特高压和智能电网环境下电力系统稳定控制装置的设计与测试.doc

特高压和智能电网环境下电力系统稳定控制装置的设计与测试（全面版）资料
电力技术总第190期
作为现代社会的主要能源,电力与国民经济建设和人民生活有着极为密切的关系。供电不稳定,特别是大面积停电事故所造成的经济损失和社会影响是十分严重的。自20世纪20年代开始,电力工作者就已认识到电力系统稳定问题并将其作为系统安全运行的重要方面加以研究。电力系统安全稳定控制装置是保证电力系统安全稳定运行最重要、最直接的手段,构成了电网安全的第二道防线,目前电网规划中普遍要求装设稳定控制装置。
电力系统稳定控制装置是一种智能化仪器,实时测量电网的实际运行参数并通过计算分析判断系统的运行状态是否符合电网运行的安全准则,如果电网失稳,则及时作出控制命令,通过切机、切负荷等控制措施使电网恢复安全运行状态。控制策略可以预先生成,也可以根据实际运行状态通过计算在线搜索最优的控制策略。在线生成控制策略的人工智能型稳定控制装置目前已有应用,但仍以辅助决策和预警功能为主,尚未真正实现闭环控制。由于电力系统是一个巨大的人造系统,其参数测量点分布广泛且距离很远,难以对整个系统实施完全的有效控制。通常稳定控制装置采用分布式配置,在关键发电厂和变电站配置稳控装置,各个点的测量数据通过光纤通讯实现共享,控制命令也可以进行远传,从而能在整体上对系统进行最优控制,使损失的负荷最小。
随着我国特高压和智能电网的建设,基本形成了全国联网的战略格局,其能够有效地进行资源配置、提高电网的经济运行水平。但同时发生电网稳定事故所波及的范围也将被扩大,电网安全稳定运行的重要性不言而喻。随着各种计算方法和在线暂态稳定分析理论的发展,安全稳定控制装置的设计有了新的思路和实现途径。高速数据处理芯片、大容量存储器和高速光纤通信网络的发展,使得安全稳定控制装置由原来的基于8位单片机的独立装置逐渐发展为以32位单片机为主的分布式稳定控制装置,硬件和软件实现了标准化、模块化和拼装式结构。应用在特高压电网中的稳定控制装置,运行时将面对更为复杂的电磁环境,电网的信息量也大大增加,并且更加注重广域量测信息的应用,对通信系统的处理能力提出了更高的要求。
本文根据特高压电网规划情况和稳定控制装置的发展趋势,提出了一种利用ARM处理器、FPGA和嵌入式Linux系统设计电力系统安全稳定控制装置的新方法,对系统需求进行详细的分析、说明,给出了系统总体的设计方案和测试步骤,动模试验验证了系统运行的稳定性和可靠性。
一、特高压智能电网对安全稳定控制技术的影响
智能电网是现代电力工业节能降耗、合理配置能源结构的必然选择。[1]各国发展智能电网动因各不相同,美国主要关注电力网络基础架构合理规划和信息系统的升级改造,而欧洲则更侧重于可再生能源和分布式能源的大量接入。[2]中国的大部分水电资源集中在西南,火电、风电资源多集中在西北,而负荷中心却集中在东南沿海地区,大规模能源外送是中国电网迫切需要解决的问题。因此, 电网公司在合理规划、多方论证的基础上提出建设“统一坚强智能电网”的战略方针,其内涵为:坚强可靠、经济高效、清洁环保、灵活互动、友好开放。[3]智能电网的建设,对电网安全稳定控制技术提出了更高的要求,同时也是其实现跨越式发展的机遇。
1.特高压电网互联对稳定控制技术的影响
我国能源分布与电力消费之间的不平衡决定了我国电网的基本特征是特高压、长距离、大容量输电。大区电网互联进而建设特高压全国互联电网是我国电网发展的趋势。特高压互联电网的稳定问题并不是小系统稳定问题的简单叠加,弱联络线的互联电网很容易在故障中失去稳定。大规模互联电网的区域和区间振荡模式发生的机理更为复杂,系统规模的扩大、PSS等快速控制装置的引入可能使系统的阻尼减少,发生持续的功率振荡进而造成系统解列。对于现有的控制理论和技术能否保证特高压互联同步电网的安全稳定运行一直存在争议,[4]掌握大电网安全稳定特性及发展变化规律,深入研究特高压互联电网的振荡机理,提出有效的抑制措施,进而完善适应特高压交直流混合大电网发展的安全稳定运行控制基础理论仍是亟待解决的课题。
