多端高压直流输电系统（通用8篇）
多端高压直流输电系统 篇1
1 引言
目前,高压直流输电技术在我国得到很大发展,相继建成多条端对端高压直流输电工程,包括±800 k V特高压直流输电工程。特高压直流输电工程电压等级高、输送容量大,适合大功率、远距离输电,对区域电网的联络和远距离送电起到关键作用[1,2,3,4,5]。
传统直流输电的换流器采用由晶闸管构成、基于电网换相的换流器(LCC),仅适用于具有一定短路比的电力系统,不能向弱交流系统和无源负荷中心供电。随着电力电子技术的高速发展,基于电压源换流器的高压直流输电(VSC-HVDC)的研究日趋成熟,并投入商业运行。与传统基于LCC的直流输电比较,VSC-HVDC可以工作在无源逆变状态,向弱交流系统和无源系统供电,实现有功功率和无功功率的传输,提高交流系统稳定性,输出电压波形好、功率因数高、谐波小[6,7]。
基于特高压直流、高压直流和VSC,建立串并联混合型多端直流输电系统,充分发挥特高压直流输送容量大、距离远以及VSC向弱交流系统、无源系统供电的优势和特点,通过直流联网,实现多电源供电、多落点受电,对电网未来的发展会是一个极大地完善[8,9,10,11,12]。
为了对混联型多端直流输电系统的运行特性和控制保护策略进行研究分析,本文设计了由LCC与VSC构成的六端高压直流输电系统,基于PSCAD/EMTDC软件平台建立其单极仿真模型,针对该系统特有的电压电流运行控制方式、站间协调控制以及典型故障的影响和控制保护策略进行了理论分析与仿真验证。
2 系统结构及运行方式
2.1 系统结构
本文设计了一个由LCC与VSC构成的六端混联型单极直流输电系统,包括两个整流站和四个逆变站,拓扑结构如图1所示。
整流站1、2以及逆变站1、2均为两组十二脉动换流器串联,每组十二脉动换流器额定直流电压400 k V,每个站额定直流电压800 k V。逆变站3为一组十二脉动换流器,额定直流电压500k V。VSC换流站额定直流电压300k V,直流功率300MW。各换流站均配置换流变压器、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器。图1中直流线路1~7长度分别为320 km,110 km,1500 km,300 km、100 km、250 km和150 km。
整流站1、2和逆变站1、2组成并联方式的四端特高压直流输电系统;500k V逆变站以及VSC逆变站互为串联形式,作为一个整体与逆变站2并联,通过这种串联和并联的方法,达到了为VSC换流站分压和均流的效果,实现了VSC的接入。这种结构的优点在于:两个特高压整流站具有很大的输送容量,能将邻近的大型能源基地的电能集中起来送往远方负荷中心;逆变站1和逆变站2同样作为特高压换流站,能给电力需求高的大型工业中心、人口密集城市供电;而VSC换流站的接入,能实现向弱交流系统或者孤岛等无源系统送电。
2.2 运行控制方式
混合多端直流输电系统的控制思路与传统多端直流输电(MTDC)相同,在并联方式下选择一个换流站维持系统正常运行的直流电压,其他换流站控制直流电流;在串联方式下由一个换流站维持系统正常运行的直流电流,其余换流站控制直流电压。
对于本文的系统,稳态运行时整流站1、2与逆变站1均采用定直流电流控制,逆变站2采用定熄弧角控制,作为电压控制站,在这种方式下4端特高压直流输电系统可以稳定运行;逆变站3和VSC换流站相当于串联方式,两个站电流相等,逆变站3采用定直流电流控制,通过它的控制能调整流经逆变站2和VSC站的直流电流。VSC站采用定直流电压和交流电压控制方式,其中,交流电压相位的控制可以通过改变调制波的调制系数来实现;直流电压的控制可以通过改变调制波的相位来实现。VSC控制原理如图2所示。
由于VSC站控制直流电压,作为与之串联存在的逆变站3直流电压也得到了维持。系统在此种配合控制方式下能维持稳定运行状态。
3 功率协调控制
多端直流系统中,一个或多个换流站直流功率发生变化时,需要协调控制器来重新整定各换流站的功率定值,保证系统能运行在一个稳定的功率水平下。各换流站运行在电流控制模式下时,由电流协调控制器完成协调控制功能,在一些文献中已有详细说明[13,14]。而在实际直流输电工程的运行中,换流站一般处于定功率控制模式,以直流功率作为控制目标能抑制功率变化过程中的暂态扰动,动态性能优于电流协调控制器。本研究设计的功率协调控制器原理如图3所示。
设Pr1、Pr2、Pi1、Pi2、Pi3、PV SC分别为整流站1、2和逆变站1、2、3、VSC站的直流功率指令,PR为所有直流线路上的功率损耗,则直流功率基本平衡关系可由下式表述。
其中,PR由各条线路实际直流电流与线路等效电阻计算得出。由式(1)可知,以这7个变量作为功率协调控制的计算变量,即能保证功率的平衡。
其中,T为时间常数,Pr1 ord、Pr2 ord、Pi1 ord、Pi2 ord、Pi 3 ord、Pi V SC ord分别为六个换流站的直流功率最终指令值,kr1、kr2、ki1、ki2、ki 3和ki V SC分别为六个站的功率协调控制比例参数。当某个换流站的直流功率变化时,PR同时变化,ΔP不再为0,经过一个积分环节,与k参数控制器计算出的每个换流站的k参数相乘,得出各站功率指令变化量,叠加在原功率指令上,重新整定出各换流站的功率指令值,送至相应换流站完成功率协调控制。
在协调控制中,参数k确定是关键,它是多端系统的换流站直流功率、换流母线电压、短路容量等变量的函数,可根据实时采集的工况参数,采用查表的方式得出或由计算程序完成在线计算的方式得出。
图4给出了功率协调控制器作用下,某个换流站功率发生变化时的仿真波形:初始状态为六端系统稳定运行,整流站1、2直流功率1600MW,逆变站1、2、3和VSC换流站直流功率分别为1120 MW、1280 MW、500 MW和300 MW。设定整流站1直流功率在2s时由1600MW快速下降至800MW,整定k参数为kr1=0,kr2=0.5,ki1=0.35,ki2=0,ki 3=0.09375,kVSC=0.05625。
左图从上至下依次为整流站1、2、逆变站1、2、3和VSC站的直流电压,右图从上至下依次为它们的直流功率,后续分析中的波形图排列均与此相同。可见,整流站1直流功率突然下降后,功率协调控制器按照设定参数重新整定各换流站功率定值,整流站2直流功率上升以补偿一部分送端损失的输出功率,除逆变站2之外其余逆变站功率不同程度下降,保证各逆变侧交流电网不会出现过大波动,系统继续稳定运行。
4 故障下的控制保护策略
4.1 单个整流站紧急停运
并联多端直流输电系统中的某个换流站发生故障且需要紧急停运时,可通过控制保护功能完成停运,并从系统中切除。在很多情况下,多端直流输电系统仅需停运该故障换流站,整个系统仍可运行,但暂态过程中直流电压和电流均会出现或大或小的波动,因此需通过控制和保护功能以及协调控制的配合,减少单站停运的影响,最大限度保证系统的稳定。
