柔性直流装置（精选八篇）
柔性直流装置 篇1
关键词：柔性直流输电,子模块,三重冗余,接口装置
0 引言
模块化多电平柔性直流输电 (MMC-HVDC) 是一种基于电压源型换流技术 (VSC) 的新型高压直流输电技术[1,2]。除了具有传统高压直流输电优点外, 柔性直流输电系统还可直接向远距离的小型孤立负荷供电, 连接分散电源, 运行控制方式灵活多变, 可实现有功功率和无功功率的解耦控制, 提高电能质量[3]。因此, 柔性直流输电技术在孤岛供电、城市电网供电、分布式能源并网等方面具有良好的应用前景[4]。
采用模块化多电平技术路线的柔性直流输电换流阀由功率子模块串联组成, 系统电压等级越高, 每桥臂需要串联的子模块个数越多, 一般来说, 需要几百甚至几千个子模块串联[5]。由于子模块接口装置直接控制功率子模块, 因此子模块接口装置的可靠性直接关系着换流阀的运行安全。本设计的子模块接口装置其接口控制单元采用三重冗余设计, 增加了一套冗余控制单元, 同一接口单元中任意一个或两个接口控制板发生故障, 均不影响系统的正常运行。与传统的两重冗余系统相比, 大大减少了因控制系统故障导致系统停运的次数, 提高了系统运行可靠性。装置采用模块化的硬件设计, 能够根据具体工程需要进行配置, 可满足不同容量MMC-HVDC工程需求。
1 硬件设计
子模块接口装置与其它设备的信号连接关系如图1所示。
设计的FCK303型子模块接口装置采用6U高度机箱, 共包括8个接口单元, 每个接口单元可控制16个功率子模块, 一个装置可控制128个子模块。
FCK303控制单元硬件设计为接口控制板, 安装在机箱正面, 每个接口单元中包含3个冗余的接口控制板, 如图2所示。
FCK303机箱前后均可安装插件, FCK303与功率子模块的接口为光纤接口, 位于机箱背面, 与桥臂控制器的接口采用光纤接口, 位于机箱正面 (接口控制板上) 。
1.1 接口单元
每个子模块接口单元由2个光收发板 (LER) 、3个接口控制板和背板信号转接端子组成, 如图3所示。其中背板位于机箱中部, 3个接口控制板从机箱前面插在背板上, LER板从机箱背面插在背板上。两个LER板左右排放, 占用两列插件位置, 3个接口控制板上下排放, 占用1列插件位置。
1.2 光收发板
每个光收发板 (LER) 连接8个子模块, 与每个子模块分别用两根光纤连接, 一根发送, 一根接收。
光收发板主要实现的功能包括:光电信号转换;接口控制板的“三取二”、“二取一”、“一取一”信号选择。
每块LER板都有两个CPLD芯片, 各处理4个子模块的控制信号选择和发送。共有8收8发16路光纤接口, 接收信号经过光电隔离后直接接到3个接口控制板上, 极控控制系统发出的信号要先经过CPLD进行逻辑处理 (主要是“三取二”、“二取一”、“一取一”的逻辑) , 再通过发光管接到子模块。
图4为光收发板的结构框图, 仅画出了1对收发信号, 其余7对收发信号的连接方式与此相同, 每4个光发射口连至一个CPLD, 每个光接收口分别进行电气隔离连至三个接口控制板。
1.3 接口控制板
接口控制板实现的功能包括:对16个子模块的光通信编/解码 (经过背板和光收发板) ;与桥臂控制单元的数据通信接口实现;通过一路以太网接口向监控后台传送监控信息。
接口控制板结构如图5所示。接口控制板采用FPGA作为核心处理单元, 型号为EP3C40, 光通信的编/解码工作通过FPGA完成, 是连接光收发板所接的16个子模块到桥臂控制单元的中转环节;通过2收2发光纤与桥臂控制机箱进行通信。
为方便调试, 采用一片ARM芯片作监控处理, 型号为LM3S9B96, 从ARM上引出1路RS-485接口, 1路以太网接口。ARM与FPGA之间通过数据总线和地址总线进行数据交互。
1.4 电源板
