混合高压直流输电系统

关键词： 直流 高压 输电

混合高压直流输电系统（精选九篇）

混合高压直流输电系统 篇1

高压直流输电技术具备送电距离远、送电容量大、控制灵活与调度方便等特点,目前已成为了我国跨区电网的重要骨架[1]。对于湖北电网而言,其通过葛南(葛洲坝-南桥)、龙政(龙泉-政平)、宜华(宜都-华新)、林枫(团林-枫泾)四条±500 k V直流输电工程同华东电网相连;通过江城(江陵-鹅城)±500 k V直流输电工程与南方电网相接,湖北电网已然成为西电东送、全国联网的重要枢纽。上述高压直流输电工程在异常工况下的动态响应及故障恢复特性无疑将会对湖北电网的安全稳定运行起着重要作用,针对这些直流输电工程展开系统的建模仿真及分析工作将具有很强的研究价值及实际意义。

在高压直流输电系统的仿真建模上,大体可分为电磁暂态建模和准稳态建模(机电暂态建模)两类。由于直流输电系统中存在晶闸管和换流装置等电力电子装置,需分析考虑其快速暂态特性和一些非线性元件引起的波形畸变特性,而准稳态建模是基于电压电流信息的序相量模型,在分析不对称故障和预报换相失败时是不精确的,因此对直流输电系统的精确仿真必须采用电磁暂态建模方法。

当前应用较多的非实时电磁暂态仿真软件是由Manitoba直流研究中心开发的PSCAD[2,3,4],实时仿真软件则以加拿大RTDS公司出品的RTDS最为广泛[5,6]。RTDS元件库内配备了较为齐全的直流输电系统设备模型,但是利用RTDS进行实时仿真通常受规模所限,节点数量往往相对不多,对于交流电网需做等值化简,而化简处理会使得电网的运行特性发生一定改变,在涉及直流控制策略对电网的动态特性等仿真研究时,其计算准确度会受到影响[7]。事实上,RTDS多用于连接实际直流控制保护装置进行数模混合仿真,侧重在装置本身的性能校核[8,9]。由中国电力科学研究院自主研发的全数字实时仿真装置(ADPSS)可实现大规模交直流输电系统的机电暂态-电磁暂态混合仿真,即将需要详细研究的直流系统采用电磁暂态建模,与直流系统相关联的交流电网则使用机电暂态仿真,利用数据交互接口开展混合仿真,此种计算优势在于:不仅可模拟出电力电子设备内部的快速暂态过程,且能够兼顾仿真系统规模,使得交流电网的动态特性在机电侧实时体现,保障了计算结果的准确性[10]。

本文针对江城高压直流输电实例工程,基于ADPSS提出了该直流工程的机电暂态-电磁暂态混合建模方法,阐述了详细建模过程。利用该混合模型,开展了整流侧(逆变侧)交流系统发生短路接地的故障仿真,并与采用交流电网化简处理的常见直流系统纯电磁建模进行了比较,进而研究分析了所建混合仿真模型的动态特性。

1 ADPSS混合仿真

1.1 混合仿真计算理念

ADPSS中电磁暂态程序和机电暂态程序采取分别求解方式。当进行电磁暂态网络计算时,对机电侧模型使用戴维南等值;在开展机电暂态网络计算时,对电磁侧模型实施诺顿等值,如图1所示[11]。由此在仿真初始时刻,电磁暂态过程获取机电暂态网络的工频等值阻抗阵Z;而每一个接口时刻,电磁暂态仿真过程向机电暂态仿真过程传送边界点的正序、负序、零序电流Iemt和边界点的正序、负序、零序电压Vemt;机电暂态仿真过程向电磁暂态仿真过程传送边界点的等值电势E。具体的机电-电磁网络等值参数转换过程可参见文献[12]。

1.2 混合仿真分网方案

在开展混合仿真计算时,机电暂态程序与电磁暂态程序的分网接口位置对仿真的效率及精度起着至关重要的作用。通常意义上,网络划分需立足以下几项基本原则[13]:1)尽量降低电磁子网络的规模及数量,以确保仿真的计算速度;2)缩减接口断面所涉及的母线、线路数目,以保障交接变量的精简;3)对应模拟的故障形式下,接口处电压的不对称程度及波形畸变尽量低,以保证机电子网络的误差在可接受范围之内。

根据上述分网原则,针对高压直流输电系统机电-电磁混合仿真,大致有两种网络划分方案:1)选在与直流设备直接相连的交流母线上;2)基于研究需要选择在电气量波形畸变轻微的位置分网,将接口位置延伸到交流系统内部[14]。前者在实现上较为方便,后者较适用于弱交流连接系统,且需限定延伸的范围及深度,以免弱化了混合仿真的优势,而降低了运算效率。

2 江城直流输电工程的系统建模

基于混合仿真计算的基本原理,应用ADPSS开展江城直流输电工程机电暂态-电磁暂态建模仿真的大体步骤为:1)建立湖北电网机电暂态模型算例;2)对机电模型进行潮流计算,根据潮流计算结果以及直流输电系统的研究需要,划分模型的电磁暂态子网及机电暂态子网;3)构建包含江城直流输电工程的详细电磁暂态仿真模型,输入对应潮流计算初始参数,添加相关机电暂态接口,执行混合仿真运算。

2.1 机电暂态仿真模型

湖北电网机电暂态仿真模型采用的是孤网模型,即将与湖北电网相连的跨省联络线等效为负荷模型。机电暂态仿真模型共计有1 562个节点,其中包括206台发电机组,541台变压器,888回交流输电线路以及5条直流输电线路等。模型中,发电机组、220 k V及以上电压等级变压器和输电线路参数均与实际参数保持一致,110 k V及以下电压等级电网系统等效为负荷(PQ节点)。

同江城直流输电工程整流站相连的交流母线是江陵500 k V母线,该母线通过多回交流输电线路同团林、兴隆、复兴、三峡左岸等500 k V母线相接。出于降低仿真节点数量、提高计算速度的考虑,在划分计算子网时,未将江陵站周边相邻的所有交流系统纳入电磁暂态子网模型,而是选取了三回交流输电线路,其余的交流输电线路以及变压器、负荷等模型连接至虚拟江陵500 k V交流母线上,并一同纳入机电暂态子网,而虚拟母线同原500 k V江陵母线经一短交流输电线路相接。由此,机电子网与电磁子网通过3个机电暂态接口相连,机电接口分别位于鄂江陵500 k V虚拟母线、鄂团林500 k V母线、鄂三江500 k V母线上,图2所示为江城高压直流输电工程机电暂态-电磁暂态混合仿真模型的示意图。

2.2 电磁暂态仿真模型

在电磁暂态仿真模型中,构建了江城直流输电工程的整流(逆变)站、直流输电线路、接地极、控制系统及两端交流电网。整流(逆变)站模型包含有换流变压器、交直流滤波器、换流器、平波电抗器等主要设备。整流端交流电网由四回交流输电线路及相应机电暂态接口组成。因湖北电网机电暂态模型未就鹅城侧的广东电网进行详细建模,逆变端所接交流电网在此采取常见的等值处理方法[15],即选取戴维南电路,使用理想电压源串接固定等值阻抗的方式来模拟。

江城高压直流输电工程一次设备模型的仿真参数同现场实际情况保持一致,其参数可详见换流站运行管理规程,限于论文篇幅,表1列出了部分设备的仿真参数。

注:交直流滤波器结构可参照文献[16]。

在直流控制系统模型的构建中,整流侧配备定电流控制器;逆变侧配备定电流、定电压和定关断角三个控制器,双侧均配置有最小触发角调节及低压限流控制器(VDCOL)。VDCOL在直流输电系统正常运行时不起作用,而在系统发生故障时,因直流电压低于某设定值而调节直流电流的整定值。

逆变侧控制系统中各调节器的配合方式如图3所示。图中:γ、Ud、Id分别代表关断角、直流电压及直流电流,γref、Udref、Idref为它们对应的参考指令值;Udmarg、Idmarg为直流电压电流整定裕度差,根据电流裕度控制原理[17],在逆变侧定电流调节器中Idmarg设置为0.1 pu,而整流侧取Idmarg=0;Idref_VDCOL为VDCOL输出的电流指令限幅值;DGE(Delta Gamma Error)为关断角偏差指令值,其经定电流调节器输出,供给定关断角调节器以修正其初始参考值。

逆变侧的三种控制调节器分别基于自身设置的参考定值、实测输出及比例积分参数进行触发角指令的运算,并取调节器运算结果的最小值以触发换流阀。基于上述控制配置方案,所建直流输电控制系统模型的Ud-Id特性如图4所示。

在额定运行状态下,直流输电系统的运行点是X,它是整流侧定电流控制特性与逆变侧定电压控制及定关断角控制特性的交点。若整流侧因故障异常工况导致交流电压下降,其运行点将转移至Y,此时整流侧换流阀转为最小触发角控制,逆变侧换流阀切换至定电流控制。

3 直流输电工程故障仿真

根据某特定时刻的机电暂态仿真潮流计算数据,江城高压直流输电系统的双极输送功率为1 175MW,相比较于额定双极功率3 000 MW,正送功率标幺值为0.39 pu。直流控制模型中将直流电压整定值设为1 pu,直流电流整定值设为0.39 pu,换流器的初始状态为不闭锁,控制系统即时投入运行。另外,考虑到直流输电系统中无功消耗约占有功输送功率的40%~60%,对直流系统双侧交流滤波器的投入组数进行了调节,整流侧及逆变侧两端投入滤波器组及补偿电容器共计600 Mvar。

3.1 整流侧交流母线单相故障

假设在t=5 s时,直流仿真模型整流侧交流母线A相发生接地故障,短路持续时间为100 ms,接地电阻为0.04Ω。图5及图6分别为该故障工况下直流电压电流及两侧换流阀触发角的仿真波形。

在短路故障期间,由于受到不平衡换相电压的影响,直流电压及直流电流中均出现谐波与幅值下降现象。整流侧触发控制将由定电流转换为最小触发角调节(设定为5°),通过降低触发角以提高系统直流电压,逆变侧触发控制则切换至为定电流调节,降低该侧触发角以抑制直流电流的下跌。

3.2 逆变侧交流母线单相故障

图7、图8为逆变侧故障工况下直流电压电流及两侧换流阀触发角的仿真曲线,除故障发生位置外其他条件同整流侧故障相同。

由于逆变侧直流电压在短路瞬间迅速下跌,导致系统直流电流急剧增加。受整流侧定电流调节器作用,该侧触发角不断上升并超过90°,使得直流电压到达负向。随着直流电流的下降,逆变侧换流阀将变更为受定电流调节器控制。故障后约140ms,直流输电系统模型开始平稳恢复。

4 仿真结果分析

4.1 交流故障对直流动态特性影响机理

在对混合仿真及纯电磁暂态仿真进行比较前,在此简要探讨交流系统发生故障时,直流系统动态特性的影响机理。该动态特性的变化除了受直流控制系统的快速作用,还与交流电网的机电暂态过程有一定关联。经直流控制策略的有效调节,换流阀触发角的控制时限通常小于20 ms的范围,综合测量系统、通讯等因素,整个直流系统的响应时间在50~150 ms之内。另外,交流系统应属于慢速动态子系统,其对于快速动态子系统(直流系统)的效应可等效为作用于直流某一端的虚拟可变电压源,即通过对换流站交流母线电压的影响而体现出来。

当发电机处于高压直流换流站相邻的位置时,受相应故障工况的作用,发电机的机端电压将发生改变,励磁控制则会动作并影响高压换流站母线的电压工况,一般情况下,该电压变化的时间常数约为100~500 ms。换流母线交流电压相位及幅值的波动将致使换流器的实际触发角与预期触发角存在偏差,并引起直流电压电流的摄动,进而改变直流传输功率,受整流侧定电流(定功率)调节器的控制,可一定程度上减小该摄动,但最终不可能完全消除,反之会影响到发电机的电磁转矩。若故障位置过近,在整个暂态过程中强行励磁的作用可能始终不能克服短路电流的去磁作用,此时发电机端电压一直不能恢复至额定值,将导致换流器触发角的动态波动过程较长。

4.2 仿真数据对比

对比观察图5~图8,可知在故障持续及恢复期间,混合仿真与纯电磁仿真的计算结果于动态变化趋势上呈现一致性。但是,因两模型中整流侧交流母线电压的建立机制存在着差别,其将直接影响到直流电压电流以及触发角的具体输出结果,导致图示仿真曲线在波动幅度及时长上存在偏差。图9所示对比了两模型在不同故障工况下的整流侧交流母线电压(A相)。

纯电磁暂态仿真模型中的整流侧交流电网是利用理想电压源串接等值(固定)阻抗的方式来模拟。根据波动法的等值阻抗计算公式[18],在交流系统侧电源未发生变化的情况下,其等值阻抗等于换相母线变压的波动除以流过其间电流的波动,鉴于故障期间电压电流量的变化以及谐波影响等多方面因素,采用固定阻抗的模拟方式不能精确反映其真实暂态情况,通过选用在线跟踪改进算法进行实时修正戴维南参数[19],在某种程度上能够增强计算的精确性。

混合仿真模型中整流侧的交流母线电压是取决于机电暂态接口的交互算法,该接口算法基于节点分裂进行网络分割及并行计算[20],其仿真时序表现为稳态情况下的并行接口时序与网络拓扑改变时刻串行接口时序相结合,这能促使对侧网络故障信息及时反映到本侧网络计算中,即通过实时更新等值电源参数计及机电子系统的动态特性变化。针对故障期间由于系统波动及接口时间间隔、接口数据交换给电磁暂态计算带来的小干扰问题,接口模块中采用线性插值处理进行了有效解决。计及纯电磁仿真模型中简单等值处理所引起的误差,并考虑交流电网机电暂态过程的相关影响,混合仿真计算结果应比纯电磁计算具备更高的准确性。

5 结论

基于ADPSS,本文给出了江城高压直流输电工程机电-电磁混合仿真模型的构建方法,并针对交流系统母线单相接地故障,研究比较了混合模型与纯电磁模型的输出特性差异。仿真结果表明:两模型的仿真曲线在故障期间的动态变化趋势上呈现一致性,而在具体波动幅度及时长上存在差别。计及混合仿真接口的计算原理特性,混合建模方法是有效的,其相比纯电磁模型能更准确地反映直流系统的动态运行特性,从而增强了仿真模型的精确度。

高压直流输电总结 篇2

一、高压直流输电概述：

1.高压直流输电概念：

高压直流输电是交流-直流-交流形式的电力电子换流电路，由将交流电变换为直流电的整流器、高压直流输电线路及将直流电变换为交流电的逆变器三部分组成。

注意：高压输电好处是在输送相同的视在功率S的前提下，高压输电能够降低输电线路流过的电流，减少线路损耗，提高输送效率（,）。2.高压直流输电的特点：

（1）换流器控制复杂，造价高；

（2）直流输电线路造价低，输电距离越远越经济；（3）没有交流输电系统的功角稳定问题；

（4）适合海底电缆（海岛供电、海上风电）和城市地下电缆输电；（5）能够非同步（同频不同相位，或不同频）连接两个交流电网，且不增加短路容量；

（6）传输功率的可控性强，可有效支援交流系统；（7）换流器大量消耗无功，且产生谐波；

（8）双极不对称大地回线运行时存在直流偏磁问题和电化学腐蚀问题；

（9）不能向无源系统供电，构成多端直流系统困难。3.对直流输电的基本要求：

（1）能够灵活控制输送的（直流）电功率（大小可调；一般情况下，应能够正反双向传送电功率（功率方向可变）；（2）维持直流线路电压在额定值附近；（3）尽可能降低对交流系统的谐波污染；（4）尽可能少地吸收交流系统中的无功功率；（5）尽可能降低流入大地的电流。

注意：大地电流的不利影响包括①不同接地点之间存在电位差，形成电解池，造成电化学腐蚀；②变压器接地中性点流过直流电流，造成变压器直流偏磁，使变压器噪声增加、损耗加大、振动加剧。4.高压直流输电的适用范围：

答：1.远距离大功率输电;2.海底电缆送电;3.不同频率或同频率非周期运行的交流系统之间的联络;4.用地下电缆向大城市供电;5.交流系统互联或配电网增容时,作为限制短路电流的措施之一;6.配合新能源供电。

二、高压直流输电系统的基本构成：

1.双端直流输电的基本构成：

（1）单极大地回线（相对于大地只有一个正极或者负极）：

图2-1（2）单极金属回线：

图2-2（3）双极大地回线（最常用）：

图2-3（4）双极单端接地（很少用）：

图2-4（5）双极金属回线（较少用）：

图2-5（6）并联式背靠背：

图2-6（7）串联式背靠背：

图2-7 2.多端直流输电的基本构成：

（1）三端并联型；

图2-8（2）三端串联型；

图2-9 注意：这里的“双端”、“多端”指的是所接换流站的个数（交流电网接入点的个数），而不是换流器的个数。3.多端直流输电的特点：

（1）可以经济地连接多个交流系统；

（2）因缺少大容量直流断路器，无法切除输电线路的短路故障，因而限制了它的发展。

三、换流技术复习：

1.三相全控整流电路原理图：

图3-1（1）大电感负载（符合直流输电工程实际）；

（2）交流输入电压的相序与晶闸管触发顺序的关系（135462）；（3）阀的组成、静态均压（电阻分压）和动态均压（电容分压）原理与电路；

（4）均压系数（）、电压裕度系数（）；（5）阀串联元件数的确定；

（6）电压变化率限制和电流变化率限制。

图3-2 2.三相全控桥的波形图：

（详见电力电子书P152、P153、P160）3.三相全控桥计算公式:（1）直流输出电压的理想计算公式:

(1.1)

（为线电压）

（2）考虑交流侧电抗的直流输出电压的计算公式（缺口面积是始于α 的面积与始于α+γ 的面积之差的一半，缺口面积=）:

（3）阀电流有效值：

(1.3)

(1.2)（4）交流侧线电流有效值的计算公式:

(1.4)4.三相全控桥的外特性（全控桥外特性：直流输出电压Ud与直流输出

电流Id间的函数关系）：（1）逆变器外特性： a)方程：

(1.5)b)曲线：端电压Ud随输出负载电流Id的增加而下倾的直线；（以定α表示）

图3-3（2）整流器外特性： a)方程： i.用控制角α表示：

(1.6)ii.iii.用逆变角β表示（α=180 °-β代入上式）：

(1.7)用熄弧角δ表示（δ= β-γ，γ是换相角）：

(1.8)（）

(1.9)（）

图3-4理想定β的面积比理想定δ小2个缺口面积:

b)曲线： i.用逆变角β表示：上翘直线（负值面积随电流增大），端口电压的绝对值随直流电流的增加而增加（正内阻）； ii.用熄弧角δ表示：下倾直线（负值面积随电流减小），端口电压的绝对值随直流电流的增加而下降（负内阻）；

图3-5逆变器外特性曲线（以定β和定δ表示）

5.三相全控桥的等值电路：

（1）整流器等值电路:

图3-6整流器等值电路

(1.10)a)内电势，内阻为正的可调电压源； b)端口电压随输出电流增大而减小。（2）逆变器等值电路：

图3-7逆变器等值电路

a)用β表示的等值电路，端口电压随电流增大而增大（正内阻）； b)用δ表示等值电路，端口电压随电流增大而减小（负内阻）。（3）双端直流输电系统的等值电路:

图3-8直流系统等值电路图 6.双端直流输电系统工作点：

（1）工作点的确定：

通常将线路电阻RL纳入逆变器侧，则用β表示的外特性曲线因正值内阻增加而上翘更多，用δ表示的外特性曲线因负值内阻减小而使下倾减缓或微上翘。

由直流输电系统等值电路可见，两侧电路工作时，应该具有相同电流和端口电压，表现在曲线上，就是两侧换流器的外特性曲线的交点，这就是工作点。

图3-9双端直流系统工作点的确定（两条线交点）

（2）工作点稳定性判据：采用小扰动法在工作点加上一点小扰动看看系统能不能回到原来的稳定点。（结论：整流侧外特性曲线的斜率小于逆变侧外特性曲线的斜率，系统可以稳定运行。）

