高压直流控制系统（共10篇）
高压直流控制系统 篇1
摘要：一个高压直流系统的换流站的损耗可以分为晶闸管阀损耗、换流变压器损耗等八大部分, 各部分分别计算, 再求和即可以得到整个换流站的损耗。各部分损耗大小和运行参数值相关, 而各个运行工况下的运行参数、设备投入情况又不同。
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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[5]何仰赞, 温增银.电力系统分析 (第三版) [M].武汉:华中科技大学出版社, 2002.
高压直流控制系统 篇2
高压直流供电技术及其应用前景分析
彭大铭
（四川通信科研规划设计有限责任公司）
摘要：高压直流供电相比UPS电源具有巨大的优势，但现阶段高压直流供电存在一些制约因素，在解决了后端设备的高压供电标准化后，高压直流供电技术将会大规模商用。
近年来，随着通信技术的IP化，IT设备得到了大量的应用，作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点，决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点，大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生，造成重大的经济损失和社会影响，以至于工信部在近年的[2009]315文中列出的3大电源技术故障中，“UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。
在此背景下，采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高，部分省市运营商已经在小规模商用试点，主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源，通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作，一个崭新的供电技术正在呼之欲出。
一、高压直流供电技术的优点
高压直流供电就是直流采用高压直流电源（区别于常用的-48V）直接对采用220V交流输入电源的设备供电，采用该技术后，电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点：
1.技术方面
（1）可靠性大幅提升
高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份，系统组件之间更多地是串联关系，其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果，总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统，系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系，不可靠性是各组件连乘结果，总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明，直流系统的可靠性要远远高于UPS系统，一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。
（2）大大节约能耗
目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型，在负载率大于50％时，其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是，为了保证UPS系统的可靠性，UPS主机均采用n＋1（n＝1、2、3）方式运行，加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响，UPS主机并不能满足运行，通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35～53％。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响，很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率，甚至根本不能达到设计负载率，UPS主机单机长期运行在很低的负载率，其转换效率通常为80％多，甚至更低。
对于直流电源系统而言，因其采用模块化结构，可根据输出负载的大小，由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量，使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平，从而使系统的转换效率保持在较高的水平。
（3）输入参数大大改善
现场测试发现，目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机，加装11次滤波器后，其输入功率因数通常在0.8～0.9，最大仅为0.95，输入电流谐波含量通常在7.5％左右。
与此对应，由于PFC电路的应用，额定工况下，开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上，输入电流谐波含量通常在5％以下。
输入参数的改善的直接效果是，前端设备的容量可以大大降低，前端低压配电柜可以不再配置电抗器，从而也可以降低补偿电容的耐压要求。
（4）带载能力大大提高
UPS系统带载能力受两个因素的制约，一是负载的功率因数，以国内某大型UPS厂商的某型主机为例，在输出功率因数为0.5（容性）时，其最大允许负载率仅为50％；二是负载的电流峰值系数，通常UPS主机的设计波峰因数为3，如果负载的电流峰值系数大于3，则UPS主机将降容使用。
对于直流系统而言，不存在功率因数的问题；因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组，加之整流器模块有大量的富余（充电和备用），其负载高电流峰值系数的负荷能力很强，不需专门考虑安全富余容量。
（5）割接改造更为方便
对于采用UPS供电的设备来说，除非其采用双电源（或四电源、六电源），或专门配置有STS设备，否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说，这是难以忍受的，更为麻烦的是，一些没有厂家支撑的老型设备，很有可能在停机不能重启的现象。
直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起，从而实现不停电割接，而这是非常容易做到的。
2.建设投资
电源系统投资包括UPS电源（高压直流）、前端电源（市电、油机）、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析，该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统，采用高压直流供电，需5×4套50KW系统。
UPS电源（高压直流）部分：采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元，采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3，究其原因，主要是没有UPS柜，并且其仅与交流整流输入电缆，没有旁路回路电缆。
前端电源部分：粗略测算，采用高压直流方案，市电和油机供电系统约可减少20～25％。
机房：采用UPS方案和高压直流供电方案，所需占用的机房面积基本相同，但是采用高压直流供电方案时，开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房，粗略测算，机房土建成本约降低10％左右。
对以上投资加权后，采用高压直流供电方案总投资降低约30％。需要说明的是，采用高压直流供电方案，不仅电源系统可分期建设，系统的电源模块也可根据需要分期建设，考虑投资折现率后，高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。
3.运维成本
运维成本主要包括电费成本和维修成本，由于转换效率的提高，高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面，高压直流供电采用的整流模块化结构，现场替换非常方便，模块除厂家外，一些通信支撑企业也可维修，维修价格在一定程度上可由市场决定。
二、高压直流技术应用前景分析
虽然高压直流供电技术具有很多优点，但电源技术的大规模商用是一个系统工程，涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面，只有这些方面同时具有可行性，高压直流供电技术才可能得以大规模应用。
1.高压直流技术应用现状
目前对高压直流供电的应用，总体情况是电信运营商非常热心，热切希望大规模高压直流供电，与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究，国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识，高压直流供电已在部分本地网进行了试点。
与之形成鲜明对比的是，到目前为止，后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准，也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。
高压直流供电有多种电压可供选择，因为缺乏后端设备厂商的响应，国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造，供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下，后端设备均可正常工作，目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识，即选用240V电压等级。
2.制约高压直流技术大规模应用的主要因素
（1）后端设备的适应性
从目前运营商的试点情况来看，尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电，高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准，采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境，因而对运营商而言存在较多的风险：
技术风险：使用UPS电源供电的后端设备种类繁多，从目前运营商的试点情况来看，还是有部分设备不支持高压直流供电，对于具体的设备能否支持高压直流供电，能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行，只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备，也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。
法律风险：改变设备的电源运行环境，实质上是改变了采购合同约定的运行条件，如后端设备发生故障，运营商将处于较为不利的法律地位，面临着较大的风险。同时，对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房，运营商通常与客户签订有严格的SLA（服务等级协议），供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位，一旦客户托管设备发生故障，尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时，双方可能陷入长时间的纠纷，或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看，运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠，不会出现问题”，还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。
（2）电源系统的定型与量产
