交直流混合输电（精选7篇）
交直流混合输电 篇1
0 引言
随着电力系统的高速发展,跨区域电网互联已成为主要发展趋势,互联后电力系统规模更大,动态行为更加复杂,对电力系统安全稳定带来更大的挑战。为了提高互联系统的安全性和经济性,高压直流输电系统(High Voltage Direct Current Systems,HVDC)和柔性交流输电系统(Flexible AC Transmission Systems,FACTS)装置被越来越广泛地应用于电力系统中。但该类设备使得电网的分析、运行及其控制变得更加复杂,因此有必要对包含这些设备的电力系统进行更有效更可靠的数字仿真,以便于电力工作者进行试验研究、设计规划和调度运行[1,2,3]。
提高高压交直流混合输电系统动态过程的仿真可信度,必须选择适合的模型,其中负荷模型是非常关键的,尤其当系统处于重载时,采用不同负荷模型进行仿真可能得到不同的甚至是截然相反的仿真结果[4,5,6,7]。本文利用BPA软件,采用不同负荷模型仿真了交流系统发生故障时的负荷节点电压波形及发电机功角波形,以及整流侧和逆变侧电压波形图,这为分析高压交直流输电系统中发生交流故障对直流侧的影响以及研究恢复办法提供了有效的依据。
1 高压直流输电
1.1 直流输电的现状
自1954年HVDC输电首次商业性成功地应用于瑞典大陆和哥特兰岛之间以来,随着电力电子技术的快速发展和直流输电控制能力的提高,直流输电技术蓬勃发展。由于直流输电在一些方面具有交流输电无法比拟的优点,已成为电网建设的一个发展方向。我国的葛洲坝一上海直流输电工程于1989年投入运行,天生桥—广州直流输电工程于2001年双极投入运行。此外,三峡—常州直流输电工程极I系统也已送电成功。同时为了适应我国电网发展需求,正在兴建和即将兴建的直流工程还包括即将成为世界上规模最大的直流换流站的三峡—广东直流输电工程、贵州—广东直流输电工程、三峡右岸一上海练塘直流输电工程。随着大批直流线路的投运,我国电力系统进入了交直流混合输电的时代。研究交直流混合电网的动态特性成为一项紧迫的任务。
1.2 交直流混合输电系统中需要解决的问题
目前,尽管直流输电有很多优点,但交直流混合输电系统中依然存在很多需要深入研究的问题。例如:1)直流输电系统换相失败;2)多个换流站落点的选择;3)对直流输电系统控制器的研究;4)交直流混合输电系统的暂态过程;5)交直流混合输电系统的稳态运行和调控。
解决上述问题最有效的工具就是电力系统动态仿真。众所周知,仿真中负荷模型的不确定性最大,对仿真结果的影响也很大。本文的目的就是利用BPA仿真软件研究不同的常用负荷模型对交直流混合电网的动态特性影响。
2 仿真软件BPA
BPA是一个大型电力系统分析软件包。它以1983年版美国BPA(Bonneville Power Adminisration)为基础开发而成,在程序中加入适合我国电力系统分析计算的部分功能,形成了中国版BPA程序,已在我国电力系统规划、调度、生产运行及科研等部门得到了广泛的应用[9]。
BPA包含的模型有很多种,可以进行复杂电网的仿真计算。可供选择的发电机模型很丰富,包括最简单的二阶经典模型,也包括复杂的六阶模型。BPA还提供了丰富的励磁系统模型与调速器模型。直流模型有详细和简化的双端直流系统与多端直流系统模型,且可以考虑多种控制方式和调制方式。
BPA不仅可以模拟各种对称、不对称的短路、开断等故障,还可以模拟发电机失磁、切机、快关、切负荷、直流故障等多种元件故障。
3 负荷模型介绍
负荷模型指用来描述负荷特性的数学方程。按模型是否反映负荷的动态特性来分,可以将模型分为静态负荷模型和动态负荷模型,前者多用代数方程来描述,后者多用差分方程和微分方程描述[10]。
3.1 静态负荷模型
静态负荷模型主要有2种,即指数模型和多项式模型,2种都属于非机理模型。常见的多项式模型如式(1):
式中:P0为初始有功功率;Q0为初始无功功率;电压二次项相当于恒定阻抗负荷(Z,功率与电压的关系是平方关系,这与阻抗的功率电压特性相符,故称为恒阻抗负荷),电压一次项相当于恒定电流负荷(I),电压零次项相当于恒定功率负荷(P),这就是常用的ZIP模型;为负荷的频率特性。
3.2 动态负荷模型
动态负荷模型进一步分为机理式和非机理式模型。非机理式动态模型的形式有常微分方程模型、传递函数模型、状态空间模型、时域离散模型,此外还有描述负荷非线性特性的人工神经网络模型和机理式动态模型。最初的机理式模型是一阶或三阶感应电动机模型。但是,由于感应电动机正常运行时对功率因数有一定的要求,所以,一般采用感应电动机并联恒阻抗的形式,从而保证感应电动机的初始滑差在一定的范围之内,其余部分的功率由恒阻抗消耗。
3.3 综合负荷模型
综合负荷模型是目前在仿真中最常用的模型,一般采用三阶感应电动机并联负荷静特性的模型结构。静特性部分采用不同的比例,就可以产生不同的负荷模型。如感应电动机并联恒阻抗、感应电动机并联恒功率等。目前常用的综合模型主要有2种:考虑负荷时变的自适应综合模型[11](Time Variant Adapting Model,TVA)与考虑配网支路的综合模型[12](简称配网模型)。
4 算例及结果分析
4.1 电网概述
以WSCC-36节点电网为例,其等值接线如图1所示。采用BPA对该交直流输电系统进行时域仿真计算,计算时采用了详细的发电机模型(6阶)及励磁系统、原动机调速器。直流模型在正常运行时的控制方式整流侧采用定电流或定功率控制,逆变侧采用定电压或定息弧角控制。算例的详细参数见文献[9]。
负荷模型分别采用静态的恒阻抗模型、电动机并联恒阻抗的动态模型、TV A模型与配网综合模型。
4.2 短路故障仿真计算
仿真中设Bus16与Bus20之间的线路中点在1 s时发生三相短路故障,0.1 s后切除故障,得到了负荷节点29、直流线路两端节点33、34处电压变化曲线。仿真时采用了不同负荷模型与不同的直流运行方式,目的就是比较不同负荷模型对交直流混合电网动态特性的影响。
整流侧定电流、逆变侧定电压方式的计算结果见图2～6,整流侧定功率、逆变侧定息弧角方式的仿真结果见图7～11。
4.3 结果分析
从图2～4、图7～9中可以看出直流系统不论采用何种控制方式,采用恒阻抗负荷进行仿真母线电压降低的幅度没有其他几种含有电动机负荷的大,恢复值也比其他模型高。使用配网模型的仿真结果最为恶劣,电压跌得最低,恢复也最慢,甚至在Bus29节点处发生了振荡。这是因为动态感应电动机负荷在母线电压降得很低时,电磁转矩随之减小,造成了电动机电磁功率与机械功率不平衡,电动机转速降低,转差增大,使得电动机吸收的无功电流增大,线路损耗增大,导致母线电压进一步降低。当电动机在母线电压降低时吸收的无功功率增大,如果此时母线无功功率补给不足,很容易造成电压失稳。不同的直流控制方式之间,同种模型的计算结果差别不大。
从图5～6、图10～11中可以看出,当交流侧发生故障时,直流侧的有功功率、无功功率变化也很大。使用不同的负荷模型仿真的有功功率、无功功率变化趋势同前面的分析一致,也是恒阻抗模型的结果波动幅度最小,配网模型的结果波动幅度最大。这主要是由于交流侧电压的变化及直流侧的控制方式决定的。采用定息弧角方式时,故障后更容易稳定。
5 结论
从前面的分析可知使用不同的负荷模型进行仿真时,仿真结果的差别较大。恒阻抗负荷的结果最乐观,而配网模型的结果最保守。使用不同负荷模型进行设备参数整定时,参数将有很大的不同。实际上不存在对所有的故障都保守的负荷模型,采用静态负荷模型和采用动态模型时得到的仿真结果是不同的,甚至有可能是截然相反的,这就说明研究最符合实际的负荷模型是刻不容缓的,进行系统分析时应尽可能选取能准确表示负荷动态特性的负荷模型,不能选取过于乐观的模型,也不能选过于保守的模型。另外,由于工业负荷大部分为感应电动机,一般都装设低电压保护。当电压低至阈值电压时,电动机从系统切除,所以,研究动态稳定时采用的负荷模型应该符合这一实际情况。
摘要：为了研究负荷模型对交直流系统动态稳定的影响,利用电力系统仿真软件BPA对WSCC36节点输电系统进行了动态仿真,比较了不同的直流控制方式下目前电网分析中经常使用的几种负荷模型对暂态稳定的影响。仿真结果表明:负荷特性对交直流混合输电系统的动态稳定有明显的影响,受端使用考虑配网支路的综合模型最容易造成功角失稳和电压失稳,恒阻抗静态模型最有利于功角稳定和电压稳定。由于不同模型的仿真结果差别较大,并且不存在对所有故障都保守的负荷模型,因此采用最反映实际情况的负荷模型才能有效保证仿真结果的可信度。
关键词：交直流系统,动态,仿真,负荷模型
参考文献
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交直流混合输电 篇2
