多馈入直流输电（精选7篇）
多馈入直流输电 篇1
0 引言
随着直流输电工程的快速建设,多馈入直流输电系统逐渐增多［1］。 目前华东电网已有葛南直流、龙政直流、宜华直流、林枫直流、向上特高压直流5 条直流输电工程馈入,广东电网已有江城直流、天广直流、贵广Ⅰ回、贵广Ⅱ回、云广特高压直流5 条直流输电工程馈入。 多馈入直流输电系统作为一个典型的系统,各条直流由于电气距离较近,其谐波交互影响现象突出［2］,且各条直流线路输送的电力容量巨大,其安全可靠的运行将对电网具有重大影响［3-6］,多馈入直流输电系统中谐波交互影响特性及机理值得深入研究。
文献[7]对多个换流站的不同类型滤波器进行组合投切仿真时,发现不同逆变站之间由于电气距离较近所产生的谐波交互影响可能造成投切效果和预期不同、甚至相反。 文献[8]详细描述了换流器引起谐波不稳定机理,指出谐波不仅在同一换流器的交直流侧交互影响,还通过交流线路在不同换流站之间传递,增加了谐波不稳定风险。 文献[7-9]均描述了谐波交互影响的现象,但没有深入探究谐波交互影响的规律。
本文首先介绍了多馈入直流输电系统中交流侧谐波传递现象,并利用谐波阻抗分析方法,揭示了其产生机理。 利用EMTDC电磁暂态仿真软件,建立华东电网多馈入直流输电系统简化模型,通过对各换流站交流滤波器组合投切、交流侧故障的仿真和录波数据分析,验证了各换流站之间存在谐波吸收、放大现象,并对各换流站交流侧谐波自阻抗和谐波相角进行了扫描分析,验证了谐波吸收、谐波放大的产生机理。
1 谐波交互影响介绍
多馈入直流输电系统中交流侧谐波交互影响的现象可分为谐波吸收、谐波放大、谐波失稳3 种,下面给出了这3 种现象的定义及产生原因,并介绍了谐波阻抗分析方法。
一个换流站交流侧谐波因交流滤波器投切或故障等原因,谐波传递到相邻的换流站,或吸收了相邻换流站传递过来的谐波,导致相邻换流站相应次数谐波幅值增大或减小,称为谐波传递现象。 换流站交流侧和直流侧之间也存在谐波传递现象,从一侧传递到另一侧时,谐波次数会发生变化［10-11］。 谐波电压、谐波电流与基波电压、基波电流一样,满足基尔霍夫定律、欧姆定律,需要构成回路［12-13］,当谐波未被滤波器及时吸收时,就会沿交流网络传递到其他换流站［14］。谐波传递可分为谐波吸收、谐波放大或谐波失稳2 种现象。
1.1 谐波吸收
一换流站交流滤波器的投入引起了相邻换流站谐波含量的减少,称为谐波吸收现象。 交流滤波器的投入首先吸收了本站交流侧的谐波和邻站传递过来的谐波,本站谐波水平降低后,邻站的谐波会进一步传递过来,滤波器再次吸收谐波后,邻站的谐波含量会明显降低。
1.2 谐波失稳或谐波放大
滤波器投切、直流侧或交流侧故障、运行方式变换等诱发谐波振荡放大以致系统不能正常运行,称为谐波失稳现象。 本文暂不讨论谐波失稳现象。
谐波放大分2 种情况:第一种是交直流侧谐波互相作用引起的谐波放大,因交直流侧电压、电流通过换流站非线性环节的互相调制,构成了一个AC /DC之间的正反馈闭环,造成谐波放大或失稳［15- 16］;第二种是两换流站交流侧谐波互相影响引起的谐波放大。 第二种谐波放大又分为2 种情况:一种是相邻换流站交流滤波器切除后,未吸收的谐波沿交流网络传递到本站,引起本站谐波放大;另一种是相邻换流站交流滤波器投入反而引起本站谐波放大。
本文提到的交流侧电流是指经过交流滤波器滤波后流入交流电网的电流,虽然由于换流器的电流源性质,交流侧输出电流幅度变化不大,但经过交流滤波器后各次谐波大小发生了变化,并进而受交流侧故障或相邻换流器滤波器的投切而继续发生变化。所以,逆变站交流侧电压、电流谐波都可能发生谐波吸收、谐波放大现象。
2 谐波阻抗分析方法
双馈入直流输电系统中,n次谐波交互影响分析模型如图1 所示。 图中,IS1（n）、IS 2（n）为换流器作为谐波源产生的n次谐波电流;IM1（n）、IM2（n）为流入等效交流电网的n次谐波电流;IX（n）为从直流1 交流侧流入直流2 交流侧的n次谐波电流;U1（n）、U2（n）为直流1、直流2 交流侧n次谐波电压;ZM1 （n）、ZM2（n）为直流1、直流2 交流电网等效谐波自阻抗;ZX（n）为直流1、直流2 交流电网等效联络谐波阻抗。
由图1 可得如下3 个规律。
(1) 当U1（n）、U2（n）不相等时,联络阻抗ZX（n）两端存在电压差,IX（n）不为0,即发生了谐波传递现象。假设:
当IX（n）与IM2（n）相位相差较小时,如图2(a)所示,I′M 2（n）相比IM 2（n）幅值增加,表明直流2 交流侧n次谐波发生了谐波放大现象。
当IX（n）与IM2（n）相位相差较大时,如图2(b)所示,I′M2（n）相比IM2（n）幅值减小,表明直流2 交流侧n次谐波发生了谐波吸收现象。
(2) 2 个直流之间谐波影响程度与其等效联络阻抗大小有关。 由图1 可得:
假设联络阻抗ZX （n）两端电压不变,由式(2)可知,ZX（n）越大,2 条直流之间电气距离越远,则IX（n）越小,2 条直流之间的谐波交互影响就小。
(3)为了简化分析,找出谐波交互影响的一般发生条件,假设两换流站产生的n次电流谐波IS1（n）、IS2（n）相等,因滤波器n次谐波阻抗远大于交流电网等效n次谐波自阻抗,两者并联计算结果可忽略计入滤波器n次谐波阻抗,换流器电流源可转换为电压源表示如下:
由图1 可得:
将式(3)、式(4)代入式(5),并根据
可得:
设联络阻抗ZX （n）为一固定值,则IX （n）的大小仅与交流电网等效谐波自阻抗ZM1 （n）、ZM2（n）有关。 当2个等效谐波自阻抗相等时,IX（n）为0。 令:
由图3(a)可见,2 个等效谐波自阻抗相位差值较大时,ΔZ也相对较大,由式(7)知,IX （n）也会较大;由图3(b)可见,2 个等效谐波自阻抗幅值差值较大时,ΔZ也相对较大,由式(7)知,IX（n）也会较大。 可见,发生明显谐波放大、谐波吸收现象的前提条件是2 个等效谐波自阻抗幅值差值较大或相位差值较大。
3 谐波交互影响现象仿真及录波数据验证
3.1 仿真模型
利用EMTDC电磁暂态仿真软件建立简化的华东电网多馈入直流系统仿真模型,如图4 所示。 三峡水电通过龙政直流、宜华直流、葛南直流3 条直流输送到华东电网。 换流器统一采用12 脉动模型,交流侧特征谐波次数为12k±1(k=1,2,…)次［2］。 各逆变站交流侧都配置了电容器组、11 次交流滤波器、13次交流滤波器、24 次交流滤波器各1 组。 电容器组只用于提供无功功率,不具有滤波作用。
针对图4 所示的多馈入直流输电系统仿真模型,研究各换流站投切交流滤波器时,各换流站交流侧谐波交互影响情况,总仿真时间1.5 s。 0.8 s时华新站切除24 次交流滤波器,政平站投入13 次交滤波器;1.1 s南桥站投入24 次交流滤波器;各站所有其他交流滤波器及电容器一直保持投入状态。 3 条直流一直保持满功率运行状态。
3.2 谐波扫描分析
针对图4 所示的多馈入直流输电系统仿真模型和滤波器投切时间设置,对各换流站交流侧进行了频率扫描分析,各站谐波自阻抗及相角曲线如图5—7所示。
换流站交流侧一般特征谐波较大,本文选取13次和23 次电压谐波、电流谐波进行分析。 根据谐波阻抗分析理论,在谐波阻抗取得极大值、谐波阻抗角由正变负时易发生并联谐振;在谐波阻抗取得极小值、谐波阻抗角由负变正时易发生串联谐振。 由图5 — 7 可见,各换流站13 次谐波均满足谐振条件,只有南桥站23 次谐波靠近谐振点。
由图5—7 可见,政平站13 次谐波对应谐波自阻抗约为250 Ω,相角约为75°;华新站13 次谐波对应谐波自阻抗约为0 Ω,相角约为- 40°;南桥站13次谐波对应谐波自阻抗约为0 Ω,相角约为-50°;政平站23 次谐波对应谐波自阻抗约为40 Ω,相角约为- 40°;华新站23 次谐波对应谐波自阻抗约为35 Ω,相角约为-35°;南桥站23 次谐波对应谐波自阻抗约为100 Ω,相角约为75°。
下文第3.3、3.4 节将验证第2 节提出的第3 个规律。
3.3 谐波吸收现象
华新站交流侧A相13 次电流谐波幅值波形图如图8 所示(谐波幅值为标幺值,后同)。 0.8 s政平站13 次交流滤波器的投入引起华新站交流侧13 次电流谐波的大幅减小,这说明政平站吸收了华新站的13 次电流谐波。 1.1 s南桥站24 次交流滤波器的投入引起华新站13 次电流谐波的短时扰动,随后恢复到之前水平。
由第3.2 节谐波自阻抗数值可知,华新站和政平站13 次谐波自阻抗相差约250 Ω,相角相反,相差约115°,满足发生明显谐波吸收的前提条件。
华新站交流侧A相23 次电压谐波幅值波形图如图9 所示,0.8 s华新站24 次交流滤波器切除后,华新站交流侧23 次电压谐波急剧增加,1.1 s南桥站24 次交流滤波器投入后,吸收了大部分23 次电压谐波,使得华新站交流侧23 次电压谐波含量恢复到较低水平。
由第3.2 节谐波自阻抗数值可知,华新站和南桥站23 次谐波自阻抗相差约65 Ω,相角相反,相差约110°,满足发生明显谐波吸收的前提条件。
3.4 谐波放大现象
3.4.1 邻站交流滤波器切除引起的谐波放大
南桥站交流侧A相23 次电压、电流谐波幅值波形图如图10、图11 所示,仿真表明,0.8 s华新站24次交流滤波器切除后,华新站交流侧23 次电压和电流谐波快速增加,部分谐波沿交流网络传递到了南桥站,导致南桥站交流侧23 次电压、电流谐波急剧增加,1.1 s南桥站投入24 次交流滤波器后,南桥站交流侧23 次电压、电流谐波又大幅下降。
由第3.2 节谐波自阻抗数值可知,华新站和南桥站23 次谐波自阻抗幅值相差约65 Ω,相角相反,相差约110°,满足发生明显谐波传递的前提条件。
3.4.2 邻站交流滤波器投入引起的谐波放大
华新站交流侧A相23 次电流谐波幅值波形图如图12 所示。 0.8 s华新站24 次交流滤波器的切除引起华新站23 次电流谐波的增加,但1.1 s南桥站投入24 次交流滤波器后,不但没有出现第3.3 节描述的谐波吸收现象,华新站23 次电流谐波反而进一步增大,出现了谐波放大现象。
由第3.2 节谐波自阻抗数值可知,南桥站和华新站23 次谐波自阻抗相差约65 Ω,相角相反,相差约110°,满足发生明显谐波放大的前提条件。
3.5 录波数据验证
某日,龙政直流满功率运行,交流滤波器、电容器组全部投入,0 s政平换流站交流线路政武5273线A相发生瞬时短路故障,0.29 s政平站13 次交流滤波器自动切除,与此同时,华新换流站正在进行功率调整,0.41 s华新站24 次交流滤波器切除,0.5 s政平站13 次交流滤波器自动投入。 政平站交流侧政武5273 线A相23 次电流、电压谐波幅值波形图分别如图13、图14 所示。
由图13 可知,故障发生后,政平站交流侧A相23次电流谐波瞬时振荡增加,随后振荡幅度减小,0.41 s华新站切除24 次交流滤波器后,23 次电流谐波明显增加,0.5 s政平站13 次交流滤波器投入短时引起23 次谐波电流增加,后又恢复原来水平。
