换流能力

换流能力（精选7篇）

换流能力 篇1

1 阀厅金具温升试验方法

依据GB/T11022-2011,绝对温升试验是指先在高压开关设备中通入试验电流,待温度趋于稳定后,对比各部位的温升值与温升限值。目前,在换流站中,一般采用绝对温升试验检测电气设备的载流能力。例如,GB/T11022-2011规定,在一定试验条件中,开关与控制设备在环境空气温度≤40℃时的温升不得大于温升限值。对于阀厅金具,其内部电气一般采用纯铝绞线与铸铝合金抱夹焊接的方式连接,而其外部则由管母线与铸铝合金抱夹经螺栓来实现刚性连接,表明阀厅金具电接触结构的连接方式与高压开关设备接线端子相同,但与架空线路上的接续金具和耐张线夹,则存在本质区别。另外,阀厅金具一般在阀厅内部运行,则其载流部分的受力较小或不受力及其接触电阻较为稳定。据此表明,采用绝对温升试验方法检测阀厅金具的载流能力不仅可行,还可简化试验流程和改善试验效果,建议将该方法引入换流站阀厅金属载流能力测试中。

2 阀厅金属载流能力试验方法

2.1 温升试验

在载流能力试验中,选用阀厅二通金具,其作用是实现电气连续和2根Φ300管母线的角度转换,其中在金具的中间设有6根LJ-1120铝绞线,而在其两端则采用铸铝合金管母抱夹,且与中间结构焊接在一起。在试验时,电流选取5600A,并按“L”型布设试品,其两端分别与Φ300*10管母线连在一起,同时采用绝对温升试验方法。图1所示为温升的埋点示意图。

结合图1,管母线温升值相对较低,与阀厅金具铸铝件基本持平并比软导线略低。但管母线的通裕度较大,则其温升值为25K时,仍低于其他电气设备。虽然阀厅金具的温升值比管母线高,但与规定的50K相比,仍较低。据此表明,唯有采用绝对温升试验方法,才能保证试品顺利通过试验。

2.2 电流分布均匀性测试

在阀厅金具的内部,主要经若干并联型纯铝绞线和铸铝合金抱夹实现电气连接,具体采用的是焊接方式。但在焊接后,无法直接测量每一根导线和铸件回路的电阻,则无法直接检测纯铝绞线是否牢固地与铸铝合金抱夹焊接在一起,且一旦其中存有虚焊问题,则问题处的接触电阻会在运行条件改变时不断增大,电流会有所降低,并最终引发发热现象。对此,为稳定每一根导线的接触电阻,应逐一检查每一根纯铝绞线的焊接质量,以使其电气负荷一致。为在不损坏零件的条件下完成焊接质量的检测,笔者针对若干并联型纯铝绞线开展电流分布均匀性测试,即按每一根导线承受的电流来判断其焊接质量是否达标,具体如图2所示。

在阀厅金具电流分布均匀性试验中,激励为由SorensenSG6U提供的直流电流,负载为阀厅金具,而其母线则与电流源输出的“+”“-”极相连,即先通过电流传感器,将流经每一根软导线的电流的信号转换成电压信号输出,再通过示波卡传入上位计算机,并用专业的上位机软件处理,这样既可储存数据结果、展示电压波形信号,又可对若干导线所承受的电流分布进行实时测量。针对前文提及的阀厅二通金具,其测量结果见表1。

注:在测量时,主流电源输出的电流是DC900A。

结合表1可知,阀厅二通金具软导线平均电流的偏差最大达4.2%,而当单根导线通流比平均电流大时,便需对其通流能力校核,以保证其不大于这一导线负载的最大值。针对电气设备载流导体所开展的温升试验,建议在1.2倍额定电流的条件下开展长期通流温升试验,注意导体表面的温升值不得大于规定值。此外,在出厂试验中,建议进一步规范换流站阀厅金具的通流偏差,即在考核时,以单根导线的实际通流不大于1.15倍额定通流为准,如此可保证电流的分布偏差不大于额定通流的15%。

3 结语

在换流站阀厅金具国产化的发展道路上,深入研究其载流能力试验尤为关键。在本案,笔者提出如下建议:一是应用绝对温升试验方法,其中温升限值取40K;二是开展电流分布均匀性测试试验,其中对于电流分布偏差,单根导线不得大于额定通流的15%,如此便可保证阀厅金具的载流能力达标。

摘要：本文提出在换流站阀厅金具载流能力考核中引入绝对温升试验,以期为相关标准的制定提供借鉴。

关键词：换流站,阀厅金属,绝对温升试验,载流能力

参考文献

[1]杨国华,常林晶,徐光辉,等.换流站阀厅金具载流能力试验方法探讨[J].高压电器,2016,(1):170-174.

[2]王刚,常林晶,张博,等.基于温升的阀厅连接金具设计方法[J].高压电器,2016,(1):86-93,100.

[3]梅念,陈东,傅颖,等.高压直流输电工程阀厅金具设计电流[J].电力建设,2013,(7):47-50.

[4]丁永福,王祖力,张燕秉,等.±800k V特高压直流换流站阀厅金具的结构特点[J].高压电器,2013,(9):13-18.

换流能力 篇2

近年来,新能源发电、微网、高压直流(HVDC)输电等交直流混合系统受到了广泛关注。在这些交直流混合系统中,通常需要电力电子换流器作为功率交换接口,起到稳定直流母线电压,降低交流电流谐波含量的作用[1,2,3]。其中,三相电压源型换流器(VSC)具有稳定性高、功率因数可控等优点,因而被广泛应用。

相较于传统的旋转电机,并网换流器对电网故障的响应大为不同。三相VSC中含有对电流处理能力较弱的半导体开关,因而需要引入附加控制来保证设备正常运行[4]。换流器控制环节的多样性及交直流混合系统中故障的多样性造成系统故障响应的复杂性。因此,三相VSC对故障的反应多种多样,且与电网结构、故障类型及位置密切相关。同时,由于正弦脉宽调制(SPWM)及控制环路引入的非线性,导致换流器容易进入非正常工作状态[5]。然而,电网对接口换流器的运行要求十分严格,例如风力发电系统中的VSC面对不同的电压跌落等级,均需保证一段时间不脱网。故而,有必要研究分析不同电网故障下的VSC响应行为。

与换流器自身引起的稳定性问题相关的研究十分广泛,如LCL滤波器[6,7,8,9]、锁相环[10,11,12]等模块的性能对系统的稳定性影响,并网换流器中的谐波及谐振现象[13,14],以及相继提出的有源阻尼控制[15,16,17]、并网电流鲁棒控制[18]、电流谐波消除策略[19]等。考虑到非理想电网情况,文献[20,21]主要基于阻抗比判据分析了交互作用对系统稳定性的影响。但是,以上研究均采用小信号建模,在系统稳态点附近进行分析,并未考虑到电网受到故障冲击时稳态点发生改变后系统的稳定性问题。

针对三相VSC在受扰情况下的运行问题,有文献对换流器受扰后的控制策略进行了研究。如考虑网侧电压出现畸变及不平衡情况,采用大信号方法建立控制环路数学模型,实现了指令电流精确控制[22];考虑电网电压不平衡情况,提出了脉宽调制(PWM)整流器功率谐振补偿控制策略[23];针对故障后引入三相电压的直流分量,研究了同步坐标锁相环中消除了直流分量影响的控制策略[24];针对三相不平衡故障,提出了三相VSC的功率改进控制方法[25]。以上研究虽对电网故障后换流器运行提出了改进措施,但未对故障下换流器的响应行为进行全面系统的分析。

本文基于典型微网结构模型,将其他负载及电源等效为恒定功率负载,重点研究微网中三相VSC耐受电网故障冲击的能力。首先,分析了交流侧故障时VSC的不稳定瞬态响应现象;然后,应用平均模型及李雅普诺夫稳定性分析法,揭示了换流器受扰失稳原因,并给出了换流器能够耐受电网故障冲击关键参数的范围;最后,通过系统逐周期仿真验证了理论计算的准确性。

1 三相VSC故障响应

典型微网结构如图1所示。微网系统中存在3种典型的故障,即故障1所代表的公共电网电压暂降,故障2所代表的传输线路故障以及故障3代表的分布式电源或其他设备上的故障,而这些点的故障又包含单相接地故障、两相接地故障、三相接地故障及相间故障。

电网对故障状态下的换流器有并网要求,即要保证换流器在规定时间能不脱网运行。例如在风力发电系统中规定了换流器并网导则,针对不同电压跌落深度(10%~100%),换流器需要保持数百至数千毫秒的不脱网运行。

