特高压直流范文（精选12篇）
特高压直流 第1篇
随着高压直流输电技术的发展,特高压直流输电逐渐用于更大功率、跨地区远距离的输电。云南至广东±800 k V直流输电工程是世界上第一个特高压直流输电工程,也是我国特高压直流输电示范工程,为了避免直流设备遭受严重破坏,保证直流输电系统的安全稳定运行,直流输电系统配备了特高压直流保护,其主要任务是在高压直流系统出现各种不同类型故障下,快速、可靠地切除故障,保护高压设备,将故障和异常运行方式对电网的影响限制到最小范围。
1 特高压直流保护系统概述
±800 k V特高压直流输电工程主回路采用双12脉动阀组串联的接线方案,主回路存在多种运行方式可供选择,从而提高了直流系统运行的灵活性和可用率。特高压系统对直流保护系统可靠性的要求更高。
1.1 特高压直流保护设计原则
为适应特高压直流系统双阀组串联运行及多种运行方式的要求,根据对云广特高压直流保护系统的深入理解和工程经验,云广特高压直流保护系统的设计遵循以下设计原则:
直流保护系统应针对所有可能的故障,配置完善的保护功能。
直流保护独立于其它的设备,在物理上和电气上独立于控制系统硬件。
采用完全冗余设计,各冗余系统同时运行。
不同的保护区域互相重叠,不允许存在保护死区。
冗余的直流保护装置的输入回路、测量装置相应分开。
与换流器有关的保护按阀组独立配置,增加阀组运行的独立性,便于检修和运行维护。
与双极和极有关的保护按极进行独立配置。
不允许与故障极有关的保护在双极运行中误跳另外的极。
单阀组故障时尽量避免停运串联的双阀组。
出现故障或扰动时,任何单一的保护动作不应造成双极停运。
直流保护具有高度的安全性,这通过完善的自检功能来实现。
1.2 云广直流保护区域划分
在高压直流输电系统中,不同的保护区域相互重叠,不允许出现保护死区。云广±800 k V特高压直流保护系统实现的保护功能包括:换流器保护(见图1区域1)、直流母线保护(见图1区域2)、地极引线保护(见图1区域4)、直流线路保护(见图1区域5)。
2 云广特高压直流保护系统的实现
2.1 保护的配置原则
按照直流保护系统高可靠性设计的原则,特高压直流保护系统包括双重化冗余的直流极保护、高端阀组保护和低端阀组保护。
2.2 保护的配置
在极保护中实现的保护功能包括:阀连接母线保护、直流母线保护、地极引线保护、直流线路保护、开关保护(包括旁路开关保护、高速开关保护、转换开关保护)。
在低端阀组保护中实现的保护功能包括:(低压)换流器保护。
在高端阀组保护中实现的保护功能包括:(高压)换流器保护。
2.3 特高压保护结构图
云广特高压保护结构图见图2。
2.4 云广特高压直流系统的保护功能
云广±800 k V特高压直流保护系统中实现的保护功能包括:高压换流器保护、低压换流器保护、极层换流器保护、直流母线保护、极线保护、直流线路保护、开关保护(包括旁路开关保护、高速开关保护、转换开关保护)。
高压(低压)换流器保护包括短路保护、交流过流保护、桥差保护、阀组差动保护、直流差动保护、阀侧绕组接地故障监视。
极层换流器保护包括双12脉冲换流器直流差动保护、50 Hz保护、100 Hz保护、低电压保护、次同步谐振保护、交直流碰线保护。
直流母线保护包括极连接线差动保护、中性线差动保护、极差动保护。
直流线路保护包括行波保护、低电压保护、直流线路差动保护、金属回线差动保护。
极线保护包括双极中性线差动保护、接地极差动保护、接地极过电流保护、接地极开路保护、站接地过电流保护、接地系统保护。
高速开关保护包括金属返回断路器保护、中性母线开关保护、接地开关保护、接地返回开关保护。
3 特高压专用直流保护功能
特高压专用的保护功能包括高压换流器旁路开关保护、低压换流器旁路开关保护、换流器连接母线差动保护、换流器连接母线过压保护以及双12脉冲换流器直流差动保护等。
3.1 高压换流器旁路开关保护
保护范围和目的:保护用于检测高压换流器旁路开关的断路器失灵。
保护原理:如果在高压换流器投入运行断开高压换流器旁路开关时,由于高压换流器旁路开关的故障,不能在安全的时间内断开旁路开关。为了避免损坏旁路开关,旁路开关保护动作,重新使开关闭合。
3.2 低压换流器旁路开关保护
保护范围和目的:保护用于检测低压换流器旁路开关的断路器失灵。
保护原理:如果在低压换流器投入运行断开低压换流器旁路开关时,由于低压换流器旁路开关的故障,不能在安全的时间内断开旁路开关。为了避免损坏旁路开关,旁路开关保护动作,重新使开关闭合。
3.3 换流器连接母线差动保护
保护范围和目的:此保护用于检测每极两个12脉动换流器直流连接区域内的接地故障。
保护原理:测量高压换流器低压侧直流电流、以及低压换流器高压侧直流电流,比较两个12脉动换流器直流连线上两个直流电流,如果大于整定值,将延时跳闸。
3.4 换流器连接母线过压保护
保护范围和目的:保护检测由直流开路、逆变器闭锁或控制系统故障引起的换流器连接母线直流过电压情况。
保护原理:测量换流器连接母线上直流电压、如果该电压大于整定值,将延时跳闸。
3.5 双12脉动换流器直流差动保护
保护范围和目的:保护覆盖高压换流器高压侧直流穿墙套管和低压换流器中性线侧穿墙套管之间的区域,检测保护范围内的接地故障和对中性线短接的故障。
保护原理:检测高压12脉动换流器高压侧直流电流Id H和低压12脉动换流器中性线侧直流电流Id N。正常情况下,这两个电流是平衡的,当两个电流互感器之间的区域发生接地故障或对中性线短接的故障时,短路电流流过故障点,这两个电流存在很大的差值。
4 结束语
本文以云广±800 k V特高压直流输电工程为主,根据12脉串联双阀组主接线方式,详细介绍了特高压直流保护系统方面的功能配置和协调,以及±800 k V直流特有的保护功能。
另外,云广特高压直流保护系统独立于其它的设备,即与控制设备的硬件有物理和电气隔离,单独组屏。但直流保护的各保护功能还要与直流控制功能配合完成对整个系统的保护。
随着云广特高压直流工程的进行,在实际运行过程中,由于故障的类型不同,严重程度不同,对系统造成的影响也不同,其保护的动作也不同。还需要根据实际的运行状况检验保护功能,再进一步完善直流保护系统,保证直流输电系统的安全可靠运行。
摘要：直流保护的目的在于检测系统中的故障,降低对系统进一步的损害。直流保护系统不但保证直流系统在正常操作下的正确动作还要确保在保护区域外故障的正确动作。根据保护原理保护系统独立于其他设备,提供完整的冗余保护,迅速切除系统中的故障设备或者安全闭锁直流系统。论述了云广特高压直流系统保护系统的设计原则,直流系统的功能区域以及保护功能,分别着重阐述了云广特高压直流专有保护的保护范围,实现原理以及保护目的。
关键词：特高压,直流保护,阀组保护,极保护
参考文献
[1]云广工程直流极控系统设计规范书,ED4351CS-C[Z].2007.Yunnan-Guangdong Line±800kV DC Transmission Project C/P Design Specification,ED4351CS-C[Z].2007.
[2]赵婉君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社,2004.122-136.ZHAO Wan-jun.HVDC Transmission Engineering Technology[M].Beijing:China Electric Power Press,2004.122-136.
特高压工程施工论文 第2篇
1特高压工程施工作业重大危险源定义与界定标准的提出
当前国际上并没有关于危险源的确切定义，英文单词中危险为hazard，重大危险为majorhazard，后者在国内也通常理解为重大危险源。我国《职业健康安全管理体系》中将危险源定义为：可能导致人身伤害和（或）健康损害的根源，状态或行为，或其组合。
1．1重大危险源国内外研究进展与能量意外释放论
20世纪70年代以来，频频发生的重大工业事故已严重影响了各国社会、经济和技术的发展，生产安全问题引起了国际社会的广泛关注，相继出现了“重大危险（majorhazard）”、“重大危险设施（majorhazardinstallations，国内称重大危险源）”的概念。随后，各个国家、国际组织相继推出了重大危险源管理规定与办法，包括英国政府的《关于报告处理危险物质设施的报告规程》和《重大工业事故控制规程》，国际劳工组织的《预防重大工业事故公约》，欧盟的《Seveso指令》（该指令已被修订为《SevesoШ》）等。其中，《SevesoШ》列出了180种危险化学品物质及其临界量标准，其适用范围是危险物质存在之处，它既包括工业生产，也包括危险化学品的仓储。此法令在实践中提供了3种级别的重大危险源，并提出了不同级别的控制措施，要求企业必须在确保安全的条件下才能生产。我国2009年发布了《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218―2009），给出了辨识危险化学品重大危险源的依据和方法，这也是目前唯一一个对重大危险源给出明确定义和界定依据的领域。无论是欧盟的《SevesoШ》还是国内的《危险化学品重大危险源辨识》，其辨识重大危险源的依据都是危险化学品的临界量。而危险化学品事故发生机理可以认为是危险化学品储存的化学能的意外释放，即符合能量意外释放的事故致因模型。能量意外释放论是在1961年、1966年由吉布森和哈登提出的一种事故致因模型。该模型指出事故是一种不正常的、或不希望的能量释放，各种形式的能量是构成伤害的直接原因。McFartand（麦克法兰特）在解释事故造成的人身伤害或财物损坏的机理时说：“……所有的伤害事故（或损坏事故）都是因为：
①接触了超过机体组织（或结构）抵抗力的某种形式的过量的能量；
②有机体与周围环境的正常能量交换受到了干扰（如窒息、淹溺等）”。
1．2特高压工程施工作业重大危险源定义的提出
危险由危险元素、触发机理和威胁目标组成，而危险元素是构成危险的基本危险源。通常情况下，在危险―事故的转化过程中，会有一些能量的积累。结合能量意外释放论可以认为：危险元素本身是具有能量的危险源，与危险是以1的概率存在一样，危险源所蓄积的能量也是以1的概率、随危险的存在而存在。特高压交流输电示范工程施工作业复杂，危险源类型多，威胁对象涉及作业人员、设备和电网，综上分析可将特高压工程建设中的重大危险源定义为满足以下条件的施工作业工序或作业环境：达到一定规模，其危险元素所蓄积的能量等于或超过临界量规模。临界量规模：基于作业工序复杂度、施工方案难易度、作业环境恶劣度、事故预防难易度、事故后果严重度等因素，若某类施工作业工序或作业环境中危险元素所蓄积的能量等于或超过该规模，则该施工作业工序或作业环境为重大危险源。
1．3特高压工程施工作业重大危险源界定标准确定
在我国，特高压工程建设行业起步较晚，还没有丰富的安全管理经验，其危险辨识、风险管控基本是借鉴其他行业较成熟的实践方法。结合前文给出的`特高压工程施工重大危险源定义，特高压工程施工作业的重大危险源是指具体的施工作业工序或施工作业环境，而辨识重大危险源，首先要确定对应的危险类型。危险的最终结果是导致事故的发生，如果能识别出可能发生的事故，则可以通过事故类型来对危险类型加以划分。所以，在此依据《企业职工伤亡事故分类标准》（GB6441―1986）和《国家电网公司电力生产事故调查规程》，将特高压工程施工作业中的危险类型分为人员伤亡事故、设备事故和电网事故三大类危险类型，危险辨识方法采用JHA法。同时，除危险化学品行业外，国内外都没有关于其他行业重大危险源界定标准的规定或进行过相关研究。为此，本文以淮南―上海1000kV特高压交流输变电工程为实例，通过对比、筛选和分析国家及行业标准、规定和规范等，分别确定辨识出14种危险类型的重大危险源界定标准。由于电网事故和设备事故主要表现为财产等经济损失，其在时空上表现出较大的差异性，所以辨识电网事故、设备事故主要以描述事故情形为主，按照《国家电网公司电力生产事故调查规程》中的规定，将发生重大、特大电网事故和设备事故情形的作业工序或作业环境界定为重大危险源，本文不再列出。
2特高压工程施工作业重大危险源管控程序设计
特高压工程施工作业重大危险源管控是一项涉及多学科、多方面的系统工程，在我国是新的领域，也没有全面成熟的技术可供借鉴，如果能系统地对各施工作业项目按作业步骤有序地进行分析，将危险辨识、重大危险源界定和控制有效地结合起来，可形成系统的重大危险源管控程序。
