直流线路

直流线路（精选9篇）

直流线路 篇1

摘要：利用直流附加控制方式, 即直流双侧频率调制和直流有功功率调制方式来增强系统的稳定性。通过直流线路的闭锁故障和500 kV交流线路的故障对比, 分析得出采取多直流协同调制、直流调制与稳控装置的配合方式能增强系统的暂态稳定, 并可减少系统故障后稳控装置的切机量, 提高电网的经济效益。

关键词：多直流,直流调制,双侧频率调制,有功功率调制

0前言

根据规划, 云南将有三回直流线路运行。无论是交流系统侧的短路故障, 还是直流线路的闭锁故障, 都会给交流系统带来较大的故障冲击。在弱交流强直流的输电系统中, 这种冲击引起的后果比较严重, 往往成为限制交直流系统断面输送能力提高的瓶颈。因此通常需要采用附加控制拓展直流系统的控制能力[1]。根据直流系统附加控制的两种基本方式:双侧频差调制、直流有功功率调制, 针对云南电网三回直流系统的地理位置及工作运行方式, 文中采用电力系统分析工具软件 (PSD-BPA) 对比分析了2015年系统故障后采取直流附加稳控装置的切机量和暂态稳定情况, 并与无直流调制措施的对比分析, 说明了直流调制功能的对系统的稳定性的影响。

1 直流系统附加控制

云南电网三回直流线路总功率为16 400 MW, 根据直流长期过负荷1.1倍的能力, 三回直流线路在额定功率输送时可调制的功率最大可达到1640 MW, 在直流线路非满功率输送时可调制的范围更广。因此采用直流调制将会对电网产生较大的影响。图1是云南电网在2015年方式下的典型潮流图, 以下分析初始潮流均如图1所示, 三回直流均额定功率运行, 各换流站无功补偿装置已全部投入, 直流功率提升过程中均不再投入或退出。

1.1 直流双侧频差调制

一般在特高压直流系统设计时, 建议要求直流输电系统在控制及辅助控制设计功能上具有双侧频率功率调制功能。该调制以整流侧某一母线及逆变侧某一母线的频率偏差作为输入信号, 然后分别经微分、滤波、导前补偿、陷波滤波和放大环节加以合成, 再经限幅器后将其输出调节信号 (%) 作为附加功率控制信号与功率控制指令信号进行综合, 从而对直流输出功率进行控制, 达到改善交直流混合系统暂态稳定性的目的[2]。双侧频率调制的传递函数框图如图1所示。

传递函数各变量含义及常规取值说明如下:

fREC、f INV———从整流侧、逆变侧采集到的频率;

f———系统额定频率, 50 Hz;

Tmes———频率测量时间常数, 一般取时间为0.01 s;

TWR、TW1———隔直环节时间常数, 典型取值为10 s, 用于滤除信号中的直流成分;

TF———滤波器参数, 仅整流侧填写, 逆变侧不填;

T1s、T2s———第一个超前、滞后时间常数 (秒) ;

X2、Y1、Y2、K1、K2———非线性环节参数;

Pmin———直流功率调制量下限值;

Pmax———直流功率调制量上限值;

1.2 直流有功功率调制

直流调制有多种模型可以使用, 在本节中将使用直流功率调制模型, 常规高压直流输电系统具有1.1倍的长期过载能力和3s的1.5倍短时过载能力, 可供支援直流容量较大, 在交、直流遭受严重故障情况下, 利用高压直流的短时过载能力, 可以弥补暂态过程中送短和受端的功率不平衡量, 提高系统的暂态功角稳定性, 相应的也能改善由于功率失衡而引起的电压波动和低电压持续时间过长的现象。

在多级系统中, 系统首摆稳定裕度定义如下:

式中:MSA, Pm.SA, Pe.SA分别为单机无穷大系统的广义惯性时间常数、机械输入功率、电磁输出功率。受扰后发电机分为2群, S为严重受扰群, A为剩余群[3,4]。

可见, 要想提高功角首摆过程中的稳定裕度, 就需要提高Pe.SA, 而提升直流功率Pd能有效增大Pe.SA, 高压直流输电的有功功率调制的提升主要体现在首摆过程中对Pe.SA的增大效果上。多项研究表明, 针对直流有功功率提升的起始时刻T对系统的暂态稳定性的影响是非常明显的。最佳的功率提升的起始时刻是故障后15个周波左右, 对其他时刻而言, 该时刻提升直流有功拥有较高的暂态功角裕度和暂态电压裕度。

在实际的直流运行中, 为了安全起见, 将直流运行中的提升速率限制在999 MW/m。然而该提升速率对提高系统暂态稳定性方面的意义不大, 因此在仿真中假使直流功率能在短时间内快速跃升, 设提升速率为999 MW/s。2015年云南电网结构下, 有三条直流对外输送功率, 可供输送的能量巨大, 同时可以调节的能力也非常强。

2 双侧频差调制对直流闭锁的影响

2.1 双侧频差调制对楚穂直流双极闭锁影响

楚穂直流双极额定功率5 000 MW运行情况下, 发生双极闭锁后, 由于大量的功率转移, 需要切除小湾机组, 表1分析了糯扎渡直流和溪洛渡直流启用双侧频差调制前后对系统稳定性的影响。

由表1可知, 采用直流双侧频差调制可以做到少切除其配套电源的机组, 但需要注意在直流完成调制后, 500 k V线路电压略有偏低, 尤其是云广断面的罗平、百色站电压。

2.2 双侧频差调制对直流双极闭锁影响

当糯扎渡直流双极闭锁后, 由于大量的功率转移, 正常情况下, 需要切除配套电源糯扎渡电厂的4台机组, 表2为楚穂直流和溪洛渡直流启用双侧频差调制后, 对故障后稳控切机量的影响。

由表2可知, 糯扎渡双极闭锁后, 若楚穂直流和溪洛渡直流启用双侧频差调制, 则可以使糯扎渡直流配套电源少切机2台, 可减少系统的切机量。需要注意的是当溪洛渡直流和楚穂直流均启用双侧频差控制时, 墨江断面 (墨江—玉溪+墨江—惠历+思茅—通宝) 潮流较重, 需要在系统稳定后适当降低该断面的潮流, 使其在断面极限功率以下。

2.3 双侧频差调制对直流三极、四极闭锁影响

溪洛渡直流在发生单极闭锁、双极闭锁后, 系统均能保持稳定, 但当系统发生三极、四极闭锁时, 需要采取切其配套电源的措施以保持系统稳定。下面将讨论在这两种较严重故障时另外两条直流线路的双侧频差调制对其影响。

当溪洛渡直流三级闭锁后, 由于大量的功率转移, 正常情况下, 需要切除配套电源溪洛渡电厂2台机组, 表3为楚穂直流和溪洛渡直流启用双侧频差调制后对稳控装置切机量的影响。

当溪洛渡直流三级闭锁后, 通过楚穂直流或糯扎渡直流启用双侧频差调制转移多余的功率, 以此减少配套直流电源的切机量时, 会导致百色站500 k V母线电压偏低。由于溪洛渡所处的地理位置, 当楚穂直流多送功率时, 极可能导致仁和—厂口线路功率超过N-1热稳极限。另外溪洛渡少切机也会导致多乐永-丰双线功率达到断面功率极限。

故由于受到断面极限和线路热稳极限的限制, 子溪洛渡直流发生三极、四极闭锁后不能通过其他两条直流线路采取双侧频差调制手段减少溪洛渡直流配套电源的切机量。

3 直流有功功率调制

直流有功功率调制主要是利用直流一定的过负荷能力, 提升直流有功功率, 给系统留有更高的功角裕度和电压裕度。以溪洛渡直流双极闭锁后采用直流调制系统最大功角差 (图3) 为例, 可知启用直流调制功能后系统的最大功角差小于不采用直流调制时的功角差, 系统的暂态稳定裕度得到提高。

3.1 直流有功调制对楚穂直流双极闭锁的影响

楚穂直流双极闭锁后, 不采取直流有功调制时需要切除配套直流电源的机组共计2 100 MW, 下表是糯扎渡直流和溪洛渡直流采取直流有功调制后系统的切机量及稳定情况。

当糯扎渡直流或溪洛渡直流在楚穂直流双极闭锁后采取紧急有功调制, 可以少切除金安桥600 MW的机组一台。故障后需要将另外两条直流线路的传输功率紧急提升到额定功率的1.1倍。

3.2 直流有功调制对直流双极闭锁的影响

糯扎渡双极闭锁后, 系统有5 000 MW有功不能送出, 主要采取措施是直接切除配套直流电源和通过交流通道转移多余的有功, 如果楚穂直流和溪洛渡直流均启用直流有功调制后将会在长期过负荷的条件下向外多输送功率, 在不启用直流调制时, 糯扎渡直流双极闭锁需要切除4台糯扎渡电厂的机组, 总计切机2 600 MW。

当溪洛渡和楚穂直流启用有功调制时, 发生糯扎渡直流双极闭锁后, 可以少切一台机。当这两条直流线路不是满功率输送时, 直流可调节的功率也更大, 可以更少的切除配套直流电源的机组。由于大量的剩余功率通过墨江断面送出, 需要注意该断面功率不能超过其极限值。

3.3 直流有功调制对直流三极、四极闭锁的影响

发生溪洛渡直流三极闭锁后, 因为直流线路的调节功率有限。楚穂直流和糯扎渡直流中的任一条直流采取调控措施均不能满足系统动稳要求。当两条直流同时采取有功调制时系统暂态稳定。但重载线路 (如仁和—厂口, 红河—砚山) 超过N-1热稳, 另外百色站500 k V母线电压偏低, 永丰—多乐双线功率达到了3 200 MW。故发生溪洛渡直流三极、四极闭锁故障后, 故通过采用另外两条直流线路的有功调制的方法来减少切机量的思路不能实现。

4 两种直流调制方式的比较

三条直流闭锁故障下, 分别就直流的两种附加调制方式双侧频差调制和有功功率调制对其影响进行了分析, 这两种方式在改善系统的暂态稳定、动态稳定性方面有较好的效果, 一条直流故障时另外两条直流线路通过这两种附加控制方式可以减少切机量, 提高经济效益。

