直流系统（通用12篇）
直流系统 篇1
0 引言
天广±500 k V直流输电工程全长960 km,额定容量为双极1 800 MW,自2001年6月双极投运以来,输送电量累计超过300亿度,为西电东送发挥了重要而积极的作用[1]。其直流控制系统由德国西门子公司设计,从实际运行情况来看,有效地保证了功率传输的准确稳定和换流站一次主设备安全运行,改善了交、直流系统运行性能。
直流输电系统在传输有功功率时,无论是整流器或逆变器,都将从交流电网侧吸收容性无功功率[2]。直流输电系统吸收的无功功率主要来自换流站内投入的交流滤波器,以及交流系统提供的无功支持。由无功控制系统控制投切的交流滤波器,除了为直流系统提供无功补偿外,还可以滤除谐波[3]。
天广直流输电系统逆变侧广州换流站交流侧采用双母线联络接线方式,共有11小组交流滤波器,分三大组,分别挂靠在两条母线上。但是,逆变侧广州换流站无功控制系统在判断交流滤波器是否可用时,并未考虑大组交流滤波器母线侧刀闸、母线联络开关及刀闸的位置,本文基于天广直流输电系统逆变侧无功控制原理,根据广州换流站交流侧的接线方式,对这一设计缺陷可能造成的后果利用RTDS实时数字仿真系统对其可能造成的后果进行了仿真分析,并提出了改进建议。
1 广州换流站无功控制原理
广州换流站无功控制采用了定无功控制方式:在满足换流站交流母线电压在规定范围之内和滤除谐波的要求的前提下,通过投切交流滤波器和调整换流变压器分接头将交直流系统间的无功交换控制在设定范围之内。
无功控制系统计算换流器消耗的无功功率,然后按照投入滤波器的情况计算出系统无功,从而根据无功情况确定滤波器的投切:
当Qsys>Qmax,经一定时间的延时后,投入一组交流滤波器;
当Qsys
小组交流滤波器的投切由直流站控控制。
2 广州换流站交流系统接线方式及交流滤波器设置简介
2.1 广州换流站交流系统接线方式
如图1所示,广州换流站交流侧采用双母线联络接线方式,正常运行时,双极直流出线、两回联络线和两回站用电分别挂在220 k V#1母线和#2母线上;第一、三大组交流滤波器连于#1母线、第二大组交流滤波器连于#2母线。
2.2 广州换流站交流滤波器简介
2.2.1 广州换流站交流滤波器配置
12脉动的直流输电系统,实际运行中,其交流侧存在n=12k±1(k=1,2,…)等特征谐波,同时由于交流系统存在非线性负荷或三相参数不完全对称,所以同时也存在3、24、36…等3倍次特征谐波[2]。交流滤波器不仅要在满负荷运行方式下保证一定的无功裕度,同时还必须满足滤除谐波的要求。
广州换流站交流滤波器具体配置如表1所示。
2.2.2 广州换流站交流滤波器投切限制
控制系统自动投切交流滤波器的原则是:
(1)保持交流母线电压在217~245 k V范围之内;
(2)按滤除谐波的最优效果进行小组的组合;
(3)保持全站的无功功率在规定范围之内。
以上三个条件首先要满足条件1,然后是条件2,最后是条件3。
无功功率的正常范围为-100~+30 Mvar。
滤波的限制则由控制系统自动完成:以双极全电压运行方式为例,控制系统根据当前可用的交流滤波器计算双极直流系统可输送的最大直流功率,如果目前输送的直流负荷高于该最大值,控制系统将按表2自动将负荷降至该限值之下。
3 广州换流站无功控制系统缺陷和隐患分析
自天广直流投运以来,广州换流站无功控制系统及交流滤波器在运行中出现了若干问题[3,5]。虽然,控制系统在判断小组交流滤波器是否可用时未考虑大组交流滤波器母线侧刀闸、母线联络开关及刀闸的位置这一隐患暂未给实际运行带来影响,但仍应引起高度重视,分析其原因及可能导致的后果,防患未然。
3.1 控制系统判断某小组交流滤波器可用的依据
控制系统判断某小组交流滤波器可投入的判据如下:
(1)该交流滤波器的地刀在定义的分位;
(2)该交流滤波器的刀闸在定义的合位;
(3)该交流滤波器的断路器在定义的分位;
(4)该交流滤波器的断路器和刀闸都暂未收到任何动作指令;
(5)该交流滤波器的断路器、刀闸和地刀的操作方式不是现场操作方式;
(6)该交流滤波器的断路器没有任何故障和告警信号,且没有任何保护跳闸指令;
(7)该交流滤波器投退方式设为“自动选择”状态——由控制系统自动控制;
(8)该大组交流滤波器母线运行正常、交流电压测量正常。
如果上述任一条件不满足,控制系统就会认为该小组交流滤波器无法投入,从而根据谐波控制条件对直流系统可输送的最大负荷进行限制。
3.2 缺陷及隐患分析
结合广州换流站交流系统接线,其无功控制原理存在着以下缺陷:
(1)控制系统在判断某小组交流滤波器是否可用时,并未考虑交流母线联络开关及刀闸的位置;
(2)大组交流滤波器既可以连接在#1母线上,也可以连接在#2母线上,但是控制系统并未对此进行判别。
不妨假设直流输电系统双极满负荷正常运行,所有交流滤波器均投入运行,此时母线联络开关突然断开。控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足滤除谐波的需要。但实际上,对于极2,仅有第二大组交流滤波器的三组小组交流滤波器可用,这并不能完全滤除极2满负荷运行时产生的谐波,将导致大量的谐波流入交流系统,产生不良影响。
再假如三大组交流滤波器均连接在#1母线上,当母联开关断开后,对于极2,实际上已经没有交流滤波器为其滤除谐波和提供无功,但控制系统却仍然无法判别,这将对交流系统产生更恶劣的影响。
3.3 仿真分析
针对这一问题,利用南方电网技术研究中心RTDS实时数字仿真系统进行了仿真分析。RTDS仿真系统由用于模拟电网(包括直流系统)一次部分的RTDS实时数字仿真器和天广实际控制保护装置两部分联接构成。
(1)仿真试验一
系统运行方式:双极1 800 MW。
交流侧接线方式:双母联络运行。
#1母线带极1、第一和第三大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为4.232Ω,阻抗角为84°,短路容量为12.5 GVA(短路比SCR为12 500/1 800=6.94)。
#2母线带极2、第二大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为5Ω,阻抗角为84°,短路容量为10.58 GVA(短路比SCR为10 580/1 800=5.887)。
手动断开母线联络开关2012后,双极直流系统正常运行,交流侧#1母线和#2母线电压波形如图2所示。
现象分析:母线联络开关断开后,控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足无功和滤除谐波的需要。但实际上,对于极1,有第一和第三大组交流滤波器可用,而对于极2,仅有第二大组交流滤波器的三组小组交流滤波器可用,极1将出现无功过剩、而极2却会出现无功不足,所以导致两条母线电压出现较大偏差;同时,极2满负荷运行时产生的谐波无法完全滤除,大量的谐波将流入交流系统。
(2)仿真试验二
系统运行方式:双极1 800 MW。
交流侧接线方式:双母联络运行。
#1母线带极1、第一、第二和第三大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为4.232Ω,阻抗角为84°,短路容量为12.5 GVA(短路比SCR为12 500/1 800=6.94)。
#2母线带极2、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为5Ω,阻抗角为84°,短路容量为10.58 GVA(短路比SCR为10 580/1 800=5.887)。
手动断开母线联络开关2012后,双极直流系统正常运行,交流侧#1母线和#2母线电压波形如图3所示。
现象分析:同上,母线联络开关断开后,控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足无功和滤除谐波的需要。但实际上,极2无交流滤波器可用,两条母线电压将出现更大的偏差;同时,极2换流产生的谐波将全部流入交流系统。
(3)仿真结论
广州换流站母线联络开关2012偷跳后,直流站控系统无法识别,对直流系统的运行不会造成直接影响,但其无功控制及谐波问题将对交流系统产生严重影响。
3.4 改进措施
针对这一设计缺陷,在控制系统判断某交流滤波器是否可用时,在上文所述的8个条件的基础上,应再加入母线联络开关、刀闸及所属大组交流滤波器母线侧刀闸的位置条件加以判断,修改后的判断条件(以连于#1母线侧的极为例)如图4所示。
类似地,可以得到某交流滤波器对极2可用的判断条件。
4 结论
随着大批直流输电系统的投运,我国已跨入交直流混合大电网时代,这也更加重视交直流电力系统间的相互作用[7]。交流滤波器是直流输电系统的重要组成部分,可以提供换流所需的无功,并滤除换流产生的谐波,显然,交流滤波器的运行状况,将直接对交直流电力系统产生较大影响。
天广直流输电系统采用直流站控系统根据交流电压、直流负荷和系统无功状况自动控制交流滤波器的投退。但是,逆变侧广州换流站控制系统在判断某交流滤波器是否可用时,存在着一定的缺陷:并未考虑到交流系统接线方式,结合母线联络开关和大组交流滤波器母线侧刀闸的位置进行判断。当母线联络开关偷跳故障时,这一缺陷将导致某极实际可用的交流滤波器不足以提供换流所需的无功,并无法完全滤除换流产生的谐波,将会对交流系统产生不良影响,在RTDS实时数字仿真系统的仿真结果也证明了这一分析。最后,本文对直流站控系统判断交流滤波器是否可用的逻辑提出了改进建议,这对我国目前直流输电系统的运行和未来直流输电工程的实施,有一定的借鉴意义。
参考文献
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[3]朱韬析,黄俊波,王超.直流输电系统无功功率的控制原理及存在的问题分析[J].高电压技术,2006,32(增刊):32-35.ZHU Tao-xi,HUANG Jun-bo,WANG Chao.Theory of Reactive Power Control of HVDC System with the Analysis of Problems Existing in It[J].High Voltage Engineering,2006,32(S):32-35.
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[7]徐政.交直流电力系统动态行为分析[M].北京:机械工业出版社,2005.
直流系统 篇2
在本研究中，TOAST分型构成比为：大动脉粥样硬化型(42.99%)最常见，小动脉闭塞型(21.95%)和心源性栓塞型(15.85%)，其他明确病因型(3.66%)最少;不明原因型占15.55%。OCSP分型构成比为腔隙性梗死型最常见，占36.54%，其次为部分前循环型(30.29%)和后循环型(19.71%)，而完全前循环型(13.46%)最少。
在OCSP分型中完全前循环型、部分前循环型、后循环型血清MBP水平升高，而腔隙性梗死型变化不明显;与腔隙性梗死型比较，完全前循环型、部分前循环型、后循环型有显著差异。且在完全前循环型、部分前循环型中血清MBP水平与NIHSS评分有较好的相关性。在TOAST分型中，心源性栓塞型、大动脉粥样硬化型、不明原因型的血清MBP含量升高，小动脉闭塞型变化不明显，与对照组比较，心源性栓塞、大动脉粥样硬化型差异有统计学意义。而心源性栓塞型NIHSS评分最高，其次为大动脉粥样硬化型，而小动脉闭塞型评分最低;与小动脉闭塞型比较，心源性栓塞型和大动脉粥样硬化型NIHSS评分差异有统计学意义。梗死面积越大，髓鞘破坏越重，神经功能缺损越重，NIHSS评分越高，预后越差。血清MBP水平可作为判断中枢神经系统损伤严重程度的特异性指标。
在Lp-PLA2基因突变分析中，脑梗死组Val279Phe基因型和突变等位基因频率显著高于健康对照组，Lp-PLA2基因Val279Phe存在994位点G→T错义突变，这种变化导致成熟Lp-PLA2基因第279为氨基酸残基的非保守性Val→Phe替换，引起酶活性的显著下降;提示该突变可能是江苏省汉族人脑梗死的遗传学因素之一。而Ile198Thr基因型和突变等位基因频率与健康对照组无差异，定点
基因突变分析表明Tyr205、Tyr115和Leu116是Lp-PLA2链接到LDL颗粒的重要部位，Lp-PLA2与HDL和LDL牢固结合，这种调节可能调节血浆氧化磷脂浓度，并保护LDL不被氧化修饰和巨噬细胞的内摄作用。Ile198Thr突变临近Tyr205位点，其可能影响Lp-PLA2与LDL的连接，影响氧化磷脂降解;提示该突变与江苏省汉族人脑梗死无显著相关性。
直流系统接地故障及处理分析 篇3
关键词：发电厂 直流系统 维护 故障处理
中图分类号：TM91文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）03（b）-0213-01
1 直流系统的作用
目前在发电厂和变电站中，其直流系统主要为控制、信号、继电保护、自动装置和远动通讯装置等提供直流电源，确保其电源的可靠性。而且还可以为事故提供照明电源，为操作提供操作电源，所以其在发电厂内有着非常重要的作用。具有一个稳定的直流系统，是确保发电厂安全运行的关键。
2 直流系统的构成
目前在发电厂和变电站内，相控型充电装置已开始全面的被高频开关模式所取代。高频开关电源模式自身具有较多的优点，不仅实现了高效的充电率，而且易于操作，很少发生故障，而且在带电情况下可以进行插拔，维修上非常便利。 直流系统主要由充电模块、监控单元、直流馈电单元、降压单元、绝缘监测、蓄电池组等组成。由多个高频开关电源模块可以组成一台完整的充电柜，所以即使单个充电模块发生故障时，临时情况下可以利用备用的充电机模块来进行代替，然后对故障模块进行处理后，即能重新投入运行。
直流系统内的充电模块和蓄电池组都依靠监控单元来进行指挥，所以可以说监控单元作为指挥系统，不仅能够通过对参数设置来实现控制，而且还可以对故障进行有效的监视，一旦有故障发生时，则会在第一时间内将故障信息进行上传，从而更便于运行人员能够在第一时间发现，及时进行处理，确保系统运行的稳定性。
3 直流系统的主要故障及预防和处理原则
直流系统故障主要有充电模块故障、监控单元故障、绝缘监测装置故障、蓄电池故障、直流系统接地故障等。目前在直流系统中的充电部分是由多个模块组成的，而且冗余较大，所以即使充电部分发生故障，对直流系统的影响也不是很大。在直流系统运行过程中，由于其网络较为庞大，而且处于较复杂的运行环境下，这就导致发生直流接地故障的可能性变大，这是一种最为常见的故障，而且处理起来也较为困难，会对直流系统的运行带来较严重的影响，所以加强对直流接地故障的预防和处理是当前直流系统维护的主要工作内容。
3.1 日常巡查
为了保证直流系统运行的稳定性，则需要在日常巡查工作中，加强对三相交流输入电压、运行噪声、保护信号、直流输出电压值和电流值、充电模块的输出电流、正负母线对地绝缘和通讯装置等是否处于正常运行状态进行检查，及时发现异常情况并及时进行处理。随着技术的发展，目前充电模块上都具有监控系统和定时均充等功能，所以需要在平时检查中对充电模块自动均充定期、充电电流和充电电压进行检查，同时做好相关的记录。
3.2 监控系统故障
监控系统内部结构较为复杂，而且集成性较高，直流系统中的告警信息都是由监控系统来进行记录的，通过监控器可以实现查询，所以对于这样的复杂和高集成化的系统，一旦内部元器件发生故障，则需要由设备的制造厂家来进行处理，不需要技术人员来进行。
如果受直流系统的工作环境和操作过程影响，少数情况下外界干扰或监控内部硬件“瞬间故障”，可能造成系统误告警或监控死机现象。出现无法自动恢复的软件故障，可通过系统菜单中所提供的“初始化”功能对监控器进行重新设置，需注意的是初始化后，系统参数必须重新输入。所以，系统调试开通后，应记录下所需的参数设置。如“初始化”无法排除系统故障，则必须将其退出运行，由厂方专业人员进行检查修复。另外一种方法是可将装置工作电源长时间断开，然后，再进行上电，这种方法对于死机的现象一般能够恢复正常。
3.3 蓄电池故障的预防
蓄电池在运行过程中受温度的影响因素较大，一旦所处环境温度不适宜，则会直接影响到蓄电池的使用寿命。所以需要确保蓄电池组室的良好环境，需要安装空调，使温度始终控制在25℃左右，从而保证蓄电池充分的发挥其使用效能，确保其使用寿命。所以在进行日常检查时，需要对蓄电池的连接片、壳体、极柱、安全阀、绝缘电阻、温度等进行检查，确保其无异常情况发生，另外在检查时还需要对单只蓄电池的电压和电阻进行检查，确保其处于正常的状态。
3.4 直流系统接地故障的处理
3.4.1 直流系统接地故障处理步骤
（1）当时有检修工作、易受潮或正进行操作的回路；（2）选可疑或经常易接地的回路如高低压动力、机炉事故音响、热工回路；（3）变压器及重要设备的控制回路；（4）绝缘水平低、存在设备缺陷及有检修工作的电气设备和线路进行检查，是否有接地情况；（5）拉开直流照明电源开关；（6）拉开断路器合闸电源开关；（7）拉开断路器操作电源开关；（8）检查蓄电池、硅整流装置及充电机回路是否有接地现象；（9）当发现某一专用直流回路有接地时，应分别断开各分支路的操作直流开关，找出接地点，并进行处理。
3.4.2 直流系统接地故障处理过程中的注意事项
（1）当直流系统发生接地时，禁止在二次回路工作。（2）检查直流系统一点接地时，应防止直流回路另一点接地，造成直流短路。（3）禁止使用灯泡寻找接地点，以防止直流回路短路。（4）在接路寻长直流接地前，应采取必要措施，防止因直流电源中断而造成保护装置误动作。（5）使用仪表检查接地时，所用仪表的内阻不应小于2000欧伏。（6）在寻长和处理直流接地故障时，必须有二人进行。（7）防止保护误动：一般的保护装置出于反措的要求一般都有防止直流电源消失保护误动的措施，对重要设备或新投产不久的设备，事先要采取措施，如申请调度断开保护跳闸压板。（8）做好事故预想：拉路或取控制保险时，应事先通知值班人员，做好事故预想，以防开关误跳或出现其它异常情况。如取交流低压电机控制保险时，若合闸接触器保持接触不良，则会造成接触器释放。值班人员发现设备跳闸或自投应立即处理。
3.5 直流接地选线装置监测法
该装置能在线监测，随时报告直流系统接地故障，并显示接地回路编号。但该装置只能监测直流回路具体接地回路或支路，无法定位具体的接地点；受监测点安装数量的限制，该装置很难缩小接地故障范围，且必须进行施工安装，不便于旧系统的改造；此类装置还普遍存在检测精度不高、抗分布电容干扰差、误报较多的问题。
4 结语
目前我国电力系统发展的速度不断加快，随着规模的不断扩大，电力系统开始向超高压和大容量的方向发展，这就更需要确保直流系统运行的稳定性，所以加强对直流系统的维护工作更具有重要性，所以在现有条件及实践经验下，建立一套完整的电厂直流系统维护模式已势在必行。
参考文献
[1]张大东，张金彪，张晓梅.发电厂、变电站直流系统接地的危害及查找、处理方法[J].科技信息，2010（23）.
