交直流影响

交直流影响（精选十篇）

交直流影响 篇1

1 计算电网简介

未来江苏电网将拥有锦苏、锡盟—泰州、晋北—南京3 回特高压直流、 龙政超高压直流和淮沪北半环特高压交流,成为典型的特高压交直流混联受端电网。未来江苏电网特高压交直流落点分布如图1 所示。

在交流特高压方面, 目前淮沪特高压交流南半环(1000 k V淮南—皖南 —浙北—沪西) 已建成投入运行;淮沪特高压交流北半环(1000 k V淮南—南京—泰州—苏州—沪西)也已开工建设,将于近期建成投运。

在直流输电方面, 锦苏特高压直流和龙政超高压直流均已建成投运。 根据规划, 晋北—南京特高压直流、 锡盟—泰州特高压直流也将于近年建成投运;其中, 锡盟—泰州特高压直流将创新性地采用特高压直流分层接入方式。 锡盟—泰州特高压直流近10 000MW落地功率的各50%电力将分别接入1000 k V和500 k V交流电网。 锡盟—泰州特高压直流工程分层接入交流系统示意图如图2 所示。

晋北—南京特高压直流、 锡盟—泰州特高压直流投运后,江苏电网将通过3 回特高压直流受入超过23 000 MW的电力。 同时由图1 可知,江苏电网特高压交直流落点之间的电气距离较近、且受电容量大,特高压交直流输电之间的交互影响可能会对江苏电网的运行带来重大影响。本文研究基于规划电网数据进行,江苏境内的交直流特高压电网结构如图1 所示, 其中1000 k V南京站主变1 台、泰州站和苏州站主变均为2台, 各特高压主变容量均为3000 MV·A。 江苏4 回500 k V过江通道如图2 所示。

2 江苏特高压交直流混联电网潮流分析

根据规划数据, 接入江苏的4 回直流落地功率分别为: 晋北—南京特高压直流落地电力约7450 MW、锡盟—泰州特高压直流落地电力约9600 MW(其中约4800 MW接入1000 k V电网), 锦苏特高压直流落地电力约6750 MW、 龙政超高压直流落地电力约2850MW,具体如图3 所示。

由图3 可知,“皖电东送”1000/500 k V断面(1000k V淮南 —南京双线,500 k V当涂 —天目湖双线、 繁昌—廻峰山双线) 共向江苏电网馈入电力约6600MW,对缓解江苏电力紧缺问题起到了重要作用,其中500 k V当涂 —天目湖双线潮流约2950 MW、 接近其3000 MW的稳定限额。 此外,晋北—南京特高压直流和锡盟—泰州特高压直流接入江苏电网后,江苏江北电网电力富裕,1000 k V过江通道泰州—苏州双线南送潮流约3400 MW,淮沪特高压交流“北半环”有效缓解了江苏电网500 k V过江断面的潮流南送压力。

3 江苏特高压交直流交互影响分析

3.1 特高压交流故障对特高压直流的影响

交流系统故障对直流输电运行的影响主要为:交流系统故障导致换流站交流母线电压降低或线电压过零点偏移,进而导致直流换相失败;随后,若交流系统故障及时切除,待交流系统电压恢复后直流输电可恢复正常运行;若故障未能及时切除或故障切除后系统电压未能及时恢复,则会导致直流输电发生持续的换相失败,进而导致直流闭锁[3]。

直流输电系统逆变侧接线及电压波形示意如图4所示。 在换相结束后晶闸管还需承受一定时间(熄弧角)的反向电压以恢复关断能力,若熄弧角过小,则会导致晶闸管在还未完全恢复关断能力时便又承受正向电压而恢复导通,进而造成换相失败[3]。

以阀V5向V1换相时为例, 简要说明换相失败的基本机理。

阀V5向V1换相期间(α 至 α+μ),交流系统a相和c相之间满足:

式(1)中:UL为交流系统线电压;i1和i5分别为流过阀V1和V5的电流。

在换相起止时刻,i1值分别为0 和id,而i5值分别为id和0。 对式(1)在换相起止时刻之间(α 至 α+μ)进行积分,可得直流电流的表达式:

进而可求解得到换相角 μ 的表达式:

可见,交流系统发生故障导致交流系统线电压降低,会导致换相角增大,进而造成熄弧角减小。当熄弧角减小至小于晶闸管恢复关断能力所需的最小值时,便会引起换相失败。

根据仿真计算,1000 k V淮南—南京—泰州—苏州—练塘双线发生三永N-2 故障, 或1000 k V南京、泰州、 苏州主变发生三永N-1 故障后, 江苏境内晋北—南京特高压直流、锡盟—泰州特高压直流、锦苏特高压直流发生换相失败,闭锁情况如表1 所示。

由表1 可知, 在规划电网中,1000 k V淮南—南京—泰州—苏州—练塘双线发生三永N-2 故障,或1000 k V南京、泰州、苏州主变发生三永N-1 故障后,江苏境内晋北—南京特高压直流、 锡盟—泰州特高压直流、锦苏特高压直流会发生换相失败,但在故障切除后上述3 回特高压直流均可恢复、不会发生直流闭锁。

3.2 特高压直流故障对特高压交流的影响

直流系统发生故障造成直流输电闭锁后, 作为受端系统,江苏电网将存在较大的有功缺额、频率下降,若系统保有足够的备用发电容量, 则系统频率将最终恢复正常。同时直流闭锁后,受端系统还将存在较大的无功过剩、 电压上升, 若换流站无功补偿设备及时切除,则系统电压可恢复正常;若换流站无功补偿设备未切除,则系统将运行在较高的电压水平。直流系统发生故障闭锁后, 直流故障对交流系统的影响机理如图5所示。

根据仿真计算,晋北—南京、锡盟—泰州和锦苏3回特高压直流某回发生双极闭锁后,若无功补偿设备均正常退出,系统频率和电压均可保持稳定。

以晋北—南京特高压直流双极闭锁为例,分析特高压直流闭锁对特高压交流的影响。 晋北- 南京特高压直流双极闭锁后,近区500 k V母线频率和电压波形分别如图6 和图7 所示。

由图6 可知,晋北—南京特高压直流双极闭锁后,安澜变和三汊湾变500 k V母线频率快速下降,降幅最大约0.19 Hz,随后频率逐渐回升,并稳定在49.91 Hz左右,系统频率稳定。 由图7 可知,晋北—南京特高压直流双极闭锁后,安澜变和三汊湾变500 k V母线电压迅速上升,峰值分别达到约580 k V和560 k V,若南京站无功补偿未切除,则安澜变和三汊湾变500 k V母线电压将最终稳定在565 k V和550 k V左右,电压过高;若南京站无功补偿逐步退出,则安澜变和三汊湾变500 k V母线电压最后分别稳定在525 k V和520 k V左右,系统电压稳定。

3.3 特高压直流相互影响

未来江苏电网将拥有3 回特高压直流落点, 当某回直流发生故障闭锁后,通过交流系统耦合,其他换流站交流母线电压亦将发生波动,并最终影响其运行。根据仿真计算,晋北—南京、锡盟—泰州和锦苏3 回特高压直流某回发生双极闭锁后, 其他2 回均不会发生换相失败。仍以晋北—南京特高压直流双极闭锁为例,分析江苏电网落点的特高压直流之间的交互影响。 晋北—南京特高压直流双极闭锁后, 泰州换流站和苏州换流站交流母线电压和直流功率波形分别如图8 和图9 所示。

由图8 和图9 可知, 晋北—南京特高压直流双极闭锁后, 泰州和苏州换流站交流母线电压波动均未低于0.95 p.u., 锡盟—泰州特高压直流和锦苏特高压直流均未发生换相失败, 直流功率经一定时间振荡后恢复稳定。

4 江苏特高压交直流协调控制展望

由上述分析可知, 江苏特高压交直流混联电网基本可满足安全稳定运行的要求。

根据国家电网公司规划, 江苏电网未来将拥有多回特高压直流落点;在特高压交流方面,除淮沪特高压交流北半环外, 未来还将通过特高压交流线路与华北和华中电网互联。如图10 所示。现有研究表明,通过对直流输电和交流系统的协调控制可有效提高系统运行的稳定性[4,5,6,7]。 为进一步提高江苏电网运行的安全稳定性, 下一步可推进特高压交直流协调控制提高系统稳定性的相关研究。

5 结束语

分析结果表明,在规划电网和预想故障形式下,江苏电网境内特高压交流设备故障, 不会造成江苏境内落点的3 回特高压直流闭锁; 江苏境内落点的3 回特高压直流某回因自身设备原因发生双极闭锁后, 不会造成电网频率或电压失稳, 也不会引起其他2 回特高压直流换相失败。 特高压交直流系统交互影响机理复杂,后续将开展特高压交直流协调控制的相关研究,以进一步提高电网安全稳定运行水平。

参考文献

[1]朱红萍,罗隆福.直流调制策略改善交直流混联系统的频率稳定性研究[J].中国电机工程学报,2012,32(16):36-43.

[2]董宸,周霞,李威,等.提升特高压电网输电能力的方法[J].江苏电机工程,2013,32(5):1-4.

[3]戴熙杰.直流输电基础[M].北京:水利水电出版社,1990.

