±500kV换流站论文(共7篇)
±500kV换流站论文 篇1
交流滤波器是±800k V换流站中重要的组成部分之一。交流滤波器场地约占整个换流站场地的30%~40%。交流滤波器场地的布置, 直接影响总平面布置的大小, 并直接关系到工程投资、设备与人员安全、运行维护等许多工程的关键要素。因此, 对滤波器场地布置进行研究, 具有十分重要的工程价值及研究意义。滤波器场地布置应按照布置清晰、工艺流程顺畅、运行与维护方便、减少占地、尽量减少站区的噪音污染, 对周围环境影响小, 便于全站各配电装置协调配合的基本原则进行。
1 交流滤波器的配置
根据系统无功平衡和满足换流站交流侧谐波的要求, 换流站内设置有交流滤波器组及并联电容器组, 换流站内交流滤波器小组和并联电容器小组一般采用分成大组接入500k V交流配电装置中的方案。交流滤波器组的容量是根据换流站的容量而确定, 目前已建和在建的±800k V换流站的无功补偿总容量在4 000~6 000Mvar之间, 一般分为4~6大组, 每大组分为4~5小组。每个大组作为一个电气元件接入500k V交流3/2断路器接线串中, 交流滤波器大组内采用单母线接线。
2 交流滤波器的配置
2.1 交流滤波器小组围栏尺寸
参考以往±800k V换流站工程设计经验, 目前交流滤波器配置主要以滤除特征谐波为主的原则, 主要配置四种滤波器:SC并联电容器、HP24/36和HP12/24高通滤波器、BP11/BP13滤波器、HP3滤波器。
小组交流滤波器围栏内主要由电容器塔, 电抗器, 电流互感器, 避雷器等设备组成。围栏内尺寸主要确定主要考虑各设备的安装, 检修, 巡视, 并满足规程的空气间隙要求。具体尺寸一般为:SC并联电容器23m×28m (带阻尼电抗器) 和20m×28m (不带阻尼电器) 、HP24/36和HP12/24高通滤波器33.5m×29m、BP11BP13滤波器43m×29m、HP3滤波器43m×32m。
2.2 交流滤波器大组的布置方式
(1) “一”字形布置
目前国家电网公司±500k V换流站、±660k V换流站以及南方电网公司±800k V换流站广泛使用该型式的交流滤波场布置方案。“一”字形布置方案是, 大组中各并列小组布置在母线的同一侧。500k V配电装置设备间设置相间道路, 交流滤波器及并联电容器小组围栏前后设置检修、搬运、巡视道路。
“一”字形布置的优点为维护较为便利, 布置便利, 在大组内小组数量为奇数是仍能很好的适应总平面布置。当大组内滤波器小组数为偶数时, 其占地面积较大。
(2) “田”字形布置
“田”字形布置是, 大组中4个小组布置在分居大组汇流母线的两侧, 构成一个“田”字。其特点为:1) “一”字形布置由于大组同列布置, 大组纵向尺寸由交流滤波器组的围栏尺寸决定, 不能缩减。“田”字形将交流滤波器组和并联电容器组分列布置, 并联电容器组列的纵向尺寸有所减少, 从而压缩了整体尺寸。2) 虽然将垂直开启式隔离开关更改为双柱单接地水平开启式隔离开关, 增加了小组的纵向尺寸, 但由于汇流母线为双列共用, 结合GIL管道母线引接方案, 总体上整个交流滤波器场的横向尺寸大大减少, 且不增加纵向的宽度。当换流站大组数量较多时, 优势明显。目前国家电网公司±800k V换流站均采用此方案。
(3) 改进“田”字形布置
“改进“田”字形布置在“田”字形布置和“一”字形布置基础上优化而来, 其整体布置方式类似“田”字形布置, 大组中4个小组布置在分居大组汇流母线的两侧, 构成一个“田”字, 所不同的是改进“田”字形布置采用2条汇流母线;汇流母线类似“一”字形布置, 改进“田”字形布置的汇流母线通过高跨从GIS套管引接, 然后通过低层跨线引接至滤波器小组。
改进“田”字形布置在交流滤波器小组和并联电容器小组之间设置一检修道路, 引接局部相间道路至交流滤波器和并联电容器小组围栏前, 便于完成小组设备的检修、搬运和巡视。其优点有:1) 滤波器大组GIL管道母线长度相比“一”字和“田”字布置均有所减少。2) 滤波小组的隔离开关采用垂直开启式, 一字形布置, 可大幅压缩围栏与隔离开关之间的区域, 2个小组之间设置一条检修道路, 从而可进一步取消围栏前的专用检修道路压缩2小组滤波器之间的尺寸。3) 通过构架上设置避雷线柱解决交流滤波场的防雷问题, 可以节省“田”字形布置中中间的一排避雷线柱。4) 通过合理引接上、下层母线, 该布置方式可对于交流滤波器大组内奇数小组及偶数小组的组合均可以适用。
3 结语
本文总结了三种目前应用较广泛的交流滤波器场布置方案, 通过对比分析这三种布置方案可知改进“田”字形布置方案相对于“一”字和“田”字布置的优点更为明显。该方案将高架横穿设计理念引入交流滤波场设计, 采用联合架构与AIS配电装置配合, 对交流滤波器区域道路、避雷线塔等设施进行了优化在今后的±800k V换流站设计中推荐采用改进“田”字形布置方案。
参考文献
[1]刘泽洪, 高理迎, 余军.±800kV特高压直流输电技术研究[J].电力建设, 2007 (10) :18-23.
