多端高压直流输电系统

关键词： 输电

多端高压直流输电系统（精选九篇）

多端高压直流输电系统 篇1

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

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[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.

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。

多端高压直流输电系统 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。

多端轻型高压直流输电模型应用 篇4

随着用电负荷的不断增加, 电网的规模越来越大, 轻型高压直流输电 (HVDC-Light) 采用绝缘栅双极性晶体管 (IGBT) 作为开关器件, 电压源换流器 (VSC) 技术, 脉宽调制 (PWM) 控制, 对有功功率和无功功率的调节和控制十分快捷方便, 很适合于新能源发电的并网[4]。

新能源以光伏发电和风力发电为例, 在多端轻型高压直流输电模型中, 系统侧VSC换流器采用定直流电压和无功功率控制, 主要作用为稳定直压, 提高功率因素;光伏侧和风电侧VSC换流器都采用有功功率和无功功率控制, 控制传输风力发电和光伏发电的电能传输。

多端轻型高压直流输电模型基于dq0坐标采用比例积分 (PI) 控制, 并设计相应的控制器, 通过仿真和试验证明了多端轻型高压直流输电模型在风力发电、光伏发电连接并网系统中可以很好的应用。

2 多端HVDC-Light 基本拓扑

多端HVDC-Light的拓扑如图1所示。系统侧、风电侧和光伏侧, 具有相同的结构, 都采用脉宽调制 (PWM) 控制方式。交流电抗器L用于换流器与交流侧能量交换, 同时也起到滤波的作用;直流电容器C的作用是给直流侧的直流电压提供支撑, 并减小直流侧的谐波。

其中Usa、Usb、Usc为交流系统三相电压的瞬时值, Uca、Ucb、Ucc为换流器三相电压的瞬时值, Udc为直流侧电压, L为连接电感, R为换流器损耗和L电阻损耗的等效电阻, idc为流出换流器的直流电流, idd为直流线路电流, 设Usa与Uca的夹角为δ1, Usb与Ucb的夹角为δ2, Usc与Ucc的夹角为δ3。

系统功率可以如下表示:

undefined式 (1)

undefined式 (2)

由式1可知, 当δ1>0时, P>0, 吸收有功功率而运行于整流器状态;当δ1<0时, P<0, 系统侧VSC换流器向交流系统送出有功功率而运行于逆变器状态。由此可知通过控制Usa与Uca之间的相位角δ1即可控制系统侧有功功率的方向和大小;同理, 光伏侧和风电侧VSC换流器可通过控制δ2和δ3来控制光伏发电和风电的有功功率传输。

由式2可知, 无功功率的传输方向由Usa-Ucacos δ1决定, 当Usa-Ucacos δ1<0时, Q<0, 系统侧VSC换流器从系统吸收无功功率;当Usa-Ucacos δ1>0时, Q>0, 系统侧VSC换流器向系统发送无功功率, 可充当无功补偿装置。因此, 通过控制Ucacos δ1的大小就可以控制VSC换流器吸收或发出无功功率及其大小。同理, 光伏侧和风电侧VSC换流器可以通过控制Ucacos δ2和Ucacos δ3的大小来控制光伏发电和风电无功功率的传输。可见VSC换流器还可以起到静止同步补偿器的作用。

3 多端HVDC-Light 解耦控制

由基尔霍夫电压定律可建立交流侧的电压方程为

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设进行park变换的矩阵P和逆矩阵P-1分别为:

对式 (3) 进行park变换, 并进行整理后可得dq0坐标下的动态方程为:

忽略电阻R和换流器损耗后, 根据瞬时功率理论, 换流器交流侧的有功功率、无功功率和直流侧的有功功率可表示为

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由 (7) 式可得

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在直流侧由基尔霍夫电流定律可得:

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将 (8) 式代入 (9) 式得

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系统侧VSC换流器采用定直流电压和无功功率控制:

其中Udc为直流电压实际值, Udcref为直流电压指定值, Isq、Isd、Usq、Usd分别为系统电流电压park变换的值, Isqref为对应Isq的指定值, ω为对应系统频率的角速度, L为连接电感值, θ为系统电压锁相角度。

Udcref与Udc之差经过比例积分环节再与Isd相减, 通过解耦及park反变换所得调制波与三角载波波比较得到VSC的PWM开关脉冲来控制IGBT的开通和关断, 从而达到控制系统侧VSC的直流输出电压, 令Isqref=0就可以达到系统侧VSC单位功率因素整流的效果。

光伏侧和风电侧VSC换流器采用同样的有功功率和无功功率控制, 以光伏侧为例:

其中Iq、Id、Uq、Ud分别为电流电压park变换的值, Ivdref为对应Id的指定值, Ivqref为对应Iq的指定值, ω1为对应光伏发电侧频率的角速度, L为连接电感值, θ为系统电压锁相角度。

Ivdref与Id之差、Ivqref与Iq之差, 分别通过解耦及park反变换所得调制波与三角载波波比较得到VSC的PWM开关脉冲来控制IGBT的开通和关断, 来达到控制光伏侧VSC的有功功率和无功功率的效果。

4 仿真及实验结果

为了验证多端高压直流输电模型及其控制策略能够很好的应用于光伏及风电与系统并网, 根据图1在电磁暂态软件PSCAD/EMTDC建立起多端高压直流输电模型进行仿真试验, 仿真系统参数如下:

系统侧、光伏侧和风电侧的变压器额定容量均为100MVA, 直流电压参考值为0.7kV, 三角载波频率为6000Hz, 光伏发电模型和风电模型的额定功率设定为为100kW。

光伏侧和风电侧未并入系统和并入系统的图形比较见图4、图5、图6、图7。

通过仿真实验观察系统侧电压、系统电流、系统侧有功功率、无功功率, 光伏侧和风电侧的有功功率、无功功率分别在光伏和风电未并网和并网情况下的波形如图1、图2所示。在光伏和风电侧未并入系统时, 没有有功功率流入系统, 系统侧VSC采用定直流电压和单位功率因素控制, 观察波形可知系统侧有功功率和无功功率为0, 直流电压0.7kV稳定, 达到了控制效果;光伏侧和风电侧VSC采用有功无功功率控制, 光伏发电和风电的额定功率是100KW, 通过控制多端HVDC-Light装置, 让光伏侧向本装置发送30KW的有功功率和吸收40kVar的无功功率, 风电侧向发送45KW的有功功率和吸收20kVar的无功功率, 从系统侧的有功功率和无功功率波形可以得到, 光伏和风电模型发送的有功功率除了装置和器件损耗外全部由此装置送入系统, 光伏和风电模型所吸收的无功功率全部由此装置提供, 系统侧仍然呈单位功率因素状态, 而且从未并网到并网的过程中, 系统电流和直流电压状态变化平稳, 没有过高冲击或失稳情况出现。

5 结束语

通过对多端HVDC-Light在光伏风电并网应用的方针和分析, 可以看出其可以在允许的范围内灵活快速调节有功功率和无功功率, 并在调节过程中对系统的各个相关参数影响较小。调节多端HVDC-Light装置在功率输出不稳定的光伏发电和风电的并网中起到了很好的效果, 而且不会污染系统的电能质量。随着电力电子器件的发展, 多端HVDC-Light的传输容量会进一步增大, 随着光伏发电和风力发电的不断发展, 多端HVDC-Light也会得到广泛的应用。

摘要：介绍了应用于新能源并网系统的多端轻型高压直流输电模型的拓扑结构和运行原理。阐述了其控制算法, 采用EMTDC/PSCAD进行仿真, 并在实验平台上进行试验, 仿真实验结果证明了多端轻型高压直流输电模型在风光互补并网中可以有效的应用。

关键词：HVDC-Light,并网,新能源,单位功率因素

参考文献

[1]Asplund G, Eriksson K, Svensson K.DCtransmission based on vltage surce cnver ters[A].CIGRE COLLOQUIUM on HVDC and FACTS in-SOUTHAfica[C].1997.

[2]Sadek K, Pereira M, Brandt D P, etal.Capacitor Commutated Converter Circuit Configura-tions for DC Transmission[J].IEEE Tran.On Pow-er Delivery, 1998.13 (4) :1257-1263.

[3]张桂斌, 徐政, 王光柱.基于VSC的直流输电系统的稳态建模及其非线性控制[J].中国电机工程学报.2002, 22 (1) :17～22.

多端高压直流输电系统 篇5

风能是世界上使用最为广泛和发展最快的可再生能源之一, 近年来正逐步成为我国新能源领域开发的重点和亮点。但是, 海岛和海上风电的电网消纳是风电建设中的一大难题。柔性直流输电基于全控型电力电子器件、电压源变流器 (VSC) 和脉冲宽度调制 (PWM) 三大技术, 将直流电压逆变为幅值和相位都可控的交流电压, 并实现独立快速控制所传输的有功功率和无功功率, 极大地增强了输电的灵活性, 成为实现大型风电场与主网之间的稳定联结的最有潜质的电力传输方式[1,2,3,4,5,6]。

以南澳岛多端柔性直流输电系统为研究对象, 介绍南澳柔性直流输电系统的拓扑结构, 对柔性直流换流站的接线方式和主要设备的功能和作用进行分析, 并对南澳多端柔性直流输电系统及其换流站的特点进行总结。

1 南澳多端柔性直流输电系统

南澳柔性直流输电系统坐落于汕头市澄海区和南澳岛, 是世界第一个多端柔性直流输电项目, 我国高压直流柔性输电工程自主化示范项目, 工程设备综合自主化达到100%。示范工程于2013年12月25日正式竣工投产, 为三端柔直输电系统, 如图1所示。整个系统包括塑城换流站 (受端) 、金牛换流站 (送端) 、青澳换流站 (送端) 以及25.2公里的海缆、陆缆和架空线路组成的混合线路, 示范工程的系统额定电压为±160k V, 输送容量150MW, 远期还将在南澳岛建设塔屿换流站, 将输送容量提升至200MW, 实现对南澳岛风电基地的友好接入。

南澳多端柔性直流系统主接线拓扑如图2所示。在风电充盈的情况下, 来自云澳风电厂和牛头岭风电厂的风电通过交流线路送至金牛换流站, 来自青澳风电厂和南亚风电厂的风电则送至青澳换流站, 这两股风电在两个换流站转换成直流电后, 在金牛换流站的汇流母线处进行汇合, 随后通过直流线路输送到塑城换流站, 塑城换流站将直流电进行逆变后, 接入塑城站的110k V网络;同时, 在风能匮乏的时期, 柔直系统还可以快速实现功率翻转, 将大陆的电能输送到南澳岛, 满足南澳岛的供电需求。

