特高压直流线路

特高压直流线路（精选10篇）

特高压直流线路 第1篇

本文将在总结以往工程经验的基础上, 结合灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程, 考虑工程地形地貌特征、地质条件, 以建设“资源节约型、环境友好型”输电线路为目标, 以采用“新技术、新工艺、新材料”为手段, 进行合理的基础优化设计, 降低工程投资, 实现输电线路建设理念和方式的转变。

1 概述

杆塔基础设计要求在安全可靠的前提下, 尽量做到经济环保。其中安全可靠是指天然地基和杆塔基础在规程规定的各种工况下必须保证稳定, 要有适当的安全储备, 即使在某些异常情况下也应具有一定的可靠性水平, 并且在外荷载作用下, 杆塔基础不能产生太大的、可能造成杆塔承载力严重下降的变形。经济环保是指在考虑各种外界因素后, 所选取基础方案的经济效益和社会效益是所有可行方案中最优的。

杆塔基础的用途是把杆塔的作用力向地基土 (岩) 传递。杆塔基础作用力包括竖向力 (即上拔力和下压力) 、水平力 (包括横向及纵向水平力) 以及由此产生的倾覆力矩等, 一般情况下杆塔基础设计内容包括上拔稳定、下压稳定、倾覆稳定和基础本体强度设计。

2 基础选型原则

为了保证线路的安全运行, 而且可降低工程成本, 同时可最大限度地保护好自然环境, 以实现安全、经济、环保、合理之目的, 有效降低工程造价。

基础选型原则如下:1) 本文依据工程水文、地质具体条件, 经过类比, 结合全寿命周期管理理念, 选择适宜的基础形式;2) 在安全、可靠的前提下, 采取合理的结构形式, 改善基础受力状态, 尽量做到经济、环保, 减少施工对环境的破坏;3) 丘陵及山地无水地区尽量采用原状土基础, 保护环境;4) 对于较难设计塔位, 依据条件制定基础形式和相关的施工措施;5) 设计优先考虑环保和水保, 开展专项设计;6) 设计时考虑基础的可实施性 (从施工方面) 。

3 基础选型

3.1 我国常用杆塔基础形式及其工程特性

总结我国50多年来输电线路基础形式, 总体可分为:开挖回填类基础、掏挖类原状土基础、岩石基础、钻孔灌注桩基础以及其他特殊类型基础等几大类。

3.2 基础选型

结合灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程 (包11) , 根据地形、地质特点, 可将沿线地基情况概括为两大类:有地下水地基;无地下水的粉质粘土地基。

1) 有地下水地基。

有地下水的地基中一般采用的基础形式为柔性斜柱基础、刚性基础、柔性直柱基础和钻孔灌注桩基础。

除刚性基础明显不适合, 结合本标段地质情况, 对斜柱板式基础、螺旋锚基础、钻孔灌注桩基础的最优方案进行了经济指标分析, 以Z27102A直线塔型为例, 见表1。

从表1可看出斜柱板式基础综合造价较低, 直线塔可优先采用。

2) 无地下水的粉质粘土地基。

由以往特高压线路工程经验可知, 在无地下水的地基中, 一般采用斜柱板式基础、掏挖类基础及其他特殊基础形式。

掏挖扩底桩具有掏挖盘桩的优点, 当基础荷载较小的时候, 因基础埋深小于或稍大于5倍桩径, 没有必要在桩中间部位增加扩大盘, 当基础只有一个底板的时候, 即为掏挖扩底桩基础。

现以转角塔为例, 结合本标段该种地质条件对掏挖扩底桩基础、斜柱板式基础进行技术经济指标比较, 见表2。

由表2可看出在混凝土量、钢筋量、土方量、综合造价方面, 掏挖扩底桩有较大优势, 设计可优先选用。

4 基础优化设计

4.1 基础主柱优化

基础主柱的大小一方面取决于基础主柱外负荷的大小, 另一方面需满足构造要求。从受力上来说, 直柱基础, 主柱弯矩随基础埋深逐步加大, 采用斜立柱后, 传力更简单, 基础由于采用与主材同坡度的斜柱, 基础的水平力和竖向力在其方向上的弯矩将会对消。同时, 基础的主柱钢筋由上拔作用力控制, 故可在基础设计时, 考虑较小的主柱宽度来优化基础设计。

4.2 埋深的优化

基础埋深控制设计、施工造价等多个方面, 同等材料量的基础, 可能由于埋深不同导致施工造价不同影响整体工程投资, 基础埋深基本由以下几个因素控制:

1) 基础作用力;2) 基础持力层的地基承载力;3) 地下水的埋深;4) 基础底板的强度及稳定性;5) 施工因素。

经过类比, 地下水埋深较浅的塔位, 基础埋深增大, 土方量相应增加, 不利于环境保护;降水工作量也相应增大, 不利于施工。经大量验算, 有水地区基础适当浅埋, 基础综合造价增加较少。

5 基础应用分析

灵州—绍兴±800 k V直流输电线路工程 (包11) , 西起驻马店市汝南县, 东至信阳市豫皖省界, 线路经过6县。地形以平地为主, 包括淮北冲洪积平原和河流堆积河谷, 局部为低缓剥蚀垄岗。平地以粉质粘土为主。低缓剥蚀垄岗主要以第四系粉质粘土为主;河流堆积河谷主要由粉土、砂土及粉质粘土组成。

通过对标段的基础选型, 平地优先采用斜柱板式基础, 丘陵地区优先采用掏挖扩底桩基础、泥沼地区采用钻孔灌注桩基础。经过基础优化设计, 标段基础指标先进, 节省费用显著。

6 结语

在对基础选型研究后, 通过在特高压线路应用, 节省了工程投资, 将工程对环境的影响减小到最小程度, 既实现了经济效益, 又提高了社会效益。

摘要：以灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程为例, 介绍了该线路基础选型的原则, 确定了其基础形式, 并从基础主柱与埋深两个角度分析了基础的优化设计措施, 以降低工程投资, 实现输电线路建设的目标。

关键词：输电线路,基础,选型,优化

参考文献

[1]GB 50790—2013, ±800 k V直流架空输电线路设计规范[S].

[2]郭杰, 邓锦辉.基础选型优化及环保措施研究专题报告[R].2013.

特高压线路维护人员先进事迹 第2篇

守护特高压线路西电东送特高压线路±800kV复奉线和锦苏线途径8省市，为跨区电网重点线路，输送容量大，因此线路安全稳定运行尤其重要，特高压运维组担负着江苏境内近63公里的特高压线路的运行、维护、检修等任务。他们经常在深山、高杆、高空的条件下工作，巡视线路，山高路陡，林深草密，风里来雨里去，冬天寒风吹，夏天迎着烈日晒。但是他们却深深爱上了这一行，哪里需要他们，哪里就有他们的身影。他们把特高压线路管理得井井有条，为了特高压跨区电网的安全稳定运行而默默的守护着……3月21日，±800kV复奉线停电综合检修，对跳线管母连接处进行外接电源手持电钻钻孔安装固定销来改造处理。郭斌和吴伟等5人来到3582#杆塔的作业现场，他们二人携带传递绳和滑车登杆，使用软梯、速差器下到跳线管母上。按照要求，先对管母上的40几个螺栓进行了紧固，其中有个螺栓往里面紧固了3圈半，正准备开始进行固定销的安装，这时天气突变，下起了大雨，雨水滴落在他们身上，滴在安全帽上哗哗的响，塔下的工作监护人赶忙找来一个塑料袋将电源插排包裹起来，驾驶员也赶紧从车上拿出了油布盖在了汽油发电机上，保护好设备。

特高压直流线路 第3篇

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

[1]曾宪凡.高压架空线路设计基础[M].北京：水力电力出版社，1995.

[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.

特高压直流线路 第4篇

特高压直流输电是当今世界最先进的输电技术, 发展特高压直流输电是国网公司分析我国电力工业和电网现状落实科学发展观、贯彻国家能源政策, 确保电力工业全面、协调、可持续发展的重大举措。特高压直流输电线路由于其杆塔高度高、电压等级高, 其雷害比一般输电线路严重。同时其绝缘子的积污更为严重, 因此对特高压直流输电线路在运行环境进行调查与分析就显得愈发必要。

1 重庆地区车辆行驶道路及运行人员巡视便道的分析

重庆地处四川盆地东南丘陵山地区, 市域内存在各个构造体系:新华夏构造体系的渝东南川鄂湘黔隆褶带, 渝西川中褶带, 渝中川东褶带, 经向构造的渝南川黔南北构造带和渝东北大巴山弧形褶皱断裂带等。特高压直流输电线路所经地区地形复杂、路径交通困难。如果运行维护人员对交通情况及巡视路径不熟悉, 正常生产过程中花费大量精力用在寻找巡视道路上, 必定增加运行维护人员的劳动强度, 延长工作时间。

以下是笔者对与特高压直流输电线路平行走向的500k V输电线路的交通路径情况, 可供借鉴:

(1) 交通情况

(2) 运行维护人员巡视便道情况

鉴于上述情况, 特高压直流输电线路投运后运行人员可对车辆行驶道路及人员巡视便道情况进行调查并形成巡视路径图。为运行维护人员制定巡视计划提供基础依据, 提高工作效率, 缩短事故反应时间。