互联大电网的运行方式更为复杂,基于离线分析生成稳定控制策略表的方式已不能满足现代电网安全稳定控制的要求。电网安全稳定控制的在线应用是当前的研究热点,传统的EMS并不能对电网进行全面安全预警和决策支持,而智能电网环境下,电网运行将更逼近其稳定极限,故电网量化安全稳定评估和智能预警对保证电网安全至关重要。在智能电网环境和复杂电网动态下,如何对安全稳定运行的综合安全指标进行定量描述,对考虑可再生能源接入和复杂控制策略下电网运行的静态安全、暂态稳定、电压稳定、低频振荡等各类稳定问题进行在线分析、精确预警和有效控制,是电网
特高压和智能电网环境下电力系统
稳定控制装置的设计与测试
曾 敏
摘要:随着特高压互联和智能电网的建设,电网的安全稳定问题愈加突出,安全稳定控制装置的作用将更为重要。通过介绍特高压互联电网和智能化变电站对电力系统稳定控制技术和装置的影响,提出一种适用于特高压电网稳定控制装置的设计方法和测试步骤,该方法采用高速ARM处理器和可编程门阵列(FPGA设计系统硬件,利用嵌入式Linux系统开发软件平台,动模试验表明了设计方法的有效性。
关键词:电力系统;稳定控制装置;嵌入式系统;ARM
作者简介:曾敏(1975-,男,江苏溧水人,江苏省电力公司溧水县供电公司,助理工程师。(江苏 溧水 211200
中图分类号:TM712 文献标识码:A 文章编号:1007-0079(202103- 0101-02

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2021年第3期
稳定控制技术的应用重点和难点。
2.智能变电站对安全稳定控制装置的要求
随着中国智能电网建设的推进,智能变电站将逐渐替代数字
化变电站。[5]智能变电站是在数字化变电站基础上发展起来的采用
智能化一次侧设备,以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共
享标准化为基本要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量
和监测等基本功能,并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调
节、在线分析决策、协同互动等高级功能,实现与相邻变电站、电网
调度等互动的变电站。[6]智能化变电站将实现一次设备的智能化,
其二次设备系统结构也将发生巨大的变化。因此,新一代安全稳定
控制装置的构架、控制方式必须在智能化一次设备接口、装置网络化以及信息化等方面满足智能化变电站的要求。
安全稳定控制装置需要采集交流电流、交流电压等模拟量信息和开关、刀闸等位置信号以及保护跳闸信号,并且为实现协调控制,还需采集异地的线路、元件、装置等的运行信息。智能变电站内实现了采集转换设备的标准化、模块化和智能化,数据采集、传输、控制等实现了全程数字化,对于数字化信息的断面统一、数据同步和数据合法性问题、多路通信的协调及海量信息的提取和处理,都需要进一步的研究。同时,智能化变电站具备分布式智能决策的高级功能,与调度中心间具备较强的互动能力,如何充分利用智能化变电站的高级应用功能,是下一代分布式稳定控制装置设计时需考虑的问题之一。
二、特高压智能电网环境下稳定控制装置的设计
1.系统需求
电网的安全稳定控制系统和装置是提高电网稳定性的有效措施,运行中若安稳装置误动,则可能导致电网误解列或切除大量的机组及负荷,造成不必要的停电损失;而如果装置拒动,则可能导致电网稳定破坏,使原本可以避免的事故扩大化。因此,电力系统对安稳装置的安全性和可靠性的要求极高,在系统设计时需要综合考虑硬件和软件的运行稳定性问题。具体来说,硬件平台的设计需要考虑各应用功能的模块化、标准化,供电系统的不间断供电,抗干扰能力和电磁兼容性,人机接口界面的友好性等;软件系统需要考虑软件运行的可靠性、自动复位和计算效率等。考虑到电力系统对可靠性的严格要求,稳定控制装置应满足双重化原则,即两套装置完全独立。
2.硬件平台基本架构
