高压交流输电范文（精选9篇）
高压交流输电 第1篇
高压输电线路会对周围油气管道产生电阻耦合、电容耦合及电感耦合, 其中电感耦合最为严重。当管道上的感应电压超过一定范围时, 不仅会影响到管道人员的安全, 同时还会使得管道产生交流腐蚀, 甚至破坏管道阴极保护系统。国内对金属管道与高压输电线路平行时所受干扰研究较多, 而对管道与输电线路交越的情况研究较少, 而实际工程中大量存在的是二者交越的情况。当管道与输电线路平行时, 可以通过“管道—大地回路模型”进行计算;当管道与输电线路交越时, 可以将交越段等效为平行段长度进行计算。
本文通过搭建三相交流高压输电线路与埋地金属管道不同的位置关系, 并根据相关标准确定管道与输电线路平行时的安全距离及交越时管道上产生的最大感应电压, 供工程设计、施工参考。
管道交流干扰判断标准
管道受到的交流干扰电压从人员安全角度考虑, 可以分为三个等级:15V、33V和60V, 美国将管道干扰电压等级设置为15V, 从而满足NACE RP 0177-1995标准中规定。在GB/T 21447-2008《钢制管道外腐蚀控制规程》和SY/T 0032-2000《钢制管道交流排流保护技术标准》中, 根据管道所处土壤的不同环境确定了其所受干扰电压的限值:6V (酸性土壤) 、8V (中性土壤) 、10V (碱性土壤) , 但是需要明确的是上面两个标准在制定时, 管道防腐涂层大多数为石油沥青, 现在普遍采用绝缘性更好的3PE材质, 因此有专家学者建议标准放宽至15V。在欧洲, 为了保证埋地管道不受交流干扰电压腐蚀, CEN/TS 15280-2006标准中规定:当土壤电阻率大于25Ω·m时, 管道交流干扰电压不应大于10V;当土壤电阻率小于25Ω·m时, 管道交流干扰电压不应大于4V。在GB/T 50698-2011《埋地钢制管道交流干扰防护技术标准》中规定, 当管道上的交流干扰电压不高于4V时, 可不采取交流干扰防护措施;高于4V时, 应采用交流电流密度进行评估。
参数的选择及模型的建立
本论文中主要的建立两个模型:管道与高压输电线平行、管道与高压输电线交越, 模型的位置关系如图1和图2所示。
模型中, 三相输电线路和屏蔽线在x轴方向为无限长, 输电线、屏蔽线及埋地金属管道的相关参数如表1、表2和表3所示。影响管道交流干扰电压大小的因素有很多, 例如:输电线稳态电流大小、管道与输电线平行长度、管道与输电线中心水平距离、管道与输电线交越角度、土壤电阻率、管道防腐层电阻率、输电线高度、埋地深度等, 因此模型比较复杂, 但通过资料可以知道, 影响管道干扰电压的主要因素有:输电线稳态电流、管道与输电线平行长度、管道与输电线交叉角度、交叉距离等。本文依据GBT 50698-2011《埋地钢制管道交流干扰防护技术标准》规定, 限制管道干扰电压不超过4V, 通过CDEGS仿真软件, 模拟管道与输电线路平行时, 不同情况下管道距离输电线路的安全距离, 以及交越时管道上产生的最大感应电压。
仿真结果及分析
管道与输电线路平行
当埋地金属管道与输电线路平行时, 利用CEDGS软件进行仿真, 当其他参数不变时, 输电线路稳态电流分别为500A、1000A、1500A、2000A, 管道与输电线路平行长度分别为100m、200m、300m、500m、700m、1000m、1200m、1500m、2000m、2300m、2500m、3000m、3500m、4000m、4500m、5000m、6000m。当管道距输电线路的水平距离越大, 管道上所受到的干扰电压越小, 通过设置管道与输电线路之间不同的水平距离, 保证平行段管道上的最大交流干扰电压为4V时, 得到最短水平距离 (即安全距离) , 例如当输电线路稳态电流为1000A、平行长度为1200m时, 为了保证管道上最大干扰电压为4V, 最短水平距离应为280m, 仿真结果如图3所示, 出现图3所示的电压分布情况是因为当管道与输电线路平行时, 由于管道两边对称分布, 使得管道平行段中间干扰电压最小为0, 两端干扰电压最大。全部仿真结果如图4所示。
从仿真结果4可以看出, 随着管道与输电线路平行长度的增加, 输电线不同电流情况下, 水平距离变化趋势相同。当输电线路稳态电流升高时, 最短水平距离不断增大;输电线稳态电流相同, 当平行长度在100m~2300m范围增加时, 最短水平距离逐渐增加, 但是当平行长度超过2300m时, 最短水平距离不但没有增加, 反而呈现略微减小的趋势, 最后趋于稳定。这是因为随着管道与输电线路并行长度的增加, 管道沿线纵向感应电动势增加, 从而使得管道两端电压升高, 同时, 由于管道外虽然有涂有防腐层, 但随着管道并行长度的增加, 管道上总的泄漏电阻变小, 导致感应电压有所下降, 两方面原因同时作用使得管道与输电线路平行长度达到一定值之后, 管道上最大感应电压基本保持不变。
管道小角度变大角度与输电线交越
管道与高压输电线路在实际交越时, 通常将所成小角度改变为大角度之后进行交越, 从而减轻管道所受干扰程度, 其位置示意图如图5所示。
为了方便计算, 同样设置管道与输电线交越两侧对称。由于输电线稳态电流越大, 对管道的交流干扰越大, 为了保证埋地金属管道处于安全状态, 我们在利用CDEGS仿真软件仿真时, 将输电线路稳态电流设置为最大值2000A。在模型中当其他条件不变时, 随着L1的增加, 管道上最大感应电压逐渐增大, 但当L1超过1500m时, 管道最大感应电压基本保持不变, 因此我们在管道与输电线路交越的模型中设定L1为固定值2000m。例如输电线稳定电流1000A、α1为30°、α2为60°、L2为600米, 改变L1对管道最大感应电压的影响如下图6所示。
L1——管道交越端延伸长度L2——管道交越段长度α1——交越前小角度α2——交越时大角度
其余参数:α1分别为0°、10°、20°、30°;α2分别为60°、70°、80°;L2分别为:200m、300m、500m、800m、1000m、1500m、2000m、3000m。不同交越角度和交越长度时, 管道上的最大感应电压如下图7所示。
从仿真结果图7可以看出, 相同情况下交越大角度α2越大, 管道交流干扰电压越小;交越前小角度α1越小, 管道交流干扰电压越大, 因为α1越小, 交越两端延伸段越近似与输电线平行, α1最小为0°, 即交越两端延伸段与输电线路平行。随着交越长度在200m~1500m范围内增加, 管道感应电压最大值迅速降低, 这是因为交越长度的增加, 使得交越段两侧延伸段离输电线路的距离越来越远;但是当交越长度大于2000m之后, 管道最大交流干扰电压值变化不大, 因为交越长度足够长时, 交越段两侧延伸段管道距离输电线路足够远, 产生的交流干扰电压值较小。
结语
本文通过模拟金属管道与输电线路平行位置关系, 根据管道干扰电压不超过4V为标准, 确定不同情况下管道与输电线路应该满足的最小水平距离;当金属管道与输电线路交越时, 确定不同参数对管道最大干扰电压产生的影响。通过模拟仿真, 得出以下结论。
(1) 当管道与输电线路平行时, 随着平行长度的增加, 管道干扰电压整体上呈现先增大后略微减小, 最后趋于稳定, 因此工程上应该尽量避免管道与输电线路的长距离平行状态, 不能避免二者平行位置关系, 则要保证二者之间的水平距离, 具体数值可以参考图4。
(2) 当管道与输电线路交越时, 其他条件不变, 交越端延伸段在300~1500m范围增加时, 管道最大感应电压逐渐增大, 但是当增加到1500m之后, 管道的最大感应电压值趋于稳定;交越长度200m~1500m范围内增加, 管道感应电压最大值迅速降低, 但当交越长度超过2000m之后, 管道上的最大感应电压值也趋于稳定。
(3) 当管道与输电线路交越时, 交越大角度α2越大, 管道上产生的最大感应电压越小;交越前小角度α1越小, 管道上产生的最大感应电压越大。
