混合高压直流输电（精选8篇）
混合高压直流输电 篇1
0 引言
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(nL-1/nC)。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。
关键词：混合谐振,谐波不稳定,高压直流输电,电磁暂态仿真
混合高压直流输电 篇2
关键词直流输电外绝缘污秽闪络特高压
引言
直流输电系统外绝缘，一般意义上讲应包括换流站直流场设备外绝缘和直流输电架空线路外绝缘两部分。雨、雾、污秽等环境因素以及海拔高度都会对直流外绝缘的电气强度产生不同程度的影响。
2008年4月19日葛南直流输电系统葛洲坝换流站站区天气大到暴雨且伴随有浓雾，极II直流线路阻波器上支柱式耦合电容器发生外绝缘闪络，并伴随有放炮声，导致极II直流系统单极强迫降压，损失直流负荷320MW。经电科院专家到现场取证分析，确认这是污秽闪络情况。葛洲坝换流站至1990年8月双极投运以来曾多次发生污秽闪络，截至1996年统计情况见表l。污闪发生率接近2～3次／年。
近几年来葛洲坝换流站也多次发生污闪情况，2006年1月3号、16号一月间极I直流滤波器曾两次发生污秽放电情况，2007年2月间极II直流滤波器也出现了污闪放电现象。
近年来的各种研究机构的统计结果表明，污闪事故的损失已经超过了雷害事故的损失。
1葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因
污秽闪络是指积聚在绝缘子表面上的具有导电性能的污秽物质，在潮湿天气受潮后，使绝缘子的绝缘水平大大降低，在正常运行情况下发生的闪络事故。闪络发生时，在直流电压作用下污秽绝缘子表面受潮时，其电流密度大的区域会因污层水分蒸发而出现局部干区，当干区电场强度足够大时，就会发生局部放电，当局部电弧跨越整个剩余污层时，闪络就会发生，闪络的电弧发展速度平均每秒几千米，因而沿面绝缘子表面的直流闪络基本上是发展速度较低的电弧沿面延伸的过程。与交流电弧相比，在恒定的直流电压下电流不存在过“零”问题，因而直流局部电弧更趋于稳定，持续时间比较长，放电现象更为剧烈。影响污秽闪络电压的大小有诸多因素，如盐密、盐的种类、灰密及污秽沿绝缘子表面的不均匀分布等，均会影响绝缘子的直流污闪电压。了解污秽闪络的发生过程，我们可以从以下几点分析葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因。
1.1气候的原因
葛洲坝换流站位于湖北省宜昌市，气候属亚热带山地气候，多雨多雾。年平均气温16.3℃，相对湿度77％。对电力设备外绝缘不利的气候特点有以下几点：
(1)雾日多，宜昌属本省雾日多地区。
(2)平均风速不大，部分地区静风频率高，限制了大气污染物的扩散。冬春季主导风向为东南风，由于宜昌为半封闭地形，东南方向正好为半封闭的开口，故在冬季大气污染物更难于扩散，设备积污相对较重。
(3)降雨量大。局部性雷暴雨多，短时雨量大，低温连阴雨多。且宜昌市是湖北最严重的酸雨地区，属一类(重)酸雨区。环保监测结果表明，宜昌市降水酸雨比率大，降水的电导率高。酸雨作用下电力设备的防污闪能力有较大的降低。葛洲坝换流站部分设备盐密的实测值见表2。
葛洲坝换流站建站时盐密的设计标准值为0.06，表2中可以看出部分设备的实测盐密值已经超过当时的设计标准。这是由于随着经济的发展直流污秽水平越来越加剧，和以往设计时对直流污秽问题的估计过于乐观双重因素所造成的。
1.2葛南直流外绝缘设计上的问题
高压直流输电系统的外绝缘设计主要取决于工作电压下绝缘子的污秽性能。由于历史原因，在交流方面人们积累了较多的经验，有了比较成熟的选择绝缘方法，葛洲坝换流站建站初期直流方面研究还不太深入，国际上亦无统一的技术标准和设计规范，这就给我国直流系统外绝缘的选择带来了许多的困难。国际上直流工程的外绝缘设计，主要是依据相同地区直、交流系统的运行经验按爬电比距确定污秽外绝缘，或按自然及人工污秽绝缘子的耐受特性确定外绝缘水平。
葛南直流工程当初的设计理念就是依据当时交流输变电工程的绝缘子比距确定其外绝缘水平，即直流绝缘子表面爬距与直流极对地电压的比值相当于交流绝缘子表面爬距与交流相对地电压的比值。这样就忽视了直流电压的静电吸尘作用，由于静电作用，直流外绝缘表面积污严重，因此在各种潮湿环境条件下，对直流外绝缘的设计比之交流要求更为苛刻。不断出现的直流污闪放电现象充分说明了葛洲坝换流站直流场设计爬距偏小这一事实。
1.3运行设备状态的影响
葛南直流发生污秽闪络时，多为全压运行方式，且伴随有雾、雨、雪天气，这些都为污秽放电现象的发生提供了有利条件。且发生闪络的设备多为积污较多设备，其涂上RTV防静电涂层也已接近失效，这也为污秽闪络的发生提供了客观条件。
2三常直流工程设备外绝缘的设计特点
三峡至常州±500kV直流输电工程由龙泉和政平两座换流站、两站的接地极及接地极线路、龙泉到政平的直流输电线路、OPGW及通信工程组成，额定电压±500kV，额定电流3000A，额定功率3000MW。线路工程西起湖北宜昌的龙泉换流站，途经湖北、安徽、江苏三省，东至江苏常州的政平换流站，跨越长江和汉江，线路全长近860km。全部工程于2003年6月正式投运，是三峡电力送出的重要通道，更是联接华中电网与华东电网的骨干工程，担负着我国超高压直流输电设备国产化起步的重要任务，在我国超高压输变电工程建设史上具有承前启后的重要地位。其直流设备的外绝缘设计选型较葛南直流工程的外绝缘选型更为成熟。
三常直流工程直流设备的外绝缘设计选型分多步完成：
(1)首先通过多种方法预测确定龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子自然污秽盐密值。
(2)通过使用钙离子当量浓度计算出两站直流设备的有效盐密修正系数，确定龙泉、政平两站直流支柱绝缘子的有效盐密值。
(3)依据已有的试验盐密、灰密值，用下式计算试验爬电比距。
根据日本试验提出的耐受电压与盐密的-0.33次方的幂函数关系，计算两站直流场支柱绝缘子所需的爬电比距。
(4)取灰密与盐密比为5，对所求爬电比距进行灰密修正。其中灰密修正系数由下式确定。
(5)最后对灰密修正后的爬电比距，采用日本试验提出的式(3)进行修正，给出最终直流设备的爬距设计值。
通过这一系列的计算可以得出龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子爬电比距的设计值分别为54mm／kV和75mm／kV。可以看出三常直流输电系统直流设备爬电比距设计值较葛南直流系统直流设备爬电比距设计值(40mm／kV)要大的多。三常直流的爬距选择过程兼