由图14 可知,故障发生后,政平站交流侧A相23次电压谐波发生瞬时振荡,随后振荡幅度减小,0.41 s华新站切除24 次交流滤波器后,23 次电压谐波明显增加,0.5 s政平站13 次交流滤波器投入短时引起23 次电压谐波下降,后又恢复原来水平。
华新站24 次交流滤波器的切除引起政平站23次电流、电压谐波的增加,验证了换流站交流侧存在明显谐波传递现象。
另外,笔者还选取了政平站、华新站、南桥站交流侧故障时的电压、电流录波数据进行分析,并进行了仿真对比。 仿真和录波数据都表明,交流侧接地等故障时,交流侧特征谐波、非特征谐波都可能放大,且非特征谐波放大的倍数更大,但非特征谐波受交流滤波器的投切影响较小,变化幅度明显小于特征谐波。 这主要是因为非特征谐波滤波器一般不安装或滤波容量较小,交流侧故障时,谐波未被充分吸收,放大倍数较大;同时非特征谐波受特征谐波滤波器的投切影响也较小,变化幅度相应也较小。
4 结语
本文首先介绍了多馈入直流输电系统中各换流站交流侧存在的谐波吸收、谐波放大现象,建立了双馈入直流输电系统交流侧谐波交互影响分析模型,提出两换流站交流侧等效联络阻抗越小,谐波影响就会越突出;利用谐波阻抗分析方法,揭示了谐波交互影响机理。 利用EMTDC电磁暂态仿真软件,建立华东电网多馈入直流输电系统简化模型,通过对各换流站交流滤波器组合投切、交流侧故障的仿真和录波数据分析,验证了各换流站之间存在谐波吸收、放大现象,并对各换流站交流侧谐波自阻抗和谐波相角进行了扫描分析,验证了两换流站之间某次谐波发生明显谐波吸收、谐波放大的前提条件是两站交流侧等效谐波自阻抗幅值差值较大或相位差值较大。
多馈入直流输电 篇2
高压直流输电系统在电能传输的过程中会在交直流侧产生各种谐波,在对电力系统电能质量及通信系统产生影响的同时也给换流变压器造成了影响,使其噪音过大、局部过热,甚至损坏［1，2］。高压直流输电系统还有可能在交直流侧引起谐波放大现象,造成系统不稳定［3］。由于我国能源与负荷分布的特殊性,高压直流输电工程在我国得到了极大的发展［4］,使得上海等地区形成了多条直流同时馈入的格局,即多馈入直流( Multi-Infeed DC,MIDC) 输电系统。而从直流接入点注入到交流侧的谐波通过交流电网的传递必然会对系统中其他直流接入点产生一定的影响［5，6］。
本文主要研究了MIDC输电系统谐波的相互影响。首先介绍了各元件谐波频率下的数学模型,通过Ward多端等值法推导出MIDC输电系统各直流接入点间谐波频率下的节点导纳矩阵,进而得到各直流接入点的谐波电压。在以上理论的基础上,对上海电网500k V电压等级电网进行了等值,通过计算得到上海地区MIDC输电系统在不同运行方式下各直流接入点电压总谐波畸变率的范围,分析得知上海地区MIDC输电系统中某一直流线路接入点的电压总谐波畸变率主要受自身直流线路谐波的影响,而受其他直流线路的影响很小。
2 各元件谐波频率下的数学模型
在对系统谐波影响进行分析时,系统元件的谐波模型对分析结果的准确性和可靠性具有关键性的作用［7，8］。而对于一个已知电网,想要对它进行完整的描述是不可能的,所以需要将电网进行合理的等值［9］。以下给出主要网络元件的谐波模型。
2. 1 输电线路模型
文献[10]指出,在谐波分析中,架空线路的模型主要取决于线路单位长度参数的频率特性及线路长度。对于是否采用线路的分布参数模型取决于线路长度和谐波次数,其临界长度为( 241. 39 /h) km,其中h为谐波次数。可见,谐波次数越高,线路的分布参数特性影响越显著。为了计算准确,本文在各次谐波下均采用输电线路的分布参数模型。
假设潮流数据给出的输电线路数据是集总 π模型参数,线路在基频下总的串联阻抗为R + j X,对地导纳为j B,令线路长度为l,线路单位长度参数为［11，12］:
谐波分析时,第h次谐波频率下线路单位长度的参数为:
因此,第h次谐波频率下的传播常数为:
第h次谐波频率下的波速为:
则线路的等效 π 模型如图1 所示,参数分别为:
其中,为h次谐波下的波阻抗。
式( 7) 和式( 8) 表明,任意谐波频率下,考虑分布参数效应的等效π 模型参数与线路长度l无关。因此,若已知输电线路的潮流计算数据,可以利用式( 7) 和式( 8) 直接导出用于谐波分析的等效 π 模型参数。
2. 2 负荷模型
通常情况下,集中负荷所吸收的功率是十分容易获得的,在谐波分析中,可以用图2 所示的并联模型来模拟负荷的阻抗。
假设在基波频率下负荷的等效模型为
其中,RL为负荷的等效电阻; XL为负荷的等效电抗。二者可用式( 10) 得出:
在谐波分析中,当负荷为感性负荷时,第h次谐波下的等效阻抗可用式( 11) 表示,当负荷为容性时,第h次谐波下的等效阻抗可用式( 12) 表示:
2. 3 无功补偿模型
在实际分析中,当负荷点外接有较大容量的无功补偿装置时,由于电容的频率特性和电感全然不同,此时应将电容从综合负荷中分离出来作为一个独立支路对待［13］。其容抗可表示为:
如果已知电容器组的额定电压V ( k V) 和额定容量QC( Mvar) ,则其容抗为:
电容在第h次谐波下的等效容抗为:
3 MIDC输电系统直流接入点谐波电压的计算
已知MIDC系统接入受端交流系统的节点在第h次谐波下的节点电压方程为:
其中,I( h) 为注入各节点的第h次谐波电流矢量;Y( h) 为在第h次谐波下电网的节点导纳矩阵;U( h) 为第h次谐波下各节点的电压矢量。
利用Ward多端等值法［14，15］,假设电网中共有n个节点,其中直流接入点为p个,并编号为1 ~ p,则将式( 16) 展开得:
将式( 16) 表示成分块矩阵:
写成方程式为:
假设交流侧不存在背景谐波,所以I″h= 0,由此可以得到:
其中,Yh= Y1h- Y2hY4h－1Y3h为1 ~ p节点的节点导纳矩阵。在式( 19) 两侧同时乘以Yh－ 1得:
其中,Zh= Yh－1,为1 ~ p节点的节点阻抗矩阵。由此,就可以得到各直流接入点的第h次谐波电压。再由式( 21) 可以得到各直流接入点的电压总谐波畸变率,从而可以判断各节点不同情况下的电能质量。
MIDC输电系统中的多回直流线路可以有多种不同的运行方式。不同谐波源作用下的同一节点的同一谐波频率分量存在相角差,在已知各直流线路注入交流侧谐波电流有效值的情况下,由于各分量之间的相角差不能确定,所以不能准确得到直流接入点在各谐波频率下的谐波电压,但是可以得到单回直流线路运行方式下各直流接入点的谐波电压有效值。多回直流线路运行方式下同一直流接入点同一谐波频率下的谐波电压有效值可以由所有参与运行的直流线路单独运行时此节点同一谐波频率下的谐波电压分量在不同相角下组合得到,通过Matlab程序可以求出所有组合下的最小谐波电压有效值Uh-min和最大谐波电压有效值Uh-max,再由式( 22) 和式( 23) 可以计算出多回直流线路同时运行方式下直流接入点的绝对最小电压总谐波畸变率THDu-min和绝对最大电压总谐波畸变率THDu-max,那么此运行方式下直流接入点的电压总谐波畸变率就界于绝对最小电压总谐波畸变率和绝对最大电压总谐波畸变率之间。
4 MIDC输电系统谐波相互影响的计算和分析
经过多年的发展,上海地区已经成为典型的含有多馈入直流输电系统的交流电网,其系统示意图如图3 所示。其中包括 ± 500k V的葛洲坝-南桥南、宜都-华新、荆门-枫泾以及 ± 800k V复龙-奉贤四回直流线路。以下将在上海电网四回直流及500k V电压等级电网的基础上进行谐波计算和分析。
4. 1 电网等值
上海电网包含的多馈入直流输电系统中包括16 个500k V站点以及4 个直流线路受端站点,其中葛南直流工程通过220k V线路经变压器升压后接入到500k V电压等级电网中。本文主要研究接入上海电网的直流线路间谐波的相互影响,所以必须保留葛南站点,但需将其相关参数换算至500k V再进行电网等值。电网中220k V及以下电压等级电网与500k V电压等级电网具有电气联系,为了保证电网等效的完整性及计算结果的精确性,将其等效成负荷接入500k V电压等级电网。
按照第2 节中各元件谐波频率下的数学模型,将500k V电压等级电网中各主要元件进行等效,并得到节点导纳矩阵; 通过3. 2 节的Ward多端等值法在Matlab软件中计算得到4 个直流接入点在不同谐波频率下的节点阻抗矩阵。
4. 2 MIDC输电系统谐波相互影响分析
假设MIDC输电系统中交流电网不存在背景谐波,给定4 个直流接入点注入交流侧的谐波电流源频谱如表1 所示,可以得到在四回直流线路单独运行方式下各直流接入点的各次谐波电压有效值,根据第3 节的介绍通过Matlab程序得到不同运行方式各直流接入点在不同谐波频率下的最小电压有效值和最大电压有效值,再由式( 22) 和式( 23) 计算得到不同运行方式下各直流接入点的绝对最小电压总谐波畸变率THDu-min和绝对最大电压总谐波畸变率THDu-max,那么各直流接入点的电压总谐波畸变率就界于THDu-min与THDu-max之间。
表2 给出了上海电网所包含的MIDC输电系统不同运行方式下的各直流接入点THDu-min和THDu-max,其运行方式包括以下几种:
( 1) 运行方式1 ~ 4 表示MIDC输电系统中只有单回直流线路运行,包括华新站、枫泾站、南桥南站及奉贤站接入的直流线路分别单独运行;
( 2) 运行方式5 ~ 10 表示MIDC输电系统中有两回直流线路同时运行,包括华新站-枫泾站、华新站-南桥南站、华新站-s奉贤站、枫泾站-南桥南站、枫泾站-奉贤站及南桥南站-奉贤站接入的直流线路同时运行;
( 3) 运行方式11 ~ 14 表示MIDC输电系统中有三回直流线路同时运行,包括华新站-枫泾站-南桥南站、华新站-枫泾站-奉贤站、华新站-南桥南站-奉贤站及枫泾站-南桥南站-奉贤站接入的直流线路同时运行;
( 4) 运行方式15 表示MIDC输电系统中所有直流线路同时运行。
多馈入交互作用因子( MIIF) 是CIGRE WG B4工作组提出的用于衡量多馈入直流输电系统中换流站之间相互作用强弱的指标［16］。由文献[17]可知:
由式( 24) 可以计算得到上海电网4 个直流接入点的MIIF矩阵,如表3 所示。
单位: %
文献[15]指出,当多馈入直流输电系统各直流接入点间MIIFji< 0. 1 时,各回直流间的谐波相互影响可以忽略不计; 当0. 1≤MIIFji≤1 时,随着MIIF值的增大,各回直流间的谐波影响越大。表2 中,运行方式1 ~ 4 下各直流接入点的THDu的变化与表3 中MIIF值的变化一致,所以用本文方法得到的各直流接入点的电压总谐波畸变率是符合实际情况的。由表2 可以得出以下结论:
( 1) 在表1 所示的谐波电流源频谱下,各直流接入点在MIDC输电系统不同运行方式下的电压总谐波畸变率都小于直流工程的限值1. 75% ;
( 2) 在各种运行方式下,各直流接入点的电压总谐波畸变率只有在接入自身的直流线路参与的运行方式下较大,其余情况均较小;
