直流控制特性（精选7篇）
直流控制特性 篇1
0 引言
准确有效的数学模型是电力系统故障分析和谐波计算的基础。高压直流输电 (HVDC) 系统主要包括换流器、直流线路和直流控制系统[1]。目前, 直流线路已有适合不同精度研究需要的数学模型[2]。然而, 由于换流器的离散开关特性, 以及直流控制系统复杂的控制模式切换特性和快速响应特性, 对于大规模交直流混联电网, 在进行故障分析和谐波计算等稳态分析时, 受计算规模以及时间的限制, 难以建立包含换流器和直流控制系统详细动态过程的电磁暂态仿真模型。而采用忽略其动态过程的直流准稳态模型又会使得分析缺乏准确性[3]。因此, 有必要寻找一种既能有效解决仿真时间和规模的问题, 又能兼顾稳态研究精度需要的直流系统等值模型。
基于调制理论的换流器开关函数建模方法, 以其物理概念清晰, 计算过程简单兼有较高的精度而被广泛应用[4,5,6,7,8,9,10,11], 成为介于准稳态模型和详细电磁暂态模型之间的一种换流器建模方法。文献[6]建立了对称稳态运行情况下换流器开关函数模型。然而, 当交流系统发生不对称故障时, 三相换相电压不对称使得换流器三相换相角不相等且换流阀的触发导通时刻也有可能发生偏移。为此, 文献[7]以统一的触发角扰动量表示触发角的扰动, 但是交流系统不对称运行工况下, 各阀的导通特性并不相同。文献[8-9]分别考虑换流阀导通时刻的变化和三相换相角不相等对换流器开关函数进行了改进, 然而均未考虑上述两个因素同时作用的影响。文献[10]同时考虑上述两个因素, 建立适用于交流不对称故障情况下的换流器开关函数模型。但其并没有给出故障后考虑直流控制系统动作时换流器开关函数模型的具体参数计算方法, 因此无法直接利用该模型与交流系统接口进行故障分析和谐波计算。
为此, 本文在换流器开关函数模型基础上, 结合直流控制系统的故障响应特性, 建立了交直流系统故障分析和谐波计算中可与交流系统直接接口的直流系统等值模型。该模型反映了各种运行工况下由直流系统决定的直流系统注入交流系统电流的工频及各次谐波分量与换流母线电压的工频及各次谐波分量之间的关系。基于该直流系统等值模型, 结合交流系统的等值谐波网络, 提出一种交流电网故障时的HVDC系统谐波分析计算方法。利用贵广Ⅱ回HVDC系统详细模型和国际大电网会议高压直流输电 (CIGRE HVDC) 标准测试系统, 对交流电网不对称故障时的交直流谐波进行计算, 并与PSCAD/EMTDC软件所得数字仿真结果相比较, 表明本文模型和方法准确、有效。
1 基于调制理论的换流器开关函数模型
文献[10]对交流对称稳态情况下的换流器开关函数模型进行改进, 建立了能准确反映交流系统非对称运行情况下换流器动态特性的换流器序分量开关函数模型, 其中电压、电流开关函数的序分量为:
求取的关键是获得换流阀延迟导通角θxy、实际触发角αxy和实际换相角μxy, 其计算公式如下:
式中:αo为触发角;φxy为xy相线电压U·xy1的相位, 下标中的“1”表示工频分量;Id0为直流电流的直流分量;Xr为换相电抗;Δφxy为xy相与同步电压相位φsyn的偏移, xy=ab, bc, ca。
φsyn为等间隔触发控制提供触发基准:
由于在实际系统中, 为了减轻交流换相电压畸变对阀触发的影响, 通常应用门极触发单元 (GFU) 产生作用于换流器阀的等间隔触发脉冲序列, 该触发脉冲序列以锁相环 (PLL) 输出的同步电压相位为参考。而GFU的核心则是基于αβ变化的PLL技术, 因此需对换相电压进行αβ变换:
根据式 (1) 、式 (2) 及调制理论, 交直流两侧的谐波关系可表示如下:
式中:分别为直流侧电压和电流的m次相量;分别为换流器换相电压的n次正、负序相量;为换流器注入交流系统电流的n次正序或负序相量。
由式 (1) —式 (7) 可知, 的确定取决于, Id0及αo。而αo以及Id0 (决定于直流系统的运行点) 均由直流控制系统决定, 因此要建立可以与交流系统直接接口的直流系统等值模型还必须计及直流控制特性。
2 直流控制系统的稳态响应模型
直流控制系统采用分层控制, 一般按等级从低到高可分为阀组控制级、极控制级和主控制级。对直流系统而言, 故障所引发的控制系统自动响应包括阀控和极控。而在等间隔控制方式下阀控的关键在于根据换流母线电压获得同步电压相位, 已由式 (6) 和式 (7) 给出。因此, 这里只须对极控的故障响应特性进行分析。
实际上交直流系统运行状态的改变导致直流控制系统控制模式的切换十分迅速, 即使在交直流故障未切除的较短时间内, 直流控制系统亦可按预先设定的控制策略切换到新的控制模式[12]。因此, 对于本文所涉及的稳态研究, 在对极控建模时, 可忽略极控的动态过程, 假定直流控制是瞬时完成的, 利用控制功能的总效果而不是它们硬件的实际响应特性来表示控制系统[13]。
直流输电极控通常采用定电流控制、定电压控制、定最小触发角αmin控制、定关断角γ0控制、电流偏差控制以及依电压限电流控制等。以CIGRE HVDC的控制系统为例, 其稳态运行特性曲线如图1所示[14]。
图1中的红实线A-Z是整流器运行于最小触发角αmin控制时逆变侧控制器的稳态运行特性曲线, 蓝实线A-I是逆变器运行于定关断角γ0控制时整流侧控制器的稳态运行特性曲线。Ud和Id分别为换流器出口处的直流电压和电流。实际计算时分别用直流侧电压电流的直流分量Ud0和Id0代替。根据图1, 逆变侧和整流侧Ud0和Id0的关系可分别用分段函数fi和fr表示如下:
式中:下标“i”和“r”分别表示逆变侧和整流侧。
对整流侧交流系统的轻微故障, 整流侧通过减小触发角来实现定电流控制, 维持直流系统的运行点仍在A点 (额定稳态运行点) , 此时采用直流系统准稳态模型与交流系统接口并不会影响分析结果。本文主要考虑整流侧交流系统有较大扰动时直流系统建模, 此时整流侧的控制方式为最小触发角αmin控制。
而对于逆变侧, 通常采用定关断角γ0控制。根据第1节的分析可知, 建立换流器开关函数模型需要的参数是U·xy1, Id0和αo, 而受端电网不对称故障时, 虽然逆变侧已知定关断角γ0, 但在换流器建模时不能用γ0直接替换αo, 而需要利用γ0导出αo。
对于逆变器, γxy满足[13]:
联立式 (5) 及式 (12) 可得:
定关断角的控制原理可用如图2所示的控制框图表示 (以12脉动换流器为例) 。
图中的γY和γD分别表示Y桥和D桥换流阀的关断角测量值。根据定关断角控制的原理, 当受端电网发生故障并且不引起换相失败的情况下, 各换流阀的关断角不再相等, 但所有换流阀中最小的关断角将等于关断角的整定值γ0。假设交流不对称故障时ca两相的关断角最小, 即有γca=γ0, 则根据式 (13) 可得αca, 然后利用式 (4) 即可得到αo。
3 计及直流控制特性的直流系统等值模型
3.1 直流侧等值谐波阻抗
图3为计算直流侧等值谐波阻抗的等值电路。
图3中:ZL (m) , Zfdc (m) , ZS (m) 分别为直流线路、直流滤波器和平波电抗器的等值m次谐波阻抗;ZE (m) 为对侧换流器的直流侧等值m次谐波阻抗;Zd (m) 为本侧换流器直流侧向对侧系统看进去的等值m次谐波阻抗 (m≠0) 。
设对侧交流系统三相对称, 则对于12脉动换流器, 换流器直流侧m次谐波电流为:
式中:Zd (m) =[ (ZE (m) +ZS (m) ) //Zfdc (m) +ZL (m) ]//Zfdc (m) +ZS (m) , 其中ZE (m) 可由近似求得[15]。
3.2 计及直流控制特性的直流系统等值模型
对式 (8) 和式 (9) 进一步整理可得:
式 (15) 给出了各种运行工况下由直流系统决定的换流器注入交流系统电流的工频及各次谐波分量与换流母线电压的工频及各次谐波分量之间的关系。根据式 (15) , 结合换流器开关函数模型和直流控制系统稳态响应模型, 可建立计及控制系统特性的直流系统等值模型, 其模型框图如图4和图5的虚线框所示。
4 基于直流系统等值模型的HVDC系统交流不对称故障时的谐波计算
4.1 直流系统约束方程
根据图4、图5及上述分析可知, 当直流系统的控制策略和控制参数已知时, 直流系统可等值为一非线性压控电流源, 即式 (15) 可简记为:
式中:hdc为各种运行工况下由直流系统决定的U· (n) 和I· (n) 的约束函数, 记式 (16) 为直流约束方程。
由图4和图5可知, 该直流系统等值模型计及了直流控制系统特性的影响, 同时计及了交流系统不对称故障时换流阀非等间隔导通、三相换相角不相等等因素对换流器开关函数模型的影响, 适用于交流电网故障时交直流系统接口。
4.2 交流系统约束方程