另外, 柔性直流系统还与南澳岛原有的湾金、莱金交流线路一起, 构筑南澳与大陆之间电能的交直流混合输送通道, 充实和壮大了南澳岛的电网, 使得南澳岛和澄海区的电力供应更加紧密, 安全稳定性能大大提高。

2 柔性直流换流站主接线

南澳柔直输电工程换流站的主接线采用单换流器双极对称的接线方式, 如图3所示。换流站采用“伪双极”设计, 直流线路的正极和负极之间并没有设置接地极, 直流系统的中性点移到联接变压器的中性点, 联接变压器采用星形-三角形的接线组别, 星形接法的绕组置于阀侧, 其中性点既作为变压器的中性点, 也作为直流系统的中性点, 网侧为三角形接法, 以消除三次谐波。

同时, 换流站的换流器采用模块化多电平 (MMC) 的拓扑结构 (如图4所示) , 通过MMC子模块的串并联构筑整个换流器。其优点体现在:

(1) MMC可以运用较低的开关频率得到较优的输出电压波形, 低开关频率带来器件开关损耗及系统总损耗的降低, 提高了换流系统的效率、可靠性及经济性。

(2) 具有模块化的构造特点, 极易扩展到不同的电压及功率等级, 满足不同等级的工程需求, 具有较强的灵活性, 仅仅通过子模块单元数量上的变化即可实现不同电压功率等级的多电平输出。

(3) MMC允许使用在工业应用中较成熟的标准部件, 加之其模块化的设计特点, 可缩短实际工程的施工周期。

(4) 具有较强的故障保护能力。

(5) 能够实现低电平台阶变化的多电平电压输出, 降低了电压变化的幅度及梯度, 有效缓解了换流器阀承受的电气应力;同时, 因具有较优的波形品质及较低的谐波含量, 可以取消滤波器的使用, 降低了成本。

3 柔性直流换流站主要设备

整个换流站以换流阀为分界点, 按照区域不同分为阀厅、交流场和直流场3个部分。为了避免设备和环境过热造成换流阀损坏, 保障其安全稳定运行, 换流站还配置有阀冷系统和空调系统。

3.1 换流阀

换流阀是柔性直流换流站的核心, 交流电和直流电在这里实现转换和输送, 其基本参数决定了换流站的基本参数, 对整个换流站的设备配置、参数计算和设备选型起着决定性作用。换流阀由1320个MMC模块 (塑城站为882个) 通过串并联的方式构成。换流阀的具体参数如表1所示。

柔直换流阀大量采用全控型的IGBT和IEGT等电力电子器件, 在控制系统的控制下, 可以实时根据电网的需要, 在运行范围内独立地输出有功和无功功率, 控制直流系统潮流方向和交直流系统的电压, 对电网实现有效控制。

3.2 交流场

柔性直流输电系统交流场由启动回路、联接变压器、桥臂电抗器、接入回路构成, 交流场设备可以看成是换流阀的一个延伸, 都是按照满足换流阀启停和运行需要来设计的。从广义上来说, 交流场设备是换流器的一部分。

3.2.1 启动回路

换流阀正常运行前, 需要对MMC子模块中的直流电容预先充电, 进行能量的存储。对换流阀的直流电容预充电时, 由于电容量较大, 当交流系统断路器合闸时, 在各个电容器上可能产生较大的冲击电流电压。

为此, 在联接变压器的二次侧设置启动回路, 在隔离开关上并联启动电阻, 如图5所示。当系统启动时, 先通过启动电阻充电, 降低电容的充电电流, 减小柔性直流系统上电时对交流系统造成的扰动和对换流器阀上二极管的应力。充电结束后, 再合上启动电阻旁路开关。

3.2.2 联接变压器

联接变压器是换流站与交流电网连接的纽带, 采用三相双绕组有载调压变压器, “Y-△”接法, 变高侧电压166k V, “Y型”接法, 其中性点通过电阻接地, 抑制因换流站调制方式引起的零序分量;变低侧电压为110k V, 采用“△型”接法, 避免谐波分量进入交流电网, 110k V线路由对侧提供中性点。

联接变在柔性直流换流站中起到的作用:对交流系统的电压进行变换, 使电压源换流站工作在最佳的电压范围之内;在交流系统和电压源换流站间提供换流电抗;阻止零序电流在交流系统和换流站之间流动;联接变压器的漏抗可限制故障电流。

3.2.3 桥臂电抗器

由于换流阀每个桥臂是由多个模块通过串联构成的, 各个模块的电压在客观上存在一定的偏差, 造成各个桥臂的电压不相等, 各个桥臂间容易形成桥臂环流, 不仅造成不必要的电能损耗, 严重时甚至会危及换流器的运行安全。因此, 在换流阀的每个桥臂上装设桥臂电抗器, 对桥臂环流起到抑制作用。

桥臂电抗器除了抑制换流器桥臂环流之外, 还起到以下作用:在交流系统和换流器之间与联接变压器一起提供联接电抗;对换流器内部或外部故障时的电流上升速率起到抑制的作用。

3.3 直流场

直流场紧邻阀厅, 与阀厅通过架空线连接, 采用正负极双极对称接线方式, 直流场设备均为户内敞开式设备, 主要包括电子式测量装置、避雷器、平波电抗器、直流开关设备, 提供直流电压、电流测量、过电压保护、直流线路运行方式转换等功能。直流场主接线如图6所示。

3.3.1 电子式测量装置

柔性直流换流站大量采用光电式的电子测量装置, 包括光TA和光TV。这些装置是按照智能变电站的要求进行设计的, 由处于设备层的电子式传感器和过程层的合并单元构成, 采用光电隔离, 设备通过光纤与合并单元联通, 通过光纤将传感器数据输送至合并单元, 经过处理后送到各个设备。

3.3.2 平波电抗器

平波电抗器可以有效防止直流线路或其它换流站产生的陡波冲击进入阀厅, 从而避免换流阀遭受过电压应力的损害, 同时平抑直流电流的纹波, 避免在低直流功率传输时电流的断续, 抑制快速电压变化引起的电流变化扰动, 滤除谐波, 抑制功率元件带来的开关频率谐波量。

3.4 辅助设备

3.4.1 阀冷设备

换流阀功率元件对温度要求十分严格, 超过规定运行温度时, 其在极短时间内就会损毁。为此, 采用闭式循环水-风冷却的冷却方式对换流阀进行冷却, 阀冷却系统分为内冷水系统和外部空气冷却器两部分。

换流器的每一个模块中都设计有冷却水通道, 通过冷却水和散热片带走功率器件运行产生的温度, 这些冷却水通过内冷水系统进行循环, 将热量从阀厅带走。外部空气冷却器由换热翅片管束和变频调速风机构成。风机驱动室外大气流向换热翅片管束外表面, 通过散热器表面对流传热, 将管内水的热量传输给散热器外流动的空气, 使翅片管束内的水得以冷却。

3.4.2 空调系统

汕头地区处在南海之滨, 南澳岛更是孤悬海外, 空气中湿度、盐度较大, 而换流阀对运行环境的要求较为苛刻, 不仅对温度要求高, 而且对空气中的湿度、盐度都有较高要求。

换流站采用室内设计, 阀厅和直流场采用全封闭式设计, 在其中安装空调系统, 保证环境温度在换流阀安全运行范围内;同时还通过空调系统使得阀厅保持微正压, 杜绝外部空气进入阀厅, 保障阀厅内设备安全稳定运行。

摘要：介绍南澳柔性直流输电系统的拓扑结构, 对柔性直流换流站的接线方式和主要设备的功能和作用进行分析, 并对南澳多端柔性直流输电系统及其换流站主接线的特点进行总结。

关键词：柔性直流输电,主接线,拓扑结构

参考文献

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[2]BoonTeck Ooi, Xiao Wang.Boost type PWM HVDC t ransmission system[J].IEEE Trans on PWRD, 1991, 6 (1)

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多端高压直流输电系统 篇6

多端直流输电系统是由3个及以上换流站, 通过串联、并联或混联方式连接起来的直流输电系统, 它能够实现多电源供电以及多落点受电, 相比于两端高压直流输电系统运行更为经济灵活, 是解决国内目前面临的大规模可再生能源并网、大容量远距离电能输送和输电走廊紧缺等问题的有效技术手段之一。相比于传统电流源型换流器, 电压源型换流器 (VSC) 在潮流反转时直流电流方向反转而直流电压极性不变, 且没有换相失败等问题, 因而有利于构成多端柔性直流输电 (VSC-MTDC) 系统[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。目前国家电网公司的舟山五端柔性直流输电工程以及南方电网公司的南澳风电场三端柔性直流输电工程均已投入运行[10]。

在柔性交流输电系统 (FACTS) 中通过引入潮流控制装置, 可以提高输电网络潮流方向的控制能力以及输电线输送能力, 同理, 在VSC-MTDC系统中引入直流潮流控制装置, 可较大范围地控制潮流, 使之按指定路径流动, 并能实现最大限度地利用线路容量, 保证输电线的负荷可以接近热稳定极限, 但不会出现过负荷。由于不存在交流电的无功功率、电抗和相角, VSC-MTDC系统只能调节输电线路电阻和直流电压来控制直流潮流。相对于已较为成熟的FACTS技术, 柔性直流输电系统的直流潮流控制技术近几年才逐渐引起关注[11]。

在控制输电线路电阻方面, 文献[12-13]提出了2种在输电线路中串入可变电阻来控制直流潮流的方案。输电线路中串入可变电阻方案的优点是结构和控制简单, 其缺点也很明显, 如损耗大, 对装置散热提出了很高要求, 且只能增大输电线路等效电阻, 潮流单向调节。

在控制直流电压方面也有2种方案[14]。一种方案是采用DC/DC变压器[2,12,13,14,15,16,17,18], DC/DC变压器不但可以用于连接不同电压等级的直流系统, 以提高直流输电系统的运行灵活性, 还可将变比为1左右的DC/DC变压器串入同一电压等级的直流系统中, 通过微调变比来调节直流系统潮流, 但此时所有的功率都需要通过DC/DC变压器, 损耗较大。另一种方案是在输电线路中串入可调电压源来改变直流电压, 进而控制直流潮流[13,14]。相比于DC/DC变压器, 串入可调电压源的处理功率和相应损耗都小, 电压等级低, 更易实现。如中国电力科学研究院的李亚楼等提出了一种AC/DC+DC/DC两级式可调电压源电路结构[13], 加拿大麦吉尔大学的B.T.OOI教授等提出了一种基于晶闸管控制的可调电压源电路结构[14]。这2种电路结构都需要一个外部电源来为可调电压源提供功率或吸收其功率, 还需低频高压隔离变压器进行电压隔离, 且所需的开关器件较多。