顾了试验测试数据的分散性、设备运行期望的可靠性、且为宏观经济的发展对环境的影响留有一定的裕度。直流场设备爬电比距的增大有效的防止了直流设备污秽闪络放电的发生。
3特高压直流输电系统设备外绝缘的选型问题
直流输电工程的发展数十年过去了，随着龙政直流、江城直流、宜华直流的相继投产，特高压这一新兴的工程逐渐被人们实施。国网公司目前已规划了多条±800kV特高压直流输电线路的建设，由于没有设计和运行经验，污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)和高海拔下的外绝缘选择，直接影响到特高压直流输电系统的安全可靠运行，将是其面临的关键技术之一。
与交流相比，绝缘子直流污闪电压受其伞群结构影响更大，由于直流系统操作过电压倍数较交流小，因此有可能要求直流绝缘子爬电距离对绝缘高度的比值大于交流绝缘子，从而通过增加爬距，提高爬距对于高度的比值来改善绝缘子的直流污闪特性。而爬距的增加必然导致绝缘子伞群盘径的加大和结构形状的复杂，增加建设成本。因此外绝缘的配置原则应是运行中既不能有明显的放电现象。也不能有过大的绝缘裕度。
(1)对于传统的纯瓷绝缘子，由于直流支柱绝缘子不仅要承受高压带电部分的压力，还要承受很大的机械弯距或扭距，尤其对于开关刀闸支柱绝缘子，必须要有很高的机械抗弯及抗扭要求。国内电瓷行业虽然已积累了一些500kV瓷支柱绝缘子的经验，但更高电压等级产品受到设备条件、检测条件、工艺水平等限制，制造难度极大。大型瓷质绝缘子制造工艺分散性很大，成品率很低；特别是机械强度指标，质量可靠性等难以保证。另外我国近几年环境不断恶化，污秽等级增加，给瓷质绝缘子的制造带来更大的困难，总高度更高，机械强度要求也更高。按照目前国内外厂家的生产能力，生产出既满足外绝缘要求，又满足机械强度要求的±800kV纯瓷支柱绝缘子是不太现实的。
(2)对于空芯复合绝缘子，即外绝缘材料采用硅橡胶伞裙，内绝缘为玻璃钢简，中间填充SF。气体或其它绝缘介质。复合空芯支柱绝缘子的技术性能较好，但抗扭距和抗弯强度低，无长期挂网运行经验，生产成本高，维护工作量大。使得特高压直流输电系统运行成本较大。
(3)瓷芯复合外套绝缘子集成了瓷绝缘子的机械性能好和有机外绝缘防污性能好的优点，工艺较简单，技术较成熟，但只有220kV电压运行经验，无500kV以上运行经验；瓷绝缘子外涂RTV成本最低，技术成熟，还可以进一步优化RTV涂料的性能，延长其使用寿命。
综上所述，瓷芯复合绝缘子外涂RTV涂料可以推荐作为特高压户外直流场的支柱绝缘子方案，户内直流场采用传统的瓷绝缘子即可满足要求。但在±800kV直流特高压、重污秽和高海拔等环境条件下，RTV涂层和复合外绝缘的长期运行特性需要大量的研究和试验进行验证。
由于特殊的地理和气候环境，我国特高压直流输电系统的外绝缘选择有其特殊性，尚需进行以下几点大量研究工作：
(1)高海拔、污秽、覆冰、酸雨(雾)环境是威胁我国特高压直流输电工程安全运行的主要因素，对复杂环境下直流绝缘子的闪络特性和机理，尤其是长串绝缘子的闪络和耐受特性的研究非常迫切。
(2)研究不同型式绝缘子在各种气象条件下的积污、覆冰规律，比较不同型式绝缘子的性能优劣，选择适合我国特高压直流输电线路的绝缘子型式。
(3)研究空气间隙直流、冲击放电特性和机理，特别是高海拔低气压条件下的直流、冲击放电特性。
(4)进行特殊杆塔和换流站空气间隙直流、冲击放电的补充和验证试验。
(5)在应用现有的外绝缘选择方法时，必须考虑高海拔、污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)对外绝缘特性的影响，进一步探讨适合我国特高压直流系统外绝缘选择的方法。
4总结
国网运行公司宜昌超高压管理作为我国首批直流输电系统的运行管理单位，对防止直流污秽闪络放电有着丰富的经验，并做了大量的工作，每年定期大修对直流场户外设备进行清扫和喷涂RTV防静电涂料是其中常用方法，也是投资最小、见效最大的两种方法。喷涂RTV材料可以减少设备表面受潮时泄露电流，同时提高外绝缘表面的污闪耐受电压。
混合高压直流输电 篇3
传统电网换相换流器高压直流输电(LCC-HVDC)系统以输电容量大、有功功率快速可控、线路造价低、没有交流线路的对地电容电流问题等特点得到了世界各国的广泛认可,并得到了快速的发展,但由于其依赖受端电网运行,在受端电网发生严重故障时,通常不能发挥作用[1]。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———绝缘栅双极型晶体管(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(VSC-HVDC)系统得到了快速发展。正常运行时VSC-HVDC系统可以同时且相互独立控制有功功率、无功功率,可以工作在无源逆变方式下,不需要外加的换相电压,受端系统可以是无源网络;但是其开关损耗较大、工程造价高,目前在弱交流系统接入方案和新能源并网方案中具有优势[2]。
混合型高压直流输电系统一端采用LCC,另一端采用VSC,希望合理地结合LCC-HVDC系统和VSC-HVDC系统的优点[3]。逆变侧采用VSC的混合型高压直流输电系统不仅可以改善受端交流系统的运行特性,而且同VSC-HVDC系统相比,损耗和投资也降低很多。目前关于混合型高压直流输电系统的研究多针对稳态运行特性、故障特性等方面[4,5,6,7]。
本文重点研究整流侧采用VSC、逆变侧采用LCC的混合型高压直流输电系统,由于其逆变侧采用了LCC,因此需要受端交流系统为其提供换相支撑,当逆变侧交流系统发生故障时可能导致换相失败,但可以通过有效的控制策略减小其发生换相失败的概率。该混合型高压直流输电系统相对LCC-HVDC系统,可以为送端交流系统提供无功功率和电压支撑;相对VSC-HVDC系统具有开关损耗低、投资小、技术成熟、控制简单等优点。目前新能源发电尤其是风力发电得到大力发展,采用此类混合型高压直流输电系统时VSC可以控制风电场侧交流电压,克服了LCC连接风电场时需外加换相电压的缺点,在受端电网较强时,其拓扑具有明显的优势。因此,此类混合型高压直流输电系统在远距离海上风电的并网方案中具有独特的优势和竞争力,具有广泛应用前景[8]。
本文将针对该混合型高压直流输电系统,设计合理的控制策略,并对两端换流站母线故障进行仿真分析,对比采用不同控制策略时对系统换相失败的影响和故障恢复特性,选择出适用于此类系统的最优控制策略。
1 混合型高压直流输电系统结构、运行原理与控制
1.1 混合型高压直流输电系统结构
本文研究的混合型高压直流输电系统的基本结构如图1所示,送端采用VSC,由换流变压器、换流电抗器、换流桥、直流电容器等组成。受端采用LCC,由换流变压器、滤波器、双极12脉动换流桥、平波电抗器等组成。
