(DSCC);(4)双星接全桥型(DSBC)。其中,前2种拓扑在中压动态无功补偿中作为链式STATCOM的基本拓扑被广泛应用;第3种拓扑则是柔性直流输电(VSC-HVDC)领域的2种主要技术方案之一;而第4种(如图1所示)仅是拓扑推演的结果,目前尚未有明确应用领域。

本文将全桥模块化多电平拓扑方案应用于直流融冰领域,研究表明DSBC-MMC不仅能满足直流融冰的各项技术要求,同时能够兼容变电站动态无功补偿的需求,实现了1套装置、2种功能的完美融合。

从拓扑结构来看,图1所示的DSBC-MMC相当于2台并联的星接链式STATCOM装置,不同之处在于将2台STATCOM装置的中性点分别引出作为直流输出端。与星接链式STATCOM装置的三端交流输出相比,DSBC-MMC有交、直流母线,从而可以同时传输有功和无功功率,实现四象限运行。

与柔性直流输电中采用的半桥MMC相比,DSBC-MMC具有类似的整体结构,不同之处在于将装置中的单元模块由半桥斩波电路改为全桥电路。在半桥MMC中,单元模块的输出电压中直流分量固定不变,而在DSBC-MMC中,单元模块的输出电压中的直流分量可任意调节,从而使装置具有直流输出电压连续可调的能力。

本文所提出的DSBC-MMC直流融冰装置相当于将链式STATCOM和MMC变流器相结合,使其具备交流侧为多电平PWM整流、直流侧输出连续可调直流电压的能力。该装置能够天然地兼容链式STATCOM的所有功能,不仅具备与MMC类似的高压直流输出端,还具有MMC所不具备的输出直流电压宽范围连续可调的能力,从而能够满足融冰装置的全部功能需求。

4 新型直流融冰装置的运行与控制

DSBC-MMC装置用于直流融冰和动态无功补偿功能的控制框图见图2。其中:Qset为无功功率指令;iQRef为对应的无功电流指令;iPRef为有功电流指令;iRef为总的输出电流指令;uU,uV,uW为三相输出电压指令;AVC表示自动电压控制。

基于DSBC-MMC的直流融冰装置的运行与控制技术包括系统级控制和装置级控制2个部分。系统级控制包括直流电压控制和动态无功控制;装置级控制包括直流总电压控制(电压外环)、交流电流闭环控制(电流内环)、零序电压注入、模块均压控制以及载波移相调制等。

系统级的直流电压控制用于生成装置直流侧的输出电压指令,由外部给定值Ud经过电压闭环控制得到。系统级控制以装置级控制为基础,首先通过装置级直流总电压控制将同一相所有模块直流电容电压之和稳定在设定值Udc,然后,系统级控制通过对每个模块的输出电压进行调制,使得装置的直流输出电压为:

式中:ds为模块输出直流分量对应的调制比。

动态无功控制用于生成装置交流侧输出的无功电流指令,分为2种方式:(1)根据变电站电压系统(AVC)的指令来实时给定;(2)通过设定无功—电压曲线,使装置根据交流母线电压的变化情况,自动调节输出的无功电流。动态无功电流指令通过装置级电流闭环控制来实现跟踪控制。

在装置级的控制方法上,DSBC-MMC与链式STATCOM及半桥MMC有诸多相似之处,如模块均压控制、环流控制、载波移相调制等,相关文献中已有广泛研究[12,13,14,15,16],本文不再赘述。但在输出直流电压控制方面,DSBC-MMC有其独特之处,本文围绕直流融冰装置的功能需求,着重分析DSBC-MMC装置中与输出直流电压调节相关的控制技术,主要包括直流电压调制、零序电压注入和功能切换等。

4.1 直流电压调制原理

DSBC-MMC直流融冰装置的接线如图3所示,三相桥臂的中点分别连接A,B,C三相交流电网;上、下桥臂的中性点MH和ML为直流侧正负母线,连接覆冰线路。如前所述,DSBC-MMC通过调整上、下桥臂的中性点MH和ML的直流偏移电位,实现可控的直流输出。

在链式MMC中,装置的交、直流输出电压由每个模块的输出电压叠加而成,同一相内各个模块的工作情况基本类似。不失一般性,以A相任意模块n为例,来说明DSBC-MMC输出直流电压、电流的基本原理,如图4所示。

图4所示为链式STATCOM和DSBC-MMC均采用的全桥模块。在链式STATCOM中,H桥模块的输出为正负对称的交流电压,不含直流分量,其输出电压的表达式为:

式中:Uan为单模块输出交流电压的幅值。

图3中所示的DSBC-MMC主电路中,MH和ML的直流电位偏移是串联模块输出电压叠加的结果,因而每个H桥模块的输出中既含有交流分量,也有直流分量。H桥模块输出电压的直流分量通过PWM来实现。对于A,B,C三相上桥臂的H桥模块,叠加幅值为Udn的直流分量,模块输出电压为:

式中:udcHn为上桥臂第n个模块的直流电容电压。

对于下桥臂的模块,直流电容电压为udcLn,叠加幅值为-Udn的直流分量,模块输出电压为:

各相上、下桥臂的输出电压为各自N个串联模块输出电压的叠加,其输出电压表达式为:

式中:X=U,V,W。

由于A,B,C三相上、下桥臂的输出电压中含有幅值相同的直流分量,UH,VH,WH之间以及UL,VL,WL之间的线电压不发生变化,因而其交流输出电流不受直流偏移电压的影响。

DSBC-MMC运行过程中,各相上、下桥臂输出的交流电流相等,同一相中上、下2个连接电抗上的压降相互抵消,因而上、下桥臂中性点MH和ML的电位差为:

即MH和ML之间的电压差仅含有直流分量Ud,其幅值为同一相所有模块直流偏移电压之和。

4.2 零序电压注入调制原理

在如图4所示的全桥模块中,若直流电容电压为Udcn,则模块的输出电压只能在-Udcn~Udcn之间变化。当输出电压中含有直流分量时,输出电压交流分量的幅值会受到影响。因而,与链式STATCOM的运行方式相比,在输出相同交流电压的条件下,DSBC-MMC需要更高的直流电压。在开关器件耐压一定的情况下,更高的直流电压意味着需要串联更多模块,无疑会增加装置成本。

本文借鉴两电平变流器中空间矢量脉宽调制(SVPWM)中的三次谐波注入原理,为DSBC-MMC设计了一种简单有效的零序电压注入方法,将三相电压调制波由正弦波变为“平顶波”,可有效提高装置的直流电压利用率,且能够获得最大的直流电压偏移。

零序电压注入的基本原理是在三相交流输出中加入幅值和相位完全相同的交流分量,从而仅改变调制电压,不影响输出电流。在DSBC-MMC中,以上桥臂为例进行说明。桥臂中所有模块的直流总电压记为Udc,上桥臂U,V,W三相的输出电压指令(调制电压)分别为uU,uV,uW,构造零序电压u0,其表达式为:

注入零序电压后的三相调制电压定义为:

零序电压注入的方法即为将三相调制电压分别减去上述零序电压u0,从而尽可能让三相调制电压回到调制比允许的范围内,如图5所示。

以三相对称的工频调制电压为例,采用上述方法构造的零序电压注入前后的电压波形如图6所示。

计算和仿真结果表明,通过采用零序电压注入的调制策略,输出的“平顶波”电压的幅值减小为原来正弦波的86.6%,从而将直流电压的利用率提高15%,达到两电平SVPWM的水平。