近年来, 随着电力电子技术的发展, 基于全控型器件的模块化多电平换流器 (MMC) 极大地促进了高压直流输电 (HVDC) 技术的发展。作为电压源型换流器 (VSC) 的一种, MMC在具有VSC所有优势的同时, 还兼具器件一致触发动态均压要求低、扩展性好、开关频率低以及运行损耗低等诸多优势, 在新能源并网、改善城市配电以及海岛供电等场合下得到了广泛的使用[1,2,3,4]。
柔性直流输电应用于远距离、大容量架空线路输电的一个主要问题是直流侧故障的自清除问题[5], 由于目前还没有真正商业化应用的高压大容量直流断路器, 柔性直流输电系统在直流侧故障时采用的是跳交流侧开关的方法来清除直流侧故障。根据ABB公司在Caprivi Link工程[6,7]中的经验, 这种方法从故障开始到清除故障并恢复到故障前功率水平的时间为1~2s, 与传统直流输电处理类似故障时间为0.5s左右还有差距。为此, 文献[8-9]提出了一种在整流侧和逆变侧分别采用电网换相型换流器 (LCC) 和MMC型换流器的混合式直流输电系统拓扑结构。为了使得这种混合式直流输电系统具有直流侧故障自清除能力, 必须在逆变器直流侧出口处串联单向导通的二极管阀。这种混合结构被认为是解决中国远距离、大容量输电问题的一个极具竞争力的方案。因此, 迫切需要对上述结构的直流输电系统设计技术进行研究。
正常运行时, 由于换流器的非线性特性, 直流输电线路上会产生大量音频范围内的谐波电压和谐波电流。通过容性耦合、感性和阻性耦合, 谐波电压和谐波电流会对电信线路中的音频电话回路产生干扰, 降低通话质量[10]。一般需在直流输电系统的直流侧加装直流滤波器, 将音频范围内的干扰控制在允许水平之内。为了能够合理而有效地配置直流滤波器, 通常需根据工程的实际特性在理论上计算沿线各点的各次谐波电流, 然后折算为等效干扰电流进行衡量[11]。因此, 各次谐波电流计算的准确性直接关系到滤波器设计的准确性, 谐波电流计算也就相应地成为了直流滤波器设计的基础。从理论上来说, 可以基于时域仿真软件搭建足够精确的仿真模型, 然后计算其谐波电流。尽管该方法可以提供较为精确的计算结果, 但是数字仿真需要耗费大量时间和计算机硬件。考虑到直流滤波器设计必须满足在所有运行工况和功率水平下的谐波特性要求, 数字仿真并不太适合于此时的谐波电流计算。因此, 本文针对LCC-MMC混合直流输电系统, 提出了使用解析公式计算其直流侧谐波电流的一套完整流程。然后, 基于电磁暂态仿真计算软件PSCAD/EMTDC, 搭建相应的数字仿真平台, 验证了所提出方法的有效性。
1 混合直流输电系统的数学模型
以双端单极直流输电系统为例, LCC-MMC混合直流输电系统的接线如图1所示。图中:Usr, Usi分别为整流侧和逆变侧的网侧母线电压;Zsr, Zsi为交流系统的等值阻抗;Tar, Tbr为整流侧变压器;Ti为逆变侧变压器。整流侧由12脉动换流器构成, 逆变侧则由MMC构成。Dp为装设在逆变侧直流母线出口处的大功率二极管阀, 用于阻断发生直流故障时的故障电流通路, 正常运行时Dp可以用一个短路支路等效。
1.1 整流侧换流器的数学模型
参考现有LCC-HVDC工程, 整流侧采用12脉动换流器。稳态运行状态下, 整流侧LCC满足以下关系[12]:
式中:Ur为换流变压器阀侧空载线电压有效值;Udr为整流站直流电压;Idr为换流器输出直流电流;Pdr为直流功率;Qcr为换流器吸收的无功功率;Xr1为每相换相电抗;cosr为功率因数;α为触发角;μ为换相重叠角。
1.2 逆变侧换流器的数学模型
在稳态运行状态下, 根据能量守恒原理, 换流器交、直流侧的电压、电流存在以下关系[13,14]:
式中:Pi, Qi分别为交流系统注入MMC的有功功率和无功功率, 对应的功率因数角为φi;Pdci为换流器的直流输出功率;Ui为换流器交流侧线电压有效值;Udci为换流器直流侧正负极之间直流电压;Ii为换流器交流侧线电流有效值;Idi为MMC输出的直流电流;ipk, icirck分别为k相的桥臂电流和环流, k (取a, b, c) 表示三相交流系统中的某一相;ik为换流器交流侧k相电流瞬时值。
1.3 直流线路的数学模型
定义传播常数矩阵为:
式中:Z, Y分别为输电线路的单位长度串联阻抗矩阵和并联导纳矩阵。
根据多相耦合线路非解耦模型的推导结果[15], 输电线路的导纳矩阵为:
式中:Ys, Ym分别为对应多相耦合输电线路的自导纳矩阵和互导纳矩阵;l为线路长度。
2 混合直流输电系统直流侧谐波电流的计算方法
本文考虑的直流侧设备主要包括:换流器、平波电抗器、直流滤波器以及直流线路等, 下面将分别对其中几个关键的直流侧设备进行分析建模。
2.1 直流线路首末端节点电压计算
2.1.1 LCC三脉动谐波电压源的计算
三脉动谐波电压源[16,17,18]是计算直流侧各次谐波电流的前提条件。12脉动换流器相对应的三脉动模型结构如图2所示。
文献[16]根据图1三脉动组1中3个阀的导通情况, 将一个周期的电压波形分为6段, 利用傅里叶分解, 得到三脉动模型各次谐波电压源。按相似的计算过程, 可方便获得12脉动换流器中另外3个三脉动组的各次电压, 其差别仅在于它们的交流初相角不同。
2.1.2 MMC直流侧等效电路的计算
根据文献[19], 在直流谐波分析中, MMC可以等效成谐波电压源。但是在电平数较大的MMC-HVDC场合下, MMC产生的等效干扰电流非常小[19], 与LCC-HVDC[20]相比, 可以忽略不计。因此, 在本文的研究中, 不考虑MMC产生的谐波, 把MMC等效成无源元件处理。
只考虑直流侧谐波电流, 在图3所示的MMC中, 考虑到MMC的3个相单元在结构上的完全对称性, 直流电流Idi中的n次谐波分量Idi (n) 会平均分配到每个相单元中。
只考虑直流侧谐波电流对MMC输出电压的影响, 能够得到:
式中:C=2C0, 其中C0为子模块电容大小;L=2L0, 其中L0为桥臂电抗大小;Udci (n) 为在MMC两端的n次谐波电压分量;N为每个桥臂上的子模块个数。
从直流侧往MMC看过去, 则式 (11) 可以转化为:
式中:C′=6C0/N。
因此, 若不考虑MMC产生的谐波, 在直流侧谐波电流的计算过程中, MMC可以等效成为一个大小为6C0/N的电容和一个大小为2L0/3电抗的串联形式的无源元件。
2.1.3 混合直流输电系统直流侧网络
根据上文内容, 与传统直流系统[21]类似, 混合直流输电系统直流侧网络如图4所示。对于12脉动换流器, 等效的杂散电容反映了套管、阀绕组以及变压器的交流绕组与阀绕组之间对地的电容, 且换流器星形绕组和三角形绕组对应的电容值略有不同。三脉动谐波电压源是考虑了各种不对称因素之后的理论计算量。平波电抗器、直流滤波器以及中性线接地电容组成了直流侧的滤波系统。在本文的假设条件下, MMC在直流侧可以等效成为无源元件。
随后, 把已经求得的LCC三脉动谐波电压源、直流线路等效导纳矩阵以及MMC直流侧等效电路等引入混合直流输电系统网络中, 利用诺顿等效, 将电压源转化为电流源, 作为注入电流I注入直流网络, 根据节点方程I=YU, 即可得到直流网络各节点电压, 也就得到了直流输电线路始端和终端的电压。
2.2 直流线路谐波电流和沿线等效干扰电流的计算
2.2.1 直流线路谐波电流的计算
在已经求得整条直流输电线路首末端节点电压的基础上, 可以根据以下两个步骤求解直流输电线路上任意位置上 (设该点为图5中的节点r, s) 谐波电流。
1) 首先求解输电线路首末端 (节点1, 2, 3, 4) 的谐波电流。因为图5中节点1, 2, 3, 4的电压已经求得, 那么根据式 (8) 可以得到:
式中:I1-2, I3-4分别为直流线路始端和终端的谐波电流;U1-2, U3-4分别为直流线路始端和终端的谐波电压。
2) 显然, 对于节点1, 2, r, s构成的那部分线路 (如图5中虚线框所示, 记为k) , 结合文献[22]与电网络理论, 可以通过节点1, 2的电流电压求解节点r, s的电流电压, 如下所示:
式中:Ur-s, Ir-s分别为节点r, s的电压和电流;Ysk, Ymk分别为线路k的自导纳矩阵和互导纳矩阵。
对于本文讨论的2根直流极线和2根架空地线的结构, 假设其架空地线始端节点编号为g1和g2;节点r, s处架空地线节点编号为gr和gs。那么对应于这8个节点, 存在着相应的关系:
式中:Ysk′, Ymk′分别为这4条线路的自导纳矩阵和互导纳矩阵, 均为4×4阶;Ug1-g2, Ugr-gs分别节点g1, g2和gr, gs的谐波电压;Ig1-g2, Igr-gs分别节点g1, g2和gr, gs的谐波电流。