单个整流站紧急停运时,由于系统中另一个整流站继续运行,送端仍能输送功率,故整个系统可以作为五端系统继续运行。单个整流站紧急停运的时序设计为:紧急停运的整流站α角指令立刻移相至164°,使其变为逆变模式,直流电流快速降至0,之后闭锁换流器,断开与直流系统相连接的开关,根据故障类型选择是否跳开交流开关;由于停运一个整流站,直流功率会大幅下降,此时协调控制起作用(如果不进行协调控制,逆变站2作为电压控制站,其直流电流会降至很低),根据直流系统和交流系统情况重新整定各换流站功率或电流定值,保证系统的稳定性。
4.2 逆变站1紧急停运
单个逆变站因故障发生紧急停运,系统中还存在其余逆变站,因此可以继续运行。但是在逆变站停运时,不能采用投旁通对的方法,这样会形成直流短路,把整个系统的直流电流都转移到该逆变站,导致该站换流器不能正常关断,无法正常停运,且对其余系统产生较大扰动。
逆变站1为电流控制站,其故障后紧急停运时,在不考虑高压直流断路器的情况下,需要将直流电流降至0才能顺利完成闭锁。闭锁时序设计为:发生故障后,立即通知两个整流站紧急移相至164°,将直流系统电流降至0,之后闭锁逆变站1的换流器,断开逆变站1与直流系统连接的开关,根据故障类型选择是否跳开交流开关。在其闭锁后,正常的换流站通过回调触发角使系统恢复为五端状态,在协调控制器重新整定的功率定值下继续运行。
图5为逆变站1紧急停运的仿真波形:初始状态为六端系统稳定运行,运行工况同上一个仿真计算。1.5s时逆变站1发生紧急停运,功率协调控制参数分别设为kr1=0.5,kr2=0.5,ki1=0,ki2=0,ki 3=0,kVSC=0。
在功率协调控制器作用下,两个整流站的直流功率均降至800MW,逆变站2、3以及VSC站功率保持不变。逆变站1退出运行后,五端系统能继续保持在设定值稳定运行。
4.3 逆变站3紧急停运
逆变站3与VSC站构成串联形式,当逆变站3出现故障紧急停运时,如果按照一般意义上串联多端的控制方法,将逆变站3换流器两端进行短接操作,相当于将VSC换流站直接并联在800k V直流母线上,电压等级过高,VSC站无法正常运行,甚至损害设备。VSC换流站故障单独退出运行时的情况与之相同。故当逆变站3或者VSC换流站其中之一故障并紧急停运时,需要同时停运另一换流站并将这条串联支路的直流线路开关断开,将之从多端系统中切除。此时其余四站相应进行功率调整并继续运行。
设计逆变站3紧急停运的闭锁时序如下:紧急停运时,立即通知两个整流站紧急移相至164°,将直流系统电流降至0;VSC换流站电压定值置为0,之后闭锁逆变站3和VSC站的换流器,断开逆变站3与直流系统、逆变站3与VSC换流站的连接开关,根据故障类型选择是否跳开交流开关。最后正常的直流系统重新起动,恢复稳定运行状态,稳态功率分配由协调控制器完成。
图6为逆变站3紧急停运的仿真波形:初始状态为六端系统稳定运行,运行工况同上一个仿真计算。1.5s时逆变站3发生紧急停运,功率协调控制参数分别设为kr1=0.5,kr2=0.5,ki1=0,ki2=0,ki 3=0,kV SC=0。
在功率协调控制器作用下,两个整流站的直流功率均降至1200MW,逆变站2和3直流功率保持不变。逆变站3和VSC站退出运行后,四端系统能继续保持在设定值稳定运行。
5 结论
本文建立了由LCC和VSC组成的混联型多端高压直流输电系统,得到的结论如下:
(1)此结构实现了将电压等级较低的VSC接入特高压直流输电系统,能充分发挥不同电压等级的LCC换流站以及VSC换流站的优势,由LCC换流站完成大型能源基地电能的送出和向需求大量电能的负荷中心供电,同时由于VSC换流站的接入,能实现向弱交流系统或无源系统送电,增加了输电的灵活性,扩展了多端直流系统的应用范围。
(2)为了保证对直流功率的控制性能,本文设计了直流功率协调控制器,在某个换流站直流功率发生变化时,会重新整定各换流站功率定值,完成多端系统整体功率的稳定控制。
(3)在不考虑采用直流断路器的情况下,单个逆变站紧急停运时,需要整流站配合移相使该逆变站电流降至0,保证该逆变站顺利闭锁;对于本文中特殊结构的多端系统,逆变站3或VSC站之一需要停运时,另一个站也应立刻停运。
混联型多端直流输电系统能充分利用LCC与VSC的优势,且具有良好的运行特性,是将来多端直流输电系统值得研究的方向。
多端高压直流输电系统 篇2
关键词：高压直流输电线路 继电保护技术 安全性
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）09（a）-0026-01
1 高压直流输电线路继电保护的影响因素
1.1 电容电流
高压直流输电线路电容大、波阻抗小以及自然功率小的特征，这就给差动保护整定带来较大的影响，为了保障高压直流输电线路运行的安全性与稳定性，必须要对电容电流采取科学合理的补偿措施。此外，在分布电容因素的影响下，一旦高压直流输电线路运行出现故障，故障距离与继电器测量阻抗之间的线性关系就会发生改变，成为双曲正切函数，此时，就不能使用传统继电保护措施。
1.2 过电压
高压直流输电线路在出现故障之后，电弧熄灭时间会延长，情况严重时甚至会发生不消弧的情况，在电路电容因素的影响下，两端开关不会在同一时间断开，此时，行波来回折反射就会严重影响整个系统的运行。
1.3 电磁暂态过程
高压直流输电线路长，在操作与发生故障时高频分量幅值较大，这就给高频分量的滤除工作带来较大的困难，这不仅会导致电气测量结果发生偏差，此时，半波算法在高频分量的影响下准确性难以保障，此时，电流互感器也会发生饱和现象。
2 高压直流输电线路继电保护设计原则与注意事项分析
2.1 输电线路的主保护
影响输电线路主保护的因素是多种多样的，必须要根据高压直流电路的实际情况进行选择，在设计时，需要使用两台不同原理的装置，第一套保护装置可以使用分相电流差动纵联保护装置；第二套保护装置可以使用相电压补偿纵向保护装置，两套装置分别来使用不同的通道。
2.2 输电线路的后备保护
输电线路后背保护是主保护的重要补充，在进行设计时，需要控制好线路两端切除故障差，配置好完整的接地距离保护与相间距离设备，距离保护特征不应该局限在四边形、圆形与椭圆形几种，可以将微机保护充分的利用起来，从根本上提升系统运行的安全性。
2.3 并联电抗器保护
高压直流输电线路中并联电抗器出现故障后，线路会发出相应的命令，启动自动保护装置，此时，并联电抗器就可以充分的发挥出其作用，若故障超过了高压直流输电线路允许的标准，则需要及时的将两侧断路器断开。
2.4 自动重合闸
高压直流输电线路常用的自动重合闸有三相重合闸、单相重合闸与快速重合闸集中模式，具体选择哪一种模式，还需要根据具体的过电压水平进行分析，为了防止过电压操作情况的发生，在非全相情况下过电压倍数在允许标准范围时，可以使用单相重合闸，若超过标准范围，就需要使用三相重合闸。在进行设置时，需要充分的考虑到线路两端的时间间隔与重合顺序，将其控制在标准范围内。
