同塔双回直流线路论文（精选7篇）
同塔双回直流线路论文 篇1
0 引言
直流输电是高电压、大容量、远距离送电和异步联网的重要手段[1]。随着电力系统输电容量的不断增大, 输电线路的用地也日益紧张, 高压直流输电工程采用同塔双回输电方式能够有效提高线路单位走廊的输电容量和土地利用率, 具有巨大的经济和社会效益, 在中国具有广阔的发展前景[2,3,4]。目前, 溪洛渡右岸电站送电广东的±500kV输电工程采用双回±500kV直流同杆并架方式, 直流线路总长2×1 286km[2]。
直流线路的输电距离长, 发生短路故障概率高, 一旦发生短路, 将严重威胁直流输电系统的安全稳定运行[1]。目前行波保护被广泛应用于直流输电线路[5,6,7,8,9]。对于双极直流输电线路, 由于两极线路存在耦合, 故障极线可能引起非故障极线保护误动。因此, 直流线路故障选线是直流线路保护不可或缺的部分。目前单回双极直流线路广泛采用电压行波的线模分量启动保护、地模分量判定故障极的方法构成直流线路保护逻辑, 能有效解决单回直流输电线路故障极判定的问题[10,11,12]。然而当发生高阻接地故障时, 依靠地模电压变化率较难灵敏地判别故障极。而且, 同塔双回直流线路的故障类型和耦合关系更为复杂, 现有的单回线路故障分析与故障选线方法不再适用于同塔双回直流线路。
为此, 研究人员针对同塔双回直流输电线路故障选线方法开展了研究工作, 如利用平行四线解耦方法对其进行解耦, 利用各模电压变化量分析故障特征, 提出单极线故障的故障选线方法[13]。然而, 由于双回双极直流输电线路大多采用梯形布置方式, 上下层线路高度的不同、线间距离的差异导致了线路的不平衡耦合, 且线路两侧存在直流滤波器接地电容, 这些因素将对其故障分析产生较大影响。若线路发生跨线故障, 上述因素的影响将会扩大, 现有方法难以表征其故障特征, 增大了误判的可能。因此, 迫切需要研究一种考虑线间不平衡耦合、架空地线耦合以及线路两侧直流滤波器接地电容影响的同塔双回双极直流输电线路故障分析方法, 以解决跨线故障的选线问题。
为此, 本文利用麦克斯韦静电耦合理论, 根据线路与杆塔的详细参数, 考虑架空地线分段接地的特点及近端故障时滤波电容的影响, 推算双回双极直流线路的电位系统矩阵, 并通过相模变换将线间静电不平衡耦合转换为线路各模量的电压变化量。进一步考虑地模与线模电压行波的传播特性差异, 通过定义模电压变化比率以消除过渡电阻的影响, 从而提出一种同塔双回直流输电线路的定量故障分析方法。基于所述故障分析方法, 根据不同故障类型进行故障特征分析, 提出故障选线判据和定值整定方法。最后, 利用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件, 构建溪洛渡±500kV直流输电系统仿真模型, 针对线路的不同位置、不同类型、金属性与高阻接地等多种故障情况, 验证所述方法的准确性, 测试其灵敏性与耐受过渡电阻能力。
1 同塔双回直流线路的电位系数矩阵
1.1 耦合四线和架空地线的电位系数矩阵
如图1所示, 同塔双回双极直流线路采用不换位的布置方式, 呈梯形布置, 1P, 1N和2P, 2N分别表示1回线的正极线、负极线和2回线的正极线、负极线, 两架空地线分别为1G和2G。
同塔双回直流线路的上下两层高度相差较大, 且上层线路距离较小, 下层线路距离较大, 因此, 同塔双回直流线路的故障分析应区别于单回双极直流线路, 需要考虑线间耦合的不平衡。
线路的线间耦合包括电磁耦合与静电耦合, 由卡松公式和麦克斯韦电位系数[14]可知, 线路高度和线间距离的差异造成静电耦合的不对称远大于电磁耦合的不对称。因此, 本文将同塔双回直流输电线路的电磁耦合近似为对称耦合, 即各线路的自阻抗相等、线路之间的互阻抗相等;线间不平衡耦合仅由反映静电耦合的电位系数矩阵决定。
当直流输电线路在t时刻发生接地故障, 相当于t时刻故障点接入与故障线路极性相反的故障电压源。若故障点远离线路两端, 可等效为在故障点处存在与该故障电压源同极性的点电荷, 该点电荷将对其他线路产生静电感应电压。根据静电感应理论[14]计算各线路自电位系数Pii与互电位系数Pij:
式中:Ri为线路i的分裂导线等效半径;ε0为空间介电常数, 1/ (2πε0) =17.975×106 km/F;hi和hj分别为线路i和j的对地平均高度;dij为线路i与j间的距离;xij为线路i与j间的水平距离。
由式 (1) 可计算同塔双回直流输电线路的自电位系数和互电位系数, 从而可得电位系数矩阵P;再求P的逆矩阵可得线路之间的电容矩阵C。以溪洛渡直流输电线路为例, 其线路杆塔等参数见附录A图A1。根据杆塔参数, 算得四线与两架空地线的矩阵P和C为:
1.2 分段接地架空地线的耦合四线电位系数矩阵
若架空地线通过间隙接地, 则可直接利用电位矩阵P估算耦合四线的静电感应电压;然而在实际工程中, 架空地线通常在杆塔处接地, 即架空地线的电位为0, 则电位矩阵P需进行修正后才能用于估算各线感应电压。对于接地架空地线, 可将两架空地线的接地电容视为无穷大电容处理。于是, 可将两架空地线的无穷大接地电容并入矩阵C, 即将矩阵C的第5和第6对角线元素值修正为正无穷大:
然后, 对修正矩阵C′求逆。因其逆矩阵的第5、第6行和列元素都为零, 故只取1至4行和列元素作为修正电位系数矩阵P′:
可见P′矩阵考虑接地架空地线影响, 反映了四线路之间的静电耦合关系。
1.3 直流滤波器的影响与处理
直流线路的两端一般都接有直流滤波器, 当故障点靠近本端时, 故障点各线的静电感应电压受直流滤波器的接地电容影响较大。因此, 当故障点靠近本端时需将直流滤波器的接地电容并入矩阵C, 即矩阵C的第1至第4对角线元素需叠加直流滤波器的接地电容值。由于直流滤波器的接地电容远大于各线的自电容与互电容, 即矩阵C修正后的对角线元素大小远大于非对角线元素, 因此, 可将矩阵C近似为对角线元素相等、非对角线元素相同的对称矩阵。因此当故障位于线路近端时, 故障点至近端的线路可视为对称换位线路处理, 可直接采用对称换位的四线系统解耦方法[13]进行故障分析。
2 同塔双回直流线路故障点电压特性分析
当线路发生故障, 可等效为故障点处叠加故障等效电压源。由电位系数矩阵P′, 根据故障边界条件等效其电荷列向量, 可计算故障点处各线路的感应电压。若故障位于线路1P或2P, 则故障等效电压源为负极性, 等效电荷的极性也为负;若故障位于线路1N或2N, 则故障电压源为正极性, 等效电荷的极性为正。则定义故障点等效电荷列向量Q为:
式中:故障点等效电荷q>0, 若故障经过渡电阻接地, 则q值较小, 该变量在下文的公式推导中被消去;Fi为各线的故障标识, 若线路i (i=1, 2, 3, 4) 发生短路则Fi取1, 否则取0, Fi取不同值可表示不同故障类型, 包括跨线故障。
利用P′可得故障点处各线电压变化量ΔVF:
式中:Δu1P.F, Δu1N.F, Δu2P.F, Δu2N.F分别表示线路1P, 1N, 2P, 2N故障点的瞬时电压变化量。
利用同塔双回双极直流线路的相模变化矩阵, 可将故障点的四线电压变化量转换为各模量电压变化量:
式中:Δue.F, Δuf.F, Δug.F, Δuh.F分别为故障点的e, f, g, h模量的瞬时电压变化量, 其中e模量为四线同向叠加与大地构成回路的地模分量, f, g, h为两两互为回路的3个线模分量。若故障位于线路近端, 则将式 (4) 中的P′替换为1。
3 同塔双回直流线路各模电压变化比率
式 (4) 表示含变量q的故障点各模电压变化量, 故障点处的各模量电压行波将独立地沿线路两侧传播。由于各线模的衰减常数近似相等, 故设KG为到达测量端的地模电压变化量与故障点的比值;地模的衰减常数相差较大, 设KL为到达测量端的线模电压变化量与故障点的比值, 并有0≤KG<KL<1。设各模分量到达测量端的电压变化量为Δue, Δuf, Δug, Δuh, 则有
为考察不同故障情况下测量端各模电压变化量特征, 定义各模电压变化比率为各模电压变化量与g模电压变化量值大小的比率系数:
式中:Ke, Kf, Kg, Kh分别为e, f, g, h模电压变化量比率系数。
关于式 (6) , 有以下结论。
1) 将各模电压变化量都除以|Δug|, 可约去式 (4) 和式 (6) 中的不可知量q, 也消去了各线模比率中的KL。
2) 若线路发生经过渡电阻接地故障, 则故障电压源经过渡电阻接于故障点, 故障点电位降低, q值随之改变;由于式 (6) 消去了q, 则所定义的各模电压变化量比率系数不受过渡电阻影响。
3) 式 (6) 计及了电压行波的衰减, KG/KL受地模和线模的衰减常数、故障位置等因素决定, 计算较复杂。为便于分析, KG/KL取1, 则利用式 (6) 计算所得Ke值的大小不具有参考性, 但其极性具有参考性。
4) 由于地模传播波速约为线模的一半, 因此若在相同的数据窗内检测不到地模分量, 不代表实际不存在地模分量;但若能检测到地模分量, 则其极性具有参考性。
至此, 本文提出了一种同塔双回双极直流输电线路的故障定量分析方法, 通过各模电压变化量比率系数, 可分析不同故障情况下各模电压变化量之间的大小比例特征与方向特征。故障分析计算流程见附录A图A1, 先后计算电位系数矩阵及不同故障类型的各模电压变化比率。
4 同塔双回直流线路故障特征定量分析
利用所述故障分析方法推算各种故障情况下各模量的电压变化量比率系数。以溪洛渡直流线路为例, 其线路参数见附录A图A2, 本文考虑了各种单线故障、双线故障、三线故障和四线故障共15种故障类型, 推算结果列于附录A表A1。考虑两种极端情况: (1) 故障远离直流滤波器, 忽略其影响, 计算值为附录A表A1中非括号数值; (2) 故障接近直流滤波器, 考虑其影响, 计算值为附录A表A1中括号内数值。由附录A表A1可得如下故障特征。
