超高压直流输电（通用11篇）
超高压直流输电 篇1
摘要：一个高压直流系统的换流站的损耗可以分为晶闸管阀损耗、换流变压器损耗等八大部分, 各部分分别计算, 再求和即可以得到整个换流站的损耗。各部分损耗大小和运行参数值相关, 而各个运行工况下的运行参数、设备投入情况又不同。
关键词：高压,直流,输电系统,损耗
整个换流站的损耗可分为晶闸管阀的损耗、换流变压器的损耗、交流滤波器的损耗、并联电容器组的损耗、并联电抗器的损耗、平波电抗器的损耗、直流滤波器的损耗、PLC滤波器的损耗等, 下面将按设备的种类分项说明。
1 晶闸管阀的损耗
一个典型晶闸管阀的简化等效电路如图1所示, 它包含了一个阀中所有串联的晶闸管的作用。CAC和RAC是R-C阻尼电路中的集中电容和电感值。RDC表示直流均压电阻器和其它在阻断时导致损耗的电阻。它还包含了晶闸管漏电流的效应。CS包括了杂散电容和电涌分布电容 (如果采用的话) 。LS表示饱和电抗器, 它用来限制di/dt在安全值范围内, 并改善快速增长电压的分布。RS表示阀的电流导通分量的电阻, 如:母线、接触电阻、饱和电抗器绕组的电阻等。
假设换相期间阀的电流是线性的 (实际上, 阀换相期间的电流波形是正弦波形的一部分) 。这种简化对于损耗计算结果几乎没有影响, 然而, 梯形电流大大简化了计算。对于每个晶闸管阀而言, 它的损耗可大致分为导通过程、导通状态、关断过程、关断状态四个时间段的损耗, 具体来说可分为八个部分, 即导通状态下的晶闸管损耗、晶闸管扩散过程的损耗、其它导通损耗、关断期间与直流电压相关的损耗、关断期间与电阻相关的阻尼损耗、电容充放电引起的阻尼损耗、关断过程的损耗、阀电抗器的损耗等。
综上所述, 晶闸管阀的损耗共有八个部分, 它们分别是:晶闸管的导通损耗, 是在导通状态下晶闸管上的电流和电压产生的损耗, 和电阻上存在电压、电流时就会产生损耗是一样的道理;晶闸管的扩散损耗, 是由触发后建立全导通的延迟过程引起的, 是实际和理想的通态电压差值和电流的乘积;其它的导通损耗主要是由阀主回路中的电阻引起, 而非晶闸管引起;直流电压相关损耗, 是阀的并联电阻产生的损耗, 由非导通期间阀两端的电压引起, 包括由晶闸管的断态和反向电流引起的损耗;电阻相关的阻尼损耗, 由通过串联电容交流耦合的电路的电阻元件和非导通期间阀两端的电压共同决定;电容充放电引起的阻尼损耗, 由阀电容存储的能量随阀阻断电压的级变变化而产生;关断损耗, 是当晶闸管关断时, 其中的反向电流在晶闸管和阻尼电阻中产生的额外损耗;电抗器的损耗, 由三部分组成:绕组的电阻损耗、铁芯的涡流损耗和磁滞损耗等如果在绕组上采用额外的阻尼电路, 也将产生损耗。以上各部分损耗分别计算、加和, 就可以得到全部晶闸管阀的损耗。
2 换流变压器的损耗
换流变压器绕组中的电流含有谐波 (大小取决于换流站的运行参数) , 在确定换流变压器的损耗时应该考虑谐波的影响。对于相同均方根值的电流而言, 非正弦电流在换流变压器中产生的损耗比正弦波要大。在空载状态下, 变压器带电但阀阻断, 此时的变压器损耗就是空载损耗。空载损耗 (即铁芯损耗) 应该根据IEC60076-1确定。
在运行状态下, 变压器的运行损耗应为激磁损耗 (即铁芯损耗) 和由电流大小决定的损耗 (负荷损耗) 之和。负载状态下, 谐波电压将用在换流变上。当变压器分接头位置与负荷水平相适应, 交流系统电压额定时, 可认为负载运行时的铁芯损耗等于空载损耗。忽略谐波电压对激磁电流的影响。变压器的负荷损耗应考虑电流的基波、谐波的共同作用, 由以下几个步骤确定:
3 交流滤波器的损耗
为了确定损耗大小, 换流器被看作是谐波电流源, 且交流系统开路, 因此换流器产生的所有谐波电流都看作流入交流滤波器。每条滤波支路中流过的谐波电流 (计算每个滤波元件损耗的基础) 应该用换流器产生的总的谐波电流计算。
3.1 交流滤波器的电容器损耗
滤波器电容的基频损耗应该根据IEC60871-1确定。电容器组的额定三相Mvar值应该由电容值和电容器组上的基频电压决定。谐波电流产生的损耗很小, 可以忽略不计。
3.2 交流滤波器的电抗器损耗
电抗器中的基频和谐波电流都应考虑。电抗器基频下的阻抗和基频、谐波频率下的品质因数应该在工厂测量, 并根据绕组的最大运行温度修正。
3.3 交流滤波器的电阻损耗
电阻中的损耗应该计及基频和谐波电流。电阻值应由工厂测量得到, 并根据电阻的运行温度修正。经过滤波器电阻的各次谐波都应计算到。
4 并联电容器组的损耗
并联电容器辅以滤波器向交流系统提供无功功率。并联电容器组中的功率损耗应该在投入该组的各种工况下决定, 它在基频下的损耗应该根据IEC60871-1决定。电容器组的三相Mvar额定值应由电容值和其基频端电压的决定, 谐波电流引起的损耗可不计。整个电容器组的损耗应由下式计算:
其中:P1:电容器平均每k Var容量消耗的功率, 单位为k W/kVar;S:系统额定电压和频率下, 电容器组的额定容量。
5 直流平波电抗器的损耗
平波电抗器中的电流是直流电流, 并带有谐波。平波电抗器损耗的直流分量应由工厂试验 (根据IEC60289和IEC60076-1) 得到。 (此处可参考IEEE标准)
谐波电流引起的绕组损耗应由计算得到。计算中用到各负荷水平下的谐波电流幅值和对应的谐波电阻值。谐波电流值由相关的谐波计算公式计算。谐波电阻由测量得到。如果采用铁芯—油箱结构, 还应计算励磁损耗。总的运行损耗应为直流损耗、谐波损耗 (及励磁损耗) 之和。
6 直流滤波器的损耗
直流滤波器连接在换流器的高压端和低压端之间。计算滤波器中流过的谐波电流时应该将换流器用一个电压源和阻抗代替。用相应公式来计算换流器的谐波电压。平波电抗器和直流线路用它们的实际阻抗代替。计算中认为交流系统运行在额定频率, 滤波元件运行在额定值。
6.1 直流滤波器的电容器损耗
直流滤波器的电容器损耗主要是直流均压电阻器损耗和电容器的谐波损耗, 后者很小, 可以忽略不计。
电容器组的总电阻R, 由各电容器单元均压电阻的平均值 (产品试验得到) 和电容器组的结构得到。
6.2 直流滤波器的电抗器损耗
计算电抗器中的损耗应:在某负荷水平下, 根据相应的运行参数计算电抗器中的谐波电流, 在工厂试验中测量谐波频率下电抗器的电抗值和品质因数, 并根据绕组的最大运行温度进行修正。
6.3 直流滤波器的电阻损耗
计算电阻损耗时应考虑所有的谐波电流。电阻器的电阻值R应该由工厂测量确定。流过电阻器的谐波电流应在换流站的不同负荷水平, 和相应的运行参数下计算。
7 辅助设备和站用电的损耗
站用电的消耗按换流站的服务设施、运行需要和环境条件变化, 另外也包括间歇性负载:供热, 冷却、照明和维护设备。附件损耗应该分别根据空载及各种负荷水平, 直接在每个损耗源的主馈线进行测量。只在特殊条件下产生的附件损耗不应计入。对间歇性负载的损耗, 应该在一定的运行时间内测量, 然后对结果取平均值。当主馈线还对其他设备供电时, 应该减去这类设备的损耗。
8 RI (radiointerference) /PLC滤波器的损耗
除了交、直流的谐波滤波器, 有些情况下还需要其它设备以抑制射线干扰, 或对电力线载波系统的干扰。这类设备可能由是串联在交、直流系统中的电抗器支路 (可能并联有调谐电容) 组成, 也可能是并联的支路, 或是串并联混合的结构。并联支路的损耗很小, 可忽略不计。对于串联滤波器, 仅考虑电抗器中的损耗。
参考文献
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超高压直流输电 篇2
直流输电线路对环境影响探究
随着科学技术的.发展,许多领域在提高工效、节约资源、降低能耗和保护环境方面得到很大的提高.在国内直流输电线路应用就是之一.本文回顾了直流输电线路这项技术发展史,分析了该项技术在技术上和经济上等方面的优缺点,以及直流输电线路对环境和人的影响因素,通过实际工程估算结果说明了直流输电线路的环境影响,为今后开展该项工作提供借鉴.