1.2 混合型高压直流输电系统运行原理
对于整流侧VSC而言,可以通过控制相角δ和换流器交流侧输出电压基波幅值Uc1(调制比M)控制VSC与交流系统间交换的有功功率Ps与无功功率Qs[9]。
式中:X为换流变压器和换流电抗器的等值电抗;Us1为交流母线电压幅值。
整流侧直流电压为:
对于逆变侧LCC而言,其可控量为延迟触发角α或超前触发角β(β=π-α),逆变侧直流电压为:
式中:Xr为等值换相电抗;Idc为直流电流;Rd为直流线路电阻;U2为LCC阀侧绕组空载线电压幅值。
1.3 混合型高压直流输电系统的控制系统设计
目前,针对VSC的控制方式主要可以分为间接控制和直接控制两大类,而占主导地位的是具有快速电流响应的直接电流控制,它通常由外环电压控制和内环电流控制2个环构成[10]。内环电流控制用于实现换流器交流侧电流波形和相位的直接控制,以快速跟踪参考电流。外环电压控制则根据柔性直流输电系统级控制目标可以实现定直流电压控制、定有功功率控制、定频率控制、定无功功率控制和定交流电压控制等控制目标[11]。直接电流控制的内外环控制图如图2所示。
由于此混合型高压直流输电系统结构常用于连接风电场,其无功类控制可以选择定交流电压控制[12],而有功类控制可以选择定直流电压控制、定有功功率控制、定直流电流控制等。
针对LCC的控制方式,其可控量为延迟触发角α,可以采用比例—积分(PI)调节器调节LCC的直流电压、直流电流或者关断角γ[13]。LCC侧α控制框图如图3所示。
LCC侧定直流电流控制器中的电流参考值通常来自于低压限流环节(VDCOL),VDCOL的主要任务是在直流电压或交流电压跌落到某个指定值时对直流电流指令进行限制[14]。其可以减小换相失败发生的可能性,帮助直流系统在交流或直流故障后快速恢复,避免连续换相失败引起的阀应力。
本文将针对此类混合型高压直流输电系统采用不同的控制策略,对比在不同的故障容量下对系统换相失败的影响以及故障恢复过程,选择适用于此类系统的最优控制策略[15]。
2 仿真研究
在PSCAD/EMTDC中搭建混合型高压直流输电系统仿真模型,直流电压Udc为±500kV,直流输电线上传输的额定有功功率P为1 500 MW,额定直流电流Idc为1.5kA。整流侧VSC与345kV交流系统相连,逆变侧LCC与230kV交流系统相连,两系统短路比均为2.5。
为进行对比分析,定义故障容量FL如式(5)所示,其值越大,说明故障越严重,可以用来表征故障的严重程度。
式中:V为交流母线电压有效值;Z为故障阻抗值。
定义故障恢复时间Tr[16]为故障清除后有功功率恢复至额定值的90%所需的时间。
2.1 逆变侧交流系统发生单相接地故障
2.1.1 逆变侧交流系统发生单相直接接地故障
1)控制策略1
整流侧VSC采用定直流电压与定交流电压控制,逆变侧LCC采用定直流电流控制。当逆变侧交流母线在1.3s发生单相直接接地故障时,故障持续时间为0.05s,其仿真波形如图4所示。图中:V1和V2分别为整流侧和逆变侧交流母线电压的有效值。
由混合型高压直流输电系统故障前的稳态运行情况可见,系统整流侧与逆变侧的交流电压、有功功率、直流电压及电流都平稳运行。故障后,关断角γ降到0,发生换相失败,功率传输中断,而后系统恢复正常运行,故障恢复时间Tr为256ms。
2)控制策略2
整流侧VSC采用定直流电压与定交流电压控制,逆变侧LCC采用带有VDCOL的定直流电流控制。同样,当逆变侧交流母线在1.3s发生单相直接接地故障时,故障持续时间为0.05s,其仿真波形如图5所示。
故障后,发生换相失败,功率传输中断,但由于VDCOL发挥了作用,系统故障恢复时间明显缩短,Tr为172ms。因此,控制策略1与控制策略2相比,选择带有VDCOL的控制策略2。
3)控制策略3
整流侧VSC采用定直流电流与定交流电压控制,逆变侧LCC采用定直流电压控制。同样,当逆变侧交流母线在1.3s发生单相直接接地故障时,故障持续时间为0.05s,其仿真波形如图6所示。
故障后,发生换相失败,功率传输中断,而后系统恢复正常运行。但是其故障恢复时间长于控制策略2,Tr为338ms,因此,控制策略2相对于控制策略3有一定的优势。
2.1.2 逆变侧交流系统发生单相经电阻接地故障
当逆变侧交流母线在1.3s发生单相经电阻(80Ω)接地故障时,故障容量FL为44.08%,故障持续时间为0.05s,采用上述控制策略2和控制策略3的仿真波形如图7所示。
可以看出:在相同的故障容量下,控制策略2可以避免换相失败的发生,系统可以继续传输功率,因此,控制策略2相对于控制策略3有一定的优势。
2.2 整流侧交流系统发生单相经电阻接地故障
当整流侧交流母线在1.3s发生单相经电阻(50Ω)接地故障时,故障容量FL为158.7%,故障持续时间为0.05s,采用上述控制策略2和控制策略3的仿真波形如图8所示。
可以看出:在相同的故障容量下,控制策略2可以避免换相失败的发生,系统可以继续传输功率,因此,控制策略2相对于控制策略3有一定的优势。
3 仿真结果分析
通过上述故障情况下的仿真,可以得出采用不同控制方式时,系统可以承受的故障容量和故障恢复特性不同,具体对比如表1所示。表中:CF表示会发生换相失败;X表示不会发生换相失败。
注:括号内为故障恢复时间。
3.1 逆变侧交流系统发生单相接地故障
由式(3)和式(4)可知,当逆变侧交流系统发生故障时U2下降,逆变侧直流电压Ud2下降,系统直流电流Idc增大,而逆变侧LCC换相角μ和关断角γ分别如式(6)和式(7)所示:
可见,U2的下降将导致换相角μ增大,导致关断角γ裕度不足,可能引起换相失败。下面分别分析不同故障容量下采用不同控制策略对系统换相失败的影响。
1)当故障容量较大时,控制策略2与控制策略1相比:由式(3)可知,逆变侧采用定直流电流控制时,U2的下降将导致超前触发角β的减小,引起关断角γ裕度不足,2种控制策略都会导致换相失败,但控制策略2加入了VDCOL,这样可以减小故障期间换流站对交流系统的无功需求,帮助恢复交流电压。因此,结合仿真结果可以看出控制策略2的故障恢复特性优于控制策略1。
控制策略2与控制策略3相比:由式(3)可知,逆变侧采用定直流电压与定直流电流控制时,U2的下降将导致超前触发角β的减小,引起关断角γ裕度不足,2种控制策略都会导致换相失败,但由于控制策略2由整流侧VSC进行定直流电压控制,可以快速恢复直流电压;而控制策略3由逆变侧LCC进行定直流电压控制,再建立过程较慢,因此采用控制策略2时故障恢复时间较短,控制策略2的故障恢复特性优于控制策略3。