由式 (16) 可知, 直流系统的等值模型给出了各种运行工况下由直流系统所决定的的直流约束方程, 此时, 再根据交流系统的网络结构及故障边界条件建立由交流系统决定的的交流约束方程, 最后联立交直流约束方程求解, 即可得到交流电网故障时HVDC系统谐波计算结果。
通过戴维南等值方法[16], 直流系统经等值后的HVDC输电系统简化模型如图6所示。
根据受端电网的拓扑结构和交流不对称故障的边界条件可得关系式, 当n=1时:
式中:Z+I1, Z-I1, Z+s1为交流故障时根据交流系统网络结构和故障边界条件得到的工频序阻抗。
当n≠1时, 有
式中:Z+I (n) 和Z-I (n) 为交流故障时根据交流系统网络结构和故障边界条件得到的n次谐波序阻抗。
由于交流零序电压对直流电压没有影响[15], 可不予考虑。
4.3 HVDC系统交流不对称故障时的谐波计算
根据直流控制系统的控制策略、控制参数以及交直流系统网络结构和故障边界条件建立式 (16) —式 (18) , 然后联立求解即可得到相应运行工况下HVDC系统谐波计算结果。而实际上, 因式 (16) 涉及三角函数等非线性函数, 十分复杂, 本文给出了一种迭代计算方法, 其计算流程如图7所示 (k为迭代次数) 。
5 仿真验证
将上述计算方法应用于CIGRE HVDC标准系统和南方电网贵广Ⅱ回HVDC输电系统的谐波计算, 并与基于PSCAD/EMTDC所得的数字仿真结果相比较。对上述两个系统利用MATLAB编程实现本文算法, 迭代收敛标准ε=1×10-3, 所有算例均迭代计算4次后收敛。计算中, 逆变侧仅考虑不引起换相失败的交流故障情况。
表1给出了换流母线处经不同过渡电阻单相接地故障情况下换流母线工频电压U·xy1、直流电流Id0和触发角αo的计算值与仿真值;表2给出了其相应的谐波分析计算值与仿真值。由表1可见, 利用本文计算方法得到的换流母线电压工频正序分量的计算误差不超过2%;换流母线电压工频负序分量和直流侧直流电流的计算误差均不超过5%;母线工频电压正负序分量相角和换流器触发角计算绝对误差均小于1°, 可较准确地得到交流系统故障时, 直流控制系统动作后的触发脉冲同步相位 (换流母线工频线电压相位) 、实际触发控制指令角以及直流系统运行点, 表明本文所建直流系统模型既能准确计及各种运行工况下换流器的动态开关特性, 又能计及直流控制特性的影响。表2给出了幅值较大的低次谐波的仿真值和计算值, 其中谐波电流的仿真值和计算值均为abc三相中谐波幅值最大相的值。由表2可见, 交流侧3次谐波电流及直流侧2次谐波电压的计算误差均低于5%;交流侧5次谐波电流及直流侧4次谐波电压的计算误差均低于10%, 可知, 本文所提出的谐波计算方法具有较高的计算精度。
6 结语
1) 建立了适用于交直流系统故障分析和谐波计算的直流系统等值模型。该模型既能准确计及各种运行工况下换流器的动态开关特性, 又能计及直流控制特性的影响。并且该模型参数无需通过仿真得到, 可在各种运行工况下与交流系统直接接口。
2) 基于所建立的直流系统等值模型, 提出了一种适用于交流不对称故障时的HVDC系统谐波分析计算方法。该方法计算简单, 收敛速度快, 精度较高, 为直流输电系统的谐波抑制、滤波装置的配置和交直流两侧继电保护的整定配合等提供了定量的分析依据。
摘要：准确的直流系统模型是交直流系统故障分析和谐波计算的基础。文中在换流器开关函数模型的基础上, 结合直流控制系统的故障响应特性, 建立了可与交流系统直接接口的适用于交直流系统故障分析和谐波计算的直流系统等值模型;结合交流系统等值谐波网络, 提出了一种交流电网故障时的高压直流输电系统谐波分析计算方法。将所提方法应用于国际大电网会议高压直流输电 (CIGRE HVDC) 系统标准模型和贵广Ⅱ回高压直流输电系统详细模型的谐波计算, 并与PSCAD/EMTDC软件所得数字仿真结果进行比较, 表明所提模型和方法准确、有效, 为交直流输电系统的谐波抑制、滤波装置的配置和继电保护的整定配合等提供了定量分析依据。
关键词：高压直流输电,系统模型,高压直流控制系统,谐波计算
直流控制特性 篇2
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。
直流控制特性 篇3
关键词：特高压直流输电,直流控制保护,直流功率控制,过电压
0引言
确定线路与换流站设备的绝缘水平是建设特高压直流输电( UHVDC) 工程时遇到的基本问题,而且随着直流系统电压等级的提高,绝缘费用在工程建设总投资中所占比重越来越大,因此优化直流输电工程绝缘配合方案也显得更为重要。绝缘配合方案选择的关键之一是充分掌握过电压产生、幅值与分布规律及其限制措施。直流系统中的过电压分为雷电过电压与暂态过电压两大类,后者包括操作过电压、接地故障过电压等。国内外学者对雷电过电压、 操作过电压以及接地故障过电压研究较多,但是对于直流控制保护特性对系统过电压的影响研究较少,而直流系统是一个高度自动控制的智能系统,其所有的稳态操作以及故障处理都依赖于控制保护系统,控制保护系统的特性对于直流系统特性和换流站过电压有着显著影响。在工程建设中发挥直流控制保护系统的功能可以起到保护设备和抑制系统过电压的作用,甚至可以和设备绝缘水平配合降低工程造价。
本文从直流控制保护特性的角度研究其对换流站过电压的影响,主要包括主后备保护配合、直流功率控制方式、直流低压限流( VDCL) 特性和直流不同的闭锁方式。这些特性直接影响故障或者扰动期间的直流触发脉冲和开关操作时序,从而影响系统过电压。
1保护配合对过电压的影响
直流系统发生故障后一般由相应保护区域内的主保护动作闭锁,在主保护拒动的情况下,由后备保护发出闭锁指令。但是后备保护往往相对于主保护延时一定时间闭锁,在延时的这段时间内主要靠直流控制保护的调节特性带故障维持运行,可能造成更高的过电压和过电流,这显然对于一次设备不利。 本章考虑保护主保护和后备保护的相互配合关系, 研究在主保护拒动工况下由后备保护动作闭锁对换流站过电压的影响[1,2]。
直流保护配合方式众多,限于章节不便一一列举,本文仅以典型保护配合为例,研究阀差保护和极差保护的配合以及阀短路保护和直流过流保护的配合。阀差保护检测阀组内部接地故障通常5 ms内闭锁单极; 极差保护检测极内故障,保护Ⅰ段延时8 ms、Ⅱ段延时350 ms闭锁单极; 在阀组内部接地故障情况下,极差保护为阀差保护的后备保护[3,4,5]。 阀短路保护检测阀组内部的阀短路故障,在整流站延时0. 5 ms闭锁单阀组; 直流过流保护检测阀组内部的直流过电流,在整流站延时4 ms闭锁单极; 阀短路故障会造成阀电流增大,通常由阀短路保护闭锁单阀组,闭锁后另一个阀组恢复正常运行,如果阀短路保护拒动,且直流过电流达到直流过流保护动作定值,则该保护会闭锁整个极[6,7]。
表1给出了逆变站换流变二次侧单相接地故障分别由阀差保护、极差Ⅰ段、极差Ⅱ段闭锁时换流站过电压的比较,三者闭锁延时分别是5,8,350 ms。 可见若阀差保护拒动而由极差Ⅰ段闭锁,整流站极母线区域和换流阀过电压分别减小11 k V和14 k V, 但对逆变站过电压基本没有影响,因此,从抑制过电压角度来说直流闭锁速度并不是越快越好,波形对比如附录A图A1所示。每幅图从上到下波形分别为整流站直流极线电压、整流站极母线电压、整流站接地极线路电压和整流站中性母线近阀区电压。若极差Ⅰ段保护拒动,而由极差Ⅱ段保护闭锁[8,9],整流站阀两端过电压增大20 k V,其他区域基本保持不变。
表2给出了整流站换流变高端星侧阀短路故障工况下,分别由阀短路保护和直流过流保护闭锁时换流站过电压的比较,二者闭锁延时分别是0. 5 ms和4 ms。根据保护设置的闭锁原则,阀短路保护闭锁故障阀组,直流过流保护闭锁单极。从计算结果可以看出: 如果阀短路保护拒动,由直流过流保护闭锁,扩大了保护闭锁范围,整流站中性母线区域过电压情况变 得严重,过电压幅 值由64 k V增加至216 k V。
由以上研究可以看出,不同故障区域的主保护和后备保护闭锁时刻不同,对直流系统过电压水平产生影响亦不同。从换流站过电压的角度来说,闭锁时间也并非越早越好,较早的闭锁由于能量没有及时释放可能造成某些区域较高的过电压; 但若闭锁时刻过晚,某些设备元件将长时间处于故障状态需耐受更高的过电压。由于直流保护闭锁范围、闭锁时间以及闭锁方式的不同,直流保护动作时序对直流系统不同区域过电压的影响并不都是单调关系,直流保护配合对换流站过电压的影响不能一概而论,而是需要针对具体的运行工况和故障情况具体分析。但是按照目前直流控制保护的配置参数, 各种故障下若保护正常动作( 包括主保护及后备保护) ,换流站过电压水平均在设备耐受范围之内。
