交直流输电系统（精选12篇）
交直流输电系统 篇1
0 引言
随着电力系统的高速发展,跨区域电网互联已成为主要发展趋势,互联后电力系统规模更大,动态行为更加复杂,对电力系统安全稳定带来更大的挑战。为了提高互联系统的安全性和经济性,高压直流输电系统(High Voltage Direct Current Systems,HVDC)和柔性交流输电系统(Flexible AC Transmission Systems,FACTS)装置被越来越广泛地应用于电力系统中。但该类设备使得电网的分析、运行及其控制变得更加复杂,因此有必要对包含这些设备的电力系统进行更有效更可靠的数字仿真,以便于电力工作者进行试验研究、设计规划和调度运行[1,2,3]。
提高高压交直流混合输电系统动态过程的仿真可信度,必须选择适合的模型,其中负荷模型是非常关键的,尤其当系统处于重载时,采用不同负荷模型进行仿真可能得到不同的甚至是截然相反的仿真结果[4,5,6,7]。本文利用BPA软件,采用不同负荷模型仿真了交流系统发生故障时的负荷节点电压波形及发电机功角波形,以及整流侧和逆变侧电压波形图,这为分析高压交直流输电系统中发生交流故障对直流侧的影响以及研究恢复办法提供了有效的依据。
1 高压直流输电
1.1 直流输电的现状
自1954年HVDC输电首次商业性成功地应用于瑞典大陆和哥特兰岛之间以来,随着电力电子技术的快速发展和直流输电控制能力的提高,直流输电技术蓬勃发展。由于直流输电在一些方面具有交流输电无法比拟的优点,已成为电网建设的一个发展方向。我国的葛洲坝一上海直流输电工程于1989年投入运行,天生桥—广州直流输电工程于2001年双极投入运行。此外,三峡—常州直流输电工程极I系统也已送电成功。同时为了适应我国电网发展需求,正在兴建和即将兴建的直流工程还包括即将成为世界上规模最大的直流换流站的三峡—广东直流输电工程、贵州—广东直流输电工程、三峡右岸一上海练塘直流输电工程。随着大批直流线路的投运,我国电力系统进入了交直流混合输电的时代。研究交直流混合电网的动态特性成为一项紧迫的任务。
1.2 交直流混合输电系统中需要解决的问题
目前,尽管直流输电有很多优点,但交直流混合输电系统中依然存在很多需要深入研究的问题。例如:1)直流输电系统换相失败;2)多个换流站落点的选择;3)对直流输电系统控制器的研究;4)交直流混合输电系统的暂态过程;5)交直流混合输电系统的稳态运行和调控。
解决上述问题最有效的工具就是电力系统动态仿真。众所周知,仿真中负荷模型的不确定性最大,对仿真结果的影响也很大。本文的目的就是利用BPA仿真软件研究不同的常用负荷模型对交直流混合电网的动态特性影响。
2 仿真软件BPA
BPA是一个大型电力系统分析软件包。它以1983年版美国BPA(Bonneville Power Adminisration)为基础开发而成,在程序中加入适合我国电力系统分析计算的部分功能,形成了中国版BPA程序,已在我国电力系统规划、调度、生产运行及科研等部门得到了广泛的应用[9]。
BPA包含的模型有很多种,可以进行复杂电网的仿真计算。可供选择的发电机模型很丰富,包括最简单的二阶经典模型,也包括复杂的六阶模型。BPA还提供了丰富的励磁系统模型与调速器模型。直流模型有详细和简化的双端直流系统与多端直流系统模型,且可以考虑多种控制方式和调制方式。
BPA不仅可以模拟各种对称、不对称的短路、开断等故障,还可以模拟发电机失磁、切机、快关、切负荷、直流故障等多种元件故障。
3 负荷模型介绍
负荷模型指用来描述负荷特性的数学方程。按模型是否反映负荷的动态特性来分,可以将模型分为静态负荷模型和动态负荷模型,前者多用代数方程来描述,后者多用差分方程和微分方程描述[10]。
3.1 静态负荷模型
静态负荷模型主要有2种,即指数模型和多项式模型,2种都属于非机理模型。常见的多项式模型如式(1):
式中:P0为初始有功功率;Q0为初始无功功率;电压二次项相当于恒定阻抗负荷(Z,功率与电压的关系是平方关系,这与阻抗的功率电压特性相符,故称为恒阻抗负荷),电压一次项相当于恒定电流负荷(I),电压零次项相当于恒定功率负荷(P),这就是常用的ZIP模型;为负荷的频率特性。
3.2 动态负荷模型
动态负荷模型进一步分为机理式和非机理式模型。非机理式动态模型的形式有常微分方程模型、传递函数模型、状态空间模型、时域离散模型,此外还有描述负荷非线性特性的人工神经网络模型和机理式动态模型。最初的机理式模型是一阶或三阶感应电动机模型。但是,由于感应电动机正常运行时对功率因数有一定的要求,所以,一般采用感应电动机并联恒阻抗的形式,从而保证感应电动机的初始滑差在一定的范围之内,其余部分的功率由恒阻抗消耗。
3.3 综合负荷模型
综合负荷模型是目前在仿真中最常用的模型,一般采用三阶感应电动机并联负荷静特性的模型结构。静特性部分采用不同的比例,就可以产生不同的负荷模型。如感应电动机并联恒阻抗、感应电动机并联恒功率等。目前常用的综合模型主要有2种:考虑负荷时变的自适应综合模型[11](Time Variant Adapting Model,TVA)与考虑配网支路的综合模型[12](简称配网模型)。
4 算例及结果分析
4.1 电网概述
以WSCC-36节点电网为例,其等值接线如图1所示。采用BPA对该交直流输电系统进行时域仿真计算,计算时采用了详细的发电机模型(6阶)及励磁系统、原动机调速器。直流模型在正常运行时的控制方式整流侧采用定电流或定功率控制,逆变侧采用定电压或定息弧角控制。算例的详细参数见文献[9]。
负荷模型分别采用静态的恒阻抗模型、电动机并联恒阻抗的动态模型、TV A模型与配网综合模型。
4.2 短路故障仿真计算
仿真中设Bus16与Bus20之间的线路中点在1 s时发生三相短路故障,0.1 s后切除故障,得到了负荷节点29、直流线路两端节点33、34处电压变化曲线。仿真时采用了不同负荷模型与不同的直流运行方式,目的就是比较不同负荷模型对交直流混合电网动态特性的影响。
整流侧定电流、逆变侧定电压方式的计算结果见图2～6,整流侧定功率、逆变侧定息弧角方式的仿真结果见图7～11。
4.3 结果分析
从图2～4、图7～9中可以看出直流系统不论采用何种控制方式,采用恒阻抗负荷进行仿真母线电压降低的幅度没有其他几种含有电动机负荷的大,恢复值也比其他模型高。使用配网模型的仿真结果最为恶劣,电压跌得最低,恢复也最慢,甚至在Bus29节点处发生了振荡。这是因为动态感应电动机负荷在母线电压降得很低时,电磁转矩随之减小,造成了电动机电磁功率与机械功率不平衡,电动机转速降低,转差增大,使得电动机吸收的无功电流增大,线路损耗增大,导致母线电压进一步降低。当电动机在母线电压降低时吸收的无功功率增大,如果此时母线无功功率补给不足,很容易造成电压失稳。不同的直流控制方式之间,同种模型的计算结果差别不大。
从图5～6、图10～11中可以看出,当交流侧发生故障时,直流侧的有功功率、无功功率变化也很大。使用不同的负荷模型仿真的有功功率、无功功率变化趋势同前面的分析一致,也是恒阻抗模型的结果波动幅度最小,配网模型的结果波动幅度最大。这主要是由于交流侧电压的变化及直流侧的控制方式决定的。采用定息弧角方式时,故障后更容易稳定。
5 结论
从前面的分析可知使用不同的负荷模型进行仿真时,仿真结果的差别较大。恒阻抗负荷的结果最乐观,而配网模型的结果最保守。使用不同负荷模型进行设备参数整定时,参数将有很大的不同。实际上不存在对所有的故障都保守的负荷模型,采用静态负荷模型和采用动态模型时得到的仿真结果是不同的,甚至有可能是截然相反的,这就说明研究最符合实际的负荷模型是刻不容缓的,进行系统分析时应尽可能选取能准确表示负荷动态特性的负荷模型,不能选取过于乐观的模型,也不能选过于保守的模型。另外,由于工业负荷大部分为感应电动机,一般都装设低电压保护。当电压低至阈值电压时,电动机从系统切除,所以,研究动态稳定时采用的负荷模型应该符合这一实际情况。
摘要：为了研究负荷模型对交直流系统动态稳定的影响,利用电力系统仿真软件BPA对WSCC36节点输电系统进行了动态仿真,比较了不同的直流控制方式下目前电网分析中经常使用的几种负荷模型对暂态稳定的影响。仿真结果表明:负荷特性对交直流混合输电系统的动态稳定有明显的影响,受端使用考虑配网支路的综合模型最容易造成功角失稳和电压失稳,恒阻抗静态模型最有利于功角稳定和电压稳定。由于不同模型的仿真结果差别较大,并且不存在对所有故障都保守的负荷模型,因此采用最反映实际情况的负荷模型才能有效保证仿真结果的可信度。
关键词：交直流系统,动态,仿真,负荷模型
参考文献
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交直流输电系统 篇2
直流输电线路对环境影响探究
随着科学技术的.发展,许多领域在提高工效、节约资源、降低能耗和保护环境方面得到很大的提高.在国内直流输电线路应用就是之一.本文回顾了直流输电线路这项技术发展史,分析了该项技术在技术上和经济上等方面的优缺点,以及直流输电线路对环境和人的影响因素,通过实际工程估算结果说明了直流输电线路的环境影响,为今后开展该项工作提供借鉴.