2)当故障容量较小时,控制策略2与控制策略3相比:由于控制策略2由整流侧VSC进行定直流电压控制,系统直流电压在小幅波动后可以保持,系统可以继续传输功率,如上述仿真验证;而控制策略3由逆变侧LCC进行定直流电压控制,在逆变侧交流母线发生上述相同容量的故障后,可能导致直流电压的崩溃,发生换相失败,系统功率传输中止。因此,控制策略2相对于控制策略3可以降低系统换相失败的影响。
综上所述,当混合型高压直流输电系统逆变侧交流系统发生单相接地故障时,控制策略2的故障恢复特性和降低换相失败影响的能力优于控制策略1与控制策略3。
3.2 整流侧交流系统发生单相接地故障
当整流侧交流系统发生故障时,整流侧直流电压Ud1迅速下降,导致逆变侧直流电压Ud2下降,引起直流电流Idc下降。控制策略2与控制策略3相比:控制策略2由逆变侧LCC进行定直流电流控制,由式(3)可知,由于Ud2下降,需增大超前触发角β以保持直流电流定值,为关断角γ留下裕度,避免换相失败的发生;控制策略3由逆变侧LCC进行定直流电压控制,由式(3)可知,由于Idc下降,需减小超前触发角β以保持直流电压定值,从而导致关断角γ裕度不足,引起换相失败。因此,控制策略2相对于控制策略3可以降低系统换相失败的影响。
综上所述,当混合型高压直流输电系统整流侧交流系统发生单相接地故障时,控制策略2相对于控制策略3可以降低换相失败影响。
4 结语
1)本文研究了整流侧采用VSC、逆变侧采用LCC的混合型高压直流输电系统,适用于远距离海上风电并网。同时,本文分别介绍了两端换流站的运行原理与控制策略。
2)整流侧VSC采用定直流电压、定交流电压控制,逆变侧LCC采用定直流电流控制时,在LCC侧加入VDCOL后,可以在发生换相失败、功率传输中止后,加快系统的恢复速度。由表1可知加入VDCOL后故障恢复时间缩短84ms。
3)对比控制策略2与控制策略3发现,在两端交流系统发生故障的情况下,前者可以降低换相失败的影响,且功率传输中断后的恢复特性较快。由表1可知当逆变侧交流系统发生单相直接接地故障时,控制策略2相对控制策略3,故障恢复时间缩短166ms。
综上所述,针对整流侧采用VSC、逆变侧采用LCC的混合型高压直流输电系统,采用控制策略2的效果最佳。
摘要：混合型高压直流输电系统两端分别由传统电网换相换流器(LCC)和电压源换流器(VSC)构成,是一种新型拓扑,可以合理结合二者的优点,具有广泛的应用前景。其运行特性、控制策略和故障特性等方面不同于LCC高压直流输电系统和VSC高压直流输电系统,有必要对其进行研究分析。文中研究了整流侧采用VSC、逆变侧采用LCC的混合型高压直流输电系统,设计了不同的控制策略,在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC下进行了正常和故障情况下的仿真,对比采用不同控制策略时对系统换相失败的影响和故障恢复特性,选择了适用于此类系统的最优控制策略。
高压直流输电系统损耗浅析 篇4
关键词：高压,直流,输电系统,损耗
整个换流站的损耗可分为晶闸管阀的损耗、换流变压器的损耗、交流滤波器的损耗、并联电容器组的损耗、并联电抗器的损耗、平波电抗器的损耗、直流滤波器的损耗、PLC滤波器的损耗等, 下面将按设备的种类分项说明。
1 晶闸管阀的损耗
一个典型晶闸管阀的简化等效电路如图1所示, 它包含了一个阀中所有串联的晶闸管的作用。CAC和RAC是R-C阻尼电路中的集中电容和电感值。RDC表示直流均压电阻器和其它在阻断时导致损耗的电阻。它还包含了晶闸管漏电流的效应。CS包括了杂散电容和电涌分布电容 (如果采用的话) 。LS表示饱和电抗器, 它用来限制di/dt在安全值范围内, 并改善快速增长电压的分布。RS表示阀的电流导通分量的电阻, 如:母线、接触电阻、饱和电抗器绕组的电阻等。
假设换相期间阀的电流是线性的 (实际上, 阀换相期间的电流波形是正弦波形的一部分) 。这种简化对于损耗计算结果几乎没有影响, 然而, 梯形电流大大简化了计算。对于每个晶闸管阀而言, 它的损耗可大致分为导通过程、导通状态、关断过程、关断状态四个时间段的损耗, 具体来说可分为八个部分, 即导通状态下的晶闸管损耗、晶闸管扩散过程的损耗、其它导通损耗、关断期间与直流电压相关的损耗、关断期间与电阻相关的阻尼损耗、电容充放电引起的阻尼损耗、关断过程的损耗、阀电抗器的损耗等。
综上所述, 晶闸管阀的损耗共有八个部分, 它们分别是:晶闸管的导通损耗, 是在导通状态下晶闸管上的电流和电压产生的损耗, 和电阻上存在电压、电流时就会产生损耗是一样的道理;晶闸管的扩散损耗, 是由触发后建立全导通的延迟过程引起的, 是实际和理想的通态电压差值和电流的乘积;其它的导通损耗主要是由阀主回路中的电阻引起, 而非晶闸管引起;直流电压相关损耗, 是阀的并联电阻产生的损耗, 由非导通期间阀两端的电压引起, 包括由晶闸管的断态和反向电流引起的损耗;电阻相关的阻尼损耗, 由通过串联电容交流耦合的电路的电阻元件和非导通期间阀两端的电压共同决定;电容充放电引起的阻尼损耗, 由阀电容存储的能量随阀阻断电压的级变变化而产生;关断损耗, 是当晶闸管关断时, 其中的反向电流在晶闸管和阻尼电阻中产生的额外损耗;电抗器的损耗, 由三部分组成:绕组的电阻损耗、铁芯的涡流损耗和磁滞损耗等如果在绕组上采用额外的阻尼电路, 也将产生损耗。以上各部分损耗分别计算、加和, 就可以得到全部晶闸管阀的损耗。
2 换流变压器的损耗
换流变压器绕组中的电流含有谐波 (大小取决于换流站的运行参数) , 在确定换流变压器的损耗时应该考虑谐波的影响。对于相同均方根值的电流而言, 非正弦电流在换流变压器中产生的损耗比正弦波要大。在空载状态下, 变压器带电但阀阻断, 此时的变压器损耗就是空载损耗。空载损耗 (即铁芯损耗) 应该根据IEC60076-1确定。
在运行状态下, 变压器的运行损耗应为激磁损耗 (即铁芯损耗) 和由电流大小决定的损耗 (负荷损耗) 之和。负载状态下, 谐波电压将用在换流变上。当变压器分接头位置与负荷水平相适应, 交流系统电压额定时, 可认为负载运行时的铁芯损耗等于空载损耗。忽略谐波电压对激磁电流的影响。变压器的负荷损耗应考虑电流的基波、谐波的共同作用, 由以下几个步骤确定:
3 交流滤波器的损耗
为了确定损耗大小, 换流器被看作是谐波电流源, 且交流系统开路, 因此换流器产生的所有谐波电流都看作流入交流滤波器。每条滤波支路中流过的谐波电流 (计算每个滤波元件损耗的基础) 应该用换流器产生的总的谐波电流计算。
3.1 交流滤波器的电容器损耗
滤波器电容的基频损耗应该根据IEC60871-1确定。电容器组的额定三相Mvar值应该由电容值和电容器组上的基频电压决定。谐波电流产生的损耗很小, 可以忽略不计。
3.2 交流滤波器的电抗器损耗