2．1作业步骤划分
理想情况下，所有的作业都可以进行作业危险分析，但通常情况下要优先确保对关键性的作业实施分析，如事故频率较高或后果较严重、能导致严重职业病危害和新增、变更作业等。同时，借鉴标准化作业程序（SOP）的思想，将每一施工作业项目按顺序分解，使作业程序分析统一化、规范化、标准化和形象化。
2．2危险辨识
危险辨识是系统安全的主要任务之一，是一个从各类信息中找出危险的认知过程。辨识危险，要根据分析对象的不同，采用不同的方法，但辨识出的危险，应包含危险元素、触发机理和威胁目标三个要素。危险辨识的方法通常包括两大类，一类是对照经验法，另一类是系统安全分析法，危险辨识过程中可将两种方法结合使用。由于本文研究对象为特高压交流输电示范工程施工作业，因此可综合其施工作业和危险辨识方法的特点，采用国际上通用的针对作业过程的危险分析方法JHA法，并配合使用询问与交谈、现场观察等进行危险辨识。辨识出危险后，要依据《企业职工伤亡事故分类标准》和《国家电网公司电力生产事故调查规程》，确定人员伤害事故危险类型、设备和电网事故危险类型确定危险的能量类型。
2．3重大危险源界定
辨识出危险后，根据危险三要素确定危险元素，即危险源。在特高压交流输电示范工程施工作业中，危险源是某个施工作业工序或作业环境。有危险存在，必然有对应的危险源，但该危险源不一定是重大危险源，所以要依据的界定标准，从已辨识出的危险源中界定出重大危险源。为了便于一线员工能更清晰、全面地辨识、界定出每一个作业步骤的重大危险源，并制定控制措施、形成科学有效的重大危险源管控程序，在界定出重大危险源后，还应按照作业步骤依次描述整个作业中出现某重大危险源的所有场景。场景描述时应涵盖以下方面的信息：
①危险在哪里发生？―――表达危险发生的环境信息；
②危险会影响到谁或什么？―――表达危险概念中威胁目标的信息，指暴露情况；
③什么导致危险的发生？―――表达危险概念中触发机理的信息；
④危险会导致什么结果？―――表达危险所导致的后果。即可能发生的事故；
⑤危险还会有其他致因吗？同时，为了使一线员工更直观地了解施工作业中的重大危险源，还应依据《企业职工伤亡事故分类标准》中规定的致害物类型，列出每一重大危险源场景的致害物，以提高员工的防范意识。
2．4重大危险源控制
重大危险源管控的最终目标是要控制重大危险源，因而一旦完成危险辨识和重大危险源界定之后就要选择危险源控制的方法。基于能量意外释放论，各种形式的能量是构成伤害的直接原因，因此可通过控制能量或者控制能量的载体来预防伤害事故。运用能量控制原理，提出危险控制措施的优先顺序是：
①限制及分散能量；
②防止能量散逸；
③加装缓冲能量的装置；
④减低损害程度；
⑤防止外力造成的危险；
⑥防止人的失误。从个人因素、工作条件、班组监管、组织管理四个层次提出了重大危险源控制措施，汇总了HFACS模型事故致因四层控制的具体分类因子。综上，整合SOP和JHA方法，集特高压工程施工作业危险辨识、重大危险源界定与控制于一体，形成面向作业的重大危险源管控程序，设计出适用于特高压工程施工作业一线员工的JMHA（即JobMajorHazardAnalysis）工作表。为淮南―上海1000kV特高压交流输电示范工程变电工程软母线施工的JMHA工作表部分示例。
3结论
我国特高压工程建设工期紧张，技术难度高，作业危险类型众多、涉及面广，为了对危险源进行分级管理，突出重大危险源，本文以特高压工程施工作业危险源为研究对象，设计了适合一线员工参与、便于重大危险源辨识－界定－控制的管控程序，得出如下结论：
（1）基于能量意外释放论提出了特高压工程面向施工作业的重大危险源定义，为特高压工程施工作业中重大危险源辨识和控制提供了理论基础。
（2）通过对比、分析国家及行业标准、规定和规范，确定了重大危险源界定标准，采用JHA法辨识出特高压交流输电示范工程的危险后，界定出施工作业中不同类型的重大危险源，并依据HFACS模型提出四级控制措施，使重大危险源管控和事故预防工作真正落实到一线员工层面。
（3）整合特高压工程施工的作业步骤划分―危险辨识―重大危险源界定―重大危险源控制的过程，设计出适用于一线员工参与的重大危险源管控程序，并形成JMHA工作表，有效地促进了一线员工参与下的重大危险源管控的科学性、全面性、合理性和有效性，提升了特高压工程施工的安全管理绩效。
特高压直流 第3篇
关键词：带电作业;特高压直流输电线路;工器具;设计;试验;安全防护
中图分类号：TM726.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0112-02
像±800 kV这样的特高压直流输电线路带电作业一定要做到安全科学实施，要针对输电线路的特高压结构特征与技术参数进行合理有效的绝缘配合，给出严谨的安防策略，且在操作工艺与工器具制作方面做到合理。
1 ±800 kV特高压直流输电线路过电压水平试验 计算
±800 kV特高压向上直流输电工程在带电作业前都需要进行过电压水平模拟计算，以当地示范工程的初设参数来实施试验计算。首先对向上线过电压水平进行模拟计算，在这种计算形式下，出现线路的过电压现象主要是因为直流双极运行线路上发生的故障、主流双极凭横额定负荷运行中存在的故障、金属回路逆变侧出口在接地期间出现的故障引起的。
其中最大过电压故障一般都是直流双极运行线路中点的短路故障。根据故障情况的不同，线路在不同位置所出现的过电压幅值变化范围也不同，通常最高过电压在线路中仅仅集中体现在其中点附近约200 km的长度位置，它的最大过电压倍数一般都能达到1.95 pu左右，与其相比较来说，在该位置上一般要保证其最大电压数值在1.65 pu或者以下。
在模拟计算形式下，因为在接地电阻与放电弧道电阻之间忽视了这种极端现象，因此，要对期间存在的过电压数值进行合理计算，避免不要出现过大偏差即可。
考虑向上线带电作业间隙中存在的放电电压试验形式。在带电工作期间， 因为间隙放电电压在试验过程中产生的模拟对象一般是特高压电流线路在带电工作中形成的一种电位、地电位等形式。例如作业间隙、组合间隙等等，在作业过程中要根据工器具的绝缘长度与绝缘子的有效片数来判定电压试验流程，求得作业绝缘间隙试验下放电电压的关系曲线。
而且，还可以利用海拔高度对放电电压以及输电线路之间的距离进行计算，并阐述两者之间形成的曲线关系，期间，可以根据带电运行情况上产生的绝缘效果以及相关的配合原则对带电作业中的绝缘效果进行优化。对这种带电过程中产生的危险性进行计算期间，如果带电运行情况在危险率10-5以下，期间，向上±800 kV特高压直流的运行方式就会维持在一定的绝缘配置水平上。
如果在海波1 000 m以上的地区进行带电工作，期间不仅要保证带电作业之间形成的小间隙，还要保证组合小间隙与工具的最小绝缘长度。
另外，由于采用了向上线带电作业绝缘配合校核理论，所以在带电作业的绝缘配合部分安全裕度也会相当充裕，它能够确保全程安全带电作业实施。
2 带电作业工艺设计及工器具制作
带电作业在工艺流程设计与工器具制作方面非常复杂多样化，本文主要介绍其中的两种带电作业方法及它们的工器具设计过程。
2.1 带电作业中线路进入电位作业的基本方法设计
±800 kV特高压直流输电线路在对结构进行设计期间，其中的杆塔窗口尺寸与空气间隙水平十分重要的。
与传统的特高压带电作业进行比较，它在实际作业期间不能横担挂软梯垂直并在等电位进入期间形成缺陷，而是利用直线塔配合滑轮组以及吊篮轨迹方法形成的，这些都能确保带电作业顺利进入等电位和直线硬转塔。
在实施带电作业之前，技术人员还会自治专用作业工具，例如以高强度绝缘工具为基础的消弧设备，它就是通过吊篮轨迹方法进入等电位，为电塔选择合理进电位距离，借助电位轨迹绳控滑轮组来牵引吊篮将等电位技术维护人员送到等电位上。
以上就是±800 kV特高压直流输电线路带电作业的基本操作流程。
2.2 杠杆原理微提线带电作业方法及其工器具的相关 设计
由于±800 kV特高压直流输电线路属于直流向上工程设计，所以在线路段大多数时间会大量采用双“L”及双“V”绝缘子串组组装方式。
在带电作业过程中，如果存在绝缘子串零部件问题，就要采用正提线方式来转移绝缘子串的机械荷载，实现对绝缘子串的检修和更换。该作业方式中所采用到的提线工器具具有相对较大的机械荷载，所以一旦检修过程中发现绝缘子串缺陷，就必须通过防止导线横向位移这一方法来避免绝缘子串可能出现的复位困难问题。
在“L”和 “V”串的带电作业中，要对绝缘子串中产生的机械荷载进行转移，主要是根据大刀卡杠杆原理配合微提线作业的方式完成的。
第一，主要利用绝缘子串作为主要的器具在预留施工孔处作为支点，并在期间对杆塔横担专用卡具进行安装，但同时还要使用导线侧二联板工具对线路上的大刀卡有效安装。
第二，促进高强度绝缘拉杆、提线装置、塔上专用卡具之间的连接形式，并将其组装在特高压输电线路上，并使之形成一个绝缘子串机械荷载转移系统。
对于大刀卡的安装，它主要分为操作臂与作用臂，在对其进行操作期间，不仅要缩小线变位设计期间的距离，保证，驱动大刀卡操作臂形成自由转动的形式，还要使带动作用臂作用到绝缘子串上荷载，此时被检修绝缘子串的机械荷载能够被顺利转移到提线系统中，进而实现绝缘子串的检修过程。
在带电作业过程中，需要注意要采用双串并联连接方式，这里要涉及到另一串绝缘子串来实施后备保护，这样做也能大幅度提高带电作业的安全系数。相比于传统工器具材料，在同等带电作业模式下由于工器具本身的体积、尺寸与重量都相对偏大，既不便于携带使用，也不利于高安全系数操作。而绝缘子串大刀卡所采用的是高强度钛合金材料，这使得工器具拥有了极高的强度，同时它们的尺寸与重量也有所降低。
2.3 耐张绝缘子串更换带电作业方法及其工器具的相关 设计
在±800 kV向上直流输电线路中，它的耐张绝缘子串设计一定要遵循水平三联串的组装方式，它的串长标准为18～20 m，单串重量也要达到1.5 t左右，如此设计在进行整串更换或检修时也更加有利于实际技术操作。
以常规带电作业检修为例，一定要根据特高压直流工程三联耐张设计结构，同时采用盘型瓷瓶绝缘子形式，达到单片更换作业目的。
具体操作应该首先将牵引板与平行挂板作为基础支点，在牵引板专用翼型卡上安装钢帽，设置绝缘子闭式卡为前卡，而液压丝杆连接翼型卡与前卡组合形成紧线系统，实现绝缘子闭式卡的前后卡双设置模式。
由于液压丝杆在带电作业时属于紧线系统，所以这里就可以实现将被检修绝缘子转换到机械荷载上，达到对绝缘子更换与检修的简易化目的。在带电作业的紧线过程中，初期阶段后期阶段分别要考虑使用预收丝杆和液压收线工具，而松线过程中上述顺序则相反。该作业过程可以极大程度节省液压缸的体积尺寸，实现对双向液压技术操作，同时也能做到对松线过程精度的有效控制，相对而言操作将更加灵活、安全和便利，对劳动强度要求也不会很高，还能使带电作业安全有序展开[1]。
3 安全防护试验作业的技术要点
从安全防护角度讲，±800 kV带电作业是一定要配备屏蔽服的，它的成衣相关标准要参照国家的GB6568/1-2000与IEC60895-2003标准，在等电位作业过程中要适配整套屏蔽服，并且对其内外部电场强度进行稳定测量。
在安全防护用具使用前，也要模拟人带电作业工况来试验屏蔽服的内场强效果，确保屏蔽服的内场强在0.5～2 kV/m范围内，确保人体主要部位的最大可承受电厂保持在10 kV/m。在完全满足以上标准以后，技术人员才可以在±800 kV级的特高压直流输电线路中带电作业。
依照上述安全防护试验标准，在±800 kV特高压直流输电线路中可以在屏蔽服的保护下安全带电操作。同时也确保了带电作业中与绝缘串的有利配合，特别是对特高压输电线路中所使用工器具的合理配置。只要满足上述条件，就可以在±800 kV特高压直流输电线路中安全进行带电作业[2]。
4 结 语
本文主要研究了在±800 kV特高压直流输电线路下带电作业的操作方法及其工器具的设计应用过程。其中不但涉及到了带电作业的常规化工作内容，也提及了杠杆原理微提升转移绝缘子串荷载与耐张绝缘子串更换的带电作业方法。它们在未来都会成为特高压带电作业应用技术领域的主力发展趋势，为我国的电力事业发展做出巨大贡献。
参考文献：
[1] 胡川，向文祥，沈晓龙，等.±800 kV特高压直流输电线路带电作业工器 具研制及应用[J].湖北电力，2013，34（5）：1-3，9.
