特高压输电系统（共9篇）
特高压输电系统 篇1
0 引言
特高压直流UHVDC(Ultra High Voltage Direct Current)技术在远距离输电、大容量传输以及电网互联方面有着显著表现[1,2,3,4,5]。2010年,国家电网首条UHVDC试点工程,向家坝—上海±800 k V等级复奉UHVDC输电工程建成并投入运行;另外5条±800 k V等级的UHVDC输电工程将在2020年前建成[6]。但关于UHVDC输电运行的研究相对落后,其最重要的原因是现有的电力系统仿真软件中都没有UHVDC输电的标准模型。当前,电力研究人员仍利用HVDC模型进行UHVDC输电系统研究。HVDC模型是单极,采用2个6脉波换流器串联的结构,额定传输容量为1 000 MW。而国家电网典型的UHVDC系统(复奉UHVDC系统)为双极,每极为2个12脉波换流器串联结构,额定传输容量为6 400 MW。1991年M Szechtman等人提出标准的HVDC模型,极大地促进了HVDC输电的研究与发展。全球至今有138个工程,共计143 397 MW容量的直流传输系统被建成,另外有133 225 MW直流传输系统在建。随着中国坚强电网的推进,从2010年至2020年将有92.85 GW的直流传输容量将被安装,其中62.93%是±800 k V等级的UHVDC传输系统[6]。这意味着在中国今后10年是UHVDC的快速发展期,因此需要对UHVDC输电系统模型展开研究。本文采用电磁暂态仿真程序PSCAD建立UHVDC系统的数值仿真模型,并搭建包含UHVDC的直流输电测试系统。利用此测试系统对交直流系统中可能出现的扰动情况进行时域仿真,能够有效模拟故障后主要电气量的变化情况,结果表明该模型是正确可行的。
1 UHVDC建模
1.1 主电路
图1是UHVDC传输系统的基本原理图,包含整流换流站、逆变换流站、直流传输线路以及两端的交流系统。每个换流站有正负两极,每极由2个独立的12脉波换流器串联组成,以达到800 k V的直流电压等级。换流变压器与12脉波换流桥连接,有△/Y和Y/Y型2种配置。交流滤波器和直流滤波器是按系统容量配置,由R、L、C 3种基本元件组成。每极有2个平波电抗器,分别安装在直流线路出口和中性接地线上。直流线路用分布参数的T-line模型代替。两端交流系统用三相电压源等效。下文分别对UHVDC模型中的关键部件进行详细描述,包括换流变压器、直流传输线和滤波器等。
1.2 换流变压器
换流变压器是HVDC输电系统中最重要的设备之一,与12脉波换流桥共同作用实现交直流变换。本文模型采用2套三相双绕组换流变压器与12脉波换流桥连接,其阀侧绕组一个为星形接线,另一个为三角形接线,使2个6脉波换流变压器阀侧得到相位差30°的换相电压,从而形成12脉波换流器结构。表1是UHVDC模型中换流变压器参数。
1.3 直流传输线
图1中直流传输线为分布参数模型。传输线完全按现场参数建模,为6分裂导线,单位长度电阻为0.046 33Ω/km。
1.4 滤波器和无功补偿
对于交流系统而言,换流器本质上可以看作谐波电流源;对于直流系统,换流器可以看作谐波电压源,它对电力系统稳定存在一定影响[7]。因此,UHVDC系统运行时换流器的交流侧和直流侧会产生大量的谐波。
交流侧的谐波电流容易引起交流系统的扰动,设计合适的交流滤波器可以避免谐波电流进入交流系统。本模型中,在整流侧交流系统设计了3种无源交流滤波器并联在交流母线上,如图2(a)所示:2组双调谐的RLC滤波器(A和B)分别对应11次和24次、13次和36次谐波,HP3滤波器(C)用来抑制3次谐波。电容器(D)同样并联在整流侧换流站的交流母线上,与前3种滤波器共同向系统提供无功。整流侧换流站无功补偿装置的总功率是3 366 Mvar,占UHVDC理论传输功率的67.32%。
逆变侧交流滤波器由2组无源滤波器并联组成,如图2(b)所示:双调谐RLC滤波器(A)用来抑制11次和24次谐波,另一个双调谐RLC滤波器(B)用来抑制13次和36次谐波。电容器(C)并联在逆变换流站内的交流母线上,与前2种滤波器共同向系统提供无功。逆变侧总的无功补偿装置容量为3 010 Mvar,占直流传输额定功率的60.2%。表2和表3分别是整流侧和逆变侧交流滤波器参数。
注:括号中的数字表示相应类型滤波器的组数。
注:括号中的数字表示相应类型滤波器的组数。
图3是交流滤波器的频率-阻抗特性曲线,可以看出,11次和13次谐波频段的阻抗最小。说明本模型中交流滤波器配置在削弱系统11次和13次谐波方面效果明显。
2 测试系统
基于PSCAD/EMTDC软件,本文搭建了一个含有HVDC和UHVDC的多馈入直流输电测试系统[8]。图4是测试系统的示意图,为了尽可能地仿真现场运行情况,UHVDC模型是完全按照现场数据设计,额定传输容量6 400 MW;HVDC系统模型依据CIGRE的标准模型建立,额定传输容量1 000 MW。利用此模型,能够方便地实现HVDC和UHVDC的仿真。
3 仿真测试
3.1 正常运行状态下的仿真结果
图5是系统正常运行条件下的仿真结果(纵轴均为标幺值,后同),即直流电流定值为1.0 p.u.。图5(a)、(b)是HVDC系统正常运行的响应曲线(从上至下分别是交流电压曲线和直流电流、电压曲线),图5(c)、(d)是UHVDC系统在正常运行条件下的系统响应曲线(从上至下分别是交流电压曲线、正极直流电流、电压曲线,以及负极直流电流、电压曲线)。UHVDC系统中采用分层控制策略,从仿真结果可见,该控制策略表现良好,实际的直流电流响应遵循相应的电流指令,直流电压测量值也在正常范围。
3.2 故障初始化
为了全方位地检验测试系统性能,在不同运行状态下,对整流侧和逆变侧不同类型故障进行仿真测试。仿真时,晶闸管的关闭时间被设置为0 s,即熄弧角γ=0代表发生换向失败,γ≠0代表没有发生换向失败。故障类型大致分为9种:整流侧交流系统对称故障(L-L-L);逆变侧交流系统对称故障(L-L-L);整流侧交流系统对称故障(L-L-L-G);逆变侧交流系统对称故障(L-L-L-G);整流侧交流系统两相短路故障(L-L);逆变侧交流系统两相短路故障(L-L);整流侧交流系统单相接地故障(L-G);逆变侧交流系统单相接地故障(L-G);直流线路故障。
对这9种故障类型进行大量仿真,其结果表明该测试模型是可靠的。下文取其中3种典型的故障类型进行详细阐述。
3.3 整流侧不平衡故障
整流侧不平衡故障发生在0.5 s,故障持续0.1 s。图6是在此故障条件下测试系统的响应曲线,从上至下依次是交流电压曲线,正极直流电流、电压、传输功率曲线,以及负极直流电流、电压、传输功率曲线。
由图6可见,故障发生后直流电压迅速下降,此时控制器快速反应,调节UHVDC控制系统,试图将直流电压拉回正常范围,所以直流电压在此时段内连续小幅振荡,同时直流电流和传输功率也相应下降。因此,定电流控制器CCC(Constant Current Controller)减少熄弧延迟角α来提高直流电压,保持直流电流在正常范围内。
通常,UHVDC在应对小扰动时,控制系统允许熄弧延迟角α在一定范围自动调节,此时,不需要停运直流系统,待交流故障清除后,UHVDC控制系统会稳定系统,使其回到正常运行状态。
3.4 逆变侧平衡故障
逆变侧平衡故障发生在0.5 s,故障持续时间为0.1 s。图7是在此故障条件下测试系统的响应曲线,从上至下依次是交流电压曲线,正极直流电流、电压、熄弧角曲线,以及负极直流电流、电压、熄弧角曲线。
很明显,逆变侧平衡故障发生时,交流母线电压迅速下降,直流电流迅速增加。此时,整流侧换流站定电流控制与逆变侧换流站定熄弧角控制CEA(Constant Excitation Angle controller)共同作用,逐渐稳定直流系统。然而,交流系统大扰动导致直流电流大幅增加,因此换向失败仍旧会在逆变侧的两极发生,但交流故障被清除后,直流控制系统可以逐步减弱直流系统振荡,直流系统快速回到稳定工作点。
整流侧换向失败可能由触发失败引起,而逆变侧换向失败的主要原因是逆变侧交流系统故障。通常直流系统可以在100~500 ms内从换向失败故障恢复,但在极端条件下会发生连续换向失败。此时,直流控制系统必须闭锁逆变电路,重启直流系统。
3.5 直流线路故障
直流故障一般以遭受雷击、污秽或树枝等环境因素造成线路绝缘水平降低而产生的对地闪络为主。直流线路对地短路瞬间,整流侧检测到直流电压下降和直流电流上升;逆变侧检测到直流电压和直流电流均下降。此处所设直流线路故障发生在0.5 s,持续时间为0.01 s,图8为直流线路故障时的系统响应,从上至下分别是交流电压曲线,正极直流电流、电压曲线,以及负极直流电流、电压曲线。
由图可见,短暂性的直流线路短路将导致直流系统阻抗降低,直流电流迅速增加,直流电压迅速下降。尽管直流控制系统能够快速改变整流器的运行模式以应对直流故障,然而故障下直流电流过冲是不可避免的。但待直流故障清除后,控制器能快速地将系统带回稳定运行点。
从图8可以看到,当UHVDC系统一极出现故障时,另一极几乎不受干扰,仅出现几次小幅的振荡。事实上,UHVDC系统实际运行时,当一极因故停运时,另一极仍可以保证正常运行。
4 结论
本文针对目前UHVDC输电系统没有标准模型的实际情况,基于电磁暂态仿真程序PSCAD软件搭建出UHVDC系统的数值仿真模型,对UHVDC模型中的核心元件及参数配置进行了详细阐述,特别是对直流输电换流器的开关特性及换相过程进行了详细建模。为了检测UHVDC模型的有效性,建立了一个UHVDC和HVDC并联的测试系统。对交直流系统中可能出现的扰动情况进行时域仿真,能够有效模拟故障后主要电气量的变化情况,为UHVDC系统的保护与控制对策研究提供依据。测试结果表明本文模型可靠,能够反映特高压直流输电系统实际运行情况。目前此模型已经被应用到向家坝—上海的UHVDC系统研究中。