电源板负责装置的电源分配, 输入输出都为24VDC, 通过背板为接口控制板和LER板供电, 结构如图6所示。
2 软件设计
2.1 冗余逻辑
子模块上传的信息在LER板上经信号转接, 分成3路分别发送给3个冗余的接口控制板, 3个接口控制板下发的控制指令和使能信号CTRL-EN都发送到LER板的CPLD, 经CPLD进行冗余逻辑处理后, 选择一路控制指令发送到子模块。因此, 冗余逻辑的处理在LER板的CPLD中完成。
接口控制板对自身的工作状态进行自检, 并通过控制使能信号CTRL-EN把自检结果发送到LER板的CPLD。控制使能信号CTRL-EN为“1”表示该接口控制板工作正常, 否则, 表示该接口控制板故障, CPLD认为其输出的控制指令无效。
当3个接口控制板都工作正常时, CPLD对控制指令输出执行“三取二逻辑”, 即输出三个值里面至少两个相同的值, 其逻辑组合如表1所示, 其中1表示与其余系统值相同, 0表示与其余系统值不同;当任意一个接口控制板故障时, CPLD执行“二取一逻辑”, 按照控制系统优先级选择输出值, 优先级顺序设置为:控制板1>控制板2>控制板3, 其逻辑组合如表2;当任意两个接口控制板故障时, CPLD执行“一取一逻辑”, 其逻辑组合如表3。
当3个接口控制板都工作正常时, 有可能出现三个冗余系统的输出都不一致的情况。发生这种现象时, LER板的CPLD会发送错误信号ERR到接口控制板, 并且丢弃本次数据, 仍将上一控制周期的控制指令发送给子模块。如果三个冗余系统的输出都不一致的情况超过连续20个控制周期, 则LER板会向阀控系统发送紧急故障信号MFAULT, 申请换流阀闭锁。
2.2 软件流程
设计的子模块接口装置的软件处理流程如图7所示。冗余逻辑选择流程如图8所示。
系统的控制周期设计为30μs, 各控制单元的时序分配如图9所示。
3 试验验证
设计的子模块接口装置装配在许继集团自主研制的MVCE200型柔性直流输电阀控设备上, 控制周期为30μs, 每个桥臂装配2个子模块接口机箱, 单桥臂共连接子模块256个, 电平数为257。在阀控动模试验平台和RT-LAB数字物理混合测试平台上通过所有试验项目的测试。试验中, 通过拔光纤或断电制造任意一个或两个接口控制板故障, 系统仍可正常运行, 实测子模块接口装置的输出逻辑与设计相符。
(1) 子模块AD采集与数据转换 (2) 子模块向LER板发送电容电压与运行状态信息 (3) LER板将8个子模块数据打包发送给3个冗余系统的接口控制板 (4) 接口控制板将16个子模块数据发送给上层控制系统 (5) 上层控制系统进行电容电压排序等数据处理算法, 并产生每一个子模块的控制指令 (6) 接口控制板接收并转发所控16个子模块的数据 (7) LER板接收3个冗余控制指令, 并经逻辑选择后, 将控制指令发送至每一个子模块 (8) 子模块执行控制指令
4 结语
实际测试结果表明, 所设计的子模块接口装置中任意一个或两个接口控制板发生故障, 均不影响系统的正常运行, 相比一般采用的两冗余系统, 大大提高了系统可靠性。模块化设计的硬件配置, 可以很方便地进行组合, 满足各种电压等级的柔性直流输电系统要求。
参考文献
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柔性直流装置 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。
多端柔性直流设备探究 篇3
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
柔性直流输电技术及其示范工程 篇4
1 柔性直流技术的基本原理
柔性直流输电系统的原理图如图1所示。
假设换流电抗器是无损耗的且忽略谐波分量, 则柔性直流输电系统的等效简化如图2所示。
换流器和交流电网之间传输的有功功率P及无功功率Q分别为
