双回控制论文（精选7篇）
双回控制论文 篇1
0 引言
溪洛渡右岸电站送电广东±500 k V同塔双回直流输电工程(以下简称溪右工程),是“十二五”南方电网西电东送的重点工程之一。建设溪右直流输电工程,将西部的水电资源送往能源资源匮乏但经济较发达的广东,是继续推进西部大开发和西电东送战略,实现东、西部地区双赢的重要举措。工程采用两回±500 k V直流同杆并架方式,每极单12脉动阀组接线。两回直流共起点、共落点、共换流站、线路共杆、共用接地极,直流输电容量2 x 3200MW,直流线路长度2 x 1286 km。每个±500 k V系统可独立运行,又可联合同步运行[1]。
本文针对溪右工程的特点,建立了双回直流输电系统PSCAD/EMTDC仿真模型,针对同塔双回控制保护系统主要技术难点和关键控制保护策略进行了比较深入的分析和研究。
1 同塔双回直流一次系统
1.1 两端交流系统
两端交流系统电压正常变化范围为500~550k V,事故后变化范围为475~550 k V;系统频率正常变化范围:50±0.2 Hz,事故情况下变化范围49~51 Hz;整流站和逆变站交流母线短路电流均约为63 k A。
1.2 直流输电线路
直流输电线路导线采用4分裂导线,单根导线截面积900 mm2,考虑较小电晕损耗的直流线路极性排列方式(-+/-+)[2,3]。可将两回线路极导线水平布置在上、下层,或者垂直布置在左、右侧。
1.3 换流变压器
换流变压器采用Y0/Δ及Y0/Y接线方式为12脉冲换流阀提供换相电压。单相换流变压器容量送端按318 MVA,受端按304 MVA设置;短路阻抗送端为16%,受端为18%;送端和受端换流变主抽头电压都为525k V,抽头范围送端为-5/+25×1.25%,受端为-10/+20×1.25%。
1.4 交流滤波器
送端交流滤波器总容量约为3 668 Mvar,交流系统可提供容性无功能力约200 Mvar,考虑备用后,分为5个大组,23个小组,每个小组容量约160Mvar,大组容量不超过1000 Mvar;受端交流滤波器分成3大组,每大组分别分为3、3和4小组,每大组容量对应分别为600 Mvar、600 Mvar和800Mvar,每小组容量200 Mvar。
两端换流站近区交流系统直流大方式时具备向换流站提供200 Mvar无功功率的能力,直流小方式时不具备无功功率吸收能力。
2 控制保护策略
2.1 极控制策略
极控制系统是直流输电系统的核心,本同塔双回直流EMTDC仿真模型中主要由三个基本控制器组成:电流调节器,电压调节器和熄弧角调节器。为了得到理想的外特性曲线,需要三个调节器协调配合完成两侧触发脉冲的控制,其配合关系如图1与图2所示,三个控制器合用一个PI调节器。整流运行时,选取电流控制误差信号和电压控制误差信号中的最小值作为调节器的输入。逆变运行时,选择电流控制误差信号和电压控制误差信号及熄弧角控制误差信号中的最大值作为调节器的输入[4]。通过共用同一个PI调节器的方式,可确保输出的触发角指令在任何情况下都不会发生突变[5]。
溪洛渡右岸送电广东同塔双回±500 k V系统,每个±500 k V系统可独立运行,又可同步运行。为此,在常规±500 k V系统分层控制基础上,增加更高一级的同步控制层,以协调双回直流系统的运行。当一回直流系统停运,部分功率可转移到另一回正常直流系统中。正常额定工况下,整流侧通过快速调节触发角来保持直流电流恒定;逆变侧通过定直流电压控制保持整流侧直流电压恒定。与快速控制相配合的换流变分接头慢速控制调节整流站的触发角及逆变站的熄弧角在一个预先设定的范围内。
2.2 双回直流同步协调控制策略
从控制功能的分层考虑,双回直流输电系统和常规单回直流输电系统的最大不同是在双极层之上增加了更高一级的同步控制层。基于常规直流输电的控制方法提出正确、合理的同步控制策略,就可以满足双回直流输电系统的运行要求。同步控制策略包括:双回直流输电系统的启动策略、双回直流输电系统的停运策略、双回直流输电系统的紧急停运策略以及双回直流输电系统的稳定控制功率分配策略。
同步控制模式下运行人员先在站系统控制层设定总功率参考值和功率的升降速率,同步控制逻辑根据每回直流的运行电压分配每回直流的功率。如果分配的功率大于本回直流的运行功率,则按照预定的速率将本回直流的功率升到分配值;同样,如果分配的功率小于当前运行功率值,则按照这个速率降低本回直流的功率。如果需要从独立运行方式转换到同步运行方式,则要求每回直流输电系统至少有一极在功率模式下运行。
2.2.1 启动控制策略
双回直流输电系统启动时,每一回直流系统应该先独立启动,然后再转入同步运行控制。为保证各个极的独立性和灵活性,不建议将系统的解锁指令放在站系统控制层实现,因此没有同时解锁双回直流系统的指令。双回直流输电系统的独立解锁启动顺序和常规直流一样,应保证逆变站先于整流站解锁。
2.2.2 停机控制策略
双回直流输电系统同步运行准备停运单极、双极、三极或双回直流时,首先需要退出同步运行模式,使每一回直流系统独立运行,然后执行闭锁停机顺序。在退出同步运行模式时,每回直流输电系统保持当前的运行功率不变,运行人员可以单独改变每一极的功率参考值或斜率。两回直流系统不再有功率的协调和分配。
2.2.3 同步运行时紧急停运控制策略
双回直流同步运行情况下,如果某一极故障紧急停运时,同步控制应快速响应,以保证系统的可靠运行。同步控制的功率协调功能应根据直流电压的变化,立即将丢失的功率按照健全运行极的情况分配到各自的功率参考值上,使健全极功率上升直到其过负荷限制值。
2.2.4 稳定控制功率分配策略
双回直流输电系统的稳定控制功能应在站系统控制层实现,这样更容易实现和外部安稳装置的接口。在整流侧和逆变侧均设置稳定控制功能,各个稳定控制功能产生的功率调制量求和后,产生一个总的稳定控制功率参考值。系统控制层根据每一回直流系统的电压分配相应的功率调制量,如果某一回直流的运行极均运行在电流控制模式,系统控制层直接将稳定控制的调制电流参考值(通过P/U功能计算得到)输出到双极层。
