高压直流电源技术（精选10篇）
高压直流电源技术 篇1
至2011年2月, 100余套高压直流供电系统已应用在江苏电信现网, 支持了10000多台IT设备在网运行, 这证明该创新产品具备了普遍推广的条件。
IT设备高压直流供电技术从实验室迈进通信网络, 是江苏电信在中国电信集团“构建平安网络、推进节能减排”的背景下诞生的自主创新项目。从2007年10月至今, 在工信部标准化协会、中国电信集团公司和广州电信研究院相关领导的大力支持和技术指导下, 江苏电信不断完善、持续创新, 通过大量设备、不同场景、长时间在网运行考验, 已经充分证明该应用技术基本成熟, 完全具备普遍推广使用的条件。
至目前为止, 江苏电信对其使用范围从一般办公网络到业务平台、计费系统等核心网络, 从电信产权的设备到客户托管的设备, 从电信机房到客户机房, 已经有100多套高压直流系统支持300多种IT设备型号、10000多台IT设备在网运行。通过现场试验、在网设备运行分析, 使用IT设备高压直流供电技术比传统UPS供电技术更安全、更经济、更高效运行。回顾创新历程, 江苏电信主要经历了以下几个阶段。
小范围试验和推广阶段
2007年10月, 第一套高压直流供电系统承载着30余台办公PC机和网络配套的IP设备, 在江苏电信盐城分公司正式投入运行。随后盐城分公司进行了通信网络监控系统服务器采用高压直流替代UPS割接改造、呼叫中心台席采用高压直流替代UPS割接改造。这一期间经历了8个月的时间, 我们使用的高压直流设备是供电系统在网运行的操作电源进行现场调整、改造的供电系统。通过运行测试、分析, 蓄电池组单独对IT设备放电等一系列实验, 我们确定了各类在网运行的IT设备直流电压工作范围190V～285V为通信系统安全电压范围。
2008年5月, 通过专家组论证, 江苏电信把高压直流供电作为科技创新项目正式立项, 并下发研发资金。2008年6月盐城分公司在省公司大力支持下, 通过充分实验、通信安全性能得到保障的基础上, 大胆在本地网内进行推广。原有UPS供电的系统, 一律用高压直流替换, 新建的IT系统和各种业务平台一律新建高压直流系统供电。至2008年底, 盐城电信分公司UPS基本上改造完毕, 共8套高压直流系统在网运行。上线的IT系统主要有包括小型机在内的本地网计费系统和BSS系统、网络视迅业务平台、各种增值业务平台、各种网络监控平台、城市中心营业厅、部分和网络设备在同一机房的客户托管设备。这一期间, 重点研究、实验了末端控制方式和不同系统的节能测试。采用高压直流系统供电与UPS系统比较, 总体节能在20～30%之间, 同容量建设成本节省40%左右。
大范围试点推广和系统优化阶段
2008年12月, 江苏电信在总结盐城电信分公司实验的基础上, 通过充分论证, 正式下发文件, 决定在全省试点推广。2009年, 江苏电信在推广过程中不断完善、不断改进, 先后在徐州、无锡、常州、南京等本地网试点推广, 并且成功地从电信网络设备应用拓展到客户托管设备应用。通过一年时间的试点推广, 不仅江苏电信内部统一了认识, 同时对电信客户也进行了一定范围的宣传, 得到了客户的认同、支持, 有的客户自己主动要求使用高压直流;在与IT供应商协调方面, 压力主要体现在底端营销和售后服务这个层面, 江苏电信一方面积极沟通, 争取得到IT供应商的支持, 同时辅助必要的市场管控手段。
2009年12月, 工信部发布《通信用240V直流供电系统技术要求》, 这一标准文件发布, 对于中国电信江苏公司来讲, 标志着全面推广IT设备高压直流供电技术的号角已经吹响。江苏电信继续下发文件, 加大推广力度, 明确提出停止采购UPS, 对高压直流系统设备进行采购招标, 举办全省现场操作培训班, 组建省内技术支撑团队, 发布《江苏电信通信用240V直流供电系统维护规范》, 把推广业绩与分公司KPI挂钩。全省各本地网纷纷制定2010年新建、改造计划, 并作为2010年节能减排的重点项目之一, 争取早立项, 资金早安排。随着江苏电信推广力度的加大, 中国电信各省也闻风而动, 试点机房遍地开花。
市场的内在需求, 启动了高压直流设备制造商的高度关注, 众多厂家新品出炉, 各种系统技术方案应运而生, 这就不可避免地出现这样那样的问题。既有传统理论的影响问题, 又有供电公司沿用的直流运行规范的边缘效应问题, 也有设计人员不熟悉IT设备工作情况盲目设计的问题……为此, 江苏电信组织支撑团队对供电系统进行优化, 强化管理, 确保系统更安全、更经济、更便于全面推广应用。
全面退出UPS阶段
至目前为止, 江苏电信在IT系统逐年增多、逐年扩容的形势下, 已经有两年时间基本不采购UPS, UPS发生故障也停止维修, 使用高压直流替换UPS不中断业务割接工作也积累了成功的经验, 江苏电信最重要的核心业务平台—计费系统已经有盐城、连云港、宿迁、徐州等四个本地网成功割接上线, 最保守的IT供应商也在认真策划, 积极配合, 保证今后提供的IT设备全部支持高压直流。
坚冰已经打破, 瓶颈已经消除。相关专家预测, 再通过3年左右的时间, 江苏电信基本上从电信网络上全面退出UPS, 其中2011年不少于三分之一的本地网完成退出任务。如徐州分公司雷厉风行, 快速响应, 在总结盐城分公司经验的基础上, 市县联动, 彻底清查、“围剿”UPS, 顺利完成了12套高压直流系统替换UPS割接工作, 成为继盐城本地网后的第二个全面退出UPS的本地网。
高压直流电源技术 篇2
一、高压直流输电概述：
1.高压直流输电概念：
高压直流输电是交流-直流-交流形式的电力电子换流电路，由将交流电变换为直流电的整流器、高压直流输电线路及将直流电变换为交流电的逆变器三部分组成。
注意：高压输电好处是在输送相同的视在功率S的前提下，高压输电能够降低输电线路流过的电流，减少线路损耗，提高输送效率（,）。2.高压直流输电的特点：
（1）换流器控制复杂，造价高；
（2）直流输电线路造价低，输电距离越远越经济；（3）没有交流输电系统的功角稳定问题；
（4）适合海底电缆（海岛供电、海上风电）和城市地下电缆输电；（5）能够非同步（同频不同相位，或不同频）连接两个交流电网，且不增加短路容量；
（6）传输功率的可控性强，可有效支援交流系统；（7）换流器大量消耗无功，且产生谐波；
（8）双极不对称大地回线运行时存在直流偏磁问题和电化学腐蚀问题；
（9）不能向无源系统供电，构成多端直流系统困难。3.对直流输电的基本要求：
（1）能够灵活控制输送的（直流）电功率（大小可调；一般情况下，应能够正反双向传送电功率（功率方向可变）；（2）维持直流线路电压在额定值附近；（3）尽可能降低对交流系统的谐波污染；（4）尽可能少地吸收交流系统中的无功功率；（5）尽可能降低流入大地的电流。
注意：大地电流的不利影响包括①不同接地点之间存在电位差，形成电解池，造成电化学腐蚀；②变压器接地中性点流过直流电流，造成变压器直流偏磁，使变压器噪声增加、损耗加大、振动加剧。4.高压直流输电的适用范围：
答：1.远距离大功率输电;2.海底电缆送电;3.不同频率或同频率非周期运行的交流系统之间的联络;4.用地下电缆向大城市供电;5.交流系统互联或配电网增容时,作为限制短路电流的措施之一;6.配合新能源供电。
二、高压直流输电系统的基本构成：
1.双端直流输电的基本构成：
（1）单极大地回线（相对于大地只有一个正极或者负极）：
图2-1（2）单极金属回线：
图2-2（3）双极大地回线（最常用）：
图2-3（4）双极单端接地（很少用）：
图2-4（5）双极金属回线（较少用）：
图2-5（6）并联式背靠背：
图2-6（7）串联式背靠背：
图2-7 2.多端直流输电的基本构成：
（1）三端并联型；
图2-8（2）三端串联型；
图2-9 注意：这里的“双端”、“多端”指的是所接换流站的个数（交流电网接入点的个数），而不是换流器的个数。3.多端直流输电的特点：
（1）可以经济地连接多个交流系统；
（2）因缺少大容量直流断路器，无法切除输电线路的短路故障，因而限制了它的发展。
三、换流技术复习：
1.三相全控整流电路原理图：
图3-1（1）大电感负载（符合直流输电工程实际）；
（2）交流输入电压的相序与晶闸管触发顺序的关系（135462）；（3）阀的组成、静态均压（电阻分压）和动态均压（电容分压）原理与电路；
（4）均压系数（）、电压裕度系数（）；（5）阀串联元件数的确定；
（6）电压变化率限制和电流变化率限制。
图3-2 2.三相全控桥的波形图：
（详见电力电子书P152、P153、P160）3.三相全控桥计算公式:（1）直流输出电压的理想计算公式:
(1.1)
（为线电压）
（2）考虑交流侧电抗的直流输出电压的计算公式（缺口面积是始于α 的面积与始于α+γ 的面积之差的一半，缺口面积=）:
（3）阀电流有效值：
(1.3)
(1.2)（4）交流侧线电流有效值的计算公式:
(1.4)4.三相全控桥的外特性（全控桥外特性：直流输出电压Ud与直流输出
电流Id间的函数关系）：（1）逆变器外特性： a)方程：
(1.5)b)曲线：端电压Ud随输出负载电流Id的增加而下倾的直线；（以定α表示）
图3-3（2）整流器外特性： a)方程： i.用控制角α表示：
(1.6)ii.iii.用逆变角β表示（α=180 °-β代入上式）：
(1.7)用熄弧角δ表示（δ= β-γ，γ是换相角）：
(1.8)（）
(1.9)（）
图3-4理想定β的面积比理想定δ小2个缺口面积:
b)曲线： i.用逆变角β表示：上翘直线（负值面积随电流增大），端口电压的绝对值随直流电流的增加而增加（正内阻）； ii.用熄弧角δ表示：下倾直线（负值面积随电流减小），端口电压的绝对值随直流电流的增加而下降（负内阻）；
图3-5逆变器外特性曲线（以定β和定δ表示）
5.三相全控桥的等值电路：
（1）整流器等值电路:
图3-6整流器等值电路
(1.10)a)内电势，内阻为正的可调电压源； b)端口电压随输出电流增大而减小。（2）逆变器等值电路：
图3-7逆变器等值电路
a)用β表示的等值电路，端口电压随电流增大而增大（正内阻）； b)用δ表示等值电路，端口电压随电流增大而减小（负内阻）。（3）双端直流输电系统的等值电路:
图3-8直流系统等值电路图 6.双端直流输电系统工作点：
（1）工作点的确定：
通常将线路电阻RL纳入逆变器侧，则用β表示的外特性曲线因正值内阻增加而上翘更多，用δ表示的外特性曲线因负值内阻减小而使下倾减缓或微上翘。
由直流输电系统等值电路可见，两侧电路工作时，应该具有相同电流和端口电压，表现在曲线上，就是两侧换流器的外特性曲线的交点，这就是工作点。
图3-9双端直流系统工作点的确定（两条线交点）
（2）工作点稳定性判据：采用小扰动法在工作点加上一点小扰动看看系统能不能回到原来的稳定点。（结论：整流侧外特性曲线的斜率小于逆变侧外特性曲线的斜率，系统可以稳定运行。）
7.双桥换流器（电力电子那个十二脉波）（整流器和逆变器结构相同）：
（1）电路图：两个三相全控桥串联；
图3-10（2）交流输入电压：两个三相交流输入电压的相位互差30°（频率相同，幅值相同）；
（3）触发顺序：1-1-2-2-3-3-4-4-5-5-6-6；
（4）直流输出电压瞬时值波形和纹波频率：每工频基波含12个均匀波头；
（5）直流输出平均电压：等于两个全控桥直流输出平均电压之和；（6）双桥换流器的优点：
a)在晶闸管元件耐压能力和串联数不变的条件下，双桥输出电压是单桥的两倍；采用桥串联代替元件串联；
b)直流输出电压的谐波幅值比单桥更小，谐波频率更高，因而更易于滤除；
c)交流公共母线的电流谐波比单桥更小，最低次谐波次数更高； d)当双桥中发生任一桥故障时，可以将故障桥隔离（短接），另一正常单桥仍可继续工作；
（1）逆变器实现逆变的条件：
a)外接直流电源，其极性必须与晶闸管的导通方向一致；
b)外接交流系统，其在直流侧产生的整流电压平均值应小于直流电源电压；
c)晶闸管的触发角α应在的范围内连续可调。
四、换流器的谐波分析：
1.谐波的危害：
（1）对铁磁设备的影响。谐波造成额外的铁耗导致发热、振动和噪声，降低了设备出力、效率及寿命；
（2）对旋转电机的影响：谐波造成转矩脉动，转速不稳；（3）对电力电容器的影响：谐波可能引起谐振过电压；
（4）对电力系统测控的影响：谐波使测量误差增加，可能导致控制失灵，保护误动；
（5）3次谐波电流过大可能使中性线过流；
（6）谐波叠加在基波上，使电气应力增加，对各种电气设备尤其是电容器的绝缘造成威胁；（7）谐波对通信线路造成干扰。2.谐波分析的数学工具：傅里叶级数。3.谐波分析的基本假设：
（1）交流电源为三相对称标准正弦波电压源；（2）三相交流电路各相阻抗参数相等；（3）换流器采用60°等间隔触发；（4）直流电流恒定（水平无纹波）；（5）不考虑换相角的影响；
在上述基本假设条件下，分析得出的谐波，称之为“特征谐波”。4.谐波分析的基本步骤：
（1）写出尽可能简洁的周期函数表达式f（x）；（2）计算傅立叶级数的系数an和bn；
（3）写出与周期函数f（x）等价的傅立叶级数表达式；（4）分析f（x）的傅立叶级数构成成分，得出有用结论。5.谐波分析内容：
（1）直流输出电压的特征谐波分析：
a)谐波频率：等于 6n（n=1，2，3，„）倍工频基波频率；
b)谐波幅值是控制角α的函数： α =0°和 α =180°幅值最小，α
=90°幅值最大 ；HVDC运行时，整流侧α =12°～15°，逆变侧定δ运行；
c)谐波幅值随谐波次数的增加而减小； d)n=0时的直流分量就等于直流电压平均值。（2）交流线电流的特征谐波分析：
a)YY接线变压器一次电流特征谐波分析：除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。
b)YD接线变压器一次电流特征谐波分析：（波形相同，幅值比YY接线大倍）除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。（3）双桥换流器直流侧电压特征谐波分析（根据假设直流电流无纹波，故只分析直流电压）：12k±1次谐波。
五、换流器的功率因数计算：
1.功率因数的定义：
功率因数等于有功功率P与视在功率S之比，即：
(1.11)功率因数λ的大小反映的是有功功率P在视在功率S中所占的比重，是功率的利用系数，反映功率的利用程度。
三相全控桥交流侧的电压是正弦波形，电流是方波，故有功功率P等于基波电压有效值U（即）与基波电流有效值、及基波电压与基波电流相角差的余弦值的乘积。（不考虑换相角γ时，；考虑换相角γ时，）2.只考虑基波时的功率因数：
3.考虑谐波时的功率因数：
上式是考虑换相角时的情况。
(1.13)(1.14)
(1.12)上式是不考虑换相角时的情况。
六、高压直流输电系统主设备：
1.换流器：
（1）双桥换流器与四重阀结构：
一个三相全控桥有6个桥臂（阀），一个桥臂（阀）由120个晶闸管串联而成；每15个晶闸管构成一个基本单元，每两个基本单元（30个晶闸管）组装为一个半层阀；每4个半层阀构成一个阀。
四重阀：双桥换流器同一相上的4个阀的组合体。
图6-1 四重阀示意图
（2）等间隔（60°）触发与等控制角（α）触发： a)等间隔（60°）触发方式： α1=移相控制；相对于1号自然换相点滞后角度α1；从脉冲2开始，均滞后前一个脉冲60°，即：αk+1=αk+60°（k=2，3，4，5，6）。b)等控制角α触发方式：
α1=α2=α3=α4=α5=α6；即6个触发脉冲都是相对于各自的自然换相点滞后一个相同角度。c)两种触发方式比较：
在三相电压对称的条件下，两种触发方式等效，但是在三相电压不对称的条件下，后者的触发脉冲不等间隔，导致交流电流波形正负半波宽度不等，平均电流不为零，造成变压器偏磁。
（3）晶闸管换流器对晶闸管元件的基本要求： a)耐压强度高； b)载流能力强；
c)开通时间和电流上升率的限制，即约为100A/s； d)关断时间与电压上升率的限制，即约为200V/s。（4）触发脉冲的传送方式： a)光纤方式； b)电磁方式。
图6-2（a）为光纤方式，（b）（c）为电磁方式
（5）高压（就地）取电技术：
图6-3光电变换电路的高压（就地）取电方法
2.换流变压器：
（1）工作电流波形是方波；（2）耐压要求高；
（3）可能存在一定偏磁（直流分量）；（4）有载调压、调压范围大、调节频繁。3.平波电抗器：
（1）作用：
a)直流电流滤波（平波）； b)限制线路短路电流的上升率； c)防止小电流运行时的电流断续； d)阻断雷电波的侵入；
e)减小对沿线通讯设施的干扰；（2）如何选取直流电抗器的电感值：
答：直流电抗器的作用是减少直流侧的交流脉动量，小电流时保持电流的连续性以及当直流送电回路发生故障时，能抑制电流的上升速度。从作用来看，它的电感量越大越好。但是过大，当电流迅速变化时在直流电抗器上产生的过电压就越大；另外作为一个延时环节，过大对直流电流的自动调节不利。所以满足上述三项要求的前提下，直流电抗器的电感Ld应尽量小。故选取直流电抗器电感值的具体方法是： ① 按减少直流侧的交流脉动分量的情况确定电感值；
② 以小电流时保持电流的连续性和直流送电回路发生故障时能抑制电流上
升速度的情况进行验算。4.滤波器：
（1）滤波原理：
高阻抗串联分压隔离（如平波电抗器，滤除谐波电压），低阻抗并联支路分流（如LC滤波器，滤除谐波电流）；工作频率低于谐振频率时，滤波器呈容性，工作频率高于谐振频率时呈感性。（2）交流滤波器的种类及其阻抗特性： a)单调谐滤波器（只有一个谐振频率）：
图6-4 单调谐滤波器
图6-5单调谐滤波器阻抗特性
b)双调谐滤波器（有两个谐振频率）：
图6-6双调谐滤波器
图6-7双调谐滤波器阻抗特性
c)高通滤波器：
图6-8 高通滤波器
