输电线路直流融冰技术

输电线路直流融冰技术（共7篇）

输电线路直流融冰技术 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.

输电线路直流融冰技术 篇2

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

电力系统的稳定关乎国民经济和社会发展, 输电线路结冰一直威胁着电力系统的安全与稳定, 因此研究发展理念先进、高效低耗、安全性高的除冰方式仍将是今后除冰技术发展研究的重点方向。

摘要：近年来我国多地遭受严重雨雪冰冻灾害, 造成输电线路结冰、电杆倒塌, 给国民正常生产、生活造成了巨大影响, 同时还有巨大的经济损失甚至人员伤亡。文章探讨了我国现在正使用的高压输电线路融冰技术, 并对未来融冰技术的发展提出相关建议。

关键词：高压,输电,直流融冰,技术,智能化

参考文献

[1]罗隆福, 赵志宇.高压架空输电线路除冰方法综述[J].大众用电, 2009 (2) .

[2]张文朝.电网过电流融冰运行方式可行性研究[J].电网技术, 2009 (12) :54-58.

输电线路直流融冰技术 篇3

2008年初, 江西受北方南下强冷空气和西南暖湿气流共同作用的影响, 北部出现大面积持续低温、降雪和冻雨等恶劣天气, 影响范围覆盖江西、湖南、贵州等地, 当地的输变电设施特别是架空送电线路因覆冰过重受损严重, 造成数条线路断线、杆塔倒塌等事故, 导致停电。此次灾害过程中导线覆冰厚度普遍超过30mm, 一些地区甚至达到50mm以上, 其灾害水平至少达到50年一遇, 大大超过了设计标准, 在紧急情况下巡线员只能为很少的一部分覆冰线路除冰。因此, 为减少损失有必要采用更有效的措施和装置, 融冰技术则是防止及减轻冰灾、确保线路安全运行的重要手段。

1 交流短路电流融冰技术方案

通过合理的安排交流三相短路方式, 将融冰线路的一端三相短路, 而在另一端提供融冰电源, 以较大短路电流来加热导线, 使依附在导线上的冰融化。在实际融冰工作中采用以下2种方案。

(1) 将线路短路, 用发电机带融冰线路零起升流。具体接线如图1所示。

一般情况下, 上述方法只适用于融冰电流较小的输电线路, 且要求发电机容量较大。

交流短路融冰方案的选择需要结合系统条件来综合考虑:

采用第一种方案, 可以选择由发电机采用变压器带线路零起升流, 或者由发电机直接带线路零起升流。前者因为折算到发电机侧的电流较大, 需要的发电机容量大, 很难操作;后者的短路电流较小, 可能低于融冰电流。因此第一种方案只适合于融冰电流较小的输电线路, 500kV线路和离电源较远的输电线路则不适合。

(2) 先将融冰线路短路, 控制断路器对三相短路线路进行全电压冲击合闸。具体接线如图2所示。

第二种方案需要根据融冰电流及短路电流大小来选取合适的回路短路阻抗, 由于此方法的使用对系统冲击较大, 在无功备用不足的情况下, 可能引起系统电压问题, 因此维持正常运行电压水平是重要环节。

采用第二种方案, 需要同时满足2个条件:系统所能提供的短路电流大小 (大于融冰电流) , 与电网电压及稳定维持能力 (无功储备的大小) 。通常采用低一级的电压对高一级的线路实施短路融冰。其中可行的交流短路融冰方案为单分裂导线的220kV线路采用110kV作为短路电源方案, 以及110kV线路采用35kV作为短路电源方案。而对于500kV以及采用大截面分裂导线的220kV输电线路, 需要融冰电流很大, 同时需要系统提供大量无功, 因此存在系统无法提供融冰所需的无功功率问题, 均不适用该方法。

采用交流短路融冰方案的设计原则:需要考虑的内容包括可行的电气路径、电网电压及稳定维持能力 (无功储备) 、电源/变压器容量等;要选择合适的电气距离和提高足够的无功补偿, 使得系统电源在可以承受的范围内;防止融冰电源处的主变穿越功率过载;尽量不改变或者少改变电网的正常运行方式, 减少运行维护人员对开关、刀闸等元件的操作次数;融冰短路电源点尽量选择在主变容量较大、低压侧有无功电容器、附近有较多无功电源、负荷比较容易转移到其他地方、110kV侧和220kV侧均有旁路母线的变电站较为合适。

2 实例分析

220kV侯寨—沙塘线路融冰方案如图3所示。

(1) 融冰方案。系统通过侯寨变的110kV母线对覆冰线路充电, 融冰短路点设在220kV侯寨—沙塘线侧, 融冰路径为:侯寨变—沙塘变。

(2) 系统基本参数和计算条件。融冰路径上的线路基本参数为:侯寨变电站有2台主变, 其容量为90MVA+120MVA, 220kV和110kV侧进出线采用双母带旁路主接线方式。2台主变并联运行, 融冰前转走该变电站110k V侧的全部负荷。

(3) 计算结论。在侯寨变10kV侧投入无功功率补偿装置18Mvar, 融冰短路电流为950A, 2台主变穿越功率大约为35+j175MVA, 融冰期间耗电大约为3.5×104k Wh, 电费17500元。

(4) 需要说明的是, 融冰短路点在侯沙Ⅰ线靠近沙塘线侧;融冰前转移侯寨变110kV侧负荷;融冰线路上的保护需采用临时定值。

3 结束语

这次冰灾给供电企业的启示除了要完善设计标准, 提高输电线路设计气象条件重现期之外, 更重要的是要坚持以科技手段推进电网防灾减灾。

本文通过对220kV输电线路交流短路融冰技术的分析, 得出以下结论:

(1) 推行电网差异化设计原则, 提高重要线路的抗灾能力。为确保供电设施的安全可靠, 对重要线路和特殊区段采取差异化设计, 提高安全设防水平。

(2) 以目前的技术水平而言, 架空地线、绝缘子以及杆塔尚无有效的融冰方法。针对架空输电线路, 交流短路融冰法与直流融冰法是目前电网普遍有效应用的2种融冰方法。

(3) 受容量限制, 目前500kV交流线路只能用500kV变电站固定式直流融冰装置融冰;220kV、110kV、35kV交流线路既可用交流短路融冰法, 也可用站间移动式直流融冰装置融冰;一般情况下选择低一电压等级作为交流短路电源点进行220kV、110kV、35kV交流线路交流短路融冰可操作性相对较强。10kV线路宜用移动式发电车带直流融冰器融冰。

(4) 考虑经济等因素, 500kV直流线路整线直流融冰不太现实, 只可能通过移动式大容量直流融冰装置实现分段融冰;同时建议凝冻天气时, 在系统安全许可情况下令500kV直流线路满载或过载, 以尽量使之达到或接近保线电流。

(5) 建议设计单位针对重灾区线路开展交流短路融冰方案研究, 明确交流短路融冰电源点和短路点。

(6) 建议开展固定式、站间移动式、发电车移动式直流融冰装置样机开发和深入的设计研究工作。

(7) 考虑建立输电线路覆冰预警系统, 对覆冰地区的重要线路考虑安装线路覆冰在线监测装置, 并采取防冰措施。相关变电站应考虑装设除冰、融冰设施。

输电线路直流融冰技术 篇4

2、考虑了导线拉力、倾角、微气象等因素, 首次结合高海拔微气象特点提出了与实际吻合的覆冰计算改进模型和建立了基于导线设计拉力等因素的输电线路覆冰分级预警阈值体系。

