柔性直流输电系统（精选10篇）
柔性直流输电系统 篇1
0 引言
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。
柔性直流输电系统 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
柔性直流输电系统 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）.
柔性直流输电控制及保护系统 篇4
柔性直流输电是一种新型的直流输电技术,其特点是采用基于可控关断型器件的电压源型换流器(VSC)和脉宽调制(PWM)技术进行直流输电[1]。ABB公司首先实现了柔性直流输电技术的商业化运行,并成功将其应用于多个领域[1,2]。
基于可控关断电力电子器件以及PWM技术的柔性直流输电技术相对于传统直流输电技术具有以下优点:①可以实现有功和无功功率的独立控制;②能向无源网络系统供电;③能四象限运行;④无需站间通信,便于构成并联的多端直流输电系统;⑤开关频率较高,低次谐波少,不需要或者只需很少容量的高次滤波器;⑥可以实现静止同步补偿器(STATCOM)功能[3,4,5],对接入电网中的无功功率进行动态补偿。基于以上技术特点,柔性直流输电很适合应用于可再生能源并网、分布式电源并网、孤岛供电、城市电网供电、异步交流电网互联等领域[1,6,7]。
柔性直流输电技术是当今世界电力电子技术应用领域的制高点,也是智能电网关键技术之一。国内首个柔性直流输电示范工程——上海南汇柔性直流输电工程已于2011年5月3日成功实现试运行。
本文结合上海南汇柔性直流输电示范工程,介绍了具有中国自主知识产权的柔性直流输电系统运行原理和控制及保护系统的组成与软件配置,并通过实时数字仿真器(RTDS)对控制及保护系统各项功能进行了验证。
1 运行原理
文献[2]对柔性直流输电一次系统的结构及运行原理进行了描述。当忽略换流电抗器损耗和谐波分量时,VSC与交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为[2]:
式中:US为公共连接点(PCC)处交流母线电压基波分量;V为VSC输出电压基波分量;δ为V与US之间的相角差;Xeq为等效电抗[2]。
由式(1)和式(2)可以看出,VSC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V。因此,可以通过控制δ来控制VSC传输的有功功率,通过控制V来控制VSC发出或吸收的无功功率[2]。如图1相量图所示,只要改变参考电压V的幅值和相位,即可瞬时实现有功和无功功率的独立调节,实现四象限运行。
2 系统组成
柔性直流输电控制及保护系统主要由运行人员工作站(operator work station,OWS)、控制保护屏、现场终端屏和阀基控制屏组成。图2为控制及保护系统结构示意图。
现场终端屏是控制及保护系统的测控单元,完成对一次系统模拟量的采集和数字量的收发控制。现场终端屏采集的模拟量包括PCC处的交流电压、换流变压器阀侧电压、交流电流、直流电压、直流电流等。除了采集模拟量之外,现场终端屏还完成对交流场和直流场所有开关、刀闸的分合状态以及水冷却等系统状态的接收,同时完成对这些开关、刀闸的分合操作命令及水冷却等其他系统的操作命令。
现场终端屏采集的模拟量通过时分多路复用(TDM)总线发送至控制保护屏的模拟量接口。控制保护屏内的工控机对这些模拟量进行高速处理并产生VSC输出的理想参考电压基波波形。参考波形被调制成PWM脉冲序列后被送至阀基控制屏,实现对6个阀臂的开通及关断控制。
工控机通过控制器局域网络(CAN)总线接收现场终端屏上送的数字量信号,实现对交流场和直流场开关、刀闸状态以及水冷却等系统的监视,并根据这些状态量实现程序联锁及顺序控制功能,同时也能通过CAN总线实现对这些开关、刀闸以及水冷却等系统的控制。
OWS通过站局域网(LAN)与控制及保护系统主机相连,通过数据采集与监控(SCADA)系统显示交流和直流模拟量的实时值以及开关、刀闸的当前状态,从而实现实时监控功能;同时也能够实现运行人员对开关、刀闸等设备的操作以及顺序控制流程的控制。
另外,当系统有报警或其他需要运行人员注意的事件发生时,相应事件报文通过LAN上送至服务器的数据库中,并通过OWS的事件列表进行显示,方便运行人员对系统运行状况的监视。
整个控制及保护系统为完全冗余的双重化配置,双重化的控制及保护系统可以在故障状态下进行自动切换,从而提高系统的运行可靠性。同时,冗余配置的控制及保护系统通过状态量的实时跟随,确保故障时系统能够平稳切换且不产生大的扰动。
3 软件配置
柔性直流输电控制及保护系统的核心单元是工控机。每台工控机都安装了Windows XP实时操作系统,配置了酷睿双核CPU、3块高性能数字信号处理(DSP)板和1块通信管理板。因此,根据不同的硬件配置,控制及保护程序可以分为CPU主程序和板卡程序。
3.1 主程序设计
主程序运行于CPU中,包括控制功能模块、保护功能模块和监测功能模块,主要实现VSC外环控制器、保护系统的上层应用以及系统监测功能等。
主程序架构如图3所示。
3.2 板卡程序设计
DSP板的程序设计主要实现数据的高速运算处理,同时实现控制及保护功能的底层应用以及与CPU主程序的接口。
DSP板控制部分的程序设计主要实现锁相环(PLL)功能、VSC的内环控制器功能以及PWM功能。
PLL功能如图4所示。图中:kl为反馈比例系数;KP和KI分别为比例和积分系数。DSP板将采集到的三相交流同步电压实时值经Clark变换为uα和uβ,通过计算得到uq。uq经比例—积分(PI)调节环节得到角频率误差Δω,Δω与中心角频率ω0相加后得到角频率,最后再经过积分环节得到相位值[6]。
内环控制器功能如图5所示,虚线框内为CPU主程序中的外环控制器。图中:Pref和Qref分别为有功和无功功率参考值;idref_lim和iqref_lim为限制后的电流参考值;iv为三相交流电流。
内环控制器根据外环控制器产生的有功和无功功率参考值以及三相电流实时值,通过矢量控制得到电流参考值idref和iqref;电流参考值经过限制器限幅后,经过参考波生成环节得到电压参考值udref和uqref。
电流限制器的功能如图6所示。换流器的输出电流应限制到额定值的1.1倍以内,当参考电流矢量超出该范围时,应对其进行限幅。如果外环控制策略为直流电压控制,则尽量确保有功电流的输出,因此选择A;如果外环控制策略为有功功率控制,则dq轴电流按比例进行限幅,因此选择B。
参考电压udref和uqref经过变换得到三相基波参考电压,利用三角载波对其进行调制,即可产生PWM波形。
DSP板保护部分的程序设计可以实现对保护系统需要的模拟量进行高速采集和实时运算,并将计算结果发送至主程序中的保护功能模块。DSP板保护部分的程序设计是冗余配置的,可以实现保护系统的启动功能。
通信管理板的程序设计可以实现冗余配置的工控机之间的实时通信功能。当前备用的工控机实时跟随值班工控机的运行状态和控制参数。当值班系统出现故障时,备用工控机可以快速切换为值班状态。
3.3 运行方式
程序设计可以实现柔性直流输电系统的3种运行方式。
1)运行方式1
只有直流线路的运行方式。送端换流站有功类控制器选择频率控制,无功类控制器选择交流电压控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制,并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
2)运行方式2
交直流并联的运行方式。送端换流站有功类控制器选择有功功率控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。2个站的交流电压控制和无功功率控制均可手动切换。
3)运行方式3
STATCOM运行方式。2个换流站的直流连接断开,可以分别作为2个独立的STATCOM运行。有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
4 仿真验证
柔性直流输电控制及保护系统开发完成后,在RTDS模型上进行了各项测试,以检验其控制及保护功能。RTDS模型以上海南汇柔性直流输电示范工程为依据,具体参数见附录A表A1。
运行方式为方式1时,RTDS模拟风机风速由12m/s降低到6m/s时的系统响应波形见附录A图A1。当风速降低后,系统频率降至49.7 Hz。控制器通过减少风电场输出的有功功率,以调节交流系统频率重新回到50Hz。
运行方式为方式2时,系统满功率运行的波形图见附录A图A2。控制器的参考电压输出稳定,交流侧电流平衡性良好,直流电压保持60kV,直流电流由于VSC的损耗,略低于300A。
运行方式为方式3且无功类控制器选择交流电压控制(指令值为35kV)时,在PCC处手动投入8.67 Mvar感性负载,模拟交流侧电压扰动时的系统响应波形见附录A图A3。负载投入瞬间,PCC处交流电压快速跌落,引起直流侧电压扰动。控制器快速调节注入VSC有功功率以维持直流电压的恒定,同时增大无功功率输出,以调节PCC处交流电压重新回到指令值。
5 结语
本文介绍了柔性直流输电控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现。依据上海南汇柔性直流输电示范工程进行了RTDS建模,仿真试验结果表明,该系统能实现柔性直流输电的各项控制功能,控制器在稳态和暂态过程中都具有优良的调节特性,适合实际工程的应用。
参考文献
[1]徐政,陈海荣.电压源换流器型直流输电技术综述[J].高电压技术,2007,33(1):1-9.XU Zheng,CHEN Hairong.Review and application of VSCHVDC[J].High Voltage Engineering,2007,33(1):1-9.