500kV常规换流站智能化建设 篇2
±500k V常规换流站监控系统是高压直流 (下简称:HDVC) 输电系统中非常重要的组成部分, 通过站监控LAN网、远动工作站、站监控服务器、直流线路故障定位装置、同步时钟装置等子系统和模块的协同作用, 实现HDVC输电系统状态监视、交流系统运行控制、系统信号传输以及数据采集和处理。
目前, ±500k V常规换流站监控系统只实现了运行人员控制层的网络化, 而现场层还未实现网络化的信息共享。除直流互感器输出数字信号并通过光纤与直流保护设备实现点对点连接外, 其它还是由传统电流/电压互感器通过二次电缆向监测、控制及保护设备提供测量值, 需要进行数字化升级改造。其辅助监控系统也不完善, 大量常规定期工作仍需要到现场进行抄录、维护和查看, 无法满足无人值班或少人值守的要求。
为进一步提升常规换流站监控系统性能和运行指标, 以及为未来智能电网换流站的建设提供可行性思路, 推广建设±500k V换流站/变电站集中控制中心, 其结构如图1所示。
2 建立集中控制中心
±500k V常规换流站的采集装置、控制装置、保护装置、通信装置要求高度可靠, 能够准确实时发送、接收和转换各种远动信号。集中控制中心监控系统的安全防误操作必须从值班员的培训管理、报警多样性、操作权限分级和软件联锁防误等全方位来防止发生误操作。集中控制中心监控系统是一个实时性较高的系统, 应有极高的处理容量和处理速度, 可以保证系统响应时间的各项指标满足要求。
遵循开放性原则, 即采用通用、主流的软硬件及通讯协议等, 以便系统升级和系统重建。通过添加功能模块文件来扩充功能, 提供函数接口以方便其他程序共享数据。集中控制中心与换流站/变电站之间的通信通道要求高度可靠、抗干扰能力强、可扩展性强, 以满足电力系统不断发展的要求。
集中控制中心应具备安全操作功能、信息处理功能、在线计算及制表功能、系统自诊断与自恢复功能、友好人机界面、主设备的运行监视功能, 实现所辖换流站/变电站视频和安防的监视, 运行情况监视、入侵探测、防盗报警、出入口控制、安全检查等。
3 完善辅助监控系统
3.1 远程图像监控系统
±500k V常规换流站图像监控系统主要功能是对室外一次设备进行查看, 其摄像头易受电磁干扰、恶劣天气影响, 镜头易黑屏、起雾。宜对换流站内摄像头进行升级, 提高抗电磁干扰、防水和防雾气等能力, 增加摄像头数量, 双极阀厅安装轨道摄像头, 增加定期自动红外测温监控系统, 达到对设备状态 (开关、刀闸状态) 和辅助设备进行全面监视, 发现过热点及时报警, 提醒监控人员。图像监控系统还能与开关、刀闸等设备的操作进行联动, 实现一次设备操作后实际位置的远程检查。其电子围栏监视系统应与当地派出所进行告警联动, 实现±500k V常规换流站/变电站安保的快速响应。最后, 图像监视系统应与集中控制中心的控制系统很好地配合起来, 以实现集中监控。
3.2 智能机器人巡检系统
相对传统的人工巡视, 智能机器人巡检系统能够对一次设备本体以及连接头等处的温度、SF6气体压力等进行实时采集和监控, 并采用同类分析、三相设备对比及历史趋势分析等手段, 对以上数据进行智能分析和诊断, 实现对设备故障的判别和自动报警, 并以全自主、本地或远方遥控模式代替或辅助人工巡检。
通过合理规划机器人巡视路线, 定时对室外一次设备进行巡视, 智能机器人巡检系统能及时发现漏油、外观损坏、瓷瓶破裂等设备异常状况, 弥补高空摄像头无法巡视设备低处死角和少人值班后巡检次数减少未能及时发现异常等问题。
3.3 保护及故障信息管理系统
±500k V交流保护装置的遥测、遥信、动作信号、装置告警信号、通讯状态、定值, 录波装置的录波文件及附加信息通过1台故障与信息管理子站工控机以网络通讯方式上传至调度, 发生通讯中断或子站故障, 将影响数据上传和查看。宜对故障与信息管理子站进行升级, 子站及通讯网络采用双系统冗余配置, 连接至集控中心, 提高其可靠性。同时在集中控制中心配置2台高性能微机作为保护与故障录波信息工作站, 接收与处理各个保护与故障录波管理信息子站所传输的数据, 便于实现远程故障录波分析、保护定值的远方召唤、远方复归信号、软压板的远方投退和远方切换保护定值区等功能。
3.4 在线监测系统
±500k V常规换流站在线监视系统主要是对换流站内各种电气设备的运行状态进行实时监视, 显示各电气设备的模拟量和开关状态等数据, 并将采集的数据信息以友好的界面提供给运行人员, 在线监测设备所监测量均在不同显示终端, 例如:部分避雷器在线监测、换流变压器在线监测、各个设备室温湿度实时监测、蓄电池在线监测、工业水池水位监测等。须完善所有避雷器的在线监测功能, 添加±500k V开关动作次数和SF6压力在线监测功能, 同时宜将分散式在线监测数据传递到集控中心, 以达到就地现场查看效果, 实现随时对各电气设备和辅助系统的电流、电压、频率、温度和开关状态、开关动作次数及SF6压力、避雷器动作次数、水位、温湿度、保护动作信息和故障录波等各种数据进行查看、分析和监视。
3.5 智能监盘管理系统
当前工作站发出异常告警和跳闸事件记录, 运行人员结合现场检查情况、故障录波图情况并参考历史异常情况综合判断处理, 编写短信汇报主管生产部门。建立完善智能监盘管理系统应当事先将典型告警事件记录和故障处理步骤按照告警等级录入数据库, 采用高清摄像头对事件记录和系统运行方式进行实时扫描, 通过扫描的告警事件记录来直接读取相应的异常处理情况, 并设置声音告警提示和短信联动发送功能, 省去了运行人员参考历史异常情况或事故处理预案的时间以及编写发送短信的时间, 提高了工作效率和事故处理的正确性。
3.6 电能计量管理系统
±500k V常规换流站电能计量系统过去只采用1台数据采集器采集电能数据, 无法自动抄录和进行电量计算。宜对电能计量系统进行升级, 增加后台电能量计费管理系统, 实现集控中心远程在线数据抄录、数据上报、电量计算和异常监视功能, 满足±500k V常规换流站无人值班或少人值守的电量管理要求。
4 优化暂态电磁抗干扰系统
随着电网自动化水平的提高, ±500k V常规换流站一次设备、二次设备、辅助设备、在线监测装置和图像视频监控系统等向着高度集中化的方向发展, 其工作环境是在电磁干扰极其严重的强电场所中, 如无抗干扰措施, 采集数据传输在强电磁场干扰下将会产生负面影响。例如:换流站内高压设备操作、雷电引起的浪涌电压、电气设备周围的静电场、电磁波辐射和输电线路或设备短路故障所引起的瞬变过程等都会产生电磁干扰。
