多端柔性直流电网

关键词： 拓扑 电平 柔性 引言

多端柔性直流电网（精选七篇）

多端柔性直流电网 篇1

模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)是2001年由德国学者提出的一种新型的电压源换流器(VSC)拓扑结构,是多电平换流器拓扑结构的一个重大突破[1,2,3]。相比于传统的两电平或三电平VSC[4,5,6,7],MMC具有开关频率低、谐波含量小、可以扩展至任意电平等优点,成为未来基于VSC的高压直流(VSC-HVDC)输电工程的优选拓扑之一[8,9,10]。

多端直流(multi-terminal DC,MTDC)系统由3个或3个以上换流站及其连接的HVDC输电线路构成。MTDC系统比两端直流系统具有更好的经济性和灵活性,可以实现多电源供电、多落点受电,是直流输电系统的重要发展方向[11]。基于MMC的多端柔性直流输电系统(MMC-MTDC)[12]结合了MMC技术和MTDC技术,虽然现阶段国内外仍处于起步阶段,但由于MMC-MTDC在直流输电方面的众多优势,使得研究MMC-MTDC技术具有重要的科学理论价值和工程实用价值。

目前MMC-MTDC技术仍处于理论研究和模拟实验阶段,这些研究主要集中在换流站间协调控制策略[13,14,15]、拓扑结构、MMC电容电压平衡控制技术、向无源网络供电技术等方面。其中,控制系统电压稳定是其最核心的技术,比较典型的有直流电压斜率控制[16]和直流电压偏差控制[17]两种。在斜率控制方式下,多个换流站具备了功率协调控制能力,因此在电网功率发生扰动时,多个换流站能够协调动作以维持直流系统的平稳运行。但是,采用斜率控制策略的换流器不具备功率调度的能力,并不适用于交直流耦合电网。直流电压偏差控制方式下,多端系统中至少有两个换流站具备控制直流电压的能力,一个是定电压控制主换流站,另一个是从换流站。同时由于其控制器设计简单、可靠性强,因此,非常适合应用于MMC-MTDC工程。

本文基于半桥式MMC型直流输电系统(MMC-HVDC)的数学模型和控制策略,在PSCAD/EMTDC仿真平台中搭建了MMC-MTDC的详细仿真系统,仿真系统中包含了详细的MTDC系统模型和交流电网模型。在仿真系统中校验MMC-MTDC接入交流电网后的潮流分布情况,并模拟电网事故、冲击负荷、受端电网孤岛运行等多种苛刻运行条件,分析含有MMC-MTDC交直流耦合电网的动态响应特性。仿真结果验证了MMC-MTDC能够有效增强交直流耦合电网的可靠性和灵活性,且适用于海岛弱交流电网互联和向无源系统供电。

1 MMC的基本原理

1.1 MMC的拓扑结构

MMC的拓扑结构如图1所示,其结构由6个桥臂(arm)构成,每个桥臂由一个电抗器(电感为Ls)和N个半桥子模块(SM)串联而成,每一相的上下两个桥臂结合在一起称为一个相单元(phase unit)。每个SM由两个带有反向并联二极管的绝缘栅双极型晶体管(IGBT)所组成的H半桥并联一个电容器(电容为C0)构成[12]。图中:O点表示虚拟零电位参考点;Ud为直流电压;Idp和Idn为正负极直流电流;Upi,Uni和Ipi,Ini分别为i相上桥臂和下桥臂的电压和电流(i=a,b,c,下同);Usi为MMC中i相交流端输出电压;Ltr为换流变压器的等效电抗;T1和T2为IGBT;D1和D2为反并联二极管;C0为SM的直流侧电容;UC为其电压;Usm为稳态运行时SM的输出电压。

根据SM中IGBT开关状态的不同,SM的基本工作状态可以分为3种[13],如表1所示。

1.2 三相MMC工作原理

三相MMC的工作原理见图2。MMC每个桥臂由多个相互独立控制的SM串联而成,通过选择导通SM的数量可以产生不同的桥臂电压,因此,每个桥臂可以等效成为受控电压源Upi和Uni。

为保持直流电压的稳定,需要满足:

因此,在不考虑SM冗余的情况下,一般要求上下桥臂的SM对称互补投入。如果定义某一时刻A相上桥臂投入的SM个数为Npa,下桥臂投入的SM个数为Nna,每个桥臂的SM个数为N,则在任意时刻应满足:

根据图2,忽略桥臂电感上的压降,可得

由上式可知,通过控制各个相单元上下桥臂SM的开关信号可以获得不同的桥臂电压,这样就可以在MMC交流侧得到期望的交流输出电压Usi。理想情况下,控制桥臂电压在交流侧和直流侧实现期望的电压波形如图2所示。图中虚线为理想的交流电流正弦波形,实际产生的波形是一个多电平的阶梯波,当电平数足够多且控制系统的采样频率足够大时,实际波形将非常逼近理想波形而几乎没有低次谐波。直流电压值可通过控制相单元中导通SM的数量,当SM足够多时交直流电压电流的谐波很小,因此,MMC几乎不需要安装滤波装置。

2 MMC-MTDC控制系统设计

控制系统是柔性直流输电系统的核心组成部分,直接关系着柔性直流输电运行的性能、安全、效益。相比于两端柔性直流输电系统,MMC-MTDC的协调控制策略更为复杂,需要考虑多端系统之间的直流电压协调稳定。

2.1 MMC-MTDC研究系统介绍

本文在PSCAD/EMTDC仿真软件中构建含5端柔性直流输电系统的交直流耦合电网,其电气结构如图3所示。图中,Usi和Idi(i=1,2,3,4,5)分别为各换流站网侧交流母线电压以及直流侧电流。5个模块化多电平换流站分别连接到5个岛屿交流电网,其中A岛电网通过两回220kV交流线路与陆地主网Z相连,再通过两回220kV交流线路与B岛电网相连,B岛电网通过两回110kV线路与C岛电网相连,C岛电网通过一回110kV线路与E岛电网相连,D岛电网与陆地主网Z无直接电气联系,而是通过一回110kV线路与陆地主网S相连,陆地主网Z和S通过500kV网络相连。

研究系统中的每个换流站均采用西门子连接方式,即单换流器结构,换流变压器采用单台Yd结构,中性点采用阻抗接地方式,如图4所示,各换流站基本参数如表2所示。

2.2 MMC-MTDC控制器设计

考虑到控制系统是一个复杂的多输入多输出系统,为了提高其运行的可靠性,本次仿真采用的MMC-MTDC控制系统按照分层原则设计了3层控制策略。图5所示为MMC-MTDC中控制系统的概念性示意图,可以将控制系统大致分成系统级控制(system control)、换流站级控制(converter control)和换流器阀组级控制(firing control)3个层次。