直流系统 篇4
高压直流输电技术根据采用电力电子换流器的类型可分为基于电网换相的常规直流输电系统LCC-HVDC(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current)和基于电压源换流器的柔性直流输电系统VSC-HVDC(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current)。现阶段,常规直流输电技术已较为成熟,其电压等级高、输送容量大,主要用于远距离大规模输电或异步联网。与常规直流相比,柔性直流控制更为灵活,其可以完成有功功率和无功功率的独立控制,且对交流电网具有较好的动态无功支撑能力,非常适用于大规模新能源电能并网。与常规直流相比,柔性直流电压等级较低,传输容量相对较小[1,2,3,4,5,6,7,8]。
根据柔性直流和常规直流各自的特点,在大规模新能源汇集和外送系统中,极有可能出现一种新型的柔性直流与常规直流互联的输电系统。对于柔性直流和常规直流同时存在的混合输电系统,已有较多文献进行了研究,主要关于2种直流的运行特性、相互间的影响以及故障后的恢复策略等[9,10,11,12,13]。文献[9]研究了无源网络中通过VSC-HVDC启动LCC-HVDC的方法,并设计了双馈入直流输电系统(DoubleInfeed HVDC)控制策略,使整个输电系统具有良好的动态和故障恢复能力;文献[10]定量分析了VSC-HVDC对LCC-HVDC的影响,结果表明VSC-HVDC可以有效提高LCC-HVDC的最大有功功率传输,减小暂态过电压,降低LCC-HVDC换相失败风险。
上述研究主要针对VSC-HVDC和LCC-HVDC并联馈入型结构,本文则着重研究VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统,这种输电系统主要用于大规模新能源的汇集及外送,而新能源基地通常交流强度较弱。因此,本文着重考虑送端系统可能存在的功率不平衡问题,提出2种直流间的协调策略,充分利用直流系统可控性强、响应速度快的特点,有效提升整个输电系统的安全稳定性。
1 VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统结构及特点
为了研究方便,将VSC-HVDC与LCC-HVDC串联输电系统简化为图1所示结构。其中,VSC-HVDC由于可控性强、动态调节能力好,通常被用于大规模风电、光伏基地本地电能的并网和汇集,而LCC-HVDC由于送电规模大、输送距离远,被用于大规模功率由电源基地到受端负荷的输送。
本文所研究的VSC-HVDC与LCC-HVDC互联输电系统包括以下重要特点。
(1)功率流向。通过VSC-HVDC将新能源进行汇集,并和本地交流电网共同为LCC-HVDC外送直流供电。
(2)交流强度。由于新能源基地常常位于电网结构较为薄弱的地区,因此本文研究的拓扑结构中所考虑的本地电网为弱交流系统。
(3)地理位置分布。由于功率汇集的主要目的在于外送,因此考虑VSC-HVDC传输功率不再经过远距离交流网络传输,即VSC-HVDC逆变站与LCC-HVDC整流站位置较近。
(4)VSC-HVDC送端所联交流系统有功调节能力。由于在新能源电厂参与电网功率调节领域已有较多研究成果[14,15],因此本文认为VSC-HVDC送端所联交流系统是具有有功调节能力的。
若2种直流输电系统均采用常规控制器,则整个送出系统中功率的平衡主要依靠本地弱交流电网,而新能源出力随机性较强,仅仅依靠弱交流电网的调节难以保证系统的安全稳定裕度。因此,本文从有功平衡及无功平衡两方面考虑,设计能提高送出系统区域1内稳定性的VSC-HVDC及LCC-HVDC附加控制策略。
2 VSC-HVDC和LCC-HVDC有功附加控制器设计
本文所研究的输电系统中2种直流系统的基本控制策略分别为:LCC-HVDC整流侧采用定电流控制,逆变侧采用定熄弧角控制;VSC-HVDC整流侧采用定有功功率及定交流电压控制,逆变侧采用定直流电压和定无功功率控制。
2.1 有功附加控制器设计
忽略功率传输过程中的损耗,正常运行情况下,根据功率平衡,有:
其中,PLCC为LCC-HVDC外送功率;PVSC为VSC-HVDC向区域1中注入的功率;PG为本地电网向区域1注入的功率。LCC-HVDC和VSC-HVDC在采用常规控制器时保持有功功率恒定。因此,当区域1内出现有功功率不平衡时,系统的频率稳定只能依靠本地电网PG的调节。如果本地系统的调频能力较小,会导致功率波动情况下系统频率偏差过大甚至频率失稳,则这种情况下系统的运行可靠性难以得到保证。基于此,提出LCC-HVDC及VSC-HVDC有功附加控制器,以提升送出系统有功功率平衡能力,维持频率稳定。附加控制器结构框图如图2和图3所示[16,17]。
图2和图3中2种直流系统主控制器分别为LCC-HVDC的定电流控制器以及VSC-HVDC的定有功功率控制器。在附加控制器中,Δf为区域1内的频率偏差信号,Δf=f-fref,K1、K2分别为附加控制器参数。为了避免附加控制器频繁动作,附加控制器还设置有死区环节。加入附加控制器后,2种直流系统的有功-频率特性如图4所示。
在本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC均进行功率调节的情况下,当注入区域1的功率存在波动ΔP时,有:
其中,KG、KLDC、KVDC分别为电网、LCC-HVDC以及VSC-HVDC的频率调节系数,其值等于各自有功变化量与频率变化量之比的绝对值。可以看出,有功附加控制的引入可以有效提升系统有功功率平衡能力,减小系统频率波动。
2.2 有功附加控制器的协调策略及工作原理
为简化分析,本地电网中仅考虑发电机调速器的功率调节能力,设调速器动作死区为[-Δf0,Δf0],LCC-HVDC有功附加控制动作死区为[-Δf1,Δf1],VSC-HVDC有功附加控制器动作死区为[-Δf2,Δf2]。
为了使设计的有功附加控制器协调工作,设置Δf0<Δf1<Δf2,则系统的有功功率调节可分为以下几个阶段。
阶段1:系统功率平衡,即PLCC=PVSC+PG,频率保持稳定。
阶段2:系统内出现不平衡功率,此不平衡功率可能来自本地电网负荷的增减、VSC送出功率的变化或者其他故障。假设本地电网失部分负荷,则区域1内出现过剩功率ΔP,系统频率增加。
阶段3:频率偏差超过Δf0时,发电机调速器开始作用,减小出力ΔPA以平衡缺失负荷ΔP,若系统可以稳定在新的平衡点f,f[50 Hz-Δf1,50 Hz+Δf1],说明负荷波动可由本地电网平衡,直流功率附加控制器不启动。
阶段4:若本地发电机进行功率调节后,系统频率超过50 Hz+Δf1,说明功率波动难以被本地电网平衡,则LCC-HVDC有功附加控制器启动。附加控制器根据区域1内频率偏差调整整流侧电流整定值,增大LCC-HVDC有功功率传输容量,以平衡区域1内的过剩功率。若此阶段系统频率可以稳定在f[50 Hz-Δf2,50 Hz+Δf2],则VSC-HVDC有功附加控制不启动。
阶段5:若在本地电网和LCC-HVDC有功附加控制器作用下频率依然上升超过50 Hz+Δf2,VSC-HVDC有功附加控制器启动。根据其有功-频率特性曲线,区域1频率上升时,VSC-HVDC在附加控制器作用下减小输送容量,进一步平衡区域1内的过剩功率。
当系统的不平衡功率消失时,各有功附加控制器的退出过程与上述5个阶段时序相反,VSC-HVDC附加控制首先退出,LCC-HVDC附加控制随后退出。系统频率从升高到恢复的整个过程中控制器的投切时序关系如图5所示。当系统内出现功率缺额时的分析与上述5个阶段类似,各控制器投切过程示意图与图5关于t轴对称,此处不再赘述。
3 VSC-HVDC与LCC-HVDC无功功率协调
LCC-HVDC在传输有功功率的同时,会消耗相当于40%~60%有功容量的无功功率,这部分功率通常由换流站的无功补偿装置及滤波器提供。因此,当LCC-HVDC进行有功功率调节时(输送有功功率变化时),为了维持换流站母线电压,无功补偿装置和滤波器需要进行相应的投切。无功补偿装置的投切是一种阶梯式不连续的调节方式,频繁投切滤波器不仅影响其自身寿命,更可能引起电压的大幅度波动。
在VSC-HVDC与LCC-HVDC串联系统中,由于VSC-HVDC具备无功控制能力,且其逆变站地理位置距离LCC-HVDC整流站较近,因此可以通过VSC-HVDC的无功调节能力在LCC-HVDC进行有功功率调节时为其提供无功支撑,起到稳定LCC-HVDC整流侧换流母线电压的作用。VSC-HVDC的这种调节方式相当于起到了静止无功补偿器(STATCOM)的作用,可以避免LCC-HVDC整流侧无功补偿装置的频繁投切。
为了实现上述目的,在VSC-HVDC逆变侧增加无功附加控制器,控制器如图6所示。
图6中,ΔU=U-Uref,Uref和U分别为LCC-HVDC整流侧换流母线参考电压和实际电压;Kv为无功附加控制器比例系数。当LCC-HVDC换流母线电压偏差ΔU越过死区[-ΔU0,ΔU0]时,无功附加控制器启动。若实际电压小于参考电压,VSC-HVDC按一定比例输出无功功率,反之,VSC-HVDC吸收无功功率。此外,为保证无功调节不影响有功功率的传输,对附加控制器输出设置限幅环节。VSC-HVDC的无功-电压特性见图7。
VSC-HVDC无功附加控制器工作原理如下。
当LCC-HVDC进行有功调节,外送有功功率增加ΔP时,其换流站相应地需要增加无功功率ΔQ,若保持换流站内无功补偿装置不投切,则换流母线电压下降ΔU,当电压跌落超过VSC-HVDC无功附加控制器死区时,VSC-HVDC调节逆变侧定无功功率控制器整定值,增大无功功率输出,维持LCC-HVDC换流站母线电压稳定。当LCC-HVDC外送有功功率减少时,通过类似的分析可知VSC-HVDC无功附加控制器同样可以维持LCC-HVDC换流站母线电压水平。
当系统内存在过剩功率时,各有功、无功附加控制器动作时序如图8所示。从上述分析可知,本文设计的VSC-HVDC和LCC-HVDC有功、无功附加控制器并不是单独存在的,两者协调配合可以有效提高送端系统频率及电压稳定性。
4 仿真验证
为验证本文所提VSC-HVDC与LCC-HVDC协调控制策略的有效性,在仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的系统,其中LCC-HVDC采用单极输电方式。本地电网由7台参数相同的发电机构成,系统主要参数见表1—3(表3中电抗为标幺值)。
正常运行时,交流系统电压345 k V,频率50 Hz,本地电网出力600MW,VSC-HVDC输送容量400MW,两者共同向LCC-HVDC供电,LCC-HVDC传输容量1 000 MW,区域1内功率平衡,系统频率保持稳定。正常状况下的仿真结果如图9所示。图中,f为区域1频率信号。
为验证本文所提LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加控制器的效果,仿真设置2 s时VSC-HVDC输送容量由400 MW降低至250 MW。VSC-HVDC和LCC-HVDC均无附加控制时,仿真结果如图10所示。
由图10可以看出,VSC-HVDC输送功率减小后,区域1内出现150 MW功率缺额。由于LCC-HVDC、VSC-HVDC均采用定功率输送,因此功率缺额全部由本地电网承担,而本地电网强度较小,调节容量有限,因此系统频率持续下降,最终崩溃。
在LCC-HVDC和VSC-HVDC中加入有功附加控制器,控制器主要参数如表4所示,仿真结果如图11所示。
由图11可以看出,加入附加控制器后系统可以保持稳定,频率最终维持在49.43 Hz左右。这是因为当系统频率下降时,LCC-HVDC和VSC-HVDC共同作用,通过调节自身传输容量与本地电网一起平衡区域1内的功率缺额。系统稳定时,本地电网出力由原来的600 MW变为692.5 MW,增加出力92.5 MW;LCC-HVDC输送容量由1 000 MW变为965 MW,减少外送35 MW;VSC-HVDC输送容量由250 MW增加至272.5 MW,增加输送22.5 MW。在有功附加控制器作用下,本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC共同承担了系统150 MW的功率缺额,保证系统的功率平衡,提升了稳定性。
进一步分析各控制器动作时序,LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器输出如图12所示(图中uL和uV为标幺值)。可以看出,在2.0~2.2 s的功率不平衡初始阶段,两附加控制器均未动作,系统依靠本地电网进行功率平衡。当频率偏差超过LCC-HVDC有功附加控制器动作死区后,依靠本地电网难以保证频率在合理范围内,LCC-HVDC附加控制器首先动作。2.2~2.5 s,LCC-HVDC有功附加控制投入后频率依然下降,超过VSC-HVDC有功附加控制动作死区,VSC-HVDC有功附加控制器开始动作。最终,本地电网、LCC-HVDC及VSC-HVDC共同配合,使系统保持稳定。
值得注意的是,VSC-HVDC和LCC-HVDC附加控制对于系统内不平衡功率的补偿量主要取决于两者输入频率偏差信号动作死区以及各自频率调节系数KLDC、KVDC的设置。若希望VSC-HVDC尽量保证自身功率传输,不参与功率平衡,可以增大LCC-HVDC调节系数KLDC,减小本身调节系数KVDC,增大本身输入信号频率偏差死区范围。
无功功率协调配合方面,若VSC-HVDC逆变侧仅采用常规定无功功率为0 Mvar,在进行有功功率平衡的同时,LCC-HVDC整流侧换流母线电压及VSC-HVDC逆变侧输出无功功率如图13所示。图中uLCC为LCC-HVDC整流侧换流母线电压,QVSC为VSC-HVDC逆变侧输出无功功率。
