直流控制系统研究分析

直流控制系统研究分析（精选12篇）

直流控制系统研究分析 第1篇

近年来, HVDC (high voltage direct current) 高压直流输电在我国得到了迅速发展。HVDC包括LCC-HVDC (line-commutated converter-high voltage direct current) 和VSC-HVDC (voltagesource commutation-high voltage direct current) 。LCC-HVDC需要有源逆变, 因此受端交流系统一定为有源系统;而VSC-HVDC利用全控型器件绝缘栅双极晶体管, 不需要有源逆变, 因此一般连接于无源系统或者弱的交流系统, 主要向孤立的远方小负荷区供电、风力发电站或小型水电站等[5]。现阶段, 虽然VSC-HVDC的输送电压等级可以较高, 但远距离大容量输电中仍然主要利用LCC-HVDC。此外为了适应我国经济的迅速发展和对电量的需求, 正在发展800 k V直流的骨干网架。云广800 k V直流输电工程在2009年实现单极投运, 并于2010年双极投运[1]。高压直流输电已成为我国电力发展的必然趋势。

高压直流输电系统与交流系统的运行特点不尽相同。对于交流系统而言, 当发生交流故障时, 可以通过断路器的开端来切除故障;但对于直流系统而言, 由于高压断路器尚未得到应用, 使得高压直流输电的保护与控制融为一体, 直流系统的保护是通过控制得以实现的。同时直流控制也是保证直流系统安全稳定的关键所在。因此研究直流系统的控制具有重要意义。

文中首先介绍了直流系统的分层控制结构, 然后重点分析了整流测定电流控制、逆变侧定关断角控制以及低压限流环节控制, 并详细研究了低压限流环节对一次换相失败与连续换相失败之间的关系。分析结果表明:如果低压限流环节投入很快, 此时对防止换相失败的发生具有积极作用;如果投入时间较慢, 对于防止连续换相失败的发生同样具有积极意义。

1 直流控制系统的研究

LCC-HVDC控制系统作为LCC-HVDC核心技术之一, 是研究的热点和重点。目前世界范围内已投运的直流工程大都由ABB和SIEMENS承建。虽然已有文献对工程进行了相应的介绍, 如文献[2]对天广直流工程进行了详细的介绍;文献[3]对云广特高压直流输电系统进行了详细的介绍。但现有文献对直流系统控制体系框架的研究和阐述不足。所以, 进一步阐述LCC-HVDC控制体系框架是有必要也有意义的。

1.1 直流输电系统的分层结构

LCC-HVDC直流输电系统的分层结构一般分为3个等级[4]:第一等级为主控制级, 第二等级为极控制极, 第三等级为阀组控制极。一般来说, 主控制级接收来自调度中心的功率指令Pset, 经过运算后发送一个直流电流指令Iset给极控制级, 极控制级经过控制运算后发送一个触发角指令给阀组控制单元。各控制极之间的关系如图1所示。

需要指出的是, 3个控制极的响应时间不尽相同, 控制的等级越高, 响应越慢。一般来说, 主控制级的相应时间在100 ms左右, 但阀组控制极的相应时间为1~4 ms[4]。

1.2 LCC-HVDC控制器的研究

图2表示的是LCC-HVDC典型的接线图。一般由整流器和逆变器两部分构成。对于受端交流系统而言, 必须是有源系统, 即逆变器的换相过程必须为有源逆变。

在极控制级中, 整流测一般配备定电流控制器;逆变侧通常配备定电压控制器、定电流控制器以及定γ角控制器。无论是整流测还是逆变侧, 在定电流控制器中都设置了低压限流环节指令 (Voltage Dependent Current Order Limiter, VD-COL) 。在正常运行时, 整流测一般为定电流控制, 逆变侧一般为定γ角控制。因此下面将重点研究VDCOL控制、整流测定电流控制和逆变侧定角控制。

1.2.1 VDCOL控制

VDCOL控制环节是指通过跟踪交流侧或者直流侧电压来决定实际的直流电流大小, 如图3所示。图3中电压U可以表示交流电压Uac, 也可以表示直流电流Udc的大小。通过图3可以看出, 在AB段内, 随着 (交流或直流) 电压的减小, 直流电流的整定值也随之变小, 这一特征对减少换相失败的发生具有重要的作用。

换相失败是指在换相电压反向之前未能完成换相的故障。换相失败不是由于换流阀的误操作引起的, 而是由于换流阀外部电流的条件引起的, 比如外部交流侧故障[1]。现阶段研究表明, 关断角γ大小可以表征是否发生了换相失败故障。式 (1) 给出了关断角的计算公式[5]:

式中k为换流变压器的变比, Xc为换相电抗, UL为换流母线线电压有效值, !为越前触发角。"表示的是发生不对称故障时线电压过零点偏移的角度。显然, 发生对称性故障时"=0。

当γ<γmin时表示直流系统发生换相失败。其中γmin对应换流阀恢复阻断能力所需的时间, 考虑到串联元件的误差, 一个可控硅阀的恢复时间γmin≈10°[6]。

交流侧故障发生时, 无论VDCOL是监测直流电压还是交流电压, 都会降低直流电流的大小, 通过式可以看出:直流电流Id降低, 将会增大关断角γ的大小, 因此能减少换相失败发生的概率。图4 (a) 表示的是交流侧发生B相故障时VDCOL的动态过程图;图4 (b) 表示的是关断角的大小。通过图4 (a) 可以看出, 故障期间VDCOL投入运行, 使得直流电流的整定值降为额定值的80%左右, 同时图4 (b) 可以看出, 此时的关断角γ>0° (设置最小关断角为0°) , 表明此时并未发生换相失败。因此VDCOL的投入对防止换相失败的发生具有积极意义。

需要指出的是, 图4中VDCOL的投入迅速, 如果考虑到实际运行条件, VDCOL的投入需要一定的时间, 此时VDCOL对一次换相失败的发生的预防效果可能不佳, 但随后会降低直流电流的整定值, 因此对连续换相失败的发生具有抑制作用。

1.2.2 定电流控制器

图5给出了定电流控制器的控制框图。整流测定电流控制输入量为电流的整定值Iset和实际电流Idc之间的差值, 通过该差值输入到PI控制器得到触发延迟角的指令值。图5中, KI的典型值为-1.0°~10°/A.s, KP的典型值为0.01°~0.04°/A, T=0.01 s[4]。

如图5所示, 定电流控制器中的Iset是指考虑了VDCOL环节后的电流整定值。同时, 逆变侧的定电流控制的整定值一般比整流测电流整定值要小。定电流控制器对于在故障状态下尽量维持直流电流的恒定具有重要意义, 同时对于防止换相失败的发生也有一定的积极作用。同时, 定电流控制器输出的触发角α不能无限的减小, 存在一个最小的触发角αmin。因此当直流电流下降时, 触发角α会降低, 但不能低于αmin。

1.2.3 定γ角控制器

定γ角控制器一般分为2种类型, 一种是实测型控制器, 另一种是预测型控制器。其原理框图如图6所示。图6 (a) 中, KI的典型值为-10°~-20°/deg.s, KP的典型值为0.01°~0.04°s。图6 (b) 中预测型控制器, 是按照式得出的:

通过式得出的触发角α只反映了系统当前的运行状态, 当考虑系统可能变化的情形, 最常用的方法就是加入直流电流Id变化率的信息Kd Id/dt。

定γ角控制器对维持直流系统的稳定运行具有重要作用。当直流系统或交流系统故障时, 会引起直流电流的变化, 当直流电流增大时, 逆变侧定γ角控制会使得输出的触发角α增大, 以此来抑制直流电流的增大, 避免发生阀电流过大或者换相失败的发生;当直流电流减小时, 逆变侧定γ角控制会使得输出的触发角α减小, 以此来抑制直流电流的减小, 最大程度上保证直流传输功率的大小。

2 结束语

高压直流输电是高度可控的, 可控性的正确应用是其有效运行的保证。本文重点分析了定电流控制器、定角控制器以及低压限流环节的控制作用。分析结果表明直流系统的各个控制环节相互依赖, 共同作用, 对维持系统的稳定运行具有重要作用, 特别的低压限流环节对防止一次换相失败或者连续换相失败都有积极的作用。

摘要：直流控制是发展高压直流输电的核心内容。分析了整流测定电流控制、逆变侧定关断角控制以及低压限流环节控制, 特别的分析了低压限流环节与一次换相失败以及连续换相失败之间的关系。分析结果表明不同控制环节共同作用, 对维持直流输电系统的安全稳定运行具有重要作用;低压限流环节对预防换相失败的发生也具有积极作用。

关键词：直流输电,定电流控制,定关断角控制,低压限流

参考文献

[1]李兴源.高压直流输电系统[M].北京:科学出版社, 2009:1-10.

[2]中国电科院.天广直流工程保护系统研究技术报告[R].2002.

[3]李杨.800 k V云广特高压工程控制保护运行风险及预控措施研究[D].华南理工大学, 2013.

[4]徐政.交直流电力系统动态行为分析[M].北京:机械工业出版社, 2004:40-60.

[5]罗隆福, 周金萍, 李勇, 等.HVDC换相失败典型暂态响应特性及其抑制措施[J].电力自动化设备, 2008, 28 (4) :5-9.

[6]荆勇, 欧开健, 任震.交流单相故障对高压直流输电换相失败的影响[J].高电压技术, 2004, 30 (3) :60-62.

[7]蔡新红, 赵成勇, 庞辉, 等.向无源网络供电的MMCHVDC系统控制与保护策略[J].中国电机工程学报, 2014, 34 (3) :405-414.

[8]刘济豪, 郭春义, 刘文静, 等.基于改进换相面积的直流输电换相失败判别方法[J].华北电力大学学报, 2014, 41 (1) :15-21.

直流控制系统研究分析 第2篇

F0403012孙逸翔5040309349授课教师张峰

摘要：交流高压输电和直流高压输电是现今两种较为成熟的远距离输电模式。前者已经有了很长的发展历史，技术相对成熟，在人们的日常生活中得到广泛应用；后者自五十年代起，开始被人们重视，在海底电缆等情况下相较交流输电有着无可替代的优势。本文针对两种输电方式的原理和利弊做出一定的分析和讨论，并结合国家重大工程运用现有的基电知识进行大致的了解和研究。并在最后对二者的发展前途进行了科学的展望。

关键词：高压直流，高压交流，有功功率，无功功率，变压器，耦合，整流，滤波，换流，三峡水利枢纽

概述

编写说明编写目的：通过对于交流和直流供电系统的简要分析，掌握交流和直流输电的相关初步知识，同时和书本学习的内容相结合，巩固书本知识。并且联系实际（三峡水电站等），关注国家重要工程。

适应对象：电院二年级拥有基电知识的同学。

定义

变压器：利用电磁感应的原理来改变交流电压大小的电路元件。在电气设备和无线电路中常用来升降电压匹配阻抗等。

整流器：利用电子管或晶体管把交流电变成单方向流动的电流的电路元件。

滤波器：由线圈和电容器组成，用以把不同频率的电磁振荡分离开，只让所需要的频率通过的电路元件。

换流站：采用半控型的晶闸管器件，利用相控进行交—直和直—交两种变换的电力系统。

绪言

从80年代中期开始，著名的发明家爱迪生就开始致力于将各种关于电力的设想化为现实的研究工作中，并取得了丰硕的成果。但爱迪生一直都倾向于采用直流电来处理和考虑问题，以至于在爱氏1887年年满40之际有人提出用交流电取代直流电的设想的时候，他非但嗤之以鼻，还在以后的长久日子中引发了关于到底应该采取直流还是交流的激烈争论。

从当时的情况看来，如果采用直流电输送电力，由于功率在传导电线的内阻中迅速损耗，以至于发电厂输送电力的距离最远不超过一英里。如果这种状况继续下去，那么除了大城市外，别的地方也许就得不到电力。此外，采用直流电输送的电力得把电压局限在250伏之内，如果超过这一标准就会烧毁灯丝，或危及用户的安全。于是另一种想法应运而生：能不能将电压提高，以利于远距离输电，然后在输入用户或工厂之前，再将电压降下来。

为了能够解决这个升压和降压的问题，人们很自然地想到了采用交流电，因为这样才可以用变压器来达到升降压的目的。而实际的各种尝试也的确证明了这种想法的可行性。所以后来出生在奥匈帝国克罗地亚的尼古拉·蒂斯拉的技术原理在乔治·威斯汀豪斯的支持下，终于将交流电引向实际应用。

而此时，固执的爱迪生的直流电传输理论终于逐渐失去了主导地位，在而后的百年的时间里逐渐被人遗忘。

但是，直流电传输方式是不是真的就没有任何可取之处呢？答案显然是否定的。现在已经部分投产的我国三峡水电站的输电模式中，就有2965公里的直流输电线路。为什么三峡工程没有采取已经被经验和时间证实了的输电方式而选取了看似已经被人抛弃的方法呢？其中自然必然有一定的道理，我们此次便会去一探究竟。最后对这两种经典输电方式作一番比较。