( 3) 对某回直流线路来说,在所有其参与运行的运行方式下,其接入点的电压总谐波畸变率的变化范围很小,且与其单独运行时的电压总谐波畸变率相近,所以可以认为其他直流线路的运行方式对其节点的电压总谐波畸变率影响很小,直流接入点电压的畸变主要受自身直流线路谐波的影响。
5 结论
多馈入直流输电 篇3
换相失败是采用晶闸管作换流阀元件的直流系统面临的常见故障之一, 其危害主要体现在其导致直流电压下降的同时还会增大直流电流。换相失败发生后, 若采取的控制措施不当, 很可能引发后续换相失败, 严重时将导致传输功率中断, 使整个系统失稳。对于多馈入直流输电系统, 多个换流站相继发生连续换相失败对受端的影响更是难以想象的[1]。因此, 采用适当的控制策略抑制多馈入直流输电系统后续换相失败已成为当前直流输电领域中亟待研究的问题[2,3,4]。
目前, 已有学者对换相失败的影响因素和抑制措施进行了研究。文献[5]总结了抑制换相失败和后续换相失败的7种措施, 但并未针对每种措施进行深入的研究和验证。文献[6-8]从协调控制、低压限流环节 (VDCOL) 控制、熄弧角渐变控制3个层面, 对抑制换相失败的措施进行了阐述, 但都是从单独的角度探讨抑制换相失败的控制策略, 并未分析各种控制方式的优缺点。值得注意的是, 对多馈入直流系统换相失败的研究发现, 多回直流系统之间可能存在不良的相互作用, 使得故障后直流功率很难快速恢复从而引发后续换相失败[9,10]。因此, 本文基于多馈入直流系统模型, 在系统发生三相短路故障情况下, 对文中提出的抑制多馈入直流系统后续换相失败的3种典型有效措施进行了比较和研究。
1 多馈入直流系统模型
首先, 在PSCAD中建立典型三馈入系统如图1所示。3条直流线路均是在CIGRE标准模型基础之上建立的, 此系统可以看作是由实际复杂电力系统抽象得到的简化模型。将各条直流线路的换流母线通过耦合阻抗相联结, 分别设置:Z12=1.214+j 31.415Ω, Z13=3.200+j76.930Ω, Z23=5.421+j78.814Ω。故障为1 s时直流系统1逆变侧母线发生三相短路故障, 故障持续0.1 s后切除, 总仿真时间为2 s, 考虑到串联元件的误差, 本文认为熄弧角小于10°时系统就已发生换相失败。
2 SVC抑制后续换相失败的研究
2.1 SVC模型
直流输电系统运行时, 需要消耗大量的无功功率, 发生故障时, 逆变侧的无功功率需求将会更大, 此时与系统并联的静止无功补偿器 (SVC) 可以通过快速交换无功功率, 为系统提供无功支撑, 减少直流系统后续换相失败发生的几率[11,12]。
文中用到的SVC属于晶闸管投切电容器-晶闸管控制电抗器 (TSC-TCR) 型。它由1条TCR支路和1组TSC支路构成[13]。TSC在接通期间, 向系统注入的无功功率为:
其中, C为电容器电容;US为TSC的端电压;XC为等效容抗, 其值为1/ (ωC) 。
而TCR从系统中吸收的无功功率为:
由式 (1) 和式 (2) 可得SVC注入电力系统无功功率表达式为:
其中, XL为基波电抗, 其值为ωL;α为晶闸管触发延迟角。
SVC的控制采用积分器控制模型, 如图2所示。
其控制算法为:
其中, KP、KI为比例积分 (PI) 控制器的比例、积分系数;ISVC为实现有差调节的电流反馈信号;反馈系数KSL取值通常在3%~5%之间, 本文取0.03;ΔU为SVC端口电压参考值Uref与实际值Upu的差值。
2.2 SVC抑制后续换相失败仿真分析
在HVDC2逆变侧加装容量为100 Mvar的SVC, 加装前后HVDC2逆变侧熄弧角γ变化如图3所示。
由仿真波形可以看出, 当HVDC1处发生三相短路故障后, 由于多馈入直流系统间各支路换流站之间的交互影响, HVDC2线路将会发生后续换相失败, 熄弧角在1.2 s时再次下降到0°, 而加装一定容量的无功补偿装置, 可明显改善HVDC2线路熄弧角的恢复特性, 缩短熄弧角恢复时间, 有效抑制线路后续换相失败的发生。但在实际工程中, SVC高昂的价格制约了该方式在多馈入直流系统中的广泛应用, 为此, 本文在不增加工程成本的情况下, 提出了变熄弧角控制和基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制2种改进控制方式。
3 变熄弧角控制抑制后续换相失败的研究
多馈入直流输电系统的熄弧角表达式[9]为:
其中, Id为直流电流, XL为换相电抗, UL为换流母线线电压有效值, β为触发越前角, n为换流变压器的变比。
换相失败的本质是熄弧关断角过小, 通常直流逆变器采用定熄弧角控制[14], 定熄弧角控制的目的是维持γ角为整定值, 以保证故障后换流阀不至反复重燃以造成不同时刻的换相失败。逆变器定熄弧角控制的原理是:将实际测定的各阀熄弧角γinv与熄弧角整定值γref (15°) 进行比较, 将它们的差值加上由电流偏差引起的Δγ后, 与为使触发越前角β不超过46°而设定的另一定值0.544 (31°) 比较, 经过PI调节器来控制逆变侧触发越前角指令βinv-γ。
由熄弧角控制的原理可以对常规熄弧角控制做出以下改进, 以提高其抑制后续换相失败的效果:在控制器中引入故障控制环节, 使得在稳态期间, 熄弧角控制正常运行, 而在直流电流或交流电压突变时, 由主控制层产生一个增大熄弧角整定值γref的附加调节分量γfault, 通过维持足够的换相裕度以避免逆变侧发生后续的换相失败。设计的变熄弧角控制结构如图4所示。
在PSCAD仿真平台下, 搭建变熄弧角控制模块, 并将其加入到HVDC2线路中, 比较控制策略改进前后HVDC2逆变侧熄弧角波形, 如图5所示。
由图5可以看出, 未加变熄弧角控制时, 直流线路2会受到故障线路影响, 发生后续换相失败。控制策略改进后, 1 s时直流电压突降, 系统检测到故障, 触发脉冲动作, 将熄弧角γ的整定值从15°增大到18°, 此时直流系统2的熄弧角有了较大的提升, 1.2 s时不再发生后续换相失败。由此可见变熄弧角控制在抑制多馈入系统后续换相失败方面效果是比较显著的。但是, 增大γ的整定值不仅会降低系统的传输容量, 还会大量增加系统所消耗的无功。对于故障持续时间较长且无功不足的直流系统, 通过增大γ的方式抑制后续换相失败是不可靠的。为减少直流换流站对所连交流的无功需求, 下文将介绍一种基于渐变恢复策略的新型VDCOL控制。
4 基于渐变恢复策略的新型动态VDCOL控制
VDCOL[14]的作用是在交流电压或直流电压降低到某个指定值时对直流电流进行限制, 在系统故障或恢复过程中大幅缓解逆变站对交流系统的无功需求, 在维持交流电压的同时, 有助于减小后续换相失败发生的可能性。VDCOL特性实现原理及曲线如图6所示。
图中, Ides为上层传送电流设定的最小值, 比较VDCOL的输出电流Iout和Ides, 得到级控制级电流Iord;Rv为复合电阻, 用于确定VDCOL的起动电压是由直流线路上哪一点的直流电压决定的;τ为滤波环节时间常数。
由图6可知, 常规VDCOL控制在系统电压下降与恢复期间, U-I特性曲线是单一的, 并未考虑到直流系统在故障后恢复期间将对其所处交流系统产生大量无功需求的特殊性[15,16]。因此, 本节对VDCOL控制曲线做出了一些改进, 以解决这个特殊问题。具体改进如图7所示。
正常情况下, VDCOL曲线与传统VDCOL曲线重合, 运行在FE段, 通过UL1与UH1的设定达到限制电流指令输出的目的。当系统受到扰动或发生故障后, 直流侧电压持续下降时, 通过切换装置, 由UL2和UH2沿线段PQ限制电流指令的输出, 由于UL2>UL1及UH2>UH1, 使得直流电流在较高的电压下就会达到IL和IH, 这样总的效果就是减缓了直流系统的功率恢复速度, 从而减少了直流系统故障期间对交流系统过快的无功需求, 一定程度上稳固了系统电压及功率的恢复特性并减少了后续换相失败发生的可能性。
然而对于多馈入直流输电系统, 多个子系统同时快速地恢复功率, 仍会导致大量的无功需求。系统整体无功需求的快速增加很可能引起后续换相失败, 此时针对单条直流线路的动态VDCOL控制的作用将受到限制。为此本文设计了针对多条直流线路的基于渐变恢复策略的新型动态VDCOL控制器, 其控制原理如图8所示。
基于渐变恢复策略的新型VDCOL控制方式的原理主要体现在:在动态VDCOL的基础上增加了延时环节e-sτ, 通过时间常数τ的设定在多馈入直流系统各条线路间分别实现分时段恢复的目的。其实现方式主要为:系统正常运行时, VDCOL控制运行在A点, 通过动态VDCOL控制模型中的FE段实现低压限流功能。在系统突然发生故障导致不可避免的换相失败时, 由上级传来控制触发信号, 使VDCOL控制切换到B点, 沿动态VDCOL控制模型中的PQ段限制电流指令的输出, 随后延时环节动作, 在达到减缓单条直流系统功率恢复速率的同时, 实现多条直流线路间功率交替恢复的目的。
在实现渐变恢复策略的过程中, 各条线路延时装置中时间常数τ的选择是一个需注意的问题。本文采用PSCAD软件Optimum Run模块中的SIMPLEX算法[17]对τ进行协调优化, 以减小各回直流线路间相互作用引发后续换相失败的几率。优化的目标函数取为:
其中, 分别为直流电流指令和γ的参考值;分别为电流和γ的测量值;k为比例系数, 本文取0.5。
根据上文中的控制策略, 在三馈入直流系统各线路中分别加装基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制器, 根据本系统的实际情况, 设定动态VDCOL装置整定值:UL1=0.4 p.u., UH1=0.9 p.u., UL2=0.45 p.u., UH2=0.95 p.u., IL=0.55 p.u., IH=1.0 p.u.。优化后时间常数τhvdc1=200 ms, τhvdc2=120 ms, τhvdc3=5 ms。由优化后的时间常数可以看出, 故障线路1功率恢复难度最大, 故时间延迟最长;线路3与线路1、2电气距离较远, 受故障影响小, 故时间常数设置最小。控制器加装前后系统各条直流逆变侧熄弧角、有功功率、无功功率图形如图9所示 (左列为加装前, 右列为加装后) 。
由图9可见, 当多馈入直流系统采用常规VDCOL控制, 在1 s系统发生短路故障后, 线路2、3直流逆变侧熄弧角很快恢复, 故障切除后线路1逆变侧熄弧角也迅速恢复, 但由于故障切除后各回线路间不良的相互作用给系统带来的负面影响, 1.18 s线路1、2发生后续换相失败, 有功功率传输再次下降, 而3条线路同时对系统产生的快速无功需求导致无功恢复速度缓慢, 2 s左右系统无功才基本恢复正常。采用本文设计的控制模型后, 后续换相失败不再发生, 系统有功功率传输不再发生二次下降, 控制效果显著。其中, 动态VDCOL环节减缓了直流系统故障期间对交流系统过快的无功需求, 因此缩短了无功功率恢复的时间, 1.6 s左右系统无功功率已恢复正常, 恢复时间缩短了40%。渐变恢复策略中时间常数的优化在有功功率恢复中得到很好的体现, 1.20 s与其他两回直流电气距离较远的线路3有功首先恢复, 同时线路2有功开始恢复, 1.26 s左右达到额定值, 线路2、3有功依次恢复后, 线路1有功开始逐渐恢复, 1.80 s恢复正常。无功功率方面, 由于线路1、2延迟恢复功率, 由逆变侧滤波器提供的过剩无功为线路3的恢复提供了无功支撑, 故障切除后时间常数的配合使得线路1、2的无功依次恢复。