当前, ±500k V常规换流站电磁干扰问题的核心是电磁兼容问题, 包括干扰 (设备和系统抵抗电磁干扰的能力) 和电磁发射控制 (设备和系统发射的电磁能量的控制) 2个方面。
解决电磁干扰问题的关键是落实电力系统反事故措施, 主要方法有:抑制干扰源产生的电磁干扰 (加装交直流滤波器、盘柜加装屏蔽和接地) ;切断干扰的传播途径;提高敏感设备抗电磁干扰能力 (采用数字接口的电子式互感器/传感器进行光纤传输) 。
5 结束语
±500kV换流站论文 篇3
可控硅换流阀是换流站的核心元件,正常运行时,大电流会产生高热量,导致可控硅温度急剧上升,如果不对可控硅进行有效冷却,可控硅将被烧坏,造成直流输电系统停运。换流阀冷却系统可分为内冷却系统和外冷却系统,它通过冷却介质的流动带走可控硅消耗功率所产生的热量。常规换流站内冷却系统采用去离子水作为冷却介质,外冷却系统可根据换流站所处地理位置及水质情况选择水冷却方式或风冷却方式[1,2,3,4]。
近年来,国网公司越来越重视电网隐患排查治理工作,特别是对于跨区输电的直流输电工程,已先后安排多次隐患排查专项工作,各换流站在设备运维工作中也排查发现了多项重大隐患并安排进行治理[5,6]。
本文以±500 kV德阳换流站为例,介绍分析了在运维工作中发现的阀水冷系统主泵轴封渗水及阀组件均压电极结垢腐蚀两项可能引起直流系统停运的典型隐患,并针对隐患提出了治理方案,为其他换流站可能出现的类似隐患提供了参考,为换流站相关设备设计选型提供依据。
1 阀冷却系统参数及配置
德阳换流站阀冷却系统采用内水冷和外水冷系统,内冷水系统主要由主循环泵、补水泵、主通道过滤器、去离子交换器、高位水箱、原水罐、旁通阀等组成,参数配置如表1所示。
1.1 阀内水冷系统主泵及电源回路配置
德阳换流站主循环泵泵体为KSB公司生产的Etanorm SYA 100-250型泵体,主循环泵电机为ABB公司生产的M2QA28OS2A型75 kW电机。主循环泵(P01/P02)互为备用,采用变频器启动控制。当其中一个主循环泵故障同时冷却水进阀压力低时可自动切换,当两台主循环泵均故障,同时有冷却水流量低或进阀压力低报警时,闭锁直流输电系统。主泵轴封处配置有漏水检测,能够及时监测到轴封工作情况。两路380 V AC进线动力电源,其中1#电源直接接入P01主循环泵,2#电源直接接入P02主循环泵[7]。主泵电源配置如图1所示。
以P01主泵运行为例,P01主泵连续无故障工频运行168 h后,启动主循环泵自动切换逻辑,P02主泵变频投入运行同时P01主泵停止,P02主泵变频启动5 s后,P02主泵停止运行2 s,P02主泵再切入工频连续运行。自动切换流程如图2示。
1.2 阀组件水冷管路及均压电极配置
德阳换流站换流阀采用四重三阀塔结构。阀塔分左、右两侧,有独立的冷却回路,由两个供水管和两个出水管构成,水管从阀塔顶部引入,贯穿整个阀塔,内水冷系统为阀塔提供去离子水作为冷却介质。阀塔由阀组件构成,在组件内部,每个晶闸管散热器和阻尼电阻以及电抗器的分支水路又并联到组件的支水管上[8]。每层组件及水冷主管路共安装12只均压电极,以确保水路的电位分布均匀,E3-E10是组件内晶闸管水冷管路电极安装位置,如图3示。
2 阀内水冷系统主泵轴封渗水隐患排查治理
德阳换流站内水冷系统主循环泵自2009年12月投运以来频繁出现因轴封泄露告警而更换主泵轴封的缺陷,双极4台主循环泵均已更换过两次轴封,是比较典型的隐患。主泵轴封更换情况如表2示。
更换主泵轴封使内水冷系统处于单主泵运行,大大降低了直流系统的运行可靠性,若检修期间出现主泵电源失电、水冷系统流量突变等问题将造成直流系统停运的严重后果。
2.1 主泵轴封渗水隐患分析
针对轴封渗水隐患,大修期间对四台主泵进行了振动、同心度测试。主、备用泵处于同一基座上,选择运行中主泵振动情况和备用状态下主泵振动情况同时测试,核实是否存在传递振动,具体振动测试点设置情况如图4示。
振动测量结果如表3所示。
测试结果显示近期泄露相对严重的极Ⅰ2#主泵泵体振动情况最严重,主、备用泵切换时振动情况最严重,运行、停止主泵之间基本不存在传递振动。
接着对四台主泵进行了同心度检查,如表4所示。
mm/s,pk
mm
结果发现极Ⅱ2#主泵同心度左右偏差最大达到0.12 mm(同心度左右偏差应控制在0.10 mm以内),近期泄露相对严重的极Ⅰ2#主泵同心度也存在左右偏差超标的情况。
对极I 2#主泵轴封进行更换,更换下的轴封接触面存在磨损(表面不光整即为磨损)情况,泵体叶轮有气蚀冲击的痕迹,如图5示。
综合分析,运行中的泵体振动是造成轴封磨损泄露的主要原因。振动数据显示,传递振动对泵体运行影响不大,基本可以排除主泵安装基础不平而造成主泵运行振动的因素。德阳换流站主泵属于柔性支撑,速度均方根值应≤7.1 mm/s,而泵体平均振动测试值大于7.1 mm/s,泵体振动测试点最大值为9.6 mm/s,振动水平超标。根据极Ⅰ2#主泵泵体振动数据及检修过程中发现的叶轮气蚀痕迹判断,气蚀振动是主泵泵体产生振动的主要原因。
2.2 主泵轴封渗水隐患治理措施
针对气蚀问题,最初怀疑是水杂质引起,检修人员首先对主泵同心度进行了校准,对主泵及基础的脚螺栓进行了紧固,并对冷却水进行了整体更换。但在随后的设备运维过程中,发现气蚀问题仍未解决,可以排除因水质而引发气蚀问题。
德阳站主泵电机采用大功率、高转速电机,利用变频器控制;进出水口采用漏斗型管路加纹波补偿器结构。进一步分析主泵进出水口结构及电机配置情况可以确定,当主备用泵进行切换时,高速电机启动使漏斗型进出水口的水流量不一致,主泵泵腔内产生气腔,进而产生水泵气蚀现象,引起主泵轴封渗水。
更换主泵电机选择低转速、大功率电机,或者再将变频器控制改为软启动器控制,平滑电机的启动波形,保证电机机械特性,但改造成本过高,工程量偏大。本文提出了一种在主泵进出水口加装旁路管道,补偿主泵进水口流量的方案,如图6所示。
阀内冷系统主泵设计流量及扬程余量较大,在原有两台主泵供、回水管路之间增加一条旁路,不影响换流阀进水流量,可增加主泵启动瞬间机封处回水水量和压力,确保主泵泵腔内充满介质,避免或减少系统出现气蚀,导致机封渗水。该方案对内水冷系统主泵及电源回路改造量小,利用原系统设计裕量,不破坏原系统的参数设计,保证了系统稳定性延续,且改造成本低[9,10,11]。