图6-9高通滤波器阻抗特性
（3）交流侧滤波器设计原则：滤除谐波的同时考虑无功补偿，兼顾经济性。
（4）交流侧滤波器设计步骤：首先根据无功需求确定C，再根据谐振要求确定L，最后根据品质因数确定R。（5）电容器的经济容量和安装容量：
电容器的工作电流包括谐波电流和基波电流，其容量是谐波容量和基波容量两者之和，称之为安装容量。
只考虑滤波而不考虑无功补偿，求得的最小安装容量即经济容量；令“基波容量/安装容量”比值最大，即安装容量的最大利用。（6）滤波器的特征电抗、品质因数：
谐振频率下的感抗值或容抗值即特征电抗；，即品质因数。
品质因数Q越大，谐振时的支路阻抗越小，滤波效果也越好，但考虑到与交流电网发生谐振时为防止通过滤波器（电容器和电抗器）的电流过大，人为增加串联电阻阻值以降低Q，起限制电流过大的作用。一般Q取值范围为50～100，为了节能目的，有时会取更高值（电阻值更小）。（7）并联滤波器与串联滤波器相比有什么优点: a)滤波效果好；
b)串联滤波器必须通过主电路的全部电流，并对地采用全绝缘，而并联滤波器的一端接地，通过的电流只是由它所滤除的谐波电流和一个比主电路小得多的基波电流，绝缘要求也低。
5.直流断路器:（1）直流没有过零点，难以熄弧；（2）熄弧技术： a)并联LC支路，利用LC振荡产生反向电流以抵消线路电流，使之实现过零灭弧；开关闭合工作时，电容器通过充电回路预充电，开关打开前，并联到开关两端构成LC振荡回路；
b)直接并联带间隙的电容器，利用电容器吸收能量熄弧；
c)利用逐渐加大串联电阻使回路电流下降，最后用电容器吸收能量熄弧； d)拉长电弧，增加弧电阻，降低回路电流，熄弧。
七、HVDC对交流系统的影响：
1.概述：
（1）交流系统强弱程度: a)系统强弱程度反映了系统内各环节对扰动的敏感度;b)互联等效阻抗: 阻抗高，系统弱；阻抗低，系统强；
c)交流系统惯性（发电机转动惯量）：惯量小，系统弱；惯量大，系统强； 注意：系统越弱，交、直流交互影响越强。
d)短路比（short circuit ratio，SCR）：换流站交流母线的短路容量与额定直流功率的比值，即：
(1.15)e)有效短路比（ESCR）：考虑无功补偿设备后的短路比，即：
(1.16)注意：一般而言，短路比小于2的系统称为弱系统。注意：系统在不同运行方式下，SCR可能不同。
注意：恶劣情况下，原来很强的系统也可能会变成弱系统。2.换相失败：
（1）概念：当逆变器两个阀进行换相时，因换相过程未能进行完毕，或者预计关断的阀关断后，在反向电压期间未能恢复阻断能力，当加在该阀上的电压为正时，立即重新导通，则发生了倒换相，使预计开通的阀重新关断，这种现象称之为换相失败。
（2）机理：实际HVDC采用晶闸管在电流过零后恢复正向阻断能力所需时间约为400μs（对应50Hz下7.2°），故当关断角小于7.2°时，HVDC会发生换相失败；另外，当交流系统较弱时，也容易发生换相失败。（3）主要因素：交流侧母线电压；直流电流；换相电抗；越前触发角等。
(1.17)(1.18)（这里有些参数PPT没细讲，我也没搞懂，求指教）（4）换相失败的危害：
a)换相失败引起输送功率中断威胁系统安全稳定；
b)交流系统短路时，电压跌落可能引起多个换流站同时发生换相失败，导致多回直流线路功率中断，引起系统潮流大范围转移和重新分布； c)影响故障切除后受端系统电压恢复，进而影响故障切除后直流功率快速恢复，可能会威胁交流系统暂态稳定性。（5）措施：
a)利用无功补偿维持交流电压稳定； b)采用较大平波电抗限制直流电流暂态上升； c)规划阶段降低变压器短路电抗（换流电抗）； d)增大触发角或关断角整定值； e)人工换相等。3.HVDC引起的电压稳定：
（1）机理：
逆变器采用定熄弧角控制时，交流电压下降，触发角减小，无功功率增加，导致交流电压进一步下降。（2）措施：
a)使用无功补偿装置增强交流电压支撑能力； b)换流器控制模式转换（改为定电压控制）； c)采用VSC换流器等。
4.直流功率调制的影响—低频振荡抑制：
（1）基本概念：
由系统缺乏阻尼或系统负阻尼引起的输电线路上的功率波动频率一般在0.1~2.0Hz，通常称为低频振荡。自由振荡频率为：
(1.19)式中，由上式可知，机组惯量越大，振荡频率越低；输送功率越大，振荡频率越低。
（2）直流小信号调制: a)利用与交流联络线并联运行的HVDC的小信号调制可以有效地抑制互联系统间的低频振荡；
b)原理：在已有HVDC控制系统中加入附加的直流小信号调制器，从交流联络线或两端交流系统中提取异常信号，来调节直流线路传输的功率，使之快速吸收或补偿交流线路功率过剩或缺额，起到阻尼振荡作用。
c)常用直流小信号调制器类型：单入单出超前-滞后补偿（原理类似于PSS）。
图7-1 直流小信号调制器模型
5.谐波不稳定性：
（1）谐波概念：
谐波是一个周期电气量的正弦分量，其频率为基波频率的整数倍；不是基波整数倍频率的分量称为间谐波或分数谐波；频率低于基频的间谐波称为次谐波。
注意：HVDC换流器交流侧为谐波电流源，直流侧为谐波电压源。（2）谐波稳定性：
a)HVDC引起的谐波不稳定是指在换流站附近有扰动时，谐波振荡不易衰减甚至放大的现象，表现为交流母线电压严重畸变。
b)后果：电流谐波放大几倍甚至几十倍；电压严重畸变会导致换相失败并使系统运行困难； c)不稳定机理： i.特征谐波大部分被交流滤波器吸收，但非特征谐波却很难被滤波器吸收； ii.系统阻抗、电源阻抗、滤波器阻抗等并联，容易导致较低次谐振频率（5次及以下）； iii.谐振频率如果与非特征谐波匹配可能导致谐波被放大，放大的谐波进一步造成交流电压波形畸变及脉冲不均衡，如果形成正反馈，最终导致交流母线电压严重畸变，直流系统运行困难或不能稳定运行； iv.铁芯饱和型谐波不稳定是由于交直流系统中过多的低次谐波交互影响导致，谐波通过换流变压器的磁通偏移被放大，谐波和换流器交互影响又激励了这种放大，最终导致出现环流变压器铁芯饱和引起谐波不稳定现象； v.当交流侧并联谐振频率与直流侧串联谐振频率刚好满足交直流两侧谐波交互关系时，就发生互补谐振； d)抑制谐波不稳定措施： i.ii.iii.iv.规划阶段避免互补谐振发生；
利用磁通补偿或谐波注入消除非特征谐波；
附加控制电流调节触发脉冲，保证非特征谐波最小； 有源滤波等。6.不对称运行的影响：
在单极大地回线运行方式或者双极两端接地不对称运行方式下，会有较大电（甚至为额定运行电流）经接地极流经大地。
持续、长时间的大电流流过接地极会表现出三类效应：电磁效应、热力效应、电化效应。（1）电磁效应：
a)内容：直流电流注入大地，在极址土壤中形成恒定直流电流场，导致出现大地电位升高、跨步电压、接触电势等。
b)影响：影响依靠大地磁场工作的设施；对金属管道、铠装电缆、具有接地系统电气设备产生负面影响；跨步电压和接触电势影响人畜安全；电磁干扰。（2）热力效应：
a)直流电流作用下电极温度升高，可能蒸发土壤水分，导电性能变差，电极将出现热不稳定，严重时会使土壤烧结成几乎不导电的玻璃状，电极将丧失运行能力。
b)影响电极温升土壤参数：电阻率、热导率、热容率、湿度。（3）电化效应：
a)大地中水与盐类物质相当于电解液，当直流电流经大地返回时，在阳极上会产生氧化反应，使得电极及附近金属发生电腐蚀；也会导致附近土壤中盐类物质被电解。
7.HVDC引起的变压器直流偏磁：
（1）问题：直流输电系统接地极流过较大电流时（如单极大地运行）会导致中性点接地变压器产生直流偏磁现象。
（2）后果：导致铁芯饱和，产生谐波，引起振动和噪声，引起发热，严重时损坏变压器，引起保护误动等。
图7-2 直流偏磁对变压器励磁电流的影响（3）产生的原因：
a)电流在大地中流通，会在不同的地点产生不同的电势，如果两个变电站的接地网存在直流电势差，加上交流系统的直流电阻比较小，这样就会在交流系统中形成直流电流；
b)入地电流找到了一个比大地更容易流通的通道，即接地变压器绕组和交流线路组成。
图7-3 大地电流回路
（4）影响因素：两台接地变压器所处位置的电位；两个变电站接地电阻R1、R2；变压器绕组直流电阻RT1、RT2；线路电阻RL。
图7-4（5）抑制措施（根本思路：避免（减小）地电流流经变压器中性点）： a)中性点串电阻，限制流入的直流电流：
图7-5 中性点串电阻
i.ii.优点：简单、可靠、低成本；
缺点：不能彻底消除直流电流流入；接地性质改变，有负面影响；影响方向保护灵敏度；系统故障时中性点过电压等。
b)改变中性点电位（如反向注入电流、电位补偿等）：
图7-6 改变中性点电位
c)中性点串隔直电容阻止直流电流流入：
图7-7 中性点串隔直电容
8.短时过电压：
（1）定义：超过正常电压范围，持续相对较长时间的不衰减或衰减慢的过电压。（Temporary Overvoltage，TOV）
（2）原因：造成换流站短时过电压的根本原因是换流站安装的大量无功补偿电容器和滤波器；额定工况下，无功容量为额定输送功率的40%-60%，甩负荷时引起无功消耗大幅下降甚至为零，剩余的无功补偿容量就会导致过电压。（3）影响短时过电压大小的因素： a)系统强弱程度与无功消耗情况；
b)由交流系统等效阻抗与直流输电换流站无功补偿设备和滤波设备构成的并联谐振；
c)由换流变压器饱和或偏磁引起的励磁涌流。
（4）一般短时过电压包含的分量: 工频过电压分量；变压器励磁涌流引起的过电压分量；并联谐振决定的自由频率分量。（5）限制短时过电压的措施： a)加强交流系统；
b)采用适当的直流输电运行策略； c)电容器组与滤波器组投切； d)ZnO避雷器限制过电压。
9.HVDC引起的次同步振荡（Subsynchronous Oscillation(SSO)）：
（1）概念：汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频率的振荡。
（2）问题：在直流输电整流站附近的汽轮发电机组，如果大部分功率通过直流输电来输送，且与交流大系统之间的联系又比较薄弱，容易引起次同步振荡（SSO）。
（3）后果：导致机组大轴疲劳甚至断裂，导致系统振荡失稳。（4）作用机理：汽轮发电机的速度电动势分量与换流器触发角控制之间的紧密耦合与内在的反馈关系。
图7-8（5）影响因素：
a)发电机组与电整流站电气距离：距离越近越不利； b)发电机组与交流大电网联系：联系越薄弱越不利；
c)发电机组的额定功率与HVDC输送的额定功率相对大小：若在同一个数量级上，不利；
d)HVDC控制器：电流调节器、辅助控制器等引起负阻尼。（6）抑制措施：
a)加入次同步阻尼控制器（SSDC）等附加控制解决（本质是通过提供对扭振模式的阻尼来抑制SSO）； b)附加一次设备防止（但价格昂贵）。
注意：逆变站附近的汽轮发电机组不会受到由HVDC引起的SSO危害。因为它们并不向HVDC提供任何功率，而只是与逆变站并列运行，供电给常规的随频率而变化的负荷。
注意：SSO基本只涉及大容量汽轮发电机组（30万kW以上），其轴系结构特点引起。
注意：水轮机不易发生次同步振荡：转子惯量大，功率扰动不易引起轴系扭振；机组对扭振固有阻尼很高。10.多直流馈入问题：
（1）概念：多直流馈入就是在受端电网的一个区域中集中落点多回直流线路。
（2）只采用基本控制的HVDC通常会导致交流系统和直流系统间产生负面的相互作用；采用附加控制可以避免这种负面相互作用，甚至产生正面的影响。
11.单双极闭锁：
（1）整流站闭锁相当于突甩负荷，系统频率上升；（2）逆变站闭锁相当于突然切机，系统频率下降；（3）极闭锁会使双侧交流系统突甩无功负荷，使电压升高。12.直流制动：
（1）交流系统不能过于薄弱，否则不能起到制动作用；
（2）交流系统能快速提供无功，否则由于直流吸收无功的增加，会导致交流系统电压大幅度下降，从而抵消吸收有功的作用或起反作用；（3）发电机与HVDC之间电气距离长（机端升压变和换流变），直流制动效果不会有电气制动效果明显；
（4）快速无功调节、快速励磁、HVDC快投电容器和滤波器等，直流制动可以替代（或减少）切机切负荷；
13.VDC直流线路故障（短路）：
由于HVDC故障电流能持续一定时间但换流阀可快速关断10ms，所以HVDC故障电流在交流系统中影响不明显。14.交流系统故障（短路）：
引起的大幅电压下降在逆变侧可能会导致换相失败。15.紧急功率支援：
如交流电网出现大幅度功率缺额：联络线跳开、某些大电厂跳开等，HVDC可以快速增加输送功率或者快速潮流反转。
八、VSC-HVDC 1.基本概念：
（1）定义：以基于全控器件的电压源变换器（VSC）为基础的直流输电技术。（电压源换流器高压直流输电或柔性直流输电）
（2）特征：全控型电力电子器件、电压源换流器、大多数采用脉宽调制（PWM）技术。（3）常规直流输电面临的挑战：
a)两侧换流站无功消耗大（每侧40~60%）； b)存在大量低次谐波，滤波器容量大； c)不能向无源网络供电；
d)存在换相失败风险，会威胁电网安全稳定； e)难以形成多端直流网络。
注意：根本问题在于使用的开关器件是半控型器件晶闸管，只能控制开通而不能控制其关断，换向必须靠交流侧电源。2.VSC-HVDC的特点及应用场合：
（1）优点： a)结构紧凑占地小； b)无源系统供电/黑启动； c)可联络弱交流系统； d)独立的有功和无功控制； e)站间不用通讯； f)无换相失败问题； g)谐波小；
h)易于实现多端直流。（2）缺点：
a)系统损耗较大，每端1.6%（常规0.8%）；
b)无法控制直流侧故障电流（直流侧故障只能跳交流侧断路器）； c)运行经验尚不足，系统稳定性、可靠性仍有待检验。（3）应用场合：
a)可再生能源并网：连接风力发电场和电力网； b)孤岛供电：海岛或海上石油/天然气的钻井平台； c)城市中心供电； d)地下电力输送； e)连接异步交流电网。3.VSC-HVDC主要设备：
（1）主要设备及其作用：
a)电压源换流器：实现整流和逆变；
b)直流电容：电压支撑、抑制直流电压波动降低直流谐波； c)换流电感：Boost控制、影响输送能力、功率调节； d)交流滤波器：滤除交流侧的谐波； e)直流电缆：传输电能；
f)测控与保护系统：测量、控制、保护； g)开关设备：投切VSC-HVDC系统；
h)冷却系统：冷却半导体、变压器、电抗器等。（2）换流器：
a)两电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：
图8-1两电平换流器（采用IGBT直接串联阀实现）
i.ii.优点：电路结构简单；所有阀容量相同；控制简单，易扩展。缺点：器件直接串联，对于参数一致性要求高，静态均压和动态均压问题严峻，高。
b)NPC三电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：
图8-2 NPC三电平换流器
i.优点：电平数提高有利于提高波形质量，降低损耗； ii.缺点：额外的器件（钳位二极管）增加了成本和设计复杂度，存在电容电压不平衡问题。
c)模块化多电平（MMC）（以阶梯波逼近正弦波）：
图8-3模块化多电平
i.优点：进一步改善波形质量，降低对滤波系统要求，甚至可以不要滤波器。
ii.缺点：电容器电压平衡有难度。
d)变压器组合式（并联型）：
多个变换器并联复合而成，采用曲折变压器并联接入交流系统，较低开关频率获得较好波形质量，可提升换流站容量。e)变压器组合式（串联型）：
多个变换器串联复合而成，可提升电压等级和换流站容量。f)变压器组合式（串并联型）：
多个变换器串并联复合而成，可提升电压等级和换流站容量，可以以“搭积木”形式实现所需的电压、电流等级。4.VSC-HVDC构成形式：
（1）换流站接线方式：
图8-4（2）两端VSC-HVDC输电系统：单极系统，双级系统。
注意：采用基本MCC换流器实现的VSC-HVDC直流侧没有集中布置的电容器，无法采用直流中点接地方式实现正负极性对称的直流线路。故一般有以下解决方法：阀交流侧经电抗器构造中性点接地或者阀侧变压器采用yn形式。
注意：目前已投运的柔直系统绝大多数由ABB公司设计制造，VSC-HVDC换流器采用基本VSC实现，本身不能单极运行，仅直流线路可以单极运行。（有文献称为“伪双极”）而由组合式VSC构成VSC-HVDC换流器时，可以实现真正的双 极系统。
（3）多端VSC-HVDC输电系统：
图8-5多端VSC-HVDC输电系统
5.VSC-HVDC系统稳态特性：
（1）VSC变换器特性：
图8-6 VSC交流侧稳态矢量关系1（假设不变）图8-7 VSC交流侧稳态矢量关系2（假设不变）
图8-8 等值电路图
由等值电路图可得到交流侧电源输出的有功功率和无功功率分别为：
(1.20)(1.21)(1.22)(1.23)调整δ、k 可使得VSC运行于圆内任意一点，故其可独立控制P、Q： δ > 0，电源相位超前，变换器工作于整流，交流系统向直流系统注入有功功率；δ < 0，电源相位滞后，变换器工作于逆变，直流系统向交流系统注入有功功率；，系统提供无功；，系统吸收无功。6.VSC-HVDC控制：
（1）控制主要功能：
使VSC-HVDC系统正常工作，保护设备，使系统经济运行，具体包括：VSC-HVDC系统的启动和停止控制，VSC-HVDC系统输送功率潮流大小和方向控制，协调交流系统实现调度中心指令，提高系统稳定性。（2）分层控制：系统层控制，装置层控制，器件层控制。
图8-9 VSC-HVDC分层控制
a)系统层控制： i.系统层控制两类物理量：
有功类物理量（有功功率、直流电压/电流、交流频率）和无功类物理量（无功功率、交流电压幅值）。换流站必须在有功类物理量和无功类物理量中各挑选一个物理量进行控制。ii.系统层三种基本控制方式： ① 定功率（定直流电流）控制（控制功率或直流电流和与交流侧交换的无功功率）：
