换流技术范文

换流技术范文（精选9篇）

换流技术 第1篇

直流输电技术从20世纪50年代在电力系统中得到应用以来, 由于其输送容量大, 输送距离远等优势, 已经迅速发展起来, 尤其将电能从能源基地直接送到负荷中心的状态下, 直流输电技术的优势非常明显。

直流场作为换流站中的重要配电装置区域, 具有设备种类多和设备布置复杂等特点。而直流场电压等级多、电极形状复杂等都对直流场的设计提出了更高的要求, 尤其对空气间隙净距测量、碰撞检查和设计方案的优化都提出了新的挑战。

2 三维数字化设计技术的应用

2.1 三维数字化设计的特点

目前常规的设计手段主要是依靠设计工程师的空间想象力和基本二维绘图技能完成三维空间设计, 不仅带有局限性和特殊性, 且在工程进度的约束下对详细布置的经济性和优化缺乏控制, 效率也比较低。并且传统的设计中, 各专业之间只是通过互提的数据实现资料的交换, 专业设计工作是在相对独立的范围内开展, 专业之间信息共享程度较低。

直流场设计是在满足直流场电气接线和不同电压等级空气净距要求等规范的基础上, 依据设备外形尺寸而作的布置设计, 直流场电压等级多、电极形状复杂等特点对如何优化直流场设计方案提出了新的挑战。

传统的二维设计, 各个专业、各个设计人员沟通和协同工作的效率不高, 难免会出现一些碰、漏问题。三维设计中, 各个专业设计人员在一个协同的环境下建立一个三维模型, 而这个模型又是全信息、立体、可视、多方位查看浏览的, 设计人员就容易发现问题, 再通过碰撞检查, 可以检查出专业之间的碰撞, 将设计中差、错和碰等问题降至最低, 从而大大提高设计质量。

2.2 三维数字化设计的应用

在某换流站直流场设计中, 电气专业依据电气接线图和设备外形尺寸初步布置了直流场设计方案, 然后专业内部在三维布置模型的基础上对设计方案进行评审。在优化了初步设计方案后, 电气专业向结构和总图专业提交设计资料, 保证了相关设计工作的顺利开展。

结构设计将电气专业数据资料在Staad软件中建模分析计算, 并将构架和避雷线塔等的主体三维模型直接导出, 节点板等细部构件在结构专业设计软件中完善, 完成了构架的三维设计, 并将设计成果返回给电气专业校核。在设备支架的详细设计阶段, 将复杂设备支架模型采用三维数字化设计手段反映, 如极线双静触头隔离开关其动侧和静侧支架的相对关系就比较复杂, 采用三维设计如图1所示, 使设计意图更加直观和清晰。

电气专业在防雷计算的基础上, 利用土建专业构架和避雷线塔模型, 将直流场防雷布置采用三维数字化方式展示, 如图2所示, 使直流场比较复杂的避雷线布置更加形象和直观, 使施工单位在此基础上能够充分理解设计图纸中的信息。

电气专业采用三维数字化设计能够更方便地进行带电距离校验和硬碰撞检查等工作。电气关键点的带电距离校验 (软碰撞) 可在三维布置中直接量取, 如图3所示。与传统二维设计中依靠设计人员的空间想象力和复杂计算相比, 提高了校验的效率。电气设备相对位置关系在满足空气净距规范要求的基础上, 可进行布置的进一步优化, 优化后的直流场布置如图4所示。

对于传统的二维设计模式, 各专业负责各自的设计范畴, 极易发生沟通不到位, 或考虑不周全而导致碰撞问题的发生。三维数字化设计中, 各专业采用了协同设计, 可以直观地了解其他专业的设计内容, 最大限度地减少或杜绝硬碰撞, 如图5所示, 并且在设计阶段将差错及时改正, 避免了现场的返工。

区别于传统二维设计方式, 设计时直接对三维模型进行布置, 然后通过三维模型根据工程需要任意地抽取轴视图或者平断面图, 如图6所示。通过三维设计出图从数量和信息量上都较原有二维出图方式有很大的提高, 经过简单修改和标注后即可用于施工图, 如图7所示。轴视图和断面图两者结合可以更清晰、更直观、更精确地指导施工, 从而提高施工质量和工作效率, 缩短施工周期。

3 应用体会及思考

采用三维数字化设计技术能够更加直观地反映工程师的设计理念, 尤其是在直流场等复杂配电装置区域的设计中, 能够合理优化设计方案, 且设计成品能形象地指导施工, 提高工程建设质量和效率。此外, 设计人员之间能够实现设计资料的有效共享和利用, 在此基础上减少因配合疏忽而造成的差、碰和漏等问题, 从而提高设计质量。

4 结语

电力工业是资金和技术密集型产业, 工程设计作为电力工程建设中的龙头也在不断地采用新技术提高设计能力和设计质量。三维数字化设计技术在国内电力设计行业中的应用正在不断发展, 虽然目前三维数字化设计技术和设计软件都还有需要改进和完善的环节, 但我们通过在今后的工程设计中进一步深入开展三维数字化设计实践, 为数字电网及智能电网的建设夯实基础, 为我国的电力工业发展贡献自己的力量。

摘要：概要描述了直流输电技术的发展, 提出了换流站直流场设计所面对的需求和挑战。在比较三维设计和二维设计的基础上, 详细介绍了某换流站直流场设计中电气和土建专业采用三维数字化设计技术的应用情况, 尤其是在设计方案优化、专业资料共享、软硬碰撞检查和抽取平断面图等方面的应用。最后总结了三维数字化设计技术在换流站直流场设计中的体会。

换流技术 第2篇

【摘要】在特高压直流换流变保护调试中，确定其套管电流互感器（CT）极性及其二次回路正确性是一项较为困难和复杂的工作。文中结合实际工程应用，提出了采用指针式毫安电流表测试极性、采用电流互感器綜合测试仪测试极性和换流变一次通流法检查CT二次回路三种方法，分析了这三种方法检查CT二次回路的原理及试验方法，并根据试验结果分析三种方法的利弊，给出了换流变套管CT二次回路检查的方法及其现场应用的关键问题和完整实现方案。利用±800kV中州换流站工程保护调试，将文中的测试方法应用于实际工作，检查换流变保护相关二次电流回路极性及接线等的正确性和完整性。

【关键词】特高压直流换流变；CT二次回路；测试极性；换流变保护

按照国网直流建设公司对郑州±800kV换流站继电保护调试要求，河南送变电工程公司计划对换流站全站24台换流变网侧和阀侧套管CT进行极性试验，同是验证一次回路载流能力，以保证换流变保护、控制系统功率数据以及差动保护极性的正确性及一次回路的正确性。换流变套管CT为换流变差动保护提供差动电流，分布在换流变压器套管中，主要用来保护换流变绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障，同时也可以用来保护换流变单相匝间短路故障，当被保护的电缆发生故障时迅速断开换流变网侧断路器开关，会导致单极停运，所以差动保护能否正确动作，事关运行设备安全的重要问题。其中，差动保护的极性是影响它能否正确动作的主要因素，差动保护上任一支路电流互感器极性接线错误，都会影响差动保护的正确动作。因此，有必要在差动保护投入之前对差动保护用CT绕组引出极性进行校验。

1.工作前准备

为保证试验顺利进行，做换流站短路试验前，需确认被试系统满足下述条件：1）完成与试验有关的换流变压器、有载开关、网侧套管、阀侧套管及换流变本体安装，抽真空，注油等工作。2）二次系统接线正确、连接可靠，监理单位确认设备单体试验和分系统试验项目齐全、试验合格。3）试验人员做好了试验前期的技术准备。试验使用的设备处于有效期内，仪器、仪表检验合格。4）换流变已调整到额定电压档位。5）现场配备满足要求的消防设备，配备满足试验所需的交流电源。

2.试验方法

2.1方法一：采用指针式毫安电流表进行极性测量

2.1.1所需设备与材料

2.1.2极性测试接线方法

如图1，将电池的正极端经过拨片开关后用试验线夹子连接至CT一次线圈的P1（L1）端，电池的负极端直接直接连至CT一次线圈的P2（L2）端。再将指针式电流表的+接线端子用试验线连接至CT二次线圈被测试绕组的K1（S1）端，—接线端子用试验线连接至CT二次线圈被测试绕组的K2（S2）端。注意，极性测试时，CT二次非测试绕组不可开路。

2.1.3试验原理

拨片开关闭合和断开一次，电池向CT一次绕组注入0-峰值-0-谷值-0的一个周波电流，再电磁感应原理和减极性法则作用下，二次绕组会向测试仪器输出0-峰值-0-谷值-0的单周波电流。

