特高压直流输电系统（精选八篇）
特高压直流输电系统 篇1
国内的向家坝—上海和云南—广东两条±800kV特高压直流输电工程建成投运,标志着特高压直流输电已经在我国的高压输电领域发挥了重要作用。
向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程是以ABB公司的DCC800系统为核心建立起来的,DCC800控制主机可完成阀层、极层、双极层的控制。
顺序控制是直流输电系统中一种能依次完成一系列操作步骤的自动控制功能[1]。顺序控制的作用是保证换流站内开关的安全、可靠操作,输电系统的平稳起停,以及各种控制方式与开关场接线方式之间的平稳切换。下面就向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程的各种顺序控制的功能、原理等进行深入的分析和探讨。
1 顺序控制的概念及功能
顺序控制是指对换流站内一组电动开关、刀闸的开/合操作,和换流阀的解锁/闭锁所提供的自动执行功能。
顺序控制应至少包括以下功能:
1)顺序控制应具有自动执行和按步执行两种功能。按步执行时,每执行一步,应按照运行人员的选择,决定是继续下一步的操作还是停止顺序控制的执行。
2)应提供自动执行和按步执行的相互转换功能,且不应限制相互转换的次数。
3)在顺序控制执行过程中,如果由于设备原因造成顺序控制无法执行下去,顺序控制操作应停止在该设备处,待运行人员手动操作该设备后,由运行人员决定该顺序操作是按自动执行或按步执行的方式来继续执行还是退回到该顺序操作的起始点。
4)在顺序控制执行过程中,运行人员应能够中止或暂停该顺序控制的执行。在暂停状态下,应能由运行人员决定该顺序操作。
2 顺序控制的模式转换
2.1 联合控制
联合控制:联合控制模式下整流站和逆变站的自动配合是由控制顺序完成,且两站的电流命令自动同步。有如下两种方式。
方式一:主站检测两站的允许位都有效的情况下,当运行人员下发操作命令时,主站将通过站间通信给从站转发此命令。例如,控制产生的降压运行模式,从站接收到命令后,配合主站改变当前运行状态。
方式二:当运行人员下发命令时,主站只检测本站的允许位,有效时主控站将会执行模式转换。更新的状态通过站间通信发送给从控站。当从控站接收到新的状态时,配合运行特性改变状态。
2.2 独立控制
独立控制:独立控制下,站间通信不能用来同步命令,运行人员必须通过电话联系来执行站间的配合。
2.3 协调
在主控站总能手动由联合控制切换为独立控制。在从控站,在没有站间通信情况下,才能切换到独立控制,两站若要改变运行模式,必须都切换到独立模式。
在站间通信正常,而且整流站和逆变站的电流命令匹配时,主控站运行人员可以由独立控制切换到联合控制模式。
在联合控制模式下站间通信故障时,若两站不切换控制模式,系统将保持无站间通信的联合模式,后备同步控制激活。当站间通信恢复后,系统自动继续联合控制[2]。
运行人员可以根据联合控制和独立控制的协调进行功率控制和电流控制的转换、功率方向的转换以及全压运行和降压运行的转换。
3 换流阀顺序控制
特高压直流输电工程一个极具有两个12脉动的串联阀组:高压阀组和低压阀组[3]。运行人员通过换流阀顺序控制处理换流阀的起/停以及整流站和逆变站之间的配合。下面仅就其中一个阀组进行讨论。阀组的开关配置如图1所示。
3.1 换流阀连接顺控
前提条件是换流阀具备已连接状态(RFC)。其连接过程如下:
1)分开BPB(若BPB是合上的)。
2)合上CI和AI。
3)分开BPI。
3.2 换流阀隔离顺控
前提条件是换流阀是闭锁的且旁通断路器BPB是合上的。其隔离过程如下:
1)合上BPB(若BPB是分开的)。
2)合上BPI。
3)分开CI和AI。
3.3 换流阀带电退出顺控
换流阀带电退出的前提条件是双极或极功率命令低于或等于在退出换流阀后的双极或单极功率命令的限制。此外,单极最后一个换流阀不允许手动在线退出[4]。
对于换流阀带电退出,逆变站的换流阀的退出先于整流站。唯一的例外是保护动作(保护触发后,一般退出低压阀组)。
两个串联换流阀之一的手动“带电退出”命令操作按照以下顺控执行:
1)以90°Alpha角触发要退出的换流阀(使阀的端电压接近为0)。
2)投入旁通对。
3)合上旁通断路器。
4)闭锁换流阀。
4 极顺序控制
极的顺序控制主要是来配合整流站和逆变站进行开路试验(OLT),来测试直流线路或一个站的单极的电压绝缘能力是否满足要求。极的开关配置如图2所示。
4.1 极连接顺控
极连接顺序操作是先将换流器与中性母线连接,然后再与极线连接。此顺序操作只影响本站相应极。
1)连接直流滤波器DC FILTER。
2)合上中性母线接地隔离开关WN.Q15。
3)合上大地回线中性母线隔离开关WN.Q12。
4)合上金属回线中性母线隔离开关WN.Q11.Q11。
5)合上中性母线断路器P1.WN.Q1。
6)合上极线路隔离开关WN.W1.Q11。
4.2 极隔离顺控
极隔离顺控的启动方式:手动命令,极故障或最后一个换流器故障。
若直流线路电流IDL小于预设值(程序设置为0.02 p.u.):
1)打开极线路隔离开关WN.W1.Q11。
2)打开中性母线断路器P1.WN.Q1(当直流线路对地电压UDL下降到断路器承受范围内)。
3)打开大地回线中性母线隔离开关WN.Q12。
4)打开金属回线中性母线隔离开关WN.Q11.Q11。
若IDL大于预设值(例如投旁通对或直流线路发生接地故障时),先打开中性母线断路器,最后打开极线路隔离开关。
4.3 极起动控制
对于极起动顺序控制,如果两站需要投运的换流阀都处于准备运行(RFO)状态,顺控会协调逆变站先启动。如果没有交流滤波器连接,会发命令给RPC连接第一组滤波器。当第一组滤波器连接后,会下令换流阀解锁,当得到换流阀已解锁的信号后,延时200 ms解除移相命令。当整流器接收到逆变器已解锁的信号后,整流器会以同样的方式解锁。
4.4 极停运顺控
对于极停运顺序控制,如果发起极或双极停运顺控,功率(电流)命令必须设置为一个低于最小运行功率(电流)的定值。当功率(电流)低于定值时,极停运顺控会自动被起动。
站间通信正常情况下,当保护被触发时,本站的极停运后,控制顺控会自动停运对站的极。停运次序整流站先于逆变站。
5 双极顺控
所有的双极功能都分布到极层,因此为了便于两极间的配合,控制系统会自动选择一个极作为主导极,另一极的顺序操作和开关联锁系统跟从主导极控制。所有操作指令送到主导极作为双极控制,联锁信号和状态信号在两极间传送。
双极起动必须以极电流/功率起动,两个极都正常起动后,改变控制模式为双极功率控制,进行双极功率控制,平衡两极的功率,以保证通过大地的电流达到最小。
输入低于双极运行最小功率限制的功率指令,当功率小于定值时,双极自动停运。双极的开关配置如图3所示。
5.1 大地回线转金属回线
为避免通过较高的连续电流流过大地,当双极运行方式的一个极退出运行时,继续运行的极将不充电的极的线路作为回路(金属回线),在运行中可以正常实现在大地回线和金属回线之间的转换。如果故障换流阀的极还没有隔离,当开始转换成为金属回线时,极隔离命令由金属回线顺控发出[5]。
为了最小化MRTB上的压力,在金属回线回路建立起来之后,直到金属回线的线路电流稳定前,MRTB不能分开。如果MRTB断开接地极电流失败,断路器失灵保护会对断路器进行重合。
大地回线--->金属回线开关分合顺序:
整流站
1)合上WN-Q16-Q11。
2)合上WN-Wx-Q12。
3)合上WN-Q2(GRTS)。4)打开WN-Q3(MRTB)、WN-Q18、WN-Q19。逆变站
1)合上WN-Q16-Q11。
2)合上WN-Wx-Q12。
5.2 金属回线转大地回线
从金属回线转为大地回线可以在运行中进行,因此,在分开金属回线回路之前,大地回线回路必须建立起来,如果大地回线回路电流实测值小于预设值,GRTS开关就不能进行操作。
为了最小化GRTS上的压力,在大地回线回路建立起来之后,直到接地极电流稳定之前,GRTS不能分开。如果GRTS开关断开电流失败,断路器失灵保护将重合断路器。
金属回线--->大地回线开关分合顺序:
整流站
1)合上WN-Q18、WN-Q19、WN-Q3(MRTB)。
2)打开WN-Wx-Q12。
3)打开WN-Q16-Q11。
4)打开WN-Q2(GRTS)。
逆变站
1)打开WN-Wx-Q12。
2)打开WN-Q16-Q11。
6 结语
本文阐明了向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程各种顺序控制的实现条件、实现原理、实现过程及系统间的配合。
顺序控制的应用为换流站直流系统状态提供安全可靠的转换、稳定的起停、以及在不同的控制和配置模式中稳定的转变,同时为换流站运行人员提供了断路器、隔离开关和接地刀闸的简单操作。
摘要：介绍了特高压直流输电系统中顺序控制的概念及功能,模式转换的顺序控制,换流阀层的顺序控制,极层的顺序控制,双极层的顺序控制。根据特高压直流输电工程换流站运行的特点,分别列出换流阀层、极层、双极层的开关配置。结合特高压直流输电系统实验及工程现场运行情况,分析了顺序控制的实现条件,换流站开关的联锁逻辑,以及系统间的配合。向家坝—上海±800kV特高压直流输电工程成功投运,证明顺序控制能够保证换流站内开关的安全、可靠操作,输电系统的平稳起停,以及各种控制模式之间的平稳切换。
关键词：特高压直流输电,顺序控制,换流站,换流阀,极,双极
参考文献
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[3]刘威,赵渊,周家启,等.高压直流输电系统单双12脉接线可靠性对比研究[J].电力系统保护与制,2008,36(9):29-34.LIU Wei,ZHAO Yuan,ZHOU Jia-qi,et al.Comparison and research on the reliability between the12-pulse and2x12·pulse HVDC transmission system[J].Power System Protection and Control,2008,36(9):29-34.