2 线路所经地区气候情况分析

重庆位于四川盆地东南部, 属亚热带季风气候, 其特点是:冬季温暖, 夏季炎热多伏旱, 全年云雾多, 日照少, 秋季阴雨绵绵。途径渝东南地区的特高压直流输电线路穿行在高山峻岭之中, 车盘山区段微气候的变化尤其明显, 大雾常年围绕山间, 较严重月份可视度不足五米。微气候的变化将严重影响着正常的运行、维护工作。

另外, 车盘山区段存在极端气候现象。2008年1月500kV张长一、二线97#~106#档距因覆冰严重相继发生倒塔断线事故;500kV张隆一线覆冰脱落时发生绞线现象。绝缘子的覆冰闪络及导线的脱冰舞动也对特高压直流输电线路提出了严峻的考验。输电线路的严重覆冰会引起输电线路电气性能和机械强度下降;引起过载荷, 不均匀覆冰或不同期脱冰会引起不均衡张力差。对于特高压直流输电线路的运行单位应特别关注特高压直流线路途径垭口、风道、水库等易覆冰区段。鉴于上述情况应在每年极端气候来临之前及极端气候之后加强重冰区的巡视检查工作, 制定完善的极端气候应急预案, 并考虑加强在线监测技术。以下是笔者对特高压直流输电线路途径武隆地区的微气候调查情况:

3 重庆地区的雷害情况分析

由于特高压直流输电容量远大于常规的±500kV直流输电工程, 因此, 直流线路雷击闪络对两侧交流网的扰动是不容忽视的, 所以, 特高压直流线路的雷电性能要给予特别的关注。重庆地区位于多雷地区, 每年的雷暴日多达51天。据报道2008年7月11日下午2点到3点重庆市内出现闪电2193次, 平均每分钟闪电近40次。重庆地区的江河众多提供了充分的水汽, 而一级一级抬升的丘陵地形, 使水汽蒸发过程中云团逐级增高增大, 云团越高, 对地面的电场强度也越大。空气中污染物携带的细微带电粒子丰富, 也造成了雷电放电频率高, 强度大。据气象部门分析, 重庆市东南部雷电产生最多, 东北部低于东南部, 西部则相对较少;从雷电发生地域来看, 山区多于丘陵, 丘陵多于平坦地区。而特高压直流输电线路刚好经过渝东南地区。

从我国±500kV运行经验可知, 发生雷击闪络故障主要以绕击雷为主, 所以特高压直流线路的防雷措施重点应放在防线路绕击方面。绕击雷是直击雷的一种, 绕击雷过电压是雷电绕过地线直接击中导线所产生的雷过电压, 主要与雷电流幅值, 线路防雷保护方式、杆塔高度、特殊地形有关。对于±800kV输电线路除采用负保护角、藕合地线进行防雷外还需要在制高点, 安装消雷针, 释放雷云的能量。线路防雷一定要保证线路具有可靠的接地装置。对此应对全线路进行接地电阻摇测, 对于接地电阻值超标情况建议采用延长接地体、换土、加降阻剂的方法对地网进行改造。另外, 从长远着手开挖接地网焊接处情况。若地网锈蚀、焊接处多处脱焊, 用接地摇表测试仍能达到要求的电阻值, 但一旦遭受雷击就很难满足泄流能力的需要。

4 树害区及防治

尽管特高压直流输电线路此次设计多数采用高跨设计, 但是渝东南地区的喀斯特地貌一般高差较大, 线路走廊内存在净空距离较低的树竹。因此也不容忽视树害对特高压直流输电线路的影响。

树害的根源一则由于巡视人员的责任心不强, 敬业精神差、巡视不到位, 未发现接近导线的树木导致故障;二则由于巡视人员对树竹与导线的净空距离, 树竹的生长速度估计不足所至。

防治树害的主要方法还是首先摸清底子, 然后分别进行监控处理。要高度重视巡视质量, 教育职工爱岗敬业, 并加大考核力度。不怕有问题, 关键是及时发现问题, 并对其认真分析, 直至问题得到解决。

针对以上情况, 我们的下一步重点工作将是对树木台帐重新摸底、整改, 定量、定性。把树木台帐分为三类:I类是防护区内国有林。此类树竹砍伐砍伐难度大, 砍伐前要与相关部门联系, 不能擅自砍伐, 以免知法犯法。1999年广东省电力局砍伐园林局70多棵树木, 被送上法庭, 而且败诉。II类是防护区内生长在水渠、地坎上的树竹。此类树竹生长速度快, 对线路威胁极大, 应提前发现, 及时处理。III类是经济作物, 多为果林。此类树竹直接关系到农民的利益, 修剪难度大。应加强巡视中的观察, 责任到人, 不留死角。2009年国家对国有林进行了改革, 进行了分包到户, 因涉及的利益问题各类树竹砍伐难度都有不同程度的加大, 增加了运行维护工作的难度。

5 外力破坏的防治

在线路和杆塔附近爆破、采石、挖矿和和盗窃电力设施的行为, 对线路的安全运行构成了直接的危害。随着重庆地区的新农村建设、城镇开发的步伐加快, 此类问题也日趋严重。另外, 重庆地区小型的采石场很多, 场主多在利益的趋势下, 表面答应停止作业, 但实际仍在偷偷地进行施工, 所以只能在巡视中注意观察, 发现后及时制止。

在线路经过的村庄附近, 塔材、螺栓、接地引下线等经常被盗。据统计线路投运短短六个月的时间内发生了十余基塔材及接地引下线被盗的现象。运行人员在巡视过程中除向村庄、村民宣传《电力法》外, 还应积极发动组织沿线村民进行群众护线, 并统计地方县镇村的联系方式, 建立良好的防外力破坏联系机制。

6 运行中可能出现的其他问题的分析

渝东南地区气候湿润、武陵山林草茂盛, 山高沟深, 存在多种对运行维护人员构成人身安全隐患的野生动物, 据报道重庆地区已发生多起野猪伤人事件。另外彭水地区盛产五步蛇、铁三头、竹叶青等毒蛇, 彭水县境内仅五步蛇就有6万多条, 还有大量毒蜂生活在林间、塔上。无论是运行维护人员在行走或工作过程中一旦惊动这些危险毒物都会对运行维护人员构成生命威胁。因此对于防人身伤害也要提高警觉, 加强人身急救知识的培训。

7 结束语

输电线路运行环境十分复杂, 它不仅有静态的问题, 而且需要大量动态的管理。现实的分析和运行经验告诉我们, 认真细致的设备检查, 深入广泛的运行分析, 积极有效的防治措施是保证输电线路安全运行的关键。因此, 要进一步加强输电线路运行环境的研究, 掌握特殊区域的规律和变化, 不断积累运行经验, 提出预防措施, 超前控制, 防患于未然, 确保输电设备安全可靠运行, 为电网的安全稳定奠定坚实的基础。

摘要：途经重庆地区的±800kV特高压直流输电线路即将投入运行, 文章结合超高压输电线路的运行经验, 对±800kV特高压直流输电线路在重庆地区的运行环境进行了调查与分析。通过调查、分析可供运行管理人员对重庆地区的特高压直流输电线路运行情况能够总体上进行参考, 便于更加科学、合理的安排日常运行维护工作, 警示运行、维护人员在运行、维护过程中的潜在危险, 同时也能指导相关人员发现特高压直流输电线路在运行环境下的主要外力破坏情况, 便于划定特殊区域及需要采取的防范措施。

关键词：特高压,直流输电,运行环境

参考文献

[1]刘振亚.特高压直流输电系统过电压及绝缘配合[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[2]刘振亚.特高压直流输电理论[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[3]刘振亚.特高压直流输电线路维护与检测[M].北京:中国电力出版社, 2009.

