高压直流电源技术

关键词： 直流电源 业务量 数据中心 电视台

高压直流电源技术（精选十篇）

高压直流电源技术 篇1

自上世纪80年代开始, 业界提出了高压直流供电 (HVDC, High Voltage Direc Current) 概念, 30多年来世界各国的电信运营商和电源设备厂商都对此进行了深入研究, 并逐渐形成了完备的解决方案。我国在HVDC技术的研究和推广中居于世界前列, 不但有多家电信运营商和互联网公司大规模部署了HVDC系统, 同时还基于240VHVDC技术建立了一套完整的标准体系。这些成果充分体现了HVDC技术的价值和成熟度, 也为广电行业解决关键系统和设备的不间断供电问题提供了良好借鉴。

一UPS技术简介

现有的数据中心一般采用交流UPS技术构建电源系统, 它能够提供不间断、频率和幅值误差可控的电力。当供电出现故障时, UPS系统能够保证机房在一定时间内的电力供应, 使得相关单位有时间进行应急处理、数据备份等工作, 最大限度减小损失[1]。

1. 实现原理

UPS系统的供电原理如图1 所示, 在供电正常时, 输入的交流电 (AC, Alternating Current) 首先经过整流模块变换为直流电 (DC, Direct Current) , 直流电一方面为电池组进行充电, 同时也经过逆变器转换为高质量的交流电为使用UPS的服务器设备供电。服务器会将输入的交流电通过整流器进行AC/DC转换, 之后利用变换器生成不同电压的直流电为内部电路供电。

一旦出现停电情况, UPS由电池组向逆变器放电, 通过DC/AC转换为后续服务器供电。当UPS系统的整流器或逆变器发生故障时, 可以通过调节静态开关由市电直接向后续服务器供能。

2. 存在问题

尽管UPS是目前最为通用的不间断供电技术, 但是部署和使用过程中在供电效率、可靠性、维护及扩展能力等方面暴露出了诸多问题, 罗列如下:

(1) 供电效率

一般而言, 在供电系统中进行交流和直流转换是主要的能量损耗环节, 而由图1 可以看出, UPS系统在初始的交流电输入端到最终消耗电能的服务器元器件间共进行了三次AC/DC、DC/AC转换, 每一次转换均会产生损耗, 使得系统供电效率偏低, 直接导致系统整体能耗增大, 电费成本上升。

(2) 可靠性

对于UPS单机系统而言, 由于电池供电模式也要经过逆变环节转换为交流电使用, 因此逆变器、静态开关等单点故障隐患均可能导致整套系统的瘫痪。为此UPS一般会采用两套或更多UPS系统并联运行, 但此种方式不仅会明显降低系统带载率, 拉高投资成本, 同时还要保证并机的各套UPS系统间相位、频率、幅值同步, 这就要求系统必须提供精密的控制电路, 进一步加大系统复杂度, 而复杂电路会导致可能出现的故障点增多, 进而降低系统可靠性。

(3) 维护及扩展能力

如前所述, UPS的并机运行涉及的交流参数众多, 而系统复杂不仅意味着运维难度加大, 同时也使得系统的在线扩容变得十分困难。因此大部分用户在购置UPS系统时往往采用“一步到位”的原则大规模超配容量, 而无法按业务量的提升逐步增加供电量, 这使得系统初始投资大, 实际带载率低, 存在资源浪费现象。

二HVDC技术介绍

为了解决UPS技术存在的缺陷, 通信业界采用了HVDC供电系统取代交流UPS, 此处的“高压”是相对于传统48V通信直流供电技术而言。HVDC采用直流供电方式, 消除了UPS中的逆变环节, 能够简化系统结构, 提高电能利用率, 有效降低用户投入成本, 具有十分重要的应用价值。

1. 实现原理

由图1 可以看出, 尽管UPS供电系统为终端服务器提供交流电输入, 但是该输入会通过服务器整流转换为5V、12V等低压直流电为设备内部电路供电, 这个过程通过服务器内部标配的高频开关电源实现。而高频开关电源不仅能够接入交流输入, 同时也支持接入直流输入, 再进行电压高频变换后为内部电路提供低压直流电[2], 这使得服务器等IT设备在输入端直接接入直流电变得可行。

HVDC技术的供电原理如图2 所示, 与通信48V直流供电系统类似, 交流输入只需经过一次整流变换就可以以直流方式送达服务器。与UPS系统相比, HVDC减少了逆变、静态开关及服务器侧的AC/DC变换, 结构大幅简化不仅提高了供电效率, 同时也可以有效降低部署成本, 避免故障隐患。

2. 系统结构

HVDC在数据中心的系统结构如图3 所示, 系统具备完善的监控管理系统, 可以方便地对配电、整流及蓄电池组等各环节进行在线监控, 确保系统故障第一时间得到定位和处理, 确保设备用电安全。

HVDC系统主要涉及的技术特点如下所述:

(1) 模块化设计

HVDC的整流处理作为系统的核心环节, 对整个系统的可用性起着至关重要的支撑作用。该部分采用模块化结构, 通过多个模块间的并联叠加兑现系统整体供电量, 任何模块出现故障均可自动退出, 不会对系统运行造成影响。系统通过模块监控能够第一时间发现故障, 并利用热插拔技术对故障模块进行在线更换。模块化设计也支持用户根据用电量的提升而逐步增配模块来实现系统的在线扩容, 能够减少建设初期的投资成本, 提高系统使用率, 降低整体能耗。

(2) 电池配置方法

HVDC系统电池宜选用铅酸蓄电池, 蓄电池单体电压可选2V、6V、12V, 根据系统容量大小 ( 如240V、336V) 决定蓄电池个数及分组情况。HVDC使用全浮充工作方式, 当供电正常时由整流器对电池组进行浮充, 同时通过直流配电设备向用电设备供电。当供电故障时, 由电池组通过直流配电设备向用电设备供电, 直至电池电量降至最低放电电压门限值。供电恢复时, 由整流器对蓄电池组以限流方式充电直至达到均充电压, 同时通过直流配电设备向用电设备供电。当蓄电池组均充完成, 系统恢复至浮充工作方式。

(3) 系统接地方式

由于HVDC系统的电压均远高于人体的安全电压, 如果系统单级接地, 当人触及到未接地的一极时, 电流会经大地形成回路, 引发严重的电击事故。因此HVDC系统正、负极均不得接地, 应采用对地悬浮方式, 并确保系统输出应与地、机架、外壳电气隔离, 这也要求系统必须配置绝缘监察装置, 严格确保用电安全。

3. 部署方式

HVDC技术具有完备的监控系统, 并且结合模块化、热插拔等技术手段有力保障了供电系统可靠性, 在实际部署中一般采用单系统双路供电方式即可。根据用电设备的重要程度, 也可以采用双系统双路供电或市电结合HVDC供电方式, 其常见供电结构如图4 所示。

(1) 单系统双路供电

此供电方式结构如图4 (a) 所示, 由同一套HVDC为后端设备提供双路供电。此种方式结构最为简单, 建设成本低, 模块出现故障时可由其他模块分担负载来保障供电不中断。

(2) 双系统双路供电

由于电视台对于安全播出要求较高, 对于一些与播出相关的核心系统, 可以采用双系统双路供电方式, 其结构如图4 (b) 所示, 列头柜的两路输入分别由两套独立的HVDC系统提供, 当一路系统出现故障时可以切换至另一套系统, 这样进一步提升了系统可靠性, 但是由于采用了双路冗余配置, 系统带载率较低, 正常运行时存在资源闲置现象。

(3) 市电结合HVDC供电

为了降低双系统双路供电的投资成本, 一些企业在实际部署中将一路HVDC更改为市电直供作为备用电路, 其结构如图4 (c) 所示, 此种方式提供了交流、直流2 路电源, 后端设备可自由选择接入方式。但是此种方式需要同时支撑交流、直流两种供电类型, 增大了建设及维护的难度。

4. 技术优势

与传统UPS技术相比, HVDC技术在可靠性、经济性、可维护性等方面存在着明显优势。

(1) 可靠性

HVDC系统结构简单, 蓄电池直接与负载相连, 有效避免了UPS系统中由逆变模块和静态开关造成的单点故障隐患。此外, UPS并机需要考虑相位、频率、幅值等参数的同步问题, 而HVDC只需进行多模块并联即可解决可靠性问题, 控制系统的简化也减小了系统出现问题的概率。

(2) 经济性

HVDC结构的简化在经济性方面直接体现为成本的大幅降低, 逆变模块和静态开关的去除, 一方面能够有效降低设备初始投资成本, 在满足相同供电量及可靠性前提下, HVDC比UPS可节省30% 的一次性投资;另一方面, 交流/直流变换环节的消除也会显著提升用电效率, 并且直流电不存在谐波干扰, 这使得HVDC与UPS相比节电率达到近30%[3], 每年能够为企业节省下数目可观的电费。

(3) 可维护性

HVDC系统由模块组成, 维护人员可以自行进行模块更换等工作, 不需依赖厂家支持。此外, HVDC系统只要在建设初期预留好机架位置, 日后运行中就可以方便地根据供电需求的增加逐步进行扩容, 这也可以最大化提高系统的整体带载率, 提高运行效率。

三HVDC应用情况

目前HVDC技术已经成为世界各国关注的重点课题, 出于提高供电效率的考虑, 国际上倾向于将直流供电工作电压定在350V~400V模式, 基于此研制成一系列供电系统并在国际电联制定了相关标准[4]。我国结合自身情况, 推出了240V和336V两种HVDC供电模式, 其中240V HVDC技术由于其工作电压符合现有IT设备电压输入范围要求, 当前IT设备可以不做任何更改直接兼容, 因此在我国得到了广泛的应用。

1. 应用实例

近年来世界各国在HVDC技术领域已经取得了长足的进步, 美国伯克利国家实验室、法国电信、日本NTT、韩国电信等纷纷研制出多套350V~400V系统并已经在电信行业得到大规模部署[4]。

