换相过程分析

2024-09-24

换相过程分析（精选3篇）

换相过程分析篇1

引言

在理想化的条件下对于脉动的换流器, 电网侧的线电流中只含有12k±1 (k=1, 2, 3…) 次的谐波分量, 而5、7、17等次谐波仅在换流变的阀侧绕组中环流, 在网侧绕组中相互抵消。[1]12k±1次的谐波分量称为12脉动换流器交流侧的特征谐波;而在12脉动换流器的直流侧电压中, 只含有12k (k为自然数) 次的谐波电压, 称为12脉动换流器的直流侧的特征谐波。

在实际系统中, 平波电抗器的电感值不可能为无穷大, 因此直流电流有一定的纹波。在交流系统发生故障的情况下, 交流电压不再是三相对称、平衡的正压。触发角α由于控制系统的作用也不再是恒定值, 而控制系统的作用也将同时改变直流电压和直流电流。交流系统中一些负荷或元件参数的不完全对称、换流变压器三相的换相电感可能不完全相同、换流阀的触发脉冲间隔不完全相等、换流器直流侧连接的平波电抗器的电感值为有限值等原因, 换流器的交流侧和直流侧不仅存在着特征谐波, 还会产生其它次数的谐波分量, 这些谐波分量称为非特征谐波。[2]

换流装置产生非特征谐波最重要的原因是由于各阀的触发角或触发的时间间隔不相等, 而这又多为交流系统三相不平衡等原因所致。因此, 交流电势的畸变对非特征谐波影响是较为关键的。

触发角α的大小与非特征谐波电流的关系, 在直流输电线路实际运行中, 当输送的直流功率小、直流电流小时, 则需要换流桥阀的开度小, 触发角α大此时桥阀触发角的不对称对谐波影响较大, 谐波含量较高。奇次非特征谐波电流随α减小, 直流输送功率增大而减小。但是, 由于交流侧谐波的影响, 使得偶次非特征谐波呈相反趋势, 即α越小, 偶次非特征谐波电流越大。[3]这是因为随着输送功率的增大, 交流电势的畸变的影响越大, 如前所述, 交流侧的主导谐波一一低次的奇次谐波反映到直流侧均为偶数次非特征谐波, 这样, 触发角α越小, 直流输送功率越大, 偶数次非特征谐波就越大。

a.降压运行会产生较大的谐波分量, 电压下降越多, 谐波总畸变率也越大;

b.单极降压70%运行时, 谐波总畸变率都会超出性能要求;

c.双极运行时, 无论是单极降压还是双极同时降压70%运行, 谐波总畸变率都会超标;

d.双极同时降压80%运行时谐波总畸变率已超标, 而双极降压水平不一致时畸变率会更大, 故不提倡双极同时降压运行。

1 换相失败后谐波的变化

换相失败故障发生和恢复的暂态期间内非周期分量急剧增加, 但特征谐波幅值不大;低次非特征谐波分量谐波幅值均不小, 其中以2, 3次谐波最严重, 对保护算法准确性有一定影响。因为非周期分量和非特征谐波分量果含量较大且超高压电网的衰减时间常数较大, 在某些故障情况下非周期分量衰减缓慢, 易造成电流互感器出现饱和, 影响保护设备的正确动作。

常用保护算法中半周积分法计算量小, 有一定滤波能力, 但对非周期分量无抑止作用。傅里叶算法能滤除一切整数次谐波, 但短路电流中如含有按指数衰减的非周期分量, 则计算误差较大。[4]解微分方程算法可消除衰减非周期分量的影响, 但受高次谐波的影响大, 同时算法稳定性不够理想。傅氏算法的数据窗长度为一个周期, 只有在短路20m s后数据窗才全部是短路后的数据。如要提高响应速度, 可采用缩短数据窗的半周傅里叶算法。目前, 为提高其对非周期分量的抑止能力及精确度, 一般要补偿非周期分量或用差分算法抑止, 但需增加采样数据, 计算量有所增加, 动作速度略有降低。为保证交流系统保护的正确动作, 需根据故障所引起的谐波分量和非周期分量特点改进保护算法。对于一些保护除采用常规的滤波算法和固定门槛外, 可采取浮动门槛技术, 根据所需时问窗的长短自适应调整保护灵敏度, 从而躲开换相失败对保护的影响。

