直流电压平衡（通用7篇）
直流电压平衡 篇1
0 引言
溪洛渡左岸—浙江金华±800 k V特高压直流输电线路工程是国内又一条高等级、大容量、远距离特高压直流线路, 路径总长度为1 670.8 km, 途经四川、贵州、湖南、江西、浙江5省, 沿线经过地形中, 山地占45.43%、高山占19.78%, 地势起伏大, 海拔高, 全线中、重冰区长度占到70%以上, 属于覆冰极为严重的输电线路, 重冰区设计是该工程设计的重点问题之一。
在经历了2008年输电线路冰灾后, 设计人员对事故倒塔段进行计算分析, 发现倒塔主要发生在大档距、大高差、覆冰不均匀的情况下, 覆冰造成杆塔纵向张力差大于设计耐受值[1,2,3,4,5,6,7]。因此杆塔设计时覆冰不平衡张力取值关系线路能否安全稳定运行, 及能否经受住再一次冰灾考验。目前重冰区设计主要参考DL/T 5440—2009《重覆冰架空输电线路设计技术规程》 (以下简称规程) , 该规程中对不同冰厚下的不平衡张力取值做了规定。为验证该规定的不平衡张力取值能否承受百年一遇的冰灾, 本文以该工程浙江段实际耐张段和假设断面为例, 计算严重情况下的导、地线覆冰不平衡张力, 探讨直线塔的覆冰不平衡张力取值, 给出严重情况下的特高压直流线路重冰区直线塔不平衡张力建议值。
1 不平衡张力取值规定
规程规定产出不平衡张力的不均匀冰荷载情况按未断线、温度-5℃、有不均匀冰、风速10 m/s的工况计算[8]。不平衡张力覆冰率计算条件和不平衡张力取值 (以不平衡张力占最大使用张力的百分比表示) 分别见表1和表2。
上述纵向不平衡张力的取值是参考等连续档、连续等高差上山模型计算结果和实际观测、运行经验得到的。文献[9]提出了“等连续档, 仅中间一基杆塔前后有高差, 其余塔前后档无高差”的计算模型, 文献[10]利用该模型计算20~50 mm冰区不平衡张力, 得出结论为:30 mm及以下重覆冰区, 不平衡张力百分数按照现行重覆冰区规程规定取值;40、50 mm重覆冰区, 应将不平衡张力百分数分别提高至35%和41%。
不平衡张力与档距、高差、覆冰厚度、不均匀冰情况等众多因素相关[10,11,12,13], 以往理论计算只分析了几种假设断面, 没有对不均匀档距、复杂高差、验算覆冰等情况进行综合分析, 得出的计算值适用于平地、丘陵地区。对于山地复杂地形, 特别是大高差、大档距地形, 未有文献进行过实际分析。本文将实际耐张段和在严重断面、不同覆冰厚度情况下的不平衡张力计算结果与已有文献和规程进行比较, 得出适用于本工程的实际不平衡张力系数, 指导特高压直流重冰区线路设计。同时针对不平衡张力经典算法中存在的收敛速度慢、收敛于非正确解等问题提出解决办法。
2 计算方法
本文采用经典算法进行不平衡张力计算[14,15,16,17]。该算法认为出现最大不平衡张力的情况一般发生在档距、高差相差悬殊, 线路一侧覆冰而另一侧少冰或无冰的交界杆塔处。
假设一个耐张段内有n个连续档、n-1基直线塔, 架线气温为tm, 导、地线初伸长尚未放出时架线应力为σm, 各直线杆塔上悬垂绝缘子串均处于中垂位置。当出现不均匀冰时, 各档应力不一, 悬垂串发生偏移, 档距发生变化, 如图1所示。
第i档档距增量Δli与档内应力σi间的关系为:
其中, li、βi分别为耐张段内悬垂串处于中垂位置时第i档的档距 (m) 和高差角 (°) ;α、E分别为导线的温度线膨胀系数 (℃-1) 和弹性系数 (N/mm2) ;tm、σm、Δte、γm分别为导线架线时气温 (℃) 、相应气温下耐张段内的架线水平应力 (N/mm2) 、架线时考虑初伸长降低的等效温度 (取正值, 单位为℃) 、架线时导线和地线的自重比载 (N/ (mm2·m) ) ;t、σi、γi、Δli分别为计算不平衡张力时的气温 (℃) 、第i档的水平应力 (N/mm2) 、比载 (N/ (mm2·m) ) 和档距增量 (缩短时为负值, 单位为m) 。
由于待求情况下各档水平应力不同, 导致相邻档间悬垂串出现不平衡张力差, 它使悬垂串出现偏斜, 如图2所示。
第i基直线塔上悬垂串末端导线悬挂点的顺线路水平偏移δi与两侧导线张力差的关系为:
通过式 (2) 、 (3) 解出σi+1的显函数为:
其中, σi为第i档的水平应力 (N/mm2) ;δi为第i基直线塔悬垂串导线悬挂点顺线路水平偏距 (m) , 偏向大编号为正, 反之为负;λi、Gi分别为第i基直线塔的悬垂串串长 (m) 及荷载 (N) ;Wi为第i基直线塔导线垂直荷载 (N/mm2) ;hi、hi+1分别为悬垂串处于中垂位置时, 第i基直线塔对第i-1基直线塔和第i+1基直线塔对第i基直线塔上导线悬挂点间的高差 (m) , 较大编号的杆塔比较小编号的杆塔悬挂点高时为正值, 反之为负值;βi为悬垂串处于中垂位置时, 第i档导线悬挂点间的高差角 (°) ;li为悬垂串处于中垂位置时, 第i档的档距 (m) ;A为导线截面积 (mm2) 。
对于整个耐张段内, 各档档距增量之和应为0, 即第n基耐张塔上导线悬挂点的偏距应为0, 即:
由式 (1) 可以列出n个方程, 由式 (4) 可以列出n-1个方程, 由式 (5) 可以列出1个方程, 共2 n个方程, 有Δli、σi共2n个未知数, 方程是可以求解的。较为方便的是采用迭代求解法, 通过迭代直至获得最终解, 迭代步骤如下:
a.令i=1, δ0=0;
b.将σi代入式 (1) 得Δli;
c.令δi=δi-1+Δli;
d.将σi、δi代入式 (2) 得δi+1;
e.将δi+1代入式 (4) 得到σi+1;
f.将σi+1代入式 (1) 得Δli+1;
g.δi+1=δi+Δli+1, i=i+1;
h.如果i=n, 则转步骤i, 否则转步骤d;
i.如果δi=0, 结束迭代;否则令σ1=σ1+Δσ, 转步骤a。
经典算法存在的主要问题是初始值σ1、迭代步长Δσ、收敛精度的设置和收敛结果判断。初始值设置过小, 需要迭代较多次数, 收敛时间长, 且可能导致第一个收敛结果为非正确解, 此时不平衡张力百分比将超过100%, 这是由于经典算法可能存在双解现象;初始值设置过大, 则无法得到解。迭代步长需和迭代精度配合, 较大的迭代步长可能无法达到所需的迭代精度, 转而跳过计算解。
针对以上问题, 在编程过程中先取较小初值σ0、较大的迭代步长 (如Δσ=100 N/mm2) 和较大的判断精度 (如δn=0.1 m) , 初次收敛后取一稍小于上次计算收敛值σ1的值 (如0.99σ1) , 减小迭代步长 (如Δσ=10 N/mm2) 和判断精度 (如δn=0.01 m) , 如此再迭代一次即满足工程设计精度要求。针对第一次收敛结果为非正确解的情况, 判断不平衡张力百分比是否大于100%, 如果大于则将初值适当增大 (如增加为σ1+1) , 继续进行迭代计算直至得到最终解。通过该改进措施能保证一次得到正确解, 且无需人工干预, 减少收敛时间, 提高收敛效率。
3 计算实例
溪洛渡左岸—浙江金华±800 k V特高压直流输电线路 (简称溪浙线) 20 mm冰区的导线采用6分裂JL/G2A-900/75钢芯铝绞线, 地线采用JLB20A-150铝包钢绞线, 具体参数见表3。
表4列出了某一实际耐张段的前侧塔、后侧塔的档距及高差 (后侧塔相对前侧塔, 后同) 情况, 表中编号4145和4149的塔为耐张塔, 其余为直线塔。
根据第2节不平衡张力计算方法, 利用MATLAB编制程序, 得到覆冰20 mm情况下的不平衡张力计算结果如表5、6所示。
由表5可见, 4148号直线塔导线和地线的最大不平衡张力百分比分别达到29.96%、51.45%, 超过设计规程规定的20 mm冰区直线塔导线不平衡张力百分比取值 (25%) 和地线不平衡张力百分比取值 (46%) 。
如果按照25 mm覆冰验算 (直线塔一侧25 mm覆冰, 另一侧根据不均匀覆冰率取值) , 导线最大不平衡张力百分比将达到40.81%, 地线最大不平衡张力百分比达到71.88%。
注:不平衡张力百分比为标*塔的不平衡张力与最大使用张力百分比。
对同一耐张段, 假设设计覆冰分别为30 mm和40 mm, 导线采用6分裂JLHA1/G1A-800/55钢芯铝合金绞线, 地线采用JLB20A-240铝包钢绞线 (导地线参数见表3) , 计算导、地线最大不平衡张力如表6所示。
由表6可见, 根据实际地形计算的直线塔导线不平衡张力百分比较规范取值高5%~16%, 地线高5%~9%。如果再考虑线路附近可能存在水汽增加覆冰的影响, 应该在设计规范基础上更大幅度提高不平衡张力系数, 以提高线路抗冰能力。
以上实例是选取了溪浙线特高压直流工程浙江境内一环境较恶劣的耐张段进行计算。另外, 文献[11]中已经说明, 不平衡张力随着档数增加而增加, 文献[10, 12-13]论证了不平衡张力随着档距、高差增大而增大。特高压直流线路一般都达到1 500 km以上, 经过地形复杂, 不排除在重覆冰地区存在一些连续档数量多、大档距、大高差同时存在、靠近水汽丰富地区等更严峻情况出现, 不平衡张力值无法完全参考规程取值。
另外通过实例计算, 可以看出两侧承受大档距的“一肩挑”式直线塔受到的不平衡张力最大。本文计算了一种假设的五档断面500-500-500-X-Y在各覆冰条件下的不平衡张力情况, 其中X和Y可取700~1100 m之间的值, X和Y的高差h可取100 m、150 m和200 m, 其余各档无高差。计算结果如表7所示。
从表7可以看出, 重冰区直线塔两侧存在大档距、大高差时, 不平衡张力容易超过规程值, 地线不平衡张力超过规程值更明显。近几年覆冰事故中, 大部分为地线支架倒塌或者地线支架先倒导致整塔折断, 除了地线覆冰较导线厚外, 地线悬垂串较短导致不平衡张力也是引发事故的重要原因。另外可以看出覆冰越厚, 越容易出现直线塔不平衡张力超规程值的情况。
因此规程取值适用于大部分耐张段, 具有一定的经济合理性。当直线塔存在大档距 (大于900 m) 、大高差 (超过100 m) 配合或者靠近水汽丰富地区容易局部结冰时, 建议按表8对不平衡张力取值, 其中各冰区导线、地线选型参考溪浙线重冰区导线选型结论。
按表8取值基本能涵盖目前重冰区大档距、大高差情况下的直线塔不平衡张力范围。
4 结论
a.重冰区规程中对直线塔不平衡张力取值适用于一般地形, 对存在大档距、大高差情况下规程取值偏小。特高压直流线路重冰区需根据实际地形、覆冰情况校核计算。
b.特高压直流输电线路重要性高, 同时投资也较大, 特别是铁塔投资占40%左右。以往杆塔计算结果表明, 不平衡张力主要控制杆塔塔身侧面斜材和塔身横隔面的部分杆件, 对铁塔重量影响较大, 建议设计1个或2个大塔型适当提高不平衡张力系数, 满足工程中特殊地形直线塔需求, 而无需提高所有塔型的不平衡张力系数, 以节约工程投资。