摘要：基于PSCAD/EMTDC仿真软件,建立了特高压直流输电系统模型,详细介绍了特高压系统主电路及核心元件,如换流变压器、滤波器与无功补偿装置、直流传输线。在此基础上,根据华东电网特高压直流输电的系统的实际运行情况,搭建出相应的特高压直流与超高压直流多馈入测试系统。利用该系统对特高压直流系统的不同运行状态进行仿真实验,并针对特高压直流系统的几种典型故障测试进行仿真测试,将测试结果与特高压直流现场数据进行对比分析,结果表明该模型能很好地反映特高压直流输电系统的真实运行情况。
关键词：特高压输电,直流输电,滤波器,换流变压器,模型,仿真
特高压输电系统 篇2
瑞士苏黎世，2011年2月17日——全球领先的电力和自动化技术集团ABB宣布，将与中国南方电网有限责任公司合作，为其负责建设的云南糯扎渡-广东特高压直流输电工程的一座换流站设计、制造、安装并调试800千伏特高压直流变压器设备。
ABB集团电力产品业务部负责人尤柯尔说：“我们为能再次支持中国进一步发展输配电网络而感到高兴。这些变压器在设计上具有高可靠性、高效、生命周期成本低等多重优势。”
中国南方电网有限责任公司是中国两大国有电网公司之一，负责中国南部电网的建设和运营工作。
800千伏特高压直流变压器是建设可以实现远距离、大容量输电的特高压输电线路的关键设备。建造特高压直流变压器需要克服许多技术挑战，例如需要提升变压器的绝缘性能、对绝缘套管等关键设备进行重新设计等。
特高压直流输电技术帮助用户可以更加高效的利用可再生能源、降低对化石能源的依赖，同时降低二氧化碳排放。特高压直流技术在像中国这样幅员辽阔的國家尤为适用，因为这些国家的电力负荷中心通常都远离能源富集地区。
特高压直流技术是ABB集团50多年前率先研发的高压直流输电技术的进一步发展，也是近20多年来输电线路在输电容量和效率上实现的最大技术突破。
ABB是位居全球500强之列的电力和自动化技术领域的领导厂商。ABB的技术可以帮助电力、公共事业和工业客户提高业绩，同时降低对环境的不良影响。ABB集团业务遍布全球100多个国家，拥有12.4万名员工。ABB在中国拥有包括研发、制造、销售和工程服务等全方位的业务活动，雇用员工近1.6万名，拥有30家合资和独资企业，强大的销售和服务网络遍布全国。欲进一步了解ABB，请访问www.abb.com.cn。
特高压输电系统 篇3
随着我国发电量和用电量的不断增长和电网网络架构的不断加强,大区电网互联线路不断增加。以往用于大区电网间互联的线路往往采用交流线路,随着直流输电技术的进步与发展,特高压直流输电在我国得到了越来越广泛的应用。目前我国正在进行建设的主要是±800 k V的特高压直流输电,±1000 k V直流输电系统正在进行研究论证,并且将很快开始建设[1]。
特高压直流输电是一项新的输电技术,与交流输电相比,特高压直流输电有很多自身特有的优点。如无需考虑输电线两端系统的低频振荡问题,一条线路故障仍能保持一定的输送容量,能够实现不同电力系统间的非同步联网,输送距离长等优点。特高压直流输电在存在众多优点的同时,也存在一些缺点。很多学者对特高压直流输电运行过程中出现的一些问题进行了研究[2,3,4,5,6,7,8]。由于特高压直流系统多采用12脉波换流站接线方案,在换流站工作过程中,会产生一些特征谐波和非特征谐波[9,10,11,12,13,14,15,16,17],这些谐波的产生给电网的生产运行带来了一些问题。本文在基于甘肃省河西电网网架“十二五”规划的基础上[18],利用电力系统综合稳定程序对桥湾±800 k V特高压换流站在不同运行方式下产生的谐波污染情况,进行了的谐波潮流计算。根据计算结果就特高压换流站产生谐波对河西电网的影响进行了分析。
1 桥湾±800 k V换流站谐波污染计算分析
1.1 概述
瓜州位于甘肃省河西地区,风力资源丰富。近几年,各大发电集团都加强了在瓜州地区的风力发电建设,使其得到了“风电之都”美称。根据甘肃省电网规划,“十二五”期间,甘肃境内将有大量风力发电厂并网投运,发电容量超千万千瓦。届时,瓜州、桥湾和安西地区的上网风电将与酒泉地区的火电打捆,通过特高压直流输电线路送出,最终到达东南沿海的负荷中心,实现国网公司西电东送的能源战略。
1.2 河西电网“十二五”网络架构(图1)
按照甘肃省“十二五”电网规划,河西地区将建成以750 k V交流线为主网架的交直流互联混合电力系统。届时,河西电网将承担起西北电网输电大通道的重要使命。
直流换流站的主要部分是两组三相桥串联组成的十二相脉动单元电路。一次部分由换流变压器、换流阀、直流输电线路、直流滤波器、交流滤波器、平波电抗器构成。换流站的十二相电源是由两组星角和星星连接的变压器提供的。由换流站运行特性可知,理想运行时换流站直流侧会产生12n次谐波,换流站的交流侧则会产生12n+1次谐波。换流站工作接线图如图2所示。
1.3 直流换流站谐波源模型
对特高压直流系统来说,有3种基本的运行接线方式:双极运行接线方式、单极大地回路运行接线方式和单极金属回路运行接线方式。其中,双极运行方式为每站每极2组12脉动换流器串联投入;单极大地回路运行方式为一极停运,由2组12脉动换流器串联运行的另一极经由大地返回;单极金属回路运行方式为一极停运,由2组12脉动换流器串联运行的另一极经由金属回路返回。
对于单极大地回路运行接线方式和单极金属回路运行接线方式,文献[19]对+800 k V换流站产生谐波次数及幅值进行了计算,单极大地回路运行接线方式和单极金属回路运行接线方式产生谐波数值大小差别很小。本文将单极大地回路运行接线方式和单极金属回路运行接线方式统一为一种运行方式,即单极运行方式。考虑运行成本及设备维护的原因,单极大地运行方式的运行可能性大于单极金属回路运行的可能性,本文谐波潮流计算单级运行方式下的谐波含有率采用单极大地运行方式的计算结果,如表1所示。
1.4 谐波潮流算例分析
为研究换流站产生的谐波对电网的影响,笔者利用电力系统分析综合程序以河西地区“十二五”电网规划为基础,搭建仿真模型,进行谐波潮流计算。
由于输送线路容量及换流阀容量的限制,对于特高压换流站来说,单极运行方式下的输送容量比双极运行方式下的输送容量要小。本文考虑河西地区风机出力特性及不同方式下地区负荷特点以及电网运行稳定性需要,设定大方式运行下换流站为单极运行,小方式运行下换流站为双极运行。以河西电网线路在不同运行方式下为例,对换流站产生的谐波在电网中的分布进行了谐波潮流计算。
结合电力生产运行实际情况,选取两种运行工况来研究网架的改变对谐波污染范围的影响。一种运行工况为正常情况下所有输电线路全部投入运行方式,另一种运行工况为酒泉-张掖750线路一回检修方式。在两种工况的基础上,就换流站单极运行和双极运行两种方式分别进行计算。计算结果如表2和表3所示。
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由表2中线路全投工况下与张酒750一回线检修工况下的谐波电流畸变率对比可以看出,在张酒750一回线检修工况下,桥湾换流站产生的谐波对其周边节点的谐波污染效应较重,谐波电压畸变率较线路全部投运时高。其原因是直流换流站相当于一个谐波恒电流源,当节点间联系越紧密时,网络中支路数较多,由谐波源节点向外看去,其外部等值阻抗值较小,网络中各支路电流较小,节点间压降较小;节点间联系较弱时,网络中支路数较少,由谐波源节点向外看去,其外部等值阻抗值较大,网络中各支路电流较大,节点间压降较大。当因张酒750一回线路检修而造成系统等值阻抗变大和用以分流的线路数目变少时,将造成节点谐波电压增高和节点间联络线谐波电流含量增高,谐波畸变率增大。由此可知电网网架的强壮性与谐波污染范围之间的关系,网架中节点间联系越强,网架的健壮性越好,各次谐波幅值衰减越快,污染范围越小。
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2 结论
通过桥湾特高压直流换流站产生谐波在河西地区“十二五”网架规划基础上进行的谐波潮流计算结果的分析可知,谐波的污染程度和范围与谐波源所在网架的强壮程度有关。节点间联系越强,联络线越多,谐波源外部等值阻抗就越小,谐波污染源对电网的影响就越小;反之,节点间联系越弱,联络线越少,谐波源外部等值阻抗就越大,谐波污染源对电网的影响就越大。在网架结构改变的同时,谐波污染范围及程度也将随之改变。
在含有较多上网风机的电网中,风电集中上网节点产生的谐波对电网的影响与直流换流站产生的谐波对电网的污染效应类似,只是网络中节点电压和线路电流中所含有的谐波次数及含量有所区别。建议在电力系统远景规划初期,在上网投运前,对于风电、电铁及大规模非线性负荷等产生谐波污染的节点,应在规划网架中对其造成的影响进行谐波潮流计算,掌握其谐波污染程度,制定谐波污染治理措施。
摘要：在基于甘肃省河西地区电网规划的基础上,利用电力系统分析综合程序对桥湾特高压换流站在各种实际运行情况中产生的谐波污染进行了谐波潮流计算。特高压直流输电系统采用12脉波换流站接线方式,通过其运行中产生的谐波在电力系统运行大方式和小方式及检修情况下对河西电网谐波污染情况的计算结果分析,提出了网架结构与谐波污染范围之间的关系。网架强壮程度越高,谐波污染源对电网的影响就越小,网架强壮程度越低,谐波污染源对电网的影响越大。
特高压输电系统 篇4
关键词：输电线路 路径选择 经济性比较 技术性比较
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（a）-0075-02
1 输电线路路径选择
输电线路路径选择是指在满足输送容量、环境标准以及其他规范和功能的要求下，在输电线路起讫点定之间选出一条全面符合国家建设各项方针政策的线路路径，既要考虑电力系统本行业的运行安全可靠、投资经济合理、施工维护方便，又要不影响其它行业正常运行生产，还应保护好自然环境和生态环境，求得经济效益和社会效益最佳的设计方案。
