高压直流双线并联运行故障选线策略
高压直流输电原理与运行简答题
高压直流输电复习解答1.列举直流输电的优点与适用场合：优点：1)输送相同功率时，线路的造价低2)线路有功损耗小3)适合海下输电4)不受系统稳定极限的限制5)直流联网对电网间的干扰小6)直流输电的接入不会增加原有电力系统的短路电流容量7)输送功率的大小和方向可以快速控制和调节，运行可靠2.两端直流输电的运行接线方式.主要分为单极线路方式、双极线路方式两大类，具体如下：单极线路方式：1)单极一线式：用一根空导线或者电缆，以大地或者海水作为返回线路组成的直流输电系统2)单极两线式：导线数不少于两根，所有导线同极性。
双极线路方式：1)双极线路中性点两端接地方式2)双极中性点单端接地方式3)双极中性线方式4)“背靠背”换流方式3.延迟角为什么不能太大也不能太小?整流工况下，a太小，欲导通的阀在有触发脉冲时承受的正向压降太小可能导致导通失败或者延时，a太小则会使功率因素太低。
逆变工况下，当直流电流一定，随着a的增加，换流器所需的无功功率将小。
因此，从经济角度来说，提高换流器运行触发角会使得交流侧功率因素增大，因此输送相同直流功率时，所需的无功功率将减小。
但a的增大，会导致换相角的增大，从而使熄弧角较小。
为保证换流器的安全运行，a不能太大。
4.换相失败的原理是怎样的？换相失败的解决方法有哪些？换相失败的原理：当两个桥臂之间换相结束后，刚退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内，如果未能恢复阻断能力，或者在反向电压期间换相过程一直未能进行完毕，这两种情况在阀电压变为正向时被换相的阀都将向原来预定退出导通的阀倒换相，称为换相失败。
解决方法：1)利用无功补偿维持换相电压稳定2)采用较大的平波电抗器3)系统规划时选择短路电抗较小的换流变4)增大β或γ的整定值5)采用适当的控制方式6)人工换相（强迫换相）5.HVDC对晶闸管元件的基本要求有哪些？1)耐压强度高2)载流能力大3)开通时间和电流上升率d i/d t的限制4)关断时间和电压上升率d V/d t的限制6.换流变压器的作用是什么？1)实现交流系统与直流系统的电绝缘与隔离；2)电压变换；3)对交流电网入侵直流系统的过电压有一定的抑制作用。
高压直流输电线路故障定位方法
１ 、 直流输 电线 路的故障
雷击 、 污秽 或树枝 等环境因素 往往会造成 直流线路 绝缘水平 降低， 这 种 现象引起 的对地 闪络 即是直流线 路故障 的主要原 因 直流线 路对地短
作 为己被人熟知的两种行波测距 方法 ， 单端法与双端法互有优 劣。相 比于 后者 ， 前 者的成本 降低 一半 以上 ； 后 者需要ＧＰ Ｓ 全球 定位系统和 专 门 的两 端通信 通道 ， 而前者 则不需要 ， 且实 时性 更 高： 前者测距 不受 时间 同
步 的影 响，但只有 当能确保故 障点反射或折射 回测量处行波波 头的准确 性时 ， 其 测距 精度才 能满 足 电力系统对 于精确故障 定位的要求 ， 而后者误
差 可在５ ０ ０ ｎ ｌ 以内， 能够满 足 电力 系统对 于精 确故 障定位 的要求 ， 其 测， 在 故障情况 和多线 路结
电， 所 以对于双 极直流输 电线路 ， 两 极几乎不 可能 同时同地遭受 雷击 。直 流线 路遭受 的雷 击使直 流电压瞬 时升高后下 降，一旦上 升的瞬 时电压使 某 处绝缘无法承 受， 直流线路对地 闪络放 电现象亦 随之产生【 １ 】 。 倘 若直流线路 杆塔绝缘 性能下 降， 也会产 生对地 闪络 ， 如果不采 取措