c.针对重覆冰地区可能出现的大档距 (大于900 m) 、大高差 (超过100 m) 配合或者靠近水汽丰富地区容易局部结冰的情况, 建议直线塔导线不平衡张力取值如下:20 mm重冰区取30%, 30 mm冰区取35%, 40 mm冰区取50%;地线不平衡张力建议取值:20 mm重冰区取50%, 30 mm冰区取55%, 40 mm冰区取65%。
d.根据实际情况, 计算验算覆冰工况下的直线塔不平衡张力。
e.特高压直流线路重覆冰地区应尽量避让大档距、大高差、水汽丰富地区。
特高压宾金直流直流偏磁问题分析 篇2
宾金直流输电工程是一条连接我国西南水电基地和东部负荷中心的能源大通道, 是目前我国输电容量最大、电压等级最高的直流输电工程。特高压金华换流站是±800kV宾金直流输电系统的受端站, 站址在浙江省金华市武义县。
直流输电系统在系统调试或故障情况下, 会有大量的直流电流在受端和送端直流极之间的大地中传输。地中直流电流可能会引起直流极附近地电位的变化, 对交流系统产生直流偏磁的危害。宾金直流单极大地回线方式运行时, 金华换流站及周边数十个变电站内变压器普遍存在直流偏磁现象, 出现了中性点谐波电流并伴有噪声。
本文介绍了金华换流站直流偏磁的特点, 分析了直流偏磁原理和成因, 介绍了饱和保护的配置情况, 并结合换流站的实际给出了合理建议。
1 直流偏磁原理
1.1 原理
当换流阀触发脉冲不对称或部分丢失、站内接地点电位升高或其他相关因素影响时, 就会有直流电流通过换流变压器中性点流入变压器, 从而引起换流变压器铁芯饱和并导致换流变压器激磁电流畸变。
如图1所示, 正常情况下, 激磁电流的平均值为i0=0, 相应的磁通直流分量=0, i (t) 正负半波对称, —i曲线运行在2 max—2imax的对称范围内。当直流电流流入变压器绕组时, 会产生直流磁通, 直流和交流励磁磁通相互叠加导致了与直流方向一致的半个周波的磁通密度大大增加而另外半个周波的磁通密度大大减小, 铁芯偏于—i曲线的一边运行, 形成变压器的直流偏磁。这时, 铁芯趋向饱和, 励磁电流畸变, 在每个周期中都有一个很高的尖峰及许多谐波成分, 虽然从激磁电流曲线上无法看出直流磁通和直流激磁电流之间的关系, 但激磁电流的平均值i0就是直流激磁电流。发生直流偏磁的变压器无功损耗、金属构件损耗增加, 温升增大, 由于铁芯周期性饱和伴有低频噪声。
我国特高压换流站的换流变均采用单相结构, 研究证明, 相对于三相芯式变压器, 三相组式 (单相) 变压器受直流偏磁的影响更严重。单相结构换流变压器, 磁回路独立、磁阻低, 较小的直流就容易引起饱和。直流偏磁越大, 励磁电流的峰值越大, 谐波成分越多, 饱和也就越严重。
1.2 直流偏磁产生的原因与影响因素
单极大地回线方式或双极电流不平衡运行方式导致的地电位升高, 是直流偏磁的主要来源。
在双极电流不平衡运行或单极大地回线方式下, 入地电流造成地表电位分布不均匀, 在交流电网不同接地点间产生电位差, 部分直流电流从一端换流变中性点流入, 从其他变电站变压器中性点流出, 就会引起直流偏磁。
110kV及以上电压等级的系统为保证安全运行一般均将中性点直接接地, 从而存在直流电流的自然通路。以一个只有两台变压器的简单系统为例, 考虑了感应地电位、接地电阻后的直流网络及其单相等值电路如图2所示, 其中RW1、Rg1、RW2、Rg2分别为变压器1和变压器2的绕组直流电阻和接地电阻, RL为线路电阻, Eg1、Eg2为两变电站的接地网感应电位。
现代大型交流电网是一个庞大的直流低阻网络, 变压器绕组上的直流电流会导致直流偏磁。直流电流分布的本质是交流电网地上低阻网络通过庞大的地下接地网络吸引地中直流电流向远方传播。而交流电网直流电流分布情况和接地极周围电位分布、网络电气参数等多方面的因素有关。
直流偏磁来源还有地磁效应、触发脉冲不对称、直流线路感应电压、地磁感应电流、变压器空载合闸励磁涌流等。
触发角不平衡使得换流变阀侧绕组中正负半波电流平均值不等于0时, 才会引起直流偏磁。换流阀触发角不平衡产生的原因可能是由于交流系统电压的不对称、晶闸管触发回路的触发误差, 两个阀触发信号光纤长度的不同也会导致触发时间的轻微差别。
在工程中, 如果直流架空线路平行并靠近交流线路架设, 在稳态运行时, 直流线路上可能感应出基频电压, 从而导致直流线路上出现基频电流。由于在换流过程中换流阀按顺序通断, 直流线路的基频电流会使换流变阀侧绕组出现直流电流分量。
直流偏磁的来源之一是地磁感应电流。地磁场导致了地磁感应电流的产生, 研究表明, 纬度越高的地区, 长距离东西走向的输电线路越容易受到地磁感应电流的影响。特高压工程承担着长距离、大容量输电的任务, 这些长距离东西走向的输电线路容易受到地磁感应电流的影响。
1.3 直流偏磁对变压器的影响
直流偏磁现象使得换流变压器铁芯持续性地饱和, 空载损耗上升, 铁芯温升上升。严重情况下可能使得在饱和期内的饱和度过深, 漏磁通增加, 结构件涡流损耗增加, 甚至可能出现严重的局部过热情况, 导致变压器热损毁、寿命缩短。
随着流入单相变压器中性点直流的增加, 励磁电流各次谐波电流幅值增大, 二次谐波的增大可能会闭锁变压器的保护, 导致保护拒动, 尤其是发生小匝间故障时。
在设计阶段, 应计算出换流站在最不利条件下的直流偏磁电流, 从而计算出每台500kV单相变压器承受的直流电流, 对制造厂提出变压器直流偏磁要求, 同时换流变压器保护需要配置饱和保护功能。
2 饱和保护的整定、配置和实现
2.1 饱和保护的整定原则
从以上分析可以看出, 存在多种可能性导致换流变压器出现直流偏磁现象, 实际应用中换流变压器饱和保护主要是用来防止换流站地电位变化和触发不对称造成的换流变直流偏磁可能导致的换流变压器损坏的情况。
饱和保护只配置在Y/Y换流变压器上, 一方面角接换流变的零序阻抗较星接换流变大, 发生直流偏磁时, 星接换流变的直流偏磁更严重;另一方面区外故障时, 角接换流变其中性点电流也会有很大扰动。为防止饱和保护误动, 将保护只配置在星型接线的换流变压器上。
2.2 饱和保护的实现
金华站饱和告警分三段式, 当零序电流峰值大于告警整定值时, 饱和告警动作, 发告警信号 (只投入定时限一段) 。
反时限跳闸元件给出6个设定的值 (包括零序电流峰值I0fz和动作时间t) , 通过曲线 (图3) 拟合, 来达到反时限动作的效果。当I0fz大于反时限下限时, 反时限启动计算, 在I0fz1~I0fz6之间根据设定的值, 计算延时时间, 时间到则保护跳闸。当I0fz大于反时限上限时, 反时限仍然按照反时限上限的时间跳闸。当延时大于反时限跳闸时间的0.7倍时, 饱和保护切换系统功能动作。
为使饱和保护的动作特性与变压器承受直流饱和能力相匹配, 在进行定值整定时, t下限、t上限分别对应反时限下限延时和反时限上限延时, t1对应第一点延时时间, t6对应第六点延时时间。
3 金华换流站直流偏磁情况与分析
3.1 金华站直流偏磁情况
金华换流站单极大地回线解锁、金属回线转大地回线方式, 使得直流功率通过大地在整流站和逆变站输送, 金华站换流站主变及接地极周边的广大范围内变电站都出现了直流偏磁现象。
(1) 2014-04-19T06:35, 极2低端换流器由金属回线转为大地回线运行后直流入地电流1 800A, 极1低端换流变进线开关在合位, 极1低端换流变饱和保护动作, 极2低端换流变饱和保护动作。
(2) 2014年6月1日, 极1高端换流器调试期间, 多次出现饱和保护动作。
2014年6月1日, 极1高端换流器大地回线, 流入接地极电流500A条件下多次解锁。其余换流变进线开关均在分位。中性点峰值电流以及饱和保护动作情况如表1所示。
(3) 2014年6月11日, 极2高端换流器大地回线功率正送, 流入接地极电流500A条件下解锁, 饱和保护动作, 中性电流峰值与极1单极大地回线功率正送条件下中性电流极性相反, 中性点电位极性相反。中性点峰值电流以及饱和保护动作情况如表2所示。
(4) 2014年6月16日进行极1单换流器、双换流器大地回线试验, 测试了直流偏磁电流。入地电流500 A, 极1高低端换流变进线开关合位, 极2换流变冷备用的情况下, 针对以下几种工况, 用钳形电流表分别测量高低端换流变中性点的直流电流分量和交流电流分量实际值 (一次值) , 如表3所示。
3.2 直流偏磁情况分析
直流偏磁不是某个站的问题, 而是普遍影响到接地极周围的广大交流电网。偏磁电流通过变压器中性点在大地和交流电网传播, 浙江电网受影响的站点主要分布在金华、丽水、绍兴、杭州110kV及以上变电站。
(1) 换流变饱和保护均正确动作。4月19日极2低端Y/Y换流变8221B中性点零序电流峰值已至0.1~0.15A之间, 达到饱和反时限第一点, 从事件记录阀组控制系统切换后约90s (对应于30%的反时限跳闸延时) 后阀组闭锁, 因此可以推算对应的反时限跳闸延时约为300s, 也就是从极1低端闭锁时, 换流变中性点电流达到反时限动作定值。饱和保护正确动作。
(2) 直流偏磁电流的方向与接地极电流方向有关, 直流偏磁电流的大小与接地极电流大小有关。极1单极大地回线方式功率正送时, 接地极入地电流为正, 换流变中性点电位被抬高, 电流通过换流变中性点流向网络。极2单极大地回线方式功率正送时, 接地极入地电流为负, 换流变中性点电位被拉低, 电流通过换流变中性点流向地, 即向电网流进负的电流。随着单极大地回线方式输送功率的增加, 中性点电位变化变大, 变压器中性点电流增大, 直流偏磁现象就更严重。
(3) 在直流系统运行方式相同的情况下, 由于网络参数的变化, 直流偏磁的严重程度不同。6月1日极1高换流器大地回线运行方式, 入地电流500A条件下多次解锁, 从录波图上可以看到, 15:29极1高端Y/Y换流变峰值电流0.09A, 00:59极1高端Y/Y换流变峰值电流0.062A。由于00:59负荷水平较低, 而15:29负荷水平相对较高, 交流电网网络中中性落点多, 系统阻抗偏低, 因此换流变中性电流较大, 直流偏磁现象较严重。
(4) 换流变直流偏磁程度同进线开关在合位的换流变的数目有关。换流变进线开关在合位, 不论换流阀是否解锁, 网侧接地的中性点都为直流偏磁电流提供了流通路径。6月12日试验数据, 极1单极大地回线运行电流500A, 隔直装置未投入, 高端偏磁电流为23.3A, 低端偏磁电流为23.1A。将低端隔直装置投入后, 低端偏磁电流为0.8 A, 高端偏磁电流达到31.3A。可以看出, 接地极电流相同的条件下, 换流变中性点直接接地时, 充电或解锁的换流变数目越少, 每台换流变的直流偏磁情况越严重;充电或解锁换流变数目增多, 每台换流变的直流偏磁情况相对较轻。
3.3 直流偏磁影响因素分析
双极平衡运行的方式下, 并未检测到明显直流偏磁现象。因此, 宾金直流单极大地回线方式运行, 接地极电流分布使得接地极周围地电位抬高是交流系统直流偏磁的主要原因。变压器中性点能引起多大的直流电流分量取决于与接地极的距离、接地极周围的大地电阻率、电位升高程度、换流变压器铁芯的特性以及交流电网参数等多方面的因素。
