高压直流系统论文

高压直流系统论文（共10篇）

高压直流系统论文 篇1

摘要：一个高压直流系统的换流站的损耗可以分为晶闸管阀损耗、换流变压器损耗等八大部分, 各部分分别计算, 再求和即可以得到整个换流站的损耗。各部分损耗大小和运行参数值相关, 而各个运行工况下的运行参数、设备投入情况又不同。

关键词：高压,直流,输电系统,损耗

整个换流站的损耗可分为晶闸管阀的损耗、换流变压器的损耗、交流滤波器的损耗、并联电容器组的损耗、并联电抗器的损耗、平波电抗器的损耗、直流滤波器的损耗、PLC滤波器的损耗等, 下面将按设备的种类分项说明。

1 晶闸管阀的损耗

一个典型晶闸管阀的简化等效电路如图1所示, 它包含了一个阀中所有串联的晶闸管的作用。CAC和RAC是R-C阻尼电路中的集中电容和电感值。RDC表示直流均压电阻器和其它在阻断时导致损耗的电阻。它还包含了晶闸管漏电流的效应。CS包括了杂散电容和电涌分布电容 (如果采用的话) 。LS表示饱和电抗器, 它用来限制di/dt在安全值范围内, 并改善快速增长电压的分布。RS表示阀的电流导通分量的电阻, 如:母线、接触电阻、饱和电抗器绕组的电阻等。

假设换相期间阀的电流是线性的 (实际上, 阀换相期间的电流波形是正弦波形的一部分) 。这种简化对于损耗计算结果几乎没有影响, 然而, 梯形电流大大简化了计算。对于每个晶闸管阀而言, 它的损耗可大致分为导通过程、导通状态、关断过程、关断状态四个时间段的损耗, 具体来说可分为八个部分, 即导通状态下的晶闸管损耗、晶闸管扩散过程的损耗、其它导通损耗、关断期间与直流电压相关的损耗、关断期间与电阻相关的阻尼损耗、电容充放电引起的阻尼损耗、关断过程的损耗、阀电抗器的损耗等。

综上所述, 晶闸管阀的损耗共有八个部分, 它们分别是:晶闸管的导通损耗, 是在导通状态下晶闸管上的电流和电压产生的损耗, 和电阻上存在电压、电流时就会产生损耗是一样的道理;晶闸管的扩散损耗, 是由触发后建立全导通的延迟过程引起的, 是实际和理想的通态电压差值和电流的乘积;其它的导通损耗主要是由阀主回路中的电阻引起, 而非晶闸管引起;直流电压相关损耗, 是阀的并联电阻产生的损耗, 由非导通期间阀两端的电压引起, 包括由晶闸管的断态和反向电流引起的损耗;电阻相关的阻尼损耗, 由通过串联电容交流耦合的电路的电阻元件和非导通期间阀两端的电压共同决定;电容充放电引起的阻尼损耗, 由阀电容存储的能量随阀阻断电压的级变变化而产生;关断损耗, 是当晶闸管关断时, 其中的反向电流在晶闸管和阻尼电阻中产生的额外损耗;电抗器的损耗, 由三部分组成:绕组的电阻损耗、铁芯的涡流损耗和磁滞损耗等如果在绕组上采用额外的阻尼电路, 也将产生损耗。以上各部分损耗分别计算、加和, 就可以得到全部晶闸管阀的损耗。

2 换流变压器的损耗

换流变压器绕组中的电流含有谐波 (大小取决于换流站的运行参数) , 在确定换流变压器的损耗时应该考虑谐波的影响。对于相同均方根值的电流而言, 非正弦电流在换流变压器中产生的损耗比正弦波要大。在空载状态下, 变压器带电但阀阻断, 此时的变压器损耗就是空载损耗。空载损耗 (即铁芯损耗) 应该根据IEC60076-1确定。

在运行状态下, 变压器的运行损耗应为激磁损耗 (即铁芯损耗) 和由电流大小决定的损耗 (负荷损耗) 之和。负载状态下, 谐波电压将用在换流变上。当变压器分接头位置与负荷水平相适应, 交流系统电压额定时, 可认为负载运行时的铁芯损耗等于空载损耗。忽略谐波电压对激磁电流的影响。变压器的负荷损耗应考虑电流的基波、谐波的共同作用, 由以下几个步骤确定:

3 交流滤波器的损耗

为了确定损耗大小, 换流器被看作是谐波电流源, 且交流系统开路, 因此换流器产生的所有谐波电流都看作流入交流滤波器。每条滤波支路中流过的谐波电流 (计算每个滤波元件损耗的基础) 应该用换流器产生的总的谐波电流计算。

3.1 交流滤波器的电容器损耗

滤波器电容的基频损耗应该根据IEC60871-1确定。电容器组的额定三相Mvar值应该由电容值和电容器组上的基频电压决定。谐波电流产生的损耗很小, 可以忽略不计。

3.2 交流滤波器的电抗器损耗

电抗器中的基频和谐波电流都应考虑。电抗器基频下的阻抗和基频、谐波频率下的品质因数应该在工厂测量, 并根据绕组的最大运行温度修正。

3.3 交流滤波器的电阻损耗

电阻中的损耗应该计及基频和谐波电流。电阻值应由工厂测量得到, 并根据电阻的运行温度修正。经过滤波器电阻的各次谐波都应计算到。

4 并联电容器组的损耗

并联电容器辅以滤波器向交流系统提供无功功率。并联电容器组中的功率损耗应该在投入该组的各种工况下决定, 它在基频下的损耗应该根据IEC60871-1决定。电容器组的三相Mvar额定值应由电容值和其基频端电压的决定, 谐波电流引起的损耗可不计。整个电容器组的损耗应由下式计算:

其中:P1:电容器平均每k Var容量消耗的功率, 单位为k W/kVar;S:系统额定电压和频率下, 电容器组的额定容量。

5 直流平波电抗器的损耗

平波电抗器中的电流是直流电流, 并带有谐波。平波电抗器损耗的直流分量应由工厂试验 (根据IEC60289和IEC60076-1) 得到。 (此处可参考IEEE标准)

谐波电流引起的绕组损耗应由计算得到。计算中用到各负荷水平下的谐波电流幅值和对应的谐波电阻值。谐波电流值由相关的谐波计算公式计算。谐波电阻由测量得到。如果采用铁芯—油箱结构, 还应计算励磁损耗。总的运行损耗应为直流损耗、谐波损耗 (及励磁损耗) 之和。

6 直流滤波器的损耗

直流滤波器连接在换流器的高压端和低压端之间。计算滤波器中流过的谐波电流时应该将换流器用一个电压源和阻抗代替。用相应公式来计算换流器的谐波电压。平波电抗器和直流线路用它们的实际阻抗代替。计算中认为交流系统运行在额定频率, 滤波元件运行在额定值。

6.1 直流滤波器的电容器损耗

直流滤波器的电容器损耗主要是直流均压电阻器损耗和电容器的谐波损耗, 后者很小, 可以忽略不计。

电容器组的总电阻R, 由各电容器单元均压电阻的平均值 (产品试验得到) 和电容器组的结构得到。

6.2 直流滤波器的电抗器损耗

计算电抗器中的损耗应:在某负荷水平下, 根据相应的运行参数计算电抗器中的谐波电流, 在工厂试验中测量谐波频率下电抗器的电抗值和品质因数, 并根据绕组的最大运行温度进行修正。

6.3 直流滤波器的电阻损耗

计算电阻损耗时应考虑所有的谐波电流。电阻器的电阻值R应该由工厂测量确定。流过电阻器的谐波电流应在换流站的不同负荷水平, 和相应的运行参数下计算。

7 辅助设备和站用电的损耗

站用电的消耗按换流站的服务设施、运行需要和环境条件变化, 另外也包括间歇性负载:供热, 冷却、照明和维护设备。附件损耗应该分别根据空载及各种负荷水平, 直接在每个损耗源的主馈线进行测量。只在特殊条件下产生的附件损耗不应计入。对间歇性负载的损耗, 应该在一定的运行时间内测量, 然后对结果取平均值。当主馈线还对其他设备供电时, 应该减去这类设备的损耗。

8 RI (radiointerference) /PLC滤波器的损耗

除了交、直流的谐波滤波器, 有些情况下还需要其它设备以抑制射线干扰, 或对电力线载波系统的干扰。这类设备可能由是串联在交、直流系统中的电抗器支路 (可能并联有调谐电容) 组成, 也可能是并联的支路, 或是串并联混合的结构。并联支路的损耗很小, 可忽略不计。对于串联滤波器, 仅考虑电抗器中的损耗。

参考文献

[1]IEEE Std1030-1987, IEEE Guide for Specification of High-Voltage Di-rect-Current SystemsPart I-Steady-State Performance (ANSI) .

[2]赵遵廉.中国电网的发展与展望[J].供电企业管理, 2003.

[3]浙江大学发电教研组直流输电科研组.直流输电[M].水利电力出版社, 1985.

[4]张勇军.高压直流输电[M].华南理工大学出版社, 2007.

[5]何仰赞, 温增银.电力系统分析 (第三版) [M].武汉:华中科技大学出版社, 2002.