本文建立了图1所示的微网模型,其中三相VSC的电路参数和控制参数如下:额定功率为100 k W,直流母线电压为1 200 V,开关频率为10 k Hz,滤波电感为2 m H,直流母线电容为2.35 m F;kvp=3,kvi,ki,kii=20。采用典型的三相VSC电路拓扑及其电压电流双环控制框图如图2(a)和(b)所示,其中gv和gI分别为电压和电流控制函数,本文主要针对故障1处的三相电压暂降故障予以分析。

在MATLAB/Simulink中建立仿真模型,t=0.5s时,故障1处发生瞬态三相接地故障,网侧电压跌落至正常运行状况下的60%,故障持续时间50 ms,仿真结果如图3所示。可以观察到故障发生时,直流侧电压大幅跌落,交流侧电流突增到800 A左右。系统不再保持单位功率因数运行,从交流系统吸收大量无功功率。由仿真可知,系统在故障后经历灾难性分岔[5]的非线性行为且进入了非正常运行模式。同时可以发现,如果没有额外控制环节,系统无法自动回到稳定运行状态。换流器无法承受该种程度的故障。

2 系统稳定性分析

本节在合理进行系统降阶基础上,基于李雅普诺夫稳定性判据,得出系统失稳条件,再对系统故障后的时域响应进行分析。

采用开关平均模型,根据同步旋转坐标函数,将VSC转化到dq旋转坐标系下,其方程如下:

式中:ωl=2πfl,为电网频率的角频率;vsd和vsq分别为dq坐标系下换流器并网点处电压;vkd和vkq分别为dq坐标系下换流器桥臂中点电压。

深度过调制状态下的内环电流id和iq将由文献[5]中的方程id=hd(id,ref)及iq=hq(id,ref)给出,可以得到内环电流的表达式如下:

可以看出,实际内环电流是一个分段连续函数。在电流指令较小时,实际电流可以跟随指令电流;在电流指令较大时,实际电流无法跟随指令电流,而呈现复杂的函数关系,这也将引起控制器的失稳。

由功率平衡方程可以得出稳态下的电流转移方程。在此,系统损耗等效为电感串联电阻上的损耗:

根据式(4)、式(5)及式(7)可以得到不同电压跌落深度下所对应的输出电流io与参考电流id,ref传输方程,该方程也表现出分段连续性:输出电流io首先随参考电流id,ref的增大而线性增大,在达到电流临界值后,电流传输特性进入非线性区域。电网电压跌落一方面影响了临界电流id,critical的大小,可判断系统稳定与否;另一方面在不同电网电压跌落深度时换流器瞬态响应有所不同[26]。

在研究线性定常系统时,已有许多判据如代数稳定判据、奈奎斯特稳定判据等可用来判定系统的稳定性。李雅普诺夫稳定性理论能同时适用于分析线性系统和非线性系统、定常系统和时变系统的稳定性,是更为一般的稳定性分析方法。通常根据系统的复杂程度可将李雅普诺夫稳定性分析方法分为第一法与第二法。对于阶数较低的非线性系统,采用第二法不容易寻找其标量V函数,故而常常采用第一法,通过构建系统状态方程,求解平衡点处的雅可比矩阵,并根据线性化后的特征根对系统稳定性进行判定。

随着参考电流id,ref的增加,输出电流io具有非线性运行特性,且电压外环阶数较低。因此,可采用李雅普诺夫分析方法第一法,利用特征根轨迹对系统稳定性进行判断。

根据图2(b)所示的控制框图,可知电流参考值由以下方程给出:

式中:kp和ki分别为比例和积分系数。

令

有

根据式(3)和式(7)所示方程可以将电压环状态方程整理为:

其中xT=[ev,x1],uT=[Vdc,ref,vsd,vsq],状态方程如下:

其静态工作点为:

式中:Id,ref为id,ref的幅值;kvi为电压环积分系数。

平衡点附近的雅可比矩阵即为:

式中:kvp为电压环比例系数。

系统的特征根可以根据方程求出,则有

由此,可以得出外环电压特征方程的根轨迹图(见图4),且不同电压跌落深度有着相同的根轨迹趋势。如图4所示,根轨迹在原点处分裂为两个相反方向的实根,右半平面的实根显示外环电压在此条件下不能稳定工作。

当换流器经历灾难性分岔,其静态工作点发生改变。在经历灾难性分岔前,即id,ref<id,critical时,特征方程能满足条件Re|λ|<0,系统稳定运行;而经历灾难性分岔后,即id,ref>id,critical时,系统出现右半平面实根,系统失稳。因此,当经历灾难性分岔后,系统将从稳定运行转变为不稳定运行。

当故障1点出现三相接地故障时,并网点侧电压vsd在随网侧电压成比例跌落后会继续降低至极小值,其具体过程如下。

1)vsd随网侧电压跌落,造成输入侧功率不足,根据式(6)所示功率平衡方程,直流侧电压vdc随vsd的降低而降低。

2)参考电流id,ref与直流电压vdc成反比,其关系式可由式(8)所示电压外环控制方程反映,故而id,ref幅值增大。

3)由图2(b)所示的控制框图可以得到控制信号方程:

上述方程显示,vsd降低后,id,ref的减小进一步降低了控制电压的幅值,vd*减小。

4)线性调节时,控制电压即为换流器桥臂中点电压:vkd=vd*,vkd减小。

5)根据换流器模型方程:

其中,换流器滤波电阻Rs很小,其影响可忽略不计;vsd降低后,桥臂中点电压与q轴电流成正比,即iq将从0变为负值,其数值迅速减小,但无功电流幅值快速增大。

6)交流电流在线路阻抗Rl+jωLl上产生的压降可表示为:

则iq幅值增大导致线路上的压降增大。

7)由于电源侧电压幅值不变,则线路上分压增多导致公共连接点(PCC)电压,即vsd继续降低,形成正反馈。该故障过程由图5所示。

由于电压电流环积分影响,故障后,并网侧电压vsd迅速减小至极小值(可视作0)。故障出现后,并网侧电压vsd的降低造成有功功率损失,无法满足负载的功率需求,则电容上的能量会被消耗以补充这种损失。可以列出电容上的能量方程为:

式中:Vdc0为故障发生时刻t0的直流电压幅值;Vdc1为故障结束时刻t1的直流电压幅值;Eloss为有功功率损失对故障时间的积累。

根据以上故障过程分析,可知并网侧电压vsd会在极短时间内降至接近0。为了简化计算,可将其视作在t0瞬间降至0,则能量损失可以表示为:

其中并网侧电压vsd及d轴电流均为故障发生时刻t0的电压、电流,即其值为稳态时的幅值。

根据电容上的全响应方程,有

联立式(22)—式(24)可以得出故障时间内vdc随时间的变换函数。

则根据式(12)可以得出参考电流在故障时间段随时间的变换函数:

由此,可以计算出故障后,即t1时刻,换流器参考电流id,ref(t1)的值。比较id,ref(t1)与临界电流id,critical的大小,即可判断t1时刻系统是否稳定。

3 故障耐受能力评估

为对换流器在电网故障后的响应行为进行系统认知,可对三相VSC自身参数对其故障耐受的影响予以分析。以故障深度为60%,故障持续时间为50 ms的电网故障为例,根据式(17)、式(24)和式(25)及仿真验证,得出不同坐标下变流器系统稳定区域如图6所示。其中计算结果由星号表示,仿真结果由曲线给出。

图6中稳定区域表示该范围内的设计参数能使变流器耐受故障深度为60%、故障持续时间为50 ms的三相短路故障,变流器器件及控制环均能运行,并在故障结束后对电网恢复稳定运行提供支撑。

不稳定区域则代表该范围的设计参数不耐受该故障,变流器在经历灾难性分岔后系统失稳并无法在故障结束后自动恢复。

可以发现,换流器负载RL及直流母线电容C的增加有利于三相VSC耐受电网电压跌落冲击,而电网阻抗Rs与电压环比例系数kvp的减小有利于三相VSC耐受电网电压跌落冲击。另外,通过对电流环进行限幅,可以避免电流指令到达临界点,但换流器动态特性也因此受限。

4 结语

换流能力 篇3

2009年9月15日23时,向家坝—上海±800 kV特高压直流输电示范工程奉贤换流站的首台800 kV高端换流变压器顺利通过现场交接局部放电试验,标志着特高压直流输电示范工程核心主设备的现场安装和试验工作首战告捷。

