柔性直流输配电系统（精选5篇）
柔性直流输配电系统 篇1
0 引言
与传统交流配电网相比,基于柔性直流技术的智能配电网具有供电容量大、线路损耗小、电能质量高、无需无功补偿、有利于新能源和储能装置接入等优点,逐渐成为国内外研究热点[1,2,3,4,5]和能源互联网发展的关键技术之一[6,7,8,9,10]。
基于柔性直流技术的智能配电网尚处于初步研究阶段,还存在许多待解决的问题。目前的研究主要集中在系统控制、保护策略及关键设备研制等方面[9,11,12,13],对其接入交流电网的方式尚未开展专门的研究。传统高压直流输电系统通过换流变压器接入交流电网,换流变压器与换流阀一起实现交流电与直流电之间的相互转换,以及交直流系统间的电气隔离[14]。柔性直流输电系统一般通过联接变压器与交流系统连接,联接变压器可以对交流系统的电压进行变换,使电压源换流器工作在最佳的电压范围内[15,16]。基于柔性直流技术的智能配电系统与交流电网的连接也可通过联接变压器实现,在交直流系统侧不存在电压匹配问题时,也可以省略联接变压器,直接通过桥臂电抗器与交流母线或线路连接。基于柔性直流技术的智能配电网接入交流电网方式是系统设计的基础,也是直流配电中的关键技术之一,其研究可为直流配电技术的发展和示范工程的建设提供参考。
本文针对±10kV基于柔性直流技术的智能配电网,考虑其与10kV交流电网之间配置联接变压器和不配置联接变压器两种连接方式,从理论上简要分析了交直流侧故障之间的相互影响,并通过仿真计算定量研究了交直流系统故障之间的相互影响,最后从系统运行可靠性和经济性角度提出基于柔性直流技术的智能配电系统与交流电网之间推荐的连接方式。
1 系统主回路接线
图1为典型的±10kV基于柔性直流技术的智能配电网主回路结构图。交流侧接入10kV交流配电网,交直流侧不存在电压匹配的问题,交直流系统之间的连接方式存在配置联接变压器和不配置联接变压器两种情况。
系统主回路接线是理论分析和仿真建模的基础,不同的连接方式下,交直流侧接地方式不同,对应系统主回路接线存在不同的结构,具体分析见附录A。
2 交直流系统相互影响理论分析
配置与不配置联接变压器的情况可能带来交直流系统相互影响程度的差异,进而影响系统设计。本文首先结合交流配电系统的接地方式,从交流侧故障对直流侧电压和电流的影响、直流侧故障对交流侧电压和电流的影响两个方面开展理论分析。交流系统故障考虑最常见的单相接地故障和最严重的三相短路故障。直流系统故障则主要分析单极接地故障和双极短路故障。
2.1 交流系统故障
当10kV交流系统发生单相接地故障时,假设A相发生金属性接地故障,见附录A图A5中K1点。此时交流系统向量图见附录A图A6,则有
式中:分别为交流系统侧三相对地电压;分别为故障点三相对地电压。
根据对称分量法,由上式可得故障处的零序电压,即此时的地电位参考点电压为:
配置独立的联接变压器时,如附录A图A5所示,因交流系统侧采用三角形连接,零序电流不会在变压器中流通,故联接变压器阀侧及直流侧均不会出现零序分量,联接变压器中性点电位不变,即直流侧地电位参考点电位不变,因而直流侧单极对地电压及极间电压均不受影响。
不配置联接变压器时,交流系统产生的零序电流通路见附录A图A7,则直流线路上将流过零序电流。此时,直流系统地电位参考点与交流系统相同,故直流单极对地电压将随着交流系统中性点电位变化而改变,直流正负极对地电压分别如式(3)和式(4)所示。·····
式中:为故障后单极对地电压;为正常运行时单极对地电压。
由此可知,交流系统单相接地故障后直流单极对地电压将会出现基频共模振荡,产生过电压。
当交流系统发生三相短路故障时,交流系统中会出现很大的故障电流。配置联接变压器时,系统故障回路中增加了联接变压器的漏抗,对故障电流有一定的限制作用,故传递到换流阀和直流线路的故障电流小于不配置联接变压器的情况。因此,故障电流对换流阀、桥臂电抗器的冲击也会减弱。
2.2 直流系统故障
直流侧单极接地故障时,故障点见附录A图A5中K2点,此时故障极电位跳变为零,地电位参考点电压跳变为故障极的负值,而非故障极电压将变为正常运行时的两倍。若配置联接变压器,根据系统主回路接线的分析,交直流系统接地点此时相互独立,故直流系统地电位的变化不会对交流系统电压和电流产生大的影响。不配置联接变压器时,交直流系统相当于共用接地点,单极接地时地电位参考点出现持续直流分量,交流母线对地电压也将出现持续直流分量,产生过电压,对交流系统设备绝缘造成较大影响。
直流双极短路时,子模块电容上的电压会通过子模块电容、线路对地电容、直流电抗器及线路等值电阻和电抗构成的回路放电,系统中将出现很大的故障电流。在实际运行中,如此大的电流会对换流阀的绝缘栅双极型晶体管(IGBT)造成严重影响,甚至使IGBT烧毁,给系统运行带来严重损失。因此双极短路时换流阀往往会闭锁,但是故障电流仍可以通过换流阀中的反并联二极管传到交流侧,对交流系统造成影响。
3 建模与仿真分析
3.1 系统建模
本文根据系统配置联接变压器和不配置联接变压器时的系统主回路接线图,在PSCAD中搭建了±10kV基于柔性直流技术的智能配电网仿真模型。两端交流电源采用110kV理想电压源模拟。通过110kV/10kV电力变压器引出10kV交流母线。两端换流器采用模块化多电平换流器(MMC)结构,上下桥臂分别串联25个子模块,IGBT选择CM2400HC-34H,桥臂电抗器为2.5mH,子模块电容为30 000μF,直流电抗器为8mH。线路总长度为6km,采用10kV电缆。两端换流器分别采用定直流电压、定无功功率控制方式,以及功率协调控制、定无功功率控制方式。直流电压为±10kV,无功功率整定值为0 Mvar,能够传输的最大有功功率值为23 MW。交流微电网采用6 MW等效负荷代替;直流微电网采用受控电源等效,有功功率值设为5 MW。
3.2 计算条件
针对配置联接变压器和不配置联接变压器两种情况,仿真计算交流侧单相接地故障、三相短路故障、直流侧单极接地故障和直流双极短路故障4种故障工况下,直流配电系统关键位置的过电压和过电流。
仿真时,设定引入故障的时刻均为1.0s,交流侧故障持续时间为0.05s,直流单极故障持续1.0s,双极短路故障持续0.005s,考虑到线路长度,仿真步长取为3μs。
因系统初步设计暂不考虑系统的保护策略,故本文各种故障工况仿真分析中均采取自清除的方式。
3.3 仿真结果与分析
基于不同连接方式下的仿真模型,开展了典型故障工况下的过电压和过电流仿真计算。配置联接变压器时的仿真结果如表1所示,表中数据除标明单位的以外,均为正常运行条件下电压和电流的倍数。
由表1可知,配置联接变压器时,交流系统单相接地故障下,交流系统中出现零序分量,接地电阻两端最大电压为5kV,在联接变压器的隔离作用下,直流侧电压和电流几乎不受影响,电压和电流倍数均为1。交流系统三相短路故障时,交流母线上流过很大的短路电流,电流最大值为11.22kA,该电流通过联接变压器传递到桥臂电抗器、换流阀和直流线路,在桥臂电抗器两端均产生较大的过电压,为正常运行时的5.7倍。
直流侧单极接地故障下交流母线对地电压如图2所示,可知单极故障对交流母线电压影响较小。直流侧双极短路故障下,由于未考虑保护策略,系统中流过很大的短路电流,在直流电抗器和桥臂电抗器上会产生很大的过电压,交流母线电压也上升到较高水平。
不配置联接变压器、交流系统侧经小电阻接地时,典型故障工况下的仿真结果如表2所示。
交流系统单相接地故障产生的零序分量,会通过换流阀传递到直流侧,引起直流线路电压波动,如图3所示,单极对地电压最大值为正常运行水平的2.98倍。交流系统三相短路故障产生较大的短路电流,直接通过换流阀和桥臂电抗器,对其造成巨大冲击,桥臂电抗器两端过电压倍数达7.9,明显大于配置联接变压器的情况。
由表2中的数据可知,直流单极接地故障下,交流系统侧出现持续的直流分量,交流母线和接地电阻两端的电压较高,接地电阻两端电压最大值为9.7kV。交流母线电压波形如图4所示,最大过电压倍数为2.53。由此可知,直流侧故障在交流系统设备上产生了较大的过电压。
不配置联接变压器、交流系统侧经消弧线圈接地时,仿真计算结果如表3所示。交流系统单相接地故障时在消弧线圈两端产生较大的过电压,最大过电压为42.8kV。
直流侧单极接地故障时,接地变压器中性点电压跳变到9.8kV,消弧线圈通过故障点与接地点形成的回路放电,其两端电压降低,故直流极间电压将持续下降而无法维持稳定。因此,在这种接线情况下,无法保证直流单极接地故障下直流配电系统的持续运行,即连接在正负直流线路间设备电压达不到20kV。
表4中的数据为不配置联接变压器、交流侧不接地时过电压和过电流的计算结果。此种接线形式下,交流配电系统相当于经直流侧的高阻接地。