在输变电工程项目的设计过程中，线路的路径优选是一个十分重要的环节。输变电线路工程初步设计中，首要的工作为确定输变电线路的起点和终点之间的路径。输变电线路一般要经过若干省、市、区。由于输变电线路经过地区较多，涉及的面积较广，与外部关系复杂，工程从设计、施工到竣工完成遇到的问题较多。因此，在明确线路的起讫点后，应充分收集备选方案的有关资料，对备选方案各指标进行技术经济评价。如果线路经过重点跨越，在选择路径之前，应对线路路径的重点跨越的跨越方式和跨越点进行方案比较。对依据收集的资料在室内确定的线路路径方案，应进行现场勘测并进行详细的研究，进而选出技术经济合理的最优路径方案。输变电线路进行路径选择时，应遵循国家的各项建设法规政策，在此基础上，选择施工方便，投入运行后线路安全可靠，便于维护的路径方案。路径选择不当会导致大面积停电，甚至导致局部电网崩溃，给国民经济造成极大损失。因此，综合权衡各种因素，做好路径地形图具有重要意义。
该文介绍XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路工程实际工程概况，以及路径备选方案1和方案2，并从经济性和技术性进行对比分析，评出XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路最优路径方案。
2 工程概况
本段线路在任县双蓬头村N1155～N1156段跨越溜垒河，两侧房屋较多。根据任县供电局的意见，拆迁协调难度较大，希望该段线路方案进行大改，从南和县绕行。
根据N1155～N1156段房屋分布图，按照电磁环境要求，4#和5#（在建宅基地）房屋需要拆迁，还有2处拟建的宅基地需要拆迁。但县局经过初步调查，希望1#（距离中心线28.3m）、3#（距离中心线34.2 m）、4#、5#和9#（距离中心线33 m）房屋均拆迁，还有2处拟建的宅基地也需要拆迁，因此县局认为拆迁协调难度较大。
3 路径方案对比分析
按照任县供电局的意见，线路折向双蓬头村西侧和南侧走线，然后进入南和县，跨越溜垒河后进入平乡县。如图2所示，红线和蓝线分别为备选方案1和2。
3.1 经济性比较
红线方案须拆迁宅基 m的房屋；蓝线方案不搬迁宅基地方案。将2个方案的塔型及塔重情况分别列于表1和表2。
红线方案塔重为724.17 t，但是需要拆迁4处房屋，费用按50万计列（未考虑环保拆迁，若考虑环保拆迁，两个方案均需进行环保拆迁）；蓝线方案塔重为975.74 t，蓝线方案塔重需约增加251.6 t，考虑本体和施工费用约增加390万元。
从经济性方面考虑，推荐采用红线方案，可减少投资约340万元。
3.2 技术性比较
对两个方案进行技术性比较列于表3。
综上所述，蓝线方案相对于红线方案投资增加340万元，协议办理困难，对相关评估工作和工期影响较大，实施可能性较小。红线方案按照可研和初步设计方案执行，技术和经济性较优，因此推荐按红线方案走线。
4 结语
本文介绍XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路工程实际工程概况，综合考虑影响输电线路工程路径选择效果的技术和经济因素，结合双蓬头村当地的房屋分布情况，确定红线备选方案无疑是更为合理的选择，研究结论为今后输电线路路径选择提供了重要的参考价值。
参考文献
[1]曾宪凡.高压架空线路设计基础[M].北京：水力电力出版社，1995.
[2]王艳丽.输变电工程项目送电线路最优路径选择研究[D].北京：华北电力大学， 2012.
特高压输电系统 篇5
随着特高压直流输电线路越来越多, 冬季输电线路发生冻雨覆冰的范围越来越广, 可能性也越来越大。中国是世界上输电线路覆冰灾害最为严重的国家之一, 覆冰会使输电线路的机械负荷急剧增加和绝缘性能急剧下降, 甚至会造成输电线路断裂、系统跳闸等严重后果。
特高压直流输电线路的防冰和融冰技术一般有两种方案, 一种是异向融冰, 在无大功率传输的情况下给直流线路施加额定值左右的电流, 即一个极正送功率, 另一个是极反送功率, 每站一个极整流运行, 另外一个极逆变运行, 预防覆冰的形成, 达到保线的目的, 该方案在常规直流输电和特高压直流输电系统中一般均配置, 能够起到预防覆冰的功能。此方案已有较多研究[1,2,3], 本文不作详细介绍。另一种方案采用双极高端阀组并联运行方式, 实现线路流过大电流, 利用电流的焦耳热效应使附着在线路上的冰快速融化脱落。该方案是特高压直流输电系统特有的运行方式, 也是本文研究的内容。
目前对特高压直流输电系统并联融冰运行方式的控制保护策略研究不多, 且集中在对部分工程现场调试过程中出现问题的分析总结[4,5], 对控制保护策略出现的问题仅提出了暂时性或补充性的修改, 未从根本上解决问题。本文详细分析了现有工程采用的控制策略, 提出了一种新型控制策略, 全面梳理了并联融冰运行方式下直流保护功能的应对策略及原理, 并对部分关键保护功能提出了新的保护判断逻辑, 新的控制策略和新的保护判断逻辑均已在溪洛渡左岸—浙江金华 (简称宾金直流) 特高压直流输电工程中成功应用。
1 并联融冰运行方式的拓扑结构
特高压直流输电系统并联融冰运行方式的拓扑结构如图1所示, 通过改变两站极2的一次电气接线, 在整流站采用极1高端阀组 (S1P1C1) 和极2高端阀组 (S1P2C1) 并联的接线方式, 在逆变站通过极1高端阀组 (S2P1C1) 和极2高端阀组 (S2P2C1) 并联分流的接线方式, 整个电流流向如图中箭头所示。通过分析图1可得出以下结论。
1) 两站极2部分回路电流方向与非并联融冰运行方式反向, 如极2中性母线中间电流IDNCP2、极2中性母线开关电流IDNEP2、极2直流线路电流IDLP2, 与其相关的控制保护逻辑需要考虑相应的处理。
2) 部分保护区域发生改变, 如中性母线差动保护原保护范围为IDNEP2至极2高端阀组低压侧出口电流IDC2N改为IDNEP2至极2高端阀组高压侧出口电流IDC1P, 极母线差动保护保护范围由IDLP2至IDC1P改为IDLP2至IDC1N。
2 并联融冰运行方式的控制策略
原有并联融冰运行方式的控制策略主要应用于向家坝—上海特高压直流输电和锦屏—苏南特高压直流输电工程, 在这两个工程现场调试试验过程中均出现过控制策略相关问题, 下面首先分析原有并联融冰运行方式的控制策略。
2.1 原有并联融冰运行方式的控制策略
并联融冰运行方式的控制策略是在正常运行方式下控制策略的基础上进行一定的修改, 特高压直流输电系统的控制策略一般有定电流控制、定电压控制和熄弧角控制, 各控制策略的原理及在正常运行方式下被优先选择的原则如下。
定电流控制为整流站的主要控制器, 通过计算直流电流的参考值与直流电流的实际值的误差, 将直流电流的误差和直流电压的误差相比较, 选中的最小误差送到比例—积分 (PI) 控制器, 产生相应的控制信号, 经过线性化环节, 输出触发角的值送到触发单元, 产生所需要的触发脉冲。正常运行时, 整流站直流电压参考值要加上一个裕度值 (30%) , 以确保正常运行时整流站定电流控制。逆变站仅在整流站交流电压下降、最小触发角限制状态时, 定电流控制才起作用。
在逆变站, 定电压控制是正常的控制方式以维持极直流电压, 但在整流站直流电压控制一般仅作为一个限制器, 只有直流电压大于电压参考值与电压裕度之和时, 电压控制器才会瞬时投入, 通过增加触发角减小直流电压。
定熄弧角控制仅在逆变站有效, 为逆变站的主要控制器, 熄弧角控制采用预测性熄弧角控制, 预测性熄弧角控制器主要是根据换相理论, 对熄弧角进行预测, 并且按照式 (1) 进行计算:
式中:Amax为计算的逆变侧触发角;γref为逆变侧设定的熄弧角参考值;dxN为变压器损相电抗;Iref为计算的直流电流参考值;Id为实际的直流电流值;IdN为额定的直流电流值;UdioN为额定的理想空载电压值;Udio为实际的理想空载电压值;K1为正斜率修正系数。
经过以上分析, 正常运行方式下相关阀组的控制策略的优先等级如表1所示。表中:S1P1C1为站A极1高端阀组;S1P2C1为站A极2高端阀组;S2P1C1为站B极1高端阀组;S2P2C1为站B极2高端阀组。
并联融冰运行方式下相关阀组的控制策略与正常运行方式不同, 如表2所示。
对比表1和表2可知, 原并联融冰运行方式下控制策略的优先等级发生切换, 站B极1高端阀组由熄弧角控制切换为定电压控制, 站B极2高端阀组由熄弧角控制切换为定电流控制, 需要增加额外的控制策略切换等功能, 相关功能在向家坝—上海和锦屏—苏南特高压直流输电工程现场调试过程中均出现过问题[4,5], 主要原因是整个控制策略较为复杂, 并联双阀组系统启动时, 需首先启动一个阀组, 将该阀组电流控制到设定值, 然后启动需要并联的阀组, 通过开关操作和控制逻辑, 将并联阀组投入, 整个过程持续时间长, 并且需要进行时序配合, 控制逻辑和操作过程复杂。两个阀组并联运行时, 由于两个阀组出口电压相同, 为了保证系统正常稳定运行, 只能有一个阀组控制系统采用定电压控制, 其余的阀组控制系统采用定电流控制, 在系统运行状态发生改变时, 阀组的控制方式会发生有条件的切换, 相应的其他阀组的控制方式也需要根据系统运行工况进行调整, 整个控制策略需要考虑的因素比较多, 控制逻辑较为复杂。
2.2 新型并联融冰运行方式的控制策略
针对原并联融冰运行方式下控制策略的复杂切换等相关问题, 本文在宾金特高压直流输电工程中提出了一种新型控制策略, 该控制策略基于成熟的单阀组系统控制理论和策略, 通过将两个并联阀组看成一个阀组进行统一控制, 即控制系统产生的触发控制信号同时送到两个并联阀组控制系统, 控制整个系统稳定运行, 并通过附加的电流平衡控制器对两个阀组的出口电流进行调节, 确保两个并联阀组的出口电流相同。该方法简单可靠, 与正常运行方式下的控制策略相同, 不需要额外的切换逻辑, 便于工程应用。