从图13中可以看出,在有功平衡的过程中VSC-HVDC逆变侧输出无功一直保持为0 Mvar,不考虑LCC-HVDC换流站本身无功补偿装置的投切,2.2 s后LCC-HVDC有功功率输送容量减小,而系统无功并没有相应地变化,因此LCC-HVDC整流侧换流母线电压升高至362 k V。
由于VSC-HVDC逆变站离LCC-HVDC整流站位置较近,因此可以发挥VSC-HVDC无功调节的能力,在其常规定无功控制器基础上增加无功附加控制器,以减小LCC-HVDC整流侧换流母线电压波动。加入无功附加控制器后,仿真结果如图14所示。
由图14可以看出,增加无功附加控制器后,当LCC-HVDC整流侧电压升高时,VSC-HVDC逆变侧吸收多余无功功率,以保证电压稳定在额定运行点。通过VSC-HVDC无功附加控制器的作用,LCC-HVDC整流侧换流母线电压最大幅值为358 k V,相比没有无功附加控制时减小4 k V,有效减小了LCC-HVDC整流侧换流母线电压的波动。
上述仿真说明本文所提的LCC-HVDC与VSC-HVDC有功附加控制可以共同提高系统有功平衡能力,同时VSC-HVDC无功附加控制器可以有效配合LCC-HVDC的有功功率调整,维持其换流母线的电压水平。
5 结论
a.本文针对一种新型的LCC-HVDC与VSC-HVDC互联输电系统,分别设计了LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器。通过有功附加控制器改变直流的输送容量,可以有效提升系统有功功率平衡能力,改善频率稳定性。同时,通过设置合适的死区和控制器参数,可以使平衡功率在LCC-HVDC和VSC-HVDC之间合理分配,使两者协调运行。
b.考虑到LCC-HVDC本身不具备无功功率调节能力,本文还设计了VSC-HVDC无功附加控制器。当LCC-HVDC改变输送容量以维持系统内有功功率平衡时,VSC-HVDC无功控制器发出/吸收无功功率,起到STATCOM的作用,以改善LCC-HVDC整流侧换流母线电压稳定性。仿真表明本文设计的附加控制器对LCC-HVDC与VSC-HVDC互联系统内的有功、无功平衡具有较好的控制效果。
摘要：对一种新型的柔性直流与常规直流互联输电系统进行了研究,针对常规直流送端可能出现的功率不平衡问题,提出了常规直流和柔性直流功率附加器的协调控制策略。该策略通过2种直流有功附加控制器来提高区域内有功功率平衡能力,针对常规直流进行有功功率调节时换流站无功不平衡引起的电压波动问题,设计了柔性直流无功附加控制器。最后,通过仿真验证了协调策略的有效性,结果表明所设计的有功-无功附加控制器能够相互配合,有效提升整个系统的功率平衡能力。
《220kv变电站直流系统》 篇5
目录
1.什么是变电站的直流系统
2.变电站直流系统的配置与维护
3.直流系统接地故障探讨
4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性
5.如何有效利用其资源
1.什么是变电站的直流系统
变电所是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所。变电站内的继电保护、自动装置、信号装置、事故照明和电气设备的远距离操作,一般都采取直流电源,所以直流电源的输出质量及可靠性直接关系到变电站的安全运行和平稳供电。变电站的直流系统被人们称为变电站的“心脏”,可见它在变电站中是多么的重要。直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源。它还为操作提供可靠的操作电源。直流系统的可靠与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
（1）220kv变电站直流母线基本要求： 蓄电池组、充电机和直流母线
1．设立两组蓄电池，每组蓄电池容量均按单组电池可为整个变电站直流系统供电考虑。
2.设两个工作整流装置和一个备用整流装置，供充电及浮充之用，备用整流装置可在任一台工作整流装置故障退出工作时，切换替代其工作。
3．直流屏上设两段直流母线，两段直流母线之间有分段开关。正常情况下，两段直流母线分列运行，两组蓄电池和两个整流装置分别接于一段直流母线上。
4．具有电磁合闸机构断路器的变电站，直流屏上还应设置两段合闸
母线。
5． 220kV系统设两面直流分电屏。分电屏Ⅰ内设1组控制小母线（KMⅠ）、1组保护小母线（BMⅠ）；分电屏Ⅱ内设1组控制小母线（KMⅡ）、1组保护小母线（BMⅡ）。
6． 110kV系统设1面直流分电屏，屏内设1组控制小母线（KM）、1组保护小母线（BM）。
7． 10kV/35kV系统的继电保护屏集中安装在控制室或保护小间的情况下，在控制室或保护小间设1面直流分电屏。8． 信号系统用电源从直流馈线屏独立引出。
9． 中央信号系统的事故信号系统、预告信号系统直流电源分开设置 10． 每组信号系统直流电源经独立的两组馈线、可由两组直流系统的两段直流母线任意一段供电。
11． 断路器控制回路断线信号、事故信号系统失电信号接入预告信号系统；预告信号系统失电信号接入控制系统的有关监视回路。12． 事故音响小母线的各分路启动电源应取自事故信号系统电源；预告信号小母线的各分路启动电源应取自预告信号系统电源。13． 公用测控、网络柜、远动柜、保护故障信息管理柜、调度数据网和UPS的直流电源从直流馈线屏直接馈出。（2）、直流系统运行一般规定：
(1)、220Kv变电站一般采用单母线分段接线方式，110Kv变电站一般采用单母线接线方式。直流成环回路两个供电开关只允许合一个，因为母联开关在断开时，若两个开关全在合位就充当母联开关，其开关
容量小，线型面积小，又不符合分段运行的规定。直流成环回路分段开关的物理位置要清楚，需要成环时应先合上母联开关再断开直流屏上的另一个馈线开关。
(2)、每段直流馈线母线不能没有蓄电池供电。(3)、充电机不能并列运行。
(4)、正常情况下，母联开关应在断开位置。(5)、绝缘检查装置、电压检查装置始终在运行状态。(6)、投入充电机时先从交流再到直流。停电时顺序相反。
（7）、母线并列时首先断开一台充电机，投入母联开关，在断开检修蓄电池。
（8）、母线由并列转入分段时首先合上检修蓄电池，断开母联开关，再投入充电机。
2.变电站直流系统的配置与维护
A：配置
220kV变电站直流系统设计依据是DL／ T5044—95《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》，本规定适用于采用固定型防酸式铅蓄电池。
一、要求220kV变电站具备高可靠性直流电源的原因：
1．1 部分变电站建设规模为主变容量3X 150MVA或3X180MVA，且为枢纽站。
1．2 220kV变电站主保护亦实现双重化，采用两套不同原理、不
同厂家装置；断路器跳闸回路双重化；且均要求取自不同直流电源。
1．3 线路的两套纵联差动保护、主变压器的主保护和后备保护均分别由独立的直流熔断器供电。
1．4 所有独立的保护装置都必须设有直流电源故障的自动告警回路。
1．5 变电站综合自动化水平提高，监控系统高可靠运行要求。
二、目前单组蓄电池运行、维护存在的主要问题：
2．1 事实证明：要掌握蓄电池运行状态，做到心中有底、运行可靠，必须进行全容量核对试验；然而直流系统配置一组蓄电池，给运行维护造成了极大困难。
2．2 现有220kV变电站蓄电池只对蓄电池组进行部分容量试验，检测出损坏严重的蓄电池；因进行全容量试验工作繁琐因难，部分单位回避容量试验，而不能完全掌握蓄电池的实际运行状态。
2．3 就对各发供电单位已运行的各型式蓄电池统计表明，使用寿命一般为7年到10年；且这期间尚需对个别落后电池维护处理才能够保证整组蓄电池使用年限。对于仅一组蓄电池而言，整个更换期间同样要承担风险运行。
2．4 蓄电池组由106只-108只(无端电池)或118只一12O只(有端电池)单体电池串联组成，若其中一只电池容量下降后，则表现为内阻增大、严重者相当于开路．也就是说：一只电池损坏，祸及整组电池不能发挥作用。目前检测的最佳方法是将浮充机停运，直流负荷由蓄电池组供电；对于仅有一组蓄电他的直流系统，若存在有开路情
况．则造成全站失去直流。
2．5 整流设备的好坏也影响蓄电池的寿命。新近入网交流整流设备，虽然具有充电、均衡充电、浮充电自动转换功能，但功能还不完善。如浮充电缺少温度补偿，温度低时充电容量不足、温度高时容易过充电，造成电池漏液鼓肚现象，缺乏单体电池端电压测量，当有2—3只电池充容量不足不能发现时就影响整组电池寿命。
2．6 近2—3年间投运的变电站蓄电池大多采用全密封阀控式铅酸电池，因不能象原固定防酸式铅酸蓄电池正常远行中能够通过测单体电池电压、量其比重、观其外观而综合分析判断电池运行状态。其日常仅能靠测量单体电池进行监视，运行状态好坏难以充分把握。2．7 对蓄电池容量的在线监测现在仍是一大难题。对阀控式全密封蓄电池能否依据某—指标数据判断或多项指标数据综合判断运行状态尚处于探索时期。
220kV变电站直流系统配置两组电池的必要性及优点
3．1 正在编写制订的《阀控式铅酸蓄电池运行、维护导则》国家标准，明确要求蓄电池必须进行容量试验。
3．2 220kv变电站内通信用直流系统按有关规定均配置二组48V蓄电池。而220kV变电站控制、保护、信号、安全自动装置等负荷同样需要高可靠的直流系统。
3.3 由于单组蓄电池不能很好的满足22kV变电站运行可靠性要求，且运行维护困难,故此 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池是必要的。
3.4 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池，完全满足运行要求，并符合部局有关继电保护反措对直流供电的要求，采用该系统对增加控制保护设备运行的可靠性有较重要的意义。
3．5 220kV变电站配置两组全容量蓄电池组或两组半容量蓄电池组后，从简化母线结构、减少设备造价、节约能源、避免降压装置故障开路造成母线失压，扩大为电网稳定事故和更大设备事故出发，可考虑直流动力，控制母线合一，去掉端电池及调压装置，使直流系统进一步简化、可靠。
220kV变电站直流系统配置两组蓄电池方案
4．1 为了保证两组蓄电池能够独立工作，相互间不影响，保持自身特性，采取不完全并联运行方式，即两组蓄电池充、放电独立，相互间不互充放。
4．2 根据变电站的建设规模、负荷地位和负荷水平，可选择采用下列不同的配置方案：
4．2．1 采用两组全容量蓄电池组、三台充电机、直流负荷母线分段接线。此方案是完备的方案，在各种运行方式下，能够保证提供可靠直流电源。
4．2．2 采用两组全容量蓄电池组、二台充电机、直流负荷母线分段接线。
4．2．3 为进一步降低工程费用，可采用两组半容量蓄电池不完全并联运行，配置二台充电机，直流母线分段。结束语：
直流系统是变电站二次设备的生命线，直流系统故障就有可能影响到电网稳定和设备安全。根据现在220kV变电站对直流电源可靠性要求进一步提高，及蓄电池运行、维护的需要，并考虑220kV变电站直流系统网络与蓄电池直流电源可靠性匹配要求，220kV变电站直流系统应配置两组蓄电池，虽在经济上多投入，但其运行可靠性却得到了大幅度提高，且运行方式灵活、维护简便。
B:维护
电力直流系统的维护现状:
现在的变电站一般都是无人值守的,智能高频开关直流电源系统可通过监控串口与变电站后台的监控实现通讯,可在调度端实现对直流系统的“三遥”.运行人员或专职直流维护人员定期对直流设备进行一般性的清扫、日常检查等工作.对充电设备只进行巡检,对蓄电池组进行日常维护和放电核对容量.。
.220KV设两组蓄电池,110KV一般装设一组蓄电池,在有条件时220KV最好装设两组蓄电池,因为220KV的继电保护装置是双重化的,从电流互感器二次侧到断路器跳闸线圈都是双重化,因此,直流系统也宜相应的设置两组,分别对两套保护及跳闸线圈供电,以利系统安全运行.。
在正常运行情况下,变电站的二次设备只需由充电模块来供电就行了.现有的变电站,断路器一般有电磁合闸方式和储能合闸方式两种.在电磁式断路器进行合闸操作时,要求直流电源能提供瞬时的合闸电流(20~200ms内提供数百安培的大电流),显然仅由充电模块来供电是
远远不够的,这时蓄电池组就发挥了重要的作用,它能无间断地提供大电流,保证断路器的正常合闸,这也是直流系统为什么要有合闸母线的原因了.在储能合闸方式下,合闸电流远小于充电模块的额定输出电流,不用蓄电池来合闸.现在新建的变电站一般都是这种储能式的断路器,这时直流系统也就可以不要合闸母线。
当电网发生事故时,必然使交流输入电压下降,当充电模块不能正常工作时,蓄电池无间断的向直流母线送电,毫不影响直流电源屏的对外功能,保证二次设备和断路器的正确动作,确保电网的安全运行.而作为最后保障的蓄电池,如果其容量的不足将会产生严重后果.所以,蓄电池的重要性就可想而之了,其维护一直是最为重要的问题.。
电池巡检仪作为在线监测装置,可实时发现落后或故障电池,并可检测电池组的温度是否处于正常范围内,但直流系统工作时输出电流较小,电池容量的不足或漏液、破损很难通过电池巡检仪发现,而电池内阻和电池容量的在线测试,准确度依旧不高,其测量精度和可靠程度通常只用于定性分析.所以还是需要运行人员或专职直流维护人员对蓄电池进行定期巡视。
由于电池品牌、型号及电池状况的不同,应根据实际情况通过监控模块重新调整电池充电参数,以保证电池处于良好工作状态.蓄电池寿命一般为8~ 10年左右,影响蓄电池寿命的主要因素有:
1、过放电;
2、充电压设置不合理,充电电流过大或过小;
3、充电设备的性能超标;
4、温度。
所以,我们不但要定期对蓄电池组做放电实验,还要定期测试充电
设备的稳压精度、稳流精度及纹波系数、充电机效率等性能参数。
3.直流系统接地故障探讨
