混合直流输电

混合直流输电（共8篇）

混合直流输电 篇1

0 引言

近年来, 随着电力电子技术的发展, 基于全控型器件的模块化多电平换流器 (MMC) 极大地促进了高压直流输电 (HVDC) 技术的发展。作为电压源型换流器 (VSC) 的一种, MMC在具有VSC所有优势的同时, 还兼具器件一致触发动态均压要求低、扩展性好、开关频率低以及运行损耗低等诸多优势, 在新能源并网、改善城市配电以及海岛供电等场合下得到了广泛的使用[1,2,3,4]。

柔性直流输电应用于远距离、大容量架空线路输电的一个主要问题是直流侧故障的自清除问题[5], 由于目前还没有真正商业化应用的高压大容量直流断路器, 柔性直流输电系统在直流侧故障时采用的是跳交流侧开关的方法来清除直流侧故障。根据ABB公司在Caprivi Link工程[6,7]中的经验, 这种方法从故障开始到清除故障并恢复到故障前功率水平的时间为1~2s, 与传统直流输电处理类似故障时间为0.5s左右还有差距。为此, 文献[8-9]提出了一种在整流侧和逆变侧分别采用电网换相型换流器 (LCC) 和MMC型换流器的混合式直流输电系统拓扑结构。为了使得这种混合式直流输电系统具有直流侧故障自清除能力, 必须在逆变器直流侧出口处串联单向导通的二极管阀。这种混合结构被认为是解决中国远距离、大容量输电问题的一个极具竞争力的方案。因此, 迫切需要对上述结构的直流输电系统设计技术进行研究。

正常运行时, 由于换流器的非线性特性, 直流输电线路上会产生大量音频范围内的谐波电压和谐波电流。通过容性耦合、感性和阻性耦合, 谐波电压和谐波电流会对电信线路中的音频电话回路产生干扰, 降低通话质量[10]。一般需在直流输电系统的直流侧加装直流滤波器, 将音频范围内的干扰控制在允许水平之内。为了能够合理而有效地配置直流滤波器, 通常需根据工程的实际特性在理论上计算沿线各点的各次谐波电流, 然后折算为等效干扰电流进行衡量[11]。因此, 各次谐波电流计算的准确性直接关系到滤波器设计的准确性, 谐波电流计算也就相应地成为了直流滤波器设计的基础。从理论上来说, 可以基于时域仿真软件搭建足够精确的仿真模型, 然后计算其谐波电流。尽管该方法可以提供较为精确的计算结果, 但是数字仿真需要耗费大量时间和计算机硬件。考虑到直流滤波器设计必须满足在所有运行工况和功率水平下的谐波特性要求, 数字仿真并不太适合于此时的谐波电流计算。因此, 本文针对LCC-MMC混合直流输电系统, 提出了使用解析公式计算其直流侧谐波电流的一套完整流程。然后, 基于电磁暂态仿真计算软件PSCAD/EMTDC, 搭建相应的数字仿真平台, 验证了所提出方法的有效性。

1 混合直流输电系统的数学模型

以双端单极直流输电系统为例, LCC-MMC混合直流输电系统的接线如图1所示。图中:Usr, Usi分别为整流侧和逆变侧的网侧母线电压;Zsr, Zsi为交流系统的等值阻抗;Tar, Tbr为整流侧变压器;Ti为逆变侧变压器。整流侧由12脉动换流器构成, 逆变侧则由MMC构成。Dp为装设在逆变侧直流母线出口处的大功率二极管阀, 用于阻断发生直流故障时的故障电流通路, 正常运行时Dp可以用一个短路支路等效。

1.1 整流侧换流器的数学模型

参考现有LCC-HVDC工程, 整流侧采用12脉动换流器。稳态运行状态下, 整流侧LCC满足以下关系[12]:

式中:Ur为换流变压器阀侧空载线电压有效值;Udr为整流站直流电压;Idr为换流器输出直流电流;Pdr为直流功率;Qcr为换流器吸收的无功功率;Xr1为每相换相电抗;cosr为功率因数;α为触发角;μ为换相重叠角。

1.2 逆变侧换流器的数学模型

在稳态运行状态下, 根据能量守恒原理, 换流器交、直流侧的电压、电流存在以下关系[13,14]:

式中:Pi, Qi分别为交流系统注入MMC的有功功率和无功功率, 对应的功率因数角为φi;Pdci为换流器的直流输出功率;Ui为换流器交流侧线电压有效值;Udci为换流器直流侧正负极之间直流电压;Ii为换流器交流侧线电流有效值;Idi为MMC输出的直流电流;ipk, icirck分别为k相的桥臂电流和环流, k (取a, b, c) 表示三相交流系统中的某一相;ik为换流器交流侧k相电流瞬时值。

1.3 直流线路的数学模型

定义传播常数矩阵为:

式中:Z, Y分别为输电线路的单位长度串联阻抗矩阵和并联导纳矩阵。

根据多相耦合线路非解耦模型的推导结果[15], 输电线路的导纳矩阵为:

式中:Ys, Ym分别为对应多相耦合输电线路的自导纳矩阵和互导纳矩阵;l为线路长度。

2 混合直流输电系统直流侧谐波电流的计算方法

本文考虑的直流侧设备主要包括:换流器、平波电抗器、直流滤波器以及直流线路等, 下面将分别对其中几个关键的直流侧设备进行分析建模。

2.1 直流线路首末端节点电压计算

2.1.1 LCC三脉动谐波电压源的计算

三脉动谐波电压源[16,17,18]是计算直流侧各次谐波电流的前提条件。12脉动换流器相对应的三脉动模型结构如图2所示。

文献[16]根据图1三脉动组1中3个阀的导通情况, 将一个周期的电压波形分为6段, 利用傅里叶分解, 得到三脉动模型各次谐波电压源。按相似的计算过程, 可方便获得12脉动换流器中另外3个三脉动组的各次电压, 其差别仅在于它们的交流初相角不同。

2.1.2 MMC直流侧等效电路的计算

根据文献[19], 在直流谐波分析中, MMC可以等效成谐波电压源。但是在电平数较大的MMC-HVDC场合下, MMC产生的等效干扰电流非常小[19], 与LCC-HVDC[20]相比, 可以忽略不计。因此, 在本文的研究中, 不考虑MMC产生的谐波, 把MMC等效成无源元件处理。

只考虑直流侧谐波电流, 在图3所示的MMC中, 考虑到MMC的3个相单元在结构上的完全对称性, 直流电流Idi中的n次谐波分量Idi (n) 会平均分配到每个相单元中。

只考虑直流侧谐波电流对MMC输出电压的影响, 能够得到:

式中:C=2C0, 其中C0为子模块电容大小;L=2L0, 其中L0为桥臂电抗大小;Udci (n) 为在MMC两端的n次谐波电压分量;N为每个桥臂上的子模块个数。

从直流侧往MMC看过去, 则式 (11) 可以转化为:

式中:C′=6C0/N。

因此, 若不考虑MMC产生的谐波, 在直流侧谐波电流的计算过程中, MMC可以等效成为一个大小为6C0/N的电容和一个大小为2L0/3电抗的串联形式的无源元件。

2.1.3 混合直流输电系统直流侧网络

根据上文内容, 与传统直流系统[21]类似, 混合直流输电系统直流侧网络如图4所示。对于12脉动换流器, 等效的杂散电容反映了套管、阀绕组以及变压器的交流绕组与阀绕组之间对地的电容, 且换流器星形绕组和三角形绕组对应的电容值略有不同。三脉动谐波电压源是考虑了各种不对称因素之后的理论计算量。平波电抗器、直流滤波器以及中性线接地电容组成了直流侧的滤波系统。在本文的假设条件下, MMC在直流侧可以等效成为无源元件。

随后, 把已经求得的LCC三脉动谐波电压源、直流线路等效导纳矩阵以及MMC直流侧等效电路等引入混合直流输电系统网络中, 利用诺顿等效, 将电压源转化为电流源, 作为注入电流I注入直流网络, 根据节点方程I=YU, 即可得到直流网络各节点电压, 也就得到了直流输电线路始端和终端的电压。

2.2 直流线路谐波电流和沿线等效干扰电流的计算

2.2.1 直流线路谐波电流的计算

在已经求得整条直流输电线路首末端节点电压的基础上, 可以根据以下两个步骤求解直流输电线路上任意位置上 (设该点为图5中的节点r, s) 谐波电流。

1) 首先求解输电线路首末端 (节点1, 2, 3, 4) 的谐波电流。因为图5中节点1, 2, 3, 4的电压已经求得, 那么根据式 (8) 可以得到:

式中:I1-2, I3-4分别为直流线路始端和终端的谐波电流;U1-2, U3-4分别为直流线路始端和终端的谐波电压。

2) 显然, 对于节点1, 2, r, s构成的那部分线路 (如图5中虚线框所示, 记为k) , 结合文献[22]与电网络理论, 可以通过节点1, 2的电流电压求解节点r, s的电流电压, 如下所示:

式中:Ur-s, Ir-s分别为节点r, s的电压和电流;Ysk, Ymk分别为线路k的自导纳矩阵和互导纳矩阵。

对于本文讨论的2根直流极线和2根架空地线的结构, 假设其架空地线始端节点编号为g1和g2;节点r, s处架空地线节点编号为gr和gs。那么对应于这8个节点, 存在着相应的关系:

式中:Ysk′, Ymk′分别为这4条线路的自导纳矩阵和互导纳矩阵, 均为4×4阶;Ug1-g2, Ugr-gs分别节点g1, g2和gr, gs的谐波电压;Ig1-g2, Igr-gs分别节点g1, g2和gr, gs的谐波电流。

由于架空地线可靠接地, 那么Ug1-g2和Ug3-g4都等于0。因此架空地线任意点gr和gs上的谐波电流可以通过式 (15) 计算得到。

2.2.2 沿线等效干扰电流的计算

参照实际LCC-HVDC工程, 直流谐波水平普遍采用等效干扰电流来描述。等效干扰电流是所有谐波频率即50~2 500 Hz的噪声加权残余电流[21]。鉴于MMC产生的谐波电流非常小, 且本文没有考虑MMC自身产生的谐波, 因此本文定义直流线路上任意一点x处的等效干扰电流为:

式中:Irec (n, x) 为距离整流侧x的n次残余电流均方根值;P (n) 为n次谐波噪声加权系数;Hf为耦合系数, 表示典型明线耦合阻抗对频率的标幺化关系。

2.3 直流侧谐波电流的计算流程

综上所述, LCC-MMC混合直流输电系统直流侧谐波电流的计算流程如下。

步骤1:对于整流侧LCC, 根据系统工况, 利用傅里叶分解, 计算12脉动换流器三脉动模型各次谐波电压源。对于逆变侧MMC, 根据2.2节内容, 计算其直流侧等效参数。对于直流输电线路, 根据1.3节内容计算仅考虑其首端和末端的等效导纳矩阵。

步骤2:利用节点分析法, 通过求解混合直流输电系统的直流侧网络, 得到直流输电线路的首端节点和末端节点的电压。

步骤3:在已知直流线路首末端口节点电压的基础上, 利用式 (13) , 求解分段直流输电线路首末端节点的电流。而后根据式 (14) 和式 (15) , 就可以求得直流输电线路和架空地线任意点的谐波电流。沿线的等效干扰电流可以通过式 (16) 求得。

步骤4:通过重复步骤1至步骤4的过程, 依次求解需要考虑的所有工况下直流线路上的谐波电流和沿线等效干扰电流。

3 仿真验证及分析

为了验证所提出的LCC-MMC直流侧谐波电流计算方法的正确性, 验证算例基于一个额定电压为±500kV、额定功率为3 000 MW的双极混合直流输电系统。该系统未配置直流滤波器, 运行于双极全压状态下。利用本文算法计算线路入口处谐波电流, 同时在PSCAD/EMTDC中搭建相应的系统模型进行仿真计算, 然后对两者的结果进行比较。主要系统参数见附录A表A1。整流侧谐波源采用三脉动电压源模型, 其中, YYP, YYN, YDP, YDN分别代表4个串联的三脉动谐波电压源, 整流侧正负极三脉动谐波电压源电压幅值如表1所示。谐波电流对比测试点为图4中节点1, 2, 3, 4, 对比结果如表2所示。

由表2可见, 本文算法与PSCAD/EMTDC仿真结果偏差较小, 验证了本文算法的正确性和适用性。

4 沿线等效干扰电流和谐波电流计算结果

本节内容基于对双极全压额定直流功率该工况中LCC侧不装直流滤波器、装设1组直流滤波器以及装设2组直流滤波器3种情况的计算。本文考虑在直流侧装设12/24/36三调谐滤波器来限制直流线路上的谐波电流和等效干扰电流。滤波器结构如图6所示, 初步配置参数见附录A表A2。

图7给出了2种情况下沿线等效干扰电流水平。

图8和图9给出了2种情况下正极直流输电线路上部分次数谐波电流有效值的沿线分布。

5 结语

本文针对LCC-MMC混合直流输电系统, 提出了计算其直流侧谐波电流的频率分解计算完整方法和流程。通过与基于PSCAD的时域仿真结果进行对比, 两种计算方法的计算结果较为一致, 从而验证了本文所提出方法的有效性。

附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。

摘要：针对一种在整流侧和逆变侧分别采用电网换相型换流器和模块化多电平换流器 (MMC) 的混合直流输电系统, 提出了直流侧谐波电流频率计算方法和完整流程。在整流侧采用三脉动谐波电压源, 等效了12脉动换流器的谐波输出特性;在逆变侧使用电容串联电感的无源结构, 作为MMC直流侧等效电路;线路参数计算中采用了全相非解耦模型的改进算法。与基于PSCAD/EMTDC搭建数字仿真模型进行直流侧谐波电流计算结果的比较, 验证了提出方法的准确性。