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[6]徐式蕴,吴萍,赵兵,等.哈郑直流受端华中电网基于响应的交直流协调控制措施[J].电网技术,2015,39(7):1773-1778.

交直流影响 篇2

±500kV直流输电工程环境影响评价

根据±500kV直流输电工程中直流输电线路、换流站和接地极的环境影响与交流输电工程的明显不同,结合我国在该方面尚无环境评价标准及规范的`现状,分析了运行期直流输电线路、换流站的环境影响评价因子、范围和标准,以及接地极的环境影响因素.

作 者：金良俊 张强 JING Liang-jun ZHANG Qing  作者单位：金良俊,JING Liang-jun(中南电力设计院,武汉,430071)

张强,ZHANG Qing(湖北省环境科学研究院,武汉,430072)

刊 名：环境科学与技术  ISTIC PKU英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY 年，卷(期)：2006 29(8) 分类号：X820.6 关键词：直流输电   环境影响   评价  

交直流影响 篇3

我们用导线将开关、直流电动机和几节干电池连接组成了电路，当闭合开关后，会发现直流电动机转动了起来.如果将干电池反过来连接时，发现直流电动机转动的方向发生了变化.那么，直流电动机的转动方向与什么因素有关？如果我们想改变直流电动机转动的快慢，该如何操作呢？即直流电动机的转动快慢与什么因素有关呢？

进行猜想

猜想1：直流电动机的转动方向可能与电流方向有关.

猜想2：直流电动机的转动方向可能与磁场方向有关.

猜想3：直流电动机的转动速度可能与电流大小有关，电流越大，转动越快.

进行实验

1． 实验器材：直流电动机模型、滑动变阻器、开关、电源和导线若干.

2． 实验步骤：按照右图所示的装置图连接电路，按下表中的实验操作进行5次实验，并将实验探究过程中观察到的现象填入下表中.

分析论证

根据表格中的实验现象可以归纳出：直流电动机的转动方向与电流方向和磁场方向的有关；直流电动机的转动快慢与电流的大小有关，电流越大，电动机的转动越快.故猜想1、2、3均正确.

辅导老师点评

在连接电路完毕，闭合开关时，若发现直流电动机安装后不能转动，其可能原因有两个：一是线圈处于平衡位置；二是电路连接过程中某处接触不良.排除方法：第一种情况只要用手轻轻转动电动机的转轴，使线圈转过平衡位置即可；第二种情况需要检查电刷与换向器之间的接触是否良好，是否松动或过紧，检查轴和轴架安装是否良好，还要检查各个接线柱的连接是否完好.另外，在实验中，如果将磁极位置和电源两极位置同时对调，即当电流方向和磁场方向同时改变时，线圈的转动方向保持不变.

交直流影响 篇4

最近10年全世界发生了美加大停电、瑞典/丹麦大停电、意大利大停电、西欧大停电、巴西大停电等多起严重的大停电事故,造成了严重后果[1,2,3,4]。鉴于频繁发生的停电事故,国内外学者开展了对连锁故障及大停电相关课题的详尽研究,但是尚未给出令人信服的理论分析,也未能阻止停电事故的继续发生。传统的电力系统理论方法无法深刻认识连锁故障引起大停电事故的本质,需要应用新的理论方法研究大电网的安全问题。

自组织临界理论是由Bak等科学家在1987年提出的,用以解释复杂耗散动力系统的行为特征[5,6]。Dobson等学者从北美电力系统历次停电事故中发现停电规模与停电频率之间满足幂律特性[7,8],国内学者同样发现中国电力系统也具有类似的规律[9,10],说明电力系统具有自组织临界性,研究连锁故障及大停电可以应用自组织临界理论。近10年,国内外学者应用自组织临界理论对连锁故障及大停电开展了广泛研究,取得了很多成果[7,8,9,10,11,12,13,14,15,16]。然而这些研究多是基于静态模型及纯交流系统,没有考虑直流输电及完整的系统动态特性。

一方面,直流输电对交直流系统自组织临界性的影响体现为直流运行方式及控制参数的作用。直流控制使得直流输电既具有调节快速的优点,同时也对交流系统产生深远的影响,所以直流控制在直流输电中属于核心地位[17,18,19,20]。在正常情况下,直流控制作用体现为直流运行方式的设置。在非正常情况下(整流侧或逆变侧电压过低),直流控制作用体现为直流控制参数的整定。不同的直流运行方式及控制参数对交直流系统自组织临界性的影响不同,因此,为了有效防止大停电,对直流运行方式及控制参数进行相关研究很有必要。

另一方面,直流输电对交直流系统自组织临界性的影响体现为交直流互联方式及传输容量分配的作用。电网互联可以取得经济、安全等多项联网效益,国内目前正在加快实现全国电网互联[21,22,23,24]。由于交流和直流联网分别具有各自的优势,因此电网互联可以采取多种交直流互联方式。对于目前实际应用较多的交直流并联方式,存在交直流传输容量分配的问题。不同的交直流互联方式及传输容量分配对交直流系统自组织临界性的影响不同,因此,为了有效防止大停电,对交直流互联方式及传输容量分配进行相关研究也很必要。

本文提出了一种连锁故障动态仿真模型,应用该模型对某电网实际系统进行了动态仿真,分析了直流输电对系统自组织临界性的影响。

1 连锁故障动态仿真模型

本文所提出的连锁故障动态仿真模型包含以下模型。

1.1 紧急控制保护装置模型

虽然系统装设紧急控制保护装置的目的是使得系统能够在严重故障后尽快恢复稳定,但是若相互配合不好或者整定值设置不当,反而有可能扩大事故影响范围从而引起大停电,因此研究连锁故障引起大停电时应该完整模拟各种紧急控制保护装置。紧急控制保护装置的详细数学模型见附录A。

1.2 直流系统模型

现代电力系统中直流输电逐渐得到普遍应用,交、直流系统之间有着深刻的相互影响,因此在建立连锁故障动态模型时很有必要考虑直流系统模型。常见的直流系统模型有简单模型、准稳态模型、详细模型[25]3种,本文所用的准稳态模型是暂态稳定和中长期稳定计算最常用的模型[26]。直流系统的详细数学模型见附录B。

1.3 概率动作特性

电力系统发生大停电往往是由于紧急控制保护装置及直流系统的拒动/误动而导致的,因此,很有必要考虑概率动作特性从而模拟拒动/误动行为。紧急控制保护装置及直流系统模型按照动作特性可以分为3种类型,只需在相应类型的确定性模型基础上加上概率特性即可实现[9]。

1)低值动作模型

若紧急控制保护装置及直流系统是由相关物理量低于动作阈值所触发的,则可以应用低值动作模型的概率动作特性。

2)高值动作模型

若紧急控制保护装置及直流系统是由相关物理量高于动作阈值所触发的,则可以应用高值动作模型的概率动作特性。

3)低值+高值动作模型

若紧急控制保护装置及直流系统是由相关物理量低于或者高于动作阈值所触发的,则可以应用低值+高值动作模型的概率动作特性。

这3类模型的概率动作特性如图1所示。

图1中:x轴表示紧急控制保护装置模型监测的变量值;y轴表示紧急控制保护装置模型的动作概率;x0,x1,x2为紧急控制保护装置模型的整定值;p1和p2分别为动作概率区间的下限及上限比例系数。

2 连锁故障动态仿真算法

在实际电力系统中每一个电力元件都有可能发生故障,本文还要考虑紧急控制保护装置及直流系统的概率动作特性,若采用确定性方法进行N-k计算将引起组合爆炸,因此本文采用蒙特卡洛随机方法模拟电力系统连锁故障及大停电的过程。

为了减少计算量,初始故障只考虑600 MW及以上主力机组和500kV及以上高压线路的故障,同时采用多台计算机并行计算的方法。在每一次试验中,根据每一时刻的系统物理量,判断相应的紧急控制保护装置及直流系统是否动作,若动作则切除相应的元件,最终计算整个过程中的总负荷损失。

要使系统接近自组织临界状态有2种方法:一是通过增加发电和负荷功率使得输电容量裕度减小;二是通过增加初始故障数目使得对系统的冲击增强。以往的自组织临界性研究多是基于前者,而本文采取后者主要分析系统当前运行方式的自组织临界性。

经过对算例系统的仿真研究,发现在初始故障数目为10个左右时,系统比较接近自组织临界状态,因此确定初始故障数目为10个。故障形式主要考虑直流线路单极闭锁故障、交流线路/变压器无故障开断、发电机组跳闸。按照均匀分布规律随机选定10个初始故障同时施加于系统基本运行方式。

本文在Python语言编写的连锁故障动态仿真模型及蒙特卡洛随机算法程序的基础上,调用电力系统分析软件PSS/E进行动态仿真,计算停电功率—停电概率(PB-λ)幂律曲线,从而分析系统的自组织临界性,算法流程图如图2所示。图中:t为仿真时间;Δt为时间步长;tmax为最大仿真时间;n为仿真次数;nmax为最大仿真次数。

