直流输电系统单极大地回线运行方式下的中性点接地

直流输电系统单极大地回线运行方式下的中性点接地

1性点直流电流的消除在hvdc能源系统的交换站附近有一个永流位置，该电位由注入电流流的大小和土壤阻力决定。当直流输电系统采用单极大地返回方式运行时，注入电流就是直流输送电流，而土壤电阻率越高，电位也越高，影响范围也就越广。直流接地极的高电位也作用在交流变电站的接地点上，使中性点接地的变压器中流过直流电流(相当于分流了部分直流输送电流)，从而引起变压器发生直流偏磁。随着单极大地返回方式直流输送功率的增加，某些流过较大直流分量的变压器可能会发生磁饱和，导致系统正常运行时这些变压器上将会出现振动加剧、噪声增大、局部过热等问题，既影响变压器本身的安全，也会影响电网的正常运行。交流系统中因流入直流而产生的所有危害，均是由于变压器的偏磁饱和引起的。直流偏磁使变压器成了交流系统中的谐波源。谐波流入系统的后果是系统电压波形畸变、滤波器过载、继电保护误动、合空载长线时产生持续过电压、单相重合闸过程中潜供电流增加和断路器恢复电压增高。直流偏磁还会引起变压器磁路饱和，励磁电流增加，变压器消耗无功增加，使系统无功补偿装置过载或系统电压下降。变压器偏磁饱和的另一后果是引起噪声和振动，同时还会增大变压器有功损耗，有可能使变压器产生局部过热并导致损坏。抑制流入变压器中性点直流电流的方法有3种：(1)在变压器中性点装设电阻，限制直流电流的大小；(2)在输电线上装设串联电容补偿，阻断直流的通路；(3)在变压器中性点装设电容，阻断直流电流。到目前为止，解决措施的研究大多限于在变压器中性点装设电容。本文结合岭澳和大亚湾核电站主变的具体情况，按流过主变中性点的实测直流电流建立了相应的大地电网计算模型，分别对抑制直流输电系统单极大地回线运行方式在变压器中性点引起的直流电流的3种措施及变压器中性点串联电容的方法进行了深入的研究，并提出了有关设备的主要技术参数。2u3000形式模拟理论模型本文选取了2005年南方电网交直流系统的基本运行方式对系统进行等值简化，根据收集的交、直流系统数据和EMTDC程序的仿真规模，利用BPA程序对南方电网进行了潮流计算和动态等值，并对合理等值的电网与原网数据进行对比，最后得出等值电网数据。等值简化后的系统共包括天-广、贵-广和三-广3条直流输电系统模型，共有发电机27台(13台发电机组，14台等值机)，直流线路3条，交流线路68条。为了能够模拟直流系统单极大地回线运行方式下主变中性点上的直流电流Idc，本文在计算模型中搭建了等值简化的大地电网模型。通过在该模型上进行的试验发现，采用图1所示的大地电网等值方案能够很好地模拟出天-广、贵-广和三-广3条直流输电系统在不同运行方式下岭澳和大亚湾的Idc。图中虚线表示对实际交流电网的模拟。为了准确地仿真直流输电系统在不同运行工况下岭澳和大亚湾主变中性点上的直流分量，依据天-广和三-广直流输电系统工程调试及运行期间在岭澳和大亚湾主变中性点上监测到的直流电流数据对大地电网中各回路的电阻值进行了校核，表1为三-广直流极I（正极性）大地回线运行方式下输送不同功率时，流过岭澳和大亚湾核电站Idc的系统实测和仿真计算结果。通过对表中实测和计算数据的比较可知，Idc的计算值比实测值高一些，其主要原因有：(1)因仅有岭澳和大亚湾Idc的实测数据，所以等值大地电阻模型与实际系统有相当的偏差；(2)在某些运行条件下，实测数据仅给出了一个范围，没有确定数值，故和实际电流不完全相同。虽然模拟结果与实测数据存在一定的偏差，但其变化趋势却完全一致且变化幅度基本相同。3直流输电系统运行模式的确定从表1可看出：直流系统双极功率不平衡或单极大地回线运行方式均对Idc的数值有影响，双极不平衡功率或单极大地回线输送功率越大，Idc数值就越大；如多个直流系统接地极中电流为相同极性时，它们对电力系统的影响将相互叠加，使得Idc增大；如多个直流系统接地极中电流为相反极性时，它们对电力系统的影响将相互抵消一部分,使得Idc减小。