特高压直流线路 第5篇

1.引言

随着输电技术的不断发展超高压输电以及无可比拟的优势越来越被广泛的应用在输电的过程中，但是由此所带来的绝缘配置的成本越来越高。一般来说特高压输电输送的电的容量比较大，所以在这个过程中如果出现绝缘故障对整个输电系统的影响比较大而且会造成巨大的经济损失，国内对于这方面的理论研究比较少经验也比较少，所以在特高压输电的过程中对于绝缘配置的研究是非常重要也是非常急迫的。其中过电压是影响绝缘配置的一方面，还包括运行的方式以及主回路接线的方式以及操作和控制方式等等。目前研究较为成熟的是500KV的输电过程中的绝缘配置，但是对800KV特高压输电过程中的绝缘配置的研究相对较少，相关方面亟待解决保护方案。本文对我国某800kv特高压输电的过电压保护和绝缘配置之间的关系进行了研究。该输电的总的输电容量达到了5000KW，额定电流高达3000A，长度达到了1400Km，对于这个输电过程中本文进行了相应的仿真研究。本文利用电磁暂态仿真软件对于输电过程中的过电压和绝缘材料之间的关系进行了仿真，在仿真的过程中根据多个工程实例研究了电压分布和绝缘配置之间的关系，并且根据仿真研究的成果對影响绝缘配置较大的两个因素进行了研究，本文研究的结果可以为我国特高压输电过程中的绝缘配置提供一定的理论基础和工程实践的经验。

图1 换流站单极避雷器所采用避雷器的设计方式

2.换流站直流暂态过电压仿真

图1为本文所研究的某800kv特高压输电网的避雷器的设置方式，可以看到下图中有避雷母线避雷器，高端换流阀被雷器，V1-V3对应着阀避雷器，C2为脉动桥避雷器等。根据下图中避雷器的配置的方式，本文建立了两端的换流站以及直流输电直流暂态电压的仿真模型。在本文对直流换流站电压进行仿真的过程中，两端的交流与潮流分布以及系统的短路容量之间可以采用等值的关系进行代替。相关的直流输电线路以及接地极采用仿真软件所提供的相位以及频率的相关信息。直流换流站相关的控制策略参考仿真系统所提供的控制策略。换流站内部的一些实际的参数是根据所要仿真的设备的实际的参数进行设定的，但是对一些输电线的阻抗以及长度等因素进行了忽略，对换流阀进行了理想化的处理，对开关损耗进行了忽略开通以及关闭的时间进行了忽略。避雷器的模型可以采用下冲击过程中的伏安特性曲线中的非线性的电阻来代替。本文所采用的直流保护的策略对我国某特高压直流输电过程进行了参考。本文还对金属回线运行的方式下直流回路的电压进行了仿真分析。通过统计1周波内大约20次的故障的发生时刻来对避雷器的最大的应力值进行计算。

3.直流差动保护

通过测量直流侧高压端电流的值和直流侧低压电流的值通过他们之间的差值作为依据来对直流输电线路进行差动保护就是直流差动保护的含义，在这个过程中要对直流接线器的内部故障进行分析。通过I这在直流差动的保护原理可以保护直流接线器内部的几乎任何的故障。通过多直流换电站绝缘配置的经验总结以及相关的仿真分析，对于直流换流器内部的绝缘配置影响最大的因素是高端的XY侧接地端，通过故障分析可以得到阀避雷器以及母线避雷器最大的应力，可以将这些参数作为选择避雷器的依据。但是除了这些能够影响避雷器的最大的应力其运行方式的差异也会对避雷器的应力造成一定的影响，所以本文在进行仿真的过程中考虑了多种的运行方式来进行仿真，比如单双极运行的方式和以及金属回线的丰大和桔小的运行方式等。通过相应的仿真计算发现了如下的规律：桔小方式由于系统运作的所需要的电流极小很容易造成阀的关闭，所以相应的阀避雷器的应力应该要比较大;丰大模式下由于金属回线中的压降较大，所以要求中性母线避雷器的应力要足够大。在上面这几种的不同运行模式的仿真过程中还要考虑到系统延时对于最终仿真结果的影响，在计算避雷器的应力值的时候应该要将其考虑进去。通过仿真计算由于金属回线过程中的压降较大，所以对中性母线的电压提出了很高的要求，那么中性母线的应力值就应该较大。与此同时要对系统延时的参数进行考虑并进行相关的设置来减少其影响，通过计算避雷器的最高的残留的电压的值达到了261v，比当初设计的标准值260v还要高一点。在大多数的运行的模式下，通过合理的设置延时避雷器都能够吸收由于过电压和过电流所造成的影响。在这个过程下过电压和过电流所造成的多余的能够都能够被避雷器所吸收掉。所以在直流差动保护的过程中主要是通过在不同的运行方式下对避雷器的应力值进行设计，以避免在运行的过程中由于过电压因素造成超过避雷器所能够承受的应力值。

4.接地极线过电压保护

将中性母线和地之间的电压差作为接地极过电压保护的依据是过电压保护的最为基本的原理。本文结合我国某特高压输电过程对接地极线过电压的保护进行了研究。一般来讲极控闭锁完成之后就要立即关闭相应的中性母线，所以该环节也会造成一定的延时这个延时是造成接地线过电压很重要的一个因素。直流系统如果运行在GR或者是MR的方式下的时候，接地极所涉及的线路以及金属返回线涉及的线路会存在由于受到雷击或者跳变或者其他因素等而造成开路的情况，由于开路所引起的正反射电压会使得中性母线和地之间的压差增大，那么直流电流就会被迫通过相应的中性母线避雷器流向大地，这个过程会使得中性母线避雷器遭受较大的应力，所以应选择好该中性母线避雷装置的型号。所以也正是由于上述原理那么中性母线避雷器所承受的压力是与接地极过电压保护动作的时间是密切相关的。

图2 金属回线运行方式下

采用仿真软件进行仿真的模块图

5.结论

特高压直流线路 第6篇

关键词：±800kV特高压直流输电线路,大截面导线,极间距

0 引言

近年来,国内多条±800 kV特高压直流输电线路投入运行,如:向家坝一上海±800 kV特高压直流输电线路、云南一广东±800 kV特高压直流输电线路、锦屏一苏南±800 kV特高压直流输电线路,成功地解决了长距离、大容量输送电能的问题,另有哈密一郑州±800 kV特高压直流输电线路在建中。在特高压直流输电线路的设计研究中,针对极间距的优化研究是极其重要的。

±800 kV特高压直流输电线路极间距一方面对电磁环境指标和空气间隙的控制有重要意义,另一方面对线路设计中的走廊宽度和塔重有较大影响,根据国家电网公司“两型三新”(资源节约型、环境友好型、新技术、新材料、新工艺)的要求,极间距离的优化既要满足线路设计要求,又要尽量降低线路投资成本。

拟建宁东一浙江±800 kV特高压直流输电线路,拟输送容量为8 000 MW,拟选用的导线型号为6JL/G2A-1 250/100导线。本文选取6JL/G2A-1 250/100导线,从极导线间距的主要控制因素出发,分别考虑电磁环境限值、最小空气间隙和最小污秽绝缘子串长要求,研究不同海拔下的极导线间距优化值。

1 极间距控制因素分析

1.1 电磁环境的优化

特高压直流线路的离子流密度、合成电场强度、可听噪声和无线电干扰都与极导线间距有关,地面离子流密度和地面合成电场强度一般靠合理选择极导线高度加以控制,而控制可听噪声和无线电干扰首先需考虑选择合理的极导线间距。

当±800 kV直流输电线路采用61 250/100 mm2型号导线,极导线平均对地高度取18 m时,计算在不同海拔不同极导线间距下(11～16 m)正极性导线对地投影外20 m处的可听噪声值和无线电干扰值,计算结果见表1。可听噪声和无线电干扰海拔修正采用美国EPRI推荐的方法,即海拔每增加300 m,可听噪声和无线电干扰分别增加1 dB(A)和1 dB(μA/m)。

由表1计算结果知,无线电干扰和可听噪声的指标随着极间距的增大而减小,并且各种极间距下的无线电干扰均满足小于58 dB的限制要求,海拔1 000 m以下可听噪声满足小于45 dB(A),1 000m以上满足小于50 dB(A)限值要求,另外,从宁东一浙江直流线路初设阶段的电磁环境研究中发现,随着导线截面的增大,无线电干扰和可听噪声指标进一步改善,因此,选用大截面导线对极间距的优化是有利的。

1.2 空气间隙的优化

±800 kV直流线路极导线间距除了受电磁环境限值制约,还需满足塔头空气间隙要求,具体控制参数如下式:

式中:S为极间距;为最小空气间隙距离;r为均压环至分裂导线中心的距离;m为塔身宽度。

由于线路直线塔采用V型绝缘子串,工作电压及雷电过电压对塔头空气间隙不起控制作用,因此选取合理的操作过电压及带电作业工况下的空气间隙十分重要。综合塔头空气间隙50%操作冲击电压和50%操作冲击放电特性试验数据,研究得到以下操作过电压空气间隙优化值,见表2。

由表2的空气间隙值和式(1)计算得出空气间隙要求的最小极间距,见表3。

由表2、表3数据可以看出,空气间隙决定的极间距值大于电磁环境决定的值,因此空气间隙值优先控制最小极间距。

1.3 绝缘子串长的优化

±800 kV直流线路极导线间距除受以上2个条件制约,还受复合绝缘子串长影响,具体控制参数如下式:

式中:h为复合绝缘子串长;λ为金具长度;d为联板悬挂点至联版中心距离。

相同运行电压下,合成绝缘子爬距仅需要瓷和玻璃绝缘子爬距的2/3。因此采用污耐压法设计合成绝缘子配置方案,并需要进行污秽成分校正、污秽不均匀分布校正。根据瑞典和中国电力科学研究(电科院)试验结果,表4给出了考虑污秽成分、上下表面污秽不均匀分布、灰密(取为1.0)3项修正后的闪络梯度。

修正闪络电压后,考虑到复合绝缘子采用污耐压法设计绝缘配置,其试验数据都是基于复合绝缘子完全亲水性条件的,而质量过关的复合绝缘子完全亲水性在实际运行中出现的可能性并不太大。因此,考虑绝缘配合安全裕度,根据表4中闪络电压计算出各种情况下的绝缘子串长,见表5。