直流电源作为电力系统的重要组成部分，为一些重要常规负荷、继电保护及自动装置、远动通讯装置提供不间断供电电源，并提供事故照明电源。直流系统发生一点接地，不会产生短路电流，则可继续运行。但是必须及时查找接地点并尽快消除接地故障，否则当发生另一点接地时，就有可能引起信号装置、继电保护及自动装置、断路器的误动作或拒绝动作，有可能造成直流电源短路，引起熔断器熔断，或快分电源开关断开，使设备失去操作电源，引发电力系统严重故障乃至事故。因此，不允许直流系统在一点接地情况下长时间运行，必须加强在线监测，迅速查找并排除接地故障，杜绝因直流系统接地而引起的电力系统故障
1、直流系统接地查找一般原则
（1）、“直流接地”信号发出后，可通过直流屏监控器和绝缘检查装置找出接地支路号及接地状态，支路号的排列大都是按直流馈线屏馈线开关从上至下或从左到右的顺序，绝缘检查装置还可以显示接地电阻（接地电阻小于15-20千欧时报警），判断接地程度，可通过绝缘检查开关判断正对地、负对地电压，判断接地程度。有时绝缘检查装置判断不出支路只报“直流母线接地”，此时有可能直流母线接地，也可能是支路接地。
（2）、直流接地信号发出后，必须停止二次回路上的工作，值班员应
详细询问情况，及时纠正修试人员的不规范行为。
（3）、利用万用表测量正对地、负对地电压，核对绝缘检查装置的准确性。万用表必须是高内阻的，2000欧/伏，否则会造成另一点接地。（4）、试拉变电站事故照明回路。（5）、试拉检修间直流电源回路。（6）、试拉380伏配电直流电源回路。（7）、试拉通讯远动电源回路。（8）、解列蓄电池。（9）、解列充电机。
（10）、1段母线负荷倒至2段母线，判断1段母线是否接地。（11）、使用接地查找仪对控制、保护、信号回路逐一查找。2．造成变电站直流系统接地的几种原因：
（1）雷雨季节，室外端子箱或机构箱内潮湿积水导致直流二次回路中的正电源或负电源对地绝缘电阻下降，严重者可能到零，从而形成接地。
（2）部分型号手车开关的可动部分与固定部分的连接插头或插座缺少可靠的绝缘隔离措施，手车来回移动导致其中导线破损，从而使直流回路与开关金属部分相接触，从而导致接地。
（3）部分直流系统已运行多年，二次设备绝缘老化、破损，极易出现接地现象。
（4）因施工工艺不严格，造成直流回路出现裸线、线头接触柜体等，引起接地。
3．查找接地故障的基本原则和方法：
（1）一般处理原则：根据现场运行方式、操作情况、气候影响来判断可能接地的地点，按照先室外后室内，先合闸后控制，由总电源到分路电源，逐步缩小范围的原则，采取拉路寻找、处理的方法。应注意：切断各专用直流回路的时间不要过长（一般不超过3秒钟），不论回路接地与否均应合上。
（2）具体处理方法：首先，了解现场直流电源系统构成情况，通过直流系统绝缘监测装置或接地试验按钮初步判断是直流正极接地还是负极接地（以下假设绝缘监测可靠，并假设正接地）。然后，瞬时切除所有合闸电源开关，如接地信号消失，说明接地点在合闸回路，应对站内合闸回路用同样方法拉合负荷开关或解除正电源端，进行分路检查、判断；如监测装置仍报接地，则说明接地点在控制、信号等回路，则应进一步用同样方法检查直流屏、蓄电池柜及站内各保护屏、控制屏、信号屏及其控制回路。查明接地点属于哪一输出电源回路后，应迅速拉合接地回路的直流负荷开关或拔插回路内的正电源保险，并根据绝缘监测装置报警情况判断接地点在开关（保险）之前或之后。判断清楚后，根据查出的范围，迅速解除范围内相关设备的正极端子，观察报警信号，判断接地点是否在这一部分设备内。然后继续按照以上原则和方法，逐步缩小查找范围，直至找出接地点。4．总结：
造成变电站直流系统接地的因素较多，为了较好的解决这一问题，在日常运行维护中还应视具体情况采取不同措施：
（1）严格二次设备施工工艺，发挥主观能动性，减少接地故障的发生概率。如对室外端子箱、机构箱等加强密封，加装防潮除湿设备或材料；对手车开关的活动部位采取措施提高其绝缘性能，如用绝缘材料包裹其线头部分等，避免因其随手车活动引起接地；对绝缘老化，已不能满足对地绝缘电阻要求的控制电缆及有关二次设备及时更换。（2）加强断路器、隔离开关、手车等一次设备的运行维护管理。严格断路器、隔离开关等具有机械传动部分设备的操作规程，避免因操作不合理造成接地故障。
（3）查找处理接地故障时严格遵守相关电气设备检修运行规程要求，并结合现场实际条件进行。禁止单人工作，禁止直流电源长时间停止运行（尤其在天气条件不允许的情况下），拆除、恢复各端子、各开关的时间应尽可能短。
4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性 概述 ：
供电公司220KV及以下变电所的直流供电系统为环状系统，若一个元件故障可能会引起整个系统的瘫痪，达不到电力系统的安全稳定的要求。而近两年来，随着电力系统的飞速发展，保护设备的增多，对直流系统可靠性和稳定性的要求越来越高，直流系统故障将严重影响到系统的安全稳定运行。针对这一问题我们进行了大量的调查与分析，并发现220KV及以下变电所的直流供
电系统存在：直流系统接线方式不合理；保护直流回路用交流断路器；蓄电池和充电装置数量都不符合要求。2 直流系统供电现状：
直流系统事故后果严重，严重的可造成变电所直流系统全部停电，造成一次设备处在没有保护和监视的不可控状态，不能反应一次设备的故障，极易造成一次设备事故范围的扩大，造成区域电网的大面积停电事故；经过调查发现，该局的变电所普遍采用环状供电方式。环状供电方式示意图
环状供电方式是指将两个独立的直流供电系统在其下一级直流支路中连接，当分支直流元件故障时，非故障母线将断开供电回路，这样扩大了直流故障范围。严重时会使整个变电所处于无直流状态下，对系统正常运行造成重大的安全威胁。同时我们对保护直流回路用的断路器情况进行了统计(见表1)。
表1 各电压等级变电所保护用直流断路器配置情况调查表
交流断路器作为直流电路的保护元件具有局限性。由于交流电流的电弧容易熄灭，故其断路器的动静触点之间的开距小，不能达到拉弧作用，而直流瞬动电流是交流瞬动电流的1．4～2倍，因此在直流回路中断路器不能可靠断开，并且致使交流断路器损坏，从而造成直流系统事故进一步扩大；通过上表我们看到直流系统中采用交流断路器的二次设备占总设备数的2/3。
我们对2000年以来出现的直流供电系统的缺陷进行了分析，发现主要存在以下三个方面的问题：
1、直流供电支路故障造成变电所直流供电系统全部停电。
2、直流回路开关损坏严重。
3、蓄电池和充电装置数量都不符合要求。3.完善直流系统供电方式：
3.1采取辐射状供电方式，增加蓄电池和充电装置数据
3.1.1 220KV及以上变电所应满足两组蓄电池，且两套直流电源系统完全独立，并设两段独立的保护电源小母线。3.1.2 各级直流母线分段开关正常运行时应断开。
3.1.3 控制直流母线分为两段，且控制直流母联开关正常运行时应断 15
开。
3.1.4 220KV设备双套保护装置的保护电源应取自不同的独立直流电源系统，接在不同的保护电源小母线。
3.1.5如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置电源和具有远跳功能装置的电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。
3.2采用专用的直流断路器
根据保险配置情况选购GM型(两段保护)、GMB型(三段保护)系列直流断路器，并进行直流断路器的安秒特性及动作电流的检验，并绘制出三段式保护直流断路器保护特性曲线：
Int-过载长延时断路器起始动作值
Icu-断路器极限短路分断能力 Iop2-断路器延时动作电流 lopl-短路瞬时断路器动作电流
通过试验发现G系列直流断路器作为替代直流回路中的交流断路器，具有良好的三段保护功能。
过载长延时保护：能在故障电流较小时，根据电流的大小进行反延时
动作，能防止线路电缆发热进而造成绝缘破坏和起火。
短路短延保护：能够防止越级动作带来的事故扩大，保证故障电流仅仅由距离故障点最近的断路器来切除，还可作为下一级保护的后备保护
短路瞬时保护：能够在故障电流较大时瞬时切除故障回路，避免对设备及线路的动稳定性带来较大的危害。结束语：
为防止和杜绝变电所直流系统事故，确保电网的安全稳定运行，我们对变电所的直流系统的不足做了进一步完善，消除了造成直流系统故障的安全隐患，进一步减小了变电所发生直流系统事故的可能性，在保证直流系统安全稳定运行的同时也保证了继电保护及自动装置的可靠运行。
5.如何有效利用其资源
变电所直流系统为继电保护以及开关机构提供保护、信号、动力能源；变电所UPS为远动、通讯、微机监控装置提供不间断的电源。
多年来，根据各变电所直流设备运行现状，发现从设计、规划、审批、运行、维护等环节存在管理弊端，不同程度地造成设备重复投资、资源浪费等现象。
近年来，随着两网改造，设备更新升级，变电所的继电保护及其自动化使得当地监控、信息数据采集、计量等专业相互渗透。对于变电所直流系统，如在变电所直流系统电源保证安全可靠性的前提下，即直流系统蓄电池容量和绝缘水平满足运行参数要求，变电所UPS实现集中配置(废除UPS自带蓄电池配置)是可行的。变电所交、直流电源运行
(1)所用电380/220V低压系统：
变电所所用电380/220V系统电源的质量、可靠性较差。主要表现为：
①交流失电(全所失电、互投时间间隔长、暂态停电)；
②欠压、过压(一般变电所自备电源较高，末端所电压不易调节，闪变)；
③电压短时波动(如电气化铁路干扰，谐波畸变，电压聚降、瞬变)；
④电压三相不平衡(所内负载不平衡，中性线断)；
⑤二次设备共模、差模超标(接地和泄露电流)等故障。
对于变电所的综合自动化装置、计算机监控、远动装置、信息数据采
集、微机保护、脉冲式电能表等采用静态电路，设备对电压质量及供电连续性要求较高。一旦计算机失电造成死机、远动信息数据采集失电造成丢失数据、电源产生的问题等导致设备误操作将造成更大的损失。
鉴于以上原因，许多变电所配置了UPS电源，但多见于分散配置，各成一体。
(2)变电所UPS不间断电源：
变电所UPS不间断电源，供给远动自动化、信息数据采集、微机监控、电力通讯等电源。在许多变电所内，由于UPS维护不善造成蓄电池容量不足，交流断电后，由于电压过低而自动关机，使得设备电源中断，不能正常工作。
(3)变电所直流系统：
变电所直流系统作为操作电源，供给断路器分合闸及二次回路的仪器仪表、继电保护、控制、事故照明及自动装置电源。
近年来，接受以往事故教训，专业人员在研讨继电保护反措和直流系统反措中，均提出了双重化配置要求，对220kV变电所的直流系统进行了3＋2配置(三台充电机、两组蓄电池)单母分段互联式接线改造。对继电保护实现独立保护、独立电源，主保护的线路、变压器、母线双重化保护专用供电，实现保护装置跳闸线圈双重化，控制、保护电源分开。由两套独立(可相互备用)直流系统供电。
2改造目标 ：
通过对变电所直流系统实施技术改造，要求变电所直流系统的管
理水平、运行维护和设备健康水平均达到100％。同时，还要使变电所直流系统资源得以充分有效利用。
(1)目标制定：
①加强变电所直流系统运行维护管理。
②对直流系统为UPS提供电源可行性、安全性进行评估、计算，并付诸实施。应用后充分体现了UPS使用直流系统供电的优点。
③规范运行管理，有效利用直流系统。对于改造后的变电所，由生产技术部门协调归口管理。
(2)可行性分析：
①体制管理：变电所直流系统就是为变电所继电保护及其自动装置服务的。但从变电所进行自动化实现四遥，改造变电所直流系统与UPS电源从设计、规划、审批及体制管理上就分开了。直流设备由检修专业班维护变电所直流系统，远动通讯专业班则维护UPS不间断电源。变电所运行人员一般只对直流系统做定期维护监测，而对于UPS电源形成无人维护。
②设备投资：变电所220kV以上及重要的110kV变电所直流系统双重化3＋2配置后，完全可以满足继电保护及其自动装置的参数要求。上级在此投资是原来设备的两倍，而有些变电所还在设计安装UPS不间断电源单设蓄电池组。这无疑会造成重复投资浪费。
③绝缘要求：变电所直流系统与变电所通讯电源用直流电源运行方式不同，有可能造成变电所直流系统绝缘降低，影响系统稳定。对于远动通讯电源应该区别对待，如通讯电源从变电所蓄电池抽头现象必须
杜绝，但在绝缘要求满足的前提条件下，完全可以集中配置蓄电池。实施方案 ：
(1)要求各专业分工明确，不留死角：
①归口管理，直流专业不能单一只维护充电机、蓄电池组，还应考虑直流系统的完整性。如馈出回路辐射、环路完整、负荷分配、运行方式、接线方式、熔断器及空气开关级差配置、电压质量、直流系统绝缘水平等，应满足继电保护及其自动装置参数要求。
②对设计维护人员要求专业相互渗透。因为继保、远动、通讯、计量、直流专业就是电力系统及其自动化的各分支专业，所以各专业有必然的联系。
③过去有些变电所通讯电源有在直流系统蓄电池中抽头的现象，由于影响直流系统蓄电池内阻、容量，通过落实反措以及整改，已将这种方式消除。对于小容量的载波机以及通讯用计算机UPS，只要满足绝缘要求，可以使用直流系统电源。对于大容量程控交换机、光纤通讯、微波通道，考虑到其独立性以及使用蓄电池运行方式不同，通讯电源UPS设置自备电源。
(2)集中配置：
①变电所UPS使用变电所直流系统蓄电池，可以不用自配蓄电池组，这样，可以节约自备电池以及占地空间，还可以避免重复维护。
②使用直流系统逆变电源，能够防止所用电系统的暂态干扰进入负荷侧。
③一般商用UPS自备电池，放电时间是在10～15min，时间短；工业
用UPS装置自备电池放电在30min。采用直流系统蓄电池可以保证事故停电1h使用。
④利用直流系统容量优势，全所集中配置UPS系统，并实现双重化配置。交流电源使用所用电各段母线电源，直流电源分别使用直流系统各段电源(110kV以上无人值守变电所、较重要的枢纽变电所)。
(3)评估：
