同塔双回直流

同塔双回直流（精选7篇）

同塔双回直流 篇1

0引言

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。

关键词：直流保护,换流站,冗余

同塔双回直流 篇2

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$\dot{{\rm I}}{}_{\text{d}(n)}$,然后在时域中根据换相期间和非换相期间的等值电路求解出交流系统阀侧电流,之后折算到交流系统侧进行傅里叶级数展开即可得到各次谐波电流。

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:

${\rm I}{}_{{\rm P}{}_{\text{t}\text{o}\text{t}\text{a}\text{l}}(n)}=\underset{{\rm P}{}_{\text{t}\text{o}\text{t}\text{a}\text{l}}={\rm P}{}_1+{\rm P}{}_2}{{\displaystyle \max }}\{{\rm I}{}_{{\rm P}{}_1(n)}+{\rm I}{}_{{\rm P}{}_2(n)}\}(1)$

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]:

$Q{}_{\text{d}i}={\rm P}{}_{\text{d}i}\tan \phi {}_i(2)$

式中:

$\tan \phi =\frac{\mu -\sin \mu \cos (2\alpha +\mu )}{\sin \mu \sin (2\alpha +\mu )}$

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$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}$2+Qd2$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}$2-QAC-DC$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}){}^2(4)$

∑Qf,max=Qd1$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}$2+Qd2$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}$2+QDC-AC$\frac{U{}_{\text{f}}}{U{}_{\text{A}\text{C}}}){}^2(5)$

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

$\begin{array}{l}\{\begin{array}{l}{\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_{i}Q{}_{\text{f}i}<Q{}_{\text{f},\max }\\ {\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_{i}Q{}_{\text{f}i}+\underset{\forall i\in \{1,2,\cdots ,k\}}{{\displaystyle Q{}_{\text{f}i}}}\ge Q{}_{\text{f},\max }\\ {\rm N}{}_{\text{p}\text{r}\text{f}}={\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_i\end{array}(6)\\ \{\begin{array}{l}{\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_{i}Q{}_{\text{f}i}\ge Q{}_{\text{f},\min }\\ {\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_{i}Q{}_{\text{f}i}-\underset{\forall i\in \{1,2,\cdots ,k\}}{{\displaystyle Q{}_{\text{f}i}}}<Q{}_{\text{f},\min }\\ {\rm N}{}_{\text{r}\text{a}\text{t}}={\displaystyle \sum _{i=1}^k{\rm N}}{}_i\end{array}(7)\end{array}$

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:

$\begin{array}{l}{\rm N}{}_{\text{p}\text{r}\text{f}}=//\frac{{\displaystyle \sum Q}{}_{\text{f},\max }}{Q{}_{\text{f}}}//(8)\\ {\rm N}{}_{\text{r}\text{a}\text{t}}=//\frac{{\displaystyle \sum Q}{}_{\text{f},\min }}{Q{}_{\text{f}}}//(9)\end{array}$

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)。

同塔双回直流 篇3

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。

同塔双回直流 篇4

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

同塔双回直流 篇5

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

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同塔双回直流 篇6

为满足“十二五”期间云电外送,实现南方电网资源优化配置的需要,南方电网超高压输电公司新建了国内首条同塔双回直流输电工程———牛从直流工程。当该 直流输电 系统以单 极大地回线方式运行时,入地电流最大可达4610A[1]。通过接地极注入大地的直流电流,会抬高接地极附近的地电位,对邻近的地下金属管线和金属构件产 生腐蚀[2]。牛从直流 输电系统在运行过程中不可避免地会出现入地电流,为减小接地极入地电流带来的不良影响,必须采取快速、有效的控制措施将 入地电流降至安全值以下。本文通过实测及仿真数据分析了 入地电流对地下管道带来的影响,根据牛从直流现场控制软件的运用实践,提出了一种通过改变双回直流功率分配原则来限制入地电流的控制策略,希望可以为双回直流协调控制系统软件的升级提供参考。

1接地极入地电流对西气东输管道的影响[3]