[2]李庚银,吕鹏飞,李广凯,等.轻型高压直流输电技术的发展与展望[J].电力系统自动化,2003,27(4):77-81.LI Gengyin,LPengfei,LI Guangkai,et al.Development andprospects for HVDC light[J].Automation of Electric PowerSystems,2003,27(4):77-81.
[3]陈海荣,徐政.适用于VSC-MTDC系统的直流电压控制策略[J].电力系统自动化,2006,30(19):28-33.CHEN Hairong,XU Zheng.A novel DC voltage controlstrategy for VSC based multi-terminal HVDC system[J].Automation of Electric Power Systems,2006,30(19):28-33.
[4]OOI B T,WANG Xiao.Voltage angle lock loop control of theboost type PWM converter for HVDC application[J].IEEETrans on Power Delivery,1990,5(2):229-235.
[5]潘武略,徐政,张静.基于电压源换流器的高压直流输电系统混合调制方式[J].电力系统自动化,2008,32(5):54-58.PAN Wulue,XU Zheng,ZHANG Jing.A hybrid modulationmethod for VSC type high voltage direct current system[J].Automation of Electric Power Systems,2008,32(5):54-58.
[6]陈海荣,徐政.向无源网络供电的VSC-HVDC系统的控制器设计[J].中国电机工程学报,2006,26(23):42-48.CHEN Hairong,XU Zheng.Control design for VSC-HVDCsupplying passive network[J].Proceedings of the CSEE,2006,26(23):42-48.
柔性直流输电系统 篇5
关键词：高压直流输电；电力系统
引言
论述高压直流输电在电力系统中的特点及应用，及提出高压直流输电的发展前景。
1.电力系统及高压直流输电的简介
电力系统英文：powersystem电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置(主要包括锅炉、汽轮机、发电机及电厂辅助生产系统等)转化成电能，再经输、变电系统及配电系统将电能供应到各负荷中心，通过各种设备再转换成动力、热、光等不同形式的能量，为地区经济和人民生活服务。电力系统的规模和技术水准已成为一个国家经济发展水平的标志之一。
高压直流输电英文：highvoltagedirectcurrentN压直流输电是ABB(AseaBrownBoveriLtd)公司50多年前开发的一项技术，旨在提高远距离输电的效率。ABB在1954年建成了世界上第一条HVD C输电线路，并承建了全球一半以上的HVDC项目。1997年，ABB建成了首条HVDCLight(轻型高压直流)输电线路。该技术一般采用地下或水下线路输电，它的出现为改善交流电网的供电质量提供了新的可能。
2.HVDC的特点
HVDC输电的主要特点与其两端需要换流和输电部分为直流电这两个基本点有关。
(1)直流架空线路仅使用2根或1根(采用大地或海水作为回路时)导线，导线的工损耗较小；同时直流线路没有感抗和容抗，线路上没有无功损耗；与交流输电相比，输送同样的容量，直流架空线路可节省约1／3的钢心铝线，其线路造价约为交流的2／3，并且在此条件下，直流的线路损耗约为交流的1／2；另外，HVD C输电能节省线路走廊，按前者输送容量约为后者的2倍。另外，直流架空线路具有空间电荷效应，电晕损耗和无线电干扰均比交流架空线路要小，对环境有利。因此，直流架空线路不仅在投资商，而且在年运行费上也比交流架空线路经济。
(2)电缆耐受直流电压的能力比交流电压约高3倍以上，直流电缆输送容量大，造价低，不易老化，寿命长。在直流电压作用下，电缆无电容电流，从而使输送距离不受充电功率限制。
(3)直流输电本身无交流输电的同步性要求和稳定性问题，对于远距离大容量输电输送功率不受类似交流系统中的稳定极限的限制，也不需要采取提高稳定性的措施，具有良好的技术经济性能。
(4)采用直流输电实现电网间的非同步互联，不增加被联电网的短路容量，被联电网可不同频率或非同步独立运行，增强各电网的独立性和可靠性，运行管理也更方便。
(5)在交流电网中采用嵌入式HVDC输电可改善交流系统的运行性能。根据交流系统的需要，利用HVDC的快速多目标控制能力，可快速改变直流输送的有功和换流器消耗的无功，对交流系统的有功和无功平衡起快速调节作用，从而提高其稳定性、传输容量、电能质量和运行可靠性。
3.HVDC的应用
直流输电的应用范围取决于直流输电技术的发展水平和电力工业发展的需要。目前直流输电的应用场合分为两大类：一是采用交流输电在技术上有困难或不可能，只有采用直流输电的场合，如不同频率电网之间的联网或向不同频率的电网送点时，因稳定问题采用交流输电不能联网时，长距离电缆送电采用交流电缆因电容电流太大而无法实现时等。另一类是在技术上采用交流输定或直流输电均能实现，但采用直流输电的技术经济性能比交流输电好，这种情况一般是由对工程的技术经济论证结果来决定。
目前，HVDC输电的应用领域主要集中在以下几个个方面。
(1)远距离架空线传输
当输电距离距离大于等价距离时，采用HVDC架空线输电比采用HVAC架空线输电更经济，目前世界上已运行的HVDC32程约有1／3为这种类型。采用FACTS控制器可提高HVAC输电系统的稳定性、动态性能和传输容量，而且一些FA CTs控制器可维持系统稳定的前提下延长H VA C输电的距离或容量极限，但是考虑到FA CTs控制器的设备投资在整个输电工程投资中所占的比例较小，因此FA CTS对等价距离的影响不大，即在这一个应用领域，FACTS不会给HVDC带来实质性的挑战。
4.HVDC发展前景及与传统HVDC区别
目前通信、數据业务和现代信息服务业务都广泛使用uPS供电，HVDC与电力操作电源原理相似，可替代uPS不间断电源，比uPS更省电，HVDC的初始成本不到UPS的70％，还有利于维护等特点。据称HVD C在数据业务领域替代u Ps是大势所趋，国内三大通信运营商将开始逐步采用HVDC替代uPS，2015年以后HVDC将会占领80％的UPS份额。HVDC是一项极具吸引力的技术，因为在输电过程中，HVD C技术的电能损耗低于传统交流输电技术的损耗，同时HVD C需要的传输线缆更少，能减少占地。HVD C的另一个优势是它可以连接不同的交流电网并提高它们效率。HVD C还能够补偿潮流的波动，这使它成为连接风电场和电网的理想技术，可以避免风电场不均匀的电力输出影响电网可靠性。HVDCLight有较大的发展潜力。
5 HVDC的优化
我国电力部门一直关注轻型HVDC技术的发展，并展开了一些初步的研究工作。该技术的优势也已引起一些应用单位的注意，正考虑在实际输配电工程中予以采用。但总体上说，该项研究在我国基本处于空白。尽快提高该技术的研究水平，尽快投入应用，具有十分迫切而重要的现实意义。为此，目前提出以下几方面的HVDC技术优化：
(1)提出HVD C系统全部一、二次设备的新型数学模型及数字仿真新方法，建立轻型HVDC系统的数字仿真研究手段。
(2)通过VSC的运行特性及故障分析，研究并提出适用于Vs C的PWM新技术及相关保护策略。
(3)发展轻型HVDC物理模型，利用高速数字信号处理芯片研制轻型HVDC控制器。
(4)完善轻型HVDC系统对整个电网电能质量的影响及控制手段。
(5)研讨轻型H VD C技术在我国应用的可行性和必要性。
6 结束语
柔性直流输电系统 篇6
随着大功率电力电子全控开关器件和PWM(Pulse Width Modulation)技术的发展,基于电压源型换流器的柔性直流输电(High Voltage Direct Current Based on Voltage Source Converter,VSC-HVDC)技术得到了迅速的发展[1,2,3,4,5]。VSC-HVDC作为一种新型的直流输电技术,克服了传统直流输电系统中的消耗大量无功功率、会发生换相失败、必须联结于有源网络等缺点,并且具有可独立控制有功和无功功率;可向孤岛或无源网络供电;可以动态补偿交流母线无功功率;潮流反转时直流电流方向反转,而直流电压极性不变等特点。在此基础上发展而来的多端柔性直流输电(Multi-terminal HVDC based on Voltage Source Converter,VSC-MTDC),由于其能够实现多电源供电,多落点受电,输电方式灵活快捷,因而吸引了越来越多的学者对其进行更加广泛和深入的研究[6,7,8]。