此次试验的换流变容量大,对试验设备要求高,是换流变现场试验史上一次高难度的挑战。同时为了摸索换流变新的试验工艺,优化安装试验工序,首次采用将换流变先就位,然后在阀厅内进行局放试验的方法。受阀厅内净空局限性的影响,试验难度进一步加大。在特高压建设部和国网直流建设分公司的统一组织下,在现场监理、施工和调试单位的通力配合下,承担试验任务的华东电试院进行了精心准备,从技术方案、试验设备、现场准备、安全措施、后勤保障等方面实施了周密的部署,于9月15日晚22时起开始对首台800 kV换流变进行现场局放试验阀侧施压,试验电压下监测到换流变阀侧的局放量小于50 pC,换流变网侧的局放量小于60 pC,满足标准要求。

(信息来源:中国电力信息网)

变电(换流)站二次接线工艺探讨 篇4

关键词：变电工程,二次接线工艺

1 二次接线工艺的发展

传统的二次接线对工艺要求不高, 其工艺标准及施工规范要求也只是针对其功能而言, 并未对工艺进行规定, 因此在各个地区、各个年代都有不同的二次接线工艺差别。约20世纪70年代开始, 电力行业内比较普遍的二次接线工艺为扎整把子法:屏柜或端子箱一侧所有电缆在破除外皮后全部扎在一个把子上, 再从把子内分线出来接至每个端子。从最初的扎圆把子, 到后面的扎方把子, 工艺上都没有太多变化。20世纪80、90年代开始, 走线槽的方法渐渐得到推广, 所有电缆入柜破除外皮后全部通过线槽绕至对应端子, 再用线槽盖板进行封闭。这样一来, 线槽内走线可以比较随意, 只需要留出足够长度进行接线, 盖板盖上后外面只能看到电缆头以及接线端子。此方法由于工艺要求不高, 操作便捷, 在许多设备厂家及变电工程内仍在沿用。近年来, 由于工程创优要求及行业工艺标准的提高, 对二次接线工艺要求也越来越严格。在这种情况下, 我公司对二次接线方法进行了创新, 并大力推广单缆扎把子方法, 并且取得了良好的效果。单缆扎把子方法即对每根电缆进行单独扎把固定, 电缆成单层或多层布置, 将需接入芯线在对应端子处弯弧分出来接入。这样一来, 电缆排列非常整齐, 电缆芯线弯曲弧度一致, 备用芯都固定在统一高度, 工艺非常美观。

2 二次接线工艺的对比

由于电力行业内并没有对二次接线工艺进行硬性规定, 导致各个地区二次接线工艺不尽相同, 甚至每个地区、每个施工单位都有不同的施工方法同时使用。现针对以上几种施工工艺进行简单的对比:

扎整把子法:此方法施工时对工艺要求较高, 而且施工后整体效果一般, 不便于运行维护, 故现在已经基本淘汰。

走线槽法:此方法优点是施工时操作便捷, 工艺要求不高, 线槽内可以随意布线而不影响整体美观, 接线完成后只能看到电缆吊牌、接入端子的芯线和标记, 且工艺相对美观。其缺点是运行后不便于查找芯线, 电缆较多时, 线槽不一定能盖上导致电缆外露影响美观。

单缆扎把法:此方法优点是工艺美观, 电缆标记及芯线一目了然, 备用芯处理美观, 便于日常的运行和维护。单缆扎把方式由于每根电缆均具有独立性, 更有利于工程的改扩建, 但施工过程中对施工人员操作技能要求高。

根据以上对比, 可以明显看出单缆扎把法的整体优势, 因此, 经过多个工程的推广后, 此方法被收录在国网公司输变电工程工艺标准库中, 并得到了广泛的推广和运用 (见图1) 。

3 单缆扎把工艺的施工方法

单缆扎把法对施工工艺要求较为严格, 因此在进行单缆扎把法施工时需注意:所有穿入屏柜的电缆应预留足够的长度, 不允许有因敷设引起线芯长度不足而采用跳线情况的发生 (特别注意电流、电压及跳闸回路不得使用跳线) 。所有备用芯应高于该屏柜端子排的最上端, 高度统一, 标识清晰, 用成品备用芯保护套进行封闭;电缆吊牌采用统一规格吊牌打印, 并布置整体。施工前尽量采用样板示范带路法, 保证相同柜体的接线应整体美观、弯曲半径弧度一致, 备用芯应满足最远距离接线且排列整齐。

质量控制措施及施工方法:

电缆敷设前根据规范要求进行每根电缆的绝缘内阻测量, 并同时进行电缆的外观检查, 观察电缆的表皮是否有破损, 同规格型号的铜芯线外径检查是否一致, 检查电缆出厂证明材料及合格证是否齐全有效。

电缆全部敷设完后, 统一排列固定。排好后的电缆两端应留有一定的余度, 弯曲一致、排列整齐进入盘、柜 (箱) 孔内, 在考虑电缆的穿入顺序、位置的时候, 要尽可能使电缆在支架 (层架) 的引入部位、设备的引入口尽量避免交叉和麻花状现象的发生, 同时应避免电缆芯线左右交叉的现象发生 (对于多列端子的设备) , 直径相近的电缆应尽可能布置在同一层;为了便于二次接线, 保护柜、端子箱等二次设备在厂方的布局设计和组装过程中, 应尽可能留出足够大的电缆布置空间。电缆布置的宽度适应芯线固定及与端子排的连接, 电缆的绑扎要求牢固, 在接线后不应使端子排受机械应力。在引入二次设备的过程中应进行相应的绑扎, 在进入二次设备时应在最底部的支架上进行绑扎, 然后根据电缆头的制作高度决定是否进行再次绑扎, 电缆的绑扎采用扎带, 绑扎的高度一致、方向一致, 扎线头朝内 (见图2) 。

根据接线位置确定电缆割剥尺寸, 要考虑盘、柜 (箱) 封堵及电缆牌挂在割剥口下方垂直尺寸, 不应影响防火封堵。从封堵孔处尽量高出150mm以上确定割剥尺寸较为合适, 不得伤到绝缘层, 割剥处应用粘胶带包扎后并用热缩管加热封堵, 电缆头制作时缠绕的聚氯乙烯带要求颜色统一, 缠绕密实、牢固;热缩管电缆头应采用统一长度热缩管加热收缩而成, 电缆的直径应在所用热缩管的热缩范围之内;电缆头制作采用规格应与电缆相符合;电缆头制作结束后要求顶部平整、密实。二次电缆接线工艺统一:所有工作开始前采用样板示范带路:屏、柜、端子箱等的二次接线方式、电缆绑扎位置、备用芯长度、电缆牌绑扎位置均按照样板的要求施工;屏上线芯每根电缆单独绑扎, 以便于查线及维护。绑扎间距应均匀, 扎线头应朝内, 二次电缆芯号采用双编号, 即标出电缆编号和电缆回路号, 统一采用30mm长度;为便于二次电缆的安全运行维护, 将所有的电缆备用芯套电缆编号, 并采用彩色塑料套头封闭。

接地工艺处理:采用铜屏蔽层和钢铠分开接地方式, 电缆屏蔽芯采用4mm2的专用黄绿接地线, 接地线采用扎把方式, 铜屏蔽层和钢铠接地线用号码筒区分标识, 单个线鼻不超过三根芯线, 每个接地螺栓不超两个线鼻, 规范、美观。

细节处理:电缆头采用统一长度、颜色的热缩管。现场有厂家电缆接线时, 可用不同颜色加以区分, 电缆挂牌采用细扎丝工艺化处理, 电缆备用芯采用定制的黄色套头进行封闭, 不同的规格的电缆芯配不同的套头。

上述所有工作完成后, 整个柜内接线工艺可以达到单个电缆头及单束电缆芯线一一对应、直观方便、一目了然, 方便生产改造或扩建时增减和更换电缆时防止误碰, 同时方便查找电缆和运行维护, 也即在整体上达到既美观又便于运行的效果。

4 单缆扎把法二次接线工艺推广

目前, 单缆扎把法已得到了广泛地推广, 并进入国家电网公司输变电工程工艺标准库 (工艺编号0102060102) 。2010年、2011年, 在湖南省电力公司基建变电专业现场培训竞赛二次组比赛中, 湖南省送变电工程公司变电施工一分公司采用单缆扎把法接线工艺连续两年获得第一名。公司在省内及省外所承包的变电工程二次接线工艺都受到各级领导的高度评价, 许多省外同行都慕名前来参观学习。

