直流启动（精选7篇）
直流启动 篇1
0 引言
随着电网规模越来越大,一旦发生大面积停电事故,将给国民经济带来重大损失,因此,各电网都制订了相应的黑启动方案[1,2,3,4],以指导调度运行人员在大停电事故后尽快恢复供电。
由于直流输电技术的复杂性,目前各电网在制订黑启动方案时,都没有考虑黑启动初期启动直流的问题。直流输电有着输送功率大、启动和调整速度快、可控性强等特点[5],而这些特点在黑启动初期可以发挥较大的作用,能够加快联网,增强送电能力。因此,本文以南方电网天广直流为例,研究了在黑启动条件下,直流系统采用何种启动方式,以及两侧交流电网达到何种强度时,能够启动直流系统。
1 基于PSCAD/EMTDC的系统建模
黑启动方案中制订的直流启动方案是用于指导实际工作的,所以研究该问题时,所用的直流控制系统模型与实际系统应尽量一致。为此,本文采用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件作为仿真工具,搭建了与实际系统一致的天广直流模型[6]。
对于直流两侧的交流系统,按照南方电网的运行方式数据进行搭建,并在EMTDC中自定义了与运行方式数据中机电暂态模型一致的励磁、调速器模型[7]。
2 黑启动条件下的直流启动模式
2.1 理论分析
直流的启动模式包括:全压启动、70%降压启动、80%降压启动、功率异向传输模式。其中,功率异向传输模式是指直流一极功率正送、另一极功率反送,这种启动和控制模式主要是为了解决直流线路融冰的问题。在极端恶劣的天气条件下,直流系统通过功率异向传输方式,既可以使直流线路电流达到需要的值,产生热量进行融冰,同时两端电网无需交换功率,对两端交流电网的影响较小(2个极的功率也可以设定为不同值,此时将会有功率交换)。
在黑启动条件下,交流电网比较薄弱,抵御冲击的能力有限。由于电网负荷较轻,系统无功功率处于过剩的状态,直流以最小功率启动后,要投入最小滤波器组合,此时直流系统的无功功率需向交流系统输送,这进一步加剧了整个系统的无功功率过剩。因此,直流系统的启动模式要考虑以下2个方面。
1)减少对交流系统有功功率的冲击
直流系统的启动对于交流系统可以看成是一个快速的有功冲击,直流启动的功率越小,冲击就越小。由于直流自身的要求,启动时的最小直流电流一般为10%的额定电流,按照最小直流电流启动时,功率异向传输模式(正送、反送的功率定值相同)总的输送功率最小、冲击最小,其次是单极70%降压启动,然后是单极80%降压启动、单极全压启动。
2)有利于系统无功功率平衡
通常直流系统通过增大触发角来进行降压启动,触发角增大,直流吸收的无功功率也会增大。直流降压的程度越大,触发角就越大,吸收的无功功率就越多。因此,按照最小直流电流启动时,70%降压启动最有利于无功平衡,其次为80%降压启动。
虽然功率异向传输模式也采用全压启动,但它启动的是2个极,吸收的无功功率肯定大于单极全压启动,与降压启动方式需要通过仿真来比较。
2.2 不同启动模式的仿真计算
以天广直流为例,利用第1节所述的EMTDC中搭建的交直流系统模型进行仿真。天广直流额定电压为±500 kV,额定电流为1 800 A,整流侧单台滤波器容量为80 Mvar,逆变侧为100 Mvar。仿真算例中天生桥侧鲁布革、天一、天二各1台机,广州侧为广蓄A和广蓄B电厂各1台机,北郊和增城带部分当地负荷。两侧电网接线如图1所示。
直流启动电流均设为最小电流(额定电流的10%),分别对单极全压、单极70%降压、单极80%降压和功率异向传输(正送、反送的功率定值相同)4种启动方式进行仿真,计算结果如表1所示。表中列出了直流启动后整流侧和逆变侧交流系统最大的频率偏差和直流系统反送交流系统的无功功率。
从仿真结果可以看出:在黑启动条件下,直流输电系统的启动以功率异向传输启动最佳,单极降压启动次之,全压启动相对较差。但是,通过对实际控制系统的研究发现,功率异向传输模式启动虽然是一种最优的启动方式,但其在正常运行时却有一些不利的因素:直流系统只能采用定电流控制模式,在该模式下,频率限制等稳定控制功能无法投入,无法为整个系统的稳定作出贡献;当发生单极闭锁时,无法实现极间功率转移,将对交流系统产生严重冲击。
因此,综合分析来看,建议采用单极70%降压启动方式作为黑启动条件下的直流启动方式。
3 对交流系统强度的定量要求
黑启动条件下,直流启动模式确定后,需要进一步研究直流两端的交流系统达到何种强度时才能启动直流。
3.1 电压和频率要求
一般来说,在黑启动条件下,直流启动过程中暂态工频过电压不超过额定值的1.4倍,稳态工频电压值不超过额定值的1.1倍。
综合考虑水、火电机组的高频切机和汽轮机超速保护的定值,电网低频低压减载装置动作定值,以及直流系统对频率的要求,在黑启动条件下,直流启动过程中对频率要求如下:
1)以49～51 Hz作为直流启动过程中频率的保守变化范围。
2)如果送端系统无低频减载装置动作,最低频率可以放宽至47.5 Hz;如果受端系统没有火电机组的参与,最高频率可以放宽至52.5 Hz。
3.2 直流输电系统启动的最小条件估算
3.2.1 最小短路容量估算
设直流系统的额定功率为Pdn,单组滤波器的容量为QFilter,系统的短路容量为Ssc,启动前交流系统运行在额定电压,则可以得到:单极70.%降压(定电流)启动时的功率为0.035Pdn。
假设在直流功率建立前就投入最小滤波器组合(2组),直流系统向交流系统输送的无功功率(相当于交流系统突增了一个同样容量的电容器)为2 QFilter。当直流启动成功后,考虑70%降压运行,吸收的无功功率接近0.03Pdn～0.04Pdn。按严重情况考虑,此时直流系统向交流系统输送的无功功率为Q=2QFiher-0.03Pdn。交流系统增加电容器后,电压升高的幅度可用下式进行估算:
式中:U为换流母线启动前的电压;ΔU为电压升高的幅度;Ssc为换流母线的短路容量。
由此可知,根据实际情况假设Pdn=20QFilter。为了满足稳定电压不超过1.1倍额定电压的要求,绝对短路容量需要为单组滤波器的14倍左右,即
具体到实际的直流工程中,滤波器的容量和直流额定功率的数值关系可能会有所变化,绝对短路容量的值也有所区别,应具体问题具体分析,但总体结果差别不大。
3.2.2 最小转动惯量估算
交流系统维持要求的频率的能力与交流系统转动惯量有关,所以定义了用于直流黑启动条件下的有效惯性时间常数。其定义如下:
在启动过程中,直流功率对于整流侧相当于一个数值较大的固定负荷,对于逆变侧则相当于一台出力固定的机组。因此,直流启动会造成整流侧的频率降低,逆变侧的频率升高。
频率的变化,一是取决于负荷的频率效应,随着频率降低或升高,负荷吸收的功率也会降低或升高,以阻止频率的变化;二是调速器的作用,当频率降低或升高时,调速器通过加大或减少阀门开度,增加或减少机组的出力,以阻止频率的变化。频率的变化由于涉及具体的动态控制特性,一般很难估算。
根据南方电网的实际经验,取综合频率因子K=3.0,来估算频率的最大波动范围。
设直流功率为Pd,机组的总容量为PG,则
如果频率的变化范围为1 Hz,则机组的总容量需要为16.7倍的直流输送功率。考虑到水电机组惯性时间常数为8～10 s,有效惯性时间常数为70～90 s。
3.3 系统仿真
以天广直流为例,采用图1所示的交流网络,调整开机方式。
1)算例1。整流侧:鲁布革电厂1台机,天一电厂1台机,天二电厂1台机,短路容量约1 800 MVA;逆变侧:蓄能A电厂1台机,蓄能B电厂1台机,逆变侧短路容量约1 430 MVA。
2)算例2。整流侧:鲁布革电厂1台机,天一电厂1台机,天二电厂1台机,短路容量约1 800 MVA;逆变侧:蓄能A电厂1台机,逆变侧短路容量约740 MVA。
3)算例3。整流侧:鲁布革电厂1台机,天一电厂2台机,天二电厂2台机,短路容量约3 150 MVA,总动能约为5 700 MW·s;逆变侧:蓄能A电厂1台机,蓄能B电厂2台机,短路容量约1 800 MVA,总动能约为4 510 MW·s。
上述3个算例全部采用定电流控制,单极70%降压启动,直流电流采用最小值180 A,直流输送功率为63 MW。仿真结果如图2所示。
其中:Urec为整流侧换流母线线电压;Uinv为逆变侧换流母线线电压;Pd为直流功率;Ud为正极直流电压;Id为正极直流电流;α为整流侧触发角;γ为逆变侧熄弧角;frec为整流侧交流频率偏差;finv为逆变侧交流频率偏差。
仿真结果如下:
1)算例1直流启动过程中系统运行非常平稳。系统运行平稳后,Urec 230 kV,Uinv为234.0 kV;整流侧最大频率偏差—1.8 Hz,逆变侧最大频率偏差为1.26 Hz。
2)算例2直流启动过程中系统存在较大的波动。由于逆变侧交流系统很弱,单组滤波器的容量变得相对较大,每次投入后对电压都产生较大的冲击,使得系统存在较大波动且衰减较慢。系统运行平稳后,Urec为230 kV,Uinv为253.5 kV;整流侧最大频率偏差-1.8 Hz,逆变侧最大频率偏差为2.34 Hz。
3)算例3直流启动过程中系统运行非常平稳。系统运行平稳后,Urec为230 kV,运行中的最大电压为234 kV;Uinv为228.0 kV,运行中最大电压为241 kV;整流侧最大频率偏差-1.0 Hz,逆变侧最大频率偏差1.0 Hz。
3.4 结果分析
3.4.1 短路容量最小条件
在算例1中,系统短路容量为单组滤波器容量的14倍,电压变化范围为6.4%,而滤波器容量去除直流吸收的无功功率后,与短路容量的比值约为9.1%,电压变化范围略小于无功功率变化范围。
在算例2中,系统短路容量为单组滤波器容量的7倍,电压变化范围为15.5%,而滤波器容量去除直流吸收的无功功率后,与短路容量的比值约为17.6%,电压变化范围略小于无功功率变化范围,但已经比较接近。
考虑到在仿真中认为机组有足够的进相能力,如果机组实际的进相能力不足,取值则偏于保守,因此,取系统短路容量为单组滤波器容量的14倍左右是合适的。
3.4.2 转动惯量最小条件
算例3中,整流侧和逆变侧的频率变化范围都为1 Hz。此时逆变侧的有效惯性时间常数约为70 s,整流侧的有效惯性时间常数约为90 s(逆变侧有负荷的调节效应,因此有效惯性时间常数低于整流侧)。
从以上分析可以看出,仿真计算出的结果与理论估算的结果较为一致,算例3中的交流网络能够满足直流启动的频率、电压要求,制约直流启动的主要条件是最小有效惯性时间常数。
4 2个启动条件间的关系
由理论估算和仿真计算结果可知:在黑启动条件下,为了满足电压的要求,绝对短路容量需要为单组滤波器的14倍左右;要求频率变化范围为1 Hz时,系统机组有效惯性时间常数为70～90 s。只有满足这2个条件才能启动直流。
发电机组既提供短路容量,又提供转动惯量。下面分2种情况,分析短路容量与有效惯性时间常数2个条件之间的关系。
1)黑启动电源与换流站电气距离近。此时,黑启动电源每台机组提供的短路容量较大,而有效惯性时间常数与电气距离没有关系。因此,提供足够的有效惯性时间常数就成了限制因素。本文中的天广直流就是这种情况的典型案例。
2)黑启动机组与换流站电气距离远。此时,黑启动电源每台机组提供的短路容量较小,因此,提供足够的短路容量就成了限制因素。楚穗直流整流站附近的交流电网中,黑启动电源(小湾、金安桥电厂)机组的转动惯量较大,但提供的短路容量却较小,就是这种情况的典型案例。
由此可见,由于交流电网的实际情况不同,直流启动的限制因素也不同。对此必须适当增加交流系统的强度,以便同时满足电压和频率的指标要求,才能开始启动直流。
参考文献
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[7]Manitoba HVDC Research Centre InC.EMTDC user' s guide [R].Winnipeg,Canada:Manitoba HVDC Research Centre ??Inc,2002.