多端柔性直流输电系统是由多个基于VSC的换流站及其相互连接的各直流输电线路所组成的高压直流输电系统。合适的启动控制策略对VSC-MTDC正常投入运行和保障设备安全是十分必要的。到目前为止,针对VSC-MTDC的研究多集中于稳态运行控制策略和提高故障情况下的运行性能等方面,而对VSC-MTDC的详细启动过程的研究还较少。文献[9]给出了一端定直流电压,一端定交流电压控制方式下两电平VSC-HVDC的启动控制策略。文献[10]针对新型模块化多电平电压源换流器,详细分析了其预充电动态过程,并设计了合适的预充电控制策略。文献[11]研究了两电平VSC-HVDC的启动特性,提出了一种基于拉普拉斯变换的启动电阻的设计方法。但是,上述文献仅是针对单个换流站和两端VSC系统进行了建模和仿真研究,对于需要协调控制多个换流站和直流线路的多端柔性直流输电系统的研究则还基本处于空白阶段。随着我国舟山多端柔性直流系统的建成投运以及我国柔性直流输电技术的不断推广和发展,针对VSC-MTDC的启动控制策略以及建模仿真研究就显得更加必要。
针对目前应用较广泛的两电平电压源型换流器的拓扑结构,首先分析了VSC-MTDC启动时过电压和过电流的形成过程,进而提出了一种适用于多端柔性直流系统的协调控制方案,并在PSCAD/EMTDC中搭建的三端柔性直流系统中进行了仿真验证。仿真结果表明,所提出的协调控制方案能够有效地抑制VSC启动时的过电压和过电流,并能够快速有效地完成对直流电容器的充电,进而使系统安全平稳地过渡到额定运行状态。
1 VSC-MTDC启动过电压过电流形成机理
三相两电平电压源型换流器的的主电路拓扑结构如图1所示。在同步旋转dq坐标系下,一端VSC换流站的交流侧数学模型可用式(1)表示[12]为
式中,Ucdq为输出电压的dq轴分量;Usdq为交流母线电压的dq轴分量;idq为电抗器电流的dq轴分量;Rc和Lc分别为换流器的等效电阻和等效电感;ω为额定角频率。
直流侧电容的充电过程可用图2来描述。在启动的初始阶段,换流器的电容未充电,Ud=0,交流输出端电压Uc=0,由于换流器的等效电阻Rc和等效电感Lc都较小,故如果没有采取限流措施,将产生很大的充电电流i,并发生一定程度的电压过冲现象[12]。并且由于在VSC中所采用的IGBT元件相较于传统直流输电所采用的晶闸管元件,其耐压等级和所能承受的过电流水平都要小得多,故在VSC-MTDC系统的仿真和工程设计中都需要采取有效的限流措施,用以防止过大的过电流和过电压损伤设备,危及系统运行安全。
2 VSC-MTDC启动控制策略
2.1 VSC-MTDC系统基本控制原理
VSC-MTDC系统由于采用了电压源型换流器,在运行的过程中需要有稳定的直流侧电压。对于所有的换流站,直流电压都是相同的。直流电压由一个换流站控制,其余的换流站则通过控制流经本站的直流电流来控制各自的功率。在VSC-MTDC系统中,控制直流电压的节点相当于一个有功功率平衡节点。其他换流站的功率与流经该站的直流电流成正比,其他换流站的直流电流之和等于控制直流电压的换流站处的直流电流。以一个三端VSC-HVDC为例来说明。其主电路拓扑图如图3所示。
换流站1采用定直流电压控制,其余换流站采用定有功功率控制。在这种情况下,换流站2和换流站3可根据实际情况调制输出的有功功率,换流站1则负责确定VSC-MTDC系统的直流电压,其有功功率输出等于其余换流站有功功率输出与系统损耗之和。在理想的情况下,各换流站只需根据本地电压,功率信号即可完成各站的控制目标,从而使整个系统安全稳定地运行[13]。
现在常使用的换流站级控制系统主要分为间接电流控制和直接电流控制两大类,目前主要采用的是直接电流控制,也称为“矢量控制”。其控制系统结构主要包括:内环电流控制器,外环电压控制器,同步锁相环(PLL),触发脉冲生成环节等。直接电流控制原理示意图如图4所示[14,15]。
图4中外环控制器主要有:定直流电压控制,定有功功率控制,定交流电压控制和定频率控制等。其中Aref为有功功率类控制量,如直流电压、直流电流、交流系统频率等;Bref为无功功率类控制量,如无功功率、交流电压等。对于控制量的选取,每个换流站只能在两类控制量中各选其一。
2.2 VSC-MTDC启动过程
对于单个VSC换流站的启动过程可以分为两个阶段:电流不可控阶段和电流可控阶段。在电流不可控阶段,主要通过串接限流电阻Rlim来限制启动阶段的过电流;在电流可控阶段,主要通过系统的外环控制器来限制启动阶段的过电流。从而实现在启动的整个过程中均能够将充电电流限制在合理安全的范围内。VSC两阶段启动控制如图5所示。
对于限流电阻的接线方式,可以选择串接在直流侧,也可以选择串接在交流侧。当选择串接在交流侧时,既可以接在变压器高压绕组侧,也可以接在低压绕组侧。
对于采用不同外环控制量的换流站,其启动控制方式也不尽相同。对于定直流电压控制端来说,可以先封锁触发脉冲,当直流侧电容两端的电压上升到设定值时,再解除脉冲封锁,并切换到定直流电压控制方式。对于定有功功率控制端来说,可以先断开直流线路,然后采用与定直流电压控制端完全相同的启动控制方式;当直流电压达到额定值时再接通直流线路,并切换到正常的定有功功率控制方式。当然,也可以在启动期间始终封锁触发脉冲,直到直流电压在定直流电压控制端的控制下达到额定值,再切换到正常的定有功功率控制方式。
根据单个VSC换流站的启动过程,在VSC-MTDC系统中由于各个换流站的外环控制量不同,故其对应的启动控制方式也有所不同。由于在VSC-MTDC系统中必须要有一端采用定直流电压的控制方式,故一般选择定直流电压控制端为主导换流站。主导换流站通过其限流环节来控制启动过程中的过电流。
VSC-MTDC的启动过程为:首先,各换流站闭锁本地IGBT的触发脉冲,接入限流电阻Rlim;然后,交流系统通过由续流二极管所组成的三相全波不可控整流桥来对直流电容充电;当主导换流站的直流电容电压达到设定值时便可以切除其限流电阻,此时主导换流站已经具有了一定的直流电压控制能力,之后就可以按照制定的启动控制策略将各直流电容与直流线路电压继续提升到额定值附近;当检测到各换流站的直流电容与直流线路电压都已经充电到预设的值时,就可以切除所有的限流电阻,打开IGBT触发脉冲,将VSC-MTDC切换到一般控制策略。
2.3 限流电阻的整定和投切
在VSC-MTDC系统的启动过程中,限流电大小的选择十分重要,如果选择的太小,则其限流作用不够明显;若选择的太大,则导致直流电压上升过于缓慢,并有可能是直流电压无法达到解除触发脉冲的设定值。
由于限流电阻的选择与交直流两侧的系统参数以及控制与工作方式等密切相关,所以到目前为止还没有有效的方法能够计算出限流电阻的大小。限流电阻的整定一般是通过仿真验证的方法来获得的[16]。
限流电阻的投切时间对VSC-MTDC系统的顺利启动也有着关键性的影响。若限流电阻切除的电压阀值Uset过小,将会影响其对过电流的抑制效果;若Uset设定的过高,由于当直流电压提升到0.9 pu左右时其提升速率很低,故会导致直流电压Ud迟迟无法达到Uset从而使启动过程过长。
总体来说,限流电阻大小的选择和投切时间的确定应至少满足以下条件:(1)限流电阻能够有效限制启动第一阶段产生的最大冲击电流和最大冲击电压;(2)能够保证直流电容两端的电压迅速上升到解除触发脉冲闭锁的阈值;(3)限流电阻容量满足系统要求。
3 仿真验证
为了验证所述启动控制的有效性,在PSCAD/EMTDC环境下搭建了如图3所示的VSC-MTDC的仿真模型。系统额定频率为50 Hz,两条直流电缆长度均为100 km。各个VSC换流站的参数如表1所示。
在未采用任何启动控制的情况下,在VSC-MTDC系统的启动阶段,各换流站交流侧均出现了很大的过电流,峰值均在2 k A以上。如图6~图8所示。
由图6~图8可知,在加入所设计的启动控制策略之后,三个换流站交流侧的电流均得到了明显的抑制,均被限制在了0.8 k A以内,交流侧电流波动情况得到了有效缓解,这样就有效减轻了启动初期的冲击电流对交直流侧的影响,提高了系统的稳定性。
在启动的过程中换流站1直流侧电压的变化情况如图9所示。由图9可知,在没有启动控制时,换流站1的直流侧电压从零迅速提升到400 k V以上,然后持续波动。这种情况下,对交直流侧的冲击都非常大,不利于系统的稳定。而在加入启动控制后,开始阶段直流电压平滑上升,避免了启动时的冲击电压。当直流侧电压到达360 k V左右时,电压上升的速率明显降低。此时应切除限流电阻,解除换流站1的脉冲闭锁。与此同时,利用换流站1的直流电压控制能力进一步提高直流电压到达额定值400 k V。
换流站2和换流站3直流侧电压如图10~图11所示。在VSC-MTDC系统启动的初期,两个换流站的电压都是稳步上升的,没有出现电压过冲现象。在0.2 s左右时,换流站1切换到了定直流电压控制,故换流站2和换流站3直流侧的电压在该控制作用下继续提升。
由于控制系统的设计需要综合考虑到超调量、调节时间等多个性能指标,故不可避免地会出现一定的过调。在没有启动控制时,由于直流电压是从0快速提升到400 k V以上,故其电容充电电流会很大,电压过冲现象也比较明显。其电压峰值可达460k V以上。而当采用了启动控制之后,虽然由于控制方式的转换、限流电阻的投切和脉冲闭锁的解除会使直流电压出现短暂的过调,但是由于之前直流侧电压已经调升到了额定值附近,故其电容充电电流比没有启动控制时要小得多,对交直流的冲击也要小得多,而且之后能够迅速恢复稳定。由图9~图11可知,在系统加入启动控制之后,有效改善了系统的启动,从而保证了系统的安全稳定运行。
仿真结果表明,所设计的VSC-MTDC系统的启动控制策略有效地缓解了启动阶段的过电压和过电流,使得直流电容两端的电压能够平缓上升到额定值附近,电容充电电流明显减小,从而减小了对交直流系统的冲击,保护了IGBT元件等输电设备。
4 结语
柔性直流输电系统 篇7