在三-广直流输电工程系统调试期间，曾采用三-广直流采用为正极单极大地回线运行方式、而天-广直流负极多送正极少送的双极不平衡（不平衡电流为负方向）的运行模式，系统实测结果证明这种运行模式对岭澳和大亚湾核电站的Idc能起到相互抵消的作用。鉴于天-广、三-广和贵-广的正常运行方式为双极平衡运行或单极金属回线运行，只有在一极发生故障的情况下才短时采用单极大地回线运行方式，故多个直流输电系统同时采用相同极性的单极大地回线运行或双极不平衡运行方式的概率很低。因此，本文没有计算多个直流输电系统同时采用相同极性的单极大地回线或双极功率不平衡运行方式下的Idc。表2中所列数据是在1个直流系统采用单极大地回线输送额定功率、其它2个直流输电系统按双极平衡运行时，Idc的计算结果。从表2可知，3条直流输电系统中三-广直流输电系统单极大地回线运行方式在岭澳和大亚湾核电站主变中性点引起的Idc最为严重。4主变中性点的促进措施4.1劳动压dc因三-广直流输电系统单极大地运行方式下输送1500MW额定功率时在岭澳和大亚湾主变中性点引起的直流电流最大，故本文在这种运行工况下对变压器中性点装设电阻的措施进行了计算研究。根据岭澳和大亚湾核电站提供的技术数据，其Idc应不超过10A。通过仿真计算知，在天-广和贵-广直流输电系统双极平衡运行、三-广直流输电系统单极大地回线运行输送功率1500MW的工况下，为将其Idc限制在10A以下，装设在岭澳主变中性点上的电阻值应不小于130Ω，装设在大亚湾主变中性点上的电阻值应不小于53Ω。另外，在直流输电系统运行方式及输送功率不变的条件下，改变岭澳主变中性点装设的电阻值对大亚湾的Idc数值有影响，反之亦然，因此需兼顾岭澳和大亚湾2处的运行方式才能得出比较合适的电阻值。由上述情况可以推知：若500kV/400kV交流电网内距岭澳和大亚湾较近的变压器退出运行，将会导致Idc增大。4.2主变中性点电流的需求定义图2为将岭澳和大亚湾核电站的所有出线都装设串联电容后，在三-广直流双极平衡运行输送额定功率3000MW时发生单极故障闭锁、另一极转为单极大地回线输送1500MW功率的运行方式下流过岭澳和大亚湾主变中性点电流的研究结果。由于系统中有自耦变压器，所以仅在一个电压等级的输电线路上装设串联电容并不能限制直流电流通过自耦变压器流到另一电压等级的线路。研究结果表明：岭澳和大亚湾核电站必须在与交流系统相联的所有出线上均装设串联电容器，才能有效地抑制和消除流过相关变压器中性点的直流电流。4.3输送功率不变的影响因电容器的容抗值与被限制的直流电流大小无关，故按在岭澳和大亚湾4台主变的中性点上各装设1个容抗为1Ω左右的电容器考虑，折算到50Hz工频，该电容器的数值为3185µF左右。针对三-广直流输电系统双极平衡运行方式输送额定功率为3000MW时发生单极闭锁故障后，另一极转为单极大地回线输送1500MW功率的运行方式，计算分析了Idc的变化过程，其结果见图3。研究结果表明，在直流输电系统接地极电流为零（双极平衡运行方式）或保持稳定（单极大地回线运行方式输送功率不变）的条件下，Idc为零。因此，采用主变中性点上装设电容器的措施可以有效地抑制和消除流过其中性点的直流电流Idc。当直流输送功率变化导致流过直流接地极电流发生变化时，将有暂态电流流过主变中性点，从图3中可以发现，在大亚湾的Idc中包含有明显的交流分量，而在岭澳的Idc中没有交流分量，这是由于中性点电容的放电回路不同，在岭澳基本上为非振荡充放电过程，而在大亚湾为振荡充放电过程；Idc跃变的幅值及衰减至零的时间与直流系统输送功率变化的大小和快慢相关，Idc的方向与直流系统增加或减少输送功率相关。