电力系统安全稳定装置的硬件采用模块化设计方式,各模块功能独立并实现标准化。系统的主要模块和作用如下。
(1电源模块:用于对系统的不间断供电,使用双路直流电源实现对稳控装置的24小时不间断供电,依靠自动切换装置进行电源间的切换。
(2采样值接收处理模块:实现与量测单元的信息交互和数据计算,获取元件的实时运行信息。
(3决策判断模块:作为装置的神经中枢负责收集采用信息并进行综合计算,根据预定控制策略作出相应的判断决策,并下发控制指令。
(4控制信号接口模块:负责转发接收到的决策判断模块和上传开关量信息。
(5通信模块:负责与异地安全稳定控制装置交互信息,获取异地电网运行情况,实时传输远方切机切负荷指令。
(6人机界面综合信息管理模块用于文件解析、人机接口、参数配置等功能。
各模块之间采用基于现场FPGA的高速同步串行通信方式交互信息,FPGA同时实现采集量的快速傅里叶变换(FFT,能够在30微秒内完成单个元件采集量的计算。硬件平台的基本架构如图1所示。
3.软件系统结构
电网安全稳定控制装置需要在电网发生异常时即刻采取措施以保证电网稳定,因此对系统软件的实时性、稳定性和计算效率要求很高。对于智能化变电站,不仅一次侧设备均提供量测信息的数字化通信接口,二次信息也均为满足IEC61850等特定协议的数字化信息,这些海量信息的传输的安全性、可靠性对软件提出了更高的要求。采用操作系统可大大降低软件的复杂程度,提高软件的可靠性、复用性和管理水平。对于目前广泛应用的操嵌入式Linux作系统,其源代码完全开放,软件人员可以跟踪修改系统以保证系统的实时性;传统安稳装置软件系统中占用大量CPU资源进行FFT计算,需要多CPU的配置,本系统由于采用FPGA硬件实现快速FFT计算,CPU仅完成FFT转换的控制和结果读取,采用单台ARM核心的处理器进行系统协调和控制完全能满足系统需求。系统的软件结构如图2所示。
三、软硬件平台的综合测试方法
对特高压电网安全稳定装置进行充分的可靠性测试是保证电网安全稳定运行的重要保障。[7]特高压互联电网的安全稳定控制需要强大的信息处理能力和高速的信息交互能力,以及良好的稳定性。因此,稳控装置需要测试的内容有很多,测试将贯彻于系统设计和开发研制的全过程,在开发、生产、工程现场及定检等各阶段都需要进行硬件模块测试、软件单元测试、系统联合测试、控制逻辑测试、故障判据测试、策略表合理性测试和执行结果测试等。
特高压安全稳定装置测试流程包括以下步骤。[8]
(1研发阶段实验室环境下的初期测试:以单元测试和模块测试为主的测试,目的是各硬件模块和程序单元功能的完整性,

可以
图1

硬件平台的基本架构
图2 系统软件结构
(下转第105页
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电力技术总第190期
息,生成新的模型发布给订阅者。一体化建模采用自定化的流程,实现了分布式一体化免维护建模。
三、结论
模型管理技术在智能调度支撑平台上的研究基于IEC61970标准、E格式、G格式规范、模型变化做到实时更新,模型订阅,模型拆分、模型合并、外网等值、图形转换、E格式数据导入/导出等多项先进技术,在调度系统之间建立模型信息实时互动机制,实现了各级调度系统之间分布式一体化智能建模及管理,实现了各种应用个性化的订阅模型。整个分布式一体化模型管理基本实现了智能化,实现了调度中心各应用系统之间及各级调度系统之间信息整合与共享,为智能调度的各种应用提供一体化模型与数据,满足了调度中心基于全电网模型的分析、计算、预警和辅助决策以及智能调度等新型业务的需要。
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(责任编辑:刘俊卿
采用并行开发和测试,缩短产品开发周期。
(2中期或成型综合测试:采用静态模拟、数字仿真、动态模拟等进行系统测试,模拟系统运行环境,测试系统策略表的正确性,查找设计缺陷并及时改进。
(3运行前的外界环境测试:主要进行系统在复杂电磁环境下的抗干扰能力、自然环境条件下系统的稳定运行水平,特高压电网中电磁干扰尤为严重,需要对装置的电磁兼容能力进行详细测试。