交流电输电系统特性

当初历史选择了交流电，是有其必然原因的。实践证明，交流电具备很多优点。交流电动机结构比较简单，重量较轻，而且供电稳定，还可以调离或调低，能够实行远距离送电。我们可以作如下比较。

由法拉第电磁定律U=BLv作为理论基础，现今发

电机的发电电压一般在几千瓦至十几千瓦之间，而在当

时的直流发电电压不过几百伏特。由于功率P=U×I,在电压无法升高的情况下，为满足公众需求而愈增愈高的功率必然使电流不断增大。由，线路的功

率损失必然愈为增大。于是人们设想：能不能将电压提

高，以利于远距离输电，然后在输入用户或工厂之

直流发电机模型前，再将电压降下来。

如果用直流电，这一点就无法实现。但是用交流电，它就可以沿一个方向前进，达到高峰时就调转方向，再达到高峰时，又调转方向，每秒钟调换多次方向，就为改变电压提供了条件。1888年，蒂斯拉成功地建成了一个交流电电

力传送系统。他设计的发电机比直流发电机简单、灵便，而他的变压器又解决了长途送电中的固有问题。

利用变压器，可将输入线路的电压提高，在送入家庭用户或工厂之前，再把电压降下来。

交流电实现电流远距离输送的关键在于利用变压器。在送到输电系统前，利用电厂内的升压变压器将电压升高为输电线路电压（一般为数百千伏）。当输电线路到达负载中心（都市或工业区等）附近，设置超高压或一次变电所将电压降为161KV或69KV，再输送到位于负载中心的配电变电所或二次变电所，把电压降为配电电压11.4KV或22.8KV再送到配电线路。

理想变压器及三相组式变压器的模型如下图。

第3页

由理想变压器的定义式

（1）（2）

若变压器的初级匝数为N1，次级匝数为N2，则匝比

（3）

由上述三式可以得出理想变压器的VCR为：

至此我们可以知道：；即初级与次级线圈的输入功率的总和为零。理想变压器不会消耗功率，而若n取值足够大，十几千伏特的u1必然可以升至几百千伏特。由公式P＝U×I

升高电压后I值减小，随之传输线路功率损失因之下降。远距离输电成为可能。至负载中心之后，仍然利用一理想变压器将电压重新将下来，以适用于生活用电。在动力系统方面，交流发电机和交流电动机也随这种电路传输系统而相应地出现且随时代进步而不断得到改进。交流供电系统也就一步步发展到今天一统天下，趋近完善的境界。下面两图即给出三项电系统中的发电机与电动机基本构造模型。

三相交流发电机模型三相交

流电动机模型

第4页

直流电输电系统特性

否定之否定。当初爱迪生与威斯汀豪斯的“电流之战”虽以交流供电的胜出而结束。但随着技术的进步，作为解决高电压、大容量、长距离送电和异步联网重要手段的直流输电技术正越来越受到广泛的应用。20世纪50年代后，电力需求日益增长，远距离大容量输电线路不断增加，电网扩大，交流输电受到同步运行稳定性的限制，在一定条件下的技术经济比较结果表明，采用直流输电更为合理，且比交流输电有较好的经济效益和优越的运行特性，因而直流输电重新被人们所重视。1950年苏联建成一条长43km、电压200kV、输送功率为3万kW的直流试验线路。到60年代，海底电缆的输电工程几乎都采用直流输电，直流输电方式在跨越宽阔海峡的特殊自然条件下，优点更为突出。80年代，可控硅换流器在大型直流输电工程中崭露头角，巴西的伊泰普直流输电工程，使直流输电压达到±600kV，输电功率达到6 300MW，输送距离806km，发展之迅速可见一斑。我国高压直流输电虽起步较晚，1977年建成第一条31kV直流输电工业性试验电缆线路。三峡至常州500kV超高压直流输变电路也已于今年建成。

直流输电的再次兴起并迅速发展，说明它在输电技术领域中确有交流输电不可替代的优势。我们通过查找资料，认为直流方式尤其在下述情况下应用更具优势：

（1）远距离大功率输电。直流输电不受同步运行稳定性问题的制约，对保证两端交流电网的稳定运行起了很大作用。

（2）海底电缆送电是直流输电的主要用途之一。输送相同的功率，直流电缆不仅费用比交流省，而且由于交流电缆存在较大的电容电流，海底电缆长度超过40km时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。

（3）利用直流输电可实现国内区网或国际间的非同步互联，把大系统分割为几个既可获得联网效益，又可相对独立的交流系统，避免了总容量过大的交流电力系统所带来的问题。

（4）交流电力系统互联或配电网增容时，直流输电可以作为限制短路电流的措施。这是由于它的控制系统具有调节快、控制性能好的特点，可以有效地限制短路电流，使其基本保持稳定。

（5）向用电密集的大城市供电，在供电距离达到一定程度时，用高压直流电缆更为经济，同时直流输电方式还可以作为限制城市供电电网短路电流增大的措施。

我们认为：首先最为关键的，是在许多特定场合下直流输电方式可以减少功率损失。

一、直流输电无电磁波形式功率损失

根据麦克斯韦方程组：

稳恒电流不产生电磁波，而变化的交流电则会产生波动的E、H矢量。

由坡印廷矢量定义

S＝E×H

其中I即为电磁波的强度。

由此可见，当使用超高压交流传输电流时，由于其dI/dt变大，势必造成更多能量以电磁波的形式损失，而使用直流输变则无此问题。

二、直流输电无动感元件无功功率损失

在高压交流电线在空气中架设时，线路与大地构成一电容。但由于由空气作为介质的此电容较小，因而对电路传输影响不大。但在埋地电缆、海底电缆送电等形式中，由于线路与环境形成动态元件模型而产生的功率损失就较为可观了。线路与大地、海水等直接构成电容值较大的电容。根据阻抗公式

海水及大地中此阻抗Z值可达较小，相当于构成一条支路，造成功率损失。而在直流模型下则无此影响，提高了有功功率的传输效率。

如同交流输电中需采用变压器一样，直流输电方式需要以换流站和整流器作为向日常用电转换的必需，来实现整流和滤波。下面我们粗略作一些探讨：

整流电路的作用是把交流电转换成直流电，严格地讲是单方向大脉动直流电，而滤波电路的作用是把大脉动直流电处理成平滑的脉动小的直流电。

整流原理：利用二极管的单向导电性实现整流。以全波桥式整流为例，其电路和相应的波形如下图所示。

若输入交流电为

则经桥式整流后的输出电压为（一个周期）

桥式整流电路波形图

(9)

其相应直流平均值为

(10)

由波整流提滤波电

此可见，桥式整流后的直流电压脉动大大减少，平均电压比半高了一倍（忽略整流内阻时）。路：

经过整流后的电压（电流）仍然是有“脉动”的直流电，为了减少波动，通常要加滤波器，常用的滤波电路有电容、电感滤波等。现讨论最简单的滤波电路。

电容滤波器是利用电容充电和放电来使脉动的直流电变成平稳的直流电。下图所示为电容滤波器在带负载电阻后的工作情况。

由电容两端的电压不能突变的特点，达到输出波形趋于

平滑的目的。经滤波后输出的波形如下图所示。

依据已做分析，在参阅资料后我们得出如下结论：

在进行远距离高电压输电时，直流输电方式有着诸多优点。

（1）直流输电不存在两端交流系统之间同步运行的稳定性问题，其输送能量与距离不受同步运行稳定性的限制；

（2）用直流输电联网，便于分区调度管理，有利于在故障时交流系统间的快速紧急支援和限制事故扩大；

（3）直流输电控制系统响应快速、调节精确、操作方便、能实现多目标控制；

（4）直流输电线路沿线电压分布平稳，没有电容电流，不需并联电抗补偿；

（5）两端直流输电便于分级分期建设及增容扩建，有利于及早发挥效益。

故现今远距离直流输电方式已得到广泛应用。我国在长距离输电的国家电网构建中，也已大胆并成功地使用了这种技术。右图为举世瞩目的三峡工程，它的多条输电线路即将采用直流输电方式。电站向华中及川东输电距离在６００ｋｍ以内，采用交流５００ｋＶ输电较为经济，向华东送电采用５００ｋＶ直流和１０５０ｋＶ交流混合方式是可行的。采用１０１５ｋＶ线路交流输电能力可代替４～５回５００ｋＶ交流输电线路，减少铁塔用材１／３，节约导线１／２，节省造价１０％～１５％，线路损耗减少５０％。直流、交流输电方式的综合评价与前景展望

直流输电的发展历史到现在有百余年，在输电技术发展初期曾发挥作用，但到了20世纪初，由于直流电机串接运行复杂，而高电压大容量直流电机存在换向困难等技术问题，使直流输电在技术和经济上都不能与交流输电相竞争，因此进展缓慢。

我们今天的日常生活用电网络，大多为三相交流供电方式，它拥有短距离内输电便捷、可升降压、适用性广等诸多优势。它在我们生活中的主导地位，在短时间内，也因而是难以动摇的。

当今，随着远距离交流供电的弊端逐步凸现，直流输电方式在此受到人们的青睐，虽然直流输电较交流输电相比存在一些缺点，如：换流器在工作时需要消耗较多的无功功率；可控硅元件的过载能量较低；直流输电在以大地或海水作回流电路时，对沿途地面地下或海水中的金属设施造成腐蚀，同时还会对通信和航海带来干扰。然暇不掩瑜，在远距离传输高压电流方面，直流输电已成为先进技术的发展方向。

现已有不少国家试制成功直流断路器和负荷开关，并正在研究利用这些开关设备与直流输电的控制技术相结合，以实现多端直流输电。

当前对高温超导的研究也正方兴未艾，它在强电方面应用的可能性也与日俱增。超导用于直流输电要比用于交流输电更为有利，可以期待在不远的将来，超导将使电能的传输发生划时代的变革，并进一步推进直流输电的发展。

最后，我们罗列直流供电与交流供电的利弊，以作综合比较。

（1）流输电一般采用双极中性点接地方式，直流线路仅需两根导线，三相交流线路则需三根导线，但两者输送的功率几乎相等，因此可减轻杆塔的荷

重，减少线路走廊的宽度和占地面积。在输送相同功率和距离的条件下，直流架空线路的投资一般为交流架空线路投资的三分之二。

（2）直流电缆线路的投资少。相同的电缆绝缘用于直流时其允许工作电压比用于交流时高两倍，所以在电压相同时，直流电缆的造价远低于交流电缆。

（3）换流站比变电站投资大。换流站的设备比交流变电站复杂，它除了必须有换流变压器外，还要有目前价格比较昂贵的可控硅换流器，以及换流器的其它附属设备，因此换流站的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。

（4）在相同的可比条件下，当输电线路长度大于等价距离时，采用直流输电所需的建设费用比交流输电省。

（5）直流输电运行费用较省。根据国外的运行经验，线路和站内设备的年折旧维护费用占工程建设费用的百分数，交流与直流大体相近。但直流输电电能损耗在导线截面相同、输送有功功率相等的条件下，是交流输电的三分之二。

可以预见：具有“悠久传统”的三相交流供电系统将在发电领域与日常生活领域继续体现强大的生命力，而直流输电方式也将在新技术变革的飞速发展中，发挥愈加巨大的作用。

致谢在本论文的书写过程中，得到了F0403012班王佑民同学的大力支持，在此表示衷心的感谢。参考书目

陈士军《直流输电的优势与前景》

王蔼《基本电路理论》

李翰荪《简明电路分析基础》

孙如瑛《三峡工程重大装备科研工作回顾》

毛江《远距离高压输电及其在三峡工程应用的探讨》 李其荣《爱迪生传》

直流系统接地故障及处理分析 第3篇

关键词：发电厂 直流系统 维护 故障处理

中图分类号：TM91文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）03（b）-0213-01

1 直流系统的作用

目前在发电厂和变电站中，其直流系统主要为控制、信号、继电保护、自动装置和远动通讯装置等提供直流电源，确保其电源的可靠性。而且还可以为事故提供照明电源，为操作提供操作电源，所以其在发电厂内有着非常重要的作用。具有一个稳定的直流系统，是确保发电厂安全运行的关键。

2 直流系统的构成

目前在发电厂和变电站内，相控型充电装置已开始全面的被高频开关模式所取代。高频开关电源模式自身具有较多的优点，不仅实现了高效的充电率，而且易于操作，很少发生故障，而且在带电情况下可以进行插拔，维修上非常便利。 直流系统主要由充电模块、监控单元、直流馈电单元、降压单元、绝缘监测、蓄电池组等组成。由多个高频开关电源模块可以组成一台完整的充电柜，所以即使单个充电模块发生故障时，临时情况下可以利用备用的充电机模块来进行代替，然后对故障模块进行处理后，即能重新投入运行。

