直流输电工程（共12篇）
直流输电工程 篇1
1 概述
柔性直流输电技术概念于20世纪80年代提出, 特别是在伴随着包括电力电子技术、自动控制技术以及计算机微处理技术等多方面的发展, 经过三十多年的发展进化, 柔性直流输电技术在当前形势下, 演变发展以来产生的诸多关键性问题逐渐得到一一解决, 此技术 (柔性直流输电技术) 在HVDC以及HVAC系统中得到了越来越多的相关人员及专业的重视。
2 柔性直流输电相关技术介绍
2.1 柔性直流输电工程中的换流器技术
柔性直流输电的换流器根据换流器桥臂的等效特性, 可分为:可控电源型和可控开关型两类。可控电源型交流器其换流桥臂等效为可控电压源, 其储能电容分散于各桥臂中, 并且通过改变某桥臂的等效电压, 就能间接改变交流侧输出的电压。可控开关型换流器通过适当的脉宽调制技术控制桥臂的开通与关断, 其换流桥臂可以等效为可控开关, 从而将直流侧电压传递到交流侧。
无论是两电平还是半桥型模块化多电平换流器, 于目前投入工程应用的换流器技术中, 同时全桥式和钳位双子模块型模块化多电平换流器, 均存有不可在直流故障下实现交直流系统隔离的问题。在直流电压急剧降低时, 仍然可以支撑交流电压, 究其原因可以使桥臂等效输出电压为负值, 从而实现抑制交流侧短路电流的目的。
2.2 柔性直流输电系统中的主接线设计
电力系统中的变电站主接线设计是电力系统规划设计中的重中之重。柔性直流输电换流站中采用两电平、三电平换流器, 其站址一般采用在直流侧中性点接地的方式, 原因在于电压等级过高, 而我国交流电网110k V及以上的电力系统大多都采用中性点直接接地的方式。与此同时采用模块化多电平的柔性直流输电系统则一般采用交流侧接地的方式, 和国家电网公司设计规程吻合。而上述这些接地特点及方式都是单极对称系统, 当换流器或直流线路发生故障后, 整个系统将瘫痪, 进而无法正常运行, 虽然正常情况下不需要单独设置专门接地, 但在系统参数配置相同情况下, 直流侧的不对称还将造成换流器所连接的交流侧电压水平的大幅度提升。单极不对称系统换流阀所耐受电压是单极对称系统的两倍, 水平较大。
为了降低直流侧故障的发生率, 大多数柔性直流输电工程采用电缆作为传输线路, 因此大多数的柔性直流输电系统传输线路采用单极结构, 而一般采用的是并联形式作为相应连接方式的多端柔性直流输电系统, 由于并联型式具有线路损耗更小、调节范围更大、扩建方式更灵活, 这样既可以保证换流器工作在同一电压水平, 又能有更好的经济性。与此同时, 采用单个换流器造价等成本会更低, 同时可靠性会更高。
2.3 柔性直流输电保护与控制研究
HVDC系统的保护配置原则上需要同时满足继电保护的四性, 即可靠性、选择性、灵敏性、速动性原则, 并且易于运行维护。保护输电系统中各个设备的安全及正常运行, 是柔性直流输电工程中其保护系统的主要功能, 如果发生故障, 即在故障工况下, 其保护系统能够迅速切除故障及其相关的不正常的运行设备, 且能尽可能的保证不停电, 并以能够保证其他电气相关设备的安全运行。基于模块化多电平系统换流器保护策略大致可分为换流器保护、交流侧保护和直流区域保护, 两者主要的区别在于具体的保护算法设计和保护区分。
3 应用领域与相关研究现状
3.1 应用领域
目前来看, 根据柔性直流输电技术的相关特点, 其广泛应用于输电系统工程中的案例有如下几点, 譬如:新能源及可再生能源的接入问题、电网的孤岛供电问题、地区城市的供电可靠性问题、智能电网 (Smart Grid) 联网互联等相关的领域。
(1) 可以缓解功率波动引起的电压波动, 改善电能质量。用于可再生能源接入, 譬如:风电、太阳能等功率输出波动较大的新能源及可再生能源等。
(2) 通过对有功及无功功率的控制, 用于向中心城市供电, 以解决电能质量问题, 譬如电压闪变等, 提高系统运行的的稳定性, 并且同时可以完成城市电网的改造增容, 另外对中心城市供电时, 可做到无电磁干扰及不影响城市的市容, 在中心城市负荷需求和环保节能要求下, 达到满足之要求。
(3) 可用于解决大电网的异步互联问题, 电网间功率互换, 解决大规模电网中的动态稳定性及短路电流超标等问题, 鉴于其快速独立调节无功、不提供短路电流等技术。
(4) 可大幅减少经济人力投资及运行管理等费用。可充分发挥其可自换相的技术优势, 应用于远离海岸的海岛及海上石油天然气等钻井平台的供电。
3.2 国内外工程应用现状
至2012年年底, 全世界投入柔性直流输电工程建设的柔性直流输电工程已经投入运行的有13个, 其中有6个用于电网间互联, 4个用于风电厂接入电网, 2个用于海上钻井平台供电, 1个用于大型城市的供电。
我国研究起步较晚。但在国家电网公司的努力下, 一代又一代的电网人在柔性直流输电工程技术研究与应用方面做出了巨大的努力和贡献。前些年无论是高校还是电力科研院所对于柔直的研究都集中在两电平换流器 (也就是VSC) 柔性直流输电系统建模与仿真分析 (0和1) 等方面, 对于实际工程技术领域的研究很少有涉及, 很少能结合实际做一些事情。于2006年以来, 国内研究各大高校及电力科研院所等单位陆续开展了基于模块化多电平 (MMC) 的柔性直流输电工程技术领域的研究工作, 在理论及技术层面上都取得了突破性的研究进展, 中国首条柔性直流输电示范工程于2011年7月在上海南汇投运。这是第一次做示范工程, 也是大胆尝试工程实际。国家电网公司近期又在舟山地区电网建成一个5端柔性直流输电工程, 建设规模系统总容量1000MW, 包含5个换流站, 其中最大的换流站容量为400MW, 电压等级为±500k V。目前来看, 该工程的建设与实施在其应用领域提供可行性工程实际及研发平台, 另外该工程是当今世界上端数最多的柔性直流输电工程, 为后期的建设和发展提供相关技术和工程实践上的参考。
4 结束语
随着柔性直流系统有效提升其输送容量, 大容量的可关断元器件及直流电缆等设备技术研发及生产水平的不断提高, 使柔性直流输电在目前乃至未来成为电网可采用的主要输电方式。柔性直流电技术已经是世界各国电力行业发展的努力发展方向。随着全球气候变化温室效应等灾害的发生, 以及能源日渐枯竭等问题的日趋严峻, 迫切需要能够可持续, 和谐的, 且更为Smart、clean、efficient、reliable, 随着新能源并网消纳及可再生能源电网发展、智能电网 (smart grid) 升级改造等等需求的响应, 在不远的将来, 世界范围内的柔性直流输电工程应用将会获得更快更迅猛的发展。其发展天地更为广阔。未来电网的模式发展更加适应发展, 必将是大势所趋。
摘要：文章介绍了柔性直流输电工程国内外应用领域及应用现状, 对柔性直流输电在相关工程技术领域、工程应用情况等进行了总结和分析, 分析了柔性直流输电工程发展的前景, 进而说明了其对未来电网模式发展是一种必然趋势。
关键词：柔性直流输电,优势,工程应用
参考文献
[1]国家电网公司.国家电网公司促进清洁能源发展综合研究报告[R].北京:国家电网公司, 2009.
[2]汤广福.基于电压源换流器的高压直流输电技术[M].北京:中国电力出版社, 2009:21-24.