3 高压直流输电线路常用的继电保护技术
3.1 行波暂态量保护
如果高压直流输电线路出现故障，会出现反行波，要保障系统运行的稳定性，就需要做好行波保护工作，这也是高压直流输电线路的主保護措施。
就现阶段来看，常用的行波保护措施由SIEMENS方案与ABB方案。其中，SIEMENS是基于电压积分原理的一种保护措施，起保护启动时间为16～20 s，与ABB方案相比，该种的保护速度相对较慢，但是，抗干扰能力则优于ABB保护方案；ABB行波保护的检测原理是极波与地模波，能够检测到图变量为10 ms之内的反行波突变量，在必要的情况下，也可以使用用电压、微分启动与电流图变量几种方式来识别。
以上两种行波保护能力都较为有限，耐过渡电阻能力不理想，此外，还存在着缺乏整定依据、理论体系不严密等缺陷。为了提升行波保护的效果，学界也提出了形态学梯度技术与数学形态学滤波技术，但是，无论是暂态量保护还是行波保护，都存在一些弊端，还需要进行深入的分析。
3.2 微分欠压保护
微分欠压保护是一种基于电压幅值水平与电压微分数值的保护措施，兼具主保护与后备保护的功能，在现阶段下，SIEMENS方案与ABB方案检测的对象都是输电线路的电压水平与电压微分。其中，后者上升延时为20 ms，在电压变化率上升沿宽度未达到标准的情况下，就能够起到后备保护作用，但是其耐过渡电阻能力并不理想。
微分电压保护动作的可靠性与灵敏度要优于行波保护，但是动作速度则不如行波保护，两者都存在着灵敏度不理想、整定依据不足、耐过渡电阻能力较差的问题。
3.3 低电压保护
低电压保护是高压直流输电线路的常用后备继电保护，主要依靠对电压幅值的检测来实现保护工作，根据保护对象的不同，低电压保护包括极控低电压保护措施与线路低电压保护措施，其中，前者保护定值低于后者，前者在线路发生故障时会闭锁故障极，后者在开展保护动作时会启动线路重启程序。
低电压保护的设计简单，但是缺乏科学、系统的整定依据，难以帮助技术人员判断故障的具体类型，动作速度较慢。
3.4 纵联电流差动保护
纵联电流差动保护模式使用双端电气量，选择性较好，但是该种保护模式在故障发生较长的时间后才能够做出保护措施，因此，只能够用于高阻故障的诊断与切除中。由于各类因素的影响，现阶段使用的差动保护也未联系到电压变化过程与电容电流问题，很容易出现误动，虽然电流差动保护装置有着动作速度快以及灵敏度高的优势，但是这种优势却未在高压直流输电线路中充分的发挥出来，性能还有待提升。
4 结语
综上所述，高压直流输电线路有着线路长、电压高、电容大、输送功率大、波阻抗小的特点，这也对继电保护工作提出了较高的要求，继电保护不仅仅需要满足传统保护的目的，还需要对线路过电压产生限制，提升设备与系统运行的稳定性与安全性，就现阶段来看，虽然我国的高压直流输电线路已经得到了广泛的使用，但是其继电保护技术还存在着各类问题，缺乏科学、系统的整定依据，灵敏度不高，还需要开展进一步的研究，相信在不久的将来，高压直流输电线路继电保护技术定可以得到跨越式的发展。
参考文献
多端高压直流输电系统 篇3
多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成[1,2]。与两端直流输电系统相比,多端直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,输电方式更为灵活、快捷;但由于其控制保护、设备制造等更为复杂,许多关键问题尚未得到合理解决[3,4,5,6,7,8,9,10,11]。多端直流输电系统在大扰动下的性能研究,主要可分为交流系统故障和直流侧故障两大类[12]。中国大容量远距离直流输电系统中,直流侧故障约占直流系统故障的50%[13]。为了快速清除直流侧故障,减轻直流系统直流侧故障对交流系统的影响,多端直流输电系统有必要装设直流断路器。但从目前发展状况来看,虽然直流断路器的研发测试已经取得了较大的突破,但尚未在工程中广泛使用[14,15]。因此,在不使用直流断路器的情况下,研究多端直流输电系统直流侧发生故障时的控制策略与保护措施,提高交直流输电系统的运行稳定性,具有十分重要的意义。
本文根据多端直流输电系统的运行特性,采用常规交流断路器代替直流断路器[16],利用PSCAD/EMTDC软件建立了双极四端直流输电系统仿真模型,提出了四端直流输电系统在直流输电线路不同故障点下的控制保护策略及其动作时序。
1 测试系统结构
多端直流输电系统由多个换流站和多条直流输电线路组成,根据运行条件和工程设计要求,可以采用不同的拓扑结构和接线方式。并联放射式的双极四端直流输电系统结构如图1所示,包括2个双极12脉动整流站(整流站Ⅰ、整流站Ⅱ)和2个双极12脉动逆变站(逆变站Ⅰ、逆变站Ⅱ),每个换流站由交流滤波器、换流变压器、12脉动换流器、平波电抗器、直流滤波器和接地极构成。整流站Ⅰ与整流站Ⅱ之间的距离为500km;整流站Ⅱ与逆变站Ⅰ之间的距离为1 000km;逆变站Ⅰ与逆变站Ⅱ之间的距离为500km。
2 控制系统模型
本文所述的多端直流输电系统是两端直流输电系统的简单扩展,因此可沿用两端直流输电系统的控制结构与策略。基于国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统控制方式,图1所示的四端直流输电系统将逆变站Ⅱ用于控制系统直流电压,采用定关断角与定电流控制;逆变站Ⅰ配置定电压与定电流控制以及定关断角与定电流控制2套可切换控制方式,其中定电压控制用于电压限幅;整流站Ⅰ和整流站Ⅱ采用定电流控制和最小触发角限制。一般工况下,逆变站Ⅰ采用定电压与定电流控制,此时系统各换流站控制特性如图2所示。当因一些系统故障引起逆变站Ⅱ闭锁时,为保证系统始终有一个换流站控制直流电压,逆变站Ⅰ的控制方式将切换至定关断角与定电流控制,用于控制直流电压。
多端直流输电系统需要多个换流站同时控制直流电流,因此有必要设计一个上层控制器来计算和分配电流指令。设计的基本原则为所有换流站电流指令之和为0,即∑Iord=0。每个换流器所存在的直流电流限制很可能影响上述设计原则,设计过程中,特别需要将其考虑在内。上层控制器的结构框图如图3所示[5],其中:IrecⅠ,IrecⅡ,IinvⅠ和IinvⅡ分别表示整流站和逆变站的直流电流指令变量;IorecⅠ,IorecⅡ,IoinvⅠ和IoinvⅡ分别表示整流站和逆变站直流电流指令的给定值;直流电流指令比例系数Ki(i=1,2,3,4;∑Ki=1)可以根据各换流站的交流系统强度和功率裕量变化[6];由于限幅环节的存在,整流站直流电流整定值的总和与逆变站的直流电流值可能存在不平衡,采用积分反馈方式可消除这种不平衡。
3 直流侧故障时的控制保护策略