直流系统内的充电模块和蓄电池组都依靠监控单元来进行指挥，所以可以说监控单元作为指挥系统，不仅能够通过对参数设置来实现控制，而且还可以对故障进行有效的监视，一旦有故障发生时，则会在第一时间内将故障信息进行上传，从而更便于运行人员能够在第一时间发现，及时进行处理，确保系统运行的稳定性。

3 直流系统的主要故障及预防和处理原则

直流系统故障主要有充电模块故障、监控单元故障、绝缘监测装置故障、蓄电池故障、直流系统接地故障等。目前在直流系统中的充电部分是由多个模块组成的，而且冗余较大，所以即使充电部分发生故障，对直流系统的影响也不是很大。在直流系统运行过程中，由于其网络较为庞大，而且处于较复杂的运行环境下，这就导致发生直流接地故障的可能性变大，这是一种最为常见的故障，而且处理起来也较为困难，会对直流系统的运行带来较严重的影响，所以加强对直流接地故障的预防和处理是当前直流系统维护的主要工作内容。

3.1 日常巡查

为了保证直流系统运行的稳定性，则需要在日常巡查工作中，加强对三相交流输入电压、运行噪声、保护信号、直流输出电压值和电流值、充电模块的输出电流、正负母线对地绝缘和通讯装置等是否处于正常运行状态进行检查，及时发现异常情况并及时进行处理。随着技术的发展，目前充电模块上都具有监控系统和定时均充等功能，所以需要在平时检查中对充电模块自动均充定期、充电电流和充电电压进行检查，同时做好相关的记录。

3.2 监控系统故障

监控系统内部结构较为复杂，而且集成性较高，直流系统中的告警信息都是由监控系统来进行记录的，通过监控器可以实现查询，所以对于这样的复杂和高集成化的系统，一旦内部元器件发生故障，则需要由设备的制造厂家来进行处理，不需要技术人员来进行。

如果受直流系统的工作环境和操作过程影响，少数情况下外界干扰或监控内部硬件“瞬间故障”，可能造成系统误告警或监控死机现象。出现无法自动恢复的软件故障，可通过系统菜单中所提供的“初始化”功能对监控器进行重新设置，需注意的是初始化后，系统参数必须重新输入。所以，系统调试开通后，应记录下所需的参数设置。如“初始化”无法排除系统故障，则必须将其退出运行，由厂方专业人员进行检查修复。另外一种方法是可将装置工作电源长时间断开，然后，再进行上电，这种方法对于死机的现象一般能够恢复正常。

3.3 蓄电池故障的预防

蓄电池在运行过程中受温度的影响因素较大，一旦所处环境温度不适宜，则会直接影响到蓄电池的使用寿命。所以需要确保蓄电池组室的良好环境，需要安装空调，使温度始终控制在25℃左右，从而保证蓄电池充分的发挥其使用效能，确保其使用寿命。所以在进行日常检查时，需要对蓄电池的连接片、壳体、极柱、安全阀、绝缘电阻、温度等进行检查，确保其无异常情况发生，另外在检查时还需要对单只蓄电池的电压和电阻进行检查，确保其处于正常的状态。

3.4 直流系统接地故障的处理

3.4.1 直流系统接地故障处理步骤

（1）当时有检修工作、易受潮或正进行操作的回路；（2）选可疑或经常易接地的回路如高低压动力、机炉事故音响、热工回路；（3）变压器及重要设备的控制回路；（4）绝缘水平低、存在设备缺陷及有检修工作的电气设备和线路进行检查，是否有接地情况；（5）拉开直流照明电源开关；（6）拉开断路器合闸电源开关；（7）拉开断路器操作电源开关；（8）检查蓄电池、硅整流装置及充电机回路是否有接地现象；（9）当发现某一专用直流回路有接地时，应分别断开各分支路的操作直流开关，找出接地点，并进行处理。

3.4.2 直流系统接地故障处理过程中的注意事项

（1）当直流系统发生接地时，禁止在二次回路工作。（2）检查直流系统一点接地时，应防止直流回路另一点接地，造成直流短路。（3）禁止使用灯泡寻找接地点，以防止直流回路短路。（4）在接路寻长直流接地前，应采取必要措施，防止因直流电源中断而造成保护装置误动作。（5）使用仪表检查接地时，所用仪表的内阻不应小于2000欧伏。（6）在寻长和处理直流接地故障时，必须有二人进行。（7）防止保护误动：一般的保护装置出于反措的要求一般都有防止直流电源消失保护误动的措施，对重要设备或新投产不久的设备，事先要采取措施，如申请调度断开保护跳闸压板。（8）做好事故预想：拉路或取控制保险时，应事先通知值班人员，做好事故预想，以防开关误跳或出现其它异常情况。如取交流低压电机控制保险时，若合闸接触器保持接触不良，则会造成接触器释放。值班人员发现设备跳闸或自投应立即处理。

3.5 直流接地选线装置监测法

该装置能在线监测，随时报告直流系统接地故障，并显示接地回路编号。但该装置只能监测直流回路具体接地回路或支路，无法定位具体的接地点；受监测点安装数量的限制，该装置很难缩小接地故障范围，且必须进行施工安装，不便于旧系统的改造；此类装置还普遍存在检测精度不高、抗分布电容干扰差、误报较多的问题。

4 结语

目前我国电力系统发展的速度不断加快，随着规模的不断扩大，电力系统开始向超高压和大容量的方向发展，这就更需要确保直流系统运行的稳定性，所以加强对直流系统的维护工作更具有重要性，所以在现有条件及实践经验下，建立一套完整的电厂直流系统维护模式已势在必行。

参考文献

[1]张大东，张金彪，张晓梅.发电厂、变电站直流系统接地的危害及查找、处理方法[J].科技信息，2010（23）.

直流直线电机控制系统仿真研究 第4篇

控制系统采用三环闭环控制系统, a.电流环:包括电流调节器、PWM电路、功率驱动电路、霍尔电流传感器。霍尔电流传感器检测音圈电机的电枢电流, 然后送到电流调节器与输入参考值相比较, 所输出的信号用来产生PWM波形。同时对电流的上限要进行限制, 用来防止工作时电流突然增大损坏电机;b.速度环:包括位移传感器、捕获单元、信号处理电路、速度调节器。速度环的反馈值通过位移传感器在单位时间内测得的位移来确定, 然后送入速度调节器与速度输入参考值相比较, 经速度调节器处理后, 输出一个控制电压, 这个控制电压就作为电流环的输入信号参考值;c.位置环:包括位移传感器、捕获单元、信号处理电路、位置调节器。位移传感器检测的音圈电机的当前位移作为位置环的反馈值, 输入的位置指令作为给定参考值, 二者经位置调节器处理后得到的输出量作为速度环的输入参考值。控制框图如图1所示。

2 控制系统MATLAB仿真

根据直流直线电机的数学模型及控制系统结构框图, 将控制系统的各个环节都用其传递函数来代替, 依次对电流环、速度环、位置环利用MATLAN进行仿真验证。

在实际控制系统中, 因为检测信号中常常含有交流分量, 为了消除其影响, 需要增加低通滤波环节, 但同时也导致了信号的传输延迟。为了平衡这一延迟作用, 常常需要在给定环节中增加一个相同的滤波环节来平衡这一延迟作用。

2.1 电流环的设计及仿真。

电流环的控制对象主要包括以下几个部分:由电枢回路形成的大惯性环节、PWM驱动装置、电流检测滤波与反馈滤波组成的一些小惯性环节。若以系统超调量小、跟随性能好为目标, 可选择设计典型Ⅰ型系统;若主要是为了提高系统的抗干扰性, 可选择典型Ⅱ型系统。通常情况下, 当控制系统的两个时间常数之比ÁT/TÁ£10时, 典型Ⅰ型系统的恢复时间是比较理想的, 因此, 电流环通常情况下都设计成典型Ⅰ型系统。

根据仿真结果可知, 电流环阶跃响应的性能指标为超调量:s%=4.5254%是非常小的, 而且系统曲线上升很快, 达到峰值的时间非常短, 峰值时间:t=0.5686ms, 然后电流很快下降至恒定状态, 调节时间 (2%的误差带) :t=0.7581ms, 符合典型Ⅰ型系统超调量会很小的理论。对于电流环, 稍微有超调量是可取的, 这既有利于电机的加速启动, 又不会对电机产生什么影响。

2.2 速度环的设计及仿真。

根据仿真结果可以看出, 速度环阶跃响应性能指标为超调量:s%=37.7192%, 峰值时间:tÁ=0.0013s, 调节时间 (2%的误差带) :tÁ=0.0035s, 系统响应结果是非常理想的。

3 结论

本文提出了直流直线电机的位置环、速度环、电流环三环闭环控制系统的设计方案, 重点对位置环、速度环、电流环进行了设计研究, 其中电流调节器、速度调节器采用工程设计方法进行设计, 位置调节器采用根轨迹设计器进行设计, 并利用MATLAB的Simulink工具箱分别进行了仿真, 为控制系统的硬件设计提供理论上的数据参考。

参考文献

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[4]刘丽丽.音圈电机位置伺服控制系统的研究[D].哈尔滨:哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院, 2010.

[5]程立.基于DSP的直流直线电机控制软件的研究与开发[D].武汉:华中科技大学机械电子工程学院, 2004.

[6]张德丰.MATLAB/Simulink建模与仿真实例精讲[M].北京:北京机械工业出版社, 2010.

[7]姚舜才, 温志明, 黄刚.运动控制系统分析与应用[M].北京:国防工业出版社, 2008:1-5.

直流系统设计、安装、验收 第5篇

1．1 系统接线

避免采用了两台充电机，一组阀控蓄电池的接线方式。某些变电站的典型设计中的直流系统采用了两台充电机，一组阀控蓄电池的接线方式。这种设计不太合理。两台充电机，一组蓄电池的设计是沿袭原来采用相控充电机、固定防酸蓄电池时的设计思想。殊不知设备情况已发生了变化。原来的相控充电机可靠性不高，因此一般采用两台充电机；而固定防酸蓄电池造价高、寿命长、可靠性高，所以一般采用一组蓄电池。目前采用的高频开关电源的充电机为N+1备份，且各模块可脱离监控单元独立进行工作，充电机的可靠性已大大提高。而阀控蓄电池虽使用安全、日常维护量小但其可靠性和寿命明显不如固定防酸蓄电池。MCHAELR．M00RE通过对超过7万5千只阀控蓄电池近1O年的研究表明，阀控蓄电池的实际使用寿命为4～8年，远低于其1O～20年的设计使用寿命。因此合理的设计应重点加强蓄电池的可靠性。应采用双套充电机、双组蓄电池而非双套充电机、单组蓄电池。为不提高投资，蓄电池的容量可选用原蓄电池容量的一半。这样本质上为两套直流系统，两组蓄电池电、两台充电机、两面馈线屏，正常运行为分裂运行，充电机或蓄电池检修时并列运行。系统方式灵活，每段母线上的充电机和蓄电池可同时撤出系统，当撤出系统后充电机和放电回路可对本段母线的蓄电池进行核对性充放电。

1．2 蓄电池的选用

变电站的蓄电池常选用阀控蓄电池和固定防酸蓄电池。目前变电站的阀控蓄电池主要采用2V和12V两种。各有其优缺点。2V蓄电池的优点是电池设计寿命长并且可靠性高，损坏1～2节可将其短接，不会对系统电压有大的影响，缺点是造价较高、维护量大、占地面积大。12V蓄电池的优点是每组仅18块(220V系统)，维护、更换都比较方便，造价比相同容量的2V电池低、结构紧凑、占地面积小，缺点是设计寿命少于2V电池，损坏1～2节对系统电压影响较大，不能短接，一般需更换。权衡利弊后11OkV变电站宜采用2组12V、100AH的蓄电池；330kV及以上变电站宜采用2组2V、大于等于300AH的蓄电池。

固定式防酸蓄电池可靠性和鲁棒性优于阀控蓄电池，但占地面积大，需进行加水、测密度、调酸等日常维护工作，且易产生酸雾，对蓄电池室有特定的要求，对环境污染较大。对于特别重要、可靠性要求特别高的变电站建议采用固定式防酸蓄电池。

1．3 放电回路

蓄电池的核对性充放电，对蓄电池的寿命和整个直流系统的安全至关重要，是以后运行过程中的一项长期、经常性的工作。为日后的运行维护方便，应设计蓄电池放电回路、并带有放电模块，运行中可将单台充电机、单组蓄电池撤出运行进行核对性充放电。并要求具有智能放电功能，可根据放电电流、单瓶截止电压、整组截止电压、放电时间等参数设置放电方式。

1．4 馈线方式

变电站直流网络的馈线应采用何种形式更为合理。DL／T 5044—2004《电力工程直流系统设计技术规定》4．6．1条规定“直流网络宜采用辐射供电方式”。而《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》13．3．1．1规定“新、扩建或改造的变电所(站)直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。在用设备如采用环状供电方式的，应尽快改造成辐射状供电方式。”

