摘要：社会经济水平的不断提升，我国区域建设与生产生活对电能的需求不断增长，电网建设在整体规模和容量等方面有了全面的进步。现阶段，特高压直流输电技术的应用成为了电力行业关注的重点，其具有较强的输电稳定性与电力输送能力，在线损等方面有着突出的优势。
关键词：特高压直流；系统风险；电网可靠性；直流接地极；柔性直流输电；
特高压直流输电对电网带来的主要风险包括：直流输电大功率运行闭锁、交流系统故障导致多回直流持续换相失败或闭锁等。提出的主要解决手段包括：优化直流落点，合理选择单回特高压直流规模；优化电网结构；提高受端电网的动态无功补偿能力。
一、特高压直流输电分析
1.特高压直流输电系统的伏安特性。直流系统的整流侧、逆变侧的伏安特性曲线有以下几种，不同的特性曲线对系统的稳定性有很大影响：（1）整流侧定电流控制和最小点火角限制、逆变侧定熄弧角控制。当整流侧或逆变侧任意一侧的交流系统电压扰动时，会瞬间导致直流电压变动，进而引起直流电流变动，此时逆变侧的控制会起到负阻尼作用，对系统稳定不利。（2）整流侧定电流控制和最小点火角限制、逆变侧定电压控制。在直流电压、直流电流扰动期间，逆变侧力图保持直流电压不变，而整流侧电流调节器只需克服直流电流的扰动，与第一种特性相比要相对稳定。
2.特高压直流系统的控制特性。按照直流输电相关国际标准对控制系统结构分层的观点，上述闭环控制的功能基本归属于极控制，而换流器控制主要包含向换流器发出点火脉冲的开环控制环节。在这种系统中，整流、逆变两端的调节特性极易配合。在主回路参数设计中，己确定了两端直流系统的各相关参数的匹配，达到稳态工作点即工作在额定直流电流、且整流侧流电压为额定直流电压。在任何暂态或动态过程中，整流侧每极的直流电流调节器将根据直接感受的对侧直流电压的变化进行定电流控制。在目前研究的由双12脉动换流器串联组成一个极的特高压直流结构，如果依旧使用以30°间距发出等距点火脉冲的换流器控制，其直流控制必须在常规直流控制的分层结构的基础上增加一个最底层的换流器控制层，它包括分别对应每个12脉动换流器的2个换流器控制，每个换流器控制必须基于12脉动换流器的换流母线电压作为点火脉冲的同步电压。此时，整流侧每个12脉动换流器并不能感应到对侧任何一个12脉动换流器的工作电压。
二、特高压直流输电实践概况分析
1.
800 kV双阀组不对称运行典型故障分析。（1）问题分析，在云广特高压直流工程第4阶段调试中，双极直流功率2 500 MW时，操作极1高端阀组由定角度控制方式切换为定理想空载直流电压控制方式，分接头调整到位后，高、低压换流变分接头档位相差达3档且持续时间较长，该极低端阀组的M型避雷器过热损坏。如图1所示，M型避雷器安装在200 kV阀组高压侧对地，正常运行时该点的电压主要为中性母线平波电抗器和换流变上的压降之和。图2为400 kV母线对地电压UdcM对时间t的录波图（50%额定功率），避雷器损坏前400 kV直流母线上有明显的24次谐波电压，其幅值达160kV。高、低压阀组对称运行时，400 kV母线位置的24次谐波相互抵消，不会改变原有的谐波特性。高、低压阀组即使存在较小的触发角差异，也会形成不对称运行，可产生较大的谐波电压。由于杂散参数影响，实际的谐波电压远大于理论计算值。
（2）仿真计算分析.使用云广特高压直流工程详细控制保护模型，模拟在交流电压535 kV、双极直流功率2 500 MW时，高、低压分组分别采用定电压和定触发角模式下，计算400 kV母线电压UdcM和M型避雷器上的电压，换流变压器阀侧对地杂散电容按照15 nF考虑，双阀组对称运行时，400 kV母线和M避雷器上的24次谐波分量不明显，当双阀组不对称运行时，产生了明显的24次谐波。换流变二次侧对地电容与换流变、平抗等发生谐振，放大了谐波，积累一定时间后引起M避雷器过热损坏。双12脉动阀组串联是特高压直流的基本结构形式，但双阀组串联容易产生触发角不一致，可能导致串联处产生较大的谐波电压，甚至会损坏避雷器等设备。对于高、低压阀组可能分层接入或分送不同交流系统的特高压直流系统，应引起重视。