作 者：杨佳财 Yang Jiacai 作者单位：黑龙江省环境保护科学研究院,黑龙江,哈尔滨,150056 刊 名：环境科学与管理 英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE AND MANAGEMENT 年，卷(期)：2007 32(11) 分类号：X820.3 关键词：直流输电 环境影响 电磁影响超高压直流输电 篇3
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。
超高压直流输电 篇4
输电线路结冰会给国民生产带来巨大影响和损失。我们先来了解高压输电线路为什么会结冰。一般而言, 输电线路在送电过程中自身就会散发出一定的热量, 落在电路上的积雪应该会自动消融才对。线路为什么会结冰?首先输电线路为了减小在送电过程中的电能损耗, 都会采用电阻比较小的材料, 这就使得电路自身发热有限。一段截面积为0.3 cm2电线的放热量相当于一台5 W的电炉每小时的放热量, 加上冬季空气温度很低, 电路散发的热量将很快散发到空气当中, 因此线路就有可能被积雪覆盖结冰。其次, 南方天气比较湿润, 常常伴随雨夹雪, 所以输电线路结冰情况在南方比温度更低的北方还要严重。
2 输电线路结冰的不良影响
严重的结冰不仅会极大影响输电线路的性能, 同时还可能造成严重灾害。不良影响主要有以下4种:
1) 过负载。当导线结冰超过设计所能承受的最大抗冰厚度时, 由于导线质量增加, 受风面积增大都会引起电路过载。
2) 结冰导线舞动。当导线发生非对称结冰时, 线路会因为所受风力大小的不同而发生舞动, 若舞动持续时间长、幅度大就会对电路造成损坏。轻则引起导线、金具、杆塔和相关部件的损坏, 重则可能导致停电跳闸甚至输电线路断裂和杆塔倾覆。
3) 绝缘子冰闪。绝缘子在大量覆冰的情况下会导致绝缘强度降低, 泄露距离缩短。同时融冰过程当中, 一些电解质杂质会伴随溶解, 使得融冰水的导电性能提升, 引起绝缘子串电压分布及单片绝缘子表面电压分布的畸变, 从而降低了覆冰绝缘子串的闪络电压。融冰时期通常伴有的大雾, 使大气中的污秽微粒进一步增加融化冰水的导电率, 形成冰闪。
4) 不均匀结冰或不同时期脱冰。输电线不均匀结冰或不同时期脱冰会在两段线路之间产生张力差, 减弱杆塔承受张力的能力, 悬垂绝缘子偏移很大, 碰撞横担, 造成绝缘子损坏或破裂;也有可能是横担转动, 导致导线与拉线的碰撞, 烧伤或烧毁拉线, 导致杆塔在失去拉线后失去支撑而倒塌。同时, 不同时期脱冰还会使横担折断或者向上翘起, 地线支架被破坏。
3 融冰技术发展的重要性
输电线路的结冰可能会导致电路短路、系统跳闸、电路冰闪、系统过载甚至杆塔倾覆等严重灾害, 造成大面积停电, 严重影响国民的正常生活、生产秩序, 造成严重的经济损失。所以, 融冰设备的正常运行以及融冰技术的发展研究, 对于维持国民正常生产、生活以及保证经济发展等具有十分重大的意义。
4 直流融冰技术简介
直流融冰技术是指在输电线路出现严重的结冰现象时, 将结冰线路与主网断开, 并且在线路末端短接, 同时在线路的输入端输入直流电源, 使之形成一条回路。通过较大电流时会使导线产生较大的热量, 从而使导线上面的冰层融化脱落, 减轻电路的负担, 防止输电线路的断裂或者杆塔的倒塌, 一次保证输电线路的安全, 当结冰完全融化以后, 移除直流电源, 恢复到正常状态输电设备即可恢复正常工作。
从理论上来讲, 直流融冰技术就是将结冰的输电导线当作负载, 通过给电路施加一个低压电流, 使导线自身产生热量, 融化导线上面的冰层。
直流融冰技术与一般的交流融冰技术不同, 可以说是一种新型的融冰技术, 在一定程度上克服了交流融冰的技术困难和技术缺陷。该技术具有以下特点:第一是适用性强, 可以根据不同的情况确定融冰电压, 使其能满足多种环境下的融冰需要。第二是直流融冰时, 线路的阻抗感性分量不起作用, 大大降低了直流融冰所需的容量, 提高了融冰的效率。所以, 直流融冰技术是在现有的输电设备下, 一种非常可行的、确保冰雪恶劣天气下供电安全的方法。
5 直流融冰的关键技术与方案设计
虽然直流融冰技术在维护输电线路安全上有一定的便捷性与优势, 但仍然不够完善, 在很多技术方面仍需研究。下面就直流供电电源和直流装置容量选择做简单分析。
1) 直流供电电源。
对于直流融冰来说, 直流供电电源是一个至关重要的部分。用于直流融冰的电源要求稳定并且容易控制。根据直流融冰原理就可以知道, 在融冰过程中输电线要求通过极大的电流, 这将极大超过单整流装置的极限, 因此一般采用并联方式确保电源装置安全。
2) 直流装置容量的选择。
对于直流装置容量的选择必须综合考虑多方面的影响因素。通过通电电流与融冰时间的比较研究, 寻找出最佳的直流装置容量, 以此确保直流融冰装置的正常有效运行。
6 除冰技术发展趋势
伴随科技的进步, 未来的输电线路除冰技术将表现出以下趋势:
1) 除冰技术智能化。通过高科技手段和物联网技术与电网输电系统的结合, 使将来的除冰工作更加智能化。比如开发除冰机器人, 机器人可实现对某些高危地区线路的除冰工作, 而且不会受恶劣气候的影响。
2) 除冰理念发生转变。以前人们考虑的重点是如何除去输电线路上的覆冰, 但是伴随科技的不断进步, 我们开始尝试采取“防冰+除冰”的新方式。通过输电线路结构的改进, 减小线路结冰的可能性。
3) 更加安全的除冰技术:将来的除冰方式将向更加安全的方式发展, 各种除冰机械将取代人力, 保证电力工作者的安全, 避免塔倒人亡的悲剧再次上演。
7 结语
电力系统的稳定关乎国民经济和社会发展, 输电线路结冰一直威胁着电力系统的安全与稳定, 因此研究发展理念先进、高效低耗、安全性高的除冰方式仍将是今后除冰技术发展研究的重点方向。
摘要：近年来我国多地遭受严重雨雪冰冻灾害, 造成输电线路结冰、电杆倒塌, 给国民正常生产、生活造成了巨大影响, 同时还有巨大的经济损失甚至人员伤亡。文章探讨了我国现在正使用的高压输电线路融冰技术, 并对未来融冰技术的发展提出相关建议。
关键词：高压,输电,直流融冰,技术,智能化
参考文献
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柔性直流输电技术的发展与应用 篇5
摘要：本文主要针对柔性直流输电技术的系统结构、基本工作原理和技术的特点、功能等方面对柔性直流输电技术的发展与应用进行阐述，柔性直流输电技术补充了传统高压电技术的不足，提供了新的途径方法，结合国内外输变电技术的发展对可再生能源进行研究。关键词：柔性直流输电技术系统结构工作原理从技术上讲，灵活的直流输电技术是新一代直流输电电压源换流器为核心，采用电压源换流器和最先进的全控制的设备，传统的高压直流输电技术的升级。相比交流和常规输电，在传输能量的同时，灵活地调整柔性直流输电技术，它具有可控性好，操作灵活，适用范围广的场合等显著优点。1.引言随着现代能源日益紧张和环境污染的日益严重，目前我国在大力开发并利用新型可再生的能源。由于风能、太阳能等可再生能源利用规模的日益增大，其分散性、小规模性、离供电中心较远等问题，使得采用传统的交流输送电力系统或传统的直流输电系统显得不是很经济。使相关的电子技术和控制技术的进步飞速发展使得直流输电电力系统可以解决上述问题。根据实际情况，尤其是电力传输自西向东，全国电网联网迫在眉睫的情况下，直流输电系统的开发，建设新一代的直流输电网络系统，将推动大规模的网络合并，并逐步完善供电和孤岛供电等技术。2.柔性直流输电的系统结构和基本原理与传统的自然直流输电系统技术不同，VSC-HVDC是一种电压源换流器，可控开关装置和脉冲宽度调制（PWM）技术作为新的基础直流输电技术。这种技术可以在短时间内实现具有功率和无功率的独立解耦控制，能够独立供电的无源电络，很容易构成多端子的直流电源系统中，可以提高电源系统的稳定性大大，提高电力系统的传输能力。下面将介绍VSC-HVDC系统的基本结构和基本工作原理。