特高压直流线路基础应用分析 第4篇
本文将在总结以往工程经验的基础上, 结合灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程, 考虑工程地形地貌特征、地质条件, 以建设“资源节约型、环境友好型”输电线路为目标, 以采用“新技术、新工艺、新材料”为手段, 进行合理的基础优化设计, 降低工程投资, 实现输电线路建设理念和方式的转变。
1 概述
杆塔基础设计要求在安全可靠的前提下, 尽量做到经济环保。其中安全可靠是指天然地基和杆塔基础在规程规定的各种工况下必须保证稳定, 要有适当的安全储备, 即使在某些异常情况下也应具有一定的可靠性水平, 并且在外荷载作用下, 杆塔基础不能产生太大的、可能造成杆塔承载力严重下降的变形。经济环保是指在考虑各种外界因素后, 所选取基础方案的经济效益和社会效益是所有可行方案中最优的。
杆塔基础的用途是把杆塔的作用力向地基土 (岩) 传递。杆塔基础作用力包括竖向力 (即上拔力和下压力) 、水平力 (包括横向及纵向水平力) 以及由此产生的倾覆力矩等, 一般情况下杆塔基础设计内容包括上拔稳定、下压稳定、倾覆稳定和基础本体强度设计。
2 基础选型原则
为了保证线路的安全运行, 而且可降低工程成本, 同时可最大限度地保护好自然环境, 以实现安全、经济、环保、合理之目的, 有效降低工程造价。
基础选型原则如下:1) 本文依据工程水文、地质具体条件, 经过类比, 结合全寿命周期管理理念, 选择适宜的基础形式;2) 在安全、可靠的前提下, 采取合理的结构形式, 改善基础受力状态, 尽量做到经济、环保, 减少施工对环境的破坏;3) 丘陵及山地无水地区尽量采用原状土基础, 保护环境;4) 对于较难设计塔位, 依据条件制定基础形式和相关的施工措施;5) 设计优先考虑环保和水保, 开展专项设计;6) 设计时考虑基础的可实施性 (从施工方面) 。
3 基础选型
3.1 我国常用杆塔基础形式及其工程特性
总结我国50多年来输电线路基础形式, 总体可分为:开挖回填类基础、掏挖类原状土基础、岩石基础、钻孔灌注桩基础以及其他特殊类型基础等几大类。
3.2 基础选型
结合灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程 (包11) , 根据地形、地质特点, 可将沿线地基情况概括为两大类:有地下水地基;无地下水的粉质粘土地基。
1) 有地下水地基。
有地下水的地基中一般采用的基础形式为柔性斜柱基础、刚性基础、柔性直柱基础和钻孔灌注桩基础。
除刚性基础明显不适合, 结合本标段地质情况, 对斜柱板式基础、螺旋锚基础、钻孔灌注桩基础的最优方案进行了经济指标分析, 以Z27102A直线塔型为例, 见表1。
从表1可看出斜柱板式基础综合造价较低, 直线塔可优先采用。
2) 无地下水的粉质粘土地基。
由以往特高压线路工程经验可知, 在无地下水的地基中, 一般采用斜柱板式基础、掏挖类基础及其他特殊基础形式。
掏挖扩底桩具有掏挖盘桩的优点, 当基础荷载较小的时候, 因基础埋深小于或稍大于5倍桩径, 没有必要在桩中间部位增加扩大盘, 当基础只有一个底板的时候, 即为掏挖扩底桩基础。
现以转角塔为例, 结合本标段该种地质条件对掏挖扩底桩基础、斜柱板式基础进行技术经济指标比较, 见表2。
由表2可看出在混凝土量、钢筋量、土方量、综合造价方面, 掏挖扩底桩有较大优势, 设计可优先选用。
4 基础优化设计
4.1 基础主柱优化
基础主柱的大小一方面取决于基础主柱外负荷的大小, 另一方面需满足构造要求。从受力上来说, 直柱基础, 主柱弯矩随基础埋深逐步加大, 采用斜立柱后, 传力更简单, 基础由于采用与主材同坡度的斜柱, 基础的水平力和竖向力在其方向上的弯矩将会对消。同时, 基础的主柱钢筋由上拔作用力控制, 故可在基础设计时, 考虑较小的主柱宽度来优化基础设计。
4.2 埋深的优化
基础埋深控制设计、施工造价等多个方面, 同等材料量的基础, 可能由于埋深不同导致施工造价不同影响整体工程投资, 基础埋深基本由以下几个因素控制:
1) 基础作用力;2) 基础持力层的地基承载力;3) 地下水的埋深;4) 基础底板的强度及稳定性;5) 施工因素。
经过类比, 地下水埋深较浅的塔位, 基础埋深增大, 土方量相应增加, 不利于环境保护;降水工作量也相应增大, 不利于施工。经大量验算, 有水地区基础适当浅埋, 基础综合造价增加较少。
5 基础应用分析
灵州—绍兴±800 k V直流输电线路工程 (包11) , 西起驻马店市汝南县, 东至信阳市豫皖省界, 线路经过6县。地形以平地为主, 包括淮北冲洪积平原和河流堆积河谷, 局部为低缓剥蚀垄岗。平地以粉质粘土为主。低缓剥蚀垄岗主要以第四系粉质粘土为主;河流堆积河谷主要由粉土、砂土及粉质粘土组成。
通过对标段的基础选型, 平地优先采用斜柱板式基础, 丘陵地区优先采用掏挖扩底桩基础、泥沼地区采用钻孔灌注桩基础。经过基础优化设计, 标段基础指标先进, 节省费用显著。
6 结语
在对基础选型研究后, 通过在特高压线路应用, 节省了工程投资, 将工程对环境的影响减小到最小程度, 既实现了经济效益, 又提高了社会效益。
摘要：以灵州—绍兴±800 k V特高压直流输电线路工程为例, 介绍了该线路基础选型的原则, 确定了其基础形式, 并从基础主柱与埋深两个角度分析了基础的优化设计措施, 以降低工程投资, 实现输电线路建设的目标。
关键词：输电线路,基础,选型,优化
参考文献
[1]GB 50790—2013, ±800 k V直流架空输电线路设计规范[S].
[2]郭杰, 邓锦辉.基础选型优化及环保措施研究专题报告[R].2013.
浅谈特高压电网及其档案管理 第5篇
浅谈特高压电网及其档案管理
我国电网从小到大,由弱到强的发展使特高压电网建设势在必行.特高压工程中的档案管理是体现工程质量和确保线路安全运行的重要组成.本文谈到了我国电网的.发展、结构,以及特高压电网的优势,提出了特高压档案管理工作的重要性
作 者：李卉 作者单位：河南送变电建设公司,河南郑州,450051刊 名：大众商务(投资版)英文刊名：POPULAR BUSINESS年，卷(期)：“”(5)分类号：U622.12关键词：电网发展 特高压 档案管理
《走进特高压》的价值 第6篇
“特高压”是国家电网公司正在积极推进的一项重大工程。古清生、黄传会的长篇报告文学《走进特高压》,以实录手法再现了此事。
作品描写的对象——“特高压”是一个新事物,在世界范围内都是新鲜事物。因为它是中国具有独立知识产权和科学发明创新价值的东西。特高压离我们的生活似乎很遥远,事实上却又很近。正如作者所指出的,在我们这样一个幅员辽阔、能源分布不均衡的国家,常常需要跨大区域输送电力能源,这就必须采用远距离、大容量、低损耗的特高压技术。作品开篇即为我们描述了中国能源在东西、南北分布上的不均衡。写到了西部的滚滚乌金——煤炭资源,高原水塔巨大的势能,西北不竭的风能;写到了中东部、南部工业和经济发达地区历来所饱受的能源缺乏之苦之累之害;进而提出了国家能源战略和能源安全问题,提出了长距离能源传送的迫切需要,为中国特高压技术的发展、取得重大突破埋下了伏笔。这样的写法和谋篇布局可谓水到渠成,毫无突兀之感。
作品真实记录了特高压核心技术开发和应用的过程。特高压是一项尖端技术。在研发过程中,无法准确计数的人们付出了艰辛的努力,最终,中国终于掌握了这项技术的核心。作品特别强调了这项核心技术研发过程中国家电网人团结协作、勇于并敢于开拓创新的精神风貌。这种精神风貌正是我们宝贵的民族精神和时代精神的体现。
应该说,特高压核心技术也是符合科学发展观的一项技术创新和突破,是时代所需要的,也是符合科学发展要求的。在这项技术转化成实际生产力的进程中,国家电网人追求完美、精细施工,取得了许多项具有电力发展历史性突破意义的成就。这些事例是振奋人心的,闪耀着时代的精神光芒,值得深入开掘。
记录体或实录式报告文学更多地注重记事,给人留下较深印象的也往往是事件、事情、事迹和事例本身。《走进特高压》亦是如此。在这部作品中,写人是放到记事中来实现的,人物更多凸显出来的是群像、群体式登场。就像书后附录的特高压工程大事记和先进集体、功勋个人、突出贡献单位和个人名单一样,作品似乎过于在乎罗列和反映众多的人物,比较生动、深入细致,而在富于个性的人物刻画与塑造方面似显薄弱。
作为一部报告文学,《走进特高压》明显区别于此前出版的商泽军的长诗《大地飞虹》。诗歌,更多的是诗人主观的抒发与感叹。他可以由电联想到火,联想到光明,女娲补天、夸父逐日、普罗米修斯盗火等等。想象可以天马行空,漫无边际。而报告文学则主要是对事件本身的关照与描写,它允许文学想象,但不能天马行空、无边无际。它是“戴着镣铐的舞蹈”,必须双脚落到实地。报告文学作为一份历史文献、事件记录,它的史志价值是毋庸置疑的,也是诗歌所不具备和无法匹敌的。由此,笔者觉得国家电网公司在组织诗人歌吟特高压的同时,又组织报告文学作家来纪实和实录,有着某种互补效果的考虑。
当然,如果作品的可读性、文学性、艺术性能再加强一些,这部作品所具有的价值定会深远和广泛得多。
特高压直流 第7篇
随着西电东送线路的增加, 输电走廊紧张的问题愈发突出, 采用±800 k V特高压直流输电技术, 不但有利于加大输电规模, 节约输电走廊资源, 还可以提高电网的安全稳定水平。云广±800k V直流输电工程是南方电网“十一五”西电东送的主要输电通道, 工程双极额定功率为5000 MW。[1,2,3]。
±800 k V特高压直流输电系统的直流保护系统既要考虑正常运行的出口状态, 又要考虑检修、测试时的出口状态, 所以其出口回路的联锁要较其它直流控制系统的更加复杂。文中主要研究了穗东换流站分系统调试期间发现的“继电器半亮”的问题并提出了改进方案。
1 问题的提出
在直流保护系统中, 通过控制直流保护输出继电器的负端与屏内DC 24 V负电源的连接, 来实现直流保护输出的闭锁。如图1云广工程出口联锁回路[4]所示, -X111端子排的32~38端子接直流保护输出继电器的负端, 要求只能在以下两种情况下, 直流保护输出继电器的负端才能与屏内DC 24 V负电源接通。
1) 非测试模式且直流保护系统OK, 通过-S201 (TEST MODE) 转换开关的常闭接点与-K201光隔继电器的接点串联实现;
2) 测试模式且测试模式输出允许, 通过-S201 (TEST MODE) 转换开关的常开接点与-K206 (TEST MODE OUTPUT) 转换开关的常开接点串联实现。其中继电器的功能见表1:
在云广±800 k V特高压直流输电工程穗东换流站分系统调试期间发现, 当直流保护屏的-S201 (TEST MODE) 转换开关打到“ON”位置, -S206 (TEST MODE OUTPUT) 转换开关打到“OFF”位置时, 如果TDC有开出, 则开出继电器和-K100、-K201继电器会亮。
2 问题分析
2.1 继电器导通特性
在直流控制保护成套设计中, 一般情况下认为, 光隔继电器线圈回路带有反向电压保护, 电源反接时线圈是不导通的。而根据2的分析, 由于-K100、-K201继电器“半亮”, 所以光隔继电器-K202~-K205中必有反向导通的。
在图1中使用了三种型号的继电器, 如表2。
这三种继电器外壳上给出的原理如图3所示。
PLC-OSC-24DC/24DC/2原理图中, D1为防止电源反向二极管, D2为稳压二极管, D3为LED指示灯, D4为光隔继电器的发光二极管。
PLC-OSC-24DC/300DC/1原理图中, D1为LED指示灯, D2为光隔继电器的发光二极管, D3为防止电源反向二极管。
经测试, 继电器的导通特性如图2:
继电器的等效电阻如表3:
PLC-RSC-24DC/21AU与C-OSC-24DC/24DC/2导通特性基本相同, 从图2中可以看出PLC-OSC-24DC/300DC/1在加上反向电压的时候是导通的, 相当于一只2K左右的电阻。测试结果说明光隔继电器PLC-OSC-24DC/300DC/1原理图中的防止电源反向二极管D3没有起作用, 产品外壳上的原理图与实际不符。实际的原理图如图5, 其中的D3为集成电路模块, 所谓的电源反极性保护指的是加反向电压的情况下, 继电器不会导通, 但是集成电路部分会有反向电流流过。
2.2 出口联锁回路分析
TDC的开出信号为3~5只PLC-OSC-24DC/24DC/2光隔继电器的并联, 根据表3的继电器等效电阻, 得出当直流保护屏的-S201 (TEST MODE) 转换开关打到“ON”位置, -S206 (TEST MODE OUTPUT) 转换开关打到“OFF”位置时的等效电路如图4。
2.2.1-K201初始不导通时
根据图4计算得出UK201=11.34~13.00 V, UK202=5.07~5.81 V, U出口=5.20~7.57 V。
进行测试, 当TDC出口为3只继电器并联时, 测得:
UK201=11.36 V, UK202=5.30 V, U出口=7.49 V
当TDC出口为5只继电器并联时, 测得:
UK201=12.77 V, UK202=5.95 V, U出口=5.42 V
继电器动作特性如图5所示, 由于UK201<0.8U (19.2 V) , 所以-K201继电器接点将保持原来的打开状态;同时U出口<0.4U (9.6 V) , 所以TDC出口继电器将返回, 所以TDC的出口继电器不会误动。
2.2.2-K201初始导通时
由于UK201=24 V, 根据图6可知此时UK201=UK202=0 V, 所以TDC的出口继电器不会误动。通过试验证实了此结论。
2.2.3正常运行时
当无直流保护系统OK信号时, 如果TDC有开出, 则此时由于UK201<0.8U, 所以-K201继电器接点将保持原来的打开状态;同时U出口<0.4U, 所以TDC出口继电器达不到启动电压, 所以TDC的出口继电器不会误动。
当直流保护系统OK信号和TDC开出同时存在时, 如果直流保护系统OK信号消失, 由于UK201>0.4U, 所以-K201继电器接点将仍然保持导通状态, 无法闭锁TDC的出口回路, 通过试验验证了这个结论。
2.3 改进方案
1) 将-S201转换开关的一对常闭备用接点 (11-12) 串接到-K202:A2-与-X111:32之间, 当-S201转换开关打到“ON”位置时, -S201的11-12接点打开, 将-K202:A2-与-X111:32完全隔离, 防止出现图1中所示的继电器反向导通。
2) 引起继电器半亮的主要原因为光隔继电器PLC-OSC-24DC/300DC/1的反向导通, 更换为光隔继电器MOS-24 VDC/12-300VDC/1, 此继电器经测试, 反向是不导通的。
3 结束语
以上详细分析了云广工程直流保护屏的出口联锁回路。测试了出口联锁回路中所使用的各种继电器的导通特性, 并建立了出口联锁回路的等效电路。详细讨论了各种情况下, 闭锁继电器能否正常闭锁出口回路及TDC的出口继电器是否会产生误动, 并提出了改进方案。
摘要：对换流站分系统“继电器半亮”的问题进行了深入的分析研究, 测试了出口联锁回路中所使用的各种继电器的导通特性, 详细分析了各种情况下, 闭锁继电器能否正常闭锁出口回路及TDC的出口继电器是否会产生误动, 并提出了改进方案。通过本研究有助于了解直流保护的出口联锁回路.
关键词：特高压直流输电,联锁,继电器半亮
参考文献
[1]王久玲.南方电网的实践与展望[J].南方电网技术研究, 2006, 2 (1) :1-4.
[2]陈允鹏.南方电网特高压输电技术应用展望[J].南方电网技术研究, 2006, 2 (1) :10-12.
[3]赵婉君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社, 2004.122-136.
[4]杨广羽.云广工程穗东换流站极1保护系统1原理图[Z].中南电力设计研究院, CSG/YG/EC2.351.S, 2008.11.15.
特高压直流输电系统非特征谐波分析 第8篇
特高压直流输电(UHVDC)以其特有的大容量、远距离,高电压等优点[1,2,3],近年在国内迅速发展起来。目前国内已陆续建成向家坝-上海,锦屏-苏南,哈密南-郑州,云南-广东,云南普洱-广东江门,溪洛渡左岸-浙江金华等6 条±800 k V特高压直流输电系统。特高压输电工程中换流站内主要的设备包括换流变压器、交直流滤波器、平波电抗器、换流阀等[4,5]。根据目前特高压直流输电工程投运情况,普遍存在的一个问题就是谐波,网侧谐波电流主要分为特征谐波(如11、13 等次谐波电流)和非特征谐波(如5、7 等次谐波电流)。直流侧通过换流器流入交流侧的谐波电流,会对交流系统的稳定性有很大的影响[6,7,8],近年来国内许多专家对此问题进行了广泛的研究,并提出了不同的研究方法。
研究交直流互联系统的谐波问题主要有开关函数法[9,10]、蒙特卡洛法[11]、时域仿真法[12]等。文献[9-10]基于换流器的开关函数模型,研究了特高压直流输电的谐波问题,计算了网侧交流电压不对称,换流器三相参数不平衡等因素对网侧谐波电流的影响,但是开关函数模型在建模中并没有考虑换流器的换相过程,而实际运行工况有一定差别。文献[11]建立时域蒙特卡洛模型,可以同时分析交流侧母线电压不对称、换流变三相阻抗不对称等情况对网侧非特征谐波电流的影响,但是蒙特卡洛法基于产生伪随机数思想,就有可能与现场实际不同,而且蒙特卡洛算法计算量太大,准确性的提高速度较慢。文献[12]通过建立特高压直流输电工程的PSCAD/EMTDC[13,14]时域仿真模型,研究其稳态和暂态下的谐波特性,但并没有具体针对非特征谐波的研究。由于换流站内交流滤波器设计技术的进步与成熟,实际上,特征谐波的含量已明显被限制,基本符合有关标准,恰恰是由于各种不平衡因素的存在,网侧非特征谐波电流问题已经越来越突出[15,16,17,18]。
本文针对国内某一实际特高压直流输电工程网侧5、7 次谐波电流含量超标的实际情况,基于该工程的实际运行参数,采用比较精确的时域仿真法,建立PSCAD/EMTDC仿真模型,分析计算了换流变阻抗和触发角不平衡时网侧5、7 次非特征谐波电流的大小,对进一步研究网侧非特征谐波电流对交直流互联系统的影响有重要的参考意义。
1 直流输电系统谐波理论
±800 k V特高压直流输电(UHVDC)系统中采用的是双12 脉波换流器,由两个12 脉波桥串联构成,每个12 脉波阀组是由两个6 脉波桥构成,其中一个6 脉波桥的换流变为星-星(Y-Y)联接,另一个6脉波桥的换流变为星-三角(Y-D)联接,两个6 脉波桥具有30º 的相位差。单级2 个6 脉波桥在交流侧通过换流变绕组相并联,直流侧相串联构成,4 个6脉波桥臂分别形成200 k V、400 k V、600 k V、800 k V四个电压等级。特高压直流输电系统中,换流器是主要的谐波源,UHVDC换流器在直流侧相当于一个谐波电压源,产生谐波电压,在交流侧等效于一个谐波电流源,产生谐波电流。换流器产生的谐波又可以分为特征谐波和非特征谐波。
1.1 特高压直流输电系统的特征谐波
在理想情况下,即不考虑换相角,直流侧电流是恒定直流电流未含任何纹波,换相电压为三相对称的标准正弦波,换流器的各触发脉冲是严格等间距的,换流变三相参数相同、结构完全对称,换流器的特征谐波次数与换流器的脉波数相关。对于12脉波换流器,阀侧产生12k次特征谐波,网侧产生12k±1 次谐波。
对于网侧来说,换流变的绕组联接组别不同,其电流的波形也不同,网侧电流的傅里叶级数展开式为
式(1)中:ω 为基波角频率,单位为rad/s;σ 为某一角度;i0/2 为电流i(ωt) 的平均值;An、Bn为方波的n次谐波幅值。
对于Y-D联接的换流变,电流为
对于Y-Y联接的换流变,电流为
根据式(2)和式(3)可以看出网侧谐波次数为6k±1 次。将式(2)和式(3)相加,便得出网侧12 脉波阀组的电流表达式如下
由上式可以看出,k为奇数的谐波刚好正负抵消,剩下流入网侧的电流谐波次数为12k±1 次,即11、13、23、25 次等,谐波次数越高,谐波幅值越低,为基波幅值的1/(12k±1)。因此,12k±1 次谐波即是特高压直流输电系统网侧电流的特征谐波。
1.2 特高压直流输电系统的非特征谐波
特高压直流输电系统在实际运行中是不可能理想的,系统的不平衡除了会产生特征谐波外,还会产生其他次数的非特征谐波分量。在特高压直流输电系统中,网侧非特征谐波的来源主要有:(a) 交流系统基波电压不平衡,存在负序分量;(b) 交流电压含有谐波;(c) 直流电流有纹波存在;(d) 换流变变比不同,导致Y-Y和Y-D联接的换流变相电压不同;(e) 换流变阻抗相间不平衡;(f) Y-Y与Y-D联接的换流变之间阻抗不平衡;(g) Y-Y与Y-D联接的换流变之间触发延迟角不平衡。
本文根据国内某一特高压直流换流站内有关设备的实际情况,研究点立足于最后两个非理想因素。阀侧直流电流Id的表达式如下
式中:U是换流变相电压;LC是换流变阻抗;α 是触发延迟角; μ 是换相角。由式(5)可以看出,直流电流Id与换流变阻抗,触发延迟角等有关。在(f)或(g)两个不平衡条件下,均会导致实际系统中的直流电流Id与式(5)表达的直流电流Id有偏差,可用下列表达式来表示直流电流
随着系统的不平衡,会出现下列两种较为严重的情况。
第一种为:εY-Y=0,εY-D=ε。
其网侧直流电流表达式为
第二种为:εY-Y=ε,εY-D=-ε。
其网侧直流电流表达式为
根据式(7)和式(8)可知,特高压直流系统不平衡时,网侧会出现5、7 次等非特征谐波电流。
2 特高压直流输电系统参数
±800 k V特高压直流输电系统输电距离1 670km,额定输送容量8 000 MW,每极2 个12 脉波阀组串联接线方式。在每极的极母线和中性母线上分别装设3 个50 m H平波电抗器,每极装设1 组双调谐12/24 直流滤波器和一组双调谐2/39 次直流滤波器。
无功配置方面,整流侧无功补偿按总容量5 200Mvar,无功设备共4 大组,配置10 组滤波器和10组并联电抗器。逆变侧无功补偿按总容量4 879Mvar,无功设备共4 大组、17 小组配置,滤波器每小组容量为287 Mvar。
特高压直流系统的额定运行参数如表1 所示。整流侧和逆变侧的特高压换流变压器可以分为高端换流变(800 k V、600 k V两个6 脉波桥臂)和低端换流变(400 k V、200 k V两个6 脉波桥臂),其额定参数如表2、表3 和表4 所示。
3 换流器不平衡时的仿真分析
3.1 系统主回路模型
本文基于PSCAD/EMTDC软件建立了±800 k V特高压直流输电系统仿真模型,如图1 所示。模型中所用参数均来自国内某一实际的特高压直流系统,本文根据现场实际情况,主要研究逆变站内的换流变阻抗不平衡和触发角不平衡引起的非特征谐波情况。
3.2 换流变阻抗不平衡
换流站内的换流变由西门子和保变两家厂家制造,因此换流变在制造过程中,其阻抗值难免会与额定值有所偏差,即有制造公差存在。相关规程也规定,在交接试验验收时,换流变阻抗的制造公差最大不超过±0.8%。
对于本文1.2 节的非理想条件(f),可以用式(9)来表示逆变站换流变的阻抗实际值。