2直流功率控制方式对过电压的影响
直流系统的功率控制方式包括双极功率控制、 单极功率控制和单极电流控制。双极功率控制的极会根据对极功率的变化调整本极功率,以维持双极功率恒定; 单极功率控制只按照设定值控制本极功率,单极电流控制以本极电流为控制目标[10,11]。本节研究直流系统在不同功率控制方式下对系统过电压的影响,设定极Ⅰ为故障极,极Ⅱ为非故障极,针对故障后直流系统主要采用的闭锁和移相重启两种典型动作方式,选取了逆变站阀短路和直流线路接地两类故障进行详细研究。
2.1逆变站阀短路故障
逆变站发生阀短路故障后阀短路保护会闭锁阀组,如果闭锁后本极功率下降,而对极处于双极功率控制模式,则对极需要提升功率,但如果对极不是处于双极功率模式而是处于单极功率模式或者电流控制模式,则故障极直流功率全部损失。表3给出了逆变站阀组闭锁工况下[12],不同功率控制方式对换流站过电压的影响。
从计算研究结果可以发现,相对于双极功率控制,若非故障极采用单极功率或单极电流控制方式, 整流站极母线和换流变二次侧过电压略微减小( 幅值降低31 ~ 32 k V) ,其他区域过电压基本无变化; 非故障极采用单极功率或单极电流控制方式,换流站过电压水平基本相同。
2.2直流线路接地故障
直流系统检测到线路故障后,故障极会移相到160°以上,经过设定的去游离时间后重新启动。在故障极移相期间,非故障极如果处于双极功率控制模式,它会尽可能补偿故障极损失的直流功率; 如果非故障极处于单极功率或者单极电流模式,则故障极直流功率完全损失[13,14]。本节主要研究在直流线路故障时,功率控制方式对系统过电压的影响。 表4为极Ⅱ分别在双极功率、单极功率和单极电流控制方式下极Ⅰ发生直流线路故障时换流站的过电压情况。
另外,由于 ± 1 100 k V特高压直流输电工程换流变漏抗较大( 22% ~ 24% ) ,容易造成故障极重新启动期间非故障极的换相失败,若非故障极为双极功率控制方式时,非故障极在对极线路故障期间会提升本极电流,较大的电流需要更长的换相时间,从而在扰动期间更容易发生换相失败[15]。表5给出双极均为双极功率控制方式时极Ⅰ线路重启动期间极Ⅱ发生换相失败的过电压情况( 相对于表4,表5逆变站系统强度降低) 。
从表4研究数据可以看出: 对于直流线路接地故障,若非故障极采用单极功率或单极电流控制方式时,由于两种控制方式在对极故障工况下都不会提升本极功率或者电流,换流站过电压情况基本相同; 若非故障极采用双极功率控制,与采用单极功率/电流控制方式相比较,能够略微减低整流站极母线区的过电压水平( 幅值减少43 ~ 44 k V) ,而其他区域过电压水平基本相当。如果直流线路故障期间发生了换相失败,换流站过电压水平则会显著上升, 如表5所示。研究结果表明,随着直流电流或换流变漏抗的增大,直流线路故障及恢复期间更容易出现换相失败,换流站过电压水平亦相应增大[16,17]。
由以上研究结果可看出,直流功率控制方式对换流站过电压的影响较小,且影响区域主要是整流站极母线区; 但是随着更高电压等级和更大输送功率的特高压直流工程的推进,直流一次系统参数 ( 如换流变短路阻抗) 和直流额定运行电流都可能会进一步增大,采用不同的功率控制方式可能会影响直流系统发生换相失败的概率,因此需根据工程实际情况详细研究扰动期间换流变短路阻抗、额定运行电流以及功率控制方式对换流阀换相过程的影响。
3直流VDCL特性对过电压的影响
VDCL环节是在直流电压降低时对直流电流指令进行限制[18]。它的主要作用有: 1交流网扰动后,提高交流系统电压稳定性; 2帮助直流系统在交直流故障后快速可靠的恢复; 3避免连续换相失败引起的阀应力。VDCL环节的电压和电流定值可以调整,而且两个站的斜坡函数或时间常数能独立调整,以便控制限制电流时的速率以及返回时的速率。 本节研究VDCL功能对换流站过电压的影响,如果系统发生严重故障闭锁,电流指令会在闭锁后立刻降低到最小值,这时VDCL功能不发挥作用,所以本节以非闭锁故障为研究对象,选取了逆变站交流系统单相瞬时故障。
表6给出了在逆变站交流系统单向瞬时故障时有无VDCL功能的换流站过电压比较,研究结果表明: VDCL功能对整流站极线区、换流变二次区域以及逆变站交流母线和阀过电压有显著影响。取消VDCL功能后,整流侧高端换流变二次侧过电压减少197 k V,阀顶过电压减小153 k V; 逆变侧交流系统过电压减小113 k V,阀过电压减小87 k V。
实际工程中VDCL限制电流标幺值参考下限通常是0. 345,现将该值修改为0. 45,对换流站过电压的影响对比见表6。可见,当增大VDCL电流参考值限制下限时,整流站极线区域、换流变二次区域以及逆变站交流母线过电压幅值都降低。
VDCL主要功能是保证直流系统安全可靠地从故障中恢复,而不是限制直流过电压,应该尽可能通过其他手段来限制直流过电压。
4直流闭锁方式对过电压的影响
直流闭锁时序主要处理的环节包括投入旁通对、封锁脉冲和拉开换流变进线断路器的时间配合, 根据该配合的不同可以将直流保护闭锁类型分为X,Y,Z和S闭锁。其中,X闭锁不投入旁通对直接拉开断路器闭锁,S闭锁在拉开断路器后投入旁通对闭锁,Y闭锁和Z闭锁在逆变站都是直接投入旁通对闭锁并同时拉开断路器。由于通常情况下逆变站闭锁引起的冲击比整流站闭锁较大,本节以逆变站闭锁为研究对象,对比不同闭锁方式对直流系统过电压的影响。
对比表7和表8可以看出,由于Y闭锁和Z闭锁都是直接投入旁通对闭锁,所以两者对过电压的影响效果基本相同; Y,Z闭锁由于投入旁通对闭锁, 产生的冲击比X闭锁大,显著增大整流站极线区和中性线区过电压水平,但是X闭锁比Y,Z闭锁造成更大的整流站阀过电压; S闭锁后整流站极线区过电压幅值介于X闭锁和Y,Z之间,其他区域过电压与Y,Z闭锁相当。
5结论
1) 直流功率控制方式主要影响整流站极母线区域过电压水平,但影响程度较小。
2) 直流VDCL功能对换流站换流变二次侧过电压的影响较大,对于更高电压等级的直流工程,如果绝缘需要,可以考虑优化直流VDCL功能参数,以降低换流变二次侧过电压水平。
3) 综合本文研究结果及表8对 ± 1 100 k V特高压输电工程过电压的统计,按照目前特高压直流控制保护时序,± 1 100 k V特高压直流输电工程换流站过电压水平总体不高,但换流阀及整流站中性母线区域过电压水平较高。
4) 随着更高电压等级和更大输送功率的特高压直流工程的推进,需要研究扰动工况下换流变短路阻抗、额定运行电流以及系统强度等因素对换流阀换相过程的影响。
直流控制特性 篇4
关键词：多端,柔性直流输电,V-I特性,电压控制,功率分配
1 引言
相比于传统的相控换流器高压直流输电, 基于电压源换流器的柔性直流输电 (VSC-HVDC) 具备很多优势[1,2,3,4,5], 包括能独立地控制有功和无功, 避免换相失败等, 正因为这些优点, VSC-HVDC被认为是接入分布式能源如大型海上风电场的一种很有前景的方式[3,4,5,6,7]。在VSC-HVDC中, 基于VSC的多端直流输电 (VSC-MTDC) 具有多个功率发送端和多个功率接受端, 能将多个地方的分布式能源送到多个负荷中心, 相比于两端的VSC-HVDC更具经济性、灵活性和可靠性, 但其运行和控制也更为复杂。尤其是在有多个受端的系统当中, 必须考虑到受端换流站之间的功率分配, 以及受端换流站对直流系统电压的协调控制。针对VSC-MTDC系统的控制, 国内外许多学者开展了广泛的研究[7,8,9]。文献[7]提出了一种单点控制方法, 这种方法的不足之处是要求主导换流站的容量很高, 并且没有考虑在主导换流站故障或者退出运行时会导致多端系统直流电压失去控制的情况。文献[8]提出了一种采用电流匹配控制的方法, 这种控制方法需要依赖通信设备, 不适用于远距离直流输电。文献[9]提出了一种基于本地信号的多端系统的控制策略, 采用多点控制, 由所有具备功率调节能力的换流站来承担功率平衡, 这种策略在一定程度上弥补了文献[7, 8]的不足, 但其不能充分利用各个换流站的容量将整体吸收的功率以一定比例在受端换流站之间分配, 且上层控制需要设定的参数较多, 控制较为复杂。
为解决以上控制策略的不足, 本文提出了一种在电压外环采用比例控制的方法, 该方法基于换流站直流V-I调节特性, 采用多点控制, 不需要依赖通信设施, 同一时刻让多个受端换流站同时控制直流电压, 参与功率调节, 能根据换流站的容量, 按照系统设定实时改变受端换流站吸收的功率之比, 调节灵活。仿真验证了该方法的正确性和有效性。
2 多端柔性直流输电系统结构