7.双桥换流器（电力电子那个十二脉波）（整流器和逆变器结构相同）：

（1）电路图：两个三相全控桥串联；

图3-10（2）交流输入电压：两个三相交流输入电压的相位互差30°（频率相同，幅值相同）；

（3）触发顺序：1-1-2-2-3-3-4-4-5-5-6-6；

（4）直流输出电压瞬时值波形和纹波频率：每工频基波含12个均匀波头；

（5）直流输出平均电压：等于两个全控桥直流输出平均电压之和；（6）双桥换流器的优点：

a)在晶闸管元件耐压能力和串联数不变的条件下，双桥输出电压是单桥的两倍；采用桥串联代替元件串联；

b)直流输出电压的谐波幅值比单桥更小，谐波频率更高，因而更易于滤除；

c)交流公共母线的电流谐波比单桥更小，最低次谐波次数更高； d)当双桥中发生任一桥故障时，可以将故障桥隔离（短接），另一正常单桥仍可继续工作；

（1）逆变器实现逆变的条件：

a)外接直流电源，其极性必须与晶闸管的导通方向一致；

b)外接交流系统，其在直流侧产生的整流电压平均值应小于直流电源电压；

c)晶闸管的触发角α应在的范围内连续可调。

四、换流器的谐波分析：

1.谐波的危害：

（1）对铁磁设备的影响。谐波造成额外的铁耗导致发热、振动和噪声，降低了设备出力、效率及寿命；

（2）对旋转电机的影响：谐波造成转矩脉动，转速不稳；（3）对电力电容器的影响：谐波可能引起谐振过电压；

（4）对电力系统测控的影响：谐波使测量误差增加，可能导致控制失灵，保护误动；

（5）3次谐波电流过大可能使中性线过流；

（6）谐波叠加在基波上，使电气应力增加，对各种电气设备尤其是电容器的绝缘造成威胁；（7）谐波对通信线路造成干扰。2.谐波分析的数学工具：傅里叶级数。3.谐波分析的基本假设：

（1）交流电源为三相对称标准正弦波电压源；（2）三相交流电路各相阻抗参数相等；（3）换流器采用60°等间隔触发；（4）直流电流恒定（水平无纹波）；（5）不考虑换相角的影响；

在上述基本假设条件下，分析得出的谐波，称之为“特征谐波”。4.谐波分析的基本步骤：

（1）写出尽可能简洁的周期函数表达式f（x）；（2）计算傅立叶级数的系数an和bn；

（3）写出与周期函数f（x）等价的傅立叶级数表达式；（4）分析f（x）的傅立叶级数构成成分，得出有用结论。5.谐波分析内容：

（1）直流输出电压的特征谐波分析：

a)谐波频率：等于 6n（n=1，2，3，„）倍工频基波频率；

b)谐波幅值是控制角α的函数： α =0°和 α =180°幅值最小，α

=90°幅值最大 ；HVDC运行时，整流侧α =12°～15°，逆变侧定δ运行；

c)谐波幅值随谐波次数的增加而减小； d)n=0时的直流分量就等于直流电压平均值。（2）交流线电流的特征谐波分析：

a)YY接线变压器一次电流特征谐波分析：除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。

b)YD接线变压器一次电流特征谐波分析：（波形相同，幅值比YY接线大倍）除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。（3）双桥换流器直流侧电压特征谐波分析（根据假设直流电流无纹波，故只分析直流电压）：12k±1次谐波。

五、换流器的功率因数计算：

1.功率因数的定义：

功率因数等于有功功率P与视在功率S之比，即：

(1.11)功率因数λ的大小反映的是有功功率P在视在功率S中所占的比重，是功率的利用系数，反映功率的利用程度。

三相全控桥交流侧的电压是正弦波形，电流是方波，故有功功率P等于基波电压有效值U（即）与基波电流有效值、及基波电压与基波电流相角差的余弦值的乘积。（不考虑换相角γ时，；考虑换相角γ时，）2.只考虑基波时的功率因数：

3.考虑谐波时的功率因数：

上式是考虑换相角时的情况。

(1.13)(1.14)

(1.12)上式是不考虑换相角时的情况。

六、高压直流输电系统主设备：

1.换流器：

（1）双桥换流器与四重阀结构：

一个三相全控桥有6个桥臂（阀），一个桥臂（阀）由120个晶闸管串联而成；每15个晶闸管构成一个基本单元，每两个基本单元（30个晶闸管）组装为一个半层阀；每4个半层阀构成一个阀。

四重阀：双桥换流器同一相上的4个阀的组合体。

图6-1 四重阀示意图

（2）等间隔（60°）触发与等控制角（α）触发： a)等间隔（60°）触发方式： α1=移相控制；相对于1号自然换相点滞后角度α1；从脉冲2开始，均滞后前一个脉冲60°，即：αk+1=αk+60°（k=2，3，4，5，6）。b)等控制角α触发方式：

α1=α2=α3=α4=α5=α6；即6个触发脉冲都是相对于各自的自然换相点滞后一个相同角度。c)两种触发方式比较：

在三相电压对称的条件下，两种触发方式等效，但是在三相电压不对称的条件下，后者的触发脉冲不等间隔，导致交流电流波形正负半波宽度不等，平均电流不为零，造成变压器偏磁。

（3）晶闸管换流器对晶闸管元件的基本要求： a)耐压强度高； b)载流能力强；

c)开通时间和电流上升率的限制，即约为100A/s； d)关断时间与电压上升率的限制，即约为200V/s。（4）触发脉冲的传送方式： a)光纤方式； b)电磁方式。

图6-2（a）为光纤方式，（b）（c）为电磁方式

（5）高压（就地）取电技术：

图6-3光电变换电路的高压（就地）取电方法

2.换流变压器：

（1）工作电流波形是方波；（2）耐压要求高；

（3）可能存在一定偏磁（直流分量）；（4）有载调压、调压范围大、调节频繁。3.平波电抗器：

（1）作用：

a)直流电流滤波（平波）； b)限制线路短路电流的上升率； c)防止小电流运行时的电流断续； d)阻断雷电波的侵入；

e)减小对沿线通讯设施的干扰；（2）如何选取直流电抗器的电感值：

答：直流电抗器的作用是减少直流侧的交流脉动量，小电流时保持电流的连续性以及当直流送电回路发生故障时，能抑制电流的上升速度。从作用来看，它的电感量越大越好。但是过大，当电流迅速变化时在直流电抗器上产生的过电压就越大；另外作为一个延时环节，过大对直流电流的自动调节不利。所以满足上述三项要求的前提下，直流电抗器的电感Ld应尽量小。故选取直流电抗器电感值的具体方法是： ① 按减少直流侧的交流脉动分量的情况确定电感值；

② 以小电流时保持电流的连续性和直流送电回路发生故障时能抑制电流上

升速度的情况进行验算。4.滤波器：

（1）滤波原理：

高阻抗串联分压隔离（如平波电抗器，滤除谐波电压），低阻抗并联支路分流（如LC滤波器，滤除谐波电流）；工作频率低于谐振频率时，滤波器呈容性，工作频率高于谐振频率时呈感性。（2）交流滤波器的种类及其阻抗特性： a)单调谐滤波器（只有一个谐振频率）：

图6-4 单调谐滤波器

图6-5单调谐滤波器阻抗特性

b)双调谐滤波器（有两个谐振频率）：

图6-6双调谐滤波器

图6-7双调谐滤波器阻抗特性

c)高通滤波器：

图6-8 高通滤波器

图6-9高通滤波器阻抗特性

（3）交流侧滤波器设计原则：滤除谐波的同时考虑无功补偿，兼顾经济性。

（4）交流侧滤波器设计步骤：首先根据无功需求确定C，再根据谐振要求确定L，最后根据品质因数确定R。（5）电容器的经济容量和安装容量：

电容器的工作电流包括谐波电流和基波电流，其容量是谐波容量和基波容量两者之和，称之为安装容量。

只考虑滤波而不考虑无功补偿，求得的最小安装容量即经济容量；令“基波容量/安装容量”比值最大，即安装容量的最大利用。（6）滤波器的特征电抗、品质因数：

谐振频率下的感抗值或容抗值即特征电抗；，即品质因数。

品质因数Q越大，谐振时的支路阻抗越小，滤波效果也越好，但考虑到与交流电网发生谐振时为防止通过滤波器（电容器和电抗器）的电流过大，人为增加串联电阻阻值以降低Q，起限制电流过大的作用。一般Q取值范围为50～100，为了节能目的，有时会取更高值（电阻值更小）。（7）并联滤波器与串联滤波器相比有什么优点: a)滤波效果好；

b)串联滤波器必须通过主电路的全部电流，并对地采用全绝缘，而并联滤波器的一端接地，通过的电流只是由它所滤除的谐波电流和一个比主电路小得多的基波电流，绝缘要求也低。

5.直流断路器:（1）直流没有过零点，难以熄弧；（2）熄弧技术： a)并联LC支路，利用LC振荡产生反向电流以抵消线路电流，使之实现过零灭弧；开关闭合工作时，电容器通过充电回路预充电，开关打开前，并联到开关两端构成LC振荡回路；

b)直接并联带间隙的电容器，利用电容器吸收能量熄弧；

c)利用逐渐加大串联电阻使回路电流下降，最后用电容器吸收能量熄弧； d)拉长电弧，增加弧电阻，降低回路电流，熄弧。

七、HVDC对交流系统的影响：

1.概述：

（1）交流系统强弱程度: a)系统强弱程度反映了系统内各环节对扰动的敏感度;b)互联等效阻抗: 阻抗高，系统弱；阻抗低，系统强；

c)交流系统惯性（发电机转动惯量）：惯量小，系统弱；惯量大，系统强； 注意：系统越弱，交、直流交互影响越强。

d)短路比（short circuit ratio，SCR）：换流站交流母线的短路容量与额定直流功率的比值，即：

(1.15)e)有效短路比（ESCR）：考虑无功补偿设备后的短路比，即：

(1.16)注意：一般而言，短路比小于2的系统称为弱系统。注意：系统在不同运行方式下，SCR可能不同。

注意：恶劣情况下，原来很强的系统也可能会变成弱系统。2.换相失败：

（1）概念：当逆变器两个阀进行换相时，因换相过程未能进行完毕，或者预计关断的阀关断后，在反向电压期间未能恢复阻断能力，当加在该阀上的电压为正时，立即重新导通，则发生了倒换相，使预计开通的阀重新关断，这种现象称之为换相失败。

（2）机理：实际HVDC采用晶闸管在电流过零后恢复正向阻断能力所需时间约为400μs（对应50Hz下7.2°），故当关断角小于7.2°时，HVDC会发生换相失败；另外，当交流系统较弱时，也容易发生换相失败。（3）主要因素：交流侧母线电压；直流电流；换相电抗；越前触发角等。

(1.17)(1.18)（这里有些参数PPT没细讲，我也没搞懂，求指教）（4）换相失败的危害：

a)换相失败引起输送功率中断威胁系统安全稳定；

b)交流系统短路时，电压跌落可能引起多个换流站同时发生换相失败，导致多回直流线路功率中断，引起系统潮流大范围转移和重新分布； c)影响故障切除后受端系统电压恢复，进而影响故障切除后直流功率快速恢复，可能会威胁交流系统暂态稳定性。（5）措施：

a)利用无功补偿维持交流电压稳定； b)采用较大平波电抗限制直流电流暂态上升； c)规划阶段降低变压器短路电抗（换流电抗）； d)增大触发角或关断角整定值； e)人工换相等。3.HVDC引起的电压稳定：

（1）机理：

逆变器采用定熄弧角控制时，交流电压下降，触发角减小，无功功率增加，导致交流电压进一步下降。（2）措施：

a)使用无功补偿装置增强交流电压支撑能力； b)换流器控制模式转换（改为定电压控制）； c)采用VSC换流器等。

4.直流功率调制的影响—低频振荡抑制：

（1）基本概念：

由系统缺乏阻尼或系统负阻尼引起的输电线路上的功率波动频率一般在0.1~2.0Hz，通常称为低频振荡。自由振荡频率为：

(1.19)式中，由上式可知，机组惯量越大，振荡频率越低；输送功率越大，振荡频率越低。

（2）直流小信号调制: a)利用与交流联络线并联运行的HVDC的小信号调制可以有效地抑制互联系统间的低频振荡；

b)原理：在已有HVDC控制系统中加入附加的直流小信号调制器，从交流联络线或两端交流系统中提取异常信号，来调节直流线路传输的功率，使之快速吸收或补偿交流线路功率过剩或缺额，起到阻尼振荡作用。

c)常用直流小信号调制器类型：单入单出超前-滞后补偿（原理类似于PSS）。

图7-1 直流小信号调制器模型

5.谐波不稳定性：

（1）谐波概念：

谐波是一个周期电气量的正弦分量，其频率为基波频率的整数倍；不是基波整数倍频率的分量称为间谐波或分数谐波；频率低于基频的间谐波称为次谐波。

注意：HVDC换流器交流侧为谐波电流源，直流侧为谐波电压源。（2）谐波稳定性：

a)HVDC引起的谐波不稳定是指在换流站附近有扰动时，谐波振荡不易衰减甚至放大的现象，表现为交流母线电压严重畸变。

b)后果：电流谐波放大几倍甚至几十倍；电压严重畸变会导致换相失败并使系统运行困难； c)不稳定机理： i.特征谐波大部分被交流滤波器吸收，但非特征谐波却很难被滤波器吸收； ii.系统阻抗、电源阻抗、滤波器阻抗等并联，容易导致较低次谐振频率（5次及以下）； iii.谐振频率如果与非特征谐波匹配可能导致谐波被放大，放大的谐波进一步造成交流电压波形畸变及脉冲不均衡，如果形成正反馈，最终导致交流母线电压严重畸变，直流系统运行困难或不能稳定运行； iv.铁芯饱和型谐波不稳定是由于交直流系统中过多的低次谐波交互影响导致，谐波通过换流变压器的磁通偏移被放大，谐波和换流器交互影响又激励了这种放大，最终导致出现环流变压器铁芯饱和引起谐波不稳定现象； v.当交流侧并联谐振频率与直流侧串联谐振频率刚好满足交直流两侧谐波交互关系时，就发生互补谐振； d)抑制谐波不稳定措施： i.ii.iii.iv.规划阶段避免互补谐振发生；

利用磁通补偿或谐波注入消除非特征谐波；

附加控制电流调节触发脉冲，保证非特征谐波最小； 有源滤波等。6.不对称运行的影响：

在单极大地回线运行方式或者双极两端接地不对称运行方式下，会有较大电（甚至为额定运行电流）经接地极流经大地。

持续、长时间的大电流流过接地极会表现出三类效应：电磁效应、热力效应、电化效应。（1）电磁效应：

a)内容：直流电流注入大地，在极址土壤中形成恒定直流电流场，导致出现大地电位升高、跨步电压、接触电势等。

b)影响：影响依靠大地磁场工作的设施；对金属管道、铠装电缆、具有接地系统电气设备产生负面影响；跨步电压和接触电势影响人畜安全；电磁干扰。（2）热力效应：

a)直流电流作用下电极温度升高，可能蒸发土壤水分，导电性能变差，电极将出现热不稳定，严重时会使土壤烧结成几乎不导电的玻璃状，电极将丧失运行能力。

b)影响电极温升土壤参数：电阻率、热导率、热容率、湿度。（3）电化效应：

a)大地中水与盐类物质相当于电解液，当直流电流经大地返回时，在阳极上会产生氧化反应，使得电极及附近金属发生电腐蚀；也会导致附近土壤中盐类物质被电解。

7.HVDC引起的变压器直流偏磁：

（1）问题：直流输电系统接地极流过较大电流时（如单极大地运行）会导致中性点接地变压器产生直流偏磁现象。

（2）后果：导致铁芯饱和，产生谐波，引起振动和噪声，引起发热，严重时损坏变压器，引起保护误动等。

图7-2 直流偏磁对变压器励磁电流的影响（3）产生的原因：

a)电流在大地中流通，会在不同的地点产生不同的电势，如果两个变电站的接地网存在直流电势差，加上交流系统的直流电阻比较小，这样就会在交流系统中形成直流电流；

b)入地电流找到了一个比大地更容易流通的通道，即接地变压器绕组和交流线路组成。

图7-3 大地电流回路

（4）影响因素：两台接地变压器所处位置的电位；两个变电站接地电阻R1、R2；变压器绕组直流电阻RT1、RT2；线路电阻RL。

图7-4（5）抑制措施（根本思路：避免（减小）地电流流经变压器中性点）： a)中性点串电阻，限制流入的直流电流：

图7-5 中性点串电阻

i.ii.优点：简单、可靠、低成本；

缺点：不能彻底消除直流电流流入；接地性质改变，有负面影响；影响方向保护灵敏度；系统故障时中性点过电压等。

b)改变中性点电位（如反向注入电流、电位补偿等）：

图7-6 改变中性点电位

c)中性点串隔直电容阻止直流电流流入：

图7-7 中性点串隔直电容

8.短时过电压：

（1）定义：超过正常电压范围，持续相对较长时间的不衰减或衰减慢的过电压。（Temporary Overvoltage，TOV）

（2）原因：造成换流站短时过电压的根本原因是换流站安装的大量无功补偿电容器和滤波器；额定工况下，无功容量为额定输送功率的40%-60%，甩负荷时引起无功消耗大幅下降甚至为零，剩余的无功补偿容量就会导致过电压。（3）影响短时过电压大小的因素： a)系统强弱程度与无功消耗情况；

b)由交流系统等效阻抗与直流输电换流站无功补偿设备和滤波设备构成的并联谐振；

c)由换流变压器饱和或偏磁引起的励磁涌流。

（4）一般短时过电压包含的分量: 工频过电压分量；变压器励磁涌流引起的过电压分量；并联谐振决定的自由频率分量。（5）限制短时过电压的措施： a)加强交流系统；

b)采用适当的直流输电运行策略； c)电容器组与滤波器组投切； d)ZnO避雷器限制过电压。

9.HVDC引起的次同步振荡（Subsynchronous Oscillation(SSO)）：

（1）概念：汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频率的振荡。

（2）问题：在直流输电整流站附近的汽轮发电机组，如果大部分功率通过直流输电来输送，且与交流大系统之间的联系又比较薄弱，容易引起次同步振荡（SSO）。

（3）后果：导致机组大轴疲劳甚至断裂，导致系统振荡失稳。（4）作用机理：汽轮发电机的速度电动势分量与换流器触发角控制之间的紧密耦合与内在的反馈关系。

图7-8（5）影响因素：

a)发电机组与电整流站电气距离：距离越近越不利； b)发电机组与交流大电网联系：联系越薄弱越不利；

c)发电机组的额定功率与HVDC输送的额定功率相对大小：若在同一个数量级上，不利；

d)HVDC控制器：电流调节器、辅助控制器等引起负阻尼。（6）抑制措施：

a)加入次同步阻尼控制器（SSDC）等附加控制解决（本质是通过提供对扭振模式的阻尼来抑制SSO）； b)附加一次设备防止（但价格昂贵）。

注意：逆变站附近的汽轮发电机组不会受到由HVDC引起的SSO危害。因为它们并不向HVDC提供任何功率，而只是与逆变站并列运行，供电给常规的随频率而变化的负荷。

注意：SSO基本只涉及大容量汽轮发电机组（30万kW以上），其轴系结构特点引起。

注意：水轮机不易发生次同步振荡：转子惯量大，功率扰动不易引起轴系扭振；机组对扭振固有阻尼很高。10.多直流馈入问题：

（1）概念：多直流馈入就是在受端电网的一个区域中集中落点多回直流线路。

（2）只采用基本控制的HVDC通常会导致交流系统和直流系统间产生负面的相互作用；采用附加控制可以避免这种负面相互作用，甚至产生正面的影响。

11.单双极闭锁：

（1）整流站闭锁相当于突甩负荷，系统频率上升；（2）逆变站闭锁相当于突然切机，系统频率下降；（3）极闭锁会使双侧交流系统突甩无功负荷，使电压升高。12.直流制动：

（1）交流系统不能过于薄弱，否则不能起到制动作用；

（2）交流系统能快速提供无功，否则由于直流吸收无功的增加，会导致交流系统电压大幅度下降，从而抵消吸收有功的作用或起反作用；（3）发电机与HVDC之间电气距离长（机端升压变和换流变），直流制动效果不会有电气制动效果明显；