本文针对VSC-MTDC系统中的直流潮流控制, 提出了一种无需外部电源和低频高压隔离变压器的可调电压源电路, 由于该电路依靠在输电线路间的功率流动来实现直流潮流控制, 称之为线间直流潮流控制器 (interline DC power flow controller, IDCPFC) 。本文阐述了IDCPFC的工作原理和控制方式, 在PSCAD/EMTDC中搭建了其仿真模型, 并在稳态、动态以及故障情况下测试了IDCPFC的控制效果。

1 串联可调电压源潮流控制工作原理

VSC-MTDC系统的拓扑一般分为三大类, 即串联型、并联型以及混合型结构, 其中并联型VSC-MTDC系统又有放射式和环网式2种接线方式。典型的环网式三端柔性直流输电系统等效电路如图1所示, 假设VSC1和VSC2分别是2个海上风电场的换流站, 为定功率模式运行, VSC3为岸上换流站, 为定直流电压模式运行, 功率从VSC1和VSC2向VSC3传输。

由图1可知, 在输电线路电阻和风电场输出功率一定的情况下, 仅依靠调节岸上换流站的直流电压V3不能改变输电线路中直流潮流分配。为了实现直流潮流控制, 必须要实现某一端口电压对另外2个端口相对电压的可调节, 如在VSC3直流端口处线路3中串入一个可调电压源Vx, 如图2 (a) 所示[14], 此时VSC3对VSC2的相对电压为V3+Vx, 而VSC3对VSC1的相对电压仍为V3, 这样VSC3对其他2个端口的相对电压有差异, 即可实现直流潮流控制, 当有电流通过串入的Vx时, Vx需要提供或吸收功率P, 因此需要外部电源进行功率交换, 具体实现方案可见文献[13-14]。

除了图2 (a) 所示方案外, 也可在2条输电线路中分别串入可调电压源, 如图2 (b) 所示, 此时VSC3对VSC2的相对电压为V3+Vx, 而VSC3对VSC1的相对电压为V3-Vy, 这样VSC3对其他2个端口的相对电压有差异, 也可实现直流潮流控制。需要特别注意的是, 在2条输电线路中串入的2个可调电压源的方向是相反的, 若串入的2个可调电压源方向相同, 则相当于串入电压源的效果相抵消。若Vx和Vy的方向相同且大小相等, 则VSC3对VSC2和VSC1有相同的相对电压, 则起不到直流潮流控制的作用, 等效为单纯调节V3。若Vx和Vy的方向相同而大小不相等, 则VSC3对VSC2的相对电压为V3+Vx, 而VSC3对VSC1的相对电压为V3+Vy, 虽然相对电压有差异, 可以起到直流潮流控制的作用, 但潮流控制的效果会明显减弱, 相当于在某一条输电线路中串入了Vx-Vy的电源。

从图2 (b) 可以看出, Vx吸收功率向外部电源传输, 而Vy则需要外部电源提供功率。受此启发, 本文提出了一种新型的串联可调电压源方案, 如图2 (c) 所示, 即在2条输电线路中串入2个功率相互交换的可调电压源, 这样可以省去外部电源以及外部电源与串入可调电压源之间的高压隔离功率传输路径。由于该方案仅依靠输电线路间的功率流动来实现直流潮流控制, 称之为IDCPFC。

采用如图2 (c) 所示的IDCPFC后, 可使线路2的潮流增大, 线路3的潮流减小, 若将图2 (c) 中的2个串联电压源的极性都取反, 则可使线路2的潮流减小, 线路3的潮流增大, 因而可实现直流潮流的控制。

2 IDCPFC运行特性

含IDCPFC的三端柔性直流输电系统如图3所示, VSC3为定直流电压模式运行, 控制V3=150kV, VSC1和VSC2为定功率模式运行, 分别向系统注入P1=160 MW和P2=80 MW功率, 3段输电线路的参数如表1所示。在VSC3直流端口处串入IDCPFC, 其两端电压分别为Vx和Vy。

由图3可得:

式中:P12, P13, P23分别为VSC1与VSC2, VSC1与VSC3及VSC2与VSC3之间的传输功率。

对IDCPFC, 采用的是控制功率输入端端口电压方式。在图3中, 当IDCPFC功率P由线路3传向线路2时, 需控制Vx, 而当Vx和Vy极性都取反时, 即IDCPFC功率由线路2传向线路3时, 则需控制Vy。由式 (1) 和 (2) 可得I12, I23, I13, V1, V2和IDCPFC功率P随Vx和Vy的变化曲线, 以及Vx和Vy之间的关系曲线, 如图4和附录A图A1至图A3所示。

图4所示为电流I12, I23, I13随Vx和Vy的变化曲线, 图中横轴的[0, 6kV]区间为Vx的变化范围, [-4kV, 0]区间为Vy变化范围。从图中可以看出, 当功率P由线路3向线路2传输时, 电流I12和I23随着Vx增大而减小, 电流I13随着Vx增大而增加, 当Vx增大至1.7kV时, 线路1中的潮流反转, 当Vx增大至5.4kV时, I23减小到零, 再增大Vx, 线路3中的潮流也将反转, 此时将在3段线路中形成环流, 这是不希望出现的, 因此Vx最大值取为5.4kV。当功率P由线路2向线路3传输时, 电流I12和I23随着Vy绝对值增大而增大, 电流I13随着Vy绝对值增大而减小, 当Vy增大至-3.6kV时, I13减小到零, 再增大Vy, 线路2中的潮流将反转, 此时将在3段线路中形成环流, 这是不希望出现的, 因此Vy的最大绝对值取为3.6kV。

电压V1和V2随Vx和Vy的变化曲线见附录A图A1。与图4中一致, 图中横轴的[0, 6kV]区间为Vx的变化范围, [-4kV, 0]区间为Vy的变化范围。可以看出, 不论IDCPFC功率P的传输方向如何, V1和V2的变化趋势都是相同的, 都随着Vy绝对值的减小而减小, 随着Vx的增大而增大。

IDCPFC功率P随Vx和Vy的变化曲线见附录A图A2。可以看出, 当功率P由线路3传向线路2时, P随着Vx的增加先增大后减小, 其最大功率为1MW;当功率P由线路2传向线路3时, P随着Vy绝对值的增加先增大后减小, 其最大功率为0.45 MW。

Vx和Vy之间的关系曲线见附录A图A3, 其中第1象限中为Vy随Vx的变化曲线, 此时IDCPFC功率P由线路3传向线路2, 第3象限中为Vx随Vy的变化曲线, 此时功率P由线路2传向线路3。可以看出, 在IDCPFC整个控制范围内, Vx变化范围为[-0.4kV, 5.4kV], Vy变化范围为[-3.6kV, 0.88kV]。附录A图A2和图A3将为IDCPFC主功率电路设计提供依据。

3 IDCPFC电路拓扑及控制

从上面分析的IDCPFC工作原理可以看出, 其不但需要功率双向传输, 而且两端直流电压还可实现极性反转。根据上述要求, 本文提出了2种IDCPFC电路拓扑, 如图5中虚线框所示。图5 (a) 所示的非隔离型电路拓扑由4个双向开关 (Q1至Q4) 、1个电感、2个输电线路串联电容 (C1和C2) 和2个旁路开关 (S1和S2) 构成, 其中双向开关由2个绝缘栅双极型晶体管 (IGBT) 反向串联组成, 当S1和S2都闭合时, IDCPFC被旁路, 而当S1和S2都打开时, IDCPFC参与直流潮流调节。图5 (b) 所示的隔离型电路拓扑则由2个双向开关 (Q1和Q2) 、1个变压器和2个旁路开关 (S1和S2) 构成。相比于文献[13-14]提出的方案, 本文提出的IDCPFC方案具有电路结构简单、开关器件少等优点。

以图5 (a) 所示的非隔离型电路拓扑为例, 该电路的工作原理如下。

1) 同时开通Q1和Q2, 则在Vx电压作用下电感电流ILf线性增大, 能量由C2向Lf中存储, 等效电路如图6 (a) 所示, 此时有:

式中:ILf (t0) 为开通Q1和Q2时刻电感电流值。

2) 同时关断Q1和Q2并开通Q3和Q4, 则在Vy电压作用下电感电流ILf线性减小, 能量由Lf向C1传递, 从而实现从Vx向Vy传输功率, 等效电路如图6 (b) 所示, 此时有:

式中:ILf (t1) 为开通Q3和Q4时刻电感电流值;D为Q1和Q2的占空比;Ts为开关周期。

当功率从Vy向Vx传输, 其等效电路类似, 需要注意的是此时Vx和Vy的极性都反转了。

在图3所示的三端柔性直流输电系统中, 由于只有一个电压等级, 因此可以采用图5 (a) 所示的非隔离型IDCPFC实现直流潮流控制, 当然也可以采用图5 (b) 所示的隔离型IDCPFC, 其工作原理很类似, 变压器两边的双向开关互补导通即可实现功率的双向流动。此外, 隔离型IDCPFC还可应用于不同电压等级直流输电系统之间的直流潮流控制, 如附录A图A4所示。假设直流电网1和直流电网2具有不同电压等级, 且电网之间有2条相互邻近的输电线路, 则可以在2条输电线路之间串入隔离型IDCPFC, 从而可以实现不同直流电网的直流潮流控制。

IDCPFC的控制策略框图如图7所示, 既可以采用单电压环控制, 即通过直接控制IDCPFC端口电压Vx或Vy来间接控制线路潮流, 给定电压参考信号Vref与反馈的Vx或Vy相比较, 所得差值经过比例—积分 (PI) 环节后, 再与三角波相比较, 从而得到Q1至Q4的驱动信号, 也可采用电压、电流双环控制, 即直接控制线路潮流, 给定参考电流Iref1 (或Iref2) 与I23 (或I13) 相比较, 所得差值经过PI环节和延迟环节后, 作为电压环控制器的电压给定信号。

当需要IDCPFC切除退出系统时 (如直流故障) , 如果要求IDCPFC立即退出, 只能立刻闭合旁路开关S1和S2, 开通Q1至Q4, 让Lf电流衰减到零, 为了限制电容直接短路时产生的较大冲击电流, 可以在旁路开关中串入限流装置, 如电感等, 此时IDCPFC切除;如果给IDCPFC以一定的切除时间, 可按如下逻辑顺序进行有序切除:先开通Q1, Q2和Q3, 关断Q4, 则C2通过Lf放电, 当检测到C2电压下降到零时, 可闭合旁路开关S2, 再关断Q1接着开通Q4, 此时C1通过Lf放电, 当检测到C1电压下降到零时, 可闭合旁路开关S1, 待Lf电流衰减到零时闭锁Q1至Q4的驱动信号, IDCPFC切除。

