多端柔性直流输电

关键词： 柔性 直流 输电 技术

多端柔性直流输电（精选九篇）

多端柔性直流输电 篇1

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。

多端柔性直流输电 篇2

在风电场大规模集中并网应用方面，柔性直流输电技术相对于常规交流输电技术具有以下优势：

(1)风电场以直流形式连接电网，送、受端系统隔离，可避免故障在电网及风电场间传播，防止系统电压大幅振荡、功角失稳及风电场失速。

(2)可以对无功功率进行动态控制，提高并网系统电压稳定性，抑制并网风电场电压波动和闪变，改善并网系统电能质量。

(3)可精确控制有功潮流，为风电场提供优异的并网性能，提高并网系统暂态稳定性。

多端柔性直流输电 篇3

关键词：柔性直流输电；电压源换流器；输电线路；智能电网；电力事业 文献标识码：A

中图分类号：TM721 文章编号：1009-2374（2015）18-0143-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.18.072

1 柔性直流输电技术的特点及其研究现状

柔性直流输电是一种新型的直流输电技术，CIGRE和IEEE将之定义为VSC-HVDC，其中VSC为电压源换流器，它在工业驱动装置上的应用十分广泛，HVDC为高压直流输电，它是ABB公司在50多年前研发的一项技术，主要作用是提高远距离输电效率。

1.1 VSC-HVDC的系统结构及其工作原理

从图1中可以清楚地看到，该系统主要是由VSC、滤波器（交流）、电抗器、直流输电线路、电容等元件构成。其中VSC为核心部件，它是由换流桥和直流电容器构成的。

1.1.2 系统运行原理。在VSC-HVDC系统当中，按照其主电路的拓扑结构及开关器件的类型，可采用SPWM（正弦脉宽调制）技术，通过该技术在调制参考波与三角载波进行比较，若是前者的数值比后者大，则会触发上桥臂到导通并关断下桥臂，如果前者的数值小于后者，则会触发下桥臂开关导通并关断下桥臂。因参考波的幅值及相位可利用脉宽调制技术实现自动调节，故此VSC的交流输出电压基频分量的幅值及相位也可通过脉宽进行调节。

1.2 VSC-HVDC的特点分析

大体上可将VSC-HVDC的特点归纳为以下六个方面：

1.2.1 VSC-HVDC系统中的换流站独立对有功及无功功率进行控制，由此不但实现了有功与无功功率的四象限运行，而且控制非常方便和灵活。

1.2.2 换流站之间无需通讯，各个站能够独立控制运行。

1.2.3 不需要在线路间增设无功补偿装置。

1.2.4 开关频率高、滤波装置的容量较小，无需设置专门的换流变压器。

1.2.5 新型直流电缆的应用使其能够适应多种恶劣的环境。

1.2.6 采用先进的模块化设计，使其本身的体积较小，有效节省了占地面积，且便于安装。

综上，与传统的直流输电系统相比，VSC-HVDC的可控性更高，对线路中潮流的控制更加方便，对扰动的响应速度更快，更适合用于中小功率和远距离输电。

1.3 VSC-HVDC技术的研究现状

VSC-HVDC技术自问世以来便受到了业界的广泛关注，一些专家学者也加大了对其的研究力度。ABB和SIEMENS等多家公司对VSC-HVDC的技术特点及设备研发进行了深入的研究，并承担了一些实际工程的建设。与国外的发达国家相比，我国在VSC-HVDC应用方面的研究起步较晚，但在国家的大力支持下，近几年来在该领域取得了显著的研究成果。有的专家对VSC-HVDC系统的数学模型、控制策略及试验系统进行了研究；有的专家对VSC-HVDC系统的暂态建模进行了研究；有的专家对VSC-HVDC技术在城市电网中应用的可行性进行了研究。诸如此类研究还有很多，限于篇幅在此不一一介绍。

2 柔性直流输电技术的应用前景展望

由于VSC-HVDC技术所具备的诸多优点，使其在风电场并网、海上平台等方面获得了广泛应用。其在未来一段时期的应用方向主要集中在以下三个方面：

2.1 在城市电网增容及直流供电中的应用

近年来，随着我国经济的快速发展，城市化进程逐步加快，这使得城市电网的负荷出现了持续增长的态势，人们对供电可靠性和电能质量的要求也越来越高。由于国内大部分城市的电网均是以交流输电为主，在当前的形势下，电网面临的困难和挑战越来越大，如城市电网电能传输通道资源日渐紧张、供电容量激增导致短路电流超标、土地资源紧缺导致输变电站站址选择困难。由于VSC-HVDC技术所产生的谐波含量要明显少于传统的直流输电，加之其能够对有功和无功功率进行快速控制，将其应用到城市电网当中，必然能够使供电质量获得显著改善。同时VSC-HVDC的电缆为埋地式直流电缆，工程建设中不需要设置输电走廊，既能够满足城市电网的增容目的，又不会对城市市容造成影响。此外，换流站本身的占地面积较小，可大幅度节约土地资源。上述的这些优点，使VSC-HVDC技术在城市电网增容扩建中具备了一定的应用优势，这也成为未来一段时期该技术应用的主流发展方向。