内水冷系统设备生产厂家,根据相关换流站设备运行及检修情况,尤其是德阳换流站轴封更换频繁的隐患,对系统进行了优化。目前在建的双龙换流站、正在进行扩建的灵宝背靠背换流站内水冷系统主循环泵都采用了在主泵电机进出水口处增加旁路的设计方式,以双龙换流站为例,其主泵采用双轴封设计,如图7所示。
在增加旁路并加装V601阀门后,运行的主泵轴封通过旁路冷却水冷却,避免轴封因温度过高而加速老化的问题;通过旁路确保主泵在电机切换时,泵腔内充满水介质,降低主泵产生气蚀的概率,避免轴封因气蚀原因加速磨损,保护轴封。
3 阀组件均压电极结垢隐患排查治理
均压电极结垢后所产生的危害主要有两点:一是均压电极密封圈腐蚀,导致内冷水泄露;二是垢质脱落导致细水管堵塞,导致设备过热或烧损。这两点都会造成直流系统停运[11,12,13],天广直流就已发生过因电极结垢而导致直流停运的不安全事件。
3.1 均压电极结垢隐患分析
2013年大修期间,根据图3所示均压电极位置情况对均压电极结垢腐蚀隐患进行了抽查(电极原直径1.98 mm,长度23.80 mm,电极座孔径4.00 mm,极Ⅰ运行3年半,极Ⅱ运行3年)。
极ⅠC相L侧第1层抽取电极10根,结垢情况如图8示。极Ⅰ各电极直径如表5所示。
阳极侧4根:E5、E6、E7、E8,阳极侧结垢比较轻微,一般结垢厚度为0.1 mm;阴极侧4根:E3、E4、E9、E10,结垢比较严重,但是未见电极腐蚀,结垢最严重的电极,其最厚处已经达到0.63 mm;组件汇流管进水、回水主管法兰间2根,结垢厚度及长度均介于阴极及阳极之间,结垢比较密实。极Ⅰ运行抽样最大结垢厚度0.71 mm,年均结垢厚度约0.20 mm,电极结垢非常严重。
mm
极ⅡC相L侧第2层抽取电极8根,抽样结果表明结垢位置、厚度及长度与极ⅠC相相同,同样是晶闸管阴极侧结垢严重,阳极侧结垢轻微,组件汇流管进水、回水主管法兰间电极结垢居中,但是阴极侧结垢最厚的电极已经达到0.885 mm。极Ⅱ抽样最大结垢厚度0.885 mm,年均结垢厚度约0.295 mm,电极结垢同样非常严重。
3.2 结垢及水质分析
结垢主要成分,如表6所示。
从表6可以看出,垢的主要成分是氧化铝,而现场抽取的两极阀塔水样、补给水样表明,水中铝含量非常低,而现场能接触到阀塔冷却水的铝质设备为晶闸管散热器,据此推理结垢中的氧化铝应该来源于晶闸管铝质散热片的腐蚀产物,结垢中的氧化铁来源于不锈钢管道腐蚀产物,且基本被电极吸附结垢或树脂滤除。
3.3 均压电极结垢隐患治理措施
长期以来,直流输电系统对电极结垢隐患都没有一个统一的治理标准,2013年10月利用换流站停极机会,德宝直流在国网公司系统内第一次开展了对阀组件内所有均压电极进行除垢综合治理,主要从电极除垢、更换电极密封圈、更换除盐水三方面着手,落实该项隐患的治理工作。
电极除垢后,将在一段时间内避免因为垢体脱落堵塞晶闸管水冷管路,引起晶闸管过热导致直流停运的电网不安全事件。
均压电极密封圈的腐蚀与电极探针结垢具有高度的一致性,均压电极表面的垢质是绝缘的,沉积物越厚则绝缘能力越强。靠近电极根部(临近密封圈)沉积物的生成受到阻碍,相对比较薄,电流密度大。电流密度增大到一定程度后会生成臭氧,由于临近的密封圈材质采用EPDM橡胶,在臭氧环境下容易被溶解腐蚀[14,15],腐蚀后密封效果被破坏,极易导致内冷水泄露。因此,在电极除垢同时,对电极的密封圈也进行了整体更换。
水中含有去离子树脂粉末是形成局部碱性环境导致金属铝分解的关键因素。阀冷却系统中内冷水循环流经离子交换器,在水流的冲击下,破碎的树脂粉末可能被源源不断地带入内冷水中。针对冷却水介质,在此次停极时间内将去离子水更换为除盐水,避免因水质因素导致晶闸管散热器被腐蚀。
此次电极结垢隐患治理工作主要是依据电极实际结垢情况及抑制金属铝分解方面着手的,为其他换流站电极结垢隐患提供了一可行的治理方案。但是从结垢的主要成份为氧化铝分析,内冷水系统非密闭性结构也是导致电极结垢的原因之一。在内水冷系统初设选型时,可考虑选择全封闭系统,或对内冷水系统进行全密闭改造,借鉴换流变油枕内加装气囊并安装呼吸器的设计理念,采用高位水箱增加气囊呼吸的方式,通过气囊与空气沟通,避免内冷水直接与大气接触,降低内冷水中的含氧量,达到抑制生成氧化铝的目的。
4 结论
±500kV换流站论文 篇4
1 事故过程概述
某换流站在测控主机检修完毕后, 对测控主机进行重启过程中, 5051开关跳闸分开, 现场检查相关保护未动作, 一次设备无异常现象。
2 故障原因分析
现场检查发现5051断路器三相确在分闸位置, 设备外观正常, 油压和SF6压力正常。5051断路器端子箱和汇控箱、机构箱检查正常, 二次电缆无短路受潮现象, 分闸回路对地绝缘电阻测试正常, 断路器“远方/就地”切换把手在“远方”位置, 分合闸切换把手位置正常。检查故障录波屏和5051断路器保护屏及相关的保护装置, 确认断路器无保护动作和告警信号, 调取的录波波形正常。通过以上现象排除了本次保护装置动作以及开关自身机构原因导致开关跳闸的可能。
梳理开关分闸二次回路, 导致开关分闸有两种途径:a.来自保护装置的分闸指令;b.来自后台监控人员分出的手动分闸指令。而此时后台并无人员操作, 后台除了开关分开的位置报文以外, 并无其它相关报文, 通过以上分析基本可以确定本次故障来自于测控回路。
5051断路器的分合闸控制由一块RS850E板卡 (IO板) 控制, 该板卡中的程序负责将采集到开关的位置信号通过CAN总线传送到测控主机的RS8012板卡 (PCIA板卡) , RS8012板卡通过PCI总线将信号传送主机CPU, 同时主机CPU通过PCI总线将分合指令传送至RS8012板卡, RS8012板卡通过CAN总线下发分合指令至RS850E板卡, RS850E板卡收到后负责执行, 将分合指令发送至5051断路器操作继电器箱, 最终至开关机构箱使分合闸线圈励磁动作。
可能导致开关分开的命令有RPC_OP_ORD、TRIP_ORD和OPEN_ORD_1三个, 其中前面两个信号均已在程序中直接设置为0;OPEN_ORD_1为通过后台界面发出的手动分命令, 如果有命令发出后台事件列表应有相关事件。处于值班状态的测控主机误发命令的可能性可以排除。
通过上述分析可见, 程序逻辑没有问题, 测控主机误发分命令和保护跳闸的可能性基本可以排除。考虑到开关异常分闸是在检修测控主机重启期间发生, 初步怀疑在此期间PCIA对应的RS8012板卡有异常输出, IO机箱中的RS850E板卡收到了RS8012板卡发来的开关分命令后出口导致5051断路器异常分闸。