作 者：杨佳财 Yang Jiacai 作者单位：黑龙江省环境保护科学研究院,黑龙江,哈尔滨,150056 刊 名：环境科学与管理 英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE AND MANAGEMENT 年，卷(期)：2007 32(11) 分类号：X820.3 关键词：直流输电 环境影响 电磁影响交直流输电系统 篇3
关键词 VBE；TFR；极控系统；换相失败
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)121-0018-02
X年3月29日17：58，高肇直流输电系统肇庆换流站SER频发“=21V31+U1-A1 LIGHTEMITTER FAILURE AT-B1-U3”告警信号，现场检查发现极1VBE系统A1层架B1模块H1红灯亮，该模块故障。根据设备维护手册理论分析结果，只需断开对应的F7开关，即可在线对该故障发射模块进行更换。但在断开F7开关的同时，SER发双极换相失败和极1直流线路故障信号，极1直流发生故障重启。
1 VBE系统简介
VBE（阀基电子设备）系统是直流输电系统换流站极控和换流阀建立关系的枢纽。极控通过VBE系统向换流阀发送控制信号，而换流阀也要通过VBE系统向极控反馈自己的运行状态。
高肇直流采用了光直接触发阀片，配置了三组光发射模块。VBE系统屏柜的正面层架如图1所示：
图1 高肇直流VBE系统屏柜正面层架图
每个极共有6个这样的层架，其中B1~B6为光发射模块，每个层架中B1和B4一组，B2和B5一组，B3和B6为一组共3组光发射模块。每组光发射模块从VBE控制系统获得触发脉冲后，转换为光信号同时发送给各个阀臂的MSC模块，再由MSC经过三取二的选择逻辑，将其中两组光发射模块发来的光信号分为13束，分别发送到阀片上进行触发。
根据厂家手册说明，必要时可在直流系统运行的情况下在线更换一组光发射模块中的任意一个，既理论上保证两组光发射模块正常工作的情况下，就能够可靠地触发阀片。若不同组光发射板损坏则禁止在直流系统运行的情况下在线更换，因为单组光发射模块无法确保可靠触发阀片。即只要同一组光发射模块中的任何一个故障，只需将故障光发射模块所在组的F7、F8或F9电源开关断开，即可完成在线更换。
2 异常原因分析
1）断开F7开关与极换相失败的关系。由图2可知，工作中断开开关F7，导致所有层架B1、B4模块失电退出运行，相应的VBE所有触发光纤组（三根一组）均失去第三根冗余，工作中断开开关F7后极1直流重启成功，持续运行中无其他阀片级信号，说明两组光发射模块的能量是满足要求的。断开开关F7将对其他运行中的光发射模块电源回路（由F8、F9供电，参见图2）造成暂态扰动，对剩余光发射模块（B2、B3、B5、B6）光触发脉冲的发射形成干扰。具体存在以下几种可能：
①干扰触发脉冲相位，使阀关断角减小，造成阀换相失败，换流器上下桥臂同时导通，伴随现象是直流电压迅速降低以及电流升高。②产生错误脉冲，造成桥阀误开通。由于逆变器阀在阻断期内主要承受正向电压，收到错误脉冲就可能造成阀误开通。误开通时的换流器工况与换相失败时是相似的。③干扰造成触发脉冲瞬间能量不足或丢失，造成阀不开通故障。桥阀不开通故障的后果与一次换相失败相同，也会造成换流器直流短路，电压下降、电流上升等现象。
图2 肇庆站VBE系统电源回路图
查看故障时刻录波（见图3），当换流器直流短路故障发生、线路电压急剧下降而电流上升时并未立刻伴随换相失败信号。因此，电源回路干扰也有可能先造成了阀误开通或阀不开通故障。随着直流电压的下降，逆变器控制系统将减小关断角以提升电压，当关断角降至最小设定值时转入定关断角控制。随着故障过程的持续，在某个时刻关断角由20度降为约2度，之后出现了换相失败的信号，表明过小的关断角导致了换相失败发生。
2）极1换相失败与直流线路故障的关系。换相失败将造成换流器直流瞬时短路的情况，根据肇庆站与安顺站的SER可以得到如下结论：首先（00：38：42.510）安顺站极1三套直流保护检测到线路故障，依次线路保护（27du/dt）动作；随即（00：38：42.657）安顺站直流保护将线路故障（DCLF）信息送安顺站极1极控，极控发DC LINE FAULT信号；之后（00：38：42.678）肇庆站极1极控发DC LINE FAULT信号；由于肇庆站本站未有直流线路保护信息，因此极控所发线路故障信息应是对站极控DC LINE FAULT信号经DUST通信传来（P5_CC-T2_FR40）。
从图4安顺站TFR故障录波图可以看出，该时刻（00：38：42.678）
du/dt=83.573-40.017=43.556kV/0.15ms> 42.5kV/0.15ms且UdL<125kV （27du/dt保护的启动定值），但之后20ms延时内UdL却多次大于200kV的返回值，因此即使是在安顺站直流保护低电压保护（27du/dt）也不应动作而导致直流线路故障重启。
3）生产厂家对该异常的解释。西门子公司在对该异常的分析回复中提到du/dt达到了42.5kV/0.15ms的启动定值，认为安顺站保护动作正确，换相失败是由于断开F7开关导致。由于在实验室无法重现该故障，因此西门子认为是偶然现象。而对于换相失败导致直流保护动作的问题，西门子公司认为直流低电压保护（27du/dt）中du/dt定值设置过于灵敏，建议将该启动定值由8.5％（42.5kV/0.15ms）调整为10％（50kV/0.15ms）。
3 试验验证
1）试验背景。对于西门子公司关于断开电源开关导致换相失败是偶然现象的结论，我们表示质疑。高肇直流从投运至今，VBE系统频发故障即为光接收模块和光发射模块故障。故障处理方法为更换相应光发射板，而上述异常是否为偶然现象关系到日后类似故障时能否实现在线更换。为验证断开电源开关对直流输电系统的影响，并对今后的检修工作提供指导，利用一次例行停电检修机会，我们设计并完成了相关验证试验。2）试验方法和步骤。试验条件为：在双极正常运行状态下，设置极1直流线路故障重启动。本次试验的范围为肇庆换流站极1 VBE系统屏柜内F7、F8、F9电源开关。试验过程如下：①断开=21V31+U1的电源小开关F7开关，SER发换相失败信号，肇庆站三套直流保护装置发行波保护系统（WFPDL）告警信号，直流线路故障重启后极1降压350kV运行；②断开F8开关后与断F7开关有同样的现象；③断开F9开关，SER发换相失败信号，安顺站一套保护装置发行波保护系统（WFPDL）发告警信号。3）试验结论。①在直流系统运行的情况下，断开VBE系统屏柜内F7、F8、F9电源开关将导致换相失败，引起直流保护动作造成直流线路故障重启的概论目前来看高达75％，但每次都能重启成功；②引起直流保护动作的类型无固定规律；③如果考虑直流线路故障重启对系统的冲击，则不宜在线对故障的光发射模块进行更换处理；④由于兴安直流的设计与高肇直流相同，虽然未经试验验证，但也不宜在线对故障的光发射模块进行更换处理。
4 存在问题及改进建议
对于高肇直流的VBE系统，在线断开单组光发射模块电源开关引起换流失败属于设计上的缺陷，并非偶然现象。建议：①西门子厂家在光发射模块的冗余设计上加以改进；②高肇直流、兴安直流光发射模块故障时，对相应极申请停电后再行更换故障模块。
参考文献
[1]SIEMENS. Valve Base Electronics Maintenance Manaual EB4.112.AZ
[2]SIEMENS. Valve Base Electronics System Information Manaual EB2.112.AZ
作者简介
王朝硕（1978—），男，工程师，硕士研究生，从事直流输电系统研究与技术管理工作。
高压直流输电系统损耗浅析 篇4
关键词：高压,直流,输电系统,损耗
整个换流站的损耗可分为晶闸管阀的损耗、换流变压器的损耗、交流滤波器的损耗、并联电容器组的损耗、并联电抗器的损耗、平波电抗器的损耗、直流滤波器的损耗、PLC滤波器的损耗等, 下面将按设备的种类分项说明。
1 晶闸管阀的损耗
一个典型晶闸管阀的简化等效电路如图1所示, 它包含了一个阀中所有串联的晶闸管的作用。CAC和RAC是R-C阻尼电路中的集中电容和电感值。RDC表示直流均压电阻器和其它在阻断时导致损耗的电阻。它还包含了晶闸管漏电流的效应。CS包括了杂散电容和电涌分布电容 (如果采用的话) 。LS表示饱和电抗器, 它用来限制di/dt在安全值范围内, 并改善快速增长电压的分布。RS表示阀的电流导通分量的电阻, 如:母线、接触电阻、饱和电抗器绕组的电阻等。
假设换相期间阀的电流是线性的 (实际上, 阀换相期间的电流波形是正弦波形的一部分) 。这种简化对于损耗计算结果几乎没有影响, 然而, 梯形电流大大简化了计算。对于每个晶闸管阀而言, 它的损耗可大致分为导通过程、导通状态、关断过程、关断状态四个时间段的损耗, 具体来说可分为八个部分, 即导通状态下的晶闸管损耗、晶闸管扩散过程的损耗、其它导通损耗、关断期间与直流电压相关的损耗、关断期间与电阻相关的阻尼损耗、电容充放电引起的阻尼损耗、关断过程的损耗、阀电抗器的损耗等。
综上所述, 晶闸管阀的损耗共有八个部分, 它们分别是:晶闸管的导通损耗, 是在导通状态下晶闸管上的电流和电压产生的损耗, 和电阻上存在电压、电流时就会产生损耗是一样的道理;晶闸管的扩散损耗, 是由触发后建立全导通的延迟过程引起的, 是实际和理想的通态电压差值和电流的乘积;其它的导通损耗主要是由阀主回路中的电阻引起, 而非晶闸管引起;直流电压相关损耗, 是阀的并联电阻产生的损耗, 由非导通期间阀两端的电压引起, 包括由晶闸管的断态和反向电流引起的损耗;电阻相关的阻尼损耗, 由通过串联电容交流耦合的电路的电阻元件和非导通期间阀两端的电压共同决定;电容充放电引起的阻尼损耗, 由阀电容存储的能量随阀阻断电压的级变变化而产生;关断损耗, 是当晶闸管关断时, 其中的反向电流在晶闸管和阻尼电阻中产生的额外损耗;电抗器的损耗, 由三部分组成:绕组的电阻损耗、铁芯的涡流损耗和磁滞损耗等如果在绕组上采用额外的阻尼电路, 也将产生损耗。以上各部分损耗分别计算、加和, 就可以得到全部晶闸管阀的损耗。
2 换流变压器的损耗
换流变压器绕组中的电流含有谐波 (大小取决于换流站的运行参数) , 在确定换流变压器的损耗时应该考虑谐波的影响。对于相同均方根值的电流而言, 非正弦电流在换流变压器中产生的损耗比正弦波要大。在空载状态下, 变压器带电但阀阻断, 此时的变压器损耗就是空载损耗。空载损耗 (即铁芯损耗) 应该根据IEC60076-1确定。
在运行状态下, 变压器的运行损耗应为激磁损耗 (即铁芯损耗) 和由电流大小决定的损耗 (负荷损耗) 之和。负载状态下, 谐波电压将用在换流变上。当变压器分接头位置与负荷水平相适应, 交流系统电压额定时, 可认为负载运行时的铁芯损耗等于空载损耗。忽略谐波电压对激磁电流的影响。变压器的负荷损耗应考虑电流的基波、谐波的共同作用, 由以下几个步骤确定:
3 交流滤波器的损耗
为了确定损耗大小, 换流器被看作是谐波电流源, 且交流系统开路, 因此换流器产生的所有谐波电流都看作流入交流滤波器。每条滤波支路中流过的谐波电流 (计算每个滤波元件损耗的基础) 应该用换流器产生的总的谐波电流计算。
3.1 交流滤波器的电容器损耗
滤波器电容的基频损耗应该根据IEC60871-1确定。电容器组的额定三相Mvar值应该由电容值和电容器组上的基频电压决定。谐波电流产生的损耗很小, 可以忽略不计。
3.2 交流滤波器的电抗器损耗
电抗器中的基频和谐波电流都应考虑。电抗器基频下的阻抗和基频、谐波频率下的品质因数应该在工厂测量, 并根据绕组的最大运行温度修正。
3.3 交流滤波器的电阻损耗
电阻中的损耗应该计及基频和谐波电流。电阻值应由工厂测量得到, 并根据电阻的运行温度修正。经过滤波器电阻的各次谐波都应计算到。
4 并联电容器组的损耗
并联电容器辅以滤波器向交流系统提供无功功率。并联电容器组中的功率损耗应该在投入该组的各种工况下决定, 它在基频下的损耗应该根据IEC60871-1决定。电容器组的三相Mvar额定值应由电容值和其基频端电压的决定, 谐波电流引起的损耗可不计。整个电容器组的损耗应由下式计算:
其中:P1:电容器平均每k Var容量消耗的功率, 单位为k W/kVar;S:系统额定电压和频率下, 电容器组的额定容量。
5 直流平波电抗器的损耗
平波电抗器中的电流是直流电流, 并带有谐波。平波电抗器损耗的直流分量应由工厂试验 (根据IEC60289和IEC60076-1) 得到。 (此处可参考IEEE标准)
谐波电流引起的绕组损耗应由计算得到。计算中用到各负荷水平下的谐波电流幅值和对应的谐波电阻值。谐波电流值由相关的谐波计算公式计算。谐波电阻由测量得到。如果采用铁芯—油箱结构, 还应计算励磁损耗。总的运行损耗应为直流损耗、谐波损耗 (及励磁损耗) 之和。
6 直流滤波器的损耗
直流滤波器连接在换流器的高压端和低压端之间。计算滤波器中流过的谐波电流时应该将换流器用一个电压源和阻抗代替。用相应公式来计算换流器的谐波电压。平波电抗器和直流线路用它们的实际阻抗代替。计算中认为交流系统运行在额定频率, 滤波元件运行在额定值。
6.1 直流滤波器的电容器损耗
直流滤波器的电容器损耗主要是直流均压电阻器损耗和电容器的谐波损耗, 后者很小, 可以忽略不计。
电容器组的总电阻R, 由各电容器单元均压电阻的平均值 (产品试验得到) 和电容器组的结构得到。
6.2 直流滤波器的电抗器损耗
计算电抗器中的损耗应:在某负荷水平下, 根据相应的运行参数计算电抗器中的谐波电流, 在工厂试验中测量谐波频率下电抗器的电抗值和品质因数, 并根据绕组的最大运行温度进行修正。
6.3 直流滤波器的电阻损耗
计算电阻损耗时应考虑所有的谐波电流。电阻器的电阻值R应该由工厂测量确定。流过电阻器的谐波电流应在换流站的不同负荷水平, 和相应的运行参数下计算。
7 辅助设备和站用电的损耗
站用电的消耗按换流站的服务设施、运行需要和环境条件变化, 另外也包括间歇性负载:供热, 冷却、照明和维护设备。附件损耗应该分别根据空载及各种负荷水平, 直接在每个损耗源的主馈线进行测量。只在特殊条件下产生的附件损耗不应计入。对间歇性负载的损耗, 应该在一定的运行时间内测量, 然后对结果取平均值。当主馈线还对其他设备供电时, 应该减去这类设备的损耗。
8 RI (radiointerference) /PLC滤波器的损耗
除了交、直流的谐波滤波器, 有些情况下还需要其它设备以抑制射线干扰, 或对电力线载波系统的干扰。这类设备可能由是串联在交、直流系统中的电抗器支路 (可能并联有调谐电容) 组成, 也可能是并联的支路, 或是串并联混合的结构。并联支路的损耗很小, 可忽略不计。对于串联滤波器, 仅考虑电抗器中的损耗。
参考文献
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[4]张勇军.高压直流输电[M].华南理工大学出版社, 2007.
