交直流影响范文（精选12篇）
交直流影响 第1篇
高压直流输电（HVDC）在实现远距离、大容量、非同步电网互联等方面具有独特优势[1]。对受端交流系统而言，直流输电系统相当于一个快速动态电源，而其对交流侧故障十分敏感。交流侧发生故障引发的暂态过程中，由于换流站电力电子器件的非线性及直流控制保护系统的快速调节，直流系统的等值交流电流、阻抗、功率等电气量均会发生突变，从而造成此时的交流系统暂态特征与纯交流系统大不相同[2,3,4,5,6,7,8,9]，这必然会对现有交流继电保护的动作行为带来影响，严重时将引起交流保护的不正确动作。因此，深入研究交直流互联系统对交流电网继电保护的影响具有重要意义。
目前交直流混合输电系统的格局已在华东、华中、华南电网中形成，为了保障其安全稳定运行，国内华南理工大学、西安交通大学等科研单位对上述问题展开了研究并已取得卓有成效的成果。文献[7]分析了交直流互联系统中突变量选相元件的动作行为；文献[10]分析了直流系统等值电流作用于过渡电阻而造成测量电抗的变化，会造成距离保护的不正确动作；文献[11]对直流馈入运行环境下输电线路电流差动保护故障分量判据和稳态量判据的动作特性进行了分析；文献[12,13,14]通过建立直流系统等值工频变化量阻抗模型，分析了直流换相失败对工频变化量方向保护动作特性的影响。
在单端电气量的保护中，距离保护的优点相当突出，已成为高电压等级线路保护的典型配置之一。本文着重分析了距离保护在交直流环境下的运行特点：首先对传统交直流互联电网模型进行了分析改进，详细讨论了叠加原理在交直流互联系统中的适用性；并对交直流互联系统进行了故障分析，同时指出了交直流互联电网中零序电流的来源和分布特点。然后基于距离保护接线方式，研究了直流馈入对距离保护的影响，并提出了增加零序方向元件判别故障方向等解决措施。最后，利用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真程序验证了分析结论的正确性。
1 交直流互联系统的分析模型
1.1 传统交直流互联电网的分析模型
传统的交直流互联系统模型等效电路如图1所示，图1虚线框内包含了所要讨论的等值直流系统主要组成部分，包括逆变器、换流变压器、无功补偿装置及滤波器等。其中idc为逆变器交流侧等值电流；icap为流过交流滤波器及无功补偿装置的等效阻抗ZC的电流；idceq为整个等值直流系统注入交流系统的等值电流；ubus为交流母线电压。
Fig.1 Equivalent diagram of AC-DCinterconnected system
事实上，交流侧滤波器除了具有滤除谐波的作用以外，同时具备无功补偿的作用。但通过分析计算发现，对于工频量而言，滤波器组所呈现的阻抗主要为容性，电阻分量相对而言很小，可以忽略，因此可以将滤波器与电容器组等无功补偿装置结合在一起，仅以电容ZC来表示，如图1所示。
对于逆变器而言，外部交流母线电压的幅值及过零点变化会引起逆变侧直流电压的变化，从而造成直流电流发生变化。虽然在控制系统的作用下直流电流趋于保持恒定，但控制系统总是存在时延性，因此瞬时的直流电流增大不可避免。另外，在严重情况下交流侧故障引起交流母线的较大波动，将引发换相失败，此时直流电流的波动更大，且各个阀的导通情况也随之改变，此时注入交流系统的电流也会相应发生变化。从这个观点来看，将直流系统等值为一个压控电流源是合理的[9]，不妨记作idc=f(ubus），见图1。由于直流系统包含了非线性的电力电子器件以及直流控制系统的快速调节，该受控源的表达式不易得到，目前主要由仿真获得。另外，现有的文献通常将idceq作为研究的重点，即无功补偿及滤波支路作为等值直流系统的一个组成部分，然后基于数字仿真获得idceq的暂态特性后分析对继电保护的影响。
1.2 改进的交直流互联系统模型
从时间尺度上，目前的继电保护原理均建立在傅氏算法的基础上，而傅氏算法是对单一数据窗内的采样数据进行分析处理。虽然整体而言，直流系统注入交流侧的电流是时变的，并且与交流母线电压ubus之间存在一个动态平衡的过程[6]，但对于某个给定的时间断面而言，该时间段内的注入电流是一定的，根据电路的替代定理，可将其用一个注入电流源代替。由于换流器的非线性以及直流控制系统的调节，此时的注入电流成分较为复杂，但总可以分解为基波、非周期分量以及各次谐波之和。仅就其中的工频量进行分析，则可以将其视为一个等值工频电流源。当数据窗移动到下一时刻时，上述分析仍然成立。
此外，由于换流变压器接线方式的原因，故障时其阀侧不会有零序电流流通，而无功补偿及滤波支路则可以为零序电流提供通路，基于上述原因，同时考虑到无功补偿及滤波支路的工频阻抗是确定可计算的，可将其作为交流系统的1条支路来进行分析，不再划归为等值直流系统的一部分，如图2所示。
1.3 交直流互联系统的故障网络叠加
通过图2改进的分析模型可知，此时的模型显然满足叠加定理。在交流侧发生故障时，交直流互联系统相对于纯交流系统的故障特征主要表现在：对于纯交流系统而言，三相电源可视作恒定且对称的，而交直流互联系统中的直流等效电源在故障发生至恢复的暂态过程中是时变不对称的，从而表征出类似于故障点的特性，因此整个系统呈现出复故障的特征。本文将交流系统侧的短路点称为交流故障源，而故障后的直流系统称为直流故障源。对此可将直流电源分解为2个部分，即idc=idc0+Δidc,idc0为正常稳态时的注入电流，Δidc为直流故障扰动，如图3所示。如前所述，Δidc中势必包含了非周期分量以及谐波分量，但考虑到现有保护均是基于工频量，因此下文仅就工频量（以相量表示）进行分析推导。
图3(a）在故障前后两侧电源都是恒定且三相对称的，仅存在交流侧故障源，与传统纯交流系统类似，因而仍然可以采用序分量法进行分析。对于图3(b），仅存在直流故障源，由于此时三相电路的参数并不对称（包括电源以及故障点的参数），因此，序分量法不再适用。
2 换相失败对距离保护的影响
2.1 故障分析
直流馈入对距离保护的影响主要在于直流系统等值工频电流作用于过渡电阻而造成的测量阻抗变化[10]，考虑到相间距离继电器几乎不受过渡电阻的影响，因此本文主要分析接地阻抗距离继电器。下面以单相接地故障为例，分析直流馈入环境下的各个保护测量电气量。对图3(a）分析时，相当于仅考虑了交流故障源，此时的各序网络如图4所示。
注意到换流变压器的网侧为Y型接地接法，而阀侧为△型或Y型接法，因此零序网络中包含了换流变压器的零序阻抗，如图4(c）所示。
利用序分量法计算，可得故障点的各序电流为：
其中，Uk0为从正序网络故障口看进去的戴维南等值电动势；Z1鄱、Z2鄱、Z0鄱为各序网络中故障点向网络内部看进去的综合阻抗；Rg为过渡电阻。
显然，故障点电流Ikac=3Ik0。
保护安装处的各序电流为：
其中，ZLM1、ZLM0分别为短路点k到M侧的正序、零序阻抗；ZLN1、ZLN0分别为短路点k到N侧的正序、零序阻抗；ZSM1、ZSM0分别为M侧交流系统的正序、零序阻抗；ZSN1、ZSN0分别为N侧交流系统的正序、零序阻抗；CM1、CM0分别为M侧的正序、零序电流分配系数；ZC为交流滤波器及无功补偿装置的等效阻抗。
由此可得保护安装处的测量电流为：
对于图3(b），只考虑了直流系统故障源，由于三相系统参数不对称，因此需要在abc坐标中计算，为了计算简便，仅考虑故障相，可得保护安装处及故障点的电流为：
其中，ΔIdc为直流系统引起的故障扰动分量；CMDC为仅在直流故障源作用下M侧的电流分配系数；Ck DC为故障支路的电流分配系数；IMDC为此时M侧的测量电流；Ik DC为此时流过故障支路的电流。
值得指出的是，对于工程中常用的双桥12脉动逆变器，由于其换流变压器的网侧为Y型接地，阀侧为Y型不接地或者△型，因此无论交流系统是否发生接地故障，直流系统的等效故障源均不会向交流系统注入零序电量，因此式（2）中的零序电流即为保护安装处所流过的全部零序分量。
综上所述，对应于接地阻抗距离继电器的接线方式，可得：
其中，c为本线路的零序补偿系数，c=(Z0-Z1）/Z1,Z0、Z1分别为线路单位长度的零序及正序阻抗。
而短路点的故障电流为：
2.2 直流馈入对距离保护的影响
直流馈入对距离保护的影响主要体现在直流系统等值电流作用于过渡电阻时所引起的测量阻抗附加项[10,15]:
由2.1节的分析得到了相应的Ik、IM及IM0的表达式，因此可以分析Za在不同系统运行条件下的性质：
为了分析方便，记X=Ik0、Y=ΔIdc，以Ik0为相位基准，讨论上式中（AX+BY）/（CX+DY）的情况。
分析中将A、C近似视为常数，B/D=(ZLN+ZSN）÷（ZLN+ZSN+Rg），因而BY的幅值比DY小，且相位超前于DY一定角度。由于Ik0与ΔIdc的相位关系不确定，因此对其需进行全面的讨论，但总体可以分为下面3种情形（以Ik0作为坐标平面的横轴）。
a.BY、DY同位于坐标平面的上半平面。
由图5可知，AX+BY与CX+DY之间的相位关系取决于A与C的相对大小。当A>C时，AX+BY滞后于CX+DY，即此时的测量阻抗附加项Za呈阻容性；当A<C时，AX+BY的相位随着C的增加而逐渐由滞后转为超前，当C>C′时，AX+BY将超前于CX+DY，所以Za逐渐由阻容性转变为阻感性。
b.BY、DY同位于坐标平面的下半平面。
由图6可知，AX+BY与CX+DY之间的相位关系仍取决于A与C的相对大小。当A>C时，AX+BY超前于CX+DY，即此时的测量阻抗附加项Za呈阻感性；当A<C时，AX+BY的相位随着C的增加而逐渐由超前转为滞后，当C>C′时，AX+BY将滞后于CX+DY，即Za逐渐由阻感性转变为阻容性。
c.BY、DY分别位于坐标平面的上、下半平面。
由图7可知，AX+BY与CX+DY之间的相位关系不再取决于A与C的相对大小，而仅由BY和DY的相位决定。当BY位于上半平面而DY位于下半平面时，AX+BY超前于CX+DY,Za呈阻感性；反之则AX+BY滞后于CX+DY,Za呈阻容性，如图7(b）所示。
值得指出的是，由于直流自身控制保护系统的快速调节，直流扰动量ΔIdc处于不断变化之中，因此ΔIdc与Ik0之间的相角差随着数据窗移动是不断变化的，会导致BY、DY的相位关系出现不同的情形。而对于不同故障位置、不同严重程度的故障，它们之间的相位关系也不一样，导致测量阻抗附加项可能呈阻感性或阻容性，这就与纯交流系统中阻抗附加项主要取决于两侧系统功角而呈现单一的性质有所不同。对于N侧的分析与此类似，限于篇幅，不再赘述。
2.3 影响分析及对策
综上分析可知，交直流互联系统的测量阻抗可能呈现感性，也可能呈现容性。对于保护而言，需要考虑极端情况。
情况1：保护出口故障时Za呈现容性，使得实际的测量电抗很小甚至小于0，表征出反方向的故障特征，进而造成保护拒动。
情况2：对于保护范围末端故障，由于Za呈现感性，使得实际测量电抗大于整定值，超出Ⅰ段保护范围而由本侧Ⅱ段动作，造成保护动作延时。
值得指出的是，对于情况2，当保护范围末端故障时是可以允许延时动作的，所以对保护的影响并不大。
为了提高距离保护的动作性能，通常采用能容许较大过渡电阻而不至于拒动的测量元件动作特性作为主要措施[16]，如采用四边形特性等，但在某些极端工况下仍具有其局限性。对于上述情况1，显然希望M侧保护的阻抗元件能够区分故障方向，防止保护拒动。由2.1节分析可知，对受端交流系统而言，零序电流的分布与直流系统无关，即零序网络不包含背后直流系统而与纯交流系统类似。因此，在保护安装处背后系统阻抗呈感性的情况下，可采用零序方向元件来区分故障方向，同时在正方向故障时不会对保护带来影响，具体判别过程如图8所示。图中，Xm为保护安装处的测量电抗；Xset为整定电抗；Um 0、Im 0分别为保护安装处测得的零序电压、零序电流。
3 仿真验证
3.1 模型说明
