高压直流无接地极运行实现方法

接地极为直流输电系统大地回线运行方式提供电流回路,随着直流输电通道的密集增加,由接地极入地电流引起的油气管网腐蚀、变压器偏磁等问题逐渐增多,严重时将影响电网正常运行方式。文中提出了使用站内接地网代替接地极,直流系统以无接地极方式运行的方案,主要通过直流的控制和保护逻辑来实现。以南方电网±800kV普侨特高压直流工程的实际应用为例,分析了高压直流无接地极运行方案的关键技术难点,设计了通过控制保护核心逻辑修改来实现无接地极运行的方法,并利用实时数字仿真(RTDS)系统对方案进行了仿真验证。改进后的控制保护逻辑已在实际工程实施,效果良好。     

同塔双回直流接地极电流限制功能的逻辑优化研究

针对共用接地极的特性以及接地极容量等问题,牛从直流首次应用了接地极电流限制功能。分析了接地极电流限制功能的逻辑,结合调试运行经验梳理了该功能设计存在的问题和隐患,并提出合理的优化建议,以有效确保该功能动作的正确性,提高直流系统运行稳定性。     

南方电网直流典型故障的反事故措施方案研究

以"4·2"、"5·5"故障为背景,介绍了接地极过电压保护和接地极电流不平衡保护的原理以及在故障中暴露出的不足.提出了相关直流控制保护功能反事故措施方案.并以RTDS试验验证了对59EL和60EL改进方案的可行性.从2009年5月以来,高肇、兴安直流都已执行了接地极过电压保护、接地极电流不平衡保护以及极控系统中直流保护运行状态监控逻辑的反事故措施.     

永富直流工程功率分送控制策略研究与实现

永富直流工程与常规直流工程相比,其逆变站具有多种功率输送运行方式:功率"全送广西"、功率"全送云南"、功率"极1送广西,极2送云南"。功率"极1送广西,极2送云南"这一分送运行方式是指逆变站将功率输送到不同的交流异步电网。为适应和满足这一特殊运行方式,直流控制系统需增加新的控制策略。根据永富直流工程特点和需求,本文从功率控制模式、功率自动控制、接地极电流限制等方面进行了详细研究,提出了单极功率控制模式、单极功率自动控制、接地极电流限制等功能的控制策略和实现原理。相关控制策略已通过直流控制仿真系统实现和验证,并在永富直流工程中进行应用。     

直流输电系统接地极过电压保护缺陷分析及改进措施

直流输电保护系统中的接地极过电压保护主要用于检测接地极断线故障,天广和高肇直流输电系统采用的接地极线路过电压保护中,检测到中性母线电压高于门槛值并满足延时条件后,便迅速合上高速接地开关——这一动作后果存在严重缺陷,在单极大地回线运行方式下将影响正常极的稳定运行,并很可能对换流站内设备和人身造成危害。文中结合直流输电系统接线方式分析了这一缺陷,并借助实时数字仿真(RTDS)系统和运行实例进行了验证,给出了改进建议,这有利于完善接地极保护功能,确保直流输电系统的安全稳定运行。     

特高压和高压直流输电系统共用接地极模式分析

为了节省占地面积和建设费用,云广特高压直流输电系统和贵广二回高压直流输电系统在广东侧决定采用共用接地极模式。讨论了特高压和高压输电系统的共用接地极模式,对共用接地极的要求提出了设计方案。分析了共用接地极对2个直流输电系统的稳态运行、过电压绝缘配合以及控制保护系统的影响。结果表明:云广特高压直流输电系统和贵广二回高压直流输电系统共用接地极模式是可行的。     

南方电网直流工程共用接地极的风险及影响分析

对于共用接地极的直流系统,存在其中一回直流单极大地运行或存在入地电流时,另一回直流开展单极大地、金属回线转换的操作,在此过程中接地网过流则导致保护动作闭锁,运行极和接地极线路刀闸开断能力不够等系统问题和设备问题.研究了共用接地极情况下金属、大地转换过程中存在的风险,包括对设备选型和控制保护的影响,以及共用接地极入地电流在换流站的分流关系及形成的电位分布,明确共用接地极入地电流对换流站的人身和设备的安全影响,并指出了共用接地极在接地极线路检修时对站内的影响.     