直流电动机降压启动的应用 篇2
当今, 在工农业生产中, 自动化控制系统在各行各业均得到了广泛应用与发展, 虽然目前应用最广泛的是三相异步电动机, 但在一些要求调速较高的生产机械设备中, 如龙门刨床、轧钢机等多数仍采用直流电动机进行拖动。直流电动机是出现最早的电机, 是将直流电能转换为机械能的传动装置。直流电动机因为具有控制性能优良、转速调节灵活、方法相对简单、容易大范围平滑调速等众多优点, 所以一直在机械传动领域占有相当重要的地位, 目前广泛应用于冶金、煤矿、机床厂等大型企业的自动化系统中。随着现代化生产规模的日趋扩大与电力电子技术的快速发展, 许多企业对直流电动机的应用性能提出了更高的要求。虽然近年来, 交流变频技术有了一定的发展, 但仍不能代替直流电动机在电力拖动自动控制系统中的重要作用, 因此, 研究直流电动机在拖动中的高性能、高可靠性的安全运行具有十分重要的现实意义。本文简要介绍了直流电动机的结构、工作原理、分类、优缺点, 浅析了直流电动机降压启动的应用。
1 直流电动机的结构
直流电动机一般由定子和转子2个最基本部分组成, 定子是直流电动机的静止部分。它主要包括主磁极、换向磁极、机座、端盖和电刷装置等部件。直流电动机的转子也称为电枢, 是直流电动机的旋转部分, 由电枢铁芯、电枢绕组、换向器、转轴和风扇等部分组成。
2 直流电动机的工作原理
直流电动机在外加直流电源的作用下, 电动机定子提供磁场, 直流电源向转子的绕组提供电流, 并在可绕轴转动的导体中形成电流, 载流导体在磁场中将受到电磁力的作用而进行旋转, 而直流电动机的换向器使转子电流与磁场产生的转矩保持方向不变。载流导体借助于电刷和换向器的作用, 使得电动机能连续运转, 这一过程便将直流电能转换成机械能。同时, 直流电动机的运行具有可逆性, 一台直流电动机既可作为直流发电机运行, 又可作为直流电动机运行。当输入机械转矩时, 使电机旋转而产生感应电动势, 作直流发电机运行。反之, 当输入直流电能时, 产生电磁转矩而使电机旋转, 作直流电动机运行。
3 直流电动机的分类
直流电动机根据励磁方式的不同, 可以分为下列几种类型:
3.1 他励直流电动机
其特点是电动机的励磁绕组与电枢绕组无联接关系, 而由其他直流电源对励磁绕组供电的直流电动机, 其励磁电流不受电枢端电压或电枢电流的影响。
3.2 并励直流电动机
其特点是励磁绕组与电枢绕组相并联起来, 是电动机本身发出来的端电压为励磁绕组供电, 并励直流电动机励磁绕组与电枢共用同一电源, 并励绕组两端电压就是电枢两端电压, 但是励磁绕组由细导线绕成, 其匝数多, 因此具有较大的电阻, 使得通过它的励磁电流较小。
3.3 串励直流电机
其特点是将励磁绕组与电枢绕组串联后, 再接入直流电源, 其直流电动机的励磁电流就是电枢电流, 这种电动机内磁场随着电枢电流的改变有显著的变化。为了使励磁绕组中不致引起大的损耗和电压降, 励磁绕组的电阻越小越好, 所以直流串励电动机通常用较粗的导线绕成, 其匝数较少。
3.4 复励直流电机
复励直流电动机有并励和串励2个励磁绕组, 若串励绕组产生的磁通势与并励绕组产生的磁通势方向相同称为积复励。若2个磁通势方向相反, 则称为差复励, 电动机的磁通是由2个绕组内的励磁电流产生。
4 直流电动机的优缺点
4.1 优点
直流电动机的调速性能平滑良好。所谓“调速性能”是指直流电动机在一定负载的条件下, 操作工根据生产需要, 人为地改变了电动机的转速。直流电动机可以在重负载条件下, 实现均匀、平滑的无级调速, 而且调速范围较宽, 启动力矩大, 可以均匀而经济地实现转速调节。因此, 凡是在重负载下启动或要求均匀调节转速的机械设备, 譬如大型可逆轧钢机、大型刨床、卷扬机、电力机车、大型电车等, 多数采用直流电机拖动。
4.2 缺点
直流电动机的缺点是制作工艺比较复杂、生产成本相对较高、维护较困难, 同时可靠性较差。
5 直流电动机的降压启动
5.1 概念
直流电动机从接通电源开始转动, 升速到某一固定转数稳定运行, 这一过程称为电动机的启动过程。
5.2 直流电动机的降压形式
直流电动机一般由全压启动、变阻器启动与降压启动3种基本方式。
5.2.1 全压启动
全压启动是将电动机直接接入到额定电压的电源上启动, 其优点是不需其他设备辅助, 操作简便;缺点是启动电流大。因此, 它只适用于小型电动机。
5.2.2 变阻器启动
变阻器启动是在启动时将一组启动电阻串入电枢回路中来限制启动电流, 其优点是启动电流小;缺点是变阻器比较笨重, 在启动过程中要消耗很多的能量。
5.2.3 降压启动
降压启动是让直流电动机在启动时通过暂时降低供电电压的办法来限制启动电流, 即在启动瞬间, 降低供电电源电压, 同时随着转速和反电动势升高, 逐步提高供电电压, 最后到达额定电压时, 电动机达到所要求的转速。该启动方式能够让电动机线性启动, 没有冲击转矩和冲击电流。配齐一套可变电压的直流电源装置, 因投资较大, 一般只在大功率电动机使用。直流发电机、电动机组、晶闸管整流装置、电动机组等均采用该降压方式启动。
直流电动机启动瞬间因转速为零, 所以电枢中反电势也等于零, 电枢中通过的电流为外施电压除以电枢回路中的电阻值。由于该电阻值很小, 在全压启动时, 启动电流可达额定电流的10～20倍, 使得电枢过热, 产生巨大的电磁力, 并造成电动机换向恶化, 产生强烈火花。因此, 对于4 k W以上的直流电机, 其启动电流为6～8倍的额定电流, 不允许直接启动。
5.3 直流电动机降压启动的原理说明
对于功率较大而且启动频繁的电机, 多采用降低端电压的方法。电动机在启动过程中, 随着电机的转速不断升高, 电机的端电压也逐步升高, 在将直流电动机的电枢电流限制在一定范围内的同时, 也获得了较大电磁转矩。其简单原理如图1所示:当合上开关后, 按下启动按钮, 接触器1KM线圈获得电吸合, 其常开触点闭合, 电动机电枢回路串入电阻R作降压启动, 1KM的一个常开触点闭合, 实现自锁, KT线圈得电。与此同时, 3KM接触器动作, 其常闭触点断开。当电动机转速升高, 使电枢电流下降, 3KM释放, 其常闭触点闭合, 2KM获电动作, 2KM的常开触点闭合, 将降压电阻R短接, 电动机便开始在额定工作电压下正常运行。采用延时继电器KT, 目的为了防止在启动之初, 降压电阻R被接触器2KM短接。这样在直流电动机的启动过程中, 启动平滑、耗能少的特点凸显。
5.4 各类直流电动机降压要点
5.4.1 他励直流电动机
其在启动时需在施加电枢电源之前, 应先接上额定励磁电压, 以保证启动过程中产生足够大的反电动势, 迅速减少启动电流和保证足够大的启动转矩, 以加速启动过程。直流电动机在没有励磁的状态下启动, 由于没有足够的启动转矩, 电动机持续处在过大的电流状态下, 或者虽能空载启动, 但会发生转速过高即“飞车” (磁场为剩磁) 的事故。
5.4.2 并励直流电动机
其在启动时, 励磁绕组的两端电压必须保证为额定电压, 否则启动电流将会很大, 启动转矩可能很小, 甚至仍不能启动。
5.4.3 串励直流电动机
其在启动时, 启动电流很大。为限制启动电流, 常采用在电枢回路中串入电阻 (称为启动电阻) 进行启动, 并在启动过程中, 将电阻逐级切除, 即为多级启动。
直流电动机常采用减小电枢电压和电枢回路串入电阻2种方法限制启动电流。随着晶闸管技术的发展, 使用减小电枢电压来限制启动电流的方法日趋广泛, 而在没有可调直流电源的场合多采用电枢回路串入电阻多级启动方法。
6 结语
通过以上的分析, 我们了解到直流电动机的工作原理及其启动过程, 对直流电动机的降压启动有了更深刻的理解与体会。直流电动机的降压启动避免了电动机在启动瞬时的电流过大现象, 解决了由电流过大而导致的换向困难、换向器表面产生较大电火花, 造成所在电网不稳定等一系列的问题, 值得大力推广。
摘要：简要介绍了直流电动机的结构、工作原理、分类以及优缺点, 并分析和探讨了直流电动机降压启动的应用问题。
关键词：直流电动机,工作原理,降压启动,应用
参考文献
[1]贾艳华.直流调速系统新型算法的研究[D].河北工业大学, 2000
[2]宋桂英.内反馈电动机及其调速系统[D].河北工业大学, 2000
直流启动 篇3
统一电能质量调节器(Unified Power Quality Conditioner,UPQC)作为一种综合电能质量补偿装置,可以解决大部分电能质量问题,如消除电压的波动、跌落、上升、闪变、不对称、电能的中断、谐波及无功等,因此得到了国内外科研工作者的极大关注[1,2,3,4]。图1是本文采用的三相四线电能质量调节器的原理图。它由串联补偿器和并联补偿器构成,通过其补偿,理论上在系统侧可获得单位功率因数,零中线电流;负载侧可获得平衡、额定的工频正弦电压[5,6]。