2.1.4试验方法

1）检查变压器套管CT或开关CT一次绕组的P1（L1）朝向，并正确接线。2）如果测试变压器套管CT，则必须将变压器另一侧短接并接地，例如测试变压器高压侧套管CT时，需将变压器中压测或低压侧套管短路并接地。3）测试时，先用大量程电流档测试，再根据电流量大小调整至适当量程，防止过大电流烧坏电流表。4）接线完成后，接通拨片开关，查看电流表指针有无偏转，接通时间保持1S左右，然后断开5）当接通开关时，指针表的指针向正数值方向偏转，断开开关时，指针向负数值方向偏转，则证明被测试CT一次绕组和二次绕组尾减极性，反之，当接通开关时，指针表的指针向负数值方向偏转，断开开关时，指针向正数值方向偏转，则证明被测试CT一次绕组和二次绕组尾加极性。6）每一组二次绕组测量三次为宜，指针偏转幅度大小以能够清晰分辨为准。

2.2方法一：采用指针式毫安电流表进行极性测量

2.2.1所需设备与材料

2.2.2测试仪接线面板说明

1）为测试CT时电压输出端，连接CT二次侧，红色接线端子连接至CT二次绕组S1（K1）端子，黑色端子连接至CT二次绕组S2（K2）端子或S3（K3）端子；2）为测试CT时二次侧电压测量端；3）为测试CT时一次侧电压测量端，连接CT一次侧，红色接线端子连接至CT一次绕组S1（K1）端子，黑色端子连接至CT一次绕组S2（K2）端子或S3（K3）端子；4）为测试PT时电压输出端，连接PT一次侧；5）为测试PT时二次侧电压测量端；6）运行指示灯：输出时闪烁；7）滚轮鼠标：菜单选择、设置参数；8）运行、停止键；9）键盘；10）USB口；11）液晶屏显示区

2.2.3测试仪接线方法（如图3）

接线说明：互感器测试仪的输出端S1和测量端S1接入被测CT二次侧的一端。互感器测试仪的输出端S2和测量端S2接入被测CT二次侧的另一端。互感器测试仪的一次侧测量端P1接入被测CT一次侧的一端。互感器测试仪的一次侧测量端P2接入被测CT一次侧的另一端。注意：接线前首先将仪器接地、CT一次侧一端接地

2.3方法一：采用指针式毫安电流表进行极性测量

2.3.1将换流变网侧三相短路，阀侧接入试验电源，使之在换流变CT二次侧产生电流。

2.3.1试验接线

2.3.2容量计算

电源容量计算

Y-Y变：额定分接时短路阻抗有名值（折算到阀侧）：R=Uz×（Ut）2/S=0.183×（159.8/√3）2/376.6=4.136（Ω）；当试验电源为20A时，调压器输出功率为P=3I2R=3×202×4.136=4963.2（W）

Y-Δ变：额定分接时短路阻抗有名值（折算到阀侧）：R=Uz×（Ut）2/S=0.2×（159.8）2/376.6=12.408Ω）；当试验电源为20A时，调压器输出功率为P=3I2R=3×202×14.58=14889.6（W）考虑1.2倍裕量，所以，试验电源容量需要20KVA。

2.3.3试验步骤

（1）按照试验接线连接试验线，并检查确认；（2）检查确认电流互感器二次回路完整接入，无开路现象；（3）检查确认调压器在“0”位；（4）合上试验电源开关。（5）缓慢升高调压器输出电压至输出电流为20A。（6）检查换流变无异常，检查被试设备无异常。（7）使用高灵敏的双钳形表，检查换流变保护屏A、换流变保护屏B、换流变保护屏C、换流变测量屏A、换流变测量屏B、换流变测量屏C等处电流回路电流的幅值、相位，并確认各差动保护极性的正确性，将试验结果记入试验记录中。（8）测量工作结束后，将调压器输出电压降至0V，断开试验电源开关。并悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌。（9）断开试验电源开关，拆除试验线。将试验线改接到Y-Δ变压器，重复上述过程试验

3.试验结论

通过试验方法、试验步骤与试验结果的比较见表1，我们可以发现：1）第一种方法，校验极性简单，人工成本及设备成本低，但该方法需要人工根据指针万用表指针偏转方向判定极性，不能验证一次回路载流能力。2）第二种方法，该方法为在一次侧加入5伏直流方波，方法简单，但设备成本较高，退磁不彻底容易产生剩磁，造成保护误动，且该方法不能验证一次回路载流能力。3）第三种方法，将换流变网侧三相短路，阀侧接入试验电源，使之在换流变CT二次侧产生电流。可准确验证套管CT极性、二次回路极性及一次回路载流能力。

试验结果可准确验证套管CT极性、二次回路极性，不能验证一次回路载流能力，但受操作人员经验限制，容易误判可准确验证套管CT极性、二次回路极性，不能验证一次回路载流能力，但受操作人员经验及设备可靠性限制，容易误判可准确验证套管CT极性、二次回路极性及一次回路载流能力，操作简单可靠容易实施。

由此看来，方案三方法简单、费用较低，对操作人人要求较低。在结果上更准确的同时也更加全面的验证了换流变套管CT的特性，满足对策目标，最终现场套管极性校验方案选用方案三。

4.结束语

换流技术 第3篇

换流阀是换流站实现交直流变换的核心部件[1]。为及时带走换流阀本体上各器件在运行过程中产生的热量,保证晶闸管结温在正常范围内,直流工程中为换流阀配置阀冷却系统[2]。光触发换流阀阀冷却系统一般采用去离子水作为冷却媒介。

研究表明[3,4,5,6],由于晶闸管铝制散热器的电化学腐蚀,光触发换流阀塔均压电极在电场的作用下容易形成垢质。实际运行经验表明形成的垢质如果不及时处理,在运行过程中由于震动、水流冲击等原因可能导致垢质脱落,堵塞冷却水支路管路,造成电抗器、阻尼电阻等元件散热不畅烧毁,导致直流系统闭锁事故[7,8]。同时,过厚的垢质还可能造成除垢时电极无法拔出、电极密封圈腐蚀,导致水冷系统泄漏闭锁直流系统[3]。

均压电极结垢在光触发换流阀的直流输电工程中是普遍存在的现象,在实际运行中已出现多次由于电极结垢导致阀塔元器件损坏,造成直流系统闭锁。目前其结垢机理和控制措施尚处于研究阶段,因此研究总结均压电极除垢技术和工艺就显得十分必要。

1 阀塔均压电极安装位置及作用

阀塔均压电极安装位置有3处:1)阀组件汇流管内电极,安装在阀段两端对应的进、出水管内,如图1所示,E1、E2、E7、E8为阴极电极,E3、E4、E5、E6为阳极电极[9];2)安装在组件汇流管与S型主水管连接处;3)S型主水管电极,安装在S型主水管的首端、尾端以及阀层之间。

电极主要作用是保证阀塔中水路电位变化与晶闸管电位变化一致,防止水路中的金属器件发生电解腐蚀[10]。

2 均压电极除垢的准备工作

(1)方案确定

方案中应明确工作任务、作业人员安排、检修工艺流程、检修进度计划、保证安全的组织和技术措施以及现场危险点分析和预控措施;综合考虑工艺质量、人员安排及检修进度等方面的因素,在保证工艺质量的前提下尽量缩短检修工期。

(2)人员准备及分工

为保证除垢工艺质量,要求现场工作人员业务精良,精神状态良好,熟练掌握除垢工作流程和工艺标准,把握关键环节。对于单极阀厅停电除垢、2台作业车的情况,可分成2个工作组,1组负责阀塔排水、注水检漏及排气;1组负责阀塔电极除垢、试验及验收。

阀塔除垢时,由于阀塔和作业车承载人数限制,使用单台作业车的除垢组可由5人组成,1人负责整个除垢工作的监护及过程验收,1人负责电极的拆卸、安装,1人负责电极的除垢和清洁,1人负责垢质的测量,1人负责数据的记录。电极拆卸、安装工作在阀塔上进行,其他工作在作业车上进行。

(3)材料和工器具准备

除垢所需材料及工器具详见表1。

3 均压电极除垢检修流程

(1)开工前要求

1)方案审批、签字;2)图纸、资料、作业指导书准备齐全;3)施工所用机械、工器具及材料齐全;4)阀厅转至检修状态;5)水冷系统停运;6)工作票签发、许可完毕;7)现场安全技术交底并签名确认。