根据表5优化后的绝缘子串长,分别计算V串角度85°、90°、95°、100°时串长决定的极间距取值,见图1一图4。

2 极间距离优化研究

2.1 耐张塔的极间距优化

耐张塔极间距离应考虑多方面因素,其一,应满足电磁环境要求;其二,由于直线塔极间距离较大,应考虑小档距时对相邻直线塔摇摆角的影响尽量小。

根据中国电力科学研究院对何家坝一上海线路电磁环境实际测量结果,耐张塔的可听噪声明显高于直线塔。西安交通大学曾对交流线路的耐张塔进行电场计算,计算结果表明耐张塔跳线串引流线上的电场强度比导线电场强度高3%～6%。耐张塔按照导线表面电场强度增加6%后,计算可听噪声,结果见表6。

同时,由于直线塔极间距离较大,应考虑小档距时对相邻直线塔摇摆角的影响尽量小。在极端情况下,耐张塔极间距取11 m,与直线塔配合,档距100 m时,直线塔所带角度为2.58°。根据测算,直线塔带1°转角,影响摇摆角约3°。建议将直线塔摇摆角增量控制在5°以内,结合实际条件校核,使其满足间隙及荷载的要求。

综合以上因素,并考虑表6可听噪声影响,推荐耐张塔最小极间距14 m,不同海拔情况极间距取值见表7。

从表7中看出,在海拔0 m和1 000 m时推荐耐张塔最小极间距最低,为14 m。并且耐张塔极间距越小,耐张串与跳线串的距离越小,对相邻直线塔的转角影响越大,以上推荐的各极间距均在要求范围内。

2.2 直线塔的极间距离优化

根据宁东一浙江±800 kV直流输电线路计算条件及上文优化后的复合绝缘子串长,考虑金具的长度取0.9 m,联板悬挂点到联板中心0.355 m,端部塔身宽度4m,绝缘子V串角度分别为85°、90°、95°、100。时,在不同海拔下,极间距离与电磁环境、最小空气间隙、绝缘子串长及V串夹角的关系,见图14。

分析图1中曲线,产生极间距数值最大的曲线为重污区串长决定的曲线,在20～22 m之间,向下依次是中污区串长、轻污区串长、空气间隙和电磁环境。为了满足安全运行条件,选极间距值大的条件作为控制因素,因此,在V串夹角为85°时,重污区串长对极间距起控制作用,其他因素不起控制作用。

分别分析图24数据,结论与图1相似,曲线对极间距的控制作用最大的是重污区串长,控制极间距值都在21～24 m之间。另外,对比分析图14不同V串夹角情况下的极间距离,在夹角100°时,极间距最大值为24 m,在85°时,最大极间距为21.6 m,由此可知极间距随着V串夹角的减小而减小。

由数据曲线的分析,发现极导线间距离受绝缘子串长及V串夹角控制,而不受电磁环境及最小空气间隙控制。为进一步减小极间距、缩小线路走廊,考虑以满足电气间隙为前提,通过优化绝缘子串来缩小极间距离。本文推荐采用以下两种方法对极间距进行优化。

2.2.1 V串伸入塔身的悬挂方式

对于V串的优化,推荐采用V串伸入塔身的布置方式。在哈密南一郑州线工程中,V串伸入塔身后,绝缘子和端部金具伸入塔身部分约为1.2 m,极间距离可减小约2m。在目前的试验研究范围内,V串伸入塔身的布置方式对塔头空气间隙的放电特性影响不明显。常规挂法比伸入塔身挂法塔重增加3%,即采用V串挂点伸入塔身方式塔重减轻,挂点构造复杂,受力集中,但对于极间距的优化是有效的。

2.2.2 绝缘子串型式改为Y型串

绝缘子串型式采用Y型串主要有以下几方面考虑:

(1)Y串上半部分为V串,下半部分为I串。从力学方面来看,Y串的性能介于I串和V串之间。大幅减小了V部所受弯矩,使得V部绝缘子受压程度远小于纯V串。在哈密南一郑州±800 kV直流输电线路中,Y型绝缘子串已在部分区段试用,在持续大风区,减小了持续大风对V串受压的影响。

(2)通过研究,Y串污闪性能在同等污秽条件下与V串基本一致。“V”部绝缘子单支串长必定减小,而原由V串串长及夹角控制的极间距离必定会在采用Y串后而减小。Y串布置图如图5所示。图中，L1为Y串“V”部单支长度;L2为Y串“I”部单支长度;N为V部中心至塔身挂点距离。

令塔身宽度为T,间隙裕度取300 mm,分裂间距500 mm,M为“I”部摇摆距离及空气间隙要求值之和。由于Y串V部单支长度决定的极间距为2NN+T,而Y串“I”部摇摆角及空气间隙决定的极间距为2M+T,当2N+T=2M+T时,极间距离最小。可列写以下方程:

式中:L为V串单支串长;l1为“V”部连接金具长;l2为“I”部连接金具长;λ为间隙圆小弧垂值;α为“V”部夹角;β为在操作过电压下“I”串摇摆角;g为操作过电压间隙。

求解式(3)可得出使极间距最小的L1和L2值。Y串“V”部夹角取值可与一般V串取值一样。所得计算极间距优化结果见表810。

由表8可见,取定绝缘子单支长度,在优化的Y串“V”部及“I”部串长取值下,随着V串夹角的增大,极间距减小值在增大,一般在2～4 m之间。可知V串夹角越大,极间距优化效果越好。

由表9计算结果可见,当绝缘子单支长度取11m时,极间距减小值随V串夹角增大而增大,与表8相似,但优化效果有所降低,减小值在1～3 m之间。

由表10看出,当绝缘子单支长度取9.6m,V串夹角为85°和90°时,选用Y串和V串的极导线间距离相同,而夹角为95°和100°时,极间距差值仅为1.1 m和1.6 m,优化效果明显低于表8和表9。

比较表810的数据,发现V串夹角越大,单支串长越长,采用Y串后,极间距减小值越大,优化效果较好。在海拔较低的轻污区,由于在采用V串时,单支串长较短,空气间隙值逐渐起控制作用,采用Y串后,极间距减小不明显。综上所述,推荐在高海拔,中、重污区采用Y型绝缘子串,以起到减小极导线间距离,节约线路设计成本的目的。

3 结论

本文参考了已建和在建的±800 kV特高压直流输电线路极间距优化的研究成果,针对宁东一浙江±800 kV特高压直流输电线路的实际线路参数,对极间距进行进一步研究,得出以下结论:

(1)在我国±800 kV特高压直流输电线路设计中,第一次选用JL/G2A-1 250/100型号导线,相较其他截面较小导线,选用该型号导线时,不仅能满足限值要求,还能降低无线电干扰和可听噪声指标。

(2)对耐张塔极间距离进行优化时,要综合考虑电磁环境要求和小档距时对相邻直线塔摇摆角的影响,本文推荐各海拔下的极间距优化值满足要求。

(3)对于直线塔,相较已建的±800 kV特高压直流线路,在宁东一浙江线路的高海拔,中、重污区采用Y型绝缘子串,可以有效地优化极间距,以达到减轻塔重,减少线路投资的目的。

参考文献

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特高压直流线路 第7篇

国家电网公司正在大力推进特高压电网的建设,计划建设多条特高压直流输电线路,其中多条直流输电线路面临输电走廊紧张的局面,必须与超高压交流输电线路同塔建设。 针对多回交流同塔架设的感应电压与感应电流[1-3]、潜供电流与恢复电压问题[4 - 6],已经有比较多的研究成果,但是交直流线路同塔架设,会面临较为特殊的问题,本文仅对其中的交流线路感应电压、感应电流以及潜供电流、恢复电压,进行较为全面的研究,并给出了最终的研究结果以及相应的建议。

1特高压直流与超高压交流线路同塔架设的仿真模型

1.1直流系统参数

整流站和逆变站均采用双极、每极双12脉动换流器串联接线方式,采用增容后工况。 额定容量为7600 MW;直流线路长度为2000 km;直流额定电压为 ±800kV;平波电抗器为240mH(极线260mH, 中性线260 mH);送端接地极电阻为0.217 Ω,受端接地极电阻为0.026 Ω;换流变压器漏抗为19%。

1.2交流系统参数

500 kV交流系统短路电流为63 kA,连续运行电压范围为500~550 kV;220 kV交流系统短路电流为40 kA,连续运行电压范围为220~252 kV。 双回500 kV交流线路输送容量为3 600 MW,双回220 kV交流线路输送容量为1000 MW。

1.3交直流线路参数及接线方式

1.3.1直流非同塔部分的线路参数

非同塔部分直流线路长度为1900 km,直流线路采用6LGJ-900/40导线,弧垂18 m;接地极线路采用4LGJ-500 / 35导线,弧垂10 m;架空地线采用GJ-80导线,弧垂10 m。 本文中大地电阻率均为100 Ωm,直流线路、交流线路和接地极线路均采用频率相关模型。

1.3.2交流非同塔部分的线路参数

500 kV交流线路非同塔部分长度为40 km,采用4LGJ-630/45导线,弧垂14.6 m;架空地线采用GJ-80导线,弧垂10.7 m;220 kV交流线路非同塔部分长度为40 km,采用2LGJ-630 / 45导线,弧垂18 m;架空地线采用GJ-80导线,弧垂15 m。