交直流输电系统 篇5
摘要：随着社会不断的发展，我国直流输电技术水平逐提高，而柔性直流输电是直流输电技术中重要组成部分，在各个领域中得到了广泛的应用，可以满足各个领域用电需求，促进各个领域快速发展。柔性直流输电技术有着灵活、坚强、高效的特点，在实际使用时可以充分利用可再生能源，减少社会资源的损耗，是直流输电在未来发展的必然趋势。基于此，文章对柔性直流输电工程技术现状、工程应用与发展趋势进行研究，指出该技术在发展时存在的不足，并根据其发展现状制定出有效的解决对策。只有这样才能保证柔性直流输电工程技术在各个领域时的安全性与稳定性，促进我国未来电网快速发展。
关键词：工程技术论文
随着社会不断的发展，人们的生活水平逐渐提高，电能已经成为了人们日常生活中重要组成部分。电能的输送问题已经成为了国家在发展过程中关注的重要话题之一。而输电技术的出现可以有效的满足能点输送的需求，并保证电能的安全性与稳定性。现阶段，我国输电技术也随着社会的发展发生变化，经历了直流到交流这两个阶段。在这个电子电力技术快速发展的时代，柔性直流输电技术的已经成为了直流输电技术在未来发展的必然趋势，在各个领域中得到了广泛的应用，可以有效的解决交直流输电技术中存在的不足，为输电技术在未来的发展与未来电网构建打下了良好的基础，促进我国电力行业快速发展。
交直流输电系统 篇6
摘 要：基于Zigzag变压器的交直流叠加输电技术，能有效解决直流功率注入普通变压器二次侧易引发的直流偏磁问题，可较大程度提高现有交流输电网络的输电能力，实现交直流功率的灵活传输。给出基于Zigzag变压器的交直流叠加输电系统的拓扑结构及输电原理，分析Zigzag变压器避免磁饱和的机理；与纯交流输电方式比较下，研究交直流叠加输电系统线路的稳态运行特性，得出系统满足一定电气条件时，该系统具有更小的电压降和功率损耗。搭建交直流叠加输电系统仿真模型，仿真结果表明研究得出的特性的正确性。
关键词：交直流叠加输电；Zigzag变压器；直流偏磁；特性；仿真
中图分类号：TM 72 文献标识码：A
1 引 言
近年来，随着我国经济的快速发展，人们对电力需求进一步增加。现有输电网络已无法满足电力负荷增长的需求[1-2]，为此，寻求和探讨一种新的输电方式便成为解决该问题的一种新思路。交直流叠加输电方式是一种新的输电方式[3-4]，该输电方式无需重新架设新的输电线路，能够大幅度地节省输电线路的投资成本和运营成本。交直流叠加输电系统通过快速地调节直流功率潮流，将直流功率与交流系统功率进行盈亏调剂，使得输电线路的交直流功率传输得到有效地改善，提高交流输电系统在远距离输电方式下的稳定性，克服在输电线路上因直流电流缺乏自然过零点难以灭弧的技术困难。同时，该输电系统最大限度地融合了传统直流输电方式和纯交流输电方式各自的优良特点，具有明显的运行优势。因此，相关学者将其称为一种新型柔性输电系统。
上个世纪50年代原苏联提出了在交流输电线路上叠加输送直流功率的概念，并引起英国、德国和美国等国家的广泛关注和深入研究。60年代到80年代，电力电子技术的迅速发展给交直流叠加输电系统带来了更大的发展机遇。1991年，IEEE国际会议对电网交直流叠加输电方案高度重视，并认为该系统能够有效地“挖潜”现有输电线路传输能力，具有良好的发展前景。目前，交直流叠加输电系统在系统动态稳定、增容研究等方面取得了一定的研究进展。文献[3]提出了交直流叠加输电系统方案的最初构想。文献[4]指出了在交流输电系统中叠加少量的直流功率，能够有效地改善交流输电系统的动态稳定性。
交直流叠加输电技术在我国研究起步较晚。文献[5]将交直流叠加输电方案应用于分布式配电网中，分析了单极大地返回运行时允许入地的额定电流值，并论证了该方案相对于传统交流配电网具有更均匀的电压和更小的网络损耗。为进一步推动该输电技术的发展，本文阐述了交直流叠加输电拓扑结构与机理，分析了其关键部件Zigzag变压器的基本结构与避免磁饱和特性；研究了π形等值电路的叠加输电线路电压、有功及无功功率特性。
2 Zigzag变压器的交直流叠加输电系统拓
扑结构
单回路交直流叠加输电系统的拓扑结构如图1所示。系统拓扑模型主要包括：交流系统、Zigzag变压器、整流器、逆变器和输电线路。
交直流叠加输电系统由交流网络子系统和直流网络子系统组成。交流网络子系统主要包括交流等效系统、Zigzag变压器以及输电线路。直流网络子系统主要由换流变压器、换流器、平波电抗器、接地极及输电线路构成。直流功率是通过交流系统1经过换流器整流成直流功率注入在Zigzag变压器二次侧中性点，以实现交直流功率的“耦合”。在满足输电线路电气特性条件下，交流功率与直流功率在初始交流输电线路上传输。三相线路同时叠加相同的直流分量，使得输电线路的线电压不发生改变，而相电压增加一个直流分量。
为了降低直流功率的谐波含量，防止换流器换相失败，在换流器端口和Zigzag变压器直流端口之间串联平波电抗器。在输电线路的末端，交直流叠加功率经过Zigzag变压器二次侧实现交直流功率的“解耦”，分离出来的直流功率经过逆变器传输给交流系统2。同时，系统通过接地极线路或地面构成直流电流回路；为防止入地电流过大造成电化学腐蚀，最大限度地减小电流密度和表面电压梯度，使用接地装置将电位钳位到尽可能小。
3 Zigzag变压器分析
Zigzag变压器属于特种变压器范畴，其独特结构在于它的绕组接线结构不同于一般普通变压器，目前国内外对该特种变压器研究较少[6-7]。Zigzag变压器的最早研究及应用领域是电力系统中性点直接接地或非直接接地的三相系统中作Zigzag接地变压器使用。该Zigzag接地变压器能够人为地提供一个中性点，该中性点可以直接接地，也可以经电抗器、电阻器或消弧线圈接地。
Zigzag变压器作为一种新型特种变压器，是实现交直流功率叠加与分离的关键设备，也是Zigzag接地变压器的一种演变与创新。其结构图如图2所示，一次侧采用三角形接线，二次侧为曲折形联结，对于二次侧a相绕组有a=a1+a2，其中a1表示二次侧主绕组电压相量，a2表示二次侧副绕组电压相量，得到二次绕组总电压相量有效值Ea：
Ea=E2a1+E2a2+Ea1Ea2 （1）
当二次侧两绕组匝数相同时，得到：
Ea=3Ea1=3Ea2 （2）
同理，可以得到b、c相绕组电压关系。
Zigzag变压器的二次侧绕组中性点为直流功率注入点，当在绕组中性点上注入直流时，同一铁芯上两绕组的直流磁势互相抵消，变压器保持原有的工作特性曲线，从而避免了直流功率引起的变压器磁饱和现象。
图2 Zigzag变压器绕组接线图
4 叠加输电线路特性研究
交直流叠加输电线路流过的功率分量包含交流与直流分量，两者在输电线路产生不同的电气损耗，由此，有必要研究两者在叠加输电线路的特性关系。以单回路输电系统的集中参数π型等值电路表示交直流叠加输电线路[8]，其单相等值模型如图3所示。假定交直流叠加线路上的交直流分量满足输电线路绝缘裕度的要求，且线路的交直流负荷均为对称负荷，系统单相负荷总功率（PLac+PLdc）+jQLac恒定不变，即系统以三相对称方式运行。交直流叠加输电方式运行时，输电线路初始端交流电压为Ⅰac、直流电压为
4.1 纯交流输电方式线路的电气特性
当系统以纯交流输电方式供给交直流负荷时，输电线路末端并联导纳支路功率ΔSy2，串联阻抗支路功率损耗ΔSZ分别为：
4.2 交直流叠加输电方式线路的电气特性
4.2.1 直流电源供电的电压、功率损耗
直流电源供电方式下的串联阻抗支路始端电压UⅠdc，直流输电线路总功率损耗ΔSdc分别为：
4.2.2 交流电源供电的电压、功率损耗
为了与4.1中的公式加以区别，本节采用字母上方加横线表示叠加输电系统中纯交流运行方式的功率表达式。输电线路末端并联导纳支路功率ΔSy2，串联阻抗支路末端功率S′2分别为：
4.3 输电线路电气特性比较与分析
综合纯交流、交直流叠加两种不同运行方式下输电线路特性研究，进一步比较两种运行方式下线路的特性，得到交直流叠加输电线路的电压、有功功率、无功功率传输特性。
4.3.1 电压损耗特性
由式（7）和（17），采用纯交流输电方式时，输电线路电压损耗纵分量ΔUac为：
由式（20）-（22）可知，采用交直流叠加输电方式时，输电线路电压损耗包含交流、直流分量损耗。线路上直流功率被串联支路中的电阻消耗，直流电压降损耗与直流负荷大小成正比。实际运行时，应尽可能让交直流叠加输电方式线路的电压损耗比交流输电方式小，即电压损耗比率0
4.3.2 有功损耗特性
比较式（8）和（19），得出采用纯交流输电方式时，输电线路有功功率损耗ΔPac为
由式（26）可知：对于交、直流负荷恒定的交直流叠加输电线路，PLac、PLdc、G为定值。M值与x、UⅡdc有关，即输电线路有功功率损耗差函数值正负与交、直流电压叠加比例系数x和叠加的直流电压有效值UⅡdc有关。进一步，可以得到：在满足交直流叠加分量规则和输电系统绝缘安全的条件下，当系统中叠加的直流分量越大，则交直流叠加系统中的有功功率损耗越小。
4.3.3无功损耗特性
无论系统采用何种方式运行，交流网络电力线路始末端电压与系统频率均保持不变。
构建无功功率损耗差函数N：
由式（28）可知，两种输电方式的无功损耗差函数N与系统直流负荷PLdc有关，当直流负荷有功功率PLdc大于零时，叠加系统无功损耗差函数N<0。此时，交直流叠加输电系统具有更小的无功功率损耗特性。
5 仿真分析
在MATLAB环境下，搭建采用Zigzag变压器实现新型高压交直流叠加输电系统方案模型，系统采用双回路供电方式。系统通过Zigzag变压器和300 km输电线路连接双端交流等效系统与换流器，交流系统额定电压分别为500 kV和345 kV，传输功率1000MW，π型等值输电线路参数：z=0.01273+j0.29331Ω/km，y= j4.00238×10-6 S/km，系统频率均为50Hz，系统离散采样时间Ts =50us。
交直流功率叠加输送的仿真设计思路是给定导线最大允许温升电流，通过测量导线交流电流分量，输出直流电流指令以实现整流器和逆变器协调控制的目的。仿真系统通过主控制中的启动器模块启动和停止直流参考电流。t=0.1s时，两端换流器开始对交、直流功率进行换流；当t=0.33s时，直流电流进入最小稳态参考电流0.1p.u.。t=0.5s时，直流电流达到最终稳态参考电流1p.u.。此后，交直流叠加输电系统进入稳定状态，整流器控制直流电流，逆变器控制直流电压[9-10]。仿真结果如图4、图5、图6所示。
（a）变压器二次侧相电压
（b）变压器励磁电流
图4 Zigzag变压器仿真波形
图4（a）为变压器二次侧相电压。图4（b）为Zigzag变压器在直流功率叠加后的励磁电流波形。在t=0.1s时，系统开始向变压器注入直流功率，由图4（a）可看出，变压器二次侧相电压变化较小，电压基本保持恒定。由图4（b）可看出变压器在直流功率注入前后其励磁电流基本保持不变。由此可知，增加的直流功率能够在变压器绕组中顺利通过且不影响变压器初始运行状态，表明了Zigzag变压器能有效地避免变压器铁芯饱和的现象，验证了采用Zigzag变压器实现交直流功率叠加传输的可行性和有效性。
图5（a）为输电线路相电压波形，图5（b）为输电线路始末端电压波形比较图，实线表示输电线路始端相电压，虚线表示线路末端相电压。图5（c）为输电线路线电流波形。由图5（a）可看出，三相输电线路同时叠加直流功率，使得输电线路的相电压峰峰值上升了一个水平分量，从而验证了理论分析的正确性。图5（b）表示输电线路始末端电压比较，实线表示输电线路始端相电压，虚线表示线路末端相电压。系统稳态运行后，一部分直流功率被输电线路阻抗支路中的电阻消耗。因此，末端电压峰值低于始端电压峰值。由图5（c）可看出，系统稳态运行后，电流曲线可以经过零点。说明了叠加输电系统克服了传统直流输电系统缺乏自然过零点的缺点，从而能够较好地熄灭电弧。
（a）输电线路相电压
（b）输电线路始末端电压波形比较
（c）输电线路电流
图5 输电线路运行参量波形
（a）输电线路有功功率
（b）输电线路无功功率
图6 输电线路功率
图6（a）为单回路输电线路传输的有功功率，图6（b）为单回路输电线路传输的无功功率。由图6可看出，在单回路输电线路上，线路传输500MW的有功功率正好是双回路输电线路输送总功率的二分之一，符合理论分析结论，验证了本文提出的新型交直流叠加输电系统的可行性和有效性。
交直流输电系统 篇7