国内方面, 中国电信于2007 年开始在盐城分公司开始试验240V HVDC系统, 测试成功后于2009 年在江苏电信开始大范围推广工作。随着240V HVDC技术的不断成熟和一系列国家标准的发布, 中国联通和包括百度、阿里巴巴、腾讯在内的多家国内大型互联网公司均开始大规模应用HVDC技术并收到良好效果。与此同时, 中国移动借鉴国际发展经验, 自2008 年开始积极开展336V HVDC技术的试行和部署, 也为国内HVDC技术的研究提供了新的思路。

2. 标准化情况

近十年来HVDC进入快速发展周期, 技术的不断成熟也推动了标准体系的日益完善, 国际国际电信联盟 (ITU, International Telecommunication Union) 自2012 年5 月开始开始颁布了一系列400V HVDC技术的标准, 详细定义了系统架构、评测方法及信息通信技术 (ICT, Information Communication Technology) 设备电源接口设计方法, 内容如下[5]:

《Direct current power feeding interface up to 400V at the input to telecommunication and ICT equipment》 (ITU-T L.1200) ;

《Architecture of power feeding systems of up to 400V DC》 (ITU-T L.1201) ;

《Methodologies for evaluating the performance of an up to 400V DC power feeding system and its environmental impact》 (ITU-T L.1202。

我国主推的240V HVDC技术已成为国家重点扶持推广的节能技术, 被列入国家发改委2012 年发布的《国家重点节能技术推广目录 (第五批) 》[3], 而中国通信标准化协会 (CCSA, China Communications Standards Association) 与中国电信共同编写并颁布了一套完整的240V HVDC体系标准, 内容如下[6]:

《240V直流供电系统工程技术规范 》 (YD 5210-2014) ;

《基于240V/336V直流供电的通信设备电源输入接口技术要求与试验方法》 (YD/T 2656-2013) ;

《通信用240V直流供电系统配电设备》 (Y D / T2555-2013) ;

《通信用240V直流供电系统维护技术要求》 (YD/T2556-2013) ;

《 通信用240V直流供电系统 》 (YD/T 2378-2011) 。

3. 广电行业应用前景

通过上文的介绍可以看出, HVDC技术已经进入成熟期, 在通信及互联网行业的成功经验也充分证明了其可行性和优越性。对于电视台而言, 由于数据中心建设也是选用的传统服务器、存储和交换机设备, 与其他电信运营商和互联网企业只有选型上的差异, 在电源模块上并无本质不同, 因此完全可以借鉴现有的成功经验, 在进行充分测试的前提下首先在数据中心引入HVDC替代UPS, 特别是对于一些需要新建数据中心的电视台尤为合适。

在数据中心的HVDC部署取得成功后, 电视台可以进一步对台内传统的音视频 (A/V, Audio/Video) 设备进行评估, 找出能够支持直流电输入的A/V设备, 引领HVDC技术在A/V领域取得突破。在探索过程中, 电视台可以与设备厂商一起对HVDC技术进行适配研究, 共同制定A/V行业中HVDC技术的应用规范, 这既有助于促进电视台带动自身节能减排工作, 显著降低运营成本, 另一方面也能够推动国内HVDC行业的全面发展, 为其覆盖更多的产业类型提供帮助。

四结论

在信息化程度日益提升的发展背景下, 电视台数据中心的用电安全和成本问题变得越来越突出, HVDC技术以其可靠性高、经济性好并且易于维护的特点, 为日后台内不间断电源系统的建设提供了一个合适的解决方案。针对HVDC技术的推广部署, 国内已经形成了完备的标准体系, 并且各大电信运营商及互联网企业的成功经验也提供了良好的借鉴和指导。在众多有利条件下, 电视台应该顺应发展潮流, 积极探索HVDC技术在广电领域的部署应用, 努力取得自身发展和国内HVDC行业进步的双赢局面。

参考文献

[1]马也骋, 《通信行业数据机房采用高压直流供电模式的探讨》, 通信电源技术, 2013 (1) 。

[2]陈新, 王赘程, 宋卫平, 马广积, 《高压直流通信电源中高频开关整流模块》, 电工技术学报, 第29卷第4期, 2014年4月。

[3]国家发展和改革委员会, 《国家重点节能技术推广目录 (第五批) 》, 2012。

[4]赖世能、孙文波、侯福平, 《通信用240V直流供电体系研究与发展策略》, 广东通信技术, 2013 (11) 。

[5]ITU, http://www.itu.int/ITU-T/recommendations/index_sg.aspx?sg=5。

高压直流供电技术前景分析 篇2

高压直流供电技术及其应用前景分析

彭大铭

（四川通信科研规划设计有限责任公司）

摘要：高压直流供电相比UPS电源具有巨大的优势，但现阶段高压直流供电存在一些制约因素，在解决了后端设备的高压供电标准化后，高压直流供电技术将会大规模商用。

近年来，随着通信技术的IP化，IT设备得到了大量的应用，作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点，决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点，大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生，造成重大的经济损失和社会影响，以至于工信部在近年的[2009]315文中列出的3大电源技术故障中，“UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。

在此背景下，采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高，部分省市运营商已经在小规模商用试点，主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源，通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作，一个崭新的供电技术正在呼之欲出。

一、高压直流供电技术的优点

高压直流供电就是直流采用高压直流电源（区别于常用的-48V）直接对采用220V交流输入电源的设备供电，采用该技术后，电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点：

1.技术方面

（1）可靠性大幅提升

高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份，系统组件之间更多地是串联关系，其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果，总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统，系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系，不可靠性是各组件连乘结果，总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明，直流系统的可靠性要远远高于UPS系统，一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。

（2）大大节约能耗

目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型，在负载率大于50％时，其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是，为了保证UPS系统的可靠性，UPS主机均采用n＋1（n＝1、2、3）方式运行，加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响，UPS主机并不能满足运行，通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35～53％。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响，很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率，甚至根本不能达到设计负载率，UPS主机单机长期运行在很低的负载率，其转换效率通常为80％多，甚至更低。

对于直流电源系统而言，因其采用模块化结构，可根据输出负载的大小，由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量，使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平，从而使系统的转换效率保持在较高的水平。

（3）输入参数大大改善

现场测试发现，目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机，加装11次滤波器后，其输入功率因数通常在0.8～0.9，最大仅为0.95，输入电流谐波含量通常在7.5％左右。

与此对应，由于PFC电路的应用，额定工况下，开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上，输入电流谐波含量通常在5％以下。

输入参数的改善的直接效果是，前端设备的容量可以大大降低，前端低压配电柜可以不再配置电抗器，从而也可以降低补偿电容的耐压要求。

（4）带载能力大大提高

UPS系统带载能力受两个因素的制约，一是负载的功率因数，以国内某大型UPS厂商的某型主机为例，在输出功率因数为0.5（容性）时，其最大允许负载率仅为50％；二是负载的电流峰值系数，通常UPS主机的设计波峰因数为3，如果负载的电流峰值系数大于3，则UPS主机将降容使用。

对于直流系统而言，不存在功率因数的问题；因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组，加之整流器模块有大量的富余（充电和备用），其负载高电流峰值系数的负荷能力很强，不需专门考虑安全富余容量。

（5）割接改造更为方便

对于采用UPS供电的设备来说，除非其采用双电源（或四电源、六电源），或专门配置有STS设备，否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说，这是难以忍受的，更为麻烦的是，一些没有厂家支撑的老型设备，很有可能在停机不能重启的现象。

直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起，从而实现不停电割接，而这是非常容易做到的。

2.建设投资

电源系统投资包括UPS电源（高压直流）、前端电源（市电、油机）、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析，该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统，采用高压直流供电，需5×4套50KW系统。

 UPS电源（高压直流）部分：采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元，采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3，究其原因，主要是没有UPS柜，并且其仅与交流整流输入电缆，没有旁路回路电缆。

前端电源部分：粗略测算，采用高压直流方案，市电和油机供电系统约可减少20～25％。

 机房：采用UPS方案和高压直流供电方案，所需占用的机房面积基本相同，但是采用高压直流供电方案时，开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房，粗略测算，机房土建成本约降低10％左右。

对以上投资加权后，采用高压直流供电方案总投资降低约30％。需要说明的是，采用高压直流供电方案，不仅电源系统可分期建设，系统的电源模块也可根据需要分期建设，考虑投资折现率后，高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。

3.运维成本

运维成本主要包括电费成本和维修成本，由于转换效率的提高，高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面，高压直流供电采用的整流模块化结构，现场替换非常方便，模块除厂家外，一些通信支撑企业也可维修，维修价格在一定程度上可由市场决定。

二、高压直流技术应用前景分析

虽然高压直流供电技术具有很多优点，但电源技术的大规模商用是一个系统工程，涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面，只有这些方面同时具有可行性，高压直流供电技术才可能得以大规模应用。

1.高压直流技术应用现状

目前对高压直流供电的应用，总体情况是电信运营商非常热心，热切希望大规模高压直流供电，与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究，国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识，高压直流供电已在部分本地网进行了试点。

与之形成鲜明对比的是，到目前为止，后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准，也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。

高压直流供电有多种电压可供选择，因为缺乏后端设备厂商的响应，国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造，供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下，后端设备均可正常工作，目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识，即选用240V电压等级。

2.制约高压直流技术大规模应用的主要因素

（1）后端设备的适应性

从目前运营商的试点情况来看，尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电，高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准，采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境，因而对运营商而言存在较多的风险：

技术风险：使用UPS电源供电的后端设备种类繁多，从目前运营商的试点情况来看，还是有部分设备不支持高压直流供电，对于具体的设备能否支持高压直流供电，能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行，只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备，也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。

 法律风险：改变设备的电源运行环境，实质上是改变了采购合同约定的运行条件，如后端设备发生故障，运营商将处于较为不利的法律地位，面临着较大的风险。同时，对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房，运营商通常与客户签订有严格的SLA（服务等级协议），供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位，一旦客户托管设备发生故障，尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时，双方可能陷入长时间的纠纷，或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看，运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠，不会出现问题”，还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。

（2）电源系统的定型与量产

高压直流供电还没有相应的技术标准，仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑，目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型，更谈不上量产，都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题：

电源设备系统的不能做到标准化，设备和器件的互换性较差。

 订单式生产，厂家不能根据市场预测预先生产设备，设备交货周期较长。 设备的价格不能有效降低。

（3）配套器件

高压直流供电涉及的元器件中，整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用，供应不存在任何问题，但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。