在特高压±800k V复龙换流站和±800k V裕隆换流站, 测控屏是参照国外工艺制造的屏柜, 端子排、电气元件等均水平布置, 且进电缆口与端子排不在同一平面, 电缆需转角2个90℃后方能布线, 因此原有常规布线方式已不能使用于此类屏柜的二次布线。针对这种情况, 施工人员通过反复对比, 最后采用单缆扎把法进行施工, 工艺整齐美观, 简洁明了, 取得了良好的效果, 此方法受到了国外二次专家的高度肯定, 复龙换流站工程二次接线工艺创新获得了国网直流公司四川建设部2010年度群众性创新成果二等奖。具体施工方法如下:

(1) 电缆整入屏柜时, 按端子排单元进行整理, 横向布置, 由内向外横向排列, 每排电缆与端子排单元 (由上而下) 相对应, 从而有效避免了芯线束交叉。

(2) 分线方式, 采用每2个或3个单元端子排电缆量为一整线束, 确保整个屏柜内侧面线束不超过4个, 芯线成浑然一体, 平整、条理清晰, 根据端子单元位置, 水平分线出各端子单元引线槽, 保证线束横平竖直, 芯线由线束内侧分线, 尽量保持同一面出线, 使整体出线美观 (见图4) 。

(3) 备用芯处理, 采用各端子单元备用芯集中扎成一整体线束, 统一由一端子单元未端出线, 形成多股线束最终集合成单一线束接至接地端子排;电缆备用芯应留有适当余量, 剪成统一长度, 并套好电缆编号号码筒, 根据规范要求一端接地, 一端绝缘。

(4) 细节控制:号码筒统一长度, 采用标准字体, 清晰紧凑。电缆吊牌, 用红、蓝、黑分别区分电源、通讯、控制电缆, 按电缆排序整齐平铺, 对应各自电缆, 方便查线。

5 结束语

换流能力 篇5

直流输电系统消耗的无功功率随换流器的运行状态和直流输送功率的增减而变化,自然状态下这些无功消耗由交流系统提供,不加治理将会破坏交流系统的无功平衡。同时,换流器运行产生的特征谐波和非特征谐波还会对交流系统造成污染。因此,在直流输电系统运行时需要对交直流系统的无功交换进行控制,对换流站谐波进行补偿。

理想情况是,在直流输送功率从最小值到长期过负荷值之间的任何功率水平上,通过线性的控制和补偿,使交直流系统的无功交换为零,同时使换流站送到交流系统的谐波为零。而在实际工程中,对系统无功和谐波的控制主要通过交流滤波器、并联电容器以及并联电抗器等无功单元的投切控制,进行台阶式的补偿,使交直流系统的无功交换容量在允许的偏差范围±∆Q之内,并通过不同类型滤波器分组的合理组合,满足滤除换流站谐波的要求。作为台阶式无功控制的补充,工程中一般还在极控系统中配置一些辅助控制功能,通过对换流器触发角的调节,在一定的范围内对无功进行连续的控制,并限制无功单元投切过程的瞬态电压波动,从而优化无功控制的整体性能。

1 无功单元的类型和配置

换流站无功单元一般包括交流滤波器、并联电容器和并联电抗器等不同的类型。其中并联电容器用于直接对换流器消耗的无功进行补偿;并联电抗器主要针对和换流站连接的交流长线路而配置。由于长线路的分布电容可造成换流站交流母线的电压升高,在直流系统停运或换流器低功率运行时,投入并联电抗器可以使交流电压恢复到正常水平;交流滤波器根据直流工程特征谐波的情况进行设计和配置,一般包括单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器以及高通滤波器等不同的类型。交流滤波器在其调谐频率附近为谐波提供低阻通路滤除系统谐波,而在基波频率下为系统提供容性无功。换流站配备的无功单元的总容量、分组数量和每个分组的无功容量,由系统研究综合考虑具体工程的交直流系统参数、直流输送功率、允许的无功交换偏差值∆Q,以及换流器在各种正常运行工况下的谐波水平等情况,通过优化设计确定。无功偏差值∆Q一般考虑稍大于最大无功单元分组容量的一半。

2 无功控制的功能和策略

无功控制主要由站控系统完成,其功能框图如图1所示。无功控制功能由多个子功能组成,每个子功能按照预先设定的优先级和判据条件实现其特定的控制功能。某个子功能发出的投切指令必须在与更高优先级的子功能的控制要求不产生冲突时才能被有效执行。通过各个子功能的有机配合,达到优化的控制效果,并满足系统运行的基本滤波要求、交流电压和无功交换限制等边界条件。按照优先级1最高,优先级5最低的顺序,无功控制的子功能一般包括。

优先级1:Abs Min Filer绝对最小滤波器控制;

优先级2:U-max最高/最低电压限制;

优先级3:Q-max最大无功交换限制;

优先级4:Min Filer最小滤波器组控制;

优先级5:Q-control/U-control无功判据/交流电压判据的无功控制。

2.1 Q-control/U-control无功判据和交流电压判据的无功控制

根据以上的优先级排序Q-control和U-control的优先级最低,但它们却是无功控制最基本的子功能。由于在任何时刻只能选择两者中的一个对无功单元的投切进行在线控制,所以它们拥有一个共同的优先级。Q-control和U-control的输出均为增加或减少(Inc/Dec)滤波器组数,即它们分别根据无功和交流电压判据条件,决定是否需要投入或切除无功单元。但无功单元能否真正投入和切除,还要由更高优先级的其它无功控制子功能所确定的边界条件决定。

1)Q-control无功判据的无功控制。Q-control的输入为交直流系统无功交换的实际值和无功参考值,在运行人员选择以无功交换为判据对无功单元进行投切控制时,Q-control对两者进行比较并发出相应的投切命令,控制换流站与交流系统的无功交换容量在允许的偏差值±∆Q范围之内。

式中:Q exc为交直流系统之间的无功交换容量;

换流站与交流系统的无功交换由以下公式计算得到:

Qfilt为投入运行的无功单元提供的无功总容量;Q conv为换流器消耗的无功功率;Qfilt N为额定电压下无功单元的无功容量;Udi0为6脉动换流器的理想空载直流电压;Uac为交流母线电压;Uac N为额定交流母线电压;I d为直流电流;α为触发角;u为换相角。

2)U-control交流电压判据的无功控制。U-control的输入为交流系统电压的实际值和电压参考值,U-control对两者进行比较并发出无功单元的投切命令,控制换流站交流母线电压变化处于设定的电压参考值±∆U范围之内。因在与换流站相连的交流系统比较弱的情况下,无功的增减将会比较显著的引起交流电压的波动,所以弱交流系统一般选择U-control模式,以便通过无功单元的投切对系统电压的波动进行更为直接和有效的限制。

2.2 Abs Min Filer绝对最小滤波器组控制

绝对最小滤波器组控制子功能在无功控制中处于最高的优先级,其功能是保证换流站具备最基本的滤波条件。该子功能的输入为换流器的最小电流Io,控制输出为两个:投入滤波器和允许切除滤波器(Inc/enable Dec)。在换流器解锁并检测到最小电流Io或在解锁之前,Abs Min Filer控制功能即按照预先确定的滤波器的类型选择投入绝对最小滤波器组,并在直流系统运行的整个功率范围内,对绝对最小滤波器组条件进行监视。在其它无功控制子功能提出切除无功单元的请求,而切除可能造成绝对最小滤波器组条件不满足时,Abs Min Filer控制功能将闭锁切除操作的执行。

2.3 U max最高/最低电压限制

从图1可见,U max子功能在绝对最小滤波器组控制之后处于无功控制的第二优先级,负责保证在直流系统的运行过程中与换流站相连的交流系统电压不超过其最大和最小限制值。其详细的功能框图如图2所示。U max功能分两个部分:

其一作为独立的控制单元监视交流母线的稳态电压,如果电压超过最大限幅值U_MAX_LIMIT且持续一定时间,U max直接发出切除滤波器组的指令,按一定的策略顺序切除滤波器组,直到电压回到正常范围或仅剩下Abs min filter为止。如果电压低于最低限幅值U_MIN_LIMIT并持续规定时间,Umax直接发出投入滤波器组的指令,按规定的顺序投入滤波器组,直到电压回到正常范围或没有可用的无功单元可供投入为止。