4 仿真验证与分析

为了验证本文所提出的IDCPFC的有效性, 在PSCAD/EMDTC中搭建了一个含IDCPFC的三端柔性直流输电系统仿真模型, 具体参数见第2节。

4.1 稳态工作情况

以IDCPFC功率由线路3向线路2传输为例, 令Vx的给定参考电压为3kV, 得到稳态仿真波形见附录A图A5。表2所示为Vx为3kV时仿真得到的电压、电流值和理论计算得到的相应电压、电流数值的比较。由表2可知, 各电流、电压值的仿真结果与理论计算结果基本一致, 此外, 从附录A图A5可以看出本文提出的IDCPFC在稳态时有良好的运行特性。

4.2 VSC1功率跳变时稳定性验证

首先VSC1的功率P1为100MW, 其余参数与4.1节中一致, 达到稳态后, 在1s使功率P1跳变为160 MW, 得到仿真波形见附录A图A6, 需要注意的是, 在该仿真过程中, Vx给定参考电压始终为3kV。从附录A图A6可以看出, 在功率P1发生跳变后, 经过一段调节时间后系统运行在新的稳态工作点。由式 (1) 和式 (2) 可得, 在Vx为3kV不变的情况下, P1增大时, I13和I23 (绝对值) 均增大, 电流I12 (绝对值) 减小, 电压V1和V2均增大, 附录A图A6 (b) (c) 中电流和电压变化符合理论分析结果。由附录A图A6 (d) 可以看出, 在P1跳变前后, Vx能保持3kV不变, 但由于此时线路上的功率发生了变化, 所以Vy也相应变化。

4.3 VSC2功率跳变时维持某一线路电流不变

将I23设定为0.14kA不变, 根据前文所述控制策略, 采用电压、电流双环控制, 此时如发生功率变化将调节Vx以保持I23不变。令VSC1功率P1为160 MW, VSC2功率P2为80 MW, 在1s时将P2从80 MW降为50 MW, 得到仿真波形见附录A图A7。

当P2由80 MW降为50 MW时, 如果IDCPFC不参与潮流调节, 那么I23必然减小, 而I23被设定为0.14kA不变, 所以, 线路2上会有一部分电流通过线路1和线路3流向VSC3以补偿线路3上减小的电流, 从而使I23维持不变, 也就是说, 当I23维持不变时, 电流I13和I12 (绝对值) 均将减小, 理论分析与附录A图A7 (b) 仿真结果相一致。

此外, 由式 (1) 和式 (2) 可知, 当维持I23不变时, 减小功率P2, 则V1, V2和Vx, Vy均会减小, 由附录A图A7 (c) (d) 可以看出, 电压的变化趋势与理论分析相符。该仿真说明本文提出的IDCPFC在功率发生变化前后可以维持某一线路上电流不变。

4.4 VSC1功率缺失时系统稳定性验证

与4.3节相似, 令I23保持0.14kA不变, P1为160 MW, P2为80 MW。在0.85s时, 模拟VSC1交流侧发生故障且交流侧的断路器动作, 断开交流源, 则VSC1不向直流系统发出功率, 但此时IDCPFC处于工作状态, 仿真波形见附录A图A8。可以看出, 当VSC1功率缺失后的一段时间内, 3条线路上的电流均有振荡, 一段时间后又回到稳态, 稳态时I23仍维持在0.14kA不变, 由于系统中缺少了VSC1注入的功率, 所以V1, V2和Vx, Vy均发生了变化, 经过一个暂态过程后又回到了稳态, 仿真结果表明IDCPFC在某一VSC退出直流系统时仍可以正常工作。

4.5 潮流反转验证

令P1为160MW, P2为80MW。首先控制Vy为-1kV, 此时IDCPFC功率由线路2向线路3传输, 在1s时再控制Vx为3kV, 此时IDCPFC功率由线路3向线路2传输, 仿真波形见附录A图A9。可以看出, 当IDCPFC功率的传输方向发生变化时, 3条线路上的电流均发生了变化, 且线路1中的直流潮流发生了反转, 结合图4与附录A图A9 (a) , 各线路电流的变化均符合理论分析结果。同理, 结合图5与附录A图A9 (b) , V1和V2的变化同样符合理论分析。附录A图A9 (c) 中, 当功率P由线路2传向线路3时, 电压Vy稳定在了-1kV, 当功率P由线路3传向线路2时, Vx稳定在3kV, 与仿真的给定参考值一致。仿真结果表明, 本文提出的IDCPFC可以实现对直流潮流的双向控制, 在实际应用中具有较好的灵活性。

5 结语

相对于已较为成熟的FACTS的潮流控制技术, 柔性直流输电系统的潮流控制技术发展较为缓慢。针对VSC-MTDC系统中的直流潮流控制问题, 本文提出了一种IDCPFC, 它利用输电线路之间的功率流动来实现系统中潮流控制, 具有电路结构简单、开关器件少和无需外部电源等优点。在PSCAD/EMTDC中搭建了一个三端高压直流输电系统仿真模型, 通过稳态、功率跳变、端点功率缺失和潮流反转等仿真, 验证了该潮流控制器在不同的工况下均能处于正常的工作状态且具有较好的稳定性。理论分析和仿真结果均表明, 本文提出的IDCPFC可有效解决VSC-MTDC系统中的直流潮流控制问题。

多端高压直流输电系统 篇7

近年来,随着风电系统的不断发展,大规模风电系统的并网问题成为学术界与工业界的热门话题[1,2,3,4,5,6]。在众多风电系统并网问题的解决方案中,多端柔性直流输电系统受到了广泛的关注与应用。与传统的电网换相换流器构成的多端直流输电系统相比,多端柔性直流输电系统具有控制灵活、能够与短路容量较小的弱交流系统甚至无源交流系统相连、扩建容易等诸多优点[7,8,9]。

在多端柔性直流输电系统中,直流电压的稳定直接影响到直流潮流的稳定,因此在多端柔性直流输电系统中,对直流电压的控制极为重要。在现有的文献中提出的多端柔性直流输电系统级直流电压控制策略可以分为三大类,分别是单点直流电压控制策略、多点直流电压控制策略以及直流电压斜率控制策略。单点直流电压控制策略将一个换流站作为直流电压控制站,其余换流站负责控制其他的变量,例如交流功率、交流频率、交流电压等,系统中仅有一个换流站对直流电压进行控制,如果这个换流站失去了直流电压的控制能力,整个柔性直流输电系统的潮流将失稳,因此单点直流电压控制策略的适用性较差。多点直流电压控制策略是使直流输电系统中的多个换流站具备直流电压控制能力。按照是否需要换流站间通信设备进行分类,多点直流电压控制策略又可分为主从控制策略和直流电压偏差控制策略[10,11]。主从控制策略是一种需要换流站间通信的控制策略,这种控制方式利用换流站间的通信系统实现了直流电压的稳定。直流电压偏差控制策略是一种无需站间通信的控制策略,这种控制策略的实质是在定直流电压站故障退出运行后,后备定直流电压站能够检测到直流电压的较大偏移并转入定直流电压运行模式,保证了直流电压的稳定性;同时其设计简单、可靠性强[12]。直流电压斜率控制策略[13]是一种新颖的直流电压控制方式,运用直流电压斜率控制器的多端柔性直流输电系统,使各个换流站有独立的直流功率与直流电压的Pd-Ud关系曲线,这种控制策略将稳定直流电压的任务分配给多个换流站,以实现在不同运行情况下直流功率的快速平衡分配[14]。

本文首先阐述直流电压偏差控制策略以及直流电压斜率控制策略的原理,分析这2种控制策略存在的缺陷;接着,提出一种新型直流电压控制策略,该策略结合直流电压偏差控制策略以及直流电压斜率控制策略的优点,称之为“直流电压偏差斜率控制器”;最后,在PSCAD/EMTDC仿真软件中搭建多端柔性直流输电系统的仿真平台,并在稳态以及交流故障情况下测试了本文所设计的直流电压偏差斜率控制策略的控制效果。

1 多端柔性直流输电系统的直流电压控制策略

1.1 直流电压偏差控制策略

直流电压偏差控制策略采用的是多点直流电压控制的策略,无需换流站间的通信系统就能够实现换流站控制模式的自动切换。以图1所示的六端柔性直流输电系统为例,换流站4,5,6均采用定交流电压的控制策略,为岛屿提供稳定的交流电压。图中:Us1至Us6为各个换流站交流出口处电压;ud1至ud6为各个换流站直流电压;Pd1至Pd6为各个换流站向直流网络输送的直流功率。

换流站1,2,3采用的直流电压偏差控制策略的控制原理如图2所示。本文规定直流功率的正方向为换流站向直流网络输送直流功率大于0的方向。

图2中,换流站1采用的是定直流电压的控制方式,其直流电压指令值为Udref1,换流站2和3作为后备定直流电压换流站,均加装直流电压偏差控制器。换流站2的直流电压偏差为Δud1,换流站3的直流电压偏差为Δud2,且Δud2>Δud1,即换流站2定直流电压的优先级比换流站3高。

当换流站1失去定直流电压能力之后,换流站2首先承担定直流电压的任务,当换流站2也失去定直流电压能力后,系统的直流电压将由换流站3控制。直流电压偏差控制策略所使用的控制器不需要引入任何的站间通信设备,只需要修改换流站2和3中有源控制器的外环功率控制器,如图3所示[15]。图3所示的控制逻辑为:

式中:idref1,idref2,idref3分别为图3中3个比例—积分(PI)控制器的输出值。

直流电压偏差控制策略存在的主要缺陷有如下3点:(1)由于同一时刻只有单个换流站参与了功率调节,因此其响应速度不及直流电压斜率控制策略;(2)多个后备定电压换流站需要多个定电压的优先级,这增加了控制器设计的复杂度;(3)当直流系统规模变大时,直流系统需要的后备定直流电压换流站将增多,由于直流电压偏差控制策略中各后备定直流电压换流站存在定直流电压优先级的问题,优先级越低的换流站设定的直流电压偏差将越大,然而为了维持电压源型换流站功率稳定运行与直流网络绝缘水平,电压源型换流站与直流线路存在直流电压运行范围。因此,偏差取值不能超出直流电压运行的范围,这限制了后备定直流电压换流站的个数。