可以说在直流系统附近发生的所有交流故障几乎都会对谐波的构成有影响, 但我们知道, 电力系统中有80%以上的故障为单相接地故障, 线路重合闸的成功率很高。从直流输电的总体要求出发, 在单相接地及线路重合闸的过程中, 通常不应闭锁换流阀, 要求换流站继续运行, 因此就分别针对在整流站、逆变站的交流侧发生单相接地故障并可能引起的换相失败来研究。

在逆变站交流侧发生单相故障将会引起交流电压的下降, 以及直流电流的增大。交流电压下降和直流电流增大又会引起换相角的增大, 根据换相角的计算公式

式中α为触发角, Xr为换相电抗。

当逆变站交流侧发生故障时, 直流电流增大, 同时交流电压减少, 这就导致了换相角变得很大。换相角发生变化会导致直流电压、电流以及交流电流的波形发生相应的变化。

基于CIGRE[5]的基本模型进行高压直流输电换相失败仿真研究。其中二、三、九次谐波分量图如图1-图3所示:

当逆变站交流侧故障相电压降至接近于0时, 会导致逆变器换相失败。逆变站交流侧电流2, 3, 9次非特征谐波幅值较大, 可以说是比较严重的, 如果不采取相应的措施, 将会对系统造成较大的影响。在故障发生的瞬间, 直流电流有一个忽然跃升的过程, 然后控制系统马上动作, 将触发角大幅增加。从图中可以看出, 这促使直流电流马上下降, 降至比正常运行值还低, 然后再缓慢恢复正常, 同时交流电压也有一定的波动 (应该指出, 这一过程会因控制系统的不同而不同) 。

2 谐波影响以及降低影响的技术措施

2.1 谐波对保护算法的影响

变压器的差动保护通常都采用突变量作为起动判据。对于差动电流速断和比率差动保护, 由于微机保护在VFC插件中都采用了滤波电路, 在软件计算中采用了全周傅氏算法, 具有较好的滤波特性。由于采用分相差动, 穿越性的谐波分量对保护的影响不大。通过对CST141B型差动保护实际加入含有50%的3次谐波的内部、外部故障电流进行试验, 未发现误动和拒动。

在系统中谐波含量较大时, 采用相电流突变量或工频变化量作为起动元件的线路保护存在与变压器保护类似的问题, 会使保护和收发信机不正常起动。LFPO900系列保护中采用的工频变化量阻抗继电器 (ΔZ) 动作速度很快, 易受谐波分量的影响。在谐波含量较大的情况下, 应在整定时给予适当的考虑。对于CSL101A/102A型保护, 如果突变量起动元件不断起动, 使程序长时间处于振荡闭锁模块之中, 此时如发生区内故障, 将影响保护的快速性。因此, 对于直配线路, 建议距离Ⅰ、Ⅱ段不经振荡闭锁。3次及其倍数次的谐波三相相位一致, 与系统零序分量相序相同。3k-1次 (k为正整数) 谐波相序反转, 与系统负序分量相似, 可能对各类采用零序、负序分量组成启动元件的保护产生一定的影响。对于实测谐波含量较大的线路, 建议适当提高高频零序、负序保护的门槛值, 或利用阻抗元件把关。距离保护中的测距元件是按照线路或变压器的基波阻抗整定的。在故障情况下, 当有谐波电流存在时 (特别是三次谐波) 所测得的阻抗值相对于基波阻抗值有误差。因此动作区的边缘可能出现一定的误差。

以电压或电流量的变化而动作的装置, 在基波分量未达到整定动作值时, 会与较大的谐波分量叠加, 其合成的综合值超过整定值时会使装置误动。[6]这些装置中, 电磁型或感应型的装置对谐波作用较不敏感 (铁芯磁阻的影响) , 而整流型和晶体管型的装置对谐波的作用非常敏感, 即使对短时谐波的作用也很敏感。整流型继电保护装置对谐波电流的敏感性随谐波频率的升高而增加。此时, 可以采用在整流回路中装入适当并联电容器滤去谐波, 降低谐波的影响。