其中:XY-Y为Y-Y联接换流变阻抗,XY-Y,N为其额定阻抗,ΔXY-Y为其制造公差;XY-D为Y-D联接换流变阻抗,XY-D,N为其额定阻抗,ΔXY为其-D制造公差。分析可知,随着制造公差的变化,最严重的情况即为ΔXY-Y和ΔXY-D一个正偏,一个负偏,分析时不妨假设ΔXY-Y正偏,ΔXY-D负偏。
表5 是厂家出厂试验给出的阻抗值,表6 是本文根据系统能承受的阻抗最大不平衡度而进行仿真的案例,案例1 为理想额定情况,案例6 为厂家提供的实际情况。
利用PSCAD软件,建立相应的仿真模型,得到的仿真结果如表7 所示。其中,案例1 是在表1~表4 额定运行条件下的仿真结果,案例6 是在表5 厂家实际提供的换流变阻抗条件下的仿真结果。图2 给出了阻抗在最大不平衡度下的网侧电流波形图。图3 给出了不同仿真案例下的各次谐波电流含量。
由表7 和图3 分析可知,换流变阻抗不平衡时,会有非特征谐波出现,主要是5,7 次谐波;随着换流变不平衡度的增大,5,7 次谐波含量明显增长,最大可达到0.71%,但尚可满足特高压直流系统网侧交流电流谐波含量不超过1%的标准。
3.3 换流变触发角不平衡
根据实际运行经验,换流站内换流阀触发角由于同步信号等的影响,不可能完全平衡,相关规程也规定,换流站内触发角 α 的稳态控制范围为±2.5o,前文已分析触发角不平衡也会造成非特征谐波的产生,本节通过仿真分析触发角不平衡的具体影响。对于本文1.2 节的非理想因素(g),可以式(10)来表示逆变侧换流器的触发角实际值。
其中:αY-Y为Y-Y联接换流器触发角;αY-Y,N为其额定触发角;ΔαY-Y为其稳态控制误差;αY-D为Y-D联接换流器触发角,αY-D,N为其额定触发角;ΔαY-D为其稳态控制误差。
表8 是本文根据系统能承受的触发角最大稳态控制范围而进行的仿真案例。
表9 给出了上述案例下的网侧各次谐波电流值,图4 是触发角最大不平衡情况下的网侧电流仿真波形,图5 是各次谐波电流含量。
由表9 和图5 分析可知,换流器触发角不平衡时,亦会出现非特征谐波,主要是5、7 次谐波;随着触发角不平衡度的增大,5、7 次谐波含量快速增长,最大可达到5.4%,远远超出了特高压直流系统网侧交流电流谐波含量不超过1%的标准。实际上,当仿真的触发角稳态偏差超过0.5º时,网侧5 次谐波电流含量就已经达到1.05%。
4 结语
(1) 基于PSCAD/EMTDC软件,根据国内某一实际±800 k V特高压直流输电系统的相关运行参数,搭建了其仿真分析模型,分析了特高压直流系统逆变侧换流器阻抗和触发角不平衡时,注入网侧的非特征谐波电流的特性。
(2) 逆变侧换流站阻抗不平衡时,网侧电流会含有以5、7 次谐波电流为主的非特征谐波,不平衡度越大,非特征电流谐波的含量越大,但谐波含量总体不超过1%的标准,对交直流互联系统影响较小,相对稳定。
(3) 逆变侧换流站触发角不平衡时,网侧电流亦会产生5、7 次非特征谐波电流。Y-Y联接换流变和Y-D联接换流变触发角偏差越大,非特征谐波的含量越大,5 次谐波电流含量最大可达到5.4%,相对于阻抗不平衡时,对交直流互联系统的影响要大得多。
摘要：特高压直流输电(UHVDC)以其特有的大容量、远距离、高电压等优点,在国内迅速发展起来。针对特高压直流输电系统普遍存在的网侧非特征谐波电流问题,展开了一系列的研究。首先理论分析了特高压换流变阻抗不平衡和触发角不平衡时,5、7次等非特征谐波电流的产生。其次,根据国内某一实际的UHVDC相关运行参数,以PSCAD/EMTDC软件为平台,搭建了其仿真分析模型。最后,重点针对换流变阻抗不平衡和触发角不平衡两种情况,计算了网侧5、7次非特征谐波电流。仿真结果表明,换流变阻抗不平衡对交直流互联系统的影响较小;换流器触发角不平衡时,网侧5、7次非特征谐波电流较大,超出了谐波电流含量最大1%的标准,对交直流互联系统的影响较大。
特高压直流 第9篇
随着晋东南—南阳—荆门1000 k V特高压交流试验工程以及±800 k V向家坝—上海特高压直流工程的成功投运和安全稳定运行, 我国进入了特高压交直流快速发展的新阶段。我国电网逐渐形成了交直流混联的格局, 特别是华中、华东等受端电网将形成多回直流馈入特高压交流电网的运行方式, 使得电网运行方式更加多样, 电源安排更加灵活, 对我国的能源资源优化配置具有重大作用。
多回直流馈入特高压交流电网使电网的结构更复杂, 引起了一系列稳定性问题[1,2]:单个交流故障或直流故障有可能引发多回直流相继出现换相失败, 严重时甚至会导致直流闭锁;直流一旦出现换相失败, 在功率恢复过程中, 需要交流系统提供大量的无功功率以确保足够的换相电压;多馈入直流系统还会使受端电网结构更加密集, 加重受端的潮流和短路电流水平[3,4,5,6,7]。选择合适的直流落点和接入方式可减弱这些影响, 使电网运行得更加安全、可靠、经济。
文献[8]兼顾交直流系统的稳定性和经济性, 以线性加权法对单直流落点问题进行了研究;文献[9]以多馈入短路比为基础, 通过建立整体性、均衡性、干扰性和安全裕度为指标的评价体系, 采用二项加权系数法确立了多直流落点选择的方案;文献[10]定义了反映直流在交直流影响中的权重, 基于多馈入短路比, 对多馈入直流落点问题进行了研究。但是, 这些研究都没有涉及特高压直流的接入方式问题。随着特高压交流网架的逐步建立, 特高压直流接入交流电网的方式将有更多选择。目前对于特高压直流接入方式的研究还比较少, 文献[11]从理论上分析了不同的特高压直流接入方式对多馈入短路比的影响, 给出了特高压直流接入方式的参考, 但是忽略了接入方式对其他指标的影响。
特高压直流接入方式的选择由受端电网的网架结构、安全稳定水平、经济性等多目标共同决定, 各目标间的性质和量纲不同而无法统一比较, 因此特高压直流接入方式优选属于典型的多目标决策MODM (Multiple Objective Decision Making) 问题。MODM的求解有层次分析法、模糊优选[12,13,14]等。在求解的过程中, 合理赋予权重是优选的关键。为了克服传统的只考虑主观权重而对主观经验依赖性较强或者只考虑客观权重而对数据依赖性较强的缺陷, 近年来提出了考虑主客观权重的组合赋权方法[15,16,17], 但在组合系数的选取方面缺乏合理有效的方法。
本文不涉及特高压直流落点选择问题, 仅对落点区域存在特高压交流变电站情况下直流的接入方式问题进行研究。文中首先建立了适用于多馈入直流系统的特高压直流接入方式的评价指标体系, 该指标体系从网损、静态安全性、多馈入短路比等多个方面对特高压直流接入方式进行评价;然后分析了G1法和熵权法确定主客观权重的方法, 并以主客观加权属性值一致化为目标求取了最优组合权重;在此基础上, 以相对贴近度对特高压直流接入方案进行了优选;最后将该方法运用于“十三五”期间蒙西—武汉特高压直流接入方式的优选决策案例。
1 评价指标体系
1.1 评价指标选取原则
合理选择评价指标体系是正确决策的前提条件。因此在建立多馈入直流系统特高压直流接入方式评价指标体系时, 指标选取应遵循一定的原则。
a.系统性。评价指标体系要能从各个角度系统地反映不同直流接入方式对系统运行特性的影响。
b.可量化性。应尽量选取能够量化或模糊量化的指标, 便于优选。
c.典型性。应能够突出重点, 把握问题的主要方面, 同时评价指标间要有差异性和可比性。
在构建评价指标体系之前, 首先要确定核心评价指标。核心评价指标的选取应该在遵循上述原则的前提下, 突出问题的主要方面, 并且易于计算分析。结合以上多馈入直流系统特高压直流接入方式的特点和目的, 本文主要从经济性、安全性以及远景适应性3个方面选取了核心评价指标, 构建了包含网损、静态安全、多馈入短路比、断面传输功率极限以及交流故障极限切除时间暂态稳定性指标的多馈入直流系统特高压直流接入方式的评价指标体系。
1.2 网损指标
网损反映特高压直流不同接入方案的运行成本, 是经济性的重要指标。一般以式 (1) 进行计算。
其中, PG为所考察电网区域的总发电功率;PLD为所考察区域的总负荷功率。实际计算中, 直接根据网络拓扑结构和运行方式, 考察区域内的潮流水平, 求取网络损耗。
1.3 静态安全性指标
静态安全性是指系统中线路、变压器等设备因故退出运行时电网设备的过载程度。静态安全性指标从潮流的角度反映了电网的安全供电能力。特高压直流不同接入方式下, 网络内的潮流分布会发生变化, 潮流过重会存在静态安全风险。当系统发生“N-1”故障时, 可能导致部分线路功率超过其热稳极限。为了考核不同接入方案下的静态安全性, 定义静态“N-1”安全性指标如式 (2) 和式 (3) 所示。
其中, Ipfo (1r) 为静态“N-1”故障下第r条线路静态安全值;Pr为第r条考核线路在静态“N-1”下的功率;Pr max为第r条考核线路的热稳极限;npf为考核线路总数;Ipfo为特高压直流不同馈入下的静态安全系数值。静态安全系数值越大, 说明静态“N-1”下线路过载程度越大, 静态安全裕度越小, 静态安全性越差。
1.4 多馈入短路比指标
基于多端口戴维南等值的多馈入直流系统简化模型如图1所示。
多馈入短路比指标反映了受端交流电网对多馈入直流的电压支撑能力, 可以用来衡量多馈入直流系统的电压稳定性[18]。交流系统对直流系统的电压支撑能力主要取决于受端交流系统与所连直流系统的容量的相对大小, 即短路比指标[5,7,19]。然而传统的短路比指标没有考虑多回直流之间的相互影响, 所得结果往往偏于乐观。为了克服这个缺陷, 2007年国际大电网会议 (CIGRE) 提出了多馈入短路比的概念[20]。其表达式如下:
其中, Mi为第i回直流所对应的多馈入短路比;Saci为第i回直流线路逆变侧母线的短路容量;Pdi、Pdj分别为第i、j回直流线路所传输的有功功率, MIIFji为直流线路相互影响因子, 其定义为当换流母线i投入小容量的三相对称电抗器或电容器导致换流母线j电压变化ΔUj与换流母线i电压变化ΔUi的比值。
单回直流线路分层接入1 000 k V及500 k V交流电网方式如图2所示[11]。对于分层接入方式, 多馈入短路比同样适用, 只是要分别求取单回直流线路所对应的2个换流母线的多馈入短路比。K回分层接入方式的直流线路就对应2K个多馈入短路比值。
1.5 断面传输功率极限指标
断面传输功率极限指标反映了不同接入方式下特高压直流断面的可利用程度。断面输送功率极限越大, 说明特高压直流断面的可利用程度越高, 输送功率能力越强, 断面抗干扰能力也越强, 同时满足未来经济发展需要的传输裕度也越大。
本文定义断面传输功率极限指标值为:
其中, Plim为考虑系统静态和稳定性约束的特高压直流传输功率的极限值, 可以用连续潮流算法计算得出;P0为特高压直流规划初始传输功率。
1.6 交流故障极限切除时间暂态稳定性指标
交流故障极限切除时间可以作为衡量多馈入直流系统暂态稳定性的重要指标。特高压直流接入区域附近重要母线出现三相短路故障时, 会导致直流线路逆变侧换流母线电压下降, 当其低于某一个值时, 直流系统会出现换相失败, 故障持续时间较长还会导致换流器因连续的换相失败而闭锁。直流线路闭锁会导致交直流系统损失较多有功, 进而威胁系统安全稳定运行。交流故障极限切除时间值越大, 多馈入直流系统抵御严重暂态故障的能力越强, 暂态稳定性越好。
本文定义特高压直流不同接入方式下交流故障极限切除时间暂态稳定性指标tMDC为:
其中, NF为考察的特高压落点附近的故障母线总数;tMDC, i为母线i三相短路故障时能保持系统稳定的极限切除时间。
本文建立了多馈入直流系统特高压直流接入方式评价指标体系, 具体为:网损指标Ⅰ, 静态安全性指标Ⅱ, 多馈入短路比指标Ⅲ, 断面传输功率极限指标Ⅳ, 交流故障极限切除时间暂态稳定性指标Ⅴ。其中, 指标Ⅰ、Ⅱ为越小越优型指标, 指标Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ为越大越优型指标。