（4）快速无功调节、快速励磁、HVDC快投电容器和滤波器等，直流制动可以替代（或减少）切机切负荷；

13.VDC直流线路故障（短路）：

由于HVDC故障电流能持续一定时间但换流阀可快速关断10ms，所以HVDC故障电流在交流系统中影响不明显。14.交流系统故障（短路）：

引起的大幅电压下降在逆变侧可能会导致换相失败。15.紧急功率支援：

如交流电网出现大幅度功率缺额：联络线跳开、某些大电厂跳开等，HVDC可以快速增加输送功率或者快速潮流反转。

八、VSC-HVDC 1.基本概念：

（1）定义：以基于全控器件的电压源变换器（VSC）为基础的直流输电技术。（电压源换流器高压直流输电或柔性直流输电）

（2）特征：全控型电力电子器件、电压源换流器、大多数采用脉宽调制（PWM）技术。（3）常规直流输电面临的挑战：

a)两侧换流站无功消耗大（每侧40~60%）； b)存在大量低次谐波，滤波器容量大； c)不能向无源网络供电；

d)存在换相失败风险，会威胁电网安全稳定； e)难以形成多端直流网络。

注意：根本问题在于使用的开关器件是半控型器件晶闸管，只能控制开通而不能控制其关断，换向必须靠交流侧电源。2.VSC-HVDC的特点及应用场合：

（1）优点： a)结构紧凑占地小； b)无源系统供电/黑启动； c)可联络弱交流系统； d)独立的有功和无功控制； e)站间不用通讯； f)无换相失败问题； g)谐波小；

h)易于实现多端直流。（2）缺点：

a)系统损耗较大，每端1.6%（常规0.8%）；

b)无法控制直流侧故障电流（直流侧故障只能跳交流侧断路器）； c)运行经验尚不足，系统稳定性、可靠性仍有待检验。（3）应用场合：

a)可再生能源并网：连接风力发电场和电力网； b)孤岛供电：海岛或海上石油/天然气的钻井平台； c)城市中心供电； d)地下电力输送； e)连接异步交流电网。3.VSC-HVDC主要设备：

（1）主要设备及其作用：

a)电压源换流器：实现整流和逆变；

b)直流电容：电压支撑、抑制直流电压波动降低直流谐波； c)换流电感：Boost控制、影响输送能力、功率调节； d)交流滤波器：滤除交流侧的谐波； e)直流电缆：传输电能；

f)测控与保护系统：测量、控制、保护； g)开关设备：投切VSC-HVDC系统；

h)冷却系统：冷却半导体、变压器、电抗器等。（2）换流器：

a)两电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：

图8-1两电平换流器（采用IGBT直接串联阀实现）

i.ii.优点：电路结构简单；所有阀容量相同；控制简单，易扩展。缺点：器件直接串联，对于参数一致性要求高，静态均压和动态均压问题严峻，高。

b)NPC三电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：

图8-2 NPC三电平换流器

i.优点：电平数提高有利于提高波形质量，降低损耗； ii.缺点：额外的器件（钳位二极管）增加了成本和设计复杂度，存在电容电压不平衡问题。

c)模块化多电平（MMC）（以阶梯波逼近正弦波）：

图8-3模块化多电平

i.优点：进一步改善波形质量，降低对滤波系统要求，甚至可以不要滤波器。

ii.缺点：电容器电压平衡有难度。

d)变压器组合式（并联型）：

多个变换器并联复合而成，采用曲折变压器并联接入交流系统，较低开关频率获得较好波形质量，可提升换流站容量。e)变压器组合式（串联型）：

多个变换器串联复合而成，可提升电压等级和换流站容量。f)变压器组合式（串并联型）：

多个变换器串并联复合而成，可提升电压等级和换流站容量，可以以“搭积木”形式实现所需的电压、电流等级。4.VSC-HVDC构成形式：

（1）换流站接线方式：

图8-4（2）两端VSC-HVDC输电系统：单极系统，双级系统。

注意：采用基本MCC换流器实现的VSC-HVDC直流侧没有集中布置的电容器，无法采用直流中点接地方式实现正负极性对称的直流线路。故一般有以下解决方法：阀交流侧经电抗器构造中性点接地或者阀侧变压器采用yn形式。

注意：目前已投运的柔直系统绝大多数由ABB公司设计制造，VSC-HVDC换流器采用基本VSC实现，本身不能单极运行，仅直流线路可以单极运行。（有文献称为“伪双极”）而由组合式VSC构成VSC-HVDC换流器时，可以实现真正的双 极系统。

（3）多端VSC-HVDC输电系统：

图8-5多端VSC-HVDC输电系统

5.VSC-HVDC系统稳态特性：

（1）VSC变换器特性：

图8-6 VSC交流侧稳态矢量关系1（假设不变）图8-7 VSC交流侧稳态矢量关系2（假设不变）

图8-8 等值电路图

由等值电路图可得到交流侧电源输出的有功功率和无功功率分别为：

(1.20)(1.21)(1.22)(1.23)调整δ、k 可使得VSC运行于圆内任意一点，故其可独立控制P、Q： δ > 0，电源相位超前，变换器工作于整流，交流系统向直流系统注入有功功率；δ < 0，电源相位滞后，变换器工作于逆变，直流系统向交流系统注入有功功率；，系统提供无功；，系统吸收无功。6.VSC-HVDC控制：

（1）控制主要功能：

使VSC-HVDC系统正常工作，保护设备，使系统经济运行，具体包括：VSC-HVDC系统的启动和停止控制，VSC-HVDC系统输送功率潮流大小和方向控制，协调交流系统实现调度中心指令，提高系统稳定性。（2）分层控制：系统层控制，装置层控制，器件层控制。

图8-9 VSC-HVDC分层控制

a)系统层控制： i.系统层控制两类物理量：

有功类物理量（有功功率、直流电压/电流、交流频率）和无功类物理量（无功功率、交流电压幅值）。换流站必须在有功类物理量和无功类物理量中各挑选一个物理量进行控制。ii.系统层三种基本控制方式： ① 定功率（定直流电流）控制（控制功率或直流电流和与交流侧交换的无功功率）：

图8-10定功率控制

② 定直流电压控制（控制直流母线电压和与交流侧交换的无功功率）：

图8-11定直流电压控制

注意：VSC-HVDC必须有一个换流站采用定直流电压控制！③ 定交流电压控制（控制交流母线电压频率和幅值）：

图8-12定交流电压控制

b)装置层控制：根据系统层控制形成的参考值，形成换流器目标输出波形参考信号（M、δ）。

图8-13 i.常用的一般包含两个控制环：功率类外环、电流内环。电流内环有利于换流器限流。

ii.换流器直接电流控制：

图8-14换流器直接电流控制

iii.换流器间接电流控制：

图8-15换流器间接电流控制

c)器件层控制： i.PWM控制原理：

冲量相等而形状（如大小波形）不同的窄脉冲作用于惯性系统，其效果基本相同。（冲量即指窄脉冲的面积（变量对时间积分）；效果基本相同，是指系统的输出响应波形基本相同）ii.PWM调制方法：

把希望输出的波形作为调制信号（参考波，Vcontrol），把接受调制的信号作为载波（Vtri），通过信号波的调制得到所期望的PWM波形。通常采用等腰三角波或锯齿波作为载波，其中等腰三角波应用最多。

图8-16 PWM调制波的形成

PWM频率与载波Vtri频率相同，输出电压VA0幅值由调制波Vcontrol幅值决定，输出电压基频由Vcontrol频率决定。

(1.24)iii.脉冲的宽度按正弦规律变化而和正弦波等效的PWM波形也称SPWM波形。为了提高直流电压利用率，可注入三次谐波。

图8-17 单相两电平VSC 注意：单相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流侧电压峰值。

图8-18 三相两电平VSC 注意：三相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流线电压倍。iv.空间矢量PWM（SV-PWM）：

图8-19

图8-20 SV-PWM的八个开关状态 图8-21 八个开关状态对应空间矢量位置

① 步骤：确定Vd, Vq, Vref, α；确定时间区域T1, T2, T0；确定S1~S6的开关时间。

② 优点：谐波小；直流电压利用率高（是SPWM的倍）。

注意：SV-PWM只是利用矢量概念实现脉冲调制，并不是一般意义上的矢量控制，而仍然属于标量控制。v.特定谐波消除调制方法（SHE-PWM）：

① 目标：满足调制比前提下，消去部分低次谐波。

② 原理：选择合适触发角，既满足基波输出要求，又满足消除某些低次谐波要求。vi.最优PWM（OPWM）：

① 目标函数：指定谐波消除、最小化总谐波畸变率、最小化畸变系数、最大转矩。

② 数值计算方法：牛顿法、人工智能优化算法（GA、SA、CSA、PSO等）。vii.换流阀触发技术：

图8-22 采用光电转换触发换流阀

7.VSC-HVDC保护配置：

（1）区域划分：外部交流系统，换流站内部，直流侧线路。

图8-23 VSC-HVDC保护区域划分图

（2）故障形式： a)外部交流系统故障：

电压不平衡（不对称故障或不对称负荷引起）；过压/欠压；雷电过电压（近端架空线路遭受雷击引起）；操作过电压投切线路设备引起等。

b)换流站内部故障：

内部交流母线故障；站内直流母线故障；阀体故障；元件失效等。c)直流线路故障：

断线；单极接地；双极短路；架空直流线路雷击过电压。（3）保护配置原则与特点：

a)可靠性，灵敏性，选择性，快速性，可控性（通过控制换流器等减轻故障的危害），安全性（保障人身安全和设备安全），可维护性（保护功能及参数便于调整）。

b)特点：采取分区重叠配置（交流侧保护区，换流器保护区，直流线路保护区）；分层配置（系统级保护，装置级保护，器件级（阀级）保护）。

（4）交流侧保护： a)交流线路保护；

b)换流变压器保护：差动保护、过流保护、中性点偏移保护、变压器本体保护（油、气、„）； c)换流电抗器保护；

d)交流开关场和交流滤波器保护。（5）换流器保护： a)换流器过电流保护； b)换流器直流过电压保护； c)交流侧过电压保护； d)触发脉冲监控； e)阀自身保护； f)辅助设备保护。（6）直流线路保护： a)直流欠压保护； b)直流过压保护； c)直流电压不平衡保护； d)直流故障再启动逻辑等。8.VSC-HVDC与LCC-HVDC比较：

（1）结构：

图8-24 VSC-HVDC与LCC-HVDC结构比较

（2）对连接的交流电网的要求：

a)LCC-HVDC：要求保持连接交流电网的电压和频率稳定，且具有足够大短路容量；交流电网需要提供无功功率，否则有换相失败风险。b)VSC-HVDC：对连接系统短路容量没有要求，且可以直接连接无源网络。（3）谐波：

a)LCC-HVDC：交流侧12k±1，直流侧12k次； b)VSC-HVDC：与开关频率相关的高次谐波。（4）经济传输范围：

a)LCC-HVDC：大功率范围内（250MW及以上），显得经济有效； b)VSC-HVDC：将经济功率传输范围扩展到几个MW到几百个MW之间。（5）无功：

a)LCC-HVDC：整流侧和逆变侧均吸收无功； b)VSC-HVDC：整流侧和逆变侧均可独立灵活控制无功：吸收、发出和零无功。

（6）应用场合：

a)LCC HVDC：用于大容量电能传输；

b)VSC-HVDC：无源孤岛供电、分布式发电接入、城市供电、„„（7）控制手段及性能： a)LCC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.触发角控制、投切电容器、变压器分接头； 潮流反转依靠电压极性反转实现； 直流侧故障通过晶闸管可以清除； 过载能力强； 不具有黑启动功能；

损耗低，满载时，每端~0.8%。

b)VSC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.PWM控制方式，有功无功的独立控制；

潮流反转依靠电流方向反转实现，实现方便快捷； 直流侧故障需要交流侧跳闸清除； 过载能力弱； 具有黑启动功能；

损耗高，满载时，每端~1.6%。

（8）工程施工和占地：

VSC-HVDC整个电站按照模块化设计，占地面积与同等容量常规直流输电电站相比大大缩小；所有装置可以在生产工厂经过试验检验后运送到电站当地，施工方便。

九、直流输电控制

1.直流输电控制方式：

直流输电系统的整流侧维持直流电流，逆变侧维持直流电压，从而决定了直流传输功率。

（1）整流侧：

a)直流电流控制：调节α→ 维持恒定；

b)直流功率控制：根据运行电压→ 计算给定值→ 维持恒定； c)直流电压控制：只有当直流系统电压过电压才起作用；

d)α角最小控制：整流侧交流电压↓或逆变侧交流电压↑，整流侧不能继续维持恒定，转入α角最小控制，同时退出直流电流控制。一般αmin =5°；

e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制；

f)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持α在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定；

g)地电流平衡控制：双极运行时，调整两极α，保持地电流<1%。（2）逆变侧：

a)δ角控制：一般维持δ=18°； b)直流电压控制：调整α → 维持恒定；

c)直流电流控制：只有当整流侧转入αmin控制才自动转为该方式； d)快速交流电压控制：当限制交流系统过电压，当 ↑ ↑，换流变分接头来不及调节，调δ ↑ → 吸收无功↑ → ↓ ↓。同样对出现 ↓ ↓。e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制（与整流侧同）;f)电流差值控制：防止逆变电流调节器在工作转换时产生不稳定； g)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持δ在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定。

注意：正常情况下，整流侧是直流电流或直流功率控制，逆变侧是δ角或直流电压控制。

2.直流输电控制特性：

（1）直流输电等值电路：

图9-1 直流输电控制电路图 图9-2 直流输电等值电路

(1.25)(1.26)(1.27)上面三个式子是分别用控制角α、熄弧角δ和关断角β表示的直流电压表达式。注意：这里的以β表示的公式中本来求出来是个负值，这里改变了逆变器内电势的参考方向，故算出来是个正值。

(1.28)(1.29)注意：直流输电可调量为导通角和变压器分接头。

（2）定触发角控制：

a)整流侧为定α方式，逆变侧为定β方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-3 1为整流侧，2为逆变侧

(1.30)(1.31)(1.32)当整流器的交流电势变化，则系统的运行点将偏移到A或B。由于伏安特性的斜率一般很小，交流电压并不会有太大的变动，这样就会引起直流电流和直流功率很大的波动。同理，逆变侧交流电势的变动，也会发生类似的结果。这种情况是不允许的。

直流输送功率大幅度波动，将引起交流系统的运行困难，直流电流的剧烈变化，也会影响直流系统的安全运行，可能造成换流器过载和逆变器的换相失败等。

b)整流侧为定α方式，逆变侧为定δ方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-4 1为整流侧，2为逆变侧

(1.33)(1.34)(1.35)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。

c)整流侧为定α方式，逆变侧为定U方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-5 1为整流侧，2为逆变侧

(1.36)(1.37)(1.38)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。

综上所述，上述三种方法均不能解决直流输电的稳定运行，有必要再加入下面的控制环节。

（3）定电流控制：

a)为了直流输电系统稳定运行，整流器上都装有定电流调节装置，自动地保持电流为定值；逆变器定δ。

图9-6 红线为整流侧，蓝线为逆变侧

b)低压限流控制： i.概念：低压限流控制是指在某些故障情况下，当发现直流电压低于某一定值时，自动降低直流电流调节器的整定值，待直流电压恢复后，又自动恢复整定值的功能，如下图CD与EF段。

图9-7低压限流控制示意图

ii.主要作用：

① 避免逆变器长时间换相失败，保护换流阀；

② 在交流系统出现干扰或干扰消失后使系统保持稳定，有利于交流系统电压恢复，改善交流系统的性能，保持换流站的无功平衡； ③ 在交流系统故障切除后，为直流输电快速恢复创造条件，在交流电压恢复期间，平稳的增大直流电流来恢复直流系统。因为如果直流系统功率恢复太快，换流器需要吸收较大的无功功率，影响交流电压的恢复。iii.基本过程：

如果出于某种原因直流电压降至以下，电流指令的最大限幅值开始下降。如果当前电流指令大于电流指令的最大限幅，则输出的电流指令（）将降低。电流指令的降低可防止逆变端发生交流故障时的电压不稳。如果直流电压持续下降至低于，电流指令的最高限幅则不再下降，并保持在。iv.直流电流给定值修改的原则：保证整流侧的给定值始终比逆变侧的至少大。

（4）换流器控制：（见本材料P21）3.直流输电的控制：

（1）定电流调节：

图9-8定电流调节框图

注意：余弦移相单元的作用是消除整流器的非线性，使整个控制系统变成线性系统，从而有利于控制器参数设计。

（2）定δ调节原理：

a)开环调节方式：由运行状态计算出δ。

由和联立可得。故只要测量和，即可根据δ，计算出β。改变β即可实现定δ控制。

b)闭环调节方式：根据实际系统测量δ。

图9-9（3）定电压调节原理：

图9-10 与定电流控制类似，只是输入信号为直流电压。可以维持直流线路末端电压恒定，也可以维持线路首端。

（4）无功控制： a)一般来讲，在稳态运行方式下，整流器吸收的无功功率为直流输出功率的30%～50%，逆变器吸收的无功功率则为40%～60%的直流输出功率。b)无功及电压控制是通过投切无功补偿装置、改变导通角和换流变分接头的手段，实现：交直流系统的无功交换在规定的范围；换流变阀侧理想空载直流电压不超标；导通角和熄弧角在期望的范围内；换流母线电压变化率不越限的目标。c)定无功功率控制：

计算所有投入的交流滤波器的无功功率和交流系统提供的无功功率以及换流器所消耗的无功功率，根据前二者之和与后者的差值来决定投切滤波器。最少交流滤波器组数限制是指在对应运行方式和运行功率水平条件下所必须投入的滤波器组数以及组合形式，否则将不能保证滤波效果，达不到滤波性能要求。

d)定交流电压控制：

在电压控制中，为了进行交流电压控制，测量出母线电压。电压控制死区的高设定值和低设定值由运行人员在直流工作站上调整根据顺序控制要求投入最少滤波器组，随着输送功率的增加，交流母线电压下降，当满足电压控制死区的低设定值时，则投入一组交流滤波器。同样，若直流系统输送功率降低或其他运行参数发生变化，且当交流母线电压满足电压控制死区的高设定值时切除一组交流滤波器。

（5）换流变分接头调节：

a)换流变分接头调节的必要性：整流侧换流变如果固定变比，当交流电压和直流电压发生偏移或改变直流传输功率时，α变化会很大。若α过大，则消耗无功增加，直流电压谐波增加；若α过小，则缩小控制范围。故通过分接头调整使α在一定范围变化，如：（正常）。b)整流侧工作原理：

当α < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → α ↑； 当α > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → α ↓；

一般来讲，当α =下限或上限时，调1档使α = 15o左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.25%，太大会引起频繁往复调节。总的变化范围±15% ~20%。如果考虑降压运行，变化范围更大。

i.主要调节方式： ① 保持换流变阀侧空载电压恒定：

分接头主要用于AC电压的波动，故分接头调节一般较少，所要求分接头调节范围也较小。负载波动由α或δ调整。分接头调节不频繁，延长寿命。

② 保持控制角（α或δ）在一定范围变化（我国基本采用这种方式）： 分接头调整使α或δ 在一定范围变化→ Q ↓，交直流谐波↓；直流系统性能好，但分接头调整频繁且调整范围要大。

c)逆变侧工作原理：

当δ < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → δ ↑； 当δ > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → δ ↓；

一般来讲，当δ =下限或上限时，调1档使左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.5%，太大会引起频繁往复调节。

（6）定功率控制原理：

电力系统运行通常按输送功率规划，定Pd仍然是以定Id为基础。

图9-11（7）起停控制：

起停控制主要包括直流输电系统从停运状态变到运行状态以及输送功率从零增加给定值或从运行状态转变到停运状态的控制功能。直流输电系统的起停包括正常起动、正常停运、故障紧急停运和自动再起动等。

a)正常起动： i.起动方式：

直流输电系统的起动，采用逐渐升压的方式，以避免产生过电压。通常用逐渐增大整流器电流调节器的电流整定值，使整流器的直流电流随着增大的方法起动。ii.起动的过程主要步骤：

① 两侧换流站换流变压器网侧断路器分别合闸，使换流变压器和换流阀带电；

② 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，以实现直流回路连接； ③ 两侧换流站分别投入适量的交流滤波器支路；

④ 起动逆变器，并使β角等于最大上限值（上限值小于或等于90°），然后按α=90°触发整流器，同时便调节器的电流整定值按指数上升； ⑤ 通过电流调节器的作用，整流器的直流电流跟随上升。在逆变侧，当直流电流大于不连续电流值后，起动装置便自动地逐步减小β角； ⑥ 当直流电压电流都抵达额定值，δ调节器将δ角调到δ0后，起动过程便告结束。这种起动方式称为软起动。起动时间一般为100ms ～200ms 左右。

当起动开始阶段，直流电流很小时，由于电流不连续，会引起过电压，因此应设法尽快越过电流间断区（一般在额定电流10％以下）。

b)正常停运： i.停运方式：

可以采用与软起动相类的方法，使调节器电流整定值按指数规律下降。ii.停运的过程主要步骤：

① 通过整流侧电流调节器，使直流电流跟随整定值逐步下降，直至允许运行的最小值；在此过程中，逐步切除交流滤波器组，以满足无功平衡的要求，逆变侧的电流调节器也跟着使β角加大，直到达到上限值； ② 停送整流器的触发脉冲，或者采用快速停止的方法，它是将整流器的触发相位快速地增加到α=120~150°，使其转入逆变运行状态，于是平波电抗器和线路电感、电容中储存的能量就迅速回送到交流系统。在逆变侧，电流调节器也迅速地的把β角增加到上限值，以加速直流侧能量的施放，这样直流侧的电压和电流便很快地下降到零；