1.2 直流电压斜率控制策略

直流电压斜率控制策略[16,17]的控制思路来源于交流系统中的调频控制器。在直流输电系统中,换流站可以根据其所测得的直流电压的数值时刻调整其直流功率的设定值,以满足直流输电网络对直流功率的需求,而这种调整方式可以采用一条直流电压ud与功率Pd的关系曲线来表示。将直流电压斜率控制策略应用于图1所示的六端柔性直流输电系统,其基本原理如图4所示。

图4中换流站1,2,3的外环控制器都采用直流电压斜率控制器,其控制器框图如图5所示[18]。当换流站4,5,6的直流功率变化的时候,换流站1,2,3会沿着各自的斜率曲线搜寻新的运行点以满足直流系统功率的平衡。

直流电压斜率控制器结合了功率控制器和直流电压控制器,在图5中,直流电压斜率控制器的偏差输出er为:

式中:Kp和Ku为直流电压斜率控制器的比例系数;Pdref和Udref分别为外环控制器的直流功率和直流电压指令值。

具备直流电压斜率控制器的换流站能够迅速地对直流网络的潮流变化作出响应,调整其直流功率,因此这种控制方式比较适合应用于潮流频繁变化的柔性直流输电系统中。但是其缺陷是采用斜率控制器的换流站的直流功率不能精确地跟踪其设定值,从而无法实现直流功率的精确控制。

2 直流电压偏差斜率控制策略

2.1 原理分析

结合直流电压偏差控制策略及直流电压斜率控制策略这2种控制策略的优点,本文提出了一种新型直流电压控制策略——直流电压偏差斜率控制策略。以图1所示的六端柔性直流输电系统为例,直流电压偏差斜率控制策略的基本原理如图6、图7、图8所示。换流站2,3中的直流电压偏差斜率控制器如图9所示。

在直流电压偏差斜率控制器中,直流电压的比例系数函数ku为该换流站直流电压ud的函数,为了抵抗直流电压控制器静态波动的干扰,ku的取值函数f(ud)采用了滞回比较器,如图10所示。图中:Udh1和Udh2分别为电压偏差斜率控制器上限动作电压及恢复电压;Udl1和Udl2分别为电压偏差斜率控制器下限动作电压及恢复电压;Kuref为直流电压比例系数的指令值。

该控制器直流电压的指令值Udref的取值函数g(f(ud))如式(3)所示:

如图6所示,换流站1作为一个直流电压主控制换流站,在稳态运行的情况下起到直流电压稳定节点的作用,其直流电压指令值为Udref1。换流站2和3具备直流电压偏差斜率控制器,在稳态运行时,换流站2和3的直流电压不会超过运行范围(Udl1,Udh1),因此图9所示的直流电压偏差斜率控制器中ku=0,换流站2和3维持定直流功率的运行方式。在换流站1直流功率越限的情况下,其控制方式会从定直流电压运行方式调整为定功率运行方式,此时换流站1丧失了稳定直流网络电压的能力。另外,在换流站1交流线路发生交流故障或者换流站内部故障的情况下,换流站1也会丧失稳定直流网络电压的能力。直流网络的功率不平衡会直接导致直流电压的失稳,换流站2和3将由直流功率控制模式切换成直流电压偏差控制模式。一般而言,换流站2和3拥有2种工作点切换模式。

如图7所示,当换流站1输送直流功率越限时或者在输送直流功率时出现故障而闭锁控制器后,其失去定直流电压的能力,此时换流站注入直流网络的总功率小于0,因此直流电压持续下降;当换流站2和3的直流电压小于直流电压偏差斜率控制器下限动作电压Udl1时,由图10及式(3)可得,ku=Kuref,Udref=Udl1,换流站2和3将在式(4)表示的下斜线段中向输出直流功率增大的方向搜寻稳定运行点(Pd,Ud)。

当换流站4,5,6负载降低或者换流站1的故障恢复之后,换流站1能够重新恢复其稳定系统直流电压的能力,此时换流站注入直流网络的总功率大于0,直流电压将整体上升,换流站2和3将在式(4)表示的下斜线段向输出直流功率减小的方向搜索稳定运行点。当换流站2和3的直流电压大于直流电压偏差斜率控制器下限恢复电压Udl2后,由图10可得,ku=0,换流站2和3恢复至定功率运行方式,此时系统的直流电压将再次由换流站1控制。

如图8所示,当换流站1吸收直流功率越限或者在吸收直流功率时出现故障而退出运行后,换流站注入直流网络的总功率将大于0,因此直流电压将持续上升;当换流站2和3的直流电压大于直流电压偏差斜率控制器上限动作电压Udh1后,由图10及式(3)可得,ku=Kuref,Udref=Udh1,换流站2和3将在式(5)表示的上斜线段中向发出直流功率减小的方向搜寻稳定运行点。

当换流站4,5,6发出的直流功率降低或者换流站1的故障恢复之后,换流站1能够重新恢复其稳定系统直流电压的能力,此时换流站注入直流网络的总功率将小于0,直流电压将整体下降,换流站2和3将在式(5)表示的上斜线段向发出直流功率增大的方向搜索稳定运行点,当换流站2和3的直流电压小于直流电压偏差斜率控制器上限恢复电压Udh2后,由图10可得,ku=0,换流站2和3恢复至定功率运行方式,此时系统的直流电压将再次由换流站1控制。

由于直流电压偏差的存在,换流站2和3具备了调整直流功率的能力,如图11所示。

将换流站直流功率的指令值Pdref调整为Pdref′,并且平移2个带斜率的直线段即可得到新的运行图。但是换流站直流功率的调节范围并非其直流功率上下限(Pdmin,Pdmax),换流站2和3能够实现直流功率调节的前提是换流站1未出现直流功率越限或故障,能够稳定可靠地运行。

2.2 参数选取

直流电压偏差斜率控制器中的上下限动作电压Udh1及Udl1的取值关系到控制器的动态响应特性,如果取值太小,则控制器动态响应过于灵敏,影响其稳态运行特性;如果取值过大,则控制器的动态响应过于迟缓。因此,(Udl1,Udh1)至少需要大于换流站1功率未越限且运行正常时换流站2和3的稳态直流电压的上下限值。假设换流站2的直流电压稳态运行上下限为UdNh2和UdNl2,换流站3的直流电压稳态运行上下限为UdNh3和UdNl3,Udref1为换流站1直流电压的指令值,波动率为n0,可以利用以下优化求解方程求得UdNh2,UdNl2,UdNh3,UdNl3。

式中:Pd=P[d1Pd2Pd3Pd4Pd5Pd6]T为各个换流站注入直流系统的功率;Pdmin和Pdmax为各个换流站输出直流功率的上下限值;Ud=[ud1ud2ud3ud4ud5ud6]T为各个换流站的直流电压;Id=[id1id2id3id4id5id6]T为各个换流站注入直流网络的电流;Y为直流网络的导纳矩阵;运算符Θ的作用是使矩阵元素按位相乘。

求解得到换流站2和3稳态运行直流电压上下限值之后,可以设置一个稳态直流电压波动率n1来确定直流电压偏差斜率控制器中的上下限动作电压Udh1和Udl1的取值,即

另外,可以设置一个略小于n1的直流电压波动率n2以确定直流电压偏差斜率控制器中的上下限恢复电压Udh2以及Udl2的取值,即

只需要满足

就能够实现在换流站1维持系统直流电压稳定的条件下,换流站2和3的直流功率能够跟踪它们的功率指令。并且直流电压偏差斜率控制器的响应不会过于灵敏以导致稳态时的误动作,也不会过于缓慢以导致系统功率不稳定的时间过长。

在确定偏差斜率控制器的动作电压及恢复电压上下限后,还需要确定斜率曲线的比例系数Kp和Kuref。假设换流站2和3的斜率曲线的功率比例系数分别为Kp2和Kp3,直流电压比例系数的参考值分别为Kuref2和Kuref3,当换流站2和3运行于斜线段并且达到新的稳定点(Pd2,Ud2)和(Pd3,Ud3)时,换流站2和3的直流电压偏差斜率控制器满足式(11):

式中:Pdref2和Pdref3分别为换流站2和3的直流功率指令值;Udref2和Udref3分别为换流站2和3的直流电压指令值。

假设换流站2和3的功率及直流电压变化为:

为了使换流站2和3能够按照它们的额定功率P2N和P3N的比例分配它们所需要变化的功率ΔPd2和ΔPd3,则有

在直流网络中,如果线路阻抗较小,则各个换流站的直流电压一般都比较接近,因此有

则

上文对直流电压偏差斜率控制器的基本原理进行了详细的阐述,然后对控制器的相关参数进行了设计。下文将在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建图1所示的六端柔性直流输电系统,设计直流电压偏差斜率控制器,并对其稳态和暂态的特性进行仿真分析。

3 仿真分析

3.1 仿真系统简介

将本文提出的直流电压偏差斜率控制器应用于图1所示的六端柔性直流输电系统中,并在仿真系统中进行稳态仿真以及交流故障分析,从而验证本文提出的直流电压偏差斜率控制器的有效性。仿真系统中的换流站的换流器选用模块化多电平换流器(MMC),系统的具体参数如附录A表A1所示。

假设直流电缆的平均阻抗为0.01Ω/km,各个换流站均采用矢量控制法作为换流站级控制策略;调制策略采用的是最近电平调制策略[19]。换流站1,2,3的外环控制策略如图6所示,换流站1采用定直流电压控制策略;换流站2和3采用本文设计的直流电压偏差斜率控制策略;换流站4,5,6均采用定交流电压控制策略。

3.2 直流电压偏差斜率控制器设计

搭建式(6)和式(7)所示的优化模型,求解稳态运行状态下换流站2和3直流电压的上下限值分别为UdNh2,UdNl2和UdNh3,UdNl3。其中换流站1的直流电压指令值Udref1=400kV,直流电压波动率为2.5%,即换流站1直流电压运行范围为(390kV,410kV)。计算结果如表1所示,表中列出了换流站2和3直流电压达到上限值以及下限值时各个换流站的直流功率以及直流电压。

设定直流电压波动率n1=4%,n2=3.95%,根据式(8)及式(9),图10所示的直流电压偏差斜率控制器的滞回曲线上的4个直流电压限值Udh1=416kV,Udl1=384kV,Udh2=415.8kV,Udl2=384.2kV,满足式(10)所提出的上下限值选取原则。

另外,由于本系统中换流站2和3的设计参数相同,因此它们的直流电压偏差斜率控制器可以使用同样的比例系数。设定直流功率的比例系数Kp2=Kp3=1,直流电压的比例系数指令值Kuref2=Kuref3=50。