(4) 从模拟管道与输电线交越的这几种情况来看, 交越长度达到1500m、交越大角度α2达到70°或者交越长度达到800m、交越大角度α2达到80°, 管道上最大感应电压基本可以满足不超过4V规定, 具体数值如图7所示。
高压输电线路防雷措施的研究 第2篇
关键词：输电线路；防雷；改进措施
中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 (2012) 10-0184-01
一、输电线路的防雷保护
当雷击线路附近大地时，由于电磁感应，在线路的导线上会产生感应过电压。在雷云放电的起始阶段，存在着向大地发展的先导放电过程。因为先导通道发展速度不大，所以导线上电荷的运动也很缓慢。由于这种先导通道中电荷产生的静电场消失从而引起的感应电压叫做感应过电压的静电分量。同时，雷电通道中的雷电流在通道周围空间建了强大的磁场，这个磁场的变化也会使导线感应出的电压很高，这种由于先导通道中雷电流所产生的磁场变化而引起的感应压称为感应过电压的电磁分量。
雷直击于有避雷线的输电线路一般分为三种情况，即雷击杆塔的塔顶，雷击避雷线档距中央和雷绕过避雷线直击于导线（称为绕击导线）。
雷击杆塔塔顶时，雷电通道中的负电荷与杆塔还有架空线路上的感应正电荷快速中和形成雷电流。雷击瞬间自雷击点（即塔顶）有一负雷电流波分别自塔顶沿两侧避雷线向相邻杆塔运动；与此同时，自塔顶有一正雷电流波沿雷电通道向上运动，此正雷电流波的数值与三个负雷电流数之和相等。线路绝缘上的过电压即由这几个电流波所引起。
从线路雷害事故发生过程看，输电线路着雷时，如果雷电流比线路耐雷水平高，则会引起线路绝缘发生冲击闪络。这个时候雷电流沿闪络通道进入大地，持续时间很短，只有几十微秒，线路开关还来不及动作，如果沿闪络通道流过工频短路电流的电弧持续燃烧，也会引起线路跳闸。在研究线路雷击跳闸率时，必须考虑上述诸因素的作用。现仍以有避雷线的线路为例进行分析，线路因雷击而跳闸，可能是绕击雷引起的，也可能是由反击雷造成的。因此，雷击跳闸率就是分析雷击杆塔和绕击导线两种情况的条闸率。
根据前面对雷电产生和发展的分析，在决定电压等级不同的输电线路防雷保护方法时。应该从线路的重要程度和系统的运行方式以及输电线路经过地区雷电活动的强弱，地形地貌的特点，土壤电阻率等条件，然后结合当地原来线路的运行经验，根据技术经济比较的结果，因地制宜。全面考虑。同时考虑地方电力网电压等级的特点，主要采用下述的保护措施。
二、输电线路防雷的措施
（一）安装避雷线。避雷线又称架空地线，架设在杆塔顶部，是线路最基本的防雷措施。主要是防止雷电直击导线。
（二）降低杆塔的接地电阻。输电线路中的杆塔接地装置其作用是释放雷电流，雷电直击输电线路塔顶或者是避雷线的时候，雷电流会经过杆塔和接地装置向大地分散。在这个过程当中，雷电流在杆塔的电感还有接地装置的接地电阻上产生的电压降会提高塔顶电位，电位当升高到一定值得时候就会击穿线路的绝缘子串，可能就会引起输电线路的跳闸。所以要降低线路雷击的跳闸率，降低线路杆塔的冲击接地电阻是措施之一。
（三）架耦合地线。架设架空地线是超高压输电线路防雷的基本措施。然而，对于超高压线路杆塔，为提高其线路的耐雷水平，防止反击，降低杆塔接地电阻是措施之一。但是在实际的工作当中，降低杆塔的接地电阻有时候非常困难，所以就在导线下面架设地线，用来增加导线与避雷线之间的耦合作用，使绝缘子串上的过电压降低，达到降低线路开关雷击跳闸率的目的。这种作用是通过耦合实现的，所以叫做耦合地线。
（四）采用中性点非直接接地方式。中性点非接地方式是指输电线路中性点不接地或经消弧线圈接地方式。由于输电线路对地有电容性泄露作用，中性点非直接接地系统中一相导线落雷闪络接地时，接地点相电流属容性电流。如果雷电流不太大（或是感应过电压），一般只发生单相接地。由于中性点非直接接地系统，系统的接地电流数值不太大，闪络电弧有可能自己熄灭。根据运行经验显示，由于雷击导致的单相接地故障大部分都可以自动消除，不会引起相间短路和跳闸，因而不会引起供电中断。但线路越长，接地点电流就越大，以致完全有可能使接地电弧不能自行熄灭而引起线路跳闸。为降低接地电流，可在中性点加装消弧线圈，以使接地相电流中增加一个感性分量，他和装设消弧线圈前的电容性分量相抵消，减少了接地相的电流。对雷电的活动比较多，而接地电阻却又难以减小的地方，通常可以考虑选用中性点不接地的方式或者经消弧线圈接地。为了充分发挥中性点非接地系统的优点。
（五）加大线路绝缘。由于线路的某些地段需要选用大档距的杆塔，所以杆塔落雷的可能性就增大了。高塔遭雷击时塔顶的电位和感应过电压都很高，而且受到的绕击可能性也较大。为了降低线路的跳闸率，就可以增加绝缘子串的片数，增加大档距跨越避雷线与导线间的距离，加强线路的绝缘。在冲击电压的作用下木材就变成比较好的绝缘体，所以，就可以采用木制横担，可以提高耐雷水平还有降低建弧率。但这样做也有引雷劈坏横担的危险，而且限于条件，在我国一般不采用木绝缘体。
（六）装设自动重合闸。由于雷击造成的闪络大部分能在跳闸后自动恢复绝缘性能，所以重合闸的几率比较高。据有关统计，国内110kV及以上线路的重合闸成功率在75%-95%之间，35kV及以下线路在50%-80%之间。所以每一级电压线路都应该装设自动重合闸。
（七）安装管型避雷器。对于农村电力网3-60kV输电线路防雷保护措施可采用以下办法：
3-10kV架空配电线路，由于绝缘水平低，通常只有一个针式绝缘子，避雷线的作用非常小，不必架设避雷线。可利用钢筋混凝土杆的自然接地，并采用中性点不接地的方式。
35kV架空配电线路，一般不装设避雷线。对于60kV线路，在雷电活动较少地区，也不沿全程装设避雷线。为提高不装设避雷线的35-60kV线路的供电稳定性，通常都采用中性点不接地的方式，或者选用自动重合闸，环网供电等方式。这样也能使不沿全程架设架空避雷线的35-60kV线路得到较满意的防雷效果。
参考文献：
[1]董振亚.电力系统的过电压保护[M].北京:中国电力出版社,1997,8
[2]张纬钱,高玉明.电力系统过电压防护及绝缘配合[M].北京:清华大学出版社,2002,8
高压交流输电 第3篇
关键词：高压直流输电,交流电网,电力建设
0 引言
自1888年由费郎蒂设计的大型交流电站成立以来, 交流电逐渐代替直流电, 广泛的被人们使用。20世纪50年代, 一种新型的直流输电-高压直流输电出现并快速的发展。高压直流输电技术通过其可以进行长距离输电、电网互联方面的优点, 给予高压交流输电技术强有力的补充, 并且已经在全世界投入应用, 应用的范围也越来越广泛。
1 交流电网的现状
自从第一个交流发电站成立以来, 交流电网凭借以下的优势迅速的发展并被广泛的使用。
1) 利用建立在电磁感应原理基础上的交流发电机可以很经济方便地把机械能 (水流能、风能) 、化学能等其他形式的能转化为电能;交流电源和交流变电站与同功率的直流电源和直流换流站相比, 造价大为低廉。
2) 交流电可以方便地通过变压器升压和降压, 这给配送电能带来极大的方便。
随着技术的不断深入, 交流电网出现了一些问题, 主要有以下几方面:
1) 交流输电不能做太远距离输电
交流输电由来已久, 交流输电线路中, 除了有导线的电阻损耗外还有交流感抗的损耗.为了解决交流输电电阻的损耗, 采用高压和超高压输电来减小电流来减小损耗, 但是交流电感损耗不能减小。因此交流输电不能做太远距离输电。
2) 交流输电的功率损耗严重
交流输电的功率损耗不仅表现在阻抗上, 线路中的电抗功率损耗也相当严重。一条200k V的电缆, 每1km的电容约为0.2μf, 每1km需要供给充电的功率相当于3000km, 在每1km输电线路上, 每年的损耗非常高, 造成资源的严重浪费。