直流输电工程 篇2
摘要：随着社会不断的发展，我国直流输电技术水平逐提高，而柔性直流输电是直流输电技术中重要组成部分，在各个领域中得到了广泛的应用，可以满足各个领域用电需求，促进各个领域快速发展。柔性直流输电技术有着灵活、坚强、高效的特点，在实际使用时可以充分利用可再生能源，减少社会资源的损耗，是直流输电在未来发展的必然趋势。基于此，文章对柔性直流输电工程技术现状、工程应用与发展趋势进行研究，指出该技术在发展时存在的不足，并根据其发展现状制定出有效的解决对策。只有这样才能保证柔性直流输电工程技术在各个领域时的安全性与稳定性，促进我国未来电网快速发展。
关键词：工程技术论文
随着社会不断的发展，人们的生活水平逐渐提高，电能已经成为了人们日常生活中重要组成部分。电能的输送问题已经成为了国家在发展过程中关注的重要话题之一。而输电技术的出现可以有效的满足能点输送的需求，并保证电能的安全性与稳定性。现阶段，我国输电技术也随着社会的发展发生变化，经历了直流到交流这两个阶段。在这个电子电力技术快速发展的时代，柔性直流输电技术的已经成为了直流输电技术在未来发展的必然趋势，在各个领域中得到了广泛的应用，可以有效的解决交直流输电技术中存在的不足，为输电技术在未来的发展与未来电网构建打下了良好的基础，促进我国电力行业快速发展。
轻型直流输电及其应用前景研究 篇3
【关键词】轻型直流输电；高压直流输电；海上风电
0.引言
现代高压直流输电（HVDC）普遍采用晶闸管和移相换流器技术，多用于远距离、大功率输电[1]。但晶闸管（SCR）开关频率较低，换相损耗大。而移相换流器接线复杂，体积庞大，换流电压谐波含量高、功率性能指标低等缺点。因此，由于技术和经济等各方面的的原因， HVDC在近距离小容量的输电场合却难以应用。随着电力半导体技术尤其是绝缘栅双极晶体管（IGBT）的快速发展，其额定电压越来越高，并且在很大程度频率变化范围内仍能有较好的电压分布，促进了HVDC的轻型化，轻型高压直流输电系统即HVDC Light应运而生。
这种轻型直流输电系统把HVDC的容量延伸到了只有几MW到几十MW[2]，除具有传统HVDC的优点外，还可直接向小型孤立的远距离负荷供电，更经济地向市中心送电，方便地连接分散电源，运行控制方式灵活多变，减少输电线路的电压降落和电压闪变，从而进一步提高电能质量，因而具有很好的应用前景[3]。
1.轻型直流输电简介及其特点
轻型HVDC是在绝缘栅双极晶体管和电压源换流器（VSC）基础上发展起来的，其基本原理如图1所示。设送端和受端换流器均采用VSC，则两个换流器具有相同的结构。换流器由换流桥、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成。换流桥每个桥臂均由多个IGBT串联而成。换流电抗器是VSC与交流侧能量交换的纽带，同时也起到滤波的作用。直流电容器的作用是为逆变器提供电压支撑、缓冲桥臂关断时的冲击电流、减小直流侧谐波。交流滤波器的作用是滤除交流侧谐波。
HVDC Light其特点：
（1）VSC电流能够自关断，可以工作在无源逆变方式，不需要外加的换向电压，从而克服了传统HVDC受端必须是有源网络的根本缺陷， 使利用HVDC为远距离的孤立负荷送电成为可能。
（2）正常运行时VSC可以同时且独立控制有功和无功， 控制更加灵活方便。
（3）由于VSC 交流侧电流可以控制， 所以不会增加系统的短路容量。
（4）VSC通常采用SPWM 技术，开关频率相对较高，经过低通滤波后就可得到所需交流电压，可以不用变压器，所需滤波装置的容量也大大减小。
（5）多个VSC可以接到一个固定极性的直流母线上，易于构成与交流系统具有相同拓扑结构的多端直流系统，运行控制方式灵活多变。
2.轻型直流输电技术在国内外的应用
自1954年世界上第1条高压直流输电联络线投入工业化运行以来， HVDC作为一项日趋成熟的技术在远距离大功率输电、海底电缆送电、两个交流系统之间的非同步联络等方面得到了广泛应用。到目前为止，全世界共有70 多个HVDC输电工程[4]。
随着我国经济的飞速发展，能源紧缺和环境污染等问题日益显著，国家将大力开发和利用可再生清洁能源，可再生清洁能源的发展首推风电。合理开发和利用风能、太阳能等可再生能源是符合我国国情需要的，但这些可再生能源一般分散性强、且远离负荷中心，接入系统后还会影响整个电网的稳定情况。传统直流输电技术能够解决这个问题，却不是很经济，而模块化设计的轻型直流输电将是个不错的选择。
3.轻型直流输电的应用前景
（1）向偏远地区供电。
（2）海上供电。
（3）城市配电网增容改造。
（4）清洁能源发电。
（5）提高配电网电能质量。
（6）在风电领域的发展前景。
由于海上风能资源丰富，发电量比陆地上更大，同时受到环境的影响也很小，在当今技术的可行性条件下，海上风力发电必将成为一个迅速发展的领域[5]。但是，随着海上风电场容量在电网中所占比例的不断增加，海上风电场对电网的稳定性、安全性，以及电能质量的影响也越来越显著。传统的无功补偿装置，如静止无功补偿（Static Compensator，STATCOM），电压源换流器等，虽然能在部分范围内改善风电场并网性能，但是对电网的影响并没有从实质上得到改善。因此，对海上风电场并网方法的研究就非常必要。
VSC-HVDC系统传输性能好，对于相同线材，其传输容量为交流系统的1.5～2倍。VSC-HVDC系统电能损耗小，其阻性损耗一般只有相同容量交流系统的65%。换流站为室内式设计，占地少，维修容易，建造工期短。海上风电轻型直流输电系统的核心技术在于所采用的大容量换流器，其主要为ABB、西门子公司所拥有，并在国外的大型海上风电场得以成功应用[5]。我国在轻型直流输电技术方面还处于跟踪与技术储备阶段，国家电网公司已制定了相应的实施计划，并在福建（岛屿输电）、甘肃（大型风电场）、上海（城市供电）建立了应用示范。
4.结束语
作为一项新型的输电技术，HVDC Light以其自身的特点在应用方面显示出了很大的优越性。
可以预见的是，在不久的将来，轻型直流输电将在向偏远地区供电、海上供电、城网增容改造、新能源的利用以及改善配网电能质量等方面发挥不可限量的作用，随着高新技术产业快速发展、可再生能源全面开发以及电力市场日益发展和完善，对高品质电能质量和电网运行的灵活性和可靠性要求进一步提高，HVDC Light必将在我国得到日趋广泛的重视，研究与应用。
【参考文献】
[1]王官洁，任震.高压直流输电技术[M].重庆：重庆大学出版社，1997.
[2]王兆安，刘进军.电力电子技术[M].北京：机械工业出版社，2012.
[3]文俊，张一工，韩民晓，肖湘宁.轻型高压直流输电——一种新一代的HVDC技术[J].电网技术，2003，27（1）.
[4]李庚银，吕鹏飞，李广凯，周明.轻型高压直流输电技术的发展与展望[J].2003，27（4）.
谈青藏直流输电工程锥柱基础施工 篇4
青海～西藏±400 k V直流联网工程线路全长约1 140 km。线路所经区域平均海拔4 500 m以上，穿越长约546 km连续分布的多年冻土区。沱沱河～雁石坪段多年冻土区与融区相间分布，含冰量较高，地质情况复杂。地下水位埋深均在1 m～2 m之间，流砂、泥沼等普遍存在，在这种地质情况下，基础施工变得十分困难。本工程大部分基础采取的是锥柱基础形式，它适合于冻土地区，可有效地控制冻土引起的冻胀危害。然而丰富的地下水、流砂、泥沼、冻胀丘、冰锥、热融滑塌、热融湖塘、热融沉陷、湿地等复杂的地质情况，提高了基础施工难度。由于青藏高原高寒、缺氧，有效施工期短，工期紧，任务重，安全质量要求高，这就要求有较高的施工工艺。该项目要针对工期紧，复杂的施工环境，需研究制定科学合理的施工方案，使安全质量有保障。
2 锥柱式基础施工中存在的问题
2.1 基础工程的技术特点、难点
1)本工程锥柱基础是影响整个基础工程施工进度及施工质量的关键。设计根据地质及水文条件有26基础采取了玻璃钢模板进行防冻处理，其余24基础采用钢模板进行支模。基础方量大，平均每基达到90 m3左右，最小的基坑尺寸为4 200 mm×4 200 mm×4 900 mm(长×宽×高)，这就给支模带来很大困难。2)我管段基础处于开心岭～雁石坪段，沿线地形比较平坦，植被稀疏，除个别地势较高的地段地下水埋深较大外，其余地段地下水埋深均在1.0 m～2.0 m之间，流砂大、塌方严重，施工困难极大。3)本工程起点高，国网公司要求争创“整体工程国家优质工程”“国家科技进步一等奖”，对本次基础施工精度要求高:在优良1.6‰的基础上再提高80%，即1.28‰。4)我管段属于融冻区，大部分基础既属于流砂水坑又属于冻土基坑，给基础质量的控制带来了一定难度。
2.2 项目部采取的措施处理
1)在进行首基基础(3994号)浇筑时，我们采取了用钢管搭设钢管架，然后采用导链葫芦和花篮螺丝调节后用撑木夹紧的方法(如图1所示)，然而在控制工程中我们发现由于钢模板太高、太重，容易发生跑模，而且不容易调节过来，因此这种方法在浇筑如此大方量的基础上有着很大的弊病。
经过多次商量、反复论证，我们提出采用油炸杆(黑木杆)作为吊木横在基坑边上，然后在吊木上制作4个钢丝套环，用4个2 t葫芦分别从四个角吊立钢模，同时调节高差，调整好后，再用“井”字撑木将钢模夹死在吊木上，如图2所示。
同样的我们在施工玻璃钢基础时，效仿这种方法，将导链葫芦改成花篮螺丝，调节玻璃钢模板高差，同时为了避免玻璃钢模板在浇筑过程中出现上拔现象，在玻璃钢底部用铁丝将4个脚固定在底板筋上。采取这种方法可随时通过导链葫芦或花篮螺丝来调节钢模或玻璃钢模的高差，有效的控制了钢模的水平和垂直度，同时缩短了支模时间，大大提高了基础浇筑效率。
2)在开挖3971号时，我们发现此基础地质松软，主要是砂土，在4 m左右出现流砂，且水很大，基坑成型相当困难。鉴于此种情况，我们确定了如下方案:a．认真审核设计院下发的《地质勘查报告》，对流砂、水坑为保证安全开挖、避免大方量塌方，我们对此种基坑进行了0.3的放坡，即4 m×4 m×5 m(长×宽×高)的基坑按照7 m×7 m×5 m(长×宽×高)进行开挖，对塌方严重的，及时采用砂袋、挡板、槽钢进行防护。b．在基坑外进行钢筋笼加工，形成流水作业，一旦基坑开挖至设计深度时，对坑底操平后及时打垫层、吊钢筋笼，当调整对位完毕后，立即浇筑底板混凝土，同时进行模板吊立及校正。
2.3 施工方案
根据以前110 k V的施工经验，针对青藏高原复杂的地质条件，为了保证基础各技术参数精确，达到设计及规范要求，我们召开了专题会议，提出了以下几个方案:
1)对水坑、流砂坑，采取对基础地基进行换填砂石，并加厚基础垫层。2)加工1.2 m长的75×75×5的角钢，将角钢打入基础底板内部，角钢上端与基础上底板筋平齐，用混凝土将角钢与基础浇筑成一体，每条腿打8根角钢(相当于制作了角钢桩基础，加大基础与地面的连接力、粘合力)，如图3所示。3)设计基础连接板，将已浇筑完成的基础用连接板连接起来，加大基础内部各条腿的相互连接、制约强度。图4为现场连接实物图。4)为了解决本工程中出现的流砂、塌方等问题，经过多方论证，我们采用“沉井法”及挡板(如图5所示)。5)由于青藏高原气候恶劣，气温异常低下，为了防止基础冻胀，我们采取铺设棉被，回填基础的方法(见图6)。
3 结语
在青藏直流±400 k V输电线路工程中，根据地理气候，地质条件不同，对基础采取不同的施工方案，并不断的改进方案，利用了短短60 d的时间，顺利完成所有锥柱基础。我们总结经验，为以后在高寒缺氧情况下的施工打下坚实的基础。
参考文献
[1]DL50092-2004,电力建设安全工作规程[S].
[2]110kV～500kV架空电力线路施工及验收规范[S].