1) 任意故障情况下, g模量的电压变化量都存在, 且g模量极性都为负;再次说明式 (6) 中各比率系数的定义都以|Δug|为分母的原因。
2) 单线故障情况下, |Kh|最小值为1;|Kf|最小值约为0.9;根据Kf和Kh的极性特征可灵敏区分4种不同的单线故障类型。
3) 双线故障和四线故障情况下, 至少有一个线模量不存在 (极小) , 可分为4种情况: (1) 若为横向双线故障, 则|Kf|约为0, |Kh|最小为1, Kh的极性可灵敏区分两种横向双线故障; (2) 若为纵向双线故障, 则|Kf|最小为1, |Kh|约为0, Kf的极性可灵敏区分两种纵向双线故障; (3) 若为对角双线故障, 则|Kf|在[0, 0.3]区间变化, |Kh|约为0, 若故障接近测量端, 则|Kf|约为0, 但|Ke|可被检测, 若故障远离测量端, 则|Kf|不为0, 即Kf或Ke的极性可区分两种双线故障; (4) 若为四线故障, 则|Kh|, |Kf|和|Ke|均约为0。
4) 三线故障情况下, |Kh|值在[0.33, 0.41]之间;|Kf|值在[0.29, 0.48]之间;根据Kf和Kh的极性特征, 可灵敏区分4种不同的三线故障类型。
5 基于线模电压变化量的故障选线判定方法
5.1 比率系数值区间及其边界定值
由上述故障特性分析可知, 故障选线的关键是区分单线、双线、三线和四线故障类型, 可通过划分|Kh|和|Kf|值区间进行判定。根据附录A表A1, 将|Kh|和|Kf|划分为小、中、大3个值区间, |Kh|理论值的3个值区间分别为:[0, 0.05], [0.33, 0.41], [1, ∞) , 根据各区间的边界值, 设定值和作为|Kh|小、中、大3个值区间的判定边界。类似的, |Kf|理论值区间为:[0, 0.05], [0.29, 0.48], [1, ∞) , 设定值和作为|Kf|小、中、大3个值区间的判定边界。
5.2 故障选线判据
根据附录A表A1, 故障选线判定流程如下。
1) 若|Kh|和|Kf|都位于中区间, 则判定为三线故障, 定义其灵敏系数:
进一步判定三线故障类型: (1) 若Kf<0且Kh>0, 为1P1N2P故障; (2) 若Kf<0且Kh<0, 为1P1N2N故障; (3) 若Kf>0且Kh<0, 为1P2P2N故障; (4) 若Kf>0且Kh>0, 为1N2P2N故障。
2) 若|Kh|位于大区间, 而|Kf|不在小区间内, 则判定为单线故障, 定义其灵敏系数:
进一步判定单线故障类型: (1) 若Kf<0且Kh<0, 为1P故障; (2) 若Kf<0且Kh>0, 为1N故障; (3) 若Kf>0且Kh>0, 为2P故障; (4) 若Kf>0且Kh<0, 为2N故障。
3) 若|Kh|或|Kf|位于小区间, 则判定为双线或四线故障;需要进一步区分双线故障类型, 即
(1) 如果|Kh|位于大区间, 则为横向双线故障, 定义其灵敏系数:
若Kh<0, 为1P2N故障;若Kh>0, 为1N2P故障。
(2) 如果|Kf|位于大区间, 则为纵向双线故障, 定义其灵敏系数:
若Kf<0, 为1P1N故障;若Kf>0, 为2P2N故障。
(3) 如果|Kh|位于小区间且|Kf|或|Ke|不在小区间, 则为对角双线故障, 定义其灵敏系数:
若|Ke|不在小区间内且Ke<0, 或者|Kf|不在小区间内且Kf<0, 为1P2P故障;若|Ke|不在小区间内且Ke>0, 或者|Kf|不在小区间内且Kf>0, 为1N2N故障。
(4) 如果|Kh|, |Kf|和|Ke|都位于小区间, 则为四线故障, 定义其灵敏系数:
5.3 故障选线判定方法
利用采样电压瞬时值, 计算各线瞬时电压变化量, 并通过相模变换转换为各模瞬时电压变化量, 根据所述故障选线判据判断故障线路。需要定义各线或各模量瞬时电压变化量为:
式中:t0为保护启动时间;td为计算时间;Δt为瞬时电压变化量的考察时间间隔;ΔuX为X线或X模的瞬时电压变化量, ΔuX定义为在t∈[t0, t0+td]内, t+Δt时刻与t时刻的X线或X模瞬时电压的最大差值。
本文Δt取1 ms, td取1 ms, 即数据时窗为2ms。由式 (7) 对瞬时电压变化量的定义可知, 其计算对数据采样速率的要求较低。故障选线作为保护的辅助, 通常直流线路行波保护的采样速率为10kHz, 采用直流线路保护的采样数据, 能满足式 (7) 的计算要求。
利用式 (7) 计算瞬时电压变化量, 再利用式 (6) 计算各模电压变化量比率系数, 根据所述故障选线判据完成故障选线。至此, 本文提出了一种同塔双回双极直流输电线路的故障选线方法。
6 仿真分析与验证
采用PSCAD/EMTDC仿真软件, 参考溪洛渡直流工程的系统参数, 构建同塔双回直流输电系统模型, 仿真数据输出频率设置为10kHz, 与工程实际采用的直流行波保护数据采样速率一致;同塔双回双极直流输电线路模型采用依频参数模型构建, 线路全长1 286km, 见附录A图A2。分别在线路整流侧始端、线路距逆变侧末端及线路中点处设置接地故障, 故障接地线情况包括15种故障类型, 故障过渡电阻包括金属性接地和高阻接地故障 (500Ω) 。
通过获取整流侧线1P, 1N, 2P, 2N的电压瞬时值, 计算各线的电压变化量并转换为同向与环流电压变化量。采用本文所述故障选线判定方法判定故障极线, 金属性接地故障的故障选线结果列于附录A表A2, 高阻接地故障的故障选线结果列于附录A表A3。由附录A表A2可见, 金属性接地故障情况下, 线路两侧采用所述方法都能够正确判定各种故障类型, 灵敏度最低为1.33;由附录A表A3可见, 高阻接地故障情况下, 采用所述方法依然可以正确判定各种故障类型, 灵敏度最低为1.22。可见, 本文故障选线方法准确, 受高阻接地故障影响很小。
7 结语
基于静电耦合理论, 利用电位系数矩阵表征线间的不平衡静电耦合, 并转换为各模电压变化量;定义模电压变化比率消除了过渡电阻的影响, 故障分析过程考虑了地模与线模电压行波的传播特性差异, 提出了同塔双回直流输电线路的故障线路判定方法。仿真测试结果表明, 所述故障选线方法不受过渡电阻的影响, 能准确判定各种复杂故障类型, 具有判据简单、灵敏性高等特点。
由于所述选线方法需跨极配置, 对于各端共站的全线同塔双回双极直流线路, 在技术上不难实现。目前直流线路主保护大都采用“按极配置”原则, 在不改动现有主保护配置的前提下, 通过增设跨极配置的故障选线元件与主保护配合, 可辅助主保护正确选线。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：围绕同塔双回直流输电线路的故障分析与故障选线方法, 基于麦克斯韦静电耦合理论, 根据线路与杆塔的详细参数, 考虑架空地线分段接地的特点及近端故障时滤波电容的影响, 推算同塔双回直流输电线路的电位系统矩阵, 并通过相模变换将线间静电不平衡耦合转换为线路各模量的电压变化量。进一步考虑地模与线模电压行波的传播特性差异, 通过定义模电压变化比率以消除过渡电阻的影响, 从而提出一种同塔双回直流输电线路的定量故障分析方法。基于所述故障分析方法, 根据不同故障的边界条件进行特征分析, 提出故障选线判据和定值整定方法。利用PSCAD/EMTDC构建同塔双回直流输电系统模型, 通过全面的故障仿真分析, 验证了所述方法的正确性, 结果表明该故障选线方法不受过渡电阻的影响, 能准确、灵敏地判定各种复杂故障类型。
关键词：同塔双回直流输电线路,故障分析,故障选线,电位系数矩阵
同塔双回直流线路论文 篇2
直流输电相比于交流输电更适于远距离大功率跨区输电[1,2,3],因此在我国得到了越来越广泛的应用。但在土地资源愈发紧张的背景下,为了能够有效利用输电走廊,提高线路单位走廊的输电容量和土地利用率,降低电力建设成本,高压直流输电工程已开始采用同塔双回输电方式[4,5]。
然而直流线路作为直流输电系统的重要元件之一,故障几率极高,且双回直流输电方式相比于传统的单回直流输电方式,其极线间的互感耦合更加复杂,任一线路发生故障,均会导致非故障极电压、 电流波动,对直流线路保护的故障极识别造成严重影响。因此开展同塔双回直流线路的故障选线研究具有重要的理论和工程实用意义。
目前,国内外学者已经对同塔多回线路互感耦合特性及故障选线问题进行了大量研究,但主要集中在交流线路,如交流耦合线路感应电压和电流的计算[6,7,8],同塔四回交流线路的故障选线方法等[9,10]。 而在直流线路的研究上则主要集中在单回直流线路故障暂态分析及保护原理[11,12,13],涉及两回直流线路的还较少。文献[14]对直流与交流线路间的电磁暂态过程进行了仿真研究,文献[15]则针对双回直流线路故障极对健全极的影响进行了仿真计算。
为此,本文在研究平行四线系统解耦理论的基础上,对同塔双回直流线路进行解耦,提取出同向与环流电压突变量,并分析了不同故障形式下同向与环流电压突变量相互间关联的故障特征,以此为基础提出了同塔双回直流线路的故障选线判据与方法;最后利用PSCAD/ EMTDC电磁暂态仿真软件, 建立实际±500 k V同塔双回直流输电系统仿真模型,验证了所提故障选线方法的正确性。
1同塔双回直流线路的解耦方法
同塔双回直流线路可视为不换位的平行四线系统,对其进行解耦,可参考同塔四回交流输电线路的解耦方法[10]:将同塔双回直流线的布置形式近似为如图1所示的长方形布置,则可得平行四线系统的相模变换矩阵,即双回双极线路的解耦方程。
式中:ux(t ) ux(t ) ux,0表示线路始端或末端的电压突变量,为故障后电压减去故障前的电压值;下标1P、1N和2P、2N分别表示I回线正极、负极和II回线正极、负极。
式(1)可将各极线的瞬时电压突变量分解为4个独立的模分量,其中一个为四线同向叠加与大地构成回路的地模分量即同向量,称为e模量;另外三个为四线互为回路的线模分量即环流量,分别称为f、g、h模量。