关键词：混合高压直流输电,直流线路,谐波电流,计算流程

混合直流输电 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

混合直流输电 篇3

随着高压直流输电的发展,各种相关的稳定性问题日显突出,其中,谐波不稳定现象已经越来越引起国内外专家学者的重视[1]。

高压直流输电系统引起的谐波不稳定是指在给定的运行条件下,当换流站附近有扰动后,换流站两侧的谐波通过换流器的调制作用在交流系统和直流系统间相互作用,其含量不能被抑制在合理的范围甚至不断放大的现象,主要表现为换流站交流母线电压严重畸变[2]。直流输电系统中,引起谐波不稳定现象[3,4,5,6,7,8,9,10]的因素较多,交流侧和直流侧混合谐振只是其中之一。发生谐波不稳定时谐波电流放大几倍甚至几十倍,对电力系统的危害十分严重,特别对换流变压器、电容器及电抗器等的损耗加大而产生过热并使其损坏[11],而电压畸变则会导致直流输电困难甚至系统闭锁。因此,继续研究谐波不稳定产生的机理有其必要性。

谐波不稳定分析的关键在于如何求取计及了换流器阻抗频率特性的系统谐振频率,而换流器的高度非线性使研究变得困难。文献[3]用传递函数和特征值分析来计及换流器的阻抗特性,文献[12]通过频域分析法对换流器的阻抗特性进行了计算,文献[6]用频率扫描法计算了换流器交流侧的频率阻抗特性,文献[4]通过小信号分析法研究了谐波交互影响,并提出了后来被称为混合谐振的概念。即在计算交流侧或直流侧的阻抗频率特性时,将换流器的等效阻抗考虑在内,这样得到的任意一侧阻抗频率特性已经包含了另一侧系统和换流器及控制系统的作用,因而反映了整个系统的综合性效果。因此如果在任意一侧发生谐振即为混合谐振。本文正是按照文献[4]的思路,根据自发式混合谐振的特点,采用仿真方法求取换流器两侧谐波关系的矩阵参数,推导混合谐振不稳定判据。

1 交互影响矩阵

文献[4]提出了一种“HMAT”方法来分析交流与直流之间的相互影响。由于谐波不稳定主要是由低次谐波引起,通过修改,可以得到用关联矩阵方程表示的交流侧正序二次谐波和直流侧基频电压电流之间的关系[8]为

其中:udc50是直流侧电压的基频分量(50 Hz);idc50是直流侧流入换流器电流的基频分量(50 Hz);uac2(10)是交流侧电压的正序二次分量(100 Hz);iac2(10)是交流侧流入换流器电流的正序二次分量(100 Hz)。系数H矩阵反映了各个变量之间的相互转换关系。

此系数矩阵参数可以通过计算得到[7,13],或者通过仿真得到。其中仅在交流母线注入正序二次谐波电压uac2(10),可求出系数Hac,Huu;相同地,仅在直流侧注入基频电流idc50,可求出系数Hdc,Hii。由于交流侧注入正序二次电压和直流侧注入基频电流,会在换流变压器绕组中引入直流电流,在仿真中uac2(10)和idc50必须足够小,以避免换流变压器饱和。

通过一系列仿真所得结果汇总在表1中。其中算例C1、C2和C3为仅在交流侧注入正序二次谐波电压uac2(10),通过对测得的交流电流和直流电压波形的快速傅里叶分解得到交流侧正序二次谐波电流iac2(10)和直流侧基频谐波电压udc50的幅值和相位;算例C4、C5和C6为仅在直流侧注入基频谐波电流idc50,通过对测得的交流电流和直流电压波形的快速傅里叶分解得到交流侧正序二次谐波电流iac2(10)和直流侧基频谐波电压udc50的幅值和相位。其中测量仿真回路如图1所示,其详细参数参见文献[8]。

实际工程中触发角由与等值交流系统恒定频率同步的锁相环振荡器确定,当电压源为正弦时可以得到理想的等间距触发。而在本文中仅考虑整流侧定触发角控制时系统发生混合谐振型谐波不稳定的可能性,在所有仿真中触发角都是恒定常数,忽略了控制系统对仿真结果影响。将控制系统的影响从交直流相互作用中独立开来是可行的[14]。根据表1中的算例C1、C2和C3,可以得到式(1)中的关联矩阵的系数为

根据表1中的算例C4、C5和C6,可以得到式(1)中的关联矩阵的系数为

2 混合谐振不稳定判据

直流侧存在基频谐波电流idc50时,经过换流器的开关作用后在交流侧将产生值为Hii idc50的正序二次谐波电流iac2(10),iac2(10)经过交流侧正序二次谐波导纳Yac2(10)将产生值为的正序二次谐波电压uac2(10)。根据式(1),由idc50与uac2(10)共同作用可以得到。从而得到在基频下,从直流侧看入的包含交流系统的换流器基频总阻抗为

其中:Yac2(10)为交流系统在二次谐波下的正序导纳;Zcov 50是从平波电抗器阀侧看入的换流器基频阻抗。其等效回路如图2所示。

交流侧存在正序二次谐波电压uac2(10)时,经过换流器的开关作用后在直流侧将产生值为Huu uac2+的基频谐波电压udc50,udc50经过直流侧基频阻抗Zdc50将产生值为的基频谐波电流idc50。根据式(1),由uac2+和idc50共同作用可以得到。从而得到在正序二次谐波频率下,从交流侧看入的换流器正序二次谐波下的总导纳为

其中:Zdc50为包含远端换流器和其交流系统的直流系统基频阻抗;Ycov 2(10)为从换流变压器交流侧看入的换流器正序二次谐波下的导纳。其等效回路如图2所示。

发生混合谐振谐波不稳定需满足以下两个条件:

(1)系统总的基频谐波阻抗或正序二次谐波导纳(7)Zcov 50(10)Zdc50(8)或(7)Ycov 2(10)(10)Yac2(10)(8)的实部小于0,虚部等于0。将从每个方向看入端口的等效谐波阻抗相加(7)Zn=Zcovn+Zsysn(8)即可获得整个系统的阻抗,其中Zcovn为换流器n次谐波阻抗,Zsysn为交流或直流系统的n次谐波阻抗。Zn可以表示为:Zn=R+j(nL-1/nC)。若Zn的无功分量等于0,表明发生了谐振。发生谐振时,阻尼系数a(28)R/2L,当a<0,为负阻尼,即可发生谐波不稳定现象,此时系统总的谐波阻抗或导纳实部小于0,虚部等于0。

(2)Zcov 50和Ycov 2(10)的实部小于0。由于换流器的非单一频率转换特性,使得换流器谐波阻抗难以定义。采用式(6)和式(7)定义的换流器谐波阻抗或导纳并非实际存在的物理量,但是同样满足A(10)j B的形式。由条件(1)知,Zcov 50和Ycov 2(10)实部必须小于0,才有发生谐波不稳定的可能。