3、在直流融冰系统的应用研究中, 首次开展了通过交流阻波器的大直流电流升流试验, 提出和实现了有机结合覆冰预警系统与融冰措施的解决方案。

4、输电线路覆冰在线监测预警和直流融冰系统于2008年成功投运至今, 终端设备运行良好, 通信服务程序运行正常, 监测主站运行稳定;在对2008年、2009年冬季昭通及怒江地区发生的数次线路覆冰中进行了及时、准确的预警, 并根据预警信息开展了有效的融冰工作。

输电线路直流融冰技术 篇5

一、高压直流输电线路继电保护设计原则

继电保护于1945 年逐渐引起了人们的关注, 且就当前现状来看, CSC-HVDC主要应用于远距离、大容量电能传输领域, 同时, 其易受分布式电源接入等条件的制约, 因而在高压直流输电线路继电保护设计过程中应注重严格遵从以下几个层面的设计原则:

第一, 输电线路主保护设计, 即设计人员在实践线路设计过程中应注重综合多样化影响因素, 并参照高压直流电路实际情况, 对输电线路主保护进行合理化选择。同时, 在设计过程中注重对保护装置加以区分。例如, 某电力系统在实践运行过程中为了确保运行环境的安全性, 即将第一套保护装置、第二套保护装置分别设定为分相电流差动纵联保护、相电压补偿纵向保护, 继而由此实现了对继电的高效保护。

第二, 后备保护, 即在继电保护设计过程中后备保护起着至关重要的影响作用, 因而在此基础上, 设计人员在实际工作开展过程中应注重提高对此问题的重视程度, 并在电力系统操控过程中严格控制线路两端切出故障差, 同时确保接地距离保护、相间距离设备等条件的完整性, 以此达到稳定的系统运行状态。

第三, 自动重合闸, 即设计人员在继电保护设计过程中亦应注重严格遵从继电自动重合闸设计要求, 合理选用三相重合闸、单相重合闸等设计模式, 继而达到最佳的设计状态, 且就此达到继电保护设计目标。

二、高压直流输电线路继电保护关键技术

(一) 微分欠压保护技术

微分欠压保护技术将电压微分数值、电压幅值水平等作为支撑条件, 以此来实现对直流输电线路的高效保护。同时, 就当前现状来看, ABB、SIEMENS等微分欠压保护形式被广泛应用于电力系统运行过程中, 继而实现了稳定性、安全性系统运行环境的营造。此外, 在微分欠压保护技术应用过程中逐渐凸显出电压微分定值、行波保护间相同的现象, 但电压微分上升与行波保护6ms相比, 其处在延时20ms的状态下, 因而仅限于后备保护作用的发挥。另外, 就微分欠压保护应用现状来看, 其1000km线路中过渡电阻仅维持在70Ω 左右, 因而在一定程度上呈现出过渡电阻能力不足的问题。为此, 相关技术人员在继电保护设计过程中应着重提高对此问题的重视程度, 并对其展开行之有效的处理。

(二) 行波暂态量保护技术

行波暂态量保护技术的应用旨在透过电压微分、返行波对电力系统运行状况及继电故障问题进行识别, 就此来对故障问题进行有效处理。就当前的现状来看, ABB、SIEMENS行波保护被应用于行波暂态量继电保护中, 但两种行波保护方式存在着一定的差异性, 即ABB行波保护强调了对极波、地膜波的应用, 而SIEMENS更为注重将电压微分作为判断依据, 同时注重将其变量维持在10ms范围内, 由此实现对故障信息的有效识别, 并在此基础上提升整体识别效率。此外, 两种行波保护形式在应用过程中亦凸显出SIEMENS比ABB保护慢的特点, 同时其动作时间仅维持在18ms左右的状态下, 因而, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应着重强调对行波保护方式的合理化选择, 以此来达到最佳的继电保护状态。另外, SIEMENS行波保护方式在应用过程中具备忍受3%干扰噪音的优势, 为此, 电力部门在高压直流输电线路操控过程中, 应结合线路实际情况对SIEMENS行波保护方式进行应用。

三、直流输电线路保护中存在的问题

就当前的现状来看, 直流输电线路保护中存在的问题主要体现在以下几个方面:

第一, 当前直流线路继电保护中仍然存在着理论不完备且可靠性较差的问题, 因而在继电保护设计过程中应提高对此问题的重视。同时, 基于继电主保护设计的基础上, 亦存在着故障投入时间短、缺乏依据、灵敏度较低等问题, 最终影响到了电力系统整体运行效率。

第二, 保护种类单一且可靠性差, 亦是当前直流输电线路保护中凸显出的主要问题之一, 为此, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重完善继电保护设备, 且在社会发展过程中为了营造良好的电能供给环境, 对可靠性高、实用性强的交流输电线路展开推广行为, 并注重将其应用于继电保护领域, 同时引进先进的交流线路保护思想, 以此来迎合当前社会发展趋势, 规避系统故障现象的凸显。

从以上的分析中即可看出, 直流输电线路保护中仍然存在着故障方向识别误差、灵敏度较低等问题, 为此, 应对其展开行之有效的处理。

结论:综上可知, 当前高压直流输电线路在继电保护工作开展过程中仍然存在着灵敏度低, 故障投入时间短等问题, 影响到了电力系统运行的稳定性, 因而在此基础上, 为了满足继电保护需求, 要求相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重强调对现代化继电保护技术的应用, 如行波暂态量保护技术、微分欠压保护技术等, 由此来缓解传统继电保护中存在的问题, 达到最佳的继电保护状态。

参考文献

[1]张保会, 孔飞, 张嵩等.高压直流输电线路单端暂态量保护装置的技术开发[J].中国电机工程学报, 2013, 12 (04) :179-185+24.

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输电线路直流融冰技术 篇6

基于电压源型换流器(VSC)和模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电系统(以下简称VSCHVDC和MMC-HVDC)具有独立调节有功功率和无功功率及向无源网络供电等特点,克服了传统高压直流输电(HVDC)的本质缺陷,因此被广泛应用于大规模可再生能源远距离传输领域[1,2,3]。然而,与传统高压直流输电系统相比,柔性直流系统缺乏低压限流功能和成熟的直流开关器件,直流线路的保护和故障处理技术成为限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一[4,5]。

传统高压直流输电系统的整流侧和逆变侧一般都配有低压限流(VDCOL)控制。此外,为防止换流器产生的谐波电流进入直流线路,直流线路两端安装有平波电抗器和直流滤波器组[6,7]。直流线路故障时,由于VDCOL的调控作用以及平波电抗器的限流,故障后电流 会被限制 在0.45~0.55(标幺值)[7]。对于瞬时性故障,可通过调节触发角使整流器工作在逆变状态来消除故障电流,经过一段时间去游离后,系统重启动,恢复供电[6]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构,直流侧无平波电抗器,呈低阻抗特性。直流线路故障时,直流侧大电容迅速放电,故障电流在几毫秒之内增大到峰值[8,9],即使换流器闭锁,与绝缘栅双极型晶体管(IGBT)反向并联的二极管和交流系统直接相连仍然构成能量馈流回路,且无法控制。当电容电压下降为零并开始反向充电时,易导致电容和反向并联的二极管损坏[8],因此,对故障处理和保护的快速性提出了更高要求。

MMC是VSC的一种新型拓扑,MMC-HVDC的直流侧没有高压电容器组,桥臂电感和分布式储能电容器相串联,可以直接限制线路故障电流的上升率,使得故障容易清除[10]。然而,当直流线路故障时,尽管没有大电容放电的冲击过程,与IGBT并联的二极管构成了不可控的整流桥,在换流阀闭锁后,交流系统仍向直流侧馈入电流[9,11]。