2同塔双回直流线路的故障特征分析
2.1单极线故障的电压突变量特征
设直流极线发生接地故障时,其电压突变量为 uk,则若1P线故障,由于故障电压从正值减小, 则有uk0 ,可进一步表示为uk=-uF,其中 uF 0表示正的附加电压源;同理若2P线故障, 有uk=-uF 0;而对于1N和2N的负极故障, 则有uk=uF 0。
各故障极线上的突变电压均可在其余非故障极线上耦合出电压突变量,该分量的大小由故障极与非故障极间的耦合系数决定。然而,不同极线间实际的耦合系数并不相等,以实际同塔双回线路为例, 不同极线相互间的耦合系数在0.16~0.26之间[16]。 考虑到不同极线间耦合系数的差异不会对本文的故障特征造成影响,为了简化分析,可近似认非故障极耦合量相等,记为k uk(0 k 1) 。
于是,利用式(1)可得单极线故障时各模量的故障特征,列于表1。
由表1可见,当发生单极线故障时,各环流电压突变量大小相等,ug的极性均为负值不能用于故障极线识别,而uf和uh的极性组合则可区分各种单极线故障类型。
2.2双极线故障的电压突变量特征
若双极线同时发生接地故障,根据故障极线的不同,可分为异回同极性线故障、同回异极性线故障和异回异极性线故障三种类型。若为异回同极性线故障,两个故障极电压突变量都为uk,则非故障极耦合电压突变量为2k uk;若为异极性线路故障,则两个故障极电压突变量分别为uF和uF, 非故障极耦合电压突变量为0。由式(1)可得双极线故障的故障特征,列于表2。
2.3多极线故障的电压突变量特征
同理,由式(1)可得故障极数大于等于3时的故障特征,列于表3。
由表1~表3可发现,任一种故障发生,g模量电压突变量极性都为负。而对比表3和表1,可发现单极线故障与三极线故障具有相同的环流电压突变量极性组合特性,因此,仅依靠环流电压突变量极性特征无法区分单极线故障与三极线故障。例如1P故障和1P1N2N故障时,各环流电压突变量极性相同。此时,可以利用三极线故障与单极线故障环流电压突变量的幅值大小特征差异:单极线故障时, 各环流电压突变量大小相等;而三极线故障时g模量要远大于其他模量电压突变量。
3基于模量电压突变量的故障选线方法
3.1故障类型识别
根据上述同塔双回双极直流输电线路在各种故障类型下的故障特征分析,可基于同向和环流电压突变量,构成同塔双回直流输电线路的故障选线判据与逻辑。首先,为了判定故障类型,定义以下三个判据:
式中,uact为环流电压突变量起动定值,取正常运行时环流电压突变量的最大值。
式中,uMaxmax(uf,ug,uh),为环流电压突变量绝对值的最大值;K为比率系数,取0.5<K<1, 本文K取0.8。
式中,uZero0.1uMax,为判断是否存在环流电压突变量的门槛值。
上述三个判据中,式 (2) 为基于环流电压突变量的起动判据,若f 、 g和h模量任意一个满足则起动选线;式 (3) 可用于判断各环流电压突变量大小是否相等,以体现三极线故障与单极线故障环流电压突变量幅值大小特征的差异, 若满足该式则可判定为单极线故障;式 (4) 则用于判断各环流电压突变量是否都非零,若满足该式则判定为三极线故障,否则为双极线路或四极线故障。 于是,可得故障类型的判定逻辑如图2所示。
3.2故障极线的判别
在判定故障类型后,根据不同的故障类型,采用不同故障类型的故障极线判定方法。对于单极线故障类型,根据表1所示的环流电压突变量极性特征,可根据uf和uh的极性判定故障极线,其故障选线方法的流程图如图3所示。三极线故障的故障选线方法类似于单极线故障情况,其流程图如图4所示。
对于双极线故障或四极线故障的故障极线判定,就是需要判定异回同极性、同回异极性和异回异极性以及四极线同时故障4种情况。由表2和表3知,可根据的大小分别判定e 、f和h模量的电压突变量是否存在,进而来区分上述4种故障情况;然后分别利用e 、 f和h模量的电压突变量极性对故障极线进行判定。双极线或四极线故障的故障选线流程图如图5所示。
由于同向量的传播波速低于环流量,即同向电压突变量的检测时刻滞后于环流电压突变量。而本文所提故障选线方法仅在1P2P、1N2N和1P1N2P2N三种故障情况下需要利用同向e模量进行判别,其余故障情况仅需采用环流模量。所以,在故障选线过程中,先不计算同向电压突变量,若可判定故障极线,则可输出故障选线结果;若判定过程中需要同向分量,则在设定的延时tset内,更新各极线电压并计算 同向电压 突变量 , 如图5所示延时tsetlength/ (vfve), length为线路长度。
4仿真分析与验证
采用PSCAD/EMTDC仿真软件,参考溪洛渡广东直流工程的实际参数,构建±500 k V同塔双回直流输电系统模型,如图6所示;同塔双回直流输电线路线路全长1 286 km[17],其结构如图7所示,采用了频变参数模型。仿真中,分别在线路整流侧始端、逆变侧末端及线路中点处设置接地故障,故障类型包括单极线、双极线等15种情况,故障过渡电阻考虑了金属性接地和高阻接地故障(500 Ω);采样频率为10 k Hz。
(单位:k V)
通过获取整流侧1P、1N、2P、2N的电压瞬时值,计算各极线电压突变量并转换为同向与环流电压突变量,然后采用本文所提的故障选线方法判定故障极线。其中电压突变量幅值取为行波到达后3 ms内的电压变化量最大值。
表4给出了金属性接地故障和高阻接地故障时的选线结果。由表1可见,在各种故障情况下,各电压突变量所呈现出的极性和幅值大小特征与前面的理论分析基本一致。虽然由于实际耦合系数的不完全相等,造成实际计算的各电压突变量大小与理论分析有一点误差,但并不会对故障极线的判别造成任何影响;而对于高阻接地情况,尽管各电压突变量幅值变小了,但其相互间的特征关系依然不变。 由此可见,本文所提故障选线方法准确可靠,且不受高阻接地故障的影响。
5结论
同塔双回直流线路论文 篇3
随着经济的迅猛发展,我国对电力需求持续增长,与此同时,土地资源日趋紧缺,超高压直流输电已成为跨区电能传输的重要方式。葛沪直流综合改造(三沪Ⅱ回直流)工程±500kV荆门换流站~枫泾换流站直流输电线路是世界上首个采用同塔双回路架设的大截面、大容量、远距离输电的直流输电线路工程,也是我国首条超高压直流输电线路的改造工程。该工程充分利用原葛-南线老通道(利用率60%以上),将电能输送容量由1200MW提高到6000MW,充分满足“资源节约型、环境友好型”的建设目标要求,对增强电网跨区资源优化配置能力,实现华中、华东电网水火互补,缓解华东地区日益紧张的能源运输、土地供应、环境保护压力,都具有十分重要的意义。笔者试从±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程(浙江段)建设管理实践出发,从安全、质量、进度、造价四大控制的角度,阐述超高压直流(浙江段)输电线路工程建设管理实践与探索。
1 工程建设管理概述
±500荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程2008年12月获得国家发展改革委关于工程核准的批复,浙江段工程于2009年2月开工建设,2010年2月5日完工,浙江段动态总投资94777万元,新建线路全长179.195公里,铁塔423基。
±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程(浙江段)由浙江省电力公司委托浙江省电力公司超高压建设分公司组建业主项目部,全面履行建设单位管理职责;属地电力局负责线路工程所在区域的地方关系协调、塔基占地及线路通道清理工作。业主项目部由计划、工程管理、财务、质量安全监察等专业人员组成,对工程项目从质量、安全、进度、投资、合同、信息等诸多方面进行严格管控。各属地电力局分别成立工程建设领导小组及工作现场协调小组,将工程建设工作的管理网络延伸到县(区)局和各供电所,大力推行属地化管理,实现与政府部门的无缝对接,有效促进工程稳步推进。
业主项目部在开工前针对工程特点,进行工程建设管理总体策划,编制了《±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程建设管理纲要》、《±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程安全文明施工总体策划》、《±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程创优规划》、《±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程强制性条文执行管理规划》等,作为今后建设管理的纲领性文件。同时编制《安全文明施工总体策划》,作为指导工程安全文明施工管理的纲领性文件,而监理、施工等项目部则在此基础上结合各自实际,进行分解和细化,制定针对性强、操作性好的实施细则。
2 工程安全管理
安全生产是一项长期性、综合性的工作,业主项目部在工程建设伊始就树立全面、正确、科学的安全观,始终贯彻“安全第一,预防为主、综合治理”的方针,扎实推进“三查一整改”、“基建施工分包安全管理专项检查治理”等活动,确保施工安全稳定,实现安全事故“零”目标。
2.1 项目安全生产委员会高效运转
在组织上,成立由建设、设计、监理、施工等单位安全第一责任者组成的工程建设安全委员会。建设单位派专人担任安委会主任,监理、施工、设计单位现场安全第一责任者担任安委会副主任。项目安委会每月至少开展一次活动,组织全体人员学习安全文件和要求,协调和解决工程建设中有关安全、文明施工的重要问题,建立正常的安全文明施工秩序。
2.2 大规模拆旧的安全控制