图8-10定功率控制
② 定直流电压控制（控制直流母线电压和与交流侧交换的无功功率）：
图8-11定直流电压控制
注意：VSC-HVDC必须有一个换流站采用定直流电压控制！③ 定交流电压控制（控制交流母线电压频率和幅值）：
图8-12定交流电压控制
b)装置层控制：根据系统层控制形成的参考值，形成换流器目标输出波形参考信号（M、δ）。
图8-13 i.常用的一般包含两个控制环：功率类外环、电流内环。电流内环有利于换流器限流。
ii.换流器直接电流控制：
图8-14换流器直接电流控制
iii.换流器间接电流控制：
图8-15换流器间接电流控制
c)器件层控制： i.PWM控制原理：
冲量相等而形状（如大小波形）不同的窄脉冲作用于惯性系统，其效果基本相同。（冲量即指窄脉冲的面积（变量对时间积分）；效果基本相同，是指系统的输出响应波形基本相同）ii.PWM调制方法：
把希望输出的波形作为调制信号（参考波，Vcontrol），把接受调制的信号作为载波（Vtri），通过信号波的调制得到所期望的PWM波形。通常采用等腰三角波或锯齿波作为载波，其中等腰三角波应用最多。
图8-16 PWM调制波的形成
PWM频率与载波Vtri频率相同，输出电压VA0幅值由调制波Vcontrol幅值决定，输出电压基频由Vcontrol频率决定。
(1.24)iii.脉冲的宽度按正弦规律变化而和正弦波等效的PWM波形也称SPWM波形。为了提高直流电压利用率，可注入三次谐波。
图8-17 单相两电平VSC 注意：单相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流侧电压峰值。
图8-18 三相两电平VSC 注意：三相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流线电压倍。iv.空间矢量PWM（SV-PWM）：
图8-19
图8-20 SV-PWM的八个开关状态 图8-21 八个开关状态对应空间矢量位置
① 步骤：确定Vd, Vq, Vref, α；确定时间区域T1, T2, T0；确定S1~S6的开关时间。
② 优点：谐波小；直流电压利用率高（是SPWM的倍）。
注意：SV-PWM只是利用矢量概念实现脉冲调制，并不是一般意义上的矢量控制，而仍然属于标量控制。v.特定谐波消除调制方法（SHE-PWM）：
① 目标：满足调制比前提下，消去部分低次谐波。
② 原理：选择合适触发角，既满足基波输出要求，又满足消除某些低次谐波要求。vi.最优PWM（OPWM）：
① 目标函数：指定谐波消除、最小化总谐波畸变率、最小化畸变系数、最大转矩。
② 数值计算方法：牛顿法、人工智能优化算法（GA、SA、CSA、PSO等）。vii.换流阀触发技术：
图8-22 采用光电转换触发换流阀
7.VSC-HVDC保护配置：
（1）区域划分：外部交流系统，换流站内部，直流侧线路。
图8-23 VSC-HVDC保护区域划分图
（2）故障形式： a)外部交流系统故障：
电压不平衡（不对称故障或不对称负荷引起）；过压/欠压；雷电过电压（近端架空线路遭受雷击引起）；操作过电压投切线路设备引起等。
b)换流站内部故障：
内部交流母线故障；站内直流母线故障；阀体故障；元件失效等。c)直流线路故障：
断线；单极接地；双极短路；架空直流线路雷击过电压。（3）保护配置原则与特点：
a)可靠性，灵敏性，选择性，快速性，可控性（通过控制换流器等减轻故障的危害），安全性（保障人身安全和设备安全），可维护性（保护功能及参数便于调整）。
b)特点：采取分区重叠配置（交流侧保护区，换流器保护区，直流线路保护区）；分层配置（系统级保护，装置级保护，器件级（阀级）保护）。
（4）交流侧保护： a)交流线路保护；
b)换流变压器保护：差动保护、过流保护、中性点偏移保护、变压器本体保护（油、气、„）； c)换流电抗器保护；
d)交流开关场和交流滤波器保护。（5）换流器保护： a)换流器过电流保护； b)换流器直流过电压保护； c)交流侧过电压保护； d)触发脉冲监控； e)阀自身保护； f)辅助设备保护。（6）直流线路保护： a)直流欠压保护； b)直流过压保护； c)直流电压不平衡保护； d)直流故障再启动逻辑等。8.VSC-HVDC与LCC-HVDC比较：
（1）结构：
图8-24 VSC-HVDC与LCC-HVDC结构比较
（2）对连接的交流电网的要求：
a)LCC-HVDC：要求保持连接交流电网的电压和频率稳定，且具有足够大短路容量；交流电网需要提供无功功率，否则有换相失败风险。b)VSC-HVDC：对连接系统短路容量没有要求，且可以直接连接无源网络。（3）谐波：
a)LCC-HVDC：交流侧12k±1，直流侧12k次； b)VSC-HVDC：与开关频率相关的高次谐波。（4）经济传输范围：
a)LCC-HVDC：大功率范围内（250MW及以上），显得经济有效； b)VSC-HVDC：将经济功率传输范围扩展到几个MW到几百个MW之间。（5）无功：
a)LCC-HVDC：整流侧和逆变侧均吸收无功； b)VSC-HVDC：整流侧和逆变侧均可独立灵活控制无功：吸收、发出和零无功。
（6）应用场合：
a)LCC HVDC：用于大容量电能传输；
b)VSC-HVDC：无源孤岛供电、分布式发电接入、城市供电、„„（7）控制手段及性能： a)LCC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.触发角控制、投切电容器、变压器分接头； 潮流反转依靠电压极性反转实现； 直流侧故障通过晶闸管可以清除； 过载能力强； 不具有黑启动功能；
损耗低，满载时，每端~0.8%。
b)VSC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.PWM控制方式，有功无功的独立控制；
潮流反转依靠电流方向反转实现，实现方便快捷； 直流侧故障需要交流侧跳闸清除； 过载能力弱； 具有黑启动功能；
损耗高，满载时，每端~1.6%。
（8）工程施工和占地：
VSC-HVDC整个电站按照模块化设计，占地面积与同等容量常规直流输电电站相比大大缩小；所有装置可以在生产工厂经过试验检验后运送到电站当地，施工方便。
九、直流输电控制
1.直流输电控制方式：
直流输电系统的整流侧维持直流电流，逆变侧维持直流电压，从而决定了直流传输功率。
（1）整流侧：
a)直流电流控制：调节α→ 维持恒定；
b)直流功率控制：根据运行电压→ 计算给定值→ 维持恒定； c)直流电压控制：只有当直流系统电压过电压才起作用；
d)α角最小控制：整流侧交流电压↓或逆变侧交流电压↑，整流侧不能继续维持恒定，转入α角最小控制，同时退出直流电流控制。一般αmin =5°；
e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制；
f)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持α在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定；
g)地电流平衡控制：双极运行时，调整两极α，保持地电流<1%。（2）逆变侧：
a)δ角控制：一般维持δ=18°； b)直流电压控制：调整α → 维持恒定；
c)直流电流控制：只有当整流侧转入αmin控制才自动转为该方式； d)快速交流电压控制：当限制交流系统过电压，当 ↑ ↑，换流变分接头来不及调节，调δ ↑ → 吸收无功↑ → ↓ ↓。同样对出现 ↓ ↓。e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制（与整流侧同）;f)电流差值控制：防止逆变电流调节器在工作转换时产生不稳定； g)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持δ在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定。
注意：正常情况下，整流侧是直流电流或直流功率控制，逆变侧是δ角或直流电压控制。
2.直流输电控制特性：
（1）直流输电等值电路：
图9-1 直流输电控制电路图 图9-2 直流输电等值电路
(1.25)(1.26)(1.27)上面三个式子是分别用控制角α、熄弧角δ和关断角β表示的直流电压表达式。注意：这里的以β表示的公式中本来求出来是个负值，这里改变了逆变器内电势的参考方向，故算出来是个正值。
(1.28)(1.29)注意：直流输电可调量为导通角和变压器分接头。
（2）定触发角控制：
a)整流侧为定α方式，逆变侧为定β方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：
图9-3 1为整流侧，2为逆变侧
(1.30)(1.31)(1.32)当整流器的交流电势变化，则系统的运行点将偏移到A或B。由于伏安特性的斜率一般很小，交流电压并不会有太大的变动，这样就会引起直流电流和直流功率很大的波动。同理，逆变侧交流电势的变动，也会发生类似的结果。这种情况是不允许的。
直流输送功率大幅度波动，将引起交流系统的运行困难，直流电流的剧烈变化，也会影响直流系统的安全运行，可能造成换流器过载和逆变器的换相失败等。
b)整流侧为定α方式，逆变侧为定δ方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：
图9-4 1为整流侧，2为逆变侧
(1.33)(1.34)(1.35)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。
c)整流侧为定α方式，逆变侧为定U方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：
图9-5 1为整流侧，2为逆变侧
(1.36)(1.37)(1.38)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。
综上所述，上述三种方法均不能解决直流输电的稳定运行，有必要再加入下面的控制环节。
（3）定电流控制：
a)为了直流输电系统稳定运行，整流器上都装有定电流调节装置，自动地保持电流为定值；逆变器定δ。
图9-6 红线为整流侧，蓝线为逆变侧
b)低压限流控制： i.概念：低压限流控制是指在某些故障情况下，当发现直流电压低于某一定值时，自动降低直流电流调节器的整定值，待直流电压恢复后，又自动恢复整定值的功能，如下图CD与EF段。
图9-7低压限流控制示意图
ii.主要作用：
① 避免逆变器长时间换相失败，保护换流阀；
② 在交流系统出现干扰或干扰消失后使系统保持稳定，有利于交流系统电压恢复，改善交流系统的性能，保持换流站的无功平衡； ③ 在交流系统故障切除后，为直流输电快速恢复创造条件，在交流电压恢复期间，平稳的增大直流电流来恢复直流系统。因为如果直流系统功率恢复太快，换流器需要吸收较大的无功功率，影响交流电压的恢复。iii.基本过程：
如果出于某种原因直流电压降至以下，电流指令的最大限幅值开始下降。如果当前电流指令大于电流指令的最大限幅，则输出的电流指令（）将降低。电流指令的降低可防止逆变端发生交流故障时的电压不稳。如果直流电压持续下降至低于，电流指令的最高限幅则不再下降，并保持在。iv.直流电流给定值修改的原则：保证整流侧的给定值始终比逆变侧的至少大。
（4）换流器控制：（见本材料P21）3.直流输电的控制：
（1）定电流调节：
图9-8定电流调节框图
注意：余弦移相单元的作用是消除整流器的非线性，使整个控制系统变成线性系统，从而有利于控制器参数设计。
（2）定δ调节原理：
a)开环调节方式：由运行状态计算出δ。
由和联立可得。故只要测量和，即可根据δ，计算出β。改变β即可实现定δ控制。
b)闭环调节方式：根据实际系统测量δ。
图9-9（3）定电压调节原理：
图9-10 与定电流控制类似，只是输入信号为直流电压。可以维持直流线路末端电压恒定，也可以维持线路首端。
（4）无功控制： a)一般来讲，在稳态运行方式下，整流器吸收的无功功率为直流输出功率的30%～50%，逆变器吸收的无功功率则为40%～60%的直流输出功率。b)无功及电压控制是通过投切无功补偿装置、改变导通角和换流变分接头的手段，实现：交直流系统的无功交换在规定的范围；换流变阀侧理想空载直流电压不超标；导通角和熄弧角在期望的范围内；换流母线电压变化率不越限的目标。c)定无功功率控制：
计算所有投入的交流滤波器的无功功率和交流系统提供的无功功率以及换流器所消耗的无功功率，根据前二者之和与后者的差值来决定投切滤波器。最少交流滤波器组数限制是指在对应运行方式和运行功率水平条件下所必须投入的滤波器组数以及组合形式，否则将不能保证滤波效果，达不到滤波性能要求。
d)定交流电压控制：
在电压控制中，为了进行交流电压控制，测量出母线电压。电压控制死区的高设定值和低设定值由运行人员在直流工作站上调整根据顺序控制要求投入最少滤波器组，随着输送功率的增加，交流母线电压下降，当满足电压控制死区的低设定值时，则投入一组交流滤波器。同样，若直流系统输送功率降低或其他运行参数发生变化，且当交流母线电压满足电压控制死区的高设定值时切除一组交流滤波器。
（5）换流变分接头调节：
a)换流变分接头调节的必要性：整流侧换流变如果固定变比，当交流电压和直流电压发生偏移或改变直流传输功率时，α变化会很大。若α过大，则消耗无功增加，直流电压谐波增加；若α过小，则缩小控制范围。故通过分接头调整使α在一定范围变化，如：（正常）。b)整流侧工作原理：
当α < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → α ↑； 当α > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → α ↓；
一般来讲，当α =下限或上限时，调1档使α = 15o左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.25%，太大会引起频繁往复调节。总的变化范围±15% ~20%。如果考虑降压运行，变化范围更大。
i.主要调节方式： ① 保持换流变阀侧空载电压恒定：
分接头主要用于AC电压的波动，故分接头调节一般较少，所要求分接头调节范围也较小。负载波动由α或δ调整。分接头调节不频繁，延长寿命。
② 保持控制角（α或δ）在一定范围变化（我国基本采用这种方式）： 分接头调整使α或δ 在一定范围变化→ Q ↓，交直流谐波↓；直流系统性能好，但分接头调整频繁且调整范围要大。
c)逆变侧工作原理：
当δ < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → δ ↑； 当δ > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → δ ↓；
一般来讲，当δ =下限或上限时，调1档使左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.5%，太大会引起频繁往复调节。
（6）定功率控制原理：
电力系统运行通常按输送功率规划，定Pd仍然是以定Id为基础。
图9-11（7）起停控制：
起停控制主要包括直流输电系统从停运状态变到运行状态以及输送功率从零增加给定值或从运行状态转变到停运状态的控制功能。直流输电系统的起停包括正常起动、正常停运、故障紧急停运和自动再起动等。
a)正常起动： i.起动方式：
直流输电系统的起动，采用逐渐升压的方式，以避免产生过电压。通常用逐渐增大整流器电流调节器的电流整定值，使整流器的直流电流随着增大的方法起动。ii.起动的过程主要步骤：
① 两侧换流站换流变压器网侧断路器分别合闸，使换流变压器和换流阀带电；
② 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，以实现直流回路连接； ③ 两侧换流站分别投入适量的交流滤波器支路；
④ 起动逆变器，并使β角等于最大上限值（上限值小于或等于90°），然后按α=90°触发整流器，同时便调节器的电流整定值按指数上升； ⑤ 通过电流调节器的作用，整流器的直流电流跟随上升。在逆变侧，当直流电流大于不连续电流值后，起动装置便自动地逐步减小β角； ⑥ 当直流电压电流都抵达额定值，δ调节器将δ角调到δ0后，起动过程便告结束。这种起动方式称为软起动。起动时间一般为100ms ～200ms 左右。
当起动开始阶段，直流电流很小时，由于电流不连续，会引起过电压，因此应设法尽快越过电流间断区（一般在额定电流10％以下）。
b)正常停运： i.停运方式：
可以采用与软起动相类的方法，使调节器电流整定值按指数规律下降。ii.停运的过程主要步骤：
① 通过整流侧电流调节器，使直流电流跟随整定值逐步下降，直至允许运行的最小值；在此过程中，逐步切除交流滤波器组，以满足无功平衡的要求，逆变侧的电流调节器也跟着使β角加大，直到达到上限值； ② 停送整流器的触发脉冲，或者采用快速停止的方法，它是将整流器的触发相位快速地增加到α=120~150°，使其转入逆变运行状态，于是平波电抗器和线路电感、电容中储存的能量就迅速回送到交流系统。在逆变侧，电流调节器也迅速地的把β角增加到上限值，以加速直流侧能量的施放，这样直流侧的电压和电流便很快地下降到零；
③ 当直流电流等于零时，闭锁逆变器触发脉冲，并切除逆变侧余下的交流滤波器组；