表7分别就楚穂直流、糯扎渡单极闭锁和溪洛渡直流的双极闭锁故障后, 直流正常极采用直流有功调制和双侧频差调制后, 系统的动态阻尼展开分析, 通过对云南电网对主网的振荡模式分析可知, 这两种附加的控制方式都能增强系统动态阻尼[5], 采用双侧频差调制对增强系统动态阻尼的影响略优于直流有功调制。

本质上, 两种直流调制方式最终目的都是快速的提升或降低直流线路的输电功率, 只是对输入量的响应时刻不同, 双侧频率利用系统的频率来反应直流系统的故障, 频率可以反映全网的有功平衡情况, 但一般故障下, 频率的变化量较小, 切不同地点监测会有所差别, 故双侧频差调制的两侧频率的监测点需要认真斟酌。直流有功功率调制可以以其他直流线路的功率输送值作为输入信号, 也可监测某个断面功率, 减少稳控装置配的切机量。故采用何种直流调制方式或两种调制方式如何协同配合还需要作进一步研究。

5 结束语

通过对云南三条直流工程的直流调制方案仿真分析后可知, 当三条直流系统之间有效配合时, 直流双侧频差调制和有功功率调制都能提高直流系统故障后的稳定性。某一条直流线路发生闭锁故障后, 其他两回线路的直流调制 (双侧频差调制和快速有功功率调制) 能提高系统稳定性, 减少直流配套电源系统的切机量, 提高经济效益。由于切机量的减少, 某些线路或断面功率可能超过极限, 需要及时对潮流作出调整。对溪洛渡直流闭锁故障, 建议其他两条直流不采取有功功率调制措施。

通过对三条直流线路故障后, 其他正常极的两种附加调制对系统动态阻尼的影响可知, 直流双侧频差调制和有功功率调制都能较大幅度的提高云南电网的稳定性。采用双侧频差调制对增强系统动态阻尼的影响略优于直流有功调制方式。

参考文献

[1]徐政.含多个直流换流站的电力系统中交直流相互作用特性综述[J].电网技术, 1998, 22 (1) :16-19.

[2]陈汉雄, 莫骏.双侧频率调制改善特高压直流输电系统暂态稳定性研究[J].中国电力, 2009, 42 (2) :34-37.

[3]谢惠藩, 王海军, 陈潜.云广特高压直流对南方电网稳定性影响[J].电力系统及其自动化学报, 2010, 22 (6) :130-137.

[4]束洪春, 董俊, 孙士云, 等.直流调制对南方电网交直流混联输电系统暂态稳定裕度的影响[J].电网技术, 2006, 30 (20) :29-33.

[5]荆勇, 洪潮, 杨晋柏, 等.直流调制抑制南方电网区域功率振荡的研究[J].电网技术, 2005, 29 (20) :53-56.

直流线路 篇2

来源：中电易展网时间：2012-05-15 14:49阅读：301次

5月10日，中国电科院承担的国家电网科技项目《±1100kV级直流输电线路金具研制》第一次工作例会在京召开，来自浙江省电力公司、中国电科院、华东电力设计院等工作组成员参加会议。

直流线路 篇3

关键词：带电作业;特高压直流输电线路;工器具;设计;试验;安全防护

中图分类号：TM726.1   文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）26-0112-02

像±800 kV这样的特高压直流输电线路带电作业一定要做到安全科学实施，要针对输电线路的特高压结构特征与技术参数进行合理有效的绝缘配合，给出严谨的安防策略，且在操作工艺与工器具制作方面做到合理。

1  ±800 kV特高压直流输电线路过电压水平试验   计算

±800 kV特高压向上直流输电工程在带电作业前都需要进行过电压水平模拟计算，以当地示范工程的初设参数来实施试验计算。首先对向上线过电压水平进行模拟计算，在这种计算形式下，出现线路的过电压现象主要是因为直流双极运行线路上发生的故障、主流双极凭横额定负荷运行中存在的故障、金属回路逆变侧出口在接地期间出现的故障引起的。

其中最大过电压故障一般都是直流双极运行线路中点的短路故障。根据故障情况的不同，线路在不同位置所出现的过电压幅值变化范围也不同，通常最高过电压在线路中仅仅集中体现在其中点附近约200 km的长度位置，它的最大过电压倍数一般都能达到1.95 pu左右，与其相比较来说，在该位置上一般要保证其最大电压数值在1.65 pu或者以下。

在模拟计算形式下，因为在接地电阻与放电弧道电阻之间忽视了这种极端现象，因此，要对期间存在的过电压数值进行合理计算，避免不要出现过大偏差即可。

考虑向上线带电作业间隙中存在的放电电压试验形式。在带电工作期间， 因为间隙放电电压在试验过程中产生的模拟对象一般是特高压电流线路在带电工作中形成的一种电位、地电位等形式。例如作业间隙、组合间隙等等，在作业过程中要根据工器具的绝缘长度与绝缘子的有效片数来判定电压试验流程，求得作业绝缘间隙试验下放电电压的关系曲线。

而且，还可以利用海拔高度对放电电压以及输电线路之间的距离进行计算，并阐述两者之间形成的曲线关系，期间，可以根据带电运行情况上产生的绝缘效果以及相关的配合原则对带电作业中的绝缘效果进行优化。对这种带电过程中产生的危险性进行计算期间，如果带电运行情况在危险率10-5以下，期间，向上±800 kV特高压直流的运行方式就会维持在一定的绝缘配置水平上。

如果在海波1 000 m以上的地区进行带电工作，期间不仅要保证带电作业之间形成的小间隙，还要保证组合小间隙与工具的最小绝缘长度。

另外，由于采用了向上线带电作业绝缘配合校核理论，所以在带电作业的绝缘配合部分安全裕度也会相当充裕，它能够确保全程安全带电作业实施。

2  带电作业工艺设计及工器具制作

带电作业在工艺流程设计与工器具制作方面非常复杂多样化，本文主要介绍其中的两种带电作业方法及它们的工器具设计过程。

2.1  带电作业中线路进入电位作业的基本方法设计

±800 kV特高压直流输电线路在对结构进行设计期间，其中的杆塔窗口尺寸与空气间隙水平十分重要的。

与传统的特高压带电作业进行比较，它在实际作业期间不能横担挂软梯垂直并在等电位进入期间形成缺陷，而是利用直线塔配合滑轮组以及吊篮轨迹方法形成的，这些都能确保带电作业顺利进入等电位和直线硬转塔。

在实施带电作业之前，技术人员还会自治专用作业工具，例如以高强度绝缘工具为基础的消弧设备，它就是通过吊篮轨迹方法进入等电位，为电塔选择合理进电位距离，借助电位轨迹绳控滑轮组来牵引吊篮将等电位技术维护人员送到等电位上。

以上就是±800 kV特高压直流输电线路带电作业的基本操作流程。

2.2  杠杆原理微提线带电作业方法及其工器具的相关     设计

由于±800 kV特高压直流输电线路属于直流向上工程设计，所以在线路段大多数时间会大量采用双“L”及双“V”绝缘子串组组装方式。

在带电作业过程中，如果存在绝缘子串零部件问题，就要采用正提线方式来转移绝缘子串的机械荷载，实现对绝缘子串的检修和更换。该作业方式中所采用到的提线工器具具有相对较大的机械荷载，所以一旦检修过程中发现绝缘子串缺陷，就必须通过防止导线横向位移这一方法来避免绝缘子串可能出现的复位困难问题。

在“L”和 “V”串的带电作业中，要对绝缘子串中产生的机械荷载进行转移，主要是根据大刀卡杠杆原理配合微提线作业的方式完成的。

第一，主要利用绝缘子串作为主要的器具在预留施工孔处作为支点，并在期间对杆塔横担专用卡具进行安装，但同时还要使用导线侧二联板工具对线路上的大刀卡有效安装。

第二，促进高强度绝缘拉杆、提线装置、塔上专用卡具之间的连接形式，并将其组装在特高压输电线路上，并使之形成一个绝缘子串机械荷载转移系统。

对于大刀卡的安装，它主要分为操作臂与作用臂，在对其进行操作期间，不仅要缩小线变位设计期间的距离，保证，驱动大刀卡操作臂形成自由转动的形式，还要使带动作用臂作用到绝缘子串上荷载，此时被检修绝缘子串的机械荷载能够被顺利转移到提线系统中，进而实现绝缘子串的检修过程。

在带电作业过程中，需要注意要采用双串并联连接方式，这里要涉及到另一串绝缘子串来实施后备保护，这样做也能大幅度提高带电作业的安全系数。相比于传统工器具材料，在同等带电作业模式下由于工器具本身的体积、尺寸与重量都相对偏大，既不便于携带使用，也不利于高安全系数操作。而绝缘子串大刀卡所采用的是高强度钛合金材料，这使得工器具拥有了极高的强度，同时它们的尺寸与重量也有所降低。

2.3  耐张绝缘子串更换带电作业方法及其工器具的相关     设计

在±800 kV向上直流输电线路中，它的耐张绝缘子串设计一定要遵循水平三联串的组装方式，它的串长标准为18～20 m，单串重量也要达到1.5 t左右，如此设计在进行整串更换或检修时也更加有利于实际技术操作。

以常规带电作业检修为例，一定要根据特高压直流工程三联耐张设计结构，同时采用盘型瓷瓶绝缘子形式，达到单片更换作业目的。

具体操作应该首先将牵引板与平行挂板作为基础支点，在牵引板专用翼型卡上安装钢帽，设置绝缘子闭式卡为前卡，而液压丝杆连接翼型卡与前卡组合形成紧线系统，实现绝缘子闭式卡的前后卡双设置模式。

由于液压丝杆在带电作业时属于紧线系统，所以这里就可以实现将被检修绝缘子转换到机械荷载上，达到对绝缘子更换与检修的简易化目的。在带电作业的紧线过程中，初期阶段后期阶段分别要考虑使用预收丝杆和液压收线工具，而松线过程中上述顺序则相反。该作业过程可以极大程度节省液压缸的体积尺寸，实现对双向液压技术操作，同时也能做到对松线过程精度的有效控制，相对而言操作将更加灵活、安全和便利，对劳动强度要求也不会很高，还能使带电作业安全有序展开[1]。