高压直流供电还没有相应的技术标准，仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑，目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型，更谈不上量产，都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题：
电源设备系统的不能做到标准化，设备和器件的互换性较差。
订单式生产，厂家不能根据市场预测预先生产设备，设备交货周期较长。 设备的价格不能有效降低。
（3）配套器件
高压直流供电涉及的元器件中，整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用，供应不存在任何问题，但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。
高压直流供电系统日常运行电压（浮充电压）即已达到270V，普通熔断器均为交流熔断器，已不能支持这一电压等级，只能选用专用的直流熔断器，但目前直流熔熔断器生产厂家很少，市面上也难以见到。
断路器的情况要好一些，普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V，ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器，这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压（均充电压）288V，可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题：
技术问题：整定值易漂移；塑壳断路器安装尺寸较大；微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。
商务问题：产量较小，价格较高，供货周期长。
（4）监控系统
如要大规模商用，高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统，开关电源系统的监控与－48V直流电源相同，没有任何困难，但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。
3.高压直流技术应用的推进
制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多，根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化，鉴于后端设备，尤其是IT设备，绝大部分的应用还在于社会的其他行业，仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的，应该积极推动全社会对高压直流供电的认知，进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准，推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。
在后端设备具备高压直流供电的条件，并大规模商用后，电源系统的标准化将迎刃而解，市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产，现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。
三、高压直流供电技术应用的影响
高压直流控制系统 篇3
直流保护系统概况
宜都换流站的极控制保护主机是将控制功能和保护功能基本分开的。极控制主机（PCP MC1）软件主要完成直流系统的控制功能以及少部分换流器保护功能，执行子系统的保护动作命令（例如水冷系统、ETCS、换流变保护等），执行极保护主机的保护动作命令。极控制主机A、B系统是冗余设计。
极保护主机（PCPMC2）软件主要完成直流保护功能，极保护主机A、B系统是同时运行的，当直流保护动作时任何一台保护主机都可以直接执行动作命令。这样的设计与其他站是不同的，在其他站当直流保护动作时，极保护主机会先切换系统，如男一系统也有同样的保护动作命令，则执行动作命令。
宜都换流站极保护系统防误动的方法是在保护软件中增加了保护取量（电流，电压值）的OK信号，只有保护用的测量值正确且有动作命令时，直流保护才能出口；当直流保护的测量值出现异常时，保护取量（电流，电压值）的OK信号会闭锁相关直流保护。
直流保护的测量是由现场I/O（电流、电压采集板）采集，经模拟量处理板转换后，送至保护主机内。模拟量处理板内软件会对采集的电流、电压值进行判断，并生成测量值的OK信号上送极保护主机，参与保护软件的逻辑判断。
直流保护中电流、电压量测量及防误
直流保护所取测量值的监视根据CT、PT不同类型有以下几种OK信号的判断方法：
交流侧电压、电流测量及防误。交流侧电压、电流测量主要是指直流保护中用到的交流系统侧的取量，由于宜都换流站换流变保护采用两套独立的保护装置（RCS977），所以直流保护内用到的交流侧电压、电流量只有换流变PTCUVY、UVD）及阀侧套管上的CT（IVY、IVD）。
交流电流（IVY、IVD）测量及防误：PS845板卡采集IVY的三相电流和零序电流后，送入PS860板，PS860软件计算时用三相电流计算一个零序与采集的实际零序值比较后得到OK信号。
交流电压（UVY）及防误：通过相应换流变前面的PT小开关辅助接点作为OK信号，交流电压仅用于电压过应力保护。
直流侧电压、电流测量及防误：在直流场有零磁通直流CT、直流PT、直流光CT、交流CT（ICN、TAN）；直流滤波器组内使用的有交流光CT，交流CT。
直流电压（UDN、UDL）测量及防误：A、B系统连接UDN（UDL）的同一个绕组，通过PS844板分压再送入几块PS862A板。用于保护的UDN（UDL）通过PS862板上两个通道采集同一个电压，送入PS860板内，在软件中进行比较计算后产生OK信号。如果板卡的一个通道采集错误，保护不会误动。2）零磁通直流CT（IDNC、IDNE、IDEL1、IDEL2、IDGND、IDME）测量及防误
首先CT的二次量送入直流放大器转换为电压量，同时直流放大器自身产生IDNC_OK1信号。一块PS862A板上的两个通道采集同一个电流测量信号，送入PS860板，在软件中对两个信号比较后产生IDNC_OK2信号；PS860板内软件对两个OK信号（IDNC_OK1和IDNC_OK2）相与后得到IDNC_OK的信号，用于保护开放与闭锁。
直流场普通交流CT测量与防误：通过PS8621XP板两个通道采集同一个电流信号，送入PS860板内进行比较产生OK信号来开放和闭锁相关的直流保护。
直流场光CT测量与防误。光CT的测量通过光纤传输。不能对采集通道进行并接，所以光CT无法采取以上的一些防误措施。光CT的防误主要靠误码率，当运行的过程中出现误码率才会闭锁相关的直流保护。同时靠监控系统，比如光纤断了、自动检测到了光接口板故障了会将主机退出运行。在2007年几次光CT测量错误时，没有出现误码率，监控系统也没有检测出故障，所以宜都换流站直流保护不切换系统设计中，光CT的测量防误措施存在缺陷。最容易导致直流保护误动。
宜都换流站直流保护设计的思路是直流保护不切换系统，设计时考虑主要是防止直流保护拒动。在直流保护中电流、电压量测量都采取了一些防误措施，这些防误措施在控制保护系统测量板卡故障时可以避免保护误动，但是如果直流场直流测量设备本身出现问题，也可能会导致保护动作。
目前，宜都换流站直流光CT的测量防误主要靠检测光CT误码率，这种防误措施最不完善，需要组织专家进行探讨。
高压直流控制系统 篇4
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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高压直流控制系统 篇5
关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果
近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程
1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析
据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。
2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析
为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。
20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。
3.我国特高压直流输电工程中的建设
依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下15回的特高压直流输电工程。
金沙江下游水电站的施工项目可以分为两期，依据在一期中的可行性研究报告，在一期工程建设施工中选用了3回容量为6400MW的高压直流输电工程，这3回的总容量可达到19200MW，线路长度在5000Km以上，电压输出在±800kV，电流达到4000A，现在该期工程的设备采购工作已经基本完成，将要进入可行性的建设阶段。
另外，通过有关的数据显示情况来看，有五大风电的建设基地都在三北地区，在内蒙古等地区的风电装机量就有8000万千瓦，這就导致风电的消纳存在一定的问题。唯有借助特高压电网才能解决目前将不稳定的电力输送到华中等一些电量的负荷中心。经研究表明，在内蒙古特高压设备建成之后，就可进行大规模方式的发电，从而做到高效率方式的消纳。
4.特高压直流输电技术的研究成果
4.1专利成果
目前，我国已经申请了5项这方面的专利成果，并发布了8个特高压企业制定的有关标准，对±800kV换流变压器设计的主要参数以及对电磁环境选择的标准，包括对特高压直流电换流站无功功率的配置原则以及进行绝缘配合的有关导则等。
4.2污秽实地测量
在特高压直流输电设备的受端上建立起一个直流式的积污试验基地，并对特定下的交直流电压下的绝缘子泄电流的数据情况进行记录，并为以后的在交流线路中的污秽情况进行分析，从而判断出其直流情况下的有关试验依据。
4.3共用接地极的研究
金沙江一期工程中由于其送端的换流站相隔的距离不是很远，为了对接地极选择的压力进行减小，从而降低工程建设中的成本，并保证直流输电工程中的安全性，我国对送端接地极共用方案进行了研究。现在已经完成了对送端附近接地极处土壤深层上的电阻率的研究分析，并制定出了3个具有可行性的研究方案。
4.4特高压直流输电对欢迎影响因素的研究
为了实现环境和工程相协调的目的，我国对特高压直流输电技术对环境的影响展开了深入性的调查，并由此提出了在特高压直流输电设备中对电磁环境的限制值，目前该项研究已经取得了国家环保局的认可。
5.我国特高压直流输电技术未来发展方向
在结合了我国对特高压输电系统的要求之后，我国目前正在进行对高压直流输电设备系统的成套设计研究、对特高压直流设备的试验标准性研究、对高压系统中架设平行式的线路研究以及对特高压直流输电技术工程中有关建设工程的施工、调试以及运行技术方面的研究等等。另一方面，针对现阶段雾霾对人类产生的影响越来越大的情况下，我国还要在特高压跨区域送电项目上提高其进行规划的力度，提高特高压输电技术的输送速度，进而有效地解决当下不断恶化的雾霾问题。
6.结语
随着我国研究的不断深入，目前，我国对特高压直流输电设备技术研究已经取得了一定的成果，直流输电设备的研究是解决我国输电问题以及雾霾问题的有效手段，也是减少输电设备中能源损耗的有效措施。并针对我国目前对直流输电设备研究的基础，对未来特高压直流输电设备的研究方向进行了规划，对我国特高压直流输电技术的发展具有十分积极的作用。
参考文献：
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高压直流输电系统的稳定性 篇6
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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[2]孙江平.工频高电压数字化测量系统[D].上海交通大学, 2008.