高压直流系统论文 篇2

高压直流供电技术及其应用前景分析

彭大铭

（四川通信科研规划设计有限责任公司）

摘要：高压直流供电相比UPS电源具有巨大的优势，但现阶段高压直流供电存在一些制约因素，在解决了后端设备的高压供电标准化后，高压直流供电技术将会大规模商用。

近年来，随着通信技术的IP化，IT设备得到了大量的应用，作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点，决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点，大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生，造成重大的经济损失和社会影响，以至于工信部在近年的[2009]315文中列出的3大电源技术故障中，“UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。

在此背景下，采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高，部分省市运营商已经在小规模商用试点，主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源，通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作，一个崭新的供电技术正在呼之欲出。

一、高压直流供电技术的优点

高压直流供电就是直流采用高压直流电源（区别于常用的-48V）直接对采用220V交流输入电源的设备供电，采用该技术后，电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点：

1.技术方面

（1）可靠性大幅提升

高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份，系统组件之间更多地是串联关系，其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果，总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统，系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系，不可靠性是各组件连乘结果，总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明，直流系统的可靠性要远远高于UPS系统，一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。

（2）大大节约能耗

目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型，在负载率大于50％时，其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是，为了保证UPS系统的可靠性，UPS主机均采用n＋1（n＝1、2、3）方式运行，加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响，UPS主机并不能满足运行，通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35～53％。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响，很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率，甚至根本不能达到设计负载率，UPS主机单机长期运行在很低的负载率，其转换效率通常为80％多，甚至更低。

对于直流电源系统而言，因其采用模块化结构，可根据输出负载的大小，由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量，使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平，从而使系统的转换效率保持在较高的水平。

（3）输入参数大大改善

现场测试发现，目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机，加装11次滤波器后，其输入功率因数通常在0.8～0.9，最大仅为0.95，输入电流谐波含量通常在7.5％左右。

与此对应，由于PFC电路的应用，额定工况下，开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上，输入电流谐波含量通常在5％以下。

输入参数的改善的直接效果是，前端设备的容量可以大大降低，前端低压配电柜可以不再配置电抗器，从而也可以降低补偿电容的耐压要求。

（4）带载能力大大提高

UPS系统带载能力受两个因素的制约，一是负载的功率因数，以国内某大型UPS厂商的某型主机为例，在输出功率因数为0.5（容性）时，其最大允许负载率仅为50％；二是负载的电流峰值系数，通常UPS主机的设计波峰因数为3，如果负载的电流峰值系数大于3，则UPS主机将降容使用。

对于直流系统而言，不存在功率因数的问题；因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组，加之整流器模块有大量的富余（充电和备用），其负载高电流峰值系数的负荷能力很强，不需专门考虑安全富余容量。

（5）割接改造更为方便

对于采用UPS供电的设备来说，除非其采用双电源（或四电源、六电源），或专门配置有STS设备，否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说，这是难以忍受的，更为麻烦的是，一些没有厂家支撑的老型设备，很有可能在停机不能重启的现象。

直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起，从而实现不停电割接，而这是非常容易做到的。

2.建设投资

电源系统投资包括UPS电源（高压直流）、前端电源（市电、油机）、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析，该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统，采用高压直流供电，需5×4套50KW系统。

 UPS电源（高压直流）部分：采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元，采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3，究其原因，主要是没有UPS柜，并且其仅与交流整流输入电缆，没有旁路回路电缆。

前端电源部分：粗略测算，采用高压直流方案，市电和油机供电系统约可减少20～25％。

 机房：采用UPS方案和高压直流供电方案，所需占用的机房面积基本相同，但是采用高压直流供电方案时，开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房，粗略测算，机房土建成本约降低10％左右。

对以上投资加权后，采用高压直流供电方案总投资降低约30％。需要说明的是，采用高压直流供电方案，不仅电源系统可分期建设，系统的电源模块也可根据需要分期建设，考虑投资折现率后，高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。

3.运维成本

运维成本主要包括电费成本和维修成本，由于转换效率的提高，高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面，高压直流供电采用的整流模块化结构，现场替换非常方便，模块除厂家外，一些通信支撑企业也可维修，维修价格在一定程度上可由市场决定。

二、高压直流技术应用前景分析

虽然高压直流供电技术具有很多优点，但电源技术的大规模商用是一个系统工程，涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面，只有这些方面同时具有可行性，高压直流供电技术才可能得以大规模应用。

1.高压直流技术应用现状

目前对高压直流供电的应用，总体情况是电信运营商非常热心，热切希望大规模高压直流供电，与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究，国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识，高压直流供电已在部分本地网进行了试点。

与之形成鲜明对比的是，到目前为止，后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准，也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。

高压直流供电有多种电压可供选择，因为缺乏后端设备厂商的响应，国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造，供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下，后端设备均可正常工作，目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识，即选用240V电压等级。

2.制约高压直流技术大规模应用的主要因素

（1）后端设备的适应性

从目前运营商的试点情况来看，尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电，高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准，采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境，因而对运营商而言存在较多的风险：

技术风险：使用UPS电源供电的后端设备种类繁多，从目前运营商的试点情况来看，还是有部分设备不支持高压直流供电，对于具体的设备能否支持高压直流供电，能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行，只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备，也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。

 法律风险：改变设备的电源运行环境，实质上是改变了采购合同约定的运行条件，如后端设备发生故障，运营商将处于较为不利的法律地位，面临着较大的风险。同时，对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房，运营商通常与客户签订有严格的SLA（服务等级协议），供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位，一旦客户托管设备发生故障，尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时，双方可能陷入长时间的纠纷，或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看，运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠，不会出现问题”，还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。

（2）电源系统的定型与量产

高压直流供电还没有相应的技术标准，仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑，目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型，更谈不上量产，都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题：

电源设备系统的不能做到标准化，设备和器件的互换性较差。

 订单式生产，厂家不能根据市场预测预先生产设备，设备交货周期较长。 设备的价格不能有效降低。

（3）配套器件

高压直流供电涉及的元器件中，整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用，供应不存在任何问题，但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。

高压直流供电系统日常运行电压（浮充电压）即已达到270V，普通熔断器均为交流熔断器，已不能支持这一电压等级，只能选用专用的直流熔断器，但目前直流熔熔断器生产厂家很少，市面上也难以见到。

断路器的情况要好一些，普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V，ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器，这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压（均充电压）288V，可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题：

技术问题：整定值易漂移；塑壳断路器安装尺寸较大；微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。

 商务问题：产量较小，价格较高，供货周期长。

（4）监控系统

如要大规模商用，高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统，开关电源系统的监控与－48V直流电源相同，没有任何困难，但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。

3.高压直流技术应用的推进

制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多，根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化，鉴于后端设备，尤其是IT设备，绝大部分的应用还在于社会的其他行业，仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的，应该积极推动全社会对高压直流供电的认知，进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准，推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。

在后端设备具备高压直流供电的条件，并大规模商用后，电源系统的标准化将迎刃而解，市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产，现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。

三、高压直流供电技术应用的影响

高压直流系统论文 篇3

直流保护系统概况

宜都换流站的极控制保护主机是将控制功能和保护功能基本分开的。极控制主机（PCP MC1）软件主要完成直流系统的控制功能以及少部分换流器保护功能，执行子系统的保护动作命令（例如水冷系统、ETCS、换流变保护等），执行极保护主机的保护动作命令。极控制主机A、B系统是冗余设计。

极保护主机（PCPMC2）软件主要完成直流保护功能，极保护主机A、B系统是同时运行的，当直流保护动作时任何一台保护主机都可以直接执行动作命令。这样的设计与其他站是不同的，在其他站当直流保护动作时，极保护主机会先切换系统，如男一系统也有同样的保护动作命令，则执行动作命令。

宜都换流站极保护系统防误动的方法是在保护软件中增加了保护取量（电流，电压值）的OK信号，只有保护用的测量值正确且有动作命令时，直流保护才能出口；当直流保护的测量值出现异常时，保护取量（电流，电压值）的OK信号会闭锁相关直流保护。

直流保护的测量是由现场I/O（电流、电压采集板）采集，经模拟量处理板转换后，送至保护主机内。模拟量处理板内软件会对采集的电流、电压值进行判断，并生成测量值的OK信号上送极保护主机，参与保护软件的逻辑判断。

直流保护中电流、电压量测量及防误

直流保护所取测量值的监视根据CT、PT不同类型有以下几种OK信号的判断方法：

交流侧电压、电流测量及防误。交流侧电压、电流测量主要是指直流保护中用到的交流系统侧的取量，由于宜都换流站换流变保护采用两套独立的保护装置（RCS977），所以直流保护内用到的交流侧电压、电流量只有换流变PTCUVY、UVD）及阀侧套管上的CT（IVY、IVD）。

交流电流（IVY、IVD）测量及防误：PS845板卡采集IVY的三相电流和零序电流后，送入PS860板，PS860软件计算时用三相电流计算一个零序与采集的实际零序值比较后得到OK信号。

交流电压（UVY）及防误：通过相应换流变前面的PT小开关辅助接点作为OK信号，交流电压仅用于电压过应力保护。

直流侧电压、电流测量及防误：在直流场有零磁通直流CT、直流PT、直流光CT、交流CT（ICN、TAN）；直流滤波器组内使用的有交流光CT，交流CT。

直流电压（UDN、UDL）测量及防误：A、B系统连接UDN（UDL）的同一个绕组，通过PS844板分压再送入几块PS862A板。用于保护的UDN（UDL）通过PS862板上两个通道采集同一个电压，送入PS860板内，在软件中进行比较计算后产生OK信号。如果板卡的一个通道采集错误，保护不会误动。2）零磁通直流CT（IDNC、IDNE、IDEL1、IDEL2、IDGND、IDME）测量及防误

