直流输电范文

直流输电范文（精选12篇）

直流输电 第1篇

1. 常规直流输电系统换流站的主要设备。

常规直流输电系统换流站的主要设备一般包括:三相桥式电路、整流变压器、交流滤波器、直流平波电抗器和控制保护以及辅助系统 (水冷系统、站用电系统) 等。

2. 常规直流输电技术的优点。

(1) 直流输送容量大, 输送的电压高, 最高已达到800k V, 输送的电流大, 最大电流已达到4 500A;所用单个晶闸管的耐受电压高, 电流大。

(2) 光触发晶闸管直流输电, 抗干扰性好。大电网之间通过直流输电互联 (背靠背方式) , 换流阀损耗较小, 输电运行的稳定性和可靠性高。

(3) 常规直流输电技术可将环流器进行闭锁, 以消除直流侧电流故障。

3. 常规直流电路技术的缺点。常规直流输电由于采用大功率晶闸管, 主要有如下缺点。

(1) 只能工作在有源逆变状态, 不能接入无源系统。

(2) 对交流系统的强度较为敏感, 一旦交流系统发生干扰, 容易换相失败。

(3) 无功消耗大。输出电压、输出电流谐波含量高, 需要安装滤波装置来消除谐波。

二、柔性直流输电技术

1. 柔性直流输电系统换流站的主要设备。

柔性直流输电系统换流站的主要设备一般包括:电压源换流器、相电抗器、联结变压器、交流滤波器和控制保护以及辅助系统 (水冷系统、站用系统) 等。

2. 柔性直流输电技术的优点。

柔性直流输电是在常规直流输电的基础上发展起来的, 因此传统的直流输电技术具有的优点, 柔性输电大都具有。此外, 柔性输电还具有一些自身的优点。

(1) 潮流反转方便快捷, 现有交流系统的输电能力强, 交流电网的功角稳定性高。保持电压恒定, 可调节有功潮流;保持有功不变, 可调节无功功率。

(2) 事故后可快速恢复供电和黑启动, 可以向无源电网供电, 受端系统可以是无源网络, 不需要滤波器开关。功率变化时, 滤波器不需要提供无功功率。

(3) 设计具有紧凑化、模块化的特点, 易于移动、安装、调试和维护, 易于扩展和实现多端直流输电等优点。

(4) 采用双极运行, 不需要接地极, 没有注入地下的电流。

3. 柔性直流输电技术的缺点。

系统损耗大 (开关损耗较大) , 不能控制直流侧故障时的故障电流。在直流侧发生故障的情况下, 由于柔性直流输电系统中的换流器中存在不可控的二极管通路, 因此柔性直流输电系统不能闭锁直流侧短路故障时的故障电流, 在故障发生后只能通过断开交流侧断路器来切除故障。可以使用的最佳解决方式是通过使用直流电缆来提高系统的可靠性和可用率。

三、常规直流输电技术和柔性直流输电技术的对比

1. 换流器阀所用器件的对比。

(1) 常规直流输电采用大功率晶闸管, 由于晶闸管是非可控关断器件, 这使得在常规直流输电系统中只能控制晶闸管换流阀的开通而不能控制其关断, 其关断必须借助于交流母线电压的过零, 使阀电流减小至阀的维持电流以下才行。

(2) 柔性直流输电一般采用IGBT阀, 由于IGBT是一种可自关断的全控器件, 即可以根据门极的控制脉冲将器件开通或关断, 不需要换相电流的参与。

2. 换流阀的对比。

(1) 常规直流输电系统中换流阀所用的器件是大功率晶闸管和饱和电抗器, 可以输送大功率。

(2) 柔性直流输电系统中的换流阀采用了IGBT器件, 可实现很高的开关速度, 在触发控制上采用PWM技术, 开关频率相对较高, 换流站的输出电压谐波量较小, 主要包含高次谐波。故相对于常规直流输电, 柔性直流输电换流站安装的滤波装置的容量大大减小。

(3) 常规直流输电通过换流变压器连接交流电网, 而柔性直流输电是串联电抗器加变压器, 常规直流输电以平波电抗器和直流滤波器来平稳电流, 而柔性直流输电则采用直流电容器。

3. 换流站控制方式的对比。

(1) 常规直流输电系统的换流站之间必须进行通信, 以传递系统参数并进行适当的控制, 而柔性直流输电系统中各换流站之间的通信不是必需的。

(2) 功率反向输送能力的对比。柔性直流输电系统在潮流反转时, 只需改变电流方向, 而直流电压极性不变, 功率反向时系统不停运, 这使得柔性直流输电系统改变功率方向时, 两端换流站的控制策略不变, 更不需要投切交流滤波器或闭锁换流器。而常规直流输电改变功率方向时需要改变电压极性, 而直流电流极性不变, 功率反向时, 换流站需退出运行, 改变控制策略, 并且需要对滤波器和无功补偿设备的投切情况进行实时判断。

(3) 对交流网络的依耐性方面的对比。柔性直流输电不需要依靠交流系统的能力来维持电压和频率稳定, 无需无功补偿, 换流器自身可提供无功功率。而常规直流输电要求受端交流系统具有足够的短路容量, 需要外加的换相容量, 不能向无源或弱网络送电。

(4) 有功和无功功率控制方面的对比。柔性直流输电的有功、无功可以独立控制。常规直流输电的有功、无功不能独立控制, 调节无功需要特殊装置和额外费用, 需交流系统或增加无功补偿设备提供换流站消耗的无功功率。

(5) 电压控制方面的对比。柔性直流输电本身可以起到STATCOM的作用, 稳定交流母线电压, 而常规直流输电需要借助无功补偿设备稳定交流母线电压。

(6) 黑启动能力方面的对比。柔性直流输电有黑启动能力。即当一端交流系统发生电压崩溃或停电时, 瞬间启动自身的参考电压, 向切除电源的交流系统供电, 相当于备用发电机, 随时向瘫痪的电网供电。而常规直流输电无黑启动能力。

三峡工程与高压直流输电 第2篇

摘要：本文论述了三峡工程中的输变电工程的概况，特别是直流输电系统。另外也论述了与电力电子技术相关的“西电东送”、全国电网联网与直流联网“背靠背”工程等方面的内容。

关键词：三峡工程 高压直流 输电概 述

举世瞩目的长江三峡工程分为三大部分：枢纽工程、移民工程和输变电工程。随着三峡大坝的横空出世、高峡平湖的梦想成真，从2003年起，这个当今世界上最大的水电站将产生源源不断的强大电能。

三峡枢纽工程分三期施工，一期工程的标志为大江截流。二期工程主要修建三峡大坝的泄洪坝段、左岸厂房坝段、永久船闸。

二期工程以2003年第一批机组发电为完成标志。2001年11月22日，首批机组的安装正式启动，首台机组重达721吨的发电机定子，被两台总共可吊1200吨的行车，稳稳地吊放到直径20多米的机坑内。首批机组装4台70万千瓦水轮发电机。

三期工程要对二期已筑起的大坝和右岸之间的导流明渠截流，建右岸厂房坝段。三峡输变电工程也随之成为三峡工程的重头戏。26台70万千瓦水轮发电机组，1820万千瓦的总装机容量，到2010年全部机组建成投产后，三峡电站的年均发电量将达847亿千瓦时。其中900万千瓦将通过直流方式输送出去。

三峡工程按1993年价格水平计算的静态总投资为900.9亿元，考虑物价、利息等变因，当时测算到2009年的动态总投资为2039亿元。这些年宏观经济形势一直较好，物价指数下降，目前枢纽工程控制在概算内，还略有节余。据预测，到2010年工程全部完工时，三峡工程的动态总投资可望控制在1800亿元以内。三峡工程中的输变电工程

由滔滔长江之水转换而成的如此充沛的电能，如何自高山峡谷之中被瞬间传递到千里之外的负荷中心？总投资275亿元的三峡输变电工程将担此重任。

按照设计方案，三峡电站分为左岸和右岸电站，左、右岸电站又各分为两个电厂。其中，左一电厂装机8台，出线5回；左二电厂装机6台，出线3回；右

一、右二电厂装机均为6台，出线分别为4回和3回。这15回出线将分别把26台机组发出的电能送至座落在湖北境内的一批500千伏变电站和换流站，再向全国辐射。

根据国务院去年底批准的三峡工程分电方案，三峡电站供电区域为湖北、河南、湖南、江西、上海、江苏、浙江、安徽、广东等八省一市。由于华中、川渝地区电力供求关系的变化，国务院决定三峡电站不向川渝送电。

因此，三峡电力外送将形成三大主要通道：

中通道：在华中四省建500千伏交流输电线路4970公里，鄂豫间两回，鄂湘间两回，鄂赣间一回，变电容量1350万千伏安（其中湖北境内的500千伏线路2630公里，变电容量525万千伏安）；设计输电能力900万千瓦。

东通道：除利用现有的葛洲坝至上海直流线路输电120万千瓦外，2002年前建成第二

回东送500千伏直流输电线路和湖北宜昌、江苏常州换流站，额定容量300万千瓦；2008年再建成第三回送上海的直流线路，增加容量300万千瓦。同时，在华东地区配套建设500千伏交流输电线路850公里，变电容量850千伏安。