目前高 压直 流输 电线路 故障 后 的测距 主要 依靠 行波 故障 定位 技 术 【 ２ 】 ， 长期 以来 ， 人们似乎也 已经 接受行波故障定位 是高压直流 输 电线路 故 障定位 的唯一可靠方 式。 行波测距 是通过输 电线路 的分布参数 ， 和暂 态行 波在故 障点与测量 点之 间的传 播时 间来 实现故障 定位的 。故 障测距 一般 有两种 方法 ， 即单端行 波测 距法与双端行波 测距法 （ １ ） 单端 行波测 距：单端行 波测距只利 用保护 安装点一侧 电气分量 的 暂态行波 来计算 。其关键之 处在于初始行 波波头 与故障 点反射 回测量 点 时 间差 的准 确性 ， 即： ， （ 如一 ） × ｖ
二分法+直流试送仪线路故障排除策略
二分法+直流试送仪线路故障排除策略大理电网35kV线路为小电流接地系统（中性点不接地系统）运行，当线路发生单相接地后，线路两侧变电站故障点没有测距保护等信息，造成故障点的定位困难，查找故障及恢复供电的时间长，运维人员查找故障劳动强度大，满足不了目前高标准的运维要求，也影响了供电可靠性指标。
经过长江期实践创造性的提出了“直流试送仪+二分法策略”提高了35 kV输电线路故障查找的准确率和速度，为快速复电提供了有效支撑。
标签：线路故障;直流试送仪+二分法;故障;0 前言以往35 kV线路发生故障后，特別是单相金属性永久接地，现场采取的常态处理方式是全线巡视或绝缘兆欧表对线路进行绝缘电阻判断来查找故障区段，也就是绝缘测试比较法。
这种方法对纯架空线路还是有效的，由于目前实际运行线路35kV纯架空线路非常少，架空线和电缆混合线路越来越多，简单故障巡视无法看出电缆故障，并且电缆故障多为高阻故障，在某些情况下正常段比故障段的绝缘电阻还低，故障巡查人员很难从测试数据上进行判断，误判率的可高达50%以上。
经过长时间实践，吸收先进技术，采取通过“直流试送仪”在线路的1/2处对故障的35 kV线路加上约28kV直流，看线路是否跳闸，来判断线路故障区段。
减少故障线路的故障查找时间，迅速排查出故障点区段进行处置，极大的提高了线路因故障造成停电的时长，提高了线路供电可靠率。
1 直流试送仪和二分法直流试送仪一种操作简单、安全方便的仪器。
直流试送仪根据电网小电流接地系统的特殊性，即中性点不接地，对有故障可能的线路施加一个与运行电压等效的直流电压，通过直流发生设备保护动作状况来定性判断线路能否送电。
使中性点不接地输电电线路故障排查变得方便、快捷，提高供电可靠。
采用此种设备送电准确率95%以上，故障排查用时与“经典绝缘比较法”相比，效率提高3倍以上。
据统计自我单位使用以来故障排查平均用时约为4小时，送电一次成功率为69%;运用直流试送技术进行故障排查后，2019年34次输电线路故障排查统计，排查平均用时为1小时，送电一次成功率为100%。
高压配电线路常见故障分析与对策探讨
高压配电线路常见故障分析与对策探讨高压配电线路是连接电源和用户的关键设施，如果出现故障，将会造成不良后果。
常见的高压配电线路故障主要包括线路短路、打火、拉弧和闪络等，下面就对这些故障进行分析，并探讨相应的对策。
1. 线路短路故障线路短路故障通常是指两个或两个以上的导体相互短接，使电流直接从电源引流至地，导致电力系统不稳定。
一般的短路故障有三种情况：单相短路、两相短路和三相短路。
其中最常见的是单相短路。
短路故障的原因很多，可能是设备老化、异常的气象条件、树枝和动物碰触线路等。
对于线路短路故障的处理措施，我们可以采取以下措施：首先要分析故障的原因，查找故障位置。
如果是因为设备老化引起的故障，应尽快更换故障设备。