3 直流运行方式及控制参数对系统自组织临界性的影响

本文采用的算例系统为2010年高峰运行方式下的华东电网实际系统,其具体说明见附录C。

3.1 直流系统运行方式

正常情况下,直流系统一般由整流侧控制功率或电流,由逆变侧控制熄弧角或电压,因此直流系统的运行方式主要有:(1)整流侧定功率、逆变侧定熄弧角;(2)整流侧定功率、逆变侧定电压;(3)整流侧定电流、逆变侧定熄弧角;(4)整流侧定电流、逆变侧定电压。

应用本文提出的连锁故障动态仿真模型对2010年华东电网实际系统进行自组织临界性分析,当华中电网馈入华东电网的4条直流线路分别采用如附录D表D1所示的运行方式时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图3。

由图3可以看出,华中电网馈入华东电网的4条直流线路采用不同的运行方式时,大停电发生的概率从高到低依次为:定电流—定熄弧角方式、定功率—定电压方式、定功率—定熄弧角方式、定电流—定电压方式。相对而言,采用定功率—定熄弧角及定电流—定电压方式的大停电概率要小于定功率—定电压及定电流—定熄弧角方式的大停电概率。这就说明整流侧定功率和逆变侧定熄弧角配合及整流侧定电流和逆变侧定电压配合可以减弱交直流系统的自组织临界性,有利于减少发生大停电事故的可能性。

3.2 直流系统控制参数

非正常情况下,如整流侧或者逆变侧电压过低时,直流系统可能会出现闭锁、旁通、恢复、低压限流等动态过程,有必要对其进行模拟。

1)闭锁及恢复参数

当华中电网馈入华东电网的4条直流线路分别采用如附录D表D2所示的闭锁及恢复参数时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图4。

由图4可见,华中电网馈入华东电网的4条直流线路采用不同的闭锁及恢复参数时,大停电发生的概率从高到低依次为:闭锁及恢复参数3、闭锁及恢复参数2、闭锁及恢复参数1。由此可得,闭锁及恢复电压较高时,交直流系统的自组织临界性较弱,发生大停电事故的可能性较小。这主要是因为闭锁及恢复电压较高的情况下,整流侧交流电压较低时直流系统就会闭锁,直到整流侧交流电压较高时直流系统才会恢复。这样可以防止因直流电流升高而导致无功功率吸收过多的不良影响。

2)旁通及恢复参数

当华中电网馈入华东电网的4条直流线路分别采用如附录D表D3所示的旁通及恢复参数时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图5。

由图5可见,华中电网馈入华东电网的4条直流线路采用不同的旁通及恢复参数时,大停电发生的概率从高到低依次为:旁通及恢复参数3、旁通及恢复参数2、旁通及恢复参数1。由此可得,旁通及恢复电压较高时,交直流系统的自组织临界性较弱,发生大停电事故的可能性较小。这主要是因为旁通及恢复电压较高的情况下,逆变侧直流电压较低时直流系统就会旁通,直到逆变侧交流电压较高时直流系统才会恢复。这样可以防止因直流电流升高而导致换相失败的不良影响。

3)低压限流环节参数

当华中电网馈入华东电网的4条直流线路分别采用如附录D表D4所示的低压限流环节参数时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图6。

由图6可见,华中电网馈入华东电网的4条直流线路采用不同的低压限流环节参数时,大停电发生的概率从高到低依次为:低压限流环节参数2、低压限流环节参数4、低压限流环节参数5、低压限流环节参数3、低压限流环节参数1。相对低压限流环节参数1,低压限流环节参数2和4分别使得电压阈值减小了一半,低压限流环节参数3和5分别使得电流阈值增加了一倍。当电压阈值减小或电流阈值增加时,低压限流环节的特征曲线都会上移,增加了相同直流电压下的直流电流最大值,这样就使得低压限流环节的作用受到削弱,增强了交直流系统的自组织临界性,增加了发生大停电事故的可能性。

4 交直流互联方式及传输容量分配对系统自组织临界性的影响

4.1 交直流互联方式

电网互联可以采用交流的同步互联方式,也可以采用直流的异步互联方式,交、直流电网互联均具有各自的优缺点,因此无法彼此替代,若进一步细分,电网互联方式主要包括:纯交流方式、纯直流方式、交直流并联方式、交直流非并联方式。

应用本文所提出的连锁故障动态仿真模型对2010年华东电网实际系统进行自组织临界性分析,当华中电网馈入华东电网的4条交直流线路分别采用附录D表D5所示的互联方式时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图7。

由图7可见,华中电网馈入华东电网的4条交直流线路采用不同的互联方式时,大停电发生的概率从高到低依次为:纯直流方式、交直流并联方式、交直流非并联方式、纯交流方式。相对而言,通过纯直流方式互联的电网大停电概率高于通过纯交流方式、交直流并联方式、交直流非并联方式互联的电网大停电概率。这是因为采用纯直流方式时有较多直流线路落点的电气距离相近,受端系统发生故障时可能引起多条直流线路同时发生换相失败,因此受端电网的有功和无功功率缺失比较严重,使得受端电网频率和电压下降较快,触发低频/低压减载装置动作切除的负荷较多。而采用纯交流方式、交直流并联方式、交直流非并联方式时落点电气距离接近的直流线路较少,受端系统发生故障时仅可能引起少数直流线路同时发生换相失败,因此受端电网的有功和无功功率缺失并不是很严重,受端电网频率和电压下降较慢,触发低频/低压减载装置动作切除的负荷较少。

4.2 交直流传输容量分配

对于交直流并联系统,在送、受端总传输容量保持一定的情况下,存在交直流传输容量的合理分配问题。根据实际运行经验可知,若直流传输容量过高或者交流传输容量过高,都将引起系统安全稳定水平降低,容易引起连锁故障及大停电事故。

1)强直弱交方式

当华中电网馈入华东电网的4条交直流线路分别采用如附录D表D6所示的强直弱交方式时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图8。

由图8可见,华中电网馈入华东电网的4条交直流线路采用不同的强直弱交方式时,大停电发生的概率从高到低依次为:强直弱交方式1、强直弱交方式2。由此可得,交直流并联时直流传输容量分配比例过高也即交流传输容量分配比例过低时,交直流系统的自组织临界性较强,发生大停电事故的可能性较大。从理论上分析原因,当直流传输容量比例过高、交流传输容量比例过低时,一旦直流线路发生闭锁,潮流将大量转移到并列的交流通道上,引起联络线功率振荡及电压失稳等问题,使得紧急控制保护装置动作,切除很多负荷引起大停电事故。

2)强交弱直方式

当华中电网馈入华东电网的4条交直流线路分别采用如附录D表D7所示的强交弱直方式时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图9。

由图9可见,华中电网馈入华东电网的4条交直流线路采用不同的强交弱直方式时,大停电发生的概率从高到低依次为:强交弱直方式2、强交弱直方式1。由此可得,交直流并联时交流传输容量分配比例过高也即直流传输容量分配比例过低时,交直流系统的自组织临界性较强,发生大停电事故的可能性较大。从理论上分析原因,当交流传输容量比例过高、直流传输容量比例过低时,交流线路传输容量非常接近于稳定极限,一旦交流系统发生故障,很可能会引起一系列的连锁故障,使得系统逐渐失稳而崩溃,引起大停电事故。

3)交直流均衡方式

当华中电网馈入华东电网的4条交直流线路分别采用如附录D表D8所示的交直流均衡方式时,华东电网实际系统的PB-λ的幂律曲线见图10。

由图10可见,华中电网馈入华东电网的4条交直流线路采用不同的交直流均衡方式时,大停电发生的概率从高到低依次为:交直流均衡方式5、交直流均衡方式3、交直流均衡方式1、交直流均衡方式4、交直流均衡方式2。交直流均衡方式2,3,4的传输容量分配比交直流均衡方式1和5的传输容量分配更加趋于交直流的均衡,而其大停电的概率也较低,这就说明了交直流并联系统的交直流传输容量分配存在一个合理的比例,交流或直流传输容量一方比例过高都会导致交直流系统的自组织临界性变强,发生大停电事故的可能性变大。

5 讨论

本文从直流运行方式、直流控制参数、交直流互联方式、交直流传输容量分配这4个方面研究了直流输电对系统自组织临界性的影响,得到了以下一些规律。

1)整流侧定功率和逆变侧定熄弧角配合及整流侧定电流和逆变侧定电压配合可以减弱交直流系统的自组织临界性,有利于减少发生大停电事故的可能性。

2)闭锁及恢复电压较高或旁通及恢复电压较高时,系统的自组织临界性较弱,发生大停电的可能性较小。当电压阈值减小或者电流阈值增加时,增强了系统的自组织临界性,增加了大停电事故的可能性。

3)通过纯直流方式互联的电网大停电概率高于通过纯交流方式、交直流并联方式、交直流非并联方式互联的电网大停电概率。纯直流互联将使系统自组织临界性增强。

4)交直流并联系统的交直流传输容量分配存在一个合理的比例,交流传输容量分配比例过高或直流传输容量分配比例过高都会导致交直流系统的自组织临界性变强,发生大停电事故的可能性变大。

华东电网系统是一个典型的大受端系统,区外受电比例较高,高峰方式下输电容量裕度的减小将使其安全稳定水平降低,容易引发连锁故障及大停电事故,因此选择2010年高峰运行方式下的华东电网实际系统作为算例系统具有一定的实际意义和代表性,所得到的规律在一定程度上具有工程参考价值。