首先CT的二次量送入直流放大器转换为电压量，同时直流放大器自身产生IDNC_OK1信号。一块PS862A板上的两个通道采集同一个电流测量信号，送入PS860板，在软件中对两个信号比较后产生IDNC_OK2信号；PS860板内软件对两个OK信号（IDNC_OK1和IDNC_OK2）相与后得到IDNC_OK的信号，用于保护开放与闭锁。

直流场普通交流CT测量与防误：通过PS8621XP板两个通道采集同一个电流信号，送入PS860板内进行比较产生OK信号来开放和闭锁相关的直流保护。

直流场光CT测量与防误。光CT的测量通过光纤传输。不能对采集通道进行并接，所以光CT无法采取以上的一些防误措施。光CT的防误主要靠误码率，当运行的过程中出现误码率才会闭锁相关的直流保护。同时靠监控系统，比如光纤断了、自动检测到了光接口板故障了会将主机退出运行。在2007年几次光CT测量错误时，没有出现误码率，监控系统也没有检测出故障，所以宜都换流站直流保护不切换系统设计中，光CT的测量防误措施存在缺陷。最容易导致直流保护误动。

宜都换流站直流保护设计的思路是直流保护不切换系统，设计时考虑主要是防止直流保护拒动。在直流保护中电流、电压量测量都采取了一些防误措施，这些防误措施在控制保护系统测量板卡故障时可以避免保护误动，但是如果直流场直流测量设备本身出现问题，也可能会导致保护动作。

目前，宜都换流站直流光CT的测量防误主要靠检测光CT误码率，这种防误措施最不完善，需要组织专家进行探讨。

高压直流系统论文 篇4

1 直流滤波器型式

直流滤波器包括无源和有源滤波器。无源滤波器型式有单调谐、双调谐、三调谐以及高通等之分。无源滤波器具有结构简单、可靠性高和维护方便等特点,但其频率特性易受电气元件老化等影响[6]。有源滤波器按照结构不同主要分为并联型、串联型两类。虽然有源滤波器具有滤波性能好和占地小等优点,但在实际直流工程中实现商业投运的不多,其技术尚不很成熟[7]。

1.1 单调谐滤波器

单调谐滤波器结构和阻抗特性如图1所示。单调谐滤波器的优点是结构简单,对单一次谐波滤除能力强,损耗和维护要求都比较低。缺点是当滤除多个谐波时需装设多组滤波器,如此占地面积、投资以及维护成本相应都要上升。随着技术与滤波器设计制造能力的提高,在新近的直流输电工程中,直流滤波器一般不再考虑装设单调谐滤波器。

1.2 双调谐滤波器

双调谐滤波器结构和阻抗特性如图2所示。双调谐滤波器[8]的主要优点是可以同时滤除两个特定谐波。与两个单调谐滤波器相比,只需一个高压电容器,占地小,投资少,损耗低,滤波器数量减少,便于备用和维护。主要缺点是谐振作用可能导致低压元件的暂态定值较高,并且由于电气元件数目较多,通常需要两组避雷器。双调谐滤波器在国内早期直流工程中得到普遍采用,如葛南、天广、三常和三广直流工程都采用了该种滤波器。

1.3 三调谐滤波器

三调谐滤波器结构和阻抗特性如图3所示。三调谐滤波器与双调谐滤波器相比,其优点更为突出,占地、投资更少,损耗也更低,也便于备用和维护。但现场调谐比较困难。国内新近的直流工程都采用该种滤波器形式。

1.4 有源滤波器

有源直流滤波器接线如图4所示。目前有源直流滤波器的研究仍然是热点,其发展前景也很好。如果控制器设计得当,以及相关技术满足要求,有源直流滤波器可有效消除直流侧谐波。但由于其技术尚不很成熟,我国天广直流工程采用了该种直流滤波器形式[9],但是运行情况并不理想,其相关技术有待进一步的研究。

2 直流滤波器设计原则和流程

直流滤波器的设计原则:在直流滤波器性能和定值得到满足的前提下,使直流滤波器的投资费用最少[10]。通常采用等效干扰电流来衡量直流滤波器的性能。

工程上确定直流滤波器参数和方案是一个不断试凑的过程[11]。首先,参考以往工程直流滤波器的参数,并结合经济性,确定滤波器的主电容值和所采用的滤波器型式,然后再计算直流滤波器的性能与定值等指标,校验滤波器配置是否满足要求。在直流滤波器性能得到满足的前提下,高压电容器的电容值越小越经济。在实际直流工程设计中,直流滤波器设计通常考虑1～50次谐波。

在初步选定了直流滤波器的型式、主电容值以及调谐次数之后,确定一组滤波器元件参数,然后计算各种运行方式下的各个负荷水平的滤波器性能,即等效干扰电流(Ieq)。若性能超标,则查看计算谐波结果,明确主要由哪次谐波引起的,然后调整直流滤波器元件参数,使对应次的谐波阻抗减小。如多次调整之后仍有负荷水平不能满足性能要求,则需改变调谐次数重复上述的过程。改变调谐次数仍不满足,则需考虑增大主电容值继续上述的过程。直流滤波器设计具体流程如图5所示。

3 双调谐直流滤波器参数设计方法

由之前的设计流程可知,为方便滤波器设计,在设计过程中需保持主电容值和调谐次数不变。1个基本双调谐滤波器和等效的2个单调谐滤波器结构如图6所示。

双调谐滤波器的导纳为:

2个单调谐滤波器导纳为:

由于两者等效,有:

经化简合并得:

为使式(4)在任何角频率下都成立,而且仅当a=b=c=d=e=f=g=0时,可得双调谐滤波器和2个单调谐滤波器储能元件之间的关系:

假设双调谐滤波器的调谐次数为N1,N2,ω0为基波角频率,则有:

为了获得一组初始的滤波器参数,可令Ca=Cb=C1/2,根据式(9)和式(10)求得La和Lb,然后由式(5—8)可得双调谐滤波器的L值和C值。

4 双调谐直流滤波器参数计算实例

设计1个基本的双调谐直流滤波器,假定调谐次数为N1=12,N2=24。主电容值C1=1.6e-6 F。针对该主电容值和调谐次数,应用第4节的参数计算方法,计算两组单调谐直流滤波器参数。

通过式(5—8),可计算获得对应的两组双调谐直流滤波器参数。

2组双调谐直流滤波器的阻抗特性比较见图7。

由图7可看出,两组滤波器主电容值和调谐次数一样,而工作特性的阻抗不一样,其结果是改变滤波器性能与定值。具备表现为,某些频率段阻抗有所改变,可起到调整特定频率段谐波的作用,使1～50次谐波综合等效干扰效果满足性能要求。因此,采用本文所述的调节方法,可保持双调谐滤波器的主电容值和调谐次数不变,方便调节滤波器参数,提高滤波器设计效率。参数具体如何优化选择,仍然是需要进一步研究的问题。

5 结束语

本文论述了直流滤波器的型式和设计原则,总结了直流滤波器设计流程。研究了一种基于等效原则,并适用于实际工程的双调谐直流滤波器的设计方法,推导了其相应的等效计算公式。该方法可有效提高直流滤波器的设计效率。本文仅重点研究了一种参数的调节方法,而如何具体获得最优的滤波器参数,有待进一步研究。

摘要：论述了高压直流系统直流滤波器设计的原则和具体流程,并以双调谐直流滤波器设计为例,研究了一种适用于工程实际的直流滤波器设计方法,推导了双调谐滤波器与两个单调谐滤波器等效的数学表达式。通过调整两个等效单调谐直流滤波器的参数,进而设计出满足要求的双调谐直流滤波器。根据该设计方法,可以方便地调整双调谐直流滤波器的参数,并能保持双调谐滤波器的主电容值和调谐次数不变,节省了直流滤波器设计时间,提高了效率。最后,通过一个计算实例,验证了本文所述设计方法的有效性。

关键词：高压直流输电,直流滤波器,双调谐滤波器,性能计算,定值计算

参考文献

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[2]熊万洲.±800kV直流输电等效干扰电流指标分析[J].电网技术,2008,32(2):81-84.

[3]郑劲,张小武,孙中明,等.特高压直流输电工程的谐波限制标准及滤波器的设计[J].电网技术,2007,31(13):1-6.

[4]段玉倩,黎小林,饶宏,等.云广特高压直流输电系统直流滤波器性能的若干问题[J].电力系统自动化,2007,31(8):90-94.

[5]宋蕾,文俊,闫金春,等.高压直流输电系统直流滤波器的设计[J].高电压技术,2008,34(4):647-651,677.

[6]肖遥,尚春,林志波,等.低损耗多调谐无源滤波器[J].电力系统自动化,2006,30(19):69-72.

[7]IRAVANI M R,LAVERS E D,LEHN P W,et al.A Bench-mark System for Digital Time-domain Simulation of an ActivePower Filter[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2005,20(1):234-241.

[8]吴国沛,任震,唐卓尧.高压直流输电系统双调谐滤波器特性研究[J].电网技术,1999,03(8):32-34.

[9]周健,代保明.高压直流输电新技术在天广直流工程中的应用[J].广东电力,1997(5):5-9.

[10]EPRI.High Voltage Direct Current Handbook,First Edition[M].Electric Power Research Inst,1994.