从电路结构上看,三相四线制的UPQC系统是一个复杂的电力电子装置,因此其启动也是一个较复杂的过程,涉及到充当直流电源角色的直流侧电容电压的建立,串、并联补偿器的投入顺序、时机,负载的投入时机等。对直流侧电容电压的控制,为维持其稳定,不同的控制策略采用了不同的控制方法。但各种控制方法中,着重于稳定运行时,如何维持其稳定,对于启动时直流侧电容电压建立,缺乏必要的研究[7,8,9]。另一方面,在设计UPQC的路时,有一些特殊情况的考虑,比如串联补偿器的额定电压、容量等[10],这就使得如果UPQC作为产品投入实际的应用时,必须具有正确的开机逻辑,以保证系统的正常运行。本文以三相四线UPQC的启动为例,分析了直流侧电压建立的三种方法,对其应用做了相应的比较,提出了三相四线UPQC各组成部分的投入的顺序及其流程图,最后对其控制逻辑进行了仿真。仿真结果表明,采用的这种开机投切策略是有效的。
1 直流侧电压的建立方法
1.1 方法一:串联变压器原边绕组一端接地
这种方法是在UPQC的串并联变流器启动之前,合上开关K8,K8可以由双向晶闸管或继电器构成。这种方法实际上是将三相串联变压器的原边绕组的一端接地,这样,原边绕组的电压就是电源电压,通过变换后,利用串联变换器IGBT管并联的二极管实现不控整流,这种方法在理论上可获得串联变压器副边相电压2.35倍的电压。如果需要获得设定的直流电压,可对串联补偿器进行PWM整流。这种情况下,由于启动前直流侧电容电压为零,直接合上开关时,将造成较大冲击电流,足以烧坏串联侧的IGBT,所以启动时需在直流侧串入启动电阻R1[5,10],当直流电压建立后闭合K81,切除R1,实现软启动功能。K81可设计成开关K8的延时闭合节点。
1.2 方法二:通过旁路开关来建立电容电压
这种方法是在UPQC的串并联变流器启动之前,控制用于旁路开关K2,由双向晶闸管或继电器构成,此时,仍然是利用不控整流的原理,将电源电压经整流后,对直流侧电容进行充电,或者利用并联补偿器进行PWM整流,获得设定的直流电压。同上一种方法一样,需要通过R2来实现软启动。K21可设计成开关K2的延时闭合节点。
实际的电路中R1和R2依据启动方法选择其一即可。
1.3 方法三:通过外部整流电路提供启动直流电压
这种方法是通过单独的直流电压建立电路来建立直流侧电容电压,比如整流电路或者具有储能作用的直流电源,如蓄电池等[5]。整流电路的输入可以是配电网电压,也可以是分布式发电系统。这部分电路在正常启动UPQC后,断开K12可以切除,或者并联在电容器两侧工作,起到稳定直流侧电压的作用,如果是储能设备,当电网电压供电终止或串联补偿器故障无法工作时,可以通过并联补偿器给负载供电。
2 UPQC的启动逻辑
2.1 串联变压器按电源电压波动ΔU设计的启动策略
对于UPQC的设计,一般来讲,为了减少变压器的额定容量以及串联补偿器中IGBT的额定电压,在设计变压器时,有时额定电压通常以电源电压与负载电压的偏差来设计。倘若电网输入电压us的波动范围为±15%,即额定负载电压与电网电压的差值为±15%us,则串联变压器额定值即为电源电压的15%,此时串联变流器伏安容量的最大值不超过负载伏安容量的18%[10]。这种情况下,串联补偿器在工作之前,则必须使其两端电压在其额定值之内,这就意味着在串联补偿器工作之前,必须通过并联补偿器输出一定的电压,换句话说,并联补偿器必须先于串联补偿器工作,即并联补偿器先接入电网,待稳定后再投入串联补偿器。
这种情况下,采用第一种方法来建立直流侧电压是不合适的,因为从前面的分析可以看出,这种方法串联变压器原边电压会达到电源电压,大于设计时的ΔU,因此这种情况下建立直流电压只能采用第二或第三种方法。
2.2 串联补偿器按电源电压设计的启动策略
如果串联变压器不是按来压差ΔU来设计,而是按照电源电压来设计,换句话说,串联变压器的原边额定电压可以承受电源电压的最大值,此时也可以先启动串联补偿器,然后再启动并联补偿器。其直流侧电压的建立可以是三种方法的任意一种,即建立直流侧电压的三种方法都适用。
2.3 不同控制策略时启动逻辑的确定
常见的UPQC的控制策略有两种,即直接控制策略和间接控制策略。间接控制策略是最常用的方案,它将串联补偿器作为电压源,补偿电网电压畸变以及负载电压与电网电压的基波偏差,给负载提供额定平衡正弦电压,并联补偿器控制为电流源,用以补偿负载侧无功和谐波电流,使电网输入电流为正弦电流,其直流侧电压的控制是并联补偿器控制策略的一部分;直接控制策略将串联补偿器控制为正弦电流源,使电网输入电流为正弦且功率因数为1,并联补偿器为正弦电压源,输出平衡、额定幅值的正弦电压于负载端,其直流侧电压控制是串联补偿器控制策略中的一个部分[11,12,13,14,15]。
如果采用直接控制策略且按电源电压来设计串联变压器的额定电压,此时第一种电容电压的建立方法是最适合的。因为直接控制策略中,对直流电压的控制是通过串联补偿器的控制来完成,所以在建立直流电压的过程中串联补偿器一直处于工作状态,启动UPQC时,串联补偿器的控制可以延续而不用切换。这种方法的启动逻辑如图2所示。采用第一种直流侧电压建立方法,启动时,启动串联补偿器的控制策略,直流电压建立后,不用改变串联补偿器的控制策略,直接启动并联补偿器,同步后,并入电网接入负载即可。
对间接控制策略,其直流侧电压的控制在并联补偿器的控制策略中,因此,采用第二种建立直流电压的方法更好。这种方法中,建立直流电压的控制方法和并联补偿器的控制策略是一致的,所以建立直流电压和启动并联补偿器的过程中,控制策略不需要做改变,即直流电压的建立和UPQC的启动过程中,并联补偿器的控制方式可以延续,而不用切换。其启动的控制逻辑框图如图3所示。
在以上的启动策略中,实际的三种直流侧电压建立方法所涉及的硬件电路选择其中之一即可,第一种、第二种硬件上简单一些,但控制较复杂,第三种硬件开销大,但对串并联补偿器的控制来说相对简单。表1是对三种直流电压建立方法的比较。从表中可以看出,不同的方法在硬件复杂程度以及控制策略适用方面有不同,实际的启动过程可以依据采用的控制策略和硬件电路来选择相应的启动逻辑。
3 仿真结果
为了验证所提出的方法是否可行,对提出的方法在Matlab中进行了仿真,图1中开关的开关状态用开关逻辑0、1表示,1表示开关闭合,0表示开关断开。
图4显示了采用图2所示的启动逻辑的仿真结果,从图中可以看出,闭合K1接入电源,同时闭合K6、K8、K3接入串联补偿器,由于串联变压器是升压变压器,因此首先采用不控整流获得一定的直流侧电压后在t1时刻启动串联补偿器,此时串联补偿器具有PWM整流的功能,从图中可以看出,直流电压此时经过波动后达到稳定值。待直流侧电压达到给定值的设定范围后,在t3时刻断开K8,在t2时刻闭合K4、K7接入并联补偿器,在t4时刻闭合K10启动并联补偿器,在并联补偿器输出电压稳定后,在t5时刻闭合K5投入负载,直流电压经过轻微下跌后恢复到定直流值,可见,这种方法完成了UPQC的正常启动。
图5显示了采用图3所示的启动逻辑的仿真结果,为了分析方便,闭合K1接入电网和闭合K2旁路及闭合K7、K4投入并联补偿器在同一时刻进行,然后在t1时刻闭合K10启动并联补偿器,由于此时加在并联补偿器的电压为电源电压,因此这里采用PWM整流方式获得直流电压。直流电压经过波动后,基本达到稳定后在t2时刻断开K2,在t3时刻闭合K6、K3投入串联补偿器,在t4时刻闭合K9启动串联补偿器,最后在直流侧电压达到稳定后,在t5时刻闭合K5投入负载,直流电压同样经过轻微下跌后恢复到稳定值,这种方法同样完成了UPQC的启动。可见采用上述两种启动逻辑,都可以实现UPQC的正常启动。
4 结论
直流启动 篇4
随着大功率电力电子全控开关器件和PWM(Pulse Width Modulation)技术的发展,基于电压源型换流器的柔性直流输电(High Voltage Direct Current Based on Voltage Source Converter,VSC-HVDC)技术得到了迅速的发展[1,2,3,4,5]。VSC-HVDC作为一种新型的直流输电技术,克服了传统直流输电系统中的消耗大量无功功率、会发生换相失败、必须联结于有源网络等缺点,并且具有可独立控制有功和无功功率;可向孤岛或无源网络供电;可以动态补偿交流母线无功功率;潮流反转时直流电流方向反转,而直流电压极性不变等特点。在此基础上发展而来的多端柔性直流输电(Multi-terminal HVDC based on Voltage Source Converter,VSC-MTDC),由于其能够实现多电源供电,多落点受电,输电方式灵活快捷,因而吸引了越来越多的学者对其进行更加广泛和深入的研究[6,7,8]。