[4]陈潜,张尧,钟庆,等.±800kV特高压直流输电系统运行方式的仿真研究[J].电力系统保护与控制,2007,35(16):27-32.CHEN Qian,ZHANG Yao,ZHONG Qing,et al.Simulation of±800kV UHVDC system under diferent operation modes[J].Power System Protection and Control,2007,35(16):27-32.
特高压直流输电系统 篇2
关键词：带电作业;特高压直流输电线路;工器具;设计;试验;安全防护
中图分类号：TM726.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0112-02
像±800 kV这样的特高压直流输电线路带电作业一定要做到安全科学实施，要针对输电线路的特高压结构特征与技术参数进行合理有效的绝缘配合，给出严谨的安防策略，且在操作工艺与工器具制作方面做到合理。
±800 kV特高压向上直流输电工程在带电作业前都需要进行过电压水平模拟计算，以当地示范工程的初设参数来实施试验计算。首先对向上线过电压水平进行模拟计算，在这种计算形式下，出现线路的过电压现象主要是因为直流双极运行线路上发生的故障、主流双极凭横额定负荷运行中存在的故障、金属回路逆变侧出口在接地期间出现的故障引起的。
其中最大过电压故障一般都是直流双极运行线路中点的短路故障。根据故障情况的不同，线路在不同位置所出现的过电压幅值变化范围也不同，通常最高过电压在线路中仅仅集中体现在其中点附近约200 km的长度位置，它的最大过电压倍数一般都能达到1.95 pu左右，与其相比较来说，在该位置上一般要保证其最大电压数值在1.65 pu或者以下。
在模拟计算形式下，因为在接地电阻与放电弧道电阻之间忽视了这种极端现象，因此，要对期间存在的过电压数值进行合理计算，避免不要出现过大偏差即可。
考虑向上线带电作业间隙中存在的放电电压试验形式。在带电工作期间， 因为间隙放电电压在试验过程中产生的模拟对象一般是特高压电流线路在带电工作中形成的一种电位、地电位等形式。例如作业间隙、组合间隙等等，在作业过程中要根据工器具的绝缘长度与绝缘子的有效片数来判定电压试验流程，求得作业绝缘间隙试验下放电电压的关系曲线。
而且，还可以利用海拔高度对放电电压以及输电线路之间的距离进行计算，并阐述两者之间形成的曲线关系，期间，可以根据带电运行情况上产生的绝缘效果以及相关的配合原则对带电作业中的绝缘效果进行优化。对这种带电过程中产生的危险性进行计算期间，如果带电运行情况在危险率10-5以下，期间，向上±800 kV特高压直流的运行方式就会维持在一定的绝缘配置水平上。
如果在海波1 000 m以上的地区进行带电工作，期间不仅要保证带电作业之间形成的小间隙，还要保证组合小间隙与工具的最小绝缘长度。
另外，由于采用了向上线带电作业绝缘配合校核理论，所以在带电作业的绝缘配合部分安全裕度也会相当充裕，它能够确保全程安全带电作业实施。
2 带电作业工艺设计及工器具制作
带电作业在工艺流程设计与工器具制作方面非常复杂多样化，本文主要介绍其中的两种带电作业方法及它们的工器具设计过程。
2.1 带电作业中线路进入电位作业的基本方法设计
±800 kV特高压直流输电线路在对结构进行设计期间，其中的杆塔窗口尺寸与空气间隙水平十分重要的。
与传统的特高压带电作业进行比较，它在实际作业期间不能横担挂软梯垂直并在等电位进入期间形成缺陷，而是利用直线塔配合滑轮组以及吊篮轨迹方法形成的，这些都能确保带电作业顺利进入等电位和直线硬转塔。
在实施带电作业之前，技术人员还会自治专用作业工具，例如以高强度绝缘工具为基础的消弧设备，它就是通过吊篮轨迹方法进入等电位，为电塔选择合理进电位距离，借助电位轨迹绳控滑轮组来牵引吊篮将等电位技术维护人员送到等电位上。
以上就是±800 kV特高压直流输电线路带电作业的基本操作流程。
2.2 杠杆原理微提线带电作业方法及其工器具的相关 设计
由于±800 kV特高压直流输电线路属于直流向上工程设计，所以在线路段大多数时间会大量采用双“L”及双“V”绝缘子串组组装方式。
在带电作业过程中，如果存在绝缘子串零部件问题，就要采用正提线方式来转移绝缘子串的机械荷载，实现对绝缘子串的检修和更换。该作业方式中所采用到的提线工器具具有相对较大的机械荷载，所以一旦检修过程中发现绝缘子串缺陷，就必须通过防止导线横向位移这一方法来避免绝缘子串可能出现的复位困难问题。
在“L”和 “V”串的带电作业中，要对绝缘子串中产生的机械荷载进行转移，主要是根据大刀卡杠杆原理配合微提线作业的方式完成的。
第一，主要利用绝缘子串作为主要的器具在预留施工孔处作为支点，并在期间对杆塔横担专用卡具进行安装，但同时还要使用导线侧二联板工具对线路上的大刀卡有效安装。
第二，促进高强度绝缘拉杆、提线装置、塔上专用卡具之间的连接形式，并将其组装在特高压输电线路上，并使之形成一个绝缘子串机械荷载转移系统。
对于大刀卡的安装，它主要分为操作臂与作用臂，在对其进行操作期间，不仅要缩小线变位设计期间的距离，保证，驱动大刀卡操作臂形成自由转动的形式，还要使带动作用臂作用到绝缘子串上荷载，此时被检修绝缘子串的机械荷载能够被顺利转移到提线系统中，进而实现绝缘子串的检修过程。
在带电作业过程中，需要注意要采用双串并联连接方式，这里要涉及到另一串绝缘子串来实施后备保护，这样做也能大幅度提高带电作业的安全系数。相比于传统工器具材料，在同等带电作业模式下由于工器具本身的体积、尺寸与重量都相对偏大，既不便于携带使用，也不利于高安全系数操作。而绝缘子串大刀卡所采用的是高强度钛合金材料，这使得工器具拥有了极高的强度，同时它们的尺寸与重量也有所降低。
2.3 耐张绝缘子串更换带电作业方法及其工器具的相关 设计
在±800 kV向上直流输电线路中，它的耐张绝缘子串设计一定要遵循水平三联串的组装方式，它的串长标准为18～20 m，单串重量也要达到1.5 t左右，如此设计在进行整串更换或检修时也更加有利于实际技术操作。
以常规带电作业检修为例，一定要根据特高压直流工程三联耐张设计结构，同时采用盘型瓷瓶绝缘子形式，达到单片更换作业目的。
具体操作应该首先将牵引板与平行挂板作为基础支点，在牵引板专用翼型卡上安装钢帽，设置绝缘子闭式卡为前卡，而液压丝杆连接翼型卡与前卡组合形成紧线系统，实现绝缘子闭式卡的前后卡双设置模式。
由于液压丝杆在带电作业时属于紧线系统，所以这里就可以实现将被检修绝缘子转换到机械荷载上，达到对绝缘子更换与检修的简易化目的。在带电作业的紧线过程中，初期阶段后期阶段分别要考虑使用预收丝杆和液压收线工具，而松线过程中上述顺序则相反。该作业过程可以极大程度节省液压缸的体积尺寸，实现对双向液压技术操作，同时也能做到对松线过程精度的有效控制，相对而言操作将更加灵活、安全和便利，对劳动强度要求也不会很高，还能使带电作业安全有序展开[1]。
3 安全防护试验作业的技术要点
从安全防护角度讲，±800 kV带电作业是一定要配备屏蔽服的，它的成衣相关标准要参照国家的GB6568/1-2000与IEC60895-2003标准，在等电位作业过程中要适配整套屏蔽服，并且对其内外部电场强度进行稳定测量。
在安全防护用具使用前，也要模拟人带电作业工况来试验屏蔽服的内场强效果，确保屏蔽服的内场强在0.5～2 kV/m范围内，确保人体主要部位的最大可承受电厂保持在10 kV/m。在完全满足以上标准以后，技术人员才可以在±800 kV级的特高压直流输电线路中带电作业。
依照上述安全防护试验标准，在±800 kV特高压直流输电线路中可以在屏蔽服的保护下安全带电操作。同时也确保了带电作业中与绝缘串的有利配合，特别是对特高压输电线路中所使用工器具的合理配置。只要满足上述条件，就可以在±800 kV特高压直流输电线路中安全进行带电作业[2]。
4 结 语
本文主要研究了在±800 kV特高压直流输电线路下带电作业的操作方法及其工器具的设计应用过程。其中不但涉及到了带电作业的常规化工作内容，也提及了杠杆原理微提升转移绝缘子串荷载与耐张绝缘子串更换的带电作业方法。它们在未来都会成为特高压带电作业应用技术领域的主力发展趋势，为我国的电力事业发展做出巨大贡献。
参考文献：
[1] 胡川，向文祥，沈晓龙，等.±800 kV特高压直流输电线路带电作业工器 具研制及应用[J].湖北电力，2013，34（5）：1-3，9.