关于开停机方式、网架结构、负荷特性、无功配置等对交直流系统自组织临界性的影响,以及紧急控制保护装置与直流系统间的相互影响等方面,是本文的后续研究内容,需要进一步深入研究。

6 结语

本文提出了一种连锁故障动态仿真模型,包含了紧急控制保护装置及直流系统的概率动作特性,较为全面地描述了系统的动态过程。

应用这个模型对2010年华东电网实际系统进行了动态仿真,在不同的直流运行方式、直流控制参数、交直流互联方式、交直流传输容量分配条件下,计算了系统的停电功率—停电概率幂律曲线,分析了直流输电对系统自组织临界性的影响。

特高压交直流电网广告文案 篇5

特高压交直流电网——为解决能源问题提供长远之策

（图书封面）

 普及特高压输电知识，宣传特高压输电优越性  总结特高压建设创新成果，传承特高压输电技术

 提出我国“三华”特高压同步电网构建设想和论证分析

读者对象：

综合部分定位于各级党委政府的领导干部和非电力专业的专家，社会各界非电力专业的工程技术人员。

技术部分定位于公司系统内未直接参与特高压工作的管理人员和技术人员。

建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网是解决能源和电力发展深层次矛盾的治本之策，是满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要。——刘振亚

交直流影响 篇6

摘 要：以往对模块化多电平换流器（modular multi-level converter，MMC）的研究中，大部分都强调MMC中环流存在的弊端，但本文分析了环流产生的原因，考虑到环流在三相之间能量平衡的作用，提出对环流进行控制，使MMC变得更加稳定且减小MMC中直流电容电压的波动，这对降低MMC成本具有重要意义。

关键词：MMC；环流控制；直流电容电压

中图分类号： TM451+.2 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）24-251-2

0 引言

MMC是由R.Marquardt于2001年首次提出，它具有以下优点：模块化的结构，能够运行于弱交流系统，不需要为其提供额外的无功补偿设备，谐波含量少等[1～3]。

在对MMC的研究中，环流的研究占了很大比重。由于环流流经六个桥臂，使桥臂电流不再是正弦的。环流的存在意味着子模块的额定电流要相应增加，但更重要的是能量在桥臂间的传输，如果不加控制，会因为能量的不平衡引起MMC的不稳定。以往对环流的研究目的都是要把环流消除，没有看到环流存在的意义，并提出一种环流的控制方法对环流进行利用。

1 MMC的数学模型

MMC由三个相单元组成，每个相单元由两个臂单元组成，每个臂单元由N个串联的功率子模块串联而成。每个子模块包括两个IGBT，一个旁路接触器，一个SCR和一个直流电容组成。（图1）

由MMC的结构可得到如图2所示的单相数学模型。其中为电网的相电压，为电网的相电流，和为上桥臂的电压和电流，和为下桥臂的电压和电流，为直流母线电压。

2 MMC环流产生的原因

假定交流系统的相电压和线电流分别为：

则每相由电网传输到MMC换流器的瞬时功率为

对该瞬时功率进行积分便得到MMC的每相从电网获得的能量

从公式（3）可以看出每相的能量有一个二倍频的波动分量，该二倍频的直流电容电压波动造成了三相之间环流的产生。

3 环流的控制

假定三相之间的环流为零，既内部不平衡电流只有直流分量 。此时输入上下桥臂的功率分别为：

对这两个功率进行积分的到上下桥臂的能量：

从公式（5）中可以看出wah和wal中有二倍频分量和基波分量，其幅值分别为 和 （为了方便这里按φ=π/2计算）。

现在引入的环流：

此时输入上下桥臂的瞬时功率分别为

对公式（7）两边做积分处理，得到此时上下桥臂的能量为：

从公式（8）中可以看出此时上下桥臂的能量中具有基波和三次谐波的波动，幅值分别为 和 。同时在MMC中，Udc≈2U。显然存在 ， 。因此，在加入 这一环流后，上下桥臂能量的波动都会减小，那么在上面的电容电压的波动也会减小。

4 仿真验证

为了验证上述控制方法的有效性，本文在PSCAD/EMTDC平台下建立了一个10kV、10MVA的MMC模型。整个MMC运行期间发出5MVar的无功功率，在8S之前采用将环流控制为0，在8S之后为把环流控制为 。图3为a相上下桥臂电容器里的能量，图4为a相所有电容器的能量。从图中可以看出在加入环流后电容器中的能量波动明显减小，这说明电容电压的波动也会减小。

5 结论

当环流为零时，电容电压的波动并不是最小的，根据系统的状态，按照本文中的方法，加入特定的环流后能有效地减小电容电压的波动。这样在同样电容电压波动的条件下，就可以减小电容的容值。

参 考 文 献

[1] 杨晓峰，郑琼林.基于MMC环流模型的通用环流抑制策略[J].中国电机工程学报，2012（18）：59-65.

[2] 杨晓峰，林智钦，郑琼林，游小杰.模块组合多电平变换器的研究综述[J].中国电机工程学报，2013（06）：1-15.

交直流影响 篇7

随着葛洲坝至南桥、三峡至常州、三峡至广东、 贵州至广东等直流输电工程的建成,交直流互联系统已成为中国电网发展的必然趋势。直流输电具有线路造价低、调节迅速、两端交流电力系统不需要同步运行等优点[1],因而得到了较为快速的发展。但直流系统本身的故障会给交流系统的继电保护带来严重影响[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13]。换相失败是直流系统中最常见的故障之一,因此,研究换相失败对交流侧保护性能的影响意义重大。

文献[2]基于调制理论分析了直流系统等值工频电流的暂态特性。文献[3-4]理论分析了交直流环境下重合时序对系统稳定性的影响。文献[5]详细分析了交直流互联系统对距离保护性能的影响。 文献[6-8]通过建立直流系统等值工频变化量阻抗模型分析了交直流混联系统对故障线路和非故障线路纵联方向保护的影响。文献[9]分析了换相失败引发功率倒向的机理并提出了相应的解决措施。

现有文献重点研究了换相失败对线路保护的影响,但对其他元件保护的影响分析不足。文献[10] 虽然分析了交直流互联系统对变压器保护性能的影响,但其着重分析了直流偏磁对变压器保护的影响, 研究内容并未涉及换相失败对主保护的影响。考虑到换流变压器(以下简称换流变)发生内部等严重故障时将可能导致单回或多回直流同时降功率或闭锁,进而使得系统稳定性遭到破坏,且无法通过安稳控制系统维持电网稳定,因此,研究换流变差动保护在换相失败期间的动作行为尤为重要。

本文首先对天广直流换流变的录波图进行了分析,然后利用叠加开关函数法给出换相失败期间造成换流变饱和的机理,并进一步研究了换相失败对变压器差动保护的影响。分析结果表明,传统的基于二次谐波制动方案在交直流互联系统中的适用性不强。为此,提出了一种基于相关系数的综合制动方案,该制动方案可较好地适应交直流互联系统环境。

1换流变饱和机理分析

图1为交直流互联系统的示意图。当交流线路T上F点处发生故障时,容易引发换相失败。需指出的是,为便于分析,本文中所有电流均指流过Yg/Y接换流变电流互感器TA1与TA2一次侧的电流。

1.1天广直流录波图分析

天广直流于2013年5月发生了一起由于A相接地故障导致换相失败的案例。天广直流在本次换相失败期间流过换流变电流的直流分量与基波分量的含量如附录A表A1所示。由该表可以看出,换相失败期间,大量直流分量会流入换流变,直流分量产生的偏磁将可能导致换流变发生饱和现象。

附录A图A1至图A3依次给出了换流母线电压、换流变星侧与角侧的电流波形,录波装置的采样频率为2kHz,换流变的接线方式为YD11接线。 由附录A图A1可以看出,A相电压明显降低;由附录A图A2和图A3可以看出,换流变两侧电流先变大,随后由于直流控制的原因降低,最终恢复正常,期间历时约为3个周期。虽然附录A图A2和图A3中电流由于直流控制的原因有变小的趋势, 但由于交直流之间的动态过程非常复杂,使得三相电流的相位发生复杂的变化,因此流入差动继电器的差动电流可能较大。附录A图A4给出了换流变的三相差动电流波形图,差流按照TA变比为1 200/5计算所得。由附录A图A4可以看出,由于直流磁通的影响,A相差动电流ida偏于负半轴, 而B相和C相差动电流idb和idc则偏于正半轴。

通过对天广直流录波图的分析可以看出,换相失败期间,交流系统中会流入大量的直流分量,直流分量会引起换流变的磁通偏移。在较为严重的情形下,甚至可能引发换流变饱和。现阶段一般通过仿真分析手段给出换相失败期间非周期分量的大小情况,但对于非周期分量产生的机理阐述不足,下文将基于叠加开关函数法给出非周期分量产生的机理。

1.2叠加开关函数法

由卷积定理可知,如果时域中的信号e(t), f(t),z(t)满足

则式(2)成立:

式中:E(K-m)为e(t)的第K-m阶动态相量;F(m)为f(t)的第m阶动态相量;Z(K)为z(t)的第K阶动态相量,动态相量实质为某一波形的傅里叶级数。

6脉动换流桥接线示意图如图2(a)所示。图中,上排阀依次为v4,v6,v2,下排阀依次为v1,v3, v5。在此假设阀的导通顺序依次为v1,v2→v2, v3→v3,v4→v4,v5→v5,v6→v1,v6,并规定电流流入交流系统为正方向。

