直流线路参数（精选7篇）
直流线路参数 篇1
0 引言
目前,大多数高压直流(HVDC)输电系统的保护装置多由ABB公司或Siemens公司提供,二者线路保护的主保护——行波保护均是利用行波波头的变化率来判断区内、外故障,忽略了行波波头易受线路传播特性的影响;并且当过渡电阻较大时也将对波头有很强的衰减平滑作用,从而导致二者行波保护灵敏度下降、抗过渡电阻能力变差[1,2,3,4,5]。例如:天广直流输电系统自2001年投运至2006年,共发生5次双极闭锁事故,其中2次是因为直流线路保护拒动,致使双极均闭锁造成整个直流系统停止输电[6];2006年和2007年葛南直流线路共发生3起接地故障,其中2起为高阻接地故障,主保护行波保护拒动致使其他保护动作造成双极闭锁[1,2]。
近年来,在交流输电线路的行波保护、暂态保护及边界保护的启发下,众多保护研究者将交流输电线路的行波保护原理移植到高压直流输电线路保护中,取得了一系列成果[7,8,9,10,11,12,13,14,15]。然而大量的暂态保护的研究局限在线路边界透射、反射系数的频谱分析上,既没有考虑线路的频率相关特性对高频分量的衰减,也没有分析故障后暂态量能量集中的频段。因此,上述暂态保护原理并没有充分抓住区内、外故障的特征差异。由于区内故障时在选取的频带内信号的能量值较小,极易被噪声覆盖,因此,有必要对直流输电线路的故障特征作进一步的分析。
本文在考虑线路频率相关特性的基础上,分析了高压直流输电线路在故障时电气量的暂态频谱的特征以及区内、外故障的特征差异,为实现高可靠性、高灵敏性的直流输电线路保护提供了参考。
1 故障暂态特征分析
1.1 区内、外故障时电流的频域表达式
如图1所示的单极高压直流输电系统,假设保护安装在整流侧。以直流线路上的串联电抗器和并联滤波器为边界,在线路上F2和F3点处故障为区内故障;以串联电抗器分界,F1和F4点处为直流母线故障,属于区外故障。
当在区内末端F3点处发生金属性短路故障时,保护安装处(以整流侧为例)的电流为:
式中:S0为故障点产生的初始电流行波;KF为直流线路边界的反射系数;AK为故障点F3到整流侧母线间线路的传播函数。
在区外F4点处发生金属性短路故障时,保护安装处电流为:
式中:AL为故障点F4到整流侧母线间线路的传播函数;KZ为直流边界的透射系数。
故障电流包含的高频分量取决于极点和零点的情况,而其零、极点则与反射系数、透射系数以及传播函数息息相关。
1.2 考虑频率相关参数的直流线路传播函数
长度为L的考虑频率相关参数的直流线路传播函数表达式为[16]:
AL(s)=exp(-γ(s)L) (3)
式中:
由于线路的频率相关特性导致线路传播函数具有低通滤波器的属性,并且线路越长,传播函数的截止频率越低[17]。考虑频率相关参数的线路传播函数的频率特性和截止频率见附录A。
因此,考虑到线路的频率相关特性,若利用初始行波来构建暂态保护判据,则不适用于线路较长的高压直流输电系统。
1.3 线路边界透射和反射系数
高压直流输电线路两端均装设平波电抗器和直流滤波器,用于滤除换流站产生的谐波并抑制过电压和过电流[18],同时也成为直流线路的“天然边界”,如图2所示。
假设滤波器的等效阻抗用ZF表示,平波电抗器的阻抗用ZL表示,则在线路边界的透射和反射系数分别为:
式中:Zc为直流线路的波阻抗。
葛南直流滤波系统的频率响应见附录B,其滤波器由12/24次与12/36次滤波器并联构成,针对直流线路上的12次(600 Hz)、24次(1 200 Hz)、36次(1 800 Hz)谐波[19]。反射系数和透射系数的频谱见附录C。
2 故障暂态分量的频率分析
2.1 位置主频和边界主频
信号中是否包含某个频率的高频分量,取决于在该频率上是否存在极点,同时不存在零点。以区内故障为例,在其故障暂态电流频域表达式(式(1))中,存在2类极点。一类由位置引起,称为位置主频,另一类由边界的频率特性引起,称为边界主频。
位置主频由式(1)分母中的因式1+KFA
例如,当忽略线路损耗时,位置主频为:
假设行波从初始点传播到边界的时间为T,当边界开路时,KF=1,位置主频为:
式中:c为行波的传播速度;l为行波传播距离。
当边界短路时,KF=-1,位置主频为:
很显然,位置主频是由行波在线路边界的来回反射造成的振荡效果。根据1+KFA
边界主频由边界反射系数的频率特性引起,由式(1)分子的频率特性所决定。其频率应该为滤波器的调谐频率,分子表达式为绝对值最大值,即极点存在于KF-1=-2的情况下,反射系数为-1的频率位置在滤波器的调谐频率处。
以附录B所示的滤波器组为例,考虑线路频率相关特性,用PSCAD得到典型50 km高压直流输电线路的参数,并根据式(1),用MATLAB做出了暂态电流的频谱,如图3所示。
由图3可以看出,分母分别在A,B,C,D处出现最小值,即为其极点,同时没有零点,因此在该频率处,暂态电流出现一个最大值。
A,B,C这3个点的频率分别为760,1 300,1 738 Hz,显然是由于线路边界的反射系数引起的主频。因为在边界处的直流滤波器的带通频率分别为600,1 200,1 800 Hz,所以反射系数在这3个频率内取到最小值(接近-1)。而D点的频率为3 588 Hz,是由故障位置引起的主频。理想情况下,50 km线路在边界开路时的最小位置主频大约为3 000 Hz。
可见,位置主频和边界主频是相互影响的,它们在互相的作用下发生了偏移。位置主频的频率是最小位置主频的整数倍。1 000 km线路的位置主频和边界主频的关系如图4所示。
通过上述分析可见,高压直流输电线路发生故障时,故障后暂态电流的频谱由位置主频和边界主频调制在一起显现出某种特征。如图4所示,等间距的尖峰波形是位置产生的位置主频,由式(1)的分母决定。这些尖峰叠加在由式(1)的分子表达式所决定的曲线上。
2.2 区内、外故障的频谱特征区别
对比3个典型位置(F1,F3,F4处)的故障,区内末端F3处故障时,保护安装处的电流为:
正方向区外F4处故障时保护安装处的电流表达式同式(2)。
反方向区外F1处故障时,保护安装处的电流为:
通过观察不难发现,区、内外故障的差别在于边界的透射系数。区外故障时,暂态电流频谱如图5所示(反方向区外故障和正方向区外故障时的频谱相差很小,因为传播函数AL的截止频率远高于KZ的截止频率)。其频谱与透射系数的频谱相匹配。
对比区内末端故障的频谱,不难发现,区内、外故障的差别主要体现在反射系数的通带和透射系数的阻带。
从图6可以看出,区内、外故障时的差别主要体现在反射系数的通带(600～3 000 Hz)。随着频率的进一步升高,由于传播函数的截止频率与线路长度成反比,因此有效频带必须小于线路传播函数的截止频率。
3 各种影响因素分析
3.1 故障电阻对主频偏移的影响
假设故障点附加电源为理想单位阶跃电源,故障距离为20 km时,在不同过渡电阻阻值的情况下,电流的实际主频及电流的幅值大小如附录D表D1所示。
电流的实际边界主频随着过渡电阻的增大接近理想值,当过渡电阻大于500 Ω时,又逐渐偏移;电流的实际最小位置主频随着过渡电阻的增大逐渐接近3 750 Hz。各主频处电流的幅值随着过渡电阻的增大而减小,这是由于过渡电阻对行波能量的衰减平滑作用造成的。
3.2 故障距离对主频偏移的影响
当系统双极运行时,由于不同故障位置接地点处线模和地模间传播函数和波阻抗参数不匹配,导致行波传输畸变,将对位置主频造成偏移。因此,要分别讨论故障距离对2种主频偏移的影响。