随着海上油田平台的大范围联网和向深海进军,海上输电的容量将更大、距离将更远。若采用传统的中高压交流供电方式[1,2],由于受限于海底电缆的充电容量,有功负荷一般偏小,控制电压过高,容易击穿海缆,将严重影响平台的正常生产[3,4,5]。而若采用常规直流,由于海上平台主要为大功率高压电动机等变频负荷,本身需要消耗无功,无法为换流站提供换流容量,因此无法使用。
相比中高压交流输电和常规直流输电,柔性直流输电不存在交流输电功角稳定性问题、充电容量小;不需借助受端电网换相,可以为海上平台的无源负荷供电;并且谐波电流小、无需滤波装置,可减小海上平台的占地面积[6,7,8,9,10]。因此,在海上平台输电系统中采用柔性直流输电方式,尤其是在长距离输电方面,可以有效地突破输电距离限制,降低系统造价,提高系统运行稳定性和可靠性等,是具有高度灵活性的海上平台输电系统新型输电方式。
本文将探讨柔性直流输电技术在某海上油气田(简称A油气田)中的应用。相比同类工程,A油气田工程由岸上直接向海上平台供电,输电距离更远、容量更大、可靠性要求更高。文中将根据A油气田的调整工程和输电要求,给出对应的柔性直流输电系统换流器、主接线和接地方式等设计方案。在此基础上,根据技术经济性分析,给出相关主回路参数设计。最后,给出仿真分析结果。
1 A油气田调整工程及输电要求
目前, 在A油田群所在区域内共设有以下生产设施: 6 坐平台和一艘浮式生产储油卸油装置(FPSO),如图1所示。A油气田调整项目拟利用柔性直流输电技术,将岸上电网的电力通过直流海底电缆引入A油田群I平台,通过I平台(或者在旁边新建变电站平台),为本平台及其他新建平台供电。
根据调研材料, A油气田相关港口地区目前已投产220k V变电站3座。A油田群区域高峰负荷预计约为50MW(预计发生在2019年),其中J平台电气计算负荷约为29.2MW;I平台电气计算负荷约为15.3MW;M平台电气计算负荷约为3.8MW。
A油气田新建平台如依托港口电力,海底电缆需要穿越航道,且要避开锚区,因此提供两个海底电缆路由方案:方案一:32km路由(从港口到J区域平台),其中深埋铺设距离为21km;方案二:55km路由(从港口到I区域),其中深埋铺设距离为15km。本文采用方案二。
2 换流器方案设计
两电平换流器、 三电平中点箝位换流器和模块化多电平换流器(MMC)是目前最为主要的三种应用于柔性直流输电系统的电压源型换流器(VSC)拓扑结构[11]。
相比二/三电平换流器的器件串联技术,MMC采用模块化串联技术,技术风险要小;并且模块化绝缘栅双极型晶体管(IGBT)相比压接式IGBT技术更加成熟,器件制造商更多。另外,在电平数达到一定程度时,MMC输出电压具有较高的正弦性,可以省略滤波器,同时开关频率大幅降低,损耗减小[12]。
事实上,MMC换流器在模块化级联数量较多时,为了实现各模块电容电压的均衡控制,会导致控制器计算量过大,使得控制器过于复杂,可靠性下降。但是对于海上柔性直流输电系统而言,直流电压并不高,通常所需要串联的子模块数量也并不大,所以控制器也不会过于复杂。目前MMC换流器在Transbay工程、上海南汇风电场并网工程、南澳风电并网工程以及舟山风电并网工程中都得到了应用[13,14]。
根据上述分析,本文在海上柔性直流输电系统研究中,VSC换流器采用MMC换流技术。
3 主接线方案设计
3.1 主接线可行性方案
考虑到海上平台的安全要求,对于海上柔性直流输电系统,主接线方式可选单极金属回线、对称单极和带中性线的双极接线方式[10]。
相比金属回线方式,对称单极系统具有对称的直流电压,从而简化了变压器设计;另外,单极不对称系统直流极线所耐受电压是双极系统的2倍;事实上,如果考虑电缆的敷设费用,采用一根金属回线和一个极线的成本差距并不大。因此,相比单极金属回线方式,目前对称单极系统接线越来越被应用和接受。相比于对称单极系统,双极系统在一极出现故障时仍能够采用单极运行,可靠性要高;但是具有多个换流器,成本要高;通常应用于可靠性要求较高或电压等级较高和容量较大的应用场合[15]。
根据上述分析,对于A油气田柔性直流输电系统,主接线方式优先推荐对称单极和带中性线的双极接线。为了提高可靠性,并且针对A油气田的输电要求(海上平台最大负荷约50MW),提供以下两种拓扑结构可供选择,分别是双对称单极的拓扑结构和双极的拓扑结构。
3.2 主接线选型
图2给出了A油气田双对称单极和双极柔性直流拓扑结构设计。两种柔性直流系统均有两套直流输电通道系统,每条通道的额定输电容量均为50MW,且两条输电通道分别引自岸上不同的220k V变电站,以保证1∶1热备用。
根据经济性分析,双极拓扑结构输电方案的投资运行合计费用略低于双对称单极方案的合计费用,但相差很小,差额占合计费用的0.66%。
从可靠性角度来看, 采用双对称单极的结构时,两回直流独立运行;而双极拓扑结构的方案中,直流的正负极之间有相互耦合,当某一极发生故障时,可能(在短时间内)影响另一极的正常运行,而海上油田群电网没有其他电源,对供电可靠性要求很高,需要尽量避免上述情况。从工程建设的角度来看,建设双对称单极结构的工程时,可选方案较多,更加灵活。从技术成熟度的角度来看,目前在国内已经投运的柔性直流输电工程中,大多采用对称单极结构。
所以,综合上述考虑,本文中采用双对称单极来对A油气田柔性直流输电方案进行探讨。
4 接地方案设计
对于基于MMC的对称单极系统,由于MMC直流侧没有集中电容,因此不存在自然的中性点。就目前来看,主要有交流接地和直流接地两种方案。
在交流侧接地方式中,当联接变压器阀侧绕组存在中性点时,可以采用中性点直接经电阻接地,该方式附加设备较少,结构简单。而当联接变压器阀侧绕组不存在中性点时,可以采用配置星型电抗经电阻接地方式[15,16]。在直流侧接地方式中,对于MMC,其直流侧没有集中电容,可以采用箝位大电阻以引出接地支路,此种方案会造成较大的系统损耗。
综合考虑到单极短路故障恢复时间和稳态功率损耗,通常建议M M C直流系统选择交流侧接地方式。对于A油气田双对称单极接线方案,整流站降压变压器网侧电压为220k V,根据我国对不同电压等级系统的中性点运行方式规定,系统中性点应直接接地,因此整流站变压器设计为“YN/d”联结,网侧中性点直接接地。这样,对于此对称单极系统设计为阀侧星型电抗加中性点电阻接地方式。对于逆变侧,由于A油气田海上平台中只存在负载不存在电源设备,因此直流系统无需接地。另外,考虑到平台35k V侧交流输电系统中性点经电阻接地的要求,变压器设计为“D/Yn”,两通道分别采用双绕组变压器,以提高供电可靠性。
综上所述,图3给出了A油气田柔性直流输电系统双对称单极主回路拓扑结构。
5 主回路参数设计
5.1 容量和距离
根据1.2部分所述,A油田群负荷约为50MW。双对称单极系统的每个通道的额定输电容量均为50MW,以保证100%热备用。
海底电缆路由方案选择从港口到I区域,距离为55km,其中深埋铺设距离为15km。
5.2 直流电压和电流
A油气田双对称单极系统每通道输送功率为50MW,按照直流输电电压等级经验,可选直流电压等级为±40k V~±60k V。本部分主要通过经济性估算对三种电压等级方案(±40k V、±50k V、±60k V)进行选择。
根据换流站和海缆制造商估算,表1给出了不同电压等级时双对称单极系统投资费用对比。其中,换流站投资费用主要包含换流阀投资费用、直流电抗器投资费用、开关设备投资费用、换流变压器投资费用,不含消防等辅助供电系统的设备成本、换流站建筑造价、换流站设计、安装、调试成本。
从表1可以看出,对于双对称单极系统,随着电压等级的升高,换流站子单元串联数量增加,因此投资费用增加;海缆额定电流变小,因此投资费用减少;总的投资费用升高,但是增加量相对不大。
表2给出了不同电压等级时双对称单极系统运行费用对比,这里运行费用主要考虑换流站和海缆损耗。其中,A油气田柔性直流输电工程主要采用MMC的换流器,取损耗率为0.65%。从表2中可以看出,随着电压等级的升高,海缆电阻率发生了变化,进而导致电压等级为±50k V时损耗最小。
根据上述分析, 电压等级为±40k V时,总的投资费最低;电压等级为±50k V时系统损耗最小。由于±50k V时的投资费用相比±40k V增加并不明显,若考虑损耗费用,在一定时间内也可以回收成本。因此,本文中A油气田双对称单极系统的直流电压优先选择±50k V。由于每个对称单极换流器承担50MW容量,可以得到直流电流有效值为500A。
5.3 交流电压和电流
工程设计时,综合考虑到调制效果及器件利用率,对于±50k V直流电压,本文中设计换流阀网侧交流额定电压为52k V,则交流侧电流有效值为555A。
5.4 换流器参数设计
根据上述分析,每个MMC换流器额定容量50MVA,换流阀网侧交流电压为52k V,交流侧电流有效值为555A;直流电压为±50k V,直流电流有效值为500A。可以得到MMC桥臂电流为324A。
另外,对于MMC子单元的直流电压等级需要与所选的IGBT电压等级配合。目前,常用的高压IGBT器件的标称电压主要有:1700、3300、4500V和6500V。在实际设计时,考虑到开关器件开关动作时产生的尖峰电压,以及直流电容电压上存在的波动,在选择变流单元直流电压等级时需要考虑留有1.5倍~2.0倍裕量。表3给出了MMC换流器方案可供选型的器件及最小单元级联数量。