多端柔性直流输电系统是由多个基于VSC的换流站及其相互连接的各直流输电线路所组成的高压直流输电系统。合适的启动控制策略对VSC-MTDC正常投入运行和保障设备安全是十分必要的。到目前为止,针对VSC-MTDC的研究多集中于稳态运行控制策略和提高故障情况下的运行性能等方面,而对VSC-MTDC的详细启动过程的研究还较少。文献[9]给出了一端定直流电压,一端定交流电压控制方式下两电平VSC-HVDC的启动控制策略。文献[10]针对新型模块化多电平电压源换流器,详细分析了其预充电动态过程,并设计了合适的预充电控制策略。文献[11]研究了两电平VSC-HVDC的启动特性,提出了一种基于拉普拉斯变换的启动电阻的设计方法。但是,上述文献仅是针对单个换流站和两端VSC系统进行了建模和仿真研究,对于需要协调控制多个换流站和直流线路的多端柔性直流输电系统的研究则还基本处于空白阶段。随着我国舟山多端柔性直流系统的建成投运以及我国柔性直流输电技术的不断推广和发展,针对VSC-MTDC的启动控制策略以及建模仿真研究就显得更加必要。
针对目前应用较广泛的两电平电压源型换流器的拓扑结构,首先分析了VSC-MTDC启动时过电压和过电流的形成过程,进而提出了一种适用于多端柔性直流系统的协调控制方案,并在PSCAD/EMTDC中搭建的三端柔性直流系统中进行了仿真验证。仿真结果表明,所提出的协调控制方案能够有效地抑制VSC启动时的过电压和过电流,并能够快速有效地完成对直流电容器的充电,进而使系统安全平稳地过渡到额定运行状态。
1 VSC-MTDC启动过电压过电流形成机理
三相两电平电压源型换流器的的主电路拓扑结构如图1所示。在同步旋转dq坐标系下,一端VSC换流站的交流侧数学模型可用式(1)表示[12]为
式中,Ucdq为输出电压的dq轴分量;Usdq为交流母线电压的dq轴分量;idq为电抗器电流的dq轴分量;Rc和Lc分别为换流器的等效电阻和等效电感;ω为额定角频率。
直流侧电容的充电过程可用图2来描述。在启动的初始阶段,换流器的电容未充电,Ud=0,交流输出端电压Uc=0,由于换流器的等效电阻Rc和等效电感Lc都较小,故如果没有采取限流措施,将产生很大的充电电流i,并发生一定程度的电压过冲现象[12]。并且由于在VSC中所采用的IGBT元件相较于传统直流输电所采用的晶闸管元件,其耐压等级和所能承受的过电流水平都要小得多,故在VSC-MTDC系统的仿真和工程设计中都需要采取有效的限流措施,用以防止过大的过电流和过电压损伤设备,危及系统运行安全。
2 VSC-MTDC启动控制策略
2.1 VSC-MTDC系统基本控制原理
VSC-MTDC系统由于采用了电压源型换流器,在运行的过程中需要有稳定的直流侧电压。对于所有的换流站,直流电压都是相同的。直流电压由一个换流站控制,其余的换流站则通过控制流经本站的直流电流来控制各自的功率。在VSC-MTDC系统中,控制直流电压的节点相当于一个有功功率平衡节点。其他换流站的功率与流经该站的直流电流成正比,其他换流站的直流电流之和等于控制直流电压的换流站处的直流电流。以一个三端VSC-HVDC为例来说明。其主电路拓扑图如图3所示。
换流站1采用定直流电压控制,其余换流站采用定有功功率控制。在这种情况下,换流站2和换流站3可根据实际情况调制输出的有功功率,换流站1则负责确定VSC-MTDC系统的直流电压,其有功功率输出等于其余换流站有功功率输出与系统损耗之和。在理想的情况下,各换流站只需根据本地电压,功率信号即可完成各站的控制目标,从而使整个系统安全稳定地运行[13]。
现在常使用的换流站级控制系统主要分为间接电流控制和直接电流控制两大类,目前主要采用的是直接电流控制,也称为“矢量控制”。其控制系统结构主要包括:内环电流控制器,外环电压控制器,同步锁相环(PLL),触发脉冲生成环节等。直接电流控制原理示意图如图4所示[14,15]。
图4中外环控制器主要有:定直流电压控制,定有功功率控制,定交流电压控制和定频率控制等。其中Aref为有功功率类控制量,如直流电压、直流电流、交流系统频率等;Bref为无功功率类控制量,如无功功率、交流电压等。对于控制量的选取,每个换流站只能在两类控制量中各选其一。
2.2 VSC-MTDC启动过程
对于单个VSC换流站的启动过程可以分为两个阶段:电流不可控阶段和电流可控阶段。在电流不可控阶段,主要通过串接限流电阻Rlim来限制启动阶段的过电流;在电流可控阶段,主要通过系统的外环控制器来限制启动阶段的过电流。从而实现在启动的整个过程中均能够将充电电流限制在合理安全的范围内。VSC两阶段启动控制如图5所示。
对于限流电阻的接线方式,可以选择串接在直流侧,也可以选择串接在交流侧。当选择串接在交流侧时,既可以接在变压器高压绕组侧,也可以接在低压绕组侧。
对于采用不同外环控制量的换流站,其启动控制方式也不尽相同。对于定直流电压控制端来说,可以先封锁触发脉冲,当直流侧电容两端的电压上升到设定值时,再解除脉冲封锁,并切换到定直流电压控制方式。对于定有功功率控制端来说,可以先断开直流线路,然后采用与定直流电压控制端完全相同的启动控制方式;当直流电压达到额定值时再接通直流线路,并切换到正常的定有功功率控制方式。当然,也可以在启动期间始终封锁触发脉冲,直到直流电压在定直流电压控制端的控制下达到额定值,再切换到正常的定有功功率控制方式。
根据单个VSC换流站的启动过程,在VSC-MTDC系统中由于各个换流站的外环控制量不同,故其对应的启动控制方式也有所不同。由于在VSC-MTDC系统中必须要有一端采用定直流电压的控制方式,故一般选择定直流电压控制端为主导换流站。主导换流站通过其限流环节来控制启动过程中的过电流。
VSC-MTDC的启动过程为:首先,各换流站闭锁本地IGBT的触发脉冲,接入限流电阻Rlim;然后,交流系统通过由续流二极管所组成的三相全波不可控整流桥来对直流电容充电;当主导换流站的直流电容电压达到设定值时便可以切除其限流电阻,此时主导换流站已经具有了一定的直流电压控制能力,之后就可以按照制定的启动控制策略将各直流电容与直流线路电压继续提升到额定值附近;当检测到各换流站的直流电容与直流线路电压都已经充电到预设的值时,就可以切除所有的限流电阻,打开IGBT触发脉冲,将VSC-MTDC切换到一般控制策略。
2.3 限流电阻的整定和投切
在VSC-MTDC系统的启动过程中,限流电大小的选择十分重要,如果选择的太小,则其限流作用不够明显;若选择的太大,则导致直流电压上升过于缓慢,并有可能是直流电压无法达到解除触发脉冲的设定值。
由于限流电阻的选择与交直流两侧的系统参数以及控制与工作方式等密切相关,所以到目前为止还没有有效的方法能够计算出限流电阻的大小。限流电阻的整定一般是通过仿真验证的方法来获得的[16]。
限流电阻的投切时间对VSC-MTDC系统的顺利启动也有着关键性的影响。若限流电阻切除的电压阀值Uset过小,将会影响其对过电流的抑制效果;若Uset设定的过高,由于当直流电压提升到0.9 pu左右时其提升速率很低,故会导致直流电压Ud迟迟无法达到Uset从而使启动过程过长。
总体来说,限流电阻大小的选择和投切时间的确定应至少满足以下条件:(1)限流电阻能够有效限制启动第一阶段产生的最大冲击电流和最大冲击电压;(2)能够保证直流电容两端的电压迅速上升到解除触发脉冲闭锁的阈值;(3)限流电阻容量满足系统要求。
3 仿真验证
为了验证所述启动控制的有效性,在PSCAD/EMTDC环境下搭建了如图3所示的VSC-MTDC的仿真模型。系统额定频率为50 Hz,两条直流电缆长度均为100 km。各个VSC换流站的参数如表1所示。
在未采用任何启动控制的情况下,在VSC-MTDC系统的启动阶段,各换流站交流侧均出现了很大的过电流,峰值均在2 k A以上。如图6~图8所示。
由图6~图8可知,在加入所设计的启动控制策略之后,三个换流站交流侧的电流均得到了明显的抑制,均被限制在了0.8 k A以内,交流侧电流波动情况得到了有效缓解,这样就有效减轻了启动初期的冲击电流对交直流侧的影响,提高了系统的稳定性。
在启动的过程中换流站1直流侧电压的变化情况如图9所示。由图9可知,在没有启动控制时,换流站1的直流侧电压从零迅速提升到400 k V以上,然后持续波动。这种情况下,对交直流侧的冲击都非常大,不利于系统的稳定。而在加入启动控制后,开始阶段直流电压平滑上升,避免了启动时的冲击电压。当直流侧电压到达360 k V左右时,电压上升的速率明显降低。此时应切除限流电阻,解除换流站1的脉冲闭锁。与此同时,利用换流站1的直流电压控制能力进一步提高直流电压到达额定值400 k V。
换流站2和换流站3直流侧电压如图10~图11所示。在VSC-MTDC系统启动的初期,两个换流站的电压都是稳步上升的,没有出现电压过冲现象。在0.2 s左右时,换流站1切换到了定直流电压控制,故换流站2和换流站3直流侧的电压在该控制作用下继续提升。