系统正常运行时, 两个并联阀组控制接收的触发控制信号相同, 阀组出口电流也应该相同, 但是考虑到分接头挡位变化、交流电压波动、测量系统的传输误差等因素, 两个并联阀组出口电流会有差别, 为了保持并联阀组的运行状态一致, 在控制系统中增加一个电流平衡控制器, 采集两个并联阀组的出口电流, 通过PI调节器, 产生附加控制信号, 将该信号叠加到阀组的触发控制信号, 产生并联阀组触发所需要的最终触发控制信号, 确保两个并联运行阀组的出口电流相同。
新型并联融冰运行方式控制策略逻辑如图2所示。
电流平衡控制功能和触发控制功能配置在阀组控制系统中, 两个阀组控制系统配置了相同的控制功能, 系统运行时, 两个阀组控制系统中的一个设为主系统, 另外一个为从系统。主系统的触发角控制和电流平衡控制起作用, 产生相应的触发控制信号和附加触发控制信号, 如果预先设定主系统的电流平衡控制器有效, 在主系统中阀组触发控制信号和附加的阀组触发控制信号相加, 输出最终的触发控制信号。从系统从主系统中接收阀组控制信号, 直接输出, 控制相应的阀组;如果预先设定从系统的电流平衡控制功能有效, 则主系统的触发控制信号直接输出, 从系统的触发控制信号和附加控制信号相加, 产生最终的触发控制信号, 触发相应的阀组。新型并联融冰运行方式下控制策略的优先等级与正常运行方式下一致。
2.3 两种控制策略的对比
通过两种控制策略的分析, 可以得出如下结论。
1) 原并联融冰运行方式下的控制策略需要进行切换, 控制策略及操作过程复杂, 容易出现问题。
2) 新型并联融冰运行方式下的控制策略基于正常运行时的成熟策略, 不需要进行额外的切换, 仅增加简单的电流平衡控制器实现双阀组的平衡控制, 实现方法简单、成熟、可靠。
3) 新型控制策略在宾金特高压直流输电工程现场调试过程中一次解锁成功, 稳定运行, 经过了现场的实际操作及考验, 验证了新型控制策略的可行性和可靠性。
4) 根据以上分析, 新型并联融冰运行方式下的控制策略基于成熟策略, 并经过了现场复杂条件的考验, 一次解锁成功, 故新型控制策略在抗干扰性、稳定性和可靠性方面均有提高。
3 并联融冰运行方式的保护功能策略
特高压直流输电系统[6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20]并联融冰运行方式对直流保护功能的影响, 目前未见全面的分析和研究。在并联融冰运行方式下, 由于主接线拓扑结构的改变和运行电流的差异, 必然对部分保护功能造成不同程度的影响, 首先详细分析具体影响的原理及各类影响的相关保护功能, 然后给出了保护功能的应对策略。
3.1 对直流保护功能影响的分析
通过深入分析图1所示的拓扑结构, 可得出以下对直流保护功能影响的几个方面。
1) 原极2高端阀组的高、低端出口分别连接至极母线和中性母线区域, 但在新拓扑结构下, 高、低端出口连接的区域交换, 即高、低端出口分别连接至中性母线和极母线区。此部分改变影响的保护功能有极母线差动保护和中性母线差动保护。金属回线纵差保护在原主回路下采集的IDME为线路总电流, 但在新拓扑结构下IDME仅为一个阀组的线路电流, 而非总线路电流, 故原保护判据已与新拓扑结构不符。
2) 由于并联融冰运行方式下流过的额定电流变大, 影响部分保护功能的定值, 可能造成保护误动, 主要影响接地极引线开路保护。
3) 并联融冰运行拓扑结构下, 从极2部分电流互感器 (TA) 流过的电流正方向发生改变, 涉及电流有直流线路电流IDL、中性母线中间电流IDNC和中性母线开关电流IDNE, 主要影响到极差动保护、直流过压保护和接地极引线开路保护。
4) 新拓扑结构下, 原部分保护功能区域消失和必要性降低, 涉及的保护功能有双极中性母线差动保护、后备站接地过流保护、金属回线横差保护和直流线路纵差保护。
5) 新拓扑结构下, 原金属回线运行方式的判断逻辑不能有效识别极2为金属回线, 但此时极2也为金属回线运行方式, 故需要考虑特别处理, 以开放金属回线运行方式下特有的保护功能, 主要影响金属回线接地保护和金属回线纵差保护。
3.2 保护应对策略
经过深入分析并联融冰运行方式对直流保护的各种影响, 直流保护的应对策略主要为:自动调整保护判据、自动调整保护的定值、自动调整电气量的正方向、闭锁保护功能和使能保护功能。
3.2.1 自动调整保护判据
极母线差动保护正常运行方式下采用的判据电流为直流线路电流IDL、直流滤波器高压侧电流IZ和高 (低) 端阀组高压侧出口电流IDC1P (IDC2P) , 如果差值超过预设值则保护动作。由3.1节中的分析可知, 极2并联融冰模式下此保护的区域发生改变, 保护判据将根据极2并联融冰模式标识位自动将IDC1P切换选择为IDC1N。
中性母线差动保护正常运行方式下采用的判据电流为中性母线开关电流IDNE、中性母线电容器电流ICN、中性母线避雷器电流IAN、直流滤波器低压侧电流IZP和高 (低) 端阀组低压侧出口电流IDC1N (IDC2N) , 如果差值超过预设值则保护动作。由3.1节中的分析可知, 极2并联融冰模式下此保护的区域发生改变, 保护判据将根据极2并联融冰模式标识位自动将IDC1N切换选择为IDC1P。
金属回线纵差保护原逻辑在并联融冰运行方式下不合理, 存在误动的风险, 原金属回线纵差保护逻辑如下:
式中:IDME为本站的金属回线电流;IDME′为对站的金属回线电流;ε为启动定值;K为比率制动系数。
由式 (2) 可知, 如果在金属回线运行方式下, 采集的金属回线电流即为整个线路电流, 式 (2) 能够实现对线路接地故障的保护, 但在并联融冰模式下, 金属回线电流仅为极1的电流, 而线路电流是极1与极2电流的和, 故原判据不适应并联融冰方式下的线路接地保护功能, 存在误动的风险。将原判据调整为:
式中:IDNEP2为极2中性母线开关开关电流;IDNEP2′为对站极2中性母线开关电流。
调整后的式 (3) 判据能够实现在融冰模式下对线路接地故障的有效保护, 有效避免以往工程现场调试中出现的相关问题[4,5]。
3.2.2 自动调整保护定值
在并联融冰运行方式下, 额定运行电流变大, 故在站A的接地极上产生更大的电压, 接地极引线开路保护的定值在此运行方式下需要独立考虑。接地极引线开路保护定值整定的原则如下:
式中:XR为整定的定值;Imax为相关运行方式下的最大运行电流;R为相关运行方式下回路的电阻;K′为可靠系数。
由式 (4) 可知, 并联融冰运行方式下的保护定值整定的因素———最大运行电流和回路的电阻与正常运行方式时均有差异, 需要进行独立整定, 并根据标识位自动切换融冰运行时接地极引线开路保护的定值。
3.2.3 自动调整电流正方向
根据3.1节分析, 在并联融冰方式下, 极2的直流线路电流IDL、极2中性母线开关电流IDNE和中性母线中间电流IDNC的正方向发生改变, 故根据标识位将相关电流值取反, 涉及的保护功能有极差动保护、中性母线差动保护、直流过压保护和接地极引线开路保护, 相关逻辑较为简单, 不再详细说明。
3.2.4 闭锁保护功能
并联融冰运行方式拓扑结构下, 原双极中性母线区域消失, 故闭锁双极中性母线差动保护相关逻辑。部分后备保护功能也直接退出, 如后备站接地过流保护、金属回线横差保护和直流线路纵差保护。
3.2.5 使能保护功能
金属回线相关保护仅在金属回线运行方式下有效, 在并联融冰运行方式下, 极1保护系统能够自动根据开关状态判断出金属回线运行方式, 但极2保护系统原判断逻辑不能识别金属回线运行方式, 故自动将极2运行方式判断逻辑切换为金属回线运行方式, 进而使能了金属回线接地保护、金属回线纵差保护和金属回线接地保护。
4 RTDS仿真及现场试验验证
4.1 RTDS仿真试验
实时数字仿真器 (RTDS) 是一种专门设计用于研究电力系统中电磁暂态现象的装置。RTDS通过功率放大器等接口设备与直流控制保护系统的主要设备连接, 构成闭环的测试系统, 可以全面测试直流控制保护系统的整体功能和性能。
通过RTDS搭建的仿真试验模型包括交流系统等值系统、换流变压器、双12脉动阀组、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器、阻波器、中性母线电容器、直流线路、接地极等元件。仿真试验中, 交流场开关和直流场开关通过Profisim来模拟, 其状态在RTDS、Profisim和控制保护系统间相互传输;RTDS模型的输出信号经数/模 (D/A) 转换后, 弱信号直接输出至控制保护设备, 部分信号通过功率放大器实时地输出模拟量并连接至控制保护设备;控制保护系统输出控制信号或保护动作信号至RTDS, 构成一个闭环系统, 能够真实地反映直流输电系统的特性。图3为RTDS仿真模型的结构示意图。
RTDS构建了如图1所示的并联融冰运行方式拓扑结构和如图3所示的仿真模型。通过顺序控制操作将直流场构建成并联融冰运行方式, 极1的控制模式设置为电流控制, 电流参考值为500A, 解锁后的电压电流波形如图4所示。
图中:UDLA1和UDLA2分别为极1和2极母线直流电压;IDC1PA1和IDC1NA1分别为极1高端阀组高、低端出口电流;IDC1PA2和IDC1NA2分别为极2高端阀组高、低端出口电流;αA11a和αA21a分别为极1和极2高端阀组的触发角;SA11a和SA21a分别为极1和极2高端阀组的解锁状态信号。
由图4可知, 在新型并联融冰运行的控制保护策略下, 并联融冰运行下解锁成功, 系统可靠、稳定运行, 解锁过程中或解锁后无保护动作, 保护逻辑正确可靠。
4.2 现场试验
为了验证新型并联融冰运行方式的控制保护策略, 2014年6月21日在宾金特高压直流输电工程现场进行了融冰试验。图5为现场并联融冰运行方式解锁后的试验波形, 直流场的一次接线按照并联融冰运行方式拓扑结构进行临时修改后, 进行了融冰运行方式的解锁、闭锁试验, 相关试验均一次成功, 验证了新型控制保护策略的正确性和可靠性。
5 结语
特高压输电系统 篇6