③ 当直流电流等于零时，闭锁逆变器触发脉冲，并切除逆变侧余下的交流滤波器组；

④ 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，使直流线路与换流器断开； ⑤ 两侧换流站分别进行交流开关设备操作，跳开换流变压器网侧断路器。上述起停操作，均由起停程序控制设备自动地进行。c)故障紧急停运： i.概念： 直流输电系统在运行中发生故障，保护装置动作后的停运称为故障紧急停运。其操作的主要目的是：①迅速消除故障点的直流电弧；②跳开交流断路器以与交流电源隔离。ii.故障紧急停运过程：

迅速将整流器触发相位快速地增加到α= 120~150°，使其转入逆变运行状态，称之为快速移相。快速移相后，直流线路两侧都处于逆变状态，将直流系统所储存的能量迅速送回两侧交流系统。当直流电流下降到0后，分别闭锁两侧换流器的触发脉冲，继而跳开两侧换流变压器网侧断路器，达到紧急停运的目的。当多桥换流器中只有一个或部分换流桥发生故障必须退出运行时，为使其它部分仍继续运行，可通过旁路阀和旁通开关，将故障部分隔离而退出工作。除由保护启动的紧急停运外，还可以手动起动紧急停运。通常，在换流站主控制室内设有手动紧急停运按钮，当发生危及人身或设备安全的事件时，可通过手动操作紧急停运按钮，实现紧急停运。

d)自动再起动： i.概念：

自动再起动用于在直流架空线路瞬时故障时，迅速恢复送电的措施。ii.自动再起动过程：

① 当直流保护系统检测到直流线路接地故障时，迅速将整流器的触发角快速移相到120~150°，使整流器转换为逆变器运行；

② 在两侧换流站均为逆变状态运行时，直流系统储存的电磁能量迅速返送到两端交流系统，直流电流在20ms ~40ms内降到0；

③ 经过预先整定的100～150ms的弧道去游离时间后，按照一定的速度自动减小整流器的触发角，使其恢复到整流运行，并迅速将直流电压和电流升至故障前运行值（或预定值）；

④ 如果故障点绝缘未能及时恢复，在直流电压升到故障前运行值时仍可再次发生故障，这时还可以进行第二次自动再起动。为了保证再起动成功率，在第二次再起动时，可适当加长整定的去游离时间，或减慢电压上升速度；

⑤ 如果第二次再起动仍不成功，可以进行第三次，甚至第四次再起动。若已达到预定的再起动次数，均未成功，可认为故障是连续性的，此时就发出停运信号，使直流系统停运。由于控制系统的快速作用，直流输电系统的自动再起动一般比交流系统的自动重合闸时间要短，因而对两端交流系统的冲击也比较小。对于直流电缆线路，由于其故障多半是连续性的，因而不宜采用自动再起动。、e)旁通对在正常起停中的应用： i.旁通阀：

由汞弧阀构成的换流器，除了六个主阀之外，大都装有第七阀――旁通阀。正常运行时，旁通阀处于闭锁（不加触发）状态，因此不通电流，不影响换流器的工作。当换流器发生故障时，旁通阀才被触发导通，起保护主阀的作用。逆弧（即阀发生反向导通）是汞弧阀经常发生的瞬时性故障，需依靠旁通阀加以保护。旁通阀也可用于直流系统的起停操作。

图9-12 由可控硅构成的换流器，不存在逆弧故障，可以用接在交流端同一相的上下两阀同时触发导通来代替旁通阀，称为旁通对。其中阀1和4，3和6以及2和5三对均可选作旁通对。这样就要省去价格昂贵的旁通阀。ii.正常起动时旁通对的应用：

利用旁通对起动直流系统的程序如下：当发出起动指令时，首先将两侧换流器的旁通对投入，直流线路便经两侧旁通对短路。接着整流器解锁，进行软起动。这时逆变器旁通对仍将直流线路短路，有利于电流尽快越过间断区。待电流越过间断区后解锁逆变侧，以后的过程和一般软起动方式相同。换流器为双桥串联接线时，起动时整流器的一个桥先解锁，通过另一桥的旁通对送出直流电流，然后第二个桥解锁。这样可以避免起动时第四个触发的阀臂发生过电压，这种过电压在最恶劣的情况下可能达到4倍的额定值。iii.正常停运时旁通对的应用：

单桥六脉动直流系统的正常停止操作，开始时仍用上述的方法进行，当电流减小到接近间断区时，始投入旁通对，使换流器越过间断区而停止运行。由多个桥串联组成的换流器，当其中一个桥需退出运行时，可将其旁通对投入，其它仍可通过这个通对继续运行。若这个桥需要长期可合上它的旁通开关代替旁通对，再用隔离开关将桥隔开。当这个桥再投入运行时，按相反的次序操作。

f)潮流反转控制： ① 概念：

直流输电的特点之一是能够方便、快速地实现功率潮流的反转输送。因此，它不但在正常运行时可以按照经济原则调节输送功率的大小和方向，而且当某侧交流系统发生事故时，还要以通过它从另一侧交流系统得到紧急的支援。由于换流器只能单向导电，所以直流电流的方向是不能反转的，只有使直流电压极性反转，才能实现功率倒送。这就要把整流器触发相位延迟，变为逆变状态运行，把原来逆变器的触发相位提前，变为整流状态运行。反转过程是自动进行的。

图9-13 ② 简要过程：

图9-14 两侧换流器都装有电流调节器和定δ调节器，它们的调节特性都由定α0、定Id0和定δ0三段组成。设功换流器1运行于整流状态，换流器2运行于逆变状态，运行点为A点，功率由1侧送向2侧。

当需要潮流反转时，可将电流裕度指令从2侧转送到1侧，因此1侧的电流整定值减小到Id0-ΔId0，2侧的电流整定值变为Id0，这时换流器1检测出的电流大于新的整定值，电流调节器便不断地增大α角，企图降低电流。同时，换流器2检测出的电流小于新整定值，选择环节自动地将定δ调节转换到定电流调节，后者不断地增大β角，企图把电流维持在新的整定值，致使，遂由逆变转入整流状态。同时1侧也调到，由整流转入逆变状态。这个过程一直进行到换流器1的。选择环节把定电流调节改为定调节，最后稳定在新的运行点B，完成了潮流反转。

潮流反转过程一般很快就能完成（约几百毫秒）。双方系统均难以承受，且对于直流电缆线路，过快的电压极性反转会损害它的绝缘性能，必要时可增加延时环节，减慢反转过程。

g)控制系统的分层控制：

图9-15控制系统的分层控制示意图

i.阀控：

图9-16阀控示意图

ii.换流器控制：

① 定Id；定α；定δ；αmin & αmax；分接头控制；无功功率；SCR触发闭锁和解锁控制等；

② 换流器保护；AC、DC滤波器保护；换流变保护；母线保护；交直流电压电流测量及报警等。iii.极控制：

控制和协调该极的运行；功率给定值设置；电流给定值计算，站间通信；过负荷监测；功率调制；本极起停；故障恢复；本极直流线路保护；直流开关场设备保护及报警等。iv.双极和站控制： 协调两个换流站和两个极运行，双极功率给定值设置；极电流平衡；紧急功率控制；功率反转；双极故障后恢复等。v.通信：

① 控制用：电流给定值，功率给定值等；

② 操作命令：起停；反转；金属大地回流；开关遥控；保护及连锁动作等。注意：直流输电设置一个主控站，可以是整流侧也可以是逆变侧主控站负责HVDC的运行与操作。

十、特高压直流输电：

（1）概念：

特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。

（2）特点：

输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。（3）UHVDC主接线：

图10-1特高压直流输电主接线

（4）UHVDC运行方式：

图10-2 特高压直流输电运行方式

十一、课后习题解答：

1.第一次作业：

（1）交流输电或直流输电线路的额定电压提高一倍，其功率输送能力提高多少倍？为什么？请予以证明。答：，U增大一倍，P增大至四倍。

（2）为什么交流电缆的输电距离不能长？ 答：交流电缆的对地电容比较大，当输电距离超过一定距离后，电缆中大部分电流流进大地，这样受端就接收不到足够功率。（下面的是网上的答案，仅供参考）

答：因为交流输电存在系统稳定问题，由其功角特性可知，交流输电距离越长，其稳定裕度越小。而且输电距离越长，趋肤效应越明显，损耗越严重。

（3）由电力电子技术知，换流器有：二极管换流器、晶闸管换流器和IGBT换流器。试问：能否用不同形式的换流器构成混合式直流输电？能否双向传输功率？

答：二极管是不控型器件，只能够进行整流而不能进行逆变，所以二极管不能用来双向传输功率；晶闸管和IGBT都是可以整流也可以逆变，所以晶闸管与IGBT的组合可以构成混合式直流输电。（4）过多的大地电流有何不利影响？

答：双极不对称大地回线运行时存在电化学腐蚀问题和直流偏磁问题。（详细解答见本页最上面）2.第二次作业：

（1）为什么双极大地回线的运行方式最为常用？

答：一方面在正常运行时大地回线中的电流很小，从而减小了大地电流的不利影响；另一方面是当有一极故障退出运行时，另一极仍可通过大地回线构成单极回线运行，提高了电力系统抵御事故的能力。（2）大地回线与金属回线相比，有何优点和缺点？

答：大地回线的优点是电阻小，减少线路损耗，节省材料和成本；缺点是电流仍需要通过接地极，不同接地点会有不同的电位产生，使接地的变压器产生直流偏磁，同时也伴随着电化学腐蚀的发生。（3）背靠背直流输电有何作用？ 答：背靠背直流输电系统是输电线路长度为零的直流输电系统。这种类型的直流输电主要用于两个非同步运行（不同频率或相同频率但不同步）的交流电力系统之间的联网或送电。

（4）怎样区分两段直流输电和多端直流输电？

答：可以看交流系统中所接换流站个数，也可以看交流电网接入点个数。（5）多端直流输电系统有何优点和不便？

答：多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成。它与交流系统有3个或3个以上的连接端口，能够实现多个电源区域向多个负荷中心供电，减少了换流站的总数，比用多个2端直流输电系统更为经济。多端直流输电系统中的换流站既可以作为整流站运行，也可以作为逆变站运行，运行方式更加灵活，能够充分发挥直流输电的经济性和灵活性。缺点是目前缺少大容量的直流断路器，无法切除故障，因而有一处故障则整个系统都会停运。3.第三次作业：

（1）从HVDC系统运行工作点的稳定性来说，定（逆变角）β运行方式与定（熄弧角，或关断角）δ运行方式相比，哪一种运行方式的稳定性高？

答：定β运行方式稳定性好（但是实际应用中采用定δ运行方式）。（2）HVDC系统两侧交流系统的强弱，运行频率的高低对HVDC系统运行稳定性有何影响？

答：对整流器而言，系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。对逆变器而言，用β表示的外特性系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。（3）SCR换流器等值电路中的内阻是感性的？还是阻性的？内阻的大小与交流系统的强弱有何关系？是否消耗能量？

答：感性的；系统越强，其内电抗越小，内阻也越小；内阻不消耗能量。（这里大家帮忙想想看对不对，谢谢！）4.第四次作业：

（1）为什么说换流器工作在整流状态和逆变状态都要从交流电源吸收无功功率？

答：在忽略换流器的损耗时交流功率一定等于直流功率，即。

当时，电流的基频分量与相电压同相位。有功功率为正，无功功率为零；当时，P减小，Q增大；当时，P=0，Q最大；当时，P变为负值，绝对值增大，Q仍为正，但幅值减小；当时，P达到负的最大，Q为零。所以，换流器不管是整流还是逆变，换流器都将从系统吸收无功功率。5.最后一次思考题：

（1）直流输电的特点（优点及不足）：本材料P1页。（2）直流输电总体结构图及各部分作用：

答：组成部分有：三相电源，换流站，输电电缆或者架空线，换流站，交流电网。三相电源的作用是向电网输出电能；电源端的换流站的功能是将交流电变成直流电；输电电缆或者架空线的功能是将直流电进行远距离输送；交流电端的换流站的作用是将直流电变成交流电并输送到交流电网上去；交流电网的作用是将交流电输送到个电力用户。（3）直流输电基本公式：本材料P54页。

（4）直流输电系统谐波特性及滤波器：本材料P16-17，P21-23页。（5）直流输电系统无功特性及无功补偿：

答：采用电网换相换流器（LCC-HVDC）的直流输电换流站，不管处于整流状态还是逆变状态运行，直流系统都需要从交流系统吸收容性无功，即换流器对于交流系统而言总是一个无功负荷。无功补偿设备包括机械投切的电容器和电抗器、同步调相机和静止无功补偿装置三类。（详见课本P38和P128页）（6）直流输电等值电路图：本材料P54页。（7）直流输电基本控制方式：本材料P52-53页。

（8）直流输电基本控制特性：本材料P55-58页。（这个没太搞懂，大家找找教材看看有木有，懂的话教教我）（9）低压限电流的作用：本材料P57-58页。（10）直流输电的起停：本材料P61-62页。

（11）直流输电的潮流反转：本材料P64-65页，教材P183页。（12）直流输电的分层控制思路：本材料P65-66页。（13）直流输电与交流系统有什么影响：本材料P24-35页。

（14）采用直流输电进行直流调制（制动）的优缺点：本材料P34-35页。（15）直流输电双极闭锁后对两侧交流系统的影响：（这个不清楚，求高手指点）

（16）特高压直流输电的意义：

答：特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。

（17）特高压直流输电的主接线：本材料P67页。（UHVDC一般采用高可靠性的双极两端中性点接线方式）

（18）特高压直流输电和高压直流输电的异同点：（自己瞎写的，仅供参考）答：同：都是采用直流方式输送功率，实现不同频率电网的互联；异：前者电压等级更高，输送容量更大，送电距离更远，线路损耗更低，工程投资更少，走廊利用率更高，运行方式更灵活。

（19）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）有什么优缺点：本材料P36页。

（20）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）主接线及各部分作用：教材P196页，本材料P37页。

混合高压直流输电系统 篇3

关键词直流输电外绝缘污秽闪络特高压

引言

直流输电系统外绝缘，一般意义上讲应包括换流站直流场设备外绝缘和直流输电架空线路外绝缘两部分。雨、雾、污秽等环境因素以及海拔高度都会对直流外绝缘的电气强度产生不同程度的影响。

2008年4月19日葛南直流输电系统葛洲坝换流站站区天气大到暴雨且伴随有浓雾，极II直流线路阻波器上支柱式耦合电容器发生外绝缘闪络，并伴随有放炮声，导致极II直流系统单极强迫降压，损失直流负荷320MW。经电科院专家到现场取证分析，确认这是污秽闪络情况。葛洲坝换流站至1990年8月双极投运以来曾多次发生污秽闪络，截至1996年统计情况见表l。污闪发生率接近2～3次／年。

近几年来葛洲坝换流站也多次发生污闪情况，2006年1月3号、16号一月间极I直流滤波器曾两次发生污秽放电情况，2007年2月间极II直流滤波器也出现了污闪放电现象。

近年来的各种研究机构的统计结果表明，污闪事故的损失已经超过了雷害事故的损失。

1葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因

污秽闪络是指积聚在绝缘子表面上的具有导电性能的污秽物质，在潮湿天气受潮后，使绝缘子的绝缘水平大大降低，在正常运行情况下发生的闪络事故。闪络发生时，在直流电压作用下污秽绝缘子表面受潮时，其电流密度大的区域会因污层水分蒸发而出现局部干区，当干区电场强度足够大时，就会发生局部放电，当局部电弧跨越整个剩余污层时，闪络就会发生，闪络的电弧发展速度平均每秒几千米，因而沿面绝缘子表面的直流闪络基本上是发展速度较低的电弧沿面延伸的过程。与交流电弧相比，在恒定的直流电压下电流不存在过“零”问题，因而直流局部电弧更趋于稳定，持续时间比较长，放电现象更为剧烈。影响污秽闪络电压的大小有诸多因素，如盐密、盐的种类、灰密及污秽沿绝缘子表面的不均匀分布等，均会影响绝缘子的直流污闪电压。了解污秽闪络的发生过程，我们可以从以下几点分析葛洲坝换流站多次污秽闪络的原因。

1.1气候的原因

葛洲坝换流站位于湖北省宜昌市，气候属亚热带山地气候，多雨多雾。年平均气温16.3℃，相对湿度77％。对电力设备外绝缘不利的气候特点有以下几点：

(1)雾日多，宜昌属本省雾日多地区。

(2)平均风速不大，部分地区静风频率高，限制了大气污染物的扩散。冬春季主导风向为东南风，由于宜昌为半封闭地形，东南方向正好为半封闭的开口，故在冬季大气污染物更难于扩散，设备积污相对较重。

(3)降雨量大。局部性雷暴雨多，短时雨量大，低温连阴雨多。且宜昌市是湖北最严重的酸雨地区，属一类(重)酸雨区。环保监测结果表明，宜昌市降水酸雨比率大，降水的电导率高。酸雨作用下电力设备的防污闪能力有较大的降低。葛洲坝换流站部分设备盐密的实测值见表2。

葛洲坝换流站建站时盐密的设计标准值为0.06，表2中可以看出部分设备的实测盐密值已经超过当时的设计标准。这是由于随着经济的发展直流污秽水平越来越加剧，和以往设计时对直流污秽问题的估计过于乐观双重因素所造成的。

1.2葛南直流外绝缘设计上的问题

高压直流输电系统的外绝缘设计主要取决于工作电压下绝缘子的污秽性能。由于历史原因，在交流方面人们积累了较多的经验，有了比较成熟的选择绝缘方法，葛洲坝换流站建站初期直流方面研究还不太深入，国际上亦无统一的技术标准和设计规范，这就给我国直流系统外绝缘的选择带来了许多的困难。国际上直流工程的外绝缘设计，主要是依据相同地区直、交流系统的运行经验按爬电比距确定污秽外绝缘，或按自然及人工污秽绝缘子的耐受特性确定外绝缘水平。

葛南直流工程当初的设计理念就是依据当时交流输变电工程的绝缘子比距确定其外绝缘水平，即直流绝缘子表面爬距与直流极对地电压的比值相当于交流绝缘子表面爬距与交流相对地电压的比值。这样就忽视了直流电压的静电吸尘作用，由于静电作用，直流外绝缘表面积污严重，因此在各种潮湿环境条件下，对直流外绝缘的设计比之交流要求更为苛刻。不断出现的直流污闪放电现象充分说明了葛洲坝换流站直流场设计爬距偏小这一事实。

1.3运行设备状态的影响

葛南直流发生污秽闪络时，多为全压运行方式，且伴随有雾、雨、雪天气，这些都为污秽放电现象的发生提供了有利条件。且发生闪络的设备多为积污较多设备，其涂上RTV防静电涂层也已接近失效，这也为污秽闪络的发生提供了客观条件。

2三常直流工程设备外绝缘的设计特点

三峡至常州±500kV直流输电工程由龙泉和政平两座换流站、两站的接地极及接地极线路、龙泉到政平的直流输电线路、OPGW及通信工程组成，额定电压±500kV，额定电流3000A，额定功率3000MW。线路工程西起湖北宜昌的龙泉换流站，途经湖北、安徽、江苏三省，东至江苏常州的政平换流站，跨越长江和汉江，线路全长近860km。全部工程于2003年6月正式投运，是三峡电力送出的重要通道，更是联接华中电网与华东电网的骨干工程，担负着我国超高压直流输电设备国产化起步的重要任务，在我国超高压输变电工程建设史上具有承前启后的重要地位。其直流设备的外绝缘设计选型较葛南直流工程的外绝缘选型更为成熟。

三常直流工程直流设备的外绝缘设计选型分多步完成：

(1)首先通过多种方法预测确定龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子自然污秽盐密值。

(2)通过使用钙离子当量浓度计算出两站直流设备的有效盐密修正系数，确定龙泉、政平两站直流支柱绝缘子的有效盐密值。

(3)依据已有的试验盐密、灰密值，用下式计算试验爬电比距。

根据日本试验提出的耐受电压与盐密的-0.33次方的幂函数关系，计算两站直流场支柱绝缘子所需的爬电比距。

(4)取灰密与盐密比为5，对所求爬电比距进行灰密修正。其中灰密修正系数由下式确定。

(5)最后对灰密修正后的爬电比距，采用日本试验提出的式(3)进行修正，给出最终直流设备的爬距设计值。

通过这一系列的计算可以得出龙泉、政平两换流站直流场支柱绝缘子爬电比距的设计值分别为54mm／kV和75mm／kV。可以看出三常直流输电系统直流设备爬电比距设计值较葛南直流系统直流设备爬电比距设计值(40mm／kV)要大的多。三常直流的爬距选择过程兼