高压直流控制系统 篇7
阀冷却系统是换流阀的一个重要组成部分, 它将阀体上各元器件的功耗发热量排放到阀厅外, 保证换流阀运行温度在正常范围内。阀冷却系统原理非常简单, 内冷水冷却换流阀设备, 喷淋水冷却内冷水。但是阀冷却系统各个子系统设备较多, 在实际运行中, 由于设备老化及设计等方面原因, 阀冷却系统成为高压直流系统中故障概率最高的设备之一, 严重影响高压直流输电系统安全稳定运行。
2 内冷水系统优化
2.1 电源切换与内冷水循环泵切换配合
阀冷却系统交流电源采用冗余配置, 若其中一路电源丢失时, 阀冷系统切换至另外一路电源。在阀冷却控制系统设计中, 电源切换会引起内冷水循环泵的切换, 如果两者配合不好, 在电源切换时, 有可能引起阀冷却系统停运, 导致直流系统跳闸。从系统运行的稳定性考虑, 提出了两种电源切换与内冷水循环泵切换配合方案。
方案一:在一路电源故障时, 内冷水循环泵不立即切换, 而设一定的延时, 切换逻辑如图1。
阀冷却系统动力电源切换需要的时间大约为200ms, 将阀冷却系统循环泵切换延时设定为2s。假设当前第一路电源和1号循环泵在运行, 第二路电源和2号循环泵在备用, 当第一路电源发生故障时, 应该切换到第二路电源, 同时保证1号循环泵继续运行, 如果内冷水主水管道流量及压力在2s内未达到正常运行值, 发1号循环泵故障信号, 切换到2号循环泵运行。
由于1号循环泵之前是正常运行的, 循环泵没有故障存在, 所以这种切换逻辑在一路电源故障切换到另一路电源时, 不会因为直接切换循环泵不成功而引起直流系统跳闸。
方案二:阀冷却系统一路电源故障时, 阀冷系统切换至另外一路电源运行。内冷水循环泵与电源同时切换。当运行循环泵切换到备用循环泵后, 如果在设定时间内, 内冷水主水管道流量及压力未达到正常运行值或者备用泵循环故障时, 瞬时切换到原来运行的循环泵, 切换逻辑如图2。
在阀冷却系统一路电源故障时, 采取以上两种任何一种切换逻辑, 都能够有效的增加阀冷却系统运行的稳定性。
2.2 无泵运行时的跳闸延时
换流站站用电源大多数是站内电源和外来的地方电源同时供电, 当站内电源故障时, 全站负荷将全部由外来电源供电。如兴仁换流站站用电10kV系统采用三回电源供电, 第一回主电源取自站内500kV交流系统, 可靠性最高;第二回和第三回主电源来地方供电, 可靠性一般。由于地方电源的不稳定性和电网结构的不合理等因素, 当一路站用电源瞬时故障重合闸动作, 同时有可能会引起另一路电源瞬时欠压。
阀冷却系统对电源的可靠性要求非常高, 其两路动力电源都装有低压继电器进行检测, 主运电源电压小于低压继电器整定值, 将切换到另一路电源运行。如果出现一路站用电瞬时故障而另一路站用电源欠压, 在这种情况下, 欠压达到低压继电器整定值时, 阀冷却控制系统就判断为两路电源同时消失, 两台内冷水循环泵都将停止运行, 从而引起无泵运行跳闸。
如果对阀冷却系统电源的低压继电器定值进行合理的整定, 并且在一次设备能够
承受的前提下, 对阀冷却系统无泵运行跳闸加以适当的延时, 将会有效的避免这种电源瞬时故障引起的直流跳闸, 提高了直流运行的可靠性。
2.3 阀冷却系统内冷水循环泵定期切换
在直流系统正常运行期间, 为了延长设备的使用寿命, 必须对循环泵进行定期的切换。一般来说, 循环泵的定期切换不会引起直流系统跳闸, 影响直流正常送电。但是如果循环泵切换不成功将导致直流跳闸, 尤其在负荷高峰期, 将对系统造成较大的影响。所以循环泵的切换时间定值应该设定在夜间负荷低谷时段, 即使由于切换不成功引起直流跳闸, 由于系统供电压力较小, 对系统的影响也不大。并且将直流双极的阀冷却系统循环泵切换时间设定在不同的时间段, 这样就避免了由于双极阀冷却系统循环泵切换不成功引起的直流双极闭锁。
3 喷淋水系统优化
3.1 喷淋水处理
换流站多数建在西部山区, 阀冷却系统使用的喷淋水中含有大量的钙类物质, 在长时间运行中, 喷淋水管道会大量结垢, 而管道内的水垢又很难清除, 严重影响了喷淋水的冷却效果和设备的使用寿命。运行维护单位曾使用过很多除垢方法, 但效果不是非常理想。天广直流在2006年曾多次因为喷淋水系统冷却效果不好, 出现内冷水温度接近告警值。
为了得到最佳的热交换效率和冷却塔最长的使用寿命, 必须采取有效的方法滤除水中大量的钙类物资。最理想的除垢方法就是在喷淋水进入喷淋管道之前, 对喷淋水进行软化处理, 滤除喷淋水中的钙类物质。目前贵广I回和贵广II回已经加装了喷淋水软化处理装置, 运行效果比较好。
3.2 喷淋水弃水
喷淋水在长期运行中, 电导率和温度将不断升高, 必须对喷淋水进行定量的弃水。从喷淋水回路来看, 冷却塔底部喷淋水的电导率和温度是最高的, 如果从冷却塔底部加弃水管道进行弃水, 对降低喷淋水电导率和温度的效果会更好。
所以从实际运行来看, 可以设置两个喷淋水弃水口, 一个作为固定弃水, 从喷淋塔底部直接弃水, 另一个根据喷淋水的电导率和温度进行可调节弃水。在正常运行时, 由固定弃水进行喷淋水弃水, 如果喷淋水电导率或温度过高, 由控制系统自动打开可调节弃水口进行弃水。这样既能保证喷淋水的电导率和温度在一定范围内, 又能节约大量的水资源, 降低运行维护费用。
3.3 喷淋水池
喷淋水池位于喷淋塔下方, 整个水池只有几个细管与大气相连, 基本上属于封闭的水池, 在直流系统运行期间, 喷淋水长期保持在较高的温度, 影响内冷水的冷却效果。如果能够对喷淋水池加装通风装置, 及时的将水池中的热空气排出, 能够有效的降低喷淋水温度, 提高对内冷水的冷却效果。
4 阀冷却系统重要的测量装置
直流系统运行时, 对内冷水进水压力、温度以及电导率等重要的参数有严格的要求。测量装置在运行中如果发生故障, 采集量不正常又有可能引起保护误动, 停运直流系统。所以阀冷却系统的重要采集量使用测量装置冗余配置, 比如内冷水电导率、温度、压力、流量以及膨胀箱水位等。
使用冗余配置的测量装置应该对其告警和跳闸逻辑加以优化, 在两个测量装置都有效的情况下, 采用“或”逻辑来产生告警信号, 采用“与”逻辑产生跳闸信号, 增加了告警信号的灵敏性, 同时也增加了跳闸信号的可靠性。并且对两个采集量进行比较, 如果相差大于设定值, 则说明某个测量装置故障, 用以检测测量装置运行是否正常。
5 结论
阀冷却系统虽然只是高压直流输电系统的一个辅助部分, 但它对高压直流输电系统却非常重要, 如果阀冷却系统出现故障, 换流阀过热将会导致输电系统无法继续运行。阀冷却系统的内冷水和喷淋水的各项参数对系统的稳定运行非常重要, 运行人员需要对这些参数进行实时监测, 以便分析系统是否存在异常。以上从高压直流输电系统安全稳定运行角度出发, 提出了阀冷却系统各个子系统的优化方案, 许多已经在实际工程中得以应用, 对高压直流输电系统安全稳定运行起到了一定作用。但还有许多方案还需要运行单位和设计单位共同论证。
摘要：从运行维护的角度出发, 提出了阀门冷却系统各个子系统切实可行的优化方案, 对进一步提高高压直流输电系统安全稳定有很大的帮助。
关键词：阀冷却系统,内冷水,喷淋水,电导率,温度
参考文献
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[2]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Operating Manual.