3  安全防护试验作业的技术要点

从安全防护角度讲，±800 kV带电作业是一定要配备屏蔽服的，它的成衣相关标准要参照国家的GB6568/1-2000与IEC60895-2003标准，在等电位作业过程中要适配整套屏蔽服，并且对其内外部电场强度进行稳定测量。

在安全防护用具使用前，也要模拟人带电作业工况来试验屏蔽服的内场强效果，确保屏蔽服的内场强在0.5～2 kV/m范围内，确保人体主要部位的最大可承受电厂保持在10 kV/m。在完全满足以上标准以后，技术人员才可以在±800 kV级的特高压直流输电线路中带电作业。

依照上述安全防护试验标准，在±800 kV特高压直流输电线路中可以在屏蔽服的保护下安全带电操作。同时也确保了带电作业中与绝缘串的有利配合，特别是对特高压输电线路中所使用工器具的合理配置。只要满足上述条件，就可以在±800 kV特高压直流输电线路中安全进行带电作业[2]。

4  结  语

本文主要研究了在±800 kV特高压直流输电线路下带电作业的操作方法及其工器具的设计应用过程。其中不但涉及到了带电作业的常规化工作内容，也提及了杠杆原理微提升转移绝缘子串荷载与耐张绝缘子串更换的带电作业方法。它们在未来都会成为特高压带电作业应用技术领域的主力发展趋势，为我国的电力事业发展做出巨大贡献。

参考文献：

[1] 胡川，向文祥，沈晓龙，等.±800 kV特高压直流输电线路带电作业工器   具研制及应用[J].湖北电力，2013，34（5）：1-3，9.

直流输电线路保护的研究 篇4

直流输电是实现远距离、大容量、非同步联网的重要手段[1]。近年来, 随着天广、贵广直流输电的相继投运, 直流输电工程在我国得到了快速的发展。但是直流线路传输距离很长, 跨越的地区环境复杂, 所以容易出现故障。

现阶段, 由于尚无专用的直流断路器投入运行, 所以直流线路的保护与控制融为一体。直流线路保护动作后, 可能会导致直流系统闭锁, 造成传输功率大幅度降低, 对直流系统和交流系统的安全稳定都产生不利的影响。因此研究直流线路的保护原理, 对于整个电网的正常运行都起着重要的作用。

现有直流线路的主要保护配置包括:主保护行波保护, 后备保护微分欠压保护以及差动保护[2,3,4,5,6,7]。文中详细分析了上述直流线路保护在不同工况下的动作性能。分析结果指出, 行波保护耐受过渡电阻的能力较差, 微分欠压保护在一定程度上提高了耐阻水平, 但并未彻底解决此问题。差动保护虽然能正确识别高阻接地故障, 但是由于整定时间过长, 大部分时间处于闭锁状态。最后对直流线路的保护提出了可能的解决措施以及研究方向。

1 直流线路保护

直流线路保护反应本级线路接地、极线间短路等故障, 启动故障重启顺序或者闭锁顺序, 已达到故障恢复和保护直流设备的目的。现有的直流保护主要由ABB、西门子以及南瑞继保3个厂家提供。三家厂商在保护具体算法上虽然不同, 但保护原理的配置都是一样的, 都以行波保护为主保护, 微分欠压和差动保护为后备保护, 下面分别研究主保护和后备保护的动作性能。

1.1 主保护行波保护

图1表示的是双极直流输电系统图。P1表示的是极1的换流器, P2表示的是极2的换流器。

直流线路的行波保护一般用极波和地膜波来识别线路故障。

1.1.1 极波

定义极波为:

上式中, ID1和ID2分别是极1和极2上整流侧直流线路电流, P1wave和P2wave分别是极1和极2上的极波;Z$是直流输电线路的极波阻抗;UD1和UD2分别是极1和极2上整流侧直流线路的直流电压。

假设有正实数的整定值K1.set和K2.set, 则当直流输电线路运行正常时, 极波P1wave和P2wave的值基本不变化。当极1的直流线路出现接地短路故障时, 极波P1wave的上升率将大于正的下限值即;同理, 极2出现短路故障时, 极波P2wave的下降率将会小于一个负的上限值即。由以上依据就可以精确地检测出线路的故障。

1.1.2 地膜波定义

当系统正常运行时, 地膜波的值无限的接近于0, 而当整流侧极1的线路发生接地故障时, 其地膜波的值会大于一个正的极限值。同理, 若地膜波的值小于一个负的极限值, 那么可推断出整流侧极2波上的线路出现接地故障。

现行的行波保护依赖于电流、电压的变化量以及电压变化率的大小。

当直流线路发生故障时, 随着过渡电阻的变化, 显然会影响到电流、电压的变化量的大小。但影响更大的是变化率的大小。天广直流行波保护的三个动作条件如下所示:

图2是基于国际大电网会议CIGRE提供的标准直流测试模型的仿真结果。该模型直流额定电压为500 k V, 额定电流2 k A。图2 (a) 、 (b) 表示的是直流线路经过10%过渡电阻接地时整流测、逆变侧电压变化率的大小。按照式 (4) 可以看出, du/dt>87.5 k V/s时, 行波保护动作。通过图2 (a) 、 (b) 可以看出, 此时满足电压变化率的大小, 行波保护可以动作;图2 (c) 、 (d) 表示的是线路经过100%过渡电阻情形下du/dt的大小, 此时可以看出du/dt<87.5 k V/s, 行波保护不会动作。

通过上面的分析可以看出, 行波保护耐受大过渡电阻接地的能力不足, 此时需要后备保护予以动作。

1.2 直流线路后备保护

1.2.1 微分欠压保护

目前, ABB和SIMENS的微分欠压保护都是利用监测电压微分和电压水平来实现的。其电压微分定值和行波保护相同, 但微分欠压保护上升沿延时为20 ms, 因此在行波保护退出或者电压变化率上升沿宽度不足时, 可以起到后备保护的作用。但微分欠压保护仍然耐受过渡电阻的能力较差, 需要一个能在高阻接地情形下保护动作的一种方案。

1.2.2 纵联差动保护

纵联差动保护利用了直流线路两侧的信息, 从原理上讲能保证动作的选择性。但直流线路整流测、逆变侧本身就存在电流裕度, 而且直流限流的差动保护并没有考虑分布电容的影响, 并且需要稳态量进行计算, 所以动作时间晚。按照设计的要求, 其主要负责高阻故障。

综上所述, 可以看出, LCC-HVDC中的直流线路故障保护的主要配置如下图3所示。

图3中, Ud L、Id L分别表示直流线路的电压和电流。行波保护、微分欠压保护以及差动保护共同作用, 一般可以能保证直流线路故障时的正确识别。但行波保护耐受过渡电阻能力差, 微分欠压保护略有提升, 但仍显不足;差动保护可以在高阻接地时正确识别故障, 但是由于整定时间过长, 导致一般保护尚未动作, 直流系统就已经闭锁。造成直流线路保护尚不完善的原因主要来自以下2个方面:

1) 直流线路故障期间的暂态过程非常复杂, 不易进行系统有效的分析, 给直流线路的保护带来了挑战;

2) 保护原理的缺陷。现有的行波保护以及后备保护都是基于电气量的变化率对线路进行保护, 这就决定了保护原理容易受到过渡电阻以及故障位置的影响。因此关于直流线路的保护需要进一步的研究。

2 解决措施

交流线路的一些原理可以为直流线路的保护提供借鉴, 文献[8]结合交流线路行波距离保护的思想, 提出了直流线路行波距离保护的原理和判据。直流线路是控制、保护于一体的, 动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路的任何故障暂态过程都是受直流控制的影响。当直流线路故障时, 其整流测、逆变侧两侧的电流中都含有大量的暂态分量, 可以利用暂态分量对直流线路的保护进行研究, 文献[9]根据线路内部故障时故障暂态分量较为丰富的特征, 提出了高压直流线路暂态边界判据;直流线路两侧都有限流电抗器, 为线路的保护提供了明显的边界条件, 可以利用此边界特性研究直流线路的保护原理。充分利用直流系统特有的暂态特性, 可构建多种新的保护原理来提高直流线路保护的性能。为了减小过渡电阻对行波保护的影响, 文献[10]提出了一种检测电流首峰值时间的直流线路保护的新原理。进一步的研究抗过渡电阻能力强, 不受直流控制影响的新型直流线路保护原理是未来研究的主要内容。

3 结束语

文中研究了直流线路的保护原理, 并重点研究了行波保护的原理与不足。研究表明行波保护耐受过渡电阻的能力有限, 需要通过后备保护来识别高阻接地故障。即使后备保护也存在整定时间过长的问题, 为此提出了直流线路保护研究的建议, 试探性的探讨了未来直流线路保护的研究方向。

参考文献

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[9]LI Zhengqiang, Lu yanping.A novel scheme of HVDC transmission line voltage traveling wave protection based on wavelet transform[C].2008 International conference on High voltage engineering and application, Chongqing, China, 2008:2162-2165.

输电线路直流融冰技术研究 篇5

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.