由于控制系统的设计需要综合考虑到超调量、调节时间等多个性能指标,故不可避免地会出现一定的过调。在没有启动控制时,由于直流电压是从0快速提升到400 k V以上,故其电容充电电流会很大,电压过冲现象也比较明显。其电压峰值可达460k V以上。而当采用了启动控制之后,虽然由于控制方式的转换、限流电阻的投切和脉冲闭锁的解除会使直流电压出现短暂的过调,但是由于之前直流侧电压已经调升到了额定值附近,故其电容充电电流比没有启动控制时要小得多,对交直流的冲击也要小得多,而且之后能够迅速恢复稳定。由图9~图11可知,在系统加入启动控制之后,有效改善了系统的启动,从而保证了系统的安全稳定运行。
仿真结果表明,所设计的VSC-MTDC系统的启动控制策略有效地缓解了启动阶段的过电压和过电流,使得直流电容两端的电压能够平缓上升到额定值附近,电容充电电流明显减小,从而减小了对交直流系统的冲击,保护了IGBT元件等输电设备。
4 结语
直流启动 篇5
关键词：特高压直流,双极相继故障,直流再启动,交互影响,安全稳定
0 引言
特高压直流输电工程具有点对点、远距离、大容量送电能力, 主要定位于中国西南大型水电基地、西北及华北大型煤电基地和大型可再生能源基地的超远距离、超大容量外送。截至2014年6月底, 国家电网公司已累计运行4回特高压直流输电工程。其中, 除天中直流输电工程用于西北—华中的煤电和风电送电通道外, 锦苏、复奉和宾金直流输电工程均为西南—华东的水电送电通道。随着中国《大气污染防治行动计划》的颁布, 国家电网公司即将新建4回特高压直流工程。
由于特高压直流输电线路具有距离长、地理跨度大、沿线气候和地形复杂的特点, 因此, 雷击、山火、风偏等现象极易引发直流线路的瞬时故障[1,2,3,4,5]。特高压直流输电功率大、与交流系统的交互作用强, 若直流系统运行可靠性较低, 将给两端交流系统的安全稳定运行带来较大的影响[6,7,8]。
与交流系统线路故障相同, 直流线路上的瞬时性故障经故障隔离、熄弧等措施后, 其绝缘也可较快恢复。根据运行经验, 在绝大部分线路故障情况下, 均可通过线路故障再启动恢复直流输电系统的正常运行[1,2,3]。因此, 为提高特高压直流的运行可靠性, 在极控系统中设置了直流线路故障再启动功能, 可完成直流线路瞬时故障后的快速平稳重启, 避免了线路故障所造成的直流停运情况[4,5]。
然而, 直流再启动功能在提高直流输电工程运行可靠性的同时, 也将给系统的稳定性带来不利影响。一方面, 无论直流线路故障再启动成功与否, 故障期间积累的能量冲击都将给交流系统的稳定性带来较大威胁。另一方面, 由于直流再启动期间一般不会触发安全控制装置 (简称安控) 动作, 再启动过程将直接影响直流线路故障再启动失败后安全稳定装置的动作时间。因此, 必须统筹考虑直流运行的可靠性和交流系统的稳定性, 以制定合理的直流再启动策略[9]。
由于特高压直流双极运行时双极线路同时发生故障的概率较低, 因此, 本文首先针对双极线路相继故障的情况提出了三段式相继再启动策略制定方法。接着, 以西南某回特高压直流输电工程为例, 制定了双极相继再启动策略。最后, 由案例分析验证了所提三段式再启动策略的有效性。
1 直流再启动对系统稳定性的影响
直流线路故障大多为瞬时性故障, 与交流系统瞬时故障类似, 经故障隔离、熄弧等措施后, 绝缘也可较快建立并恢复直流线路的正常运行。而与交流系统线路故障不同的是, 直流线路故障没有自然的电流过零点, 直流电弧无法自行消除, 且断路器切断直流电流的能力十分有限[1,4,10]。因此, 必须借助直流控制系统来解决此问题, 通过合适的时序操作释放直流线路上累积的能量, 使故障点的直流电流迅速降为零, 并经去游离过程使绝缘恢复后重新投入运行, 这一过程称为直流线路的故障再启动。
直流线路故障再启动的顺序操作大致可分为移相和重启2个阶段。如果重启未成功, 可以加长去游离时间或设置为降压再启动, 若达到设定的最大重启次数时仍未重启成功, 则闭锁直流[11,12]。由上述过程可知, 在直流重启动过程中, 尤其在设置为多次重启的情况下, 特高压直流线路在较长时间内将呈现零功率或低功率, 将给两端交流系统带来巨大冲击。以下将以西南大型水电基地和西北大型可再生能源外送特高压直流工程为例, 分析特高压直流再启动对交流系统稳定性的影响。
图1为华北—华中—华东联网的示意图。图中, 当西南水电基地某回特高压直流再启动时, 四川电网内盈余功率将通过川渝断面、渝鄂断面和长南荆特高压交流线路传递 (如图1中的蓝色箭头所示) , 各断面潮流加重, 沿线电压下降。若各断面的初始功率较高, 将可能使断面功率因接近静稳极限而失稳解列。
图2为天中特高压直流输电工程送受端联网示意图。
该工程的直流送端通过新疆—西北联网的第1及第2通道接入西北电网, 直流受端则位于河南电网。由于其直流送端及受端均与交流系统强关联, 需分别研究送端及受端对交流系统的影响。受端系统与西南水电特高压直流类似, 若天中直流故障后再启动, 河南电网将发生功率缺额, 将通过特高压联络线和鄂豫断面紧急支援 (如图2中的绿色箭头所示) 。若各断面的初始功率方向与此相同, 将加重各断面功率, 进而导致解列。
对于天中直流送端交流系统, 直流再启动过程中, 新疆电网的网内盈余功率将通过4回750kV线路传递 (如图2中的黄色箭头所示) , 从而加重新疆—西北联网第1及第2通道的潮流, 使沿线电压下降。若联网通道的初始功率较高, 将可能导致联网系统功角失稳。
由此可见, 无论是西南水电外送特高压直流, 还是西北火电和新能源外送特高压直流, 其直流再启动过程对系统的冲击特性均是相似的。为保证电网的安全稳定, 须约束特高压直流或相关交流断面功率。基于上述分析, 可以以西南水电外送特高压直流为例进行分析, 而对其余直流, 仅需修改约束交流断面即可。
由于直流再启动时序较长, 且再启动过程中安控不动作, 多次重启时电网积累的盈余功率相对于直流闭锁故障, 对电网的冲击可能更大。因此, 须对特高压直流输电工程设置合理有效的再启动策略, 如单极再启动、双极同时再启动、双极相继再启动等。其中, 前两者主要通过设置启动次数和启动电压 (如全压或降压) 解决, 本文不再赘述;后者由于双极相继故障间隔时刻不同时对系统的影响不同, 采取的策略也将有所不同, 因此, 为本文的主要研究对象。
2 双极相继故障再启动策略原理简述
直流双极相继发生故障时, 各极按照单极再启动策略启动。若两极故障的间隔时间较短, 即其中一极的再启动过程尚未结束时另一极也发生故障并开始再启动, 将对系统造成更大的冲击, 使直流双极低功率或零功率运行时间加长, 从而给系统的稳定运行带来较大风险。因此, 须针对两极故障后相继再启动时序和策略进行详细分析。
由前文分析可知, 制定直流再启动策略时, 需同时对直流及交流系统的运行方式进行约束。若交流系统运行方式较恶劣, 即特高压直流单极线路故障重启后系统失稳, 则直流再启动不适用此交流系统, 此时应封锁直流再启动功能, 也就无需探讨其策略的制定。因此, 制定相继再启动策略时, 交流系统须能够承受直流单极再启动的冲击。在此前提下, 研究相继故障再启动策略才是有意义的。
2.1 两单极相继再启动
直流双极相继故障的间隔时间较长, 即第2极故障重启时第1故障极的再启动过程已经结束, 因此, 两极互不影响, 均可按照单极再启动策略启动, 可将此相继故障视为直流单极故障, 共有以下4种组合。
1) 双极相继故障后均再启动成功。
2) 双极相继故障后均再启动失败、安控正确动作。
3) 第1故障极再启动成功、第2故障极再启动失败、安控动作。
4) 第1故障极再启动失败、安控动作、第2故障极再启动成功。
若特高压直流双极相继发生故障、且均按设定的单极再启动策略 (包括次数和全压/降压) 进行再启动, 在上述4种情况下均须保持系统稳定。通过仿真分析, 可找出上述4种情况下系统临界稳定时对应的两极故障间隔时间ΔT1, 据此可将特高压双极相继故障再启动策略设定为:当两极故障间隔时间t∈[ΔT1, ∞) 时, 两极均按单极再启动策略重启。
实际上, 若第3和第4种情况下不允许采取安控措施, 则相同工况下对系统的冲击将增大, 系统临界稳定时对应的两极故障间隔时间也会相应增加, 但再启动策略分析方法不变。
2.2 闭锁第2故障极
直流双极在一定的时间间隔内相继发生故障, 即当第1故障极在设定的单极再启动策略下重启时, 若第2故障极发生故障, 必须封锁该极的再启动功能, 并采取直接闭锁该极的策略。