3) 交流输电两端系统必须同步运行
交流远距离输电, 电流的相位在交流输电系统的两端会产生明显的相位差, 并网的各个系统交流电必须同步运行, 否则可能在设备中形成强大的循环电流损耗设备, 或造成不同步运行的停电事故。
2 高压直流输电
直流输电技术从50年代开始, 但是发展比较缓慢。我国土地面积大, 能源非常丰富, 但是分布不均匀。尤其是水资源, 有三分之二的分布在西南西北地区, 煤矿资源的60%分布在西部地区, 而我国的主要电力供应在中部、东部和南部, 耗电量巨大, 因此直流输电越来越受研究人员重视, 直流输电开始迅速发展。直到上世纪80年代, 我国的第一个高压直流输电线路投运, 这是一条建设区间是从浙江穿山半岛到舟山岛, 距离长达10Ok V的从海底直流输电的工程。其最大的输电容量为50MW, 这标志着高压直流输电进入了一个全新的时代。1990年, 一条双极直流输电工程投入生产并运行, 其最大容量已达到1.2GW, 填补了交流电网在长距离输电的缺憾, 这标志着我国已经具有长距离大容量输电的能力, 我国电网从此进入交直流混合输电的时代。在2005年, 我国的第一个换流站建成了, 其位于灵宝县, 输电量达到360km, 传输的电流也达到了3k A, 其两端的交流电压分别达到了330k V和220k A, 并且该工程属于国内自主研发设计, 使用了国内外最先进的设备及技术, 并且为了保证这个项目的实施完成, 对于葛南区间的高压直流输电的改进也提前完工。2008年, 我国成功的建成高压直流输电项目12个, 2014年左右一期工程一回直流送电华中电网, 落点在湖南。
高压直流输电主要具有以下特点:
1) 高压直流输电的频率和相位与它相邻的两个交流系统无关。
2) 高压直流输电只传送有功功率。
3) 高压直流输电的传送功率 (包括大小和方向) 快速可控。
4) 高压直流输电在线路上比较经济。
3 高压直流输电对交流电网的影响
3.1 高压直流输电可以解决交流电网存在的一些问题, 填补交流电网的空缺
1) 由于交流电网两端系统必须同步运行, 这使得稳定性较差, 而高压直流输电的频率和相位与它相邻的两个交流系统无关。因此可根据直流输电环节将两个独立的交流系统连接起来, 这样不但能拥有减小热备用容量等联网的效益, 还可保证各自拥有有功及无功功率平衡等电网管理的独立性。除此之外, 如果一个电网短路, 由于直流环节不直接连到另一个电网, 从而具有隔离作用, 甚至避免系统大面积停电所导致的后果。故高压直流输电很适于电网间的互联。
2) 交流电网的功率损耗相当严重, 而高压直流输电只传送有功功率。因为这个特点, 交流电网的短路容量不会增加, 所以对于断路器影响不大。不必增加断路器的遮断容量, 直流输电可以进行长距离的输电。
3) 交流电网传送的功率的大小和方向不可控, 而高压直流输电的传送功率 (包括大小和方向) 快速可控。所以高压直流输电可以填充交流电网的这个空缺, 电网的稳定性较好, 可以非常严格的按照事先规定的参数进行实时的控制, 并且其不会受到两端交流电网的限制, 非常适合两个电网之间的相互输电。
4) 在交流电网中, 使用的线路为三相电, 在大型的工程里面, 线路较乱, 而高压直流输电在线路上比较经济。因单、双极直流输电分别只需一、二根导线 (相当于一、二回交流线路) , 所需的线路数量少, 线路的宽度低, 线材及工程量都比较少。并且在远距离输电时, 采用直流输电产生的费用远远小于用换流设备产生的费用, 线路越长, 节省越多。
5) 直流输电发生故障的损失比交流输电小。两个交流系统若用交流线路互连, 则当一侧系统发生短路时, 另一侧要向故障一侧输送短路电流.因此使两侧系统原有开关切断短路电流的能力受到威胁, 需要更换开关。而直流输电中, 由于采用可控硅装置, 电路功率能迅速、方便地进行调节, 直流输电线路上基本上不向发生短路的交流系统输送短路电流, 故障侧交流系统的短路电流与没有互连时一样, 因此不必更换两侧原有开关及载流设备。
3.2 高压直流输电相对于交流电网存在一定的劣势
1) 电力远距离输送, 将低压通过升压变压器, 然后到达目的地后, 采用降压变压器将电压降低, 设备简单, 容易实现。而高压直流输电要求的设备较高。
2) 远距离输电的情况下, 交流电网的设备比高压直流输电更加经济。
高压直流输电填补了交流电网的一些空缺, 但是它也存在着自己相应的缺点。
4 结论
通过以上表明高压直流输电对交流电网的影响很大, 它解决了交流电网一些的缺点, 在我国长距离大容量输电和电网互联中发挥了重要的作用, 但是对于远距离的输电, 高压直流输电对于设备的要求太高, 增加了经济的开销。
参考文献
[1]马义永.高压交流输电和高压直流输电的优缺点比较[J].物理教学探讨, 2006, 24 (5) :25-26.
[2]潘丽珠.高压直流输电对交流系统电压稳定影响的研究[D].北京:华北电力大学, 2006.
高压输电线路的区域环保问题 第4篇
随着我国国民经济的快速发展，我国的电网建设事业已经步入了一个崭新的建设时代，超高压输电线路已经成为我国的电网主网架，特高压输电线路也相继建成投运。由于我国的超高压、特高压线路几乎是与世界同步启动的，因此在对环境保护方面有着较高的标准。但目前在我国的高压输电线路建设中，虽然大部分工程已经高度重视了环境保护问题，但仍有少量工程沿袭旧的设计施工的方式、方法，对环境产生了一定的破坏。本文参照超高压输电线路对环境保护所采取的措施，谈下高压输电线路中的区域环境保护问题。
高压输电线路对环境影响始终贯穿于施工期和运行期。施工期主要是对区域环境的影响，运行期则同时存在着对区域环境和电磁环境的影响。遵循一般问题解决方式一样，关于高压输电线路的区域环保问题，首先分析其对环境可能产生的破坏，然后提出解决方式。
1.高压输电线路对区域环境影响的因素及分析
1.1施工期对环境的影响
输电线路的施工具有距离长、场地分散的特点。各塔基的施工将进行土地开挖，使场地植被及地貌发生改变，存在水土流失隐患。另外，线路和塔基的施工需临时占用部分土地，导致部分树木、植被等遭到短期损坏。施工爆破等对居民及野生动物将产生不良影响，使场地植被及地貌发生改变，存在水土流失隐患。施工期主要环境影响如下：
（1）线路塔（杆）基占地及线路走廊的建设，可能影响土地功能，改变土地用途，并导致工程占地范围内植被和生态环境的破坏；
（2）线路通过居民区，需对居民进行搬迁，会拆迁安置问题；
（3）线路塔基施工时，进行土石方开挖，可能導致水土流失；
（4）塔（杆）基占地和施工临时用地影响用地范围内植被的生长；
（5）施工通道需破坏部分植被及农作物，会对生态和水土流失造成一定的影响；
（6）人员及车辆进出，施工设备噪音等对居民及野生动物造成影响；
（7）施工时产生的扬尘会对周边环境空气质量产生影响；
（8）施工过程中产生的生活垃圾需妥善处理；
（9）沿线需跨越铁路、公路以及电力线路、通信线路，在施工期间，对被跨越物的安全及运行将造成一定的影响。
1.2运行期对环境的影响
高压输电线路在运行期间的区域环境影响主要有对人文景观、重要矿产资源、军事设施等方面的影响。具体分析如下：
（1）输电线路会改变局部生态环境和自然景观。
（2）输电线路附近的矿产开采会受到一定的限制、对部分军事设施产生影响。
（3）输电线路对古文化遗址，名人故居等的影响。
（4）输电线路对城市、乡镇发展规划区的建设影响。
（5）输电线路在设计规定的条件下运行，对交叉跨越的公路、铁路及电力线的影响。
2.保护措施
通过对输电线路产生的环境影响因素的分析，因此高压输电线路建设必须坚持“预防为主、保护优先”的环保方针，坚决遏制人为的生态破坏。
根据输电线路工程建设工序的先后顺序，分工序介绍其防范措施。
2.1路径选择采取的措施