本文设计的控制系统中,系统级控制包含有功功率控制类和无功功率控制类两大类,其中有功功率控制类生成Pref和Udcref,无功功率控制类生成Qref和Uacref,这些参考信号被传送到换流站级控制器作为输入参考量。换流站级控制器是系统级控制器和换流器阀组级控制器间的桥梁,是实现交直流电能快速、有效传递的关键;它主要负责跟踪系统级控制器产生的指令参考信号,并生成阀组级控制器所需要的电压参考信号。本文采用的换流站级控制策略是基于外环功率控制、内环电流控制的矢量控制策略,其具有快速的直流响应特性和良好的内在限流能力。其中内环为电流控制环,外环功率控制包括直流电压控制、定有功功率控制、定无功功率控制、定交流电压控制,同时加入了交流系统无源状态下的孤岛控制等附加控制器。换流器阀组级控制器的控制由最近电平逼近调制策略和电容电压均衡控制算法结合而成,如图6所示。图中:round(x)函数值为最接近x的整数,且该值不小于0,不大于桥臂子模块总数N;Uc0为SM电容电压的额定值;Nonpi和Nonni分别为i相上、下桥臂投入的SM个数;Vrefi为i相参考波的瞬间值;Ucmi为i相第m个SM的电容电压值,m=1,2,…,N。

与两端系统相比,MMC-MTDC可以构成一个多电源的灵活供电系统,其运行的灵活性、经济性都得到提高。设计适合于MMC-MTDC的直流电网潮流控制上层控制策略,实现潮流的优化流动以及故障后的快速恢复,是MMC-MTDC协调控制系统设计中最关键的一个环节。基于直流电压偏差控制的多点直流电压控制策略具有供电可靠性强、设计实现简单易行、鲁棒性强的特点,非常适用于多端交直流耦合系统的工程应用。

本文设计的直流电压偏差控制基本工作原理如下。系统正常时的工作状态如图7(a)所示,换流站1采用定直流电压控制方式,换流站2采用基于直流电压偏差控制的功率控制器结构,且正处于定有功功率控制状态,而另外3个换流站为定功率控制,向交流网络供电。

当换流站1因故障或检修等原因退出运行时,直流潮流失去平衡,注入直流网络的功率小于直流网络送出功率,直流电压下降,系统工作点发生变动。此时换流站2从定有功控制模式转为定直流电压控制模式,如图7(b)所示,从而确保系统在新工作点下仍能保持有功平衡且直流电压最后稳定在下限值。另外,当换流站1在向直流网络吸收有功功率的状态下故障闭锁,MMC-MTDC的直流电压控制原理与上述情况类似,只是直流电压最后稳定在上限值。

本次仿真中,为了提高MMC-MTDC直流电压控制的可靠性,5端柔性直流系统协调控制策略如下。换流站1定直流电压控制,换流站2定有功功率控制并具备后备定直流电压控制功能,即构成基于直流电压偏差控制的多点直流电压控制策略。换流站3,4,5定有功功率控制,同时5个换流站均具备定无功功率控制能力和定交流电压控制能力。换流站1直流电压控制整定在1.0(标幺值),换流站2后备定直流电压整定下限值为0.95(标幺值),上限值为1.05(标幺值)。此外,各换流站均具备孤岛控制能力,当换流站监测到所处的交流电网成为无源网络时,自动切换至孤岛控制模式。

3 仿真分析

为了研究本文所构建的含5端柔性直流输电系统的交直流耦合电网动态行为特性,本文将从耦合电网的稳态运行特性、交流线路故障、直流线路故障和冲击负荷扰动等方面进行仿真分析,研究MMC-MTDC与并列交流系统的相互影响,并提出适用于工程实际的合理化建议。

3.1 稳态运行特性

稳态运行特性主要校核MMC-MTDC接入交流电网后的潮流分布情况。本文潮流计算采用BPA中的发电机节点BQ卡和直流线路LD卡来模拟,即各换流站节点均接入一台调相机来模拟换流站无功特性,以维持换流站出口母线电压恒定,并用4回两端直流线路模拟图3中所示的多端直流网络(DC12,DC23,DC24,DC45),同时确保直流网络内的有功功率平衡。

通过各种交直流系统运行方式下的潮流计算结果可得,在各受端岛内负荷低于各换流站额定容量前,若直流运行方式采用换流站1满送、各受端换流站按100 MW向交流电网输送功率,会在交直流耦合电网间形成两个潮流环,即换流站1→DC12→DC24→DC45→换流站5→变电站E→变电站C→变电站B→A岛主网→变电站A→换流站1,以及换流站1→DC12→DC23→换流站3→变电站C→变电站B→A岛主网→变电站A→换流站1(见附录A图A1),线路箭头表明了有功潮流方向。形成的潮流迂回和220kV变电站B有功倒送,增加了电网不必要的损耗,不利于电网的实际运行。因此,建议正常运行时各受端换流站向电网输送功率不大于岛内实际负荷,在实际运行时可以考虑以30min为一个时间段,确定MMC-MTDC的输送功率,即将一日分为48个时间段,分别给出MMC-MTDC在各时间段的输送功率,以避免出现潮流迂回的情况。

另外,从无功功率角度来看,各换流站均具备强大的无功调节能力,如表3所示,若各换流站按额定输出有功功率,5个换流站仍具备-584~584 Mvar的无功调节能力。由此可见,MMC-MTDC的接入将在很大程度上改善交流电网的无功调节能力。但需要注意的是,各换流站若无功输出或吸收过多,将会导致交流电网内的机组无功进相或滞相越限,因此,在实际运行中MMC-MTDC需要与电网机组协调控制无功输出,确保机组安全稳定运行。

3.2 交流线路故障稳定分析

3.2.1 扰动类型

交流线路故障模拟交流电网线路N-2、N-1、不对称故障、受端孤网等多种扰动,以分析5端柔性直流和交流电网在扰动时的动态特性。引入的扰动中,(1)~(3)为永久性扰动,(4)为瞬时性扰动,扰动均在6s时引入系统,扰动类型如表4所示。

3.2.2 结果分析

交流故障(1)得到的故障图如图8所示,其中以交流侧向直流侧输送功率作为功率的正方向,下同。

交流电网故障(1)会导致定直流电压控制的换流站1失去交流联络,在采用基于直流电压偏差控制的多点直流电压控制策略后,换流站2由定有功控制模式自动转换至定直流电压控制模式,系统直流电压下降至0.95(标幺值),继续维持多端系统的有功功率平衡,同时结合附录A图A2可得,MMC-MTDC为已失去交流通道的220kV变电站A下送负荷提供电源支撑。若故障后换流站3,4,5按额定容量继续输送100 MW有功功率,换流站1进行孤岛控制支撑变电站A下送负荷,同时由于直流电压下降至0.95(标幺值),直流电流增大导致损耗变大,并且考虑到换流站内部的损耗,最终导致换流站2向直流网络输送的有功功率接近400 MW,超过其额定容量300MW。同时故障后,AB双线在暂态期间最大潮流分别达到了280 MW和400 MW,超过短时限额(188 MW);稳定后双线潮流分别达到170 MW和210 MW,超过长期限额(153 MW)。因此,在实际运行时满足换流站1孤岛运行的前提下,应迅速降低定功率控制的其余3个换流站的下送功率,以确保换流站2输送的有功功率运行在额定范围内,并降低AB双线潮流。由此可见,定功率运行的受端换流站在这种故障情况下,需要迅速降低输送功率,确保多端系统安全运行。

验证说明本系统是一个具备了直流偏差控制能力的多端柔性直流输电系统,既保留了单点直流电压控制的技术优势,又具备了交流系统故障后为孤岛供电的能力,提高了MMC-MTDC运行的灵活性和可靠性。