1.3.3交直流同塔部分的线路参数

交直流线路同塔部分长度为100km,双回500kV交流线路与单回 ±800 kV直流线路同塔(V串夹角90°)的杆塔结构见图1:直流线路采用6 JL / G3A - 900 / 75导线,弧垂18 m;交流线路采用4LGJ - 630 / 45导线,弧垂18 m;架空地线采用GJ - 80导线,弧垂15 m。 双回220 kV交流线路与单回 ±800 kV直流线路同塔(V串夹角90°)的杆塔结构如图2所示:直流线路采用6JL/G3A-900/75导线,弧垂18 m;交流线路采用2LGJ-630/45导线,弧垂18 m;架空地线采用GJ-80导线,弧垂15 m。

2交直流线路同塔架设对交流线路感应电压和感应电流的影响

2.1对500 kV交流线路感应电压和感应电流的影响

本文中交流双回线路采用逆相序排列;交流线路与直流线路同塔架设部分采用紧凑型输电线路, 交流线路不与直流线路同塔架设部分采用鼓形输电线路;交流双回线路与特高压直流系统同塔架设时, 因为架线过于复杂,研究中不考虑线路换位。

目前关于交流线路潜供电流和恢复电压的计算标准,有一些研究成果和近似准则,但是最为权威的还是DL/T6151997标准,本文的所有计算根据此标准进行。

为了进一步说明直流系统与交流系统之间的感应耦合情况,同时也为今后交流系统投入运行和检修提供依据,本文就交流系统与直流系统的感应电压和感应电流进行了计算。 IEC接地开关感应电流和电压标准值见表1,其中,Iri、Uri和Irc、Urc分别为额定感性电流、电压和额定容性电流、电压。

交流线路双回停运时,运行中的直流系统对双回交流系统的感应电压和感应电流(以双回线路中严重者为例)如表2、3所示。

从表2、3中可以看出,特高压直流线路对500 kV交流线路有一定的感应作用,电磁感应电流最大达到150.9 A,静电感应电压最大达到60 kV左右,超过了B类接地开关的要求。 此时其线路首端和末端电磁感应电流和静电感应电压的波形如图3所示。

从图3中可以看出,首端和末端电磁感应电流和静电感应电压均为直流电流或电压,即如果直流系统在运行状态时,交流线路投入运行或退出到检修状态,交流线路的接地开关将开合直流线路耦合过来的直流电流或者电流没有过零点,这和仅双回交流线路同塔架设有所不同。 因此需要考虑交流线路接地刀闸开断直流或没有过零点的正弦电流的能力。

2.2对220 kV交流线路感应电压和感应电流的影响

根据上面的计算结果,以最严重情况为例。 交流线路单回运行时,运行中的交流线路与直流线路对另一回停运交流线路的感应电压和感应电流(以双回中严重者为例)如表4、5所示。

从表4、5中可以看出,特高压直流线路对220 kV交流线路的感应作用比对500 kV交流线路更大,电磁感应电流最大达到209.4 A,静电感应电压最大达到89.8 kV。

3交直流线路同塔架设对交流线路潜供电流和恢复电压的影响

3.1对500 kV交流线路潜供电流和恢复电压的影响

3.1.1不架设高抗时交直流线路同塔架设对潜供电流和恢复电压的影响

研究中考虑140、150、160 km 3种交流线路长度,针对其是否与直流线路同塔架设分别进行了计算(考虑极端情况,均按全线路同塔架设)。 由于潜供电流值在交流线路两端最大,研究中考虑在同塔架设段首端和末端发生单相接地故障时的潜供电流并进行比较,结果如表6所示。

注:“是”表示交直流线路同塔架设,“否”表示交直流线路不同塔架设。

从表6可以看出,如果交流线路不架设高抗,在不同的交直流同塔架设的长度下,潜供电流的大小均相差不大。

下面以交流线路长度为140 km(其中同塔架设100 km)为例,考虑直流是否运行(直流传输功率不同,对交流的影响不同),计算交流线路不同位置潜供电流及恢复电压。 特高压直流运行时,双回交流线路首末端发生单相接地时的潜供电流及恢复电压值如表7所示。

特高压直流运行时,Ⅰ回线路末端a相发生单相接地短路故障时潜供电流最大,其潜供电流及恢复电压的波形如图4所示。

通过计算对比可以看出,和仅双回交流线路同塔架设相比,特高压直流线路与交流线路同塔架设后,由于直流线路对交流线路的感应作用,交流线路发生单相接地短路故障后,其潜供电流与恢复电压仅略有增加,增加幅度分别为1.8 A和1.7 kV。

3.1.2架设高抗时交直流同塔架设对潜供电流和恢复电压的影响

双回交流线路架设高抗后,其电磁暂态过程与不架设高抗时有很大的不同,特别是和特高压直流线路同塔架设时,其电磁暂态过程更为复杂,需要对其进行较为深入的研究。 本节研究的计算模型与第3.1.1节基本相同,只在每回交流线路末端加装高压并联电抗器(按80%的补偿度计算)。 交流线路长度仍然为140 km(交直流同塔100 km),中性点小电抗取800 Ω(确保潜供电流最小),接地电阻按照10 Ω 考虑。

由于特高压交直流线路同塔架设时,双回交流线路并没有考虑换位,如果加装高抗,其不平衡度会更加严重,本文对线路上不同位置的潜供电流以及恢复电压进行了校验,发现由于直流电流在交流线路上产生的感应,潜供电流始终不存在过零点,见图5。

经过计算可知,将特高压直流线路停运(此时相当于交直流输电线路没有同塔架设),相同故障下潜供电流与恢复电压达到稳态后是不存在直流分量的,潜供电流为6.2 A。

为了进一步说明这个问题,将双回交流线路完全停运,只运行特高压直流。 这时假设交流线路仍有某一相发生单相接地故障,即使交流系统两端的断路器已经拉开,但是通过直流系统的感应,接地点仍存在电流,其波形如图6所示。

通过以上分析可以看出,潜供电流的直流分量是由同塔架设的直流线路耦合造成的。

3.1.3相关的解决措施

在交流线路末端架设高抗后交直流同塔架设会造成潜供电流无过零点,从而对潜供电流的熄灭造成影响,需要采取措施使潜供电流过零。

3.1.3.1高抗分置

将原先同塔双回交流线路末端的高抗分置在线路的首端和末端,那么Ⅰ回交流线路a相(以线路中点为例)的潜供电流波形如图7所示。

研究结果表明,线路首端、末端的潜供电流波形与线路中点基本一致,b相和c相也基本相同。

3.1.3.2交流线路全换位

本文还考虑交流线路进行一次全换位的方法来减小各点潜供电流的直流偏置。 由于复杂性的原因,交直流线路同塔架设部分不允许再换位。 本节仍选取100 km交流线路同塔架设,换位方法采用逆相序反向换位。 采用交流线路进行一次全换位的方法以后,各点潜供电流直流偏置明显减少,Ⅰ回线路a相首端及末端单相接地短路故障时的潜供电流及恢复电压波形如图8所示。

此时,Ⅰ回线路a相首端潜供电流及恢复电压分别为7.7 A和134.6 kV(有效值);Ⅰ回线路a相末端潜供电流及恢复电压分别为7.3 A和125.2 kV(有效值)。 将同塔架设线路长度降低为交流线路全长的1 / 3时,Ⅰ回线路a相首端潜供电流及恢复电压下降为5.6 A和99.3 kV(有效值);Ⅰ回线路a相末端潜供电流及恢复电压分别为6.9A和119.0kV(有效值),恢复电压有所下降。 研究结果表明,将交流线路进行全换位后,潜供电流直流分量明显减小,能够有过零点,可以满足熄弧要求。

3.2对220 kV交流线路潜供电流和恢复电压的影响

220 kV交流线路通常不考虑装设线路高抗,计算结果表明,交直流线路同塔架设对220 kV不装设高抗的交流线路潜供电流和恢复电压均影响甚微。

4结论

特高压直流保护专有功能概述 第8篇

随着高压直流输电技术的发展,特高压直流输电逐渐用于更大功率、跨地区远距离的输电。云南至广东±800 k V直流输电工程是世界上第一个特高压直流输电工程,也是我国特高压直流输电示范工程,为了避免直流设备遭受严重破坏,保证直流输电系统的安全稳定运行,直流输电系统配备了特高压直流保护,其主要任务是在高压直流系统出现各种不同类型故障下,快速、可靠地切除故障,保护高压设备,将故障和异常运行方式对电网的影响限制到最小范围。

1 特高压直流保护系统概述

±800 k V特高压直流输电工程主回路采用双12脉动阀组串联的接线方案,主回路存在多种运行方式可供选择,从而提高了直流系统运行的灵活性和可用率。特高压系统对直流保护系统可靠性的要求更高。

1.1 特高压直流保护设计原则

为适应特高压直流系统双阀组串联运行及多种运行方式的要求,根据对云广特高压直流保护系统的深入理解和工程经验,云广特高压直流保护系统的设计遵循以下设计原则:

直流保护系统应针对所有可能的故障,配置完善的保护功能。

直流保护独立于其它的设备,在物理上和电气上独立于控制系统硬件。

采用完全冗余设计,各冗余系统同时运行。

不同的保护区域互相重叠,不允许存在保护死区。

冗余的直流保护装置的输入回路、测量装置相应分开。

与换流器有关的保护按阀组独立配置,增加阀组运行的独立性,便于检修和运行维护。

与双极和极有关的保护按极进行独立配置。

不允许与故障极有关的保护在双极运行中误跳另外的极。

单阀组故障时尽量避免停运串联的双阀组。

出现故障或扰动时,任何单一的保护动作不应造成双极停运。

直流保护具有高度的安全性,这通过完善的自检功能来实现。

1.2 云广直流保护区域划分

在高压直流输电系统中,不同的保护区域相互重叠,不允许出现保护死区。云广±800 k V特高压直流保护系统实现的保护功能包括:换流器保护(见图1区域1)、直流母线保护(见图1区域2)、地极引线保护(见图1区域4)、直流线路保护(见图1区域5)。

2 云广特高压直流保护系统的实现

2.1 保护的配置原则

按照直流保护系统高可靠性设计的原则,特高压直流保护系统包括双重化冗余的直流极保护、高端阀组保护和低端阀组保护。

2.2 保护的配置

在极保护中实现的保护功能包括:阀连接母线保护、直流母线保护、地极引线保护、直流线路保护、开关保护(包括旁路开关保护、高速开关保护、转换开关保护)。

在低端阀组保护中实现的保护功能包括:(低压)换流器保护。

在高端阀组保护中实现的保护功能包括:(高压)换流器保护。

2.3 特高压保护结构图

云广特高压保护结构图见图2。

2.4 云广特高压直流系统的保护功能

云广±800 k V特高压直流保护系统中实现的保护功能包括:高压换流器保护、低压换流器保护、极层换流器保护、直流母线保护、极线保护、直流线路保护、开关保护(包括旁路开关保护、高速开关保护、转换开关保护)。

高压(低压)换流器保护包括短路保护、交流过流保护、桥差保护、阀组差动保护、直流差动保护、阀侧绕组接地故障监视。

极层换流器保护包括双12脉冲换流器直流差动保护、50 Hz保护、100 Hz保护、低电压保护、次同步谐振保护、交直流碰线保护。

直流母线保护包括极连接线差动保护、中性线差动保护、极差动保护。

直流线路保护包括行波保护、低电压保护、直流线路差动保护、金属回线差动保护。

极线保护包括双极中性线差动保护、接地极差动保护、接地极过电流保护、接地极开路保护、站接地过电流保护、接地系统保护。

高速开关保护包括金属返回断路器保护、中性母线开关保护、接地开关保护、接地返回开关保护。

3 特高压专用直流保护功能

特高压专用的保护功能包括高压换流器旁路开关保护、低压换流器旁路开关保护、换流器连接母线差动保护、换流器连接母线过压保护以及双12脉冲换流器直流差动保护等。

3.1 高压换流器旁路开关保护

保护范围和目的:保护用于检测高压换流器旁路开关的断路器失灵。

保护原理:如果在高压换流器投入运行断开高压换流器旁路开关时,由于高压换流器旁路开关的故障,不能在安全的时间内断开旁路开关。为了避免损坏旁路开关,旁路开关保护动作,重新使开关闭合。

3.2 低压换流器旁路开关保护

保护范围和目的:保护用于检测低压换流器旁路开关的断路器失灵。

保护原理:如果在低压换流器投入运行断开低压换流器旁路开关时,由于低压换流器旁路开关的故障,不能在安全的时间内断开旁路开关。为了避免损坏旁路开关,旁路开关保护动作,重新使开关闭合。

3.3 换流器连接母线差动保护

保护范围和目的:此保护用于检测每极两个12脉动换流器直流连接区域内的接地故障。

保护原理:测量高压换流器低压侧直流电流、以及低压换流器高压侧直流电流,比较两个12脉动换流器直流连线上两个直流电流,如果大于整定值,将延时跳闸。

3.4 换流器连接母线过压保护

保护范围和目的:保护检测由直流开路、逆变器闭锁或控制系统故障引起的换流器连接母线直流过电压情况。

保护原理:测量换流器连接母线上直流电压、如果该电压大于整定值,将延时跳闸。

3.5 双12脉动换流器直流差动保护

保护范围和目的:保护覆盖高压换流器高压侧直流穿墙套管和低压换流器中性线侧穿墙套管之间的区域,检测保护范围内的接地故障和对中性线短接的故障。

保护原理:检测高压12脉动换流器高压侧直流电流Id H和低压12脉动换流器中性线侧直流电流Id N。正常情况下,这两个电流是平衡的,当两个电流互感器之间的区域发生接地故障或对中性线短接的故障时,短路电流流过故障点,这两个电流存在很大的差值。

4 结束语

本文以云广±800 k V特高压直流输电工程为主,根据12脉串联双阀组主接线方式,详细介绍了特高压直流保护系统方面的功能配置和协调,以及±800 k V直流特有的保护功能。

另外,云广特高压直流保护系统独立于其它的设备,即与控制设备的硬件有物理和电气隔离,单独组屏。但直流保护的各保护功能还要与直流控制功能配合完成对整个系统的保护。

随着云广特高压直流工程的进行,在实际运行过程中,由于故障的类型不同,严重程度不同,对系统造成的影响也不同,其保护的动作也不同。还需要根据实际的运行状况检验保护功能,再进一步完善直流保护系统,保证直流输电系统的安全可靠运行。

摘要：直流保护的目的在于检测系统中的故障,降低对系统进一步的损害。直流保护系统不但保证直流系统在正常操作下的正确动作还要确保在保护区域外故障的正确动作。根据保护原理保护系统独立于其他设备,提供完整的冗余保护,迅速切除系统中的故障设备或者安全闭锁直流系统。论述了云广特高压直流系统保护系统的设计原则,直流系统的功能区域以及保护功能,分别着重阐述了云广特高压直流专有保护的保护范围,实现原理以及保护目的。

关键词：特高压,直流保护,阀组保护,极保护

参考文献

[1]云广工程直流极控系统设计规范书,ED4351CS-C[Z].2007.Yunnan-Guangdong Line±800kV DC Transmission Project C/P Design Specification,ED4351CS-C[Z].2007.

[2]赵婉君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社,2004.122-136.ZHAO Wan-jun.HVDC Transmission Engineering Technology[M].Beijing:China Electric Power Press,2004.122-136.

特高压直流输电系统的谐波分析 第9篇

±800 kV特高压直流换流站是电力系统的主要谐波源之一, 掌握±800kV特高压直流换流站交直流侧的特征谐波特性, 可以为交流和直流侧的滤波器优化设计及治理谐波提高电能质量提供依据。

高压直流输电系统的谐波分析方法主要有迭代谐波分析法、统一基波和特征谐波潮流算法、调制理论分析法和谐波域分析法等。其中, 迭代谐波分析法可以有效记及交直流侧谐波的相互影响, 但对于交流系统谐波阻抗较大的情况时, 则存在收敛性差的缺点;统一基波和特征谐波潮流算法较全面地考虑了交直流系统之间基波和谐波潮流之间的相互影响, 适用于交流系统和换流器三相对称的情况;调制理论用傅里叶级数表示的开关函数描述换流器的非线性特征, 具有物理概念清晰、分析计算速度快等特点, 尤其适用于分析多个开关谐波源相互作用的系统;谐波域分析法则全面地考虑了系统三相不对称、触发角和换相角的变化等因素, 但当系统的方程组维数较高, 若用于多谐波源的分析时, 可能会出现“维数灾”。

调制迭代谐波分析法, 将调制理论和迭代谐波分析法相结合, 以调制理论为框架, 将迭代谐波分析法融入其中, 既合理地模拟换流站的非线性特征, 解决了交直流系统的接口问题, 又通过迭代使谐波计算结果更加准确。

2 调制迭代谐波分析法

2.1 调制理论

用于换流器研究的调制理论, 其基本原理就是将换流器看成连接交流系统和直流系统的调制开关电路, 用傅里叶级数表示的开关函数表示换流器的非线性特性, 通过调制开关函数将交直流系统的电压、电流灵活转换。

对于高压直流系统的任何换流器, 电压、电流的相互关系可以表示为:

udc=uaSua+ubSub+ucSuc (1)

undefined

式 (1) 为电压调制关系式, 式中udc为直流电压, ua、ub、uc分别为换流变压器阀侧的三相交流电压, Sua、Sub、Suc表示换流器每一相的电压开关函数;式 (2) 为电流调制关系式, 式中idc为直流电流, ia、ib、ic分别为换流变压器网侧的交流电流, Sia、Sib、Sic分别为表示换流器每一相的电流开关函数。

图1所示为6脉冲换流器的调制函数, 只给出了a相的函数波形, 其余两相波形相同, 相位分别相差120°。

由于换流站普遍采用等间距触发方式, 对于一个脉冲数为p的换流器, 在其交流侧输入三相对称正弦电压时, 在它的直流侧主要产生n=pk次的谐波, 在它的交流侧主要产生n=pk±1次的谐波, k是任意正整数。根据该理论, 研究特征谐波时就可以将换流站的电压、电流调制的开关函数写成较为规范的幅值为1的的傅里叶级数形式。理想情况下, 对于6脉冲换流器, 考虑换相角时的电压调制函数可表示为

undefined

其中各项系数为

undefined (h=1, 6k±1) (4)