图4给出了双极四端直流输电系统简图,每个换流站分别表示四端系统每一端的正负极换流站,S1,S2,S3,S4表示直流侧常规交流断路器。针对f1,f2,f3处分别发生暂时性故障和永久性故障的情况,本文提出了相应的控制保护策略。
3.1 直流线路暂时性故障
当f1,f2或f3处发生直流线路暂时性故障时,可采用相同的控制保护策略。具体控制时序如下:当检测到故障时,相应极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲强制移相至120°~150°,转入逆变运行状态,经过一段无电流时间(0.2~0.5s)充分去游离后,解除强制移相并重启动。如果一次重启动失败,则表示故障仍然存在,再进行多次全压重启动和一次降压启动,全压重启动次数按照所连交流系统强度和直流系统承受能力确定。如果重启动次数超过所设定的次数,可认为是永久性故障。
3.2 直流线路永久性故障
本文以系统重启动次数为依据,将重启动次数少于设定次数的故障情况定为暂时性故障,多于设定次数的视为永久性故障。
3.2.1 AB线路内f1处发生永久性故障
当最后一次重启动失败时,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲再次移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S1的电流减小至0时,断开S1并闭锁相应极整流站Ⅰ的触发脉冲,常规交流断路器S2,S3,S4保持闭合状态。解除整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。整流站Ⅰ所损失的功率可以由其余换流站的过载运行来补偿。
3.2.2 BC线路内f2处发生永久性故障
最后一次重启动失败后,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲移相至大于90°的某个角度,待各换流站的直流电流和直流电压均降低至最小值时,先将故障极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ闭锁,再闭锁相应极的逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ。
3.2.3 CD线路内f3处发生永久性故障
判定为永久性故障后,将触发脉冲移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S4的电流减小至0时,断开S4并闭锁相应极逆变站Ⅱ的触发脉冲,常规交流断路器S1,S2,S3保持闭合状态。解除整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。
由于多端直流输电系统要求至少有1个换流站控制直流电压,因此在断开S4的同时将逆变站Ⅰ的控制方式从定电压与定电流控制切换为定关断角与定电流控制,使其控制直流电压。
4 仿真验证
本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1所示的双极四端直流输电系统进行仿真。设置电流指令比例系数K1∶K2∶K3∶K4的值为1∶3∶2∶2;整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的额定电流值分别为1kA,3kA,2kA,2kA,每极每站过载能力为33%。系统采用标幺制形式,直流电压和直流功率的基准值分别为800kV和800MVA;稳态下,整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的直流功率标幺值分别为1,3,2,2。直流线路故障发生在t=0.1s时刻,触发脉冲强制移相角为120°。如果发生暂时性故障,设定0.3s作为线路去游离时间;如果发生永久性故障,故障发生后0.6s(包含一次重启动失败和去游离时间)故障极直流侧相应交流断路器动作。
4.1 直流线路暂时性故障的响应特性
当f1,f2或f3处发生暂时性故障时,虽然不同故障点在故障时刻对每个换流站引起的直流电流、直流电压以及功率的影响有所不同,但由于采用相同的控制保护策略,其响应特性基本相似。下面以f1处发生暂时性故障为例给出故障响应特性。图5为距离A端250km处发生暂时性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和直流功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图5可以看出,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率瞬时减小,流经直流侧交流断路器S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发角强制移相至120°,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,故障极重启动,直流电压经0.1s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.35s重新回到稳定状态。故障恢复后,故障极每个换流站的输入/输出功率与故障前相同,直流系统的传输功率保持不变。从上述分析可以看出,当直流侧发生暂时性故障时,系统恢复速度较快,并且能够在不过载的情况下,满足系统功率传输要求,对整个交直流系统影响较小。
4.2 直流线路永久性故障的响应特性
4.2.1 f1处发生永久性线路故障时的响应特性
图6给出了距离A端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图6可知,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率快速减小,流经整流站侧S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S1的直流电流在零值附近有较小波动,在直流电流过零点时断开S1,将整流站Ⅰ和AB直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,为保证功率的正常输送,同时尽量减少流经接地极的电流,上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后经0.25s直流电压基本达到稳定,经0.5s直流电流和直流功率亦重新回到稳定状态。逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ输入功率分别达到2,整流站Ⅱ的输出功率则达到4,故障极在故障恢复后所传输的功率与稳定运行条件下相同,且各换流站均未超出过载限制。可见,在另一极输送功率不变的情况下,依靠故障极整流站Ⅱ在允许范围内的过载运行,可维持整个直流系统的输送功率基本不变。