交流故障(2)和(3)所得到的故障波形见附录A图A3、图A4。由仿真波形图可得,当发生AB或BC线路故障时,都会使得部分交流电网转变为无交流电源的电网。当换流站由定功率模式切换为孤岛运行模式时,换流站的功率能在几个周期内恢复到稳定状态;但是各换流站输出功率在暂态过渡过程中会出现一定幅度的振荡,若故障前换流站按额定值输送有功功率,振荡期间换流站可能出现短时过载,但短时过载的时间并不长,只要在设计时将短时过载能力作为重要的设计准则,就不会对换流站的器件产生过大的影响。

交流系统故障导致部分电网成为孤岛后,由于换流站输出功率达到稳态过程需要一定的时间,在此期间孤岛电网的频率可能会出现较大幅度的波动,仿真中持续时间约300 ms,包括故障切除过程100ms,以及换流站切换至孤岛控制后的稳定过程约200ms,在换流站输出功率稳定后频率恢复正常。仿真中110kV变电站D与陆地主网S相连,与A岛主网电气距离较远,故障对其造成的影响较小,这充分验证了柔性直流系统不传递交流系统扰动。

交流故障(4)所得到的故障波形见附录A图A5。由仿真波形图可得,当变电站A与换流站1之间的线路发生单相瞬时性故障时,换流站1的功率会瞬时跌落,但当故障消除后,MMC-MTDC能够通过自身控制系统的调整恢复至稳定运行,这说明在交流系统发生严重程度较低的瞬时故障时,换流站并不需要将自身闭锁,系统具备了较强的交流瞬时故障穿越能力。

仿真结果表明,在交流电网发生表4所示的故障(1)~(4)时,本文设计的直流控制系统能够确保MMC-MTDC不间断安全运行,验证了MMC-MTDC在交流故障情况下具备送端转移的能力,具备向交流孤岛供电的能力,并且具备短时故障的穿越能力,这些特性都增强了电网运行的可靠性。

3.3 直流线路故障稳定分析

3.3.1 扰动类型

本节模拟直流线路发生单极短路、双极短路和断线故障后,受直流断路器限制,MMC-MTDC中5个换流站全部闭锁并退出运行,分析交直流系统在故障后的动态特性,扰动类型如表5所示。

3.3.2 结果分析

当直流线路发生短路故障时,其等效电路见附录A图A6[18]。

当发生直流故障(5)时,故障电流将会在短路点→负极直流线路→换流阀下桥臂→星形接地装置形成电流回路,由于电抗的限流作用,因此,换流站的故障电流将较小,换流站阀侧的故障电压波形如图9所示。

负极直流线路故障后阀侧交流电压将升高至接近400kV,持续时间约为0.1s;表明正极直流电压会产生约600kV的瞬时直流过电压,这对直流电缆绝缘水平提出了制造要求。在换流站交流开关跳开后,阀侧的电压将跌落并在几个周期后逐步衰减至零。

当发生直流故障(6)时,故障电流将会在短路点→负极直流线路→换流阀下桥臂→交流系统→另一相换流阀上桥臂→正极直流线路→短路点形成电流回路。由于故障将通过交流系统,因此,双极直流故障产生的故障电流将非常大,换流站网侧的故障电压波形如图10所示。

从交流电网侧看直流双极短路故障,相当于发生交流系统ABC三相短路故障,因此会产生较大的短路电流,并对交流电网的电压产生较大的扰动,如附录A图A6所示。西门子拓扑结构换流站采用Yd接线方式,需要在阀侧加装接地装置来获取零电位,由3个接地电抗星形连接后与一中性点电阻串联构成,如图4所示。以星形连接电抗取值3 H为例,接地支路将会消耗约4 MVA的容性无功。在直流网络发生故障导致5端换流站5ms内同时闭锁后,各换流器将不再输出有功和无功功率,在接入换流站的交流开关跳开前,接地装置的无功负荷将由交流电网来承担,因此会造成短时的电压波动。

仿真结果表明,在直流网络发生表5所示的故障(5)和(6)时,本文采用的是将多端直流系统闭锁并退出运行的方式,在这种方式下交流电网及机组均能保持稳定。本文在考虑直流故障处理时仅考虑了闭锁的情况,在后续的研究中将对直流故障处理进行更为深入的分析,加入故障处理算法,以实现直流线路故障后故障线路的搜索及非故障线路的重启动运行。

3.4 冲击负荷扰动稳定分析

3.4.1 扰动类型

冲击负荷主要模拟海岛港口的抓斗卸船机装卸货物对电网的冲击,扰动类型如表6所示,其中单台卸船机工作的负荷曲线见附录A图A7、图A8。

3.4.2 结果分析

1)受端换流站若按照定有功功率和定无功功率运行,在发生冲击负荷时,功率波动均由交流线路承担,换流站输出的功率并不会受到影响。

2)受端换流站若按照定有功功率和定交流电压运行,在发生冲击负荷时,换流站输出的无功功率会迅速反应补偿无功冲击,并最大限度地减小交流电压的波动,起到稳定弱交流系统电压的效果。此外,有功功率波动继续由交流线路来平衡。冲击功率扰动(7)和(8)发生时,换流站无功功率输出波形如图11所示。

3)D岛内发生冲击负荷时,D岛电网与A岛主网仅通过直流网络存在直接的电气联系。从仿真结果可以看出,A岛主网并未受到冲击负荷的任何影响,再次验证了柔性直流系统不传递交流系统扰动。

4 结论

本文搭建出含MMC-MTDC的交直流耦合电网模型,并设计了适合于MMC-MTDC的控制系统,进行稳态运行特性和暂态运行特性分析,得到如下结论。

1)受端岛内负荷低于各换流站额定容量前,多端直流系统各受端换流站若按额定容量输送直流功率到交流系统,会形成潮流迂回和变电站有功倒送,增加了电网不必要的损耗,对于电网实际运行不利,建议正常运行时各受端换流站向交流电网输送功率不大于岛内实际负荷。

2)MMC-MTDC具备强大的无功调节能力,将极大地改善并列电网电压情况,但换流站无功控制需要与电网内发电机组相互协调,避免机组无功进相或滞相越限,确保机组安全稳定运行。

3)本文设计的直流控制系统能够确保MMC-MTDC在交流故障情况下不间断安全运行,验证系统在交流故障情况下具备送端转移的能力,具备任意一端故障退出稳定运行的能力,具备向交流孤岛供电的能力,增强了电网运行的可靠性。在发生直流网络故障后,系统闭锁并退出运行,交流电网及机组均能保持稳定。

4)直流电压偏差控制、无源孤岛控制和负序分量控制,均能够有效提高MMC-MTDC在交流故障时稳定运行的能力,增强多端系统运行的灵活性和可靠性。

5)交流系统故障导致部分电网成为孤岛后,孤岛内频率恢复至稳定需350ms左右,若孤岛电网内有多个换流站时会出现短时的功率振荡,需进一步研究交直流系统协调控制策略对振荡加以抑制,并缩短频率恢复时间。

6)直流系统发生单极接地短路故障时会在非故障极产生约600kV的瞬时过电压,因此对直流电缆绝缘水平要求较高;若发生双极短路故障,从交流电网考虑相当于发生了三相短路故障,会产生较大的短路电流并注入交流系统,会对交流电网产生较大的扰动。