高压直流输电技术根据采用电力电子换流器的类型可分为基于电网换相的常规直流输电系统LCC-HVDC(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current)和基于电压源换流器的柔性直流输电系统VSC-HVDC(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current)。现阶段,常规直流输电技术已较为成熟,其电压等级高、输送容量大,主要用于远距离大规模输电或异步联网。与常规直流相比,柔性直流控制更为灵活,其可以完成有功功率和无功功率的独立控制,且对交流电网具有较好的动态无功支撑能力,非常适用于大规模新能源电能并网。与常规直流相比,柔性直流电压等级较低,传输容量相对较小[1,2,3,4,5,6,7,8]。
根据柔性直流和常规直流各自的特点,在大规模新能源汇集和外送系统中,极有可能出现一种新型的柔性直流与常规直流互联的输电系统。对于柔性直流和常规直流同时存在的混合输电系统,已有较多文献进行了研究,主要关于2种直流的运行特性、相互间的影响以及故障后的恢复策略等[9,10,11,12,13]。文献[9]研究了无源网络中通过VSC-HVDC启动LCC-HVDC的方法,并设计了双馈入直流输电系统(DoubleInfeed HVDC)控制策略,使整个输电系统具有良好的动态和故障恢复能力;文献[10]定量分析了VSC-HVDC对LCC-HVDC的影响,结果表明VSC-HVDC可以有效提高LCC-HVDC的最大有功功率传输,减小暂态过电压,降低LCC-HVDC换相失败风险。
上述研究主要针对VSC-HVDC和LCC-HVDC并联馈入型结构,本文则着重研究VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统,这种输电系统主要用于大规模新能源的汇集及外送,而新能源基地通常交流强度较弱。因此,本文着重考虑送端系统可能存在的功率不平衡问题,提出2种直流间的协调策略,充分利用直流系统可控性强、响应速度快的特点,有效提升整个输电系统的安全稳定性。
1 VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统结构及特点
为了研究方便,将VSC-HVDC与LCC-HVDC串联输电系统简化为图1所示结构。其中,VSC-HVDC由于可控性强、动态调节能力好,通常被用于大规模风电、光伏基地本地电能的并网和汇集,而LCC-HVDC由于送电规模大、输送距离远,被用于大规模功率由电源基地到受端负荷的输送。
本文所研究的VSC-HVDC与LCC-HVDC互联输电系统包括以下重要特点。
(1)功率流向。通过VSC-HVDC将新能源进行汇集,并和本地交流电网共同为LCC-HVDC外送直流供电。
(2)交流强度。由于新能源基地常常位于电网结构较为薄弱的地区,因此本文研究的拓扑结构中所考虑的本地电网为弱交流系统。
(3)地理位置分布。由于功率汇集的主要目的在于外送,因此考虑VSC-HVDC传输功率不再经过远距离交流网络传输,即VSC-HVDC逆变站与LCC-HVDC整流站位置较近。
(4)VSC-HVDC送端所联交流系统有功调节能力。由于在新能源电厂参与电网功率调节领域已有较多研究成果[14,15],因此本文认为VSC-HVDC送端所联交流系统是具有有功调节能力的。
若2种直流输电系统均采用常规控制器,则整个送出系统中功率的平衡主要依靠本地弱交流电网,而新能源出力随机性较强,仅仅依靠弱交流电网的调节难以保证系统的安全稳定裕度。因此,本文从有功平衡及无功平衡两方面考虑,设计能提高送出系统区域1内稳定性的VSC-HVDC及LCC-HVDC附加控制策略。
2 VSC-HVDC和LCC-HVDC有功附加控制器设计
本文所研究的输电系统中2种直流系统的基本控制策略分别为:LCC-HVDC整流侧采用定电流控制,逆变侧采用定熄弧角控制;VSC-HVDC整流侧采用定有功功率及定交流电压控制,逆变侧采用定直流电压和定无功功率控制。
2.1 有功附加控制器设计
忽略功率传输过程中的损耗,正常运行情况下,根据功率平衡,有:
其中,PLCC为LCC-HVDC外送功率;PVSC为VSC-HVDC向区域1中注入的功率;PG为本地电网向区域1注入的功率。LCC-HVDC和VSC-HVDC在采用常规控制器时保持有功功率恒定。因此,当区域1内出现有功功率不平衡时,系统的频率稳定只能依靠本地电网PG的调节。如果本地系统的调频能力较小,会导致功率波动情况下系统频率偏差过大甚至频率失稳,则这种情况下系统的运行可靠性难以得到保证。基于此,提出LCC-HVDC及VSC-HVDC有功附加控制器,以提升送出系统有功功率平衡能力,维持频率稳定。附加控制器结构框图如图2和图3所示[16,17]。
图2和图3中2种直流系统主控制器分别为LCC-HVDC的定电流控制器以及VSC-HVDC的定有功功率控制器。在附加控制器中,Δf为区域1内的频率偏差信号,Δf=f-fref,K1、K2分别为附加控制器参数。为了避免附加控制器频繁动作,附加控制器还设置有死区环节。加入附加控制器后,2种直流系统的有功-频率特性如图4所示。
在本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC均进行功率调节的情况下,当注入区域1的功率存在波动ΔP时,有:
其中,KG、KLDC、KVDC分别为电网、LCC-HVDC以及VSC-HVDC的频率调节系数,其值等于各自有功变化量与频率变化量之比的绝对值。可以看出,有功附加控制的引入可以有效提升系统有功功率平衡能力,减小系统频率波动。
2.2 有功附加控制器的协调策略及工作原理
为简化分析,本地电网中仅考虑发电机调速器的功率调节能力,设调速器动作死区为[-Δf0,Δf0],LCC-HVDC有功附加控制动作死区为[-Δf1,Δf1],VSC-HVDC有功附加控制器动作死区为[-Δf2,Δf2]。
为了使设计的有功附加控制器协调工作,设置Δf0<Δf1<Δf2,则系统的有功功率调节可分为以下几个阶段。
阶段1:系统功率平衡,即PLCC=PVSC+PG,频率保持稳定。
阶段2:系统内出现不平衡功率,此不平衡功率可能来自本地电网负荷的增减、VSC送出功率的变化或者其他故障。假设本地电网失部分负荷,则区域1内出现过剩功率ΔP,系统频率增加。
阶段3:频率偏差超过Δf0时,发电机调速器开始作用,减小出力ΔPA以平衡缺失负荷ΔP,若系统可以稳定在新的平衡点f,f[50 Hz-Δf1,50 Hz+Δf1],说明负荷波动可由本地电网平衡,直流功率附加控制器不启动。
阶段4:若本地发电机进行功率调节后,系统频率超过50 Hz+Δf1,说明功率波动难以被本地电网平衡,则LCC-HVDC有功附加控制器启动。附加控制器根据区域1内频率偏差调整整流侧电流整定值,增大LCC-HVDC有功功率传输容量,以平衡区域1内的过剩功率。若此阶段系统频率可以稳定在f[50 Hz-Δf2,50 Hz+Δf2],则VSC-HVDC有功附加控制不启动。
阶段5:若在本地电网和LCC-HVDC有功附加控制器作用下频率依然上升超过50 Hz+Δf2,VSC-HVDC有功附加控制器启动。根据其有功-频率特性曲线,区域1频率上升时,VSC-HVDC在附加控制器作用下减小输送容量,进一步平衡区域1内的过剩功率。
当系统的不平衡功率消失时,各有功附加控制器的退出过程与上述5个阶段时序相反,VSC-HVDC附加控制首先退出,LCC-HVDC附加控制随后退出。系统频率从升高到恢复的整个过程中控制器的投切时序关系如图5所示。当系统内出现功率缺额时的分析与上述5个阶段类似,各控制器投切过程示意图与图5关于t轴对称,此处不再赘述。
3 VSC-HVDC与LCC-HVDC无功功率协调
LCC-HVDC在传输有功功率的同时,会消耗相当于40%~60%有功容量的无功功率,这部分功率通常由换流站的无功补偿装置及滤波器提供。因此,当LCC-HVDC进行有功功率调节时(输送有功功率变化时),为了维持换流站母线电压,无功补偿装置和滤波器需要进行相应的投切。无功补偿装置的投切是一种阶梯式不连续的调节方式,频繁投切滤波器不仅影响其自身寿命,更可能引起电压的大幅度波动。
在VSC-HVDC与LCC-HVDC串联系统中,由于VSC-HVDC具备无功控制能力,且其逆变站地理位置距离LCC-HVDC整流站较近,因此可以通过VSC-HVDC的无功调节能力在LCC-HVDC进行有功功率调节时为其提供无功支撑,起到稳定LCC-HVDC整流侧换流母线电压的作用。VSC-HVDC的这种调节方式相当于起到了静止无功补偿器(STATCOM)的作用,可以避免LCC-HVDC整流侧无功补偿装置的频繁投切。
为了实现上述目的,在VSC-HVDC逆变侧增加无功附加控制器,控制器如图6所示。
图6中,ΔU=U-Uref,Uref和U分别为LCC-HVDC整流侧换流母线参考电压和实际电压;Kv为无功附加控制器比例系数。当LCC-HVDC换流母线电压偏差ΔU越过死区[-ΔU0,ΔU0]时,无功附加控制器启动。若实际电压小于参考电压,VSC-HVDC按一定比例输出无功功率,反之,VSC-HVDC吸收无功功率。此外,为保证无功调节不影响有功功率的传输,对附加控制器输出设置限幅环节。VSC-HVDC的无功-电压特性见图7。
VSC-HVDC无功附加控制器工作原理如下。
当LCC-HVDC进行有功调节,外送有功功率增加ΔP时,其换流站相应地需要增加无功功率ΔQ,若保持换流站内无功补偿装置不投切,则换流母线电压下降ΔU,当电压跌落超过VSC-HVDC无功附加控制器死区时,VSC-HVDC调节逆变侧定无功功率控制器整定值,增大无功功率输出,维持LCC-HVDC换流站母线电压稳定。当LCC-HVDC外送有功功率减少时,通过类似的分析可知VSC-HVDC无功附加控制器同样可以维持LCC-HVDC换流站母线电压水平。
当系统内存在过剩功率时,各有功、无功附加控制器动作时序如图8所示。从上述分析可知,本文设计的VSC-HVDC和LCC-HVDC有功、无功附加控制器并不是单独存在的,两者协调配合可以有效提高送端系统频率及电压稳定性。
4 仿真验证
为验证本文所提VSC-HVDC与LCC-HVDC协调控制策略的有效性,在仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的系统,其中LCC-HVDC采用单极输电方式。本地电网由7台参数相同的发电机构成,系统主要参数见表1—3(表3中电抗为标幺值)。
正常运行时,交流系统电压345 k V,频率50 Hz,本地电网出力600MW,VSC-HVDC输送容量400MW,两者共同向LCC-HVDC供电,LCC-HVDC传输容量1 000 MW,区域1内功率平衡,系统频率保持稳定。正常状况下的仿真结果如图9所示。图中,f为区域1频率信号。
为验证本文所提LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加控制器的效果,仿真设置2 s时VSC-HVDC输送容量由400 MW降低至250 MW。VSC-HVDC和LCC-HVDC均无附加控制时,仿真结果如图10所示。
由图10可以看出,VSC-HVDC输送功率减小后,区域1内出现150 MW功率缺额。由于LCC-HVDC、VSC-HVDC均采用定功率输送,因此功率缺额全部由本地电网承担,而本地电网强度较小,调节容量有限,因此系统频率持续下降,最终崩溃。
在LCC-HVDC和VSC-HVDC中加入有功附加控制器,控制器主要参数如表4所示,仿真结果如图11所示。
由图11可以看出,加入附加控制器后系统可以保持稳定,频率最终维持在49.43 Hz左右。这是因为当系统频率下降时,LCC-HVDC和VSC-HVDC共同作用,通过调节自身传输容量与本地电网一起平衡区域1内的功率缺额。系统稳定时,本地电网出力由原来的600 MW变为692.5 MW,增加出力92.5 MW;LCC-HVDC输送容量由1 000 MW变为965 MW,减少外送35 MW;VSC-HVDC输送容量由250 MW增加至272.5 MW,增加输送22.5 MW。在有功附加控制器作用下,本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC共同承担了系统150 MW的功率缺额,保证系统的功率平衡,提升了稳定性。