由于架空地线可靠接地, 那么Ug1-g2和Ug3-g4都等于0。因此架空地线任意点gr和gs上的谐波电流可以通过式 (15) 计算得到。
2.2.2 沿线等效干扰电流的计算
参照实际LCC-HVDC工程, 直流谐波水平普遍采用等效干扰电流来描述。等效干扰电流是所有谐波频率即50~2 500 Hz的噪声加权残余电流[21]。鉴于MMC产生的谐波电流非常小, 且本文没有考虑MMC自身产生的谐波, 因此本文定义直流线路上任意一点x处的等效干扰电流为:
式中:Irec (n, x) 为距离整流侧x的n次残余电流均方根值;P (n) 为n次谐波噪声加权系数;Hf为耦合系数, 表示典型明线耦合阻抗对频率的标幺化关系。
2.3 直流侧谐波电流的计算流程
综上所述, LCC-MMC混合直流输电系统直流侧谐波电流的计算流程如下。
步骤1:对于整流侧LCC, 根据系统工况, 利用傅里叶分解, 计算12脉动换流器三脉动模型各次谐波电压源。对于逆变侧MMC, 根据2.2节内容, 计算其直流侧等效参数。对于直流输电线路, 根据1.3节内容计算仅考虑其首端和末端的等效导纳矩阵。
步骤2:利用节点分析法, 通过求解混合直流输电系统的直流侧网络, 得到直流输电线路的首端节点和末端节点的电压。
步骤3:在已知直流线路首末端口节点电压的基础上, 利用式 (13) , 求解分段直流输电线路首末端节点的电流。而后根据式 (14) 和式 (15) , 就可以求得直流输电线路和架空地线任意点的谐波电流。沿线的等效干扰电流可以通过式 (16) 求得。
步骤4:通过重复步骤1至步骤4的过程, 依次求解需要考虑的所有工况下直流线路上的谐波电流和沿线等效干扰电流。
3 仿真验证及分析
为了验证所提出的LCC-MMC直流侧谐波电流计算方法的正确性, 验证算例基于一个额定电压为±500kV、额定功率为3 000 MW的双极混合直流输电系统。该系统未配置直流滤波器, 运行于双极全压状态下。利用本文算法计算线路入口处谐波电流, 同时在PSCAD/EMTDC中搭建相应的系统模型进行仿真计算, 然后对两者的结果进行比较。主要系统参数见附录A表A1。整流侧谐波源采用三脉动电压源模型, 其中, YYP, YYN, YDP, YDN分别代表4个串联的三脉动谐波电压源, 整流侧正负极三脉动谐波电压源电压幅值如表1所示。谐波电流对比测试点为图4中节点1, 2, 3, 4, 对比结果如表2所示。
由表2可见, 本文算法与PSCAD/EMTDC仿真结果偏差较小, 验证了本文算法的正确性和适用性。
4 沿线等效干扰电流和谐波电流计算结果
本节内容基于对双极全压额定直流功率该工况中LCC侧不装直流滤波器、装设1组直流滤波器以及装设2组直流滤波器3种情况的计算。本文考虑在直流侧装设12/24/36三调谐滤波器来限制直流线路上的谐波电流和等效干扰电流。滤波器结构如图6所示, 初步配置参数见附录A表A2。
图7给出了2种情况下沿线等效干扰电流水平。
图8和图9给出了2种情况下正极直流输电线路上部分次数谐波电流有效值的沿线分布。
5 结语
本文针对LCC-MMC混合直流输电系统, 提出了计算其直流侧谐波电流的频率分解计算完整方法和流程。通过与基于PSCAD的时域仿真结果进行对比, 两种计算方法的计算结果较为一致, 从而验证了本文所提出方法的有效性。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：针对一种在整流侧和逆变侧分别采用电网换相型换流器和模块化多电平换流器 (MMC) 的混合直流输电系统, 提出了直流侧谐波电流频率计算方法和完整流程。在整流侧采用三脉动谐波电压源, 等效了12脉动换流器的谐波输出特性;在逆变侧使用电容串联电感的无源结构, 作为MMC直流侧等效电路;线路参数计算中采用了全相非解耦模型的改进算法。与基于PSCAD/EMTDC搭建数字仿真模型进行直流侧谐波电流计算结果的比较, 验证了提出方法的准确性。
交直流混合输电 篇3
传统高压直流(HVDC)输电系统采用基于晶闸管的电网换相换流器(line commutated converter,LCC),具有造价低、损耗小、可靠性高、技术成熟等优点,在大容量远距离输电、异步电网互联、海底电缆送电等场合发挥重要作用。但LCC逆变侧存在着换相失败的风险,且不适合向弱系统或无源网络送电[1,2]。由此改造并发展起来的电容换相换流器(capacitor commutated converter,CCC)[3,4]实现了人工换相,将传统直流输电系统适用范围扩展到受端系统较弱的情况,但未彻底解决换相失败问题,且一旦发生换相失败很可能不容易恢复甚至发生继发性换相失败[5]。
采用基于全控型器件的电压源型换流器(voltage source converter,VSC)的直流输电系统由于具有滤波容量需求小、控制灵活且可向无源网络送电等优点而得到越来越广泛的应用[6,7]。但与LCC相比存在运行损耗较大、制造成本高、容量小等缺点,因此整合二者优势的LCC-VSC混合直流输电系统引起了学者关注。文献[8-9]研究了混合双端直流输电系统的拓扑结构和运行机理;文献[10]验证了混合双端直流输电系统向无源负荷送电的可行性;文献[11-13]将混合多端直流输电系统用于风电并网。然而该混合直流输电系统因VSC难以处理直流侧故障而不适用于架空线的电力传输;两端分别配置的大容量平波电抗器和直流电容器易发生谐振,如何抑制启动或故障期间可能发生的过电压和过电流是其工程应用的难点;此外,因固有结构特性无法进行潮流翻转。
与VSC成对偶形式的电流源型换流器(current source converter,CSC),近年来在电机驱动[14]、动态无功补偿[15]、风电并网[16]等领域得到理论发展或工程应用。与VSC类似,CSC根除了换相失败问题;此外,直流故障时不存在二极管整流通路,具有直流故障自清除处理能力,使廉价的架空线代替昂贵的电缆成为可能。为此,本文研究了一种新型的电流源型混合直流输电系统,整流侧采用传统的LCC,逆变侧采用基于全控型器件的CSC。推导了CSC在dq旋转坐标系下的低频和稳态数学模型。在PSCAD/EMTDC中以葛南直流为基础搭建混合直流输电系统,针对工程实践必然面临的诸如正常启动、潮流翻转、交流故障响应、直流故障处理及重启动等若干关键问题,进行了仿真和分析以验证本文系统的可行性和有效性。
1 拓扑结构
目前CSC的容量相对较小,因此可通过串联多个CSC构成分布式受端以提升整个混合直流输电系统的容量[16]。本文主要研究两端结构。如图1所示的单极大地接线形式的电流源型混合直流输电系统为最基本的两端拓扑结构。整流侧沿用传统直流输电系统配置,一般由12脉动换流器、换流变压器和滤波器等组成;逆变侧则由基于全控型器件的CSC、换流变压器和滤波器组成。全控型器件通常采用绝缘栅双极晶体管(IGBT)或集成门极换流晶闸管(IGCT)等的CSC、换流变压器和滤波器组成。其中,换流变压器可以由连接电抗器代替,滤波器通常采用LC组成的二阶低通滤波器,用于滤除因开关调制产生的高次谐波。
2 建模与控制
整流侧LCC准稳态模型在文献[1-2]中已有详尽叙述,本文不再赘述。本节重点分析逆变侧CSC在dq旋转坐标系下的低频和稳态模型。
2.1 逆变侧CSC的低频和稳态模型
逆变侧CSC的拓扑结构如图2虚线框内所示,每个桥臂由多个IGBT和大功率二极管串联组成,以提高器件的反向阻断能力。图中交流侧变量均已折算到阀侧;ipa,ipb,ipc为阀侧相电流;isa,isb,isc为网侧相电流;va,vb,vc为阀侧相电压;usa,usb,usc为网侧相电压;L,C,R分别为系统的等效电感、等效滤波电容和等效电阻;udc为直流电压;idc为直流电流;Ld为平波电抗器电抗值。
根据基尔霍夫电压和电流定律可得到状态方程为:
对式(1)—式(3)进行坐标变换,则可得到CSC在dq旋转坐标系下的低频模型描述:
式中:vd和vq分别为阀侧相电压的d,q轴分量;ipd和ipq分别为阀侧相电流的d,q轴分量;usd和usq分别为网侧相电压的d,q轴分量;isd和isq分别为网侧相电流的d,q轴分量;ω为电网电压的角频率。
逆变侧稳态等效电路如图3所示(忽略电阻,XT和XC分别为系统等效电抗、等效滤波容抗)。取交流母线电压空间矢量Us2的方向为d轴方向,则可得usq=0,usd=Us2(Us2为矢量模值)。
由基尔霍夫定律可得:
由式(7)和式(8)计算可得交流母线处的电流为:
计算CSC注入交流系统的基波有功功率Pac和基波无功功率Qac如下:
逆变侧直流电压udc由式(13)得出:
通过上述各式就可以确定混合直流输电系统的稳态工作运行点。
2.2 控制策略和控制器