[3]Guizhou-Guangdong I Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.
高压直流控制系统 篇8
直流控制保护系统可以看做是大脑神经系统, 在直流输电工程中具有举足轻重的地位, 直接决定了直流工程和直流设备运行的安全性。
在直流系统中, 无论哪一部分发生故障, 整个直流输电系统运行的安全与可靠性都会受到重大影响。上世纪50年代, 第一个直流输电工程投入运行, 在那之后, 其基本控制策略并没有颠覆性的变化, 主要是由于直流输电基于相同换流技术。但其控制保护技术方面的改进方面, 一直是直流输电技术的前沿问题, 最近几年也得到了长足的发展。直流输电控制保护策略的发展、保护手段和设备性能方面的变化与完善等, 主要是随着换流元件的改进以及电力系统在各方面要求的提高而发展的。
1 基本的控制策略
直流输电中有整流端和逆变端之分, 整流端是通过已经接到三相电压的换流元件, 按一定的顺序导通/关断来达到交流电流变为直流电流的目的, 反之则为逆流端。点火角即换流元件的导通时刻。若交流系统参数不变, 不同的点火角将会形成不同的直流电压值, 这将进一步导致整流/逆变直流回路中的直流电流发生变化, 然后逆变端再接收到由逆变器分送的直流电流, 从而完成电力的输送。因此, 点火角不仅仅是最基本的直流输电控制, 也是最终控制变量。
目前, 直流输电过程中的关键, 包括以下两个基本的控制策略。
1.1 点火角
目前, 在点火角的确定方面, 需要控制对象取逆变侧换流器的电流安全关断时刻, 或者取直流电压或电流, 这是一项经典的原则。
1.2 点火脉冲
怎样才能够与交流换相电压取得同步, 是在点火脉冲的发生方面首先要考虑的问题, 然后再确定是等间距触发还是按相触发。为了确保控制的精度, 必须保证点火角的精确性, 这也就要求点火角每一个轮回的计时起始点必须能够精确地确定。目前, 为了进一步提高了点火角的精度, 已经可以在数字信号处理器中采用软件的方式来完成。
2 为满足动态性能要求的保护策略
除了安全准确的输送额定功率等基本控制策略以外, 还有许多种高速和灵活有效的控制策略可以满足交直流系统的动态性能要求, 并且同时具备保护性监控和帮助系统自愈的功能。在制定这些控制策略时, 不仅仅要充分依据直流主设备的操作规范, 还要与换流站设备进行成套设计。
2.1 降低和避免直流系统对交流系统产生的不良影响
换流技术本身存在许多缺陷, 会产生许多无法避免的问题, 其中的两大问题便是谐波和无功。通过安装适当容量和数量的交、直流滤波器/电容器组, 或者采用多脉冲转换器, 这些是传统的解决办法, 具体使用什么方法要根据系统的性能而确定。在直流输电控制过程中, 实时对交流滤波器/电容器组开关的投切控制, 是无功控制 (包括交流谐波控制) 一项重要功能。综上, 在直流控制过程中须克服自身存在的缺陷和弱点, 从而尽可能的减少甚至避免对交流系统产生不良影响, 这样才能保证输送任务的完成。
2.2 降低和避免交流系统电压的波动对直流系统造成的影响
对直流系统有重大影响, 不仅使点火角的控制受到直接影响, 还会使直流系统失去换相电压, 从而使其无法正常运行;除此之外, 还可能威胁到换流变压器的绝缘安全。解决上述问题的一种重要手段, 是控制直流换流变压器的分接头开关。因此, 确定换流变压器充电前后分接头的位置、直流加压/升流后分接头的位置是非常重要的。
2.3 提高系统的动态性能
长距离直流输电工程中, 为保证输电工程正常的运行, 通常情况下要在两端换流站之间建设快速可靠的通信通道。当逆变侧系统需紧急停运而又没有站间通信时, 系统的安全是通过以下过程得到保护的:首先直流的顺序控制会使逆变侧带旁通对闭锁, 然后使整流侧直流欠压保护闭锁。
2.4 直流附加控制
在控制保护系统中增加附加的控制对于增加输电工程的稳定性是十分有益的, 这也是大部分直流工程所要求的。为了接收外部的附加控制信号, 诸如模拟量或数字信号等形式, 大多数直流控制系统还预留了软/硬件接口。
3 为暂态性能要求的保护策略
在实际输电工程过程中, 保护区经常出现的各种短路、开路、以及各种异常工况和扰动的情况, 这就要求在设计直流保护策略时必须多方面考虑, 并配置相应的保护和监测功能。为了保护直流系统的安全运行, 在进行直流保护策略的设计时, 要保证在故障或异常工况出现时, 能够快速的判断出系统中发生短路故障或运行不正常的设备, 并进行切除, 进而保护了换流站中各直流设备。换流阀、直流场设备 (直流滤波器、平波电抗器、极母线、中性母线和双极中性母线) 、接地极引线、直流线路以及换流变压器等这些设备将会受到保护。
4 高压直流输电控制保护技术的应用
现在越来越多的先进的电子设备呈集成化趋势, 这不仅对直流控制和保护技术的发展有促进作用, 同时也相应的提高了换流站的自动化程度。目前, 直流控制保护系统在诸多输电工程中都得到了广泛的应用, 这要归因于其高度集成化不仅符合直流控制保护的特点, 而且能够满足经济性和可靠性的要求。但是还需要从如下几个方面不断提高性能, 以具备最优自身条件, 更好的应用于实际工程中。1) 提高可靠性。设计自检覆盖率大、准确性高的直流控制保护系统, 并可以同时采用多重化和分布式设计。2) 进一步克服换相失败的弊病, 从控制保护的角度提出新策略, 减少甚至避免造成换相失败的发生。3) 发展远距离控制、无人值守通信等高新技术, 同时加强调度的统一性, 在各直流工程之间进行协调和配合。4) 采用新的换流元件和新的设计理念。
5 结语
高压直流输电控制保护技术在整个供电系统中具有举足轻重的地位, 不但决定了直流设备的安全, 还直接决定了直流工程能否正常运行。本文对高压直流输电控制保护技术上所采用的一些策略进行了简要论述, 并对其在应用方面存在的问题及应用前景作了相应讨论。
摘要：本文针对交直流系统性能的要求, 从高压直流输电的控制策略, 交直流系统暂态保护策略的动态性能要求, 交直流系统的基本控制策略等方面, 讨论了中国的高压直流输电控制保护技术的基本内容, 并对其在应用方面存在的问题及应用前景作了相应讨论。
关键词：直流输电,控制,保护
参考文献
[1]陶瑜, 龙英, 韩伟.高压直流输电控制保护技术发展的探讨[J], 电力建设, 2008.
[2]龙英, 袁清云.高工三直流输电系统的保护策略[J], 电力设备, 2004.