本文所用仿真模型如图9所示，图中直流系统采用国际大电网会议CIGRE的HVDC标准模型，受端交流系统为双电源系统，M侧、N侧系统短路容量分别为SM=4.0 p.u.、SN=2.5 p.u.。线路MN全长为100 km，参数为：r1=2.5×10-5Ω/m,x1=3×10-4Ω/m;r0=7.5×10-5Ω/m,x0=9×10-4Ω/m。交流滤波器及无功补偿装置的等效工频阻抗ZC=1.9-j84.4Ω，换流变压器的零序阻抗ZT0=j16Ω。采样频率为4 000 Hz，所有故障均设置在0.5 s发生，持续时间为0.1 s。
3.2 仿真分析
3.2.1 远端故障时的仿真结果
图10是在线路距M侧60 km处发生A相经30Ω过渡电阻接地（记为故障1）时的仿真结果。其中图10(a）为以Ik0为相位基准时的ΔIdc的相位，图10(b）为对应的测量阻抗附加项中的电抗部分，可以看到其随着数据窗的移动时刻变化。为方便分析，表1中给出了根据上述网络参数计算得到的对应于式（9）中的系数B、D。由图10(a）可知，ΔIdc滞后Ik090°以上，因而此时的BY、DY应都位于坐标轴的下半平面。由2.2节的分析可知，测量阻抗的附加项呈感性，如图10(b）所示。这将造成测量阻抗偏大，当故障处于距离保护Ⅰ段范围末端时可能超出保护范围而由Ⅱ段动作，造成保护的延时动作。
3.2.2 零序电流的特性分析
图11为该故障情形下换流变压器两侧的零序电流标幺值分布。图11(a）为Y/Y0换流变压器两侧的零序电流分布，图11(b）为△/Y0换流变压器两侧的零序电流分布。由图11可以看出，无论是何种接线的变压器，其阀侧零序电流几乎为0，因此零序网络不包括背后的直流系统，即直流馈入不会改变网络中零序电流的分布。此外，对比图11(a）、（b）可知，Y/Y0换流变的网侧零序电流相对于△/Y0换流变小很多，这是由于前者的零序阻抗主要取决于励磁支路，因而其零序阻抗远大于△/Y0换流变，所以分流较小。
为了进一步地验证直流扰动不会影响网络中零序电流的分布和大小，图12中考虑了纯交流系统中发生故障的情况，图中电流为标幺值。对于无直流系统的情况，通过改变两侧交流系统的功角使线路上传输的功率与含直流系统时相当。由图12可知，在2种情况下发生相同故障，保护安装处的零序电流变化几乎相同，从另一个侧面说明了，交流侧故障是零序电流的主要来源。
3.2.3 近端故障时的仿真结果
图13是在线路距离M侧5 km处发生A相经75Ω过渡电阻接地（记为故障2）时的仿真结果。此时的系数B、D如表1所示。结合图13(a）分析可知，BY、DY都将位于坐标轴的上半平面，因而测量阻抗附加项Za应呈容性，如图13(b）所示。对于M端距离保护而言，Za呈容性将使得保护安装处感受到的电抗值减小，对于欠量动作的距离保护而言有利于其正确动作；但对于保护出口附近的故障，有可能使得保护感受到的阻抗也为容性，即类似于反方向故障的特征，引起保护的拒动。
Fig.13 Simulative results for fault at 5 km from M-side
3.3 防范措施的仿真
图14表示的是零序方向元件的判别结果，其中图14(a）为正方向k处故障，图14(b）为反方向k′处故障，其他故障条件与图13相同。由图14可知，零序方向元件能够准确判断故障方向，结合阻抗元件的判别结果即可保证距离保护不发生拒动。
综上分析可知，交流侧发生故障时，由于直流系统注入交流侧的电流发生剧烈的变化，使得保护安装处的测量阻抗在故障发生至恢复的暂态过程中不能得到准确的测量，可能会导致保护不正确动作或延时动作。此外，对于M侧保护而言，测量阻抗附加项呈现阻容性或阻感性与很多因素有关，相较于纯交流系统仅取决于保护安装在送点侧或受电侧并呈现单一的性质有所不同。
4 结论
a.对传统交直流互联系统模型进行了详细的分析和改进，使改进后的模型适用于叠加定理。
b.交流系统故障是引起零序电流的主要原因，直流等值系统并不会向交流侧注入零序电流，也不会影响到零序电流的分布。
c.测量阻抗附加项随着直流等值故障电流的变化而变化，即随着数据窗的移动而时刻变化。不同严重程度的故障情况引起的附加阻抗性质不同，可能呈感性或容性，由此可能引起保护的拒动或延时动作。针对保护出口附近故障可能引起的拒动，提出的增加零序功率方向判别的措施可以有效解决这个问题。
摘要：交直流互联系统的故障暂态过程与纯交流系统有所不同,从而会对距离保护的动作特性产生影响。对传统交直流互联系统模型进行了分析,同时基于零序电流的分布情况对模型进行了改进。基于叠加原理,结合接地阻抗继电器的接线方式,详细分析了直流馈入对距离保护的影响,并提出了增加零序方向元件辅助判别的解决措施。基于PSCAD/EMTDC的仿真结果验证了改进模型的有效性和理论分析的正确性。
交直流影响 第2篇
1高压直流接地极对外部设施的影响宜在接地极附近，通过对外部设施情况调研及实际测量的方法来确定，
2对通信系统的干扰试验宜与邮电部门共同协商进行，测试结果需用统计方法处理，测试的目的主要是确定对通信系统的影响，试验时可选择若干关键部位进行测量，以校核设计和检查施工质量，
3对于接地极10km范围内的110kV及以上交流线路应测量通过最靠近接地极的接地装置流入架空地线的直流电流。
4对于接地极附近中性点接地的电力变压器，应限制经中性点流入变压器绕组中的直流干扰电流小于变压器额定电流有效值的7‰。
5接地极投运后要测量其对地电位或电流，以便把背景测量获得的数据与接地极运行后的数据进行有效的比较。投运后的结果应满足技术条件的要求。
交直流影响 第3篇
摘 要：直流系统相当于一个独立的电源，可以作为各项设备的后备电源，当交流供电的功能性发挥不畅时，可以由直流系统进行电源的输送，从而使得设备可以始终处于稳定的运行状态。但是，如果绝缘电阻降低的情况，直流系统中的电流会经由大地侵入到交流系统中，可能会导致交流系统中的部分设备出现故障。这时绝缘监测装置就会发出的错误的警报，影响系统的安全。文章就直流系统电流对绝缘监测的影响展开探讨，结合直流系统的实际情况，制定有效的应对措施，旨在为相关技术人员提供参考，使得绝缘监测装置的功能性可以得到有效的发挥，误报和漏报的情况，确保相关产业的持续健康发展。
关键词：直流系统；电流；绝缘监测；相关问题；影响
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0095-02
直流系统是现阶段工业生产和各个经济活动中的重要组成部分，如：直流照明、备用电源等，可以在交流电不能正常运行的情况下，持续为设备提供电源，促使设备可以始终正常工作状态。直流系统是保障工业生产和其他产业的重要保障。在实际的直流系统应用的过程中，如果接地绝缘发生故障时，可能会侵入交流系统，甚至可能造成短路和重大安全事故的发生。绝缘监测是监测直流系统的关键部分，分析绝缘电阻的变化情况，并根据测量值的极限情况，进行警报。而直流系统中电流对绝缘监测的影响十分明显，为此，需要强化分析与解读工作。
1 直流绝缘监测的相关概述
直流系统对设备的作用十分明显，有效的提高设备的运行效率。但是直流系统在实际的运行过程中，会受到故障因素的影响，导致安全隐患的发生。直流绝缘监测主要是对地绝缘的情况进行监测，并完成对直流系统的各个部分的检测，促使绝缘系统的功能性和安全性可以得到全面的发挥，实现对故障的判断和分辨，并根据直流系统的基本情况，做出报警工作，由维护人员做出相关维护措施，促使直流系统可以始终处于稳定的运行状态，规避安全隐患的发生，避免继电器和熔断器出现损坏的情况。直流绝缘监测对直流系统的应用具有十分重要的影响，推动相关产业的持续健康发展。
2 直流系统电流对绝缘监测的影响分析
直流系统在实际的使用过程中，接地故障的发生，可能会导致直流电流的入侵，对交流电和相关设备造成影响。而且，这部分电流同样会对绝缘监测造成影响，为此，需要分析直流系统电流对绝缘监测的影响情况。借由等值戴维南模型，对直流系统电流对绝缘监测的影响展开分析。
2.1 直流系统运行状态的等值分析
直流系统在实际的运行过程中，需要各个元件的支持，其中换流器是实现直流系统稳定运行的关键部分。但是换流器在实际的工作中，会受到外界因素的影响，其功能性发生变化，致使绝缘地阻发生变化，但是却与的交流系统的绝缘变化情况存在一定的区别。当的绝缘地阻发生变化时，直流系统中的电流会沿着地阻发生流动，并侵入到的交流系统中，影响交流系统的稳定运行。
基于上述情况，结合三相桥式不控整流器的基本情况，展开直流系统等效分析工作。由于上述的情况，会发生通路的情况。这个通路中，交流系统会承担的“负债”的功能。针对该通路中，将电流和土壤模型视作一个恒压源，结合戴维南模型的基本情况对电路进行简化，如图1所示。
在获得等值模型后，明确直流系统中的电流和地阻的实际情况，结合实际情况，可以将戴维南等效模型中的电流和电阻视为动态情况。针对地阻变化电流侵入的情况，可以采用正反向多次输入的形式，减少电流对绝缘监测的影响，提高检测的精度。
2.2 基于直流注入的绝缘监测
在实际的绝缘监测时，可以采用直流信号注入的绝缘监测原理，具体的监测，如图2所示，结合串联分压的形式，对电阻R0两端的电压进行计算，从而根据测量结果获得的绝缘电阻的具体数值。
结合上述原理图，可以获得绝缘和电流之间的连续。在实际的绝缘监测过程中，如果接地电阻发生变化。这一变化会导致线路通路中的I产生，结合测量的情况的到处待测电阻值。变化过程中的电流会随着通路流向的交流系统，还会绝缘电阻上的剩余电流叠加。
如果两者发生叠加，可能会导致调绝缘检测的监测结果不够准确，不能有效的获得准确的数据情况。而且，叠加的电流会使得的绝缘监测的测量准确性和可靠性不能得到保障，会导致出现误报和漏报的情况，严重影响绝缘监测的运行质量和运行效率。
2.3 直流系统电流对绝缘监测的问题
经过上述研究。得到直流系统的电流对绝缘监测是切实存在影响，结合直流系统的实际情况，提出相关假设。
①绝缘处于稳定的运行状态时，直流系统的电流没有发生侵入情况。
②绝缘监测中的直流注入的间隔内，直流系统始终处于同一运行状态。
③直流注入量不会对等效模型的基本情况造成影响。
④在进行直流注入量，与直流阻抗网络的拓扑结构不会发生变化。
结合上述假设，合理的展开直流系统电流对检测系统的对策，促使绝缘监测的稳定运行，促使绝缘监测的效果和质量的提升。绝缘监测的情况下，针对直流系统的电流和剩余电流的叠加情况，重视注入源和干扰源的影响，并科学的对其进行控制。叠加电流对的绝缘监测的效果影响十分明显，叠加电流的产生，会使得直流量受到影响。
这时绝缘监测不能准确的绝缘电阻上的分压情况，导致测量的绝缘电阻情况会出现误差，实际情况是测得的电阻会远远的高于真实的电阻，测得的电阻过高，就会导致绝缘监测的不会发出警报功能，使得直流系统的接地故障不能得到及时的发现，制约直流系统的稳定运行。
如果与上述情况的电源方向相反时，就会导致的绝缘监测测得的电阻与实际存在差异，这一差异是实际电阻远远大于测得的电阻，测得的电阻过小，绝缘监测发出报警功能，但是报警是错误的，就会导致误报的情况发生，导致维护人员采取错误的维护措施。
3 直流系统电流对绝缘监测影响的对策
结合直流系统电流对绝缘监测的影响情况，制定有效的应对措施，避免绝缘监测出现误报和漏报的情况，促使直流系统的功能性和稳定性可以得到发挥，规避安全隐患。
可以采用的正反两次注入的形式，并分别对两次注入过程中的电阻值进行测定，并结合下列算法：
借由上述算法，可以使得的电流的叠加情况得到遏制，将剩余电流进行消除，促使绝缘监测可以得到较为准确的绝缘电阻值，有效的避免绝缘监测出现误报和漏报的情况，提高绝缘监测的有效性，推动直流系统的运行质量和运行效率的提升。
4 结 语
直流系统是工业生产和其他行业的重要部分，可以在交流系统运行不畅的情况，为设备提供稳定的后备电源。结合等值戴维南模型，分析直流系统电流对绝缘检测的具体影响。
