超高压输电线路中直流融冰技术的相关应用研究

马 杰

（宁夏电力有限公司建设分公司）

0 引言

随着我国电力行业不断发展，电力系统也愈加庞大。在超高压输电线路建设中，会经过自然环境较为恶劣的地区，时常会受到极端天气的负面影响，如果遇到雨雪天会导致超高压输电线路覆冰，严重影响电力系统运行的安全性、稳定性。特别是近些年我国南方地区频繁发生雪灾，再加上南方地区冬季少雪，很多区域并没有设置预防冰雪灾害的措施，造成严重的经济损失。一旦发生覆冰灾害仅凭人工抢修方式难以保证效率，影响电力恢复时间。近些年，电力行业大力发展输电线路融冰技术，特别是直流融冰技术的出现，在很大程度上解决了超高压输电线路覆冰问题。

1 超高压输电线路融冰技术发展现状

目前，我国电力系统线路除冰主流方法有三种：（1）热力融冰。通过将电能转化为热能实现冰层加热融化；（2）机械融冰。通过将电能转化机械能，如电磁除冰法等，就是通过破坏冰层物理结构使其脱落；（3）直接破坏除冰。通过在电力线路上安装遥控除冰机等设备，可以直接远程操控破坏并去除线缆上的冰层。

三种融冰方法中，热力融冰是目前最常用、最主流的除冰技术方案，利用直流电、交流点加热实现融冰的目标。热力融冰技术在多年发展中，已经形成了多种热力融冰技术，包括保线电流技术、三相短路融冰技术、直流电流融冰技术，虽然都属于热力融冰技术领域，但在实施起来存在较大的差异性［1］。

2 超高压输电线路融冰方案对比分析

下文以500kV超高压输电线路为例。

2.1 保线电流技术

该项技术原理是通过调整电力系统运行状态，提升覆冰线路的电流负荷量从而实现线路加热。提升线路电流负荷量不超过安全电流阈值，电流负荷会产生热效应，即可让线路覆冰受热融化脱落，并且可以保持线路长期不结冰。500kV 超高压输电线路的安全电流为2kA，但是最小保线电流同样是2kA，想要实现融冰目的必须将负荷电流提升到安全电流标准附近，因此难以保证线路运行安全［2］。再者，调节线路运行性能实施起来难度大，所以该项技术不太适用于超高压输电线路融冰。

2.2 三相短路融冰技术

为了保证超高压输电线路运行安全，通常情况下在超高压输电线路建设中都会采用大截面、多分裂导线，想要实现线路外层加热需要较大的电流。考虑到超高压输电线路交流阻抗更高，想要达到融冰目的需要在短路情况下实现，融冰时需要提升到较高的系统电压状态。再加上超高压输电线路交流阻抗为电抗，还需要有相应的无功支持融冰。融冰电源小无法满足融冰电流要求，融冰电源过大则需要较大的无功容量。如110kV融冰电源无法达到超高压输电线路最小融冰电流要求；220kV 融冰电源需要在超高压输电线路长度150km 内达到最小融冰电流，超出150kM 则无法满足最小融冰电流，并且无功容量大于1000Mvar；500kV融冰电源可以实现超高压输电线路最小融冰电流要求，但无功容量会超过2000Mvar，并且系统运行稳定性还需要进一步考量［3］。因此在500kV 及以上的超高压输电线路融冰来说，该项技术由很大的局限性。

2.3 直流电流融冰技术

直流融冰技术是指将电流电源通过电容量电力设备转化为直流电流，通过直流电加热电力线路起到覆冰融化的目的。当直流电产生的热量大于线路散热量与融冰热量的和即可实现融冰目的，直流电流融冰如图1 所示。直流融冰相比交流融冰技术来说，直流融冰线路阻抗感性分量不起作用，超高压输电线路直流电阻只有交流阻抗的1/10，因此将超高压输电线路加热到相同温度，直流所需电源容量更小，实现起来难度更低。结合文献［4］可知，在500kV 超高压输电线路下，理论上直流融冰功率达到200MW 时即可起到融冰作用，对于一些非特殊类超高压输电线路，直流融冰功率达到100MW 时即可满足融冰要求［4］。由此可见。相比以上两种超高压输电线路融冰技术方案，直流融冰技术适用性更强。

图1 直流电流融冰系统

3 超高压输电线路直流融冰技术方案与应用

3.1 直流融冰方案

3.1.1 发电机电源整流方案

发电机电源整流方案实施难度最低、操控性很强。该方案是通过发电机联结整流设备带线路运行。发电机、励磁设备通过零起升流提供直流电供线路加热实现融冰。在超高压输电线路中加入发电机提供直流电的方法，可以保持融冰系统的独立性，不会影响电力系统正常运行，因此实施起来安全性更好。通过发电机励磁系统、保护系统实现超高压输电线路覆冰保护作用。