由表中数据可知,交流系统单相接地故障时,接地电阻两端电压为10.3kV,直流侧单极对地电压出现较大波动,过电压倍数为2.04。直流侧单极接地故障时,交流母线电压波形与图4类似,交流系统中也会出现持续直流分量,交流母线过电压上升到正常运行时的2.2倍,交流系统母线过电压保护将动作,对交直流系统的持续运行都造成影响。
换流阀和桥臂电抗器均为直流配电系统中的核心设备[17],故障时其电压和电流需重点关注。交流系统侧发生三相短路时,不同接线形式下通过换流阀的电流和桥臂电抗器两端的电压波形分别见图5和图6。其中,曲线1为配置联接变压器的情况,曲线2,3,4分别为不配置联接变压器交流系统经小电阻接地、经消弧线圈接地、不接地时的情况。
由图5和图6可知,配置联接变压器时,故障下流过换流阀的电流明显低于不配置联接变压器的情况,且对桥臂电抗器绝缘的冲击要比不配置联接变压器时小得多,与理论分析结果一致。因此,配置联接变压器时,可以选择通流能力更小的换流阀和绝缘水平较低的桥臂电抗器,从而大大提高系统运行可靠性,并节约成本。
上述理论及仿真分析结果均表明,配置联接变压器能有效隔离交直流系统间的故障,减小交直流侧故障对彼此关键设备的冲击,提高交直流配电系统运行可靠性。因此,建议±10kV柔性直流配电系统通过联接变压器与10kV交流配电网连接。
4 结论
通过理论分析和仿真计算,从交直流配电系统故障对系统交直流侧过电压和过电流的影响、系统可靠性和经济性的角度,分析了±10kV柔性直流配电系统与10kV交流电网连接方式,结论如下。
1)配置联接变压器时,交流系统单相接地故障下,直流侧电压和电流基本不受影响;直流单极接地故障下,交流母线电压几乎不受影响,系统可持续运行,大大提高了直流配电系统的可靠性。
2)不配置联接变压器的3种接线方式下,交流系统单相接地故障时,均会引起直流侧电压的较大波动;交流系统经小电阻接地和不接地时,直流单极接地故障下,交流系统中均会出现持续的直流分量,影响交直流系统的持续运行;交流系统经消弧线圈接地时,交流侧单相接地故障下,直流极间电压下降,直流配电系统无法持续运行。
3)配置联接变压器时,交流侧三相短路故障对换流阀电流冲击和对桥臂电抗器的电压冲击,明显小于不配置联接变压器的情况,可降低对关键设备的要求,从而大大节约成本。
综上,建议基于柔性直流技术的智能配电网通过联接变压器与交流配电网连接。同时,本文的研究思路可为不同电压等级的直流配电网与交流电网的连接方式的研究提供借鉴和参考。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
柔性直流输配电系统 篇2
高压直流输电技术根据采用电力电子换流器的类型可分为基于电网换相的常规直流输电系统LCC-HVDC(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current)和基于电压源换流器的柔性直流输电系统VSC-HVDC(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current)。现阶段,常规直流输电技术已较为成熟,其电压等级高、输送容量大,主要用于远距离大规模输电或异步联网。与常规直流相比,柔性直流控制更为灵活,其可以完成有功功率和无功功率的独立控制,且对交流电网具有较好的动态无功支撑能力,非常适用于大规模新能源电能并网。与常规直流相比,柔性直流电压等级较低,传输容量相对较小[1,2,3,4,5,6,7,8]。
根据柔性直流和常规直流各自的特点,在大规模新能源汇集和外送系统中,极有可能出现一种新型的柔性直流与常规直流互联的输电系统。对于柔性直流和常规直流同时存在的混合输电系统,已有较多文献进行了研究,主要关于2种直流的运行特性、相互间的影响以及故障后的恢复策略等[9,10,11,12,13]。文献[9]研究了无源网络中通过VSC-HVDC启动LCC-HVDC的方法,并设计了双馈入直流输电系统(DoubleInfeed HVDC)控制策略,使整个输电系统具有良好的动态和故障恢复能力;文献[10]定量分析了VSC-HVDC对LCC-HVDC的影响,结果表明VSC-HVDC可以有效提高LCC-HVDC的最大有功功率传输,减小暂态过电压,降低LCC-HVDC换相失败风险。
上述研究主要针对VSC-HVDC和LCC-HVDC并联馈入型结构,本文则着重研究VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统,这种输电系统主要用于大规模新能源的汇集及外送,而新能源基地通常交流强度较弱。因此,本文着重考虑送端系统可能存在的功率不平衡问题,提出2种直流间的协调策略,充分利用直流系统可控性强、响应速度快的特点,有效提升整个输电系统的安全稳定性。
1 VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统结构及特点
为了研究方便,将VSC-HVDC与LCC-HVDC串联输电系统简化为图1所示结构。其中,VSC-HVDC由于可控性强、动态调节能力好,通常被用于大规模风电、光伏基地本地电能的并网和汇集,而LCC-HVDC由于送电规模大、输送距离远,被用于大规模功率由电源基地到受端负荷的输送。
本文所研究的VSC-HVDC与LCC-HVDC互联输电系统包括以下重要特点。
(1)功率流向。通过VSC-HVDC将新能源进行汇集,并和本地交流电网共同为LCC-HVDC外送直流供电。
(2)交流强度。由于新能源基地常常位于电网结构较为薄弱的地区,因此本文研究的拓扑结构中所考虑的本地电网为弱交流系统。
(3)地理位置分布。由于功率汇集的主要目的在于外送,因此考虑VSC-HVDC传输功率不再经过远距离交流网络传输,即VSC-HVDC逆变站与LCC-HVDC整流站位置较近。
(4)VSC-HVDC送端所联交流系统有功调节能力。由于在新能源电厂参与电网功率调节领域已有较多研究成果[14,15],因此本文认为VSC-HVDC送端所联交流系统是具有有功调节能力的。
若2种直流输电系统均采用常规控制器,则整个送出系统中功率的平衡主要依靠本地弱交流电网,而新能源出力随机性较强,仅仅依靠弱交流电网的调节难以保证系统的安全稳定裕度。因此,本文从有功平衡及无功平衡两方面考虑,设计能提高送出系统区域1内稳定性的VSC-HVDC及LCC-HVDC附加控制策略。
2 VSC-HVDC和LCC-HVDC有功附加控制器设计
本文所研究的输电系统中2种直流系统的基本控制策略分别为:LCC-HVDC整流侧采用定电流控制,逆变侧采用定熄弧角控制;VSC-HVDC整流侧采用定有功功率及定交流电压控制,逆变侧采用定直流电压和定无功功率控制。
2.1 有功附加控制器设计
忽略功率传输过程中的损耗,正常运行情况下,根据功率平衡,有:
其中,PLCC为LCC-HVDC外送功率;PVSC为VSC-HVDC向区域1中注入的功率;PG为本地电网向区域1注入的功率。LCC-HVDC和VSC-HVDC在采用常规控制器时保持有功功率恒定。因此,当区域1内出现有功功率不平衡时,系统的频率稳定只能依靠本地电网PG的调节。如果本地系统的调频能力较小,会导致功率波动情况下系统频率偏差过大甚至频率失稳,则这种情况下系统的运行可靠性难以得到保证。基于此,提出LCC-HVDC及VSC-HVDC有功附加控制器,以提升送出系统有功功率平衡能力,维持频率稳定。附加控制器结构框图如图2和图3所示[16,17]。
图2和图3中2种直流系统主控制器分别为LCC-HVDC的定电流控制器以及VSC-HVDC的定有功功率控制器。在附加控制器中,Δf为区域1内的频率偏差信号,Δf=f-fref,K1、K2分别为附加控制器参数。为了避免附加控制器频繁动作,附加控制器还设置有死区环节。加入附加控制器后,2种直流系统的有功-频率特性如图4所示。
在本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC均进行功率调节的情况下,当注入区域1的功率存在波动ΔP时,有:
其中,KG、KLDC、KVDC分别为电网、LCC-HVDC以及VSC-HVDC的频率调节系数,其值等于各自有功变化量与频率变化量之比的绝对值。可以看出,有功附加控制的引入可以有效提升系统有功功率平衡能力,减小系统频率波动。
2.2 有功附加控制器的协调策略及工作原理
为简化分析,本地电网中仅考虑发电机调速器的功率调节能力,设调速器动作死区为[-Δf0,Δf0],LCC-HVDC有功附加控制动作死区为[-Δf1,Δf1],VSC-HVDC有功附加控制器动作死区为[-Δf2,Δf2]。
为了使设计的有功附加控制器协调工作,设置Δf0<Δf1<Δf2,则系统的有功功率调节可分为以下几个阶段。