靠近河流、湖泊的土壤电阻率较低, 而一些岩石如花岗岩地质结构的土壤电阻率较高。若接地极深层土壤电阻率较大, 入地电流则主要沿表层分布, 从而感应出较大的电位。从宜宾站、金华站水文地质情况 (表4) 也可以看出, 金华站附近土壤电阻率分布不均匀, 宜采用多层结构模型, 相对于电阻率均匀分布的土壤, 电位分布衰减缓慢。
接地极有电流流入时, 距离接地极越近电位变化越大。直流接地极附近地电位分布示意图如图4所示。接地极附近电位被抬高。
天中直流单极大地回线方式, 天山换流站接地极附近60km范围内变电站普遍存在直流偏磁现象, 而天山换流站距离接地极距离超过80km, 换流变并没有直流偏磁现象。金华换流站距离接地极约24km, 宜宾站距离共乐接地极80km, 复龙站距离共乐接地极72km, 奉贤站距离接地极约97km。
直流系统接地极电流在变电站接地网上感应出较大的电位还不足以产生直流电流, 只有形成电流的通路才会在变压器绕组中流过直流电流。
金华换流站距离接地极相对较近, 出线数目多, 交流网络复杂, 变压器中性落点多, 单极大地回线方式下换流站内地电位被抬高, 并且通过500kV线路连接至远离直流极的变压器产生直流电流。
3.4 治理情况
由于换流变压器的直流偏磁现象超过了换流变的承受能力, 金华换流站及周边大接地系统变电站都安装了容型隔直装置———南瑞PAC-50K变压器中性点电流抑制装置, 金华站共安装四台隔直装置, 每台对应YY和YD六台换流变, 一次回路原理图如图5所示。
目前的策略为使得隔直装置正常运行状态下一直处于电容隔直运行状态, 当变压器中性点发生过电压时状态转换开关快速闭合来旁路电容器, 起到保护电容器的作用, 经过2.5s延时后重新进入电容隔直运行状态。
从实际应用情况来看, 隔断直流电流在交流网络中的通路 (直流电流从变压器接地中性点流入交流架空线路最后通过另一个接地点入地) , 可以有效避免变压器中性点流过直流电流, 抑制直流偏磁。6月12日试验数据比较, 接地极电流500A, 极2高端换流变中性点投入隔直装置前直流偏磁电流35A, 投入后0.7A。
在宾金直流单极大地回线方式下, 目前的治理措施还不能完全抑制交流电网中主变中性点直流电流。电容隔直可彻底堵塞直流电流的通路, 但有可能使其他中性点直流电流增大。实际中, 为消除某台变压器的直流偏磁而不得已断开接地, 可能导致其他变电站的变压器中性点直流电流增大并引起直流偏磁。浙江电网受影响的站点主要分布在金华、丽水、绍兴、杭州, 110kV及以上有30多个变电站已安装隔直装置。
4 总结与建议
直流偏磁现象与接地极周围的大地电阻、交流电网的构成和参数等情况有关, 金华地区土壤电阻率分布不均匀、数值较高, 换流站交流出线多、周围电网结构复杂, 当宾金直流单极大地回线方式下, 金华及周边地区交流电网普遍存在直流电流。目前采用电容型隔直装置, 以有效阻塞直流电流通路。
隔直装置应具备较强的抗干扰能力, 防止在系统扰动的情况下直接接地电容接地转换开关反复动作, 提高其可靠性。
目前的治理措施还不能完全抑制交流电网中主变中性点直流电流。对未装设隔直装置的观测站应该加强变压器振动、噪声和谐波的监测, 若出现直流偏磁程度增加, 则需要采用增加隔直装置等措施加以抑制。随着电网的发展, 新增变电站时应进行直流偏磁风险评估, 确定需要采取的抑制措施。
500kV站用变压器、高压并联电抗器用三相三绕组变压器, 相对于单相换流变压器, 磁阻高, 不易引起饱和, 因此一般不配置饱和保护。而金华站换流变及周边变电站增加隔直装置后, 当宾金直流单极大地回线运行时, 换流站地电位被抬高, 直流偏磁电流通过站用变、高抗流入交流电网。在接地极电流4 000A时511B、512B直流偏磁电流达到4.84 A、5.06 A, 5906线高抗和5916线高抗直流偏磁电流为13.32 A、11.43A。因此, 需要进一步评估偏磁对站用变及高抗的影响, 单极大地回线方式或双极电流不平衡运行时, 要密切关注换流变的直流电流及温升, 加强变压器油的在线监测, 确定是否需要配置饱和保护和加装隔直装置。
摘要：宾金直流单极大地回线方式会引起换流站及周边变电站变压器中性点流过直流电流, 现分析直流偏磁现象原理和形成原因, 介绍换流变压器饱和保护的原理和配置情况, 根据调试的试验数据分析换流变直流偏磁特点及治理情况, 并结合换流站的实际提出建议。
关键词：直流偏磁,饱和保护,隔直装置
参考文献
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直流电压平衡 篇3
1 常规直流最后断路器保护
1.1 保护信号
常规直流中的最后断路器保护,通常需要采集交流场的开关量和运行参数作为动作判据,交流场接线如图1所示。
1.1.1 断路器及隔离开关分合接点信号
通过采集断路器和隔离开关的接点信号,从而判断该间隔是否在隔离状态。一个断路器单元(包括一个断路器和两把隔离开关)中只要有一个设备在拉开位置,即判定该断路器单元在隔离(Disconnect)状态;当交流出线对应的边断路器单元和中断路器单元或两个边断路器单元都为隔离状态时,即判定该间隔在隔离状态。图2为通过断路器和隔离开关接点判断交流间隔是否隔离的逻辑,其中拉开为1,合上为0。
1.1.2 线路电流信号
当故障发生在站外而不是站内时,无法通过断路器和隔离开关的分合接点来判断间隔是否隔离,因此必须加入电流的判据。当交流出线上的电流值低于电流参考值(政平站该参考值为50 A,华新站该参考值为70 A),且直流极为解锁状态时,即可判定该间隔为隔离状态。图3为通过电流判断交流间隔是否隔离的逻辑。
1.1.3 断路器跳闸信号
通过采集断路器跳闸接点(early_make)信号来判断该间隔是否为跳闸状态(trip)。当交流出线对应的边断路器单元为隔离状态时,另外两个断路器只要有一个跳闸;或另两个断路器为隔离状态时,交流出线对应的边断路器跳闸,即可判定该间隔为跳闸状态。此外,在对侧交流站也装有最后断路器装置,它是一个PLC装置,通过对线路相关的本站断路器和隔离开关位置接点进行判断分析,并结合相关保护动作信号,从而确定是否给换流站发跳闸信号[5,6]。图4为判断交流间隔是否跳闸的逻辑。
1.2 保护逻辑
当一个间隔处于隔离状态时,如果发生另一个间隔跳闸的事件,最后断路器保护就会动作,使双极闭锁。如图5所示,当W1间隔在隔离状态时,如果W2间隔发生跳闸事件,同时还满足以下条件:(1)直流在解锁状态;(2)本系统为工作系统;(3)本站为逆变站,最后断路器保护就出口跳闸。当W2间隔为隔离状态时,跳闸逻辑也一样。动作后果为:(1)双极Y闭锁;(2)跳开交流侧换流变出线开关;(3)启动开关失灵保护;(4)启动故障录波;(5)闭锁禁止切换系统。
此外,当一个间隔隔离而另一个间隔不隔离时,系统会发出“只剩一条线路(only one line left)”的告警,提醒运行人员注意。该逻辑是通过异或门(相同为0,相异为1)来实现的。图5为常规直流最后断路器保护跳闸逻辑,来自ABB设计的三-常直流工程政平换流站Hidraw软件。
1.3 存在隐患
正常情况下,采用上述保护逻辑是没有问题的,常规3 000 MW的直流系统的最小功率是300 MW(低于最小功率时,极会闭锁)。在只有两条线路的情况下,如果线路电流低于50 A或70 A时,两条交流线路的功率相加才50~70 MW,此时极早已闭锁。但在特殊运行工况下却可能存在安全隐患,龙政直流逆变侧政平换流站就存在这样的问题。
政平站建站之初,在从500 k V武南站来的两回线路(政武5273线,政南5274线)上安装了最后断路器保护,2004年政平站扩建了到岷珠站的两回交流线路:岷政5271线,岷平5272线。由于岷珠站只有两台750 MW的主变,在失去5273线,5274线的情况下,不足以支撑龙政直流额定功率运行,因此5273线,5274线的最后断路器保护仍保留了下来(5271线,5272线上没有设置最后断路器保护)。在秋冬季直流小功率运行方式下,受交流系统潮流影响,直流输送的大部分功率经过5271线和5272线送到岷珠站去,在5273线和5274线上输送的功率很小,有时功率潮流方向甚至会反向,即武南站的功率通过5273线和5274线转送到岷珠站。在这种情形时,5273线,5274线中的一次电流有效值就有可能在50 A以下,按照保护逻辑(见图3),软件会将本处于运行状态的间隔误判为处于隔离状态,若此时5273线和5274线两条线路中一条电流小于50A,另一条发生故障引起线路保护动作跳闸,政平站最后断路器保护将会动作并导致直流双极Y闭锁。而实际上,此时的交流出线并未全部断开,系统不应该向换流器发出闭锁指令。而且这样的小功率完全可以通过5271线和5272线送到岷珠站,没必要双极闭锁。因此,在上述这种特殊的运行方式下,直流系统的可靠性被大幅度降低。
此外,最后断路器保护逻辑中还存在另一个安全隐患:在5273和5274两条交流出线同时跳闸(或同时收到来自武南站的最后断路器跳闸信号)时,系统反而不会发出闭锁指令(见图5)。如果此时双极运行在大功率下(如3 000 MW)时,将导致大功率全部转移到岷政5271线和岷平5272线上,超过了岷珠站目前所能承受的容量,从而引起政平站内设备过电压。
1.4 改进措施
1.4.1 小负荷运行隐患
为了防止小负荷状态下交流最后断路器保护误动作,现场采取了一些临时措施,即当龙政直流较长时间处于低功率运行时,修改Hidraw软件,将电流判据由“50 A”改为“-50 A”(即取消最后一个断路器保护的电流判据),待大功率后再恢复[7]。但该措施不够完善,由于需要人为判断功率水平并修改保护定值,存在一定风险,给现场人员带来很大安全压力,因此应该对软件逻辑进行修改。可以考虑在逻辑中加入判据。即设定一个功率参考值,在该参考值之下就退出最后断路器保护的电流判据,超过参考值就投入电流判据。图6为修改后的软件逻辑,虚线部分为增加的功率判据。
还可以进一步考虑,当直流系统运行在大功率工况下时,如果发生最后断路器保护动作的情况,可以不闭锁双极直流,而是只闭锁单极或紧急降功率,这样可靠性大大提高,对系统的冲击也可以减小到最低。要实现相关功能有赖于对系统潮流的计算和仿真研究,对现有软件的改动也较大。
1.4.2 最后断路器保护拒动隐患
为了消除武南站最后断路器保护装置动作后政平站最后断路器保护不起作用的隐患,可考虑将两个间隔的跳闸状态取与,当同时为1时,即可启动保护跳闸。图7为修改后的最后断路器保护跳闸逻辑,虚线部分为增加的判断同时跳闸的逻辑。
2 特高压直流最后断路器保护
±800 k V特高压直流系统输电线路长、输送容量大,两端换流站配置无功补偿设备的单组容量及总容量均比±500 k V直流工程高得多,因此应更加重视最后断路器跳闸故障引起的过电压[8]。