2.2 替代交直流联网

从国内目前的总体情况上看，西部具有能源多、负荷少的特点，将近90%的水电集中在西部地区；东部则具有能源少、负荷多的特点，相关调查数据结果显示，东部七省的电力消费约占全国的40%以上。由上述分析不难看出，我国东西部的能源和负荷严重失衡，正因如此，使得大容量、远距离输电尤为必要，这也是特高压直流输电工程不断增多的主要原因之一。相关研究结果表明，传统的直流输电对接入电网的短路容量要求较高，并且需要额外配置大量的无功补偿装置。与此同时，随着大量特高压直流线路接入电网，使得传统直流输电系统出现了各种新的问题，如换相失败、多条直流并入电网后互相影响等。从理论的角度上讲，VSC-HVDC对接入的交流电网无任何特殊要求，可实现各种形式的交直流联网，由此对电网运行稳定性所产生的影响十分轻微，可忽略不计。从目前VSC-HVDC系统的输送容量上看，其主要受VSC容量和直流电缆耐受电压的限制，由于尚未研发出适用于大电流开断的直流断路器，故此，VSC-HVDC系统的主流侧故障自清除能力相对较差，若是在直流侧发生短路故障，则必须对交流断路器进行切除，并对整个直流系统进行闭锁处理，由此会导致故障恢复时间延长，所以不宜采用架空输电线路，而更适合电缆输电。为了使VSC-HVDC满足实际应用需要，其必须向大容量、长距离方向发展，在这一过程中，应当突破以下技术障碍：（1）改变VSC的材质，可利用碳化硅替代二氧化硅，并对其封装材料的绝缘性和耐热性进行改进，以此来突破容量的限制；（2）加大对大电流直流断路器的研发力度。一旦上述技术障碍得以有效突破，相信在不久的将来，VSC-HVDC势必会替代传统的直流输电系统承担其大容量、远距离输电的任务。

2.3 在孤立负荷供电方面的应用

由于VSC-HVDC能够对无缘网络进行直接供电，且没有最低输送有功功率的限制，故此可将之应用于远方孤立负荷的供电。以南方电网为例，在其区域内存在一些较为偏远的海岛等孤立负荷主网，其交流供电的困难较大，一般都是采用柴油机组就地发电，这种方式不但成本高，而且对环境污染大，不符合节能环保的要求。将VSC-HVDC應用于这些孤立负荷的供电，可使上述问题获得有效解决。

3 结语

综上所述，柔性直流输电是一项极具应用优势的电力技术，它的出现进一步促进了新能源使用的发展，该技术现已成为海上风电唯一的并网方法，不仅如此，它的应用还可以使电压和电流更容易达到电能质量的相关标准。由此可见，柔性直流输电技术的应用前景一片光明。在未来一段时期，应当重点加大对柔性直流输电技术相关方面的研究力度，并对现有的技术进行不断改进和完善，使其能够更好地为电网发展服务，这对于推动我国电力事业的发展具有非常重要的现实意义。

参考文献

[1] 马国鹏，李广凯.向无源网络供电的VSC-HVDC调节特性研究[J].电网技术，2012，（8）.

[2] 姜燕.基于VSC-HVDC并网风电场的暂态电压稳定性研究华北[D].电力大学，2013.

[3] 陈海荣.交流系统故障时VSC-HVDC系统的控制与保护策略研究[D].浙江大学，2012.

多端柔性直流输电 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.

多端柔性直流输电 篇5

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。

多端柔性直流输电 篇6

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。

多端柔性直流输电 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.

多端柔性直流设备探究 篇8

随着社会经济的发展, 用户对可靠性及供电质量的要求与日俱增, 配电网层面的改革需要进行智能化的发展, 也因此受到关注, 可以说, 配电网智能化是未来发展的趋势和潮流。作为电网建设的重点, 除了要加强配电自动化整体建设外, 还要集中在较大的城区配电网。总体而言, 一次二次设备的基础规模都比较大, 整体投资相对较多, 但相比较而言, 城市电网发展较发达, 设备运用更加合理, 一方面由于城市人口众多, 政治经济地位显著, 另一方面, 城市电网的投资相对电力企业性价比更高。相比而言, 农村配电网建设相对落后, 馈线一般仍为辐射状结构, 末端联络线较少, 结构可靠性较低, 若进行大规模的自动化升级, 将更加难以回收投资。但不久的将来, 随着电气设备成本的降低。电子设备的更加先进和智能, 未来大规模应用智能设备的时代终将来临, 因此, 文章提出一种适合中压配电网优化运行的多端柔性直流设备, 并对其应用方法进行初步探究。

