柔性直流输电（共10篇）
柔性直流输电 篇1
1 概述
柔性直流输电技术概念于20世纪80年代提出, 特别是在伴随着包括电力电子技术、自动控制技术以及计算机微处理技术等多方面的发展, 经过三十多年的发展进化, 柔性直流输电技术在当前形势下, 演变发展以来产生的诸多关键性问题逐渐得到一一解决, 此技术 (柔性直流输电技术) 在HVDC以及HVAC系统中得到了越来越多的相关人员及专业的重视。
2 柔性直流输电相关技术介绍
2.1 柔性直流输电工程中的换流器技术
柔性直流输电的换流器根据换流器桥臂的等效特性, 可分为:可控电源型和可控开关型两类。可控电源型交流器其换流桥臂等效为可控电压源, 其储能电容分散于各桥臂中, 并且通过改变某桥臂的等效电压, 就能间接改变交流侧输出的电压。可控开关型换流器通过适当的脉宽调制技术控制桥臂的开通与关断, 其换流桥臂可以等效为可控开关, 从而将直流侧电压传递到交流侧。
无论是两电平还是半桥型模块化多电平换流器, 于目前投入工程应用的换流器技术中, 同时全桥式和钳位双子模块型模块化多电平换流器, 均存有不可在直流故障下实现交直流系统隔离的问题。在直流电压急剧降低时, 仍然可以支撑交流电压, 究其原因可以使桥臂等效输出电压为负值, 从而实现抑制交流侧短路电流的目的。
2.2 柔性直流输电系统中的主接线设计
电力系统中的变电站主接线设计是电力系统规划设计中的重中之重。柔性直流输电换流站中采用两电平、三电平换流器, 其站址一般采用在直流侧中性点接地的方式, 原因在于电压等级过高, 而我国交流电网110k V及以上的电力系统大多都采用中性点直接接地的方式。与此同时采用模块化多电平的柔性直流输电系统则一般采用交流侧接地的方式, 和国家电网公司设计规程吻合。而上述这些接地特点及方式都是单极对称系统, 当换流器或直流线路发生故障后, 整个系统将瘫痪, 进而无法正常运行, 虽然正常情况下不需要单独设置专门接地, 但在系统参数配置相同情况下, 直流侧的不对称还将造成换流器所连接的交流侧电压水平的大幅度提升。单极不对称系统换流阀所耐受电压是单极对称系统的两倍, 水平较大。
为了降低直流侧故障的发生率, 大多数柔性直流输电工程采用电缆作为传输线路, 因此大多数的柔性直流输电系统传输线路采用单极结构, 而一般采用的是并联形式作为相应连接方式的多端柔性直流输电系统, 由于并联型式具有线路损耗更小、调节范围更大、扩建方式更灵活, 这样既可以保证换流器工作在同一电压水平, 又能有更好的经济性。与此同时, 采用单个换流器造价等成本会更低, 同时可靠性会更高。
2.3 柔性直流输电保护与控制研究
HVDC系统的保护配置原则上需要同时满足继电保护的四性, 即可靠性、选择性、灵敏性、速动性原则, 并且易于运行维护。保护输电系统中各个设备的安全及正常运行, 是柔性直流输电工程中其保护系统的主要功能, 如果发生故障, 即在故障工况下, 其保护系统能够迅速切除故障及其相关的不正常的运行设备, 且能尽可能的保证不停电, 并以能够保证其他电气相关设备的安全运行。基于模块化多电平系统换流器保护策略大致可分为换流器保护、交流侧保护和直流区域保护, 两者主要的区别在于具体的保护算法设计和保护区分。
3 应用领域与相关研究现状
3.1 应用领域
目前来看, 根据柔性直流输电技术的相关特点, 其广泛应用于输电系统工程中的案例有如下几点, 譬如:新能源及可再生能源的接入问题、电网的孤岛供电问题、地区城市的供电可靠性问题、智能电网 (Smart Grid) 联网互联等相关的领域。
(1) 可以缓解功率波动引起的电压波动, 改善电能质量。用于可再生能源接入, 譬如:风电、太阳能等功率输出波动较大的新能源及可再生能源等。
(2) 通过对有功及无功功率的控制, 用于向中心城市供电, 以解决电能质量问题, 譬如电压闪变等, 提高系统运行的的稳定性, 并且同时可以完成城市电网的改造增容, 另外对中心城市供电时, 可做到无电磁干扰及不影响城市的市容, 在中心城市负荷需求和环保节能要求下, 达到满足之要求。
(3) 可用于解决大电网的异步互联问题, 电网间功率互换, 解决大规模电网中的动态稳定性及短路电流超标等问题, 鉴于其快速独立调节无功、不提供短路电流等技术。
(4) 可大幅减少经济人力投资及运行管理等费用。可充分发挥其可自换相的技术优势, 应用于远离海岸的海岛及海上石油天然气等钻井平台的供电。
3.2 国内外工程应用现状
至2012年年底, 全世界投入柔性直流输电工程建设的柔性直流输电工程已经投入运行的有13个, 其中有6个用于电网间互联, 4个用于风电厂接入电网, 2个用于海上钻井平台供电, 1个用于大型城市的供电。
我国研究起步较晚。但在国家电网公司的努力下, 一代又一代的电网人在柔性直流输电工程技术研究与应用方面做出了巨大的努力和贡献。前些年无论是高校还是电力科研院所对于柔直的研究都集中在两电平换流器 (也就是VSC) 柔性直流输电系统建模与仿真分析 (0和1) 等方面, 对于实际工程技术领域的研究很少有涉及, 很少能结合实际做一些事情。于2006年以来, 国内研究各大高校及电力科研院所等单位陆续开展了基于模块化多电平 (MMC) 的柔性直流输电工程技术领域的研究工作, 在理论及技术层面上都取得了突破性的研究进展, 中国首条柔性直流输电示范工程于2011年7月在上海南汇投运。这是第一次做示范工程, 也是大胆尝试工程实际。国家电网公司近期又在舟山地区电网建成一个5端柔性直流输电工程, 建设规模系统总容量1000MW, 包含5个换流站, 其中最大的换流站容量为400MW, 电压等级为±500k V。目前来看, 该工程的建设与实施在其应用领域提供可行性工程实际及研发平台, 另外该工程是当今世界上端数最多的柔性直流输电工程, 为后期的建设和发展提供相关技术和工程实践上的参考。
4 结束语
随着柔性直流系统有效提升其输送容量, 大容量的可关断元器件及直流电缆等设备技术研发及生产水平的不断提高, 使柔性直流输电在目前乃至未来成为电网可采用的主要输电方式。柔性直流电技术已经是世界各国电力行业发展的努力发展方向。随着全球气候变化温室效应等灾害的发生, 以及能源日渐枯竭等问题的日趋严峻, 迫切需要能够可持续, 和谐的, 且更为Smart、clean、efficient、reliable, 随着新能源并网消纳及可再生能源电网发展、智能电网 (smart grid) 升级改造等等需求的响应, 在不远的将来, 世界范围内的柔性直流输电工程应用将会获得更快更迅猛的发展。其发展天地更为广阔。未来电网的模式发展更加适应发展, 必将是大势所趋。
摘要：文章介绍了柔性直流输电工程国内外应用领域及应用现状, 对柔性直流输电在相关工程技术领域、工程应用情况等进行了总结和分析, 分析了柔性直流输电工程发展的前景, 进而说明了其对未来电网模式发展是一种必然趋势。
关键词：柔性直流输电,优势,工程应用
参考文献
[1]国家电网公司.国家电网公司促进清洁能源发展综合研究报告[R].北京:国家电网公司, 2009.
[2]汤广福.基于电压源换流器的高压直流输电技术[M].北京:中国电力出版社, 2009:21-24.
柔性直流输电 篇2
★ 高压输电线路环境影响评价模拟类比研究
★ 环境影响评价制度
★ 输电技术总结
★ 基于固始县土地利用规划环境影响评价调研
★ 道路环境保护与环境影响评价
★ 输电专业学生实习总结
★ 城市生活垃圾卫生填埋场环境影响评价
★ 输电类班员个人总结
★ 浅析环境影响评价公众参与有效性提高的途径
柔性直流输电 篇3
关键词：柔性直流；高压直流输电；城市电网；应用
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）24-0113-02
1 柔性直流输电技术概述
1.1 系统原理
柔性直流输电技术是一种新型的直流输电技术，它的核心是通过电压源换流器（VSC）进行换流，这种电压源换流器是由全控型器件组成的。这种换流器的体积非常小，但是功能非常强，可以减少换流站的设备以及简化其结构，也可以称作轻型直流输电。它的系统原理，如图1表示。
在这个图中可以看到，有一个电压源换流器VSC1用作整流器，另一个电压源换流器VSC2用作逆变器。主要的部件是直流侧电容器以及全控换流桥。直流侧电容器为换流器提供一定的电压支撑，因此，直流电压的稳定性对整个换流器可以正常可靠运行起到决定性的影响；
全控換流桥在每个桥臂上会有很多个可关断器件组成，比如，门极可关断晶体管、绝缘栅双极晶体管等，这些晶体管可以在一定条件下满足容量需求。换流电抗器和换流变压器对整个系统的运行发挥能量交换以及滤波的作用；滤波器的用途主要是滤除交流侧谐波。
如果换流电抗器是无损耗的，换流器与电网之间传输的有功功率P以及无功功率Q可以采用以下公式来计算。
p=■sinσ
Q=■
在这个公式中，UC代表换流器输出电压值；US代表交流母线的电压值；X代表交流电抗器与混流变压器的电抗值。
通过这个公式可以知道UC决定了无功功率的传输，而换流器的电压值是由电压的脉冲宽度控制的。柔性直流输电技术是在一些大功率全控型器件组成的基础上产生的电压源换流器，同时由高压直流输电的电缆出现以后，通过使用脉宽调制控制技术进一步发展的。也就是说，正弦脉宽调制控制技术是柔性直流输电技术的核心技术。
1.2 技术特点
第一，VSC电流可以自行关断，可以在无源逆变的情况下进行工作，不需要采用外加的换相电压，对于受端系统也可以是无源网络。这个特点改变了传统的输电技术需要在有源网络才能进行的缺点，实现远距离的孤立负荷送电。
第二，在电流正常运行的情况下，VSC可以对有功功率和无功功率同时进行独立的控制，控制方式也更加方便和灵活。而传统的输电技术只能对触发角进行控制，对有功功率和无功功率不能做到单独控制。
第三，VSC在不需要提供无功功率的情况下就可以自动起到动态补偿的作用，可以动态补偿母线的无功功率，使母线电压处于稳定状态。也就是说在出现故障时，如果VSC的容量控制在一定范围以内，柔性直流输电系统就可以直接向有故障系统提供有功功率的动态补偿，同时也可以进行无功功率的动态补偿，这样就可以保证系统运行的稳定性，而且也提高了系统电压的稳定性。
第四，柔性直流输电系统在进行反转时，直流电压的极性不会发生变化而直流电流方向会发生发转，这个特点也正好与传统的HVDC恰恰相反。这个特点非常方便的使系统构成对潮流反转情况进行有效控制，而且对并联多端的直流系统也能充分发挥可靠性。相对于传统的HVD系统对潮流反转的控制非常不方便的同时还会影响并联时的可靠性有了很大的进步。
第五，因为VSC的交流侧电流可以被控制，因此，不需要系统进行增加相应的短路功率。也就是说，系统在增加另外的输电线路以后，交流系统的整体保护不会被改变。
第六，VSC采用脉宽调制控制技术，开关的频率会比较高，在通过滤波以后就可以得到需要的交流电压，不需要变压器，换流站的结构也会被进一步简化，使需要的滤波装置相对减小很多。
第七，柔性直流输电系统采用这种模块化的设计在生产、安装、调试以及直流输电的设计方面都大大缩短周期。另外，对换流站的占地面积也减小很多，只有传统直流输电的20%左右。
第八，换流站的通讯不是必须的，在无人监管的情况下可以自动对控制结构进行动态控制。
第九，柔性直流输电系统如果在电网发生故障以后可以很快的恢复其控制能力。
第十，柔性直流输电系统中如果是连接两个相对独立的交流系统，在一侧的交流系统出现故障或者受到扰动时对另一侧的交流系统和换流器的运行不会产生影响。
2 柔性直流输电在城市电网中应用的可行性分析
2.1 现实性因素
城市中心的交流线路如果要增加新的输电容量是很难做到的，直流电缆要比交流电缆需要的空间要小，但是输送的容量要比交流电缆大很多，所以说城市中心需要更多的电力，直流电缆的应用是目前解决这些问题的最好方法。主要表现是：
第一，提高城市电网的供电能力，满足城市电量增长需求。柔性直流输电使用的电缆是一种新型的直流电缆，具有输电能力强而且占用的空间非常小，可以安装在输电走廊内或者交流电缆管内，供电能力进一步保证，满足用电的负荷需求。
第二，为城市用电负荷提供无功支撑，不会受到其他条件对其造成的限制。柔性直流输电可以对有功和无功做到独立控制，对有功功率做到灵活、快速控制，对母线的无功功率做到动态补偿，使母线电压进一步稳定。这个优势可以很好的缓解城市大量用电紧张造成的无功缺乏问题，为城市负荷提供无功支撑，为城市电网的运行稳定提供保障。
第三，提高城市电网的可控性和安全稳定性。柔性直流输电对多目标快速控制的能力，对运行中的潮流反转可以进行优化调节，在出现故障时可以快速紧急支援。另外，对系统的可控性和抗扰动能力进一步增强，使城市运行保持正常稳定，不会增加短路容量，进一步提高了电能质量。
第四，提高城市电网建设的可行性，为电力建设提供成本。柔性直流输电结构占用空间小、结构非常紧凑，直流电缆安装非常简单，机械的强度非常好、重量非常轻，尤其是它是无油、无线电干扰非常小、电磁辐射非常小，对城市设施和环境保护有效协调，在节约征地、赔偿等方面节省建设成本。
2.2 输电成本评估
输电线路的成本包括运行成本以及基础设施的投资。运行成本主要针对的是损耗方面；基础设施的投资主要是线路走廊、绝缘子、导线、终端设备以及杆塔等方面。直流线路和交流线路来比较，在输送功率水平一定的情况下，直流线路的杆塔更简单便宜，需要的走廊相对更窄，总体的成本会更低。
直流导体的电晕效应相对于交流导体的电晕效应要小很多，而且输电线路成本的影响因素还有终端设备的成本以及无功补偿。柔性直流线路虽然不需要无功补偿，采用的滤波器也非常小，但是它的換流器终端设备成本是非常高的。通过实践表明，随着大功率电力设备成本的不断降低，对换流站的模块设计进一步完善，那么换流站的成本也会不断的降低。
2.3 综合评估
对城市供电方式可以从三个方面进行综合评估，即可实施性、经济性以及系统性能。虽然柔性直流输电相对于交流输电在总体成本上投资要大一些，经济性能会差一些，但是它的占地面积比较小，与环境会更加协调，在未来的电力建设中可实施性会更强，能够满足未来电力的发展趋势。另外，柔性直流输电本身所具有的这些特性在很大程度上改善了原有的系统特性，在系统的支持效应上发挥更强的作用，所以，对各项指标进行综合考虑和对比之后，还是柔性直流输电有更大的优势。
3 柔性直流输电在实际的应用分析
柔性直流输电技术通过以上工作原理以及技术特点的介绍，作为一种新型的直流输电技术在电网的应用领域非常广泛，主要适用于连接比较分散的小型发电厂；向偏远的地方进行供电；构建城市直流输配电网；海上进行供电；相同额定频率以及不同额定频率之间的非同步运行；通过这种柔性直流输电的连接对地区的供电商之间交换电力提供了可行性，使电力的运行更加可靠和灵活。
例如，北京、上海以及广州等大城市空调的使用和负荷主要依赖于市中心的动态电压支撑，由于大城市对环境以及占地问题非常重视，所以电厂需要从市中心转移或者从外地输入大量电力。经过统计调查，北京大约2/3的电力都是需要从外地输入的，如果采用柔性直流输电技术就能大大缓解这种压力。
例如，将这种柔性直流输电技术应用在孤岛以及海上钻井平台中也发挥了重要意义。我国常住人口海岛有430多个，占海岛总数的6%，占海岛总面积的95%以上，常住人口也有450多万，海上用电是一个复杂的问题。海上钻井平台使用的是独立的燃气轮机或者使用柴油机组进行发电，效率比较低只有20%～25%，而且消耗大量的燃料，释放大量的CO2。如果应用柔性直流输电技术就会解决这些问题，不仅提高发电效率，而且减少污染，减少钻井平台发电设备的高额维修费用。
参考文献：
[1] 李英辉.VSC-HVDC在城市高压电网中的应用研究[J].电网与清洁能 源，2011，（02）.