直流线路 篇6

与交流输电相比,直流输电具有输送容量大、送电距离远、电网互联方便、功率调节容易、线路走廊窄等诸多优点,因此,在远距离电能传输、非同步电网互联、分布式能源接入电网、海岛供电,以及大城市中心区域电缆供电等领域具有明显优势[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。

中国幅员辽阔,能源与负荷呈逆向分布,决定了高压直流输电技术具有广阔的应用前景[10]。在舟山直流输电项目之后,先后建设了葛南等直流输电工程,以及灵宝等直流背靠背联网工程。目前,在建和规划中的直流输电工程数量已逐渐可以和交流输电工程相比拟,已投运直流工程占世界直流输电容量的20%以上,中国已经成为直流输电大国[11]。

中国虽然是直流输电工程大国,但在直流输电相关技术研究方面还相对薄弱。近年来,经过不断的自主创新和跨国公司的部分技术转让,国内500kV直流工程控制保护已基本实现自主化。尽管在部分领域对国外技术仍有依赖,但中国已逐渐掌握了直流输电的核心技术。直流主设备国产化率在逐渐提高,一些国内厂家对直流控制和系统的自主化也作出了重要贡献。

直流输电线路是直流系统故障率最高的元件,运行数据也显示国内直流输电可靠性指标偏低[12]。直流输电系统中换流变压器、换流阀等元件尺寸小,工作条件优越,故障概率低,且多为永久性故障,保护动作后系统闭锁;而输电线路距离长,要跨越不同地形和气候区域,工作条件恶劣,故障概率高,瞬时性故障概率占90%以上,故障后采用类似交流输电线路重合闸的重启过程即可恢复正常运行,而不必闭锁直流系统。因此,高性能的直流输电线路继电保护可及时发现线路故障,提高瞬时性故障重启成功率,是直流系统及与之相连的交流系统安全运行的重要保证。统计表明,线路故障占直流输电系统故障的50%,但线路保护的正确动作率只有50%,有近一半的输电线路故障由直流控制系统响应动作,造成直流闭锁,引起不必要的停运[13]。因此,提高直流输电线路继电保护性能,对于提高电力系统的安全性具有决定性作用。

综上所述,直流输电技术在中国具有广阔的应用前景,中国虽已是世界直流工程大国但非直流技术强国。鉴于直流输电线路继电保护的技术水平和运行水平对电力系统安全性影响最大,以及中国在交流输电线路继电保护领域已处于国际领先地位,相信有能力、也应该提升直流输电线路继电保护的研究和运行水平。

1 直流输电线路继电保护研究现状

利用换流技术的直流输电自1954年诞生以来,先后在控制阀、控制特性、系统结构等方面都有所进展。目前,基于半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直流输电(CSC-HVDC)用于远距离、大容量电能传输;基于全控型器件(如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)、门极可关断晶闸管(GTO))的电压源换流器高压直流输电(VSC-HVDC,也称HVDC Light,HVDC Plus或HVDC Flexible)用于受端弱系统、分布式电源接入电网或电能分配的格局基本形成[5]。另外,直流输电的网架结构由原来的“仅有”两端系统,发展到今天的“存在”多端系统;输电线路也由最初的海底电缆,发展到今天的架空线和电缆并存;同时,直流输电系统的电压等级、输送功率、输电距离、可控性等指标也在逐步提高。因此,研究直流输电线路的继电保护时必须考虑这些发展趋势。

目前,运行中的直流输电线路继电保护方案部分是由ABB或SIEMENS提供。主保护配置行波保护(traveling wave protection,或称波前保护(wavefront protection))、微分欠压保护;后备保护配置电流差动保护,部分工程也同时配备了低电压保护。SIEMENS公司直流线路保护主要应用于天广一回以及贵广一回、二回直流输电工程及云广工程中。根据控制系统的分层,云广工程保护系统分为极保护和阀组保护,并分别采用双重冗余配置。贵广一回、二回工程的直流线路保护配置原则与原天广工程基本相同,天广直流经过改造均增设了直流线路横差保护(87DCLT)。在中国,ABB将高压直流技术应用于众多“西电东送”项目建设中,包括向家坝—上海、锦屏—苏南±800kV特高压直流输电线路建设。许继集团与南方电网公司签订了糯扎渡、溪洛渡———两渡直流输电工程,受端江门站、送端昭通站全部换流阀与阀冷系统设备合同。SIEMENS和ABB则获得了为糯扎渡—广东特高压直流输电工程提供800kV特高压直流变压器的部分项目。现对直流输电线路继电保护的技术现状与研究现状分析如下。

1.1 行波暂态量保护

在直流线路上发生故障时,会从故障点向线路两端传播故障行波,即反行波。行波保护就是利用反行波来识别故障,是直流输电线路的主保护。

文献[14]最早提出直流输电线路行波保护的思想,它通过电压微分和反行波的积分来识别区内外故障,并给出了葛南直流系统下的仿真验证结果。目前,运行中的行波保护主要有ABB和SIEMENS的2种方案,它们略有不同:ABB的行波保护用极波来检测故障、用地模波来选择故障极;SIEMENS的行波保护用电压微分构成启动判据,通过对反行波突变量在10ms内的积分来检测故障[15,16,17],在有些工程中采用电压微分启动、用电压和电流突变量来识别故障[13,18]。SIEMENS的行波保护采用了积分环节,动作时间为16~20ms,比ABB的行波保护慢;正因为采用了积分环节,SIEMENS的行波保护能耐受3%的噪声干扰,比ABB的行波保护抗干扰能力略强(后者能耐受1%的噪声干扰)[19,20,21,22]。2种行波保护耐过渡电阻能力都非常有限,1 000km输电线路中点故障时,耐过渡电阻能力不足10Ω[13]。另外,行波保护存在着对采样率要求高、理论不严密、缺乏整定依据而需要通过仿真试验进行整定的问题[23]。

鉴于行波保护运行中存在的问题,学者们对此进行了大量研究。为了提高行波保护的可靠性,文献[15,19,21]给出了基于小波变换的行波方向保护新原理。为了提高行波保护的抗干扰能力,文献[20,24]将数学形态学滤波技术和形态学梯度技术用于直流输电线路暂态行波滤波和故障行波波头的捕获。为了提高行波保护选择性,文献[25]拟将测距式行波距离保护用于直流输电线路。为了进一步提高行波保护的可靠性和动作速度,文献[26]将小波模极大值用于直流输电线路行波保护以实现故障的快速识别。为了提高行波保护的灵敏度,减小过渡电阻对行波保护的影响,文献[27]提出采用极性比较式的行波保护原理。为了提高行波保护抗干扰能力和灵敏度,文献[28]在小波分析的基础上利用低频和高频能量的比值构造行波保护判据。

考虑到线路两端存在平波电抗器和直流滤波器构成的边界,将交流输电线路暂态量边界保护思想用于直流输电线路是近年来的研究方向之一。文献[29]于2005年提出利用直流输电线路故障暂态能量中的高频分量和低频分量进行故障判别。文献[30]在小波变换的基础上,提出将行波保护和暂态量边界保护混合构造保护判据。在对直流输电线路边界特性研究的基础上,文献[31]利用暂态电压行波首波头的小波变换模极大值幅值构造启动判据,利用暂态电压高、低频分量的小波能量比值构造动作判据,文献[32]利用高频分量能量和来构造保护判据。

综上所述,运行中的行波保护存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、缺乏整定依据需要通过仿真试验进行整定、抗干扰能力差、可靠性不高等问题。无论是行波保护还是暂态量保护,都存在着所依赖的故障特征持续时间短、做决断所用信号的能量小、对装置采样率要求高、需要考虑雷电干扰问题等缺点,而且存在理论不完备、需要通过穷举式的仿真进行整定的问题。

1.2 微分欠压保护

微分欠压保护依靠检测电压微分数值和电压幅值水平实现保护,是直流输电线路的主保护,兼做行波保护的后备。

目前,ABB和SIEMENS的微分欠压保护都是检测电压微分和电压水平实现保护。微分欠压保护的电压微分定值与行波保护相同,但电压微分上升沿延时为20ms(行波保护为6ms),因此,微分欠压保护在行波保护退出运行或电压变化率上升沿宽度不足时,可以起到后备作用,但耐过渡电阻能力仍然十分有限,1 000km线路中点故障耐过渡电阻低于70Ω[13]。

综上所述,微分欠压保护的动作速度比行波保护略慢,灵敏度和可靠性比行波保护高,但仍然存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、整定缺乏依据需要通过仿真试验整定等问题。

1.3 低电压保护

作为行波和微分欠压保护的后备保护,低电压保护仅依靠检测电压幅值水平来实现保护功能。一些直流工程并没有配备低电压保护,在直流输电线路继电保护相关文献中,也很少见到关于直流线路低电压保护的原理与判据的描述。

低电压保护分为线路低电压保护和极控低电压保护。线路低电压保护定值比极控低电压保护定值高。线路低电压保护动作后启动线路重启程序,而极控低电压保护动作后则闭锁故障极,因此,极控低电压保护已不属于线路保护的范畴[18,33,34]。与低电压保护研究相关的文献,以及它在实际运行中的性能表现方面的文献鲜有报道。按照设计,它用于切除行波和微分欠压保护未能动作的高阻故障,在电流差动保护之前动作[18,35]。

虽然低电压保护原理简单,但它缺乏整定依据,从理论上无法区分区外故障和区内高阻故障,选择性差、动作速度慢。

1.4 纵联电流差动保护

理论上讲,纵联电流差动保护利用了双/多端电气量,从原理上就能够保证绝对的选择性,但由于直流输电线路差动保护利用两端电流简单加和构造差动判据,没有考虑输电线路分布电容的影响,需要等暂态过程消失后差动保护判据才能成立,因此,它在故障后投入的时间晚且需要长延时确认。按照设计,它仅负责切除高阻故障,是直流输电线路的后备保护。

运行中的直流输电线路纵联差动保护由于没有考虑电容电流问题,动作速度慢。SIEMENS直流线路差动保护在设计时采取了“传输同步故障延时”功能,在故障初期由于电流波动大,差动保护会延时600ms再投入,又加上差动判据本身延时500ms,即使差动保护能够动作也在故障发生1 100 ms以后。在此期间,曾多次发生由于极控低压保护或者最大触发角保护动作而闭锁故障极的事故,线路失去重启机会被迫停运,差动保护也未能对高阻接地故障起到后备作用[13,18,33,36]。而葛南直流的差动保护动作时间为5s,更少有机会动作[34,35]。

为了提升现有直流输电线路差动保护的性能,文献[37-43]给出了一些改进措施。文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]则期望通过简单的电容电流补偿提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]提出了一种特高压直流输电线路暂态能量保护原理,根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[40]拟将行波差动原理用于直流输电线路以提升现有差动保护性能,提出用反行波1模量构造差动判据,用0模实现故障极选择。文献[41]对直流输电线路原高频通道升级为光纤通道后的保护配合问题进行研究,并给出了光纤通道下提高差动保护动作速度的措施。文献[42]针对目前天广、高肇、兴安直流线路差动保护动作速度慢,经常由于极控保护动作而失去线路重启机会的问题,提出如下建议:取消电流波动闭锁差动600ms逻辑;优化直流线路低电压、极控低电压、大触发角等保护的出口时间配合;在具有光纤通道的直流工程中,缩短数据延时的设定值。文献[43]通过对南方电网多条直流输电线路普遍存在的后备保护拒动、导致故障极闭锁问题的深入思考,鉴于天广直流保护系统通信通道延时小于20 ms,以及目前国内交流系统差动保护同步采样技术已经比较成熟,热切盼望运用已有技术来提升直流输电线路电流差动保护的研究和运行水平。