不同故障距离对电流的边界主频的影响见附录D表D2。实际边界主频随着故障距离的增大逐渐接近理想值;而电流幅值随着故障距离的增大而减少,这是由于长距离线路对暂态量的衰减作用造成的。
不同故障距离对位置主频的影响见附录D表D3。故障距离越长,最小位置主频偏移量越小,这是由于位置主频是由行波在线路上传播产生的,当故障距离较短时,其受边界作用较为突出,相当于弱化了线路对位置主频的作用,而突出了边界对位置主频的干扰。
综上所述,过渡电阻和故障距离对各边界主频的偏移影响并不大;而位置主频随着过渡电阻和故障距离的增大偏移量逐渐越小。
3.3 故障位置对区内、外故障特征的影响
当故障距离L1小于25 km时,由c/(4L1)可知最小位置主频大于3 000 Hz,将落在所选有效频带之外,即所选有效频带内不包括边界主频和位置主频相互叠加而产生的特征,而只包含边界主频处的信号能量,此情况并不影响区内、外故障差异的明显性。
如附录D表D4所示,当故障距离为20 km时,即使过渡电阻为500 Ω,各边界主频处电流也均大于0.34(均大于区外故障时的情况),这是由于故障距离很短时,线路对边界主频信号的衰减作用很小,即使没有位置主频的叠加,在所选有效频带[500,3 000]Hz内,区内、外故障的差异依旧明显。
3.4 线路边界特性的影响
如果直流滤波器因故退出一组则将消失一个边界主频,例如12/24次滤波器退出,则1 200 Hz的边界主频将消失,600 Hz主频处的信号能量也将有一定的衰减。但是,区、内外故障的有效频带主要是由边界的透射系数与反射系数及线路的频率相关特性共同决定。而经仿真验证可知,退出一组滤波器时对边界透射系数阻带的截止频率影响并不大,当退出12/24次滤波器时,透射系数的截止频率变为600 Hz,而退出12/36次滤波器时,其变为602 Hz,可见退出一组滤波器对本文所提出的有效频带大小的影响并不大。另外,即使边界主频能量衰减,但是由于位置主频的作用,区内、外故障时有效频带内电流的能量值差异依旧明显,如图7和图8所示。
4 PSCAD仿真验证
仿真模型如图9所示,直流电压为±500 kV、输送容量为1 000 MW、直流线路长度为1 000 km、采样频率为4 kHz,假设保护安装在整流侧出口处。
对于双极运行系统,两极线路之间相互耦合,本节先对双极线路进行解耦,然后提取有效频带[500,3 000]Hz内电流线模分量的暂态有效值。
以保护安装在整流侧为例(逆变侧与之相似),图10给出了不同故障位置时整流侧电流的线模分量在有效频带内的有效值。图中:I1为整流侧整流阀出口(反方向F1点)电流有效值;I2为线路出口(F2点)电流有效值;I3为线路末端(F3点)电流有效值;I4为逆变侧整流阀出口(F4点)电流有效值;I5为交流侧母线故障(F5点)电流有效值。
由图10可知,区外各种类型故障下有效频带内电流有效值均小于0.02(标幺值);而区内故障时有效频带内的电流有效值最小为0.4(标幺值)。区内、外故障特征差异不仅明显,而且数值相差较大。
线路末端经50,100,200,300,500 Ω过渡电阻短路时,有效频带内电流的大小依次为0.36,0.24,0.18,0.12,0.08(标幺值)。
由于长线路的频率相关特性以及过渡电阻对信号的衰减作用,当线路末端经500 Ω过渡电阻接地短路时,有效频带内的暂态电流的大小衰减至0.08(标幺值),但是依旧大于区外故障时的有效值,差异明显。
5 结论
由于目前直流线路暂态保护的研究未充分把握住区内、外故障差异,导致保护的灵敏性不足。本文对直流线路故障特征进行了详细分析得出如下结论。
1)由于直流边界滤波器和平波电抗器的作用,使得边界的透射系数具有低通滤波器的特性,而反射系数则呈现带通的特性。在滤波器调谐频率处,边界的透射系数为0,而反射系数约为-1。
2)故障电气量高频分量包含位置主频和边界主频。位置主频是由故障行波在传播过程中经边界的反射后相互叠加而产生的宏观上的周期分量;边界主频是由线路边界的频率特性使电气量在该频率处存在极点,从而产生衰减的周期分量。故障暂态特征是位置主频和边界主频混合作用的结果。
3)区内、外故障时的主要差异取决于反射系数频率特性的通带和透射系数的阻带,因此其特征频带应为透射系数阻带截止频率与反射系数通带最高频率间的频带。
4)由于电压传递函数中零点的作用,使电压在区内、外故障特征频带内的差异被抵消;而电流由于在特征频带内无零点,因此在特征频带内差异明显。PSCAD仿真表明,对于1 000 km线路,即使在末端经过300 Ω的过渡电阻接地短路,其暂态电流的有效值也高达0.12(标幺值),足够构造高灵敏度暂态保护判据。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
直流线路参数 篇2
高压直流输电在远距离大容量输电和电力系统联网方面具有显著优点,它将在中国西电东送和全国联网工程中发挥重要作用。目前,葛洲坝至南桥、天生桥马窝至广州北郊、三峡至常州、三峡至广州以及舟山和嵊泗等高压直流输电工程已投入运行,还有一些直流输电工程正在建设或在计划建设之中[1]。
高压直流输电线路输电距离较远,容易受天气及地理条件的影响,输电线路故障是导致直流系统停运的一个主要原因[2]。高压直流线路保护应能检测到线路上任一点可能发生的各种故障,并能有效地清除故障。目前,高压直流线路保护普遍以行波保护作为主保护。当直流线路发生故障时,从故障点到两端换流站会分别反射不同的故障电压、电流行波,据此可以检测故障。同时,高压直流线路保护采用低电压保护、纵差保护等作为行波保护的后备保护[3,4,5,6,7]。现有保护没有明确的整定原则,一般情况下依靠仿真来提供整定值。此外,行波保护存在可靠性问题,且高阻情况下无法动作,而直流线路纵差保护不满足速动的要求,因此,有必要研究新的直流线路保护。
距离保护具有保护范围稳定、不受运行方式影响的优点,在交流输电线路保护中具有优良的性能。其实,距离保护只需要区分区内、区外故障,无需在全线范围内准确测距。经分析发现,距离保护正确动作的条件是:测距误差不大于故障距离与整定距离之差[8]。文献[8]基于分布参数模型,得出了补偿电压、电流的频域表达式,并提出了基于工频量补偿算法的长线距离保护。由文献[9]可以得到利用线路首端电压、电流计算沿线电压、电流分布的时域表达式,据此可以得到补偿算法的时域表达式。虽然该算法是为交流输电线路设计的,但该距离保护原理也同样适用于直流输电线路。
本文根据直流输电线路具有明显的边界特征,提出一种基于分布参数模型的距离保护时域算法。针对直流线路较长,近端测距误差较大,保护可能拒动的问题,提出了两段式距离保护的解决方法。
1 保护原理
1.1 直流输电线路距离保护Ⅰ段
直流输电线路两端直接连接有平波电抗器,其电感量一般较大。对于直流输电线路保护来说,区内、区外故障具有明显的边界。为保证保护动作的选择性,直流输电线路距离Ⅰ段整定为线路全长。
如图1所示,将线路用贝瑞隆模型来模拟,通过线路首端即保护安装处m测得的电压、电流量(u,i),补偿计算得到直流线路末端n的电压、电流量(u′,i′),线路末端到故障点之间的线路用RL模型来模拟。补偿电流、电压可由下式求得[10,11]。
式中:um和im分别为保护安装处的电压、电流;u′和i′分别为补偿电压、电流,即计算得到的线路末端电压、电流;R为线路单位长度的电阻;lset为整定距离;v为线路波速度;Zc为线路的特征阻抗。