④ 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，使直流线路与换流器断开； ⑤ 两侧换流站分别进行交流开关设备操作，跳开换流变压器网侧断路器。上述起停操作，均由起停程序控制设备自动地进行。c)故障紧急停运： i.概念： 直流输电系统在运行中发生故障，保护装置动作后的停运称为故障紧急停运。其操作的主要目的是：①迅速消除故障点的直流电弧；②跳开交流断路器以与交流电源隔离。ii.故障紧急停运过程：
迅速将整流器触发相位快速地增加到α= 120~150°，使其转入逆变运行状态，称之为快速移相。快速移相后，直流线路两侧都处于逆变状态，将直流系统所储存的能量迅速送回两侧交流系统。当直流电流下降到0后，分别闭锁两侧换流器的触发脉冲，继而跳开两侧换流变压器网侧断路器，达到紧急停运的目的。当多桥换流器中只有一个或部分换流桥发生故障必须退出运行时，为使其它部分仍继续运行，可通过旁路阀和旁通开关，将故障部分隔离而退出工作。除由保护启动的紧急停运外，还可以手动起动紧急停运。通常，在换流站主控制室内设有手动紧急停运按钮，当发生危及人身或设备安全的事件时，可通过手动操作紧急停运按钮，实现紧急停运。
d)自动再起动： i.概念：
自动再起动用于在直流架空线路瞬时故障时，迅速恢复送电的措施。ii.自动再起动过程：
① 当直流保护系统检测到直流线路接地故障时，迅速将整流器的触发角快速移相到120~150°，使整流器转换为逆变器运行；
② 在两侧换流站均为逆变状态运行时，直流系统储存的电磁能量迅速返送到两端交流系统，直流电流在20ms ~40ms内降到0；
③ 经过预先整定的100～150ms的弧道去游离时间后，按照一定的速度自动减小整流器的触发角，使其恢复到整流运行，并迅速将直流电压和电流升至故障前运行值（或预定值）；
④ 如果故障点绝缘未能及时恢复，在直流电压升到故障前运行值时仍可再次发生故障，这时还可以进行第二次自动再起动。为了保证再起动成功率，在第二次再起动时，可适当加长整定的去游离时间，或减慢电压上升速度；
⑤ 如果第二次再起动仍不成功，可以进行第三次，甚至第四次再起动。若已达到预定的再起动次数，均未成功，可认为故障是连续性的，此时就发出停运信号，使直流系统停运。由于控制系统的快速作用，直流输电系统的自动再起动一般比交流系统的自动重合闸时间要短，因而对两端交流系统的冲击也比较小。对于直流电缆线路，由于其故障多半是连续性的，因而不宜采用自动再起动。、e)旁通对在正常起停中的应用： i.旁通阀：
由汞弧阀构成的换流器，除了六个主阀之外，大都装有第七阀――旁通阀。正常运行时，旁通阀处于闭锁（不加触发）状态，因此不通电流，不影响换流器的工作。当换流器发生故障时，旁通阀才被触发导通，起保护主阀的作用。逆弧（即阀发生反向导通）是汞弧阀经常发生的瞬时性故障，需依靠旁通阀加以保护。旁通阀也可用于直流系统的起停操作。
图9-12 由可控硅构成的换流器，不存在逆弧故障，可以用接在交流端同一相的上下两阀同时触发导通来代替旁通阀，称为旁通对。其中阀1和4，3和6以及2和5三对均可选作旁通对。这样就要省去价格昂贵的旁通阀。ii.正常起动时旁通对的应用：
利用旁通对起动直流系统的程序如下：当发出起动指令时，首先将两侧换流器的旁通对投入，直流线路便经两侧旁通对短路。接着整流器解锁，进行软起动。这时逆变器旁通对仍将直流线路短路，有利于电流尽快越过间断区。待电流越过间断区后解锁逆变侧，以后的过程和一般软起动方式相同。换流器为双桥串联接线时，起动时整流器的一个桥先解锁，通过另一桥的旁通对送出直流电流，然后第二个桥解锁。这样可以避免起动时第四个触发的阀臂发生过电压，这种过电压在最恶劣的情况下可能达到4倍的额定值。iii.正常停运时旁通对的应用：
单桥六脉动直流系统的正常停止操作，开始时仍用上述的方法进行，当电流减小到接近间断区时，始投入旁通对，使换流器越过间断区而停止运行。由多个桥串联组成的换流器，当其中一个桥需退出运行时，可将其旁通对投入，其它仍可通过这个通对继续运行。若这个桥需要长期可合上它的旁通开关代替旁通对，再用隔离开关将桥隔开。当这个桥再投入运行时，按相反的次序操作。
f)潮流反转控制： ① 概念：
直流输电的特点之一是能够方便、快速地实现功率潮流的反转输送。因此，它不但在正常运行时可以按照经济原则调节输送功率的大小和方向，而且当某侧交流系统发生事故时，还要以通过它从另一侧交流系统得到紧急的支援。由于换流器只能单向导电，所以直流电流的方向是不能反转的，只有使直流电压极性反转，才能实现功率倒送。这就要把整流器触发相位延迟，变为逆变状态运行，把原来逆变器的触发相位提前，变为整流状态运行。反转过程是自动进行的。
图9-13 ② 简要过程：
图9-14 两侧换流器都装有电流调节器和定δ调节器，它们的调节特性都由定α0、定Id0和定δ0三段组成。设功换流器1运行于整流状态，换流器2运行于逆变状态，运行点为A点，功率由1侧送向2侧。
当需要潮流反转时，可将电流裕度指令从2侧转送到1侧，因此1侧的电流整定值减小到Id0-ΔId0，2侧的电流整定值变为Id0，这时换流器1检测出的电流大于新的整定值，电流调节器便不断地增大α角，企图降低电流。同时，换流器2检测出的电流小于新整定值，选择环节自动地将定δ调节转换到定电流调节，后者不断地增大β角，企图把电流维持在新的整定值，致使，遂由逆变转入整流状态。同时1侧也调到，由整流转入逆变状态。这个过程一直进行到换流器1的。选择环节把定电流调节改为定调节，最后稳定在新的运行点B，完成了潮流反转。
潮流反转过程一般很快就能完成（约几百毫秒）。双方系统均难以承受，且对于直流电缆线路，过快的电压极性反转会损害它的绝缘性能，必要时可增加延时环节，减慢反转过程。
g)控制系统的分层控制：
图9-15控制系统的分层控制示意图
i.阀控：
图9-16阀控示意图
ii.换流器控制：
① 定Id；定α；定δ；αmin & αmax；分接头控制；无功功率；SCR触发闭锁和解锁控制等；
② 换流器保护；AC、DC滤波器保护；换流变保护；母线保护；交直流电压电流测量及报警等。iii.极控制：
控制和协调该极的运行；功率给定值设置；电流给定值计算，站间通信；过负荷监测；功率调制；本极起停；故障恢复；本极直流线路保护；直流开关场设备保护及报警等。iv.双极和站控制： 协调两个换流站和两个极运行，双极功率给定值设置；极电流平衡；紧急功率控制；功率反转；双极故障后恢复等。v.通信：
① 控制用：电流给定值，功率给定值等；
② 操作命令：起停；反转；金属大地回流；开关遥控；保护及连锁动作等。注意：直流输电设置一个主控站，可以是整流侧也可以是逆变侧主控站负责HVDC的运行与操作。
十、特高压直流输电：
（1）概念：
特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。
（2）特点：
输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。（3）UHVDC主接线：
图10-1特高压直流输电主接线
（4）UHVDC运行方式：
图10-2 特高压直流输电运行方式
十一、课后习题解答：
1.第一次作业：
（1）交流输电或直流输电线路的额定电压提高一倍，其功率输送能力提高多少倍？为什么？请予以证明。答：，U增大一倍，P增大至四倍。
（2）为什么交流电缆的输电距离不能长？ 答：交流电缆的对地电容比较大，当输电距离超过一定距离后，电缆中大部分电流流进大地，这样受端就接收不到足够功率。（下面的是网上的答案，仅供参考）
答：因为交流输电存在系统稳定问题，由其功角特性可知，交流输电距离越长，其稳定裕度越小。而且输电距离越长，趋肤效应越明显，损耗越严重。
（3）由电力电子技术知，换流器有：二极管换流器、晶闸管换流器和IGBT换流器。试问：能否用不同形式的换流器构成混合式直流输电？能否双向传输功率？
答：二极管是不控型器件，只能够进行整流而不能进行逆变，所以二极管不能用来双向传输功率；晶闸管和IGBT都是可以整流也可以逆变，所以晶闸管与IGBT的组合可以构成混合式直流输电。（4）过多的大地电流有何不利影响？
答：双极不对称大地回线运行时存在电化学腐蚀问题和直流偏磁问题。（详细解答见本页最上面）2.第二次作业：
（1）为什么双极大地回线的运行方式最为常用？
答：一方面在正常运行时大地回线中的电流很小，从而减小了大地电流的不利影响；另一方面是当有一极故障退出运行时，另一极仍可通过大地回线构成单极回线运行，提高了电力系统抵御事故的能力。（2）大地回线与金属回线相比，有何优点和缺点？
答：大地回线的优点是电阻小，减少线路损耗，节省材料和成本；缺点是电流仍需要通过接地极，不同接地点会有不同的电位产生，使接地的变压器产生直流偏磁，同时也伴随着电化学腐蚀的发生。（3）背靠背直流输电有何作用？ 答：背靠背直流输电系统是输电线路长度为零的直流输电系统。这种类型的直流输电主要用于两个非同步运行（不同频率或相同频率但不同步）的交流电力系统之间的联网或送电。
（4）怎样区分两段直流输电和多端直流输电？
答：可以看交流系统中所接换流站个数，也可以看交流电网接入点个数。（5）多端直流输电系统有何优点和不便？
答：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。它与交流系统有3个或3个以上的连接端口，能够实现多个电源区域向多个负荷中心供电，减少了换流站的总数，比用多个2端直流输电系统更为经济。多端直流输电系统中的换流站既可以作为整流站运行，也可以作为逆变站运行，运行方式更加灵活，能够充分发挥直流输电的经济性和灵活性。缺点是目前缺少大容量的直流断路器，无法切除故障，因而有一处故障则整个系统都会停运。3.第三次作业：
（1）从HVDC系统运行工作点的稳定性来说，定（逆变角）β运行方式与定（熄弧角，或关断角）δ运行方式相比，哪一种运行方式的稳定性高？
答：定β运行方式稳定性好（但是实际应用中采用定δ运行方式）。（2）HVDC系统两侧交流系统的强弱，运行频率的高低对HVDC系统运行稳定性有何影响？
答：对整流器而言，系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。对逆变器而言，用β表示的外特性系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。（3）SCR换流器等值电路中的内阻是感性的？还是阻性的？内阻的大小与交流系统的强弱有何关系？是否消耗能量？
答：感性的；系统越强，其内电抗越小，内阻也越小；内阻不消耗能量。（这里大家帮忙想想看对不对，谢谢！）4.第四次作业：
（1）为什么说换流器工作在整流状态和逆变状态都要从交流电源吸收无功功率？
答：在忽略换流器的损耗时交流功率一定等于直流功率，即。
当时，电流的基频分量与相电压同相位。有功功率为正，无功功率为零；当时，P减小，Q增大；当时，P=0，Q最大；当时，P变为负值，绝对值增大，Q仍为正，但幅值减小；当时，P达到负的最大，Q为零。所以，换流器不管是整流还是逆变，换流器都将从系统吸收无功功率。5.最后一次思考题：
（1）直流输电的特点（优点及不足）：本材料P1页。（2）直流输电总体结构图及各部分作用：
答：组成部分有：三相电源，换流站，输电电缆或者架空线，换流站，交流电网。三相电源的作用是向电网输出电能；电源端的换流站的功能是将交流电变成直流电；输电电缆或者架空线的功能是将直流电进行远距离输送；交流电端的换流站的作用是将直流电变成交流电并输送到交流电网上去；交流电网的作用是将交流电输送到个电力用户。（3）直流输电基本公式：本材料P54页。
（4）直流输电系统谐波特性及滤波器：本材料P16-17，P21-23页。（5）直流输电系统无功特性及无功补偿：
答：采用电网换相换流器（LCC-HVDC）的直流输电换流站，不管处于整流状态还是逆变状态运行，直流系统都需要从交流系统吸收容性无功，即换流器对于交流系统而言总是一个无功负荷。无功补偿设备包括机械投切的电容器和电抗器、同步调相机和静止无功补偿装置三类。（详见课本P38和P128页）（6）直流输电等值电路图：本材料P54页。（7）直流输电基本控制方式：本材料P52-53页。
（8）直流输电基本控制特性：本材料P55-58页。（这个没太搞懂，大家找找教材看看有木有，懂的话教教我）（9）低压限电流的作用：本材料P57-58页。（10）直流输电的起停：本材料P61-62页。
（11）直流输电的潮流反转：本材料P64-65页，教材P183页。（12）直流输电的分层控制思路：本材料P65-66页。（13）直流输电与交流系统有什么影响：本材料P24-35页。
（14）采用直流输电进行直流调制（制动）的优缺点：本材料P34-35页。（15）直流输电双极闭锁后对两侧交流系统的影响：（这个不清楚，求高手指点）
（16）特高压直流输电的意义：
答：特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。
（17）特高压直流输电的主接线：本材料P67页。（UHVDC一般采用高可靠性的双极两端中性点接线方式）
（18）特高压直流输电和高压直流输电的异同点：（自己瞎写的，仅供参考）答：同：都是采用直流方式输送功率，实现不同频率电网的互联；异：前者电压等级更高，输送容量更大，送电距离更远，线路损耗更低，工程投资更少，走廊利用率更高，运行方式更灵活。
（19）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）有什么优缺点：本材料P36页。
（20）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）主接线及各部分作用：教材P196页，本材料P37页。
高压直流电源技术 篇3
关键词高压直流；建设；标准；节能减排
中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)041-0108-02
2010年底，我院接到某地运营商委托的为某区政府新1个IDC机房的建设任务。根据调研得悉，新IDC机房定位为该区政府办公OA网和教育网的数据中心，该IDC机房作为该区社会信息网络化的坚实后盾，客户就供电系统的稳定性及可扩展性提出较高的要求。
根据现场勘察及调研，该新IDC机房终期规划能安装30个设备机架，本期工程将安装10个机架及设备。每个设备机架的用电按照电流16A/220V（3.52KVA）规划，则本期工程需为该IDC机房新建一套电源系统，在初期提供3.52KVA×10=35.2KVA的电源容量，并且该电源系统要能满足IDC远期用电3.52KVA×30=105.6KVA的需求。
1电源系统建设方案的选择
1）UPS电源系统。长久以来，在IDC机房的电源系统建设中UPS系统是我们的唯一选择，随着IDC业务迅猛的发展，越来越多的UPS系统上线运行，但UPS系统存在的弊端却一直无法解决。近年来，UPS系统故障造成的通信阻断事故频繁发生，给客户、运营商甚至社会造成重大的经济损失和负面影响。UPS系统存在的弊端主要如下：系统可靠性差、效率低、初期建设成本高、维护难度大等。并且现在很多使用UPS的机房为无人值守机房，一但发生故障，恢复时间较长，影响大。
2）高压直流电源系统。众所周知，高压直流电源系统有着生产技术成熟、可靠性高、维护操作简易、转换效率高、在线扩容简单等优点，在IDC机房供电领域，通信业界一直在探讨采用高压直流系统来代替UPS系统。在国内，电信标准化协会于2009年通过了YDB 037-2009《通信用240V直流供电系统技术要求》研究报告。
目前，国内江苏电信已有多个IDC机房、多套核心IT系统和业务平台改用高压直流系统进行供电。从江苏电信提供的统计数据显示，用高压直流替代UPS供电，在UPS整个生命周期内平均节能20～30%；从新建系统统计分析，新建高压直流系统平均节省投资大于40%。并且高压直流系统结构简单，生产技术更成熟，其系统安全性相对UPS有很大提高，并且维护操作方法得到简化。
在综合对比高压直流电源系统与UPS电源系统的优劣及电源设备初期投资之后，建设单位决定建设一套高压直流电源系统为区政府新IDC机房进行供电，既提高电源系统的稳定性，也积极响应了国家的节能省排号召，贯彻落实科学发展观精神。
2高压直流电源系统工程设计中需注意的问题
对于高压直流供电的可行性，业界已有众多文章证明，本文就不再做说明。下面本文结合YDB 037-2009《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电系统在工程设计时应注意的问题展开探讨。
1）系统容量的选择。国内的240V高压直流电源系统制造技术及供电体制还处在摸索阶段，无论是模块制造技术还是系统结构，或者是维护方式，都没有丰富的经验可循，因此，在工程設计时宜遵守《通信用240V直流供电系统技术要求》的要求：系统供电宜采用分散供电方式，单个系统容量最大不宜超过600A。
故本期工程拟采购1套最大整流能力为600A的高压直流电源设备，根据前期的调研，新建的600A高压直流电源系统完全满足区政府新IDC机房的终期用电需求，并且本期工程只需要配置300A的整流能力即可满足初期用电需求，能有效节省工程的初期建设投资。
2）系统应对地悬浮。提到直流电源系统，我们自然会想到的是接地问题。但如果我们将高压直流电源系统的一极接地，由于系统的电压远高于人体的安全电压，人触及到未接地的一极时，触电电流通过大地形成回路，将发生电击事故，见图1。
图1高压直流系统接地，人体触电示意图
因此，《通信用240V直流供电系统技术要求》明确规定：通信用高压直流供电系统正、负极均不得接地，应采用对地悬浮即不接地的方式；系统的交流输入应与直流输出电气隔离；系统输出应与地、机架、外壳电气隔离。