2.1 系统基本作用电压源换流器VSC：可以在比较大的功率控制关断电子器件和反并联二极管的电压源换流器的桥梁。在本文的仿真设计，电压源换流设备采用HVDC型模块，12脉冲整流器的基本结构。变压器：变压器经常用于常规的单相或三相变压器。换向电抗：换向电抗是桥VSC与交流电源系统，它决定了功率转换器设备的尺寸之间的动力传递。直流电容器：VSC组件的基本存储能量，电流缓冲器桥断裂能的影响，降低了直流电压的谐波分量。交流滤波器：提高高次谐波分量的交流电压输出，其容量和转换器的开关频率的参数，依据换流器开关的频率基础上设定。2.2 基本工作原理直流电力传输系统可分为直流電源系统和多终端直流系统。DC电源是与传统的晶闸管，用电压源型逆变器电路和PWM技术，IGBT可以用于接通和切断在高速柔性直流电源不同，在PWM技术引入到VSC的基本模型。经调制的载波和三角波进行比较，触发脉冲生成对应于高频开关，VSC上下桥的导通和关断，则桥中端电压uc在两端稳定电压+ud和-ud之间进行快速转换，uc再经过电抗电路滤波后则转换为电网一侧的交流输出电压US。3.柔性直流输电技术发展的特点柔性直流输电技术是以新一代的直流输电技术它依托于电压源换流器（VSC）、可关断器件和脉宽调制（ PWM）技术为基础。通常在孤岛和城市配电网进行增容改造、交流互联供电系统、大规模的风电场并网等方面具有一定的优势。柔性直流输电与传统采用可控硅（SCR）换流装置的高压直流输电相比，技术上的主要特点为：① VSC能够自动关断电，工作基于无源换流的方式，不需要输电网提供一定的换相电压；②控制方式十分灵活，同时可独立进行控制有功功率和无功功率电压，稳态运行时不需要提供无功交流系统；③在交流系统出现故障时，提供紧急的有功支援和动态无功的支撑，进一步提高系统功角、电压的稳定性；④采用 VSC有利于构成并联多端柔性直流输电系统；⑤采用 PWM技术，高次谐波输出谐波较多，大大减小所需滤波的装置容量。4.柔性交流输电技术的应用领域柔性直流输电克服了传统高压直流输电的固有缺陷，延伸应用高压直流输电系统的范围，开辟了特高压直流输电技术发展的新方向。应用的主要领域是：（1）连接分散的小型发电厂。受环境条件限制，清洁能源发电一般装机容量小，供电质量不高，远离主电网，如中小水电，风电场（包括海上风电场） ，潮汐发电，太阳能电站由于其高昂的经营成本和通信线路等，可引起联网计划为低交流在经济和技术都难以满足要求，实现互联互通最好的办法是充分利用可再生能源的使用柔性直流输电和网络，有利于保护环境。（2）不同额定频率或相同额定频率的交流系统间的非同步运行。模块化结构及电缆线路使柔性直流输电对场地及环境的要求大为降低，该站投资大大降低，因此根据电源技术需要接入系统的最佳位置的选择。
（3）构筑城市直流输配电网。由于大中城市的空中输电走廊已没有发展余地，原来的架空配电网络已经不能满足电源容量的要求，合理的方法是使用有线传输的。而直流电缆通信电缆，不仅占用空间小，而且还可以进行更加活跃，因此灵活的高压直流输电可以到城市中心区供电已经成为未来城市能力的最佳途径。（4）向偏远地区供电。偏远地区一般远离电网，负荷轻而且日负荷波动大，经济因素和输电线路的传输容量低的设立交流输电线路发展的主要限制因素，制约了农村经济和人民生活水平的不断提高的发展。采用柔性直流电源，可以使电缆线路的单位输送功率增加，线路维护工作量减少，并提高供电的可靠性。
总之，柔性直流输电较之传统直流输电紧凑，模块化设计，易于移动，安装，调试和维护，扩展容易和实施多终端直流输电等，在风电，太阳能发电等新能源发电技术的，灵活的直流传输已经成为必不可少的输电手段，由于VSC技术的柔性直流输电将成为输配电系统的未来是不可缺少的一部分，对于满足我国清洁高效的能源利用的需要，有着显著的意义。
高压直流输电控制保护多重化分析 篇6
为了达到高压直流(HVDC)工程所要求的可用率及可靠性指标,HVDC输电控制系统全都采用多重化设计[1]。通常采用双通道设计,其中一个通道工作时,另一个通道处于热备用状态。当工作中的通道发生故障时,切换逻辑将其退出工作,处于热备用状态的通道则自动切换到工作状态[2]。为了防止HVDC保护装置本身的故障而造成运行可靠性降低,HVDC输电保护装置也采用了冗余配置。
本文首先介绍了控制保护冗余配置的概念及实现原理,分析了现有HVDC工程中没有完全冗余配置的元件及存在问题,结合近几次相关停运事故,提出了改进建议。本文还对高岭换流站在三重化保护过程中遇到的问题进行了分析,指出了三重化是测量装置、信号传输装置以及控制保护装置的完全三重化,在硬件和电源上完全独立。保护出口采用“三选二”方式,可以避免任何一套保护装置本身故障造成的保护设备误动和拒动。
1 直流控制保护双重化
1.1 MACH2系统双重化简介
为了使HVDC输电系统达到高利用率,将HVDC控制保护系统进行双重化非常必要。MACH2 (Modular Advanced Control System for HVDC and SVC 2nd Edition) 系统的可用率设计标准为100%,单点故障不允许中断运行,因此,控制保护系统各方面都必须冗余,双重化的范围包括从输入/输出回路到数据采集与监控(SCADA)、局域网(LAN)系统中的所有部分[3,4]。
1.2 分布I/O系统的双重化
分布式输入/输出(I/O)系统包括如下组成部分[5]:①交流场的交流保护(ACP)和交流现场终端(AFT)I/O;②直流场的直流现场终端(DFT)I/O;③交流滤波器保护(AFP)I/O;④换流变压器的变压器控制接口(TCI)或变压器现场终端(TFT)I/O;⑤平波电抗器的控制接口(SRCI)I/O;⑥水冷及阀厅(C&V)I/O。
分布I/O系统独立于ACP,AFP或极控和保护(PCP)系统之外,而且通道双重化,正常时2个通道都在运行。一次回路中所有的传感器都接至I/O系统,2个I/O系统分别连接传感器2个独立线圈。当主回路只有1个传感器时,这个传感器就与2个I/O系统相连,连接后能够实现在运行期间代替一个I/O系统的输入回路,同时不影响另一个I/O系统的运行。I/O系统连续监测I/O测量通道的运行,检测到偏移即发出报警,并根据故障的严重程度决定是否切换至备用系统。
来、去交流场的所有数字信号都送到I/O系统。与测量通道一样,数字I/O系统通道也接至冗余的2个系统,但是2个通道的信号都送给主回路设备,例如开关的跳闸信号。
1.3 分布子系统的双重化
分布子系统与分布I/O有相同的硬件特性。只有一点不同,就是子系统有它自己的控制保护功能。也就是说,对于系统A和B,子系统有它自己的切换逻辑和通信通道。因此,这一层切换到冗余系统不会引起PCP系统的切换,反之亦然。双重化的子系统有:①水冷控制保护(CCP)系统;②换流变压器的变压器电子控制系统(ETCS);③平波电抗器的平抗电子控制系统(ERCS)。
1.4 DOCT和DCOCT接口的双重化
主设备中带有直流光电式电流互感器(DCOCT)和数字光电流变送器(DOCT) 的远方接口[6,7]。低压侧的接口是一个外设部件互连接口(PCI)板,直接装在PCP和AFP柜的主机中。每一个测量设备和测量通道都实现了双重化,一个A系统、一个B系统。DOCT测量值通过6通道单光纤信号接口板SG101传送至主机,DCOCT测量值通过双通道双光纤信号接口板SG102传送至主机。
1.5 CAN总线和TDM母线的双重化
控制器局域网(CAN)总线通常作为冗余ACP,AFP,PCP系统的控制总线。这些系统总线彼此完全独立。PCP系统的总线由双重CAN总线控制。这种布置下分布式I/O系统接到每一个控制柜,这样所有保护功能都可以实现双重跳闸回路。因此,保护发出切换到冗余系统之后,双重跳闸回路都可用。
MACH2系统中的时分多路复用(TDM)母线是单向母线,并使用高速测量信号。2个数字信号处理器以点对点方式串联。与CAN母线一样,TDM母线也是双重化冗余布置。
2 直流控制保护三重化
