直流融冰

2024-06-10

直流融冰（精选7篇）

直流融冰篇1

1 引言

输电线路覆冰是电力系统电网的重大自然灾害之一。我国南方地区冬季气温低, 雨水多、空气湿度大、特别在海拔300~1000m左右的地区很容易结冰。仅2003年, 由于覆冰引起的110~500k V输电线路跳闸79次, 其中500k V线路跳闸13次, 由于覆冰引起的110~500k V线路非计划停运47次。2004年12月~2005年2月, 我国华中电网出现大面积冰灾事故, 仅湖南省就有700多万人受灾, 直接经济损失超过10亿元。尤其2008年冬季, 我国湖南、湖北、贵州、江西、云南、四川、河南和陕西等省都曾发生过输电线路覆冰事故, 覆冰事故已严重威胁了我国电力系统的安全运行, 并造成了巨大的经济损失。

2 输电线路覆冰带来的危害

通过对导线覆冰进行分析, 可得到输电线路覆冰的危害具体如下。 (1) 过荷载。导线覆冰厚度的实际重量超过设计值很多, 从而导致架空输电线路出现机械和电气方面的事故。 (2) 非同期脱冰或不均匀覆冰事故。相邻导线不均匀覆冰或非同期脱冰产生张力差, 使导线、地线在线夹内滑动, 严重时将使导线外层铝股在线夹出口处全部断裂、钢芯抽动。 (3) 绝缘子串冰闪事故。绝缘子覆冰或被冰凌桥接后, 绝缘强度下降, 泄漏距离缩短, 融冰时绝缘子的局部表面电阻增加, 形成闪络事故, 闪络发展过程中持续电弧烧伤绝缘子, 引起绝缘子绝缘强度降低。 (4) 导线覆冰舞动事故。导线因不均匀覆冰而在风的作用下产生舞动, 覆冰导线的低频高幅舞动造成金具损坏、导线断股、相间短路、杆塔倾斜或倒塌等严重事故。

3 目前国内常用的融冰办法

国内外除冰防冰技术多达30多种, 按其工作原理可大致分为热力融冰法、机械除冰法、自然被动法、化学涂料法等等, 就融冰技术而言, 目前主要是指各类热力融冰方法。 (1) 三项短路融冰法。将融冰线路的一端三相短路接地, 在另一端施加合适的融冰电源, 由较大的短路电流加热导线, 使之达到融冰的温度。计算表明, 用35/220k V系统作为融冰电源, 可融冰线路最长分别不超过25/169km。而用500k V作融冰电源, 线路长度基本可满足要求, 但需要系统提供2000Mvar以上的无功功率, 而一般变电站却无法提供如此巨大的无功储备。此外, 三相短路融冰法的前期准备工作量很大, 融冰所耗费的电量也很可观, 通常都在数万k Wh以上。 (2) 利用直流加热线路融冰。直流电流产生的热量必须大于导线散热和融冰热量之和, 覆冰才能融化。常用的直流融冰电源有固定式直流电源、站间移动式直流电源和发电车移动式直流电源。上述直流融冰电源具有接线不需经过任何站内原有正常运行的设备, 装置在融冰工作时所产生的直流电流对站内原有设备不会造成影响;接线方便;无功容量需求不大的优点, 同时也存在引起35k V侧谐波电压和电压畸变率的不足。 (3) 交流短路电流融冰。交流短路电流融冰是将融冰线路的一端三相短路, 而在另一端提供融冰交流电源, 以较大短路电流来加热导线, 使依附在导线上的冰融化。输电线路的短路融冰操作性质属于事故处理, 值班调度员临时拟写操作指令票, 安排电网运行方式, 临时将输电线路上的用户转移到其他线路上供电。其缺点是操作任务多且很复杂, 往往一条输电线路融完冰要几个小时到十几个小时, 如果这期间线路不堪重负发生倒杆断线, 则将前功尽弃。

4 直流融冰技术及其关键问题

从原理上看直流融冰技术是将覆冰线路作为负载, 施加直流电源, 用较低电压提供短路电流加热导线使覆冰融化。其主要方法包括采用发电机电源整流的直流融冰方案和采用系统电源的融冰方案。当采用发电机电源整流的直流融冰方案时, 发电机出口经旁路到整流装置, 带线路融冰, 其中整流装置采用不可控整流方式。由于整流采用不可控三相整流, 其整流脉系数较小, 发电机相当于带整流电阻性负载, 对发电机不会产生其它影响。采用此方案, 除整流装置、引出配电装置需要重新设计配置外, 可借用发电机励磁控制系统实现零起升压、升流。其保护也可采用发电机保护和励磁系统保护, 大大减少投资, 但其限制条件为机组的容量与融冰所需的容量之间的差异。当采用系统电源融冰方案时由系统提供电源, 经整流变压器、整流装置, 带线路融冰。

就实用性而言, 直流融冰技术还不完善, 在多个方面尚需进一步研究, 直流融冰技术还需解决以下三个关键技术问题。 (1) 优化直流供电装置的电源结构; (2) 恰当选择直流装置的容量; (3) 非融冰季节直流装置的利用; (4) 移动式直流融冰装置的深入研究。

5 结论

本文探讨了直流融冰技术及其几个关键问题。目前, 直流融冰技术发展相当迅速, 已经成为国内融冰技术的主要手段。直流融冰装置发展需要进一步研究, 比如可以与无功补偿装置联合, 在融冰季节起到融冰的作用, 在非融冰季节可起到无功补偿的作用。另外, 可深入对移动式融冰装置的研究。以上两点是直流融冰装置的良好发展趋势。

参考文献

[1]山霞, 舒乃秋.关于架空输电线除冰措施的研究[J].高电压技术, 2006, 32 (4) :25-27。[1]山霞, 舒乃秋.关于架空输电线除冰措施的研究[J].高电压技术, 2006, 32 (4) :25-27。

[2]覃晖, 邓帅, 黄伟, 张婧.南方电网输电线路融冰措施综述[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (24) :231-235.[2]覃晖, 邓帅, 黄伟, 张婧.南方电网输电线路融冰措施综述[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (24) :231-235.

[3]许树楷, 赵杰.电网冰灾案例及抗冰融冰技术综述[J].南方电网技术, 2008, 2 (2) :1-6.[3]许树楷, 赵杰.电网冰灾案例及抗冰融冰技术综述[J].南方电网技术, 2008, 2 (2) :1-6.

昭通电网直流融冰装置应用篇2

1.1 直流融冰原理

直流融冰电源装置利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。直流电流产生的热量必须大于导线散热量和融冰热量之和, 覆冰才能融化。这要求:

1) 线路所通融冰电流I需要达到一定的数值。

2) 融冰电流确定以后, 融冰装置的电源容量P1对应一定长度的线路R, 并且装置的电压也受到I×R的限制。

总之, 直流融冰电源可调节直流输出电压, 对不同线径和长度的线路采用不同融冰电流, 融冰时对系统冲击小, 需要的倒闸操作少。

1.2 系统电源融冰方案

此方案由系统提供电源, 经整流变压器、整流装置, 带线路融冰。要完成三相线路融冰需要2到3次倒换操作。

2 融冰装置接入系统方案

2.1 昭通电网概况

2.2 具体接入系统方案

220kV大关变电站直流融冰设备主要由35kV 335出线间隔、融冰专用整流变压器、直流融冰装置、直流融冰母线构成。

移动式移动融冰装置交流侧电源由 35kVI 段母线提供, 35kVI 段母线经335 出线间隔与整流变压器连接, 整流变压器再与直流融冰装置连接, 融冰装置将交流电转换为直流电, 转换为直流后经过直流融冰母线再通过临时引流线与被融线路连接, 就可以对各条220kV、110kV 线路进行直流融冰。融冰装置主接线图见图2。