高压直流供电系统日常运行电压（浮充电压）即已达到270V，普通熔断器均为交流熔断器，已不能支持这一电压等级，只能选用专用的直流熔断器，但目前直流熔熔断器生产厂家很少，市面上也难以见到。

断路器的情况要好一些，普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V，ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器，这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压（均充电压）288V，可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题：

技术问题：整定值易漂移；塑壳断路器安装尺寸较大；微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。

 商务问题：产量较小，价格较高，供货周期长。

（4）监控系统

如要大规模商用，高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统，开关电源系统的监控与－48V直流电源相同，没有任何困难，但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。

3.高压直流技术应用的推进

制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多，根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化，鉴于后端设备，尤其是IT设备，绝大部分的应用还在于社会的其他行业，仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的，应该积极推动全社会对高压直流供电的认知，进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准，推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。

在后端设备具备高压直流供电的条件，并大规模商用后，电源系统的标准化将迎刃而解，市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产，现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。

三、高压直流供电技术应用的影响

高压直流电源技术 篇3

摘要：文章简单介绍了直流输电系统的发展历史和技术优势，描述了基于计算机技术的高压直流输电系统的教学培训系统的工作原理、实现方法、技术特点，指出在当前直流输电发展迅速的时代教学培训系统将会发挥积极的作用。

关键词：高压直流输电；计算机技术；教学培训；仿真

一 引言

人类对电的认识和应用以及电力科学的发展首先是从直流电开始的。1882 年，法国物理学家M·得彼列茨进行了历史上第一次直流输电试验，将1.5kW、1.5～2kV 的直流电通过电报线路驱动57km外的水泵旋转，这次试验虽然线路功耗高达78%，几乎没有使用价值，但它标志着高电压、远距离大容量输电的崭新开始。接下来由于高效率的交流发电机和电动机的发明，以及变压器可以对交流电方便的升压和降压，交流输电开始占据主导地位。1972 年，加拿大伊尔河（Eel River）HVDC输电工程正式投入使用，这座20MW、2×80kV 背靠背式HVDC输电工程以首次全部采用晶闸管阀而著称于世。

二 技术特点

直流输电与交流输电相比，其优点和特点明显：

1）输送容量大，输送功率的大小和方向可以快速控制和调节；

2）直流输电系统的投入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制；

3）直流架空线路的走廊宽度约为交流线路的一半，可以充分利用线路走廊的资源；

三 对于教学系统的需求

近年来我国高压直流输电领域发展迅速，已建设多个端对端高压直流输电工程和背靠背高压直流输电工程，每个新的工程建设中都需要招聘一批新员工，因此，即使是已经在换流站工作了一段时间的员工，也需要再进一步进行一些非日常操作的教育和培训。

四 系统软件组成

整个系统的软件包括一次设备仿真部分、二次设备仿真部分、运行人员监控系统，分别针对换流站中的一次设备、二次设备、监控设备。其中运行人员监控系统和换流站实际使用的系统相同，这样对于换流站运行人员而言，其面对的系统和实际系统相同，从而达到教学和培训目的。一次和二次设备同样使用计算机技术实现，其中一次设备部分使用三维虚拟显示技术实现整个换流站一次设备的模型，学员可以在场景中“巡视”，实地“观看”到设备的动作和运行情况。

五 系统功能及其实现

整个教学培训系统的主要功能包括四个方面，分别是教学功能、练习功能、自动评分功能、考核功能，这四个方面基本包括了一个完成的教学培训过程的全部，每个教学培训过程一般从教员的示范开始，即教学功能，示范后由学员依据所学内容自由练习，经过一段时间的练习后参加统一考核，便于教员了解学员的学习情况，以及判断学员是否已经掌握了教学内容，在此过程中，自动评分系统一直作用于联系模式和考核模式下。

1）练习功能的实现方法

练习功能是在系统的练习模式下实现的，在此模式下运行时，每两个学员为1组，即1个整流站学员，1个逆变站学员，下面以学员A和学员B代替，在其中1个学员站上启动数据模型，在此模式下，学员A和学员B的操作，会经过本机的数据服务传递到数据模型中，经过数据模型处理后其结果传递到学员A和学员B的数据服务，再反应到学员A和学员B的操作界面上。

2）教学功能的实现方法

教学功能是在系统的教学功能下实现的，在此模式下运行时，两个教员站之间按照学员练习模式组成一个完整的端对端直流输电系统，其中一个作为整流站，另外一个作为逆变站，在其中1个教员站上启动数据模型，该模型模拟整个端对端直流输电系统，教员站1和教员站2上都启动数据服务和操作界面，所有整流站的学员站启动操作界面，并连接到教员站1的数据服务上，所有逆变站的学员站启动操作界面，并连接到教员站2的数据服务上。

3）自动评分系统的实现方法

自动评分系统主要包括三个方面，和一般的考试基本相同，即出题、答案和评卷，在其中使用计算机辅助操作，使该过程更加自动化，简化教员的劳动量，降低工作强度。首先是题库的维护，包括题目的获取、添加、修改和删除，然后是答案的自动生成系统，用来给图库中的题目生成標准答案，最后是自动评分部分，该部分依据上一步骤中的标准答案和该学员的操作记录来评判学员对于该题目的完成情况，并给出评价。

出题部分：所有的试题都以一个操作任务的形式保存在数据库中，所有教员站和学员站可以访问此数据库得到试题的列表，每个试题的表现形式都是一个以字符串表示的试题题目。在学员站获得试题列表后，只能选择题目来获得操作任务，不能对试题进行其他操作，在教员站上，可以操作数据库进行试题的获取、修改、添加和删除，操作方式就是基本的数据库操作，答案自动生成：在教员站上，选取一个题目后，可以为此题目生成答案，生成答案时不需要手动添加内容，只需要按照试题要求完成试题要求的操作任务即可，操作过程会记录下来生成操作列表，作为答案写入数据库中。所有的试题都使用字符串来表示和描述，所有操作也都以字符串来描述，在生成答案的过程中，教员的所有操作都生成一个用来描述的字符串，待操作完成后，所有操作记录即这些字符串列表被写入到数据库中作为标准答案。在这个系统中，所有的试题和答案都是自描述的，不需要手动填写，系统本身并不需要了解试题或者答案所代表的内容和含义，只是以字符串的方式把试题和答案保存到数据库中。

自动评分过程：在学员站上，选取一个题目后，学员开始答题，所有操作过程被记录下来，此部分和教员生成答案的过程一致，当操作完成后，所有记录的操作过程上传至服务器，供自动评分系统使用。在本方法中，由于所有的操作记录为计算机自动生成，所以相同的操作在教员生成答案时和学员答题时生成的描述操作的字符串完全相同，在自动评分时，通过字符串比较，会把学员的操作记录和教员操作记录生成的答案进行对比。

操作正确的判断依据：两者操作项目和操作顺序完全一致，则判定此次操作为正确操作；操作项目缺失的判断依据：在教员操作时生成的答案中存在的操作序列，在学员的操作序列中没有，则认为缺少了对应的操作项目，则在评分记录中含有操作项目缺失；操作顺序错误的判断依据：两者的操作项目一致，但是学员的操作顺序和教员的操作顺序不一致，则认为器操作顺序有误；进行了额外操作的判断依据：在学员操作时生成的操作序列中存在，在教员操作时生成的答案中未存在，则认为进行了额外的操作，则在评分记录中含有操作了未允许操作设备。

3）考核功能的实现方法

教学功能是在系统的考核功能下实现的，在此模式下运行时，运行方式和练习模式时相同，其结构和数据流程都没有变化，差异在于在此模式下，所有学员机的初始状态都是教员机确定的。

六结束语

在当前电网不断扩展、直流输电工程逐渐增多、大区联网势在必行、智能电网飞速发展的今天，对于直流输电领域的专业运行和检修人才的需要会越来越多，而在实际运行过程中并不能掌握直流输电领域的全部知识，很多对于异常情况、突发情况的演练也无法进行，因此直流输电教学培训系统的应用会更加广泛，并且会发挥更大的作用。

参考文献：

高压直流供电技术及其应用前景分析 篇4

近年来, 随着通信技术的IP化, IT设备得到了大量的应用, 作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点, 决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点, 大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生, 造成重大的经济损失和社会影响, 以至于工信部在[2009]315文中列出的3大电源技术故障中, “UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。

在此背景下, 采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高, 部分省市运营商已经在小规模商用试点, 主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源, 通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作, 一个崭新的供电技术正在呼之欲出。

一、高压直流供电技术的优点

高压直流供电就是直流采用高压直流电源 (区别于常用的-48V) 直接对采用220V交流输入电源的设备供电, 采用该技术后, 电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点, 如下所述。

1、技术方面

(1) 可靠性大幅提升

高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份, 系统组件之间更多地是串联关系, 其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果, 总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统, 系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系, 不可靠性是各组件连乘结果, 总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明, 直流系统的可靠性要远远高于UPS系统, 一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。

(2) 大大节约能耗

目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型, 在负载率大于50%时, 其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是, 为了保证UPS系统的可靠性, UPS主机均采用n+1 (n=1、2、3) 方式运行, 加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响, UPS主机并不能满足运行, 通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35~53%。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响, 很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率, 甚至根本不能达到设计负载率, UPS主机单机长期运行在很低的负载率, 其转换效率通常为80%多, 甚至更低。

对于直流电源系统而言, 因其采用模块化结构, 可根据输出负载的大小, 由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量, 使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平, 从而使系统的转换效率保持在较高的水平。

(3) 输入参数大大改善

现场测试发现, 目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机, 加装11次滤波器后, 其输入功率因数通常在0.8~0.9, 最大仅为0.95, 输入电流谐波含量通常在7.5%左右。

与此对应, 由于PFC电路的应用, 额定工况下, 开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上, 输入电流谐波含量通常在5%以下。

