关键词：半波长输电；过电压；控制措施
引言
随着我国主体经济的深化发展，现代化建设水平日渐提升，从而提升了我国对电力资源的质量和数量需求。现阶段，特高压交流输电线路建设范围越来越广，后期运行维护和带电作业操作问题逐步显现。相比之下，特高压交流输电线路维护具备独特性，为了实现运行维护工作的全面开展，提升线路安全性和可靠性显得十分重要。
理论上，半波长传输线路可以达到一个工频半波长（50Hz下约3000km），比普通传输线更容易发生故障，其如果故障不能及时定位和排除，将给系统的安全稳定运行带来很大影响，甚至会造成大规模的停电事故。当半波长输电线路接入电网时，半波输电线路最大电压将随着传输功率的增加而增加。如果电网发生故障，故障后的功率波动可能导致半波长传输线上的过电压过高。
根据国家标准，1000kV母线的最大允许电压不得超过1100kV，因此特高压半波长输电线路的最高允许电压不得超过1100kV。当半波长传输系统稳定运行时，通过布置可以将半波长传输线上的电压控制在1100kV以下。对于故障后线路出现的稳态工频过电压问题，必须采取相应的安全稳定控制措施，使电压水平恢复到合理范围。
1特高压输电工程的结构特点
图1是典型的特高压输电系统基本结构图。拓扑结构方面，特高压输电工程每极采用双12脉动换流器串联的方式，且实际工程中通常采用单相双绕组换流变压器，因此特高压工程每极阀组数、换流变的数量均有所增加，为常规输电工程的2倍；运行方式方面，特高压输电工程每极都可以采用完整极或1/2极的方式运行，运行方式更加灵活多样；从输电距离方面，特高压输电工程的送电距离最长已达3324km，经过地质复杂、气候条件差区域的情况也随之增多，发生线路故障的可能性进一步增大。
图1 特高压输电系统原理图
考虑到拓扑结构的差异，特高压直流控制保护系统应以每个12脉动换流单元为基本单元进行配置，以利于单独退出单12脉动换流单元而不影响其他设备的正常运行，即换流器级控制采用相互独立的阀组控制和保护；而线路保护在种类和原理方面无本质改变。但复杂的电网结构、灵活的系统运行方式和更远的输送距离要求线路保护具有更高的快速性、选择性、可靠性和灵敏性。
（1）由于电网拓扑更加复杂，输电线路故障后多个换流阀均处在非正常运行状态，有可能造成输电系统的闭锁进而导致大容量的功率传输中断；较之高压直流系统，会对受端交流系统造成更严重的影响，因此直流线路保护快速性应适应性提升。
（2）不同运行方式的转变会导致换流器直流侧等值阻抗、直流线路故障点附加电压源幅值的变化，进而对行波保护等的运行环境造成影响，要求相关保护在不同系统运行方式下均能维持较高可靠性。
（3）在输送距离方面，边界保护原理利用区内、外故障时高频量是否经过边界元件来进行故障识别，由于边界元件的衰减作用，区外故障时保护安装处检测到的高频分量较小；而区内故障时，不考虑线路的衰减作用，保护安装处检测到的高频分量较大。但由于线路的长度越长，衰减作用也越严重，因此当区内故障距离保护安装处达到一定距离时，区内故障的高频分量也会较小，使区内、外故障难以识别，因此边界保护原理应充分计及线路对高频量的衰减作用，避免其对选择性和灵敏性的影响。
2.2特高压交流输电线路存在的问题
首先，特高压运行线路较长，在具体线路铺设时，遇到的地形和环境因素十分复杂。其次，为了将具体效果呈现出来，相关管理和工作人员需要对线路安全性和可靠性提出更高要求，强化对大容量电流的运输。此外，工作人员还要根据实际线路稳定性和可靠性要求，确保实际工作的深入进行。最后，由于线路结构中的参数类型不同，与其相对应的绝缘子片数很多，进而产生了明显的影响。
分析实际工作开展过程可知，人们可以通过对高压交流输电线路的深入分析，将整个线路中存在的问题突显出来，让实际管理工作的运行更加高效。尤其是在整个后期运行措施开展过程中，电力系统运行质量的提升显得极为重要。我国在特高压交流输电线路绝缘性打造上存在很多不足之处，进而导致整个电力系统运行出现了很多问题。在恶劣的气候环境和天气下，特高压交流输电线路无法展示出较强的抵抗能力，最终导致线路安全性和可靠性下降。此外，在具体特高压输电线路杆塔高度设计上，要比一般线路要求更高，导致整个特高压交流输电线路容易受到雷电和雨雪等问题的侵扰，引发一系列安全事故。这对于人们日常用电安全留下了很多隐患，损失量较高，严重时还会出现生命安全隐患。
3输电线路过电压与绝缘
过电压水平是进行绝缘配合的基础，按照IEC60071-1和GB311.1的规定，交流电力系统中的电压和过电压现象根据其波形和持续时间主要分为持续（工频）电压、暂时过电压和瞬态过电压。其中瞬态过电压又分为缓波前过电压（操作）、快波前过电压（雷电）和特快波前过电压，考虑同时作用，还有一个联合过电压的定义。工程实践中通常说的工频过电压和谐振过电压属于暂时过电压，操作过电压对应于缓波前过电压，雷电对应于快波前过电压。在一个操作或故障暂态下，可能同时存在暂时过电压和缓波前过电压，二者之间并没有明确的界限。如何区分这2类过电压主要有以下观点：