相比而言设计规范的规定比较合理，反措的规定有些片面。330kV及以上变电站一般设有保护小室，采用辐射状供电时的电缆敷设距离短(电缆仅需从馈线屏辐射到各保护小室的分电屏，从分电屏辐射到各保护装置)，且蓄电池的容量大，易满足馈线网络的多级级差配合。因此在330kV及以上变电站采用辐射状供电方式较合理。11OkV变电站有多条1OkV出线，且目前的保护设计多为就地设计，直流如采用辐射供电方式，电缆用量多，造价高。反措中要求辐射供电是为了提高可靠性，在辐射供电方式下如果一条1OkV出线保护的电源开关越级跳闸，不会使上一级保护由于失去电源而不能动作，造成事故扩大。其实只要对主变和母联间隔的1OkV开关操作、保护电源单独从直流馈线，其他1OkV出线仍采用传统的环网供电就可很好地平衡可靠性和造价。

1．5 其它

每个充电机有两路交流输入，当运行的交流输入失去时能自动切换到备用交流输入供电。交流输入应设有防雷保护环节。

在动力母线(或蓄电池输出)与控制母线间设有母线调压装置的系统，必须采用防止母线调压装置开路造成控制母线失压的双通道设计(如采用备用硅链等措施)。

直流系统的验收

2．1 验收的总体原则

直流系统不仅包含直流屏，还包含其馈出线网络，对其验收应本着先部分、后整体，先元件后系统的原则进行。例如可先对蓄电池、充电机、绝缘监察(测)、馈线屏等主要部件的性能进行验收，再对整个直流系统进行整体验收。

2．2 蓄电池的验收

应由运行单位对蓄电池进行核对性充放电试验、进行蓄电池内阻(电导)的测试，检验其容量是否满足要求、记录其内阻(电导)的原始值，并应与厂家提供的放电曲线、内阻(电导)值相吻合。应测量蓄电池连接条的内阻(电导)，保证蓄电池连接良好。

蓄电池核对性充放电的目的是用放电来定量地检测蓄电池容量，是检验蓄电池质量的重要试验手段。施工单位一般无专业仪器，往往利用电阻进行放电，难以保持放电电流的稳定，对截止电压的控制采用人工控制，放电容量不够准确。在实际工作中，由于人员业务技术素质等原因的影响，往往不能够做好这项工作，甚至对蓄电池组造成损害，缩短其使用寿命。因此，为加强对蓄电池组核对性充放电的管理，应由运行单位的专业班组进行此项重要试验，确保试验的可靠性。

蓄电池的内阻是反映运行中蓄电池健康状态(SOH)的一项重要的参数。但不同仪器测试的结果偏差较大，且同一蓄电池内阻进行纵向比较才与SOH有较高的相关性。因此，验收中运行单位应该用自己内阻测试仪记录蓄电池内阻的原始值并作为参考数值，运行中定期测量蓄电池的内阻并与参考值相比较。

2．3 充电机的验收

充电机主要进行稳压、稳流、充电程序转换的验收，如果有条件还应进行纹波系数的验收。对采用高频开关电源的充电机应验收其模块间的均流特性。

2．4 馈线屏和馈出线网络的验收

馈线屏和馈出线网络宜结合起来进行验收。一是验收直流馈出线网络中，尤其是开关柜、保护屏是否采用了交流空开；二是验收直流馈出线网络是否满足级差配合；三是验收馈出线网络的接线是否和图纸相符，并逐路进行接地试验，验证是否能正确选线。

2．5 其他项目和整体试验

包括进线交流电源的自动切换、交流失压报警、直流系统电压异常等试验项目以及直流系统的各种遥信、遥测信号与变电站后台进行对点。

直流系统运行维护

3．1 运行中阀控蓄电池的核对性充放电周期的确定

目前直流系统中的蓄电池多采用阀控蓄电池。阀控蓄电池运行中易出现问题，过充、过放、渗液、环境温度过高、浮充电压过高等均会影响蓄电池的健康。因此，蓄电池是直流系统中的关键和薄弱环节，运行中对其健康状态要加强监控。核对性充放电能最直接地反映蓄电池的腱康状态，需要定期进行。

对于阀控蓄电池核对性充放电的周期，不同规程的规定也不完全相同。IEEE标准1188—2005(IEEE推荐的对固定使用的阀控蓄电池的维护、试验和更换标准)规定“阀控蓄电池的核对性充放电周期不大于2年，当达到85％的设计寿命或容量小于90％后每年进行一次容量测试”。DL／T724—2000(电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程)和国家电网公司《直流电源系统管理规范》规定“新电池安装后每2～3年进行一次核对性试验，运行6年以后的，应每年进行一次”。从笔者对3 000余只阀控蓄电池近8年运行数据来看，4年以后容量不满足要求比率较高，发生故障的蓄电池中运行4年以上的占80．3％。因此，建议4年内每2年进行一次核对性充放电，4年后每年进行一次核对性充放电；容量小于90％且大于等于80％的蓄电池组应每年进行一次核对性充放电；容量小于80％的蓄电池组应尽快更换，在更换前应将核对性充放电周期缩短为3个月至半年。同时结合平时内阻测试及时发现蓄电池的隐患。

3．2 对蓄电池的均衡充电

频繁进行均衡充电都对蓄电池组不利，具体应遵守制造厂的规定，还需要结合蓄电池组的运行状况，对其当前状态进行*估后，确定是否应进行均衡充电。不建议将直流系统的均衡充电设置为三个月自动进行。

对个别落后的蓄电池，应对单电瓶进行均衡充电处理，使其恢复容量，若处理无效，应更换。不宜采用对整组蓄电池进行均衡充电的方法处理个别落后蓄电池，防止多数正常电池被过度充电。

3．3 运行中蓄电池的不一致性

蓄电池的不一致性是指同一规格型号的单体蓄电池组成电池组后，其电压、荷电量、容量及其衰退率、内阻及其随时间变化率、寿命、温度影响、自放电率及其随时间变化率等参数存在一定的差别，其对外表现为串联使用时的单瓶浮充电压的差别。蓄电池即使成组前经过筛选电池的一致性较好，经过一段时间的使用后也会出现差异，其不一致性随着其单瓶浮充电压的差别增加而逐渐加重，呈现恶性循环，从而造成整组蓄电池寿命的下降。造成蓄电池不一致的原因主要由电池及电池组设计引起的差异、初期性能的差异、使用过程中出现的差异等。

传统的改善蓄电池一致性的方法是整组均衡充电，这种均衡的代价是对电压高的蓄电池造成损害，尤其是阀控蓄电池因其贫液结构，易产生失水、热失控等现象。对均衡充电的改进的方法是进行单瓶的均衡充电维护，有一定的效果，但缺点是需要将蓄电池退出系统，操作费时费力且无法根本解决问题。目前解决运行中蓄电池不一致较先进的方法是蓄电池的主动均衡技术，其原理是在蓄电池组加装均衡器，通过外回路来强制将单瓶的充电电压差控制一定范围内，对2V的蓄电池一般控制在10mV内。

3．4 直流系统的定期检测

每年应对直流系统进行定期检测，可结合变电站的春查和秋查进行，主要项目包括蓄电池、充电装置、监控装置、绝缘监察装置等的检测，具体检测内容和方法可参考国网公司《直流电源系统管理规范》中的相关规定。

结论

火电厂直流系统的调试技术研究 第6篇

关键词：火电厂；直流系统；调试

火电厂的直流系统是为给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备。直流系统是一个独立的电源，它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源——蓄电池继续提供直流电源的重要设备。

对直流系统进行调试，是保证集控室直流系统运行参数正常的重要手段，调试过程中要确定直流系统各保护参数、告警信号手否正确，确认均流特性是否符合厂家设计要求。

调试应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类装置经验的助理工程师负责。为保证试验数据的准确性和可靠性，同时为了安全考虑，应组成两人以上试验小组完成试验。

1.系统初调

1.1调试前准备

确定机柜内部无短路，用万用表检查交流输入端子，确定各端子之间无短路，否则必须查明原因并排除故障；初始化各开关状态，确定监控模块开关为断开状态，交流输入空气开关、模块交流输入空气开关、电池熔芯、控制回路和合闸回路空气开关均为断开状态；测算电池参数。

1.2初调交流电

通交流电，测三相电压并作记录，交流电压应在380±15%的范围内，如果超过范围，应先调整交流电；上电，看交流监视模块灯是否亮。

1.3系统模块送电

蓄电池充电时，合上蓄电池组充电，这时蓄电池组的电压表将会显示此时蓄电池组电压值。

2.直流电源微机监控系统调试

2.1控系统上电

当监控系统第一次上电时，系统开始自检，查询各功能模块的工作状态，传递初始化参数，显示当前时间及软件版本信息等。

2.2显示界面组成

显示界面由上电自检画面、主运行画面及多个参数设定显示画面构成。主运行画面主要显示运行时各主要参数状态，如整流器输出电压、电流，当前电池组容量，电池组输出电压、电流，电池组温度，母线电压，母线绝缘等。

2.3参数设定及显示画面

正常运行后，通过操作面板上按键，可直接弹出系统操作主菜单，并通过上下键选择各功能项，按“确认”键后进入各级子菜单，进行参数设定或修改操作。

3.参数设定

3.1电池运行参数设定

在系统设定菜单项中设定监控系统基本的控制参数，包括：电池容量、电池类型、单体数量、均充电压、浮充电压、转换电流、均充时间、自动均充、均充周期、充电限流、温度补偿、补偿系数。

3.2系统报警参数设定

在“报警参数”项设置系统运行时告警参数的上下限定值及报警是否允许标志；过报警标志允许时，当报警参数越限时系统告警。告警参数包括：电池电量、交流电压、合母电压、控母电压、电池电压、绝缘电阻。

4.整流模块调试

4.1开机前准备

检查电源的各条连线是否正确，接地线是否安全可靠，检查交流输入电源是否正常。

4.2开机试运

确认手动1QS1、1QS2开关在整流器位置，给系统模块供电，给微机监控系统供电，给HY-DC2000型直流系统微机检测装置供电，电源开关置于开位置，电源指示灯亮。

4.3输出电压调节

电源模块面板上设有输出电压装置，可根据需要自动/手动调整输出电压。

5.均充、浮充电

该装置单母线分段，把转换开关1QS1和1QS2置于#1蓄电池位置，微机监控器可自动对蓄电池根据亏容情况进行恒流均充电或浮充电并且自动转换。

6.电源柜运行程序调试

正常浮充电运行状态时，电网事故停电，这时充电浮充电装置停止工作，蓄电池通过自动跟踪电压，不间断地向二次控制母线送电。

交流电源恢复送电运行时，微机控制充电浮充装置自动进入恒流充电状态运行，当蓄电池电压达到整定值时，微机控制充电浮充电装置自动转入恒压充电运行，当充电电流小于整定值时，微机开始计时，微机控制充电浮充电装置自动转入浮充电状态运行。

7.参数监测功能调试

验证系统的监控模块监测到的参数是否正确。

7.1充电柜参数

查看交流输入电压值，与实测值比较。查看电池电压和电流值，与实际值比较。

7.2馈电柜参数

查看合闸母排电压、控制母排电压和总电压，与实测值比较。

7.3模块参数

查看模块输出电压电流、限流点、控制状态。

8.报警功能调试

8.1模块通信

断开模块空气开关，监控模块显示此模块通信中断。

8.2直流回路跳闸故障

合上任一控制母排或合闸母排空气开关，轻触其试验触点，空气开关跳闸，监控模块报警。

8.3试验电池熔断信号器

按下电池熔断信号器试验触点，监控模块报警正确。

8.4交流过、欠压报警

将交流过、欠压的报警点设置到当前值以下或以上，监控模块报警。

8.5直流过、欠压报警

将控制或合闸母排的过、欠压报警点设置到当前值以上或以下，监控模块报警。

8.6绝缘监测

在任一支路对机壳接一个小于绝缘整定值的大功率电阻（一般5k10W），合上该支路开关，绝缘监测装置应能监测到绝缘故障，并发出报警信号。

9.整体联调

9.1所有设置恢复正确值

将调试过程中修改了的设置值全部恢复正确的值，并仔细检查核对。

9.2参数一致性确认

确认系统在不同位置监测的同一个参数是否正确。主要有：电池电压与合闸母排电压，总电流与馈电柜电流。

9.3绝缘监测

在绝缘监测装置监测到绝缘下降并发出报警时，监控模块应能接收到该报警信号并纪录，以及发出高层次的报警。

參考文献：

[1]火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）.

[2]电力安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）.

[3]王启南.浅谈火电厂直流系统蓄电池组的安装管理[J].华中电力.2013.11.

[4] 鲁庆初 等.变电站及电厂直流系统的讨论[J].电源技术与应用.2012.05.