输入参数的改善的直接效果是, 前端设备的容量可以大大降低, 前端低压配电柜可以不再配置电抗器, 从而也可以降低补偿电容的耐压要求。

(4) 带载能力大大提高

UPS系统带载能力受两个因素的制约, 一是负载的功率因数, 以国内某大型UPS厂商的某型主机为例, 在输出功率因数为0.5 (容性) 时, 其最大允许负载率仅为50%;二是负载的电流峰值系数, 通常UPS主机的设计波峰因数为3, 如果负载的电流峰值系数大于3, 则UPS主机将降容使用。

对于直流系统而言, 不存在功率因数的问题。因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组, 加之整流器模块有大量的富余 (充电和备用) , 其负载高电流峰值系数的负荷能力很强, 不需专门考虑安全富余容量。

(5) 割接改造更为方便

对于采用UPS供电的设备来说, 除非其采用双电源 (或四电源、六电源) , 或专门配置有STS设备, 否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说, 这是难以忍受的, 更为麻烦的是, 一些没有厂家支撑的老型设备, 很有可能在停机不能重启的现象。

直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起, 从而实现不停电割接, 而这是非常容易做到的。

2、建设投资

电源系统投资包括UPS电源 (高压直流) 、前端电源 (市电、油机) 、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析, 该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统, 采用高压直流供电, 需5×4套50KW系统。

*UPS电源 (高压直流) 部分:采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元, 采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3, 究其原因, 主要是没有UPS柜, 并且其仅与交流整流输入电缆, 没有旁路回路电缆。

*前端电源部分:粗略测算, 采用高压直流方案, 市电和油机供电系统约可减少20~25%。

*机房:采用UPS方案和高压直流供电方案, 所需占用的机房面积基本相同, 但是采用高压直流供电方案时, 开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房, 粗略测算, 机房土建成本约降低10%左右。

对以上投资加权后, 采用高压直流供电方案总投资降低约30%。需要说明的是, 采用高压直流供电方案, 不仅电源系统可分期建设, 系统的电源模块也可根据需要分期建设, 考虑投资折现率后, 高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。

3、运维成本

运维成本主要包括电费成本和维修成本, 由于转换效率的提高, 高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面, 高压直流供电采用的整流模块化结构, 现场替换非常方便, 模块除厂家外, 一些通信支撑企业也可维修, 维修价格在一定程度上可由市场决定。

二、高压直流技术应用前景分析

虽然高压直流供电技术具有很多优点, 但电源技术的大规模商用是一个系统工程, 涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面, 只有这些方面同时具有可行性, 高压直流供电技术才可能得以大规模应用。

1、高压直流技术应用现状

目前对高压直流供电的应用, 总体情况是电信运营商非常热心, 热切希望大规模高压直流供电, 与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究, 国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识, 高压直流供电已在部分本地网进行了试点。

与之形成鲜明对比的是, 到目前为止, 后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准, 也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。

高压直流供电有多种电压可供选择, 因为缺乏后端设备厂商的响应, 国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造, 供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下, 后端设备均可正常工作, 目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识, 即选用240V电压等级。

2、制约高压直流技术大规模应用的主要因素

(1) 后端设备的适应性

从目前运营商的试点情况来看, 尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电, 高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准, 采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境, 因而对电信运营商而言存在较多的风险:

*技术风险:使用UPS电源供电的后端设备种类繁多, 从目前运营商的试点情况来看, 还是有部分设备不支持高压直流供电, 对于具体的设备能否支持高压直流供电, 能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行, 只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备, 也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。

*法律风险:改变设备的电源运行环境, 实质上是改变了采购合同约定的运行条件, 如后端设备发生故障, 运营商将处于较为不利的法律地位, 面临着较大的风险。同时, 对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房, 运营商通常与客户签订有严格的SLA (服务等级协议) , 供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位, 一旦客户托管设备发生故障, 尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时, 双方可能陷入长时间的纠纷, 或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看, 运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠, 不会出现问题”, 还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。

(2) 电源系统的定型与量产

高压直流供电还没有相应的技术标准, 仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》, 对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑, 目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型, 更谈不上量产, 都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题:

*电源设备系统的不能做到标准化, 设备和器件的互换性较差。

*订单式生产, 厂家不能根据市场预测预先生产设备, 设备交货周期较长。

*设备的价格不能有效降低。

(3) 配套器件

高压直流供电涉及的元器件中, 整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用, 供应不存在任何问题, 但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。

高压直流供电系统日常运行电压 (浮充电压) 即已达到270V, 普通熔断器均为交流熔断器, 已不能支持这一电压等级, 只能选用专用的直流熔断器, 但目前直流熔熔断器生产厂家很少, 市面上也难以见到。

断路器的情况要好一些, 普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V, ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器, 这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压 (均充电压) 288V, 可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题:

*技术问题:整定值易漂移;塑壳断路器安装尺寸较大;微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。

*商务问题:产量较小, 价格较高, 供货周期长。

(4) 监控系统

如要大规模商用, 高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统, 开关电源系统的监控与-48V直流电源相同, 没有任何困难, 但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。

3、高压直流技术应用的推进

制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多, 根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化。鉴于后端设备, 尤其是IT设备, 绝大部分的应用还在于社会的其他行业, 仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的。应该积极推动全社会对高压直流供电的认知, 进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准, 推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。

在后端设备具备高压直流供电的条件, 并大规模商用后, 电源系统的标准化将迎刃而解, 市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产, 现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。

三、高压直流供电技术应用的影响

根据《通信用240V直流供电系统技术要求》和运营商试点经验来看, 高压直流系统是小电流系统, 例如某运营商推荐每套系统的最大输出功率为50KW, 较之大型UPS系统每套系统数百KW的容量, 高压直流系统显然属于小系统, 其部署将更加灵活, 供电体制既可集中供电, 又可分散供电, 但从节约资源和投资出发, 还是宜采用分散供电, 这就对传统机房电源、设备截然分开的格局形成了巨大的冲击, 在新建机房时就需按照电源、设备混合布置的需要考虑机房的荷载、走线通道、制冷量等因素, 在设备的监控和现场维护上也需打破传统的专业界限, 实行综合管理。

高压直流供电技术节能、可靠, 较之传统的UPS电源具有巨大的优点, 在解决了后端设备的适应性后, 高压直流供电技术必将得到大规模的应用。

三峡工程与高压直流输电 篇5

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。

高压直流电源技术 篇6

关键词：高压直流输电；电力系统

引言

论述高压直流输电在电力系统中的特点及应用，及提出高压直流输电的发展前景。

1.电力系统及高压直流输电的简介

电力系统英文：powersystem电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置(主要包括锅炉、汽轮机、发电机及电厂辅助生产系统等)转化成电能，再经输、变电系统及配电系统将电能供应到各负荷中心，通过各种设备再转换成动力、热、光等不同形式的能量，为地区经济和人民生活服务。电力系统的规模和技术水准已成为一个国家经济发展水平的标志之一。

高压直流输电英文：highvoltagedirectcurrentN压直流输电是ABB(AseaBrownBoveriLtd)公司50多年前开发的一项技术，旨在提高远距离输电的效率。ABB在1954年建成了世界上第一条HVD C输电线路，并承建了全球一半以上的HVDC项目。1997年，ABB建成了首条HVDCLight(轻型高压直流)输电线路。该技术一般采用地下或水下线路输电，它的出现为改善交流电网的供电质量提供了新的可能。

2.HVDC的特点

HVDC输电的主要特点与其两端需要换流和输电部分为直流电这两个基本点有关。

(1)直流架空线路仅使用2根或1根(采用大地或海水作为回路时)导线，导线的工损耗较小；同时直流线路没有感抗和容抗，线路上没有无功损耗；与交流输电相比，输送同样的容量，直流架空线路可节省约1／3的钢心铝线，其线路造价约为交流的2／3，并且在此条件下，直流的线路损耗约为交流的1／2；另外，HVD C输电能节省线路走廊，按前者输送容量约为后者的2倍。另外，直流架空线路具有空间电荷效应，电晕损耗和无线电干扰均比交流架空线路要小，对环境有利。因此，直流架空线路不仅在投资商，而且在年运行费上也比交流架空线路经济。

(2)电缆耐受直流电压的能力比交流电压约高3倍以上，直流电缆输送容量大，造价低，不易老化，寿命长。在直流电压作用下，电缆无电容电流，从而使输送距离不受充电功率限制。

(3)直流输电本身无交流输电的同步性要求和稳定性问题，对于远距离大容量输电输送功率不受类似交流系统中的稳定极限的限制，也不需要采取提高稳定性的措施，具有良好的技术经济性能。

(4)采用直流输电实现电网间的非同步互联，不增加被联电网的短路容量，被联电网可不同频率或非同步独立运行，增强各电网的独立性和可靠性，运行管理也更方便。

(5)在交流电网中采用嵌入式HVDC输电可改善交流系统的运行性能。根据交流系统的需要，利用HVDC的快速多目标控制能力，可快速改变直流输送的有功和换流器消耗的无功，对交流系统的有功和无功平衡起快速调节作用，从而提高其稳定性、传输容量、电能质量和运行可靠性。

3.HVDC的应用

直流输电的应用范围取决于直流输电技术的发展水平和电力工业发展的需要。目前直流输电的应用场合分为两大类：一是采用交流输电在技术上有困难或不可能，只有采用直流输电的场合，如不同频率电网之间的联网或向不同频率的电网送点时，因稳定问题采用交流输电不能联网时，长距离电缆送电采用交流电缆因电容电流太大而无法实现时等。另一类是在技术上采用交流输定或直流输电均能实现，但采用直流输电的技术经济性能比交流输电好，这种情况一般是由对工程的技术经济论证结果来决定。

目前，HVDC输电的应用领域主要集中在以下几个个方面。

(1)远距离架空线传输

当输电距离距离大于等价距离时，采用HVDC架空线输电比采用HVAC架空线输电更经济，目前世界上已运行的HVDC32程约有1／3为这种类型。采用FACTS控制器可提高HVAC输电系统的稳定性、动态性能和传输容量，而且一些FA CTs控制器可维持系统稳定的前提下延长H VA C输电的距离或容量极限，但是考虑到FA CTs控制器的设备投资在整个输电工程投资中所占的比例较小，因此FA CTS对等价距离的影响不大，即在这一个应用领域，FACTS不会给HVDC带来实质性的挑战。