通过对RS850E板卡进行检查, 发现现场RS850E板卡有一处电子元件 (V9) 存在明显翘起, 如图3所示, 电子元件 (V9) 的功能如图4所示。
IO1为出口正电源 (+5VA) 的使能控制信号, IO2为输出控制信号。在上电过程中, IO1通过二极管V9控制出口正电源 (+5VA) 不开放, 确保上电过程中板卡输出接点不动作。当板卡运行正常后, IO1通过V9将出口正电源 (+5VA) 开放, 板卡接收到来自主机的开关分合命令后通过IO2控制输出接点动作。经过反复测试和分析, 由于板卡上V9损坏, 等效于使能控制信号IO1一直有效, 因而出口正电源 (+5VA) 在上电后即处于开放状态, 而板卡的处理器初始化需要一定时间, 在处理器完成初始化之前输出控制信号IO2状态不确定, 这种情况下有可能驱动输出接点闭合。
根据上述分析结果, 可以判断现场5051开关动作的原因为:RS850E上的二极管V9之前已经被损坏, 其对板卡上电初始化过程中的出口保护作用失去, 导致在上电过程中该板卡上控制5051开关的输出接点闭合, 引起5051开关动作。
3 改进措施
3.1 进行板卡维护时需要特别注意, 拔出和插入该类型板卡时要做好监护, 并缓慢插拔, 避免板卡受到外力损伤, 同时要做好防静电措施, 确保设备可靠运行。
3.2测控主机和板卡检修时要注意两者之间的上电及断电顺序, 即断电时先断主机电源, 再断开IO板卡电源;上电时先上IO板卡电源, 再上主机电源。
3.3 在现场处理IO板卡或主机的突发异常时, 可通过将该系统主要的跳闸出口回路断开, 以防止误动风险。
3.4 利用停电检修机会对在运的该类型板卡进行逐一检查, 早发现, 早处理, 可有效避免类似事件的再次发生。
摘要:针对某换流站曾发生的测控板卡故障导致开关误动事件, 本文进行了故障原因分析, 介绍了开关动作回路, 提出了针对类似故障防范措施。
±500kV换流站论文 篇5
关键词:CT极性,升压器,电流相位
0引言
电流互感器 (CT) 是电力系统重要的电气设备, 主要作用一是实现高低压的电气隔离, 有利于电气设备的运行维护;二是通过高低压的转化, 将二次侧电压等级比较低的测控量送至相应的控制保护以及自动化设备等。所以, 电流互感器的内部接线是否正确十分重要, 其既影响继电保护装置动作, 又影响电力系统的运行监控和事故处理, 严重时还会危及设备及人身安全。在新CT投运或对原有CT进行改造后, 验收CT接线是很重要的。一般用测CT极性的方法验证CT接线是否正确, 目前基本上所有CT都采取减极性法标注极性。
肇庆换流站扩建站用变进行带负荷极性测试时, 由于站内负荷非常小, 导致钳表无法测量高压侧套管的二次电流值, CT极性带负荷测试也无法开展。 本文分析了通过在高压侧逐步增加电压, 在站用变保护装置读取电流差流来判断站用变套管CT极性的方法, 并在实践中证实了该方法的可行性。
1减极性标注法简介
在交流回路中, 电流的方向随时间而改变, 回路中电流互感器在某一时刻其一次侧极性与二次侧某一端极性相同, 即同时为正或同时为负, 称此极性为同名端或同极性端。如图1所示, L1和K1为同名端, L2和K2为同名端。CT极性标注一般采用减极性法 (比如, 一、二次侧同名端标注为L1/K1、L2/K2, 以此类推) 。在此种标注方式下, 极性校验时, 标注为同名端的出线端子极性相同 (同为正或同为负) 。我们验证CT接线是否正确时, 只要验证CT上标注的同名端极性是否一致。
2 CT极性校验常用方法[1]
2.1直流法
如图2所示, 用1.5~3V干电池将其正极接于互感器的一次线圈L1, L2接负极, 互感器的二次侧K1接毫安表正极, 负极接K2, 接好线后, 将K合上毫安表指针正偏, 拉开后毫安表指针负偏, 说明互感器接在电池正极上的端头与接在毫安表正端的端头为同极性, 即L1、K1为同极性, 互感器为减极性。如指针摆动与上述相反为加极性。
2.2交流法
如图3所示, 将电流互感器一次线圈L2和二次侧K2用导线连接起来, 在二次侧通以较小的交流电压 (防止电流太大损坏线圈) , 用电压表测量U2及U3的数值, 若U3=U1-U2为减极性, 说明此时L1、K1极性相同, 两点电压差的绝对值等于两者电压值之差;若U3=U1+U2为加极性, 说明此时L1、K1极性相反, 两者电压差的绝对值等于两者电压值之和。为使读数清楚, 电压表应尽量选择小一些。对变流比超过10的互感器不要采用这种方法进行测量, 因为U2的数值较小, U3与U1数值接近, 电压表读数大小不易区别。
2.3仪表法
一般的互感器校验仪都有极性指示器, 各种仪表测试CT极性的操作方法不尽相同, 但原理基本和上述一致, 就不在此赘述。
3肇庆换流站站用变压器低负荷下测试套管CT极性方法
肇庆换流站站用自耦变压器一次接线图如图4所示[2], 由于站内负荷非常小, 导致钳表无法测量站用变压器高压侧套管的二次电流值。 故采用以下方法测试CT极性:将肇庆站500kV站用变低压侧10kV电缆尾端三相短接, 在高压侧套管CT侧加交流电压, 逐步抬高输入的电压值, 直到钳形电流表可以准确读出电流的大小为止。以所加电压的其中一相为基准, 测量高压侧套管CT及低压侧开关CT绕组的相位, 在站用变保护装置内读取电流差流, 从而确定高压侧套管CT (300/1) 极性的正确性。
原理接线图如图5所示。根据图示按对应相别接好调压器、中间变压器, 并与变压器高压侧套管连接;在调压器电压监视装置取三相电压并引接至保护室接至电流相位测试仪, 作为电流相位测试的基准电压。
4试验结果
施加电流相关计算如下:施加8A电流时的试验电压U= (8/43.99) × (525×12%) =11.46kV, 中间变压器高压侧采用13 587V抽头连接, 低压侧采用630V抽头连接, 则中间变压器低压侧的电流约为8× (13 587/630) =172.5A, 调压器一次侧的电流约为172.5A× (630/380) =286A。另外, 调压器与中间变的空载电流约为120A, 则要求380V试验电源的容量应至少为400A。加压前, 确认调压器转动把手处于“0”位置, 慢慢转动把手使一次电流升至8A, 同时用电流相位仪分别在500kV站用变第一套保护屏及第二套保护屏内测量高压侧套管电流、低压侧开关电流, 并作出六角图, 检查相位、极性、变比正确;在站用变保护内读取三相差流, 差流为0。结果显示该套管CT极性正确。
5结语