综上所述,现有差动保护由于没有考虑电容电流问题,任何导致电压变化的过程,如区外故障、启动过程都有可能导致误动,因此为了防止误动,判据需要较长的延时。本来电流差动保护应该具有的灵敏度高、动作速度快的优点,在直流输电线路中远没有发挥出来,其性能亟待提升。

2 直流线路保护配置及整体性能

文献[44-45]对现有的直流输电线路继电保护进行了综述,分析了通信在保护中的重要性,并根据通信具备与否分别给出了不同的直流输电线路继电保护配置方案。文献[35]介绍了葛南直流输电线路的保护原理及其配置,并对故障情况下保护的动作行为进行了分析。文献[46]介绍了天广直流输电线路的保护原理及其配置,并针对一起事故对保护的动作行为进行了分析。文献[47]详细介绍了天广直流输电线路的保护判据,并探讨了保护校验的合理性。文献[48]介绍了直流系统运行方式及直流线路的保护配置,分析了直流线路保护的动作特性,指出了其存在的问题,给出了解决方案。总体上看,目前的保护方案在线路末端故障或高阻故障情况下容易出现拒动现象。另外,德宝、呼辽、宁东、青藏等工程均由国内厂家实现,其具体实现方法与国外厂家存在技术上的差异。

目前,直流输电线路保护不能有效识别含过渡电阻的短路故障,在高阻故障发生时会由于线路保护拒动而闭锁故障极,这种事故屡见不鲜[18,33,34,36]。文献[33]分析了高阻接地故障情况下电压、电流和触发角的变化特征,阐明了设置相关后备保护时需注意的问题,对天广直流线路后备保护设计的不合理之处进行了分析,并给出了改进建议。文献[36]对2005年3月21日天广直流极Ⅱ发生的线路高阻接地故障进行了分析,当直流线路经高阻接地时直流电压将以较慢的速度下降,线路行波保护和微分欠压保护中的电压微分元件灵敏度不足未能启动,作为线路后备保护的线路差动保护本是切除高阻故障的重要保障,但由于直流控制系统的调节作用引起直流线路电流变化,导致线路差动保护动作延时变长,进而导致极控低电压保护和触发角过大保护误动闭锁故障极。文献[34]分析了2007年8月26日和2007年8月27日连续发生的2起高阻接地故障,并得出了与文献[36]相同的结论。此外,文献[18,33]报道了另外2起高阻故障导致故障极闭锁的事故。

在上述保护配置及性能分析的文献中,一般为直流输电线路配备了行波保护、微分欠压保护和电流差动保护。为了更直观地表示直流输电线路故障过程中各原理的保护对故障的响应情况,图1按照这种保护配置方案给出了直流输电线路内部故障时各种保护的动作区间(图1中的电流、电压波形为输电线长度为1 000km的500kV直流系统中点非金属故障持续1s的情况)。

由图1可知,行波保护能够动作的时间约10ms,微分欠压保护能够动作的时间约20ms,差动保护投入较晚,如能够动作则在故障1.1s后[13,18]。从图1还可以看出,在20~1 100 ms之间,没有任何保护原理能够反应于故障而动作。

综上所述,目前直流输电线路保护的原理单一,快速保护灵敏度低,差动保护可靠性差、动作速度慢。从保护的配置上可以看出,故障后的相当长时段内缺乏能够反应于故障的保护原理。

3 直流输电线路保护存在的问题

综上分析,目前直流输电线路继电保护存在如下问题。

1)从保护原理的角度看,目前的直流线路保护存在着理论不完备、可靠性差的问题。具体表现在主保护(行波暂态量保护、微分欠压保护)的灵敏度低、缺乏整定依据、故障投入时间短、对采样率要求高、抗干扰能力差。后备保护中,差动保护动作速度慢;低电压保护则不仅动作速度慢,而且缺乏整定依据,无法保证选择性。

2)从保护配置的角度看,保护种类单一、可靠性差,在故障后相当长的时段内缺乏反应于故障的保护原理。

由于直流输电线路与交流输电线路并无本质区别,只是能量集中频带不同,而目前交流线路保护具有可靠性高、采样率低、理论完备等优点。因此,可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验,同时充分考虑直流输电系统的结构特点和控制特性对保护的影响。

文献[37-39,49-50]借鉴交流线路提出了一系列对采样率要求低、可靠性高、实用性强的保护原理。其中,文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]借鉴交流线路电容电流补偿方法,以提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[49]提出了利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理,并研究了数据窗、雷电干扰对保护的影响。文献[50]提出了基于分布参数模型的电容电流补偿方法,可用于远距离高压直流输电线路,且整定中充分考虑了直流输电系统控制特性对保护的影响。

4 直流输电线路保护研究的建议与设想

由上文分析可知,直流输电线路保护可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验。直流输电是控制、保护一体化的系统,保护动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路故障暂态过程受直流系统控制特性的影响,故障特征分析和保护新原理的研究应充分考虑直流系统控制特性的影响。由于故障后的暂态电气量是受控的,可研究充分利用直流系统的静特性和动特性的保护原理。直流线路两侧有明显的边界(平波电抗器),可研究利用线路边界特性的直流线路保护原理和整定方法。直流系统故障暂态中含有大量的特征频率信号,可研究基于特征频率的保护原理。充分利用直流输电系统的结构特点和控制特性,可构建多种保护原理,以提高保护的性能。

5 结语

本文对直流输电线路保护原理和国外厂家的保护方案进行了综述。在总结国内外现有技术和研究现状的基础上,对保护原理进行了分类研究,指出现有的直流输电线路继电保护体系存在理论不完备、原理单一、可靠性差等问题,提出了直流输电线路保护研究的建议与设想,并探讨了进一步的研究方向。

一次复杂的直流线路故障分析 篇7

雷击造成的直流线路故障是南方电网直流输电系统最常见的故障之一。根据运行经验,绝大部分线路故障情况下,可以通过线路故障重启动恢复直流输电系统的正常运行;如果线路故障状况进一步发展,相应保护功能则应尽快动作,可靠停运直流系统。但在某次发展性直流线路故障情况下,由于连续雷击造成的直流过电压影响到了换流阀的特性,造成长时间无法隔离故障,对此,本文对故障过程进行了详细分析,并探讨了改进措施。

1 线路故障的主要经过

本次线路故障的主要经过如下。

2010年8月16日,某直流输电系统双极满负荷运行期间:

14:06:57:330,双极直流线路保护相继动作,启动线路故障重启动;

14:06:57:457,逆变侧极2直流线路过电压保护Ⅲ段动作,启动紧急停运;

14:06:57:472,整流侧极2收到逆变侧送来的紧急停运信号,并启动闭锁;

14:06:57:694,逆变侧极2阀组差动保护告警;

14:06:57:747,整流侧极2交直流碰线保护动作,启动紧急停运和极隔离;

14:06:57:774,逆变侧极2阀组差动保护Ⅱ段动作,启动极隔离;

14:06:57:786,逆变侧极2的50 Hz保护告警;

14:06:57:823,整流侧极1的50 Hz保护告警;

14:06:57:829,逆变侧极1的50 Hz保护告警;

14:06:57:857,整流侧极2桥差动保护动作;

14:06:57:891,极1线路保护动作,极1经线路故障重启后恢复正常运行。

2 本次事故过程中相关直流控制和保护原理简介

2.1 相关的直流保护动作后果简介

1)闭锁

直流保护启动闭锁后,控制系统迅速增大整流器的触发相位使其转入逆变运行状态,将直流系统内储存的能量快速送回交流系统,待直流电流降至设定值以下后,闭锁换流器的触发脉冲,从而防止了对设备和电网造成更大的危害[1]。

2)紧急停运

在某些紧急故障情况下,直流保护将启动紧急停运,除了执行同样的闭锁流程外,还将跳开换流变压器的交流侧断路器,以隔离交直流系统[1]。

3)极隔离

在某些特殊故障下,隔离故障点时需断开中性母线开关,为了避免引起中性母线过电压保护误动作,设置了同时拉开直流线路隔离刀闸、切断感应回路(或自动执行极隔离操作)的措施[2,3,4]。

4)直流线路故障重启动功能

直流保护检测到直流线路故障后,发出线路故障信号至控制系统,控制系统立即将整流侧触发角移相,使整流器变为逆变器运行,待直流电流变为0后,经设定去游离时间后,整流器将移相信号去除,快速将触发角前移,使直流电压和电流升到设定值。

如果故障点的绝缘未能及时恢复,在直流电压和电流上升时可能会再次发生故障,这时可进行多次重启动。如果已经达到设定的最大重启次数仍未重启成功,则认为是持续性故障,闭锁直流系统[5]。

5)投旁通对

投入旁通对,可以使直流侧短路,从而快速将直流电压降至0,隔离交直流回路,以便交流侧断路器快速跳闸;同时有助于释放线路上的残余电荷,避免闭锁时出现过电压。

2.2 相关的直流保护原理简介

以该直流输电系统为例,对本次故障过程中所涉及的直流保护原理简介如下:

1)直流线路过电压保护原理

直流线路过电压保护用于检测直流线路开路以及直流线路过电压等故障。本次故障过程中,动作的直流线路过电压保护Ⅲ段的动作逻辑判据为高压直流电压Ud>1.4(标幺值),延时2 ms,动作后果为紧急停运。

2)阀组差动保护原理

阀组差动保护用于防止换流器因连续换相失败和阀组直流侧故障而损坏。本次故障过程中,动作的阀组差动保护告警段和Ⅱ段的动作逻辑如表1所示。其中,IdH和IdN分别为高压直流母线电流和中性母线电流,IacY和IacD分别为换流变压器阀侧Y型和D型绕组电流。