无论LCC还是CSC,其运行本质均为“交流侧等效为电流源、直流侧等效为电压源”,因此原有的传统直流输电系统的控制策略(如正常启动策略、潮流翻转策略和故障后恢复策略等,将在仿真部分详细分析)能得到很好地继承和移植。系统稳态运行特性曲线如图4所示。图中:下标ref表示参考值。本文测试系统正常运行时采用的基本控制策略是:整流侧为带最小触发角控制(AB段)的定电流控制(BC段);逆变侧采用定直流电压(ED段)和定无功功率控制(EF段)。同时配置后备定电流控制。系统稳定运行在G点,整流器和逆变器控制器结构分别如图5和图6所示。图中:下标meas表示测量值;KP和KI分别为比例和积分系数。
正常工作时,逆变器为定直流电压控制;当整流侧电压跌落而导致直流电流下降超过Δidcref时,逆变器转入定直流电流控制,以维持直流系统运行。逆变器使用控制模式选择逻辑来确定具体控制方式。逆变器可实现有功和无功功率的解耦控制[17,18],通过调节无功电流来满足设定的无功输出。
3 仿真验证与分析
为了验证本文所提出的电流源型混合直流输电系统的可行性和有效性,在PSCAD/EMTDC中搭建了葛南单极改造直流模型,其中逆变器采用CSC。葛南直流输电工程于1989年双极投入运行,其额定参数为±500kV/1.2kA/1200 MW,直流线路长1045km,整流侧及线路等主要参数可参见文献[19]。逆变侧CSC主要参数如下:全控型器件选用IGBT,换流器的调制频率为1 150Hz,换流变压器变比为225 kV/470 kV,直流电压定值为500kV,无功功率定值为300 Mvar,滤波电容为1μF,在交流母线处安装高通滤波器;控制器的比例—积分(PI)参数中,比例系数为1.098 9,积分时间常数为0.010 92s。系统基准值采用600 MVA。混合直流输电系统的主要控制方式如下:整流侧为带最小触发角控制的定电流控制;逆变侧为定直流电压控制和定无功功率控制,逆变侧还配置了后备定电流控制。
3.1 稳态运行特性
3.1.1 启动过程模拟
电压源型混合直流输电系统的启动过程包括直流电容的预充电,考虑到整流侧配置大容量电抗器,如何避免启动过程产生过电流是其工程应用亟待解决的难点。相比之下,电流源型混合直流输电系统可沿用传统直流输电系统的启动控制策略,能够实现电压、电流快速平滑启动。
如图7所示,启动分为4个基本阶段:①初始阶段(0~0.04s),两端换流器处于闭锁状态,触发角等于90°,此过程一般进行启动的准备工作,如交流断路器合闸以使换流变压器和换流阀带电、操作直流侧开关设备以连接直流回路、投入适量交流滤波器支路或低压电抗支路等;②电压、电流爬坡阶段(0.04~0.20s),分别解锁逆变器和整流器,逆变侧直流电压调节器按某一合适规律(本文采用直线段,0.5s-1)逐步升高直流电压直至运行的整定值,与此同时整流侧电流调节器按同样规律逐步升高直流电流到整定值,触发角逐渐下降;③电压电流稳定阶段(0.2~0.3s),实际的电压、电流爬坡通常会滞后于指令变化,因此在指令达到整定值后仍在两端控制器作用下继续上升,同时触发角继续下降直至额定值左右;④正常运行阶段,0.3s后系统开始正常运行,仿真波形表明系统能够实现功率稳定传输。
3.1.2 潮流翻转模拟
当互联电网需要潮流调节或故障期间用于紧急功率支援时,通常要求直流工程具有正反向送电能力。电压源型混合直流输电系统存在固有的单方向输电特性,无法进行潮流翻转;而电流源型混合直流输电系统可通过改变电压极性,进行正常或紧急潮流翻转。受到主回路参数限制,直流功率反转的速度有所限制(快速反转一般约几百毫秒)。
如图8所示,潮流翻转过程分为4个阶段(假设系统在稳态运行0.6s时得到潮流翻转指令):①0.6~0.8s,整流侧控制器将直流电流按预先整定的速率(-0.45s-1)降至最小容许值,如0.1(标幺值),与此同时(也可在电流下降完成后)逆变侧控制器按预先整定的速率(-0.5s-1)将直流电压降到0;②0.8~0.9s,保证零电压最小电流一段时间,此过程可缩短或省略;③0.9~1.1s,逆变侧控制器按预先整定的速率(0.5s-1)将直流电压逐渐升到额定值,与此同时整流侧控制器将直流电流按预先整定的速率(0.45s-1)升高至额定值;④1.1~1.18s,在两端控制器作用下最终完成潮流翻转。整个过程大约需要600 ms。潮流翻转过程中逆变器无功功率参考值为200 Mvar,正常运行时为300 Mvar。从图中可以看出,逆变侧能够实现有功和无功功率的分别控制,而整流侧无功功率不可控,因此期间交流滤波器要进行相应的投切以满足与系统无功功率的交换处于一定的范围内。
3.2 典型故障响应特性
3.2.1 交流故障响应
换相失败是传统直流输电系统难以克服的固有缺陷,其根本原因在于采用半关断器件且必须借助电网实现换相过程。而电流源型混合直流输电系统由于采用全控型器件从而从根本上消除了换相失败的风险。为进一步说明电流源型混合直流输电系统的优势,以逆变站近端发生三相短路故障为例对比分析两者的响应和恢复特性。
假设稳态运行0.6s时逆变侧近端交流母线发生三相接地故障(接地电阻为4Ω),持续0.1s后故障清除。图9给出了逆变侧分别采用CSC和LCC情况下整流侧线路入口直流电压、直流电流、整流器的有功功率及触发角、关断角的变化波形。在故障初期LCC发生了换相失败。可以看出,混合直流输电系统在故障清除后的恢复特性要优于传统直流输电系统的恢复特性,且因故障引起的功率损失也小于传统直流输电系统。
3.2.2 直流故障响应及重启动
直流线路短路故障是换流站最严重故障之一。限制或清除故障电流的基本途径有3种:依靠直流断路器隔离故障点、依靠交流断路器断开与系统的联系、依靠换流器快速自清理能力。因直流断路器研制困难且造价昂贵,实际工程未广泛采用;而通过交流断路器切断故障电流几乎是目前基于VSC的轻型直流输电系统或混合直流输电系统的唯一选择,考虑到机械开关动作较慢,因此需详细设计主电路参数以保证故障初期过电流下设备的安全;相比之下,电流源型混合直流输电系统具备故障自清理能力,适合于直流故障发生率较高的架空线传输场合。
假设系统稳态运行0.6s时逆变侧线路入口处发生暂时性接地短路故障(模拟接地闪络故障),持续0.1s后故障消失,混合直流输电系统的故障响应特性及重启动过程如图10所示。
可见:①0.6~0.7s,故障期间逆变侧电压控制器迅速将整定值降至0,同时整流侧控制器迅速将触发角移至120°左右,使得整流器运行于逆变状态,把存储在平波电抗器及线路电感和电容中的能量回馈给交流系统,此时直流电压和电流一般呈减幅振荡波形并快速减小到0;②0.7~1.0s,经过0.3s充分去游离以恢复绝缘性能,期间整流器仍保持强迫移相状态;③1.0~1.2s,逆变侧控制器将直流电压按预先整定的速率(0.5s-1)逐渐升到额定值,与此同时整流侧解除强迫移相状态,利用控制器将直流电流按同样速率(0.5s-1)逐步升至额定值,触发角逐渐降低且有功和无功功率得到恢复,该阶段类似于正常启动时的电压、电流爬坡阶段;④1.2~1.3s,在两端控制器进一步作用下最终完成故障后重启动过程。
4 结语
本文研究了一种电流源型混合直流输电系统,送端采用基于晶闸管的LCC,受端采用基于全控型器件的CSC。推导了CSC在dq旋转坐标系下的低频和稳态数学模型,并分析和设计了基本控制策略、启动和潮流翻转策略及故障恢复策略。在PSCAD/EMTDC中以葛南直流为基础搭建电流源型混合直流输电系统,仿真结果表明该系统具有良好的性能,是直流输电系统在远距离、大功率应用领域一种可行的改进方案。
所设计的启动和潮流翻转策略能够实现系统电压、电流的平稳启动和潮流的快速翻转,且不会出现过电压和过电流现象,稳态运行时性能良好。
在逆变侧近端交流母线三相短路故障下,传统直流输电系统会发生换相失败且功率损失较大;而电流源型混合直流输电系统不会发生换相失败,且系统响应和恢复特性优于前者。
交直流混合输电 篇4
1 VSC-HVDC原理及控制方案
1.1 VSC-HVDC的数学模型
柔性直流输电系统的两端换流器均采用VSC, 两个换流器具有相同的拓扑结构, 一端换流器结构如图1所示。
在图1中, ea, eb, ec为电网电压, R为VSC交流侧电阻, L为VSC交流侧电感, isa, isb, isc为电网输入电流, usa, usb, usc为VSC交流侧的输出电压, udc为VSC直流侧电压, C为直流电容, 其作用是为换流器提供电压支撑。如果换流器处于整流状态, 由基尔霍夫电压方程可知交流系统与VSC交流侧在abc静止坐标下的动态微分方程为:
式 (1) 中:usa, usb, usc分别为交流系统的各相电压;R和L为交流系统与换流器之间的电阻和感抗;ua, ub, uc为VSC交流侧的基波电压;ia, ib, ic为各相的相电流。