(2)清洁阀厅地面

工作开始前,对阀厅地面进行整体清洁,防止阀厅地面积尘带入阀塔,进入阀厅工作人员应戴鞋套,进入阀塔工作人员应穿专用鞋。

(3)使用升降平台车

进入平台车人数应不超过规定值,系好安全带,开动、升降检修平台车应缓慢,并设置监护人,避免碾压电缆沟盖板和空调风口。升降平台车应可靠接地。

(4)关闭阀塔进出水阀门

上升检修升降平台车至阀塔最顶部,关闭A、B、C相阀塔进出水阀门,将阀塔冷却水回路与主水回路隔离。

(5)防护

进入阀塔前,取下安全帽。用塑料薄膜分层覆盖每个组件,防止排水或除垢过程中冷却水渗漏至下方阀组件上。

(6)排水

排水(见图2)按照先左侧阀塔后右侧阀塔顺序进行。将升降平台降至A相左侧阀塔屏蔽罩层,进入阀塔,用2根排水管与阀塔底部进、出水盲管对接,将排水管出水口直接接至阀厅外雨水井(若冷却水需再次利用则应选用专用容器回收)。开启阀塔底部盲管进出水阀门,阀塔内冷却水缓慢流出,待阀塔主水管冷却水液位降至第二层组件时,松动最顶层阀组件内1个电极,使空气进入,加速阀塔排水。排水完毕后关闭盲管排水阀门。

(7)除垢

确认A相左侧阀塔水已排尽后即可进行电极除垢,为节省时间,可同时对右侧阀塔按照步骤(6)进行排水。阀塔电极除垢由上至下分层进行,具体的除垢流程如下:

1)拆卸。将检修升降平台升至阀塔最上层,放置好阀层检修木板。首先对组件内电极进行除垢。拔出电极连接线,采用专用扳手松开电极螺栓,轻拔电极,若可以拔出,则缓慢拔出电极,防止垢质脱落在管道内;若难以拔出,则拆掉电极对应位置下部的支路水管,将1根20 cm左右长度的同管径软管伸入汇流管套住电极并顶紧,然后将电极拔出,待该电极顺利拔出后,缓慢拔出软管,如图3所示。

若电极垢质在拔出过程中不慎脱落至汇流管内,此时应先小心拆除与汇流管连接的所有支路水管,再拆除与阀塔S型主水管的连接法兰,拆除前应根据布置图查清相应水管连接情况,并对水管进行编号拍照。取出汇流管,用去离子水反复冲洗,直至清除所有垢质。清洗完毕后,根据布置图和水管编号将水管重新安装好,安装过程中应使用力矩扳手紧固。

上述拆卸电极方法也适用于S型主水管首端、盲管及汇流管与S型主水管连接处电极的拆卸。S型主水管在层间的电极拆卸首先应用手拆除屏蔽罩,然后再按照上述步骤进行拆卸。

2)测量。电极拔出后用游标卡尺对电极最厚处进行测量,并记录数据。

3)除垢、清洗。用专用擦布擦掉电极表面结垢,若无法擦掉,则用带有紫铜皮防护的尖嘴钳轻轻夹掉,再用擦布擦掉电极表面垢质,防止除垢环节电极受损。垢质除掉后,拆掉电极密封圈,用去离子水对电极进行清洗。

4)收集垢样。将清理下来的电极垢样和旧的O型密封圈放置于样品袋内并进行标记。

5)复装。先将用去离子水浸润过至少1 h的新O型密封圈套在清洁过的电极上,将电极重新安装回原位。电极针插入水管时应与孔面保持垂直,紧固时采用力矩扳手,力矩为1.5Nm[11],然后再恢复电极引线,恢复时若引线有松动现象,可用带防护的尖嘴钳对引线处进行夹接。完毕后,进行下一个电极除垢,整层电极除垢完成后,检查工器具无误后进行下一层组件的电极除垢工作。S型主水管层间电极复装时,还应最后进行屏蔽罩的安装。

组件内电极除垢完毕后再进行其他位置的电极除垢工作。A相左侧阀塔电极除垢完毕,确认右侧阀塔排水完成后即可进行右侧阀塔电极除垢。

(8)注水。

阀塔注水前先进行阀冷却系统主水管道注水。阀塔的除垢工作完成后即可进行阀塔注水,同时进行下一相阀塔除垢工作。按照文件[12]要求,注入系统的冷却水应采用去除盐水或软化水,控制电导率不超过0.2μs/cm。应尽量减少水灌装时间和路途运输时间。现场补水使用的盛水容器应充分清洗并加装100μm的过滤网,防止在人工搬运过程中杂质进入系统。A相阀塔注水时,先在阀塔组件上铺好塑料薄膜,然后缓慢开启A相阀塔进出水阀门,开始为A相阀塔注水,同时可进行B相阀塔电极除垢工作。C相阀塔据此类推交替作业。完成全部阀塔的排水、除垢及注水工作。

(9)检漏。

检漏是消除阀塔泄漏隐患、检验除垢工艺是否精良的关键环节。阀塔注水完成后应立即对阀塔进行静压检漏。当三相阀塔静压检漏均无渗漏,则开启主循环泵,进行内水冷额定压力循环检漏。若无渗漏情况,开启水冷系统补水泵,将系统压力提高至1.2倍额定运行压力运行1 h再次检查渗漏情况。检漏时可通过检查电极拆卸处有无水渍、薄膜上有无水滴拍打声、电极下方支路U型水管底部有无水滴等方法进行检查。

(10)排气。

注水后检漏的同时开始系统循环排气,保持内水冷系统额定压力运行12 h以上(可安排在夜间进行)。排气前确保阀塔主水管道、脱气罐及离子交换罐等处自动排气阀门处于开启状态,为缩短排气时间可开启主过滤器及外风冷管道处的手动排气阀进行手动排气。排气过程中应密切注意系统流量、压力、液位的变化,待上述参数数值稳定后方可认为排气工作结束。

(11)试验。

为防止在除垢过程中误碰设备造成设备元器件的损坏,渗漏检查无异常后应进行换流阀的相关试验,试验项目包括硅堆检查试验、晶闸管触发试验、阻抗试验以及均压试验。

(12)验收。

换流阀电气试验合格后,组织人员进行除垢工作验收。验收合格后,除垢检修工作结束。

4 电极除垢过程中关键环节

在除垢过程中,需对以下关键环节进行严格控制,确保工艺质量。

(1)阀塔排水环节。防护控制:在计划放水的阀塔组件上预铺塑料薄膜,防止排水过程中冷却水渗漏至阀组件上;优化控制:在各相阀塔排水、除垢同时进行,节省检修时间;阀门控制:对所有阀门的操作进行登记、签名确认,严防误动或漏恢复阀门。

(2)电极拆卸环节。对难以拔出的电极采用拆卸支路水管,用软管套住电极的方法取出电极;同时做好垢质不慎脱落至汇流管内的应急处理措施。

(3)电极除垢环节。对不易除去的垢质用草酸浸泡后再用专业擦布进行处理,对于特别难以除去的垢质用带有紫铜皮防护的尖嘴钳轻轻夹掉,再用擦布进行清理。

(4)阀塔检漏环节。检漏按照静压检漏、额定水压检漏及1.2倍额定运行压力检漏方式依次进行。

(5)电极复装环节。新更换的密封圈应用去离子水浸泡至少1 h。电极紧固时采用力矩扳手,力矩为1.5Nm。

(6)新水注入环节。水源处灌装去离子水的电导率不超过0.2μs/cm;尽量缩短每桶装水时间及运输时间,减少去离子水暴露空气中对水质的影响;注水控制:盛水容器应充分清洗并加装100μm的过滤网;去离子水控制:同时开启2个去离子罐的阀门,控制去离子冷却水电导率在要求范围内。

(7)系统排气环节。保持内水冷系统在额定压力下运行12 h以上。排气过程中应密切注意流量、压力、液位的变化,待上述参数数值稳定后方可认为排气工作结束。

(8)工作验收环节。验收时重点检查阀塔有无渗漏及遗留物、相关阀门位置是否恢复、试验后晶闸管回报光纤是否恢复、阀塔底部冷却水管盲管处有无脱落的垢质。

5 结语

国家电网公司已有多个换流站采用光触发换流阀,在运行过程中均存在不同程度的结垢现象,但光触发换流阀塔均压电极除垢在系统内属首次进行。本文基于宝鸡换流站均压电极除垢的实际工作经验,对电极除垢的技术和工艺及关键环节进行了研究、总结,可为其他换流站均压电极除垢提供参考和借鉴。