CT极性的重要性无需多述, 在实际生产中由于种种原因可能导致CT极性校验工作不能采取直接测量的方法进行, 这就需要我们根据具体设备的投运情况设计间接的校验方法。 本文根据一次设备对应的二次保护设计了在站用变保护装置内读取电流差流以确定一次CT接线是否正确的方法, 对某些装有类似二次保护的一次设备CT极性校验具有参考意义。当然, 不同设备对应的保护不尽相同, 我们还是需要根据实际情况设计CT极性校验方案。
参考文献
[1]冯涛.500kV综合自动化变电站运行中存在的问题及改进建议[J].华中电力, 2005 (4)
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某换流站500kV交流场为3/2接线方式, 其中有四串同时配置了交流线路和线变串。自动重合闸装置与断路器保护配置在一起, 采用北京四方的CSC-121A装置, 线变串进线断路器配置了南瑞继保的PCS-9830选相合闸装置。某日, 巡检发现500kV交流场线变串联络断路器保护装置“充满电”灯灭。根据装置说明书, 断路器保护装置充电灯不亮表示重合闸未充满电, 不允许重合。一旦发生线路故障, 该联络断路器将不能重合, 交流线路和线变串的供电可靠性都会降低。
2 自动重合闸装置和选相合闸装置
2.1 自动重合闸装置
CSC-121A数字式综合重合闸及断路器保护装置可实现单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸、重合闸停用四种方式。根据定值单, 500kV交流线路断路器投入“单重”方式, 即线路发生单相故障、断路单相跳闸时重合闸动作, 多相故障则三相跳闸且不重合。
在装置重合闸功能中设置了时间计数器, 模仿“四统一”自动重合闸设计中电容器的充放电功能, 计数器充满电时间为15s。在以下条件同时满足时, 充电时间计数器开始计数, 模仿重合闸的充电功能: (1) 断路器在“合闸”位置, 即接进保护装置的跳闸位置继电器TWJ不动作; (2) 重合闸启动回路不动作; (3) 无低气压闭锁重合闸和闭锁重合闸开入; (4) 重合闸不在停用位置; (5) 无发变组三跳开入; (6) 失灵保护、死区保护、充电保护、三相不一致等都没有动作。
在以下条件任一项满足时, 充电时间计数器清零, 模仿重合闸放电的功能: (1) 重合闸方式在停用位置; (2) 重合闸在单重方式时保护动作三跳或断路器断开三相; (3) 有发变组三跳开入; (4) I线和II线同时或先后 (在同一个重合闸周期内) 启动重合闸; (5) 重合闸启动过程中, 收到相邻断路器合闸信号后又收到保护动作信号, 则认为相邻断路器先合到永久故障, 给重合闸放电; (6) 收到外部闭锁重合闸信号 (如手跳、永跳、操作箱失电闭锁重合闸等) ; (7) 重合闸启动前, 收到低气压闭锁重合闸信号, 经200ms延时后“放电”; (8) 失灵保护、死区保护、三相不一致、充电保护动作的同时“放电”; (9) 重合闸出口命令发出的同时“放电”; (10) 重合闸“充电”未满时, 跳闸位置继电器TWJ动作或有保护启动重合闸信号等开入; (11) 装置出现“致命”错误而告警I。
2.2 选相合闸装置
2.2.1 线变串合闸策略
由于线变串的励磁涌流由铁心中的磁通决定, 而理论上, 在参考电压最大时分合线变串断路器, 线变串铁心中磁通最小, 因此产生的励磁涌流也最小。由此可见, 线变串断路器理论上的最佳合/分闸时刻为参考电压最大点而不是电压过零点。
线变串有特殊性 (如图1所示) , 当线变串断路器A相合上后, 线变串铁心中产生磁通, 从而在二次侧的角形绕组产生线电压Uac, 其余两个绕组产生的线电压Uba=Ucb=1/2Uac, 且方向与Uac相反;相应地, 在变串一次侧感应出电压UB=UC=1/2UA, 且方向与UA相反。如图2所示, A相断路器在参考电压A相电压最高点s点 (即A相磁通最低点) 首先合上, 5ms后到达p点, B、C两相的感应磁通与系统电压产生的磁通相等;此时再同时合上B、C两相断路器, 磁通跃变最小, B、C两相产生的励磁涌流也最小。因此, 在合上线变串断路器时, 通常采取“首先合上一相断路器, 然后延时5ms同时合上另外两相断路器”的策略。
2.2.2 PCS-9830A选相合闸装置
PCS-9830A选相合闸装置实时采集母线或线路TV电压, 随机接收来自于测控的三相合闸命令, 并在合适的电压相位处延时发出分相的分合闸命令。此分相命令进入操作箱的各相分合闸输入端子, 经保持回路后直接接入断路器跳合闸线圈。在受控合闸控制字投入时, 装置接收到来自控制系统发出的断路器合闸命令后, 装置启动元件动作, 进入选相合闸程序。进入选相合闸程序后, 暂保留此合闸命令并考虑断路器的预期操作时间, 对各种因素所造成的延时进行补偿, 在自适应模式下则根据上次断路器动作时间对该次等待时间进行合理调整。将该合闸命令参照电压过零点经合理延时, 并以分相命令的形式发送至各相断路器合闸线圈, 从而保证在预定相位实现断路器合闸动作, 减小对电力设备和系统的冲击。
在位置回采自适应功能投入情况下, 在完成断路器分合操作后, 通过CPU板的三相合位和三相跳位开入端子立即回采断路器分合位置, 记录此次断路器操作断路器分合的时间, 得出与预定目标分合闸时刻的偏离值, 并在下一次断路器操作中补偿此时间差, 以提高下次的选相分合闸精度。在电流回采自适应功能投入情况下, 在断路器合闸瞬间, 电流波形从无到有, 装置通过交流的电流端子立即回采电流波形, 记录下此次断路器操作电流有流的时刻, 得出与预定目标分合闸时刻的偏离值, 并在下次断路器操作中补偿此时间差, 以提高下次的选相分合闸精度。
PCS-9830A选相合闸装置还有实时补偿功能, 主要用在非自适应模式, 根据设置的定值来计算过零点至分合闸命令发出之间的等待时间。实时补偿定值主要包括控制回路电压补偿、机构环境温度补偿和静置时间补偿参数。
3 异常情况分析
重合闸电未充满意味着该装置闭锁重合闸开入为1, 图纸上交流开关场设计的“闭锁重合闸”开入经过包括HHJ1在内的6个辅助接点送进装置, 如图3所示。其中, HHJ1是合后位置继电器的辅助触点;1JJ1是电源监视的辅助触点, 该触点可有效防止重合闸特殊情况下的误动作;1TJR4和2TJR4是不启动重合闸、启动失灵的直跳继电器TJR的辅助触点;1TJF1和2TJF1是不启动重合闸、不启动失灵的直跳继电器的辅助触点。