根据调制理论,交流侧电流是换流器对直流侧电流的调制[2],其表达式如下:

式中:iφ为流入交流系统的电流,其中,下标φ可取a,b,c,表示对应的相;Siφ为三相的开关函数;idc0为直流侧电流。

由式(2)可知,式(3)的动态相量表达式如下:

图2(b)至图2(d)以v1→v3发生换相失败故障为例,给出了叠加开关函数法的示意图。由图2(b) 和图2(c)可得如图2(d)所示的叠加开关函数。由式(4)可得:

式中:idcn为正常情况下的直流电流;idck为换相失败期间直流电流掺杂的谐波成分,下标k为谐波次数; Sian为正常情况下的开关函数[12];Siar为叠加的开关函数。

将式(5)展开可得:

由图2(d)中所示的叠加开关函数可知,Siar的傅里叶展开显然含有大量的直流分量和谐波分量, idcn为直流分量,而且数值很大,因此,式(6)中的idckSiar会产生大量的直流分量,即换相失败期间可能会有大量的非周期分量注入交流系统,具体数值的大小取决电流idck中直流分量的大小和叠加开关函数Siar傅里叶展开中的直流分量的大小。非周期分量的流入会使得换流变磁通产生偏移,严重情形下就会导致换流变饱和,进而对换流变保护性能产生影响。

2换相失败对变压器保护的影响分析

如果交流侧故障未引发换相失败,此时开关函数与直流电流idc0变化不大,即叠加开关函数Siar≈ 0,因此idcnSiar产生的直流分量十分有限,一般不会引起换流变饱和。图1中F点故障但未引发换相失败时的关断角γ 和励磁电流im的波形如附录A图A5所示。由附录A图A5(a)可以看出,此时的 γ>0°(最小关断角设置为0°),即交流侧故障尚未引发换相失败。由附录A图A5(b)可知,此时换流变不但尚未饱和,且励磁电流幅值略有降低,这是直流控制导致的结果。由于该工况下差动电流较小,将不会对变压器保护产生影响。因此,本文将重点讨论换相失败情形下换流变差动保护的动作性能。

2.1换相失败对变压器主保护的影响分析

换相失败一般紧随交流侧故障发生。换相失败导致的直流分量引起换流变偏磁,从而使得换流变可能进入饱和状态。如果是变压器内部故障,则需要跳开相应断路器。如果以上现象均出现,同时考虑到继电保护要求在最严苛的条件下仍能正确动作,则对应的动作行为的时序关系见附录A图A6。

变压器外部故障和内部故障都可能引发换相失败。如果外部故障下差动保护误动,则不仅会跳开断路器,而且可能造成直流系统停运;如果内部故障拒动,将严重损害变压器,影响整个交直流系统的安全运行。为此,下文将重点分析外部故障和内部故障时的换流变动作行为。 本文基于PSCAD/ EMTDC软件搭建了如图1所示的仿真模型,系统参数详见附录A表A2和表A3。

2.1.1外部故障对变压器保护的影响分析

关断角γ、变压器A相差动电流ida及其二次谐波比q如图3所示。故障形式为图1所示的距M侧10km处的F点发生A相接地故障。由图3(a)可以看出,此时关断角γ=0°。因此,F点故障引发了换相失败;由图3(b)可知,此时换流变发生饱和,有可能导致主保护差动保护误动。但由图3(c)可知, 此时的二次谐波比q远大于一般的整定值0.15,故能够确保主保护不误动。下文将重点分析变压器发生内部故障时差动保护的动作情况。

需指出的是,变压器内部故障也可能不引发换相失败,如轻微故障以及引出线经大过渡电阻接地故障。此时,变压器短路点的电流很小,根据继电保护的要求,对于此种故障,可以通过瓦斯保护和后备保护延时将故障切除。考虑到以上因素,下文中如无特殊说明,将默认变压器内部故障均引发了换相失败。

2.1.2内部故障对变压器保护的影响分析

变压器内部故障主要包括两部分:变压器内部绕组故障及引出线故障。目前,变压器都会配置瓦斯保护,包括轻瓦斯发信号和重瓦斯发跳令。因此, 当变压器绕组故障(包括轻微的匝间短路)时,即使差动保护拒动,仍然会由非电气量瓦斯保护予以快速切除。 但对于变压器引出线故障,如附录A图A7中的F1点处故障,此时故障虽会导致油箱内气体析出,但此过程需要较长时间,因此必须要靠差动保护快速切除。而对于交直流互联系统而言,由于F1处直接与换流母线相连,因此,该处故障会直接影响到换流阀的换相过程,更容易引发换相失败, 从而导致换流变饱和,最终引起差动保护拒动。鉴于上述分析,下文将重点分析换流变引出线故障对差动保护的影响,分析的结果同样适用于绕组内部故障。

换流变F1处发生A相接地故障时的A相励磁电流im、差动电流ida及其二次谐波比q如图4所示。由图4(a)可以看出,换相失败造成了变压器饱和。由图4(b)可以看出,故障相差动电流ida由0突然增大。由图4(c)可以看出,此时由于差动电流中二次谐波比q在较长时间内均远大于整定值0.15, 同时,由于现有的变压器主保护均配有二次谐波制动逻辑,因此主保护会拒动。

由上述分析可知,当外部故障引发换相失败,而换流变无内部故障时,差动保护一般不会误动;当变压器发生内部故障引发换相失败时,由于二次谐波制动的原因,保护可能拒动。考虑到变压器内部故障时需快速切除故障,因此在交直流互联系统中需要一种新的制动逻辑,以保证换相失败期间主保护不被闭锁。

2.2主保护拒动防范措施的研究

变压器外部故障和内部故障时的等效电路图分别如附录A图A8(a)和图A8(b)所示。由附录A图A8(a)可以看出,当F点发生外部故障时,换流变两侧短路电流均由直流侧等值交流电源Edc.eq提供,而F′点发生外部故障时,换流变两侧短路电流均由交流系统Eac提供。因此,当换流变发生外部故障时,换流变两侧电流均由同一电源提供短路电流。 但由于发生内部故障时,换流变TA1侧由直流侧等值交流电源Edc.eq提供短路电流,而TA2侧流过交流系统Eac提供的短路电流,考虑到直流控制的原因,直流侧等值交流电源Edc.eq与纯交流系统电源Eac差异较大。

换流变发生F和F′故障时两侧电流基波幅值的变化曲线图分别如图5(a)和图5(b)所示。换流变发生内部故障时两侧电流基波幅值的变化曲线如图5(c)所示。由图5(a)和图5(b)可以看出,虽然外部故障情况下换流变的电流幅值大小变化不尽相同,但由于是同一电源提供短路电流,因此,两侧电流基波幅值的变化趋势一致。由图5(c)可以看出, 发生内部故障时,换流变两侧电流幅值差异很大,其中TA2侧电流在纯交流系统电源Eac的作用下,短路电流迅速增大,但TA1侧电流在直流侧等值交流电源Edc.eq的作用下幅值较小。由此可知,内部故障时换流变两侧基波电流幅值的变化趋势相差较大。

为表征换流变内外部故障时换流变两侧电流基波幅值变化的相关程度,本文引入皮尔逊相关系数rxy。该系数用于度量2个变量x和y之间的相关程度,其值介于-1和1之间。对于n个样本,皮尔逊相关系数定义如下[14]:

式中:xi和yi分别为样本x和y的采样值。式(7) 中,rxy越大,表示x和y相关程度越高。

通过上面的分析可以看出,当换流变发生外部故障时,由于两侧电流由同一电源提供,此时两侧基波电流幅值变化趋势一致,rxy≈1;对于内部故障, 两侧基波电流幅值变化趋势相差较大,rxy数值较小,甚至可能为负值。考虑到测量误差及裕度等因素的影响,取rxy∈(0.8,1)为外部故障,rxy<0.8为内部故障。

综上所述,本文提出了一种带有新制动特性的综合制动方案,如图6(a)所示。图中,Iφ.r为带有制动特性的差动电流,φ∈(a,b,c);Iφ.set.r为差动电流整定值;r为换流变两侧基波电流幅值的相关系数; I1为基波电流幅值;I2为二次谐波电流幅值;δ为二次谐波制动系数整定值。综合制动方案在原有的二次谐波制动方案基础上,加上r∈(0.8,1.0)的制动条件,仅当三者均满足时,才能将差动保护闭锁;对于变压器空充的情况,由于换流变一侧电流无法获得,因此,相关系数r也无法获得。此时,综合制动方案变为传统的制动方案,仍能保证差动保护可靠闭锁。对于差动保护动作逻辑,既可以采用原有的动作逻辑,如图6(b)中的虚线框所示,也可结合r< 0.8的条件,判为内部故障,保护动作,如图6(b)所示。

在新的制动逻辑下,当变压器发生内部故障时, 由于r<0.8,不满足闭锁条件,因此保护能可靠动作;而变压器发生外部故障时,此时满足综合制动条件,保护能可靠闭锁;若换相失败并未引发换流变饱和,则该时刻下差动电流较小,达不到差动保护门槛值,保护同样不动作。