7)换流站若按照定交流电压控制无功输出,在交流电网发生冲击负荷时,换流站输出的无功功率会迅速反应补偿无功冲击,并最大限度地减小交流电压的波动,起到稳定弱交流系统电压的效果。

摘要：根据半桥式模块化多电平换流器(MMC)的数学模型和控制策略,搭建出基于PSCAD/EMTDC的多端柔性直流输电系统(MMC-MTDC)仿真模型。设计了适合于交直流耦合电网的MMC-MTDC多级控制系统,包括阀组级控制器、换流站级控制器和系统级控制器,并进行了交直流电网暂态稳定分析。在建立的仿真系统中模拟交流电网事故、直流线路故障、冲击负荷等多种苛刻运行条件,以校验MMC-MTDC接入交流电网后的动态响应特性。仿真结果表明:各级控制器间的相互配合使得所构建的MMC-MTDC在交流电网故障情况下具备送端转移的能力;系统在任意一端换流站故障退出后仍具备稳定运行的能力;在MMC-MTDC发生直流线路故障退出运行后,交流电网仍能保持稳定运行。

多端柔性直流电网 篇2

近年来,我国风电产业发展迅速,据统计,我国2014年风电新增装机容量为19 810 MW,累计并网装机容量达到96370 MW[1,2]。为提高风电利用率、保证电力系统的安全稳定运行,有必要加强跨区联网建设,实现风电大规模外送和跨省区调节[3,4,5,6]。

基于可控通断器件(IGBT)的电压源型换流器(VSC)所构成的多端柔性直流输电(MTDC)网络不仅能够实现有功功率和无功功率的解耦控制,向无源网络供电,而且能实现潮流快速反转,非常适合可再生能源的并网和跨区域电网的互联[7]。目前,针对多端柔性直流网络所提出的控制方法主要包括主从控制方法、带电压下垂特性的控制方法及其改进控制[8,9,10,11,12]。这些控制方法均侧重于直流侧电压控制与功率平衡,没有考虑各交流系统的响应限制和承受能力,以及风电在互联网络中的跨区调节。当某端交流系统由于风电剧烈波动而导致频率大幅偏移时,直流网侧和其他端的交流系统不会对其做出响应。

文献[13]在电压下垂控制中引入附加有功功率-频率下垂控制(以下简称P-f控制),该控制能在交流侧电网发生紧急故障时,实现各端交流系统的功率相互支援。然而为了保证小扰动下各交流系统间互不影响,P-f控制存在启动上下限[14],不能及时响应风电波动所引起的频率变化。且P-f控制一旦启动后,所有的交流区域电网无论备用容量是多是少,均会被迫参与调节。

针对我国国情,为了充分利用西南区域和华中区域响应速度快、调节能力强的水电资源来跨区平抑“三北”地区由于风电波动所导致的大幅频率偏移,本文在P-f控制的基础上,提出了一种在多端直流电网各区域间平抑风电波动的附加控制方法。该方法能实现风电在区域互联电网之间的定向跨区调节,并且在电网频率偏移过大时,可以按照协调控制策略与P-f控制相配合,维持系统的稳定。在实时数字仿真器(RTDS)平台搭建了六端柔性直流输电网络的详细模型,并仿真验证了所提出的控制策略的有效性。

1 VSC换流站控制原理

VSC换流站的控制方式主要有间接电流控制和直接电流控制2种。后者由于快速的动态响应和优良的控制性能,在实际工程中得到了广泛应用,其控制器如图1所示[15]。外环控制器根据柔性直流输电上层控制系统所给定的有功类和无功类物理量参考值,产生合适的参考信号,并传递给内环电流控制器,内环控制器根据该参考信号生成调制波信号和触发脉冲,来控制系统传输的有功和无功功率。

在定交流电压控制模式下,换流站能够快速自动调整无功功率、维持交流侧电压的恒定。故在跨区平抑风电波动的过程中,主要考虑对其有功功率的控制。除了跟踪外环控制器的有功类参考量外,柔性直流输电传输的有功功率Ps还受到最大直流线路电流Idcmax的限制,即:

其中,Udc为换流站直流侧电压。

2 风电跨区调节控制方法

2.1 P-f下垂特性控制方法

与主从控制方法相比,电压下垂控制可以使直流电网中的不平衡功率在各个换流站中按比例分配,从而避免个别地区承担过大的功率扰动[16]。为了使直流侧能够在必要时响应交流侧的频率变化,文献[13]在电压下垂控制的基础上引入P-f下垂特性控制,如图2所示。图中,Δf′为P-f控制所对应的频率偏差量;Kf、KU分别为P-f控制和电压下垂控制的特性系数。

交流系统的频率偏差会影响换流站输出的有功功率值,使直流网中出现不平衡功率,其他各区换流站通过电压下垂特性自动调节其输出的有功功率,直到直流网中的功率达到新的平衡。此外,为了防止交流系统频率的较小波动导致换流站有功指令值的频繁改变,P-f控制存在启动限值fref±A。

2.2风电跨区调节附加控制

2.1节所提出的控制方法虽然能够在某交流系统由于风电功率波动引起频率出现较大偏移时,通过直流网络让其他端交流系统来平抑一部分风电功率波动,但不能按照各区的调节能力来分配其所承担的不平衡功率量,极端情况下可能导致参与调节的某些交流系统出现大的频率波动。本文提出一种改进的风电跨区域调节附加控制方法(以下简称附加控制),其整体思路如下。

将多端系统中的区域划分为3类:第1类区域风电容量大,作为待调节区域(以下简称X区域);第2类区域风电容量小或者无风电,而水电备用充足,作为调节区域(以下简称Y区域);第3类区域不符合前述特征,不参加风电波动的跨区调节(以下简称Z区域)。

X、Y区域的附加控制逻辑分别如图3和图4所示。电网正常运行时,附加控制不启动。当属于X区域的某个交流电网(Xi)风电功率波动过大导致系统频率超过启动限值时,系统根据当前时刻Xi区域的风电功率波动趋势来进行逻辑判断,若此时Xi区域的系统频率达到启动上(下)限值,且风电功率相对于前一时刻的值有增加(减小)的趋势,则Control信号由0跃变为1,附加控制启动。随后,相应频率偏差量通过比例环节叠加至其换流站有功功率指令值上,抑制其频率的继续偏移。同时,为保证直流网内功率平衡,上层控制系统根据所有X区域的功率附加量之和在线修正各Y区域换流站的有功功率指令值,在Y区域内各交流电网按比例分配功率调节量,直至Xi区域频率偏移恢复至启动限值以下,Control信号恢复至0。

由于Z区域不参与风电的跨区调节附加控制,因此,该类区域的VSC换流站采用常规电压下垂控制。

3 风电跨区调节协调控制策略

3.1 协调控制策略

2.2节提出的附加控制可以在Xi区域风电波动时抑制频率的过大偏移,但其调节范围仍受Yj区域水电调节能力的限制。若风电波动异常剧烈,或者在附加控制启动的同时Xi区域又出现了其他使频率偏差过大的故障,则很有可能导致Yj区域的频率超出运行限制。因此本文将P-f控制作为附加控制的后备控制,设计了如图5所示的考虑风电跨区调节的协调控制策略,除风电跨区调节附加控制外,各X、Y、Z区域的其他控制部分均采用相同的结构。各X、Y、Z区域可通过区域选择开关来选择相应的跨区调节附加控制策略。