如图1所示是本文建立的一个两个发送端, 两个接收端的VSC-MTDC系统的结构图。两个海上风场作为典型的分布式电源通过两个风场侧换流站 (WFVSC) 接入到直流网络, 经过直流电缆传输, 再通过两个电网端换流站 (GSVSC) 接入到不同地点的交流电网中。WFVSCs (WFVSC1和WFVSC2) 将交流转化为直流, 并将风场发出的功率传输到直流网络, 其在并网点 (PCC) 采用定交流电压和定频率控制。直流网络由直流电缆组成, 将功率传送到交流电网, GSVSCs (GSVSC1和GSVSC2) 将直流转化为交流, 并将功率传输到交流电网AC gird 1和AC gird 2。换流站GSVSCs具备直流电压控制功能从而能稳定直流电压和保证功率按照设定的比例分配。
3 控制策略
在正常运行情况下, MTDC系统的直流电压必须保持稳定。直流电压过高会导致系统退出运行, 直流电压过低会使换流站工作在非线性区域, 影响正常运行。直流电压稳定也意味着直流输电系统能够将注入的交流有功功率全部输出, 保证传输能量的实时平衡。因此换流站GSVSCs的控制目标是控制直流电压, 保证换流站WFVSCs吸收的功率能传输到交流电网中, 并保证功率在GSVSC1与GSVSC2之间按照预先设定的比例分配。WFVSCs分别控制各自PCC点的交流电压和频率, 本文主要研究受端换流站GSVSCs的控制策略。
3.1 受端换流站的V-I特性
如图2所示是图1中所提出的四端柔性直流输电系统的直流网络的等效电路。图中, R1~R4表示直流网络cable1~cable4的等效电阻。Vdc1~Vdc4, Idc1~Idc4为相应四个换流站的直流电压与直流电流。对受端换流站GSVSCs, 它们的直流电压可表示为:
由式 (1) 可得:
本文提出的控制方法是基于GSVSCs的V-I特性曲线的, 如图3所示, 这条曲线上的点代表系统稳态运行时受端换流站的工作点。设这两条曲线的方程式分别为:
Vmin是系统设定的最小直流电压, k1和k2分别是GSVSC1和GSVSC2的V-I特性曲线的斜率, 设GSVSC1和GSVSC2之间的功率分配之比为n。由于系统的直流电压都在额定值附近, 近似相等, 因此功率分配之比为:
将式 (3) 代入式 (2) 中, 可得:
将式 (5) 代入式 (4) , 有:
即可得:
式 (7) 表明, 如果已知直流电缆的电阻R1和R2值, 则通过调节k1和k2的值即可改变受端换流站的功率分配之比n。
3.2 受端换流站的控制
对于VSC-HVDC的换流站的控制已有文献进行了详细的研究[4,5], 本文主要是研究多端柔性直流输电系统的直流电压控制和功率分配策略。图4为受端换流站GSVSCs的控制框图。采用了比例控制的方法来控制直流电压。与常用的比例积分调节不同, 比例调节是一种有差调节。达到稳态时, 直流电压Vdc不能跟踪到参考电压Vdcref, 而会与之有一定的差值。输出的id*和iq*分别是网侧系统电流的d轴和q轴参考值, 它们分别与有功功率和无功功率相关。内环电流控制是用来控制id和iq使之分别跟踪到id*和iq*, 同时生成d轴参考电压Vdref和q轴参考电压Vqref从而最终控制受端换流站GS-VSCs。
图4中, 设比例控制系数为kp, 为了将直流电压Vdc, 参考电压Vdcref和受端换流站的V-I特性曲线联系起来, 由图4可以得到:
在旋转坐标系中, 设d轴电压Vd的相量与相电压Va重合, 则q轴电压为零, 在采用正交变换时, 忽略功率损耗, 则受端换流站功率平衡方程可表示为:
采用PWM控制时, 调制比为:
因此, 直流电流Idc和d轴电流id的比值为:
在式 (11) 中, kc是一个与调制比M成正比的常量。将式 (11) 代入到式 (8) 中, 有:
设K=1/kckp, 则由式 (12) 可得:
此即受端换流站实际运行时的V-I特性曲线。将式 (13) 与式 (3) 对比可知, Vdcref与式 (3) 的Vmin相对应, K则与斜率k1、k2相对应。因此, 根据式 (7) 和式 (13) 可知, 通过调节比例系数kp来改变K的值, 则能按照系统设定来调节功率分配比n的值, 换言之, 功率分配之比是由各个受端换流站的比例控制系数kp决定的。
4 仿真分析
为验证以上提出的控制策略, 在PSCAD/EMT-DC中搭建了如图1所示的四端直流输电系统, 并对其进行了仿真分析。接入到直流网络中的两个风场的容量为200MW。四个换流站均采用两电平的结构, 开关频率为3.2k Hz, 两个风场用等效的集中电源代替, 每个换流站的额定容量均为300MW, 直流电压的额定值为300k V。连接各个换流站的直流电缆用等效的π模型代替, 其参数为R=0.2Ω, L=0.005H, C=5μF。图4中的直流参考电压Vdcref设为0.95pu, 即285k V。
4.1 输入功率变化
风场1输入到直流网络的功率在7s时从0.5pu变化到1.0pu, 在t=12s时恢复为0.5pu。风场2输入的功率保持1.0pu不变。调节受端换流站GS-VSCs的比例控制系数, 使得k1=k2=30。因此两受端换流站吸收的功率之比为1:1。仿真结果如图5所示。
如图5 (a) 和5 (b) 所示, 直流电流和直流电压随着输入功率的变化而变化。但是当系统达到稳态时直流电压几乎保持为一个定值, 这也意味着稳态时系统的功率是平衡的。风场输入的功率被交流电网按照1:1的比例吸收。在0~6s和14~16s间两个受端电网吸收的功率均为142.5MW。由于换流站和直流电缆的损耗, 吸收的功率之和略小于输入的功率之和。仿真结果表明, 当风场侧功率波动时多端系统具有良好的动态响应特性。
4.2 功率分配之比变化
采用功率分配之比变化时系统的响应情况来验证之前推导的功率分配策略以及进一步评价控制器的性能。由之前的理论推导可知, 调节比例控制系数kp能够改变受端换流站吸收的功率之比n。风电场1输入的功率保持为1.0pu, 风电场2输入的功率保持为0.5pu。设功率分配之比在t=6s时从n=2变化到n=1.5, 在t=11s时又变化为n=2。图6是得到的仿真结果。
如图6所示, 直流电流随着功率分配之比变化, 直流电压达到稳态时保持不变。总共输入的功率是300MW, 在0~6s和12~16s之间两受端交流电网吸收功率分别为189.8 MW和95.2 MW, 实际的功率之比时1.994:1。在7~11s之间两受端交流电网吸收的功率分别为171.3 MW和114.7MW, 实际的功率之比为1.493∶1。仿真表明实际的功率分配之比和理论上的设定的功率分配之比几乎完全一致, 系统的动态响应特性也较好。
4.3 三相短路接地故障
设t=4s时在GSVSC2的耦合变压器的一次侧发生了一个持续0.2s的三相短路接地故障。功率分配之比设为2∶1。仿真结果如图7所示。
如图7所示, 故障前, 两受端电网吸收的功率分别为190MW和96MW。当在t=4s发生三相短路故障时, 交流电网AC gird 2由于短路吸收的功率迅速变为零, 由于短路造成GSVSC2损失的功率转移到换流站GSVSC1。因此交流电网AC gird 1吸收的功率迅速上升。直流电压也迅速上升, 尤其是GS-VSC2的直流电压在t=4.1s升高到325k V, 比额定电压高8.33%。系统在1.5s内恢复到正常运行。然而, 如果由于短路而转移到GSVSC1的功率超过了换流站GSVSC1的最大容量, 那么直流电压将会进一步升高, 可能引起系统由于保护而推出运行。在这种情况下, 需要采用其他的控制方法来控制直流电压。如在受端换流站安装电阻, 在发生故障时消耗掉多余的有功功率[10]。
5 结论
本文建立了一个典型的具有两个送端, 两个受端的四端柔性直流输电系统。提出了一种该多端系统的控制策略, 该控制策略采用多点控制, 无需依赖通信设施, 将直流电压控制与受端换流站的V-I特性结合起来使之能够调节直流电压, 协调交流电网的功率分配, 本文推导了交流电网之间功率分配之比与提出的控制方法中比例控制系数的关系。仿真结果验证了控制策略的正确性, 系统在风场功率波动以及功率分配之比发生变化时均具有良好的动态响应特性。当交流电网侧发生大的扰动, 例如发生三相短路故障时, 系统能在一定程度上恢复稳定, 并保持良好的响应特性。
参考文献
[1]Moharana A, Dash P K.Input-output linearization and robust sliding-mode controller for the VSC-HVDC transmission link[J].IEEE Transactions on Power Delivery, 2010, 25 (3) :1952-1961.