摘要：由于晶闸管铝制散热器的电化学腐蚀,光触发换流阀塔均压电极在电场的作用下容易形成垢质。结合宝鸡换流站均压电极除垢检修经验,介绍了光触发换流阀塔均压电极除垢工艺及流程,总结了电极除垢过程中的关键环节。

关键词：高压直流输电,光触发换流阀,均压电极,除垢

参考文献

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换流技术 第4篇

1.引言

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

图1 换流站单极避雷器所采用避雷器的设计方式

2.换流站直流暂态过电压仿真

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

3.直流差动保护

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

4.接地极线过电压保护

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

图2 金属回线运行方式下

采用仿真软件进行仿真的模块图

5.结论

换流技术 第5篇

1 换流变压器现场局放试验方法简述

目前,我国变压器现场局部放电试验装置主要有中频发电机组和变频谐振装置2种[1,2]。

(1)中频发电机组试验装置,即用大功率电动机拖动一台中频发电机来获得中频交流电源(频率为125 Hz,200 Hz或250 Hz等)。采用中频电源对高压大容量变压器进行局放试验时,均需用电抗器来补偿被试变压器的容性无功功率,以避免发电机组出现自励磁。

而特高压、超大容量变压器局放试验需要的发电机组输出容量、电抗器补偿更大。中频发电机组的优点主要在可通过改变发电机组励磁回路励磁变阻器的阻值,使发电机输出平滑可调的电压,使用可靠性较高。同时存在的缺点是频率固定,需要依靠外配调节电抗器的方式进行补偿。

(2)高压大功率变频谐振装置。用串联谐振变频装置进行局放试验时,在谐振条件下电源供给串联谐振回路有功损耗,故电源输入容量很小,只需被试试品电容容量的1/Q。与电动发电机组中频电源装置相比,变频感应试验成套设备具有容量大、干扰水平低、体积小、质量轻、没有旋转机组、运行维护简便等优点,目前在500 k V及以下交流变压器现场局放试验中应用较多。缺点是电子元器件较多,制造工艺等存在隐患,可靠性还有待提高。

2 参数及补充容量计算

2.1±800 k V特高压换流变压器参数

±800 k V苏州换流站换流变压器根据阀侧的联结方式不同,可分别为角型(Y-△型)和星型(Y-Y型)换流变压器,具体参数如表1所示。对于2种联结方式的换流变压器,虽然额定容量相同,但由于阀侧电压不同,造成内部绕组电容、电场分布均差异较大,因此现场局放的试验接线、补偿方式均有不同。

2.2±800 k V特高压换流变压器补偿容量计算。

2.2.1 有功功率计算

有功损耗计算以被试变压器的空载损耗为依据,并按各铁心段分别计算,将空载损耗按铁心段数平均,三柱式铁心共分7段(3柱和4段铁轭),每段损耗为总损耗的1/7。试验时各段铁心损耗,取决于磁通密度和频率,即:

式(1)中:f1,fn分别为基频和倍频电压频率;B1,Bn分别为与额定电压和倍频对应的磁通密度;Pq,P0分别为每段铁心的试验损耗和空载损耗。m,n分别为与硅钢片性能有关的系数,冷轧钢取m=1.6,n=1.9,热轧钢取m=l.3,n=1.8。

由于:

得全磁通时各段铁心损耗为:

在电源频率f=200 Hz,K=1.5×1100/1050=1.57情况下,有功损耗为:

由式(4)计算P=(1.57×50/200)1.9×(200/50)1.6×180≈280 k W。

该变压器在电压时的有功损耗约为280 k W,加上中间变和补偿电抗器的有功损耗(50 k W左右),再考虑10%的裕度,则发电机组的有功输出不应小于360 k W,本次试验使用500 k W/1000 k V·A的中频发电机组,能够满足试验要求。

2.2.2 容性无功计算

试验电压沿变压器绕组轴向高度成线性关系。假定高、低压绕组之间和绕组对地的电容沿绕组高度均匀分布,变压器绕组对地电容效应可由绕组两端的集中电容所等值,绕组容性功率为:

式(5)中:ω为试验电压角频率等于2πf;CLine_E为网侧绕组对地电容,p F;CLine_valve为网侧阀侧绕组间电容,p F;Cvalve_E为阀侧绕组对地电容,p F;ULinem为绕组网侧电压,k V;UValvem为绕组阀侧电压,k V。

对于Y型换流变非对称加压,由式(5)计算

对△型换流变采用对称加压,则:

由式(6)计算

3 采用可调电抗器方式的感性补偿方法

3.1 可调电抗器的主要原理

当铁心电抗器的线圈中通过以交流电流时,它就产生两部分磁通,如图1所示。一部分是主磁通Φm,它沿铁心磁路(铁心饼、饼间气隙、铁轭)闭合,与全部线匝相交链;另一部分是漏磁通Φσ,它主要沿空气(或油)闭合。这种电抗器的等效电路如图2所示。在等效电路中,主磁通所对应的电抗称为主电抗,而漏磁通所对应的电抗称为漏电抗,铁心电抗器的电抗为主电抗于漏电抗之和。

铁心电抗器的主电抗:

式(7)中:Lm为主磁路对应的电感,即主电感,H。

式(8)中:W为电抗器的总匝数;Am为主磁路的磁导。

为了较准确地计算主磁导Am,首先研究一下主磁道磁力线的分布。如图3所示。

主磁通的磁力线可分为2个部分,第一部分是穿过铁心饼下气隙面积的磁力线,假定它们都是垂直射入(或射出)铁心饼截面,分布是均匀的,这一部分磁路对应的磁导记为Am1;第二部分是除了第一部分之外的主磁通的磁力线,它们是由边缘效应所产生的,其路径近似为半圆,这一部分磁路对应的磁导为Am2,则:

铁心饼下空气气隙对应的磁导:

式(10)中:δ为铁心饼间气隙长度,m;μr为相对磁导率;μ0为磁常数;Aδ为铁心饼截面的截面积,m2。

式(11)中:Ai为铁心柱的净截面积,m2;Kdp为铁心碟片系数。

假定对应边缘效应的那一部分磁通从一个铁心饼沿半圆路径到达另一个铁心饼,那么该路径长度为πx。对于铁心横截面圆周上单位长度,边缘效应磁通所穿过的面积可表示为l·dx,则该磁路的磁导可表示为:

设由于边缘效应,铁心柱向外扩大的等效宽度为ε,则A'm2还可以表示为:

式(12)与(13)相等,于是得到:

在式(14)中,ε的单位为m。如图3所示,对于平行叠片铁心,边缘效应产生的气隙向外扩大的等效面积为:

式(15)中:bm为铁心柱最大片宽,m;Δm为铁心柱最大厚度,m。

由式(10)、式(11)、式(16)得到:

其中,等效导磁面积:

当铁心电抗器有N个气隙时,其主电感:

其主电抗:

考虑到μ0=4π×10-7H/m,则:

由此可见,通过改变铁心饼间气隙长度可以有效地改变电抗器的电抗值Xm,从而改变感性补偿容量。

3.2 可调电抗器参数选择

根据容性无功计算结果,单台容量需大于1200k V·A,同时考虑过补偿度在10%至30%,容量范围应在1300~2000 k V·A。在局放试验时,1.5倍预加电压时,阀侧电压为151.5 k V,同时为兼顾±500 k V换流变及特高压现场应用,选择额定电压为200 k V。具体参数如表2所示。

4 现场局放试验验证

4.1 被试变压器参数(Y型为例)

被试变压器参数(Y型为例)如表3所示。

4.2 试验接线

试验采用200 Hz倍频电源加压,阀侧绕组单端加压励磁,网侧绕组中性点接地的标准接线方式,分相进行。试验接线如图4所示。

在不大于U2/3的电压下接通电源;上升到,保持5 min;上升到,保持5 min;上升到,保持30 s;降低到,保持60 min测量局部放电;降低到,保持5min;在施加试验电压的整个期间,应监测局部的放电量。加压方式如图5所示。

图5中:;A=5min;B=5 min;C=30 s;D=60 min;E=5 min;系统最高运行电压Um=550 k V;激发电压;试验电压

4.3 试验过程

调整可调电抗器,使气隙到最大,从而感性补偿容量最大,保证感性电流要大于容性电流。为使得倍频电源发电机的电流最小化,不断的调整气隙,调节感性补偿容量,使感性容量过补偿10%左右,因为可调电抗器在励磁变出口电压与被试变压器的电压相同,因此仅需监测电流,即可计算出补偿情况。电抗器调节过程中电压电流如表4所示。

从表4可以看出,不断地调整气隙可以平滑地改变电抗器的电抗值,从而改变感性补偿容量,调整感性过补偿的程度,从而使发电机工作在最佳状态。最终调整到电抗值为13.6 H。施加电压及局放量如表5所示。