3)交直流碰线保护原理

交直流碰线保护监测直流线路电流和电压中的50 Hz谐波分量,其动作逻辑判据为Id(50 Hz)>0.05Id且Ud(50 Hz)>0.4Ud,延时为150 ms,动作后果为紧急停运。其中,Ud(50 Hz)和Id(50 Hz)分别表示高压直流电压Ud和高压直流电流Id中的50 Hz谐波含量。

4)50 Hz保护原理

50 Hz保护用于监测直流线路电流中的50 Hz谐波含量。本次故障过程中,动作的50 Hz保护告警段动作逻辑判据为Id(50 Hz)>0.02(标幺值),延时为200 ms。

5)桥差保护原理

桥差保护用于检测换流器交流Y侧、D侧上发生的短路故障、误触发造成的两相短路及触发角过小造成的桥臂短路故障,其动作逻辑如表2所示。

6)换流阀反向恢复期的保护功能

直流输电系统中,换流阀控制系统根据极控的触发信号触发相应可控硅,并监视可控硅和可控硅电子板(TE)的运行状态。

为了防止可控硅在反向恢复过程中因过大的正向电压和过高的电压变化率而损坏,在该阶段,如果检测到可控硅阀的电压上升速率超过70 V/ms且可控硅阀片的电压超过120 V,将重新触发可控硅。该直流输电系统中,每相阀塔共有312块可控硅。

3 事故过程分析

本次事故的故障录波如图1和图2所示。

图1中,由上往下依次为整流侧的极2直流线路电流,极2直流线路电压,极2换流变压器网侧交流电压,极2阀星侧交流电压,极2阀角侧交流电压,极2中性母线直流电流,接地极线路1直流电流,接地极线路2直流电流,极1直流线路电流,极1中性母线直流电流,极1直流线路电压,极2交直流碰线保护动作起止时刻。

图2中,由上往下依次为逆变侧的极2直流线路电流,极2直流中性母线电流,极2直流线路电压,极2换流变压器网侧交流电压,极2阀星侧交流电流,极2阀角侧交流电流,接地极线路1电流,接地极线路2电流,极1直流线路电流,极1直流中性母线电流,极1直流线路电压,极2阀组差动保护动作起止时刻,极2线路保护动作起止时刻,极2直流过电压保护动作起止时刻。

对本次故障过程分析如下:

1)第1阶段

双极直流线路保护动作,启动线路故障重启动。

2)第2阶段

经去游离时间后,极1全压重启成功;在极2的去游离过程中,极2直流线路因再次遭受雷击,逆变侧直流电压峰值甚至超过-825 kV,满足直流线路过电压保护Ⅲ段动作条件。

3)第3阶段

逆变侧极2的3套直流线路过电压Ⅲ段动作,启动投旁通对,跳开交流侧断路器;同时将紧急停运的信号送至整流侧。

在整流侧,极2去游离阶段中,整流侧通过增加触发角转为逆变状态,由于换流阀不能反向导通,故在如图3所示的去游离最初阶段,阀侧电压波形平滑。

图3中,由上往下依次为逆变侧极2直流线路电压,整流流侧极2阀星侧A相电压,整流侧极2阀星侧B相电压,整流侧极2阀星侧C相电压,整流侧极2阀角侧A相电压,整流侧极2阀角侧B相电压,整流侧极2阀角侧C相电压。

随着直流线路过电压的出现,整流侧极2直流线路电压在2个采样周期(采样周期为100 μs)内由-113 kV变化至-537 kV,随后阀侧电压波形中再次出现类似正常换相期间的谐波。

因此,根据发生直流线路过电压后换流变压器阀侧的电压波形,结合过快的高压直流电压变化率,判断出正是由于处于反向恢复期的可控硅阀承受的电压和电压上升速率均超过了定值,使阀监控系统对换流阀反向恢复期的保护功能动作,重新触发了换流阀,整流阀恢复正常换相。

4)第4阶段

当逆变侧直流线路过压保护动作并投入旁通对后,恢复正常换相的极2整流阀、极2直流线路、逆变侧极2旁通对以及大地形成直流回路,从而造成50 Hz交流分量直接进入直流输电系统;同时,重启成功后正常运行的极1对上述回路形成分流,部分50 Hz分量也进入了极1。此时的主回路示意图如图4所示。

图4中,IdL为高压直流线路电流,UdL为高压直流线路电压,Idee1和Idee2为接地极线路电流,逆变侧极2交流侧断路器在分位,整流侧双极、逆变侧极1交流侧断路器均在合位。

由于极2控制系统检测到极2仍存在较大的电流,所以不会发出闭锁触发脉冲的信号,因此,上述回路一直保持导通。

随着交流分量的串入,造成两侧极2的50 Hz保护告警、整流侧极2交直流碰线保护相继动作,并断开整流侧的交流侧断路器;逆变侧极2旁通阀的长期投入且无法关断,造成其阀组差动保护动作。

虽然上述保护的动作后果将启动极隔离,但由于极隔离顺序操作中,断开中性母线开关的前提条件之一为换流器已闭锁,因此,断开中性母线开关的命令始终未能发出,上述直流回路仍继续保持。

5)第5阶段

整流侧极2交流侧断路器断开后,回路中不再含有50 Hz分量,但整流侧极2当前导通的换流阀、直流线路、逆变侧极2的旁通阀、大地与正常运行的极1仍形成分流回路,极2换流阀还是无法关断。此时的主回路除整流侧极2交流侧断路器在分位外,其余与图4相同。

6)第6阶段

极1直流线路动作,启动线路故障重启动,在极1去游离过程中,由于回路直流电流降至0,极2闭锁触发脉冲,关断了换流阀,从而保证了极1重启成功后恢复正常运行,而不会再通过极2形成分流。

极2闭锁后,断开中性母线开关,并隔离极2。

4 结论

1)产生直流线路过电压的原因及影响有待进一步分析。

在南方电网直流输电系统的运行中,曾多次因直流线路连续遭受雷击而造成过电压现象[6]。在本文所述的故障过程中,严重的直流过电压造成了大量保护动作,尤其是引起换流器无法闭锁、交流分量串入直流系统,直接威胁设备的安全,而且,如果不是由于极1线路保护动作,则在极1去游离期间闭锁了极2换流器,极1的相关保护如接地极母差保护等也将随之动作,停运极1,双极的相继停运很可能给电网带来更恶劣的影响。因此,有必要深入研究产生直流线路过电压的原因和影响,以及可采取的改进措施。

2)应注意换流阀特性和阀控系统与直流保护的配合。

换流阀是直流输电系统中完成交直流变换的核心设备,为了保护换流阀设备的安全,阀控系统中根据换流阀的特性,设置了相应的控制保护功能,如对换流阀反向恢复期间的保护功能、换流阀过压后备保护功能等,而本次故障的起因与直流过电压造成换流阀反向恢复期间的保护功能动作也有很大关系。在某些直流输电线路的建设或改造中,直流保护系统与换流阀及其控制系统由不同厂家的设备实现,因此,必须重视换流阀特性和阀控系统与直流保护的配合,避免不必要的停运和设备损伤。

3)适当改进断开中性母线开关的动作逻辑。

在本次事故过程中,如果能及早断开极2中性母线开关,则可以断开极2直流回路、闭锁极2换流器。因此,建议考虑适当改进断开中性母线开关的动作逻辑,或考虑在直流过电压保护动作后果中增加断开中性母线开关。

参考文献

[1]赵畹君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社,2004.

[2]朱韬析,欧开健,朱青山,等.直流输电系统接地极过电压保护缺陷分析及改进措施[J].电力系统自动化,2008,32(7):104-107.ZHU Taoxi,OU Kaijian,ZHU Qingshan,et al.Analysis ofdefect in open electrode protection of HVDC transmissionproject[J].Automation of Electric Power Systems,2008,32(7):104-107.

[3]余江,周红阳,王斌,等.南方电网中性母线过电压保护的反事故措施[J].电力系统自动化,2010,34(9):95-98.YU Jiang,ZHOU Hongyang,WANG Bin,et al.Anti-faultstrategy of neutral bus over-voltage protectionin China southerngrid[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(9):95-98.

[4]卢世才,张楠,蔡永梁.高肇直流接地极过电压保护误动原因分析及解决方案[J].南方电网技术,2010,4(1):103-105.LU Shicai,ZHANG Nan,CAI Yongliang.Analysis andsolution of electrode overvoltage protection misoperation of theGuizhou-Guangdong HVDC transmission system[J].SouthernPower System Technology,2010,4(1):103-105.

[5]王海军,吕鹏飞,曾南超,等.贵广直流输电工程直流线路故障重启动功能研究[J].电网技术,2006,30(23):32-35.WANG Haijun,L Pengfei,ZENG Nanchao,et al.Researchon DC line fault recovery sequence of Guizhou-GuangdongHVDC project[J].Power System Technology,2006,30(23):32-35.