根据仿真研究,表1[8]列出了特高压直流双极额定功率运行时逆变站发生最后断路器跳闸后不同闭锁延时避雷器能耗计算结果(“—”表示能耗/电流为0,避雷器不动作)。
通过计算避雷器能耗,并与参考值进行比较,可以判断是否出现交流系统甩负荷,从而确定是否闭锁直流。以下以±800 k V直流特高压奉贤换流站为例进行分析,图8为奉贤站高端换流变进线区域接线。
2.1 保护信号
2.1.1 电压量
从高端换流变进线区域的电压互感器TV3出来的三相电压量经过换相电压计算器后得到换流阀网侧电压,取其最大值,经一定时间保持后滤波得到保护所需的电压量Uac。
2.1.2 电流量
最后断路器保护所需的电流量来自高端换流变进线区域的电流互感器TA4,该电流互感器用于测量流过避雷器F1的三相电流值。现场采集的数据通过e TDM总线到达保护主机后,经过滤波、取绝对值等处理,得到保护所需要的三相电流值I1,I2,I3。
2.2 保护逻辑
2.2.1 能量积分
最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac超过电压定值Uhigh(奉贤站为460.0k V)时以及电流量I1超过电流定值Istart(奉贤站为20.0 A)时,选择器选通积分计算回路,将I1与电压常数Uconst(奉贤站为0.595 MV)相乘,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1 MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。图9为避雷器能量积分逻辑。
积分公式如下:
其中:ET-ΔT为上一次积分的值;ΔT为保护软件的中断周期,单位为Tic,1 Tic=1 ms。
2.2.2 能量释放
最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac和电流量I1中有一个或两个都小于定值时,开放能量释放计算。脉冲发生器每隔1 000 Tic就发出一次脉冲,由0变1,进行一次能量释放计算。将避雷器散热常数Rcoolconst(奉贤站为1/3 600)乘以1 000后与上次计算的积分值相乘并取负,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。能量释放计算逻辑见图10。
能量释放的积分方程如下:
2.2.3 出口逻辑
当同时满足以下条件时,最后断路器保护会出口:(1)任一相发最后断路器保护动作信号;(2)Uac大于电压定值Uhigh(本条件起到联锁作用,防止保护误动);(3)最后断路器保护设置为可用;(4)换流站为逆变站;(5)没有收到闭锁最后断路器保护的信号。图11为特高压直流最后断路器保护出口逻辑。
动作后果为:(1)Z闭锁;(2)换流器隔离;(3)启动故障录波。
2.3 存在隐患
±800 k V向家坝-上海直流工程是第一次采用避雷器动作特性作为最后断路器保护判据,相对于常规直流中采用的最后断路器保护设置,其更多地依赖一次设备的性能,因此对避雷器提出了更高的要求,必须要保证避雷器在交流甩负荷情况下的能耗能满足保护动作要求,使保护正确动作。在保护定值的设置上要考虑能躲开站内操作过电压,防止误动。由于避雷器存在个体差异,因此与其特性有关的定值,如散热常数等的设定也很重要。此外,在保护设置上还可能存在以下隐患:保护只采集高端换流变进线区域的电压值以及避雷器电流值,如果高端换流变退出检修,出现一个完整极加一个1/2极运行的模式或者两个1/2极运行的模式时,将失去该极的最后断路器保护功能,从而带来安全隐患。
3 结束语
常规直流中的最后断路器保护主要检测断路器、隔离开关接点和线路电流,逻辑较为简单,在特殊情况下还可以修改定值,退出部分保护功能。但保护需要检测的环节较多,在特定工况下会出现动作后果不合理的情况。通过采取整改措施,可以进一步提高系统可靠性。特高压直流中的最后断路器保护采用计算避雷器能耗作为保护判据,需要检测的量比较少,但与一次设备的性能关系较紧密,其实际效果还需要经过系统调试和现场运行的检验。
在今后直流工程中应根据工程实际情况,综合考虑站内出线、电网潮流变化、设备可靠性等各种因素后,确定最后断路器保护的选型。
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直流电压平衡 篇4
关键词：直流断路器,直流开断,MRTB,转换电流
0 引言
在特高压直流输电工程中,系统的基本工作原理是通过送端换流站,将交流电转变为直流电,将直流电输送到受端换流站,再由受端换流站将直流电转变为交流电送入交流系统。在整个过程中,直流断路器是换流站中的重要电气一次设备。当系统出现故障或检修时,在不停电的情况下改变供电系统结构,保证系统正常运行[1]。
本文对直流开断过程中的相关问题进行了分析,介绍了目前高压直流输电中采用的2种直流开断方法,综述了几种具有代表性的直流断路器以及直流开关设备配置。
1 直流断路器的工作原理与组成结构
按组成结构,可将直流断路器分为无源型和有源型2种[2],其组成结构如图1所示。无源型直流断路器适用于转换中等幅值的直流电流,而有源型直流断路器适用于转换较大幅值的直流电流。无源辅助电路直流断路器一般由1台SF6断路器(断口)B,1台电容器C,1台避雷器R,以及1台电抗器L组成;有源型直流断路器在无源型直流断路器的基础上增加了1台隔离开关S1及1台直流充电装置Udc。
对于无源辅助电路直流断路器来说,断路器触头分开之后,SF6断路器与L-C支路构成的环路中的谐振电流是靠电弧激发产生的。有源辅助电路直流断路器中电容器开始时并没有和断路器连接,只是由充电器将其预充电到一定的直流电压。在断路器触头分离之后的适当时刻,合上隔离开关S1,预充过电的电容器跨接到断路器上,激发起振荡电流,实现断路器断口电流过零,断口间电弧熄灭。对于无源及有源辅助电路直流断路器来说,当断口间电弧熄灭之后两者的工作原理完全一样。对于无源型和有源型直流断路器,在SF6断路器的电弧熄灭前,振荡电流频率很高,可达数千赫兹,电流峰值的时间很短。
2 直流断路器的开断
2.1 直流开断的技术难点
(1)无过零点。在交流系统中的断路器,主要是应用交流电流在每个周期内的2个电流零点来熄灭电弧,在这一瞬间弧隙介质的介电强度也得到很好恢复,为灭弧创造了很好的条件。由于直流电流总是定值,没有电流零点,故直流电弧的熄灭要借助于交流电流过零这一特性实现[3]。
(2)释放巨大能量。故障时直流等值电路如图2所示。
弧隙回路的电压平衡方程为
式中:为自感产生的感应电势;R为回路电阻;E为电源直流电势;Uarc为弧熄电压。
由式(1)可得短路过程中电流电压变化状况为:
式中:t1为触点开断时刻;A1为触点断开瞬间储存于回路中的磁场能量;A2为燃弧期间由电源向开关供给的能量。
上述能量的表达式由2部分组成,第一部分A1依赖于电网电压、时间常数T和t1(触点开断时刻),且线路越长,L越大,A1越大(1H 4 000A的平波电抗器储能约在8MJ);第二部分A2取决于电流降低的速度及开关特性,电流减小越快,燃弧时间就越短,A2越小。理论上A2可趋于零。由于A1的存在,直流回路切断过程如何吸收所释放的巨大的能量成了直流电路断开的另一个技术难点[4]。
(3)产生的过电压。由于直流系统存在许多电容电感元件,如平波电抗器、滤波装置、过电压波吸收电容器以及导线的线间电容和对地电容等。当系统进行操作时或发生故障时,由于系统参数和工作条件的改变,会引起电容和电感间电磁能量转换(振荡),引起内部过电压[5]。
2.2 在高压直流工程中采用的直流开断方案
在高压直流系统中由于电感的存在,系统里储存了大量的能量,需要采取有效手段来耗散这些能量。同时需要抑制过电压,保证间隙完成介质恢复和保护系统设备免受损坏。目前,在高压直流系统中采用“迭加振荡电流法”进行直流开断。下面介绍已经在高压直流输电中得到应用的2种形式。
2.2.1 自激振荡
自激振荡是利用电弧的负电阻特性和不稳定性,在与开断弧间隙并联的电容、电感串联回路中产生递增的自激振荡,使在电弧间隙的开断直流电流上迭加增幅的振荡流,利用电流过零时开断电路。其原理电路如图3所示,i为被开断的直流电流,ia为断路器电弧电流,L、C、R分别表示转移回路的电感、电容和电阻,ZnO表示氧化锌吸能元件。
电容C和电感L串联组成的换流电路并联到断路器上,当断路器触头分开后,由电弧电压向电容C充电。由于电弧的不稳定性,电弧电压产生波动,使电容器C和电弧之间有1个充放电的过程,产生充放电电流,电弧的负阻特性使这一电流ia的振荡不断增加,当电流的振幅等于所开断的电流时,在断路器触头之间产生电流过零点。电弧电流过零后,断路器触头之间开始介质恢复阶段,这时直流系统仍储存着巨大的能量,这部分能量将变成电容器C上的恢复电压,只有当断路器具有较快的介质恢复速度才不至于发生重燃现象。当恢复电压上升到并联的非线性电阻氧化锌吸能装置的额定电压时,吸能装置导通,吸收掉这部分能量,使系统电流下降到零,至此完成1个直流开断过程。自激振荡开断过程中的电压电流波形如图4所示。
由图4可以看出这种方式的直流断路器开断过程可划分为3个阶段:第1阶段是强迫电流过零阶段,第2阶段是介质恢复阶段,第3阶段是能量吸收阶段。与交流断路器不同的是断路器的介质恢复特性是高频介质的恢复特性。
自激型的高压直流断路器无需辅助设备和控制系统,简单可靠。
2.2.2 它激振荡
它激振荡的并联辅助回路与自激型相似,然而回路中的电容C有1个预充电过程,如图5所示。
断路器处于合闸位置时,先用充电装置将电容C预充电到一定的电压。等到断路器得到跳闸命令,触头开始分开时,开关K合上,并联回路投入使用。电容放电产生的反向电流与通过断路器的正向电流叠加,得到1个变化电流。当断路器的开距达到额定开距时,变化电流到达电流零点时熄灭电弧,从而开断电流。它激振荡开断过程中的电压电流波形如图6所示。
由于并联电路投入后在短时间内产生变换电流并到达电流零点,此时断路器触头很可能未达到额定开距。在前几个电流零点处没有办法熄弧,触头达到额定开距后,电流过零,将电弧熄灭,达到截流目的。由上分析得知,它激振荡型并联回路直流断路器是利用并联回路中的电容电感元件使得流过断路器触头的电流产生振幅增加的振荡,并且在电弧电流到达零点的时候开断电流,其截流时间和效果取决与直流电流的大小以及并联回路的性能。
因此它激振荡型并联回路直流断路器对于截断电流以及并联回路元件值都有一定的要求。它激振荡型并联回路直流断路器是利用充电电容电压直接迫使流过断路器触头的电流为零,其开断能力比自激振荡型并联回路断路器高,然而其充电回路较为复杂,相对来说成本较高。
因此针对4 kV及以下的直流电流,多采用自激振荡型并联回路,而针对4 kV以上的电流,采用它激振荡型并联回路。
3 特高压直流开关设备配置原则