如果是由于树枝和动物碰触线路引起的故障，则应对线路进行覆盖保护。
此外，在安装线路时，还应合理安排线路的绕组和绝缘布置，避免短路发生。
2. 打火故障打火故障通常是指线路上两个绝缘体之间发生放电引起的故障。
这种故障可能会引起火灾和爆炸等严重后果。
通常的原因可能是因为绝缘老化、外界环境的影响、极端气象条件等。
3. 拉弧故障拉弧故障是指在两个电极之间发生电弧放电，形成瞬间强大的电磁场。
这种故障可以引起严重的电气火灾和爆炸后果。
通常的原因是由于操作失误、绝缘损坏导致的故障。
对于拉弧故障的处理方法，我们可以采取以下措施：首先，员工应该接受培训和考试，在操作时加强注意。
另外，在安装和维护电力设备时，应定期检查设备的绝缘情况，定期更换绝缘材料。
特别是在高温和潮湿的环境下，应更仔细地检查和维护设备。
4. 闪络故障闪络故障是一种常见的高压线路故障。
它是指在高压电源和地之间发生电晕放电。
闪络故障的原因很多，可能是由于线路电压偏高、线路施工和维护过程中的操作失误、水分密度过高、绝缘材料损坏等。
对于闪络故障的处理方法，我们可以采取以下措施：首先，应设置根据线路电压而设置降压绝缘子和导线组，以便降低线路压力。
同时，在清洁和维护设施时，应特别注意避免绝缘材料的损坏和水分含量对设施的影响。
高压直流输电线路的双向故障位置诊断方法研究
- 73 -工 业 技 术高压直流输电具有输电能量大、传输距离远的优点，在电能的长距离传输方面具有明显优势。
然而，由于我国能源分布和负荷分布不匹配，高压直流输电在解决能源和负荷间的供需矛盾方面发挥了重要作用。
因此，高压直流输电在我国国情下具有较高的应用价值。
直流输电线路长度长，沿途地域环境复杂多样，以常规的巡检方式进行故障定位十分不便，因此对高压直流输电线路的故障位置诊断技术进行研究十分必要且意义重大。
目前，直流输电线路的故障定位方法主要基于故障行波技术，分为单端行波法和双向行波法[1-2]。
单端行波法对辨识第二个反射行波具有较高要求，但是发生高阻接地故障时，精确辨识第二个反射行波不易实现[3]。
双向行波法对辨识首个行波具有较高要求，但是直流输电系统中的平波电抗器、直流滤波器等会对行波的特性产生较大影响，较难有效辨识首个行波。
1 基于高频衰减特性的直流输电测距目前，直流输电线路普遍采用双极运行方式，两极之间存在电气耦合关系，因此必须要对线路上的信号进行解耦处理，才能够进行衰减特性分析[4]，其解耦公式如公式（1）所示。
u u s u u s 1011111§©¨·¹¸ §©¨¨·¹¸¸ ©·¹¸ , （1）式中：u 1、u 0分别代表整流器侧和逆变器侧瞬态电压的线模分量和零模分量，u +、u -分别代表对应侧的正极线瞬态电压和负极线瞬态电压[5]。
高频分量的衰减效应在直流输电线路上表现较明显。
高频分量的衰减程度与其通过直流输电线路的长度紧密相关[6-7]，基于高频衰减特性的直流输电线路测距原理如图1所示。
故障发生位置距整流器侧的测距设备的距离x 与到达整流器侧和逆变器侧测距设备处某个频率下的故障电压幅值具有一定的关系[8]，如公式（2）所示。
电力系统继电保护原理 第十二章 高压直流输电系统的保护
• 低电压保护属于后备保护，在两站失去通信的 情况下仍能正常工作。
• 纵联差动保护的判据为
| I dL I dL.oth |
• 式中：IdL 为直流线路电流；I dL.oth 为对站直流线路电流。
• 纵联差动保护比较来自整流站和逆变站的直流电流，如 果两站电流差值超过了设定值，保护动作。
– （1）极母线设备的闪络或接地故障。 • 极母线设备包括平波电抗器、直流滤波器等。