事实上,根据MMC的谐波特性[17],一般子模块串联数超过40个时,交流侧谐波满足标准要求,无需单独设置滤波器。考虑到器件技术的成熟度和成品率,对于A油气田电压等级可以优先选择1700V和3300V器件等级;另外,考虑到子模块串联数越多,控制系统越复杂,因此优先推荐3300V/600A器件。此时,最小单元级联数量63,级联数考虑约10%的裕量,取级联数为70。
6 仿真分析
根据上述方案和参数设计,本文基于PSCAD4.5搭建了A油气田柔性直流输电系统的双对称单极仿真模型。仿真中,岸上整流站工作在直流电压控制模式,海上逆变站工作在交流电压V/f控制模式,MMC换流器均采用PWM载波移相控制,额定负载50MW/28Mvar。
6.1 仿真波形
图4给出了岸上整流站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。阀侧电压和电流都具有较好的正弦性,并且两个MMC换流器均稳定工作,具有相同的电压和电流。
图5给出了海上逆变站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。逆变输出电压均有较好的正弦性,有效值被控制在52k V,并且两个MMC换流器同样具有相同的电压和电流。
图6给出了两个对称单极直流输电通道的电压和电流波形。直流电压均稳定在100k V,两通道均分负载,电流约为250A。
6.2 潮流分析
表4给出了系统的潮流仿真结果。两通道均稳定工作,均分负载。由于换流器和直流海缆损耗,海上换流器输出有功功率要小于岸上换流器输出有功功率。
6.3 谐波特性分析
本节的谐波特性分析中,主要以换流器与交流系统的耦合点作为监测点。
图7给出了岸上整流站的电压和电流频谱图。从中可以看出,各次谐波分量远远小于基频分量。谐波分量中,5次谐波的幅值最大,谐波电压畸变率约为0.067%,谐波电流畸变率约为2.1%。单次电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
图8给出了海上逆变站的电压和电流频谱图。从中可以看出,各次谐波分量远远小于基频分量。谐波分量中,5次谐波的幅值最大,谐波电压畸变率约为1.4%,谐波电流畸变率约为0.62%。单次电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
表5给出了岸上整流站和海上逆变站的电压和电流的谐波含量,其中THD(总电压谐波畸变率)和TCD(总电流谐波畸变率)的计算中考虑了前127次谐波。岸上整流站的THD为0.07%,TCD为2.2%;海上逆变站的THD为1.44%,TCD为0.66%。总的电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
根据上述仿真分析,A油气田柔性直流输电系统的双对称单极系统能够稳定工作,潮流平均分配,现有的MMC子模块串联数可以有效地抑制谐波,无需增加滤波环节。
7 结语
柔性直流输电系统 篇8
换相电感作为柔性直流输电系统的关键器件, 可以隔离电网与电压源换流器、抑制谐波电流等, 对整个系统的性能起到了至关重要的作用。关于换相电感的参数设计, 文献[3-4]介绍的方法是针对整流器或者多端直流输电的桥臂电感而设计, 但对柔性直流输电系统不能直接应用;文献[5]提出的设计方法适用于柔性直流输电系统, 但是没有对电感取值。对此, 本文考虑电感与系统功率传输、快速电流跟踪、谐波电流抑制的关系, 提出了主回路中换相电感的参数设计方法。同时, 在电感参数满足本文方法要求与不满足本文方法要求两种情况下, 利用电磁仿真软件PSCAD/EMTDC进行仿真对比分析, 其结果证明了该设计方法的可行性。
1 柔性直流输电系统基本原理
本文采用的两端柔性直流输电系统如图1所示。
不计电阻, 共同作用于换相电抗XL (由相电抗器、联结变压器或其组合来提供) , 决定了电压源换流器与交流系统间交换的有功功率P与无功功率Q。
由式 (1) 可知, 有功功率的传输主要依靠于Uc与θ, 通过控制Uc与θ可以改变有功功率的大小与传输方向。
通过以上分析, 可将换相电感的作用归纳如下:
1) 隔离电网侧与电压源换流器侧。
2) 抑制输入电流中的谐波, 使电流连续, 从而使得换流器交流侧电流正弦化。
3) 完成能量的存储和传输, 控制能量双向流动等[6,7]。
2 柔性直流输电系统电感设计
2.1 考虑系统功率传输要求
柔性直流输电系统的主要功能是传输功率, 电感作为储能元件, 其取值制约着系统功率传输能力。电压源换流器交流侧矢量图如图2所示。
当换流器交流侧电压相量末端位于C点时, 其模值最大, 即Uam为
式中:Uam为换流器交流侧相电压峰值;Usm为网侧相电压峰值;Im为流过电感的相电流峰值。
则电感取值为
为保证电压源换流器的正常工作, 对直流电压有如下要求:
式中:λ为直流电压利用率, 在采用SPWM调制时, ;Edc为直流侧电压。
联立式 (2) 、 (3) 、 (4) 可得:
2.2 考虑快速电流跟踪要求
实际电流在电流过零点处的变化率最大, 这时要求电流响应速度大于电流变化率, 才能满足快速电流跟踪要求[8]。在电流过零点附近的一个PWM周期内, 交流电流变化率为。其中, Ts为PWM开关周期。当PWM频率足够高时, sinωTs≈ωTs, 则交流电流变化率为Imω。
设Sl (l=a、b、c) 表示整流桥桥臂上三相电压开关状态的单极性二值逻辑开关函数[9], 则
电压源换流器交流侧电压为
换流站交流侧微分方程为
在电流过零点附近实际电流i与参考电流i*如图3所示。
稳态条件下, 当0≤ωt≤T1时, Sa=0, 则
当T1≤ωt≤T2时, Sa=1, 则
满足电流快速跟踪时, 需要
为了取得最大的电流跟踪速率, Sb=1, Sc=1, T1=Ts, 则
2.3 考虑抑制谐波电流要求
电压源换流器是基于脉冲宽度调制技术的非线性电力电子器件, 因此在柔性直流输电系统中存在大量谐波[10]。在正弦波电流峰值附近, 谐波电流波动最大, 这时电感应该设计的足够大, 才能满足抑制电流谐波的要求。考虑在电流峰值附近的一个PWM周期内电流跟踪过程, 在电流峰值附近一个PWM周期内的实际电流i与参考电流i*波形如图4所示。
在峰值电流附近很小的一个PWM周期内, 认为参考电流i*是一条直线, 实际电流在一个周期内的充放电量应尽量相同。在0≤ωt≤T1时, 换流器A相下桥臂开通, 电路给电感充电, 电流上升, 实际电流增长量为|Δi1|, 此时有
则可得到
在T1≤ωt≤T2时, 换流器A相上桥臂导通, 电感放电, 实际电流下降, 下降量为|Δi2|, 此时有
则可得到
为使峰值附近电流波动更小, 须使
由式 (5) 、 (6) 、 (7) 得电感的取值范围如下:
其中, Δimax在工程上一般取相电流基波峰值的20%左右。
3 算例分析
为了验证电感参数设计方法可行性, 针对一个实际系统进行设计, 利用PSCAD/EMTDC软件进行仿真分析。系统参数如下:交流母线线电压有效值为110 k V, 经一个110/10 k V的变压器进行隔离;电压变为10 k V;传输的有功功率为5 MW;无功功率为2 Mvar;系统频率为50 Hz;PWM载波频率为3000 Hz;直流侧电压为25 k V。根据本文的设计方法, 电感参数满足系统功率传输要求时, 必须小于0.03 H;满足快速电流跟踪要求时, 必须小于0.12 H;满足抑制谐波要求时, 必须大于0.014 H, 最终确定电感参数为0.03 H。电感参数越小, 系统功率传输和快速电流跟踪的要求越易满足;参数越大, 抑制谐波电流的要求越易满足。为了增强对比性, 本文在电感取值为0.03 H和0.05 H时, 对系统分别进行了仿真分析。系统传输功率如图5所示, 交流侧A相电流如图6所示, 直流侧电压如图7所示。
从图5 (a) 看出, 电感设计为0.03 H时, 输送的有功功率为5 MW, 无功功率为2 Mvar, 系统功率输送正常;从图5 (b) 可以看出, 电感设计为0.05 H时, 系统功率传输的要求无法满足, 系统可能面临崩溃的风险。从图6 (a) 看出, 电感设计为0.03 H时, 送端交流侧电流为正弦波, 电流在过零点处响应迅速, 在峰值处存在微小谐波;从图6 (b) 可以看出, 电感设计为0.05 H时, 虽然电流峰值处谐波有所减小, 但是无法满足电流过零点处的快速跟踪要求, 交流侧电流不再是正弦波。从图7可以看出, 直流电压维持在25 k V。
4 结语
柔性直流输电系统主回路换相电感参数设计需要考虑多个方面的因素, 本文考虑满足系统功率传输、电流快速跟踪、谐波电流抑制等方面进行分析, 给出了电感参数选择的适用范围。满足系统功率传输要求时, 电感参数越小越好;满足电流快速跟踪要求时, 电感参数越小越好;满足谐波电流抑制要求时, 电感参数越大越好。同时, 利用PSCAD/EMTDC平台仿真了电感参数满足以上要求以及电感参数不满足以上要求两种情况, 其仿真结果验证了本文提出电感设计方法的正确性。
参考文献
[1]马为民, 吴方劼, 杨一鸣, 等.柔性直流输电技术的现状及应用前景分析[J].高电压技术, 2014, 40 (8) :2429-2439.MA Weimin, WU Fangjie, YANG Yiming, et al.Flexible HVDC transmission technology’s today and tomorrow[J].High Voltage Engineeing, 2014, 40 (8) :2429-2439.