2.3 无功功率控制策略
整流站500 k V交流滤波器及并联电容器组总容量为3 668 Mvar左右的容性无功,交流系统可提供容性无功能力约200 Mvar,分为5个大组,23个小组,每个小组容量约160 Mvar。同时换流站计划装设180 Mvar的感性无功,低压并联电抗器分别接入2台500 k V高压站用变压器的35 k V侧。正常情况下,直流站控不直接对低压电抗器进行控制,但建议电抗器吸收的无功纳入系统无功计算,这样直流站控系统无功控制就比较准确。计算公式如式(1)所示。
式中:Qsys为与系统交换的无功功率;Qconvertor为换流器消耗的无功;Qfilter为滤波器提供的无功;Qreactor为电抗器消耗的无功。
在根据系统无功投入滤波器时必须考虑滤波器投入后交流电压的升高,以及触发角度的变化,继而导致换流变分接头动作。为了防止投入滤波器后很快落入滤波器切除区域,一般在投入滤波器时考虑一个无功裕度Qmargin,云广工程按Qfilterr的15%~20%作为投入滤波器的裕度值,由于本直流工程四个阀组之间耦合性不强,且共用一个交流滤波器场,裕度值可相应增大。在投滤波器之前,对投入的滤波器按式(2)进行无功预计算。当式(3)条件满足后,经过一定延时后投入滤波器,配合裕度功能,能有效抑制滤波器频繁投切。典型的无功功率控制曲线如图3所示[6]。
式中:Qnext_filter为投入滤波器的无功功率;Umeasure为测量电压值;Unormal为正常电压值;Q为滤波器组额定无功功率;Qsys为与系统交换的无功功率;Qmargin为无功裕度值;Qmin为无功功率死区的最小值。
2.4 直流线路故障时控制保护策略
与常规±500 k V线路相比,±500 k V同杆并架线路的极间电感电容以及对地电感电容有明显的变化;同杆并架直流线路发生故障时,直流电压和直流电流的变化过程与常规直流有所不同;不同极线排列方式下,同杆并架直流线路的故障特征也有所不同。
同塔双回直流线路故障主要有以下特点:同塔双回4个极的线路中,某一极或多个极产生线路接地故障时,接地点产生的电压跳变将会在其他各极线路同位置感应出一定量级的电压跳变;同塔双回直流线路故障时,直流电压的变化率du/dt和直流电流的变化率di/dt的数值与常规直流稍有不同;同塔上层线路由于断线、联吊、外物短接等原因可能和下层线路碰线。因此,需要对一些常规直流线路保护参数进行优化或自适应,如线路保护包括行波保护、电压突变量保护等的定值与常规直流的线路保护不一致,需要重新整定。同时,需要考虑一些特殊的故障和处理策略,如针对两个系统间的跨线故障,应配置两回直流碰线保护。
同塔双回直流系统应采用行波保护和电压突变(du/dt)保护作为线路主保护。保护的判据和定值应保证只有故障极的行波保护和du/dt保护检测到故障并启动该极的故障恢复顺序控制。对于通过控制作用清除不了的持续故障,应将故障极停运[7]。同塔双回系统中,还应另外配置一些保护(如线路纵差保护、线路低电压保护)来检测行波保护和电压突变保护等高速主保护检测不到的持续性故障。同塔双回直流系统中,上下层线路碰线故障属于严重的直流线路故障,直流线路保护应能快速反映直流线路碰线故障,保护动作后启动直流线路故障恢复顺序或碰线两极紧急停运。
3 仿真验证
3.1 额定稳态运行
双回直流系统在1 s时解锁,直流电流和功率按设置速率升至额定值,25 s时由运行人员启动闭锁顺序,得到的仿真波形如图4所示。图中MPEN表示阀解锁信号;Controller代表当前选择的控制器(0:熄弧角控制器,1:电流控制器,2:逆变站电压控制器,3:整流站电压控制器);Fire Angle表示当前的触发角;UDL表示线路电压;IDH1表示阀出口电流。
3.2 降压运行
正常时电压参考值在程序中固定为100%,当功率反向时,设置为95%。
在仿真模型中,如果运行人员选择了降压运行,则切换电压参考值为运行人员选择的降压水平。程序中提供了两个降压水平,降压0.8 pu和降压0.7pu。当直流线路故障恢复时也会选择降压运行。仿真模型中,极2选择0.7倍降压运行时,得到的仿真波形如图5所示。
3.3 直流短路故障
在13 s于输电线路的中点模拟一个瞬时性接地故障,仿真模型中由行波保护检测到该线路瞬时性接地故障,启动直流系统重启并且线路重启成功。仿真波形如图6所示。
4 结论
本文针对溪右直流输电工程的特点,对同塔双回直流输电系统的极控制、同步协调控制、无功功率控制及直流线路保护策略进行了比较深入的分析研究。同时,在PSCAD/EMTDC仿真平台之上,利用自定义的控制保护功能模块,搭建了较完善的同塔双回±500 k V直流输电系统模型。利用仿真模型模拟了双回直流系统的起停控制、降压运行控制和直流线路故障重起功能。本文提出的控制保护策略可对双回直流系统进行有效的运行控制和保护,搭建的仿真模型可正确平稳地控制直流系统的运行并处理系统故障,具有较好的动态性能。研究成果对溪右同塔双回直流输电工程的实施具重要意义。
摘要：溪洛渡右岸送电广东直流输电工程采用同塔双回输电方式,双回±500kV直流系统在整流站和逆变站共用交流场和接地极系统。针对溪右直流输电工程的特点,在PSCAD/EMTDC仿真平台上利用自定义功能块搭建了双回直流系统较完善的控制保护仿真模型,对双回直流系统的极控制策略、同步协调控制策略、无功功率控制策略及直流线路保护策略进行了比较深入的研究。所提出的控制保护策略可对双回直流系统进行有效的运行控制和保护,研究成果对实际工程的实施具有重要意义。
关键词：同塔双回,高压直流输电,控制保护,仿真模型,PSCAD/EMTDC,策略
参考文献
[1]南方电网.溪洛渡右岸电站送广东500kV同杆双回直流输电工程可行性研究报告[R].2009.CSG.Feasibility study report for Xiluodu-Guangdong DC transmission project of two500kV HVDC systems erected on the same tower[R].2009.