《高压直流输电系统》开题报告 篇5
一、毕业设计(论文)课题来源、类型 本毕业设计的课题来源为导师给定，课题类型为研究类。
二、选题的目的及意义 本毕业设计的主要任务是高压直流输电系统谐波电流的分析与研究。我国能源和负荷的地理分布极不均衡，决定了我国要解决21世纪上半叶的电力供应问题，就必须在大力开发水电和火电的同时，建设全国能源传输通道，实现长距离大容量的“西电东送”和“北电南送”，从而实现全国联网，充分发挥电网的水火互补调剂及区域负荷错峰作用。目前，我国已经建成了多条直流输电线路，包括早期建成的舟山试验工程和葛卜直流输电工程，以及近年新建的天广、三常、三广和贵广直流输电工程等。我国正在建设和规划建设中的还有灵宝背靠背、三峡一上海、云南水电送广东、四川水电送华中、华东以及西南水电送江西、福建，广东一海南联网等直流输电工程。我国的直流输电技术必将在此过程中有长足的发展。直流输电因其输电容量大，控制响应速度快，自身没有同步运行的稳定性问题，远距离、大容量送电优势明显，已成为我国重要的远距离、大容量送电和区域联网方式。高压直流输电中的谐波问题也日益突出，谐波的存在使
得系统电能质量下降。其不但会严重影响电力系统自身的安全运行，而且还影响输变电设备的正常运行和干扰周围的通信系统。为此，我国于1993年对电网中的谐波制定了相应的国家标准。谐波对电力系统和其他用电设备可能带来非常严重的影响和危害。如果交、直流系统的谐波分量过大，会使系统电压波形发生畸变，降低电能的质量。谐波电压和谐波电流对电力系统的影响一般有以下几点：
1．会在电网中引起局部的并联或串联谐振，加大了谐波分量；
2．由谐振导致的局部过电压，加速电力设备绝缘老化，缩短使用寿命，增加建设投资；
3．增加电网中发电机和电容器的附加损耗；
4．影响换流器控制的稳定性；
5．干扰邻近的通信设备，使电话线路产生杂音，降低通信质量。
6.干扰仪表和电能计量，造成较大误差;
7.对继电保护或自动控制装置产生干扰和造成误动或拒动
8．谐波的存在对电网的经济运行也有一定程度的影响。即使是在谐波分量没有超标的情况下，谐波也会造成大量有功功率和无功功率的损耗。虽然它的相对值并不大，但是绝对数量也是非常可观的。高压直流输电的换流器是一个高度非线性的谐波源，高
压直流输电系统运行时会在交、直流系统中产生丰富的谐波，包括特征谐波及非特征谐波，因而进行谐波治理之前需要了解高压直流输电系统中谐波的次数及含量。这也正是本课题的研究意义所在。
三、本课题在国内外的研究状况及发展趋势 由于电力系统日益复杂化以及电能质量要求日益提高，高压直流输电系统谐波检测研究也在向纵深发展，主要发展趋势有：
(1)谐波检测对象研究从以稳态谐波检测研究为主转向非稳态谐披(波动谐波、快速变化谐波)检测。目前，对稳态谐波检测的研究已经比较深入，其中的FFT检测方法及其实现技术已经比较成熟。
(2)谐波检测方法研究将以改善FFT为主转向探索新的有效方法。由于DFT、FFT受使用条件的限制，对小波变换、瞬时无功功率理论、d-q旋转坐标变换、NN遗传算法等开展深入研究是一种必然选择，这些新的谐波检测方法被广泛应用是一种发展趋势。
(3)谐波检测实现技术研究将以模拟电路技术和不可编程数字电路技术为主转向追求高精度、高速度和高可靠性、高实时性、高鲁棒性的可编程器件技术”。
(4)谐波理论研究从以传统谐波理论研究为主转向通用谐波理论。传统的谐波理论很少关注不同次谐波之间产生的畸变
功率问题以及非稳态谐波问题，已经不能完全适应电力系统复杂化的客观实际，探索适用于复杂化系统的通用谐波理论以及新的谐波评定方法，不仅是谐波理论自身发展的需要，更是解决电力系统谐波问题的客观需求。
四、本课题主要研究内容 本课题主要研究内容为：
了解国内外高压直流输电系统及其谐波问题的研究状况及研究方法。
学习快速傅里叶变换理论，深入研究分析FFT理论用于分析高压直流输电系统谐波的可行性和可能遇到的问题。
利用Matlab编写基于FFT谐波检测算法，验证该算法程序的正确性和有效性。
利用Matlab搭建 Simulink 仿真模型产生比较符合实际的高压直流输电系统电流波形并进行抽样采集。
浅述直流输电的优势及发展前景 篇6
关键词：直流输电 优点 发展前景
中图分类号：TM721.1 文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（a）-0077-01
直流输电的发展已经有一百多年的历史，而电力技术的发展是就从直流电开始的。早期的直流输电是直接从直流电源送往直流负荷，不经过任何换流。它在输电技术发展初期起到了非常大的作用。但是随着三相交流发电机、感应电动机和变压器的迅速发展，发电和用电领域很快被交流电所取代，这是由于直流电机运行复杂，而且存在高电压大容量直流电机换向困难等技术问题。20世纪中期以后，由于城市的迅速发展，对电力需求，尤其远距离大容量输电的需求日益增长，致使远距离大容量输电线路不断增加，电网不断扩大。在这种情况下，由于交流输电会受到同步运行稳定性的限制，采用直流输电将会是更为合理的选择，其原因是直流输电有着交流输电所不具有的优点，例如线路投资少、适于远距离大容量输电、系统稳定高等等。
早在1950年，苏联就已经建成一条长达43 km、电压200 kV、输送功率为3万 kw的直流试验线路。随后在1954年，瑞典把高压直流输电技术应用于瑞典本土的海底电缆，总长度接近100 km，电压达到100 kw，送电容量则为2万 kw。1961年，英法两国合作，采用海底电缆建成了100 kV、16万 kw、总长度65 km的直流输电线路，成功地把两国交流电力系统连接了起来，推动了直流输电的新发展。时至今日，作为交流输电技术的有力补充，直流输电技术已在全世界得到越来越多的重视和应用，而且海底电缆的输电工程几乎都采用直流输电。
1 直流输电的优势
换流站是直流输电的主要装置，由整流站和逆变站组成。按接线方式，直流输电又可分为单极输电、单极两线输电以及双极输电。直流输电的再次受到重视，并得以迅速发展，表明其在输电技术领域中确有交流输电替代不了的优势，尤其是以下诸点：
（1）直流输电功率和电流是由两端直流电压决定的，所以可以通过改变换流器的触发相位来调节电压，不但调节速度快，而且调节方式多样。
（2）直流输电不存在交变频率，如工频，可以避免交流输电产生的电感损耗，从而实现远距离大容量输电。直流输电也可以用于远距离海底电缆、地下电缆送电、电力系统联网等方面。
（3）直流没有交变频率，不会受到电抗值的影响，所以直流输电更加稳定，不存在电网并网同期的问题。也就是说，直流输电的输送距离和容量不会受到同步运行稳定性的限制，可以同时连接不同频率的系统，实现非同期联网，有效提高了电网系统的稳定性。
（4）直流输电具有很高的灵活性，在双极直流输电线中，当一极导线停止工作时，另一极导线和大地回路仍然可以输送一半容量的电能。
（5）直流线路通常仅需根导线，线路建设费用低。在输送相同功率条件下，直流线路的功率损耗比交流线路要少三分之一左右。而且，直流线路还能节省钢材，减少线路占地面积。
（6）交流电力系统互联或配电网增容时，直流输电可以作为限制短路电流的措施，这是由于它所具有的调节快、控制性能好特点所决定的。它可以有效地限制短路电流，使其基本保持稳定。
（7）稳态时直流线路不存在电容电流，沿线电压分布十分平稳，不存在空载时交流长线受端出现的电压异常升高现象，而且也不需要并联电抗补偿。
由于以上优点，直流输电将会具有非常广阔的适用范围，包括长距离、大功率送电、海底电缆送电、通过地下电缆向用电密度高的城市供电，以及为新电源提供配套技术。
2 直流输电的发展前景
直流输电在目前还是一项正在发展中的技术，还不如交流输电那样成熟，依然存在换流装置较昂贵，消耗无功功率多，产生谐波影響、缺乏直流开关、运行可靠性不十分稳定等缺点。但是随着电子技术，尤其是大功率半导体器件的发展，直流输电技术将会得到长足的发展，这些缺点也会随之一一克服。我国水电主要分布在两南、西北地区，而负荷中心却集中在京津以及沿海地区，所以发展“西电东送”、“北电南送”已成为必然趋势。我国正在加大对西部电力资源的开发力度，更多的巨型电站正在建设中。直流输电技术，特别是高压直流输电技术将在我国电网的发展中发挥的作用会越来越大，具有广阔的发展前景。当然，对直流输电技术也提出了更高的要求。
与此同时，直流输电可以采用海底电缆方式送电，用地下电缆向用电密度高的城市供电，将成为我国城市输电的发展趋势。由于直流输电所具有的诸多优点，采用高压直流电缆输电已在我国城市输电中受到重视，必将成为我国今后大功率城市供电的发展方向。
3 结语
提高直流输电技术的可靠性、输送容量和电压等级，以及加快交直流并联的研究是我国电网发展的需要，也将是世界电网发展的趋势。直流输电是适应电力现代化要求的电力技术，拥有非常广阔的应用前景。我们有理由预测在未来20～30年内，直流输电将成为我国输电方式的主流。
参考文献
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直流输电工程 篇7
柔性直流输电是指基于电压源换流器的高压直流输电,适用于可再生能源并网、分布式发电并网、孤岛供电等领域。与传统直流输电技术相比,柔性直流输电技术具有不需要无功补偿、可为无源系统供电、谐波水平低、占地面积小等优点。目前,世界上投运和在建的柔性直流输电工程已达30多个,高电压大容量柔性直流输电技术已具备工程应用条件,将对我国未来电网发展方式产生重要影响。目前柔性直流输电相关国家标准体系尚未建立,有关技术标准也较为匮乏,导致国家电网公司柔性直流工程建设过程中无标准可依。因此,构建一套综合全面的公司柔性直流工程标准体系,对规范公司柔性直流工程规划设计、设备材料、工程建设、运行维护等环节工作十分必要。
2 标准体系内容
2.1 规划设计技术标准
柔性直流工程的规划设计工作可分为工程前期和工程设计两个阶段。
前期阶段划分与常规直流工程类似,包括接入系统设计、可行性研究、初步设计、施工图设计等内容。其中:接入系统设计可参照DL/T5393-2007《高压直流换流站接入系统设计内容深度规定》开展;可行性研究深度规定可参照《国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定》(国家电网发展[2007]812号)及DL/T5448-2012《输变电工程可行性研究内容深度规定》执行;初步设计深度规定可参照Q/GDW166.13-2011《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定第13部分:高压直流换流站》、Q/GDW166.3-2010《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定第3部分:电力电缆线路》及DL/T 5043-2010《高压直流换流站初步设计内容深度规定》执行;施工图深度规定可参照Q/GDW381.9-2011《国家电网公司输变电工程施工图设计内容深度规定第9部分:高压直流换流站》和Q/GDW381.2-2010《国家电网公司输变电工程施工图设计内容深度规定第2部分:电力电缆线路》执行。柔性直流工程造价应按照《电网工程建设预算编制与计算规定》(2013年版)执行。但由于柔性直流工程自身技术特点及关键主设备的特殊性,不能照搬常规直流换流站的设备及建安造价,需要根据厂家制造能力以及设备供货情况进行调整,以规范柔性直流工程造价并为后续项目提供借鉴指导,需补充制定《柔性直流工程造价标准》。