南通道：2004年前建成一条973公里的500千伏直流输电线路和湖北荆州、广东惠州两个换流站，送电能力为300万千瓦。

到2008年，上述三个通道全部建成后，一个纵横九千公里、贯穿八省一市的三峡输变电工程将腾空而起。届时，三峡电力将畅通无阻地奔向东西1500公里、南北1000公里范围内的广大用户。

1997年3月26日，三峡电力外送工程的第一枪从西线打响。500千伏长寿至万县超高压输电线路正式开工。尽管三峡的电力电量后来不考虑向川渝输送，但这条线路对于联接华中和川渝电网仍将发挥极其重要的作用。

从1999年开始，三峡输变电工程便进入大规模的建设阶段。为了确保三峡工程首批机组2003年投产发电后的电力外送，2003年前，三峡输变电工程要建成500千伏输电线路4116千米，其中交流线路3016公里、直流线路1100公里；投产变电容量825万千伏安，直流换流站600万千瓦。其施工任务之艰巨可想而知。

2002年，三峡输变电工程新开工和续建项目投资规模为45.61亿元。其中，续建直流换流容量1200万千瓦、交流变电容量650万千伏安、500千伏输电线路4043千米；新建变电容量75万千伏安、500千伏输电线路1203千米。三峡工程的直流输电工程

三峡（宜昌）至常州直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第一条通道。这条直流输电线，其额定直流电压±500千伏，额定直流电流3000安培，输送容量300万千瓦。三峡至广东直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第二条通道，也是“十五”末实现向广东送电1000万千瓦的关键项目。三广线（三峡至广东）输电距离约976公里，由荆州换流站、惠州换流站、三广直流线组成。

荆州换流站工程作为三峡电力外送的门户换流站，建设计划于20001年9月15日开始进行四通一平及工程前期准备，2004年1月极Ｉ投运，2004年6月极ＩＩ和双极投运。这项项工程建设规模与三常线基本相同：额定直流电流3000安培。换流站直流线路电压等级为双极±500千伏，额定输送功率为单极150万千瓦，双极300万千瓦。建成后将成为世界上最大规模的换流站。

通过招标ABB公司赢得以上两的工程项目。为支持国产化，本次两个工程招标的主要设备换流阀和换流变压器等均采取了合作生产的方式。同时，引进了ABB•公司的直流输电成套设计技术以及控制保护的设计制造技术。

据悉，按照三峡工程设计，将在2003年6月蓄水至135米，并相继实现永久船闸通航和首批机组发电的二期工程目标。根据国务院有关规定，在工程蓄水、通航、发电前，需进行阶段验收。本次验收范围包括枢纽工程、移民工程和输变电工程三部分。

三峡左岸电站厂房2号机定子机座于11月22日吊入1号机坑进行组装，这标志着三峡机组机电设备安装正式开始。该台定子机座设备由VGS联营体供货，其机座外径为21.4米，高度为3.3米，总重量达180吨。

根据广东省电力需求预测，到2005年，广东全省用电负荷将达3617万千瓦，2010年可达4905万千瓦；“十五”期间，广东需新增电源容量1208万千瓦。目前，在广东省大型电源建设项目中，2005年底前可投产总装机容量约647万千瓦（含火、核、气、水），此间应退役小火电机组约157万千瓦。很显然，广东本省新增装机容量无法满足用电需求。“西电东送”、“三峡南送”，把三峡的电力输送到广东，不仅仅是决策者的明智之举，也是国家电网建设发展的迫切需要。“西电东送”

我国有极丰富的水力资源，其理论蕴藏量6.78亿kW，可利用开发装机容量为3.78亿kW，居世界首位。到1997年底水电装机容量为6008万kW，占可利用开发装机容量的15.89%。远远低于世界上水电开发利用较高的国家。根据国家水电规划到2010年水电装机容量达到

1.5亿kW，那时占全国发电设备总装机容量的比率将从现在的23%左右提高到加30％。今年水电装机容量达到7000万kW。从2000年到2010年的十年间要新增装机容量8000万kW，实现电力工业“3311”设想，即：3000万kW特大型工程水电、3000万kW常规水电；1000万kW抽水蓄能电站。

“西电东送”工程与“西气东输”、“南水北调”、青藏铁路一起，是西部大开发的四项跨世纪工程。其中“西电东送”被称为西部大开发的标志性工程，开工最早、建设速度最快，于2000年11月在贵州拉开建设序幕。

“西电东送”是指开发贵州、云南、广西、四川、内蒙古、山西、陕西等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的广东、上海、江苏、浙江和京、津、唐地区。“西电东送”分北、中、南３条通道，北部通道是将黄河上游的水电和山西、内蒙古的坑口火电送往京津唐地区；中部通道是将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区；南部通道是将贵州、广西、云南三省区交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电资源以及云南、贵州两省的火电资源开发出来送往广东。

贵州至广东直流输电工程是“西电东送”中容量最大的一条输电通道。贵广线输电距离约936千米，资金来源为国内贷款，工程计划2001年底开工建设，2004年底单极投运，2005年６月完成双极投运。贵州至广州±500千伏直流、贵州至广东两回500伏交流与三峡至广东±500千伏直流工程同时开工建设，我国西电东送八“龙”入粤格局已初步确立。八项输电工程跨越我国西南部广袤山区，纵横绵延逾千公里，气势如虹。

“十五”期间，我国西电输往广东的电力将达到1120万千瓦，在现代化道路上疾驰的广东获得更充足的电能，城镇将变得更加璀璨迷人；同时，广东与中西部经济联系也将更加紧密。

金沙江天然落差5100米,水能蕴藏量达到40000MW，是水电站的“富矿”。溪洛渡和向家坝水电站是金沙江干流规划中的处于河段最后面的两级，于四川云南省交界的金沙江上。距华东（上海）和华中（武汉）分别是1750公里和980公里，因此向华东和华中输电和联网均超过HVDC平均点(800公里)。它的建设不仅增加三峡，葛洲坝枯期保证出力，还具有防洪、灌溉、养活三峡水库的泥沙淤积等一系列社会效益。

溪洛渡，向家坝水电站是继三峡工程之后，在电力建设中具有重大战略意义的又一宏伟工程。除此之外，我国西部地区，还有一批水电站的工程，如龙滩、小湾、拉西瓦、公伯峡、景洪等水电站，装机容量均在1000MW以上。

金沙江一期工程溪洛渡、向家坝水电站是加大西电东送力度的重要战略项目，已列入国家电力发展“十五”期间重点项目前期工作计划。溪洛渡、向家坝水电站总装机容量1860万千瓦，多年平均发电量873亿千瓦时。其中各送930万千瓦将通过HVDC方式向华东、华中进行输送。

1999年12月14日，中国长江三峡工程开发总公司委托国家电力公司开展金沙江一期工程输电系统规划设计工作。此后国家电力公司组织力量重点研究了由不同输电方式、不同输电电压等级、不同的输电规模组合的12个基本输电方案，分为纯直流（±500千伏或±600千伏）、纯交流（特高压1150千伏）和交直流混合（至华中为交流750千伏或500千伏，至华东为直流 ±600千伏或±750千伏）三大类。

专家提出，鉴于本工程的实际情况，金沙江一期工程的西电东送输电方案不宜选用1150千伏特高压电压等级送电；采用750千伏交流送电华中，与采用500千伏交流相比，在技术上没有多大优越性，经济上又较贵，本工程不予推荐；纯直流方案经济性较好，两电站输电方案清晰，过渡方便，是一个较好方案。因此，纯直流方案应是首选方案，建议按此方案开展下阶段工作。金沙江一期工程送电川渝、云南采用500千伏的电压等级可较好满足要求。输电直接从电站开关站出线，就近接入川渝电网、云南电网。电站接线应可避免川渝、云南电网在电站侧交流联网运行。专家们还肯定了溪洛渡及向家坝电站东送线路按南、北两个通道考虑的思路。全国电网联网与直流联网“背靠背”工程

按照西电东送、南北互联、全国联网的方针，全国互联电网的基本格局是：全国将以三峡输电系统为主体，向东、西、南、北四个方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体、南北电网间多点互联、纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。

浅谈直流输电外绝缘电气特征 第3篇

【关键词】高压；自流换流站；电气设计；技术特点

前言

所谓直流输电是指在换流站设备之外绝和直流输电架空线路外部绝缘的两个部分，其对于整个电网系统的安全都有十分重要的意义，但是由与外界自认环境会严重影响直流电外部绝缘的电气强度，加上现阶段我国的输电容量和电压等级不断提高，输电外部绝缘体承受的电压也不断增加，我国直流输电技术仍然需要不断改进，但是目前，在我国由于自流输电技术的应用措施不够成熟，各种应用方法和应用方式不够完善，在当前的电力系统中还存在着一定的差异和不足，本文对其进行分析，希望能够为中国的电力系统的完善略尽薄力。

一、直流电压下空气间隙放电特性

我们把在高压力的情况下，在换流站内部机电设备直流电安全距离之间产生的缝隙叫做直流空气间隙。对于直流电压下的空气间隙中的机电绝缘设备强度的研究，我们主要从以下几个方面进行分析研究。