柔性直流输电线路横跨区域广,相对换流站内部的元件和设备,其故障概率较高,且影响与危害程度严重[12,13]。另一方面,以400kV/1 000MW的直流输电线路为例,考虑施工费,电缆的造价约为架空线路造价的7~8倍[3],因此,基于架空线路的柔性直流输电系统也是未来发展的重要趋势之一。与直流电缆相比,架空输电线路的故障概率大得多[10]。目前,与换流站内部故障以及交流侧故障相关的故障处理和控制保护策略已经形成了一定的理论基础,而柔性直流系统的直流侧故障处理能力亟待提升[12,14]。当发生直流线路故障时,通常采取的措施是系统通过改变换流器的运行方式,来减少直流线路的短路电流,同时调整交流直流保护定值以最大限度地配合系统的可靠性和可用率[12,14]。然而,由于直流断路器技术的不成熟,直流侧故障不能由直流断路器断开。为了消除线路故障引起的直流电压不平衡畸变,并切断交流侧馈入的电流,在换流站闭锁后,需要借助交流断路器切除直流线路故障[10]。机械开关的响应速度慢,最快动作也需要2至3个交流周期[15,16],在此期间换流器件极可能因过电流而损坏。借助交流断路器切断故障电流,每次直流侧故障都会造成系统的停运,严重影响了柔性直流输电系统的可用率,同时多次开断也会降低交流断路器的性能。

综上所述,由于柔性直流输电系统结构和运行机理的特殊性,其故障特征比传统高压交、直流线路故障更加复杂和严峻,这就对柔性直流系统主电路的参数优化、配合以及控制器的性能提出了更高的要求。直流线路故障电流上升速度快,峰值大,故障发展在几毫秒之内,极大的冲击电流极有可能在短时间内造成严重损害。因此,直流线路的故障处理和保护应贯穿故障发展的整个过程。如何快速地识别柔性直流线路故障、限制故障冲击电流,从而减少故障电流对换流器件、线路自身以及系统的损害,是柔性直流输电线路故障处理和保护面临的挑战。多端柔性直流系统尤其要求更好地抑制故障电流,快速隔离故障线路,使非故障线路保持正常运行,以提高系统的可用率。本文基于柔性直流输电线路的故障特征,对目前直流线路故障处理和保护技术进行了总结和分析。

1 柔性直流输电系统

1.1 柔性直流输电系统结构

柔性直流输电系统作为直流输电的一种新技术,同样由换流站和直流输电线路组成。柔性直流输电系统基本结构如图1所示。对于两端柔性直流系统,两端换流站结构呈对称性。已有的柔性直流输电工程采用的VSC主要有3种,即两电平换流器、二极管钳位型三电平换流器和MMC[3]。两电平换流器系统结构如图1(a)所示,三电平换流器与两电平原理基本一致,此处不再给出。基于MMC的直流换流站如图1(b)所示[11]。图1中实线表示直流线路故障时,换流器闭锁后系统的能量馈流回路。

图1(b)中虚线框为基本单个子模块,子模块可以有多种结构,组成具有不同功能和特点的MMC。换流站内包括换流变压器、连接电抗器和换流器等设备。两电平换流器拓扑结构具有电路结构简单、电容器数量少、占地面积少及易于实现模块化构造等优点,但开关投 切频率高、损耗大且 波形质量差[3]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构。相比于两电平和三电平换流器,MMC具有损耗成倍下降、阶跃电压降低及波形质量高等优点。MMC虽然避免了两电平和三电平换流器拓扑结构必须采用IGBT直接串联阀的困难,但所用器件数量多,技术难度转移到了控制方面[10]。

VSC-HVDC一般采用在直流侧分裂电容引出中性点接地支路,而MMC-HVDC则一般采用交流侧接地的方式[14],但VSC-HVDC和MMC-HVDC实际上均为单极对称系统。正常运行时接地点不会有工作电流流过,不需要设置专门的接地极,而当单条直流线路或换流器发生故障后,整个系统将不能继续运行[10]。为了提升柔性直流输电系统的功率容量和电压等级,若干容量较小VSC或MMC基本换流器单元可以串并联构成组合式换流器,再由组合式换流器构成与传统高压直流系统类似的双极对称系统[10,17,18]。

由于柔性直流输电系统切除直流侧故障时比较困难,故目前己建成的柔性直流工程线路大多采用直流电缆以降低故障率[17]。相比直流电缆,架空线路造价低,在远距离及大功率输送方面具有明显的优势,因此基于架空线路的大容量柔性直流输电系统也是未来的发展趋势[18]。然而,柔性直流输电技术扩展到架空线输电场合面临的一个重要问题是如何克服其在直流故障下的脆弱性以及对交流系统的影响,提高直流故障的自清除能力[10,18]。

1.2 控制系统的基本特性及要求

柔性直流控制系统包括换流站级控制保护系统和换流阀级控制保护系统,与常规直流输电不同的是,柔性直流输电系统中的阀级控制保护系统更为复杂。尤其是在MMC-HVDC中,对阀体的控制保护更多依赖阀级控制器完成,包括根据换流站级控制信号的要求产生换流阀子模块的控制信号,进行数据处理 和汇总,以及实现 换流阀的 保护等功能[19]。因此,柔性直流控制保护系统通常需要实现纳秒级的高速同步控制,以满足柔性直流输电控制系统高实时性的要求[17]。

一般来说,双端柔性直流系统的正常运行需要一端控制直流电压,另一端控制有功功率,而两端的无功调节相互独立,保持系统输送的功率及直流电压稳定[3]。在控制策 略上,无论采用 两电平还 是MMC技术,其交流侧具有类似的等效数学模型,因此均可采用相同的站级控制策略。在众多的站级控制策略中,直接电流矢量控制策略以较高的电流响应速度和精确的 电流控制 效果而被 广泛应用[20]。当系统受到扰动或发生故障时,控制系统应立即利用其快速性进行调控或切换控制方式,抑制扰动或事故扩大,使直流系统尽可能不退出运行而发挥其技术优势,给交流系统提供有力的支援。只有当系统发生较严重故障或永久故障,控制系统已达到控制范围极限,系统仍不能恢复稳定时,保护才迅速动作,闭锁换流器触发脉冲,停运换流器,根据故障严重程度和不同区域,保护动作发出报警及跳开交流断路器指令,隔离故障设备,停运系统[3,21]。

2 柔性直流输电线路的故障特征

直流线路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一,故障后IGBT迅速闭锁。结合图1(a),直流线路双极故 障时,直流侧等 值电路如 附录A图A1所示。直流线路的分布电容相比于直流侧电容小得多,因此在故障分析过程中未予以考虑[8]。

双极直流线路故障后主要可以分3个阶段:电容放电阶段、二极管续流阶段以及电网电流馈入阶段[9]。图2为图1(a)系统直流线路双极故障的特征。故障后,直流侧电容迅速放电,几毫秒内直流电流达到峰值,如图2中t0至t1阶段;电容电压下降为零后,故障进入二极管续流阶段,通过二极管的电流高达额定电流的十几倍,如图2中t1至t2阶段,这也是极间故障最严重的阶段,在此期间二极管极易损坏;经过一定时间的衰减,故障电流变为与交流电网电流相当的水平,电网开始向故障点馈入电流,如图2中t2时刻以后阶段。

直流线路单极故障没有二极管续流过程,其余特征与双极故障特征类似,在电网电流馈入阶段,流过二极管的电流也在额定电流的10倍左右。特别应该注意的是,当直流侧电容电压由零变为负反向充电时,电容容易损坏。因此,对于直流侧故障,需要在电容电 压下降为 零之前切 除[8]。 与VSCHVDC不同,MMC-HVDC储能电容分散在子模块中,但直流侧故 障特征与VSC-HVDC类似[22,23]。直流线路故 障后,子模块电 容放电电 流不大,但IGBT闭锁后,交流侧电网仍向故障点馈入较大的故障电流,如图1(b)实线所示,同样容易引起二极管损坏[11]。当直流线 路发生双 极故障时,不论是VSC-HVDC还是MMC-HVDC,其两侧交 流系统都近似于三相短路,严重影响系统的安全运行,且交流侧的暂态电流中含有较大的直流分量,容易引起换流变压器饱和[8,9,12]。在直流线路单极故障期间,MMC-HVDC不会像VSC-HVDC那样因电容放电而导致交流 系统过流 现象,但VSC-HVDC和MMC-HVDC的交流出口 侧相电压 都将出现 高频脉动直流分量,有效值增大,影响变压器的设备绝缘[12]。