顾了试验测试数据的分散性、设备运行期望的可靠性、且为宏观经济的发展对环境的影响留有一定的裕度。直流场设备爬电比距的增大有效的防止了直流设备污秽闪络放电的发生。

3特高压直流输电系统设备外绝缘的选型问题

直流输电工程的发展数十年过去了，随着龙政直流、江城直流、宜华直流的相继投产，特高压这一新兴的工程逐渐被人们实施。国网公司目前已规划了多条±800kV特高压直流输电线路的建设，由于没有设计和运行经验，污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)和高海拔下的外绝缘选择，直接影响到特高压直流输电系统的安全可靠运行，将是其面临的关键技术之一。

与交流相比，绝缘子直流污闪电压受其伞群结构影响更大，由于直流系统操作过电压倍数较交流小，因此有可能要求直流绝缘子爬电距离对绝缘高度的比值大于交流绝缘子，从而通过增加爬距，提高爬距对于高度的比值来改善绝缘子的直流污闪特性。而爬距的增加必然导致绝缘子伞群盘径的加大和结构形状的复杂，增加建设成本。因此外绝缘的配置原则应是运行中既不能有明显的放电现象。也不能有过大的绝缘裕度。

(1)对于传统的纯瓷绝缘子，由于直流支柱绝缘子不仅要承受高压带电部分的压力，还要承受很大的机械弯距或扭距，尤其对于开关刀闸支柱绝缘子，必须要有很高的机械抗弯及抗扭要求。国内电瓷行业虽然已积累了一些500kV瓷支柱绝缘子的经验，但更高电压等级产品受到设备条件、检测条件、工艺水平等限制，制造难度极大。大型瓷质绝缘子制造工艺分散性很大，成品率很低；特别是机械强度指标，质量可靠性等难以保证。另外我国近几年环境不断恶化，污秽等级增加，给瓷质绝缘子的制造带来更大的困难，总高度更高，机械强度要求也更高。按照目前国内外厂家的生产能力，生产出既满足外绝缘要求，又满足机械强度要求的±800kV纯瓷支柱绝缘子是不太现实的。

(2)对于空芯复合绝缘子，即外绝缘材料采用硅橡胶伞裙，内绝缘为玻璃钢简，中间填充SF。气体或其它绝缘介质。复合空芯支柱绝缘子的技术性能较好，但抗扭距和抗弯强度低，无长期挂网运行经验，生产成本高，维护工作量大。使得特高压直流输电系统运行成本较大。

(3)瓷芯复合外套绝缘子集成了瓷绝缘子的机械性能好和有机外绝缘防污性能好的优点，工艺较简单，技术较成熟，但只有220kV电压运行经验，无500kV以上运行经验；瓷绝缘子外涂RTV成本最低，技术成熟，还可以进一步优化RTV涂料的性能，延长其使用寿命。

综上所述，瓷芯复合绝缘子外涂RTV涂料可以推荐作为特高压户外直流场的支柱绝缘子方案，户内直流场采用传统的瓷绝缘子即可满足要求。但在±800kV直流特高压、重污秽和高海拔等环境条件下，RTV涂层和复合外绝缘的长期运行特性需要大量的研究和试验进行验证。

由于特殊的地理和气候环境，我国特高压直流输电系统的外绝缘选择有其特殊性，尚需进行以下几点大量研究工作：

(1)高海拔、污秽、覆冰、酸雨(雾)环境是威胁我国特高压直流输电工程安全运行的主要因素，对复杂环境下直流绝缘子的闪络特性和机理，尤其是长串绝缘子的闪络和耐受特性的研究非常迫切。

(2)研究不同型式绝缘子在各种气象条件下的积污、覆冰规律，比较不同型式绝缘子的性能优劣，选择适合我国特高压直流输电线路的绝缘子型式。

(3)研究空气间隙直流、冲击放电特性和机理，特别是高海拔低气压条件下的直流、冲击放电特性。

(4)进行特殊杆塔和换流站空气间隙直流、冲击放电的补充和验证试验。

(5)在应用现有的外绝缘选择方法时，必须考虑高海拔、污秽、覆冰(雪)、酸雨(雾)对外绝缘特性的影响，进一步探讨适合我国特高压直流系统外绝缘选择的方法。

4总结

国网运行公司宜昌超高压管理作为我国首批直流输电系统的运行管理单位，对防止直流污秽闪络放电有着丰富的经验，并做了大量的工作，每年定期大修对直流场户外设备进行清扫和喷涂RTV防静电涂料是其中常用方法，也是投资最小、见效最大的两种方法。喷涂RTV材料可以减少设备表面受潮时泄露电流，同时提高外绝缘表面的污闪耐受电压。

高压直流输电系统故障和保护探讨 篇4

关键词：高压直流,输电系统,故障

在交流的相关系统中, 其断路器以及继电保护是用来消除和检测故障, 但是在直流系统中所产生的故障却是通过控制其换流器来消除的。某些故障是能够经过自身调节进行恢复的, 所以对于其直流系统以及交流系统的故障, 相关高压直流系统需要有良好的响应能力, 相关换流器和换流器的控制有着决定性的影响和作用。

1 换流器的故障

换流器中的可控硅以及其相关元件产生的故障都会经过可控硅的相关监控系统来进行监控。其监控系统一旦检测出相关可控硅的实际损坏的数量比定值小的时候就会发出相关报警信号。如果超过其定值就会通过阀控制系统来发出及时闭锁发信号并且跳交流侧的相关开关, 这时其直流相关系统就会进入冷备用状态。

产生阀短路, 包括换流变阀侧两相短路、单相接地、换流器的相关出口所产生的对地故障都会设置有极差以及桥差保护, 其相关工作后果闭锁相关阀并且跳其交流的相关侧开关, 此时其直流相关系统就会进入冷备用的状态。

2 脉冲丢失故障以及保护对策

脉冲丢失故障是对其一个相关阀臂来说的, 在其阀臂中所有进行串联的相关可控硅元件全是用同一个触发脉冲来进行触发的。这个相关脉冲所拥有的触发角度是通过其阀控制系统中作产生然后经过阀的相关基电子设备依照阀的实际导通顺序来进行分配的。当其逆变侧的相关触发脉冲丢失的时候, 就等于其控制角的角度α在一瞬间扩大至180°的极限, 也就是其θ=0, β=0, 这个时候其直流的实际电压Ud会产生一个过冲。因为θ=0, 也就是小于其θmin一定会使得其换相失败, 如果多次连续的丢失脉冲就会产生多次的相关换相失败, 其实际故障的后果同其换相连续失败相似, 在其直流的相关系统中Id所出现的五十赫兹的交流分量, 并且检测其Id大于Ia, θ小于5°。检测相关丢失脉冲的实际充数比起整定值要大, 在其录播图中能够看到其交流电压的相关波形异常, 其直流电流下降, 有雪崩二极管BOD的工作信号, 就可以进行丢失脉冲相关故障的判断。

对于丢失脉冲相关故障的保护和控制对策, 除了将其与连续换相的相关失败情况一样设置保护之外还要加强丢失脉冲的相关保护, 也就是对于丢失脉冲连续个数上升到实际的整定值的次数并且经过一定的延时, 通常会发出启动阀的相关控制系统中的紧急关闭程序。

不管换流器其产生换相失败的实际原因是什么, 都应该依照上面所讲的几项相关保护措施以及阀控制相关系统的互相配合来完成其整体的控制作用。对于其保护的种类的主要和次要的划分, 保护动作的设置以及延时有哪些逻辑功能等, 就不是同交流系统一样有着明确的划分, 二是根据其具体的系统来进行计算分析, 模拟相关实验以及系统实际的试验来确定的。

3 阀冷却水的相关系统的相关故障以及保护对策

可控硅与其发热靠空气或水进行冷却, 并且经过水的相关散热片同时又处于一种高电压之下, 所以对其水质有着很高的要求。阀冷却水其发生故障的机率相对较高, 所以应该加强重视。在阀冷却水相关系统中有一套专门的监控系统, 主要是对于水的流量、水离子浓度以及阀进出口水温进行监控。如果其实际的水温过高、水流量过小、水导电率太高就会发出将阀关闭的ESOF信号。除此之外, 如果阀内其实际的漏水高于其相关指标, 就会由相关漏水监测器来启功其阀控ESOF。

4 换相失败的相关故障以及其保护对策

由于整流侧的阀发生触发脉冲的相关故障时, 就会产生换相失败, 在其触发脉冲良好的状况下, 就不会产生换相失败。所以, 换相失败其相关故障经常在逆变侧发生, 其原因主要有:

(1) 在阀两端所加的交流电压降低。

(2) 其交流系统自身不对称的相关故障。

(3) Id直流电流增大。

(4) 在阀控制系统内关断越前角θ或者触发越前角β设定值太小。

换相失败又分为多次换相失败和一次换相失败。其中一次换相失败通常情况下能够进行自我恢复, 一旦其没有恢复就会发展成为多次换相失败, 就会导致其直流电流降低, 从而将工频交流进入直流系统中。因为其直流线路中换流器出口以及对地电容平波电抗器的相关存在, 将会在其直流回流的过程中产生震荡, 从而导致其直流系统的相关谐振过电压。

对于换相失败的相关保护和控制对策:

依照多次换相失败的相关故障所引发的后果, 能够使用下面几项判据:

(1) 判断其关断越前角θ是否比其某一项定值小, 例如小于其θmin。

(2) 对其直流电流内所迭加的五十赫兹的分量进行检测, 看其是否超过相关整定值。

(3) 其Id阀出口侧的实际直流电流同其换流变压器相关阀侧中的三相电流经过整流之后的实际数值Ia进行比较, 在其Ia小于Id的情况下 (桥差保护) , 就会说明存在换相失败的相关故障。

运用上述的三项判断依据能够组成50HZ保护、θ小于5°的保护以及其换流器的实际桥差保护。其保护的相关动作在一定时间中延时, 通常小于200ms就会去启动其相关阀控系统的ESOF程序。

5 接地与其线路的相关故障以及保护对策

直流相关系统中其实际的接线方法是按照双极运行或者单级大地运行, 逆变站和整流站才需要各自进行接地线里在接地极上进行连接, 这个时候在其二根导线中设置有横差保护以及过流保护, 一旦对其工作进行保护, 就会发出相关警告信号, 并且会依照其实际的负荷情况决定是否发出闭阀信号ESOF。

6 结束语

交流系统中的断路器以及继电保护都是用来进行故障的消除和检测的, 但是在其直流的相关系统中是控制其换流器来进行故障的消除的, 有一些相关故障能够进行自我修复, 有些则需要人工进行检测和修复, 本文针对直流系统中的相关故障进行探讨, 并提出相对应的保护和控制策略。从而有效的为我国的高压直流系统的相关安全问题提供有效的参考。

参考文献

[1]何朝荣, 李兴源.影响多馈入高压直流换相失败的耦合导纳研究[J].中国电机工程学报.2008 (07) .[1]何朝荣, 李兴源.影响多馈入高压直流换相失败的耦合导纳研究[J].中国电机工程学报.2008 (07) .

[2]郝跃东, 倪汝冰.HVDC换相失败影响因素分析[J].高电压技术.2009 (09) .[2]郝跃东, 倪汝冰.HVDC换相失败影响因素分析[J].高电压技术.2009 (09) .

[3]吴晔, 殷威扬.逆变侧熄弧角GAMMA-KICK控制仿真计算[J].高电压技术.2007 (02) .[3]吴晔, 殷威扬.逆变侧熄弧角GAMMA-KICK控制仿真计算[J].高电压技术.2007 (02) .

[4]陈树勇, 李新年, 余军, 李涛, 吕鹏飞, 印永华.基于正余弦分量检测的高压直流换相失败预防方法[J].中国电机工程学报.2008 (14) .[4]陈树勇, 李新年, 余军, 李涛, 吕鹏飞, 印永华.基于正余弦分量检测的高压直流换相失败预防方法[J].中国电机工程学报.2008 (14) .

混合直流输电系统的参数优化方法 篇5

关键词：电网换相换流器,电压源换流器,混合直流输电,拓扑结构,参数优化设计,Simplex算法

0 引言

传统电网换相换流器型高压直流输电 (LCC-HVDC) 以输电容量大, 有功功率快速可控, 线路造价低, 且没有交流线路的对地电容电流问题等得到了世界各国的广泛认可, 并得到了快速的发展, 但由于其依赖受端电网运行, 在受端电网发生严重故障时, 通常不能发挥作用[1,2,3]。20世纪90年代以后, 以全控型器件为基础的电压源换流器型高压直流输电 (VSC-HVDC) 得到了快速发展。正常运行时VSC-HVDC可以同时且相互独立地控制有功功率、无功功率, 可以工作在无源逆变方式, 不需要外加的换相电压, 受端系统可以是无源网络[4,5,6,7];但是其开关损耗较大、工程造价高, 目前在弱交流系统接入和新能源并网方案中具有优势[8,9]。

一端采用电网换相换流器 (LCC) , 另一端采用电压源换流器 (VSC) 的混合高压直流输电结合了LCC-HVDC和VSC-HVDC的优点[10,11]。整流侧采用VSC的混合直流输电系统相对于LCC-HVDC具有可以接入弱交流系统的优点, 可以对发送端进行交流母线电压控制, 在新能源如风电、光伏发电等领域具有优势;相对于VSC-HVDC具有开关损耗低、投资小等优点。逆变侧采用VSC的混合直流输电系统, 不仅可以改善受端交流系统的运行特性, 甚至可以向无源网络供电。目前关于混合直流输电的研究集中在拓扑结构、稳态特性、故障特性、向无源网络供电等方面[12,13,14,15], 也取得了很多有价值的成果, 而针对混合直流输电系统参数优化设计的研究很少。

本文分析了几种典型混合直流输电结构的技术特点与适用领域, 给出了平波电抗器L和直流电容器C的参数设计原则, 提出了一种基于Simplex算法对主电路参数和控制器参数进行同步优化的方法。本文针对整流侧为LCC换流站、逆变侧为VSC换流站的混合直流输电系统 (下文简称LCC-VSC混合直流系统) , 搭建了仿真模型, 并重点针对直流侧LC参数和比例-积分 (PI) 控制参数进行了优化, 仿真结果表明采用优化参数后, 系统的稳态和暂态运行特性都得到了一定程度的改善。

1 混合直流输电的结构

LCC-VSC混合直流输电系统的整流侧为12脉动LCC结构, 逆变侧VSC可以是两电平、三电平二极管钳位或模块化多电平换流器 (MMC) 结构。以VSC为两电平结构为例, LCC-VSC混合直流输电系统的结构主要有单极型混合直流输电、伪双极型混合直流输电和双极型混合直流输电。

1) 单极型混合直流输电

单极型混合直流输电结构如图1所示, LCC侧由一极接地的12脉动换流桥构成, VSC侧由一极接地的VSC构成。其特点是一极承受全部直流电压, 另一极对地电压为0, 可以省去一条直流输电线, 线路造价降低, 但其运行的可靠性和灵活性均较差, 同时对接地极要求较高。由于LCC的电压等级、传输容量均高于VSC, 因此该接线方式的混合直流输电只适用于低电压、小容量输电领域, 也可用于下文介绍的双极型混合直流输电的分阶段建设。需要注意的是, 该接线方式的换流变压器存在直流偏置问题。

2) 伪双极型混合直流输电侧由双极中性点接地方式的6脉动或12脉动换流桥构成, VSC侧由两极直流电容间中点接地的换流器构成。其特点是两条直流线路承受的电压大小相等、极性相反;VSC侧换流变压器不存在电压偏置, 绝缘要求降低;不能单极运行, 运行可靠性不高, 因此称其为“伪双极”, 不具备传统双极接线方式的单极运行模式;传输容量仍受VSC容量限制。

伪双极型混合直流输电结构如图2所示, LCC侧由双极中性点接地方式的6脉动或12脉动换流桥构成, VSC侧由两极直流电容间中点接地的换流器构成。其特点是两条直流线路承受的电压大小相等、极性相反;VSC侧换流变压器不存在电压偏置, 绝缘要求降低;不能单极运行, 运行可靠性不高, 因此称其为“伪双极”, 不具备传统双极接线方式的单极运行模式;传输容量仍受VSC容量限制。

3) 双极型混合直流输电

双极型混合直流输电结构如图3所示, LCC侧由双极中性点接地方式的12脉动换流桥构成, VSC侧由两组换流器串联构成, 两组换流器间中性点接地。其特点是两组VSC组合, 提高了混合直流输电的传输容量与电压等级;运行可靠性提高, 可运行于双极平衡、双极不平衡、单极大地回线等方式;但VSC侧的换流变压器存在直流偏置问题。

综上所述, 根据混合直流输电的不同结构, 其应用领域有所不同。前两种LCC-VSC混合直流输电系统电压和容量受到VSC的限制, 即使VSC侧使用MMC结构可以提高电压等级和容量, 但要与传统直流输电相匹配, 仍非常困难, 可用于输电容量较小、对运行可靠性要求较低的场合。第3种LCC-VSC混合直流输电适用于输电容量较大、对运行可靠性要求较高的场合, 因此本文以第3种LCC-VSC混合直流输电系统为例, 研究混合直流输电的参数优化设计与运行特性。本文提出的优化方法是针对电气参数和控制参数进行优化, 对混合直流输电系统的结构没有特殊要求, 因此, 优化方法同样适用于前两种混合输电系统。

2 混合直流输电的参数设计与优化

LCC由换流变压器、滤波器、12脉动换流桥、平波电抗器L等组成。VSC由换流变压器、换流电抗器、换流桥、直流电容器C等组成。混合直流输电系统两侧换流站的参数设计方法相对已经比较成熟, 而由于混合直流输电系统通过直流侧耦合, 因此, 有必要对其系统参数进行设计与优化。本文重点针对直流侧的平波电抗器L与直流电容器C的参数进行初步设计, 然后基于Simplex算法对LC参数以及两侧控制器的PI参数进行了同步优化, 以期获得更好的系统特性。

2.1 直流侧LC参数的初步设计

2.1.1 LCC直流侧平波电抗器L参数设计

LCC平波电抗器的设计原则主要考虑抑制直流电流上升速度和防止直流低负荷时电流断续, 并且需要考虑避免与直流滤波器、直流线路、中性点电容器、换流变压器等在50 Hz和100 Hz发生低频谐振[1]。

1) 原则A1:满足抑制直流电流上升速度的要求[1]。

平波电抗器L的值的简化计算公式为:

式中:ΔUd为直流电压下降量;β为逆变器额定超前触发角, β=arccos (cosγN-IdN/Is2) , γN为额定关断角, IdN为额定直流电流, Is2为换流变压器阀侧两相短路电流的幅值;γmin为不发生换相失败所允许的最小关断角;ΔId为不发生换相失败所允许的直流电流增量, ΔId=2Is2 (cosγmin-cos (β-1) ) -2Id;f为交流系统额定频率;Δt为换相持续时间, Δt= (β-1-γmin) / (360f) 。

2) 原则A2:满足防止直流低负荷时电流断续的要求[1]。

对于12脉动换流器, L可用式 (2) 计算。

式中:ω为额定角频率;Udio为换流器理想空载直流电压;α为直流低负荷时的换流器触发角;Idp为临界电流, 最小直流电流限值一般设定为额定直流电流的10%, 该值约为轻载时使得电流不发生间断的临界电流Idp的两倍, 即满足Idp=0.5×0.1×IdN。

根据以往高压直流输电工程经验, 在满足上述主要性能的基础上L应尽量小些。在LCC-VSC混合直流输电系统中, LCC作为整流器, 无须考虑换相失败的情况, 因此, 原则A1不作为主要参考依据, 应主要考虑原则A2进行设计。