1.棒棒和棒板间隙的自流放电特性

棒棒之间的间隙一般我们都会被控制在0.5～1.5m之间，棒棒之间的电力负荷值和他们之间的距离有直接关系，距离越远电力负荷在越大，反之就越小。在实际电力系统的运行中，棒棒之间释放的电流会变得十分明显，在受到外界条件的影响下（例如小雨天气）棒棒的正负极释放的电压都会变大，同事负极释放的电压会圆圆高于正极释放的电压。和棒棒之间的关系一样棒板之间的电压也和距离成正比，在棒和板距离增大时电力负荷也增加，而在帮和板距离减少时电力负荷会随之减少。

2.自流场典型间隙的自流放电特性

换流站自流场的典型间隙是指在交换站的电压器等设备通和直流电设备接地空间之间的距离，换句话说就是指电网中大型设备在保护墙中和周围环境之间构成的一系列间隙。在实际的电网输电过程中，直流电电压会对整个直流电设备的接地体进行一定放电，电压的大小一般来说可以通过上文棒棒和棒板之间的间隙来确定，但是由于实际的自留设备对设备的接地体产生的电压时通过设备操作产生的，会大于直流电工作的电压确定的间隙距离，所以在设计设备对接地体间隙距离的时候，可以不考虑自流工作电压确定的间隙距离。

二、过电压保护与绝缘配介

面对超高压换流站的电压保护和绝缘体的配介工程，高压电流的换流阀和动脉阀组成了一个串联的壁垒配置方案。

换流阀绝缘配介裕度：在超高压自流换流站工程实践中，换流阀绝缘配介裕度有两种取值，中国均采用文献的推荐值，该标准是根据国际大电网会议（CIGRE）33.05工作组1984年9月提出的《高压自流换流站绝缘配介和避雷器保护使用导则》编写的，在技术内容上与该导则等效。对特高压换流阀绝缘配介裕度选取有两种观点。一种观点认为，进入特高压范畴后，设备绝缘水卜的些微提高，都有可能引起设备造价和研发、制造难度的大幅度增加，绝缘配介裕度取值应从实际需要出发，小宜保守。换流阀山跨在阀上的避雷器自接保护，而且晶闸管阀与常规电力设备（如变压器）的老化过程小同，故障晶闸管可在定期检修时子以更换，可以认为，阀的耐受电压在每次检修后都恢复到它的初始值。因此建议参考部分国外工程实践，特高压换流阀操作冲击、雷电冲击、陡波冲击绝缘配介裕度分别取10%、10%、15%。另一种观点认为，特高压自流输电工程在电网占有及其重要的地位，可靠性要求高，设备标准小应低于超高压工程，绝缘配介裕度应执行现行电力行业标准。目前，在小同的工程中两种绝缘配介裕度都有采用。

三、外绝缘

1.空气间隙

因为在实际的电网输送过程中，换流站的设备都会有会采用固定点击的导体，所以雷电的冲击值主要由空气间隙来决定。在空气间隙的设计过程中要更具实际情况，分析材料的质量、周围的具体环境等得出具体的电压特性曲线图，以便我们确定时候的空气间隙的取值，优化直流电的开关设备场布置。

2.设备外绝缘

直流电设计设备的绝缘体设计必须要考虑各方面的因素，而十弧距离和爬电距离是最重要的两个方面。在实际的电网运行中，直流电设备的轴向长度由十弧距离决定，在面对高压电流而言，外界的冲击力度是决定十弧距离的重要因素，而与其之间成反比的关系。爬电距离主要由直流电机在运行中绝缘子产生的污染决定，污染程度越高拍点距离就会越大。一般而言，自流自然积污附盐密度为0.07mg/cm2，灰密取其5倍，以此为基础，根据设备套管或支柱绝缘子选择的外绝缘材料和自径，可以推算出特高压自流侧设备所需爬电距离。

四、主要设备选择

1.换流阀

对于输送容量为SOOOMW的特高压自流输电工程，换流阀可采用成熟的自径为5英寸、光触发或光电触发、空气绝缘、水冷却晶闸管；当输送容量为6400MW时，山于额定输送电流达到4000A，需要研发自径为6英寸的晶闸管，从目前研发情况看，供应商对6英寸RR闸管均采用光电触发技术。从换流阀本身的结构来看，采用二重阀或者四重阀均是可行的，没有明显的技术经济差异，采用四重阀可在一定程度上节约阀厅的投资和运行费用，但换流站总体占地而积较大，考虑到土地为小可再生的宝贵资源，目前各工程均推荐采用二重阀结构的换流阀。

2.换流变压器

换流变压器具有四总结构：三相组合式；三相双绕式；单相祝贺式和单相双绕组式，每一种的形式都有具有其特有的优势和特点，当然也有其不足的地方，我们在实际的电网设计中在选择换流变压器的时候要根据实际情况，选择最适合实际工程的换流变压器，比如在面对电压特别高、电压等级大、容量大的工程的时候我们一般都会采用单相双绕组变压器。而面对电压比较小的电网工程一般来说会选择三相结合或者单相组合的交流变压器。

五、结语

在社会科技不断发展的二十一世纪，许多新科技、新技术不断在电力系统中得到广泛的应用。直流电绝缘体技术也应该运用更多的新科技、新技术，不断促进其技术的完善。由于直流电系统容易受到很多因素的影响而变得不太稳定，会严重影响整个电力系统的稳定性，这就要求我们必须加大对其系统的监控力度，运用计算机技术实施7X24的全程监控。当然，在我国直流电外绝缘技术仍然还是有许多问题，但是我相信只要我们工作人员坚持创新，一定可以使其实实践中不断完善，促进我国电力事业的发展。

参考文献

[1]陈道明.水利工程泵站漏电保护器的应用[J].科技信息，2007（10）

[2]江总，李美琴，江毅.现代化学生宿舍的电气设计[J].科技信息（学术研究），2007（31）

直流输电讨论 第4篇

一、电感造成损耗

导线不但有电阻, 还有电感。较细的导线, 电阻的作用超过电感。在输电功率越来越大, 输电导线横截面超过95平方毫米的情况下, 对50赫兹的交流电来说, 感抗超过了电阻, 对输电电流造成的阻力和损耗突现出来。另外, 大家知道, 在交流电的周围存在交变磁场, 这个交变磁场会和周围的导体发生切割而产生感应电流, 这些电流就是损耗能量。如果是直流电就没有这些损耗。

二、电容造成损耗

输电线一般是空架线, 但需要跨过海峡给海岛输电时, 要用水下电缆;需要穿过人口密集的城市输电时, 要用地下电缆。电缆在金属心线的外面包着一层绝缘皮, 水和大地都是导体, 被绝缘皮隔开的金属心线和水 (或大地) 构成了电容器。一条200千伏的水下电缆, 每千米长的电容约0.2微法。在交流输电的情况下, 这个电容起旁路分流作用, 等于把电能“漏”掉了。这个对电流的旁路作用随电缆增长而增大。电缆超过50千米, 旁路电容会增大到使交流电几乎送不出去的程度。这样, 交流输电失去意义。如果电缆中是直流电, 旁路电容将不起作用。

三、电网的同步困难

现代的供电系统是把方圆数百公里的电站连成一个电力网。如我国的东北电力网、华北电力网等。我们新疆天山南北, 北从哈密到乌鲁木齐, 再到玛纳斯、石河子、伊犁、博乐, 南到吐鲁番、库尔勒、阿克苏等, 连成了一个大电网。这样可以互相支援, 调剂余缺。但要使这么大范围的几十台、几百台发电机同步运行, 技术上很困难。好在现在是由计算机来调节控制, 问题基本解决了。

四、电磁波的干涉现象

大家知道, 电磁波传播的速度是每秒30万公里, 即3×105公里/秒。交流电在输电线中的传播, 也是这个速度, 而不是电荷 (自由电子) 在导线中的机械运动速度。那么50赫兹的交流电波波长是

如图一所示, A到B是6千公里。从A送出的交流电经一个波长 (经0.02秒) 到B点, 是3千公里, A点和c点的相位是相反的。显然, A点和B点的相位是相同的。如果同时B点的电波向A点传送, 传到c点将和从A向B的波相叠加, 形成千涉驻波, 或者电压很高, 或者电压为零。这在电力传输中是不允许的。所以, 目前的远距离送电, 不能超过3千公里, 而如果采用直流送电, 就没有这些限制。

五、直流升压

直流电压升高的基本电路形式, 如网二所示。图中T为全控型电力器件组成的开关, D是快速恢复二极管, L为大电感, C为大电容, R为负载。当开关T在触发信号作用下导通时, 二极管承受反偏压而截止。一方面能量从直流电源us输入电感L, 并以磁场能储存, 电流以直线上升增加;另一方面电容存的能量向负载R提供, 如图三所示。

其中ton是T导通时间

当T被控制信号关断时, 电路处在toff工作期间, 二极管D导通, 如图所示。由于电感L中的电流不能突变, 产生的感应电动势阻止电流减小, 此时电感中储存的能量经二极管D给电容充电, 同时也向负载提供能量。电感上的电压为U0-US, 即