4.HVDC发展前景及与传统HVDC区别

目前通信、數据业务和现代信息服务业务都广泛使用uPS供电，HVDC与电力操作电源原理相似，可替代uPS不间断电源，比uPS更省电，HVDC的初始成本不到UPS的70％，还有利于维护等特点。据称HVD C在数据业务领域替代u Ps是大势所趋，国内三大通信运营商将开始逐步采用HVDC替代uPS，2015年以后HVDC将会占领80％的UPS份额。HVDC是一项极具吸引力的技术，因为在输电过程中，HVD C技术的电能损耗低于传统交流输电技术的损耗，同时HVD C需要的传输线缆更少，能减少占地。HVD C的另一个优势是它可以连接不同的交流电网并提高它们效率。HVD C还能够补偿潮流的波动，这使它成为连接风电场和电网的理想技术，可以避免风电场不均匀的电力输出影响电网可靠性。HVDCLight有较大的发展潜力。

5　HVDC的优化

我国电力部门一直关注轻型HVDC技术的发展，并展开了一些初步的研究工作。该技术的优势也已引起一些应用单位的注意，正考虑在实际输配电工程中予以采用。但总体上说，该项研究在我国基本处于空白。尽快提高该技术的研究水平，尽快投入应用，具有十分迫切而重要的现实意义。为此，目前提出以下几方面的HVDC技术优化：

(1)提出HVD C系统全部一、二次设备的新型数学模型及数字仿真新方法，建立轻型HVDC系统的数字仿真研究手段。

(2)通过VSC的运行特性及故障分析，研究并提出适用于Vs C的PWM新技术及相关保护策略。

(3)发展轻型HVDC物理模型，利用高速数字信号处理芯片研制轻型HVDC控制器。

(4)完善轻型HVDC系统对整个电网电能质量的影响及控制手段。

(5)研讨轻型H VD C技术在我国应用的可行性和必要性。

6　结束语

高压直流电源技术 篇7

在当前通信电源市场, IT与通信设备采用HVDC (高压直流供电) 的模式正在迅速升温。今年2月, 《通信世界周刊》曾深度报道了这种趋势。在之后两个月举行的多场涉及通信行业电源的会议中, HVDC技术成为产业链各方探讨的焦点。

一位地方电信人士表示, 相比传统供电模式UPS (不间断电源) , HVDC在安全、节能以及节省成本方面有巨大优势, 同时运营商对该系统的认可度也在不断提高, 所以HVDC系统替代传统UPS趋势已不可避免。据了解, 目前江苏电信对240V HVDC的试用广度和深度独占鳌头, 全省已呈推广之势。

然而, 在近日江苏电信“数据方舟”大型互联网数据中心建设项目中, 江苏电信又采购了多台UPS设备。这是否意味着HVDC系统并没有业界宣称的那么好?UPS依然将是未来通信电源市场主流?

UPS厂商面临痛苦决择

据中国电信网络运行维护事业部杨世忠介绍, 目前国内三大运营商都有不少的240V高压直流供电系统的试用, 尤其是中国电信把该技术作为今年年度推广技术应用内容之一, 2011年试用范围会普及到各省市电信公司, “星星之火已经燎原”。

“预计2011年通信行业会有250个240V高压直流供电系统, 2012年会达到350个, 今后3～5年会在上年的数量基础上有20%～30%的增长幅度。”杨世忠告诉记者, 通信行业对HVDC应用增多, 一定程度上会减少传统UPS采购。

江苏电信盐城分公司赵长煦也告诉记者, 至目前为止, 江苏电信在IT系统逐年增多、逐年扩容的形势下, 已经有两年时间基本不采购UPS, UPS发生故障也停止维修, 而是使用HVDC直接替换UPS。

“UPS制造业将面临一次前所未有的痛苦决择。”据赵长熙介绍, 从技术发展的趋势和节能减排等国策角度看, 随着时间的推移, 将会有至少90%的IT设备UPS供电系统被HVDC取代, 这对UPS制造企业来讲, 生死悠关。“是千方百计制造障碍、放缓高压直流推广进程, 还是企业迅速转型, 积极配合HVDC技术的推广, 这里面牵涉到方方面面的问题较多, 既有企业的经济利益问题, 也有企业研发人员的职业生涯问题。”

据记者了解, 2010年中国电信共应用了110个HVDC系统。有9家厂商提供了相关产品, 其中中恒电气、艾默生、中达电通三家占据了85%的份额。

同时, 当前厂商对高压直流供电和UPS的态度分为三大阵营, 一是全力支持, 如中恒电气;二是双方兼顾, 如中达电通、艾默生等;三是有所准备但并没有及时跟进, 以观望为主, 如伊顿等。不过, 据赵长熙介绍, 随着HVDC设备运行时间不断延长、设备种类不断增多, 此前一直抵制该技术的IT设备供应商正在向主动配合的方向转变。

未来几年传统UPS依然是主流

对于上述江苏电信在“数据方舟”数据中心建设项目中采购了大量UPS设备, 江苏电信一位人士解释说, 一方面大容量HVDC产品比较欠缺, 而大型数据中心对大容量电源需求较大;另一方面江苏电信也在该项目中应用了大量HVDC产品, 以做对比性试验。HVDC优势不可否认, 这在江苏电信多年的试点运行中已经证明。

“HVDC的大范围推广需要一定的周期。”一位来自HVDC设备主流供应商的人士坦言, 目前HVDC种类主要集中在400～900A之间, 400A以下的小容量和900A以上的大容量种类较少。其中, 小容量HVDC设备替换传统UPS并不具备优势, 大容量产品技术还不成熟。

实际上, 除了种类不丰富, 目前HVDC广泛推广还受到一些因素的阻挠。在杨世忠看来, 还有其他四个方面的不足。

一是行业标准的有效支持迟后。240V通信行业标准还未正式发布, 对广泛推广应用会产生很大影响。二是使用者选择用HVDC的方法和技巧欠缺。用HVDC替换整机式UPS交流系统需要有适合的环境和条件。新建工程难度小, 替换改造难度大, 还要有较高水平的专家团队。因此, 在通信企业中推广容易, 在其他行业推广较难。三是HVDC的应用案例分析研究还停留在一般水平。四是决策层对此技术应用的信任度还未完全建立。

据记者了解, 目前已经部署的HVDC系统只占传统UPS的1%左右, 同时除了中国电信主动推动取得很大成绩外, 中国移动和中国联通对HVDC试点量仅有中国电信的10%左右, 还处于初步试点阶段。所以, 从当前市场的需求看, 未来几年IT和通信设备供电依然会以传统UPS为主, 随着HVDC的进一步成熟, 其大规模替代传统UPS的情况才会显现。

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伊顿U PS中标江苏电信五星级数据中心项目

近日, 全球领先的UPS产品制造商伊顿在江苏电信“数据方舟”大型互联网数据中心建设项目中, 为江苏电信三个五星级数据中心—苏州电信、南京电信、无锡电信提供了数十台高品质9395系列500kVA不间断电源, 为“数据方舟”的成功实施筑起了一道坚实的供电保护屏障。据了解, 在此次项目之前, 江苏电信就多次使用过伊顿9395系列产品, 并对其性能与品质信赖有加。在此次合作后, 伊顿将有近百台的9395系列UPS产品服务于江苏电信各重要机房中, 为其安全稳定的运营贡献力量。

高压直流电源技术 篇8

电除尘器生产厂为了实现环保达标、节能减排,需要选用新型高压节能电源,这也是提高除尘效率的有效手段。就三相工频高压整流节能电源和高频高压开关电源的技术与性能进行比较分析,为新型电除尘器高压电源选型提供参考。

1 基本原理分析

1.1 常规单相高压电源

单相高压电源原理图如图1所示,主回路基本原理:单相380VAC/50Hz-1Φ工频交流信号输入,经过可控硅移相调压、变压器升压和整流后的波形为100Hz脉动信号,加到电除尘器。如果在正半波发生闪络,只要等到过零时,就可以利用可控硅换相,封锁下一个半波的输出;相反,在负半波发生闪络时,也在过零点换相时输出封锁下一个半波的信号。该技术已经相当成熟,在世界范围内得到普遍推广。

1.2 三相工频高压整流节能电源

三相高压电源原理框图如图2所示,主回路基本原理:三相380VAC/50Hz-3Φ工频交流信号输入,经6只可控硅同步移相调压,经三相整流变压器升压后,三相整流成一路300Hz直流高压信号输出,加到电除尘器。如果A相正半波发生火花闪络放电击穿,等到A相正半波的过零换相时,B相的可控硅已经开通,这时输出火花封锁信号,可以关断A、C相的负半波,却无法及时关断B相已经导通的信号,一直要持续到B相的过零点,才得以完全封锁输出。A相闪络冲击也许只有瞬态导通电流的1.5~2.0倍;但B相是在A相对介质击穿的状态下继续导通的,大大加强了击穿的强度,实际上所产生的闪络火花瞬态冲击电流,有可能是瞬态导通电流的3.0~5.0倍,给控制系统带来强烈干扰,是成倍递增的。因此,三相电源最核心的技术,就是在强干扰冲击,强火花冲击下,提高抗干扰能力,实现可靠动态的火花闪络跟踪控制技术。

1.3 高频高压开关电源

高频开关电源原理框图如图3所示,它的电路形式是交流→直流→高频逆变→升压→整流→输出。先将三相交流电源整流成直流信号,采用IGBT逆变成20k Hz高频信号,升压整流输出。当发生闪络火花放电时,因为二次反馈信号响应速度比IG B T器件硬件自动保护更慢,所以高频开关电源瞬间火花封锁一般是由IGBT自动保护的,火花封锁时间比较短,只需几毫秒。又由于IGBT器件内部的du/dt不允许瞬态变化过快,长期频繁火花闪络将导致内部PN结温升递增,容易过热损坏器件。为了克服IGBT的du/dt过速问题,在变压器输入串联一个与负载相适应的谐振电容,以满足开关管零导通和零关断的需要。增加谐振电容,虽缓解了逆变开关的导通问题,却又导致电源系统阻抗受负载阻抗波动的问题。因为电除尘器自身就是一个容性负载,粉尘烟气发生变化,负载等效阻抗必然跟随变化,电源谐振频率发生变化,自然降低设备工作的稳定性和可靠性。