由功率守恒定律可知:
式 (2) 中:Pc为VSC交流侧流入的有功功率;uak为VSC直流侧的电压;iak为VSC流出的电流。
经Park变换, 可将式 (1) 变换为dq同步旋转坐标形式:
式 (3) 中:ω为交流系统的电压角频率;usd为交流系统电压的d轴分量;ucd和ucq分别为换流器交流侧电压的d轴和q轴分量;id和iq分别为交流侧电流的d轴和q轴分。
假设a相电压初始相位为, 同步旋转坐标d轴初始方向与a相电压同向。此时, usd=us、usq=0, us为交流系统电压的幅值。忽略整流器和变压器的损耗, 假定R=0, 则由式 (1) 可得风电场与同步旋转坐标系整流器之间的功率传输方程为:
由式 (4) 可知, 有功功率和无功功率分别与isd和isq为线性比例关系, 因此, 调节isd和isq, 就可以实现输入至换流站的风电场有功功率与无功功率的控制。
1.2 VSC-HVDC控制策略
柔性直流输电最大的优势体现在有功、无功功率的灵活控制上。可分为基于虚拟磁链的控制策略和基于网侧电压的控制策略两大类, 二者都是在dq旋转坐标系下进行的, 主要区别在于旋转坐标系选取的不一样。在以网侧电压矢量定向的同步旋转坐标系下, 内外环的输出与输入均为直流量, 本文采用该控制策略, 设计控制器结构如图2所示。udc为直流侧电压, ia, ib, ic分别为风电场输送至换流器的三相电流, 外环控制回路为内环回路提供参考电流id_ref用来控制直流电压, iq_ref用来控制无功潮流, 经内环回路产生参考电压ud_ref和uq_ref, 最后由坐标变换成PMW控制器需要的参考电压uabc_ref.udc_ref为直流电压参考值, 其与实测值的误差信号经直流电压控制器输出为电流参考值id_ref.iq_ref由式 (4) 无功功率对应的q轴电流参考值确定。为了保证功率平衡和电压稳定, 送端采用定直流电压控制, 受端采用定无功功率控制。
1.2.1 外环控制器
VSC-HVDC系统两端功率平衡计算公式为:
电容电流的计算公式为:
由此可得:
式 (7) 中:icap为电容电流。
由式 (7) 得出的定直流电压控制器如图3所示。
受端采用定无功功率控制。在dq旋转坐标系下, 由式 (4) 可知, 控制iq_ref就可以控制无功功率, 控制其结构如图4所示。
1.2.2 内环电流控制器
由式 (3) 可得:
由式 (8) 得到的内环电流解耦控制器如图5所示。
2 混合储能装置
2.1 工作原理
混合储能技术是柔性柔直流输电技术中的一种, 主要由各种储能介质 (可分为能量型储能和功率型储能) 、逆变器、控制装置和变压器组成。随着电力电子的迅速发展, 储能装置的种类、功能不断丰富, 多应用于风电并网, 有利于减小风电场输出波动对电网的影响。在储能设备中, 蓄电池应用广泛, 其具有的大能量密度的特点满足了分布式发电对能量密度的要求。但是蓄电池功率密度较小, 无法快速满足系统功率动态变化的要求。超级电容器具有功率密度大、能量密度低的特点, 可以快速提供较大功率。因此, 将这两种储能装置组成混合储能系统, 能兼顾超级电容响应速度快、能量密度高和锂电池功率密度大的优点, 实现技术优势互补。
本文选用锂电池与超级电容器通过功率变换器并联组成混合储能装置, 结构如图6所示, 可在负荷低谷时将多余的电能输送到混合储能系统, 向储能系统充电;在负荷高峰时, 储能系统可将储存的功率输送至电网, 从而实现系统的瞬时功率平衡和稳定控制。
2.2 混合储能系统的控制方法
混合储能系统通过双向DC/DC变换器来实现储能系统与电网之间功率的双向流动, 双向DC/DC变换器结构如图7所示。混合储能控制系统能实时检测锂电池的荷电状况、超级电容器的端电压, 与并网电能的调节量进行比较分析, 计算出锂电池和超级电容的剩余电量, 然后通过所得计算量触发该控制系统, 从而控制两个双向变换器的工作模式, 实现正确的功率传输方向和大小。
3 系统仿真分析
3.1 双馈风电机组柔性并网结构
由双馈风电机组成的风电场经过VSC-HVDC系统与受端电网相连。混合储能装置并联在送端系统和受端系统间直流母线上, 如图6所示。其中, VSC-HVDC系统的额定容量为60 MW, 直流母线电压为80 k V, 直流输电线路长度为50 km, 直流电容为35μF。
3.2 仿真结果分析
根据图6所示的并网结构, 验证了并联在直流母线的混合储能装置对提高风电输出功率的稳定性, 图8为没有安装混合储能的VSC-HVDC并网系统风电场输出功率曲线, 实际输出功率波动较大。图9为混合储能系统的充放电功率。对比图8与图9可知, 并联在直流母线的混合储能系统充放电功率能够很好地跟踪风电场输出功率的变化。图10为直流母线电压波动情况。
图11为混合储能装置并联在直流母线前后VSC-HVDC受端交流母线的响应情况。由图11可知, 储能系统的充放电功率能够平抑风电输入功率波动, 使输入至受端交流母线功率基本稳定, 如图11中的 (a) 所示。图11中的 (b) (c) 表明VSC-HVDC系统直流母线并联混合储能装置能减小风功率波动对受端电网造成的电压、频率波动等不利影响, 受端电网的电能质量得到提高。因此, 风电场采用基于混合储能装置的VSC-HVDC系统与电网连接, 受端电网能消除风功率波动等不利因素的。
4 结束语
本文提出了一种通过在VSC-HVDC系统直流母线并联混合储能装置的并网方式和相应控制策略, 通过双向DC/DC控制储能装置的充放电功率以平抑风电场输入至电网功率波动, 减小了风电随机性对受端交流母线电压造成的影响, 保证了受端电网的安全、稳定运行。
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交直流混合输电 篇5
随着高压直流(HVDC)输电技术越来越成熟，越来越多的远距离大功率输电、海底电缆送电、两个交流系统之间的非同步联网等方面开始采用HVDC输电技术[1]。然而传统电网换相高压直流输电(Line-Commutated-Converter High Voltage Direct Current,LCC-HVDC)由于晶闸管换流过程的本质又有其固有的缺陷，比如换流时需要消耗大量无功功率，换流器会产生大量谐波，向弱交流系统供电时可能发生换相失败[2,3]，无法向弱交流系统或无源网络供电等。
随着电力电子器件和控制技术的发展，出现了新型的全控型半导体器件-绝缘栅双极晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor,IGBT)。20世纪90年代以后，以全控型器件为基础的电压源换流器高压直流输电(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current,VSC-HVDC)得到了快速发展。VSC-HVDC突出了全控型电力电子器件、电压源换流器和脉冲调制三大技术特点，解决了传统LCC-VSC的诸多固有瓶颈，比如VSC-HVDC可以实现有功功率和无功功率的独立控制，而无需无功补偿；可以无需电网短路电流的支撑换相，从而用于对无源交流系统供电；可以两站独立控制和运行，无需站间通信[4]。然而与传统LCC-VSC相比，VSC-HVDC的系统开关损耗较大、工程造价高。
混合型高压直流输电(hybrid-HVDC)即一端采用LCC，另一端采用VSC的输电结构，可以合理结合LCC-HVDC和VSC-HVDC的优点。传统的LCC-HVDC输送容量大、电压等级高，而目前在建VSC-HVDC工程的最高输送容量和最高电压等级也分别达到了2×1000 MW和±345 kV，虽然二者的容量和电压等级还有一定差距，但是考虑到VSC-HVDC的发展现状和前景，结合LCC-HVDC和VSC-HVDC的混合直流输电将具有工程应用前景，因此该课题将具有重要的研究价值[5]。
文献[5]研究了整流侧两组两电平VSC串联、逆变侧双12脉动的LCC的模型，并且提出了抑制逆变侧换相失败的控制策略，但是逆变侧还是有发生换相失败的可能性。文献[6,7,8,9,10,11]研究了整流侧LCC、逆变侧VSC的特性，但是容量太小，且无法对无源网络供电。文献[12]则采用整流侧两个6脉动LCC串联，逆变侧是一组三相二电平的VSC模型，研究了它的控制策略，并且与相同传输容量的两端VSC进行了对比，但是仍然没有研究对无源网络供电的情况。文献[13]在文献[5]的基础上讨论了整流侧LCC、逆变侧VSC的控制策略，但是没有讨论对无源网络供电的情形。文献[14,15,16,17]研究了VSC向无源网络供电的控制策略，但是两端采用VSC成本又太高。文献[18]研究了伪双极VSC-LCC型混合直流输电系统启动方法。文献[19]研究了模块化多电平柔性直流输电系统直流侧的启动方法。文献[20]则在伪双极LCC–VSC模型下，通过采用整流侧定直流电流，逆变侧定交流电压-直流电压控制方式下实现了对无源网络供电。