进一步分析各控制器动作时序,LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器输出如图12所示(图中uL和uV为标幺值)。可以看出,在2.0~2.2 s的功率不平衡初始阶段,两附加控制器均未动作,系统依靠本地电网进行功率平衡。当频率偏差超过LCC-HVDC有功附加控制器动作死区后,依靠本地电网难以保证频率在合理范围内,LCC-HVDC附加控制器首先动作。2.2~2.5 s,LCC-HVDC有功附加控制投入后频率依然下降,超过VSC-HVDC有功附加控制动作死区,VSC-HVDC有功附加控制器开始动作。最终,本地电网、LCC-HVDC及VSC-HVDC共同配合,使系统保持稳定。
值得注意的是,VSC-HVDC和LCC-HVDC附加控制对于系统内不平衡功率的补偿量主要取决于两者输入频率偏差信号动作死区以及各自频率调节系数KLDC、KVDC的设置。若希望VSC-HVDC尽量保证自身功率传输,不参与功率平衡,可以增大LCC-HVDC调节系数KLDC,减小本身调节系数KVDC,增大本身输入信号频率偏差死区范围。
无功功率协调配合方面,若VSC-HVDC逆变侧仅采用常规定无功功率为0 Mvar,在进行有功功率平衡的同时,LCC-HVDC整流侧换流母线电压及VSC-HVDC逆变侧输出无功功率如图13所示。图中uLCC为LCC-HVDC整流侧换流母线电压,QVSC为VSC-HVDC逆变侧输出无功功率。
从图13中可以看出,在有功平衡的过程中VSC-HVDC逆变侧输出无功一直保持为0 Mvar,不考虑LCC-HVDC换流站本身无功补偿装置的投切,2.2 s后LCC-HVDC有功功率输送容量减小,而系统无功并没有相应地变化,因此LCC-HVDC整流侧换流母线电压升高至362 k V。
由于VSC-HVDC逆变站离LCC-HVDC整流站位置较近,因此可以发挥VSC-HVDC无功调节的能力,在其常规定无功控制器基础上增加无功附加控制器,以减小LCC-HVDC整流侧换流母线电压波动。加入无功附加控制器后,仿真结果如图14所示。
由图14可以看出,增加无功附加控制器后,当LCC-HVDC整流侧电压升高时,VSC-HVDC逆变侧吸收多余无功功率,以保证电压稳定在额定运行点。通过VSC-HVDC无功附加控制器的作用,LCC-HVDC整流侧换流母线电压最大幅值为358 k V,相比没有无功附加控制时减小4 k V,有效减小了LCC-HVDC整流侧换流母线电压的波动。
上述仿真说明本文所提的LCC-HVDC与VSC-HVDC有功附加控制可以共同提高系统有功平衡能力,同时VSC-HVDC无功附加控制器可以有效配合LCC-HVDC的有功功率调整,维持其换流母线的电压水平。
5 结论
a.本文针对一种新型的LCC-HVDC与VSC-HVDC互联输电系统,分别设计了LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器。通过有功附加控制器改变直流的输送容量,可以有效提升系统有功功率平衡能力,改善频率稳定性。同时,通过设置合适的死区和控制器参数,可以使平衡功率在LCC-HVDC和VSC-HVDC之间合理分配,使两者协调运行。
b.考虑到LCC-HVDC本身不具备无功功率调节能力,本文还设计了VSC-HVDC无功附加控制器。当LCC-HVDC改变输送容量以维持系统内有功功率平衡时,VSC-HVDC无功控制器发出/吸收无功功率,起到STATCOM的作用,以改善LCC-HVDC整流侧换流母线电压稳定性。仿真表明本文设计的附加控制器对LCC-HVDC与VSC-HVDC互联系统内的有功、无功平衡具有较好的控制效果。
摘要：对一种新型的柔性直流与常规直流互联输电系统进行了研究,针对常规直流送端可能出现的功率不平衡问题,提出了常规直流和柔性直流功率附加器的协调控制策略。该策略通过2种直流有功附加控制器来提高区域内有功功率平衡能力,针对常规直流进行有功功率调节时换流站无功不平衡引起的电压波动问题,设计了柔性直流无功附加控制器。最后,通过仿真验证了协调策略的有效性,结果表明所设计的有功-无功附加控制器能够相互配合,有效提升整个系统的功率平衡能力。
交直流输电系统 篇8
1 直流滤波器型式
直流滤波器包括无源和有源滤波器。无源滤波器型式有单调谐、双调谐、三调谐以及高通等之分。无源滤波器具有结构简单、可靠性高和维护方便等特点,但其频率特性易受电气元件老化等影响[6]。有源滤波器按照结构不同主要分为并联型、串联型两类。虽然有源滤波器具有滤波性能好和占地小等优点,但在实际直流工程中实现商业投运的不多,其技术尚不很成熟[7]。
1.1 单调谐滤波器
单调谐滤波器结构和阻抗特性如图1所示。单调谐滤波器的优点是结构简单,对单一次谐波滤除能力强,损耗和维护要求都比较低。缺点是当滤除多个谐波时需装设多组滤波器,如此占地面积、投资以及维护成本相应都要上升。随着技术与滤波器设计制造能力的提高,在新近的直流输电工程中,直流滤波器一般不再考虑装设单调谐滤波器。
1.2 双调谐滤波器
双调谐滤波器结构和阻抗特性如图2所示。双调谐滤波器[8]的主要优点是可以同时滤除两个特定谐波。与两个单调谐滤波器相比,只需一个高压电容器,占地小,投资少,损耗低,滤波器数量减少,便于备用和维护。主要缺点是谐振作用可能导致低压元件的暂态定值较高,并且由于电气元件数目较多,通常需要两组避雷器。双调谐滤波器在国内早期直流工程中得到普遍采用,如葛南、天广、三常和三广直流工程都采用了该种滤波器。
1.3 三调谐滤波器
三调谐滤波器结构和阻抗特性如图3所示。三调谐滤波器与双调谐滤波器相比,其优点更为突出,占地、投资更少,损耗也更低,也便于备用和维护。但现场调谐比较困难。国内新近的直流工程都采用该种滤波器形式。
1.4 有源滤波器
有源直流滤波器接线如图4所示。目前有源直流滤波器的研究仍然是热点,其发展前景也很好。如果控制器设计得当,以及相关技术满足要求,有源直流滤波器可有效消除直流侧谐波。但由于其技术尚不很成熟,我国天广直流工程采用了该种直流滤波器形式[9],但是运行情况并不理想,其相关技术有待进一步的研究。
2 直流滤波器设计原则和流程
直流滤波器的设计原则:在直流滤波器性能和定值得到满足的前提下,使直流滤波器的投资费用最少[10]。通常采用等效干扰电流来衡量直流滤波器的性能。
工程上确定直流滤波器参数和方案是一个不断试凑的过程[11]。首先,参考以往工程直流滤波器的参数,并结合经济性,确定滤波器的主电容值和所采用的滤波器型式,然后再计算直流滤波器的性能与定值等指标,校验滤波器配置是否满足要求。在直流滤波器性能得到满足的前提下,高压电容器的电容值越小越经济。在实际直流工程设计中,直流滤波器设计通常考虑1～50次谐波。
在初步选定了直流滤波器的型式、主电容值以及调谐次数之后,确定一组滤波器元件参数,然后计算各种运行方式下的各个负荷水平的滤波器性能,即等效干扰电流(Ieq)。若性能超标,则查看计算谐波结果,明确主要由哪次谐波引起的,然后调整直流滤波器元件参数,使对应次的谐波阻抗减小。如多次调整之后仍有负荷水平不能满足性能要求,则需改变调谐次数重复上述的过程。改变调谐次数仍不满足,则需考虑增大主电容值继续上述的过程。直流滤波器设计具体流程如图5所示。
3 双调谐直流滤波器参数设计方法
由之前的设计流程可知,为方便滤波器设计,在设计过程中需保持主电容值和调谐次数不变。1个基本双调谐滤波器和等效的2个单调谐滤波器结构如图6所示。
双调谐滤波器的导纳为:
2个单调谐滤波器导纳为:
由于两者等效,有:
经化简合并得:
为使式(4)在任何角频率下都成立,而且仅当a=b=c=d=e=f=g=0时,可得双调谐滤波器和2个单调谐滤波器储能元件之间的关系:
假设双调谐滤波器的调谐次数为N1,N2,ω0为基波角频率,则有:
为了获得一组初始的滤波器参数,可令Ca=Cb=C1/2,根据式(9)和式(10)求得La和Lb,然后由式(5—8)可得双调谐滤波器的L值和C值。
4 双调谐直流滤波器参数计算实例
设计1个基本的双调谐直流滤波器,假定调谐次数为N1=12,N2=24。主电容值C1=1.6e-6 F。针对该主电容值和调谐次数,应用第4节的参数计算方法,计算两组单调谐直流滤波器参数。
通过式(5—8),可计算获得对应的两组双调谐直流滤波器参数。
2组双调谐直流滤波器的阻抗特性比较见图7。
由图7可看出,两组滤波器主电容值和调谐次数一样,而工作特性的阻抗不一样,其结果是改变滤波器性能与定值。具备表现为,某些频率段阻抗有所改变,可起到调整特定频率段谐波的作用,使1～50次谐波综合等效干扰效果满足性能要求。因此,采用本文所述的调节方法,可保持双调谐滤波器的主电容值和调谐次数不变,方便调节滤波器参数,提高滤波器设计效率。参数具体如何优化选择,仍然是需要进一步研究的问题。
5 结束语
本文论述了直流滤波器的型式和设计原则,总结了直流滤波器设计流程。研究了一种基于等效原则,并适用于实际工程的双调谐直流滤波器的设计方法,推导了其相应的等效计算公式。该方法可有效提高直流滤波器的设计效率。本文仅重点研究了一种参数的调节方法,而如何具体获得最优的滤波器参数,有待进一步研究。
摘要：论述了高压直流系统直流滤波器设计的原则和具体流程,并以双调谐直流滤波器设计为例,研究了一种适用于工程实际的直流滤波器设计方法,推导了双调谐滤波器与两个单调谐滤波器等效的数学表达式。通过调整两个等效单调谐直流滤波器的参数,进而设计出满足要求的双调谐直流滤波器。根据该设计方法,可以方便地调整双调谐直流滤波器的参数,并能保持双调谐滤波器的主电容值和调谐次数不变,节省了直流滤波器设计时间,提高了效率。最后,通过一个计算实例,验证了本文所述设计方法的有效性。
关键词：高压直流输电,直流滤波器,双调谐滤波器,性能计算,定值计算
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柔性直流输电系统控制保护方案 篇9
柔性直流输电是一种新型直流输电技术,可以快速独立地控制与交流系统交换的有功和无功功率,控制公共连接点的交流电压,潮流反转方便灵活,可以自换相,具有提高交流系统电压稳定性、功角稳定性、降低损耗、事故后快速恢复等功能。直流控制保护系统是柔性直流输电工程的核心,对保证其性能和安全至关重要。
ABB公司最早将柔性直流输电技术应用到商业工程[1]。2010年底,Siemens公司的首个柔性直流输电工程在美国投入运行[2]。中国首个柔性直流输电工程———上海南汇柔性直流输电示范工程(简称南汇工程)于2011年5月在上海南汇风电厂挂网运行[3,4]。目前,柔性直流输电系统控制保护的工程经验比较少,对控制保护的系统方案进行研究对工程应用具有指导意义。
国内外对传统直流输电系统控制保护的研究较为深入[5,6,7,8]。柔性直流输电系统控制保护与传统直流输电系统控制保护存在较大的不同,在性能和快速性上具有更高的要求。传统直流输电系统的控制速度要求在毫秒级,柔性直流输电系统的要求要高一个数量级,且控制保护功能更复杂。国内外对柔性直流输电系统控制保护策略的研究非常活跃,已有文献在柔性直流输电系统的控制器算法、参数设计、电容电压平衡控制、调制策略、环流抑制策略等方面都进行了研究[9,10,11,12,13,14,15,16]。文献[4]描述了南汇工程控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现,但是对于柔性直流输电系统的控制保护功能未进行系统描述,也未对功能划分等进行分析。相关文献对柔性直流输电系统控制保护的系统性论述较少。
本文在论述柔性直流输电系统的基本控制策略、上层控制功能和保护策略的基础上,进一步提出了适合于柔性直流输电系统的控制保护功能配置方案和控制保护与换流阀设备的接口方案,可以很好地满足柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求。本文方案结构清晰、功能划分合理,已在南汇工程中得到了成功应用,取得了很好的效果。
1 柔性直流输电系统基本控制策略
无论是基于两电平、三电平拓扑结构还是基于模块化多电平拓扑结构的柔性直流输电系统,其基本控制策略都可采用基于直接电流控制的矢量控制方法。关键是适应柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,具有快速的电流响应特性和良好的内在限流能力。本文所设计的矢量控制方法由外环控制策略和内环电流控制策略组成。外环控制产生参考电流指令,内环电流控制产生期望的参考电压。两者的功能要求如下。