[2] 张建初.T-S模糊控制器设计新方法以及应用仿真[J].中国北方电网，
2012（28）.
柔性直流输电系统控制保护方案 篇4
柔性直流输电是一种新型直流输电技术,可以快速独立地控制与交流系统交换的有功和无功功率,控制公共连接点的交流电压,潮流反转方便灵活,可以自换相,具有提高交流系统电压稳定性、功角稳定性、降低损耗、事故后快速恢复等功能。直流控制保护系统是柔性直流输电工程的核心,对保证其性能和安全至关重要。
ABB公司最早将柔性直流输电技术应用到商业工程[1]。2010年底,Siemens公司的首个柔性直流输电工程在美国投入运行[2]。中国首个柔性直流输电工程———上海南汇柔性直流输电示范工程(简称南汇工程)于2011年5月在上海南汇风电厂挂网运行[3,4]。目前,柔性直流输电系统控制保护的工程经验比较少,对控制保护的系统方案进行研究对工程应用具有指导意义。
国内外对传统直流输电系统控制保护的研究较为深入[5,6,7,8]。柔性直流输电系统控制保护与传统直流输电系统控制保护存在较大的不同,在性能和快速性上具有更高的要求。传统直流输电系统的控制速度要求在毫秒级,柔性直流输电系统的要求要高一个数量级,且控制保护功能更复杂。国内外对柔性直流输电系统控制保护策略的研究非常活跃,已有文献在柔性直流输电系统的控制器算法、参数设计、电容电压平衡控制、调制策略、环流抑制策略等方面都进行了研究[9,10,11,12,13,14,15,16]。文献[4]描述了南汇工程控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现,但是对于柔性直流输电系统的控制保护功能未进行系统描述,也未对功能划分等进行分析。相关文献对柔性直流输电系统控制保护的系统性论述较少。
本文在论述柔性直流输电系统的基本控制策略、上层控制功能和保护策略的基础上,进一步提出了适合于柔性直流输电系统的控制保护功能配置方案和控制保护与换流阀设备的接口方案,可以很好地满足柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求。本文方案结构清晰、功能划分合理,已在南汇工程中得到了成功应用,取得了很好的效果。
1 柔性直流输电系统基本控制策略
无论是基于两电平、三电平拓扑结构还是基于模块化多电平拓扑结构的柔性直流输电系统,其基本控制策略都可采用基于直接电流控制的矢量控制方法。关键是适应柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,具有快速的电流响应特性和良好的内在限流能力。本文所设计的矢量控制方法由外环控制策略和内环电流控制策略组成。外环控制产生参考电流指令,内环电流控制产生期望的参考电压。两者的功能要求如下。
1.1 内环电流控制
内环电流控制产生换流器输出的三相电压参考值,并以此作为调制信号控制换流器的输出交流电压和交流电流。考虑到交流电流依赖于换相电抗器上的电压降,内环电流控制本质上是调节换相电抗器上的电压降。
内环电流控制可采取适合工程实现的无差拍控制方式,其控制原理如图1所示,包括交流母线电压的前馈、决定换相电抗器上压降的电流指令的前馈和交流电流的反馈控制。使用交流电流反馈控制的必要性在于电抗器的值不一定准确,并且交流侧母
线电压测量也不可能100%精确。
对于基于模块化多电平技术的换流器,需要对换流阀同一相各个子模块电容电压的均衡和换流阀环流进行控制[17]。子模块电容电压的平衡控制根据桥臂电流的方向来选择子模块导通或者关断的状态。当需要减小子模块电容电压时,子模块的导通状态应当选择在桥臂电流放电期间使电容放电;当需要增大直流电容电压时,子模块的导通状态应当选择在桥臂电流充电期间使电容充电;从而实现子模块的电压平衡。换流阀环流控制是用来抑制多电平换流器相间流动的具有负序二倍频特性的环流。环流产生的主要机理为各相子模块电压和不平衡,因此换流阀环流控制的关键是要实现各相子模块电压和平衡。
1.2 外环控制
外环控制计算换流器内环电流控制需要的交流电流指令值,主要包括直流电压参考值调节、有功功率参考值调节、有功功率控制、直流电压控制、交流电压控制、无功功率控制、电流指令计算及限幅等功能模块。
直流电压参考值调节的目的是优化直流输电系统运行工况,使换流器的损耗最小,该控制功能需与变压器分接头调节相配合。
有功功率参考值通常由运行人员手动设置,以维持直流输电系统传输的有功功率恒定。当频率控制功能投入时,有功功率参考值将根据系统频率的偏差控制进行调节,在这种情况下,频率控制将可以保持风电场的频率恒定。在交流系统发生故障时有功功率参考调节应自动进行调节来保持直流侧的电压在可控范围内,避免出现危及设备安全的情况。
有功功率控制是直流输电系统的主要控制模式,在这种运行模式下,控制系统通常根据有功功率参考值控制换流器与交流系统交换的有功功率。在有功功率控制下,为了保持直流输电系统输送功率恒定,控制系统通过对电流的相应调整来补偿电压的波动。
直流电压控制产生的电流指令控制流过换流器的有功功率的大小,保持直流侧电压为设定值,在柔性直流输电系统中,通常选取一个换流站进行直流电压控制。
交流电压控制产生换流器的无功功率指令,并由两个换流站独立进行控制,该参考值可以由运行人员输入。利用交流电压控制可以实现换流变压器网侧交流电压的控制。恒定交流电压控制可以有效抑制网侧交流电压的波动。如果由于换流器容量的限制,而不能维持系统节点电压不变,通常可采用斜率控制。
无功功率控制可以使直流输电系统产生的无功功率维持在期望的参考值,该参考值可以由运行人员输入。无功功率控制作为稳态运行调节功能。无功功率控制速度设计得比交流电压控制速度要慢,交流电压控制比无功功率控制具有更高的优先级,在交流系统电压扰动时,交流电压控制将暂时取代无功功率控制以保证交流电压恒定。
电流指令由功率指令根据如下公式计算得到:
式中:P和Q分别为换流器输出的有功和无功功率。
电流指令限幅是对换流器输出电流的基波幅值进行限制。如果电流指令的幅值比限制值低,经限幅后的输出将和相应的输入相等,即在电流控制中执行的电流指令等于交流电压控制、直流电压控制和有功功率控制所产生结果。如果电流指令的幅值比限制值高,经限幅后的输出将被限制。如图2所示,对于输入电流指令idqref,如果换流器控制有功功率,则输出矢量B;如果换流器控制直流侧电压,则输出矢量A[4]。图中:Imax为电流指令限幅值。
柔性直流输电系统作为一个完整的功率传输系统,换流站间有功功率的控制必须协调,以保障有功功率的平衡。这个协调功能可以不依赖于站间通信。换流站间有功功率的平衡是通过选择一端换流站控制直流侧电压,其他换流器控制有功功率来实现的。定直流电压控制可以使各换流站间有功功率传输自动平衡。当换流站与直流线路断开作为静止同步补偿装置(STATCOM)运行时,该换流站必须采用直流电压控制。
换流站无功功率的控制由各个换流站完全独立地完成,无功功率指令的期望值可以由交流侧电压产生,也可以手动设置。由于换流器额定容量的限制,每个换流站有功和无功功率的独立控制输出必须被限制在一个确定运行范围内。
柔性直流输电系统的连接变压器分接头控制用于维持换流器的调制度在允许最小调制度限值和最大调制度限值之间,以保证换流器合适的运行工况。
2 柔性直流输电系统上层控制功能
针对不同的应用场合,如无源网络、风电场接入、孤岛供电等,除了保证柔性直流输电系统稳定运行的基本控制策略外,还应设计多种为满足交直流输电系统动态性能要求的上层控制功能,充分体现柔性直流输电系统高速性和灵活性的控制特点。
2.1 频率控制
当柔性直流输电系统的换流站单独与风电场相连时,由于风速变化的随机性,换流器不能采用定有功功率控制,否则在风速变化时会引起频率的波动,影响系统的稳定性,此时需要采用定频率控制。
柔性直流输电系统的换流站处于频率控制方式时,可以单独连接风电场作为功率控制站,采用无源频率控制。南汇工程中的无源频率控制框图见附录A图A1,实现了快速跟踪风电功率变化和维持风电侧系统频率恒定。
当风电场侧换流站运行在频率控制方式时,电网侧换流站应运行在直流电压控制方式,使柔性直流输电系统可根据风电场输送功率的大小快速调节有功功率。
2.2 交直流线路并联控制策略
交直流线路并列运行方式下,柔性直流输电系统可以采用定有功功率控制,有功功率指令值可以由运行人员设置,其余功率由交流线路输送。
有功功率控制也可以控制两个站之间并联交流线路传输的功率。例如,当风电场产生的有功功率变化时,通过改变直流功率可以维持交流线路传输的功率为恒定值(或在指定范围内),以达到优化潮流的目的。
通过交直流线路并联控制策略可以充分利用交流线路的传输容量,并且不用担心因风电场功率的瞬时上升造成过负荷的问题。
2.3 交流故障情况下的控制策略
交流故障情况下,因故障电流较大,交流电压畸变,从而导致风电机组脱网。为了保证风电穿越,必须限制故障电流。
柔性直流输电系统在交流故障情况下抑制故障电流的控制方法主要有如下两种。
1)通过对外环控制产生的指令值进行100 Hz滤波处理,消除2次谐波后,作为内环电流控制的参考值与交流电流通过正序变换得到的id和iq进行比较,通过内环电流控制即可消除输出交流电流的负序分量。
2)采用负序电压控制抑制故障电流,针对交流系统故障电压不平衡的情况,采用对称分量法建立正序与负序控制分量,基于故障时负序电压叠加的方法,消除网侧发生故障时阀侧电流中的负序成分,从而抑制故障电流。
在交流系统出现对称或者非对称故障下,通过采用合适的控制策略,利用换流器快速响应能力,可提高柔性直流输电系统的故障穿越能力。
南汇工程中采用了上述第2种方法,工程试验结果说明,该方法对于抑制故障电流和维持柔性直流输电系统持续运行具有较好的作用[18]。
2.4 多端柔性直流输电系统协调控制策略
目前,世界上还没有多端柔性直流输电的实际工程投入运行,对于其协调控制策略的研究还处于理论研究和试验阶段。
多端柔性直流输电系统可以通过协调控制策略实现系统的平衡运行,且可在实现故障端退出运行后,维持健全换流站继续运行,充分发挥多端柔性直流输电系统的优势。
多端柔性直流输电系统协调控制的关键是对直流侧电压的控制[19],目前的控制策略主要有以下几种:单点直流电压协调控制策略;基于直流电压偏差控制的多点直流电压协调控制策略;基于直流电压斜率特性的多点直流电压控制策略。
为了避免单点直流电压控制下,定直流电压换流站故障闭锁造成整个多端柔性直流输电系统停运,多端柔性直流输电系统可采用多点直流电压控制,即至少两个换流站具备控制直流电压的功能,从而提高系统的稳定性与可靠性。
多端柔性直流输电系统的协调控制策略应根据具体工程的特点进行选择,应保证有通信和无通信情况下多端柔性直流输电系统都能正常运行。
3 直流保护策略
柔性直流输电系统的保护需要考虑到一次系统的运行方式及其可能出现的故障,划分的区域如图3所示。
1)连接变压器保护区(1):主要对连接变压器进行保护。
2)站内交流连接母线区(2):主要对连接变压器与换流器之间的交流母线进行保护。
3)换流器区(3):包括阀和子模块保护区(4)(包括阀、子模块保护和直流保护)。换流器区(3)主要对换流器、换流器与交流母线的部分连接线路以及桥臂电抗器进行保护。
4)直流线路区(5):对于汇流站包括直流母线区(6)。直流线路区(5)主要对直流输电线路以及直流输电线路上串联的直流电抗器等设备进行保护。
其中,区(1)由换流变压器保护实现,区(2)(3)(5)(6)在直流保护中实现,区(4)在阀保护中实现。
阀、子模块保护主要为单个子模块和单个阀臂的故障提供保护,通常由换流阀厂家配套。直流保护包括站内交流连接母线保护、换流阀保护、直流线路保护和直流母线保护,通常为直流控制保护厂家配套。直流保护清除故障的操作主要包括报警、暂时性闭锁、永久性闭锁、交流断路器跳闸、极隔离。
采用全控型器件———绝缘栅双极型晶体管(IGBT)的柔性直流输电系统,对于直流控制和保护的响应速度的要求比传统直流输电系统至少提高一个数量级,特别是暂时性闭锁的引入使得控制和保护的联系更加紧密,从而让控制和保护之间的通信要求变得非常高。为了满足控制和保护之间的通信要求,降低其实现的复杂度和可靠性,柔性直流输电系统宜采用控制和保护整体设计的方式,将直流保护和直流控制集成在同一个平台上实现。
某两端柔性直流输电工程直流双极短路故障时,阀电流的仿真波形见附录A图A2。可知:阀电流在2~3kA范围内的上升速率约为2A/μs,数百微秒延时造成的电流上升将可能造成IGBT换流阀设备的永久性损害,是不可接受的。
4 控制保护系统分层及功能配置方案
柔性直流输电系统控制保护是一个复杂的多输入、多输出系统,为了满足柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,提高其运行的可靠性,限制任一控制环节故障造成的影响,目前世界上已投运的柔性直流输电工程均按照分层设计原则将控制保护系统划分为3层:运行人员控制层、控制保护层、输入/输出(I/O)层。控制保护系统分层拓扑图如图4所示。
1)运行人员控制层