阶段1:系统功率平衡,即PLCC=PVSC+PG,频率保持稳定。
阶段2:系统内出现不平衡功率,此不平衡功率可能来自本地电网负荷的增减、VSC送出功率的变化或者其他故障。假设本地电网失部分负荷,则区域1内出现过剩功率ΔP,系统频率增加。
阶段3:频率偏差超过Δf0时,发电机调速器开始作用,减小出力ΔPA以平衡缺失负荷ΔP,若系统可以稳定在新的平衡点f,f[50 Hz-Δf1,50 Hz+Δf1],说明负荷波动可由本地电网平衡,直流功率附加控制器不启动。
阶段4:若本地发电机进行功率调节后,系统频率超过50 Hz+Δf1,说明功率波动难以被本地电网平衡,则LCC-HVDC有功附加控制器启动。附加控制器根据区域1内频率偏差调整整流侧电流整定值,增大LCC-HVDC有功功率传输容量,以平衡区域1内的过剩功率。若此阶段系统频率可以稳定在f[50 Hz-Δf2,50 Hz+Δf2],则VSC-HVDC有功附加控制不启动。
阶段5:若在本地电网和LCC-HVDC有功附加控制器作用下频率依然上升超过50 Hz+Δf2,VSC-HVDC有功附加控制器启动。根据其有功-频率特性曲线,区域1频率上升时,VSC-HVDC在附加控制器作用下减小输送容量,进一步平衡区域1内的过剩功率。
当系统的不平衡功率消失时,各有功附加控制器的退出过程与上述5个阶段时序相反,VSC-HVDC附加控制首先退出,LCC-HVDC附加控制随后退出。系统频率从升高到恢复的整个过程中控制器的投切时序关系如图5所示。当系统内出现功率缺额时的分析与上述5个阶段类似,各控制器投切过程示意图与图5关于t轴对称,此处不再赘述。
3 VSC-HVDC与LCC-HVDC无功功率协调
LCC-HVDC在传输有功功率的同时,会消耗相当于40%~60%有功容量的无功功率,这部分功率通常由换流站的无功补偿装置及滤波器提供。因此,当LCC-HVDC进行有功功率调节时(输送有功功率变化时),为了维持换流站母线电压,无功补偿装置和滤波器需要进行相应的投切。无功补偿装置的投切是一种阶梯式不连续的调节方式,频繁投切滤波器不仅影响其自身寿命,更可能引起电压的大幅度波动。
在VSC-HVDC与LCC-HVDC串联系统中,由于VSC-HVDC具备无功控制能力,且其逆变站地理位置距离LCC-HVDC整流站较近,因此可以通过VSC-HVDC的无功调节能力在LCC-HVDC进行有功功率调节时为其提供无功支撑,起到稳定LCC-HVDC整流侧换流母线电压的作用。VSC-HVDC的这种调节方式相当于起到了静止无功补偿器(STATCOM)的作用,可以避免LCC-HVDC整流侧无功补偿装置的频繁投切。
为了实现上述目的,在VSC-HVDC逆变侧增加无功附加控制器,控制器如图6所示。
图6中,ΔU=U-Uref,Uref和U分别为LCC-HVDC整流侧换流母线参考电压和实际电压;Kv为无功附加控制器比例系数。当LCC-HVDC换流母线电压偏差ΔU越过死区[-ΔU0,ΔU0]时,无功附加控制器启动。若实际电压小于参考电压,VSC-HVDC按一定比例输出无功功率,反之,VSC-HVDC吸收无功功率。此外,为保证无功调节不影响有功功率的传输,对附加控制器输出设置限幅环节。VSC-HVDC的无功-电压特性见图7。
VSC-HVDC无功附加控制器工作原理如下。
当LCC-HVDC进行有功调节,外送有功功率增加ΔP时,其换流站相应地需要增加无功功率ΔQ,若保持换流站内无功补偿装置不投切,则换流母线电压下降ΔU,当电压跌落超过VSC-HVDC无功附加控制器死区时,VSC-HVDC调节逆变侧定无功功率控制器整定值,增大无功功率输出,维持LCC-HVDC换流站母线电压稳定。当LCC-HVDC外送有功功率减少时,通过类似的分析可知VSC-HVDC无功附加控制器同样可以维持LCC-HVDC换流站母线电压水平。
当系统内存在过剩功率时,各有功、无功附加控制器动作时序如图8所示。从上述分析可知,本文设计的VSC-HVDC和LCC-HVDC有功、无功附加控制器并不是单独存在的,两者协调配合可以有效提高送端系统频率及电压稳定性。
4 仿真验证
为验证本文所提VSC-HVDC与LCC-HVDC协调控制策略的有效性,在仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的系统,其中LCC-HVDC采用单极输电方式。本地电网由7台参数相同的发电机构成,系统主要参数见表1—3(表3中电抗为标幺值)。
正常运行时,交流系统电压345 k V,频率50 Hz,本地电网出力600MW,VSC-HVDC输送容量400MW,两者共同向LCC-HVDC供电,LCC-HVDC传输容量1 000 MW,区域1内功率平衡,系统频率保持稳定。正常状况下的仿真结果如图9所示。图中,f为区域1频率信号。
为验证本文所提LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加控制器的效果,仿真设置2 s时VSC-HVDC输送容量由400 MW降低至250 MW。VSC-HVDC和LCC-HVDC均无附加控制时,仿真结果如图10所示。
由图10可以看出,VSC-HVDC输送功率减小后,区域1内出现150 MW功率缺额。由于LCC-HVDC、VSC-HVDC均采用定功率输送,因此功率缺额全部由本地电网承担,而本地电网强度较小,调节容量有限,因此系统频率持续下降,最终崩溃。
在LCC-HVDC和VSC-HVDC中加入有功附加控制器,控制器主要参数如表4所示,仿真结果如图11所示。
由图11可以看出,加入附加控制器后系统可以保持稳定,频率最终维持在49.43 Hz左右。这是因为当系统频率下降时,LCC-HVDC和VSC-HVDC共同作用,通过调节自身传输容量与本地电网一起平衡区域1内的功率缺额。系统稳定时,本地电网出力由原来的600 MW变为692.5 MW,增加出力92.5 MW;LCC-HVDC输送容量由1 000 MW变为965 MW,减少外送35 MW;VSC-HVDC输送容量由250 MW增加至272.5 MW,增加输送22.5 MW。在有功附加控制器作用下,本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC共同承担了系统150 MW的功率缺额,保证系统的功率平衡,提升了稳定性。
进一步分析各控制器动作时序,LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器输出如图12所示(图中uL和uV为标幺值)。可以看出,在2.0~2.2 s的功率不平衡初始阶段,两附加控制器均未动作,系统依靠本地电网进行功率平衡。当频率偏差超过LCC-HVDC有功附加控制器动作死区后,依靠本地电网难以保证频率在合理范围内,LCC-HVDC附加控制器首先动作。2.2~2.5 s,LCC-HVDC有功附加控制投入后频率依然下降,超过VSC-HVDC有功附加控制动作死区,VSC-HVDC有功附加控制器开始动作。最终,本地电网、LCC-HVDC及VSC-HVDC共同配合,使系统保持稳定。
值得注意的是,VSC-HVDC和LCC-HVDC附加控制对于系统内不平衡功率的补偿量主要取决于两者输入频率偏差信号动作死区以及各自频率调节系数KLDC、KVDC的设置。若希望VSC-HVDC尽量保证自身功率传输,不参与功率平衡,可以增大LCC-HVDC调节系数KLDC,减小本身调节系数KVDC,增大本身输入信号频率偏差死区范围。
无功功率协调配合方面,若VSC-HVDC逆变侧仅采用常规定无功功率为0 Mvar,在进行有功功率平衡的同时,LCC-HVDC整流侧换流母线电压及VSC-HVDC逆变侧输出无功功率如图13所示。图中uLCC为LCC-HVDC整流侧换流母线电压,QVSC为VSC-HVDC逆变侧输出无功功率。
从图13中可以看出,在有功平衡的过程中VSC-HVDC逆变侧输出无功一直保持为0 Mvar,不考虑LCC-HVDC换流站本身无功补偿装置的投切,2.2 s后LCC-HVDC有功功率输送容量减小,而系统无功并没有相应地变化,因此LCC-HVDC整流侧换流母线电压升高至362 k V。
由于VSC-HVDC逆变站离LCC-HVDC整流站位置较近,因此可以发挥VSC-HVDC无功调节的能力,在其常规定无功控制器基础上增加无功附加控制器,以减小LCC-HVDC整流侧换流母线电压波动。加入无功附加控制器后,仿真结果如图14所示。
由图14可以看出,增加无功附加控制器后,当LCC-HVDC整流侧电压升高时,VSC-HVDC逆变侧吸收多余无功功率,以保证电压稳定在额定运行点。通过VSC-HVDC无功附加控制器的作用,LCC-HVDC整流侧换流母线电压最大幅值为358 k V,相比没有无功附加控制时减小4 k V,有效减小了LCC-HVDC整流侧换流母线电压的波动。