当D=O时, U0=US, 电压不变, D不能为1;当O<D<1时, U0>US, U0总比US高。

这就是直流升压的基本原理。

直流输电 第5篇

在风电场大规模集中并网应用方面，柔性直流输电技术相对于常规交流输电技术具有以下优势：

(1)风电场以直流形式连接电网，送、受端系统隔离，可避免故障在电网及风电场间传播，防止系统电压大幅振荡、功角失稳及风电场失速。

(2)可以对无功功率进行动态控制，提高并网系统电压稳定性，抑制并网风电场电压波动和闪变，改善并网系统电能质量。

(3)可精确控制有功潮流，为风电场提供优异的并网性能，提高并网系统暂态稳定性。

直流输电 第6篇

瑞士苏黎世，2011年2月17日——全球领先的电力和自动化技术集团ABB宣布，将与中国南方电网有限责任公司合作，为其负责建设的云南糯扎渡-广东特高压直流输电工程的一座换流站设计、制造、安装并调试800千伏特高压直流变压器设备。

ABB集团电力产品业务部负责人尤柯尔说：“我们为能再次支持中国进一步发展输配电网络而感到高兴。这些变压器在设计上具有高可靠性、高效、生命周期成本低等多重优势。”

中国南方电网有限责任公司是中国两大国有电网公司之一，负责中国南部电网的建设和运营工作。

800千伏特高压直流变压器是建设可以实现远距离、大容量输电的特高压输电线路的关键设备。建造特高压直流变压器需要克服许多技术挑战，例如需要提升变压器的绝缘性能、对绝缘套管等关键设备进行重新设计等。

特高压直流输电技术帮助用户可以更加高效的利用可再生能源、降低对化石能源的依赖，同时降低二氧化碳排放。特高压直流技术在像中国这样幅员辽阔的國家尤为适用，因为这些国家的电力负荷中心通常都远离能源富集地区。

特高压直流技术是ABB集团50多年前率先研发的高压直流输电技术的进一步发展，也是近20多年来输电线路在输电容量和效率上实现的最大技术突破。

ABB是位居全球500强之列的电力和自动化技术领域的领导厂商。ABB的技术可以帮助电力、公共事业和工业客户提高业绩，同时降低对环境的不良影响。ABB集团业务遍布全球100多个国家，拥有12.4万名员工。ABB在中国拥有包括研发、制造、销售和工程服务等全方位的业务活动，雇用员工近1.6万名，拥有30家合资和独资企业，强大的销售和服务网络遍布全国。欲进一步了解ABB，请访问www.abb.com.cn。

柔性直流输电综述 第7篇

目前电力生产主要依靠的是化石燃料的燃烧, 但是随着化石能源的日益枯竭, 可再生能源的价值已经逐步体现出来。并且随着时间的推移, 电力行业对于可再生能源的依赖将更为明显。柔性直流输电技术就在这样的背景下发展起来的。从20世纪90年代后期, 柔性直流输电技术由ABB、Siemens为代表的跨国企业研究并发展, 并在新能源并网等方面得到了广泛应用[2]。简单来说, 柔性直流输电技术就是可以独立地控制其输出电压的状态, 从而快速、灵活地调节其输出的功率。它的“柔性”, 就表现在它能根据电流情况自适应地调节电能质量, 使之达到动态平衡。

2柔性直流输电基本结构及运行原理

2.1基本结构

柔性直流输电 (VSC-HVDC) 是一种基于可控关断器件和脉宽调制 (PWM) 技术的新型输电技术[7]。这种输电技术能同时向系统提供有功功率和无功功率。其原理图如图1所示, 两端换流站为电压源换流器结构, 并且由换流器、换流变压器、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成[3]。

2.2运行原理

柔性直流输电就是运用PWM技术, 并且采用电压源型换流器 (VSC) 。通过将调制波与三角载波进行比较产生的触发脉冲, 使电压源型换流器上下桥臂的开关在高频的状态下开通和关断, 那么桥臂中点的电压在两个固定电压+US和-Ud之间快速进行切换, Uc经过电抗器滤波后变为网侧的交流电压US[5]。电压源型换流器 (VSC) 的单相结构如图2所示。

通过分析, 假设换流电抗器无损耗且忽略谐波分量时, 换流器和交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为:

3柔性直流输电的应用

3.1国外柔性直流应用

1990年绝缘栅极双极管 (IGBT) 为高电压直流输电技术添加新的特性, 使它克服了基于晶闸管控制的缺点, 使得柔性直流输电 (VSC-HVDC) 可行。1997年瑞典建成的低功耗试点工程Hellsjon, 容量为3MW, 电压等级10k V, 传输距离为10k M。此项工程证明了柔性直流输电技术的可行性[11,15]。第一个商业工程是瑞典的Gotland工程。其工程参数为80k V, 容量50MW, 传输距离为70k M[12]。为了推动可再生能源的并网, 欧盟于2012年形成了法案, 构建一个多端的直流输电网络, 以便于可再生能源的并网。预计2020年可再生能源要达到35%。

3.2国内柔性直流应用

我国柔性直流输电技术起步比较完, 在2006年才开始启动柔性直流输电的理论研究。虽然我国的柔性直流输电技术起步晚, 但是从目前所取得的成绩看, 我国的柔性直流技术发展速度快, 起点高。下面将对我国两个典型的示范工程加以介绍。 (1) 2011年7月25日, 上海南汇风电场柔性直流输电工程投入正式运行。这是中国第一条拥有完全自主知识产权的柔性直流输电线路。此工程的正式运行, 标志国家电网公司也成为继ABB、西门子之后第三个掌握该项技术的公司。该系统的额定输送有功功率为20MW, 额定电压为30k V。上海南汇风电场是上海电网已建设的最大规模的风电场。上海南汇柔性直流输电工程的主要功能是将上海南汇风电场的电能输送出来, 这对于今后的新能源并网具有重要意义。 (2) 2014年7月4日上午10时, 浙江舟山200k V多端柔性直流科技示范工程正式投运。随着舟山群岛的建设, 舟山群岛电网的可靠性和灵活性的要求变得更高。而且舟山各个岛屿拥有丰富的风力资源, 风电具有间断性和不稳定性。要使得风电顺利并网, 这对电网的要求变得更高。在这种情况下, 能够适应舟山复杂情况的输电技术迫切被需要。舟山柔性直流输电工程则能够满足诸上要求。其可靠性高, 有功功率和无功功率的独立控制很好的解决了风电并网问题, 提高了系统调度运行灵活性[13,14]。

3.3柔性直流在电网中的应用前景

随着陆上化石能源的日益枯竭以及环境污染的恶化, 我国逐渐加大对绿色可再生能源及海底石油能源的开发利用。我国东部沿海经济发达地区海上可开发风能资源约为7.5亿k V, 是陆地上风能资源的3倍, 具有良好的卡法潜力[16]。在上节3.2中已经提到了柔性直流输电在风能并网中的应用。除此之外, 柔性直流输电还可应用与一下几个领域, 并加以说明。 (1) 城市输配电网供电。中国目前发展迅速, 一些东部沿海地区的大型城市的用电量的增加, 这样对于外地电力的依赖将以增加。随着城市电网的规模不断扩大, 负荷密度越来越大, 不同程度的遇到了短路电流超标问题[19]。采用柔性直流输电系统供电, 可以快速控制有功和无功功率, 可以解决电压快速变化的问题, 从而可以提高电能质量, 提高电网的稳定性[20]。 (2) 海岛供电。我国拥有众多的岛屿, 大陆沿海省份有6500多个岛屿, 常驻人口有450多万[15]。由于海岛远离大陆, 很难与大电网合并, 无法使用大电网上较低的电价。而且供电的稳定性和可靠性无法得到保证。采用柔性直流输电技术向孤岛供电可以实现海岛与海岛之间, 海岛与大陆之间的互联, 可以由大陆向海岛提供价格低廉的电能[5]。 (3) 区域互联。由于电力需求和装机容量的快速增长, 对于区域互联的需求日渐增强。区域互联主要的目的就是实现电网之间的区域互济以及有功功率和无功功率的相互支持, 但是这样会造下降以及短路电流超标。这就是电网互联所带来的新问题。柔性直流输电系统在电网互联, 非同步电网互联等方面具有明显优势, 能够解决目前区域电网互联所面对的各种问题, 这对于构建坚强智能电网的需求具有重要作用[9,10]。柔性直流输电技术提高了电网的灵活性, 稳定性以及安全性, 所以说VSC-HVDC对于构建智能电网具有重大意义。

4结论

直流输电 第8篇

与基于晶闸管相控换流器的传统直流输电技术(LCC-HVDC)相比，基于电压源型换流器的柔性直流输电(VSC-HVDC)具有不存在换相失败风险、潮流反转时直流电压极性不变、有功和无功独立解耦控制等诸多优点，有较高的经济性和灵活性，非常适于构建多端系统[1,2,3,4]。多端柔性直流输电(MTDC)系统具有多个受端和送端，能够将分布式能源输送至多个负荷中心，具有传输损耗低、潮流控制灵活、能够连接异步电网且易于扩展等优点[5,6,7]。世界首个多端柔性直流输电系统———中国广东南澳大规模海上风电接入示范工程已于2013年底投入运行。