[2]张民,石岩.同杆并架±500kV直流系统间相互影响的实时仿真分析[J].电网技术,2007,31(1):43-49.ZHANG Min,SHI Yan.Real-time digital simulation analysis on interaction between two±500kV HVDC systems erected on the same tower[J].Power System Technology,2007,31(1):43-49.
[3]石岩,王庆,聂定珍,等.±500kV直流输电工程同杆并架技术的综合研究[J].电网技术,2006,30(21):1-6.SHI Yan,WANG Qing,NIE Ding-zhen,et al.Comprehensive study on technology of two bipole lines on the same tower for±500kV HVDC project[J].Power System Technology,2006,30(21):1-6.
[4]周君文,刘涛,李少华.云广特高压工程控制系统功能分布研究[J].电力系统保护与控制,2009,37(10):70-75.ZHOU Jun-wen,LIU Tao,LI Shao-hua.Research on control functions in UHVDC system[J].Power System Protection and Control,2009,37(10):70-75.
[5]ED4341CS-C云广工程直流极控系统设计规范书[S].2007.ED4341CS-C Yunnan-Guangdong line±800kV DC transmission project C/P design specification[S].2007.
[6]戴国安,周君文,等.特高压直流无功控制策略研究[J].电力系统保护与控制,2008,36(14):48-51.DAI Guo-an,ZHOU Jun-wen,et al.Strategy of reactive power control on UHVDC[J].Power System Protection and Control,2008,36(14):48-51.
[7]赵军,曹森,刘涛,等.贵广直流输电工程直流线路故障重启动策略研究及优化[J].电力系统保护与控制,2010,38(23):126-132.ZHAO Jun,CAO Sen,LIU Tao,et al.The research and optimization on DC line fault recovery sequence used in Guiguang HVDC project[J].Power System Protection and Control,2010,38(23):126-132.
双回控制论文 篇2
直流控制保护系统是直流输电的“大脑”,是直流输电系统安全、可靠、稳定运行的保障。它负责控制交直流功率转换、直流功率输送的全部过程,并保护换流站所有电气设备及直流输电线路免受电气故障的损害。同塔双回牛从直流是目前南 方电网容量最大的直流工程,因此其对控制保护系统的可靠性要求更加苛刻。牛从直流采用南瑞继保自主研发的新一代PCS9550直流控制保护系统,本文将对从西换流站这一系统的可靠性进行探讨分析。
1从西换流站直流控制保护系统组成
从西换流站PCS-9550直流控制保护系统总体上分为以下几个子系统:
(1)直流控制系统:直流控制系统是换流站控制系统的核心,主要功能是通过对整流侧和逆变侧触发角的调节,实现系统要求的输送功率或输送电流。该部分主要包括每个 极的极控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等设备。
(2)直流系统保护:直流系统保护主要包括直流极保护(换流器保护、直流场保护、直流线路保护以及接地极引线保护)、换流变保护、直流滤波器保护、交流滤波器保护。
(3)交直流站控系统:交直流站控系统负责执行交/直流设备的投切、启停、运行方式转换、状态监视、测量等功能。该部分主要包括站控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等设备。
(4)运行人员控制系统:运行人员控制系统是换流站正常运行时运行人员的主人机界面和监控数据存储系统。该部分主要包括站时钟系统、站LAN网、运行人员工作站、工程师工作站、站长工作站、系统服务器、培训系统、MIS接口工作站、网络打印机等。
(5)与远方控制中心的接口子系统:远动系统用于与网调、省调、直流集控中心等交换直流换流站的监控数据并执行远方调度命令,由远动工作站、远动通讯设备等组成。
2从西换流站直流控制保护系统硬件配置
一个完整的PCS-9550直流控制保护系统在硬件上通常包含I/O接口单元、现场总线系统、主机和通讯切换装置等组件。
(1)I/O接口单元:I/O接口单元主要通过IEC60044-8总线和CAN总线与直流一次设备或屏柜的连接,完成模拟量和开关量的采集。
(2)现场总线系统:所有的现场I/O与PCS-9550系统主机之间的数据传输和信号交换,都是使用现场总线来完成的。
(3)主机:控制保护主机将所有运行人员需要的信息通过冗余站LAN网快速发送给监控后台。监控后台的数据采集功能模块通过冗余站LAN网接收控制保护主机发送的换流站监视数据及事件/报警信息后进行存储、显示、报 警等处理,同时通过站LAN网下发运行人员工作站,发出控制指令到相应的控制保护主机。
(4)通讯切换装置:PCS-9550系统使用主、备2个站间通讯通道,用于传送2站的开关、刀闸状态以及顺序控制状态等。
3牛从直流与其他直流在控制保护系统上的对比
(1)硬件平台:SIEMENS的SIMADYND系统广泛 应用于天广直流、高肇 直流、兴安直 流,其最新控 制保护平 台为SIMATICTDC系列,应用于楚穗直流和糯扎渡直流工程。而从西换流站采用PCS-9550直流控制保护系统。