特高压直流输电线路融冰方案 篇8

中国是世界上输电线路覆冰灾害最严重的国家之一。覆冰会使输电线路的机械和电气性能急剧下降,严重时会造成跳闸、断线、倒杆塔,导致停电事故,给国民经济带来重大损失[1,2,3]。因此,研究输电线路的防冰和除冰技术对提高电力系统的安全性和可靠性有重要意义[4]。

未来3年,中国将陆续建成云南至广东、向家坝至上海、锦屏至苏南这3条±800 kV特高压直流输电线路并投入运行,还有多条特高压直流输电线路已列入建设计划[5,6]。一方面,这些特高压直流系统双极额定输电容量高达5 GW～7.2 GW,如此大容量的电力输送对直流输电系统的可靠性提出了极高的要求[7,8];另一方面,特高压直流输电线路输送距离远,中间需跨越多个易发严重覆冰灾害的区域。因此,研究特高压直流工程的防冰和除冰技术显得尤为紧迫和重要,对确保特高压直流输电系统本身以及相关电力系统的安全可靠运行都具有重要意义。

目前输电线路防冰和除冰技术有很多种[9],本文采用加热融冰方法[10],其原理是使输电线路流过大的直流电流,通过线路电阻发热升温融化覆冰。根据特高压直流工程的技术特点[11],本文将研究特高压直流输电线路融冰的2种方案:一种方案是对线路施加额定值左右的电流,预防覆冰形成,称为预防性融冰方案,这种方案也能融化已形成的覆冰,只是需要很长的时间;另一种方案是对线路施加很大的直流电流,快速融化已形成的覆冰,称为紧急融冰方案。

1 特高压直流系统常规运行方式

特高压直流输电系统每端换流站有4个12脉动换流器,分为2个极,每个极2个换流器串联,其主接线如图1所示。

正常运行方式下,特高压直流工程的2个极直流电压极性相反,一个极的线路对地电压为+800 kV,另一个极的线路对地电压为-800 kV。直流电流的方向始终与换流阀的导通方向一致。2个极的功率方向相同,都将功率从站1(整流站)输送至站2(逆变站)。

2 预防性融冰方案

2.1 直流高负荷时的预防性融冰方案

在丰大时段,特高压直流系统负荷较大,线路电流接近或达到额定直流电流4 kA,此时线路发热量基本可以预防覆冰的形成。即使环境温度很低或已有少量覆冰形成,由于特高压直流工程通常设计有短时10%以上的过负荷能力,可以充分利用系统短时过负荷能力间歇产生4.4 kA以上的线路电流,达到预防覆冰形成的目的。

在直流系统双极不能同时实现大负荷输电的情况下,可安排2个极轮流过负荷运行实施融冰,并同时维持设定的双极总功率。

过负荷是特高压直流系统及其控制保护[12]的常规功能,这种融冰方案的优点是容易实现,且不干扰特高压直流系统的正常运行。但易发覆冰的冬季通常处于枯小时段,此时特高压直流系统的整流端难以提供足够的功率,直流系统只能运行于低负荷工况,上述融冰方案将不再适用。

2.2 直流低负荷时的预防性融冰方案

枯小时段,受整流端系统功率不足的限制,特高压直流系统只能低负荷运行时,直流线路电流将远小于额定电流4 kA,此时如遇到低温雨雪天气,易产生覆冰灾害。针对这种情况,预防性融冰方案需要同时实现2个目标:

1)特高压直流系统的总输送功率应较小;

2)直流线路电流应尽可能大,至少达到额定值左右。

令特高压直流工程的2个极功率方向相反,一极正向传输功率,另一极反向传输功率,可同时实现上述2个目标。采用这种方案,单个极传输的功率可以很大,用于产生额定的直流电流;而由于2个极的功率方向相反,当2个极功率大小相近时,特高压直流系统的总传输功率很小,甚至可以使某一端换流站的总交换功率为0,而另一端换流站的双极总功率全部用于线路融冰损耗。由于这种融冰模式不需要很高的直流电压,因此,可以将特高压工程每个极的一个换流器隔离,采用双极单换流器大地回线运行方式。该预防性融冰方案如图2所示。

这种预防性融冰方案的主要优点是:

1)方案容易实现,几乎不需要对现有的特高压工程设计和控制保护系统功能进行修改就能实现这种融冰工作模式;

2)融冰时不需要整流侧交流系统提供很大的功率源,对交流系统造成的扰动也较小。

在双极功率异向的融冰方案实施过程中还需注意以下几个问题:

1)特高压直流控制系统的双极功率控制模式不支持2个极功率方向相反的运行方式,因此,在预防性融冰方式下,2个极应各自采用单极定电流控制模式。

2)融冰方案采用双极大地回线运行方式,如果2个极线路电流差异较大,接地极将流过较大的电流。为减小不平衡电流,融冰工作模式全过程(包括电流升降过程)中2个极的电流定值不应差别过大。如果需要特高压直流系统在融冰过程中同时传输少量功率,建议尽量采取一极全压运行,另一极降压运行的方式。

3)在预防性融冰模式下,直流系统双极总功率较小,但每个极的传输功率却很大。虽然双极异向融冰运行不需要交流系统提供很大的功率,对交流系统造成的扰动也很小;但考虑到融冰时天气情况一般比较恶劣,线路故障概率较高,一旦故障造成一极停运,直流系统会转入单极大地回线运行,将导致直流系统与交流系统的功率交换量突然增大,给两侧交流系统带来一定扰动。

为避免出现这种情况,应在特高压直流控制保护系统中为双极功率异向融冰方案增加特殊的保护功能:融冰大电流运行时,如果某极故障停运,控制保护系统应使另一极也迅速闭锁。该功能可采用以下方法实现:

1)设置融冰模式标志信号Deice_Mode,需要运行融冰模式时将该标志信号置为1;

2)在特高压直流控制系统的极间通信中增加功率方向信号,使本极能够接收对极的功率方向信号;

3)比较本极与对极的功率方向,如果2个极功率方向相反,则判定系统处于预防性融冰状态,定义Deice_Status为1;

4)根据本极运行信号OPN和对极运行信号OPN_FOP,采用以下逻辑判断对极在大电流融冰运行中是否出现故障停运:OPN_FOP为0、OPN为1且2个极功率差大于单极最小功率的1.1倍,则定义对极故障停运信号Deice_Stop_OP为1;

5)当Deice_Mode,Deice_Status,Deice_Stop_OP均为1时,判定系统在双极功率异向融冰运行过程中出现了对极停运,此时定义Deice_Trip为1,触发本极紧急停运。

采用上述特殊保护功能的双极功率异向融冰方案已在国内多个±500 kV常规直流工程中进行了试验运行,融冰过程中模拟单极故障停运的试验结果表明该保护能准确动作,将融冰时单极故障停运对两侧交流系统的扰动降至最小。

2.3 单换流站带回路运行的预防性融冰方案

双极功率异向融冰运行方式下,特高压直流工程2个极的直流电压是同极性的,因此,可考虑在特高压直流线路易覆冰区外的某一点将2条直流极线路短接,形成单侧换流站带回路融冰运行方式,如图3所示。

通过规划短接点的位置,使跨越易覆冰区的线路与一侧换流站形成回路,有针对性地进行融冰,而短接点以外的线路与对端换流站的融冰功率损耗就可省去。当然,这种融冰方案需要增加少量投资,包括短路线路与隔离刀闸,以及相关的站间通信等。

3 紧急融冰方案

如果大量覆冰已形成并威胁到杆塔安全,就需在很短时间内融化覆冰。这种情况下,额定的线路电流已不能满足融冰要求,必须采取紧急融冰方案,提供很大的线路电流,迅速融化已形成的覆冰。

根据对特高压直流工程采用的6×720 mm2导线的研究,特高压直流输电线路的紧急融冰电流在8 kA～9 kA左右[13]。在常规接线和运行方式下,特高压换流站无法提供这么大的融冰电流。

针对特高压直流工程的特点,可以采用2个换流器并联运行的方式提供紧急融冰电流。由于换流器是按照模块化原则设计的,所以只需在特高压直流输电工程的两端换流站增加少量连接线和隔离开关,就能方便地通过直流开关场操作,使换流器的常规串联运行方式切换为每站2个换流器并联融冰运行方式,这样在额定情况下可提供8 kA的直流线路电流,考虑换流器的过负荷能力,最高可提供超过9 kA的紧急融冰电流[14]。特高压直流单侧换流站内2个换流器并联运行的一种接线方式如图4所示。紧急融冰时对端换流站也采用同样的接线方式。

图4中的接线方案将换流器C1和C4并联,融冰电流流经的线路在图中用粗线标出。紧急融冰时,先将换流站转入单极单换流器C1金属回线运行,然后闭合C4并联线路上的隔刀,解锁C4并逐渐增大电流,即可不停电实现2个换流器并联融冰运行方式。

图4所示的紧急融冰接线方案需换流站增加部分一次设备,主要包括:4个800 kV直流隔刀Q1～Q4;2个400 kV直流隔刀Q5和Q6;1个400 kV地刀Q7;1个400 kV避雷器A1;2个中性线避雷器A2和A3;1个金属回线避雷器A4;若干条连接线。

要实现特高压直流系统的紧急融冰工作方式,直流控制保护系统的部分功能模块还需修改,增加这些模块在融冰方式下的特殊处理程序。这些修改不对原有功能做任何变动,只是在满足特高压直流工程常规工作方式下所有功能要求的同时,也能在需要时使直流系统运行于紧急融冰工作方式。

紧急融冰方式下,特高压直流工程换流器从串联接线方式转入并联方式,考虑到每站并联的2个换流器间的电流平衡问题,建议紧急融冰时采用如下的控制策略:

1)每站并联的2个换流器各自独立控制。

2)整流侧并联的2个换流器均处于定电流状态,每个换流器电流定值为输入的融冰电流指令值的1/2。在额定条件下,每个换流器可提供4 kA电流,并联直流电压400 kV,直流线路电流为8 kA,过负荷时,可达到9 kA。

3)逆变侧并联的2个换流器一个处于定电流状态,另一个处于定电压状态。处于定电流状态的换流器电流定值跟踪直流线路电流,使逆变侧2个换流器平均分配直流电流;定电压状态的换流器控制并联换流器的直流电压。由于两侧换流器都为并联接线,单换流器定电压完全能够确保所有换流器的电压均能保持在定值附近。

上述控制策略确保了特高压直流系统在融冰工作的所有时刻都处于稳定的工作点,融冰电流连续可控,整流和逆变两侧的直流电流都在并联的换流器之间被平均分配,不会引起单个换流器的超负荷运行。

除了控制策略的变化,紧急融冰方案还需要对换流站无功和滤波设备进行校核,以及对控制保护的许多相关功能进行调整,例如增加并联换流器的极间通信、增加融冰模式的顺序控制功能、无功控制功能、线路故障保护区从并联点后开始、很多保护定值需要修改、融冰时由单套保护代替3取2逻辑等。