在明确直流系统电流对绝缘监测的具体影响后，制定有效的完善措施，减少直流系统电流对绝缘监测的影响，发挥绝缘监测的功能性，减少误报和错报的情况，推动直流系统的稳定性和可靠性可以得到全面的发挥。
参考文献：
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交直流影响 第4篇
电气距离较近的直流线路与所馈入的交流电网共同形成了多馈入交直流系统 (简称多馈入系统) 。中国直流输电线路众多, 华东电网和南方电网就是典型的多馈入系统[1]。与单回直流系统相比, 多馈入系统直流线路间的相互作用对系统的稳态特性和动态特性具有很大的影响。因此, 准确衡量这种相互作用对于系统的规划和安全运行具有重要的意义。
多馈入系统中直流间的相互作用可以分为电压相互作用和功率相互作用[2,3]。文献[4]提出了多馈入相互作用因子指标, 主要用于衡量多馈入系统中任意2个换流站之间电压相互影响的强度;并分析了多馈入相互作用因子对暂态过电压的影响。文献[5-6]研究了电压相互作用对多馈入系统强度的影响, 给出了考虑这种影响后的多馈入直流有效短路比的定义。文献[7-8]研究了多馈入系统的换相失败特性, 表明多馈入相互作用因子与多馈入直流换向失败存在明确的关系。因此, 研究多馈入系统的前提是得到相应的多馈入相互作用因子。目前主要通过仿真的方法得到相互作用因子, 但通过此方法得到的相互作用因子的物理意义不明确、缺乏理论基础, 无法预见电网结构以及运行方式的变化对该因子的影响[6,9]。
针对上述不足, 本文根据多馈入系统的稳态潮流方程得到了基于降阶雅可比矩阵的多馈入相互作用因子的解析计算方法, 并与仿真计算得到的结果进行了比较验证。结果表明, 所述方法可以快速、准确地计算出多馈入相互作用因子的数值, 并为其提供相应的理论依据。作为衡量电压相互作用的重要指标, 多馈入相互作用因子的数值由交流系统雅可比矩阵和系统所接入换流站的有功功率、无功功率对换流母线电压的灵敏度决定, 而这些灵敏度主要由直流系统的控制方式决定。为了研究控制方式对多馈入系统电压相互作用的影响, 本文给出了不同控制方式下的逆变站有功功率和无功功率对换流母线电压灵敏度的计算公式。算例研究了双馈入系统稳态模型在不同控制方式下的直流线路间电压相互作用强度, 计算了相应的直流线路多馈入有效短路比, 分析了控制系统对这些因子的影响程度。
1 多馈入系统电压相互作用的评估计算
1.1 多馈入相互作用因子及其作用
根据定义[4], 在换流母线j上人为地接入一个感性负载, 引起约1%的电压跌落 (记为ΔUj) , 从而导致换流母线i的电压跌落 (记为ΔUi) 。换流站j对换流站i的电压影响因子FMIIFij为:
多馈入相互作用因子FMIIF可以定量描述换流母线电压跌落对其他换流母线的影响。当2条直流母线间的距离较远时, FMIIF=0;当2条直流母线接入同一条换流母线时, FMIIF=1[4]。因此, FMIIF的大小表征了换流母线间电压作用的强弱。
多馈入相互作用因子可以用于多馈入系统的短路比计算以及换相失败的研究。多馈入系统的有效短路比[5]FMIESCRi为:
式中:Si为考虑其他直流系统无功补偿容量影响后, 母线i的短路容量;Qfi为母线i所连接的无功补偿设备在额定电压下的容量;Pdci和Pdcj分别为母线i和j的逆变站馈入交流系统的有功功率 (不考虑其方向) 。
1.2 多馈入相互作用因子的解析计算方法
由式 (1) 可知, 对于实际运行系统而言, 通过人为制造的微小电压跌落可以获得多馈入相互作用因子, 但这种方法无法解释影响多馈入系统间电压相互影响的实质。典型的多馈入系统结构如图1所示。
图1中:Idi为直流线路i上的电流。对于图1中的多馈入系统, 假设所有的直流系统不向交流系统中注入功率, 则交流系统的稳态潮流方程[9]为:
式中:ΔP和ΔQ分别为交流母线有功功率和无功功率的修正向量;Δδ和ΔU分别为交流母线电压相角和幅值的修正向量;JPδ, JPU, JQδ, JQU为雅可比矩阵J分成的4个相应的子矩阵。
当直流系统向交流系统送入功率时, 需要对其雅可比矩阵J进行修正。由于直流系统输送的功率与交流系统的相角无关, 因此JPδ和JQδ保持不变, JPU和JQU修正后变为JPU′和JQU′。多馈入系统的稳态潮流方程[3]为:
换流站的功率只受换流母线电压幅值的影响, 因此直流接入后, 对雅可比矩阵J的影响表现在JPU和JQU的对角元素上。若有逆变站馈入母线i, 则JPU和JQU中相应的对角元素 (JPU) i, i和 (JQU) i, i修改为[10,11]:
式中:Qdci为接入母线i的逆变站馈入交流系统的无功功率;Ui为母线i的电压幅值。
在假设ΔP=0后, 文献[3]给出了ΔU与ΔQ的关系, 即
式中:
根据多馈入相互作用因子的定义, 在换流母线j中接入一个无功负荷后, ΔQj发生改变, 造成母线j的电压变化, 同时引起换流母线i的电压变化。根据式 (7) , FMIIFij可表示为:
根据定义, 只改变母线j的无功功率, 使其电压发生变化, 则其他母线上的无功功率基本不变, 即ΔQm=0 (m=1, 2, …, n;m≠j) 。因此, 式 (9) 可以化简为:
式 (10) 给出了基于降阶雅可比矩阵的多馈入相互作用因子计算方法。由上述分析可知, 降阶雅可比矩阵JR-1的元素 (JR-1) i, j和 (JR-1) j, j是决定换流站间电压相互影响强度的因素, 其大小由交流系统和直流系统共同决定。如果图1所示的多馈入系统交流部分的参数保持不变, 则由式 (5) 、式 (6) 和式 (8) 可知, 直流间电压相互影响程度由逆变站的有功功率和无功功率对换流母线电压的灵敏度决定。
2 不同控制方式下的直流系统模型
在实际系统中, 直流系统在额定运行状态下可以选择不同的控制方式[10]。虽然每种控制方式都可以保证直流系统运行在额定状态, 但是所对应的直流方程不同, 因此相应的Pdci/Ui和Qdci/Ui也不同。整流站通常有定电流控制和定功率控制2种控制方式, 而逆变站通常有定直流电压控制和定熄弧角控制2种控制方式。因此, 根据整流站和逆变站控制方式的不同, 直流系统可以运行在定电流/定熄弧角、定功率/定熄弧角、定功率/定直流电压和定电流/定直流电压4种控制方式下。由于定直流电压控制方式下的定电流和定功率是一致的, 下文主要考虑定电流/定熄弧角、定功率/定熄弧角、定电流/定直流电压这3种控制方式下的直流系统模型。
2.1 定电流/定熄弧角控制方式
在此控制方式下, 整流侧控制器根据给定的直流电流指令Iorder使电流Idi保持恒定, 逆变侧控制使逆变站熄弧角γi维持在熄弧角指令γorder左右波动, 即
此时接入交流系统的逆变站外特性方程可描述为:
式中:Ud0i为逆变站直流侧的空载电压;Udi为逆变站直流电压;Ti为换流变压器的变比;B为六脉动换流桥的个数;Xi为单桥换流电抗;Km为相应的系数。
根据式 (12) , 得到逆变站有功功率和无功功率对换流母线电压的灵敏度分别为:
2.2 定功率/定熄弧角控制方式
此控制方式下整流侧的直流功率和逆变侧的熄弧角γi保持恒定, 因此给定的运行参数为:
式中:Pdcr为整流站的输送功率;Porder为有功功率指令。
这种控制方式下接入交流系统的逆变站外特性方程可描述为:
式中:Rl为直流线路的电阻;dm为相应的等值电阻。
根据式 (16) 得到的逆变站有功功率和无功功率对于换流母线电压的灵敏度分别为:
2.3 定电流/定电压控制方式
直流系统运行在定电流/定电压控制方式时与定功率/定电压控制方式时产生的效果相同。以定电流/定电压控制为例, 当直流线路运行在此控制方式下时, Idi=Iorder, 整流侧直流电压Udr=Uorder (直流电压指令) 。此时的逆变站外特性方程为:
根据式 (19) 得到的逆变站的Pdci/Ui和Qdci/Ui分别为:
3 算例及验证
3.1 系统模型
为了研究不同控制方式下多馈入系统电压相互作用, 本文建立了双馈入直流系统, 如图2所示。
图2所示系统是在CIGRE标准直流测试系统的基础上扩展得到的[12], 包含2条直流线路L1和L2。每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准直流测试系统相同。每个直流系统的额定功率为1 000 MW, 直流电压为500kV。逆变侧交流系统的额定电压为230kV, 交流系统采用交流理想电压源E1和E2, 以及等值阻抗ZS1, ZS2, Ztie代替, 其额定电压为230kV。通过改变ZS1, ZS2, Ztie, 可以得到不同系统强度和相互作用强度的多馈入系统。联络线的阻抗为0.41Ω/km, X/R=6。理想电压源的电压幅值和阻抗由换流母线电压和系统阻抗决定, 假设在额定运行点的换流母线1和2的电压均为1∠0°, 则换流母线之间的联络线无功率流动。
3.2 计算方法验证
根据2种直流控制方式的不同组合, 共有6种控制方式。方式1:直流线路均处于定电流/定熄弧角控制方式。方式2:直流线路均处于定功率/定熄弧角控制方式。方式3:直流线路均处于定电流/定直流电压控制方式。方式4:L1处于定电流/定熄弧角控制方式, L2处于定功率/定熄弧角控制方式。方式5:L1处于定电流/定熄弧角控制方式, L2处于定电流/定直流电压控制方式。方式6:L1处于定功率/定熄弧角控制方式, L2处于定电流/定直流电压控制方式。
设双馈入系统逆变站之间的联络线长度为50km;L1的有效短路比FESCR1=2, 且保持不变;L2的有效短路比FESCR2从2变化到5;步长为1。采用式 (10) 给出的解析计算方法和FMIIF定义给出的仿真方法, 对6种控制方式下的系统多馈入相互作用因子进行了计算, 表1给出了相应的计算结果。
由表1可知, 对于同一个多馈入系统, 在6种控制方式下, 采用式 (10) 得到的FMIIFij值与通过仿真计算得到的结果基本一致。式 (10) 是在假设交流系统电压幅值变化导致ΔP=0的基础上得到的。对于高压输电系统来说, 由于XR, 有功功率受电压幅值的影响很小, 因此上述假设造成的误差是可以忽略的。综上所述, 式 (10) 为多馈入系统电压相互作用的评估提供了简便快速的解析计算方法, 同时为研究控制方式对电压相互作用的影响提供了理论依据。
4 控制方式对多馈入系统的影响
4.1 3种控制方式下的单回直流系统特性分析
由于多馈入系统相互作用程度受到每条直流线路逆变侧有功功率和无功功率对换流电压幅值灵敏度的影响, 因此需要对单个直流系统在3种控制方式下的Pdci/Ui和Qdci/Ui进行分析。CIGRE直流标准测试系统在3种控制方式下的灵敏度计算结果如表2所示。
表1中, 当CIGRE标准直流测试系统处于定功率/定熄弧角控制方式时, Rl=0.02, Idi=1, Idi/Ui=-1.172, 代入式 (17) 后得到Pdci/Ui=0.023, 与系统雅可比矩阵中的元素相比可以忽略不计, 因此在多馈入相互作用因子计算中可以认为Pdci/Ui≈0。在定功率/定熄弧角和定电流/定直流电压控制方式下, 逆变站送入交流系统的有功功率由整流侧决定, 因此逆变侧换流母线电压幅值的变化不会影响线路传输的直流功率。在定电流/定直流电压控制方式下, Pdci/Ui=1.089, 逆变站交流母线电压的波动会导致传输的直流功率发生变化。在定电流/定熄弧角和定电流/定直流电压控制方式下, Qdci/Ui为负, 这意味着当换流母线电压降低后, 逆变站的功率因数将增加, 防止换流母线电压的进一步降低, 其绝对值越大, 换流站受到其他母线电压变化的影响程度就越轻。在定功率/定熄弧角控制方式下, Qdci/Ui为正, 这意味着随着电压的降低, 逆变站的功率因数将减小, 逆变站将从系统吸收更多无功功率, 导致其换流母线电压进一步降低。因此, 与其他控制方式相比, 在定功率/定熄弧角控制方式下, 多馈入系统电压相互作用程度最强。