式中:Uc为换流器输出电压的基波分量;Us为交流母线电压基波分量;δ为Uc和Us之间的相角差;X为换流电抗器的电抗。
由式 (1) 和式 (2) 可以看出, 有功功率的传输主要取决于δ角, δ角的正负决定了VSC是处于整流运行方式还是逆变运行方式, 即有功功率的传输方向;δ角的大小决定了传输有功功率的大小。无功功率的传输主要取决于Uc, Uc的正负决定了VSC是处于感性运行方式还是容性运行方式, 即无功功率的传输方向;Uc的大小决定了传输无功功率的大小。
2 柔性直流输电的技术特点
柔性直流输电与传统HVDC进行比较, 柔性直流输电技术具有以下特点。
1) 在结构上, 传统HVDC通过换流变压器同电网连接, 柔性直流输电则通过小型电抗器与电网相连, 只有在直流电压同电网电压不相匹配时才加换流变压器;传统的HVDC需要加电容器或者调相机等进行无功补偿, 柔性直流输电则只需要尺寸很小的滤波器, 如控制方式效果良好甚至可以取消滤波器;传统HVDC在直流侧采用平波电抗器抑制直流电流变化时的上升速度, 减少直流线路中电压和电流的谐波分量, 柔性直流输电采用VSC技术, 直流侧采用电容器滤波。
2) 在应用场合上, 柔性直流输电可用于向无源网络供电。如小岛, 钻井平台等远离电网的负载, 在距离超过50~100 km以上或者传输功率过大时, 采用交流电缆变得不可行, 而传统HVDC因占地面积大而难以实施。在柔性直流输电技术出现以前, 小岛和钻井等地往往采用代价昂贵的本地柴油发电, 成本高, 且对环境造成污染, 采用了柔性直流输电技术后, 可以从电网直接输送电能至这些负荷区, 降低了成本, 减小了占地面积和对环境的污染。传统HVDC往往用于大容量电能传输, 在中、小容量电能传输成本方面, 柔性直流输电更具有竞争力。柔性直流输电灵活的潮流控制能力使其具有系统中静止无功补偿器 (SVC) 或者静止同步补偿器 (STATCOM) 的功能, 两端换流站可以各自独立地调节交流电压, 在系统故障情况下, 其控制交流电压的能力对于稳定电力系统更有利。传统HVDC要求所连接电网的短路容量足够大, 柔性直流输电则可以用于短路容量小的系统, 甚至是无源网络。
3) 在控制方式上, 传统HVDC靠控制无功补偿器, 如电容器的投切达到无功补偿的目的, 其控制方式比较复杂, 且成本较高。柔性直流输电系统中的VSC本身可以自由控制有功和无功功率, 甚至可以使功率因数为1, VSC的这种调节能够快速完成;柔性直流输电可以自由控制输出交流电压的幅值和频率, 可将变压器一次电压稳定在常数值, 在系统发生短路故障时能通过调节输出电压来降低短路电流, 有利于提高系统稳定性;柔性直流输电系统两个站之间不需要快速通信联系, 每个站可以独立控制。
3 上海南汇柔性直流输电示范工程的换流系统参数
上海南汇柔性直流输电示范工程 (下称本示范工程) 将柔性直流输电技术应用于南汇风电场与主网并网的试点研究, 可为以后的风电场和孤岛电网并网提供技术支撑和相关运行经验。
3.1 本示范工程的传输容量
本示范工程的柔性直流输电容量按照南汇风电场的现有容量进行选择。
南汇风电场总装机容量为16.5 MW, 共有11组风力发电机, 风力发电机组稳态运行时的功率因数为1.0, 因此南汇风电场侧换流站的最大输送容量为16.5 MW。考虑到风电场调压要求, 按照换流站实现功率因数0.85计算, 换流站容量设计为19.4 MW。考虑本期工程为示范工程, 确定柔性直流输电系统传输容量为20 MW。这样不仅可以提高整个输送通道的供电可靠性, 当并列运行的交流线路出现故障或退出运行时, 柔性直流输电可以快速地承担全部的功率输送, 而且可起到良好的电压动态支撑作用, 可以解决因为系统侧电压波动和风力发电机出力波动所带来的电能质量问题, 有利于稳定电网电压, 提高系统稳定性。
3.2 本示范工程的直流电压等级