由于直流其中一极在故障后再启动过程中会间接影响另一极的直流功率, 使其功率出现相应波动, 同时基于双极功率控制模式的直流非故障极会通过功率转带抑制双极直流功率的变化;此外, 当两极故障的间隔时间不同时, 第1极直流再启动的状态也不同 (如启动成功或失败, 或是处于最后一次降压启动过程中或启动失败安控动作过程中等阶段) , 因此, 基于闭锁第2故障极策略, 双极不同间隔时间内的故障将呈现不同的情况。
可通过仿真分析对特高压直流双极不同间隔时间故障时对系统的冲击和严重程度进行评估, 并找出冲击最严重点和临界稳定点。一般情况下, 若设置为2次再启动, 则对系统冲击最严重点位于第1极第1次再启动失败结束后, 且故障间隔时间与对系统的影响呈现抛物线形, 如图3所示。图中, u为故障过程中长南荆特高压母线的最低电压, 由该值的大小可判断系统的的稳定程度, u值越小, 系统稳定性越低, 反之则系统稳定性越高;并将长南荆特高压线路不发生失步解列作为系统稳定的分界线。a点和b点分别为本策略下对系统冲击最严重点和系统临界稳定点, 对应的两极故障间隔时间分别为ΔT0和ΔT2。
根据图3, 可将特高压直流双极相继再启动策略设定为:当两极故障间隔时间t∈[ΔT2, ΔT1) 时, 第1极按单极再启动策略重启, 第2极则于故障时闭锁, 安控正确动作。
若系统在系统冲击最严重的a点处也能保持稳定, 即曲线均位于图3中临界稳定分界线的上方, 则本策略下有效的两极故障间隔时间t∈[0, ΔT1) 。此时, 特高压直流双极相继再启动策略可分为2段, 即以ΔT1为界, 若两极故障间隔时间小于ΔT1, 则基于单极再启动策略重启第1故障极, 并闭锁后故障极;若两极故障间隔时间大于ΔT1, 则两极均可在单极再启动策略下重启。该两段式策略主要适用于单极再启动策略次数较少 (对系统冲击较小) 或交流主要约束断面功率水平较低的情况。
2.3 闭锁双极
直流双极在一定的时间间隔内相继发生故障, 其中第1故障极在单极再启动策略下处于重启过程中时, 若第2极发生故障, 无论第1极再启动过程是否结束, 应立即封锁双极再启动功能而采取直接闭锁双极的策略。
基于此策略, 若直流双极同时发生故障, 则应直接闭锁双极, 特高压直流零功率持续时间仅为安控动作延时时间, 积累盈余功率小, 因而对系统冲击较小, 相当于直流双极闭锁故障。随着两极故障间隔时间的逐渐加大, 由于第2极故障发生时第1极尚处于再启动过程中, 其直流功率随着时间的推移将呈现不同的状态。可以想见, 当第1极的直流功率即将恢复时, 若第2极发生故障并闭锁双极, 此时对系统冲击将为最大, 设该时刻为tx, 则当间隔时间稍微增大或缩小时, 积累的盈余功率均将小于tx时刻对应的盈余功率值。即使第1极降压启动成功 (设为70%降压启动) , 直流稳态功率持续出现30%功率缺额, 其整个过程中积累的盈余功率大于tx时刻的值, 但由于间隔时间较长, 第1极已启动结束, 系统趋于稳态, 因此, 该情况下对系统或长南荆特高压线路的冲击将不会比tx时刻严重。
与闭锁第2极策略类似, 闭锁双极策略下直流双极故障间隔时间与对系统的冲击之间呈现上开口抛物线形, 如图4所示。图中, ΔT3对应于对系统冲击最大点所对应的直流双极故障间隔时间。若本策略下对系统冲击最大时系统亦能保持稳定 (如图4中蓝色曲线) , 则可将特高压相继再启动策略设置为:两极故障间隔时间t∈[0, ΔT2) , 第1极按单极再启动策略重启, 第2极故障时闭锁双极, 安控动作。
若在闭锁双极策略下对系统冲击最大点处系统失稳 (如图4中的绿色曲线) , 由于CD段内无论闭锁单极或闭锁双极系统均将失稳, 则三段式策略未能覆盖所有时间段, 相继再启动策略失效, 不适用于此运行方式, 需改变直流再启动策略 (如减少单极再启动次数) , 或调整交流系统运行方式 (如降低交流系统各主要约束断面潮流) 。
基于上述分析, 在一定的交流系统运行方式下, 可设定如表1所示的特高压直流相继再启动策略。
值得一提的是, 若闭锁第2故障极策略在整个横轴, 即两极在任意故障间隔时间下系统均保持稳定, 即图3中的a点位于系统临界稳定分界线上方, 则三段式再启动策略中的前2段可合并为1段:第1故障极单极再启动、第2极故障时闭锁该极, 因此可简化为两段式策略。
3 案例分析
以西南某回特高压直流输电线路为例, 基于上文提出的三段式双极相继再启动分析方法, 制定特高压直流双极相继再启动策略。
对仿真计算中的再启动原则作如下设置:第1次去游离时间为150 ms, 第2次去游离时间为200ms, 低压保护时间为150ms, 直流启动功率恢复时间为400ms。直流再启动采用1+1次再启动策略, 即1次全压及1次70%降压启动策略。
由前文分析可知, 直流再启动策略与特高压交流联络线等的断面初始潮流均有关, 以下将以送电功率为±2 000 MW的特高压交流联络线为例进行分析, 若实际运行中断面功率高于此值, 则需对再启动策略进行进一步核实。
通过仿真计算, 当此特高压直流两极相继故障间隔时间不小于2.6s时, 两单极可分别按照1次全压和1次降压重启。
在双极相继0.9s时闭锁第2故障极、安控动作后系统临界稳定。因此, 基于2.2节的分析可知, 当两极相继故障的间隔时间不小于0.9s时, 应封锁第2极再启动功能而采取直接闭锁措施。
针对闭锁双极策略, 两极故障相继0.9s时对系统冲击最大, 且系统稳定。此时刻刚好对应于第1极最后一次启动时的功率恢复时刻, 与上文分析结论一致。因此, 基于2.3节的分析可知, 若两极相继故障的间隔时间小于0.9s, 应立即封锁双极再启动功能而采取直接闭锁措施。
综合上述分析, 可得如表2所示的特高压直流双极三段式相继故障再启动策略。
前2段策略下, 双极故障间隔时间与对系统冲击的严重程度的关系如图5所示。图5中, a点和c点分别为采用闭锁第2故障极和闭锁双极策略下对系统冲击最严重的时间点;b点为闭锁第2故障极时的系统临界稳定点;d点为2种措施对系统影响相同的时间点。
由图5可知, 在闭锁单极和闭锁双极后安控动作欠切量相同的前提下, 当两极故障间隔时间小于1.4s时, 闭锁双极措施比闭锁第2故障极更有效;而当间隔时间大于1.4s时, 闭锁第2故障极更为有效。因此, 针对此特高压直流线路, 前2段策略可合并为1段, 即均采用闭锁双极策略时也可保持系统稳定。由图5可得如表3所示的两段式相继再启动策略。然而, 从增加直流运行可靠性的角度出发, 闭锁单极措施即三段式再启动策略更具现实意义。
4 直流再启动恢复时间敏感性分析
由前文分析可知, 双极相继故障三段式再启动策略中的各个关键时间点 (特别是第1段策略) 与直流再启动过程中的功率恢复时间有关。而实际应用中, 特高压直流大负荷功率情况下的再启动情况不易掌握, 因此, 在对三段式启动策略进行仿真分析时, 可基于较长的恢复时间进行计算, 并针对制定的启动策略分析缩短直流功率恢复时间后该策略的适用性。
将仿真计算用功率恢复时间分别缩短0.1s和0.2s, 即取恢复时间为300ms和200ms, 在此条件下分析三段式启动策略中的第1段, 即闭锁双极策略时序的适用性, 所得的结果如图6所示。
图6中, 3条曲线分别对应于3种直流功率恢复时间下, 闭锁双极策略对系统稳定性的影响程度与两极故障间隔时间的关系;t1, t2, t3分别为缩短0.2s功率恢复时间、缩短0.1s功率恢复时间、原功率恢复时间下, 闭锁双极时对系统冲击最大时所对应的两极故障间隔时间。
由图6可以看出, t0时刻前, 3条曲线是重合的。这是因为两极故障间隔时间较短, 第1极的再启动过程仍未结束。此时第2极故障直接闭锁双极, 则故障期间积累的盈余功率相同, 因此对系统的冲击也相同。仿真计算结果表明, t1, t2, t3存在如下关系:
由式 (1) 可知, 当功率恢复时间缩短后, 在闭锁双极策略下, 两极故障间隔时间与对系统的影响依然呈上开口抛物线形, 且最严重的两极故障间隔时间仍然对应于第1极最后一次启动时刻, 与前文分析一致。同时也可看到, 在不同的直流功率恢复时间条件下, 相同的间隔时间内两极故障后闭锁双极对系统的冲击严重程序排序为:原功率恢复时间>缩短0.1s恢复时间>缩短0.2s恢复时间。因此, 基于本文计算用功率恢复时间制定的三段式策略也适用于短恢复时间的情况。若实际应用中直流启动时的功率恢复时间更长, 则需对其重新核实, 分析方法与本文相同。
同样, 对于第2段策略中对系统冲击最严重点以及临界稳定时间点, 随着直流功率恢复时间的逐渐缩短, 闭锁第2极策略下对应的对系统稳定性影响最大的时间点将提前, 同时临界间隔时间也将变短。因此, 基于原功率恢复时间制定的策略依然有效。同样, 第3段策略也适用。