4.2.2 f3处发生永久性线路故障时的响应特性
图7给出了距离C端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图7可以看出,t=0.1s后,系统检测到线路故障立即触发整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极解除强制移相,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S4的直流电流为0,断开断路器S4,将逆变站Ⅱ和CD直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,重启动过程中上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后直流电压经0.15s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.45s重新回到稳定状态。整流站Ⅰ和整流站Ⅱ输出功率分别达到1和1.67,逆变站Ⅰ输入功率达到2.67。通过余下换流站和另一极的过载运行,整个直流系统的输送功率为6.67,输送能力仅下降16.6%,仍能较好地满足功率输送要求,有利于维持所连交流系统的稳定性。
摘要：在多端直流输电系统中使用直流断路器有利于故障的快速切除,但目前直流断路器的制造工艺尚不成熟,难以在工程中推广应用。文中在直流输电系统直流侧采用常规交流断路器作为直流断路器的替代方案,提出了一种针对多端直流输电系统直流侧故障的控制保护策略。利用PSCAD/EMTDC软件建立了±800kV双极四端直流输电系统仿真模型,并进行了仿真。仿真结果表明,基于常规交流断路器的多端直流输电系统控制保护策略能够实现系统故障后的快速恢复,较好地满足功率输送要求,有效提高所连交流系统的稳定性。
多端高压直流输电系统 篇4
关键词：多端,柔性直流输电,V-I特性,电压控制,功率分配
1 引言
相比于传统的相控换流器高压直流输电, 基于电压源换流器的柔性直流输电 (VSC-HVDC) 具备很多优势[1,2,3,4,5], 包括能独立地控制有功和无功, 避免换相失败等, 正因为这些优点, VSC-HVDC被认为是接入分布式能源如大型海上风电场的一种很有前景的方式[3,4,5,6,7]。在VSC-HVDC中, 基于VSC的多端直流输电 (VSC-MTDC) 具有多个功率发送端和多个功率接受端, 能将多个地方的分布式能源送到多个负荷中心, 相比于两端的VSC-HVDC更具经济性、灵活性和可靠性, 但其运行和控制也更为复杂。尤其是在有多个受端的系统当中, 必须考虑到受端换流站之间的功率分配, 以及受端换流站对直流系统电压的协调控制。针对VSC-MTDC系统的控制, 国内外许多学者开展了广泛的研究[7,8,9]。文献[7]提出了一种单点控制方法, 这种方法的不足之处是要求主导换流站的容量很高, 并且没有考虑在主导换流站故障或者退出运行时会导致多端系统直流电压失去控制的情况。文献[8]提出了一种采用电流匹配控制的方法, 这种控制方法需要依赖通信设备, 不适用于远距离直流输电。文献[9]提出了一种基于本地信号的多端系统的控制策略, 采用多点控制, 由所有具备功率调节能力的换流站来承担功率平衡, 这种策略在一定程度上弥补了文献[7, 8]的不足, 但其不能充分利用各个换流站的容量将整体吸收的功率以一定比例在受端换流站之间分配, 且上层控制需要设定的参数较多, 控制较为复杂。
为解决以上控制策略的不足, 本文提出了一种在电压外环采用比例控制的方法, 该方法基于换流站直流V-I调节特性, 采用多点控制, 不需要依赖通信设施, 同一时刻让多个受端换流站同时控制直流电压, 参与功率调节, 能根据换流站的容量, 按照系统设定实时改变受端换流站吸收的功率之比, 调节灵活。仿真验证了该方法的正确性和有效性。
2 多端柔性直流输电系统结构
如图1所示是本文建立的一个两个发送端, 两个接收端的VSC-MTDC系统的结构图。两个海上风场作为典型的分布式电源通过两个风场侧换流站 (WFVSC) 接入到直流网络, 经过直流电缆传输, 再通过两个电网端换流站 (GSVSC) 接入到不同地点的交流电网中。WFVSCs (WFVSC1和WFVSC2) 将交流转化为直流, 并将风场发出的功率传输到直流网络, 其在并网点 (PCC) 采用定交流电压和定频率控制。直流网络由直流电缆组成, 将功率传送到交流电网, GSVSCs (GSVSC1和GSVSC2) 将直流转化为交流, 并将功率传输到交流电网AC gird 1和AC gird 2。换流站GSVSCs具备直流电压控制功能从而能稳定直流电压和保证功率按照设定的比例分配。
3 控制策略
在正常运行情况下, MTDC系统的直流电压必须保持稳定。直流电压过高会导致系统退出运行, 直流电压过低会使换流站工作在非线性区域, 影响正常运行。直流电压稳定也意味着直流输电系统能够将注入的交流有功功率全部输出, 保证传输能量的实时平衡。因此换流站GSVSCs的控制目标是控制直流电压, 保证换流站WFVSCs吸收的功率能传输到交流电网中, 并保证功率在GSVSC1与GSVSC2之间按照预先设定的比例分配。WFVSCs分别控制各自PCC点的交流电压和频率, 本文主要研究受端换流站GSVSCs的控制策略。
3.1 受端换流站的V-I特性
如图2所示是图1中所提出的四端柔性直流输电系统的直流网络的等效电路。图中, R1~R4表示直流网络cable1~cable4的等效电阻。Vdc1~Vdc4, Idc1~Idc4为相应四个换流站的直流电压与直流电流。对受端换流站GSVSCs, 它们的直流电压可表示为:
由式 (1) 可得:
本文提出的控制方法是基于GSVSCs的V-I特性曲线的, 如图3所示, 这条曲线上的点代表系统稳态运行时受端换流站的工作点。设这两条曲线的方程式分别为:
Vmin是系统设定的最小直流电压, k1和k2分别是GSVSC1和GSVSC2的V-I特性曲线的斜率, 设GSVSC1和GSVSC2之间的功率分配之比为n。由于系统的直流电压都在额定值附近, 近似相等, 因此功率分配之比为:
将式 (3) 代入式 (2) 中, 可得:
将式 (5) 代入式 (4) , 有:
即可得:
式 (7) 表明, 如果已知直流电缆的电阻R1和R2值, 则通过调节k1和k2的值即可改变受端换流站的功率分配之比n。
3.2 受端换流站的控制