[2]Ottersten R, Svensson J.Vector current controlled voltage source converter-deadbeat control and saturation strategies[J].IEEE Transactions on Power Electronics, 2002, 17 (2) :279-285.
[3]Bin L, Boon-Teck O.Nonlinear control of voltage-source converter systems[J].IEEE Transactions on Power Electronics, 2007, 22 (4) :1186-1195.
[4]Zhang Guibin, Xu Zheng, Wang Guangzhu.Steady-state model and its nonlinear control of VSC-HVDC system[J].Proceedings of the CSEE, 2002, 22 (1) :17-22.
[5]Flourentzou N, Agelidis V G, Demetriades G D.VSCbased HVDC power transmission systems:an overview[J].IEEE Transactions on Power Electronics, 2009, 24 (3) :592-602.
[6]Lu W, Ooi B.Optimal acquisition and aggregation of offshore wind power by multiterminal voltage-source HVDC[J].IEEE Transactions on Power Delivery, 2003, 18 (1) :201-206.
[7]赵成勇, 胡冬良, 李广凯, 等 (Zhao Chengyong, Hu Dongliang, Li Guangkai, et al.) .VSC-HVDC用于风电场联网时的控制策略 (Strategy for interconnection of wind farms by multi-terminal VSC-HVDC) [J].电网技术 (Power System Technology) , 2009, 33 (17) :135-140.
[8]Zhu J, Booth C, Adam G P.Current matching control system for multi-terminal DC transmission to integrate offshore wind farms[A].IET Conference on Renewable Power Generation (RPG 2011) [C].2011.3-9.
[9]丁涛, 张承学, 孙元博 (Ding Tao, Zhang Chengxue, Sun Yuanbo) .多端电压源型直流输电系统的控制策略 (A control strategy based on local signal measuring for VSCMTDC) [J].电力系统自动化 (Automation of Electric Power Systems) , 2010, 34 (9) :45-50.
直流控制特性 篇5
随着复杂网络理论研究的深入,人们对复杂网络的结构特性认识更加清晰。如无标度(BA)网络的幂律分布特性,小世界(SW)网络的高聚类系数和小的平均路径特性[1]。不仅如此,还认识到SW网络由于具有上述特性也被故障利用,更利于故障的传播,所以SW网络从结构上讲具有抗攻击性低的特性。研究还表明,BA网络,由于具有幂律分布的特性,存在少数度大的节点(hub vertex),这些节点起关键作用,所以抵抗随机攻击的能力强,同时对蓄意攻击的能力又显脆弱[2,3]。这些成果对于工程应用研究有重要意义。
电力系统是典型的复杂网络系统。大量的电力科研人员利用复杂网络理论对其结构特性进行分析[1,2,3,4,5,6,7]。文献[1]应用复杂网络理论分析了连锁故障在小世界电网中传播的内在机理,得出,小世界电网本身的结构脆弱性是造成大规模连锁故障迅速蔓延的根本原因。对无标度的电力网络,发生大面积停电的概率小,但是一旦发生,将造成巨大的损失。文献[2]基于复杂网络理论研究了电网拓扑结构在电网抵御连锁故障的重要性,同时表明电网拓扑结构和连锁故障容限的关系。文献[4]用复杂网络理论分析了大电网结构脆弱性。得出电力网络的脆弱性与其网络拓扑有着密切的联系,要提高电网的可靠性水平,必须从电网的结构出发。文献[5]主要研究了电网的脆弱性评估方法,提出了互补性综合脆弱度指标。从有功和无功两方面分析线路脆弱性对电网静态稳定的影响。大量研究成果表明电网结构的强坚性对电网的可靠性影响很大,也表明应用复杂网络理论研究电网结构特性是目前最有效的方法。但是,这些成果主要集中在纯交流输电网络,且边权均是基于距离测度的。
智能电网是当前研究的热点[8,9,10,11],建立坚强的电网结构是基本。为此,本文重点分析直流输电对电网复杂网络特性的影响。提出基于传输能力的评价方法,且考虑直流输电的边权描述,得到与传输能量匹配的边权。提出不仅考虑节点功率还考虑节点的网络位置的基于能量指数的节点权重描述法,并以IEEE14系统为例进行分析。
1 复杂网络理论简介
对现实世界的深入研究,发现复杂现象的背后是有规律的。1998年Wattz和Strogatz发现小世界效应,1999年Barabasi和Albert发现了复杂网络的无标度特性。近年来,复杂网络研究已成为国内外研究的一个热点问题。复杂网络是由大量内联节点和连接节点的边耦合而成。节点描述了现实世界的物质对象,可以是线性系统和非线性系统。其具有节点复杂、结构复杂和演化复杂的特点。为了描述和研究之,引入了如下的网络特性参数[12]。
(1)节点的度D,表示与节点连接的边数。
(2)网络平均度数k,对所有节点度求平均。
(3)网络的平均距离L,所有节点距离的平均值。网络直径:节点间最短路径中的最大值。衡量的是网络的连通性能和效率。
(4)节点度数累积分布p。p(d)′表示节点度数大于等于d'的节点所占的比例。是表示节点度的概率分布。
(5)集聚系数:连接一个节点中的近邻中有多少是共同的近邻。刻画的是网络的传递性。
式中:Ci是集聚系数;ki是i节点的度;Ri是i节点的近邻节点中已存在的边数。
复杂网络研究的核心是研究结构如何影响功能和行为。
2 直流输电对电网网络特性的影响
复杂网络受到的攻击主要有两类:随意攻击(failure)和蓄意攻击(attack)。而对于不同类型的网络对这两类攻击表现出不同的抗毁性[6]。
对线路脆弱性分析得知,线路越重要,在蓄意攻击时就越脆弱[5],并用边权来表示线路的重要性。文献[4-5,7]中边权均采用线路电抗,是基于距离测度的,权值越大反而连通性差。为此这里采用基于传输能力测度的边权。边权是反映该路径传输功率的能力,边权越大表示传输功率的能力越强。对于输电网络,超高压输电和直流输电的大量运用,相同电压等级和相同的传输路径都会有不同的传输能力,即边权是不同的。这里同时考虑了不同电压等级和直流输电差异,于是得到反映线路脆弱性指标的边权如下。
定义1:设基准电压为V0,路径电压为Vij,直流输电系数为υij,则边权为:
如果是直流输电线路,相同电压等级下其传输容量是交流的2倍[13],则υij取2,否则为1。该定义对有无直流输电的网络都适用。
对于不同的节点,在受到攻击时表现出不同的抗攻击力,当节点被攻击后对网络造成的影响越大则该节点越脆弱。节点的重要性不仅要考虑其在网络中的作用即度的大小,同时还要考虑节点自身能力的强弱。于是提出电力网络节点重要性判定指标如定义2所述。