1.1 内环电流控制
内环电流控制产生换流器输出的三相电压参考值,并以此作为调制信号控制换流器的输出交流电压和交流电流。考虑到交流电流依赖于换相电抗器上的电压降,内环电流控制本质上是调节换相电抗器上的电压降。
内环电流控制可采取适合工程实现的无差拍控制方式,其控制原理如图1所示,包括交流母线电压的前馈、决定换相电抗器上压降的电流指令的前馈和交流电流的反馈控制。使用交流电流反馈控制的必要性在于电抗器的值不一定准确,并且交流侧母
线电压测量也不可能100%精确。
对于基于模块化多电平技术的换流器,需要对换流阀同一相各个子模块电容电压的均衡和换流阀环流进行控制[17]。子模块电容电压的平衡控制根据桥臂电流的方向来选择子模块导通或者关断的状态。当需要减小子模块电容电压时,子模块的导通状态应当选择在桥臂电流放电期间使电容放电;当需要增大直流电容电压时,子模块的导通状态应当选择在桥臂电流充电期间使电容充电;从而实现子模块的电压平衡。换流阀环流控制是用来抑制多电平换流器相间流动的具有负序二倍频特性的环流。环流产生的主要机理为各相子模块电压和不平衡,因此换流阀环流控制的关键是要实现各相子模块电压和平衡。
1.2 外环控制
外环控制计算换流器内环电流控制需要的交流电流指令值,主要包括直流电压参考值调节、有功功率参考值调节、有功功率控制、直流电压控制、交流电压控制、无功功率控制、电流指令计算及限幅等功能模块。
直流电压参考值调节的目的是优化直流输电系统运行工况,使换流器的损耗最小,该控制功能需与变压器分接头调节相配合。
有功功率参考值通常由运行人员手动设置,以维持直流输电系统传输的有功功率恒定。当频率控制功能投入时,有功功率参考值将根据系统频率的偏差控制进行调节,在这种情况下,频率控制将可以保持风电场的频率恒定。在交流系统发生故障时有功功率参考调节应自动进行调节来保持直流侧的电压在可控范围内,避免出现危及设备安全的情况。
有功功率控制是直流输电系统的主要控制模式,在这种运行模式下,控制系统通常根据有功功率参考值控制换流器与交流系统交换的有功功率。在有功功率控制下,为了保持直流输电系统输送功率恒定,控制系统通过对电流的相应调整来补偿电压的波动。
直流电压控制产生的电流指令控制流过换流器的有功功率的大小,保持直流侧电压为设定值,在柔性直流输电系统中,通常选取一个换流站进行直流电压控制。
交流电压控制产生换流器的无功功率指令,并由两个换流站独立进行控制,该参考值可以由运行人员输入。利用交流电压控制可以实现换流变压器网侧交流电压的控制。恒定交流电压控制可以有效抑制网侧交流电压的波动。如果由于换流器容量的限制,而不能维持系统节点电压不变,通常可采用斜率控制。
无功功率控制可以使直流输电系统产生的无功功率维持在期望的参考值,该参考值可以由运行人员输入。无功功率控制作为稳态运行调节功能。无功功率控制速度设计得比交流电压控制速度要慢,交流电压控制比无功功率控制具有更高的优先级,在交流系统电压扰动时,交流电压控制将暂时取代无功功率控制以保证交流电压恒定。
电流指令由功率指令根据如下公式计算得到:
式中:P和Q分别为换流器输出的有功和无功功率。
电流指令限幅是对换流器输出电流的基波幅值进行限制。如果电流指令的幅值比限制值低,经限幅后的输出将和相应的输入相等,即在电流控制中执行的电流指令等于交流电压控制、直流电压控制和有功功率控制所产生结果。如果电流指令的幅值比限制值高,经限幅后的输出将被限制。如图2所示,对于输入电流指令idqref,如果换流器控制有功功率,则输出矢量B;如果换流器控制直流侧电压,则输出矢量A[4]。图中:Imax为电流指令限幅值。
柔性直流输电系统作为一个完整的功率传输系统,换流站间有功功率的控制必须协调,以保障有功功率的平衡。这个协调功能可以不依赖于站间通信。换流站间有功功率的平衡是通过选择一端换流站控制直流侧电压,其他换流器控制有功功率来实现的。定直流电压控制可以使各换流站间有功功率传输自动平衡。当换流站与直流线路断开作为静止同步补偿装置(STATCOM)运行时,该换流站必须采用直流电压控制。
换流站无功功率的控制由各个换流站完全独立地完成,无功功率指令的期望值可以由交流侧电压产生,也可以手动设置。由于换流器额定容量的限制,每个换流站有功和无功功率的独立控制输出必须被限制在一个确定运行范围内。
柔性直流输电系统的连接变压器分接头控制用于维持换流器的调制度在允许最小调制度限值和最大调制度限值之间,以保证换流器合适的运行工况。
2 柔性直流输电系统上层控制功能
针对不同的应用场合,如无源网络、风电场接入、孤岛供电等,除了保证柔性直流输电系统稳定运行的基本控制策略外,还应设计多种为满足交直流输电系统动态性能要求的上层控制功能,充分体现柔性直流输电系统高速性和灵活性的控制特点。
2.1 频率控制
当柔性直流输电系统的换流站单独与风电场相连时,由于风速变化的随机性,换流器不能采用定有功功率控制,否则在风速变化时会引起频率的波动,影响系统的稳定性,此时需要采用定频率控制。
柔性直流输电系统的换流站处于频率控制方式时,可以单独连接风电场作为功率控制站,采用无源频率控制。南汇工程中的无源频率控制框图见附录A图A1,实现了快速跟踪风电功率变化和维持风电侧系统频率恒定。
当风电场侧换流站运行在频率控制方式时,电网侧换流站应运行在直流电压控制方式,使柔性直流输电系统可根据风电场输送功率的大小快速调节有功功率。
2.2 交直流线路并联控制策略
交直流线路并列运行方式下,柔性直流输电系统可以采用定有功功率控制,有功功率指令值可以由运行人员设置,其余功率由交流线路输送。
有功功率控制也可以控制两个站之间并联交流线路传输的功率。例如,当风电场产生的有功功率变化时,通过改变直流功率可以维持交流线路传输的功率为恒定值(或在指定范围内),以达到优化潮流的目的。
通过交直流线路并联控制策略可以充分利用交流线路的传输容量,并且不用担心因风电场功率的瞬时上升造成过负荷的问题。
2.3 交流故障情况下的控制策略
交流故障情况下,因故障电流较大,交流电压畸变,从而导致风电机组脱网。为了保证风电穿越,必须限制故障电流。
柔性直流输电系统在交流故障情况下抑制故障电流的控制方法主要有如下两种。
1)通过对外环控制产生的指令值进行100 Hz滤波处理,消除2次谐波后,作为内环电流控制的参考值与交流电流通过正序变换得到的id和iq进行比较,通过内环电流控制即可消除输出交流电流的负序分量。
2)采用负序电压控制抑制故障电流,针对交流系统故障电压不平衡的情况,采用对称分量法建立正序与负序控制分量,基于故障时负序电压叠加的方法,消除网侧发生故障时阀侧电流中的负序成分,从而抑制故障电流。
在交流系统出现对称或者非对称故障下,通过采用合适的控制策略,利用换流器快速响应能力,可提高柔性直流输电系统的故障穿越能力。
南汇工程中采用了上述第2种方法,工程试验结果说明,该方法对于抑制故障电流和维持柔性直流输电系统持续运行具有较好的作用[18]。
2.4 多端柔性直流输电系统协调控制策略
目前,世界上还没有多端柔性直流输电的实际工程投入运行,对于其协调控制策略的研究还处于理论研究和试验阶段。
多端柔性直流输电系统可以通过协调控制策略实现系统的平衡运行,且可在实现故障端退出运行后,维持健全换流站继续运行,充分发挥多端柔性直流输电系统的优势。
多端柔性直流输电系统协调控制的关键是对直流侧电压的控制[19],目前的控制策略主要有以下几种:单点直流电压协调控制策略;基于直流电压偏差控制的多点直流电压协调控制策略;基于直流电压斜率特性的多点直流电压控制策略。
为了避免单点直流电压控制下,定直流电压换流站故障闭锁造成整个多端柔性直流输电系统停运,多端柔性直流输电系统可采用多点直流电压控制,即至少两个换流站具备控制直流电压的功能,从而提高系统的稳定性与可靠性。
多端柔性直流输电系统的协调控制策略应根据具体工程的特点进行选择,应保证有通信和无通信情况下多端柔性直流输电系统都能正常运行。
3 直流保护策略
柔性直流输电系统的保护需要考虑到一次系统的运行方式及其可能出现的故障,划分的区域如图3所示。
1)连接变压器保护区(1):主要对连接变压器进行保护。
2)站内交流连接母线区(2):主要对连接变压器与换流器之间的交流母线进行保护。
3)换流器区(3):包括阀和子模块保护区(4)(包括阀、子模块保护和直流保护)。换流器区(3)主要对换流器、换流器与交流母线的部分连接线路以及桥臂电抗器进行保护。
4)直流线路区(5):对于汇流站包括直流母线区(6)。直流线路区(5)主要对直流输电线路以及直流输电线路上串联的直流电抗器等设备进行保护。
其中,区(1)由换流变压器保护实现,区(2)(3)(5)(6)在直流保护中实现,区(4)在阀保护中实现。
阀、子模块保护主要为单个子模块和单个阀臂的故障提供保护,通常由换流阀厂家配套。直流保护包括站内交流连接母线保护、换流阀保护、直流线路保护和直流母线保护,通常为直流控制保护厂家配套。直流保护清除故障的操作主要包括报警、暂时性闭锁、永久性闭锁、交流断路器跳闸、极隔离。
采用全控型器件———绝缘栅双极型晶体管(IGBT)的柔性直流输电系统,对于直流控制和保护的响应速度的要求比传统直流输电系统至少提高一个数量级,特别是暂时性闭锁的引入使得控制和保护的联系更加紧密,从而让控制和保护之间的通信要求变得非常高。为了满足控制和保护之间的通信要求,降低其实现的复杂度和可靠性,柔性直流输电系统宜采用控制和保护整体设计的方式,将直流保护和直流控制集成在同一个平台上实现。
某两端柔性直流输电工程直流双极短路故障时,阀电流的仿真波形见附录A图A2。可知:阀电流在2~3kA范围内的上升速率约为2A/μs,数百微秒延时造成的电流上升将可能造成IGBT换流阀设备的永久性损害,是不可接受的。
4 控制保护系统分层及功能配置方案
柔性直流输电系统控制保护是一个复杂的多输入、多输出系统,为了满足柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,提高其运行的可靠性,限制任一控制环节故障造成的影响,目前世界上已投运的柔性直流输电工程均按照分层设计原则将控制保护系统划分为3层:运行人员控制层、控制保护层、输入/输出(I/O)层。控制保护系统分层拓扑图如图4所示。
1)运行人员控制层
运行人员控制层是指换流站运行人员进行操作和系统监视的数据采集与监控(SCADA)系统,其主要功能是接收运行人员或远方调度/集控中心对运行监视和操作的指令,完成全站事件记录、报警和对时,以及直流控制系统参数(有功指令、无功指令等)的调整。
2)控制保护层
控制保护层是整个直流控制保护系统的核心,包括交流站控系统(包括站用电控制和辅助系统接口)、直流控制保护系统、连接变压器保护等。其中,直流控制保护系统的主要功能是根据运行人员下发的功率和电压等指令,以及从I/O层采集的电流、电压等实时数据,通过高速运算,产生电压源换流器(VSC)换流阀控制所需的调制信号,并实现直流输电系统的保护功能。直流控制和直流保护宜采用整体设计,其优点是可以保证保护的快速性和性能。
直流控制保护层从功能实现上可以分成系统级控制保护和换流器级控制保护两部分。
系统级控制保护主要实现运行方式、控制模式转换,从运行人员控制层接收功率(频率)、电压等运行指令并产生电流指令,进行直流输电系统启停等顺序控制操作以及换流站间协调控制,类似于传统直流输电极控制系统中的功率控制、顺序控制。
换流器级控制保护是直流控制保护层的核心,主要实现有功功率控制、无功功率控制、交流电压控制、直流电压控制、电流闭环控制、锁相以及调制波的生成,同时实现换流阀快速保护功能,类似于传统直流输电极控制系统中的换流器控制保护。
3)I/O层
I/O层与交直流一次系统、换流站辅助系统、站用电设备、阀冷控制保护的接口,主要由分布式I/O单元以及有关测控装置构成,包括直流场接口、交流场接口、直流测量及阀控设备等。柔性直流输电系统控制保护功能配置如图5所示。
柔性直流输电系统中,阀控设备由于和换流阀联系较紧密,一般应由换流阀设备厂商随换流阀设备一并设计供货。
系统级控制保护和换流器级控制保护应采用整体设计,共用平台,以减小控制延时,提高控制精度,且更好地满足系统暂态性能要求。这不仅有利于保持系统控制保护行为的一致性,且有利于运行维护和技术管理。
南汇工程中,按照此接口方案划分不同供货商界面,其可行性得到工程实践证明。
5 控制保护层间的接口方案
换流器级控制保护功能复杂,接口及信号交换繁多,主要包括如下信号。