电抗器中的基频和谐波电流都应考虑。电抗器基频下的阻抗和基频、谐波频率下的品质因数应该在工厂测量, 并根据绕组的最大运行温度修正。
3.3 交流滤波器的电阻损耗
电阻中的损耗应该计及基频和谐波电流。电阻值应由工厂测量得到, 并根据电阻的运行温度修正。经过滤波器电阻的各次谐波都应计算到。
4 并联电容器组的损耗
并联电容器辅以滤波器向交流系统提供无功功率。并联电容器组中的功率损耗应该在投入该组的各种工况下决定, 它在基频下的损耗应该根据IEC60871-1决定。电容器组的三相Mvar额定值应由电容值和其基频端电压的决定, 谐波电流引起的损耗可不计。整个电容器组的损耗应由下式计算:
其中:P1:电容器平均每k Var容量消耗的功率, 单位为k W/kVar;S:系统额定电压和频率下, 电容器组的额定容量。
5 直流平波电抗器的损耗
平波电抗器中的电流是直流电流, 并带有谐波。平波电抗器损耗的直流分量应由工厂试验 (根据IEC60289和IEC60076-1) 得到。 (此处可参考IEEE标准)
谐波电流引起的绕组损耗应由计算得到。计算中用到各负荷水平下的谐波电流幅值和对应的谐波电阻值。谐波电流值由相关的谐波计算公式计算。谐波电阻由测量得到。如果采用铁芯—油箱结构, 还应计算励磁损耗。总的运行损耗应为直流损耗、谐波损耗 (及励磁损耗) 之和。
6 直流滤波器的损耗
直流滤波器连接在换流器的高压端和低压端之间。计算滤波器中流过的谐波电流时应该将换流器用一个电压源和阻抗代替。用相应公式来计算换流器的谐波电压。平波电抗器和直流线路用它们的实际阻抗代替。计算中认为交流系统运行在额定频率, 滤波元件运行在额定值。
6.1 直流滤波器的电容器损耗
直流滤波器的电容器损耗主要是直流均压电阻器损耗和电容器的谐波损耗, 后者很小, 可以忽略不计。
电容器组的总电阻R, 由各电容器单元均压电阻的平均值 (产品试验得到) 和电容器组的结构得到。
6.2 直流滤波器的电抗器损耗
计算电抗器中的损耗应:在某负荷水平下, 根据相应的运行参数计算电抗器中的谐波电流, 在工厂试验中测量谐波频率下电抗器的电抗值和品质因数, 并根据绕组的最大运行温度进行修正。
6.3 直流滤波器的电阻损耗
计算电阻损耗时应考虑所有的谐波电流。电阻器的电阻值R应该由工厂测量确定。流过电阻器的谐波电流应在换流站的不同负荷水平, 和相应的运行参数下计算。
7 辅助设备和站用电的损耗
站用电的消耗按换流站的服务设施、运行需要和环境条件变化, 另外也包括间歇性负载:供热, 冷却、照明和维护设备。附件损耗应该分别根据空载及各种负荷水平, 直接在每个损耗源的主馈线进行测量。只在特殊条件下产生的附件损耗不应计入。对间歇性负载的损耗, 应该在一定的运行时间内测量, 然后对结果取平均值。当主馈线还对其他设备供电时, 应该减去这类设备的损耗。
8 RI (radiointerference) /PLC滤波器的损耗
除了交、直流的谐波滤波器, 有些情况下还需要其它设备以抑制射线干扰, 或对电力线载波系统的干扰。这类设备可能由是串联在交、直流系统中的电抗器支路 (可能并联有调谐电容) 组成, 也可能是并联的支路, 或是串并联混合的结构。并联支路的损耗很小, 可忽略不计。对于串联滤波器, 仅考虑电抗器中的损耗。
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混合高压直流输电 篇5
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.
混合高压直流输电 篇7
与交流输电相比,直流输电具有输送容量大、送电距离远、电网互联方便、功率调节容易、线路走廊窄等诸多优点,因此,在远距离电能传输、非同步电网互联、分布式能源接入电网、海岛供电,以及大城市中心区域电缆供电等领域具有明显优势[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。
中国幅员辽阔,能源与负荷呈逆向分布,决定了高压直流输电技术具有广阔的应用前景[10]。在舟山直流输电项目之后,先后建设了葛南等直流输电工程,以及灵宝等直流背靠背联网工程。目前,在建和规划中的直流输电工程数量已逐渐可以和交流输电工程相比拟,已投运直流工程占世界直流输电容量的20%以上,中国已经成为直流输电大国[11]。
中国虽然是直流输电工程大国,但在直流输电相关技术研究方面还相对薄弱。近年来,经过不断的自主创新和跨国公司的部分技术转让,国内500kV直流工程控制保护已基本实现自主化。尽管在部分领域对国外技术仍有依赖,但中国已逐渐掌握了直流输电的核心技术。直流主设备国产化率在逐渐提高,一些国内厂家对直流控制和系统的自主化也作出了重要贡献。
直流输电线路是直流系统故障率最高的元件,运行数据也显示国内直流输电可靠性指标偏低[12]。直流输电系统中换流变压器、换流阀等元件尺寸小,工作条件优越,故障概率低,且多为永久性故障,保护动作后系统闭锁;而输电线路距离长,要跨越不同地形和气候区域,工作条件恶劣,故障概率高,瞬时性故障概率占90%以上,故障后采用类似交流输电线路重合闸的重启过程即可恢复正常运行,而不必闭锁直流系统。因此,高性能的直流输电线路继电保护可及时发现线路故障,提高瞬时性故障重启成功率,是直流系统及与之相连的交流系统安全运行的重要保证。统计表明,线路故障占直流输电系统故障的50%,但线路保护的正确动作率只有50%,有近一半的输电线路故障由直流控制系统响应动作,造成直流闭锁,引起不必要的停运[13]。因此,提高直流输电线路继电保护性能,对于提高电力系统的安全性具有决定性作用。
综上所述,直流输电技术在中国具有广阔的应用前景,中国虽已是世界直流工程大国但非直流技术强国。鉴于直流输电线路继电保护的技术水平和运行水平对电力系统安全性影响最大,以及中国在交流输电线路继电保护领域已处于国际领先地位,相信有能力、也应该提升直流输电线路继电保护的研究和运行水平。
1 直流输电线路继电保护研究现状
利用换流技术的直流输电自1954年诞生以来,先后在控制阀、控制特性、系统结构等方面都有所进展。目前,基于半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直流输电(CSC-HVDC)用于远距离、大容量电能传输;基于全控型器件(如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)、门极可关断晶闸管(GTO))的电压源换流器高压直流输电(VSC-HVDC,也称HVDC Light,HVDC Plus或HVDC Flexible)用于受端弱系统、分布式电源接入电网或电能分配的格局基本形成[5]。另外,直流输电的网架结构由原来的“仅有”两端系统,发展到今天的“存在”多端系统;输电线路也由最初的海底电缆,发展到今天的架空线和电缆并存;同时,直流输电系统的电压等级、输送功率、输电距离、可控性等指标也在逐步提高。因此,研究直流输电线路的继电保护时必须考虑这些发展趋势。