三重化冗余控制技术在航空航天、军事、铁路、石油、化工、电力等要求高可靠性的行业得到了广泛应用[8]。为提高HVDC输电控制保护的安全性、可靠性和可用性,保证HVDC系统安全、可靠、减少误闭锁,将保护实现三重化是一种较好的技术措施。以高岭换流站为例,HVDC保护系统共配置A,B,C这3套极保护。3套保护采用“三取二”保护逻辑出口:2套保护动作,极保护逻辑跳闸;单套保护动作,极保护不跳闸[9]。三重化保护动作逻辑如图1所示。“三取二”逻辑可完全由软件实现,不会增加误动或拒动的概率。高岭站的控制系统仍是双重化的,配置了2个“三取二”逻辑来实现保护与双重化控制系统的接口。3套保护设备的所有与控制系统的接口信号,分别接入2个“三取二”逻辑单元,形成2路接口信号与控制系统对应连接。在一重及以上保护动作时,若处于运行(Active)状态的控制系统检测到接收到的电压、电流信号测量异常,将进行控制系统的切换,并闭锁或退出使用异常测量信号的保护,以避免测量异常时保护误动。
3 无双重化造成的事故及应对措施
3.1 葛洲坝站中性线压变测量异常导致双极停运事故
葛洲坝—南桥(以下简称葛南)HVDC系统的中性线电压测量装置安装在双极中性母线区域,其测量量既用于极Ⅰ保护,也用于极Ⅱ保护。2009年8月12日,当葛洲坝站中性线电压测量装置发生异常时导致双极相继闭锁。在葛南HVDC系统之后建设的龙政、江城和宜华等HVDC输电系统,设计进行了改进,极Ⅰ和极Ⅱ分别设独立的中性线电压测量装置,单一设备故障不会造成双极闭锁。在下一步葛南HVDC综合改造中拟增加中性线电压突变以及中性线电压测量装置功放报警信号启动录波的功能,以便及时发现测量异常,并将葛南HVDC系统中性线电压测量装置改造为极Ⅰ和极Ⅱ相互独立。
3.2 政平站换流变网侧A套管SF6压力监测装置事故
2008年5月27日13时55分,政平站因雷雨天气导致站用电波动,进而导致极ⅠC相Y,y接线换流变网侧A套管SF6压力监测装置发压力低信号,极Ⅰ闭锁,后将压力监测装置电源改接于站内不间断电源(UPS)屏,故障消除[10]。建议对SF6压力监测装置进行双重化以减少误动。
3.3 南桥站内冷水分支流量低的事故
2007年6月23日,南桥站发生了由于极Ⅰ内冷水3B分支流量低导致极Ⅰ直流闭锁事件[11,12]。该分支流量计为单元件配置,同时接入水冷A/B系统,由于流量计发生瞬时故障,导致极Ⅰ直流闭锁。 针对此次闭锁所采取的反事故措施为:①取消分支流量跳闸功能,更换南桥站所有分支流量计。②进行单双极闭锁隐患清查,对所有可能引起闭锁的保护所涉及的单元件配置传感器进行设备改造,使传感器单元件配置变为传感器双重化配置。③修改部分保护程序,涉及双重化传感器的保护都执行先切换系统再出口跳闸的顺序,保证动作的可靠性。
4 传感器多重化分析
4.1 保护双重化配置,传感器单元件配置
各换流站或多或少存在保护是双重化配置而部分传感器是单元件配置的情况,这种配置大大降低了直流运行的可靠性。这种配置方式下发生传感器故障,无论控制保护是双重化配置还是三重化配置,都可能造成误动,第3节的3个事例均属于此类。
换流变、平抗等设备本体保护单元件单接点配置的非电量保护有:①极穿墙套管SF6压力低;②换流变本体油温跳闸;③换流变阀侧套管1 SF6压力低跳闸;④换流变阀侧套管2 SF6压力低跳闸;⑤平抗本体油温跳闸;⑥平抗阀侧套管1 SF6压力低跳闸;⑦平抗阀侧套管2 SF6压力低跳闸。
换流变、平抗单元件双接点配置的非电量保护有:①换流变本体瓦斯继电器跳闸;②分接开关油流继电器跳闸;③平抗本体瓦斯继电器跳闸。
上述非电量保护无论是单元件单接点还是单元件双接点,都是任一副接点动作都会导致直流闭锁,就厂家设计原则来看,是宁愿保护误动,不愿保护拒动损坏设备。换流站内多台换流变、平抗同时运行,众多跳闸点导致了较大的误闭锁风险。针对单元件单接点非电量保护,建议将其跳闸信号与报警信号相“与”,仅当2个条件同时满足时,保护才出口。
上述处理办法可以降低非电量保护误动概率,但同样提高了拒动概率,例如:报警信号接点故障时,可能导致跳闸接点无法出口跳闸,损坏设备。所以,是否采用这种修改,还取决于运行单位是倾向于防误动还是防拒动,如何在两者之间平衡取舍。对于换流变和平抗的本体瓦斯而言,由于轻瓦斯和重瓦斯动作原理不同,并不适用这种修改方法。
以后的工程可以考虑用2副告警接点并联再与跳闸接点串联使用,这样既防止因单个跳闸接点绝缘降低而引起直流系统闭锁,又防止因单个告警接点绝缘降低而导致拒动。若要保护三重化,要求一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点,保护系统采取“三取二”逻辑,从而有效避免换流变和平抗单元件故障导致的直流闭锁。
4.2 保护和传感器均双重化配置,单一传感器故障对策
4.2.1 ABB公司
ABB公司直流极保护按双重化配置。每一系统具有全部的保护功能,同时每重保护具有独立的、完整的硬件配置和软件配置,并与另一重保护之间在物理上和电气上完全独立。保护正常运行时,系统A和B,一个在Active状态,另一个在备用(Standby)状态。当Active系统监测到故障时,首先进行系统切换。如果另一系统也检测到故障,保护才动作出口。此方法避免了一套保护装置本身故障或单个传感器故障时的误出口。
4.2.2 南瑞公司
南瑞公司直流极保护也按双重化配置。直流极保护有各自独立的电源回路、测量互感器的二次线圈、信号I/O回路、通信回路、主机,以及二次线圈与主机之间的所有相关通道、装置和接口。任意一套保护因故障、检修或其他原因而完全退出时,不影响另外一套保护的正常运行,并对整个系统的正常运行没有影响。
保护正常运行时系统A和B都在Active状态。2套保护同时运行,任意一套动作可出口,保证安全性。 当单一元件故障时,每套保护采取一定的措施保证单一元件损坏时本套保护不误动,从而保证可靠性,并不进行切换。例如,对于中性母线差动保护,首先判断传感器(电流互感器回路)是否正常,若异常则闭锁保护。
4.2.3 两种方式的比较
对于ABB公司的保护而言,避免单元件故障导致闭锁的方法是通过保护切换,使非故障系统进入运行状态,从而达到闭锁保护出口的目的。它没有采用国内已普遍使用的当测量元件故障时闭锁本系统保护的理念。龙政直流(完全采用ABB公司技术)有些快速电气量保护,如换流器保护、交流母线和换流变保护等,并不进行系统的切换,若其测量回路上的板卡发生故障,由于没有单元件故障闭锁保护措施,有可能导致其测量值出现极大偏差,直接导致保护误动而引起直流闭锁。例如,2008 年7月9日,龙泉站因极Ⅰ控制保护B系统PS801板卡故障导致换流变大差动保护动作,极Ⅰ闭锁。
4.3 传感器单元多重配置
传感器多重化配置时,多路测量值信号可以相互比较,若差别超出允许范围则判为测量异常。有些传感器可以根据正常的测量值范围来判断其是否正常工作。例如,当阀温度计测温高于80.0 ℃或者低于-20.0 ℃,可以确定为测量异常。若保护检测到测量异常或装置故障时可闭锁或退出本保护。若保护为三重化配置,动作策略由“三取二”变为“二取一”,若再有一套保护闭锁或退出时,动作策略则变为 “一取一”。若保护为双重化配置,退出一套保护后,另一套可以单独出口。当处于Active状态的控制系统检测到测量异常或系统故障时,则切换至Standby状态。原来处于Standby状态的控制系统则转为Active状态。
控制保护本身板卡或其他内部故障,通常只能由该系统自检来发现,需要每套系统有完善的自检功能,一旦检测出来则进行控制系统切换或保护闭锁,HVDC输电系统可以正常运行。
5 高岭站保护三重化过程中遇到的问题
高岭换流站单元1,2直流正负极母线分别配置组合式直流电流/电压互感器,用来测量直流极母线的直流电压和电流,分别供每个单元的2套直流极控制、3套极保护系统和直流故障录波装置使用。由于高岭换流站直流极母线电流、电压值只能由配置的2个传感器测量,无法通过其他量计算,因此直流电流/电压传感器的可靠性直接关系到直流系统的安全稳定运行。