通过上述分析,高频开关在技术上更适用于负载平稳的场合。而静电除尘器高压电源,为了提高除尘效率,必须动态跟踪负载的击穿电压,并且要求能够在频繁闪络条件下,保证设备的可靠性,这个要求和高频电源的特性是相矛盾的。

2 生产工艺分析

2.1 三相工频高压电源

三相高压电源的生产工艺与常规单相电源完全一致;设备成套性:高压控制柜(户内)与整流变压器(户外)分开安装;调试和操作方式、环境要求与常规单相高压电源完全一致。

对于使用过常规单相高压电源的客户,升级改造方式一一对应,只需在高压控制柜与整流变压器之间增加一根动力电缆,如果原来预留备用电缆,即可直接使用;单台电源的动力输入电流平均减少57%,三相负荷完全平衡,一年节省的电费,即可弥补设备所增加的投资;现场操作人员,无须任何培训,可直接适应操作新设备。

2.2 高频高压开关电源

(1)逆变开关器件的触发信号和散热处理,在工艺上要有严格要求。

(2)高频高压变压器制造工艺,在绝缘耐压、趋肤效应、环形铁心绕线方面,都要有严格工艺要求,特别是环形铁心绕线,容易出现工艺偏差,影响设备的一致性。

(3)受高频信号传输的影响,高压控制柜与高频高压变压器必须组合在一起,同时安装在户外(电除尘器顶部);由于我国地域辽阔,东西南北温差大,户外季节温度变化很大,要求设备能满足-4 0℃低温与+60℃高温的考验;需要满足外壳防护等级IP55的严格要求,既要防止冬天冰雪,又要防止夏天的暴雨,同时还要防御春天的沙尘;防尘防水与散热通风是完全矛盾的,要彻底解决好这些问题,对工艺要求很高。

(4)安装在户外的另一个问题,就是设备调试和维修。电除尘器顶部冬冷夏热,环境恶劣,不适合于现场做一些精细工作。由于高频控制柜与高频高压变压器同时安装在户外,一旦设备损坏就必须户外检修,这是一件困难的事情。

3 产品性能分析

3.1 三相工频高压整流电源

3.1.1 输出额定参数比较

因为各相电压、电流、磁通的大小相等,相位上依次相差120°,三相制是最科学的。其与常规单相电源的比较如表1所示。

三相/单相额定输出平均电压之比:

对于常规400mm间距的本体,额定电压应取90k V或95k V,可比单相额定输出电压提高25%~30%。

三相/单相额定输入电流之比:

降低57.7%,具有明显的节能效果。

3.1.2 除尘效率经典公式

常规电除尘器除尘效率的经典公式:

式中,η为除尘效率,%;A为除尘器总集尘面积,m2;Q为处理烟气量,m3/h;ω为粉尘驱进速度,m/s。

从式中可以看出,针对一个除尘项目,烟气量Q应该是已知的,除尘效率η是设定的排放目标,根据烟气量Q和出口排放标准计算出来。而影响除尘效率的关键,实际上就是A和ω的关系:

在常规的电除尘器设计中,A又是根据ω来计算的,而粉尘驱进速度ω是一个难以精确计算的参数,在设计时实际上变成一个经验值,是针对粉尘特性和单相高压电源电流密度估算出来的。现在采用新型的三相高压电源后,ω的取值估算如下。

3.1.3 ω与电场强度E的关系式

驱进速度ω其实是电除尘器内部的动态变量,它与烟气特性、电场强度、极板清洁度相关。

尘粒荷电是电除尘中最基本的过程。在电除尘中使尘粒分离的力主要是库伦力,而库伦力与尘粒所带的电荷量和除尘区电场强度的乘积成比例。如果粉尘荷电量加倍,则库伦力会加倍。若其他因素相同,这意味着电除尘器的尺寸可以缩小一半。

根据经验公式推导:

式中,0.11为相对介电常数系数;ω为荷电尘粒的驱进速度,m/s;α为尘粒的粒径,m;E为电场强度,k V/m;k为介质的粘度,V/m。

把三相电源的额定电压按125%代入原来单相的ω1计算公式,则:

这就是新型三相高压电源的意义所在:提高额定输出电压,等效于提高了电场的场强;如果输出额定电压比提高25%,则荷电尘粒的驱进速度就提高1.56,根据效率公式,等效于把比集尘面积提高1.56倍,这意味着电除尘器的尺寸可以缩小1/3。

3.2 高频高压开关电源

因为高频电路形式是三相交流输入→直流→单相高频逆变→单相升压→整流→输出,所以,设备实际效率可以大于90%。

三相/单相额定输出电压之比:

根据这个公式,对于常规400mm间距的本体,额定电压应取95 kV或100 kV,比单相额定输出电压提高30%~38%。

4 产品规格分析

4.1 三相工频高压电源

已经完成了全系列产品的开发设计和实际应用,最大规格2.4A/90kV,输出功率相当于单相2.0A/7 2 kV的1.5倍。已经制订了产品标准、通过了国家权威检验和官方技术成果鉴定,通过电除尘委员会推荐被评选为2 009年国家重点环境保护实用技术,完全具备产业化规模推广的条件。该技术适用于在役电除尘器改造和新建电除尘器配套的主流新型高压电源。

4.2 高频高压开关电源

这项技术ALSTOM公司从1993年开始研究,2000年产品进入市场,但至今只有1000m A以下规格,最主要产品为800m A/72k V以下规格。

为了减少火花闪络,输出额定电压只有7 2 k V和80k V,与上述理论设计值,在400mm间距本体条件下对应的高频额定输出电压95~100k V相差很大,在实际应用中无法达到真正的击穿电压,显然没能实现最佳除尘效率。

无论在输出额定电流规格,还是额定输出平均电压等级,只适应中小型项目应用。

5 实际输出波形分析

5.1 常规单相工频高压电源

单相输出电流/电压波形如图4所示。图中上方波形为二次电流波形,每个半波都过零点,火花闪络时,在过零点即关断下一个半波的输出;图中下方为二次电压波形,可以明显看出,大约有25%~35%的脉动范围。

5.2 三相工频高压电源

三相输出电流/电压波形如图5所示。图中上方波形为二次电流波形,三相交流信号叠加后,电流波形不过零点,电流值明显增大;图中下方波形为二次电压波形,已经接近纯直流。

5.3 高频高压开关电源

高频二次电压输出波形如图6所示,这是ALSTOM公司提供的高频波形。图中上方一条接近纯直流波形,就是高频二次电压输出波形,其平均值与峰值是基本一致的。要想提高除尘效率,就必须让额定输出电压(平均电压)接近临界击穿电压。

6 综合结论

6.1 技术难度

三相电源:技术难度主要取决于火花闪络放电的可靠控制,以及三相的系统同步。这2个关键技术,已经得到完整解决。

高频电源:技术难度来自逆变开关IGBT温升与频繁火花冲击的矛盾,以及设备谐振频率与负载阻抗变化的矛盾。这是器件自身的缺陷,是电源制造厂无法解决的问题,只能期待新的技术方案诞生。

6.2 工艺难度

三相电源:制造工艺完全与常规单相电源一致,产品结构形式也一样,没有工艺问题。

高频电源:逆变开关器件的触发、通风散热,环形铁心绕线,趋肤效应;户外防护等级和现场维护问题;对工艺设计和制造工艺都要求很严格,要完全保证产品的可靠性和一致性有困难。

6.3 产品性能

三相电源:三相平衡输入,解决了常规单相电源不平衡问题;设备效率从70.7%提高到95.2%;动力一次输入电流可降低57%,符合国家节能减排产业政策;在相同极距下,能有效提高额定二次输出电流/电压,提高电晕密度,提高电场场强,从而提高除尘效率。

高频电源:三相平衡输入和设备效率提高与三相接近,符合节能减排产业政策;现有产品没有提高额定输出电流/电压的应用案例,实际改善除尘效率不明显,有待于新的设计来提高除尘效率。

6.4 输出波形

三相电源:二次输出电压波形的脉动范围±5%以内,几乎接近纯直流,额定电压最大可提高3 5%(现在正常设计提高25%~30%),可实现最佳火花跟踪控制。

高频电源:二次输出波形的峰值和平均值几乎完全一致,额定电压最大可提高40%,实际产品设计额定电压与常规单相一致,没有释放提高平均电压的潜能。

6.5 实际运行

三相电源:三相/单相二次电压为75k V/58k V,等效于提高2 9%,大大提高粉尘荷电几率和粉尘荷电的驱进速度。

高频电源:高频/单相二次电压为57k V/58k V,输出电流也没有明显提高,无法保障明显提高除尘效率作用。

6.6 产品成本

三相电源:采用工频设计,高压整流变压器比较笨重,铜、铁、油损耗较多,比单相高30%~50%。

高频电源:采用20k Hz设计,高压变压器重量只有常规电源的1/2左右,节约的铜、铁、油基本可以弥补在逆变开关器件以及工艺提升的成本,综合成本比三相有优势。

6.7 应用范围

三相电源:已经完成全系列设计,在冶金、电力、有色金属、建材都有成功应用案例,目前产品设计最大规格达到2.4A/90k V,相当于常规2.0A/72k V输出功率的1.5倍,在选型配套中适合大型国家重点项目(因为大规格常规电源,动力平衡电流偏差很大,空损增加)。

高压直流电源技术 篇9

关键词：晶闸管,冷却,仿真,Fluent

0 引言

高压直流输电换流站是高压直流输电的核心技术,而晶闸管阀是换流站实现高压交直电能转换的核心设备。在该设备运行的过程中,强大的电流会使其产生大量的热,从而影响整个系统的正常运行。因此,高压直流输电晶闸管阀冷却系统的正常可靠运行是高压直流输电换流站正常运行的重要保障,对冷却系统的冷却能力进行分析和研究具有重要的实际意义。

在目前投运的高压直流输电系统中,普遍采用以水作为媒介的冷却系统。该冷却系统一般由2个冷却循环系统组成:1)外冷却循环系统,通过冷却塔对内冷水进行冷却;2)内冷却循环系统,通过去离子水对可控硅换流阀进行冷却。