5 结论
a.在一个三馈入直流输电系统中仿真验证了SVC和设计的变熄弧角控制器在抑制后续换相失败中的作用, 并分别指出其应用推广的限制因素。
b.针对以上2种控制方式的缺陷, 提出了一种基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制, 该控制通过延缓单条直流功率恢复速率以降低系统故障时对交流系统的无功需求, 同时利用延时环节消除了暂态过程中各条直流线路间不良相互影响, 最终可有效抑制后续换相失败, 实现多条直流线路间功率交替恢复的目的。延时环节时间常数的整定可以依照与故障线路电气距离的远近设置。仿真波形证明了该控制方式的有效性。
摘要：针对多馈入直流系统中发生的后续换相失败问题, 以换相失败的本质为理论依据, 在搭建仿真模型的基础上验证了静止无功补偿器 (SVC) 在抑制后续换相失败中的作用, 同时提出一种有效抑制后续换相失败的变熄弧角控制方式。通过分析变熄弧角控制方式的应用缺陷, 进一步提出一种基于渐变恢复理论的新型动态低压限流环节 (VDCOL) 控制方式。该控制通过动态VDCOL延缓单条直流功率恢复速率, 可降低故障期间直流系统对交流系统的无功需求, 同时其延时环节也可消除暂态过程中各条直流线路间的不良交互影响, 以达到多条直流交替恢复、有效抑制后续换相失败的目的。仿真算例结果验证了控制方法的有效性。
多馈入直流输电 篇4
关键词：换相失败,多代理,多馈入直流,协调预防
1 引言
换相失败是直流输电换流站最常见的故障之一,它将导致直流电压降低、输送功率减少、电流增大、换流阀寿命缩短等不良后果,若采取的控制措施不正确,还会引发后继换相失败[1]。随着“西电东送”的不断发展,高压直流输电系统逐渐兴起,在电网中形成多馈入直流输电系统。多馈入直流输电系统的交互作用使得换相失败问题更为复杂[2]。
文献[3]针对单相接地故障,通过解析计算,利用电压变化来判别换相失败。文献[4]将单相接地故障和三相故障分开,分别利用零序电压和三相电压经abc-αβ变换后的电压Uαβ来判别换相失败。文献[5]提出了一种基于sin-cos分量检测的改进方法,有效地减少多馈入直流系统发生换相失败的几率。但上述文献均未有针对性地考虑多馈入直流输电系统的交互作用对换相失败的影响。
文献[6]介绍了多代理系统( Multi-Agent Sys-tems,MAS) 的结构、作用和优点,并概述了其在电力系统中的应用。文献[7-9]介绍了多代理系统在电力系统控制方面的应用。上述文献为MAS在电力系统中的应用奠定了基础。
针对多馈入输电系统直流间的交互作用,引入多代理系统,提出了基于多代理的多馈入直流输电换相失败协调预防方法,在PSCAD上搭建了多代理换相失败协调预防模块,并详细研究了多代理系统的运行方式和具体结构。重点研究投入基于多代理的换相失败协调预防模块分别对本地换相失败和并发换相失败的改善情况。仿真结果表明基于多代理的多馈入直流输电换相失败协调预防方法可以有效地预防本地换相失败和并发换相失败。
2 换相失败机理分析
换相失败是指在关断角太小的情况下,晶闸管在一段时间内来不及完全恢复其正向阻断能力,而被重新加上正向电压,使本应关断的晶闸管继续导通的倒换相过程[1]。交流系统对称时,逆变器的关断角γ为
式中,k为变压器的变比; Id为直流电流; UV为交流电压有效值; XC为换相电抗; β为越前触发角。
当逆变侧交流系统发生不对称故障,换相线电压过零点前移角度φ时,逆变器的关断角为
预防换相失败主要有两种方法: 1增大正常运行时整定的关断角γ; 2在检测到将要发生换相失败时,减小触发角α,增加换相裕度以预防换相失败[5]。由于方法1以消耗无功功率为代价,因此选择方法2作为预防逻辑。
3 多代理协调预防机理
3. 1 多代理系统
多代理系统是由多个功能独立、具有逻辑推理能力和通信能力的代理联合而成,每个代理的地位和功能相同,能够作用于自身和周围环境,可解决单个代理不能解决的复杂问题[6]。文中的预防控制代理采用的是JADE( Java Agent Development Frame-work) 代理分层模型,JADE代理分层模型包括三层:消息处理层( message handling layer) 、行为层( be-havioral layer) 、功能层 ( functional layer)[10,11],如图1所示。
功能层实现代理的核心功能,如代理要执行的动作。行为层控制代理执行特定的动作,当功能层产生新的数据时,行为层将指示消息处理层,告知对新数据感兴趣的代理; 同样,代理对新收到的消息的反应也是在行为层决定的。消息处理层负责发送消息和从其他代理接受消息。
3. 2 多代理协调预防模块
根据JADE代理分层模型可知,预防控制代理功能的实现主要在行为层和功能层。功能层主要实现多回直流之间的换相失败的预防控制。
假设系统中有k回直流,图2表示第j回HVDC的换相失败预防控制模块( Commutation Failure Pre-vention and Control,CFPC) 。CFPC的输入量为各回HVDC的状态信息,主要包括当前的换流母线电压Udj,CFPC输出量为附加触发角Δαj_CFPC。
图3给出了CFPC的模块框图,其主要由两个部分组成: 1检测系统发生单相或三相故障的判断模块; 2预防控制模块。
检测判断模块的功能是检测逆变侧交流系统发生的单相或三相故障并发出信号。发生单相故障时,换流母线电压零序电压[1]为
当零序分量超过预设值DIFF_LEVEL1时,表示该回直流逆变侧发生的单相故障可能引发本地换相失败,输出信号D1j; 当零序分 量超过DIFF_LEVEL2时,表示故障可能引发并发换相失败,输出信号D2j。
发生三相故障 时,检测三相 故障的是 基于abc-αβ变换的变换器,其变换方程如下[1]:
式中,Uα和Uβ是矢量Uαβ在αβ平面中沿着α 轴和β轴的投影,则Uαβ为
当αβ_DIFF该差值超过预设值αβ_LEVEL1时,表示该回直流逆变侧发生的三相故障可能引发本地换相失败,输出信号S1j; 当其超过αβ_LEVEL2时,表示故障可能引发换相失败,输出信号S2j。
信号D2j、S2j综合后作为预警信号λj,通过行为层和消息处理层传给相邻的直流系统。信号D1j和S1j与相邻直流输电系统发出的预警信号综合后作为预防模块的启动信号。零序分量通过变化转换为Z _AMIN,αβ _DIFF转换为αβ _ AMIN,将αβ _AMIN与Z_AMIN中的最大值作为输出。
当行为层监测到本回HVDC系统发生可能引发并发换相失败的故障时,发出进行全局广播的预警信号,其他直流都可收到该信号。同时,行为层可接受来自其他HVDC系统的预警信号,并根据自身情况对求助的单回或多回HVDC系统发出应答预警信号。
消息处理层接收来自其他直流系统发出的信号并进行解密,再送给行为层使用; 接受来自行为层发送过来的信号并进行加密,再发至其他直流的换相失败预防控制代理。
4 仿真
4. 1 仿真模型
仿真所用的三馈入直流输电系统模型是基于CIGRE HVDC标准模型搭建的,如图4所示。交流系统强度设为SCR1= SCR2= SCR3= 2. 5,三条直流子系统逆 变侧间的 耦合阻抗 设置为Z13=0. 96pu,Z12= Z23= 0. 59pu。
4. 2 仿真结果分析
判断换相失败的最简单标准应该以其基本特征为准: 关断角小于换流阀恢复阻断能力的时间所对应的角度大小,即γ < γmin[12]。仿真结果考虑误差和安全裕度,γmin设定为7°。
在直流子系统1的逆变侧施加单相接地故障,接地阻抗为R1,仿真结果如图5 ~ 图7所示。图中,γ1、γ2、γ3表示未投入协调预防模块时子系统逆变侧的关断角; γ'1、γ'2、γ'3表示投入协调预防模块后子系统逆变侧的关断角。
投入多代理协调预防模块后,当故障可能引发本地换相失败时,子系统1逆变侧的关断角提升,表明单相接地故障情况下,投入多代理协调预防模块可有效地预防本地换相失败。当单相接地故障可能引发直流子系统1和2的并发换相失败时,子系统2逆变侧的关断角增大,当单相接地故障更大到可能引发三条直流子系统的并发换相失败时,子系统3逆变侧的关断角均增大至7°以上,表明单相接地故障情况下,投入多代理协调预防模块可有效地预防并发换相失败。
图8 ~ 图10为三相接地故障,接地阻抗大小为R'1时的测试结果。
由图5 ~ 图10可知,在单相和三相接地故障情况下,投入多代理换相失败协调预防模块均可在一定程度上预防本地和并发换相失败。
为研究不同故障时刻对换相失败的影响,引入换相失败免疫指标 ( Commutation Failure Immunity Index,CFII) 和并发换相失败免疫指标 ( ConcurrentCFII) ,可量化发生本地换相失败和并发换相失败的容易程度。考虑到最严重的干扰是三相电感故障,CFII定义为不会导致系统换相失败的最严重三相电感故障下的短路容量与直流输电线路额定输送功率的比值[13]:
式中,Uac为逆变侧交流母线额定线电压; Lmin为最小可能的不会导致换相失败的故障电感; Pdc为直流输电线路额定输送功率。
三馈入直流输电系统中直流子系统1和2的耦合程度较子系统1和3的耦合更紧密,因此仅考虑直流子系统1和2发生并发换相失败的情况。并发换相失败免疫指标的定义如式( 7) 所示,式中,Lmin指直流子系统1逆变侧发生故障而刚好不造成直流子系统2逆变侧换相失败的故障电感[14]。
表1给出了不同时刻的系统换相失败免疫指标值。CFII1、CFII'1和CFII″1分别表示未投入、投入换相失败预防控制模块和投入多代理换相失败协调预防模块下子系统1的本地换相失败免疫指标,ConCFII、Con CFII'和Con CFII″分别表示上述三种不同情况的并发换相失败免疫指标。
由表1可知,投入多代理换相失败协调预防模块后,CFII和Con CFII的值得到提高,系统发生本地换相失败和并发换相失败的容易程度均有所降低,说明该协调预防模块可以有效地预防本地和并发换相失败; 投入多代理协调预防模块和投入换相失败预防控制模块相比,前者的并发换相失败免疫指标更大,说明其能更好地预防并发换相失败。在3. 104s时刻投入故障时,换相失败没有得到改善,因为此时换流阀已经开始换相,提前触发不能避免换相失败,在换相未开始时,投入多代理协调预防模块后,本地和并发换相失败均得到较好的改善。
5 结论
多馈入直流系统协调控制综述 篇5
随着直流输电技术的广泛应用,电网中出现了多个换流站电气距离接近的网架结构,即多馈入直流(MIDC)系统[1]。目前,中国华东和华南已形成为MIDC系统,西电东送工程和特高压交直流电网的建设将使这些地区的直流落点个数继续增多,密集程度和输电规模世界罕见。