(2)直流保护数据采集:牛从直流保护和天广、高肇、兴安直流类似,其用测量数据远端模块与保护装置上的合并单元一一对应。楚穗直流测量数据统一接至测量屏,经过光电转换后接至数据总线,直流保护、极控、站控、故障录波都 从数据总 线中获得数据。
(3)保护配置:牛从直流保护配置采用完全双重化的方案,即配置2套独立、完整的保护装置。每套保护采用“启动 + 保护”的出口逻辑,启动和保护从采样、保护逻辑到出口的硬件完全独立,只有启动通道开放,同时保护通道达到动作定值 才会出口,每套保护自身能保证单一元件损坏本套保护不误 动,可靠性高;完全双重化配置,在一次测 量TA、TV允许的情 况下从测量环节开始独立配置,实现4通道采集数据,2套保护同时运行,任意一套动作可出口,安全性好。每套保护 的配置示 意图如图1所示。
天广、高肇、兴安直流采用三取二的保护配置,三重保护与三取二逻辑构成一个整体,三套保护中有两套保护动作认为是正确的动作行为,保证了可靠性和安全性。
4双回直流协调控制系统
作为世界首个同塔架设双回直流输电工程,从西换流站采用独特的直流控制系统,双回直流协调控制系统是其核心。
直流控制设备分直流 极控/极保护层、双 极控制层(DCC)和双回控制层(STC)。双回层控制LAN连接双回控制主机和各回直流站控主机,完成双回层与层以及回与回之间协调所需信息的交换。其通讯及控制功能连接如图2所示。
双回直流协调控制系统为从西换流站内最高一 层的控制系统,其采用完全双重化配置,主要实现双回直流协调控制、功率调制以及无功控制等功能。正常情况下,双回直流协调控制系统2套均投入运行。若2套系统均故障,双回协调控制功能由主导回直流站控系统完成。
5结语
浅谈农村安全用电管理“双回路” 篇3
一、目前农村安全用电存在的问题
一是农村用电客户普遍对电力法规、政策理解不到位;二是农村用电客户安全用电意识不强,农村安全用电宣传流于形式,收效甚微,加之农户文化素质整体偏低,安全用电常识一知半解;三是违法现象得不到及时制止,近年来,农电线路、设备发生盗窃、破坏现象较为严重,只靠电力单位根本无法扭转现状。
二、建立乡镇、村组、农户“三级”联合安全用电管理的必要性
一是通过政府部门强化安全用电宣传,提高农村客户安全用电意识,充分发挥安全用电的领导职能和号召力度,为用电安全创造条件;二是采取行政行为、行政手段制止和处理阻碍电力建设、电力线路下违章建筑和种植等违章行为,为电力设施安全提供必要保障;三是及时举报、揭发、制止周围发生的窃电、盗窃破坏电力设施的事件,为供电企业用电安全增设了一道强大的防线;四是充分发挥乡镇、村组、农户对供电企业全方位的监督,进一步理顺供电企业与用电客户的关系,为企业献计献策,提高社会群体的安全水平,构建和谐企业。
三、建立乡镇、村组、农户“三级”安全管理机制
每个乡镇成立一个农村安全用电领导小组,由一名乡镇行政副职任组长,其职责主要是协助电力管理部门宣传电力法规、政策,协调有关安全用电管理的事件;每个行政村成立安全用电管理小组,由村主任任组长,村中重要用户或有责任心的用电户为成员。其主要职责是协助供电所处理安全用电管理有关方面纠纷,再进一步向供电企业举报、揭发、制止触及安全用电方面的事件(如破坏电力设施、窃电)。
县供电企业设立农村安全用电管理奖励基金,对乡镇、村组、农户参与安全用电管理的人员给予奖励。结合本企业具体情况制定乡镇、村组、农户参与安全用电管理奖励实施细则,总原则是奖励金应满足可能造成损失金额的20%~80%之间。
四、建立乡镇、村组、农户“三级”联合安全用电管理的效益分析
农村建立“三级”联合安全用电管理是农电企业内部安全“三级”管理的补充和完善,必将给农村安全用电带来最大的社会效益和经济效益,这表现在:一是以主人翁的身份致身于农村安全用电管理,为农村用电安全拓宽了防线;二是广大农户安全用电意识必然得到提高,同时明白用电安全管理不仅是供电企业独家的职责,而是每个用电户的共同的责任;三是广大农户安全用电知识和技能会大大增强,按章用电、依法保电的自觉性也会随之提高,为创造和谐用电文化、构建安全用电理念必然会产生明显的效果。
(编辑王丽芬)
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
科学用水规律,为以后编制用水计划提供可靠的依据。计划用水工作总结在灌溉用水过程中,从施测资料,调查研究工作开始,边实践、边总结,逐步形成和加深对计划用水有关问题的认识,提高总结工作的质量。
三、结语
为促进管理单位的生存与发展,从灌区用水管理存在的问题入手,科学合理的调整种植结构,降低灌水定额和灌溉定额,缩短作物灌水周期,增加灌水次数,加大售水量;从工程方面解决供水能力不足和水的利用率较低的问题;严格实行计划用水,确保农作物的适时适量灌溉,只有农田增产、农业增效、农民增收,才能实现景电灌区可持续发展,才能实现景电管理局和灌区农业发展的双赢。
(编辑王丽芬)
摘要：近年来,随着人民群众经济生活的不断丰富,农村安全用电问题也显得越来越突出。就完善电力企业自身建立的“三级”安全网络的同时,建立乡镇、村组、农户“三级”联合用电安全管理机制,形成农村安全用电管理的“双回路”将显得非常必要,作者就农村安全用电存在的问题做了几点分析。
特高压同塔双回线路故障测距算法 篇4
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
双回控制论文 篇5
关键词：高压直流(HVDC),同塔双回(DCT),谐波计算,滤波器设计,投切策略
0 引言
高压直流(HVDC)工程采用同塔双回(DCT)线路或同塔多回线路,具有提高单位走廊的输送容量、高效利用现有走廊资源、提高通道利用率、节约土地资源和增强跨区资源的优化配置能力等多种优点[1,2],并且能够产生巨大的经济和社会效益,具有广阔的发展前景。正在规划和设计中的溪洛渡右岸双回HVDC输电系统采用同塔并架输电方式,双回直流系统的额定电压为±500 kV,额定功率为3 200 MW;双回直流输电系统处于同一个换流站,有各自独立的直流场;双回直流系统可独立控制,也可统一协调控制;双回±500 kV直流系统共用一个交流场[3,4]。由于调度和协调灵活多样,双回直流系统的运行方式和功率水平都可能不同,而交流滤波器设计则需要满足两回直流任意运行工况和功率水平组合方式下的无功补偿和滤波要求,这就对双回直流共站的交流滤波器设计提出了更高的要求。