2 基于主客观最优组合赋权的优选方法
2.1 评价指标的规格化矩阵
设多目标系统是由n个方案组成的决策集, 评价指标个数为m, 可以形成方案决策矩阵如下:
其中, i=1, 2, …, m;j=1, 2, …, n;xij为决策方案j指标i的值。
由于各评价指标之间存在量纲和级别上的差异, 为了消除量纲和级别带来的不可公度性, 决策之前首先将评价指标进行规格化处理[21]。
在优选决策过程中, 取第i个评价指标的最大值与最小值分别作为上、下界限的相对值, 引入相对优属度。其中, 最大值为ximax=max (xi1, xi2, …, xin) , 最小值为ximin=min (xi1, xi2, …, xin) 。
对于越大越优型评价指标, 其相对优属度为:
对于越小越优型评价指标, 其相对优属度为:
由式 (8) 、 (9) 可得多目标决策的规格化矩阵R:
2.2 基于主客观加权属性值一致化的组合赋权
由于每个决策指标的重要性往往不同, 需要为每个评价指标确定一个权值来代表其对决策方案的影响程度, 权值的科学合理性会直接影响优选的结果, 因此权值的确定非常关键。为了使权值既能反映决策者的主观愿望, 又能体现决策的客观性, 本文采用G1法确定主观权重, 熵权法确定客观权重, 并以主客观加权属性值一致化为目标求取主观权重和客观权重的加权系数, 进而得到组合权重。
2.2.1 G1法主观赋权
设评价指标集为D={d1, d2, …, dm}, G1法通过逐次从D中选取最不重要指标, 进而可唯一得到评价指标之间重要性的排序d1*>d2*>…>dm*, 可以有效避免传统的层次分析法一致性检验错误的缺陷, 同时对元素的个数没有限制, 具有保序性[22]。
为书写方便且不失一般性, 把重要性排序仍记为d1>d2>…>dm。
专家关于评价指标dk-1与dk的重要性程度之比ωk-1/ωk的理性判断可以表示为:
其中, ωk为评价指标dk的权重。
指标数量较大时, 可以取最不重要的指标rm=1, 为了使二元定量对比中rk更易于按我国的语言习惯给出定量标度, 建立语气算子与定量标度之间的对应关系, 如表1所示。一般情况下, 最多需9个标度来区分事物之间质的差别或重要性程度的不同。
在给出rk的值之后, 可确定指标的权重为:
ω=[ω1, ω2, …, ωm]即为指标的权向量。
2.2.2 熵权法客观赋权
在评价指标中所获得客观信息的多少, 是评价精确和可靠的重要因素。熵是数据所含有效信息量的度量。通过熵来确定权重, 就是根据各项评价指标值之间的差异程度, 来确定各评价指标的权重[23]。
针对含m个评价指标的n个决策方案的决策问题, 第i个评价指标的熵定义为:
第i个评价指标的熵权ωi定义为:
从以上定义可以推出, 决策方案的同一评价指标值相差越大, 则熵值越小, 熵权越大, 表明该评价指标给决策者提供的有用信息越多;反之, 决策方案的同一指标值相差越小, 则熵值越大, 熵权越小, 该评价指标给决策者提供的有用信息越小。特别地, 当评价指标值相等时, 该项指标熵值为1, 熵权为0, 表明不提供任何决策有用信息, 可以剔除。因此, 熵权的大小并不是决策问题中评价指标真正意义上的重要性系数, 它代表的是该评价指标在决策问题中所提供有效信息量的多寡程度, 是主要依赖客观数据的客观评价方法。
2.2.3 基于主客观加权属性值一致化的组合赋权
在多目标决策方案中, 各方案的优劣排序主要是由加权属性值决定。为了使主观信息和客观信息在方案排序中都能得到充分体现, 本文建立了由主观权重确定的加权属性值与客观权重确定的加权属性值一致化的优化模型[24]。
假设由G1法和熵权法得到的权重分别为ω′=[ω′1, ω′2, …, ω′m]、ω″=[ω″1, ω″2, …, ω″m], 组合权重系数分别为α、β, 其中, αβ≥0, α+β=1, 则组合权重为:
方案j评价指标i的加权属性值分别为αω′irij、βω″irij, 则方案j的主客观属性值偏离程度为:
为了使主客观加权属性值趋于一致, 可建立优化模型如下:
由于各个方案之间是公平竞争关系, 利用线性加权法可以把式 (17) 等价为如下模型:
通过对上述模型 (18) 进行求解, 可求得评价指标主客观权重的加权系数。
2.3 基于相对贴近度的决策方案优选
在求取组合权重ω=[ω1, ω2, …, ωm]之后, 可求得加权属性矩阵G:
加权属性矩阵的理想点P*和负理想点P-分别为P*=[p1, p2, …, pi, …, pm]、P-=[0, 0, …, 0, …, 0], 其中, 。
定义Gj=[g1 j, g2 j, …, gmj], 则各决策方案相对理想点的贴近度Tj为:
根据各方案算出的Tj值进行优选排序, Tj值越小则越优。
至此, 本文建立了多馈入直流系统的特高压直流接入方式的评价指标体系以及最优组合赋权的优选方法, 具体优选决策流程如图3所示。
3 算例分析
华中电网作为我国主要的受端电网之一, 需要接受大量外来电力。根据国家电网公司规划, “十三五”期间, 华中电网将形成南阳—荆门—长沙、驻马店—武汉—南昌、万县—荆门—武汉的特高压交流网架, 同时馈入直流线路5回, 其中高压直流线路2回, 特高压直流线路3回, 构成了一个多馈入直流的系统。同时, 为了满足蒙西风电外送以及鄂东经济发展的需要, 蒙鄂±800 k V特高压直流将落点武汉, 输送功率8000 MW。根据规划, 特高压直流接入受端电网的方案有3种, 即接入500 k V交流网架, 分层接入500 k V和1 000 k V交流网架, 以及接入1 000 k V交流网架, 如图4所示。
将本文所提的多馈入直流系统特高压直流接入方式评价指标体系和优选方法应用到蒙西—武汉特高压直流接入方式选取中, 可以确定m=5, n=3。
基于PSASP6.282建立蒙西—武汉特高压直流接入方式的3种仿真计算模型。各优选决策方案的网损指标Ⅰ、静态安全性指标Ⅱ、多馈入短路比指标Ⅲ、断面传输功率极限指标Ⅳ、交流故障极限切除时间暂态稳定性指标Ⅴ值如表2所示。其中分层接入方式多馈入短路比取500 k V换流母线和1 000 k V换流母线多馈入短路比的平均值。
将指标值规格化处理后可得接入方式目标优属度矩阵为:
3.1 组合权重的计算
根据多馈入直流系统特高压直流接入对电网的影响, 可以确定评价指标的重要性排序为多馈入短路比指标Ⅲ>静态安全性指标Ⅱ>交流故障极限切除时间暂态稳定性指标Ⅴ>网损指标Ⅰ>断面传输功率极限指标Ⅳ。结合G1法比较指标间的重要性, 可得评价指标的主观权重向量为ω′=[0.137 6 0.231 20.323 7 0.114 7 0.192 7], 由式 (13) 、 (14) 可得基于熵权法的评价指标的客观权重向量为ω″=[0.002 6 0.942 8 0.040 6 0.006 4 0.007 7]。
解模型式 (18) 可得主客观权重组合系数分别为α=0.701 5、β=0.298 5, 于是可求得组合权重向量为ω=[0.097 3 0.443 6 0.239 2 0.082 4 0.137 5]。
3.2 决策方案的相对贴近度
基于组合权重向量和优属度矩阵可求得加权属性矩阵为:
对3个决策方案分别求其对理想点的相对贴近度, 可得T1=0.762 4, T2=0.010 3, T3=0.059 3。因此方案2即特高压直流分层接入方式最优。
表3给出了分别基于线性加权和法[8]、灰色综合方法[14]、模糊优选方法[16]的特高压直流接入方式优选结果。
本文的优选结果与表3中采用各种方法所得优选结果一致, 验证了本文方法的有效性。同时, 对特高压直流分层接入方式下的电网进行各种安全稳定性校核仿真, 结果表明此种方式下电网潮流分布均匀合理, 线路变压器等均未过载, 静态安全分析能够通过, 单一故障暂态稳定校核 (即“N-1”暂态稳定校核) 和严重故障暂态稳定校核 (即“N-2”暂态稳定校核) 均能达到安全稳定标准, 验证了分层接入方式的合理性以及本文所提方法的可行性。因此, “十三五”期间, 蒙西—武汉特高压直流接入方式可优先考虑分层接入500 k V和1000 k V交流网架。
4 结论
随着我国特高压交直流的快速发展, 多馈入直流的电网越来越多, 特高压直流的接入方式也不再局限于受端500 k V交流网架, 研究特高压直流的接入方式具有重要的实际应用价值。本文建立了一套考虑电网的网损、静态安全稳定性、多馈入短路比等重要因素的评价指标体系, 全面考虑了特高压直流接入对电网的影响。分析了以主客观加权属性值一致化为目标的最优组合权重求取方法, 并以相对贴近度指标来量化评估各接入方案。最后, 将所提的优选方法应用于“十三五”期间蒙西—武汉特高压直流接入方式的优选中, 得出最优接入方案为分层接入500 k V和1 000 k V交流网架。
本文所提评价指标概念明确, 全面考虑了特高压直流接入的影响, 优选方法简单, 易于实现。所提方法也可以为多馈入直流系统多回特高压直流接入方案的优选决策提供一定的参考。
摘要：研究并建立了评估多馈入直流系统的特高压直流接入方式的评价指标体系, 以全面评估网损、静态安全稳定性、多馈入短路比等因素对接入方式的影响。提出了基于最优组合权重的多馈入直流系统的特高压直流接入方式优选方法, 基于主客观加权属性值一致化建立了求取最优组合权重的优化模型。在此基础上, 以相对贴近度指标来量化评估各备选方案, 从而实现优选决策。最后, 将该方法应用于蒙西—武汉特高压直流接入华中电网的方式优选决策中, 得到了分层接入方式最优的结论。
特高压直流 第10篇
换流阀是特高压直流输电工程中的重要组成部分,它承担着上百千伏级的高压交、直流转换功能,其快速可控性能对直流输电的启动和停运进行快速操作。而如何保证换流阀的安全运行更是直流保护系统中的核心部分,能够在设备故障或者异常工况下有选择性地快速切除系统中的短路或不正常运行设备,以防止造成更大面积的故障和事故[1]。直流控制保护系统会根据不同的保护产生不同的动作后果,这些动作主要包括:换流阀移相、换流阀ORDER DOWN、换流阀闭锁、功率回降、投旁通对、合旁通开关、交流断路器跳闸、启动断路器失灵保护、闭锁交流断路器、极隔离、重合转换开关、合上中性母线接地刀闸[2]等。本文主要就直流保护动作中的换流阀闭锁动作进行说明,阐述不同闭锁类型的条件和动作特征。
1 直流保护闭锁策略
闭锁就是指移除换流阀的触发脉冲,触发脉冲移除后,电流一旦为零,阀组就会自动关断。闭锁的主要目的是取消触发脉冲,使换流阀处于关断状态。为了实现或快速、或平滑的停运目的,除了移除触发脉冲外,针对不同的故障类型,在移除触发脉冲前还需要进行投旁通对(同一六脉冲阀组内连接到同一交流相的两个相对的阀,可以为直流侧电流提供一个电流通路),移相等操作,不同的动作组合就形成了不同的闭锁类型[3]。根据换流阀闭锁的时候是否投旁通对,可以把特高压直流保护闭锁分为四种,在这里我们定义为X、Y、Z、S闭锁。
X闭锁——不投旁通对闭锁;
Y闭锁——条件闭锁;
Z闭锁——投旁通对闭锁;
S闭锁——特殊条件闭锁。
与常规直流不同,在特高压工程中,所有的闭锁都是针对阀组的,不是针对极的。如果要闭锁一个极,极控主机会同时发闭锁命令至阀组层,同时闭锁两个阀组。需要注意保护动作后,整流站和逆变站执行的闭锁逻辑可能各不相同。例如逆变站执行了Z闭锁,整流站并不一定执行Z闭锁[4]。下面将逐一介绍各种闭锁的动作条件和动作顺序。
1.1 X闭锁