随着特高压交流试验示范工程先后开工建设,国家电网进入了以特高压为重要特征的新阶段。四川水力资源丰富,是我国“西电东送”战略的水电基地,结合水电丰水期容量富裕的特点,规划建设了雅安—重庆—万县—荆门特高压交流输变电工程。到2012年四川电网将形成全世界独有的1 000 k V特高压交流、500 k V超高压交流、±800 k V特高压直流和±500 k V高压直流的交直流混联输电系统,输电方式和电压等级都较为复杂[1]。
雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,能有效增强四川电网与华中电网其他地区之间的电力交换能力,但特高压交流系统的大功率传输和特高压交直流之间的复杂相互作用都对四川电网多回直流输电系统的安全稳定运行提出了更高要求,带来了许多特殊问题[2,3,4,5,6,7,8,9,10]。因此,特高压交流投运对四川电网直流输电系统稳定性的影响亟待评估。
本文针对四川电网2012年丰大运行方式,利用多馈入交互作用因子、多馈入运行短路比等评估指标,通过小干扰稳定性分析和仿真分析,从定量分析和定性分析两方面就特高压交流投运对四川电网多回直流输电系统的影响进行评估。
1 2012年四川电网概况
2012年四川电网(见图1)包括多回直流输电系统:通过复龙—南汇、锦屏—苏州±800 k V特高压直流输电线路与华东电网相连,通过德阳—宝鸡±500 k V高压直流输电线路与西北电网相连,三条直流的基本情况如表1所示。这些直流系统的送端换流站落点于较为集中的同一地区电网,存在耦合关系,交互影响复杂[11,12,13]。本文将这种具有送端多落点特点的系统定义为多送出直流(Multi-Send DC,MSDC)输电系统。
2012年四川电网外送电分散,分别向西北、华中和华东三大电网送电,而且输送方式和电压等级较为复杂,图1中2、4号断面通过广安—万县、洪沟—板桥500 k V超高压交流向华中电网输电;3号断面通过雅安—重庆1 000 k V特高压交流向华中电网输电,这些交流通道与1、5、6断面组成的多送出直流输电系统共同形成了复杂的交直流混合互联输电系统。
2 直流系统量化评估指标
2.1 短路比SCR
交流系统的强弱通常用短路容量来绝对表示,短路容量越大,交流系统越强。在互联系统中,现在广泛采用短路比来表征交直流系统的相互作用强度。直流系统的短路比越大,设备投入或原有运行状态改变对系统的影响越小,交流侧受到扰动时其换流母线电压下降也越小。对于单条直流输电系统,短路比SCR和有效短路比ESCR定义为
式中:Sac为直流输电系统换流母线处三相短路容量;QCN为当换流站交流母线电压为额定值、直流功率为额定值时,换流站交流滤波器和并联电容器提供的三相基频无功功率;Pd N为直流系统额定容量。
2.2 多馈入交互作用因子MIIF
对于多条直流输电系统,除了交流和直流间的相互作用外,各直流系统之间也会存在相互作用。由CIGRE WG B4工作组提出了用于衡量多条直流系统中各换流站之间电压交互作用的指标:多馈入交互作用因子(MIIF)。它反映了由于无功扰动,任意两个整流站换流母线电压之间的相互关系,从而反映直流系统之间的耦合程度。其定义[14]如式(3):
式中:∆Ui是原直流系统在额定功率下运行时,在其换流站换流母线上投切一个并联无功功率支路,造成其换流母线电压阶跃变化的变化量(以百分数表示,通常为1%);∆Uj是待考察一回直流输电换流站换流母线电压变化量响应值(以百分数表示)。
MIIFj,i值的大小反映换流站I、j之间电气耦合的紧密程度,可以作为描述换流站I、j之间电气距离的指标。多馈入相互作用因子的引入使多条直流系统中各换流站间电气距离能够量化,便于量化分析换流站之间的耦合程度。
2.3 多馈入短路比MSCR
当考虑多条直流同时输电的情况时,传统短路比和有效短路比并不能计及其他直流系统的影响。因此,对于多馈入直流系统中的直流系统i,其短路比和有效短路比的计算应计入其他直流系统的影响,这时短路比计算公式中的分母,直流功率将不单是一条直流的额定功率,而是本条直流额定功率加上其他直流系统的“折算功率”。
在考虑了多条直流通过交流电网的相互作用和影响后,直流系统i的短路比和有效短路比被定义为多馈入短路比MSCR和多馈入有效短路比MESCR:
式中:Saci为换流站i换流母线处三相短路容量;QCNi为当换流站i交流母线电压为额定值、直流功率为额定值时,换流站交流滤波器和并联电容器提供的三相基频无功功率;Pd Ni,Pd Nj为直流系统i,直流系统j的额定容量,MIIFj,i由式(3)得到。
多馈入短路比指标能够有效地反映考虑其他直流交互影响后,本直流输电系统的故障恢复能力和换流母线的电压稳定性。
2.4 多馈入运行短路比MOSCR
由定义可知,MESCR是基于多馈入直流系统中各直流输电系统在额定功率、额定电压下计算得出的。但是当直流降功率运行或控制方式改变时,传统的多馈入短路比难以正确反映系统的实际运行状态,所以有必要提出适用于不同运行方式的多馈入运行短路比MOSCR和多馈入运行有效短路比MOESCR:
式中:Saco_i为换流站i换流母线处在系统对应运行方式下的三相短路容量;Qco_i为换流站交流滤波器和并联电容器提供的实际无功功率;Pdi,Pdj为直流系统i,直流系统j的实际运行容量。MIIFj,i中∆Ui是原直流系统在某方式下运行,并按实际的换流母线电压水平和无功控制方式在其换流站换流母线上投切一个并联无功功率支路,造成其换流母线电压阶跃变化的变化量(以百分数表示,通常为1%);∆Uj是待考察一回直流输电换流站换流母线电压变化量响应值(以百分数表示)。
多馈入运行短路比能够准确地反映系统的实时情况,能够对不同运行方式下的交直流系统进行更加准确的量化分析。
3 特高压交流影响评估
针对四川电网2012年丰大运行方式,对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式进行对比。
3.1 评估指标计算
利用BPA计算程序,通过式(3)可以计算得特高压投运后3回直流输电系统整流站多馈入交互作用因子矩阵,如表2所示。
分析表2数据得出:(1)四川电网3条多送出直流系统相互作用强度相对于南方电网和华东-华中多馈入直流电网相互作用而言,耦合强度相对较小,最大为0.363。(2)锦屏换流站对德阳、复龙换流站影响相对较大,原因在于锦屏换流站相对于德阳、复龙换流站更靠四川送端电网的西侧,锦屏换流站直流系统的波动会对川西电网的潮流造成影响,波动会沿交流通道影响德阳和复龙换流站。(3)锦屏和德阳换流站施加1%电压阶跃降落时,对复龙换流站作用相对较强,分别为0.363和0.224。意味着在考虑3回直流输电系统相互作用后,锦屏—苏州和德阳—宝鸡两条直流系统的多馈入运行有效短路比将比传统短路比有较大幅度的减小。
结合MIIF矩阵可计算特高压投运后四川电网3回直流输电系统的换流母线处三相短路电流、传统短路比、有效短路比、多馈入运行短路比和多馈入运行有效短路比等指标,数据计算结果见表3。
分析表3数据得出:(1)传统短路比计算结果偏于乐观,这主要是由于锦屏、德阳换流站与复龙换流站的交互因子较大,且复龙—南汇直流系统本身容量较大,导致计算多馈入运行有效短路比时,锦屏、德阳站获得的“折算功率”较大的缘故。(2)比较而言,复龙换流站的各种短路比都较小,需要考虑采用适当的措施应对电压稳定性问题。(3)除复龙—南汇直流系统外,各直流系统的多馈入运行有效短路比都大于2.5,交直流输电系统能够保持良好的运行特性。
雅安—荆门1 000 k V特高压交流未投运运行方式下,多送出直流输电系统的MIIF矩阵、短路电流和短路比指标计算结果见表4、表5。
对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式进行比较:(1)表2与表4比较,表2MIIF矩阵中绝大多数交互作用因子在雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,都有所减小。这表明特高压投运能够减小各换流站之间的耦合程度,降低换流站之间的交互影响。(2)表3与表5对比表明雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,对四川电网多送出直流输电系统有较为明显的影响。特高压交流投运后,四川电网3回直流输电系统的送端交流系统强度均得到提高。锦屏—苏州、德阳—宝鸡、复龙—南汇直流系统的多馈入运行有效短路比在特高压交流投运后比未投运时,分别增大了0.250、0.403、0.128。这说明特高压交流的投运,能有效提高3回直流输电系统的故障恢复能力和换流母线的电压稳定性。(3)直流输电系统送端的交流系统强度提高,能够降低各换流站之间的耦合程度,这也是在特高压交流投运后,表2 MIIF矩阵中绝大多数交互作用因子都有所减小的原因。(4)表3与表5中,换流母线处三相短路电流在特高压投入和未投运两种运行方式下对比得出,雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,能有效提高短路电流水平,增大系统短路容量,提高交流系统的强度。
3.2 小干扰稳定性分析
目前用于研究电力系统小干扰稳定的方法主要是基于李雅普诺夫一次近似法的小干扰法。系统的小干扰稳定性主要由状态矩阵的所有特征值决定。阻尼比可以反映时域响应曲线振荡衰减的快慢,阻尼比越大,振荡衰减就越快,系统小干扰稳定性越强。在分析四川电网低频振荡时,主要针对振荡频率为0.1~2.0 Hz的机电振荡模式。因此,在计算中仅对此振荡频率范围内的特征根扫描。表6、表7给出了雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式下,阻尼比小于0.02的弱阻尼振荡模式的特征值计算结果。对比得出,特高压投运后各振荡模式中特征值实部的绝对值增大,阻尼比有所增加,振荡频率有所下降,说明特高压投运后能适当提高系统的小干扰稳定性。