由此可见,柔性直流线路故障电流具有上升快、峰值大的 特点,容易引起 交流侧的 暂时性过 电流[21],较大的故障冲击电流不仅对由大量电力电子器件组成的换流器构成很大的威胁,也容易引起线路和相关设备绝缘损坏。因此,柔性直流输电线路保护和故障的处理不仅涉及故障的快速识别,也包括故障后冲击电流的限制、分流和相关器件的保护以及故障线路的隔离。

3 柔性直流线路故障处理研究现状

直流线路故障容易引起交流侧和换流单元过流[24],由于直流断路器技术的不成熟,对于直流线路故障,一般采用断开交流侧断路器的方法,故障清除和直流系统再恢复的时间较长,在此期间换流器件可能因过电流而损坏[15,16]。柔性直流输电系统的控制与保护密切相关,当直流线路发生故障时,需要相应的控制措施和处理电路对故障后电流进行限制,隔离故障线路,减少故障对线路自身及直流系统的损害。通过在换流器内部以及交直流侧增加辅助电路,对线路故障产生的冲击电流进行分流和抑制是减少故障电流损坏换流器件的有效措施,同时新型换流器拓扑与直流输电结构对减少直流线路故障电流的影响也有相当重要的作用。此外,直流断路器技术作为柔性直流输电线路故障隔离的关键技术之一,是近年研究的热点方向。本文将在此部分对以上技术在直流线路故障处理方面的性能进行分析和总结。

3.1 借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术

为实现直流侧故障的快速处理,减少线路故障冲击电流对换流器件的损害,直流系统的控制和辅助的故障处理装置必不可少[25]。文献[26-27]提出了在子模块单元增加并联开关和晶闸管的直流侧故障处理方案,如附录A图A2(a)所示。当子模块故障时,K1闭合旁路故障的子模块,换流器可以通过冗余单元持续运行,当直流线路故障时,K2导通,旁路IGBT和二极管。该方案通过在子模块单元增加并联电路,避免子模块二极管在续流阶段因过流而损坏,减少了额外的保护装置,但对于直流侧永久性故障,仍然需要切除交流断路器,停运整个换流系统[25]。

为了加速故 障的清除 和系统的 重启动,文献[28]提出MMC子模块并联双向晶闸管的故障处理方法,如附录A图A2(b)所示。故障后触发导通K1和K2,通过移除晶闸管门极信号,关断晶闸管进而切除故障电流。双向晶闸管在正常运行时承受较大的电压变化率,因此需要设置额外尖峰电压和电压变化率保护电路。文献[11]提出通过在交流侧增加双向晶闸管来转移交流侧馈入电流的保护方案,如附录A图A3所示。正常运行时,晶闸管组处于关断状态,当发生直流线路故障后,晶闸管组导通,交流侧形成三相短路故障,由交流侧断路器切断故障电流。对比以往通过在换流器子模块单元内增设晶闸管的方案,该方案可以减少交流侧馈入的故障电流对IGBT反向并联二极管的影响,且晶闸管承受的电压变化率小。然而对于VSC-HVDC的直流线路故障,该方案对电容放电产生的大电流并无抑制作用,且在三相短路故障期间流过晶闸管的故障电流较大,对晶闸管的过流能力要求较高。

针对线路故障时直流侧电容放电产生大电流的问题,文献[29-30]提出在直流侧电容支路串联直流断路器的方法,如附录A图A4所示。该方法通过切断电容放电的电流,避免了冲击电流对二极管的影响,且正常运行的损耗比安装在直流线路上时少,但对断路器动作速度和开断容量要求较高。此外,电容支路切除后,直流故障依然存在,交流侧仍将向故障点馈入电流。

文章[31]提出通过在直流线路两端增加电感的方法来限制短路电流,同时利用电感两端正常运行时电压降很小、故障时很大的特点提出了单端电压差保护。电感的选择以及保护的整定较为复杂。在多端直流系统中为了防止停运换流站投入运行引起线路过电压,文献 [32-33]还提出了 在直流侧 通过IGBT并联电阻的线路过电压保护方案。

与两电平换流器相比,MMC不需要在直流侧集中安装大容量的高压电容器组,而是将储能电容分散在各个子模块中。由于桥臂电抗和各个子模块相串联,因此可以在一定程度上限制直流侧故障时浪涌电流的上升率,使得MMC拓扑的直流侧故障特性得到了改善[10],但交流侧电流向直流侧馈入的故障特征仍然存在,如图1(b)所示。

由此可见,通过在换流器内部和交直流侧增加辅助电路来实现直流线路的保护和故障处理,一定程度上提高了系统的安全性;但采用单一电路实现故障处理,往往导致故障隔离不彻底,同时增加辅助电路需对开关性能、成本以及损耗进行综合权衡。随着技术的发展,多种辅助电路装置的协调组合在柔性直流输电线路故障处理技术中将具有一定的应用前景。

3.2 基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与自清除技术

目前实际工程中所采用的两电平换流器、三电平换流器和MMC均不具备 直流电流 闭锁能力。图1中,直流侧故障时,与全控型器件反向并联的二极管会构成故障点与交流系统直接相连的能量馈流回路且无法控制[24]。因此,具有直流电流闭锁能力的新型换流拓扑和直流输电结构是近年柔性直流输电系统重要的研究方向之一。

1)新型换流器拓扑

文献 [29]提出了基 于发射极 关断晶闸 管(ETO)的换流器拓扑,如附录A图A5所示。正常运行时ETO’X相当于开关器件,而ETO’Y保持导通相当于 并联二极 管;故障时,ETO’X闭锁而ETO’Y仍保持导通构成交流电流馈入通路,一旦直流侧线路故障判断为永久故障,ETO’Y关断实现故障隔离。

2010年ALSTOM公司在国际大电网 会议上提出了结合传统两电平换流器和MMC结构特点的混合式换流器,即由全控型半导体器件串联组成的导通开关和有全桥子模块串联而成的整形电路两部分组成。因其相对位置的不同,具有混合级联多电平换流器 (HCMC)和桥臂交 替导通换 流器(AAMC)[34]两种结构,其中HCMC如附录A图A6所示。AAMC中导通开关与整形电路串联,整形电路基本单元采用全桥子模块,其具体结构如附录A图A6虚线框内所示。

当直流侧故障发生后,HCMC和AAMC发出闭锁信号,迅速关闭所有IGBT的触发信号,通过整形电路提供的反电势迫使故障电流迅速下降到零,利用二极管的反向阻断能力实现直流电流闭锁功能[35]。由此可见,HCMC和AAMC可实现直流线路故障的自清除,无需交流断路器动作,可应用于故障概率高的架空线路场合。然而,由于增加了整形电路,导通开关和整形电路需要相互协调配合,控制较为复杂,另外维持整形电路中大量悬浮的子模块电容电压平衡是控制的难点[10]。