特高压直流保护动作策略优化

特高压直流输送容量大,一极停运对两端交流系统的冲击很大,且导致单极大地回线运行,很大的入地直流电流对交流系统及附近的金属件产生不利影响,尤其对在运的换流变以及换流站近端的变压器产生直流偏磁,威胁换流变及变压器的安全运行。文中对特高压直流保护中的换流器差动保护、接地极线过负荷保护、接地极线不平衡保护以及线路重启逻辑的动作策略进行了优化,可大大缩短上述保护动作一极闭锁后单极大地回线运行的时间,减少流入大地的直流电流对交流系统、金属件、换流变及变压器的影响;并针对接地极引线增加了接地极线差动保护和接地极线差动监视报警功能,提高了接地极线的保护水平。文中的策略已应用于哈郑、灵绍直流工程,现场试验效果良好。     

直流输电分布式接地极建模与应用

为改善目前直流接地极的性能,提出了分布式直流接地极的2种仿真计算模型,使用算例与标准接地软件CDEGS作验证,并分析了交流电网对分布式接地极入地电流分配的影响。实例分析表明,交流电网对分布式接地极入地电流分配关系会有轻微影响。以湖北和广东电网为例说明了分布式接地极的实际应用方案,使用分布式接地极后,地表电位局部集中的问题得到一定程度上的改善,交流电网内变压器直流偏磁风险有所降低。分布式直流接地极可以提升接地极性能和均衡直流电流分布,随着我国直流输电工程的大量建设,分布式接地极具有一定的应用前景。     

特高压共用接地极热参数分析

基于有限差分法原理,建立了一套可对直流接地极周围温度场参数进行时域分析的数值算法。该方法避免了现有接地极温升计算公式将接地极体视为等温体的缺点,可对接地极体温度分布进行计算。将该方法应用于我国云广和贵广II回直流输电系统共用接地极设计中,对接地极热参数进行分析,针对共用接地极3个备选极址的不同土壤参数特征,分别计算系统持续单极大地回线运行状态下的入地电流对接地极温升的影响。计算结果显示,合理设置接地极参数可将其温升控制在标准限值以内。     

一次复杂的直流线路故障分析

在某直流输电系统发生的一次线路故障中,因连续雷击的影响,造成直流线路过电压保护、阀组差动保护、交直流碰线保护、桥差保护、50 Hz保护等多个保护动作.文中根据相关直流控制保护功能的原理,结合故障录波,对该事故的过程进行了详细分析,并深入分析了产生直流线路过电压的原因及影响.提出了重视换流阀及其控制系统与直流保护的配合、...     

多端高压直流输电系统保护动作策略

多端高压直流输电(HVDC)系统保护动作后故障处理策略的选择与多端系统结构密切相关。详细分析了串联型和并联型多端直流输电系统的闭锁和线路故障再启动逻辑2类保护动作后故障处理策略,并简要介绍了其他保护动作处理策略。快速移相及同时投旁通对是串联型常用的闭锁策略;并联型常采用闭锁脉冲策略,以及禁止投旁通对策略。对串联型而言,极隔离实际上是换流器隔离;由于存在多条多电压等级的直流线路,从而线路故障处理策略复杂度很高;功率回降和极平衡需各主控站协同处理;新增合大地回线开关的处理策略。对并联型而言,线路故障处理需各整流站协同处理;新增降电流后闭锁策略;新增分断直流线路开关策略,便于隔离故障直流线路。     

一种快速切除HVDC输电系统接地极线路接地故障的方案

兴安直流输电系统逆变侧接地极线路与直流线路同杆并架敷设.在直流线路遭雷击后,接地极线路因感应过电压继发接地故障,在高压直流(HVDC)输电系统单极故障重启不成功的条件下,两回并行的接地极线路不平衡电流保护动作,导致直流输电系统双极闭锁.为了彻底消除接地极线路故障导致的HVDC输电系统闭锁现象,提出在换流站接地极线路出口处装设直流断路器灭弧的方案,并相应调整了接地极线路的控制和保护策略.     