值得注意的是, 上述时间敏感性分析均是针对直流再启动成功的情况而言的, 且其前提为:直流再启动成功为交直流系统稳定的制约因素。当直流功率恢复时间缩短后, 直流再启动失败较再启动成功对系统的冲击更大, 此时直流再启动策略中各关键时间点将与直流功率恢复时间无关。在该情况下, 无论直流功率恢复时间如何, 三段式再启动策略均相同。
5 结语
本文对特高压直流双极相继故障再启动策略进行了分析研究, 提出了三段式相继再启动策略分析方法, 为特高压直流输电工程双极再启动策略的制定提供了理论依据, 具有较大的工程意义。此三段式再启动策略分析方法同样适用于超高压及高压直流输电工程。以某回特高压直流输电工程为例, 验证了本文所提策略的有效性。
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直流启动 篇6
台山发电厂1～5号机组各安装了1台主机直流油泵电机, 由上海南洋公司生产, 型号为ZBL4—180—21, 功率为15kW, 额定电流为76A, 额定转速为2950r/min。运行方式设置为:机组运行期间作为备用, 但每月定期启动一次。
2011年12月10日, 对3号机组的主机直流油泵电机例行试启检查, 在启动时, 主接触器出现了反复吸合抖动现象, 电机启动异常。随后电气专业组对控制回路进行彻底检查, 发现电机绝缘合格, 电机励磁绕组、电枢绕组直阻正常;电机换向器、电机碳刷、刷架、引线电缆、绕组等外观均未出现异常情况。在检查期间曾更换1个新接触器进行现场试启 (拆下的接触器经检查与新接触器参数相同, 其吸合电压为130 V, 返回电压为110 V) , 在接触器吸合抖动几下之后, 接触器自保持, 电机试启成功且能够平稳运行, 可以判定电机完好。后进行远方操作, 但主接触器反复吸合抖动, 仍然不能正常启动。在启动过程中, 用数字式万用表测量就地控制柜的母线电压, 发现电压在启动时最低为110V。
经专业组讨论决定更换为同型号的备用电机, 经试验验证备用电机相关参数合格, 安装后试启一次成功。而对拆下的直流电机进行相同的试验, 各试验数据均在合格范围内。采用直流感应法对碳刷中性线位置进行了测量, 碳刷上所接指针式毫伏表无摆动, 说明碳刷处于磁极中性线位置。此外, 对128片电枢绕组间电阻的测量结果表明, 每相邻2片间电阻试验数据最大误差4.45%, 小于标准要求10%。
根据以上试验数据可以判定原电机正常, 证明电机启动异常不是电机本体的问题, 要继续查找其他原因。
2 台山电厂主机直流油泵电机启动异常故障录波及原因分析
2011年12月12日, 为进一步确认启动过程中就地控制柜的直流电源电压下降的原因, 专业组决定对1～5号主机直流油泵电机的启动电压进行录波。
2.1 录波试验方案
录取1～5号主机直流油泵电机在正常启动时刀闸下口电压和主接触器C线圈两端电压, 1、2号机录波时还加录了启动接触器1C的辅助触点。
以3号主机直流油泵电机的录波图为例, 作简要分析。如图1所示, 主接触器触头闭合瞬间进线电压为81 V, 然后逐渐升高, 约289 ms后进线电压升至88 V, 启动接触器1C吸合, 电压突然间上升至启动前电压;随后经过30 ms后电压又恢复到89 V, 然后逐渐升高, 在1 473 ms时电压升至220 V, 启动过程完成。
2.2 直流电机的启动原理
与交流电机一样, 直流电机启动时, 也应符合两个基本要求: (1) 要有足够大的启动转矩; (2) 启动电流不能超过安全范围。直流电机在启动的瞬间, 转子还未转动, 反电势尚未建立 (E=0) , 即在额定电压下直接启动, 此时启动电流为Ist=U/Ra。由于直流电机电枢绕组的电阻Ra很小, 因此启动电流Ist非常大, 一般高达额定电流In的10～20倍, 严重超过了电机换向的启动电流要求。同时, 电枢电流过大必然产生较大的启动转矩, 使电动机及其拖动的机械突然遭受巨大的冲击, 从而损坏电机、传动机构及生产机械, 因此, 必须对启动电流的大小加以限制。
一般采取在电枢电路内串接启动变组器 (多级启动) 的方法限制启动电流, 使得启动电流Ist= (1.5～2.5) In。
2.3 故障录波分析
(1) 启动时进线电压有明显降低的情况。对比1～5号发电机主机直流油泵启动过程的录波图可知, 在电机启动时, 进线电压均有不同程度的降低, 其中3号主机直流油泵电机的降幅最大, 降至81 V (仅为启动前电压的1/3) , 降幅达155 V, 而其他电机的进线电压的最小降幅也有100 V左右。因此, 在直流电机启动过程中, 进线电压明显降低为其共性问题 (1～5号发电机的进线电压依次为120 V、139 V、81 V、96 V、92 V) 。
(2) 启动的主要过程为:启动时电压为最低点, 随后逐渐上升至一定值, 启动接触器1C动作切除启动电阻, 电压会有不同程度的下降, 最后逐渐上升至额定电压值。
(3) 启动时间不等。最短启动时间为974 ms, 最长启动时间为3670ms, 相差较大。
(4) 对3号发电机主机直流油泵在本次启动录波时出现电压抖动的分析:3号发电机主机直流油泵启动时电压最低, 仅为81 V, 随后逐渐上升至88 V, 此时启动接触器1C动作切除启动电阻, 电压再次降低, 当低于主接触器C的返回电压时, 主接触器C返回, 电压会急剧上升至启动前电压, 由于此时还在启动信号保持延时 (4 s) 之内, 故主接触器C再次吸合启动直流电机, 并使电压逐渐升高至额定电压, 在4 s时间内如此循环反复多次, 直至超过合闸保持时间, 接触器不再吸合, 启动失败。
因此, 主机直流油泵在定期启动时出现主接触器跳跃且最终不能正常合闸是由于启动时电压过低和切除启动电阻后电压降低。
2.4 直流油泵启动电压过低的原因分析
假设直流母线为无穷大直流电源系统, 电压为U, 电缆电阻为RL, 直流电机电枢电阻R1, 启动电阻为Ra, 直流电机电枢反应反电动势为E (E=C×n×Φ, 其中C为电机固定系数, n为电机转速, Φ为电机磁通) 。启动控制回路如图2所示。
假设电机电枢和启动电阻两端电压为UX (即录波电压) , 则有:
又知录波电压满足公式 (2) :
故可得:
由上式可知, 在启动瞬间E=0且R1为常数, 则启动电阻Ra越大、电缆电阻RL越小, 启动瞬间的电压越大。因此, 启动电压过低的原因是电缆电阻太大或启动电阻太小。
根据以上分析, 由于直流电机启动时总电阻太小, 启动电流过大, 导致电机启动过程中电压降低, 并且由于启动电阻太小, 电源柜内分压UX较低, 当其低于接触器返回电压时, 会导致接触器抖动合闸不成功。
3 台山电厂主机直流油泵电机启动异常的故障处理
针对电机启动异常的问题, 解决方法有以下2个:
(1) 并联一根动力电缆, 以达到减小电缆电阻RL的目的。但此方法投资大, 耗费人力多, 而且效果不一定明显。
(2) 增大启动电阻。此方法不会增加新的投资, 只需将启动电阻改接。图3为启动电阻连接片示意图, 只需接入不同的端子, 即可调节启动电阻的大小。由3～5号机组的主机直流油泵启动录波分析, 只需将现有的1片电阻增加为4片电阻, 即可达到预期目的。
计算过程如下:
单根电缆电阻如公式 (4) 所示:
其中, ρ=0.017 5Ω·mm2/m (铜) ;L=100 m;S=25 mm2。
故电缆总电阻可计算为:
改接后总启动回路电阻 (电枢电阻R1太小, 可略去不计) :
则电源刀闸电压 (即录波电压) 为:
从以上计算结果分析, 改接后启动电压应在134 V左右, 高于接触器的返回电压110 V, 可以避免接触器的合闸抖动, 此方法可行。
3～5号主机直流油泵调整启动电阻后的实际录波电压分别为:128 V、143 V、130 V, 均高于接触器的返回电压110 V, 从改接后至今均未再出现接触器抖动情况, 证明改造是成功的。
4 结语
作为发电厂的重要辅机设备, 直流电机可以保障机组停备用期间各系统运行的可靠性。尤其当汽、机油泵类直流电机出现故障后, 更要第一时间采用故障录波手段, 全面核对、分析控制回路和各元件, 逐一排查引起电机故障的可能原因。目前电厂使用的直流电机普遍存在单极电阻启动情况, 启动电流过大, 启动时对电气元件和机械部件的冲击较大, 影响了其寿命。另外, 一般的并励电动机并不会考虑设计欠励保护, 在电机空载试运或轻载运行时, 若发生励磁回路开路, 就可能造成电动机“飞车”的严重后果, 因此在日常的检修维护中, 要注意及时发现设备隐患, 不断改进结构和工艺流程。
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直流启动 篇7