以往的交流谐波计算和交流滤波器设计算法只是针对传统单回直流系统的特点提出的,无法满足溪洛渡工程的要求,这就需要对原有算法进行优化改进,在工程精度允许的范围内作适当简化,以提高计算速度,满足工程要求。
本文就DCT-HVDC工程设计存在的技术难点进行分析,并根据直流工程特点提出相应的解决方案和改进措施。
1 谐波电流计算存在的技术难点
实际直流输电工程的主要设备包括换流阀、换流变压器、交流滤波器、平波电抗器、直流滤波器以及直流线路等。图1为DCT-HVDC输电系统结构示意图,采用12脉动单阀组方式,共用一个交流场。
传统单回谐波电流计算[5,6]采用计及直流线路的交直流耦合模型,根据在不同工况和运行方式下计算出来的主回路稳态参数[7],从最小容许输送功率开始,直到最大稳态过负荷功率,以额定功率的一定百分比(通常为5%)为步长,逐步增加输送功率,逐一计算每个负载水平下的谐波电流。
但是,对于DCT-HVDC工程而言,功率协调控制方式面临二维选择的问题,即在总输送功率一定的前提下,双回线路的功率组合方式多种多样。双回线路在不同的功率分配方式下,直流侧电流Id不同,将导致换相角μ不同,进而影响交流侧谐波。此外,从图1可以看出,由于将直流线路等效为多端口模型,整流侧与逆变侧之间和同塔并架的双回线路之间出现耦合关系,从而直接影响到直流侧纹波。因此,计及直流网络将会使整流侧与逆变侧之间、双回线路之间产生耦合而使问题变得异常复杂。如果遍历所有可能的工况组合和功率分配方式,计算速度将远远不能满足滤波器设计的要求,因此必须对现有模型进行优化和改进,在满足精度的前提下合理模拟和计算不同功率输送方式,提高谐波算法的计算速度,以满足双回直流共站工程的需要。
2 谐波电流计算的改进模型
2.1 直流侧模型的改进
由以上分析可知,影响交流谐波电流计算速度的关键之一是直流侧模型的建立。事实上,经过平波电抗器和完善的直流滤波系统后,换流站出口处的极线与中性母线之间的谐波电压很小,一般直流工程50次内总谐波电压均方根值与直流电压相比在0.5%以内,所以其可以忽略不计。这样,对于谐波分量而言,可以认为两者之间是短路的,则12脉动基本换流单元可简化为图2所示形式。
在求解直流侧纹波时,分析直流侧网络结构,根据平波电抗器的具体布置方案,可以得到平波电抗及直流滤波器系统的入端阻抗Zs(n),换流器可以等效为内阻抗为Zc(n)的谐波电压源,因此,求解直流侧纹波电流模型如图3所示。在频域上求解直流侧纹波,分别计算各次谐波电压引起的谐波电流,在每一次谐波频率下,采用节点导纳分析法,求解换流站出口处各次纹波电流
2.2 合成双回谐波电流结果
采用上述改进模型消除了直流线路耦合的作用,从而实现了整流侧与逆变侧之间以及双回线路之间谐波电流计算的相互解耦,避免了计算过程中对直流线路的建模和功率分配对不同回线路的影响,所以,共站的双回直流工程可以等效为2个传统单回直流工程分别计算,即分功率逐步计算各个负荷水平下的谐波电流,最后,将双回不同运行工况合成为一个新的运行方式,在该运行方式下取各种负荷分配组合的最大不相容电流,作为接下来滤波器性能定值校核的谐波电流源,即有:
式中:Ptotal为总输送功率;P1为线路1的输送功率;P2为线路2的输送功率;n为谐波次数。
值得指出的是,这样得到的谐波电流源虽然偏于保守,但是设计出来的滤波器能满足不同功率组合方式下各次谐波的要求,而且大大减小了工作量,提高了计算速度。
3 滤波器设计
3.1 滤波器基本类型和参数整定
工程中常见的滤波器类型[8,9,10,11]主要有单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器和C型阻尼滤波器,通用结构如附录A图A1所示。
单调谐滤波器和C型阻尼滤波器结构简单,可以很好地进行分析和计算。而多调谐滤波器结构复杂,工程上通常采用如下等效算法[12]:首先忽略电阻的影响,将滤波器化简为无阻尼的LC电路,然后将多调谐滤波器等效为多个单调谐滤波器,根据经验给出各个单调谐滤波器的输出无功功率,通过所要抑制的谐波次数和所连接交流母线的基波电压计算单调谐滤波器的电容和电感,最后经阻抗等效确定原来滤波器的电容和电感。性能计算可能要不断重复以上过程,如果某次谐波超标,则增大滤除对应次谐波的等效无功功率以进行调整和优化。
并联阻尼电阻的选取,通常也需要采用试算的方式确定,即在确定电路结构及参数后,根据工程经验给出电阻值,计算滤波器的性能和各个元件的应力定值,如不能满足要求,则需要调整电阻的大小并重新验算,直到满足性能和定值指标要求为止。
3.2 滤波器投切策略设计
滤波器投切策略包括在某个运行方式的各个负荷水平下需要投切几组滤波器和选用哪些滤波器组合方式。投切策略的制定直接影响最终性能和定值结果。
3.2.1 滤波器投切组数的确定
不同运行方式下,高压直流换流器消耗的无功功率不同。根据换流原理可知,DCT-HVDC工程中,每回线路对应的换流器消耗的无功功率为[13]:
式中:
i为线路编号;Pdi为线路i输送的直流功率;α为触发角;μ为换相角。
交流滤波器能够补偿无功功率的消耗,同时还能滤除由高压直流换流器产生的谐波。实际运行中,交流滤波器的投入是由无功补偿和无功平衡控制决定的,对于特定的运行工况而言,其投入数目与直流系统消耗的无功功率、交流系统所能提供的最大无功功率和交流系统所能吸收的最大无功功率以及运行电压密切相关,满足:
∑Qf,min≤Qf,total≤∑Qf,max (3)
∑Qf,min=Qd1
∑Qf,max=Qd1
式中:∑Qf,max和∑Qf,min分别为交流系统允许滤波器发出的最大、最小无功功率;Qf,total为投入运行的滤波器所提供的无功容量;Uf为滤波器的额定电压;UAC为交流系统运行电压;QDC-AC为交流系统吸收的最大无功功率;QAC-DC为交流系统发出的最大无功功率;Qd1为线路1对应的换流器消耗的无功功率;Qd2为线路2对应的换流器消耗的无功功率。