[2]马成廉, 潘文明, 姚天亮, 等.VSC-HVDC系统在交流电网非故障时的控制策略研究[J].东北电力大学学报, 2015, 35 (6) :26-32.MA Chenglian, PAN Wenming, YAO Tianliang, et al.Research on control strategy of VSC-HVDC in AC power grid[J].Journal of Northeast Dianli University, 2015, 35 (6) :26-32.
[3]王久和, 李华德, 王立明.电压型PWM整流器直接功率控制系统[J].中国电机工程学报, 2006, 26 (18) :54-60.WANG Jiuhe, LI Huade, WANG Liming.Direct power control system of three phase boost type PWM rectifiers[J].Proceedings of the CSEE, 2006, 26 (18) :54-60 (in Chinese) .
[4]李亚男, 蒋维勇, 余世峰, 等.舟山多端柔性直流输电工程系统设计[J].高电压技术, 2014, 40 (8) :2490-2496.LI Yanan, JIANG Weiyong, YU Shifeng, et al.System design of Zhoushan multi-terminal VSC-HVDC transmission project[J].High Voltage Engineering, 2014, 40 (8) :2490-2496.
[5]殷自力, 罗彦青.柔性直流输电系统换流电抗器参数设计[J].电力科学与工程, 2008, 24 (2) :40-42.YIN Zili, LUO Yanqing.Parameter design of converter reactor for VSC-HVDC system[J].Electric Power Science and Engineering, 2008, 24 (2) :40-42.
[6]TU Q R, XU Z, XU L.Reduced switching-frequency modulation and circulating current suppression for modular multilevel converters[J].IEEE Transactions on Power Delivery, 2011, 26 (3) :2009-2017.
[7]ILVES K, ANTONOPOULOS A, NORRGA S, et al.Steadystate analysis of interaction between harmonic components of arm and line quantities of modular multilevel converters[J].IEEE Transactions on Power Electronics, 2012, 27 (1) :57-68.
[8]殷自力, 李庚银, 李广凯, 等.柔性直流输电系统运行机理分析及主回路相关参数设计[J].电网技术, 2007, 31 (21) :16-26.YIN Zili, LI Gengyin, LI Guangkai, et al.Analysis on operational mechanism of VSC-HVDC and relevant parameter d Design of its main circuit[J].Power System Technology, 2007, 31 (21) :16-26.
[9]华东, 李永东, 程志江, 等.改进PR控制在直驱风机变流器中的应用[J].电测与仪表, 2015, 52 (16) :67-71.HUA Dong, LI Yongdong, CHENG Zhijiang, et al.Application of the improved PR controller in converter system of DD-PMSG[J].Electrical Measurement&Instrumentation, 2 0 1 5, 5 2 (1 6) :67-71.
柔性直流输电系统 篇9
关键词：柔性直流输电,可靠性评估,FD法,矩阵化,灵敏度分析
0 引言
随着电力电子器件、高压换流技术的不断进步,基于电压源型换流器(Voltage Source Converter,VSC)的柔性直流输电(VSC-HVDC)技术近年来发展迅速,电压源型换流器的结构不断创新,由两电平结构发展为多电平结构、模块化多电平结构和级联两电平结构(Cascaded Two-level,CTL)[1]。与基于线路换相换流器的常规直流输电(Line CommutedConverter High Voltage Direct Current, LCC-HVDC)技术相比,柔性直流输电技术具有以下优势:自换相、无功有功可独立控制、可向无源负荷供电、潮流翻转时电压极性不改变、易构成多端输电系统等,该技术可有效解决可再生能源并网、黑启动、非同步并网等问题[2]。
目前,柔性直流输电技术主要应用于海上风电场接入、向海上石油平台供电、孤岛供电以及系统间非同步联络等场合[3,4,5,6]。所有这些工程应用都对柔性直流输电系统的可靠性提出了很高的要求,而其可靠性的改善也将给整个电力系统的安全、可靠和经济运行带来巨大的效益。因此定量评估柔性直流输电系统的可靠性,分析各种影响因素,对实际工程及该技术本身的发展,都具有重要意义。
常规高压直流输电系统的可靠性研究已取得一定成果,频率和持续时间法(Frequency and DurationMethod,FD method)、故障树法、卷积法、概率抽样法等方法已在常规系统可靠性评估中得到很好的应用[7,8]。关于柔性直流输电系统可靠性的研究,也已有一些成果[9,10,11,12,13]。文献[9]利用FD法与模型组合方法对柔性直流输电系统进行了可靠性建模与评估,考虑了100%和0%两个容量状态。文献[10]构建了柔性直流输电与常规直流输电系统组成的一种传输子网系统,利用卷积法对系统可靠性及各负荷点的可靠性进行了评估,并分析了元件备用对系统可靠性的影响。文献[11]将一个柔性直流输电站接入常规两端直流输电系统,建立了系统的可靠性模型,并分析了负荷点的可靠性指标以及负荷水平、柔性直流输电站位置对可靠性指标的影响。文献[12]利用解析法分析了一个五端柔性直流输电系统的可靠性,考虑了100%、50%和0%三个容量状态。文献[13]利用概率抽样法从可靠性和经济性两方面比较了端对端结构和网状结构的柔性直流输电系统,可靠性方面主要考虑了功率传输能力。文献[14]对电压源型换流器的拓扑结构进行分析,建立了多电平换流器的可靠性模型;本文作者在文献[15]中分析了模块化多电平结构换流器的可靠性。
综上,评估柔性直流输电系统可靠性的现有文献中,采用FD法时考虑的系统容量状态数较少,本文改进了传统FD法,对多容量状态的柔性直流输电系统进行了可靠性建模与评估。针对系统容量状态过多的情况,引入相关参数矩阵,避免了复杂状态空间图的构造,较传统FD法更简明快速。此外,本文进行了系统薄弱环节分析,为柔性直流输电系统的规划设计提供参考。
1 柔性直流输电系统构成及可靠性框图
柔性直流输电是基于电压源换流器的一种输电技术,而常规直流输电基于线路换相换流器。与常规直流相比, 柔性直流用绝缘栅双极晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor,IGBT)取代了晶闸管,换流器的结构有很大不同,且减少了提供无功补偿的交流侧电容器[3]。柔性直流输电系统通常由整流站、逆变站和直流输电线路三部分组成,主要设备有:断路器、变压器、相电抗器、换流器、交流滤波器、直流线路、直流电容、保护装置等。两端柔性直流输电系统的结构[1]如图1 所示。
由于柔性直流输电系统的元件数目多且系统结构复杂,对其进行可靠性评估时,若直接对整个系统建立可靠性模型,过程将非常复杂。本文将系统划分为7 个子系统,分别为:子系统1,整流侧交流滤波器组;子系统2,整流侧换流器、相电抗器、变压器、断路器;子系统3,整流侧直流电容组;子系统4,直流电缆;子系统5,逆变侧直流电容组;子系统6,逆变侧换流器、相电抗器、变压器、断路器;子系统7,逆变侧交流滤波器组。图2 为柔性直流输电系统的可靠性框图。
1-断路器；2-变压器；3-交流滤波器；4-相电抗器； 5-换流器；6-直流电容；7-直流线路/直流电缆