（1）在输电线路选线时充分听取各地政府、规划部门、环保部门、国土部门（含地矿）、林业部门、水利部门、广电部门、电信部门、文化旅游部门、省军区、人民武装部、省无线电管理委员会等部门和当地受影响群众的意见，优化路径，尽量减少线路工程建设对环境的影响。
（2）线路通过城镇区域时，应协调好与地方规划的统一，使线路路径纳入当地建设规划，输电线路与城镇建设协调发展。
（3）在路径选择上，应尽量使线路通过荒地，同时选用少占土地的塔型，减少对土地的征用。
（4）树立以人为本的思想，尽最大可能避开村庄、居民区、城镇规划区和乡镇开发区等，减少民宅的拆迁。
（5）对于沿线所经地区的自然保护区、森林公园、旅游风景区严格采取避让的原则。
（6）避开军事设施、机场、火车站、码头、城镇规划区和大型工矿企业，减小线路工程建设对地方经济发展的影响。
（7）尽量避让具有开采价值的矿区、矿产勘测区、采空区和大型水库；尽量不影响矿产资源的正常开采。
（8）尽量避开沿线的通信线路和无线电设施，对于沿线无法避让的通讯线路和无线电设施，应与电信部门协商，采取保护装置或其它设施，将其影响限制在允许值以下。
（9）对于林木密集覆盖区，采取尽量避开的原则，当无法避开的少量片状林木和道边树，采取高跨方案，减少对林木的砍伐和破坏，保护生态环境。
（10）线路经过不良地质带区域，利用地质遥感新技术，结合区域性地质资料和专业单位的咨询，经过现场勘察、图上定线、局部优化后，尽量避让。
2.2杆塔设计采取的措施
（1）尽量采用双回路塔，甚至是四回路塔：1回高压输电线路就要占据一条路径走廊，多条线路就要占据多条路径走廊，对土地的整体利用破坏是十分严重的，因此工程建设中提倡采用多回路同塔架设的方式，目前我国的双回路塔、四回路塔在技术上已经十分成熟了，采用上述技术，可将多条线路的走廊合并，减少对土地利用的破坏。
（2）采取措施减少线路走廊宽度。应该大力推广紧凑型铁塔或是直线塔采用采用“V”型绝缘子串。
（3）铁塔设计选择根开较小的塔型。使铁塔的四条腿能立在高差相对较小的山坡或山丘顶上。以减少塔基降低基面值，减少对塔基面破坏的范围。
（4）对立于坡地上的铁塔，设计全方位长短腿，配合高、低基础。这不仅有利于减少水土流失，保护塔基的稳定，减少对环境的影响，也有利于降低工程造价。
2.3基础设计的环保措施
（1）避开陡坡及不良地质段，细化塔基断面测量工作
控制基础土方开挖措施反映在选线和定位时，塔位应尽量避开陡坡和不良地质段。基础施工图做到“一塔一图一表多照片”，通过这样精心的测量、精心的设计，精确计算基面的土石方量，做到少降基，甚至“零”降基，把开挖量减至最低。
（2）基础设计中优先选择原状土基础
原状土基础使基坑开挖土石方量相对降低，减小基坑开挖对边坡水文地质条件和力学边界条件的破坏，使原来稳定的边坡的应力重新调整（即破坏了原有的地质环境），在受各种外因所促使的条件下（如持续降雨、地震动等），产生滑坡、崩塌等地质灾害。
（3）基面挖方按规定要求放坡
通过铁塔长短腿和高低主柱基础的合理配置，可最大限度的减少基面开方，但少数特殊塔位，基面的开方可能仍然难以避免，如果塔位基面挖方边坡未按有关规定放坡、或放坡不足，在雨水冲刷、浸蚀下，易产生边坡剥落或塌方。因此，这些塔位基面降基挖方时，对挖方边坡必须按规定要求放坡，并且一次放足。
（4）合理确定基面范围和边坡距离
高压交流输电 第5篇
高压直流输电系统中,交流滤波器起到在网侧滤除谐波和无功补偿的重要作用[1],是高压直流输电系统的重要组成部分,其稳定可靠运行与否直接关系到整个高压直流系统的安全稳定。
交流滤波器通常并联在换流变压器交流侧母线上,不仅承受高电压,同时由于其滤波特性流过大量基波电流及谐波电流,设备的稳定性与绝缘水平面临着严峻考验,有必要对交流滤波器保护展开全面的研究。并且交流滤波器保护在运行中多次发生误动事件,严重情况下甚至造成直流系统双极停运事故,因此对交流滤波器故障机理的探讨和交流滤波器保护原理及配置的研究具有实际意义。
本文探讨了高压直流输电系统运行中交流滤波器可能出现的故障及其危害,通过仿真实验对故障发生机理及故障现象作出相应阐释。并针对各种故障现象,对交流滤波器所配置的保护原理及方案进行了系统的研究。
1 交流滤波器的构成与故障类型
目前大多数直流工程所配置的交流滤波器主要为电容、电抗及电阻串并联构成的无源滤波器。其中单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器、高通滤波器及C型滤波器应用最为广泛[2]。本文以图1所示双调谐滤波器为例说明滤波器故障类型。
交流滤波器常见故障包括短路故障、电容器损坏、设备过负荷、滤波器失谐等。
短路故障主要指设备或连线接地短路。交流滤波器的三相相距较远,发生相间短路的可能性极小。
电容器损坏指电容器内部电容元件击穿。
设备过负荷包括高端电容器、电抗器、电阻器过负荷。
滤波器失谐指滤波器实际调谐频率偏离相应谐波频率的给定值。
针对这些故障,可给予相应的保护如图2所示,在下面的章节中,将分别对这些保护具体分析。
2 交流滤波器短路故障与保护
交流滤波器发生短路故障时,设定的滤波通道被改变,交流滤波器无法达到预定的滤波效果。更为严重地是,短路情况下可能引起个别元件过电流,造成元件损坏,因此必须根据故障情况及时切除交流滤波器。针对短路故障时的故障特征,可配置差动保护、过流保护及零序过流保护实现对交流滤波器整体的保护。
2.1 差动保护
交流滤波器发生短路故障时,母线侧电流ICT1与接地侧电流ICT3出现差电流,差动保护即是通过检测这一差电流进行故障判断。
然而在交流滤波器外部故障时,由于互感器传变误差可能导致差动保护检测到差电流,这一差电流被称为不平衡电流。为区分检测到的差电流是由内部故障引起还是不平衡电流造成,交流滤波器一般采用比率制动式差动保护作为主保护,并选取交流滤波器接地侧电流ICT3作为制动电流。在区外故障时,接地侧电流较大,保证了较大的制动量;区内故障时,接地侧电流发生不同程度的减小,保证区内故障快速准确地切除,提高了差动保护的灵敏度。
建立比率制动式差动保护动作方程如式(1)所示。
其中:Icdqd为差动电流启动值,按躲过交流滤波器过电压运行时的最大不平衡电流整定;Kref为可靠系数;1K为过电压倍数;Ker为电流互感器的比误差;Kaper为电流互感器的非周期系数;Kst为电流互感器同型系数;(35)m为电流互感器匹配误差;Ie为交流滤波器二次额定电流;K为比率制动系数,按照交流滤波器末端发生金属性接地故障时,保护具有足够的灵敏度整定;Ires为制动电流,选取接地侧电流ICT3。
2.2 过流保护及零序过流保护
过流保护通常作为短路故障的后备保护,通过检测滤波器的母线侧电流ICT1防止过电流对元器件的损害,其动作电流整定值应躲过交流滤波器最大负荷电流。
交流滤波器接地短路故障时,由于三相电流不对称会出现较大的零序电流,此时零序过流保护通过检测接地侧三相电流合成的零序电流进行保护动作判断。特别是在滤波器接地侧发生接地短路时,由于故障电流较小造成差动保护可能检测不出故障,此时零序过流保护动作,有效地弥补了差动保护的不足。其保护判据如式(2)所示。
其中,I0.act为零序过流保护整定值,应大于正常运行时系统的零序电流和测量误差。
3 电容器损坏故障与电容器不平衡保护
3.1 电容器损坏机理及故障特征
高端电容器C1是交流滤波器最重要的组成部分,承担了大部分的母线电压,容易在运行中发生元件损坏[3]。为检测电容器的微小变化,一般采用H型接线或分支接线方式[4]如图3所示。
以H型接线为例说明电容器内部结构及保护原理。如图4所示,电容器的每个桥臂均由相同大小、相同数量的若干台电容器串并联组成。为提高电容耐压,每台电容器一般由若干电容器单元串并联组合而成,每个电容器单元同样通过若干电容器元件串并联构成。为使元件故障后得到有效隔离,一般每个电容元件串联有熔丝,当该电容元件故障后,与之并联的电容元件将向该故障元件放电,使熔丝熔断,从而实现故障元件的隔离[5]。当电容器单元内同一并联段多个电容元件损坏时,该并联段总电容变小而承受更高的电压,熔丝更容易被熔断,熔断的熔丝达到一定数量时,甚至可能发生电容器雪崩损坏。