高压直流控制系统 篇9
关键词：模块化多电平换流器,直流电压下垂控制,电压死区,高压直流电网
0 引言
电压源型换流器(voltage source converter,VSC)[1,2],特别是模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)[3,4],具备较灵活的控制方式和较高的可行性和经济性,使得建立基于VSC技术的高压直流输电(HVDC)网络成为现实[5,6]。直流电网的协调控制是确保其稳定安全运行的关键控制技术,协调控制的两个典型控制目标是:①将直流侧电压控制在允许的电压区间内;②维持直流与交流电网瞬时交换功率的平衡[7,8,9]。
由于仅采用本地测量且无需依赖站间通信,分布式控制[10]相较于集中式控制[11]更适合用于直流电网的协调控制策略。直流电压下垂控制[9](以下简称下垂控制)是一种典型的分布式控制策略,当直流系统输入和输出的功率达到平衡时,直流电压保持稳定,其原理类似于交流电网的“功率—频率”控制特性。下垂控制可分为带死区的下垂控制[9]和不带死区的下垂控制[12]。二者主要区别在于:①带死区的下垂控制在死区内保持定功率/电流控制,而不带死区的下垂控制则无上述过程;②带死区的下垂控制只采用一个下垂斜率,而不带死区的下垂控制采用多个下垂斜率。
带死区的下垂控制使换流站在死区内保持定功率/电流控制,即保持换流站最经济的初始稳态运行点[9]。不带死区的下垂控制虽然采用多个下垂斜率来优化换流器的动态特性,但也需要较多的条件判断来选择合适的下垂斜率,这在实际应用中十分不方便。
带死区的下垂控制需要为每个换流站设计独有的电压裕度及死区[9]。由于直流电压允许变化的范围有限(如±10%),当直流电网包含多个换流站时,为每个换流站设计独有的电压裕度和死区将较难实现。另外,当接入直流电网的换流站个数变化时,需要重新设计每个换流站的电压裕度和死区,工作量繁重且降低了该控制策略的可行性。文献[7]在设计下垂斜率时仅考虑了换流站接入交流母线的短路比(short-circuit ratio,SCR),该斜率无法保证换流站在允许的电压裕度范围内可以达到其功率的限值从而最大限度地协助直流电网消除不平衡功率。
针对以上问题,提出了一种适用于柔性直流电网的新型带死区下垂控制策略。该策略将直流电网中的VSC分为4组,并为每个换流站组设计不同的电压裕度和死区来划分参与协调控制的不同优先等级。这样,已设计好的各分组的电压裕度和死区就不会受VSC个数变化的影响。当系统发生暂态故障时,直流电网内的各换流站均可参与协调控制,消除不平衡功率且稳定直流电压;当系统过渡至新的稳态运行点时,具备较低优先等级的VSC将会调整其功率至初始运行点。
另外,考虑到实际工程中VSC仅有降功率运行的趋势,提出了一种改进的功率—电压特性曲线及其下垂斜率的计算方法,来确保换流站可以在允许的电压裕度内达到其功率的限值。
1 带死区的下垂控制
带死区的下垂控制是利用基于dq双闭环控制原理[13,14]的控制器来实现其控制目标的,如附录A图A1所示。附录A图A1(a)和(b)分别给出了基于直流电压控制和基于有功功率控制的外环d轴控制器,用以产生d轴电流参考值idref。附录A图A1(c)给出了两条功率—电压(P-Udc)特性曲线,用以阐述附录A图A1(a)中基于直流电压控制的控制器和附录A图A1(b)中基于有功功率控制的控制器的配合原理。
附录A图A1(a)中,Pmax_1(Pmin_1)为直流电压控制类换流站的最大(最小)功率限值;Pmax_2(Pmin_2)为直流功率控制类换流站的最大(最小)功率限值;idref_max(idref_min)为idref的上(下)限值;Pref和Udcref分别为稳态有功功率和直流电压参考值;Pmea和Udcmea分别为有功功率和直流电压的测量值;K1至K4和T1至T4分别为对应的比例-积分(PI)控制器的增益系数和时间常数。附录A图A1(b)中的Udc_x为附录A图A1(c)所示P-Udc特性曲线中的Udc_vm_1或Udc_vm_2。附录A图A1(b)中k为附录A图A1(c)中P-Udc特性曲线在功率限值区间(Pmin_2,Pmax_2)内的各线段的斜率。EN为使能因子,当Udc_vm_2<Udcmea<Udc_vm_1时EN=0,否则EN=1。
如附录A图A1(c)所示,在电压裕度内,一个控制器控制直流电压而另一个控制器控制功率。因此附录A图A1(c)中的“A”点就是此时系统的稳态运行点(Pref,Udcref)。当直流电压超出附录A图A1(c)中的电压裕度时,直流电压控制型控制器从定直流电压控制变为定有功功率控制,而有功功率控制型控制器变为下垂控制。因此,新的稳态运行点将会是“B”或“C”点。k1和k2为两个下垂斜率。
一般情况下,k1和k2的取值不同。这是因为实际中换流站很难提升功率运行,多数情况仅有降功率运行的趋势,从而导致A点距离B或C点的距离不同。因此,根据A点位置,确定斜率k时,仅考虑k1或k2就足够了。因此在之后部分会提出一条改进的P-Udc特性曲线及其斜率k的计算方法。
2 换流站分组
通过将换流站分组,并对每个分组设计独有的电压裕度和死区,使每个分组在参与协调控制时具备不同的优先等级。这样,在暂态时确保系统具备良好的动态特性,在新稳态时确保优先等级低的换流站恢复其最经济的运行点。根据国际大电网组织CIGRE对柔性直流电网的定义[15],柔性直流电网应包含4个或更多个VSC。在所提策略中,将这些VSC分为以下几组。
1)第1组:控制系统直流电压的换流站(通常只有1个),即换流站采用直流电压控制型控制器,如附录A图A1(a)所示。
2)第2组:采用有功功率控制型控制器的换流站,控制器如附录A图A1(b)所示,并且该换流站接入的交流母线为强交流母线(SCR大于2)。
3)第3组:采用有功功率控制型控制器的换流站,但接入交流母线SCR小于2的换流站。
4)第4组:不能参与协调控制的换流站,如无源供电工况的VSC。
第1至4组换流站分组参与协调控制的优先等级是递减的。如果上一分组中的换流站均达到其功率限值且直流电压仍不能稳定,则下一分组的换流站启用下垂控制并参与协调控制。
这样分组依据和优先等级划分的依据是:①使得电压裕度和死区不受换流站个数变化的影响;②接入强交流系统母线的换流站在暂态中多承担协调控制任务,因为其交流母线抗干扰能力强;③接入弱交流系统的换流站尽量在暂态中少受影响,甚至不受影响。
当暂态故障发生后,新稳态运行点的直流电压将被尽量稳定在第1组或2组的电压裕度区间内。这样,第3组和4组的换流站将会保持其最经济的稳态运行点。在换流站允许的电压裕度区间内,其功率必须可达到规定的限值,这也决定了附录A图A1(b)中斜率k的最小值。所提出的换流站分组方法具有以下优势。
1)为实际工程应用提供了一个简单实用的协调控制方法,仅需要设计4个电压裕度。
2)所设计的4个电压裕度就可以适应换流站个数变化的情况,并不需要做任何修改。
3)在换流站允许的电压裕度区间内,可利用其最大的功率变化值来消除直流电网的不平衡功率。
4)确保接入弱交流系统的换流站在暂态中尽量少受影响,并在新稳态运行点回归其最经济的功率值,以减弱协调控制过程中对交流系统造成的冲击。
需要说明的是,本文提出的分组协调控制的方法并不要求每个分组都必须有对应的换流站,而是当有了这样特征的换流站,应分入对应的分组。