本文采用整流侧两个6脉动LCC串联、逆变侧是三相二电平的VSC的混合高压直流输电(Hybrid High Voltage Direct Current,H-HVDC)系统。这样就能实现向无源交流网络供电这一目的，解决了传统的LCC的缺陷，同时降低全部采用VSC的成本。在PSCAD/EMTDC上构建了仿真模型，控制方式采用整流侧定直流电压控制，逆变侧定交流电压-直流电流。对该模型的启动特性、稳态特性与暂态特性、单极闭锁进行了研究。仿真结果表明，该H-HVDC系统能够实现向无源网络供电，且具有较高的稳定性，为混合直流的进一步发展提供了理论基础。
1 伪双极LCC-VSC混合高压直流输电系统
1.1 基本结构
伪双极由一个VSC换流器构成了双极，不是传统直流输电意义上的双极系统，这种结构称为伪双极结构[21]。
本文搭建的模型的送端采用LCC，由换流变压器、滤波器、两个6脉动换流桥、平波电抗器等组成，其中S1和Z1为等值送端交流系统的电源和等值系统的阻抗。而受端换流器则采用VSC，由换流桥、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成。Rd、Ld分别为直流线路等效电阻、电感。K1、K2、K3、K4是与直流电容并联的旁路开关，R1、R2、L1、L2是抑制过电流的器件。当直流输电线路发生故障或某一6脉动LCC发生闭锁时，闭合相关的旁路开关，此系统可转换为单极直流输电系统。
该H-HVDC的拓扑结构图如图1所示。
虽然目前LCC-HVDC应用较为广泛的是双极12脉动直流输电系统，但增加两个6脉动换流桥，投资成本增加更多。综合考虑，该H-HVDC的整流侧采用双极6脉动形式。这种拓扑结构可在保证传输容量尽可能大、输电可靠性高的同时，尽可能减少工程建设投资。
其中逆变侧的拓扑结构如图2所示。
1.2 工作原理
在整流侧，设触发滞后角为，换相角为，则送端的准稳态数学模型如下所示[22]。
式中：为送端直流电流；Ud1为送端直流电压；X1为送端系统单相电抗。将式(1)代入式(2)中得整流侧直流电压为
逆变侧VSC换流器采用脉宽调制(Pulse Width Modulation,PWM)技术，数学模型为
式中：μ为直流电压利用率；m为调制度；为Uc2和Us2之间的相角差；Ud2为逆变侧直流电压；X2为换流电抗器的电抗。
由式(1)～式(7)可以看出，整流侧通过控制触发延迟角控制直流电压和有功功率。而由式(9)～式(10)可以看出，有功功率主要取决于角，无功功率主要取决于Uc2，而Us2是由VSC输出的PWM电压脉冲宽度控制的。因此，通过对角的控制就可以控制系统输送有功功率的大小，通过控制Uc2就可以控制VSC发出或吸收的无功功率及其大小。
1.3 LCC-VSC控制器原理
1.3.1 整流侧LCC控制策略
整流侧LCC控制策略，采用定直流电压控制方式，实现对角的控制，整流侧的逻辑图如图3所示。
1.3.2 逆变侧VSC控制策略
逆变侧为电压源换流器，采用目前应用比较广泛的直流电流双闭环解耦控制，即D-Q解耦控制方式。
根据VSC-HVDC系统的一般控制规律，与无源交流网络联接的换流器应向无源网络供给稳定的交流电压，因此需要对无源侧的交流电压进行控制，即无功控制类应采用定交流电压控制。为了实现混合直流输电传输功率水平的恒定，逆变侧的有功控制类采用定直流电流控制方式。
由Park变换得到d-q坐标系下交流侧三相动态微分方程为
式中：usd、usq分别为电网电压的d、q轴分量；ucd、ucq分别为VSC交流侧电压基波的d、q轴分量；id、iq分别为电网电流的d、q轴分量；R、L是联结变压器加相电抗器的等效电阻及等效电感。
由式(11)可得
由于
进而可得VSC的控制量m和分别为
逆变侧的控制系统结构图，如图4所示。
2 仿真分析
2.1 仿真系统参数
针对图1所示的混合直流输电系统在PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真程序中建立模型，为实现向无源网络供电，选取直流传输功率为400 MW，直流电压等级为±200 kV，直流电流为1 kA。其中整流侧交流系统电压等级为220 kV，逆变侧无源网络电压等级为10.5 kV，逆变侧直流电容为600μF，相电抗器为0.074 3 H，直流线路等效电阻Rd为2Ω、等效电阻电感为0.07 H，仿真步长为50μs，仿真时间为5 s。无源网络的负荷用400 MW的三相电阻性负载来模拟。
2.2 启动与稳态特性研究
由于逆变侧VSC换流站没有电源支撑，故启动策略为在0.04 s时首先触发整流侧LCC换流站，待直流电容充电0.1 s后解锁逆变侧VSC。启动和稳态时，直流电压、直流电流、有功功率、无功功率整流侧和逆变侧有功功率的仿真图形如图5所示。
前四个小图中，红色代表正极部分的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率。而绿色代表负极的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率。而第五个图中，红色代表整流侧送端的有功功率，绿色代表逆变侧受端的有功功率。由于LCC正负极对称，所以选择只描述正极的情况，以下同上。
由图5可知，直流电压只用了0.3 s就达到了额定值，电压上升过程中，最大过电压为234 kV，总体平稳。直流电流也用了0.35 s就达到了额定值，最大过电流为2.13 kA，传输的有功功率用了0.35 s才达到额定值。整流侧有功功率波动较大，逆变侧有功功率则平稳上升到400 MW额定值。
稳定运行时，直流电压、直流电流、有功功率、无功功率以及整流侧和逆变侧的有功功率均十分平稳，整流侧和逆变侧传输功率分别为430 MW和400MW，直流功率损耗为30 MW，损耗率为5%。
2.3 故障特性研究
由于篇幅限制，本文在整流侧和逆变侧没有做单相和两相短路，只做了最严重的三相短路。如果该H-HVDC系统在三相短路情况下还能够恢复到稳定状态，那么单相和两相短路也能恢复到稳定状态。
2.3.1 整流侧交流母线三相短路
设置的故障发生在t=3 s时，故障持续时间为0.2 s。在t=2.9 s到4 s的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率的仿真波形如图6所示。
由图6可知，当整流侧交流母线发生三相短路时，直流电压、直流电流、有功功率均用了0.4 s就恢复到稳定状态，无功功率则只用了0.3 s就恢复到了稳定状态。故障期间，没有出现功率中断现象，说明了选择的控制策略的有效性。
2.3.2 逆变侧交流母线电压三相短路
故障发生在t=3 s时，故障持续时间为0.2 s，在t=2.9 s到4 s的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率的仿真波形如图7所示。
由图7可知，当逆变侧交流母线发生三相短路时，直流电压用了0.4 s才恢复到稳定状态，且故障期间，直流电压中断，但故障切除后，立刻恢复到了额定值。直流电流用了0.4 s就恢复到了稳定状态，故障期间，出现的过电流最大值为8.8 kA，最小值为-1.6 kA，过电流较大。有功功率用了0.4 s才恢复到稳定状态，故障期间无中断现象发生。
故障期间，正极无功功率最大值为-375 Mvar，恢复到稳定状态只用了0.3 s。负极无功功率最大值为880 Mvar，最小值为-400 Mvar，恢复到稳定状态用了0.4 s。
综上所述，该H-HVDC系统即使在整流侧和逆变侧交流母线发生最严重的三相短路时，都能快速地恢复到稳定状态，说明了该系统的稳定性能较好。
2.3.3 单极闭锁
设置直流输电线路的负极在t=2 s时发生单极闭锁故障，为了防止故障过程中出现过电流，在2.01s时闭合开关K3，通过串联RL电路防止过电流；然后当t=2.02 s闭合开关K4防止产生LC振荡。该H-HVDC系统的直流电压、直流电流、有功功率、无功功率及整流侧和逆变侧的有功功率如图8所示。
由图8可知，当负极发生单极闭锁后，正极的直流电压、直流电流、有功功率保持不变。而负极的直流电压由200 kV逐渐降到了0 kV，用了0.02 s。直流电流最大过电流为2.4 kA，它迅速降到0 kA，用时0.05 s。有功功率逐渐降为0 MW，用时0.15 s。