由于MIDC系统各换流站耦合紧密、无功消耗大,受端系统接受直流馈入功率占负荷比例高,对电网运行和控制提出了更高的要求。为了提高系统稳定水平,各国学者对MIDC系统的协调控制策略展开了大量研究。结果表明:在如此复杂的大系统运行过程中,根据全局运行状态实现各直流系统有序恢复是维持系统稳定的必要措施,改善整个交直流系统动态特性,提高整个系统故障恢复能力和速度,达到系统总体性能最优。
本文综合分析国内外MIDC系统协调控制研究现状,讨论线性控制、非线性控制、最优控制、鲁棒控制、自适应控制、分散控制等方法在多回直流系统协调控制中的应用情况,梳理MIDC系统协调控制发展脉络,为今后发展提供参考。
1 多馈入交直流系统的动态特性
电力系统维持稳定运行需满足一定的运行约束条件,当电网中含有直流输电系统时,其换流设备和控制系统自身性能限制带来了更多运行约束条件,增加了系统维持安全稳定运行的难度。MIDC系统各逆变站电气距离接近,具有强非线性和强耦合特征,而且各直流控制系统结构和参数存在差异,因此直流系统和交流系统的有功、无功交换在各自的控制系统作用下表现各不相同,使得多馈入交直流系统安全稳定性问题更为突出,直流系统动态特性成为影响整个交直流系统稳定水平的主要因素,对电网稳定运行和控制提出了新的挑战[2,3,4,5]。
文献[6]指出在交直流输电系统稳定性研究中最值得关注的问题是电压稳定问题。Denis等学者利用电压静态和动态稳定分析方法对MIDC系统电压稳定性问题展开了大量的研究[7,8,9,10,11],结果表明:在MIDC系统中,由于直流落点近,特别是当受端交流系统较弱的情况下,系统故障可能导致多个换流器同时发生换相失败,使得受端系统出现较大的功率和电压波动,引发系统电压不稳定或电压崩溃。系统的无功功率调节问题和电压稳定问题远较纯交流系统、单直流馈入系统更为突出和复杂。
2 直流控制系统结构和协调实现方式
就直流输电系统而言,为达到各换流元件、整流站与逆变站之间协调运行的目的,通常采用分层递阶控制方式,其层次划分虽无统一标准,但结构大致相同。图1给出了直流系统控制等级结构,从高至低依次为直流系统控制级、双极控制级、极控制级、换流器控制级和换流阀控制级。不同层次控制系统通过单向作用实现对直流系统的控制,即高等级控制系统可以对低等级控制系统起作用,而低等级控制系统不能对高等级控制系统起作用[6,12,13]。直流系统控制级和双极控制级一般设置在主控制站中,并与电力系统调度中心保持通信,接受功率控制指令;通过主控制环节向下级控制系统提供并发送协调的电流控制指令到直流所有极;再由极控制级根据运行情况将控制指令发送到更低层次的控制系统中;以次类推,最终实现对直流系统的控制。
根据直流系统控制结构及控制器特性,可通过2种方案实现多回直流系统协调控制,见图2。
第1种方案是在各回直流系统控制级层次上增加一个更高等级的协调控制层,根据某种协调控制策略,将确定出的各直流系统输电功率信号提供给各直流系统,实现各直流相互协调。第2种方案仍需要设计一个协调控制层,但其直接作用于各直流系统极控制级,通过改变这些控制器的参数(如依赖于电压的电流指令限制单元(VDCOL)运行阈值、电流上升或下降速度、比例积分(PI)控制器参数等)或相互配合逻辑干预控制器的行为,在不改变各直流给定输电功率的情况下实现对MIDC系统动态行为的协调;这种方案一定程度上破坏了原有分层控制的结构,但具有动作迅速的优点。
3 基于线性控制理论的MIDC系统协调控制
基于线性控制理论的MIDC系统协调控制发展相对成熟,针对简化的MIDC系统模型设计协调控制策略,较普遍的方法是通过改进直流紧急功率控制和直流调制技术实现多回直流系统相互协调。
3.1 功率紧急提升/降低实现MIDC系统的协调控制
由于直流系统具有快速改变输电功率和很强的过负荷能力,因此,可以根据直流系统之间的电气关系,制定各直流系统功率控制策略,实现多回直流系统相互支援和协调。文献[14]针对华中—华东MIDC系统利用直流功率紧急提升实现多回直流系统相互支援的目的,提高了受端系统的稳定性。这种方法简便易行,但其控制策略是建立在确定运行方式下的控制行为,不是真正意义上的闭环自动控制,缺乏对系统整体运行状态的判断。文献[15]在前述紧急功率支援方法的基础上,针对华中—华东MIDC系统,通过增加频率偏差信号,实现了对系统频率变化的辅助控制,但这种方法仍无法解决MIDC系统中主要存在的电压稳定性问题。
3.2 直流调制实现MIDC系统的协调控制
直流输电系统带有多种调制功能,对于多回直流系统而言,根据各自改善某一特定振荡模态为设计目标的调制控制器在共同作用下有可能削弱整个系统的阻尼特性,因此,通过优化各直流调制控制器,可以在一定程度上实现MIDC系统的协调控制,改善系统在不同扰动情况下的阻尼特性。
文献[16]通过研究送受端直流系统的强弱关系,优化直流调制参数,实现多回直流系统相互协调、交直流系统相互协调的目的,并针对华东MIDC系统进行了仿真验证。文献[17]针对南方电网多馈入交直流系统存在的区域间振荡模式,研究了利用多回直流协调阻尼、直流双侧频率调制和电力系统稳定器(PSS)相互协调阻尼振荡的方案,通过最优控制原理优化了PSS及直流调制控制参数,这种方法需要考察整个系统的阻尼特性,存在较多的应用问题需要解决。文献[18]利用广域测量技术反馈南方电网MIDC系统中不同机组的相角差,简化了对整个系统阻尼特性分析的过程。
3.3 多回直流协调恢复策略
文献[19,20]利用电流控制器和低压限流环节对直流控制特性影响显著的特点,通过对这些环节设定不同参数实现各直流系统在故障后的有序恢复,避免了多回直流系统同时恢复导致无功需求大量增加对系统电压稳定性不利的影响,但该方法不是基于交直流系统电压稳定性理论分析得出,不能达到最优,较难适用于其他系统。文献[21,22]提出了一种适用于MIDC系统的渐变的协调恢复策略。其中,文献[21]在直流控制结构中加入一个前馈回路协调直流系统两侧的控制行为,通过电流和熄弧角最优目标函数,优化各直流系统的恢复特性,实现双直流系统的协调控制,但其控制策略基于定性的电流和熄弧角对交流系统影响分析,而且针对的是简单系统,无法准确反映交直流系统之间真实的关系。
4 基于非线性控制理论的MIDC系统协调控制
MIDC系统具有强非线性特征。基于线性控制理论的控制器是根据系统在某个运行点线性化模型设计的,在大扰动下,这些控制器存在无法达到控制目标的固有缺陷,国内外学者很早就将非线性控制方法引入交直流控制研究中。
4.1 基于反馈线性化理论的协调控制
对于电力系统这样的非线性系统,如果能运用某种方法将其变换成相应的线性系统,便能应用符合人类思维习惯的线性控制理论来分析问题,因此,映射线性化技术成为了非线性控制理论在电力系统应用的一个重要方向。在映射线性化技术中,反馈线性化方法得到了广泛的应用,较为典型的方法有直接反馈线性化方法、微分几何方法、逆系统方法等[23,24,25]。反馈线性化方法可分为状态反馈线性化法和输出反馈线性化法。由于状态变量能够全面反映系统的内部特征,因此采用状态变量作为反馈信号能有效解决非线性系统线性化问题;但是,状态变量往往不能从系统外部直接测量获得,这就使得状态反馈线性化的实现过程较为复杂。系统的输出变量通常易于测量且一般具有明确的物理意义,所以输出反馈线性化是一种易于在工程应用中实现的方法;但由于输出变量有限,不能全面描述系统的状态,输出反馈线性化方法在实际应用中存在困难。因此,在非线性控制工程应用中需要解决输出变量与状态变量之间相互替换问题。国内学者利用这些方法,针对单直流系统非线性控制问题开展了大量研究[26,27,28,29]。
在MIDC系统非线性控制方面,文献[30,31,32]利用微分几何方法对MIDC系统进行线性化。其中,文献[30]以发电机转速等信号作为输入调节直流输出功率大小,这种方法在一般情况下虽可以提高系统的暂态特性,但其控制策略是针对系统频率稳定性而制定的,对于电压稳定性占主要因素的MIDC系统来说,并不能很好地满足系统安全稳定控制要求,而且这类方法没有考虑各直流系统之间的相互协调关系;文献[31]同样利用微分几何状态反馈线性化方法对双馈入直流系统设计了非线性附加控制器,选取等值系统的功角差作为控制目标。上述方法存在许多不足,例如:对系统数学模型简化过多,特别是直流系统;控制器的设计大多基于系统的精确参数和数学模型;反馈变量中存在非本地信号或不可测量信号。因此,在MIDC非线性协调控制方面,仍需进一步开展研究以解决上述问题。
4.2 复杂控制方法在MIDC系统协调控制中的应用
现有的控制理论是基于被控对象数学模型来设计反馈控制系统的,期望的性能指标能否实现,取决于模型的精确程度。而在工程实施中,系统数学模型往往与实际存在较大误差,因此,控制器的有效性值得怀疑。解决上述问题有2个途径:一是积极地辨识不确定性并通过在线修正控制器的方法使闭环系统满足期望的性能指标;二是预先估计不确定性因素存在的集合,针对集合内的所有因素预先设计一个固定的控制器,使得只要不确定性因素不脱离这个集合,闭环系统均能满足期望的设计指标。前者就是自适应控制的基本思想,后者则是鲁棒控制的基本特征。
在交直流系统控制研究领域,为了达到更好的控制效果,各国学者将前文介绍的非线性系统线性化方法与最优控制、自适应控制、模糊控制、鲁棒控制、变结构控制等方法相结合,形成了许多新方法。文献[33]将带参数约束的非线性最优化方法应用于包含MIDC系统的协调控制研究中,通过优化调节各直流系统调制控制器,改善了系统稳定性。文献[34]针对南方电网MIDC系统,在传统的控制结构中增加了模糊逻辑控制单元,使得阻尼控制器能够自适应地在线调整系统的移相角,避免了因运行方式变化引起阻尼控制器调节幅度过大威胁系统稳定性的情况。为了适应大规模MIDC系统中多模糊控制器的参数协调优化问题,文献[35]引入序优化遗传算法对关键参数进行全局协调优化,改善了系统阻尼特性。文献[36]将变结构控制方法应用于交直流系统,设计了用于提高系统暂态稳定水平的变结构控制器,这种控制方法的优点是控制规律几乎不依赖于模型、易于实现,对模型参数的变化和外部扰动具有较强的鲁棒性,但其缺点在于控制器存在高频抖动。
文献[37]指出,在多馈入交直流并联输电系统中可能存在多个区域间振荡模式,可以让每一条直流输电线路来抑制与它相邻近交流联络线上的区域间低频振荡,从而实现多回直流系统协调阻尼系统振荡的目的。若对每条直流线路的小信号调制器参数分别进行整定,则有可能因为各调制器之间的相互不良作用而引发新的区域间低频振荡模式;此外,基于经典线性控制理论整定的直流小信号调制器并不能保证系统在遭受大扰动时仍具有良好的动态响应性能。因此,有必要对各直流小信号调制器参数进行考虑系统非线性影响的协调优化整定。国内外很多学者将这些方法应用于MIDC系统协调控制方面,取得了较好的效果。其中,文献[38]选择拟牛顿法作为非线性优化的方法,在不依赖对系统模型精确线性化的前提下,采用的目标函数与交流联络线有功功率偏差以及发电机功角偏差有关,待优化的参数为各直流小信号调制器参数,优化的结果是使各直流小信号调制器之间的相互不良作用最小,并提高整个交流系统的暂态阻尼性能。