特高压直流输电系统 篇3
计划在2009年底单极建成投运的向家坝一上海±800kV特高压直流输电示范工程,在重庆境内有290km左右线路。基于重庆地区的气象和地理特点,结合以往的运行维护检修经验,再考虑到直流输电系统特殊的运行方式,针对特高压直流输电系统易发故障提出相应的治理措施。
1 雷击闪络故障
特高压直流输电系统遭受雷害主要有如下特点:
(1)直流正极性线路由于其引雷效应,较负极性线路更易遭受绕击雷,造成线路跳闸。而向上线一期工程就为正极性,因此运行过程中要特别关注,加强巡视。
(2)雷电绕击将是特高压直流输电系统发生雷击跳闸的主要原因。受地理环境的影响(海拔高、土壤电阻率普遍较大,降低接地电阻难度大),山区雷害较多,而且特高压直流输电系统的杆塔较高,架空避雷线与大地形成的耦合效应被削弱,故易发生雷电绕击导线的故障。
(3)反击雷仍然存在。该直流输电系统存在部分雷电流幅值超标情况,如雷击故障雷电流幅值为331kA,远超过设计的耐雷水平,防雷电反击问题也不容忽视。
(4)近年来,渝东南山区的雷电活动较以前频繁。
针对以上情况拟采取的防范措施如下:
(1)利用雷电定位系统对线路雷电活动进行统计与分析,并根据实际运行情况,确定防雷治理区段(或雷电活动频繁区域)。对雷电活动频繁区域线路,缩短接地电阻的检测周期,发现接地电阻超标的杆塔,立即改造。
(2)对山区线路接地爬坡进行改造。通过重新加固接地爬坡,回填土壤降低线路接地电阻,保证在每年的雷雨季节前接地电阻值符合运行规程要求。
(3)在山区多雷区安装防绕击避雷针和可控避雷针,提高线路的防雷效果。
(4)对接地电阻无法降低的区段,试验性加装耦合地线以降低雷电反击概率。
(5)缩短巡视周期,增派巡视人员,发现问题及时汇报。
2 绝缘子污秽闪络故障
直流绝缘子发生污闪的主要原因有:
(1)由于直流线路吸附效应积污强,同时直流瓷质和玻璃绝缘子自洁性能较低(特别是耐张水平串四联绝缘子下串积污严重,且多串相应污闪概率较大),若持续干旱或突遇低温、浓雾恶劣气候,则易引起污闪。
(2)随着工业的高速发展,空气污染程度逐渐严重。
(3)绝缘配置裕度设计偏低,不能满足相应的污区等级。
针对直流绝缘子污闪故障,拟采取的主要防范措施如下:
(1)做好绝缘子盐密度、灰密度测量等污区统计分析工作,及时更新污区分布图,便于输电线路调爬项目改造和重点清扫等工作的实施和开展。
(2)积极开展绝缘子检测工作,及时更换不合格绝缘子。
(3)坚持做好输电线路年度设备定期清扫工作。对污秽严重地段缩短清扫周期或动态掌握设备停电时机,有针对性地进行逢停必扫。
(4)制定滚动计划,有计划、有重点、有步骤地提高线路的绝缘水平,包括更换合成绝缘子和瓷绝缘子加片调爬,涂刷PRTV涂料。
3 覆冰舞动、超载、冰闪故障
在恶劣的严寒天气下,覆冰舞动、超载、冰闪易导致如下故障:
(1)输电线路在覆冰情况下发生导线舞动,导致线路设备受损;
(2)覆冰融化时,绝缘子串表面易形成冰凌桥接,如果此时绝缘子积污严重,易发生冰闪;
(3)导地线覆冰超载,将造成塔头受压屈服变形及倒塔断线等事故。
针对以上情况拟采取的主要措施有以下几方面。
(1)舞动防治。在线路发生舞动的区段安装防舞器,提高发生舞动的门槛值,有效抑制导线舞动幅值与强度,同时对舞动段内的双串(瓷或玻璃)绝缘子每相安装一组绝缘子串间隔棒作支撑,防止双串绝缘子因舞动发生碰撞破损(特高压情况稍好)。
(2)冰闪防治。一是采取插花串的方式,即在每一串绝缘子中间,每3片(或5片)插1片草帽型大盘径绝缘子,以此达到防止绝缘子串上的冰凌桥接,防止冰闪;二是绝缘子倒V串改造,在保证导线与杆塔空气间隙不变的前提下,可以加长绝缘子串长,提高绝缘强度。
(3)针对因覆冰超载造成的地线支架屈服、地线串动、导地线断线等严重危及电网安全的事故情况,采取的主要措施:①增加导地线、金具等设备强度,防止导地线断线,地线滑移窜动、掉线;②对杆塔构件进行局部加强,如加固地线支架;③适当缩短导线耐张段长度,改善受力条件。
(4)重点区段安装在线监测装置,同时还应长期进行人工观测,积累数据,以指导以后的防冰灾工作。
4 风偏故障
造成风偏故障的原因主要有以下几点。
(1)部分线路自身抵御强风的能力不足。几起绝缘子串风偏跳闸特征为:耐张塔跳线对杆塔构架放电,其原因为引流线过长或跳线绝缘子串为不稳定结构;直线塔导线或线夹金具对塔身放电,反映出杆塔的风偏裕度偏紧。
(2)设计上对防范动态交叉跨越风偏上扬的估计不足。几起动态交叉跨越风偏故障的特点为:处于顺山脊走向的下山坡迎风面的线路,跨越档下方低压电力线路档距偏大,受局部强对流天气(大风)的影响易造成风偏上扬而放电。
(3)对山区线路大档距中央对边坡的距离估计不足。目前,通常考虑静态的安全距离,没进行档距的导线风偏校核。如1 000m左右的大档距中央在大风情况下可能摆动约30～50m,远远超过静态时6.5、8.5、11m等几种情形下的安全距离。
针对直流输电系统的风偏故障拟采取的主要防范措施如下:
(1)及时进行杆塔风偏角校核工作,加强对微气候区的观测和记录,积累运行资料,并结合线路调爬对不满足风偏要求的杆塔实施改造。
(2)针对具体情况,对耐张塔跳线采用在原来基础上增加重锤或改双跳线串,加大跳线串压重的预防措施。
(3)对部分杆塔采用大吨位绝缘子串,或加长合成绝缘子,并加装重锤以提高其抗风能力。对处于微气候区的杆塔,尽量增大塔头的尺寸或采取加装重锤,改倒V串、三相V串等措施。
(4)校核线路下方动态交叉跨越,采取移线、增加锚固塔等方式防止下方跨越导地线上扬而导致的放电故障。
(5)对V串绝缘子采取防脱销措施,如加抱箍、插板、改进连接金具等。
5 鸟害
根据目前统计,鸟害跳闸的主要原因有:
(1)鸟在杆塔横担上泄粪,造成瓷绝缘子串严重污染。
(2)大鸟粪便形成连续的线状物,直接短接全部或部分绝缘子。
(3)鸟在杆塔横担上筑巢时,树枝(金属丝、线)脱落短接全部或部分绝缘子。
(4)鸟啄合成绝缘子,对设备造成严重危害。
针对鸟害拟采取的主要防范措施如下:
(1)在巡视中特别是鸟类繁殖季节,注意观察鸟类活动,积累鸟类活动规律;对鸟类活动频繁的地区进行排查,合理划分鸟害区。
(2)在鸟类活动频繁区域采用驱鸟器、防鸟刺、挡鸟板或防鸟磁性涂料等新技术,阻止鸟类在绝缘子上方驻留。
(3)合成绝缘子上端安装防鸟型均压环,防止鸟啄和鸟类泄粪形成放电通道。
(4)采用新工艺、新方法改善和优化合成绝缘子生产配方,改变合成绝缘子的颜色和味道,防止鸟啄情况的发生。
6 结束语
特高压直流输电系统 篇4
代表着世界最高电压等级的±800k V云南-广东和±800k V向家坝-上海特高压直流输电工程分别于2010年6月和7月成功投产, 揭开了我国直流输电技术发展的新篇章。
2012年贵州电网将在“十一五”基础上新增外送广东电量3000MW, 但南方电网西电东送通道并没有得到相应的加强, 导致云电外送水平较低。从减小云广直流系统对电网的不利影响、提高云电外送能力、简化安稳系统的配置等方面出发, 孤岛运行方式被确定为双极正常运行方式之一[1]。
研究[2,3,4]表明, 采用孤岛接线方式是最为经济的手段, 在相同条件下可提高云电输送能力1000MW以上。但由于配套电源远离换流站, 有效短路比很低, 云广直流在孤岛运行方式下送端电网将变得十分薄弱。如果直流系统发生双极闭锁或者单极运行下闭锁, 将形成大容量发电机带空载长线路和大量无功补偿设备的情况, 会造成送端交流系统严重的工频过电压。因此, 研究直流系统在孤岛运行方式下的稳定性问题具有重要意义[5,6]。
本文利用加拿大Manitoba直流研究中心开发的实时数字仿真器[7,8] (Real time Digital Simulator, RTDS) 及德国SIEMENS公司开发的SIMATIC TDC数字可编程控制保护系统, 建立云广±800k V特高压直流输电闭环系统模型。通过实时数字仿真, 研究了云广特高压直流系统在孤岛运行方式下的控制特性, 分析了交流系统过电压形成的原因, 总结了影响系统稳定性的因素, 最后提出了稳定控制的措施。
2 孤岛接线方式
云广直流系统整流站 (楚雄换流站) 接入系统图如图1所示。楚雄站通过500k V线路与小湾水电站、金安桥水电站、和平变电站相连, 连接回路数均为2回。小湾水电站装机容量4200MW (6×700MW) , 其中4台机组容量共2800MW经2回500k V线路接入楚雄站, 另外2台机组经第3回500k V线路接入云南主网的和平变电站。金安桥水电站总装机容量2400MW (4×600MW) , 4台机组以2回500k V线路接入楚雄站。
系统有2种孤岛接线方式: (1) 当楚雄站断开至和平站的2回500k V线路, 小湾和金安桥水电站均以四机二线方式接入楚雄站, 如图2所示。 (2) 将小湾至和平站的一回线路同和平站至楚雄站的一回线路配串, 并断开和平站至楚雄站的另一回线路, 这样小湾以六机三线方式接入楚雄站, 金安桥以四机二线接入楚雄站, 如图3所示。这两种方式都将使得楚雄站和云南主网失去电气联系, 形成电气上的“孤岛”。