①双重化3＋2配置后，蓄电池容量增加一倍，而保护自动装置通过更换节能信号灯、节能光子牌，使电磁继电器减少，相对负荷电流也减小，因而可使事故情况下蓄电池容量充足，完全能满足规程要求的全所停电情况下，1h连续供电。
②变电所逐年改造使断路器电磁机构基本退出，而更换成真空开关或弹簧、储能机构以及液压机构，其合闸动力电流减小，故对蓄电池事故放电能完全满足瞬时放电曲线要求。
③对于小容量电力载波机、通讯设备只要运行方式不影响直流系统绝缘，可以经开关电源使用直流系统。
④直流系统馈出回路增加，势必影响直流系统绝缘。其实从UPS电源原理上说，正常时UPS装置使用交流，当交流回路失电后装置自动投切直流电源，而投切回路已明确交流电源是接地回路，直流电源是绝缘回路。
⑤充电机容量：变电所充电机一般满足“均充方式电流＋负荷电流＋冗余度”。对于UPS负荷：a)交流不间断电源UPS是当交流失电后，自动切换直流电源的；b)有些进口UPS不设整流器而直接接直流母线,故在浮充、恒压限流方式下能满足新增负荷要求。结论 ：
直流配电系统技术分析及设计构想 篇6
关键词：直流配电系统；技术；设计
中图分类号： TM72 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）35-193-2
0 引言
电力系统快速发展，传统的交流配电技术不再满足需求，为了进一步提高配电运作效率、安全性和可靠性，为用户输送更高质量的电能，关于直流配电技术的研究逐渐增多，研究直流配电系统技术和设计策略是配电技术发展的必然方向。
1 直流配电技术
核电、水电、火电等传统发电技术在提供丰富电能资源的同时以消耗自然资源和环境污染为代价，清洁能源如风力发电、太阳能发电更加得到重视，但是风力发电和太阳能发电输出容量低，分布分散，接入电网面临着较多的技术问题，使用架空线路输送交流配电网故障率比较高，供电范围的限制比较大，可控性不强，随着电力系统规模的不断扩大，交流配电技术的不足逐渐凸显。
1.1 直流配电技术现状
直流电力传输技术经过多年发展已经逐渐成熟，积累了丰富的建设和运行经验，国内外电力输送中都有着较为广泛的应用，很多场合甚至只能使用直流传输技术。而配电方面，早期直流换流器功耗大，造价高，限制了直流技术的发展和应用。而近些年，新型半导体材料发展迅速，尤其是碳化硅、氮化镓等半导体材料，显著降低传统半导体换流器件的功耗，为直流配电技术的应用和推广提供了技术基础。荷兰能源研究中心在1997年就提出了住宅建筑的直流配电技术方案，国际能源机构和美国电力研究学会都表示高度重视，欧洲已经开始建设300V直流体育场试验项目，日本政府和新能源产业技术开发机构也组织相关企业、大学，积极开展住宅直流电技术的研究，建设了许多直流配电技术示范住宅项目。我国台湾地区能源研究机构推出的“智慧型直流电力屋”功能使用了360V额定电压直流电作为电力来源，德国亚琛大学的“City of Tomorrow”城市供电方案城市配电骨干线路为中低压直流环网，使用大功率AC/DC、DC/DC获取交流输电网、直流输电网电能，为城市规模的直流配电技术应用提供了优秀模板。韩国有关低压直流微电网的研究集中在能量管理控制系统方面，使用PSCAD模拟仿真，得出了一个科学的控制策略。国内关于直流配电技术的研究和应用主要包括大型发电厂升压变电站、高压变电站一次设备操作以及二次设备、通信设备电源等，除此之外，电信部门大型通信机房、船舶供电以及城市轨道交通供电也利用了直流供电技术。
1.2 直流配电技术优势
1.2.1 可靠性更高
直流配电技术可靠性高于相同电压等级的交流线路，双导线直流电路在直流配电系统正极线路故障时，负极会和大地形成闭合回路，将部分甚至全部功率输出，从而有效保护线路上的电气设备。单极、单相接地故障在所有故障中占据比例超过80%，相比之下，直流配电系统的故障响应速度更快，故障处理和恢复速度快，时间短，通过重复再启动、降压操作能够为处理故障提供良好的操作环境，电力电子变换器还能够将直流配电系统划分为若干独立区域，区域内故障不会影响其他区域的正常运行。
1.2.2 不存在频率稳定问题
交流配电系统配电运行需要考虑到频率、相位、电压幅值等多个技术参数，相比之下，直流配电系统只需要考虑电压幅值，配电运行操作更加简单直观。交流配电系统大电容电缆电能配送存在着电缆电容的充电情况，增加线路损耗，而影响线路输电容量。直流配电系统则无须考虑这些问题，同时还具有供电辐射范围广泛、电能质量高以及电源分布式互联等技术优势。
1.2.3 配电效率高
直流配电系统线路损耗比交流配电系统低，因为直流配电系统不会产生趋肤效应，也不会产生无功功率。直流配电系统的线路损耗集中在电力电子变换器上，而最新型号的直流变换器效率已经达到99%，并且随着半导体宽禁带电力电子器件的应用与快速发展，变换器效率还可以进一步提高。近些年，直流电负载越来越多，旋转式负荷、变频调速设备一同使用，为直流电技术提供了良好的使用需求。
2 直流配电系统设计构想
2.1 直流配电运行控制
变压器在交流配电系统和直流配电系统中都不可或缺，直流配电系统的内部电压等级转换同样依赖变压器等电能变换装置实现。直流配电系统电力电子变换装置结构形式多样，不同电压等级配电网、储能装置、分布式电源都需要借助变换器接入直连母线。直流配电系统变换器控制的基本要求有稳定性、容量、可靠性、冗余度、自动化、电压平稳以及优秀系统模块性能等方面。电压是直流配电系统的核心参数，是直流配电系统控制和运作的基本，直流配电系统控制的首要问题就是暂态与稳态工作状态下保持电压稳定。
2.2 网络结构优化
直流配电系统因为采用了不同的电能配送形式，其网络结构也和交流配电系统有较大的差别，建设并优化线路网络结构，是直流配电系统广泛应用和发展的关键。直流配电系统有着和交流配电系统类似的多级配电网络，彼此之间协调合作，其基本结构形式有闭环、辐射状和网状三种，不同的网络结构有着不同的建设成本和控制难易程度，需要根据应用情境和建设投资规模合理选择。我国交流配电网覆盖十分广泛，发展完善，拆除原有的交流配电网，大规模建设直流配电网是否值得还有待研究，理论上，应该首先积极建设交直流混合网，之后逐渐增加直流配电网规模，最后彻底取代交流配电网，这样的建设方式更加贴合实际。
2.3 直流配电开关/保护
开关在电力系统中的主要功能是分离故障线路区域，避免故障扩大，威胁其他区域正常线路和关键设备。直流电流没有自然过零点，因此分段难度大，导致直流开关设备技术难度远远高于交流系统，现阶段中低压直流配电开关已经能够实现数十千大容量直流开闭，但是设备造价十分昂贵，成本高，大规模应用难度很大。直流配电系统的故障类型和故障后果和交流配电系统相比都有着较大的不同，缺少相关研究资料和实践经验，可以肯定的是大量的电力电子装置会给直流配电系统的安全保护工作带来巨大挑战，如何充分发挥利用变换器快速通断能力，保护直流配电系统是直流配电系统需要首先解决的问题。
2.4 多级直流配电网络建设
直流配电系统同样需要设置多个电压等级控制线损，进行电能的远距离传输。多级直流配电网中多个不同电压等级的直流网之间相互协同，根据不同区域电能输送和分配需求进行电力调度，同时接入用户侧小型分布式电源和风力发电、太阳能发电大型分布式电源。直流网络不同级别直流电网相互解耦，故障电流能够利用电子电力变压器快速调节有效控制，从而进一步降低了直流配电网对开关的技术要求。当然现阶段全直流配电网技术不允许，但是配电网末端低压配电系统如进户线、楼宇供电系统已经能够直流传输。滞留多级配电网络直流母线电压等级更加安全，直接接在母线上的蓄电池效率更高，可靠性更好，而通过简单Buck变化器接入系统的PV电源变换效率更高，负极接地直流母线和220V交流母线之间形成了有效的电位隔离，且直流母线和交流母线之间支持双向功率流动，PV电源能量利用更加充分，交直流电负荷与供电可靠性都比较理想。
3 结语
直流配电系统能够进一步简化配电系统中的变换环节，从而进一步降低线损，获得更高的能源利用效率，研究直流配电系统，对全面提高配电运行效率、安全性、可靠性，降低故障率有着重要意义。
参 考 文 献
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直流系统 篇7
多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成[1,2]。与两端直流输电系统相比,多端直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,输电方式更为灵活、快捷;但由于其控制保护、设备制造等更为复杂,许多关键问题尚未得到合理解决[3,4,5,6,7,8,9,10,11]。多端直流输电系统在大扰动下的性能研究,主要可分为交流系统故障和直流侧故障两大类[12]。中国大容量远距离直流输电系统中,直流侧故障约占直流系统故障的50%[13]。为了快速清除直流侧故障,减轻直流系统直流侧故障对交流系统的影响,多端直流输电系统有必要装设直流断路器。但从目前发展状况来看,虽然直流断路器的研发测试已经取得了较大的突破,但尚未在工程中广泛使用[14,15]。因此,在不使用直流断路器的情况下,研究多端直流输电系统直流侧发生故障时的控制策略与保护措施,提高交直流输电系统的运行稳定性,具有十分重要的意义。
本文根据多端直流输电系统的运行特性,采用常规交流断路器代替直流断路器[16],利用PSCAD/EMTDC软件建立了双极四端直流输电系统仿真模型,提出了四端直流输电系统在直流输电线路不同故障点下的控制保护策略及其动作时序。
1 测试系统结构
多端直流输电系统由多个换流站和多条直流输电线路组成,根据运行条件和工程设计要求,可以采用不同的拓扑结构和接线方式。并联放射式的双极四端直流输电系统结构如图1所示,包括2个双极12脉动整流站(整流站Ⅰ、整流站Ⅱ)和2个双极12脉动逆变站(逆变站Ⅰ、逆变站Ⅱ),每个换流站由交流滤波器、换流变压器、12脉动换流器、平波电抗器、直流滤波器和接地极构成。整流站Ⅰ与整流站Ⅱ之间的距离为500km;整流站Ⅱ与逆变站Ⅰ之间的距离为1 000km;逆变站Ⅰ与逆变站Ⅱ之间的距离为500km。
2 控制系统模型
本文所述的多端直流输电系统是两端直流输电系统的简单扩展,因此可沿用两端直流输电系统的控制结构与策略。基于国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统控制方式,图1所示的四端直流输电系统将逆变站Ⅱ用于控制系统直流电压,采用定关断角与定电流控制;逆变站Ⅰ配置定电压与定电流控制以及定关断角与定电流控制2套可切换控制方式,其中定电压控制用于电压限幅;整流站Ⅰ和整流站Ⅱ采用定电流控制和最小触发角限制。一般工况下,逆变站Ⅰ采用定电压与定电流控制,此时系统各换流站控制特性如图2所示。当因一些系统故障引起逆变站Ⅱ闭锁时,为保证系统始终有一个换流站控制直流电压,逆变站Ⅰ的控制方式将切换至定关断角与定电流控制,用于控制直流电压。
多端直流输电系统需要多个换流站同时控制直流电流,因此有必要设计一个上层控制器来计算和分配电流指令。设计的基本原则为所有换流站电流指令之和为0,即∑Iord=0。每个换流器所存在的直流电流限制很可能影响上述设计原则,设计过程中,特别需要将其考虑在内。上层控制器的结构框图如图3所示[5],其中:IrecⅠ,IrecⅡ,IinvⅠ和IinvⅡ分别表示整流站和逆变站的直流电流指令变量;IorecⅠ,IorecⅡ,IoinvⅠ和IoinvⅡ分别表示整流站和逆变站直流电流指令的给定值;直流电流指令比例系数Ki(i=1,2,3,4;∑Ki=1)可以根据各换流站的交流系统强度和功率裕量变化[6];由于限幅环节的存在,整流站直流电流整定值的总和与逆变站的直流电流值可能存在不平衡,采用积分反馈方式可消除这种不平衡。
3 直流侧故障时的控制保护策略
图4给出了双极四端直流输电系统简图,每个换流站分别表示四端系统每一端的正负极换流站,S1,S2,S3,S4表示直流侧常规交流断路器。针对f1,f2,f3处分别发生暂时性故障和永久性故障的情况,本文提出了相应的控制保护策略。
3.1 直流线路暂时性故障
当f1,f2或f3处发生直流线路暂时性故障时,可采用相同的控制保护策略。具体控制时序如下:当检测到故障时,相应极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲强制移相至120°~150°,转入逆变运行状态,经过一段无电流时间(0.2~0.5s)充分去游离后,解除强制移相并重启动。如果一次重启动失败,则表示故障仍然存在,再进行多次全压重启动和一次降压启动,全压重启动次数按照所连交流系统强度和直流系统承受能力确定。如果重启动次数超过所设定的次数,可认为是永久性故障。
3.2 直流线路永久性故障
本文以系统重启动次数为依据,将重启动次数少于设定次数的故障情况定为暂时性故障,多于设定次数的视为永久性故障。
3.2.1 AB线路内f1处发生永久性故障
当最后一次重启动失败时,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲再次移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S1的电流减小至0时,断开S1并闭锁相应极整流站Ⅰ的触发脉冲,常规交流断路器S2,S3,S4保持闭合状态。解除整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。整流站Ⅰ所损失的功率可以由其余换流站的过载运行来补偿。
3.2.2 BC线路内f2处发生永久性故障
最后一次重启动失败后,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲移相至大于90°的某个角度,待各换流站的直流电流和直流电压均降低至最小值时,先将故障极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ闭锁,再闭锁相应极的逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ。