综上所述,所提出判据的应用机制如下:(1)由谐波交互影响的测量回路通过多个算例得到的数据用式(2)～式(5)计算得关联矩阵中的各个系数;(2)根据式(6)、式(7)计算Zdc50和Ycov 2(10);(3)根据(7)Zcov 50(10)Zdc50(8)或(7)Ycov 2(10)(10)Yac2(10)(8)是否满足条件(1)和Zcov 50、Ycov 2(10)是否满足条件(2)从理论上判定是否发生混合谐振型谐波不稳定。

3 算例验证

三个算例的等值电路模型如图3所示,其参数见表2。交流系统在基频时呈现低阻抗(高有效短路比)。

算例DC1:交流系统在100.8 Hz处发生并联谐振,并且直流系统(包括远端换流器和交流系统)在56.2 Hz处发生串联谐振。交流系统在二次谐波下的导纳为0.001-j0.004 mhos,在此导纳下,由式(6)可以算得Zcov 50等于-58.3+j138.7 ohms。直流侧基频下的导纳为+j0.01 mhos,在此导纳下,由式(7)可以算得Ycov 2(10)等于-0.00233+j0.00393 mhos。仿真波形如图4所示。系统在无故障情况下谐波逐渐放大,最终使电压电流波形畸变。原因是在此系统条件下Ycov 2(10)(10)Yac2(10)满足混合谐振条件。实际的磁化曲线在非饱和区并不是绝对呈直线,因此在铁芯没有饱和情况下也含有谐波分量[15],且由于混合谐振,使二次谐波逐渐放大,到2 s时又激发了变压器饱和,等效于加入了一个谐波源,加快了谐波放大,最终使电压电流波形严重畸变。

算例DC2:交流等值电路与算例DC1相同,其在100.8 Hz处发生并联谐振,而直流系统(包括远端换流器和交流系统)在56.2 Hz处发生串联谐振,只是增加直流系统阻尼使直流电路在基频谐波下的导纳为0.0003+j0.01 mhos,在此导纳下,由式(7)可以算得Ycov 2(10)等于-0.0021+j0.00398 mhos,仿真波形如图5所示。系统在无故障情况下到20 s后电压电流波形逐渐畸变,其原因由于系统依然满足混合谐振条件,但由于直流系统阻尼增加使系统总阻尼较算例DC1有所增大,系统需要经过更长的时间才能使电压电流波形畸变。

算例DC3:交流系统在100.2 Hz处发生并联谐振,而直流系统在56.3 Hz处发生串联谐振。交流系统在二次谐波下的导纳为0.002-j0.001 mhos,在此导纳下,由式(6)可以算得Zcov 50等于109.87+j253.4 ohms。直流侧基频下的导纳为0.0028+j0.0091 mhos,在此导纳下,由式(7)可以算得Ycov 2(10)等于-0.00073+j0.00464 mhos。由于Zcov 50(10)Zdc50或Ycov 2(10)(10)Yac2(10)均不符合混合谐振的条件且其阻尼皆为正,其结论可由仿真结果图6证实。仿真时在1 s处加入非永久性单相接地故障以激发变压器铁芯饱和使系统中存在大量的谐波。

从发生不稳定现象的算例设置(DC1,DC2)可看出,混合谐振型谐波不稳定和交流系统在二次谐波下呈现的高阻抗(Yac2(10)(28)0.001-j0.004 mhos)与同时发生的直流系统在基频下呈现的低阻抗(Zdc50(28)-j100)可联系在一起,且根据算例DC1、DC2、DC3不同交直流阻抗角与相应计算得到的系统阻尼证实了当交直流系统的阻抗角越大,对系统阻尼越小的结论[1]。抑制混合谐振型不稳定的措施可通过破坏交直流侧系统的谐振条件,如整流桥输出端与整流变压器副方中性点间引入谐波滤波器[16]、在直流侧加装工频电流阻隔装置等实现。

4 结论

(1)本文表明混合谐振型谐波不稳定可由AC-DC转换过程中的相互作用引起。可采用仿真方法求出换流器两侧谐波的关系矩阵,且易于实现。

(2)仿真证明了本文提出的混合谐振型谐波不稳定判断依据的有效性。该判据可用于由系统混合谐振引起的谐波不稳定分析,在HVDC的设计阶段只要避免低次谐波总阻抗满足混合谐振的条件,就能有效地避免此类不稳定现象的发生。

摘要：高压直流输电中交流侧二次谐波分量和直流侧基频分量通过换流器相互调制形成混合谐振,从而使换流变压器铁芯饱和并最终导致混合谐振型谐波不稳定。研究了混合谐振型不稳定产生的机理,并采用仿真方法求取换流器两侧谐波关系的矩阵参数,然后推导了混合谐振型不稳定判据。最后采用PSCAD/EMTDC自建电磁暂态仿真模型,对自发式混合谐振型不稳定进行了仿真研究,验证了混合谐振型不稳定判据的有效性。

混合直流输电 篇4

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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混合直流输电 篇5

1 VSC-HVDC原理及控制方案

1.1 VSC-HVDC的数学模型

柔性直流输电系统的两端换流器均采用VSC, 两个换流器具有相同的拓扑结构, 一端换流器结构如图1所示。

在图1中, ea, eb, ec为电网电压, R为VSC交流侧电阻, L为VSC交流侧电感, isa, isb, isc为电网输入电流, usa, usb, usc为VSC交流侧的输出电压, udc为VSC直流侧电压, C为直流电容, 其作用是为换流器提供电压支撑。如果换流器处于整流状态, 由基尔霍夫电压方程可知交流系统与VSC交流侧在abc静止坐标下的动态微分方程为:

式 (1) 中:usa, usb, usc分别为交流系统的各相电压;R和L为交流系统与换流器之间的电阻和感抗;ua, ub, uc为VSC交流侧的基波电压;ia, ib, ic为各相的相电流。

由功率守恒定律可知:

式 (2) 中:Pc为VSC交流侧流入的有功功率;uak为VSC直流侧的电压;iak为VSC流出的电流。

经Park变换, 可将式 (1) 变换为dq同步旋转坐标形式:

式 (3) 中:ω为交流系统的电压角频率;usd为交流系统电压的d轴分量;ucd和ucq分别为换流器交流侧电压的d轴和q轴分量;id和iq分别为交流侧电流的d轴和q轴分。

假设a相电压初始相位为, 同步旋转坐标d轴初始方向与a相电压同向。此时, usd=us、usq=0, us为交流系统电压的幅值。忽略整流器和变压器的损耗, 假定R=0, 则由式 (1) 可得风电场与同步旋转坐标系整流器之间的功率传输方程为:

由式 (4) 可知, 有功功率和无功功率分别与isd和isq为线性比例关系, 因此, 调节isd和isq, 就可以实现输入至换流站的风电场有功功率与无功功率的控制。