Umax的第二个功能是作为其它低优先级的无功控制子功能(如Qmax、Min Filter、Q-control等)的电压限制条件,决定它们对无功单元的投切是否执行。比如,如果下一组滤波器的投入将造成交流电压超过最高电压限制值U_MAX_LIM_ENBL,那么Umax功能将禁止投入滤波器组的操作。同理,如果切除一组滤波器将引起电压低于最低电压限制值U_MIN_LIM_ENBL,Umax将禁止切除滤波器组的操作。

2.4 Q max最大无功交换限制

与U max类似,Qmax的第一个功能是以换流站送入交流系统的最大容性无功为判据,当其超过预先设定的最大值时直接发出切除无功单元的指令。另一个功能是作为其它无功控制子功能的无功限制条件,决定下一个无功单元的投入是否能够执行。如果Qmax判定下一组滤波器的投入将引起送入交流系统的无功超过最高限幅值,Qmax将闭锁投入滤波器组的操作。Qmax与Umax的区别是Qmax的作用是单方向的,它只负责切除滤波器和限制滤波器的投入。而Umax的作用是双向的,同时作用于滤波器的投入和切除。

2.5 Min Filter最小滤波器组控制

Min Filter最小滤波器组控制功能以系统是否满足换流站的滤波特性为判据,对最小滤波器组的投切进行控制。其第一个功能是根据换流站整流/逆变运行状态和直流输送功率,计算出满足谐波滤波性能所需投入的滤波器组的最小数量和类型。当滤波条件不满足时选择符合类型要求的滤波器组并发出投入指令。但滤波器是否能够投入,由更高优先级的无功控制子功能所设定的无功与电压条件的限制。其第二个功能是当低优先级的无功控制判据(Q-control/U-control)对滤波器组的切除将造成不满足最小滤波器组条件时,Min Filter功能将限制切除滤波器的操作(enable Dec)。

2.6 由极控系统完成的无功控制辅助功能

为了获得更好的无功控制效果,并减轻投切无功单元对系统的扰动,无功控制还包含一些辅助的控制功能,如QPC功能和Gamma kike功能等。这些功能在极控系统中通过触发角的闭环或开环控制实现。

1)QPC功能

QPC功能由PI环节构成,其输入为换流站与交流系统无功交换的实测值,输出为触发脉冲角度的增加值。当由于某些原因(如Abs Min Filer绝对最小滤波器控制等)造成无法切除多余的无功单元,使得换流站容性无功超过某一设定值时,QPC功能通过增大触发角或熄弧角增加换流器的无功消耗,从而改善系统的无功平衡。根据直流系统运行的需要,运行人员可以选择投入或退出QPC功能。在QPC功能投入的情况下,仅当站控选择Q-control作为无功单元投切判据时QPC功能才有效。

2)Gamma kick功能

无功单元的投切会造成换流站交流电压的波动,特别是对于在较弱的交流系统工况下运行,如果没有辅助的控制措施,投切滤波器造成的电压动态变化将会超过工程的允许值,严重时可能导致逆变侧的换相失败。因此,与站控系统的无功单元投切控制配合,极控系统一般需要配置gamma kick功能。gamma kick功能仅在逆变侧有效,该功能在投切滤波器的瞬间暂时增大熄弧角,增加换流器的无功消耗限制交流电压的动态变化,防止换相失败的产生。

3 无功控制模式

无功控制功能在总体上具备以下控制模式:ON模式、OFF模式、手动模式和自动模式。这些运行方式由运行人员根据系统运行的需要进行选择。

1)ON模式:当选择ON模式时,无功控制功能投入运行并自动进入手动模式。此时,运行人员可选择自动模式。

2)手动模式:手动模式下,高优先级的Abs Min Filter;Umax;Qmax等仍将处于自动状态,以保证系统的绝对最小滤波器组要求、最大及最小电压限制,以及最大无功交换等边界条件的满足。仅Min filter和U control/Q control等较低优先级的无功控制功能负责的无功单元投切操作,根据系统提示由运行人员手动完成。当需要投入滤波器组以满足Min filter条件时,或需要投切除滤波器满足U control/Q control的需求时,系统将通过人机接口提示出需要投入或退出的特定滤波器组,由运行人员进行投切操作。

3)自动模式:当选择自动无功控制模式时,所有滤波器组和无功单元的投切都由无功控制自动完成。运行人员仅需设定相关的参考值和滞回特性的上下窗口值。

4)OFF模式:当无功控制选择OFF模式时,无功控制功能退出,无功控制将不再进行任何投/切滤波器的操作,也不会对运行人员给出任何提示。但在OFF模式下运行人员仍可对无功单元进行手动投切。

4 无功控制需要考虑的其它问题

1)滤波器组投切的均衡性:无功控制根据当前的运行工况及每个滤波器组的可用状态确定哪一类型的滤波器以及哪一组滤波器可以被投入或切除。同一类型的滤波器组将循环投入,并保证所有可用无功单元的投切尽可能均衡。

2)滤波器组的投入顺序:在直流功率上升和下降的过程中,以及在正送和倒送两种不同的功率输送方向之下,滤波器组的投入和切除均应遵循一定的类型顺序,保证所投入的无功单元具备优化的滤波性能。

3)滤波器组的替换:当某一组滤波器由保护跳闸,须投入另一组滤波器替代失去的无功时。为保证滤波性能,无功控制功能将对投入的滤波器组进行选择,使新替换的滤波器组尽量与原有的滤波器组类型一致。

4)滤波器组的状态:无功控制需要获得无功单元的状态信息,如已经投入的滤波器组的数量和类型;被切除的滤波器组;可供投入(可用)的滤波器组的数量和类型等。以便根据当前可用的滤波器组作出优化的投切选择。可用滤波器组的条件是,滤波器本身无故障(该滤波器的保护动作信号复位)、相关的隔离开关和接地刀闸处于规定的开合位置等。对于被切除的滤波器组,必须经过规定的放电时间才被视为可用。对于被选择投入的滤波器组,如果在一定的时间未能对投入指令作出响应,则判定该滤波器组不可用。

当某组滤波器从不可用转为可用状态后,在高优先级的Min Filter等功能未提出要求的前提下,无功控制不改变已经投入的滤波器组,该组滤波器被纳入随后的滤波器选择。

5)防振荡措施:为了防止滤波器组的反复投切,无功控制需要配置防振荡功能,对预定时间内的滤波器的投切次数进行计数。如果投切次数超过了设定值,无功控制将自动转入手动模式,防止出现更多的投切动作。

5 结论

直流输电系统的无功控制主要采用对无功单元的投切实现,并通过与极控系统的触发角控制的配合,保证换流站的无功和谐波条件满足设计要求。无功控制功能的设计需要考虑交流系统电压、交直流系统的无功平衡、以及换流站的谐波水平等多种判据和边界条件,以满足系统安全稳定运行的需要。无功单元的投切控制一般由绝对最小滤波器组控制、交流电压限制、最大无功交换容量限制、最小滤波器组控制、基于交流电压的无功控制、以及基于无功交换的无功控制等控制子功能构成。系统运行中通过各子功能优先级的配合实现无功控制的总体控制策略,达到优化的控制效果。在满足换流站的无功和谐波条件的同时,投切策略的设计还应考虑不同类型的无功单元投切的均衡性,使得在正常情况下直流系统的运行功率在其全部变化范围内,对每个无功单元的投切选择尽量平均,以避免对某些滤波器组的过分使用。

参考文献

[1]许继电气股份有限公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站工程直流站控系统设计规范书,ED4321GL-0[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:Station Control System ED4321GL-0[Z].2007.

[2]北京网联直流工程公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站成套设计技术报告:交流滤波器性能[R].2005.BDCC.System Design Technical Report:Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:AC Filter Performance[R].2005.

[3]北京网联直流工程公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站成套设计技术报告:无功功率补偿和控制[R].2005.BDCC.System Design Technical Report:Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:Reactive Power Compensation and Control[R].2005.

[4]TRC of CSG.Guizhou-GuangdongⅡLine±500kV DC Transmission Project,Reactive Power Management study report CSG/GG2/ED1.020.XS-a[R].2005.

[5]许继/西门子,云广特高压直流输电工程控制保护系统设计规范书ED4.351[Z]XJ and Siemens.Design Specification of the Yunnan-Guangdong±800kV UHVDC Project:Control and Protection System ED4.351[Z].