一个设计合理的无功补偿和交流滤波器系统应具备如下特点[14]:①由于无功补偿的要求,所需要投入的交流滤波器数应大于由于滤波性能的要求所必须投入的交流滤波器数;②由于滤波器稳态额定值的要求,所需要投入的交流滤波器数应最少。通常在工程计算中,性能计算时投入滤波器数采用最大无功校核,而定值计算时采用最小无功校核,即
式中:Ni为第i种类型滤波器的投入数量;k为滤波器种类数;Qfi为第i种类型滤波器在该工况运行电压水平下的无功容量;Nprf为性能计算中投入滤波器数;Nrat为定值计算中投入滤波器数。
如果每种滤波器的无功容量都相同,则式(6)和式(7)可以分别简化为:
3.2.2 滤波器投切组合的选取
在滤波器结构参数和特定输送水平下的投入组数确定后,影响交流滤波器阻抗的最大因素就是其组合形式。如果组合形式选取得过于恶劣,则可能导致某些性能指标超标或元件稳态定值过大,或者引起现场投切和调试的困难。
如图4所示,假设在某一负荷水平下需要投入5个滤波器,则有以下4种组合:4A+1B,3A+2B,2A+3B,1A+4B(A为DT11/24,B为DT13/26,下文同)。由图4可以看出,随着组合形式的变化,阻抗频率的变化较大,其中,4A+1B和1A+4B由于阻抗频率恶劣,即滤除特征谐波(11次或13次)的等效容量偏小,可能导致某些运行工况性能超标,因此,工程中通常选取3A+2B和2A+3B。
在制定滤波器投切策略时,根据以往的工程经验,有些基本原则需要遵循:
1)首先投入滤除特征谐波的滤波器,最小负荷水平下尽量少投入高通滤波器;不同类型的特征谐波,滤波器投入数目应该尽量平衡。
2)并联电容器通常在滤波器已经全部投入(考虑一组备用)后再投入运行,以主要起到无功补偿的作用并兼顾滤除高次谐波。
3)性能计算时,应考虑任一小组滤波器退出运行的情况。
4)定值计算时,从最小负荷水平到额定负荷水平,应考虑任一大组滤波器退出运行的情况;在双极运行工况下,从最小负荷水平到50%负荷水平,应考虑任两小组滤波器退出运行的情况。
3.3 滤波器设计的基本流程
在制定好滤波器投切策略后,对各种运行工况的不同负荷水平下的滤波器组合都要进行性能定值计算[15],校核所配置的方案是否满足性能指标要求和定值限制,如果不满足要求则要不断调整和优化配置方案,直到满足相关指标要求为止。其基本流程如图5所示。
4 工程初步设计
以溪洛渡工程初步设计为例,首先利用改进的谐波电流算法得到各种运行工况下的最大不相容谐波组合,然后对滤波器参数进行初步设计和调整,根据式(3)～式(7)制定相应的滤波器投切策略,重复上述过程进行反复设计和优化,最终确定配置方案为4A+4B+14SC(SC表示静止电容器),其中,不同类型滤波器容量一致。交流滤波器性能计算结果如表1所示,表明该配置方案可以满足系统要求。
5 结语
本文针对DCT-HVDC输电系统的特点,对原有谐波电流计算算法和滤波器设计进行了改进,给出了交流滤波器设计的基本流程,经过工程的初步设计和计算,验证了该算法的合理性和有效性。值得指出的是,在交流滤波器参数整定计算过程中,部分参数的选取很大程度上依赖于设计者的工程经验,例如滤波器的等效调谐容量分配、阻尼电阻的选取等,因此进一步深入研究参数的选取对滤波器性能定值影响的基本规律,对于提高滤波器设计效率具有重要意义。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
双回控制论文 篇6
1 用伞架法进入500k V同塔双回线直线塔强电场的安全距离研究
伞架法进入电场是一种全新的等电位进入方法, 这种进入方法是等电位作业人员身着跳伞用的伞架, 由绝缘绳索提起进入强电场。该作业方法具有工具携带简便、操作简单、穿着舒适、作业人员活动方便灵活等特点。这种进入方法较软梯法、吊篮法等进入方法更适合高空作业, 尤其适合直升机开展档距中间导线的进入。
1.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔上横担悬挂28片XP-16瓷绝缘子。根据《带电作业安全规程》的规定, 带电作业不考虑大于5级风速 (8.0~10.7m/s) , 因此取相应风偏角10°为模拟风偏角, 用两根绝缘绳拉模拟导线两端, 使其向塔身水平位移达到风偏角10°。模拟人穿上屏蔽服采用伞架法进入强电场时, 形成了多组合间隙。
1.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔下横担悬挂进口合成绝缘子。取相应风偏角10°进入方式同上。
2 对试验结果及数据分析
2.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近99.5%为导线-人-下横担。说明人脚是绝缘薄弱点, 作业时应对脚适当限位。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1185k V安全裕度为21%, 危险率R为1.41×10-9, 远远小于10-5。
2.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近85%为导线对人、人对塔身。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1225k V安全裕度为25%, 危险率R为1.92×10-9, 远远小于10-5。
因此, 伞架法进入SZ1导线强电场, 是一种操作简单、工具便于携带, 而且安全指标很高, 安全裕度很大的作业方法, 危险率很小。
3 带电作业工器具的研制
有了进入电场的方法, 还必须配备实用的带电作业工具, 针对国内500k V同塔双回线路所处位置塔高、山高、坡陡、路险的特点, 提出了背包式带电作业工具的概念。即选用和开发工具时除绝缘性能和机械性能满足安全条件外还应满足轻便便于运输的要求, 长度不得大于2m, 单个重量不得大于15kg, 以便登山时单人携带。