假设电流互感器CT2的阻抗为零,根据分流原理可知流过桥接线的不平衡电流为
正常状态下,C11、C12、C13、C14相等,设其值为C,此时ICT2=0。假设桥臂1发生故障,C11发生微小变化(35)C,此时有
可见在正常情况下,由于4组电容器电容相同,中间的桥接线无电流流过。当一个桥臂上发生电容元件损坏时,平衡状态被破坏,桥接线上将流过不平衡电流。
以天广直流工程为例,交流滤波器单个电容器内部结构为3串20并,通过对电容器元件损坏现象进行EMTDC/PSCAD仿真,得到高端电容的一个桥臂的一个电容器单元中,同一串联段内电容元件从0.5 s开始每隔0.05 s相继损坏而被隔离,直至0.6 s串联段内的3个电容元件全部隔离,中间桥接线上不平衡电流ICT2的变化情况如图5所示。可见随着电容器元件相继损坏,不平衡电流相应增加。
3.2 针对电容器损坏所配置的电容器不平衡保护
针对电容器损坏时,H型接线电容器中间桥接线上流过不平衡电流的特性,对电容器配置电容器不平衡保护,通过检测桥接线上的不平衡电流,判断电容器组的运行状况。目前电容器不平衡保护按原理不同主要分为三类:桥差过流保护、电容器比值不平衡保护和电容器计数不平衡保护[6]。
3.2.1 桥差过流保护
桥差过流保护通过检测中间桥接线上的电流ICT2做出判断,当该电流大于整定值时,保护动作。由于桥差过流保护只采用了不平衡电流这一特征量,容易受到其他因素的干扰。在系统运行方式、滤波器投入数量发生改变或换流站附近交流系统故障等情况下,流过滤波器的总电流发生变化,可能引起不平衡电流的变化,从而造成桥差过流保护的误动。因此在实际应用中为了防止桥差过流保护误动,往往需要牺牲它的动作精度,作为电容器保护的后备保护检测电容器H桥一次性损坏很多组的情况。
3.2.2 比值不平衡保护
比值不平衡保护采用不平衡电流ICT2与总电流ICT3的比值作为保护判据[7],避免了总电流变化对保护动作精度的影响。当C1发生微小变化△C时,由式(4)得到
由式(5)可以看到,不平衡电流与总电流的比值仅与故障元件的个数及原有电容器元件的串并联方式相关。电容器比值不平衡保护就是利用这一原理,采用不平衡电流与总电流的比值作为保护判据。根据电容器接线方式、电路参数、单一元件耐受过电压水平,可确定电容器组能承受的损坏元件的个数,比值不平衡保护即通过损坏元件个数确定比值作为保护动作定值,并根据相应元件在该过电压水平下的耐受时间确定保护动作延时。
3.2.3 计数不平衡保护
发生对称性故障时,中间桥接线流过的不平衡电流可能较小,此时比值不平衡保护也许无法检测到故障。电容器计数不平衡保护通过检测不平衡电流的大小,间接计算电容器电容损坏的个数,很好地解决了这一问题。采用电容器计数不平衡保护时,当检测到不平衡电流与总电流的比值的变化量大于整定值时,即认为电容器损坏了一个元件,并开始进行计数,当损害元件数大于定值时保护动作。
在实际工况中,由于4个桥臂电容的允许制造偏差,电容大小不可能完全相同,在无故障情况下中间桥接线上也会流过不平衡电流。同时,随着滤波器的运行,电容器的电容值可能受到环境参数影响发生改变,引起保护装置误动。为解决上述问题,实际工程中通常采用带有自动补偿方式的稳态不平衡元件和带有浮动门槛的暂态不平衡元件共同构成交流滤波器的电容器不平衡保护,有效地消除了上述影响[8]。
4 设备过负荷保护
4.1 高端电容器过负荷保护
高端电容器C1承受了大部分母线电压及较大的谐波电压,而电容器的绝缘性能与它的工作电压密切相关[9]。在电网电压升高时或电容元件本身损坏数量较多时,将造成电容器的过负荷,此时电容器内部工作场强升高,降低电容器的绝缘性能,从而容易造成电容器击穿而损坏。
电容器过负荷保护通过对流过电容器的电流积分获得电容器承受的电压值。由于50次以上谐波含量及幅值较小,通过采用50次谐波以内的总电流进行积分。
其中:i(t)为流过电容器的穿越电流;ik为各次谐波分量的峰值。
通过式(7)得到电容器承受的电压值后,结合电容器的过负荷能力确定保护整定值Uset,当Uc>Uset时保护动作[10]。同时,可根据厂家能够提供电容器的电压耐受曲线,实现电容器反时限过负荷保护。
4.2 电抗器、电阻器谐波过负荷保护
基于交流滤波器的工作性质,交流滤波器长期流过较大的谐波电流,可能导致电抗器及电阻器长期发热而损坏。在正常工况下,滤波器流过的谐波电流可能占到基波电流的20%~30%,并且对于电阻器和电抗器,频率越高的电流导致的发热越严重。针对这一情况有必要配置针对性的保护,即谐波过负荷保护。
谐波过负荷保护通过元件的功率损耗计算与之相应的等效温度,从而确定元件上的热应力以实现保护[11]。
电抗器或电阻器发热功率为:P=I2R,R随频率变化呈现不同的阻值。
流过电抗器或电阻器的总电流为
其中,Ik为各次谐波电流有效值,一般采用50次谐波以内的电流进行计算。
由于不同频率的谐波电流的正弦分量是正交的,它们的矢量积为0,可得到单位时间内电抗器或电阻器的发热功率为
其中,R1,R2,…,R50是电抗器对于不同谐波分量的阻抗。
由式(9)可以看出不同谐波分量的发热效应相互独立,因此可将各次谐波电流的发热贡献等效到基波电流进行叠加。
其中,为其他单位谐波分量等效到工频电流的发热贡献之间的比例系数。
此时可得到等效的工频热效应电流为
当该工频热效应电流i大于定值时,谐波过负荷保护动作。
5 滤波器失谐与失谐监视
由于滤波器的调谐频率取决于电容器及电抗器的取值,滤波器元件参数变化和电网频率变化是导致滤波器失谐的主要原因。在实际运行中,由于电抗器及电容器允许的制造误差、元件老化、环境温度变化等因素,造成元件实际运行值偏离标称值;并且交流系统工作频率随用电负荷波动,导致滤波器实际调谐频率与谐波频率存在一定偏差,交流滤波器达不到预想的滤波效果[12]。
为检测滤波器元件早期的细小变化,防止一相失谐造成不对称给正常滤波器带来过应力,应对交流滤波器配置失谐监视功能,在三相调谐特性不一致时发出告警信号。
以交流滤波器的电容器容值产生偏差为例,对天广直流DT12/24型滤波器正常运行时、高端电容器C1的A相容值偏离5%、10%时各次零序谐波电流的幅值变化情况进行EMTDC/PSCAD仿真,结果如图6所示。
从仿真结果可以看到交流滤波器正常运行时,流过滤波器的零序电流基本为零,而随着电容器C1的A相电容值偏离标称值,接地侧出现零序谐波电流且幅值随电容值变化,因此交流滤波器失谐监视可通过检测滤波器接地侧的零序谐波电流实现。
6 结语
高压交流输电 第6篇
在高压直流输电系统中,换流器实现交-直流转换时,会在直流侧及交流侧产生各次特征谐波和非特征谐波;同时换流器采用交流电压进行换相,整流侧及逆变侧均需从交流系统吸收大量无功。目前,高压直流输电系统均通过装设交流滤波器组来满足换流器的无功消耗和滤除谐波。
1 事故经过
某日17时4分23秒719毫秒,高压直流输电系统极2直流线路发生永久性接地故障,重启动不成功转为闭锁状态。在极2转为闭锁状态后,直流站控系统根据无功需求逐步退出多余交流滤波器组。当日17时19分38秒945,工作站发582交流滤波器退出信号;22ms后,工作站报582交流滤波器差动保护动作,保护动作后582交流滤波器未转为手动状态。当日17时35分36秒406,工作站发582交流滤波器投入信号;8ms后,工作站报582交流滤波器过压保护动作,582交流滤波器合闸信号消失。当日17时37分又发生类似情况,直到将582交流滤波器控制方式转为手动控制,该现象再未发生。故障时SER信息见表1。