对于X区域,当Xi区域频率偏移达到B且附加控制启动后,若参与调节的某区域频率仍波动至超过{fref-A,fref+A}(A>B),则启动P-f控制,所有互联区域(包括Z区域)均参与频率控制,共同维持系统稳定。此外,在Xi区域的附加控制中加入上下限{-(A-B),A-B},即附加控制正常作用所对应的区间为{(-A,-B)∪(B,A)},当Xi区域超过A后,附加控制的功率叠加量将被保持在为A时所对应的上限值,以确保P-f控制过程中换流站调节功率不受风电波动的影响,从而快速使全网系统恢复稳定。

对于Y区域,在Xi区域的风电附加控制启动后,Yj区域根据比例KwYj分配风电功率调节量,并调节相应的换流站有功功率;若在调节过程中Yj区域交流电网的频率超出范围{-(A-B),A-B},则其P-f控制启动,控制频率稳定。

对于Z区域,由于该类区域不参与风电的跨区调节附加控制,因此,区域选择开关置0。

3.2 控制参数的选择

为了保证响应的及时性,同时避免启动太频繁,将附加控制的启动参数B取0.1 Hz。而为了使附加控制有充分的作用区间,避免在跨区平抑风电波动的过程中对未参与调节的区域频率造成影响,取A=0.15 Hz,即当系统频率偏移超过0.15 Hz时,启动P-f控制。

由于换流站的有功功率不能超过由式(1)确定的正常运行上下限{PXimin,PXimax},为了考虑与P-f控制的配合,在Xi区域附加控制中引入功率裕度系数α,即:

其中,PXi为Xi区域的换流站初始功率。

根据图3所示的附加控制框图,式(2)可改写为:

附加控制所对应的频率偏差量ΔfwXi的上下限{-(A-B),A-B}为{-0.05 Hz,0.05 Hz},故对式(3)分别取ΔfwXi=0.05 Hz和ΔfwXi=-0.05 Hz,可得:

考虑控制的快速性,取其允许范围内的最大值,即:

其中,可由式(1)计算得到。式(1)中Idcmax通常取1.2倍的额定直流电流[17],且在所提出的控制方法中,直流电压Udc波动不大,故有功功率上下限可取为,其中为Xi区域换流站的额定功率。

为了合理利用Y区域的备用及换流站容量裕度,将所有X区域输入到多端柔性直流网的风电跨区调节附加功率之和按照各Y区域当前的备用容量之比分配,并保证不超过各换流站的功率限值,即:

且:

其中,为Yj区域当前的机组备用容量;为所有Y区域的机组实际备用容量之和;PjYj为Yj区域换流站的初始功率。Y区域的机组备用容量可通过本地相量测量单元(PMU)实时同步采样监测得到。

对于P-f控制中的系数Kf,其数值大小直接决定了该控制方式下各区域换流站响应其交流侧频率偏差量Δf′所产生的功率调整量,即该区域的不平衡功率量,故可综合考虑其交流系统强度和换流站容量裕度来进行整定[18]。

4 仿真验证

为了验证本文所提出的协调控制策略的有效性,在RTDS平台搭建了如图6所示的六端柔性直流输电系统。系统参数如表1和表2所示,3号区和5号区系统的风电渗透率分别达到了30%和20%,属于X区域;2号区和4号区系统的水电装机比例分别占其总装机的60%和50%,具有充足的水电调节容量,属于Y区域;1号区和6号区则属于Z区域。取附加控制的功率裕度系数α=0.8,根据前述计算方法可得到3号区和5号区的风电跨区调节附加控制系数KwX3、KwX5分别为3.2、5.2。P-f控制的特性系数Kf均设为3。

算例1:t=0 s开始,5号区风电功率出现如图7所示大幅波动,波动范围达到风电额定装机容量的20%。

图8所示为P-f控制方法下各区域频率响应曲线。由图8中的虚线可知,若仅靠5号区系统自身发电机和负荷的调节能力,该风电波动将导致系统频率振荡超过50.35 Hz。若加入P-f控制,在5号区系统频率f5上升至50.15 Hz后,P-f控制启动,5号区系统将和其他5个区域共同承担其不平衡功率。平衡过程中所有区域均参与调节,f5被控制在运行限制值50.2 Hz以下,但是相应地,其他区域的频率均有波动。

如果采用本文提出的风电波动跨区调节协调控制方法,其控制效果如图9所示。t=3.5 s时,f5升至50.1 Hz,附加控制启动,一部分不平衡功率通过换流站送至2号区和4号区,f5的振荡得到了快速控制,最终未超过50.15 Hz,根据协调策略,后备P-f控制未启动。2号区和4号区的频率出现小幅波动,但由于水电的快速调节能力,其频率偏移未超过允许范围。而1号区和6号区没有参与调节,其系统频率不会受到任何影响。

通过比较图8和图9可知,本文所提出的风电波动跨区调节附加控制方法不仅能够有效地抑制风电波动所导致的频率偏移,还充分利用了水电丰富区域的调节能力来跨区平抑风电波动。与仅有P-f控制时相比,该附加控制方法针对性更强,并且在跨区调节风电的过程中,可避免调节能力较弱的地区(1号区和6号区)受5号区风电波动的影响。

算例2:t=0 s开始,5号区风电仍然按照图7所示波动。t=7.5 s时刻,5号区系统交流侧甩负荷100 MW,t=9.5 s时负荷恢复。

系统在仅有P-f控制和在风电跨区调节协调控制方法下的频率响应曲线分别如图10和图11所示。由仿真结果可知,在仅有P-f控制时,f5在负荷故障后上升到了50.3 Hz以上,超出系统正常运行限值,并且其他5个区域的频率都上升到了近50.2 Hz。若采用本文所提出的协调控制方法,则能够更早地抑制f5因风电波动产生的偏移,比较图10和图11,协调控制方法中的附加控制将5号区系统甩负荷前一时刻的频率从50.17 Hz降低到了50.11 Hz,并且使1号区和6号区的频率保持在额定值。在负荷恢复后,由于不平衡功率过多,f5继续上升,上升过程中附加控制仍在发挥作用,2号区和4号区利用水电优势来分担这部分不平衡功率,直到f5超过50.15 Hz,P-f控制启动,随后其他区域一起参与调节。协调控制方法下,所有区域系统的频率偏移都未超过±0.2 Hz,各系统均能够稳定运行。

算例3:3号区和5号区风电同时剧烈波动(如图12所示),3号区和5号区的风电功率波动范围分别为19%和20%。

图13和图14分别为采取P-f控制方法和本文提出的风电跨区调节协调控制策略的控制效果。

如图14所示,采用本文所提出的协调控制策略,t=0 s开始,3号区和5号区风电功率同时迅速增加,导致其系统频率f3和f5先后达到50.1 Hz,附加控制启动,将大量的不平衡功率输送到2号区和4号区进行平抑,虽然2号区和4号区具有大量水电调节容量,但是由于风电功率的波动太大,使得其系统频率急剧上升,直至2号区频率f2超过50.15 Hz时,后备P-f控制启动,将一部分风电功率通过P-f控制分摊至全网,1号区和6号区也参与调节。对比图13和图14,采用协调控制策略后,既能在几乎不影响1号、6号两区系统的同时平抑3号、5号两区因大量风电波动导致的频率偏移,又能避免承担过多不平衡功率的2号区与4号区系统的频率超过安全稳定限制。