选相合闸装置通过图4中QK切换把手控制其投入或退出, 投入即“选相”, 退出则“非选相”, 断路器分相操作箱位于断路器保护屏内, 型号为JFZ-22FA。
当联络断路器选相合闸装置切换把手QK处于“非选相”位置时, 图4中1、2接点和5、6接点接通。此时, 远方合闸命令经断路器操作箱的启动SHJ继电器同时使HHJ励磁, 处于“手合置位”状态。图1中HHJ的常闭辅助接点HHJ1打开, 断路器保护装置不会收到“闭锁重合闸”开入;远方分闸命令启动STJ继电器, STJ辅助接点闭合使HHJ励磁处于“手跳复位”状态, 其辅助接点HHJ复位, 重合闸放电, 断路器保护装置闭锁重合闸。当联络断路器选相装置切换把手QK处于“选相”位置时, 图4中3、4接点和7、8接点闭合。此时, 远方合闸命令直接合闸, 合闸不启动HHJ合后继电器, HHJ保持合闸前原有的状态;远方跳闸命令直接分闸, 不经操作箱的手跳继电器STJ, HHJ也将保持跳闸前原有的状态。因此, 若选相合闸装置投入前, HHJ处于“手合置位”状态, 则远方分合闸时HHJ常闭接点均打开, 断路器保护均不会收到闭锁重合闸开入命令, “充满电”指示灯将一直处于亮的状态, 远方分闸时不能闭锁重合闸;若选相合闸装置投入前HHJ处于“手跳复位”状态, 远方分合闸时断路器保护均会收到闭锁重合闸开入命令, 此时将无法实现重合闸功能, “充满电”指示灯将一直处于熄灭状态。
由上述分析可知, 在手动合闸后投入选相合闸装置将出现分闸不能闭锁重合闸的情况, 在手动分闸后投入选相合闸装置, 将无法实现重合闸功能。
4 优化研究与解决方案
针对上述问题, 现场对HHJ继电器闭锁重合闸的接线重新进行了设计。因考虑到现场断路器保护屏内有备用继电器而选相合闸装置中无备用继电器, 故重新设计时选择通过启用断路器保护屏内备用继电器来改进而不在选相合闸装置屏内进行改进。改进时按以下步骤开展。
(1) 弃用断路器保护屏HHJ继电器及其辅助接点, 改为远方分闸经断路器保护屏内的8ZJ继电器接点闭锁重合闸。经上述改进后, 当选相合闸装置切换把手QK处于“非选相”位置进行远方分闸可闭锁重合闸时, 远方分闸命令消失后重合闸功能恢复;当选相合闸装置切换把手处于“选相”位置时对此继电器辅助接点无影响, 符合现场实际。更改后的闭锁重合闸回路接线方式如图5所示。
(2) 联络断路器经选相合闸装置后的控制分闸回路增加外部接线, 用于远方分闸同时启动断路器保护屏备用继电器5ZJ, 其辅助接点用于远方分闸时闭锁重合闸, 远方分闸命令消失后重合闸功能恢复。
(3) 启用7ZJ备用继电器及其辅助接点代替原设计中的1JJ电源监视继电器辅助接点, 用备用的1ZJ、2ZJ、3ZJ、4ZJ辅助接点代替原设计中相应的辅助接点。
5 结束语
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直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的重要手段。换流变压器是直流输电系统的重要组成设备之一,它在直流系统中的作用是向换流器供给交流功率(整流)或从换流器接受交流功率(逆变),并且在网侧与阀侧间进行电压变换[1],其可靠安全运行是直流输电系统可靠安全运行的基础。但在实际运行中,其绕组电流中含有大量高次谐波,并在绕组和金属结构件中产生谐波漏磁场和高次谐波损耗[2],使得局部过热问题严重。对于更高等级的特高压直流输电,其绕组电流更大,由此产生的磁场、损耗及其局部过热现象更加严重。要准确深入地研究换流变压器内部温度及其局部热点分布情况,换流变压器内部谐波磁场及其损耗的分析成为一个重要的研究课题,而计算谐波磁场及其损耗,又需要对换流变压器在不同工况下的绕组电流及其谐波分量进行分析。
目前,有很多文献资料研究换流变压器磁场及其损耗的问题,以及换流变压器绕组电流的谐波分量:在文献[1,2,3,4]中,关于额定运行条件下换流变压器磁场及谐波损耗的计算问题被进行大量研究;文献[5]基于三峡-常州输电系统在额定运行状态下,对换流变压器的负载损耗进行了实例计算,分析了谐波对换流变压器负载损耗的影响;文献[6]基于贵州一广东第二回±500 kV直流输电系统,完成了换流变压器总损耗(固定损耗、可变损耗和谐波损耗)在不同运行方式下的比较分析;同样,刘旸等人模拟±500 kV容量为320 MVA的换流变压器运行中的谐波电流波形,计算了谐波损耗,并对换流变压器内部漏磁场进行分析[7];而文献[8]以一台单相双绕组换流变压器为实例,计算了额定运行时总的运行负载损耗;文献[9]对换流变压器在不同直流偏磁量情况下的励磁电流谐波分量及空载损耗进行了系统的分析;在文献[10]中,在额定运行条件下,彭琼等人研究了不同型式换流变压器的绕组电流谐波分量及其比较;文献[11]对换流站交流侧电流进行傅里叶变换,并分析了当换流变压器为Y/Y型且变比为1时,交流网侧和阀侧电流的谐波分量;文献[12,13,14]分析了额定和一些故障状态下换流站交流侧母线电流和直流侧电压的谐波分量情况。但这些文献都只是针对额定、某些故障状态或不同运行方式进行分析,而对换流变压器在过负荷运行条件下的磁场及其损耗、绕组电流谐波分量的分析及与额定运行条件下的比较分析却少有研究。因此,研究分析短时过负荷运行下换流变压器的绕组电流及其谐波分量具有重要意义。
为了研究±500 kV换流变压器在不同工况下的谐波损耗,本文基于±500 kV三峡—常州输电系统,对换流变压器实际工作中在额定运行和短时过负荷运行时的绕组电流进行仿真,并对电流的谐波分量进行分析,为进一步研究±500 kV换流变压器谐波磁场及其损耗奠定了基础。
1 直流输电系统的建模
三峡—常州直流工程主要解决三峡水电站向华东电网的送电问题,加强华中与华东电网的非同期联网。该工程额定电压为±500 kV,额定直流电流为3 000 A,额定容量为3 000 MW。直流架空线路从三峡电站附近的龙泉换流站到江苏常州的政平换流站,全长共890 km。本文模型采用双极双12脉动阀组接线方式,每个换流站有正负2极,每极由2个12脉波换流器串联组成,12脉波换流器由2个6脉波换流器串联而成,以减少谐波成分,提高直流电压质量。龙泉换流站的仿真模型采用4台三相双绕组变压器,单台容量892.5 MVA,接线型式为Y0/Y及Y0/Δ2种,使得2个6脉动换流器的交流侧得到相位相差30°的换相电压,网侧绕组额定电压525 kV,阀侧绕组额定电压210.4 kV,换流阻抗0.16Ω[15,16]。政平换流站的仿真模型采用4台三相双绕组变压器,单台容量850.8 MVA,接线型式为Y0/Y及Y0/Δ2种,网侧绕组额定电压500 kV,阀侧绕组换流阻抗0.16Ω,额定电压200.4 kV[16]。根据三峡—常州直流输电工程的实际工程参数,采用电力系统电磁暂态仿真软件(Power Systems Computer Aided Design/Electro Magnetic Transient in DC System,PSCAD/EMTDC),建立了交流系统、换流变压器、换流阀、交直流滤波器、平波电抗器、输电线路和控制系统的准确模型,其模型如图1所示。