融冰整流装置对三相线路采用的融冰方式为:退出运行的线路, 将三相并联通过三相线路的自动切换装置, 由控制装置来自动切换三相线路连接到整流装置, 保证三相线路均衡融冰, 切换过程中整流装置及开关的操作可由手动或自动顺序控制来实现。这种融冰方式的特点是三相线路融冰程度均衡, 不会产生三相导线的张力差并对杆塔造成影响。

3 直流融冰方案计算

3.1 运行参数理论计算值

根据大关变电站的系统及交流线路的具体参数, 直流融冰装置的运行参数的理论计算结果如下, 其中最小融冰电流均为1.2倍10mm冰的最小融冰电流:

3.2 仿真计算结果

以220kV大镇线为例, 分析结果如下:

由于大镇线线路较长, 根据理论计算, 融冰装置按照1-1方式运行时无法达到1044A的最小融冰电流, 在融冰时应采用1-2方式运行。

通过同样的方法对220kV大镇线+镇威线, 220kV昭大I回、220kV昭大II回、220kV大盐线进行分析, 由仿真计算结果可知:不装设交流滤波器对融冰装置本身的稳定运行没有影响, 系统侧电压、电流谐波较小。35kV侧电压谐波基本满足相关的国家标准, 部分线路融冰时35kV侧的电流谐波略超过相关国家标准, 但由于本身谐波电流不大, 对主变影响较小;并且, 考虑到作为直流融冰是短时间运行工况。因此大关站直流融冰装置运行时不必加装滤波器等补偿设备。

4 直流融冰系统调试试验

4.1 调试依据

试验依据相关标准。

4.2 调试项目

4.2.1 不带电顺序操作试验

在工作站对直流融冰装置的隔离刀闸、接地刀、断路器进行单步操作。

4.2.2 不带电跳闸试验

利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。

4.2.3 充电试验

利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。

1) 合整流变与35kV母线连接断路器, 向整流变压器和换流阀组充电。

2) 充电5分钟后断开换流阀和35kV母线连接断路器。

3) 将直流融冰装置转为检修状态。

4) 检查集装箱内和整流变压器有无损伤痕迹。

5) 重复1-4两次。

4.2.4 抗干扰试验

在直流融冰装置一次设备带电、二次设备盘柜全部带电的状态下, 在距盘柜前/后门正前方20厘米处, 在开门和关门两种状态下, 手持站内通讯用步话机/手机通话。步话机的发射功率应在3～5 瓦范围内。

4.2.5 带融冰线路小电流试验

1) 将直流融冰装置操作至准备解锁状态。

2) 在最小直流电流定值 (400A) 下解锁换流器。

3) 在控制保护系统中校核各交/直流电压信号、各交/直流电流信号。

4) 停留10分钟后闭锁换流器。

5) 断开换流阀和35kV母线连接断路器。

6) 将直流融冰装置转为检修状态。

7) 检查集装箱内无损伤痕迹。

4.2.6 带融冰线路大电流试验

1) 将直流融冰装置操作至最小直流电流 (300A) 运行工况。

2) 在工作站上设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为800A, 启动电流上升指令, 在上升至400A的过程中试验“暂停”功能。

3) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1000A, 启动电流上升指令。

4) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1200A, 启动电流上升指令。

5) 在电流为1200A状态下停留10-20分钟, 密切监视线路、金具、接头和直流融冰装置各设备的温度, 如有异常, 立即停止试验。

6) 设定直流电流升/降率为400A/Min, 直流电流指令为300A, 启动电流下降指令, 在下降至1000A的过程中试验“暂停”功能。

7) 在300A停留2-5分钟后手动闭锁直流融冰装置。

4.3 调试结论

21MW站间移动式直流融冰装置现场系统调试共进行不带电顺序操作试验、不带电跳闸试验、充电试验、抗干扰试验、带融冰线路小电流试验、带融冰线路大电流试验等6个项目。融冰装置各项功能满足规范要求, 可以投入现场运行。

调试中融冰试验电流稳步升至1200A, 试验线路、金具、接头和直流融冰装置各设备运行正常, 220kV昭大二回线路温升达到35摄氏度。21MW站间移动式直流融冰装置实际运行的参数和设计参数基本吻合。通过阻波器升流试验, 对于昭通电网来说, 验证了在阻波器参数满足要求的情况下, 可以通过直流电流, 融冰期间可以不用短接阻波器, , 这项工作极大的节省了融冰前的装备时间及工作量。

4.4 实际融冰效果

昭通覆冰在线监测系统显示220千伏昭大Ⅰ回线覆冰厚度达21.5毫米, 启动直流融冰工作。覆冰全部脱落, 融冰成功。

5 结束语

直流融冰系统的投运极大地增强了昭通地区线路抗覆冰能力, 增强了昭通电网抵御冰灾的能力, 该套系统投运, 将对昭通电网冰灾中保证供电, 避免电网受损提供了有力手段。

参考文献

[1]蒋兴良, 易辉.输电线路覆冰及防护[M].北京:中国电力出版社, 2002:153-187.

[2]李再华, 白晓民, 周子冠, 胡志军, 许婧, 李晓珺.电网覆冰防治方法和研究进展[J].电网技术, 2008, 32 (4) :7-13.

500kV直流地线融冰方法篇3

某±500 k V同塔双回直流输电工程, 是我国第一个两回直流线路同塔架设、换流站同址建设的直流输电工程, 该系统是我国目前输电容量最大的高压直流输电系统。线路途经10 mm、15mm、20 mm、30 mm四个冰区。为提高线路抗冰能力, 加装地线直流融冰装置, 地线进行了相关改造, 地线覆冰严重时, 可对802 km架空地线和395 km光纤复合地线 (OPGW) 进行融冰。

到目前为止, 国内外已报道的除冰防冰方法约30多种, 可分为4类:热力防冰法、机械除冰法、自然脱冰法和其他防冰法[1]。

直流融冰是广泛应用的有效的热力防冰法, 根据不同的条件可以采用不同形式和不同容量的直流融冰装置[2]。

1 换流站直流融冰装置

某换流站融冰装置额定输出容量:60 MW, 额定输出电压:±20 k V DC, 额定输出电流:1500 A。主要设备包括:35 k V油浸式整流变压器, 12脉动整流阀组及水冷设备, 23 m H平波电抗器, 开关刀闸设备, 控制保护设备及后台监控系统。主接线见图1.

直流融冰是将交流电流通过大容量电力电子设备转化为直流电流来加热覆冰线路, 融冰电流和融冰时与各参数之间热平衡关系式如下:

I-融冰电流;

R0-电阻;

Q1-被融化部分的冰的温度从Te (结冰时外界温度) 升温到T0 (导线融冰温度) 吸收的热量;

Q2-融化冰所需吸收的热量;

Q3-未被融化的冰温度变化吸收的热量;

Q4-导线温度从从Te升温到T0所吸收的热量;

Q5-冰表面散失的热量。

当导线上通过的电流I, 大于上式计算的临界融冰电流Ic。经过时间t, 导线上冰层融化并脱落, 达到融冰的目的。融冰电流与融冰冰厚、时间、风速及环境温度有关, 计算条件取环境温度-5℃、风速5 m/s、冰厚10 mm~15 mm、融冰时间1小时。

2 架空地线直流融冰

2.1 架空线路直流融冰

融冰装置接入交流线路的示意如图2所示, 利用直流融冰装置将站内交流电源整流为直流电源, 然后接入线路的任意两相, 并同时在线路对侧将两相线路短接, 形成一个闭合回路, 由于线路电阻的存在, 融冰装置输出的直流电压将产生一个通过线路闭合回路的直流电流, 由于线路短接, 回路电阻较小, 线路电抗近似为零, 因此, 只需要较小的输入电压, 线路上即可流过很大的直流电流, 利用电流的热效应, 即可将导线上的覆冰融化。