基于半桥子模块的换流器 (H-MMC),故障闭锁后,交流侧仍然馈入故障电流,需要断开交流侧断路器,系统恢复供电的时间较长,因此较多国内外学者对子模块结构进行了改造研究,文献[36-37]提出了基于全桥子模块的换流器拓扑(F-MMC)和基于钳位双子模块的换流器拓扑(C-MMC),其中钳位双子模块如附录A图A7所示。F-MMC和C-MMC都具有直流电流闭锁的能力,然而F-MMC损耗较大,器件利用率低,经济效益较差,C-MMC相较于F-MMC额外增加的器件和损耗不大,并且能够有效继承和移植现有H-MMC的控制策略,适用于故障概率较高的架空输电线路,扩宽了MMC-HVDC的应用范围[10]。

基于半桥子模块和全桥子模块的结构特征,国内外学者提出了多种改造和组合的新型子模块拓扑[38]。文献[39]提出了具有半桥子模块和全桥子模块切换功能的换流器拓扑,直流线路故障时切换投入全桥子模块以闭锁直流故障电流。在控制切换时,电子器件需承受较高的尖峰电压,因此需要配备额外的过电压保护。此外,文献[40]还提出了两级电压水平的新型换流器,具有直流线路故障隔离功能,适用于多端柔性直流系统。

2)混合式直流输电结构

为了结合传 统高压直 流故障自 清除能力 与VSC-HVDC调控优势,混合直流输电成为新的研究热点。在多直流落点系统中引入VSC-HVDC可以改善逆变侧系统的性能,降低换相失败的概率[41]。文献[10]提出了2种新型混 合电网换 相换流器(LCC)和VSC的直流输电系统,整流站采用传统高压直流基于晶闸管的换流器,逆变站采用MMC和二极管串联或者C-MMC,即LCC-二极管-MMC混合直流系统以及LCC-C-MMC混合直流系统。其中C-MMC采用钳位双子模块,对于直流线路故障,LCC利用自身控制即可实现故障清除,而对于逆变侧故障电流,可由直流线路二极管和钳位双子模块的反向作用阻断。对于LCC-二极管-MMC混合直流系统,大功率二极管需要承受的最大反向电压为交流系统线电压的最大值,因此大功率二极管阀的反向耐压水平需要深入研究。此外,两端系统的协调控制也是混合直流系统设计的难点。

新型换流器和混合直流输电结构提高了柔性直流系统处理直流故障的能力,但增加了系统结构的复杂性,将问题转移到了器件成本、开关损耗和系统控制等方面。损耗较低、经济效益较高的新型换流器拓扑(如C-MMC)及混合直流输电结构,在柔性直流输电中具有较大的发展潜力。

3.3 基于直流断路器的故障隔离技术

根据电流断开方式的不同,直流断路器主要可分为三大类:基于机械开关(常规机械直流断路器)的机械式直流断路器、基于电力电子器件的全固态直流断路器以及基于前两者结合的混合式直流断路器。机械式直流断路器主要由机械开关、振荡换流回路、传动机构,以及能量吸收与过压放电回路等部分组成。当保护出口后,操动机构动作并经传动机构传递力来带动触头的分合,其动作时间达几十毫秒[42]。基于半导体器件的全固态直流断路器因具有工作频率高、分断速度快、分断不产生电弧等优点成为近几年研究的热点[43]。相比于机械式直流断路器,全固态直流断路器处理的速度明显提升,但存在容易过压过流、器件通态损耗高、冷却系统笨重、造价昂贵等不足之处。混合式直流断路器兼具了机械式直流断路器和全固态直流断路器的优点,具有通态损耗小、开断时间短、无关断死区、无需专用冷却设备等特点[42],是目前直 流断路器 研发的新 方向。

国外学者SANO K提出了一种应用于柔性直流输电线路保护的新型直流固态断路器[44],与常规断路器不同,增加了电阻可以防止浪涌电压,且在故障时可以作为无功补偿装置向交流系统提供无功。此外,文献[45]提出了一种不需要IGBT器件的新型混合式直流断路器拓扑,以此减少正常运行的损耗。2012年底ALSTOM公司研制 出120 kV/1.5kA、最大开断电流达7.5kA的全固态直流断路器样机[46]。目前ABB已经研发出320kV电压等级的直流断路器,可开断直流电流16kA,该样机模块可适用于320kV电压等级的场合。就目前来看,不论是固态断路器还是混合式断路器都存在造价高、开断容量有待提高的问题,因此距离实际应用还有一段时间[45,47]。

直流断路器的开断电流一般小于故障电流的峰值,须在故障电流上升期间断开故障线路,对动作时间提出了很高的要求。为此,文献[31,42]提出了通过在直流线路两端增加限流电抗,结合混合直流断路器来开断故障线路的多端柔性直流线路保护方法,如附录A图A8所示。通过增加限流电抗器,限制短路电流的上升速度和幅值,为断路器开断争取时间,同时降低了开断容量。文献[46]还提出了具有限流电路的限流式混合直流断路器,可明显降低直流断路器的开断容量。文献[14]提出了基于快速直流开关的多端柔性直流系统直流侧极间故障的控制保护策略。当检测到故障线路时,换流器迅速闭锁以防止开关过流,同时由交流侧断路器切断故障电流,再由快速直流开关隔离故障线路,与故障线路相连的换流站退出,随后其他换流器解锁重启,并进行适当的控制方式切换,以维持剩余系统的功率平衡。文献[29]提出了基于直流断路器的过电流保护方案,该方案主要应用于船舶多端直流配电网中,对直流短路开断容量要求不高。此外,文献[48]还提出了一种基于混合直流断路器的多端直流电流差动保护方案。

在多端柔性直流系统中,相比于利用交流断路器切除故障的方法,基于直流断路器的故障线路隔离技术具有明显的优势,对于保证非故障线路正常运行、提高系统的可用率具有重要作用[5,48]。未来,随着半导体器件的快速发展和成本的降低,固态直流断路器和混合式直流断路器在柔性直流输电系统中将会得到广泛应用。目前,通过增加限流电抗和实体限流装置(FCL),同时结合直流断路器切除直流线路故障的方法仍不失为中间过渡阶段使用的经济型保护方案。

4 柔性直流线路保护原理研究现状

柔性直流线路的故障处理依赖保护对故障快速、可靠的判别。目前柔性直流输工程中直流线路的保护仅借鉴了传统高压直流的保护策略,以行波保护和微分欠压保护为主,电流差动保护作为后备保护,此外还配置直流过电压保护和直流电压不平衡保护[3,49]。行波保护 和微分欠 压保护动 作速度快,不受电流互感器饱和及长线分布电容等因素影响,但是对设备采样率要求高,对高阻接地故障灵敏度不足,可靠性不高[50];电流差动保护对高阻接地有效,但易受分布电容的影响,只能通过长延时来躲过,不适应柔性直流线路保护快速动作的要求[51]。尽管柔性直流线路配置的保护还存在不足,但现有的保护原理与逻辑仍能满足工程实用需求。

鉴于行波保护与微分欠压保护的不足,国内外学者进行了大量研究。文献[52-53]利用小波变换分析方法分别提出了高速行波保护和行波边界保护方案。文献[54]提出了利用反向行波和正向行波幅值特点构成的行波纵联方向保护。在传统高压直流输电线路保护研究领域,利用直流侧平波电抗器和直流滤波器组构成暂态量边界的思想是近年来的研究方向之一[51],文献[51,55]在分析直流滤波环节阻抗特征的基础上,利用特定频率电流和频带电流,提出了新型直流线路单端保护原理,保护可靠性较高。对于VSC-HVDC,直流侧有并联的大电容,借鉴传统高压直流边界保护的思路,文献[56-57]提出了基于特定暂态谐波电流和电容参数识别的VSCHVDC输电线路纵联保护,而MMC-HVDC直流侧却无明显的边界。