3.3 稳态仿真分析

1)稳态仿真1:直流功率的调节能力验证

初始状态下,换流站2和3的直流功率的指令值分别为0,-40MW;换流站4,5,6的直流功率分别为-30,-50,-60 MW。2s时,将换流站2的直流功率指令值以-100 MW/s的速率降至-50 MW;运行至4s时,再将换流站3的直流功率指令值以100 MW/s的速率升至10 MW。仿真结果如图12所示。

由图12可知,加装了直流电压偏差斜率控制器的换流站2和3在换流站1直流功率并未越限且稳定运行的情况下,它们的直流功率能够很好地跟踪其指令值,并且调节过程中直流电压的波动较小,并不会超过控制器的偏差阈值,因此它们仍旧具备了功率调节的能力,而这一点在安装直流电压斜率控制器的换流站上是无法实现的。

2)稳态仿真2:换流站1过载后的直流电压偏差斜率控制器的动作特性及恢复特性

初始状态下,换流站2和3的直流功率指令值分别为20,-50 MW;换流站4,5,6的直流功率分别为-40,-50,-80 MW。2s时,换流站4的直流功率以-320 MW/s的速率由-40 MW降至-200 MW;运行至4s时,换流站5的直流功率以300 MW/s的速率由-50 MW升至100 MW。仿真结果如图13所示,可以看出,换流站1,2,3的正负极直流电压十分接近。

由上述仿真结果可知,当换流站4的负荷增大后,为了维持直流系统功率的平衡,换流站1的直流功率出力增大。在2.4s左右,换流站1的直流功率越限,保持满发状态;各个站的正负极直流电压减小,在2.55s左右,换流站2和3的直流电压低于Udl1=384kV,它们工作于下斜率直线段,其直流功率增大,最终分别稳定运行于48 MW与-19 MW;从4s开始,换流站5的直流功率增大,换流站2和3直流功率减小,正负极直流电压上升,换流站1恢复定直流电压控制能力,换流站2和3的直流电压在4.21s后均越过Udl2=384.2kV,它们将恢复至定功率运行模式,最后系统恢复稳定运行,直流网络电压依旧由换流站1控制。

3)稳态仿真3:换流站1达到吸收功率上限后,直流电压偏差斜率控制器的动作特性及恢复特性

初始状态下,换流站2和3的直流功率指令值分别为120,-80MW;换流站4,5,6的直流功率分别为40,50,80 MW。在2s时,换流站5的直流功率以300MW/s的速率由50MW升至200MW;运行至4s时,换流站6的直流功率以-160MW/s的速率由80 MW降至0。仿真结果如附录A图A1所示。由上述仿真结果可知,当换流站5的直流功率出力增大后,为了维持直流系统功率的平衡,换流站1吸收更多的直流功率,在2.4s左右,换流站1吸收的直流功率越限,保持在吸收功率上限运行。各个站的正负极直流电压增大,在2.46s时换流站2和3的直流电压高于Udh1=416kV,换流站2和3工作于上斜率直线段,它们的直流功率减小,最终稳定运行于83MW与-103MW;运行至4s时,换流站6的直流功率出力减小后,换流站2和3直流功率增大,正负极直流电压下降,换流站1恢复定直流电压控制能力,换流站2和3的直流电压在4.38s后均低于Udh2=415.8kV,它们将恢复至定功率运行模式,最后系统恢复稳定运行,直流网络电压依旧由换流站1控制。

由上述3组稳态仿真结果可得,加装了直流电压偏差斜率控制器的换流站2和3不仅具备了调节能力,而且在换流站1功率越限的时候能够快速地调整出力,维持直流系统的功率平衡,并且具备了理想的恢复特性。

3.4 暂态仿真分析

在换流站1交流线路上模拟短时三相接地交流故障:起始换流站2和3的直流功率指令分别为20 MW,0;换流站4,5,6的直流功率分别为60,80,40 MW;交流故障于1s时引入,接地电阻为0.5Ω,故障持续时间为0.15s。仿真波形图见附录A图A2。由仿真结果可得,在换流站1发生三相交流故障后,由于交流电压持续下跌,换流站1吸收直流功率减小,换流站1失去稳定直流电压的能力,系统直流电压持续上升,在1.05s左右,换流站2和3的直流电压高于Udh1,换流站2和3工作于上斜率直线段,减小其直流功率以试图维持系统直流功率的平衡;在1.15s时,换流站1三相交流故障清除,交流电压逐渐恢复,其定直流电压能力也逐渐恢复,吸收的有功功率值提升,换流站2和3的直流电压下降,在1.2s左右,直流电压低于Udh2,换流站2和3恢复至定直流功率运行,系统最终恢复原始运行状态。采用本文所提出的直流电压偏差斜率控制策略的MMC多端直流输电系统具备了较好的交流故障穿越能力。

4 结论

1)本文介绍了直流电压协调控制策略在柔性直流输电系统中的重要性,介绍了直流电压偏差控制策略和直流电压斜率控制策略并分析了它们存在的缺陷。

2)本文设计了直流电压偏差斜率控制策略,分析了其工作原理并对参数作了简要的设计。在PSCAD/EMTDC仿真平台上进行了直流电压偏差斜率控制策略的仿真,仿真结果表明:此控制策略具有较好的稳态运行特性以及暂态运行特性;其利用直流电压偏差控制策略的偏差特性,实现了换流站稳态时的有功功率调节;并且利用直流电压斜率控制策略的斜率特性,使得多个换流站能够起到后备定直流电压的作用,加快了系统的动态响应特性。

摘要：重点关注适用于多端柔性直流输电系统的直流电压协调控制策略,分析了现今最受认可的直流电压偏差控制策略以及直流电压斜率控制策略的缺陷,并结合2种控制策略的优点,提出了一种新型直流电压控制策略——直流电压偏差斜率控制策略。该控制策略利用直流电压偏差控制策略的偏差特性,实现了换流站直流功率的跟踪;利用直流电压斜率控制策略的斜率特性,加快了其动态响应能力。最后,在PSCAD/EMTDC仿真平台中针对直流电压偏差斜率控制策略的特性进行了稳态仿真分析以及暂态仿真分析,仿真结果表明:采用直流电压偏差斜率控制策略后,多端柔性直流输电系统能够稳定、可靠运行。

多端高压直流输电系统 篇8

柔性直流输电在潮流反转时,直流电流方向反转而直流电压极性不变,因而有利于构成并联多端柔性直流输电系统[1]。目前,已投入运行的多端直流(MTDC)输电工程全部基于传统电流源型换流器,尚未有多端柔性直流输电工程投运。但随着电压源型换流器(VSC)在高压直流输电领域应用的不断增多,多端柔性直流输电技术必将在分布式发电系统、可再生能源发电、高压直流配电网等领域具有广阔的应用前景[2,3]。在各类VSC拓扑中,模块化多电平换流器(MMC),因其结构模块化、开关频率低、谐波含量小、易于实现高压多电平输出等优点,成为未来柔性直流输电工程的优选拓扑之一[4]。基于MMC的MTDC输电技术,兼具MMC技术和多端柔性直流输电技术的优势,具有广泛的应用前景。

国内对于多端柔性直流输电系统的探索目前还处于起步阶段,研究主要集中在系统建模仿真与稳态控制策略方面,对直流线路故障的控制保护研究相对较少,且大多数研究都是针对基于两电平VSC的多端柔性直流输电系统,没有将多端系统的协调控制考虑在内[5,6,7,8,9,10,11]。由于换流器拓扑结构的不同,与基于两电平VSC的MTDC输电系统相比,基于MMC的MTDC输电系统直流侧故障时的故障特性及其控制保护策略均有所不同。与基于MMC的两端直流输电系统相比,由于增加了站间协调控制策略,基于MMC的MTDC输电系统控制保护策略与保护时序也变得更加复杂。本文为基于MMC的MTDC输电系统的控制保护设计提供了参考。

1 多端柔性直流接线方式及换流器模型

1.1 多端柔性直流接线方式

多端柔性直流输电系统需要多条直流传输线,因此,根据运行条件和设计要求的不同,可以组成多种接线方式。本文仿真平台采用的是应用范围较广的并联放射形接线,如图1所示。

系统由3个基于MMC拓扑结构的VSC构成,换流站直流侧通过直流网络并联连接,采用经大电阻接地的接地方式。换流站1和2的交流侧接有源网络,等效交流电压额定值为10kV;换流站3交流侧接无源网络,采用恒功率与恒阻抗复合模型。每个换流站的交流侧均装设交流断路器,考虑到直流断路器价格昂贵且技术不成熟,直流侧采用快速直流开关,这种开关价格低廉且动作迅速,但不能切断故障电流,在设计系统控制保护策略时需一并考虑。

1.2 换流器模型

MMC是应用于柔性直流输电的新型多电平换流器拓扑,其拓扑结构如图2所示。它由6个桥臂组成,其中每个桥臂由偶数个相互连接且结构相同的子模块(SM)与1个电抗器L串联组成。每个子模块是由绝缘栅双极型晶体管(IGBT)与反并联二极管构成的一个半桥和一个直流储能电容组成。通过调整子模块中T1与T2的开通与关断,可以灵活控制子模块的投入与切除。正是由于这种子模块单元结构的存在,增强了MMC的故障穿越能力,提高了系统的可靠性及可用率。

根据基尔霍夫电压定律,可得MMC的电压方程为:

式中:uj为换流器交流侧的出口电压;uj1和uj2分别为j相上、下桥臂电压;up和un分别表示直流侧正负极线相对于电位参考点的电压,正常运行时的值分别为udc/2和-udc/2。通过调整上、下桥臂投入的子模块个数可以灵活控制三相交流电压的输出。

2 控制策略

与两端系统相比,多端柔性直流输电系统的各个换流站之间的功率可以相互协调,因此,在可靠性、经济性和灵活性方面更具技术优势,但是其控制也更加复杂。本文针对MMC的控制特性,在文献[12]所介绍的基于直流电压偏差的MTDC控制策略基础上加以改进,设计了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,并对控制器进行了设计。

2.1 基于电压裕度的多点直流电压控制原理

以三端柔性直流输电系统为例,说明采用基于电压裕度控制的多点直流电压控制的运行特性。选取交流侧注入直流侧的功率为正,则其运行特性如图3所示。主换流器和从换流器控制特性均由5段直线组成,其中Udmax和Udmin分别为直流电压的上下限;PHref和PLref分别为有功功率的运行上下限值;Udref为换流器期望的运行电压。各换流器的期望电压值间必须保持一个电压裕度。正常运行时,MMC1作为主换流器控制直流电压恒定,MMC2作为从换流器控制功率恒定,MMC3接无源网络,采用定交流电压控制,系统稳定运行于工作点A。若MMC3所接有功负荷增加较多,超出MMC1的有功调节范围,则系统的运行点将由A移向B;若主换流站MMC1退出运行,则系统的运行点由A移到C,多端系统仍能继续运行。