2 直流输电系统的仿真分析
本文利用PSCAD/EMTDC仿真软件,针对图1所示三峡—常州±500 kV直流输电系统,调节参数分别模拟换流变压器额定运行和短时过负荷运行条件下网侧和阀侧绕组电流,得出其稳定运行后2种工况下换流变压器网侧和阀侧绕组的电流波形,并对其1个周期内的电流进行频谱分析(以正极Y0/Δ换流变压器A相为例)。
2.1 额定运行
额定运行为换流变压器的基本运行状态,稳定运行后其整流侧和逆变侧换流变压器绕组电流的仿真结果分别如图2和图3所示,对本模型的仿真直流电压、电流如图4、图5所示。
图4和图5表明,额定运行时双极直流电压分别约为500 kV和-500 kV,双极直流电流分别约为3.1 kA和-3.1 kA,接近三—常高压直流输电系统实际额定运行时的电压值和电流值[16,17,18,19,20,21,22,23,24]。因此,该模型能准确地模拟三—常直流输电系统。
2.2 短时过负荷运行
过负荷运行时调节直流侧电流的幅值,使其达到额定运行电流的1.1倍。在三峡一常州直流系统模型中,可通过改变晶闸管的触发角来改变直流电流的数值,即在其控制系统模型中,对整流侧电流反馈过程加入一个乘积环节,使反馈电流变为额定运行时的0.91 (1/1.1)倍,来模仿短时过负荷运行。其整流侧和逆变侧换流变压器绕组电流稳定运行后的仿真结果如图6和图7所示,对本模型仿真直流电压、电流如图8、图9所示。
图8和图9表明,过负荷运行时本模型双极直流电压分别约为500 kV和-500 kV,双极直流电流分别约为3.4 kA和-3.4 kA,大小约为额定运行时直流电流的1.1倍,符合仿真前设置的过负荷运行直流电流值,进一步验证了模型的准确性。
2.3 谐波分量频谱分析
由以上仿真结果可以看出,由于滤波装置通常连接在交流系统侧,换流器所产生的谐波电流全部通过换流变压器,致使换流变压器绕组电流含有大量谐波分量,电流波形发生了畸变,导致阀侧和网侧电流波形都呈现非正弦,且由于换流变压器采取Y0/Δ接线方式,换流变压器匝数比不是1:1,导致网侧和阀侧电流谐波的次数、大小及相位可能不同,所以2侧电流波形不同。由于换流阀触发延迟角不平衡、在稳态运行时由并行的交流线路感应到直流线路上的基频电流、及交流侧母线含有正序二次谐波电压等原因,换流变压器绕组电流中产生直流分量。非正弦电流在换流变压器中产生的损耗带来的影响远远大于正弦电流产生损耗带来的影响,而计算非正弦电流带来的损耗及换流变压器磁场时,需要知道直流分量及其各次谐波分量的具体值,且整流侧与逆变侧换流变压器绕组电流的波形基本一致,因此选取整流侧A相为例,分别对2种工况换流变压器网侧、阀侧1个周期内的电流进行频谱分析,电流频谱图分别如图1 0和图11所示。
分析图10和图11网侧和阀侧绕组电流谐波分量可知,谐波分量主要以特征谐波分量为主,由于直流电流中存在波纹等原因,绕组电流也产生一些非特征谐波分量,但由于非特征谐波分量较小,不再逐一列出,直流分量和特征谐波分量的具体值及其占基波的比例如表1和表2所示。
从表1和表2所示的频谱分析数据可以看出,2种工况下,换流变压器绕组电流所含谐波次数基本相同,且网侧和阀侧含有的特征谐波次数也相同,主要含有5,7,11,13,17,19等6k±1次特征谐波,这是由于一个脉动数为p的换流阀,在它的交流侧即换流变阀侧产生pk±1次的特征谐波,而此模型采用6脉动换流阀,因此产生了6k±1次的特征谐波,但由于2侧某些次数谐波的符号(或相位)相反,导致图2、图3、图6和图7中网侧和阀侧的电流波形不完全相同,阀侧电流波形在峰值处更平缓一些,这也充分说明了仿真结果的准确性。随着谐波次数的增大,幅值越来越小,占基波的比例也越来越小,由此可以得出,谐波对换流变压器损耗的影响程度也会随谐波次数的不同而变化。额定运行和过负荷运行电流特征谐波分量均为5次谐波含量最大,7次次之;2种工况下,无论是低次谐波还是高次谐波,占基波的比例相差甚小,接近相同。很明显,在2种运行工况下,绕组电流也都含有很小的直流分量,且过负荷运行时直流分量大于额定运行时的直流分量,但当直流经过换流变压器两侧绕组时,在换流变压器铁心内产生一恒定直流磁通,造成直流偏磁现象,致使铁心饱和程度增加,漏磁增加,因此造成的损耗是不可忽略的。同时可得,虽然各次谐波电流的幅值与基波相比很小,但各次谐波带来的损耗是不容忽视的,仍是课题研究的重点。
3 结论
(1)换流变压器绕组电流中除含有基频交流分量外,还含有直流分量、特征谐波分量和非特征谐波分量。特征谐波主要以25次以内的6k±1次谐波为主,第n次谐波的幅值在1/n倍的基波幅值左右。
(2) 2种工况下,同次谐波电流幅值不同,但各次谐波占基波比例相差不大,且占基波比例都随着谐波次数的增加而减少。
(3)换流变压器网侧和阀侧绕组电流所含谐波次数相同,但各次谐波幅值和相位不同,所以换流变压器两侧电流波形不同。
(4)从数据看出,各次谐波分量所占比重不大,直流分量不显著。
基于仿真得到的电流数据,为分析±500 kV换流变压器在额定和过负荷运行下的谐波磁场及损耗奠定了基础。
摘要:在高压直流输电系统中,换流变压器作为高压直流输电系统的核心部分,实现由交流系统到直流系统再到交流系统的能量传递,它的运行状况直接影响整个直流输电系统甚至交流系统的安全性和稳定性。为具体研究±500 kV换流变压器不同工况下的谐波磁场和损耗,在PSCAD/EMTDC环境下搭建了三峡-常州直流输电工程仿真模型,首先仿真分析了额定运行时电压和电流,仿真结果与实际直流线路的电压电流值吻合较好,验证了仿真模型的有效性,然后调节参数模拟了换流变压器短时过负荷运行下网侧绕组和阀侧绕组的电流,并对额定运行和短时过负荷条件下的绕组电流的谐波分量进行了分析,所得数据为计算换流变压器谐波磁场和损耗提供了数据支持。