针对电流差动保护存在的延时问题,文献[58]提出了基于频变参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理,补偿了电容电流的影响。但为了保证健全极不误动,采用延时的低定值躲过暂态过程,牺牲了快 速性,且计算量 大[13]。 此外,文献[59-60]还提出了基于 高低频电 流比值的VSCHVDC直流线路纵联保护,保护原理主要依赖直流侧电容参数特性,不适用于MMC-HVDC。

综上所述,对于改进的行波保护原理,保护的速度和可靠性有了一定的提高,但行波保护仍存在行波波头捕捉困难、采样率要求高、抗过渡电阻能力低、易受干扰等固有缺陷[50]。柔性直流输电系统与传统高压直流系统的直流侧结构不同,传统高压直流中基于线路边界特性的单端速动保护并不适用于柔性直流线路,而针对电流差动保护的缺陷,所提出的柔性直流线路纵联保护依靠双端通信或双端数据同步,保护的快速性受到一定的限制。

5 柔性直流输电线路故障处理与保护面临的关键问题与研究展望

柔性直流输电系统以其有功无功独立调节、无源供电能力以及易于构建直流电网等特点,越来越受到人们的关注,而直流线路故障处理和保护技术是限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一。基于目前国内外技术研究的现状和发展趋势,柔性直流输电线路故障处理与保护技术面临的问题以及未来的研究方向如下。

1)直流线路故障特征的理论分析与直流线路保护新原理

为更好地实现直流线路的故障处理,柔性直流输电系统的电路器件有所增加,同时相应的控制也更加复杂化,增加了直流线路故障分析的困难。不同于高压交流系统和传统的高压直流输电系统,线路故障的特征与系统的控制关系更加密切,同时新增电力电子器件的非线性特征也给故障电流的计算带来了极大的困难。而直流线路故障特征的分析与计算,是研究快速且可靠的线路保护原理的基础,因此,如何在考虑控制系统的影响下,合理处理电力电子器件的非线性特征,分析直流线路故障特征是柔性直线路保护研究亟需解决的问题。通过增加限流电抗和FCL,可以有效地限制直流侧故障电流上升的速度和峰值,为保护识别故障争取时间,在一定程度上降低了对快速性的要求,同时也降低了对直流断路器容量和开断速度要求,是一种经济型的保护方案。此外由于增加了限流电路,构成了柔性直流线路的边界,因此可以借鉴传统高压直流线路利用边界特性构成的保护原理,研究适用于柔性直流系统的线路保护原理和整定方法。

2)新增保护电路和新型拓扑结构及其组合的使用

由于目前直流断路器技术不成熟,对于直流线路故障,更多地依靠相应的控制措施和保护电路对故障进行处理,以减少线路故障所带来的损害。增加辅助保护电路是一种有效的手段,同时新型换流器和混合直流输电结构也提高了柔性直流系统处理直流故障的能力。目前的现状是,新的保护电路和结构增加了系统结构的复杂性,保护的难点转移到了控制方面;新增的保护电路和新型拓扑结构在一定程度上增加了器件成本和开关损耗,同时器件数量的增加以及结构的复杂化也在一定程度上增加了系统自身的故障概率。因此,均衡考虑保护电路和新型拓扑结构的线路保护效益、故障处理能力以及所带的成本与损耗,是影响新型保护电路、新型换流器拓扑和直流输电结构在未来应用的关键所在。利用单一保护电路对直流线路故障进行处理,可能导致故障隔离不彻底。因此可结合直流线路故障特征,研究多种保护电路配合使用下直流故障处理的效果和性能。当然也需对电路参数、开关性能、成本及损耗进行分析。

3)保护与控制协调策略

柔性直流输电线路的故障处理与保护和控制密切相关,为实现故障线路的隔离和系统的稳定,需要针对线路保护、辅助电路以及系统控制的动作时间和投入方式,进行协调策略研究。尤其对于多端柔性直流系统,直流线路故障的处理,更加强调多站之间保护与控制的协调作用。采用保护、控制、通信集成一体化的多端柔性直流系统保护方案,研究保护与保护之间,保护与控制之间的配合策略,实现交直流侧保护与控制相协调,整合并减少分散保护设备的数量,从而降低柔性直流线路故障处理与保护的复杂性、缩短故障处理的时间,提高系统的可用率。

4)多端柔性直流输电系统的发展

多端柔性直流输电系统由于能够实现多电源供电、多落点受电,更灵活快捷等优点在新能源并网、构筑直流电网等领域具有广阔的应用前景[13]。与两端柔性直流输电系统不同,多端直流输电线路要求更快速地切除故障电流,隔离故障线路,保证非故障线路正常运行。两端直流输电系统中依靠闭锁换流器,跳开交流侧断路器、停运多个换流站的故障处理方法将不适用于多端直流输电系统。未来多端柔性直流输电工程的广泛建设与发展,更期待的是由已建成的两端柔性直流系统拓展而成。因此对于可拓展成多端直流系统的两端柔性直流系统,需要考虑多端系统的特征,对线路保护原理和故障处理方案进行深入研究,以适应多端柔性直流线路故障处理和保护的需求。

6 结语

本文从柔性直流输电线路故障处理和保护原理几个方面,详细地分析了国内外柔性直流输电线路故障处理和保护技术的研究现状,包括借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术、基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与故障自清除技术、基于直流断路器的故障隔离技术,以及直流线路保护原理。总结了柔性直流输电线路保护与故障处理面临的关键问题,并探讨了柔性直流输电线路保护技术进一步的研究方向。

输电线路直流融冰技术 篇7

随着特高压直流输电线路越来越多, 冬季输电线路发生冻雨覆冰的范围越来越广, 可能性也越来越大。中国是世界上输电线路覆冰灾害最为严重的国家之一, 覆冰会使输电线路的机械负荷急剧增加和绝缘性能急剧下降, 甚至会造成输电线路断裂、系统跳闸等严重后果。

特高压直流输电线路的防冰和融冰技术一般有两种方案, 一种是异向融冰, 在无大功率传输的情况下给直流线路施加额定值左右的电流, 即一个极正送功率, 另一个是极反送功率, 每站一个极整流运行, 另外一个极逆变运行, 预防覆冰的形成, 达到保线的目的, 该方案在常规直流输电和特高压直流输电系统中一般均配置, 能够起到预防覆冰的功能。此方案已有较多研究[1,2,3], 本文不作详细介绍。另一种方案采用双极高端阀组并联运行方式, 实现线路流过大电流, 利用电流的焦耳热效应使附着在线路上的冰快速融化脱落。该方案是特高压直流输电系统特有的运行方式, 也是本文研究的内容。

目前对特高压直流输电系统并联融冰运行方式的控制保护策略研究不多, 且集中在对部分工程现场调试过程中出现问题的分析总结[4,5], 对控制保护策略出现的问题仅提出了暂时性或补充性的修改, 未从根本上解决问题。本文详细分析了现有工程采用的控制策略, 提出了一种新型控制策略, 全面梳理了并联融冰运行方式下直流保护功能的应对策略及原理, 并对部分关键保护功能提出了新的保护判断逻辑, 新的控制策略和新的保护判断逻辑均已在溪洛渡左岸—浙江金华 (简称宾金直流) 特高压直流输电工程中成功应用。

1 并联融冰运行方式的拓扑结构

特高压直流输电系统并联融冰运行方式的拓扑结构如图1所示, 通过改变两站极2的一次电气接线, 在整流站采用极1高端阀组 (S1P1C1) 和极2高端阀组 (S1P2C1) 并联的接线方式, 在逆变站通过极1高端阀组 (S2P1C1) 和极2高端阀组 (S2P2C1) 并联分流的接线方式, 整个电流流向如图中箭头所示。通过分析图1可得出以下结论。