上述仿真说明本文所提的LCC-HVDC与VSC-HVDC有功附加控制可以共同提高系统有功平衡能力,同时VSC-HVDC无功附加控制器可以有效配合LCC-HVDC的有功功率调整,维持其换流母线的电压水平。
5 结论
a.本文针对一种新型的LCC-HVDC与VSC-HVDC互联输电系统,分别设计了LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器。通过有功附加控制器改变直流的输送容量,可以有效提升系统有功功率平衡能力,改善频率稳定性。同时,通过设置合适的死区和控制器参数,可以使平衡功率在LCC-HVDC和VSC-HVDC之间合理分配,使两者协调运行。
b.考虑到LCC-HVDC本身不具备无功功率调节能力,本文还设计了VSC-HVDC无功附加控制器。当LCC-HVDC改变输送容量以维持系统内有功功率平衡时,VSC-HVDC无功控制器发出/吸收无功功率,起到STATCOM的作用,以改善LCC-HVDC整流侧换流母线电压稳定性。仿真表明本文设计的附加控制器对LCC-HVDC与VSC-HVDC互联系统内的有功、无功平衡具有较好的控制效果。
摘要：对一种新型的柔性直流与常规直流互联输电系统进行了研究,针对常规直流送端可能出现的功率不平衡问题,提出了常规直流和柔性直流功率附加器的协调控制策略。该策略通过2种直流有功附加控制器来提高区域内有功功率平衡能力,针对常规直流进行有功功率调节时换流站无功不平衡引起的电压波动问题,设计了柔性直流无功附加控制器。最后,通过仿真验证了协调策略的有效性,结果表明所设计的有功-无功附加控制器能够相互配合,有效提升整个系统的功率平衡能力。
柔性直流输电控制及保护系统 篇3
柔性直流输电是一种新型的直流输电技术,其特点是采用基于可控关断型器件的电压源型换流器(VSC)和脉宽调制(PWM)技术进行直流输电[1]。ABB公司首先实现了柔性直流输电技术的商业化运行,并成功将其应用于多个领域[1,2]。
基于可控关断电力电子器件以及PWM技术的柔性直流输电技术相对于传统直流输电技术具有以下优点:①可以实现有功和无功功率的独立控制;②能向无源网络系统供电;③能四象限运行;④无需站间通信,便于构成并联的多端直流输电系统;⑤开关频率较高,低次谐波少,不需要或者只需很少容量的高次滤波器;⑥可以实现静止同步补偿器(STATCOM)功能[3,4,5],对接入电网中的无功功率进行动态补偿。基于以上技术特点,柔性直流输电很适合应用于可再生能源并网、分布式电源并网、孤岛供电、城市电网供电、异步交流电网互联等领域[1,6,7]。
柔性直流输电技术是当今世界电力电子技术应用领域的制高点,也是智能电网关键技术之一。国内首个柔性直流输电示范工程——上海南汇柔性直流输电工程已于2011年5月3日成功实现试运行。
本文结合上海南汇柔性直流输电示范工程,介绍了具有中国自主知识产权的柔性直流输电系统运行原理和控制及保护系统的组成与软件配置,并通过实时数字仿真器(RTDS)对控制及保护系统各项功能进行了验证。
1 运行原理
文献[2]对柔性直流输电一次系统的结构及运行原理进行了描述。当忽略换流电抗器损耗和谐波分量时,VSC与交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为[2]:
式中:US为公共连接点(PCC)处交流母线电压基波分量;V为VSC输出电压基波分量;δ为V与US之间的相角差;Xeq为等效电抗[2]。
由式(1)和式(2)可以看出,VSC有功功率的传输主要取决于δ,无功功率的传输主要取决于V。因此,可以通过控制δ来控制VSC传输的有功功率,通过控制V来控制VSC发出或吸收的无功功率[2]。如图1相量图所示,只要改变参考电压V的幅值和相位,即可瞬时实现有功和无功功率的独立调节,实现四象限运行。
2 系统组成
柔性直流输电控制及保护系统主要由运行人员工作站(operator work station,OWS)、控制保护屏、现场终端屏和阀基控制屏组成。图2为控制及保护系统结构示意图。
现场终端屏是控制及保护系统的测控单元,完成对一次系统模拟量的采集和数字量的收发控制。现场终端屏采集的模拟量包括PCC处的交流电压、换流变压器阀侧电压、交流电流、直流电压、直流电流等。除了采集模拟量之外,现场终端屏还完成对交流场和直流场所有开关、刀闸的分合状态以及水冷却等系统状态的接收,同时完成对这些开关、刀闸的分合操作命令及水冷却等其他系统的操作命令。
现场终端屏采集的模拟量通过时分多路复用(TDM)总线发送至控制保护屏的模拟量接口。控制保护屏内的工控机对这些模拟量进行高速处理并产生VSC输出的理想参考电压基波波形。参考波形被调制成PWM脉冲序列后被送至阀基控制屏,实现对6个阀臂的开通及关断控制。
工控机通过控制器局域网络(CAN)总线接收现场终端屏上送的数字量信号,实现对交流场和直流场开关、刀闸状态以及水冷却等系统的监视,并根据这些状态量实现程序联锁及顺序控制功能,同时也能通过CAN总线实现对这些开关、刀闸以及水冷却等系统的控制。
OWS通过站局域网(LAN)与控制及保护系统主机相连,通过数据采集与监控(SCADA)系统显示交流和直流模拟量的实时值以及开关、刀闸的当前状态,从而实现实时监控功能;同时也能够实现运行人员对开关、刀闸等设备的操作以及顺序控制流程的控制。
另外,当系统有报警或其他需要运行人员注意的事件发生时,相应事件报文通过LAN上送至服务器的数据库中,并通过OWS的事件列表进行显示,方便运行人员对系统运行状况的监视。
整个控制及保护系统为完全冗余的双重化配置,双重化的控制及保护系统可以在故障状态下进行自动切换,从而提高系统的运行可靠性。同时,冗余配置的控制及保护系统通过状态量的实时跟随,确保故障时系统能够平稳切换且不产生大的扰动。
3 软件配置
柔性直流输电控制及保护系统的核心单元是工控机。每台工控机都安装了Windows XP实时操作系统,配置了酷睿双核CPU、3块高性能数字信号处理(DSP)板和1块通信管理板。因此,根据不同的硬件配置,控制及保护程序可以分为CPU主程序和板卡程序。
3.1 主程序设计
主程序运行于CPU中,包括控制功能模块、保护功能模块和监测功能模块,主要实现VSC外环控制器、保护系统的上层应用以及系统监测功能等。
主程序架构如图3所示。
3.2 板卡程序设计
DSP板的程序设计主要实现数据的高速运算处理,同时实现控制及保护功能的底层应用以及与CPU主程序的接口。
DSP板控制部分的程序设计主要实现锁相环(PLL)功能、VSC的内环控制器功能以及PWM功能。
PLL功能如图4所示。图中:kl为反馈比例系数;KP和KI分别为比例和积分系数。DSP板将采集到的三相交流同步电压实时值经Clark变换为uα和uβ,通过计算得到uq。uq经比例—积分(PI)调节环节得到角频率误差Δω,Δω与中心角频率ω0相加后得到角频率,最后再经过积分环节得到相位值[6]。
内环控制器功能如图5所示,虚线框内为CPU主程序中的外环控制器。图中:Pref和Qref分别为有功和无功功率参考值;idref_lim和iqref_lim为限制后的电流参考值;iv为三相交流电流。
内环控制器根据外环控制器产生的有功和无功功率参考值以及三相电流实时值,通过矢量控制得到电流参考值idref和iqref;电流参考值经过限制器限幅后,经过参考波生成环节得到电压参考值udref和uqref。
电流限制器的功能如图6所示。换流器的输出电流应限制到额定值的1.1倍以内,当参考电流矢量超出该范围时,应对其进行限幅。如果外环控制策略为直流电压控制,则尽量确保有功电流的输出,因此选择A;如果外环控制策略为有功功率控制,则dq轴电流按比例进行限幅,因此选择B。
参考电压udref和uqref经过变换得到三相基波参考电压,利用三角载波对其进行调制,即可产生PWM波形。
DSP板保护部分的程序设计可以实现对保护系统需要的模拟量进行高速采集和实时运算,并将计算结果发送至主程序中的保护功能模块。DSP板保护部分的程序设计是冗余配置的,可以实现保护系统的启动功能。
通信管理板的程序设计可以实现冗余配置的工控机之间的实时通信功能。当前备用的工控机实时跟随值班工控机的运行状态和控制参数。当值班系统出现故障时,备用工控机可以快速切换为值班状态。
3.3 运行方式
程序设计可以实现柔性直流输电系统的3种运行方式。
1)运行方式1