(4挂网试运行:将安稳装置投入实际系统进行在线运行测试,及时发现系统安全隐患并改进。
(5投运后的异常测试:产品具备投运后的自诊断能力,记录系统异常情况并改进设计。
特高压电力系统稳定控制装置测试的难点还在于其分布式配置特性,造成了系统测试时协调和场景模拟等的困难。尤其是大电网的稳定控制策略一般比较复杂,一般采用分层、分级局部测试的方法,整个系统的全面测试较难实现。[8]传统测试需要搭建物理仿真平台进行动模试验,系统规模和复杂程度均受到限制。大规模的RTDS仿真系统是对安稳系统进行闭环试验的有力工具,目前成功应用于多个大型安全稳定控制系统的测试工作中。[9]
采用上述测试步骤对所设计的安全稳定装置进行严格测试,结果表明计算模块测量的有效值和频率精度均满足《电网安全稳定自动装置技术规范》的要求,抗电磁干扰能力符合行业标准,并利用实时数字仿真系统进行闭环动态模拟试验,系统运行的安全性和可靠性均可得到保证。
四、结语
特高压和智能电网环境对电网安全稳定控制技术提出了新要求和挑战,传统的稳定控制装置设计与测试方法已不能满足切实需求。本文提出了一种适用于特高压和智能电网环境的稳定控制装置的设计与测试方法。基于ARM高速处理器和FPGA搭建硬件平台,利用嵌入式Linux系统设计系统软件的安全稳定装置,并对系统测试的方法和步骤进行总结,测试结果表明本文方法的正确性和有效性。
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(责任编辑:刘俊卿
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2007年1月Power System Technology Jan. 2007 文章编号:1000-3673(200702-0011-05 中图分类号:TM721.1;TM77 文献表示码:A 学科代码:470·4054
特高压直流输电工程控制保护系统的初步方案
石岩,韩伟,张民,王庆
(北京网联直流工程技术,北京市东城区100005
A Preliminary Scheme for Control and Protection System of UHVDC Project
SHI Yan,HAN Wei,ZHANG Min,WANG Qing
(Beijing Wanglian HVDC Engineering Technology Co. Ltd,Dongcheng District,Beijing 100005,China
ABSTRACT:According to the features of main circuit diagram of UHVDC project, the differences between the control and protection system for UHVDC project and conventional HVDC project as well as the special requirements of UHVDC project are analysed. All-round analysis and research on the control and protection system, i.e., the integral structure, control strategy, hierarchy of the structure and redundancy, distribution of control functions and configuration of the protection, etc., are carried out. Then a possible integral scheme of control and protection system for UHVDC project is put forward.