2.1.2 VSC直流侧电容器C参数设计

直流电容能为VSC提供电压支撑, 抑制直流侧的谐波, 缓冲交流侧与直流侧的能量交换。其主要设计原则如下[16]。

1) 稳压要求:直流电压波动与交流系统是否平衡、交流系统谐波、换流器运行方式及调制策略有关, 直流电容的取值应该能够将直流电压波动抑制在允许的范围内。

2) 储能要求:能够支撑直流电压, 电容器上的储能相当于换流器在额定有功功率下做功时间为τ对应的能量。

3) 减弱两换流站间的耦合作用:直流电容的取值应尽量减小一端换流站谐波电流通过直流电容耦合到另一端引起的谐波过电压。

4) 动态响应速度与控制系统匹配:当系统运行条件发生变化时, 保证及时响应控制系统发出的指令。

直流侧电容的大小影响着控制器的响应性能和直流侧的动态特性, 与VSC之间存在着复杂的能量交换过程。若电容值过小, VSC的控制将变得相当困难, 因为控制稍有一点误差, 电容器两端的电压就会出现很大波动;若电容值过大, 必然增加VSC的体积和造价, 迄今还没有统一的简单实用的方法来选择其合适的数值。通常的做法是先根据直流侧电容两端电压波动允许的范围来粗略地估计其数值, 再通过数字仿真或试验进一步修正。

1) 原则B1:满足抑制直流电压波动的要求[16]。

当电力系统不对称时, 负序电流分量与正序电压作用将产生二次谐波功率, 并引起直流电压出现二次谐波电压。为把不对称故障对直流输电系统安全运行的影响降低到最低, 其中一种应对方案便是合理选择直流电容器的电容值C来抑制直流电压的波动范围, 其设计原则可参考式 (3) 。

式中:Udc为VSC直流侧电容电压;k为二次谐波功率振荡系数, 0≤k<1;εmax为最大直流电压波动允许值, 通常要求εmax=5%;SN为系统容量额定值。

2) 原则B2:满足能量储存要求[16]。

电容能够为VSC的额定功率运行提供一定时间的能量储存。假设与直流电容器容量相关的时间常数是τ, 定义其为在额定直流电压下的电容储存能量与换流站额定容量之比。

此时电容值C的设计原则可参考式 (4) 。

当时间常数τ小于5ms时, 即可满足抑制小扰动及暂态过电压对VSC的稳定运行影响的要求, 通常实际工程中时间常数τ为2ms左右。在本文的混合直流输电系统中, VSC作为逆变器, 选取上述原则B1和B2作为主要参考依据进行设计。

2.2 基于Simplex算法的LC参数与控制器PI参数的优化

在上述设计原则的基础上, 采用Simplex算法对LCC-VSC混合直流输电系统直流侧的LC参数和两侧控制器的PI参数进行同步优化。

Simplex算法是基于几何形状考虑的启发式优化算法。它的理论根据是:设定求解问题的可行域是n维向量空间中的多面凸集, 其最优值如果存在则必然在该凸集的某顶点处达到。顶点所对应的可行解称为基本可行解。Simplex算法的基本思想是:先找出一个基本可行解, 对它进行鉴别, 看是否是最优解;若不是, 则按照一定法则转换到另一改进的基本可行解再鉴别;若仍不是则再转换, 按此步骤重复进行。因基本可行解的个数有限, 故经有限次转换必能得出问题的最优解[17,18]。

对于混合直流输电系统直流侧LC参数和控制器的PI参数, 首先要设定目标函数, 这里设为Yobj, 具体参见式 (5) 。

式中:n为被控量总数;T为所需优化区间的时间;ej (t) 为第j个被控量与其参考值之间的差值;ωj为第j个被控量对应的加权系数;X1={L, C};X2={K1, T1, K2, T2, K3, T3}, 其中K1和T1为整流侧LCC定直流电压控制器的PI参数, K2和T2为逆变侧VSC定直流电流控制器外环PI参数, K3和T3为逆变侧VSC定直流电流控制器内环PI参数。

根据上述LCC侧平波电抗器与VSC侧直流电容器的设计原则, 针对LCC-VSC混合直流输电系统, 设定优化的目标为:直流电流与直流电压应尽量接近参考值, 逆变侧VSC交流系统发生不对称故障时直流侧的二次谐波电压含量应尽量小。因此, 目标函数Yobj (X1, X2) 选为逆变侧交流系统发生不对称故障时, 直流电压和直流电流参考值与实际值的差值的积分。即ej (t) 选为被控量直流电压、直流电流与其参考值之间的差值。

通过Simplex算法优化直流侧LC参数和控制器的PI参数, 以求取混合直流输电系统运行特性函数的极值, 是一种非线性规划问题, 约束条件为电气参数和控制系统参数必须为正值, 优化流程图如图4所示。优化过程为:通过设计和仿真确定直流侧LC参数X1和控制器PI参数X2的初值, 在选择LC参数X1时, 可通过传统电气参数的设计方法获得, 在选择控制系统初始参数X2时, 混合直流输电系统只要大致可以稳定运行即可。然后在逆变侧交流母线处设置不对称故障, 将直流电压和直流电流在稳态和暂态时的参考值与实际值差值的积分记为Yobj。再通过Simplex算法对参数X1和X2进行优化, 优化方向为目标函数Yobj下降最快的方向, 优化步长可根据电气参数和控制系统参数的特点选取, 不能太大, 在本文中优化步长选取为0.01。由于本文所采用的Simplex算法是一种局部优化算法, 故优化结果并非是最优解。

下文将通过PSCAD/EMTDC环境下的仿真分析来验证所提出的优化方法, 其中, 积分步长即为仿真的计算步长, 积分时间是从混合系统启动开始到仿真结束为止。

3 仿真分析及验证

为了验证混合直流输电拓扑与参数设计的正确性和Simplex优化算法的有效性, 本文在PSCAD/EMTDC中搭建了如图3所示的LCC-VSC混合直流输电的详细电磁暂态模型。

3.1 系统参数

LCC-VSC混合直流输电系统的参数见附录A表A1至表A3, 其中LC参数是根据2.1节中介绍的设计原则得到的。

3.2 控制方式

混合直流输电系统两侧的控制方式为:整流侧LCC定直流电压控制, 逆变侧VSC定直流电流控制。在启动阶段:利用整流侧LCC先建立直流电压, 通过直流线路为逆变侧VSC直流电容充电, 直流电压建立后解锁逆变侧VSC, 逐步建立直流电流。所设计的启动控制方式不仅适用于向有源网络供电, 同时因为不需要交流系统为VSC侧直流电容充电, 也适用于向无源网络供电。并且避免了采用自励方式充电时需要串联限流电阻[19]的不足, 是一种适用于混合直流输电系统的启动和控制方式。

3.3 参数优化前后的特性对比

使用Simplex算法对所设计的LC参数和控制器PI参数进行优化的结果如表1所示。

下面将对比在稳态和故障情况下, 参数优化前后LCC-VSC混合直流输电系统的运行特性。

1) 稳态特性对比

根据前文介绍的启动控制策略, 参数优化前后LCC-VSC混合直流输电系统启动和稳态阶段系统的运行特性如图5所示。

由图5可以看出, 0~0.6s由整流侧LCC逐步建立直流电压, 逆变侧VSC断开交流侧断路器且闭锁触发脉冲。0.6s后直流电压建立, LCC通过直流线路为逆变侧VSC电容器充电完毕, 逆变侧VSC交流断路器合闸, 解锁触发脉冲, VSC进入定直流电流、定交流电压控制阶段, 逐步建立直流电流, 0.6s开始直流电流逐步升至额定值1.0 (标幺值) , 约2s时启动过程完毕。仿真结果不仅可以证明所设计的启动方法的有效性, 且通过对比图中优化前后的波形可以看出, 稳态阶段参数优化前, 直流电压和直流电流均发散, 而优化后的直流电压和直流电流均可以很快地达到参考值, 且波动较小, 从而证明了Simplex优化算法的有效性。

2) 故障特性对比

在2.5s时, 逆变侧交流系统发生单相接地故障, 接地电阻为20Ω, 故障持续时间为0.1s, 参数优化前后故障阶段系统的运行特性如图6所示。

对图6的仿真结果进行分析可知, 参数优化后, 故障前直流电压波动变小, 故障后的直流电压可以更快且更稳定地恢复到参考值, 测量得到故障时直流电压的二次谐波分量最大值降低6.14%。故障前直流电流波动变小, 故障后的直流电流可以更快且更稳定地恢复到参考值, 测量得到故障时直流电流的二次谐波分量最大值降低6.5%。证明了使用Simplex算法对LCC-VSC混合直流输电系统进行参数优化后, 当系统发生不对称故障时, 可以得到更好的系统运行特性, 帮助系统更快恢复至正常运行状态。

综上所述, 使用Simplex算法对混合直流输电系统直流侧LC参数和控制器PI参数进行优化后, 直流电压和直流电流的稳态误差减小, 不对称故障时的二次谐波分量降低, 因此系统的运行性能得到了改善。同时, 仿真结果也表明混合直流系统可以按照所设计的控制方法启动和正常运行, 同时也可以从不对称故障中快速恢复, 这也从侧面反映了所搭建电磁暂态模型的有效性。虽然在优化过程中考虑了不对称故障时的运行特性, 然而对于其他类型的故障, 同样可以采用所提出的优化方法同时优化电气参数和控制系统参数, 只需要针对混合直流系统在不同故障类型条件下重新进行优化即可。

这里需要说明的是, 混合直流输电系统的参数在优化前已经进行了初步设计, 故优化前后LC参数和PI控制参数的变化幅度并不是很大, 但是系统的稳态和暂态运行特性均得到了改善;同时, 优化后系统参数的精度比较高, 可根据实际需要选择合适的精度。

4 结语

本文首先介绍了单极型、伪双极型、双极型3种不同结构的LCC-VSC混合直流输电系统的特点和应用场合。然后重点针对混合直流系统中LCC换流器的直流平波电抗器L和VSC换流器的直流电容器C的参数进行了初步设计, 在此基础上提出了基于Simplex算法对LC参数和控制系统参数进行同步优化的方法。在PSCAD/EMTDC环境中搭建了LCC-VSC混合直流系统的模型, 并同时对LC参数和PI控制参数进行了优化。仿真结果表明, 参数优化前后, 混合直流输电系统的启动、稳态和故障恢复特性均有了改善, 从而验证了所提出参数设计优化方法的有效性。本文提出的参数优化设计方法由于需要大量计算, 因此不能用于实时参数优化。虽然该方法是基于混合直流输电系统提出的, 但是也可以用于同步优化其他交直流系统的系统参数和控制参数。因此, 本文提出的参数同步优化方法在实际工程的参数设计中具有一定的理论指导意义。

混合高压直流输电系统 篇6

控制保护系统对直流输电系统的运行起着极为重要的作用。控制保护设备自身的故障或功能异常不应对直流输电系统的运行造成影响，更不允许导致直流输电系统的停运。因此，直流控制保护系统一般采用冗余设计，冗余设计与控制保护设备自身的全面自诊断功能相结合，确保直流输电系统的连续稳定运行。在双重化与三重化冗余配置的控制保护系统中，单重设备可退出运行进行检修而不影响整个系统的运行。

1 直流控制保护的双重化冗余

直流控制保护系统的冗余设计以双重化冗余为基础，即在总体结构上整个控制保护系统从网络总线到各种控制保护设备基本由两套回路构成。但是，针对不同的设备，其双重化冗余的实现原理并不完全相同。如极控、站控等核心控制系统的双重化冗余采用主从系统切换的方式;保护设备的双重化冗余采用的是两套设备同时在线运行，动作信号通过或逻辑并行输出的方式;而网络总线、运行人员控制层设备和现场测控单元等，其双重化冗余则通常采用双套设备或双重通道并行工作的方式。但是不论采用何种实现原理，双重化冗余均要求两套独立的设备并行工作，并且对于设备而言，每重设备均需配置独立的测量回路、电源回路、输入输出回路和网络接口。

1.1 主从系统切换的双重化冗余

极控、站控等核心控制系统的双重化冗余采用主从系统切换的方案。主从切换的双重化冗余由两套硬件软件设计相同的控制系统，以及独立的跟随与切换逻辑单元构成。在上电初始化过程中通过系统的自动选择或运行人员的指定，其中的一套设备将成为主系统，对直流输电系统的运行进行在线控制，另一套设备则自动成为从系统，处于热备用运行状态。从系统的控制输出被切换逻辑封锁，对直流输电系统的运行不产生影响。

运行过程中，两套控制系统中内置的自诊断功能对自身的硬件软件进行检测，并把检测结果送给切换逻辑进行判断。当主系统检测到自身的内部故障，并且此时若从系统处于可用状态时，切换逻辑将立刻启动系统切换。切换过程和结果是，封锁主系统的控制输出，并同时开放从系统的输出，使原来的从系统全面接管控制权，成为新的主系统，原主系统则自动变为新的从系统。若在主系统检测到内部故障的同时从系统也存在内部故障，这时如何处理要由两个系统内部故障严重程度的比较决定：若主系统的故障等级较低而处于可用状态，切换逻辑可决定不进行切换，仍由原来的主系统维持直流输电系统的基本运行。而当主从系统同时检测到严重故障时，切换逻辑通过启动保护的动作立即闭锁直流系统的运行。

在进行主从系统切换时，要求切换过程平滑，不应对直流系统的运行造成扰动。平滑切换由跟随逻辑保证。跟随逻辑原理是，通过高速通信通道，主系统时刻把控制过程的主要中间状态和控制输出对从系统进行刷新，使从系统的运行时刻与主系统严格保持一致，这样切换就不会对系统产生扰动。但是由于切换总是需要时间的，在切换被启动到切换完成的时间间隔内，主从系统的内部状态和输出仍在各自变化，多少会被拉开距离，从而使切换对系统运行产生一定的扰动。理论上，切换过程的持续时间越短，主从系统之间的差异性越小，切换造成的扰动就越小。由硬件实现的切换逻辑的响应速度仅为微秒数量级，可以保证切换过程更接近于无扰动切换。因此，跟随与切换逻辑一般采用简单可靠的硬件电路实现。

1.2 保护设备的双重化冗余

保护设备的双重化冗余，采用两套相同的保护装置并行工作，通过“或”逻辑输出动作信号的方式构成。这种安排下任何一套保护动作均可启动跳闸，可以有效地避免保护拒动。但若没有其它措施显然会增加其自身故障误动的几率。

“或”逻辑输出的双重化保护设备一般采取两种措施防止误动：第一，每重保护设备中在已经配置的保护功能基础上，再另外配置一套独立的启动回路，两套回路的动作信号通过“与”逻辑输出，采用互相闭锁的方法防止单重保护的误动。第二，为保护设备设计完善的自检功能，一旦某一重保护设备检测出自身的硬件软件故障，该重保护自动闭锁其跳闸输出回路，并给出报警信息。

这种双重化冗余方案类似于四重化冗余，由每重保护中双套回路的互相闭锁避免误动，依靠两套设备之间的“或”逻辑避免整个保护系统的拒动。该方案作为一种完善的冗余方案在我国交流保护中得到了广泛的应用。但是，由于其实际上相当于四重化冗余，除使得保护设备更为复杂并且成本的增加外，还需要为每重保护的两套回路分别配置独立的测量回路和互感器的二次线圈，也将增加整个测量通道的复杂性和一次设备造价。

1.3 运行人员控制层设备和站内局域网的冗余设计

运行人员控制层设备中的数据库服务器、远动工作站等采用双套设备主备运行的双重化机制。通过上电初始化或人为指定，双重化系统中的一台服务器和一台远动工作站成为主系统，另外的一重设备自动成为从系统。而运行人员工作站、工程师工作站等人机接口设备，配置的数量远远多于两套，在任何一个工作站上均可以进行相关的控制操作，并且任何一个工作站出现故障也都不会对系统运行产生不利的影响。因此，它们采用的是在逻辑上不分主从，多重设备并行运行的冗余机制。

连接在局域网上的运行人员控制层设备和控制保护层设备对双重化的数据库服务器和远动工作站的访问只对其主系统进行。如控制保护层设备的上传信息仅存入主服务器和主远动工作站，再由主服务器和主远动工作站发送给各运行人员工作站和调度中心;对于下行的控制命令则分别由运行人员工作站送入站主服务器，或者由调度中心经远动通道送给主远动工作站，再由主服务器和主远动工作站主远动工作站送给控制保护层设备执行。而作为备用的从服务器和从远动工作站中的数据，则需要由主服务器和主远动工作站对它们进行定时更新，使从系统中的数据与主系统保持一致，尽量避免当需要从系统接替主系统运行时，因两套设备中数据的不一致对系统运行造成扰动。

站内局域网LAN是运行人员控制层和控制保护层两层设备之间信息传输的通道，由双重化的网络LAN1、LAN2构成。LAN1和LAN2一般采用并行运行的工作模式。对于运行人员控制层设备，通过对网络状态的自动检测决定各自对两个网络占用。在两个网络都正常时，设备都会根据负载均衡的原则把各自的数据平均分配到两个网络上进行传输。而当检测到某个网络上的传输出现问题时，出现问题的网络中的信息被自动集中到健全网络。由于网络故障一般是可恢复的暂时性故障，所以这种并行运行机制在保证可靠性的同时，还可增加数据传输的效率。极控、站控等控制保护层设备对局域网的使用存在两种方式：一种是优先默认LAN1为主通道，并总是通过LAN1与运行人员控制层的主服务器交换信息。与此同时，通过向LAN1、LAN2发送检测报文监视其运行状态。当检测到LAN1出现故障且LAN2处于正常状态时，设备自动将数据传输切换至LAN2进行，在LAN1故障恢复后仍返回到LAN1。另一种方式则与运行人员控制层的各种工作站完全相同，即LAN1和LAN2不分主从，在两个网络都正常时，控制保护设备自动均衡LAN1和LAN2的负载，同时使用两个网络与主服务器通信。

1.4 远动通信通道的冗余

远动系统与上级调度中心的信息传送以数据网通信为主方式，以点对点通信(即专线方式)为备用方式，采用两种不同通道互为备用的的冗余方案。除了两种通信通道的备用之外，其中的点对点通信还需要在每台远动工作站上配置多于调度中心数量的串行接口，多出的串行接口作为备用，以便运行中远动工作站检测到与某个调度中心的串行通道不正常时，自动将数据传输改由备用通道进行。在主备远动工作站需要切换时，进行切换的两个远动工作站的全部串行接口，由独立的通道切换装置进行总体的自动切换。

1.5 现场总线的双重化冗余

现场总线位于控制保护层设备和现场测控层设备之间，负责在两者之间传输测控数据和操作命令。控制保护层设备、现场测控层设备与现场总线之间的双重化冗余一般有两种方式：

一种是双重化的控制保护设备、现场总线和现场测控单元的每一重各自单独连接，互不交叉，形成两套相互独立的冗余系统。在这种情况下，对于极控、站控等采用双重化切换冗余方案的设备，无论是主系统的控制系统主机、现场总线与测控单元三者之中任何一个出现故障，将产生整体切换。这种方案的优点是逻辑简单，实际工程中大多采用这种方案。但由于在每一重系统中包含两个控制层的设备和网络，出现内部故障和产生切换的几率会增加。

另一种是控制保护设备和现场测控单元通过现场总线进行交叉连接的双重化方案。即对于双重化的每一重现场测控设备既连接到控制保护设备的系统1，又连接到控制保护设备的系统2。这样每一重控制保护层设备可以同时得到两重现场测控设备的测量信息，并且作为主系统的控制设备可以同时向两重现场测控设备中的任何一重设备下发控制命令。在这种方式下，当两套测控设备都正常时，主控制系统选择其中的任意一套读取测量数据并进行控制输出。当选中的一套测控设备出现故障时，主控制系统将自动选择另一套测控设备继续运行，而不必进行总体切换。对于现场测控设备来说，这是一种双套设备并行工作、由控制系统主机对其进行适应性选择的方式。这种方式的好处是测控层设备的内部故障不会造成控制保护系统的整体切换。其弱点是对两套现场测控设备数据的接收、运行状态的检测和故障判断会增加控制系统主机的负担，并增加整个系统的复杂性。

1.6 极控系统与阀底部电子设备的双重化冗余

阀底部电子设备(VBE)或称阀控单元(VCU)可以视为极控系统专用的现场层测控设备。极控系统通过阀底部电子设备向换流阀发送触发脉冲，控制直流系统的运行。换流阀通过阀底部电子设备将其运行状态和故障信息发送至控制保护系统，控制保护系统根据这些信息做出相应的判断和动作。阀底部电子设备按双重化配置，与双重化的极控系统一般进行一一对应的连接，形成两重互相独立的冗余系统。无论是作为主系统的极控制系统还是阀底部电子设备出现故障，将整体切换到另一重系统运行。

2 直流保护设备的三重化冗余

直流输电工程中的直流极保护，根据工程要求可以采用双重化方案，也可以采用三重化方案。三重化冗余的保护系统由三套相同的保护设备和两套三取二逻辑单元构成。三取二逻辑的功能是按照大于等于二的逻辑条件，对保护的动作输出进行裁决和控制。当三套保护中有两套以上保护动作时，三取二逻辑输出最终的动作信号。而当只有一套保护保护动作时则被判定为误动，动作信号被三取二逻辑封锁。

配置两个三取二逻辑的目的是实现保护与双重化控制系统的接口。三套保护设备的所有与控制系统的接口信号，分别接入两个三取二逻辑单元，形成两路接口信号与控制系统对应连接。这样，两套控制设备均可以收到经过三取二选择的完整的保护输出信号，同时三套保护设备经过三取二逻辑的分配，都可以收到控制系统中的主系统送来的控制信息。

保护的三重化冗余方案是一种多数表决方案。在运行过程中仅有一套保护动作，或仅有一套保护拒动都不会对保护动作的正确性产生影响，在逻辑上不存在盲点。因此，三重化冗余是一种具有较高可靠性的保护冗余方案。

3 结论

直流控制保护系统采用双重化冗余的总体结构。对于各种具体控制和保护设备，以及网络通信系统的冗余，应根据其所完成功能，综合考虑可靠性、性能优化和工程造价等因素进行合理的配置。如极控、站控等核心控制设备采用双重化系统切换的冗余方案。运行人员控制层、现场测控层设备以及网络总线等，一般采用双重或多重系统并行工作的冗余方案。交流线路和母线保护、换流变压器和交流滤波器保护等换流站交流主设备的保护，沿用国内交流保护的运行经验和成熟技术，多采用启动逻辑闭锁的双重化方案。而对于直流极保护系统，则可以采用双重化方案也可以采用三重化方案，根据实际工程进行优化选择。

参考文献

[1]许继电气股份有限公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站工程直流站控系统设计规范书,ED4321GL-0[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks,ED4321GL-0[Z].2007.