– （2）极母线直流过电压、过电流以及持续的直流欠压。 – （3）中性母线开路或接地故障。 – （4）站内接地网过流。 – （5）接地极引线开路或对地故障、接地极引线过负荷。 – （6）直流滤波器过流、过负荷、失谐，高压电容器不平衡以及有源部分
• 在研究保护策略时，除交直流模型外，必须结合相应的控 制系统。
第二节 直流输电系统保护原理与配置
一、直流线路故障过程
直流架空线路发生故障时，从故障电流的特征而论， 短路故障的过程可以分为初始行波、暂态和稳态三个阶段。 1、初始行波阶段
- 与交流输电线路故障时的波过程相似，直流输电线故障后，沿线路的 电场和磁场所储存的能量相互转化形成故障电流行波和相应的电压行 波。
• 横联差动电流保护属于后备保护，只适用于单极金属 回线方式。
三、直流系统保护的配置
（一） 直流系统保护设计原则
- （1）满足可靠性、灵敏性、选择性、速动性的基本要求。 - （2）在直流系统各种运行方式下，对全部运行设备都能提供完全
的保护。能检测到设备的故障和异常情况，并从系统中切除影响运行 的故障设备。 - （3）保护系统应至少双重化配置，每一保护区域具备充分冗余度。保 证保护不误动或拒动，如有可能，后备保护应尽可能使用不同的测量 原理。 - （4）相邻保护区应有重叠，保证无保护死区。采用分区保护、保护区 搭接的方式。 - (5）各保护之间配合协调，并能正确反映故障区域，保护动作尽量避 免双极停运。 - （6）与直流控制系统能密切配合，控制系统故障不引起保护跳闸。
配电网双线合环运行关键点分析及应用
配电网双线合环运行关键点分析及应用摘要：随着经济水平的快速提升，用户对供电安全性以及供电质量的需求愈来愈高，这也给电力企业持续稳定供电方面提出了新的挑战。
文章重点就配电网双线合环运行关键点分析与应用进行了解析。
关键词：配电网；合环运行；处理措施引言当前，随着各大金融中心对供电系统安全性的需求愈来愈高，电力企业也将积极运用双线合环运行方法，来进一步增强电网供电的持续性与防御水平，以逐步提高各用户的满意度。
配电网双线合环运行，能够使配电网设备N-1的安全操作要求得到实现。
一旦在配电线路中发生了某一故障时，供电设备可持续供应，从而降低了由于突发性断电对用户所带来的各种经济损失。
1.实施配电网双线合环运行方案的关键点1.1网格结构变电站的一个出线在环接至多个环网或开关站后，再返回到该站的另一个出线，从而构成了一个自环网，由不同的变电站连接。
网络连接的实质是，在相邻变电所内的电流合环单连接，以及各个变电站间的适当开放连通。
与相邻变电站相同母线自环的接线方法比较，同母线合环的好处是接地与网架结构都比较简便、电流环相对较小，总线短路容量小，无效控制措施也与以往的开环运行相同。
缺点是在母线故障n-1的情况下，电源只能通过站间联络线路来供电，这将会对用户的正常用电产生非常大的影响，同时也影响了主网的风险抵御能力。
受改造前系统条件和开关短屏蔽能力的影响，国内双线合环主要采用同一变电站同一母线自环方式。
1.2保护配置和调度自动化控制要求为了在系统发生故障时,通过自动、快速、有选择性地切断故障设备与系统之间的连接，以实现给用户连续供电，从而使系统危害降到最小化，线路组主干线上每个配电站的进线与出线口都应该装设"三遥"式供电开关。
同时，由于合环操作期间的电压不再是单向的，因此传统配电网典型的无方向三级电压保护系统已经无法适应合环操作的需要。
双向电压的趋势决定了合环运行的配电网要设置带有方向的继电器保护。
高压直流输电线路故障特性分析