考虑换相角时, 电流调制函数将更加复杂, 因为电流只能从一个阶段逐渐换相到另一个阶段。实际上, 其函数波形与换流器在交流侧产生的特征谐波电流的波形一致, 只是幅值为1, 如图1 (c) 所示, 仍可用式 (3) 表示, 但系数应改为

undefined

2.2 迭代谐波分析法

考虑到换流器两侧交直流系统谐波之间的相互影响, 直接通过换流器注入到电网中的谐波计算网络中的谐波分布是不准确的。采用迭代谐波分析法分析高压直流输电系统的谐波时可有效记及交直流系统谐波的相互作用。此外, 这种方法还可以用于换相阻抗不平衡、变压器电磁饱和等非理想状况下的谐波分析。

迭代谐波分析法的基本原理是通过反复迭代来求出系统中的谐波分量, 即从换流站交流端的电压出发, 通过求解换流站模型计算出稳态运行情况下各个换流站注入到交流系统的电流i。对i进行快速傅里叶变换, 得到各次谐波电流矢量I, 则第k次迭代得到的各次电流谐波电流矢量为

undefined

其中Uundefined为电压谐波矢量, undefined为谐波域下的换流站模型。

对于每一次谐波, 通过求解交流网络的节点方程可以计算出换流站交流侧母线修正后的谐波电压矢量

undefined

其中Y为交流系统谐波阻抗矩阵。

2.3 调制迭代谐波分析法

调制理论将难于建模的换流站视为调制转换器, 通过开关函数特性来表示其非线性行为;迭代谐波分析法可准确表示出稳态下系统中谐波电流、电压的相互影响过程, 且反复迭代又保证了计算的准确性。

调制迭代谐波分析法在调制理论的框架下, 将迭代谐波分析法应用于其中, 使这两种方法有机地结合起来, 互为补充, 使谐波模型更为准确。调制谐波分析法的具体步骤如下:

1) 直流侧电压的计算。已知两端交流系统的三相供电电压, 通过电压调制关系函数式 (1) 分别计算出整流侧和逆变侧的直流电压udcr和udci。

2) 直流等效时变阻抗。换流器直流侧的等效阻抗具有时间变化特性, 在直流线路电感较小的情况下, 能产生较大的谐波。图2为从换流器直流侧看过去的等效电感, 其中, L为换流变压器折算到阀侧的等效电感;Ldc为直流输电线路的等效电感。

3) 直流侧电压的计算:通过步骤1、2分别求出直流线路上整流侧和逆变侧的电压以及直流等效时变阻抗, 可计算出直流线路上第k次电流谐波分量

undefined

其中idck为第k次谐波电流分量;ZTOTk为等效谐波阻抗;udck为直流线路上第k次谐波电压降;即整流侧谐波电压udcrk和逆变侧谐波电压udcik之差;RTOT和LTOT分别为直流线路的总电阻和电感;ω为基波角频率。将式 (8) 求出的直流线路上的各次谐波电流分量相加, 可得到总的谐波电流

idc=Id0+∑idck (k=np, n=1, 2∞) (9)

其中Id0为直流电流平均值。

4) 交流电流的计算。将直流电流idc代入式 (2) 中求得各相交流电流, 再根据傅里叶变换, 得到注入交流系统的各次谐波电流分量。

5) 交流电压的计算。将各次谐波电流分量作为交流系统的谐波电流受控源, 对于每一次谐波求出交流系统中各元件的谐波阻抗, 再求解网络节点方程得到各节点的谐波电压。

6) 迭代计算。将谐波电压作为换流器初始输入量, 重复上述步骤, 直至满足收敛要求, 即各个换流站母线谐波电压uh变化不明显。

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3 算例分析

为验证调制迭代谐波分析法的准确性, 以±800kV特高压直流输电系统为例, 采用该方法对换流器各处的谐波电压、电流进行计算。同时采用时域仿真软件MATLAB/SIMULINK对其进行时域仿真核对。

某直流输电线路上的额定直流电压为±800kV, 额定输送功率为5000MW, 直流输电线路长1500km;整流侧系统最小短路容量为8000MVA, 整流器运行于定电流控制方式, 触发角α1=10°;逆变侧系统最小短路容量为20000MVA, 逆变器运行于定电压控制方式, 触发角α2=135°, 最小熄弧角γ=26°。

表1和表2分别为±800kV特高压直流输电系统直流侧和交流侧特征谐波的计算和仿真结果。可以看出, 通过调制迭代谐波分析法计算得出的整流、逆变侧直流电压、直流线路上的电流以及交流侧的电流与仿真结果非常接近, 且各次特征谐波的变化趋势基本一致。由此可证明调制迭代谐波分析法对于分析特高压直流输电系统的特征谐波是有效、正确的。

4 结论

1) 以上采用调制迭代谐波分析法对±800kV特高压直流输电系统进行特征谐波分析, 得到的结果与时域仿真结果一致, 证明了调制迭代谐波分析法的正确性。

2) 调制迭代谐波分析法 (MIHA) 结合了调制理论和迭代谐波分析法, 既可以避免传统方法建模中非线性方程的复杂性, 也可以同时考虑交、直流网络中各自的谐波电压、电流的相互影响过程, 通过逐步迭代, 准确反映出稳态下系统谐波的产生机理。该方法为更复杂的多谐波源系统的分析提供了一种有效的研究思路。

参考文献

[1]刘振亚.特高压直流输电技术研究成果专辑[M].北京:中国电力出版社, 2006.

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

特高压直流输电系统非特征谐波分析 第10篇

特高压直流输电(UHVDC)以其特有的大容量、远距离,高电压等优点[1,2,3],近年在国内迅速发展起来。目前国内已陆续建成向家坝-上海,锦屏-苏南,哈密南-郑州,云南-广东,云南普洱-广东江门,溪洛渡左岸-浙江金华等6 条±800 k V特高压直流输电系统。特高压输电工程中换流站内主要的设备包括换流变压器、交直流滤波器、平波电抗器、换流阀等[4,5]。根据目前特高压直流输电工程投运情况,普遍存在的一个问题就是谐波,网侧谐波电流主要分为特征谐波(如11、13 等次谐波电流)和非特征谐波(如5、7 等次谐波电流)。直流侧通过换流器流入交流侧的谐波电流,会对交流系统的稳定性有很大的影响[6,7,8],近年来国内许多专家对此问题进行了广泛的研究,并提出了不同的研究方法。

研究交直流互联系统的谐波问题主要有开关函数法[9,10]、蒙特卡洛法[11]、时域仿真法[12]等。文献[9-10]基于换流器的开关函数模型,研究了特高压直流输电的谐波问题,计算了网侧交流电压不对称,换流器三相参数不平衡等因素对网侧谐波电流的影响,但是开关函数模型在建模中并没有考虑换流器的换相过程,而实际运行工况有一定差别。文献[11]建立时域蒙特卡洛模型,可以同时分析交流侧母线电压不对称、换流变三相阻抗不对称等情况对网侧非特征谐波电流的影响,但是蒙特卡洛法基于产生伪随机数思想,就有可能与现场实际不同,而且蒙特卡洛算法计算量太大,准确性的提高速度较慢。文献[12]通过建立特高压直流输电工程的PSCAD/EMTDC[13,14]时域仿真模型,研究其稳态和暂态下的谐波特性,但并没有具体针对非特征谐波的研究。由于换流站内交流滤波器设计技术的进步与成熟,实际上,特征谐波的含量已明显被限制,基本符合有关标准,恰恰是由于各种不平衡因素的存在,网侧非特征谐波电流问题已经越来越突出[15,16,17,18]。

本文针对国内某一实际特高压直流输电工程网侧5、7 次谐波电流含量超标的实际情况,基于该工程的实际运行参数,采用比较精确的时域仿真法,建立PSCAD/EMTDC仿真模型,分析计算了换流变阻抗和触发角不平衡时网侧5、7 次非特征谐波电流的大小,对进一步研究网侧非特征谐波电流对交直流互联系统的影响有重要的参考意义。

1 直流输电系统谐波理论

±800 k V特高压直流输电(UHVDC)系统中采用的是双12 脉波换流器,由两个12 脉波桥串联构成,每个12 脉波阀组是由两个6 脉波桥构成,其中一个6 脉波桥的换流变为星-星(Y-Y)联接,另一个6脉波桥的换流变为星-三角(Y-D)联接,两个6 脉波桥具有30º 的相位差。单级2 个6 脉波桥在交流侧通过换流变绕组相并联,直流侧相串联构成,4 个6脉波桥臂分别形成200 k V、400 k V、600 k V、800 k V四个电压等级。特高压直流输电系统中,换流器是主要的谐波源,UHVDC换流器在直流侧相当于一个谐波电压源,产生谐波电压,在交流侧等效于一个谐波电流源,产生谐波电流。换流器产生的谐波又可以分为特征谐波和非特征谐波。