运行人员控制层是指换流站运行人员进行操作和系统监视的数据采集与监控(SCADA)系统,其主要功能是接收运行人员或远方调度/集控中心对运行监视和操作的指令,完成全站事件记录、报警和对时,以及直流控制系统参数(有功指令、无功指令等)的调整。
2)控制保护层
控制保护层是整个直流控制保护系统的核心,包括交流站控系统(包括站用电控制和辅助系统接口)、直流控制保护系统、连接变压器保护等。其中,直流控制保护系统的主要功能是根据运行人员下发的功率和电压等指令,以及从I/O层采集的电流、电压等实时数据,通过高速运算,产生电压源换流器(VSC)换流阀控制所需的调制信号,并实现直流输电系统的保护功能。直流控制和直流保护宜采用整体设计,其优点是可以保证保护的快速性和性能。
直流控制保护层从功能实现上可以分成系统级控制保护和换流器级控制保护两部分。
系统级控制保护主要实现运行方式、控制模式转换,从运行人员控制层接收功率(频率)、电压等运行指令并产生电流指令,进行直流输电系统启停等顺序控制操作以及换流站间协调控制,类似于传统直流输电极控制系统中的功率控制、顺序控制。
换流器级控制保护是直流控制保护层的核心,主要实现有功功率控制、无功功率控制、交流电压控制、直流电压控制、电流闭环控制、锁相以及调制波的生成,同时实现换流阀快速保护功能,类似于传统直流输电极控制系统中的换流器控制保护。
3)I/O层
I/O层与交直流一次系统、换流站辅助系统、站用电设备、阀冷控制保护的接口,主要由分布式I/O单元以及有关测控装置构成,包括直流场接口、交流场接口、直流测量及阀控设备等。柔性直流输电系统控制保护功能配置如图5所示。
柔性直流输电系统中,阀控设备由于和换流阀联系较紧密,一般应由换流阀设备厂商随换流阀设备一并设计供货。
系统级控制保护和换流器级控制保护应采用整体设计,共用平台,以减小控制延时,提高控制精度,且更好地满足系统暂态性能要求。这不仅有利于保持系统控制保护行为的一致性,且有利于运行维护和技术管理。
南汇工程中,按照此接口方案划分不同供货商界面,其可行性得到工程实践证明。
5 控制保护层间的接口方案
换流器级控制保护功能复杂,接口及信号交换繁多,主要包括如下信号。
1)与SCADA系统交互的信号:换流器级控制保护需要向SCADA系统传送主机状态、设备故障信息、操作控制命令、运行状态和运行参数等。
2)I/O层采集的交互信号:换流器级控制保护需要通过分布式I/O系统,实现与交直流场、测量单元等设备的接口,接收交流电压、直流电压、交流电流、桥臂电流、直流电流等测量信号和现场开关量信号。
3)与系统级控制保护交互的信号(内部交换):换流器级控制保护与系统级控制保护耦合紧密、交互信号繁多,包括各种运行模式、运行指令值、电压和电流切换信号、解闭锁指令及状态、交直流站控信号、交直流模拟量以及各种保护动作信号等。多端柔性直流输电系统的系统级控制保护与换流器级控制保护还增加了站间协调信号。
4)与保护系统交互的信号(内部交换):换流器级控制保护需要向保护系统传送状态及保护跳闸信号和事件。
5)与阀控设备交互的信号:换流器级控制保护与阀控设备交互信号较少,主要包括电压参考信号或电压调制波、系统切换、跳闸信号。
阀控设备与控制保护层交互数据较少,通常也是各直流输电工程控制保护与换流阀的接口点。南汇工程中的控制保护系统和阀控设备之间的信号示意图(以单系统为例)如图6所示。图中:Uref为参考电压信号;Deblock为解锁信号;Thy_on为晶闸管动作信号;Active为系统值班信号;VBC_TRIP为紧急跳闸信号;VBC_CHANGE为切换请求信号;VBC_OK为VBC自检正常;∑Uc为桥臂电容电压和。
南汇工程中,控制保护系统与阀控设备通过IEC 60044-8协议接口,由于通信信号量小,通信延时能够得到有效控制,系统性能得到保障,而且接口符合标准,经验成熟,调试便捷。
南汇工程的应用实践表明,本文接口方案可以很好地体现柔性直流输电系统控制保护快速、灵活的优点,现场试验功率阶跃波形(见附录A图A3)表明,其实现了有功和无功功率的快速解耦控制,具有较好的响应特性。
系统级控制保护与换流器级控制保护联系密切,同一主机内的系统级控制保护与换流器级控制保护间的协调配合以及数据交互快速便利;控制保护系统与阀控设备的接口可采用标准协议接口,由于通信信号量小,通信延时能够得到有效控制,系统性能得到保障,应作为控制保护系统和不同阀厂家之间的接口点。
6 结语
本文提出了适合于柔性直流输电系统的控制保护功能配置方案及控制保护与换流阀设备的接口方案,很好地满足了柔性直流输电系统控制保护快速性、高性能的要求,已在南汇工程中得到成功应用。
控制保护系统和阀控设备之间的接口信号较少,因此,是适用于控制保护和不同阀厂家之间的接口点。
系统级控制保护与换流器级控制保护紧密关联,无论从保证系统性能的技术角度考虑,还是从借鉴成熟的工程经验的应用角度考虑,应将换流器级控制保护与系统级控制保护系统整体设计,以减小控制延时,提高控制精度,且更好地满足系统暂态性能要求。
采用IGBT的柔性直流输电系统,对于直流控制和保护的响应速度的要求比常规直流输电系统至少提高一个数量级,为了满足控制保护快速性和高性能的要求,降低实现的复杂度和可靠性,在柔性直流输电系统中宜采用控制和保护整体设计的方式,将直流保护和直流控制集成在同一个平台上实现。
交、直流输电的优缺点及比较 篇5
直流输电的优势
直流输电的再次兴起并迅速发展，说明它在输电技术领域中确有交流输电不可替代的优势。尤其在下述情况下应用更具优势：
（1）远距离大功率输电。直流输电不受同步运行稳定性问题的制约，对保证两端交流电网的稳定运行起了很大作用。
（2）海底电缆送电是直流输电的主要用途之一。输送相同的功率，直流电缆不仅费用比交流省，而且由于交流电缆存在较大的电容电流，海底电缆长度超过40km时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。
（3）利用直流输电可实现国内区网或国际间的非同步互联，把大系统分割为几个既可获得联网效益，又可相对独立的交流系统，避免了总容量过大的交流电力系统所带来的问题。
（4）交流电力系统互联或配电网增容时，直流输电可以作为限制短路电流的措施。这是由于它的控制系统具有调节快、控制性能好的特点，可以有效地限制短路电流，使其基本保持稳定。
（5）向用电密集的大城市供电，在供电距离达到一定程度时，用高压直流电缆更为经济，同时直流输电方式还可以作为限制城市供电电网短路电流增大的措施。直流输电与交流输电的技术比较
4．1 直流输电的优点
（1）直流输电不存在两端交流系统之间同步运行的稳定性问题，其输送能量与距离不受同步运行稳定性的限制；
（2）用直流输电联网，便于分区调度管理，有利于在故障时交流系统间的快速紧急支援和限制事故扩大；
（3）直流输电控制系统响应快速、调节精确、操作方便、能实现多目标控制；
（4）直流输电线路沿线电压分布平稳，没有电容电流，不需并联电抗补偿；
（5）两端直流输电便于分级分期建设及增容扩建，有利于及早发挥效益。
4．2 直流输电的缺点
（1）换流器在工作时需要消耗较多的无功功率；
（2）可控硅元件的过载能量较低；
（3）直流输电在以大地或海水作回流电路时，对沿途地面地下或海水中的金属设施造成腐蚀，同时还会对通信和航海带来干扰；
（4）直流电流不像交流电流那样有电流波形的过零点，因此灭弧比较困难。直流输电与交流输电的经济比较
（1）直流架空线路投资省。直流输电一般采用双极中性点接地方式，直流线路仅需两根导线，三相交流线路则需三根导线，但两者输送的功率几乎相等，因此可减轻杆塔的荷
重，减少线路走廊的宽度和占地面积。在输送相同功率和距离的条件下，直流架空线路的投资一般为交流架空线路投资的三分之二。
（2）直流电缆线路的投资少。相同的电缆绝缘用于直流时其允许工作电压比用于交流时高两倍，所以在电压相同时，直流电缆的造价远低于交流电缆。
（3）换流站比变电站投资大。换流站的设备比交流变电站复杂，它除了必须有换流变压器外，还要有目前价格比较昂贵的可控硅换流器，以及换流器的其它附属设备，因此换流站的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。
（4）在相同的可比条件下，当输电线路长度大于等价距离时，采用直流输电所需的建设费用比交流输电省。
（5）运行费用较省。根据国外的运行经验，线路和站内设备的年折旧维护费用占工程建设费用的百分数，交流与直流大体相近。但直流输电电能损耗在导线截面相同、输送有功功率相等的条件下，是交流输电的三分之二。
现已有不少国家试制成功直流断路器和负荷开关，并正在研究利用这些开关设备与直流输电的控制技术相结合，以实现多端直流输电。
柔性直流输电 篇6
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。
柔性直流输电 篇7
要充分利用可再生能源,提高其供电效率,需要采用合适的并网与输电方式。
现有特大城市电网存在的结构薄弱、短路电流偏大、动态无功不足等问题也迫切需要采用更加灵活、经济、环保的输电方式来解决。
对一些远距离负荷供电,如偏远的城镇、村庄、孤岛或海上钻井平台供电,其输电距离和输电容量均不符合交流输电和高压直流输电的经济性要求。传统直流输电又无法向无源网络供电,要由当地小型发电机组供电,而这些机组不仅运营成本高,而且不环保。因此,对这些负荷采用何种节能环保的方式供电,也是一个极具社会意义的问题。
本文对柔性直流输电技术及其在上述方面的应用前景进行了研究。
1 柔性直流输电技术概要
1.1 VSC-HVDC输电原理
以某柔性直流输电系统为例进行阐述。该双端VSC-HVDC输电系统的结构示意图如图1所示。其中两个电压源换流器VSC1和VSC2分别用作整流器和逆变器,主要部件包括全控换流桥、直流侧电容器;全控换流桥的每个桥臂均由多个绝缘栅双极晶体管IGBT或门极可关断晶体管GTO等可关断器件组成,可以满足一定技术条件下的容量需求;直流侧电容为换流器提供电压支撑,直流电压的稳定是整个换流器可靠工作的保证;交流侧换流变压器和换流电抗器起到VSC与交流系统间能量交换纽带和滤波作用;交流侧滤波器的作用是滤除交流侧谐波。由于柔性直流输电一般采用地下或海底电缆,对周围环境产生的影响很小。
假设换流电抗器是无损耗的,在忽略谐波分量时,换流器和交流电网之间传输的有功功率P及无功功率Q分别为
式中:UC为换流器输出电压的基波分量;US为交流母线电压基波分量;δ为
由式(1)、(2)可以看出,有功功率的传输主要取决于δ,无功功率的传输主要取决于UC。而UC是由换流器输出的脉宽调制(PWM)电压的脉冲宽度控制的。
柔性直流输电技术中的一项核心技术是正弦脉宽调制(Sine Pulse Width Modulation,SPWM),其控制原理如图2所示。图2中A相SPWM的调制参考波UAref与三角载波Utri进行数值比较,当参考波数值大于三角载波,触发A相的上桥臂开关导通,并关断下桥臂开关,反之则触发下桥臂开关导通,并关断上桥臂开关。伴随上下桥臂开关的交替导通与关断,VSC交流出口电压UAo将产生幅值为正负Ud/2的脉冲序列,Ud为VSC的直流侧电压。该脉冲序列中的基频电压分量UAo1与调制参考波相位一致,幅值为Ud/2。因此,从调制参考波与VSC出口电压基频分量的关系上看,VSC可视为无相位偏移、增益为Ud/2的线性放大器。由于调制参考波的幅值与相位可通过PWM的脉宽调制比M(VSC交流输出基频相电压幅值与直流电压的比值)以及移相角δ实现调节,因此VSC交流输出电压基频分量的幅值与相位亦可通过这两个变量进行调节。这样,采用SPWM技术的VSC可以同时独立地控制调制比M和移相角δ两个物理量。
1.2 VSC-HVDC技术特点
柔性直流输电与传统直流输电相比,主要有以下技术特点。
1) VSC的电流能够自关断,可以工作在无源逆变方式。
2) 正常运行时,VSC可以同时且独立地控制有功和无功功率,控制更加灵活方便。
3) VSC不仅不需要交流侧提供无功功率而且能够起到STATCOM的作用,动态补偿交流母线的无功功率,稳定交流母线电压。
4)在潮流反转时,柔性直流电流方向反转而直流电压极性不变,与传统的高压直流输电恰好相反。
5) 由于VSC交流侧电流可以被控制,所以不会增加系统的短路功率。这意味着增加新的柔性直流输电线路后,交流系统的保护整定基本不需改变。
6) VSC通常采用PWM技术,开关频率相对较高,经过低通滤波后就可得到所需交流电压,使所需滤波装置的容量大大减小。
7) 模块化设计使柔性直流输电的设计、生产、安装和调试周期大大缩短。换流站占地面积仅为同容量下传统直流输电的20%左右。
8) 换流站间的通信不是必需的,控制结构易于实现无人值班。
9) 具有良好的电网故障后的快速恢复控制能力。
10) 在连接两个独立的交流系统的柔性直流输电系统中,一侧交流系统发生故障或扰动时,并不会影响到另一侧交流系统和换流器的工作。
1.3 实际工程概略
目前ABB公司投运的柔性直流输电技术实际工程有9项(见表1),最高直流电压等级为±150 kV,最大容量为2006年投运的连接芬兰和爱沙尼亚两国电网的Estlink工程。但在海岛供电与城市电网供电方面还没有实际的应用工程。