基于RTDS的“1.15”高肇直流极2闭锁事故仿真

基于实时数字仿真器(real time digital simulator,RTDS)搭建了仿真模型,并将RTDS与实际直流输电控制及保护装置连接,建立了交直流混合系统实时仿真实验平台。在此基础上,针对“1.15”高肇直流极2闭锁事故进行了仿真研究,成功地再现了实际故障过程,并分析了事故发生的真正原因：直流极控装置误将瞬时故障检测为永久故障,终止直流线路重启;并提出了合理的改进措施：修改极控装置中接地检测故障装置和直流线路重启去游离时间。     

直流输电系统再启动功能改进措施

在高压直流长距离输电中,直流线路发生故障的概率较高,完善和合理使用再启动功能对提高直流输电系统的可用率意义重大。结合南方电网公司和国家电网公司直流工程的运行情况,分析了目前直流线路故障再启动功能现状,发现存在正常双极运行时负极再启动功能退出、可重启的故障范围小等问题。提出了改进建议:完善直流控制系统软件,加强两极之间再启动功能协调配合,在一极事故闭锁、直流线路故障及再启动期间,暂时闭锁另一极的再启动功能,防止两极同时或相继重启,避免因控制软件限制再启动功能的投入。并提出接地极线路接地故障和金属回线故障时,相应的接地极线路不平衡保护（GR模式）和直流线路横差保护的出口方式应由极闭锁调整为直流再启动。     

直流保护冗余配置的"三取二"逻辑实现方法比较

目前直流输电工程的直流保护冗余配置一般采用"三取二"方式,但在工程实际中有不同实现方法。论述了"三取二"逻辑的原理特点及其优越性,并从逻辑功能以及实现策略的角度,介绍其在几个直流输电工程中的具体应用。针对直流工程中控制保护逻辑提出了改进建议,可供未来的直流输电工程建设参考。     

三峡－上海直流输电工程控制保护功能的完善

简述了三峡至上海直流输电工程的系统调试过程,分析了宜都站直流场大地/金属转换开关的保护功能,并提出了修改建议;研究了其直流线路保护、极母线差动保护和中性母线差动保护,给出了直流线路人工短路接地故障试验结论;分析了换流站辅助电源丢失试验结果,分析了试验过程中双极中性母线差动保护误动的原因,提出了改进措施并付诸实施。以上几个技术问题的解决,完善了该工程的控制保护功能,保证了该工程的顺利投运。     

兴安直流双极闭锁反事故措施实时仿真研究

对“5·5”兴安直流双极闭锁故障的分析显示,由于兴安直流采用接地极线路与直流输电线路同塔架设,存在着双极闭锁潜在风险。因此,搭建了由实时数字仿真器（RTDS）与兴安直流实际的控制保护装置组成的闭环实验系统,针对直流控制保护故障重启功能进行大量实时仿真实验,内容包括实现接地极线路电流不平衡保护重启及定值调整,调整直流线路现有故障重启逻辑和模式,以及重启功能调整后对拉制保护的关联影响等。从直流控制保护的角度提出了有效地防止类似“5·5”兴安直流双极闭锁的措施。     

直流输电控制系统的组成及功能

介绍了高压直流输电控制系统的组成、基本控制功能及控制方式。直流极控制系统是换流站控制系统的核心,主要功能是通过对整流侧和逆变侧触发角的调节实现系统要求的输送功率或输送电流。直流输电和交流输电技术的显著不同在于输电过程对控制保护系统的依赖性。直流输电是建立在阀导通和截止控制上的一种电能传输方式。