本示范工程传输容量为20 MW, 若选取不同直流电压, 则柔性直流输电系统换流站部分器件的稳态电气特性如表1所示。
由表1可见, 随着直流电压的升高, 流过直流线路以及换流阀的电流不断降低, 系统损耗也将因此减小。但是, 换流阀上/下桥臂上的耐受电压却相应升高, 这给IGBT的串联均压的实现带来了难度。因此, 综合考虑输电系统损耗以及IGBT串联的可实现性, 确定本示范工程的额定直流电压为±30 kV, 此时直流线路上的电流为0.33kA, 相应换流阀中最大电流为0.56 kA。
4 本示范工程主设备的配置
4.1 换流阀
换流阀是组成换流器的基本组件, 是交流系统和直流系统的分界点和转换器。由于柔性直流输电的电压和功率等级都比较高, 单个IGBT器件远不能满足其耐压要求, 因此需要使用IGBT串联组成阀体来满足耐压要求。但是由于每个器件的特性不尽相同, IGBT串联阀体的可靠性成为了制约柔性直流输电技术发展的主要问题, 也是需要解决的核心问题。
为了解决这一问题, 从传统的多电平结构的概念出发, 国外提出了一种新型的模块化多电平换流器 (MMC) , 其输出交流电压的电压变化率小、电平台阶数多, 且输出波形更趋近于正弦, 并在容量扩展、运输、安装和维护等方面都明显优于其他换流器。
由于MMC结构的模块化特点, 使其具有良好的可扩展性, 在理论上可以方便地扩展到期望的任何电压和功率等级;在机械结构设计上, 换流器中的每个模块为一个单元, 可以通过特定工具很容易地拆卸;每个换流桥臂中的单元数量可以通过这些单元的水平阵列最佳组合实现, 也可以按垂直排列方式安装这些单元以满足特殊的工程要求。
根据目前国内柔性直流输电设备的研究情况, 并考虑到本示范工程的示范性, 为方便柔性直流输电技术应用到更高电压等级、更大输送容量系统中的扩展性, 本次换流阀采用MMC技术。模块化多电平换流器 (MMC) 是由多个子模块 (SM) 构成, 每个SM包含两个开关器件IGBT, 通过合理地控制每相桥臂中的SM的状态, 就可以得到不同的交流输出电压。因此, 可以将每个相单元的两个换流桥臂视为两个可控电压源, 每个相单元中两个换流桥臂上电压之和即为直流侧电压。对于MMC来说通常控制直流侧电压保持定值, 因此在保持直流侧电压值不变的情况下, 调节上、下两个交流桥臂的电压输出比例, 即可实现对换流器交流侧输出电压的调节。
4.2 接口变压器
本示范工程中接口变压器的主要功能有: (1) 提供交流系统和换流器单元间的部分换相电抗; (2) 将系统交流电压变换成与换流器交流出口电压相匹配的值, 以确保开关调制度不至于过小, 减小输出电压和电流的谐波量, 并满足功率交换的要求; (3) 阻止交流系统和换流器单元间零序电流的流通; (4) 为换流器提供接地的可能性。
根据系统仿真计算得到, 本示范工程中接口变压器中性点会有2~4 A的直流电流, 直流偏置电流会使变压器铁芯迅速饱和并带动变压器本体发生震动从而引起噪声。变压器按散热方式分为自冷和风冷, 其中风冷散热器的噪声较高。因本示范工程中接口变压器的容量仅为20 MV·A, 散热量不高, 此外考虑到环境噪声的要求, 因此接口变压器采用自冷方式。另外, 为了最大限度地降低接口变压器本体的噪声, 将变压器本体与散热器采用水平分体布置的方式, 变压器本体单独布置在变压器室, 从而达到降低噪声与散热相兼顾的目的。
4.3 35 kV开关设备
目前, 国内35 kV的交流配电装置主要产品中按产品型式可分为, 装配式设备和金属封闭开关设备两类, 其中金属封闭开关柜按绝缘介质不同又分为空气绝缘和SF6绝缘 (即气体绝缘金属封闭开关设备GIS) 。目前国内35 kV的配电装置的生产工艺均已十分成熟, 其电气要求都可达到本工程的要求。但金属封闭开关柜相对装配式设备而言, 具有占地面积小、安装简单、运行可靠性更高、操作方便、检修维护量小等优点。另外, SF6绝缘开关柜相对于空气绝缘开关柜来说, 虽然占地相对更小, 绝缘效果更好, 但费用更高, 设备运行业绩较空气绝缘开关柜也少很多。本示范工程中, 35 kV开关设备的额定电流和额定短路开断电流的要求均不高, 空气绝缘开关柜完全能够满足要求, 且设备费用节省明显, 因此35 kV开关设备选择空气绝缘金属开关柜。