3.3 仿真分析
针对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式,以锦屏—苏州直流系统1 s时刻故障单极闭锁为例,考察发电机机组功角和锦屏换流站换流母线暂态电压水平,曲线如图2、3所示。
由图2仿真结果看出,特高压交流投运能减小直流系统故障时,瀑布沟机组功角第一摆的幅度,且仿真得出曲线2的阻尼比为0.070 4,大于曲线1的阻尼比0.064 4,改善了阻尼特性。说明特高压交流投运后,能适当增强四川电网在直流系统故障时的功角稳定性。
由图3仿真结果看出,当直流系统由于故障等原因发生闭锁时,换流站无功补偿装置产生的过剩无功,将会引起换流母线的暂态过电压。对比曲线3、4可以看出,特高压交流的投运可以有效降低系统的暂态过电压,提高直流系统故障时的电压稳定性。
4 结束语
特高压输电系统 篇7
溪洛渡-浙江±800 k V特高压直流输电工程西起四川省宜宾市双龙换流站，东至浙江省金华市金华换流站，直流线路长度约1 670 km，双极直流线路1回，每极2个12脉动换流器串联。额定电压±800 kV，直流输电容量8 000 MW，直流额定电流5 000 A，计划于2014年3月份双极低端投运，201年6月份投产双极。华中电网的双龙换流站通常为整流站运行，华东电网的金华换流站通常为逆变站运行。
溪浙特高压直流输电工程的控制保护系统首次采用DPS-3000平台。该平台是许继集团基于高压直流输电领域长期的技术积累和工程经验，融合国内外先进技术，自主开发的新一代成套直流控制保护系统。系统针对±1 100 kV特高压直流、多端直流以及柔性直流等工程应用的更高技术要求开发，与原有技术相比具有更为强大的运算能力和整体性能，可以用于构建各种类型的直流输电工程的控制保护系统，并具备向其他高端工业控制领域应用扩展的能力。本文详细分析了基于此平台特点的直流保护系统实施策略[1,2,3,4,5,6,7]，重点阐述了系统的整体设计方案、测量系统设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。
溪浙特高压直流输电工程的二次仿真试验首次以厂家为主，本文介绍了试验的RTDS建模及整体试验情况，并对试验中出现的关键技术问题进行分析研究，然后提出解决策略并进行验证试验。
1 直流保护系统实施策略
1.1 直流保护系统整体设计方案
直流保护系统的保护区域包含高、低端换流器保护区，极母线保护区，中性母线保护区，换流器间连接线保护区，直流滤波器保护区，线路保护区，双极保护区和高、低端换流变保护区。直流保护区域及主要测点如图1所示。
根据特高压直流保护系统设计原则和以往的工程经验[8]，溪浙特高压直流保护系统配置了独立的阀组保护屏和极保护屏。高、低端阀组保护屏分别实现对高、低端换流器区内故障的保护功能；极保护屏实现对极母线保护区、中性母线保护区、换流器间连接保护区、直流滤波器保护区、线路保护区和双极保护区内故障的保护功能。
高、低端换流变保护区由SBH-100A系列微机型换流变压器成套保护装置实现保护功能，由于篇幅限制本文不作详细介绍。
阀组保护屏和极保护屏均采用三重化的冗余结构，每重保护屏对应的测量系统完全独立。测量屏将采集的信号通过TDM总线送至保护屏的CPU板卡进行逻辑判断，得到保护功能信号，再通过控制总线传至三取二逻辑装置，三取二逻辑判断后将保护动作信号通过冗余的控制总线光纤传输至控制系统，并由硬接线冗余输出开关动作信号至直流场设备，快速清除区域内的故障或不正常工况，保证直流系统的安全运行。
保护屏具有完善的自监测能力，自监测功能区分不同的故障程度和发展趋势，对于不严重的、不影响自身和其他系统正确执行功能的故障给出报警，对严重故障或紧急故障则闭锁该系统的输出，系统发出报警并自动转为测试状态，所有的事件通过冗余的控制LAN上传至运行人员控制系统，保护系统的硬件自检事件通过SER接口屏上传。在保护功能动作出口后输出信号至故障录波屏启动录波功能。直流保护系统整体结构示意图如图2所示(以极保护屏为例)。
1.2 测量系统设计方案
根据溪浙工程的主接线设计图，直流场一次测量装置包含采集零磁通CT、分压器及直流场光测量模块、交流电流电压测量等众多设备。由各种测量设备的接口要求和直流保护系统的分层结构需求，本工程的测量系统分为双极层、极层、阀组层测量，每层测量系统配置完全独立的三套屏柜，以满足保护系统三重化的设计要求。
双极层测量系统主要实现对零磁通CT信号的采集，由于零磁通CT信号输出为弱电压信号，不能进行长距离传输，而两个极的保护功能都需要相关信号，且两个极的保护屏所在的控制室距离较远，故在双极测量屏内配置两个完全独立的机箱，将电压信号转换成数字信号，通过TDM总线实现长距离传输。
极层测量系统主要实现对极区分压器、交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。同时通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与极测量信号一起打包后传送极保护屏。
阀组层测量系统主要实现对阀区交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与阀组测量信号一起打包后传送阀组保护屏。
以单套测量系统为例，其测量方案如图3所示。
溪浙工程测量系统的设计方案有以下优点：
(1) 分层式测量系统设计结构清晰、框架灵活，符合特高压保护系统分层设计的要求。
(2) 极层测量系统和阀组层测量系统分别通过EOT11B板卡读取合并单元传输的信号，能够精减合并单元传输协议中的数据量，明显降低保护屏中CPU的负荷。
1.3 保护功能配置方案
根据溪浙工程招标规范书和设计规范书的相关内容，溪浙工程直流保护系统配置了完善的保护功能，能够保证换流站中所有直流换流设备、区域或与直流相关的设备都能得到功能全面的保护。
由1.1节直流保护系统整体设计方案中的介绍而知，直流保护配置了独立的阀组保护屏和极保护屏，其中阀组保护屏中配置了两个CPU以实现阀区内故障的保护功能，具体的功能分配如表1所示。
极保护屏配置了5个CPU以实现极区、双极区和直流滤波器区内故障的保护功能，具体的功能分配如表2所示。
所有的保护功能均采用了成熟的保护判据，并对以往工程中出现的问题进行了修正，由于篇幅限制，对每个保护功能原理、判据和动作策略等，本文不作详细介绍，仅对本工程中遇到的特殊问题及其解决策略进行分析，详细内容见第2节。
1.4 辅助功能设计方案
溪浙工程直流保护系统主要的辅助功能有：与保护及故障录波信息管理子站的通信功能、顺序事件记录功能和内置故障录波功能等。
基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，通信规约为103规约。保护主机将直流系统保护产生的所有报警、跳闸信号通过保护子网上传至保护故障录波信息管理子站，并通过该子站向远方调度中心传送信息。
直流保护系统的顺序事件记录功能首次采用通过冗余的控制LAN网直接上传至运行人员控制系统的方案，不再由控制系统转发，提高了直流保护系统的独立性和可靠性。
直流系统保护配置了内置故障录波功能，录波的范围包括输入模拟量、开关量和保护处理信号，录波频率最高可达10 k Hz。内置故障录波数据采用就地存储方式，在保护主机中，配置有大容量的SATA硬盘，保护动作时自动触发录波，将录波数据转换成标准的Comtrade数据格式，可通过专用软件或FTP实现读取和管理。
2 二次系统仿真试验
溪浙特高压直流输电工程二次系统仿真试验首次采用以厂家为主，中国电科院监造的方式。仿真试验从7月29日正式开始至11月11日结束，共完成试验项目1 302项，其中直流保护试验完成720项。本次仿真试验仅耗时3个半月，以往的相关试验至少也要半年的时间，能够在工期紧张，试验项目繁多的情况下顺利完成仿真试验，得益于丰富的工程经验、科学的试验规划和所有参与人员夜以继日的努力工作。
2.1 RTDS建模及试验方案
RTDS为实时数字仿真仪，是一种专门设计用于研究电力系统中电磁暂态现象的装置。RTDS仿真装置通过功率放大器等接口设备与直流控制保护系统的主要设备连接，构成闭环的测试系统，可以全面测试直流控制保护系统的整体功能和性能。
通过RTDS搭建的仿真试验模型[9,10,11]包括交流系统等值系统、换流变压器、双12脉动阀组、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器、阻波器、中性母线电容器、直流线路、接地极等元件。仿真试验中，交流场开关和直流场开关通过Profisim来模拟，其状态在RTDS、Profisim和控制保护系统间相互传输；RTDS模型的输出信号经D/A转换后，弱信号直接输出至控制保护设备，部分信号通过功率放大器实时地输出模拟量并连接至控制保护设备；控制保护系统输出控制信号或保护动作信号至RTDS，构成一个闭环系统，能够真实地反映直流输电系统的特性，图4为RTDS仿真模型的结构示意图。
参加本次仿真试验的设备有双龙站、金华站直流控制设备、直流保护设备、运行人员工作站、服务器、远动设备、通信设备、事件记录设备、站GPS、保护及故障录波信息管理子站等。仿真试验共分11个大项，涉及系统自监视与切换、顺序控制与联锁、控制系统动态响应、无功控制、各种故障与保护、以往工程问题验证等内容。其中直流保护相关试验主要模拟的故障区包括：换流器区故障、极区故障、双极区故障、交流区故障、直流滤波器区故障和空载加压故障。
2.2 关键技术问题及解决策略
直流保护系统经过前期的精心设计和多次排查，在二次仿真试验过程中整体进展顺利，但也遇到几个关键的新问题，通过深入分析后提出了相应的解决策略，并经过试验验证了解决策略的正确性。
2.2.1 阀组差动保护动作策略修改
阀组差动保护检测阀区内的接地故障，为接地故障的主保护。以往工程中该保护动作后发出S闭锁和阀组隔离至阀控系统以闭锁故障阀组，并跳开故障阀组的交流断路器。