3 电压裕度与死区的选择
3.1 电压裕度与死区
第1至4组换流站参与协调控制的不同优先等级是通过设计每组的电压裕度区间UM1至UM4来实现的,如图1所示。各组的电压裕度区间由不同的电压值UL1至UL8构成。由于UM4与其他电压裕度区间不共享边界,因此无需为UM4设计电压死区。由于第4组的换流站不能参与下垂控制,因此当直流电压进入UM4时,该组换流站将被切除。需要注意的是,当直流电压进入UM4上(下)半部分时,仅切除第4组中的整流站(逆变站)。UM1至UM3的上下部分并不区分整流站或逆变站。
为了避免系统运行点在UM1和UM2或UM2和UM3的边界振荡,需要为第2组和第3组VSC的下垂控制引入电压死区,包括“激活区域”和“闭锁区域”,见图2(a)和图2(b)。
图2中,UWj(USj)是激活(闭锁)区域的电压门槛值,其中j=1,2(3,4)属于第2(第3)组并且奇数(偶数)代表上(下)半区域。第2(第3)组被激活的条件为Udc>UW1(UW3)和Udc<UW2(UW4)。第2(第3)组被闭锁的条件为US2(US4)<Udc<US1(US3)。当Udc满足激活(闭锁)条件时,相应换流站的下垂控制将被激活(闭锁)。
在设计第2或第3组的电压死区时,UWj的取值应该接近于ULj的取值,其中j=1,2,3,4。由于协调控制中换流站多为降功率运行趋势,上升(下降)的直流电压意味着直流系统应该从(向)交流系统吸收(释放)更少的功率。因此,当同一组换流站激活下垂控制时,整流站相较于逆变站应该对上升的直流电压更灵敏,而逆变站相较于整流站应该对下降的直流电压更灵敏。所以,整流站(逆变站)的UW1和UW3应分别略小于(大于)UL1和UL3。逆变站(整流站)的UW2和UW4应分别略大于(小于)UL2和UL4。
在图2(a)中,US1和US2取值应接近Udcref且US1<UW1和US2>UW2。但US1和US2之间应有足够空间容纳直流电压测量值中的波动。在图2(b)中,US3(US4)应略小于(大于)UL1(UL2)。
3.2 下垂斜率
图3中比较了原始P-Udc特性曲线和改进后包括激活和闭锁特性的P-Udc特性曲线。图3中H1至H6的取值会根据第2组或第3组的不同而异。
图3的P-Udc特性曲线中垂直于电压轴的线段并不表示定电压控制,而是启用/闭锁下垂控制时功率指令值的变化。图3中改进的P-Udc特性曲线包括激活和闭锁两部分,分别对应于图2(a)和图2(b)中的激活区域和闭锁区域。
原始和改进的P-Udc特性曲线主要区别为:①改进的P-Udc特性曲线将附录A图A1(b)中的Udc_x直接赋值为Udcref,而原始P-Udc特性曲线需要在H2或H5之间选择;②改进的P-Udc特性曲线的下垂斜率k是由降功率运行部分线段的斜率决定的。因此,改进的P-Udc特性曲线具备以下优势。
1)简化了Udc_x和k的求取过程。原始P-Udc特性曲线需要判断Udc_x=H2或H5后才能计算k。不同的Udc_x和k值分别应用于提升或降低换流站功率绝对值的工况。由于实际工况中,换流站很难提升功率绝对值,多为降功率运行,因此1组重点考虑换流站降功率运行工况的Udc_x和k值即可满足要求。
2)使新稳态运行点的直流电压更接近Udcref。例如,在图3中当Udc小于H5时,下垂控制被激活。假设新稳态运行点的有功功率为零,那么采用改进P-Udc特性曲线时的直流电压在H4和H5之间,而采用原始P-Udc特性曲线的直流电压则小于H5。因此,采用改进P-Udc特性曲线的下垂控制可使换流站在新稳态运行点得到一个更接近Udcref的直流电压。
采用图3中改进P-Udc特性曲线时,由于Udc_x=Udcref,附录A图A1(b)中下垂斜率k可由式(1)计算。
式(1)中给出了可使换流站在允许的电压裕度区间内达到其功率限值的最小k值,而关于k值的优化问题则不在本文讨论的范围内。图3给出了一个Pref接近Pmin而远离Pmax的例子,因此k值等于由Pref至Pmax的线段的斜率。如果当Pref接近Pmax而远离Pmin时,k值则由Pmin至Pref的线段斜率决定。式(1)利用最大值函数max()囊括了以上两种情况。需要注意的是,式(1)中的电压和功率均为标幺值。
4 仿真验证
4.1 仿真系统
采用文献[16]中的交直流混合系统来测试所提出的新型下垂控制策略的有效性,如图4所示。该系统的交流部分是基于IEEE 39节点标准测试系统[17]的修改版本,即加入了5端MMC-HVDC系统。直流系统电压为±320 k V,每个MMC桥臂包含400个半桥子模块。
MMC4为孤岛运行且连接着一台同步发电机(可等效离岸风机群)。直流输电网络包括3条架空输电线和4条地下电缆输电线。直流系统的详细信息见文献[16]和附录A表A1。功率正方向规定为从交流系统流入直流系统的方向。
稳态时,MMC3控制直流电压,其他MMC控制注入或流出直流系统的功率。MMC5为无源负荷供电,采用M-δ控制[14]。
4.2 电压裕度、死区和下垂斜率
根据附录A表A1中MMC接入交流母线的SCR值以及各MMC的控制方式,可将5个换流站分组如下:MMC3和MMC2分别组成第1组和第2组;MMC1和MMC4组成第3组;MMC5为第4组。各分组的电压裕度区间如附录A表A2所示,死区门槛值如附录A表A3所示。由于MMC5不能以整流站方式运行,因此附录A表A2中UL7没有取值。附录A表A2和表A3中的参数均是标幺值,电压和功率的基准值以附录A表A1中稳态运行点的电压和功率值为准。
附录A表A2说明采用所提出的新型下垂控制时允许系统直流电压在其初始稳态值的±10%范围内波动。当直流电压小于0.7(标幺值)时,MMC5将被切除,从而以减轻负荷的方式试图稳定下降中的直流电压。在附录A表A3中,UWj的取值很接近ULj的值(j=1,2,3,4)。为了使整流站(逆变站)在面对上升(下降)的直流电压时更灵敏地激活下垂控制,在第3组中MMC1的UW3和UW4值要比MMC4的略大一些。附录A表A4给出了各换流站的功率限值和由式(1)计算得到的下垂斜率k值。
4.3 动态效果评估
本节将测试图4所示的交直流混合系统在应用所提出的新型下垂控制策略的条件下,暂态过程是否具备良好动态特性。图4所示系统的初始运行点为附录A表A1所示的稳态运行点。所测试的暂态故障包括换流站和直流输电线路的N-1故障。
测试1:换流站N-1故障
在t=7 s时,系统切除MMC3,具体过程为:①MMC3的交流侧断路器先断开;②大约10 ms后MMC3直流侧电流为0,此时断开直流侧断路器。附录A图A2给出了系统的暂态响应过程。
附录A图A2(a)给出了各MMC直流电压在暂态时的变化过程。由于在7 s时系统发生暂态故障,所有MMC的直流电压从1(标幺值)跌落至0.869,该值不仅小于MMC2的UW2也小于MMC1和MMC4的UW4。因此MMC1,MMC2和MMC4启用下垂控制,直流电压开始回升。MMC1和MMC4的直流电压分别在7.23 s和7.24 s时大于其下垂控制的闭锁区域门槛值US4,并且再未小于过各自激活区域的门槛值UW4,因此这两个换流站的下垂控制闭锁,回到初始运行点的定功率控制。MMC2的直流电压从7 s至11.7 s内多次重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在11.7 s后,MMC2的Udc进入其下垂控制的激活区域并再未进入闭锁区域。因此,系统新稳态运行点的直流电压由采用下垂控制的MMC2控制。MMC5的直流电压在整个暂态过程中始终大于UL8=0.7,这说明直流电压未进入第4分组的电压裕度内,因此MMC5保持常规运行模式。附录A图A2(a)说明,当采用所提出的下垂控制策略时,即使切除控制直流电压的MMC3也并不会导致系统直流电压崩溃。