换流能力 篇6

关键词：天广直流输电系统,直流保护系统,运行经验

0 引言

广州换流站位于广州市北郊,正常情况下作为天广直流输电系统逆变站运行。天广直流输电系统是中国南方电网第一条长距离、大容量的高压直流输电线路,自2001年6月双极投运以来,累计转运电量超过400亿千瓦时,不仅在实施西电东送、促进东西部地区资源优化配置和社会经济发展方面发挥了重要作用,而且为推进我国直流输电技术的发展积累了丰富的经验。

直流保护系统是直流输电系统中最重要的设备之一,直接关系到整个直流系统以及相关交流系统的安全运行。天广直流保护系统由德国Siemense公司设计、制造,运行7年以来,也暴露出了一些设计、制造等方面的问题,本文统计了广州换流站直流保护系统运行中发生的典型异常,并介绍了采取的一些改进措施,这不但有助于提高直流输电系统的运行维护水平,还可以为未来我国直流输电工程的建设和改造、以及直流输电技术的发展积累宝贵的经验。

1 广州换流站直流保护系统简介

广州换流站直流保护系统通过Siemense公司开发的SIMADYN D高速数字式控制系统实现[1]。SIMADYN D是一种硬件可自由配置模板式、软件编程图形化的控制系统,具有多CPU控制、实时、多任务并行处理功能,主要用于控制领域的快速开闭环控制、运算分析与逻辑判断、顺序控制、实时监视及信号处理等。软、硬件均采用模块化设计,可根据控制任务进行组态和配置,广泛应用于电气控制系统,如大功率直流和交流传动系统、高压直流输电、动态无功补偿系统及高速透平机的控制等领域[2]。广州换流站直流保护系统SIMADYN D装置主要包括:主处理器模块PM4、信号处理器模块EP3、存储器模块MM4、输入/输出模块IM3、光接收模块I/O3、光能量模块LM3、通讯母板CS7模块及通讯接口模块SS4、SS52等[1]。

为了保证保护的可靠性,双极均配置了三套直流保护系统,各系统内的硬件配置完全一致,正常运行时出口回路采用“三选二”原则。“三选二”逻辑模块位于直流保护系统1和2中,保护系统3内并无“三选二”逻辑模块,只有保护功能模块,因此,保护最后从直流保护系统1和2出口[3]。

保护系统1和系统2屏内各有8个监视(SYSTEM OK)继电器,用于监视系统1和系统2是否运行正常。若系统1及系统2均故障,则所有SYSTEM OK继电器均失磁并发ESOF信号至相应的极控系统及换流变保护系统,停运相应极。

2 广州换流站直流保护系统发生的主要异常及改进

2.1 广州换流站直流保护系统发生的主要异常

(1)板卡故障

SIMADYN D板卡故障是广州换流站直流保护系统较常见的异常之一,故障原因包括低压直流系统电压偏高、屏柜散热性能较差、南方地区天气较潮湿、板卡质量较差等等,广州换流站直流保护系统故障频率最高的板卡主要是通讯接口模块SS52和光能量模块LM3,04年以来便分别更换了5块和6块。

(2)测量故障

同样,测量故障也是广州换流站直流保护系统最常见的异常之一。据统计,仅在2007年,广州换流站直流保护系统共发生10次测量故障,其中8次故障瞬时复归,另两次通过拔插通道光纤并重启SIMADYN D装置后故障消除。

直流保护SIMADYN D系统中,EP3板卡主要用于信号处理,而它采用的数据则是通过光接收板卡IO3进行光电转换后得到,LM3板卡则为光电转换提供所需的能量,如果IO3板卡奇偶校验位(parity bit)错误,或是接收不到数据,以及LM3板卡提供的能量超过了上限(将自动闭锁相应传输通道),将会认为对应的测量通道出现传输故障,并将该故障信息传输给EP3板卡。检测发生测量故障后,将发出“软件故障”的信号并认为该系统故障。因此,测量故障将直接影响到直流保护系统动作的可靠性,甚至可能直接导致直流系统停运。如天广直流输电系统便在2006年7月10号、2008年6月18号和25号三次因天生桥站直流保护系统1、2均发生测量故障造成紧急停运。

(3)端子松动造成保护误动

接线方式灵活多样是直流输电系统的重要优点之一,但这也要求部分直流保护的算法必须依赖于直流系统的运行方式,只有准确识别直流系统的运行状态后选择针对性的算法,才能保证保护准确动作[4]。直流保护中直流设备接线方式和系统运行状态则分别由直流站控系统和双极极控系统送至直流保护系统,显然,一旦信息传输通道出现异常导致直流保护系统收到错误的信息,便极有可能造成保护误动。广州换流站也发生过两次这样的异常:

2006年05月27日08:18,天广直流双极运行方式下,广州换流站极1保护系统1、2的行波保护(双极方式下,广州换流站行波保护退出运行)动作,约55 ms后,极1直流保护系统3低电压保护动作。检查发现,本次异常的原因是由于直流站控送入极1直流保护系统1的双极运行方式开入量在直流保护系统1的+.CE161(48针端子排)处不能导通,从而造成发生线路故障时,极1直流保护系统1和2的行波保护误动作[5]。

2006年05月28日23:51,天广直流极1单极金属回线方式下,广州换流站极1直流保护系统1接地极母线差动保护动作,同样,检查发现也是由于极1直流保护系统1内+.CE161模块端子排松动,导致部分信号无法导通,造成极1直流保护系统1接地极母线差动保护根据错误的信息选择了错误的算法,并引起保护误动[4]。

对+.CE161模块进行紧固处理后,测试各信号恢复正常,随后在双极正常运行方式及极1单极金属回线方式下对极1极控和直流站控的相关信号进行跟踪读取、检查,结果均正常。极1直流保护也再未发生过类似误动异常。

2.2 运行采取的主要改进措施

2.2.1 保护定值的修改

天广直流保护系统中各保护的配置及算法最初均由德国SIEMENS公司设计,在运行中,也根据南方电网系统的需要,陆续做了一些改进:

(1)对100 Hz基频保护的改进

天广直流输电系统中,100 Hz基频保护[6~8]最初的动作延时和动作后果如表1所示,但根据《中国南方电网2007年运行方式》的计算和分析,交流系统故障,如主保护或断路器拒动,将可能引发单回或多回直流同时降功率或闭锁,导致系统稳定破坏,且无法通过安稳控制系统维持电网稳定。但对多数断路器拒动故障、失灵保护动作前,如果直流输电系统不降功率,电网便可以保持稳定。因此在断路器保护动作前,直流100 Hz保护I段不宜动作。且鉴于断路器失灵发生的几率较高,而且因断路器失灵导致多回直流同时降功率的动作后果比较严重,考虑到开关拒动,与失灵保护动作时间的配合,故对天广直流系统100 Hz保护做如表1所示调整。

(2)对接地极线路电流差动保护的改进

天广直流输电系统中,单极大地(GR)运行方式下,接地极线路电路差动保护(60EL)动作后果为直接闭锁运行极。考虑到直流线路故障一般以暂态故障为主,对于此类暂态故障,一旦故障清除直流输电系统便可以立即恢复运行,如果GR运行方式下60EL动作后后采用自动重启逻辑,便可以降低接地极线路上发生瞬时故障导致直流停运的概率,在一定程度上降低直流闭锁的概率,对于系统的功率输送以及系统稳定有很大益处。目前正在开展对GR运行方式下60EL动作后采用自动重启逻辑的相关研究工作,为了在现阶段避免不必要的停运,于2008年6月6日对60EL做了如表2所示的改进。

2.2.2 对SYSTEM OK继电器采取的反措

最初,广州换流站直流保护系统中SYSTEM OK继电器选用光耦合继电器,但在试运行期间,发现在拉开刀闸的过程中,这类继电器可能会受到干扰而发出一个大约20 ms的ESOF脉冲,甚至造成误停运。对此,外方将这些光耦继电器均改为型号为PLC-RSC-24 DC/21的电磁型继电器。

2003年10月13日00:05,因对极2直流保护检修工作需要,对广州换流站站极2直流保护系统1断电过程中,极2直流保护系统1、2均发出ESOF信号,停运极2,后检查中发现:即使系统正常时,极2直流保护系统2屏内监视继电器-K210仍未励磁,这导致当系统1断电时两套直流保护系统均不可用。更换该继电器后系统试验及运行正常。2004年07月03日03:55,极2直流保护系统2SIMADYN D电源风扇故障期间,也导致极1停运,检查发现也是由于极1直流保护系统1内System OK继电器-K133发生类似故障,从而造成误停运。