KEY WORDS: UHVDC;control and protection system; converter
摘要:结合特高压直流输电工程的主回路接线特点,分析了特高压直流控制保护系统与常规直流的不同之处以及特殊要求,并对控制保护系统的整体结构、控制策略、分层及冗余、控制功能的分配及保护配置等进行了全面分析和研究,提出了可能的特高压直流控制保护系统的整体方案。
关键词:特高压直流输电;控制保护系统;换流器0 引言
特高压输电具有远距离、大容量、低损耗的优势,是实现我国能源资源优化配置的有效途径,能够取得良好的社会经济综合效益。发展特高压电网可推动我国电力技术创新和电工制造业的技术升级。在我国电网的“十一五”规划中,直流特高压将与交流特高压共同发展,最终成为全国骨干网架的重要组成部分[1-9]。
金沙江一期向家坝、溪洛渡大型水电站的电力外送将采用±800kV直流输电技术,具有比三峡工程更高的直流电压、电流、更远的送电距离和更大的输送容量,其建设将对我国电网的跨越式发展和全国联网格局的形成产生巨大的影响。
对于±800kV直流输电,由于目前世界上还没有成熟技术,在中国乃至世界上仍是一个具有相当多技术难点的工程实践课题。特高压(±800kV直流输电工程对控制保护系统的设计也提出了更高的要求,总体看来,特高压直流输电工程的控制保护系统在原理及实现上与以往常规的±500kV直流输电工程[10-13]并无大的不同;但特高压直流工程的接线方式与常规直流不同,每极采用2个12脉动换流器串联而成,对于特高压直流的这种接线方式,为提高直流系统的可靠性和可用率,对特高压直流控制保护系统提出了新的要求,需要对控制保护系统的整体结构、控制策略、分层及冗余、控制功能的分配及保护配置等进行全面的分析和研究。本文提出了可能的特高压直流控制保护系统的初步方案。
1 特高压直流输电工程对控制保护的新要求
±800kV特高压直流典型的主回路接线如图1所示。对于该种接线方式,±800kV直流系统在以下方面与常规的±500kV直流输电系统有所不同:每一个12脉动换流器均可独立运行。正常运行时,如果有一个12脉动换流器发生故障,由控制系统的相关顺序控制来操作两侧的直流旁路开关,完成故障换流单元的隔离;同时,在发生故障的12脉动换流器故障清除后,控制系统的顺序控制还应在另一个未发生故障的12脉动换流器不停运的情况下,将清除故障后的12脉动换流器投入运行。在上述所有的操作过程中,控制系统通过适当的控制流程,确保对交直流系统不应产生过大的扰动。这就要求特高压直流工程必须在顺序控制方面提供远比常规直流复杂、且功能更加完善的直流顺序控制。

图1特高压直流主回路接线
Fig. 1 Diagram of main circuit of UHVDC
稳态运行时,控制系统应确保串联的2个换流器对称运行。如果不采用专门的控制措施,由于测量误差和控制的非同步性,最坏的情况可能是同极的一个换流器运行在最小触发角、另一个换流器运行在定电流控制的稳态运行工况,实时仿真实验表明,2换流器的端电压之差将达到50kV以上。
考虑到特高压直流承担着远距离、超大容量跨区送电的重任,任何单极的损失意味着常规直流的双极故障,对送受端将产生很大的冲击,因此,应确保直流控制系统任一层的设备故障不会造成直流系统的单极停运。
2 特高压直流控制系统
2.1 特高压直流的基本控制策略
与常规直流相比,特高压直流在基本控制策略上没有大的区别,通常整流侧的快速闭环控制用来控制直流系统的电流,换流变抽头控制用来维持触发角在一定范围内;逆变侧快速闭环控制用来控制熄弧角为给定值,换流变抽头控制用来控制直流电压。由于抽头控制的非连续性,逆变侧采用这种控制策略时,直流电压的控制偏差将由测量误差和抽头的步长共同构成,采用高压端换流变和低压端换流变的非同步抽头控制,可将抽头引起的电压偏差减小一半。
逆变侧还可采用快速闭环控制来控制直流电压,换流变抽头控制用来维持熄弧角在一定范围内。此时直流电压的偏差仅由测量误差引起,但这种控制策略将造成换流站无功消耗有所增加,将使交流滤波器和无功补偿设备的总容量有所增加,经济性略差。