4.3 直流融冰与无功补偿的功能切换

图3所示的DSBC-MMC装置接线图中,作为直流融冰装置运行时,装置的交流侧连接电网,直流侧连接待融冰线路;作为动态无功补偿装置运行时,交流侧仍连接电网,直流侧与融冰线路断开即可。

另一方面,在图2所示的系统控制框图中,DSBC-MMC装置的直流融冰功能和动态无功补偿功能是在同一控制模式下实现的,即装置功能切换时,只需将直流输出电压指令即图2中Ud设为0即可,无需进行控制策略切换。

因而,在整个功能切换过程中,DSBC-MMC装置无需进行主回路拓扑变化,也无需进行控制策略切换,从而简化了操作,降低了故障概率,提高了整体可靠性。

5 系统设计与仿真验证

为了验证DSBC-MMC装置的直流融冰功能和相关控制方法,在PSCAD中搭建了针对典型220kV线路的直流融冰装置的数字仿真模型。

典型220kV变电站出线一般为LGJ-2x240/55,线路最长为50km。该类型导线的最小融冰电流为1 240 A,直流电阻为0.0 599Ω/km,采用1-1接线时线路直流电阻为5.99Ω。

本文给出DSBC-MMC直流融冰装置主要设计参数。额定交流电压为10kV;额定直流电压为0~15.8kV;额定直流电流为0~2 400A;每相串联模块数量为30个,上下桥臂各15个;模块直流电容电压为1 000V;模块输出交流分量为385V;模块输出直流分量为0~528V。

图7为DSBC-MMC从无功补偿模式切换到直流融冰模式,再切换回无功补偿模式全过程中,直流电压指令Ud、无功补偿指令Qs以及交、直流侧电流的波形。DSBC-MMC可以在无功补偿功能和直流融冰功能之间平滑切换,切换过程在1个工频周期内即可完成。

图8显示了注入零序电压采用后,在直流融冰时上、下桥臂的输出电压为含有直流分量的“平顶波”。图9所示为上、下桥臂及交流侧电流波形,在无功补偿时,DSBC-MMC上、下桥臂输出电流相等且只含有交流分量,而在直流融冰时上、下桥臂的输出电流既含有直流分量,也含有交流分量,但其交流侧总电流不含直流分量。上述仿真结果验证了本文提出的DSBC-MMC直流融冰方案及其控制方法的有效性。

6 结语

本文从电网的实际应用需求出发,提出了一种新型模块化多电平直流融冰装置,将变电站的动态无功补偿需求和冬季融冰需求相结合,一方面引入新一代动态无功补偿装置,提高变电站的动态电压调节能力和故障穿越能力,减少占地的同时避免了谐波污染;另一方面,最大限度提高直流融冰设备的利用率,大大简化运行和维护操作,从而提高了装置的整体可靠性。结合全桥MMC的结构特点,提出了兼顾直流融冰和无功补偿功能的控制方法,并通过数字仿真验证了所提技术方案和控制方法的有效性。

直流融冰装置 篇3

输电线路在冬季覆冰是威胁电力系统安全、稳定运行的严重灾害之一[1]。现已研制成功的直流融冰装置在线路融冰方面取得了显著的效果[2,3,4,5,6]。近年来,受北方强冷空气南压影响,甘肃东南部出现大范围冻雨及强降雪天气,甘肃陇南电网330 k V晒都线线路C相接地故障(事后现场调查,该线路95号杆塔线路覆冰厚度达到7.8 mm),重合闸动作不成功,两套保护正确动作切除故障,线路三相跳闸,此次事故造成5万余用户停电,损失负荷76 MW,为了有效解决线路覆冰问题,保证地区电网安全稳定运行,甘肃电网计划投入西北首套330 kV线路直流融冰装置。

固定式直流融冰装置是利用三相桥式整流电路将交流电转变成直流,电力电子器件的应用,会有一定量的谐波电流注入电网,需要开展直流融冰装置的谐波污染分析和电能质量实测工作[2,7]。同时针对现场启动过程中整流变励磁涌流导致重合闸后加速误动进行分析解决[8,9],又从直流融冰装置工程项目市场需求出发,分析了社会经济效益,最后为该变电站直流融冰工程项目提出相关建议。

1 融冰装置接入方案和仿真分析结果

1.1 融冰装置额定参数和融冰原理

本次直流融冰装置采用ZS-44800/35型整流变压器,容量44.8/22.4/22.4 MVA,额定电压:35 000/9 500/9 500 V,额定电流:738/1 360/1 360 A,连接组别:Yy0d11,二次绕组各挡位电压9 500/8 647/6 942/6 333/5 481/4 019 V。从330 k V变电站35 k VⅠ母上取得35 kV融冰电源,融冰电源降至10 kV交流电压以后提供给了12脉波整流部件,在330 k V线路停运状态下,对侧变电站将线路末端U、V、W三相进行短接,融冰方式采用两并一串的形式,采用融冰装置自带的矩阵闸刀自动切换三相线路连接到整流装置上,输出9.5 k V、最大4 k A直流电流,利用4 kA直流电流分别通入U、V、W三相导线,保证三相线路均衡融冰[10,11]。该具体接线示意图如图1所示。采用两并一串方案,融冰回路电阻仅仅为0.5×电阻率×线路长度,因此在相同的直流融冰条件之下,融冰时所需电源容量和电压都可以降低25%。

1.2 融冰装置的谐波仿真分析

用Matlab搭建两桥并联仿真模型:主要由四大模块构成:电源模块、融冰装置模块(包括整流变模块)、谐波计算模块和线路模块。仿真中整流变的接线方式采用Yy0d11接线方式,导线型号采用4×LGJ-300作为仿真对象,通过仿真分析得出固定式融冰装置的谐波频谱图如图2至图5所示。

由图2至图5可以看出,线路融冰时35 k V阀侧的5次和7次电流谐波略超过国家标准,其余特征谐波电流、电压较小,电压谐波和电流谐波基本满足标准要求;图6仿真结果表明网侧电流波形质量较好,模型中的整流变采用ZS-44800/35型12脉波整流变压器的参数,能够起到抑制谐波的作用。

考虑装置本身总体谐波电流不大,对主变影响较小,并且作为融冰装置是短时运行工况,因此该站可以不加装滤波装置。

2 现场测试效果分析

2.1 现场测试结果

在直流融冰装置启动之后,对330 k V和35 k V两个测点的电能质量开展背景谐波测试;融冰过程中实时对融冰引起的电能质量变化情况进行检测。采用电能质量分析仪测量,测量用的电压信号取自母线电压互感器(TV)计量二次侧;电流信号取自35 k V侧和330 k V侧相应断路器电路互感器的二次侧。两台仪器的时间系统进行统一对时,同时开展测量。谐波测量取三相中95%概率值的最大相进行分析。其中,谐波电压总畸变率按照《电能质量-公用电网谐波》附录相关计算公式来进行THDu值计算[12]。

2.2 现场测试结果分析

根据表1的内容可以看出,在融冰的时候,直流融冰装置产生了大量谐波电流,但是通过主回路注入到330 k V交流侧则没有见到明显的影响。在35 kV侧融冰的时候,3、5、7次运行谐波电流较高,考虑主要为整流装置运行时产生励磁涌流影响,而11、13次特征谐波电流过高,主要为12脉动的固定式直流融冰装置,主要是11次和13次谐波,测试的结果与理论的分析一致。330 k V侧电压等级运行期间各侧谐波电流都很小,谐波电流测试的结果合格。