4.4 阀电抗器
阀电抗器是本示范工程换流系统的一个关键部分, 它是换流系统与交流系统之间功率的交换设备, 对换流器的功率输送能力、有功功率与无功功率的控制都有影响。阀电抗器主要用于提供系统的换相电抗、平滑交流电流、抑制换流器相间环流的作用。
1) 阀电抗器阀侧电压是多电平阶梯波, 造成阀电抗器端间电压带有纹波电压, 增大电感值可以平滑流过阀电抗器的桥臂电流, 将电流纹波限制在±5%以内。
2) 柔性直流输电系统内环采用间接电流控制, 电流跟踪设定值的速度与桥臂电感值成反比, 要使内环电流快速跟踪外环功率调节要求, 调节阀电抗器端间电压引起的电流变化率应高于桥臂电流实际变化率。
3) 可以避免桥臂电流谐振。
本示范工程中阀电抗器容量较小, 同时结合场地布置要求, 最终选择空心干式电阀抗器, 并按水平一字形布置。
5 本示范工程的设备布置方案
1) 传统HVDC由于电压等级高、输送容量大, 其交流场设备及换流变压器基本都为户外布置, 且换流阀大多为悬吊式。本工程交流电压为35 kV, 直流电压为±30 kV, 电压等级较低, 并且输送容量较小, 换流阀阀塔为落地支架式。根据本示范工程设备的实际情况, 并考虑到用地紧张的情况, 两座换流站的电气布置均按全户内布置考虑。
2) 考虑到设备运输安装的便利性, 大型一次设备如接口变压器、换流阀阀塔、电抗器等设备, 均布置在地面一层;二次设备如保护屏柜、交直流辅助系统屏柜等, 均布置在楼上的相应房间;按照电气连接的便利和清晰性要求, 交流场地、直流场地相应布置在换流阀厅的两侧。
3) 与传统HVDC相同, 柔性直流输电的换流阀阀厅对于空气温湿度及洁净度的要求均很高, 站内需要配置大功率的空调和通风系统。在本示范工程中, 根据场地和建筑空间的实际情况, 将暖通设备布置在地下一层, 设备主机尽量靠近阀厅。
6 柔性直流输电工程应用中存在的若干问题
1) 设备集成。目前, 我国城市化的速度越来越快, 很多城市尤其是上海、北京这样的特大城市中, 市政建设的可用地块越来越少, 用地成本则逐年增加。而柔性直流输电的重点应用方向就是向城市负荷中心供电, 这就要求相关设备能够集成设计和生产, 做到能够利用尽量小的空间输送尽可能多的功率。
2) 噪声的控制。换流站内换流阀及散热通风设备是主要的噪声源。常规直流换流站大多建设在城市远郊地区, 占地面积较大, 靠空间距离就能够有效地衰减噪声。而本示范工程的柔性直流换流站占地很小, 依靠空间距离衰减噪声几乎不可能, 这一方面需要降低设备的本体噪声, 另一方面则需要对其建筑物设计提出新的要求以降低噪声。
3) 电磁屏蔽处理。柔性直流输电系统中, 由于IGBT中电压和电流的急剧变换会产生频谱较宽的电磁干扰, 当换流站离周边居民较近、电磁干扰等环境问题容易对人们的日常生活产生影响时, 在建设柔性直流换流站之前, 就需要预测电磁辐射对周围的影响。目前柔性直流的电磁噪声还没有较为准确的数学模型可供利用, 工程实践中多参考常规直流的屏蔽方法。
7 结语
1) 柔性直流输电技术的控制和运行特性使其在输电距离较短时也具备较强的竞争力。柔性直流输电占地面积小、能够瞬时实现有功和无功功率的解耦控制、易于构成多端直流系统, 且能够同时向系统提供有功功率和无功功率的紧急支援, 在提高系统的稳定性和输电能力等方面具有优势。利用这些特点不仅可以解决目前城市电网存在的很多问题, 而且可满足未来城市电网发展的要求, 改善电力系统的安全稳定运行。