[2]许继电气股份有限公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站工程远动通信系统系统设计规范书,ED4398GL-0[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:RCI System,ED4398GL-0[Z].2007.

[3]许继电气股份有限公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站工程运行人员控制系统设计规范书,ED4391GL-0[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:HMI System,ED4391GL-0[Z].2007.

[4]许继电气股份有限公司.东北-华北联网背靠背高岭换流站工程直流极控系统设计规范书,ED4341GL-0[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Gaoling Back-to-Back Converter Station for DC Connection of Northeast China and North China Networks:Pole Control System,ED4341GL-0[Z].2007.

[5]XJ Electric Corporation Ltd.Guizhou-Guangdong II Line±500kV DC Transmission Project,AC/DC Initiation and Monitoring System Information Manuals CSG/GG2/EB2.391.XS-0[Z].2006.

[6]XJ Electric Corporation Ltd.Guizhou-Guangdong II Line±500kV DC Transmission Project,Remote Control Interface System Information Manuals CSG/GG2/EB2.391.XS-0[Z].2006.

[7]许继电气股份有限公司.云南-广东±800kV特高压直流输电工程网络通信设计规范书,CSG/YG/ED4.303.CS-A[Z].2007.XJ Electric Corporation Ltd.Design Specification of the Yunnan-Guangdong±800kV UHVDC Project:Network Communication,CSG/YG/ED4.303.CS-A[Z].2007.

多端高压直流输电系统保护动作策略 篇7

多端高压直流输电(HVDC)系统(本文简称多端系统)在国外已经有工程应用[1,2],主要分两大类:一类是基于晶闸管单控器件的高压/特高压直流输电,另一类是基于绝缘栅双极型晶体管(IGBT)/集成门极换流晶闸管(IGCT)等全控器件的HVDC。本文研究前一类。

常规两端HVDC系统的保护动作后处理策略有20余种。多端系统包括多个换流站,为保证非故障健全系统继续运行,除需对已有动作策略进行调整外,还需新增一些处理策略。多端系统结构框架分串联型、并联型和混合型。多端系统结构框架的不同,直接影响控制保护系统的策略和保护动作后处理策略的选取。

本文针对串联型和并联型多端系统,着重介绍闭锁和线路故障再启动逻辑2种重要的保护动作后处理策略,并简单介绍其他保护动作后处理策略。

1 总体原则

保护动作后处理策略的首要原则是切除和隔离故障,故障程度和故障范围不能因为选取的处理策略而扩大。多端系统由多个换流站及相关设备组成,输送功率大,保证非故障系统继续运行是处理策略选择的重要原则之一。由于非故障系统继续运行,因此故障换流站不能因为闭锁方式的选择而产生潮流反转,否则对故障换流站的交流系统冲击太大:这是多端系统不同于两端系统而需要特别考虑的原则。

2 串联型多端系统保护动作后处理策略

2.1 系统结构

虽然目前世界上运行的多端系统均采用并联型框架[1,2,3],但由于特高压直流输电在中国的工程化应用,串联型结构又引起了国内专家学者的研究兴趣,因此,有必要探讨串联型多端系统结构。

图1为典型的串联型多端系统框架,简化起见图中只画了1个极。

将目前的±800kV双阀组串联特高压直流输电系统的2个阀组分别建设在2个不同的换流站中,就可以形成一个串联型4端直流系统,如图2所示。

图2所示结构给控制保护系统带来的技术挑战是:原本在一个站(甚至一个控制保护系统)内的双阀组协同控制(包括正常解闭锁、故障闭锁处理策略等)分离在相隔数百千米的2个换流站间协同控制。技术难点在于协同控制的快速性、可靠性和对设备的无危害性。

为便于分析,将串联型多端系统的各换流站和各直流线路按其特点进行分类。换流站划分为3类:第1类换流站定义为连接最高电压(如±800kV)直流线路以及次级电压(如±400kV)直流线路;第2类换流站定义为连接次级电压(如±400kV)直流线路以及接地极引线(或金属回线)线路;第3类换流站定义为连接2段次级高压直流线路(如一段±600kV、另一段±300kV)。对于图1所示结构,3类换流站均存在。对于图2所示结构,只有第1类、第2类换流站。直流线路按电压等级划分为不同电压等级线路,等级编号用n表示,n=1,2,…,N,其中n越大,表示线路电压等级越高。第N电压等级线路为串联型多端系统最高电压等级的直流线路;第1电压等级线路不是接地极引线,接地极引线的名称不变。

2.2 闭锁

2.2.1 闭锁脉冲

常规两端系统中采用闭锁策略可避免整流侧阀短路故障后损坏健康阀组。闭锁脉冲命令后,阀被关断,电流无法通过。对串联型多端系统而言,正在运行的串联各站(阀组)任何一个被断流,将造成其他站(阀组)的过电压。通常,闭锁产生的过电压需要避免;或者说,产生过电压的闭锁方式在选择上存在问题。从串联型多端系统闭锁不间断电流考虑,期望采用投旁通对措施;从整流侧阀短路故障考虑,如果旁通对投到非故障阀组,则必然有大的短路电流流过非故障旁通阀。目前,选择相投旁通对的技术可靠性不高、选相速度也不一定能满足要求。因此,当整流侧出现阀短路故障时,动作策略不采用闭锁脉冲将产生过大的短路电流,从而损坏健康阀,采用闭锁脉冲将使非故障站产生过电压。两害取其轻,串联型多端系统仍采用闭锁脉冲动作策略。

另外,动作策略采用闭锁脉冲的同时,发出合阀旁通开关命令[4],提供电流通路,减轻非故障站过电压程度。阀旁通开关被合上时,如果其他换流站过电压保护还未动作,则有大电流通过被合上的阀旁通开关;如果其他换流站过电压保护已经动作,正在执行快速移相,则此电流不大。为保护阀旁通开关,发出闭锁脉冲命令的同时宜发出其他整流站移相命令,不依赖于其他换流站过电压保护是否动作,但此方式又依赖于站间通信通道的好坏。

整流站采用闭锁脉冲完整的动作策略是:发出闭锁脉冲、合阀旁通开关、发出其他整流站移相命令。

当仅有一个整流站运行时,整流站故障可以选择闭锁脉冲命令。

2.2.2 快速移相及同时投旁通对

这是串联型多端系统最常用的闭锁动作处理策略。及时、快速投旁通对有利于保持串联型多端系统直流电流的通路。丢失脉冲故障时,投旁通对需避免选择丢失脉冲故障的阀组;否则,投旁通对不成功会造成其他换流站过电压。

逆变侧阀单相接地故障时,可以采纳逆变侧禁止投旁通对的优化处理策略[5],在采用优化处理策略过程中电流并不中断。

此处理策略宜同时发出合阀旁通开关命令;阀旁通开关合上后,撤除投旁通对命令;长时间运行时,合上阀旁通刀闸,分断阀旁通开关[4]。这也是能应对投旁通对不成功的有效策略。

2.2.3 快速移相及条件投旁通对

移相角度的选择需保持非故障系统的正常运行,整流侧不宜造成功率反送,直至旁通对的投入。合阀旁通开关等处理同第2.2.2节。

2.2.4 其他站闭锁

串联型多端系统闭锁一个故障整流站或故障逆变站后,需相应闭锁一个健康逆变站或健康整流站,以达到电压平衡。因为换流变压器额定电压等级及分接头挡位电压调节幅度有限,且换流阀不宜长时间大角度运行。

2.3 线路故障后的再启动逻辑

除第2类换流站外,与各换流站相连的直流线路需划分高压端连接的直流线路和低压端连接的直流线路,其保护动作宜采取不同的策略。第1类再启动逻辑:所有运行于整流方式的换流站同时执行再启动逻辑。第2类再启动逻辑:直流线路电压等级不高于第n电压等级,且运行于整流方式的各换流站同时执行再启动逻辑;第3类再启动逻辑:连接接地极线路,且运行于整流方式的换流站(即第2类换流站)执行再启动逻辑。

以上3类再启动逻辑设定的定值在各换流站中可以不相同,可根据各条线路的实际情况设定去游离时间等定值。

任何直流线路发生故障,均采用第1类再启动逻辑最简单,但采用该方式最不经济,对电网的冲击也最大。对再启动逻辑分类以后,期望针对各电压等级直流线路故障采取相应的再启动逻辑,以符合总体原则。

2.3.1 第N电压等级线路故障

采用第1类再启动逻辑。担任整流功能的各换流站执行再启动逻辑的同时性要求不太高;去游离时间定值的设定需要考虑各换流站的定值和执行同时性上的差异。第N电压等级线路发生接地故障,串联型多端系统已经不能正常输送功率,该策略并不造成功率输送的浪费。

直接连接第N电压等级线路的换流站(特别是整流站)的线路保护(如行波保护),故障时动作;从保护区域划分角度考虑,其他与故障直流线路不直接相连的换流站的线路保护不能动作。所以,各整流站同时执行再启动逻辑需要站间通信通道的支持。当站间通信通道异常时,有可能只有1个整流站进行再启动逻辑的移相工作,故障的直流线路电压仅下降一部分,不一定能达到去游离的目的。这是串联型多端系统必需考虑的。当站间通信通道异常时,该故障可以选择闭锁停运整个极。

2.3.2 第1电压等级线路故障

采用第3类再启动逻辑。如果与故障线路连接的第2类换流站是整流站,则该站执行第3类再启动逻辑;另一端连接故障线路的换流站低压端线路保护其处理策略是将动作信号送往第2类换流站。如果与故障线路连接的第2类换流站是逆变站,则故障发生瞬间,整流侧电压明显高于逆变侧,直流电流瞬时增大;如果对应的整流站执行第3类再启动逻辑,并且非第2类换流站的逆变站能够维持直流电压,则采用该策略处理后,直流电流能够维持故障前运行电流,故障电流迅速减小。能否完成去游离断弧还与故障类型等因素有关,值得尝试。检测到线路保护动作的换流站有可能均为逆变站,线路保护动作信号需送往其他整流站。

2.3.3 第n电压等级线路故障

采用第2类再启动逻辑。如果故障的第n(1

2.3.4 故障线路两端均为逆变站的处理

如果仅1个(或多个)相应的整流站执行再启动逻辑并不能达到断弧目的,则需负责整流功能的所有换流站同时执行再启动逻辑,即第1类再启动逻辑。这是简洁的动作策略选择。

2.3.5 移相角度的选择

再启动逻辑执行期间的移相操作,其移相角度有2种选择:一种是与常规2端系统一样,通过移相逆变运行,有利于故障线路的去游离;另一种是仅保持剩余系统的正常运行电流的通过,功率方向与故障前差异不大。这使得再启动逻辑程序设计的复杂度增加。第1类再启动逻辑的移相角度宜选择前一种。

2.3.6 结构灵活情况

如果串联型多端系统结构中接地站和整流/逆变站不固定,依据需要灵活组合,则自适应选择和处理各直流线路故障的再启动逻辑将更趋复杂。

2.3.7 永久性故障处理

若线路故障为永久性故障,则第1类再启动逻辑执行后,整个极执行闭锁停运。第2和3类再启动逻辑执行后,部分系统仍然继续运行,有2种处理方式。一种处理方式是:如果运行电流不流经永久性线路故障点(绝缘恢复),则可在多端系统闭锁停运时,择机隔离检修故障线路;如果运行电流流经永久性线路故障点,则由继续运行系统的相关差动保护动作进行其他策略处理;再启动逻辑不处理这类善后事宜。另一种处理方式见第2.3.8节。

2.3.8 故障线路的隔离

第1电压等级线路发生永久性故障后,第2类换流站闭锁,与故障线路连接的另一个换流站合上大地回线开关,连接该站接地极引线,剩余系统继续运行。第n(n≠N)电压等级线路永久性故障也可依此进行处理。

经故障处理后,接地极中有运行电流流过。假设图2中换流站1和2之间极1的±400kV直流线路发生永久性故障,换流站1极1闭锁(换流站3或4相应极1闭锁、阀组旁通),极1隔离;换流站2合大地回线开关、分断该故障直流线路开关,换流站2极1连接接地极引线继续运行。极2运行不变。这样,存在3个接地极接地点:换流站1极2、换流站2极1、换流站4极1和极2(共用)。接地极电流分别是:极2运行电流、极1运行电流、极2与极1运行电流之差。

2.4 金属回线运行

金属回线运行组合有多种,空闲的直流线路可作为金属回线。例如:极1换流器全部隔离退出,其直流线路连接成为极2的金属回线。又例如:换流站可灵活设置整流/逆变功能,一次直流线路接线可能为环形;大地方式运行时,连接2个第2类换流站间的直流线路空闲不用,而金属回线运行时,可使用该线路。该方式开关操作少、金属回线线损小。

2.5 其他处理策略

本文仅介绍与常规2端系统存在差异的处理策略。

1)分断换流变开关:串联型多端闭锁时需保持电流通路。采用条件投旁通对策略时,未投旁通对之前不宜分断换流变开关,否则易断流而引起其他换流站过电压后闭锁。采取投旁通对策略时,不发分断换流变开关命令有利于撤除旁通对时,反向电压助阀组关断;撤除投旁通对后,可分断换流变开关。采取闭锁脉冲策略时,同时发分断换流变开关命令。

2)极平衡、功率回降:串联型多端系统各换流站运行的直流电流相等,各主控站均需执行相同的指令。站间通信异常时,不宜选择该策略。

3)极隔离:直流线路是串联型多端系统的电流通路,不能将其隔离在运行设备之外;换流器阀旁通开关闭合后,可以将换流器通过阀隔离刀闸隔离在运行设备之外,因此,命名为换流器隔离更贴切。整个极停运后,有极隔离操作。

4)移相:需考虑移相角度。

5)请求另一极移相:另一极各整流站均需执行相同的移相指令。站间通信(含另一极站间通信)异常时,不宜选择该策略。

6)重合站地开关、重合大地回线转换开关、重合金属回线转换开关、合站地开关:仅第2类换流站有此操作命令,其他类型换流站禁止此操作。

7)重合中性线开关:第2类换流站中性母线接地故障时,另一极的运行电流流经接地故障点而引起中性线开关断弧失败[6]。

8)请求金属回线运行:金属回线运行组合有多种,需根据工程设计规范执行。

9)低压线路故障请求移相:低压线路是指接地极引线或金属回线运行时的低压直流线路,线路故障时全部整流站同时移相,减小故障点电流便于熄弧;移相同时性要求不高。

3 并联型多端系统保护动作后处理策略

3.1 系统结构

图3为典型的并联型多端系统结构图。

3.2 极母线断路器

并联型多端系统某换流站极母线发生对地短路故障时(特别是平波电抗器及其线路侧),该换流站极母线差动保护动作;这一故障对其他换流站而言,相当于直流线路故障,这些换流站的线路保护动作,执行再启动逻辑(移相)。移相去游离时间一般为200ms。极母线出口采用断路器与直流线路相连,移相时间足够使极母线发生对地短路故障的换流站完成极隔离,将故障区域隔离在运行系统之外。非故障换流站执行再启动逻辑后,系统将恢复功率输送。而常规隔离刀闸的设计达不到这类故障下系统恢复功率输送的目的。

直流线路两端均宜连接断路器,有利于隔离故障直流线路。

3.3 闭锁

早期闭锁措施是采用故障站快速移相及同时投旁通、其他整流站同时移相的策略[2]。

3.3.1 降电流后闭锁

存在2个或2个以上与故障换流站相同整流或逆变方式的换流站时,闭锁故障换流站可采用该闭锁方式。先移相降低故障换流站直流电流直至0,然后闭锁该换流站;移相角度的选择以降低换流站直流电流直至0为目的,不宜造成功率反向。一般而言,这是非紧急故障下慢速保护动作后的闭锁策略。定电压方式的逆变站故障,需先将定电压方式转给另一个逆变站[7],然后降电流后闭锁。

3.3.2 闭锁脉冲

闭锁脉冲信号发出后,阀被关断,电流无法通过,这对其他并联的换流站非常有利。阀组电网侧的接地故障由于闭锁脉冲的阀被关断,不会影响非故障换流站的正常运行,对阀组电网侧的其他故障也成立。阀组极母线侧的接地故障,闭锁脉冲同时带有极隔离命令,极母线断路器分断,隔离故障区,不会影响非故障换流站的正常运行。如果其他换流站线路保护不动作,极母线断路器分断电流能力有限,则极母线差动保护动作后,宜向其他整流站发出移相命令(移相时间约100ms),以便于极母线断路器分断。阀短路故障发生时,采取闭锁脉冲策略后,本故障站不会有故障电流回路;并联型多端系统其他换流站换流变压器某相会通过故障短路阀与故障换流站换流变压器某相短路,但没有短路电流回路,不会有故障电流。

可能的隐患有:直流电流突然中断引起的过电压问题;直流电流始终不能降为0而造成阀无法关断的问题。闭锁脉冲命令到达阀体时,12脉动阀总有4个阀处于导通状态,闭锁脉冲命令的到达并不会改变它们的导通状态。对闭锁脉冲命令到达阀体时,有阀体正在换相也成立。导通的阀体上的正向电压随着交变的换流变压器阀侧电压而变化;阀体上的正向电压逐步减小为0并反向时,电流也逐步降为0并关断阀。发出的其他整流站移相命令有利于直流电流降为0。因此,隐患不会产生。

仅1个逆变站运行时,逆变站故障不宜采用该闭锁方式。通常,闭锁脉冲是并联型多端系统比较常用的处理策略。

3.3.3 快速移相及同时投旁通对

快速移相及同时投旁通对应尽量少使用,因为这一闭锁方式使直流线路对接地极短路,严重影响到其他换流站的正常运行。

直流过电压时,可采用该闭锁策略。产生直流过电压的原因(不含测量系统问题)包括控制系统调节紊乱、极母线断路等。前者造成的直流过电压使所有换流站均感受到大致相同的过电压,均需闭锁;采用投旁通对方式并没有扩大直流过电压范围,而且对设备有利。后者仅使故障换流站过电压,故障已经断线,投旁通对不会对其他站产生影响。

站间通信中断后,宜采用该闭锁策略,对整流站和逆变站均适用。其原因是:①其他站的运行状态(整流/逆变)未知,不宜采用“降电流后闭锁”策略;②无法向其他整流站发送移相命令,单独使用“闭锁脉冲”有一定风险;③投旁通对后,整流站虽然接收不到移相命令,但依靠线路低电压保护动作,进行移相操作,有利于直流电流降为0,完成故障换流站的闭锁。

当仅有1个整流站和1个逆变站运行时,可选择该闭锁策略。

3.3.4 快速移相及条件投旁通对

对并联型多端系统而言,这一策略意义不大。当仅有1个整流站和1个逆变站运行时,可选择该闭锁策略。

3.4 线路故障后的处理策略

3.4.1 线路故障后的再启动逻辑

原2端系统平波电抗器的“天然屏障”在多端系统中不一定有效,无法在保护全线路的同时使近处换流站换相失败不误动;直流线路将划成多个区域,非保护区域的故障线路保护不动作。