以往的高压直流输电工程以单回直流单独建站居多,而在牛从直流工程中,2回±500kV直流同塔架设,同址建站,共用接地极,共用一套 控制系统。 工程额定 输送容量2×3200 MW,额定直流电压±500kV,单回额定 电流3200 A。受端直流接地极极址位于广东省翁源县坝仔镇新村,在接地极附近埋设有一段西气东输二线天然气干线管道。为准确掌 握入地电流对地下管道的影响程度,超高压输电公司、西气东输管道公司、安科管道公司和南网科研院在牛从直流 调试期间,联合开展了西气东输沿线管道电位的测量工作。测量和仿 真计算结果如表1所示。

由表1可知,如果管道对地绝缘良好,双极平衡运行时,不平衡电流在管道上引起的管地电位差较小;额定电流3200A时,在管道上引起的管地 电位差较 大;当入地电 流为1200 A时,离接地极最近的几个 阀室产生 的管地电 位差都小 于60 V安全电压,但电压也 较大,会影响阴 极保护设 备的正常 运行。因此,有必要采取措施减小入地电流带来的影响。

2接地极入地电流限制策略

要降低直流输电系统接地极入地电流带来的影响,可从以下2方面改进直流控制系统:一是减小接地极入地电流,二是缩短入地电流的持续时间。

2.1目前的入地电流限制方法

入地电流较大的情况主要出现在单极大地回线方式下,正常运行过程中一般采用双极平衡模式。当出现单极大地 回线运行方式时,在现场南瑞PCS9700控制平台中,对入地电流的控制主要有如下几种方式:(1)极平衡;(2)降低功率;(3)大地转金属回线方式运行;(4)投入接地极电流限制功能。这4种方式是目前正在使用的控制策略。

2.2功率分配原则

在同塔双回控制技术中,有一套双回 直流协调 控制系统,可以用来协调控制双回之间的功率分配,其功率分配控制逻辑图如图1所示[4]。

在双回四极运行过程中,如果有一个 极因故障 发生跳闸,为了降低功率损失,双回直流协调控制系统会将该极损失的功率按图1所示分配原则分到剩余3个运行极进行功率提升,直到3个极过负荷为止。直流功率提升值在两回间的分配 基于每回内部两极直流电压绝对值之和与另外一回的两极直流电压绝对值之和的比值来进行。现以一回极1跳闸为例说 明分配过程,具体功率变化如表2所示。

从表2可以看出在一回极1发生跳闸事故后,该极损失的功率按电压比例分配到了剩余的3个极,该控制策略使得功率损失为0,对电网稳定而言是一种很好的控制策略,但其也存在一个问题,就是对接地极入地电流的控制效果不明显,在该策略控制的前提下入地电流会高达2400A,这样大的入地电流会对西气东输设备带来不利影响。

针对这种情况,目前现场采取的预控措施是手动将功率降至安全值以下,但人工操作需要一定时间,且这样会带来 功率损失,影响电网稳定。

2.3考虑到限制入地电流的功率提升值分配原则

通过研究分配原则,可以发现上述功率分配方式只适合双回四极均衡运行方式,但如果某一回出现单极大地回线方 式,就会导致跳闸回剩余的运行极在单极大地回线方式下分配到的功率仍是以电压比例来计算,没有将由此会产生较大入地电流这一因素考虑在内。为此,可以考虑改变功率分配原则。

为了能更好地限制入地电流,同时降低 功率损失,在出现双回四极运行单极跳闸情况时,功率提升值分配原则可修改如下:(1)损失的功率优先转移至双极运行回直至该回达到2h过负荷值3840 MW[1];(2)如损失的功率不足以使该 回达到2h过负荷值3840 MW,则继续将故障回剩余运行极的功率转移至双极运行回,直至该回达到3840 MW或故障回剩余运行极的功率降至最小运行功率160 MW[1];(3)如果双极运行回功率已提升至3840 MW仍有部分功率损失,则将损失功率转移至跳闸回的剩余运行极。仍以一回极1为例,当其跳闸 时,按上述分配原则,功率分配情况如表3所示。