组合型直流电流/电压传感器通过其内部远程模块IX9001,将一次侧直流极母线电流和电压转换为光信号传送给直流电流/电压变换器(current and voltage transformer for direct current,DCCT)接口屏内的数据模块IX9004。由IX9004将来自多个远程模块IX9001的数据信息组合为光串口信号,并通过光纤分线器连接发送到2个模拟输出模块IX9006中。IX9006接收来自IX9004的光学数据,并将这些数据转换为模拟电压信号输出。以阀厅为例,高岭站改造前电流电压信号传输路径如图2所示[7]。
由图2分析可知,单元1的IX9004故障或数据模块到光纤分线器间光纤损坏时,单元1极控制系统屏A、单元1极保护屏A、单元1极保护屏C 接收到单元1阀厅正负极母线的电流、电压信号将同时故障;同时,单元2极控制系统屏A、单元2极保护屏A、单元2极保护屏C接收到单元2阀厅内正、负极母线的直流电流、电压信号也同时出现故障,将会出现双单元闭锁的严重后果。
针对以上分析,提出如下改造方案:①增加直流电流/电压输出回路,2个换流单元的3套极保护完全独立;②组合式直流电流/电压传感器端部增加远程数据模块,将每个传感器独立输出3路模拟量;③每个单元新增一面DCCT 屏(屏内包括2个IX9004和1个IX9006),用来接收传感器端部新增远程数据模块发出的电压、电流信号。
6 相关建议
1)对于保护双重化配置,传感器单元件配置及换流变、平抗等设备本体保护单元件故障误出口等问题,在后续的直流工程中,要减少或杜绝单元件配置情况,做到控制保护所有回路的完全双重化,提高HVDC输电各项指标。对于要求高可靠性的工程,例如核电送出工程,建议将控制保护三重化。
2)从防止误动的角度上考虑,建议对龙政HVDC系统(ABB 技术)等引入宜华HVDC系统(南瑞技术)保护设计理念,修改相关软件,对于一些快速的且不需要进行系统切换的电气量保护,在其电气量发送的PS860板卡内设计遥测量检测程序。若检测到遥测量出现极大偏差或板卡故障,则应立即发出遥测量不可用信号,从而快速闭锁保护,避免保护误动作。目前比较可行的方法是修改软件,一旦PCP系统检测到板卡故障,就用此检测所得的故障信号先行将相应保护闭锁,这样也间接达到了避免测量板卡故障所导致的保护误动作或直流误闭锁的目的。
3)在HVDC控制保护系统单系统进行维护和板卡更换工作时,工作过程中无法保证运行系统的冗余性,由于当前系统处于“测试(TEST)”不可用状态,若此时另一系统也发生紧急故障,则会由于无可用系统而导致直流闭锁。预控措施是:①加强维护人员对系统的熟悉和培训,提高维护人员的维护技能水平,尽量缩短作业时间。②定期清查备品,确保关键设备的备品足够。③对于部分库存不足的关键备品尽快联系购货渠道,并购买落实。④有些换流站极控MC2(Main Computer 2)主机没有独立的键盘、鼠标及监视器,给抢修工作带来不便,这一方面延长了工作时间,另一方面需要来回拔插线缆,可能误碰光纤。建议对PCP屏柜加装多计算机切换器(KVM),即能够实现用一套键盘、显示器、鼠标来控制多台设备,这样可以方便维护,缩短作业时间。⑤对换流站所有的备用板卡(如PS900板卡等)预先装载好程序,完成所有参数设置,故障处理时做到即插即用。
解决此问题比较彻底的方法是将控制保护系统完全三重化,这样在一套系统维护时,即使有一套系统由于发生紧急故障而退出运行,这时“二取一”动作策略变为“一取一”,HVDC输电系统可以继续运行。
4)在后续的HVDC工程中,推荐将保护三重化。换流变或平抗的招标文件上,建议要求其一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点,保护系统则采取“三取二”逻辑,这样既可防止本体保护误动,也可防止本体保护拒动,从而有效避免了换流变和平抗单元件故障所导致的直流误闭锁。
7 结语
本文介绍了HVDC输电控制保护双重化及三重化的概念及实现原理,分析了3起因测量装置或传感器没有完全双重化而造成停运的事故,比较了ABB公司和南瑞公司的避免单一元件故障造成停运的解决方案。在此基础上,建议对采用ABB技术的换流站引入测量板卡故障时闭锁相应保护的理念。对于保护双重化配置,传感器单元件配置及换流变、平抗等设备本体保护单元件故障误出口等问题,提出后续工程尽量做到控制保护所有回路的双重化,减少HVDC输电非计划停运次数。
对高岭换流站保护三重化过程中遇到的问题及解决方案进行了较深入的研究,指出目前“三取二”保护逻辑应用并不普遍,一次设备往往只考虑满足2套保护配置的要求。在将“三取二”保护逻辑接入为2套保护提供输入/输出的一次设备时,存在单一元件故障导致直流闭锁的隐患,从而降低HVDC系统可用率。建议后续工程一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点。
本文对现有换流站的停运隐患分析及控制保护改造方向有一定的指导意义和参考价值。
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高压直流输电系统的稳定性 篇7
1) 逆变器正斜率伏安, 解决整流器和逆变器伏安特性多个交点的问题为特性对HVDC稳定性的影响工程上使用逆变器正斜率伏安的本意, 因此, 如果信号的干扰程度比较小, 并不是很大, 就能够让系统的稳定性实现无条件的满足, 因此, 这样就不要再对控制系统等参数进行过多的要求;
2) HVDC的稳定性及小信号模型, 将HVDC的常见模式在准稳态前提下进行交流器的控制, 能够推导出相关的小信号变动情况, 能够建立相关的小信号状态的方程, 对于干扰系统的稳定性有一定的保护措施, 与此同时, 对于控制系统的参数能够进行一定的分析并得到结论;
3) 谐波与HVDC换流器阻抗频率特性不稳定, 直流工程的锁闭往往就是因为谐波的不稳定造成的, 因此, 阻抗频率特性能够对这种情况进行分析和解决, 能够从实际的的换流器工作过程出发, 将各种的方程和函数理论运用到之中, 并采用一定的计算方法, 将端口的特征改变, 并且能够将阻抗的频率特性提高。这种方法可以作为一种经验进行延续, 从而引申到电路的系统研究中, 用于交直流系统的谐波不稳定分析, 仿真结果也证明行之有效;
4) 交流系统单相接的故障对HVDC的影响分析, 交流系统在出现故障的时候往往会影响到整个的系统稳定性。因此, 要将常见的故障进行分析, 比如单相接的情况。非特征性谐波的解决问题需要具体的函数来进行参考。能够让特定的函数来解决不对称的运行情况, 这样就可成为一种解决特殊问题的有效手段。并且, 可用于直流谐波保护定值校验的辅助手段;
5) 接地电阻配置抑制变压器直流偏磁的方法, 换流母线因谐波引起的畸形会导致HVDC的运行系统恶化。这样就不能够保证系统的稳定性。对于直流偏磁的问题, 不能够进行及时的解决, 因此, 全网中可以使用变压器中性点接地法来控制电流不超标。这样, 基于伴随网络的灵敏度分析, 就能够提出更恰当的、优化电阻配置的相关方法。因此, 要将直流电流进行抑制和控制, 从而完善中性点的直流电流, 彻底解决电网中普遍存在的直流偏磁问题。
直流工程现在的容量也是越来越大, 因此, 在电力系统中, 就出现了更广泛的应用领域, 这种重要性也在日益不断突出, 要有着明确的规划才能够解决实际的问题。因此, 各种攻角问题都需要被妥善解决, 对于整个的系统来说有着至关重要的影响。前提为HVDC闭锁退出这种情况, 应该尽量保持系统的稳定性, 能够将所谓的锁闭情况尽可能减小, 这样能够最大限度的将HVDC的有效性能发挥, 而且可以减小对交流系统的影响。基于这种考虑, 本文以HVDC系统的稳定性为目标, 立足于交、直流系统的相互作用关系, 重点研究以下问题:
1) 逆变器正斜率伏安特性对HVDC稳定性的影响
逆变器的正斜率伏安特性在工程上经常被采用, 因此, 要能够维持稳定的运转才能保证工程的实施顺利, 这样就要求小信号模型能够被建立。因此, 我们可以采取多个视角对于系统稳定性做一定的分析。
2) HVDC小信号模型及稳定性分析