4.2 控制方式对多馈入系统相互作用程度的分析
对于图2所示的双馈入系统, L1和L2分别有3种控制方式。当选择联络线长度为50km, L1和L2的有效短路比均为2时, 根据式 (9) 计算出的6种控制方式下的多馈入相互作用因子及L2的多馈入有效短路比如表3所示。
由表3可以看出, 在不同的控制方式下, 直流系统电压相互作用程度不同。当L1和L2均处于控制方式2, 即定功率/定熄弧角控制方式时, 多馈入相互作用程度最强, 相应的FMIIF12的值为1.151;当L1和L2均处于控制方式3, 即定电流/定直流电压控制方式时, 多馈入相互作用程度最弱, 相应的FMIIF12的值为0.535。在6种控制方式下, FMIIF12的数值在0.535~1.151之间变化。由上述分析可知:当多馈入系统的直流线路处于不同的控制方式时, 直流系统间电压的相互影响程度相差很大。
4.3 控制方式对多馈入系统强度的影响
采用4.2节中的双馈入系统, 由表3可以看出, 交流系统对L2的系统强度受到控制方式的影响。在控制方式2下, 由于逆变站的无功特性使得换流母线的电压支撑相对较弱, 相互间的电压作用较强, 因此L2的系统强度也较弱。在控制方式3下, 逆变站在换流母线电压降低后, 会减小从交流系统吸收的无功功率, 因此相对而言, 其换流母线的电压支撑作用最强, 直流间的电压相互作用最弱。对于L2而言, 正是这种电压的支撑作用使得交流系统的强度有所提高。从表3还可以看出, 对于相同的系统而言, FMIIF12的变化主要是由L1的控制方式引起的, 当L1处于定电流/定熄弧角控制方式时, 无论L2采用何种控制方式, 其FMIESCR2的值均为1.1左右;当L1处于定功率/定熄弧角控制方式时, 无论L2采用何种控制方式, 其FMIESCR2的值均为0.93。因此, 相邻直流线路的运行方式会影响本地直流线路的交流系统强度。
5 结语
1) 基于降阶雅可比矩阵的多馈入相互作用因子计算方法, 可以方便、快速、准确地得到各种参数和运行情况下的多馈入相互作用因子, 并为其提供理论基础, 从而弥补仿真计算方法存在的不足。
2) 控制方式对于多馈入系统电压相互作用的影响显著。对于同一个多馈入系统, 当直流线路均运行于定电流/定直流电压控制方式时, 相互间的影响最小;当直流线路均运行于定功率/定熄弧角控制方式时, 相互间的影响最大。
3) 相邻直流线路运行方式的变化会导致本地直流线路的交流系统强度发生变化, 当相邻的直流线路运行在定功率/定熄弧角控制方式时, 本地直流线路的交流系统强度最弱。
摘要：基于降阶雅可比矩阵的多馈入相互作用因子的解析计算方法, 分析了直流系统控制方式对多馈入交直流系统换流母线间电压相互作用的影响机理, 指出换流站功率对电压的灵敏度是影响电压相互作用强度的重要因素之一。给出了逆变站在不同控制方式下的功率对电压的灵敏度计算公式, 通过算例研究了控制方式对逆变站间电压相互作用的影响程度。
关键词：多馈入交直流系统,直流控制,多馈入相互作用因子,多馈入有效短路比
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《特高压交直流电网》于北京首发 第5篇
12月6日，特高压电网发展研讨会暨《特高压交直流电网》首发仪式在京举行。据一览电力英才网了解，该书由国家电网公司董事长、党组书记刘振亚编著，全面总结了我国在特高压电网建设方面所取得的研究成果、理论创新和工程实践，是我国特高压理论和实践创新的集大成之作，提出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，能够满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要。国家电网公司副总经理、党组成员、工会主席王敏主持会议并做总结发言。国家新闻出版广电总局出版管理司副司长王然评价《特高压交直流电网》一书是国内先进科技学术出版物的杰出代表之一，具有很高的学术价值。中国工程院院士杨奇逊认为，该书全面总结了我国特高压电网建设取得的成果，较好地回答了特高压电网在建设过程中遇到的各种战略研究问题。中国工程院院士、西安交通大学电气工程学院院长邱爱慈表示，该书展现了我国在特高压电网自主知识产权方面取得的成果。
中国机械工业联合会副会长蔡惟慈，中国科学技术协会学术部副部长刘兴平，中国电力（电力招聘）企业联合会党组成员兼秘书长王志轩，中国电机工程学会常务副理事长陈峰，华北电力大学校长刘吉臻，清华大学、上海交通大学、山东大学、浙江大学有关专家，中国西电集团公司、中国能源建设集团有限公司、中国电力建设集团有限公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司有关同志出席会议并发言。与会领导及专家一致认为，《特高压交直流电网》一书内容丰富、分析透彻、见解深刻，提出“以特高压为特征的大电网接入水电、风电、太阳能发电等电源，构建多能互补的配置平台，推动绿色、清洁能源大发展”的理念，对于科学制定电力和能源发展战略及政策，进一步做好电力和能源可持续发展工作，以及我国产学研协同创新机制建设，具有非常积极的作用。
《特高压交直流电网》全书分12章，共74万字，内容涵盖特高压交直流输电的电压等级选择、网架构建、系统特性、过电压与绝缘配合、电磁环境、设备研制、工程建设和技术应用等方面。该书从电网发展历程、现状和趋势入手，分析了特高压电网发展的历程，论述了交直流输电的技术特点及特高压交直流输电系统的优势，提出了中国特高压交直流电网构建设想及其论证分析，阐述了中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，总结了特高压工程技术应用经验和技术标准。
《特高压交直流电网》是《中国电力与能源》的姊妹篇，《中国电力与能源》从战略层面对我国能源电力发展做了深入系统阐述，《特高压交直流电网》则从技术层面提出了具体解决方案。这本著作是我国特高压持续创新、不断突破的真实记录，将为指导下一步建设好、运营好、管理好特高压电网发挥重要作用。
对电缆进行交直流耐压试验的探讨 第6篇
关键词 直流耐压试验；绝缘缺陷；局限性；交流耐压试验
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)121-0014-02
电力电缆作为一种输电设备，不但具有占地少、供电可靠性高、运行和维护简便、可保密等优点，而且有利于提高电力系统功率因数，有利于美化城市。在城市配网及城网改造和新兴的现代化企业中的作用正日益突出，由于进行直流耐压试验的方法种类较多，接线方式各异，试验结果差别很大。随着交联电缆的广泛使用，对油浸纸绝缘电缆和交联聚乙烯绝缘电缆都采用直流耐压试验是否合适，如何正确判断电缆的试验结果，能否投入运行，这些都是我们在工作中遇到的实质性问题，需要我们正确地判断并得出正确的结论，为电缆的安全运行提供可靠的依据。
1 直流耐压试验对发现纸绝缘电缆缺陷的有效性
直流耐压试验可判断纸绝缘电缆的好坏，并可获取其内部缺陷的可靠数据。
在直流电压的作用下，电缆绝缘中的电压按绝缘电阻分布，当电缆绝缘存在发展性局部缺陷时，直流电压将大部分加在与缺陷串联的未损坏的部分上，所以直流耐压试验比交流耐压试验更容易发现电缆的局部缺陷。
在直流电压下，绝缘介质中的电压按电阻系数分布，当介质有缺陷时，电压主要由与缺陷部分串联的未损介质的电阻承受，使缺陷更容易暴露。
电缆纸绝缘在直流电压下的击穿强度约为交流电压下的2倍以上，所以可施加更高的直流电压对绝缘介质进行耐压强度的考验。在许多情况下，用遥表测量电缆的绝缘良好，而电缆的绝缘在直流耐压试验中被击穿。因此，直流耐压试验是检验电缆耐压强度、发现纸绝缘介质受潮、机械损伤等局部缺陷的有效手段。
2 直流耐压试验对交联聚乙烯绝缘电缆的局限性
交联聚乙烯绝缘电缆电性能优良、制造工艺简单、安装方便，被广泛采用，已成为纸绝缘电缆的替代品。按高压试验的通用原则，被试品上所施加的试验电压场强应模拟高压电器的运行状况。这对检验交联聚乙烯绝缘电缆效果不明显，而且还可能产生负作用，主要表现在以下几个方面：
1）交联聚乙烯绝缘电缆在交、直流电压下的电场分布不同。交联聚乙烯绝缘层是采用聚乙烯经化学交联而成，属整体型绝缘结构，其介电常数为2.1～2.3，受温度变化的影响较小。在交流电压下，交联聚乙烯电缆绝缘层内的电场分布是由介电常数决定的，即电场强度是按介电常数反比例分配的，这种分布比较稳定。在直流电压作用下，其绝缘层中的电场强度是按绝缘电阻系数正比例分配的，而绝缘电阻系数分布是不均匀的。这是因为交联聚乙烯电缆在交联过程中不可避免地溶入一定量的副产品，它们具有相对小的绝缘电阻系数，但在绝缘层径向分布是不均匀的，所以在直流电压下交联聚乙烯电缆绝缘层中的电场分布不同于理想的圆柱体绝缘结构，与材料的不均匀性有关。
2）交联聚乙烯绝缘电缆在直流电压下会积累单极性电荷，释放由直流耐压试验引起的单极性空间电荷需要很长时间。电缆如果在直流残余电荷未完全释放之前投入运行，直流电压便会叠加在工频电压峰值上，电缆上的电压值将远远超过其额定电压。这会导致电缆绝缘老化加速，使用寿命缩短，严重的会发生绝缘击穿。
3）交联聚乙烯绝缘电缆的半导体凸出处和污秽点等处容易产生空间电荷，但如果在试验时电缆终端接头发生表面闪络或电缆附件击穿，会造成电缆芯线中产生波振荡，危害其他正常的电缆和接头的绝缘。交联聚乙烯绝缘电缆一个致命弱点是绝缘内容易产生水树枝，在直流电压下，水树枝会迅速转变为电树枝，并形成放电，加速了绝缘水劣化，以致于在运行工频电压作用下形成击穿。
4）直流耐压试验不能有效发现交流电压作用下电缆的某些缺陷。如在电缆附件内，在交流电压下，绝缘机械损伤等缺陷处最易发生击穿，在直流电压下则不会。直流耐压试验模拟高压交联电缆的运行工况，其试验效果差，并且有一定的危害性。
3 交流耐压试验
直流耐压试验模拟交联聚乙烯绝缘电缆的运行场强状态不能达到所期望的试验效果，可以考虑用交流耐压试验来检测电缆敷设和附件的安装质量。
3.1 0.1Hz超低频电压
根据试验容量（试验容量公式S=wCUs2=2∏f Us2 kVA，式中的C为被试电缆电容量；Us为试验电压；f为工频频率），0.1Hz交流电压与50Hz电压相比，前者需要的功率相当于后者的1/500。因此，原来为大型旋转式电机进行试验而开发的超低频电压设备可为塑料绝缘电缆直流电压试验所用。
在基础调查研究中，首先针对各种模拟配置求出在0.1Hz和50Hz时试验电压（U0的2倍）等值的对绝缘施加的电压负荷。在经电缆现场试验试用后，开始考虑在现行的关于中压电缆的VDE标准中采纳超低频技术。0.1Hz的推荐试验电平为3U0。与用50Hz的试验相比，引发在薄弱点上的击穿明显变快。60min的试验持续时间是必要的，以便在试验中使可能存在的薄弱点发生击穿。由此可见，超低频试验设备是可行有效的。
3.2 串联谐振变频试验
电抗器和试品串联组成LC回路，通过调节变频电源输出电压的频率，使试验回路中的容抗Xc和感抗XL阻值相等。电容和电感上的电压幅值相等，相位相反，回路进入谐振状态。变频电源仅提供消耗在回路电阻R上的有功功率，而回路种的无功功率磁场电能和电场电能并不返回电源，而在电抗器和试品电容之间来回交换形成振荡，结果在试品上产生高电压。通过调节变频电源输出电压的幅值，可改变回路振荡强度，从而改变试品上的电压值，以满足不同试品的试验要求。
谐振时试品上电压达到高值。装置通过扫频发现电压最高值，确定回路谐振频率。在谐振下升至规定值，保持规定时间后降压，完成试验。