3.2.3 CD线路内f3处发生永久性故障
判定为永久性故障后,将触发脉冲移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S4的电流减小至0时,断开S4并闭锁相应极逆变站Ⅱ的触发脉冲,常规交流断路器S1,S2,S3保持闭合状态。解除整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。
由于多端直流输电系统要求至少有1个换流站控制直流电压,因此在断开S4的同时将逆变站Ⅰ的控制方式从定电压与定电流控制切换为定关断角与定电流控制,使其控制直流电压。
4 仿真验证
本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1所示的双极四端直流输电系统进行仿真。设置电流指令比例系数K1∶K2∶K3∶K4的值为1∶3∶2∶2;整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的额定电流值分别为1kA,3kA,2kA,2kA,每极每站过载能力为33%。系统采用标幺制形式,直流电压和直流功率的基准值分别为800kV和800MVA;稳态下,整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的直流功率标幺值分别为1,3,2,2。直流线路故障发生在t=0.1s时刻,触发脉冲强制移相角为120°。如果发生暂时性故障,设定0.3s作为线路去游离时间;如果发生永久性故障,故障发生后0.6s(包含一次重启动失败和去游离时间)故障极直流侧相应交流断路器动作。
4.1 直流线路暂时性故障的响应特性
当f1,f2或f3处发生暂时性故障时,虽然不同故障点在故障时刻对每个换流站引起的直流电流、直流电压以及功率的影响有所不同,但由于采用相同的控制保护策略,其响应特性基本相似。下面以f1处发生暂时性故障为例给出故障响应特性。图5为距离A端250km处发生暂时性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和直流功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图5可以看出,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率瞬时减小,流经直流侧交流断路器S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发角强制移相至120°,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,故障极重启动,直流电压经0.1s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.35s重新回到稳定状态。故障恢复后,故障极每个换流站的输入/输出功率与故障前相同,直流系统的传输功率保持不变。从上述分析可以看出,当直流侧发生暂时性故障时,系统恢复速度较快,并且能够在不过载的情况下,满足系统功率传输要求,对整个交直流系统影响较小。
4.2 直流线路永久性故障的响应特性
4.2.1 f1处发生永久性线路故障时的响应特性
图6给出了距离A端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图6可知,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率快速减小,流经整流站侧S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S1的直流电流在零值附近有较小波动,在直流电流过零点时断开S1,将整流站Ⅰ和AB直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,为保证功率的正常输送,同时尽量减少流经接地极的电流,上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后经0.25s直流电压基本达到稳定,经0.5s直流电流和直流功率亦重新回到稳定状态。逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ输入功率分别达到2,整流站Ⅱ的输出功率则达到4,故障极在故障恢复后所传输的功率与稳定运行条件下相同,且各换流站均未超出过载限制。可见,在另一极输送功率不变的情况下,依靠故障极整流站Ⅱ在允许范围内的过载运行,可维持整个直流系统的输送功率基本不变。
4.2.2 f3处发生永久性线路故障时的响应特性
图7给出了距离C端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图7可以看出,t=0.1s后,系统检测到线路故障立即触发整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极解除强制移相,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S4的直流电流为0,断开断路器S4,将逆变站Ⅱ和CD直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,重启动过程中上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后直流电压经0.15s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.45s重新回到稳定状态。整流站Ⅰ和整流站Ⅱ输出功率分别达到1和1.67,逆变站Ⅰ输入功率达到2.67。通过余下换流站和另一极的过载运行,整个直流系统的输送功率为6.67,输送能力仅下降16.6%,仍能较好地满足功率输送要求,有利于维持所连交流系统的稳定性。
摘要：在多端直流输电系统中使用直流断路器有利于故障的快速切除,但目前直流断路器的制造工艺尚不成熟,难以在工程中推广应用。文中在直流输电系统直流侧采用常规交流断路器作为直流断路器的替代方案,提出了一种针对多端直流输电系统直流侧故障的控制保护策略。利用PSCAD/EMTDC软件建立了±800kV双极四端直流输电系统仿真模型,并进行了仿真。仿真结果表明,基于常规交流断路器的多端直流输电系统控制保护策略能够实现系统故障后的快速恢复,较好地满足功率输送要求,有效提高所连交流系统的稳定性。
直流系统 篇8
工业技术的不断发展,在很大程度上得益于电机理论及其控制技术的不断发展。上个世纪80年代以来,电动机作为电能与机械能之间转换的重要设备,在国民经济的各个领域和人民日常生活中获得广泛应用。假如把电力传动或电力拖动设备视为一个整体,电动机则是整体的“心脏”,为这个整体的运转提供动力来源。在全球能源匮乏、降低能耗被提上各个行业发展趋势的大背景下,高效率、智能化电机技术将成为电动机行业发展的最终目标。
电动机按照工作电流分为直流电动机和交流电动机,与交流电动机相比直流电动机具有输出转矩高、功率特性好、调速稳定等优点,在一些高精度的需求场合直流电动机具有广泛应用。有刷直流电动机采用机械电刷改变各个绕组的电流方向,具有噪声大、易产生电火花及无线干扰等问题。针对有刷直流电动机弊端,1917年,Boliger提出以电子换相(整流管)取代机械换相(电刷)的技术,从此国内外学者开始对无刷直流电动机的本体及控制技术开展大量的研究工作。伴随电力电子技术的不断进步,大功率电力电子器件(GTR、IGBT等)相继问世,以及钕铁硼等永磁材料的应用,均为无刷直流电动机技术的高速发展奠定基础。如今无刷直流电动机技术集电机理论、变速机构、位置检测及控制理论等于一体,在航空航天、智能开关驱动机构、高精密机床执行元件、医疗卫生等领域具有大量应用。
1 BUCK变换无刷直流电动机模型
无刷直流电动机通常采用三相六状态120°导通的控制方式,在整个360°电角度一个周期内具有六种工作状态。绕组导通方式根据输出转矩优先原则,每个时刻三相绕组种的两个导通,BUCK变换控制方式下三相全桥驱动系统结构如图1所示。
在BUCK变换控制方式下,三相全桥中的6个功率管不需要进行PWM调制,在控制过程中仅起到换相作用。直流母线电压ud的表达式为:
式中:uin为BUCK变换器输入端的电压,D为BUCK变换器开关管的占空比。
无刷直流电动机的三相绕组平衡方程为:
式中:ua、ub、uc为无刷直流电动机三相绕组的相电压;ia、ib、ic为无刷直流电动机三相绕组的相电流;、R为无刷直流电动机三相绕组的相电阻;L为无刷直流电动机三相绕组的相电感;ea、eb、ec为无刷直流电动机三相绕组的相反电动势;un为中性点电压。
2 BUCK直流变换
根据输入与输出之间是否具有电气隔离可以将直流变换器分为直流变换器(无电气隔离)和有隔离直流变换器两种。根据使用功率管个数又可以将直流变换器分为单管直流变换器、双管直流变换器和四管直流变换器,其中单管直流变换器分为压降式(BUCK)直流变换器、升压式(BOOST)直流变换器、库克式(CUK)直流变换器、升降压式(BUCK-BOOST)直流变换器、瑞泰式(ZETA)直流变换器、赛皮克式(SEPIC)直流变换器等;BUCK直流变换器和BOOST直流变换器是最基础的直流变换器,其他形式的直流变换器都是从中派生而来的。
BUCK直流变换器是一种将输出电压转变成小于或等于输入电压的单管非隔离直流变换器。BUCK直流变换器的主电路由二极管D、开关管T、LC并联构成的输出滤波电路组成,电路图如图2所示。BUCK直流变换器电路的电源为电压源性质,负载为电流源性质,电路实现将直流电压Ui转变成较小的直流电压Uo的功能。
在分析BUCK直流变换器稳定状态下特性,对公式的推导过程进行简化,并作如下假设:
(1)电路中开关管和二极管为理想元件,能够在瞬间导通和截至,同时没有导通压降和截至漏电流;
(2)电感为理想元件,电感工作在线性未饱和区域,且寄生电阻为零;
(3)电感和电容为理想元件,电容的等效串联电阻为零;
(4)输出电压纹波系数低,纹波电压与输出电压相比可以忽略不计。
根据流过电感中的电流是否连续,BUCK直流变换器具有连续导电模式、不连续导电模式及临界模式三种工作状态。连续导电模式是指流过输出滤波电感的电流总大于零,不连续导电模式是指在开关管关断的期间内有流过输出滤波电感电流为零的情况。在连续导电和不连续导电两种工作方式之间有一个边界,称为电感电流临界连续状态,即在开关管关断的末期,输出滤波电感的电流刚好降为零。
BUCK直流变换器连续工作模式下开关管T导通,续流二极管由于反向偏置而截止,电容C开始充电,直流输入电源Uin利用电感L为负载供电。T导通过程,流经电感的电流iL线性增加,磁场的能量也不断增加。负载电阻两端电压Uo上正下负,流过的电流为io。BUCK直流变换器T导通时电路如图3所示。
在稳态分析过程中,假设输出滤波电容足够大,输出电压波形可以看成是平直的。因为稳态过程中电容的平均电流为0,所以BUCK直流变换器的电感平均电流与输出电路平均电流大体相等,即为io。在连续导电状态下电感的电流一直大于0,所以前一个周期结束到下一个周期开始的过程电流为连续的。BUCK直流变换器连续模式下的理论工作波形如图4所示。
3 BUCK直流变换仿真
根据BUCK直流变换器仿真需求,利用MATLAB软件SIMULINK模块中的PSB工具箱对BUCK直流变换器进行建模。PSB工具箱内部集成了很多电力系统器件模型,搭建的仿真模型与实际电路相似,为建模、仿真和数据分析提供便利条件。通过Multimeter、Bus Selector及Scope等模块对电压和电流信号进行检测、显示。搭建BUCK直流变换器仿真模型如图5所示,在含有开关管的MATLAB仿真模型中,为了获得较好的仿真效果和较快在仿真速度,通常选择刚性积分仿真算法。
BUCK直流变换器仿真输入电压为200V,输出电压50V,纹波电压为输出电压的0.2%,负载电阻为20Ω,对工作频率20k Hz进行仿真,结果如图6所示。图6从上向下依次是开关管门极触发脉冲、电感电压、电感电流、输出电压、开关管电流和二极管电流,各个波形与图4的理论波形规律一致。
4 结论
无刷直流电动机在国民经济的各个领域广泛应用,其驱动系统直流转换是控制系统设计必须考虑的问题。分析了BUCK直流变换器输出特性,利用MATLAB进行建模仿真分析,表明所建立模型的合理性,本文的研究内容对无刷直流电机驱动系统设计具有一定的参考性。
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云网直流系统缺陷分析 篇9
2008年1月至2009年9月共发生直流缺陷424次, 其中设备缺陷319次, 二次回路缺陷91次, 维护不当14次, 见图1
设备原因缺陷包括高频开关电源模块故障、监控元件损坏、风扇故障、蓄电池在线监测装置故障等为主。非设备原因包括直流系统接地 (二次回路电缆及端子老化, 特别是断路器与隔离开关本体操作箱内的接地故障为多) 、变电站运行维护人员维护不到位 (比如有些空开事故跳闸后没有及时复位、直流系统改造后相关定值没能及时更改、直流系统与后台通讯的地址设置错误等) 。
2 缺陷分析
2.1 人为因素
1) 很多充电模块风扇具有温度启动功能, 但现场设置混乱, 有些变电站模块温度很高也没能起动风扇, 会造成充电模块故障;此外, 站用电电压波动幅度大, 未能及时调整低压, 也是造成充电模块损害的一个原因;还有部分原因是由于未定期清理风扇, 使风扇中吸入了过多的灰尘, 导致其堵转损坏。