2.2 控制器设计

三端柔性直流输电系统的站级控制器,采用直接电流控制,它具有快速的电流响应特性和很好的内在限流能力[13]。外环控制根据给定的直流电压、有功功率和无功功率,生成内环电流指定值,内环电流控制环通过调节换流器的输出电压,使实际电流值Id和Iq快速跟踪其指定值Idref和Iqref。为实现如图3所示的控制特性,需对外环各类控制加以组合[14],具体的控制器结构如图4所示。

3 直流侧故障的控制保护策略

通常情况下,基于MMC的MTDC输电系统采用双极对称传输方式,直流线路故障类型可分为单极接地故障、正负极间短路故障与断线故障。极间短路故障与断线故障一般都是因人为挖断或船锚强行拉断造成的永久性故障,因此若检查到故障,故障侧换流器将闭锁退出运行。而单极接地故障往往是由于树枝或雷击等闪络造成,表现为暂时性故障,此时必须考虑故障清除后的恢复能力。本文将以上节介绍的MTDC输电系统仿真平台为例,分别对这3种故障类型的故障机制进行分析,提出相应的控制保护策略与保护时序,并进行仿真验证。

3.1 单极接地故障

基于两电平VSC的柔性直流输电系统单极接地故障时,直流侧并联电容器的能量通过接地极构成通路进行放电,容易产生较大的故障浪涌电流。而基于MMC的柔性直流输电系统由于直流侧不接地或经大电阻接地,故障后各电气特征参数的变化区别于基于两电平VSC的柔性直流输电系统。考虑工程实际,本文中的MMC直流侧采用经两个大电阻接地的方式,既可以钳位两极的直流电压,又为直流系统提供了电位参考点[15]。

换流站发生单极接地故障期间,由于直流侧所并联的电阻阻值很大,近似于开路,因此直流侧电流基本保持不变,而子模块电容由于不存在与故障接地点之间的放电通路,电容电压基本维持稳定。直流侧电位参考点发生变化,正极电压up降低至0,负极电压un的幅值由于大电阻的钳位作用上升了一倍,因此,正负极间电压udc基本保持不变,多端系统仍能正常传输功率。因此,通过合理设计直流线路和换流器交流母线的绝缘水平,当系统直流侧发生暂时性单极接地故障时,只需相应调整交直流保护定值以最大限度地配合系统的可靠性与可用率。当发生永久性单极接地故障时,由于系统功率传输正常,阀设备所承受的电气应力不大,换流站无需采取紧急闭锁,应注意在超过交直流线路耐压极限之前尽快排除故障。

3.2 正负极间短路故障

极间短路是基于MMC的高压直流输电系统中最为严重的故障类型,直流线路正负极短接时,各端换流站都通过子模块下部二极管D2向短路点注入短路电流。同时,换流器中正处在导通状态的子模块电容也通过T1向短路点快速放电,子模块电容电压迅速减小至零,换流器直流侧电压快速降低至零,换流器之间将即刻终止功率传输,交流系统电压、电流近似于发生三相短路[16]。

极间短路故障线路的识别可依据极间短路的故障特性进行,具体方法为:选择如图1所示的线路电流方向为正方向,假设流过第n条直流线路两端的电流分别为In1和In2。若本条线路发生极间短路故障,则有In1+In2=Is,其中Is为流入故障点的电流;在正常运行与外部故障时In1+In2=0,但由于分布电容等因素的影响实际上并不为零。因此,本段线路发生极间短路的故障判据实际上应为In1+In2≥Iset,其中Iset为电流门槛值。

下文以直流线路1发生极间短路故障为例来说明故障后所采取的控制保护策略。系统检测到极间短路故障并根据故障线路识别判据标记故障线路。然后需要尽快闭锁换流站以防止开关器件过流,从故障发生到换流器可靠闭锁,约需5~10ms的检测装置延时及保护装置动作时间,本文中设置延时为10ms。此时子模块电容器只能通过二极管D1充电,而不存在放电通路,但交流短路电流仍能通过D2注入直流短路点,因此,在故障80 ms后各端交流侧跳闸切断交流电流的馈入。此时,桥臂电流仅由电抗器的续流提供,随着桥臂电抗器能量的释放,直流电流缓慢减小至零。直流电弧熄灭后,故障线路两端快速直流开关跳开,迅速隔离故障线路,与故障线路相连的换流站MMC1退出运行。然后立即闭合换流站2和3交流侧断路器并解锁换流站,采用他励式启动方式对换流站进行充电,从而完成剩余多端系统的重新启动。由于采用了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,MMC2的控制方式由定有功功率控制自动切换为定直流电压控制,以维持剩余系统的功率平衡。

3.3 断线故障

断线故障一般为永久性故障,其故障识别可依据断线的故障特性进行,根据线路有无电流进行故障定位,当发生断线故障时,有In1=In2=0,但由于分布电容等因素的影响实际上不为零。因此,本段线路发生断线的故障判据实际上为|In1|≤Iset。

假设线路2发生单极断线故障,由于故障时MMC2工作在定有功功率控制方式下,直流电压将持续降低,交流电流不断增大以维持定有功功率,当电压下降到一定程度时,功率将无法继续维持。MMC1和MMC3出现功率富余,但由于MMC1工作在定直流电压控制方式,其将根据MMC3所需功率调节功率输出,以维持剩余系统的有功平衡,因此,故障后MMC1和MMC3侧的直流电压在经历短暂的小幅上升后会迅速回落到正常水平。

假设直流线路1发生单极断线故障,则故障后与其相连的换流站MMC1功率传输中断。若故障前MMC1处在整流状态,则故障发生后MMC1侧的直流电压经历短暂小幅升高后会迅速回落到正常水平;若MMC1处在逆变状态,则故障后MMC1侧直流电压经历短暂下降后会迅速恢复到原有电压值。而由于多端系统采用了基于电压裕度的多点直流电压控制策略,剩余两端换流站仍能继续运行,MMC2由定有功功率控制自动切换为定直流电压控制,从而达到对直流电压的控制以及有功功率的平衡。当检测到断线故障时,MMC1换流站将在10ms内闭锁,同时由于断线后线路1上的电流迅速降为零,直流电弧熄灭后,故障线路两端快速直流开关跳开,在故障80ms后MMC1交流侧跳闸。

4 基于MMC的MTDC系统仿真平台

在PSCAD/EMTDC环境下搭建并联三端柔性直流输电系统仿真模型,其接线方式如图1所示。3个换流站均采用电平数为11的MMC拓扑结构,并采用最近电平逼近调制策略与基于电容电压排序的通用电容均压策略[17]。系统采用如图3所示的基于电压裕度的多点直流电压协调控制策略。作为主换流站,换流站1正常运行时的参考电压Udref为10kV,有功功率的上下限PHref和PLref分别设为0.3 MW和-0.3 MW。换流站2作为从换流站,其Udref为9.5kV,PHref和PLref分别为0.2MW和-0.2 MW。换流站3接无源网络,采用定交流电压控制策略。

正常运行时,换流站3从直流侧吸收0.05 MW有功功率,换流站2从直流侧吸收0.2 MW有功功率,换流站1向直流侧注入0.25 MW有功功率,系统的直流电压稳定在10kV。

5 仿真验证

5.1 单极接地故障的响应特性

假设换流站1直流正极线在2.0s时发生接地故障,故障持续时间0.1s,则系统仿真波形如图5所示。各换流站的两极直流电压波形如图5(b)所示,各换流站电压之间仅相差线路压降。交流系统方面,根据式(1)可知,3个换流站阀侧交流电压均发生偏移,幅值下降,如图5(e)所示。而网侧交流电压仅有微小变动。由于直流侧通过钳位电阻接地,且故障期间其电容电压基本保持不变,当故障恢复时,其正负极对地电压可较快地恢复正常。

5.2 正负极间短路故障的响应特性

图6所示为2s时线路1发生极间短路故障并采取相应控制保护策略后的仿真波形图。2.01s时三端换流站故障闭锁,2.08s时三端交流断路器跳闸,2.15s时故障线路1上快速直流开关跳开,2.16s时闭合MMC2和MMC3交流侧断路器,并解锁MMC2和MMC3,换流站2和3重新启动。整个过程中,换流站3子模块电容电压波形与换流站2的基本类似,限于篇幅不再给出。图6(e)所示为换流站2直流电流波形,可见,只在故障发生瞬间对系统有一个较大的电流冲击,在换流站充电重启过程中未出现过流问题,这是由于MMC在故障闭锁之后电容电压仍能部分保持,因此,故障后其能迅速恢复直流电压,并且不会造成充电过流问题。

5.3 断线故障的响应特性

图7所示为2s时线路1发生断线故障并采取相应控制保护策略后的仿真波形图。其中,换流站3子模块电容电压波形与换流站2的基本类似。

6 结语

基于MMC的多端柔性直流输电技术,兼具MMC技术和多端柔性直流输电技术的优势,具有广阔的应用前景,为未来柔性直流输电技术的发展开辟了新的方向。理论分析与仿真结果表明,本文针对基于MMC的并联多端柔性直流输电系统设计的基于电压裕度的多点直流电压控制策略是可行的。采用该控制策略的多端系统在一定的扰动范围内能够完成控制模式的自动切换,提高了多端系统的故障穿越能力。当多端系统发生暂时性直流侧单极接地故障时,由于MMC的自身特点,多端系统仍能正常输送功率。当多端系统发生极间短路故障时,由于采用了基于电压裕度的多点直流电压控制,采取相应的保护策略后,系统只需经历短时停运,非故障系统便可恢复供电。当多端系统发生断线故障时,无需停运,非故障系统仍能继续运行。

多端高压直流输电系统 篇9

柔性直流输电技术是上世纪90年代后期发展起来的，以电压源换流器(Voltage Source Converter和可关断电力电子器件为核心。国际权威学术组织将该输电技术定义为“电压源换流器型高压直流输电(VSC-HVDC)”。ABB,Siemens和Alstom公司则将其分别命名为HVDC Light[1],HVDC PLUS和HVDC MaxSine，在中国则通常称之为柔性直流输电(HVDC Flexible)。

柔性直流输电不需要交流电网支撑、可以灵活控制无功功率、不会增加交流系统的短路容量、滤波容量小、能够在电网故障后快速恢复。因此，柔性直流输电技术比较适用于分布式电源连接(如风电、光伏接入)、非同步联网、城市配电、偏远地区送电、海上供电、改善电能质量等[2,3]。