在工程设计阶段,由于柔性直流工程自身特点,GB50789-2012《±800k V直流换流站设计规范》和DL/T5223-2005《高压直流换流站设计技术规定》不再适用于柔性直流工程,需制定《柔性直流换流站设计技术规范》,该规范内容涵盖换流站站址选择、电气一次、二次、土建、噪声与节能等方面,重点对柔性直流工程特有的真/伪双极接线、阀厅及交直流场联合建筑等特点内容进行规范,为后续柔性直流工程的开展提供技术指导。此外,柔性直流工程通常采用高压直流电缆(海缆)进行连接,一般不采用架空线,GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》中缺少柔性直流工程特有的高电压直流电缆设计标准,需制定《柔性直流电缆线路设计技术规范》。该规范内容涵盖电缆及附件选择、路径选择、过电压保护、接地、电缆分段、电缆敷设、通信干扰等内容,作为后续柔性直流工程电缆线路设计技术指导。柔性直流系统成套与常规高压直流工程成套设计有较大差异,尤其在系统接线、主回路方案、桥臂电抗器选择、接地方式选择、控制保护技术方案等方面存在诸多特殊性。DL/T5426-2009《±800k V高压直流输电系统成套设计》对柔性直流工程已不再适用,需制定《柔性直流系统成套技术标准》,该标准应能涵盖多端柔性直流和大容量柔性直流工程的系统成套要求。
2.2 工程建设标准
常规高压直流施工及验收有以下相关标准及规范,可以作为柔性直流工程的借鉴:GB50729-2012《±800k V及以下直流换流站土建工程施工质量验收规范》、GB/T50775-2012《±800k V及以下换流站换流阀施工及验收规范》、GB50776-2012《±800k V及以下换流站换流变压器施工及验收规范》、GB50777-2012《±800k V及以下换流站构支架施工及验收规范》和GB50774-2012《±800k V及以下换流站干式平波电抗器施工及验收规范》。
依据柔性直流工程的独特性,需制定如下工程施工及验收标准:《柔性直流直流换流阀安装及验收规范》《柔性直流电抗器安装及验收规范(包含桥臂电抗器、平波电抗器、接地电抗器)》《柔性直流阀冷系统安装及验收规范》《柔性直流电阻器安装及验收规范(包含启动电阻、接地电阻)》《柔性直流控制保护系统安装及验收规范》。
柔性直流采用IGBT技术,具有交流及常规直流不具备的向孤岛供电、快速独立控制有功与无功、潮流反转方便快捷、运行方式变换灵活等诸多优点,但同时控制保护系统也更加复杂。联调试验主要目的是在实验室内通过实时仿真手段模拟柔性直流系统,以验证控制保护设备是否能正常动作、排除工程隐患,减少现场调试时间和难度,因此对控制保护系统的联调试验尤为重要。对于柔性直流控制保护系统,其监控系统、联结变保护、母线保护、交直流故障录波、站主时钟及保护信息子站等技术要求与常规直流换流站基本一致,可参照常规高压直流工程控制保护系统相关规范。为保证工程建设顺利进行,充分发挥柔性直流控制保护系统联调试验作用,须针对柔性直流控制保护系统联调试验技术方案加以整理提炼,形成公司标准,以指导后续项目的开展,可制定《柔性直流控制保护系统联调试验技术要求》。
此外,参照现有标准DL/Tl130-2009《高压直流输电工程系统试验规程》及DL/T1131-2009《±800k V高压直流输电工程系统试验规程》,编制《柔性直流工程系统试验规程》。
2.3 设备、材料标准
柔性直流工程中许多设备可借鉴常规高压直流工程,如:交流断路器、开关刀闸、测量装置、穿墙套管、绝缘子、金具、管母及导线等,可直接执行相关标准。
结合现有高压直流设备技术标准,部分柔性直流工程设备标准可在其基础上修改、补充柔性直流内容。这些标准主要包括:GB/T13498-1992《高压直流输电术语》、GB/T25092-2010《高压直流输电用干式空心平波电抗器》、GB/T22389-2008《高压直流换流站无间隙金属氧化物避雷器导则》、GB/T25307-2010《高压直流旁路开关》和GB/T25309-2010《高压直流转换开关》。
此外,鉴于柔性直流工程的技术特殊性,换流阀、换流变、联结变、桥臂电抗器等关键设备需补充制定相关柔性直流技术标准,主要包括:《柔性直流换流阀》《柔性直流换流变压器》《柔性直流联结变压器》《柔性直流电抗器(包含桥臂电抗器、平波电抗器、接地电抗器)》《柔性直流电阻器(包含启动电阻、接地电阻)》《柔性直流控制保护设备(包含5部分:总则、运行人员控制系统、交直流系统站控设备、直流系统极控设备、直流系统保护设备)》《柔性直流电缆》。
现行设备试验与计量标准主要针对单个设备试验或检定,缺少柔性直流工程特有的关键设备试验技术标准,需增补制定以下标准:《柔性直流换流阀试验规程》《柔性直流换流变压器试验规程》《柔性直流联结变压器试验规程》《柔性直流电抗器试验规程(包含桥臂电抗器、平波电抗器、接地电抗器)》《柔性直流电阻器试验规程(包含启动电阻、接地电阻)》《柔性直流线路电缆试验规程》《柔性直流工程设备交接试验》。
另外,设备监造工作是产品质量控制的有力保障环节。柔性直流输电是输变电领域的全新技术,其关键设备的制造工艺尚未完全成熟,而现有行标DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》与DL/T363-2010《超、特高压电力变压器(电抗器)设备监造技术导则》只涉及到重要发电设备及电力变压器的监造,需制定《柔性直流设备监造技术导则》予以技术规范与指导,并针对柔性直流特有设备的抽检制定相应标准,补充制定《柔性直流输电用换流阀设备抽检导则》和《柔性直流输电用电抗器抽检导则》。
2.4 运行检修标准
柔性直流工程中多数设备运行检修可借鉴常规高压直流工程,如:变压器、平波电抗器、交流断路器、旁路开关、转换开关、开关刀闸、测量装置、穿墙套管、避雷器等。还有部分设备需要根据柔性直流工程特点增补制定相关检修标准,主要标准如下:《柔性直流换流阀检修规范》《柔性直流阀冷却系统检修规范(含风冷和水冷系统)》《柔性直流电抗器检修规范(包含桥臂电抗器、接地电抗器)》《柔性直流电阻器检修规范(包含启动电阻、接地电阻等)》《柔性直流线路电缆检修规范》《柔性直流户内直流场设备检修规范》。
此外,柔性直流工程运行可参照常规高压直流工程运行导则:DL/T350-2010《换流站运行规程编制导则》、DL/T349-2010《换流站运行操作导则》、GB/T28814-2012《±800k V换流站运行规程编制导则。结合柔性直流工程电流方向瞬时翻转、有功无功双向控制、Statcom、黑启动等特有技术的运行操作特点,需补充制定《柔性直流工程运行操作导则》,先通过工程应用加以验证,待时机成熟时升级成为行标及国标。
3 总结与建议
柔性直流采用全可控的IGBT的换流阀作为换流器件,与常规直流采用晶闸管阀的换流原理和应用领域差别较大,柔性直流工程在换流站设计、直流线路电缆设计、系统成套、关键设备选择、控制保护联调、工程建设、试验标准、运行检修、设备监造、工程造价等方面具有特殊性。本文旨在为柔性直流标准体系树立框架,凝练柔性直流工程技术特点,为构建公司柔性直流标准体系,进一步形成相应行标及国标奠定基础。本标准体系重点阐述柔性直流工程特有技术,对于与常规变电、直流工程建设共性内容,则直接引用相关标准,必要时加以补充和修编。结合舟山、厦门柔性直流工程建设经验,除对常规直流相关标准修编外,建议对现有标准体系分阶段进行增补;为充分发挥技术标准对工程的指导作用,本标准体系总体修订及编制工作建议尽早完成。
参考文献
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直流输电工程 篇8
1) 进行直流系统过电压保护需要布置避雷器。直流输电工程过电压有两种情况, 一是暂态过电压, 二是雷电过电压。这两种情况都需要利用避雷器来进行保护工作。避雷器在绝缘配合中以及在工程造价中都具有很重要的作用。在进行避雷器保护方案的选择时需要注意几个原则。一是如果过电压发生在交流侧时, 需要利用交流侧的避雷器来进行保护。二是过电压发生在直流侧时, 需要利用多个类型的避雷器来进行保护, 比如线路避雷器和母线避雷器等。三是对于关键的设备比如阀门和波滤器等进行保护时需要利用与之紧密连接的避雷器。
2) 进行直流系统过电压保护需要确定避雷器的参数。在避雷器的使用过程中其会承受各种电压的应力, 比如长期工作电压以及瞬时过电压。因此在确定避雷器的参数时, 需要注意几个方面的问题。首先, 要保证避雷器的性能, 即使其在长期工作电压下出现了老化情况也不会损坏其电气的性能。针对这一点, 需要对避雷器的电压值和波形进行计算, 确定出避雷器的最小长期运行电压值。其次, 在选取避雷器的保护水平时, 因为绝缘配合的原因, 需要注意保护水平要低。同时要避免出现避雷器保护水平过低的情况, 否则会使避雷器吸收过大的能量, 从而增加其数量或者体积, 这就给避雷器的制造工作带来了阻碍, 成本也要高出正常水平许多。因此要采用电磁暂态计算的办法来确定能量吸收的水平, 保证避雷器暂态过电压以及雷电过电压的水平处于较低的状态。
3) 进行直流系统过电压保护需要对暂态过电压进行保护。和交流系统不同, 直流系统的暂态过电压有另外的成因和过程。因此, 直流系统出现过电压情况时, 它的波形和幅值和交流系统有很大的区别, 其波形的长度要更大, 达到了数十甚至上百毫秒的程度。另外, 直流系统上述两方面的影响因素也很多, 除了操作故障而引起之外, 避雷器的保护水平以及直流的控制保护也会影响到其波形和幅值。这就决定了在不同的工程中, 会出现不同形式的暂态过电压。