接于差动回路、零序回路或负序回路的继电器或自动装置, 对谐波的作用很敏感, 因它所接受的动作电流或电压仅为相电流或电压的一个很小的百分数, 即整定的动作值都很小, 而它的动作电压和动作电流中的谐波含有率却能达到很高值, 故降低了装置的灵敏性, 同时还存在如下几个问题:

a.本身即为非线性负荷的变压器所产生的谐波电流构成高压侧和低压侧的差电流。变压器合闸产生的励磁涌流和谐波电流含量能达到很大数值, 且在变压器中性点接地时, 还会产生很大的零序谐波电流。

b.利用负序滤序器装于负序电路中, 其元件参数是按照工频量来选择的, 对谐波根本无滤序作用。负序滤序器中的电抗互感器型比阻容型对谐波影响更敏感, 因为前者输出电压中的谐波含有率大于输入端的谐波分量与基波负序分量的比例, 而后者则不然。负序滤序器的输出, 一般经整流回路再加到执行元件上, 故输出谐波量在正半周有助增作用, 在负半周时却减少。如果谐波源是不平衡负荷, 例如电气化铁道, 它同时产生较大谐波分量和基波负序分量, 如利用负序量启动装置所受到的干扰就更强了。

c.反应“增量”的装置, 由于执行元件前接入一个微分电路, 它只反应突变量而不反应稳态量, 能有效地减小稳态谐波量的影响, 但仍会受到暂态和动态谐波 (如变压器涌流) 的干扰。

d.整流型方向阻抗继电器的阻抗特性, 理想状态下其动作特性曲线是一个圆, 但输入电流中谐波含量较大时, 其动作曲线将出现凹凸, 从而导致动作阻抗值和最大灵敏角发生变化。

e.晶体管方向阻抗继电器中采用了“绝对值比较式”的方向元件和具有“记忆”初始电压的元件, 谐波含量及谐波频率仍能影响其动作特性, 谐波频率愈高或谐波含量愈大, 特性曲线在X轴方向缩短愈多。

2.2 降低谐波对继电保护及自动装置影响的措施

2.2.1 技术防范措施

a.变压器差动保护中的差动继电器, 利用速饱和变流器以及二次谐波制动;

b.相差高频保护采用把半波比相改为正、负半波均比相和“与”门出口, 即全波比相或采用加装谐波闭锁环节;

c.在某些用于超高压电网的高级保护中采用对输入信号能有效滤波的技术;

d.通过“过零点检测”来判断或控制的装置改用其他方式来判断或控制;

e.110 kV线路保护的负序振荡闭锁元件加装不致过长延迟动作时间的小滤波器, 可以大幅度减少 (但不能完全免除) 谐波引起的误启动;

f.采用“增量”型启动元件可以避免稳态谐波和负序的影响, 但不能避免动态谐波和负序的影响, 并在稳态负序作用下, 会降低故障响应灵敏度;

线路纵差保护用两侧电流差值判别故障, 不受功率倒向的影响, 但受谐波分量和非周期分量的影响较大, 可通过比率制动来消除。高频距离保护用方向阻抗元件判别故障方向, 根据需要可用解微分方程的算法消除非周期分量的影响, 并可与突变量方向元件相结合来提高判断故障方向的正确性, 从而避免功率倒向时非故障线路的保护误动。高频零序方向保护是经大电阻接地的补充保护, 仅在突变量选相元件选出单相接地故障而接地阻抗方向元件不动作时才投入, 一般不会误动。

2.2.2 谐波不稳定的控制措施

谐波不稳定源于非特征谐波的放大, 而非特征谐波一般是由于地磁效应等因素导致变压器直流偏磁而产生的, 目前的抑制措施包括合理设计直流接地极、优化配置变压器中性点接地电阻等。[7]根据实际系统需要, 还可以考虑安装低次非特征谐波滤波器、APF等先进装置。