但该方案也存在一定的缺点。由于发电机作为电源与超高压输电线路系统隔离，在线路有结冰风险或已经结冰时使用，需要重新设定发电机运行参数以及重新布置相关设施，如果融冰接线临时变化，则要重新设定参数和设施，前期工作量非常大，无法做到快速、实时融冰。因此，发电机电流整流方案更多是应用在中短距离的超高压输电线路融冰领域。

3.1.2 系统整流方案

系统整流方案是指电力系统提供融冰电源，通过相应的整流电力装置将交流电转化为直流电从而实现带线路融冰的目的。整流装置可以分为可控和不可控两种。其中，不可控整流装置市场价格更低，但由于整流电源是电力系统提供，无法做到零起升流。如果采用高压冲击短路线路的融冰方案，高压冲击可能会对电力系统造成负面影响，存在一定的风险隐患。同时，常见的变压器调节范围有限，所以对融冰超高压输电线路长度有一定要求，线路过长无法起到融冰效果。

可控整流装置在很大程度上解决了这些问题，可以实现零起升流。在整流时可以人工操控控制设备，可操作性更强，可以适用于长度较大的超高压输电线路融冰领域，对不同规格超高压输电线路适应性较好。但可控整流装置也存在一定的缺陷。该装置内部设计结构更为复杂，在实际运行中会产生大量谐波，增加了无功损耗量，所以通常要配比交流滤波器进行无功补偿、滤波，还需要配置保护装置提高安全性，前期投资较高。

3.2 直流融冰技术应用

目前国内外超高压输电线路直流融冰主要有两种基本模式和一种组合模式，即DE-ICER 模式、SVC模式以及综合切换模式。

3.2.1 DE-ICER模式

DE-ICER 模式（如图2 所示）是一种直接提供直流加热融冰的方案，电源装置向超高压输电线直接提供可控直流，其中需要配置一定数量的HVDC 晶闸管。换流器是DE-ICER 模式的核心设备，一侧与降压变压器连接。想要实现融冰目的，需要所提供的直流电流量高于HVDC 晶闸管容量，为了提供可靠的电流应配备2 组6 脉换流器，应以并联的形式连接［5］。设置中无需在换流器之间增设绝缘装置，可将空心电感用作整流电抗即可起到平波作用。由于换流器会生成谐波增加无功损耗，可以在与降压变压器连接侧增设滤波器来减少谐波影响，同时提供无功补偿减少能耗。晶闸管投切电容器TSC 可以作用可投切无功元件，与降压变压器的另一侧连接。

图2 DE-ICER模式

3.2.2 SVC模式

在该模式下（如图3 所示）可以吸收电网运行产生的无功，从而起到电压调节优化的目标。SVC 模式中的核心设备是晶闸管投切电容器TSC、晶闸管控制电抗器TCR、谐波滤波器。同时投入多电容器并联组成晶闸管投切电容器TSC，投切开关为反向并联的晶闸管阀，可以保证快速响应。电抗器与反向并联晶闸管阀串联组成晶闸管控制电抗器TCR，电流有效值调节可以通过更改投入相位实现，这样即可起到电网无功吸收的作用［6］。由于晶闸管控制电抗器TCR 运行中会生成谐波，所以应配备相应的谐波滤波器减少对电力系统的负面影响。在融冰时触发晶闸管阀即可实现电容器投切，可根据融冰直流供给要求调节电流量，控制补偿器即可实现无功功率调节。相比DE-ICER模式，SVC模式电能损耗量有明显降低。

图3 SVC模式

3.2.3 综合切换模式

综合切换模式结合了DE-ICER 模式、SVC 模式的优势，实现了功能整合。在超高压输电线路上安装线路覆冰检测系统，并与控制中心连接，将采集的信息直接上传，便于管理人员第一时间将SVC 模式切换为DE-ICER 模式。操作流程为：断开输电线路→融冰配置→直流融冰→恢复线路。

专用的融冰控制单元负责融冰流程的监控。控制单元借助传感器传递的信息，确认交流系统中是否断开输电线路，根据预先设定的流程调整线路保护配置，从而应对突发冰雪灾害，结合配置内容控制超高压输电线路短路开关，调节融冰换流器运行参数实现融冰。系统检测到融冰工作完成后自动将输电线路接入到交流系统当中。调度中心或变电站控制室可实现整个操作流程。

4 结束语

综上所述，超高压输电线路融冰领域中，直流融冰技术相比其他融冰技术适用性更强，并且在多年发展中技术也更为成熟。因此结合直流融冰技术方案，借助计算机技术、自动化控制技术等，加强直流融冰技术整合，通过调度中心自动化控制或人工控制，及时开展超高压输电线路融冰作业，保证电力系统运行安全。