该伪双极系统在单极闭锁情况下迅速转化为单极高压直流输电系统。而且H-HVDC系统传输的有功功率由400 MW变为200 MW，该系统在直流故障情况下具有一定的抗干扰性。
3 结论
本文建立了含有整流侧LCC换流器和逆变侧VSC换流器的伪双极H-HVDC系统向无源网络供电的模型，推导了其在稳态时的数学模型，且针对向无源网络供电的特性条件，对整流侧与逆变侧协调控制策略进行了研究。然后在PSCAD/EMTDC环境下对该H-HVDC系统的启动特性、稳定运行特性、整流侧和逆变侧母线发生三相短路故障的恢复特性以及单极闭锁进行了研究，得到如下结论：
(1)逆变侧采用VSC换流器，使混合直流输电向无源网络供电成为可能，同时在整流侧采用LCC换流器，与VSC-HVDC相比，H-HVDC系统降低了投资成本，提高了经济效益。该类模型非常适合于单向电力传输，减少了整个系统的成本和功率损耗，可以应用于对小岛、孤立负荷和偏远山区供电。
(2)鉴于混合直流向无源网络供电的特殊性，需要稳定逆变侧无源网络的电压，逆变侧VSC的控制方式特定要求为定交流电压模式，通过系统的稳态与暂态特性研究仿真，验证了该控制方式选择的正确性。
(3)通过在整流侧和逆变侧换流母线施加三相接地短路故障以及单极闭锁故障仿真，仿真结果表明了H-HVDC系统具有较好的抗干扰能力，在故障发生时能够迅速恢复到稳定状态。
摘要：电网换相换流器高压直流输电系统(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current,LCC-HVDC)在功率传输特性、线路故障时的自防护能力、过负荷能力等方面均优于交流输电,但却无法向弱交流系统和无源网络供电。电压源换流器高压直流输电系统(Voltage Source Converter based HVDC,VSC-HVDC)可实现向无源网络供电的目的,但由于电力电子技术的局限性,VSC-HVDC系统投资成本过高。结合两者的优势,提出了一种新型混合高压直流输电系统(Hybrid High Voltage Direct Current,H-HVDC)。该系统的整流侧为两个6脉动LCC接一交流网络,逆变侧为三相二电平VSC接无源网络。在此基础上,对该H-HVDC的稳态数学模型、启动特性、稳态特性与暂态特性、单极闭锁进行了研究。仿真结果表明,该H-HVDC系统能实现向无源网络供电,且具有较高的稳定性,为混合直流的进一步发展提供了理论基础。
交直流混合输电 篇6
目前河南省境内有1000k V特高压交流线路2条和±800k V特高压直流线路1条, 分别是2009年1月建成的1000k V长南I线、南荆I线和2014年1月投入运行的±800k V天中线, 河南省境内合计特高压里程330.787公里。
在输电线路上架设OPGW复合光缆具有两个功能:一是作为电线路的屏蔽线和防雷地线, 对输电线路导线抗雷闪放电提供保护, 在输电线路发生短路时, 起铠装层和屏蔽作用, 使短路电流对电网和通信线、铁路、输送管道的干扰降到最小。二是通过符合在地线中的光纤, 作为传送光信号的介质, 可传播音频、视频、数据和各种控制信号, 进行多路宽带通信。
光缆直线线夹是安装在光缆外层, 将光缆固定在杆塔地线支架上的连接金具, 光缆直线线夹护线条对光缆起到保护作用。但是护线条在电力线路导线电场的作用下, 会发生干带电弧放电, 引起护线条的电腐蚀。在直击雷和感应雷的作用下, 与雷电直接接触的金属因高温而融化的可能性很大, 造成光缆直线线夹和护线条损伤。
因此, 研制一种更换地线光缆金具的专用工具, 对确保特高压电网安全、稳定、可靠运行和保证作业人员作业安全和人身健康、提高运行检修工作的质量和提高效率具有重要意义。
1 工作负荷计算
1.1 光缆相关参数选取
经查阅河南省所运维的特高压交流长南I线、南荆I线和特高压直流天中线的资料专档, 确定取最大的OPGW-175型光缆为本次研制设计基准, 见表1。
1.2 垂直档距选取
经查阅我省目前运维的特高压交、直流输电线路资料专档, 垂直档距在800m以下的占96.73%, 因此确定选用垂直档距800m为设计基准。
1.3 工作负荷确定
OPGW-175型光缆 (单位重量1183kg/km、缆径17.5mm、全面积为176.47mm2) , 垂直档距SL垂直和水平档距SL水平均取800m, 考虑最大风速10m/s。
体型系数K为1.1, 风速不均匀系数aF为1.0, 受风面的投影面积
可以求出风压比载g4
求垂直荷载P
求水平荷载Q
可求出导线的总荷载G
因此, 取10k N为该工具额定工作负荷。
1.4 安全系数的选取
根据DL/T 875-2004《输电线路施工机具设计、试验基本要求》, 确定3.0倍安全系数, 因此该支架破坏负荷不得小于3.0k N。
2 工器具设计
2.1 整体结构
根据输电线路施工摇臂抱杆的工作原理, 构想了一种适用于更换特高压光缆金具的工具。如图1所示。
2.2 支架生根方式
光缆金具更换提升支架在杆塔光缆地线支架上的安装关系到本项目的实际运用及推广, 采取具有通用性的生根方式, 是本课题必须解决的问题。
为此我们查阅了除大跨越外所有的直线塔光缆地线支架组装图, 并进行现场勘查, 取其共性, 确定采用在支架底部采用“十”字开口形式与地担支架连接, 配合螺栓紧固的方式固定。
2.3 材质的选择
7A04 Al-Zn-Mg-Cu系超高强度铝合金, 亦称超硬铝, 是超硬铝中相对成熟、使用较久和较广的一个合金, 常用于加工带电作业金属工器具。具有以下特点:
重量轻, 比重为2.85g/cm3, 约为钢材比重的1/3;
条件屈服强度高, σ0.2 (MPa) :≥400;
抗拉强度高, σb (MPa) :≥530,
切削性好, 易加工。
2.4 臂展的确定
查阅我国第一条1000k V长南线和±800k V哈郑线光缆组装图进行初步选择, 并进行了现场勘察和尺寸量取, 确定支架臂展长度不得小于2400mm, 避免吊钩安装位置影响悬垂线夹内层护线条的拆装。吊钩需适用于OPGW-175及以下光缆金具如图2所示。
2.5 对更换支架各关键部件材质进行强度校核如图3所示。
(1) 吊钩强度校核
计算步骤略, 吊钩A-A截面剪切强度满足。
(2) 校核结论
通过对地线光缆金具更换支架强度计算校核, 其强度均满足设计要求, 故地线光缆金具更换支架在额定负荷下使用安全可靠如图4所示。
3 现场验证
为检验特高压交、直流输电线路光缆金具更换提升支架结构性能, 进行了出厂试验, 并采用现场试验的方式进行验证。
某省检修公司带电作业班分三组, 在所辖±800k V天中线进行了更换光缆悬垂线夹的试验, 通过试验结果见表2所示:
由表2可知, 使用该工具后, 比不用该工具前的作业时间减少了72.99%, 从而减少了高空作业所用时间, 可有效降低高空作业事故率, 保障了特高压输电线路高空作业的安全, 对特高压检修技术发展有利。
使用光缆金具更换提升支架更换光缆悬垂线夹所用时间与传统方法作业时间相差较大, 采用该工具每次作业减少停电时间, 增加效益52.8万元, 加上节约人工成本0.02万元, 扣除QC成果研制费用, 经济效益约为52.8+0.02-12=40.82万元。
现场验证结果表明:在完成该项目现场作业要求的全部安全技术措施后, 多个作业小组运用该工具在较短时间内均完成了更换特高压输电线路光缆金具的工作并取得了良好效果;也比采用传统工具作业更加节省时间, 此项工具研发成功产生的经济效益和社会效益十分明显。研制的“特高压交、直流输电线路光缆金具更换提升支架”安全和性能指标完全满足设计功能要求。
4 结论
(1) 提出一种特高压交、直流输电线路更换光缆连接金具的专用工具结构, 由两根摇臂、立柱、斜拉杆、底座、铝合金双钩、钢丝绳和吊钩几部分组成。其结构简单, 各部件受力分配合理, 安装方便、操作简单, 经济性好。
(2) 按目前特高压交、直流输电线路采用的最大型号光缆OPGW-175型、光缆悬垂线夹预绞丝长度2300mm、使用负荷为10k N等关键参数综合, 确定了该工具适用于特高压输电线路垂直档距在800m以下, 提升负荷小于10k N的特高压输电线路直线塔更换光缆金具作业, 96.73%的特高压输电线路直线塔符合使用条件。
(3) 现场应用效果验证了使用该工具可安全、高效开展特高压输电线路光缆金具更换作业。不仅显着减少停电时间, 也有效降低了高空作业时间, 有利于提高社会及经济效益, 既保障了电网稳定, 又同时推动了该项目技术的进步与发展。
参考文献
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新型轻型直流输电研究 篇7
关键词：轻型直流输电,电压源换流器 (VSC) ,PWM
0 引言