作者简介：

直流控制系统研究分析 第7篇

关键词：交直流混合系统,直流调制,综合性能指标,低频振荡,频率稳定

0 引言

我国资源分布和地区经济发展的不均衡,决定了“西电东送、南北互供、全国联网”的电力发展格局。远距离、大容量、高电压等级的联合电网的建设,在缓解电力能源供需不平衡矛盾的同时,也引起了低频振荡等一系列的系统稳定问题。

将于2009年底建成的德阳-宝鸡±500 k V直流联网工程可实现四川水电资源和西北火电资源的优势互补,产生巨大的经济效益和环境效益。四川电网存在弱阻尼低频振荡[1],这种振荡对系统稳定存在潜在的威胁。德宝直流建成后,可以利用直流调制对低频振荡进行控制[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13]。

本文对文献[5-6]所采用指标进行改进,设计了综合性能指标,在丰大运行方式下用灵敏度分析法选取了最灵敏的反馈信号,以综合性能指标为优化标准用分层寻优的方法确定最优反馈增益。并与以未加入频率偏差的指标为标准的优化结果进行了比较。最后验证了在丰小方式下的鲁棒性。

1 综合性能指标

传统的控制器是简化模型下的孤立控制器,只选用本地可测信号。这种控制器设计方式在改善本机性能的同时,对系统中其他控制器性能的影响具有不确定性,运行方式或网络结构的变化可能引起系统其他性能的恶化。如PSS在增加系统功率振荡阻尼的同时,可能会减小系统的同步转矩。

协调控制可按二次型性能指标对控制器的动态行为进行协调,使整个系统的综合性能指标达到最优。

式(1)表示的二次型性能指标中,X通常为能描述系统运动过程的变量与其对应稳态值之间的偏差量。

以往研究直流调制的文献通常只把交流线路功率偏差ΔP[5]作为X,以保证系统对区域间振荡有较好的阻尼效果;文献[6]把发电机功角偏差Δδ也加入X作为衡量指标,若Q为单位阵,则式(1)变为:

系统的阻尼特性和故障后频率振荡有着极为密切的联系,对系统阻尼进行优化时,应该考虑优化结果对频率稳定性的影响,所以本文将X表示为:

则式(1)变为:

由于式(4)表征系统综合动态性能,本文称J为综合性能指标。下面,对综合性能指标的具体表达式进行两处改进。

(1)基准值的选择

文献[5-6]以扰动前的稳态值作为偏差量的基准值,例如功角偏差为

式中,δ(0)为扰动发生前的功角稳态值。

扰动后系统很可能有新的稳定值,扰动后系统的变量是围绕新稳态值振荡的,而非扰动前初值。式(5)的基准值选取只适用于扰动前后平衡点不改变的情况,不具有普遍性。本文选取扰动后的新稳态值作为基准值,物理意义更明确。即

式中,δ(n)为扰动后的功角新稳态值,取扰动后稳定计算的稳定值。

(2)归一化处理

ΔP的数量级要比Δδ和Δf大得多,很可能出现信号淹没,不能准确反映Δδ和Δf对综合性能指标的贡献。针对这点,对指标进行归一化,令

式中,|Δδmax|为功角的最大偏差值。

对ΔP和Δf也作同样处理。最终式(4)变为:

式(8)所表示的综合性能指标的物理意义如图1所示:被积函数的三项分别希望的是功角偏差、频率偏差和功率偏差的平方最小。显而易见,平方项的积分表示图1所示的阴影面积,而面积越小意味着系统振荡平息较快,也就说明系统对振荡具有较强的阻尼和较好的动态响应特性。

2 交直流系统直流调制研究

2.1 直流调制介绍

在交直流混合输电系统中,直流调制是一种抑制低频振荡的有效手段。直流调制是在已有的直流输电控制系统中加入附加直流调制器,从两端交流系统中提取反映系统异常(如频率、功率、电流等变化)的信号,来调节直流输电线路的电流或功率,起到改善系统功率振荡阻尼等性能的作用。其中,直流大方式调制主要用来提供同步功率,可以增强交流的暂态稳定性,而直流小方式调制主要用来增加系统功率振荡阻尼[3]。为了综合比较这两种调制方式对系统综合性能的影响,本文将对两种方式都进行优化比较。

直流小方式调制示意图如图2所示,大方式调制示意图如图3所示。根据工程经验,与其他参数相比,增益K对调制的效果影响最大,本文着重对K进行优化,而其他参数取工程经验值。

2.2 调制信号的选取

直流调制信号可以选为交流系统中任意一条交流线路的电流和功率信号,选择对直流功率改变灵敏度高的信号能充分发挥直流调制的效果。本文用灵敏度分析法选取直流调制信号。此方法的思想为:通过无直流调制时在功率指令处施加瞬时冲击小扰动ΔPdc,求出所有预选线路对此冲击的特定频率灵敏度η:

式中:ΔPaci-f为由于直流功率的微小改变ΔPdc所引起的第i条线路功率对应某个频率的振荡幅值。

在四川电网中存在的低频振荡主要是0.4 Hz左右的区域低频振荡,所以我们主要分析这个频率对应的振荡幅值。

一个线性动态系统的实测响应序列y(n),Prony算法可用一组指数函数项的线性组合来表示之[3,7,9],如式(10)所示。

式中:n=0~N-1,N为y(n)的数据个数;p为模型阶数;Ai为模式幅值;θi为模式初相位;αi为模式衰减因子;fi为模式频率;Δt为时间间隔。

由式(10)可得到某一振荡频率fi对应的幅值Ai,与其对应的阻尼比ξi可由式(11)算得。

因此Prony方法可以对响应曲线进行特定频率的幅值和阻尼比进行分析。本文采用Prony方法对预选线路有功功率响应进行分析,选取振荡幅值灵敏度较高的交流线路信号作为直流调制信号。

2.3 增益优化

选定调制信号后,分别对两种调制方式的增益K进行优化。采用分层寻优法对增益进行优化,用综合性能指标作为衡量指标。

分层寻优的基本思想为:

1)在寻优边界[Kmin,Kmax]内用较大的步长Δh进行搜索,找到使综合指标J最小的Ki以及次小的。

2)然后用[Ki-Δh,Ki+Δh]作为新的寻优边界,使最优值落在一个较上一层寻优更小的范围之内,进行第二次计算,找到新的最优增益Ki+1。为防止首次步长过大导致最优值在新的寻优范围外,把上次次优边界[]作为备用范围,在此范围内找到次最优增益Ki+′1。若Ki+′1优于Ki+1,则更换寻优范围;若反之,则不更换。

3)重复以上操作,直到前后两次的最优增益之差的绝对值|Ki+1-Ki|<ε,其中ε表示预设的增益有效位数。

分层寻优法的编程可操作性很强;保证精度的同时大大减少了计算量,较好地解决了单层寻优中精度要求与计算量相矛盾的问题。在同一层内选取备用寻优范围可以防止因步长过大偶尔出现的最优值外落。以综合指标最小为衡量标准,可使系统整体性能得到较好改善。

整体的直流调制步骤如图4所示。

3 四川交直流系统协调控制研究

3.1 四川交直流混合系统介绍

四川交直流混合电网如图5,截止2008年底,四川电网装机容量为3 460.24万k W。德阳-宝鸡±500 k V直流联网工程额定直流电压±500 k V,额定容量3 000 MW,计划于2009年末建成投产。在四川电网中,存在有0.4 Hz左右的弱阻尼低频振荡问题,阻尼比为0.029[1]。在四川电网部分机组中加入PSS后这个问题仍未得到较好解决。

3.2 调制信号的选取

以四川电网2010年丰大运行方式作为研究对象,德宝直流为单极运行,四川向西北电网送电,输送容量为1 500 MW。

选取四川电网中比较重要的8条500 k V交流线路作为备选信号。选取的依据为:黄岩-万县、洪沟-板桥是四川电网与外部电网的交流联络线;谭家湾是离德宝直流最近的500 k V重要母线,与之相连的重要线路有:谭家湾-南充、谭家湾-绵阳、谭家湾-茂县、谭家湾-龙王;而尖山是四川电网的薄弱点,选与之相连的两条重要线路:尖山-雅安、尖山-东坡。

为了不影响系统稳定运行,在无直流调制情况下给功率指令施加10%即ΔP=150 M W瞬时冲击,对各交流线路有功功率进行Prony辨识,并按照功率振荡幅值从大到小进行排列,如表1所示。

从表1的结果可得,对应0.4 Hz左右的频率,交流线路黄岩-万县的灵敏度最高,洪沟-板桥次之,说明对直流系统的运行状态较其他线路更敏感,其他线路按灵敏度大小依次排列。选灵敏度最高的线路黄岩-万县为直流调制的输入信号。

3.3 增益优化

在综合性能指标中,选取四川电网中11台最具代表性的发电机功角偏差的和:分别为万和、瀑布沟、小沟头、小关子、自一里、宝珠寺、云谭、宝洲、双河、丰岩堡、攀煤;选取黄岩、洪沟、谭家湾、南充、绵阳、茂县、龙王、尖山、东坡、雅安这十条重要母线频率偏差的和;采用上面预选的八条交流线路的功率偏差的和。

对大小调制方式分别选用电流和功率作为输入信号,用上一节所述的增益寻优方法进行增益的优化,增益精度为0.01,初始寻优边界为[1,10],初始步长为1,下一层步长为上层的1/10。通过寻优,在表2中列出最优的增益,并计算出最优增益时的综合性能指标。计算无调制时系统的综合性能指标作为比较。

由表2可看出,两种调制方式较无调制时都可使综合性能指标大大减小,说明系统性能有较大改善。以功率为输入信号要优于以电流为输入信号。其中小方式调制以功率为输入信号,当增益为3.06时综合性能指标最小,为最佳方案。

为对基于综合性能指标的优化结果进一步验证,对各方案进行主导特征值和阻尼比分析,也将结果列于表2中。阻尼比越大说明优化结果越好,阻尼比的大小排序与综合性能指标所示的结果相符。

为对以上理论分析有更直观的了解,本文进行了数字仿真分析,仿真软件采用BPA。除了增益外,其他参数取工程经验值:Td=Tf=0.1,ε=1,A=B=C=D=0,IMODMIN=-0.1,IMODMAX=0.1,PDMIN=750,PDMAX=2 250。为模拟小干扰稳定,在谭家湾-南充500 k V线路上设置大电阻接地的小扰动故障,0.1 s(5个周波)后切除故障。

从图6曲线可以看出,加了直流调制后,四川和外部交流系统的功率振荡得到明显抑制;从图7曲线可以看出,机组功角摆动情况良好,地区性振荡有较好的阻尼。各个调制方案的仿真结果与前面的理论分析相一致。

3.4 频率稳定比较

为比较本文所采用综合性能指标和其他文献所用指标对频率特性影响的不同,对小方式以功率为调制信号这种调制方案进行优化。

文献[5]所用指标如式(12)所示。所选机组功角和线路功率的组合与上一小节相同。初始增益边界和步长,以及优化方法和前面一致。

优化的结果为:K=3.65、阻尼比ζ=0.181。

两种优化方案频率的数字仿真比较如图8所示。

图8中,曲线1是增益为3.65时的频率振荡曲线,曲线2是增益为3.06时的频率振荡曲线。从图中可看出,当增益为3.65时,频率在首摆超调量过大,如此大的频率波动对系统是极为不利的,而曲线2的首摆相对平缓;而两者的后续摆幅以及稳定时间都相差无几。所以本文的综合性能指标对频率稳定更为有利。虽然本文的指标计算量稍微多于式(10)所示指标,但目前的计算机计算速度完全可以克服这个问题。

K=3.65时,阻尼比为0.181,较K=3.06时的0.176有略微提高。而0.176的阻尼比对低频振荡的抑制效果已经不错,阻尼比略微提高却恶化了频率稳定,这对系统整体性能是不协调的。

3.5 鲁棒性验证

为验证所选的调制信号以及优化增益的鲁棒性,在2010年四川电网丰小运行方式下,德宝直流双极运行,四川向西北送电3 000 MW,进行鲁棒性校验。校验时所设故障与前面相同。

仿真结果如图9所示。从结果可以看出,本文所选的调制信号和优化的增益在丰小方式下也有较好的调制效果,具有较好的鲁棒性。

4 结语

电厂直流系统接地故障分析 第8篇

关键词：电厂,直流系统,接地

发电厂和变电站均有直流辅助系统, 直流系统作为不间断电源, 为整个系统的保护、监控以及大合闸电流的电磁操动机构等提供电源。直流系统的安全稳定运行对整个电力系统有安全性和可靠性至关重要。直流系统是一个独立的电源系统, 与电厂的运行方式的运行无关。直流系统具有支路多、涉及面广且工作环境恶劣等特点。直流系统发生故障时可能造成保护装置误动和拒动, 严重时可能造成大面积停电严重后果。本文首先给出电厂直流系统的模型及其等效电路, 在此基础上分析直流系统故障类型, 以及各类故障的影响, 分析当前种类直流系统故障检测方法, 总结实际运行中的一些注意事项。本文的研究内容可为今后电厂直流系统运行与维护提供理论支持。