根据串联谐振的原理见图1，当L，C，R串回路中的感抗与试品容抗相等时，电感中的磁场能量与试品电容中的电场能量相互补偿，试品所需的无功功率全部由电抗器供给，电源只提供回路的有功损耗，此时，电路的功率因数Cosφ=1.0，即电源电压与谐振回路电流同相位，电感上的电压降与电上电压降相等，相位相反。
当ωL=1/（ωC）时，，回路的谐振频率，若L、C参数固定，调节电源频率使之等于谐振频率，就可以产生谐振。此时流经试品的电流和试品两端的电压分别为：
图 1
式中：Q为谐振回路的品质因数：
由于I与供电电压U同相，因此输入功率为纯有功功率：P=UI=I2R。可见，谐振时试验电压所耗的功率仅为电阻上所耗的功率，所以励磁变压器容量比常规试验变压器小得多。谐振时，负荷C上的无功功率为：WC=IUC=QUI=QP。
串联谐振耐压试验的特点：①超高电压的GIS、高压断路器、变压器、互感器、电缆及耦合电容器等超高压电器在耐压试验时呈现的大试验容量几乎全是容性的无功功率。采取可控的恰如其分的补偿，得到的将不仅是事半功倍的效果，而是数十倍，甚至近百倍地降低试验电源容量、数倍地减少试验设备的体积和重量。②对于容量负载，采取任何一种感性的无功功率补偿方式，例如：串联谐振型、并联谐振型，均能获得相同的降低试验电源容量的效果。但就高电压技术要求而言，其中唯有串联谐振方式既能取得容量补偿效果，且输出电压波畸变率最低、击穿后路电源大幅度下降、试品闪络过程不产生震荡过电压。③串联谐振试验具有以下特点：
1）串联谐振实际是一个谐振式电流滤波器电路，能改善电源电压的波形畸变，获得较佳正弦电压波形，极其有效地防止谐波峰值对发电机等设备产生误击穿。
2）串联谐振在全谐振状态下耐压，当被试品中绝缘弱点被击穿时电路立即失谐，短路电流立即下降为试验电流的数十分之一[1/Q]，而采取并联谐振和其他方式耐压时，击穿后的电流立即上升十倍以上，与串联谐振相比，击穿后俩者间的短路电流相差数倍，所以，串联谐振耐压既能有效地找出绝缘弱点，又无过大的短路电流烧伤故障点铁芯的忧患。
3）发生闪络击穿时。因失去了谐振条件，除短路电流立即下降外。高电压也立即消失，电弦即刻熄灭。且恢复电压再建立过程很长，是一种能量积累的间歇振荡过程，不会出现任何恢复过电压。
用串联谐振法对电缆进行交流耐压是一种简便易行的方法，现在正在大力推广，南京苏特的ST3598串联谐振测试仪效果就很不错。
4 试验结果的分析与判断
一般可认为通过直流耐压试验而未被击穿的电缆的绝缘是合格的，该电缆可以投入系统运行。但并不是说，通过直流耐压试验的电缆质量就是好的。具有优良质量的电缆线路应在合理运用及无外力损伤的情况下安全运行数十年无事故。判断电力电缆线路绝缘优劣的标准如下：
1）电缆经直流耐压试验后绝缘击穿者，不能投入系统运行，应立即测寻故障点并进行抢修。
2）泄漏电流随试验电压的增高而急剧上升者，不能投入系统运行，应人为提高试验电压将电缆击穿，然后测寻故障点并进行抢修。
3）若泄漏电流值很不稳定（排除电源电压波动等外界因素），则可能是电缆绝缘内部微小气隙的局部放电引起的。这时可延长耐压持续时间或提高试验电压，观察泄漏电流的变化情况。如果在延时或提高电压的情况下，泄漏电流恶化趋势不大，可以投入系统运行，3个月后再复试。
4）泄漏电流不平衡系数超过规定的标准时，应首先排除外界因素造成的影响，当确认是由电缆绝缘内部缺陷引起的泄漏电流不平衡时，应采取延时或提高试验电压的方法进行考核、判断与处理。
5）泄漏电流随时间延长有上升趋势，且泄漏电流值比上次显著增大时，可采取延时或提高试验电压的方法进行考核、判断与处理。
6）短电缆或其他有微弱缺陷的电缆的泄漏电流偏大而泄漏电流值稳定、平衡时，可投入系统运行。但应在6个月后进行复试。
7）直流耐压试验中有少数闪络现象，但在延时或提高试验电压情况下，闪络现象不再出现者，允许投入系统运行，但需6个月后复试；如果仍有闪络现象出现，一般应找出故障点并予以排除。
以上各条中，需做复试并且复试结果无明显恶化趋势的电缆，均可投入系统运行，并不再列入复试范围；如果复试结果具有明显恶化趋势，则应找出原因并予以修复。
5 结束语
交直流影响 第7篇
2008年1~2月,低温雨雪冰冻天气大面积袭击我国南方、华中、华东地区,导致贵州、湖南、广东、云南、广西和江西等省输电线路大面积、长时间停运,给国民经济和人民生活造成巨大损失。据统计,2008年1~2月发生的低温雨雪冰冻灾害,共造成全国范围电网停运电力线路36 740条,停运变电站共2 018座,110~500 k V线路共有8 381基杆塔倾倒及损坏,全国共170个县(市)发生供电中断[1]。南方电网供电区域的贵州大部分地区、广西桂北地区、广东粤北地区和云南滇东北地区电网设施遭受到严重破坏,西电东送任务受到严重影响。这次气象灾害范围广、强度大、持续时间长、灾害影响重,很多地区为50年一遇,部分地区为100年一遇,属历史罕见。
随着电网的迅速发展,跨越覆冰地区的高压、超高压输电线路越来越多,极端天气灾害造成电网受灾的可能性也越来越大。特别是随着全球气候的变暖和特高压输电工程的建设,冬季输电线路发生冻雨覆冰的范围越来越广。
冰灾(覆冰)是电网所面临的最大威胁之一,融冰则是电力系统应对冰灾的重要手段[2,3,4,5,6]。为提高高肇直流线路抗冰能力,南方电网公司对高肇直流线路融冰技术可行性开展了专题分析,最终确定采用高肇直流两端背靠背运行模式进行融冰或保线的方案,并于2010年初完成现场实施。
1 直流融冰原理
直流融冰是指利用直流融冰装置将来自电力系统或交流发电机的交流电能转换为直流电能,并将直流电流加在待融冰线路上使导线上的覆冰融化的方法[7]。作为设计直流融冰方案的基本原则,架空覆冰线路通过的电流需大于融冰电流同时小于线路最大允许电流[8]。直流融冰装置有配置专用整流变压器与不配置专用整流变压器两种类型。直流融冰时的线路组合形式有多种,主要包括选取三相中的两相构成电流回路、三相线路同时构成电流回路两种,其原理如图1所示。
2 高肇直流线路融冰保线运行方案
2.1 高肇直流运行情况
高肇直流西起贵州省安顺市安顺换流站,东至广东省高要市肇庆换流站,输电电压为±500 k V,输电容量为3 000 MW。2008年,一场80年一遇的特大雨雪冰冻灾害席卷了南方电网所管辖的西电东送主网架。直径只有2 cm的导线,被裹上厚达18 cm的冰层,巨人般的铁搭扭成了麻花,趴倒在地上,南方电网所辖“六交三直”九条西电东送大通道中,“两交一直”被迫停运,其中“一直”指的就是高肇直流。
2.2 高肇直流融冰保线运行方案
为提高±500 k V高肇直流线路抵御低温凝冻灾害的能力,进一步加强南方电网主网架安全稳定运行,结合该直流设备实际运行能力,在原有运行模式下,新增直流融冰运行模式[9]。直流输电系统融冰运行模式是冬季直流线路覆冰时为了保护线路的一种特殊运行方式。在该运行模式下采用一极正送功率,另一极反送功率,每站一极整流运行,另外一极逆变运行,通过升高两极的负荷电流,利用负荷电流的焦耳热效应使附着在线路上的冰融化脱落。融冰运行模式下双极功率传输方向相反,双极都可以运行较大的功率,但双极总的传输功率较小,对两侧交流系统影响较小,拓扑结构如图2所示。
2.3 直流背靠背运行模式控制保护控制策略
高肇直流新增背靠背融冰运行模式,需对原有直流极控、直流站控及HMI进行修改,其中极控系统通过LAN网接收直流站控送来的融冰模式、正常模式、正向融冰、反向融冰信号,通过这些信号来改变相应的逻辑,准备进入融冰运行模式必需的条件,比如调整功率方向,强制电流模式等,运行人员还可以从HMI选择融冰模式下电压等级、电流参考值和电流速率,实现融冰保线目的。同时对于极控系统内部的后备监视功能也分为闭锁和跳闸两种,还有极控系统的CSD/FASOFF功能,以及保护送过来的闭锁和直流线路故障信号,需要将这些监视功能均改为跳闸出口,可以保证在融冰模式下一极停运,同时尽可能快地将另外一极的电流阶跃至最小值后闭锁。
直流站控修改后将根据当前的直流场配置以及阀组的解闭锁状态产生融冰模式/正常模式,正向融冰/反向融冰切换的允许位上送至HMI,并接收HMI下发的融冰模式/正常模式命令,正向融冰/反向融冰命令。在直流场双极配置时,双极闭锁且与极控LAN通信正常的情况下才能下发融冰模式及正向融冰和反向融冰模式命令。当站控接收到融冰模式命令后转入融冰运行模式时会返回一个融冰状态上送HMI和极控极1和极2及对站,只有在融冰模式下运行人员才能下发正向或反向融冰指令,正向融冰和反向融冰模式发送到极控和对站。融冰模式/正常模式,正向融冰/反向融冰指令均设计成系统级命令,这样在站间通信正常运行在系统级时,只需要在主站操作即可。当站间通信故障时,这些指令自动变成站级命令,可以在两站独立执行,融冰相关逻辑是完全独立的,不会对原有的站控程序产生任何干扰。
3 高压直流融冰模式单极闭锁对交流系统影响分析
3.1 高压直流融冰模式的特殊保护策略
高肇直流背靠背运行模式下,双极功率传输方向相反,双极都可以运行较大的功率,但双极总的传输功率较小,对两侧交流系统影响较小,且可达到线路大电流保线作用。若出现单极故障闭锁,由于故障闭锁前,双极均运行于最大功率,为保证直流融冰运行模式下,高肇直流系统对南方电网系统潮流作用最小,控制保护策略采用单极故障闭锁双极保护联动的控制策略。
直流线路融冰模式运行时,采用1极正送,另1极反送的运行模式。此时直流系统两侧仅从交流系统吸收或送出少量有功功率,当1极发生故障时,紧急闭锁本极,另1极联动闭锁,间隔时间约100~200ms,整个过程中从正常运行开始,后放声直流故障冲击、单极闭锁、双极闭锁、交流滤波器退出,到直流系统退出运行,整个过程中,特别是单极闭锁到双极闭锁期间,交直流系统交换的有功功率从很小突变到额定,对交流系统冲击较大,对交流继电保护的影响,特别是对交流线路保护的影响,需要进行试验研究分析。
3.2 RTDS仿真试验
根据以上考虑,采用先进的RTDS仿真试验手段,利用南方电网一体化综合仿真试验平台,由RTDS与高肇直流控制保护装置构成闭环试验系统,并配置具有融冰功能的程序。试验系统结构如图3所示。
仿真一次系统模型按照高肇直流原型建模,如图4所示,为验证最严酷条件下,对交流线路保护的考核,贵州侧仅仿真1条交流线路供电,线路以纳高线为原型,如表1所列。
试验模拟融冰模式下将肇庆站极1进线开关手动跳开(无故障)、安顺站极1(逆变侧高压阀短路故障)跳闸、肇庆站极1(整流侧高压阀短路故障)跳闸、安顺站极1(整流侧高压阀短路故障)跳闸、肇庆站极1(逆变侧高压阀短路故障)跳闸等故障测试,并对试验数据进行分析[10]。
3.3 数据仿真结果
直流融冰大功率运行模式下,试验模拟整流侧阀侧绕组相间故障,故障持续时间0.02 s,极1跳闸;双极保护联动启动,25 ms后极2闭锁,RTSD录波波形如图5所示。
利用仿真试验故障前后双极交流侧电压及电流数据,进行变化量方向判别,结果图6~图10所示。
由试验数据分析可知,上述两侧换流站故障前后均间断性地判为反方向。同时,对直流融冰模式运行下,逆变侧单极阀侧故障、单极线路故障、单极闭锁等情况均进行如上述试验研究,两侧换流站交流保护的变化量方向均判为反方向,或者无方向判别结果。
4 结论
高肇直流新增直流两端背靠背融冰运行模式,采取单极故障,双极保护联动闭锁控制策略,在交流系统不发生故障的情况下,直流系统的变化,对交流保护为区外扰动。即使在扰动电流较大的情况下,两侧换流站交流保护的变化量方向均判为反方向,或者无方向判别结果,纵联变化量方向均不会发生误动,不造成交流保护误动现象。
参考文献
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[9]南方电网技术研究中心.超高压输电公司线路融冰技术应用可行性和实施方案[R].广州:南方电网技术研究中心,2009.