只有直流线路的运行方式。送端换流站有功类控制器选择频率控制,无功类控制器选择交流电压控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制,并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
2)运行方式2
交直流并联的运行方式。送端换流站有功类控制器选择有功功率控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。2个站的交流电压控制和无功功率控制均可手动切换。
3)运行方式3
STATCOM运行方式。2个换流站的直流连接断开,可以分别作为2个独立的STATCOM运行。有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。
4 仿真验证
柔性直流输电控制及保护系统开发完成后,在RTDS模型上进行了各项测试,以检验其控制及保护功能。RTDS模型以上海南汇柔性直流输电示范工程为依据,具体参数见附录A表A1。
运行方式为方式1时,RTDS模拟风机风速由12m/s降低到6m/s时的系统响应波形见附录A图A1。当风速降低后,系统频率降至49.7 Hz。控制器通过减少风电场输出的有功功率,以调节交流系统频率重新回到50Hz。
运行方式为方式2时,系统满功率运行的波形图见附录A图A2。控制器的参考电压输出稳定,交流侧电流平衡性良好,直流电压保持60kV,直流电流由于VSC的损耗,略低于300A。
运行方式为方式3且无功类控制器选择交流电压控制(指令值为35kV)时,在PCC处手动投入8.67 Mvar感性负载,模拟交流侧电压扰动时的系统响应波形见附录A图A3。负载投入瞬间,PCC处交流电压快速跌落,引起直流侧电压扰动。控制器快速调节注入VSC有功功率以维持直流电压的恒定,同时增大无功功率输出,以调节PCC处交流电压重新回到指令值。
5 结语
本文介绍了柔性直流输电控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现。依据上海南汇柔性直流输电示范工程进行了RTDS建模,仿真试验结果表明,该系统能实现柔性直流输电的各项控制功能,控制器在稳态和暂态过程中都具有优良的调节特性,适合实际工程的应用。
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柔性直流输配电系统 篇4
随着全控型电力电子器件的发展,基于电压源换流器和脉宽调制控制技术的电压源型高压直流输电(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)技术得以实现,在中国则通称该技术为“柔性直流输电(HVDC Flexible)”[1,2]。
柔性直流输电作为新一代直流输电技术,其工程化应用在世界范围内呈现了快速发展趋势[3],仅在“十二五”期间中国便成功投运了5个柔性直流工程,最新投运的为厦门±320 k V柔性直流输电科技示范工程,该工程是世界上第1个采用真双极接线方案、输送电压和容量最大的柔性直流输电工程,工程直流输送容量1 000 MW,直流电流1 600 A,新建浦园、鹭岛两个换流站及一回总长度约为10.7 km的直流输电线路[4]。
柔性直流输电技术解决了常规直流输电技术的诸多固有瓶颈:它可以实现有功功率、无功功率的独立控制,不存在无功补偿和换相失败问题,可以在潮流反转时保持电压极性不变等。该技术适用于孤岛供电、异步联网、风力发电并网、分布式发电并网,构筑城市直流配电网等领域[2,3,5,6,7]。
相较于常规直流输电控制保护系统,柔性直流输电控制保护系统在性能和快速性上提出了更高要求,前者要求为毫秒级,而后者要求为微秒级[8]。近年来,柔性直流控制保护策略已成为国内外学者研究的热点,现有文献在控制保护系统上开展了电容电压的优化平衡控制、桥臂环流抑制、控制器优化设计和调制策略等方面的研究[9,10,11,12,13],取得了丰硕成果。相关文献主要从控制系统的配置原则、分层结构、系统接线方式、系统运行方式、控制模式等宏观方面对直流控制保护系统进行描述[1,2,8],少有文献能够结合实际工程对柔性直流控制保护技术进行系统的、详尽的分析与描述。
本文结合厦门柔性直流输电示范工程,详细论述了柔性直流输电控制保护系统的分层结构、基本控制策略、控制系统结构、控制系统间的接口特性以及直流保护系统的配置情况,为了验证控制系统间协同工作的正确性以确保换流阀的安全,本文提出了无源逆变试验方案。
1 厦门柔性直流真双极拓扑结构
图1为厦门柔性直流带金属回线的真双极接线的拓扑结构图。
图1接地点在鹭岛站侧,浦园站通过直流转换开关也可转为接地侧。图中:MMC表示模块化多电平换流器。
与伪双极接线相比,其运行方式更灵活、可靠性更高,存在以下几种运行方式。
1)双极带金属回线单端接地运行
金属回线在一端换流站单点接地,接地点仅起钳制电位的作用,不提供直流电流回路,两极不平衡电流通过金属回线返回。
2)单极(极1/极2)带金属回线单端接地运行
接地点作用同运行方式1,接地点无直流电流通过,极电流通过金属回线返回。
3)双极不带金属回线双端接地运行(临时运行方式)
双端接地,不平衡电流通过大地回路返回,这种运行方式必须保证直流系统处于双极对称运行状态。
4)两站独立双极STATCOM或者单极STATCOM运行
必要时,不论是送端换流站还是受端换流站均可独立以双极静止同步补偿器(STATCOM)或者单极STATCOM方式运行。
真双极接线下两个极是独立调节和工作的,当一极发生故障时,只需停运故障极,另一极通过金属回线仍可输送至少50%的额定功率,显著提高了电网供电可靠性和稳定运行水平。
2 控制保护系统的分层结构
柔性直流输电控制保护系统整体上大致可以分为运行人员控制层、控制保护层、现场输入/输出(I/O)层。
1)运行人员控制层
运行人员控制层是运行人员完成系统监视和控制的数据采集与监控(SCADA)系统,是运行人员人机界面的重要组成部分,可以接收远方调度中心或者站内运行人员下发的监视和操作命令,完成换流站故障及异常工况的监视和处理、直流控制系统参数的调整以及异常情况下的系统紧急停运等功能。
2)控制保护层
控制保护层包括极控制系统、阀控制系统、直流保护系统等,主要实现对阀厅、阀冷系统、直流场和交流场设备的监视、控制与保护功能。其中极控制系统和阀控制系统在配置上采用双重化配置,可以手动或者自动进行系统的切换,避免了一套系统故障而导致整个换流站退出运行。直流保护系统由三台独立保护主机与两台冗余的“三取二”逻辑主机构成,通过“三取二”逻辑确保保护动作的可靠性。
3)现场I/O层
现场I/O层由分布式I/O装置及测控装置组成,是控制保护层与一次设备、阀冷系统、站用电系统以及其他辅助设备的接口,完成上层控制命令的下发以及一次设备等相关系统状态信息的采集、处理、上送。
厦门柔性直流工程控制保护系统的三层结构(见附录A图A1)功能划分清晰,其中系统级、换流站级和换流器级的控制保护按照统一平台进行整体设计,在同一主机内即可实现双极协调控制和单极控制,数据交互十分便利。
3 柔性直流输电控制保护系统
3.1 控制系统基本控制策略
为了满足柔性直流输电系统高实时性的要求,其控制保护系统在性能上和快速性上需要满足纳秒级要求,因此,控制保护系统广泛采用具有快速动态响应的直接电流控制方式,该控制方式由外环功率/电压控制和内环电流控制组成。
图2为直接电流控制的结构框图,主要由内环电流控制器、外环功率/电压控制器、锁相同步环节(图中未画出)和触发脉冲生成环节几个部分组成。其中内外环控制器在整个控制系统中扮演的角色如下:①外环控制器根据系统级控制器给定的有功功率、无功功率、直流电压、交流电压等参考值指令,与实时采集量进行比较,差值经过比例—积分(PI)控制及限幅环节,处理得到内环电流参考值;②内环控制器通过引入电压耦合补偿环节以及交流电网电压前馈环节,实现dq轴电流控制的完全解耦及对参考电流的快速跟踪,为阀控系统提供参考电压。
每个换流器都可以实现对一个有功类目标和一个无功类目标的控制。有功类目标包括有功功率、直流电压、交流系统频率,无功类目标包括无功功率、交流电压。为了两端功率的平衡及系统电压的稳定性,在两端柔性直流系统中要求其中一个换流站并且只能有一个换流站采用定直流电压控制,以确保直流电缆、换流阀及直流场相关设备的安全,另一端采用定有功功率控制,两端无功类控制可以自由选择。
综上考虑,厦门柔性直流工程的系统级控制策略有以下4种:①定直流电压、定无功功率控制;②定直流电压、定交流电压控制;③定有功功率、定无功功率控制;④定有功功率、定交流电压控制。将以上几种控制方式在2个换流站进行组合,可以得到8种组合方式。
正常运行过程中,直流电压控制权不应在2个换流站间转换,这种约束方式可以快速地调节功率,甚至是功率反转。