4) 进行直流系统过电压保护需要对换流站采取雷电过电压保护的措施。直流输电工程的换流站出现雷电过电压的情况是由雷电侵入波侵入到输电线路造成的。在交流侧设备上, 雷电过电压通过交流输电线路而传入, 而对于直流侧设备, 雷电过电压是通过直流输电线路以及接地极而传入。首先, 对交流侧的雷电过电压进行说明。雷电侵入波的幅值受到两个因素的影响, 一是交流输电线路的绝缘水平, 二是雷击的位置。在对交流侧设备的雷电过电压进行限制时是通过三种避雷器进行限制的, 一是入口避雷器, 二是交流母线避雷器, 三是换流变压器端避雷器。在这种情况中, 雷电侵入波一般比较陡, 所以距离效应起到很重要的作用, 安装避雷器的位置需要掌握好, 可以通过计算来进行确定。其次, 对直流侧的雷电过电压进行说明。直流输电线路的雷电侵入波受到直流极线避雷器的限制。当雷电过电压传递到各直流设备时, 相应位置上的避雷器会进行限制。换流变压器以及平波电抗器具有屏蔽作用, 所以在设计换流变阀侧时不需要考虑雷电过电压的保护。另外, 接地极线路的雷电侵入波受到几个装置的限制, 一是中性母线避雷器的限制, 二是冲击吸收电容器的限制。使用冲击吸收电容器能够有效的抑制雷电冲击产生的陡冲击波。
2 在直流输电工程中进行绝缘配合的方法
1) 在直流输电工程中绝缘配合需要注意其一般的原则。绝缘配合最终目标是确定电气设备的绝缘水平。它有两个依据, 一是系统设备的过电压水平, 二是相应避雷器的保护水平。一般采用惯用法来进行直流换流站的绝缘配合。这一方法是在雷电冲击绝缘水平与操作冲击绝缘水平这两者之间存留一定比例的裕度。
2) 进行绝缘配合需要对设备的绝缘水平进行选取。首先, 要对雷电冲击绝缘水平进行选择。雷电过电压影响直流换流站的区域有三个, 一是在换流站的交流侧, 过电压从交流线路的入口进入到换流变压器。二是在换流区段, 过电压从换流变压器进入, 然后直到直流平波电抗器。三是在换流站的直流开关场区段, 雷电过电压从直流线路的入口进入, 然后到直流平波电抗器。在换流站中一般安装有交流滤波器组以及电容器组, 所以会对雷电过电压具有一定程度上的阻尼作用, 这就保证了换流站的交流设备所受到的雷电过电压比一般的交流变电站要低。因此, 在进行设备的绝缘水平选取的时候可以按常规的方式来选取。其次, 要对操作冲击绝缘水平进行选择。换流站中避雷器的操作冲击保护水平限制着各个设备的操作过电压。从数据上来分析, 在2k A雷电流下, 直流母线避雷器的雷电冲击保护水平一般在1398k V左右。将绝缘配合的裕度设为1.15, 那么操作冲击绝缘水平就是1608k V左右。再按照标准电压等级来考虑, 那么直流母线设备需要选择1675k V左右的操作冲击绝缘水平。
3 针对直流输电线路的防雷措施
当出现对地闪雷时, 大部分情况下其雷电流的极性基本是负极性, 所以可以明确在直流输电线路中, 正电压的正极幅值更高, 相比负极更加容易出现闪络。从我国进行±500k V直流输电工程建设的情况来看, 这一点是比较准确的, 由此可以得出正极雷击闪络相比负极更容易出现故障。如果工程建设采用的是具有更高电压的±800k V输电线路, 更加需要注意雷电的防护。因此±800k V输电线路不仅绝缘子串的长度更大, 而且其杆塔也更高, 雷电影响避雷线屏蔽作用的程度也更高。因此需要从成本的角度来确定杆塔上避雷线的保护角, 并且要保证其合理性。有时输电工程建设时会出现雷击塔顶的情况, 此时正极通常会先行闪络, 负极一般不会出现闪络。
4 小结
输电工程在运行时需要采取必要的措施进行过电压保护, 同时需要相应的绝缘配合。进行直流系统过电压保护首先需要布置避雷器, 然后需要对暂态过电压进行保护, 并且对换流站要采取雷电过电压保护的措施。进行绝缘配合需要对设备的绝缘水平进行选取。直流输电线路需要做好防雷措施, 确定好杆塔上避雷线的保护角。
参考文献
[1]周浩, 王东举.±1000k V特高压直流换流站过电压保护和绝缘配合[J].电网技术, 2012.
直流输电工程 篇9
高压直流输电系统中,换流器单元在换相的过程中在直流侧产生谐波电压和谐波电流,这些谐波会引起直流侧设备的附加发热,对直流设备造成损害。如果谐波分量流过直流线路,还会对直流线路附近的电话线路造成严重干扰[1,2]。在长距离高压直流输电系统的直流侧安装直流滤波器,能够有效抑制流入直流系统的交流谐波分量,直流滤波器对高压直流输电系统安全、稳定的运行有着非常重要的作用。糯扎渡电站送电广东±800 k V直流输电工程(以下简称糯扎渡直流工程)起点在云南普洱,落点在广东江门,额定输送容量500万k W,输电距离1 451 km。糯扎渡直流工程直流侧采用了三调谐直流滤波器,高压侧电容器C1是直流滤波器设备中重要的组成部分,也是比较容易损坏的设备,对其故障机理与相应保护原理的研究具有重要的意义。本文对直流滤波器高压电容器的故障机理及故障特征进行了深入的分析,提出了高压电容器的不平衡保护原理与方案,并通过RTDS实时仿真试验验证了C1不平衡保护的性能。
1 糯扎渡直流工程直流滤波器的结构
直流滤波器安装在直流侧,连接在每一极的极母线与中性母线之间。高压直流输电中的直流滤波器由电容器、电抗器及电阻串并联构成,糯扎渡直流工程中每站每极配置一组三调谐直流滤波器,直流滤波器整体结构如图1所示。
2 高压电容器损坏机理及故障特征
高压电容器承受了直流侧的直流压降和大部分谐波压降,容易在运行中发生电压击穿而损坏。糯扎渡直流工程中直流滤波器的高压电容器采用H型接线方式,由多台电容器串并联构成,单台电容器内部由若干个电容元件串并联组成,每个电容元件均有一个内熔丝。当单台电容器内部某个电容元件发生故障,例如绝缘介质被电压击穿,同一串联段上并联的其他健全元件向故障元件放电,其能量能够将故障电容元件的内熔丝熔断,从而隔离故障的电容元件。如果某个串联段上有多个电容元件内熔丝熔断,同一串联段上并联的正常元件存储的能量不足以将故障元件的熔丝熔断,将导致此电容器串联段的短路,如果故障进一步恶化,甚至造成整台电容器的短路故障[3,4]。
在直流输电系统中直流侧基波成分很小,不平衡电流及直流滤波器总电流主要以谐波电流为主,直流滤波器总谐波电流的大小受直流系统的运行方式和运行状态的影响。直流滤波器总谐波电流的幅值和频率与触发角、输送功率的变化等因素相关,随着直流系统工况的改变,总谐波电流的大小也在相应的变化。高压电容器某一支路中部分电容元件损坏时,此电容器支路的电容器容值增大,容抗变小,流过此支路的电流增大。此时,相邻的电容器支路就会有差电流存在,此差电流称为不平衡电流,不平衡电流从故障支路流向正常的支路。在糯扎渡直流工程中,直流滤波器高压电容器电压水平设计有比较高的裕度,并且电容器中配置有均压电阻,即使有3台电容器故障,其余完好电容器的过电压也不会超过4%。因此,一般不会因为电容元件熔丝的熔断产生过高的电压。
图2给出了糯扎渡直流工程在双极四阀组额定功率运行方式下,极2直流滤波器1台电容器短路时的电流波形。从上至下电流依次为不平衡电流、低压侧总谐波电流、高压侧总谐波电流。
3 高压电容器不平衡保护原理
糯扎渡直流工程中高压电容器采用H型接线方式,图3给出了高压电容器的整体结构示意图,通过理论计算推导出不平衡电流与总电流的关系表达式。
流过CA的电流IAB为
流过CC的电流IBC为
流过H桥中点的不平衡电流Isub为
不平衡电流与总谐波电流比值的百分数为
假设上桥臂CA发生故障,CA剩余电容大小为CA',不平衡电流与总谐波电流比值的百分数为
式中:Isub为不平衡电流;Isum为总谐波电流。
当高压电容器某一个支路中电容器单元损坏时,H桥中点流过不平衡电流。不平衡电流与总谐波电流的比值仅与电容器故障元件的个数及电容器的串并联方式有关,随着电容器元件故障数量的增多而增大,总谐波电流基本没有变化。在不同的运行工况下,电容器发生相同损坏时,电容器桥臂中不平衡电流的大小并不相同[5],不平衡电流与流过直流滤波器的总电流的比值是固定的,不受直流系统运行方式的影响,按照阻抗分配保持恒定不变。根据以上特点配置高压电容器不平衡保护,能够正确地反应电容器单元的故障程度。当高压电容器内部仅有少量电容元件损坏时,电容器容抗变化很小,所以不平衡电流也非常小,并且直流滤波器谐波电流中含有高次谐波分量,为了保证测量的准确性,需要保护提供足够高的采样频率和测量精度[6]。C1不平衡保护的原理就是采集不平衡电流与中性母线侧直流滤波器总电流,计算二者的比值,当比值超过保护定值时保护动作,选择相应的保护出口策略。保护根据直流滤波器总电流的大小来选择动作出口策略,当总电流小于100 A时,保护动作策略为打开高压侧隔离开关,隔离直流滤波器;当总电流大于100 A时,保护动作策略为直接闭锁直流系统,这是因为直流滤波器高压侧隔离开关断弧能力有限,防止在有大电流的情况下拉开隔离开关时而损坏隔离开关。依据电容元件损坏的数量、电容元件耐受过电压水平等参数,确定C1不平衡保护的定值;根据电容器元件在此过电压水平下所能承受的时间确定保护动作延时。C1不平衡保护按照故障的严重程度分为三个等级,分别为报警、长延时动作和瞬时动作。报警级别一般设定为电容器两个串联段短路或1台电容器短路,直流滤波器还能够运行二周,然后按计划退出运行;长延时动作级别设定为2台电容器短路,保护延时2 h动作;瞬时动作级别设定为3台电容器短路,保护立即动作。
4 C1不平衡保护定值计算
普洱站极1高压电容器由多个电容器单元串并联构成。单台电容器单元内部由多个电容元件串并联构成,结构为24并3串,单台电容器单元额定容量为36μF。高压电容器的接线方式和单台电容器内部结构如图4(a)所示;普洱站极2和江门站双极高压电容器采用不对称接线方式,上桥臂68串下桥臂60串。单台电容器单元内部结构为27并3串,单台电容器单元额定容量为76.8μF。高压电容器的接线方式和单台电容器内部结构如图4(b)所示。
以普洱站极2电容器为例,依据图3的电容器整体结构示意图,给出不平衡保护定值的计算方法。普洱站极2高压电容器上桥臂结构为68串2并,下桥臂结构为60串2并。
各个支路电容器容值为
1)当上桥臂一个支路CA中某台电容器内2个串联段故障,此台电容器电容值为76.8×3=230.4μF。
上桥臂CA支路剩余电容值为
不平衡电流与总电流比值的百分比为
2)当上桥臂一个支路中CA中2台电容器短路故障,上桥臂CA支路剩余电容值为
不平衡电流与总电流比值的百分比为
3)当上桥臂一个支路中CA中3台电容器短路故障,上桥臂CA支路剩余电容值为
不平衡电流与总电流比值的百分比为
由此得出糯扎渡工程直流滤波器不平衡保护定值的计算结果如表1所示。
5 高压电容器仿真试验验证
5.1 高压电容器仿真模型结构
以RTDS为平台搭建糯扎渡直流系统仿真试验模型,依据直流滤波器的结构和参数搭建了如图5所示的三调谐直流滤波器模型,电流互感器的测点位置及电容器串并联结构等参数与现场设备完全一致。将RTDS仿真模型中一个桥臂支路的电容器分解为多个串联段串联的结构,以实现对单个串联段和多个串联段故障的仿真模拟。
5.2 C1不平衡保护仿真试验