X闭锁主要针对换流阀短路、单桥持续换相失败、丢失脉冲等不应该投入或者无法正常投入旁通对的情况下的阀闭锁。其主要特征是不投入旁通对,直接移除触发脉冲。值得注意的是对特高压工程,阀短路保护在整流侧执行X闭锁,逆变侧执行S闭锁。具体S闭锁见后文。一般情况下,不会发生同一极两个阀组同时X闭锁的情况。对于两个串联换流阀的其中一个的保护性X闭锁,按下列动作顺序执行。
1)跳开故障换流阀交流侧进线断路器。
2)给本极的所有换流阀下发移相命令,通过站间通信要求对站移相。
3)当交流侧进线断路器分开后,合上故障换流阀的旁通开关BPB。
4)当旁通开关BPB合上后,取消本极另一换流阀组的移相命令,恢复正常阀组运行。
5)在低电流条件下隔离故障换流阀,否则系统认为故障阀组隔离不成功,停运该极。
完整的X闭锁可以总结如表1。
值得注意的是,特高压工程的X闭锁与常规直流不同,在常规直流工程中,X闭锁逆变站投旁通对、整流站不投。而特高压工程中,两站均不投旁通对。
1.2 Y闭锁
Y闭锁是有条件的闭锁,这里的有条件是指当极闭锁或最后一个阀组闭锁时,判断整流站的直流电流是否低于定值。如果是,则不投旁通对,直接移除触发脉冲闭锁。否则将投入旁通对,在直流电流降低后,再闭锁换流阀。Y闭锁主要针对不会导致设备过应力的直流故障以及交流侧故障和手动闭锁,绝大部分的直流保护动作均执行Y闭锁。当对站保护动作后,通信正常的情况下,通常本站也执行Y闭锁。
对于两个运行的串联换流阀中的一个保护性Y闭锁,按以下动作顺序执行。
1)投入旁通对。
2)合旁通开关BPB。
3)闭锁换流阀。
4)隔离换流阀。
对于极闭锁或者最后一个阀组执行Y闭锁,按以下动作顺序执行。
1)整流侧移相,逆变侧不移相。
2)逆变侧投入旁通对;整流侧判断电流是否小于定值I_LOW,小于就直接闭锁换流阀;大于则投入旁通对,待电流小于I_LOW后闭锁换流阀。
3)闭锁换流阀。
4)逆变侧合旁通开关,整流侧不合。
5)隔离换流阀。
完整的Y闭锁可以总结如表2。
1.3 Z闭锁
Z闭锁总是投入整流阀和逆变阀的旁通对。换流变电气量保护多使用Z闭锁,旁通开关故障保护和极直流过压保护等也使用Z闭锁。
Z闭锁无论整流站还是逆变站,总是无条件地合上旁通断路器,而不判断整流站是否是最后一个发闭锁或是极闭锁。此时如果另外一个极在运行,电流会同时通过本极直流线路和接地极,形成分流。但对设备并无影响,且可以通过分开中性母线开关来切断电流,进行极隔离,因此分流的时间很短。
对于两个串联换流阀中的一个阀组的保护性Z闭锁,按以下动作顺序执行。
1)投入旁通对
2)合旁通断路器BPB
3)闭锁换流阀
4)隔离换流阀
完整的Z闭锁可以总结如表3。
1.4 S闭锁
S闭锁是特高压直流工程新增加的一种闭锁方式,S闭锁是在直流差动保护和阀短路电流保护时使用的。其主要是针对阀过流保护、阀差动保护、直流极差动保护、极母线差动保护等直流系统站内接地故障。对于阀短路保护较为特殊,逆变站阀短路保护采用S闭锁,整流站阀短路保护采用X闭锁。
S闭锁的特殊之处在于整流站会延时30 ms闭锁触发脉冲,此外逆变站在移相前会保持10 ms的α=90°。
对于整流站故障,S闭锁按以下动作顺序执行。
1)换流阀紧急移相。
2)在30 ms后不投旁通对闭锁换流阀。
3)交流开关由保护动作跳开,但在开关跳开前要闭锁换流阀。
对逆变站故障,S闭锁按以下动作顺序执行。
1)将触发角α置为90°。
2)延时10 ms后移相。
3)投入旁通对。
4)合上旁通开关BPB。
5)闭锁换流阀。
6)隔离换流阀。
完整的S闭锁可以总结如表4。
2 结语
本文以向上±800 k V特高压直流输电工程为基础,根据两个六脉动串联阀组的接线方式,详细阐述了特高压直流保护闭锁的分类和动作特征,并总结了特高压与常规直流保护闭锁的差异之处。
1)S、X、Z、Y闭锁,优先等级依次降低。例如:当有S闭锁在执行过程中时,X、Z、Y闭锁均不执行。
2)对整流站而言,任何一种闭锁,如果是有最后一个阀组,或者是极闭锁,均会给换流阀下发移相指令。
3)逆变站闭锁必需合上旁通开关,整流站非极闭锁或最后一个阀组闭锁会合上旁通开关,否则不合。但Z闭锁例外,均需合上旁通开关。
4)如果投旁通对失败,延时100 ms后执行X闭锁(不投旁通对闭锁)。
目前该工程的保护试验已经完成,已经进入系统联调的最后阶段,能够按照工期的要求保质保量投入运行。保护试验证实通过上述四种保护闭锁,可以有效的检测到各种设备故障情况,并根据不同的保护动作采用相应的措施,在保护到换流阀设备的情况下最小程度地影响到整个工程的运行,保证直流输电系统的安全可靠运行。
摘要：就向家坝至上海±800kV特高压直流工程直流保护功能中的阀闭锁策略做了全面说明和总结。在检测到相关故障的情况下,为了获得更平滑快速或者更安全的停运效果,需要尽快的切除并隔离换流单元,防止故障的进一步扩大,以减轻对设备和电网的冲击。工程中现场试验模拟了各种故障情况,通过移相、暂停、闭锁等手段有效地保护了换流阀等一次设备。根据故障清除动作的不同组合和不同延时,可以把直流保护闭锁分成四种不同的闭锁类型。
关键词：特高压直流输电,换流阀,保护闭锁,触发脉冲,旁通对
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智能电网与特高压迎来春天 第11篇
3月26日，工信部副部长苏波在中国电力企业联合会主办的“2011年经济形势与电力发展分析预测会”上表示，要大力发展新能源装备产业及能源装备制造的相关支撑技术和装备，加快促进能源装备的绿色低碳发展。他特别指出，实现能源装备绿色发展，一是要大力发展高效洁净燃煤发电装备；二是发展先进输电技术装备，大力发展特高压；三是发展智能电网。
这是工信部高官首次在公开场合就大力发展智能电网和特高压作出表态。业内人士认为，这是电网发展的主要方向，也意味着此前争议不少的智能电网和特高压建设迎来了真正的春天。
何为特高压和智能电网
对于特高压和智能电网，是近两年市场上比较热门的词，但具体是什么，估计很多人并不了解。那么，特高压与智能电网究竟有什么关系？
智能电网的主要特点是可以连接不同级别的电厂，满足不同层级用户的需要，特高压技术则主要是可以大容量连接新电厂。特高压线路由于传输能力巨大，可以解决拥堵问题；而智能电网作为新一代传输技术与网络，可以解决跨地区问题。
目前中国电力的一个现状是，一方面，沿海及经济发达地区以往是夏天缺电，现在缺电时间已经提前，原因不是缺煤，而是新增装机难以满足新增用电需求；另一方面，一些地方的发电因为上不了网而浪费了。我国能源资源主要分布在西北部，如三分之二的煤炭资源、风能、太阳能分布在北部和西北部，五分之四的水电资源分布在西南部，而三分之二的用电负荷集中在东部地区。
如何调和两者矛盾？按照工信部副部长苏波的意思，发展先进输电技术装备，尤其发展特高压等大容量、高效率先进输电技术装备，降低大规模、跨区域送电的线路损耗。而发展智能电网，则可以有效地兼容风能、太阳能等间歇式新能源，能够加强电力需求侧和供给侧的衔接，提高输配电效率。也只有这样，一度颇为严重的弃风现象可以借助特高压智能电网得以控制，才可以将如此集中和不稳定的电力从“三北”传输到华北和华中等负荷中心。同样，对于作为清洁能源的核电和水电，未来的发展也都将有赖于建设特高压电网。
事实上，“十二五”规划纲要已明确提出，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。由于此前对特高压建设在学术界有不少争议，此举则标志着特高压建设已经上升为国家战略。发展特高压已经成为“十二五”电网发展的重中之重。
建立“三横三纵”
“十二五”规划纲要明确，在“十二五”期间，加快大型煤电、水电和风电基地外送电工程建设，形成若干条采用先进特高压技术的跨区域输电通道，建成330千伏及以上输电线路20万公里。一方面，严格控制东部等地区新增火电项目，在大中城市及其附近地区不再布局建设新的燃煤电站，所需电力统统通过西部输电解决，也可改善日益恶化的空气质量。另一方面，继续推进“西电东送”和“北电南送”，建设超高压和特高压输电线路。
简而言之，就是一方面控制东部火电，另一方面在西部将煤、水和新能源就地转化发电，然后通过智能电网输送到东部，实现能源“空中走”。 而国家电网方面称，电网形态由原来的东北-华北-华中“长链式”，转变为华北-华东-华中“团状”结构（下称“三华电网”），与西北、东北、南方3个同步电网之间通过直流联系，“三华电网”将让煤炭主产区“三西”地区输煤、输电的比例从目前的20∶1提高到6∶1，
按相关规划，我国将建设连接大型能源基地与主要负荷中心的“三纵三横”的特高压骨干网架和13项直流输电工程（其中特高压直流10项），形成大规模“西电东送”和“北电南送”的能源配置格局。到2015年，基本建成坚强智能电网，形成“三华”（华北、华中、华东）、西北、东北三大同步电网。而对于2011年特高压工作的进度，国家电网则明确：要确保淮南（皖南）-上海特高压交流工程一季度核准，力争锡盟-南京特高压交流工程上半年核准，蒙西-长沙、靖边-连云港特高压交流工程和溪洛渡-浙西、哈密-河南特高压直流工程年内核准。而去年的核准进展很慢。
如果顺利实现，这意味着6条线将开建，远远超出2010年的规模，并带来巨大的设备投资潮。仅以溪洛渡-浙西、哈密-河南特高压直流工程这两条线看，据申万研究所预计，将分别投资194亿元和230亿元。而如果6条线全部开建，投资额将非常巨大。
同时，大型煤电基地的电力通过特高压输送到东中部负荷中心，除去输电环节的费用后，到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06~0.13元/千瓦时，同时节约装机1500万千瓦，节省电源投资560亿元；接纳新增清洁能源1.45亿千瓦，相当于每年减排二氧化碳4.5亿吨，每年减少环境损失45亿元。
投资将达2.5万亿元
特高压技术的发展及智能电网建设已经全面拉开，据有关部门预测，“十二五”期间，电网投资总额或达2.5万亿元，同比增长约70%。而今年电网建设的重点是特高压。申万研究所预计，“十二五”特高压投资将达5000亿元，其中特高压交流投资达3000亿元，特高压直流线路投资将达2000亿元。
如此大规模的投资，哪些上市公司将从中受益？
在特高压交流方面，主要设备包括特高压变压器、电抗器、GIS 组合开关、互感器等设备。在特高压投资中，设备投资约占45%，其中变压器（含电抗器）占设备投资约30%，GIS 约占25%，互感器约占10%。
首先，看看特高压变压器领域。在晋东南-荆门特高压交流试验示范工程中，特变电工（600089）和天威保变（600550）分别中标6 台和4 台特高压变压器，中国西电（601179）中标11 台电抗器，目前中国西电已经具备特高压变压器生产能力。因此，申万研究所预计，在“十二五”特高压建设中，特变电工约占特高压变压器（含电抗器）40%的市场份额，中国西电约占30%，天威保变约占30%。
其次，在特高压GIS领域，在特高压示范工程中6 个间隔GIS 被平高电气（600312）、中国西电和新东北电气（000585)3家平分。各家技术来源不同，产品技术差距不大。
第三，在特高压直流领域，其换流站设备包括换流器、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、直流避雷器及控制保护设备等，其中主要设备为换流变压器、换流阀。在换流变压器方面，和特高压交流变压器市场格局一致，主要由特变电工、中国西电、天威保变提供。换流阀是换流站的关键设备，其功能是实现整流和逆变，目前国内能够生产的厂家有中国西电、许继电气（000400），市场基本由两者平分。
特高压直流输电系统可靠性评估方法 第12篇