1)与SCADA系统交互的信号:换流器级控制保护需要向SCADA系统传送主机状态、设备故障信息、操作控制命令、运行状态和运行参数等。
2)I/O层采集的交互信号:换流器级控制保护需要通过分布式I/O系统,实现与交直流场、测量单元等设备的接口,接收交流电压、直流电压、交流电流、桥臂电流、直流电流等测量信号和现场开关量信号。
3)与系统级控制保护交互的信号(内部交换):换流器级控制保护与系统级控制保护耦合紧密、交互信号繁多,包括各种运行模式、运行指令值、电压和电流切换信号、解闭锁指令及状态、交直流站控信号、交直流模拟量以及各种保护动作信号等。多端柔性直流输电系统的系统级控制保护与换流器级控制保护还增加了站间协调信号。
4)与保护系统交互的信号(内部交换):换流器级控制保护需要向保护系统传送状态及保护跳闸信号和事件。
5)与阀控设备交互的信号:换流器级控制保护与阀控设备交互信号较少,主要包括电压参考信号或电压调制波、系统切换、跳闸信号。
阀控设备与控制保护层交互数据较少,通常也是各直流输电工程控制保护与换流阀的接口点。南汇工程中的控制保护系统和阀控设备之间的信号示意图(以单系统为例)如图6所示。图中:Uref为参考电压信号;Deblock为解锁信号;Thy_on为晶闸管动作信号;Active为系统值班信号;VBC_TRIP为紧急跳闸信号;VBC_CHANGE为切换请求信号;VBC_OK为VBC自检正常;∑Uc为桥臂电容电压和。
南汇工程中,控制保护系统与阀控设备通过IEC 60044-8协议接口,由于通信信号量小,通信延时能够得到有效控制,系统性能得到保障,而且接口符合标准,经验成熟,调试便捷。
南汇工程的应用实践表明,本文接口方案可以很好地体现柔性直流输电系统控制保护快速、灵活的优点,现场试验功率阶跃波形(见附录A图A3)表明,其实现了有功和无功功率的快速解耦控制,具有较好的响应特性。
系统级控制保护与换流器级控制保护联系密切,同一主机内的系统级控制保护与换流器级控制保护间的协调配合以及数据交互快速便利;控制保护系统与阀控设备的接口可采用标准协议接口,由于通信信号量小,通信延时能够得到有效控制,系统性能得到保障,应作为控制保护系统和不同阀厂家之间的接口点。
6 结语
本文提出了适合于柔性直流输电系统的控制保护功能配置方案及控制保护与换流阀设备的接口方案,很好地满足了柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,已在南汇工程中得到成功应用。
控制保护系统和阀控设备之间的接口信号较少,因此,是适用于控制保护和不同阀厂家之间的接口点。
系统级控制保护与换流器级控制保护紧密关联,无论从保证系统性能的技术角度考虑,还是从借鉴成熟的工程经验的应用角度考虑,应将换流器级控制保护与系统级控制保护系统整体设计,以减小控制延时,提高控制精度,且更好地满足系统暂态性能要求。
采用IGBT的柔性直流输电系统,对于直流控制和保护的响应速度的要求比常规直流输电系统至少提高一个数量级,为了满足控制保护快速性和高性能的要求,降低实现的复杂度和可靠性,在柔性直流输电系统中宜采用控制和保护整体设计的方式,将直流保护和直流控制集成在同一个平台上实现。
柔性直流输电控制及保护系统 篇10
柔性直流输电是一种新型的直流输电技术,其特点是采用基于可控关断型器件的电压源型换流器(VSC)和脉宽调制(PWM)技术进行直流输电[1]。ABB公司首先实现了柔性直流输电技术的商业化运行,并成功将其应用于多个领域[1,2]。
基于可控关断电力电子器件以及PWM技术的柔性直流输电技术相对于传统直流输电技术具有以下优点:①可以实现有功和无功功率的独立控制;②能向无源网络系统供电;③能四象限运行;④无需站间通信,便于构成并联的多端直流输电系统;⑤开关频率较高,低次谐波少,不需要或者只需很少容量的高次滤波器;⑥可以实现静止同步补偿器(STATCOM)功能[3,4,5],对接入电网中的无功功率进行动态补偿。基于以上技术特点,柔性直流输电很适合应用于可再生能源并网、分布式电源并网、孤岛供电、城市电网供电、异步交流电网互联等领域[1,6,7]。
柔性直流输电技术是当今世界电力电子技术应用领域的制高点,也是智能电网关键技术之一。国内首个柔性直流输电示范工程——上海南汇柔性直流输电工程已于2011年5月3日成功实现试运行。
本文结合上海南汇柔性直流输电示范工程,介绍了具有中国自主知识产权的柔性直流输电系统运行原理和控制及保护系统的组成与软件配置,并通过实时数字仿真器(RTDS)对控制及保护系统各项功能进行了验证。
1 运行原理
文献[2]对柔性直流输电一次系统的结构及运行原理进行了描述。当忽略换流电抗器损耗和谐波分量时,VSC与交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为[2]:
式中:US为公共连接点(PCC)处交流母线电压基波分量;V为VSC输出电压基波分量;δ为V与US之间的相角差;Xeq为等效电抗[2]。
由式(1)和式(2)可以看出,VSC有功功率的传输主要取决于δ,无功功率的传输主要取决于V。因此,可以通过控制δ来控制VSC传输的有功功率,通过控制V来控制VSC发出或吸收的无功功率[2]。如图1相量图所示,只要改变参考电压V的幅值和相位,即可瞬时实现有功和无功功率的独立调节,实现四象限运行。
2 系统组成
柔性直流输电控制及保护系统主要由运行人员工作站(operator work station,OWS)、控制保护屏、现场终端屏和阀基控制屏组成。图2为控制及保护系统结构示意图。
现场终端屏是控制及保护系统的测控单元,完成对一次系统模拟量的采集和数字量的收发控制。现场终端屏采集的模拟量包括PCC处的交流电压、换流变压器阀侧电压、交流电流、直流电压、直流电流等。除了采集模拟量之外,现场终端屏还完成对交流场和直流场所有开关、刀闸的分合状态以及水冷却等系统状态的接收,同时完成对这些开关、刀闸的分合操作命令及水冷却等其他系统的操作命令。
现场终端屏采集的模拟量通过时分多路复用(TDM)总线发送至控制保护屏的模拟量接口。控制保护屏内的工控机对这些模拟量进行高速处理并产生VSC输出的理想参考电压基波波形。参考波形被调制成PWM脉冲序列后被送至阀基控制屏,实现对6个阀臂的开通及关断控制。
工控机通过控制器局域网络(CAN)总线接收现场终端屏上送的数字量信号,实现对交流场和直流场开关、刀闸状态以及水冷却等系统的监视,并根据这些状态量实现程序联锁及顺序控制功能,同时也能通过CAN总线实现对这些开关、刀闸以及水冷却等系统的控制。
OWS通过站局域网(LAN)与控制及保护系统主机相连,通过数据采集与监控(SCADA)系统显示交流和直流模拟量的实时值以及开关、刀闸的当前状态,从而实现实时监控功能;同时也能够实现运行人员对开关、刀闸等设备的操作以及顺序控制流程的控制。
另外,当系统有报警或其他需要运行人员注意的事件发生时,相应事件报文通过LAN上送至服务器的数据库中,并通过OWS的事件列表进行显示,方便运行人员对系统运行状况的监视。
整个控制及保护系统为完全冗余的双重化配置,双重化的控制及保护系统可以在故障状态下进行自动切换,从而提高系统的运行可靠性。同时,冗余配置的控制及保护系统通过状态量的实时跟随,确保故障时系统能够平稳切换且不产生大的扰动。
3 软件配置
柔性直流输电控制及保护系统的核心单元是工控机。每台工控机都安装了Windows XP实时操作系统,配置了酷睿双核CPU、3块高性能数字信号处理(DSP)板和1块通信管理板。因此,根据不同的硬件配置,控制及保护程序可以分为CPU主程序和板卡程序。
3.1 主程序设计
主程序运行于CPU中,包括控制功能模块、保护功能模块和监测功能模块,主要实现VSC外环控制器、保护系统的上层应用以及系统监测功能等。
主程序架构如图3所示。
3.2 板卡程序设计
DSP板的程序设计主要实现数据的高速运算处理,同时实现控制及保护功能的底层应用以及与CPU主程序的接口。
DSP板控制部分的程序设计主要实现锁相环(PLL)功能、VSC的内环控制器功能以及PWM功能。
PLL功能如图4所示。图中:kl为反馈比例系数;KP和KI分别为比例和积分系数。DSP板将采集到的三相交流同步电压实时值经Clark变换为uα和uβ,通过计算得到uq。uq经比例—积分(PI)调节环节得到角频率误差Δω,Δω与中心角频率ω0相加后得到角频率,最后再经过积分环节得到相位值[6]。
内环控制器功能如图5所示,虚线框内为CPU主程序中的外环控制器。图中:Pref和Qref分别为有功和无功功率参考值;idref_lim和iqref_lim为限制后的电流参考值;iv为三相交流电流。
内环控制器根据外环控制器产生的有功和无功功率参考值以及三相电流实时值,通过矢量控制得到电流参考值idref和iqref;电流参考值经过限制器限幅后,经过参考波生成环节得到电压参考值udref和uqref。
电流限制器的功能如图6所示。换流器的输出电流应限制到额定值的1.1倍以内,当参考电流矢量超出该范围时,应对其进行限幅。如果外环控制策略为直流电压控制,则尽量确保有功电流的输出,因此选择A;如果外环控制策略为有功功率控制,则dq轴电流按比例进行限幅,因此选择B。
参考电压udref和uqref经过变换得到三相基波参考电压,利用三角载波对其进行调制,即可产生PWM波形。
DSP板保护部分的程序设计可以实现对保护系统需要的模拟量进行高速采集和实时运算,并将计算结果发送至主程序中的保护功能模块。DSP板保护部分的程序设计是冗余配置的,可以实现保护系统的启动功能。
通信管理板的程序设计可以实现冗余配置的工控机之间的实时通信功能。当前备用的工控机实时跟随值班工控机的运行状态和控制参数。当值班系统出现故障时,备用工控机可以快速切换为值班状态。
3.3 运行方式
程序设计可以实现柔性直流输电系统的3种运行方式。
1)运行方式1
只有直流线路的运行方式。送端换流站有功类控制器选择频率控制,无功类控制器选择交流电压控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制,并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
2)运行方式2
交直流并联的运行方式。送端换流站有功类控制器选择有功功率控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。2个站的交流电压控制和无功功率控制均可手动切换。
3)运行方式3
STATCOM运行方式。2个换流站的直流连接断开,可以分别作为2个独立的STATCOM运行。有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
4 仿真验证
柔性直流输电控制及保护系统开发完成后,在RTDS模型上进行了各项测试,以检验其控制及保护功能。RTDS模型以上海南汇柔性直流输电示范工程为依据,具体参数见附录A表A1。
运行方式为方式1时,RTDS模拟风机风速由12m/s降低到6m/s时的系统响应波形见附录A图A1。当风速降低后,系统频率降至49.7 Hz。控制器通过减少风电场输出的有功功率,以调节交流系统频率重新回到50Hz。
运行方式为方式2时,系统满功率运行的波形图见附录A图A2。控制器的参考电压输出稳定,交流侧电流平衡性良好,直流电压保持60kV,直流电流由于VSC的损耗,略低于300A。
运行方式为方式3且无功类控制器选择交流电压控制(指令值为35kV)时,在PCC处手动投入8.67 Mvar感性负载,模拟交流侧电压扰动时的系统响应波形见附录A图A3。负载投入瞬间,PCC处交流电压快速跌落,引起直流侧电压扰动。控制器快速调节注入VSC有功功率以维持直流电压的恒定,同时增大无功功率输出,以调节PCC处交流电压重新回到指令值。
5 结语
本文介绍了柔性直流输电控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现。依据上海南汇柔性直流输电示范工程进行了RTDS建模,仿真试验结果表明,该系统能实现柔性直流输电的各项控制功能,控制器在稳态和暂态过程中都具有优良的调节特性,适合实际工程的应用。
参考文献
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交直流输电系统 篇11
关键词：柔性直流输电；电压源换流器；输电线路；智能电网；电力事业 文献标识码：A