3）系统应该配置有绝缘监控装置。由于高压直流电源系统不接地，当高压直流供电系统的负载出现故障时，对高压直流供电系统本身的保护及维护人员的保护就显得非常重要了。
假如系统负载甲发生设备正极碰地故障，负载乙发生设备负极碰地故障，此时通过两个故障设备就构成了电源系统的短路故障，如图2。
图2设备碰地导致系统短路示意图
更严重情况是，如果仅在一极发生绝缘度降低或碰地，由于没有短路电流流过，断路器不会断开，系统仍能继续运行，若此时有人触摸了另一极或者电池端子，那将造成电击事故，有可能造成严重的人身伤亡事故，该情况与图1类似。
为了及时发现这种碰地故障，有必要对系统配置绝缘监察装置，用于监视直流系统对地绝缘状况，便于维护人员对供电回路的绝缘故障进行判断、查找和处理，保障通信安全及人身安全。
4）采用直流型断路器及双极开关。在-48V直流电源系统中，我们在工程上经常发生使用交流型开关的情况，由于48V电压比较低，灭弧相对容易，所以使用交流型开关没有太大问题。但是对于240V的直流系统而言，其电压高，灭弧会困难很多，因此决不能将交流型断路器用在直流电路上，要选用专门针对直流设计的直流型断路器。
另外，240V高压直流系统的输出正负极均未接地，并且直流电压高，单极的断路器往往达不到这个电压等级的要求，因此两极都应安装开关，通过采用双极开关来分担分断电弧电压。
本期工程是新建工程，故我们新采购的直流配电柜及设备机架PDU均要求配置双极直流断路器的。在此特别提醒，如果是采用高压直流电源系统对现有的UPS系统进行替换，为了安全起见，我们应将未端设备机架原有PDU的交流单极输入空开更换成与上一级同容量的双极直流断路器。
5）统一系统未端负载的接线标准。我们在设计设备机架内部配电时应考虑高压直流的正负极与IT设备L、N电源线之间的对应关系。虽然从理论上说，直流系统的正负极和IT设备的L、N 极无需严格的采用某种对应关系，但是，从管理的规范、运行的安全及维护的方便等方面考虑，我们工程建设应该统一遵循《通信用240V直流供电系统技术要求》的建议：
直流输出“正”极，对应于设备输入电源线的“N”端，直流输出“负”极对应于设备输入电源线的“L”端，设备输入电源线的“地”端与系统保护地可靠连接，如图3所示。
图3设备机架内插座接线路示意图
6）寻求必要的技术支持。高压直流电源系统做为一种前沿的电源应用新技术，目前尚未在国内广泛建设使用，无论是运营商、设计院还是施工单位，均对高压直流电源系统缺乏足够的建设经验。故在方案编制阶段，我司派出了电源设计专家对工程进行设计支撑，同时也联系了参与起草《通信用240V直流供电系统技术要求》的中达电通、爱默生能源等公司寻求技术支持，并邀请拟采购的高压直流电源系统设备厂商技术督导一并参与设计方案会审，确保工程建设方案的可行性，为工程的顺利实施打下坚实的基础。
3结束语
对于通信高压直流电源系统的应用，通信行业已就高压直流供电电压、电流等级、关键技术指标、试验方法、检验规则等关键问题达成了共识，并开始推广使用。我们相信，在解决了后端IT设备的适应性标准问题后，高压直流电源技术必将得到更大规模的商用，由运营商应用延伸至广大的社会客户应用，为国家节能减排做出更大的贡献。
参考文献
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作者简介
高压直流电源技术 篇4
与交流输电相比,直流输电具有输送容量大、送电距离远、电网互联方便、功率调节容易、线路走廊窄等诸多优点,因此,在远距离电能传输、非同步电网互联、分布式能源接入电网、海岛供电,以及大城市中心区域电缆供电等领域具有明显优势[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。
中国幅员辽阔,能源与负荷呈逆向分布,决定了高压直流输电技术具有广阔的应用前景[10]。在舟山直流输电项目之后,先后建设了葛南等直流输电工程,以及灵宝等直流背靠背联网工程。目前,在建和规划中的直流输电工程数量已逐渐可以和交流输电工程相比拟,已投运直流工程占世界直流输电容量的20%以上,中国已经成为直流输电大国[11]。
中国虽然是直流输电工程大国,但在直流输电相关技术研究方面还相对薄弱。近年来,经过不断的自主创新和跨国公司的部分技术转让,国内500kV直流工程控制保护已基本实现自主化。尽管在部分领域对国外技术仍有依赖,但中国已逐渐掌握了直流输电的核心技术。直流主设备国产化率在逐渐提高,一些国内厂家对直流控制和系统的自主化也作出了重要贡献。
直流输电线路是直流系统故障率最高的元件,运行数据也显示国内直流输电可靠性指标偏低[12]。直流输电系统中换流变压器、换流阀等元件尺寸小,工作条件优越,故障概率低,且多为永久性故障,保护动作后系统闭锁;而输电线路距离长,要跨越不同地形和气候区域,工作条件恶劣,故障概率高,瞬时性故障概率占90%以上,故障后采用类似交流输电线路重合闸的重启过程即可恢复正常运行,而不必闭锁直流系统。因此,高性能的直流输电线路继电保护可及时发现线路故障,提高瞬时性故障重启成功率,是直流系统及与之相连的交流系统安全运行的重要保证。统计表明,线路故障占直流输电系统故障的50%,但线路保护的正确动作率只有50%,有近一半的输电线路故障由直流控制系统响应动作,造成直流闭锁,引起不必要的停运[13]。因此,提高直流输电线路继电保护性能,对于提高电力系统的安全性具有决定性作用。
综上所述,直流输电技术在中国具有广阔的应用前景,中国虽已是世界直流工程大国但非直流技术强国。鉴于直流输电线路继电保护的技术水平和运行水平对电力系统安全性影响最大,以及中国在交流输电线路继电保护领域已处于国际领先地位,相信有能力、也应该提升直流输电线路继电保护的研究和运行水平。
1 直流输电线路继电保护研究现状
利用换流技术的直流输电自1954年诞生以来,先后在控制阀、控制特性、系统结构等方面都有所进展。目前,基于半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直流输电(CSC-HVDC)用于远距离、大容量电能传输;基于全控型器件(如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)、门极可关断晶闸管(GTO))的电压源换流器高压直流输电(VSC-HVDC,也称HVDC Light,HVDC Plus或HVDC Flexible)用于受端弱系统、分布式电源接入电网或电能分配的格局基本形成[5]。另外,直流输电的网架结构由原来的“仅有”两端系统,发展到今天的“存在”多端系统;输电线路也由最初的海底电缆,发展到今天的架空线和电缆并存;同时,直流输电系统的电压等级、输送功率、输电距离、可控性等指标也在逐步提高。因此,研究直流输电线路的继电保护时必须考虑这些发展趋势。
目前,运行中的直流输电线路继电保护方案部分是由ABB或SIEMENS提供。主保护配置行波保护(traveling wave protection,或称波前保护(wavefront protection))、微分欠压保护;后备保护配置电流差动保护,部分工程也同时配备了低电压保护。SIEMENS公司直流线路保护主要应用于天广一回以及贵广一回、二回直流输电工程及云广工程中。根据控制系统的分层,云广工程保护系统分为极保护和阀组保护,并分别采用双重冗余配置。贵广一回、二回工程的直流线路保护配置原则与原天广工程基本相同,天广直流经过改造均增设了直流线路横差保护(87DCLT)。在中国,ABB将高压直流技术应用于众多“西电东送”项目建设中,包括向家坝—上海、锦屏—苏南±800kV特高压直流输电线路建设。许继集团与南方电网公司签订了糯扎渡、溪洛渡———两渡直流输电工程,受端江门站、送端昭通站全部换流阀与阀冷系统设备合同。SIEMENS和ABB则获得了为糯扎渡—广东特高压直流输电工程提供800kV特高压直流变压器的部分项目。现对直流输电线路继电保护的技术现状与研究现状分析如下。
1.1 行波暂态量保护
在直流线路上发生故障时,会从故障点向线路两端传播故障行波,即反行波。行波保护就是利用反行波来识别故障,是直流输电线路的主保护。
文献[14]最早提出直流输电线路行波保护的思想,它通过电压微分和反行波的积分来识别区内外故障,并给出了葛南直流系统下的仿真验证结果。目前,运行中的行波保护主要有ABB和SIEMENS的2种方案,它们略有不同:ABB的行波保护用极波来检测故障、用地模波来选择故障极;SIEMENS的行波保护用电压微分构成启动判据,通过对反行波突变量在10ms内的积分来检测故障[15,16,17],在有些工程中采用电压微分启动、用电压和电流突变量来识别故障[13,18]。SIEMENS的行波保护采用了积分环节,动作时间为16~20ms,比ABB的行波保护慢;正因为采用了积分环节,SIEMENS的行波保护能耐受3%的噪声干扰,比ABB的行波保护抗干扰能力略强(后者能耐受1%的噪声干扰)[19,20,21,22]。2种行波保护耐过渡电阻能力都非常有限,1 000km输电线路中点故障时,耐过渡电阻能力不足10Ω[13]。另外,行波保护存在着对采样率要求高、理论不严密、缺乏整定依据而需要通过仿真试验进行整定的问题[23]。
鉴于行波保护运行中存在的问题,学者们对此进行了大量研究。为了提高行波保护的可靠性,文献[15,19,21]给出了基于小波变换的行波方向保护新原理。为了提高行波保护的抗干扰能力,文献[20,24]将数学形态学滤波技术和形态学梯度技术用于直流输电线路暂态行波滤波和故障行波波头的捕获。为了提高行波保护选择性,文献[25]拟将测距式行波距离保护用于直流输电线路。为了进一步提高行波保护的可靠性和动作速度,文献[26]将小波模极大值用于直流输电线路行波保护以实现故障的快速识别。为了提高行波保护的灵敏度,减小过渡电阻对行波保护的影响,文献[27]提出采用极性比较式的行波保护原理。为了提高行波保护抗干扰能力和灵敏度,文献[28]在小波分析的基础上利用低频和高频能量的比值构造行波保护判据。
考虑到线路两端存在平波电抗器和直流滤波器构成的边界,将交流输电线路暂态量边界保护思想用于直流输电线路是近年来的研究方向之一。文献[29]于2005年提出利用直流输电线路故障暂态能量中的高频分量和低频分量进行故障判别。文献[30]在小波变换的基础上,提出将行波保护和暂态量边界保护混合构造保护判据。在对直流输电线路边界特性研究的基础上,文献[31]利用暂态电压行波首波头的小波变换模极大值幅值构造启动判据,利用暂态电压高、低频分量的小波能量比值构造动作判据,文献[32]利用高频分量能量和来构造保护判据。
综上所述,运行中的行波保护存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、缺乏整定依据需要通过仿真试验进行整定、抗干扰能力差、可靠性不高等问题。无论是行波保护还是暂态量保护,都存在着所依赖的故障特征持续时间短、做决断所用信号的能量小、对装置采样率要求高、需要考虑雷电干扰问题等缺点,而且存在理论不完备、需要通过穷举式的仿真进行整定的问题。
1.2 微分欠压保护
微分欠压保护依靠检测电压微分数值和电压幅值水平实现保护,是直流输电线路的主保护,兼做行波保护的后备。
目前,ABB和SIEMENS的微分欠压保护都是检测电压微分和电压水平实现保护。微分欠压保护的电压微分定值与行波保护相同,但电压微分上升沿延时为20ms(行波保护为6ms),因此,微分欠压保护在行波保护退出运行或电压变化率上升沿宽度不足时,可以起到后备作用,但耐过渡电阻能力仍然十分有限,1 000km线路中点故障耐过渡电阻低于70Ω[13]。
综上所述,微分欠压保护的动作速度比行波保护略慢,灵敏度和可靠性比行波保护高,但仍然存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、整定缺乏依据需要通过仿真试验整定等问题。
1.3 低电压保护
作为行波和微分欠压保护的后备保护,低电压保护仅依靠检测电压幅值水平来实现保护功能。一些直流工程并没有配备低电压保护,在直流输电线路继电保护相关文献中,也很少见到关于直流线路低电压保护的原理与判据的描述。
低电压保护分为线路低电压保护和极控低电压保护。线路低电压保护定值比极控低电压保护定值高。线路低电压保护动作后启动线路重启程序,而极控低电压保护动作后则闭锁故障极,因此,极控低电压保护已不属于线路保护的范畴[18,33,34]。与低电压保护研究相关的文献,以及它在实际运行中的性能表现方面的文献鲜有报道。按照设计,它用于切除行波和微分欠压保护未能动作的高阻故障,在电流差动保护之前动作[18,35]。
虽然低电压保护原理简单,但它缺乏整定依据,从理论上无法区分区外故障和区内高阻故障,选择性差、动作速度慢。
1.4 纵联电流差动保护
理论上讲,纵联电流差动保护利用了双/多端电气量,从原理上就能够保证绝对的选择性,但由于直流输电线路差动保护利用两端电流简单加和构造差动判据,没有考虑输电线路分布电容的影响,需要等暂态过程消失后差动保护判据才能成立,因此,它在故障后投入的时间晚且需要长延时确认。按照设计,它仅负责切除高阻故障,是直流输电线路的后备保护。
运行中的直流输电线路纵联差动保护由于没有考虑电容电流问题,动作速度慢。SIEMENS直流线路差动保护在设计时采取了“传输同步故障延时”功能,在故障初期由于电流波动大,差动保护会延时600ms再投入,又加上差动判据本身延时500ms,即使差动保护能够动作也在故障发生1 100 ms以后。在此期间,曾多次发生由于极控低压保护或者最大触发角保护动作而闭锁故障极的事故,线路失去重启机会被迫停运,差动保护也未能对高阻接地故障起到后备作用[13,18,33,36]。而葛南直流的差动保护动作时间为5s,更少有机会动作[34,35]。
为了提升现有直流输电线路差动保护的性能,文献[37-43]给出了一些改进措施。文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]则期望通过简单的电容电流补偿提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]提出了一种特高压直流输电线路暂态能量保护原理,根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[40]拟将行波差动原理用于直流输电线路以提升现有差动保护性能,提出用反行波1模量构造差动判据,用0模实现故障极选择。文献[41]对直流输电线路原高频通道升级为光纤通道后的保护配合问题进行研究,并给出了光纤通道下提高差动保护动作速度的措施。文献[42]针对目前天广、高肇、兴安直流线路差动保护动作速度慢,经常由于极控保护动作而失去线路重启机会的问题,提出如下建议:取消电流波动闭锁差动600ms逻辑;优化直流线路低电压、极控低电压、大触发角等保护的出口时间配合;在具有光纤通道的直流工程中,缩短数据延时的设定值。文献[43]通过对南方电网多条直流输电线路普遍存在的后备保护拒动、导致故障极闭锁问题的深入思考,鉴于天广直流保护系统通信通道延时小于20 ms,以及目前国内交流系统差动保护同步采样技术已经比较成熟,热切盼望运用已有技术来提升直流输电线路电流差动保护的研究和运行水平。
综上所述,现有差动保护由于没有考虑电容电流问题,任何导致电压变化的过程,如区外故障、启动过程都有可能导致误动,因此为了防止误动,判据需要较长的延时。本来电流差动保护应该具有的灵敏度高、动作速度快的优点,在直流输电线路中远没有发挥出来,其性能亟待提升。
2 直流线路保护配置及整体性能
文献[44-45]对现有的直流输电线路继电保护进行了综述,分析了通信在保护中的重要性,并根据通信具备与否分别给出了不同的直流输电线路继电保护配置方案。文献[35]介绍了葛南直流输电线路的保护原理及其配置,并对故障情况下保护的动作行为进行了分析。文献[46]介绍了天广直流输电线路的保护原理及其配置,并针对一起事故对保护的动作行为进行了分析。文献[47]详细介绍了天广直流输电线路的保护判据,并探讨了保护校验的合理性。文献[48]介绍了直流系统运行方式及直流线路的保护配置,分析了直流线路保护的动作特性,指出了其存在的问题,给出了解决方案。总体上看,目前的保护方案在线路末端故障或高阻故障情况下容易出现拒动现象。另外,德宝、呼辽、宁东、青藏等工程均由国内厂家实现,其具体实现方法与国外厂家存在技术上的差异。
目前,直流输电线路保护不能有效识别含过渡电阻的短路故障,在高阻故障发生时会由于线路保护拒动而闭锁故障极,这种事故屡见不鲜[18,33,34,36]。文献[33]分析了高阻接地故障情况下电压、电流和触发角的变化特征,阐明了设置相关后备保护时需注意的问题,对天广直流线路后备保护设计的不合理之处进行了分析,并给出了改进建议。文献[36]对2005年3月21日天广直流极Ⅱ发生的线路高阻接地故障进行了分析,当直流线路经高阻接地时直流电压将以较慢的速度下降,线路行波保护和微分欠压保护中的电压微分元件灵敏度不足未能启动,作为线路后备保护的线路差动保护本是切除高阻故障的重要保障,但由于直流控制系统的调节作用引起直流线路电流变化,导致线路差动保护动作延时变长,进而导致极控低电压保护和触发角过大保护误动闭锁故障极。文献[34]分析了2007年8月26日和2007年8月27日连续发生的2起高阻接地故障,并得出了与文献[36]相同的结论。此外,文献[18,33]报道了另外2起高阻故障导致故障极闭锁的事故。