上述2种控制策略在我国的常规直流工程中均有采用,特高压直流的控制策略也可采用其中的1种。
2.2 控制系统结构及功能划分

(1直流系统的保护应与控制系统相对独立;如果直流极控制与极保护统一设计实现时,极保护与极控制系统应采用不同的主机,换流变、交流滤波器和直流滤波器的保护独立配置。
(2直流控制保护系统的分层结构应保证控制、保护以每个12脉动换流单元为基本单元进行配置,各12脉动换流单元的控制功能的实现和保护配置要保持最大程度的独立,以利于单独退出单12脉动换流单元而不影响其它设备的正常运行;同时各12脉动控制和保护系统间的物理连接不要过于复杂。
(3控制保护系统单一元件的故障不能导致直流系统中任何12脉动单元退出运行。
(4在高层控制单元故障时,12脉动控制单元应能仍然维持直流系统的当前运行状态继续运行或根据运行人员的指令退出运行。
(5特高压直流输电的控制应完全双重化。双重化的范围应从测量二次线圈开始包括完整的测量回路:信号输入、输出回路,通信回路,主机,以及所有相关的直流控制装置。双极、极和换流单元层以及阀冷却系统都要按双重化的原则配置控制装置。
直流控制系统在控制功能上分为双极控制层、极控制层、换流器控制层,各层次的功能结构划分如图2所示。从物理层次的划分来看,12脉动阀组控制层应单独配置主机,而双极控制层与极控层可合并在1台控制主机里,也可独立配置主机。
保护
CCTV
等
SER—事件顺序记录;VBE/VCU—阀基电子设备;G1—换流单元1;G2—换流单元2
图2特高压直流控制保护系统的整体结构
Fig. 2 Integral structure of control and protection system for UHVDC system

(1双极控制层。全站无功功率控制功能;极功率/电流指令计算(含过负荷限制;极间功率转移控制功能;接地极电流平衡控制功能等。
(2极控制层。低压限流控制功能;电流裕度补偿功能;极电流限制功能;极电压、电流协调控制功能;阀组电压平衡控制功能;直流开路试验功能;直流滤波器投切顺序控制功能;极层的直流起停顺序控制功能和联锁功能;极层的开关联锁功能;极层的换流变压器分接头控制功能;直流线路故障重启动控制功能等。
(3换流器控制层。点火角脉冲控制功能(包括角度限制和点火脉冲发生器等;换流器闭环触发控制(包括电流、电压和熄弧角控制;换流器层的分接头控制功能;换流器层的起停控制功能;换流器层的解锁/闭锁和紧急闭锁顺序控制功能;换流器层的开关控制和阀厅联锁功能等。
2.3 换流器投退的控制策略

对于换流器的投退,有2种不同的控制策略:①基于换流器的端电压控制策略;②采用固定触发角的控制策略。策略①类似于零功率试验,在换流器投入过程中触发角接近90°(考虑系统和换流变的换相电抗的影响,通常为84°左右,对系统的无功冲击大;策略②采用触发角为70°来控制换流器的投退,较策略①对系统的无功冲击小,但旁路开关在断开的初始阶段要承受额定直流电流。

(1投入串联阀组的控制策略。
初始状态:单极接线如图3所示,单极中换流单元V2运行,换流单元V1准备投入。投入换流单元V1的顺序控制步骤如下:
1投入阀组前先进行开关操作。合隔离开关C2、C3;合高速旁路开关C4;断开隔离开关C1。
2阀组V1解锁,零功率方式控制电流升至定值I d,旁路开关C4的电流向阀组V1转移,最终C4中只有纹波电流。
3断开旁路开关C4。
4整流侧保持定电流控制,逆变侧升直流电压,使整流侧的极电压达到额定值,极进入双12
脉动换流单元串联运行状态。
(2退出串联阀组的控制策略。
初始状态:如图3所示,单极中换流单元V1和V2串联运行,换流单元V1准备退出运行。退出换流单元V1的顺序控制步骤如下:
1控制换流单元V1的直流端电压为零。
2合高速旁路开关C4。
3控制换流单元V1的直流电流降低至零,换流单元电流转移至旁路开关C4。
4换流单元V1闭锁。