当距保护安装处lf远处发生故障时,可由下式通过时域方程利用最小二乘算法得到故障距离:
式中:Rf′为等效过渡电阻;ig′为补偿电流故障分量。
保护动作判据为:
1.2 误差分析
由式(2)可以得到线路故障点处电压与线路末端补偿电压、电流的关系式为:
假设线路发生的是金属性短路故障,即u(lf)=0,对式(5)进行拉普拉斯变换,可以得到测量阻抗与故障距离的关系式为:
式中:
由式(3)得到的测量阻抗与故障距离计算值x的关系式为:
进而得到测距误差与故障距离的关系式为:
给定线路参数R=0.013 3Ω/km,L=0.847mH/km,C=0.01297μF/km,线路长度为1000km,可以得到如图2所示的故障距离与测距误差的关系。
由图2可知:
1)距离Ⅰ段提高了直流线路末端附近的测距精度,正方向区外故障时能够可靠不动作,满足保护选择性要求;
2)线路中部及远端故障时,测距误差在容许范围之内,能够可靠动作;
3)线路近端故障时,测距误差超出了容许误差,距离Ⅰ段可能拒动。
1.3 直流输电线路距离保护Ⅱ段
为了满足保护可靠性要求,使保护范围为线路全长,可以在线路近端增设一个补偿点,并以此构成直流输电线路距离保护Ⅱ段,整定距离为线路全长的30%。补偿点电压、电流计算以及保护动作判据与距离Ⅰ段类似。图3给出了lset=300km时的测距误差曲线。
由图3可以看出:
1)当lset=300km时,提高了线路近端的测距精度,距离整定点越近,测距误差越小;
2)距离Ⅱ段对于其保护范围内(线路全长的30%)发生的故障能够可靠动作;
3)保护范围之外发生故障时,故障点距离整定点越远,距离Ⅱ段测距误差越大,但该误差为正误差,测距结果大于整定距离,距离Ⅱ段不会误动。
1.4 保护逻辑
鉴于以上分析,直流输电线路距离保护采用两段式保护原理。距离保护Ⅰ段和Ⅱ段配合,当直流输电系统故障时,在保证选择性的前提下,可靠地反应于直流线路故障,正确动作。保护逻辑见图4。
2 算法实现
双极直流输电系统如图5所示,保护安装处得到的是两极的电压量和电流量,首先要利用文献[10]中的变换矩阵,将两极电压和电流转化为相互独立模量,采用贝瑞隆分布参数线路模型分别计算出补偿点处的模电压和模电流。
线路故障后,存在如下关系:
式中:j取值为0或1,分别表示各个模分量;uj′和ij′分别为补偿点处j模电压和电流;rj和lj分别为j模系统中单位长度的电阻和电感;lf为保护安装处到故障点的距离;ufj为j模系统中故障点处的电压。
对于图5所示的直流输电系统,若正极线路发生接地故障,整定点处正极电压,将式(9)代入,整理可得:
式中:uJP′和iJP′分别为整定点处的正极电压和电流;i0′为整定点0模电流;Rf′为等效故障接地电阻;
对于高压直流输电线路,发生双极故障时,就取1模分量,则故障定位方程为:
式(10)和式(11)中未知数仅有故障距离lf和等效过渡电阻Rf′,在2个不同的时刻,分别建立2个独立的微分方程,就可以求解故障距离。为了提高计算精度,可以利用最小二乘法求解冗余方程组,得到故障距离。
3 仿真计算
±500kV双极直流输电系统的仿真模型如图5所示。线路全长1 000km,采用贝瑞隆模型,用PSCAD进行电力系统仿真,用MATLAB进行算法仿真。在PSCAD仿真时,数据采样频率为10kHz,故障发生在t=0.5s时刻,整个仿真时间为1s。
利用PSCAD数据输出功能得到整流侧直流线路电压、电流的测量值,用相模变换矩阵提取模量,分别用1模和0模数据计算补偿点的电压、电流模量,算法中lsetⅠ=1000km,lsetⅡ=300km,经过相模反变换得到相量,利用补偿算法得到故障距离,作为保护动作依据,总数据窗时长为20ms。
为了验证算法的有效性,故障考虑了双极直流输电系统正极线路区内故障、末端故障以及正向区外平波电抗器后故障;接地过渡电阻考虑0Ω,15Ω,30Ω。
表1~表3给出了在不同故障距离、过渡电阻下的测距结果及保护动作情况,其中,“+”表示动作,“-”表示不动作。
由表1可以看出:直流线路远端发生故障时,距离Ⅰ段测距精度高,能够正确动作,距离Ⅱ段判为区外,可靠不动作;线路近端故障时,距离Ⅰ段拒动,但此时,距离Ⅱ段测距误差小,能够正确动作;通过Ⅰ段和Ⅱ段的配合,该距离保护能正确反应于直流线路内部故障。由表2可以看出:距离Ⅰ段提高了线路末端故障时的测距精度,有效防止了保护超越。由表3可以看出:区外故障时,距离Ⅰ段和距离Ⅱ段判定结果都为区外,保护可靠不动作。
由表1~表3可以看出:故障点过渡电阻对于该距离保护的测距结果有一定影响,随着过渡电阻的增大,测距误差有所增加。基于该算法的保护,其耐过渡电阻能力有待进一步研究和提高。
4 结语
本文给出了一种基于分布参数模型的高压直流输电线路时域保护算法,提出了两段式距离保护原理,使保护能在全线范围内快速、正确动作。仿真结果表明,该方法在直流线路区内故障时可靠动作,线路末端以外故障时可靠不动作。该方法所需数据窗短,有效提高了保护动作速度,可靠性高。
摘要：对于距离保护而言,没有必要全线准确测距,只要边界准确,能正确区分区内、区外故障即可。文中针对直流输电线路两端连接有平波电抗器,具有明显的边界特征,提出一种高压直流输电线路距离保护时域算法。该方法建立在分布参数模型基础上,通过保护安装处的电压、电流量,计算得到线路末端的电压、电流量,再应用微分方程算法计算出故障距离,以此作为保护动作依据。针对直流线路近端故障时,测距误差大且保护可能拒动的问题,提出了两段式距离保护的解决方法。仿真表明,基于该算法的保护可以正确辨别区内、区外故障,在全线范围内动作快速、可靠。
关键词：高压直流,距离保护,分布参数,时域
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直流电源的设计参数论证 篇3
关键词：稳压,整流,滤波,直流输出
0 引言
电子设备中电源大多采用的都是稳定的线性直流电源, 功率较小的线性直流电源大多数都是将50Hz的交流电经过整流、滤波和稳压后获得。变压器把市电交流电压变为所需要的低压交流电;整流电路用来将交流电压变换为单向脉动的直流电压;滤波电路用来滤除整流后单向脉动电压中的交流成分, 使之成为平滑的直流电压;稳压电路的作用是当输入交流电压波动、负载和温度变化时, 维持输出直流电压的稳定。
1 总电路设计
线性稳压电源包括变压、整流、滤波、稳压四个模块。
1.1 变压器的选择
变压器的作用就是把交流电网供给的220V, 50Hz交流电变换为合适的数值。变压电路相对简单, 仅有一个单相变压器, 变压器将市电转化为电路能承担的电压。变压器是变换交流电压、电流和阻抗的器件, 当初级线圈中通有交流电流时, 铁芯 (或磁芯) 中便产生交流磁通, 使次级线圈中感应出电压 (或电流) 。变压器由铁芯 (或磁芯) 和线圈组成, 线圈两个或两个以上的绕组, 其中接电源的绕组叫初级线圈, 其余的绕组叫次级线圈。
输入电网电压由额定值变化±10%时, 稳压电源输出电压的相对变化量, 有时也以绝对值表示。一般稳压电源的电网调整率等于或小于1%、0.1%, 甚至0.01%。
1.2 半波整流电路
整流电路是把经过变压后的交流电通过具有单向导电性能的整流二极管, 将正负交替的正弦交流电压变换为单向的脉动直流电压。但是, 这种电压直流幅值变化很大, 包含有很多的脉动交流成分, 还不能作为直流电源使用。对于高质量的稳压电源, 其整流电路一般都选用桥式整流电路。本次设计桥式整流滤波电路, 就是四个二极管两两并联后接入输出电压分别把正负电压整流在输出时候获得了正负输出的两次的整流电压。