特高压直流输电系统的建设及投运对电网发展具有战略意义。国内目前已投运的向家坝至上海特高压直流输电工程额定电压±800 kv，最大连续输电功率7 200 MW，线路全长1 907 km；云南楚雄州至广州±800 kV特高压直流输电工程，输电距离1 373 km，额定容量5 000 MW;2012年将建成的锦屏至苏南±800 kV特高压直流线路全长约2 100km，最大连续输送功率为7 600 MW。这些特高压直流输电工程对于远距离、大容量、高效率的电力输送起到再要作用，因此研究特高压直流输电系统可靠性具有重要的实际意义。
目前对直流输电系统町靠性的研究主要是针对采用每极一组12脉动换流器的超高压直流输电系统。文献[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13]分别从可靠性建模、计算方法以及参数灵敏度分析等方面对直流输电系统可靠性评估方法展开研究。与超高压直流系统不同，考虑到换流器制造能力、相关设备绝缘水平以及设备制造成本等因素，特高压直流输电工程多采用每极两组换流器的双12脉接线方式[l4]，由于系统结构复杂、包含元件多、运行方式也更为灵活，现有的直流系统可靠性评估方法已不适用。文献[15]提出了针对特高压直流换流站的可靠性评估方法，由于只考虑了3种系统容量状态，不符合特高压直流输电系统的实际运行情况。文献[16]尝试建立特高压直流输电系统可靠性模型，并与超高压直流输电系统进行可靠性对比分析，由于在建立模型时所考虑的状态转移过程略显简单，计算结果的准确度有待进一步提高。
1 特高压直流输电系统运行特点
现代高压直流工程采用12脉动换流器作为最基本的换流装置，有3种接线方式，如图1所示。
图1 (a) 所示的每极一组 (简称“单”) 12脉动换流器接线方式具有结构简单、换流站设备数量少等特点。我国正在运行的葛南、龙郑、贵广等超高压直流输电工程均采用此种接线。这类直流系统有3种运行方式：双极运行 (输送100%系统额定容量) 、单极运行 (输送50%系统额定容量) 和双极停图1高压直流输电系统接线结构示意图运 (0%) 。现有对高压直流输电系统可靠性的研究主要是针对此种接线方式。
在特高压直流输电系统中，考虑到设备换流能力的限制，为了达到更高的额定输电容量，需要在每极安装两组12脉动换流器。图l (b) 、 (c) 分别表示每极两组 (简称“双”) 12脉动换流器并联和串联的连接方式。在双12脉直流输电系统中，每个换流器可以通过开关操作方便地投入或退出运行。单12脉接线方式中，只要出现一对12脉动换流器故障就要停运一个极，而双12脉接线方式中，只要换流站和逆变站在同一个极上尚存在一对完好的12脉动换流器，该极仍可承担系统额定容量25%的输电能力而不会导致单极停运。因此，特高压直流输电系统具有更多可选择的运行方式： (1) 完整双极运行 (输送100%系统额定容量) ； (2) 3/4双极运行 (输送75%系统额定容量) ； (3) 1/2双极运行 (输送50%系统额定容量) ； (4) 完整单极运行 (输送50%系统额定容量) ； (5) 1/2单极运行 (输送25%系统额定容量) ； (6) 双极停运。其中，1/2双极运行是指系统的两个极分别通过一对完好的12脉动换流器提供25%的系统额定容量，完整单极运行是指系统中一个极正常工作，单独提供50%的系统额定容量。虽然这两种运行方式所传送的功率相同，但由于状态转移关系有所不同，因此在研究中予以分别考虑。
2 特高压直流输电系统状态空间图
本文采用状态空间法[4]评估特高压直流输电系统可靠性。由于特高压直流输电系统中设备众多、接线方式复杂、比传统直流输电系统具有更多的运行状态，因此，为方便建立状态空间图，有必要将特高压直流输电系统中的设备按照故障时对整个系统影响程度的不同划分为若干子系统，然后在建立子系统状态空间图基础上得到整个系统的状态空间图。考虑到特高压直流输电系统的结构特点，设备及子系统的划分可遵循以下原则：
(1) 单独故障时将导致系统输电能力降低25%的设备划分至换流单元子系统；
(2) 单独故障时将导致系统输电能力降低50%的设备划分至极子系统；
采用以上划分原则，换流单元子系统包括换流阀设备、换流阀控制保护设备以及换流变压器设备；极子系统包括两端交流滤波器、直流滤波器、直流线路以及相关的极设备。
2.1 换流单元子系统状态空间图
换流单元子系统由整个直流输电系统两端共8个独立的换流单元构成，其结构如图2所示。
图2中的a1～a4和b1～b4代表系统两端的换流单元, 每个换流单元由12脉动换流器、换流阀控制保护装置以及换流变压器3种设备组成。由于这些设备单独故障均会导致所在换流单元停运，因此每个换流单元的故障率以及修复率等可靠性参数可通过3种设备的串联网络模型[4]计算求得。特高压直流输电系统通常采用设备备用的方式提高运行可靠性，在这种情况下应先求出有备用设备的备用等效模型[17]，然后按照上述方法计算3种设备的串联等效模型。图3 (a) 所示为换流单元子系统的状态空间图，给出了换流单元子系统各种运行状态及状态间转移关系。图中λ1、μ1分别代表a站换流单元的故障率和修复率, λ2、μ2分别代表b站换流单元的故障率和修复率。将图3 (a) 中具有相同运行容量的状态归并到一起，根据频率一持续时间法中累积状态的计算公式[4]可以得出换流单元子系统的等效状态转移空间图，如图3 (b) 所示。等效状态转移空间图共有6种状态，分别对应特高压直流输电系统的6种运行状态。
对于图3的几点说明：
(1) 每个状态框图中右上角数字代表状态序号，右下角数字代表相应状态下运行容量与额定运行容量的比值；左侧圆圈为8个换流单元运行状态示意图，空心代表换流单元正常运行，实心代表换流单元故障停运。
(2) 因其他设备故障等非自身原因导致的设备停运定义为“受累停运”。换流单元在受累停运期间不会再次发生故障。以状态空间图中的状态9为例，当换流单元a1、a2故障导致极1全停时，同在极1上的换流单元b1、b2不会再次发生故障。
(3) 只专虑系统运行容量改变的状态转移过程。以状态空间图中的状态7为例，当极1上的换流单元a1故障停运时，仅考虑对侧换流单元b3或b4可能发生的故障 (系统运行容量由75%额定容量降至状态2的50%额定容量) ，而不考虑b1或b2可能发牛的故障 (不会引起系统运行容量改变) 。理由是当a1停运时，b1和b2只需投入一组运行，根据前面的假设，停运的换流单元 (不妨假设为b1) 不会发生故障，如果此时在运的b2发生故障，可以及时通过开关操作退出b2投入b1维持系统原有运行容量水平。有理由认为b1在之前受累停运时得到适当的检修，因此其再次发生故障导致极1停运的可能性较小。
(4) 状态空间图中的状态2、8、13为“1/2双极”运行方式，由系统的两个极分别提供25%额定容量，在等效状态空间图中被合并到状态3。状态空间图中的状态9、14为“完整单极”运行方式，由系统的一个极提供50%的额定容量，在等效状态空间图中被合并到状态4。
2.2 极子系统状态空间图
极子系统由两端交流滤波器、直流滤波器、直流线路以及相关的极设备构成。由于同一换流站内两极的交流滤波器组可以相互切换，因此在建立极子系统状态空间图时应首先通过串联网络模型计算直流滤波器、直流线路以及极设备的等值可靠性参数，然后建立上述等值系统与交流滤波器组合的状态空间图，如图4 (a) 所示，其中λL和μL分别代表等值系统的故障率和修复率，λf和μf分别代表交流滤波器的故障率和修复率。将图4 (a) 中具有相同运行容量的状态合并到一起，根据频率一持续时间法中累积状态的计算公式可以得到极子系统的等效状态空间图，如图4 (b) 所示。等效空间图有3个状态：双极运行、单极运行和双极停运。
2.3 特高压直流输电系统状态空间图
在建立换流单元子系统以及极子系统状态空间图的基础上，根据状态转移关系，建立整个特高压直流输电系统的状态空间图，如图5所示。
关于图5的几点说明：
(1) 每个状态框图中左侧的4个圆圈代表换流单元子系统的运行情况，与图3 (b) 所示的6种运行状态一一对应。
(2) 每个状态框图中左侧的2个横线或叉号代表极子系统的运行情况，与图4 (b) 所示的3种运行状态一一对应。
(3) 图中2个状态10为同一状态，为绘图方便拆分放置在不同位置，状态14处理方式相同。
(4) 考虑到极子系统包括特高压直流输电线路，地理跨度大，不确定性因素多，因此即使处于受累停运状态仍有可能发生故障。以状态5为例，在换流单元子系统故障导致单极停运的情况下，受累停运的极子系统有可能同时发生故障而进入状态21。
(5) 图中有若干单向箭头。以状态l0为例，在系统全停的情况下，换流单元不会因再次发生故障进入状态12，反之状态12中的换流单元可因设备修复返回到状态10。这符合前文对换流单元子系统状态转移规则的说明。
将图5中具有相同运行容量的状态合并到一起，根据频率一持续时间法中累积状态的计算公式可以得到整个高压直流输电系统的等效状态空间图，如图6所示。通过该等效状态空间图可以计算特高压直流输电系统处于不同运行状态下的概率、频率以及转移率等可靠性指标。
3 特高压直流输电系统可靠性指标及计算流程
特高压直流输电系统可靠性评价指标的定义及计算方法如下：
(1) 特高压直流输电系统故障总等值停运时间TEOT (Total Equivalent Outage Time) ：即将每次系统降额运行的时间按当次停运容量折算到额定容量的时间总和。
式中：X为特高压直流输电系统运行状态集合；P (x) 为系统处于x运行状态的概率；ΔL (x) 为系统处于x降额运行状态的失负荷量；Ps为系统额定容量；DSCHx，为系统处于x运行状态下的累计降额运行小时数。
(5) 特高压直流输电系统处于双极运行状态，75%容量运行状态，50%容量运行状态，25%容量运行状态以及双极停运状态下的概率、频率以及持续时间指标：
特高压直流系统的双极运行状态和双极停运状态与传统直流输电系统定义基本相同；75%容量运行和25%容量运行状态是新增运行状态；考虑到1/2双极和完整单极运行状态均可传输50%系统额定容量，特高压直流输电系统中以50%容量运行状态代替单极停运状态。
本文提出的特高压直流输电系统可靠性评估方法计算流程如图7所示。
4 算例分析
采用表1所示的特高压直流输电系统设备可靠性参数[18]，应用本文提出的方法，对双12脉特高压直流输电系统进行可靠性评估，计算结果如表2所示。与传统的超高压直流输电系统不同，特高压直流输电系统新增了75%和25%两种运行容量状态，这两种新增状态的可靠性指标是采用传统的可靠性评估方法无法计算得出的。由表2结果可以看出，特高压直流输电系统处于全额运行状态的概率很高，为0.9853；系统主要的降额运行集中在75%和50%两种容量状态，其中50%容量状态发生的概率相对较高，状态平均持续时问相对稍长；系统处于25%容量状态以及双极停运状态的概率很小，发生频率很低，其中双极停运次数为0.044次/a，小于国家电网公司对特高压直流输电系统提出的0.050次/a的推荐指标。
5 结束语
本文基于状态空间法提出一种定量计算特高压直流输电系统可靠性的评估方法。与传统可靠性评估方法相比，本文提出的方法充分考虑了特高压直流输电系统每极两组12脉动换流器的结构特点以及多种灵活的运行方式，可以较为准确地反映特高压直流输电系统的实际运行情况。
摘要：特高压直流输电系统多采用每极两组12脉动换流器接线方式, 为对采用此类接线方式直流输电系统的可靠性进行评估, 本文根据特高压直流输电系统实际运行情况, 采用状态空间法提出一种定量计算特高压直流输电系统可靠性的评估方法。该方法充分考虑到特高压直流系统接线方式和运行特点, 可以较为准确地反映系统实际运行情况, 为特高压直流输电工程建设及可靠性管理提供参考依据。