2 柔性直流输电用于风电场并网
随着陆上矿石资源的日渐枯竭和环境污染的日益恶化,我国逐渐加大对绿色可再生能源及海底石油能源的开发利用。我国东部沿海经济发达地区,海上可开发风能资源约7.5 亿kV,是陆上风能资源的3倍,具有开发利用风电的良好市场条件和巨大资源潜力。就上海而言,"十一五"期间,上海市风力发电总装机容量将达到334.4 MW,约占全市发电装机容量的2%左右。风力发电是典型的间歇性电源,柔性直流输电将是解决其并网问题的必不可少的技术手段。
2.1 风电场的无功功率/交流电压控制
对于采用普通固定转速异步发电机的风电场,风电机组在送出有功功率的同时,需要从并网系统吸收大量的无功功率,导致风电并网系统的电压稳定性降低。因此,需要配备并联无功补偿装置。而我国绝大多数风电场中的主流机型仍然是普通固定转速异步发电机,该类发电机对电网的扰动非常敏感,且本身不具备无功功率控制的能力,无法实现穿越故障能力,带来的发电厂并网电压稳定问题也比较突出。对于双馈异步风力发电机,通常在转子中装有急剧短路保护或者增加换流器额定容量用于应对此类故障,可通过控制流入电网的电流,从而实现无功电压控制[1]。
2.2 风电场的有功功率/频率控制
在电网发生事故时,系统的惯量对于频率变化率起决定作用。不同技术风力发电机组的频率响应特性不同。普通固定转速异步风力发电机转子转速与系统频率的耦合作用较强,当系统频率降低时,风力发电机组转速将降低,释放部分旋转动能,提供惯量响应,响应的幅度取决于风轮机叶片、风力发电机转子与发电机转子中储存的旋转动能及电网频率变化率;双馈异步发电机由于对有功与无功进行解耦控制,使变速风力发电机组转速与电网频率实现完全解耦控制,致使在电网频率发生改变时无法对电网提供频率响应,无法帮助电网降低频率变化的速率[1]。
2.3 采用柔性直流输电技术的优越性
为了确保风电场并网系统高效、安全、可靠,风电场并网需满足有关并网导则的如下规定。
1) 故障穿越能力。即规定风电场能够承受的并网电压降低的时间曲线,保证风电场在故障期间或故障后不会退出运行,当交流电压恢复到正常值时,风电场能恢复到故障前的运行点。
2) 有功功率控制要求。即规定风电场有功变化速度低于一定限值;在极限风速条件下风力电场内的风力发电机不可同时退出运行,以确保其他常规发电机组有足够的时间改善系统故障时风电场电压跌落,以及增加风电场的故障穿越能力;规定抑制电网故障清除后的过电压,以降低由过电压导致的风电场风力发电机被切除的风险。
柔性直流输电技术应用于风电场并网有以下优越性。
1) 换流站可以进行自换相,运行不需借助外部电压源,不需要同步调相机(或其他方案)来支持其电能传输。
2) 每侧交流电网的无功潮流可独立控制,负荷改变时不需投切滤波器和其他无功补偿设备。
3) 对有功和无功可独立进行控制。可以缓解由风电场输出功率波动而引起的电压波动问题,改善电能质量。与交流联络线并联运行时,通过快速控制有功功率和无功功率能够提高整个输电通道的传输极限。当交流系统发生短路时,柔性直流输电系统能有效地隔离故障,保证风电场的稳定运行,并在系统出现严重故障情况下,风电场可通过柔性直流输电系统为系统提供“黑启动”能力。
目前柔性直流输电用于风电场并网的实际工程有:瑞典哥特兰岛工程用于陆上风电场并网;丹麦Tjaereborg工程用于海上风电场并网。这两个工程的顺利投运及其取得的效益,为我国风电场采用柔性直流输电方式并网提供了应用前提与可行性验证。
3 柔性直流输电用于大城市电网供电
1) 北京、上海和广州等特大型城市供电问题受到越来越多的重视。
空调的大量应用和负荷的快速增长使电网越来越依赖市中心的动态电压支撑。由于特大城市对环境和占地极为关注,电厂从市中心转移和从外地输入大量电力的趋势不可逆转。例如,北京市大约2/3的电力由外地提供。这种情况给电网安全稳定运行压力越来越大。由于负荷快速增长,城市电网的规模不断扩大,负荷密度越来越大,不同程度的遇到了短路电流超标的问题。以上海为例,500 kV的短路电流即将达到63 kA,届时将无足够遮断容量的断路器可采用,而且也限制了电网供电能力的进一步提高。因此,短路电流超标、电压稳定性差和市中心大负荷供电日益成为特大型城市电网的特殊问题。
2) 柔性直流输电技术应用于大城市电网供电的优越性如下:
(1) 可以快速控制有功功率和无功功率,解决电压闪变问题,改善供电的电能质量,防止敏感设备因电能质量问题造成的经济损失。
(2) 柔性直流输电采用地埋式直流电缆,无交变电磁场、无油污染、无需输电走廊,可以在无电磁干扰及不影响城市市容的情况下,完成城市电网的增容改造,同时满足城市中心负荷需求和环保节能要求。
(3) 可灵活控制交流侧的电流,故可控制电网的短路容量。
(4) 能够提供系统阻尼,提高系统稳定性,并在严重故障时提供“黑启动功能”。
目前柔性直流输电工程还没有用于城市电网供电的实例。随着核心器件IGBT的发展与成熟,及其研发成本的降低,将柔性直流输电技术广泛应用于城市电网供电将有实际的社会意义。
4 柔性直流输电用于孤岛及海上钻井平台供电
1) 我国是世界上海岛最多的国家之一。据统计,我国大陆沿海省份约有6500余个海岛,其中有常住人口的海岛433个,占海岛总数的6%,面积占海岛总面积的98%以上,常住人口有452万。这些海岛的供电问题是多年来一直是影响海岛经济发展和人民生活水平提高的主要问题之一。绝大部分海岛的电力自成体系,难以与大电网并网,无法使用大电网的低价电源。加之海岛用电负荷小、波动大,设备和燃料利用率偏低,电力和电网建设滞后,设备落后,使用的能源结构不合理等,致使各海岛电价过高,而且电力供应无法可靠保证。
2) 通常对海上钻井平台采用独立的燃气轮机或柴油机组进行发电,以供平台上电动机和压缩机的驱动。但在最好的条件下,这种方式的效率也只有20%～25%,而且伴随有大量的高能燃料消耗及CO2气体排放。钻井平台上发电设备的定期维护费用很高。这无疑都是以牺牲经济性和环保为代价的。
3) 采用柔性直流输电技术向孤岛和海上钻井平台供电的优越性如下:
(1) 可用于无源电网。
(2) 可采用海底电缆输电,利用陆上资源为孤岛或海上平台供电,既解决了CO2排放的问题,又免去额外的发电设备定期维护费用。
(3) 柔性直流输电换流站自身可为系统提供无功补偿,无需另装无功补偿装置,占地面积小。
5 结语
基于电压源型逆变器的柔性直流输电技术为电网建设与发展提出了一个新的解决方案。随着电力电子技术的发展,核心设备成本的降低,柔性直流输电技术较其他输电技术将更具竞争力,将其广泛应用在我国新能源并网、城市电网及孤岛供电等方面将是完全可能的。
参考文献
柔性直流输电 篇8
关键词：模块化多电平换流器,直流电压下垂控制,电压死区,高压直流电网
0 引言
电压源型换流器(voltage source converter,VSC)[1,2],特别是模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)[3,4],具备较灵活的控制方式和较高的可行性和经济性,使得建立基于VSC技术的高压直流输电(HVDC)网络成为现实[5,6]。直流电网的协调控制是确保其稳定安全运行的关键控制技术,协调控制的两个典型控制目标是:①将直流侧电压控制在允许的电压区间内;②维持直流与交流电网瞬时交换功率的平衡[7,8,9]。
由于仅采用本地测量且无需依赖站间通信,分布式控制[10]相较于集中式控制[11]更适合用于直流电网的协调控制策略。直流电压下垂控制[9](以下简称下垂控制)是一种典型的分布式控制策略,当直流系统输入和输出的功率达到平衡时,直流电压保持稳定,其原理类似于交流电网的“功率—频率”控制特性。下垂控制可分为带死区的下垂控制[9]和不带死区的下垂控制[12]。二者主要区别在于:①带死区的下垂控制在死区内保持定功率/电流控制,而不带死区的下垂控制则无上述过程;②带死区的下垂控制只采用一个下垂斜率,而不带死区的下垂控制采用多个下垂斜率。
带死区的下垂控制使换流站在死区内保持定功率/电流控制,即保持换流站最经济的初始稳态运行点[9]。不带死区的下垂控制虽然采用多个下垂斜率来优化换流器的动态特性,但也需要较多的条件判断来选择合适的下垂斜率,这在实际应用中十分不方便。
带死区的下垂控制需要为每个换流站设计独有的电压裕度及死区[9]。由于直流电压允许变化的范围有限(如±10%),当直流电网包含多个换流站时,为每个换流站设计独有的电压裕度和死区将较难实现。另外,当接入直流电网的换流站个数变化时,需要重新设计每个换流站的电压裕度和死区,工作量繁重且降低了该控制策略的可行性。文献[7]在设计下垂斜率时仅考虑了换流站接入交流母线的短路比(short-circuit ratio,SCR),该斜率无法保证换流站在允许的电压裕度范围内可以达到其功率的限值从而最大限度地协助直流电网消除不平衡功率。
针对以上问题,提出了一种适用于柔性直流电网的新型带死区下垂控制策略。该策略将直流电网中的VSC分为4组,并为每个换流站组设计不同的电压裕度和死区来划分参与协调控制的不同优先等级。这样,已设计好的各分组的电压裕度和死区就不会受VSC个数变化的影响。当系统发生暂态故障时,直流电网内的各换流站均可参与协调控制,消除不平衡功率且稳定直流电压;当系统过渡至新的稳态运行点时,具备较低优先等级的VSC将会调整其功率至初始运行点。
另外,考虑到实际工程中VSC仅有降功率运行的趋势,提出了一种改进的功率—电压特性曲线及其下垂斜率的计算方法,来确保换流站可以在允许的电压裕度内达到其功率的限值。
1 带死区的下垂控制
带死区的下垂控制是利用基于dq双闭环控制原理[13,14]的控制器来实现其控制目标的,如附录A图A1所示。附录A图A1(a)和(b)分别给出了基于直流电压控制和基于有功功率控制的外环d轴控制器,用以产生d轴电流参考值idref。附录A图A1(c)给出了两条功率—电压(P-Udc)特性曲线,用以阐述附录A图A1(a)中基于直流电压控制的控制器和附录A图A1(b)中基于有功功率控制的控制器的配合原理。
附录A图A1(a)中,Pmax_1(Pmin_1)为直流电压控制类换流站的最大(最小)功率限值;Pmax_2(Pmin_2)为直流功率控制类换流站的最大(最小)功率限值;idref_max(idref_min)为idref的上(下)限值;Pref和Udcref分别为稳态有功功率和直流电压参考值;Pmea和Udcmea分别为有功功率和直流电压的测量值;K1至K4和T1至T4分别为对应的比例-积分(PI)控制器的增益系数和时间常数。附录A图A1(b)中的Udc_x为附录A图A1(c)所示P-Udc特性曲线中的Udc_vm_1或Udc_vm_2。附录A图A1(b)中k为附录A图A1(c)中P-Udc特性曲线在功率限值区间(Pmin_2,Pmax_2)内的各线段的斜率。EN为使能因子,当Udc_vm_2<Udcmea<Udc_vm_1时EN=0,否则EN=1。
如附录A图A1(c)所示,在电压裕度内,一个控制器控制直流电压而另一个控制器控制功率。因此附录A图A1(c)中的“A”点就是此时系统的稳态运行点(Pref,Udcref)。当直流电压超出附录A图A1(c)中的电压裕度时,直流电压控制型控制器从定直流电压控制变为定有功功率控制,而有功功率控制型控制器变为下垂控制。因此,新的稳态运行点将会是“B”或“C”点。k1和k2为两个下垂斜率。
一般情况下,k1和k2的取值不同。这是因为实际中换流站很难提升功率运行,多数情况仅有降功率运行的趋势,从而导致A点距离B或C点的距离不同。因此,根据A点位置,确定斜率k时,仅考虑k1或k2就足够了。因此在之后部分会提出一条改进的P-Udc特性曲线及其斜率k的计算方法。
2 换流站分组
通过将换流站分组,并对每个分组设计独有的电压裕度和死区,使每个分组在参与协调控制时具备不同的优先等级。这样,在暂态时确保系统具备良好的动态特性,在新稳态时确保优先等级低的换流站恢复其最经济的运行点。根据国际大电网组织CIGRE对柔性直流电网的定义[15],柔性直流电网应包含4个或更多个VSC。在所提策略中,将这些VSC分为以下几组。
1)第1组:控制系统直流电压的换流站(通常只有1个),即换流站采用直流电压控制型控制器,如附录A图A1(a)所示。
2)第2组:采用有功功率控制型控制器的换流站,控制器如附录A图A1(b)所示,并且该换流站接入的交流母线为强交流母线(SCR大于2)。
3)第3组:采用有功功率控制型控制器的换流站,但接入交流母线SCR小于2的换流站。
4)第4组:不能参与协调控制的换流站,如无源供电工况的VSC。
第1至4组换流站分组参与协调控制的优先等级是递减的。如果上一分组中的换流站均达到其功率限值且直流电压仍不能稳定,则下一分组的换流站启用下垂控制并参与协调控制。
这样分组依据和优先等级划分的依据是:①使得电压裕度和死区不受换流站个数变化的影响;②接入强交流系统母线的换流站在暂态中多承担协调控制任务,因为其交流母线抗干扰能力强;③接入弱交流系统的换流站尽量在暂态中少受影响,甚至不受影响。