直流短路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一。一方面，当前工程中常用的两电平或三电平VSC和半桥型模块化多电平换流器(HB-MMC)无法实现直流短路故障的快速清除;另一方面，适用于高压大容量场合的直流断路器制造工艺尚不成熟。因此通常采用分断交流断路器的方式，断开交直流系统的连接，以清除故障电流、保护换流阀。但交流断路器属于机械开关，响应速度慢;发生短路故障且断路器未分断期间，故障点等效为交流电网三相短路，急剧增大的短路电流对交流系统稳定性和换流阀的安全有严重影响;此外，清除故障后，直流系统重新恢复功率输送需要预充电、解锁等复杂的时序配合。上述问题使得工程中通常采用造价昂贵的电缆作为输电线路以降低故障率，阻碍了多端柔性直流输电的发展和应用[8,9,10,11,12]。

基于上述原因，直流短路故障保护日益成为多端柔性直流输电系统的研究热点。德国学者Rainer Marquardt将MMC拓扑分为:(1)半桥型HB-MMC，功率半导体器件少、损耗低，但是缺乏直流故障穿越能力;(2)全桥型FB-MMC和双钳位子模块型DC-MMC，具备直流故障穿越能力，但功率半导体器件多、损耗较高。文献[13]研究了DC-MMC的直流故障穿越机理，即模块电容在故障回路提供的反电势足够大，利用二极管单向导通特性完成故障电弧切断。文献[14]比较了各种MMC拓扑的参数和性能，以混合串联全桥型和半桥型模块的方式，实现减少开关器件数量。文献[15]利用FB-MMC直流母线电压在一定范围内可控的特性，提出一种降低直流母线电压以实现直流侧单极对地短路和双极短路故障穿越的保护策略。

换流站的协调控制也对多端直流输电系统故障保护有重要影响。协调控制通常包括主从式控制、偏差控制和下垂控制等。主从式控制依赖于换流器与控制系统间的高速通信，主站发生故障后系统无法正常运行。偏差控制对控制器参数选择有较为严格的限制，容易出现系统震荡。下垂控制策略为多点控制，不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高[16]。

针对MTDC直流故障保护存在的问题，本文基于FB-MMC拓扑，首先建立换流器数学模型，对换流器级保护策略进行改进。然后，提出一种适用于多端柔性直流输电系统的“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”直流故障保护策略，能够实现短路故障电流快速清除，并且避免交流断路器跳闸和系统停运。结合多端系统的直流电压下垂控制，实现故障后MTDC系统快速恢复和N-1运行。最后，在PSCAD/EMTDC中验证所提出故障保护策略的有效性。

2 MTDC运行原理

2.1 多端系统连接方式

多端柔性直流输电系统的结构如图1所示。典型的连接风电场和交流电网MTDC系统包括直流网络、交流电网和换流站。直流系统连接方式可分为串联、并联和混联[2]，如图2所示。目前工程中一般采用并联方式。

2.2 换流器数学模型

全桥型FB-MMC由六个桥臂构成，每桥臂包括N个功率模块(SM)和桥臂电感L，上下两个桥臂构成一个相单元，如图3所示。图3中uio为交流输出电压，其中o为假想的交流相电压中点，i=a,b,c;Udc为直流母线电压。

FB-MMC功率模块由4个全控型半导体开关器件和直流电容构成，包括四种工作状态:输出+UC、-UC、0和闭锁状态。正常运行状态下，全桥型模块与半桥型模块工作方式相同，输出电压为+UC或0。

以A相为例，FB-MMC交流输出电压uao可表示为:

式中，uau和ual为上下桥臂电压。桥臂电流iau和ial表示为:

式中，ia为A相电流;idc和idiff为直流分量和环流分量。

上下桥臂参考电压uau＿ref和ual＿ref分别表示为:

式中，Udc为直流母线电压;um为桥臂电压交流分量幅值;ω为工频角频率;δ为相位角。

3 控制保护策略

3.1 短路电流清除原理

FB-MMC拓扑具备直流故障清除能力。发生直流短路故障后，所有换流阀功率模块中的开关器件立即关断，功率模块处于闭锁状态，根据初始时刻桥臂电流方向的不同，存在两种电流回路，如图4所示。在桥臂电感的续流作用下，桥臂电流为模块电容充电，因此所有闭锁状态的模块电容均以充电状态串入放电回路。正常状态下MMC桥臂电容电压高于交流线电压峰值，所以闭锁后桥臂电流将迅速减小至零，实现故障电流清除。

3.2 换流器级保护策略

发生短路故障时，故障电流急剧增大，在很短时间内上升至桥臂电流额定值十倍以上，严重威胁换流阀的安全。因此，换流器级直流故障保护策略的关键在于限制故障电流以保护MMC中半导体开关器件和功率模块电容。

短路故障电流包括直流分量和交流分量，其中直流分量为功率模块电容放电电流。当MMC直流侧发生短路故障时，处于投入状态的功率模块电容通过短路点形成放电回路。由于均压算法的作用，所有功率模块轮流投入和切除，因此上下桥臂模块电容可等效看做以并联的形式串入放电回路。放电电流主要依靠桥臂电抗器限制;通常出于限制换流阀体积和成本的考虑，模块电容值较小、放电速度快，导致故障电流直流分量迅速增大。故障电流交流分量为交流电网通过直流侧短路故障点形成等效三相短路故障的馈入电流。换流阀闭锁能够快速抑制故障电流，实现直流侧故障清除。

但是，MMC-MTDC换流阀闭锁后，若不断开交流断路器，由于功率模块参数的差异性，会导致电容电压逐渐发散，最终因电容电压超过安全阈值而使整个MMC-MTDC系统退出运行。利用FB-MMC能够输出+UC、-UC、0三种电平的特性，提出一种改进的换流器直流故障保护策略。

如图3所示FB-MMC，由于上下桥臂对称性，分别对上下三相桥臂建立数学模型。以上桥臂为例，其数学模型为:

三相平衡电网满足uao+ubo+uco=0。在直流短路故障发生后，MTDC系统尚未恢复功率传输，因此有iau+ibu+icu=0。对式(4)求和，有:

只考虑基波分量，在三相电压平衡的工况下，uoP=0。同理，对下桥臂可得uoN=0。对式(4)进行Park变换可得:

式中，iud,q、uud,q和eud,q分别为上桥臂电流、桥臂电压和交流电压的dq轴分量。

由数学模型可知，当三相上桥臂独立控制时，可通过控制桥臂参考电压，使三相上桥臂连接公共点(直流母线正极)与电网电压中性点等电位;同理，三相下桥臂连接公共点(直流母线负极)也与电网电压中性点等电位，从而使得FB-MMC直流侧极间电压uPN为零。直流极间电压为零是不使用高压大容量直流断路器，利用现有直流隔离开关对故障点进行可靠隔离的前提条件。换流器级保护策略控制框图如图5所示。

换流器级保护策略分为两个阶段:(1)MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流;(2)确认故障电流清除后，换流阀重新解锁，上下桥臂独立控制运行，等待系统级保护策略完成故障隔离。在第二阶段中，FB-MMC等效为两个星型级联H桥STATCOM并联运行。在故障电流清除、故障点隔离以及系统恢复期间，换流器均处于受控状态，避免了闭锁状态下的模块电容电压超过安全阈值的问题，提高了系统安全性和可靠性。

3.3 系统级保护策略

基于FB-MMC拓扑的直流故障清除能力，在换流器级保护策略基础上设计MTDC系统级保护策略。

在高压大容量直流断路器尚不成熟的情况下，本文的重点为通过换流器合理控制，利用现有的隔离开关进行故障隔离，同时完成多端系统的快速恢复;对故障检测和定位不做深入研究。文献[12]将现有VSC-MTDC“握手原则”引入FB-MMC多端柔性直流输电系统，一旦MTDC检测到直流短路故障，所有FB-MMC立即闭锁，潜在故障线路隔离开关跳开;在确认故障电流衰减至零后，全部健全隔离开关闭合，FB-MMC解锁运行。该方法存在的问题是:(1)故障隔离后，要求剩余健全线路能满足功率传输的需求，这在不具备冗余直流线路的MTDC系统中难以实现;(2)发生永久性直流故障时，很难在文中所述的10ms内完成故障清除，而长时间的闭锁仍将导致交流断路器跳闸和系统停运。

针对上述问题，在本文提出的换流器级保护策略的基础上，提出“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略。该策略可分为以下四个步骤。

(1)故障电流清除。MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流。

(2)等效双STATCOM并联运行。故障电流清除后，FB-MMC在短时间内重新解锁，控制模式由式(3)所示MMC运行转换为式(6)所示双STATCOM并联运行。

(3)故障隔离。直流线路所置隔离开关对故障点(故障线路)进行隔离。

(4)系统恢复。健全部分MTDC中换流器由双STATCOM并联运行转换为MMC运行，系统运行在N-1模式。

系统级保护策略控制流程如图6所示。

在永久性直流短路故障情况下，换流阀闭锁能在很短时间内完成故障电流清除;而由于FB-MMC重新解锁后以双STATCOM并联的方式运行，能够长时间保证直流侧极间电压和直流电流为零，为故障清除和隔离提供了有利条件。

故障隔离后重新恢复系统运行，MTDC需要运行于N-1状态。采用直流电压下垂控制，通过测量本地直流母线电压对功率分配进行调节，因而不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高。当故障发生并完成故障线路隔离后，系统剩余部分通过调整各个换流站功率分配和直流电压参考值，仍能维持直流网络电压相对稳定。