根据开机数和回路数的不同组合, 结合系统的实际情况, 将孤岛运行方式分为4种典型方式, 见表1。
3 RTDS仿真模型
3.1 仿真实验平台
RTDS是一套以电力系统电磁暂态过程为研究对象的计算机装置, 拥有计算精度高、响应时间短、建模简单等优点, 其最大的特点是能与实际控制保护装置连接, 实现电力系统实时仿真闭环试验[9,10,11]。RTDS的基本组成部分是机柜 (Rack) , 本次实验采用4个Rack, 2个Rack分别模拟整流站和逆变站, 2个Rack分别模拟小湾水电站和金安桥水电站。RTDS仿真系统中各个屏柜、工作站之间通过连接线、光纤、LAN网、现场总线和串行线等进行数据交换, 以实现直流系统的操作、运行时的监控、SER信息交互、TFR故障录波等。仿真实验平台如图4所示。
3.2 主要元件模型
RTDS元件库里提供了较为完备的元件模型。仿真系统中, 水轮发电机选用五阶实用模型;交流线路和直流线路均采用分布参数线路模型;换流阀和变压器模型都采用理想模型;逆变侧交流系统则采用动态等值法简化成等值电源。
3.3 直流系统基本参数设置
所建直流输电实时仿真模型中, 额定输送容量5000MW, 电压等级±800k V, 每极采用双12脉动阀组串联接线方式。楚雄换流站装设滤波器及电容器17个小组共3179MVar, 每个小组187MVar, 分4大组布置, 最大一个大组容量为935MVar (5×187MVar) 。与系统交换无功的控制范围为-30~210MVar (整流站注入交流系统无功功率为正) 。无功控制模式选用U模式, 换流变分接头控制模式选择角度模式。频率控制器 (Frequency Limit Control, FLC) 死区设置为±0.2Hz。
4 孤岛运行方式下系统稳定控制研究
4.1 联网方式转孤岛方式运行控制特性
系统从联网进入孤岛运行试验研究的是进入孤岛后相关设备对孤岛状态的判别能力, 以及系统在孤岛方式下的运行状况。联网转孤岛运行的整流侧相关波形如图5所示。
整流站进入孤岛前, 主网向直流系统注入的有功功率为314MW, 在进入孤岛后, 安稳装置和云广直流工作站HMI正确判别并显示系统处于孤岛运行状态。从图5可以看出, 系统在进入孤岛时, 整流侧交流系统频率迅速降低至49.6Hz, 很快超出FLC所允许的频率偏差范围, 于是FLC功能启动, 通过降低直流功率参考值, 以保持整流侧交流系统频率稳定。在FLC输出调节功率为-470MW时, 交流系统频率逐渐恢复, 此时直流输送功率降至2010MW左右。经过FLC的不断调节, 大约在2.5s后, 直流功率和系统频率都达到稳定水平。在整个暂态过程中, 整流侧定电压控制器起作用, 限制出现的过电压 (最高电压为1.063p.u.) 。逆变侧电压控制器控制直流电压, 整流侧交流母线电压暂态过程中并未出现大幅振荡, 电压最低降至0.95p.u., 通过整流侧无功补偿装置的调节作用, 电压维持在一个稳定水平, 系统具有良好的暂态特性。
通过对联网转孤岛试验的分析可以看出, 系统在进入孤岛运行方式的暂态过程中, 交流母线并未出现过高的暂态过电压以及系统失稳情况, 整流侧出现频率的大幅波动, 但通过FLC功能和直流控制系统的调节作用, 交流系统频率和直流传输功率很快达到稳定水平, 交直流控制系统能够很好的协调控制。
4.2 孤岛运行下过电压问题研究
对直流系统在孤岛运行方式下的几种典型故障的模拟发现以下问题。
(1) 如果整流站交流线路发生单相或三相接地短路故障, 交流母线过电压的最高值出现在故障清除时刻, 且随着直流输送功率的增加, 过电压问题越严重。表2给出了整流站交流进线发生单相和三相接地故障100ms后跳开故障相并于500ms后重合成功和过电压情况 (基准值为相电压的最高峰值490k V) 。
(基准值为相电压的最高峰值490k V)
(2) 如果直流线路换流站出口或线路中点发生瞬时性接地故障, 直流输送功率的中断, 无功补偿设备尚未切除, 将在交流母线上产生过电压。表3给出了直流系统发生100ms瞬时故障下交流母线过电压水平。
(3) 如果发生双极闭锁或者单极闭锁, 换流站无功补偿装置尚未切除, 形成大容量发电机带空载长线路和大量无功补偿设备的情况, 将在换流母线上产生很高的暂态过电压。表4给出了双极闭锁下的过电压水平 (100ms后切除换流变压器) 。
对上述故障的研究表明, 双极闭锁引起的过电压问题最为严重。4种运行方式下双极闭锁的操作过电压在1.61p.u.~1.65p.u.之间。在暂时过电压方面, 如果换流变先于交流滤波器切除, 将维持较高的暂时过电压, 其中100ms的暂时过电压在1.51p.u.~1.63p.u.之间。如果在100ms时刻切除交流滤波器且不切除换流变, 那么150ms时的暂时过电压 (1.21p.u.~1.32p.u.) 将高于100ms同时切除交流滤波器和换流变的值 (1.18p.u.~1.21p.u.) 。
4.3 孤岛运行下影响系统稳定性的因素及提高稳定性的措施
(1) 交流滤波器和换流变切除时间
在双极闭锁的情况下, 应对控制系统逻辑进行修改和确认, 避免换流变压器先于交流滤波器切除, 利用换流变压器的磁饱和特性来抑制换流母线的过电压水平。并且, 滤波器切除后, 应及时切除换流变压器。
(2) 功率传输控制模式的选择
直流的不同控制方式如定功率及定电流控制方式对系统稳定影响较大。在故障导致换流母线电压较低时, 定电流模式由于直流电流不变, 电压下降后直流功率自然下降;而定功率模式在这种情况下会增大电流, 希望维持原有直流功率水平, 在这种情况下对系统稳定性会起到恶化的作用。因此, 这种情况下定电流模式对系统电压稳定性更为有利。
(3) 无功控制模式的选择
无功控制有两种模式:Q模式和U模式。Q模式根据换流站与交流系统的无功交换范围进行无功小组的投切;U模式根据换流站交流母线电压的控制范围进行投切。
当母线电压降低时, 希望多投入无功小组以抬升系统电压。如采用Q模式, 当直流功率接近稳定极限时可能并不满足投入无功小组的条件, 如要继续增加直流功率, 需要人为投入无功小组, 而U模式以维持换流母线电压为目的, 它可以适当控制滤波器的投切使得电压维持在正常水平。
此外, 在线路跳闸故障后, 换流站母线电压降低, 换流站向系统注入无功功率的情况下, 如采用Q模式, 可能导致换流站退出部分无功小组, 使电压进一步恶化, 不利于电压稳定。因此, 孤岛方式下的无功控制采用U模式较为合理, 可以有效维持系统电压。
5 结论
本文通过实时数字仿真器RTDS和直流控制保护系统SIMATIC TDC搭建了云广特高压直流输电系统孤岛运行试验模型, 对孤岛运行下系统稳定控制特性进行了研究, 结论如下。
(1) 系统在进入孤岛运行方式时, 安稳装置能够正确判别系统所处状态, 系统不会出现暂态过电压或失稳。虽然交流系统频率出现波动, 但FLC通过调节直流功率, 将交流系统的频率控制在稳定水平。因此, FLC可以改善交直流系统的动态性能, 帮助交直流系统的故障恢复, 有利于孤岛系统稳定运行。直流控制系统性能良好, 能够通过控制和调节, 稳定系统的电气量。
(2) 孤岛运行作为一种正常的运行方式, 因其送端交流系统较弱, 容易出现过电压问题。在各种故障引起的过电压中, 双极闭锁造成的过电压水平最高。在双极闭锁的情况下, 应在切除交流滤波器的同时及时切除换流变压器。
(3) 在P模式和I模式两种功率传输模式中, I模式更有利于电压稳定。在Q模式和U模式两种无功控制模式中, 选择U模式对于维持交流母线电压更为合理。
参考文献
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特高压直流输电系统 篇5
1 直流接地极线路绝缘基础
1.1 直流接地极线路
直流输电接地极引线接在换流站直流电压中性点与接地极之间的线路, 通称接地极线路。接地极线路可采用架空线路, 也可采用电缆线路。由于接地极线路一般长约十至数十公里, 所以多数工程采用架空线路。在直流系统以大地回流方式运行时, 流过接地极线路上的电流等于极线路上的电流。因此接地极线路导线总截面应与极导线截面一样, 但对于双极直流系统, 考虑到以大地回流方式运行时间较短, 因而一般按热稳定要求选择接地极线路导线截面。接地极线路杆塔可根据机械负荷选择水泥杆或木杆、铁塔, 导线分两组对称地布置在杆塔两侧。由于接地极线路导线总截面较大, 因而对于平地或小丘陵地形, 当机械负荷允许时, 线路杆塔可用水泥杆或木杆;在山区, 当杆塔机械负荷较大时宜选用铁塔。当采用铁塔时, 在接地极附近一定范围内, 必须使铁塔基座与地绝缘, 防止塔脚电腐蚀。接地极线路上电压主要是电流产生的压降, 因而靠近换流站端最高, 靠近接地极最低, 最高电压一般也只有数千伏。按绝缘要求, 可用一片绝缘子, 但考虑到可能出现零值绝缘子, 一般采用两片以上直流绝缘子。由于接地极线路绝缘强度很低, 因而很容易遭受雷击, 并且雷击后续流难以熄灭, 容易造成绝缘子烧坏而发生掉线。因此在绝缘子两端应加装招弧角, 以保护绝缘子。