1.2 VSC-HVDC控制策略

柔性直流输电最大的优势体现在有功、无功功率的灵活控制上。可分为基于虚拟磁链的控制策略和基于网侧电压的控制策略两大类, 二者都是在dq旋转坐标系下进行的, 主要区别在于旋转坐标系选取的不一样。在以网侧电压矢量定向的同步旋转坐标系下, 内外环的输出与输入均为直流量, 本文采用该控制策略, 设计控制器结构如图2所示。udc为直流侧电压, ia, ib, ic分别为风电场输送至换流器的三相电流, 外环控制回路为内环回路提供参考电流id_ref用来控制直流电压, iq_ref用来控制无功潮流, 经内环回路产生参考电压ud_ref和uq_ref, 最后由坐标变换成PMW控制器需要的参考电压uabc_ref.udc_ref为直流电压参考值, 其与实测值的误差信号经直流电压控制器输出为电流参考值id_ref.iq_ref由式 (4) 无功功率对应的q轴电流参考值确定。为了保证功率平衡和电压稳定, 送端采用定直流电压控制, 受端采用定无功功率控制。

1.2.1 外环控制器

VSC-HVDC系统两端功率平衡计算公式为:

电容电流的计算公式为:

由此可得:

式 (7) 中:icap为电容电流。

由式 (7) 得出的定直流电压控制器如图3所示。

受端采用定无功功率控制。在dq旋转坐标系下, 由式 (4) 可知, 控制iq_ref就可以控制无功功率, 控制其结构如图4所示。

1.2.2 内环电流控制器

由式 (3) 可得:

由式 (8) 得到的内环电流解耦控制器如图5所示。

2 混合储能装置

2.1 工作原理

混合储能技术是柔性柔直流输电技术中的一种, 主要由各种储能介质 (可分为能量型储能和功率型储能) 、逆变器、控制装置和变压器组成。随着电力电子的迅速发展, 储能装置的种类、功能不断丰富, 多应用于风电并网, 有利于减小风电场输出波动对电网的影响。在储能设备中, 蓄电池应用广泛, 其具有的大能量密度的特点满足了分布式发电对能量密度的要求。但是蓄电池功率密度较小, 无法快速满足系统功率动态变化的要求。超级电容器具有功率密度大、能量密度低的特点, 可以快速提供较大功率。因此, 将这两种储能装置组成混合储能系统, 能兼顾超级电容响应速度快、能量密度高和锂电池功率密度大的优点, 实现技术优势互补。

本文选用锂电池与超级电容器通过功率变换器并联组成混合储能装置, 结构如图6所示, 可在负荷低谷时将多余的电能输送到混合储能系统, 向储能系统充电;在负荷高峰时, 储能系统可将储存的功率输送至电网, 从而实现系统的瞬时功率平衡和稳定控制。

2.2 混合储能系统的控制方法

混合储能系统通过双向DC/DC变换器来实现储能系统与电网之间功率的双向流动, 双向DC/DC变换器结构如图7所示。混合储能控制系统能实时检测锂电池的荷电状况、超级电容器的端电压, 与并网电能的调节量进行比较分析, 计算出锂电池和超级电容的剩余电量, 然后通过所得计算量触发该控制系统, 从而控制两个双向变换器的工作模式, 实现正确的功率传输方向和大小。

3 系统仿真分析

3.1 双馈风电机组柔性并网结构

由双馈风电机组成的风电场经过VSC-HVDC系统与受端电网相连。混合储能装置并联在送端系统和受端系统间直流母线上, 如图6所示。其中, VSC-HVDC系统的额定容量为60 MW, 直流母线电压为80 k V, 直流输电线路长度为50 km, 直流电容为35μF。

3.2 仿真结果分析

根据图6所示的并网结构, 验证了并联在直流母线的混合储能装置对提高风电输出功率的稳定性, 图8为没有安装混合储能的VSC-HVDC并网系统风电场输出功率曲线, 实际输出功率波动较大。图9为混合储能系统的充放电功率。对比图8与图9可知, 并联在直流母线的混合储能系统充放电功率能够很好地跟踪风电场输出功率的变化。图10为直流母线电压波动情况。

图11为混合储能装置并联在直流母线前后VSC-HVDC受端交流母线的响应情况。由图11可知, 储能系统的充放电功率能够平抑风电输入功率波动, 使输入至受端交流母线功率基本稳定, 如图11中的 (a) 所示。图11中的 (b) (c) 表明VSC-HVDC系统直流母线并联混合储能装置能减小风功率波动对受端电网造成的电压、频率波动等不利影响, 受端电网的电能质量得到提高。因此, 风电场采用基于混合储能装置的VSC-HVDC系统与电网连接, 受端电网能消除风功率波动等不利因素的。

4 结束语

本文提出了一种通过在VSC-HVDC系统直流母线并联混合储能装置的并网方式和相应控制策略, 通过双向DC/DC控制储能装置的充放电功率以平抑风电场输入至电网功率波动, 减小了风电随机性对受端交流母线电压造成的影响, 保证了受端电网的安全、稳定运行。

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混合直流输电 篇6

随着高压直流(HVDC)输电技术越来越成熟，越来越多的远距离大功率输电、海底电缆送电、两个交流系统之间的非同步联网等方面开始采用HVDC输电技术[1]。然而传统电网换相高压直流输电(Line-Commutated-Converter High Voltage Direct Current,LCC-HVDC)由于晶闸管换流过程的本质又有其固有的缺陷，比如换流时需要消耗大量无功功率，换流器会产生大量谐波，向弱交流系统供电时可能发生换相失败[2,3]，无法向弱交流系统或无源网络供电等。

随着电力电子器件和控制技术的发展，出现了新型的全控型半导体器件-绝缘栅双极晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor,IGBT)。20世纪90年代以后，以全控型器件为基础的电压源换流器高压直流输电(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current,VSC-HVDC)得到了快速发展。VSC-HVDC突出了全控型电力电子器件、电压源换流器和脉冲调制三大技术特点，解决了传统LCC-VSC的诸多固有瓶颈，比如VSC-HVDC可以实现有功功率和无功功率的独立控制，而无需无功补偿；可以无需电网短路电流的支撑换相，从而用于对无源交流系统供电；可以两站独立控制和运行，无需站间通信[4]。然而与传统LCC-VSC相比，VSC-HVDC的系统开关损耗较大、工程造价高。

混合型高压直流输电(hybrid-HVDC)即一端采用LCC，另一端采用VSC的输电结构，可以合理结合LCC-HVDC和VSC-HVDC的优点。传统的LCC-HVDC输送容量大、电压等级高，而目前在建VSC-HVDC工程的最高输送容量和最高电压等级也分别达到了2×1000 MW和±345 kV，虽然二者的容量和电压等级还有一定差距，但是考虑到VSC-HVDC的发展现状和前景，结合LCC-HVDC和VSC-HVDC的混合直流输电将具有工程应用前景，因此该课题将具有重要的研究价值[5]。