±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程是浙江省首条包含大规模拆旧的线路工程,需拆除导线143.928公里,铁塔386基,创下浙江省输电线路拆旧之最。由于老线路拆旧与新线路施工同时进行,安全控制点多面广,危险系数大,是本工程安全管理重中之重。对此,业主项目部必须加强现场踏勘,组织运行、监理、物资回收部门共同审查施工单位《拆旧实施方案》,针对跨越铁路、高速公路、电力线路、通航河流等不同情况进行的导地线拆除和铁塔拆除技术方案和安全措施,可采用分段、错时的拆迁思路,即集中力量安全、有序、分批拆旧,以避免战线太长、作业面交叉多等安全监督隐患。±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路拆旧工作历时7个月顺利完成,未发生过一起安全事故。
2.3 查找防控难点,加强薄弱环节管理
超高压直流输电线路工程安全防控难点较多,必须逐一查找,重点防控:浙江地区河网泥沼等地理环境特性,造成交通运输不便、输电线路交叉跨越众多等情况。针对这些难点,在施工过程中实施基础标准化开工、杆塔区域化管理和架线模块化管理,制定专项施工方案和技术保证措施,严格落实。结合大型施工机械、运行线路周边施工等安全薄弱环节,采取安全专职人员旁站,现场监理监督的方式进行重点监控,逐步根治安全隐患。针对分包单位可能出现的职能缺位现象,加强分包队伍资质审查,要求总包单位派驻每个分包施工班组2至3名专职安全质量管理员,负责对分包单位的安全、质量、技术进行指导,确保了各项安全管理制度、管理措施能够有效覆盖到所有分包单位和分包人员。
2.4 应急管理常态化
浙江地处东南沿海,夏秋季多台风灾害,适时在施工现场组织开展抗台演习显得十分重要;同时,针对冬季冰冻季节施工、高温干燥季节防火以及甲型H1N1流感扩散等情况,均预先编制应急预案和应急响应计划,开展演习,以提高应急反应水平。
3 工程质量管理
工程业主项目部负责组织并督促施工、监理、设计单位按照国家有关法律、法规和电力行业现行的有关质量的法律、法规和标准开展质量管理。质量管理网络如图1。
3.1 各司其职,强化制度建设
防治和消灭质量通病,必须完备质量管理制度约束:业主项目部负责编制工程创优规划,各参建单位项目部制定创优实施细则。尤其强调监理职责到位:组织上,建立以总监为组长的质量工作领导小组,和总监、监理组长、监理员三级责任制;措施上,制定《监理规划》、《监理细则》、《创优实施细则》、《执行强制性条文及检查计划》、《监理检查及旁站制度》等一系列措施文件,使监理工作目标明确、监控有序;制度上,监理部制定57项监理工作制度,确保监理工作到位、人员到位、责任到位、记录到位。
施工项目部施工编制《创优实施细则》、《执行强制性条文及检查方案》等措施,制定质量检查验收及隐蔽工程制度、验收制度、质量责任制、质量事故报告及处理制度、质量奖罚制度、技术责任制度、施工图纸会审制度、施工技术交底制度、技术检验制度、设计变更及材料代用管理制度、机具管理制度、物资管理制度、计量管理制度、见证取样送检制度、文件和档案资料管理制度等一系列质量管理工作制度。
3.2 强化审查制度,全面推进质量管理
为确保施工质量,在工程开工或在分部工程施工前,建设单位组织施工图会审和技术交底,请主要设计人介绍工程设计原则与特点,各参建单位代表参与讨论,把可能影响施工的问题消灭在施工图阶段。设计工代长驻工地,及时解决现场设计遗漏和施工难题,优化设计方案,从源头上保证工程质量。对监理单位编制的《监理规划》、《监理实施细则》、《监理创优实施细则》、《安全监理实施细则》等文件进行审查。评审其监理目标、控制措施及监理程序是否合理、可行,以便发挥监理的职责作用。组织对施工单位的《施工组织设计》及《质量控制计划》进行评审,重点审查施工组织设计中的质量保证体系、施工方案、作业指导书及配置的劳动力计划、施工机具、设备计划等是否满足工程建设需要。
3.3 严格执行技术交底,强化施工过程控制
施工项目部在各分部工程施工前均进行技术交底,严格按照施工图纸和作业指导书进行施工,以保证工序质量。根据事前策划中对每一道工序制定的质量控制点,尤其是对隐蔽工程、特殊过程和关键工序的控制,做到“不合格工序不转序、不合格项目不移交”,并建立基础、铁塔、接地、架线各分部工程质量检查卡,做到责任到人,有据可查。
3.4 严控材料源头,加强中间验收制度
基础施工期间,加强对钢筋、水泥、黄沙的采购控制和现场检查,及时取样送检。组织材料出厂验收以及到场后的开箱检查,有外观质量缺陷的,限期整改。加强隐蔽工程签证和中间验收制度,由监理进行验收签证,转序施工前,严格按照设计图纸和施工规范对分部工程进行逐项检查,全部整改结束后再进入下道工序。
3.5 推行“首例制”
“试点引路,样板先行”,在施工现场开辟精品示范点,施工及技术人员现场观摩,评定符合规范及设计要求后,进而在工程中逐步推广。
3.6 注重成品保护
施工单位对拆模后的基础立即用养护毯和养护膜进行包裹养护,以保持混凝土的最终强度;基础回填后立即对基础外露部分的棱角用木板框进行包裹保护、地脚螺栓涂黄油后进行绑扎封闭,并套PVC管,使产品质量得到有效保护,营造文明施工的氛围。
3.7 鼓励技术创新
超高压直流电网工程在电网建设史上具有开创性,创新是建设管理的核心所在。业主项目部鼓励施工项目部加大科技创新力度,推广应用新工艺、新技术。例如:±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程在基础施工中,采用大横梁一次性支模、可调式下料串筒;在立塔阶段,使用基础立柱保护罩、塔材防磨隔离垫;架线中采用包胶钢绞线、三滑车组合挂设等多种创新工器具及施工手段。这些新工艺、新技术大大提高了工程整体质量。
4 工程进度控制
业主项目部根据国家电网公司工程建设里程碑进度计划,负责制定本段工程建设一级网络进度计划。跨区电网建设中,推进基建标准化管理体系的完善和运转,工程应以解决实际问题、提高组织管理效率为突破口,优化管理流程,细化工作措施,做到“责任明确、界面清晰、接口顺畅、运作高效”,确保工程顺利推进。
4.1 保证施工图交付进度,提升设计服务理念
在工程伊始,业主项目部与设计单位密切联系,商讨编制了工程整体供图计划,严格落实,确保设计图纸及时交付。及时组织施工图审查及设计交底,分批实现基础及铁塔图纸的交底;设计单位派驻设计工代,根据现场施工进度和要求,及时解决施工过程中凸显的问题。整个工程建设进程,设计单位的图纸交付和现场服务均同步于施工进度。
4.2 现场实时监控管理与定期召开协调会相结合
工程项目部人员常驻现场,及时解决设计变更等各类协调工作,收集并反馈各方意见,掌握潜在困难并寻求解决方案。业主项目部在建设过程中应做到定期召集各参建单位、运行单位和供货商,协调工程进度,明确下一阶段建设任务和工作职责。
4.3 工程物资供应保障工程进度
葛沪直流综合改造(三沪Ⅱ回直流)±500kV直流线路工程物资供应由国家电网公司物流服务中心承担,负责合同谈判、催交催运、现场服务、支付结算等物资供应服务的实施;而建设管理单位则负责提供准确的到货需求,组织物资移交、验收和现场安装、调试管理等工作。超高压直流工程涉及供应商众多,物资供应工作异常复杂。如±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程就有38家供应商。供货合同签署后,供应商精确制订生产计划并选派驻人员,有效协调施工现场物资少量缺失和残损等问题。业主项目部掌握各方信息,并按照施工进度,向国网物流服务中心提出工程物资到货需求。国家电网公司建设部每月组织召开工程调度例会,并随时协调解决物资供应中出现的问题。
5 工程投资控制
在±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路(江浙段)建设过程中,建设单位从严控制工程造价,积极稳妥地开展造价管理工作。(1)推行招投标制,源头控制造价。±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程(江浙段)施工及装置性材料均实行招投标,把握住了控制工程造价的关键要点,为质量、工期、交货期和安全管理提供了约束机制。(2)规范施工图设计,避免重大设计变更。±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程严格按照现行设计规程、标准及设计审批文件进行施工图设计。严格控制设计变更,涉及工程量变化的必须经监理、设计校核,由业主项目部最终审核批准。该工程未发生重大设计变更。(3)运用ERP系统严格合同管理,加强预算控制。业主项目部全面推广ERP信息系统对合同进行信息化管理,全部合同文本在ERP系统中均可查询。严格审查工程量后,须在ERP系统中进行审核确认后,再根据合同条款支付进度款,从而有效避免了超进度付款的情况。
6 结语
葛沪直流综合改造(三沪Ⅱ回直流)工程±500kV荆门换流站~枫泾换流站直流输电线路(浙江段)是浙江境内首个超高压直流输电线路工程项目。业主项目部在该工程建设管理中,充分借鉴超高压交流输电线路工程建设管理经验,以基建标准化管理体系为模版,结合超高压直流跨区电网建设特点,实施工程项目安全、质量、进度、造价四大方面的管理和控制,按时、优质、高效地完成葛沪直流综合改造工程±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路(江浙段)的建设任务,其建设管理实践经验对今后的超高压直流乃至特高压跨区电网建设,都具有较高的参考价值。
摘要：从安全、质量、进度、造价四大方面,阐述世界首条同塔双回路架设的超高压直流输电线路——±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程(浙江段)输电线路工程建设管理实践经验。
关键词：超高压直流,基建标准化管理,防控难点,制度约束,技术创新
参考文献
[1]发改能源[2008]3381号文件.