3.2 极控制系统
直流极控制保护系统(pole control and protection,PCP)是换流站控制系统的核心,接收上层控制系统下发的控制指令,经过内部处理生成用于阀控制系统的电压参考信号,完成直流极控制系统的各项控制功能,包括系统正常启动、停运、换流器触发控制,换流变压器分接头控制,极有功功率类控制,无功功率类控制,顺控联锁等。设计合理的控制方式,能够显著提高系统的各种响应特性,抑制系统过电压和过电流,提高系统故障情况下的不间断运行能力。
南京南瑞继保电气有限公司为厦门柔性直流输电工程提供了换流站级控制系统,直流极控制系统包括主控单元和I/O设备,采用完全冗余的双重化配置,可以在故障状态下进行系统的自动切换或由运行人员进行手动切换,在任何时候,起作用的系统均是双重化系统中较为完好的那套系统。
极控制系统(见附录A图A2)通过极层控制局域网(LAN)间接地完成与交流站控(AC yard control,ACC)、直流极保护(pole protection,PPR)、换流变压器电量保护(converter transformer protection,CTP)、非电量保护(non-electric protection,NEP)相连,通过站控LAN完成与运行人员工作站的通信,以光纤直连方式完成与阀控制系统(valve basic controller,VBC)的接口。
3.3 阀控制系统
阀控制系统是整个柔性直流输电控制系统的执行单元和最终落脚点,在功能上是联系上层控制系统PCP与底层开关器件控制的中间枢纽。
厦门工程中阀控制系统由中电普瑞电力工程有限公司提供,其结构见附录A图A3,该系统由电流控制单元、桥臂汇总控制单元、桥臂分段控制单元和事件管理单元(valve monitor,VM)四部分组成。其中电流控制单元、桥臂汇总控制单元、桥臂分段控制单元根据PCP下发的指令和采集到的子模块电容电压、子模块状态及桥臂电流测量值完成子模块投切控制、桥臂环流抑制、子模块电容电压平衡控制及阀设备保护等功能,VM则用于实时监视换流阀及阀控制设备的运行状态。
桥臂电流控制机箱为完全独立的双冗余系统,分别定义成桥臂电流控制机箱A和桥臂电流控制机箱B,对上分别与极控系统PCPA、极控系统PCPB,对下分别与桥臂汇总控制机箱A、桥臂汇总控制机箱B共同构成完全独立的双冗余系统。正常运行时,其中一套为主系统,另外一套为从系统,两套系统都在工作,若某一套系统出现故障时可完成切换。桥臂分段控制单元作为桥臂汇总控制单元和阀子模块之间的通信接口单元,实现信息相互传送。
基于模块化多电平的高压大容量柔性直流输电系统中,由于桥臂往往由数百个子模块组成,阀控制系统对子模块的处理速度要求极高,需要在微秒级时间内完成子模块均压排序和环流抑制,生成子模块的快速投切控制策略,因此阀控制系统承担了计算量最大的快速功能[1]。
3.4 极控制系统与阀控制系统间的接口
阀控制系统和PCP均采用冗余系统设计,分为系统A、系统B,以光纤方式直连,保证信号高速、可靠传输。阀控制系统与PCP之间的控制接口交互信息较少,主要包括:接收从PCP下发的调制波参考电压、控制命令以及主从鉴频信号,以及上报阀控制系统运行状态、系统运行状态、切换请求以及跳闸请求等,这些功能直接决定了柔性直流输电系统的动态性能,对接口的设计要求非常高,需要高速可靠的交换数据。
厦门柔性直流工程中PCP与阀控制系统之间交互的接口信号如图3所示,具体信号内容如表1所示。
4 直流保护系统
4.1 直流保护配置
根据柔性直流输电系统的主接线及可能出现的故障,厦门柔直工程直流保护分为7个保护区域:①交流保护区;②换流变压器保护区;③交流连接线保护区;④换流器保护区,包括阀和子模块保护;⑤直流极保护区;⑥直流线路区;⑦双极保护区。保护分区及测点如图4所示。
以上保护区域的划分确保了对所有相关的直流设备进行保护,相邻保护区域之间重叠,不存在死区问题。
交流保护区主要是对交流侧的设备进行保护,换流变压器保护区主要对换流变压器进行保护。站内交流连接母线区主要对换流变压器与换流器之间的交流母线进行保护。换流器区主要对换流器、换流器与交流母线的部分连接线路以及桥臂电抗器进行保护。直流极保护区包括极高压母线区和中性母线区,主要是对极母线上的设备进行保护。双极保护区主要是对双极中性母线、站接地极线、站接地开关(NBGS)、大地回线转换开关(GRTS)以及金属回线进行保护。直流线路保护区主要对直流输电线路进行保护。
针对不同的故障类型,保护采取的故障清除策略主要有以下5种:①策略1———闭锁换流阀,跳交流断路器,启动失灵,中性母线隔离;②策略2———触发晶闸管,闭锁换流阀,跳交流断路器,启动失灵,中性母线隔离;③策略3———请求系统切换,闭锁换流阀,跳交流断路器,启动失灵,中性母线隔离;④策略4———触发极平衡,闭锁换流阀,跳交流断路器,启动失灵;⑤策略5———重合转换开关。
策略2为防止绝缘栅双极型晶体管(IGBT)上并联二极管损坏,采取触发晶闸管分流,采取该策略清除故障的有区域④的阀差动保护、换流器差动保护,区域⑤的直流欠压过流保护。
策略3是针对控制系统造成的一些故障,切换后故障消失,则保持继续输送功率,否则闭锁跳闸,采取该策略清除故障的有区域①的交流过电压保护,区域③和④的相关过流Ⅱ段、Ⅲ段保护,区域⑤的直流过电压Ⅱ段、低电压Ⅱ段保护,区域⑥的直流线路保护,区域⑦的金属回线保护。
策略4是双极运行时接地极线电流过大,通过触发极平衡以减小接地极线电流,若是电流不能减小则闭锁跳闸,区域⑦的双极中性母线差动保护、站接地过流保护采取该策略清除故障。
策略5是当各转换开关不能断弧时对转换开关的保护,区域⑤的中性母线开关保护和区域⑦的站接地开关保护、大地回线转换开关保护则采取该策略清除故障。
各区域的其他保护则采取策略1清除故障。
4.2 直流保护“三取二”配置
为了确保直流保护动作的高可靠性,厦门柔直工程直流保护系统采用三重化配置,出口采用“三取二”逻辑判别,该“三取二”逻辑同时实现于独立的“三取二主机”和“控制主机”中。保护“三取二”功能配置见附录A图A4。
“三取二”主机接收各套保护分类动作信息,控制主机也同样接收各套保护分类动作信息,通过“三取二”逻辑判定三套保护主机中有两套相同类型保护动作时判定该动作的正确性,才允许出口闭锁和跳闸,保证动作的可靠性,此外当三套保护系统中有一套保护因故退出运行后,采取“二取一”保护逻辑;当三套保护系统中有两套保护因故退出运行后,采取“一取一”保护逻辑;当三套保护系统全部因故退出运行后,极闭锁。
5 无源逆变试验方案
换流阀是柔性直流输电工程的核心设备,为防止在有源状态下首次解锁出现大电流损坏换流阀,需要通过无源逆变试验确认极控制系统、阀控制系统和换流阀之间是否正确工作,检验控制系统补偿换流变压器的相角差是否正确,对控制系统执行延时进行测试以做到在控制系统进行完全补偿。
厦门真双极拓扑结构的柔性直流系统仅在换流变压器高压侧配置断路器且电压互感器配置在该断路器的后端,该断路器断开后,控制系统失去参考电压,无法进行无源逆变试验。为此制定了一套有效可行的方案来实现换流阀无源逆变试验以确保阀组触发相序的正确性,该方案已在现场成功应用,试验主接线如图5所示。
真双极拓扑结构柔性直流换流阀无源逆变试验步骤如下。
1)在试验极旁路断路器QF2处于分闸位置,交流侧断路器QF1处于热备用的情况下,合上试验极QF1断路器对换流阀进行不控充电。当极控制系统检测到充电电压大于0.6(标幺值)后,延时10 s发出启动换流阀子模块工作指令Databack_en。
2)充电20 s后,控制系统自动合上旁路断路器QF2,等待直流电压稳定后,确认直流电压为当前阀侧线电压Uv的峰值。
3)未试验极在确保极隔离的状态下(DS4处于分闸状态),合上交流侧断路器QF1,使该极电压互感器Us带电。
4)对试验极和未试验极的交流电压Us在同源状态下进行二次电压核相,确保2个极交流侧二次电压一致。
5)核相正确后,将未试验极的二次交流电压接入试验极极控制系统,作为无源逆变试验的参考电压。
6)断开试验极交流侧断路器QF1,控制系统在检测到该断路器断开后即自动启动控制系统录波功能,延时20 ms发出解锁命令Deblock,进行无源逆变试验。
7)为了防止阀子模块因电压降低造成旁路数过多,解锁200 ms后即收回解锁命令,闭锁换流阀。
8)试验极交流侧断路器断开1 s之后,收回Databack_en指令,子模块停止工作。
9)分析录波文件中阀逆变电压Uv与网侧电压Us的相位关系是否正确,并测算控制系统执行延时。
6 控制保护系统性能测试
6.1 无源逆变试验