(1) 降低谐波源的谐波含量。

即在谐波源上采取措施, 最大限度地避免谐波的产生。这种方法比较积极, 能够提高电网质量, 可节省因消除谐波影响而支出的费用。具体方法有: (1) 增加整流器的脉动数。整流器是电网中的主要谐波源, 增加整流脉动数, 可平滑波形, 减少谐波。 (2) 三相整流变压器采用Y/Δ或Δ/Y的接线, 可消除3的倍数次的高次谐波, 这是抑制高次谐波的最基本的方法。

(2) 在谐波源处吸收谐波电流。这是对已有的谐波进行有效抑制的方法, 是目前电力系统使用最广泛的抑制谐波方法。主要方法有以下几种: (1) 将无源滤波器安装在电力电子设备的交流侧, 由L、C、R元件构成谐振回路, 当LC回路的谐振频率和某一高次谐波电流频率相同时, 即可阻止该次谐波流入电网。无源滤波是目前采用的抑制谐波及无功补偿的主要手段。但无源滤波器存在着许多缺点, 如滤波易受系统参数的影响;对某些次谐波有放大的可能;耗费多、体积大等。 (2) 有源滤波器 (APF) 。即利用可控的功率半导体器件向电网注入与原有谐波电流幅值相等、相位相反的电流, 使电源的总谐波电流为零, 达到实时补偿谐波电流的目的。与无源滤波器相比, APF具有高度可控性和快速响应性, 具有自适应功能, 可自动跟踪补偿变化着的谐波。 (3) 防止并联电容器组对谐波的放大。在电网中并联电容器组起改善功率因数和调节电压的作用。当谐波存在时, 在一定的参数下电容器组会对谐波起放大作用, 危及电容器本身和附近电气设备的安全。可采取串联电抗器, 或将电容器组的某些支路改为滤波器, 还可以采取限定电容器组的投入容量, 避免电容器对谐波的放大。 (4) 加装静止无功补偿装置。

3 结束语

通过仿真发现当逆变站交流侧发生换相失败的时候。逆变站交流侧电流2, 3, 9次非特征谐波幅值较大, 同时也对降低谐波影响提出了基于技术性的防范措施以及由于非特征谐波所引起的谐波不稳定方面也提出了一系列的控制措施, 采用非特征滤波器, APF等, 可以为今后同类型的直流输电工程的设计、调试和运行提供有用的参考和技术积累。

摘要：本文利用pscad分析了高压直流输电过程中发生换相失败后非特征谐波的变化以及谐波对保护算法影响, 并提出了相关的解决措施来避免谐波的影响并探讨了不稳定谐波的控制措施, 为今后直流输电工程的设计、调试和运行提供有用的参考和技术积累。

关键词：高压直流输电 (HVDC) ,换相失败,谐波

参考文献

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[6]吕润如, 等.电力系统高次谐波[M].北京:中国电力出版社, 1998.

[7]郝威.直流输电引起的谐波不稳定及其相关问题.[J].电力系统自动化, 2006, 30 (19) :94～99.

换相过程分析篇2

在进行英语口试的时候，考官首先分别向每个人问一到两个问题，然后两人根据事先抽到的一个情景来进行对话的.演练。我的搭档口语虽然一般，但是很可贵的一点就是他非常敢说，敢于用英语表达自己的观点。最后的成绩，我是4.5分，他是3.5分。

面试的注意事项：

在复旦面试时，看到不少人在面试前脚步踱来踱去，嘴里念念有词，神态左顾右盼，显得慌张不已，

要知道，这可是面试人的大忌。其实想想看，考官所提问的问题无非分为两类：第一、根据你自己的工作经验和教育背景。这些都是自己亲身经历过的，到时问什么就回答什么，也没有什么好紧张的。第二、是某些突发情况的问题，许多人在面对此类问题时比较紧张，尤其是在小组面试的讨论时。遇到这种情况，你一定要想到考官其实并不是想看你的答案是什么，而是要看你解答的过程，越紧张，越容易乱了方寸。