1) 两站极2部分回路电流方向与非并联融冰运行方式反向, 如极2中性母线中间电流IDNCP2、极2中性母线开关电流IDNEP2、极2直流线路电流IDLP2, 与其相关的控制保护逻辑需要考虑相应的处理。

2) 部分保护区域发生改变, 如中性母线差动保护原保护范围为IDNEP2至极2高端阀组低压侧出口电流IDC2N改为IDNEP2至极2高端阀组高压侧出口电流IDC1P, 极母线差动保护保护范围由IDLP2至IDC1P改为IDLP2至IDC1N。

2 并联融冰运行方式的控制策略

原有并联融冰运行方式的控制策略主要应用于向家坝—上海特高压直流输电和锦屏—苏南特高压直流输电工程, 在这两个工程现场调试试验过程中均出现过控制策略相关问题, 下面首先分析原有并联融冰运行方式的控制策略。

2.1 原有并联融冰运行方式的控制策略

并联融冰运行方式的控制策略是在正常运行方式下控制策略的基础上进行一定的修改, 特高压直流输电系统的控制策略一般有定电流控制、定电压控制和熄弧角控制, 各控制策略的原理及在正常运行方式下被优先选择的原则如下。

定电流控制为整流站的主要控制器, 通过计算直流电流的参考值与直流电流的实际值的误差, 将直流电流的误差和直流电压的误差相比较, 选中的最小误差送到比例—积分 (PI) 控制器, 产生相应的控制信号, 经过线性化环节, 输出触发角的值送到触发单元, 产生所需要的触发脉冲。正常运行时, 整流站直流电压参考值要加上一个裕度值 (30%) , 以确保正常运行时整流站定电流控制。逆变站仅在整流站交流电压下降、最小触发角限制状态时, 定电流控制才起作用。

在逆变站, 定电压控制是正常的控制方式以维持极直流电压, 但在整流站直流电压控制一般仅作为一个限制器, 只有直流电压大于电压参考值与电压裕度之和时, 电压控制器才会瞬时投入, 通过增加触发角减小直流电压。

定熄弧角控制仅在逆变站有效, 为逆变站的主要控制器, 熄弧角控制采用预测性熄弧角控制, 预测性熄弧角控制器主要是根据换相理论, 对熄弧角进行预测, 并且按照式 (1) 进行计算:

式中:Amax为计算的逆变侧触发角;γref为逆变侧设定的熄弧角参考值;dxN为变压器损相电抗;Iref为计算的直流电流参考值;Id为实际的直流电流值;IdN为额定的直流电流值;UdioN为额定的理想空载电压值;Udio为实际的理想空载电压值;K1为正斜率修正系数。

经过以上分析, 正常运行方式下相关阀组的控制策略的优先等级如表1所示。表中:S1P1C1为站A极1高端阀组;S1P2C1为站A极2高端阀组;S2P1C1为站B极1高端阀组;S2P2C1为站B极2高端阀组。

并联融冰运行方式下相关阀组的控制策略与正常运行方式不同, 如表2所示。

对比表1和表2可知, 原并联融冰运行方式下控制策略的优先等级发生切换, 站B极1高端阀组由熄弧角控制切换为定电压控制, 站B极2高端阀组由熄弧角控制切换为定电流控制, 需要增加额外的控制策略切换等功能, 相关功能在向家坝—上海和锦屏—苏南特高压直流输电工程现场调试过程中均出现过问题[4,5], 主要原因是整个控制策略较为复杂, 并联双阀组系统启动时, 需首先启动一个阀组, 将该阀组电流控制到设定值, 然后启动需要并联的阀组, 通过开关操作和控制逻辑, 将并联阀组投入, 整个过程持续时间长, 并且需要进行时序配合, 控制逻辑和操作过程复杂。两个阀组并联运行时, 由于两个阀组出口电压相同, 为了保证系统正常稳定运行, 只能有一个阀组控制系统采用定电压控制, 其余的阀组控制系统采用定电流控制, 在系统运行状态发生改变时, 阀组的控制方式会发生有条件的切换, 相应的其他阀组的控制方式也需要根据系统运行工况进行调整, 整个控制策略需要考虑的因素比较多, 控制逻辑较为复杂。

2.2 新型并联融冰运行方式的控制策略

针对原并联融冰运行方式下控制策略的复杂切换等相关问题, 本文在宾金特高压直流输电工程中提出了一种新型控制策略, 该控制策略基于成熟的单阀组系统控制理论和策略, 通过将两个并联阀组看成一个阀组进行统一控制, 即控制系统产生的触发控制信号同时送到两个并联阀组控制系统, 控制整个系统稳定运行, 并通过附加的电流平衡控制器对两个阀组的出口电流进行调节, 确保两个并联阀组的出口电流相同。该方法简单可靠, 与正常运行方式下的控制策略相同, 不需要额外的切换逻辑, 便于工程应用。

系统正常运行时, 两个并联阀组控制接收的触发控制信号相同, 阀组出口电流也应该相同, 但是考虑到分接头挡位变化、交流电压波动、测量系统的传输误差等因素, 两个并联阀组出口电流会有差别, 为了保持并联阀组的运行状态一致, 在控制系统中增加一个电流平衡控制器, 采集两个并联阀组的出口电流, 通过PI调节器, 产生附加控制信号, 将该信号叠加到阀组的触发控制信号, 产生并联阀组触发所需要的最终触发控制信号, 确保两个并联运行阀组的出口电流相同。

新型并联融冰运行方式控制策略逻辑如图2所示。

电流平衡控制功能和触发控制功能配置在阀组控制系统中, 两个阀组控制系统配置了相同的控制功能, 系统运行时, 两个阀组控制系统中的一个设为主系统, 另外一个为从系统。主系统的触发角控制和电流平衡控制起作用, 产生相应的触发控制信号和附加触发控制信号, 如果预先设定主系统的电流平衡控制器有效, 在主系统中阀组触发控制信号和附加的阀组触发控制信号相加, 输出最终的触发控制信号。从系统从主系统中接收阀组控制信号, 直接输出, 控制相应的阀组;如果预先设定从系统的电流平衡控制功能有效, 则主系统的触发控制信号直接输出, 从系统的触发控制信号和附加控制信号相加, 产生最终的触发控制信号, 触发相应的阀组。新型并联融冰运行方式下控制策略的优先等级与正常运行方式下一致。

2.3 两种控制策略的对比

通过两种控制策略的分析, 可以得出如下结论。

1) 原并联融冰运行方式下的控制策略需要进行切换, 控制策略及操作过程复杂, 容易出现问题。

2) 新型并联融冰运行方式下的控制策略基于正常运行时的成熟策略, 不需要进行额外的切换, 仅增加简单的电流平衡控制器实现双阀组的平衡控制, 实现方法简单、成熟、可靠。

3) 新型控制策略在宾金特高压直流输电工程现场调试过程中一次解锁成功, 稳定运行, 经过了现场的实际操作及考验, 验证了新型控制策略的可行性和可靠性。

4) 根据以上分析, 新型并联融冰运行方式下的控制策略基于成熟策略, 并经过了现场复杂条件的考验, 一次解锁成功, 故新型控制策略在抗干扰性、稳定性和可靠性方面均有提高。

3 并联融冰运行方式的保护功能策略

特高压直流输电系统[6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20]并联融冰运行方式对直流保护功能的影响, 目前未见全面的分析和研究。在并联融冰运行方式下, 由于主接线拓扑结构的改变和运行电流的差异, 必然对部分保护功能造成不同程度的影响, 首先详细分析具体影响的原理及各类影响的相关保护功能, 然后给出了保护功能的应对策略。