针对上述异常,2005年06月09日,对极2直流保护系统1实施了以下反措:对屏内每一个SYSTEM OK继电器增加一个监视继电器,当电磁型的SYSTEM OK继电器因系统故障或者常闭触点发生粘连时,对应的监视继电器将励磁,从而可以准确地检测到SYSTEM OK继电器的故障。

3 广州换流站直流保护系统需改进的地方

(1)线路差动保护动作延时与后备保护配合不合理

天广直流保护系统中各保护的配置及算法均由德国SIEMENSE公司设计,从运行经验来看,基本能保证一次设备的安全和交直流系统的稳定运行,但在运行中也暴露出了一些问题,尤其是线路差动保护动作延时与后备保护配合不合理,导致在多次线路高阻接地故障中,未能启动线路故障重启动功能,而是由后备保护先动作,直接停运了相应极,丧失了通过线路故障重启动、恢复正常运行的机会,对系统造成了一定的不良影响。文献[9,10]对这一问题的原因及影响进行了较深入的分析,并提出了一些改进建议。

(2)线路差动保护送至对侧电流的选择逻辑存在隐患

天广直流保护系统并没有专用的通信通道,因此,在线路差动保护中,本侧直流线路电流测量值Id L需由直流保护系统送至极控,再由极控将Id L传至对站。由于三套直流保护系统中的Id L均送入极控,而极控仅送出一个Id L至对站,所以在天广直流输电工程中,极控采用了优先级为系统1>系统2>系统3的选择方式。

显然,这一逻辑存在着这样的隐患:当直流保护系统1由于某种原因导致Id L测量异常时,此时系统1中具有较大误差的Id L将被优先传送至对站,即使系统2和系统3的Id L测量值正常,也有可能导致对站线路差动保护误动作,这违背了直流保护系统采用的“三取二”原则。

天广直流输电系统运行中多次发生这样的异常,如2006年08月18日,广州换流站在对极2直流保护系统1重启过程中,天生桥换流站极2三套线路差动保护动作,启动了故障重启动。

对此,建议增加直流保护专用通讯通道,或采用高肇直流输电系统的做法:在极控软件中对来自三套保护的Id L信号进行比较并选择中间值送对站,以避免由于测量异常导致保护误动。

(3)SIMADYN D装置电源模块风扇故障后果存在隐患

天广直流保护系统中,SIMADYN D装置电源模块设有三个风扇用于散热,当任一风扇故障,则将认为这套直流保护系统故障,该套直流保护系统的退出运行,将大大降低整个直流保护系统的可靠性。

对此,建议改进SIMADYN D装置电源模块风扇故障的动作后果,或加设温度监测装置:风扇故障后首先启动告警,提示运行人员,而不是直接判断这套直流保护系统故障;仅在温度超过门槛值后才将该套直流保护系统退出运行。

(4)屏柜散热效果较差

天广直流控制保护系统屏柜均采用旋转门、多机架设计,其电源、模拟量/数字量转换、切换逻辑,二取一选择、三取二选择逻辑都采用模块化电路板装入机箱中,由于机箱较多,容易造成散热通道不够通畅,这也是广州换流站直流保护系统二次板卡故障率较高的原因之一。

此外,随着运行年限的增加,广州换流站空调冷却装置故障率越来越高,而一旦空调系统均故障,将很可能导致控制保护系统板卡散热效果不良并引起故障,进而直接威胁到直流输电系统的运行。如广州换流站在2005年11月25日和2006年04月07日,主控室空调故障后不久,极控系统SIMADYN D装置内便有板卡发生故障,由于直流保护系统同样采用了SIMADYN D装置,因此,这也需要引起重视。

(5)常励磁继电器问题

在天广直流屏柜设计中使用的大量继电器采用常励磁设计,易导致继电器故障,降低设备的可靠性。天广直流保护屏采用的SYSTEM OK继电器,就是典型的常励磁继电器,如上文所述,在实际中曾带来一些问题。因此,建议考虑采用用性能更加可靠的继电器进行更换,或者采用电磁继电器和光耦继电器串接的方法,并对重要的常励磁继电器增加监视回路。

(6)广州换流站直流保护系统没有跳闸出口压板,较难实现退出部分保护功能,只能通过拔出存储器模块MM4的X3端子闭锁整套保护,增加现场运行维护的难度;对此,建议参考高肇和兴安直流系统,在原有直流保护系统上增加相应的出口压板。

(7)天广直流输电系统的阀冷却系统、换流变压器、阀基电子设备(VBE)等外部系统的跳闸回路均通过直流保护系统出口,这一设计也存在一定的缺陷,一旦某套直流保护系统故障或退出运行时,可能会影响到相应的外部跳闸功能,同样,建议参考高肇和兴安直流系统,增加一套相应的外部跳闸回路接口屏。

4 结论

直流保护系统是直流输电系统中最重要的设备之一,直接关系到直流输电系统的稳定运行和一次主设备的安全。天广直流输电系统是中国南方电网第一条长距离、大容量的高压直流输电线路,于2001年6月双极投运,运行7年以来,暴露出了一些设计、制造等方面的问题,甚至对直流输电系统的安全稳定运行也带来了一些不良影响。本文根据天广直流保护系统的运行实例,总结了运行中较常见的异常及采取的一些改进措施,同时还指出了一些运行中暴露出来的、有待改进的问题,这不但有助于提高运行维护水平,确保直流输电系统的安全稳定运行,还为未来直流输电工程的实施和改造,提供了有益的参考。

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直流输电换流阀点火脉冲的研究 篇7

本文所要研究的内容是直流输电控制保护系统中的其中一个关键技术点。也就是用于控制换流阀导通的点火脉冲的产生。换流阀是直流输电系统中关键设备, 他的运行工况与整个直流输电系统各个方面的技术密切相关。

长期以来, 我国的高压直流输电工程设备基本依赖进口。这种方针在初期对我国电力建设的贡献很大, 尤其是对我国直流输电设备研制的参考价值巨大。但是, 引进工程也存在建设周期可控性差, 中方运行和维护不便等技术问题。更主要的问题是直流工程投资巨大, 而进口设备价格偏高。在未来的15年里, 将有大量的直流工程上马, 全部采用进口设备, 将给国家的财政带来沉重的负担。

如果直流输电系统由国内供货, 工程建设周期能够得到非常好的控制, 而且国产设备有利于日后的运行和维护工作。更重要的是:采用国产设备能降低工程造价, 减轻国家的财政压力。此外, 直流设备的国产化也将直接促进我国民族高科技产业的发展和人才的培育。

高岭扩建工程是继高岭I期工程后又一个国产化直流工程。该工程中采用的控制保护硬件平台是完全由国内企业自主研发的平台。包括直流输电测量系统的研究以及控制保护系统的研究, 而换流阀点火脉冲是控制保护系统中必不可少, 用于控制换流阀导通的脉冲产生单元。这个单元在整个直流输电系统中起到承上启下功能, 接收来自控制保护的控制命令产生点火脉冲, 该脉冲送到换流阀系统用于控制换流阀的导通。

1 点火脉冲的产生原理

直流输电用来进行换流的有6脉动换流阀和12脉动换流阀, 其中12脉动换流阀是通过两个6脉动换流阀串联而成, 因此可以用6脉动换流阀来进行原理分析。

正常工作时, 控制保护系统需要实时检测换流阀交流侧的三相同步电压, 其中线电压Uac的由负变正的过零点为换流阀V1点火角α计时的零点。其余线电压的过零点则分别是V2~V6号阀的点火角的零点。V1~V6为组成6脉动换流阀的6个换流阀的序号, 而数字1~6是换流阀导通的序号。传统的换流阀控制模式分为等点火角控制和等间隔控制。本文研究的是点火脉冲等间隔控制的实现方式。对于6脉动换流阀等间隔控制时, 6个桥臂上点火脉冲的间隔应该是60º[1,2]。

图1为了产生可靠的、高精度的换流阀点火脉冲, 需要完成三个关键技术的研究。在硬件方面, 采用DSP+FPGA的组合方式, 首先DSP在完成一个采样点的控制算法后, 需要快速完成换流阀阀侧三相同步电压的频率跟踪, 同时根据计算出来的系统频率得出一个积分步长, 并将该积分步长以及控制换流阀的点火角α送到FPGA。经过测量系统采集及计算后的同步电压及相位送到频率跟踪控制器, 该控制器对实际测量的相位以及来自FPGA相位积分器的相位进行比较后确定FPGA积分器新的积分步长, 按照设定的时间送到FPGA。相位积分器按照接收到的积分步长以特定的速度进行积分, 积分后的阶梯状三角波与换流阀侧电压完全同步, 该三角波发送到点火脉冲发生器。点火脉冲发生器将接收到的换流阀阀侧电压同步的三角波与及控制系统送来的点火角α进行比较, 比较过程中需要严格考虑换流变接线方式带来的相位偏移, 软件处理过程中带来的延时, 这些因素都需要折合为角度进行补偿, 补偿后产生6个等间距的点火脉冲。对于12脉动换流阀, 其脉冲的产生原理与此相同[3]。