5 结束语

对于大容量、高电压可调电抗器在特高压换流变局放试验中的首次应用,现场接线简单、无需串并联组装、试验准备工作量小、节省人力物力、背景局放量小、试验安全、方便快捷等特点,高效优质地完成换流变特殊性试验,既验证了特高压换流变的优良性能,又验证了新试验方法的可行性。同时缩短了换流变安装试验周期,加快了特高压直流输电技术推广应用的步伐,也为特高压直流电网的安全运行提供了安全保障。

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换流技术 第6篇

截至目前,国内已建成的高压直流输电工程有15个,“十二五”期间国家电网公司系统内还将规划新建15个直流工程,高压直流输电已在中国电力网络中起着举足轻重的作用[1,2,3]。 随着大批高压直流输电工程的投运,直流运行的稳定性对电网安全稳定控制的影响日益显著。统计数据表明,在影响直流输电系统稳定运行的各类因素中,换流变压器(简称换流变)接地故障是主要因素之一[4,5,6,7,8]。本文介绍了2012年1月13日葛洲坝—南桥直流系统(简称葛南直流)南桥换流站(简称南桥站)极Ⅰ换流变阀侧接地故障事件,通过对故障过程中保护动作情况的讨论以及换流阀换相过程对故障电流的影响分析,总结了换流变阀侧接地故障时直流系统的响应情况。

1 南桥站极Ⅰ直流保护动作分析

1.1 故障概述

故障前,葛南直流双极全压正常运行,葛洲坝送南桥功率460 MW,两站均无任何操作。故障后南桥站极Ⅰ相关保护动作情况见表1。

1.2 换相失败告警原因分析

05:34:51:444时,双套直流保护系统均报出检测到换相失败,故障不同阶段的录波图见附录A图A1。第1阶段展示了南桥站极Ⅰ发出换相失败告警时刻的波形图,通过波形图可知,发出换相失败

告警时,直流电流最大值达到1 800 A,而阀星形侧三相交流电流和阀三角形侧三相交流电流基本为0,满足换相失败时直流电流大于交流电流的条件,给出换相失败告警。

1.3 换流器差动保护动作原因分析

从第2阶段故障录波可以看出,极Ⅰ阀组高压侧电流IdYC和极Ⅰ阀组低压侧电流IdDC在故障时刻不等,存在差流,IdYC最大值达到1 867 A,而IdDC为0。换流器差动保护Ⅱ段的动作原理为|IdYC-IdDC|>max(240,0.2|IdYC+IdDC|/2),延时5 ms。其中,240为制动门槛值。

根据换流器差动保护Ⅱ段的动作原理,保护动作条件为IdYC与IdDC的差流的绝对值大于240和0.2|IdYC+IdDC|/2中的最大值,其中,|IdYC-IdDC|=1 867 A,0.2|IdYC+IdDC|/2=186.7 A。可见,换流器差动保护动作条件满足,保护正确动作。

1.4 Y桥差动保护动作原因分析

从第3阶段故障录波可以看出,极Ⅰ的Yyn换流变C相阀侧电流增大,最大值达到8 696 A,而此时极Ⅰ阀组高压侧电流值为1 900 A。Y桥差动保护的原理为IVY-IdYC>max(600,0.2IVY),延时0 ms。其中:IVY为换流变阀侧电流;600为制动门槛值。

根据换流器Y桥差动保护的动作原理,保护动作条件为IVY与IdYC的差流大于600和0.2IVY中的最大值,其中,0.2IVY=1 739 A。可见,Y桥桥差保护动作条件满足,保护正确动作。此外,本次故障亦属于换流变的区内故障[9],换流变电量保护正确动作,此处不再累述。

2 南桥站极Ⅰ具体故障过程分析

根据现场检查结果、直流保护情况以及故障录波图分析,本次故障点应位于换流变阀侧套管处,且故障过程中故障点由套管阀侧经电流互感器(TA)转移至套管交流侧。依据故障发展情况(见附录A图A1),将本次故障分为4个阶段进行分析。

第1阶段(持续4 ms):Y桥阀3和阀4导通,Yyn换流变A相套管TA靠近阀侧发生接地闪络故障,随后的阀4和阀5导通过程中,故障持续,没有明显故障演变。

第2阶段(持续2 ms):Y桥阀5和阀6导通,阀4和阀6形成并联支路向故障点提供故障电流。

第3阶段(持续5 ms):故障点发生转换,即故障点由Yyn换流变A相套管阀侧经TA转移至套管交流侧。

第4阶段(持续78 ms):直流控制保护投入旁通对至换流变进线开关跳开。

2.1第1阶段故障过程分析

故障前,Y桥阀3和阀4处于导通状态,此时,Yyn换流变套管TA靠近阀侧位置发生接地闪络故障,如图1中红色故障点所示,直流电流通过导通的阀4流经故障点,流入大地后,经两侧接地极线、南桥侧直流极Ⅱ汇合至葛洲坝侧极Ⅰ,通过极Ⅰ直流线路流回。故障电流回路如图1中蓝色箭头所示。

第1阶段详细故障录波图见图2(从故障开始时刻到V6导通时刻)。通过录波图可以看出,故障发生后,故障电流经极Ⅰ直流线路后经故障点直接流入大地,因此IdYC增加,三相阀侧电流及IdDC减小至0。此阶段导致IdYC大于换流变阀侧三相交流电流,满足换相失败判据,05:34:51:444时给出换相失败告警。

2.2第2阶段故障过程分析

当阀4向阀6发生换相后,阀6正常导通,而阀4因为存在故障电流无法过零[10],导致不能关断,形成如图3中蓝色箭头所示的故障回路。故障电流分别经阀4和阀6的并联回路向故障点提供短路电流,其中阀6提供的故障电流经换流变阀侧B相TA流入A相,经A相TA流入故障点,对于B相TA故障电流为流出,而对于A相TA故障电流为流入,因此形成图2(从V6导通时刻到故障转换时刻)所示褐色点线和蓝色虚线大小相等、方向相反的现象。

2.3第3阶段故障过程分析

在阀6导通的阶段内,故障点位置发生变化,故障点由Yyn换流变A相套管阀侧经TA转移至套管交流侧,新故障点如图4中红色故障点位置所示。故障发生转移后,故障电流回路与第2阶段基本一致,只是对于A相TA,故障点转移前反映阀6提供的故障电流,而故障点转移后反映阀4提供的故障电流,故障电流方向对于A相TA由流入变为流出。因此,可以从图2故障转换时刻的位置看出,流经A相TA的电流由负值跃变为正值。故障发生转移后,流经阀4的故障电流和流经阀6的故障电流的和电流与直流电流相等,随着流过阀6的电流减小,流经阀4的故障电流增加,阀6向阀2未换相成功,流经阀4的电流最后与直流电流相等。

2.4第4阶段故障过程分析

当直流保护阀组差动保护发出闭锁指令之后,按照动作逻辑,逆变侧投入旁通对,Y桥旁通对选择的是阀2和阀5,D桥旁通对选择的是阀4和阀1。此时,由交流系统提供故障电流,经Y桥的阀5,流过D桥的阀4和阀1,流向极Ⅰ阀组低压侧,经逆变侧接地极流入大地,后经A相故障点形成回路,故障电流回路如图5中蓝色箭头所示。流经换流变阀侧C相TA的电流与此阶段故障电流一致。电流IdDC由故障电流和通过旁通对流入接地极的极Ⅰ直流电流两部分组成。由于IdDC发生饱和,因此未能录到波形峰值。该过程一直持续到交流开关跳开,此时故障电流消失,故障录波如图6所示。

从本阶段的故障录波图可以看到,在逆变侧换流变阀侧套管发生接地故障时,通过投入旁通对,会有巨大的短路电流流过阀组[8],直到交流侧开关跳开。在后续工作中,针对南桥站闭锁时序,优化了南桥站阀侧单相接地故障阀组差动保护动作策略,在此情况下禁投旁通对,有利于在消除故障的同时防止大电流流过阀组和换流变对其造成损坏,并通过仿真试验验证了其正确性。

3 套管现场检查

现场人员打开南桥站极Ⅰ的A相换流变阀侧星形出线套管检修手孔,发现该套管底锥破裂。吊出后,可见锥部瓷套已完全破碎,电容屏蔽层全部外露,电容纸整体完好。高压端有明显放电痕迹,法兰根部也有放电痕迹,如附录A图A2所示。换流变阀侧星形出线套管电流测量TA的安装位置正好位于套管高压端和法兰根部之间,套管解体后的检查结果同故障分析结论一致。