1.3 电容滤波电路及工作原理
设电容两端初始电压为零, 并假定t=0时接通电路, U2为正半周, 当U2由零上升时, V1、V5导通, C被充电, 同时电流经V1、V5向负载电阻供电。忽略二极管正向压降和变压器内阻, 电容充电时间常数近似为零, 因此U0=UC≈U2, 在U2达到最大值时, UC也达到最大值, 然后U2下降, 此时, UC>U2, V1、V5截止, 电容C向负载电阻RL放电, 由于放电时间常数τ=RLC一般较大, 电容电压UC按指数规律缓慢下降, U2>UC, V2、V4导通, 电容C再次被充电, 输出电压增大, 以后重复上述充放电过程。其输出电压波形近似为一锯齿波直流电压。为获得良好滤波效果, 一般取: (T为输入交流电压的周期) 。
1.4 稳压电路设计
稳压器把不稳定的直流电压变为稳定的直流电压输出。它利用调节流过稳压管自身的电流大小 (端电压基本不变) 来满足负载电流的改变, 并与限流电阻配合将电流的变化转换成电压的变化, 以适应电网电压的波动。在电网电压不变时, 负载电流的变化范围就是稳压管电流的调节范围。负载不变时, 电网电压的波动, 在波动至最低时必须保证稳压管工作在反向击穿状态, 在波动至最高时, 要保证管子的功耗不超过允许的最大管耗。本设计的是固定式三端稳压器。固定式三端稳压器又分为以下系列:CW7800 (正电源) 和CW7900 (负电源) 。其额定输出电流以78或 (79) 后面所加字母来区分。L表示0.1A, M表示0.5A, 无字母表示1.5A。如CW7805表示输出为+5V, 额定输出电流为1.5A。
2 注意事项
把220V交流电压转换成+15V和-15的直流电源的电路图, 滤波电容不能接反, 三端稳压器引脚不能接错, 输出端不应有短路现象。CW7800和CW7900系列在降压电路中应注意以下事项:
(1) 输入输出压差不能太大, 太大则转换效率急速降低, 而且容易击穿损坏;
(2) 输出电流不能太大, 1.5A是其极限值。大电流的输出, 散热片的尺寸要足够大, 否则会导致高温保护或热击穿;
(3) 输入输出压差也不能太小, 大小效率很差。
3 总结
由于采用的是由变压、整流、滤波、稳压的流程思路将220V交流电压变换成15V的直流电源, 而其中主要是以三端固定稳压器CW7815、CW7915构成的稳压电路设计作为设计的重点核心内容。三端固定稳压器CW7815的使用使系统具有功能强、性能可靠、成本低、方便易学等的特点。为满足设计需要, 使用滤波电路的过滤, 输出端产生了精度高、稳定度好的直流输出电压。在我们设计和调试的过程中, 也发现一些问题, 滤波电路滤除整流后电压中总是还含有交流成分, 使之不能成为平滑的直流电压, 从而为整个电路的下步步骤带来了较大的影响。另外, 当输入交流电源电压波动、负载和温度变化时, 直接影响了输出直流电源稳定。因此, 如果设计能够单一化, 那么整个电路的误差将会大大的减小, 为整个电路带来更精确的结果, 是调试现象更加显著。
通过本次毕业设计, 我学会了知识和技能。在本次的毕业设计中, 我选择了线性直流稳压电源为设计题目。这是一个主要以模电为核心的设计课题。通过这次毕业设计强化了我在大学期间所学的基础课及专业课的认识和理解, 巩固了我的整体知识体系结构, 并且通过自行设计电路图我熟悉了各种制图的工具软件, 其实主要使用了Protel99se这一工具软件。另外, 在设计过程中, 熟悉掌握了电路元器件的选择方法, 特别是集成三端固定稳压器的型号参数及应用。最后, 通过调试使我掌握了直流稳压电源的调试与测试方法。
最后, 通过这次毕业设计还使我了解了科学论文的写作规范, 熟悉了Office办公软件的使用。这次的毕业设计对我而言并不是简单的完成一个课题, 而是巩固了我的专业知识, 练习了我的实践操作能力和解决问题的能力。
参考文献
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直流输电线路保护的研究 篇4
直流输电是实现远距离、大容量、非同步联网的重要手段[1]。近年来, 随着天广、贵广直流输电的相继投运, 直流输电工程在我国得到了快速的发展。但是直流线路传输距离很长, 跨越的地区环境复杂, 所以容易出现故障。
现阶段, 由于尚无专用的直流断路器投入运行, 所以直流线路的保护与控制融为一体。直流线路保护动作后, 可能会导致直流系统闭锁, 造成传输功率大幅度降低, 对直流系统和交流系统的安全稳定都产生不利的影响。因此研究直流线路的保护原理, 对于整个电网的正常运行都起着重要的作用。
现有直流线路的主要保护配置包括:主保护行波保护, 后备保护微分欠压保护以及差动保护[2,3,4,5,6,7]。文中详细分析了上述直流线路保护在不同工况下的动作性能。分析结果指出, 行波保护耐受过渡电阻的能力较差, 微分欠压保护在一定程度上提高了耐阻水平, 但并未彻底解决此问题。差动保护虽然能正确识别高阻接地故障, 但是由于整定时间过长, 大部分时间处于闭锁状态。最后对直流线路的保护提出了可能的解决措施以及研究方向。
1 直流线路保护
直流线路保护反应本级线路接地、极线间短路等故障, 启动故障重启顺序或者闭锁顺序, 已达到故障恢复和保护直流设备的目的。现有的直流保护主要由ABB、西门子以及南瑞继保3个厂家提供。三家厂商在保护具体算法上虽然不同, 但保护原理的配置都是一样的, 都以行波保护为主保护, 微分欠压和差动保护为后备保护, 下面分别研究主保护和后备保护的动作性能。
1.1 主保护行波保护
图1表示的是双极直流输电系统图。P1表示的是极1的换流器, P2表示的是极2的换流器。
直流线路的行波保护一般用极波和地膜波来识别线路故障。
1.1.1 极波
定义极波为:
上式中, ID1和ID2分别是极1和极2上整流侧直流线路电流, P1wave和P2wave分别是极1和极2上的极波;Z$是直流输电线路的极波阻抗;UD1和UD2分别是极1和极2上整流侧直流线路的直流电压。
假设有正实数的整定值K1.set和K2.set, 则当直流输电线路运行正常时, 极波P1wave和P2wave的值基本不变化。当极1的直流线路出现接地短路故障时, 极波P1wave的上升率将大于正的下限值即;同理, 极2出现短路故障时, 极波P2wave的下降率将会小于一个负的上限值即。由以上依据就可以精确地检测出线路的故障。
1.1.2 地膜波定义
当系统正常运行时, 地膜波的值无限的接近于0, 而当整流侧极1的线路发生接地故障时, 其地膜波的值会大于一个正的极限值。同理, 若地膜波的值小于一个负的极限值, 那么可推断出整流侧极2波上的线路出现接地故障。
现行的行波保护依赖于电流、电压的变化量以及电压变化率的大小。
当直流线路发生故障时, 随着过渡电阻的变化, 显然会影响到电流、电压的变化量的大小。但影响更大的是变化率的大小。天广直流行波保护的三个动作条件如下所示:
图2是基于国际大电网会议CIGRE提供的标准直流测试模型的仿真结果。该模型直流额定电压为500 k V, 额定电流2 k A。图2 (a) 、 (b) 表示的是直流线路经过10%过渡电阻接地时整流测、逆变侧电压变化率的大小。按照式 (4) 可以看出, du/dt>87.5 k V/s时, 行波保护动作。通过图2 (a) 、 (b) 可以看出, 此时满足电压变化率的大小, 行波保护可以动作;图2 (c) 、 (d) 表示的是线路经过100%过渡电阻情形下du/dt的大小, 此时可以看出du/dt<87.5 k V/s, 行波保护不会动作。
通过上面的分析可以看出, 行波保护耐受大过渡电阻接地的能力不足, 此时需要后备保护予以动作。
1.2 直流线路后备保护
1.2.1 微分欠压保护
目前, ABB和SIMENS的微分欠压保护都是利用监测电压微分和电压水平来实现的。其电压微分定值和行波保护相同, 但微分欠压保护上升沿延时为20 ms, 因此在行波保护退出或者电压变化率上升沿宽度不足时, 可以起到后备保护的作用。但微分欠压保护仍然耐受过渡电阻的能力较差, 需要一个能在高阻接地情形下保护动作的一种方案。
1.2.2 纵联差动保护
纵联差动保护利用了直流线路两侧的信息, 从原理上讲能保证动作的选择性。但直流线路整流测、逆变侧本身就存在电流裕度, 而且直流限流的差动保护并没有考虑分布电容的影响, 并且需要稳态量进行计算, 所以动作时间晚。按照设计的要求, 其主要负责高阻故障。
综上所述, 可以看出, LCC-HVDC中的直流线路故障保护的主要配置如下图3所示。
图3中, Ud L、Id L分别表示直流线路的电压和电流。行波保护、微分欠压保护以及差动保护共同作用, 一般可以能保证直流线路故障时的正确识别。但行波保护耐受过渡电阻能力差, 微分欠压保护略有提升, 但仍显不足;差动保护可以在高阻接地时正确识别故障, 但是由于整定时间过长, 导致一般保护尚未动作, 直流系统就已经闭锁。造成直流线路保护尚不完善的原因主要来自以下2个方面:
1) 直流线路故障期间的暂态过程非常复杂, 不易进行系统有效的分析, 给直流线路的保护带来了挑战;
2) 保护原理的缺陷。现有的行波保护以及后备保护都是基于电气量的变化率对线路进行保护, 这就决定了保护原理容易受到过渡电阻以及故障位置的影响。因此关于直流线路的保护需要进一步的研究。
2 解决措施
交流线路的一些原理可以为直流线路的保护提供借鉴, 文献[8]结合交流线路行波距离保护的思想, 提出了直流线路行波距离保护的原理和判据。直流线路是控制、保护于一体的, 动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路的任何故障暂态过程都是受直流控制的影响。当直流线路故障时, 其整流测、逆变侧两侧的电流中都含有大量的暂态分量, 可以利用暂态分量对直流线路的保护进行研究, 文献[9]根据线路内部故障时故障暂态分量较为丰富的特征, 提出了高压直流线路暂态边界判据;直流线路两侧都有限流电抗器, 为线路的保护提供了明显的边界条件, 可以利用此边界特性研究直流线路的保护原理。充分利用直流系统特有的暂态特性, 可构建多种新的保护原理来提高直流线路保护的性能。为了减小过渡电阻对行波保护的影响, 文献[10]提出了一种检测电流首峰值时间的直流线路保护的新原理。进一步的研究抗过渡电阻能力强, 不受直流控制影响的新型直流线路保护原理是未来研究的主要内容。
3 结束语
文中研究了直流线路的保护原理, 并重点研究了行波保护的原理与不足。研究表明行波保护耐受过渡电阻的能力有限, 需要通过后备保护来识别高阻接地故障。即使后备保护也存在整定时间过长的问题, 为此提出了直流线路保护研究的建议, 试探性的探讨了未来直流线路保护的研究方向。
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直流线路参数 篇5
进入21世纪以来,化石能源短缺和环境污染问题日益严重,大规模开发利用可再生能源显得极为迫切。风能以其清洁、可再生等特点,越来越受到国内外电力行业的青睐。截至2014年年底,全球风电累计装机容量已达369 597 MW[1]。中国幅员辽阔,可利用的风能资源十分丰富,截至2015年6月,全国风电累计并网容量达105 530 MW[2],居世界第一。
目前,风电并网主要存在交流输电、传统高压直流(HVDC)输电[3]和柔性高压直流输电三种联网方式。交流并网在短距离输电时具有成本低的优点,但随着线路长度的增加,会产生大量的容性无功电流,需要进行很大的无功补偿;此外,交流并网还需要风电场和所连接的交流系统严格保持频率同步,在系统发生故障时会直接影响风电场的稳定运行。基于电网换相换流器的传统HVDC并网方式可实现高压大功率的电能传输,但换流站占地面积大,且需要装设大量的无功补偿与滤波装置,增加了建造成本。
近些年来,随着柔性直流输电技术的发展,由于其控制灵活、能连接无源电网、不需要装设无功补偿和滤波装置等优点,在风电并网领域受到了越来越多的应用,特别是在海上风电并网领域[4]。2002年,随着模块化多电平换流器(MMC)的提出,很大程度上提高了柔性直流输电系统输出电压、功率的等级。在国内,已投运了采用基于MMC的高压直流(MMC-HVDC)输电技术的上海南汇柔性直流输电工程和广东南澳三端柔性直流输电工程[5,6]来实现风电并网。
目前,针对MMC-HVDC风电并网的研究主要集中在控制器设计、并网系统稳态运行的仿真分析及低电压穿越等方面。文献[7,8,9]研究了双馈感应发电机(DFIG)经MMC-HVDC并网的启动策略与并网控制,实现了风电功率的稳定输出;文献[10]建立了风电经MMC-HVDC并网的电磁暂态仿真模型,但未深入研究系统故障时的控制策略;文献[11]对海上风电场并网进行了暂态特性分析,但仅说明发生单极直流短路后,系统无法继续运行,并未给出具体解决方案;文献[12]针对并网点发生不对称故障的工况,提出了抑制负序电流的MMC控制策略,实现了风电机组的低电压穿越;文献[13]提出一种前馈直流电压控制方案,提高了海上风电场交流故障穿越能力;文献[14,15]采用增加耗散电阻的方式实现交流故障穿越;文献[16,17]通过控制器的设计,快速降低风电场输出的功率,从而达到故障穿越的目的。
但上述文献中开展的研究都是基于低故障率的电缆线路,很少涉及采用架空线路传输的直流故障穿越问题。考虑到内陆风电采用架空线路并网时,直流故障不能忽视,而半桥MMC不能应对直流故障,当发生直流极对极短路时,交流系统会通过MMC的续流二极管持续给故障点持续馈入短路电流。为了应对直流故障,可采用具备直流故障隔离功能的换流器[18]。但文献[18]所述的自阻型换流器在隔离故障时需要闭锁MMC,这增加了故障后MMC-HVDC恢复供电的时间。另一种方案是采用高压直流断路器(DCCB)[19,20]来实现直流故障的隔离。
基于此,本文研究了永磁同步风电机组经半桥MMC-HVDC系统并网的交、直流故障穿越问题。本文通过在MMC直流母线出口装设DCCB,并设计断路器与风电场侧MMC协调控制器和耗散电阻的配合方法,提出了无需通信的并网系统交、直流故障穿越方案,使得MMC在发生交、直流故障时无需闭锁,实现不间断运行。最后,在PSCAD/EMTDC平台上建立了仿真模型,验证了所设计交、直流故障穿越方案在不同故障工况下的有效性,实现了MMC-HVDC系统在不闭锁绝缘栅双极型晶体管(IGBT)情形下穿越交、直流故障。
1 风电经柔性直流输电线路并网拓扑及建模
1.1 并网拓扑及控制策略
图1所示为永磁同步风电机组经MMC-HVDC并网系统的结构示意图。