[2]±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程建设管理纲要.
[3]±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程安全文明施工总体策划.
[4]±500kV荆门换流站-枫泾换流站直流输电线路工程创优规划.
同塔双回直流线路论文 篇4
牛从直流作为西电东送的主通道之一,也是世界上唯一一条同塔双回的直流输电工程,其输送容量高达6400 MW,对于南方电网的安全稳定运行有着举足轻重的作用。从西换流 站共有双回四极直流,分别为牛从甲直流极一、牛从甲直流极二、牛从乙直流极一和牛从乙直流极二,每一极直流配置两套完全冗余的直流保护。直流 保护包括 换流器保 护、直流极母 线保护、极中性母线保护、直流线路保护、双极保护。
1直流保护功能配置
换流器保护(或称阀厅保护)区域包括换流变阀侧套管 至阀厅极线侧的直流穿墙套管。
直流极母线保护(或称直流开关场高压保护)区域包括 从阀厅高压直流穿墙套管至直流出线上的直流电流互感器之间的所有极设备和母线设备(包括平波电抗器,不包括直流滤波器设备)。
极中性母线保护区域包括从阀厅低压直流穿墙 套管至接地极引线连接点之间的所有设备和母线设备,含直流高速开关(HSNBS)保护。
直流线路保护包括两换流站直流出线上的直流 电流互感器之间的直流导线和所有设备。
双极保护(包括接地极引线保护)区域从双极中性母线的电流互感器到接地极连接点,含直流高 速开关(MRTB、MRS、HSGS)保护。双极中性母线和接地极引线是两个极的公共部分,其保护没有 死区,以保证将 对双极利 用率的影 响减至最小。
2改进的完全双重化保护方案
保护的完全双重化,指的是配置两套独 立、完整的保 护装置。保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统 事故的有效措施,同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象。
牛从直流从西换流站直流保护采用改进的完全 双重化方案,现说明如下:
2.1所有测量正常时
A、B两套保护均为各自的两个运算单元都有保护动作信号时保护出口,A、B两套保护中任意一套出口即可停运直流。保护逻辑如图1所示。
2.2任意一套系统的一路测量回路故障时
一路测量故障的系统运算单元不输出信号,正常测量通道的运算单元有保护动作信号时保护动作出口,另外一套系统的保护动作逻辑不变。以直流保护A系统动作回路1故障为例,保护逻辑如图2所示。
2.3任意一 套 系 统 的 两 路 测 量 回 路 均 故 障 或 因 检 修 退 出 运行时
本套系统闭锁,另外一套系统的保护动作逻辑变为两路运算单元任意单元有保护动作信号保护出口。以直流保护A系统动作回路1、2同时故障为例,保护逻辑如图3所示。
2.4两套系统的两路测量回路均故障时
两套直流保护系统 均闭锁,由极控系 统判断出 无保护运行,停运直流。
3结论
本文对牛从直流从西换流站直流保护功能配置 进行了介绍,并对改进的完全双重化配置原则及出口逻辑进行了浅 析,得出结论如下:(1)正常情况下,两套保护均采取“二取二”逻辑出口。(2)某套保护在仅检测到一个保护单元出现测量回路故障时,直接开放该保护单元出口,使得该套保护变成“一取一”出口,但不影响另一套保护出口逻辑(即另一套 保护出口 逻辑仍保持其原状态)。(3)某套保护检测到两个保护单元均出现测量回路故障,或该套保护被人为退出服务时,立即闭锁 该套保护全部出口,同时通过系统间通讯告知另一套保护,如果另一套保护原本为“二取二”出口,则将变为“二 取一”出口,否则另一套保护保持其原状态。(4)如果两套保护均人为退出,或两个保护单元同时检测到测量回路故障而全部退出服务,则两套保护将全部被闭锁出口,此状态被极控系统监视到后,将停运直流系统。
摘要：根据南方电网运行的实际情况,对直流系统保护可靠性的要求是杜绝拒动,尽可能避免误动。鉴于此,溪洛渡同塔双回牛从直流工程采取了改进的完全双重化保护方案,现对其进行简要分析。
特高压同塔双回线路故障测距算法 篇5
同塔双回线路由于2 回线路共用1 个杆塔, 具有所需出线走廊窄、占用良田少、建设速度快、经济效益显著等特点, 因此在实际运行和规划建设中已大量应用, 并将成为特高压输电的发展趋势。
特高压交流输电由于电压等级高、输送距离长导线及杆塔结构变化, 使得特高压电网的分布电容电流变大[1], 分布电容在暂态过程中将引起各种高频自由振荡分量, 幅值最大的高频分量的频率比超高压系统产生的高频分量更加接近工频, 且通常是非整次谐波;线路时间常数大导致非周期分量衰减缓慢[2];双回线间的互感作用和存在跨线故障等因素导致特高压故障电气特征发生了一定变化, 给特高压同塔双回线路的故障测距带来了一定难度。 传统的以集中参数线路模型得到的测距误差不能被现场接受, 需要采用分布参数线路模型建模[1]。 国内外的研究者对同塔双回输电线路的测距算法做了大量研究, 取得了不少成果。 现有的测距算法按原理可分为:基于工频量的故障测距法[3,4]、行波测距法[5,6,7]、人工智能测距法[8,9,10]和电压测距法。 然而现有的基于工频量的故障测距方法不能直接应用于特高压同塔双回输电线路, 需采用恰当的滤波算法提取工频分量来克服非常严重的暂态过程给故障测距带来的较大误差[11]。 特高压同塔双回输电线路发生故障时暂态过程丰富, 适合应用基于暂态行波信号的行波测距法, 但需要配备专门的高速采样测量设备, 硬件成本及二次侧改造成本较大。 人工智能测距法目前还处于理论研究探索阶段, 其实用化有待于进一步验证。 电压测距法测距误差较大, 没有在实际中得到应用。 现有的测距算法按所需电气量信息的来源又可分为单端法[12,13,14]和双端法[15,16,17]。 单端法实现简便, 无需通信通道传送对端信息, 但获取的信息量较少, 受故障点过渡阻抗和对端系统运行参数的影响, 定位精度不高。 双端法从原理上消除了过渡阻抗和系统阻抗的影响, 具有更高的精度。 对出线较多的短线路, 可以采用单端法以降低观测站设备复杂程度, 提高可靠性;对出线少的长线路, 则多使用精度较高的双端法。 特高压同塔双回输电线路出线少、输送距离长, 所以适合采用双端法。
本文采用将故障点作为已知、引入参考点与之匹配的思想, 在此基础上构造双曲余弦双端测距函数并提出一种利用测距函数幅值特性对特高压同塔双回线故障进行测距的新方法。 其测距结果不受过渡电阻、分布电容、系统阻抗等因素的影响, 测距速度快、精度高, 适用于特高压同塔双回线路的整个故障期间。
1 特高压电网半波傅氏窄带滤波算法
电力系统保护与控制中, 信号分析与处理多是基于正弦基波的。 而特高压电网发生故障后, 电压电流信号含有衰减直流分量和各种谐波成分, 需要进行滤波处理。 文献[18]指出电网发生单相接地故障时, 1 000 k V系统的谐波含量明显高于500 k V系统, 而且谐波成分中包含更多高次谐波, 以3 次、次、6 次、9 次为主;相间故障时, 1 000 k V同塔双回输电线路中的谐波以3.5 次、5.5 次以及低于基波的非整次谐波为主。 而传统的全波傅氏算法虽然可以完全滤除整次倍高次谐波, 对非整次高频分量亦有一定的抑制作用, 但不能滤除低于基波的非整次谐波和衰减非周期分量。 差分全波傅氏算法能滤除直流分量和所有的整次谐波, 但是对非整次谐波的抑制能力较弱。 为此, 本文从基波频率出发, 利用零极点设置法, 设计出一种适用于提取特高压电网基波信号的窄带数字滤波算法。
1.1 窄带滤波器
保留基波频率50 Hz, ωp= 2π× 50 = 100π (rad / s) , 得极点Ae±jωpTs;同时令幅频特性分别在低频 ωTs= 0、高频 ωTs=π 处截止, 得零点ej 0=1 和ejπ= -1。 由z平面零-极点得到该窄带数字滤波器的传递函数为:
将窄带滤波器的传递函数转换为差分方程式:
其中, B1=2 Acos (ωpTs) ;B2=A2;A=2-cos (ΔωTs) -[cos2 (ΔωTs) -4cos (ΔωTs) +3]1/2;Δω=2πΔf, Δf为幅值半值点处频率偏离值, 由图1 (a) 可见, Δf越小, 窄带滤波器滤波效果越好;Ts=0.02/N为采样间隔, N为每周期采样点数。
图1 (b) 为 Δf取5 Hz、采样频率为4.8 k Hz时频率响应特性, 其中K是50 Hz对应的幅值。 K随 Δ f与采样频率变化而变化, 当 Δf与采样频率确定时, 窄带滤波器的幅频响应特性确定, K值取值即是该幅频特性下基频所对应的幅值。 由图1 (b) 可见该窄带滤波器能够完全滤除直流分量, 对非整次低频分量和各高次谐波均有较好的抑制作用。
1.2 窄带滤波器的响应时间
由式 (2) 知窄带滤波器的滤波过程是一个递推计算的过程, 方程的求解需用初值来启动, 响应时延不确定。 当y (1) =y (2) =0 时, 窄带滤波器的响应时间如图2 (a) 所示;当y (1) 和y (2) 的值越接近输出的稳定值, 滤波的响应时延就越短。 由此可见, 要缩短窄带滤波器的响应时间, 对差分方程求解初值的计算至关重要。