在上述保护配置及性能分析的文献中,一般为直流输电线路配备了行波保护、微分欠压保护和电流差动保护。为了更直观地表示直流输电线路故障过程中各原理的保护对故障的响应情况,图1按照这种保护配置方案给出了直流输电线路内部故障时各种保护的动作区间(图1中的电流、电压波形为输电线长度为1 000km的500kV直流系统中点非金属故障持续1s的情况)。
由图1可知,行波保护能够动作的时间约10ms,微分欠压保护能够动作的时间约20ms,差动保护投入较晚,如能够动作则在故障1.1s后[13,18]。从图1还可以看出,在20~1 100 ms之间,没有任何保护原理能够反应于故障而动作。
综上所述,目前直流输电线路保护的原理单一,快速保护灵敏度低,差动保护可靠性差、动作速度慢。从保护的配置上可以看出,故障后的相当长时段内缺乏能够反应于故障的保护原理。
3 直流输电线路保护存在的问题
综上分析,目前直流输电线路继电保护存在如下问题。
1)从保护原理的角度看,目前的直流线路保护存在着理论不完备、可靠性差的问题。具体表现在主保护(行波暂态量保护、微分欠压保护)的灵敏度低、缺乏整定依据、故障投入时间短、对采样率要求高、抗干扰能力差。后备保护中,差动保护动作速度慢;低电压保护则不仅动作速度慢,而且缺乏整定依据,无法保证选择性。
2)从保护配置的角度看,保护种类单一、可靠性差,在故障后相当长的时段内缺乏反应于故障的保护原理。
由于直流输电线路与交流输电线路并无本质区别,只是能量集中频带不同,而目前交流线路保护具有可靠性高、采样率低、理论完备等优点。因此,可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验,同时充分考虑直流输电系统的结构特点和控制特性对保护的影响。
文献[37-39,49-50]借鉴交流线路提出了一系列对采样率要求低、可靠性高、实用性强的保护原理。其中,文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]借鉴交流线路电容电流补偿方法,以提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[49]提出了利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理,并研究了数据窗、雷电干扰对保护的影响。文献[50]提出了基于分布参数模型的电容电流补偿方法,可用于远距离高压直流输电线路,且整定中充分考虑了直流输电系统控制特性对保护的影响。
4 直流输电线路保护研究的建议与设想
由上文分析可知,直流输电线路保护可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验。直流输电是控制、保护一体化的系统,保护动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路故障暂态过程受直流系统控制特性的影响,故障特征分析和保护新原理的研究应充分考虑直流系统控制特性的影响。由于故障后的暂态电气量是受控的,可研究充分利用直流系统的静特性和动特性的保护原理。直流线路两侧有明显的边界(平波电抗器),可研究利用线路边界特性的直流线路保护原理和整定方法。直流系统故障暂态中含有大量的特征频率信号,可研究基于特征频率的保护原理。充分利用直流输电系统的结构特点和控制特性,可构建多种保护原理,以提高保护的性能。
5 结语
本文对直流输电线路保护原理和国外厂家的保护方案进行了综述。在总结国内外现有技术和研究现状的基础上,对保护原理进行了分类研究,指出现有的直流输电线路继电保护体系存在理论不完备、原理单一、可靠性差等问题,提出了直流输电线路保护研究的建议与设想,并探讨了进一步的研究方向。
高压直流电源技术 篇5
关键词直流输电外绝缘污秽闪络特高压
引言
直流输电系统外绝缘，一般意义上讲应包括换流站直流场设备外绝缘和直流输电架空线路外绝缘两部分。雨、雾、污秽等环境因素以及海拔高度都会对直流外绝缘的电气强度产生不同程度的影响。
2008年4月19日葛南直流输电系统葛洲坝换流站站区天气大到暴雨且伴随有浓雾，极II直流线路阻波器上支柱式耦合电容器发生外绝缘闪络，并伴随有放炮声，导致极II直流系统单极强迫降压，损失直流负荷320MW。经电科院专家到现场取证分析，确认这是污秽闪络情况。葛洲坝换流站至1990年8月双极投运以来曾多次发生污秽闪络，截至1996年统计情况见表l。污闪发生率接近2～3次／年。
近几年来葛洲坝换流站也多次发生污闪情况，2006年1月3号、16号一月间极I直流滤波器曾两次发生污秽放电情况，2007年2月间极II直流滤波器也出现了污闪放电现象。
近年来的各种研究机构的统计结果表明，污闪事故的损失已经超过了雷害事故的损失。
1葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因
污秽闪络是指积聚在绝缘子表面上的具有导电性能的污秽物质，在潮湿天气受潮后，使绝缘子的绝缘水平大大降低，在正常运行情况下发生的闪络事故。闪络发生时，在直流电压作用下污秽绝缘子表面受潮时，其电流密度大的区域会因污层水分蒸发而出现局部干区，当干区电场强度足够大时，就会发生局部放电，当局部电弧跨越整个剩余污层时，闪络就会发生，闪络的电弧发展速度平均每秒几千米，因而沿面绝缘子表面的直流闪络基本上是发展速度较低的电弧沿面延伸的过程。与交流电弧相比，在恒定的直流电压下电流不存在过“零”问题，因而直流局部电弧更趋于稳定，持续时间比较长，放电现象更为剧烈。影响污秽闪络电压的大小有诸多因素，如盐密、盐的种类、灰密及污秽沿绝缘子表面的不均匀分布等，均会影响绝缘子的直流污闪电压。了解污秽闪络的发生过程，我们可以从以下几点分析葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因。
1.1气候的原因
葛洲坝换流站位于湖北省宜昌市，气候属亚热带山地气候，多雨多雾。年平均气温16.3℃，相对湿度77％。对电力设备外绝缘不利的气候特点有以下几点：
(1)雾日多，宜昌属本省雾日多地区。
(2)平均风速不大，部分地区静风频率高，限制了大气污染物的扩散。冬春季主导风向为东南风，由于宜昌为半封闭地形，东南方向正好为半封闭的开口，故在冬季大气污染物更难于扩散，设备积污相对较重。
(3)降雨量大。局部性雷暴雨多，短时雨量大，低温连阴雨多。且宜昌市是湖北最严重的酸雨地区，属一类(重)酸雨区。环保监测结果表明，宜昌市降水酸雨比率大，降水的电导率高。酸雨作用下电力设备的防污闪能力有较大的降低。葛洲坝换流站部分设备盐密的实测值见表2。
葛洲坝换流站建站时盐密的设计标准值为0.06，表2中可以看出部分设备的实测盐密值已经超过当时的设计标准。这是由于随着经济的发展直流污秽水平越来越加剧，和以往设计时对直流污秽问题的估计过于乐观双重因素所造成的。
1.2葛南直流外绝缘设计上的问题
高压直流输电系统的外绝缘设计主要取决于工作电压下绝缘子的污秽性能。由于历史原因，在交流方面人们积累了较多的经验，有了比较成熟的选择绝缘方法，葛洲坝换流站建站初期直流方面研究还不太深入，国际上亦无统一的技术标准和设计规范，这就给我国直流系统外绝缘的选择带来了许多的困难。国际上直流工程的外绝缘设计，主要是依据相同地区直、交流系统的运行经验按爬电比距确定污秽外绝缘，或按自然及人工污秽绝缘子的耐受特性确定外绝缘水平。
葛南直流工程当初的设计理念就是依据当时交流输变电工程的绝缘子比距确定其外绝缘水平，即直流绝缘子表面爬距与直流极对地电压的比值相当于交流绝缘子表面爬距与交流相对地电压的比值。这样就忽视了直流电压的静电吸尘作用，由于静电作用，直流外绝缘表面积污严重，因此在各种潮湿环境条件下，对直流外绝缘的设计比之交流要求更为苛刻。不断出现的直流污闪放电现象充分说明了葛洲坝换流站直流场设计爬距偏小这一事实。
1.3运行设备状态的影响
葛南直流发生污秽闪络时，多为全压运行方式，且伴随有雾、雨、雪天气，这些都为污秽放电现象的发生提供了有利条件。且发生闪络的设备多为积污较多设备，其涂上RTV防静电涂层也已接近失效，这也为污秽闪络的发生提供了客观条件。
2三常直流工程设备外绝缘的设计特点
三峡至常州±500kV直流输电工程由龙泉和政平两座换流站、两站的接地极及接地极线路、龙泉到政平的直流输电线路、OPGW及通信工程组成，额定电压±500kV，额定电流3000A，额定功率3000MW。线路工程西起湖北宜昌的龙泉换流站，途经湖北、安徽、江苏三省，东至江苏常州的政平换流站，跨越长江和汉江，线路全长近860km。全部工程于2003年6月正式投运，是三峡电力送出的重要通道，更是联接华中电网与华东电网的骨干工程，担负着我国超高压直流输电设备国产化起步的重要任务，在我国超高压输变电工程建设史上具有承前启后的重要地位。其直流设备的外绝缘设计选型较葛南直流工程的外绝缘选型更为成熟。
三常直流工程直流设备的外绝缘设计选型分多步完成：
(1)首先通过多种方法预测确定龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子自然污秽盐密值。
(2)通过使用钙离子当量浓度计算出两站直流设备的有效盐密修正系数，确定龙泉、政平两站直流支柱绝缘子的有效盐密值。
(3)依据已有的试验盐密、灰密值，用下式计算试验爬电比距。
根据日本试验提出的耐受电压与盐密的-0.33次方的幂函数关系，计算两站直流场支柱绝缘子所需的爬电比距。
(4)取灰密与盐密比为5，对所求爬电比距进行灰密修正。其中灰密修正系数由下式确定。
(5)最后对灰密修正后的爬电比距，采用日本试验提出的式(3)进行修正，给出最终直流设备的爬距设计值。
通过这一系列的计算可以得出龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子爬电比距的设计值分别为54mm／kV和75mm／kV。可以看出三常直流输电系统直流设备爬电比距设计值较葛南直流系统直流设备爬电比距设计值(40mm／kV)要大的多。三常直流的爬距选择过程兼
顾了试验测试数据的分散性、设备运行期望的可靠性、且为宏观经济的发展对环境的影响留有一定的裕度。直流场设备爬电比距的增大有效的防止了直流设备污秽闪络放电的发生。
3特高压直流输电系统设备外绝缘的选型问题
直流输电工程的发展数十年过去了，随着龙政直流、江城直流、宜华直流的相继投产，特高压这一新兴的工程逐渐被人们实施。国网公司目前已规划了多条±800kV特高压直流输电线路的建设，由于没有设计和运行经验，污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)和高海拔下的外绝缘选择，直接影响到特高压直流输电系统的安全可靠运行，将是其面临的关键技术之一。
与交流相比，绝缘子直流污闪电压受其伞群结构影响更大，由于直流系统操作过电压倍数较交流小，因此有可能要求直流绝缘子爬电距离对绝缘高度的比值大于交流绝缘子，从而通过增加爬距，提高爬距对于高度的比值来改善绝缘子的直流污闪特性。而爬距的增加必然导致绝缘子伞群盘径的加大和结构形状的复杂，增加建设成本。因此外绝缘的配置原则应是运行中既不能有明显的放电现象。也不能有过大的绝缘裕度。
(1)对于传统的纯瓷绝缘子，由于直流支柱绝缘子不仅要承受高压带电部分的压力，还要承受很大的机械弯距或扭距，尤其对于开关刀闸支柱绝缘子，必须要有很高的机械抗弯及抗扭要求。国内电瓷行业虽然已积累了一些500kV瓷支柱绝缘子的经验，但更高电压等级产品受到设备条件、检测条件、工艺水平等限制，制造难度极大。大型瓷质绝缘子制造工艺分散性很大，成品率很低；特别是机械强度指标，质量可靠性等难以保证。另外我国近几年环境不断恶化，污秽等级增加，给瓷质绝缘子的制造带来更大的困难，总高度更高，机械强度要求也更高。按照目前国内外厂家的生产能力，生产出既满足外绝缘要求，又满足机械强度要求的±800kV纯瓷支柱绝缘子是不太现实的。
(2)对于空芯复合绝缘子，即外绝缘材料采用硅橡胶伞裙，内绝缘为玻璃钢简，中间填充SF。气体或其它绝缘介质。复合空芯支柱绝缘子的技术性能较好，但抗扭距和抗弯强度低，无长期挂网运行经验，生产成本高，维护工作量大。使得特高压直流输电系统运行成本较大。
(3)瓷芯复合外套绝缘子集成了瓷绝缘子的机械性能好和有机外绝缘防污性能好的优点，工艺较简单，技术较成熟，但只有220kV电压运行经验，无500kV以上运行经验；瓷绝缘子外涂RTV成本最低，技术成熟，还可以进一步优化RTV涂料的性能，延长其使用寿命。
综上所述，瓷芯复合绝缘子外涂RTV涂料可以推荐作为特高压户外直流场的支柱绝缘子方案，户内直流场采用传统的瓷绝缘子即可满足要求。但在±800kV直流特高压、重污秽和高海拔等环境条件下，RTV涂层和复合外绝缘的长期运行特性需要大量的研究和试验进行验证。
由于特殊的地理和气候环境，我国特高压直流输电系统的外绝缘选择有其特殊性，尚需进行以下几点大量研究工作：
(1)高海拔、污秽、覆冰、酸雨(雾)环境是威胁我国特高压直流输电工程安全运行的主要因素，对复杂环境下直流绝缘子的闪络特性和机理，尤其是长串绝缘子的闪络和耐受特性的研究非常迫切。
(2)研究不同型式绝缘子在各种气象条件下的积污、覆冰规律，比较不同型式绝缘子的性能优劣，选择适合我国特高压直流输电线路的绝缘子型式。
(3)研究空气间隙直流、冲击放电特性和机理，特别是高海拔低气压条件下的直流、冲击放电特性。
(4)进行特殊杆塔和换流站空气间隙直流、冲击放电的补充和验证试验。
(5)在应用现有的外绝缘选择方法时，必须考虑高海拔、污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)对外绝缘特性的影响，进一步探讨适合我国特高压直流系统外绝缘选择的方法。
4总结
国网运行公司宜昌超高压管理作为我国首批直流输电系统的运行管理单位，对防止直流污秽闪络放电有着丰富的经验，并做了大量的工作，每年定期大修对直流场户外设备进行清扫和喷涂RTV防静电涂料是其中常用方法，也是投资最小、见效最大的两种方法。喷涂RTV材料可以减少设备表面受潮时泄露电流，同时提高外绝缘表面的污闪耐受电压。
高压直流电源技术 篇6
IT类设备使用交流电源习以成俗, 但为其提供供电保障的交流UPS供电系统确给人们留下了不好的印象。其能耗高、可靠性低、维护难度大、初期建设成本大等缺点, 让使用者望而生畏。
中国通信行业研究240V直流电源应用旨在适当条件下替换220V交流UPS供电系统。这得益于专家们研究发现在用的通信用IT类设备具有交直流兼容特性, 即原来使用交流220V电源的设备, 同样可以使用240V直流电源。显见240V直流电源技术极具优势:系统结构简单、可靠性高、可维护性强等优点。
于是, 中国通信电源界决心寻求更好的供电技术。自2007年以来, 一场围绕通信用高电压直流电源技术应用研究的运动, 在中国轰轰烈烈地开展。
齐心协力:HVDC产业链壮大成熟
理论研究、设计建设、设备制造、运行维护, 产业链各方齐心协力, 共同探讨, 在2007～2012短短6年间, 将240V直流供电技术应用至550个系统投入到了通信场景中运行使用, 其供电能力达到300000A, 这应该是世界通信场景中高电压电源应用之最多典范, 具体表现在以下四个方面。
一、中国240V标准已基本建立与完善。
技术标准的完善有效地指导着各个方面研究快速推进。目前, 中国通信标准化协会CCSA行标《240V直流电源系统》 (YD/T2378—2011) 发布;中国电信两个企业标准已发布:QCT2461-2012《中国电信240V直流电源供电总体技术要求》, QCT2462-2012《中国电信240V直流电源供电设备技术要求》;国家建设施工标准《通信高压直流电源系统工程设计规范》已编制完成。
二、设备制造快速推进与成熟。
中恒电气、艾默生能源、中达电通、动力源、深圳奥特迅、深圳健网科技等设备厂家, 认真做好设备研发, 在高度关注安全、注重设备质量的前提下, 较快地制造出容量为1000～1200A的较大系统, 为应用推广打下了坚实的物质基础。
2009年我们进行的测试显示, 部分产品略显不足。而今, 很多厂家新产品的效率及性能均有了一定的提高。从2012年开始, 部分厂家已有第二代、第三代产品投放市场。240V直流电源产品已经成熟。
三、通信运营商引导实用成效显著。
通信运营商既240V的使用者, 也是240V应用的引导者。中国电信、中国移动、中国联通、中国铁通在240V直流电源的推广应用中更是一马当先奋勇向前。
据不完全统计, 到2012年底中国通信行业用240V直流系统已达到550个系统, 其中中国电信约450个、中国联通40个、中国移动44个 (含铁通) , 其他17个, 总供电容量305200A。
四、IT兼容实用已奏凯歌。
至2012年底, 中国预计超过80000台IT设备使用240V直流电源。
态度转变:IT负载设备全面响应
在推进240V直流供电技术中, 中国面临最大的难题是IT负载设备响应。
中国电信在此方面付出了较多努力, 全方位开展了对IT设备是否可用240V直流电源的验证工作。几年来, 检查了数十个厂家五百多个型号设备的用电兼容性, 验证98%的在网设备可使用240V直流电源。然而, 设备厂商却经历了“反对—默认—默许—赞同”表现。与此同时, 阿里巴巴、腾讯、百度等企业更表现出大胆应用之举措, 显现出这些企业拥有技能高超的电源专家团队。
在中国市场活跃的世界知名IT设备制造商, 也高度关注交直流电源兼容性的研究, 几年来, 经常性地与中国通信电源界进行有益的技术探讨。有了这些IT企业的积极参与帮助, 240V直流供电的应用前景会更加光明。
中国电信和深圳市柏特瑞电子有限公司共同研制出检测仪表, 可简单快捷地测检待加电设备的直流适应性能, 直观判定是否适合在240V直流电源中运行, 可有效地确保IT类设备的加电安全。