5退出阀组V1并进行开关操作。合隔离开关C1;断开高速旁路开关C4;断开隔离开关C2、C3;该单极进入单换流单元V2运行状态。

图3 单极采用双12脉动串连的接线
Fig. 3 Circuit diagram for one pole with two 12-pulse
converter in series

(1投入串联阀组的控制策略。
初始状态:如图3所示,单极中换流单元V2运行,换流单元V1准备投入。投入换流单元V1的顺序控制步骤如下(整流侧、逆变侧开关的操作过程和步骤相同:
1合隔离开关C2、C3。
2合高速旁路开关C4。
3断开隔离开关C1。
4逆变侧。发断开高速旁路开关C4的指令,指令发出30ms后以触发角70°解锁换流阀V1。
5整流侧。在逆变侧解锁后20ms时(假定直流站间的通道时延为20ms立即发断开高速旁路开关C4的指令,指令发出30ms后以触发角70°解锁换流阀V1。
6整流侧保持定电流控制,逆变侧升直流电压,使整流侧的极电压达到额定值,极进入双12脉动换流单元串联运行状态。
(2退出串联阀组的控制策略。
初始状态:如图3所示,单极中换流单元V1和V2串联运行,换流单元V1准备退出运行。退出换流单元V1的顺序控制步骤如下:
1按以下方法闭锁整流和逆变侧将要退出的阀组。控制触发角为70°,假定此时t=0ms;t= 10ms时投旁通对,合高速旁路开关C4;t=60ms 时闭锁换流阀。
2合上隔离开关C1。
3断开旁路高速开关C4。
4断开隔离开关C2、C3。
该单极进入单换流单元V2运行状态。
3 特高压直流保护系统
3.1 特高压直流保护的特点
特高压直流输电工程换流器接线将从传统的单12脉动换流器改为双12脉动换流器结构,同时每个12脉动换流器直流侧并联安装高速旁路开关和旁路刀闸,如图1所示,采用这种结构后,主回路会有更多运行方式可以选择,提高了整个系统运行的灵活性和可用率。同时保护的配置将更为复杂并且考虑的因素也更多,例如保护测点的配置、双12脉动阀组联接母线区域的保护、运行方式改变时,保护判据中保护信号的更改即保护的适应性问题等。
特高压直流系统保护的配置从硬件配置到软件配置都要着重考虑,直流保护要独立于其它的设备,并在物理上和电气上独立于控制系统;直流保护装置的输入回路、测量回路要相应分开;与换流器相关的保护要按单12脉动阀组独立配置,增加单12脉动阀组运行的独立性,便于单12脉动阀组的投入、退出或检修与运行维护;涉及影响双极正常运行的双极区域的保护应适应双极区域主接线布置方式,尽最大可能减小双极区域故障后双极停运的可能性;保护设备的冗余配置要做到每一套保护都独立,单套保护有能力保证单一元件损坏本套保护不误动,每套保护防误动与拒动不依赖于其它套保护,保证设备之间关系简单,易于维护。
3.2 特高压直流保护分区
特高压直流保护所覆盖的区域包括换流阀、直流场(包括直流极和双极设备、直流滤波器、直流极线、直流地极线、高速旁路开关、换流变压器、换流母线及与换流变压器相连的交流断路器之间的区域,交流滤波器组及与交流滤波器组相连的交流断路器之间的区域,区内所有设备均应得到保护。
考虑到特高压直流输电采用每极双12脉动换流器串联构成,每个12脉动换流器有旁路开关,为减小单极停运的次数,双12脉动换流器允许单12脉动换流器退出运行后另一个12脉动换流器继续运行,为减小双极停运的次数,双极区域的故障应通过优化双极区接线方式或考虑全面的保护动作策略来最大可能地减少双极停运,因此保护分区的原则如下:
(1影响单12脉动换流器正常运行的故障退出故障换流器。
(2影响单极正常运行的故障退出故障极。
(3双极保护区的故障退出双极,但要采取措施尽量避免双极故障退出运行,保证运行的可靠性。
基于以上保护分区的原则,特高压直流输电的保护分区包括:12脉动换流阀保护区;极保护区(包括极母线区、中性母线区、直流滤波器区、直流线路区;12脉动联母保护区(包括12脉动换流器旁路开关、12脉动换流器联结母线;双极保护区(包括双极连接区、接地极线区、金属回线区;换流变压器保护区;交流滤波器保护区。