2 高压直流输电系统无功控制
交流滤波器的投切控制主要通过冗余配置的SIMAT-IC S5直流站控系统无功控制功能块来实现。其主要控制功能包括:交流母线电压和无功功率的测量;交流滤波器开关装置的监控;根据母线电压条件确定滤波器小组的投切(定电压控制方式);根据无功功率条件确定滤波器小组的投切(定无功控制方式);根据交流过电压条件确定滤波器小组的投切。正常情况下,交流滤波器退运后,至少放电5min,直流站控系统才允许其再次投入;如果是经保护动作退运的交流滤波器,其控制模式还会自动转为手动。无功控制功能图如图1所示。
3 事故中存在的问题
(1)当日17时19分38秒945毫秒,发582开关断开信号,22ms后报582差动保护动作跳闸。但582开关由直流站控系统断开,还是由保护动作断开,不清楚。
(2)582交流滤波器小组开关断开后需延时5min才能进行合闸操作,但从SER中发现存在不足5min直流站控系统即发出合闸命令的情况。
(3)582滤波器差动保护动作跳开开关后,开关应转为手动控制模式,直流站控系统将不能再进行自动分合操作。然而本次故障中,582开关多次出现保护动作断开情况,但并未转入手动控制模式。
4 原因分析
(1)从SER可知,在故障发生时段直流输电系统在降功率,根据无功控制要求需切除582开关。直流站控系统断开命令是通过选相合闸装置判断出口的,三相按照A→B→C时序分开;而保护动作后不经选相合闸装置直接开出到汇控箱,三相动作无时序。由故障时段录波中三相按照A→B→C时序分开,且波形较规整,可判断当日17时19分38秒945毫秒582断开开关指令是由直流站控系统发出的。582开关故障时T3互感器采样图如图2所示。
(2)582开关断开未超过5min,直流站控系统又发出合上582开关命令,推断其原因为开关分位变位时间较短(3次分合中开关分位变位时间最长为104ms),直流站控系统未在扫描周期(约为500ms)内检测到开关变位,判断582开关一直在分位,不执行5min放电延时。交流滤波器断开后5min放电逻辑如图3所示。当日17时19分38秒945毫秒,工作站发出582开关断开信号,开关断开后开始执行5min放电延时;当日17时35分36秒361毫秒,开关再次合上(时间间隔16min,已执行完5min放电延时);当日17时35分36秒464毫秒,开关被保护断开,从合上到断开总共103ms,直流站控系统在扫描周期内未检测到开关变位,因此判定开关一直在断开状态,不再重新启动5min放电延时,从而出现后续的未满5min即分合开关情况。直流站控系统中保护动作跳开开关的判断逻辑如图4所示。
(3)582开关被保护断开后未置为手动状态,推断其原因为开关合位变位时间较短(3次分合中开关合位变位时间最长为27ms),直流站控系统未在扫描周期(约为500ms)内检测到开关变位。滤波器动作逻辑如图5所示,只有保护动作跳闸或手动操作可使开关变为手动控制模式。而直流站控系统判断保护跳闸跳开了开关需满足:开关分位信号出现,开关合位信号消失,执行本程序前开关位置信号为合位(即站控程序的上一个扫描周期检测到开关位置为合位),开关在远方控制模式,直流站控系统未发出分开开关命令。
在本次故障中,开关合位变位时间最长为27ms,而整个直流站控系统的扫描周期为500ms。逻辑中判定上个扫描周期开关在合位的条件极难满足(程序未执行到检测开关合位信号逻辑时开关已断开),因此出现开关被保护跳开后,直流站控系统不能输出置为手动的命令。
5 建议
(1)运行中交流滤波器保护动作后,应立即检查交流滤波器是否转为手动状态,若未转为手动状态,则应立即将跳闸交流滤波器转为手动控制模式,以避免其在放电不完全情况下多次进行分合。
(2)本次故障中,由于运行人员为了取得故障滤波器的trace(录波)文件,而未及时复归582交流滤波器保护,因此多次出现582交流滤波器合闸后又立即断开情况(跳闸信号一直存在)。建议改进西门子SIMADYN D保护系统,确保在进行保护复归后仍能读取故障事件trace文件。
(3)改进直流站控系统中的5min放电逻辑,将5min放电时间作为一个最后独立的判据。在交流滤波器开关断开后,只要放电时间不足5min,就禁止再投入该组滤波器开关,以避免直流站控系统扫描时间与开关分合时间不匹配,出现扫描盲区,导致直流站控系统在不满足放电的条件下多次对滤波器开关发出合闸命令。
摘要：分析一起高压直流输电中交流滤波器投切事故,找出直流站控系统存在的问题,并对直流站控系统及保护系统的动作配合提出改进意见。
关键词：高压直流,交流滤波器,直流站控,放电逻辑
参考文献
[1]李标俊.贵广II回直流输电系统无功控制功能优化和改进[J].电力建设,2008(8):24
高压交流输电 第7篇
1. 交流电网的现状
在费郎蒂设计出了交流电站之后, 交流电在人们的日常生活中得到了广泛地应用, 它之所以能够在短时间内走进人们的生活, 原因大致可以分为3点。其一是, 交流发电机利用电磁感应的原理, 将大自然赐予我们的水流能、风能等等可持续性发展的能源, 转化为生活所需的电能;其二, 与直流变电站相比, 交流变电站所需的费用会少很多, 在造价上更为低廉;其三, 交流电可以直接通过变压器进行升压和降压, 这给电力的配送带来了极大的方便。
虽然交流电的获取与配送有着很多的优点, 但是, 凡事都有利与弊, 交流电也存在着很多的缺点, 这个同样也可以概括为3个主要方面。一方面, 交流电在运输过程中, 会受到距离的限制。在进行交流输电时, 除了会有因为导线的电阻消耗一部分能源之外, 还会有交流感抗的消耗, 这就在很大程度上限制了交流电的传输距离;另一方面, 交流电的年耗能非常巨大。交流电在使用过程中, 除了阻抗会消耗一部分的功率, 电抗的能耗问题也很严重, 这就造成了很多能源的浪费;最后一点, 交流电的两端系统需要同时运行。交流电在传输的过程中, 还会在两端的传输系统产生电流的相位差, 这时, 如果不同时运行两个系统, 就可能造成设备的损耗, 甚至造成大面积的停电现象。
2. 高压直流输电
在交流电的使用进行到一个阶段之后, 人们逐渐发现了很多无法解决的问题, 因此, 又想到了用高压直流输电来代替交流电的使用。尤其是我国的土地面积非常大, 含有丰富的能源, 但是资源的分布极不均匀。比如说, 有2/3的水资源分布在西南西北地区;60%的煤炭资源分布在人口稀疏的西部地区。那些耗电量巨大的东部、中部以及南部地区占有的资源非常短缺, 所以说, 我国对于直流输电的研究工作极度重视。功夫不负有心人, 在1980年左右, 我国终于顺利建成了第一座高压直流输电路线, 这个线路跨度100km, 最大输电容量高达500MW, 这是我国直流输电史上最重要的工程之一。而到了1990年, 第一条双极直流输电工程开始施工并很快投入使用, 相比于之前的500MW, 这条双极直流输电的输电容量达到了1200MW, 解决了长距离输电的难题, 使直流电与交流电搭配共同输电成为可能。2005年, 我国的第一个换流站开始投入使用, 它的输电量、输电电流以及交流电压都达到了从未有过的高度, 从此实现了高压直流输电在交流电网中的应用。
3. 高压直流输电在交流电网中的应用
高压直流输电可以不用考虑两端的交流系统中的相位差问题, 而且它只传送有功功率, 不会因为阻抗和电抗消耗传送的资源。交流电网则可以很方便地运用由其他能源转换过来的电能, 在升压与降压上有高压直流输电没有的优势。所以将两者结合起来, 就可以在很大的程度上节约不可再生的能源。下面我们就针对高压直流输电在交流电网中的应用进行分析介绍。
3.1 提高稳定性
如上所述, 由于交流电网两端的系统需要同步进行, 所以稳定性能特别差, 而高压直流输电因为不用考虑相位差的问题, 具有很强的稳定性。根据优劣互补的原理, 用直流输电把两个交流系统连接到一起, 这样不仅可以把有功功率和无功功率分隔开, 保障功率的利用率, 还能在其中的某一个电网短路的情况下, 利用直流线路将其隔离开, 做到不影响其他电网的正常工作, 最终避免因此而导致大面积停电的现象发生。