2.2 直流地线直流融冰实施

架空地线的主要作用是对架空线路进行防雷保护, 架空地线一般多点接地, 使得雷电流能够更好的泄放, 融冰的架空地线 (含OPGW地线) 需要改造成绝缘地线, 同时在地线绝缘子两端并联放电间隙, 使得在覆冰停运情况下, 地线处于绝缘状态, 从而可以对其加直流电压进行融冰。而在正常工作情况下, 当线路遭受雷击时, 绝缘间隙能够及时击穿, 地线优于导线对雷电荷进行先导放电, 达到防雷目的。

地线融冰时, 不能向线路融冰一样在线路对侧将两相线路短接形成回路, 需要输电班人员在架空地线与极线间临时短接形成回路, 才能进行融冰。

直流地线融冰段线路长度长, 如果采用全线路串联一次融冰, 地线融冰电压需要约240 k V, 地线绝缘难以实现, 必须采取分段并联融冰, 融冰时利用导线作为汇流母线, 地线采用并联接线方式, 见图3和图4。

2.3 融冰地线接线方案

1) 普通地线侧融冰接线:融冰段普通地线802 km, 电阻923.4Ω, 分为12段, 每段约为77Ω, 一次融冰最多可以3段并联。若全部普通地线需进行融冰, 需融冰4次, 每次并联3段融冰;也可根据覆冰情况选取任意小于等于3段的地线进行融冰。

2) 光纤复合地线侧融冰接线:融冰段OPGW共394.7 km, 电阻195Ω, 分为4段, 每段电阻约为65Ω, 一次融冰最多可以4段并联。若全部OPGW地线需进行融冰, 需融冰1次, 每次并联4段融冰;也可根据覆冰情况选取任意小于等于4段的OPGW地线进行融冰。

3) 融冰时, 需通过输电线路地线温度和电流监测装置检测地线融冰电流及温度。电流及温度控制见表1。

3 地线融冰改造

3.1 地线绝缘

一般500 k V线路的地线采用逐塔接地或分段绝缘一点接地的方式, 绝缘的间隙取20 mm左右, 运行表明, 这样的地线运行方式满足地线的防雷要求。±500 k V牛从直流线路架空地线原设计是逐塔接地的, 地线要实现融冰, 必须将全线地线绝缘起来, 地线悬垂串及耐张串均要加装绝缘子, 改造前后的绝缘子见图5、图6。

地线融冰关键要尽量减小地线融冰电压, 并与地线绝缘子 (间隙) 绝缘水平配合, 以实现地线绝缘, 另外在雷击时, 地线的绝缘间隙在雷电先驱放电阶段即被击穿而使地线呈接地状态, 因而不影响其防雷功能;在导线发生单相接地故障时, 地线间隙击穿, 起到分流的作用。

3.2 地线绝缘子间隙距离配置

直流线路悬垂、耐张绝缘子间隙为可调式, 调整范围为20 mm~120 mm, 其中, 10 mm、15mm冰区地线悬垂绝缘子间隙按60 mm考虑, 耐张绝缘子按80 mm考虑, 20 mm、30 mm重冰区地线悬垂、耐张绝缘子间隙均按100 mm考虑, 同时根据沿线电压分布, 各融冰区段两端各约20%范围内的绝缘子间隙取值适当提高 (提高10mm) , 间隙水平布置。将来可根据防冰、防雷等运行效果进行优化调整绝缘子间隙[3]。

3.3 安装地线融冰刀闸

对±500 k V牛从直流绝缘后的线路防雷性能进行了研究。研究得出:

1) 线路正常运行时, 直流线路正负极均运行, 绝缘地线的感应电压较小;当线路单极运行时, 尤其是双极并联大地回线方式, 地线上的感应电压较大。地线首尾两端均接地时, 其感应电压较小, 小于3 k V;地线不接地 (悬空) 的感应电压最大, 最大为18.8 k V。

为便于地线的运行维护, 需要降低感应电压, 可将地线在每一个融冰分段处将地线首尾两端接地, 地线感应电压可降至1 k V以下。

2) 直流线路接地故障时, 地线上的感应电压在200 k V (峰值) 以上, 100 mm的地线绝缘子间隙可以击穿。

3.4 安装地线融冰操作装置

为满足地线融冰操作的要求, 还需配置融冰操作装置 (导、地线临时搭接线) 。

3.5安装OPGW光电分离接续盒

OPGW光电分离接续盒是实现OPGW绝缘运行的核心设备, 在OPGW线路融时起到关键作用, 具备两个功能:一是将两端的OPGW外包铠装层电气隔离并使得OPGW与铁塔绝缘, 二是熔接两端的光纤。

4 结束语

按照上述方法, 对多条线路成功开展了融冰, 均采用固定式融冰装置直流融冰方式, 有效地保证了输电线路在覆冰期间的安全。

参考文献

江西省电网直流融冰计算研究篇4

2008年1月中旬至2月初的冰雪灾害是江西电网最严重的一次自然灾害,持续的雨雪冰冻天气造成大范围故障跳闸、导线舞动、覆冰闪络及倒塔断线等事故,使江西电网面临前所未有的严峻形势,防冰除冰研究刻不容缓。在目前国内外应用比较成熟的除冰方法中,采用交流短路电流融冰是较为有效和可行的方法。但交流线路电抗的存在,使超高压线路的实际融冰功率只有变压器视在功率1/10~1/20,因此,在实施交流短路电流融冰时往往存在融冰电源容量远远不足的问题。通过大量的实践经验的总结采用直流融冰是一种切实可行、经济有效地防止冰灾事故发生的技术方法和措施[1]。开展直流融冰电流和融冰时间与各影响参数关系的研究是合理设计直流融冰装置、因地制宜实施融冰方法的技术基础和必要保证,对于今后防止发生类似今年的大面积冰灾事故具有非常重要的工程应用价值和社会意义。

1 直流融冰临界电流计算模型研究

1.1 导线表面热平衡分析

为了得到导线表面热平衡方程的具体形式,需作如下简化和假设[2,3]:1)导线是外径为Dc的水平放置的圆柱体,且不考虑绞线对导线表面的影响;2)导线通过电流时发热均匀,且忽略导线的内热阻,认为导线温度均匀一致,无通过导线的导热;3)含有过冷却液滴的湿空气从无限远处匀速流向导线;4)由于导线覆冰过程十分缓慢,故在进行传热分析时,可将导线覆冰过程视为准平衡过程。基于以上简化和假设,导线覆冰时的表面热平衡方程如式(1)所示:

式中:QJ为导线电流产生的焦尔热流密度;QC为导线表面和空气间的对流换热密度;QE为导线表面因水分蒸发而产生的潜热损失;QW为将过冷却水滴加热到表面温度所产生的显热损失;QS为导线与外界环境之间的辐射换热损失。(以上各项单位均为J/m2·s)

1.2 直流融冰临界电流模型

方程(1)中的各项热流密度可由式(2)~(8)计算[2,3]:

(a)焦耳热流密度(QJ)

式中:μ为单位长度导线的直流电阻(Ω/m);I为导线电流(A);Dc为导线外径(m)。

(b)对流换热密度(QC)

式中:h为空气与导线间的对流换热系数。

式中:λa为空气导热系数(W/m·k);Nu为努塞尔系数;ts、t分别为导线表面温度和空气温度(K)。

(c)蒸发潜热(QE)

式中:E为液滴总体收集系数;va为空气速度(m/s);LV为水的气化潜热,LV=2.26×103(k J/kg);wE为导线表面蒸发的过冷却液滴含量。

其中:P为标准大气压,P=1.013 25×105(Pa);ets为在ts℃时,导线表面的饱和蒸汽压;et为在t℃时,湿空气的饱和蒸汽压;ca为空气的定压比热容,ca=1.006(k J/kg·K)。

饱和蒸汽压的计算采用LOWE公式[4]:

式中:T单位(K);et单位(mb);a0~a6为多项式系数,见表1。

(d)辐射换热(Qs)

在不同文献中,辐射换热Qs的计算公式略有不同。刘和云等计算该项热流密度时,采用如下公式:

式中:ε为导线表面黑度(新线0.23~0.43,旧线0.9);σ为Stenfan-Boltcomann常数,σ=5.67×108(W/m2·K4)

(e)升温显热(Qw)

式中:LWC为湿空气含湿量(g/m3);cw为水的定压比热容,cw=4.18(k J/kg·K)。

(f)液滴撞击动能及空气动力热能

导线覆冰时参与其表面传热过程的液滴质量流包括QW、QE及进入控制体的液滴质量流所携带的动能项。同时,当空气流过导线时会与导线表面发生磨擦而产生热量,这种热量与空气速度的平方成正比,即热量将随空气速度的增大而呈指数增加,而式(1)中也没有体现这一热流量。所以,为了在导线覆冰条件下,使其表面热平衡方程更准确地反映实际情况,需要考虑上述两项热流项,即QK、QV[5,6]。

将上述各式代入式(1)中,即可得到临界电流Ic的表达式:

由式(9)可以看出,临界电流值主要取决于外部气象条件和导线本身的物性参数。一般来说,线路一旦铺设,导线型号基本不会改变,所以只要知道覆冰时导线所处的气象条件,即可确定临界电流值。

2 直流临界融冰电流的影响因素研究

文章分别模拟了线型、冰厚、温度、风速对临界融冰电流的影响,如图1~4所示。在相同冰厚、环境温度及风速下,随着线径的增粗,由于导线直流电阻的减小,所需的导线临界融冰电流成比例增加。在相同线径、环境温度及风速下,覆冰厚度越厚导线所需的临界融冰电流有所增加,但增加幅度不大,主要原因在于导线表面热平衡吸、散热与冰厚关系不大。由于风速及环境温度对导线表面吸、散热关系较大,在相同线径、冰厚及环境温度下,风速对导线临界融冰电流影响较大,风速越快导线所需的临界融冰电流越大。在相同线径、冰厚及风速下,环境温度对导线临界融冰电流影响较大,环境温度越低导线所需的临界融冰电流越大。

3 江西省电网110 k V、220 k V、500 k V典型输电线路直流融冰计算结果

采用两相串联方式进行融冰,江西电网110 k V典型线路型号为LGJ-240/40,此型号导线10~60 km所需的临界融冰电流(临界融冰电流条件是:温度-5℃,风速5 m/s,覆冰厚度为10 mm)为600 A,临界融冰电源容量为0.87~5.2 MW。220 k V典型线路为LGJ-2×240/40,此型号导线所需的临界融冰电流为1 196 A,60 km 220 k V线路最小融冰电源容量为10.4 MW。江西省网500 k V输电线路典型线型为LGJ-4×400/35,100 km所需的临界融冰电流为3 515 A,最小融冰电源容量为43.292 MW。

摘要：简述了江西电网开展直流融冰研究的目的及意义,建立了直流融冰临界电流计算模型,分析了线径、冰厚、风速及环境温度对临界融冰电流的影响,并根据江西电网110kV及以上输电线路参数进行仿真计算,得出江西电网典型110kV、220kV及全省网500kV输电线路融冰电流、功率选择方案。

关键词：直流融冰,临界电流,输电线路,影响,功率

参考文献

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高压直流融冰的地线节能改造研究篇5

近年来,随着传输容量和电压等级的提升,架空地线的损耗越来越显著。按国内目前电力总容量估算。全国每年地线电能损耗将达百亿千瓦时[1]。而且地线上如果经常有感应电流通过,会造成地线及部分输电设备发热老化,将会影响它们的寿命[2]。架空地线直流融冰时,为了满足融冰的要求有些线路需要把地线更换成OPGW的地线,这更增加了地线的电能损耗。

为了精确计算架空地线的电能损耗,文献[3]提出了大地分层结构模型的架空地线电能损耗计算方法,文献[4]提出了将线路逐档建立模型的电能损耗计算方法。但大多数架空地线电能损耗计算方法通常把两架空地线型号、参数视为相同,尽管考虑了线路的实际连接方式,如地线分段绝缘、换位和接地方式等,但和实际线路差别较大。综上所述,为了减少地线电能损耗,避免线路重复投资改造,在架空地线直流融冰时,进行了地线绝缘化改造;为了提高地线损耗计算的精确度,提出了采用PSCAD仿真和数值计算相结合的方法;提出了分段、分架空地线型号和参数的工程数值计算方法,并论证了节能改造的实际效果。

1 架空地线电能损耗计算方法

1.1 理论分析

架空输电线路系统正常运行时,因架空地线自身与输电导线间存在耦合作用而产生感应电压,通常架空地线与相线间并不完全对称使得两根架空地线上的感应电压不相等,所以在该感应电压作用下,两条架空地线之间和架空地线与地之间存在电流通道[5],从而造成系统正常运行时的不必要电能损耗。这是任何一个电力系统都想避免的。

1.2 计算方法

根据两根导线与大地回路的阻抗计算方法得到正常时两架空地线间的互阻抗为

Zmn=0.05+0.145jlg(Dg/dmn) (1)

式(1)中,Zmn单位为Ω/km,Dg为地中电流的等价深度,单位m,数值大小由土壤电阻率和电流频率决定,由计算大地电感时Carson积分公式[6]给出。

$D_{g} = D_{a g}^{2} / r_{g} = e^{0.616} \sqrt{\frac{ρ}{ω μ_{0}}} \approx 660 \sqrt{\frac{ρ}{f}} (2)$

式(2)中,ρ为大地电阻率,Ω·m;f为电流频率,Hz;μ0为真空磁导率,μ0=4π×10-7 H/m;dmn为线间距离,m。

两根导线与大地回路的等值计算模型如图1所示。

由Zmn公式可算出架空地线上每千米的电磁感应电动势[7]

E1=0.145jIa(αlg(d1a/d1b))+α2lg(d1a/d1c) (3)

E2=0.145jIa(αlg(d1c/d1b))+α2lg(d1c/d1a) (4)

α=ej120 (5)

式中d1a、d1b、d1c为避雷线1与导线a、b、c 之间距;Ia为A相电流值;电动势单位为V/km。由上E1、E2的公式可以看出,输电线路正常运行时两架空地线上的感应电压并不相等,在两架空地线之间会形成环流。其计算公式为

$Ι_{Μ} = \frac{E_{1} - E_{2}}{2 (Ζ_{11} - Ζ_{m n})} (6)$

式(6)中:Z11为架空地线的自阻抗。其计算公式由卡尔逊公式给出。

$Ζ_{11} = R + 0.05 + 0.1445 j l g (D_{g} / r) (7)$

计算模型如图2所示。

r为架空地线半径。单根架空地线的入地电流计算公式为。

$\begin{array}{l} Ι_{L} = \frac{Ζ_{\sum} E_{1} - Ζ_{m} E_{2}}{Ζ_{\sum}^{2} - Ζ_{m}^{2}} Κ (8) \\ Ζ_{\sum =} Ζ_{11} + Ζ_{t} / L (9) \end{array}$

式中:Zt为接地电阻;Zm为避雷线间或避雷线与导线间的互阻抗,系数K由架空地线的排列方式给出。当架空地线和导线都不换位时K=1,当导线换位时,K=(la+lbα+lcα2)/l,la、lb、lc为导线a依次占据a,b,c位置的累计长度, α=ej120。

为了提高数值计算的精确度可以采用EMTP仿真和数值计算相结合的方法。根据实际线路建立模型通过EMTP程序仿真,由阻抗矩阵计算出数值计算方法中所需的架空地线自阻抗、互阻抗和架空地线与三相导线间的互阻抗。