由以上研究可看出：(1)变压器中性点上装设电阻的措施抑制Idc到允许范围所需的电阻值非常大，不能保证变压器中性点有效接地,并对原有的继电保护配置有影响；若在故障时采用旁路装置将该电阻旁路，又会使系统接地阻抗不连续，从而导致继电保护配置复杂化。另外，当系统发生故障时，还会导致变压器中性点过电压等一系列问题。魁北克电力局对变压器中性点装设电阻的方法也做过研究，结论与上述结果一致，最终也没有采用这种措施；(2)交流出线上装设电阻的措施能将Idc抑制到零，但由于此电容装设在高压线上，造价很高，因此这种措施从经济角度看是不适合的。(3)变压器中性点上装设电容的措施也能够将Idc抑制到零，采用该措施的主变中性点装设的电容器数量相对较少，且可通过配合简单的旁路设施而不再需要采取特殊的绝缘措施，因此从经济角度看是可行的。根据对以上3种措施的研究及技术、经济比较可知：在主变中性点上装设电容器是抑制和消除流过主变中性点直流电流最为可行和有效的措施。5在主变中性点安装电极后的研究5.1电容器及旁路保护装置主变中性点装设电容后，在主变高压侧发生单相接地故障等情况下，主变中性点会流过很大的电流，并产生幅值很高的暂态电压。当电容器两端电压超过一定限值后，可通过电流旁路保护设备动作将电容器旁路，以限制中性点电容器上的暂态电压幅值，这样则不需要容量很大的电容器来承受故障电流，节省了安装空间，缩减了成本，也避免了对主变中性点绝缘的不利影响，确保了变压器安全可靠地运行。在短路故障清除后，电流旁路保护装置自动返回到动作前状态，将电容器重新投入运行。图4为主变中性点电容器及相应保护装置示意图。图中，保护间隙用来防止当电容或其他设备有故障时在变压器中性点出现超过其绝缘水平的高过电压。如果主变中性点电容器损坏或电流旁路保护装置发生故障，则可闭合与之并联的旁路刀闸将其旁路，使主变中性点直接接地，然后再打开装置两端的隔离刀闸，使其与系统隔离，即可对电容器或电流旁路保护装置进行维修。在主变中性点装设的电容器应该满足连续运行的要求，并保证主变中性点有效接地。因此，电容器及相关保护装置参数选择的基本原则如下：(1）电容器容抗值的选择原则。选择电容器阻抗值时应同时满足：(1)应避免在系统中引起工频或谐波谐振等过电压；(2)不论电流旁路保护装置是否动作，都不影响已投运的继电保护装置正确动作产生。(2）电流旁路保护装置的动作的电压选择。电流旁路保护装置的动作电压应高于以下2种电压的叠加值：(1)2条直流输电系统同时处于同极性单极大地回线运行、且输送的直流功率为过负荷最大值时，在中性点电容器两端产生的直流电压；(2)在系统正常运行工况下，中性点交流电流在电容器两端产生的交流电压峰值。(3）电流旁路保护装置动作后保持时间的选择。电流旁路保护装置动作后，保持电容器被旁路的时间应大于单相接地故障后备失灵保护的动作时间。(4）电流旁路保护装置应力承受能力的选择。该选择应同时考虑：(1)单相永久接地故障下不成功重合闸引起的对旁路装置连续2次短路冲击；(2)单相重合闸期间，系统非全相运行状态下流过电流旁路保护装置的不平衡电流。(5）保护间隙动作电压的选择。其动作电压应低于主变中性点绝缘水平，但应高于电流旁路保护装置的动作电压。由于电容器的容抗值与被限制的直流电流大小无关，为避免产生铁磁谐振或其它过电压，主变中性点所装设的电容器容抗值应尽可能小。为便于变压器中性点直流隔离设备制造时选择电容器，本文研究过程中取为1.0～1.2Ω。5.2直流输电系统正常运行工况下特性岭澳和大亚湾核电站主变中性点装设电容器后，在交直流系统正常运行工况下，该电容器两端仍将存在一定的电位差（电压）。为了解并给出电流旁路保护装置的正确动作电压，确保在各种直流单极大地回线运行方式下电流旁路保护装置不会发生误动，本文对该运行方式下可能出现的各种严重工况进行了仿真并对岭澳和大亚湾主变中性点电容器上的直流电压进行了仿真计算，其结果列于表3。