双极系统接线方式是特高压直流输电工程中采用的接线方式。可根据实际情况,通过金属回路转换断路器(MRTB)、大地回路转换断路器(GRTS)、中性母线断路器(NBS)、双极运行中性线临时接地开关(NBGS)及各种直流隔离开关操作完成双极运行方式、单极大地回路方式、单极金属回路方式和双极线并联大地回路运行方式接线的转换。直流开关设备的操作同时确保了直流运行故障的保护切除、检修的隔离等,提高了系统运行的灵活性和可用率。特高压换流站主接线与直流开关设备配置图见图7。
(1)金属回线转换断路器(MRTB)
MRTB装设于接地极线回路中,用以将直流电流从单极大地回线转换到单级金属回线,以保证转换过程中不中断直流功率的输送。如果允许暂时中断直流功率的输送,则可不装设MRTB。MRTB必须与GRTS联合使用。
GRTS合闸之后MRTB动作,建立2个并联的回路,直流电流被分流,到达稳态之后,MRTB动作进行电流转换操作,转换成功之后,和MRTB串联的隔离开关将断开,以确保MRTB不承受持续的电压。
(2)大地回线转换开关(GRTS)
GRTS装设在接地极线与极线之间。它是用于在不停运情况下,将直流电流从单极金属回线转换至单极大地回线。
在GRTS动作之前,MRTB先合闸,建立大地回路和金属回路2个并联的回路,直流电流被分流,到达稳态之后,GRTS动作进行电流转换操作,转换成功之后,和GRTS串联的隔离开关将断开,以确保GRTS不承受持续的电压。
(3)中性母线断路器(NBS)
当单极计划停运时,换流器在没有投旁通对的情况下闭锁,换流器将使该极直流电流为零,NBS在无电流情况下分闸。这也是当换流器内发生除了接地故障以外的故障时,利用NBS进行隔离的正常程序。当正常双极运行时,如果1个极的内部出现接地故障,故障极带投旁通对闭锁,则利用NBS将正常极注入接地故障点的直流电流转换至接地线路。
对于NBS,最苛工况是平波电抗器的线路侧对地故障,换流器投旁通对,此时需NBS动作,将故障回路电流转换到健全极回路中。
(4)双极运行中性线临时接地开关(NBGS)
NBGS装设于中性线与换流站接地网之间。当接地极线路断开时,不平衡电流将使中性母线电压升高,为了防止双极闭锁,提高高压直流输电系统的稳定性,利用NBGS的合闸来建立中性母线与大地的连接,以保持双极继续运行,从而提高了高压直流输电系统的可用率。当接地引线由于故障断开时,中性母线电压将不可控,此时NBGS合闸将系统转为站内接地,将中性母线电压重新稳定在零电位。当接地引线重新正常运行后,NBGS打开,将电流转换到接地引线回路中。另外,当NBS无法进行转换时,NBGS也可以提供临时接地通路,以减少NBS的转换电流。NBGS还有另一个作用,当NBS转换失败时,NBGS合闸提供临时站内接地。
4 大地和金属回路的转换过程
(1)大地转金属回路(极1)
首先合MRTB及其两侧刀闸,之后断开与MRTB并联的刀闸,再合GRTS及其两侧刀闸和至极2的刀闸,形成单极大地与金属回路并联运行。最后断开MRTB完成转换。
(2)金属转大地回路(极1)
首先合MRTB及其两侧刀闸,之后合与MRTB并联的刀闸,形成单极大地与金属回路并联运行。再断开GRTS及其两侧刀闸和至极2的刀闸,最后断开MRTB及其两侧刀闸完成转换。
5 结语
随着我国特高压直流输电工程的建设与发展,直流断路器的开发与研制也得到了长足进步,保证了特高压直流输电的稳定运行。现今我国特高压直流输电方式采用双端网络,存在着传输方式的单一性。如果有适用的特高压直流断路器,不仅能够建立直流多站系统,还可以建立直流系统之间的联络,使直流系统具有灵活的运行方式和可靠的调节手段。因此,直流断路器是解决系统联网、提高可靠性和可控性的重要途径。
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特高压紧急直流功率支援策略研究 篇5
特高压直流输电是长距离、大容量输电的较佳方案[1,2,3,4],随着三峡和西电东送工程的实施,越来越多的特高压直流输电系统将出现在我国交直流互联电网中,其中计划于2010年投运的±800 k V云广特高压直流输电工程,将是世界上第1个特高压直流输电工程[5,6]。云广特高压直流输电工程起点于云南楚雄,落点于广东穗东,是南方电网“十一五”西电送粤的主要输电通道,双极输送容量5 GW,主要输送来自石南小湾、金安桥、漫湾等水电站的电力到广东负荷中心,是世界上目前规模最大的特高压直流输电工程,没有实际的运行经验可供参考。
特高压直流输电系统在交直流互联电网中的出现在一定程度上能明显地改善系统的稳定性[7]。特高压直流输电系统均具有1.1倍的长期过载能力和3 s的1.5倍短时过载能力,其额定输送容量大,在交直流系统受到大干扰的情况下,利用其短时过载能力,快速调制直流系统注入交流系统的功率,可以弥补暂态过程中送端和受端的功率不平衡量,提高系统的暂态功角稳定性,相应地也能改善由于功率失衡引起的电压波动和低电压持续时间过长的现象[8,9,10]。
针对特高压的紧急功率支援策略问题,本文以中国电力科学研究院开发的基于Windows 9x/NT/2000的具有新直流详细模型的最新版本PSD-BPA潮流及暂态稳定程序为分析平台,针对南方电网2010年±800 k V云广特高压直流输电工程投运后,在大扰动下利用该直流系统的紧急功率支援策略对系统暂态稳定性的改善进行分析研究。
1 特高压紧急直流功率支援对系统稳定性影响的机理分析
经典模型下,第i台发电机的转子运动方程为
式中τi为发电机的惯性时间常数;Pmi为机械功率;
Pei为电磁功率;ωi为角速度;δi为发电机功角。
定义Ji=ΔPi/ΔP(i=1,2,…,n)为第i台发电机电磁功率变化量ΔPi对于线路功率变化量ΔP的灵敏度。根据灵敏度因子Ji,系统中所有的发电机被分为2群:群S对应Ji>0(i=1,2,…,n1),称为严重受扰机群;群A对应Ji<0(i=1,2,…,n2;n1+n2≤n),称为剩余机群。
继而将整个系统等值为双机失稳模式,其惯性中心S﹑A下的双机等值方程如下:
其中,τS﹑τA﹑δ"S和δ"A分别为S群和A群的等值惯性时间常数和惯量中心下各自的广义加速度。
进一步作单机对无穷大系统的等值[11],为简化分析,假设δi≈δS,δj≈δA。由前面分析可知,整个系统的稳定问题就是S群和A群的相对稳定问题,故设δ=δS-δA,其等值单机无穷大母线系统(OMIB)的运动方程为[12]
其中,τSA﹑Pm SA和Pe SA分别为OMIB下的广义惯性时间常数﹑机械输入功率和电磁输出功率,且:
式中Gij+j Bij=Yij为Y阵中元素,且Y阵的形成基于如下的网络结构假设。
假设网络存在直流节点但其输送功率为零,且网络已经收缩到只剩下发电机内节点和直流节点,负荷阻抗(包括非研究对象的直流节点)已经归入节点导纳矩阵,其中送﹑受端发电机内电势节点的集合分别为S和A,送﹑受端的直流节点集合分别为P和Q,网络划分如图1所示。
则网络方程可表示为
其中,I为节点注入系统的电流列向量,U为节点电压列向量。直流系统没有输送功率,即IP=IQ=0时,消去直流节点,得:
其中,为收缩到发电机内节点的导纳矩阵。当直流系统输送功率即IP≠0﹑IQ≠0时,则式(6)变为
可见消去送端(或受端)直流节点相当于把直流节点的注入电流移置到S群(或A群)发电机内节点上,对于送端有:,其中ki为负
荷移置系数,在均一电网中为实数。直流系统作为负荷处理S=Pdp+j Qdp=Pdp(1+j K),其中K为比例系数,其注入电流为Ip=S%/U%p,把在S群发电机内节点增加的注入电流折算为在内节点增加的接地导纳,即,其中α=-arccos(P/|S|),等值双机失稳模式中有δP≈δS,得:
故考虑直流系统后需修正Y中的对角阵元素,在其自导纳元素中增加接地导纳项,对于送端则变为Yii=(Gii+ΔGi0)+j(Bii+ΔBi0),i!S。受端等效负荷为S=-Pdq+j Qdq=Pdq(-1+j K),同理可知消去受端直流节点相当于把直流节点的注入电流移置到A群发电机内节点上,对于受端则变为Yjj=(Gjj-ΔGj0)+j(Bjj+ΔBj0)(j∈A)。
考虑直流功率后需要修正式(3),Pdp的变化不会改变Pmax和γ的大小,但会影响PC值。考虑直流线路的有功损耗并设受端输出直流功率为Pq=ηPp,η为直流系统输送有功的效率,代入式(3)得:
可见,在功角正摆过程中提升直流功率,即Pd增大使PC增大,式(3)中的等效机械功率Pm SA-PC减小将使Ainc
2 系统建模及计算条件
本文采用PSD-BPA分析计算程序建立了交直流系统机电暂态仿真模型,其中发电机采用次暂态详细模型,考虑励磁调节系统、调速系统的动态作用;负荷模型采用包含频率特性的ZIP静态负荷模型,其参数参见文献[9];所有直流系统均采用定功率控制模式,直流模型采用PSD-BPA新的直流详细模型DM型和DN型,其中DN型直流控制系统用于天广直流,贵广Ⅰ、Ⅱ直流和云广直流,DM型则用于三广直流。该类新直流详细模型的仿真计算结果和EMTDC电磁暂态程序的仿真计算结果十分接近(1),且与BPA的原直流模型相比,该模型考虑了更加丰富的控制方式,如整流侧和逆变侧的定电压控制、电流偏差控制(CEC)等。
3 特高压的紧急功率支援策略对系统稳定性的影响
特高压直流系统输送容量大,可供支援的有功量大,在交直流系统受到大干扰的情况下,快速地调制其输送的直流功率量,能有效地改善交直流系统暂态功角稳定性。但同时,特高压直流系统运行时需要吸收大量的无功功率,其无功消耗量比一般的直流系统无功耗量大,整流站的无功耗量约为额定有功的40%~50%,逆变站约为额定有功的50%~60%[13],这对交直流系统的电压稳定极为不利。可见,大扰动后特高压直流系统的控制策略对于恢复系统的功角稳定和电压稳定的作用似乎是相互矛盾的,势必要求紧急直流功率支援必须兼顾有功和无功两方面的平衡,在支援起始时刻,支援速率和支援功率数量等方面应相互配合。下文将对云广特高压紧急直流功率支援策略进行研究。
3.1 功率支援起始时刻的影响
考虑下面的故障组合情况:罗平-天生桥换流站线路检修,罗平-百色线0 s发生三永故障,0.1 s后跳双回(称为事故Ⅰ)。正常情况下,罗天线﹑罗百双回线路共向广西输送电1430 MW;故障发生后,云南电网区内约1400 MW电能无法外送,大量的过剩功率将引起云南网区内的机组加速并最终导致系统失稳;同时,故障后大量有功潮流的转移将导致唯一并行的交流通道大部分节点电压增幅振荡失稳。故障后,若在15周波,即0.3 s切除大朝山3台机组675 MW出力,系统便可稳定。如果不采取切机措施,通过提升云广±800 k V特高压直流系统双极输送的有功功率,系统也能稳定。若在0.3 s内将云广直流功率提升至1.3倍并保持3 s持续时间后再以同样的速率回降至额定值,考察分别在t=0.1 s﹑0.2 s﹑0.3 s﹑0.4 s﹑0.5 s时投入直流功率支援对系统暂态稳定性的影响,仿真结果如表1所示。