（1）从IEC标准来看，暂时过电压波形范围为持续时间0.02～3600s，频率10～500Hz；缓波前过电压波头时间20μs≤Tp≤5000μs，半波峰时间T2≤20ms。
（2）国内有部分观点认为合闸后0.1s时间内出现的电压升高叫操作过电压，0.1s后出现的电压升高才是暂时过电压。
（3）20世纪80年代，CIGRE33.10工作组和IEEE暂时过电压工作组专门就暂时过电压进行研究，提议将超过最高运行电压且持续时间超过2周波的过电压定义为暂时过电压。
4暂态电压稳定指标
《电力系统安全稳定计算技术规范》规定系统暂态电压稳定的判据如下：在电力系统受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够在故障后10s内恢复到0.8p.u.以上。然而上述判据只能给出二元性（稳定/不稳定）的评价结果，难以量化评估系统暂态电压稳定水平。为此，本文提出一种表征系统暂态电压稳定水平的量化指标，其定义如下：
其中，Ti，j为发生故障i后母线j的暂态电压恢复指标；tc为故障清除时刻；Ri，j(t)的定义如式（2）所示。
其中，Ui，j(t)为发生故障i后母线j在t时刻的电压幅值。暂态电压恢复指标描述的是故障切除后的暂态过程中母线电压低于0.9p.u.的面积，可量化母线暂态电压跌落的严重程度。
为避免计算规模过于庞大，可只计算关键母线的暂态电压恢复指标。在M个预想故障下，母线j的暂态电压恢复指标Tj定义为：
为分析全网暂态电压稳定性，定义系统暂态电压稳定指标如下：
其中，N为电网运行中受关注的关键母线节点数；ωj为母线j的权重，并满足式（5）。
5故障后输电线路稳态工频过电压控制措施
5.1切除送端配套机组
当送端机组通过半波长传输线连接到受端交流电网时，当电网发生故障时，假设安全稳定控制系统向送端的电厂发出切断指令，并切断半波长送端适当数量的配套发电机组，使机组的机械功率瞬间降低。经过一定的暂态过程后，机组的电磁功率和机械功率达到新的平衡，半波长传输线的有功功率将下降。故障发生后，通过切断半波长输电线路配套机组，可以降低半波长传输线上传输的有功功率，进而有效抑制线路上的稳态工频过电压幅值。
5.2线路末端投并联无功补偿设备
半波长输电线路的突出优点之一是整条线路无功自平衡，不需要无功补偿装置，但同时也使得在交流短线路中，由线路传输的无功功率不能通过并联无功补偿装置进行调节。但是，由于线路电压分布和线路末端与系统之间的无功功率交换是相互关联的，因此可以通过在半波长传输线末端设置并联无功补偿装置，来调节线路与系统之间的无功交换量。
自然功率下，半波长输电线路末端不同负荷功率因数(k)时(即仅改变Q2大小)，半波长输电线路沿线电压分布如图2所示。可以看出，无功功率的大小、性质均影响半波长输电线路沿线电压分布。
图 2 自然功率下不同负荷功率因数下半波长输电线路沿线电压分布
随着半波长传输线末端功率因数的增大，半波长输电线路的电压分布趋于平缓，过电压值减小。当负载为电容性时，无功功率使沿半波长输电线路的电压分布近似正弦曲线，电压幅值先高后低；当负荷为电感性时，无功功率使沿半波长输电线路的电压分布近似余弦曲线，电压幅值先低后高。因此，如果故障后并联无功补偿装置能自动投入运行，提高线路末端功率因数，就能有效降低故障后半波长输电线路的稳态工频过电压。
5.3直流快速调制
直流系统长期过载能力为额定功率的1.1倍，短期过载能力为额定功率的3倍和1.5倍。同时，直流调制速度快，故障后0.3s内即可启动。因此，在与半波长输电线路相连的交流系统中，如果系统受到较大的干扰，则可以利用直流系统的短时过载能力快速调制直流系统注入交流系统的功率，然后在半波长输电线路上输送的有功功率通过对整个电网潮流的重新分配，可以调节线路与系统之间的无功功率交换，从而达到抑制故障的稳态工频过电压效应的目的。
6结束语
随着时代的不断发展和进步，各个行业的用电数量在逐步提升。因此，在具体特高压输电线路运行和维护工作开展过程中，其可靠性把控显得尤为重要。各个管理人员要了解实际线路的具体运行情况，并在第一时间内开展问题处理操作，避免整体电网运行效率受到影响。本文中针对特高压半波长输电线路稳态工频过电压问题，提出了切除送端配套机组、将末端接入并联无功补偿装置、快速直流调制等控制措施，从而保证特高压输电线路的平稳运行。
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论文作者:何琨才
论文发表刊物:《中国电业》2019年第16期
论文发表时间:2019/12/11
标签：过电压论文; 线路论文; 波长论文; 电压论文; 故障论文; 特高压论文; 功率论文; 《中国电业》2019年第16期论文;