定义2:假设节点的能量为Pi,节点的度ki,则节点的点权为:
其中:pi是节点的归一化能量,,Ps是所有发电机额定容量总和,Pi是第i节点额定容量,如果是发电机节点就是发电容量,如果是负荷节点则为负荷容量,如果是开关站即为开关站交换的能量;表示是第i节点相连与第j节点相连的边权,式(5)第二项表示汇集到节点i的网络能量,第一项表示节点自身的能量;ωΡi表示节点i的点权,用于衡量节点重要性。
该评估节点重要性的指标不仅考虑了节点自身强弱,还考虑了节点的网络度和边权,是一个较为综合的评估方法。
以IEEE14测试系统为例来分析引入高压直流输电后系统的网络特性变化。IEEE14系统图如图5所示。
根据图1,用PAJEK软件绘制出简化复杂网络拓扑图如图2所示。图1和图2中的节点编号是对应的。
为分析电压等级和直流输电对输电网络的影响,将其他参数视为相同,并做如下假设:
1)假设系统电压等级都是基准电压,无直流输电,且边权,i,j∈N。假设发电机节点的功率分别是40,30,30,20,40 MW。sP=160 MW,根据定义2算出点权,如表1所示。
2)假设线路(6,5)是超高压直流输电,电压幅值是800kV,输电网络基准电压是交流220kV,其余参数不变,根据式(5)计算相应值见表2。
为了估计系统在受到蓄意攻击电网的状况,采用经典的全局效能作为目标函数[14],该函数对孤立点也能进行很好描述。
式中,τij是节点i到j最短路径边权。边权是反映线路输电能力的参数,边权越大表示该线路输送电能的能力越强。等效为距离就越短,效能就该越大,所以取倒数表示网络全局效能,从而实现归一化。得到在蓄意攻击方式下,有直流输电和无直流输电情况网络效能的区别,如图3所示。
图中横轴是蓄意攻击节点所占总节点比例,纵轴是蓄意攻击后余下网络所具有的全局效能。方形曲线是没有考虑输电网中线路的电压差和高压直流输电,将整个输电网络视为同压。即得到边权为1,根据节点能量和在网络中的位置,确定出节点的网络权值。按照表1中点权值大小,从大到小依次删除节点连接,按式(6)计算出网络全局效能。图中圆圈曲线是考虑了网络中的高压和直流输电线路,然后按照表1中点权ω1的节点顺序进行攻击得到的全局效能曲线。点曲线是考虑高压直流输电线路,重新对节点进行排序,按照表2中ω2的顺序从大到小进行蓄意攻击得到的全局效能曲线。从图中可以得出以下结论。
1)对于相同的输电网络,引入超高压直流输电后,网络的全局效能将得到提高,连通性更好。
2)网络节点的重要次序将发生局部改变。圆圈线的衰减明显慢于点线。这说明,无高压直流时的重要节点现在次序已经后移。所以按照先前的重要性排序进行攻击就表现出敏感性降低的特性。而按照考虑高压直流因素的排序进行攻击时,曲线明显慢陡。证明重要节点关系已经发生偏移。
3)从方形线和点线看出,点线比方形线陡,对蓄意攻击响应强烈。第一次攻击就是系统全局效能大大下滑幅度达到50%,不考虑高压直流输电,全局效能在第一次蓄意攻击时只下降20%。由此可见,同一电力系统中,引入高压直流输电使系统网络特性向无标度特性转移。使系统抵制随机故障的能力更强,同时,对蓄意攻击也表现得更加脆弱。
3 结论
智能电网建设意在提高电网运行的可靠性,增强电网抵御风险的能力。电网的结构对电力系统的稳定运行有重要作用。本文采用复杂网络脆弱性研究常用的效能指标对引入高压直流输电电力网络结构特性进行研究。提出了基于能量指数的节点重要性指标,得出高压直流输电可以提升网络的初始效能,同时使原电力网络的网络特性向着无标度特性转移,电力网络节点的重要次序也将有所改变的结论。提高网络的抗随机故障能力,对蓄意攻击表现得更加脆弱。所以在进行电网建设的同时,要做好脆弱节点的保护。
如何从电网结构坚强性考虑实现直流输电选址将是作者下一步研究的工作。
摘要：利用复杂网络理论对含高压直流输电(HVDC)的AC/DC系统的结构特性进行研究,意在研究高压直流输电对电网复杂网络特性的影响。以线路输电能力为指标对交直流输电线路的权重进行了统一定义;在考虑节点对系统贡献力又考虑节点的网络特性下,对节点的重要性进行了定义;提出了基于上述定义的交直流输电系统网络特性评估方法。以IEEE14系统为例,以常用的网络效能函数为目标函数进行仿真分析,得出:同一电力系统中,引入高压直流输电使系统网络特性向无标度特性转移,增强了系统抵制随机故障的能力,同时,对蓄意攻击也表现得更加脆弱。
直流控制特性 篇6
预计到2010年,四川境内的几个大型直流输电工程即将建成投运,其中四川电网与西北电网将通过德宝直流异步连接。根据全国能源平衡需要、西电东送总体规划研究成果,大区联网后特别是在丰水期大运行方式下四川电网将有大量电力经四川交流通道远距离送往华中,输电线路承载力接近其稳定极限运行,稳定问题比较突出。从网络结构上看,四川电网是典型的远距离、重负荷输电系统,加上各主要发电机组安装的快速励磁装置,极易引发低频振荡。
目前,电力系统稳定器PSS仍然是抑制低频振荡最经济有效的措施。四川电网中绝大多数中、大型发电机组和部分小容量发电机组都安装了相应的PSS,使得大区联网后四川电网未发生极弱阻尼或负阻尼的低频振荡现象。一般情况下,PSS对于局部模式和区域模式均会产生良好的阻尼效果。但相关文献指出[1,2],对于四川电网中的区域振荡模式,PSS的抑制效果并不显著。究其原因,系统中的低频机电振荡模式只会发生于转动惯量很大的区域电网间,这时单靠少数机组PSS产生的有限功率相位调节难以对众多机组均参与的区域模式产生显著影响。而大容量、远距离、多区域互联电网的区域间低频振荡是困扰电网安全稳定运行的突出问题。自1976年太平洋联络线直流工程安装功率调制器阻尼并联交流联络线上的振荡以来,直流调制在联网技术和电力系统安全稳定中的调节作用备受关注。针对大规模交直流混合输电系统,国内已有大量文献[3,4,5,6,7,8,9,10]研究利用直流系统的快速调节特性来改善系统运行的稳定性:小信号直流功率调制能有效抑制小干扰下的功率振荡,提高系统动态稳定性;在大扰动情况下,利用直流系统短时过载能力快速调制其注入交流系统的直流功率可以弥补暂态过程中功率的不平衡量,从而提高暂态功角稳定性。相关研究表明[11,12,13,14],直流附加控制能对互联交流电网间的区域振荡模式产生良好的抑制效果。近年来随着广域测量系统PMU/WAMS的兴起,出现了与传统控制不同的广域阻尼控制思路[15,16,17],将PMU/WAMS采集表征电网运行状态的广域信息与PSS、HVDC直流调制等手段相结合形成的广域闭环控制,是学术界与工程界最为感兴趣的课题之一。
本文在四川电网2010年丰大运行方式下,以德宝直流工程为研究对象,分析其不同结构的直流附加控制器对系统稳定性的影响。根据实际系统的运行特性详细讨论了德宝直流功率调制输入信号的选取,并通过大量的仿真分析优化配置控制器的相关参数,从而有效抑制互联交流电网间的低频振荡。
1 直流调制原理及设计原则
直流调制是在已有的直流输电控制系统中加入附加的直流调制器,从两端交流系统中提取反映系统异常(如频率、功率、电压等变化)的信号,来调节直流输电线路传输的功率,使之快速吸收或补偿其所连交流系统的功率过剩或缺额,起到紧急支援和阻尼振荡的作用,从而提高交流系统的稳定性。
在实际应用中,直流功率调制是阻尼电力系统摇摆、增强系统稳定性的强有力方法。功率调制可分为小方式调制、大方式调制和双侧频率调制。本文基于BPA仿真平台,根据四川电网的特点主要研究以上三种功率调制方式对系统小干扰稳定性的影响,其控制器结构分别如图1、图2和图3所示[18]。图中变量:Td、Td1和Td2为微分环节时间常数;Tf、Tf1和Tf2为滤波器时间常数;ε为引导补偿因子;K为直流调制增益;A、B、C、D为陷波滤波器参数;PDMIN(IDMIN)和PDMAX(IDMAX)分别为设定的直流功率(电流)调制量下限和上限;1ω和ω2分别为整流侧和逆变侧换流母线的频率信号;PAC、IAC分别为交流线路的功率信号和电流信号;PMOD、IMOD为直流调制控制器的输出信号。