3.1 对直流保护功能影响的分析

通过深入分析图1所示的拓扑结构, 可得出以下对直流保护功能影响的几个方面。

1) 原极2高端阀组的高、低端出口分别连接至极母线和中性母线区域, 但在新拓扑结构下, 高、低端出口连接的区域交换, 即高、低端出口分别连接至中性母线和极母线区。此部分改变影响的保护功能有极母线差动保护和中性母线差动保护。金属回线纵差保护在原主回路下采集的IDME为线路总电流, 但在新拓扑结构下IDME仅为一个阀组的线路电流, 而非总线路电流, 故原保护判据已与新拓扑结构不符。

2) 由于并联融冰运行方式下流过的额定电流变大, 影响部分保护功能的定值, 可能造成保护误动, 主要影响接地极引线开路保护。

3) 并联融冰运行拓扑结构下, 从极2部分电流互感器 (TA) 流过的电流正方向发生改变, 涉及电流有直流线路电流IDL、中性母线中间电流IDNC和中性母线开关电流IDNE, 主要影响到极差动保护、直流过压保护和接地极引线开路保护。

4) 新拓扑结构下, 原部分保护功能区域消失和必要性降低, 涉及的保护功能有双极中性母线差动保护、后备站接地过流保护、金属回线横差保护和直流线路纵差保护。

5) 新拓扑结构下, 原金属回线运行方式的判断逻辑不能有效识别极2为金属回线, 但此时极2也为金属回线运行方式, 故需要考虑特别处理, 以开放金属回线运行方式下特有的保护功能, 主要影响金属回线接地保护和金属回线纵差保护。

3.2 保护应对策略

经过深入分析并联融冰运行方式对直流保护的各种影响, 直流保护的应对策略主要为:自动调整保护判据、自动调整保护的定值、自动调整电气量的正方向、闭锁保护功能和使能保护功能。

3.2.1 自动调整保护判据

极母线差动保护正常运行方式下采用的判据电流为直流线路电流IDL、直流滤波器高压侧电流IZ和高 (低) 端阀组高压侧出口电流IDC1P (IDC2P) , 如果差值超过预设值则保护动作。由3.1节中的分析可知, 极2并联融冰模式下此保护的区域发生改变, 保护判据将根据极2并联融冰模式标识位自动将IDC1P切换选择为IDC1N。

中性母线差动保护正常运行方式下采用的判据电流为中性母线开关电流IDNE、中性母线电容器电流ICN、中性母线避雷器电流IAN、直流滤波器低压侧电流IZP和高 (低) 端阀组低压侧出口电流IDC1N (IDC2N) , 如果差值超过预设值则保护动作。由3.1节中的分析可知, 极2并联融冰模式下此保护的区域发生改变, 保护判据将根据极2并联融冰模式标识位自动将IDC1N切换选择为IDC1P。

金属回线纵差保护原逻辑在并联融冰运行方式下不合理, 存在误动的风险, 原金属回线纵差保护逻辑如下:

式中:IDME为本站的金属回线电流;IDME′为对站的金属回线电流;ε为启动定值;K为比率制动系数。

由式 (2) 可知, 如果在金属回线运行方式下, 采集的金属回线电流即为整个线路电流, 式 (2) 能够实现对线路接地故障的保护, 但在并联融冰模式下, 金属回线电流仅为极1的电流, 而线路电流是极1与极2电流的和, 故原判据不适应并联融冰方式下的线路接地保护功能, 存在误动的风险。将原判据调整为:

式中:IDNEP2为极2中性母线开关开关电流;IDNEP2′为对站极2中性母线开关电流。

调整后的式 (3) 判据能够实现在融冰模式下对线路接地故障的有效保护, 有效避免以往工程现场调试中出现的相关问题[4,5]。

3.2.2 自动调整保护定值

在并联融冰运行方式下, 额定运行电流变大, 故在站A的接地极上产生更大的电压, 接地极引线开路保护的定值在此运行方式下需要独立考虑。接地极引线开路保护定值整定的原则如下:

式中:XR为整定的定值;Imax为相关运行方式下的最大运行电流;R为相关运行方式下回路的电阻;K′为可靠系数。

由式 (4) 可知, 并联融冰运行方式下的保护定值整定的因素———最大运行电流和回路的电阻与正常运行方式时均有差异, 需要进行独立整定, 并根据标识位自动切换融冰运行时接地极引线开路保护的定值。

3.2.3 自动调整电流正方向

根据3.1节分析, 在并联融冰方式下, 极2的直流线路电流IDL、极2中性母线开关电流IDNE和中性母线中间电流IDNC的正方向发生改变, 故根据标识位将相关电流值取反, 涉及的保护功能有极差动保护、中性母线差动保护、直流过压保护和接地极引线开路保护, 相关逻辑较为简单, 不再详细说明。

3.2.4 闭锁保护功能

并联融冰运行方式拓扑结构下, 原双极中性母线区域消失, 故闭锁双极中性母线差动保护相关逻辑。部分后备保护功能也直接退出, 如后备站接地过流保护、金属回线横差保护和直流线路纵差保护。

3.2.5 使能保护功能

金属回线相关保护仅在金属回线运行方式下有效, 在并联融冰运行方式下, 极1保护系统能够自动根据开关状态判断出金属回线运行方式, 但极2保护系统原判断逻辑不能识别金属回线运行方式, 故自动将极2运行方式判断逻辑切换为金属回线运行方式, 进而使能了金属回线接地保护、金属回线纵差保护和金属回线接地保护。

4 RTDS仿真及现场试验验证

4.1 RTDS仿真试验

实时数字仿真器 (RTDS) 是一种专门设计用于研究电力系统中电磁暂态现象的装置。RTDS通过功率放大器等接口设备与直流控制保护系统的主要设备连接, 构成闭环的测试系统, 可以全面测试直流控制保护系统的整体功能和性能。

通过RTDS搭建的仿真试验模型包括交流系统等值系统、换流变压器、双12脉动阀组、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器、阻波器、中性母线电容器、直流线路、接地极等元件。仿真试验中, 交流场开关和直流场开关通过Profisim来模拟, 其状态在RTDS、Profisim和控制保护系统间相互传输;RTDS模型的输出信号经数/模 (D/A) 转换后, 弱信号直接输出至控制保护设备, 部分信号通过功率放大器实时地输出模拟量并连接至控制保护设备;控制保护系统输出控制信号或保护动作信号至RTDS, 构成一个闭环系统, 能够真实地反映直流输电系统的特性。图3为RTDS仿真模型的结构示意图。

RTDS构建了如图1所示的并联融冰运行方式拓扑结构和如图3所示的仿真模型。通过顺序控制操作将直流场构建成并联融冰运行方式, 极1的控制模式设置为电流控制, 电流参考值为500A, 解锁后的电压电流波形如图4所示。

图中:UDLA1和UDLA2分别为极1和2极母线直流电压;IDC1PA1和IDC1NA1分别为极1高端阀组高、低端出口电流;IDC1PA2和IDC1NA2分别为极2高端阀组高、低端出口电流;αA11a和αA21a分别为极1和极2高端阀组的触发角;SA11a和SA21a分别为极1和极2高端阀组的解锁状态信号。

由图4可知, 在新型并联融冰运行的控制保护策略下, 并联融冰运行下解锁成功, 系统可靠、稳定运行, 解锁过程中或解锁后无保护动作, 保护逻辑正确可靠。

4.2 现场试验

为了验证新型并联融冰运行方式的控制保护策略, 2014年6月21日在宾金特高压直流输电工程现场进行了融冰试验。图5为现场并联融冰运行方式解锁后的试验波形, 直流场的一次接线按照并联融冰运行方式拓扑结构进行临时修改后, 进行了融冰运行方式的解锁、闭锁试验, 相关试验均一次成功, 验证了新型控制保护策略的正确性和可靠性。

5 结语