高压直流输电线路故障特性分析发表时间：2020-12-24T14:42:26.270Z 来源：《中国电业》2020年25期作者：李迅[导读] 高压直流输电系统中主要存在两种故障类型，分别是断线故障和短路故障李迅国网西藏电力有限公司检修公司西藏拉萨市850000摘要：高压直流输电系统中主要存在两种故障类型，分别是断线故障和短路故障。
在远距离输电过程中，最容易发生的是短路故障。
断线故障主要是发生在天气恶劣的情况下，一般在雨雪天气的情况下，导线负载过重，导致断裂，直接造成输电中断。
本通过分析高压直流输电的原理，分析故障发生的机理并对保护措施进行了说明。
关键词：高压直流输电线路；故障特性前言我国高压直流输电技术的电压等级为±800kV及以上。
近年来，随着输电能力的不断提高，输电过程的稳定性和输电设备的安全要求不断提高，特别是经济发达地区，用电需求逐年增加。
为了使我国电力资源得到更好、合理的开发和高效利用，我国电力专家开始关注和研究高压直流输电技术。
同时，直流输电可以实现远距离输电的目的。
此外，由于我国自然资源和能源分布不均，供电侧与用电侧的距离相对较长。
与现有相对经济高效的输电方式相比，直流输电技术无疑是首选。
它可以降低输电过程中的线损，合理利用地理优势不明显地区的丰富资源，促进能源革命，转变为绿色经济，提高一次能源利用率，有效保护环境。
目前，世界上输电技术和电力设备领先的国家已将直流输电作为首选，有效解决输电距离长的问题。
直流输电的工作原理是先对交流电源进行整流，再经变换器逆变，最后注入交流电网。
与交流输电技术相比，直流输电具有节省设备面积、降低输电损耗、灵活改变输电方式等优点。
因此，在当今世界电力系统大规模采用直流输电的今天，开展高压直流输电关键技术研究，分析未来发展趋势，总结高压输电设备运行维护经验，从而确保我国高压直流输电技术不断创新和完善，切实保障国民经济持续高质量发展。
1高压直流输电基本原理简单高压直流输电系统，整个直流输电网络主要由整流侧和逆变侧还有直流线路组成，输电系统主要包括换流站和输电线路。
特高压直流线路保护原理及动作策略分析
特高压直流线路保护原理及动作策略分析摘要：随着国民经济的快速发展，我国电力工业也取得了巨大飞跃，但负荷和能源在地理分布上的极不均衡对电网输送能力提出了越来越高的要求，亟需建设全国性的能源传输通道，以实现长距离大容量的电力输送。
特高压直流输电输送容量超大、输电距离超远，适用于大功率、远距离的电力传输。
在特高压直流工程的各组成部分中，接地极线路长度在50～100 km范围内，长度远小于直流输电线路；而其他组成部分都位于换流站内或埋于地下，发生非操作故障的概率也远小于输电线路。
本文介绍了特高压直流系统的结构特点，对现有的直流线路保护原理进行了归纳，梳理了直流控制系统常见的保护动作策略。
关键词：特高压直流；直流输电线路；保护原理；动作策略近年来，随着我国经济持续快速发展，对电力的刚性需求也日益增大。
传统交流输电已难以满足国内电力发展现状，同时由于我国能源和负荷地理分布极不均匀，促进了高压直流输电技术的快速发展。
在直流系统中，由于线路较长，在工程实际中直流线路故障占总故障比例的 50%，开展直流线路保护相关研究有着极高的研究意义。
随着高压直流输电的电压等级不断提高，相关的保护问题也日益显现，而目前直流输电线路保护还不够成熟，保护形式较为单一和固定，有必要对现有保护及新型保护应用进行更加深入细致的研究。
在实际运行中直流线路保护不正确动作可能引起直流闭锁并扩大故障的影响范围，直流工程发生过直流线路保护拒动由极保护响应动作，从而导致直流闭锁的案例；楚穗直流工程因雷击线路一极，造成非故障极误动，继而引发线路双极闭锁。