小方式调制的输出信号为直流电流调制信号,主要用来增加系统阻尼,抑制小干扰情况下的功率振荡,提高系统的动态稳定性,其调制幅度一般只有直流功率的3%~10%。
大方式调制和双侧频率调制的输出信号均为直流功率调制信号,主要向系统提供同步功率,抑制故障后交流线路上的功率振荡,除了增强系统阻尼外,还可用于扩展系统暂态稳定极限,保障系统在大干扰下稳定运行,其调制幅度可达直流功率的20%~50%。
直流功率调制的主要目标是抑制系统的区域间振荡模式,同时也能提高系统的暂态稳定性,其整定原则为:(1)能有效阻尼系统的区域间功率振荡模式;(2)对其他振荡模式没有损害;(3)具有良好的鲁棒性,对各种运行方式具有良好的适应性。
2 德宝直流附加控制器的分析与设计
为了抑制电力系统的低频振荡,最重要的是确定弱阻尼低频振荡模式以及这些振荡模式的表现形式和振源。根据有关单位进行的特征值分析结果可知[1,2],四川电网中的弱阻尼振荡问题较为严重,与四川电网相关的区域间振荡模式主要有四川机组相对湖南、湖北、山东等机组,以及四川机组相对于陕西、山西、河北等机组的弱阻尼振荡。本文基于BPA仿真平台搭建了2010年四川电网丰大运行方式的仿真系统。在此基础上,根据实际系统的运行特性详细讨论了德宝直流附加控制器的设计,主要包括两部分内容:调制信号的选取和控制结构参数的整定。
2.1 调制信号的选取
针对德宝直流附加控制器的设计,从交流电网中选择合适的输入信号是有效发挥直流调制作用的首要问题。双侧频率调制的输入信号一般固定取自换流站交流母线的频率差,对于该输入信号本文不做详细讨论;而大、小方式直流调制输入信号包括整流侧交流系统线路的电流或功率,选择可观察性高的输入信号将有利于充分发挥直流附加控制的阻尼效果。根据工程经验可知:针对其中一种调制方式选取的输入信号具有一定鲁棒性,因此本节后续部分将以小方式调制为例来讨论直流调制信号的选取问题。
通过无直流调制时在直流功率指令处施加瞬时冲击小扰动,基于线路有功功率的振荡幅值大小,选取响应灵敏度较高的交流线路信号作为直流调制信号;并在有直流调制情况下,设置系统关键线路三永故障,对于不同调制信号进行仿真计算,验证初选结果的有效性。
2.1.1 直流参考功率冲击扰动(无直流调制)
为了不影响系统的稳定运行,在无直流调制情况下给直流功率指令施加10%的瞬时功率冲击,利用BPA稳定计算程序得到各交流线路有功功率的Prony辨识结果,并按照功率振荡幅值从大到小进行排列,如表1所示。
从直流功率冲击信号测试结果看出,上述500 k V交流线路有功功率的振荡频率约为0.38 Hz左右,属于区域间低频振荡模式的范围;其中,黄岩-万县交流线路的功率振幅最大,谭家湾-南充次之,说明二者对直流系统的运行特性较其他线路敏感,其电流或者功率可观察性高,可初步选为德宝直流调制的输入信号。
2.1.2 关键线路三相永久接地短路(有直流调制)
为了校核初选调制信号的有效性,首先根据工程经验任意配置一组直流调制参数,并在系统薄弱线路上设置三永故障,选取不同的输入信号(以有功功率为例)进行时域仿真计算。通过对故障后系统稳定特性的比较分析,确定一个最佳的调制信号。考虑到德宝直流送端的实际接线情况,一方面以谭家湾变电站为中心,主要考察与之相连的所有500 k V交流线路;另一方面,考察全网的薄弱环节以及与德宝直流相邻的关键断面。综上所述,将选择如下直流调制信号:
1)取谭德换线功率(谭家湾-德阳换流站)
2)取谭绵线功率(谭家湾-绵阳)
3)取谭茂线功率(谭家湾-茂县)
4)取谭南线功率(谭家湾-南充)
5)取谭龙线功率(谭家湾-龙王)
6)取谭德线功率(谭家湾-德阳)
7)取尖东线功率(尖山-东坡)
8)取黄万线功率(黄岩-万县)
根据四川电网的运行特点,将设置以下典型交流线路三相短路故障:0.2 s时刻,尖山-东坡双回500 k V线路其中一回在尖山侧出口处三相短路,0.09 s后跳开该回线路(简称为“尖山-东坡线路尖山侧三永故障”)。在有直流调制运行条件下,通过监测故障后四川断面南通道线路有功功率的变化情况来考察上述输入信号对直流调制效果的影响,相关的稳定曲线如图4所示。
从仿真结果可以看出,取谭家湾-龙王线路功率的调制效果最差,而取谭家湾-南充线路功率和黄岩-万县线路功率作为输入信号时较其他线路功率的调制效果显著,并且二者相差不大。这与基于Prony辨识的初选结果相一致,说明采用信号可观性的选择标准是正确的。根据地理接线情况,对于德宝直流来说由于谭家湾变电站离德阳换流站非常近,谭家湾变电站500 k V母线发生三相短路故障对德宝直流造成的影响最大,而黄岩-万县线路与德阳换流站的距离较远,直流系统运行特性受之影响比谭家湾-南充线路小;另外其为四川断面北通道,更能有效反映扰动后整个系统外送功率的振荡情况。因此可在黄岩-万县线路上安装广域测量装置系统,通过PMU/WAMS采集线路功率传送至德阳换流站作为直流调制的输入信号。综上所述,本文在仿真分析中将选取黄岩-万县500 k V交流线路有功功率作为大小两种方式直流调制的输入信号。但考虑到信号远距离传输的延时限制,建议在实际系统中选用谭家湾-南充线路的有功功率。
2.2 直流调制参数
直流调制是改善系统阻尼的有效办法,通过确定合适的时间常数和调制增益,可以获得期望的调制效果。由于大规模交直流系统结构复杂,具有很强的非线性,目前为止学术界还未提出一套较为成熟的且适用于工程实践的直流附加控制器的参数整定方法。本文选取的直流附加控制器参数主要来源于工程经验值[3],然后采用动态仿真程序并根据2010年四川电网的丰大运行方式特性进行大量的优化整定分析,最终获取一组能够兼顾多方面运行要求且具有良好调制效果的德宝直流调制参数,分别如表2~表4所示。
3 德宝直流调制对系统阻尼的影响
本文将重点研究小方式、大方式、双侧频率三类德宝直流调制策略对四川电网小干扰稳定性的影响。特别指出,根据此次研究的侧重点,通过德宝直流输电系统与四川电网异步连接的部分西北电网将采用简单系统模型。同样选取“尖山-东坡线路尖山侧三永故障”,基于2010年全国联网丰大方式数据进行时域仿真,下面将主要通过比较分析“无直流调制”、“小方式调制”、“大方式调制”和“双侧频率调制”四种运行条件下,故障切除后关键发电机组功角摇摆曲线以及四川断面的有功功率曲线特性来考察德宝直流附加控制器的阻尼作用,仿真结果分别如图5和图6所示。另外,表5还给出了各种运行条件下二滩机组功角曲线的Prony辨识结果。
从各种直流调制方式下的功角曲线和有功功率曲线特性可以看出,“无直流调制”方案对应的曲线呈现减幅振荡的趋势,仿真时间直到20 s时都未达到稳定状态,说明系统存在弱阻尼低频振荡现象;加装直流附加控制后,不仅对曲线回摆有改善作用,而且振幅快速下降,振荡次数明显减少,系统功率振荡得到了有效抑制,最快在10 s左右就能基本趋于稳定;其中,大、小方式直流调制呈现出良好的阻尼效果,加快了系统振荡的衰减速度,二者调制作用相当,且优于双侧频率调制。
另外,从表5给出的Prony分析数据可知,四种运行条件下的系统主振模式与文献[1]中提到的四川电网0.4 Hz的区域间振荡频率基本对应,且无直流调制运行条件下的阻尼比仅为0.040 6,属于弱阻尼低频振荡模式。而加装直流调制后,阻尼比增幅最大可达0.15,大、小方式直流调制增加系统阻尼效果比较显著。德宝直流系统的三种附加控制器的调制参数都是在原有PSS配置的基础上进行优化整定的,通过上述分析表明它们均能不同程度地改善四川电网的阻尼特性。