1 电厂直流系统模型及等效电路

畜电池故障总是先从个别电池中发生, 整组畜电池发生故障的机率较小, 因此, 与其他电源相比, 畜电池组的安全性和可靠性具有无可比拟的优势, 发电厂的直流系统的电源部分包括畜电池组和充电装置构成。目前充电装置主要是高频开关型充电装置, 高频开关型充电装置具有质量体积较小, 效率高等优点。发电厂直流系统结构图如图1所示, 主要还包括供电网络、保护设备及负载等几部分。

直流系统构成有以下基本原则:选择的设备应该具有先进、可靠、经济合理的特点;在保证可靠性的条件下, 使接线尽可能简单。直流系统的保护设备主要有用于过电流保护保险丝和空气开关以及接地告警装置。直流系统的等电路如图2所示。

2 直流系统故障分析

直流电源是有极性的, 与交流系统不同的是, 直流电源的地是相对于中性点而言的, 并不一定会和交流系统中的大地相连, 当直流电源系统的某一极相对于中性点的绝缘电阻低于某一定值时即认为直流系统发生了接地故障。直流系统本身接线复杂, 工作环境恶劣, 接地故障时有发生。直流系统发生接地故障的原因大致有以下几种: (1) 直流线路和设备受潮、接地盒进水。 (2) 设备金属外壳生锈。 (3) 直流回路因质量问题或老化及某些外力损伤还引起的绝缘性能下降。直流系统故障类型分为电阻性接地故障、有源接地故障及多分支接地故障三类, 其中电阻性接地故障又分为单点接地故障和多点接地故障。

当直流系统发生一点故障时, 故障电流并没有形成回路, 因而对系统影响不大, 但若不及时排除, 很容易诱发多点接地故障而对系统形成致命的影响。一般中间继电器线圈和跳闸线圈都与直流电源负极相连, 因此正极接地故障时可能造成保护误动;负极接地时可能造成跳闸回路或合闸回路短路而使保护拒动, 而使停电范围扩大 (越级跳闸) 。因此当直流系统发生一点故障时必须及时发现排除。如图3所示, 当A、B两点发生接地故障时, KA1、KA2被短接, 从而导致KM误跳闸。同理, AC、AD及DF发生两点接地故障时都会引发误动作, 而DE、BE及CE发生两点接地故障时则会引起开关拒动。

图5

3 直流系统接地故障检测

直流系统的安全稳定运行是电厂安全稳定运行的基础, 如何快速的检测并排除直流系统的接地故障显的独尤为重要, 实际运行中使用故障检测仪来检测直流系统故障, 各个生产商生产的故障检测原理不尽相同, 各有优缺点, 主要有直流母线电桥法、信号注入法、差流检测法几种, 下文将分析这几种检测方法的原理及其特点, 为实际运行提供理论依据。

3.1 直流母线电桥法

电桥法在直流系统绝缘监测中应用较多, 通过在直流母线之中入电阻, 形成平衡电桥来检测直流系统是否发生短路故障, 原理如图4所示。

当直流系统没有发生接地故障时, 电桥平衡, 继电器C中没有电流流过;当直流系统发生接地故障时, 电桥不平衡, 继电器C中线圈会有电流, 且接地故障极可以通过该电流的方向确实。若直流母线电压为U, 继电器线圈电阻为CR, 则可以计算出继电器C上的电压为:

若R1=R2=R时, 继电器线圈电流为:

当R+=R-时, IC=0;

当R+=0, , 即正极接地故障时有:

当R+=0, , 即负极接地故障时有:

实际运行中会给继电器C设定一个门槛值, 当流过的电流大于门槛值时即判定直流系统发生了接地故障。直流母线电桥法有如下特点: (1) 设备简单、经济性较强; (2) 由于在实际运行中, 监测装置中桥臂电阻很难相等, 因此会造成一些误差; (3) 继电器C的线圈电阻应该足够大, 如此才能降低其动作电流, 以免引起系统其他继电误动; (4) 若直流系统正负极均出现相同程度的绝缘下降电桥仍平衡, 无法检测。

3.2 信号注入法

信号注入法是在直流系统发生接地故障时, 向故障母线和地之间注入低频信号, 通过钳型电流检测仪检测[5]各条馈线中是否含有低频信号, 因为注入的低频信号会从故障馈线流出, 该原理如图5所示。钳型电流检测仪可以识别出馈线电流中的阻性电流分量, 经过处理可以得出馈线的绝缘电阻, 从而找到接地点。该方法可以实现不停电检测直流接地故障, 便仍有不足之处, 如钳型电流检测仪检测的灵敏度受直流系统分布电容影响较大、注入的低频率信号会增大直流系统电压的纹波系统等。

为了克服分布电流的影响到, 可以注入变频信号, 设注入的两种交替低频信号频率分别为f1和f2, 测量点后的分布电容为C, 接地电阻为Rx, 则电流分别为:

根据以上两式可以得出钳型电流检测仪测得的阻性电流为:

3.3 差流检测法

差流检测法的原理图如图6所示, U+、U-分别为直流母线正负极电压, I+、I-分别为馈线正负极电流。假设Rr、Ir分别为接地电阻和接地电流, 因此: (1) 当直流系统正常运行未发生接地故障时, I+=I-, 正极电流与负极电流大小相等, 方向相反。 (2) 正极发生短路故障时有:I+=I-+I。 (3) 负极发生短路故障时有:

单馈线发生接地故障时, 可计算出故障馈线的对地绝缘电阻为:

式中U为直流母线正负极电压差的绝对值。根据故障电流的Ir方向即可确定故 (b) 变频等级回路障极的极性。

差动检测法可以对接地馈线进行定位, 且可以确定故障极的极性, 对不同馈线正负极绝缘程度等同下降判断时也可以作出判断, 但对同一支路正负极绝缘程度等同下降无法判断。

4 直流系统运行接地故障防范与处理

对于首次投入的直流系统设备, 应该进行以下试验: (1) 绝缘监测及信号报警试验; (2) 耐压及绝缘试验。在实际运行和管理中应该注意以下几点: (1) 规范直流系统设备运行维护人员的职责管理权限, 禁止运行人员随意操作; (2) 定期对直流电流系统设备进行状态评估, 找出直流系统中存在的缺陷, 并进行改造和检修, 防范于未然; (3) 对于具有两组或以上畜电池组的直流系统应该采用分段母线运行方式, 提高系统可靠性; (4) 尽量改善直流电源系统的运行环境。定期做好卫生清理、防潮等工作。

5 结语

直流系统为发电厂监测、保护等二次设备提供电源, 并作为电厂事故保安电源, 相当于电厂的“神经”。直流系统的发生接地故障时必须尽量的找出排除, 确定一次系统的安全可靠运行。本文给出了电厂直流系统模型及其等效电路;总结了直流系统接地故障的类型, 分析了电厂直流系统一点接地故障和两点接地故障时的影响;深入研究了当前国内外直流系统故障检测方法原理, 分析各方法原理的特点;针对直流系统故障提出了相应的防范和处理措施。为电厂直流系统运行人员提供理论支持。

参考文献

[1]白忠敏.电力工程直流系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1991.

[2]徐玉凤.直流系统接地故障检测[M].广州电仟顺电子设备有限公司, 2010.

[3]Jose Marrero.Understand Ground Fault Detection&Isolation in DC Systems[J].IEEE, 2000, 1707-1711.

[4]王金凤.直流系统接地故障检测方法的研究[D].天津大学硕士学位论文, 2005.

[5]林慧文.变电站直流系统的运行维护与接地处理[J].广东科技, 2010, 2:18-23.

直流控制系统研究分析 第9篇

1直流变压器的研究现状

在直流配电网中,直流变压器(DC/DC变换器)不仅起到了变换电压的作用,还可以实现高低压配电母线之间的能量交互。DC/DC变换器主要分为隔离型和非隔离型。在直流配网中,为了实现不同电压等级直流母线的电压和功率转换,直流变压器必须具有电气隔离功能。以美国弗吉尼亚电力电子中心Fred C.Lee为首的学者系统地提出了直流变压器的概念,直流变压器在接近100%的等效占空比下工作,输出省去了滤波电感,结构简单。而它采用开环控制,很容易实现软开关,可以进一步提高开关频率和功率密度。通常情况下,现有的功率变换技术是通过工频变压器实现电压匹配和电气隔离的,但是,由于工频变压器体积庞大、质量笨重、损耗较大,很难实现功率转换系统的高功率密度和高效率。近年来,高频变压器取代了传统的工频变压器,被普遍认为是下一代功率变换的必然发展趋势。事实上,在低压小容量领域,DC/DC变换器已经得到了比较广泛的应用,对于高频隔离型DC/DC变换器也有了较多的研究文献。但是,受电力电子半导体器件发展的限制,很少有文献涉及中高压大容量等级的高频隔离DC/DC变换器。

基于双主动全桥的高频隔离双向DC/DC变换器(DAB-IBDC)具有功率密度高、模块化对称结构、双向功率传输能力、动态响应快、软开关实现容易等优点,使其成为了高频隔离功率变换的核心电路,受到了学术界和工业界的高度重视。图1对比了DAB-IBDC与传统交流电力系统的基本工作原理。事实上,两者均可以等效为2个交流源连接在电感两端,通过调节2个交流源之间的相移来调节功率流动的大小和方向。所不同的是,在传统的交流电力系统中,交流源为工频正弦波,而DAB-IBDC中为高频方波。DAB-IBDC不仅实现了高低压等级的变换,还实现了高低压直流母线的电气隔离和功率的双向流动。另外,使用高频隔离变压器还可以进一步提高系统的功率密度和模块化程度。独立的DAB-IBDC单元可以作为一个最基本的直流变压器单元,实现直流电压的变换和功率的双向传递等功能。对于需要更高电压等级和更大容量的直流变压器场合,可以采用DAB-IBDC为基本单元组合,从而构建高压大容量直流变压器。

2直流变压器在直流配电网发展趋势

直流变压器被广泛应用于柔性直流配网中,而直流固态变压器的功率密度和效率是非常关键的指标。因为必须采用10k Hz以上的高频变换,所以,目前,IGBT等硅半导体器件的损耗比较大(目前效率通常在90%~92%左右),且需要较大的散热设计。同时,高频变压器对转换效率和密度的影响也非常大。在Si C器件快速发展的情况下,可以跟踪相关半导体器件公司的最新研发进展,采用最新的Si C半导体器件模块,利用Si C器件的高性能实现高效率和高功率密度的直流电压和功率转换。此外,用高频变压器取代传统的工频变压器被认为是下一代功率变换的必然发展趋势。而最新的纳米非晶等铁磁材料技术是实现直流固态变压器的关键技术。

3结束语

总的来说,直流配电网与直流变压器已经得到了各国研究者的普遍重视,一些机构提出了各自的直流配电网概念和发展目标,但还没有较为系统的示范工程报道,尤其是在高压大容量配电领域,关于柔性直流配电的研究还比较少。尽管如此,可以预见的是,在世界各国对节能减排和能源综合利用需求不断增长的今天,随着直流输电、分布式电源、储能和负荷的发展,直流配电网以其强大的技术和经济优势将会被广泛应用,有广阔的发展前景,而它也必将会对人们的生产生活产生较大的影响。

摘要：直流变压器是直流配电系统中的典型单元,其发展水平是影响直流配电发展的重要因素。简要叙述了直流变压器的发展现状,以期提高直流配电系统运行的安全性和稳定性。结合直流配电系统的发展情况指出直流变压器未来的发展趋势,从而为直流配电系统更深层次的研究奠定基础。

关键词：直流配电系统,配电安全,直流变压器,磁耦合

参考文献

[1]韩晓东,翟亚东.高压直流输电用换流变压器[J].高压电器,2002,38(03):5-6.

[2]王丰,炒敏,李晶,等.双向DCDC变换器在汽车双电压系统中的应用研究[G]//2008中国电工技术学会电力电子学会第十一届学术年会论文摘要集.北京:中国电工技术学会,2008.

[3]应建华,张俊,肖靖帆.高频PWM DC/DC转换器的设计[J].微电子学与计算机,2009(01):197-200.