交直流影响 第8篇
交流系统发生短路故障可能引起直流系统出现换相失败等问题,直流系统发生闭锁故障也可能引起交流系统出现暂态失稳、低频振荡等问题。交直流的相互影响是电力系统稳定研究中的重要方面[1,2,3,4]。华北、华中、华东电网通过特高压交直流互联后形成“三华”电网,将导致各区电网潮流的重新分配及转移。特高压交直流混合输电方式下,直流与交流将不可避免地相互作用,并对整个电网的安全稳定分析以及稳控措施设计产生深远影响[5,6,7,8,9]。
稳定约束最优潮流方法是一种求取决策变量最优解使得满足稳定约束下目标函数最优的方法,它的数学模型是一个由目标函数、等式约束和不等式约束组成的标准非线性规划问题,它的数值算法根据是否需要系统雅各比矩阵信息可以分为基于导数的方法[10,11]以及不基于导数的方法[12]两类。稳定约束最优潮流方法目前已经广泛应用于系统安全稳定分析以及稳控措施设计等研究中[10,11,12,13,14,15,16,17]。
应用稳定约束最优潮流方法分析计算电力系统暂态稳定问题时,可以结合暂态稳定问题的特征和规律建立实用算法,从而减少计算量,加快计算速度[12]。而在分析电力系统交直流影响的具体问题时,我们还可以根据潮流转移方向、故障元件位置等相关因素,进一步改进算法流程,提高计算效率。
应用对应断面潮流暂稳极限计算、切机切载分析、直流紧急功率提升分析的稳定约束最优潮流改进算法,对2012年“三华”特高压同步电网进行了交直流影响计算分析,得到了2012年“三华”电网的交直流相互影响特性。
1“三华”电网交直流研究基础
1.1“三华”电网概况
根据规划数据,2012年的“三华”电网将形成两纵一环网的特高压网架,华中—华东之间有葛南、龙政、宜华、三沪、复奉、锦屏六回超、特高压直流线路,由华中向华东送电;华北—华中之间有晋东南—南阳一回特高压交流线路,华北送华中方式由华北向华中送电,华中送华北方式由华中向华北送电;华北—华东之间有济南—徐州两回特高压交流线路,由华北向华东送电。
1.2 系统模型
同步发电机采用5阶或者6阶详细模型,励磁系统及调压器、原动机及调速器、电力系统稳定器(PSS)均采用通用模型;华北电网、华中电网负荷采用恒阻抗+电动机模型,华东电网采用恒阻抗+恒功率模型。
直流系统采用电力系统综合程序(PSASP)的准稳态模型,直流系统换流器暂态过程忽略不计而以稳态方程表示,直流调节系统以及直流线路动态以微分方程表示,还进一步增加了模拟如低压限流、换相失败及再启动、直流紧急功率提升、直流双侧频率调制等功能。
1.3 判稳标准
判稳标准依据2010年《国家电网安全稳定计算技术规范》相应规定[18],具体如下。
(1)功角稳定:电网遭受每一次大扰动后,引起电力系统各机组之间功角相对增大,在经过第一、第二摇摆不失步。
(2)电压稳定:在电力系统受到扰动后的暂态过程中,负荷母线电压能够恢复到0.80 p.u.以上。
(3)频率稳定:系统频率能迅速恢复到额定频率附近继续运行,不发生频率崩溃,也不使事故后的系统频率长期悬浮于某一过高或过低的数值。
2 稳定约束最优潮流方法
2.1 稳定约束最优潮流方法概述
在电力系统稳定分析的研究中,经常会碰到这样一类问题,即在必须满足一些稳定标准的约束下,寻求某个具有实际意义的目标函数的最优解。这类问题一般可以用试探法求解,按照一定规律反复试探,并不断修正可行解,直到找到满足条件的最优解。但是这种试探法具有明显的缺点,反复试探的过程工作量非常艰巨,而且需要一定的实际经验,还经常可能遗漏最优解。正是在这样的困难下,提出了稳定约束最优潮流方法,可以较好地解决以上问题。
稳定约束最优潮流是一种系统的方法,可以广泛应用于电力系统安全稳定分析以及稳控措施设计等研究中[10,11,12,13,14,15,16,17]。早期的稳定约束最优潮流方法是基于导数的,这种方法虽然从数学上看是严格的,但是较难在实际中应用,而且无法处理离散问题[10,11]。在后来的发展中,稳定约束最优潮流又出现了一种不基于导数的方法,在决策变量比较少或者有离散量的情况下,这种方法最适用[12]。
2.2 稳定约束最优潮流数学模型
电力系统的动态行为可以用式(1)的一组微分代数方程描述。
其中:x是状态变量,一般是动态元件相关变量,比方说发电机的功角和转速等;y是代数变量,一般是网络相关变量,比方说母线电压和支路电流等;u是输入变量,一般是控制变量或参数,比方说发电机的有功出力和无功容量等。
上述微分代数方程初值问题的一种常用求解方法是数值积分法,比方改进欧拉法、隐式梯形法等,先把微分方程转化为差分方程,再与原代数方程联立形成代数方程组,当潮流计算求得初始解z0=(x0,y0)后,便可求得动态过程中每一时刻的解zk=(x k,y k),(k=0,1,2,…)。
稳定约束最优潮流的任务是要找到控制变量的一组解,使得在满足稳定约束的条件下使得目标函数达到最优,这样就转化为一个标准的非线性规划问题。
其中:式(2)是目标函数;式(3)是由潮流方程和动态方程转化得到的等式约束;式(4)是由稳定条件组成的不等式约束。
2.3 稳定约束最优潮流数值算法
正像前文所述,稳定约束最优潮流问题求解方法有两种,基于导数的方法[10,11]以及不基于导数的方法[12]。但是在一般情况下,目标函数以及约束条件可能都不是连续的,尤其是在交直流混合传输系统中,存在非常复杂的切换特性。这意味着传统基于导数的稳定约束最优潮流数值算法不能直接应用于非连续系统,因此研究含有离散变量的无功优化、交直流影响等问题时需要应用不基于导数的稳定约束最优潮流数值算法。
隐式枚举法是具有代表性的一种稳定约束最优潮流不基于导数的方法,它将决策变量可行解空间按照一定步长进行离散化。在这类稳定约束优化问题中,约束条件一般是使得系统维持稳定运行,目标函数则是所花代价最小。因此以下两个特点使得隐式枚举法在优化计算中可以相当程度地减少计算量。
(1)在对某一组决策变量参数进行暂态计算之前,首先计算目标函数,若目标函数并不优于当前最优值,则无需再继续计算,直接进行下一组参数的计算。
(2)在对某一组决策变量参数进行暂态计算的过程中,若某一时刻系统已经暂态失稳,则无需再继续计算,直接进行下一组参数的计算。
若离散点上的决策变量可行解过多,则隐式枚举法的计算时间将十分可观。一个有效的办法是增加离散化时的步长,问题是可能错失全局最优解。因此可以考虑使用变步长隐式枚举法。变步长隐式枚举法是在隐式枚举法的基础上,按照一定比例逐渐减小步长进行优化计算。变步长隐式枚举法既能克服传统隐式枚举法的缺点从而提高计算效率,又能找到全局最优解。
3 交直流影响分析稳定约束最优潮流算法
稳定约束最优潮流不基于导数的算法有隐式枚举法、蒙特卡洛法等多种算法,这些算法根据稳定约束优化问题的特点,可以减少计算量,加快计算速度。而在研究电力系统交直流影响的具体问题时,我们可以在隐式枚举法的基础上根据潮流转移方向、故障元件位置等相关因素,进一步改进算法,提高计算效率。
3.1 直流单极闭锁断面潮流暂稳极限计算算法
计算系统断面潮流暂稳极限时,可以结合以下电力系统规律特征改进算法。
(1)一般保持送受端的负荷不变,通过改变送受端的开停机方式,从而改变交流断面潮流以求得暂稳极限。
(2)不考虑发电机的旋转备用,即发电机要么满发要么停开,这样既可简化计算又可使求得的暂稳极限偏保守而保证安全。
(3)送受端的发电机到底是增开还是停开则需根据断面原始潮流方向、直流闭锁后潮流转移方向、基本方式直流闭锁后系统是否稳定这三个因素确定:
a)若直流闭锁后潮流转移方向与断面原始潮流方向相同,且基本方式直流闭锁后系统稳定,则送端需要增开发电机,受端需要停开发电机。
b)若直流闭锁后潮流转移方向与断面原始潮流方向相同,且基本方式直流闭锁后系统失稳,则送端需要停开发电机,受端需要增开发电机。
c)若直流闭锁后潮流转移方向与断面原始潮流方向相反,则断面潮流暂稳极限不受直流故障约束而无需计算。
因此断面潮流暂稳极限计算的稳定约束最优潮流改进算法流程图如图1所示。
断面潮流暂稳极限计算的稳定约束最优潮流改进算法流程说明:
(1)程序开始。
(2)将送受端开停机容量按照一定步长进行离散化。
(3)依次对各条直流线路施加单极闭锁故障,暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(4)判断系统是否暂态稳定,若是则进入步骤(5);若否则进入步骤(10)。
(5)增开送端电网一定容量的发电机,同时停开受端电网一定容量的发电机。
(6)判断系统此时的断面潮流是否小于当前最大值,若是则返回步骤(5);若否则进入步骤(7)。
(7)依次对各条直流线路施加单极闭锁故障,暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(8)判断系统是否暂态稳定,若是则进入步骤(9);若否则进入步骤(15)。
(9)更新断面潮流当前最大值,返回步骤(5)。
(10)停开送端电网一定容量的发电机,同时增开受端电网一定容量的发电机。
(11)判断系统此时的断面潮流是否大于当前最大值,若是则返回步骤(10);若否则进入步骤(12)。
(12)依次对各条直流线路施加单极闭锁故障,暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(13)判断系统是否暂态稳定,若否则进入步骤(14);若是则进入步骤(15)。
(14)更新断面潮流当前最大值,返回步骤(10)。
(15)此时系统断面潮流即为所求的断面潮流暂稳极限。
(16)程序结束。
其中,步骤(6)、步骤(11)体现了隐式枚举法减少计算量的第一个特点,步骤(8)、步骤(13)体现了隐式枚举法减少计算量的第二个特点,步骤(5)、步骤(10)体现了根据电力系统规律特征的算法改进。
3.2 直流双极闭锁切机切载作用分析算法
系统失稳而采用切机切载措施时,可以结合以下电力系统规律特征改进算法。
(1)仅切机就能恢复稳定的则优先考虑切机,切机不能恢复稳定的再考虑切载。
(2)切机所在区域越靠近故障直流线路送端,所需切机量越小,提高暂态稳定性效果越好,因此一般优先选择切除故障直流线路送端发电厂机组。
因此切机切载作用分析的稳定约束最优潮流改进算法流程图如图2所示。
切机切载作用分析的稳定约束最优潮流改进算法流程说明:
(1)程序开始。
(2)将送端切机容量按照一定步长进行离散化。
(3)依次对各条直流线路施加双极闭锁故障,暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(4)判断系统是否暂态稳定,若是则进入步骤(11);若否则进入步骤(5)。
(5)切除故障直流送端附近一定容量的发电机。
(6)判断系统此时的切机量是否大于当前最小值,若是则返回步骤(5);若否则进入步骤(7)。
(7)暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(8)判断系统是否暂态稳定,若否则进入步骤(9);若是则进入步骤(10)。
(9)更新切机量当前最小值,返回步骤(5)。
(10)此时系统切机数量即为所求的最小切机量。
(11)程序结束。
其中,步骤(6)体现了隐式枚举法减少计算量的第一个特点,步骤(8)体现了隐式枚举法减少计算量的第二个特点,步骤(5)体现了根据电力系统规律特征的算法改进。
3.3 直流双极闭锁直流紧急功率提升作用分析算法
系统失稳而采用直流紧急功率提升措施时,可以结合以下电力系统规律特征改进算法:
(1)由于直流紧急功率提升的裕度较小,一般不能超过10%,因此若同时提升几条直流线路功率仍不能恢复稳定时,则需要再加上切机措施。
(2)紧急提升功率的直流线路所在区域越靠近故障直流线路,其功率提升所需量最小,提高暂态稳定性效果越好,因此一般选取送端或者受端与故障直流线路邻近的正常运行直流线路提升功率。
因此直流紧急功率提升作用分析的稳定约束最优潮流改进算法流程图如图3所示。
直流紧急功率提升作用分析的稳定约束最优潮流改进算法流程说明:
(1)程序开始。
(2)将直流线路紧急功率提升量按照一定步长进行离散化。
(3)依次对各条直流线路施加双极闭锁故障,暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(4)判断系统是否暂态稳定,若是则进入步骤(11);若否则进入步骤(5)。
(5)提升故障直流附近正常直流线路一定容量的直流功率。
(6)判断系统此时的直流紧急功率提升量是否大于当前最小值,若是则返回步骤(5);若否则进入步骤(7)。
(7)暂态计算求得发电机功角曲线以及母线电压曲线。
(8)判断系统是否暂态稳定,若否则返回步骤(9);若是则进入步骤(10)。
(9)更新直流紧急功率提升量当前最小值,返回步骤(5)。
(10)此时系统直流提升功率即为所求的最小直流紧急功率提升量。
(11)程序结束。
其中,步骤(6)体现了隐式枚举法减少计算量的第一个特点,步骤(8)体现了隐式枚举法减少计算量的第二个特点,步骤(5)体现了根据电力系统规律特征的算法改进。
4 2012年“三华”电网交直流影响分析
应用上述针对断面潮流暂稳极限计算、切机切载分析、直流紧急功率提升分析的稳定约束最优潮流改进算法,对2012年“三华”电网华北送华中方式进行交直流影响计算分析。其中,2012年“三华”电网华北送华中方式的直流线路以及交流联络线示意图见图4。
4.1 2012年“三华”电网断面潮流暂稳极限计算
2012年三华电网华北—华东断面潮流暂态稳定极限的计算结果见表1。
以直流线路单极闭锁为限制条件的华北—华东交流断面潮流暂稳极限是4 700 MW,略低于基本方式交流断面潮流5 000 MW。
2012年三华电网华北—华中断面潮流暂态稳定极限的计算结果见表2。
以直流线路单极闭锁为限制条件的华北—华中交流断面潮流暂稳极限是6 300 MW,高于基本方式交流断面潮流5 100 MW。
4.2 2012年“三华”电网切机切载分析
2012年“三华”电网切机切载作用的计算结果见表3。
直流线路发生双极闭锁时,应用切机切载能有效地使系统恢复暂态稳定,严重情况需要同时采取几种控制措施。
4.3 2012年“三华”电网直流紧急功率提升分析