12脉动换流阀保护区配置的保护有阀短路保护、12脉动换流器差动保护、换相失败保护等常规直流应配置的保护,对于高速旁路开关位于阀厅内或阀厅外时,对应的保护配置及分区也会有所区别。阀短路保护动作后,一种选择是停运极,另一种选择是本级暂时降功率(order down,待故障的换流阀隔离后,另一个健全的12脉动换流阀再升功率至故障前的值;其余12脉动换流器保护只停运对应的换流器。
极保护区包括极母线、中性母线、直流滤波器、直流线路,该保护区的故障会引起单极的停运。该保护区配置的保护有极母线差动保护、极差动保护、中性母线差动保护、线路保护等,该保护区所配置保护的保护判据也与运行方式有关,对于极母线差动保护,当高压12脉动换流器运行时,其判据所取的值为高压12脉动换流器出口电流互感器电流与线路出口电流的差,但当高压12脉动换流器退出运行时,其判据所取的值就需要发生改变,其值变为低压12脉动换流器出口电流互感器电流与线路出口电流的差。
12脉动联结母线保护区包括12脉动换流器旁路开关、12脉动换流器联结母线,该保护区配置的保护有联母差动保护、换流器旁路开关保护等,该区域的设备是特高压直流比常规直流新增加的部分设备。该保护区域的故障可能引起单12脉动换流器退出运行也可能引起单极的故障停运。
双极保护区的接线方式与常规直流相比没有多少区别,双极保护区配置的保护有双极中性线差动保护、站内接地开关保护、转换开关保护等。对于特高压直流而言,由于双极保护区域故障引起双极停运后对系统的冲击较大,对双极区域可靠性的要求就更高,因此常规直流双极区域的接线方式对于特高压直流而言就显得有些简单,因此需要考虑特高压直流双极区域可能的其它接线方式,以便双极区域出现故障时,能够通过开关的操作隔离故障而不引起双极停运。
换流变压器保护区配置的保护有变压器差动保护、换流变过流保护等,该保护区域的保护只影响12脉动换流器的运行而不会引起单极的停运。对于换流变非电量保护应主要考虑其动作的可靠性,初步考虑所有引起换流器闭锁的非电量保护均配备3对接点,在保护中采用由硬件实现的3取2逻辑,以保证其动作的可靠性。
交流滤波器保护区配置的保护与常规直流没有太大区别,其中需要考虑的问题是当双极故障停运后交流滤波器的切除方式,以免引起交流系统的过电压和交流滤波器大组开关的损坏。
4 结论
与常规高压直流输电控制保护系统相比,特高压直流输电控制保护有以下方面的差异和新要求:
(1需要专门和完善的顺序控制来实现12脉动换流器的正常投退和故障退出。
(2在稳态情况下,需要专门的控制措施来保证串联的2个12脉动换流器的对称运行。
(312脉动换流器应配置独立的控制设备。
从技术和设备制造来看,特高压直流控制保护不存在难以逾越的技术障碍。本文提出的特高压直流二次系统的初步方案,为技术规范书的编制和设备研制提供了有益的参考。
参考文献
[1] 刘振亚.特高压直流输电技术研究成果专辑(2005年[M].北
京:中国电力出版社,2006.
[2] 刘振亚.特高压交流输电技术研究成果专辑(2005年[M].北
京:中国电力出版社,2006.
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特高压交流输电系统的动态物理模型
杨德先,陈德树,陈　卫,吴　彤,张凤鸽
(华中科技大学电力安全与高效湖北省重点实验室,湖北省武汉市430074
摘要:在论证中国有重点地建设特高压输电系统动态模拟试验系统的必要性后,介绍了特高压输
电线路、变压器系统、并联电抗器等模型的建设情况,针对特高压的特殊性对其输电线路及特殊的变压器组开展了动模试验,研究了特高压带来的新问题和物理现象。实验证明该模型的试验结果与对原型的基本理论分析相似,可用于研究特高压系统的暂态特性和相应的二次设备性能。关键词:特高压;交流输电;动态模拟;元件模型中图分类号:TM743
收稿日期:2021206213;修回日期:2021208220。
0　引言
美国、前苏联、日本和意大利等都曾建成交流特高压试验