2 改进频率及持续时间法
传统的FD法基于状态空间图,着眼于建立各子系统的状态空间图并获得相应的等效模型,通过组合各等效模型而建立整个高压直流输电系统的状态空间图。该方法求解精确,然而建立状态空间图的过程非常繁琐,为简化计算,考虑的系统容量状态数较少,通常用于简单直流输电系统的评估。当系统状态数较多时,若沿用传统FD法对他们进行组合建模,要刻画多个状态间互相转移的情况,需构造繁杂的状态空间图。
针对多容量状态组合模型的求解,为避免构造状态图,本文引入系统参数矩阵,包括容量矩阵C=[ci]1´m、容量概率矩阵P=[pi]1´m以及状态转移率矩阵R=[γij]m m,提出了基于参数矩阵化的FD法。
利用改进FD法进行系统组合时,首先构建原系统的容量矩阵、容量概率矩阵、状态转移率矩阵,按照组合系统的结构,将原系统等效模型进行组合,串联结构按照式(1)、式(3)、式(4)组合,并联结构按照式(2)~式(4)组合,便得到组合系统的可靠性模型。记原系统的容量矩阵分别为C1、C2,容量概率矩阵分别为P1、P2,状态转移率矩阵分别为R1、R2;组合系统的容量矩阵、容量概率矩阵及状态转移率矩阵分别为Cs、Ps、Rs。
两系统串联合并后的传输容量由传输容量较小的系统确定,并联组合后容量为两系统容量之和。
式中:C1、C2分别为子系统1、子系统2 的容量矩阵;Cs*为压缩前的系统容量矩阵;ai为矩阵C1中的第i个元素;bj为矩阵C2中的第j个元素。
若统计出矩阵Cs*中的不同元素,并按照从大到小的顺序排列,可得到系统容量矩阵Cs。
根据各系统的容量概率矩阵可得到组合系统的容量概率矩阵,数学上,即为系统1 的容量概率矩阵的转置与系统2 的容量概率矩阵的乘积。
式中:P1、P2分别为子系统1、子系统2 的容量概率矩阵;Ps*为压缩前系统容量概率矩阵,矩阵中的元素与压缩前系统容量矩阵Cs*中的元素一一对应。
参照系统容量矩阵Cs,合并压缩前系统容量概率矩阵Ps*中处于相同容量状态的概率值,可得到系统容量概率矩阵Ps,维数与容量矩阵Cs相同,均为行向量,矩阵Ps中每一元素与矩阵Cs的元素具有概率-状态的一一对应关系。设pi为矩阵Ps中的第i个元素,ci为矩阵Cs中对应位置的元素,则系统容量等于ci的概率为pi。
若需要考虑共同模式故障,可在系统中串联一个虚拟元件来刻画两个元件同时故障的情况,问题退化为无共同模式故障时的系统组合,故此处只需讨论无共同模式故障发生的情况。
在不考虑共同模式故障的条件下,在同一时间内只可能有一个子系统的容量状态发生转移,则组合系统的状态转移率矩阵为
式中:R1、R2、Rs分别为子系统1、子系统2、组合系统的状态转移率矩阵;Ps*为压缩前的组合系统容量概率矩阵;Cs*为压缩前的组合系统容量矩阵;Cs为组合系统容量矩阵;pkl、pms、pwr为矩阵Ps*中的元素,下标表示元素所在行与列;ckl、cms、cns、cwr、cwt为矩阵Cs*中的元素,下标表示元素所在行与列;di、dj分别为矩阵Cs中的第i个、第j个元素;mn为矩阵R1中的第m行、第n列元素;ηrt为矩阵R2中的第r行、第t列元素。
3 基于改进FD法的柔性直流输电系统可靠性评估
结合柔性直流输电系统的可靠性框图,可利用改进FD法建立系统模型、评估系统可靠性。具体步骤为:首先构建各元件的参数矩阵,其次按照子系统中元件的连接方式,利用改进FD法将元件进行组合,得出各子系统的等效模型,最后再将子系统逐一进行组合,得到整个系统的等效模型,并计算系统的可靠性指标。图3 为利用改进FD法评估柔性直流输电系统可靠性的流程图。
3.1 系统可靠性建模
利用改进FD法进行系统可靠性建模分析,首先需构建各元件的参数矩阵。元件容量矩阵C、状态转移率矩阵R可根据已知参数构造,元件的容量概率矩阵P则通过求解如下方程得到[16]。
式中,pi为元件处在状态i的稳态概率,即元件容量概率矩阵P中的第i个元素。
以断路器为例,已知断路器有运行及停运两种状态,且其故障率与修复率分别为 λ,μ。则断路器的容量矩阵C、状态转移率矩阵R及容量概率矩阵P分别为
其次建立子系统的可靠性模型。按照各子系统的结构,将各元件等效模型一一进行组合,串联结构按照式(1)、式(3)、式(4)组合,并联结构按照式(2)~式(4)组合,得到各子系统的可靠性模型;再按照系统可靠性框图,将子系统等效模型进行串并联组合,分别建立整流侧和逆变侧的可靠性模型。
最后,将整流侧和逆变侧的可靠性模型按照式(1)、式(3)、式(4)进行串联组合,得到整个输电系统的可靠性模型,模型中的参数包括容量矩阵Cs、容量概率矩阵Ps、状态转移率矩阵Rs,利用系统参数矩阵,按式(7)、式(8)分别求取系统各容量状态的频率fi及持续时间Ti。
式中:pi为系统处于状态i的稳态概率,即系统容量概率矩阵Ps中的第i个元素;ij为系统从状态i到j的转移率,即系统状态转移率矩阵Rs中的第i行第j列元素。
3.2 系统可靠性指标
利用直流输电系统各容量状态的概率、频率及持续时间,可计算得到系统可靠性指标。高压直流输电系统的可靠性指标[16]主要有:
(1) 总等值停运时间TEOT
式中,EOTi是一年中第i次停运的等值停运时间,它是实际停运时间Ti按停运容量在系统额定容量中所占比例进行折算后的数值,即
式中:ci为系统处在状态i时的输送容量标幺值,即系统容量矩阵Cs中的第i个元素;Ti为该状态下的持续时间,由式(8)计算得到。
(2) 能量可用率EA
式中:ci为系统处在状态i时的输送容量标幺值,即系统容量矩阵Cs中的第i个元素;pi为系统处在状态i的稳态概率,即系统容量概率矩阵Ps中的第i个元素。
(3) 能量不可用率EU
(4) 系统期望输送容量EC
式中:ci为系统处在状态i时的输送容量标幺值,即系统容量矩阵Cs中的第i个元素;pi为系统处在状态i的稳态概率,即系统容量概率矩阵Ps中的第i个元素;C为系统基准容量。
4 算例分析
本文研究一个两端柔性直流输电系统,直流侧接线方式为双极两端中性点接地方式,输电线路长100 km,线路额定容量为1 000 MW,换流站的额定容量为1 000 MW,并设系统基准容量为1 000MW,系统各元件的参数[11]见表1。其中,子系统1(7)中有4 组交流滤波器并联放置,其容量状态与元件的投入关系见表2;子系统3(5)由两组直流电容并联构成,其容量状态与元件的投入关系[11]见表3。
4.1 基本情况计算
结合系统元件原始参数,利用上述方法评估柔性直流输电系统的可靠性,可计算得出系统处于不同容量状态的稳态概率,见表4。还可以计算出系统的总等值停运时间、能量可用率、能量不可用率、系统期望输送容量等可靠性指标,见表5。
由表4 可看出,系统处在额定容量状态的概率最高,达到98.16%,其次为完全停运状态下,概率约为1.52%,再次为运行在90%容量状态及50%容量状态下,其他容量状态的概率则非常小。
表4 中同时示出利用传统FD法评估直流输电系统可靠性的计算结果,比较两种方法的结果可知,最大偏差为0.04%,可见,改进FD法是一种有效继承传统FD方法的解析方法,保证了计算的精度。利用Matlab进行编程计算,改进FD法耗时0.029 209 s,传统FD法的计算时间为0.043 436 s。此外,在运用传统FD法时,需要前期构造各组合系统的状态空间图来分析各状态间的转移情况,耗时很多。随着系统状态数的增加,所构造的状态空间图的规模会增大,构造过程非常复杂且易出错,本文所提出的改进FD法引入参数矩阵,通过矩阵运算实现元件组合、子系统组合,不需要构造状态空间图,可以适应于更复杂的结构,且易于编程实现,极大地减小了工作量,从而提高计算求解速度。
4.2 元件可靠性参数灵敏度分析
为分析各元件参数的变化对系统可靠性指标的影响强弱,可进行参数灵敏度分析。当变量间函数关系不明确时,常采用一种简化的方法:假定其他元件故障率不变,所研究的元件故障率增加1%时,分析系统可靠性指标的相对变化量。本文采用该简化方法分别对变压器、换流器、直流开关等元件的故障率进行了灵敏度分析,计算结果见表6。
分析表6 数据可知,变压器故障对系统可靠性指标的影响最大。结合元件原始参数分析,变压器的故障率较大,且修复时间最长,因此该元件故障对系统可靠性影响较大。
若系统配置有备用变压器,则在原变压器故障时,可将备用元件接入,与变压器的修复时间相比,其安装时间很短,因此,变压器故障所引起的系统停运时间将大大缩短,从而提高系统的可靠性。在本例中,假设备用变压器安装时间为48 h[11],系统的能量不可利用率为0.004 896,与原系统相比减小了68.65%。可见,增设备用变压器可大幅提高柔性直流输电系统的可靠性。
5 结论