对于VSC-HVDC的换流站的控制已有文献进行了详细的研究[4,5], 本文主要是研究多端柔性直流输电系统的直流电压控制和功率分配策略。图4为受端换流站GSVSCs的控制框图。采用了比例控制的方法来控制直流电压。与常用的比例积分调节不同, 比例调节是一种有差调节。达到稳态时, 直流电压Vdc不能跟踪到参考电压Vdcref, 而会与之有一定的差值。输出的id*和iq*分别是网侧系统电流的d轴和q轴参考值, 它们分别与有功功率和无功功率相关。内环电流控制是用来控制id和iq使之分别跟踪到id*和iq*, 同时生成d轴参考电压Vdref和q轴参考电压Vqref从而最终控制受端换流站GS-VSCs。
图4中, 设比例控制系数为kp, 为了将直流电压Vdc, 参考电压Vdcref和受端换流站的V-I特性曲线联系起来, 由图4可以得到:
在旋转坐标系中, 设d轴电压Vd的相量与相电压Va重合, 则q轴电压为零, 在采用正交变换时, 忽略功率损耗, 则受端换流站功率平衡方程可表示为:
采用PWM控制时, 调制比为:
因此, 直流电流Idc和d轴电流id的比值为:
在式 (11) 中, kc是一个与调制比M成正比的常量。将式 (11) 代入到式 (8) 中, 有:
设K=1/kckp, 则由式 (12) 可得:
此即受端换流站实际运行时的V-I特性曲线。将式 (13) 与式 (3) 对比可知, Vdcref与式 (3) 的Vmin相对应, K则与斜率k1、k2相对应。因此, 根据式 (7) 和式 (13) 可知, 通过调节比例系数kp来改变K的值, 则能按照系统设定来调节功率分配比n的值, 换言之, 功率分配之比是由各个受端换流站的比例控制系数kp决定的。
4 仿真分析
为验证以上提出的控制策略, 在PSCAD/EMT-DC中搭建了如图1所示的四端直流输电系统, 并对其进行了仿真分析。接入到直流网络中的两个风场的容量为200MW。四个换流站均采用两电平的结构, 开关频率为3.2k Hz, 两个风场用等效的集中电源代替, 每个换流站的额定容量均为300MW, 直流电压的额定值为300k V。连接各个换流站的直流电缆用等效的π模型代替, 其参数为R=0.2Ω, L=0.005H, C=5μF。图4中的直流参考电压Vdcref设为0.95pu, 即285k V。
4.1 输入功率变化
风场1输入到直流网络的功率在7s时从0.5pu变化到1.0pu, 在t=12s时恢复为0.5pu。风场2输入的功率保持1.0pu不变。调节受端换流站GS-VSCs的比例控制系数, 使得k1=k2=30。因此两受端换流站吸收的功率之比为1:1。仿真结果如图5所示。
如图5 (a) 和5 (b) 所示, 直流电流和直流电压随着输入功率的变化而变化。但是当系统达到稳态时直流电压几乎保持为一个定值, 这也意味着稳态时系统的功率是平衡的。风场输入的功率被交流电网按照1:1的比例吸收。在0~6s和14~16s间两个受端电网吸收的功率均为142.5MW。由于换流站和直流电缆的损耗, 吸收的功率之和略小于输入的功率之和。仿真结果表明, 当风场侧功率波动时多端系统具有良好的动态响应特性。
4.2 功率分配之比变化
采用功率分配之比变化时系统的响应情况来验证之前推导的功率分配策略以及进一步评价控制器的性能。由之前的理论推导可知, 调节比例控制系数kp能够改变受端换流站吸收的功率之比n。风电场1输入的功率保持为1.0pu, 风电场2输入的功率保持为0.5pu。设功率分配之比在t=6s时从n=2变化到n=1.5, 在t=11s时又变化为n=2。图6是得到的仿真结果。
如图6所示, 直流电流随着功率分配之比变化, 直流电压达到稳态时保持不变。总共输入的功率是300MW, 在0~6s和12~16s之间两受端交流电网吸收功率分别为189.8 MW和95.2 MW, 实际的功率之比时1.994:1。在7~11s之间两受端交流电网吸收的功率分别为171.3 MW和114.7MW, 实际的功率之比为1.493∶1。仿真表明实际的功率分配之比和理论上的设定的功率分配之比几乎完全一致, 系统的动态响应特性也较好。
4.3 三相短路接地故障
设t=4s时在GSVSC2的耦合变压器的一次侧发生了一个持续0.2s的三相短路接地故障。功率分配之比设为2∶1。仿真结果如图7所示。
如图7所示, 故障前, 两受端电网吸收的功率分别为190MW和96MW。当在t=4s发生三相短路故障时, 交流电网AC gird 2由于短路吸收的功率迅速变为零, 由于短路造成GSVSC2损失的功率转移到换流站GSVSC1。因此交流电网AC gird 1吸收的功率迅速上升。直流电压也迅速上升, 尤其是GS-VSC2的直流电压在t=4.1s升高到325k V, 比额定电压高8.33%。系统在1.5s内恢复到正常运行。然而, 如果由于短路而转移到GSVSC1的功率超过了换流站GSVSC1的最大容量, 那么直流电压将会进一步升高, 可能引起系统由于保护而推出运行。在这种情况下, 需要采用其他的控制方法来控制直流电压。如在受端换流站安装电阻, 在发生故障时消耗掉多余的有功功率[10]。
5 结论
本文建立了一个典型的具有两个送端, 两个受端的四端柔性直流输电系统。提出了一种该多端系统的控制策略, 该控制策略采用多点控制, 无需依赖通信设施, 将直流电压控制与受端换流站的V-I特性结合起来使之能够调节直流电压, 协调交流电网的功率分配, 本文推导了交流电网之间功率分配之比与提出的控制方法中比例控制系数的关系。仿真结果验证了控制策略的正确性, 系统在风场功率波动以及功率分配之比发生变化时均具有良好的动态响应特性。当交流电网侧发生大的扰动, 例如发生三相短路故障时, 系统能在一定程度上恢复稳定, 并保持良好的响应特性。
参考文献
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高压直流输电系统损耗浅析 篇5
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。
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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
[1]辛亮.国网典型设计220kV输变电工程的工频磁场评估[D].上海交通大学, 2008.
[2]孙江平.工频高电压数字化测量系统[D].上海交通大学, 2008.
多端高压直流输电系统 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
[1]Guizhou-Guangdong II Line±500 kVDC Transmission Project——Valve Cooling System Maintenance Manual.
[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.