对于小信号的模型来说, 往往要求控制方程能够在工作中线性化, 这样才能够更加直观的获取到小信号的模型。HVDC换流器的常见控制模式, 能够根据常规的经验来控制小信号的方程状态, 这样就能够将稳定性进一步确认。让系统的小干扰稳定性, 分析控制系统参数对HVDC系统稳定性的影响。
3) HVDC换流器阻抗频率特性与谐波不稳定
锁闭的情况很多时候都是由于谐波的不稳定造成的, 因此, 要能够使HVDC系统最大化被利用就要将谐波的稳定性处理好, 因此, 要从换流器的角度出发着手分析, 经过常规的函数和方程的推导得到抗频率的相关特征和方法。这样的话, 运用在谐波之中, 就能够增加系统的稳定。
4) 交流系统单相接地故障对Hv DC的影响分析
HVDC的运行稳定性将会由于系统的交流单接故障而发生改变。因此, 相关的锁闭系统就会出现故障, 单相接地的故障会影响到换流器的动态行为和正常的运行模式, 因此, 谐波的特征也就会受到影响, 进一步给系统的稳定性带来了干扰, 对于非特征谐波来说, 大多由于对称性问题产生的, 提出改进的开关函数法, 并进一步提出谐波计算的等值电路。
5) 抑制变压器直流偏磁的接地电阻配置方法
系统的谐波增大往往是直流偏磁引起的, 这样会导致母线的恶化, 对于HVDC的运行环境产生极大的影响。谐波的不稳定就会导致系统的紊乱, 因此需要解决直流偏磁的问题, 以便于能够让中性点接地电流均不超标为目标, 和灵敏度有着一定的关系, 提出分析之后, 能够化配置方法, 并以直流偏磁比较严重的南方电网进行仿真分析和验证。
通过整流器将交流电变换为直流电形式, 再通过逆变器将直流电变换为交流电, 从而实现电能传输和电网互联是高压直流输电 (HVDC) 的基本原理。现在我国在这些方面有了一定的经验, 因此能够具备广泛的设计理念, 将咨询和研究进一步拓展, 完善整个系统的优化, 将自己的知识产权能够进一步确立, 拥有核心的技术, 这样才能够在竞争中加强自身的优势, 不断发展当前我国直流输电领域面临的重要任务。
摘要：维持高压电的直流系统稳定是一个常规的问题, 也就是要掌握HVDC设计和制造的核心技术, 这些技术都是明确有知识产权的, 因此, 对于实现国产化来说, 要维持高压直流输电的稳定就要开展下面几种讨论。
关键词：高压直流,输电系统,稳定性
参考文献
[1]辛亮.国网典型设计220kV输变电工程的工频磁场评估[D].上海交通大学, 2008.
[2]孙江平.工频高电压数字化测量系统[D].上海交通大学, 2008.
超高压直流输电 篇8
1、高压直流输电线路的几种常见故障
由于直流输电线路是高压直流输电系统运行中, 不可或缺的原件, 因而, 其发生故障的频率较高。受直流输电线路的路线及其环境因素干扰, 线路的故障屡屡发生。通常, 直流输电线路发生故障与以下几项因素相关:第一, 雷击故障。直流输电线路具备的电压极性并非相同, 加之“异性相吸、同性相斥”, 因而, 一旦两个极位列同一位置, 这两个极同时遭受雷击的可能概率非常高[1]。在直流输电线路遭受雷击过程中, 持续时间较短, 以至于直流电压上下不稳定的浮动, 一旦电压值越过雷击处绝缘所能承受的数值范围, 直流输电线路产生故障的概率是百分之九十以上。第二, 对地闪络故障。该故障出现, 需要符合一定的条件。高压直流输电线路里涵盖了许多配有相应的绝缘的杆塔, 加之高压直流输电线路未被封存, 其接触空气或者其他, 杆塔的绝缘将会受到干扰。当干扰过大时, 地闪络现象就会出现, 高压直流输电线路一旦受到某种故障的干扰, 发生变化, 高压直流输电系统的运行金辉受到干扰, 由此产生故障。第三, 其他故障 (高阻接地、直流线路短线等) [2]。高压直流输电线路运行过程中出现故障的频率非常高, 因而需谨慎注意。
2、高压直流输电故障
2.1 高压直流输电故障特点
在高压直流输电系统中, 直流线路的结构并不复杂。在此基础上, 两端换流站波阻抗可达到最高值, 且折射率、反射率分别几乎为0或1[3]。只要交流系统故障发生在电压过零期间, 线路上则缺少行波。因此, 保护存在死区。在交流系统中, 电压电流行波的传播一般会受到外界因素干扰, 此因素为母线结构变化。
2.2 高压直流输电故障定位方法
直流输电线路具有一定的特殊性质, 据此, 直流输电线路存在故障时, 实际合用的故障定位方法有两种, 一种是行波法;另一种是故障分析法。
(1) 行波法
谈及行波法, 就得提及早期的行波法, 共分为A、B、C、D、E、F型。其中, 单端法是指A、C、E、F型;其余则为双端法。从行波法演变至今, 大致可分为以下四种, 分别是小波分析法、数学形态学、希尔伯特—黄变换、独立分析法[4]。而提及故障分析法, 单端法和双端法的划分界限是电气量的来源。具体而言, 高压直流输电行波定位法主要对故障行波的波头进行检测。以小波变换法为例进行详细说明, 小波变换, 其时频局部化性能较好, 这对于快速准确地抓住行波波头非常有利。在提取故障行波的故障特征时, 如若采用小波变换技术, 需要重点把握两点, 一是选取合适的小波基;二是选取合适的分解尺度。另外, 小波变换时, 对于小波基的其他方面需仔细考量, 譬如分析小波基的、信号的采样率、分解尺度等。要如若采用小波变换法则需其本身具有自适应性, 次啊能准确分析所有类型的故障。此外, 还有数学形态法、希尔伯特—黄变换法。谈及数学形态法, 由于其在滤波和信号的突变点检测方面成就较为突出, 属于一种非线性的分析方法。此外, 还有一种全新的信号处理方法, 即希尔伯特—黄变换。同时, 独立分量法也是一种高效盲源分离方法, 可减少高压直流输电故障。
(2) 高压直流输电故障分析法
关于高压直流输电故障分析法, 涉及到两方面的内容, 一是分布参数法;二是参数辨识法。前者用于定位占据较大的优势。其主要优势在于实现故障定位非常简便, 只要利用从暂态到稳态的任意一段数据便可。直流输电线路有着自身的特殊性质, 加之分布参数法, 这对于高压直流输电故障定位极为有益。经研究发现, 利用两端的电压电流量分别从两端计算沿线的电压分布是一种建立在分布参数模型基础上的故障定位法, 此法对于实现故障定位非常有助力。在分析交流输电电路的原理后, 仔细研究直流输电线路存在的问题, 以此为基础研究出一种新的非行波单端故障定位方法, 这种方法可在故障点处方差最小的原进行故障定位。此外, 为了提高了测距精度, 遗传算法的应用, 需尽快实现。总而言之, 故障测距要讲求方法, 譬如利用故障的任一段数据实施分布参数的时域分析法, 其测距精度并不高。
2.3 直流输电线路故障定位的几项要点
通过对高压直流输电线路故障定位进行具体分析, 可知, 交流输电线路故障定位的原理并无特别, 与交流输电线路相差无几。对此, 直流输电线路故障定位需要有几项要点需要改善:第一, 在故障分析法中, 分布参数模型在直流输电线路测距中应用范围比较大, 为了提高精度, 可做好测量线路参数的工作。第二, 在行波故障定位法中, 提取故障行波是非常关键的一环, 但是在此期间, 仍出现行波波头检测问题, 加之波速的变化, 因而, 可用固有频率的方法避免此种状况 (行波波头检测不到) 。而为了解决行波波速变化的问题, 需要借助故障距离和波速的曲线关系实现。只有这样, 测距精度才能准确把握。
结束语
综上所述, 电力系统关系到电力运行, 作为其中重要的元件之一, 高压直流输电线路难免会出现故障问题。但是, 由于高压直流输电线路故障定位涉及众多, 因而在了解高压直流输电线路故障之后, 选用故障定位技术, 实施应用, 针对高压直流输电线路故障进行及时排除, 才有利于电力系统整体运行发展。
摘要：本文阐述了高压直流输电线路故障, 并分析了直流输电线路的故障定位方法, 包括行波法和故障分析法, 以此提出建议, 为直流输电线路的实际应用做好铺垫。
关键词：高压,直流输电线路,故障定位
参考文献
[1]廖凯, 何正友, 李小鹏.基于行波固有频率的高压直流输电线路故障定位[J].电力系统自动化, 2013, 03:104-109.