附录A图A2(b)展示了暂态中换流站与交流系统交换功率的变化。在7 s时,由于故障后直流电压跌落且第2,3组的换流站启用下垂控制,MMC1,MMC2和MMC4迅速调整其功率来消除直流系统内不平衡功率以稳定直流电压。在暂态过程中,第2组的MMC2的功率变化较第3组的MMC1和MMC4的功率变化更为明显。这说明第3组的MMC较第2组的MMC在暂态过程中受冲击影响更小。当直流电压在7 s开始降低时,第3组内逆变站MMC1较整流站MMC4的有功功率变化更为明显。这说明所提出的下垂控制可以使同一分组中的逆变站比整流站在面对下降的直流电压时,可更灵敏地激活下垂控制。这样的做法符合实际工况中换流站多为降功率运行的要求。在t=50 s后,系统过渡至新稳态运行点,MMC2改变自己功率以控制直流电压而MMC1和MMC4的功率回归初始运行点。MMC5的功率在暂态过程中几乎未受到明显影响。
附录A图A2(c)给出了发电机G1至G3的动态响应特性。G1和G3的输出功率在暂态时有更明显的波动而G2的转速波动更为明显。这是因为G2为孤岛运行状态,且暂态过程中与G2相连接的MMC4的功率未有较剧烈的变化。本例中,故障引起的系统潮流变化基本由除G2外的其他发电机共同承担。
测试2:直流输电线N-1故障
测试2的初始运行点与测试1的相同,即附录A表A1所示的稳态运行点。目标直流输电线为图4中Bus D和Bus F之间的输电线,因为该线路负荷最大。在7 s时,目标线路发生接地短路故障,1 ms后保护设备探测到故障位置并在另1 ms后切除故障线路[15]。附录A图A3给出了系统暂态响应过程。
附录A图A3(a)显示了切除线路后各换流站直流电压变化过程。在7 s时,MMC1和MMC2的Udc下降但其他MMC的Udc上升。MMC1的Udc始终大于其下垂控制的闭锁门槛值US4,因此MMC1的下垂控制始终闭锁。MMC2的Udc在7 s时下降并小于其下垂控制的激活门槛值UW2,但0.24 s后就大于闭锁门槛值US2。之后在7 s至8.68 s内,MMC2的Udc重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在8.68 s后,MMC2的Udc进入下垂控制的闭锁区域并再未进入过激活区域。因此,MMC2的下垂控制在8.68 s后处于闭锁状态。MMC4的Udc在7 s时大于其下垂控制的激活门槛值UW3,但0.27 s后就小于闭锁门槛值US3,因此MMC4的下垂控制先激活后立刻闭锁。
MMC3是控制系统直流电压的换流站。在故障发生后,MMC3试图将上升的直流电压(峰值1.034)降至初始运行值(1)。MMC5在暂态过程中并未参与调节直流电压。在附录A图A3(a)所示过程中,MMC2和MMC4的下垂控制曾被激活并协助MMC3控制Udc。在新稳态运行点,MMC2和MMC4的下垂控制闭锁,直流电压仍被MMC3控制。当直流线路被切除后,直流系统内潮流重新分部,导致各MMC的新稳态直流电压有微小变化,如附录A图A3(a)所示。
附录A图A3(b)给出了暂态过程中MMC与交流系统交换功率的变化过程。由于MMC2和MMC4在暂态过程中激活过下垂控制以消除不平衡功率和稳定直流电压,因此这两个换流站的功率变化较MMC1和MMC5的功率变化更为明显。在t=20 s后,系统过渡至新稳态运行点。
附录A图A3(c)展示了发电机的暂态变化过程。由于直流输电线路被切除仅造成了直流系统内部的潮流重新分布,交流系统的运行点并未受到太大影响。因此附录A图A3(c)中的发电机功率和转速变化并不如附录A图A2(c)中的剧烈。
5 结语
本文提出了一种适用于柔性直流输电网的新型下垂控制策略。该策略可以保证直流系统和交流系统交换功率的平衡,并提出了一条改进的P-Udc特性曲线保证换流站具备更好的动态特性,即新稳态运行点的直流电压更接近原始运行点的直流电压。所提出的新型下垂控制策略具有以下特点。
1)将直流系统内的换流站分为4组,并通过为每组设计独有的电压裕度和死区来确定其参与协调控制的优先等级。这样可使已有的电压裕度和死区不再受直流系统内换流站个数变化的影响。在暂态过程中各组换流站可以激活下垂控制,消除系统内不平衡功率并稳定直流电压。在新稳态运行点,优先等级低的换流站闭锁下垂控制并将功率调整至最经济的初始运行点。因此,既提供了暂态下良好的动态特性,又保证了新稳态下经济的运行特性。
2)提出了改进的P-Udc特性曲线,使得新稳态运行点的直流电压值更接近初始运行点的直流电压值。同时,改进的P-Udc特性曲线还重点考虑了换流站在实际工程中受设备耐流能力的限制,仅能降功率运行的特性。这使得所提出的下垂控制策略更具备实践的可行性。
针对所提出的下垂控制策略,未来需要根据交直流系统的动态特性(如暂态下发电机和换流站功率、电压和电流的过调量和调整时间)来优化各换流站的电压死区门槛值和下垂斜率。
高压直流控制系统 篇10
控制系统在高压直流输电系统中具有极其重要的作用,各种控制策略和算法、逻辑顺序、测量、监视、协调等功能都是通过控制系统实现,这就决定了控制系统较为复杂,具有极强的逻辑性。高压直流输电工程的控制系统分为极控系统和交直流站控系统,极控系统主要是针对极和换流器的相关控制功能,交直流站控系统主要是实现交流场的相关控制功能、直流场的相关控制功能、无功控制功能等。本文主要分析极控系统的冗余配置。
1 极控系统冗余配置
高压直流的极控系统是闭环控制系统,且是分级、分层控制系统,分别实现通用级、双极级、极级和换流器级的控制功能,其功能通过SIMADYN D高速数字式可编程控制器来完成。极控系统采用冗余配置并且具有系统自动选择功能。极控系统、阀基电子设备VBE(Valve Base Electronics)系统、换流阀之间的逻辑关系[1]如图1所示。
图1中VBE系统用于触发并监视可控硅阀片,有两套并行运行且功能相同的系统1与系统2,其执行功能时两套系统二取一。VBE设备中仅光接收器没有冗余配置,其通过光纤直接连接阀厅中的阀电压检测板,用于接收阀回检信号。由图1可见每极极控系统由系统1、系统2和系统选择切换单元三部分组成,系统1和系统2完全独立,正常时一个系统工作,另一个系统热备用,当工作系统故障时,可由系统选择切换单元自动切换到热备用系统,切换平滑快速且不会丢失信息。极控系统和VBE系统是一对一的关系,当运行的极控系统自动切换至热备用系统时,与极控系统对应的VBE系统也相应随之切换。每一极两个极控系统均具有相同的独立辅助电源、SIMADYN D及用于实现测量功能的常规设备,SIMADYN D均安装于独立的控制屏柜中,采取了电气解耦隔离措施,在故障系统维修时,能确保另一套系统正常工作,不至于干扰直流系统的正常运行。
2 导致极控系统切换的因素
极控系统切换可分为手动切换和自动切换两种。