多端高压直流输电系统 篇8
随着中国经济的快速发展,电力需求持续高速增长,现有输电网络无法满足电力负荷的需求;且中国土地资源有限,很难获得新的输电走廊,因此对现有的交流输电线路进行改造来实现输电容量的提高得到广泛关注。
文献[1]表明交直流转换可有效提高输电线路的容量,具有比交交增容方案更高的技术优势和经济性。此外,将交流改为直流后,还可以利用直流的快速控制来改善交流系统的运行性能,提高系统的运行可靠性。目前,高压直流输电作为一种远距离、大容量输电方式在中国得到了很大的发展,对于电网换相换流器(LCC)换流技术的应用已较为成熟[2-4]。近年来,随着电压源换流器(voltage source converter,VSC)技术的发展,有学者提出了混合型多端直流输电技术,它可以利用高压直流输电接入高电压强馈入系统以及VSC向无源或弱馈入系统供电的优势[5]。但VSC难以处理直流侧故障,因此,混合直流输电系统不适用于架空线的电力传输[6]。而将交流输电线路改造为双极直流输电只能利用三相交流输电线路中的两条,为了充分利用现有资源,文献[7]提出了高压直流三极输电(tri-pole HVDC)的概念,该方案可以利用三相交流线路,同时不需要大地回流。与多端直流输电不同,高压直流三极输电系统在将现有的交流线路改造为直流线路的场合中应用将更加经济,运行更加灵活,仍然使用原有的输电线路及绝缘设备,系统的输电容量将大大提高。文献[8-12]分别对高压直流三极输电技术进行了理论研究,主要从交直流转换的经济性、高压直流三极输电电路结构及工作原理、电流调制理论、输电特性等方面进行分析。目前,国内外尚无试验项目或工程实践经验,文献[13]介绍了高压直流三极输电技术,但未对该系统的运行特性进行研究。
针对提高交流输电线路容量的问题,本文对高压直流三极输电系统的运行特性进行了研究,在PSCAD/EMTDC中建立了高压直流三极输电系统模型,并设计了功率平衡控制器来保持直流功率恒定,分析了该系统在稳态运行时电压电流的控制方式以及系统在阶跃响应下功率平衡控制的响应速度,分别对暂态故障引起的换流站紧急停运以及直流线路发生瞬时性和永久性接地故障时设计了相应的控制策略,并通过仿真验证。仿真结果表明高压直流三极输电技术的可行性和控制策略的有效性。
1 系统结构
高压直流三极输电系统的主电路结构如图1所示。其中,极1和极2相当于一个常规的高压直流双极输电系统,其电压极性和电流方向恒定不变;极3相当于一个高压直流单极输电系统,且其换流器具有双向导通能力,即电压极性和电流方向都可以改变。三个极的整流侧和逆变侧分别并联接入同一个换流母线。极1和极2换流站均为1组12脉动换流器,极3与极1和极2的主要差别在于换流器具有双向性。各换流站均配置换流变压器、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器。
高压直流三极输电方式是通过采用电流调制控制实现的[13]。在一个周期中,控制极1和极2的电流数值交替轮流导通大电流Imax和小电流Imin;而极3则承担极1和极2电流的差值,以消除大地回流。当Imax=1.367,Imin=0.367时,高压直流三极输电系统运行在额定状态。输送的功率为P=U(Imax+Imin+I3)=1.0×(1.367+0.367+1.0)=2.734,其输送功率是常规高压直流双极输电系统输送功率的1.37倍。
2 建模与控制
2.1 控制方式
高压直流三极输电的控制方式源于双极直流输电系统。在正常工况下,整流器和逆变器的控制方式如图2和图3所示。图中:下标ref表示参考值,下标meas表示测量值,控制器采用比例—积分(PI)控制。
三个极的整流站采用定电流控制,与常规高压直流输电不同,高压直流三极输电系统整流侧的电流整定值Idref是随时间变化的。逆变侧定电压控制起主要作用。极1和极2的电压参考值Udref是恒定的,极3的电压参考值随极3的电流同步改变,以保持功率恒定。当直流电压跌落时,逆变器转入定直流电流控制,以维持直流系统的低功率运行,逆变侧的电流整定值比整流侧小一个电流裕度 ΔId(通常为0.1(标幺值))。 极1 和极2 配置低压限流(VDCOL)环节,当直流电压低于某一值时,自动降低定电流控制的整定值。由于极3电压在正常工作时会发生极性切换,因此,极3不设低压限流功能。故障时采用定关断角(γ)控制,避免关断角γ减小过多引起换相失败,γ角的最大偏差限制为31°。三种控制器的切换通过最小值选择器加以实现。
2.2 功率协调控制
由于高压直流三极输电系统中有三条线路,其中极3在正常运行过程中会发生正负极切换,在切换瞬间,直流功率会下降,为减小极3切换造成的功率下降,各换流站间需要协调控制。文献[14]介绍了并联多端直流输电系统中由电流协调控制器来完成电流平衡控制,其原理是功率变化时,各换流站电流指令之和不再为0,而高压直流三极输电系统中极3在发生正负极切换时,三极电流仍然保持平衡,因此,电流协调控制器不适合本系统。为了实现功率平衡与稳定,本文设计了功率平衡控制器,当极3切换时,由功率平衡控制器来重新整定各换流站的电流参考值,保持系统能运行在一个稳定的功率水平下。
设P0为直流功率指令,I1,I2和I3分别为极1、极2和极3的直流电流指令,三个极的直流电压U1,U2和U3为恒定值。则直流功率基本平衡关系可由下式表述。
由式(1)可知,以I1,I2和I3这三个变量作为功率协调控制的控制量,即能保证功率的平衡。功率平衡控制器原理如图4所示。
图4中的电压、电流、功率均为标幺值,直流功率额定指令值P0为1.0。P0除以三个极直流电压绝对值之和的平均值(|U1|+|U2|+|U3|)/3得到稳态电流标幺值,极3不发生切换时,稳态电流标幺值为1.0。当极3 切换时,直流功率减小,变化量ΔP经过一个PI环节,与稳态电流标幺值相加,得出各站电流指令变化量,经过限幅环节与原电流指令Iref相乘,得到新的换流站的电流参考值,送至相应的换流站完成功率平衡控制。在功率平衡控制器中,PI环节参数的确定是关键,参数的选择关系着控制调节的速度和稳定。本模型中,PI环节的增益为10,时间常数为0.04s。图5为使用和未使用功率平衡控制器的功率波形,当极3切换时会产生功率波动,通过功率平衡控制器作用,功率波动为1.7%。相比未使用功率平衡控制器减少了4.2%的功率波动。
3 稳态运行特性分析
本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1系统及其控制策略进行仿真。在上述仿真系统中,设定逆变站为电压控制站,稳态时运行在定电压控制;整流站稳态时处于定电流控制。直流数据采用标幺值形式,其中直流电压基准值为308kV,直流电流基准值为1 300A。该系统可以作为一个常规双极系统和单极大地回流系统并联运行、三极直流输电系统运行。