A

根据表2可以看出,正常运行方式下,晒金变35 k V母线电压各奇次谐波电压含有率及谐波电压总畸变率均满足国标限制要求。融冰装置启动未对电网造成谐波污染。

注:表2中h3~h21的国标限值均为:2.40%。

根据表1和表2数据分析,加之本次安装的固定式直流融冰装置的变电站靠近水电站,系统可以提供较大的无功功率,并且在冬季小方式运行下,负荷小,造成小方式下电压偏高,交流母线电压较高,并且本装置整流变分接抽头为六组,采用12脉动直流输出,减少了工作时产生的谐波和无功损耗,使得无功功率需求较小,现场无需安装无功补偿和谐波抑制设备,这节省了该工程的造价和占地。同时现场电能质量实测结果更好验证了仿真模型搭建的准确性和设计方案的可行性。

3 启动过程保护动作原因分析

3.1 整流变空载投切动作现象分析

在此次整流变空载投切过程中,线路因重合闸后加速保护动作而跳闸。检修人员多次检查操作机构未发现任何问题,于是现场测试人员对该整流变空载投切录波文件进行分析检查,分析判定整流变空载投入时,空载合闸电流可达变压器额定电流的6~8倍。现场记录的冲击电流波形数据显示,励磁涌流最大值为3 354.8 A,衰减最长时间为278 ms。如果空载合闸时正好在电压瞬时值u=0时接通,涌流最大。若正好在电压瞬时值为最大值时合闸,则不会出现涌流,只有正常的励磁电流。但是对于三相变压器,无论在任何瞬间合闸,至少有两相会出现不同程度的励磁涌流。线路所带设备产生涌流使重合闸加速保护误动作。

3.2 解决涌流跳闸措施

通过保护动作原因分析,现提出以下解决措施:

(1)提高过流保护的整定值以躲过合闸涌流。但由于过流保护是按照最大负荷整定的,提高整定值可能使保护装置失去作用。

(2)解除“手动合闸于故障状态时,后加速动作跳闸”保护方式,但这样无异于将重合闸后加速保护退出。

决定将重合闸后加速保护增加一定的时限0.3 s。可以从根本上解决重合闸后加速误动作问题。其根据为首先可彻底避免由于线路所带空载变压器过大的合闸涌流对继电保护的影响,消除重合闸后加速的误动;其二如真的合闸于线路故障上,也可由无时限速断或带0.5 s延时的过流保护Ⅱ段切除故障,并不会造成故障范围的扩大。

4 项目产生应用效果分析

对90.375 km晒都线线路融冰过程中,从线路停电操作开始至融冰结束需8 h,融冰所消耗的电量约286 270 k W·h,折合人民币约9.3万元。同样的线路在以往是采用人工除冰,6个人l天的除冰量为2个档距,约600 m,则整条线路除冰至少需6个人进行150天。因此,采用直流融冰技术可以大大缩短覆冰对线路影响的时间,降低了线路故障停电的风险,减少对用户的影响,并且每次融冰所需费用低,社会效益十分明显。直流融冰装置采用可控整流方式,可实现零起升压和升流,利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。配置自动控制和保护设备,对不同线径和长度的线路,可调节直流输出电压来提供不同融冰电流,融冰时对系统冲击小,需要的倒闸操作少,适应性较好。

同时,此次直流融冰技术在现场的成功启动,获得了大量宝贵的现场数据和资料。这些数据和资料为融冰理论的验证和深入研究提供了技术支撑,为融冰技术的推广和输电线路防冰抗冰工作积累了宝贵的经验。

5 结语

电网冰灾的直接原因是输电线路覆冰严重,覆冰严重时会断线、倒杆/倒塔,导致大面积停电事故,因此需要采取多种措施强化预防工作:

(1)优化直流融冰装置启动过程中运行管理效率措施。直流融冰三相电流不同导致不同融冰模式需要进行模式组合应用,切换时有较长时间的停电过程,这会影响融冰效果,过程包括线路停复电、融冰母线搭接、短路点搭接、装置升流融冰等。因此优化融冰操作流程可以节省融冰时间,对运行人员加强直流融冰装置操作的培训和演练,严格按控制时间开展工作,现场需要配置至少两组运行(检修)人员,包括线路首端搭接及拆除工作人员,保证能按照线路融冰时间节点要求同时进行两条线路融冰操作。

(2)加强陇南电网的二通道建设。由于330 k V线目前是单回线运行,若是由于发生覆冰灾害导致该线路停运或故障跳闸,将导致晒都线系统的水电无法送出,加剧天水地区主网冬季用电紧张的局面,甚至导致晒都系统孤网运行,给系统安全运行带来严重的安全隐患。因此需要架设晒都线路二通道,完善该地区主网架中的薄弱环节,保证该地区在电网冰灾中的供电能力。

(3)开发电网在线预警和在线安全防御的调度决策支持系统。研制输电线路覆冰预警与监控系统,建立准确的冰区图,制定线路在冰雪条件下的运行规则和标准,加强防冰应急措施,对提高防灾调度指挥的准确与高效实施具有重要的意义。同时,利用建立的平台,可以综合评估电网设备受损状况,为电力抢修及物资和人员调配等提供决策依据。

参考文献

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[11]黄森炯,王京锋,许育燕.直流融冰试验在宁波电网的应用[J].电工电气,2014(6):31-33.

直流融冰装置 篇4

2008年中国南方地区发生了严重的冰雪灾害,给输电线路和电网结构造成了极大破坏[1]。为此,国内积极开展了抗冰、融冰方面的研究工作[2,3,4,5,6]。其中,研制成功的直流融冰装置在线路融冰方面效果显著。目前已有多种结构形式的直流融冰装置投入了实际运行[3,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16]。

已投运的直流融冰装置普遍容量较小,无法满足500kV主干电网中大线径、远距离的超高压线路融冰需求;部分直流融冰装置兼有静止无功补偿器(SVC)功能,但是在融冰和SVC运行模式之间的切换操作比较繁琐,人工参与较多,容易出错;直流融冰装置的控制保护系统普遍采用单系统配置,没有考虑长期运行对可靠性的要求。因此,研制出自动化程度高、运行可靠的大容量直流融冰兼SVC装置对于中国主干电网的抗冰融冰、动态电压支撑具有非常重要的意义。

本文结合500kV桂林变电站内的直流融冰兼SVC装置的研制情况,介绍大容量直流融冰兼SVC装置在研制过程中需要考虑的问题,旨在为今后类似工程提供参考。

1 直流融冰兼SVC装置的总体结构

500kV桂林变电站是“西电东送”大通道上的一座枢纽变电站。站内有6条500kV线路和6条220kV线路在冬季有融冰需求。其中最长的500kV施黎桂甲、乙线型号为LGJ-6×300,长度约336km。按环境温度为-5℃,风速5m/s,覆冰厚度10mm,融冰时间为1h计算,最小直流融冰电流达4 389A,最小融冰功率大于180 MW。

桂林变电站内主变压器的35kV侧绕组容量很难满足直流融冰兼SVC装置的需求。因此,考虑将直流融冰装置直接接入主变压器的220kV侧交流母线。直流融冰装置兼有SVC功能,不论处于融冰还是SVC方式运行都会产生大量谐波电流,消耗大量无功功率,因此必须配置交流滤波器组。综合经济、技术等因素,最终为大容量直流融冰兼SVC装置设计了全新的一次拓扑结构,如图1所示。