外冷却系统是一个开放系统,较好控制,对于其冷却塔的冷却能力的相关理论计算方法已很成熟。文献[1]对密闭式冷却塔冷却过程的热质交换原理进行了分析,并建立了稳态换热模型,对塔内出口参数进行了计算。文献[2],除了对冷却塔内部的模型进行了构建和相关参数的计算之外,用实验验证了计算结果。文献[3]分析了空气和水的热、质交换过程,在遵循能量守恒和物质守恒定律基础上,建立了逆流密闭式冷却塔淋水填料热质交换的数学模型。利用迭代法,通过计算机程序求解模型,并进行了实验验证。除了进行理论分析外,对外冷却系统进行了大量仿真分析和研究,如文献[4]基于Fluent软件和密闭式冷却塔相关理论,对制冷量为10 t/h的逆流密闭式冷却塔的气水流动与热质交换进行了数值模拟。

然而,关于内冷却系统中的晶闸管的水冷却技术的仿真研究则相对较少[5,6]。冷却水进水温度越低、流速越快,冷却效果越好。但对高压直流输电系统中的晶闸管而言,冷却水是循环的,其温度和流速都受到系统的限制。在没有精确数学模型的前提下,通过仿真研究获得冷却水温度和流速与晶闸管冷却温度之间的对应关系,对实际工程应用具有很强的指导意义。因此,本文以某公司的天广工程实际项目为背景,重点介绍并研究其内冷却系统,并基于一种单个晶闸管水冷却简约化模型,通过设置相关参数进行仿真,考察冷却水的进水温度和流速对晶闸管冷却温度的影响,并得出他们之间的对应关系曲线,为保证高压直流输电系统正常运行提供依据。

1 高压直流输电晶闸管阀的水冷却系统

为明确内冷却系统在天广工程中的作用,以下首先简要介绍该工程晶闸管阀冷系统的整体构造。整个水冷却系统示意图如图1所示。

外冷却系统的主要组成为:喷淋泵、喷淋水池、弃水阀、电动供水阀、冷却塔及其风扇等[7,8]。外冷水通过喷淋泵由喷淋水池抽入至各个冷却塔,与流过蛇形管的冷却塔中内冷水进行热量交换,其中部分外冷水变为蒸汽从冷却塔顶部排出,其余回流到喷淋水池。在热量交换过程中,由于水通过蒸汽方式流失,使外冷水电导率增大,降低了其冷却效果,所以一方面通过弃水阀调节弃水流量(0～1 500 L/h)来补充水,另一方面当喷淋水池水位降低时,通过电动供水阀自动供水。

内冷却系统的主要组成为:循环泵、补水泵、逆止阀、过滤器、排气阀、离子交换器、补水箱、膨胀器等[9],内冷水经循环泵抽至阀塔顶部的主进水管道,通过各阀塔对可控硅模件进行冷却,待其带走阀热量后经冷却塔与外冷水交换热量,冷却后再经循环泵加压抽至主进水管道循环。内冷水水位降低到一定程度后,将由补水泵经离子交换器,去离子后补充到主管道。即使在正常运行情况下,从循环泵出口处也有部分内冷水经离子交换器进行去离子,用以保证水的合格电导率。晶闸管模件的水回路采用并联方式布置。水路将阀的各个不同电位的电气件连接起来,不同电位的金属件之间的水路可能会产生电流而使金属件受到电解腐蚀。在水路的相应位置安装电极即可解决这一问题。

2 内冷却系统中单个晶闸管冷却模型建立

结合天广工程介绍内冷却系统中阀的详细结构,建立单个晶闸管冷却模型,进而采用Gambit软件绘制其几何模型。

2.1 单个晶闸管冷却模型

为了对晶闸管的水冷却情况进行仿真研究,需建立单个晶闸管的冷却模型。在该模型中,主泵将可用循环水抽入封闭循环水路,通过垂直方向的2个冷却单元与同一个晶闸管进行热交换,从而达到了降低晶闸管温度的效果。冷却单元可以看作是一个刚好包含冷却水管的方形热盒,它与晶闸管直接接触,其温度也就是晶闸管的温度,此模型简单实用,可以很好地模拟出冷却水冷却晶闸管的能力。单个晶闸管冷却模型示意图如图2所示。

2.2 利用Gambit软件建立几何模型

Gambit是为了帮助设计者建立并网格化计算流体力学模型和其它科学应用而设计的一个软件包[10]。对本文中的单个晶闸管冷却模型建立几何模型是完全可行的。在Gambit中建立适当大小的长方体和圆柱体,利用布尔操作绘出基本几何模型如图3所示。

对基本模型进行网格划分,对于多区域的这种几何模型,应该采用从难到易的顺序,本模型中采用Hex/Wedge与Cooper结合的划分方法对圆柱体和方体之间的体积进行体网格划分,并将网格的尺寸设置为0.01,而对圆柱体部分也采用相同的方式进行网格划分,结果表明网格划分质量显示良好。网格划分情况如图4所示。

网格划分好后,定义其边界类型和介质类型。方体的上下左右前后边界以及内壁设置为wall类型,左侧水进水设置为Velocity Inlet类型,右侧出口设置为Outflow类型;将方体设为固体介质类型,圆柱体设为流体介质类型,保存为biaozhun.msh文件即可。至此,本模型的二维网格模型文件已经生成,为利用Fluent软件进行仿真做准备。

3 基于Fluen的模型仿真

3.1 计算方法及相关边界条件

本文采用三维计算分析软件Fluent对内冷却水流动区域进行模拟计算[11]。该软件基于有限体积法将计算区域离散化,通过在计算网格中积分控制方程(包括连续方程、动量方程和能量方程等)得到计算域的离散方程,并基于SIMPLE算法和二阶迎风格式对代数方程组进行求解。

冷却水采用稳态的计算模式进行模拟计算,一般认为冷却水在柱体内的流动状态具有不可压的黏性湍流特性。选择K-ε标准湍流模型作为湍流模型[12]。通过壁面函数法来描述壁面附近边界层流体速度、压力等的分布情况,且贴近壁面网格的Y+值需在30～500之间,本工程中的计算边界条件见表1。

3.2 利用Fluent软件仿真

采用Fluent软件进行仿真的主要步骤为:

(1)在仿真时,首先启动Fluent软件,选择三维单精度计算器,读入划分好的网格文件biaozhun.msh并对网格进行检查。在该仿真研究中,模型设置为三维压力定常模型,激活传热计算,完成基本设置。

(2)定义材料。因为本工程中要用到液体水和固体的钢材料,而Fluent中默认的材料是空气和铝,所以要调用Fluent自带的材料库,将水和钢2种材料导入到当前工程。

(3)定义边界数据。分别选择上、下、左、右、前、后边界,将热边界条件定义为热对流边界,传热系数设为10,初始温度设为373.15 K,即为100℃,壁厚设置为0.305 mm选择左侧水进口边界,设置其进口方向垂直于所在面,流速为1m/s。湍流动能为0.02,湍流耗散率为0.008。最后设置进水温度为45℃。出口边界的设置保持默认即可。

(4)对进口进行初始化,设置迭代次数为1 000步,迭代到42步时残差曲线得到收敛,从而可得冷却结果的温度分布如图5所示。

由图5的温度分布可知,当水流速为1 m/s、进水温度为45℃时,晶闸管的温度靠近冷却水中央的温度下降最快,从100℃降到了55℃,离中心较远处,依据距离递增,温度下降呈递减趋势,最外层的温度达到62℃。但整个冷却效果较明显,将冷却单元和晶闸管的温度几乎降低了一半。

当改变仿真参数时,需要重新对模型进行仿真,会得到不同的残差曲线。由于篇幅原因,以下只给出不同仿真参数对应的残差曲线的收敛步数而省略残差曲线图。

当水流速为1m/s时,将进水温度设为50℃时,残差曲线经过41步收敛,各区域温度分布图如图6所示。由温度分布可知,进水温度为50℃,水流速依然为1m/s时,靠近冷却水中央处的温度最低为59℃,最外层的温度达到64℃。

当保持水温为50℃将水流速度减为2 m/s时,残差曲线经过36步收敛,温度分布图如图7所示。由温度分布可知,当进水温度不变,水流速度变为2m/s时,靠近冷却水中央处的温度最低为55℃,最外层的温度达到60℃,都比水流速为1m/s时的温度略低。

由图5～7可知,冷却效果与冷却水流速和进水温度有直接关系。通过在Fluent中设置不同参数,对系统进行仿真,在其它参数不变情况下,可以得到冷却水流速和晶闸管冷却后温度的关系曲线以及进水温度和晶闸管冷却后温度的关系曲线分别如图8和图9所示。

由图8和图9可知,冷却水的进水温度和流速对于冷却效果有明显影响,随着冷却水的进水温度升高,冷却效果下降,特别是进水温度达到50°以后,冷却效果越来越不明显。在进水温度不变的情况下,随着流速的增加,冷却效果会越来越好,但当流速达到2.5 m/s后,冷却效果基本不会变化。而由于整个冷却系统采用的是循环冷却水,对冷却水的温度和流速都有一定限制,所以在满足工艺要求的基础上,可以根据已得到的对应曲线,选择恰当的冷却水流速和进水温度,以达到最好的冷却效果。建议本工程设定冷却水流速为2m/s,进水温度为45℃,

4 结论

本文以某公司的天广工程为实际项目背景,基于Fluent仿真软件,应用单个晶闸管冷却简化模型,对高压直流输电中晶闸管阀内冷却系统中的水冷却进行了数值模拟和分析。通过对冷却水设定不同的参数,仿真得到了冷却水流速和进水温度对晶闸管冷却效果的影响,并结合工程实际进行了分析,为工程中水冷却技术的应用提供了重要的参考数据。

参考文献

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[11]王洋,何文俊.基于Fluent的无过载离心泵改型设计[J].农业机械学报,2009,40(9):85-88.