天广直流附加稳定控制策略研究 第10篇

±500 k V天广直流工程西起黔、桂交界马窝换流站,东至广州市的北郊换流站,线路全长980 km,投产于2000年12月26日,双极额定功率1800 MW,是南方电网第一条直流输电工程。截至2009年12月6日,天广直流累计送电量超过540×108 k W·h,为西电东送及广东省经济发展作出了巨大贡献[1,2,3]。由于采用的控制保护平台相对落后、部分设备板卡老化严重及备品备件已停产等诸多因素制约,天广直流系统运行风险逐渐加大。为彻底改变这一不利局面,2009年12月至2010年4月,对天广直流控制保护设备进行了全面的升级改造,大幅提高了二次设备的性能,主要控制保护设备升级为UAPC平台,并且基本实现了主要控制保护设备国产化。

直流控制系统除提供电流/电压控制、功率传输控制及换流变分接头控制等基本的控制功能外,附加稳定控制功能也是直流输电系统控制功能的一个重要组成部分[4]。附加稳定控制功能的主要目的是利用直流功率调整快速灵活的特点提高直流系统两侧交流电网的稳定性,其基本策略是通过采集安稳装置的开入信号及电网频率等信息,经过一定的逻辑运算和判断,控制保护系统迅速调节直流功率,以解决由于直流系统两侧交流电网中切机、甩负荷等严重故障引发的元件过载、频率异常等问题,提高整个交-直-交联网系统的稳定性[1,2,4]。

1 天广直流附加稳定控制功能概况

原天广直流控制保护系统主要基于SIMADYN D硬件平台进行设计,主要设置的稳定控制功能包括:功率提升(5档)、功率回降(5档)、双频率调制(又称功率摇摆阻尼)、频率限制。由于设计时未考虑到广州换流站两回交流出线一回跳闸时北郊变电站联变过负荷的问题且4档的功率回降已基本满足要求,因此将功率回降的第5档改为功率限制功能[5]。

天广直流新控制保护系统基于UAPC平台,新系统中对部分控制保护策略进行了优化和升级,虽然主要控制策略未发生大的变化,但在直流系统的控制模式定义上更加灵活和多样(如新系统的“独立”、“联合”控制与原系统的“系统级”和“站控级”并不完全对应,新系统中增加了“单极功率控制”,而“单极电流控制”和“双极功率控制”也与原系统不完全一致,使系统的运行方式更加灵活)。硬件方面,新系统增加了专用站间通信通道,采用了速度更快的硬件平台。软、硬件平台的升级为系统配置更加精确和快速的稳定控制策略提供了必要条件。同时,与设计之初相比,南方电网的结构及系统特性已发生了较大的变化,原系统的附加稳定控制功能已不能完全适应目前电网的要求。因此,新控制保护系统对稳定控制功能进行了一些优化和调整,以适应目前电网对稳定控制功能的要求。

2 天广直流附加稳定控制功能实现策略

新系统中设置的附加稳定控制功能除保留了原系统中功率回降、功率提升、双侧频差控制(即原系统中的双频率调制)、频率限制4个功能外,还在整流、逆变两侧均单独配置了功率限制功能,同时,系统对保留的稳定控制功能进行了调整和优化以适应当前的控制平台和电网需求。此外,新控制系统为将来增加其他调制信号预留接口,以适应交流系统的变化以及提高交直流并联系统稳定性能的要求。稳定控制功能产生的调制量与系统中原有的功率/电流参考值叠加,产生新的功率/电流参考值,其中功率回降/功率提升功能动作时功率变化率按照运行人员整定的定值进行功率调整,而双侧频差控制和频率限制功能则直接将调制量送至功率/电流调节器并以系统最大的调节速率进行功率调整,近似于功率/电流的阶跃响应。附加稳定功能与控制系统的功率/电流控制器的配合逻辑如图1所示。

下文对新系统中各种稳定控制功能的具体实现策略进行描述。

2.1 功率回降/功率提升功能

直流系统正常运行时,若整流侧或逆变侧发生较大规模的发电功率损失或甩负荷等重大事故,需要直流系统根据实际事故情况自动做出反应,快速调整输送功率,力求在最短的时间内改善事故侧交流系统的性能,维持电网稳定[6,7]。直流功率的功率回降/功率提升功能即为实现这一控制目标而设计。由于广州站侧仅通过广北甲乙线与广东电网相连,与交流电网联系较少且传输额定功率较小,因此未设置功率回降/功率提升功能。天广直流稳控功能中的功率回降/功率提升功能仅配置在天生桥侧,主要目的在于天生桥侧部分并联交流线路发生跳闸或过载事故后,紧急调整天广直流功率以改变交流通道故障后潮流,提高事故后方式的稳定性[8,9]。原天广直流控制系统中功率回降/功率提升功能每个等级的功率参考值和升降速率是程序中设定的,不能由运行人员更改,且功率回降第5档临时改为功率限制功能;新系统恢复了功率回降第5档的功能(实际运行中未投入第5档),且每个等级的功率参考值和升降速率均可在工作站上修改,大幅提高了系统的灵活性。

功率回降/功率提升功能需要与安稳装置配合,使能的必要条件是系统的安稳控制功能投入,与直流系统的运行方式、控制模式及站间通信状况无关,功率回降/功率提升功能的实现策略体现在如下4个方面。

a.整流侧并联交流线路发生线路跳闸导致过载事故后,安稳装置根据接收到的交流电网中其他站点安稳装置发送的信息进行判断后向极控发出功率提升命令,按照提升后功率不超过直流额定功率的原则,直流系统迅速提升直流功率;当整流侧交流系统损失发电功率事故时,安稳装置触发极控系统功率回降功能,直流系统迅速降低输送功率。

b.功率回降/功率提升功能均作用于功率指令或电流指令,配备5个功率级别,每个级别的功率变化量、功率变化率和投退情况可根据交流电网实际情况整定,5个级别的功率变化值依次增大,即第5档对应较严重的电网事故,第1档对应较轻的电网事故。当接收到安稳装置的某一档动作指令时,直流控制系统在当前功率的基础上根据该档设定值紧急调整功率。正常情况下,功率提升的最高值为额定功率,即“当前功率+调制量<系统额定功率(双极运行时1800 MW,单极运行时900 MW)”。若由于交流滤波器不可用或阀冷系统异常等原因导致直流系统功率受限时,功率提升的上限即为此时系统功率限定值。同样,功率回降的极限值为系统最小运行功率(双极运行180 MW,单极运行90 MW)。

c.5档功率提升/功率回降的优先级均为:5>4>3>2>1,在高、低优先级命令同时达到时,按高优先级的命令执行;在低优先级的命令执行过程中,如果有更高优先级的命令到达,丢弃低优先级命令,按高优先级的命令执行;在高优先级的命令执行过程中,如果有低优先级的命令到达,丢弃低优先级命令,仍按高优先级的命令执行;在功率回降命令执行过程中,如果检测到“安稳退出运行”的状态,则功率恢复到安稳命令执行前的功率值。

d.功率调制量在双极上的分配比例与系统具体控制模式有关。当双极均为双极功率控制模式时,调制量在两极间均分。一极是同步极电流控制或是极功率独立控制,一极是双极功率控制,调制量在任何可能的范围内(不导致该极超过最大、最小功率限制值及额定功率)由运行于双极功率控制的那一极负责,而不调整另一极的功率。双极都是同步极电流控制或都是极功率独立控制时,调制量在两极间分配,使不平衡电流不高于功率回降前的水平。

2.2 功率限制功能

功率限制功能主要为解决直流满载时广北甲乙线单线跳闸后的另一线过载问题,原系统中未单独设置功率限制功能,而是利用功率回降功能的第5档实现功率限制功能(当广北甲乙线单线跳闸后,直流系统功率被钳制到1 350 MW)。新系统单独设立了功率限制功能,且功率限制值可以在工作站上进行调节(新系统的限制值设为1100 MW)。由于直流功率的调整实际上在整流侧完成,因此当广州换流站功率限制功能动作后,需要将相关信号通过控制系统的站间通信传输至天生桥站实现功率调节,如果站间通信故障,虽然功率限制功能在检测到广北甲乙线单线跳闸后仍会动作,但无法真正实现对直流功率的限制功能。

功率限制功能具体的实现方法为:广州或北郊侧广北甲乙线跳闸后,将跳闸信息传送给相应的交流站控屏,交流站控屏将信息通过现场总线传送给极控系统;极控系统接收到广北甲乙线跳闸信息后进行逻辑判断,若仍有一回交流联络线正常运行,则启动功率限制一档,即将当前双极功率限制在1100 MW以内,若判断两回交流联络线均跳闸,则启动直流系统ESOF逻辑。

天生桥侧功率限制功能的设置主要为配合广州站侧,其交流系统结构不存在单线跳闸另一回过载的问题。

2.3 双侧频率偏差控制功能

双侧频率偏差控制的主要功能是检测直流系统两端交流电网频率的微小变化而迅速调整输送直流功率,对交流系统的频率振荡产生正阻尼,从而达到平抑交流电网频率波动、维持交流系统稳定的目的。若整流逆变两侧频率偏差为正值,说明整流侧有功过剩或逆变侧有功不足,则在当前功率的基础上增大输送功率;若频率偏差为负值,说明整流侧有功不足或逆变侧有功过剩,则在当前功率基础上减小输送功率[10]。双侧频差控制功能投运后将自动根据两端换流站频差变化调制直流功率,不需安稳系统给出外部启动信号。但由于功能设计上存在重大缺陷,原天广直流双侧频差控制在电网实际运行中基本没有效果,而且受直流极控硬件条件限制未能改进。为抑制大电网区域间振荡,提高系统区域间振荡模式阻尼的效果,天广直流新控制系统对双侧频率偏差控制功能设计参数进行了改进,频率偏差控制的实现逻辑如图2所示。

图2中,f1、f2分别直流双侧频差控制输入信号,虽然直流系统两侧频率偏差反映了两侧电网之间的振荡模式,但由于额定输送功率较小且逆变侧仅2回220 k V交流联络线接入广东电网,同时为了工程实现简单、可靠,天广直流新控制系统直接采用本地频差(即两端换流站交流母线频率差信号)作为输入信号。为限制双侧频差控制功能频繁动作,设置了±0.05 Hz的死区限制,即两侧频率偏差在0.05 Hz以内时双侧频差控制功能不会调整直流功率。为输入信号测量环节,τ取0.03 s。为隔直环节,其作用为滤除输入信号的低频变化量,τW取10 s;KP为调制器增益,将频率偏差转换成对应的功率调制值,取值为900 MW/Hz。由于双侧频差控制功能是作为一种辅助调节,一般要求不产生大的调制量,因此设置了LIM2环节来限制频率调制的上下限,将单侧的调制量限制在±90 MW以内,对应的频差为0.1 Hz,即频率偏差超过0.1 Hz,调制量也仅为90 MW。整流侧的双侧频差调制量ΔP1与通过站间通信输入的逆变侧调制量ΔP2相加产生最终的调制量ΔPorder送至功率/电流调节器进行功率调整。

双侧频差的投退只能在整流侧完成,投入的条件为安稳功能投入、双侧频差控制功能投入且系统在单极或双极功率控制、联合模式投入。当站间通信故障时,整流侧的频率限制控制不受影响;由于逆变侧的调制值要送到整流侧才起作用,所以当通信故障时逆变侧的频率限制控制不起作用。天广直流双侧频差控制功能在正常情况下应按要求投入运行,在天广直流孤岛运行时必须退出运行。

2.4 频率限制功能

频率限制功能的作用是当直流系统两侧交流网受到干扰引起频率波动时,通过调节系统间传输的直流功率使受扰动侧频率趋于稳定。频率限制功能实质是闭环的频差积分器,当系统频率超过设定的频率上、下限值后,由频率限制控制器计算出直流功率调制值,实时调节直流功率。

新的天广直流频率限制功能的上、下限值可以在天生桥侧由人工设定,一般设置为200 MHz,对应的频率偏差为±0.2 Hz(原系统为±0.5 Hz)。当整流或逆变侧交流母线频率低于49.8 Hz或超过50.2 Hz后,频率限制功能动作,系统产生的调制量ΔPorder=900×(当前交流系统频率-50-0.2)×0.1)MW。

整流、逆变侧的频率限制功能是相对独立的,且不需要与安稳系统配合,其投入的条件是安稳功能投入、频率限制功能投入且系统处于单极或双极功率控制、联合控制模式下。由于正常的功率调整可能导致直流系统两侧频率出现短暂的偏差,因此直流功率正常调整过程中频率限制功能应自动退出运行。频率限制的另外一个重要功能是天生桥一级电站和鲁布格电站孤岛运行方式下,利用频率限制功能快速调整直流功率以钳制孤岛系统频率,因此频率限制功能在天广直流孤岛运行时必须投入。

2.5 其他附加功能

除上述主要的安稳控制功能外,新系统还改进了异常交流电压控制(该功能集成于无功控制模块中,通过投切滤波器组来调整交流电压到正常范围)和VDCL功能等[10]。

此外,分布式、网络化和通用型的硬件平台为将来增加其他的附加控制功能提供了有利条件,良好的可扩展性和丰富的预留接口可以有效满足未来交流系统的变化以及提高交直流并联系统的稳定性能的更高设计要求[11]。