按照无源逆变试验方案,在鹭岛换流站极1“STATCOM”运行方式下开展了无源逆变试验,试验结果(见附录A图A5和表A1)说明阀侧电压Uv相序为正序,与网侧电压Us相位关系满足换流变压器接线组别为YD7时高低压侧电压相角关系,证明了极控制系统、阀控制系统和换流阀之间工作的正确性,确保了换流阀的安全,也证明了该方案的有效性和可行性。
附录A表A2为不控充电零功率情况下阀侧电压Uv和网侧电压Us的相位关系。比较表A1和表A2的数据可以发现,换流阀解锁产生的相位与系统实际相位之间存在一定的偏差,这主要是由于控制系统从电压采集、锁相控制、数据处理以及波形输出等环节产生的延时未得到完全补偿造成的,为了避免有源状态下首次解锁出现大电流而损坏换流阀的情况,本文提出了控制系统延时的计算方法及补偿方法,具体内容如下。
1)不控充电零功率情况下,根据阀侧电压Uv和网侧电压Us的波形确定对应相角差下的时间差,计为Δt1。
2)根据无源逆变试验得到的阀侧电压Uv和网侧电压Us的波形确定对应相角差下的时间差,计为Δt2。
3)Δt=Δt1-Δt2,即为整个控制系统产生的执行延时,根据该延时下的相角差,可在控制程序中通过增大或减小输出参考波的相位大小来进行延时的补偿,使得Δt=0,达到延时补偿的目的。
6.2 功率阶跃试验
为了验证极控制系统、阀控制系统的动态响应特性以及它们之间接口的特性,开展了无功功率和有功功率阶跃试验。
试验前,换流站极1运行于高压直流输电(HVDC)模式,浦园极1向鹭岛极1输送有功功率为100 MW,浦园极1向系统发送无功功率50 Mvar。
1)无功功率阶跃试验
在浦园极1进行无功功率参考值由50 Mvar到20 Mvar的功率阶跃,持续1 s后,又进行从20 Mvar到50 Mvar的功率阶跃,试验结果见附录A图A6,无功功率实际值能够按照无功指令值快速响应,经实测无功功率下阶跃和上阶跃响应时间分别为5.53 ms和5.49 ms,超调量分别为12.8%和12.3%,可见柔性直流输电控制系统的响应速度和稳定性能满足设计规范要求。
2)有功功率阶跃试验
在浦园极1进行有功功率参考值由100 MW到70 MW的功率阶跃,持续1 s后,又进行从70 MW到100 MW的功率阶跃,试验结果见附录A图A7,有功功率实际值能够按照有功指令值快速响应,经实测有功功率下阶跃和上阶跃响应时间分别为5.72 ms和5.66 ms,超调量分别为10.7%和10.1%,可见柔性直流输电控制系统的响应速度和稳定性能满足设计规范要求。
试验波形(见附录A图A6(c)和图A7(c))表明,柔性直流控制系统实现了有功功率和无功功率的快速解耦控制,以及系统有功功率和无功功率的灵活独立控制。
6.3 直流保护跳闸试验
为了检验柔性直流保护系统处理故障的性能,在系统带电试验中开展了保护跳闸试验,过程如下:①两站极1系统稳定运行后,将浦园极1直流保护A套、B套交流过压保护定值由1.2(标幺值)改为0.9(标幺值);②核实动作过程,本站延时1 600 ms后请求系统切换,延时2 000 ms后闭锁、跳开交流进线开关;③恢复直流保护定值。
保护跳闸试验波形(见附录A图A8)表明,浦园站直流保护系统逻辑功能正确,“三取二”装置及控制系统“三取二”逻辑正确,1.6 s控制系统发生切换,2 s换流阀闭锁、交流进线开关跳闸,并通过联跳方式完成对站保护跳闸、换流阀闭锁。
6.4 试验总结
现对以上3个试验开展过程中需注意的事项进行提炼总结分析,以期为其他工程提供有益的借鉴。
1)无源逆变试验
需要将交流低电压保护、直流低电压保护以及交流频率保护闭锁,以防试验过程中保护先动作而导致试验失败。
为了防止阀子模块因电容电压过低出现大量旁路,需要结合逆变解锁时间来决定控制系统的撤Databack_en指令时间。
试验中必须先进行二次电压的同源核相,确保为控制系统提供正确的控制电压。
2)功率阶跃试验
开展无功功率阶跃试验时,需要结合系统电压的大小决定功率阶跃的方向,确保试验过程中系统电压在安全范围内。
若阶跃响应时间不满足规范的要求,需要首先检查程序中功率阶跃速率是否完全放开,若非该问题再开展其他方面的问题排查。
3)直流保护跳闸试验
该实验的开展需要在不带电保护跳闸试验已完成并确保了跳闸回路的正确性后才能开展。
7 结语
本文结合厦门柔性直流输电示范工程,对柔性直流控制保护系统方案及其工程应用进行了研究,并针对真双极特殊结构的柔性直流主接线提出了无源逆变试验方案。
1)无源逆变试验方案已在厦门工程中成功应用,该方案的实施确保了阀组触发相序的正确性,完成了对控制系统延时的补偿,避免了有源解锁出现大电流损坏换流阀。
2)功率阶跃试验结果表明,柔性直流控制系统具有跟随指令系统快速响应功能,阶跃响应时间及超调量满足设计规范要求,实现了有功功率和无功功率的快速解耦控制及功率灵活控制功能。
3)直流保护跳闸试验结果表明,直流保护系统逻辑功能的正确性。
4)本文只研究了真双极拓扑结构下不带直流断路器的柔性直流控制保护系统方案及其工程应用,没有考虑配置直流断路器和其他拓扑结构下控制保护系统的方案及其应用,这是需要进一步研究的问题。
柔性直流输配电系统 篇5
随着海上油田平台的大范围联网和向深海进军,海上输电的容量将更大、距离将更远。若采用传统的中高压交流供电方式[1,2],由于受限于海底电缆的充电容量,有功负荷一般偏小,控制电压过高,容易击穿海缆,将严重影响平台的正常生产[3,4,5]。而若采用常规直流,由于海上平台主要为大功率高压电动机等变频负荷,本身需要消耗无功,无法为换流站提供换流容量,因此无法使用。
相比中高压交流输电和常规直流输电,柔性直流输电不存在交流输电功角稳定性问题、充电容量小;不需借助受端电网换相,可以为海上平台的无源负荷供电;并且谐波电流小、无需滤波装置,可减小海上平台的占地面积[6,7,8,9,10]。因此,在海上平台输电系统中采用柔性直流输电方式,尤其是在长距离输电方面,可以有效地突破输电距离限制,降低系统造价,提高系统运行稳定性和可靠性等,是具有高度灵活性的海上平台输电系统新型输电方式。
本文将探讨柔性直流输电技术在某海上油气田(简称A油气田)中的应用。相比同类工程,A油气田工程由岸上直接向海上平台供电,输电距离更远、容量更大、可靠性要求更高。文中将根据A油气田的调整工程和输电要求,给出对应的柔性直流输电系统换流器、主接线和接地方式等设计方案。在此基础上,根据技术经济性分析,给出相关主回路参数设计。最后,给出仿真分析结果。
1 A油气田调整工程及输电要求
目前, 在A油田群所在区域内共设有以下生产设施: 6 坐平台和一艘浮式生产储油卸油装置(FPSO),如图1所示。A油气田调整项目拟利用柔性直流输电技术,将岸上电网的电力通过直流海底电缆引入A油田群I平台,通过I平台(或者在旁边新建变电站平台),为本平台及其他新建平台供电。
根据调研材料, A油气田相关港口地区目前已投产220k V变电站3座。A油田群区域高峰负荷预计约为50MW(预计发生在2019年),其中J平台电气计算负荷约为29.2MW;I平台电气计算负荷约为15.3MW;M平台电气计算负荷约为3.8MW。
A油气田新建平台如依托港口电力,海底电缆需要穿越航道,且要避开锚区,因此提供两个海底电缆路由方案:方案一:32km路由(从港口到J区域平台),其中深埋铺设距离为21km;方案二:55km路由(从港口到I区域),其中深埋铺设距离为15km。本文采用方案二。
2 换流器方案设计
两电平换流器、 三电平中点箝位换流器和模块化多电平换流器(MMC)是目前最为主要的三种应用于柔性直流输电系统的电压源型换流器(VSC)拓扑结构[11]。
相比二/三电平换流器的器件串联技术,MMC采用模块化串联技术,技术风险要小;并且模块化绝缘栅双极型晶体管(IGBT)相比压接式IGBT技术更加成熟,器件制造商更多。另外,在电平数达到一定程度时,MMC输出电压具有较高的正弦性,可以省略滤波器,同时开关频率大幅降低,损耗减小[12]。
事实上,MMC换流器在模块化级联数量较多时,为了实现各模块电容电压的均衡控制,会导致控制器计算量过大,使得控制器过于复杂,可靠性下降。但是对于海上柔性直流输电系统而言,直流电压并不高,通常所需要串联的子模块数量也并不大,所以控制器也不会过于复杂。目前MMC换流器在Transbay工程、上海南汇风电场并网工程、南澳风电并网工程以及舟山风电并网工程中都得到了应用[13,14]。
根据上述分析,本文在海上柔性直流输电系统研究中,VSC换流器采用MMC换流技术。
3 主接线方案设计
3.1 主接线可行性方案
考虑到海上平台的安全要求,对于海上柔性直流输电系统,主接线方式可选单极金属回线、对称单极和带中性线的双极接线方式[10]。