试验中发现在双阀组运行时，若整流侧发生阀组差动保护动作后，则故障阀组会快速移相闭锁，其后备保护极差保护无法立刻动作，非故障阀组则会移相后重启，然后继续运行。如果故障为瞬时故障，这种动作策略有利于最大限度地减小危害，维护输送功率，但如果故障为永久故障，则会在故障点产生二次故障电流，不符合快速切除故障的保护要求。
根据试验分析，以快速切除故障为首要任务，故将阀组差动保护动作策略修改为：保护动作后闭锁故障阀组策略不变，同时故障阀组的阀组控系统收到闭锁信号后，通过快速控制总线将闭锁信号传至极控系统，极控系统再通过快速控制总线将闭锁信号传给非故障阀组的阀组控系统，快速闭锁两个阀组。
2.2.2 线路保护辅助判据逻辑优化
行波保护和电压突变量保护均为线路保护的主保护，其中行波保护仅配置在整流侧，电压突变量保护在两站均有效，保护范围是本站的IDL测点至对站的平波电抗器。两个保护的判据中用到了同一个辅助判据，如式(1)。
式中：IDL为直流线路电流；IZ为直流滤波器高压侧电流。
线路保护通过此辅助判据实现线路故障区内和区外的判断(以站A极1为例)，图5为直流线路故障点示意图。如在F1发生接地故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，IDL将变大，满足辅助判据，如在F2发生接地故障时，电流流过故障点，IDL将变小，不满足辅助判据，实现区内和区外故障的判断。
但是，原判据存在一个问题，如在F3发生故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，虽然IDL变小，但IZ将变大，也会满足辅助判据，但F3的接地故障属于直流滤波器保护范围，线路保护不应动作，故经过研究后将辅助判据修改为
试验过程中发现在F1发生故障时，直流滤波器形成放电回路，在故障电流中叠加了很大的谐波电流，谐波周期约为0.56 ms，谐振幅值很大，如图6中优化前的波形。由于IDL中叠加了谐波电流，造成满足式(2)的持续时间较短，故对IDL进行了优化处理。优化后的电流及其判据能够准确有效地实现区内和区外故障判断。
2.2.3 NBS开关保护优化
NBS开关保护动作后启动NBSF顺控逻辑：即合上NBGS，拉开故障极连接双极区的隔刀，然后非故障极进行移相重启，同时拉开NBGS开关，实现非故障恢复正常运行，故障极拉开隔刀，隔离故障点。NBSF顺控逻辑主要是针对双极运行，其中一个极的NBS开关与NBS电流测点间的区域发生接地故障时，极闭锁后，无法完成极隔离的情况。
试验过程中发现，在双极额定运行时，若一个极发生Z闭锁后，投旁通对和合旁路开关后会构成电流回路，与接地极形成分流约1 000 A，此时执行极隔离拉开NBS开关时，NBS开关将流过振荡电流，NBS开关保护误动作，然后误启动NBSF顺控逻辑。误动的原因主要是：溪浙工程额定运行电流目前为世界之最，且其接地极电阻比以往的工程明显偏大，而线路电阻又较小，导致故障极分流较大，振荡电流较大。原保护逻辑如图7所示。
图8为极隔离时NBS开关相关电流。可以看出，极隔离拉开NBS开关时，NBS开关电流IDNE的振荡频率约为11 Hz，第一个振荡幅值为500 A，对其进行绝对值处理后，频率翻倍，振荡周期约为45ms，由于原逻辑中展宽时间T1为10 ms，使振荡电流满足了持续延时90 ms。根据波形进行分析，认为原展宽时间10 ms不适应新工程的相关参数，最终将其优化为1 ms，解决了极闭锁隔离时，NBS开关保护误动的情况；而模拟NBS开关与NBS电流测点间的区域接地故障，NBS开关保护也能够正确动作，启动NBSF顺控逻辑。
2.2.4 并联融冰模式下保护逻辑修改
并联融冰模式是冬季直流线路覆冰时为了保护线路的一种特殊运行方式，采用两个极的高端阀组并联运行的方式，以实现线路流过大电流，利用电流的焦耳热效应使附着在线路上的冰融化脱落。
并联融冰模式下直流场的一次接线发生改变，部分保护功能采集的电流方向发生改变，需要特别处理，由于篇幅限制不作详细分析。金属回线纵差保护原逻辑在融冰模式下不合理，存在误动的风险，原金属回线纵差保护逻辑为
式中：IDME为本站的金属回线电流；IDMEOS为对站的金属回线电流；为定值；K为比率制动系数。
由式(3)可知，如果在金属回线运行方式下，采集的金属回线电流即为整个线路电流，公式能够实现对线路接地故障的保护，但在并联融冰模式下，金属回线电流仅为极1的电流，而线路电流是极1与极2电流的和，故原判据不适应并联融冰方式下的线路接地保护功能，存在误动的风险。经过研究将原判据修改为
式中：IDNEP2为极2 NBS开关电流；IDNEP2OS为对站极2 NBS开关电流。
修改后的式(4)判据能够实现在融冰模式下对线路接地故障的有效保护，同时避免如分接头不一致造成极1极2电流不等时保护误动的情况。
2.3 相关接口试验
仿真试验在完成控保功能试验的同时，在厂内对保护及故障录波信息管理子站和合并单元相关接口进行了试验。基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，对通信规约及传输的内容进行了详细测试。合并单元与HCM3000平台测量系统的接口试验内容包括：通信协议的测试、各采集单元的通道测试、采集单元的状态监测和各通道有效位的测试等。
3 总结
本文详细分析了溪浙特高压直流输电工程中直流保护系统的实施策略，主要包括保护系统整体设计方案、测量系统的设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。对二次仿真试验情况进行了介绍，并对试验过程中出现的关键问题进行了试验分析，提出了有效的解决方案，这些关键问题的解决保证了溪浙特高压直流输电工程保护系统现场的顺利调试和安全稳定运行。
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特高压输电概述 篇8
起于20世纪60年代, 前苏联、美国、日本、加拿大等国对特高压输电进行了可行性研究, 获得重大进展。前苏联是最早开展特高压输电技术研究的国家之一, 1988年完成科克切塔夫—库斯坦奈延伸段的建设, 总长约900km, 曾以1 150k V全电压累积运行四年左右的时间。日本在1972年开始特高压输电的开发, 1993年建成柏崎一西群马—东山梨南北向特高压输电线路, 总长190km;1995年在新榛名试验站安装特高压GIS成套设备, 随即加1 000k V全电压试运行, 到2006年6月底为止, 累计加压时间已有2 413天。可以看到, 截至今日, 技术问题已不是特高压输电发展的限制性因素, 从技术来看, 特高压输电应该是完全可行的[1]。
我国自1986年开始便立项研究特高压交流输电技术, 1994年, 我国第一条百万伏级特高压输电研究线段在武汉高压研究所建成, 2005年, 我国提出建设1 000k V级交流和+800k V级直流系统, 使特高压输电技术的研发快速进入试验阶段。目前, 我国特高压设备研制工作已全面展开, 完成了特高压输电中过电压与绝缘配合、电磁环境等重大研究。同时, 我国已开工建设了特高压交直流试验基地和国家电网仿真中心, 两条特高压试验示范工程已经完成工程设计并进入建设实施阶段。
2 特高压电网的基本功能及特点
1) 特高压电网基本功能我国国家电网特高压骨干网架将由1000k V级交流输电网和±800k V级直流系统构成。为了实现电能的大规模和远距离输送, 大幅度提高电网自身的安全性、可靠性、灵活性和经济性, 使其具有更显著的社会效益和经济效益, 特高压输电技术应具备以下特点:
(1) 国家特高压电网网架可为实现跨大区、跨流域水火电互济、全国范围内能源资源优化配置提供充分支持以满足我国国民经济发展的需求;
(2) 国家特高压电网应满足大容量、远距离、高效率、低损耗地实现“西电东送、南北互供”的要求;
(3) 国家特高压电网应满足我国电力市场交易灵活的要求, 促进电力市场的发展[2]。
2) 特高压电网的特点根据我国未来电力流向和负荷中心分布的特点以及特高压交流输电和特高压直流输电的特点, 在我国特高压电网建设中, 将以1 000k V交流特高压输电为主形成国家特高压骨干网架, 以实现各大区域电网的同步强联网;±800k V特高压直流输电, 则主要用于远距离, 中间无落点、无电压支持的大功率输电工程。特高压电网的系统特性主要反映在技术特点、输电能力和稳定性三个方面。1 000k V交流输电中间可落点, 具有电网功能, 输电容量大, 覆盖范围广, 节省输电线路走廊, 有功功率损耗与输电功率的比值小, 输电稳定性主要取决于运行点的功角大小。±800k V特高压直流输电中间无落点, 可将大量电力直送大负荷中心, 输电容量大、输电距离长, 有功功率损耗与输送功率的比值大, 其输电稳定性取决于受端电网的结构[3]。
3 特高压电网绝缘特高压设备绝缘的主要特点
一是设备变得很重要。特高压线路输送容量可达500k W, 对设备的安全性、稳定性和可靠性提出了更高要求;二是设备尺寸比较大。杂散分布电容和局部发热对绝缘的长期稳定性形成威胁;三是运行电压高。为了降低设备尺寸和造价, 通过采用大容量高性能的避雷器等措施, 降低过电压水平和设备试验绝缘水平。特高压输电线路的绝缘可以分为两类:一类是导线与杆塔或大地之间的空气间隙, 另一类则是绝缘子。电压等级的提高使特高压输电工程对绝缘子有了更高的要求, 如防污闪、提高过电压耐受能力、高机械强度和降低无线电干扰等。
4 特高压电网的防雷与保护
4.1 输电线路的防雷与保护
1) 输电线路绕击由于特高压输电线路杆塔高度很高, 导线上工作电压幅值很大, 比较容易由导线上产生向上先导。特高压线路由于本身绝缘水平高, 反击网络的概率很小。但特高压线路高度大, 相导线电压高, 具有一定的迎雷特性。这些因素会使避雷线屏蔽性能变差。例如雷电活动不太强烈的前苏联的1 150k V特高压架空输电线路在不长的运行期间 (3 000km·a) 内已发生雷击跳闸21次, 跳闸率高达0.7/100km·a, 这比我国500k V输电线路的运行统计值0.14/100km·a高得多, 这些跳闸的基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。