4 结语

结合故障录波分析和现场检查情况可以看出,此次故障为南桥站极Ⅰ的A相换流变阀侧星形出线套管内部的突发性爆炸,因爆炸后套管内部瓷片在套管内移动发生转换性故障,故障点由换流变套管阀侧转移至套管交流侧,故障过程复杂,故障特征明显,对于分析类似复杂故障提供了理论基础。

通过对各阶段的故障特征分析发现,逆变侧针对不同的故障特性应分别考虑投旁通对策略,对于部分阀组区域的故障,投入旁通对后反而不利于故障的消除且对一次设备不利,应针对不同故障特性制定相应的控制保护策略,对直流控制保护的设计具有一定的借鉴意义。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

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大型换流站地表电位分布计算 第7篇

一切重要建筑和设备都必须接地, 中、大容量发电站和变电站进行良好接地尤为重要。1984年以来, 国内多次发生变电站接地故障, 造成大面积、长时间停电, 以及人员伤亡、设备损毁的严重事故, 经济损失十分巨大[1]。

变电站的接地网集工作接地、防雷接地、保护接地等多项任务于一身。接地网安全与否主要是指发生接地故障时, 从接地网流入大地的电流是否在地面设备和附近地面之间、地面附近点之间产生危险的电位差, 以及是否对一次或二次设备发生反击, 产生危害等。接地网电位分布研究是为了提高接地网的安全性, 并对接地网的设计与改进有重要的指导意义。

过去认为接地网的接地电阻越小就越安全, 测量评估一个接地网的安全性时, 常常看接地电阻是否满足要求即可。但在实际中, 接地电阻与安全性的关系并不单纯如此。接地电阻比较低的接地网, 由于设计分布的关系也可能存在危险的跨步电压和接触电压。因此, 接地网电位分布和电位梯度分布对接地网的安全评估是非常重要的。

变电站接地网的接地参数由于受到接地网形状和大地结构等因素的影响, 很难得到结果。从1972年以来, 国内外学者对接地系统接地参数的数值计算进行了大量的研究, 并将各种数值计算方法应用到了接地参数的计算中, 如模拟电荷法、边界元法、有限元法、矩量法和有限差分法等。同时有人提出了线电流模型和环电流模型相结合的计算方法[2,3]。本文在结合各种接地网数值计算方法的基础上, 编写了适用于复杂形状接地网的软件。

以前对接地网的模拟计算都是针对均匀网格或不均匀网格的计算和分析。但实际上在某些发电厂的接地网并非全是网格分布, 还具有部分不规则的地网。本文运用的软件采用格林函数计算接地系统参数, 用镜像法计算自电阻和互电阻, 可以对任意形状和方向的接地网在均匀土壤的条件下注入恒定电流后的电位分布进行计算。运用此软件对一个实际的换流站地表的电位分布进行了计算。

1 计算原理

设一恒定电流I由接地极分散泄流流入大地, 土壤电阻率为ρ, 以无穷远处为电位参考点。

由于使用恒流源, 设导体表面电位相等, 可得到边界条件:

式中C为常数。

如果电极长度总长为L, 通过L泄流的总电流为I, 将L划分为n个微段, 第j微段的长度为Lj, 其中心为Oj, 第j微段泄流电流为Ij, 则:

由叠加定理可得到通过L泄流的电流I在P点产生的电位:

G (P, Oj) 为以Oj为等效中心的单位点电流源在P点产生的电位。G (i, j) 为第j微段施加单位电流源时在第i微段上产生的电压, 在此定义为互电阻, 用Rij表示;当i=j时, Rij为自电阻。上式变为:

根据边界条件, 设电极电位为VG, 则:

由式 (3) 和式 (6) 构成了n+1阶方程组, 写成矩阵形式为:

式中:

根据接地电阻的定义, 即接地电阻R为接地体的电位与流过接地体的电流I之比, 即:

因此, 求解方程组 (7) 得到VG和Ij就可求得接地电阻R, 通过式 (5) 可得到土壤中任一点P的电位。

G (P, Oj) 代表单位电流由一个单元j注入土壤时在P点产生的电位。当P点距离微段Lj很远, 可将整段电极Ij看为集中在该段中心Oj的点源处理, 如果土壤为均匀土壤, 则:

式中r和r′分别为点P与第j微段中心点Oj及其镜像点Oj′的距离, r、r>>Lj。

当P点和微段Lj接近, 特别是P点在Lj微段表面时, 采用点电极的电位计算公式将带来很大的误差。将微段Lj分为m个大小相等的微分段。设djk为由微分段kj流入土壤的电流, 将从j微段流入土壤的电流定义为单位电流, 则:

设VjPk为单位电流由微分段kj注入土壤时在点P产生的电位, 其计算公式为:

式中a为导体半径, b为微分段长度;λ是一个待定参数, 且λ大于零;r、z分别为点P的横坐标和纵坐标;K0和K1分别为零阶和一阶第二类修正贝赛尔函数。

式 (15) 是接地体在无限均匀介质中的情况, 对于半无限介质, 则可采用镜像法求得VjPk (r′, z′) 。点P的电位为:

当点P与Lj微段接近时, 有:

设有单位电流注入第j微段, 则第j微段的电位升在数值上等于Rjj, 将点P分别固定于各微分段上, 再由导体等电位的边界条件, 可得到如下N+1个方程组:

Rjmk为第j微段的各微分段之间的互电阻, 当k=m时, 为第k微分段的自电阻。Rjmk为将P点固定在微分段m上, 单位电流注入k微分段时在点m产生的电位。求解Rjmk=G (m, Oj) 时, 当微分段m距微分段k距离较远时 (二者之间的距离远大于微分段长度) , 则可采用点电极公式 (13) 求解, 否则采用式 (16) 求解。联立求解方程组 (18) , 则得到dkj和第j段的自电阻Rjj。

微分段i和微分段j的互电阻Rij为第j微段上的单位泄流电流在第i段上产生的平均电位:

式中Li为第i微段接地体长度;Pids为第i段上的微分段ds中心点;G (Pids, Oj) 为电流注入j微段在Pids点产生的电位, 如图1所示。

为简化积分, 当i、j两段相距较远时, 可以将Li和Lj微段作为点来处理, 这时Rij就可用公式 (13) 计算, 将该式中点P固定在i段中心即为Rij的值。当i、j两段相距较近时, 对分别在i段上的三个点P1i、P2i、P3i (两个端点和一个中心点) , 用式 (17) 计算G (P1i, Oj) 、G (P2i, Oj) 和G (P3i, Oj) , 取三者的平均值[G (P1i, Oj) +G (P2i, Oj) +G (P3i, Oj) ]/3作为Rij的近似值。

上式已能满足一般的工程精度要求, 如果需要提高精度, 则还可以增加i段的取点数。

2 一个实际接地网的计算与分析

某500 k V换流站设计的接地网, 长383.1 m, 宽301 m, 面积较大, 接地网埋深0.8 m, 站用变、水泵房及水池、备用变和继电器室的接地网均以各自房屋的结构分块, 其接地网与主接地网之间有不同根接地线相连, 均为非网格结构, 整体地网分布复杂。工频测量值为0.376Ω, 符合0.5Ω的设计要求[4]。

计算时先按照设计图纸输入接地网各段扁铁和垂直接地极所在坐标和截面尺寸。利用软件对接地网进行计算, 根据工频测量的结果得到大地的电阻率为250Ω·m。计算时假定的恒定电流为10 k A。

计算之后所得到的数据为地表电位分布的矩阵。选择步长为0.5 m, 并对地网外围留出稍许余量, 得到816×668的电位分布的矩阵。通过Origin对矩阵进行绘图得到接地网注入恒定电流后整个接地网地表的等电位分布情况, 如图2所示, 图中灰度越浅表示电压越高。

X轴、Y轴单位为步, Z轴单位为V。提取接地网点电位分布, 如图3所示。

由图可见电位分布为中间低, 周边较高, 平均电压为3 000 V左右, 但在周边高电位处电压可达到4 700 V。

再绘制出接地网的电位梯度图, 如图4所示。

由图可见, 在X坐标760步, Y坐标为任意的一系列区域上, 部分电位梯度较大, 有近800 V的电位差。这样高的电位差会对人身安全与二次设备的绝缘造成一定的危害。

3 结语

当接地电阻满足设计要求时, 接地网的电位分布依然存在潜在的危险。过多的垂直接地极也会影响电位分布。当发生雷击时, 由于地网的复杂结构, 可能在非注入点产生大的电位差。为提高安全性, 应计算分析出危险区域, 并对这些危险区域做好标示, 避免人员在故障时出现在该区域, 同时应尽量避免在该区域设计二次设备接地线。

参考文献

[1]姚凤.变电站接地网数值计算[J].安徽水利水电职业技术学院学报, 2007, 7 (1) :1-3.