半波傅氏算法可以完全滤除奇次倍高次谐波, 对非整次高频谐波有抑制作用, 在故障后10 ms即可进行计算, 相对于全波傅氏算法的时延减少了半个周期。 由半波傅氏算法的实虚部幅频特性可知, 实部计算对低频分量的抑制效果较好, 受衰减非周期分量影响很小, 并且当输入信号为基频信号x1 (t) =cos (ωpt + φ) 或x2 (t) = sin (ωpt + φ) 时, 半波傅氏算法实部计算结果正好等于输入信号初值, 因此, 半波傅氏算法实部计算能够较为准确地给出窄带滤波算法的计算初值。 但应该注意的是, 需要根据窄带滤波器幅频特性曲线对通带中心频率50 Hz的放大系数K, 对初值进行幅值调整。 故本文采用半波傅氏算法的2 个数据窗计算得到2 个基波分量的实部Re1和Re2, 令y (1) = KRe1, y (2) = KRe2, 从y (3) 开始, 采用式 (2) 的差分方程, 由此实现的滤波算法的响应时间见图2 (b) 。 这种算法的数据窗仅为基波半个周期加上1 个采样间隔Ts。 滤波输出在略超过10 ms时就趋于稳定, 响应时延较图2 (a) 大幅减少。
2 特高压同塔双回线路故障测距原理
2.1 构造测距函数
特高压同塔双回线路存在相间互感与线间互感, 耦合效应严重, 故先利用六序分量法对线路两端电气量进行解耦, 可得6 个独立的序分量。
图3 为同塔双回线路同正序故障分量序网图由于特高压同塔双回线路输电距离长、分布电容大故采用分布参数线路模型, 其线路阻抗与故障距离呈双曲正切函数关系, 如式 (3) 所示。
其中, IMf T1为由M侧母线流向故障点的同正序电流故障分量;Uf T1为故障点f处同正序电压故障分量γT1、Zc T1分别为同塔双回线同正序传播常数、波阻抗lMf为f点到M侧距离;lM为由M侧同正序系统等值阻抗2Z1s M决定的虚拟等值线路长度, 其与2Z1s M的函数关系为lM= a tanh (2Z1s M/ Zc T1) / γT1。
同理可得:
其中, INf T1为由N侧母线流向故障点的同正序电流故障分量;lMN为N侧到M侧距离;lN为由N侧同正序系统等值阻抗2Z1s N决定的虚拟等值线路长度, 其与2Z1s N的函数关系为lN= a tanh (2Z1s N/ Zc T1) / γT1。
由式 (3) 和式 (4) 可得:
其中, If T1为流入故障点的同正序电流故障分量。
另根据图3 的长线电报方程得:
其中, UMT1、IMT1分别为M侧保护测量到的同正序电压、电流故障分量。 将UMT1= - IMT1Zc T1tanh γT1lM代入式 (6) 得:
将式 (5) 、式 (7) 左右相乘得:
即:
其中, p (lMf) 为同正序电流故障分量分配系数。
当故障发生后, 故障位置客观上是存在但未知的。 为了找到故障位置, 引入一参考点d, 其等值序网络如图4 所示。
由图4 知:
由长线电报方程可得参考点d的同正序电流计算值式 (10) 和实际值式 (11) :
其中, IMd T1、 INd T1分别为根据长线方程由M、N侧同正序量推算出的d点两侧的同正序电流量;I′Md T1为M侧流向d点的实际同正序电流量;lfd为f点到d点距离, lfd= lMd- lMf。
联立式 (6) 、 (9) 、 (10) 、 (11) 得:
在d点又有:
将式 (12) 代入式 (13) , 整理得:
同理, 当f点位于d点右侧时式 (14) 仍成立。
将式 (8) 与式 (14) 等式两侧对应相除得到一构造函数g (lMd) 即为特高压同塔双回线路的测距函数见式 (15) 。
2.2 故障测距方法
对于特高压同塔双回线路, 当发生故障后, 故障点位置f保持不变, 即lM f不变。 当同塔双回线路参数且系统阻抗给定时, p (lM f) 为一定值, 测距函数g (lMd) 幅值大小取决于双曲余弦函数cosh γT1 (lMd- lMf的幅值特性。 而双曲余弦函数是偶函数, 存在最大值点。 由双曲余弦函数幅值特性可知, 当lMf= lMd, 即参考点d与故障点f重合时, 其幅值最大。 利用双曲余弦函数的这个特性即可进行故障点定位。
具体故障测距方法如下:
a. 利用半波傅氏窄带滤波算法提取特高压同塔双回线路两端保护安装处的电压、电流基波分量, 进行六序解耦后得线路两端的同正序基波电压、电流故障分量;
b. 令lMd= 0, 以步长 ΔS =1 km逐次递增, 依次计算测距函数g (lMd) 幅值, 直至被保护线路全长;
c. 搜索测距函数幅值最大点, 即为故障点, 该点至线路保护安装处的距离为故障距离。
lMd取值从线路出口处开始, 根据测距精度的需要, 步长 ΔS可以取1 km, 甚至更小;步长 ΔS取值越小, 测距精度越高, 但是计算量将剧增, 因此实际应用时 ΔS的取值应综合考虑计算速度和测距精度实际应用中, 为了实现长线路的快速准确测距, 需要同时兼顾计算速度和测距精度, 可采用如下变步长的方法来达成:测距函数g (lM d) 关于lM d= lM f偶对称且在lM d= lM f时取得最大幅值, 当参考点d位于故障点f左侧时, 测距函数幅值随着lMd的增大呈现增大的趋势, 而当参考点d位于故障点f右侧时, 测距函数幅值随着lMd的增大呈现减小的趋势。 基于此, 首先lMd以较大步长 ΔS1 (如 ΔS1= 50 km) , 依次计算测距函数g (lMd) 幅值, 将故障点锁定在测距函数最大和次大 (或2 个最大) 幅值对应的2 个相邻点间, 此时线路故障范围长度缩短到 ΔS1;然后在该故障范围内将搜索步长缩小为 ΔS2 (如 ΔS2=10 km) , 再对锁定的线路范围重复以上步骤直到所得线路区间长度小于某一给定值;最后根据实际的线路长短和精度要求确定该区间步长 ΔSn (ΔSn为1 km、0.5 km或0.1 km) , 计算该区间内各点处测距函数幅值, 幅值最大点至线路保护安装处的距离即为测距结果。
3 对测距原理的分析
对测距原理的分析结果如下。
a. 不受分布电容电流影响。 基于分布参数模型, 将特高压同塔双回线路参数物理特性准确地呈现于模型中, 因此不受分布电容电流的影响。
b. 不受系统阻抗影响。 当特高压同塔双回线路参数与系统阻抗给定时, p (lMf) 为一定值, 不影响测距结果。 而故障发生后, 随着时间的推移, 运行方式可能发生变化, 但该过程是一个缓慢过程, 而本文所提方法测距快速, 即在故障发生的短暂时间内系统运行方式认为不变, 因此该测距方法基本不受系统阻抗的影响。
c. 不受过渡电阻影响。 本文所提方法利用测距函数幅值最大特性进行故障定位, 该特性原理上与过渡电阻无关, 因此不受过渡电阻的影响。
d. 不受故障类型影响。 同正序基波分量在特高压同塔双回线路任何故障类型中都存在, 因此该方法不受故障类型的影响, 对特高压同塔双回线路各种故障都可用其进行准确测距, 且适用于同塔双回线故障后的整个故障期间。
e. 不受负荷电流影响。 由于采用线路两端同正序基波故障分量进行测距, 理论上与负荷电流无关, 基本不受负荷电流的影响。
f. 不受线路上固有高抗影响。 超、 特高压输电线路对地电容大, 为了补偿线路的容性充电功率、控制无功潮流、稳定网络运行电压、限制潜供电流等, 一般要安装并联电抗器。 对于线路一端或两端装有并联电抗器的系统, 上文推导过程中的IMT1、INT1分别为M、 N侧并联电抗器安装出口处的同正序电流故障分量, lM (lN) 为由M (N) 侧同正序系统等值阻抗2Z1s M (2Z1s N) 与并联电抗器同正序电抗并联后的总阻抗对应的虚拟等值线路长度。 当线路中间接有并联电抗器时, 由于实际系统中并联电抗器安装位置是确定的, 可以利用长线方程求出并联电抗器安装处的电气量, 后将并联电抗器安装处等效为线路一端, 再应用本文测距原理进行测距。
4 仿真验证
本文利用MATLAB搭建一电压等级为1000 k V、长为600 km的同塔双回线路系统模型。 线路参数借鉴皖南—浙北线路参数[19]:r1= 0.008 192 77 Ω / km, x1= 0 . 254 819 28 Ω / km , c1= 0 . 014 698 80 μF / km ;r0= 0 . 159 036 14 Ω / km , x0= 0 . 896 987 95 Ω / km , c0= 0.008 072 29 μF / km;rm= 0.155 301 20 Ω / km, xm=0.562 650 60 Ω / km, cm= 0.002 590 36 μF / km。
同塔双回线路故障分为接地故障和不接地故障, 其类型如表1 所示。 本文分别对表1 中22 种故障类型进行测距仿真, 其相对测距误差的计算公式为:
表1 是特高压同塔双回线路在200 km处发生各种类型故障时 (ΔS取1 km时) 的测距结果。 由表1可知, 故障发生在距线路首端200 km处时, 本文所提测距方法不受故障类型及过渡电阻Rg影响, 具有很高的测距精度。
表2 是特高压同塔双回线路在不同位置处发生故障时 (ΔS取1 km时) 的测距结果。 由表2 可知, 本文所提测距方法不受故障位置影响, 具有很高的测距精度。