由以上公式可知即使正常运行时架空地线上的环流和入地电流都比较大,从而造成较大的电能损失。由于架空地线上的电能损耗主要是以热量的形式损失的,所以其环流产生的每公里的电能损失的计算公式为

$Δ Ρ_{Μ} = 2 Ι_{Μ}^{2} R_{1} (10)$

入地电流产生的每公里的电能损失计算公式为

$Δ Ρ_{L} = 2 Ι_{L}^{2} R_{e} Ζ_{11} (11)$

通常情况下实际输电线路中两根架空地线的型号和参数并不一样,加之输电线路和架空地线的换位排列情况不一样,所以需要分段、分换位情况计算架空地线的电能损耗。当输电导线和架空地线都换位时,单根架空地线入地电流计算公式为

$Ι_{L 1} = \frac{E_{1} + E_{2}}{2 (Ζ_{11} + Ζ_{1})} (12)$

总的入地电流为两根架空地线入地电流之和。通常情况下,计算单根架空地线的入地电流时,需按照实际线路排列情况确定K值。在不考虑杆塔接地电阻和杆塔电阻的情况下,架空地线的电能损耗计算公式为

ΔPL=I $_{L 1}^{2}$ ReZ11+I $_{L 2}^{2}$ ReZ22 (13)

当架空地线逐杆塔接地时,为了更精确计算入地电流产生的损耗,需考虑杆塔的接地电阻Rd和杆塔电阻Rt的影响,其计算公式为

ΔPL=I $_{L 1}^{2}$ Re(Z11)L+I $_{L 2}^{2}$ Re(Z22)L+(Rd/L)

(IL1+IL2)2L+(Rt/L)(IL1+IL2)2L (14)

2 减小架空地线电能损耗的方法

造成架空地线电能损耗的根本原因在于架空地线上感应出电压,同时又有电流回路,所以为了减小架空地线的电能损耗,可以从减小架空地线的感应电压和减小架空地线的感应电流两个方面考虑。为了减少架空地线上的电能损耗,20世纪80年代中期就提出了架空地线开环,分段绝缘的方法[8,9],后来又提出了在杆塔与接地电阻之间安装复合阻抗等减小地线损耗的方法[10]。在架空地线直流融冰时,对架空地线进行了绝缘化处理,融冰完成以后可以对架空地线采取适当的接地方式即可,而不需要再对架空地线逐杆塔接地。这既节省了投资,又减小了地线的损耗。

对架空地线绝缘化改造可以采用带有放电间隙的绝缘子进行支撑或挂吊,根据线路情况,合理设置绝缘子的击穿电压。绝缘化改造时,一般地线可以采用单点接地的方式,OPGW地线可以采用单点接地和全线绝缘的方式[11,12,13,14]。当然为了增加安全系数,消除跨步电压和接触电压,可以在变电站两段接地。全线绝缘和单点接地基本上都能降低架空地线的电能损耗。单点接地方式有三种情况,现选取其中一种来说明,如图3[15]。

在雷击和线路故障时, 绝缘子可通过放电间隙放电, 将大电流经铁塔引入大地。绝缘化改造后单点接地和全线绝缘时,两架空地线与地之间的金属通路断开,入地电流为零。一定长度的输电线路的节省电能计算公为

$Δ Ρ = Δ Ρ_{L} + Δ Ρ_{Μ} (15)$

节能百分数计算公式为

$Δ Ρ / % = \frac{Δ Ρ}{Ρ} \times 100 % (16)$

绝缘化改造后采取变电站两端接地的接地方式时,因为电磁感应电压及地线阻抗都与长度成正比, 故地线电流与两接地点之间的距离无关,所以变电站两端接地时两架空地线的损耗与逐塔接地时相比基本不变,只减少了杆塔和接地电阻上消耗的电能。一定长度的输电线路节省的电能为

$Δ Ρ = Δ Ρ_{L} (17)$

3 PSCAD仿真实验

根据一实际线路模型,通过PSCAD仿真程序研究了架空地线绝缘化改造后的输电线路系统正常运行时的架空地线上的入地电流。线路全长为64.027 km,导线半径为0.026 24 m,直流电阻为0.032 06 Ω/km。架空地线半径为0.005 75 m,直流电阻为1.087 7 Ω/km。

(1)架空地线没有采取绝缘化措施逐杆塔接地,输电导线和架空地线都不换位即换位系数K=1时,即使线路没有发生故障,也会有较大的入地电流流过杆塔,数值达到近百A,与上文理论计算值IL相符,所以为了减小电能损,耗输电线路和架空地线都有必要进行换位处理。仿真入地电流IL图4所示。

(2)当架空地线全线绝缘后采取单点接地时,地线与地之间没有电流通道,入地电流值接近于零。仿真的入地电流如图5所示。

(3)架空地线绝缘化后,采取两端接地方式,此时入地电流由输电导线和地线换位方式决定。当输电导线换位时,架空地线入地电流大小由地线换位系数K值确定。当K=0.4时,入地电流大小与下文算例相符。入地电流如图6所示。

4 算例

现以云南电网昭通地区架空地线绝缘化改造项目的两条线路来进行说明,对架空地线进行全线绝缘的处理后,两条线路都采取单点接地方式。现采用分段法分别计算这两条线路绝缘化改造后的节能百分数。

所有线路计算模型为:输电导线换位,架空地线换位系数K近似取值为0.4,杆塔接地电阻取值为0.05 Ω,杆塔电阻取值为10 Ω。其中220 kV杆塔模型如图7所示。

图中G1、G2为避雷线,C3、C4、C5为输电线路a、b、c三相,土壤电阻率为300 Ω·m,档距为2 km。

4.1 220 kV线路一节能计算分析

线路一容量为260 MVA,线路始端注入功率为p=200MW,功率因数为0.95,输电线路总长104.775 km,导线半径为0.026 24 m,直流电阻为0.032 06 Ω/km。架空地线参数如表1所示。

对线路一第一段架空地线,由式(1)分别计算得两根架空地线上每千米的感应电动势。

E1=-18.797 0 +22.792 3j;

E2=10.339 6 -27.675 3j。

由式(6)计算得两架空地线间的环流为

Im=-2.928 1 +24.319 8j。

由式(8)计算得架空地线入地电流为

Il=-17.338 4 +17.147 8j。

由式(10)计算两架空地线上的环流产生的电能损耗为4 203 W。由式(14)得到大地回路上的电能损耗为415 300 W。

对于线路一第二段架空地线由以上相同步骤计算得两架空地线上的环流产生的损耗为2 152.3 W,大地回路上的电能损耗为94 786 W。所以对线路一,绝缘化改造后变电站两端接地时,节省电能为516 441.3W,节能百分数为0.26%。

4.2 220 kV线路二节能计算分析

线路二容量为260 MVA,线路始端注入功率为p=200 MW,功率因数为0.95,输电线路总长78.108 km,导线半径为0.026 24 m,直电阻为0.032 06 Ω/km。架空地线参数如表2所示。

由以上相同步骤计算得第一段两架空地线上的环流产生的电能损耗为6 442.5 W,大地回路上的电能损耗为24 650 W。第二段两架空地线上的环流产生的损耗为1 539 W,大地回路上的电能损耗为7 583 W。第三段计算得环流损耗为:35 214 W,大地回路上电能损耗为:317 180 W,第四段计算得环流损耗为:2 388.7 W,大地回路上电能损耗为:26 566 W,所以线路二,绝缘化改造后单点接地时,节省电能为421 563.2 W,节能百分数为0.21%。

5 结论

(1)当两架空地线型号相同时,通过PSCAD仿真可以很精确地计算出架空地线的自阻抗、互阻抗、及架空地线与三相导线的互阻抗,这大大提高了架空地线损耗数值计算的精确度。当两架空地线型号不同时,需要修正数值计算公式,分别计算每根架空地线的电能损耗,才能达到实际工程计算的要求。