因此，可靠、快速的特高压直流线路保护原理及动作策略对输电系统的安全运行具有重要作用。
一、直流线路保护原理目前对直流线路的研究工作多集中于对新保护原理的探索，基于单端量的保护涉及的方法或边界理论使用密切相关。
平波电抗器和直流滤波器共同构成了直流线路的边界，边界元件的幅频特性是区分区内、外故障的重要基础；时频分析作为一种有力的暂态信号分析工具，在保护原理中常常结合边界理论使用；智能学习方法可在电气量中挖掘潜在的故障规律，通过模式分类等思想解决故障识别问题，利用单端行波波前包含的故障信息构成保护原理。
高压直流共用接地极运行故障风险分析及监控措施
高压直流共用接地极运行故障风险分析及监控措施为了节省占地面积及工程造价，高压直流工程在受端常采用共用接地极运行的方式。
本文以昆柳龙直流、牛从甲乙直流、新东直流共用接地接为例，分析多回直流共用接地极运行故障的主要风险，提出具体监控措施，对后续共用接地极的建设、运行有一定的借鉴意义。
标签：共用接地极、运行故障、风险分析一、共用接地极运行的基本情况昆柳龙、牛从双回、新东直流受端建有2个垂直接地极和1个深井接地极，形成多回高压直流共用接地极运行的情况。
共用接地极接线示意图如下：根据运行方式安排，新东直流东方换流站独立使用深井接地极运行，昆柳龙直流龙门换流站、牛从甲乙直流从西换流站共用两个垂直接地极运行。
按照《高压直流输电大地返回系统设计技术规程》（DL/T 5224-2014）3.1.3节规定，根据深井接地极设计参数，考虑到接地极温升、跨步电压等因素，允许最大入地电流为3125A，运行时间不超过12h。
在深井接地极投入运行时，根据垂直接地极设计参数，考虑到接地极温升、跨步电压等因素，两个垂直接地极并联运行允许最大入地电流不超过6400A，运行时间不超过14h。
二、运行故障主要风险分析（一）接地极线路接地极线路的故障主要有接地极线路断线或短路故障，由于四回直流接地极线路（含接地极端阻断设备）均是相互独立的，接地极线路故障不会扩大影响范围。
因此，接地极线路的故障不影响其它直流运行，无运行风险。
（二）互联线路当互联线路发生断线或短路故障时，若直流单极大地运行出现入地电流，一方面可能导致垂直接地极分流不均衡，存在接地导流极过热的风险，另一方面可能出现短路点跨步电势超标问题，存在人员触电的风险。
为了尽快隔离互联线路，需将昆柳龙直流、牛从直流转为单极金属回线运行或停运，存在直流线路单极非计划停运的运行风险。
（三）接地极接地极故障主要有导流电缆断线、极环停运（损坏）两种情况。
若接地极多组馈线电缆故障或多段电极停运（设计允许1根电缆断线或1段电极停运），则接地极额定电流运行时存在过流的风险。
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高压直流双线并联运行故障选线策略
高压直流双线并联运行是一种常见的电力传输方式，但在运行过
程中也可能出现故障。
为了有效地解决故障问题，需要采取合适的选
线策略，以下是具体措施：
首先，在高压直流双线并联运行中，应该设置相应的监测系统，
及时发现并诊断出故障。
一旦发现故障，应该尽快采取措施进行处理。
其次，在处理故障时，可以采取分段隔离的方法，将故障线路隔离，使其不会对其他运行线路造成影响。
同时，可以采用故障切除器
等专门设备进行切除。
另外，为了防止故障的发生，可以采取增加线路的供电容量、提
高线路的可靠性和安全性等措施。
同时，应定期对线路进行检测和维护，以确保其正常运行。
总之，高压直流双线并联运行故障选线策略是一个需要综合考虑
多种因素的问题，需要科学的方法和合理的措施来解决。