4 其他运行方式下直流调制参数的校验
在四川电网2010年丰小方式、枯大方式及枯小方式等多种工况下进行大量的故障时域仿真计算,校验德宝直流附加控制器参数的鲁棒性。由于篇幅有限,在此就不再做详细分析。仿真结果表明德宝直流附加控制器无恶化系统稳定状况的现象,尤其是大、小方式直流调制仍然能够显著加强系统的小干扰稳定性。总之,就目前电网结构而言,德宝直流采用任何一种附加控制,只要设置合适的调制参数都能够提高系统区域间的弱阻尼,并且能够很好地与电网中现有PSS协调作用,共同抑制系统的低频振荡现象。
5 结论
(1)根据选取响应灵敏度较高的交流线路信号作为直流调制信号的原则,通过对不同调制信号进行详细的仿真计算分析,本文选取黄万线有功功率作为大小两种方式直流调制的输入信号。但考虑到工程实践的需要,建议在实际系统中选用谭家湾-南充线路的有功功率。
(2)对于小方式、大方式和双侧频率三种直流调制方案,分别通过比较分析典型故障方式下有无直流调制时系统运行特性,可以清楚地表明三种直流调制都具有改善系统阻尼的作用。针对四川电网2010年丰大运行方式,优化后的大、小方式直流调制较双侧频率调制呈现出良好的阻尼效果。
直流控制特性 篇7
1 汽温的调整
1.1 循环方式的主汽温调节
循环方式的主汽温主要从两个方面调整：一是通过投运不同高度的燃烧器来调整炉膛火焰中心，如果燃烧调整不好，燃烧中心上移时，不仅造成过热器、再热器壁温超温，还造成减温水需求量大;二是通过改变氧量调整过剩空气系数，因为过剩空气系数偏大或偏小，将造成对流换热和辐射传热的比例变化。
1.2 直流运行方式下主汽温调节
直流运行方式下主汽温主要靠调整给水量、燃料量、中间点温度、减温水、给水温度、协调控制等，表l介绍了哈尔滨锅炉厂设计的600MW超临界机组调整情况。煤水比失调会引起主汽温度偏离设计值，因此要根据煤质情况确定合理的
煤水比。中间温度点选为分离器出口温度，中间点温度比主汽温度更灵敏地反映煤水比。中间点温度反映了锅炉蒸发和过热吸热的比例，改变中间点温度也可以影响主汽温度。因此，根据主汽温度曲线高低确定合适的中间点温度，在中问点温度合适的情况下，如果主汽温仍偏高，只有通过减温水来调节，投减温水时应注意减温水后蒸汽温度不能低于该压力下的饱和度，避免造成水冲击;升负荷时，先加水再按比例加煤，升负荷前期应适当降低水煤比防止低温过水，降负荷则相反。
中间点温度设定值是根据压力自动给出的，也就是分离器出口温度减去该点压力对应的饱和温度，即该点的过热度，一般取20～30℃，这与每个锅炉热平衡设计有关。在正常运行中，当中间点温度偏离设定值时，应立即调整给水量使实际温度恢复到设定值。在调试过程中根据主汽温度曲线高低确定合适的中间点温度，有时中间点温度已符合设定值，但主汽温度仍然偏离设计值，这时需要对中间点温度设定值进行修正，主汽温度仍然偏离设计值说明锅炉水冷壁等蒸发吸热和过热吸热的比例不合适。
因此，控制中间温度关键要调整好水煤比，影响煤水比的主要因素有三点：一是煤质的变化，需要定期进行煤质化验;二是给水温度变化，需要运行人员注意给水温度，特别是高低加投退，给水温度变化，水冷壁热负荷加重，避免超温，在满负荷遇到高加退出时，应立即退出上层燃烧器，并适当降低负荷，以避免主汽温超温：三是受热面污染，例如，水冷壁表面结焦。过热器积灰严重等，影响热吸收，造成吸热比例变化，导致调节失控。
2 给水控制
2.1 汽包炉给水控制
汽包炉给水量的调节和汽温调节相关不大，因为过热器受热面是固定的，以及汽包炉炉蓄热量大.汽温调节方便，汽包中有较大的工质容积及能量储存，有明显的液一汽两相分界面。因此，汽包炉主要控制蒸汽压力和水位的变化，给水流量通过水位变化保持与蒸发量平衡。
2.2 直流运行方式下给水控制
直流运行方式下锅炉的加热、蒸发和过热各区段之间无固定界限，一种扰动将对各种被调参数起作用，直流锅炉的总蓄热量约为同容量汽包炉的1/4～1/2。在直流运行方式下，采用强迫流动，给水流量变化将影响系统压力、蒸汽温度、蒸汽流量。如图1所示，给水量增加扰动时的动态特性 (燃料量不变) ，由于需要加热的工质增加，使加热区段增长，过热区段缩短，同时蒸汽流量增加，造成过热汽温下降。但蒸发量及汽温的变化均延迟一段时间t再上升，又由于增加的给水量变成蒸汽要经历工质流动及传热过程，蒸汽量的上升是逐渐的。由于大型直流锅炉的汽水流程长度很大，因此采用中间点温度来调整给水流量与燃料的比值。
3 压力调节
3.1 汽包炉压力调节方式
汽包炉压力变化主要反映系统入炉煤量的热量和输出蒸汽的能量平衡，压力调节主要靠入炉煤量的调节。
3.2 直流运行方式下锅炉压力调节
直流运行方式下锅炉压力调节的实质就是保持锅炉负荷与汽轮机所需的蒸汽量相等。直流运行锅炉的蒸汽量等于进水量，单纯锅炉燃料量的变化，除了在动态过程中蒸发量有所变化外，不能引起锅炉负荷的改变，只有改变给水量才能改变锅炉负荷。压力调节时，用给水量稳定汽压。负荷变动时，增减给水量的同时，相应调整燃料量和风量。
4 循环方式向直流方式的转变
超临界直流锅炉启动系统配置炉水循环泵，与锅炉水冷壁最低质量流量相匹配。采用炉水循环泵，可以将再循环流量与给水混合后进人省煤器，从而节省由于此部分流量进入扩容器后膨胀、蒸发而损失的工质，且完成锅炉启动从亚临界到超临界直流的转变。启动初期，汽水分离器中保持一定的水位，汽水分离器的作用相当于汽包，处于湿态，存在两相区。随着燃烧率的增加，产汽量逐渐增加，分离器内水越来越少，35%左右负荷时，产汽量与进入省煤器的给水量相等，汽水分离器已无水位，由湿态转变为干态.因水的饱和温度随压力的提高相应升高，汽化潜热相应减少。当压力高于临界点时，汽化潜热等于0，水在临界压力22.12MPa下被加热至临界温度374.15℃时。即全部从液相转为蒸汽，不存在两相区，即水变成蒸汽是连续的，并以单相运行。在超临界压力下。水到蒸汽的变化只经历加热阶段和过热阶段，而无饱和蒸汽区，图2是转直流运行时，循环流量与给水流量的关系。
5 入炉煤量
5.1 汽包炉入炉煤量调节
汽包炉因锅炉蓄热量大，入炉煤量的波动对运行参数受干扰小，相对稳定。燃烧稳定性调整主要是通过对煤质分析报告进行审查，核对是否与设计煤种相符，化验煤粉细度是否符合要求。煤粉颗粒大，造成燃烧中心上移，调整钢球配比，增大球径小的装球量及调整分离器的角度。送风量大也造成燃烧中心上移，后屏过热器、再热器对流传热增加。造成过热器、再热器壁温超温。因此控制总风量，通过测量灰渣未完全燃烧损失和排烟损失。省煤器出口氧量最佳控制点，得出最佳风量。
5.2 直流炉的入炉煤量调节
直流锅炉的入炉煤量波动对运行参数干扰大，因此制粉系统直接影响着锅炉的稳定运行，风量调整不好会造成给粉管堵煤、给粉管超温、爆燃等现象。风煤比控制不好造成燃烧不稳定等。600MW超临界直流炉的制粉系统的控制策略包括以下几个方面。
1)给煤控制：中速磨煤机的煤量是靠调节给煤机的输煤速度，合理的一次风量、风压维持磨煤机的输入煤量和输出煤量保持平衡。
2)一次风压力、风量控制：一次风量通过布置在每台磨煤机的风管上的调门控制，满足调节出力所需要的流量。一次风的压力控制是通过调节风机动叶开启角度来实现的。一次风压力的设定值将由全部磨煤机的入口风挡板开度决定，同时增加了煤流量的修正补偿量及最小限制值，设定的一次风压力值同实际的一次风压力值通过PI控制器比较后。最终调节风机动叶，以满足所需要的一次风压力。
3)风、煤粉温度控制：磨煤机出口端风/煤粉温度应维持在工艺所规定的要求。磨煤机出口温度设定在70℃左右。温度的调节是通过调整一次风的热风和冷风的混合比例实现的。冷风挡板调温。热风挡板调风量;当热风挡板开至最大仍不能维持磨出口温度时。应增加旁路风量。同时必须将磨煤机出力降低。
参考文献
[1]黄伟, 陈志兵, 李文军等.600MW超临界变压本生直流锅炉的调试[J].电力建设.