高压直流系统论文 篇5

为了能够让交流电与直流电进行相互转化，以保证电力系统提供额电能质量比较安全可靠，一般将此类的站点定义为高压直流输电系统中的换流站。目前虽然我国电网系统中的换流站设备数量在不断增多，但是它的安全保护工作绝对不能疏忽，必须要对一些常见的设备故障进行详细地分析，并掌握相应的防护措施，做到真正地防范于未然，从而提高整个系统的运行质量。

对高压直流换流站一次设备的障碍分析

水冷却系统。在一次设备运行期间，一般水冷却系统会发生以下一些故障表现：内冷水压力出现异常；电导率不能正常运行；温度不在正常的范围内；控制系统出现混乱。

直流控制保护系统。对于普通的换流站来说，可以实现设备安全、可靠的运行，但是直流保护和控制系统的配置要严格遵守双重化的原则，并按照这个原则来展开运行工作。当主、备用系统发生故障或者同事出现失电等问题时，直流双极将会处于闭锁状态，对换流站的正常运行产生一定影响。

站用设备。高压直流输电换流站设备在运行期间，站用设备经常会发生的故障通常表现为以下几个方面。首先，最典型的故障情况就属设备执行异常出现跳闸。其次，2套直流保护系统失电。而换流站自身的冷却系统主泵有时会处于失电状态以及直流出现跳闸情况。

无功不足。无功不足因素主要是对直流的功率传输造成影响，当它发生故障时，经常表现为功率的传输受到严重的影响。

针对一次设备的故障情况来提出相应的防范措施

一次设备的最典型特征就是数量多、种类复杂，它经常被分为多种类型来讨论，从而更好地针对具体情况来分析故障的原因，进而能够提出更加有效地防护措施。一般分为开关类、油浸式平抗类、交流滤波器类、避雷器类等。根据类别的不同，采取的措施也大不相同。因此，下面针对设备类型的分布来展开分析。

开关类设备

对于这类一次设备来说，可以采用多种方式来进行防范。一些不完整串开关的防污闪、雨闪能力比较弱，所以为了弥补这方面的不足，可以适当地喷涂PRTV涂料。在对设备的范污闪进行研究的时候，要注意对不同厂家、不同类型设备的积污特性进行了解，同时要进行多家对比，针对污秽积聚情况来进行清污。而当开关出现绝缘拉杆松动的情况时，通常采用目视化的管理方式。所谓的目视化管理方式指的是先在开关分合闸的位置处对窗内拉杆的联结法兰上做标记，然后进行定期巡视，如果发现标记的位移发生变化，那么就可以判定拉杆出松动，此时就要及时联系设备生产厂家进行防松的改造。

油浸式平抗类设备

油浸式平抗类设备相对来说比较复杂一些。为了能够更好地实现防护，就要加强对套管压力的巡视和记录，然后定期开展SF6微水测试。这个目的是为了保证它在平日里能够实现正常运转。除此之外，要定期清扫套管，让它时刻保持清洁，避免积垢闪络的情况发生。如：套管的伞裙间距达不到既定的标准，此时就应该要通过加硅橡胶伞裙套来解决这个问题，减少污秽闪络和大雨时闪络的现象出现。

交流滤波器类

日常基础防护。这类一次设备所需要注意的要素有很多，所以要从各个方面进行分析。在遭遇低温雨雪天气时，要注意覆冰情况的产生，当超过一定范围后要及时申请停电进行除冰，防止设备出现损坏。在电容器组高压端管母线进行设计的时候，为了避免电缆破损导致断路故障出现的情况出现，要注意电容器和管母线连接电缆的走向。当走向出现异常情况，要及时阻止进行观察。此外，要加强对各个连接电缆的检查维护力度，对于一些电缆绝缘胶皮破损、皲裂状况要及时进行修补、更换。对于一些危险区域的电缆最好要予以加装热缩套管来进行绝缘防护，从而保证电缆与电容外壳、金属构架之间有一定的距离。当对电容器塔进行清扫时，首先要对施工人员进行安全教育，让他们对一次设备的运行有一定的了解，对一些注意事项要交代清楚，如：禁止踩踏电容器套管等。另外，电容器在进行更换、安装的过程时，要轻取轻放，尽量让瓷瓶和壳体不受到任何损害。在搬运的过程中将容器处于直立状态，利用吊环来完成搬运工作。

无功不足防护。第一，对换流站交直流滤波器的日常巡视间隔进行缩短，在巡视的过程中如果电容器出现漏油或是鼓肚的情况要立即停电进行处理，不能让事故进一步扩大。第二，当这种类型的设备装置都无法运行时，第一件事就是要通知工作人员进行处理，随后要将系统任意一级进行手动闭锁。第三，当设备由于运行不平稳而导致发出警告信息时，这就表明这个区段出现无功 不足的情况。对于这类情况要对维修部门提出申请，对小组设备的工作状态进行调整，让它处于非选择状态，从而对计数器进行归零处理，进而避免设备故障的恶化。

避雷器类。首先，要对各个变电站线路设备的防雷水平进行一个测量，并完成校核工作。对于那些设计院未提供有效的防雷校核报告要重新进行测量、计算。其次，对于一些新建、改建的线路，在验收时要对避雷器进行防雷计算校核，对设备的选型以及安装位置等情况都要进行全面地检查，当出现较大的误差时要予以纠正或者更换。

高压直流系统论文 篇6

阀冷却系统是换流阀的一个重要组成部分, 它将阀体上各元器件的功耗发热量排放到阀厅外, 保证换流阀运行温度在正常范围内。阀冷却系统原理非常简单, 内冷水冷却换流阀设备, 喷淋水冷却内冷水。但是阀冷却系统各个子系统设备较多, 在实际运行中, 由于设备老化及设计等方面原因, 阀冷却系统成为高压直流系统中故障概率最高的设备之一, 严重影响高压直流输电系统安全稳定运行。

2 内冷水系统优化

2.1 电源切换与内冷水循环泵切换配合

阀冷却系统交流电源采用冗余配置, 若其中一路电源丢失时, 阀冷系统切换至另外一路电源。在阀冷却控制系统设计中, 电源切换会引起内冷水循环泵的切换, 如果两者配合不好, 在电源切换时, 有可能引起阀冷却系统停运, 导致直流系统跳闸。从系统运行的稳定性考虑, 提出了两种电源切换与内冷水循环泵切换配合方案。

方案一:在一路电源故障时, 内冷水循环泵不立即切换, 而设一定的延时, 切换逻辑如图1。

阀冷却系统动力电源切换需要的时间大约为200ms, 将阀冷却系统循环泵切换延时设定为2s。假设当前第一路电源和1号循环泵在运行, 第二路电源和2号循环泵在备用, 当第一路电源发生故障时, 应该切换到第二路电源, 同时保证1号循环泵继续运行, 如果内冷水主水管道流量及压力在2s内未达到正常运行值, 发1号循环泵故障信号, 切换到2号循环泵运行。

由于1号循环泵之前是正常运行的, 循环泵没有故障存在, 所以这种切换逻辑在一路电源故障切换到另一路电源时, 不会因为直接切换循环泵不成功而引起直流系统跳闸。

方案二:阀冷却系统一路电源故障时, 阀冷系统切换至另外一路电源运行。内冷水循环泵与电源同时切换。当运行循环泵切换到备用循环泵后, 如果在设定时间内, 内冷水主水管道流量及压力未达到正常运行值或者备用泵循环故障时, 瞬时切换到原来运行的循环泵, 切换逻辑如图2。

在阀冷却系统一路电源故障时, 采取以上两种任何一种切换逻辑, 都能够有效的增加阀冷却系统运行的稳定性。

2.2 无泵运行时的跳闸延时

换流站站用电源大多数是站内电源和外来的地方电源同时供电, 当站内电源故障时, 全站负荷将全部由外来电源供电。如兴仁换流站站用电10kV系统采用三回电源供电, 第一回主电源取自站内500kV交流系统, 可靠性最高;第二回和第三回主电源来地方供电, 可靠性一般。由于地方电源的不稳定性和电网结构的不合理等因素, 当一路站用电源瞬时故障重合闸动作, 同时有可能会引起另一路电源瞬时欠压。

阀冷却系统对电源的可靠性要求非常高, 其两路动力电源都装有低压继电器进行检测, 主运电源电压小于低压继电器整定值, 将切换到另一路电源运行。如果出现一路站用电瞬时故障而另一路站用电源欠压, 在这种情况下, 欠压达到低压继电器整定值时, 阀冷却控制系统就判断为两路电源同时消失, 两台内冷水循环泵都将停止运行, 从而引起无泵运行跳闸。

如果对阀冷却系统电源的低压继电器定值进行合理的整定, 并且在一次设备能够

承受的前提下, 对阀冷却系统无泵运行跳闸加以适当的延时, 将会有效的避免这种电源瞬时故障引起的直流跳闸, 提高了直流运行的可靠性。

2.3 阀冷却系统内冷水循环泵定期切换

在直流系统正常运行期间, 为了延长设备的使用寿命, 必须对循环泵进行定期的切换。一般来说, 循环泵的定期切换不会引起直流系统跳闸, 影响直流正常送电。但是如果循环泵切换不成功将导致直流跳闸, 尤其在负荷高峰期, 将对系统造成较大的影响。所以循环泵的切换时间定值应该设定在夜间负荷低谷时段, 即使由于切换不成功引起直流跳闸, 由于系统供电压力较小, 对系统的影响也不大。并且将直流双极的阀冷却系统循环泵切换时间设定在不同的时间段, 这样就避免了由于双极阀冷却系统循环泵切换不成功引起的直流双极闭锁。

3 喷淋水系统优化

3.1 喷淋水处理

换流站多数建在西部山区, 阀冷却系统使用的喷淋水中含有大量的钙类物质, 在长时间运行中, 喷淋水管道会大量结垢, 而管道内的水垢又很难清除, 严重影响了喷淋水的冷却效果和设备的使用寿命。运行维护单位曾使用过很多除垢方法, 但效果不是非常理想。天广直流在2006年曾多次因为喷淋水系统冷却效果不好, 出现内冷水温度接近告警值。