输电线路在冬季覆冰是威胁电力系统安全、稳定运行的严重灾害之一[1]。现已研制成功的直流融冰装置在线路融冰方面取得了显著的效果[2,3,4,5,6]。近年来,受北方强冷空气南压影响,甘肃东南部出现大范围冻雨及强降雪天气,甘肃陇南电网330 k V晒都线线路C相接地故障(事后现场调查,该线路95号杆塔线路覆冰厚度达到7.8 mm),重合闸动作不成功,两套保护正确动作切除故障,线路三相跳闸,此次事故造成5万余用户停电,损失负荷76 MW,为了有效解决线路覆冰问题,保证地区电网安全稳定运行,甘肃电网计划投入西北首套330 kV线路直流融冰装置。
固定式直流融冰装置是利用三相桥式整流电路将交流电转变成直流,电力电子器件的应用,会有一定量的谐波电流注入电网,需要开展直流融冰装置的谐波污染分析和电能质量实测工作[2,7]。同时针对现场启动过程中整流变励磁涌流导致重合闸后加速误动进行分析解决[8,9],又从直流融冰装置工程项目市场需求出发,分析了社会经济效益,最后为该变电站直流融冰工程项目提出相关建议。
1 融冰装置接入方案和仿真分析结果
1.1 融冰装置额定参数和融冰原理
本次直流融冰装置采用ZS-44800/35型整流变压器,容量44.8/22.4/22.4 MVA,额定电压:35 000/9 500/9 500 V,额定电流:738/1 360/1 360 A,连接组别:Yy0d11,二次绕组各挡位电压9 500/8 647/6 942/6 333/5 481/4 019 V。从330 k V变电站35 k VⅠ母上取得35 kV融冰电源,融冰电源降至10 kV交流电压以后提供给了12脉波整流部件,在330 k V线路停运状态下,对侧变电站将线路末端U、V、W三相进行短接,融冰方式采用两并一串的形式,采用融冰装置自带的矩阵闸刀自动切换三相线路连接到整流装置上,输出9.5 k V、最大4 k A直流电流,利用4 kA直流电流分别通入U、V、W三相导线,保证三相线路均衡融冰[10,11]。该具体接线示意图如图1所示。采用两并一串方案,融冰回路电阻仅仅为0.5×电阻率×线路长度,因此在相同的直流融冰条件之下,融冰时所需电源容量和电压都可以降低25%。
1.2 融冰装置的谐波仿真分析
用Matlab搭建两桥并联仿真模型:主要由四大模块构成:电源模块、融冰装置模块(包括整流变模块)、谐波计算模块和线路模块。仿真中整流变的接线方式采用Yy0d11接线方式,导线型号采用4×LGJ-300作为仿真对象,通过仿真分析得出固定式融冰装置的谐波频谱图如图2至图5所示。
由图2至图5可以看出,线路融冰时35 k V阀侧的5次和7次电流谐波略超过国家标准,其余特征谐波电流、电压较小,电压谐波和电流谐波基本满足标准要求;图6仿真结果表明网侧电流波形质量较好,模型中的整流变采用ZS-44800/35型12脉波整流变压器的参数,能够起到抑制谐波的作用。
考虑装置本身总体谐波电流不大,对主变影响较小,并且作为融冰装置是短时运行工况,因此该站可以不加装滤波装置。
2 现场测试效果分析
2.1 现场测试结果
在直流融冰装置启动之后,对330 k V和35 k V两个测点的电能质量开展背景谐波测试;融冰过程中实时对融冰引起的电能质量变化情况进行检测。采用电能质量分析仪测量,测量用的电压信号取自母线电压互感器(TV)计量二次侧;电流信号取自35 k V侧和330 k V侧相应断路器电路互感器的二次侧。两台仪器的时间系统进行统一对时,同时开展测量。谐波测量取三相中95%概率值的最大相进行分析。其中,谐波电压总畸变率按照《电能质量-公用电网谐波》附录相关计算公式来进行THDu值计算[12]。
2.2 现场测试结果分析
根据表1的内容可以看出,在融冰的时候,直流融冰装置产生了大量谐波电流,但是通过主回路注入到330 k V交流侧则没有见到明显的影响。在35 kV侧融冰的时候,3、5、7次运行谐波电流较高,考虑主要为整流装置运行时产生励磁涌流影响,而11、13次特征谐波电流过高,主要为12脉动的固定式直流融冰装置,主要是11次和13次谐波,测试的结果与理论的分析一致。330 k V侧电压等级运行期间各侧谐波电流都很小,谐波电流测试的结果合格。
A
根据表2可以看出,正常运行方式下,晒金变35 k V母线电压各奇次谐波电压含有率及谐波电压总畸变率均满足国标限制要求。融冰装置启动未对电网造成谐波污染。
注:表2中h3~h21的国标限值均为:2.40%。
根据表1和表2数据分析,加之本次安装的固定式直流融冰装置的变电站靠近水电站,系统可以提供较大的无功功率,并且在冬季小方式运行下,负荷小,造成小方式下电压偏高,交流母线电压较高,并且本装置整流变分接抽头为六组,采用12脉动直流输出,减少了工作时产生的谐波和无功损耗,使得无功功率需求较小,现场无需安装无功补偿和谐波抑制设备,这节省了该工程的造价和占地。同时现场电能质量实测结果更好验证了仿真模型搭建的准确性和设计方案的可行性。
3 启动过程保护动作原因分析
3.1 整流变空载投切动作现象分析
在此次整流变空载投切过程中,线路因重合闸后加速保护动作而跳闸。检修人员多次检查操作机构未发现任何问题,于是现场测试人员对该整流变空载投切录波文件进行分析检查,分析判定整流变空载投入时,空载合闸电流可达变压器额定电流的6~8倍。现场记录的冲击电流波形数据显示,励磁涌流最大值为3 354.8 A,衰减最长时间为278 ms。如果空载合闸时正好在电压瞬时值u=0时接通,涌流最大。若正好在电压瞬时值为最大值时合闸,则不会出现涌流,只有正常的励磁电流。但是对于三相变压器,无论在任何瞬间合闸,至少有两相会出现不同程度的励磁涌流。线路所带设备产生涌流使重合闸加速保护误动作。
3.2 解决涌流跳闸措施
通过保护动作原因分析,现提出以下解决措施:
(1)提高过流保护的整定值以躲过合闸涌流。但由于过流保护是按照最大负荷整定的,提高整定值可能使保护装置失去作用。
(2)解除“手动合闸于故障状态时,后加速动作跳闸”保护方式,但这样无异于将重合闸后加速保护退出。
决定将重合闸后加速保护增加一定的时限0.3 s。可以从根本上解决重合闸后加速误动作问题。其根据为首先可彻底避免由于线路所带空载变压器过大的合闸涌流对继电保护的影响,消除重合闸后加速的误动;其二如真的合闸于线路故障上,也可由无时限速断或带0.5 s延时的过流保护Ⅱ段切除故障,并不会造成故障范围的扩大。
4 项目产生应用效果分析
对90.375 km晒都线线路融冰过程中,从线路停电操作开始至融冰结束需8 h,融冰所消耗的电量约286 270 k W·h,折合人民币约9.3万元。同样的线路在以往是采用人工除冰,6个人l天的除冰量为2个档距,约600 m,则整条线路除冰至少需6个人进行150天。因此,采用直流融冰技术可以大大缩短覆冰对线路影响的时间,降低了线路故障停电的风险,减少对用户的影响,并且每次融冰所需费用低,社会效益十分明显。直流融冰装置采用可控整流方式,可实现零起升压和升流,利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。配置自动控制和保护设备,对不同线径和长度的线路,可调节直流输出电压来提供不同融冰电流,融冰时对系统冲击小,需要的倒闸操作少,适应性较好。
同时,此次直流融冰技术在现场的成功启动,获得了大量宝贵的现场数据和资料。这些数据和资料为融冰理论的验证和深入研究提供了技术支撑,为融冰技术的推广和输电线路防冰抗冰工作积累了宝贵的经验。
5 结语
电网冰灾的直接原因是输电线路覆冰严重,覆冰严重时会断线、倒杆/倒塔,导致大面积停电事故,因此需要采取多种措施强化预防工作:
(1)优化直流融冰装置启动过程中运行管理效率措施。直流融冰三相电流不同导致不同融冰模式需要进行模式组合应用,切换时有较长时间的停电过程,这会影响融冰效果,过程包括线路停复电、融冰母线搭接、短路点搭接、装置升流融冰等。因此优化融冰操作流程可以节省融冰时间,对运行人员加强直流融冰装置操作的培训和演练,严格按控制时间开展工作,现场需要配置至少两组运行(检修)人员,包括线路首端搭接及拆除工作人员,保证能按照线路融冰时间节点要求同时进行两条线路融冰操作。
(2)加强陇南电网的二通道建设。由于330 k V线目前是单回线运行,若是由于发生覆冰灾害导致该线路停运或故障跳闸,将导致晒都线系统的水电无法送出,加剧天水地区主网冬季用电紧张的局面,甚至导致晒都系统孤网运行,给系统安全运行带来严重的安全隐患。因此需要架设晒都线路二通道,完善该地区主网架中的薄弱环节,保证该地区在电网冰灾中的供电能力。
(3)开发电网在线预警和在线安全防御的调度决策支持系统。研制输电线路覆冰预警与监控系统,建立准确的冰区图,制定线路在冰雪条件下的运行规则和标准,加强防冰应急措施,对提高防灾调度指挥的准确与高效实施具有重要的意义。同时,利用建立的平台,可以综合评估电网设备受损状况,为电力抢修及物资和人员调配等提供决策依据。
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