特高压直流输电工程单极保护降压试验研究

特高压直流输电工程单极保护降压试验研究

苏震李美云董明王佳男

（辽宁省送变电工程有限公司辽宁沈阳110021）

摘要：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。本文对单极保护降压运行试验进行分析，希望可以保证单极大负荷试验的顺利完成和工程系统试验的顺利完成以及系统按期投入运行。

关键词：特高压直流输电工程；单极保护；降压试验

引言

特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。在我国，特高压直流输电技术发展的时间还比较短，所以，在实际的应用中还是有局限性的，文章就特高压直流输电工程单极保护降压进行试验研究。

1我国特高压直流输电的现状

我国的高压直流输电技术起步较晚但发展迅速。1986年，经过近三年的准备工作，我国第一个超高压直流输电示范工程———葛上（葛洲坝———上海）直流输电工程开始逐步投产，初期单极容量已达到60万千瓦。2010年7月，我国的另一个高压直流输电示范工程投入运行，即向家坝—上海±800千伏特高压直流输电示范工程，该工程在当时是世界上技术水平最为先进、输送电力容量最大，也是电压等级最高（±800v）的直流输电工程。该工程由我国自主研发，并是当时世界高压直流输电技术的最高水平。随着特高压电网的发展以及西部水利水电资源的进一步开发，我国直流输电工程的建设还将进一步加快。“十一五”期间的溪洛渡、向家坝水电站和锦屏水电站外送的±800千伏特高压直流输电工程建设已完成。截止到2020年底，中国将在华东、华北、华中等多个地区建设特高压交流同步电网，建成溪洛渡———株洲、溪洛渡———浙西等±800千伏特高压直流工程15个，其中含特高压输电线路2.6万公里，特高压直流换流站约30余座，输送电力总容量达9500万千瓦。

2特高压直流输电技术的主要特点

特高压直流输电系统中间无落点，可实现点对点、大功率、长远距离直接进行电力输送。在输送和接受地点都确定的情况下，使用特高压直流输电，可以实现交直流并联输电或非同步联网，这样的话使得电网的结构比较松散和清晰，有利于调控。

大量过网潮流在采用特高压直流输电时候是可以减少或避免的，通过改变送受两端的运行方式而改变潮流，该系统潮流方向和大小都可以很方便地进行控制。

使用特高压直流输电时，因为其电压很高、输送容量大，这样就比较适合大功率、远距离进行输送电。

当交直流并联输电时，通过调制直流的有功功率，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。

如果大功率的直流输电发生直流系统闭锁情况时，输电线路的两端其交流系统就会要承受大功率的冲击。

3概述极I额定负荷运行过程中的保护降压试验

3.1试验工作原理

直流单极保护起动降压试验原理是在现场直流控制软件中模拟直流单极降压70%再起动来实现的。直流降压运行试验的目的是为了在直流线路绝缘子污秽或直流场设备绝缘闪络情况下能迅速降压至额定电压的70%继续运行。降压运行模式与直流负载大小无关，在直流降压运行过程中，直流最大电流限定在额定电流。在进行向上特高压直流极I额定负荷运行、保护降压试验之前，在低功率方式下进行了功能验证试验，试验结果正常，直流降压70%再起动成功。但对于交流弱系统而言，由于直流单极额定功率运行保护降压的速率很快，直流功率变化波动很大，会对系统的电压稳定造成很大的冲击。

3.2极I额定负荷运行，保护降压概述

在向上特高压直流极I单极满负荷试验期间，进行了极I单极保护降压运行试验。降压运行试验前，极II采用双极功率控制方式，极I采用单极功率控制方式，极I输送功率为3200MW(4000A)，极II输送功率为320MW(400A)；电站500kV换流母线线电压约为514kV，电站交流滤波器(电容器)共投入9组。

向上直流极I降压运行试验，通过采用模拟极I直流线路发生瞬时接地故障后直流降压再起动功能实现。试验期间，复龙换流母线线电压在波动过程中最高达到700kV，工频过电压幅值为1.27pu(以550kV为基准)，但未超过1.3pu规定值；最低降至410kV并触发无功功率控制最低电压Umin限制功能，复龙站自动将其它5组滤波器(电容器)投入运行，其中一组由于故障未能投入。滤波器投入后，在极I降压运行试验期间，复龙换流母线线电压维持在480kV左右。

然后手动将极I电压恢复正常运行，随着直流电压的恢复，极I换流器触发角减小，逐渐恢复到15，极I双换流器消耗无功功率减小，交流母线电压逐渐恢复正常，并超出稳态运行值530kV，手动切除4小组滤波器后，系统电压恢复正常。

4极1额定负荷运行时保护降压试验分析

4.1整流侧交/直流过电压分析

在复龙侧模拟极I直流线路发生接地故障，直流电压以36kV/ms(向上直流保护降压的速率定值)的速率下降后0~20ms期间：极I发生故障后，极I整流侧换流器迅速移相，触发角由15增大至157左右，极I电流由4000A降至零。直流系统无功功率消耗大幅下降。由于投入的交流滤波器(电容器)均未退出运行，大量剩余无功功率涌向交流系统，使复龙换流站换流母线线电压瞬时升至700kV左右。因换流母线电压大幅度上升，而在此期间极II换流变压器有载调压分接开关和换流器触发角均来不及调节，交流侧电压的升高造成极II整流侧直流电压升高，导致极II整流侧和逆变侧之间直流电压差增大，使得极II直流电流亦随之增大。极II直流电流增大后，整流侧电流调节器增大触发角，以便降低整流侧直流电压使直流电流等于整定值。故障前极II按最小直流功率运行，直流电流仅为400A，调节过程中，由于电流调节器特性过冲较大导致超调，触发角最高达到47左右，使得极II整流侧直流电压略低于逆变侧，导致极II换流阀断流约20ms。极II直流电流断流期间，如同整流侧直流线路开路，此种条件相当于整流侧换流器带空载直流线路馈电，导致极II直流电压最高升至1130kV，操作过电压幅值为1.41pu(以800kV为基准)，低于1.7pu规定值。由于极II电流中断了约20ms，使得极I故障损失的直流功率向极II转移的过程延迟了，进一步加剧了交流系统电压波动。

4.2极I功率向极II转带电流电压分析

极I直流线路故障后20~200ms期间：极I直流故障后20ms，极II换流器恢复通流，极II直流电压恢复至770kV，并开始转带极I损失的直流功率。在此过程中，极II直流电流快速增大，在极I故障后约60ms，极II电流升高至4500A左右，而整流侧触发角则降低至5(最小值)。随着极II输送功率增大，换流器消耗的无功功率增加，交流母线线电压随之降至600kV左右。

结语

通过上文的分析，希望能够做好特高压直流输电工程单极保护降压工作，促进特高压直流输电工程的运行。

参考文献：

[1]王华伟，王明新，张健.向家坝—上海±800kV特高压直流输电工程系统调试技术分析[J].电网技术，2011，35(07)：19-23.

[2]曾南超，赵兵.天中特高压直流输电工程系统试验方案[J].电网技术，2015，39(02)：349-355.