[2]张丽萍, 袁建生, 李中新.一个实际变电站接地网的计算机模拟计算与分析[J].电工技术学报, 2000, 15 (1) :72-75.

[3]李中新, 袁建生, 张丽萍.变电站接地网模拟计算[J].中国电机工程学报, 1999, 19 (5) :76-79.

某换流站厂房结构设计分析 第8篇

关键词：换流站厂房,结构布置,有限元分析

1引言

根据国家电网公司的近期规划, 未来5年是我国发展特高压直流输电技术的关键时期。直流输电技术符合电力工业发展规律和清洁能源的发展方向, 在我国有广阔的应用前景。换流站是指在高压直流输电系统中, 为了完成将交流电变换为直流电或者将直流电变换为交流电的转换, 并达到电力系统对于安全稳定及电能质量的要求而建立的站点。换流厂房是换流站的“心脏”, 是放置换流阀的封闭建筑。从结构形式来说是无吊车荷载且屋架下弦有较大吊挂荷载的单层工业厂房。本文重点论述低端换流厂房的结构设计方法。

2工程概述

本换流站工程位于四川省宜宾市。换流站建筑物由2栋高端换流厂房及辅控楼、1栋低端换流厂房及控制楼、阀外冷设备间组成。

低端换流厂房为单层背靠背建筑, 结构采用钢屋架—混凝土剪力墙、框架柱的混合结构体系。

低端换流厂房外侧设有变压器, 按工艺要求, 变压器间设置横向钢筋混凝土剪力墙, 变压器与厂房间设置纵向钢筋混凝土剪力墙。厂房中部纵向防火墙采用钢筋混凝土框架结构, 砌体填充墙为蒸压灰砂砖。钢屋架支承于两侧防火墙及厂房中部的框架柱上。

低端换流厂房平面形状呈矩形, 横向跨度为23.1m×2m, 标准柱距为10.5m及11.0m, 房屋长度为76.5m。屋架下弦底标高为16.0m, 结构屋脊高度为21.39m, 建筑面积为3 568m2。结构平面示意图如图1所示。

3结构布置[1~3]

3.1屋盖结构

屋盖结构采用有檩钢屋盖结构体系 (压型钢板屋面) , 由梯形钢屋架、檩条、屋盖支撑等构件组成。钢屋架支承于钢筋混凝土剪力墙及框架柱等竖向受力构件。在混凝土结构上预埋钢埋件, 钢屋架再与钢埋件焊接。

钢屋架结构减小了结构自重, 对结构抗震有利。同时也便于吊装电气设备的型钢吊梁与屋架下弦的连接。

屋架高度为1.55~3.80m。屋架节间布置满足腹杆倾斜角度约为45°的要求, 同时考虑避让暖通专业风管。屋架上、下弦杆及腹杆截面均为热轧H型钢。

屋架上下弦横向水平支撑布置在边跨及中跨, 上下弦纵向水平支撑布置在屋架端部及中部节间, 横向与纵向支撑形成封闭支撑体系。支撑均采用圆钢+紧固件。

为加强屋盖结构整体刚度, 屋架上下弦节点处设置屋架通长水平系杆, 截面为方钢管。

在上下弦通长水平系杆间对应横向水平支撑处设置竖向支撑, 截面为方钢管。

屋面檩条为主副檩条体系, 主檩条采用高频焊接H型钢, 屋面附檩条采用Z型冷弯薄壁型钢。

3.2防火墙

厂房端部防火墙采用纵横向相交钢筋混凝土剪力墙, 墙厚300mm。剪力墙既能满足工艺的降噪防火要求, 也能为结构提供足够大的抗侧刚度。剪力墙顶预埋钢板及锚栓, 屋架与剪力墙连接节点如图2所示。

厂房中部纵向防火墙采用钢筋混凝土框架结构, 砌体填充墙为蒸压灰砂砖。屋架支承处设置KZ1, 截面为600mm×600mm。为减小框架梁计算跨度, 相邻KZ1中部设置KZ2, 截面为400mm×400mm。框架与山墙相交处设置T型钢筋混凝土柱。沿柱高每隔约5m设置一道框架梁。KZ1柱顶预埋对拉锚栓钢牛腿。屋架与KZ1连接节点详见图3, 屋架与KZ3典型连接节点详见图4。

3.3山墙

山墙抗风柱采用钢柱, 钢柱与屋架铰接连接。抗风柱间水平支撑采用交叉及K型钢支撑。横向水平作用通过柱间支撑传递给抗风柱, 抗风柱再传递给基础。纵向水平作用通过抗风柱传递给纵向受力构件。抗风柱及柱间支撑截面均采用焊接H型钢。

山墙采用压型钢板围护结构, 墙梁采用高频焊接H型钢。

4计算分析

4.1设计依据

建筑物安全等级为一级, 建筑设计使用年限60a。抗震设防类别为重点设防类, 抗震设防烈度为7度, 设计基本地震加速度为0.10g, 设计地震分组为第二组。

4.2荷载及作用

4.2.1恒载

包括构件自重、屋面恒载 (保温、压型钢板、含檩条自重、设备管道及吊灯) 、墙梁恒载、检修平台及巡视走道恒载设备、悬挂荷载。

4.2.2活载

包括屋面活载, 巡视走道活载, 检修平台活载。

可变荷载考虑设计使用年限60a的调整系数为1.02。

4.2.3雪荷载及风荷载

雪荷载取0.30k N/m2, 基本风压按设计要求取0.60k N/m2。

4.2.4地震作用

按照《建筑抗震设计规范》, 本工程不考虑竖向地震作用, 仅进行水平地震作用分析, 但需考虑屋架下弦悬挂大质量设备对结构内力分布及变形的影响。

4.2.5温度作用

考虑钢结构在施工阶段的温度作用:合拢温度定为10℃, 升温温差考虑30℃, 降温温差考虑30℃。

温度作用工况不与地震工况、风荷载工况组合。

4.3材料选用

钢柱、屋架、巡视走道梁钢材采用Q345B, 其余钢构采用Q235B。

框架及剪力墙混凝土等级为C30。

4.4结构分析

分析软件采用通用建筑结构有限元程序Midas/Gen完成。结构有限元分析采用三维模型, 梁、柱、桁架弦杆等采用梁单元, 桁架腹杆采用桁架单元。结构整体模型轴测图图5所示。

4.4.1应力分析

杆件最大应力分布图详见图6。由图知, 杆件最大应力比均小于0.85。

4.4.2结构位移

经程序计算:屋架在各工况作用下结构最大挠度、结构在各工况作用下结构最大侧移为均满足规范要求。

因篇幅所限, 仅列出结构在温度作用下的位移云图, 如图7和图8所示。

4.4.3模态分析

分析表明, 整体结构的基本自振周期T=0.63s, 第一振型以平动为主。由该结果可知, 结构布置有效地避免了混合结构刚度分布不均匀引起的过大扭转效应。

5材料用量

依据钢构深化图, 钢构件用钢量统计如表1所示。钢构用钢量为128kg/m2。

依据施工图, 混凝土构件混凝土用量、钢筋用量及砌体填充墙用量统计如表2所示。混凝土总用量为1360m3, 钢筋用量为58kg/m2。

综合上述数据及参考类似采用全钢结构的换流站厂房经济数据, 换流厂房采用混合结构比全钢结构造价低。

6小结

总结本工程结构设计, 为类似工程提供如下建议。

1) 钢屋架—混凝土剪力墙、框架柱的混合结构体系为类似工程的优选结构型式。主体承重结构均采用钢筋混凝土结构, 刚度均匀, 且剪力墙及框架柱能提供足够大的抗侧刚度。同时也能满足工艺对设备防火降噪的要求。屋盖采用梯形钢桁架减小了结构自重, 也便于暖通管道在屋架节间内布置和电气设备的支吊架的施工。经济性较全钢结构优势明显。

2) 屋架下弦设备吊挂支架用钢量较大, 占钢构总体用钢量约20%。主要原因:一是吊挂电气设备自重大, 竖向作用动力放大系数较大, 在屋架设计中加大了屋架下弦构件的抗弯承载力;二是因为有较多辅助管线与吊挂电气设备相连, 辅助管线往往不在一个标高上, 需做较多的标高转换支架及固定支架。

建议吊挂设备和屋架下弦连接处采用隔震措施, 减小设备对厂房主体结构的影响, 可减小屋架下弦截面。

同时工艺专业可优化管线布置, 减少辅助支架的数量。

3) 因为电力厂房的特殊性, 主体结构中的螺栓连接节点均需增加接地铜线以满足电气接地要求。结构专业应综合考虑结构构件受力合理性和电气专业接地量的要求, 在易于俯焊施工的非主要受力节点可采用全焊接连接或螺栓连接再点焊的连接方式。本工程屋面檩条 (墙梁) 的拉条、撑杆的连接螺栓节点在安装完成后均与檩条 (墙梁) 点焊连接以保证安全接地。

参考文献

[1]GB50011—2010建筑抗震设计规范[S].