3仿真验证

基于PSCAD/EMTDC搭建了如图1所示的仿真模型,仿真参数详见附录A表A2和表A3。仿真中取采样频率为4kHz,系统频率为50 Hz,将交流系统F点设置于距M侧10km处,并令F点在0.5s时发生故障,故障持续时间为0.05s,二次谐波比设为0.15。需指出的是,仿真中线路T中F点故障均引发换相失败。

3.1换流变外部故障时的仿真分析

线路T中B相F点发生金属性接地故障时差动电流idb的波形如附录A图A9(a)所示,B相差动电流的二次谐波比q如附录A图A9(b)所示。对比附录A图A9(a)和图A9(b)可以发现,虽然换相失败造成换流变饱和,导致差动电流较大,但由于其二次谐波比远大于整定值0.15,差动保护将不会动作。

3.2换流变内部故障时的仿真分析

换流变F1处发生AB相金属性接地故障时的仿真结果如附录A图A10所示。由该图可知,由于A相差动电流出现了涌流现象,导致了二次谐波比大于一般的整定值0.15,因此,传统的带有二次谐波制动特性的差动保护会拒动,需要一种新的制动方案来保证保护不被闭锁。

3.3综合制动方案的仿真分析

不同故障情况下利用新制动逻辑下的判断结果如表1所示。表中,故障形式列的F表示仅F处发生故障,F+I表示F点和变压器内部同时故障, FAG(5)表示F处发生A相经5Ω 过渡电阻接地故障, 其他故障形式的含义与此相同。为使保护动作速度更快,r取t∈(0.52,0.53)s内的计算值,其中,t为故障时间。

需指出的是,表中所有的故障都造成了I2/I1>0.15的条件,结合r∈(0.8,1.0)的闭锁条件可以看出,对于外部故障,保护均能可靠闭锁;对于内部故障,由于r<0.8,并不满足新的闭锁逻辑, 因此差动保护不被闭锁,能可靠动作。

4结语

交直流互联系统换相失败对换流变的保护提出了新的要求,传统的二次谐波制动方案很可能会造成变压器内部故障时差动保护闭锁的情形。为此, 提出了一种新型综合制动方案,该方案能保证换流变在内部故障时差动保护可靠动作,同时在外部故障时将差动保护可靠闭锁;当变压器空充时,该制动方案又能转化为传统的二次谐波闭锁方案,将差动保护可靠闭锁。因此,与传统的二次谐波制动方案相比,所提方案更适用于交直流互联系统。

交直流影响 篇8

云南电网与南网主网异步联网是解决“两渡”直流投产后云南“强直弱交”多直流送端电网存在问题的有效方法。异步联网方案利用部分或全部云南现有500 k V交流外送线路, 建设背靠背直流。异步联网可充分利用现有交流线路, 确保云南电力外送水平不降低, 最大限度消纳云南盈余水电。其网络简图见下图:

背靠背直流输电工程是指没有直流输电线路的直流输电工程, 其整流和逆变通常均布置在一个站内, 从而实现两个交流网络的互联。背靠背直流系统整流端和逆变端很近, 不存在远距离通信延时和故障的问题, 具有优良的协调控制能力。背靠背直流输电系统对实现非同步联网具有以下优点:

1) 经济性好:由于没有直流输电线路, 可以选择较低的直流侧电压, 而较小的平波电抗值, 可以省去直流滤波器, 总体说来比常规换流站低15%~20%;

2) 响应速度快:由于整流器和逆变器装设在同一站址, 两端换流站控制系统不存在远距离通信问题, 能够简化控制保护系统, 比一般直流系统故障几率低, 控制系统相应速度更快;

3) 控制方式灵活。由于整流器和逆变器装设在同一站址, 损耗小, 运行中可以灵活降低直流电压、提高直流电流进行无功功率控制和交流电压控制, 提高电网稳定性。此外, 工程以及运行经验成熟。

2 异步联网对南方电网的影响

1) 云南电网与南方电网通过背靠背直流实现异步联网后, 大幅度增强了南方电网抵御多回直流闭锁故障的能力。异步联网方式下, 云南送出直流闭锁后无潮流大范围转移, 南网主网的暂态稳定和电压稳定水平得到大幅度提高。当云南发生两回直流单极或多级闭锁故障, 即使安全稳定控制系统拒动, 南方电网主网仍然能保持稳定。当云南发生概率极小的楚穗、溪洛渡和糯扎渡直流全部闭锁故障, 全网机组上调出力以弥补功率缺额, 并且随着受端电网规模增大, 南方电网依然能够保持稳定运行。

2) 异步联网后南方电网主网交流故障稳定性总体有所改善, 异步联网后南方电网东西部电气距离减小, 正常运行方式下系统最大功角显著减小, 一定程度上提高了受端交流故障后的功角稳定性。同时, 由于受端交流故障可能造成云南直流换相失败且直流功率下降。由于云南电网与南网主网异步联网后断开云南机组与主网机组的电气联系, 若多回直流持续换向失败且直流功率不能及时恢复, 将不会转移到交流通道, 提高了交流故障引起多回直流同时换相失败后受端电网的电压稳定水平。

3) 异步联网后, 有效阻隔了云南电网与南网的电气联系, 且在云南发生较大故障时, 不会出现大规模潮流转移。因此可有效防止事故扩大大整个南网。

总体说来, 实施云南电网与南网主网背靠背联网后, 可以消除4回及以下直流同时单极闭锁故障、2回直流同时双极闭锁故障、单回直流双极闭锁稳控拒动等严重故障导致系统失稳的风险。

3 异步联网后对云南电网的影响

1) 异步联网后提高云南电网对南网的动稳水平, 异步联网后, 云南-广东振荡模式消失, 云南外送输电能力不再受到动稳水平约束, 云南省内各区间振荡模式的频率及对应阻尼水平变化不大。

2) 异步联网后可提高云南水电外送能力, 且有利于多流域水电资源优化利用, 异步联网后, 由于直流背靠背联网, 云电外送能力增强, 云南水电出力的配合将更加灵活, 水电资源利用率提高。

3) 异步联网后云南电网稳定问题有所简化, 同步联网方式下, 云南电网稳定问题主要表现在单回直流或多回直流故障时, 大功率潮流转移到交流网络, 从而形成复杂的功角稳定、电压稳定以及频率稳定问题。需要一、二、三道防线协调配合控制, 来保证系统稳定。任何一个环节出现问题, 都有可能导致系统失稳。而异步联网方式下, 云南电网稳定问题主要表现在直流单极闭锁后的频率稳定问题。稳定问题较为单一, 易采取有针对性的措施加以预防, 提高了电网运行稳定性。

4 结束语

异步联网后, 云南电网存在的主要问题是直流单极闭锁后云南电网的频率稳定问题。为解决这个问题, 需要做好以下三点:

1) 稳控系统作为保障电网安全的第二道防线, 目前采取的构架主要是针对单回直流构建的独立稳控系统, 各回直流间无通讯联系, 无法针对多回直流组合故障制定稳控策略。研发并构建新型安全稳定控制系统, 将多回直流闭锁组合故障纳入安全稳定控制系统防御范围, 是提高电网安全稳定水平的方向。然后, 目前云南电网和南方电网的安全稳定控制系统已经非常复杂, 再将多回直流极闭锁故障纳入其中, 一方面将显著增加安全稳定系统的复杂性, 另一方面也会增加稳控系统误动或拒动的概率。因此, 需要专题研究新型稳控系统的可行性和关键技术。

2) 高周切机措施属于保障电网安全的第三道防线, 目前云南电网已经建立起了完备的、滚动更新的高周切机防线。异步联网后, 多回直流故障将会导致云南电网出现严重的高周问题, 如何在直流故障后采取合适的高周切机措施, 同时要协调稳控系统动作策略, 将是异步联网能否顺利实施的又一关键技术。

3) 完善多直流协调控制的功率紧急提升功能, 直流系统中的直流传输功率具有快速调节和短时过载能力, 可以根据稳定分析结果, 由事件或某种信号触发, 按照策略表或预案迅速改变直流系统的输电功率。利用直流功率紧急控制功能可以有效抵御故障扰动带来的频率稳定问题。异步联网方式下, 当发生云南电网单回或多回直流故障时, 若通过多直流协调控制系统快速提高云南电网其它直流的功率送出, 将有效提高云南电网频率稳定性能。

摘要：分析云南电网采取异步联网方式后如何对直流设备故障后快速有效进行调控、直流输电系统之间如何进行协调等问题, 并提出建议措施。

关键词：“两渡”直流,云南电网,异步联网,措施

参考文献

[1]金小明, 周保荣, 管霖, 等.多馈入直流交互影响强度的评估指标[J].电力系统自动化, 2009 (15) .

[2]杨卫东, 徐政, 韩祯祥.多馈入交直流电力系统研究中的相关问题[J].电网技术, 2000 (8) .

[3]林伟芳, 汤涌, 广全.多馈入交直流系统电压稳定性研究[J].电网技术, 2008, 11.

[4]邵瑶, 汤涌.多馈入交直流混合电力系统研究综述[J].电网技术, 2009 (17) .