为了得到最佳的热交换效率和冷却塔最长的使用寿命, 必须采取有效的方法滤除水中大量的钙类物资。最理想的除垢方法就是在喷淋水进入喷淋管道之前, 对喷淋水进行软化处理, 滤除喷淋水中的钙类物质。目前贵广I回和贵广II回已经加装了喷淋水软化处理装置, 运行效果比较好。

3.2 喷淋水弃水

喷淋水在长期运行中, 电导率和温度将不断升高, 必须对喷淋水进行定量的弃水。从喷淋水回路来看, 冷却塔底部喷淋水的电导率和温度是最高的, 如果从冷却塔底部加弃水管道进行弃水, 对降低喷淋水电导率和温度的效果会更好。

所以从实际运行来看, 可以设置两个喷淋水弃水口, 一个作为固定弃水, 从喷淋塔底部直接弃水, 另一个根据喷淋水的电导率和温度进行可调节弃水。在正常运行时, 由固定弃水进行喷淋水弃水, 如果喷淋水电导率或温度过高, 由控制系统自动打开可调节弃水口进行弃水。这样既能保证喷淋水的电导率和温度在一定范围内, 又能节约大量的水资源, 降低运行维护费用。

3.3 喷淋水池

喷淋水池位于喷淋塔下方, 整个水池只有几个细管与大气相连, 基本上属于封闭的水池, 在直流系统运行期间, 喷淋水长期保持在较高的温度, 影响内冷水的冷却效果。如果能够对喷淋水池加装通风装置, 及时的将水池中的热空气排出, 能够有效的降低喷淋水温度, 提高对内冷水的冷却效果。

4 阀冷却系统重要的测量装置

直流系统运行时, 对内冷水进水压力、温度以及电导率等重要的参数有严格的要求。测量装置在运行中如果发生故障, 采集量不正常又有可能引起保护误动, 停运直流系统。所以阀冷却系统的重要采集量使用测量装置冗余配置, 比如内冷水电导率、温度、压力、流量以及膨胀箱水位等。

使用冗余配置的测量装置应该对其告警和跳闸逻辑加以优化, 在两个测量装置都有效的情况下, 采用“或”逻辑来产生告警信号, 采用“与”逻辑产生跳闸信号, 增加了告警信号的灵敏性, 同时也增加了跳闸信号的可靠性。并且对两个采集量进行比较, 如果相差大于设定值, 则说明某个测量装置故障, 用以检测测量装置运行是否正常。

5 结论

阀冷却系统虽然只是高压直流输电系统的一个辅助部分, 但它对高压直流输电系统却非常重要, 如果阀冷却系统出现故障, 换流阀过热将会导致输电系统无法继续运行。阀冷却系统的内冷水和喷淋水的各项参数对系统的稳定运行非常重要, 运行人员需要对这些参数进行实时监测, 以便分析系统是否存在异常。以上从高压直流输电系统安全稳定运行角度出发, 提出了阀冷却系统各个子系统的优化方案, 许多已经在实际工程中得以应用, 对高压直流输电系统安全稳定运行起到了一定作用。但还有许多方案还需要运行单位和设计单位共同论证。

摘要：从运行维护的角度出发, 提出了阀门冷却系统各个子系统切实可行的优化方案, 对进一步提高高压直流输电系统安全稳定有很大的帮助。

关键词：阀冷却系统,内冷水,喷淋水,电导率,温度

参考文献

[1]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.

[2]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Operating Manual.

[3]Guizhou-Guangdong I Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.

高压直流系统的原理与应用分析 篇7

关键词：高压直流系统,工作原理,应用实例

1. 概述

高压直流系统广泛应用在发电厂、水电站以及各类变电站、开闭所中。

我国IT设备一直采用UPS电源系统供电或低压直流系统(48V)供电方式。但近年来,随着计算机网络的迅速普及和数据业务的快速发展,特别是IDC业务的快速发展,传统的UPS供电模式的安全性、经济性方面突显的问题越来越多。采用高压直流供电系统向IT设备供电,以低投资、高可靠性、低运营成本的优势向传统的UPS交流供电模式提出了新的挑战。

2. 高压直流系统的工作原理

2.1 工作原理

IT设备目前虽然采用交流供电,但是内部电源是一个可靠性很高的独立模块。核心部分是DC/DC变换电路,我们输入一个范围合适的直流电压给DC/DC变换电路,就能使IT设备安全工作。只要输入端没有工频变压器,输入直流不会产生短路阻抗,就没有必要非得交流输入,不用交流也就没有必要用UPS,由此因UPS交流供电引起的一切不利因素也就自然而然地消失。如果我们输入的直流合理配上蓄电池,辅以远程监控,构成一个可靠的直流供电系统,就可取代UPS交流供电系统。

2.2 系统配置

(1)系统电压

系统标称电压为240V,浮充电压为265V,均充电压不高于280V,系统放电电压不低于190V。设备运行时,浮充电压由蓄电池技术参数确定,可作上下调整。

(2)蓄电池配置

A、蓄电池型号选择:应选用阀控式铅酸蓄电池或胶体铅酸蓄电池。

B、蓄电池单体电压和组数确定:根据系统容量大小,蓄电池单体电压可选2V、6V、12V,每个系统蓄电池组数不得少于2组,不宜超过6组。

C、蓄电池组容量配置:对于AA类机房,应按3~5小时放电率考虑;对于A、B、C类机房应按1~3小时放电率考虑。

(3)高频开关电源配置

A、高频开关电源整流模块选择:单体模块功率应根据系统设计容量大小合理选择,一般选择2~6k VA,保证模块总数不少于5只,不多于20只。

B、系统供电按分散供电方式考虑,一般每个系统最大容量按40~50k VA考虑,最大不宜超过100k VA。

C、按负载电流加上0.5~1.0C10的充电电流计算配置整流模块数量,采用N+1配置。

D、高频开关电源系统应具备模块休眠功能。

E、系统容量大于10k VA的,应选择3相电源输入的(无零线)整流模块,系统容量不大于10k VA的可选择单相电源输入的整流模块。

F、高频开关电源的杂音指标、监控要求等指标应满足《YD/T 1058-2007通信用高频开关电源系统》标准。

2.3 配电系统配置

(1)系统设备组成

若系统容量不大于20k VA,可采用组合电源方式配置,交流分配模块、防雷模块、直流分配模块、蓄电池接入模块、高频开关电源等可以安装在同一机架内,蓄电池分架安装;若系统容量大于20k VA,交流分配模块、防雷模块和开关电源安装在同一机架内,直流分配、蓄电池接入可安装在独立的直流屏内。

(2)系统接地方式

直流系统正、负级均不接地,采用悬浮方式供电,设备外壳、机架、走线架实施保护接地,保护接地要求按照《YD/T1051-2000通信局站电源系统总技术要求》标准执行。

(3)系统过流保护方式

交流部分用空气开关保护,直流屏内用熔断器保护,蓄电池总输入用熔断器单级保护,高频开关电源总输出用双极保护,直流屏分路输出用双极保护。二次(及以下)直流分配头柜参照开关电源直流屏的配置,综合集装架内采用空气开关保护(如图1)。

(4)配电空气开关选择

直流空气开关按设备额定电流2倍选取;用于交流部分控制的交流空气开关按设备额定电流2倍选取;用于直流部分控制的交流空气开关按设备额定电流3~4倍选取。设备额定电流是指该设备满配置启动时实际测量电流,并非通信设备内部电源模块的最大输入电流。

(5)通信设备电源接线标准

单级空气开关控制通信设备输入电源“正”极,对应于设备输入电源线的“L”端,电源“负”端为公共端,对应于设备输入电源线的“N”端,通信设备输入电源线的“地”端与系统保护地可靠连接。

3. 高压直流系统的特点

3.1 可靠性高

(1)采用直流供电,蓄电池可以作为电源直接并联在负载端,当停电时,蓄电池的电能可以直接供给负载,确保供电的不间断。

(2)不存在相位、相序、频率需同步的问题,系统结构简单很多,可靠性大大提高。

(3)交流UPS系统虽然可以用提高冗余度来提高安全系数,但是由于涉及到同步问题,每个模块之间必须相互通信来保持同步,所以还是存在并机板的单点故障问题。而直流模块没有这些问题,即使脱离控制模块,只要保持输出电压稳定,也能并联输出电能。

3.2 提高工作效率

直流电源模块的效率一般都在92%以上,即使模块使用率在40%,效率也可以达到91%。

3.3 扩容维护方便

采用模块化结构,支持热插拔,只要预留好机架位置,维护扩容是非常方便的,而不必像UPS故障只能等待厂家人员到达。

3.4 不存在“零地”电压等不明问题的干扰

因为是直流输入没有零线,因此,也就不存在“零地”电压,避免了一些不明的故障,维护部门也无需再费时费力去解决“零地”电压的问题。

4. 高压直流系统的应用实例及分析

4.1 应用实例

某电信分公司于2007年11月开始,从办公PC机逐步到服务器、网络设备(二层交换机、三层交换机、光纤交换机、防火墙等)磁盘阵列、小型机、营业厅票据打印机、EPON、号百中心、10000号中心、综调中心、营业中心、各类呼叫中心等600多台,30多个型号,基本复盖了分公司全部机型。从2008年6月份起,凡新装IT设备,全部使用高压直流供电,替换了五套UPS系统,现场装表耗电对比,均节能25%以上。