图中,WFMMC和GSMMC分别表示风电场侧MMC和电网侧MMC。风轮机转轴直接与发电机转子相连,发电机定子连接全功率变频器,再通过变压器接入WFMMC。为了实现交、直流故障的穿越,图1引入了DCCB和直流线路耗散电阻R1。其中,DCCB安装在换流站直流母线出口处,耗散电阻安装在WFMMC出口并联支路上,用于吸收故障时的不平衡功率,其投切由多个串联IGBT的触发脉冲Tdc来控制(图1中只画出一个等效的IGBT)。
永磁同步风电机组内部的全功率变频器由网侧变频器、直流电容、风电场侧制动电阻R2及机侧变频器四部分组成,如图2所示。电机侧变频器采取零d轴电流控制,跟踪永磁同步风电机组通过最大功率跟踪控制(MPPT)捕获的最大风能。而网侧变频器控制直流电容电压及输出的无功功率。当系统发生故障时,制动电阻R2投入以消耗风电过功率,R2的投切由多个串联IGBT的触发脉冲TWF来控制。
风电场侧换流站由MMC构成,其拓扑结构如图3所示。图中,L0为桥臂电感,Vdc为直流电压。MMC由a,b,c三个对称的相单元构成,每相单元分为上下两个桥臂,每个桥臂由N个级联的半桥型子模块组成。通过控制给T1和T2的触发脉冲,可使得子模块工作于投入、切除或闭锁状态。通过调节上、下桥臂投入的子模块数,可获得期望的输出电压。
WFMMC采用类似电压源型换流器向无源网络供电的控制策略[21],通过控制风电场并网点的交流电压幅值和频率,来为永磁同步风电机组提供恒定频率的交流电压支撑。WFMMC交流侧等效电路在dq旋转坐标系下的数学模型为:
式中:L和R分别为换流器交流侧的等效电感和等效电阻;id和iq分别为交流电流的d轴和q轴分量;ω为风电场输出交流电压的角频率;vsd和vsq分别为风电场交流电压的d轴和q轴分量;vd和vq分别为WFMMC交流侧输出电压的d轴和q轴分量。
由式(1)可设计出WFMMC的具体控制环节,如图4所示。
图中,下标ref和pu分别表示相应量的参考值和标幺值,Md和Mq分别为调制比的d,q轴分量,PI表示比例—积分。外环交流电压控制以风电场出口交流电压为参考值计算出内环控制的dq轴电流参考值;内环电流控制可使得内环电流快速跟踪其参考值;频率参考值给定50 Hz,经过电压控制振荡器后计算出d轴电压相量的初始相位θ。阀级控制采用最近电平调制(NLM)和减频均压算法,产生触发脉冲来控制MMC各个子模块的投切。
由于WFMMC采用定交流电压控制和频率控制,则GSMMC需控制整个系统的直流电压,同时提供必要的无功需求。同样采用基于dq旋转坐标系下的双环控制设计控制策略,相比图4只是外环交流电压控制变为定直流电压控制和定无功功率控制,此处不再赘述。
1.2 DCCB建模
本文所采用的DCCB拓扑如图5所示,建模参考文献[20]。图中,idc为直流电流,imec,imain,iarr分别为辅助支路、主支路、避雷器支路电流,Ldc为直流电感,Tmec为快速开关S1的动作时间,通常为2 ms[20]。
2 交直流故障穿越问题分析
2.1 网侧交流故障导致的问题
当网侧交流系统发生最严重的三相故障时(图1中F1处),公共连接点电压迅速下跌,GSMMC控制器饱和,导致GSMMC向交流系统输送的有功功率减少。假设故障期间风电场风速不变,全功率变频器的机侧变频器仍在MPPT状态下运行,那么整个系统中会产生不平衡功率;进而对MMC子模块电容充电,使得架空线路的直流电压迅速上升;全功率变频器的直流电容电压也会因风电过功率而上升,影响MMC-HVDC的安全稳定运行。此时风电场出口的交流电压也会发生畸变,严重时会导致永磁同步风电机组脱网。
2.2 直流故障导致的问题
现有的MMC-HVDC采用造价昂贵的电缆作为输电线路来减少直流故障的发生,然而架空线路由于导线裸露在空气中,容易发生短路、闪络等暂时型故障[22]。当架空线路极间短路时(图1中F2处),线路直流电压会瞬间降为零。这时故障点的短路电流由两部分组成[23],如图6(a)的红色通路和图6(b)的蓝色通路所示。
以ab相间回路为例,红色通路为交流系统通过全部子模块的D2二极管向故障点馈入的短路电流,相当于网侧三相短路;蓝色通路为故障时投入子模块的电容向故障点放电回路。即使MMC检测到桥臂电流超过极限值(通常为2(标幺值))而闭锁全部子模块的IGBT,交流系统馈能回路仍然存在,可见半桥型子模块无法阻断直流故障电流。
若不及时隔离故障,那么在MMC闭锁后,就无法控制MMC出口的交流电压,同时全功率变频器中直流电容的电压因功率不平衡而迅速上升,严重威胁到风电机组的安全稳定运行。
3 交直流故障穿越方案
3.1 DCCB的开断与闭合逻辑
DCCB用于切除直流侧故障电流,其开断与闭合逻辑直接影响到MMC-HVDC对故障的响应。相对于交流系统而言,HVDC具有较低的阻尼,因而故障电流上升非常快。DCCB需要在MMC闭锁前隔离短路电流,才能使得风电场出口的交流电压不失去控制,后续才能与WFMMC降压协调控制、HVDC侧耗散电阻控制,以及风场侧制动电阻控制配合来实现直流故障穿越。
DCCB的开断与闭合逻辑需要满足速动性、选择性、灵敏性要求。只有当直流线路发生故障时DCCB才动作,而其他任何情况下DCCB都不应动作;当直流侧故障发生时,监测环节需立即向DCCB发送Kord=0信号,从而快速隔离短路电流;0.2 s后自动重合闸[24],若故障已被清除,系统自动恢复到稳定运行状态,若重合到永久性故障,则DCCB再次断开,系统需停电检修。
当图1中F2处发生极间短路时,DCCB线路侧直流电压迅速下降,通过检测本地电压信号Vdc_grid和Vdc_MMC即可满足继电保护的要求。由此可设定一个适当的阈值,当Vdc_grid和Vdc_MMC下降超过此阈值时,判定直流侧发生故障,触发DCCB。附录A图A1给出了生成Kord信号的逻辑框图。首先,监测环节对Vdc_grid和Vdc_MMC进行测量,经过二阶滤波器滤除高次谐波后与所设定的阈值进行比较,最终得到Kord。
3.2 WFMMC降压协调控制
附录A图A2虚线框中所示为WFMMC降压协调控制器。Vdc.cross为协调控制器启动的直流电压门槛值,当网侧交流故障使得WFMMC端口的直流电压Vdcpu上升超过Vdc.cross时,直流电压偏差经过PI环节后,输出一个负的交流电压修正量ΔVsd叠加到交流电压参考值上。PI环节的下限值ΔVsdmin由风电场出口允许跌落的最低电压所决定。为了使Vdcpu在低于Vdc.cross时协调控制器不起作用,将PI环节的上限值设定为0。
WFMMC控制风电场出口的交流电压,当参考值Vsdref减小时,由于永磁同步风电机组捕获的风电功率并不会改变,导致风电场网侧的交流电流上升,当达到控制器限幅值后,风电场输出的有功功率正比于交流电压Vsd,因此降低Vsd即可降低风电场输出的有功功率。而风电场内部的过功率需要风电场侧制动电阻R2来配合消耗,进而抑制全功率变频器中直流电容过电压。
3.3 HVDC侧耗散电阻控制
图1中电阻R1为HVDC侧耗散电阻,其控制原理见附录A图A3。当WFMMC端口的直流电压标幺值Vdcpu超过设定的上限值Vdc.lim后,两者的偏差经过PI环节与频率为f的三角波比较,所产生的脉宽调制波即为IGBT的触发脉冲Tdc。其中,PI环节的上限值设定为1,即与三角波的幅值相同;下限值设定为0,保证系统正常运行或Vdcpu降低到Vdc.lim以下时,积分器不累计Vdcpu与Vdc.lim间的差值。R1的取值可由下式决定:
式中:ΔPmax为最大不平衡功率。