我们研制了一批适合双回线路带电作业工具。吊线杆托瓶架等硬质工具采用泡沫填充工艺且采用分段组合形式, 定制一批背包, 将绝缘绳、软梯等装入背包携带。这些工具已部分投入使用, 经多次带电作业实践证明该套工具的, 完全满足500k V同塔双回线路带电作业的需要。
4 带电作业应用实践
根据以上取得的研究成果, 针对500k V伊冯甲乙线实际编写了《500k V双回塔带电作业实际操作程序》, 并于2001年9月10日和2001年12月14日分别在伊冯甲线的#386下线和伊冯乙线的#398中线进行了带电作业的实践。本人独立完成了《500k V伊冯大线路带电作业操作导则》的编写工作, 通过审核、审批后应用到实际工作中。目前为止, 累计完成500k V伊冯大线路等电位带电作业及支援兄弟局带电作业30余次。
500k V双回塔带电作业实际操作程序 (伞架法更换直线塔合成绝缘子) 如下。
(1) 2号电工带无头绳上塔至中线横担头1米处, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(2) 4号电工带无头绳上塔至横担下放, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(3) 1号电工背好伞架上塔至4号电工位置系好安全带。3号电工上塔至中线2号电工位置系好安全带 (3号电工在经过1号“等电位”电工时, 将等电位电工的保护绳带到横担头系在主材上) 。
(4) 地面电工将三.三滑车组的动滑轮侧用无头绳传到塔上2号电工位置并挂在横担的主材上, 同时将三.三滑车组的定滑轮侧及二.二滑车组传到塔上4号电工位置。
(5) 4号电工将二.二滑车组的定滑轮挂在横担下方的十字铁上, 4号电工将三.三滑车组的定滑轮侧钩在1号电工伞架的主绳上、同时将二.二滑车组的动滑轮侧挂在伞架的主绳上, 将二.二滑车组的尾绳固定在塔上。
(6) 1号电工顺线移动距线夹1.5m处上导线双腿跨在1、4号线上坐好。地面电工将吊杆丝杠用无头绳传给2号电工, 2号电工在3号电工的配合下将丝杠安装好, 同时地面电工用无头绳将前侧吊杆传到塔上, 1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹20cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。同时地面电工用无头绳将另一根吊杆传到塔上1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹40cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。2号电工收紧吊杆丝杠至合成绝缘子捎松动, 1号电工拔下合成绝缘子的碗头销子, 2号电工继续收紧丝杠至合成绝缘子与碗头能摘开位置。
(7) 1号电工将合成绝缘子与碗头摘开, 后退半米, 2号电工将无头绳的一端系在合成绝缘子的第3~4片之间, 同时地面电工将新绝缘子系在无头绳的另一端并拉紧, 2号电工将合成绝缘子的上侧与球头连接销子拔出, 摘下合成绝缘子, 地面电工拉动传递绳将被换绝缘子传至地面, 同时将新合成绝缘子传至塔上。2号电工将新合成绝缘子碗头与横担球头连接, 给好弹簧销子, 解开无头绳。1号电工前移半米伸右手抓住合成绝缘子的球头、左手扶碗头、使合成绝缘子球头与碗头连接, 给好弹簧销子。2号电工松放丝杠至四钩卡与导线脱开为止。
(8) 塔上电工同地面电工配合拆除所有工具的程序与上相反。
参考文献
[1]崔云龙.同塔双回路带电作业方法及其应用研究[D].河北:华北电力大学, 2006.
双回控制论文 篇7
为了提高系统的稳定性和供电可靠性,我国在220 kV及以上电力系统中广泛采用单相自动重合闸。研究表明,单相自动重合闸是否成功在很大程度上取决于故障点的潜供电流大小和恢复电压幅值及其上升速度[2]。同塔双回线路的耦合现象比较严重,使潜供电流和恢复电压的值增大,导致潜供电流难以自熄,不利于重合。我国特高压线路采用并联电抗器中性点加小电抗的方法限制潜供电流和恢复电压[3]。合理的小电抗配置可使潜供电流容性分量大幅降低,同时将恢复电压限制到很低水平[4]。
文献[5]给出单回线路小电抗的表达式。文献[6]根据电路变换,推导出双回运行时小电抗的计算公式。文献[7]采用双回线路的六序分量法,计算出不同补偿方式下小电抗的表达式。本文以某特高压双回线路为研究对象,当线路发生单相接地故障时,过高的潜供电流和恢复电压影响重合闸的可靠重合。本文基于双回线路的六序分量法,根据文献[8],首次在解耦过程中根据对角矩阵的性质得出小电抗的表达式。考虑到双回线路的运行方式,给出不同运行状态下小电抗的表达式,为双回线路小电抗的选择提供依据。
1 单回线路小电抗的计算
潜供电流包括容性分量和感性分量,其中容性分量占主导地位。我国一般采用并联电抗器中性点加小电抗的方法限制潜供电流,如图1 (a)所示。图1(a)中Xlp表示并联高抗,Xln表示中性点小电抗。高抗的能量被分配到相间和相对地之间,等效成图1 (b),其中Xlm等效成相间电抗,Xlm等效成相对地电抗。
小电抗的取值满足相间全补偿,通过简单的电路变换[3],可以得到:
2 双回线路小电抗的计算
对于同杆并架的特高压双回输电线路,传统的接线方式如图2(a),由于回间存在严重的电磁耦合,不能很好地补偿电容分量。一些学者提出了图2(b)的接线方式[9],本文对图2(b)接线方式下的小电抗进行计算。
2.1 双回线路,回运行,回悬空
同塔双回线路1回运行、1回悬空时的运行方式等同于单回运行方式。由于特高压线路需要换位,设三相的量是对称的,如图3 (a)所示,对地电容为Cg,相间电容为Cm,序电容为C1,高抗补偿度为K,则由C1=Cg+3Cm,,得:
2.2 双回线路1回运行1回接地
同塔双回线路在单回运行方式下,停运线路一般接地。此时相间电容和相对地电容如图3(b)所示。A,B,C为双回线的运行相,a,b,c为停运相且全部接地。此时A,B,C相的回间电容转化成对地电容,因此A,B,C相的对地电容为Cg+3Cn,Cn为回间电容。此时,小电抗的表达式为:
2.3 双回路运行
同塔双回线路在双回同时运行时的相间、回间、相对地的电容如图3(c)所示。与单回运行方式相比,双回线路的回间耦合电容也会向故障点提供潜供电流。