当暂态故障发生后,新稳态运行点的直流电压将被尽量稳定在第1组或2组的电压裕度区间内。这样,第3组和4组的换流站将会保持其最经济的稳态运行点。在换流站允许的电压裕度区间内,其功率必须可达到规定的限值,这也决定了附录A图A1(b)中斜率k的最小值。所提出的换流站分组方法具有以下优势。
1)为实际工程应用提供了一个简单实用的协调控制方法,仅需要设计4个电压裕度。
2)所设计的4个电压裕度就可以适应换流站个数变化的情况,并不需要做任何修改。
3)在换流站允许的电压裕度区间内,可利用其最大的功率变化值来消除直流电网的不平衡功率。
4)确保接入弱交流系统的换流站在暂态中尽量少受影响,并在新稳态运行点回归其最经济的功率值,以减弱协调控制过程中对交流系统造成的冲击。
需要说明的是,本文提出的分组协调控制的方法并不要求每个分组都必须有对应的换流站,而是当有了这样特征的换流站,应分入对应的分组。
3 电压裕度与死区的选择
3.1 电压裕度与死区
第1至4组换流站参与协调控制的不同优先等级是通过设计每组的电压裕度区间UM1至UM4来实现的,如图1所示。各组的电压裕度区间由不同的电压值UL1至UL8构成。由于UM4与其他电压裕度区间不共享边界,因此无需为UM4设计电压死区。由于第4组的换流站不能参与下垂控制,因此当直流电压进入UM4时,该组换流站将被切除。需要注意的是,当直流电压进入UM4上(下)半部分时,仅切除第4组中的整流站(逆变站)。UM1至UM3的上下部分并不区分整流站或逆变站。
为了避免系统运行点在UM1和UM2或UM2和UM3的边界振荡,需要为第2组和第3组VSC的下垂控制引入电压死区,包括“激活区域”和“闭锁区域”,见图2(a)和图2(b)。
图2中,UWj(USj)是激活(闭锁)区域的电压门槛值,其中j=1,2(3,4)属于第2(第3)组并且奇数(偶数)代表上(下)半区域。第2(第3)组被激活的条件为Udc>UW1(UW3)和Udc<UW2(UW4)。第2(第3)组被闭锁的条件为US2(US4)<Udc<US1(US3)。当Udc满足激活(闭锁)条件时,相应换流站的下垂控制将被激活(闭锁)。
在设计第2或第3组的电压死区时,UWj的取值应该接近于ULj的取值,其中j=1,2,3,4。由于协调控制中换流站多为降功率运行趋势,上升(下降)的直流电压意味着直流系统应该从(向)交流系统吸收(释放)更少的功率。因此,当同一组换流站激活下垂控制时,整流站相较于逆变站应该对上升的直流电压更灵敏,而逆变站相较于整流站应该对下降的直流电压更灵敏。所以,整流站(逆变站)的UW1和UW3应分别略小于(大于)UL1和UL3。逆变站(整流站)的UW2和UW4应分别略大于(小于)UL2和UL4。
在图2(a)中,US1和US2取值应接近Udcref且US1<UW1和US2>UW2。但US1和US2之间应有足够空间容纳直流电压测量值中的波动。在图2(b)中,US3(US4)应略小于(大于)UL1(UL2)。
3.2 下垂斜率
图3中比较了原始P-Udc特性曲线和改进后包括激活和闭锁特性的P-Udc特性曲线。图3中H1至H6的取值会根据第2组或第3组的不同而异。
图3的P-Udc特性曲线中垂直于电压轴的线段并不表示定电压控制,而是启用/闭锁下垂控制时功率指令值的变化。图3中改进的P-Udc特性曲线包括激活和闭锁两部分,分别对应于图2(a)和图2(b)中的激活区域和闭锁区域。
原始和改进的P-Udc特性曲线主要区别为:①改进的P-Udc特性曲线将附录A图A1(b)中的Udc_x直接赋值为Udcref,而原始P-Udc特性曲线需要在H2或H5之间选择;②改进的P-Udc特性曲线的下垂斜率k是由降功率运行部分线段的斜率决定的。因此,改进的P-Udc特性曲线具备以下优势。
1)简化了Udc_x和k的求取过程。原始P-Udc特性曲线需要判断Udc_x=H2或H5后才能计算k。不同的Udc_x和k值分别应用于提升或降低换流站功率绝对值的工况。由于实际工况中,换流站很难提升功率绝对值,多为降功率运行,因此1组重点考虑换流站降功率运行工况的Udc_x和k值即可满足要求。
2)使新稳态运行点的直流电压更接近Udcref。例如,在图3中当Udc小于H5时,下垂控制被激活。假设新稳态运行点的有功功率为零,那么采用改进P-Udc特性曲线时的直流电压在H4和H5之间,而采用原始P-Udc特性曲线的直流电压则小于H5。因此,采用改进P-Udc特性曲线的下垂控制可使换流站在新稳态运行点得到一个更接近Udcref的直流电压。
采用图3中改进P-Udc特性曲线时,由于Udc_x=Udcref,附录A图A1(b)中下垂斜率k可由式(1)计算。
式(1)中给出了可使换流站在允许的电压裕度区间内达到其功率限值的最小k值,而关于k值的优化问题则不在本文讨论的范围内。图3给出了一个Pref接近Pmin而远离Pmax的例子,因此k值等于由Pref至Pmax的线段的斜率。如果当Pref接近Pmax而远离Pmin时,k值则由Pmin至Pref的线段斜率决定。式(1)利用最大值函数max()囊括了以上两种情况。需要注意的是,式(1)中的电压和功率均为标幺值。
4 仿真验证
4.1 仿真系统
采用文献[16]中的交直流混合系统来测试所提出的新型下垂控制策略的有效性,如图4所示。该系统的交流部分是基于IEEE 39节点标准测试系统[17]的修改版本,即加入了5端MMC-HVDC系统。直流系统电压为±320 k V,每个MMC桥臂包含400个半桥子模块。
MMC4为孤岛运行且连接着一台同步发电机(可等效离岸风机群)。直流输电网络包括3条架空输电线和4条地下电缆输电线。直流系统的详细信息见文献[16]和附录A表A1。功率正方向规定为从交流系统流入直流系统的方向。
稳态时,MMC3控制直流电压,其他MMC控制注入或流出直流系统的功率。MMC5为无源负荷供电,采用M-δ控制[14]。
4.2 电压裕度、死区和下垂斜率
根据附录A表A1中MMC接入交流母线的SCR值以及各MMC的控制方式,可将5个换流站分组如下:MMC3和MMC2分别组成第1组和第2组;MMC1和MMC4组成第3组;MMC5为第4组。各分组的电压裕度区间如附录A表A2所示,死区门槛值如附录A表A3所示。由于MMC5不能以整流站方式运行,因此附录A表A2中UL7没有取值。附录A表A2和表A3中的参数均是标幺值,电压和功率的基准值以附录A表A1中稳态运行点的电压和功率值为准。
附录A表A2说明采用所提出的新型下垂控制时允许系统直流电压在其初始稳态值的±10%范围内波动。当直流电压小于0.7(标幺值)时,MMC5将被切除,从而以减轻负荷的方式试图稳定下降中的直流电压。在附录A表A3中,UWj的取值很接近ULj的值(j=1,2,3,4)。为了使整流站(逆变站)在面对上升(下降)的直流电压时更灵敏地激活下垂控制,在第3组中MMC1的UW3和UW4值要比MMC4的略大一些。附录A表A4给出了各换流站的功率限值和由式(1)计算得到的下垂斜率k值。
4.3 动态效果评估
本节将测试图4所示的交直流混合系统在应用所提出的新型下垂控制策略的条件下,暂态过程是否具备良好动态特性。图4所示系统的初始运行点为附录A表A1所示的稳态运行点。所测试的暂态故障包括换流站和直流输电线路的N-1故障。
测试1:换流站N-1故障
在t=7 s时,系统切除MMC3,具体过程为:①MMC3的交流侧断路器先断开;②大约10 ms后MMC3直流侧电流为0,此时断开直流侧断路器。附录A图A2给出了系统的暂态响应过程。
附录A图A2(a)给出了各MMC直流电压在暂态时的变化过程。由于在7 s时系统发生暂态故障,所有MMC的直流电压从1(标幺值)跌落至0.869,该值不仅小于MMC2的UW2也小于MMC1和MMC4的UW4。因此MMC1,MMC2和MMC4启用下垂控制,直流电压开始回升。MMC1和MMC4的直流电压分别在7.23 s和7.24 s时大于其下垂控制的闭锁区域门槛值US4,并且再未小于过各自激活区域的门槛值UW4,因此这两个换流站的下垂控制闭锁,回到初始运行点的定功率控制。MMC2的直流电压从7 s至11.7 s内多次重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在11.7 s后,MMC2的Udc进入其下垂控制的激活区域并再未进入闭锁区域。因此,系统新稳态运行点的直流电压由采用下垂控制的MMC2控制。MMC5的直流电压在整个暂态过程中始终大于UL8=0.7,这说明直流电压未进入第4分组的电压裕度内,因此MMC5保持常规运行模式。附录A图A2(a)说明,当采用所提出的下垂控制策略时,即使切除控制直流电压的MMC3也并不会导致系统直流电压崩溃。
附录A图A2(b)展示了暂态中换流站与交流系统交换功率的变化。在7 s时,由于故障后直流电压跌落且第2,3组的换流站启用下垂控制,MMC1,MMC2和MMC4迅速调整其功率来消除直流系统内不平衡功率以稳定直流电压。在暂态过程中,第2组的MMC2的功率变化较第3组的MMC1和MMC4的功率变化更为明显。这说明第3组的MMC较第2组的MMC在暂态过程中受冲击影响更小。当直流电压在7 s开始降低时,第3组内逆变站MMC1较整流站MMC4的有功功率变化更为明显。这说明所提出的下垂控制可以使同一分组中的逆变站比整流站在面对下降的直流电压时,可更灵敏地激活下垂控制。这样的做法符合实际工况中换流站多为降功率运行的要求。在t=50 s后,系统过渡至新稳态运行点,MMC2改变自己功率以控制直流电压而MMC1和MMC4的功率回归初始运行点。MMC5的功率在暂态过程中几乎未受到明显影响。
附录A图A2(c)给出了发电机G1至G3的动态响应特性。G1和G3的输出功率在暂态时有更明显的波动而G2的转速波动更为明显。这是因为G2为孤岛运行状态,且暂态过程中与G2相连接的MMC4的功率未有较剧烈的变化。本例中,故障引起的系统潮流变化基本由除G2外的其他发电机共同承担。
测试2:直流输电线N-1故障
测试2的初始运行点与测试1的相同,即附录A表A1所示的稳态运行点。目标直流输电线为图4中Bus D和Bus F之间的输电线,因为该线路负荷最大。在7 s时,目标线路发生接地短路故障,1 ms后保护设备探测到故障位置并在另1 ms后切除故障线路[15]。附录A图A3给出了系统暂态响应过程。
附录A图A3(a)显示了切除线路后各换流站直流电压变化过程。在7 s时,MMC1和MMC2的Udc下降但其他MMC的Udc上升。MMC1的Udc始终大于其下垂控制的闭锁门槛值US4,因此MMC1的下垂控制始终闭锁。MMC2的Udc在7 s时下降并小于其下垂控制的激活门槛值UW2,但0.24 s后就大于闭锁门槛值US2。之后在7 s至8.68 s内,MMC2的Udc重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在8.68 s后,MMC2的Udc进入下垂控制的闭锁区域并再未进入过激活区域。因此,MMC2的下垂控制在8.68 s后处于闭锁状态。MMC4的Udc在7 s时大于其下垂控制的激活门槛值UW3,但0.27 s后就小于闭锁门槛值US3,因此MMC4的下垂控制先激活后立刻闭锁。
MMC3是控制系统直流电压的换流站。在故障发生后,MMC3试图将上升的直流电压(峰值1.034)降至初始运行值(1)。MMC5在暂态过程中并未参与调节直流电压。在附录A图A3(a)所示过程中,MMC2和MMC4的下垂控制曾被激活并协助MMC3控制Udc。在新稳态运行点,MMC2和MMC4的下垂控制闭锁,直流电压仍被MMC3控制。当直流线路被切除后,直流系统内潮流重新分部,导致各MMC的新稳态直流电压有微小变化,如附录A图A3(a)所示。
附录A图A3(b)给出了暂态过程中MMC与交流系统交换功率的变化过程。由于MMC2和MMC4在暂态过程中激活过下垂控制以消除不平衡功率和稳定直流电压,因此这两个换流站的功率变化较MMC1和MMC5的功率变化更为明显。在t=20 s后,系统过渡至新稳态运行点。
附录A图A3(c)展示了发电机的暂态变化过程。由于直流输电线路被切除仅造成了直流系统内部的潮流重新分布,交流系统的运行点并未受到太大影响。因此附录A图A3(c)中的发电机功率和转速变化并不如附录A图A2(c)中的剧烈。
5 结语
本文提出了一种适用于柔性直流输电网的新型下垂控制策略。该策略可以保证直流系统和交流系统交换功率的平衡,并提出了一条改进的P-Udc特性曲线保证换流站具备更好的动态特性,即新稳态运行点的直流电压更接近原始运行点的直流电压。所提出的新型下垂控制策略具有以下特点。
1)将直流系统内的换流站分为4组,并通过为每组设计独有的电压裕度和死区来确定其参与协调控制的优先等级。这样可使已有的电压裕度和死区不再受直流系统内换流站个数变化的影响。在暂态过程中各组换流站可以激活下垂控制,消除系统内不平衡功率并稳定直流电压。在新稳态运行点,优先等级低的换流站闭锁下垂控制并将功率调整至最经济的初始运行点。因此,既提供了暂态下良好的动态特性,又保证了新稳态下经济的运行特性。
2)提出了改进的P-Udc特性曲线,使得新稳态运行点的直流电压值更接近初始运行点的直流电压值。同时,改进的P-Udc特性曲线还重点考虑了换流站在实际工程中受设备耐流能力的限制,仅能降功率运行的特性。这使得所提出的下垂控制策略更具备实践的可行性。