1954年, 世界上第一个高压直流输电投入商业运行, 该高压直流输电采用汞弧阀换流;随着科技的发展, 20世纪70年代, 换流器普遍采用晶闸管和移相换流技术, 多用于远距离、大功率输电。然而, 采用晶闸管和移相器的换流器不但价格昂贵, 而且在受端电网还需要旋转电机, 当逆变角小于熄弧角时, 易发生换相失败;此外, 还存在换流电压谐波含量高、功率性能指标低等缺点。
针对采用晶闸管换流技术的高压直流输电的不足, 研制开发了轻型直流输电 (HVDC Light) 系统。轻型直流输电技术采用电压源换流器 (VSC) 和绝缘栅双极晶体管 (IGBT) 。电压型换流器采用脉宽调制 (Pulse Width Modulation, 简称PWM) 控制方式, 无需任何换相电压。绝缘栅双极晶体管是具有自关断能力的全控型器件, 开关速度快、频率高、损耗小。
轻型直流输电控制和运行方式简单、输出电压波形好、功率因数高, 在小功率传输时有较好的经济性, 具有广阔的应用范围和良好的发展前景。
1 轻型直流输电的基本原理
1.1 轻型直流输电构成
轻型直流输电是一种以电压源换流器和绝缘栅双极晶体管为主要部件发展起来的新型直流输电技术, 其主要构成如图1所示。
送端和受端均采用电压源换流器 (VSC) , 两侧换流器具有相同的结构。换流器由换流桥、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成。换流桥的每个桥臂由几十个到几百个IGBT串联而成。换流电抗器是电压源换流器 (VSC) 与交流侧能量交换的纽带, 同时也起到滤波的作用。直流电容器的作用是为逆变器提供电压支撑、缓冲桥臂关断时的冲击电流、减少直流侧谐波。交流滤波器的作用是滤除交流侧谐波。另外, 轻型直流输电的传输线路一般采用地下电缆, 对周围环境的影响较小。
1.2 脉宽调制电压源换流器
通常组成电压源换流器的换流阀是由具有关断能力的器件 (如IGBT、IGCT、GTO等) 与一个反并联二极管所组成, 二极管不仅是负载向直流侧反馈能量的通道, 同时也起到使负载电流连续的作用。
电压源换流器的交流侧输出电压是由直流母线电压经过换流阀的通断形成的, 其交流输出电压能够通过改变方波电压的宽度或者直流电压的幅值进行控制, 也可采用每周通断多次的方法进行换流。这种每周通断多次的换流器, 可通过更改方波电压脉冲的宽度或直流母线电压的幅值改变其交流侧输出的电压, 同时还可以很好地消除低次谐波。PWM电压源换流器就是这种每周通断多次的换流器。目前全世界已经运行的轻型直流输电工程均采用由IGBT和二极管组成的非对称可关断换流阀及三相全波桥式回路的PWM电压源换流器。
电压源换流器是一种自换相换流器, 它不需要交流系统提供换相电压, 直接与交流系统同步连接, 既能够作为整流器运行, 也能够作为逆变器运行。当有功功率从交流系统传向直流系统时为整流运行, 反之则为逆变运行。对交流系统来说, 它像一个发电机 (逆变运行) 或电动机 (整流运行) , 而且可以连续、快速地调节有功和无功, 同时还因其交流是快速可控的, 不会增加系统的短路容量。
1.3 PWM控制
大功率高频IGBT的问世, 使得采用脉宽调制技术成为可能。IGBT的控制极具高阻抗, 要求的触发功率小;其由于通断频率高, 切换时间短, 从而降低了通断损耗;同时在上千赫兹的通断频率下, 串联元件仍能得到良好的均压。因此, 由IGBT组成的PWM电压源换流器在轻型直流输电工程中得到了广泛的应用。
图2给出了一个三相桥式电压源换流器U相接线图, 其中可关断器件V1和二极管V1′组成U相的一个桥臂;V4和V4′组成U相的另一个桥臂;N表示直流电压的中点;L为换流电抗器;F为交流滤波器。
图3给出了当fs=9f0 (fs为载波频率, f0为基波频率) 时, SPWM电压源换流器的工作原理图。
目前, 在轻型直流输电工程中采用fs=1 950 Hz。为了方便分析, 假定fs=9f0, 当f0=50 Hz时, 则fs=450 Hz, 换流阀的通断由高频三角形载波与正弦波参考电压的交点来确定。负斜率的三角波与U相参考电压的交点产生一个使阀V1导通和阀V4关断的控制脉冲 (见图3中a0、a2, …, a2M) ;正斜率的三角波与U相参考电压的交点则产生一个使阀V1关断和阀V4导通的控制脉冲 (见图中3 a1、a3, …, a2M+1) 。U相对直流侧中点N的电压UUN是幅值为Ud/2的不同宽度的一系列方波电压脉冲。当fs=9f0时, 交流电压每周波有9个不同宽度的电压脉冲。每周波的电压脉冲数随fs的升高而增多。
2 谐波及功率分析
从图3可知, 换流器的交流侧输出电压含有基波和谐波, 其谐波次数与通断频率有关。假定谐波次数为fn, 则有:
式中, k1为通断频率的倍频数 (此处为9) ;n和k2为正整数。
通常k2最大取2, 因为当k2>2时, 其谐波的幅值很小, 可以忽略不计。一方面, 当载波的通断频率为基波频率的奇数倍时, 其交流侧输出电压脉冲与参考电压的正弦波过零点是对称的, 从而消除了偶次谐波;另一方面, 采用三相桥式换流器, 也将不存在3次谐波。所以, 对载波的通断频率为基波频率奇数倍的三相桥式换流器而言, 其交流侧电压除偶次和3次谐波以外, 它只含有其他各次谐波次数。当fs=9f0时, 其谐波次数为5、7、11、13、17、19……。其中, 5次和13次较小, 当n=1和k2=2的情况下, 它们可忽略不计。而当采用上千赫兹的通断频率时, 低次谐波将会自动消失。
换流电抗器L上的基波电压决定了换流器转换的功率。假定换流器交流侧的基波电压为Ug;换流交流母线电压为UB;Ug与UB之间的相位差为δ;换流电抗为x, x=wl。当忽略换流电抗器的损耗时, 换流器与交流系统之间交换的有功功率P和无功功率Q, 可分别用式 (2) 和式 (3) 表示:
从上面2式可知, P和Q可通过改变δ和Ug进行控制。通常换流器的直流电压为常数, 其交流输出电压可通过改变参考电压的幅值和相位来实现, 其最大值将受直流电压的限制。
3 轻型直流输电的特点及应用场合
首先, 它能够减少换流站的设备和简化换流站的结构。虽然换流站增加了换流电抗器和直流电容, 但它可省去换流变压器、无功补偿设备、平波电抗器、直流滤波器以及简化了交流滤波器, 且它也不需要快速通信设备。总体而言, 换流站不但减少了设备, 而且结构也得到了简化。对于小容量、低电压换流站来说, 可采用模块化结构, 从而降低造价、提高可靠性、缩短工期 (常规直流输电的工期约为3年, 而轻型直流输电的工期仅为1年) , 在经济上具有较强的竞争力。
其次, 由于采用了新型换流器, 因此输电工程具有良好的运行性能, 如:两端换流站可独立、快速地进行有功和无功的调节来适应交流系统的要求;不增加系统的短路功率;可向无源的负荷点送电;谐波性能好等。
轻型直流输电的应用场合如下:
(1) 向远方的孤立负荷点送电。如向沿海小岛供电, 采用轻型直流输电和新型海底电缆可以代替小岛上的柴油发电机。
(2) 向城市供电。随着各地工业化的发展, 城市的用电量急增, 架设新的线路走廊发生困难, 因此, 采用轻型直流输电和新型材料的地下电缆是一种值得考虑的解决办法。
(3) 随着环保型可再生能源的开发 (如风力发电、太阳能光伏发电等) , 这种小型电站的接入系统问题可采用轻型直流输电解决, 在技术和经济上都具有明显的优势。对于风力发电站来说, 轻型直流输电可输送发电站的有功功率, 同时也可以提供电站所需的无功功率;为了优化风能的利用, 允许发电站在不同的频率下运行 (丹麦已运行工程, 其风力电站的频率可在30～65 Hz之间变化) 。
(4) 离岸发电的联网。一般在海洋石油的开发中, 会燃烧许多天然气。如果能够利用这些天然气就地发电, 再采用轻型直流输电和海底电缆将电能输送到电网中, 将会带来可观的经济效益, 大大减少能源的浪费。
(5) 非同步运行的独立电网之间的联网。采用轻型直流输电能够十分方便地调节有功功率和无功功率, 改善系统的运行性能, 提高电能质量。
(6) 推动多端直流输电系统的发展。电压源换流器的直流侧电压极性总是不变的, 因此能方便地并联许多换流器, 可形成类似交流系统的多端直流网络。
4 结语
本文介绍了一种新型高压直流输电———轻型直流输电, 主要对轻型直流输电的主要结构、运行原理和控制方式进行了分析。在分析基本原理的基础上, 和传统的高压直流输电进行了对比, 指出了轻型直流输电技术在分散资源利用及整合方面的优势, 最后总结了轻型直流输电的特点及应用场合。由此可以预计, 随着智能电网和新能源的发展, 轻型直流输电将在未来得到更广泛的应用。
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