注:t为起始时刻;λ为首摆稳定裕度;t1为送端电压持续低于0.75 p.u.时间;t2为受端穗东换流母线电压持续低于0.8p.u.时间;下表同。
由表1可见,功率支援起始时刻对系统暂态稳定性的影响是明显的。从仿真结果看,最佳的直流功率支援起始时刻是故障后0.3 s,相对其他时刻而言,在该时刻投入直流功率支援拥有较好的暂态功角稳定性和暂态电压稳定性。当把起始时刻提前至0.1 s或0.2 s时,系统的暂态功角稳定性和暂态电压稳定性都下降,这是因为过早投入特高压的功率支援会加大换流站对无功的需求,在无功紧缺时会引起换相电压发生波动,继而会延慢直流功率的增长,妨碍实际直流功率的提升;但如果过晚投入直流功率支援,根据扩展等面积(EEAC)理论,将不能提供足够的减速面积Adec,系统失去稳定。
不同提升起始时刻的漫湾机组功角(相对于河池机组)和大新站电压的仿真曲线如图4﹑图5所示。
3.2 功率支援数量的影响
事故Ⅰ:罗天线检修,罗百线0 s发生三永故障,0.1 s后跳双回。前面分析知在t=0.3 s时投入特高压直流功率支援的效果最好。下面通过在t=0.3 s时开始功率支援,在0.3 s内功率提升到指定值并保持3 s后直流功率逐步回降到额定值,考察不同的直流功率支援数量(分别为0.5 p.u.﹑0.4 p.u.﹑0.3 p.u.﹑0.2 p.u.﹑0.1 p.u.)的稳定效果,仿真结果如表2所示。
注:P为直流功率支援量。
从表2发现,最佳的直流功率支援量为0.3 p.u.,此时拥有较好的暂态功角稳定性和暂态电压稳定性。同时看到,随着支援量的减小,首摆稳定裕度明显下降,当支援数量为0.1 p.u.时,将不能提供足够的减速面积Adec,系统失去稳定;但随着支援量的增大,系统的功角稳定裕度略有下降,但影响不大。较大的支援量能够改善功角稳定性,但同时也加大换流站对无功的需求,将对正在恢复中的节点电压产生不利影响,但由于该功率支援在0.3 s后投入并以一定速率提升,对系统无功需求的冲击不是很大,所以并没有明显地削弱首摆稳定裕度。可见,支援量的合理选择应该综合考虑功角和电压稳定性要求,同时应注意太大的提升量可能会引起逆变侧换相失败,综合考虑以上诸多因素,支援量为0.3 p.u.最好。
3.3 功率支援速率的影响
考察下面直流极端故障组合:天广直流双极闭锁+贵广Ⅱ回双极闭锁(称为事故Ⅱ)。2010年南方电网500 k V网架结构极大增强,当以上直流系统单独发生双极闭锁时,系统均能稳定。但当出现极端情况,即以上2回直流同时闭锁时,原本由直流线路输送的共4800 MW功率将全部转移到并行的交流通道,系统电压和功角都失稳。
若同时切鲁布革水电厂和光照水电厂全部机组,系统将稳定。如果不采取切机措施,在故障后提升云广直流功率,系统也能稳定。选取在t=0.3 s投入功率支援,并以不同速率提升到定值1.3 p.u.,保持3 s后再以适当速率回降至额定值,考察不同提升速率对系统稳定性的影响如表3所示。
从表3仿真结果可知,提升速率为2500 MW/s取得最好的暂态稳定效果。当把速率提高到7 500MW/s时,系统的功角和电压稳定性都下降,直流功率的快速提升能有效地缓解送、受端的有功失衡,但会对交流系统产生大量的无功需求,削弱换相电压的稳定,延缓直流功率的增长,反而降低稳定裕度。但当提升速率太小时,将不能提供足够的减速面积Adec,不能有效地缓解送﹑受端的有功失衡,系统稳定裕度也将下降。
注:v为提升速率;t3为电压持续低于0.75 p.u.时间;t4为逆变侧电压持续低于0.8p.u.时间。
同时,直流功率的回降速率也对系统的稳定性有很大的影响。当有功提升量较大时,若回降速率太大,则在很短的时间内又给系统的有功平衡造成很大的冲击,将会又一次使送端机组加速。
3.4 功率支援持续时间和适当功率回降的影响
以事故I为例。故障发生后,在t=0.3 s开始提升云广直流功率并在0.3 s内达到1.3 p.u.,持续一段时间后再将直流功率在0.3 s内回降到额定值。考察不同的支援持续时间对系统稳定性的影响,其结果如表4所示,平海机组功角和罗洞母线电压在不同持续时间下的响应曲线如图6﹑图7所示。
注:t5为持续时间;λ1为稳定裕度;d为阻尼比;t6为逆变侧电压持续低于0.8p.u.时间。
由表4和图6﹑图7可知,持续时间t=2.7 s具有最好的暂态稳定性,取得最好的支援效果。随着直流支援持续时间的减小,减速面积Adec的增加量也减小,系统的首摆稳定裕度变小,当持续时间减少到为1.74 s时,功角在第2摆失稳。同时看到,功率支援持续时间的延长并没有改善电压的稳定性,反而削弱电压和功角的稳定性。这是因为功率支援对系统的正向摆动和反向摆动的稳定性具有相反的影响效果,直流功率提升能改善正向摆动的稳定性但却对反向摆动的稳定性不利,若能正确掌握直流功率支援提升和回降的确切时间,根据EEAC相关理论[11,14,15]在等值单机无穷大系统的功角正向摆动过程中提升直流支援功率,在功角反向摆动过程中回降直流功率,能更好地改善系统的暂态稳定性。在策略3的基础上,直流功率提升到1.3 p.u.并持续2.7 s后再以一定的速率回降到0.95 p.u.,经过0.5 s后再恢复到额定值,其功角响应曲线如图8所示。可见,在适当时刻回降直流功率,能取得更好的暂态功角稳定性。目前,关于直流紧急功率支援的研究[8,9,10],都是针对直流功率的提升,没有考虑到直流功率的回降策略,如果能够考虑其回降环节,将能取得更好的支援效果,但主要问题是功率回降的确切时刻不好掌握。
4 静止无功补偿器(SVC)对特高压紧急直流功率支援的影响
对紧急功率支援而言,在交流系统受扰后电压波动尚未平息﹑换流母线电压仍然较低情况下,提升速率过快将会造成直流系统恢复困难,严重时可能会加剧系统的不稳定性。文献[16]认为交流故障切除后,换流站换相失败是导致直流功率不能快速恢复的主要原因,而换相失败的很大原因就是换流母线电压稳定性差。SVC[17,18]能为换流站母线电压提供无功支持,使直流系统电压能在交流故障后快速恢复,并对交流系统的稳定性产生有利的影响[19]。以3.3节之策略1为例,参考在500 k V穗东换流母线投入500 Mvar的效果。补偿前,穗东、肇庆换流站母线电压波动很大,其中肇庆换流站熄弧角小于8°的时间约为0.6 s,如图9所示;安装SVC后明显地改善了穗东逆变侧换流母线电压的稳定性,如图10所示,对功率的快速提升有利,能够更加有效地弥补功率缺额,如图11所示,系统的首摆稳定裕度由原来的59.4%提升到70.2%。
5 负荷特性对特高压紧急直流功率支援的影响
仿真计算中通过调整ZIP静态负荷模型中受端广东电网的组成比例,将其有功负荷特性改为40%恒功率﹑30%恒电流﹑30%恒阻抗,而保持无功负荷特性不变,考察3.3节之策略2,此时若云广直流的提升量仍为0.3 p.u.则系统不稳定,究其原因,是因为广东电网恒功率负荷比例增大,事故后有功负荷的减少量变小,造成通过交流通道转移至受端的有功功率增加,主要交流通道上的无功消耗增大,系统无功功率无法平衡,系统电压持续降低,导致电网电压崩溃;为了减少故障后交流通道上的有功增加量,需把提升量增大为0.5 p.u.后系统方能稳定,但电压水平偏低。此外,恒功率负荷在电压下降时,为保持功率恒定需要增大电流,导致受端网区内线路上的有功和无功损耗都增加,这将导致受端系统无功紧缺,逆变侧换相电压的恢复特性变差,因而直流功率的提升速度不能太快。
采用含有感应电动机动态负荷模型后,系统在故障后的稳定性能变差[20,21],特高压的紧急功率支援策略也受到影响,这是由感应电动机的低压响应特性决定的,低压时感应电动机吸收的无功量上升,这将使本来就薄弱的系统由于无功功率缺乏而电压持续低下,等值单机无穷大母线系统的电磁功率Pe.SA的最大值变小,体现在P-δ特性曲线的加速面积变大而减速面积减小,故需要增加特高压直流功率的支援量以减小加速面积﹑增大减速面积。同时,在电压稳定特性变差的情况下,由于直流功率支援量需要增大,故其提升速率不能太快,否则也将加快无功需求,从而形成恶性循环,影响逆变侧换相电压的恢复。考察3.2节之策略3,在ZIP静态负荷模型下,此时系统稳定;若将全网负荷模型改成ZIP静态负荷模型和南方电网典型的感应电动机动态模型相结合的综合负荷模型,其中广东、香港电网的感应电动机比例为40%,云南、贵州和广西等电网感应电动机模型比例取30%,则此时系统在策略3下电压和功角均失稳,需通过增加提升量0.1 p.u.后系统才具有同ZIP静态负荷模型下同样的稳定水平。不同负荷模型下,3.2节之策略3下穗东逆变站母线的电压如图12所示。
6 低压限流单元(VDCOL)特性对特高压紧急直流功率支援的影响
在故障恢复期间,如果直流功率提升得太快,换流器需要吸收大量的无功功率,将影响交流电压的恢复,而低压限流单元(VDCOL)能根据电压变化平稳增大电流指令值,换流器吸收的无功功率缓慢增大,也有利于交流系统的快速恢复,继而有利于随后的功率快速提升。
常规的VDCOL特性依据整流侧的直流电压来决定实际电流指令的大小,不能快速地反映逆变侧换相电压的变化,这导致了电流指令在一定程度上不能反映逆变侧换相电压的波动情况,可能会导致各逆变站间的不良相互影响加剧,限制特高压紧急直流功率的支援效果。具有整流侧直流电压Udc.r和逆变测交流电压Uac.i信号切换功能的改进VDCOL能够很好地克服以上问题,提高特高压直流功率支援的效果。将该改进的VDCOL应用于云广特高压直流输电系统并采用3.2节之策略3当P=1.3 p.u.(即单极P=3250 MW)时,故障后云广直流功率曲线如图13所示。
7 结论
a.特高压紧急直流功率支援能改善故障后系统的暂态稳定性,但提升量要适当,较大的提升量能够改善功角稳定性,但也加大换流站的无功需求,对正在恢复中的节点电压产生不利影响;紧急功率支援投入要适时,过早投入将加大换流站的无功需求,过迟则不能有效地改变系统主导映象等效加速面积大于减速面积的现象;提升速率不能太快,否则也会加大无功需求,削弱换相电压的稳定;回降速率也不能太快,否则将会在很短的时间内又给系统的有功平衡造成很大的冲击,将会又一次使S群内机组加速;在等效OMIB功角的回摆过程中适当回降特高压直流功率能更好地改善系统的暂态稳定性。
特高压直流输电线路融冰方案 篇6
中国是世界上输电线路覆冰灾害最严重的国家之一。覆冰会使输电线路的机械和电气性能急剧下降,严重时会造成跳闸、断线、倒杆塔,导致停电事故,给国民经济带来重大损失[1,2,3]。因此,研究输电线路的防冰和除冰技术对提高电力系统的安全性和可靠性有重要意义[4]。