3 天广直流附加稳定控制功能存在的问题及改进措施

调试和试运行经验证明,天广直流新控制系统的附加稳定控制功能基本满足系统需求,但仍存在3个方面问题需要进一步完善。

a.双侧频差控制功能的死区设置过小,投退交流滤波器、功率正常调整或频率采集器的正常误差均可能使双侧频差控制功能动作,而实际情况是此时交流系统无任何故障。可以通过在功率调整过程中短时增大死区范围、改进频率采集的算法、频率采集后先进行数字滤波处理、在投退交流滤波器时短时退出双侧频差控制功能等策略加以改进,防止其频繁动作造成直流功率的波动。

b.控制系统站间通信故障时,广州站侧功率限制功能动作后由于无法将信息传送至天生桥侧,若处理不及时则可能导致北郊侧联变过负荷跳闸,从而导致直流闭锁。考虑到新系统的直流保护和直流站控系统均有快速站间通信通道,当检测到极控系统站间通信故障时,可以将广北甲乙线单线跳闸信息通过直流保护或直流站控送至天生桥侧控制保护系统从而实现功率限制功能。

c.新系统中双侧频差控制、频率限制功能中频率与功率调制量的对应关系固定为900 MW。在直流系统实际运行过程中,不同的运行方式对频率调节的要求不尽相同,两侧交流电网的强弱对调制量的要求也不尽一致,因此理想情况下系统应能够根据交直流电网的实际运行情况自适应调整频率与功率调制量的对应系数以达到更好的稳定控制效果。

4 结语

浅论变电站直流系统有关问题的分析 第11篇

关键词：变电站；直流系统；直流合闸环路；蓄电池；绝缘监察装置；接地

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）03－0039－02

在变电站直流系统中，由于直流合闸环路接线不合理，蓄电池维护不当或绝缘监察装置运行可靠性差等原因，直接导致直流系统运行过程中出现故障而引发事故。但凡出现没有备用设备的情况，直流系统的可靠性就无法保证，对变电站电力系统的正常运行将直接产生破坏性的影响。所以，有必要针对变电站直流系统中容易出现故障的环节进行分析，使直流电源在额定参数下稳定运行及其运行回路完好，保证变电站的正常操作与运行。

1 直流合闸环路问题

在变电站建设或改造过程中，由于施工质量不过关、工艺不严谨，直流合闸环路接线不合理现象时有发生，为实现直流合闸环路的完好运行，环路接线应符合以下要求：①应设置专用的合环开关，端子箱内合闸输入电源分别接在开关上口，开关下口并接，开关机构的合闸电源接在开关下口；②保证直流合闸电源按一次设备电压等级分别进行环路；③由于常用开关的合闸直流电机额定电压一般为220 V，所以要明确两段合闸电源的电压是取220 V还是245 V；④由于变电站建设工程需要分几期完成，所以在一期建设中需要在展放合闸电缆时应参考一次设备排列图，目的是为电缆留有足够的裕度。这样，随着接下来几期工程的进行，能够保证合闸环网主电缆的相应移接，完成环路接线工程。

2 蓄电池的损害与维护问题

2.1 蓄电池损坏因素分析

蓄电池是一种既能把电能转换为化学能以便储存，又能把化学能转化为电能供给负载的化学电源设备。在变电站直流系统中，蓄电池组是必不可少的组成部分。

（1）在蓄电池组经过长时间运行后，由于个别蓄电池制作工艺问题、极板腐蚀、接触不良而造成蓄电池单体失效，具体表现为电池鼓肚、漏液等。

（2）实现正常均充和浮充电流转换，是保证蓄电池正常与安全运行的关键。然而在实际工作中由于人为因素造成的失误或误差，导致蓄电池组不能实现正常均充和浮充电流转换的情况也不在少数。主要原因是直流系统监控器内部设置的均充、浮充电流转换值与规定值不符，或蓄电池组与其连接母线接触不良，造成蓄电池不能进行正常的均充和浮充电流转换。

（3）蓄电池内部开路也是其非常严重的缺陷。蓄电池开路主要是指输出开路没有电压或低电压的情况下，蓄电池无充电电流或电流很小，导致其没有负载能力。这样的电池基本上处于报废状态，已无法正常工作。通常情况下，造成蓄电池开路的主要原因是蓄电池内部连接线接触不良、熔断器及刀闸接触不良、各电池之间连接不良等造成蓄电池无输出。

2.2 维护问题

近年来，由于密封免维护铅酸蓄电池的使用，导致蓄电池组经常发生故障。在使用该种蓄电池时，必须明确一点：密封免维护铅酸蓄电池仅仅是免去了以往加水注酸的环节，日常工作中必要的维护还是必不可少的，如定期对蓄电池组进行容量核对试验，测试蓄电池的内阻值，观察其内阻的变化状态，定期对直流系统进行整定值核对，根据蓄电池表面温度调整蓄电池组的充电电压等。

目前，市场上投用的免维护蓄电池，由于生产厂家较多且规格不同，导致各个厂家生产的蓄电池结构有所不同，而其维护方式也会有所不同。所以针对蓄电池的个体差异、维护方式的不同，倘若维护人员对蓄电池的维护经验不足，极易造成蓄电池发生失效现象。轻则影响个别蓄电池不能运行，重则会造成整个蓄电池组的损坏。可见，蓄电池的维护工作是实现蓄电池使用寿命的有效手段。

3 绝缘监察装置运行可靠性差

绝缘监察装置，能够在任一极的绝缘电阻降低至整定值时，自动发出灯光和音响信号，对电阻降低或绝缘做出及时反映。同时也可利用它判断出接地极以及正、负极的绝缘电阻值和故障接地支路。

由于变电站直流系统的网络较复杂，且分布范围较广，不可避免地会发生接地现象。当发生一点接地时直流系统仍可继续进行。但是不可使一点接地现象长期存在，一旦发现应当及时处理。倘若另一点也发生接地现象，就可能引起信号装置、继电保护及自动装置、断路器的误动作或拒绝动作，进而有可能造成直流电源短路、熔断器熔断、电源开关断开等问题，直接导致直流系统失去操作电源，引发整个变电站电力系统发生故障。因此，在变电站直流系统中必须安装绝缘监察装置，并保证其运行的可靠性。避免因绝缘监察装置运行可靠性差，无法实现对接地情况的实时监察。

4 结束语

通过本文对变电站直流系统有关问题分析，使我们了解到直流合闸环路、蓄电池的损害与维护、绝缘监察装置运行可靠性差等问题是其系统中主要存在的问题。变电站直流系统作为保障其电力系统安全与稳定运行的关键环节，在实际运行中时常发生故障。为了避免其发生故障的频率，加强对其薄弱环节与部位的管理与维护，才能保证其具有稳定与连续的供电效果，进而保证变电站电力系统的正常运行。

参考文献：

［1］陈肇辉.变电站直流系统接地故障的处理方法［J］.广东科技，2008（20）.

［2］周徐达，俞大明，陆建忠，陆晖.变电站直流系统交流侵入问题的分析与对策［J］.供用电，2009（04）.

［3］王艳.浅析变电站直流系统接地的危害及处理方法［J］.电力职业技术学刊，2011（02）.

（编辑：王昕敏）

On the Relevant Problems Analysis of Substation DC System

Huang Xuedong

Abstract: DC system operation and control power substation electrical equipment, it’s reliable or not directly affect the security and stability of the substation power system. Therefore, the article comprehensively analyzes the failure of DC system, in order to improve its power supply effect.

Key words: substation; DC system; DC closing loop; battery; insulation monitoring device; ground

高压直流输电系统通信通道研究 第12篇

1 高压直流输电系统通信的方式分析

在过去, 高压直流输电系统通信的方式主要包括电力线载波通信以及微波通信, 但是目前随着光钎技术的不断发展和进步, 高压直流输电系统通信的主要通道已经变成了光钎通信, 而采用的主要设备为大容量SDH制式光传输设备和架空地线复合光缆[1]。

2 高压直流输电控制保护系统对通信电路的要求分析

1) 直流输电的控制和保护。直流输电的控制不仅包括对各种运行方式的控制, 还包括对各种基本的控制器和限制器的控制, 控制的方式可以是单个控制, 也可以是联合控制。为了保证高压直流输电系统可以正常的传输电力资源, 直流输电的控制提出了更高的要求, 在电力系统出现故障以及扰动时, 需要所有的控制器或者是限制器都具备完善的动态性能, 并且要严格保证一次设备的安全性, 以免出现重大的安全事故, 造成严重的经济损失和人员伤亡。高压直流输电控制包括多种控制模式, 为了确保各种模式可以正确有效的应用, 需要利用有换流变压器进行分别控制。高压直流输保护主要是指对直流区域的所有相关设备和元件进行保护, 这就需要配置合适的检测元件。直流输电保护系统和直流输电的特点具有十分密切的联系, 在对系统故障进行研究时不仅需要对直流系统的典型故障形态进行考虑, 还需要对交流系统故障对直流系统故障产生的干扰进行考虑, 并保证直流输电保护系统和控制功能以及参数相匹配, 将直流控制能力充分的发挥出来, 减少直流输电系统出现故障的情况, 保证高压直流输电系统可以持续的为人们提供电力资源[2]。

2) 直流输电控制保护对系统通信的要求。和一般的信号相比, 直流控制保护信号具有采集复杂、信息量较大以及相互之间联系配合密切的特点, 这就对通信通道提出了更高的要求, 需要通信通道具备快速、准确、安全、可靠的性能, 并包括通信线路和通信接口都符合高压直流输电系统运行的要求。另外, 为了减少高压直流输电系统对通信系统的依赖性, 直流输电系统需要保证在无通信情况以及通信故障的情况下仍然可以正常运行, 防止电力系统出现输电中断的情况[3]。

3 高压直流输电系统换流站的站间通信分析

1) 站间信号传输的类型。站间传输的信息主要是由高压直流输电系统的运行和控制决定的, 主要包括两大类信息类型, 一是站极控系统间的控制和保护信号, 二是站控制监视系统之间的监视信号。站极控系统间的控制和保护信号的传输和高压直流输电系统具有直接的关系, 在系统运行的过程中只有保证各种信号可以快速的进行刷新, 才能更好的获得侧站最新、最全的系统状态数值, 从而判断运行状况[4]。

2) 极控间控制以及保护信号转换和传输时间的计算。在高压直流输电系统运行的过程中, 如果想要保证极控的安全性, 就需要保证信号转换和传输的时间符合要求。在系统运行中, 总时延主要包括报文移出的时间和传送的时间。报文移出的时间长短是文件大小以及传输速度决定的, 传送时间的长短主要是由传输设备延时的时间、传输电路延时的时间以及计算机处理的时间等方面决定[5]。

4 直流换流站至调度中心的通信

换流站SCADA系统的产生的信息需要通过传输通道发送到各个调度中心, 为调度中心对换流站进行监视和控制提供重要信息支持依据, 这就需要将各个调度中心的EMS系统和和换流站的系统进行连接, 为了实现两者的兼容, 需要在换流站设置远方控制接口设备RCI, 这一设备可以提供数据和传输协议的转化功能, 其主要采用的通信通道为数据网, 备用通信通道为点对点方式。远方控制接口设备属于一个冗余的系统, 主要是通过LAN网与各个系统和站点进行信息连接和传输的, 并且同时还通过路由器数据网和网、省调度端系统进行连接, 两个连接所占用的数字通信通道都为2M。换流站系统和调度中心系统相连接的备用通道为点对点。远方控制接口设备可以使用两个穿行的接口和各个调度中心进行连接, 为了便于信息的传播, 可以通过调制调解器将信息转化为音频信息与远方接口设备连接, 也可以利用数字通道进行传输, 然后再经过光钎通信电路将信息传输给调度中心[6]。

站内各种相关的信息都需要通过各自的电脑和站内的远方控制网络相连, 通过合适的传播途径进行传播, 这样就可以实现调度中心对站内信息进行监视的目的。在电力系统中, 电能计费系统是一个重要的组成部分, 这个系统和调度端进行连接的方式分2 种, 即通过调制调解器经过电话网络进行连接和接入站远方控制网经过数据网进行连接。对于站内各种设备连接以及信息传输的方式可以根据实际的情况进行具体确定。

5 结论

综上所述, 通信通道对高压直流输电系统的正常、稳定运行密切相关, 是高压直流输电系统正常、稳定运行的重要保障。因此, 加强对高压直流输电系统通信通道的研究意义重大。本文笔者由于能力有限, 只是对这一相关课题进行了浅显的研究, 为进一步提高高压直流输电技术, 保障高压直流输电系统高质量的运行, 还需要专业研究人员的长期努力。

参考文献

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[2]金鑫.高压直流输电系统极控信号通信网络可靠性分析[J].电力系统保护与控制, 2015 (12) :110-116.

[3]冯长有, 陈刚, 许涛, 等.高压直流输电系统故障后电网安全控制装置调制策略[J].电网技术, 2012 (9) :88-94.

[4]邢鲁华, 陈青, 高湛军, 等.基于电压和电流突变量方向的高压直流输电线路保护原理[J].电力系统自动化, 2013 (6) :107-113.

[5]廖勇, 王国栋.双馈风电场的柔性高压直流输电系统控制[J].中国电机工程学报, 2012 (28) :7-15.