目前,运行中的直流输电线路继电保护方案部分是由ABB或SIEMENS提供。主保护配置行波保护(traveling wave protection,或称波前保护(wavefront protection))、微分欠压保护;后备保护配置电流差动保护,部分工程也同时配备了低电压保护。SIEMENS公司直流线路保护主要应用于天广一回以及贵广一回、二回直流输电工程及云广工程中。根据控制系统的分层,云广工程保护系统分为极保护和阀组保护,并分别采用双重冗余配置。贵广一回、二回工程的直流线路保护配置原则与原天广工程基本相同,天广直流经过改造均增设了直流线路横差保护(87DCLT)。在中国,ABB将高压直流技术应用于众多“西电东送”项目建设中,包括向家坝—上海、锦屏—苏南±800kV特高压直流输电线路建设。许继集团与南方电网公司签订了糯扎渡、溪洛渡———两渡直流输电工程,受端江门站、送端昭通站全部换流阀与阀冷系统设备合同。SIEMENS和ABB则获得了为糯扎渡—广东特高压直流输电工程提供800kV特高压直流变压器的部分项目。现对直流输电线路继电保护的技术现状与研究现状分析如下。
1.1 行波暂态量保护
在直流线路上发生故障时,会从故障点向线路两端传播故障行波,即反行波。行波保护就是利用反行波来识别故障,是直流输电线路的主保护。
文献[14]最早提出直流输电线路行波保护的思想,它通过电压微分和反行波的积分来识别区内外故障,并给出了葛南直流系统下的仿真验证结果。目前,运行中的行波保护主要有ABB和SIEMENS的2种方案,它们略有不同:ABB的行波保护用极波来检测故障、用地模波来选择故障极;SIEMENS的行波保护用电压微分构成启动判据,通过对反行波突变量在10ms内的积分来检测故障[15,16,17],在有些工程中采用电压微分启动、用电压和电流突变量来识别故障[13,18]。SIEMENS的行波保护采用了积分环节,动作时间为16~20ms,比ABB的行波保护慢;正因为采用了积分环节,SIEMENS的行波保护能耐受3%的噪声干扰,比ABB的行波保护抗干扰能力略强(后者能耐受1%的噪声干扰)[19,20,21,22]。2种行波保护耐过渡电阻能力都非常有限,1 000km输电线路中点故障时,耐过渡电阻能力不足10Ω[13]。另外,行波保护存在着对采样率要求高、理论不严密、缺乏整定依据而需要通过仿真试验进行整定的问题[23]。
鉴于行波保护运行中存在的问题,学者们对此进行了大量研究。为了提高行波保护的可靠性,文献[15,19,21]给出了基于小波变换的行波方向保护新原理。为了提高行波保护的抗干扰能力,文献[20,24]将数学形态学滤波技术和形态学梯度技术用于直流输电线路暂态行波滤波和故障行波波头的捕获。为了提高行波保护选择性,文献[25]拟将测距式行波距离保护用于直流输电线路。为了进一步提高行波保护的可靠性和动作速度,文献[26]将小波模极大值用于直流输电线路行波保护以实现故障的快速识别。为了提高行波保护的灵敏度,减小过渡电阻对行波保护的影响,文献[27]提出采用极性比较式的行波保护原理。为了提高行波保护抗干扰能力和灵敏度,文献[28]在小波分析的基础上利用低频和高频能量的比值构造行波保护判据。
考虑到线路两端存在平波电抗器和直流滤波器构成的边界,将交流输电线路暂态量边界保护思想用于直流输电线路是近年来的研究方向之一。文献[29]于2005年提出利用直流输电线路故障暂态能量中的高频分量和低频分量进行故障判别。文献[30]在小波变换的基础上,提出将行波保护和暂态量边界保护混合构造保护判据。在对直流输电线路边界特性研究的基础上,文献[31]利用暂态电压行波首波头的小波变换模极大值幅值构造启动判据,利用暂态电压高、低频分量的小波能量比值构造动作判据,文献[32]利用高频分量能量和来构造保护判据。
综上所述,运行中的行波保护存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、缺乏整定依据需要通过仿真试验进行整定、抗干扰能力差、可靠性不高等问题。无论是行波保护还是暂态量保护,都存在着所依赖的故障特征持续时间短、做决断所用信号的能量小、对装置采样率要求高、需要考虑雷电干扰问题等缺点,而且存在理论不完备、需要通过穷举式的仿真进行整定的问题。
1.2 微分欠压保护
微分欠压保护依靠检测电压微分数值和电压幅值水平实现保护,是直流输电线路的主保护,兼做行波保护的后备。
目前,ABB和SIEMENS的微分欠压保护都是检测电压微分和电压水平实现保护。微分欠压保护的电压微分定值与行波保护相同,但电压微分上升沿延时为20ms(行波保护为6ms),因此,微分欠压保护在行波保护退出运行或电压变化率上升沿宽度不足时,可以起到后备作用,但耐过渡电阻能力仍然十分有限,1 000km线路中点故障耐过渡电阻低于70Ω[13]。
综上所述,微分欠压保护的动作速度比行波保护略慢,灵敏度和可靠性比行波保护高,但仍然存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、整定缺乏依据需要通过仿真试验整定等问题。
1.3 低电压保护
作为行波和微分欠压保护的后备保护,低电压保护仅依靠检测电压幅值水平来实现保护功能。一些直流工程并没有配备低电压保护,在直流输电线路继电保护相关文献中,也很少见到关于直流线路低电压保护的原理与判据的描述。
低电压保护分为线路低电压保护和极控低电压保护。线路低电压保护定值比极控低电压保护定值高。线路低电压保护动作后启动线路重启程序,而极控低电压保护动作后则闭锁故障极,因此,极控低电压保护已不属于线路保护的范畴[18,33,34]。与低电压保护研究相关的文献,以及它在实际运行中的性能表现方面的文献鲜有报道。按照设计,它用于切除行波和微分欠压保护未能动作的高阻故障,在电流差动保护之前动作[18,35]。
虽然低电压保护原理简单,但它缺乏整定依据,从理论上无法区分区外故障和区内高阻故障,选择性差、动作速度慢。
1.4 纵联电流差动保护
理论上讲,纵联电流差动保护利用了双/多端电气量,从原理上就能够保证绝对的选择性,但由于直流输电线路差动保护利用两端电流简单加和构造差动判据,没有考虑输电线路分布电容的影响,需要等暂态过程消失后差动保护判据才能成立,因此,它在故障后投入的时间晚且需要长延时确认。按照设计,它仅负责切除高阻故障,是直流输电线路的后备保护。