针对所提出的下垂控制策略,未来需要根据交直流系统的动态特性(如暂态下发电机和换流站功率、电压和电流的过调量和调整时间)来优化各换流站的电压死区门槛值和下垂斜率。
柔性直流输电 篇9
关键词：柔性直流输电,高压,断路器,故障检测
0 引言
基于常规直流及柔性直流的多端直流输电系统和直流电网技术是缓解目前传统一次能源短缺、环境恶化, 以及解决新能源并网和消纳问题的有效技术手段之一[1~4]。采用大功率绝缘栅双极型晶体管、脉宽调制技术 (PWM) 和多电平控制技术, 基于自换相电压源型换流器的VSC-HVDC, 特别是基于模块化多电平换流器 (MMC) 的VSC-HVDC近十年发展迅猛。与基于电流源换流器的LCC-HVDC技术相比, VSC-HVDC技术具有无功功率、有功功率可独立控制, 无需滤波及无功补偿设备, 可向无源负荷供电, 潮流翻转时电压极性不改变等优势[5~7]。因此利用VSC-HVC构建多端直流输电系统及直流电网成为电网未来发展的一种趋势[4,8]。
然而, 直流电网的发展面临着一些挑战和技术瓶颈, 具备快速开断直流电流能力的直流断路器便是制约因素之一[5]。事实上, 自高压直流输电系统出现以来, 高压直流断路器的方案便得到了国内外研究人员的持续关注[8~10]。目前, 基于常规交流断路器的机械式直流断路器, 其开断电流需要数十个ms, 虽然具有在传统直流多端系统中工程应用的记录, 但无法满足柔性直流电网的快速性要求;基于全控电力电子器件的固态断路器不产生电弧, 动作迅速, 仅需数百个μs, 但存在通态损耗大、成本高的不足, 限制了其在高压大容量领域的工程应用[9];ABB等公司提出的混合式直流断路器结合了机械式断路器和电力电子开关的优势, 通态损耗低, 同时又有很快的分断速度, 其开断时间仅需要数个ms, 是目前高压直流断路器的研究热点[9]。
不过需要指出的是, 目前有关直流断路器的研究均集中在断路器本体实现方案的设计上, 而对于与直流断路器工作密切相关的故障检测则几乎没有。在工程应用中, 直流断路器的快速性优势还需要借助快速故障检测装置的配合才能够得到充分的发挥。快速故障检测的作用, 即通过检测相关信号, 快速判断系统是否发生故障及故障类型, 并将故障信号传送给直流断路器使其跳闸。因此, 快速故障检测装置能够在多长时间内准确地判断故障及故障类型, 将对整个系统及直流断路器本体具有重要影响。
1 混合式直流断路器
1.1 混合式直流断路器的拓扑结构及工作过程
混合式直流断路器综合了机械式断路器和固态断路器的优点, 即利用快速机械开关来导通正常运行电流, 利用电力电子器件来分断短路电流, 从而既具备较低的通态损耗, 又有很快的分断速度[9]。混合式直流断路器因具备上述优势而最适宜于柔性直流输电系统, 目前已成为各大公司、研究机构的研究热点。各研究团队提出的拓扑结构虽然不尽相同, 但是整体差异不大, 且工作原理相似。混合式直流断路器某种拓扑结构如图1所示。
混合式直流断路器由3个支路并联组成, 从上到下依次为主支路、开断支路和吸收支路。主支路由快速机械开关和少量的全控型电力电子开关串联构成 (称为辅助电子开关) ;开断支路则由大量的全控电力电子开关串联构成 (称为主电子开关) ;吸收支路由避雷器组成。
正常运行时, 电流通过主支路 (即快速机械开关和辅助电子开关) 流通, 主电子开关呈关断状态。由于机械开关为金属触头, 而辅助电子开关所采用的电力电子器件数量很小, 因此可以保证通态下的损耗较小。
故障状态下断路器需要分闸时, 关断主支路中的辅助电子开关, 导通开断支路的主电子开关, 迫使电流从主支路转移至开断支路;电流转移完成后, 关断快速机械开关, 保证机械开关在零电流下关断, 解决了灭弧难题;机械开关关断后, 再关断主电子开关, 直流断路器完成分断操作。断路器关断后, 回路中的剩余能量则由避雷器吸收。
1.2 仿真分析
本文以舟山柔性直流工程中定海站的工程参数为依据, 构建一个双端柔性直流输电系统。直流断路器在系统中的配置方案如图2所示。
定海站的额定功率为400MW, 主回路参数见表1。
在PSCAD/EMTDC平台下, 搭建上述双端柔性直流系统的模型, 进行混合式直流断路器分断额定电流的仿真分析, 仿真结果如图3所示, 本文取混合直流断路器的分断时间为5ms。
图3 (a) 中, 开断时, 电流首先由主支路转移至开断支路, 约5ms后开断支路断开, 直流断路器完成分断, 线路电流降为零, 如图3 (b) 所示。图3 (c) 中, 正常工作时断路器两端电压几乎为零, 开断时由于线路中存在电感, 因此在断路器两端会产生过电压, 该过电压会引起避雷器动作进行限压保护, 避雷器的电流以及吸收的能量如图3 (d) 所示。
2 柔性直流系统故障特性分析
根据故障发生位置以及影响的不同, 将故障分为交流侧故障 (包括连接变网侧、连接变阀侧) 和直流侧故障进行分析。
2.1 交流侧故障
交流侧指围绕连接变的区域, 包括连接变的网侧和阀侧。在交流侧分别设置单相接地、两相接地、三相接地以及两相短路故障, 并记录故障发生后直流断路器处的电压、电流以及直流断路器本身的电气量, 包括断路器两端电压、避雷器电流、避雷器能量, 结果见表2。
除两相短路故障会在直流断路器处产生过电压外, 由于交流网侧故障在变压器的隔离作用下几乎不影响直流断路器处的电气特性, 因此直流断路器不跳闸, 其两端电压为零, 避雷器不吸收能量。交流阀侧故障时会在直流断路器处产生过电压, 引起断路器跳闸, 但是MMC换流阀先闭锁, 闭锁后直流电流迅速降低, 直流断路器将在零电流下分断, 所以分断过程中避雷器不动作, 此时的直流断路器两端电压为分断后断路器所在线路的对地电压差值。
2.2 直流侧故障
直流侧覆盖范围较广, 从近端站 (所研究站) 的阀直流出口通过平波电抗器连接至海缆, 直至远端站, 因此本文设置3个位置分别研究直流线路单、双极接地故障时的故障特性。故障位置如图4所示, 记录交流侧故障时的仿真结果见表3。
单极接地故障时, 直流极线上只存在电缆杂散电容的放电电流, 且电流值较小, 不会对高压直流断路器形成苛刻电气应力。而双极接地故障时, 二极管的不可控性会使交流侧短路 (即使阀闭锁后) , 从而导致直流电流持续增长, 直至故障隔离。因此, 直流断路器跳闸时间一定的条件下, 不同的故障检测延时会影响故障时系统及直流断路器本身需承受的电气应力。
基于此, 本文以Fault2处发生双极接地故障为例, 研究0.1、0.5、1、2、3ms故障检测延时对系统及直流断路器的影响, 结果见表4。
由表4可知, 与预期相一致, 故障检测时间愈长, 断路器需开断的最大故障电流就愈大, 相应的避雷器吸收能量也愈大;而故障检测时间变化对断路器两端电压的影响较小, 这也验证了避雷器的限压作用。此外, 虽然故障检测时间愈长, 故障电流愈大, 但是故障检测时间从0.1ms增至1ms时, 故障电流的增幅并不太大, 仅为450A。因此, 在故障检测装置的设计中, 没有必要一味降低故障检测延时, 而应该从故障检测装置的可实现性、工作可靠性以及断路器的故障耐受特性三方面来权衡, 以最终确定合适的故障检测时间。
3 直流断路器快速故障检测方案
由仿真结果可见, 只有直流侧故障时, 才会在直流断路器处产生明显的故障特性, 因此断路器故障检测装置的设计重点在于直流侧故障的检测。而直流侧故障又可以分为直流单极接地故障和双极接地故障, 由MMC柔性直流换流阀的拓扑结构所决定。单极接地故障几乎不产生过电流, 只会在非故障极产生过电压, 该过电压可以通过直流避雷器得到限制, 因此该类故障不会对系统和直流断路器本体构成威胁;双极接地故障时, 虽然对地不产生过电压, 但是短路电流即使在阀闭锁后依然随着时间的推移而增大, 会对系统及直流断路器本体形成严酷的电气冲击, 该类故障是直流断路器故障检测的重点。因此, 故障检测系统所需要的检测延时愈短, 则系统所承受的短路电流愈小, 直流断路器需要开断的电流也就愈小。但考虑到可靠性及可实现性问题, 故障检测延时不能无限减小。
故障检测延时跟所采用的故障检测方案密切相关。双极接地故障时, 如果只采用相应的过电压、过电流值作为故障判定条件, 那么由于故障电流达到检测阀值需要一定的时间, 因此显然延长了故障检测延时。基于此, 建议采用结合电压、电流值以及其变化率的方法实现对故障的检测, 即将电压、电流值作为故障检测的启动逻辑, 将电压、电流变化率作为故障检测判据。这样既可以提高故障检测的准确性, 防止误判断, 又可缩短故障检测延时。
4 结束语
本文通过研究混合式直流断路器本体及其相关的直流断路器故障检测, 可以得出以下结论。
(1) 混合式断路器兼具机械式断路器和固态断路器的优势, 具有较低的导通损耗和快速的分断特性, 因此更适合于柔性直流输电系统。
(2) 交流侧故障时, 包括交流网侧和阀侧, 在直流断路器处几乎不产生影响;而直流侧故障时, 直流断路器处会有显著的故障特征。因此, 直流断路器故障检测系统的设置目的主要在于检测直流侧故障。
(3) 直流侧双极接地故障会对系统和直流断路器形成苛刻的电气冲击, 是故障研究的重点。以MMC阀闭锁为分界点, 双极接地故障的发展过程可分为子模块电容放电阶段和交流系统短路阶段, 2个阶段的电流流通路径不同, 相应的直流电流上升率也不同。直流电流在MMC阀闭锁后, 依然持续上升的根本原因在于子模块中IGBT反并联二极管的不可控性。
(4) 减小故障检测延时无疑有利于降低对直流断路器的性能要求, 但故障检测延时不可能无限减小, 应从实际的效用出发, 将故障检测延时控制在一个合理的范围内。
(5) 基于仿真分析, 本文提出了一种直流断路器故障检测方案, 即结合电压、电流值以及其变化率实现对故障的检测。该方法在保证不降低直流断路器工作可靠性的基础上, 合理减小了故障检测延时。
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柔性直流输电 篇10
基于电压源型换流器(VSC)和模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电系统(以下简称VSCHVDC和MMC-HVDC)具有独立调节有功功率和无功功率及向无源网络供电等特点,克服了传统高压直流输电(HVDC)的本质缺陷,因此被广泛应用于大规模可再生能源远距离传输领域[1,2,3]。然而,与传统高压直流输电系统相比,柔性直流系统缺乏低压限流功能和成熟的直流开关器件,直流线路的保护和故障处理技术成为限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一[4,5]。
传统高压直流输电系统的整流侧和逆变侧一般都配有低压限流(VDCOL)控制。此外,为防止换流器产生的谐波电流进入直流线路,直流线路两端安装有平波电抗器和直流滤波器组[6,7]。直流线路故障时,由于VDCOL的调控作用以及平波电抗器的限流,故障后电流 会被限制 在0.45~0.55(标幺值)[7]。对于瞬时性故障,可通过调节触发角使整流器工作在逆变状态来消除故障电流,经过一段时间去游离后,系统重启动,恢复供电[6]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构,直流侧无平波电抗器,呈低阻抗特性。直流线路故障时,直流侧大电容迅速放电,故障电流在几毫秒之内增大到峰值[8,9],即使换流器闭锁,与绝缘栅双极型晶体管(IGBT)反向并联的二极管和交流系统直接相连仍然构成能量馈流回路,且无法控制。当电容电压下降为零并开始反向充电时,易导致电容和反向并联的二极管损坏[8],因此,对故障处理和保护的快速性提出了更高要求。
MMC是VSC的一种新型拓扑,MMC-HVDC的直流侧没有高压电容器组,桥臂电感和分布式储能电容器相串联,可以直接限制线路故障电流的上升率,使得故障容易清除[10]。然而,当直流线路故障时,尽管没有大电容放电的冲击过程,与IGBT并联的二极管构成了不可控的整流桥,在换流阀闭锁后,交流系统仍向直流侧馈入电流[9,11]。
柔性直流输电线路横跨区域广,相对换流站内部的元件和设备,其故障概率较高,且影响与危害程度严重[12,13]。另一方面,以400kV/1 000MW的直流输电线路为例,考虑施工费,电缆的造价约为架空线路造价的7~8倍[3],因此,基于架空线路的柔性直流输电系统也是未来发展的重要趋势之一。与直流电缆相比,架空输电线路的故障概率大得多[10]。目前,与换流站内部故障以及交流侧故障相关的故障处理和控制保护策略已经形成了一定的理论基础,而柔性直流系统的直流侧故障处理能力亟待提升[12,14]。当发生直流线路故障时,通常采取的措施是系统通过改变换流器的运行方式,来减少直流线路的短路电流,同时调整交流直流保护定值以最大限度地配合系统的可靠性和可用率[12,14]。然而,由于直流断路器技术的不成熟,直流侧故障不能由直流断路器断开。为了消除线路故障引起的直流电压不平衡畸变,并切断交流侧馈入的电流,在换流站闭锁后,需要借助交流断路器切除直流线路故障[10]。机械开关的响应速度慢,最快动作也需要2至3个交流周期[15,16],在此期间换流器件极可能因过电流而损坏。借助交流断路器切断故障电流,每次直流侧故障都会造成系统的停运,严重影响了柔性直流输电系统的可用率,同时多次开断也会降低交流断路器的性能。