未来3年,中国将陆续建成云南至广东、向家坝至上海、锦屏至苏南这3条±800 kV特高压直流输电线路并投入运行,还有多条特高压直流输电线路已列入建设计划[5,6]。一方面,这些特高压直流系统双极额定输电容量高达5 GW～7.2 GW,如此大容量的电力输送对直流输电系统的可靠性提出了极高的要求[7,8];另一方面,特高压直流输电线路输送距离远,中间需跨越多个易发严重覆冰灾害的区域。因此,研究特高压直流工程的防冰和除冰技术显得尤为紧迫和重要,对确保特高压直流输电系统本身以及相关电力系统的安全可靠运行都具有重要意义。
目前输电线路防冰和除冰技术有很多种[9],本文采用加热融冰方法[10],其原理是使输电线路流过大的直流电流,通过线路电阻发热升温融化覆冰。根据特高压直流工程的技术特点[11],本文将研究特高压直流输电线路融冰的2种方案:一种方案是对线路施加额定值左右的电流,预防覆冰形成,称为预防性融冰方案,这种方案也能融化已形成的覆冰,只是需要很长的时间;另一种方案是对线路施加很大的直流电流,快速融化已形成的覆冰,称为紧急融冰方案。
1 特高压直流系统常规运行方式
特高压直流输电系统每端换流站有4个12脉动换流器,分为2个极,每个极2个换流器串联,其主接线如图1所示。
正常运行方式下,特高压直流工程的2个极直流电压极性相反,一个极的线路对地电压为+800 kV,另一个极的线路对地电压为-800 kV。直流电流的方向始终与换流阀的导通方向一致。2个极的功率方向相同,都将功率从站1(整流站)输送至站2(逆变站)。
2 预防性融冰方案
2.1 直流高负荷时的预防性融冰方案
在丰大时段,特高压直流系统负荷较大,线路电流接近或达到额定直流电流4 kA,此时线路发热量基本可以预防覆冰的形成。即使环境温度很低或已有少量覆冰形成,由于特高压直流工程通常设计有短时10%以上的过负荷能力,可以充分利用系统短时过负荷能力间歇产生4.4 kA以上的线路电流,达到预防覆冰形成的目的。
在直流系统双极不能同时实现大负荷输电的情况下,可安排2个极轮流过负荷运行实施融冰,并同时维持设定的双极总功率。
过负荷是特高压直流系统及其控制保护[12]的常规功能,这种融冰方案的优点是容易实现,且不干扰特高压直流系统的正常运行。但易发覆冰的冬季通常处于枯小时段,此时特高压直流系统的整流端难以提供足够的功率,直流系统只能运行于低负荷工况,上述融冰方案将不再适用。
2.2 直流低负荷时的预防性融冰方案
枯小时段,受整流端系统功率不足的限制,特高压直流系统只能低负荷运行时,直流线路电流将远小于额定电流4 kA,此时如遇到低温雨雪天气,易产生覆冰灾害。针对这种情况,预防性融冰方案需要同时实现2个目标:
1)特高压直流系统的总输送功率应较小;
2)直流线路电流应尽可能大,至少达到额定值左右。
令特高压直流工程的2个极功率方向相反,一极正向传输功率,另一极反向传输功率,可同时实现上述2个目标。采用这种方案,单个极传输的功率可以很大,用于产生额定的直流电流;而由于2个极的功率方向相反,当2个极功率大小相近时,特高压直流系统的总传输功率很小,甚至可以使某一端换流站的总交换功率为0,而另一端换流站的双极总功率全部用于线路融冰损耗。由于这种融冰模式不需要很高的直流电压,因此,可以将特高压工程每个极的一个换流器隔离,采用双极单换流器大地回线运行方式。该预防性融冰方案如图2所示。
这种预防性融冰方案的主要优点是:
1)方案容易实现,几乎不需要对现有的特高压工程设计和控制保护系统功能进行修改就能实现这种融冰工作模式;
2)融冰时不需要整流侧交流系统提供很大的功率源,对交流系统造成的扰动也较小。
在双极功率异向的融冰方案实施过程中还需注意以下几个问题:
1)特高压直流控制系统的双极功率控制模式不支持2个极功率方向相反的运行方式,因此,在预防性融冰方式下,2个极应各自采用单极定电流控制模式。
2)融冰方案采用双极大地回线运行方式,如果2个极线路电流差异较大,接地极将流过较大的电流。为减小不平衡电流,融冰工作模式全过程(包括电流升降过程)中2个极的电流定值不应差别过大。如果需要特高压直流系统在融冰过程中同时传输少量功率,建议尽量采取一极全压运行,另一极降压运行的方式。
3)在预防性融冰模式下,直流系统双极总功率较小,但每个极的传输功率却很大。虽然双极异向融冰运行不需要交流系统提供很大的功率,对交流系统造成的扰动也很小;但考虑到融冰时天气情况一般比较恶劣,线路故障概率较高,一旦故障造成一极停运,直流系统会转入单极大地回线运行,将导致直流系统与交流系统的功率交换量突然增大,给两侧交流系统带来一定扰动。
为避免出现这种情况,应在特高压直流控制保护系统中为双极功率异向融冰方案增加特殊的保护功能:融冰大电流运行时,如果某极故障停运,控制保护系统应使另一极也迅速闭锁。该功能可采用以下方法实现:
1)设置融冰模式标志信号Deice_Mode,需要运行融冰模式时将该标志信号置为1;
2)在特高压直流控制系统的极间通信中增加功率方向信号,使本极能够接收对极的功率方向信号;
3)比较本极与对极的功率方向,如果2个极功率方向相反,则判定系统处于预防性融冰状态,定义Deice_Status为1;
4)根据本极运行信号OPN和对极运行信号OPN_FOP,采用以下逻辑判断对极在大电流融冰运行中是否出现故障停运:OPN_FOP为0、OPN为1且2个极功率差大于单极最小功率的1.1倍,则定义对极故障停运信号Deice_Stop_OP为1;
5)当Deice_Mode,Deice_Status,Deice_Stop_OP均为1时,判定系统在双极功率异向融冰运行过程中出现了对极停运,此时定义Deice_Trip为1,触发本极紧急停运。
采用上述特殊保护功能的双极功率异向融冰方案已在国内多个±500 kV常规直流工程中进行了试验运行,融冰过程中模拟单极故障停运的试验结果表明该保护能准确动作,将融冰时单极故障停运对两侧交流系统的扰动降至最小。
2.3 单换流站带回路运行的预防性融冰方案
双极功率异向融冰运行方式下,特高压直流工程2个极的直流电压是同极性的,因此,可考虑在特高压直流线路易覆冰区外的某一点将2条直流极线路短接,形成单侧换流站带回路融冰运行方式,如图3所示。
通过规划短接点的位置,使跨越易覆冰区的线路与一侧换流站形成回路,有针对性地进行融冰,而短接点以外的线路与对端换流站的融冰功率损耗就可省去。当然,这种融冰方案需要增加少量投资,包括短路线路与隔离刀闸,以及相关的站间通信等。
3 紧急融冰方案
如果大量覆冰已形成并威胁到杆塔安全,就需在很短时间内融化覆冰。这种情况下,额定的线路电流已不能满足融冰要求,必须采取紧急融冰方案,提供很大的线路电流,迅速融化已形成的覆冰。
根据对特高压直流工程采用的6×720 mm2导线的研究,特高压直流输电线路的紧急融冰电流在8 kA～9 kA左右[13]。在常规接线和运行方式下,特高压换流站无法提供这么大的融冰电流。
针对特高压直流工程的特点,可以采用2个换流器并联运行的方式提供紧急融冰电流。由于换流器是按照模块化原则设计的,所以只需在特高压直流输电工程的两端换流站增加少量连接线和隔离开关,就能方便地通过直流开关场操作,使换流器的常规串联运行方式切换为每站2个换流器并联融冰运行方式,这样在额定情况下可提供8 kA的直流线路电流,考虑换流器的过负荷能力,最高可提供超过9 kA的紧急融冰电流[14]。特高压直流单侧换流站内2个换流器并联运行的一种接线方式如图4所示。紧急融冰时对端换流站也采用同样的接线方式。
图4中的接线方案将换流器C1和C4并联,融冰电流流经的线路在图中用粗线标出。紧急融冰时,先将换流站转入单极单换流器C1金属回线运行,然后闭合C4并联线路上的隔刀,解锁C4并逐渐增大电流,即可不停电实现2个换流器并联融冰运行方式。
图4所示的紧急融冰接线方案需换流站增加部分一次设备,主要包括:4个800 kV直流隔刀Q1～Q4;2个400 kV直流隔刀Q5和Q6;1个400 kV地刀Q7;1个400 kV避雷器A1;2个中性线避雷器A2和A3;1个金属回线避雷器A4;若干条连接线。
要实现特高压直流系统的紧急融冰工作方式,直流控制保护系统的部分功能模块还需修改,增加这些模块在融冰方式下的特殊处理程序。这些修改不对原有功能做任何变动,只是在满足特高压直流工程常规工作方式下所有功能要求的同时,也能在需要时使直流系统运行于紧急融冰工作方式。
紧急融冰方式下,特高压直流工程换流器从串联接线方式转入并联方式,考虑到每站并联的2个换流器间的电流平衡问题,建议紧急融冰时采用如下的控制策略:
1)每站并联的2个换流器各自独立控制。
2)整流侧并联的2个换流器均处于定电流状态,每个换流器电流定值为输入的融冰电流指令值的1/2。在额定条件下,每个换流器可提供4 kA电流,并联直流电压400 kV,直流线路电流为8 kA,过负荷时,可达到9 kA。
3)逆变侧并联的2个换流器一个处于定电流状态,另一个处于定电压状态。处于定电流状态的换流器电流定值跟踪直流线路电流,使逆变侧2个换流器平均分配直流电流;定电压状态的换流器控制并联换流器的直流电压。由于两侧换流器都为并联接线,单换流器定电压完全能够确保所有换流器的电压均能保持在定值附近。
上述控制策略确保了特高压直流系统在融冰工作的所有时刻都处于稳定的工作点,融冰电流连续可控,整流和逆变两侧的直流电流都在并联的换流器之间被平均分配,不会引起单个换流器的超负荷运行。
除了控制策略的变化,紧急融冰方案还需要对换流站无功和滤波设备进行校核,以及对控制保护的许多相关功能进行调整,例如增加并联换流器的极间通信、增加融冰模式的顺序控制功能、无功控制功能、线路故障保护区从并联点后开始、很多保护定值需要修改、融冰时由单套保护代替3取2逻辑等。
除了图4的换流器并联接线方式,紧急融冰方案也可采取其他的换流器并联接线方式,例如单极的2个换流器并联融冰。这种方式下,本文提出的紧急融冰控制策略仍然有效。
紧急融冰方案需要注意的一个问题是:特高压直流输电线路通常很长,会跨越多种地理和气象区域。当紧急融冰运行时,整条输电线路都将通过很大的电流,在低温和严重覆冰区,大电流将融化覆冰;但同时在未覆冰区,大电流将使线路温度升得较高。根据±500 kV常规直流工程双极功率异向融冰试验的结果,在常温条件下,通过3 kA的融冰电流后,直流线路温升约为10 ℃。以此估算,特高压直流工程紧急融冰时,未覆冰区的线路温升约为20 ℃～30 ℃。考虑到输电线路的温度上限一般在90 ℃左右,该温升不会给直流线路带来太大影响。尽管如此,线路温度长时间处于较高温度仍会造成不利影响,因此,只有在紧急情况下才需要短时间使用8 kA以上的电流。由于紧急融冰方案的融冰电流是连续可控的,一旦覆冰状况缓解,就可逐渐降低融冰电流,避免未覆冰区线路和设备长时间运行在较高的温度下。
4 结语
双极功率异向的预防性融冰方案,其最大优点是不增加一次设备投资,对控制保护系统软件功能的修改也很少,容易实施;同时,这一方案对相关交流系统影响小,尤其适合在冬季低负荷时段使用;另外,只要做好覆冰监测[15]和气象预警,及时启用预防性融冰运行模式,在绝大多数情况下都能够防止线路受到冰灾影响。
紧急融冰方案的优点是可以提供很大的直流线路电流,快速融化线路覆冰。但这一方案也会带来下列问题:
1)需增加特高压换流站的投资;
2)控制保护系统功能需要相应增加;
3)该方案需要整流侧交流系统短时间提供较多的功率,这在低负荷时段会增加功率调度的难度;
4)紧急融冰时直流系统与交流系统的最大功率交换量与特高压直流双极单换流器运行时的功率交换量相当,因此,在最严重故障情况下,紧急融冰过程中双极停运,其对交流系统的扰动仅略小于常规双极单换流器运行时发生双极停运的扰动。
预防性融冰方案和紧急融冰方案的实施将大大增加直流输电线路的抗冰灾能力,提高特高压直流输电系统的可靠性。
直流电压平衡 篇7
随着我国特高压直流输电项目的建设,直流输电线路电磁环境问题成为线路设计中的控制因素,直接影响到极间距离、导线对地距离、通道宽度等。由于电晕的作用,直流输电线路的正负极导线之间以及正负极导线与地面之间存在着大量的空间电荷,空间电荷在电场的作用下向单一方向流动,形成离子电流;而交流输电线路由于导线极性呈周期性变化,离子只在导线周围振荡,空间不会存在游动的带电粒子。直流输电线路下的空间场强由导线所带电荷产生的静电场(标称电场)和空间电荷产生的电场叠加而成,又称为合成电场。合成场强与电晕放电程度、导线运行电压等都有关系,最大合成电场可能是标称电场的3～5倍。本文分析了极导线水平排列的±800kV直流输电线路的表面电位梯度、标称场强、合成场强与离子流密度等特性,以供特高压直流输电线路设计参考。
1 导线表面电位梯度计算
特高压直流输电线路运行中,当表面电场强度大于起始电晕电场强度时,周围空间会产生空间电荷,并生成离子电流,影响合成场强等,所以导线表面电位梯度的计算尤其重要,也是特高压直流输电线路电场效应分析的基础。
工程中,通常先求得分裂导线的等效半径,再用麦克斯韦电位系数法求得每极上的电荷,由此推导出导线表面的平均电位梯度和最大电位梯度。双极分裂导线的表面最大电位梯度为:
式中,U为导线对地电压,kV;h为导线平均高度(规定为对地最小距离+1/3弧垂),cm;r为子导线半径,cm;N为分裂数;R为子导线所在圆的半径,cm;S为极间距离,cm。
图1与图2分别为6×LGJ-630/45型导线表面最大电位梯度随导线平均高度和极间距离变化的曲线图。
由图1与图2可知,超过一定的距离后,导线高度和极间距离的变化对表面最大电位梯度的影响不大。
为了分析导线半径变化对最大电位梯度的影响,分别取6×LGJ-800/55型、6×LGJ-720/50型、6×LGJ-630/45型、6×LGJ-500/35型、6×LGJ-400/50型导线为研究对象,平均高度设为22m,极间距离设为20m,分裂半径为45cm,计算±800kV运行电压下的导线表面最大电位梯度,见表1。
注:A-6×LGJ-800/55;B-6×LGJ-720/50;C-6×LGJ-630/45;D-6×LGJ-500/35;E-6×LGJ-400/50。
由表1可知,当其它条件一致时,半径越大,导线表面最大电位梯度越小。
为了分析导线分裂数的变化对最大电位梯度的影响,分别取4×LGJ-630/45型、5×LGJ-630/45型、6×LGJ-630/45型、7×LGJ-630/45型、8×LGJ-630/45型导线为研究对象,计算±800kV运行电压下的表面最大电位梯度,见表2。
注:A-4×LGJ-630/45;B-5×LGJ-630/45;C-6×LGJ-630/45;D-7×LGJ-630/45E-8×LGJ-630/45。
由表2可知,当其它条件一致时,分裂数越大,导线表面最大电位梯度越小。
2 标称电场强度计算
工程上常用的标称电场强度(以下称标称场强)计算式为:
式中,U为导线对地电压,kV;h为导线平均高度(规定为对地最小距离+1/3弧垂),m;S为极间距离,m;R为分裂导线的等效半径,,m;N为分裂数;R为子导线所在圆的半径,cm;r为子导线半径,m。
(1)下面以6×LGJ-630/45型导线为例,探讨导线高度和极间距离对标称场强的影响。6×LGJ-630/45型导线在±800kV运行电压下的标称场强空间分布如图3所示,平均高度分别为30、22、15m时的标称场强分布如图4所示,极间距离分别为30、20、15m时的标称场强分布如图5所示。
由图4、图5可知,导线高度对于标称场强影响显著,导线高度越高,标称场强越小;极间距离越大,标称场强也越大。
(2)为了分析导线半径和分裂数对标称场强的影响,以距离导线中心正向20m的地面为研究点,导线高度设为22m,极间距离设为20m,分别计算6×LGJ-800/55型、6×LGJ-720/50型、6×LGJ-630/45型、6×LGJ-500/35型、6×LGJ-400/50型导线在±800kV运行电压下的标称场强,结果见表3。
注:A-6×LGJ-800/55;B-6×LGJ-720/50;C-6×LGJ-30/45;D-6×LGJ-500/35E-6×LGJ-400/50。
由表3可知,单纯的导线半径变化对标称场强影响很小。上述5种导线的标称场强图如图6所示,5根曲线几乎重合,由此也可论证导线半径的变化对标称场强影响很小。
(3)相同条件下,4×LGJ-630/45型、5×LGJ-630/45型、6×LGJ-630/45型、7×LGJ-630/45型、8×LGJ-630/45型导线对距离导线中心正向20m的地面产生的标称场强见表4。
注:A-4×LGJ-630/45;B-5×LGJ-630/45;C-6×LGJ-630/45:D-7×LGJ-630/45;E-8×LGJ-630/45。
由表4可知,导线分裂数越大,标称场强越大。图7为不同导线分裂数下的标称场强分布。
3 合成电场和离子流计算
合成电场和离子流密度是决定直流输电线路电磁环境的重要参数。目前,计算合成电场和离子流密度的方法有三种:第一种是采用解析计算的方法,主要通过空间合成场强、电荷密度和离子流密度之间的约束关系,并经Deutsch假设和弦截迭代法来求得合成场强和离子流密度;第二种方法是美国EPRI(美国电力科学研究院)在直流输电线路模型上通过大量模拟试验得到的地面合成场强和离子电流密度与线路基本参数之间的关系;第三种方法是采用有限元方法,通过边界条件和一系列迭代过程来求得合成场强和离子流密度。第一种方法假设较多,对初值要求较高,且计算繁琐;第三种方法需要做大量的处理工作;而第二种方法计算方便,计算精度满足工程的要求,所以实际设计中多采用半经验公式法。
EPRI通过试验研究认为直流输电线下的电场有两种极限情况:一种是线路没有产生电晕,导线下电场仅由标称电场决定;另一种情况是线路电晕已经饱和,线下电场仅由空间电荷决定,导线本身尺寸已经不影响线下电场的大小。计算合成场强和离子流密度时,可以首先计算上述两种情况下的电场强度和离子流密度,然后根据经验曲线插值出未饱和电晕放电时的合成场强和离子流密度。
采用半经验法,求得的6×LGJ-630/45型导线在高度为30、22、15m时的合成场强分布如图8所示,极间距离分别为30、20、15m时的合成场强分布如图9所示。
由图8、图9可知,导线平均高度对线下合成场强影响较大,导线高度越高,合成场强越小;极间距离越大,合成场强也越大。
为了分析导线半径和分裂数对合成场强的影响,以距离导线中心正向20m的地面为研究点,导线高度设为
22m,极间距离设为20m,分别计算6×LGJ-800/55型、6×LGJ-720/50型、6×LGJ-630/45型、6×LGJ-500/35型、6×LGJ-400/50型导线在±800kV运行电压下的合成场强,结果见表5。
注:A-6×LGJ-800/55;B-6×LGJ-720/50;C-6×LGJ-630/45;D-6×LGJ-500/35;E-6×LGJ-400/50。
由表5可知,导线半径对合成场强有一定的影响,在其它条件相同的情况下,导线半径越小,合成场强越大。5种导线的合成场强分布如图10所示。
相同条件下,4×LGJ-630/45型、5×LGJ-630/45型、6×LGJ-630/45型、7×LGJ-630/45型、8×LGJ-630/45型导线对距离导线中心正向20m的地面产生的合成场强见表6。
注:A-4×LGJ-630/45;B-5×LGJ-630/45;C-6×LGJ-630/45;D-7×LGJ-630/45;E-8×LGJ-630/45。
由表6可知,导线分裂数对合成场强有一定的影响,分裂数越大,合成场强越小。5种导线的合成场强分布如图11所示。
同样,不同导线高度下的离子流密度分布如图12所示,不同极间距离的离子流分布如图13。
由图12、图13可知,导线高度对离子流密度影响较大,导线越高,离子流密度越小;极间距离对于离子流密度影响不显著,极间距越小,离子流密度越低。
为了分析分裂导线半径和分裂数对离子流密度的影响,以距离导线中心正向20m的地面为研究点,导线高度为22m,极间距离设为20m,分别计算6×LGJ-800/55型、6×LGJ-720/50型、6×LGJ-630/45型、6×LGJ-500/35型、6×LGJ-400/50型导线在±800kV运行电压下的离子流密度,结果见表7。
注:A-6×LGJ-800/55;B-6×LGJ-720/50;C-6×LGJ-630/45;D-6×LGJ-500/35;E-6×LGJ-400/50
由表7可知,导线半径对离子流密度有一定的影响,半径越小,离子流密度越低。不同半径导线的离子流密度分布如图14所示。
相同条件下,4×LGJ-630/45型、5×LGJ-630/45型、6×LGJ-630/45型、7×LGJ-630/45型、8×LGJ-630/45型导线对距离导线中心正向20m的地面产生的离子流密度见如表8。
注:A-4×LGJ-630/45;B-5×LGJ-630/45;C-6×LGJ-630/45;D-7×LGJ-630/45;E-8×LGJ-630/45。
由表8可知,导线分裂数对离子流密度有一定的影响,分裂数越小,离子流密度越低。不同分裂数导线离子流密度分布如图15所示。
4结束语
综上所述,导线平均高度对导线表面最大电位梯度影响不大,但对线下场效应影响显著,适当提高导线高度可以明显改善线下的标称场强、合成场强和离子流密度。极间距离对导线表面最大电位梯度影响也不大,但是可以在一定程度上影响标称场强、合成场强和离子流密度。导线分裂数和分裂半径对表面最大电位梯度影响较大,导线半径越大,分裂数越多,表面最大电位梯度越小,相应的标称场强、合成场强和离子流密度越小;但是导线分裂数和半径的变化对标称场强、合成场强和离子流密度的影响并不非常显著,特别是离子流密度。由此可知,在特高压直流输电线路设计中,提高导线高度虽然可以显著改善输电线路的电磁环境,但同时也会提高工程造价,并受塔型的限制,所以应通过调整极间距、选择适当导线,并结合工程实际来决定导线高度。
参考文献
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