3.2 减少输电功率的损耗
众所周知, 交流电网因为有电抗和阻抗的缘故, 会消耗掉大量的输送功率, 而高压直流输电不考虑那些无功功率的影响。所以两者结合之后, 就可以减少甚至避免短路容量的增加, 削弱对断路器的影响, 有利于长距离输电的进行。
3.3 提高可控性
交流电网中的传送功率大小和方向都是不可控制的因素, 与之相反, 高压直流输电的传送功率是特别容易控制的。这样结合之后, 就可以严格按照之前设定好的参数对电网进行控制, 减少两端交流系统对于功率传送的限制作用, 方便了两个电网之间的电能输送。
3.4 减少费用开支
通常, 电量输送都是在比较大的工程中, 而大型的工程肯定会有错综复杂的线路。在单纯的交流电网的线路中, 一般是用三相电来进行电量的输送, 会有很大的费用支出, 相比于交流电网中的线路, 高压直流输电就简单经济很多。因为单、双直流输电只需要几根导线就可以完成, 再加上线路的数量少、宽度低, 所以在整个工程中都不会由于线路问题有很大的花销。这样在进行远距离输电时, 线路越长, 节约的费用就越多。
3.5 故障发生的可能性减小
如果两个交流系统用交流的线路进行连接, 那么在其中的一个系统出现短路故障时, 另一个系统就要发送短路的电路给它, 这样容易造成两个系统的开关出现破坏。与之不同的是, 高压直流输电可以通过可控硅的装置, 快速便捷的调整电路中的输出功率, 不会向已经出现短路现象的线路输送短路电流, 更不会影响电路开关的正常使用。
4. 应用实例
上面已经针对高压直流输电与交流电网结合的优点进行了分析, 不过很多工作人员都不清楚直流电在其中的分布情况, 为了能够对其有一个更好地了解, 下面就以广东电网为例, 介绍一下高压直流输电入地电流在交流电网中的应用。广东电网已经建成了5个高压直流输电系统, 采用单极大地回线的方式传送电能, 而在广东的475个变电站中, 有40多个变电站采用抑制直流分布的措施减少高性能设备的使用。目前, 位于广东的各个电网站点都是利用计算机仿真软件, 来核实录制的电网信息是否属实。利用计算机仿真软件还可以预测不同的直流工程的分布情况, 结果发现, 交流电网的规模越大, 变电站的分布就会相对密集一些, 而直流在所有的线路中所占的比例也就越大。不过利用仿真系统勘测的结果也会有一定的误差, 比如说, 接地运行的110kW系统会影响220kW网络的直流分布, 不过500kW系统的直流分布情况不会发生大的改变。现如今, 并没有一套完全准确的方法可以对高压直流输电入地电流在交流电网中的分布情况进行评价, 所以只能对变压器的参数、110kW系统的运行方式以及中性点串联设备进行严格地控制, 避免由此而引起大的误差。
结语
随着人们生活水平的大幅度提升, 人们对于电量的需求也越来越大, 而如何将可再生的资源转换成日常生活所需的电能, 成了我国亟需解决的问题之一。调查研究发现, 交流电网可以将风能、水流能转化为电能, 但是在电能的传输过程中会造成极大的浪费, 而高压直流输电能够把有用功和无用功分离开, 增大电量传送的利用率, 所以将两者结合起来, 就可以解决交流电网中的很多缺点, 实现国家对于远距离输电的要求, 进而使得人口密集但资源不充沛的地区, 用电难的问题得到缓解。
参考文献
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高压交流输电 第8篇
随着HVDC的投入运行,换相失败可能会导致直流电压降低、直流输送功率减少、电流增大、换流阀寿命缩短、环流变压器直流偏磁及逆变侧交流系统过电压等后果[1]。所以,为了研究换相失败对整个系统的影响,本文分析了逆变侧交流母线的单相接地故障原因和深入研究了单相直接接地短路故障对换相失败的影响,并通过PSCAD仿真找到了换相失败的直接原因及当今采取预防措施的弊端。
1 直流输电系统
1.1 直流输电系统的组成部分
高压直流输电系统由整流器、逆变器、两侧交流系统和直流输电线路组成,图1为CIGRE直流输电第一标准模型。
1.2 换相失败的机理
换相实际上就是交流系统与换流器短时间的两相短路。同一桥中的两个臂在换相结束后,刚退出的阀在反向电压作用一段时间内可能会出现两种可能性,一种可能性是该阀未能及时恢复其正向阻断能力,另一种可能性是该作用时间内没彻底完成换相过程。当阀两侧电压再次恢复为正向时,该换流阀就会不经触发而进行再次导通,这样就与刚好导通的阀形成了反换相,此过程称为换相失败。高压直流输电系统中单次换相失败实际上就是同相中的换流阀同时导通所引发的直流短路,如图2所示。
在换相过程中,关断角的表达式为
γ=β-μ, (1)
式中:γ为关断角;β为越前触发角;μ为换相角,又称重叠角。
β是由直流输电的控制器决定的,关断角的大小决定了是否发生换相失败,而换流阀本身就是一种电力电子器件,需要一定的恢复导通能力的时间,其值大约在400 μs(约为7°)。一般要考虑到其串联元件所带来的误差,阀的最短恢复时间γmin=10°,当γ≤γmin时,就认为系统发生了换相失败。
阀运行时其关断角大小与换流器外部的电路也是密切联系的,当交流系统对称时,关断角的表达式为
式中:K为变压器变比;Id为直流电流值;U为换流母线上的线电压有效值;Xc为换相电抗值。
当交流系统发生不对称故障时,使线电压的过零点前移φ,此时的换流器阀的关断角可表示为
由式(3)可以看出,随着过零点的前移,关断角越小。当γ≤γmin时,发生换相失败。
2 逆变侧交流母线的单相接地故障
逆变器侧交流系统发生A相接地短路时,A相的相电压下降ΔU。B、C相的相电压均不变,φ为电压过零点前移角,如图3所示。
由正弦定理可得:
由式(4)、式(5)式,得:
另外,A相电压下降后,B、C相间的线电压保持不变,根据图3,由三角关系得到A、B相间的线电压(等于C、A相间的线电压)为
在故障发生的瞬间,由于变压器抽头需要一定的时间来调整,因此变比k可认为没发生变化。由于A相电压降低,逆变器中阀1和阀4的电压过零点前移φ,γV1,V4减小φ;阀2和阀5电压过零点后移φ,γV2,V5增加φ;阀3和阀6保持不变。因此,发生A相直接接地短路故障时,逆变器中各个阈阀的关断角为
对于天广HVDC的逆变站,其参数如下:换流变压器额定容量为1 011/505.5/505.5WVA;额定电压为230/198.5/198.5 kV(k=1.0 p.u.);短路阻抗为15%;额定电流电压为466 kV;直流电流为1 800 kA;换流母线线电压为230 kV。由此参数,根据式(8)—式(10),可以得到单相接地短路时各阀关断角曲线,如图4所示。
当系统发生不对称短路时,由于相电压过零点前移φ时,阀1和阀4最容易发生换相失败。
3 PSCAD仿真分析
本文采用电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC为仿真研究工具。通过监测关断角γ大小研究换相失败情况,克服了以往准稳态模型在交流非对称故障研究中的局限性。
当直流系统逆变侧发生单相直接接地短路故障(0.30～0.35 s)时,得到了直流电流、直流电压和关断角的仿真图,如图5—图7所示。从图5—图7中可以看出,整个直流系统在前2 s左右时处于非稳定状态,在0.2～0.3 s时系统才处于稳定运行状态,系统出现故障后逆变器即刻发生换相失败,逆变侧的直流电流突然升高,直流电压骤然下降,逆变器的关断角也变小。在0.35 s故障消除后,在0.38 s左右直流系统开始恢复。
仿真结果表明,换相失败的最直接原因是由于关断角过小而引起的,因此,为了避免换相失败,可采取增大关断角措施,但这也会引发其它的问题。