5 基于分散控制理论的MIDC系统协调控制
就MIDC系统整体而言,协调控制策略的实现仅从局部稳定性出发是不够的,但考虑全局稳定性时,必然带来控制策略设计困难和采用远方或非可测信号工程实现困难的新问题。因此,有必要将分散控制理论应用于对MIDC系统控制研究中,使得控制系统不反馈远方信号即能实现控制目的。分散控制主要分为基于线性控制理论的分散控制方法和基于非线性控制理论的分散控制方法。
文献[39]提出了最优分散协调控制理论,其核心思想是:在设计各个控制元件的控制规律时进行全盘考虑、综合设计,使得各局部控制器不仅对其控制对象或局部系统的控制效果为最优,而且能够协调一致地工作,使全系统的性能在某种指标下达到最优。文献[40]以全系统模型为基础设计各局部控制器,对各局部控制器的控制结构加以分散约束(只反馈本地可测信号)。文献[39]对此方法进行了改进,并将状态反馈分散控制推广到输出反馈分散控制。电力系统线性化模型中一些特殊的本地可测变量(如发电机输出功率、机端电流和电压等)与全系统状态变量之间有着密切的关系,在分散控制器中引入这些本地可测量代替全系统的状态反馈,文献[39]称此方法为关联测量分散协调控制方法。文献[41]首次将基于子系统模型的关联测量的分散控制引入MIDC系统的协调控制中,该文首先给出基于某稳定状态的多馈入交直流系统线性化模型,然后将关联测量分散控制法应用于直流系统附加控制器的设计,实现MIDC系统输电功率的协调,附加控制器只反馈当地可测信号,实现分散控制的目的,控制结构易于工程实现。
由Geromel和Bernussou提出的具有可选择控制结构的分散协调控制是大系统控制理论的一个重要分支,其基本出发点是控制器设计按地区分散、结构可以由设计者选定且性能指标是全系统协调的,即在设计时事先对各控制器的反馈信号加以约束,规定各局部控制器仅反馈当地可测信号。文献[42,43]提出了运用可选择控制结构的部分输出量反馈最优分散协调算法设计直流分散附加控制器,引入模态可控程度和模态可观测程度的概念来优选控制器安装地点以及控制反馈信号,在仅反馈当地可测信号的约束条件下,求解得到使全系统性能指标最优的各局部控制器的控制规律。文献[44]针对多馈入交直流混合系统,以实现全系统动态最优为目标设计了智能模糊分散协调控制器,该控制器首先依靠模糊智能识别技术实现系统的“二次协调”,确定状态权矩阵,使控制效果满足工程上多目标的需要;其次,将部分输出量反馈给最优分散协调控制器,通过最优分散协调控制算法完成系统的“一次协调”,将所得最优输出送给反馈增益阵,使整个系统的性能达到最优。
文献[45]指出:在分散控制的基础上建立上层控制单元,为各子系统提供必要的协调控制信号,或在分散控制中引入部分全局信号,构成分散递阶的控制结构,从而达到结合分散控制和集中控制的优点。文献[46]针对双馈入直流系统,应用分层递阶控制方法设计协调控制器,但直流系统采用一阶功率模型表示,几乎忽略了直流系统的所有动态特性。目前,广域测量技术已开始应用于电力系统控制,从而为MIDC系统协调控制器的设计提供了新思路。文献[47]基于广域信号应用极点配置法设计了直流阻尼控制器,但没有涉及MIDC系统控制器协调问题。文献[48]以相角测量装置为单元的广域测量技术引入MIDC系统的分散协调控制研究中,设计出的协调控制策略符合分散递阶控制结构;但在协调控制器的设计中,仍然没有克服直流模型过度简化而忽视非线性动态特性的问题。
基于线性分散控制理论的MIDC系统协调控制方法具有简便、易于实现的特点,但对于非线性特征强的MIDC系统来说,其有效性需要进一步深入研究。在MIDC系统非线性分散控制方面,目前公开的文献很少,有待进一步深入研究。
6 MIDC系统协调控制有待解决的实际问题
南方电网针对多回直流系统开展了远方集中控制中心建设[49],但MIDC系统协调控制技术在工程中的应用仍存在较多问题需要解决。
首先,多馈入交直流系统稳定机理研究的不足和分析手段的缺乏制约了协调控制器的设计。目前,国内外针对MIDC系统稳定理论研究存在明显不足,特别是MIDC系统电压稳定性方面缺乏有效的分析方法和手段,现有方法很难应用于对实际大系统的分析,导致协调控制策略提出的依据与系统实际稳定性情况存在较大差异,无法形成系统的、可应用于实际的协调控制方法。因此,有必要从多馈入交直流系统稳定性理论出发,研究MIDC系统协调控制策略的设计问题。
其次,现有多回直流协调控制器的设计缺乏对工程应用实际问题的考虑。多回直流协调控制在工程应用中需解决控制层次设计、管理调度、系统状态辨识、协调控制器反馈变量的可测性、信号采集处理、系统运行条件变化情况下的控制器鲁棒性等问题。此外,在设计MIDC协调控制器时,还需解决系统模型过度简化或线性化带来的问题,特别是直流系统模型对协调控制策略设计的影响。
最后,电网结构限制了多回直流协调控制在工程中的应用。现有MIDC系统具有逆变站落点集中、整流站落点分散的特点,因此,MIDC协调控制器设计时需要考虑的电网规模大,而且整流站间距离远限制了多回直流系统之间功率相互支援作用的发挥,控制效果改善不明显。随着西电东送、特高压交直流电网的建设,华东、华南地区MIDC的电网格局将更加明显,根据中国电网规划,“十三五”期间将在西南送华东的直流输电工程中出现多送出多馈入交直流系统的网架结构,各回直流整流站和逆变站电气距离均非常接近,为多回直流协调控制在工程中的应用提供了更为广阔的空间。
7 结语
本文对MIDC系统协调控制技术进行了综述。分析了直流控制系统结构和协调控制实现方式;从线性控制和非线性控制、集中控制和分散控制等角度综述了MIDC系统协调控制技术发展过程及研究现状,指出了不同方法的特点;最后,探讨了协调控制应用于MIDC系统所面临的重要问题和未来研究方向。本文梳理了MIDC系统协调控制技术发展脉络,为今后继续发展提供了参考。
摘要：基于多馈入直流系统的强非线性、强耦合特征,分析了多馈入直流系统对协调控制技术应用于工程实际的迫切需求,从线性和非线性控制、集中和分散控制等角度综述了多馈入直流系统协调控制技术发展过程及研究现状。首先,讨论了经典线性控制、非线性控制、最优控制、鲁棒控制、自适应控制等控制方法在多馈入直流系统协调控制中的应用。然后,针对多馈入直流系统集中协调控制方法需要反馈大量远方和不可测量信号存在的工程应用问题,阐述了近年来基于分散建模理论与关联测量、分布式闭环反馈、广域测量信号反馈等方法相结合的多直流分散协调控制研究成果。最后,探讨了协调控制应用于多馈入交直流系统所面临的重要问题和未来研究方向。
多馈入直流输电 篇6
随着我国直流输电规模的快速增长,单个直流输送容量的增加和多馈入受端结构的形成,电网“强直流弱交流”特点逐渐明显。 南方电网作为典型的多馈入受端系统,具有负荷密集、感应电动机比例较高的特点。 在这种情况下,受端交流系统发生故障可能导致多回直流同时换相失败,并产生复杂的交直流相互作用,使得系统动态无功需求剧烈变化;同时,由于直流落点处的负荷中心地区缺乏电源支撑,动态无功缺乏,交流系统严重故障时电压稳定问题突出,威胁着系统安全[1,2]。 因此,合适的直流控制技术与动态无功补偿技术对解决受端系统电压稳定问题有着关键的作用[3,4,5,6],利用直流系统本身的无功调节能力相较于装设无功补偿装置而言,是一种更为经济的手段。
目前基于换流站控制改善交流系统无功特性的控制系统大致分为2 类:一类以交流系统无功功率交换量为控制对象,将换流器与交流系统交换的无功功率控制在一定的范围内;另一类是以换流母线电压为控制对象,以维持交流电压稳定进行换流站无功调节[7,8,9,10]。 针对多馈入系统的无功调节措施,较多采用第二类,文献[9]提出基于交流电压偏差变化的熄弧角无功调节方法,由于该方法受制于熄弧角,无功调节对受端电压稳定作用有限,仅针对过电压的情况。 文献[10]设计的协调控制器中提出定交流电压控制,能够在加快系统恢复的同时有效改善交流母线电压稳定性,但该方法的理论研究及可行性有待进一步研究。
基于上述研究,本文从换流器运行特性的角度,分析了定交流电压控制对无功功率的调制作用,结合多馈入系统结构及电压的评估指标,提出了该控制方式在逆变侧的配合及设置策略,对受端电网换流母线电压稳定问题及动态无功缺乏问题具有一定的改善作用。 最后通过算例分析,验证了该控制方案的有效性及可行性。
1 定交流电压控制特性
定交流电压控制属于直流站控制,其实质是通过调节换流器与交流系统的无功功率交换,控制换流站内交流母线的电压特性[11]。 文献[12]通过仿真研究证明了该控制方法对多馈入系统恢复期间的电压波动和后继换相失败有一定程度的抑制作用。本文从逆变器运行范围的角度对定交流电压特性进行分析。
稳态运行时,逆变器有功和无功功率的运行范围可由Pn- Qn坐标系统表示[13],如图1 所示。 以流向直流系统的功率方向为正,定直流电流Id特性是以原点为圆心的圆,需在最大电流Idmax与最小电流Idmin这2 个圆弧之间变化;定直流电压Ud特性是通过原点的直线,它与运行功率Pn轴的夹角为功率因数角 φ,Ud可在0 ~Ud0范围内调节;定熄弧角 γ 特性为一条下凸曲线,变化范围在 γ≥γ0(γ0为允许运行的最小熄弧角)内。 因此逆变器的运行范围实际是限制在定 γ0特性曲线、Idmax和Idmin圆弧以及Ud= 0所围成的封闭区域内。 图中,e为逆变器额定运行点;Pde为额定输送功率;φ0为额定功率因数角;Ud0为逆变侧空载直流电压。 由图1 可知,若逆变器不限于定熄弧角运行,在保持额定直流功率不变的情况下,其无功功率可沿线1 进行调节,由Idmax与 γ0分别限制最大与最小可调量。 该图表明,充分利用逆变器的无功功率调节能力,可以在一定程度上解决换流站内无功功率平衡问题,尤其是与弱交流系统相连的换流站。
当逆变器采用定交流电压Ui控制时,一般情况下,整流器采用定电流控制,可以维持逆变器的视在功率Si不变,运行特性与定直流电流重叠,如曲线2,在额定运行点e处与定熄弧角特性相交。 已知逆变器控制运行与功率因数的关系为:
当交流系统受到扰动,母线电压Ui呈下降趋势。 当逆变器采用定熄孤角控制时,如式(1)所示,为了维持 γ 恒定,使控制角 β 增大,功率因数角 φ 增大,即图1 中运行点沿曲线3 偏移至点e′0,逆变器消耗的无功功率Qn增加,导致Ui进一步下降;当逆变器采用定交流电压控制时,为了维持Ui在整定值内恒定,逆变器快速调节控制角,即使 β 减小,φ 减小,运行点沿e′1方向移动,逆变器消耗的无功Qn减小。
如图1 所示,在逆变器运行范围内,定交流电压控制与定熄弧角控制的无功功率特性分别为曲线2 与曲线3。 当系统轻载运行时,定交流电压控制将增大换流器无功功率吸收,维持交流母线电压为整定值;定熄弧角控制则需通过切电容器、静止无功补偿器增发感性无功等来调节过剩的无功功率,调节量由曲线2 与3 的纵坐标差决定,当Pn= 0.8Pde时,无功功率调节量约0.4Pde。 由此可见,相比定熄孤角控制,定交流电压控制具有更有利于控制无功功率、稳定母线电压,在适宜情况下可作为改善弱交流系统电压稳定性的经济控制技术。