直流线路对同塔架设交流线路的影响 篇9

我国现有输电线路多为交流输电, 同交流输电相比, 直流输电线路造价低, 杆塔结构简单, 线路所占走廊资源较少, 输电能耗较小, 直流输电系统两端的交流系统不需要同步运行, 因此可用以实现不同频率或相同频率交流系统之间的非同步联系。此外直流输电线路的功率和电流的调节控制较为容易且迅速, 可以良好的实现各种调节和控制。我国的高压直流输电自1987年舟山直流输电工程而起, 到现在已有多条线路投入运行, 高压直流输电在我国西电东送和全国联网过程中将起重要作用。既然直流输电线路在现今条件下有诸多优势, 改建和架设直流线路自然可以提高线路传输效率。

但在一些经济发达地区, 输电走廊资源紧缺, 新线路的架设成本越来越高, 工程的实施愈加困难。提高电能供应已不能仅通过扩建电站, 广架线路来实现。从而提高电能传输水平应向提高电能传输科技含量的集约型方向发展。

本文运用电磁暂态软件PSCAD-EMTDC建立交直流同塔输电的仿真模型, 运用仿真模型, 模拟交直流同塔输电线路在直流不同运行方式下的过电压及对其同塔架设的输电线路的影响。

利用仿真模型, 实现交直流线路在不同导线布置方式、换位方式下的操作过电压对同塔线路的影响。最后, 对仿真数据进行分析总结, 对不同影响因素对同塔输电线路过电压影响进行评估。

1 PSCAD仿真模型

模型中规划使用±800 k V双极直流输电线路和500 k V双回交流输电线路。其线路图如图1所示:

1.1 交流输电系统模型

500 k V交流输电线路模型如下图所示:

采用双端电源模型, 首端电源为525 k V, 末端电源为500 k V。交流输电线路输送功率为1850 MW, 功率因数为0.95, 线路平均电压为525k V, 首端电压取电网电压的105%, 短路电流以10~60 k A考虑。交流输电线路使用4分裂导线, 分裂间距为450 mm, 500 k V线路避雷器选择额定电压为444 k V。

1.2 直流输电系统模型

直流系统电压为800 k V采用双极运行方式, 其线路长度为1 100~1 800 km, 整流侧直流电压为816 k V, 双极正常输送功率为6 400 MW, 单极最高连续过负荷运行功率为3 200×1.1 MW。交流输电线路采用6分裂导线, 分裂间距同为450mm。其线路相关参数如表1所示:

高压直流输电因其整流与逆变的复杂性, 仿真模型建立在CIGRE标准直流模型基础上。为实现800 k V输电, 串联两个CIGRE标准直流模型。PSCAD中整流部分模型如图5所示:

如图6中, 采用双极两端中性点接地运行方式, 所示部分为整流侧, 中性点用0.5Ω电阻接地。双极直流的出线端加装了平波电抗器, 使用150 m H的电感。图3所示即为CIGRE标准直流模型的换流阀模块, 图5中每极串联两个此模块。在图5的出线上除了加装平波电抗器, 还装有直流滤波器以及避雷器。直流滤波器使用了12/24和12/36双调谐波滤波器, 滤波器的相关参数如图4所示。经过查阅资料[1], 设定了图4中线路避雷器的额定电压为920 k V。

以下附上直流系统整流侧和逆变侧的整体仿真模型:

直流输电线路采用双极输电, 输电线路仅有两条, 其杆塔布置相对交流简单。在非同塔段, 直流杆塔采用羊角塔, 其导线布置方式如图8所示。

1.3 同塔段输电模型

PSCAD中考虑线路频率参数的频率相关模型可以在相位范围内直接求解换位问题。可以准确模拟传输线路的各个结构, 以及不平衡的几何结构。从而在多数仿真中, 频率相关模型为输电线路时域分析首选。本文中的同塔段仿真即使用了频率相关模型。

同塔输电段的模型设定即将交流与直流输电系统模拟于同一段输电线路上, 由两个PSCAD输电线路模型实现, 中间部分加装电流与电压监测模块以及直流故障模拟点, 由于交流线路和直流线路在同一输电线路模型上, 线路频率根据文献[2]设定为0.000 1 Hz, 其PSCAD模型如下图所示:

2 交流塔型变化和换位仿真结果

2.1 交流塔型变化及其仿真情况

2.1.1 交流线路仿真用塔型

在整个仿真模型中, 交流杆塔使用了两种塔型:一种为三相交流线路三角形排列, 另一种为竖直排列。在单独的交流输电段, 杆塔使用了竖直排列, 其形状大致为鼓型, 其排列方式如图3所示。但在同塔段, 预定为两种塔型进行仿真分析, 即竖直排列和三角形排列。同塔段三角形排列如图10所示, 同塔竖直排列如图11所示。

2.1.2 交流线路竖直塔型仿真数据分析

在交流线路同塔段使用竖直塔型进行仿真时, 同样设置的参数为交流线路长度150 km, 直流线路全长为1 600 km, 在其线路长度的90%即1 440km处为同塔段架设段, 交流同塔段始于60 km处。同塔架设段总长为90 km, 在正极直流线路同塔架设的中点模拟了单极接地故障, 由仿真所得相关电压波形图如以下所示。

在图12中, 可以看出交流线路过电压水平与直流线路故障时交流各相所处相位有关, 本例中将故障时刻设置为B相电压峰值时刻。虽然A相离直流线路较近, 但B相的过电压水平最高, 其过电压水平达到1.69 p.u.。A相过电压水平第二, 为1.15 p.u., C相其次, 为1.23 p.u.。A相与C相的过电压波动过程时间较长, 而B相的过电压峰值较高, 但振荡相对较小。

图13所示为同一时刻的直流电压波形图。由图可以看出, 图中所示正极直流线路模拟单极接地故障, 由于整流侧换流阀触发角迅速移相至逆变方式运行, 故障极线上的电荷从线路两侧换流站交流侧泄放, 其电压在一个时期内降为零。负极直流输电线路由于受到故障相的影响, 产生了较大的过电压, 其过电压达到1.38 p.u.的水平。波动结束后趋于平稳, 和初始电压等级相差不大, 但还是有微小的纹波。

2.1.3 交流线路三角形塔型数据分析

在交流线路同塔段使用三角形塔型进行仿真时, 设定交流线路全长150 km, 直流线路全长1600 km, 在直流1 440 km处开始同塔架设, 交流则始于60 km。同塔段总长度为90 km, 在直流正极线路上模拟单相接地故障, 所得电压波形如图所示。

图14中, 过电压水平最高相同样为B相, 达到1.65 p.u.。其余A相和C相也有所波动, 但过电压水平较低, A相为1.10 p.u., C相为0.56p.u.。B相的波动在一个时间点产生较大的峰值, 然后在三个周期内波动趋于缓和, 最大过电压相的持续时间较短。A相和C相过电压等级较低, 但持续了一定的时间, 而且在一定的时间内, 其过电压水平缓慢变化。

图15为双极直流线路电压波形图, 其波形大致与竖直架设时类似。还是在正极直流输电线路模拟了单相接地故障, 正极电压先降至零值。其后由于线路间的耦合作用, 故障线路亦产生耦合电压。其耦合电压的产生经过了一定的波动, 但其波动峰值不超过最终的稳态值。正常运行极过电压情况与竖直架设时类似, 过电压最大达到1.39 p.u.。

2.1.4 交流线路不同塔型数据对比

对比交流线路塔型变化后的过电压数据, 直流线路健全极过电压等级受塔型变化影响较小, 但交流线路过电压受塔型变化影响较大。比较各相的过电压等级, 三角形架设时B相为1.65p.u., A相位1.10 p.u., C相为0.56 p.u.。竖直形架设时B相为1.69 p.u., A相和C相为1.15p.u.和1.23 p.u.。各相过电压水平皆高于三角形架设, 尤其是C相高了一倍多。原因在于三角形架设时, 三相电流的磁场容易相互抵消, 可以降低线路间的相互影响。

2.2 交流输电线路换位及其仿真情况

交流输电线路在进行长距离输电时会造成三相参数的不平衡, 三相参数的不平衡会引发不对称电流, 线路不对称电流会影响到杆塔间的电磁耦合情况。尤其是交直流线路同塔架设时, 交流线路由于参数不平衡引发的不对称电流会对交直流线路的过电压水平造成影响。从而交直流线路在同塔架设时应考虑到交流线路换位的问题。

在交流输电线路输电时, 其进行一次整换位循环和不换位相比引发的不对称电流前后差距达到十分之一[3]。进行换位对消除不平衡参数的好处是十分明显的, 但换位布线较为复杂, 进行换位跳线、绝缘子串和横担的需求数量较多, 从而增加了线路建设成本。随着输电线路电压等级的提高, 高压线路由于换位困难较大, 500 k V以上的高压输电线路有时只能采取不换位的架设方案, 这样的不换位架设就需要面对三相参数不平衡而带来的各种问题。

交直流线路在进行同塔架设时其线路间的电磁耦合和电磁感应问题较为严重, 同塔段如果不进行换位, 其不对称电流对交直流线路造成的不良影响同单独架设交流线路相比要大很多。故同塔架设时应充分考虑交流线路是否换位。