换相过程分析篇3

云南电网是我国“西电东送”、“云电外送”的主要水电基地, 已成为交直流联网互联电网的主要送端[1]。南方电网计划在2016年实现云南电网与南网主网的异步互联[2], 云南电网作为异步运行的送端, 电网特性也将发生极大的变化。

直流换相失败是直流输电系统常见的故障之一。国内外已对其做了大量的研究[3,4,5,6,7], 文献[8]利用概率分析的方法对直流换相失败机理进行了分析, 文献[9]也从原理方面对多回直流换相失败的机理进行分析, 并提出其对送端电网的影响分析, 文献[10]对多端直流和多馈入直流换相失败的影响进行了分析和比较, 文献[11]基于故障的实际录波, 对南方电网内多回直流换相失败进行了分析。

本文将对同步互联和异步运行后直流换相失败对云南电网的影响进行了分析, 与同步互联情况下进行了对比, 并对异步联网下的稳定问题提出了相关建议。

1 故障实例分析

楚穗直流发生一次换相失败, 云南电网内主要交流断面功率和主要站点母线电压均有一定程度的波动。交流故障切除后, 楚穗直流和交流断面送电功率, 主要站点母线电压恢复到故障前水平, 具体情况如下。

1.1 故障前运行方式

故障前云南电网内500 k V线路全网架运行, 除普侨直流未满负荷运行外, 其余直流均满负荷运行, 故障前各变电站交流电压均运行在正常水平。

1.2 故障后系统响应

1.2.1 云南500 k V交流送出断面潮流变化情况

故障后云南500 k V交流送出断面功率大幅度增加, 云南500 k V交流送出断面各线路的PMU曲线如图1所示。

1.2.2 和平送出断面潮流变化情况

故障后云南电网内紧邻楚穗直流的和平送出断面内500 k V有大幅度的功率变动。和平送出断面线路的PMU曲线如图2所示。

1.2.3 各电厂出力变化情况

故障后省内主要水电厂短时送出功率出现了大幅度的下降, 后又逐步恢复, 如图3所示。

1.2.4 系统阻尼情况

在楚穗直流换相失败期间云南对广东的区域间振荡模式可观, 该模式的频率在0.34Hz左右, 阻尼比在7%左右。

1.2.5 厂站母线电压情况

故障后云南省内重要的500 k V厂站电压变化明显, 先出现明显的电压下降, 接着出现明显的高电压, 故障后20s以后恢复正常各站点母线电压PMU曲线如图4所示。

2 故障仿真分析

根据楚穗直流换相前电网开机及负荷情况, 利用PSD-BPA软件对该故障进行时域仿真分析, 其中负荷模型采用静态ZIP负荷模型, 各线路潮流曲线如图5所示。

BPA仿真故障后的振荡频率与实际值比较接近, 阻尼比值明显要略高于实际值, 暂态电压跌落量仿真值与实际值略有差异。

3 异步运行以后的分析

2016年, 云南电网将与南方主网背靠背直流异步联网, 直流换相失败后的稳定情况将有变化。广东电网交流系统故障, 最多将引起落点在广东的楚穗、普侨、牛从三大直流同时换相失败[11]。利用PSD-BPA软件, 对三大直流同时换相失败时云南电网的系统特性进行仿真分析。

3.1 异步运行后的仿真分析

采用2016年南方电网丰大方式进行仿真分析, 在完整网络下, 故障前各变电站交流电压均运行在正常水平, 利用PSD-BPA软件对楚穗、普侨、牛从三大直流同时换相失败进行时域仿真分析, 其中负荷模型采用静态ZIP负荷模型, 各直流FLC功能投入, 死区为0.1 Hz, 得各线路潮流曲线如图6所示。