文献[5]研究了整流侧两组两电平VSC串联、逆变侧双12脉动的LCC的模型，并且提出了抑制逆变侧换相失败的控制策略，但是逆变侧还是有发生换相失败的可能性。文献[6,7,8,9,10,11]研究了整流侧LCC、逆变侧VSC的特性，但是容量太小，且无法对无源网络供电。文献[12]则采用整流侧两个6脉动LCC串联，逆变侧是一组三相二电平的VSC模型，研究了它的控制策略，并且与相同传输容量的两端VSC进行了对比，但是仍然没有研究对无源网络供电的情况。文献[13]在文献[5]的基础上讨论了整流侧LCC、逆变侧VSC的控制策略，但是没有讨论对无源网络供电的情形。文献[14,15,16,17]研究了VSC向无源网络供电的控制策略，但是两端采用VSC成本又太高。文献[18]研究了伪双极VSC-LCC型混合直流输电系统启动方法。文献[19]研究了模块化多电平柔性直流输电系统直流侧的启动方法。文献[20]则在伪双极LCC–VSC模型下，通过采用整流侧定直流电流，逆变侧定交流电压-直流电压控制方式下实现了对无源网络供电。

本文采用整流侧两个6脉动LCC串联、逆变侧是三相二电平的VSC的混合高压直流输电(Hybrid High Voltage Direct Current,H-HVDC)系统。这样就能实现向无源交流网络供电这一目的，解决了传统的LCC的缺陷，同时降低全部采用VSC的成本。在PSCAD/EMTDC上构建了仿真模型，控制方式采用整流侧定直流电压控制，逆变侧定交流电压-直流电流。对该模型的启动特性、稳态特性与暂态特性、单极闭锁进行了研究。仿真结果表明，该H-HVDC系统能够实现向无源网络供电，且具有较高的稳定性，为混合直流的进一步发展提供了理论基础。

1 伪双极LCC-VSC混合高压直流输电系统

1.1 基本结构

伪双极由一个VSC换流器构成了双极，不是传统直流输电意义上的双极系统，这种结构称为伪双极结构[21]。

本文搭建的模型的送端采用LCC，由换流变压器、滤波器、两个6脉动换流桥、平波电抗器等组成，其中S1和Z1为等值送端交流系统的电源和等值系统的阻抗。而受端换流器则采用VSC，由换流桥、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成。Rd、Ld分别为直流线路等效电阻、电感。K1、K2、K3、K4是与直流电容并联的旁路开关，R1、R2、L1、L2是抑制过电流的器件。当直流输电线路发生故障或某一6脉动LCC发生闭锁时，闭合相关的旁路开关，此系统可转换为单极直流输电系统。

该H-HVDC的拓扑结构图如图1所示。

虽然目前LCC-HVDC应用较为广泛的是双极12脉动直流输电系统，但增加两个6脉动换流桥，投资成本增加更多。综合考虑，该H-HVDC的整流侧采用双极6脉动形式。这种拓扑结构可在保证传输容量尽可能大、输电可靠性高的同时，尽可能减少工程建设投资。

其中逆变侧的拓扑结构如图2所示。

1.2 工作原理

在整流侧，设触发滞后角为，换相角为，则送端的准稳态数学模型如下所示[22]。

式中：为送端直流电流；Ud1为送端直流电压；X1为送端系统单相电抗。将式(1)代入式(2)中得整流侧直流电压为

逆变侧VSC换流器采用脉宽调制(Pulse Width Modulation,PWM)技术，数学模型为

式中：μ为直流电压利用率；m为调制度；为Uc2和Us2之间的相角差；Ud2为逆变侧直流电压；X2为换流电抗器的电抗。

由式(1)～式(7)可以看出，整流侧通过控制触发延迟角控制直流电压和有功功率。而由式(9)～式(10)可以看出，有功功率主要取决于角，无功功率主要取决于Uc2，而Us2是由VSC输出的PWM电压脉冲宽度控制的。因此，通过对角的控制就可以控制系统输送有功功率的大小，通过控制Uc2就可以控制VSC发出或吸收的无功功率及其大小。

1.3 LCC-VSC控制器原理

1.3.1 整流侧LCC控制策略

整流侧LCC控制策略，采用定直流电压控制方式，实现对角的控制，整流侧的逻辑图如图3所示。

1.3.2 逆变侧VSC控制策略

逆变侧为电压源换流器，采用目前应用比较广泛的直流电流双闭环解耦控制，即D-Q解耦控制方式。

根据VSC-HVDC系统的一般控制规律，与无源交流网络联接的换流器应向无源网络供给稳定的交流电压，因此需要对无源侧的交流电压进行控制，即无功控制类应采用定交流电压控制。为了实现混合直流输电传输功率水平的恒定，逆变侧的有功控制类采用定直流电流控制方式。

由Park变换得到d-q坐标系下交流侧三相动态微分方程为

式中：usd、usq分别为电网电压的d、q轴分量；ucd、ucq分别为VSC交流侧电压基波的d、q轴分量；id、iq分别为电网电流的d、q轴分量；R、L是联结变压器加相电抗器的等效电阻及等效电感。

由式(11)可得

由于

进而可得VSC的控制量m和分别为

逆变侧的控制系统结构图，如图4所示。

2 仿真分析

2.1 仿真系统参数

针对图1所示的混合直流输电系统在PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真程序中建立模型，为实现向无源网络供电，选取直流传输功率为400 MW，直流电压等级为±200 kV，直流电流为1 kA。其中整流侧交流系统电压等级为220 kV，逆变侧无源网络电压等级为10.5 kV，逆变侧直流电容为600μF，相电抗器为0.074 3 H，直流线路等效电阻Rd为2Ω、等效电阻电感为0.07 H，仿真步长为50μs，仿真时间为5 s。无源网络的负荷用400 MW的三相电阻性负载来模拟。

2.2 启动与稳态特性研究

由于逆变侧VSC换流站没有电源支撑，故启动策略为在0.04 s时首先触发整流侧LCC换流站，待直流电容充电0.1 s后解锁逆变侧VSC。启动和稳态时，直流电压、直流电流、有功功率、无功功率整流侧和逆变侧有功功率的仿真图形如图5所示。

前四个小图中，红色代表正极部分的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率。而绿色代表负极的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率。而第五个图中，红色代表整流侧送端的有功功率，绿色代表逆变侧受端的有功功率。由于LCC正负极对称，所以选择只描述正极的情况，以下同上。

由图5可知，直流电压只用了0.3 s就达到了额定值，电压上升过程中，最大过电压为234 kV，总体平稳。直流电流也用了0.35 s就达到了额定值，最大过电流为2.13 kA，传输的有功功率用了0.35 s才达到额定值。整流侧有功功率波动较大，逆变侧有功功率则平稳上升到400 MW额定值。

稳定运行时，直流电压、直流电流、有功功率、无功功率以及整流侧和逆变侧的有功功率均十分平稳，整流侧和逆变侧传输功率分别为430 MW和400MW，直流功率损耗为30 MW，损耗率为5%。

2.3 故障特性研究

由于篇幅限制，本文在整流侧和逆变侧没有做单相和两相短路，只做了最严重的三相短路。如果该H-HVDC系统在三相短路情况下还能够恢复到稳定状态，那么单相和两相短路也能恢复到稳定状态。

2.3.1 整流侧交流母线三相短路

设置的故障发生在t=3 s时，故障持续时间为0.2 s。在t=2.9 s到4 s的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率的仿真波形如图6所示。