糯扎渡直流工程采用双12脉动换流器串联的接线方式[7],主要有以下几种运行方式:(1)双极四阀组;(2)双极双阀组;(3)单极双阀组金属回线;(4)单极双阀组大地回路;(5)单极单阀组金属回线;(6)单极单阀组大地回路。本文仅提供了双极四阀组额定功率运行方式下的仿真数据,普洱站极1高压电容器短路故障波形如图6所示,极2高压电容器短路故障波形如图7所示。
为了验证本文提出的C1不平衡保护的性能,仿真试验中考虑了电容器元件多种故障时的情况。在双极四阀组额定功率运行方式下,直流系统稳态运行后,模拟高压电容器多串电容元件短路故障,图6分别给出了普洱站极1电容器2串、4串、7串及10串短路故障时的波形,图7分别给出了普洱站极2电容器1串、3串、7串及10串短路故障时,电流的变化过程和不平衡保护动作情况。从故障波形可以看出,随着电容元件的相继损坏,不平衡电流相应增加,总谐波电流基本没有变化,二者的比值反应了电容器元件故障的数量。图6和图7的(a)、(b)显示当电容器发生轻微故障时,不平衡保护仅发出告警信号。图6和图7的(c)、(d)显示当电容器发生严重故障时,C1不平衡保护能够可靠动作,切除直流滤波器。仿真试验结果表明:当直流滤波器高压电容器发生故障时,C1不平衡保护能够快速、准确地识别出故障,并采取相应的出口策略切除故障。
注:IFHD_rms为不平衡电流有效值;IFL_rms为低压侧电流有效值;IFHS_rms为高压侧电流有效值;DCF1_Dicon为保护动作。
注:IFHD_rms为不平衡电流有效值;IFL_rms为低压侧电流有效值;IFHS_rms为高压侧电流有效值;DCF1_Dicon为保护动作。
6 结语
本文对直流滤波器高压电容器的故障机理及故障特征进行了深入的分析,提出了基于不平衡电流与总电流比值作为直流滤波器不平衡保护判据的保护原理,给出了不平衡保护定值的计算方法。基于该原理为糯扎渡工程直流滤波器配置C1不平衡保护,通过RTDS仿真试验平台验证了C1不平衡保护原理及方案的正确性。此保护原理的突出特点是简单、可靠、灵敏度高,不受直流系统运行方式的影响,具有很强的适用性。此保护方案已经在银东±660 k V直流输电工程及三沪二回直流输电工程中成功应用,为直流滤波器高压电容器不平衡保护的设计和运行维护提供有益的参考。
摘要：直流滤波器是高压直流输电系统中重要的组成部分,高压电容器C1是直流滤波器中故障率较高的设备。为了检测高压电容器单元内部元件的故障,配置不平衡保护反应电容元件的损坏情况。对高压电容器的故障机理和故障特征进行了深入的研究,提出了糯扎渡特高压直流输电工程中C1不平衡保护的原理与方案,给出了C1不平衡保护定值的计算方法。保护方案通过了RTDS实时仿真系统的验证,仿真试验结果表明:所提出的保护方案可以对高压电容器提供有效的保护,能够准确、可靠地识别出高压电容器单元故障。
关键词：特高压直流输电,直流滤波器,不平衡保护,RTDS仿真
参考文献
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直流输电工程 篇10
溪洛渡-浙江±800 k V特高压直流输电工程西起四川省宜宾市双龙换流站，东至浙江省金华市金华换流站，直流线路长度约1 670 km，双极直流线路1回，每极2个12脉动换流器串联。额定电压±800 kV，直流输电容量8 000 MW，直流额定电流5 000 A，计划于2014年3月份双极低端投运，201年6月份投产双极。华中电网的双龙换流站通常为整流站运行，华东电网的金华换流站通常为逆变站运行。
溪浙特高压直流输电工程的控制保护系统首次采用DPS-3000平台。该平台是许继集团基于高压直流输电领域长期的技术积累和工程经验，融合国内外先进技术，自主开发的新一代成套直流控制保护系统。系统针对±1 100 kV特高压直流、多端直流以及柔性直流等工程应用的更高技术要求开发，与原有技术相比具有更为强大的运算能力和整体性能，可以用于构建各种类型的直流输电工程的控制保护系统，并具备向其他高端工业控制领域应用扩展的能力。本文详细分析了基于此平台特点的直流保护系统实施策略[1,2,3,4,5,6,7]，重点阐述了系统的整体设计方案、测量系统设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。
溪浙特高压直流输电工程的二次仿真试验首次以厂家为主，本文介绍了试验的RTDS建模及整体试验情况，并对试验中出现的关键技术问题进行分析研究，然后提出解决策略并进行验证试验。
1 直流保护系统实施策略
1.1 直流保护系统整体设计方案
直流保护系统的保护区域包含高、低端换流器保护区，极母线保护区，中性母线保护区，换流器间连接线保护区，直流滤波器保护区，线路保护区，双极保护区和高、低端换流变保护区。直流保护区域及主要测点如图1所示。
根据特高压直流保护系统设计原则和以往的工程经验[8]，溪浙特高压直流保护系统配置了独立的阀组保护屏和极保护屏。高、低端阀组保护屏分别实现对高、低端换流器区内故障的保护功能；极保护屏实现对极母线保护区、中性母线保护区、换流器间连接保护区、直流滤波器保护区、线路保护区和双极保护区内故障的保护功能。
高、低端换流变保护区由SBH-100A系列微机型换流变压器成套保护装置实现保护功能，由于篇幅限制本文不作详细介绍。
阀组保护屏和极保护屏均采用三重化的冗余结构，每重保护屏对应的测量系统完全独立。测量屏将采集的信号通过TDM总线送至保护屏的CPU板卡进行逻辑判断，得到保护功能信号，再通过控制总线传至三取二逻辑装置，三取二逻辑判断后将保护动作信号通过冗余的控制总线光纤传输至控制系统，并由硬接线冗余输出开关动作信号至直流场设备，快速清除区域内的故障或不正常工况，保证直流系统的安全运行。
保护屏具有完善的自监测能力，自监测功能区分不同的故障程度和发展趋势，对于不严重的、不影响自身和其他系统正确执行功能的故障给出报警，对严重故障或紧急故障则闭锁该系统的输出，系统发出报警并自动转为测试状态，所有的事件通过冗余的控制LAN上传至运行人员控制系统，保护系统的硬件自检事件通过SER接口屏上传。在保护功能动作出口后输出信号至故障录波屏启动录波功能。直流保护系统整体结构示意图如图2所示(以极保护屏为例)。
1.2 测量系统设计方案
根据溪浙工程的主接线设计图，直流场一次测量装置包含采集零磁通CT、分压器及直流场光测量模块、交流电流电压测量等众多设备。由各种测量设备的接口要求和直流保护系统的分层结构需求，本工程的测量系统分为双极层、极层、阀组层测量，每层测量系统配置完全独立的三套屏柜，以满足保护系统三重化的设计要求。
双极层测量系统主要实现对零磁通CT信号的采集，由于零磁通CT信号输出为弱电压信号，不能进行长距离传输，而两个极的保护功能都需要相关信号，且两个极的保护屏所在的控制室距离较远，故在双极测量屏内配置两个完全独立的机箱，将电压信号转换成数字信号，通过TDM总线实现长距离传输。
极层测量系统主要实现对极区分压器、交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。同时通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与极测量信号一起打包后传送极保护屏。
阀组层测量系统主要实现对阀区交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与阀组测量信号一起打包后传送阀组保护屏。
以单套测量系统为例，其测量方案如图3所示。
溪浙工程测量系统的设计方案有以下优点：
(1) 分层式测量系统设计结构清晰、框架灵活，符合特高压保护系统分层设计的要求。
(2) 极层测量系统和阀组层测量系统分别通过EOT11B板卡读取合并单元传输的信号，能够精减合并单元传输协议中的数据量，明显降低保护屏中CPU的负荷。
1.3 保护功能配置方案
根据溪浙工程招标规范书和设计规范书的相关内容，溪浙工程直流保护系统配置了完善的保护功能，能够保证换流站中所有直流换流设备、区域或与直流相关的设备都能得到功能全面的保护。
由1.1节直流保护系统整体设计方案中的介绍而知，直流保护配置了独立的阀组保护屏和极保护屏，其中阀组保护屏中配置了两个CPU以实现阀区内故障的保护功能，具体的功能分配如表1所示。
极保护屏配置了5个CPU以实现极区、双极区和直流滤波器区内故障的保护功能，具体的功能分配如表2所示。
所有的保护功能均采用了成熟的保护判据，并对以往工程中出现的问题进行了修正，由于篇幅限制，对每个保护功能原理、判据和动作策略等，本文不作详细介绍，仅对本工程中遇到的特殊问题及其解决策略进行分析，详细内容见第2节。
1.4 辅助功能设计方案
溪浙工程直流保护系统主要的辅助功能有：与保护及故障录波信息管理子站的通信功能、顺序事件记录功能和内置故障录波功能等。
基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，通信规约为103规约。保护主机将直流系统保护产生的所有报警、跳闸信号通过保护子网上传至保护故障录波信息管理子站，并通过该子站向远方调度中心传送信息。
直流保护系统的顺序事件记录功能首次采用通过冗余的控制LAN网直接上传至运行人员控制系统的方案，不再由控制系统转发，提高了直流保护系统的独立性和可靠性。
直流系统保护配置了内置故障录波功能，录波的范围包括输入模拟量、开关量和保护处理信号，录波频率最高可达10 k Hz。内置故障录波数据采用就地存储方式，在保护主机中，配置有大容量的SATA硬盘，保护动作时自动触发录波，将录波数据转换成标准的Comtrade数据格式，可通过专用软件或FTP实现读取和管理。
2 二次系统仿真试验
溪浙特高压直流输电工程二次系统仿真试验首次采用以厂家为主，中国电科院监造的方式。仿真试验从7月29日正式开始至11月11日结束，共完成试验项目1 302项，其中直流保护试验完成720项。本次仿真试验仅耗时3个半月，以往的相关试验至少也要半年的时间，能够在工期紧张，试验项目繁多的情况下顺利完成仿真试验，得益于丰富的工程经验、科学的试验规划和所有参与人员夜以继日的努力工作。
2.1 RTDS建模及试验方案
RTDS为实时数字仿真仪，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仿真装置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[9,10,11]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4为RTDS仿真模型的结构示意图。