1.2 基础电腐蚀原理
接地极线路正常运行时, 只会有不平衡电流通过接地极, 但是当输电线路一极导线发生故障, 另一极导线则会利用接地极作为回路, 以保证输电线路的继续运行。在陆地环境下, 接地极的入地电流通过土壤中的电解溶液导电, 使得接地极附近地下金属构件可能产生电腐蚀现象。
产生电腐蚀主要是因为地下金属构件为地电流传导提供了比周围土壤更强的导电特性。由于地下金属构件的集流效应, 地下金属构件一部分汇集了地中电流, 使得构件上的电流密度更大, 构件的另一部分又将电流释放到土壤中, 这个过程会对金属构件形成电腐蚀。
1.3 绝缘基础设计要求
(1) 电力行业标准DL/T5224《高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定》, 对靠近接地极约2 km以内的杆塔, 基础对地和杆塔对基础应绝缘。在断开接地引下线情况, 铁塔绝缘电阻宜大于500Ω。
(2) 国家电网公司企业标准Q/GDW229-2008《±800k V直流输电系统架空接地极线路施工及验收规范》第3.0.7条规定:“对距接地极馈电系统外环2km以内的接地极线路铁塔和接地极址内导流系统架空线路的铁塔, 其基础对地和铁塔对基础均应按设计要求进行防腐绝缘处理。”
(3) 郑州800k V换流站至陈家接地极线路工程设计总说明要求:N120~N128塔基础采用绝缘处理。施工图设计要求基础整体 (包括基础底板下平面) 用玻璃纤维布包裹三层, 每层涂沥青一次, 共四次, 使基础与外界绝缘。
图1为基础绝缘处理技术措施示意图, 所有需进行绝缘处理的基础均按照此图施工。进行绝缘处理的基础地脚螺栓采用热镀锌防腐, 对需要火曲的地脚螺栓, 应先火曲, 再热镀锌。进行绝缘处理的基础不可采用混凝土浇筑地脚螺栓保护帽, 为防盗起见, 可将地脚螺栓螺帽与螺杆焊接为一体, 并在地脚螺栓外侧密实涂抹环氧树脂涂层以利防腐, 如图1所示。
2 绝缘基础原材料要求
2.1 原材料及器材规定
接地极线路工程使用的原材料及器材必须符合下列规定:
(1) 有该产品出厂质量检验合格证书;
(2) 有符合国家标准的各项质量检验资料。材料出厂报告应完整, 齐全, 材料的型号及规格应符合设计要求。不同批的材料到达现场后应进行检验, 并分别储存, 且应做好明显批次标志;
(3) 对砂、石等无质量检验资料的原材料, 应抽样并经有检验资格的单位进行检验, 合格后方可采用;
(4) 对产品检验结果有疑义时, 应重新抽样, 并经有资格的检验单位检验, 合格后方可采用。
2.2 接地极绝缘基础主要的原材料
接地极线路工程使用的原材料及器材必须符合下列规定:
(1) 绝缘玻璃纤维布
绝缘处理的基布釆用无碱玻璃纤维布, 碱金属氧化物含量应不大于0.8%, 如EW200。
(2) 硬质绝缘板
选用环氧玻璃布层压板, 其主要技术参数, 见表1。
(3) 沥青涂料
无具体规格要求, 选用防水性好、耐久性好的改性沥青。
3 绝缘基础施工技术方法
特高压接地极线路的铁塔基础包括基础垫层及放置于该基础垫层上的基础主体, 在该基础主体的上部预埋有地脚螺栓, 该地脚螺栓的上部从基础主体的顶面竖直向上伸出, 在基础主体的表面上由内至外依次包覆有第一沥青胶层和第一玻璃纤维布层, 然后在基础垫层与基础主体的配合面上由内至外依次包覆有第二沥青胶层和第二玻璃纤维布层。基础表面通过沥青胶层和玻璃纤维布层绝缘, 满足了特高压接地极线路的安全运行要求, 保证了特高压接地极线路的可靠性;而且, 采用沥青胶和玻璃纤维布作为绝缘材料, 造价低, 施工简便, 环境污染小, 绝缘效果好。
3.1 基础对地绝缘施工方法
特高压接地极线路的铁塔绝缘基础主要包括基础垫层和放置于该基础垫层上的基础主体, 在该基础主体的上部预埋有地脚螺栓, 该地脚螺栓的上部从基础主体的顶面竖直向上伸出, 在基础主体的表面上由内至外依次包覆有第一沥青胶层和第一玻璃纤维布层, 在凝固后由内至外依次包覆有第二沥青胶层和第二玻璃纤维布层。表面通过沥青胶层和玻璃纤维布层绝缘, 满足了特高压接地极线路的安全运行要求, 保证了特高压接地极线路的可靠性。采用沥青胶和玻璃纤维布作为绝缘材料, 造价低, 施工简便, 环境污染小, 绝缘效果好。
3.2 铁塔与基础绝缘施工方法
为保证铁塔与基础绝缘, 对所有需要做绝缘的基础塔座板处做如下处理:
(1) 每个塔腿塔座板与基础立柱顶面间加一块玻璃钢绝缘板, 厚度5mm, 其大小及开孔尺寸应与相应的塔座板保持一致。同时此板的抗压强度不小于14N/mm2。
(2) 每个塔腿塔座板与螺栓垫片间加一块玻璃钢绝缘垫片, 此垫片的厚度为5mm, 其大小尺寸应与相应的螺栓垫片一致, 开孔直径应与相应的塔座板尺寸一致, 同时此板的抗压强度不小于100 N/mm2。
(3) 为防止铁塔塔座板与地脚螺栓接触, 在地脚螺栓外套一玻璃钢护套, 该玻璃钢护套位于基础立柱顶面与螺栓垫片之间, 并需保证能有效隔断塔座板与地脚螺栓之间的接触;塔座板孔壁内侧及地脚螺栓外侧需涂绝缘漆加强绝缘效果。该玻璃钢护套的抗压强度不小100N/mm2。
3.3 施工注意事项
现场施工时应注意以下事项, 以严格控制施工质量, 保证完工后基础绝缘性能。
(1) 施工时应保持鞋底干净。
(2) 对于坑壁地土质松软的基础, 应对坑壁进行加固, 以防泥土坍塌, 影响施工质量。
(3) 施工时保护玻璃纤维布接头干燥, 不准带入空气, 防止接头处出现缝隙。
(4) 保证刷沥青胶均匀、不露底、不反复涂刷。铺贴时要按横向顺序用力滚压, 排出残存空气, 防止玻璃纤维布出现空鼓现象。
4 特高压直流输电线路接地极线路绝缘基础的质量检验标准和方法
接地极线路绝缘基础的质量关系着接地极线路能否长期安全可靠的运行, 国家电网公司在标准Q/GDW229-2008《±800k V直流输电系统架空接地极线路施工及验收规范》中对特高压直流输电线路接地极线路绝缘基础的质量检验标准及方法做了如下规定。
4.1 基础防腐绝缘施工标准
(1) 第7.2.1条铁塔基础防腐绝缘施工应符合下列规定:
a按设计要求, 制定基础防腐绝缘施工技术方案;
b防腐绝缘产品的质量和技术要求应符合有关标准的要求并满足设计文件规定;
c基础的底面和各侧面的防腐绝缘施工应严格按设计规定进行。
(2) 第7.2.2条防腐绝缘施工完成后应及时测量基础对地的接触电阻, 并符合设计要求。
4.2 铁塔防腐绝缘施工标准
(1) 第8.3.1条铁塔与基础间防腐绝缘施工应符合下列规定:
a按设计要求, 制定铁塔与基础间防腐绝缘施工技术方案;
b防腐绝缘产品的质量和技术要求应符合有关标准的要求并满足设计文件规定;
c在基础顶面和塔脚板之间垫环氧树脂垫片或其它绝缘材料时, 应确保其规格和尺寸满足设计规定。
(2) 第8.3.2条当铁塔和基础的防腐绝缘均施工完毕后, 按第11.0.6条规定的要求浇筑基础保护帽。
(3) 第8.3.3条防腐绝缘施工完成后应及时测量接触电阻, 并符合设计要求。为了防止直流大地回流对铁塔的腐蚀, 需要将接地极附近的铁塔和基础之间进行防腐绝缘处理, 不使其在铁塔上形成环流, 因此本条规定按设计要求采取措施, 确保铁塔和基础之间接触电阻满足设计要求。当设计无要求时, 在断开接地引下线情况下, 接地装置与铁塔的接触电阻宜大于500Ω。
(4) 第11.0.6条绝缘材料保护帽的绝缘材料配合比应符合制造厂的技术规定, 防腐绝缘施工应符合设计的要求。
5 基础对地绝缘电阻的测量方法
绝缘电阻指被试品施加的直流电压U与此时流过被试品泄漏电流Ig的比值, 即R=U/Ig。基础对地绝缘电阻反映接地极线路绝缘基础与大地之间的绝缘程度, 相关标准规定该值不得小于500Ω。
实际工作中, 一般采用以下方法测量基础对地绝缘电阻:
(1) 使用万用表的欧姆档;
(2) 万用表一端连接在地脚螺栓上, 另一端连接在地面上, 测量出电阻即为基础对地的接触电阻, 如图3所示。
测量中需要注意以下问题:
a绝缘电阻值受温度影响较大, 当温度升高时, 绝缘介质中的极化加剧, 电导增加, 致使绝缘电阻值降低, 因此, 热状态下测得绝缘电阻值比冷状态下要低。
b当试品温度低于周围空气的“露点”温度时, 潮气将在绝缘基础表面结露, 形成水膜, 从而增加绝缘基础表面泄漏, 导致绝缘电阻值降低。
6 接地极线路绝缘基础相关运行检修规程规定
接地极线路运行维护单位应定期对接地极线路进行维护和检查, 维护检查的项目和周期与该系统的直流输电线路相同。
DL/T251-2012《±800k V直流架空输电线路检修规程》中第11.2.7条规定, 应定期对接地极线路进行维护和检查, 维护检查的项目及周期与该系统的直流输电线路相同。
7 接地极线路绝缘基础运行维护建议
7.1 强化巡视检查工作