已经接入的IT设备机型包括普通PC机、工控机、防火墙、各种笔记本电脑;戴尔、惠普、SUN、IBM中兴、富士通等品牌服务器、磁盘阵列;惠普小型机16架;华为、实达、中兴等各类网络交换机;各种型号的光纤收发器(光猫)、光交换机,华为、中兴路由器、思科几个品牌的路由器。

多种接入方式运行:部分设备双模块输入直流,部分设备单模块输入直流,部分设备双模块不同电源输入,一台直流输入,另一台交流输入(UPS)。

4.2 综合分析

(1)节能效果分析

由于UPS系统是整体设备,在负荷很小时,它仍然保持消耗一部分恒定的功率(空载损耗)。而高频开关电源是模块化结构,可以随着负荷的大小改变模块运行数量。所以对于负荷变化较大的系统,节能效果尤其显著。

(2)投资效果分析

经过对同功率两种供电系统比较,高压直流供电系统建设成本远比UPS系统建设成本低。对于功率更大的系统,高压直流供电系统建设优点更为突出。因为UPS是一个整体设备,必须一次性投资,而高压直流供电系统可以整体设计,根据负荷发展情况,分期投资。若是发展过程中,规划改变,涉及搬迁、改造、割接等情况,尤其方便。

(3)对于部分服务器机架需进行改造

部分设备半波整流,如部分华为2403、华为3900、某些戴尔笔记本、某些PC机等,割接时做一些倒换连通线;部分设备设置的保护电路电压范围窄,直流210V保护,服务器无法启动。采用降压启动的方法启动,正常工作后,逐步提升电压到正常值,如惠普580G4(电源模块E版本)等。

(4)接地方式和过流保护方式

高压直流系统正、负级均不接地,采用悬浮方式供电,设备外壳、机架、走线架实施保护接地。交流部分用空气开关保护,直流屏内用熔断器保护,蓄电池总输入用熔断器单级保护,高频开关电源总输出用双极保护,直流屏分路输出用双极保护。二次(及以下)直流分配头柜参照开关电源直流屏的配置,综合集装架内采用空气开关保护。

5. 结论

高压直流系统供电与UPS交流供电相比,它克服了UPS逆变器故障、并机控制设备故障等中断供电的隐患,系统简单可靠,操作、维护、扩容、改造方便。

高频开关电源效率比UPS效率高,直流供电系统配置冗余比UPS配置冗余低,所以高压直流供电系统能耗低,比UPS供电系统节电25%以上。

高压直流供电在工程建设、维护上优于UPS系统,建设成本可降低35%以上。

通信设备高压直流供电系统建设应遵循下列原则:

(1)系统安全原则。各类IT设备和数据设备供电系统建设、改造要保障机房安全、通信安全和设备安全。

(2)采用分散供电方式。对于大型IDC机房在制订电源总体技术方案、设备选型时应遵循近期建设规模与远期发展规划协调一致的原则,以确保提供与未来新型业务需求相匹配的供电保障能力。

(3)差异化原则。新建、改建和扩建过程中,要根据网络和客户重要程度确定建设双系统供电或单系统供电。

(4)安全和节约兼顾原则。应做到切合实际、技术先进、经济合理、安全适用、多方案经济技术比较,在保障系统安全的前提下,尽可能避免过大的冗余配置、过大的冗余运行。

参考文献

[1]YD/T5040-2005,通信电源设备安装工程设计规范[S].

高压直流系统论文 篇8

电力系统的迅速发展, 要求大量兴建500千伏以上的超高压输电线路。超高压直流输电 (UHVDC) 主要应用于远距离大容量输电、电力系统联网、远距离海底电缆或大城市地下电缆送电、配电网络的轻型直流输电等方面。HVDC系统往往是各大电网之间的纽带, 其可靠性对国民经济至关重要。若它发生故障和供电中断, 将使生产停顿以致发生混乱, 甚至会危及人身和设备的安全。所以故障诊断是超高压直流输电技术的核心, 也是HVDC系统供电可靠性的保证。

2 故障诊断方法综述

高压直流输电系统的故障诊断方法主要有:

1) 基于解析模型的方法:该方法应用在线系统辨识技术实时地为系统建立数学模型。当系统中存在故障时, 系统的输入输出关系发生改变, 这些变化就会反映在数学模型中。由于电力系统变的越来越复杂, 因此基于解析模型的方法在实际中的使用受到了很大的限制。

2) 基于专家系统的诊断方法:专家系统是指利用研究领域专家的专业知识进行推理、解决专业的高难度的实际问题的智能系统。由于传统的专家系统存在知识获取困难、知识台阶窄、智能水平低等缺点, 因而其发展受到了限制。

3) 基于神经网络的诊断方法:神经网络模拟人脑的学习功能, 通过训练获得学习能力, 解决那些用数学模型或规则描述难以处理或无法处理的过程。由于神经网络具有较强的非线性映射能力、鲁棒性和容错性, 显示出来了巨大的优势。

4) 基于支持向量机 (SVM) 的诊断方法:SVM基于结构风险最小化原则, 成功解决了高维问题和局部极值问题, 具备了神经网络所不具备的处理小样本问题的能力, 因而越来越受到人们的重视。

3 支持向量机的基本理论

支持向量机是由Vapnik和他的合作者提出的基于统计学习理论的通用机器学习方法。与传统的基于知识的学习方法相比, SVM既能有效地处理非线性数据, 又能限制过学习, 尤其适合于小样本集的数据处理。它可在高维特征空间使用线性函数假设空间进行学习, 用有限样本得到较好的模型泛化性能, 同时使模型的结构和参数易于优化。所以虽然该理论发展时间较短, 但已广泛应用于模式识别、回归估计等领域, 在故障诊断和系统辨识领域也有广阔的应用空间。

对于一个线性可分的样本集 (xi, yi) , i=1, 2

···, n, x∈Rd, d为空间向量维数, undefined为类别标号。分类面方程可写为:

undefined

要使两类样本能被该方程分开, 需要满足下式:

undefined

而分类间隔等于2/‖ω‖, 要使分类间隔最大, 等价于使‖ω‖最小。那么, 要构造最优分类面, 就转化为一个约束优化问题, 即在 (2) 的约束下, 求函数

undefined

的最小值。对这个典型的二次规划 (QP) 问题, 可以利用Lagrange优化方法转化为其对偶问题, 最终求出分类函数。

对非线性问题, 引入核函数K (xundefined, yi) 的概念后, SVM用K (xundefined, yi) 代替上述问题中的点积 (xundefinedxj) , 把原来的输入空间变换到一个高维的空间, 在高维空间中原来的非线性可分问题变为线性可分问题, 从而按照线性可分情况求得问题的解。

4 SVM的高压直流系统故障诊断

4.1 仿真模型及故障分析

为了研究HVDC系统的性能, 设计了许多用于控制和保护的仿真模型。国际大电网会议HVDC系统控制工作组在1994年提出了采用双极远距离架空线单极等值参数的模型。新模型经过大量仿真研究, 证实可以得到与实际相符的结果, 所以本文选用该标准模型仿真系统的各种故障。结构如图1所示。

为保证系统正常运行, 逆变器工作在定熄弧角工作方式, 并且要求熄弧角γ在15°到20°之间。通过实验发现, 当γ=16°时, 直流电流能快速跟踪电流指令, 保证系统稳定。所以故障仿真模型设定γ=16°。

HVDC系统常见的故障主要有如下几种:正常 (这里认为是一种特殊故障) 、单相对地短路、两相对地短路、三相对地短路、两相间短路故障、三相间故障、换流器故障及直流线故障。本文选取比较有代表性的4种故障进行仿真实验:正常 (没有故障) 、A相对地短路、直流线路对地短路和A、B两相间短路故障。

故障仿真模型运行时间t=ls, 采样周期T=10-3s。故障发生在t=0.4s。各种故障情况下具有代表性参数的波形见下图, 横轴为系统运行时间, 纵轴分别是电压、电流的标幺值, 其中基准电压=500kV, 基准电流=2kA。

4.2 特征提取及样本构建

实验表明, 用SVM进行故障诊断时, 选择合适的变量作为SVM的输入数据, 能有效提高分类器的分类准确率和速度。本文分别选交流三相电压Va、Vb、Vc、交流三相电流之和I0、直流电流Id作为数据变量。提取它们的幅值并进行归一化处理作为SVM的数据输入。选择训练数据时, 每种故障取4组样本, 构成4种故障的16组学习样本。取训练样本A相对地短路和直流对地短路的故障数据做为测试样本。训练数据见下表。

4.3 故障诊断模型建立及仿真结果分析

为了验证SVM故障诊断模型对故障的诊断效果, 本文分别用建立了SVM和BP神经网络两种诊断模型进行仿真。当采用BP网络时, 网络结构设计如下:采用三层网络, 输入层5个神经元代表样本数据的5个特征值, 隐含层8个神经元, 输出层4个神经元 (即输出3种故障加一个正常状态) 。当某种故障发生时, 神经网络对应的输出就是1, 其余输出为0。隐含层传递函数采用logsig函数, 输出层采用线性函数。设置最大训练步数200步, 目标误差0.01。利用Libsvm进行仿真时, SVM核函数选择高斯径向基 (RBF) 核函数K (xi, xj) =exp (-‖xi-xj‖2/σ2) 。故障诊断准确率与RBF宽度参数σ2、惩罚参数C有关。经过仿真分析当C=100, σ2=1时, 就能得到较高的诊断准确率。两种方法诊断结果对比如下:

5 结论

通过对常用的几种高压直流输电系统故障诊断方法进行对比, 证明在小样本下的情况下应用支持向量机对UHVDC进行故障诊断时, 可以实现故障的分类。与传统的基于神经网络的故障诊断方法相比具有准确率较高, 训练速度比较快的优点。因此基于支持向量机的高压直流输电线路的故障诊断方法将得到进一步的发展和应用。

参考文献

[1]李兴源, 高压直流输电系统的运行与控制, 北京:科学出版社, 1998, 1-256

[2]袁清云.特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景[J].电网技术, 2005, 29 (14) :4-6.