图1中,直流融冰兼SVC装置采用2台三绕组整流变压器,绕组接线形式分别为:YNdy和YNdd。整流变压器高压侧直接从220kV高压电网受电;中压侧连接交流滤波器组;低压侧连接换流阀组。在融冰运行模式下,2组6脉动阀组在直流侧串联成12脉动阀组。阀组之间连接处接地,使直流融冰装置的绝缘要求处于较低水平。12脉动阀组与2台三绕组整流变压器一起运行,通过一次设备的优化设计可以使换流阀组长期大角度运行,直流电压调节范围很广,可满足不同长度线路的融冰需求,不需要考虑6脉动阀组的单独运行方式。

在双6脉动阀组的串联结构中,直流侧最大输出电流主要取决于晶闸管的额定电流。目前工程上实际使用的12.7cm晶闸管额定电流达4 120A,组成的换流阀组额定输出直流电流达4 500A以上,计及1.1倍过负荷能力,阀组的通流能力约5 000A,能满足大多数500kV交流线路的融冰需求。

对于需要更大直流融冰电流的线路,可以采用2个6脉动阀组并联结构的直流融冰装置进行融冰[15,16]。在双6脉动阀组并联结构的融冰装置中,当2台整流变压器的绕组接线形式完全相同时,交流侧电流的特征谐波次数为6n±1,n=1,2,…。与串联结构的融冰装置相比,注入交流系统的谐波电流量较大,需要交流滤波器组的容量也较大。因此,在双6脉动阀组并联结构中,2台整流变压器阀侧绕组的接线形式上也应相差30°以降低谐波含量,如图2所示。

在实际工程中究竟是采用双6脉动阀组的串联结构还是并联结构,首先应考虑线路的最小融冰电流、晶闸管参数,同时还应结合设备投资、占地、损耗、装置的复杂程度等因素综合判断后确定。在单个晶闸管的通流能力满足线路融冰电流要求情况下,通常优先采用双6脉动换流阀组的串联结构。

不论2个6脉动换流阀组串联还是并联,在SVC运行模式下,都需要将2个6脉动阀组之间的连接断开。每个6脉动阀组分别与各自的相控电抗器和整流变压器一起组成角型SVC独立运行。当一台SVC故障时,另一台SVC也可以正常运行。

2 融冰和SVC运行模式之间的自动切换

大容量直流融冰兼SVC装置结构复杂,各部件尺寸较大,为了方便实际应用,融冰和SVC运行模式之间切换时需要尽量避免人工参与,实现自动切换。融冰和SVC运行模式之间的切换内容包括一次系统换流阀组相关部分拓扑结构的变换和二次系统控制保护逻辑以及有效触发脉冲的切换。从监控后台界面上发出运行模式切换命令时,融冰装置的一次系统结构和二次系统控制保护逻辑以及有效触发脉冲都需要自动切换。

2.1 换流阀组相关结构的切换

桂林变电站直流融冰兼SVC装置的一次系统换流阀组相关部分拓扑结构如图3所示。

在每个6脉动换流阀组中都设有7组三相电动隔离开关(模式切换隔离开关)。通过对模式切换隔离开关的分、合操作来实现一次系统结构的切换。以与换流变压器Y绕组连接的6脉动阀组为例,在融冰和SVC两种运行模式下,各组隔离开关的分合位置分别如表1所示。

2.2 控制保护逻辑和触发脉冲的切换

控制保护逻辑和触发脉冲的选择方案如图4所示。

监控后台发出的运行模式选择命令发往控制保护系统,并将融冰功能块和SVC功能块的其中之一使能,使其成为当前有效功能块。控制保护系统通过I/O接口采集到的测量量和状态量同时送往融冰功能块和SVC功能块进行计算,而只有当前有效功能块的计算结果才能通过公共功能块输出对I/O接口进行控制。融冰功能块和SVC功能块发出的控制脉冲由触发脉冲选择功能块根据当前运行模式进行选择后发往VCU。

3 控制保护策略与冗余系统切换方案

桂林变电站大容量直流融冰兼SVC装置控制保护系统在已有的高压直流输电(HVDC)和SVC控制保护系统基础上开发而成。融冰运行模式下,采用定直流电流控制,控制保护系统中集成了交流过压保护、桥差动保护、直流过流保护、直流过压保护、直流谐波保护以及融冰线路断线保护和融冰线路接地保护等保护。桂林直流融冰装置由于对一次系统进行了优化设计,允许设备长期大角度运行,因此不再需要配置大角度监视保护。SVC运行模式下,可选择采用定500kV交流母线电压控制和定无功功率控制,控制保护系统中集成了晶闸管控制电抗器(TCR)过电流保护、TCR差动电流保护、阀组过压、欠压保护和阀组过流限制保护等保护。另外,对于整流变压器和交流滤波器还单独配置了换流变压器保护和交流滤波器保护。

大容量直流融冰兼SVC装置融冰线路的电压等级较高,多处于主干电网,并且作为SVC模式时还需要长期运行,因此,对设备的可靠性要求会更高。桂林变电站直流融冰兼SVC装置的控制保护系统采用了双系统冗余配置。在设备运行过程中,任何一套控制保护系统故障都不会影响设备的运行。冗余双系统之间的切换方案如图4所示。A,B两套控制保护系统都有自己的I/O单元。通过自己的I/O单元,A,B系统同时采集一次系统的测量量以及开关、刀闸位置等信息,而只有当前有效的控制保护系统才会将控制命令发往开关、刀闸。A,B系统的触发脉冲同时发往VCU,VCU会选择当前有效系统的触发脉冲发往晶闸管阀组,进行最终的触发。

4 直流融冰兼SVC装置现场运行情况

桂林变电站大容量直流融冰兼SVC装置的结构见图1和图3,现场实物图见附录A图A1。该设备的最终设计容量如下:在融冰运行模式下,额定输出有功功率为225 MW,额定输出电压为直流±25kV,额定输出电流为4 500A,最大过负荷电流5 000A;在SVC运行方式下,TCR的额定输出无功功率为240Mvar,SVC装置向交流系统输出无功功率从感性60 Mvar到容性180 Mvar之间连续可调。

桂林变电站直流融冰装置换流阀采用12.7cm晶闸管搭建,采用2套独立的水—风强迫冷却方式冷却。换流阀组的触发角调节范围是5°~88°,且具有大角度长期运行能力。该融冰装置通过直流侧隔离开关位置的不同组合具有1-1和1-2两种运行方式[3,7],能够满足35~480km的500kV交流线路或6~410km的220kV交流线路的融冰需求。

桂林变电站直流融冰装置于2010年12月25日对500kV黎桂乙线成功进行了大电流融冰试验,导线温升明显,其中直流电流从3 000 A升至4 500A的12min内,导线温度从3.6℃升高到6.6℃。桂林站直流融冰装置自2010年末正式投运以来,已多次完成了多条交流线路的融冰任务,其中包括了长度为336km的500kV施黎桂甲、乙线。图5所示为施黎桂乙线融冰时,直流电流达4 400A时直流电压、电流、触发角的现场录波波形。融冰电流在4 400A共维持了约57min,施桂乙线上覆冰30 mm处的融化程度约为95%,其他处为100%,融冰效果明显。

桂林变电站直流融冰兼SVC装置的融冰运行模式与SVC运行模式之间的自动转换时间不超过5min。SVC模式运行时,在电网动态过程中设备对500kV交流母线电压的调节能力达7kV,有效提高了电网的稳定水平。

5 结语

大容量直流融冰兼SVC装置由于容量较大,可以采用2台三绕组换流变压器直接从变电站高压母线受电结构,变压器的第3绕组电压等级设置成35kV,方便常规交流滤波器的接入;通过对一批隔离开关位置的控制,可以实现换流阀组不同功能结构之间的自动切换;通过对控制保护系统的冗余配置,可有效地提高设备的可靠性。