本文提出了基于参数矩阵化的改进FD法,并运用改进FD法对双极两端柔性直流输电系统进行了可靠性建模与评估。将相关参数矩阵化,构建容量矩阵、容量概率矩阵、状态转移率矩阵,与传统FD法相比,避免了建立状态空间图,从而使多容量状态系统的组合计算简明。计算结果表明,改进FD法克服了传统频率及持续时间法实施过程繁琐的弊端,提高了计算速度,并有效继承了传统方法的理论基础,保证了计算的精度。此外,通过参数灵敏度分析,研究了元件故障率变化对系统可靠性的影响,分析知变压器故障率变化对柔性直流输电系统可靠性指标的影响最大,可通过配置备用变压器来提高系统的可靠性。
柔性直流输电系统 篇10
基于电压源换流器的柔性直流输电技术(VSC HVDC)是新一代的直流输电技术。VSC-HVDC采用自换相的电压源换流器,无需借助外部电源实现换相[1,2,3,4,5],不仅可以实现有功和无功功率的快速解耦控制,还能够实现向无源网络供电、抑制次同步振荡等多种功能[5,6,7,8]。
早期的VSC-HVDC工程中的电压源换流器多采用两电平换流器以及中点箝位型三电平换流器[2,3,4]。这类换流器的电平数太少,输出交流电压的波形质量较差,必须在网侧装设交流滤波器[4];在用于高压大功率领域时,需要采用大量开关器件的直接串联以提高桥臂耐压等级[2]。级联型多电平换流器基于子模块级联,通过增加子模块的级联数可以满足高压大功率变换的需要。随着级联数的增加,换流器输出电平数也相应增加,可以明显改善输出交流电压的波形质量。但是传统的级联H桥多电平换流器没有公共的直流母线,无法用于直流输电[9]。为此,文献[10]提出了基于半H桥级联的模块化多电平换流器(MMC),不仅继承了级联型多电平换流器的技术优点,而且具有直流母线,适用于直流输电[9,10,11,12,13]。向无源网络供电是VSC-HVDC技术的重要应用领域[6,7,8],有多项实际工程在建或已投入运行[14,15]。但是这些工程都是基于两电平或三电平换流器。
本文介绍了向无源网络供电的MMC型VSC-HVDC系统的工作原理,并设计了MMC无源逆变的直接电压控制策略。该策略实现了快速响应的电压控制,能够向无源网络提供高品质的电能。
1 系统模型
1.1 系统结构和工作原理
图1是向无源网络供电的MMC型VSC-HVDC系统。左侧换流站(MMC1)的交流侧与有源网络相连,右侧换流站(MMC2)的交流侧与无源网络相连,两换流站的直流侧通过直流电缆连接。MMC1工作在整流状态,将有源网络的电能输送到直流侧,同时能够对有源网络提供无功补偿。MMC2工作在无源逆变状态,向无源侧输送有功和无功功率。
单个换流站的拓扑结构如图2所示。MMC共有6个桥臂,每个桥臂由n个子模块和1个换流电抗串联而成[10]。正常运行时,子模块有投入和切除2种互补的投切状态。投入状态对应子模块上部IGBT开通,这时子模块输出电容电压;切除状态对应子模块下部IGBT开通,这时子模块输出电压为零[12]。每相上、下桥臂构成一个相单元,3个相单元在直流侧并联[12]。各相单元中被投入的子模块数都相等,从而维持直流电压稳定;通过调整投入子模块在上、下桥臂中的分配,可以得到期望的交流电压输出[13]。
1.2 换流器数学模型
设uabc和iabc分别是交流侧的三相电压和电流。桥臂电感值为2L,换流变压器漏感为LT,桥臂等值电阻值为2R。对k相(k=a,b,c)上、下桥臂分别应用基尔霍夫电压定律可得[17]:
对k相(k=a,b,c)上、下桥臂应用基尔霍夫电流定律可得:
令换流器交流调制电压u′k取值为:
将式(1)和式(2)相加再除以2得[16,17,18]:
如果计入换流变压器漏感,交流侧三相电压、电流的动态特性可表示为:
对式(6)施加如式(7)所示的dq坐标变换(Park变换)可得式(8)[9,17]:
令d轴与网侧交流电压矢量重合,稳态下交流电压的q轴分量uq为零,则从网侧交流系统输入的有功和无功功率可以表示为:
2 控制系统
2.1 整流侧双闭环控制
整流侧控制采用常用的双闭环控制结构[9,17],其中内环是快速电流控制,外环是直流电压和无功功率控制。内环电流控制通过调节控制输入量,使状态变量id和iq快速跟踪其指令值id*和iq*,控制输入量选取如下:
外环控制根据直流电压指令和无功功率指令计算内环电流控制的d、q轴电流指令值id*和iq*。结合式(9),外环控制选取如下:
将整流侧外环控制器和内环电流控制器相结合,就可以得到如图3所示的整流侧双闭环控制系统。对ud′*和uq′*进行dq反变换就可以得到三相交流电压的正弦调制信号。
2.2 逆变侧电压控制
逆变侧电压控制的目的是将无源网络的交流母线电压(换流变压器网侧电压)的频率和幅值维持在额定值,保证无源网络所接负荷工作在额定状态下,从交流母线吸收额定的有功和无功功率。
无源逆变的直接电压控制策略不仅需要控制无源网络交流电压的幅值,还要保证交流电压的频率为额定值。直接电压控制结构图见图4。由于电网电压矢量与d轴重合,稳态下uq为零,所以电网电压幅值等于ud。换流器交流调制电压u′k幅值的指令值Um*由网侧交流相电压幅值的指令值ud*的直馈信号和ud*与ud的负反馈PI信号两部分相加组成。直馈信号的引入保证了电压响应的快速性,负反馈PI控制可以消除稳态误差,并提高系统的稳定性。正常情况下,ud*设为1.0 p.u.。
三相电压的正弦调制信号取值如下:
其中,f取额定频率50 Hz。式(12)保证了无源网络供电电压的频率为额定频率。
无源逆变的直接电压控制能够将网侧电压频率和幅值设定在额定值,向无源网络提供高质量的电能。
2.3 调制策略
调制策略需要给出每个时刻各相上、下桥臂投入的子模块数。忽略电压波动,子模块电容电压平均值记为UC,则直流电压可以表示为:
由式(4)和式(13)可以解出:
则上、下桥臂分别需要投入的子模块数可以计算如下:
对式(15)的计算结果取整可以得到上、下桥臂实际投入的子模块数[13]。
3 系统性能分析
通过电磁暂态仿真来分析本文提出的控制策略在不同工况下的性能。在PSCAD/EMTDC中建立了向无源网络供电的MMC型VSC-HVDC仿真系统,系统结构见图1。系统参数如下:额定容量为40 MV·A,额定直流电压为40 k V,桥臂子模块数为20个,交流系统电压为10 k V,交流系统电抗为1 m H,交流系统电阻为0.1Ω,变压器漏抗为0.1 p.u.,阀侧额定电压为22 k V,网侧额定电压为10 k V,子模块额定电容电压为2 k V,子模块电容值为9 600μF,换流电抗值为8 m H,直流电缆长度为10 km。采用第2节给出的控制策略,桥臂子模块电容电压平衡控制采用文献[12-13]的平衡控制策略。整流侧直流电压指令值为40 k V,无功功率指令值为0 var。
3.1 算例1:有功和无功负荷变化
逆变站网侧相电压幅值的参考值ud*取1.0 p.u.(8.16 k V)。无源网络初始有功和无功负荷分别为30 MW和5 Mvar;在0.6 s时,有功和无功负荷分别增加5 MW和5 Mvar。
图5(a)、(b)分别是无源逆变三相电压和电流的仿真波形,图5(c)是无源逆变网侧电压的d轴分量(标幺值),也等于无源逆变网侧电压幅值。交流电压和电流基本呈三相对称的正弦波形,无源网络有功和无功负荷变化前后,直接电压控制策略能够将无源逆变网侧电压幅值和频率基本维持在额定值,保证了无源网络的供电质量。为了满足有功和无功负荷的增加,网侧三相电流幅值略有增大。图6(a)是无源网络输入的有功和无功功率,可见无源网络的有功和无功功率需求都得到了满足;图6(b)是整流侧直流母线电压波形,当逆变侧有功负荷增加,直流电压会下降,这时整流侧直流电压控制器起作用,使直流电压重新稳定在其额定值;图6(c)是整流侧a相上桥臂子模块的电容电压波形,整流侧和逆变侧的其余桥臂子模块电容电压波形也类似,可见电容电压平衡控制保证了桥臂子模块电容电压的平衡。
综上,无源逆变直接电压控制器能够将负荷处的三相交流电压幅值和频率控制在其额定值,保证负荷的有功和无功需求均得到满足。
3.2 算例2:交流电压幅值控制
逆变侧有功和无功负荷分别为40 MW、10 Mvar,在0.6 s时,逆变站网侧相电压幅值的参考值ud*从1.0 p.u.(8.16 k V)降至0.9 p.u.(7.34 k V)。
图7(a)、(b)分别是无源逆变三相电压和电流的仿真波形,图7(c)是无源逆变网侧电压的d轴分量,也等于无源逆变网侧电压幅值。交流电压和电流基本呈三相对称的正弦波形,直接电压控制将无源逆变网侧电压幅值控制在设定值,响应速度较快。图8(a)是无源网络输入的有功和无功功率,由于网侧电压幅值的降低,负荷吸收的有功和无功负荷略有减小;图8(b)是整流侧直流母线电压波形;图8(c)是整流侧a相上桥臂子模块的电容电压波形,整流侧和逆变侧的其余桥臂子模块电容电压波形也类似。逆变站网侧交流电压幅值改变时,直流电压控制器和桥臂子模块电容电压平衡控制器工作情况正常。
4 结论