4 仿真分析

4.1 仿真模型及参数

为了验证本文提出的直流故障保护策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建了三端柔性直流输电系统模型并进行了仿真分析。仿真模型参数如表1所示，电缆参数如表2所示。

4.2 直流短路故障仿真

对故障危害最为严重的永久性直流双极短路故障进行仿真验证。MTDC系统运行至0.3s时刻，线路L3距离换流站3直流端30km处发生短路故障。故障前MTDC系统正常工作于功率传输状态，其中换流站2和换流站3分别向交流电网馈入300MW和500MW有功功率，换流站1从交流电网吸收有功功率维持功率平衡。

正常运行状态下，换流站级控制采用式(3)所示MMC控制策略，系统级控制采用直流电压下垂控制。

故障状态下，换流站级控制采用图5所示“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略，系统级控制采用图6所示保护策略。

换流站1和换流站2的仿真结果如图7所示。在此仿真条件下，故障前换流站1和换流站2分别向交流电网吸收250MW有功功率。故障发生后，线路L3利用隔离开关进行故障隔离，换流站3退出运行，MTDC系统运行于N-1模式;此时换流站1向交流电网发出250MW有功功率，换流站2向交流电网吸收250MW有功功率。对比换流站直流母线电压可以看出，在直流电压下垂控制策略作用下，故障发生前后系统直流母线电压由679kV上升为727kV。因此，从系统层面分析，该故障控制策略能够满足MTDC系统故障穿越、快速恢复以及故障隔离后的N-1运行。

分析图7可以看到，故障发生后，换流站1和换流站2的直流母线电压迅速跌落为零，直流电流在极短时间内(仿真测量约为600μs)急剧增大，峰值分别为6.617kA和6.587kA。相对应的桥臂电流随之增大，超过2kA的闭锁保护阈值后，换流阀迅速闭锁。

换流站闭锁后，直流电流和换流器桥臂电流迅速衰减为零。控制系统经过一定延时，确认故障电流可靠清除后，换流阀重解锁。在闭锁期间内，模块电容在驱动电路等负载损耗作用下，电压逐渐降低并开始发散。换流阀重解锁后，模块电容电压重新均衡并维持稳定于额定值1600V。在重解锁瞬间，由于模块电容电压差异性，产生一定冲击电流，但其幅值在开关器件安全阈值以内。

系统重解锁后，换流站为双STATCOM并联运行模式，桥臂电流和模块电压处于可控状态;同时保持直流母线电压为零，直流电流为零，为短路故障清除和故障隔离提供条件。在0.5s时刻，完成隔离开关动作，实现故障隔离。系统延时0.1s恢复运行。可以看到，换流站1出现功率反转，其直流电流方向也与故障前相反。模块电容电压由额定值1600V上升至1660V附近波动。

综合上述仿真结果，本文提出的多端直流输电系统直流故障保护策略，能够实现以下功能:(1)故障电流快速清除;(2)系统交流断路器不跳闸，换流器处于可控状态;(3)避免长时闭锁造成的电容电压发散问题;(4)系统能够快速恢复并运行于N-1状态。

5 结论

柔性直流输电技术探析 第9篇

关键词：传统直流,柔性直流,优点

引言

在电能为人类使用的最初阶段, 直流输电是其传输方式。由于当时技术水平较低, 电压不能转换, 直流输电距离十分有限。随着科学技术的发展, 交流输电逐渐成为了输电方式的主流。直至上个世纪三十年代, 人们发现直流输电在远距离高电压大容量输电方面的重要作用, 特别是汞弧阀换流器的出现, 更是使得直流输电成为电路输送主流方式成为了可能。

1 柔性直流输电具有的技术优势

柔性直流输电技术是在传统直流输电技术的基础上发展起来的。该技术在直流输电的原有优势之外, 更具有有功无功单独控制、可以黑启动HJ、对系统强度要求低、响应速度快、可控性好、运行方式灵活等特点。大容量高电压柔性直流输电在我国经历了较长时间的发展, 目前各项技术条件已经达到实际应用要求, 是我国电力系统今后发展的一个重要方向。柔性直流输电具有的技术优势主要有以下几个方面。

(1) 柔性直流输电系统可同时对有功功率和无功功率进行调整控制, 在交流系统发生异常情况时, 可根据具体情况选择有功功率或无功功率进行补充, 在保证系统功率稳定的同时实现系统电压的可控。 (2) 当系统潮流出现反转情况时, 柔性直流输电系统的直流电压极性会保持原状, 这对于提高潮流的可控性和并联多端直流系统可靠性非常有利, 从而实现多端之间的潮流自由控制。 (3) 柔性直流输电技术可以对交流侧电流进行有效控制, 从而最大限度防止系统短路功率的增多。 (4) 和传统直流输电方式相比, 柔性直流输电技术吸收利用多电平技术, 系统无需设置滤波装置即可正常工作, 使得系统对土地的占用面积大幅减少。 (5) 采用柔性直流输电方式, 有利于各换流站间的通讯需求, 各站可通过直流线路向对端充电, 并根据直流线路电压的具体情况实施针对性的控制方式。 (6) 采用柔性直流输电技术, 有利于提高电网故障后的恢复速度。 (7) 和传统直流输电方式相比, 柔性直流输电技术藉由使用无源逆变方式, 避免了受端必须为有源网络的限制条件, 从而具有无源系统供电能力。

2 柔性直流输电技术在电力系统中的主要应用

柔性直流输电技术在原有直流输电技术的基础上实现了很大的突破, 弥补了传统输电方式的缺陷和弱点, 应用范围进一步扩大, 现阶段已经在电力系统多个领域中获得了良好的应用效果。其主要应用有以下几个方面。

(1) 在多个小型发电厂之间起连接作用。现代社会, 环境保护意识的增强和能源紧张压力的加大, 推动了新型清洁能源的快速发展。由于当前新型清洁能源装机容量规模普遍不大, 同时, 由于技术瓶颈问题的影响, 供电质量水平也较低, 再加上清洁能源, 比如水电厂、风电场 (含海上风电场) 、潮汐电站、太阳能电站等电厂设施多数远离主网, 如果使用交流模式进行连接, 技术难度较大, 经济成本较高, 不利于大面具推广。而使用柔性直流输电技术, 可以在避免上述问题和缺陷的同时在主网和清洁能源电站间实现良好的连接, 供电质量和系统稳定性得到足够的保障。 (2) 异步联网。柔性直流输电技术能够协调不同频率或相同频率的交流系统实现非同步运行。 (3) 今后城市输配电网的主要形式。随着城市发展规模的不断增加, 原有配电网络已经不能满足城市生产、生活的用电需要, 同时, 现有的大中型城市空中输电线路发展空间有限, 不能进行较大的扩容。在这种形势下, 使用柔性直流输电方式对城市中心区域进行电力输送, 就成为今后城市输配电网络的主要发展方向。 (4) 为海上电力设施提供电力服务。随着科学技术的发展, 人类的足迹从陆地逐渐扩展到海上。越来越多的人工海上建筑建成并投入使用。这类海上建筑还有海岛等地区, 远离陆地, 难以进行常规输配电, 通常使用柴油机或天然气进行发电, 不仅成本很高, 污染环境, 而且电力质量难以保障。使用柔性直流输电技术, 可以较好地解决这个问题, 并将剩余的电能 (如用石油钻井产生的天然气发电) 反送给系统。 (5) 促进配电网络电能质量的提高。柔性直流输电系统具有同时控制电网有功功率和无功功率的能力, 可以在交流系统电压保持稳定的前提下保证系统供电质量。根据这一特性, 柔性直流输电技术越来越多地应用到配电网络电能质量改善中去。

3 柔性直流输电技术在我国能源消费结构优化中的重要作用

改革开放以来, 我国经济实现了突飞猛进的飞速发展, 人们生活水平大幅提高。与此同时, 大气污染、水体污染、土壤污染、气候灾害频发等环境问题日渐严重, 尤其是雾霾天气更是直接危害到中东部地区人们的生命健康。经过长时间的研究和大规模的数据分析, 人们发现, 大气问题的主要原因在于我国以煤炭为主的能源消费结构。要改善大气质量, 就必须调整我国当前能源供给方式, 将以煤为主的能源供给方式转变为以电为主的能源消耗方式。由于自然因素, 我国各类发电厂, 包括传统的燃煤发电、处于发展中的水力发电乃至新型的风力发电、太阳能光伏发电等电力中心大多分布于我国西南部、西北部和北部地区, 而用电需求较大的地区则位于我国中东部经济发达地区, 能源和负荷中心地理距离极远, 电力输送工作压力很大。要适应我国能源中心和负荷中心分布差距大, 满足国家经济发展和人民生活的电力要求, 实现从西部电力生产区域向东部电力负荷区域远距离大规模输电, 并保证电力质量, 就必须坚持“电压等级高、输送容量大、送电距离长、运行损耗小”的输电原则。而这正是最能体现柔性直流输电技术优势和作用的地方。

使用柔性直流输电技术, 除非换流站交流母线电压归零, 电流一直存在, 对潮流的大范围转移具有很好的防范效果, 相较于传统直流输电线路, 对交流系统的冲击要小得多, 是直流异步联网的重要实现方式, 妥善解决了传统交直流并联运行可能引起交流系统暂态失稳的问题。在远距离高压大公路输电方面, 柔性直流输电技术具有以下几方面优点:一是正常运行对无功补偿需求低, 系统无需再无功补偿装置上耗费大量资金。二是不增加受端电网的短路电流水平, 有效避免了因为落点密集而引发的的交流线路短路电流超限问题。三是凭借柔性直流输电技术, 各大区电网间可以实现直流线路异步互连, 妥善解决了强直弱交问题, 对于交直流并列输电系统防范大范围潮流转移引发的安全事故具有很好的积极作用。

4 结束语

综上所述, 柔性直流输电技术对我国当前电力系统发展需求具有高度的适用性, 是我国输电方式今后的主要发展方向。电力企业和相关科研机构要充分认识到柔性直流输电技术的优势和特点, 深入推进高压大容量柔性直流输电技术的开发研究和应用实践, 为我国能源体系结构调整优化做出技术保障。

参考文献

[1]胡航海, 李敬如, 杨卫红, 等.柔性直流输电技术的发展与展望[J].电力建设, 2011, 32 (5) :62-66.