由图6可知，当整流侧交流母线发生三相短路时，直流电压、直流电流、有功功率均用了0.4 s就恢复到稳定状态，无功功率则只用了0.3 s就恢复到了稳定状态。故障期间，没有出现功率中断现象，说明了选择的控制策略的有效性。

2.3.2 逆变侧交流母线电压三相短路

故障发生在t=3 s时，故障持续时间为0.2 s，在t=2.9 s到4 s的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率的仿真波形如图7所示。

由图7可知，当逆变侧交流母线发生三相短路时，直流电压用了0.4 s才恢复到稳定状态，且故障期间，直流电压中断，但故障切除后，立刻恢复到了额定值。直流电流用了0.4 s就恢复到了稳定状态，故障期间，出现的过电流最大值为8.8 kA，最小值为-1.6 kA，过电流较大。有功功率用了0.4 s才恢复到稳定状态，故障期间无中断现象发生。

故障期间，正极无功功率最大值为-375 Mvar，恢复到稳定状态只用了0.3 s。负极无功功率最大值为880 Mvar，最小值为-400 Mvar，恢复到稳定状态用了0.4 s。

综上所述，该H-HVDC系统即使在整流侧和逆变侧交流母线发生最严重的三相短路时，都能快速地恢复到稳定状态，说明了该系统的稳定性能较好。

2.3.3 单极闭锁

设置直流输电线路的负极在t=2 s时发生单极闭锁故障，为了防止故障过程中出现过电流，在2.01s时闭合开关K3，通过串联RL电路防止过电流；然后当t=2.02 s闭合开关K4防止产生LC振荡。该H-HVDC系统的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率及整流侧和逆变侧的有功功率如图8所示。

由图8可知，当负极发生单极闭锁后，正极的直流电压、直流电流、有功功率保持不变。而负极的直流电压由200 kV逐渐降到了0 kV，用了0.02 s。直流电流最大过电流为2.4 kA，它迅速降到0 kA，用时0.05 s。有功功率逐渐降为0 MW，用时0.15 s。

该伪双极系统在单极闭锁情况下迅速转化为单极高压直流输电系统。而且H-HVDC系统传输的有功功率由400 MW变为200 MW，该系统在直流故障情况下具有一定的抗干扰性。

3 结论

本文建立了含有整流侧LCC换流器和逆变侧VSC换流器的伪双极H-HVDC系统向无源网络供电的模型，推导了其在稳态时的数学模型，且针对向无源网络供电的特性条件，对整流侧与逆变侧协调控制策略进行了研究。然后在PSCAD/EMTDC环境下对该H-HVDC系统的启动特性、稳定运行特性、整流侧和逆变侧母线发生三相短路故障的恢复特性以及单极闭锁进行了研究，得到如下结论：

(1)逆变侧采用VSC换流器，使混合直流输电向无源网络供电成为可能，同时在整流侧采用LCC换流器，与VSC-HVDC相比，H-HVDC系统降低了投资成本，提高了经济效益。该类模型非常适合于单向电力传输，减少了整个系统的成本和功率损耗，可以应用于对小岛、孤立负荷和偏远山区供电。

(2)鉴于混合直流向无源网络供电的特殊性，需要稳定逆变侧无源网络的电压，逆变侧VSC的控制方式特定要求为定交流电压模式，通过系统的稳态与暂态特性研究仿真，验证了该控制方式选择的正确性。

(3)通过在整流侧和逆变侧换流母线施加三相接地短路故障以及单极闭锁故障仿真，仿真结果表明了H-HVDC系统具有较好的抗干扰能力，在故障发生时能够迅速恢复到稳定状态。

摘要：电网换相换流器高压直流输电系统(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current,LCC-HVDC)在功率传输特性、线路故障时的自防护能力、过负荷能力等方面均优于交流输电,但却无法向弱交流系统和无源网络供电。电压源换流器高压直流输电系统(Voltage Source Converter based HVDC,VSC-HVDC)可实现向无源网络供电的目的,但由于电力电子技术的局限性,VSC-HVDC系统投资成本过高。结合两者的优势,提出了一种新型混合高压直流输电系统(Hybrid High Voltage Direct Current,H-HVDC)。该系统的整流侧为两个6脉动LCC接一交流网络,逆变侧为三相二电平VSC接无源网络。在此基础上,对该H-HVDC的稳态数学模型、启动特性、稳态特性与暂态特性、单极闭锁进行了研究。仿真结果表明,该H-HVDC系统能实现向无源网络供电,且具有较高的稳定性,为混合直流的进一步发展提供了理论基础。

新型轻型直流输电研究 篇7

关键词：轻型直流输电,电压源换流器 (VSC) ,PWM

0 引言

1954年, 世界上第一个高压直流输电投入商业运行, 该高压直流输电采用汞弧阀换流;随着科技的发展, 20世纪70年代, 换流器普遍采用晶闸管和移相换流技术, 多用于远距离、大功率输电。然而, 采用晶闸管和移相器的换流器不但价格昂贵, 而且在受端电网还需要旋转电机, 当逆变角小于熄弧角时, 易发生换相失败;此外, 还存在换流电压谐波含量高、功率性能指标低等缺点。

针对采用晶闸管换流技术的高压直流输电的不足, 研制开发了轻型直流输电 (HVDC Light) 系统。轻型直流输电技术采用电压源换流器 (VSC) 和绝缘栅双极晶体管 (IGBT) 。电压型换流器采用脉宽调制 (Pulse Width Modulation, 简称PWM) 控制方式, 无需任何换相电压。绝缘栅双极晶体管是具有自关断能力的全控型器件, 开关速度快、频率高、损耗小。

轻型直流输电控制和运行方式简单、输出电压波形好、功率因数高, 在小功率传输时有较好的经济性, 具有广阔的应用范围和良好的发展前景。

1 轻型直流输电的基本原理

1.1 轻型直流输电构成

轻型直流输电是一种以电压源换流器和绝缘栅双极晶体管为主要部件发展起来的新型直流输电技术, 其主要构成如图1所示。

送端和受端均采用电压源换流器 (VSC) , 两侧换流器具有相同的结构。换流器由换流桥、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成。换流桥的每个桥臂由几十个到几百个IGBT串联而成。换流电抗器是电压源换流器 (VSC) 与交流侧能量交换的纽带, 同时也起到滤波的作用。直流电容器的作用是为逆变器提供电压支撑、缓冲桥臂关断时的冲击电流、减少直流侧谐波。交流滤波器的作用是滤除交流侧谐波。另外, 轻型直流输电的传输线路一般采用地下电缆, 对周围环境的影响较小。

1.2 脉宽调制电压源换流器

通常组成电压源换流器的换流阀是由具有关断能力的器件 (如IGBT、IGCT、GTO等) 与一个反并联二极管所组成, 二极管不仅是负载向直流侧反馈能量的通道, 同时也起到使负载电流连续的作用。