2 多馈入系统电压稳定评估计算
2.1 电压稳定耦合因子的定义
落点较近的多馈入直流系统,换流站交流母线的电气联系较强,其间的相互作用可能导致系统总体性能下降[14]。 因此衡量换流母线电压的稳定性,需要同时考虑系统的自身强度以及直流间的耦合影响[15]。
电压稳定因子(VSF)是衡量电压稳定性的经典判据之一,它代表节点电压对注入无功扰动的灵敏度[16]。 由于其物理意义明确,该指标同样适用于多馈入系统,衡量直流输电中换流母线电压稳定性。
已知简单多馈入模型如图2 所示,对系统i而言,VSFi的定义如下:
其中,VSFi为正表示系统静态电压稳定,其值越小越稳定,越大则稳定性越弱。 从定义上看,该指标重点考虑了节点自身处的电压稳定,没有突出直流间的相互作用。
利用多馈入交互作用因子(MIIF),能够定量描述两换流母线间电压相互影响的程度[17],即母线i对母线j的交互作用因子MIIFji可表示为:
其中,为定义表达式,指在换流母线i处投入对称三相电抗器引起1% 的电压波动 ΔUi时,换流母线j的电压变化率;为结构表达式,其中Zeqij、Zeq ii分别代表保留换流母线的节点阻抗矩阵Zeq中互阻抗与自阻抗元素。 不论在定义式还是结构式中,均可看出交互作用因子指标表征了直流i对直流j的参与度。
综上分析,假定在母线i处投入三相电抗器,产生无功扰动(记为 ΔQi),i的电压波动可记为:
根据两节点间的交互关系,ΔUi使得母线j产生的电压变化为:
同理,由式(6)可定义多馈入系统中,某一换流母线i发生无功扰动 ΔQi(i = 1,2,… ,n;i ≠ j)时,母线j的电压稳定因子为:
综上,为了衡量某一换流母线电压受到所有与其相连的直流系统无功波动的影响,可定义节点j的电压稳定耦合因子(VSIF)为:
对于n馈入的直流系统,VSIFj的含义为:依次在换流母线i(i = 1,2,…,n;i ≠ j)注入无功功率,而引起1% 的电压波动时,母线j的电压稳定程度之和。
在多馈入交直流系统中,换流母线节点j的电压耦合因子VSIFj越大,则说明该母线电压受其他节点无功扰动的影响越大。 在动态无功缺乏的情况下,其他节点发生故障可引起该母线电压较大幅度的波动,同时增加了换相失败的风险[18]。
2.2 电压稳定耦合因子的计算方法
下面将通过解析法对电压稳定耦合因子进行求解分析[20]。
如图2 所示的多馈入系统,其线性化潮流形式可表示为:
其中,ΔP、ΔQ为母线注入功率的增量;J为2n × 2n阶的雅可比矩阵。
由于换流站注入节点的直流功率变化量仅与当地电压幅值相关,与交流系统电压相角无关。 对式(9)中的直流量进行修正,有:
其中,ΔP′、ΔQ′为不包含换流站注入节点的直流功率增量;J′P U、J′QU分别为JP U、JQU对角线元素的修正矩阵。 修正元素为:
令 ΔP = 0 时,根据文献[19]可知 ΔQ与 ΔU的关系为:
由电压稳定因子的定义式可知:
根据式(12)、(13)可知,电压稳定耦合因子同样可表示为:
由式(14)可知,电压稳定耦合因子为降阶雅可比矩阵JR-1第j行除对角元素的和值,其值决定了换流母线电压交互耦合的强度。 可以看出,电压稳定耦合因子与直流系统、受端交流系统的结构参数密切相关。
3 控制策略的实现
3.1 定交流电压控制的配合方式
逆变侧控制是由多个控制器相互配合组成,通常以某一控制器为主要调节,其余控制器作为附加调节。 定交流电压控制无论设为主控制或附加控制,都是通过调节 β 角控制逆变器无功消耗来维持换流母线电压稳定。 若将定交流电压控制设为主控制器,直流电压将运行在较大的范围,分析如下。
定交流电压控制的稳态运行特性为:
设在直流控制作用下Ui与Id保持恒定,认为叠弧角 μ 不变,由式(16)可知直流电压将随 β 变化而波动,已知 β (30°,90°),将式(15)代入式(16),求Ud对 β 的偏导为:
由系统运行状态易知A1> 0,A2< 0;稳态中 β 维持在较小的角度,Ud随 β 的上调呈减小趋势。 考虑到直流输电工程中,由投切无功装置等引起换流母线无功扰动频繁,易使Ud低于额定运行点运行,从而增加有功功率的传输损耗,影响运行的经济性。然而,为了解决传统定熄弧角控制方式在扰动期间使功率因数下降,不利于电压稳定,易导致弱受端系统电压崩溃的问题,定交流电压控制更加适合作为定熄弧角控制的附加控制。 其原理框图如图3所示。
3.2 平滑切换逻辑控制器设计
为了避免噪声干扰和瞬时小扰动引起不必要的控制动作,切换控制器通常需要满足一定的切换条件[10],实现逆变器控制方式的平滑转换。
由于常规定熄弧角控制与附加定交流电压控制器参数配置的不同,在定交流电压控制接收指令退出控制时,2 种控制方式存在微小的控制量(β)差,在系统恢复稳态后,简单的切换动作也可能引起较大的振荡。 为了避免对系统的再次干扰,本文设计了基于状态跟随的平滑切换控制方法,其原理如图4 所示。
将定交流电压控制状态与定熄弧角控制状态设计为一负反馈,作为定熄弧角的一个输入,使得暂态过程中定熄弧角随时跟随定交流电压输出,保证切换前2 个控制器输出的状态量总是一致。 同时对逻辑开关K1— K4进行合理的控制实现。
(1) 系统稳态时:K2、K3闭合,K1、K4断开;逆变侧运行在定熄弧角控制方式下,隔离定交流电压控制。
(2)定交流电压控制时:K1、K3、K4闭合,K2断开;扰动期间,定熄弧角闭环控制器的状态量将跟随定交流电压控制器输出,此时逆变侧的控制是以换流母线电压为主要调制对象的控制作用。
3.3 控制器参数寻优算法
为了满足逆变侧定交流电压附加控制器的性能要求,本文采用非线性规划SIMPLEX算法对附加控制器参数KP、KI进行优化。
非线性规划数学模型的一般形式为:
设R是满足上式约束条件gj(X)的n维欧氏空间En中的一个开集,则多元函数f(X)最小极点存在的必要条件为:f(X)在R上有二阶连续偏导数,对于X*∈R,若▽f(X*) = 0 且二阶偏导数矩阵(Hessian矩阵)▽2f(X*)正定,则X*∈ R为f(X)的严格局部极小点。
在规划式(20)的求解过程中,搜索方向的确定及迭代步长的选择是优化算法的关键,由于SIMPLEX算法对初值敏感且易陷入局部最优,本文参数优化迭代过程分为初值搜索迭代和优化迭代:首先以较大步长和较小数值仿真次数得到SIMPLEX迭代初值,然后利用SIMPLEX算法在较小的步长范围内得到最优解。 本文在PSCAD程序中,分别由Multirun模块与Simplex模块来实现上述步骤。
设目标函数满足换流母线实际电压Ui与整定值Uref的偏差最小,为:
寻优控制器参数KP、KI的步骤如下。
a. 给定初值X0= [KP0KI0]及可行域R。
b. 确定搜索方向Dk与步长 λk,使迭代满足:
c. 初步求得可行域最优解, 得到SIMPLEX算法初值X(0)。
d. 设定优化次数N , 利用SIMPLEX求解目标函数。
e. 迭代结束,得到最优解KP、KI。
4 控制策略的仿真研究
4.1 系统模型
为了验证本文提出的直流控制策略效果,基于CIGRE直流输电标准测试模型搭建了三馈入直流系统,结构如图2 所示。 每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准系统参数相同。通过改变等值阻抗Z1、Z2、Z3或联络线距离可以得到不同交流系统强度和电压稳定交互因子的多馈入系统。 设Z1=4.996+j14.5852 Ω,Z2=4.75+j13.414 Ω,Z3= 5.790 6 + j20.457 Ω,各直流系统逆变侧的电气距离为l12= 50 km 、l13= 80 km 、l23= 30 km , 得到系统电压评估指标如表1 所示。 联络线阻抗为0.41 Ω / km,X / R = 6。
由表1 可以看出,多馈入有效短路比(MESCR)与电压稳定因子对换流母线电压稳定特性的评估结果一致,由弱到强依次为:DC3、DC1、DC2。 根据电压稳定耦合因子的大小,各母线电压受耦合影响,由大到小依次为:DC2、DC1、DC3。 上述指标表明,DC3 换流母线的电压稳定性最弱;DC2 母线电压受到的耦合作用最大,由于与DC2 相连的DC1、DC3 系统强度相对较弱,其受联络线无功波动产生的不利影响也将最大。 因此从改善系统整定电压稳定性角度出发,对DC3、DC2 逆变站装设定交流电压附加控制。
4.2 仿真结果
为了验证上述控制方案的效果,考察最弱系统DC3 逆变侧换流母线处发生三相短路故障,故障持续时间0.05 s,DC3、DC2 系统加入定交流电压附加控制时,各直流系统的电压恢复特性如图5 所示(交流母线电压Uac、 直流电压Ud、 直流电流Id均为标幺值)。
由图5 可见,在常规定熄弧角控制作用下,弱交流系统发生的严重故障对多条直流系统的电压稳定性产生了不利影响:随着DC3 换流母线电压骤降至0.4 p.u.,DC1、DC2 系统交流母线电压被迅速下拉至0.85 p.u.,直流电压分别跌落至0.72 p.u. 与0.26 p.u.,3 条直流逆变侧同时发生换相失败; 故障清除后,由于常规定熄弧角控制的超调作用,换流站功率因数暂时大幅减小,造成逆变侧无功功率的剧烈交换,各母线电压波动严重,尤其是电压稳定耦合因子最大的DC2系统与弱系统DC3都出现了后继换相失败。
加入定交流电压附加控制后,故障期间,DC3 系统逆变器通过调节功率因数,以阻止电压的深度跌落;故障清除后,换相电压恢复过程较平稳,电压波动较小,无后继换相失败,如图5(c)所示。 DC2 系统在加入附加控制后,扰动期间以母线电压为主要调节目标;随着系统恢复期间动态无功平衡问题得以解决,避免了由于强耦合作用引起的电压波动及后继换相失败,如图5(b)所示。 同时DC1 系统电压、电流暂态特性及熄弧角变化如图5(a)所示,在系统间的相互作用下,DC2、DC3 系统换流母线电压稳定性提高对其也有一定的支撑作用,电压波动因此减小。 综上可以看出,本控制方案能够改善联系较为紧密的多馈入系统电压稳定性,提高系统整体恢复速度。
5 结论
a. 定交流电压附加控制配合定熄弧角控制, 能够有效抑制定熄弧角控制的超调量带来的不利影响,提高电压扰动期间的稳定性,同时保证直流输电的经济运行。
b. 电压稳定耦合因子指标能够表征某一直流换流母线电压受其余换流母线的影响的程度。 以该指标来指导控制策略的布置方案能够反映出在哪些直流输电子系统中采用定交流电压控制取得的控制效果更好。
c. 设计的平滑切换逻辑控制器, 有效地减小了由于控制参数不同引起的切换振荡,保证系统工况改变时直流控制方式的顺利转换。
多馈入直流输电 篇7
直流输电具有输送容量大、输送距离远、调节方便等优点。由于中国资源能源分布不均,直流输电在国内得到了大规模应用[1,2]。2014年迎峰度夏期间,共有7回特高压或高压直流注入华东电网,总输送能力达31.76GW,且直流落点均在长三角地区, 形成了规模庞大而复杂的多馈入直流系统。多馈入直流系统给电网稳定运行带来了新的挑战。如果多馈入直流系统落点电气距离较近,单个交流系统故障可能引发近区多条直流同时换相失败,对送受端电网造成较大冲击[3]。