参加本次仿真试验的设备有双龙站、金华站直流控制设备、直流保护设备、运行人员工作站、服务器、远动设备、通信设备、事件记录设备、站GPS、保护及故障录波信息管理子站等。仿真试验共分11个大项，涉及系统自监视与切换、顺序控制与联锁、控制系统动态响应、无功控制、各种故障与保护、以往工程问题验证等内容。其中直流保护相关试验主要模拟的故障区包括：换流器区故障、极区故障、双极区故障、交流区故障、直流滤波器区故障和空载加压故障。
2.2 关键技术问题及解决策略
直流保护系统经过前期的精心设计和多次排查，在二次仿真试验过程中整体进展顺利，但也遇到几个关键的新问题，通过深入分析后提出了相应的解决策略，并经过试验验证了解决策略的正确性。
2.2.1 阀组差动保护动作策略修改
阀组差动保护检测阀区内的接地故障，为接地故障的主保护。以往工程中该保护动作后发出S闭锁和阀组隔离至阀控系统以闭锁故障阀组，并跳开故障阀组的交流断路器。
试验中发现在双阀组运行时，若整流侧发生阀组差动保护动作后，则故障阀组会快速移相闭锁，其后备保护极差保护无法立刻动作，非故障阀组则会移相后重启，然后继续运行。如果故障为瞬时故障，这种动作策略有利于最大限度地减小危害，维护输送功率，但如果故障为永久故障，则会在故障点产生二次故障电流，不符合快速切除故障的保护要求。
根据试验分析，以快速切除故障为首要任务，故将阀组差动保护动作策略修改为：保护动作后闭锁故障阀组策略不变，同时故障阀组的阀组控系统收到闭锁信号后，通过快速控制总线将闭锁信号传至极控系统，极控系统再通过快速控制总线将闭锁信号传给非故障阀组的阀组控系统，快速闭锁两个阀组。
2.2.2 线路保护辅助判据逻辑优化
行波保护和电压突变量保护均为线路保护的主保护，其中行波保护仅配置在整流侧，电压突变量保护在两站均有效，保护范围是本站的IDL测点至对站的平波电抗器。两个保护的判据中用到了同一个辅助判据，如式(1)。
式中：IDL为直流线路电流；IZ为直流滤波器高压侧电流。
线路保护通过此辅助判据实现线路故障区内和区外的判断(以站A极1为例)，图5为直流线路故障点示意图。如在F1发生接地故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，IDL将变大，满足辅助判据，如在F2发生接地故障时，电流流过故障点，IDL将变小，不满足辅助判据，实现区内和区外故障的判断。
但是，原判据存在一个问题，如在F3发生故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，虽然IDL变小，但IZ将变大，也会满足辅助判据，但F3的接地故障属于直流滤波器保护范围，线路保护不应动作，故经过研究后将辅助判据修改为
试验过程中发现在F1发生故障时，直流滤波器形成放电回路，在故障电流中叠加了很大的谐波电流，谐波周期约为0.56 ms，谐振幅值很大，如图6中优化前的波形。由于IDL中叠加了谐波电流，造成满足式(2)的持续时间较短，故对IDL进行了优化处理。优化后的电流及其判据能够准确有效地实现区内和区外故障判断。
2.2.3 NBS开关保护优化
NBS开关保护动作后启动NBSF顺控逻辑：即合上NBGS，拉开故障极连接双极区的隔刀，然后非故障极进行移相重启，同时拉开NBGS开关，实现非故障恢复正常运行，故障极拉开隔刀，隔离故障点。NBSF顺控逻辑主要是针对双极运行，其中一个极的NBS开关与NBS电流测点间的区域发生接地故障时，极闭锁后，无法完成极隔离的情况。
试验过程中发现，在双极额定运行时，若一个极发生Z闭锁后，投旁通对和合旁路开关后会构成电流回路，与接地极形成分流约1 000 A，此时执行极隔离拉开NBS开关时，NBS开关将流过振荡电流，NBS开关保护误动作，然后误启动NBSF顺控逻辑。误动的原因主要是：溪浙工程额定运行电流目前为世界之最，且其接地极电阻比以往的工程明显偏大，而线路电阻又较小，导致故障极分流较大，振荡电流较大。原保护逻辑如图7所示。
图8为极隔离时NBS开关相关电流。可以看出，极隔离拉开NBS开关时，NBS开关电流IDNE的振荡频率约为11 Hz，第一个振荡幅值为500 A，对其进行绝对值处理后，频率翻倍，振荡周期约为45ms，由于原逻辑中展宽时间T1为10 ms，使振荡电流满足了持续延时90 ms。根据波形进行分析，认为原展宽时间10 ms不适应新工程的相关参数，最终将其优化为1 ms，解决了极闭锁隔离时，NBS开关保护误动的情况；而模拟NBS开关与NBS电流测点间的区域接地故障，NBS开关保护也能够正确动作，启动NBSF顺控逻辑。
2.2.4 并联融冰模式下保护逻辑修改
并联融冰模式是冬季直流线路覆冰时为了保护线路的一种特殊运行方式，采用两个极的高端阀组并联运行的方式，以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融化脱落。
并联融冰模式下直流场的一次接线发生改变，部分保护功能采集的电流方向发生改变，需要特别处理，由于篇幅限制不作详细分析。金属回线纵差保护原逻辑在融冰模式下不合理，存在误动的风险，原金属回线纵差保护逻辑为
式中：IDME为本站的金属回线电流；IDMEOS为对站的金属回线电流；为定值；K为比率制动系数。
由式(3)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，公式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。经过研究将原判据修改为
式中：IDNEP2为极2 NBS开关电流；IDNEP2OS为对站极2 NBS开关电流。
修改后的式(4)判据能够实现在融冰模式下对线路接地故障的有效保护，同时避免如分接头不一致造成极1极2电流不等时保护误动的情况。
2.3 相关接口试验
仿真试验在完成控保功能试验的同时，在厂内对保护及故障录波信息管理子站和合并单元相关接口进行了试验。基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，对通信规约及传输的内容进行了详细测试。合并单元与HCM3000平台测量系统的接口试验内容包括：通信协议的测试、各采集单元的通道测试、采集单元的状态监测和各通道有效位的测试等。
3 总结
本文详细分析了溪浙特高压直流输电工程中直流保护系统的实施策略，主要包括保护系统整体设计方案、测量系统的设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。对二次仿真试验情况进行了介绍，并对试验过程中出现的关键问题进行了试验分析，提出了有效的解决方案，这些关键问题的解决保证了溪浙特高压直流输电工程保护系统现场的顺利调试和安全稳定运行。
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直流输电工程 篇11
关键词：输电线路 路径选择 经济性比较 技术性比较
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（a）-0075-02
1 输电线路路径选择
输电线路路径选择是指在满足输送容量、环境标准以及其他规范和功能的要求下，在输电线路起讫点定之间选出一条全面符合国家建设各项方针政策的线路路径，既要考虑电力系统本行业的运行安全可靠、投资经济合理、施工维护方便，又要不影响其它行业正常运行生产，还应保护好自然环境和生态环境，求得经济效益和社会效益最佳的设计方案。
在输变电工程项目的设计过程中，线路的路径优选是一个十分重要的环节。输变电线路工程初步设计中，首要的工作为确定输变电线路的起点和终点之间的路径。输变电线路一般要经过若干省、市、区。由于输变电线路经过地区较多，涉及的面积较广，与外部关系复杂，工程从设计、施工到竣工完成遇到的问题较多。因此，在明确线路的起讫点后，应充分收集备选方案的有关资料，对备选方案各指标进行技术经济评价。如果线路经过重点跨越，在选择路径之前，应对线路路径的重点跨越的跨越方式和跨越点进行方案比较。对依据收集的资料在室内确定的线路路径方案，应进行现场勘测并进行详细的研究，进而选出技术经济合理的最优路径方案。输变电线路进行路径选择时，应遵循国家的各项建设法规政策，在此基础上，选择施工方便，投入运行后线路安全可靠，便于维护的路径方案。路径选择不当会导致大面积停电，甚至导致局部电网崩溃，给国民经济造成极大损失。因此，综合权衡各种因素，做好路径地形图具有重要意义。
该文介绍XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路工程实际工程概况，以及路径备选方案1和方案2，并从经济性和技术性进行对比分析，评出XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路最优路径方案。
2 工程概况
本段线路在任县双蓬头村N1155～N1156段跨越溜垒河，两侧房屋较多。根据任县供电局的意见，拆迁协调难度较大，希望该段线路方案进行大改，从南和县绕行。
根据N1155～N1156段房屋分布图，按照电磁环境要求，4#和5#（在建宅基地）房屋需要拆迁，还有2处拟建的宅基地需要拆迁。但县局经过初步调查，希望1#（距离中心线28.3m）、3#（距离中心线34.2 m）、4#、5#和9#（距离中心线33 m）房屋均拆迁，还有2处拟建的宅基地也需要拆迁，因此县局认为拆迁协调难度较大。
3 路径方案对比分析
按照任县供电局的意见，线路折向双蓬头村西侧和南侧走线，然后进入南和县，跨越溜垒河后进入平乡县。如图2所示，红线和蓝线分别为备选方案1和2。
3.1 经济性比较
红线方案须拆迁宅基 m的房屋；蓝线方案不搬迁宅基地方案。将2个方案的塔型及塔重情况分别列于表1和表2。
红线方案塔重为724.17 t，但是需要拆迁4处房屋，费用按50万计列（未考虑环保拆迁，若考虑环保拆迁，两个方案均需进行环保拆迁）；蓝线方案塔重为975.74 t，蓝线方案塔重需约增加251.6 t，考虑本体和施工费用约增加390万元。
从经济性方面考虑，推荐采用红线方案，可减少投资约340万元。
3.2 技术性比较
对两个方案进行技术性比较列于表3。
综上所述，蓝线方案相对于红线方案投资增加340万元，协议办理困难，对相关评估工作和工期影响较大，实施可能性较小。红线方案按照可研和初步设计方案执行，技术和经济性较优，因此推荐按红线方案走线。
4 结语
本文介绍XX-XX±800kV特高压直流输电任县双蓬头村段输电线路工程实际工程概况，综合考虑影响输电线路工程路径选择效果的技术和经济因素，结合双蓬头村当地的房屋分布情况，确定红线备选方案无疑是更为合理的选择，研究结论为今后输电线路路径选择提供了重要的参考价值。
参考文献
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[2]王艳丽.输变电工程项目送电线路最优路径选择研究[D].北京：华北电力大学， 2012.