2.2.1 交流线路换位仿真模型

在进行仿真时, 保持同塔段长度为90 km不变, 直流线路全长1 600 km, 在90%处即1 440km处开始同塔段架设, 交流线路采用三角形排列。在同塔段初始处模拟直流线路单极接地故障。设置交流线路在同塔段进行了一次逆相序全换位, 其具体换位方式如图16所示:

2.2.2 换位仿真数据分析

为了便于进行数据对比分析, 换位仿真前, 先进行了在直流线路长度为1 600 km, 同塔段长度90 km, 在同塔段初始处模拟直流单极接地故障的仿真, 其所得交直流线路数据如下图所示:

如图17和图18所示, 交流线路未进行换位, 其交流过电压最大相位B相, 达到1.46 p.u., 直流负极线过电压水平达到1.43 p.u.。

交流线路进行换位时, 将同塔段90 km线路分为三部分, 每段30 km, 如图17所示进行三次换位, 所得仿真数据如下:

经过换位后的交直流线路电压波形并未发生太大变化, 但交流最大过电压相B相过电压水平为1.39 p.u., 直流负极线过电压为1.42 p.u.。比较换为前后的数据, 交流线路过电压水平明显降低, 从1.46 p.u.降到了1.39 p.u.;而直流线路过电压水平基本未变。从而可以看出, 在交流线路换位对降低交流过电压水平有显著的作用。其原因在于换位后交流线路的不对称电流减少, 从而对降低交流过电压起到了一定作用。

3 结束语

本文通过电磁暂态仿真软件建立模型, 经过设置仿真变量模拟了双回500 k V交流和±800 k V直流同塔架设线路, 仿真了直流线路因操作引起的过电压以及同塔架设交流线路的感应过电压, 并分析了各类因素对过电压水平的影响, 得出以下结论:

I交流线路采用三角形排列时, B相过电压为1.65 p.u., A相位1.10 p.u., C相为0.56 p.u., 当改为竖直排列时, B相过电压提升为1.69p.u., A相和C相为1.15 p.u.和1.23 p.u.。在同塔段进行全换位后, 交流线路最大相过电压从1.46 p.u.降为1.39 p.u.。从而可以判断交流输电线路在同塔段采用三角形架设和换位时可以降低交流线路在直流故障情况下的过电压等级。

II交直流线路同塔架设时, 双极直流线路的双极接地故障比单极接地故障造成的交流和直流过电压等级皆低, 因为直流线路对称故障磁场相互抵消从而显著降低过电压等级。直流线路故障点位于同塔段中点时故障过电压等级最高, 离故障极较近的交流线路过电压等级较高。

参考文献

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变电站直流接地负面影响与解决对策 篇10

1 变电站直流接地的原因与负面影响

变电站直流接地故障类型不同, 对应所产生的负面影响也有差异, 具体体现在以下几个方面。

1.1 负极接地

这一接地类型容易对保护装置、自动化装置等带来威胁性影响, 导致其功能瞬间丧失, 出现这一问题是因为负极接地过程中, 导致继电器短接, 出现停止运行的情况, 因为出现了回路短接现象, 导致电力线路中的电流超载, 继电器的功能遭到破坏。如图1中, 如果B/E处有接地问题, 则CKJ处将出现短接问题, 不能起到原有的保护作用, 甚至导致保险丝的保险功能也丧失。一旦线路、电气设备出现特殊的故障问题时, 甚至会引发断路器拒动, 出现越级跳闸类似的故障。

1.2 正极接地

该接地可能引发更为严重的问题, 具体体现为:电力保护装置、自动化装置的故障, 导致拒动问题。

假设:A/B处发生接地现象, 将导致1LJ, 2LJ等地方出现短路故障, 从而导致CKJ继电器出现不合理的跳闸等现象。

从以上分析能够看出:变电站直流系统接地容易导致多方面的危害, 对应的破坏性也是极大的, 不仅会引发电力设备自身的损坏, 而且会耽搁供电线路的有效运转, 威胁电力系统安全。因此, 当直流系统出现接地问题时, 必须及时作出有效的处理。

1.3 直流系统接地原因

导致变电站直流系统接地的原因包括多方面, 其中和直流系统所处的环境密切相关, 例如:大面积分布、外露较多、电缆冗长, 可能遭受自然环境中的腐蚀性气体的破坏, 导致电缆外层绝缘变薄、绝缘能力下降等, 遇到外界的不良作用, 例如:雷击、打砸、扭曲等可能出现接地现象, 或者当电缆运行过程中负载过重, 都有可能出现接地问题。二次回路、二次设备遭受外界的污染、影响, 导致其绝缘水平变差, 无法发挥有效的绝缘功能, 其他的小型动物的进入等, 都可能导致直流线路接地问题。

2 变电站直流系统接地故障的查找与解决对策

2.1 启动绝缘监测设备

变电站的直流母线通常被分段, 包括两段, 并各自配置微型绝缘监测设备, 当直流系统无故障时, 设备上能正确显示各自数据信息, 例如:母线电压等, 也能对母线系统的绝缘水平进行有效监测, 一旦直流系统出现接地现象, 绝缘监测设备将发出低频信号作为警报信息。CPU对不同线路收集到的信号、信息等加以分析, 从中分析得到出现故障的线路和改线路的接地电阻值。

2.2 切断电路、积极排查故障

当出现变电站直流接地故障时, 相关工作人员应该马上中止站内的一切工作, 全方位地展开故障排查, 第一步着眼于变电站的施工, 彻底清查变电站扩建、改造、升级等工作是否依照规范规定进行, 接线合理与否, 重点检查二次接线, 相关绝缘子、各种电气设备等的绝缘情况。实际的变电站建设或改造过程中, 经常会出现由于监管不严格导致的接地故障, 最常见的现象为:电缆一侧按照科学的规范接入系统, 另一侧则疏忽保管, 由于措施监管不到位, 出现了电缆被抛弃的现象, 遇到各种自然因素的破坏, 导致电缆接地故障问题。

实际的排查工作要有规则、有秩序, 先从变电站内部入手, 逐步排查到外部, 如果是变电站室外故障, 则问题出现在直流电源上, 室外故障排查过程中要重点围绕以下几大关键环节, 机构箱、元器件、电缆线路、瓷瓶等, 检查这些关键的设备或器件是否出现了受潮、腐蚀变质、绝缘度下降、漏电等现象, 发现室外元器件出现以上问题时, 则必须及时采取措施, 可以选择更换元器件, 换上全新的设备, 这样才能根本上控制问题的扩大化, 经过元器件更新、调换以后, 要联通整个线路, 进行试探性检查实验, 确保变电系统能够正常恢复工作。

2.3 拉线、接线监测与排查故障

经过多重的检查后, 假设发现变电室内、室外都没有任何问题时, 然而依然找不到故障问题的根源, 下面正确的方法就是借助拉线或接线法, 来围绕电力回路展开监测、分析、测量。通过这种方式能够有效推动故障的排查, 促进问题的解决。

个别变电站往往存在特殊情况, 如:直流系统绝缘下降, 然而, 却未出现接地故障, 会形成一种假象, 扰乱故障检查人员的视线, 在这种情形下则可以选择接线、拉线等方式, 围绕电力回路展开检测、不断验证, 明确有无接地问题, 从而展开对回路的检测。

2.4 拉路法判断故障

变电站直流系统接地以后, 绝缘监测设备立即发出警报, 相关人员则需要抵达接地点来监测, 由此可以引入微机型绝缘监测设备, 对应发现接地点所处的直流馈线回路。通过拉路法判断故障位置, 就是按照一定的次序来瞬间隔断直流系统内部不同馈线, 从而对应明确各个接地点所处的馈线回路。某一馈线回路被隔断后, 假设故障问题从此消失, 意味着故障就处于此回路上, 再接着启动拉路法, 来一步一步地找到故障所处的具体线路。

当拉路法无法及时定位故障点, 则应该从以下原因加以分析, 第一, 接地故障或许出现在特殊位置, 例如:充电装置回路, 直流母线、电源中等;第二, 由于选择了环路供电模式, 拉路前尚未阻断回路, 从而导致接地点无法被定位。

3 结束语

变电站直流接地是电力系统相对严重的故障问题, 会威胁到整个电力系统的安全常规运转, 带来较大的危害, 必须加大对接地故障的处理, 积极查找并处理故障问题, 找到导致接地的原因, 从而提供科学的解决对策, 这样才能维护变电站直流系统安全, 确保整个变电系统的安全运转, 达到预期的安全供电服务目标。

摘要：随着供电服务市场的扩大、用电需求量急剧上升, 电网建设规模不断扩大, 变电站直流接地问题也倍受关注, 变电站直流系统接地会带来多方面的负面影响, 影响整个变电系统的正常工作, 明确变电直流接地原因, 提高维修人员的技术水平, 才能更好地解决接地问题。文章分析了变电站直流接地的负面危害、原因以及接地定位的方法。

关键词：变电站,直流接地,负面影响,原因分析,解决对策

参考文献

[1]周明, 任建文, 李庚银, 等.基于模糊推理的分布式电力系统故障诊断专家系统[J].电力系统自动化, 2001, 25 (24) .

[2]蒋伟进, 许宇胜.基于MAs的分布式智能故障诊断模型与关键技术研究[J].机械强度, 2004 (2) .