在逆变侧系统中,要使直流侧向交流侧系统输送有功功率,α必须要大于90°。根据α=π-β和式(1),使0°<β<90°和0°<γ<90°。逆变器的直流电压和功率因数的公式为
根据式(11),在直流电流Id不变的情况下,增大关断角γ必然会使直流电压Ud″降低,这样从而导致了整个直流系统的输送功率下降。在整个逆变过程中,逆变器从交流系统吸收无功功率。根据式(12),增大关断角必然将导致功率因数减小,使逆变器吸收更多的无功功率。
4 结论
1) 换相电压的大小和相位过零点对逆变器(整流器)中各阀的关断角的影响不同,对整个系统的换相失败有很大影响。
2) 不能简单地通过增大关断角来降低换相失败的几率,这样会使整个系统输送功率减小,消耗更多的无功功率。
3) PSCAD软件的仿真结果表明,换相失败的最直接原因是由于关断角过小而引起的,系统发生1次换相失败通常可以自行恢复。
摘要：针对交流侧单相接地短路故障引起高压直流输电换相失败的问题,阐述了高压直流输电系统(HVDC)的组成和直流输电换相失败的机理,分析了其受交流系统单相接地短路故障影响的原因,并基于PSCAD/EMTDC仿真软件以CIGRE直流输电第一标准模型为仿真模型,对交流侧的单相接地短路故障引发HVDC系统换相失败的情况进行仿真研究。PSCAD仿真分析结果表明,增大关断角来减小换相失败几率的方法会导致整个高压直流输电系统的输送功率减少,消耗更多的无功功率。
关键词：换相失败,高压直流输电,单相接地短路故障,关断角,无功功率
参考文献
浅析超高压输电 第9篇
1 背景及原理
1.1 定义及发展
所谓的超高压输电, 就是在发电厂利用大型的变压器将电压升高, 然后再将电能传输出去的一种方式。我们知道, 在功率相同的情况下, 电压越大, 那么电流就会越小, 从而导致线路损耗会减低, 有利于增加经济效益。因此超高压输电在我们国家乃至整个世界都广为应用。
我们国家的超高压输电在1996年前主要有三个阶段:1) 刘天关的330kv线路输电标志着我国高压输电的正式开始。2) 在华南、华中、西南等地的500kv线路构架建成标志着我们国家高压输电技术的蓬勃发展。3) ±500kv的葛洲坝到上海直流线路的建成又成为了我国在高压直流输电历史上的里程碑。当然, 在后面的750kv线路甚至特高压输电也是我们国家输电技术的重大突破点。就目前而言, 我们国家的超高压输电技术已经达到了一个相对成熟和先进的水平, 但受地形、气候、经济及人口分布的影响, 我们若要在此基础上实现进一步的发展, 就必须在回路选择、线路分裂、金具绝缘、杆塔走廊等方面深入研究。
1.2 超高压输电原理及维护
在我国, 大容量的火电站、水电站、核电站等电力生产点往往远离负荷中心, 由于输电距离远, 输电线路的电阻往往比较大。由于传送功率P=UI, 可知在传送同等功率的情况下, 电压U越高, 线路通过的电流I则越小;而由欧姆定律可知, 输电线路上损耗功率P=I2R, 所以减小线路上损耗功率方法有两种, 一种是增大输电线路的直径来减小电阻R, 一种是增大输送电压U。但由于输电线路直径通常不能设置很大, 否则不但会增加造价, 而且会使架设难度大大增加。所以实际上, 远距离输电采用的是提高输电线路的输送电压, 这种方法容易实现, 经济效益好。采用超高压输电, 需要增加变电站, 通过升压变压器, 将发电厂发出的低压电转变为高压电来进行长距离输送。为此, 超高压输电维护主要集中在变电站以及输电线路上。近年来, 继电保护技术的高速发展, 给超高压输电的维护带来了保证。特别是贝瑞隆模型实现了纵联差动保护应用于长距离超高压输电, 大大提高了继电保护的灵敏性以及可靠性。
1.3 超高压输电线路分析
超高压输电往往采用分裂导线输送电能, 这是因为相对于单根导线, 分裂导线的电感变小, 电容变大, 从而使输电线路的波阻抗大大减小, 很好地提高了线路输电能力;并且, 采用分裂导线可以提高输电稳定性, 使得供电更加可靠。对于超高压输电, 输电线路上必将不可避免产生电晕, 电晕不仅会产生电晕损耗, 还会产生电磁辐射, 对通讯系统造成极大干扰。增大输电线路直径可以抑制电晕, 但对于超高压输电, 前面已提到这种方法不可取;若采用分裂导线, 则可以相对增大输电线路的截面积, 降低线路表面场强, 从而达到抑制电晕的目的。在同等线路允许电场强度下, 分裂导线与单根导线相比, 可采用的直径更小, 使得输电成本降低, 提高经济效益。
2 维护及作用
2.1 存在的问题
众所周知, 超高压输电尽管带来了巨大的经济效益, 但由于超高压输电技术还没有非常完善, 因此在实际工程中仍然存在着几个方面的问题, 下面着重就几个重要方面进行分析。
超高压输电线路的雷击问题:
2.1.1 雷击危害
由于我国多发雷雨电气, 因此雷击问题始终是我们电力工程中头疼的问题, 尽管输电线路一般都沿线铺设了避雷线, 但输电线路还是有可能遭受到雷击, 一旦受到了雷击, 不仅会使得区域性停电, 如果继保误动作, 还可能会导致系统瓦解, 产生的大气过电压会损坏电气设备, 造成严重的经济损失的同时还危及了人员安全。
2.1.2 防雷措施
1) 装避雷线。这是所有高压输电线路防雷的最最基本措施。避雷线不仅能屏蔽导线感应过电压, 还能降低绝缘子串上的雷击过电压。2) 架设耦合地线。增强避雷线和导线的耦合, 分流雷击电流, 降低绝缘子串电压。3) 安装自动重合闸装置。减少停电时间, 提高系统稳定性。4) 降低杆塔电阻。可以防止反击。5) 加强线路以及杆塔的绝缘。6) 安装消雷器。
2.2 凝冻灾害的影响和防护
08年的雪灾引起的大面积停电, 认识到了凝冻覆冰危害的严重性。今后的超、特高压输电线路面临的是更高海拔、严重覆冰, 因此解决此问题是保证供电可靠性的重要一环。
1) 危害。覆冰凝冻灾害将使杆塔和线路的电气和机械性能大大降低, 严重时将压倒杆塔、线路断裂, 大大影响线路运行安全稳定性, 甚至引起整个系统的崩溃。
2) 防护的原则与措施:原则:a.避开不利地形;b.提高防凝冻设计标准;c.改道, 避开重冰区;d.使用新材料、新工艺, 减少或防止覆冰程度。措施:a.防冰措施:设计时合理规划路径, 避开山口等不利地形。无法避开的区域应充分考虑走廊地形和气象等因素, 合理设计使杆塔和线路有足够的机械强度。对于已覆冰线路和杆塔, 可采用热力防冰术, 利用热源的加热使得温度在冰点以上, 达到防冰的目的, 这是目前输送电、航空航海以及铁路等各领域使用最为广泛的方法之一。b.除冰措施:从原理上看, 除冰技术大概可以分为机械除冰、热力除冰、被动除冰等三类。机械除冰是利用施工机械外力自动或手工强制使导线和杆塔上的覆冰在外力下脱落, 利用电磁振动和电磁力也可以在一定范围内达到除冰效果。热力除冰是利用热源的加热使得覆冰受热融化, 以此除冰。被动除冰就是安装平衡锤、阻雪环等机械装置, 使覆冰到一定程度后在自然作用力下自行脱落。
3结语
至此, 我们对我国的超高压输电技术进行了初步的论述, 由于我国超高压技术的发展已经达到了国际的先进水平, 尤其是特高压技术的发展, 为了让知识得到普及, 我们只针对主干知识进行了分析, 这无论是在教育上还是科研上都具有重要意义。
摘要：第二次工业革命以来, 人类已经和电能结下了不解之缘。正因为电能如此重要, 因此在研究电能传输的问题上已经取得了很多重要的结果, 特别是超高压输电技术。本文总结了我国超高压输电技术的一些重要成果, 从背景到原理, 都做了详细地论述, 对研究人员及电力工作者了解高压输电有重要意义。
关键词：超高压,输电,原理,维护,线路分析
参考文献
[1]刘威, 王朝海.超高压输电线路防凝冻灾害技术措施研究.机电信息, 2012.
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