运行中的直流输电线路纵联差动保护由于没有考虑电容电流问题,动作速度慢。SIEMENS直流线路差动保护在设计时采取了“传输同步故障延时”功能,在故障初期由于电流波动大,差动保护会延时600ms再投入,又加上差动判据本身延时500ms,即使差动保护能够动作也在故障发生1 100 ms以后。在此期间,曾多次发生由于极控低压保护或者最大触发角保护动作而闭锁故障极的事故,线路失去重启机会被迫停运,差动保护也未能对高阻接地故障起到后备作用[13,18,33,36]。而葛南直流的差动保护动作时间为5s,更少有机会动作[34,35]。
为了提升现有直流输电线路差动保护的性能,文献[37-43]给出了一些改进措施。文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]则期望通过简单的电容电流补偿提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]提出了一种特高压直流输电线路暂态能量保护原理,根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[40]拟将行波差动原理用于直流输电线路以提升现有差动保护性能,提出用反行波1模量构造差动判据,用0模实现故障极选择。文献[41]对直流输电线路原高频通道升级为光纤通道后的保护配合问题进行研究,并给出了光纤通道下提高差动保护动作速度的措施。文献[42]针对目前天广、高肇、兴安直流线路差动保护动作速度慢,经常由于极控保护动作而失去线路重启机会的问题,提出如下建议:取消电流波动闭锁差动600ms逻辑;优化直流线路低电压、极控低电压、大触发角等保护的出口时间配合;在具有光纤通道的直流工程中,缩短数据延时的设定值。文献[43]通过对南方电网多条直流输电线路普遍存在的后备保护拒动、导致故障极闭锁问题的深入思考,鉴于天广直流保护系统通信通道延时小于20 ms,以及目前国内交流系统差动保护同步采样技术已经比较成熟,热切盼望运用已有技术来提升直流输电线路电流差动保护的研究和运行水平。
综上所述,现有差动保护由于没有考虑电容电流问题,任何导致电压变化的过程,如区外故障、启动过程都有可能导致误动,因此为了防止误动,判据需要较长的延时。本来电流差动保护应该具有的灵敏度高、动作速度快的优点,在直流输电线路中远没有发挥出来,其性能亟待提升。
2 直流线路保护配置及整体性能
文献[44-45]对现有的直流输电线路继电保护进行了综述,分析了通信在保护中的重要性,并根据通信具备与否分别给出了不同的直流输电线路继电保护配置方案。文献[35]介绍了葛南直流输电线路的保护原理及其配置,并对故障情况下保护的动作行为进行了分析。文献[46]介绍了天广直流输电线路的保护原理及其配置,并针对一起事故对保护的动作行为进行了分析。文献[47]详细介绍了天广直流输电线路的保护判据,并探讨了保护校验的合理性。文献[48]介绍了直流系统运行方式及直流线路的保护配置,分析了直流线路保护的动作特性,指出了其存在的问题,给出了解决方案。总体上看,目前的保护方案在线路末端故障或高阻故障情况下容易出现拒动现象。另外,德宝、呼辽、宁东、青藏等工程均由国内厂家实现,其具体实现方法与国外厂家存在技术上的差异。
目前,直流输电线路保护不能有效识别含过渡电阻的短路故障,在高阻故障发生时会由于线路保护拒动而闭锁故障极,这种事故屡见不鲜[18,33,34,36]。文献[33]分析了高阻接地故障情况下电压、电流和触发角的变化特征,阐明了设置相关后备保护时需注意的问题,对天广直流线路后备保护设计的不合理之处进行了分析,并给出了改进建议。文献[36]对2005年3月21日天广直流极Ⅱ发生的线路高阻接地故障进行了分析,当直流线路经高阻接地时直流电压将以较慢的速度下降,线路行波保护和微分欠压保护中的电压微分元件灵敏度不足未能启动,作为线路后备保护的线路差动保护本是切除高阻故障的重要保障,但由于直流控制系统的调节作用引起直流线路电流变化,导致线路差动保护动作延时变长,进而导致极控低电压保护和触发角过大保护误动闭锁故障极。文献[34]分析了2007年8月26日和2007年8月27日连续发生的2起高阻接地故障,并得出了与文献[36]相同的结论。此外,文献[18,33]报道了另外2起高阻故障导致故障极闭锁的事故。
在上述保护配置及性能分析的文献中,一般为直流输电线路配备了行波保护、微分欠压保护和电流差动保护。为了更直观地表示直流输电线路故障过程中各原理的保护对故障的响应情况,图1按照这种保护配置方案给出了直流输电线路内部故障时各种保护的动作区间(图1中的电流、电压波形为输电线长度为1 000km的500kV直流系统中点非金属故障持续1s的情况)。
由图1可知,行波保护能够动作的时间约10ms,微分欠压保护能够动作的时间约20ms,差动保护投入较晚,如能够动作则在故障1.1s后[13,18]。从图1还可以看出,在20~1 100 ms之间,没有任何保护原理能够反应于故障而动作。
综上所述,目前直流输电线路保护的原理单一,快速保护灵敏度低,差动保护可靠性差、动作速度慢。从保护的配置上可以看出,故障后的相当长时段内缺乏能够反应于故障的保护原理。
3 直流输电线路保护存在的问题
综上分析,目前直流输电线路继电保护存在如下问题。
1)从保护原理的角度看,目前的直流线路保护存在着理论不完备、可靠性差的问题。具体表现在主保护(行波暂态量保护、微分欠压保护)的灵敏度低、缺乏整定依据、故障投入时间短、对采样率要求高、抗干扰能力差。后备保护中,差动保护动作速度慢;低电压保护则不仅动作速度慢,而且缺乏整定依据,无法保证选择性。
2)从保护配置的角度看,保护种类单一、可靠性差,在故障后相当长的时段内缺乏反应于故障的保护原理。
由于直流输电线路与交流输电线路并无本质区别,只是能量集中频带不同,而目前交流线路保护具有可靠性高、采样率低、理论完备等优点。因此,可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验,同时充分考虑直流输电系统的结构特点和控制特性对保护的影响。
文献[37-39,49-50]借鉴交流线路提出了一系列对采样率要求低、可靠性高、实用性强的保护原理。其中,文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]借鉴交流线路电容电流补偿方法,以提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[49]提出了利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理,并研究了数据窗、雷电干扰对保护的影响。文献[50]提出了基于分布参数模型的电容电流补偿方法,可用于远距离高压直流输电线路,且整定中充分考虑了直流输电系统控制特性对保护的影响。