柔性直流输电系统控制保护与传统直流输电系统控制保护相比，在性能和速度上提出了更高的要求。传统直流输电系统的控制速度要求在毫秒级，柔性直流输电系统的要求在微秒级[2,4]。柔性直流输电系统的控制保护策略是近些年国内外研究的热点，已有不少文献在柔性直流输电系统的控制保护策略等方面进行了研究[5,6,7,8,9,10,11,12,13,14]。但针对已有工程控制保护设备接口方案的文献相对较少。

本文在描述柔性直流输电系统控制和保护系统分层的基础上，进一步分析了南澳多端柔性直流输电工程青澳站采用的控制保护设备接口方案，论证了该接口方案在工程中实现了很好的应用效果。

1 控制保护系统设计

多端柔性直流输电控制保护系统是实现工程正常运行的核心，它可以分为集中控制层、换流站运行人员控制层、站级控制保护层、换流器级控制保护层、阀级控制保护层和现场I/O，拓扑图如图1所示。

1.1 集中控制层

集中控制层通过远动通信实现对柔性直流输电系统内设备的工作协调，以及系统完整的监视和控制，它可以位于单独的集控中心，也可以位于多端柔性直流输电系统的其中一个站。

1.2 运行人员控制层

换流站运行人员控制层是为换流站运行人员提供运行监视和控制操作的界面，通过运行人员控制层设备，运行人员可进行运行监视、控制操作、故障或异常工况处理、控制保护参数调整等控制任务。

1.3 站级控制保护层

站级控制保护主要用于切换和确定运行方式和控制模式、进行系统起停控制、控制交直流场设备以及下发有功类(如有功功率、直流电压等)和无功类(如无功功率、交流电压、频率等)控制指令。

1.4 换流器级控制保护层

换流器级控制保护主要用于接收站级控制保护下发的有功类和无功类指令，通过内部控制单元进行处理，生成用于换流阀控制的调制波信号。

1.5 换流阀级控制保护层

换流阀级控制保护接收调制波信号，通过内部排序处理生成触发脉冲信号，下达到功率模块。换流阀级控制可实现电容电压均压控制等功能。

与传统直流工程不同，柔性直流输电工程的换流阀级控制保护更为复杂。特别是在基于MMC的多端柔性直流输电系统中，换流阀级控制保护层承担了计算量最大的快速控制功能[2]。换流阀级控制与换流阀本体的关系非常紧密(如图2所示)，其控制策略的优化与换流阀设计直接相关，例如，在进行换流阀水系统设计的时候，就与换流阀控制的策略选择直接相关，通过优化控制策略，降低开关频率，就可以直接达到减小功耗、降低换流阀对水系统要求的效果。因此，换流阀级控制保护设备应由换流阀设备厂商随换流阀设备一起设计供货。

另外一方面，换流器级控制承担了调制波生成的功能，它与换流器级控制之间不能采用简单的电平或者脉冲调制信号进行接口，必须进行数字量的传递，与换流阀级控制联系较传统直流更为紧密，因此，应当与换流阀级控制尽量选择同一供货商，避免由于接口匹配不当引起问题。

2 阀级控制接口详述

西电电力系统公司为南澳多端柔性直流输电工程青澳站提供阀级控制保护设备。青澳站阀控系统为基于VME总线的冗余控制系统。它负责换流器阀塔内功率模块的触发、电容电压的均衡控制与监测、换流器的环流抑制等；也负责实现换流站与控制保护系统的通信和数据交换。青澳站阀控系统采用双系统冗余设计，包括7面屏柜：1面阀控屏柜和6面光分配屏柜。

青澳站阀控系统接口主要包括与换流站SCADA、换流器级控制保护、测量装置、GPS、故障录波等的接口，如图3所示。

2.1 阀控系统与换流站SCADA的接口

本接口传输从阀控发送到SCADA系统的换流器模块及其阀控系统的状态回报，通信协议为104规约(DL/T 634.5104-2002)。

IEC 60870-5-104远动规约是将基于链路层的IEC 60870-5-101规约串行通信方式推广应用于以太网TCP/IP网络协议上。它规定了SCADA中主站与RTU间问答式数据通信的格式、规则、结构、编码和功能等，适用于变电站与调度所或调度所间的信息交换。由于变电站自动化常用的IEC 61850系列标准吸收了多种新技术，并大量应用多个领域的其他国际标准作为该协议的应用基础，因此从建模开发难度、应用软件的调试和开发方面其复杂度远高于IEC 60870-5-104规约。在柔性直流输电阀控与SCADA这种实现应用中，我们选择IEC 60870-5-104规约作为阀控与SCADA系统的通信协议，既可满足功能要求，又具有实现的简易性。

2.2 换流器级控制保护系统与换流阀级控制保护系统的接口

本接口主要传输两路信号：一路信号为来自换流器级控制保护系统的参考电压信号、解锁、闭锁等命令信号；另一路传输阀控系统发送到控制保护系统的紧急跳闸信号、切换请求信号、阀控设备自检正常信号等。通信协议为IEC 60044-8。

2.3 阀控系统与故障录波的接口

本接口传输信号为阀控系统内需要监视、录波的信号。通信协议为IEC 60044-8。

2.4 测量装置与阀控系统接口

本接口传输信号为测量系统发送到阀控的直流电压、桥臂电流、阀侧交流电流测量信号。通信协议为IEC 60044-8。

IEC 60044-8是国际电工委员会制定的电子式电流互感器标准，它采用FT3格式的曼彻斯特编码方式实现设备之间的串行通信。与IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2相比，IEC 60044-8通过光纤直连而不是基于以太网，避免了交换机可能造成的报文丢失等情况，具有很高的可靠性；IEC 60044-8协议报文所含字节数相对恒定，字段的偏移固定，协议格式较为简单、实现难度低[15]，因此是一种比较适合柔性直流输电系统的通信接口方式。

2.5 GPS设备与阀控系统接口

本接口传输站系统的时间同步信号，通信协议为IRIG-B编码，是时钟同步通用协议。

2.6 换流阀级控制保护系统与换流阀的接口

本接口传输触发命令、旁路命令和子模块状态等信号，为一发一收两路光纤，采用自定义通信协议。

3 控制系统的性能

接口设计的好坏，直接体现在系统的性能特点上。我们特别挑选了两个试验数据，来说明换流器级控制到换流阀级控制接口特性、换流阀级控制到换流阀接口特性的好坏。

3.1 功率阶跃响应分析

当柔性直流输电系统发生功率阶跃操作时，功率参考值由换流站控制保护通过IEC 60044-8规约下达给换流器级控制保护，在换流器级控制保护中通过外环和内环控制，产生相应的电压参考波通过IEC 60044-8规约下达给换流阀控制保护，换流阀控制保护还通过IEC 60044-8规约接收来自测量设备的电压电流信号，通过计算产生触发脉冲送到阀塔。同时换流阀控制保护将接收到的参考波信号、电压电流等信号通过IEC 60044-8规约送至故障录波系统，将子模块健康状态信号、模块电压等信息通过104规约发送到SCADA系统。

南澳工程规定对于直流系统所有可能的运行方式，当直流系统在设计的最小无功功率和额定无功功率之间的任意功率水平下运行时，直流无功功率控制器对功率指令阶跃增加或降低的响应必须使得90%的直流无功功率变化能在整定值变化后60 ms内达到。如图4所示，是青澳站在STATCOM运行方式下，无功功率从10 Mvar阶跃到-10 Mvar的过程。起初，系统处于稳定状态，无功功率为10 Mvar，从蓝色标记线开始执行无功阶跃，在58.24 ms后的红色标记线处达到-8 Mvar。可以看出，阶跃过程中直流电压非常平稳，无功功率实际值(录波系数的原因，符号与指令值相反)紧随无功功率指令变化。当无功功率达到-10 Mvar时，系统再次进入稳定状态。综上所述，南澳柔性直流工程运行正常、功能正确，响应速度满足规范要求，也证明了上述接口方案的可行性。

3.2 稳态时直流侧总谐波

基于MMC的柔性直流输电系统优势之一就是输出电压谐波含量和总电压畸变率大大减少，交流侧无需滤波装置[2]。如图5所示，是青澳站在有功功率反送过程中发生阶跃的过程。整个过程中换流变网侧和阀侧总谐波含量均不足1%，完全满足国家标准对于110～220 kV电网谐波含量不超过2%的要求。

4 通信接口概述

4.1 集控站系统接口

集控站监控系统是在统一支撑平台基础上，实现SCADA功能的一体化设计。系统采用功能分布式的系统设计和全分布的双网体系结构。系统基于TCP/IP网络，所有功能采用客户/服务器(Client/Server)模式分布于网络中，支持和管理网络中各自独立的处理节点实现数据共享。

集控站系统通过调度数据网或专用通信通道与各个换流站以及其他站端监控系统和装置建立数据和信息通信，系统通过远动通信实现对站内设备的完整监视和控制。

4.2 换流器级控制保护接口

青澳换流站换流器级控制保护除了与SCADA接口采用104规约、与GPS接口采用IRIG-B外，其余接口，如与直流保护、故障录波、测量装置等均采用IEC 60044-8。

4.3 阀控内部接口

在阀控系统中，由于控制周期较短(微秒级)，而阀控每周期需要采集每个功率单元的电容电压等庞大的数据信息用于控制算法、实时状态监视，对数据的传输速率提出了很高的要求。阀控设计中采用的是XILINX VERTEX 6芯片内置的GTX硬核作为物理层，配备XILINX提供的Aurora协议来实现的。Aurora协议是由Xilinx公司提供的一个开放、免费的链路层协议，可以用来进行点到点的串行数据传输，具有高效传输数据和简单易用的特点。在阀控内部的接收板之间采用Aurora通信协议将从链接板采集到功率模块的运行状态上送给阀控CPU进行处理，同时通过Aurora通信协议将阀控下发给功率模块的触发、旁路等信号送到光纤分配屏的链接板。

4.4 直流保护接口

直流保护系统与其他系统的接口主要有：与SCADA系统的104规约接口、与测量装置的IEC60044-8接口和与I/O硬接线接口。

4.5 交流保护接口

交流保护系统与其他系统的接口主要有：与SCADA系统的104接口、与时钟系统的IRIG-B接口和与I/O的硬接线接口。

4.6 阀冷却系统接口

阀冷系统与直流保护系统间的接口使用两种方式：硬接线和Modbus TCP/IP。可将水温报警、水压报警及水冷系统中主/备设备故障报警通过硬接线方式和通信方式，送给直流保护装置及SCADA系统显示和进行处理。

5 结论