运行维护单位需要强化接地极线路绝缘基础的巡视检查工作, 重点检查地脚螺栓有无松动, 螺栓垫片及玻璃钢垫片有无松动及破损情况。如有松动, 要及时紧固;如有破损, 要及时更换。
7.2 加强测量监测工作
基础对地绝缘电阻值是接地极线路绝缘基础运行维护中的重要参数, 需要加强对该参数值的测量监测工作。当该值不满足标准要求, 即当其小于500Ω时, 说明基础对地绝缘受到破坏, 需要及时处理。
结语
特高压直流输电系统架空接地极线路绝缘基础是一个较为复杂的问题, 是预防基础电腐蚀的重要措施, 运行检修的经验还不足。做好接地极线路绝缘基础的施工运行检修工作需要由科研、设计、制造、施工、运行等单位共同努力, 只有认真分析研究, 注重细节, 制定有效对策, 采取综合治理的方式, 不断进行专项改进治理, 才能达到较好的效果。
参考文献
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特高压直流输电线路架线技术分析 篇6
特高压直流输电具有明显的经济效益, 在提高资源的利用率、节约能源、促进国家经济高速及可持续发展等方面都具有非常重要的作用。现阶段, 我国的特高压输电线路以220kV、330kV、500kV交流输电和500kV直流输电为主。由于电压过高, 所以对特高压直流输电线路的要求也较高, 同样, 对架线技术的要求亦非常高。
1 直流输电简介
直流输电与交流输电的适用场合不同, 直流输电适用于以下场合:电压高、距离远、容量大的输电;跨过海洋进行输电;为了减小占用空间的地下电缆输电;和新能源相结合进行的输电;频率不同的电网联网, 频率相同的电网不同步联网等。
1.1 直流输电技术的分类
根据工程性质的不同, 直流输电工程可分为:远距离大容量直流架空线路工程、背靠背直流联网工程、海底电缆工程、城市地下电缆工程。
而根据工程结构的不同, 直流输电技术还可进行以下分类: (1) 根据换流站数量, 分为两端直流输电和多端直流输电; (2) 根据线路长度, 分为长距离输电和背靠背输电; (3) 根据电压等级, 分为 (超) 高压直流输电和特高压直流输电。
1.2 直流输电的优势
(1) 架空线路的造价较低;
(2) 输电过程中电能的损失较小;
(3) 电能输送的容量较大;
(4) 对于短路时的电流具有限制作用;
(5) 输电线路发生故障时具有较强的自我防护能力;
(6) 节约线路走廊;
(7) 调节快速, 运行可靠;
(8) 不存在系统稳定性问题, 能够实现不同步电网的互联。
1.3 直流输电的劣势
(1) 直流输电换流所使用的设备费用较高, 并且过量承载的能力比较低;
(2) 输电过程中消耗的无功功率较多;
(3) 缺乏直流开关;
(4) 不能用变压器来改变电压的等级;
(5) 容易受到谐波影响, 从而影响输电质量。
2 特高压直流输电线路架线的不易之处
2.1 施工时遇到的问题
2.1.1 交叉跨越
在施工过程中不断地进行带电线路的交叉跨越, 这样就给配置承力索带来了难题, 要考虑到承力索的承载力度能够满足跨越时的所需, 还要对其承载力进行有效的控制, 使其在人们可以管控的范围之内, 并且还要对承力索需要跨越的网线进行修改, 以防出现安全事故。
2.1.2 滑车及其挂设方法的选择
因为导线的质量过大, 所以要依据施工时的真实情况准确地计算出每根线在搭设过程中垂直方向的承载能力, 以确定滑车的额定承载力。还有在架线过程中由于牵引时的力度太大, 因此, 要精准地算出滑车的耐张力, 以正确选择滑车并确定合适的挂设方法。
2.1.3 牵引机和张力机的选用
架线牵引时牵引力很大, 这就要求牵引机要能满足架线过程中的牵引需要, 张力机也要满足架线所需。例如:现阶段我国架线过程中所用的一牵六牵引方式需要180~260kN的牵引力, 但是280kN的牵引机就不能满足架线过程中牵引的要求, 为了满足需求, 就要重新研制新的牵引机。由于在一牵六过程中单根导线的张力为18~33kN, 现有的张力机可以满足需求, 不需再进行研制。但是如果导线的张力改变了, 使张力机不能满足所需, 就要重新研制所需的设备。
2.1.4 导线、各级牵引线和导引线的展放
考虑到周围环境所需, 导线、各级牵引线和导引线要有序展放, 既不影响输电线路的架设, 也不对周围环境造成破坏, 从而满足环保与实用2个方面的需求。
2.1.5 紧线和挂线方法的选择
由于耐张装置比较重, 因此, 要选择适当的方法, 用合适的器具进行起吊。因其需要大的张力, 所以要选择合适的紧线方法进行紧线。由于挂线多采用的是高空对接的方法, 所以, 要科学、合理地对导线进行安排, 以保证每根导线单独作业, 相互之间不会受到影响。
2.1.6 附件的安装
由于架线过程中垂直方向的负荷量过大, 所以就需要依据施工过程中的情况选择附件装置, 还要选择合理的安装方法, 以保证操作便捷。
2.2 换流器研制的难点
换流器的以下特点为换流器的研制带来了困难:
(1) 要保证人员的安全, 所以对换流器的绝缘性要求较高;
(2) 换流器既要承受交流电压, 也要承受直流电压;
(3) 发热和冷却具有复杂性;
(4) 调压级数过多;
(5) 直流电的出电结构复杂;
(6) 换流器的尺寸较大, 重量过大。
3 特高压直流输电线路架线要求
3.1 电晕效应
输电过程中导线发生一定程度的电晕放电现象, 这在正常情况下的直流输电线路中是允许的。但电晕效应会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可以听得见的噪声等, 导致输电过程中产生损耗, 还会对环境造成影响。由于特高压直流输电的电压很高, 如果不进行合理设计, 那么产生的电晕效应可能会比超高压工程的更大。所以, 为了降低电晕效应的发生几率, 减少在输电过程中出现的损耗及减小对环境的影响, 就要合理地选择导线型式、绝缘子串以及金具的组装型式。
3.2 绝缘配合
绝缘配合对于直流输电工程的运作有着很大的影响。由于直流输电中的绝缘子在积污和污闪特性方面与交流输电有着很大的区别, 由此引起的污秽放电比交流输电更为严重, 所以, 合理选择直流线路的绝缘配合对于提高其运行水平非常重要。
3.3 电磁环境影响
特高压直流输电对于实现更大范围的资源优化配置、提高输电走廊的利用率、保护环境等, 都具有十分重要的意义。因为特高压直流输电具有电压较高、线塔较高、导线质量较大、线路单一等特点, 其电磁环境与普通直流线路必然有一定差别, 由此带来的环境影响应当受到人们的重视。同时, 特高压直流工程的电磁环境与架线高度、导线型式等密切相关, 所以, 应认真研究特高压直流输电的电磁环境影响。
4 结语
总之, 为保证工程建设及架线的顺利进行, 管理单位要对操作人员及周边环境进行有效的分析与管理, 积极克服施工现场的难题, 保证施工技术及设备的先进性, 进而确保工程质量。
摘要：对直流输电进行了简要介绍, 分析了特高压直流输电线路架线的不易之处, 并阐述了架线要求。
关键词：特高压直流输电线路,架线,问题,难点
参考文献
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特高压直流输电线路工程铁塔组立 篇7
随着特高压建设的快速发展, 施工单位对特高压输电线路工程铁塔组立已开始掌握。与以往500 k V输电线路工程相比, 特高压线路的铁塔塔头结构尺寸大、重量重, 需采用一种新的铁塔组立施工方法, 才能确保优质、高效、安全地完成特高压直流线路的铁塔组立施工, 本文就±800 k V特高压直流线路铁塔的特点和施工难点进行了详细分析, 并详细介绍了外拉线内悬浮抱杆分解组塔的系统组成及吊装铁塔塔头的施工方法。
1 塔型特点及难点分析
1.1 塔型特点
1) 在±800 k V向家坝—上海特高压直流线路工程中, 本施工标段 (皖1A标段) 线路全长64.252 km, 铁塔共133基, 铁塔总重6 859 t。塔型有JC30101, JC30102, JC30103, ZC30101, ZC30102, ZC30103, ZC30104, ZJC30101, ZJC30102, ZP30101, ZP30102, ZP30103, JP32104, ZJC30102A等14种形式。
2) 铁塔最大呼称高75 m, 最重铁塔104.99 t, 平均塔重51.6 t。
3) 铁塔采用全方位长短腿设计。
4) 铁塔塔头结构尺寸大、重量重, 具体数据见表1, 表2。
5) 由表1, 表2可看出, ±800 k V特高压直流线路铁塔有以下两个特点:a.导线横担总长度长, 总长度为40.8 m~46.7 m, 最长达46.7 m (ZJC30102A型) ;b.导线边横担长度长、重量大, 最长达23.3 m, 最重达9.1 t。
1.2 组塔难点分析
1) 铁塔普遍高度高, 重量大, 最大呼称高75 m, 最重铁塔104.9 t, 组塔施工难度大。2) 直线转角塔边横担长度长、重量大, 起吊难度大。横担吊装选用组塔抱杆长度长, 起吊重量大。3) 导线边横担最长达23.3 m, 采用主抱杆无法起吊, 需采用辅助抱杆分段吊装。