意外之喜:节能减排效果显著
在大量的应用中, 用户真实体验到240V直流系统的结构简单、可靠性高、可维护性强等特点。同时, 用户发现在相同负载情况下使用240V直流系统, 具有节省电能之优点。观察数百个系统的应用统计, 单系统节电率约在8%～20%不等。按照平均系统节电率12%计算, 预计2012年度取得节电成效:中国电信年度节电3700万度, 通信行业年度节电达5870万度。
中国电信从2011年开始进行240V电源设备集采, 2012年集采量更是与日俱增。
在建设投资方面, 按照一个24 0V10 0 0A直流系统与“1+1”300KVA系统比较, 建设投资节省费用约在20%左右。按此计算, 中国电信将累计节省建设投资8000万元 (人民币, 下同) , 全行业将累计节省建设投资达1亿元。
通信用240V直流技术应用在中国大地上, 从东到西、从南到北到处都有应用痕迹。高技术在通信行业中产生, 走进了专网、金融、广电等很多新的应用场景, 受到各方面越来越多的关注, 较大范围、较快速度的推广局面必将形成。
高压直流电源技术 篇7
一、高压直流输电线路继电保护设计原则
继电保护于1945 年逐渐引起了人们的关注, 且就当前现状来看, CSC-HVDC主要应用于远距离、大容量电能传输领域, 同时, 其易受分布式电源接入等条件的制约, 因而在高压直流输电线路继电保护设计过程中应注重严格遵从以下几个层面的设计原则:
第一, 输电线路主保护设计, 即设计人员在实践线路设计过程中应注重综合多样化影响因素, 并参照高压直流电路实际情况, 对输电线路主保护进行合理化选择。同时, 在设计过程中注重对保护装置加以区分。例如, 某电力系统在实践运行过程中为了确保运行环境的安全性, 即将第一套保护装置、第二套保护装置分别设定为分相电流差动纵联保护、相电压补偿纵向保护, 继而由此实现了对继电的高效保护。
第二, 后备保护, 即在继电保护设计过程中后备保护起着至关重要的影响作用, 因而在此基础上, 设计人员在实际工作开展过程中应注重提高对此问题的重视程度, 并在电力系统操控过程中严格控制线路两端切出故障差, 同时确保接地距离保护、相间距离设备等条件的完整性, 以此达到稳定的系统运行状态。
第三, 自动重合闸, 即设计人员在继电保护设计过程中亦应注重严格遵从继电自动重合闸设计要求, 合理选用三相重合闸、单相重合闸等设计模式, 继而达到最佳的设计状态, 且就此达到继电保护设计目标。
二、高压直流输电线路继电保护关键技术
(一) 微分欠压保护技术
微分欠压保护技术将电压微分数值、电压幅值水平等作为支撑条件, 以此来实现对直流输电线路的高效保护。同时, 就当前现状来看, ABB、SIEMENS等微分欠压保护形式被广泛应用于电力系统运行过程中, 继而实现了稳定性、安全性系统运行环境的营造。此外, 在微分欠压保护技术应用过程中逐渐凸显出电压微分定值、行波保护间相同的现象, 但电压微分上升与行波保护6ms相比, 其处在延时20ms的状态下, 因而仅限于后备保护作用的发挥。另外, 就微分欠压保护应用现状来看, 其1000km线路中过渡电阻仅维持在70Ω 左右, 因而在一定程度上呈现出过渡电阻能力不足的问题。为此, 相关技术人员在继电保护设计过程中应着重提高对此问题的重视程度, 并对其展开行之有效的处理。
(二) 行波暂态量保护技术
行波暂态量保护技术的应用旨在透过电压微分、返行波对电力系统运行状况及继电故障问题进行识别, 就此来对故障问题进行有效处理。就当前的现状来看, ABB、SIEMENS行波保护被应用于行波暂态量继电保护中, 但两种行波保护方式存在着一定的差异性, 即ABB行波保护强调了对极波、地膜波的应用, 而SIEMENS更为注重将电压微分作为判断依据, 同时注重将其变量维持在10ms范围内, 由此实现对故障信息的有效识别, 并在此基础上提升整体识别效率。此外, 两种行波保护形式在应用过程中亦凸显出SIEMENS比ABB保护慢的特点, 同时其动作时间仅维持在18ms左右的状态下, 因而, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应着重强调对行波保护方式的合理化选择, 以此来达到最佳的继电保护状态。另外, SIEMENS行波保护方式在应用过程中具备忍受3%干扰噪音的优势, 为此, 电力部门在高压直流输电线路操控过程中, 应结合线路实际情况对SIEMENS行波保护方式进行应用。
三、直流输电线路保护中存在的问题
就当前的现状来看, 直流输电线路保护中存在的问题主要体现在以下几个方面:
第一, 当前直流线路继电保护中仍然存在着理论不完备且可靠性较差的问题, 因而在继电保护设计过程中应提高对此问题的重视。同时, 基于继电主保护设计的基础上, 亦存在着故障投入时间短、缺乏依据、灵敏度较低等问题, 最终影响到了电力系统整体运行效率。
第二, 保护种类单一且可靠性差, 亦是当前直流输电线路保护中凸显出的主要问题之一, 为此, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重完善继电保护设备, 且在社会发展过程中为了营造良好的电能供给环境, 对可靠性高、实用性强的交流输电线路展开推广行为, 并注重将其应用于继电保护领域, 同时引进先进的交流线路保护思想, 以此来迎合当前社会发展趋势, 规避系统故障现象的凸显。
从以上的分析中即可看出, 直流输电线路保护中仍然存在着故障方向识别误差、灵敏度较低等问题, 为此, 应对其展开行之有效的处理。
结论:综上可知, 当前高压直流输电线路在继电保护工作开展过程中仍然存在着灵敏度低, 故障投入时间短等问题, 影响到了电力系统运行的稳定性, 因而在此基础上, 为了满足继电保护需求, 要求相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重强调对现代化继电保护技术的应用, 如行波暂态量保护技术、微分欠压保护技术等, 由此来缓解传统继电保护中存在的问题, 达到最佳的继电保护状态。
参考文献
[1]张保会, 孔飞, 张嵩等.高压直流输电线路单端暂态量保护装置的技术开发[J].中国电机工程学报, 2013, 12 (04) :179-185+24.
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高压直流电源技术 篇8
为了满足用电需求的增加以及给建造发电站有困难的地域提供远程供电,电力系统越来越需要广域并网和远距离输电,人们关注到能够满足这种需要的技术就是直流输电。直流输电有着能快速高精度控制输电功率,便于和频率不同的系统并网等优点。
我国高压直流输电和特高压输电现状是:目前已建成投运330kV输电线路突破1万km,500kV线路近4万km, 330kV变电所变电容量1755万kVA,500kV变电所变电容量13725万kVA。在直流高压输电方面,1987年浙江宁波至舟山±100kV直流输电工业性试验线路投入运行,1990年±500kV葛上直流输电工程建成投产,揭开了我国直流超高压输电工程建设的新篇章。在建的贵广、三广直流输电工程投运后,我国±500kV直流输电工程总长度将达4691km,规模之大,居世界前列。
1 直流输电所具有的优势
a) 输送容量大,送电距离远,输送的功率和大小方向可以快速控制和调节。我国已运行300万kW的有3个项目,葛上直流工程1052km,天广、三常、三广、贵广直流都将近1000km。直流电缆线路没有电容电流问题,远距离海底送电往往采用直流,直流输电接入不会增加原有电力系统的短路容量。
b) 线路造价低,电能损耗小。对于架空输电线,交流用3根导线,而直流一般用2根,采用大地或海水作回路时只要1根,能节省大量的线路建设费用。对于电缆,由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度,如通常的油浸纸电缆,直流的允许工作电压约为交流的3倍,直流电缆的投资少得多。直流架空输电线导线电阻损耗比交流输电小;没有感抗和容抗的无功损耗;没有集肤效应,导线的截面利用充分。另外,直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。
c) 不存在系统稳定问题,可实现电网的非同期互联,而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流工程的一个极发生故障时,另一极可继续运行,并可发挥过负荷能力。在一定输电电压下,交流输电允许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制,还须采取提高稳定性的措施,增加了费用。而用直流输电系统连接两个交流系统,由于直流线路没有电抗,不存在上述稳定问题。因此,直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制,还可连接两个不同频率的系统,实现非同期联网,提高系统的稳定性。
d) 限制短路电流,没有电容充电电流。如用交流输电线连接两个交流系统,短路容量增大,甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统,直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近,短路容量不因互联而增大。直流线路稳态时无电容电流,沿线电压分布平稳,无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象,也不需要并联电抗补偿。
e) 调节快速,运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率,实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变),在正常时能保证稳定输出,在事故情况下,可实现健全系统对故障系统的紧急支援,也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时,如果交流线路发生短路,可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速,提高系统的可靠性。
f) 节省线路走廊。±500kV直流走廊宽度30m,送电300万kW,500kV交流走廊宽度55m,送电100万kW,而前者输送容量约为后者2倍,即直流传输效率约为交流2倍。
2 直流输电变换器主电路结构
图1表示标准的直流输电系统的结构及其使用的设备和功能。变换器交互变换交流功率和直流功率,是直流输电设备的核心装置,目前主要由晶闸管他励式顺变器或他励式逆变器构成。通过晶闸管的触发相位,改变送电端和受电端的直流电压Ud1、 Ud2快速控制功率潮流。直流电流的大小由两端直流电压之差及直流输电线的电阻值决定。因此,利用两端之间的直流电压差可以控制直流电流,即便是远距离输电,从原理上说不存在像交流输电那样因稳定性而造成的输电极限问题。
图2(a)表示晶闸管变换器的电路结构,图2(b)表示桥臂的结构。三相桥电路2级串联联接构成12脉冲电路。两个桥经过变换器与交流电网连接。桥上的12个整流要素(桥臂)称为阀(电阀)。特别是使用光晶闸管作为功率半导体器件的称为光晶闸管阀。为了使每个阀片能承受必须的电压,将晶闸管串联联接使用。晶闸管的串联数目直接关系到阀片的额定值和经济性,所以必须考虑管子所能承受的耐压。为此,在各桥臂上并联有阀型避雷器,以抑制施加在阀片上的过电压。图2(a)中用虚线表示的4个桥臂级连成一体,称为四重阀。
如图2(b)所示,设置晶闸管正向电压检测器(FV)和反向电压检测器(RV),其输出信号经光导(光纤)送到与大地共电位的门极脉冲发生器。正向电压信号FV由串联联接的所有晶闸管检测出,除了用于确定产生门极脉冲时序外,各晶闸管的故障监视器上也要用。晶闸管的故障模式最终都是短路模式,所以,当检测出正向电压信号FV没有连续发生时就可以断定有故障。该故障监视器检测出超过数百至1000个晶闸管的万一的故障后能迅速显示其位置,因此对于维护检查很有好处。而且,在要求高可靠性的系统中,还设有冗余晶闸管,以确保一旦某个晶闸管发生故障,不至于整个系统都停止。反向电压信号RV仅从有代表性的晶闸管检测出,在变换器进行反变换运行时用于监视器以监视换相裕度角。如果裕度角不够,有的串联晶闸管可能出现不能关断的情况,此时强制的给一个门极保护脉冲,使该阀的晶闸管全部触发,从而防止少数晶闸管因承受过压而损坏的事故发生。
3 直流变换器的控制方法
图3所示为晶闸管变换器的典型控制框图。控制方法由恒流控制(ACR, automatic current regulator)、恒压控制(AVR, automatic voltage regulator)、恒裕度角控制(AγR, automatic margin angle regulator,符号γ表示裕度角)等3种基本控制以及优先选择控制角的最小值选择电路组成。变换器的控制是通过控制晶闸管触发脉冲信号的相位来进行的,该脉冲信号与变换器连接的交流电网的电压同相位。因此,控制装置具有电压相位检测电路和相位控制电路,后者根据控制指令值在相应的触发相位上产生脉冲。控制装置上分别设有顺变器和逆变器,通常顺变器的控制装置控制直流电流,逆变器的控制装置控制直流电压。当逆变侧的交流电压下降,晶闸管换相所需要的裕度角减少时,利用最小值选择电路,AγR为优先,通过控制该裕度角为规定值,从而防止换流失败。
4 自励式直流输电
他励式变换器的换相动作依赖于交流电网的电压,为了可靠换相需要短路容量大(电源侧阻抗小)的交流电网。而且,晶闸管关断时承受一个与交流电网电压同步的反电压,因为电流为零,所以在有功功率授受时必定要消耗滞后的无功功率。因此,需要有补偿无功功率的相位超前电容。这些在以往使用直流输电的大电力系统之间不太有问题,但今后像孤岛、偏僻地区的用电会增加,这些弱小系统之间或没有交流电源的地区无功功率补偿会成问题。而开通关断可控器件的自励式直流输电技术的研究成为解决相关问题的主要技术。
图4所示的直流输电例子是使用门极可关断晶闸管(GTO)等开通关断控制件的自励式变换器。使用4台电压型变换器,变压器的一次侧串联联接,采用使各变换器的PWM调制的载波相位错开的方法等效的提升了开关频率,减低产生的谐波。自励式变换器中GTO的开通和关断与电网电位相位无关,所以,可以一边控制输电端和受电端有功功率的授受,一边保持直流电压恒定,而且能任意控制各自交流侧的无功功率。自励式直流输电的特点如下:
a) 即使遇到交流电网发生故障使电压下降,换相也不会失败,系统能继续运行;
b) 有功功率能独立于无功功率进行控制,所以不需要电容作相位超前补偿,能防止系统扰动时产生的谐振性过电压;
c) 可利用PWM控制降低谐波的发生量;
d) 没有交流电源的地方也能输电。
与晶闸管比较,开通关断可控器件的缺点是,在开通和关断时产生的开关损耗增大,但人们仍关注着今后的动向,即开发损耗小的大容量器件,研究以较少的开关次数实现快速控制的控制方式。
5 直流输电的新技术
一直以来,直流输电的发展与换流技术(特别是高电压、大功率换流设备)的发展有密切的关系。但是近年来,除了有电力电子技术的进步推动外,由于大量直流工程的投入运行,直流输电的控制、保护、故障、可靠性等多种问题也越发显得重要。因此多种新技术的综合应用使得直流输电技术有了新进展。
a) 光直接触发晶闸管:晶闸管触发技术是直流输电的关键技术之一,采用光触发晶闸管,可以省去用于再次进行光电转换的触发电路板。但需要将相应的保护或测量电路集成在晶闸管上,因此技术复杂,工艺要求严格。
b) 接地极引线故障测量装置:直流输电的接地极引线的运行电压很低,换流站采用传统的电流、电压测量方法,难以检测到靠近接地极的对地短路故障。为了检测接地极引线故障,近年来开发出脉冲回声、阻抗等接地及引线测量装置。当引线任何地点发生对地短路时,其阻抗的变化将反映到测量装置中,从而判定是否发生故障,并能判断故障地点。
c) 实时多处理器控制保护系统:随着电子信息技术的高速发展,处理器的计算速度越来越快,存储空间越来越大,并行运行的处理器越来越多。现在微处理器技术遍布直流系统各个设备的控制和保护,包括极控(或阀控)、站控(交流场/直流场)、直流系统保护、换流变压器控制保护、交/直流滤波器控制保护、换流器冷却系统控制保护和站用电系统控制保护等。
d) 全球卫星定位系统:直流输电系统中,为了便于事故分析处理,需要对分布在换流站内的各个控制保护系统、两端换流站设备的测量时间进行同步,以便精确测量直流线路的故障地点。以往的直流输电系统各种设备之间及两站之间没有统一的时间参考,暂态故障记录与事件记录不同步,不能显示出直流线路故障的正确位置,给检修和维护带来极大不便。采用全球卫星定位系统(GPS)可使各种设备时间的误差小于1ms。直流线路故障定位可以精确到300m。
6 结语
采用直流输电,能实现快速高精度控制功率;能异步并网;不增加交流电网的短路容量;无电压稳定度问题;输电线上无稳态的充电电流;与交流输电线相比,直流输电线的建设更经济。因此直流输电将会成为未来输电发展的主要方向。
摘要：分析了国内高压直流输电的发展现状,以及高压直流输电的特点、电路构成及其工作原理、具备的优势、相关控制技术和直流输电新技术,清晰表明直流输电将成为未来输电发展的主要趋势。
关键词：高压直流输电,直流输电变换器,晶闸管,门极可关断晶闸管
参考文献
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[2]岑凯辛.高压直流输电在我国的新发展[J].技术与管理,2005(3).