[2]周月宾, 江道灼, 郭捷, 等.模块化多电平换流器型直流输电系统的启停控制[J].电网技术, 2012, 36 (3) :204-209.

直流输电系统强迫停运探讨 第10篇

关键词：直流输电,强迫停运,保护,监视

0 引言

直流输电具有传送功率大、线路造价低、控制性能好等优点,是目前发达国家作为高电压、大容量、长距离送电和异步联网的重要手段[1]。而我国能源分布的不均衡性和经济发展的不平衡性决定了我国能源政策为“西电东送、南北互供、全国联网”,在大规模的西电东送和全国联网工程中,只有直流输电才能解决联网所带来的一系列电网问题,这已得到了目前国内外电力界专家的公认。

近年来,直流输电工程在南方电网蓬勃发展,陆续有天广、高肇、三广、兴安直流输电工程投运,±800 k V云广直流输电工程也预计在09年建成投运。这些直流输电工程为促进东西部地区资源优化配置和社会经济发展起到了重要支撑作用,实现了西电东送、东西双赢的战略目标。

但是,直流输电系统相对交流系统,设备更多也更复杂,这也降低了直流输电系统的可靠性,根据国家电力监管委员会电力可靠性管理中心发布的全国直流输电系统运行可靠性指标统计,2006年全国各直流输电系统共发生了3次双极强迫停运、26次单极强迫停运。直流输电系统的强迫停运,不但可能对逆变侧交流系统造成巨大冲击,还可能导致并列运行的交流输电系统严重过载,直接威胁到电网的稳定和设备的安全。本文以天广直流输电系统为例,首先简单介绍了直流输电系统的强迫停运,然后讨论了可能引起强迫停运的故障,最后结合运行经验根据这些故障的影响讨论了其启动强迫停运的必要性,并依此提出改进建议。

1 直流输电系统强迫停运简介

强迫停运,是一种特殊的直流输电系统停止方式,用于处理各种紧急故障。启动强迫停运后,控制系统会快速增加整流器的触发相位,使其转入逆变运行状态,于是平波电抗器和线路电感、电容中存储的能量将迅速回送到交流系统,直流侧的电压和电流很快下降到零[1],以防止故障对设备和电网造成更大的危害。

强迫停运包括闭锁(block)和紧急停运ESOF(Emergency Switch Off)两种:

(1)闭锁流程

在整流侧,启动闭锁以后直接将电流参考值(Iref)设为最小值(0.1 p.u.),当实际电流低于0.08p.u.后,移相至120°;随后,当实际直流电流低于0.03 p.u.,再移相至160°;实际直流电流低于0.03p.u并满足100 ms的延时后,停阀的触发脉冲,从而闭锁换流器。

在逆变侧,当通讯正常时,逆变侧接收到保护闭锁以后,如果检测到整流侧已经闭锁,当实际直流电流低于0.03 p.u并满足5 s的延时后闭锁换流器。

(2)紧急停运流程[2]

紧急停运主要用于需要以最快速度隔离交直流系统的严重故障。启动ESOF后,极控停运直流系统,同时发出跳闸命令断开交流侧断路器。不过,极控系统里部分后备保护启动的ESOF并不需要跳开交流断路器,只需快速降低直流电流。

在整流侧,极控系统接收到ESOF信号以后,立即将触发角设为120°,强制移相,使其转入逆变运行状态,以便将平波电抗器和线路电感、电容中存储的能量迅速回送到交流系统;此时,直流电流将迅速下降,如果实际直流电流小于0.08 p.u.,则将触发角设为160°;当实际直流电流小于0.03p.u.并满足10 ms的延时,极控将给VBE系统发送闭锁触发脉冲的命令,从而闭锁换流器。

在逆变侧,接收到ESOF后500 ms投入旁通对(如果直流保护系统没有禁止投旁通对),当实际直流电流小于0.03 p.u.并满足100 ms的延时后闭锁换流器控制器和阀的触发脉冲。

2 导致直流输电系统强迫停运的因素

可能导致直流输电系统强迫停运的因素很多,主要有:

2.1 导致闭锁的因素

(1)直流保护系统的闭锁请求;

(2)直流滤波器保护系统的闭锁请求;

(3)对站的闭锁请求;

(4)极控后备保护的闭锁请求。

2.2 导致ESOF的因素

(1)保护启动的ESOF

直流保护系统的ESOF请求;

直流滤波器保护系统的ESOF请求;

换流变保护系统的ESOF请求;

极控后备保护的ESOF请求;

对站的ESOF请求。

(2)监视功能启动的ESOF

直流站控的ESOF请求;

阀冷系统的ESOF请求;

阀基电子设备的ESOF请求;

极控控制系统均故障;

直流保护系统1、2均故障;

火灾报警消防系统的ESOF请求;

ESOF按钮。

3 天广直流输电系统强迫停运统计分析及改进建议

3.1 天广直流输电系统强迫停运统计分析

此外,天广直流输电系统自2001年1月25日极1正式投入商业化运行起,至5月31日止的126天运行期间,共发生12次强迫停运,其中3次为运行人员或试验人员责任、1次为系统运行调度的责任、8次为外方设计或设备质量责任[3]。12次强迫停运中,仅有3次,设备的安全确实受到了威胁,需要停运直流系统。

在2002年,天广直流系统共发生10次单极强迫停运、1次双极强迫停运,其中3次为直流线路故障,3次由于直流光电流互感器的缺陷导致,辅助系统、消防系统和阀冷系统各引起强迫停运1次,极控系统设计缺陷和换流变保护KBCH130误动各1次,以及1次人为责任事故[4]。除线路故障外的强迫停运中,只有1次故障威胁到了设备的安全。

此外,天广直流输电系统2005年以来除线路故障外的强迫停运原因及影响分析如表1。

综上所述,天广直流输电系统中设置的保护、监视功能,虽然有效地保护了设备的安全,但却不可避免地增大了误动的风险;而且,绝大部分强迫停运时,设备安全并未受到直接威胁,而整个系统却会遭到严重冲击。

3.2 改进建议

(1)对保护系统采取合适的闭锁措施

大部分直流保护及极控内的后备保护均通过监视单一的电流(电压)量判断是否发生故障,运行经验证明,测量元件的异常极易导致保护误动[8~10]。

直流输电系统的电流和电压联系密切,发生故障后,不但导致电流(电压)量的异常,还会同时导致电压(电流)量异常。因此,建议改进这些保护,如采取复合电压(电流)闭锁等措施,尽可能降低测量异常导致保护误动的概率。

(2)取消监视功能中不必要的强迫停运

如上文所述,除了保护系统外,天广直流输电系统中还设置了大量监视阀冷系统、直流控制保护系统运行状况的监视功能,但是,从理论上,设置的监视功能越多,其误动的可能性便越高;而根据上述实际运行经验,即使是绝大部分监视功能正确动作、启动强迫停运的事故期间,设备的安全也并未受到直接威胁,在一定时间内仍然可以维持运行。

随着南方电网调度人员驾驭电网能力的不断提高、运行人员对直流输电核心技术的逐步掌握,应充分发挥人的主观作用,对一部分监视功能适当调整,减小不必要的强迫停运。当设备运行出现异常时,如果未对设备的安全和系统的稳定造成直接威胁,建议仅启动告警,由运行人员采取措施进行初步处理,同时将异常情况汇报调度人员,由调度人员对电网运行情况进行相应调整;之后,如果设备异常短时间内仍无法消除,再由运行人员停运直流系统。通过这样的方法,将设备异常对系统的不良影响和冲击尽可能地降至最低。

天广直流输电系统自2001年6月双极投运以来,积累了大量的运行经验,而且其双极额定传输功率为1800 MW,相对高肇、兴安等直流输电工程较低,即使发生故障后对系统的不良影响也较低,因此不妨考虑对天广直流输电系统引起强迫停运的控制保护功能进行适当改进,通过试运行考察其效果,为进一步提高直流输电系统可靠性、确保电网安全稳定运行,提供有益的参考和宝贵的经验。初步改进建议如表2。