相比金属回线方式,对称单极系统具有对称的直流电压,从而简化了变压器设计;另外,单极不对称系统直流极线所耐受电压是双极系统的2倍;事实上,如果考虑电缆的敷设费用,采用一根金属回线和一个极线的成本差距并不大。因此,相比单极金属回线方式,目前对称单极系统接线越来越被应用和接受。相比于对称单极系统,双极系统在一极出现故障时仍能够采用单极运行,可靠性要高;但是具有多个换流器,成本要高;通常应用于可靠性要求较高或电压等级较高和容量较大的应用场合[15]。
根据上述分析,对于A油气田柔性直流输电系统,主接线方式优先推荐对称单极和带中性线的双极接线。为了提高可靠性,并且针对A油气田的输电要求(海上平台最大负荷约50MW),提供以下两种拓扑结构可供选择,分别是双对称单极的拓扑结构和双极的拓扑结构。
3.2 主接线选型
图2给出了A油气田双对称单极和双极柔性直流拓扑结构设计。两种柔性直流系统均有两套直流输电通道系统,每条通道的额定输电容量均为50MW,且两条输电通道分别引自岸上不同的220k V变电站,以保证1∶1热备用。
根据经济性分析,双极拓扑结构输电方案的投资运行合计费用略低于双对称单极方案的合计费用,但相差很小,差额占合计费用的0.66%。
从可靠性角度来看, 采用双对称单极的结构时,两回直流独立运行;而双极拓扑结构的方案中,直流的正负极之间有相互耦合,当某一极发生故障时,可能(在短时间内)影响另一极的正常运行,而海上油田群电网没有其他电源,对供电可靠性要求很高,需要尽量避免上述情况。从工程建设的角度来看,建设双对称单极结构的工程时,可选方案较多,更加灵活。从技术成熟度的角度来看,目前在国内已经投运的柔性直流输电工程中,大多采用对称单极结构。
所以,综合上述考虑,本文中采用双对称单极来对A油气田柔性直流输电方案进行探讨。
4 接地方案设计
对于基于MMC的对称单极系统,由于MMC直流侧没有集中电容,因此不存在自然的中性点。就目前来看,主要有交流接地和直流接地两种方案。
在交流侧接地方式中,当联接变压器阀侧绕组存在中性点时,可以采用中性点直接经电阻接地,该方式附加设备较少,结构简单。而当联接变压器阀侧绕组不存在中性点时,可以采用配置星型电抗经电阻接地方式[15,16]。在直流侧接地方式中,对于MMC,其直流侧没有集中电容,可以采用箝位大电阻以引出接地支路,此种方案会造成较大的系统损耗。
综合考虑到单极短路故障恢复时间和稳态功率损耗,通常建议M M C直流系统选择交流侧接地方式。对于A油气田双对称单极接线方案,整流站降压变压器网侧电压为220k V,根据我国对不同电压等级系统的中性点运行方式规定,系统中性点应直接接地,因此整流站变压器设计为“YN/d”联结,网侧中性点直接接地。这样,对于此对称单极系统设计为阀侧星型电抗加中性点电阻接地方式。对于逆变侧,由于A油气田海上平台中只存在负载不存在电源设备,因此直流系统无需接地。另外,考虑到平台35k V侧交流输电系统中性点经电阻接地的要求,变压器设计为“D/Yn”,两通道分别采用双绕组变压器,以提高供电可靠性。
综上所述,图3给出了A油气田柔性直流输电系统双对称单极主回路拓扑结构。
5 主回路参数设计
5.1 容量和距离
根据1.2部分所述,A油田群负荷约为50MW。双对称单极系统的每个通道的额定输电容量均为50MW,以保证100%热备用。
海底电缆路由方案选择从港口到I区域,距离为55km,其中深埋铺设距离为15km。
5.2 直流电压和电流
A油气田双对称单极系统每通道输送功率为50MW,按照直流输电电压等级经验,可选直流电压等级为±40k V~±60k V。本部分主要通过经济性估算对三种电压等级方案(±40k V、±50k V、±60k V)进行选择。
根据换流站和海缆制造商估算,表1给出了不同电压等级时双对称单极系统投资费用对比。其中,换流站投资费用主要包含换流阀投资费用、直流电抗器投资费用、开关设备投资费用、换流变压器投资费用,不含消防等辅助供电系统的设备成本、换流站建筑造价、换流站设计、安装、调试成本。
从表1可以看出,对于双对称单极系统,随着电压等级的升高,换流站子单元串联数量增加,因此投资费用增加;海缆额定电流变小,因此投资费用减少;总的投资费用升高,但是增加量相对不大。
表2给出了不同电压等级时双对称单极系统运行费用对比,这里运行费用主要考虑换流站和海缆损耗。其中,A油气田柔性直流输电工程主要采用MMC的换流器,取损耗率为0.65%。从表2中可以看出,随着电压等级的升高,海缆电阻率发生了变化,进而导致电压等级为±50k V时损耗最小。
根据上述分析, 电压等级为±40k V时,总的投资费最低;电压等级为±50k V时系统损耗最小。由于±50k V时的投资费用相比±40k V增加并不明显,若考虑损耗费用,在一定时间内也可以回收成本。因此,本文中A油气田双对称单极系统的直流电压优先选择±50k V。由于每个对称单极换流器承担50MW容量,可以得到直流电流有效值为500A。
5.3 交流电压和电流
工程设计时,综合考虑到调制效果及器件利用率,对于±50k V直流电压,本文中设计换流阀网侧交流额定电压为52k V,则交流侧电流有效值为555A。
5.4 换流器参数设计
根据上述分析,每个MMC换流器额定容量50MVA,换流阀网侧交流电压为52k V,交流侧电流有效值为555A;直流电压为±50k V,直流电流有效值为500A。可以得到MMC桥臂电流为324A。
另外,对于MMC子单元的直流电压等级需要与所选的IGBT电压等级配合。目前,常用的高压IGBT器件的标称电压主要有:1700、3300、4500V和6500V。在实际设计时,考虑到开关器件开关动作时产生的尖峰电压,以及直流电容电压上存在的波动,在选择变流单元直流电压等级时需要考虑留有1.5倍~2.0倍裕量。表3给出了MMC换流器方案可供选型的器件及最小单元级联数量。
事实上,根据MMC的谐波特性[17],一般子模块串联数超过40个时,交流侧谐波满足标准要求,无需单独设置滤波器。考虑到器件技术的成熟度和成品率,对于A油气田电压等级可以优先选择1700V和3300V器件等级;另外,考虑到子模块串联数越多,控制系统越复杂,因此优先推荐3300V/600A器件。此时,最小单元级联数量63,级联数考虑约10%的裕量,取级联数为70。
6 仿真分析
根据上述方案和参数设计,本文基于PSCAD4.5搭建了A油气田柔性直流输电系统的双对称单极仿真模型。仿真中,岸上整流站工作在直流电压控制模式,海上逆变站工作在交流电压V/f控制模式,MMC换流器均采用PWM载波移相控制,额定负载50MW/28Mvar。
6.1 仿真波形
图4给出了岸上整流站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。阀侧电压和电流都具有较好的正弦性,并且两个MMC换流器均稳定工作,具有相同的电压和电流。
图5给出了海上逆变站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。逆变输出电压均有较好的正弦性,有效值被控制在52k V,并且两个MMC换流器同样具有相同的电压和电流。
图6给出了两个对称单极直流输电通道的电压和电流波形。直流电压均稳定在100k V,两通道均分负载,电流约为250A。
6.2 潮流分析
表4给出了系统的潮流仿真结果。两通道均稳定工作,均分负载。由于换流器和直流海缆损耗,海上换流器输出有功功率要小于岸上换流器输出有功功率。
6.3 谐波特性分析
本节的谐波特性分析中,主要以换流器与交流系统的耦合点作为监测点。
图7给出了岸上整流站的电压和电流频谱图。从中可以看出,各次谐波分量远远小于基频分量。谐波分量中,5次谐波的幅值最大,谐波电压畸变率约为0.067%,谐波电流畸变率约为2.1%。单次电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
图8给出了海上逆变站的电压和电流频谱图。从中可以看出,各次谐波分量远远小于基频分量。谐波分量中,5次谐波的幅值最大,谐波电压畸变率约为1.4%,谐波电流畸变率约为0.62%。单次电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
表5给出了岸上整流站和海上逆变站的电压和电流的谐波含量,其中THD(总电压谐波畸变率)和TCD(总电流谐波畸变率)的计算中考虑了前127次谐波。岸上整流站的THD为0.07%,TCD为2.2%;海上逆变站的THD为1.44%,TCD为0.66%。总的电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。
根据上述仿真分析,A油气田柔性直流输电系统的双对称单极系统能够稳定工作,潮流平均分配,现有的MMC子模块串联数可以有效地抑制谐波,无需增加滤波环节。
7 结语