4 直流输电线路保护研究的建议与设想
由上文分析可知,直流输电线路保护可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验。直流输电是控制、保护一体化的系统,保护动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路故障暂态过程受直流系统控制特性的影响,故障特征分析和保护新原理的研究应充分考虑直流系统控制特性的影响。由于故障后的暂态电气量是受控的,可研究充分利用直流系统的静特性和动特性的保护原理。直流线路两侧有明显的边界(平波电抗器),可研究利用线路边界特性的直流线路保护原理和整定方法。直流系统故障暂态中含有大量的特征频率信号,可研究基于特征频率的保护原理。充分利用直流输电系统的结构特点和控制特性,可构建多种保护原理,以提高保护的性能。
5 结语
本文对直流输电线路保护原理和国外厂家的保护方案进行了综述。在总结国内外现有技术和研究现状的基础上,对保护原理进行了分类研究,指出现有的直流输电线路继电保护体系存在理论不完备、原理单一、可靠性差等问题,提出了直流输电线路保护研究的建议与设想,并探讨了进一步的研究方向。
智能电网发展与高压直流输电研究 篇8
经济快速发展背景下,能源资源短缺问题也日益凸显出来,其也直接引发一系列环境问题,如温湿气体排放等,极大程度上影响可持续发展目标的实现。此时,能源资源高效利用、优化配置等显得极为重要,如在电网建设方面,需以能源的利用为依托,规划建设智能电网。但如何保证智能电网建设目标实现,又需考虑将高压直流输电引入其中。因此,本文对高压直流输电、智能电网的相关研究,具有十分重要的意义。
1 国内外智能电网规划现状
智能电网规划是当前世界各国电网建设的重点内容。本文在研究中主要选取欧洲国家、美国以及中国等智能电网规划现状作为实例,对智能电网规划情况进行分析。首先,从欧洲国家电网发展情况看,由于欧洲在经济发展过程中致力于将环境保护、能源建设等融入其中,所以在电网建设方面也提出能源供应网等策略,以其中超级电网为例,强调借助潮汐能、风能等资源,可使传统资源的消耗减少许多,且以往温室气体排放问题也将得以改善。同时,超级电网建设下,也将充分利用高压直流输电方式,其可满足大容量远距传输、新能源并网等要求,电力消费区的用电需求都可得到满足。其次,对于美国智能电网建设,其可被置于国家战略高度,强调在超级电网上不断突破。如SPPS、PJM、Midwest ISO等要求在2024年,东部电网联网建设中,需从电力输送、新能源建设两条线路方面着手,确保新能源得以充分利用。同时,在规划中也要求做到统一、智能,其中的统一主要指连接北美分散电网,使新能源可覆盖大多区域。而智能表现在新技术如自动控制、信息通信以及传感测量等运用下,使电力供应更为安全、可靠。另外,我国电网建设中,由于面临严重的能源分布不均情况,如太阳能在北部、西部地区较为丰富,而风电资源在东南沿海、背部与西部地区较为丰富,其他水力资源、煤炭等分布也极不均匀。
2 智能电网和高压直流输电研究
2.1 智能电网发展特征分析
智能电网建设在当前新能源利用背景下,强调以高效、环保作为主要方向,其呈现的特点主要表现在:第一,分散的电源分布。能源资源分布处于不均匀状态,也直接导致电场分布较为分散,如江河地区以水力发电为主、高原地区为太阳能或风力发电。第二,智能化特点。在发电形式趋于多样化的背景下,发电场分布极不均匀,这为实际调配电力资源带来极大难题。此时,为保证电力资源得以配置,需使电力系统达到智能化标准。第三,超级化特点。如欧美国家电网建设中提出的超级电网,其也将成为我国电网建设的重要目标。超级电网建设下,要求解决以往能源应用下存在的间歇性特征问题,确保电力系统运行更为稳定[2]。
2.2 高压直流输电特征分析
我国当前智能电网建设中,直流输电工程所占比重极高,其具有输送容量大、电压等级高等特征。对比交流输电,高压直流输电在电网建设中的优势表现为:(1)远距离电缆输电要求得以满足,交流输电很难达到这一标准;(2)输电损耗优势较为明显,长距离输电中,高压直流输电不会对输电走廊过多占用,损耗极低;(3)系统稳定性较强,如交流系统在相同或不同额定频率下,不会以同步互联方式为主,加上输电可被有效控制,对系统稳定性的提高可起到明显作用;(4)柔性直流输电引入其中,在无功功率、有功功率等方面都能被有效控制,且无需将换相电源引入,便能使负荷接入、电源接入等要求得到满足。此外,直流输电中,假若输电处于正常状态,无电容电流,所以也不必考虑进行无功补[3]。
3 智能电网和高压直流输电发展建议
智能电网未来发展中将更注重引入新能源,并将超级电网作为主要发展方向。从欧美国家超级电网建设现状便可发现,超级电网中融入智能电网建设中的许多优势,可使不同区域供电需求都得到满足。但需注意的是超级电网本身作为较为专业、复杂的系统工程,实际建设中将面临较多技术难点,要求采取分阶段建设的方式。我国在超级电网建设中可考虑从五个阶段着手,即:第一,在常规发电上不断建设。常规发电厂在社会经济发展中扮演重要角色,要求在建设中扩大其发电容量,不断完善交流区域电网。第二,在水力发电厂建设上不断加强。可考虑将高压直流输电引入其中,利用其将大型水力发电厂中的电力资源向其他区域输送,有利于电力资源的有效配置。第三,新能源应用。能源的引入将成为电厂建设中需考虑的主要内容,要求通过新能源使发电量有限、环保问题都得以解决。第四,新能源发电基地。该阶段主要强调以相应的技术为依托,增加系能源发电比重,利用远距离输送、并网技术等实现能源的输送,这也是推动直流输电工程的重要方式。
4 结论
智能电网的建设是我国未来电网发展的重要方向。实际发展智能电网中,应正确认识当前智能电网规划的主要现状,对比国内外智能电网发展特点,在此基础上分析我国智能电网建设的特征以及直流输电工程的应用,可考虑在未来智能电网建设中充分发挥高压直流输电的优势,可结合不同区域电力资源情况,采取分阶段建设方式,以此推动我国电网建设进程的加快。
摘要：随着电网建设步伐的加快,新能源发电技术的应用也成为世界各国关注的焦点。然而以往电网建设中,采用的多为交流输电方式,很难与职能电网中对高压直流输电的要求相适应,导致智能电网发展受到极大程度的制约。这就要求在发展智能电网中,进一步明确高压直流输电的优势,保证其能为智能电网建设提供支撑。本文将对国内外智能电网规划现状、智能电网与高压直流输电的特征以及未来发展的建议进行探析。
关键词：高压直流输电,智能电网,规划,建议
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