由于交直流系统之间的相互影响,多馈入直流换相失败比单个直流换相失败更为复杂。文献[4] 提出了采用多馈入交互作用因子判断高压直流系统换相失败的方法。文献[5]结合电网规划,利用机电暂态程序对华北和华东地区多馈入直流输电系统的换相失败问题进行了分析。文献[6]在运用电磁暂态仿真程序建立直流输电系统的电磁暂态仿真模型基础上,对换相失败问题进行了研究。文献[7-11] 采用的电磁—机电混合仿真方法,结合了机电暂态仿真和电磁暂态仿真的优点,是交直流互联电网分析的有力工具。
本文结合电网实际案例分析多馈入直流同时换相失败过程,采用机电暂态仿真分析了换相失败对送受端电网的影响,采用机电—电磁混合仿真方法分析了多馈入直流系统间的相互影响,并确定了故障可引起直流换相失败的交流线路范围,最后结合实际运行情况给出了相关建议。
1 故障案例分析
截至2013年底,华东电网通过复奉、锦苏、龙 政、林枫、宜华、葛南6回直流接受华中来电,是典型的多馈入直流大受端系统。2013年华东电网发生两起因交流线路故障导致的多直流同时换相失败。2013年9月18日,华东电网苏沪联络线500kV牌渡5903线B相故障跳闸,重合不成功,造成锦苏、林枫、宜华、葛 南均发生 换相失败。2013年11月6日,华东电网上海地区500kV泗余5152线C相故障,重合不成功线路跳闸,造成直流落点在上海地区的复奉直流 双极2次换相失 败,林枫直流 双极2次换相失败,葛南直流极Ⅱ1次换相失败。
下面以2013年11月6日故障为例进行详细分析和仿真计算。图1和图2分别给出了复奉直流整流和逆变站的换相失败波形。可以看出,复奉直流逆变侧换流阀进行C相向A相换相过程中,泗余5152线C相故障导致奉贤站C相电压幅值跌落,高于A相电压,这样换流阀无法完成C相至A相的换相,导致换相失败。换相失败会在直流侧形成短路,逆变侧直流电压迅速下降,而整流侧直流电压还未来得及改变,导致直流电流激增,瞬时功率增大, 很快整流侧控制保护系统起作用,直流电压、直流电流均迅速下降。换相失败结束后,逆变侧直流电压恢复正常,整流侧也慢慢恢复至原电压。
换相失败期间逆变站直流侧被短路,功率无法送至交流系统,导致有功功率大幅下降,复奉直流逆变侧有功功率由5 238 MW跌至800 MW。为避免换相失败,换相失败期间逆变站减小触发角,换流器吸收大量无功,复奉直流逆变侧换流器吸收无功由2 640 Mvar增加至5 340 Mvar。同时由于逆变侧交流电压的降低滤波器的无功输出将减少,两者叠加,换相失败期间直流站对外吸收大量无功功率。
发生换相失败后,为控制直流电流,整流侧增大触发角将近90°。因而这段时期,整流站有功功率迅速下降,无功功率反而迅速上升。部分直流控制系统动作较慢不能迅速控制直流电流,直流有功功率可能先略微增加后,迅速减少。
综上,换相失败给送受端交流电网均施加了较大但短暂的有功、无功冲击。
2 换相失败对送受端电网影响仿真分析
为研究换相失败对送受端电网影响,分别采用在线安全分析中提取的华中—华北互联电网和华东电网实时数据进行机电暂态计算分析。其中换相失败对交流电网的冲击用在换流站母线叠加冲击负荷 的方法来模拟。冲击有功、无功负荷均采用相量测量单元(PMU)实测数据。
2.1 受端电网影响分析
图3给出了上 海某受入 联络线功 率的实际PMU曲线和仿真曲线,可以看出仿真结果和PMU实测趋势一致,但因华东电网部分调速器模型缺失, 仿真曲线振荡更多。由于上海电网与相邻电网电气联系紧密,换相失败结束后功率波动很快平息。
为计算换相失败对华东电网影响,分别在叠加和不叠加直流换相失败冲击负荷条件下进行仿真计算。图4给出两种情况下华东电网电压、功率波动情况,可以看出直流换相失败的发生引起了更大的母线电压跌落和线路功率波动,扩大了交流故障影响。
2.2 送端电网影响分析
直流送端华中电网因多回直流同时换相失败的冲击引起了华北—华中区域联络线、川渝等断面的功率振荡。图5给出了1 000kV长南Ⅰ线(华北—华中联络线)功率的PMU实测和仿真结果曲线,可以看出长南Ⅰ线功率出现小幅波动,波动过程接近30s。
基于在线数据振荡模态图分析,华北—华中存在明显的振 荡模式,频率为0.193 Hz,阻尼比为9.2%;基于长南1线的PMU曲线进行Prony分析,振荡频率为0.183Hz,阻尼比为8.1%。两者基本一致。
换相失败期间华中送华东直流系统最大共减少送出功率5 000 MW,长南Ⅰ线最大功率波动只有850 MW。而根据理论计算和实际运行经验,华中电网机组跳闸以及直流闭锁的造成功率波动时,长南Ⅰ线的最大波动达到功率缺额的85%~95%[12]。分析主要原因是换相失败对交流系统而言是一个非常短暂的冲击,本次冲击时间为0.31s,远小于长南Ⅰ线振荡周期5.5s。表1给出了单次换相失败时不断增加换相失败持续时间情况下长南Ⅰ线首摆波动峰值以及转移比(首摆峰值/损失功率)。
分析表1可知,随着换相失败冲击持续时间的增加,长南Ⅰ线波动幅值大致等比例增加。如果直流系统在交流故障切除后能迅速恢复直流功率,尽量减少换相失败对交流系统冲击时间,则交流侧功率波动会大大减小。由于换相失败持续时间一般在400ms以内,这样换相失败对交流系统的影响 较小。
3 多馈入直流相互影响仿真分析
为分析直流之间相互影响以及确定故障可引起直流换相失败的交流线路范围,本文采用电磁—机电暂态混合仿 真方法详 细仿真换 相失败过 程,如图6所示。复奉、林枫、葛南直流采用详细直流模型和控制保护模型,送端华中电网采用等值机模型,受端华东电网采用完整机电模型,直流和华东电网机电模型采用电磁—机电混合仿真接口相连。
3.1 故障仿真分析
为再现故障过程,机电侧和电磁侧均采用故障前电网实时运行数据,并在泗余5152线机电侧设置相应故障。图7给出三回直流的关断角曲线,关断角降到0表明直流发生换相失败。可以看出初次故障期间复奉、林枫、葛南直流均发生换相失败,重合故障期间复奉、林枫直流发生换相失败,而葛南直流未发生换相失败,与实际情况情况相符。
3.2 多馈入直流间相互影响分析
多馈入直流输电系统中,各逆变站通过交流系统的耦合阻抗实现相互作用。某一直流换相失败造成的无功功率波动,会通过耦合阻抗导致其他直流站电压波动,可能引起其他直流发生换相失败。
以三馈入直流为例,图8给出了三馈入直流的等效模型。当各逆变站交流电压对称时,逆变站1的关断角如式(1)所示[13,14,15]。
式中:n1为换流变变比;Id1为直流电流;Z1为等效换相阻抗;ZN1为交流侧自阻抗;Z12和Z13为互阻抗; E1 为等效电动势;UL2和UL3为换流变母线电压;β1 为触发角;γ1为关断角。
由式(1)可知,相邻换流变母线电压的降低导致换流站关断角的降低,关断角降低从而可能引发换相失败。其中互阻抗越小,对关断角影响越大。当逆变站交流电压不对称时,同样存在类似结论[15]。通过网络分析可知,南桥—枫泾间互阻抗为1.6Ω, 南桥—奉贤间互阻抗为2.1Ω,枫泾—奉贤间互阻抗为3.4Ω。可以看出3条直流的逆变站互阻抗均较小,如果某一直流换相失败对其他直流将产生一定影响。
为论证本次故障情况下多馈入直流之间的相互影响,设计了不同的仿真方案,对比分析仿真结果如表2所示。
仿真结果表明,本次3条直流换相失败发生的主要原因是交流线故障,即使忽略直流间的相互影响仍然会发生换相失败。
为了通过仿真验证多馈入直流系统的相互影响,在500kV远卫5136线(远东—亭卫)的中点设置单相短路接地故障,并设计不同的仿真方案,对比仿真结果见表3(括号内为逆变站交流母线最低电压标幺值)。
仿真结果表明,单纯交流故障本身会引起复奉直流发生换相失败,但不会引起林枫、葛南直流发生换相失败,而复奉直流换相失败造成的功率波动进一步影响了林枫直流和葛南直流,在交流故障和复奉直流功率扰动的叠加效应下,林枫、葛南直流发生换相失败。从不同仿真方案下 电压跌落值可以看出,直流换相失败引起的无功波动会导致其他直流交流电压的进一步下跌,从而诱发其他直流发生换相失败。
图9给出了表3中第6种仿真方案的仿真结果,可以看出复奉直流比林枫直流早0.01s发生换相失败,也印证了复奉直流换相失败引起林枫直流换相失败的结论。
3.3 引发直流换相失败的交流故障范围划分
在直流落地近区不同交流线路上设置单相短路故障,通过混合仿真判断直流系统是否发生换相失败,这样可以确定当前工况下引起复奉、林枫、葛南直流换相失败的交流线路单相故障范围。
根据计算结果可知:由于复奉直流电流较大,引起复奉直流换相失败的交流故障范围最大。引起复奉、林枫、葛南直流换相失败的交流故障范围有重叠区,如果重叠区发生交流故障会导致多馈入直流同时换相失败。分析发生故障点与换流站母线间互阻抗和是否换相失败关系可以发现,故障点与换流站互阻抗越小,故障引起的电压跌落越大,越容易发生换相失败。
4 结论
经过本文分析可以得到如下结论。
1)多馈入直流受端落点较近时,受端电网交流单一故障会引起多个逆变站电压畸变,可能导致多馈入直流同时换相失败。
2)多馈入直流受端落点较近时,当一条直流发生换相失败时会瞬时吸收大量无功,造成其他直流站交流电压的进一步跌落,从而引发其他直流发生换相失败。
3)多馈入直流同时换相失败可能引起送受端电网功率转移、电压跌落,可能激发电网固有振荡模式。但由于换相失败持续时间很短,对交流系统的冲击是短暂的,换相失败后交直流输电系统均能快速恢复稳定运行,对系统的稳定运行影响不大。如果换相失败损失的功率较大或换相失败持续时间较长,将对交流电网造成一定影响。
结合实际运行情况,为减少换相失败给交直流电网带来的影响,建议从以下4个方面采取措施。
1)电网规划方面:优化直流落点布局,防止同一交流故障引发多条直流换相失败以及减弱多条直流之间的相互影响;加强特高压交流互联电网建设,增加交流系统承受直流闭锁和换相失败冲击的能力。
2)保护控制方面:优化直流控制系统,提高换相失败时直流控制系统快速限制直流电流能力以及交流故障切除后直流系统恢复速度(综合考虑交流系统承受能力),减少对交流系统冲击;优化换相失败预测功能,减小换相失败可能性。
3)仿真计算方面:建立全国交直流互联电网主干网的电磁—机电混合仿真平台;建立基于实际控制保护系统的直流详细模型。
4)调度运行方面:给出特定方式下,引起多直流同时换相失败的交流系统故障范围,指导实时调度运行。例如夏季华东电网遭遇台风时期,提前计算当时运行方式引发多直流同时换相失败的可能性, 视情况采取压降、降功率等措施。
摘要：随着特高压直流工程的大规模建设,交直流系统之间与直流系统之间的关联越来越紧密。受端电网单一交流故障可能引发多直流同时换相失败,对送受端电网造成冲击。对一起因受端电网交流故障引发的多馈入直流同时换相失败故障案例,采用机电暂态仿真分析换相失败对送受端电网的影响,采用机电—电磁混合仿真方法分析多馈入直流系统间的相互影响,并确定故障可引起直流换相失败的交流线路范围,最后给出了相关建议。