大容量直流融冰装置需要按不同站的线路线径、长度等因素具体设计,确定具体的设备参数。桂林变电站大容量直流融冰兼SVC装置的一些技术特点为今后大容量直流融冰兼SVC装置的研制提供了一定的参考。

感谢陈赤汉、田杰、李海英3位专家对本文工作的指导与帮助。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

特高压直流输电线路融冰方案 篇5

中国是世界上输电线路覆冰灾害最严重的国家之一。覆冰会使输电线路的机械和电气性能急剧下降,严重时会造成跳闸、断线、倒杆塔,导致停电事故,给国民经济带来重大损失[1,2,3]。因此,研究输电线路的防冰和除冰技术对提高电力系统的安全性和可靠性有重要意义[4]。

未来3年,中国将陆续建成云南至广东、向家坝至上海、锦屏至苏南这3条±800 kV特高压直流输电线路并投入运行,还有多条特高压直流输电线路已列入建设计划[5,6]。一方面,这些特高压直流系统双极额定输电容量高达5 GW～7.2 GW,如此大容量的电力输送对直流输电系统的可靠性提出了极高的要求[7,8];另一方面,特高压直流输电线路输送距离远,中间需跨越多个易发严重覆冰灾害的区域。因此,研究特高压直流工程的防冰和除冰技术显得尤为紧迫和重要,对确保特高压直流输电系统本身以及相关电力系统的安全可靠运行都具有重要意义。

目前输电线路防冰和除冰技术有很多种[9],本文采用加热融冰方法[10],其原理是使输电线路流过大的直流电流,通过线路电阻发热升温融化覆冰。根据特高压直流工程的技术特点[11],本文将研究特高压直流输电线路融冰的2种方案:一种方案是对线路施加额定值左右的电流,预防覆冰形成,称为预防性融冰方案,这种方案也能融化已形成的覆冰,只是需要很长的时间;另一种方案是对线路施加很大的直流电流,快速融化已形成的覆冰,称为紧急融冰方案。

1 特高压直流系统常规运行方式

特高压直流输电系统每端换流站有4个12脉动换流器,分为2个极,每个极2个换流器串联,其主接线如图1所示。

正常运行方式下,特高压直流工程的2个极直流电压极性相反,一个极的线路对地电压为+800 kV,另一个极的线路对地电压为-800 kV。直流电流的方向始终与换流阀的导通方向一致。2个极的功率方向相同,都将功率从站1(整流站)输送至站2(逆变站)。

2 预防性融冰方案

2.1 直流高负荷时的预防性融冰方案

在丰大时段,特高压直流系统负荷较大,线路电流接近或达到额定直流电流4 kA,此时线路发热量基本可以预防覆冰的形成。即使环境温度很低或已有少量覆冰形成,由于特高压直流工程通常设计有短时10%以上的过负荷能力,可以充分利用系统短时过负荷能力间歇产生4.4 kA以上的线路电流,达到预防覆冰形成的目的。

在直流系统双极不能同时实现大负荷输电的情况下,可安排2个极轮流过负荷运行实施融冰,并同时维持设定的双极总功率。

过负荷是特高压直流系统及其控制保护[12]的常规功能,这种融冰方案的优点是容易实现,且不干扰特高压直流系统的正常运行。但易发覆冰的冬季通常处于枯小时段,此时特高压直流系统的整流端难以提供足够的功率,直流系统只能运行于低负荷工况,上述融冰方案将不再适用。

2.2 直流低负荷时的预防性融冰方案

枯小时段,受整流端系统功率不足的限制,特高压直流系统只能低负荷运行时,直流线路电流将远小于额定电流4 kA,此时如遇到低温雨雪天气,易产生覆冰灾害。针对这种情况,预防性融冰方案需要同时实现2个目标:

1)特高压直流系统的总输送功率应较小;

2)直流线路电流应尽可能大,至少达到额定值左右。

令特高压直流工程的2个极功率方向相反,一极正向传输功率,另一极反向传输功率,可同时实现上述2个目标。采用这种方案,单个极传输的功率可以很大,用于产生额定的直流电流;而由于2个极的功率方向相反,当2个极功率大小相近时,特高压直流系统的总传输功率很小,甚至可以使某一端换流站的总交换功率为0,而另一端换流站的双极总功率全部用于线路融冰损耗。由于这种融冰模式不需要很高的直流电压,因此,可以将特高压工程每个极的一个换流器隔离,采用双极单换流器大地回线运行方式。该预防性融冰方案如图2所示。

这种预防性融冰方案的主要优点是:

1)方案容易实现,几乎不需要对现有的特高压工程设计和控制保护系统功能进行修改就能实现这种融冰工作模式;

2)融冰时不需要整流侧交流系统提供很大的功率源,对交流系统造成的扰动也较小。

在双极功率异向的融冰方案实施过程中还需注意以下几个问题:

1)特高压直流控制系统的双极功率控制模式不支持2个极功率方向相反的运行方式,因此,在预防性融冰方式下,2个极应各自采用单极定电流控制模式。

2)融冰方案采用双极大地回线运行方式,如果2个极线路电流差异较大,接地极将流过较大的电流。为减小不平衡电流,融冰工作模式全过程(包括电流升降过程)中2个极的电流定值不应差别过大。如果需要特高压直流系统在融冰过程中同时传输少量功率,建议尽量采取一极全压运行,另一极降压运行的方式。

3)在预防性融冰模式下,直流系统双极总功率较小,但每个极的传输功率却很大。虽然双极异向融冰运行不需要交流系统提供很大的功率,对交流系统造成的扰动也很小;但考虑到融冰时天气情况一般比较恶劣,线路故障概率较高,一旦故障造成一极停运,直流系统会转入单极大地回线运行,将导致直流系统与交流系统的功率交换量突然增大,给两侧交流系统带来一定扰动。

为避免出现这种情况,应在特高压直流控制保护系统中为双极功率异向融冰方案增加特殊的保护功能:融冰大电流运行时,如果某极故障停运,控制保护系统应使另一极也迅速闭锁。该功能可采用以下方法实现:

1)设置融冰模式标志信号Deice_Mode,需要运行融冰模式时将该标志信号置为1;

2)在特高压直流控制系统的极间通信中增加功率方向信号,使本极能够接收对极的功率方向信号;

3)比较本极与对极的功率方向,如果2个极功率方向相反,则判定系统处于预防性融冰状态,定义Deice_Status为1;

4)根据本极运行信号OPN和对极运行信号OPN_FOP,采用以下逻辑判断对极在大电流融冰运行中是否出现故障停运:OPN_FOP为0、OPN为1且2个极功率差大于单极最小功率的1.1倍,则定义对极故障停运信号Deice_Stop_OP为1;

5)当Deice_Mode,Deice_Status,Deice_Stop_OP均为1时,判定系统在双极功率异向融冰运行过程中出现了对极停运,此时定义Deice_Trip为1,触发本极紧急停运。

采用上述特殊保护功能的双极功率异向融冰方案已在国内多个±500 kV常规直流工程中进行了试验运行,融冰过程中模拟单极故障停运的试验结果表明该保护能准确动作,将融冰时单极故障停运对两侧交流系统的扰动降至最小。

2.3 单换流站带回路运行的预防性融冰方案

双极功率异向融冰运行方式下,特高压直流工程2个极的直流电压是同极性的,因此,可考虑在特高压直流线路易覆冰区外的某一点将2条直流极线路短接,形成单侧换流站带回路融冰运行方式,如图3所示。