通过表3可以看出,运用新的控制策略,当出现单极跳闸事故时,既可以保证功率损失最小,又可以使得入地电流控 制在尽量小的范围内,这样入地电流对西气东输管道的影响也可以快速降到最低。

3结语

本文改进的控制策略适用于对入地电流限制 要求较高 的同塔双回直流工程,控制策略可通过修改软件来实现,在实现过程中还需评估直流输电系统过负荷的风险以及西气东输 管道对接地极入地电流的耐受能力。本控制策略可以作为 限制入地电流的一种补充措施,至于如何从根本上消除接地极入地电流对地下管道带来的影响还需进一步的研究。

摘要：以牛从直流输电工程为例,分析了直流输电系统接地极入地电流对地下管道的影响,通过研究牛从直流工程现场控制软件逻辑,提出了一种新的接地极入地电流限制策略。

同塔双回直流 篇7

溪洛渡同塔双回直流输电工程自投产以来,曾多次出现换流变有载分接开关保护继电器动作跳闸。为了更好地掌握溪洛渡同塔双回直流输电系统换流变有载分接开关的结构,同时提高运行维护人员的运维水平,本文将通过分析有载分接开关结构,并与其他直流工程进行对比,来阐述有载分接开关的相关原理。

1牛从直流工程换流变有载分接开关结构

同塔双回牛从直流工程换流变采用ABB公司生产的型号为UCLRE-380/900/Ⅲ的油浸 式有载分 接开关。每台 换流变均配置2台有载分接开关,分接数为27个,电压变化范围达到-7.5%~25%,分接头定义的27档为-6→N→+20档,其电气寿命达到300000次,机械寿命达到800000次。每一台有载分接开关的油箱均装有在线滤油机,一台换流变装2台滤油机,均配置在换流变的同一侧。

1.1有载分接开关在线滤油机

按照维护手册的要求,有载分接开关每年运行20000次或以上者应安装分接开关油过滤器。有载分接开关在切换过 程中有电弧产生,电弧的高温(2000~3000℃)会使油分解,产生可燃性气体和游离炭微粒,电弧烧蚀触头,会使触头损坏并 产生金属微粒,导致绝缘油的颜色变黑,绝缘水平下降,所以专门配备滤油装置。

牛从直流工程的在线滤油装置运行方式为在线 不间断滤油,一旦合上滤油机 的电源开 关Q5,滤油机将 持续工作。 天广、兴安、高肇等直流工程的在线滤油装置运行方式却有所 不同,当分接开关动作后,其油处理器自动启动,过滤分接开关内的油,运行到设定时间时自动停止。

1.2有载分接开关结构及原理

换流变有载分接开关由调压回路、选择回路、过渡电阻、驱动和控制电路及各种保护装置等构成。

根据熄弧方式的不同,换流变有载分接开关可分为油浸式有载分接开关和真空有载分接开关2种。油浸式有载分接 开关的切换开关完全泡在油中,依靠油的绝缘性能来熄灭主触头电弧,天广、兴安、高肇、牛从等直流工程换流变均使 用此类有载分接开关;真空有载分接开关的切换开关虽然泡在油中,但使用密闭真空泡熄弧。真空有载分接开关体积小、维 护量少、灭弧性能好且不易引起油炭化,楚穗特高压直流工程换流变即使用真空有载分接开关。

(1)调压回路。换流变分接开关的调压回路一般采用正、反励磁调压,该类调压回路调节范围比较大 (15% 以上)。正、反励磁调压回路在每相都设基本绕组和调压绕组,分接头从调压绕组中抽出。调压绕组与基本绕组正接或反接,使2个绕组铁芯内产生的磁通相加或相减,从而改变一、二次绕组之 间的匝数比,以实现电压的调节。采用正、反励磁调压 回路使得 在相同的调压绕组上调节范围增加了一倍。