2) 一些变电站, 由于相关定值设置的问题, 导致模块自身限制其功能而停运, 或者充电电流设置的不合理而过充蓄电池, 导致蓄电池的损坏。
3) 在滇南地区, 由于湿度较大, 在端子箱内部易产生凝露。如果端子箱设置不合理, 晚上启动加热器, 把内部水汽蒸发起来, 而由于端子箱顶部温度低, 蒸汽在端子箱顶部凝结成水滴, 滴到端子上导致端子生锈也成为直流接地的隐患。有些端子箱内的温湿度控制器也缺乏规范的管理, 相关启动值设置及校验工作可能存在不到位的情况。
4) 在直流接地缺陷中, 有部分是户外接线盒密封不良在雨季进水引起, 有部分是因电缆老旧, 绝缘破损造成;回路接触不良主要发生在10kV开关柜内, 与开关动作过程中的振动有关。
2.2 装置插件因素
1) 充电模块损坏:
WEPR-220/20F型充电模块, 其故障较为频繁。其中非轴承密封型散热风扇, 模块交流输入电源电路中的压敏电阻, 模块的散热风扇供电电源滤波电容存在问题。
导致故障的电网原因主要是受雷击、站用电压不稳、操作过电压、电网谐波超标等原因;由于设备元器件老化发生缺陷的变电站基本上都运行了3年以上, 主要为辅助回路电容失效和电阻损坏。
2) 直流接地故障占了缺陷总数的较大部分。
故障一般产生在户外的回路, 特别是厂家配线的断路器、隔离开关本体端子箱内接地故障较多。同时端子箱内轮角锋利, 使用绑扎带过紧捆绑电缆, 也可能导致电缆划伤、损坏。
3 降低缺陷的预控措施
3.1 人为因素缺陷的预控措施
1) 对维修人员应该进一步加强防范:例如对启动风扇的温度定值进行规范;注意站用变电压的调整;设备运行中注意及时清理风扇的附近的环境卫生, 加强充电模块风扇的维护工作, 可以在检修时对风扇轴承涂抹润滑油, 减少因风扇卡涩等影响充电模块的运行。
2) 充电装置的定值需严格遵守规定, 对运行的直流系统, 及时核对相关定值是否合理。
3) 在凝露现象易发时节, 每天定时对端子箱做通风、散热处理。注意在基建阶段检查好相关回路, 有隐患的回路应及早采取措施。
4) 对老旧电缆进行及时清理、更换, 对开关柜及主变端子箱内的端子进行紧固, 同时对户外设备的密封情况要进行认真检查。
3.2 非人为因素缺陷的预控措施
1) 对WEPR-220/20F型充电模块进行改进。例如更换所有非轴承密封型散热风扇;取消所有模块交流输入电源电路中的压敏电阻;把模块的散热风扇供电电源滤波电容全部更换为长寿电解电容等。
同时, 加强产品品质过程检验。另因设备升级较快, 各单位应购买足够的常用备品备件。
3.3 其他方面
在直流系统的运行环境、操作等方面, 要保持交流输入电源的稳定, 防止交流输入电压过高或过低, 以及剧烈跳变;参数设置要正确, 尤其是充电参数, 应根据蓄电池的要求进行正确的均、浮充电压设定;对于风冷软开关模块, 如有条件需根据环境情况定期对散热风扇表面的灰尘进行清洁, 以延长风扇使用寿命;在直流系统长时间停止运行的情况下需注意蓄电池组的补充充电, 防止蓄电池因过放电而损坏。
4 结束语
对直流系统发生的缺陷进行统计, 能够对直流系统缺陷做出判断分析, 对直流系统做出科学客观的评价。这样对降低直流系统的缺陷发生率, 确保电网更加安全稳定运行有比较现实的意义。
参考文献
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直流系统 篇10
随着我国直流输电规模的快速增长,单个直流输送容量的增加和多馈入受端结构的形成,电网“强直流弱交流”特点逐渐明显。 南方电网作为典型的多馈入受端系统,具有负荷密集、感应电动机比例较高的特点。 在这种情况下,受端交流系统发生故障可能导致多回直流同时换相失败,并产生复杂的交直流相互作用,使得系统动态无功需求剧烈变化;同时,由于直流落点处的负荷中心地区缺乏电源支撑,动态无功缺乏,交流系统严重故障时电压稳定问题突出,威胁着系统安全[1,2]。 因此,合适的直流控制技术与动态无功补偿技术对解决受端系统电压稳定问题有着关键的作用[3,4,5,6],利用直流系统本身的无功调节能力相较于装设无功补偿装置而言,是一种更为经济的手段。
目前基于换流站控制改善交流系统无功特性的控制系统大致分为2 类:一类以交流系统无功功率交换量为控制对象,将换流器与交流系统交换的无功功率控制在一定的范围内;另一类是以换流母线电压为控制对象,以维持交流电压稳定进行换流站无功调节[7,8,9,10]。 针对多馈入系统的无功调节措施,较多采用第二类,文献[9]提出基于交流电压偏差变化的熄弧角无功调节方法,由于该方法受制于熄弧角,无功调节对受端电压稳定作用有限,仅针对过电压的情况。 文献[10]设计的协调控制器中提出定交流电压控制,能够在加快系统恢复的同时有效改善交流母线电压稳定性,但该方法的理论研究及可行性有待进一步研究。
基于上述研究,本文从换流器运行特性的角度,分析了定交流电压控制对无功功率的调制作用,结合多馈入系统结构及电压的评估指标,提出了该控制方式在逆变侧的配合及设置策略,对受端电网换流母线电压稳定问题及动态无功缺乏问题具有一定的改善作用。 最后通过算例分析,验证了该控制方案的有效性及可行性。
1 定交流电压控制特性
定交流电压控制属于直流站控制,其实质是通过调节换流器与交流系统的无功功率交换,控制换流站内交流母线的电压特性[11]。 文献[12]通过仿真研究证明了该控制方法对多馈入系统恢复期间的电压波动和后继换相失败有一定程度的抑制作用。本文从逆变器运行范围的角度对定交流电压特性进行分析。
稳态运行时,逆变器有功和无功功率的运行范围可由Pn- Qn坐标系统表示[13],如图1 所示。 以流向直流系统的功率方向为正,定直流电流Id特性是以原点为圆心的圆,需在最大电流Idmax与最小电流Idmin这2 个圆弧之间变化;定直流电压Ud特性是通过原点的直线,它与运行功率Pn轴的夹角为功率因数角 φ,Ud可在0 ~Ud0范围内调节;定熄弧角 γ 特性为一条下凸曲线,变化范围在 γ≥γ0(γ0为允许运行的最小熄弧角)内。 因此逆变器的运行范围实际是限制在定 γ0特性曲线、Idmax和Idmin圆弧以及Ud= 0所围成的封闭区域内。 图中,e为逆变器额定运行点;Pde为额定输送功率;φ0为额定功率因数角;Ud0为逆变侧空载直流电压。 由图1 可知,若逆变器不限于定熄弧角运行,在保持额定直流功率不变的情况下,其无功功率可沿线1 进行调节,由Idmax与 γ0分别限制最大与最小可调量。 该图表明,充分利用逆变器的无功功率调节能力,可以在一定程度上解决换流站内无功功率平衡问题,尤其是与弱交流系统相连的换流站。
当逆变器采用定交流电压Ui控制时,一般情况下,整流器采用定电流控制,可以维持逆变器的视在功率Si不变,运行特性与定直流电流重叠,如曲线2,在额定运行点e处与定熄弧角特性相交。 已知逆变器控制运行与功率因数的关系为:
当交流系统受到扰动,母线电压Ui呈下降趋势。 当逆变器采用定熄孤角控制时,如式(1)所示,为了维持 γ 恒定,使控制角 β 增大,功率因数角 φ 增大,即图1 中运行点沿曲线3 偏移至点e′0,逆变器消耗的无功功率Qn增加,导致Ui进一步下降;当逆变器采用定交流电压控制时,为了维持Ui在整定值内恒定,逆变器快速调节控制角,即使 β 减小,φ 减小,运行点沿e′1方向移动,逆变器消耗的无功Qn减小。
如图1 所示,在逆变器运行范围内,定交流电压控制与定熄弧角控制的无功功率特性分别为曲线2 与曲线3。 当系统轻载运行时,定交流电压控制将增大换流器无功功率吸收,维持交流母线电压为整定值;定熄弧角控制则需通过切电容器、静止无功补偿器增发感性无功等来调节过剩的无功功率,调节量由曲线2 与3 的纵坐标差决定,当Pn= 0.8Pde时,无功功率调节量约0.4Pde。 由此可见,相比定熄孤角控制,定交流电压控制具有更有利于控制无功功率、稳定母线电压,在适宜情况下可作为改善弱交流系统电压稳定性的经济控制技术。
2 多馈入系统电压稳定评估计算
2.1 电压稳定耦合因子的定义
落点较近的多馈入直流系统,换流站交流母线的电气联系较强,其间的相互作用可能导致系统总体性能下降[14]。 因此衡量换流母线电压的稳定性,需要同时考虑系统的自身强度以及直流间的耦合影响[15]。
电压稳定因子(VSF)是衡量电压稳定性的经典判据之一,它代表节点电压对注入无功扰动的灵敏度[16]。 由于其物理意义明确,该指标同样适用于多馈入系统,衡量直流输电中换流母线电压稳定性。
已知简单多馈入模型如图2 所示,对系统i而言,VSFi的定义如下:
其中,VSFi为正表示系统静态电压稳定,其值越小越稳定,越大则稳定性越弱。 从定义上看,该指标重点考虑了节点自身处的电压稳定,没有突出直流间的相互作用。
利用多馈入交互作用因子(MIIF),能够定量描述两换流母线间电压相互影响的程度[17],即母线i对母线j的交互作用因子MIIFji可表示为:
其中,为定义表达式,指在换流母线i处投入对称三相电抗器引起1% 的电压波动 ΔUi时,换流母线j的电压变化率;为结构表达式,其中Zeqij、Zeq ii分别代表保留换流母线的节点阻抗矩阵Zeq中互阻抗与自阻抗元素。 不论在定义式还是结构式中,均可看出交互作用因子指标表征了直流i对直流j的参与度。
综上分析,假定在母线i处投入三相电抗器,产生无功扰动(记为 ΔQi),i的电压波动可记为:
根据两节点间的交互关系,ΔUi使得母线j产生的电压变化为:
同理,由式(6)可定义多馈入系统中,某一换流母线i发生无功扰动 ΔQi(i = 1,2,… ,n;i ≠ j)时,母线j的电压稳定因子为:
综上,为了衡量某一换流母线电压受到所有与其相连的直流系统无功波动的影响,可定义节点j的电压稳定耦合因子(VSIF)为:
对于n馈入的直流系统,VSIFj的含义为:依次在换流母线i(i = 1,2,…,n;i ≠ j)注入无功功率,而引起1% 的电压波动时,母线j的电压稳定程度之和。
在多馈入交直流系统中,换流母线节点j的电压耦合因子VSIFj越大,则说明该母线电压受其他节点无功扰动的影响越大。 在动态无功缺乏的情况下,其他节点发生故障可引起该母线电压较大幅度的波动,同时增加了换相失败的风险[18]。
2.2 电压稳定耦合因子的计算方法
下面将通过解析法对电压稳定耦合因子进行求解分析[20]。
如图2 所示的多馈入系统,其线性化潮流形式可表示为:
其中,ΔP、ΔQ为母线注入功率的增量;J为2n × 2n阶的雅可比矩阵。
由于换流站注入节点的直流功率变化量仅与当地电压幅值相关,与交流系统电压相角无关。 对式(9)中的直流量进行修正,有:
其中,ΔP′、ΔQ′为不包含换流站注入节点的直流功率增量;J′P U、J′QU分别为JP U、JQU对角线元素的修正矩阵。 修正元素为:
令 ΔP = 0 时,根据文献[19]可知 ΔQ与 ΔU的关系为:
由电压稳定因子的定义式可知:
根据式(12)、(13)可知,电压稳定耦合因子同样可表示为:
由式(14)可知,电压稳定耦合因子为降阶雅可比矩阵JR-1第j行除对角元素的和值,其值决定了换流母线电压交互耦合的强度。 可以看出,电压稳定耦合因子与直流系统、受端交流系统的结构参数密切相关。
3 控制策略的实现
3.1 定交流电压控制的配合方式
逆变侧控制是由多个控制器相互配合组成,通常以某一控制器为主要调节,其余控制器作为附加调节。 定交流电压控制无论设为主控制或附加控制,都是通过调节 β 角控制逆变器无功消耗来维持换流母线电压稳定。 若将定交流电压控制设为主控制器,直流电压将运行在较大的范围,分析如下。
定交流电压控制的稳态运行特性为:
设在直流控制作用下Ui与Id保持恒定,认为叠弧角 μ 不变,由式(16)可知直流电压将随 β 变化而波动,已知 β (30°,90°),将式(15)代入式(16),求Ud对 β 的偏导为:
由系统运行状态易知A1> 0,A2< 0;稳态中 β 维持在较小的角度,Ud随 β 的上调呈减小趋势。 考虑到直流输电工程中,由投切无功装置等引起换流母线无功扰动频繁,易使Ud低于额定运行点运行,从而增加有功功率的传输损耗,影响运行的经济性。然而,为了解决传统定熄弧角控制方式在扰动期间使功率因数下降,不利于电压稳定,易导致弱受端系统电压崩溃的问题,定交流电压控制更加适合作为定熄弧角控制的附加控制。 其原理框图如图3所示。
3.2 平滑切换逻辑控制器设计
为了避免噪声干扰和瞬时小扰动引起不必要的控制动作,切换控制器通常需要满足一定的切换条件[10],实现逆变器控制方式的平滑转换。
由于常规定熄弧角控制与附加定交流电压控制器参数配置的不同,在定交流电压控制接收指令退出控制时,2 种控制方式存在微小的控制量(β)差,在系统恢复稳态后,简单的切换动作也可能引起较大的振荡。 为了避免对系统的再次干扰,本文设计了基于状态跟随的平滑切换控制方法,其原理如图4 所示。
将定交流电压控制状态与定熄弧角控制状态设计为一负反馈,作为定熄弧角的一个输入,使得暂态过程中定熄弧角随时跟随定交流电压输出,保证切换前2 个控制器输出的状态量总是一致。 同时对逻辑开关K1— K4进行合理的控制实现。
(1) 系统稳态时:K2、K3闭合,K1、K4断开;逆变侧运行在定熄弧角控制方式下,隔离定交流电压控制。
(2)定交流电压控制时:K1、K3、K4闭合,K2断开;扰动期间,定熄弧角闭环控制器的状态量将跟随定交流电压控制器输出,此时逆变侧的控制是以换流母线电压为主要调制对象的控制作用。
3.3 控制器参数寻优算法
为了满足逆变侧定交流电压附加控制器的性能要求,本文采用非线性规划SIMPLEX算法对附加控制器参数KP、KI进行优化。
非线性规划数学模型的一般形式为:
设R是满足上式约束条件gj(X)的n维欧氏空间En中的一个开集,则多元函数f(X)最小极点存在的必要条件为:f(X)在R上有二阶连续偏导数,对于X*∈R,若▽f(X*) = 0 且二阶偏导数矩阵(Hessian矩阵)▽2f(X*)正定,则X*∈ R为f(X)的严格局部极小点。