通过规划短接点的位置,使跨越易覆冰区的线路与一侧换流站形成回路,有针对性地进行融冰,而短接点以外的线路与对端换流站的融冰功率损耗就可省去。当然,这种融冰方案需要增加少量投资,包括短路线路与隔离刀闸,以及相关的站间通信等。

3 紧急融冰方案

如果大量覆冰已形成并威胁到杆塔安全,就需在很短时间内融化覆冰。这种情况下,额定的线路电流已不能满足融冰要求,必须采取紧急融冰方案,提供很大的线路电流,迅速融化已形成的覆冰。

根据对特高压直流工程采用的6×720 mm2导线的研究,特高压直流输电线路的紧急融冰电流在8 kA～9 kA左右[13]。在常规接线和运行方式下,特高压换流站无法提供这么大的融冰电流。

针对特高压直流工程的特点,可以采用2个换流器并联运行的方式提供紧急融冰电流。由于换流器是按照模块化原则设计的,所以只需在特高压直流输电工程的两端换流站增加少量连接线和隔离开关,就能方便地通过直流开关场操作,使换流器的常规串联运行方式切换为每站2个换流器并联融冰运行方式,这样在额定情况下可提供8 kA的直流线路电流,考虑换流器的过负荷能力,最高可提供超过9 kA的紧急融冰电流[14]。特高压直流单侧换流站内2个换流器并联运行的一种接线方式如图4所示。紧急融冰时对端换流站也采用同样的接线方式。

图4中的接线方案将换流器C1和C4并联,融冰电流流经的线路在图中用粗线标出。紧急融冰时,先将换流站转入单极单换流器C1金属回线运行,然后闭合C4并联线路上的隔刀,解锁C4并逐渐增大电流,即可不停电实现2个换流器并联融冰运行方式。

图4所示的紧急融冰接线方案需换流站增加部分一次设备,主要包括:4个800 kV直流隔刀Q1～Q4;2个400 kV直流隔刀Q5和Q6;1个400 kV地刀Q7;1个400 kV避雷器A1;2个中性线避雷器A2和A3;1个金属回线避雷器A4;若干条连接线。

要实现特高压直流系统的紧急融冰工作方式,直流控制保护系统的部分功能模块还需修改,增加这些模块在融冰方式下的特殊处理程序。这些修改不对原有功能做任何变动,只是在满足特高压直流工程常规工作方式下所有功能要求的同时,也能在需要时使直流系统运行于紧急融冰工作方式。

紧急融冰方式下,特高压直流工程换流器从串联接线方式转入并联方式,考虑到每站并联的2个换流器间的电流平衡问题,建议紧急融冰时采用如下的控制策略:

1)每站并联的2个换流器各自独立控制。

2)整流侧并联的2个换流器均处于定电流状态,每个换流器电流定值为输入的融冰电流指令值的1/2。在额定条件下,每个换流器可提供4 kA电流,并联直流电压400 kV,直流线路电流为8 kA,过负荷时,可达到9 kA。

3)逆变侧并联的2个换流器一个处于定电流状态,另一个处于定电压状态。处于定电流状态的换流器电流定值跟踪直流线路电流,使逆变侧2个换流器平均分配直流电流;定电压状态的换流器控制并联换流器的直流电压。由于两侧换流器都为并联接线,单换流器定电压完全能够确保所有换流器的电压均能保持在定值附近。

上述控制策略确保了特高压直流系统在融冰工作的所有时刻都处于稳定的工作点,融冰电流连续可控,整流和逆变两侧的直流电流都在并联的换流器之间被平均分配,不会引起单个换流器的超负荷运行。

除了控制策略的变化,紧急融冰方案还需要对换流站无功和滤波设备进行校核,以及对控制保护的许多相关功能进行调整,例如增加并联换流器的极间通信、增加融冰模式的顺序控制功能、无功控制功能、线路故障保护区从并联点后开始、很多保护定值需要修改、融冰时由单套保护代替3取2逻辑等。

除了图4的换流器并联接线方式,紧急融冰方案也可采取其他的换流器并联接线方式,例如单极的2个换流器并联融冰。这种方式下,本文提出的紧急融冰控制策略仍然有效。

紧急融冰方案需要注意的一个问题是:特高压直流输电线路通常很长,会跨越多种地理和气象区域。当紧急融冰运行时,整条输电线路都将通过很大的电流,在低温和严重覆冰区,大电流将融化覆冰;但同时在未覆冰区,大电流将使线路温度升得较高。根据±500 kV常规直流工程双极功率异向融冰试验的结果,在常温条件下,通过3 kA的融冰电流后,直流线路温升约为10 ℃。以此估算,特高压直流工程紧急融冰时,未覆冰区的线路温升约为20 ℃～30 ℃。考虑到输电线路的温度上限一般在90 ℃左右,该温升不会给直流线路带来太大影响。尽管如此,线路温度长时间处于较高温度仍会造成不利影响,因此,只有在紧急情况下才需要短时间使用8 kA以上的电流。由于紧急融冰方案的融冰电流是连续可控的,一旦覆冰状况缓解,就可逐渐降低融冰电流,避免未覆冰区线路和设备长时间运行在较高的温度下。

4 结语

双极功率异向的预防性融冰方案,其最大优点是不增加一次设备投资,对控制保护系统软件功能的修改也很少,容易实施;同时,这一方案对相关交流系统影响小,尤其适合在冬季低负荷时段使用;另外,只要做好覆冰监测[15]和气象预警,及时启用预防性融冰运行模式,在绝大多数情况下都能够防止线路受到冰灾影响。

紧急融冰方案的优点是可以提供很大的直流线路电流,快速融化线路覆冰。但这一方案也会带来下列问题:

1)需增加特高压换流站的投资;

2)控制保护系统功能需要相应增加;

3)该方案需要整流侧交流系统短时间提供较多的功率,这在低负荷时段会增加功率调度的难度;

4)紧急融冰时直流系统与交流系统的最大功率交换量与特高压直流双极单换流器运行时的功率交换量相当,因此,在最严重故障情况下,紧急融冰过程中双极停运,其对交流系统的扰动仅略小于常规双极单换流器运行时发生双极停运的扰动。

预防性融冰方案和紧急融冰方案的实施将大大增加直流输电线路的抗冰灾能力,提高特高压直流输电系统的可靠性。

500kV直流地线融冰方法 篇6

某±500 k V同塔双回直流输电工程, 是我国第一个两回直流线路同塔架设、换流站同址建设的直流输电工程, 该系统是我国目前输电容量最大的高压直流输电系统。线路途经10 mm、15mm、20 mm、30 mm四个冰区。为提高线路抗冰能力, 加装地线直流融冰装置, 地线进行了相关改造, 地线覆冰严重时, 可对802 km架空地线和395 km光纤复合地线 (OPGW) 进行融冰。

到目前为止, 国内外已报道的除冰防冰方法约30多种, 可分为4类:热力防冰法、机械除冰法、自然脱冰法和其他防冰法[1]。

直流融冰是广泛应用的有效的热力防冰法, 根据不同的条件可以采用不同形式和不同容量的直流融冰装置[2]。

1 换流站直流融冰装置

某换流站融冰装置额定输出容量:60 MW, 额定输出电压:±20 k V DC, 额定输出电流:1500 A。主要设备包括:35 k V油浸式整流变压器, 12脉动整流阀组及水冷设备, 23 m H平波电抗器, 开关刀闸设备, 控制保护设备及后台监控系统。主接线见图1.