2 组塔方法的选择
2.1 组塔方法
根据塔型特点分析及地形情况, 组塔施工选用内悬浮外拉线抱杆分解组塔的施工方法。此方法具有工艺成熟、高功效、容易控制、起吊系统稳定安全等特点。适用于地形能够打外拉线的各种形式的直线塔。
2.2 抱杆选择
1) 抱杆选择:根据上述分析, 本工程采用的普通型悬浮抱杆已不再适用, 需采用一种长度长、吊装重量大的大截面悬浮抱杆进行吊装工作。本工程选用□700 m×□700 m×32 m和□600 m×□600 m×32 m全钢抱杆。
2) 抱杆参数见表3。
3) 吊装原则及思路。a.吊装原则。起吊时抱杆倾角不大于10°。起吊钢丝绳与抱杆轴线夹角不大于15°。控制绳与地面夹角不大于45°。承托绳与抱杆夹角不大于45°。外拉线与地面夹角不大于45°。b.吊装思路。塔腿及高低腿部分以散吊或片吊为主。塔身部分以片吊为主。导线横担、地线横担采用整体吊装。
3 内悬浮外拉线抱杆分解组塔方法
3.1 组塔系统介绍
1) 抱杆系统布置:由主柱、腰环、抱杆帽和抱杆底座四部分组成, 其中主柱由若干段通过螺栓连接而成;抱杆帽的四角有能连接抱杆拉线的挂环, 抱杆帽的四面有能连接起吊滑车组的挂环, 抱杆帽的顶部安装朝天滑车, 抱杆的头部能够旋转;抱杆底座的四角有能连接承托绳的挂环, 抱杆底座的四面有能连接提升抱杆滑车组的挂环, 腰环是在升抱杆时保护抱杆的工具。
2) 起吊系统布置:a.牵引系统:由1-2 (或2-2) 滑车组和机动绞磨组成, 滑车组上端挂在抱杆帽的挂环上, 下端钩在吊绳上, 磨绳通过腰滑车和地滑车上机动绞磨, 用机动绞磨通过滑车组提升塔材。b.吊绳系统:连接在滑车组下端和塔材之间的索具, 索具绑扎在塔材重心的上面, 索具与吊钩之间不能滑动, 吊装塔片时应对塔片进行补强, 防止塔片受力后发生变形, 吊绳应方便塔材安装就位。
3) 拉线系统布置:抱杆帽四角的拉线挂环上, 挂四条与地面夹角为45°的拉线, 拉线下端通过链条葫芦或松绳制动器连在地锚上。通过四条拉线来保证抱杆的稳定和调节抱杆的倾斜角度。
4) 承托系统布置:用四根承托绳将抱杆悬挂在铁塔的中心位置, 承托绳的下端与抱杆底座的挂环连接, 接承托绳的上端与铁塔主材连接, 它是整个起吊系统的根基。本工程由于吊重大, 承托绳的受力也大, 采用双绳21.5钢丝绳套, 双绳通过挂在抱杆底座挂环上的平衡滑车使双绳的受力均衡。
5) 控制绳布置:控制绳的上端绑扎在吊装塔材下边, 控制绳的下端通过松绳制动器连在地锚上。用于控制塔材在起吊工程中不与已立好的铁塔接着, 安装时控制塔材就位。塔片控制绳对地夹角应不大于45°, 被吊塔片距已组铁塔的最远距离应控制在0.3 m~0.5 m。
3.2 塔头部分吊装
1) 吊装方法。a.针对±800 k V特高压直流线路的挂线横担长、重量重的特点, 必须分为多次吊装。由于横担主材很长, 容易发生严重变形。另外, 地线支架及横担头如与横担同时起吊时, 也会增大横担重量, 加大抱杆受力。所以起吊横担时, 地线支架及横担头暂不组装。b.耐张、转角塔的边横担, 可在吊装完塔身及地线支架后, 利用加强后地线支架分片分段吊装, 边导线横担成片起吊时, 重量有800 kg~1 000 kg, 因地线支架承受不了这么大的下压力, 所以必须将悬浮抱杆升到一定高度后, 在地线两侧分别用13钢丝绳打设补强拉线, 以保证地线支架有足够强度吊装边横担。c.由于直线转角铁塔边横担重量大, 长度长, 铁塔每侧边横担和地线支架分3次分段吊装, 利用主抱杆和辅助人字抱杆相结合的方式进行吊装。首先利用主抱杆起吊人字抱杆, 将辅助人字抱杆坐落固定在已经吊装完横担上, 人字抱杆的坐落点在横担上平面节点处, 人字抱杆底座与横担用两个U形螺栓连接固定。利用辅助抱杆起吊远离塔身的横担部分。
2) 直线转角塔起吊横担示意图见图1。图1a) 为起吊靠近塔身的横担部分, 图1b) 为起吊远离塔身的横担部分。
辅助人字抱杆选用□400 m×□400 m×10 m铝镁合金抱杆, 最大起吊重量为50 k N。人字抱杆与水平方向夹角50°。辅助抱杆的起吊滑车组采用50 k N 1-1滑车组 (两道受力, 尾绳从定滑轮引出) , 磨绳选用15钢丝绳, 主上拉线为主抱杆起吊滑车组, 横线路方向打设2根侧拉线, 三拉线之间夹角120°, 侧拉线使用13钢丝绳, 根部考虑打在地面。
3) 转角塔起吊横担示意图见图2, 图2a) 为起吊地线横担, 图2b) 为起吊右侧靠近塔身的导线横担部分。
4 结语
上述±800 k V特高压直流线路工程内悬浮外拉线抱杆分解组塔方法, 与以往常规的500 k V输电线路组塔方法有所不同, 施工难度较大, 在施工时要在各个环节上严格控制。但总体来讲, 此方法具有工艺成熟、高功效、容易控制、起吊系统稳定安全等特点, 适用于地形能够打外拉线的铁塔组立施工, 能够保证±800 k V特高压直流线路工程的组塔施工安全。
摘要：针对±800 k V特高压直流线路铁塔的特点, 分析了组塔的难点, 确定了组塔的方法, 并对抱杆进行了选择, 着重对内悬浮外拉线抱杆分解组塔的方法作了论述, 以优质、高效、安全地完成特高压直流线路铁塔组立施工。
特高压直流输电系统 篇8
特高压直流输电系统具有送电距离长、沿途地形复杂等特点, 使其线路发生短路、雷击等事故的概率极大增加, 严重威胁直流系统本身的安全运行。而目前广泛应用于直流输电线路的行波保护易受雷电、换相失败、交流侧故障等暂态现象的干扰, 可靠性不高, 在高阻接地时存在灵敏度不够的缺点, 必须进一步研究新型的性能更为优越的特高压直流输电线路保护[1]。基于故障暂态信号高频分量频率特性的直流输电线路暂态保护开始引起国内外继电保护工作者的注意并取得了一定的研究成果[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。
在暂态保护研究中, 为有效利用故障暂态量中所包含的丰富故障信息, 需要对故障暂态量在输电系统上的传播特性进行深入研究。故障行波或暂态信号在直流输电系统上的传播是由直流输电线路、平波电抗器、直流滤波器、PLC滤波器等设备的参数决定的。直流输电线路两端的平波电抗器、直流滤波器和PLC滤波器构成特高压直流输电线路现实的边界。分析特高压直流输电线路边界和特高压直流输电线路的频率特性, 得到特高压直流输电线路和边界对故障暂态信号高频分量的带阻传变特性, 研究特高压直流输电线路故障暂态信号高频量频率特性, 对特高压直流输电线路暂态保护的研究是基础性的工作。
本文对特高压直流输电线路进行频域分析, 分析由平波电抗器、直流滤波器和PLC滤波器所构成的特高压直流输电线路边界的频率特性, 得到特高压直流输电线路和边界对故障暂态信号高频分量的带阻传变特性;研究了特高压直流输电线路边界和线路对故障暂态信号高频量的衰减作用, 以及故障位置对保护安装点所检测到的故障暂态信号高频量的影响。
1 特高压直流输电线路频率特性
1.1 特高压直流输电线路参数
输电线路参数是线路电磁特性的集中反映, 已知特高压直流输电线路的工程条件 (导线几何尺寸、分布与位置、杆塔结构等) , 就可以计算出线路的相模频变参数, 进而计算出该线路的模量特性阻抗, 反映输电线路的频率特性[13,14]。本文以云广特高压直流输电线路为例对特高压直流输电线路的频率特性进行研究。云广特高压直流输电线路的线路结构见图1。
云广特高压直流输电线路导线型号为6×LGJ-630/45, 导线外径33.6 mm, 6分裂, 分裂间距450 mm, 极间距离22.2 m, 塔上悬挂高度33.5 m, 弧垂16 m;避雷线至导线所在平面的距离为17 m, 2根避雷线之间的距离为18.2 m。经计算, 导线电阻为0.04633Ω/km, 每极自电感L=0.001 81 H/km, 极间互电感M=0.000 99 H/km, 每极导体单位长度对地电容为9.99×10-9F/km, 每单位长度两极导体间的电容为
1.2 双极直流输电线路的相模分析
由于双极直流输电线路的对称性, 不需要进行换位便是平衡的。双极直流输电线路的对称分量变换矩阵为[16]:
而:
线路电压方程为:
其中, Zs为每极导线单位长度的串联自阻抗, Zm为单位长度导线的串联互阻抗。
线路电流方程转变为对称分量为:
其中, Cs为每极导线单位长度对地以及对另一极导线的电容之和, Cm为每极导线单位长度对另一极的电容的负值。
线路第j个模量 (j=0, 1) 的模量特性阻抗 (波阻抗) Zc (jω) 、模传播系数γj、长度为x的输电线路的传输函数Aj分别如式 (7) — (9) 所示。
其中, Rj、Lj、Cj分别为单位长度线路的模量电阻、电感、电容。
1.3 特高压直流输电线路频率特性
根据云广特高压直流输电线路结构及参数, 对双极直流输电线路进行相模分析, 并利用式 (7) — (9) 得到特高压直流输电线路的模量特性阻抗和模传输函数的幅频特性曲线如图2、3所示。