由于同塔双回线故障种类众多, 而文章篇幅有限, 现只给出几种故障情况下, 测距结果随故障位置、过渡电阻、负荷电流变化的测距误差。
图5、图6 分别将故障位置和过渡电阻对IAG、IABⅡBC故障测距结果的影响清楚地呈现于三维图中。 由图5、图6 可见该故障测距方法受故障位置、过渡电阻和故障类型的影响很小, 满足测距精度的要求。
图7 绘出了故障位置和负荷电流对IBⅡC故障测距结果的影响状况, 可见该故障测距方法受故障位置和负荷电流的影响很小, 满足测距精度的要求。 图8 呈现了过渡电阻和负荷电流对IBCⅡBCG 495 km处故障测距结果的影响。 由图8 可见该故障测距方法不受过渡电阻和负荷电流的影响, 具有很高的测距精度。
为了分析本文算法的测距性能, 表3 在实际故障距离为20 km、120 km、300 km、420 km、510 km情况下对本文算法与特高压工频测量阻抗法[20]的测距结果进行对比分析, 表3 中已将文献[20]中的测量阻抗值相应地换算为测量距离。 比较两者的测距结果可知:文献[20]所提工频阻抗法在无过渡电阻或过渡电阻较小时能够实现准确测距, 在过渡电阻较大或者线路近端故障时测距误差较大;而本文的测距算法基本不受过渡电阻和故障位置的影响, 能够实现精确测距。
5 结语
同塔双回直流线路论文 篇6
随着高压直流输电系统建设的快速发展,换流站接地极选择困难的问题越来越突出,而多个直流换流站共用接地极能合理利用有限的土地资源,减少工程投资,提高直流接地极的利用效率,具有明显经济效益和社会效益。
牛从直流采用两回典型的双极直流接线方式,在送受两端均共用接地极。相较常规直流,两回直流共用接地极将产生更大的地电位抬升,一回直流入地电流通过共用的接地极经接地极线路分流至另一回可能对控制保护造成不利影响,再考虑到接地极的设计容量等因素,不允许接地极电流过大,需对其进行限制,因此牛从直流在双回协调控制系统中首次应用了接地极电流限制功能。
1 牛从直流接地极设计方案
牛从直流额定输电容量为2×3 200MW,额定直流电压为±500kV,额定电流为3 200A;最大短时电流为3 552A。送端牛寨换流站接地极极址为巡龙极址,极址距离换流站约为126km,接地极电阻值为0.095Ω;受端从西换流站接地极极址为新村极址,极址距离换流站约为146km,接地极电阻值为0.181 5Ω。
按照工程建设情况及系统运行要求,接地极设计原则见表1。按照错时共用设计,接地极热稳定按照3 552A电流设计,校核跨步电压按照6 720A考虑。
从以上接地极设计参数可看出,接地极可满足单极大地回线方式下额定电流、1.1倍过负荷下运行2h以及两个同极性单极大地回线方式运行3s的要求。但当出现两个同极性单极大地回线方式运行时,最大持续电流可达6 400A,超出了接地极热稳定范围,因此需对同极性单极大地回线方式加以控制,并对接地极电流进行限制。
2 接地极电流限制功能的实现方式
两回直流测量的接地极电流均送至本回功能模块,相加后即得全站的总接地极电流,因此需要对总接地极电流进行监视,防止该值过大。如图1所示,将I回Idee1+Idee2=IdE1作为I回的入地电流,将II回Idee1+Idee2=IdE2作为II回的入地电流,IdE1+IdE2=IdE则为牛从直流的接地极总入地电流。系统监视到总电流达到报警定值时将发出报警,同时功率回降功能投入,可在界面进行功能投退及定值整定,如监视到总电流定值后,将发出功率回降命令。
接地极电流限制功能设置两段定值:IREF1为程序固定设置,默认功能投入,取4 610A;IREF2可手动投退并设置大小,当手动退出接地极限制功能或工作站输入值大于3 903A时取3 903A,当手动投入接地极限制功能且输入值小于3 903A时即为输入值,输入值实际均设定小于3 903A。
图2为接地极电流限制功能动作逻辑图。当牛从直流双回四极中任意一极出现GR方式运行,且接地极总入地电流大于一段定值IREF1时,延时0.3s接地极电流限制功能一段动作。当牛从直流双回四极出现同极性GR(I回极1与II回极1同时GR,或I回极2与II回极2同时GR)运行且接地极总入地电流大于二段定值IREF2时,延时3.2s接地极电流限制功能二段动作。
接地极电流限制功能动作后,若检测到本回存在GR运行极,则向本回发接地极电流限制指令并回降功率,否则本回不进行限制。
3 存在的问题及整改措施
(1)单极闭锁或三极闭锁时,接地极限制功能不能正常动作。牛从直流受端接地极严重影响西气东输二线天然气管网的安全,根据相关要求,牛从直流应投入接地极电流限制功能并严格控制入地电流在1 200A以下。但是从接地极电流限制功能动作逻辑可知,其至少存在以下两点缺陷:
一是一段定值为程序固定设置,不能根据需要自行投退或整定大小。
二是逻辑中只要有极在GR方式运行且入地电流达到一段定值,接地极电流限制功能一段就动作,而二段动作的条件是两个同极性GR方式运行且入地电流达到二段定值。如果将二段定值设定为1 200A,那么可能出现以下几种情况。(1)单极闭锁,闭锁极所在回转为单极大地回线方式运行,因入地电流大于1 200A而小于4 642A(即小于一段定值),且未出现同极性运行导致二段也无法满足要求,故接地极电流限制功能将无法动作。即使入地电流大于4 642A接地极电流,限制功能一段动作,动作后也无法限制入地电流在1 200A以下。(2)一回双极闭锁、两回异名极闭锁或四极同时闭锁,不会产生入地电流。(3)双回同极性闭锁,接地极电流限制功能二段将正常动作。(4)三极闭锁,仅单极运行,类似第一种情况。显然第一种和第四种情况不满足要求。
为满足对入地电流控制的要求,并更符合实际运行需求,可对程序进行优化,开放一段功能投退及定值整定,并将图2中的两个与门改为或门,优化后的逻辑如图3所示。
优化后,一、二段定值均可进行功能投退和大小整定,且二段不再受同极性GR运行的限制,只要任意极在GR方式运行且入地电流达到二段定值即可动作,避免了上述单极或三极闭锁工况下接地极电流限制功能无法动作的情况。
(2)一回出现单极大地回线接地极电流限制功能动作后,即使另一回双极运行且不会产生接地极电流,也会因接地极电流限制功能动作而降功率,造成“误伤”。这是因为根据双回功率协调控制原理,如果两回处于双回功率控制模式,单极大地回线运行回因接地极电流限制功能动作将功率降至电流定值以下,损失的功率将转移至双极运行回,此时接地极电流限制功能返回,双回功率控制将再次进行功率分配,单极大地回线运行回功率将上升,接地极电流限制功能再次动作,如此重复之前的过程,从而出现功率下降、上升的振荡现象。因此在双回功率控制模式下,为了避免双极运行回的功率转移至另一回单极大地回线极出现功率振荡现象,将被迫对双极运行回进行降功率,加上单极大地回线极的功率限制,系统将有较大的功率损失,至少双极运行回所降的功率是不愿意出现的损失。这也说明双回功率协调控制功能与接地极电流限制功能在某些方面存在矛盾之处,为限制接地极电流在要求范围内并避免功率振荡,将不得不牺牲部分双回功率协调控制的功能并损失部分负荷。
(3)在一回单极金属回线运行、另一回双极运行情况下,若双极运行回一极闭锁且剩余极处于双回功率控制模式,则剩余大地回线极将发生功率振荡。图4为RTDS仿真试验模拟的功率振荡情况。运行方式为I回双极运行、II回极1单极金属回线运行,两回均处于双回功率控制模式,总功率为4 400MW,接地极电流限制定值为1 200A,回I极1故障闭锁。从波形图可知,I回发生功率振荡,II回未收到接地极电流限制指令,最后长期在1.2倍过负荷情况下运行。
分析接地极电流限制逻辑可知,当其中一回在金属回线方式下运行时,即使接地极电流限制功能动作,也不会向本回发接地极电流限制指令,只有当该回存在大地回线运行极时才会向本回发限制指令。因此在某些特定工况(如I回双极运行、II回单极金属回线运行)下,若I回一极闭锁,且剩余极处于双回功率控制模式时,则接地极电流限制功能动作后将限制指令发送给I回;而II回因为处于单极金属回线运行,无法收到限制指令进行功率限制处理,所以当接地极电流限制功能通过降I回的运行极功率使接地极电流降至限制值以下后,接地极电流限制功能返回;由于两回处于双回功率控制模式,双回功率控制将进行功率分配,于是I回的运行极功率开始上升,当超过接地极电流限制定值时,引起接地极电流限制功能再次动作,如此重复之前的过程,从而出现功率振荡现象。
为解决该问题,可对双回接收接地极电流指令的逻辑进行优化。在原有大地回线接收接地极电流指令基础上,增加金属回线接收接地极电流指令逻辑,当两回同时收到接地极电流指令后修正双回功率参考值,以消除单极大地运行回的功率振荡。
优化后的接地极电流限制指令发出逻辑如下:(1)当本回的两极中存在大地回线运行极时,接地极电流指令功能动作后向该回发出限制指令(原逻辑);(2)当(本回为金属回线运行)∩(本回处于双回功率控制∪对回的两极中存在处于双回功率控制的大地回线运行极)时,也向该回发出限制指令(新增逻辑)。优化后的逻辑示意如图5所示。
由程序优化后的RTDS仿真试验波形(如图6所示)可知,优化后避免了“一回金属回线另一回双极运行方式下,双极回一极闭锁后,剩余双回功率控制极的功率振荡”,且未影响其它控制模式、运行状态下的接地极电流限制功能。