[3]彭毅晖.高压直流输电的现状及展望[J].电气时空,2007(2).
高压直流电源技术 篇9
目前中国电信及其它运营商IDC的服务器设备都是交流输入电源, 即220V, 50Hz的单相交流电源。传统的服务器设备的电源系统是交流UPS系统。交流UPS系统存在负荷率低、转换效率低及不可维护性的缺点, 不仅成为通信电源维护的难点, 也同时浪费大量电能。高压直流供电技术是有效的解决办法。
2 工作原理
2.1 传统UPS供电
2.1.1 工作原理
交流UPS系统一般由整流器、逆变器、蓄电池和静态开关等组成。市电正常时, 市电交流电源经整流器变换为直流电供给逆变器, 同时给蓄电池充电, 逆变器将直流电变换为交流电供给负载。在停电的时候, 蓄电池放出电能, 通过逆变器变换为交流电, 供给负载。为了提高设备供电的可靠性, 通常采取了多台UPS冗余并机的方式, 如1+1系统。根据客户的重要性, 一般分为两种供电方式, 一种是单套 (N+1) UPS系统, 如图1, 这种供电方式比较普遍, 广泛用于各种IDC机房。
如图2, 这种供电方式适用于一些高端客户, 但前提是服务器必须具有两个电源, 可以两路输入。
2.1.2 存在问题
众所周知, 交流电之所以叫交流电, 是因为其电压方向、幅值每时每刻都在变化。当采用多台UPS并机输出, 就必须保证并机的每台机输出的相位、频率、幅值相同。为了在有需要切旁路的时候能做到不间断供电, 就必须保持对市电的相位、频率、幅值的跟踪, 市电受大范围的影响, 其各种参数总会在一定范围内波动, 因此UPS系统也在不断的调整输出参数。这种设计在理论上没问题, 但在实际中, 市电是不断变化的, 以及电子元器件的老化, 尤其是采集模块的零点漂移, 往往就会在切换时造成中断。这在以往的案例已经屡见不鲜了。
(1) 浪费电能
由于并机的复杂性, 虽然众多厂家号称可多台并机, 最多可达8台。但实际在投产的UPS并机系统并机的台数都不会太多, 一般是1+1或者2+1, 也就是2～3台。而为了保持系统的冗余, 在一台出现故障的时候系统依然能够有能力供电, 使得每台UPS在平时的负荷率很低, 如对于一套UPS (1+1) 系统 (图1) 为50%, 2+1系统为66%, 如果再考虑到负荷的可能突变, 同时减少设备的故障率, 系统必须保持一定的裕度, 按系统80%的容量计算, 实际上每台UPS的负荷率只有40%～55%左右。而为了提高供电可靠性采用的两套 (N+1) UPS系统, 每台UPS的负荷率就更低了, 以两套1+1系统为例, 为了保证冗余, 实际每台的负荷率只有20%～25%。
(2) 安全供电瓶颈
因为UPS输出的是交流电, 作为备用蓄能的是蓄电池, 输出的是直流电, 因此, UPS系统的蓄电池电能不能直接供给负载, 必须通过逆变模块输出。这样, 供电的持续性就必须依靠UPS系统的稳定, 如果逆变模块损坏了, 即使蓄电池有充足的电量, 也是不能供电给负载的。
(3) 维护难度大
由于UPS并机技术的复杂, 厂家出于技术保密等原因, 其内部维护系统一般不会开放, 这也造成我们的维护人员对UPS的维护无从下手, 现有的UPS设备基本都依靠厂家来维护。
2.2 高压直流 (HVDC) 供电
2.2.1 直流供电原理
对通信设备, 一直采用-48V直流供电, 多年来的运行经验表明, 直流的供电的可靠性比交流供电高很多。我们可以考虑用直流电来给IDC服务器供电。采用直流供电有两种方式可供选择, 一种是采用现有的-48V低压直流电源, 一种是采用240V的高压直流电源。
-48V直流供电系统是模块化供电、蓄电池直接与负载相连结, 供电可靠性高, 也是一种很成熟的技术。但现在的服务器设备, 如IDC托管的服务器, 普遍使用220V交流电, 而-48V直流电源电压比较低, 不能直接供电给服务器;因此, 需要增加逆变器将-48V电压逆变成220V交流电。如果采用-48V直流为服务器供电, 电缆耗铜量增加, 投资会增加很多。原本是三相四线供电, 现在是单相两线供电, 而且电压相比下降很多, 因此在输送同等功率下, 电缆的消耗量将会增加很多, 如果要输送相同功率的话, -48V的电流是220V交流的6倍, 即电缆要增加6倍, 同时如何在有限的空间敷设电缆也是一个难题。如果再加上需购买大量的逆变器, 投资将进一步增加。
240V高压直流, 可以有效的避免以上问题, 所以采用240V的高压直流供电的比较可行的选择。下面我们分析240V高压直流供电的原理。
2.2.2 240V高压直流供电
采用240V高压直流供电, 必须考虑的是现在的服务器是否能输入直流电压, 现在的服务器内部一般使用高频开关电源, 把外部输入的交流电转化为内部电子电路所用的直流电。计算机设备的高频开关电源的基本工作原理如图3。
说明:
(1) 交流电源AC输入, 先由电感、电容组成的EMI滤波器进行滤波, 然后经整流滤波成直流;
(2) 通过高频PWM (脉冲宽度调制) 信号控制开关管, 将那个直流加到开关变压器初级上;
(3) 开关变压器次级感应出高频电压, 经整流滤波供给负载;输出部分通过一定的电路反馈给控制电路, 控制PWM占空比, 以达到稳定输出的目的。
将图3简化, 如图4, 实际上在交流输入的时候, 在正半周, 电流的走向是从A—>2—>C—>D—>4—>B, 在负半周的时候, 电流的走向是从B—>3—>C—>D—>1—>A, 整流管1、3和2、4轮流导通。理论计算, 因此, 标称是220V交流输入 (即Ui=220) 的设备, 在CD输出的直流电压Uo≈280 V。
一般服务器的电源输入电压要求是额定值的±10%, 也就是198V～242V, 因此, Uo的值的范围是252V～308V。这个值是电源的标称电压, 实际上, CD后端的DC/DC变换器是通过调节开关脉冲的占空比即开关管的导通时间来控制输出直流电的电压的, 因此, 电压范围是可以更大的。
当采用直流电压直接输入AB时, 由于电压不变相, 整流管2、4长期导通。如图5, 这样, 电压从AB端直接传到CD端。不考虑功率管的损耗, Ui≈Uo
240V高压直流的供电范围在265～270V之间, 远远低于交流供电系统308V的最高电压值, 所以这个供电电压是安全的。
(1) 整流管发热问题
在交流输入时, 作为整流的4只二极管可以在一个周期内轮流导通一次, 而在直流输入时, 只有两只二极管长期导通, 这样, 二极管的发热量大大增加, 因此, 如果要采用直流电压, 输入电压就不能太低, 电压大约计算如下:
根据功率恒定
0.9为功率因数。
整流管发热W热
因为交流供电时4只二极管两两轮流导通, 比直流供
电时时间少了一半。即
由式1、式2、式3、式4可得:
一般服务器最低交流输入电压是198V, 代入上式可得U直=252V。为确保电源能长期工作, 建议尽量不要低于260V。
3 主要特点和优势
(1) 可靠性大大提高
采用直流供电最大的优点在于提高了供电的可靠性。这可以从3个方面体现:一是采用直流供电, 蓄电池可以作为电源直接并联在负载端, 当停电时, 蓄电池的电能可以直接供给负载, 确保供电的不间断。二是直流供电只有电压幅值一个参数, 各个直流模块之间不存在相位、相序、频率需同步的问题, 系统结构简单很多, 可靠性将大大提高。三是虽然交流UPS系统虽然可以提高冗余度来提高安全系数, 但是由于涉及到同步的问题, 每个模块之间必须相互通信来保持同步, 所以还是存在并机板的单点故障问题。而直流模块没有这些问题, 即使脱离控制模块, 只要保持输出电压稳定, 也能并联输出电能。
(2) 转换效率提高
和交流UPS系统相比, 直流供电省掉了逆变环节, 一般逆变的损耗在5%左右, 因此电源的效率提高了。其次, 由于服务器输入的是直流电, 也就不存在功率因数及谐波的问题, 降低了线损。再次, 由于并机技术简单了, 可以采用大量的模块并联, 使每个模块的使用率可达到70%～80%, 比交流UPS系统提高了很多。高压直流供电转换效率可达到90%以上。传统UPS的供电转换效率一般在50～70%。可以节约大量电能。
(3) 系统可维护性增强
现在的交流UPS系统, 涉及到复杂的同步并机技术, 整机的维护也只能依靠厂家, 更别说扩容了。即使出现紧急情况时, 我们的维护人员也只能望机兴叹, 只有等厂家技术人员来解决, 这些先天不足对安全供电存在较大的隐患。而采用直流供电, 就如现在一直使用的-48V直流系统一样, 系统由模块组成, 虽然电压增高了, 但只要做好安全防护措施, 维护人员还是可以自己维护的, 比如更换模块等。
(4) 扩容方便
由于采用模块化结构, 现在一个模块的容量一般在10 kW左右, 只要预留好机架位置, 扩容是非常方便的。同时在建设的时候, 可以根据服务器的数量逐渐增加模块数, 使每个模块的负载率能尽量地提高。这对于节能也是非常有好处的。
(5) 不存在“零地”电压等不明问题的干扰
因为是直流输入由于没有零线, 因此, 也就不存在“零地”电压, 避免了一些不明的故障, 维护部门也无需再费时费力去解决“零地”电压的问题。
4 注意事项和存在问题
(1) 电源高电压保护问题
一般服务器产品的额定电压都是220V, 因此, 有些服务器的电源在设计时会有高电压保护线路, 当输入电压太高时, 电源就会保护而不起动, 这样就使输入的直流电源电压不能太高。这种有电压保护的电源一般保护电压设置在280V左右。
(2) 对配电开关性能要求提高
对于交流电, 电流在周期内会有过零点, 当短路时, 过零点的存在使开关断开时产生的电弧容易灭弧。而如果是直流电, 就不存在过零点, 灭弧相对困难。因此配电所需的开关性能要求更高, 会相应增加建设成本。
(3) 电缆的增加
原本是三相四线供电, 现在是一相两线供电, 在相同电压下输送同等功率下, 电缆的消耗量将会有所增加。如图5, 在AB之间, 交流供电可以采用三相四线制, 而直流供电是单相两线制。在B点到服务器端, 直流和交流供电基本是一样的。根据上面式 (1) 计算, 对于AB段, 如在相同的电缆数 (4根) , 相同电流下, 输送的功率比是
cosφ为功率因数, 取0.9
从上式 (7) 可以看到, 如果直流供电电压高于296.2V, 电缆耗铜量是不会比交流供电多的。因此, 对于“低压”模式, 供电电压保持在270V左右, 因此耗铜量增加10%左右;对于“中压”模式, 平时正常运行电压308V左右, 耗铜量基本相同, 但是由于在电池放电时电压会降到250V, 因此电缆需考虑加大, 和交流供电相比增加15%左右。对于“高压”模式, 运行的电压比较高, 耗铜量可以减少20%左右, 如表1:
因此, 如果采用中低压模式, 在设计的时候应尽量减少AB的距离, 也就是可以多考虑分散供电, 如每个IDC机房采用独立一套电源。
(4) 其它注意事项
设备在使用240V高压直流供电前, 应先使用专用测试系统进行适应性测试, 以确保能够正常接受高压直流供电使用。
5 适用场合
适合在通信机房或IDC机房内为原使用交流220V供电的通信网络设备、IT设备等。
6 实际使用案例
江苏某电信公司IDC机房采用高压直流供电技术对服务器进行改造, 取得了良好的节能效果。并提高供电的安全性。
7 小结
传统的交流UPS供电模式是存在很多缺点, 首先是供电可靠性, 其次是电能转换过程中的能耗损耗大;而采用直流供电可以大大提高供电的可靠性, 并有明显的节能效果。
参考文献
[1]中国电信电源、空调维护规程 (试行) .2005年3月
[2]YD/T1821-2008.通信中心机房环境条件要求要求
高压直流电源技术 篇10
突破电气是国内著名的末端电源方案提供商，2010年成功研发了240V高压直流PDU (电源分配单元) ，并受到中国电信的好评, “HVDC带动了供电系统的整体变化，高压直流PDU是其重要组成部分”。丁瑞军透露，2011年突破电气已与四川、上海等地某运营商展开合作，“春节前我们就已在进行产品的论证定制工作了”。
高压直流PDU部署着重两点
目前电信网络设备采用48V直流电源供电，数据通信设备(IT设备)采用380/220V交流UPS供电。传统的PDU就是给数据通信设备供电的交流380/220V电源分配单元。240V高压直流PDU是给数据通信设备供电的直流240V电源分配单元，高压是相对于48V低压直流电源供电而言的。
“在选择240V高压直流PDU上，运营商应该着重两点。”丁瑞军表示，通信行业高压直流PDU的市场应用，刚刚开始，采购、施工安装环节对其性能还不是十分清楚，因此在选择的时候，品牌是第一位的，好的专业品牌代表着成熟稳定可靠的产品。突破电气长期致力于机房电源解决方案的研究，是高压直流PDU的领先者和坚定推动者。
其次，高压直流PDU对配电开关灭弧性能要求高。对于交流电，电流在周期内会有过零点，当短路时，过零点的存在使开关断开时产生的电弧容易灭弧。而如果是直流电，就不存在过零点，灭弧相对困难。
已经做到二期技术研发
据悉，突破电气通信用240V直流PDU是依据YDB 037-2009《通信用240V直流供电系统技术要求》设计，符合标准的要求，并通过了泰尔实验室的专业检测。
对于高压直流供电PDU的技术演进，丁瑞军告诉记者，一期技术研发去年早已完成，从试点情况来看，表现十分优秀。“目前，我们在做二期的产品研发，主要是增加功能，如实现直流系统的防雷、直流电压电流的显示预警等。今年四五月份就能做出来。”