4 结论

南方电网天广、高肇、兴安直流输电工程核心控制保护部分均由德国Siemens公司设计,从运行经验来看,有效地保护了设备的安全。但是,大量的保护、监视功能固然能确保迅速有效地隔离故障,却不可避免地增大了误动的风险;而且,结合天广直流输电工程多年的运行经验,绝大部分强迫停运时,设备安全并未受到严重威胁。

目前,南方电网西电东送主网架呈现“强直流、弱交流”的特点:直流输电的比例较大,而与其并联运行的交流系统相对较弱,直流系统强迫停运时,可能由于大范围的功率转移引起功角稳定、电压稳定破坏[7]。所以,建议对直流输电系统保护、监视功能进行改进,尽可能避免不必要的强迫停运,确保系统的安全稳定和输电通道能力的发挥。此外,还应研究直流输电系统故障情况下交流系统的运行特点,考虑在交流系统中设置相应的后备保护,以防止直流输电系统故障且直流保护拒动时,对交直流系统的设备甚至整个电网的安全稳定造成危害。

天广直流输电工程运行时间较长,运行经验较丰富,而且额定传输容量相对较低,所以不妨考虑对天广直流输电工程做相应改造后进行试验运行,这样既可以从实际运行中积累宝贵的经验,又不会对电网造成太大的影响。

参考文献

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[2]朱韬析,邝建荣,王超.天广直流输电工程ESOF功能简介[J].高电压技术,2006,2006,32(增刊):66-68.ZHU Tao-xi,KUANG Jian-rong,WANG Chao.Introduction of ESOF in Tian-Guang HVDC Transmission Project[J].High Voltage Engineering,2006,32(S):66-68.

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[9]朱韬析,毛海鹏,欧开健.天广直流输电系统直流零电流保护动作原因分析[J].南方电网技术录用.ZHU Tao-xi,MAO Hai-peng,OU Kai-jian.Analysis of Action of DC Zero Current Protection in Tian-Guang HVDC Transmission Project[J].Southern Power System Technology Research(to be Published).

直流输电 第11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.

直流输电 第12篇

天广 (天生桥至广州) 直流输电系统2001年6月建成投运, 2007年4月极Ⅰ直流线路电压开始出现波动现象, 广州换流站极Ⅰ直流线路电压波动范围约20 k V, 较正常值偏低, 天生桥换流站极Ⅰ直流线路电压波动范围约15 k V, 较正常值偏高。持续的电压波动造成系统运行不稳定, 并可能会引起相关保护或控制功能的误动[1]。近年来高肇直流输电系统极Ⅱ直流线路电压也出现了类似的电压波动现象[2]。天广直流输电系统和高肇直流输电系统使用的直流电压互感器均为进口产品, 参考文献[1]和参考文献[2]的研究表明直流电压互感器传感模块故障是引起直流线路电压波动的主要原因, 参考文献中同时提出了更换传感模块解决直流线路电压波动的措施。本文以天广直流输电系统极线直流电压互感器为例进行分析, 天广极线直流电压互感器配置了11个传感模块, 11个传感模块同时并接于直流分压器低压分压板的同一信号输出端, 当一个传感模块发生故障导致其输入阻抗变小时, 会引起其它传感模块的输出信号均产生异常, 使直流电压互感器的测量信号出现整体波动的异常现象。本文设计了一种二次阻容分压电路, 使多个传感模块的输入信号相对独立, 一个传感模块故障不会引起其它传感模块测量信号的波动, 较好地解决了天广直流电压互感器存在的多个传感模块采样信号相互影响的问题, 提高了直流电压互感器的稳定性。

1直流电压互感器的原理

天广直流输电系统使用的直流电压互感器为进口产品, 其原理如图1所示。直流电压互感器由直流分压器、二次分压板及传感模块等部件构成, 直流分压器将被测一次高电压V1变换为中压信号V2 (V2额定值为50 V) , 二次分压将中压信号V2变换为低压信号V3 (V3额定值为5 V) , 传感模块就地采集二次分压板的输出信号并将其转换为数字信号通过光纤输出给控制室的直流控保装置使用, 直流电压互感器根据直流控保装置的配置需求需要配置多个传感模块, 多个传感模块并接于二次分压板的同一个信号输出端。传感模块的工作电源由直流控保装置内的激光器提供, 激光器发送的激光通过光纤送至传感模块, 传感模块内的光电转换器将激光能量转换为电能给传感模块提供工作电源。

2缺陷分析

由图1可见, 多个传感模块并接于二次分压板的同一个信号输出端, 当一个传感模块故障引起其输入阻抗发生变化时, 必然会使二次分压板的输出信号V3发生变化, 从而使其它各传感模块的输出信号均发生波动, 使接至此直流电压互感器的所有直流控保装置得到的直流电压信号均出现异常波动, 这样不仅易引起直流保护或控制误动, 而且不利于快速定位故障原因。

下面以天广极线直流电压互感器为例进行具体分析, 如图2所示为天广极线直流电压互感器原理图, 极线直流电压互感器配置了11个传感模块, 其中5个模块的输出信号分别接至极Ⅰ直流控制和直流保护的5个装置, 还有5个模块的输出信号分别接至极Ⅱ直流控制和直流保护的5个装置, 传感模块的输入电阻为500 kΩ, 输入电容为2.5 n F。根据图2的器件参数, 假设直流分压器一次电压保持500 k V不变, 有1个传感模块发生故障, 其输入电阻在0~500 kΩ之间变化, 二次分压板的输出信号会随着故障模块输入电阻的变化而变化, 其变化关系如图3所示, 图中横坐标为故障传感模块的输入电阻, 纵坐标为二次分压板输出信号。由图3可见, 二次分压板的输出信号会随着故障传感模块输入电阻的降低而降低, 当故障模块输入电阻变至140 kΩ时, 各模块输出的直流电压测量值约475 k V (95%UN) , 当故障模块输入电阻变至75 kΩ时, 各模块输出的直流电压测量值约450 k V (90%UN) , 当故障模块输入电阻变至40 kΩ时, 各模块输出的直流电压测量值约为400 k V (80%UN) , 严重时, 当故障模块输入端短路, 则所有模块均无输出信号, 会导致直流控制保护误动。单一传感模块故障将导致所有传感模块输出值一同波动, 很难定位故障模块, 必须停电更换所有传感模块以解决单一模块损坏导致的电压波动问题。

3改进措施及分析

针对天广直流电压互感器的设计缺陷, 南京南瑞继保电气有限公司与南方电网超高压输电公司广州局联合对天广直流输电系统的直流电压互感器进行了改进。

为了解决单一传感模块故障导致各传感模块的测量值均出现异常波动的问题, 本文对直流电压互感器的二次分压板进行了改进设计, 将二次分压板设计为11个独立的阻容分压单元, 每个阻容分压单元的输出端只接一个传感模块, 如图4所示, 这样可使各传感模块的输入信号相对独立, 从而解决单一传感模块故障引起其它传感模块测量值均出现异常波动的问题。

阻容分压单元器件参数的选择一方面要保证传感模块的输入信号不变, 另一方面要保证二次分压板的等效输入电阻和等效输入电容不变, 同时阻容分压单元的高压臂和低压臂应具有相同的时间常数, 这样才能使改造后直流电压互感器的分压比及频率特性保持不变。

图5给出了改造后直流电压互感器单一传感模块输入电阻变化对故障传感模块输入信号及正常传感模块输入信号的影响, 图中横坐标为故障传感模块的输入电阻, 纵坐标为传感模块输入信号电压, 曲线1反映了故障传感模块输入电阻变化对其输入信号的影响, 曲线2反映了故障传感模块输入电阻变化对正常传感模块输入信号的影响。

由图5可见, 当故障传感模块的输入电阻在0~2 000 kΩ范围变化时, 故障传感模块的输入信号会随其输入电阻的变化而出现较大的波动, 相应的故障传感模块输出的测量值亦会出现较大的波动, 但正常传感模块的输入信号受故障传感模块的影响很小, 即使故障模块输入端短路, 其它正常模块的输出信号也不会出现明显变化, 不会导致直流控制保护误动。

改造后的直流电压互感器能够保证各传感模块相对独立, 避免了单一传感模块故障导致各模块输出的测量值均出现异常波动的问题, 同时可以快速定位故障。实际运行表明改进措施有效地解决了直流电压互感器的设计缺陷, 解决了系统直流电压异常波动的问题。

4结语

天广直流输电系统极线电压波动的异常现象暴露出进口直流电压互感器的设计缺陷, 本文对直流电压互感器的设计缺陷进行了分析, 并提出了改进措施。2010年4月, 南京南瑞继保电气有限公司对天广直流输电系统的直流电压互感器进行了全面改造, 改造后的直流电压互感器运行3年多来, 未再出现因单个传感模块故障导致系统电压异常波动的问题, 系统运行稳定性得到明显提高。天广直流电压互感器的缺陷及其造成的后果表明, 今后在直流电压互感器的设计及选型时应注意二次分压板的设计, 避免因单一传感模块故障引起其它正常传感模块测量值整体波动, 从而导致产生系统运行不稳定的异常现象。

参考文献

[1]张海凤, 朱韬析.天广直流输电系统极Ⅰ电压异常波动原因及其影响分析[J].电力系统自动化, 2007, 31 (24) :102-104.