任一换流站线路保护动作应向其他整流站发送线路保护动作信号。各整流站收到该信号后,执行再启动逻辑。

这里要求:各换流站的再启动逻辑设计应一致;去游离时间定值的设计需考虑各整流站再启动逻辑执行时刻的差异性,避免由此带来的去游离时间太长以及重启动时刻太早。再启动逻辑执行时刻的差异性会影响去游离时间的精准性,以及线路低电压保护的实际动作时间精准性。

3.4.2 故障线路的隔离

具体实施与直流线路空间布局有关。线路开关站结构如图4所示。

图4中“线路1”发生永久性接地故障,断开开关S12后,剩余系统可以继续运行。具体策略是:判断某线路(非图4中线路5,如线路1)永久性故障,闭锁与故障线路相连的换流器(如换流站1);发出“其他整流站移相”命令,发出“分线路开关”命令(如分开关S12)。

其他整流站移相后,系统恢复运行。

图4(a)所示的开关站需增加接收远方“分线路开关”命令装置;图4(b)中的控制保护设备需增加接收远方或本地“分线路开关”命令功能。

3.5 金属回线运行

并联型双极5端直流系统结构如图5所示。假设换流站2极1换流器故障退出运行,完成极隔离。换流站2极2成单极大地回线运行。换流站2极2的金属回线运行方式如下。

1)换流站1极1线路(连接换流站2的)与中性母线相连。

2)换流站2极2中性母线与极1线路相连。

3)换流站2极2断开接地极2的连接。

换流站2非接地运行,其他换流站均接地运行。

金属回线运行方式比较多,不一一列举。

3.6 其他处理策略

1)极隔离:极母线与直流线路采用断路器连接,极隔离操作顺序及操作条件需重新设计。

2)移相、请求另一极移相:有各整流站移相的一致性问题,需避免各整流站移相起始时刻与移相维持时间相差过大。

3)请求金属回线运行:需根据工程设计规范执行。

4)逆变站禁止投旁通对:这是常用的策略,确保不因为误投旁通对而造成整个极停运;文献[5]的优化策略可取。

5)低压线路故障请求移相:常规在单极运行时采用,移相角度选择不宜使功率方向反转。接地极引线故障时,故障换流站选择这一处理策略以减小电流使故障点熄弧;金属回线运行组合较多,需根据运行的具体方式确定移相的换流站数目,减小电流使金属回线故障点熄弧。

4 结语

串联型多端系统采用闭锁等处理策略时对站间通信通道的要求高于并联型多端系统,如功率回降、极平衡操作等,均需各换流站配合。串联型多端系统闭锁更多地使用投旁通对策略,较少使用直接闭锁脉冲;而并联型多端系统闭锁则刚好相反,更多地使用直接闭锁脉冲,较少使用投旁通对策略。串联型多端系统闭锁存在两害取其轻的现象,这对设备的安全产生影响。

对于直流线路故障处理策略,串联型多端系统的复杂度及实现难度均非常大,如果设计的整流站和逆变站不固定,则处理策略更加复杂;而并联型多端系统简单,仅要求再启动逻辑的定值选择一致,执行时刻大致相同。串联型多端系统金属回线运行时,按常规只有1个接地站;而并联型多端金属回线运行时,按常规有多个接地站。

从各种保护动作后处理策略上分析,串联型多端系统技术难度更大一些;并联型多端系统技术相对简单,与常规2端直流系统的相同点颇多。

参考文献

[1]袁旭峰,程时杰.多端直流输电技术及其发展[J].继电器,2006,34(19):61-67.YUAN Xufeng,CHENG Shijie.Multi-terminal HVDCtransmission technology and its development[J].Relay,2006,34(19):61-67.

[2]MCCALLUM D,MOREAU G,PRIMEAU J,et al.Multiterminal integration of the Nicolet converter station intothe Quebec-New England PhaseⅡHVDC transmission system[C]//Proceedings of the CIGRE 35th International Conference,August 29-September 3,1994,Paris,France.

[3]屠卿瑞,徐政.多端直流系统关键技术概述[J].华东电力,2009,37(2):267-271.TU Qingrui,XU Zheng.Outline of key technologies for multi-terminal DC systems[J].East China Electric Power,2009,37(2):267-271.

[4]王俊生,李海英,曹冬明.±800kV特高压直流保护阀组区测量点配置的探讨[J].电力系统自动化,2006,30(22):81-84.WANG Junsheng,LI Haiying,CAO Dongming.Discussion onmeasuring configuration of±800 kV ultra HVDC systemprotection[J].Automation of Electric Power Systems,2006,30(22):81-84.

[5]王俊生,朱斌.逆变站换流变阀侧连接线单相接地动作策略分析[J].电力系统自动化,2010,34(23):119-123.WANG Junsheng,ZHU Bin.Analysis of fault clearing actionsunder single phase to ground fault of lines connectingtransformer and inverter valve[J].Automation of ElectricPower Systems,2010,34(23):119-123.

[6]吴林平,王俊生,余江.高压直流输电极极隔离方法的优化及相关问题分析[J].南方电网技术,2011,5(3):31-35.WU Linping,WANG Junsheng,YU Jiang.The optimization ofHVDC pole-isolating method and analysis on the relatedproblems[J].Southern Power System Technology,2011,5(3):31-35.

混合高压直流输电系统 篇8

关键词：直流控制保护装置,冗余,“三取二”逻辑

0 引言

天广直流、高肇直流、兴安直流输电线路在实施西电东送,促进东西部地区资源优化配置方面发挥了重要作用。高肇直流、兴安直流、原天广直流控制保护系统均采用Siemens技术,但在2009年将原天广直流控制保护系统改为了南瑞继保产品。本文分析3条直流输电线路的直流控制保护系统冗余配置的不同,可为未来我国直流输电工程的建设、改造积累宝贵的经验。

1 直流保护系统的“三取二”逻辑

1.1 Siemens的“三取二”逻辑

原天广直流、高肇直流、兴安直流保护系统均采用Siemens设计的“三取二”逻辑,即3套直流保护系统只有在2套同时动作时才能出口;当1套直流保护系统故障时,保护动作逻辑自动切换为“二取一”逻辑。Siemens“三取二”逻辑如图1所示。

1.2 Siemens“三取二”逻辑的改进

Siemens直流保护系统“三取二”逻辑模块位于直流保护系统1、2中,直流保护系统3中没有。直流保护系统1、2同时故障将启动ESOF逻辑闭锁高压直流输电系统;而直流保护系统1、3或直流保护系统2、3同时故障时则不会启动。直流保护系统1、2同时故障启动ESOF逻辑如图2所示。

天广直流曾因直流保护系统1、2同时发生测量故障,在直流保护系统3正常运行且高压直流输电系统一次设备无故障的情况下导致极1闭锁,因此“直流保护系统1、2同时发生故障启动ESOF”回路设计不尽合理,该回路使得直流保护系统3无法独立运行。于是对天广直流广州站直流保护系统“三取二”逻辑进行了改造,改造后直流保护系统1、2、3同时故障才启动ES-OF逻辑。

1.3 南瑞继保的“三取二”逻辑

天广直流于2009年进行了保护控制系统全面改造,改造后其直流保护采用南瑞继保公司设计的“三取二”逻辑。“三取二”逻辑功能分别在“三取二”装置A(2F3A)、B(2F3B)和极控系统A(PCPA)、B(PCPB)中实现。“三取二”装置A(2F3A)、B(2F3B)分别装设于极保护系统A、B屏柜,极保护系统C屏柜不装设》“三取二”装置。“三取二”装置实现断开换流变网侧开关、启动开关失灵保护、重合直流场开关功能。极控系统(配置专用的“三取二”板卡)实现ESOF、极隔离、极平衡等保护处理策略功能。南瑞继保直流保护“三取二”功能逻辑如图3所示。

改造后,3套极保护系统均可单独运行,降低了因保护装置故障导致高压直流输电系统强迫停运的概率,提高了可靠性。

2 极控系统冗余配置

2.1 Siemens的极控系统冗余

在原天广直流、高肇直流、兴安直流控制系统中有2套相同的极控系统·且设置有极控系统选择切换模块。极控系统选择切换模块位于极控系统1的柜内,采用常规的电子SIMATIC C1/C2技术(快速的TTL逻辑门),独立于极控系统1,设置有单独的电源。其选择切换功能保证在任何时候只有1套极控系统控制换流器。在“系统自动选择”方式下.如果有效系统故障,那么切换逻辑将把极控自动切换到备用系统上;如果备用系统已故障,那么将启动ESOF逻辑。在“系统手动选择”方式下,可对备用系统进行维护或修改;如果此时有效系统发生故障,那么将启动ESOF逻辑。系统选择切换模块故障将启动ESOF逻辑。正常情况下接通电源后,启动设定使系统处于“系统自动选择”方式,且系统1有效,备用系统实时跟踪有效系统当前值。系统选择切换模块逻辑如图4所示。

2.2 南瑞继保的极控系统冗余

天广直流控制保护系统改造后,直流控制系统为完全冗余的双重化系统。每套系统分为运行、备用、服务、试验四种状态,处于运行、备用状态的同时处于服务状态,处于运行、备用状态则系统可用,处于试验状态则系统不可用。正常情况下,一套极控系统处于运行状态,另一套系统处于备用状态,且备用系统自动跟踪运行系统的信息。

极控设备故障等级分为轻微、严重和紧急。轻微故障不会对正常功率输送产生危害,因此不会引起任何控制功能的不可用;发生严重故障的系统在另一系统可用的情况下应退出运行,若另一系统不可用则该系统继续维持直流系统的运行;发生紧急故障的系统将无法继续控制直流系统的正常运行。系统切换遵循“在任何时候运行的有效系统应是双重化系统中较为完好的那一个系统”的原则。处于相同故障等级的2个系统互不切换。系统切换由当前有效系统发出,可避免备用系统误操作或故障引起不必要的切换。当另一系统不可用时,系统切换逻辑将禁止该切换指令的执行。改造后的2套极控系统的NR1103D主处理板卡通过网线直接相连,相互读取对方的状态,2套极控系统中均存在系统切换逻辑。

改造后,避免了系统选择切换模块故障引起高压直流输电系统闭锁现象,提高了系统可靠性。

3 VBE系统冗余配置

3.1 阀片触发冗余配置

天广直流输电系统阀片采用电触发方式;高肇直流输电系统阀片采用光触发方式。

在高肇直流输电系统中,3套光发射器分别从2套TC&M获得触发指令,再将指令转换成触发脉冲信号送到光信号发送器PCB板,由PCB板分别对从3套光发射器收到的触发脉冲信号进行“三取二”处理后送给同一阀单元,完成阀触发过程。

天广直流输电系统配置了2套阀控制TC板和2套光信号发送器PCB板。正常运行时只有一套阀控制TC板处于有效状态,另一套作为备用。有效的阀控制TC板将触发脉冲信号同时送到2套光信号发送器PCB板,由光信号发送器PCB板进行“二取一”处理后送至TE板,再通过TE板将光信号转为电信号后送至阀片,完成触发过程。

3.2 阀塔漏水检测冗余配置

天广直流输电系统的可控硅换流阀为悬吊式四重阀、塔式结构,在每个阀塔最底部的屏蔽罩内设有漏水收集装置,其结构如图5所示。

漏水检测装置为圆柱体,中间放置浮子,通过浮子的高低反映漏水情况。浮子上部钢板开有一长一短两条形孔,正常情况下,阀基电子设备(VBE)主备系统通过光发射装置发送3束光去检测漏水情况。3束光只要有1路穿过两条形孔正常返回,就表明阀塔无漏水情况;如果无光信号返回,那么表明阀塔存在漏水情况。

参考文献

[1]朱韬析,汲广,毛海鹏.广州换流站直流保护系统运行情况分析[J].电力系统保护与控制,2009,37(21):36-39

[2]刘耀,王明新.高压直流输电系统保护装置冗余配置的可靠性分析[J].电网技术,2008,32(5):51-54

混合高压直流输电系统 篇9

新型高压直流输电系统是近年来发展起来的一种新型输配电技术,它以电压源型换流器替代了电流源型换流器,具有良好的性能。新型高压直流输电系统既可以接入电压等级很高的输电网,也可以接入电压等级比较低的配电网。如果接入配电网,则电网三相电压往往存在不平衡的问题。如果换流器直接连接在不平衡电网上,若在设计的过程中仍以电压平衡为约束条件建立控制系统,就会出现不正常的运行状态:

a.换流器交流侧会出现负序分量,造成三相电流不对称;

b.换流器直流侧电压会产生2倍于工频的纹波,而直流侧电压纹波的产生一方面会导致交流侧产生3次谐波,使得交流侧电流谐波畸变率增大,污染电网,造成对电网上其他用电设备的干扰,另一方面直流侧的纹波会造成直流侧电容频繁充放电,损害电容器的寿命。

以上这些会使换流器性能下降,严重时可使换流器发生故障保护,系统不稳定,甚至烧毁装置等。

为了保证在电网三相电压不平衡的情况下,新型高压直流输电系统仍能正常地工作,现在分析了新型高压直流输电系统接入平衡电压情况时数学模型的基础上,通过对称分量法,将电压或电流分解为正序和负序分量,正序和负序分量分别通过各自的电流闭环得到控制,结果证明这是一种比较完善的控制方法,保证了新型高压直流输电系统在电压不平衡时仍具有良好的性能[1,2,3,4,5,6,7]。

1 电网电压平衡时电压源型换流器

新型高压直流输电系统由2个通过电容和直流线路(如果是背靠背工程则没有直流线路)相连的电压源型换流器组成[8,9],其拓扑电路如图1所示。

新型高压直流输电系统的核心部分是电压源型换流器,其拓扑电路由交流回路、换流器以及直流回路组成。其中,交流回路包括交流电动势e以及电感L、内阻R等;直流回路包括电解电容和直流负载;u是换流器输入电压,i是交流侧电流。

定义单极性开关函数sk为

对于三相静止坐标系,电压源型换流器的数学模型可以表示为

引入坐标变换矩阵T:

可以得到两相同步旋转坐标系下换流器的数学模型:

2 电网电压不平衡时换流器的运行特性

当三相电网电压频率相同、幅值相同、相位差固定,即120°时,称之为电网电压平衡。当三相电网电压频率相同、幅值不同或者相位差不固定时称之为电网电压不平衡。通常电压源型换流器的分析设计都是建立在电网电压平衡的基础上,但在实际情况中,三相电网电压往往存在不平衡现象。

造成电网不平衡主要有以下几个方面的原因:

a.三相电网配电时,三相负载不平衡;

b.大容量单相负载的使用;

c.不对称故障和非全相运行造成系统三相不对称;

d.非全换位输电线或紧凑型输电线造成系统不对称。

一般而言,三相电压源型换流器本身参数不平衡虽然存在,但并不严重,若设计合理,则不会出现严重的不平衡状况,以至影响换流器装置的正常运行。而电网可能出现较为严重的不平衡状况,从而影响三相电压源型换流器的正常运行。因此,主要研究电网不平衡是三相电压源型换流器的控制策略。实际上,三相电压源型换流器本身参数不对称所导致的不平衡运行,某种程度上可等效成三相电压源型换流器装置本身参数对称而电网不平衡时的状况。因此,研究电压源型换流器电网不平衡运行时,总假设换流器本身参数是对称的。所以,这里只针对电网电压不平衡,对系统主电路参数的不平衡没有作具体的分析。

对称分量法是一种通过线性变换,将不平衡的三相部分变为平衡的三相部分的方法。通过对称分量法,可以将不平衡的三相电压分解为平衡的正序、负序和零序部分,三部分平衡且相互独立,便于对系统的分析。若三相电网不平衡,且只考虑基波电动势,对于电网的高次谐波部分不作考虑,则电网电动势E可描绘为正序电动势Ep、负序电动势En和零序电动势E03者的合成,即

或者

式中 Emp、Emn、Em0分别为正序、负序、零序基波电动势峰值;δp、δn、δ0分别为正序、负序、零序基波电动势的初始相角。

对于三相无中线连接的三相电压源型换流器,一般不考虑零序电动势Em0的影响,即令Em0=0。

考虑三相静止坐标系和两相同步旋转坐标系(d,q),则式(6)可描述为

其中,C23为静止坐标变换矩阵:

R(θ)为正序旋转坐标变换矩阵:

R(-θ)为负序旋转坐标变换矩阵:

edp、eqp、edn、eqn分别为三相电网基波电动势的正序、负序电动势的d、q分量。

通过分析计算可以得知,增大交流侧输入电感和直流侧电容值都可以减弱电网电压不平衡对电压源型换流器性能的影响,但是由于换流器交流侧输入电压谐波的存在和直流侧电流纹波的存在,增大电感、电容并不能从根本上消除不平衡电压对交流侧电流和直流侧电压的影响。而且增大电感、电容会带来系统动态性能的变差,降低传输功率的极限值,且大电感、电容会带来体积、重量和费用的增加。因此,还是要着重研究在参数不变的情况下通过适当的控制技术来降低交流侧电流谐波畸变率和直流侧电压波动率[10,11,12,13,14,15]。

3 电网电压不平衡时换流器的控制方法

上面已经讨论了电压源型换流器在不平衡电网电压情况下的分析方法,即对称分量法可以将不平衡的电压分成对称的正序和负序2部分,这样就可以结合电网电压平衡时换流器的数学模型,从而得到在电网电压不平衡时换流器的数学模型。

在静止两相坐标系下,电网电压可以表示为

同理,换流器输入端电压ua、ub、uc及换流器输入电流ia、ib、ic也可表示为

同时,在同步旋转坐标下,由式(7)可以得到:

通过式(14)可以理解到,在不平衡条件下,换流器同步旋转坐标下的d、q分量其实是直流的正序分量与2次交流谐波的负序分量之和。则同步旋转坐标下系统交流回路的状态方程可表示为

在三相电网电压不平衡时,依据瞬时功率理论,三相输入的复功率S可以表示为

求解上式可以得到:

式中 p0、q0为有功、无功功率的平均值;pc2、ps2为2次有功余弦、正弦项谐波峰值;qc2、qs2为2次无功余弦、正弦项谐波峰值。

展开为

由于只有4个独立变量,所以在以上6个方程里,只能选择其中的4个功率值。因为直流侧电压的纹波来源于有功功率的波动,所以一般选择p0、pc2、ps2和q0作为控制对象。

为了消除电网电压不平衡对系统性能的影响,即交流侧负序电流和直流侧偶数次纹波(这导致交流侧电流奇数次谐波),关键在于对电流的控制。一般有2种方法,即抑制交流侧负序电流的控制技术和抑制直流侧电压波动的控制技术。

第1种方法可以使三相电流波形对称(不含有负序分量),但是由于负序电压的存在,换流器输入的有功功率仍然含有2次纹波分量,所以直流侧电压仍然会存在2次纹波分量。当换流器对直流侧电压控制精度要求比较高时,需要对电网电压不平衡时直流电压的2次纹波进行消除。

根据上面分析的要求,采用双电流闭环的控制方法。其控制框图如图2所示。

引入结构完全对称的正序、负序坐标系中的双电流闭环控制,可以对正序和负序电流独立控制。此时,正负序电流控制指令中只含有直流分量,若采用PI调节器,便可以实现对电压源型换流器交流侧正负序电流的无静差控制,从而完全抑制因电网电压不平衡所导致的直流侧电压波动。如果PI调节器的比例系数和积分系数分别为kp和ki,则电压源型换流器正序、负序电流前馈控制算法为

换流器整流桥输入端电压:

由整流桥的输入端电压进行SVPWM调制,便可以实现消除直流侧电压波动的控制目的。

4 仿真分析

根据图2所示的控制框图,在电力系统仿真软件Matlab/Simulink下搭建了双电流闭环控制方法的仿真模型,电路如图1所示。电网平衡时电路参数为:三相电网相电压约为220 V,直流母线电压约为700 V,交流电感为5 m H,内阻为0.2Ω,直流电容为0.003 F,直流线路电阻为1.6Ω。

此处考虑的电网不平衡包括电压幅值不平衡和电压相位不平衡2种。电压幅值不平衡时,电路参数不变,只是c相电压变为150 V。采用双电流闭环控制和采用传统电压、电流双闭环控制时的直流电压udc与三相电流波形分别如图3、4所示。

电压相位不平衡时,电路参数不变,只是c相电压相位不再滞后a相120°,而是150°。采用双电流闭环控制和采用传统电压、电流双闭环控制时的直流电压与三相电流波形分别如图5、6所示。

从以上波形图中可以看到,无论是电网电压幅值不平衡,还是电网电压相位不平衡,通过双电流闭环的控制方法,都能有效地消除直流电压的波动,从而保证整个系统的优良性能。

5 结论