5 结论

本文基于我国现有风电功率调节问题和柔性多端直流输电的特点,提出了一种跨区域平抑风电波动的多端柔性直流电网协调控制策略。该方法将风电跨区调节附加控制和P-f下垂控制相结合,并制定了详细的配合策略,给出了控制参数的范围。RTDS仿真结果表明,本文所提出的协调控制方法能够在系统正常运行时实现风电高渗透率地区短时剧烈风电波动的定向跨区域调节。在风电极端波动的情形下,也可以有效控制整个系统频率。

与仅通过本地发电机组和负荷进行传统的频率调节相比,本文提出的附加控制方法利用柔性直流输电技术快速灵活的控制特性,能够将某一区域风电波动引起的不平衡功率在整个网络中进行更为合理的分配,避免单个区域电网承担过大的调频压力。此外,与交流联网相比,直流互联网络可以快速精确地控制换流站的传输功率并有效维持系统电压的稳定,还能在平抑风电波动的过程中,限制波动及其他故障的影响范围。

本文所提出的跨区平抑风电波动的协调控制策略,对于我国风电的未来开发和利用具有一定的参考价值。仿真算例中的风电波动数据及趋势均以我国东北和西北风电实测统计数据为依据,符合实际情况。仿真模型中的X区域与我国“三北”地区电网相似,Y区域的特点符合西南以及华中等水电资源丰富、调节能力较强的电网,Z区域类似于华东电网。

摘要：为了充分利用西南区域和华中区域调节速度快、调峰能力强的水电资源来跨区平抑“三北”地区由于风电波动所造成的频率大幅波动,提出一种在电压源型换流器型多端直流输电(VSC-MTDC)网络中跨区域平抑风电波动的附加控制方法,并将该风电跨区调节附加控制和有功功率-频率下垂控制(P-f控制)相结合,制定了具体的协调控制策略。当风电装机容量较大的区域电网中由于风电功率波动而导致频率偏移过多时,附加控制启动,抑制该区域电网频率的继续偏移。在风电剧烈波动或者出现其他故障的极端情况下,P-f控制启动,配合附加控制实现网络中各区域电网的频率稳定。RTDS仿真结果表明,所提策略能够有效地使风电波动被其他水电资源丰富的地区所调节,且维持各互联电网稳定运行。

舟山多端柔性直流输电控制保护系统 篇3

柔性直流输电技术是当今电力电子技术应用的制高点,它是一种新型的直流输电技术,其特点是采用基于全控型器件的电压源型换流器进行直流输电[1,2]。柔性直流换流器的工作特性类似于无转动惯量的发电机,可以瞬时实现有功功率和无功功率的解耦控制,因此,其具有传统直流输电所无法比拟的诸多优点[1,2,3,4]。

1997年ABB公司成功将全控型器件引入直流输电领域,首次实现了柔性直流输电技术的工程应用[3];2010年11月,世界首个基于模块化多电平换流器MMC(Modular Multilevel Converter)拓扑的柔性直流输电工程———美国TRANSBAY工程投运;2011年5月,国内首个柔性直流输电示范工程———上海南汇柔性直流输电工程成功试运行[5];2013年12月,世界第一个三端柔性直流输电工程———南澳工程正式投运;2014年7月,世界第一个五端柔性直流输电工程———舟山工程正式投运。

随着模块化多电平换流器型高压直流输电(MMC-HVDC)的成功应用,原有的高损耗及动态均压等制约柔性直流输电技术发展的瓶颈不再存在。而柔性直流输电因其固有的技术特点,特别适用于风电等新能源接入及构筑多端直流输电系统[6,7]。因此,越来越多的国家对多端柔性直流输电技术表现出浓厚的兴趣并付诸工程实施。欧洲正在规划中的北海超级电网正是通过多端柔性直流输电系统将北海周边国家丰富的海上风电送往欧洲各国。

目前,国内外针对多端柔性直流输电系统的研究主要集中在控制保护策略上[4],而针对控制及保护系统的架构研究及工程实施则鲜见报道。文献[5]描述了南汇两端柔性直流工程控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现;文献[8]描述了柔性直流输电系统的基本控制策略、上层控制策略和保护策略。上述文献均未对多端柔性直流输电系统的功能及工程应用情况进行描述。

本文以舟山五端柔性直流输电工程为例,对多端柔性直流输电控制及保护系统的分层设计、功能配置进行了论述。最后通过现场试验对多端柔性直流控制保护系统的性能和功能进行了全面验证。

1 工程简介

舟山电网是浙江省11个地市电网中唯一的海岛电网。由于受海岛地理条件限制,各岛屿成链式分布,与舟山本岛电网联系较弱且岛内无大的电源支持,运行灵活性和可靠性较低。舟山五端柔性直流输电工程的建设显著加强了舟山诸岛间的电气联系,提高了供电可靠性。

舟山五端柔性直流输电工程分别在舟山本岛(定海岛)、岱山岛、衢山岛、洋山岛和泗礁岛建设5个柔性直流换流站,设计容量分别为400 MW、300 MW、100MW、100 MW和100 MW,直流电压等级为±200 k V,是目前世界上已投运的端数最多、电压等级最高、容量最大的柔性直流输电系统。各岛的换流站设计参数如表1所示。

图1所示为目前舟山电网的拓扑图。图中,舟山本岛和岱山岛分别接入220 k V交流系统;衢山岛、洋山岛和泗礁岛分别接入110 k V交流系统。舟山本岛、衢山岛以及泗礁岛都有风电场。另外,泗礁岛还通过±50 k V传统直流输电线路与上海电网相连。因此,舟山电网是一个同时含有多端柔性直流输电系统、交流电网、传统直流以及风电场的复杂的弱系统,且其交流、直流系统相互耦合,这对多端柔性直流输电的控制保护系统提出了更加苛刻的要求,即必须在各种运行方式下都能够稳定运行并且具有优越的暂态性能。

2 系统设计

舟山多端柔性直流控制保护系统如图2所示,其采用嵌入式软硬件技术,使用分层、分布式结构,采用面向对象的方法对应用进行更为合理的划分,使系统结构清晰、功能强大、性能优越且运行更加稳定可靠。

整个换流站控制保护系统分层设计如下。

(1)运行人员控制层。

运行人员控制层由远方调度中心通信层、集控中心层和站内运行人员控制系统组成。其中,远方调度中心通信层是将交直流系统的运行参数和换流站控制保护系统的相关信息通过通信通道上送至远方调度中心,同时将监控中心的控制保护参数和操作指令传送到换流站控制保护系统。集控中心通过远动通信或站局域网(LAN)延伸模式实现对站内设备的完整监视和控制。站内运行人员控制系统包括系统服务器、运行人员工作站、工程师工作站、站局域网设备、网络打印机等,其功能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,运行人员完成包括运行监视、控制操作、故障或异常工况处理、控制保护参数调整等在内的全部运行人员控制任务。