1.1 特高压直流输电系统的特征谐波

在理想情况下,即不考虑换相角,直流侧电流是恒定直流电流未含任何纹波,换相电压为三相对称的标准正弦波,换流器的各触发脉冲是严格等间距的,换流变三相参数相同、结构完全对称,换流器的特征谐波次数与换流器的脉波数相关。对于12脉波换流器,阀侧产生12k次特征谐波,网侧产生12k±1 次谐波。

对于网侧来说,换流变的绕组联接组别不同,其电流的波形也不同,网侧电流的傅里叶级数展开式为

式(1)中:ω 为基波角频率,单位为rad/s;σ 为某一角度;i0/2 为电流i(ωt) 的平均值;An、Bn为方波的n次谐波幅值。

对于Y-D联接的换流变,电流为

对于Y-Y联接的换流变,电流为

根据式(2)和式(3)可以看出网侧谐波次数为6k±1 次。将式(2)和式(3)相加,便得出网侧12 脉波阀组的电流表达式如下

由上式可以看出,k为奇数的谐波刚好正负抵消,剩下流入网侧的电流谐波次数为12k±1 次,即11、13、23、25 次等,谐波次数越高,谐波幅值越低,为基波幅值的1/(12k±1)。因此,12k±1 次谐波即是特高压直流输电系统网侧电流的特征谐波。

1.2 特高压直流输电系统的非特征谐波

特高压直流输电系统在实际运行中是不可能理想的,系统的不平衡除了会产生特征谐波外,还会产生其他次数的非特征谐波分量。在特高压直流输电系统中,网侧非特征谐波的来源主要有:(a) 交流系统基波电压不平衡,存在负序分量;(b) 交流电压含有谐波;(c) 直流电流有纹波存在;(d) 换流变变比不同,导致Y-Y和Y-D联接的换流变相电压不同;(e) 换流变阻抗相间不平衡;(f) Y-Y与Y-D联接的换流变之间阻抗不平衡;(g) Y-Y与Y-D联接的换流变之间触发延迟角不平衡。

本文根据国内某一特高压直流换流站内有关设备的实际情况,研究点立足于最后两个非理想因素。阀侧直流电流Id的表达式如下

式中:U是换流变相电压;LC是换流变阻抗;α 是触发延迟角; μ 是换相角。由式(5)可以看出,直流电流Id与换流变阻抗,触发延迟角等有关。在(f)或(g)两个不平衡条件下,均会导致实际系统中的直流电流Id与式(5)表达的直流电流Id有偏差,可用下列表达式来表示直流电流

随着系统的不平衡,会出现下列两种较为严重的情况。

第一种为:εY-Y=0,εY-D=ε。

其网侧直流电流表达式为

第二种为:εY-Y=ε,εY-D=-ε。

其网侧直流电流表达式为

根据式(7)和式(8)可知,特高压直流系统不平衡时,网侧会出现5、7 次等非特征谐波电流。

2 特高压直流输电系统参数

±800 k V特高压直流输电系统输电距离1 670km,额定输送容量8 000 MW,每极2 个12 脉波阀组串联接线方式。在每极的极母线和中性母线上分别装设3 个50 m H平波电抗器,每极装设1 组双调谐12/24 直流滤波器和一组双调谐2/39 次直流滤波器。

无功配置方面,整流侧无功补偿按总容量5 200Mvar,无功设备共4 大组,配置10 组滤波器和10组并联电抗器。逆变侧无功补偿按总容量4 879Mvar,无功设备共4 大组、17 小组配置,滤波器每小组容量为287 Mvar。

特高压直流系统的额定运行参数如表1 所示。整流侧和逆变侧的特高压换流变压器可以分为高端换流变(800 k V、600 k V两个6 脉波桥臂)和低端换流变(400 k V、200 k V两个6 脉波桥臂),其额定参数如表2、表3 和表4 所示。

3 换流器不平衡时的仿真分析

3.1 系统主回路模型

本文基于PSCAD/EMTDC软件建立了±800 k V特高压直流输电系统仿真模型,如图1 所示。模型中所用参数均来自国内某一实际的特高压直流系统,本文根据现场实际情况,主要研究逆变站内的换流变阻抗不平衡和触发角不平衡引起的非特征谐波情况。

3.2 换流变阻抗不平衡

换流站内的换流变由西门子和保变两家厂家制造,因此换流变在制造过程中,其阻抗值难免会与额定值有所偏差,即有制造公差存在。相关规程也规定,在交接试验验收时,换流变阻抗的制造公差最大不超过±0.8%。

对于本文1.2 节的非理想条件(f),可以用式(9)来表示逆变站换流变的阻抗实际值。

其中:XY-Y为Y-Y联接换流变阻抗,XY-Y,N为其额定阻抗,ΔXY-Y为其制造公差;XY-D为Y-D联接换流变阻抗,XY-D,N为其额定阻抗,ΔXY为其-D制造公差。分析可知,随着制造公差的变化,最严重的情况即为ΔXY-Y和ΔXY-D一个正偏,一个负偏,分析时不妨假设ΔXY-Y正偏,ΔXY-D负偏。

表5 是厂家出厂试验给出的阻抗值,表6 是本文根据系统能承受的阻抗最大不平衡度而进行仿真的案例,案例1 为理想额定情况,案例6 为厂家提供的实际情况。

利用PSCAD软件,建立相应的仿真模型,得到的仿真结果如表7 所示。其中,案例1 是在表1~表4 额定运行条件下的仿真结果,案例6 是在表5 厂家实际提供的换流变阻抗条件下的仿真结果。图2 给出了阻抗在最大不平衡度下的网侧电流波形图。图3 给出了不同仿真案例下的各次谐波电流含量。

由表7 和图3 分析可知,换流变阻抗不平衡时,会有非特征谐波出现,主要是5,7 次谐波;随着换流变不平衡度的增大,5,7 次谐波含量明显增长,最大可达到0.71%,但尚可满足特高压直流系统网侧交流电流谐波含量不超过1%的标准。

3.3 换流变触发角不平衡

根据实际运行经验,换流站内换流阀触发角由于同步信号等的影响,不可能完全平衡,相关规程也规定,换流站内触发角 α 的稳态控制范围为±2.5o,前文已分析触发角不平衡也会造成非特征谐波的产生,本节通过仿真分析触发角不平衡的具体影响。对于本文1.2 节的非理想因素(g),可以式(10)来表示逆变侧换流器的触发角实际值。

其中:αY-Y为Y-Y联接换流器触发角;αY-Y,N为其额定触发角;ΔαY-Y为其稳态控制误差;αY-D为Y-D联接换流器触发角,αY-D,N为其额定触发角;ΔαY-D为其稳态控制误差。

表8 是本文根据系统能承受的触发角最大稳态控制范围而进行的仿真案例。

表9 给出了上述案例下的网侧各次谐波电流值,图4 是触发角最大不平衡情况下的网侧电流仿真波形,图5 是各次谐波电流含量。

由表9 和图5 分析可知,换流器触发角不平衡时,亦会出现非特征谐波,主要是5、7 次谐波;随着触发角不平衡度的增大,5、7 次谐波含量快速增长,最大可达到5.4%,远远超出了特高压直流系统网侧交流电流谐波含量不超过1%的标准。实际上,当仿真的触发角稳态偏差超过0.5º时,网侧5 次谐波电流含量就已经达到1.05%。

4 结语

(1) 基于PSCAD/EMTDC软件,根据国内某一实际±800 k V特高压直流输电系统的相关运行参数,搭建了其仿真分析模型,分析了特高压直流系统逆变侧换流器阻抗和触发角不平衡时,注入网侧的非特征谐波电流的特性。

(2) 逆变侧换流站阻抗不平衡时,网侧电流会含有以5、7 次谐波电流为主的非特征谐波,不平衡度越大,非特征电流谐波的含量越大,但谐波含量总体不超过1%的标准,对交直流互联系统影响较小,相对稳定。

(3) 逆变侧换流站触发角不平衡时,网侧电流亦会产生5、7 次非特征谐波电流。Y-Y联接换流变和Y-D联接换流变触发角偏差越大,非特征谐波的含量越大,5 次谐波电流含量最大可达到5.4%,相对于阻抗不平衡时,对交直流互联系统的影响要大得多。

摘要：特高压直流输电(UHVDC)以其特有的大容量、远距离、高电压等优点,在国内迅速发展起来。针对特高压直流输电系统普遍存在的网侧非特征谐波电流问题,展开了一系列的研究。首先理论分析了特高压换流变阻抗不平衡和触发角不平衡时,5、7次等非特征谐波电流的产生。其次,根据国内某一实际的UHVDC相关运行参数,以PSCAD/EMTDC软件为平台,搭建了其仿真分析模型。最后,重点针对换流变阻抗不平衡和触发角不平衡两种情况,计算了网侧5、7次非特征谐波电流。仿真结果表明,换流变阻抗不平衡对交直流互联系统的影响较小;换流器触发角不平衡时,网侧5、7次非特征谐波电流较大,超出了谐波电流含量最大1%的标准,对交直流互联系统的影响较大。