综上所述,由于柔性直流输电系统结构和运行机理的特殊性,其故障特征比传统高压交、直流线路故障更加复杂和严峻,这就对柔性直流系统主电路的参数优化、配合以及控制器的性能提出了更高的要求。直流线路故障电流上升速度快,峰值大,故障发展在几毫秒之内,极大的冲击电流极有可能在短时间内造成严重损害。因此,直流线路的故障处理和保护应贯穿故障发展的整个过程。如何快速地识别柔性直流线路故障、限制故障冲击电流,从而减少故障电流对换流器件、线路自身以及系统的损害,是柔性直流输电线路故障处理和保护面临的挑战。多端柔性直流系统尤其要求更好地抑制故障电流,快速隔离故障线路,使非故障线路保持正常运行,以提高系统的可用率。本文基于柔性直流输电线路的故障特征,对目前直流线路故障处理和保护技术进行了总结和分析。
1 柔性直流输电系统
1.1 柔性直流输电系统结构
柔性直流输电系统作为直流输电的一种新技术,同样由换流站和直流输电线路组成。柔性直流输电系统基本结构如图1所示。对于两端柔性直流系统,两端换流站结构呈对称性。已有的柔性直流输电工程采用的VSC主要有3种,即两电平换流器、二极管钳位型三电平换流器和MMC[3]。两电平换流器系统结构如图1(a)所示,三电平换流器与两电平原理基本一致,此处不再给出。基于MMC的直流换流站如图1(b)所示[11]。图1中实线表示直流线路故障时,换流器闭锁后系统的能量馈流回路。
图1(b)中虚线框为基本单个子模块,子模块可以有多种结构,组成具有不同功能和特点的MMC。换流站内包括换流变压器、连接电抗器和换流器等设备。两电平换流器拓扑结构具有电路结构简单、电容器数量少、占地面积少及易于实现模块化构造等优点,但开关投 切频率高、损耗大且 波形质量差[3]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构。相比于两电平和三电平换流器,MMC具有损耗成倍下降、阶跃电压降低及波形质量高等优点。MMC虽然避免了两电平和三电平换流器拓扑结构必须采用IGBT直接串联阀的困难,但所用器件数量多,技术难度转移到了控制方面[10]。
VSC-HVDC一般采用在直流侧分裂电容引出中性点接地支路,而MMC-HVDC则一般采用交流侧接地的方式[14],但VSC-HVDC和MMC-HVDC实际上均为单极对称系统。正常运行时接地点不会有工作电流流过,不需要设置专门的接地极,而当单条直流线路或换流器发生故障后,整个系统将不能继续运行[10]。为了提升柔性直流输电系统的功率容量和电压等级,若干容量较小VSC或MMC基本换流器单元可以串并联构成组合式换流器,再由组合式换流器构成与传统高压直流系统类似的双极对称系统[10,17,18]。
由于柔性直流输电系统切除直流侧故障时比较困难,故目前己建成的柔性直流工程线路大多采用直流电缆以降低故障率[17]。相比直流电缆,架空线路造价低,在远距离及大功率输送方面具有明显的优势,因此基于架空线路的大容量柔性直流输电系统也是未来的发展趋势[18]。然而,柔性直流输电技术扩展到架空线输电场合面临的一个重要问题是如何克服其在直流故障下的脆弱性以及对交流系统的影响,提高直流故障的自清除能力[10,18]。
1.2 控制系统的基本特性及要求
柔性直流控制系统包括换流站级控制保护系统和换流阀级控制保护系统,与常规直流输电不同的是,柔性直流输电系统中的阀级控制保护系统更为复杂。尤其是在MMC-HVDC中,对阀体的控制保护更多依赖阀级控制器完成,包括根据换流站级控制信号的要求产生换流阀子模块的控制信号,进行数据处理 和汇总,以及实现 换流阀的 保护等功能[19]。因此,柔性直流控制保护系统通常需要实现纳秒级的高速同步控制,以满足柔性直流输电控制系统高实时性的要求[17]。
一般来说,双端柔性直流系统的正常运行需要一端控制直流电压,另一端控制有功功率,而两端的无功调节相互独立,保持系统输送的功率及直流电压稳定[3]。在控制策 略上,无论采用 两电平还 是MMC技术,其交流侧具有类似的等效数学模型,因此均可采用相同的站级控制策略。在众多的站级控制策略中,直接电流矢量控制策略以较高的电流响应速度和精确的 电流控制 效果而被 广泛应用[20]。当系统受到扰动或发生故障时,控制系统应立即利用其快速性进行调控或切换控制方式,抑制扰动或事故扩大,使直流系统尽可能不退出运行而发挥其技术优势,给交流系统提供有力的支援。只有当系统发生较严重故障或永久故障,控制系统已达到控制范围极限,系统仍不能恢复稳定时,保护才迅速动作,闭锁换流器触发脉冲,停运换流器,根据故障严重程度和不同区域,保护动作发出报警及跳开交流断路器指令,隔离故障设备,停运系统[3,21]。
2 柔性直流输电线路的故障特征
直流线路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一,故障后IGBT迅速闭锁。结合图1(a),直流线路双极故 障时,直流侧等 值电路如 附录A图A1所示。直流线路的分布电容相比于直流侧电容小得多,因此在故障分析过程中未予以考虑[8]。
双极直流线路故障后主要可以分3个阶段:电容放电阶段、二极管续流阶段以及电网电流馈入阶段[9]。图2为图1(a)系统直流线路双极故障的特征。故障后,直流侧电容迅速放电,几毫秒内直流电流达到峰值,如图2中t0至t1阶段;电容电压下降为零后,故障进入二极管续流阶段,通过二极管的电流高达额定电流的十几倍,如图2中t1至t2阶段,这也是极间故障最严重的阶段,在此期间二极管极易损坏;经过一定时间的衰减,故障电流变为与交流电网电流相当的水平,电网开始向故障点馈入电流,如图2中t2时刻以后阶段。
直流线路单极故障没有二极管续流过程,其余特征与双极故障特征类似,在电网电流馈入阶段,流过二极管的电流也在额定电流的10倍左右。特别应该注意的是,当直流侧电容电压由零变为负反向充电时,电容容易损坏。因此,对于直流侧故障,需要在电容电 压下降为 零之前切 除[8]。 与VSCHVDC不同,MMC-HVDC储能电容分散在子模块中,但直流侧故 障特征与VSC-HVDC类似[22,23]。直流线路故 障后,子模块电 容放电电 流不大,但IGBT闭锁后,交流侧电网仍向故障点馈入较大的故障电流,如图1(b)实线所示,同样容易引起二极管损坏[11]。当直流线 路发生双 极故障时,不论是VSC-HVDC还是MMC-HVDC,其两侧交 流系统都近似于三相短路,严重影响系统的安全运行,且交流侧的暂态电流中含有较大的直流分量,容易引起换流变压器饱和[8,9,12]。在直流线路单极故障期间,MMC-HVDC不会像VSC-HVDC那样因电容放电而导致交流 系统过流 现象,但VSC-HVDC和MMC-HVDC的交流出口 侧相电压 都将出现 高频脉动直流分量,有效值增大,影响变压器的设备绝缘[12]。
由此可见,柔性直流线路故障电流具有上升快、峰值大的 特点,容易引起 交流侧的 暂时性过 电流[21],较大的故障冲击电流不仅对由大量电力电子器件组成的换流器构成很大的威胁,也容易引起线路和相关设备绝缘损坏。因此,柔性直流输电线路保护和故障的处理不仅涉及故障的快速识别,也包括故障后冲击电流的限制、分流和相关器件的保护以及故障线路的隔离。
3 柔性直流线路故障处理研究现状
直流线路故障容易引起交流侧和换流单元过流[24],由于直流断路器技术的不成熟,对于直流线路故障,一般采用断开交流侧断路器的方法,故障清除和直流系统再恢复的时间较长,在此期间换流器件可能因过电流而损坏[15,16]。柔性直流输电系统的控制与保护密切相关,当直流线路发生故障时,需要相应的控制措施和处理电路对故障后电流进行限制,隔离故障线路,减少故障对线路自身及直流系统的损害。通过在换流器内部以及交直流侧增加辅助电路,对线路故障产生的冲击电流进行分流和抑制是减少故障电流损坏换流器件的有效措施,同时新型换流器拓扑与直流输电结构对减少直流线路故障电流的影响也有相当重要的作用。此外,直流断路器技术作为柔性直流输电线路故障隔离的关键技术之一,是近年研究的热点方向。本文将在此部分对以上技术在直流线路故障处理方面的性能进行分析和总结。
3.1 借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术
为实现直流侧故障的快速处理,减少线路故障冲击电流对换流器件的损害,直流系统的控制和辅助的故障处理装置必不可少[25]。文献[26-27]提出了在子模块单元增加并联开关和晶闸管的直流侧故障处理方案,如附录A图A2(a)所示。当子模块故障时,K1闭合旁路故障的子模块,换流器可以通过冗余单元持续运行,当直流线路故障时,K2导通,旁路IGBT和二极管。该方案通过在子模块单元增加并联电路,避免子模块二极管在续流阶段因过流而损坏,减少了额外的保护装置,但对于直流侧永久性故障,仍然需要切除交流断路器,停运整个换流系统[25]。
为了加速故 障的清除 和系统的 重启动,文献[28]提出MMC子模块并联双向晶闸管的故障处理方法,如附录A图A2(b)所示。故障后触发导通K1和K2,通过移除晶闸管门极信号,关断晶闸管进而切除故障电流。双向晶闸管在正常运行时承受较大的电压变化率,因此需要设置额外尖峰电压和电压变化率保护电路。文献[11]提出通过在交流侧增加双向晶闸管来转移交流侧馈入电流的保护方案,如附录A图A3所示。正常运行时,晶闸管组处于关断状态,当发生直流线路故障后,晶闸管组导通,交流侧形成三相短路故障,由交流侧断路器切断故障电流。对比以往通过在换流器子模块单元内增设晶闸管的方案,该方案可以减少交流侧馈入的故障电流对IGBT反向并联二极管的影响,且晶闸管承受的电压变化率小。然而对于VSC-HVDC的直流线路故障,该方案对电容放电产生的大电流并无抑制作用,且在三相短路故障期间流过晶闸管的故障电流较大,对晶闸管的过流能力要求较高。
针对线路故障时直流侧电容放电产生大电流的问题,文献[29-30]提出在直流侧电容支路串联直流断路器的方法,如附录A图A4所示。该方法通过切断电容放电的电流,避免了冲击电流对二极管的影响,且正常运行的损耗比安装在直流线路上时少,但对断路器动作速度和开断容量要求较高。此外,电容支路切除后,直流故障依然存在,交流侧仍将向故障点馈入电流。
文章[31]提出通过在直流线路两端增加电感的方法来限制短路电流,同时利用电感两端正常运行时电压降很小、故障时很大的特点提出了单端电压差保护。电感的选择以及保护的整定较为复杂。在多端直流系统中为了防止停运换流站投入运行引起线路过电压,文献 [32-33]还提出了 在直流侧 通过IGBT并联电阻的线路过电压保护方案。
与两电平换流器相比,MMC不需要在直流侧集中安装大容量的高压电容器组,而是将储能电容分散在各个子模块中。由于桥臂电抗和各个子模块相串联,因此可以在一定程度上限制直流侧故障时浪涌电流的上升率,使得MMC拓扑的直流侧故障特性得到了改善[10],但交流侧电流向直流侧馈入的故障特征仍然存在,如图1(b)所示。
由此可见,通过在换流器内部和交直流侧增加辅助电路来实现直流线路的保护和故障处理,一定程度上提高了系统的安全性;但采用单一电路实现故障处理,往往导致故障隔离不彻底,同时增加辅助电路需对开关性能、成本以及损耗进行综合权衡。随着技术的发展,多种辅助电路装置的协调组合在柔性直流输电线路故障处理技术中将具有一定的应用前景。
3.2 基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与自清除技术
目前实际工程中所采用的两电平换流器、三电平换流器和MMC均不具备 直流电流 闭锁能力。图1中,直流侧故障时,与全控型器件反向并联的二极管会构成故障点与交流系统直接相连的能量馈流回路且无法控制[24]。因此,具有直流电流闭锁能力的新型换流拓扑和直流输电结构是近年柔性直流输电系统重要的研究方向之一。
1)新型换流器拓扑
文献 [29]提出了基 于发射极 关断晶闸 管(ETO)的换流器拓扑,如附录A图A5所示。正常运行时ETO’X相当于开关器件,而ETO’Y保持导通相当于 并联二极 管;故障时,ETO’X闭锁而ETO’Y仍保持导通构成交流电流馈入通路,一旦直流侧线路故障判断为永久故障,ETO’Y关断实现故障隔离。
2010年ALSTOM公司在国际大电网 会议上提出了结合传统两电平换流器和MMC结构特点的混合式换流器,即由全控型半导体器件串联组成的导通开关和有全桥子模块串联而成的整形电路两部分组成。因其相对位置的不同,具有混合级联多电平换流器 (HCMC)和桥臂交 替导通换 流器(AAMC)[34]两种结构,其中HCMC如附录A图A6所示。AAMC中导通开关与整形电路串联,整形电路基本单元采用全桥子模块,其具体结构如附录A图A6虚线框内所示。