实际系统中可能出现的最严重的运行工况是在一直流系统采用单极大地回线运行并按最大长期过负荷能力输送功率时，另一直流系统发生一极故障闭锁另外一极采用与原单极大地回线运行线路同极性的单极大地回线运行，并按最大长期过负荷能力输送功率。从表3可见，此时主变中性点电容器上产生的直流电压最高为2.470kV。现场测试发现，当直流输电系统采用单极大地回线运行方式时，流过变压器中性点的电流除直流电流外还包含交流电流，其数值随着流过直流接地极电流的增加而增大。根据贵-广直流系统调试的实测结果知，当直流接地极电流为600A时，流过安-顺变压器中性点的交流电流为11.6A；当直流接地极电流增至1.800kA时，流过安-顺变压器中性点的交流电流增大至24.8A。因为没有正常运行时流过岭澳和大亚湾主变中性点交流电流的实测数据，亦无相关的规定值，故根据现场测试结果，假定系统正常运行工况下流过主变中性点的交流电流最大值为100A。该电流在容抗为1～1.2Ω的中性点电容器两端产生的峰值电压约为141～170V。将直流电流和交流电流分别在主变中性点电容器上产生的电压相加，则交、直流系统正常运行时,主变中性点电容器上的最高电压约为2.611～2.640kV。因此，为确保在各种直流单极大地回线运行方式下电流旁路保护装置不会发生误动，建议其动作门槛值设定为2.700kV。5.3主变中性点暂态电压分析主变高压侧发生单相接地短路故障时中性点流过的短路电流最大，因此本文对岭澳或大亚湾主变高压出口发生单相接地故障进行了研究。交流系统发生接地短路故障时，短路电流的暂态分量与发生短路的时刻有关，研究中考虑了故障发生的最严重的时刻。表4中数据为岭澳和大亚湾主变中性点未装设电容器，主变中性点直接接地时高压出口发生单相接地短路故障后流过主变中性点电流最大值Idcmax的计算结果。变压器中性点装设电容器后，变压器高压侧出口发生单相接地短路故障时，零序电流经变压器一次和二次侧短路阻抗及中性点容抗返回（因励磁阻抗Xµ0极大，所以励磁阻抗与变压器二次侧阻抗并联时可忽略不计）。由于中性点容抗数值远远小于变压器短路阻抗，所以中性点装设电容器后流过中性点的短路电流应比无电容器时略高。从岭澳和大亚湾核电站提供的主变技术参数表中可知其中性点的绝缘水平为：短时工频耐受电压为70kV（有效值），雷电冲击耐受电压为200kV。而岭澳和大亚湾主变中性点装设电容器后，在系统发生故障、主变投入或退出运行等操作过程中，将在主变中性点上产生暂态过电压。为了解主变中性点装设电容器后的过电压水平，以避免造成变压器损坏，本文对可能引起最严重的暂时过电压的情况，即：主变高压出口发生单相接地短路故障时主变中性点上的暂态过电压水平进行了研究。在岭澳和大亚湾核电站主变中性点装设不同容抗值电容时，考虑和不考虑电流旁路装置动作的条件下,岭澳主变高压出口发生单相接地故障时流过主变中性点短路电流和中性点的暂态过电压的研究结果列于表5。从表中数据可以看出：中性点装设的电容器容抗越大，故障时流过中性点的短路电流就越大；而中性点上的暂态过电压幅值亦愈高。主变中性点装设电容器的容抗为1.2Ω时，岭澳主变中性点上暂态过电压最大峰值udmax为98.97kV（等于70kV有效值）。这已接近岭澳主变中性点短时工频耐受电压。安装了电流旁路保护设备后，主变高压出口发生单相接地短路故障时流过中性点的短路电流与中性点的容抗大小无关，其电流幅值与中性点无电容器时相近；主变中性点上最大的电压也和中性点的容抗大小无关。对于主变中性点装设电容及电流旁路装置的情况，考虑电流旁路保护设备动作条件如下：(1）系统正常工况下，中性点电容器投入运行；(2）交流系统发生短路等故障，当主变中性点电压超过2.7kV时,旁路装置动作（动作时间为µs级）将电容器旁路，0.35s后电流旁路保护装置返回初始状态，中性点电容器重新投入运行。当主变中性点电压超过动作门槛值后,电流旁路保护装置动作将中性点电容器旁路。考虑后备失灵保护设定时间，旁路装置动作持续时间暂定为0.35s，之后重新将中性点电