(2)通过PSCAD仿真程序分别对地线绝缘改造后全线绝缘、单点接地和两端接地的入地电流进行了仿真,结果和理论计算相符。

(3)直流融冰时,必须对架空地线进行绝缘化处理,才能满足融冰的要求。采用安装带放电间隙的绝缘子支撑或挂吊,可以实现全线的绝缘。融冰完成后,配合合理的接地方式,既保证了架空地线原有的作用和避免了线路的重复投资改造,又大大减小了架空地线的电能损耗,节能效果显著。

新型模块化多电平直流融冰装置篇6

2008年冰灾以来,输电线路冬季覆冰问题受到高度重视,兼有静止无功补偿器(SVC)功能的直流融冰装置成为研究热点,得到较大发展。2008年10月,南方电网公司福泉500kV变电站60MW固定式直流融冰装置通过现场试验[1,2];2008年12月,国家电网公司益阳500 kV复兴变电站120 MW固定式直流融冰装置通过现场试验[3]。直流融冰装置投运以来,在抗冰保电方面取得了良好的效果。但兼有SVC功能的晶闸管整流装置用于直流融冰时存在体积大、谐波污染严重以及拓扑切换复杂等不足,特别是用做移动式融冰装置时,这些问题尤为突出。

随着电力电子技术的进步,一方面在动态无功补偿领域,H桥链式静止同步补偿器(STATCOM)在体积、重量以及补偿性能上具有明显优势,正逐步取代SVC装置;另一方面,基于链式结构的半桥模块化多电平变流器(MMC)已应用于柔性直流输电领域并展现出技术优势。与链式STATCOM相比,MMC采用与之类似的模块串联结构,同时具备四象限运行能力,因而应用范围更加广阔[4]。

本文在电力电子新技术的基础上,结合直流融冰装置需兼顾动态无功补偿功能的应用需求,提出了一种采用双星接全桥型模块化多电平变流器(DSBC-MMC)的新型直流融冰装置。理论分析和数字仿真结果表明,基于DSBC-MMC的新型直流融冰装置具有以下技术优势。

1)输出直流电压、电流,可在0到额定值之间全范围连续调节。

2)多电平脉宽调制(PWM)整流,无需整流变压器,没有谐波污染,不需要无源滤波器。

3)结构简单,无功补偿模式和融冰模式无需进行拓扑结构切换。

1 直流融冰装置的技术需求

尽管与传统的交流融冰方案相比,直流融冰所需的电源容量较小,在经济性和技术可行性方面具有显著优势[5]。但由于融冰装置仅在冬季覆冰期才会使用,利用率低。为克服这一弊端,提出兼有SVC功能的直流融冰技术方案。

根据构成原理的不同,兼有SVC功能的直流融冰装置大致可分为晶闸管控制电抗器(TCR)型和可控整流器型2种[6,7],且在国内外都有实际工程应用。加拿大魁北克省和江西复兴站采用将直流融冰装置改造为TCR接线形式的SVC;俄罗斯和浙江金华站则采用整流桥直流侧经平波电抗短路的方法,将融冰装置改造为可控整流器型SVC[7]。

文献[6]中指出,TCR型直流融冰兼无功补偿装置在无功补偿与直流融冰2种模式下的主电路拓扑结构和控制方式完全不同。改变运行模式时,装置需退出运行以更改主电路接线和控制方式,功能切换复杂。而可控整流器型直流融冰兼无功补偿装置只需通过外部隔离开关的简单分合操作,就能实现无功补偿与直流融冰运行模式之间的切换,2种运行模式下的主电路拓扑结构和控制方式基本不变,切换操作灵活、便捷,装置运行的可靠性得到保证。

通过详细的计算发现,可控整流器型SVC运行时电压应力、阀损耗和谐波均明显大于TCR型SVC装置,且直流融冰兼无功补偿装置绝大部分时间运行于无功补偿模式[7],导致其综合运行效益大大降低。

综上所述,兼有SVC功能的直流融冰技术方案,在功能切换的便捷性与综合运行效益之间无法兼得。除此之外,无论以上何种SVC方案,都需要有整流变压器、平波电抗器以及无源滤波器,因而融冰装置体积庞大,且会对电网造成不同程度的谐波污染。

2 基于可关断器件的直流融冰方案

为了解决融冰装置的谐波和体积庞大的问题,采用可关断器件(例如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)等)和PWM技术成为必然的选择。

从提出兼有SVC功能的直流融冰技术方案以来,对直流融冰装置的功能和控制性能的要求也提出了更高的标准,根据现有的技术水平和实际的应用需求,应至少包括以下3个方面。

1)输出电流、电压应能够宽范围连续可调,从而满足不同类型导线和不同线路长度的融冰需要。

2)体积小、占地少、操作简便、维护量少。由于线路覆冰的不确定性,融冰装置应尽可能便于移动。

3)尽量减少谐波、噪声等对变电站和系统的不利影响,同时兼顾变电站动态无功补偿的应用需求,以提高设备利用率。

按照这一技术发展思路,文献[8]中提出STATCOM型直流融冰装置的方案设想。尽管STATCOM具有比SVC更好的谐波特性和动态无功补偿能力,但由于10kV以上中压STATCOM装置采用的H桥链式多电平结构,没有公共直流母线,无法输出直流高压,因而这种方案仅适用于0.4kV低压两电平系统,只能满足低压线路的融冰需求。文献[5]中提出采用柔性直流输电的技术方案进行直流融冰,但也存在明显的不足:无论是IGBT串联低电平方案,还是MMC多电平方案,其直流侧的工作电压都必须高于交流整流电压才能避免出现PWM过调制,即柔性直流输电技术方案中直流侧的输出电压只能在交流整流电压以上进行调节,可调范围非常有限,无法满足不同线路长度和不同类型导线的融冰需求。

在以上方案的基础上,文献[3,9-10]提出了一种基于直流斩波单元串联的电压源逆变器(VSC)型直流融冰装置。该装置通过移相变压器和PWM整流来克服谐波问题,利用单元串联实现直流高压输出,并通过采用斩波电路来保证输出直流电压宽范围连续可调。除融冰功能外,该装置还可作为柔性直流输电设备使用。该方案充分考虑了直流融冰装置的应用需求,有效避免了SVC型直流融冰装置存在的不足。但是使用移相变压器增加了装置的体积和占地要求,降低了灵活性。同时,三相PWM整流加直流斩波的单元结构过于复杂,成本高、损耗大、可靠性较差。另外,高频直流斩波电压连接于输电线路还存在电磁兼容风险。

本文在对比现行技术方案优缺点的基础上,提出一种新的直流融冰技术方案,采用全桥型MMC技术,将直流融冰装置和动态无功补偿装置相结合,不仅结构简单,无需整流变压器或移相变压器,而且操作便捷,功能切换时无需切换拓扑结构和运行模式,可实现交流侧的多电平输出,无谐波问题,无需加装滤波器。该方案具有占地小、重量轻、经济性好、运行效率高等诸多优点。

3 全桥型模块化多电平变流器

按照拓扑结构的特点,可将MMC分为4种类型[11]:(1)星接全桥型(SSBC);(2)角接全桥型(SDBC);(3)双星接半桥型(DSCC);(4)双星接全桥型(DSBC)。其中,前2种拓扑在中压动态无功补偿中作为链式STATCOM的基本拓扑被广泛应用;第3种拓扑则是柔性直流输电(VSC-HVDC)领域的2种主要技术方案之一;而第4种(如图1所示)仅是拓扑推演的结果,目前尚未有明确应用领域。

本文将全桥模块化多电平拓扑方案应用于直流融冰领域,研究表明DSBC-MMC不仅能满足直流融冰的各项技术要求,同时能够兼容变电站动态无功补偿的需求,实现了1套装置、2种功能的完美融合。