4 结束语
综上所述,牛从直流双回功率协调控制功能与接地极电流限制功能在某些方面存在矛盾之处,为限制接地极电流在要求范围内并避免功率振荡,将不得不牺牲部分双回功率协调控制的功能并损失部分负荷,因此可进行以下程序优化。
(1)将原来的“只有同极性单极大地回线方式且达到定值接地极电流限制功能II段才动作”修改为“只要出现单极大地回线方式且达到定值接地极电流限制功能II段就可动作”,同时开放接地极电流限制功能I、II段定值的投退和大小整定功能。
(2)在原有大地回线接收接地极电流指令基础上,增加金属回线接收接地极电流指令逻辑,当两回同时收到接地极电流指令后修正双回功率参考值,以消除功率振荡。
另外,为避免接地极电流限制功能动作后使双极运行回或单极金属回线运行回限功率造成较大功率损失,牛从直流可根据需要退出“双回功率”模式,设定为“双极功率”模式。
参考文献
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同塔双回直流线路论文 篇7
1 感应电压及感应电流理论分析
在2条或多条同塔或邻近平行布置的架空输电线路中，当某一回或几回线路停电后，它与相邻线路之间由于电容和电感的耦合效应，在停电的回路上将产生感应电压及感应电流[4]。如图1所示，A,B,C分别为运行线路的三相，a,b,c分别为检修线路的三相，CAa,CBa CCa和MAa,MBa,MCa分别为运行线路ABC三相与检修线路a相之间单位长度互电容和互电感，C0和L为检修线路a相单位长度对地电容和电感，l为线路长度运行线路各相运行电压、电流分别为UA,UB,UC,IA IB,IC。根据检修线路两端接地刀闸的4种不同状态[2]对检修线路a相感应电压和感应电流进行分析。
(1）检修线路两侧刀闸均不接地。则a相静电感应（容性）电压为：
由式（1）可知，容性感应电压与线路电容参数有关，由于线路运行电压变化很小，因此线路电容参数一定的情况下，容性感应电压与线路运行电压成正比，而与线路长度和输送潮流无关。
(2）检修线路一侧刀闸接地，另一侧不接地。则相接地端的静电感应（容性）电流和不接地端的电磁感应（感性）电压分别为：
由式（2）可知，电磁感应电压与线路电感参数有关，而且与运行线路电流（即输送潮流）和线路长度成正比。
由式（3）可知静电感应电流与线路的电容参数有关，而且与线路长度和运行线路的电压成正比，与运行线路的潮流无关。
(3）检修线路两侧均接地。则a相电磁感应（感性）电流为：
由式（4）可知，电磁感应电流与线路的电感参数有关，而且与运行线路的输送潮流成正比，与线路长度和运行线路的电压无关。
2 感应电压及感应电流的仿真计算
高压送电线路的电气参数（单位长度电阻R、电感L和电容C）与导地线的截面、布置及杆塔几何尺寸有关，因此对于同塔双回线路的感应电压、电流计算，关键在于建立正确的线路模型，文中介绍的ATP-EMTP,EMTPEEMTS,MATLABSimulink 3个仿真软件都有同塔双回甚至多回的线路模型，可以实现对同塔双回线路感应电压和电流的仿真计算。
2.1 ATP-EMTP仿真
ATP-EMTP在全世界拥有最多的用户，是目前国际上主流的EMTP程序[5]。ATP-EMTP配套有图形输入程序ATPDraw，目前最新版本是6.0。使用ATPDraw的LCC模型可以方便地构建同塔双回线路模型。LCC模型的Model选项卡主要有线路形式选择（架空线路Overhead Line或者电缆Single Core Cable）、集肤效应（Skin effect）、线路模型（Bergeron,Pi,Jmarti,Semlyen或Noda）、线路长度（Length）、大地电阻率（Rho）初始频率（Freg.init）、同塔线路的相数（#Ph，文中讨论同塔双回线路，填入数字6即表示双回路的6相导线）等。在LCC模型的Data选项卡依次填入线路相数（Ph.no.）、导线内外径（Rin、Rout）、直流电阻（Resis）、导线水平位置（Horiz）、垂直位置（Vtower）、中央档距高度（Vmid）、分裂导线数（NB）、分裂间距（Separ）、分裂角（Alpha）等，再点击“RunATP”，程序将自动生成该线路的R,L,C参数。
2.2 EMTPEEMTS仿真
EMTPE是由中国电力科学研究院系统所在EMTP基础上进一步研究开发改进而成，该程序新增了元件模型，同时采用了新的算法，以解决EMTP仿真中出现的问题。EMTS是与EMTPE完全兼容的图形化仿真平台，可实现电力系统仿真模型的图形建模、仿真计算。EMTPEEMTS的最新版本是2.0版。EMTS 2.0的线路模型的输入为全中文界面，参数输入简单直观，非常适合初学者。用户可以在线路模型图形化输入对话框的界面设置线路回数、线路长度、导地线直径、直流电阻、集肤系数、杆塔尺寸等数据。线路参数输入后程序自动生成线路结构参数表，再点击“生成模型输入数据”即可生成双回线路的R,L,C参数。
2.3 MATLABSimulink仿真
MATLABSimulink具有完整的专业体系和先进的设计开发思路[6]，每年的上、下半年各更新一次，目前最新版为2014b版。在MATLAB工作空间输入power＿lineparam命令即可进入线路模型参数输入工具的界面，输入的参数主要有导、地线的相数（Phase）、水平位置（X）、垂直位置（Y tower）、档距中央位置（Y min）、直径（outside diameter）、集肤效应（T/D ratio）、直流电阻（DC resistance）、分裂数（Number of conductors per bundle）、分裂角（Angle of conductor），参数输入完成后点击“Compute RLC line parameters”即可生成线路的R,L,C参数。
3 仿真算例分析
仿真计算的220 kV同塔双回线路参数如下：线路全长20 km且不换位，导线型号为LGJ-2×400，最大输送潮流520 MV·A。双分裂导线的分裂间距为500 mm，导线弧垂取15 m，大地电阻率取100Ω·m。线路采用π型模型，杆塔参数及布置如图2所示。
采用上述3种仿真软件计算结果如表1所示。
从表1来看，ATP-EMTP和EMTPEEMTS计算结果比较接近，MATLABSimulink计算值略偏大，计算结果的差异主要来自于软件算法的不同。
此外，通过改变线路长度和输送潮流可以看到感应电压和电流均按式（1—4）所述相应的正比规律变化，如图3—6所示。可见3种软件都能够正确实现同塔双回线路感应电压电流的计算。
4 结束语
采用3种仿真软件对220 kV同塔双回线路的感应电压和感应电流进行了计算。从计算结果来看，3种方法都能够满足工程实际计算需要，同时又有各自的特点和适用范围。ATP-EMTP是国际公认的电力系统电磁暂态分析的标准程序，计算结果权威，在电力系统领域有着广泛的应用和较高的认可度，该软件（包括ATPDraw的元件库及帮助文件）为全英文界面，对初学者入门有一定的难度，因此主要适用于英文基础较好且对电磁暂态理论掌握较为熟练的工程专业技术人员。EMTPEEMTS是中国电科院在EMTP基础上开发的全中文界面软件，上手较为容易，该软件以EMTP为核心，但在算法上做了一定的改进，计算速度和准确度都有所提高，其计算结果在国内电力系统领域也具有权威性，若以工程实际应用为主，推荐采用该软件MATLABSimulink虽不是电力系统专用软件，目前主要做为电力系统理论教学软件应用于高校电气专业但该软件模块搭建方便，界面友好，除了可以用Simulink对本文算例进行计算以外，还可以借助MATLAB强大的矩阵运算能力对同塔双回线路R,L C矩阵进行处理，通过编程计算感应电压和电流。该方法能够利用MATLAB提供的图形用户界面（GUI）改变线路长度、输送功率进行调试。因此，该软件且适用于对编程有一定基础的工程技术人员进行电力系统理论研究。
综上所述，ATP-EMTP和EMTPEEMTS是电力系统电磁暂态计算专用程序，在算法上进行了相应的优化，因此计算精度和速度均要略优于MATLAB Simulink，但后者的计算误差仍能满足工程设计的需要，同时MATLABSimulink的矩阵处理和可编程功能是其进行电力系统各种仿真的优势所在，因此在实际应用时应根据需要选择合适的方法进行仿真计算。
摘要：电网规模的不断扩大使得同塔双回甚至多回架设输电线路成为输电网的发展趋势,感应电压和感应电流是由2条或多条同塔或邻近平行布置的架空输电线路间的静电感应和电磁感应作用所产生,文中给出了同塔双回输电线路感应电压和电流的计算公式,对影响感应电压电流的主要因素进行了分析,介绍了仿真软件ATP-EMTP,EMTPEEMTS,MATLABSimulink在输线路参数计算中的应用,并对220 kV同塔双回线路感应电压和电流进行了计算,指出了各仿真软件的优缺点及其应用范围。
关键词：同塔双回,感应电压,感应电流,EMTP,MATLABSimulink
参考文献
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