图3中对地电容为Cg,相间电容为Cm,回间电容为Cn;假定双回线路满足对称运行条件,回间电容共9个,图3中只画出其中的2个;设自导纳为Ys,相间互导纳为YM,回间互导纳为互导纳为负值),忽略线路中的电导,故自导纳;由节点导纳矩阵可以得出:
首先要完成线间解耦[7],换矩阵为P:
式(4)节点导纳矩阵的右上方和左下方完全相同,要对六相电压和电流进行解耦,首先经过线间解耦的式(4)变为:
再对线间进行传统意义对称分量的分解:
其中变换矩阵为M:
式(7)中导纳矩阵序分量的值就是式(6)中导纳矩阵的特征值。设式(6)中导纳矩阵为A,Ys=a,b,Ym=c;令|A-λE|=
导线的电导可以忽略不计,则Yi=Bi;因此,双回线路运行时,两回之间的正序和负序导纳相等,零序导纳不同,设正序补偿度k=Bl1/Bc1,
正序电纳为:
I回零序为：
Ⅱ回零序电纳:
根据六序分量法[10],图2(b)所示的电路等效到输电线路侧的正序电纳、Ⅰ回零序和Ⅱ回零序电纳可表示如下:
又因联立式(12)求得高抗及小电抗的表达式为:
3 仿真验证
以某拟建设同塔双回特高压线路为例,线路电压为1 000 kV,最高运行电压为1 100 kV,线路总长为320 km;线路首末两端各装设1组720 MVA的并联电抗器。系统的简化示意图如图4所示[11,12]等效电源参数首端:Zk1=Zk2=0.38+j30.04Ω,2k0=0.17+j10.07Ω;末端:Zs1=Zs2=1.89+j150.18 0,280=0.84+j50.35Ω。
高抗的补偿度选为80%,线路采用三段换位法,线路参数由EMTP子程序line check计算得出,线路对地电容为0.006 5μF/km,相间电容为0.001 71μF/km,回间电容为0.001 258μF/km,代入式(13)、式(14)、式(15)可求出Xlp,xlm,Xln的值分别为1 615Ω,160Ω,920Ω。
设线路0.017 8 s发生单相接地故障,0.13 s两侧断路器跳闸,0.5s仿真结束,假定故障发生在线路中间,双回运行方式下的仿真图如图5所示。
根据1974年国际大电网会议资料,无电流间隙时间t(单位s)和潜供电流I(单位A)的关系可表示为t≈0.25(0.1I+1),潜供电流在20 A以下时可采用快速重合闸;潜供电流在20～30 A之间时可采用慢速重合闸[3];由图5可知,恢复电压和潜供电流都被限制在要求的范围内。而图5中仅仅是2回线路运行时的情况,并且由于存在线路电容参数的测量误差和小电抗的制造误差,计算的小电抗的值可能偏离限制潜供电流和恢复电压的最佳补偿值,而并联电抗器的大小是固定不变的,只有通过改变中性点小电抗的值来将潜供电流限制到最小。
由于双回线路除2回运行外,还有单回运行的情况,而停运线路断开(如检修过程)属于较短的过渡期,可不予考虑。停运线路接地是单回的主要运行状态,因此选择小电抗的时候需要考虑这种情况。通过已经搭建的仿真模型,计算出不同运行方式、不同小电抗时的恢复电压和潜供电流,如图6所示(Xlm相对Xln较小,取总Xlm为160Ω)。
由图6可以看出,考虑到单回和双回2种运行方式,以恢复电压(小于电弧的重燃电压)为标准,小电抗的取值范围为900Ω～1 100Ω;以潜供电流(小于20 A)为标准,小电抗的取值选为880Ω～950Ω,由此可知计算所得的920Ω是比较合理的。
4 结论
本文给出了双回线路在不同运行方式下小电抗的表达式,并通过仿真验证了计算的合理性。因此,本文为线路设计提供了一种思路,即在双回线路中,可直接根据式(13-15)确定小电抗的值,避免了小电抗选择时的盲目性。
摘要：特高压线路发生单相接地故障时会产生恢复电压和潜供电流,过高的潜供电流和恢复电压会影响单相重合闸的可靠重合。我国超特高压线路常采用中性点加小电抗的方法限制潜供电流和恢复电压。基于双回线路的六序分量法,推导出不同运行方式下小电抗的表达式,为工程计算提供依据。用暂态仿真软件ATP-EMTP建立了双回线路的模型,确定了双回线路运行方式对小电抗取值的影响,推荐了小电抗的取值。
关键词：特高压线路,潜供电流,中性点小电抗,运行方式,双回线路
参考文献
[11王皓,李永丽,李斌.750 kV及特高压输电线路抑制潜供电弧的方法[J].中国电力,2005,38(12):29-32.
[2]MOUSTAFA M E.MAUK O P.A Novel Approach for Auto Reclosing EHV/UHV Transmission Lines[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2000,15(3):908-912.
[3]牛涛,谢建珍,钱康,等.徐州-南京1 000 kV输电线路潜供电流影响因素分析及高抗中性点接地电抗优化计算[J].电网技术,2010,34(11):12-16.
[4]易强,周浩,计荣荣,等.同塔双回特高压线路潜供电流和恢复电压的限制[J].电力系统自动化,2011,35(10):83-88.
[5]易强,周浩,计荣荣,等.交流特高压线路高抗补偿度上限[J].电网技术,2011,35(7):6-18.
[6]商立群,施围.超高压同杆双回输电线路中熄灭潜供电弧的研究[J].电力系统自动化,2005,29(10):60-63.
[7]刘海军,韩民晓,文俊.特高压双回线路并联电抗器中性点小电抗的优化设计[J].电力自动化设备,2009,29(11):87-91.
[8]范春菊,舒巧俊.序分量法在电力系统中的应用[J].电力电子教学学报,2010,32(5):32-36.
[9]刘海军,韩民晓,文俊.特高压双回线路潜供电流补偿方案仿真研究[J].电网与清洁能源,2009,25(12):47-53.
[10]苑博,邱湘可.基于PSCAD/EMTDC的小电流接地系统单相接地故障仿真研究[J].电子设计工程,2015,23(4):36-39.
[11]邵文权,王建波,刘毅,等.带并联电抗器的超,特高压输电线路单相故障特性研究[J].陕西电力,2010,38(9):14.