从拓扑结构来看,图1所示的DSBC-MMC相当于2台并联的星接链式STATCOM装置,不同之处在于将2台STATCOM装置的中性点分别引出作为直流输出端。与星接链式STATCOM装置的三端交流输出相比,DSBC-MMC有交、直流母线,从而可以同时传输有功和无功功率,实现四象限运行。

与柔性直流输电中采用的半桥MMC相比,DSBC-MMC具有类似的整体结构,不同之处在于将装置中的单元模块由半桥斩波电路改为全桥电路。在半桥MMC中,单元模块的输出电压中直流分量固定不变,而在DSBC-MMC中,单元模块的输出电压中的直流分量可任意调节,从而使装置具有直流输出电压连续可调的能力。

本文所提出的DSBC-MMC直流融冰装置相当于将链式STATCOM和MMC变流器相结合,使其具备交流侧为多电平PWM整流、直流侧输出连续可调直流电压的能力。该装置能够天然地兼容链式STATCOM的所有功能,不仅具备与MMC类似的高压直流输出端,还具有MMC所不具备的输出直流电压宽范围连续可调的能力,从而能够满足融冰装置的全部功能需求。

4 新型直流融冰装置的运行与控制

DSBC-MMC装置用于直流融冰和动态无功补偿功能的控制框图见图2。其中:Qset为无功功率指令;iQRef为对应的无功电流指令;iPRef为有功电流指令;iRef为总的输出电流指令;uU,uV,uW为三相输出电压指令;AVC表示自动电压控制。

基于DSBC-MMC的直流融冰装置的运行与控制技术包括系统级控制和装置级控制2个部分。系统级控制包括直流电压控制和动态无功控制;装置级控制包括直流总电压控制(电压外环)、交流电流闭环控制(电流内环)、零序电压注入、模块均压控制以及载波移相调制等。

系统级的直流电压控制用于生成装置直流侧的输出电压指令,由外部给定值Ud经过电压闭环控制得到。系统级控制以装置级控制为基础,首先通过装置级直流总电压控制将同一相所有模块直流电容电压之和稳定在设定值Udc,然后,系统级控制通过对每个模块的输出电压进行调制,使得装置的直流输出电压为:

式中:ds为模块输出直流分量对应的调制比。

动态无功控制用于生成装置交流侧输出的无功电流指令,分为2种方式:(1)根据变电站电压系统(AVC)的指令来实时给定;(2)通过设定无功—电压曲线,使装置根据交流母线电压的变化情况,自动调节输出的无功电流。动态无功电流指令通过装置级电流闭环控制来实现跟踪控制。

在装置级的控制方法上,DSBC-MMC与链式STATCOM及半桥MMC有诸多相似之处,如模块均压控制、环流控制、载波移相调制等,相关文献中已有广泛研究[12,13,14,15,16],本文不再赘述。但在输出直流电压控制方面,DSBC-MMC有其独特之处,本文围绕直流融冰装置的功能需求,着重分析DSBC-MMC装置中与输出直流电压调节相关的控制技术,主要包括直流电压调制、零序电压注入和功能切换等。

4.1 直流电压调制原理

DSBC-MMC直流融冰装置的接线如图3所示,三相桥臂的中点分别连接A,B,C三相交流电网;上、下桥臂的中性点MH和ML为直流侧正负母线,连接覆冰线路。如前所述,DSBC-MMC通过调整上、下桥臂的中性点MH和ML的直流偏移电位,实现可控的直流输出。

在链式MMC中,装置的交、直流输出电压由每个模块的输出电压叠加而成,同一相内各个模块的工作情况基本类似。不失一般性,以A相任意模块n为例,来说明DSBC-MMC输出直流电压、电流的基本原理,如图4所示。

图4所示为链式STATCOM和DSBC-MMC均采用的全桥模块。在链式STATCOM中,H桥模块的输出为正负对称的交流电压,不含直流分量,其输出电压的表达式为:

式中:Uan为单模块输出交流电压的幅值。

图3中所示的DSBC-MMC主电路中,MH和ML的直流电位偏移是串联模块输出电压叠加的结果,因而每个H桥模块的输出中既含有交流分量,也有直流分量。H桥模块输出电压的直流分量通过PWM来实现。对于A,B,C三相上桥臂的H桥模块,叠加幅值为Udn的直流分量,模块输出电压为:

式中:udcHn为上桥臂第n个模块的直流电容电压。

对于下桥臂的模块,直流电容电压为udcLn,叠加幅值为-Udn的直流分量,模块输出电压为:

各相上、下桥臂的输出电压为各自N个串联模块输出电压的叠加,其输出电压表达式为:

式中:X=U,V,W。

由于A,B,C三相上、下桥臂的输出电压中含有幅值相同的直流分量,UH,VH,WH之间以及UL,VL,WL之间的线电压不发生变化,因而其交流输出电流不受直流偏移电压的影响。

DSBC-MMC运行过程中,各相上、下桥臂输出的交流电流相等,同一相中上、下2个连接电抗上的压降相互抵消,因而上、下桥臂中性点MH和ML的电位差为:

即MH和ML之间的电压差仅含有直流分量Ud,其幅值为同一相所有模块直流偏移电压之和。

4.2 零序电压注入调制原理

在如图4所示的全桥模块中,若直流电容电压为Udcn,则模块的输出电压只能在-Udcn~Udcn之间变化。当输出电压中含有直流分量时,输出电压交流分量的幅值会受到影响。因而,与链式STATCOM的运行方式相比,在输出相同交流电压的条件下,DSBC-MMC需要更高的直流电压。在开关器件耐压一定的情况下,更高的直流电压意味着需要串联更多模块,无疑会增加装置成本。

本文借鉴两电平变流器中空间矢量脉宽调制(SVPWM)中的三次谐波注入原理,为DSBC-MMC设计了一种简单有效的零序电压注入方法,将三相电压调制波由正弦波变为“平顶波”,可有效提高装置的直流电压利用率,且能够获得最大的直流电压偏移。

零序电压注入的基本原理是在三相交流输出中加入幅值和相位完全相同的交流分量,从而仅改变调制电压,不影响输出电流。在DSBC-MMC中,以上桥臂为例进行说明。桥臂中所有模块的直流总电压记为Udc,上桥臂U,V,W三相的输出电压指令(调制电压)分别为uU,uV,uW,构造零序电压u0,其表达式为:

注入零序电压后的三相调制电压定义为:

零序电压注入的方法即为将三相调制电压分别减去上述零序电压u0,从而尽可能让三相调制电压回到调制比允许的范围内,如图5所示。

以三相对称的工频调制电压为例,采用上述方法构造的零序电压注入前后的电压波形如图6所示。

计算和仿真结果表明,通过采用零序电压注入的调制策略,输出的“平顶波”电压的幅值减小为原来正弦波的86.6%,从而将直流电压的利用率提高15%,达到两电平SVPWM的水平。

4.3 直流融冰与无功补偿的功能切换

图3所示的DSBC-MMC装置接线图中,作为直流融冰装置运行时,装置的交流侧连接电网,直流侧连接待融冰线路;作为动态无功补偿装置运行时,交流侧仍连接电网,直流侧与融冰线路断开即可。

另一方面,在图2所示的系统控制框图中,DSBC-MMC装置的直流融冰功能和动态无功补偿功能是在同一控制模式下实现的,即装置功能切换时,只需将直流输出电压指令即图2中Ud设为0即可,无需进行控制策略切换。

因而,在整个功能切换过程中,DSBC-MMC装置无需进行主回路拓扑变化,也无需进行控制策略切换,从而简化了操作,降低了故障概率,提高了整体可靠性。

5 系统设计与仿真验证

为了验证DSBC-MMC装置的直流融冰功能和相关控制方法,在PSCAD中搭建了针对典型220kV线路的直流融冰装置的数字仿真模型。

典型220kV变电站出线一般为LGJ-2x240/55,线路最长为50km。该类型导线的最小融冰电流为1 240 A,直流电阻为0.0 599Ω/km,采用1-1接线时线路直流电阻为5.99Ω。