舟山五端柔性直流输电工程按照无人值守进行设计,其集控中心设置在岱山站。

(2)控制保护设备层。

控制保护设备层实现整个多端柔性直流输电系统的控制和保护功能。其中直流控制和保护采用了整体设计,包含了多端系统级、换流站级和换流器级控制保护功能,并集成在一台直流控制保护(PCP)主机之内。另外,控制保护层设备还包括交流站控(ACC)系统、站用电控制(SPC)设备、就地控制(LOC)设备、站间通信(TCOM)设备以及联接变压器保护(CTP)设备(三取二配置)等。

(3)现场I/O层。

现场I/O层设备主要由分布式I/O单元(DFT)以及直流测量接口(DMI)构成,其作为控制保护层设备与交直流一次系统、换流站辅助系统、站用电设备以及阀冷控制保护的接口,完成对一次开关刀闸设备状态和系统运行信息的采集处理、顺序事件记录、信息上传、控制命令的输出以及就地连锁控制等功能。

原则上,阀控(VBC)系统也属于现场I/O层设备范畴,实现直流控制保护系统与换流阀的接口。实际工程中,阀控系统一般由换流阀厂家供货。

整个换流站的控制保护系统都采用完全冗余的双重化设计,这样可确保直流输电系统不会因为任一系统的单重故障而发生停运,也不会因为单重故障而失去对换流站的监视。

3 功能设计

文献[5,8]中对两端柔性直流控制保护系统的基本功能设计进行了详细的描述,这些功能同样适用于多端柔性直流输电系统,本文不再赘述。本文基于舟山工程,对多端柔性直流控制保护系统所特有的功能进行深入描述,这些功能大幅提高了多端柔性直流输电系统的可靠性和灵活性。

3.1 多端协调控制

舟山多端柔性直流系统具备多个站之间协调控制的能力。当系统中直流电压控制站因故障退出或因过负荷失去直流电压控制能力时,控制保护系统通过站间通信或者直流电压偏差检测自适应选取接管策略,在多端系统内实现自动直流电压控制权转移以及自动功率平衡[6,7,9]。

多端协调控制的具体实现步骤为:站间通信有效时,直流电压主控站将故障信息发送至第一顺序接管站,由其接管直流电压控制权;站间通信失效时,所有功率控制站实时监测直流电压,当直流电压实时值与额定值的差值超过一定阈值后,经过适当延时,所有功率站根据容量按照优先级依次实现直流电压接管控制。功率站接管直流电压控制后,其指令值维持额定电压或者当前运行值不变,实现直流电压的无偏差接管,提高多端直流系统的可靠性和可用率。

多端柔性直流系统的协调控制策略也大幅提高了舟山工程运行方式的灵活性,可以实现从五端到单端共26种运行方式的自动转换。

3.2 直流侧主动充电

柔性直流工程中,无源端的换流阀通过有源端进行预充电,子模块电压最多只能充到额定电压的1/2。如果按照正常解锁逻辑,解锁瞬间会产生非常大的直流过电流。舟山工程中采用了直流侧主动充电策略,解锁瞬间所有子模块处于投入状态,此时上下桥臂的模块电压之和等于直流侧电压,不会产生解锁冲击电流。随后逐渐减少桥臂中的导通子模块个数,最终每个桥臂中的导通子模块个数为n/2(其中n为每个桥臂的工作子模块总个数),自然过渡至正常运行时参考电压为0的状态。通过每次仅减少数个导通子模块并等待子模块电压稳定后再继续减少导通数量,可将桥臂中的电流控制在很小的状态[2]。

直流侧主动充电步骤如下:

a.换流器直流侧不控充电稳定后,以导通所有子模块的方式解锁换流器;

b.按照一定运行周期,将各桥臂的导通子模块数量逐步减少至n/2,逐步减少数量Δn使其满足Δn=min(Δnset,N-n/2)[2],其中Δnset为每个运行周期内导通子模块的增加数量整定值,N为每个桥臂总的模块数量;

c.保持各桥臂导通子模块个数恒定。

3.3 快速负序控制

快速负序控制是一种基于故障负序电压叠加的控制方法,本方法是通过检测网侧电压中负序成分,将负序成分作为控制器输出前馈环节,直接叠加到控制输出最终参考电压,达到减少故障负序电流目的[9,10,11,12]。

设定原始输出参考电压为ur+,下标r表示参考电压,上标+、-分别表示正序和负序,原始输出参考电压一般按照矢量控制设计,详细设计过程参见文献[12],本文不再赘述,则快速负序控制原理图见图3,图中参数定义见文献[12]。

输出参考电压最终变换到abc三相坐标,变换之前采用αβ静止坐标系可表示为u+rαβ,网侧电压负序成分转化到相同的αβ静止坐标系下表示为u-rαβ。

最终输出电压可以表示为:

其中,u+rαβ为控制器原始输出;u-rαβ为负序电压叠加成分。

将得到的控制输出电压urαβ,经过αβ/abc坐标转换至三相坐标下,得到最终的输出参考电压urabc,经过调制环节[12]后得到换流器触发脉冲。

使用上述方法不仅可以消除故障电流中的负序分量,而且又避免了负序电流分解环节[12],以及负序电流分解和在线计算延时给控制系统的动态响应带来的不利影响,省去了负序电流控制环参数设计过程[13,14,15,16,17]。

3.4 在线联网转孤岛运行

舟山多端柔性直流和交流系统并联运行后,舟山电网存在单站进入孤岛运行以及多站同时进入孤岛运行的可能性。某一个换流站从联网运行转为孤岛运行时,需要在线判断转为孤岛运行的时刻,然后从正常运行时的有源控制方式平滑切换到孤岛运行控制方式[18],转换判据是通过检测柔性直流换流站的交流侧电压的频率变化情况实现的,即检测到频率变化量Δf>F_set(F_set为整定值)时,判断进入孤岛状态。一般情况下,交流系统扰动的频率变化量不会超过0.2 Hz。通过对舟山电网的仿真及故障扫描,在保留一定裕度的情况下,确定F_set为0.5 Hz。

除了检测频率变化量之外,为避免系统误进入孤岛运行状态,要求上述检测判据还需躲开网侧交流三相接地瞬时性故障及其恢复的过程。因此,在上述判据的基础上,增加了辅助性判据,即网侧交流电压低于一定阈值时,屏蔽孤岛检测功能。

4 现场试验

4.1 多端协调控制

本试验在容量最大的定海站进行,模拟定海站运行期间由于水冷限负荷启动,失去直流电压控制能力后,岱山站接管直流电压控制权。

图4为定海站失去直流电压控制瞬间波形,图5为岱山站接管直流电压控制权瞬间的波形,可以看出整个多端直流系统在直流电压控制权转移过程中运行平稳。

4.2 直流侧主动充电

岱山站模拟无源端,定海站通过直流线路对岱山站的换流阀进行直流侧主动充电,每50 ms上、下桥臂分别减少1个导通子模块,直至上、下桥臂导通子模块个数均为125个,得到的现场试验波形见图6,其中子模块电容电压为标幺值。

图4—6所示结果表明,在主动充电过程中,6个桥臂的子模块电容电压逐渐升高至稳态,该过程对换流器以及直流网络的扰动均较小,不会出现过电流现象[19]。

4.3 快速负序控制

在定海站模拟单相接地故障以验证3.3节所述快速负序控制的有效性。快速负序控制试验模拟交流侧c相发生100 ms单相接地故障,c相开关跳开后1 s重合,试验前定海站向直流侧输送有功功率52 MW,图7为故障期间c相开关跳开后的波形。