3.直流单极大地运行面临的挑战和解决方案。直流单极大地运行时入地电流会影响地电位分布，出现变压器偏磁现象、加速腐蚀周围埋地管道、影响管道作业人员安全等问题。随着直流输电工程的不断建设，铁路、地下管道等不断增加，
接地极址的选择越来越难。同时，随着系统规模的扩大，对直流保持长时间单极大地运行的要求也越来越低。（1）接地极运行情况.通常接地极设计边界条件按照投运初期单极大地回路持续运行1个月、正常运行时单极大地运行时间按照利用率1.5%考虑，若接地极设计寿命40 a，除投运初期外年均使用时间为5.5 d。对南方电网已投运直流工程单极大地运行时间统计分析，在3年总计235次单极大地运行中，连续运行时间超过24 h的次数仅2次，概率不到1%，运行时间在2 h以内的概率约80%。单极大地运行时，直流入地电流达到或超过0.8倍额定电流的概率小于30%。因受限于对周围管道、变压器的影响，系统调试期间单极大地相关试验时间受到限制，入地电流也远小于额定电流，主要进行功能性验证，工程投运初期只有一极时只能采用金属回线方式运行。综上，实际接地极利用率远低于设计条件。（2）接地极设计边界条件优化.单极大地作为一种正常运行方式的可能性越来越小，接地极的作用更多用作单极故障情况下的短时电流通路。因此，可降低接地极的设计标准，建议按照如下边界条件考虑：a.温升计算边界：按照额定直流入地电流持续时间24 h考虑温升；同时，考虑检修等情况下较长时间单极大地运行可能性的存在，按照允许入地持续时间120 h进行校核。b.接地极材料腐蚀量：综合考虑投运初期的调试、设计寿命内的双极不平衡运行以及故障的单极入地电流，腐蚀量计算时可取12~15 MAh。c.跨步电压计算条件：考虑2 h过负荷运行电流进行跨步电压计算，同时应按照GB 50065核算3 s过负荷情况下的跨步电压和接触电压满足要求。目前南方电网结合新建工程，进一步研究对接地极设计边界条件进行优化。如果不将单极大地作为一种运行方式，只作为单极故障情况下的短时电流通路，满足2次故障重启动的要求，重启动失败则闭锁双极，则接地极/点设计可以进一步优化，其温升计算等边界条件和校核条件可进行相应修改。南方电网某特高压直流换流站以站内接地网作为临时接地点，采用无接地极方式连续运行4个多月，保持平稳运行，控制保护措施动作正确，这是仅以双极平衡运行作为运行方式的一次尝试。解决单极大地运行方式对电网和地下金属设施的影响问题，需要从系统、设备、控制保护等多个方面采取措施，合理控制入地电流及持续时间，是解决相关问题的根本着力点。
随着电网的不断发展，电能的输送容量和传输距离不断增加，特高压直流输电采用直流形式，没有交流线路所存在的稳定同步问题，具有大容量电能长距离直达的特点，节省输电走廊，单位走廊输电能力高，网损小，效率高。分析了超高压直流输电的基本特点，针对其实践过程进行了研究，提出了相应的解决对策，具有一定借鉴价值与参考意义。
参考文献：
[1]张望其，南方电网公司直流输电系统可靠性分析.2016.
[2]卢鹏.直流接地极的地电流对埋地金属管道腐蚀影响分析.2017.
论文作者:赵飞
论文发表刊物:《基层建设》2018年第16期
论文发表时间:2018/7/16
标签：电压论文; 电流论文; 谐波论文; 特高压论文; 大地论文; 系统论文; 母线论文; 《基层建设》2018年第16期论文;