3.4 风电场侧制动电阻控制
为抑制故障期间风电场内部的直流过电压,需投入图2中电阻R2来耗散风电过功率。其控制原理和取值与HVDC侧耗散电阻相同,此处不再赘述。
3.5 交直流故障整体穿越方案及配合
当网侧发生交流故障时,系统多余功率积累在直流线路,导致线路直流电压上升。当WFMMC端口直流电压上升超过Vdc.lim后,HVDC侧耗散电阻R1投入,开始消耗风电过功率。与此同时,降压协调控制器感知到WFMMC端口直流电压上升超过Vdc.cross(本文中设定Vdc.lim=Vdc.cross)后,通过降低Vsd来降低风电场输出的有功功率。由于假定故障期间风速不变,则永磁同步风电机组所捕获的风电功率也不变,从而导致全功率变频器直流电容电压上升,当超过所设定的上限值(设为Vdc.lim WF,且令Vdc.lim WF=Vdc.lim),风电场侧制动电阻R2投入,协同R1共同消耗风电过功率。由此,R1,WFMMC降压协调控制及R2三者配合,共同实现风电的交流故障穿越。
当直流线路发生故障时,DCCB立即断开以隔离短路电流。而在DCCB隔离短路电流之前,WFMMC应保持不闭锁的状态。以a相上桥臂电流ipa为例,其由直流分量和交流分量构成:
式中:Idc为直流电流;ia为MMC交流侧电流。
设SN为MMC额定容量,则有
式中:M为调制比(通常取0.9);Vdc为直流电压;Iam为MMC交流侧电流的幅值;Vam为MMC交流侧电压的幅值;Pdc为直流功率;φ为MMC交流侧功率因数角。
由式(4)可得:
设Ipamax为ipa的最大值,则有
若MMC在极间短路故障时不闭锁,则交流侧电流可控。那么每相桥臂直流电流的增加量可表示为:
假设当桥臂电流超过2(标幺值)就闭锁MMC,则根据Idc_rise+Ipamax<Ilimit选取Ldc时,可避免MMC闭锁。其中,Ilimit为触发MMC闭锁的电流阈值,取2Ipamax。
在直流故障被切除后,由于WFMMC和风电场仍保持运行状态,多余的风电送不出去,导致WFMMC端口直流电压骤升。随后,R1,WFMMC降压协调控制和R2先后投入消耗风电过功率,此过程与交流故障穿越类似,便不再赘述。由此,DCCB,R1,WFMMC降压协调控制及R2四者配合,共同实现风电的直流故障穿越。
通过上述穿越方案与配合方法,在发生交、直流故障后,MMC-HVDC不用闭锁换流器,便能快速穿越交、直流故障,这使得MMC-HVDC在暂时性故障自清除后,具备快速恢复供电的能力。
4 仿真验证
为了验证交、直流故障穿越方案的有效性,基于PSCAD/EMTDC搭建了如图1所示的仿真模型。风电场、WFMMC和GSMMC额定功率为1 000 MW,全功率变频器的额定直流电压为240 k V,HVDC侧额定直流电压为±320 k V。DCCB中金属氧化物压敏电阻避雷器的额定电压为243 k V,直流电压阈值为0.8(标幺值)。降压协调控制器中Vdc.cross=1.05(标幺值),ΔVsdmin=-0.6(标幺值)。取ΔPmax=1000 MW,Vdc.lim=Vdc.lim WF=1.05(标幺值)。值得指出的是,上述阈值的选取与MMC-HVDC系统直流电压稳态波动相关,其取值应避开直流电压波动的正常范围,以避免反复动作。在本文中,直流电压正常波动范围为±5%。
由式(2)确定HVDC侧耗散电阻R1=451.584Ω,风电场侧制动电阻R2=63.504Ω。三角波频率为1 000 Hz。根据式(6)、式(7)及上述3.5节中Ldc选取原则,得到Ldc计算值为127 m H,考虑并留有一定的裕度,Ldc设计值取为150 m H。对整个系统进行以下两种工况下的仿真分析:网侧交流故障、直流线路极间短路故障。
4.1 网侧交流故障穿越
根据文献[25]规定,风电机组应具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行0.625 s的低电压穿越能力。因此,设置2 s时图1中F1处发生三相短路故障,交流电压跌落80%,持续时间为0.625 s。仿真结果如附录A图A4所示。
从附录A图A4(a)可看到,在故障期间,网侧交流电压迅速下降至20%,使得GSMMC向交流侧传输的有功功率降低。此时系统内产生了不平衡功率使得GSMMC和WFMMC端口直流电压上升,如附录A图A4(b),(c)所示。当WFMMC端口直流电压超过1.05(标幺值),R1投入消耗不平衡功率;同时,WFMMC降压协调控制器输出一个负的ΔVsd,使得风电场出口交流电压下降至0.78(标幺值)左右,如附录A图A4(d)所示。由于降压协调控制器的投入,使得风电场输出的有功功率下降,而多余的风电功率会对全功率变频器的直流电容充电,当直流电容电压上升超过1.05(标幺值)后,R2投入消耗风电过功率,如附录A图A4(e)所示。在故障期间,各电压值均可在某一小范围内波动,如附录A图A4(b)至(e)所示。从附录A图A4(f)可知,所设计的故障穿越配合方案最终使得不平衡功率分摊在R1和R2上,降低了单一耗散电阻急速升温而被破坏的可能性,整个系统能够安全地度过故障期。
2.625 s时,故障被清除,网侧交流电压恢复至额定值。当WFMMC直流电压下降至1.05(标幺值)以下,R1被切除,协调控制器输出被限制在0。风电场出口交流电压回升至1.0(标幺值),全功率变频器的直流电压下降至1.05(标幺值)以下,R2被切除。系统的有功功率出力在2.9 s后迅速恢复正常。
4.2 直流故障穿越
为验证系统直流故障穿越能力,设置2 s时刻图1中F2处发生短路故障,DCCB断开清除故障后经过0.2 s重合闸。仿真结果如附录A图A5所示。
从附录A图A5(a),(b)可知,直流极间短路时,DCCB线路侧电压Vdc_grid和Vdc_MMC迅速下跌至0,触发DCCB的开断信号Kord由1跳变为0,DCCB开始动作。在DCCB1动作期间,内部电流如附录A图A5(c)所示。可看到DCCB在7 ms内开断故障电流,与文献[24]的实验结果一致。
当DCCB断开后,线路侧直流电压会充电至0.8(标幺值)左右。这是由于所设置的直流故障为瞬时性故障,故障电流降为零后,故障自动清除。DCCB1和DCCB2断开后,风电场侧直流电压施加在DCCB1和DCCB2的避雷器支路上,避雷器支路上流过少量的泄漏电流,该泄漏电流对架空线路充电,使得直流线路电压上升。由于架空线路电容很小,线路直流电压上升较快。当线路电压上升到一定程度后,避雷器两侧的压差减小,泄漏电流变得可忽略不计,线路电压维持在一定值。
由于Ldc的作用,使得GSMMC端口直流电压在故障发生后下降至0.7(标幺值),但在DCCB隔离故障后,定直流电压控制策略又使其开始回升。0.2s后DCCB重合闸,GSMMC端口直流电压经波动后在2.5 s左右即可恢复至1.0(标幺值),如附录A图A5(d)所示。