[2]刘可真, 束洪春, 于继来, 田鑫萃, 骆逍.±800kV特高压直流输电线路故障定位小波能量谱神经网络识别法[J].电力自动化设备, 2014, 04:141-147+154.
智能电网发展与高压直流输电研究 篇9
经济快速发展背景下,能源资源短缺问题也日益凸显出来,其也直接引发一系列环境问题,如温湿气体排放等,极大程度上影响可持续发展目标的实现。此时,能源资源高效利用、优化配置等显得极为重要,如在电网建设方面,需以能源的利用为依托,规划建设智能电网。但如何保证智能电网建设目标实现,又需考虑将高压直流输电引入其中。因此,本文对高压直流输电、智能电网的相关研究,具有十分重要的意义。
1 国内外智能电网规划现状
智能电网规划是当前世界各国电网建设的重点内容。本文在研究中主要选取欧洲国家、美国以及中国等智能电网规划现状作为实例,对智能电网规划情况进行分析。首先,从欧洲国家电网发展情况看,由于欧洲在经济发展过程中致力于将环境保护、能源建设等融入其中,所以在电网建设方面也提出能源供应网等策略,以其中超级电网为例,强调借助潮汐能、风能等资源,可使传统资源的消耗减少许多,且以往温室气体排放问题也将得以改善。同时,超级电网建设下,也将充分利用高压直流输电方式,其可满足大容量远距传输、新能源并网等要求,电力消费区的用电需求都可得到满足。其次,对于美国智能电网建设,其可被置于国家战略高度,强调在超级电网上不断突破。如SPPS、PJM、Midwest ISO等要求在2024年,东部电网联网建设中,需从电力输送、新能源建设两条线路方面着手,确保新能源得以充分利用。同时,在规划中也要求做到统一、智能,其中的统一主要指连接北美分散电网,使新能源可覆盖大多区域。而智能表现在新技术如自动控制、信息通信以及传感测量等运用下,使电力供应更为安全、可靠。另外,我国电网建设中,由于面临严重的能源分布不均情况,如太阳能在北部、西部地区较为丰富,而风电资源在东南沿海、背部与西部地区较为丰富,其他水力资源、煤炭等分布也极不均匀。
2 智能电网和高压直流输电研究
2.1 智能电网发展特征分析
智能电网建设在当前新能源利用背景下,强调以高效、环保作为主要方向,其呈现的特点主要表现在:第一,分散的电源分布。能源资源分布处于不均匀状态,也直接导致电场分布较为分散,如江河地区以水力发电为主、高原地区为太阳能或风力发电。第二,智能化特点。在发电形式趋于多样化的背景下,发电场分布极不均匀,这为实际调配电力资源带来极大难题。此时,为保证电力资源得以配置,需使电力系统达到智能化标准。第三,超级化特点。如欧美国家电网建设中提出的超级电网,其也将成为我国电网建设的重要目标。超级电网建设下,要求解决以往能源应用下存在的间歇性特征问题,确保电力系统运行更为稳定[2]。
2.2 高压直流输电特征分析
我国当前智能电网建设中,直流输电工程所占比重极高,其具有输送容量大、电压等级高等特征。对比交流输电,高压直流输电在电网建设中的优势表现为:(1)远距离电缆输电要求得以满足,交流输电很难达到这一标准;(2)输电损耗优势较为明显,长距离输电中,高压直流输电不会对输电走廊过多占用,损耗极低;(3)系统稳定性较强,如交流系统在相同或不同额定频率下,不会以同步互联方式为主,加上输电可被有效控制,对系统稳定性的提高可起到明显作用;(4)柔性直流输电引入其中,在无功功率、有功功率等方面都能被有效控制,且无需将换相电源引入,便能使负荷接入、电源接入等要求得到满足。此外,直流输电中,假若输电处于正常状态,无电容电流,所以也不必考虑进行无功补[3]。
3 智能电网和高压直流输电发展建议
智能电网未来发展中将更注重引入新能源,并将超级电网作为主要发展方向。从欧美国家超级电网建设现状便可发现,超级电网中融入智能电网建设中的许多优势,可使不同区域供电需求都得到满足。但需注意的是超级电网本身作为较为专业、复杂的系统工程,实际建设中将面临较多技术难点,要求采取分阶段建设的方式。我国在超级电网建设中可考虑从五个阶段着手,即:第一,在常规发电上不断建设。常规发电厂在社会经济发展中扮演重要角色,要求在建设中扩大其发电容量,不断完善交流区域电网。第二,在水力发电厂建设上不断加强。可考虑将高压直流输电引入其中,利用其将大型水力发电厂中的电力资源向其他区域输送,有利于电力资源的有效配置。第三,新能源应用。能源的引入将成为电厂建设中需考虑的主要内容,要求通过新能源使发电量有限、环保问题都得以解决。第四,新能源发电基地。该阶段主要强调以相应的技术为依托,增加系能源发电比重,利用远距离输送、并网技术等实现能源的输送,这也是推动直流输电工程的重要方式。
4 结论
智能电网的建设是我国未来电网发展的重要方向。实际发展智能电网中,应正确认识当前智能电网规划的主要现状,对比国内外智能电网发展特点,在此基础上分析我国智能电网建设的特征以及直流输电工程的应用,可考虑在未来智能电网建设中充分发挥高压直流输电的优势,可结合不同区域电力资源情况,采取分阶段建设方式,以此推动我国电网建设进程的加快。
摘要：随着电网建设步伐的加快,新能源发电技术的应用也成为世界各国关注的焦点。然而以往电网建设中,采用的多为交流输电方式,很难与职能电网中对高压直流输电的要求相适应,导致智能电网发展受到极大程度的制约。这就要求在发展智能电网中,进一步明确高压直流输电的优势,保证其能为智能电网建设提供支撑。本文将对国内外智能电网规划现状、智能电网与高压直流输电的特征以及未来发展的建议进行探析。
关键词：高压直流输电,智能电网,规划,建议
参考文献
[1]姚良忠,吴婧,王志冰,李琰,鲁宗相.未来高压直流电网发展形态分析[J].中国电机工程学报,2014(34):6007-6020.
[2]杨帆,赵书强.智能电网的发展对大电网可靠性评估的影响[J].电网与清洁能源,2013(10):24-30+36.