(2)选择电路。选择电路是调压回路的一部分,其任务是选择绕组分接头的位置。

(3)过渡电阻及切换开关。为了保证在切换分接头的过程中负载电流不间断,切换时必然会发生调压绕组局部桥接的现象,为了限制被桥接绕组的循环电流不至于过大,必须串入 电阻(过渡电阻)。

下面以分接头从6档调节至5档为例说明有 载分接开 关的工作原理,如图1所示。

图1(a):选择器的动触头V接在分接头6上,动触头H接在分接头7上。主触头x通过负载电流。图1(b):选择器的动触头H在不带负载的状态下,从分接头7动作到分接头5上。图1(c):主触头x断开并发生灭弧,负载电流通过过渡电阻Ry和过渡触头y。图1(d):过渡触头u闭合,负载电流在过渡电阻Ry和Ru间分配流过,分接头5、6间闭合回路内的环流受过渡电阻Ry和Ru限制。图1(e):过渡触头y断开并发生灭弧,负载电流通过过渡电阻Ru和过渡触 头u。图1(f):主触头v闭合,过渡电阻Ru被旁路,负载电流通过主触头v。现在有载分接开关已在分接位置5上。

2牛从直流工程换流变有载分接开关存在的问题及改进建议

2.1有载分接开关非电量保护工作不稳定

2.1.1问题描述

2013-10-24T01:25,从西换流站监控系统报:CTP12C“Y/D_A相有载分接开关保护继电器跳闸”、“换流变保护C非电量保护紧急停运”。牛从甲直流从西站侧极2退至备用状态,极在极隔离状态。

2014-03-06T01:01,牛从甲直流极1Y/Y_C相有载分接开关油流继电器动作,牛从甲极1换流变保护屏C报文显示星接有载分接开关继电器C相变位由0变为1,牛从甲直流极1退至备用状态,分接开关油位显示100%。对其进行吊芯检查,未发现异常。原因为有载分接开关油流继电器故障。

2.1.2改进建议

(1)对比云广直流换流变分接开关真空泡灭弧方式对油样的改善,建议改进牛从直流分接开关灭弧方式,可采用真空 泡灭弧方式,以减少电 弧对有载 分接开关 腔体内变 压器油的 影响,降低气体生成速度。(2)优化有载分接开关与油枕连接管的设计,使得有载分接开关运行过程中产生的气体能上升至油枕位置,避免气体在有载分接开关油流继电器顶部积聚,降低有载分接开关油流继电器误动风险。

2.2有载分接开关滤油机无自动控制方式

2.2.1问题描述

牛从直流换流变分接开关滤油机的启动没有任 何控制回路,合上Q5空开,只要上级电源有电,滤油机就会运行,这与其他工程完全不同。

2.2.2改进建议

牛从直流的换流变滤油机可参考其他直流工程进行改进,改造成可自动启停的滤油机。

3换流变有载分接开关运行巡视要点

(1)同一极换流变有载分接开关档位一致,分接开关档位指示针应在阴影部分。(2)换流变有载分接开关油位指示应在20℃~max之间。(3)换流变有载分接开关滤油机压力值应在0.05~0.2 MPa之间。(4)换流变有载分接开 关呼吸器 变色不超过2/3。(5)换流变有 载分接开 关本体及 滤油机无 渗漏油。

4换流变有载分接开关运行维护注意事项

(1)对换流变充电,发出换流变开关合闸命令后,将闭锁所有换流变有载分接开关调整5s。(2)换流变充电前需确认有载分接开关档位在20档。(3)换流变有载分接开关控制模式由手动转为自动时需要确认本极6台换流变有载分接开关档位一致。(4)分接开关运行100000次或7年需进行吊芯检查。

摘要：首先介绍了溪洛渡同塔双回直流工程从西换流站侧换流变压器有载分接开关的结构,然后根据现场实际阐述有载分接开关运行中存在的问题并提出改进建议,最后,针对目前溪洛渡工程中换流变有载分接开关存在的问题,提出了有利于现场监控和运行维护的要点和注意事项。