由图2可见, 双极特高压直流输电线路模量特性阻抗的幅值随着频率的升高而减小, 并最终趋于稳定。其中, 模0特性阻抗的初始值较大, 稳定值也较大, 并且随频率的变化较为缓慢, 模1特性阻抗的初始值较小, 稳定值也较小, 随频率的升高而迅速趋于稳定。
由图3可见, 特高压直流输电系统双极运行时, 线路模1传输函数A1 (jω) 的幅频特性随着频率升高而降低, 随着线路的增长而急剧减小, 即:特高压直流输电系统双极运行时, 特高压直流线路对高频量有衰减作用, 线路越长, 衰减作用越强烈。线路模0传输函数的幅频特性与模1传输函数的幅频特性相似。
2 特高压直流输电线路边界的频率特性
2.1 平波电抗器的频率特性
云广特高压直流输电平波电抗器每极按极母线和中性母线各装设2台75 mH的干式平波电抗器, 整流侧单极的平波电抗器为300 mH, 所以平波电抗器阻抗为:
2.2 直流滤波器的频率特性
云广特高压直流滤波器的配置按每极2组三调谐滤波器考虑, 接线形式如图4所示 (1) 。
图4中, C1=2.0μF, L1=11.773 mH, C2=3.415μF, L2=10.266 mH, C3=11.773μF, L3=4.77 mH。直流滤波器的等效阻抗如式 (11) 所示。
2.3 PLC滤波器的频率特性
直流输电系统直流侧的PLC滤波器装在直流线路进线处, 其功能为噪声滤波和线路接地故障测距。云广特高压直流输电系统直流侧PLC滤波器如图5所示。
在分析直流线路边界特性时, 认为线路在逆变侧开路, 则PLC滤波器的等效阻抗为:
2.4 特高压直流输电线路边界的频率特性
云广特高压直流输电线路两端加装的平波电抗器、直流滤波器、PLC滤波器如图6所示。
为简化分析, 忽略除“线路边界”外其他元件的影响, 即认为直流输电线路是开路的。定义直流输电线路边界的传递函数为:
在直流线路开路的条件下, 由图6及式 (10) — (13) 可以求出直流输电线路边界的传递函数为:
由式 (14) 可得直流输电线路边界传递函数G (jω) 的幅频特性如图7所示。
由图7可见, 对于直流分量及低频段 (0~120 Hz) , G (jω) 的幅值等于1。在f=145 Hz、f=670 Hz、f=870Hz处, G (jω) 的幅值为极大值;当f>1 kHz时, G (jω) 的幅值远小于1, 可见高压直流输电线路边界元件对高频信号有很强的衰减作用。综上所述, 对直流线路区外故障, 经直流线路边界传变至直流线路保护安装处的高频分量很小;而对于区内故障, 在保护安装处获得的高频分量较大。
3 特高压直流输电线路和边界对暂态信号高频量衰减作用的比较
特高压直流线路对高频量有衰减作用, 线路越长, 衰减作用越强烈;由平波电抗器、直流滤波器及PLC滤波器构成的特高压直流输电线路边界对高频量有很强的衰减作用。对同一个高频暂态信号, 是边界还是线路的衰减作用大?
设通过特高压直流输电线路和边界的为同一个高频暂态信号U (jω) , 通过长度为x的特高压直流输电线路后该高频暂态信号变为UL (jω) , 通过特高压直流输电线路边界之后该高频暂态信号变为UB (jω) , 则有:
即:
其中, x为特高压直流输电线路长度;α为长度为x的特高压直流输电线路传播系数的实部, 即衰减系数;为特高压直流输电线路边界的传递函数的幅值。
由式 (18) 可见:当特高压直流输电线路长度小于时, 线路对频率为ω/ (2π) 的高频量的衰减作用将小于边界的衰减作用;当特高压直流输电线路长度等于时, 线路对频率为ω/ (2π) 的高频量的衰减作用将等于边界的衰减作用;当特高压直流输电线路长度大于时, 线路对频率为ω/ (2π) 的高频量的衰减作用将大于边界的衰减作用。
4 故障位置对保护安装点暂态信号高频量频率特性的影响
由特高压直流输电线路和边界的频率特性可知, 它们对故障暂态信号高频量的衰减作用与故障位置有关。所以保护安装点所检测到的故障暂态信号高频量频率特性与故障位置密切相关。图8为故障位置不同时保护安装点所检测到的故障暂态信号高频量衰减特性示意图。
图8中点d4故障为特高压直流输电系统整流侧直流母线故障, 点d1故障为直流输电线路0 km处故障, 点d5故障为直流输电线路700 km处故障, 点d2故障为直流输电线路末端处故障, 点d3故障为逆变侧直流母线故障, 检测点为整流侧保护安装点。
由图8可见, 对于整流侧的保护安装点, 整流侧直流母线点d4发生故障时, 故障暂态信号高频量通过特高压直流输电线路边界的衰减作用后到达保护安装点;区内直流输电线路0 km处的点d1发生故障, 故障暂态信号高频分量不经过任何衰减就到达保护安装点;区内直流输电线路点d5和d2发生故障, 故障暂态信号高频分量通过直流输电线路的衰减作用到达保护安装点;逆变侧直流母线点d3发生故障时, 故障暂态信号高频量通过特高压直流输电线路和边界的双重衰减作用后到达保护安装点。可见, 保护安装点所检测到的故障暂态信号高频分量是与故障位置密切相关的, 根据特高压直流输电线路和边界对暂态信号高频量衰减作用的特性, 当故障位置离保护安装点达到一定距离时, 直流输电线路对故障暂态信号高频量的衰减作用将超过直流输电线路边界对故障暂态信号高频量的衰减作用。
5 特高压直流输电线路和边界对故障暂态信号高频量衰减作用仿真
5.1 云广特高压直流输电系统建模
参照云广特高压直流输电系统换流站主接线, 根据云广特高压直流输电系统元件模型, 可以建立云广±800 kV特高压直流输电系统实际参数模型。云广特高压直流输电系统电压等级为±800 kV, 直流额定功率5 000 MW, 直流额定电流3.125 kA。整流侧交流系统额定电压为525 kV, 短路比SCR=2.5/84°, 逆变侧交流系统额定电压为525 kV, 短路比SCR=2.5/75°。整流侧配置4大组交流滤波器, 直流滤波器的配置按每极2组三调谐滤波器考虑, 逆变侧交直流滤波器配置及参数与整流侧相同。整流侧换流变压器采用三相双绕组变压器, 单台容量750.63 MV·A, 接线型式为Y0/Y及Y0/△2种, 换流阻抗0.18 p.u., 网侧绕组额定电压525 kV, 阀侧绕组额定电压169.85 kV。逆变侧换流变压器采用三相双绕组变压器, 单台容量750.63 MV·A, 接线型式为2种:Y0/Y及Y0/△, 换流阻抗0.18 p.u., 网侧绕组额定电压525 kV, 阀侧绕组额定电压160.5 kV。整流侧平波电抗器每极按极母线和中性母线各装设2台75 mH的干式平波电抗器, 逆变侧平波电抗器设置及参数与整流侧相同。整流站和逆变站的换流阀采用每极2个12脉动换流单元串联的接线方式, 2个12脉动阀组串联电压按± (400+400) kV分配。直流输电线路全长1 418 km, 沿线大地电阻率平均值为1 000Ω·m, 采用6×LGL-630/45导线和Frequency Dependent (Phase) Model Options模型。云广±800 kV特高压直流输电控制系统是基于CIGRE直流输电标准测试系统, 为满足其系统控制的需要, 对CIGRE直流输电标准测试系统的控制系统进行部分改动所建立的仿真模型如图9所示。
5.2 边界和线路对高频量衰减作用仿真
利用本文所建立的云广特高压直流输电系统仿真模型, 对特高压直流输电线路边界和线路对故障暂态信号高频量的衰减作用进行仿真。对0.3 s在云广特高压直流输电线路正极线发生雷击进行仿真, 该雷击为非故障性雷击, 雷电流选用2.6/50μs双指数波形, 雷电流的幅值取40 kA, 雷击位置为整流侧直流母线、直流输电线路0 km处、直流输电线路700 km处, 信号检测点为整流侧保护安装点。对保护安装点所检测到的暂态电压信号进行频谱分析, 得到不同位置故障时保护安装点暂态电压信号频谱分别如图10—12所示。
图10—12中, 频谱分析点数对应的频率范围为1.6~20 kHz。由图10—12可见, 在整流侧保护安装点, 雷击直流线路0 km暂态电压幅值最大, 雷击整流侧直流母线暂态电压幅值次之, 雷击直流线路700 km暂态电压幅值最小。可见, 特高压直流输电线路和边界都对暂态信号高频量有衰减作用, 故障点距离保护安装点700 km处, 直流输电线路对暂态信号高频量的衰减作用已经远远超过边界对暂态信号高频量的衰减作用。
6 结论
本文分析特高压直流输电线路频率特性, 分析由平波电抗器、直流滤波器、PLC滤波器所构成特高压直流输电线路频率特性, 研究故障位置对保护安装点所检测到的故障暂态信号高频量频率特性的影响, 得到如下结论。
a.特高压直流线路对高频量有衰减作用, 线路越长, 衰减作用越强烈;由平波电抗器、直流滤波器及PLC滤波器构成的特高压直流输电线路边界对高频量有很强的衰减作用。
b.保护安装点所检测到的故障暂态信号高频量频率特性与故障位置密切相关, 当故障点与保护安装点的距离大于时, 线路对频率为ω/ (2π) 高频量的衰减作用将大于边界的衰减作用。