本文给出DSBC-MMC直流融冰装置主要设计参数。额定交流电压为10kV;额定直流电压为0~15.8kV;额定直流电流为0~2 400A;每相串联模块数量为30个,上下桥臂各15个;模块直流电容电压为1 000V;模块输出交流分量为385V;模块输出直流分量为0~528V。

图7为DSBC-MMC从无功补偿模式切换到直流融冰模式,再切换回无功补偿模式全过程中,直流电压指令Ud、无功补偿指令Qs以及交、直流侧电流的波形。DSBC-MMC可以在无功补偿功能和直流融冰功能之间平滑切换,切换过程在1个工频周期内即可完成。

图8显示了注入零序电压采用后,在直流融冰时上、下桥臂的输出电压为含有直流分量的“平顶波”。图9所示为上、下桥臂及交流侧电流波形,在无功补偿时,DSBC-MMC上、下桥臂输出电流相等且只含有交流分量,而在直流融冰时上、下桥臂的输出电流既含有直流分量,也含有交流分量,但其交流侧总电流不含直流分量。上述仿真结果验证了本文提出的DSBC-MMC直流融冰方案及其控制方法的有效性。

6 结语

本文从电网的实际应用需求出发,提出了一种新型模块化多电平直流融冰装置,将变电站的动态无功补偿需求和冬季融冰需求相结合,一方面引入新一代动态无功补偿装置,提高变电站的动态电压调节能力和故障穿越能力,减少占地的同时避免了谐波污染;另一方面,最大限度提高直流融冰设备的利用率,大大简化运行和维护操作,从而提高了装置的整体可靠性。结合全桥MMC的结构特点,提出了兼顾直流融冰和无功补偿功能的控制方法,并通过数字仿真验证了所提技术方案和控制方法的有效性。

直流融冰篇7

输电线路结冰会给国民生产带来巨大影响和损失。我们先来了解高压输电线路为什么会结冰。一般而言, 输电线路在送电过程中自身就会散发出一定的热量, 落在电路上的积雪应该会自动消融才对。线路为什么会结冰?首先输电线路为了减小在送电过程中的电能损耗, 都会采用电阻比较小的材料, 这就使得电路自身发热有限。一段截面积为0.3 cm2电线的放热量相当于一台5 W的电炉每小时的放热量, 加上冬季空气温度很低, 电路散发的热量将很快散发到空气当中, 因此线路就有可能被积雪覆盖结冰。其次, 南方天气比较湿润, 常常伴随雨夹雪, 所以输电线路结冰情况在南方比温度更低的北方还要严重。

2 输电线路结冰的不良影响

严重的结冰不仅会极大影响输电线路的性能, 同时还可能造成严重灾害。不良影响主要有以下4种:

1) 过负载。当导线结冰超过设计所能承受的最大抗冰厚度时, 由于导线质量增加, 受风面积增大都会引起电路过载。

2) 结冰导线舞动。当导线发生非对称结冰时, 线路会因为所受风力大小的不同而发生舞动, 若舞动持续时间长、幅度大就会对电路造成损坏。轻则引起导线、金具、杆塔和相关部件的损坏, 重则可能导致停电跳闸甚至输电线路断裂和杆塔倾覆。

3) 绝缘子冰闪。绝缘子在大量覆冰的情况下会导致绝缘强度降低, 泄露距离缩短。同时融冰过程当中, 一些电解质杂质会伴随溶解, 使得融冰水的导电性能提升, 引起绝缘子串电压分布及单片绝缘子表面电压分布的畸变, 从而降低了覆冰绝缘子串的闪络电压。融冰时期通常伴有的大雾, 使大气中的污秽微粒进一步增加融化冰水的导电率, 形成冰闪。

4) 不均匀结冰或不同时期脱冰。输电线不均匀结冰或不同时期脱冰会在两段线路之间产生张力差, 减弱杆塔承受张力的能力, 悬垂绝缘子偏移很大, 碰撞横担, 造成绝缘子损坏或破裂;也有可能是横担转动, 导致导线与拉线的碰撞, 烧伤或烧毁拉线, 导致杆塔在失去拉线后失去支撑而倒塌。同时, 不同时期脱冰还会使横担折断或者向上翘起, 地线支架被破坏。

3 融冰技术发展的重要性

输电线路的结冰可能会导致电路短路、系统跳闸、电路冰闪、系统过载甚至杆塔倾覆等严重灾害, 造成大面积停电, 严重影响国民的正常生活、生产秩序, 造成严重的经济损失。所以, 融冰设备的正常运行以及融冰技术的发展研究, 对于维持国民正常生产、生活以及保证经济发展等具有十分重大的意义。

4 直流融冰技术简介

直流融冰技术是指在输电线路出现严重的结冰现象时, 将结冰线路与主网断开, 并且在线路末端短接, 同时在线路的输入端输入直流电源, 使之形成一条回路。通过较大电流时会使导线产生较大的热量, 从而使导线上面的冰层融化脱落, 减轻电路的负担, 防止输电线路的断裂或者杆塔的倒塌, 一次保证输电线路的安全, 当结冰完全融化以后, 移除直流电源, 恢复到正常状态输电设备即可恢复正常工作。

从理论上来讲, 直流融冰技术就是将结冰的输电导线当作负载, 通过给电路施加一个低压电流, 使导线自身产生热量, 融化导线上面的冰层。

直流融冰技术与一般的交流融冰技术不同, 可以说是一种新型的融冰技术, 在一定程度上克服了交流融冰的技术困难和技术缺陷。该技术具有以下特点:第一是适用性强, 可以根据不同的情况确定融冰电压, 使其能满足多种环境下的融冰需要。第二是直流融冰时, 线路的阻抗感性分量不起作用, 大大降低了直流融冰所需的容量, 提高了融冰的效率。所以, 直流融冰技术是在现有的输电设备下, 一种非常可行的、确保冰雪恶劣天气下供电安全的方法。

5 直流融冰的关键技术与方案设计

虽然直流融冰技术在维护输电线路安全上有一定的便捷性与优势, 但仍然不够完善, 在很多技术方面仍需研究。下面就直流供电电源和直流装置容量选择做简单分析。

1) 直流供电电源。

对于直流融冰来说, 直流供电电源是一个至关重要的部分。用于直流融冰的电源要求稳定并且容易控制。根据直流融冰原理就可以知道, 在融冰过程中输电线要求通过极大的电流, 这将极大超过单整流装置的极限, 因此一般采用并联方式确保电源装置安全。

2) 直流装置容量的选择。

对于直流装置容量的选择必须综合考虑多方面的影响因素。通过通电电流与融冰时间的比较研究, 寻找出最佳的直流装置容量, 以此确保直流融冰装置的正常有效运行。

6 除冰技术发展趋势

伴随科技的进步, 未来的输电线路除冰技术将表现出以下趋势:

1) 除冰技术智能化。通过高科技手段和物联网技术与电网输电系统的结合, 使将来的除冰工作更加智能化。比如开发除冰机器人, 机器人可实现对某些高危地区线路的除冰工作, 而且不会受恶劣气候的影响。

2) 除冰理念发生转变。以前人们考虑的重点是如何除去输电线路上的覆冰, 但是伴随科技的不断进步, 我们开始尝试采取“防冰+除冰”的新方式。通过输电线路结构的改进, 减小线路结冰的可能性。

3) 更加安全的除冰技术:将来的除冰方式将向更加安全的方式发展, 各种除冰机械将取代人力, 保证电力工作者的安全, 避免塔倒人亡的悲剧再次上演。

7 结语