2012年“三华”电网直流紧急功率提升作用的计算结果见表4。
直流线路发生双极闭锁时,应用直流紧急功率提升能有效地使系统恢复暂态稳定,严重情况需要同时采取几种控制措施。
5 结论
(1)应用不基于导数的隐式枚举算法,结合潮流转移方向、故障元件位置等相关因素,建立断面潮流暂稳极限计算、切机切载分析、直流紧急功率提升分析的稳定约束最优潮流改进算法。
(2)应用上述稳定约束最优潮流改进算法对2012年“三华”特高压同步电网华北送华中方式进行了交直流影响计算分析,得到了2012年“三华”电网的交直流相互影响特性,验证了算法的有效性和实用性。
摘要：为了研究交直流相互作用对三华特高压互联电网安全稳定的影响,给出了一种基于稳定约束最优潮流方法的实用算法。根据实际电网运行经验,结合潮流转移方向、故障元件位置等相关因素,进一步改进算法流程,减少计算量和提高计算效率。应用相应断面潮流暂稳极限计算、切机切载分析、直流紧急功率提升分析的稳定约束最优潮流改进算法对2012年三华特高压互联电网进行了交直流影响计算分析,得到了2012年三华电网的交直流相互影响特性。仿真结果表明,基于稳定约束最优潮流的算法是有效和实用的,交直流相互影响对三华特高压互联电网的稳定特性具有非常重要的作用。
交直流影响 第9篇
直流闭锁故障所引起的潮流转移是2015年南方电网安全稳定运行面临的重要问题。本文以2015年南方电网丰大方式为例,利用FASTEST仿真软件,研究了直流通道上分别发生单极闭锁和双极闭锁故障后对系统暂态稳定裕度、直流系统运行及云南电网等的影响。
1 直流系统的故障类型及闭锁的机理分析
直流故障按其性质可以分为电气量型和非电气量型。电气量故障主要指直流设备短路、接地故障,引起相关设备的电流、电压等电气参数发生变化;非电气量故障主要指直流设备温度、气压等参数异常。这两种类型的故障均可导致直流降功率、闭锁。
直流系统发生故障后,直流控制保护系统会采取相应的措施隔离直流故障,此时直流系统和交流系统电气量的特征为:直流紧急回降功率受影响极输送功率降低;直流线路故障所在极输送功率短时降低为0;直流闭锁极和换流变的输送功率降低为0。
造成直流单极闭锁的主要原因有:换流器故障(阀短路、连续换相失败、直流侧出口短路、交流侧相对地短路等)、直流线路故障以及交流故障。直流线路发生故障后,直流控制保护系统一般会进行一次或多次恢复过程(又称再启动过程)。如果在设定的恢复次数内,直流系统恢复不成功,则发出极闭锁信号,闭锁直流。由于直流系统控制装置的响应速度(毫秒级)远高于交流系统的常规控制器(几十至几百毫秒级),因此当故障发生后,直流系统可迅速地实现功率停送使之与故障隔离;而交流系统由于发电机转子惯性力控制器特性不能很快地做出响应,这就有可能导致交流系统的动态性能恶化。
多数直流故障发展到最后均会导致直流闭锁,包括直流线路故障且恢复不成功。当与换流站电气距离较近的交流系统发生故障时,也可能引起直流闭锁。此外,在与逆变站相联的交流系统最后一个断路器跳开时安稳装置向直流极控系统发命令闭锁直流。
2 直流闭锁后交直流系统的动态特性
2.1 直流闭锁后整流侧交流系统动态特性
闭锁发生后直流系统整流器将闭锁触发脉冲以截断功率传送,这将使整流站侧交流系统瞬间剩余大量有功功率和无功功率。在调速器动作之前,原动机的机械转矩近似不变,失去负荷的送端机组的机械转矩将大于电磁转矩,根据发电机转子运动方程,转子加速,发电机功角增大,从而整流侧系统交流频率瞬间增大。
同时,整流站母线上出现一定的电压振荡并有明显的工频电压升高。原因是:在换流站交流侧接有一定数量的电容器,用来补偿换流器所需的无功功率。当直流系统发生单极或双极闭锁时,直流负荷急剧减少,无功消耗随之减少,多余的无功功率将促使系统电压上升。同时换流母线上的电压在这两种故障下也出现明显的振荡、振荡的程度取决于电网的结构,滤波器参数以及换流变压器的饱和情况,系统衰耗情况等。
2.2 直流闭锁后逆变侧交流系统动态特性
对直流系统的逆变侧,故障发生后直流系统逆变器将迅速投入旁通对保护换流阀,使功率停送到交流系统,对逆变站侧交流系统就造成有功功率缺额和无功功率剩余。机组不并网而单独运行时,发电机端交流正弦电压的频率和机组转速的关系为f=pn/60。处于电网受端的机组由于失去了电源供给,机组承担的负荷增加,电磁转矩升高,在调速器动作前,原动机的机械功率近似不变,电磁转矩将大于机械转矩,角速度下降,进而引起频率下降。与整流侧动态分析相似,由于延时切除无功补偿装置,因此,逆变侧交流电压在上升后也将回落。
2.3 直流闭锁后交直流混合系统动态特性
双极直流输电系统单极发生闭锁后,闭锁极将不能传输功率,非故障极直流一般具有恒功率特性,不平衡功率不能由非故障极直流分担,闭锁极的潮流将转移故障近端的交流线路,从而会影响系统的稳定使得系统的暂态安全裕度降低。一般情况下,单极闭锁后,系统能保持稳定。某条直流线路的双极发生闭锁后,瞬时大量的有功功率无法通过此直流线路输送,系统将潮流进行重新分配,这一部分缺额功率将由正常运行的交流联络线路承担。一方面,闭锁直流线路上的大量功率将转移到交流通道,使得交流线路的承载量急剧增加,从而会大大影响了系统的稳定性。另一方面,交流联络线路上输送的有功功率P将提高,由线路注入受端电网的电流I也大为提高。由于Q=I2X,因此受端电网在故障下的无功需求急剧增大。在原有的网络条件下,缺乏交流落点处额外的无功补偿,导致受端电压最初下降,发端功率无法送出,发端发电机转速提高甚至失步。为了在双极闭锁的情况下提高系统的暂态稳定性,需采用必要的切机措施。
下面以2015年南方电网(见图1)为例对云广双极直流输电系统分别发生单、双闭锁故障进行仿真计算并分析发生闭锁故障时系统的动态特性以及可能对直流系统、近端交流系统所造成的影响。
3 仿真实验
3.1 单极闭锁故障
通过对云广三回直流线路发生单极闭锁故障进行仿真,得到系统在故障下的暂态功角稳定裕度,电压安全裕度和频率安全裕度如表1所示。
下面具体以云广Ⅰ回为例。当云广Ⅰ回直流单极闭锁故障发生后,其对云南直流近端处的交流线路输送功率有显著的影响,其中最严重的是和平—厂口线,其传输功率由故障前的670.5 MW增加到故障后的1 417.9 MW。直流闭锁故障对省内部分各交流线路以及断面的传输功率也有明显的影响。云广Ⅰ回直流单极闭锁故障对送端交流线路、断面线路和直流线路传输功率的影响分别见图2、图3、图4。
正是由于闭锁线路潮流的迅速转移使得系统的暂态安全裕度降低到46.95,但从图中可以看出线路的传输功率都能稳定在一定范围,系统是稳定的。在云广Ⅰ回发生单极闭锁故障后,其非闭锁极能正常运行,其他直流线路经振荡后均能恢复到故障前的水平。
通过对云广三回直流单极闭锁故障的计算,结果表明故障对其近端交流线路影响较大,而对省内部分及断面线路的功率传输影响较小。云广三回直流线路发生单极闭锁后,对系统的电压安全裕度影响最大,这是由于单极闭锁故障发生后,潮流的大规模转移会引起整个系统线路无功损耗的增加;另外,直流紧急闭锁时会连带切除换流站的补偿电容器组,这将降低整个系统的动态无功备用引起送受端周边电网电压的暂态下降。
3.2 双极闭锁故障
故障后系统的暂态安全裕度表如表2所示。由表可以看出,云广三回分别发生双极闭锁故障时,系统均失稳。直流双极闭锁故障还会使直流系统近端的交流母线电压发生严重的振荡。
直流系统正常运行时,整流器和逆变器都要消耗滞后的无功功率,因此,各换流站都装设有一定容量的无功功率补偿设备。当直流线路发生双极闭锁故障后,所补偿的无功功率将不能被整流器和逆变器所消耗而转移到其直流近端线路,从而对其直流近端线路母线电压造成影响。
同样以云广Ⅰ回直流系统为例,当云广Ⅰ回直流双极闭锁故障发生后,其直流近端线路、省内部分线路及断面线路的功率传输会大幅升高导致系统失稳,尤其是和平—厂口线路由故障前的670.5 MW升高至1 921.7 MW。省内部分及断面线路的传输功率变化量相对较小。通过与云广Ⅰ回直流单极闭锁故障的数据对比,可以看出直流双极闭锁故障所引起的功率变化远大于单极闭锁故障。这是由于双极闭锁故障后,直流线路的传输功率将全部转移至交流线路。而单极闭锁故障时,非闭锁极直流线路仍能够传输有功功率。
云广Ⅰ回直流双极闭锁故障所引起的整流侧近端线路、省内部分线路及断面线路的输送功率变化分别见图5、图6、图7。
3.3 切机措施
由于直流线路双极闭锁将会导致系统失稳,需要进行必要的切机措施以保持系统的稳定。云广Ⅰ回的近端有小湾、鲁地拉和龙开口三个电厂。小湾电站有一台350 MW机组和4台700 MW机组,鲁地拉电厂有6台350 MW机组,龙开口有5台360 MW机组。对这三个电厂的机组在双极闭锁故障发生后0.5 s的时刻进行切机实验,使系统刚好达到稳定,其切机方式及刚好达到稳定时的裕度值如表3所示。在相同的时刻进行切机实验,使系统的功角刚好达到稳定。其切机方式及裕度值如表4所示。
由表3可以看出,使系统达到稳定的三种切机方式其切机功率分别为6 000 MW、6 350 MW和6 330 MW,均大于云广Ⅰ回直流5 000 MW的传输功率。由表4可以看出,使系统的功角刚好达到稳定的切机方式其切机功率分别为4 950 MW、5 300 MW和5 250 MW,与云广Ⅰ回直流传输功率相近。为使系统或系统的功角达到稳定,采用第一种切机方式的切机量最小。
注:切机方式一:鲁地拉、龙开口全切,小湾切三台700 MW(6000 MW);切机方式二:小湾、龙开口全切,鲁地拉切四台(6 350MW);切机方式三:小湾、鲁地拉全切,龙开口切三台(6 330 MW)
注:切机方式一:鲁地拉、龙开口全切,小湾切一台700 MW(6 000 MW);切机方式二:小湾、龙开口全切,鲁地拉切一台(6 350 MW);切机方式三:小湾、鲁地拉全切(6 330 MW)
4 结论
直流双极闭锁故障所引起的潮流转移是2015年南方电网安全稳定运行面临的重要问题。闭锁故障后,直流功率发生转移,对与之并联运行的交流通道冲击较大,潮流转移又引起线路无功损耗的大幅增加,增加了中间支持系统和受端系统的无功损耗,降低了系统的动态无功备用,可能引发系统暂态电压稳定问题
通过对云广三回直流系统分别发生单、双极闭锁故障的计算,可以看出双极闭锁故障对系统的影响要远大于单极闭锁故障。双极闭锁故障发生后,系统不能保持稳定。双极闭锁故障后对换流站近端机组进行仿真实验,结果证明了该方法对提高系统暂态稳定性的可行性和有效性,并得到最优切机方式,对电网的运行有实际的参考价值。
参考文献
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“两渡”直流投产对云南电网的影响 第10篇
云南省水电资源极其丰富, 也是南方电网中重要的电力送出大省。至2012年底, 云南电网西电东送通道由±800 k V楚穗直流特高压工程、4回500 k V交流线路和2回220 k V交流线路组成, 送电能力达到960万千瓦。2013年±800 k V糯扎渡直流工程 (5 000 MW) 、±500 k V溪洛渡双回直流工程 (6 400 MW) 将陆续投入运行, 云南电网将有多回直流同时并列运行。
云南电网多回直流同时运行后, 电网的稳定特性也将发生较大的改变。从宏观层面上来说, 云南电网与南网主网的联网由交直流送电能力基本相当, 变为“强直弱交”的特性。这种变化出现后, 交直流之间的相互影响、直流之间的相互影响问题就变得更为突出。单回直流或者多回直流故障对电网有何影响、采取何种措施更好地适应这种电网结构、直流故障后电网调度如何快速有效进行调控、直流输电系统之间如何进行协调等问题都是我们面临的巨大挑战, 如图1。
2“两渡”直流投产后电网存在的问题
1) 多回直流闭锁的风险
云南电网的三回直流均馈入珠江三角地区, 逐渐形成了送端电网云南多回大容量直流外送、受端广东多直流集中馈入的电网结构特点, 且西电东送输电走廊相近, 存在受端500 k V交流系统故障不能及时切除引发多回直流换相失败并导致同时闭锁风险, 由于电网稳控系统无法应对两回及以上直流同时闭锁故障, 若发生两回及以上直流同时闭锁, 将导致电网失稳, 存在特大电力安全事故风险。
2) 多回交直流混联电网中直流输电引起的次同步振荡风险
研究与实践表明, 在直流输电整流站附近的汽轮发电机组, 如果它的大部分功率通过直流输电来输送, 且与交流大系统之间的联系又比较薄弱的话, 就很容易引起次同步振荡。溪洛渡直流投产后, 在交直流混联方式下, 昭通的镇雄、威信火电厂以及溪洛渡水电站机组均存在次同步振荡风险, 当发生500 k V甘顶-永丰-多乐双回线路n-2故障, 该风险加大。特别是两火电厂与直流孤岛方式下, 极易发生次同步振荡。
3) 溪洛渡直流的“强直弱交”问题尤其突出
三回直流中与交流电网联系最薄弱的是溪洛渡直流, 对云南电网的运行安全影响也最大。2013年汛后枯期溪洛渡直流投产单极后, 其送电能力为1 600 MW, 而溪洛渡电站2013年预计投产的机组数量就可达到5~6台 (装机容量3 850~4 620 MW) , 届时滇东北装机容量将达到7 598~8 368 MW, 电源送出需求大, 但滇东北电网交流送出通道只有2回500 k V联络线 (500 k V多乐永丰双回线) 和2回220 k V联络线 (220 k V迤者双回) , 电网结构性稳定问题突出的形势非常严峻, 地区电网“大机小网”稳定问题突出, 交、直流混联运行特性复杂, 发生重大电力安全事故的风险大。
4) 连锁故障后云南电网事故可能扩大到整个南网的风险
云南复杂交直流电网直流闭锁后稳控拒动或多回直流组合故障均可导致云南电网失稳, 而故障后的不可控大规模潮流大范围转移以及功率振荡问题, 又会通过云南与南网相联的多回交流线路传导至整个南方电网, 最终导致整个南网失稳的风险。去年发生的印度电网大停电事故就是由于两个局部电网联络线的故障, 最终扩大到整个印度电网, 从而导致了史上最大停电事故。
3 目前采取的措施及存在的问题
针对“两渡”直流投产后云南电网存在的问题, 我们已经采取的措施主要有以下几个方面:
1) 针对直流双极闭锁故障, 采取稳控切机措施
针对楚穗直流、溪洛渡直流以及糯扎渡直流的双极闭锁故障, 均采取了响应的稳定控制措施, 有效地提高系统抵御严重故障的能力。但是仍然存在下列问题:
a.两回及以上云南外送直流同时直流单极闭锁故障, 稳控系统无针对性的稳控控制策略, 存在系统失稳的风险;
b.云南外送大容量直流双极闭锁故障, 若稳控系统拒动, 系统存在失稳的风险;
c.受端交流故障若不能及时切除, 将造成多回直流同时闭锁可能, 虽然稳控系统正确动作, 也同样存在系统失稳的风险;
虽然目前针对直流双极闭锁故障, 采取了相应的稳控措施, 但复杂的稳控策略降低了稳控系统可靠性 (目前云南电网已有近160套稳控装置) , 且在极端情况下严重故障仍然可能导致系统失稳。
2) 加装次同步振荡阻尼控制器以及机组扭应力保护装置, 降低次同步振荡风险
针对溪洛渡直流投产后, 可能发生次同步振荡的风险, 采取了以下措施:
a.在溪洛渡直流整流侧采用次同步振荡阻尼控制器 (SSDC) 对其进行抑制;
b.在镇雄和威信电厂采取加装机组扭应力保护装置 (TSR) 的措施, 当系统扰动激发次同步振荡无法有效抑制的情况下, TSR装置迅速切除相关机组, 保证机组安全;
在加装次同步振荡阻尼控制器以及机组扭应力保护装置后可有效抑制威信电厂和镇雄电厂发生次同步振荡风险, 保障威信电厂和镇雄电厂机组安全。
3) 采取综合措施, 解决溪洛渡直流的“强直弱交”问题
为解决溪洛渡直流投产后, 昭通地区“强直弱交”问题, 我们从网架规划建设、稳控措施制定、运行方式安排以及实时运行控制等多个方面采取了措施:
a.目前云南已经启动了改善滇东北网架结构的500 k V威信-镇雄-多乐线路工程, 预计最快在2015年底投产。
b.在溪洛渡直流投产前, 升级改造了昭通地区稳控系统, 优化了昭通地区电网稳控措施, 严重故障下优先切除两火电厂机组, 提高了直流投产后该地区电网抵御严重故障的能力, 有效地提高了该地区电网的送电能力;
c.安排500/220 k V永丰-多乐、甘顶-永丰电磁环网合环方式运行, 尽可能防范昭通市重大电力事故风险;
d.实时运行中控制溪洛渡单机出力不超过500 MW, 保障滇东北电网500 k V双回交流送出通道n-2严重故障下采取稳控措施后, 电网安全稳定。
然后, 受限于该地区交流送出网络过于薄弱 (2回220 k V线路, 2回500 k V线路) , 在采取上述措施后仍然需要严格控制交流断面送出潮流, 才能确保系统稳定运行。
4) 完善第三道防线, 防止事故进一步扩大, 增加孤网稳定运行概率
针对多回直流闭锁等严重故障, 目前安全稳控控制系统无相应对策, 只能依靠电力系统第三道防线进行防御:
a.目前在云南省内主要电力送出断面, 以及云南与南网联网的500 k V交流断面均装设了失步振荡解列装置, 能有效解列失步电网, 确保主网安全。
b.滇西大理、德宏、迪庆、怒江以及保山地区装设了广域振荡解列系统, 当这些地区发生功率振荡时, 能及时找到振荡源并解列, 确保不向主网传播。
c.每年滚动更新云南电网主网和地区电网高周方案, 提高孤网稳定运行概率。
然而, 第三道防线的动作策略是依据一些典型方式下的离线仿真计算结果, 不可能全面考虑实际运行中各种方式, 其在事故中的处置能力有效性尚未得到充分检验。
5) 采取直流孤岛运行模式, 减小直流系统对交流系统影响
直流孤岛运行可以提高电网稳定水平, 提高云南交流通道输送能力, 有效减小电网对稳控系统的依赖。但实际运行下来, 主要存在以下几个问题:
a.不利于全流域水电资源的综合利用。以楚穗直流为例, 当楚穗直流孤岛运行时, 小湾电厂和金安桥电厂以机组大发的方式匹配直流功率。作为下级电站的漫湾、大朝山等电站也必须保持机组大发, 而云南的交流通道容量有限, 这就会造成部分弃水情况出现;
b.直流孤岛运行方式下, 双极闭锁后过电压水平高, 设备运行风险大;
c.孤岛运行限制了直流相继闭锁后闭锁极再启动功能, 加大了直流双极闭锁的风险;
此外, 虽然直流孤岛方式虽然能彻底解决直流对交流的影响, 但孤岛运行复杂, 目前运行经验不足, 出现故障时会随时转为联网运行方式, 因此问题并未根本解决。
摘要：介绍云南电网多回直流同时运行的电网格局, 电网变为“强直弱交”的特性, 电网的稳定特性将发生较大的改变。分析多回直流故障对电网有何影响、及云南电网目前采取何种措施更好地适应这种电网结构、直流故障后电网调度如何快速有效进行调控、直流输电系统之间如何进行协调等问题。
关键词：“两渡”直流,云南电网,异步联网,措施
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交直流影响 第11篇
中国电网未来发展趋势如何？刘振亚在其所著《特高压交直流电网》中给出了研究答案：中国电网需要走由特高压电网构成骨架网络、交直流输电协调发展的综合电能体系发展之路。
从我国能源资源禀赋和负荷中心分布来看，特高压输电是解决能源资源和负荷分布不均衡的根本之策，是坚强智能电网发展的必然。我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部地区，80%的水能资源在西南部地区，陆地风能主要集中在西北、东北和华北北部，而绝大部分的能源需求则来自东中部地区。东部地区由于环境压力大、土地资源紧张，在现有火电规模已经很大的基础上，已不适宜再继续大规模建设燃煤电厂，客观上决定了我国能源必须走全国范围优化资源配置的道路，而电网则在其中扮演了能源搬运工的重要角色。但是远距离、大规模输电存在电能损耗的问题，不同的输电距离需采用不同的电压等级，实现电能的经济传输。大型能源基地与负荷中心之间的输电距离为1000～3000千米，超出传统超高压输电线路的经济输送距离，这就要求有更高电压等级的输电线路来完成输电任务，特高压输电由此应运而生，承担起这一重任，经济高效地实现了电能大规模送出和大范围消纳。
交直流输电协调发展是针对不同输电需求采用不同输电策略的产物，交直结合，相辅相成，各尽其用。根据交直流输电的不同特性，特高压交流输电定位于主网架建设和跨大区联网输电，特高压直流输电定位于大型能源基地的远距离、大容量外送。同时，从交直流相互影响上来看，特高压交流电网可为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑。而在交直流并联输电时，利用直流功率调制等控制功能，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，提高交流系统的暂态、动态稳定性能。“强交强直”的混合输电格局一旦形成，电网将能更好抵御各类事故的影响，变得更加坚强。
《特高压交直流电网》一书共12章，从电网的发展历史到未来趋势，从特高压交流输电到特高压直流输电，从理论研究到工程实践，面面俱到，非常详实；从难点技术攻关到技术标准制定，从电压等级提升的规律到电压等级的选择，步步为营，十分严谨。本书涉及面极广，技术要点论证清晰，大处着眼，小处着手，是在特高压交直流输电方面具有很高学术价值的科学巨著。
努力超越，追求卓越。在特高压交直流领域，中国已然走到了世界的前列。《特高压交直流电网》总结了近年来中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，多项技术成果在全世界范围内均处于领先地位。具体来说，我国迄今为止世界上电压等级最高、输送能力最大、技术水平最先进的特高压交流输变电工程：晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程已安全运行多年，已建成了特高压交流、特高压直流、高海拔、工程力学四个试验基地和大电网仿真、直流成套设计两个研发中心，被国际大电网组织誉为“一个伟大的技术成就”。暂且不说这些实质上的建设成就，单是那一项项由我国自主建立的特高压与智能电网技术标准体系，就足以说明其里程碑式的进步。中国特高压电网建设已制定企业标准363项、行业标准145项、国家标准66项，编制国际标准19项，中国的特高压交流电压成为国际标准电压，“中国制造”正逐步转变成“中国创造”。在特高压输电领域，中国一跃成为世界领先。
简介 特高压交直流电网
《特高压交直流电网》由国家电网公司董事长、党组书记刘振亚编著，全面总结了我国在特高压电网建设方面所取得的研究成果、理论创新和工程实践，是我国特高压理论和实践创新的集大成之作，提出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，能够满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要.
全书分12章，共74万字，内容涵盖特高压交直流输电的电压等级选择、网架构建、系统特性、过电压与绝缘配合、电磁环境、设备研制、工程建设和技术应用等方面。该书从电网发展历程、现状和趋势入手，分析了特高压电网发展的历程，论述了交直流输电的技术特点及特高压交直流输电系统的优势，提出了中国特高压交直流电网构建设想及其论证分析，阐述了中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，总结了特高压工程技术应用经验和技术标准。
《特高压交直流电网》是《中国电力与能源》（本刊曾作推荐）的姊妹篇，《中国电力与能源》从战略层面对我国能源电力发展做了深入系统阐述，《特高压交直流电网》则从技术层面提出了具体解决方案。这本著作是我国特高压持续创新、不断突破的真实记录，将为指导下一步建设好、运营好、管理好特高压电网发挥重要作用。（支点杂志社2014年4月刊）
直流系统分布电容对继电保护的影响 第12篇
由于电路的分布特点而具有的电容叫分布电容.例如线圈的相邻两匝之间, 两个分立的元件之间, 两根相邻的导线间, 一个元件内部的各部分之间, 都具有一定的电容.它对电路的影响等效于给电路并联上一个电容器, 这个电容值就是分布电容.由于分布电容的数值一般不大, 在低频交流电路中, 分布电容的容抗很大, 对电路的影响不大, 因此在低额交流电路中, 一般可以不考虑分布电容的影响, 但对于高额交流电路, 分布电容的影响就不能忽略不计了。 在直流系统中, 分布电容的存在对经长电缆跳闸的回路和出口继电器误动都有很大影响。
2 电缆的分布电容
电缆足够长以后芯线对屏蔽、芯线对芯线的分布电容都不能忽略, 它们的分布电容大小是由它们在空间的相互距离、极板 (导线表面) 的大小及它们之间的介质决定的。因此, 可以按它们的空间布置假设有如下电容组成, 用C0代表1根芯线对屏蔽的分布电容, 用C1代表两相邻芯线之间的分布电容, 用C2代表两不相邻芯线之间的分布电容。由此, 可以得到4芯和7芯的等效分布电容结构见图1、图2。由于, 4芯电缆相对2芯距离比相邻2芯远, 可用不同的电容C1和C2表示, 7芯电缆都按相邻芯表示, 不相邻芯线之间的分布电容忽略不计。
3 分布电容的影响
3.1 引起保护误动
微机保护及集成型断路器操作箱的广泛应用, 保护的重要输入光耦及操作箱的手跳及三跳继电器等的驱动功率普遍较小, 当变电站或电厂升压站保护室与被控设备距离较远, 控制电缆距离较长时, 经常在系统有扰动时由于长电缆的电容分布效应引起设备误动, 造成电网事故。特别是大型的发电厂, 此现象更加严重。
某500kV变电站线路保护RCS-931DM保护定值修改后, 压板电位测试过程中, 万用表由于长时间开启而自动屏蔽电源, 在其操作重新开机切换档位时, 万用表档位短时切过至“低电阻”档位, 发生开关A相跳闸, 站内监控机显示站内此时无直流接地及其他异常信号发出。
引起保护跳闸的主要因素:
1) 测量压板电位, 短时间造成一点接地。
2) “绝缘监测装置”在测量直流系统绝缘时, 对地电压, 波动太大。
3) 直流系统中, 存在对地电容。
如图4 某保护装置, 外部非电量强电光耦开人, 由于分布电容C-的存在, 在R处发生单点接地时, 可能引起误开入使保护误动。
可见, 传统观点认为直流系统发生一点接地不会引起保护误动是不正确的。由于大的分布电容的存在, 和部分继电器的动作电压、功率的过小都有引起保护误动的可能。
3.2 对接地查找仪器带来误差
便携式接地查找设备, 不管是注入低频交流信号, 还是通过直流系统本身的电源产生交变直流信号, 能否探测出接地点, 其中很关键的一点在于探测器抗分布电容的能力。假如某变电站, 分布电容50uF, 接地电阻30KΩ, 注入信号频率为0.5Hz, 对地容抗只有6.4KΩ, 显然, 是难以区分出接地支路的;而当某支路的分布电容为5 uF时, 其对地容抗为64KΩ, 也很容易误判为多点接地的故障支路。
由于低频信号接收器只能判断有无低频信号, 并不能区分是阻性电流还是容性电流。所以要区别故障电流回路与非故障电流回路就比较困难, 特别是故障电流回路中既含有阻性的接地电流, 又包含有容性的分布电容电流时。发电厂变电站里直流系统接地一般是由绝缘老化或潮湿绝缘降低引起的。这些都是经过渡电阻接地很少有直接金属接地的。
4 降低分布电容的影响
可见, 分布电容是引起保护一点接地时误动和一些测量误差的必要条件。分布电容真实存在, 其大小决定了对保护设备的影响程度。在当前制造工艺下, 电缆的百米分布电容较为固定, 系统的分布电容就取决于电缆的分布和长度。降低分布电容的影响是通过提高保护和测试装置的可靠性和采取抗分布电容的方法。
分布电容引起保护一点接地时误动, 往往是由于保护元件动作电压过低或动作功率较小所致。实验表明出口继电器动作电压大于55%, 小于70%, 动作功率大于5W能有效预防类似事件的发生。为了防止光耦回路的误导通, 所有涉及到失灵及母差直跳、非电量直跳回路的开入可以一律采用双开入的强电中间继电器, 采用出口继电器的相同防范措施, 由中间继电器接点对直跳回路进行开入重动。接地查找仪器往往采用注入极低频率信号的抗抗分布电容方法。例如信号源注入信号频率低至0.125Hz, 抗分布电容高达1200 KΩ/ uF, 大大减少容性电流成份。同时测量支路电流的幅值与相位, 去除容性电流后, 计算支路电阻。
5 结论
分布电容的大小因站而异, 在有条件时应实测本站分布电容值, 建立基础数据, 特别是以前曾经发生过一点接地保护误动的厂站, 应认真分析, 采取必要的防范措施。
摘要：介绍了分布电容的定义、特点, 及其对继电保护影响, 提出改进建议。