从以上结果可以看出,故障期间,网侧c相开关跳开后,网侧c相电流为0,直流正、负极电压无扰动,多端柔性直流系统维持运行,不受影响。故障1 s后c相开关重合成功,多端柔性直流系统继续稳定运行。

4.4 在线联网转孤岛运行

在线联网转孤岛运行试验在衢山站进行,通过分开换流站交流侧进线开关模拟衢山站和交流系统失去联系后的异常状态(带少量负荷),检验衢山站以及整个多端直流系统是否能正常运行。

试验前定海站控制直流电压,衢山站处于交流联网运行状态,控制方式为定功率控制。交流侧开关断开后,衢山站通过检测交流系统频率变化情况,自动转换为孤岛运行状态,控制模式从定功率控制状态平滑切换到孤岛控制(定交流电压和定频率控制),作为唯一电源对负荷进行供电[20]。

图8为衢山站检测到孤岛运行状态后从有源控制方式转换到孤岛控制瞬间的波形。

从图8可以看出,衢山站直流电压和输出阀侧交流电压在转换前后无变化,实现了从有源控制方式平滑切换至孤岛控制方式。

5 结语

本文介绍了多端柔性直流输电控制保护系统的系统组成、硬件配置以及功能设计。详细描述了多端柔性直流输电系统协调控制、快速负序控制、直流侧主动充电以及在线联网转孤岛运行等策略。现场试验结果表明,多端柔性直流控制保护系统能实现工程所需的各项控制功能,提高多端柔性直流输电系统的可靠性和灵活性。控制器在稳态和暂态过程中都具有优良的调节特性,适合多端柔性直流输电工程的应用。舟山多端柔性直流输电工程的投运,极大提高了舟山电网的运行灵活性和可靠性。但是由于MMC拓扑不具备直流故障自清除能力,因此有必要继续开展直流故障快速恢复的功能研究。

摘要：对多端柔性直流输电控制及保护系统的分层设计及其功能配置进行了描述。介绍了多端柔性直流输电系统中多站之间的协调控制功能,即当直流电压控制站失去直流电压控制功能后,通过设计的基于站间通信和直流电压偏差检测的自适应策略,可以实现其余功率站的直流电压无偏差接管。介绍了工程采用的快速负序控制、直流侧主动充电以及在线联网转孤岛运行等控制功能设计。最后给出的部分现场试验结果证明了多端柔性直流输电控制保护系统可以很好地满足舟山五端柔性直流输电工程的需求。

多端柔性直流电网 篇4

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)

[3]Boon-Teck Ooi, Xiao Wang.Voltage angle lock loop cont rol of the boost type PWM converter for HVDC application[J].IEEE Transactions on Power Delivery, 1990, 5 (2) :229-235

[4]Weixing Lu, Boon Teck Ooi.Multiterminal LVDC system for optimal acquisition of power in wind-farm using induction generators[J].IEEE Trans on Power Elect ronics, 2002, 17 (4) :558-563

[5]Steffen Rohner, Steffen Bernet.Modulation, Losses, and Semiconductor Requirements of Modular Multilevel Converters[J].IEEE Trans.on Industrial Electronics, 2010, 57 (8) :2633-2642.

多端柔性直流电网 篇5

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。

多端柔性直流电网 篇6

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

多端柔性直流电网 篇7

本文选取舟山多端柔性直流输电示范工程配套试验能力建设项目为研究对象,通过对其柔性直流电缆试验场周边环境的实地测量,探析柔性直流电缆试验场周边环境影响特性。

1 项目概况

舟山 ± 200 k V五端柔性直流输电工程是目前世界上成功投运的第1 个五端柔性直流输电工程,也是世界上电压等级最高、端数最多、单端容量最大的多端柔性直流输电工程。本次研究对象属舟山 ± 200 k V五端柔性直流输电工程技术储备项目,目前舟山多端柔性直流输电示范工程配套试验能力建设项目中柔性直流试验场已开展国内首根200 k V柔性直流电缆预鉴定试验。该试验旨在加强下辖诸岛电气联系,增强网架结构,提高供电可靠性,解决海上风电等新能源灵活接入、电缆充电功率和冲击性负荷带来的稳定性及电能质量问题。

柔性直流电缆试验场内在运行主要设备为1200 k V /50m A直流高压试验装置1 套,主要用于电力电缆进行型式试验、预鉴定试验、极性反转试验和直流叠加冲击电压试验,可为500 k V及以下直流输变电设备耐压试验提供电源; 另热循环系统1 套,可为电缆系统提供加热功率,主要用于电缆试样导体线芯的加热。其中1200 k V/50m A直流发生器承担着提供试验线段电压的重任,将用于试验线段的电晕特性和环境影响以及部分设备的在线考核等用途,是基地的关键试验设备之一。直流发生器本身的电晕与将来试验研究结果的准确性紧密相关,电晕的强烈程度直接取决于发生器部件的表面场强分布[4]。

2 工程环境影响监测

2. 1 环境本底值[5]

本工程合成场强最大值监测结果为0. 25 ~0. 45 k V / m,合成场强80 % 监测结果为0 . 19 ~0. 36 k V / m; 直流磁场强度为48 . 1 ~ 49 . 4 μT之间; 频率为0. 5 MHz的无线电干扰值为39. 4 ~52 . 4 d B( μV / m) 。

2. 2 测量项目

本次研究选取了工频电场、工频磁场、合成场强、直流磁场、无线电干扰、噪声为测量项目。

2. 3 测量仪器

测量仪器及相应的技术参数见表1。

2. 4 测量布点

项目监测布点见表2 和图1。

2. 5 测量期间设备运行工况

设备运行情况见表3、4。

2. 6 测量天气条件

测量天气选择晴天、良好天气测量,避免大风、雨、雪、冰雹等天气的影响。

2. 7 测量结果

测量结果见表5 ~ 7。

由表5 ~ 7 可见,柔性直流电缆试验场四周的合成场强强度与环境本底值基本一致。

柔性直流电缆试验场四周的工频电场、工频磁场、直流磁场强度、无线电干扰强度、噪声均小于相应标准限值要求。

3 结论

作为国内率先开展的柔性直流电缆预鉴定试验,通过对舟山多端柔性直流输电示范工程配套试验能力建设项目中柔性直流试验场周围环境的实测,得出的结果表明: 柔性直流试验场对周围的电磁辐射环境影响较小。其中工程产生的合成场强对周围环境的影响是可以忽略的; 工程产生的工频电场、工频磁场、直流磁场、无线电干扰强度、噪声远小于相应标准限值要求。

参考文献

[1]肖浩,裴泽阳,高桂革,等.浅析柔性直流输电关键技术及其前景展望[J].电器与能效管理技术,2015,1(17):32-38.

[2]刘隽,何维国,包海龙.柔性直流输电技术及其应用前景研究[J].供用电,2008,25(1):6-9.

[3]刘兵,阮江军,韩海宏,等.柔性直流输电系统电磁环境分析[J].高电压技术,2009,35(11):2747-2752.

[4]苏明虹,孙伟,赵刚,等.特高压双极直流电压发生器的电场分布计算与优化[J].高压电器,2008,44(5):402-405.