3.1 正常运行状态
图6(a)—(c)是系统正常运行条件下的电压电流响应曲线,从上至下分别是极1、极2和极3,纵轴均为标幺值,图6(d)为直流功率波形,稳态时为1 094.6 MW。从仿真结果可见,该控制策略表现良好,实际的直流电流响应遵循相应的电流指令,直流电压值也在正常范围。实际工程中电流调制周期TM取为4~5min,而Imax和Imin的相差时间为6s,因此,Imax和Imin的时间认为近似相等。为减少仿真时间,TM取为40s。
3.2 阶跃响应特性
为了测试功率平衡控制器的性能,在稳态运行时进行10%功率阶跃响应测试。将功率指令(标幺值)在t=16s时从1.0阶跃上升到1.1,使之持续2s之后,将功率指令从1.1下降到1.0,直流功率波形如图7所示。
当功率阶跃上升时,通过功率平衡控制器增大直流电流参考值,整流侧定电流控制器起作用,减小α角使直流电流升高,同时逆变侧的定电压控制器需要减小β角,使直流电压仍保持额定值。经过2s功率阶跃指令下降,整流侧定电流控制器增大α角,使直流电流下降到1.0(标幺值),同时逆变侧的电压控制器也增大β角,使直流电压能够稳定在额定值。
从图7可以看出,10%阶跃响应中功率平衡控制的上升时间为41ms;峰值时间为83ms;调整时间为116ms;延时时间为21ms;超调量为4.1%。阶跃响应测试结果表明,功率平衡控制器能够满足高压直流三极输电系统对功率快速调节的需求。
4 暂态运行特性分析
4.1 换流器故障
当高压直流三极输电系统中的某个换流器发生故障时,如阀短路、变压器阀侧短路等,其换流器保护迅速动作并紧急停运该换流器,使故障从系统中切除。由于高压直流三极输电系统有三条线路,当单极换流器故障停运时,剩余系统仍可继续运行,但系统的控制方式需要发生改变。当单极故障换流器保护动作时,通过站内通信系统向其他极的换流器发送控制模式转换信号,此时,将电流调制方式转换为常规双极直流输电运行,功率降为原来的73%。而且故障时直流电压和电流会产生暂态过电压和过电流,因此,需要通过协调控制和保护功能的配合,减少单极停运对系统稳定的影响。
当故障极整流站收到紧急停运指令后,立刻将闭锁信号送至逆变侧,同时整流器触发角移相至90°以上,使该整流器工作为逆变状态,快速将直流电流降为0,闭锁整流器触发脉冲,之后将逆变器移相到160°,并闭锁逆变器。故障极闭锁后断开直流侧出口开关,将换流器的旁路开关闭合,此时,系统构成双极直流输电系统金属中线运行方式,金属中线转换后,通过改变非故障两极的运行电流减小并消除接地极中的电流,具有较高的可靠性和灵活性。当逆变站紧急停运时,将紧急停运信号送给整流站,同时投入旁通对。整流站紧急移相至160°,使直流电流快速降为0,之后闭锁整流器和逆变器,故障后处理策略与整流侧相同。
图8为极1整流站紧急停运的仿真波形:初始状态为系统稳定运行,系统的直流功率为1 094.6 MW;20s时极1整流站发生故障,极1紧急停运,将直流电流和电压快速降为0后闭锁换流器,同时迅速调整控制方式,使极2电流由-1.367转为-1.0(电流均为标幺值),极3电流保持1.0不变,极2和极3在控制方式切换过程中未出现过电压和过电流。极1退出运行后,三极系统在重新整定的电流下能继续保持稳定运行,功率降为800 MW。说明该模型的直流输电控制器具有较快的响应速度,能够在系统故障时快速切换控制模式使系统继续稳定运行,具有较好的暂态运行特性。
4.2 直流线路故障
对于直流线路故障,线路保护系统通过检测故障瞬间的电压和电流的变化量来判断是否发生故障[15]。系统配置包括图9中的几类直流线路保护。
线路主保护行波保护的原理与常规高压直流输电的保护相同,但由于极1和极2的电流是变化的,正常运行时其变化量为1.0(标幺值),因此无法利用电流变化量来检测故障。当保护检测到直流电压变化量 Δu和直流电压变化率du/dt都满足整定值时,保护动作。电压变化率的启动值为计算两个采样点在整定时间为0.1s内的差值。由于极3在正常工作时,电压和电流极性会发生改变,因此极3只能通过检测电压变化率来判断是否发生故障。此外,线路保护还包括微分欠压保护、线路差动保护等后备保护。
对于高压直流三极输电系统,当直流线路发生瞬时接地故障时,其控制方式与双极系统基本相同。三极直流输电系统在直流线路出现瞬时接地故障时,直流线路保护迅速动作,将整流站的触发角快速移相至160°以上,使整流器工作在逆变状态,直流系统中的能量快速释放回交流系统,直流电流快速降为0。换流器经过0.15s的去游离时间,重新启动直流系统,将触发角移相至60°左右,如果这段时间内故障消失,系统通过调节器作用慢慢恢复至稳定运行状态。
如果在直流线路上发生的接地故障是永久性的,系统经过重启之后故障仍未消失,则需要停运与故障线路相连的换流器并通过隔离开关清除故障点,同时向其他极的换流器发出改变运行方式指令,系统由三极直流输电变为常规双极直流输电继续运行。以本文仿真模型为例,极1线路中点处在20s时发生永久性接地故障,持续时间为1.5s(如图10所示),故障瞬间整流侧产生较大的短路电流,线路保护检测到故障后向整流器发出移相命令,将电流降至0,经过0.15s去游离时间后再次重启。经过两次重启不成功后,再次执行强制移相到120°左右,停运与该故障线路直接相连的换流器,并断开故障线路上的直流开关以清除故障点,然后改变控制方式,使极2和极3工作在常规双极直流输电方式保持功率传输,功率降为原来的73%。由于传输的有功功率减少,无功功率过剩,交流母线电压升高,为了保持电压恒定,同时切除一组交流滤波器以降低无功补偿容量。经过1.5s故障结束,解除故障极强制移相,系统经0.5s恢复。
通过对三极直流输电系统暂态特性的研究可以看出:当直流线路发生永久性接地故障时,系统的控制策略是有效的,通过改变控制方式使系统仍能继续运行,从而减少单极停运的影响,最大限度地保证功率传输。
5 结论
本文建立了高压直流三极输电系统仿真模型,对其稳态运行和暂态故障时控制策略进行了研究,并通过仿真验证得到如下分析结果。
1)与常规的双极直流输电系统相比,基于直流调制技术的三极输电系统的输送功率更大、调节能力更强。
2)高压直流三极输电系统的正常运行需要协调控制配合,以保证电流平衡和系统稳定。当极3切换造成直流功率发生波动时,直流功率平衡控制器会重新整定各换流站电流整定值,使系统整体功率保持稳定。
3)在暂态运行特性仿真中,当换流器或直流线路发生故障时,保护系统动作使故障极停运,控制系统能够快速响应,切换控制方式变为双极直流输电使系统继续运行,具有较好的暂态运行特性。同时切除一组滤波器以减少无功补偿容量,有助于保持母线电压恒定。