高压直流系统论文 篇9

随着中国经济的快速发展,电力需求持续高速增长,现有输电网络无法满足电力负荷的需求;且中国土地资源有限,很难获得新的输电走廊,因此对现有的交流输电线路进行改造来实现输电容量的提高得到广泛关注。

文献[1]表明交直流转换可有效提高输电线路的容量,具有比交交增容方案更高的技术优势和经济性。此外,将交流改为直流后,还可以利用直流的快速控制来改善交流系统的运行性能,提高系统的运行可靠性。目前,高压直流输电作为一种远距离、大容量输电方式在中国得到了很大的发展,对于电网换相换流器(LCC)换流技术的应用已较为成熟[2-4]。近年来,随着电压源换流器(voltage source converter,VSC)技术的发展,有学者提出了混合型多端直流输电技术,它可以利用高压直流输电接入高电压强馈入系统以及VSC向无源或弱馈入系统供电的优势[5]。但VSC难以处理直流侧故障,因此,混合直流输电系统不适用于架空线的电力传输[6]。而将交流输电线路改造为双极直流输电只能利用三相交流输电线路中的两条,为了充分利用现有资源,文献[7]提出了高压直流三极输电(tri-pole HVDC)的概念,该方案可以利用三相交流线路,同时不需要大地回流。与多端直流输电不同,高压直流三极输电系统在将现有的交流线路改造为直流线路的场合中应用将更加经济,运行更加灵活,仍然使用原有的输电线路及绝缘设备,系统的输电容量将大大提高。文献[8-12]分别对高压直流三极输电技术进行了理论研究,主要从交直流转换的经济性、高压直流三极输电电路结构及工作原理、电流调制理论、输电特性等方面进行分析。目前,国内外尚无试验项目或工程实践经验,文献[13]介绍了高压直流三极输电技术,但未对该系统的运行特性进行研究。

针对提高交流输电线路容量的问题,本文对高压直流三极输电系统的运行特性进行了研究,在PSCAD/EMTDC中建立了高压直流三极输电系统模型,并设计了功率平衡控制器来保持直流功率恒定,分析了该系统在稳态运行时电压电流的控制方式以及系统在阶跃响应下功率平衡控制的响应速度,分别对暂态故障引起的换流站紧急停运以及直流线路发生瞬时性和永久性接地故障时设计了相应的控制策略,并通过仿真验证。仿真结果表明高压直流三极输电技术的可行性和控制策略的有效性。

1 系统结构

高压直流三极输电系统的主电路结构如图1所示。其中,极1和极2相当于一个常规的高压直流双极输电系统,其电压极性和电流方向恒定不变;极3相当于一个高压直流单极输电系统,且其换流器具有双向导通能力,即电压极性和电流方向都可以改变。三个极的整流侧和逆变侧分别并联接入同一个换流母线。极1和极2换流站均为1组12脉动换流器,极3与极1和极2的主要差别在于换流器具有双向性。各换流站均配置换流变压器、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器。

高压直流三极输电方式是通过采用电流调制控制实现的[13]。在一个周期中,控制极1和极2的电流数值交替轮流导通大电流Imax和小电流Imin;而极3则承担极1和极2电流的差值,以消除大地回流。当Imax=1.367,Imin=0.367时,高压直流三极输电系统运行在额定状态。输送的功率为P=U(Imax+Imin+I3)=1.0×(1.367+0.367+1.0)=2.734,其输送功率是常规高压直流双极输电系统输送功率的1.37倍。

2 建模与控制

2.1 控制方式

高压直流三极输电的控制方式源于双极直流输电系统。在正常工况下,整流器和逆变器的控制方式如图2和图3所示。图中:下标ref表示参考值,下标meas表示测量值,控制器采用比例—积分(PI)控制。

三个极的整流站采用定电流控制,与常规高压直流输电不同,高压直流三极输电系统整流侧的电流整定值Idref是随时间变化的。逆变侧定电压控制起主要作用。极1和极2的电压参考值Udref是恒定的,极3的电压参考值随极3的电流同步改变,以保持功率恒定。当直流电压跌落时,逆变器转入定直流电流控制,以维持直流系统的低功率运行,逆变侧的电流整定值比整流侧小一个电流裕度 ΔId(通常为0.1(标幺值))。 极1 和极2 配置低压限流(VDCOL)环节,当直流电压低于某一值时,自动降低定电流控制的整定值。由于极3电压在正常工作时会发生极性切换,因此,极3不设低压限流功能。故障时采用定关断角(γ)控制,避免关断角γ减小过多引起换相失败,γ角的最大偏差限制为31°。三种控制器的切换通过最小值选择器加以实现。

2.2 功率协调控制

由于高压直流三极输电系统中有三条线路,其中极3在正常运行过程中会发生正负极切换,在切换瞬间,直流功率会下降,为减小极3切换造成的功率下降,各换流站间需要协调控制。文献[14]介绍了并联多端直流输电系统中由电流协调控制器来完成电流平衡控制,其原理是功率变化时,各换流站电流指令之和不再为0,而高压直流三极输电系统中极3在发生正负极切换时,三极电流仍然保持平衡,因此,电流协调控制器不适合本系统。为了实现功率平衡与稳定,本文设计了功率平衡控制器,当极3切换时,由功率平衡控制器来重新整定各换流站的电流参考值,保持系统能运行在一个稳定的功率水平下。

设P0为直流功率指令,I1,I2和I3分别为极1、极2和极3的直流电流指令,三个极的直流电压U1,U2和U3为恒定值。则直流功率基本平衡关系可由下式表述。

由式(1)可知,以I1,I2和I3这三个变量作为功率协调控制的控制量,即能保证功率的平衡。功率平衡控制器原理如图4所示。

图4中的电压、电流、功率均为标幺值,直流功率额定指令值P0为1.0。P0除以三个极直流电压绝对值之和的平均值(|U1|+|U2|+|U3|)/3得到稳态电流标幺值,极3不发生切换时,稳态电流标幺值为1.0。当极3 切换时,直流功率减小,变化量ΔP经过一个PI环节,与稳态电流标幺值相加,得出各站电流指令变化量,经过限幅环节与原电流指令Iref相乘,得到新的换流站的电流参考值,送至相应的换流站完成功率平衡控制。在功率平衡控制器中,PI环节参数的确定是关键,参数的选择关系着控制调节的速度和稳定。本模型中,PI环节的增益为10,时间常数为0.04s。图5为使用和未使用功率平衡控制器的功率波形,当极3切换时会产生功率波动,通过功率平衡控制器作用,功率波动为1.7%。相比未使用功率平衡控制器减少了4.2%的功率波动。

3 稳态运行特性分析

本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1系统及其控制策略进行仿真。在上述仿真系统中,设定逆变站为电压控制站,稳态时运行在定电压控制;整流站稳态时处于定电流控制。直流数据采用标幺值形式,其中直流电压基准值为308kV,直流电流基准值为1 300A。该系统可以作为一个常规双极系统和单极大地回流系统并联运行、三极直流输电系统运行。

3.1 正常运行状态

图6(a)—(c)是系统正常运行条件下的电压电流响应曲线,从上至下分别是极1、极2和极3,纵轴均为标幺值,图6(d)为直流功率波形,稳态时为1 094.6 MW。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,直流电压值也在正常范围。实际工程中电流调制周期TM取为4~5min,而Imax和Imin的相差时间为6s,因此,Imax和Imin的时间认为近似相等。为减少仿真时间,TM取为40s。

3.2 阶跃响应特性

为了测试功率平衡控制器的性能,在稳态运行时进行10%功率阶跃响应测试。将功率指令(标幺值)在t=16s时从1.0阶跃上升到1.1,使之持续2s之后,将功率指令从1.1下降到1.0,直流功率波形如图7所示。

当功率阶跃上升时,通过功率平衡控制器增大直流电流参考值,整流侧定电流控制器起作用,减小α角使直流电流升高,同时逆变侧的定电压控制器需要减小β角,使直流电压仍保持额定值。经过2s功率阶跃指令下降,整流侧定电流控制器增大α角,使直流电流下降到1.0(标幺值),同时逆变侧的电压控制器也增大β角,使直流电压能够稳定在额定值。

从图7可以看出,10%阶跃响应中功率平衡控制的上升时间为41ms;峰值时间为83ms;调整时间为116ms;延时时间为21ms;超调量为4.1%。阶跃响应测试结果表明,功率平衡控制器能够满足高压直流三极输电系统对功率快速调节的需求。

4 暂态运行特性分析

4.1 换流器故障

当高压直流三极输电系统中的某个换流器发生故障时,如阀短路、变压器阀侧短路等,其换流器保护迅速动作并紧急停运该换流器,使故障从系统中切除。由于高压直流三极输电系统有三条线路,当单极换流器故障停运时,剩余系统仍可继续运行,但系统的控制方式需要发生改变。当单极故障换流器保护动作时,通过站内通信系统向其他极的换流器发送控制模式转换信号,此时,将电流调制方式转换为常规双极直流输电运行,功率降为原来的73%。而且故障时直流电压和电流会产生暂态过电压和过电流,因此,需要通过协调控制和保护功能的配合,减少单极停运对系统稳定的影响。