高压直流电源技术 篇10

变压器绕组的直流电阻是变压器出厂交接和预防性试验的基本项目之一, 也是变压器发生故障后的重要检查项目。这是因为直流电阻及其三相不平衡率对综合判断变压器的整个导电回路故障可提供重要的信息。它不但是确定短路损耗的重要数据, 而且通过直流电阻的测量, 可以检查绕组焊接质量、电压分接开关的各个位置接触是否良好及分接开关实际位置与指示是否相符、绕组或引出线有无断裂、并联支路的正确性、是否存在由几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况以及层、匝间有无短路的现象等情况。实践表明, 此测试项目对发现上述缺陷具有重要意义。

2 试验的方法

测量变压器绕组的直流电阻一般采用的方法有电桥法和压降法2种。试验时, 应测量变压器各次绕组的直流电阻。三相变压器可测量线间电阻, 有中性点引出的, 要测量相电阻。对带有分接头的绕组, 交接和大修试验时, 应测量所有分接头位置的绕组电阻值。

2.1 电桥法

电桥法是用单臂电桥或双臂电桥进行测量, 这种方法可以直接读取数据, 而且可以单人操作, 只要遵守操作顺序 (工作时先合电源按钮, 后合检流计按钮;结束时先放开检流计按钮, 后放开电源按钮) , 检流计就不会被打坏。再则电桥标准电阻的准确度及检流计的灵敏度可以使电桥获得准确的平衡, 进而提高测量准确度。

2.2 压降法

电压降法就是在被测电阻上通以直流电流, 对每相绕组进行直流电阻的测量, 然后利用测量数据, 根据欧姆定律计算得出线圈的直流电阻。在不具备电桥的地方, 一般采用这种测量方法。电压降法主要缺点是有时需要大容量的电源, 为了测准直流电阻, 必须使用高精度 (0.2级以上) 的直流电流表, 此外测量中容易造成接线或读表误差。

不管用上述哪种方法, 由于存在电感充电的过渡过程, 所以都需要较长的时间才能测到准确值。尤其随着变压器电压等级及容量的不断增大, 其绕组的电感也越来越大, 这就导致其充电的时间变得越来越长, 往往造成测量人员巨大的工作量。

随着科技的发展, 现在国内外各大电子仪器厂商都相继开发了各种高度集成化的直流电阻测试仪器, 它们作为最新一代产品, 是为测量大容量变压器三相绕组直流电阻而优化设计的。可对变压器的三相绕组直流电阻进行同时测试。对有载调压变压器可以不需要放电, 直接调节分接开关, 测量时间是传统单相测量的1/3, 可大大缩短工作时间和劳动强度。测试数据稳定、快速、重复性好是当前现场测量变压器直流电阻的最佳选择。

3 试验数据的处理与判断

3.1 测量结果判断标准

对试验测量的数据进行判断, 当前一般依据DL T596-1996《电力设备预防性试验规程》规定, 1600kVA以上的变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于2%, 无中性点引出时的绕组, 线间差别应不大于三相平均值的1%;1600kVA及以下的变压器, 相间差别一般不大于三相平均值的4%, 无中性点引出时的绕组, 线间差别一般不大于三相平均值的2%;与以前相同部位的测得值或出厂值进行比较, 其变化不应大于2%。上述内容要校正引线的影响, 并换算至同一温度比较。不同温度下的电阻值按下式换算R2=R1× (T+t2) / (T+t1) , 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的电阻值;T为计算用常数, 铜导线取235, 铝导线取225。对测量的直流电阻数据需要认真分析, 不仅要与规程对比, 而且要与历次测量数据进行纵向对比, 观察变化趋势, 得出正确的结论。

3.2 试验数据的分析处理

分析变压器绕组的直流电阻时, 还要综合考虑各种因素, 如试验仪器、试验方法、直流电阻构成回路、变电站环境等, 以准确掌握变压器的状况。当发现直流电阻有异常或超标时, 应重视综合方法的分析判断和验证。如采用色谱分析、绕组分接头电压比试验与测量直流电阻综合分析判断, 这是验证运行变压器绕组直流电阻不平衡率超标的有效方法。

4 试验的注意事项

由于影响测量变压器绕组直流电阻准确度的因素很多, 所以在测量中应该注意以下一些问题, 如测量方法、接线、表计、温度、接触情况和稳定时间等;测量前对被试品的放电应充分;尽量采用容量足够的试验电源变压器;测量部位应分别在各绕组的线端;所施加的直流电流应不大于被测绕组的额定电流;必须在试品温度稳定时进行测量;非被试绕组均应开路或串接一个较大的电阻;测量为鉴定性试验或对准确度要求较高时, 建议采用电桥法;电桥法测量变压器绕组的直流电阻时, 必须在电桥回路中电流稳定之后接通检流计, 并在开断电源之前切断检流计;电桥及标准电阻的准确度应使测量总误差不超过规定值等等。

5 试验现象及案例分析

变压器试验中造成直流电阻不平衡率超标的原因是多方面的, 有些是变压器本身的缺陷引起, 有些是人为因素引起。要找出引起测量结果超标的原因, 从而进行缺陷处理, 最后判断变压器是否可以安全投运。

5.1 试验人员人为因素引起的测量结果不合格

在对试验结果是否合格判断中, 首先要排除人为因素造成的试验结果不准确因素, 然后才可进一步对变压器进行有序、合理的测试, 并根据测量结果进行判断。常见的人为因素造成的测试结果不准确是由以下几种原因引起的:

(1) 测量仪器的选择不正确, 仪器本身精度不够, 测量方法选用不恰当。

[例]某村新增一台S9-50/10的油浸变压器, 测量低压侧绕组直流电阻误用单臂电桥, 测试结果误差较大, 后更换双臂电桥, 误差在规定的范围内。

(2) 在测量变压器绕组的直流电阻前, 未断开与变压器连接的设备或外部引线未短路接地, 造成测试受感应电压的影响。

[例]某800kVA的组式变压器, 在测量高压侧绕组直流电阻时因低压侧重复接地, 导致直流电阻测量时指针摆动厉害, 很长时间才能稳定, 后分析查出原因, 拆除重复接地线测试顺利进行。

(3) 接线的方式不正确。

试验接线顺序混乱会使测量数据有较大的分散性。电压线接头应在电流线接头的内侧 (仪器电位线接头应接在绕组接线端子靠近绕组一侧) 。

(4) 充电电流太小或充电时间太短。

[例]某站1号主变为西安变压器厂OSFPSZ7-150000/330型, 1993年投运以来预试数据均正常。2002年测出低压10kV侧直阻三相不平衡率达27.4%, 远远超过1%的标准规定。试验数据见下表1。

采用与3395测试仪配套的4010稳压稳流电源复试, 试验数据见表2, 三相不平衡率测量结果符合规定。

造成测量数据超标的原因是充电电流小、充电时间不足、测试数据未稳定就读取数值。该变压器是五柱铁芯且低压绕组为三角形连接的大型变压器, 若仍像中小型变压器那样, 用小容量电源作测量电源, 则电流达到稳定的时间长达数小时甚至超过10小时, 不能保证测量准确度, 甚至造成误判断。

(5) 绕组的平均温度测量不准确, 造成直流电阻换算结果超出规定范围。

(6) 测量引线截面不够, 接触不良, 长度太长, 线夹焊接不良。

(7) 对前一次直流电阻测试没充分放电, 造成第二次测试时指针摆动厉害。

5.2 变压器本身存在问题造成的测量结果不合格

影响直流电阻不平衡的因素很多, 有的与变压器的结构设计、导线材质、绕组回路各元件本身故障等原因有关, 也有的与变压器的运行、维护状况有关。

(1) 引线电阻的差异及导线质量问题, 多表现为某相电阻值明显偏大。

[例]某厂使用的一台S9-630/10变压器各相直流电阻如表3所示。

显然, 根据实测结果, 直流电阻不平衡率为4.51%, 超出了试验规程的规定值。制造厂应写明原因并按实际数据考核出厂, 在交接试验中加以复测, 并核对出厂数据。由于扣除引线电阻后的误差小于1%, 因此, 可以认为变压器直流电阻不平衡率是合格的。

(2) 连线接触不良, 一般表现为某档或某几档的直流电阻的不平衡率超标。

[例]某机械厂所使用的型号为S9-1250/10, 联结组别为Yyn0变压器, 其直流电阻如表4所示。

从表4数据看出, I档AB、BC线间电阻值大于CA线间电阻, II、III档数据正常, 可认为I档B相绕组有问题。经吊芯检查发现, 10kV侧B相绕组I档分接引线与分接开关导电柱内螺丝连接松动, 紧固螺丝后, 再测不平衡率符合要求。

(3) 分接开关问题, 主要分为以下2种:

(1) 分接开关接触不良, 多表现为某档或某几档的直流电阻的不平衡率超标。

[例]某台10000kVA, 35kV的有载调压的变压器测量35kV侧直流电阻时, 发现三相直流电阻不平衡。B相直流电阻较A、C相偏大, 造成三相不平衡系数超过2%的标准规定, 现场反复调整有载开关数次后B相直阻恢复正常。类似情况在现场测量中时常发生, 这是由于运行中的变压器分接头常受油膜等污物的影响使其接触不良, 一般需切换数次后再测量, 以免造成判别错误。

(2) 分接开关指位指针移位也会导致变压器绕组直流电阻不平衡率超标。一般表现为测量数据散乱, 不符合正常规律。

[例]某110kV变电站年度检修时, 2号主变[型号为SFSZ-31500/110, 电压比为 (110±8×1.25%/37±2×2.5%/11) k V, 合肥ABB生产]做预防性试验时, 在变压器35kV侧绕组直流电阻测试数据如表5所示。

注:油温22℃, 用3395直阻仪测量。

由表5数据可见直流电阻不平衡率超标, 查阅历史台帐的数据发现, 35kV侧C相无载调压开关档位和A、B相不在同一档, 而是C相在1档, A、B相在2档。经检查发现C相无载调压开关传动杆断掉。立即对变压器放油至手孔面板, 传动杆调换后再测试直流电阻数据如表6所示。

注:油温18℃, 用3395直阻仪测量。

由表6可见, 数据正常, 规律可寻。变压器投入运行。

(4) 绕组断股、匝间短路一般发生在变压器事故中, 易造成绕组烧断、烧损, 其结果必然导致直流电阻不平衡率超标。

6 结束语