系统振荡频率和阻尼比分析结果部分站点电压变化曲线如图7所示。

换相失败后各站点暂态电压均有不同程度升高, 云南电网内频率变化曲线如图8所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.44Hz, 最低频率达到49.89Hz。可见云南电网异步运行后, 多直流换相失败后, 系统的主要振荡模式由云南对广东间的区域模式转变为云南电网内部模式, 区域间功角稳定问题得到解决, 云南电网内的频率稳定问题凸显。

3.2 影响因素分析

为分析频率稳定的影响因素, 在此对几种模式下系统频率变化情况进行仿真分析。

3.2.1 扩大FLC死区

将所有直流的FLC死区扩大至0.3 Hz, 得到云南电网内频率仿真曲线如图9所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.48Hz, 最低频率达到49.86Hz, 由于云南电网内高频切机启动定值为50.5Hz, 直流换相失败后送端电网内高频切机装置存在动作的可能。

3.2.2 退出FLC功能

退出云南电网内所有直流的FLC功能, 得到云南电网内频率仿真曲线如下图10所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.49Hz, 最低频率达到49.86Hz。

3.2.3 退出所有机组调速器

退出云南电网内所有机组的调速器, 得到云南电网内频率仿真曲线如下图11所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.46 Hz, 最低频率达到49.91 Hz。

4 结束语

1) 在同步互联方式下, 直流换相失败后, 送端电网主要线路上潮流会短时增加, 部分断面可能会短时越限;伴随功率转移着线路上会出现明显可观的区域间振荡模式, 振荡随着直流功率的恢复逐步减弱;送端电网内近区站点的母线电压经历先减小后增大的波动过程。

2) 通过PSD-BPA软件对实际发生的故障进行仿真, 得到的故障期间的系统振荡频率与实际基本一致, 系统的阻尼比值大于实际值, 系统电压变化情况略有差异。

3) 异步联网方式下, 通过PSD-BPA仿真直流换相失败后送端电网的系统响应情况, 系统的主要振荡模式由区域间模式转化为送端电网内部模式, 区域电网间的功角稳定问题得到解决, 送端电网内的频率稳定问题凸显, 部分方式下直流换相失败后送端电网内高频切机装置存在动作的可能;通过仿真表明直流FLC功能和机组调速功能的投入对系统的频率稳定性有明显的影响;换相失败后送端电网内近区站点的母线电压经历先增大后减小的波动过程。

4) 针对异步联网后直流换相失败后的稳定问题, 建议继续加强云南电网内电厂的机网协调工作的开展, 确保各直流FLC功能的可靠投入, 同时强化二、三道防线的建设和运维。

摘要：基于一次直流换相失败的PMU数据进行实例分析, 并对故障进行了仿真, 将仿真结果与PMU数据进行了对比, 分析直流换相失败对送端电网的影响。此外, 本文对云南电网异步运行后直流换相失败对送端电网的影响也进行了分析, 与同步互联情况下进行了对比, 并对异步联网下的稳定问题提出了相关建议。

关键词：直流输电系统,换相失败,同步相量测量装置 (PMU) ,仿真分析,异步联网,直流频率限制 (FLC)

参考文献

[1]云南电网公司.云南电网2015年运行方式[Z].2015, 2.

[2]中国电力工程顾问集团中南电力设计院.云南电网与南方主网背靠背直流异步联网工程可行性研究报告[R].2014.3

[3]Thio C V, Davies J B, Kent K L.Commutation failures in HVDC transmission systems.IEEE Trans on Power Delivery, 1996, 11 (2) :946-957

[4]邵瑶, 汤涌, 郭小江, 等.2015年特高压规划电网华北和华东地区多馈入直流输电系统的换相失败分析[J].电网技术, 2011, 35 (10) :9-15.

[5]汪隆君, 王钢, 李海锋, 等.交流系统故障诱发多直流馈入系统换相失败风险评估[J].电力系统自动化, 2011, 35 (3) :9-14.

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[7]洪潮.直流输电系统换相失败和功率恢复特性的工程实例仿真分析[J].南方电网技术, 2011, 5 (1) :1-7

[8]任震, 陈永进, 梁振升, 等.高压直流输电系统换相失败的概率分析[J].电力系统自动化, 2004, 28 (24) :19-22