直流融冰是将交流电流通过大容量电力电子设备转化为直流电流来加热覆冰线路, 融冰电流和融冰时与各参数之间热平衡关系式如下:

I-融冰电流;

R0-电阻;

Q1-被融化部分的冰的温度从Te (结冰时外界温度) 升温到T0 (导线融冰温度) 吸收的热量;

Q2-融化冰所需吸收的热量;

Q3-未被融化的冰温度变化吸收的热量;

Q4-导线温度从从Te升温到T0所吸收的热量;

Q5-冰表面散失的热量。

当导线上通过的电流I, 大于上式计算的临界融冰电流Ic。经过时间t, 导线上冰层融化并脱落, 达到融冰的目的。融冰电流与融冰冰厚、时间、风速及环境温度有关, 计算条件取环境温度-5℃、风速5 m/s、冰厚10 mm~15 mm、融冰时间1小时。

2 架空地线直流融冰

2.1 架空线路直流融冰

融冰装置接入交流线路的示意如图2所示, 利用直流融冰装置将站内交流电源整流为直流电源, 然后接入线路的任意两相, 并同时在线路对侧将两相线路短接, 形成一个闭合回路, 由于线路电阻的存在, 融冰装置输出的直流电压将产生一个通过线路闭合回路的直流电流, 由于线路短接, 回路电阻较小, 线路电抗近似为零, 因此, 只需要较小的输入电压, 线路上即可流过很大的直流电流, 利用电流的热效应, 即可将导线上的覆冰融化。

2.2 直流地线直流融冰实施

架空地线的主要作用是对架空线路进行防雷保护, 架空地线一般多点接地, 使得雷电流能够更好的泄放, 融冰的架空地线 (含OPGW地线) 需要改造成绝缘地线, 同时在地线绝缘子两端并联放电间隙, 使得在覆冰停运情况下, 地线处于绝缘状态, 从而可以对其加直流电压进行融冰。而在正常工作情况下, 当线路遭受雷击时, 绝缘间隙能够及时击穿, 地线优于导线对雷电荷进行先导放电, 达到防雷目的。

地线融冰时, 不能向线路融冰一样在线路对侧将两相线路短接形成回路, 需要输电班人员在架空地线与极线间临时短接形成回路, 才能进行融冰。

直流地线融冰段线路长度长, 如果采用全线路串联一次融冰, 地线融冰电压需要约240 k V, 地线绝缘难以实现, 必须采取分段并联融冰, 融冰时利用导线作为汇流母线, 地线采用并联接线方式, 见图3和图4。

2.3 融冰地线接线方案

1) 普通地线侧融冰接线:融冰段普通地线802 km, 电阻923.4Ω, 分为12段, 每段约为77Ω, 一次融冰最多可以3段并联。若全部普通地线需进行融冰, 需融冰4次, 每次并联3段融冰;也可根据覆冰情况选取任意小于等于3段的地线进行融冰。

2) 光纤复合地线侧融冰接线:融冰段OPGW共394.7 km, 电阻195Ω, 分为4段, 每段电阻约为65Ω, 一次融冰最多可以4段并联。若全部OPGW地线需进行融冰, 需融冰1次, 每次并联4段融冰;也可根据覆冰情况选取任意小于等于4段的OPGW地线进行融冰。

3) 融冰时, 需通过输电线路地线温度和电流监测装置检测地线融冰电流及温度。电流及温度控制见表1。

3 地线融冰改造

3.1 地线绝缘

一般500 k V线路的地线采用逐塔接地或分段绝缘一点接地的方式, 绝缘的间隙取20 mm左右, 运行表明, 这样的地线运行方式满足地线的防雷要求。±500 k V牛从直流线路架空地线原设计是逐塔接地的, 地线要实现融冰, 必须将全线地线绝缘起来, 地线悬垂串及耐张串均要加装绝缘子, 改造前后的绝缘子见图5、图6。

地线融冰关键要尽量减小地线融冰电压, 并与地线绝缘子 (间隙) 绝缘水平配合, 以实现地线绝缘, 另外在雷击时, 地线的绝缘间隙在雷电先驱放电阶段即被击穿而使地线呈接地状态, 因而不影响其防雷功能;在导线发生单相接地故障时, 地线间隙击穿, 起到分流的作用。

3.2 地线绝缘子间隙距离配置

直流线路悬垂、耐张绝缘子间隙为可调式, 调整范围为20 mm~120 mm, 其中, 10 mm、15mm冰区地线悬垂绝缘子间隙按60 mm考虑, 耐张绝缘子按80 mm考虑, 20 mm、30 mm重冰区地线悬垂、耐张绝缘子间隙均按100 mm考虑, 同时根据沿线电压分布, 各融冰区段两端各约20%范围内的绝缘子间隙取值适当提高 (提高10mm) , 间隙水平布置。将来可根据防冰、防雷等运行效果进行优化调整绝缘子间隙[3]。

3.3 安装地线融冰刀闸

对±500 k V牛从直流绝缘后的线路防雷性能进行了研究。研究得出:

1) 线路正常运行时, 直流线路正负极均运行, 绝缘地线的感应电压较小;当线路单极运行时, 尤其是双极并联大地回线方式, 地线上的感应电压较大。地线首尾两端均接地时, 其感应电压较小, 小于3 k V;地线不接地 (悬空) 的感应电压最大, 最大为18.8 k V。

为便于地线的运行维护, 需要降低感应电压, 可将地线在每一个融冰分段处将地线首尾两端接地, 地线感应电压可降至1 k V以下。

2) 直流线路接地故障时, 地线上的感应电压在200 k V (峰值) 以上, 100 mm的地线绝缘子间隙可以击穿。

3.4 安装地线融冰操作装置

为满足地线融冰操作的要求, 还需配置融冰操作装置 (导、地线临时搭接线) 。

3.5安装OPGW光电分离接续盒

OPGW光电分离接续盒是实现OPGW绝缘运行的核心设备, 在OPGW线路融时起到关键作用, 具备两个功能:一是将两端的OPGW外包铠装层电气隔离并使得OPGW与铁塔绝缘, 二是熔接两端的光纤。

4 结束语

按照上述方法, 对多条线路成功开展了融冰, 均采用固定式融冰装置直流融冰方式, 有效地保证了输电线路在覆冰期间的安全。

参考文献

直流融冰试验在宁波电网的应用 篇7

直流融冰技术是将覆冰线路作为负载, 施加直流电源, 用较低电压提供短路电流, 将电能转化为热能, 使线路短时间内温度升高进行融冰[1]。直流融冰装置是电网中的新设备, 也是大功率电力电子应用的新领域, 直流融冰要求融冰迅速, 又不能对线路造成伤害, 这对融冰工作提出了很高的要求。2014年初宁波电网对220 k V宁象线进行了直流融冰试验, 本次试验将35 k V交流电源变压至10 k V交流输入直流融冰装置, 文中通过实践应用探索直流融冰流程的优化方法, 减少融冰时间, 提高融冰效率, 通过直流融冰优缺点的总结分析来研究相应措施减小融冰过程对电网的影响[2,3]。

1 直流融冰试验设备介绍

1.1 线路参数介绍

象山县位于浙东丘陵的沿海地区, 三面环海两港相拥, 县内多丘陵, 山岭起伏绵延, 分布较广。本次直流融冰试验选择线路为220 k V宁象线, 是象山地区的主要输电通道, 全长43 km, 线路沿线海拔较高, 且地处沿海, 气候较为潮湿, 在冬季线路容易覆冰, 线路融冰参数见表1。