中图分类号：TM721 文章编号：1009-2374（2015）18-0143-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.18.072
1 柔性直流输电技术的特点及其研究现状
柔性直流输电是一种新型的直流输电技术，CIGRE和IEEE将之定义为VSC-HVDC，其中VSC为电压源换流器，它在工业驱动装置上的应用十分广泛，HVDC为高压直流输电，它是ABB公司在50多年前研发的一项技术，主要作用是提高远距离输电效率。
1.1 VSC-HVDC的系统结构及其工作原理
从图1中可以清楚地看到，该系统主要是由VSC、滤波器（交流）、电抗器、直流输电线路、电容等元件构成。其中VSC为核心部件，它是由换流桥和直流电容器构成的。
1.1.2 系统运行原理。在VSC-HVDC系统当中，按照其主电路的拓扑结构及开关器件的类型，可采用SPWM（正弦脉宽调制）技术，通过该技术在调制参考波与三角载波进行比较，若是前者的数值比后者大，则会触发上桥臂到导通并关断下桥臂，如果前者的数值小于后者，则会触发下桥臂开关导通并关断下桥臂。因参考波的幅值及相位可利用脉宽调制技术实现自动调节，故此VSC的交流输出电压基频分量的幅值及相位也可通过脉宽进行调节。
1.2 VSC-HVDC的特点分析
大体上可将VSC-HVDC的特点归纳为以下六个方面：
1.2.1 VSC-HVDC系统中的换流站独立对有功及无功功率进行控制，由此不但实现了有功与无功功率的四象限运行，而且控制非常方便和灵活。
1.2.2 换流站之间无需通讯，各个站能够独立控制运行。
1.2.3 不需要在线路间增设无功补偿装置。
1.2.4 开关频率高、滤波装置的容量较小，无需设置专门的换流变压器。
1.2.5 新型直流电缆的应用使其能够适应多种恶劣的环境。
1.2.6 采用先进的模块化设计，使其本身的体积较小，有效节省了占地面积，且便于安装。
综上，与传统的直流输电系统相比，VSC-HVDC的可控性更高，对线路中潮流的控制更加方便，对扰动的响应速度更快，更适合用于中小功率和远距离输电。
1.3 VSC-HVDC技术的研究现状
VSC-HVDC技术自问世以来便受到了业界的广泛关注，一些专家学者也加大了对其的研究力度。ABB和SIEMENS等多家公司对VSC-HVDC的技术特点及设备研发进行了深入的研究，并承担了一些实际工程的建设。与国外的发达国家相比，我国在VSC-HVDC应用方面的研究起步较晚，但在国家的大力支持下，近几年来在该领域取得了显著的研究成果。有的专家对VSC-HVDC系统的数学模型、控制策略及试验系统进行了研究；有的专家对VSC-HVDC系统的暂态建模进行了研究；有的专家对VSC-HVDC技术在城市电网中应用的可行性进行了研究。诸如此类研究还有很多，限于篇幅在此不一一介绍。
2 柔性直流输电技术的应用前景展望
由于VSC-HVDC技术所具备的诸多优点，使其在风电场并网、海上平台等方面获得了广泛应用。其在未来一段时期的应用方向主要集中在以下三个方面：
2.1 在城市电网增容及直流供电中的应用
近年来，随着我国经济的快速发展，城市化进程逐步加快，这使得城市电网的负荷出现了持续增长的态势，人们对供电可靠性和电能质量的要求也越来越高。由于国内大部分城市的电网均是以交流输电为主，在当前的形势下，电网面临的困难和挑战越来越大，如城市电网电能传输通道资源日渐紧张、供电容量激增导致短路电流超标、土地资源紧缺导致输变电站站址选择困难。由于VSC-HVDC技术所产生的谐波含量要明显少于传统的直流输电，加之其能够对有功和无功功率进行快速控制，将其应用到城市电网当中，必然能够使供电质量获得显著改善。同时VSC-HVDC的电缆为埋地式直流电缆，工程建设中不需要设置输电走廊，既能够满足城市电网的增容目的，又不会对城市市容造成影响。此外，换流站本身的占地面积较小，可大幅度节约土地资源。上述的这些优点，使VSC-HVDC技术在城市电网增容扩建中具备了一定的应用优势，这也成为未来一段时期该技术应用的主流发展方向。
2.2 替代交直流联网
从国内目前的总体情况上看，西部具有能源多、负荷少的特点，将近90%的水电集中在西部地区；东部则具有能源少、负荷多的特点，相关调查数据结果显示，东部七省的电力消费约占全国的40%以上。由上述分析不难看出，我国东西部的能源和负荷严重失衡，正因如此，使得大容量、远距离输电尤为必要，这也是特高压直流输电工程不断增多的主要原因之一。相关研究结果表明，传统的直流输电对接入电网的短路容量要求较高，并且需要额外配置大量的无功补偿装置。与此同时，随着大量特高压直流线路接入电网，使得传统直流输电系统出现了各种新的问题，如换相失败、多条直流并入电网后互相影响等。从理论的角度上讲，VSC-HVDC对接入的交流电网无任何特殊要求，可实现各种形式的交直流联网，由此对电网运行稳定性所产生的影响十分轻微，可忽略不计。从目前VSC-HVDC系统的输送容量上看，其主要受VSC容量和直流电缆耐受电压的限制，由于尚未研发出适用于大电流开断的直流断路器，故此，VSC-HVDC系统的主流侧故障自清除能力相对较差，若是在直流侧发生短路故障，则必须对交流断路器进行切除，并对整个直流系统进行闭锁处理，由此会导致故障恢复时间延长，所以不宜采用架空输电线路，而更适合电缆输电。为了使VSC-HVDC满足实际应用需要，其必须向大容量、长距离方向发展，在这一过程中，应当突破以下技术障碍：（1）改变VSC的材质，可利用碳化硅替代二氧化硅，并对其封装材料的绝缘性和耐热性进行改进，以此来突破容量的限制；（2）加大对大电流直流断路器的研发力度。一旦上述技术障碍得以有效突破，相信在不久的将来，VSC-HVDC势必会替代传统的直流输电系统承担其大容量、远距离输电的任务。
2.3 在孤立负荷供电方面的应用
由于VSC-HVDC能够对无缘网络进行直接供电，且没有最低输送有功功率的限制，故此可将之应用于远方孤立负荷的供电。以南方电网为例，在其区域内存在一些较为偏远的海岛等孤立负荷主网，其交流供电的困难较大，一般都是采用柴油机组就地发电，这种方式不但成本高，而且对环境污染大，不符合节能环保的要求。将VSC-HVDC應用于这些孤立负荷的供电，可使上述问题获得有效解决。
3 结语
综上所述，柔性直流输电是一项极具应用优势的电力技术，它的出现进一步促进了新能源使用的发展，该技术现已成为海上风电唯一的并网方法，不仅如此，它的应用还可以使电压和电流更容易达到电能质量的相关标准。由此可见，柔性直流输电技术的应用前景一片光明。在未来一段时期，应当重点加大对柔性直流输电技术相关方面的研究力度，并对现有的技术进行不断改进和完善，使其能够更好地为电网发展服务，这对于推动我国电力事业的发展具有非常重要的现实意义。
参考文献
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[3] 陈海荣.交流系统故障时VSC-HVDC系统的控制与保护策略研究[D].浙江大学，2012.
高压直流输电系统的稳定性 篇12
1) 逆变器正斜率伏安, 解决整流器和逆变器伏安特性多个交点的问题为特性对HVDC稳定性的影响工程上使用逆变器正斜率伏安的本意, 因此, 如果信号的干扰程度比较小, 并不是很大, 就能够让系统的稳定性实现无条件的满足, 因此, 这样就不要再对控制系统等参数进行过多的要求;
2) HVDC的稳定性及小信号模型, 将HVDC的常见模式在准稳态前提下进行交流器的控制, 能够推导出相关的小信号变动情况, 能够建立相关的小信号状态的方程, 对于干扰系统的稳定性有一定的保护措施, 与此同时, 对于控制系统的参数能够进行一定的分析并得到结论;
3) 谐波与HVDC换流器阻抗频率特性不稳定, 直流工程的锁闭往往就是因为谐波的不稳定造成的, 因此, 阻抗频率特性能够对这种情况进行分析和解决, 能够从实际的的换流器工作过程出发, 将各种的方程和函数理论运用到之中, 并采用一定的计算方法, 将端口的特征改变, 并且能够将阻抗的频率特性提高。这种方法可以作为一种经验进行延续, 从而引申到电路的系统研究中, 用于交直流系统的谐波不稳定分析, 仿真结果也证明行之有效;
4) 交流系统单相接的故障对HVDC的影响分析, 交流系统在出现故障的时候往往会影响到整个的系统稳定性。因此, 要将常见的故障进行分析, 比如单相接的情况。非特征性谐波的解决问题需要具体的函数来进行参考。能够让特定的函数来解决不对称的运行情况, 这样就可成为一种解决特殊问题的有效手段。并且, 可用于直流谐波保护定值校验的辅助手段;
5) 接地电阻配置抑制变压器直流偏磁的方法, 换流母线因谐波引起的畸形会导致HVDC的运行系统恶化。这样就不能够保证系统的稳定性。对于直流偏磁的问题, 不能够进行及时的解决, 因此, 全网中可以使用变压器中性点接地法来控制电流不超标。这样, 基于伴随网络的灵敏度分析, 就能够提出更恰当的、优化电阻配置的相关方法。因此, 要将直流电流进行抑制和控制, 从而完善中性点的直流电流, 彻底解决电网中普遍存在的直流偏磁问题。
直流工程现在的容量也是越来越大, 因此, 在电力系统中, 就出现了更广泛的应用领域, 这种重要性也在日益不断突出, 要有着明确的规划才能够解决实际的问题。因此, 各种攻角问题都需要被妥善解决, 对于整个的系统来说有着至关重要的影响。前提为HVDC闭锁退出这种情况, 应该尽量保持系统的稳定性, 能够将所谓的锁闭情况尽可能减小, 这样能够最大限度的将HVDC的有效性能发挥, 而且可以减小对交流系统的影响。基于这种考虑, 本文以HVDC系统的稳定性为目标, 立足于交、直流系统的相互作用关系, 重点研究以下问题:
1) 逆变器正斜率伏安特性对HVDC稳定性的影响
逆变器的正斜率伏安特性在工程上经常被采用, 因此, 要能够维持稳定的运转才能保证工程的实施顺利, 这样就要求小信号模型能够被建立。因此, 我们可以采取多个视角对于系统稳定性做一定的分析。
2) HVDC小信号模型及稳定性分析
对于小信号的模型来说, 往往要求控制方程能够在工作中线性化, 这样才能够更加直观的获取到小信号的模型。HVDC换流器的常见控制模式, 能够根据常规的经验来控制小信号的方程状态, 这样就能够将稳定性进一步确认。让系统的小干扰稳定性, 分析控制系统参数对HVDC系统稳定性的影响。
3) HVDC换流器阻抗频率特性与谐波不稳定
锁闭的情况很多时候都是由于谐波的不稳定造成的, 因此, 要能够使HVDC系统最大化被利用就要将谐波的稳定性处理好, 因此, 要从换流器的角度出发着手分析, 经过常规的函数和方程的推导得到抗频率的相关特征和方法。这样的话, 运用在谐波之中, 就能够增加系统的稳定。
4) 交流系统单相接地故障对Hv DC的影响分析
HVDC的运行稳定性将会由于系统的交流单接故障而发生改变。因此, 相关的锁闭系统就会出现故障, 单相接地的故障会影响到换流器的动态行为和正常的运行模式, 因此, 谐波的特征也就会受到影响, 进一步给系统的稳定性带来了干扰, 对于非特征谐波来说, 大多由于对称性问题产生的, 提出改进的开关函数法, 并进一步提出谐波计算的等值电路。
5) 抑制变压器直流偏磁的接地电阻配置方法
系统的谐波增大往往是直流偏磁引起的, 这样会导致母线的恶化, 对于HVDC的运行环境产生极大的影响。谐波的不稳定就会导致系统的紊乱, 因此需要解决直流偏磁的问题, 以便于能够让中性点接地电流均不超标为目标, 和灵敏度有着一定的关系, 提出分析之后, 能够化配置方法, 并以直流偏磁比较严重的南方电网进行仿真分析和验证。
通过整流器将交流电变换为直流电形式, 再通过逆变器将直流电变换为交流电, 从而实现电能传输和电网互联是高压直流输电 (HVDC) 的基本原理。现在我国在这些方面有了一定的经验, 因此能够具备广泛的设计理念, 将咨询和研究进一步拓展, 完善整个系统的优化, 将自己的知识产权能够进一步确立, 拥有核心的技术, 这样才能够在竞争中加强自身的优势, 不断发展当前我国直流输电领域面临的重要任务。
摘要：维持高压电的直流系统稳定是一个常规的问题, 也就是要掌握HVDC设计和制造的核心技术, 这些技术都是明确有知识产权的, 因此, 对于实现国产化来说, 要维持高压直流输电的稳定就要开展下面几种讨论。
关键词：高压直流,输电系统,稳定性
参考文献
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