直流输电工程 篇12
关键词：±800kV,直流输电,调试
1 引言
直流输电工程是将中间部落点的两端工程作为核心, 支持大功率、远距离、点对点的电力输送, 直接送往负荷中心。该±800k V特高压直流输电工程直流线的长度为1670km, 双极直流线路1回, 每极有2个12脉动换流器相串联。额定电压为±800k V, 直流输电容量为8000MW, 直流额定电流为5000A。该工程是在2014年3月投运, 双极低端开始使用, 6月开始投产双极。电网的双龙换流站一般是整体运行的, 而该工程的换流站是逆变站运行。交流系统是±800k V换流站500k V配套送出工程, 其中包括的配件有9个完成串、2个不完整串、10回500k V线路以及29台开关。
2 软件方面的技术措施
2.1 阀控系统与交流站控系统的联锁
该工程直流控制系统是由阀组控制系统、极控制、直流站控、交流站控等构成。阀控系统的作用就是接收直流极控制主机的运行电流指令或者是点火角指令, 再转化为触发脉冲对12脉动换流器进行控制。交流站控的主要作用就是对500k V的交流开关场进行实时监控和控制。阀控系统对于阀组的控制是按照一定顺序进行的, 会为交流站控系统提供具体的控制指令, 对对应的开关刀组进行适当处理。同时, 交流站控系统状态信息的获得主要来源于阀控系统, 需要将这些状态信息作为交流场开关操作的主要依据和联锁条件。在交流系统接电之后, 由于阀控系统正处于被调试状态, 所以需要在满足交流站系统运行的情况下对换流变压器进线开关以及隔离刀闸进行调控, 同时对闭锁阀控系统中的交流站顺序发出操作指令并进行直接控制。具体操作方法为在交流站控系统程序页面中对极1低端、极1高端、极2低端、极2高端阀控系统的信号参数进行设置。
其中, 通过信号Q1-Q7置0来闭锁极1低端阀控系统对换流变压器进线开关、隔离刀闸和接地刀闸的顺序控制, 避免相关的断路器以及刀闸在交流系统在正常情况下会出现误分合问题。交流系统正常运作时被误分合, Q10-Q15中设置的1信号就可以为运行监控人员提供便利, 对极1换流变压器进行开关、刀闸等操作, 也不会因为直流系统状态的变化而不能满足联锁条件被禁止。
2.2 直流站控至交流滤波器接口屏的无功控制
直流输电换流站中应用电网换流器的主要目的是保证无论系统处于整流运行还是逆变运行状态, 系统都能够从交流系统中吸取容性无功, 也就是换流器对交流系统来说是一种无功负荷。所以每一个换流站都需要安装无功补偿设施, 该设备可以进行无功平衡和无功补偿。上述工程换流站总共安装了4个交流滤波器大足, 其中, 前3个大组是由2个12/24次双调谐滤波器小组和2个并联电容器共同构成, 最后1个大组是由3个12/24次双调谐滤波器小组以及2个并联电容器构成。直流站控系统的主要作用就是对直流场和无功功率进行控制。在交流带电阶段, 所有的交流滤波器大组都可以将其看成是电力系统中的运行设备之一。但是因为直流站控系统正在调试, 如果在调试阶段出现交流滤波器或者是并联电抗器等问题, 就会导致系统无功过剩, 最终使得交流母线的电压不断提升。因此, 为了防止直流场分系统调试时误投切交流滤波求小组, 需要对直流站控中无功功率控制投切交流滤波器小组的命令进行屏蔽。屏蔽投切命令的一般使用方法分为两种, 详细如下: (1) 切断直流站控系统和交流滤波器接口屏上DFU410装置之间的通信, 滤波器接口屏上的DFU410和测控装置有异曲同工之处, 接收直流站控的无功控制命令再运行。这种方法的突出优势就是可以避免误投切滤波器动作的发展, 但是对于人工的正确操作会有所影响。 (2) 在直流站控系统程序的CPU1EBIN.CFC中, 将“Inputsofdataword15-18”页面的C16模块输入管脚由16#FFFF改为16#0000, 将无功控制的参数均设置为0, 从而可以屏蔽无功控制自动投切交流滤波器, 置数情况如表1所示。该方法的应用不会对运行人员的状态监视以及正常操作造成负面影响。上述工程中换流站采用了第二种方法。
3 系统调试技术措施
3.1 GIS至换流变压器保护屏的电流回路
换流器使用的电力变压器又被称之为换流变压器, 其和一般的电力变压器相比结构基本一致。换流变压器的保护和普通变压器的保护配置也大致相同, 但是其最大的差异体现在换流变压器按照三重化原则进行配置, 在A、B屏分别装置1台三取二装置, 每台装置均可接受3套换流变压器保护动作信息。当只有2套相同类型的保护同时发生动作时, 三取二装置就会跳开交流进线开关以及闭锁换流器。在启动交流系统之前, 极1高端、极1低端、极2高端、极2低端换流变压器交流侧的电流回路需要在GIS就地汇控柜内部短接然后退出, 这样做可以有效防止交流测带电之后因为换流变压器保护因为处于调试状态而降低了调试以及电流回路的安全性。短接退出操作为先在端子排TA测短接然后接地, 再开启电流端子的连接片, 然后完全实现电流回路隔离。
3.2 交流场接口屏至阀组测量接口屏的电流回路
阀组测量接口屏也就是阀控系统的分布式输入、输出, 其核心作用就是对直流量以及交流量进行测量、滤波等一系列处理, 再通过TDM总线将数据传输给对应的阀控系统。阀控系统是依据测量接口屏采集的直流量以及直流量, 对换流器的正常投/退、故障紧急投/退的顺序进行控制, 同时也具有阀组角度限制以及过负荷限制作用。极1高端、极1低端、极2高端、极2低端环流变压器交流侧的电流测量回路, CIS在经过交流场的接口屏之后再传送给阀组测量接口屏。交流场接口屏在交流场测量控制中占据重要地位, 因此, 要将阀组测量接口屏的电流回路隔离开来, 但是其前提是不能影响交流场功能的发挥。对此, 要在开启交流后立即进行交流场接口屏短接端子排内侧同时进行接地处理, 再打开电流端子的连接片以后, 就可以实现电流回路的安全隔离, 从而防止交流侧带电对阀控系统的调试工作以及电流回路的安全造成不利影响。
3.3 直流控制保护系统跳换流变压器较流进线开关的出口回路
对于换流变压器保护和直流控制系统较流测电流回路采用隔离措施的主要功能就是屏蔽较流测电流对于直流控制保护系统调试工作的正常开展会造成影响。在直流控制保护系统调试过程中, 需要采取适当的方法避免跳开正常运行的交流场开关, 所以在4个换流变压器间隔相关的短路器保护屏上需要直接将直流空子保护系统跳开关的二次回路直接断开。以极1高端为例, 可将极1高端阀组的保护A/B屏、极1高端换流变压器非电量保护A/B屏、极1高端换流变压器非电量保护A/B屏和极1高端保护接口屏的跳闸回路直接切断。其中, 极1高端保护接口屏的跳闸回路中包括了极控系统、阀控系统和水冷系统等。
4 结束语
综上所述, 本文结合具体的工程实例对±800k V电力工程中换流站直流系统和交流系统之间的关联因素进行了深入的探究, 因为阀控系统、直流站控系统等直流控制保护大多对交流场的运行造成影响, 所以需要从软件和硬件采用适宜的措施进行隔离。
参考文献
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