1.2 融冰状态定义

设有融冰电源点 (直流融冰装置或35 k V交流融冰电源) 的变电所定义为融冰侧变电所。线路“直流融冰状态”定义如下: (1) 融冰侧变电所的“直流融冰状态”是指线路及开关间隔为冷备用状态, 线路压变低压空气开关断开, 熔丝取下 (对于线路上配有直流融冰闸刀的变电所, 则“直流融冰状态”应包括线路直流融冰闸刀合上;对于线路上未配有直流融冰闸刀的变电所, 则“直流融冰状态”应包括线路直流融冰电缆已搭接) 。 (2) 对侧变电所的“直流融冰状态”是指线路及开关间隔为冷备用状态;线路专用三相短接器短接, 线路压变低压空气开关断开, 熔丝取下。

变电站相关间隔状态定义明确后, 可根据融冰试验流程方案拟定调度操作票, 将间隔改为直流融冰状态的调度操作指令, 可采取操作许可制模式, 综合操作命令如下: (1) 操作许可××线由线路检修改为直流融冰状态。 (2) 操作许可××线由直流融冰状态改为线路检修。

1.3 直流融冰模式分析

本次直流融冰试验采用南瑞继保电气有限公司生产的车载移动式直流融冰装置, 包括一次设备部分和二次设备部分。一次设备部分主要包括6脉动换流阀及其辅助设备 (阳极电抗器、阀阻容回路等) 、风冷却设备、避雷器、互感器等。二次设备部分主要包括控制保护设备、运行人员工作站等。直流融冰成套装置安装在车上, 便于移动使用。车载移动式直流融冰装置的额定输出直流电流为2 000 A, 额定输出直流电压约为12.5 k V, 额定容量为25 MW。本装置输入交流电压为10 k V, 而象北变电站内主变低压侧输出为35 k V, 故需要另配置一台变压器将35 k V电压变压至10 k V供直流融冰装置。

直流融冰装置的基本原理是采用换流阀将交流电流转化为直流电流, 注入交流导线利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。装置使用前须进行空载加压试验, 试验目的为通过空载加压试验验证设备的耐压水平及控制是否正常, 试验前融冰装置自带矩阵闸刀断开, 融冰回路成开路状态。试验接线示意图见图1。

从图1可以看出, 该装置具有4把矩阵闸刀分别为Q1、Q2、Q3、Q4, 对应的融冰模式共有5种, 分别为A-C、A-B、B-C、A-BC、C-AB, 如表2所示。

其中k为可调节值, 建议的融冰模式组合为“A-B+C-AB”、“B-C+A-BC”。

2 融冰技术方案

2.1 电缆接入方式

1) 35k V间隔交流侧电缆接入方式。接入地点:户内35k V 2号电容器电缆引出支架接口;接入方式:使用铜制连接板连接。

2) 直流电缆融冰线路端搭接方式。接入地点:融冰线路出线侧隔离开关靠近线路侧支柱上端;接入方式:使用凹形铜制连接板连接。

3) 对侧变电站220 k V线路短接方式:三相铜排短接。

2.2 融冰回路接线

35 k V交流电源取自1号主变2号电容器间隔, 变压器的35 k V电源交流电缆与2号电容器间隔相联, 变压器低压侧输出10 k V交流电源接入直流融冰装置, 装置输出端用直流电缆与融冰线路相联, 对侧变电站线路三相用铜排短接。其中35 k V电容器开关冷备用状态, 35 k V电容器组脱离回路。直流融冰接线示意图如图2所示。

2.3 融冰相关保护设置

选取一台额定容量为8 400 kvar, 电流互感器CT变比为2 000/5的电容器开关作为融冰交流侧总开关, 电容器间隔保护作为融冰装置交流系统主保护。保护“融冰定值”按变压器容量不超过21.4 MVA整定, 投入过流I、Ⅱ段保护, 退出所有电压保护。其中I段定值按变压器额定电流的8~11倍考虑设备, 躲过开关合闸瞬间的励磁涌流, Ⅱ段定值从时限上躲过励磁涌流, 同时配合变压器及融冰装置保护。电容器开关正常定值与融冰定值比较见表3, 试验期间35 k V 2号电容器间隔保护定值区切换至融冰定值。

融冰装置自身保护包括过流保护、阀短路保护等, 变压器保护包括差动保护、后备保护等, 所有保护动作均跳电容器开关。保护跳闸出口二次回路并接在母差跳闸出口回路的二次端子上, 如图3所示。直流系统由融冰装置自带控制系统保护, 并设紧急跳闸按钮, 相关出口接点接入35 k V 2号电容器间隔开关手跳回路。

3 试验效果分析

本次试验采用“A-B+C-AB”组合模式, 先进行A、B相融冰试验, 试验完成记录相关数据后切换至以C相为主的融冰试验模式即“C-AB”, 此时C相电流为A、B相单相电流的两倍。切换到A-B模式时, 采用稳流方式, 融冰装置输出直流电流最大500 A;切换到C-AB模式时, 负载电阻仅为A-B模式的3/4, 采用稳流方式, 融冰装置输出直流电流最大1 000 A。试验期间, 选择一个测温点密切监视和记录输电导线温度。输电导线温度测试结果及弧垂影响见表4。从表4可见试验结果最高温升 (C相) 10.3℃, 温升效果与预期有一定差距。分析主要原因是测试环境温度只有3.4℃, 试验线路位于山地, 风速较大, 对温升效果有一定影响。如果是覆冰线路, 线路四周被冰包围, 融冰时线路产生的热量基本全部能被冰吸收, 融冰效果明显。

4 直流融冰优缺点分析

直流融冰装置采用可控整流方式, 可实现零起升压和升流, 利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。配置自动控制和保护设备, 对不同线径和长度的线路, 可调节直流输出电压来提供不同融冰电流, 融冰时对系统冲击小, 需要的倒闸操作少, 适应性较好。

其缺点是直流融冰试验的回路特性决定了交流线路三相不能同时进行融冰, 即流过三相的电流不可能相等。融冰时一般需要切换矩阵闸刀, 两种模式组合进行才能达到线路三相融冰效果。另外三相电流不相等导致三相融冰速度不一致, 线路脱冰时更容易跳线发生短路故障, 同时铁塔平衡性差, 塔受力不均匀, 严重者可能发生倒塔事故。

5 结语

直流融冰是输电线路应对冰灾的一种有效手段, 本次直流融冰试验达到了预期目的, 取得了一定效果。现场环境温度、风速等因素对融冰效果可能有所影响。直流融冰可以通过控制晶闸管导通角的大小来调节直流装置融冰输出电流, 适用于主网融冰的各个电压等级, 应用范围广。但是直流融冰三相电流不同导致不同融冰模式需要进行组合应用, 切换时有短暂的停电过程, 这会影响融冰效果, 间接增加了线路融冰所需的时间。因此, 对电网中直流融冰装置的布点原则、优化融冰操作流程节省融冰时间、考虑各种风险和约束的融冰优化调度策略等研究是提高融冰效果, 保证融冰期间电网安全稳定的重点。

参考文献

[1]刘文涛, 和识之, 陈亦平, 等.基于直流融冰的电网大面积冰灾防御策略[J].电力系统自动化, 2012, 36 (11) :102-106.

[2]饶宏, 傅闯, 朱功辉, 等.南方电网直流融冰技术的研究与应用[J].南方电网技术, 2008, 2 (6) :7-12.