[2]GB50017—2003钢结构设计规范[S].

换流站阀厅屏蔽球结构研究 第9篇

关键词：屏蔽球,特高压直流输电工程,换流站,电场,阀厅,起晕,计算机仿真

我国地域辽阔,发电能源和用电负荷的分布又极不均衡。华东、华南沿海地区经济发达,电力市场空间大,能源却最为匮乏; 西部地区经济发展相对落后,用电水平和需求低,而能源确十分丰富。这一客观现实决定了我国电力跨区域大规模流动的必然性。±800 k V特高压直流输送容量大、损耗小、送电距离远,符合国家可持续发展战略要求。但是,目前特高压直流输电技术还没有成熟的应用经验,许多关键技术还有待研究,只有突破特高压关键技术,才能为项目业主和政府主管部门提供可靠的决策依据[1—3]。

换流站阀厅是直流成套设计、工程设计、厂家设备、施工安装等多接口、多界面、多层次及多阶段的配合焦点,技术复杂、接口繁多。阀厅金具是高压直流换流站阀厅设备的重要组成部分,主要包括屏蔽球、均压环等,是整个直流输电系统正常运行的重要保证。在换流站阀厅里,所有的阀和金具都安装在有限的空间内,正常运行时对阀厅内部金具设备的电晕水平有严格要求,各金具表面的电场强度都必须控制在一定的范围内,尤其是特高压直流换流站,对金具表面场强控制要求更高,需要用屏蔽球进行屏蔽。所以,屏蔽球设计是整个阀厅金具设计的重要组成部分。

文献[4—11]介绍了换流站阀厅的设计原则以及一些设计经验,主要是关于换流阀结构及外形、阀厅尺寸、厅平断面布置、阀厅内空气净距计算等等。文献[12,13]基于ANSYS计算软件,使用有限元法计算了阀厅内整体电场分布的情况,对于阀厅内部金具设计具有重要的指导意义。

以往工作主要是针对阀厅或阀厅金具整体设计等方面做研究,针对某个具体金具研究较少。现针对阀厅内地刀与管母连接处的屏蔽球在电晕无线电干扰试验中出现的起晕现象,提出了新的屏蔽球结构设计方法。

1 试验

地刀与管母连接处的屏蔽球电压较高,同时为了使地刀和绝缘子通过,需要在屏蔽球上开孔,图1为郑州换流站阀厅内各地刀与管母连接处的屏蔽球,从图1中可以看到绝缘子通过孔边缘一般都进行了倒圆角处理,地刀通过孔边缘没有进行倒圆角处理。箭头所指为地刀通过孔边缘与绝缘子通过孔边缘相交处,此处较易起晕。

试验在电力工业电力设备及仪表质量检验测试中心进行,试验依据 国家标准GB /T 2317. 2—2008[14]进行。试件安装于光滑的管母一端,在另一端安装2个直径1. 2 m的屏蔽环,管母长11 m。试品放置在支柱绝缘子上,管母两端用尼龙绳悬吊,对地高度为8. 4 m。试件如图2所示,整个布置图如图3所示。试验时气压为101. 3 k Pa,干温为22. 5℃ ,湿温20. 0℃。

试验时,用紫外成像仪观察电晕,当电压达到1 000 k V时,地刀孔边缘接近绝缘子孔处出现起晕现象,起晕处见图2和图3箭头所指处。

2 试验结果分析

一般求解电磁场问题的方法主要有解析法、数值计算法、半解析法。

数值算法的基本思想就是把连续变量函数离散化,把微分方程化为差分方程; 把积分方程化为有限和的形式,从而建立起收敛的代数方程组,然后利用计算机技术进行求解。在19世纪40年代,有人试探用数值计算的方法来求解具有简单边界的电磁场问题,如采用Ritz法[15],在整个求解场域范围内以多项式逼近二阶偏微分方程得到求解域中的解。在19世纪50年代,采用差分方程近似二阶偏微分方程,诞生了有限差分数值计算方法,开始是人工计算,后来采用机械式的手摇计算机计算,随后发展了多种形式的数值求解方法。

图 3 布置图Fig. 3 Disposion chart

求解方法主要分为下面几类[15—20]:

微分方法: 有限元法、有限差分法、蒙特卡洛法;

积分方法: 边界元法、模拟电荷法、矩量法、数值积分法;

微分积分相结合: 单标量磁位法、双标量磁位法。

从场域范围、边界形状、场域维数、介质种类和电场强度的计算方面综合考虑,选取有限元法来计算屏蔽球表面电场,具体计算中采用了较成熟的商用软件ansys。

管母通过孔的电压与管母电压相等,其附近电场较小,对最终结果影响不大,绝缘子等对最终结果影响也不大,所以将管母通过孔、管母、绝缘子等忽略,对屏蔽球单独进行分析,在solidwork里进行几何建模,如图4所示。

将几何模型导入ansys进行有限元分析,外载电压为1 000 k V,分析结果如图5所示。

从图5中可以看到电场强度最大值出现在地刀孔边缘接近绝缘子处,达到44 k V/cm,已明显超出空气起晕的临界场强30 k V/cm,此处易起晕。分析原因,主要是由于绝缘子通过孔处的圆角与地刀孔相交,如图4箭头所指,此处出现棱边,易引起电场集中。

3 改进措施

总体上说,此类屏蔽球在阀厅中的位置特殊,其表面电位较高,屏蔽球上必须开孔,以使地刀与绝缘子通过,为地刀所开孔位置受地刀位置的限制,同时此孔直径不宜过大,以免出现电场集中。

下面分别讨论此类屏蔽球设计的方法。

1) 减小绝缘子通过孔处的圆角,使其无法与地刀孔相交。减小圆角会使绝缘子通过孔处易出现电场集中,另外每个工程地刀孔位置不一样,受地刀位置的限制,在某些工程中,地刀孔可能离绝缘子较近,若想避开地刀孔,必须采用较小圆角,很可能由于电场集中起晕。总之,此方法不具有通用性。

2) 在地刀孔边缘倒圆角。由于地刀孔是现场开,所以倒圆角也必须在现场进行,难度较大。

3) 适当减小绝缘子通过孔处的圆角,使其不与地刀孔边缘相交。此圆角也不能太小,若太小容易引起电场集中。所以适当减小绝缘子通过孔的圆角,保证其不与地刀孔棱边相交,此时不必再减小圆角,若此圆角无法保证绝缘子通过,可以在此圆角通过屏蔽球后再改变圆角半径,也就是一段圆弧采用了两段不同直径,如图6所示。

如图6所示,用两个半径对绝缘子通过孔进行倒圆角,R100和R30,这样既避免了电场集中,又避免了结构干涉。

4) 增大屏蔽球直径,避免绝缘子通过孔与地刀孔棱边相交,这种方法会增加制造屏蔽球所用模具成本,导致屏蔽球制造成本上升。

综上所述,采用方法3对屏蔽球结构进行改进,改进后的几何模型如图7所示,缘子通过孔与地刀孔未相交,箭头所指处未出现由于绝缘子通过孔与地刀孔相交形成的棱边。

对改进后屏蔽球结构的几何模型导入ansys进行电场分析,外载电压仍为1 000 k V,结果如图8所示。无论是地刀孔边缘还是绝缘子孔边缘,电场强度都明显降低,地刀孔边缘和绝缘子孔边缘电场强度分别降低到20 k V/cm和12 k V/cm,低于空气起晕的临界场强30 k V/cm,同时进行试验,试验条件和第一次试验相同,屏蔽球无起晕现象。

4 结束语

地刀与管母连接处屏蔽球由于表面电压高,结构特殊,易起晕。本文针对直流输电工程换流站阀厅地刀屏蔽球在试验中的起晕现象,通过计算机仿真详细地分析了原因,同时对地刀屏蔽球结构进行了改进,仿真和试验结果验证了新结构的有效性。

图 8 结构改进后分析结果Fig. 8 The improved analysis result