当直流侧故障发生后,HCMC和AAMC发出闭锁信号,迅速关闭所有IGBT的触发信号,通过整形电路提供的反电势迫使故障电流迅速下降到零,利用二极管的反向阻断能力实现直流电流闭锁功能[35]。由此可见,HCMC和AAMC可实现直流线路故障的自清除,无需交流断路器动作,可应用于故障概率高的架空线路场合。然而,由于增加了整形电路,导通开关和整形电路需要相互协调配合,控制较为复杂,另外维持整形电路中大量悬浮的子模块电容电压平衡是控制的难点[10]。
基于半桥子模块的换流器 (H-MMC),故障闭锁后,交流侧仍然馈入故障电流,需要断开交流侧断路器,系统恢复供电的时间较长,因此较多国内外学者对子模块结构进行了改造研究,文献[36-37]提出了基于全桥子模块的换流器拓扑(F-MMC)和基于钳位双子模块的换流器拓扑(C-MMC),其中钳位双子模块如附录A图A7所示。F-MMC和C-MMC都具有直流电流闭锁的能力,然而F-MMC损耗较大,器件利用率低,经济效益较差,C-MMC相较于F-MMC额外增加的器件和损耗不大,并且能够有效继承和移植现有H-MMC的控制策略,适用于故障概率较高的架空输电线路,扩宽了MMC-HVDC的应用范围[10]。
基于半桥子模块和全桥子模块的结构特征,国内外学者提出了多种改造和组合的新型子模块拓扑[38]。文献[39]提出了具有半桥子模块和全桥子模块切换功能的换流器拓扑,直流线路故障时切换投入全桥子模块以闭锁直流故障电流。在控制切换时,电子器件需承受较高的尖峰电压,因此需要配备额外的过电压保护。此外,文献[40]还提出了两级电压水平的新型换流器,具有直流线路故障隔离功能,适用于多端柔性直流系统。
2)混合式直流输电结构
为了结合传 统高压直 流故障自 清除能力 与VSC-HVDC调控优势,混合直流输电成为新的研究热点。在多直流落点系统中引入VSC-HVDC可以改善逆变侧系统的性能,降低换相失败的概率[41]。文献[10]提出了2种新型混 合电网换 相换流器(LCC)和VSC的直流输电系统,整流站采用传统高压直流基于晶闸管的换流器,逆变站采用MMC和二极管串联或者C-MMC,即LCC-二极管-MMC混合直流系统以及LCC-C-MMC混合直流系统。其中C-MMC采用钳位双子模块,对于直流线路故障,LCC利用自身控制即可实现故障清除,而对于逆变侧故障电流,可由直流线路二极管和钳位双子模块的反向作用阻断。对于LCC-二极管-MMC混合直流系统,大功率二极管需要承受的最大反向电压为交流系统线电压的最大值,因此大功率二极管阀的反向耐压水平需要深入研究。此外,两端系统的协调控制也是混合直流系统设计的难点。
新型换流器和混合直流输电结构提高了柔性直流系统处理直流故障的能力,但增加了系统结构的复杂性,将问题转移到了器件成本、开关损耗和系统控制等方面。损耗较低、经济效益较高的新型换流器拓扑(如C-MMC)及混合直流输电结构,在柔性直流输电中具有较大的发展潜力。
3.3 基于直流断路器的故障隔离技术
根据电流断开方式的不同,直流断路器主要可分为三大类:基于机械开关(常规机械直流断路器)的机械式直流断路器、基于电力电子器件的全固态直流断路器以及基于前两者结合的混合式直流断路器。机械式直流断路器主要由机械开关、振荡换流回路、传动机构,以及能量吸收与过压放电回路等部分组成。当保护出口后,操动机构动作并经传动机构传递力来带动触头的分合,其动作时间达几十毫秒[42]。基于半导体器件的全固态直流断路器因具有工作频率高、分断速度快、分断不产生电弧等优点成为近几年研究的热点[43]。相比于机械式直流断路器,全固态直流断路器处理的速度明显提升,但存在容易过压过流、器件通态损耗高、冷却系统笨重、造价昂贵等不足之处。混合式直流断路器兼具了机械式直流断路器和全固态直流断路器的优点,具有通态损耗小、开断时间短、无关断死区、无需专用冷却设备等特点[42],是目前直 流断路器 研发的新 方向。
国外学者SANO K提出了一种应用于柔性直流输电线路保护的新型直流固态断路器[44],与常规断路器不同,增加了电阻可以防止浪涌电压,且在故障时可以作为无功补偿装置向交流系统提供无功。此外,文献[45]提出了一种不需要IGBT器件的新型混合式直流断路器拓扑,以此减少正常运行的损耗。2012年底ALSTOM公司研制 出120 kV/1.5kA、最大开断电流达7.5kA的全固态直流断路器样机[46]。目前ABB已经研发出320kV电压等级的直流断路器,可开断直流电流16kA,该样机模块可适用于320kV电压等级的场合。就目前来看,不论是固态断路器还是混合式断路器都存在造价高、开断容量有待提高的问题,因此距离实际应用还有一段时间[45,47]。
直流断路器的开断电流一般小于故障电流的峰值,须在故障电流上升期间断开故障线路,对动作时间提出了很高的要求。为此,文献[31,42]提出了通过在直流线路两端增加限流电抗,结合混合直流断路器来开断故障线路的多端柔性直流线路保护方法,如附录A图A8所示。通过增加限流电抗器,限制短路电流的上升速度和幅值,为断路器开断争取时间,同时降低了开断容量。文献[46]还提出了具有限流电路的限流式混合直流断路器,可明显降低直流断路器的开断容量。文献[14]提出了基于快速直流开关的多端柔性直流系统直流侧极间故障的控制保护策略。当检测到故障线路时,换流器迅速闭锁以防止开关过流,同时由交流侧断路器切断故障电流,再由快速直流开关隔离故障线路,与故障线路相连的换流站退出,随后其他换流器解锁重启,并进行适当的控制方式切换,以维持剩余系统的功率平衡。文献[29]提出了基于直流断路器的过电流保护方案,该方案主要应用于船舶多端直流配电网中,对直流短路开断容量要求不高。此外,文献[48]还提出了一种基于混合直流断路器的多端直流电流差动保护方案。
在多端柔性直流系统中,相比于利用交流断路器切除故障的方法,基于直流断路器的故障线路隔离技术具有明显的优势,对于保证非故障线路正常运行、提高系统的可用率具有重要作用[5,48]。未来,随着半导体器件的快速发展和成本的降低,固态直流断路器和混合式直流断路器在柔性直流输电系统中将会得到广泛应用。目前,通过增加限流电抗和实体限流装置(FCL),同时结合直流断路器切除直流线路故障的方法仍不失为中间过渡阶段使用的经济型保护方案。
4 柔性直流线路保护原理研究现状
柔性直流线路的故障处理依赖保护对故障快速、可靠的判别。目前柔性直流输工程中直流线路的保护仅借鉴了传统高压直流的保护策略,以行波保护和微分欠压保护为主,电流差动保护作为后备保护,此外还配置直流过电压保护和直流电压不平衡保护[3,49]。行波保护 和微分欠 压保护动 作速度快,不受电流互感器饱和及长线分布电容等因素影响,但是对设备采样率要求高,对高阻接地故障灵敏度不足,可靠性不高[50];电流差动保护对高阻接地有效,但易受分布电容的影响,只能通过长延时来躲过,不适应柔性直流线路保护快速动作的要求[51]。尽管柔性直流线路配置的保护还存在不足,但现有的保护原理与逻辑仍能满足工程实用需求。
鉴于行波保护与微分欠压保护的不足,国内外学者进行了大量研究。文献[52-53]利用小波变换分析方法分别提出了高速行波保护和行波边界保护方案。文献[54]提出了利用反向行波和正向行波幅值特点构成的行波纵联方向保护。在传统高压直流输电线路保护研究领域,利用直流侧平波电抗器和直流滤波器组构成暂态量边界的思想是近年来的研究方向之一[51],文献[51,55]在分析直流滤波环节阻抗特征的基础上,利用特定频率电流和频带电流,提出了新型直流线路单端保护原理,保护可靠性较高。对于VSC-HVDC,直流侧有并联的大电容,借鉴传统高压直流边界保护的思路,文献[56-57]提出了基于特定暂态谐波电流和电容参数识别的VSCHVDC输电线路纵联保护,而MMC-HVDC直流侧却无明显的边界。
针对电流差动保护存在的延时问题,文献[58]提出了基于频变参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理,补偿了电容电流的影响。但为了保证健全极不误动,采用延时的低定值躲过暂态过程,牺牲了快 速性,且计算量 大[13]。 此外,文献[59-60]还提出了基于 高低频电 流比值的VSCHVDC直流线路纵联保护,保护原理主要依赖直流侧电容参数特性,不适用于MMC-HVDC。
综上所述,对于改进的行波保护原理,保护的速度和可靠性有了一定的提高,但行波保护仍存在行波波头捕捉困难、采样率要求高、抗过渡电阻能力低、易受干扰等固有缺陷[50]。柔性直流输电系统与传统高压直流系统的直流侧结构不同,传统高压直流中基于线路边界特性的单端速动保护并不适用于柔性直流线路,而针对电流差动保护的缺陷,所提出的柔性直流线路纵联保护依靠双端通信或双端数据同步,保护的快速性受到一定的限制。
5 柔性直流输电线路故障处理与保护面临的关键问题与研究展望
柔性直流输电系统以其有功无功独立调节、无源供电能力以及易于构建直流电网等特点,越来越受到人们的关注,而直流线路故障处理和保护技术是限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一。基于目前国内外技术研究的现状和发展趋势,柔性直流输电线路故障处理与保护技术面临的问题以及未来的研究方向如下。
1)直流线路故障特征的理论分析与直流线路保护新原理
为更好地实现直流线路的故障处理,柔性直流输电系统的电路器件有所增加,同时相应的控制也更加复杂化,增加了直流线路故障分析的困难。不同于高压交流系统和传统的高压直流输电系统,线路故障的特征与系统的控制关系更加密切,同时新增电力电子器件的非线性特征也给故障电流的计算带来了极大的困难。而直流线路故障特征的分析与计算,是研究快速且可靠的线路保护原理的基础,因此,如何在考虑控制系统的影响下,合理处理电力电子器件的非线性特征,分析直流线路故障特征是柔性直线路保护研究亟需解决的问题。通过增加限流电抗和FCL,可以有效地限制直流侧故障电流上升的速度和峰值,为保护识别故障争取时间,在一定程度上降低了对快速性的要求,同时也降低了对直流断路器容量和开断速度要求,是一种经济型的保护方案。此外由于增加了限流电路,构成了柔性直流线路的边界,因此可以借鉴传统高压直流线路利用边界特性构成的保护原理,研究适用于柔性直流系统的线路保护原理和整定方法。
2)新增保护电路和新型拓扑结构及其组合的使用
由于目前直流断路器技术不成熟,对于直流线路故障,更多地依靠相应的控制措施和保护电路对故障进行处理,以减少线路故障所带来的损害。增加辅助保护电路是一种有效的手段,同时新型换流器和混合直流输电结构也提高了柔性直流系统处理直流故障的能力。目前的现状是,新的保护电路和结构增加了系统结构的复杂性,保护的难点转移到了控制方面;新增的保护电路和新型拓扑结构在一定程度上增加了器件成本和开关损耗,同时器件数量的增加以及结构的复杂化也在一定程度上增加了系统自身的故障概率。因此,均衡考虑保护电路和新型拓扑结构的线路保护效益、故障处理能力以及所带的成本与损耗,是影响新型保护电路、新型换流器拓扑和直流输电结构在未来应用的关键所在。利用单一保护电路对直流线路故障进行处理,可能导致故障隔离不彻底。因此可结合直流线路故障特征,研究多种保护电路配合使用下直流故障处理的效果和性能。当然也需对电路参数、开关性能、成本及损耗进行分析。
3)保护与控制协调策略
柔性直流输电线路的故障处理与保护和控制密切相关,为实现故障线路的隔离和系统的稳定,需要针对线路保护、辅助电路以及系统控制的动作时间和投入方式,进行协调策略研究。尤其对于多端柔性直流系统,直流线路故障的处理,更加强调多站之间保护与控制的协调作用。采用保护、控制、通信集成一体化的多端柔性直流系统保护方案,研究保护与保护之间,保护与控制之间的配合策略,实现交直流侧保护与控制相协调,整合并减少分散保护设备的数量,从而降低柔性直流线路故障处理与保护的复杂性、缩短故障处理的时间,提高系统的可用率。
4)多端柔性直流输电系统的发展
多端柔性直流输电系统由于能够实现多电源供电、多落点受电,更灵活快捷等优点在新能源并网、构筑直流电网等领域具有广阔的应用前景[13]。与两端柔性直流输电系统不同,多端直流输电线路要求更快速地切除故障电流,隔离故障线路,保证非故障线路正常运行。两端直流输电系统中依靠闭锁换流器,跳开交流侧断路器、停运多个换流站的故障处理方法将不适用于多端直流输电系统。未来多端柔性直流输电工程的广泛建设与发展,更期待的是由已建成的两端柔性直流系统拓展而成。因此对于可拓展成多端直流系统的两端柔性直流系统,需要考虑多端系统的特征,对线路保护原理和故障处理方案进行深入研究,以适应多端柔性直流线路故障处理和保护的需求。
6 结语
本文从柔性直流输电线路故障处理和保护原理几个方面,详细地分析了国内外柔性直流输电线路故障处理和保护技术的研究现状,包括借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术、基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与故障自清除技术、基于直流断路器的故障隔离技术,以及直流线路保护原理。总结了柔性直流输电线路保护与故障处理面临的关键问题,并探讨了柔性直流输电线路保护技术进一步的研究方向。