综上所述, 实现点火脉冲的产生, 需要重点解决三个方面的技术问题, 一个是用来跟踪直流输电系统三相同步电压的频率跟踪器;另一个就是相位积分器, 最后由点火脉冲发生器产生6个等间距的点火脉冲。按照功能的不同, 系统设计时, DSP和FPGA的定位亦不同, DSP主要负责完成系统同步电压的采集计算及锁相同步的实现, FPGA主要负责完成点火脉冲的生成及等间距控制。

1.1 频率跟踪控制器

点火脉冲的产生必须要求控制系统本身与电网系统同步, 任何谐波都需要被滤除掉。图2中系统三相同步电压Ua、Ub、Uc经过功能块DRW的算法处理后, 将三相系统的控制分解为彼此独立且互相垂直的直角坐标系的α分量和β分量。MF32滤波器则是一个功能复杂的FIR滤波器, 其主要作用是计算含有谐波的非对称电力系统中基波的正相序α-β分量, 正相序和负相序系统中的所有谐波以及负序分量都被完全抑制了。通过线路电源的一个暂态效应后, 滤波器精确地稳定在一个周期内[4]。

图2中AD器件的采样周期随交流线路频率进行调整, 以保证在每一个工频周期内采样128点, 基于采样点的频率跟踪具有以下优点:

1) 每周波测频128次 (或32次, 与采样点数相关) 。

2) 谐波对测频影响很小。

3) 缺相对测频无影响 (单相或两相不影响, 三相转入惯性状态) 。

4) 可全程投入 (基于正序测频, 故障不敏感) 。

对应暂态事件, 例如:线路故障、跳闸、相位步长、摆脱负载等, 尽管这些事件可能导致内部触发系统的相位角和线路相位角产生偏差。但是这种差值很快就会被系统的闭环频率跟踪控制系统更正。闭环的频率跟踪控制的动态响应可以设置, 并可以适应特殊的系统或者线路配置。最小的等效时间常数为20~30 ms, 跟踪可以通过一个逻辑信号被禁止。

在线路故障发生后, 高压直流输电系统应该可以很快地再次恢复功率的传输。为了保证这个功能的实现, 这就需要点火脉冲产生单元必须在线路故障的情况下仍然连续工作, 此时的工作频率为故障前的频率。实际上, 在这种情况下线路的频率几乎不变化。故障发生后, 闭环的频率跟踪控制应该将任意小的相位偏差恢复到与线路同步。这个过程要足够得快, 响应必须灵敏。这个操作的目的就是保证电流及熄弧角控制环不会再次发生故障。如果是长时间的线路故障或者明显的中断发生, 此时频率及相位应该已经相对于故障前发生了变化, 这就意味着, 实际中, 当有电源系统重新连接后, 角度的故障可能会是任意的大小 (最大为180°) 。这种情况下, 直到高压直流输电系统上电之前, 系统必须等待, 直到点火脉冲产生单元的角度故障已经变得足够的小。同样, 输电系统需要尽可能快地传输功率。

图3所示的Uaa为测量系统对交流母线电压的采样值, Eaa为交流母线的实际电压波形。P2为根据Uaa计算得到的锯齿波信号。得到了这样的锯齿波信号后, 发出点火脉冲就比较简单了, P2波形中, -2~+2代表0~360°, 如果要发出一个设定角度的脉冲, 只要P2在该相位点发出一个脉冲就可以了。

当然, 实际工程中需要的是与换流阀侧电压同步的点火脉冲, 图中我们可以看出, Uaa相对于Eaa, P2相对于P3均产生延迟, 该延迟时间是必须要考虑的, 对于该延迟是因为采样系统的抗混叠滤波器造成的, 而且该相位延迟是可以从抗混叠滤波器特性预先知道的, 因此可以通过对P2进行相位平移来进行补偿。另外, 不同的工程其换流变的接线方式也是不一样的, 这就意味着波形P2与P3的相位差还需要按照变压器的接线方式进行平移补偿。

图中的锯齿波是产生点火脉冲的依据, 因此该波形必须具有足够的平直度, 按0.02度的精度推算, 产生锯齿波信号的积分器计算间隔应小于1μs, 因此使用FPGA实现相位积分器及脉冲产生电路是合理的。

为了验证锁相同步的功能是否满足工程应用, 进行了RDTS仿真试验, 试验中人为制造了模拟量采集数据中断故障, 按照设计原则, 此时, 频率跟踪器应该停止跟踪, 保持故障前状态。如图4所示录波图, A7DY3为FPGA的相位积分器的积分值, A9DY3为DSP内部频率跟踪器的相位积分器的积分值, FPDBY3 (#0~#5) , FPDBD3 (#0~#5) 为12路点火脉冲发生器输出的换流阀点火脉冲。可见, 故障时刻 (故障点为569~596 ms之间) , A9DY3立刻停止跟踪, 并保持故障前积分值不变, 但是FPGA内部的积分器则按照惯性原则继续积分, 保证换流阀的12路点火脉冲按照故障前的频率进行输出, 直到系统故障恢复或者极控制系统发出新的控制命令。

由以上试验结果可见, 所设计的锁相环功能具备直流输电换流阀点火脉冲控制的要求。

1.2 相位积分器

由于直流输电系统中换流阀将强大的功率从三相交流电网输出或者输入, 如果点火脉冲不等间距的话, 6个晶闸管的导通时间将不完全一样, 这将造成交流电网的三相功率不对称, 并引入非特征谐波。如果点火脉冲间隔相等, 产生的非特征谐波将会很有限, 克服了按相控制的主要缺点, 称为当前普遍采用的触发控制方式[1,5]。

因此点火脉冲等间距特性应具有相当高的精度 (实验室条件下应达到0.02°) 。对于50 Hz的系统, 这个定值意味着最大的时序误差为1.1μs (66 Hz时为0.84μs) [6]。

直流输电系统中, 点火脉冲的控制与产生都是在极控系统中实现, 其中主要的控制任务都是在具备快速运算能力的DSP中完成, 目前工程中可以实现最小0.625μs的中断时间与交流系统同步。为了满足点火脉冲对输出精度的时间要求, DSP是很难满足1.1μs的时间精度的。因此, 在实际的工程应用中, 需要有一个专门的硬件单元用来实现点火脉冲的产生。而FPGA具备这样的功能, 其内部工作频率已经可以高达几百兆赫兹, 可以满足直流输电系统高分辨率和高实时的点火脉冲输出。

通过FPGA实现点火脉冲输出时, 可能会影响点火脉冲等间距特性的原因主要有两个方面的因素:1) 时钟的影响, 在这里是指相位积分器的工作时钟周期T;2) 有限的相位积分器的精度。

式中:T为相位积分器的时钟周期;TN为线路周期;W为相位积分器的位数。式 (1) 表达了产生等距离误差的相关原因。

公式中, 只有线路周期TN是确定的, 相位积分器的时钟周期以及积分器的位数可以根据需要进行选择。对于一个特定的相位积分器W, 会有一个最优的时钟周期T与其配合, 这种组合式的选择会有效降低点火脉冲等间隔误差。

如图5所示, 假设我们选定的相位积分器为24bit (W=24) , 其最优频率落在500~600 ns之间, 所以我们的脉冲发生器的时钟周期只要落在500~600ns之间就是最优的, 同样当选择积分器的位宽为28bit (W=28) 时, 最优的时钟频率选择落在0~200 ns之间。

以上误差都在规定的0.02°以上, 如果等间距要求该误差进一步降低, 则FPGA的时钟周期按照以上规律进行调节即可实现。

2 结论

本文提出了直流输电系统, 用于控制换流阀的点火脉冲的作用, 以及在实际工程中, 如何保证点火脉冲的正确产生, 并且产生的点火脉冲在与系统的同步性, 实时性上是如何保证的, 以及如何确保点火脉冲可以等间距的产生, 围绕这些关键技术点进行了点火脉冲控制器的研究。该研究目前已经应用到高岭扩建工程, 并已经完成了系列功能性以及性能性的实验验证。

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