电压源换流器的交流侧输出电压是由直流母线电压经过换流阀的通断形成的, 其交流输出电压能够通过改变方波电压的宽度或者直流电压的幅值进行控制, 也可采用每周通断多次的方法进行换流。这种每周通断多次的换流器, 可通过更改方波电压脉冲的宽度或直流母线电压的幅值改变其交流侧输出的电压, 同时还可以很好地消除低次谐波。PWM电压源换流器就是这种每周通断多次的换流器。目前全世界已经运行的轻型直流输电工程均采用由IGBT和二极管组成的非对称可关断换流阀及三相全波桥式回路的PWM电压源换流器。

电压源换流器是一种自换相换流器, 它不需要交流系统提供换相电压, 直接与交流系统同步连接, 既能够作为整流器运行, 也能够作为逆变器运行。当有功功率从交流系统传向直流系统时为整流运行, 反之则为逆变运行。对交流系统来说, 它像一个发电机 (逆变运行) 或电动机 (整流运行) , 而且可以连续、快速地调节有功和无功, 同时还因其交流是快速可控的, 不会增加系统的短路容量。

1.3 PWM控制

大功率高频IGBT的问世, 使得采用脉宽调制技术成为可能。IGBT的控制极具高阻抗, 要求的触发功率小;其由于通断频率高, 切换时间短, 从而降低了通断损耗;同时在上千赫兹的通断频率下, 串联元件仍能得到良好的均压。因此, 由IGBT组成的PWM电压源换流器在轻型直流输电工程中得到了广泛的应用。

图2给出了一个三相桥式电压源换流器U相接线图, 其中可关断器件V1和二极管V1′组成U相的一个桥臂;V4和V4′组成U相的另一个桥臂;N表示直流电压的中点;L为换流电抗器;F为交流滤波器。

图3给出了当fs=9f0 (fs为载波频率, f0为基波频率) 时, SPWM电压源换流器的工作原理图。

目前, 在轻型直流输电工程中采用fs=1 950 Hz。为了方便分析, 假定fs=9f0, 当f0=50 Hz时, 则fs=450 Hz, 换流阀的通断由高频三角形载波与正弦波参考电压的交点来确定。负斜率的三角波与U相参考电压的交点产生一个使阀V1导通和阀V4关断的控制脉冲 (见图3中a0、a2, …, a2M) ;正斜率的三角波与U相参考电压的交点则产生一个使阀V1关断和阀V4导通的控制脉冲 (见图中3 a1、a3, …, a2M+1) 。U相对直流侧中点N的电压UUN是幅值为Ud/2的不同宽度的一系列方波电压脉冲。当fs=9f0时, 交流电压每周波有9个不同宽度的电压脉冲。每周波的电压脉冲数随fs的升高而增多。

2 谐波及功率分析

从图3可知, 换流器的交流侧输出电压含有基波和谐波, 其谐波次数与通断频率有关。假定谐波次数为fn, 则有:

式中, k1为通断频率的倍频数 (此处为9) ;n和k2为正整数。

通常k2最大取2, 因为当k2>2时, 其谐波的幅值很小, 可以忽略不计。一方面, 当载波的通断频率为基波频率的奇数倍时, 其交流侧输出电压脉冲与参考电压的正弦波过零点是对称的, 从而消除了偶次谐波;另一方面, 采用三相桥式换流器, 也将不存在3次谐波。所以, 对载波的通断频率为基波频率奇数倍的三相桥式换流器而言, 其交流侧电压除偶次和3次谐波以外, 它只含有其他各次谐波次数。当fs=9f0时, 其谐波次数为5、7、11、13、17、19……。其中, 5次和13次较小, 当n=1和k2=2的情况下, 它们可忽略不计。而当采用上千赫兹的通断频率时, 低次谐波将会自动消失。

换流电抗器L上的基波电压决定了换流器转换的功率。假定换流器交流侧的基波电压为Ug;换流交流母线电压为UB;Ug与UB之间的相位差为δ;换流电抗为x, x=wl。当忽略换流电抗器的损耗时, 换流器与交流系统之间交换的有功功率P和无功功率Q, 可分别用式 (2) 和式 (3) 表示:

从上面2式可知, P和Q可通过改变δ和Ug进行控制。通常换流器的直流电压为常数, 其交流输出电压可通过改变参考电压的幅值和相位来实现, 其最大值将受直流电压的限制。

3 轻型直流输电的特点及应用场合

首先, 它能够减少换流站的设备和简化换流站的结构。虽然换流站增加了换流电抗器和直流电容, 但它可省去换流变压器、无功补偿设备、平波电抗器、直流滤波器以及简化了交流滤波器, 且它也不需要快速通信设备。总体而言, 换流站不但减少了设备, 而且结构也得到了简化。对于小容量、低电压换流站来说, 可采用模块化结构, 从而降低造价、提高可靠性、缩短工期 (常规直流输电的工期约为3年, 而轻型直流输电的工期仅为1年) , 在经济上具有较强的竞争力。

其次, 由于采用了新型换流器, 因此输电工程具有良好的运行性能, 如:两端换流站可独立、快速地进行有功和无功的调节来适应交流系统的要求;不增加系统的短路功率;可向无源的负荷点送电;谐波性能好等。

轻型直流输电的应用场合如下:

(1) 向远方的孤立负荷点送电。如向沿海小岛供电, 采用轻型直流输电和新型海底电缆可以代替小岛上的柴油发电机。

(2) 向城市供电。随着各地工业化的发展, 城市的用电量急增, 架设新的线路走廊发生困难, 因此, 采用轻型直流输电和新型材料的地下电缆是一种值得考虑的解决办法。

(3) 随着环保型可再生能源的开发 (如风力发电、太阳能光伏发电等) , 这种小型电站的接入系统问题可采用轻型直流输电解决, 在技术和经济上都具有明显的优势。对于风力发电站来说, 轻型直流输电可输送发电站的有功功率, 同时也可以提供电站所需的无功功率;为了优化风能的利用, 允许发电站在不同的频率下运行 (丹麦已运行工程, 其风力电站的频率可在30～65 Hz之间变化) 。

(4) 离岸发电的联网。一般在海洋石油的开发中, 会燃烧许多天然气。如果能够利用这些天然气就地发电, 再采用轻型直流输电和海底电缆将电能输送到电网中, 将会带来可观的经济效益, 大大减少能源的浪费。

(5) 非同步运行的独立电网之间的联网。采用轻型直流输电能够十分方便地调节有功功率和无功功率, 改善系统的运行性能, 提高电能质量。

(6) 推动多端直流输电系统的发展。电压源换流器的直流侧电压极性总是不变的, 因此能方便地并联许多换流器, 可形成类似交流系统的多端直流网络。

4 结语

本文介绍了一种新型高压直流输电———轻型直流输电, 主要对轻型直流输电的主要结构、运行原理和控制方式进行了分析。在分析基本原理的基础上, 和传统的高压直流输电进行了对比, 指出了轻型直流输电技术在分散资源利用及整合方面的优势, 最后总结了轻型直流输电的特点及应用场合。由此可以预计, 随着智能电网和新能源的发展, 轻型直流输电将在未来得到更广泛的应用。

参考文献

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混合直流输电 篇8

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。