2) 输电线路反击特高压架空输电线路从防止雷电绕击或反击来说, 同塔双回路自立式杆塔是不利的。作为保障特高压输电线路安全可靠运行的关键环节之一, 特高压输电的防雷至关重要, 可以从以下几个方面考虑。首先, 为避免特高压架空输电线路遭受雷电绕击的危险, 架设辅助屏蔽线的方法可适用于山区, 在平原与丘陵地带可通过减小避雷线保护角来避免危险。而且, 由于要防止雷电来临时雷电反击闪络率的增大, 根据雷电闪络率随杆塔高度增加而相应变大的规律, 拉线V型塔最好, 具体的放雷电反击措施要根据接地电阻的大小来定。另外, 要做到特高压输电的四道防线。防直击, 使输电线路不受直击雷;防闪络, 使输电线路受雷后绝缘不发生闪络;防建弧, 使输电线路发生闪络后不建立稳定的工频电弧;防停电, 使输电线路建立工频电弧后不中断电力供应。
4.2 变电站的防雷保护
变电站是电力系统重要组成部分, 如果在变电站发生雷击事故, 将对变电站的主设备形成较大的危害, 甚至可能会使变压器及其他主设备受损, 造成大面积的停电, 给社会及供电企业造成比较严重的影响, 因此要求变电站防雷措施必须十分可靠。变电站遭受的雷击主要来自两个方面:一个是由直击累过电压形成的雷电波和架空线路的感应雷过电压沿线路侵入变电站, 一个是雷直接击在变电站的设备上。变电站的防雷要做到:安装避雷针, 将雷吸引过来并安全导入地中, 将变电站所有电气设备和变电站进出线的最后一档线路都纳入避雷针的保护范围之内;在变电站的进线上装设阀型避雷器来防止雷电波的侵入, 限制被保护设备的过电压值, 从而起到保护变电站电气设备的目的;为限制流经避雷器的雷电流幅值和雷电波的陡度, 对变电站进线实施防雷保护;将变电站进行防雷接地, 它的目的是减少雷电流通过接地装置时的对地电位升高, 其接地是否良好, 直接影响防雷保护工作的效果[4]。
5 特高压输电展望
根据我国的电力发展规划, 到2020年我国发电装机容量将达到995.00GW。根据世界各电网的发展规律, 系统容量每翻两番就必须引进一个新的电压等级。考虑全国联网、西南水电外送、北部煤炭火电外送的需要, 500k V电压等级的输送容量和距离已不能满足需求[5]。而特高压输电具有“容量大、损耗低、距离远”等优势, 是实现能源资源优化配置的有效途径, 在优化我国能源结构的同时, 也能得到巨大的社会效益和经济效益。发展特高压电网能适应我国跨度极大的远距离、高容量的电力输送要求, 促进煤电就地转化和水电大规模开发, 实现跨地区、跨流域的水电与火电互济, 将清洁的电能从西部、北部大规模输送到中、东部地区。通过多年的研究, 一系列重点工程的实践, 证明了特高压输电技术在我国应用的可行性和可靠性。
随着我国电力制造业工艺水平和生产实力的提高, 国民经济进一步发展, 国家政策的大力扶持, 特高压技术必将发挥其优势, 更加适应电力现代化地要求, 开创电力工业发展新篇章。
摘要：我国电网当前的特点是发电能源与用电中心存在地理位置的差异, 特高压输电系统的建设可有效缓解这一难题, 以实现我国能源资源的优化配置。发展特高压输电既能满足持续增长的电力需求, 保障国家用电安全, 也是提高电网的安全稳定水平与执行西电东送战略的需要。本文介绍了国内外特高压输电的历史和研究现状, 根据我国未来能源流的要求及当前电网架构的问题总结出特高压电网的基本功能及特点, 特高压电网的绝缘和防雷保护, 特高压输电的展望等问题。
关键词：特高压,基本功能,绝缘,防雷与保护
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特高压直流输电发展分析 篇9
随着生活水平的不断提高以及经济的快速发展, 国内的用电量和用电需求呈现快速增长趋势, 而为了满足不断增加的用电需求, 我国持续增加电力装机容量。但是, 我国用电负荷和发电资源的分布呈现出不均衡性, 即西部和中部地区蕴涵丰富的发电资源, 而全国2/3的用电负荷却集中在中部和东部地区。因此, 跨区域远距离输电是提高电力资源利用率的有效途径。其中, 特高压直流输电 (Ultra High Voltage Direct Current Transmission, 简称UHVDCT) 以造价低、可靠性和稳定性高、输送容量大、输送距离远等特点得到了广泛关注。本文不仅对UHVDCT的基本概念、特点、研究方向进行了分析, 还对其发展前景进行了展望。
1 特高压直流输电的特点
直流输电是指通过换流器把发电机送出的交流电转换为直流电, 然后利用输电线路把直流电送到受电端的换流器, 换流器再把直流电转换为交流电。在交流输电中, 特高压是指1 000kV及以上的电压;而在直流输电中, 特高压是指超过600kV的电压。
1.1 优点
与交流输电相比, UHVDCT具有两个方面的优势:
(1) 技术优势。从技术层面来看, UHVDCT具有以下五个方面的优点:1) 稳定性强。交流输电系统中位于同路的发电机必须工作在同步状态, 而负荷的变化、输电距离的增加、相位的改变等因素都会影响同步, 甚至造成失步, 从而影响系统的正常运行。而UHVDCT并不需要考虑相位的变化等问题, 从而大大提高了输电系统的稳定性。2) 可靠性高。由于交流输电系统是一个三相平衡系统, 因此, 任一相的故障都会造成全线停电, 同时, 其所产生的故障电流可能会损坏高压载流设备。而在UHVDCT系统中, 即使其中一极出现故障, 另一极还可以与大地构成输电回路, 确保至少一半电能的输送, 从而大大增强了输电系统的可靠性。3) 调节快速, 管理方便。正常工作情况下, UHVDCT系统通过可控硅换流器能够实现对有功功率的快速调节, 确保电能的稳定输出, 而在发生故障的情况下, UHVDCT通过健全系统能够快速抑制次同步震荡与阻尼震荡。同时, UHVDCT系统支持非同步联网, 避免了故障传递而造成的大面积停电事故发生。4) 环境污染小。与交流输电相比, 直流输电的电磁辐射较小, 因此, 其所产生的环境污染和电磁干扰会更小。5) 输送距离大。由于交流输电线路中电容电流的大小与输电线路长度成正比关系, 因此, 为了控制电能损耗, 交流输电的长度不能够太大。而直流输电则没有这方面的限制, 从而能够实现更远距离的输电, 便于电能传输网络的优化。
(2) 经济优势。从技术层面来看, UHVDCT具有以下两个方面的优点:1) 线路造价低。与交流输电相比, 直流输电通常只需要两根导线, 而当使用大地或海水作为回路时, 其只需要一根导线, 从而能够极大地减少线路建设开支。此外, 由于电缆中绝缘介质的交流强度要弱于直流强度, 因此电缆所能传输的允许直流工作电压要高于交流工作电压, 那么, 在输电容量相同的情况下, 直流输电在电缆方面的投入要明显小于交流输电。2) 电能损耗小。在直流输电中, 集肤效应、容抗和感抗并不存在, 从而大大减少了电能损耗, 使得导线截面得到了更加充分的使用。同时, 直流输电所需的导线数要小于交流输电, 因此, 其电阻损耗也要小于交流输电。此外, 直流输电的电晕损耗也小于交流输电。
1.2 缺点
虽然UHVDCT具有如此多的优点, 但是也存在不少缺点: (1) 造价和运维费用问题。与交流变电所相比, UHVDCT换流站中的设备类型和数量会更多, 从而大大地提高了换流站的造价。同时, 换流站中设备众多, 运维更为复杂, 需要运维人员具有较高的素养, 从而增加了运维费用。 (2) 无功功率的消耗问题。在UHVDCT过程中, 广泛使用的晶闸管换流器会消耗大量的无功功率, 从而降低了电能的转换效率。 (3) 谐波问题。换流器两侧所产生的大量谐波电流会造成电容器与发电器的过热, 并且造成换流器控制不稳等问题。
2 UHVDCT的研究方向
目前, UHVDCT的研究主要集中在电气方面:
2.1 控制保护问题的研究
控制保护是直流输电工程的核心, 而控制保护涉及阀触发控制、控制保护系统、软硬件平台等方面。
2.2 电磁环境问题的研究
直流输电过程中所产生的电子辐射和噪声不仅影响着周围环境, 还干扰着设备的运行, 并损害着人们的健康。而在UHVDCT过程中, 其额定工作电压更高, 单回路线路走廊更复杂, 换流站中设备数更多, 从而使得电磁环境更加复杂。为了使得建成的UHVDCT系统能够满足国家规定的各项指标, 必须针对UHVDCT的电磁环境问题进行深入研究, 从而为环境保护投入、工程造价等问题提供参考。
2.3 绝缘配合问题的研究
在UHVDCT过程中, 静电吸尘效应更加明显, 绝缘子的污闪更加严重, 其所产生的污秽放电会严重影响输电系统的可靠性, 因此, 在UHVDCT系统建设的过程中, 必须根据实际情况, 选择合适的绝缘配合。
2.4 电晕放电问题的研究
UHVDCT线路正常工作时所产生的电晕放电不仅会造成功率损失, 还会对环境产生影响, 因此, 应通过对UHVDCT线路电晕特性的研究, 指导输电线路和绝缘装置的研发, 以减小电晕放电的不良影响。
3 UHVDCT的发展前景
UHVDCT技术起源于20世纪60年代, 其中, 1990年完成的巴西—巴拉圭输电工程是全球首个±600kV超高压直流输电工程。而我国也在2009年建成了向家坝—上海的±800kV特高压直流输电线路。截至2014年年底, 我国已建成的特高压直流输电线路还有哈密南—郑州、锦屏—苏南以及云南—广州, 从而使得特高压直流线路的总长度超过6 000km, 换容容量也超过了430 MW。同时根据国家的相关规划, 2020年特高压跨区输电能力将比2015年增加一倍, 其中新增的输电线路多以特高压直流输电为主。由此可见, UHVDCT在远距离输电和联网中将得到更加广泛的使用。
参考文献