在规划式(20)的求解过程中,搜索方向的确定及迭代步长的选择是优化算法的关键,由于SIMPLEX算法对初值敏感且易陷入局部最优,本文参数优化迭代过程分为初值搜索迭代和优化迭代:首先以较大步长和较小数值仿真次数得到SIMPLEX迭代初值,然后利用SIMPLEX算法在较小的步长范围内得到最优解。 本文在PSCAD程序中,分别由Multirun模块与Simplex模块来实现上述步骤。
设目标函数满足换流母线实际电压Ui与整定值Uref的偏差最小,为:
寻优控制器参数KP、KI的步骤如下。
a. 给定初值X0= [KP0KI0]及可行域R。
b. 确定搜索方向Dk与步长 λk,使迭代满足:
c. 初步求得可行域最优解, 得到SIMPLEX算法初值X(0)。
d. 设定优化次数N , 利用SIMPLEX求解目标函数。
e. 迭代结束,得到最优解KP、KI。
4 控制策略的仿真研究
4.1 系统模型
为了验证本文提出的直流控制策略效果,基于CIGRE直流输电标准测试模型搭建了三馈入直流系统,结构如图2 所示。 每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准系统参数相同。通过改变等值阻抗Z1、Z2、Z3或联络线距离可以得到不同交流系统强度和电压稳定交互因子的多馈入系统。 设Z1=4.996+j14.5852 Ω,Z2=4.75+j13.414 Ω,Z3= 5.790 6 + j20.457 Ω,各直流系统逆变侧的电气距离为l12= 50 km 、l13= 80 km 、l23= 30 km , 得到系统电压评估指标如表1 所示。 联络线阻抗为0.41 Ω / km,X / R = 6。
由表1 可以看出,多馈入有效短路比(MESCR)与电压稳定因子对换流母线电压稳定特性的评估结果一致,由弱到强依次为:DC3、DC1、DC2。 根据电压稳定耦合因子的大小,各母线电压受耦合影响,由大到小依次为:DC2、DC1、DC3。 上述指标表明,DC3 换流母线的电压稳定性最弱;DC2 母线电压受到的耦合作用最大,由于与DC2 相连的DC1、DC3 系统强度相对较弱,其受联络线无功波动产生的不利影响也将最大。 因此从改善系统整定电压稳定性角度出发,对DC3、DC2 逆变站装设定交流电压附加控制。
4.2 仿真结果
为了验证上述控制方案的效果,考察最弱系统DC3 逆变侧换流母线处发生三相短路故障,故障持续时间0.05 s,DC3、DC2 系统加入定交流电压附加控制时,各直流系统的电压恢复特性如图5 所示(交流母线电压Uac、 直流电压Ud、 直流电流Id均为标幺值)。
由图5 可见,在常规定熄弧角控制作用下,弱交流系统发生的严重故障对多条直流系统的电压稳定性产生了不利影响:随着DC3 换流母线电压骤降至0.4 p.u.,DC1、DC2 系统交流母线电压被迅速下拉至0.85 p.u.,直流电压分别跌落至0.72 p.u. 与0.26 p.u.,3 条直流逆变侧同时发生换相失败; 故障清除后,由于常规定熄弧角控制的超调作用,换流站功率因数暂时大幅减小,造成逆变侧无功功率的剧烈交换,各母线电压波动严重,尤其是电压稳定耦合因子最大的DC2系统与弱系统DC3都出现了后继换相失败。
加入定交流电压附加控制后,故障期间,DC3 系统逆变器通过调节功率因数,以阻止电压的深度跌落;故障清除后,换相电压恢复过程较平稳,电压波动较小,无后继换相失败,如图5(c)所示。 DC2 系统在加入附加控制后,扰动期间以母线电压为主要调节目标;随着系统恢复期间动态无功平衡问题得以解决,避免了由于强耦合作用引起的电压波动及后继换相失败,如图5(b)所示。 同时DC1 系统电压、电流暂态特性及熄弧角变化如图5(a)所示,在系统间的相互作用下,DC2、DC3 系统换流母线电压稳定性提高对其也有一定的支撑作用,电压波动因此减小。 综上可以看出,本控制方案能够改善联系较为紧密的多馈入系统电压稳定性,提高系统整体恢复速度。
5 结论
a. 定交流电压附加控制配合定熄弧角控制, 能够有效抑制定熄弧角控制的超调量带来的不利影响,提高电压扰动期间的稳定性,同时保证直流输电的经济运行。
b. 电压稳定耦合因子指标能够表征某一直流换流母线电压受其余换流母线的影响的程度。 以该指标来指导控制策略的布置方案能够反映出在哪些直流输电子系统中采用定交流电压控制取得的控制效果更好。
c. 设计的平滑切换逻辑控制器, 有效地减小了由于控制参数不同引起的切换振荡,保证系统工况改变时直流控制方式的顺利转换。
浅析直流快速断路器的灭弧系统 篇11
一、直流快速断路器的熄弧机理
分断直流电路时,如被分断的电流以及分断后加在触头间隙的电压都超过一定数值,则触头间直接产生电弧。电弧总压降Uh由阳极压降Ua、阴极压降Uk以及弧柱压降Uz三部分组成,即:Uh=Ua+Uz+Uk ,其中Ua与Uk之和为近极压降、Uz=EZ•LZ (EZ弧柱电位梯度,V/cm ;LZ电弧长度,cm )。实践和理论都证明:增大直流电弧的总压降Uh可以提高直流电弧的静伏安特性,促进直流电弧的熄灭。
二、直流快速断路器中促进电弧熄灭的常用措施
1.增加近极压降
如用金属栅片将电弧分割成一系列串联的短弧,因为每一短弧都有一阴极压降和阳极压降,所以可以使总的电弧电压大为增加。
2.拉长电弧
在有限的弧室空间内增大电弧长度LZ ,可以提高电弧电压Uh,促进电弧的熄灭。其具体方法有增加触头开距、利用电动力磁吹灭弧等。
3.增大弧柱电位梯度EZ
设法增大EZ可以提高电弧电压,具体方法有:(1)增大电弧周围气体介质的压力。 (2)增大电弧与流体介质之间的相对运动速度,以提高去游离强度。(3 )使电弧与耐弧的绝缘材料(如石棉水泥板或陶土等)密切接触。依靠耐弧绝缘材料对电弧的冷却作用以及表面复合作用,使EZ增大。
三、直流快速断路器中各种常用灭弧室的灭弧原理
1.金属栅片灭弧室
金属栅片灭弧室的灭弧原理是将电弧分割成许多串联的短弧,以增加近极压降,提高电弧总压降,促使电弧熄灭。它一般是用 1～4 mm 厚的金属栅片叠装而成,栅片可用铁或铜制成,相互绝缘,片间距离一般为 1～10mm,平行或扇形地安装在灭弧室中。金属栅片灭弧具有结构简单、分断时过电压值较低且实际分断电流值较大等特点。
2.部分绝缘栅片灭弧室
这种灭弧室是利用金属栅片将电弧分割成许多短弧,增多近极压降、增加电弧电压,并在磁场力的作用下使弧根沿着导弧角进入栅片中,迅速地被拉长;耐电弧材料可加强对电弧的表面复合作用和促使电弧冷却直至熄灭。这种灭弧室具有结构简单、分断电流时过电压值低、熄弧能力强且体积较小等优点。
3.绝缘钢片灭弧室
这种灭弧室是在原迷宫式灭弧室的绝缘隔板内嵌入导磁性钢片,以增强对电弧的吸引力,加速电弧运动,拉长电弧并与绝缘隔板摩擦,利用表面复合作用和冷却作用熄灭电弧。一般这种灭弧室还需要有吹弧铁心,有时亦可以利用主触头回路的电磁场,不再另加吹弧线圈。绝缘钢片灭弧室具有熄弧能力强、电弧电压上升梯度大和熄弧容易等特点;但制造工艺较为复杂、成本较高和分断时过电压也较高。
4.螺旋电弧灭弧室
这种灭弧室是利用特殊的导弧角将直流电弧分割成许多段,在电动力作用下电弧形成螺旋状,借助于相互间的电动力将电弧拉长,并与绝缘的灭弧室壁板摩擦,使电弧冷却直至熄灭。其主要优点是结构紧凑、灭弧室外形尺寸较小、熄弧快和分断时过电压也不高;其主要不足是需要有磁吹力将电弧吹入各小弧角后,灭弧室才能发挥效能。
四、直流快速断路器灭弧系统设计中的一些注意事项
第一,直流快速断路器分断电感性负载时,弧隙电压瞬间可升高为电源电压的数倍,电路电感L越大,过电压越高;当电弧电流趋近于零时,电流下降速度越快,即弧隙去游离作用越强,过电压越大。因此,为避免产生太高的过电压,直流电弧不宜片面追求过强的灭弧措施,为进一步减小过电压,可以增加消耗电感能量的措施。
第二,栅片间距越大,电弧在栅片中运动的速度越快,栅片对电弧的去游离作用减弱,不利于熄弧。但栅片间距太小,电弧运动的速度变慢,电弧与栅片的接触紧密,去游离作用加强,但有可能使游离气体排出不畅,气体阻力较大,在大电流分断时游离气体较多.有产生反吹的危险。所以,栅片间距的选择应适中,既能使大量灼热气流畅通,又能使大量游离气体得到较强的去游离。
第三,快速断路器的临界负载电流分断:快速断路器分断回路电流时使其燃弧时间最长的电流,往往并不是它的极限短路分断电流,而通常可能是比其额定电流小得多的某一电流值,称为临界负载电流。如在设计中发现燃弧时间太长或持续燃弧,则应适当加强磁吹力以提高电弧运动速度。
浅析电厂直流系统更新改造 篇12
关键词：直流系统,电源,改造
我厂现有直流控制220V电瓶四组, 燃机125V电瓶四组, 对#9、10、11、12、13发变组, #1、2、3、4燃机, 110k V、35k V升压站等所有开关、保护提供操作、合闸电源。如果直流系统不能正常工作, 一次系统出现故障时, 将会造成开关拒动或者死开关, 甚至会发生越级跳闸, 造成电网瓦解, 这样将会给发电厂及电网的安全运行带来极大的风险。
1存在的问题
直流控制220V电瓶四组, 燃机125V电瓶四组, 电瓶组之间各自独立, 不能相互备用, 一旦充电机或电瓶故障, 直流系统或主力机组将被迫退出运行, 直接威胁到电力系统和机组的安全运行。
不能根据蓄电池容量变化进行有效的检测并实时转换充电状态;充电装置输出到蓄电池组的电压不稳定, 造成蓄电池端电压尤其是浮充电压偏低, 蓄电池长期处于欠充状态, 严重影响了蓄电池的使用寿命。
2改造方案
2.1#1、2燃机125V直流系统的升级
我厂直流母线为双母线分组结线方式, 蓄电池为浮充电运行方式每台燃机发电机另有一组独立的电瓶、一台充电器及马达中心直流盘各馈线构成。电压为125V, 供燃机各直流马达电源, 燃机主开关和分支开关合闸、保护、燃机励磁、事故照明等。
燃机125V直流系统中, 每台燃机都自带一台充电机和电池组, 各自带各自的125V直流系统, 我们在保留原来的充电机的同时, 新增加一台公用充电机, 正常运行时为2台20KVA的逆变电源提供直流输入;充电机的交流电源来至不同的厂用段, 即使某一厂用段失电, 直流系统不失电。在各自母线段增加一个投切开关, 将其纳入同一系统中, 这样燃机125V直流系统中有三台充电机、两组电瓶, 公用充电机与其中一台充电机共用一组电瓶就保证了在其中一台充电机故障时, 其所带负荷不失电。
根据实际情况结合本系统的特点, 将改变原来的运行方式, 各自蓄电池组和充电器在直流母线上并列运行, 充电器带母线上正常的负荷, 同时对蓄电池组浮充电。公用充电器与其他两个充电器共用一组蓄电池, 保证每段母线上都有一组蓄电池, 这样在该充电机故障或者蓄电池故障时, 系统不失电。在设定公用充电器参数时, 考虑到尽量让各自的充电机带各自母线段的负荷, 其浮充电压设定值比燃机125V系统电压低2—3V。
根据规定每年要对蓄电池组进行一次核对性放电测试。传统的蓄电池放电测试, 需要人工调节放电电流, 不能保持恒流工作, 控制精度低, 极易过放电, 导致个别蓄电池损坏, 以至整个设备不能正常工作, 而且体积大, 重量大, 不便移动, 接线不便, 容易造成电压回路开路, 工作繁复, 劳动强度大。为了解决上述问题, 在充电机屏上增加一台智能放电仪, 根据设定的参数设置电池组总电压放电下限, 终止时间, 终止容量, 放电电流, 当蓄电池放电达到设定值时, 放电自动停止以防电池被过放电;通过控制PTC发热元件, 使大部分电流变成热能, 经过轴流风扇吹出机外。运行时, 将断开需要放电的蓄电池组开关, 合上蓄电池组放电开关、放电装置总开关, 就可以对蓄电池组放电。自动地完成蓄电池的精确管理及控制。
2.2对直流系统的集中监控
直流系统的微机监控装置采用以微处理器为核心的模块化设计、集散式监控系统, 对交流配电、直流馈电、整流模块和蓄电池组实施全方位的监控和控制为了实现集中监控, 我们采用直流电源柜由微机监控器管理, 微机监控器由数据采集模块、输入/输出模块、ZJKA控制器等组成。微机监控器实时监控直流电源系统各单元的运行状态, 监测各单元的运行参数, 采用RS-485串口实现与上位机相连, 通过软件实现对直流系统的开关量、模拟量、告警信号集中分布管理, 监测各直流馈电输出的电压、电流, 各种电输出开关状态、熔断器状态、绝缘状态和降压单元状态, 当发生异常情况时发出声光报警。充电模块电源正极经过隔离二极管 (V1) 通过电流传感器 (TAC) 至电池正极, 对电池进行充电。同时, 正极输出经过硅链 (2CWL) 降压, 至电流传感器 (TAK) 至+KM控制母线, 实现对控母进行供电。控制模块电源正极经过电流传感器 (TAK) 至+KM控制母线, 实现对控母进行直接供电。
2008年建立厂级监控信息系统 (简称SIS) , SIS系统主要实现监控全厂实时生产过程综合优化服务的厂级管理信息, 而直流监控系统为SIS提供信息, 由于这两个系统分别属于不同的厂家, 没有统一的通信接口标准, 不易维护, 也给运行人员带来诸多不遍。
通过OPC技术, 建立客户/服务器机制。按照COM规范, 配置OPC服务器, 通过标准的OPC接口提供数据;而SIS系统作为OPC客户端, 负责接受和使用数据。这样的话, 就使得所有的通信连接问题变得简单、轻巧, 更易于使用。此外还可降低了控制系统的集成费用, 也便于系统的升级与维护, 还提高软件运行的可靠性和稳定性。
基于OPC技术使ECS系统与SIS系统互连, 提供从电厂各控制系统中采集来的生产过程实时数据和生产过程分析数据, 使得用户可以随时监控生产过程, 另一方面, 以高效处理的方式对大量的实时数据进行压缩, 并长期保存。
参考文献
[1]DL/T5044-2004.电力工程直流系统设计技术规程.
[2]DL/T 724-2000.电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程.
[3]大连市旅顺电力电子设备有限公司.ZJKA-2B型分布式微机控制系统使用说明书.