2 多端柔性直流设备及其工作原理

典型的配电网多端柔性直流装置 (MFDC) 的拓扑结构如图1 所示, 以三端装置为例。

如图1, MFDC内部三个电压源换流器 (Voltage Source Con-verter, VSC) 通过同一条直流母线相连;装置外部有三个交流端子, 分别与三条中压交流馈线的末端相连。在馈线普遍形成联络结构的城市电网中, 多条馈线的末端往往在开闭站内相连, 如图2 所示。MFDC在配电网中的安装位置与开闭站相同, 可以直接利用已有开闭站的外部设施。而对于联络较少的农村配电线路, 安装MFDC相当于直接增加了“柔性”的开闭站, 使得馈线之间形成联络。

图1 与图2 所示结构使得相邻的交流馈线之间形成了新的功率供给路径。基于VSC的外部特性, 有功功率和无功功率的控制是解耦的, 即对于n端的MFDC, 有n-1 个有功功率变量可控, 同时有n个无功功率变量可控。同时, 对于接入MFDC的一组馈线, 其对于潮流的控制是连续的。MFDC的潮流连续可控特性是其应用的基础。当前的中压配电线路即使已经具备了较高的配电自动化水平, 其潮流的控制也只是依靠网络重构实现。在这个过程中, 开关的操作速度、频率由于开关动作损耗的原因而受到约束, 都使得其潮流控制的灵活性远低于MFDC。下面将具体分析MFDC在配电网中的应用的效果。

3 应用效果分析

3.1 建设环境

随着城区建设改造力度的加大, 中心城区用电负荷快速增长, 但电网在建设过程中受外界影响十分严重:一是电力设施建设用地选址难、征地难。随着城市建设的进一步发展, 电力设施建设用地选址难、征地难的矛盾日益突出, 变电站建设进度得不到保证, 供电压力无法有效缓解。二是电力线路建设困难。电力线路建设过程中线路走廊选择困难, 实施时阻力较大, 造成线路建设进度迟缓或110k V变电站建成后送出困难, 过负荷线路无法尽快解决。三是外力破坏引发的故障占电网故障总数比例从2007 年的51.2%上升至2009 年的66.7%, 对电网安全运行和国民经济发展造成严重影响。

3.2 提高可靠性和线路负载率

(1) 电网规划没有纳入各级政府的城市整体规划与土地利用总体规划之中, 造成规划脱节, 实施被动, 建设艰难。变电站建设选址、选线始终处于“一事一议”的状态。项目征地和建设过程中没有政府部门的统一协调, 推进困难, 支持电网长远发展的工作机制亟待形成。 (2) 电网规划与城市规划尚未形成有机互动。电网规划作为城市规划的重要组成部分, 必须服从于、服务于城市总体规划, 并随着城市功能定位的调整及时修订。与传统故障恢复过程相比, 基于MFDC的恢复操作有两大优点:a.由于负荷转移是即时的, 不需要先跳开故障线路出口断路器, 因此不会出现短时停电;b.负荷可以由其他馈线按照某种优化原则转带 (例如负载最均衡) , 且通过MFDC的潮流控制很容易实现。因此, MFDC可以实现配电网的闭环运行, 并克服短路电流约束问题, 提高系统可靠性。

3.3 改善电压与电能质量

(1) 具有充足的供电能力, 能满足国民经济增长和城市社会发展对负荷增长的需求, 有利于电力市场的开拓和供售电量的增长。 (2) 网架结构坚强合理、分层分区清晰, 有较强的适应性, 并具备一定的抵御各类事故和自然灾害的能力。 (3) 高压配电网与上级输电网相协调;各级变电容量相协调;有功和无功容量相协调;二次规划与一次规划相协调;各级短路水平控制在合理范围。 (4) 输、变、配电投资规模达到经济合理、比例适当, 更好地体现配电网的社会效益和企业效益。 (5) 设计标准规范, 设备优良可靠、智能化水平高, 技术先进适用, 体现区域差异, 技术经济指标合理, 与社会环境相协调。 (6) 规划电网及设备应具有较强的扩展性, 满足建设统一坚强智能电网的要求。

3.4 无功补偿原则

(1) 无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置。可采用分散和集中补偿相结合的方式:分散安装在用电端的无功补偿装置主要用于提高功率因数、降低线路损耗;集中安装在变电站内的无功补偿装置有利于稳定电压水平。 (2) 装设在变电站处的电容器的投切应与变压器分接头的调整合理配合。 (3) 大用户的电容器应保证功率因数大于规定的数值, 并不得向系统倒送无功。 (4) 应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置, 以利于全网无功补偿装置的优化投切。 (5) 在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。

4 结束语

多端高压直流输电系统保护动作策略 篇9

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等于第n电压等级线路对应电压的换流站执行再启动逻辑。如果故障的第n电压等级线路属于逆变站间的直流线路,则可以采取对应的整流站执行第2类再启动逻辑;分析过程及条件同第2.3.2节。< p=""> 等于第n电压等级线路对应电压的换流站执行再启动逻辑。如果故障的第n电压等级线路属于逆变站间的直流线路,则可以采取对应的整流站执行第2类再启动逻辑;分析过程及条件同第2.3.2节。<>

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。

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