WFMMC端口直流电压在故障发生后也会先下降至0.7(标幺值)左右。当DCCB迅速断开后,此时不平衡功率会使得直流电压上升。当超过1.05(标幺值),R1投入消耗不平衡功率;同时降压协调控制器投入,使风电场出口交流电压降低至0.6(标幺值),进而减小了风电场输出的有功功率。随后,R2投入来消耗风电场内部的过功率。在2.1~2.2s期间,WFMMC端口直流电压和全功率变频器直流电压维持在1.05(标幺值)左右振荡,风电场出口交流电压维持在0.7(标幺值)左右,如附录A图A5(e),(f),(g)所示。而在故障期间,由于GSMMC向交流系统传输的有功功率减小,则桥臂电流也会减小,如附录A图A5(h)所示;虽然直流电流在故障时最大可达到4(标幺值),如附录A图A5(c)所示,但WFMMC桥臂电流仍然在2(标幺值)以内,如附录A图A5(i)所示,仿真结果证明了在所提出的Ldc选取原则下WFMMC不会闭锁。0.2s后DCCB重合闸,WFMMC端口直流电压、风电场出口交流电压、系统有功功率等指标在2.5 s左右恢复到正常值,如附录A图A5(e)至(j)所示。
从附录A图A5(j)可知,所设计的故障穿越配合方案使得不平衡功率由R1和R2分担。其中,R1电阻承担了较多的不平衡能量。
由以上分析可得,DCCB能够正确动作并及时隔离直流故障电流。风电场能够实现直流故障穿越,并且故障清除后MMC-HVDC能迅速恢复到正常运行状态。
5 结语
远距离、大容量风电场经MMC-HVDC架空线路并网将会是未来风电并网技术的发展趋势。本文详细分析了永磁同步风电机组经架空柔性直流输电线路并网的拓扑结构和控制策略。就网侧交流故障和直流极间短路时所存在的问题,提出了交、直流故障穿越配合方法。故障期间,通过对DCCB的控制,配合WFMMC降压协调控制,以及HVDC侧耗散电阻、风电场侧制动电阻的控制,可以实现风电机组的交、直流故障穿越。所设计的故障穿越配合方案在PSCAD/EMTDC仿真平台上得到了较好的验证。本文研究结果可为国内未来内陆风电经架空线路并网的发展提供参考。
输电线路直流融冰技术研究 篇6
输电线路覆冰是电力系统电网的重大自然灾害之一。我国南方地区冬季气温低, 雨水多、空气湿度大、特别在海拔300~1000m左右的地区很容易结冰。仅2003年, 由于覆冰引起的110~500k V输电线路跳闸79次, 其中500k V线路跳闸13次, 由于覆冰引起的110~500k V线路非计划停运47次。2004年12月~2005年2月, 我国华中电网出现大面积冰灾事故, 仅湖南省就有700多万人受灾, 直接经济损失超过10亿元。尤其2008年冬季, 我国湖南、湖北、贵州、江西、云南、四川、河南和陕西等省都曾发生过输电线路覆冰事故, 覆冰事故已严重威胁了我国电力系统的安全运行, 并造成了巨大的经济损失。
2 输电线路覆冰带来的危害
通过对导线覆冰进行分析, 可得到输电线路覆冰的危害具体如下。 (1) 过荷载。导线覆冰厚度的实际重量超过设计值很多, 从而导致架空输电线路出现机械和电气方面的事故。 (2) 非同期脱冰或不均匀覆冰事故。相邻导线不均匀覆冰或非同期脱冰产生张力差, 使导线、地线在线夹内滑动, 严重时将使导线外层铝股在线夹出口处全部断裂、钢芯抽动。 (3) 绝缘子串冰闪事故。绝缘子覆冰或被冰凌桥接后, 绝缘强度下降, 泄漏距离缩短, 融冰时绝缘子的局部表面电阻增加, 形成闪络事故, 闪络发展过程中持续电弧烧伤绝缘子, 引起绝缘子绝缘强度降低。 (4) 导线覆冰舞动事故。导线因不均匀覆冰而在风的作用下产生舞动, 覆冰导线的低频高幅舞动造成金具损坏、导线断股、相间短路、杆塔倾斜或倒塌等严重事故。
3 目前国内常用的融冰办法
国内外除冰防冰技术多达30多种, 按其工作原理可大致分为热力融冰法、机械除冰法、自然被动法、化学涂料法等等, 就融冰技术而言, 目前主要是指各类热力融冰方法。 (1) 三项短路融冰法。将融冰线路的一端三相短路接地, 在另一端施加合适的融冰电源, 由较大的短路电流加热导线, 使之达到融冰的温度。计算表明, 用35/220k V系统作为融冰电源, 可融冰线路最长分别不超过25/169km。而用500k V作融冰电源, 线路长度基本可满足要求, 但需要系统提供2000Mvar以上的无功功率, 而一般变电站却无法提供如此巨大的无功储备。此外, 三相短路融冰法的前期准备工作量很大, 融冰所耗费的电量也很可观, 通常都在数万k Wh以上。 (2) 利用直流加热线路融冰。直流电流产生的热量必须大于导线散热和融冰热量之和, 覆冰才能融化。常用的直流融冰电源有固定式直流电源、站间移动式直流电源和发电车移动式直流电源。上述直流融冰电源具有接线不需经过任何站内原有正常运行的设备, 装置在融冰工作时所产生的直流电流对站内原有设备不会造成影响;接线方便;无功容量需求不大的优点, 同时也存在引起35k V侧谐波电压和电压畸变率的不足。 (3) 交流短路电流融冰。交流短路电流融冰是将融冰线路的一端三相短路, 而在另一端提供融冰交流电源, 以较大短路电流来加热导线, 使依附在导线上的冰融化。输电线路的短路融冰操作性质属于事故处理, 值班调度员临时拟写操作指令票, 安排电网运行方式, 临时将输电线路上的用户转移到其他线路上供电。其缺点是操作任务多且很复杂, 往往一条输电线路融完冰要几个小时到十几个小时, 如果这期间线路不堪重负发生倒杆断线, 则将前功尽弃。
4 直流融冰技术及其关键问题
从原理上看直流融冰技术是将覆冰线路作为负载, 施加直流电源, 用较低电压提供短路电流加热导线使覆冰融化。其主要方法包括采用发电机电源整流的直流融冰方案和采用系统电源的融冰方案。当采用发电机电源整流的直流融冰方案时, 发电机出口经旁路到整流装置, 带线路融冰, 其中整流装置采用不可控整流方式。由于整流采用不可控三相整流, 其整流脉系数较小, 发电机相当于带整流电阻性负载, 对发电机不会产生其它影响。采用此方案, 除整流装置、引出配电装置需要重新设计配置外, 可借用发电机励磁控制系统实现零起升压、升流。其保护也可采用发电机保护和励磁系统保护, 大大减少投资, 但其限制条件为机组的容量与融冰所需的容量之间的差异。当采用系统电源融冰方案时由系统提供电源, 经整流变压器、整流装置, 带线路融冰。
就实用性而言, 直流融冰技术还不完善, 在多个方面尚需进一步研究, 直流融冰技术还需解决以下三个关键技术问题。 (1) 优化直流供电装置的电源结构; (2) 恰当选择直流装置的容量; (3) 非融冰季节直流装置的利用; (4) 移动式直流融冰装置的深入研究。
5 结论
本文探讨了直流融冰技术及其几个关键问题。目前, 直流融冰技术发展相当迅速, 已经成为国内融冰技术的主要手段。直流融冰装置发展需要进一步研究, 比如可以与无功补偿装置联合, 在融冰季节起到融冰的作用, 在非融冰季节可起到无功补偿的作用。另外, 可深入对移动式融冰装置的研究。以上两点是直流融冰装置的良好发展趋势。
参考文献
[1]山霞, 舒乃秋.关于架空输电线除冰措施的研究[J].高电压技术, 2006, 32 (4) :25-27。[1]山霞, 舒乃秋.关于架空输电线除冰措施的研究[J].高电压技术, 2006, 32 (4) :25-27。
[2]覃晖, 邓帅, 黄伟, 张婧.南方电网输电线路融冰措施综述[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (24) :231-235.[2]覃晖, 邓帅, 黄伟, 张婧.南方电网输电线路融冰措施综述[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (24) :231-235.
直流线路参数 篇7
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.
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