2.1 极控系统手动切换
极控系统正常运行时,若极控系统1屏柜内System Selection Fixed(系统选择固定)开关置“OFF”位,按下COL(系统选择切换单元)模块对应备用系统的S1按钮,可实现两套极控系统手动切换。
当换流变开关、刀闸均在合位时,如果运行极控系统触发角与备用极控系统的触发角偏差超过9°发触发角偏差过大信号,将闭锁COL模块上两个S1按钮手动切换系统功能;如果触发角偏差小于5.2°该信号复归。
2.2 极控系统自动切换
导致极控系统自动切换的因素比较多,综合所有因素列表[2,3]如表1所示。
当两套极控系统检测到的触发角偏差超过定值时,将闭锁极控自动切换功能;如果备用极控系统故障,也将闭锁极控自动切换功能。
2.3 极控系统切换成功的条件
以下条件同时满足,COL模块才判断系统正常,极控系统才能切换成功。
(1)SIMADYN D电源OK:SIMADYN D电源及风扇正常;
(2)SIMADYN D硬件OK:SIMADYN D硬件自检正常;
(3)极控系统综合检查没有任何软件故障:通过自检、验证测量值、扰动延时等判断无软件故障;
(4)VBE系统OK:VBE屏柜综合判断正常。
如果两套极控系统同时故障会导致极控启动ESOF(紧急停运),高压直流系统停运。
上述条件中(3)软件逻辑较为复杂,主要包括3块微处理器(PM5)板软件故障判断和软件重启故障判断。由于3块PM5板所实现功能不同故其软件故障判断逻辑亦不同,尤以第3块PM5板故障判断逻辑最为复杂,其软件故障的判断逻辑主要包括电流、电压、功率等计算校验,换相失败检测,光纤通道检测,硬件自检等方面。
3 高肇直流极控系统故障的实例
3.1 极控系统切换不成功实例1
2005年9月16日肇庆换流站工作站发信号:极2极控系统1 SIMADYN D电源风扇故障,极2极控系统1 SIMADYN D电源故障,极2极控系统2软件故障,极2极控ESOF。极2退至备用状态。
现场检查一次设备无异常,极2极控系统1内SIMADYND右边风扇已停运,相关继电器指示灯熄灭,极2极控系统2微处理器模块显示软件故障,极2 VBE系统内A1层架的B16模块面板上故障红灯亮。分析此次直流停运的原因是:极2极控系统1的SIMADYND风扇故障,引起极2极控系统发生切换,在切换过程中由于极2 VBE系统内-A1层架的B16模块故障,引起极控系统2软件故障,使得极控系统切换不成功,导致极控系统发跳闸命令。
3.2 极控系统切换不成功实例2
2006年05月24日肇庆换流站工作站发信号:极2极控系统1软件故障,极2极控系统2软件故障,极2极控系统1交直流功率偏差故障2段,极2极控系统2交直流功率偏差故障2段,极2极控ESOF。
现场检查一次设备无异常,极2极控系统1、2屏内微处理器均显示软件故障;极2极控系统1屏内逻辑选择模块“系统故障”红灯亮。分析此次直流停运的原因是:由于极2电压波动较大,在极控软件中换流变交流侧的有功功率计算值与直流侧的功率计算值出现较大差值。若这个差值大于0.5 pu(750 MW)并保持50 ms的时延,极控将启动“交直流功率偏差故障1段”命令,导致相应极控系统软件故障,从而极控系统发生切换;若上述差值大于0.1 pu(150 MW)并保持2 s的时延,极控将启动“交直流功率偏差故障2段”命令,导致相应极控系统软件故障,极控两套系统软件相继故障,导致极控系统发跳闸命令。
4 相关改进建议
针对目前高肇直流极控系统现状,为提高其冗余度特提出以下改进建议:
4.1 极控系统相关硬件的更新升级
SIMADYN D装置微处理器板卡升级,改进软件故障的判别方法,减少误判;提高SIMADYN D装置光纤传输通道的检测手段;改进SIMADYN D装置电源模块配置,旁路掉风扇故障导致电源故障从而导致极控系统切换的回路(2006年底停电检修时,已进行了改造),电源风扇可改造成独立的、冗余的、可插拔的风扇,可添加风扇运行状态控制检测回路,而目前的电源风扇是封装在SIMADYN D装置电源内部,既不便于检修更换故障风扇(每次更换都要停运此极控系统,更换整个电源模块),又不便确定故障风扇的位置。
4.2 极控有关软件的更新,有关定值的更改
极控的有关控制功能更新,如:电流平衡控制CBC(current balance control)环节只需在运行的极控系统启用,备用系统不必启用,防止积分累加效用导致两套极控系统触发角偏差过大;极控的有关后备保护功能定值更改,如:交直流功率偏差定值要根据实际情况重新计算更新,防止电压波动导致其动作。其他控制保护功能根据实际运行情况进行更新。
4.3 VBE系统独立化设计
目前情况下如果备用VBE系统故障,极控系统此时如果发生切换将会切换不成功,导致直流系统停运。如果VBE系统可以单独切换而不必随极控系统切换,就可以避免上述问题,同时极控、VBE系统的冗余度大大提高。由于VBE系统板卡繁多,既有电子设备又有高能光纤设备,从运行情况看多次板卡出现故障,VBE系统独立化设计后就可以在检修时避免极控系统切换,方便现场工作。
4.4 提高有关测控元件的稳定性
提高极控系统有关测控元件的稳定性,采取有效的定检方法,防止极控系统误发告警信号。如:曾因极2环境温度测量装置测量偏差较大和换流变油流监视继电器故障,导致极2过负荷能力降低至1.0 p.u,最终导致极2过负荷告警。
4.5 提高站间通信的稳定性
站间通信对极控的稳定运行具有重要意义,极控通信通道构成如下:极控通过西门子PCM设备MXS19连接到数字配线架DDF(传输速率2Mbit/s),再连接到SMA-1/SMA-4设备,然后以155Mbit/s传输到马可尼MSH64设备,最后以2.5 Gbit/s通过光纤传输光信号至光纤环网。通信部分的扰动对高肇直流的影响较大,有时甚至造成直流闭锁。例如:2006年多次发生DUST通信扰动导致极控系统异常,又如:肇庆站曾经误收到高坡站极1ESOF/BLOCK请求信号,高坡站曾经误收到肇庆站的系统主站请求信号等。鉴于站间通信对极控系统影响重大,提高其稳定性非常必要,由于换流站内电磁干扰较大,可将以电信号传输且通信速率较低的站内通信部分改造成光纤,提高传输速率,增加抗干扰能力;同时传输数据的发送、接收算法进一步改进,提高数据冗余校验能力,保证稳定可靠的数据传输。
5 结束语
极控系统作为直流输电工程控制系统的核心部分,其稳定可靠运行对直流系统的安全运行具有非常重要的意义。本文在介绍高肇直流极控系统配置的基础上,分析了极控系统切换的条件,并根据实际情况提出了提高冗余度的建议。
摘要：极控系统是高压直流输电系统中极其重要的组成部分,主要实现极和换流器的相关控制功能,是分级、分层的闭环控制系统,极控系统的稳定可靠运行对高压直流输电系统的安全运行具有非常重要的意义。介绍了高压直流输电中极控系统冗余配置构成,重点分析了导致极控系统切换的因素及判断极控系统切换成功的条件,以高肇直流为例介绍了极控系统切换不成功导致高压直流系统闭锁的实例,针对极控系统现状提出了相关改进建议来提高极控系统运行稳定性。
关键词：高压直流输电,极控,切换,冗余,闭锁
参考文献
[1]SIEMENS.System Information Manuals EB2.341.AZ-R1.
[2]SIEMENS.C/P Hardware Design Reports EC2.341.Z