当故障极整流站收到紧急停运指令后,立刻将闭锁信号送至逆变侧,同时整流器触发角移相至90°以上,使该整流器工作为逆变状态,快速将直流电流降为0,闭锁整流器触发脉冲,之后将逆变器移相到160°,并闭锁逆变器。故障极闭锁后断开直流侧出口开关,将换流器的旁路开关闭合,此时,系统构成双极直流输电系统金属中线运行方式,金属中线转换后,通过改变非故障两极的运行电流减小并消除接地极中的电流,具有较高的可靠性和灵活性。当逆变站紧急停运时,将紧急停运信号送给整流站,同时投入旁通对。整流站紧急移相至160°,使直流电流快速降为0,之后闭锁整流器和逆变器,故障后处理策略与整流侧相同。

图8为极1整流站紧急停运的仿真波形:初始状态为系统稳定运行,系统的直流功率为1 094.6 MW;20s时极1整流站发生故障,极1紧急停运,将直流电流和电压快速降为0后闭锁换流器,同时迅速调整控制方式,使极2电流由-1.367转为-1.0(电流均为标幺值),极3电流保持1.0不变,极2和极3在控制方式切换过程中未出现过电压和过电流。极1退出运行后,三极系统在重新整定的电流下能继续保持稳定运行,功率降为800 MW。说明该模型的直流输电控制器具有较快的响应速度,能够在系统故障时快速切换控制模式使系统继续稳定运行,具有较好的暂态运行特性。

4.2 直流线路故障

对于直流线路故障,线路保护系统通过检测故障瞬间的电压和电流的变化量来判断是否发生故障[15]。系统配置包括图9中的几类直流线路保护。

线路主保护行波保护的原理与常规高压直流输电的保护相同,但由于极1和极2的电流是变化的,正常运行时其变化量为1.0(标幺值),因此无法利用电流变化量来检测故障。当保护检测到直流电压变化量 Δu和直流电压变化率du/dt都满足整定值时,保护动作。电压变化率的启动值为计算两个采样点在整定时间为0.1s内的差值。由于极3在正常工作时,电压和电流极性会发生改变,因此极3只能通过检测电压变化率来判断是否发生故障。此外,线路保护还包括微分欠压保护、线路差动保护等后备保护。

对于高压直流三极输电系统,当直流线路发生瞬时接地故障时,其控制方式与双极系统基本相同。三极直流输电系统在直流线路出现瞬时接地故障时,直流线路保护迅速动作,将整流站的触发角快速移相至160°以上,使整流器工作在逆变状态,直流系统中的能量快速释放回交流系统,直流电流快速降为0。换流器经过0.15s的去游离时间,重新启动直流系统,将触发角移相至60°左右,如果这段时间内故障消失,系统通过调节器作用慢慢恢复至稳定运行状态。

如果在直流线路上发生的接地故障是永久性的,系统经过重启之后故障仍未消失,则需要停运与故障线路相连的换流器并通过隔离开关清除故障点,同时向其他极的换流器发出改变运行方式指令,系统由三极直流输电变为常规双极直流输电继续运行。以本文仿真模型为例,极1线路中点处在20s时发生永久性接地故障,持续时间为1.5s(如图10所示),故障瞬间整流侧产生较大的短路电流,线路保护检测到故障后向整流器发出移相命令,将电流降至0,经过0.15s去游离时间后再次重启。经过两次重启不成功后,再次执行强制移相到120°左右,停运与该故障线路直接相连的换流器,并断开故障线路上的直流开关以清除故障点,然后改变控制方式,使极2和极3工作在常规双极直流输电方式保持功率传输,功率降为原来的73%。由于传输的有功功率减少,无功功率过剩,交流母线电压升高,为了保持电压恒定,同时切除一组交流滤波器以降低无功补偿容量。经过1.5s故障结束,解除故障极强制移相,系统经0.5s恢复。

通过对三极直流输电系统暂态特性的研究可以看出:当直流线路发生永久性接地故障时,系统的控制策略是有效的,通过改变控制方式使系统仍能继续运行,从而减少单极停运的影响,最大限度地保证功率传输。

5 结论

本文建立了高压直流三极输电系统仿真模型,对其稳态运行和暂态故障时控制策略进行了研究,并通过仿真验证得到如下分析结果。

1)与常规的双极直流输电系统相比,基于直流调制技术的三极输电系统的输送功率更大、调节能力更强。

2)高压直流三极输电系统的正常运行需要协调控制配合,以保证电流平衡和系统稳定。当极3切换造成直流功率发生波动时,直流功率平衡控制器会重新整定各换流站电流整定值,使系统整体功率保持稳定。

3)在暂态运行特性仿真中,当换流器或直流线路发生故障时,保护系统动作使故障极停运,控制系统能够快速响应,切换控制方式变为双极直流输电使系统继续运行,具有较好的暂态运行特性。同时切除一组滤波器以减少无功补偿容量,有助于保持母线电压恒定。

高压直流系统论文 篇10

关键词：通信机房,高压直流供电系统,交流UPS电源系统,推广措施

一、高压直流供电系统的概述

高压直流供电系统是由多个并联冗余整流器和蓄电池组成的, 正常情况下整流器将市电交流电源转换为270V、350V或420V等直流电源, 供给电信设备和给蓄电池充电。电信设备所需的其他等级的直流电源, 由DC/DC变换器变化而来。当市电交流电源停电时, 由蓄电池放电来为电信设备供电;当市电交流电源长期停电时, 由备用发电机组来为电信设备供电和给蓄电池充电。

二、高压直流供电系统应用于通信机房的优缺点

2.1高压直流供电系统应用于通信机房的优势分析

相较于传统的交流UPS电源系统, 高压直流供电系统缺少了服务器机构内部的AC/DC整流器和DC/AC逆变器, 大大提高了供电系统的效率, 从而极大地降低了供电系统的发热损耗。具体说来, 高压直流供电系统应用于通信机房具有如下优势: (1) 技术方面的优势。高压直流供电系统的蓄电池组和并联整流模块构成了冗余关系, 总体可靠性大大提升;采用模块化结构, 可根据输出负载的大小, 对开机运行数量进行灵活控制, 从而大大提高系统的转换效率;输入参数得到了极大的改善, 因此可以降低补偿电容的耐压要求;带载能力大大提升, 不需专门考虑安全富余容量;可以实现不停电切割, 极大地简化了割接改造过程。 (2) 投资方面的优势。对于通信机房而言, 采用高压直流供电系统所需的投资较低, 并且电源系统和电源模块都可以根据需要分期建设, 因此投资节约率更加明显。 (3) 运维方面的优势。高压直流供电系统的转换效率较高, 因此将极大地节约电费成本。与此同时, 高压直流供电系统采用整流模块化结构, 非常便于现场替换, 可以极大地降低维修概率和维修成本。

2.2高压直流供电系统应用于通信机房的缺陷分析

虽然高压直流供电系统应用于通信机房时, 在很多方面都优于交流UPS电源系统, 但是仍然存在以下缺陷: (1) 输出配电的安全性有待提高。当人体触摸到高压直流供电系统时, 会发生电击危险, 同时高压直流断开时容易产生火灾, 因此输出配电的安全性有待提高。 (2) 输出配电器件的选用有限。由于高压直流供电系统的熔丝、空气开关、继电器和接插头都需要能在高压直流条件下进行工作, 因此可供选择的品牌和型号有限, 并且成本也较高。 (3) 对用户设备的要求较高。由于高压直流供电系统采用高压直流输入, 因此对保护电路和接插件等都有较高的要求, 需要经过专门的改造。

三、高压直流供电系统应用于通信机房的制约因素和推广措施

3.1高压直流供电系统应用于通信机房的制约因素

目前制约高压直流供电系统应用于通信机房的因素主要有以下几个方面: (1) 后端设备的适应性。采用高压直流供电系统时, 会改变设备电源的标称运行环境, 而目前通信机房中由部分后端设备并不支持高压直流供电, 因此必须针对不同的设备进行电路分析和实际试验, 将会增大技术风险。 (2) 电源系统的定型和批量化生产。目前高压直流供电系统并没有形成相应的技术标准, 缺乏大规模商用的实践支持, 因此电源系统的定型和批量化生产比较困难, 导致产品的价格居高不下。 (3) 相应配电器件比较缺乏。高压直流供电系统的整流器模块所涉及的元器件比较常见, 但是断路器和熔断器等配电保护元件比较匮乏, 影响了系统的大规模推广。 (4) 监控系统。如果要在通信机房中大规模使用高压直流供电系统, 就必须将其纳入到动力环境监控系统中, 但是其配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。

3.2高压直流供电系统应用于通信机房的推广措施

在上述制约高压直流供电系统大规模应用于通信机房的众多因素中, 最为根本的是后端设备的适用性。目前后端设备绝大部分还是应用于社会的其他行业, 在通信机房的应用较少, 因此仅仅依靠通信行业的力量难以对电源标准进行有效改进, 因此要引起全社会对高压直流供电系统的重视, 进而产生相应的技术标准和国家法律法规, 从而推动后端设备的批量生产和大规模使用。

参考文献

[1]张毅.高压直流供电技术在通信机房的应用及节能效果分析.电信快报, 2011 (8)

[2]孙育河.高压直流供电系统代替UPS可行性较强.通信世界, 2011 (6)