超高压直流输电 篇10
瑞士苏黎世，2011年2月17日——全球领先的电力和自动化技术集团ABB宣布，将与中国南方电网有限责任公司合作，为其负责建设的云南糯扎渡-广东特高压直流输电工程的一座换流站设计、制造、安装并调试800千伏特高压直流变压器设备。
ABB集团电力产品业务部负责人尤柯尔说：“我们为能再次支持中国进一步发展输配电网络而感到高兴。这些变压器在设计上具有高可靠性、高效、生命周期成本低等多重优势。”
中国南方电网有限责任公司是中国两大国有电网公司之一，负责中国南部电网的建设和运营工作。
800千伏特高压直流变压器是建设可以实现远距离、大容量输电的特高压输电线路的关键设备。建造特高压直流变压器需要克服许多技术挑战，例如需要提升变压器的绝缘性能、对绝缘套管等关键设备进行重新设计等。
特高压直流输电技术帮助用户可以更加高效的利用可再生能源、降低对化石能源的依赖，同时降低二氧化碳排放。特高压直流技术在像中国这样幅员辽阔的國家尤为适用，因为这些国家的电力负荷中心通常都远离能源富集地区。
特高压直流技术是ABB集团50多年前率先研发的高压直流输电技术的进一步发展，也是近20多年来输电线路在输电容量和效率上实现的最大技术突破。
ABB是位居全球500强之列的电力和自动化技术领域的领导厂商。ABB的技术可以帮助电力、公共事业和工业客户提高业绩，同时降低对环境的不良影响。ABB集团业务遍布全球100多个国家，拥有12.4万名员工。ABB在中国拥有包括研发、制造、销售和工程服务等全方位的业务活动，雇用员工近1.6万名，拥有30家合资和独资企业，强大的销售和服务网络遍布全国。欲进一步了解ABB，请访问www.abb.com.cn。
超高压直流输电 篇11
直流控制保护系统可以看做是大脑神经系统, 在直流输电工程中具有举足轻重的地位, 直接决定了直流工程和直流设备运行的安全性。
在直流系统中, 无论哪一部分发生故障, 整个直流输电系统运行的安全与可靠性都会受到重大影响。上世纪50年代, 第一个直流输电工程投入运行, 在那之后, 其基本控制策略并没有颠覆性的变化, 主要是由于直流输电基于相同换流技术。但其控制保护技术方面的改进方面, 一直是直流输电技术的前沿问题, 最近几年也得到了长足的发展。直流输电控制保护策略的发展、保护手段和设备性能方面的变化与完善等, 主要是随着换流元件的改进以及电力系统在各方面要求的提高而发展的。
1 基本的控制策略
直流输电中有整流端和逆变端之分, 整流端是通过已经接到三相电压的换流元件, 按一定的顺序导通/关断来达到交流电流变为直流电流的目的, 反之则为逆流端。点火角即换流元件的导通时刻。若交流系统参数不变, 不同的点火角将会形成不同的直流电压值, 这将进一步导致整流/逆变直流回路中的直流电流发生变化, 然后逆变端再接收到由逆变器分送的直流电流, 从而完成电力的输送。因此, 点火角不仅仅是最基本的直流输电控制, 也是最终控制变量。
目前, 直流输电过程中的关键, 包括以下两个基本的控制策略。
1.1 点火角
目前, 在点火角的确定方面, 需要控制对象取逆变侧换流器的电流安全关断时刻, 或者取直流电压或电流, 这是一项经典的原则。
1.2 点火脉冲
怎样才能够与交流换相电压取得同步, 是在点火脉冲的发生方面首先要考虑的问题, 然后再确定是等间距触发还是按相触发。为了确保控制的精度, 必须保证点火角的精确性, 这也就要求点火角每一个轮回的计时起始点必须能够精确地确定。目前, 为了进一步提高了点火角的精度, 已经可以在数字信号处理器中采用软件的方式来完成。
2 为满足动态性能要求的保护策略
除了安全准确的输送额定功率等基本控制策略以外, 还有许多种高速和灵活有效的控制策略可以满足交直流系统的动态性能要求, 并且同时具备保护性监控和帮助系统自愈的功能。在制定这些控制策略时, 不仅仅要充分依据直流主设备的操作规范, 还要与换流站设备进行成套设计。
2.1 降低和避免直流系统对交流系统产生的不良影响
换流技术本身存在许多缺陷, 会产生许多无法避免的问题, 其中的两大问题便是谐波和无功。通过安装适当容量和数量的交、直流滤波器/电容器组, 或者采用多脉冲转换器, 这些是传统的解决办法, 具体使用什么方法要根据系统的性能而确定。在直流输电控制过程中, 实时对交流滤波器/电容器组开关的投切控制, 是无功控制 (包括交流谐波控制) 一项重要功能。综上, 在直流控制过程中须克服自身存在的缺陷和弱点, 从而尽可能的减少甚至避免对交流系统产生不良影响, 这样才能保证输送任务的完成。
2.2 降低和避免交流系统电压的波动对直流系统造成的影响
对直流系统有重大影响, 不仅使点火角的控制受到直接影响, 还会使直流系统失去换相电压, 从而使其无法正常运行;除此之外, 还可能威胁到换流变压器的绝缘安全。解决上述问题的一种重要手段, 是控制直流换流变压器的分接头开关。因此, 确定换流变压器充电前后分接头的位置、直流加压/升流后分接头的位置是非常重要的。
2.3 提高系统的动态性能
长距离直流输电工程中, 为保证输电工程正常的运行, 通常情况下要在两端换流站之间建设快速可靠的通信通道。当逆变侧系统需紧急停运而又没有站间通信时, 系统的安全是通过以下过程得到保护的:首先直流的顺序控制会使逆变侧带旁通对闭锁, 然后使整流侧直流欠压保护闭锁。
2.4 直流附加控制
在控制保护系统中增加附加的控制对于增加输电工程的稳定性是十分有益的, 这也是大部分直流工程所要求的。为了接收外部的附加控制信号, 诸如模拟量或数字信号等形式, 大多数直流控制系统还预留了软/硬件接口。
3 为暂态性能要求的保护策略
在实际输电工程过程中, 保护区经常出现的各种短路、开路、以及各种异常工况和扰动的情况, 这就要求在设计直流保护策略时必须多方面考虑, 并配置相应的保护和监测功能。为了保护直流系统的安全运行, 在进行直流保护策略的设计时, 要保证在故障或异常工况出现时, 能够快速的判断出系统中发生短路故障或运行不正常的设备, 并进行切除, 进而保护了换流站中各直流设备。换流阀、直流场设备 (直流滤波器、平波电抗器、极母线、中性母线和双极中性母线) 、接地极引线、直流线路以及换流变压器等这些设备将会受到保护。
4 高压直流输电控制保护技术的应用
现在越来越多的先进的电子设备呈集成化趋势, 这不仅对直流控制和保护技术的发展有促进作用, 同时也相应的提高了换流站的自动化程度。目前, 直流控制保护系统在诸多输电工程中都得到了广泛的应用, 这要归因于其高度集成化不仅符合直流控制保护的特点, 而且能够满足经济性和可靠性的要求。但是还需要从如下几个方面不断提高性能, 以具备最优自身条件, 更好的应用于实际工程中。1) 提高可靠性。设计自检覆盖率大、准确性高的直流控制保护系统, 并可以同时采用多重化和分布式设计。2) 进一步克服换相失败的弊病, 从控制保护的角度提出新策略, 减少甚至避免造成换相失败的发生。3) 发展远距离控制、无人值守通信等高新技术, 同时加强调度的统一性, 在各直流工程之间进行协调和配合。4) 采用新的换流元件和新的设计理念。
5 结语
高压直流输电控制保护技术在整个供电系统中具有举足轻重的地位, 不但决定了直流设备的安全, 还直接决定了直流工程能否正常运行。本文对高压直流输电控制保护技术上所采用的一些策略进行了简要论述, 并对其在应用方面存在的问题及应用前景作了相应讨论。
摘要：本文针对交直流系统性能的要求, 从高压直流输电的控制策略, 交直流系统暂态保护策略的动态性能要求, 交直流系统的基本控制策略等方面, 讨论了中国的高压直流输电控制保护技术的基本内容, 并对其在应用方面存在的问题及应用前景作了相应讨论。
关键词：直流输电,控制,保护
参考文献
[1]陶瑜, 龙英, 韩伟.高压直流输电控制保护技术发展的探讨[J], 电力建设, 2008.
[2]龙英, 袁清云.高工三直流输电系统的保护策略[J], 电力设备, 2004.