除了图4的换流器并联接线方式,紧急融冰方案也可采取其他的换流器并联接线方式,例如单极的2个换流器并联融冰。这种方式下,本文提出的紧急融冰控制策略仍然有效。

紧急融冰方案需要注意的一个问题是:特高压直流输电线路通常很长,会跨越多种地理和气象区域。当紧急融冰运行时,整条输电线路都将通过很大的电流,在低温和严重覆冰区,大电流将融化覆冰;但同时在未覆冰区,大电流将使线路温度升得较高。根据±500 kV常规直流工程双极功率异向融冰试验的结果,在常温条件下,通过3 kA的融冰电流后,直流线路温升约为10 ℃。以此估算,特高压直流工程紧急融冰时,未覆冰区的线路温升约为20 ℃～30 ℃。考虑到输电线路的温度上限一般在90 ℃左右,该温升不会给直流线路带来太大影响。尽管如此,线路温度长时间处于较高温度仍会造成不利影响,因此,只有在紧急情况下才需要短时间使用8 kA以上的电流。由于紧急融冰方案的融冰电流是连续可控的,一旦覆冰状况缓解,就可逐渐降低融冰电流,避免未覆冰区线路和设备长时间运行在较高的温度下。

4 结语

双极功率异向的预防性融冰方案,其最大优点是不增加一次设备投资,对控制保护系统软件功能的修改也很少,容易实施;同时,这一方案对相关交流系统影响小,尤其适合在冬季低负荷时段使用;另外,只要做好覆冰监测[15]和气象预警,及时启用预防性融冰运行模式,在绝大多数情况下都能够防止线路受到冰灾影响。

紧急融冰方案的优点是可以提供很大的直流线路电流,快速融化线路覆冰。但这一方案也会带来下列问题:

1)需增加特高压换流站的投资;

2)控制保护系统功能需要相应增加;

3)该方案需要整流侧交流系统短时间提供较多的功率,这在低负荷时段会增加功率调度的难度;

4)紧急融冰时直流系统与交流系统的最大功率交换量与特高压直流双极单换流器运行时的功率交换量相当,因此,在最严重故障情况下,紧急融冰过程中双极停运,其对交流系统的扰动仅略小于常规双极单换流器运行时发生双极停运的扰动。

预防性融冰方案和紧急融冰方案的实施将大大增加直流输电线路的抗冰灾能力,提高特高压直流输电系统的可靠性。

直流线路 篇9

目前国内绝大部分直流工程由于采用架空线路, 直流线路保护一般配有行波保护、电压突变量保护、线路纵差保护、线路低电压保护[1,2,3]。其中行波保护和电压突变量保护的动作时间在微秒级, 作为主保护;线路低电压保护的动作时间在几百毫秒, 而线路纵差保护动作时间一般在几秒, 作为后备保护。

本文考虑到芦嵊直流线路基本上是海底电缆, 一旦发生接地故障都是永久性接地故障, 不应该配置线路重启功能, 无需微秒级的行波保护和电压突变量保护, 此外行波保护和突变量保护由于动作时间极短, 如果配置不当反而增加了保护误动的风险。结合上述因素, 本文提出了基于通道延时补偿的线路纵差保护作为主保护、线路低电压保护作为后备保护的方案, 并对此方案在仿真系统进行了验证。

1 低压限流环节对线路故障电流的影响

在直流控制系统中配置低压限流 (VDCL) 环节, 其作用是在逆变侧交流系统发生故障时, 降低直流传输的功率, 以助于恢复交流系统。如图1, 低压限流环节在直流电压UDL大于上限定值UDL_HIGH, 即直流电压正常时, 设定电流指令的上限值为直流系统所能承受的最大电流值IMAX;当直流电压大于设定的下限定值UDL_LOW并且小于UDL_HIGH时, 让电流指令成线性变化;当直流电压小于UDL_LOW时, 设定电流指令等于交流系统故障条件下能帮助交流系统恢复所允许的最大电流ILIM。

当发生线路故障接地时, 直流电压会下降到UDL_LOW以下, 因此发生故障时, 直流电流经过很短时间的过冲后逐渐进入稳态过程, 并且稳态直流电流等于ILIM。这么小的电流对直流设备基本上没有破坏作用, 直流设备能较长时间地运行在此状态。为了验证VDCL环节在线路接地故障时对直流电流的影响, 在RTDS系统上模拟了线路接地故障并得到直流电流的暂态过程如图2所示。

2 线路保护选型

在以架空线为主的直流工程中, 线路保护一般选取行波保护和电压突变量保护作为线路的主保护, 而线路纵差保护和线路低电压保护作为后备保护配置。这是考虑到架空线路的故障一般都是瞬时性金属接地故障, 通过快速检测到线路故障, 能够为线路重启争取更多的时间, 减小故障对系统的影响。而芦嵊直流工程由于直流线路绝大部分是海底电缆, 当发生接地故障时, 基本都是永久性金属接地故障, 无需设计线路重启功能[4], 因此芦嵊直流线路保护对保护的动作速度要求不高, 不需要微秒级的保护[5,6]。另外, 当发生金属接地故障时, 电流从整流侧整流阀输出至线路接地点流入大地, 经过整流侧接地点流回整流阀, 此时相当于整流阀两端短路。在VDCL环节的调节下, 电流指令被限制在最小运行电流ILIM, 整流侧在定电流模式下工作, 电流调节器会将点火角增大至90°附近, 直流电压UDL约等于零, 因此不会对设备造成损坏。综合以上原因, 芦嵊直流工程的线路保护采取线路纵差保护作为直流线路主保护、线路低电压保护作为后备保护[7]。

3 线路纵差保护

3.1 常规的线路纵差保护原理

当线路发生接地故障时, 故障点必定有一定大小的电流流过, 因此在线路两端的电流大小有一定值的差异。线路纵差保护就是通过计算两者的电流差, 将其与定值比较, 并经过一定的延时后产生出口, 其附属条件有站间通道正常。

式中:IDL为本站的直流线路电流;IDL_FOSTA为另外一个站通过站间通道传输过来的线路另一端直流电流;Iset为线路纵差保护的启动定值;TCOM_OK为两个换流站之间通信通道正常的监视信号, TCOM_OK=1表示站间通道通信正常, TCOM_OK=0表示站间通道通信异常。

具体的逻辑框图如图3所示。

3.2 线路纵差保护作为线路主保护时的缺陷

在进行试验时发现在交流系统发生故障时, 或者发生系统振荡时, 甚至逆变侧受到持续的冲击负荷时, 线路纵差保护很容易产生误动[8]。图4是逆变侧交流两相接地故障引起线路纵差保护误动的一个案例波形。

从图4可以看出, 由于交流两相接地的影响, 逆变侧弱电网电压畸形厉害。直流电压急剧下降, 直流电流上升并呈现一定程度的振荡。在电流振荡期间, 整流侧电流上升, 逆变侧电流同时也上升。但是由于站间通道的延时, 在整流侧电流上升时, 逆变侧上升的电流值还没有传送至整流站, 造成了两站电流始终保持了一定的误差, 因此引起了线路纵差保护误动。

3.3 补偿站间通道延时的方法

从图5的动作波形可以分析出, 在交流系统振荡时, 避免线路纵差保护误动有两种方法:第1种方法是延长保护的动作时间至大于系统振荡的时间, 这种方法由于不能准确把握动作时间并且动作时间一般比较长, 只适合线路纵差保护作为后备保护的场合;第2种方法是为了消除站间通道延时对线路纵差保护的影响, 通过准确测量站间通道时延并延迟本站线路电流输出。这种方法测到站间通道时延后将本站测量的线路电流延迟通道时延的时间, 再将其与对站送来的线路电流进行比较, 计算差值, 通过这种方法消除了站间通道时延引起的两站电流不同步的问题。运用这种方法后, 线路纵差保护动作的实际时间T如下式所示:

式中:Tset为线路纵差保护的时间设定值;Tchannel为通道延时的时间。

测量站间通道时延的具体实现逻辑如图6所示, 其中FLAG为测量延时的标志位。

修正后线路纵差保护逻辑框图如图7所示。

3.4 补偿延时后试验结果

图8为站间通道延时补偿前后两站线路电流。

从图8可以看出, 经过站间通道延时补偿后计算出的差流很好地反映了实际的电流情况, 避免了线路纵差保护的误动。

另外为了区分高阻接地故障和金属接地故障, 芦嵊直流线路纵差保护分两段, 金属接地快速动作, 高阻接地慢速动作[9]。其中以直流电压UDL的值来区分故障的严重程度。当UDL下降到0.5 (标幺值) 以下时, 认为是金属接地故障, 此时动作的时间定值为100ms;当UDL大于0.5 (标幺值) 时, 认为是高阻接地故障, 设定动作时间为600ms。

4 线路低电压保护

当站间通信中断时, 由于线路纵差保护不能获取对站的线路电流, 为了避免保护误动, 在无站间通信时必须将线路纵差保护闭锁。考虑到无站间通信时线路纵差保护的缺陷, 芦嵊直流配置了线路低电压保护作为后备保护[10], 其动作方程如下:

式中:ULPUV_set为线路低电压保护定值;全压运行时, K=1, 降压运行时, 0

当直流系统处于稳态运行时, ULPUV_set等于额定直流电压;当直流系统处于升降功率过程中时, ULPUV_set为电压角度参考值计算出来的值。

在区外故障发生时需要闭锁线路低电压保护, 防止保护误动。因此综合逻辑框图如图9所示。

5 结语

本文设计的芦嵊直流工程线路保护不仅能够检测出各种运行方式下发生的不同严重程度的线路故障, 而且设计简单, 可靠性强。芦嵊直流工程系统试验调试过程中, 通过模拟线路两端及中点3处故障点的金属接地故障以及高阻接地故障, 验证了线路纵差保护的准确性。其次通过模拟交流系统的接地故障, 以及嵊泗侧孤岛状态下的冲击负荷试验证明了线路保护的可靠性。

摘要：直流工程线路保护应该根据具体工程的特点来配置。文中在分析芦嵊直流工程特点和控制系统对保护影响的基础上选取了线路纵差保护作为芦嵊直流的主保护, 并配置线路低电压保护作为后备保护。同时考虑到站间通道延时的存在, 区外故障可能会引起线路纵差保护误动, 提出了一种补偿站间通道延时的方法, 提高了线路纵差保护动作的可靠性。线路低电压保护作为后备保护, 弥补了失去站间通信情况下线路纵差保护闭锁的缺陷。通过RTDS模拟试验, 验证了上述保护配置的可行性以及线路纵差保护作为主保护的可靠性。

关键词：直流输电,线路保护,线路纵差保护,线路低电压保护,站间通道延时

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