2) 于2007年, 由国家电网公司立项的上海南汇柔性直流输电示范工程是上海电网在电力技术研发应用领域的重点项目之一, 它的建成和投运必将对柔性直流输电的发展产生积极的示范作用。
摘要：城市电网的不断发展和电力电子器件的快速进步, 使柔性直流技术在城市电网中的实际应用已成为可能。简要介绍了柔性直流输电的技术特点。具体介绍了上海南汇柔性直流输电示范工程的换流系统参数, 主要设备的选择、配置, 设备布置方案。总结了柔性直流输电技术在工程应用中存在的一些问题。
关键词：柔性直流输电,高压直流输电,电压源换流器
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柔性直流输电特点及应用前景研究 篇5
为解决能源紧缺及环境污染等问题,新能源发电逐步提上议程。然而,风能、太阳能等分布式电源具有分散、小型、偏离负荷中心的特点,不便于交流输电及传统直流输电进行并网[1,2,3,4,5,6,7]。同时,为适应我国经济的快速发展,城市用电负荷的迅速增加,需要不断提高电网容量。但是,城市发展规划过程中,需要利用有限的线路走廊尽可能输送更多的电能,这也给传统交直流输电带来了很大的困难。我国海岛较多,为充分利用海洋资源,目前常用于海上钻探平台及孤立小岛等无源电力负荷的本地发电装置,存在经济性差,环境友好性差的缺陷,迫切需要改进因此,寻找灵活、经济、环保的新型输电方式具有重要的意义[8,9,10,11,12,13,14]。
90年代,ABB等国外公司利用脉宽调制(Pulse Width Modulation,PWM)技术及电压源型换流站(Voltage Sourced Converters,VSC)技术开发了轻型直流输电(High Voltage Direct Current Light,HVDC Light)系统。2006年5月,在关于直流输电研讨会中,我国统一将这种输电方式规定为柔性直流输电的(Voltage Sourced Converter Based HVDC,VSC-HVDC)[15,16,17,18]柔性直流输电设计容量为几兆瓦到几百兆瓦,在具有传统高压直流输电优点的同时,还具备供给无源电网,可模块化设计等优点,并且占地面积较小,具有较高的经济性,在大规模分布式电源接入的背景下,具有很好的适应性[18,19,20,21,22,23,24,25,26,27,28,29]。
为探究柔性直流输电的应用,本文在介绍柔性直流输电工作原理的基础上,与传统直流输电相比,分析其优势及在分布式电源并网下的应用前景。
1 柔性直流输电工作原理
柔性直流输电是在可关断型电力电子元件及VSC基础上发展而来的。基本组成结构如图1所示。
图1中,设备的送受两端的换流器采用VSC技术。设送端和受端换流器均采用VSC。换流器构成包括交流滤波器、换流电抗器、换流桥及直流电容器,交流滤波器主要用于滤除交流侧谐波;换流电抗器为VSC与交流侧的能量交换提供通道;换流桥的桥臂由多个IGBT串联组成,负责换流;直流电容器则主要用于支撑受端电压,减小直流侧谐波及降低桥臂关断时的冲击电流。柔性直流输电的输电线路多采用地下电缆,对环境影响较小[3,4,5,6,7,8]。
1.1 VSC工作原理
柔性直流输电采用VSC,其换流器桥臂由IGBT和反向并联的二极管构成,形式如图2所示。图中u,表示输出电压;ud表示直流侧直流电压;utri表示控制电压信号;uc表示交流母线电压。
随着电力电子技术的发展,可高频开断电路的电力电子IGBT的使用,PWM的使用成为可能。PWM主要通过控制逆变器开关通断,得到一组幅值相等而脉宽不等的脉冲,使用这些脉冲取代正弦波或其他需要的波形。使用PWM技术,能够实现交流输出电压相位与幅值的快速改变,从而起到独立调节有功与无功的效果。因此,相对于传统高压直流输电,柔性直流输电采用PWM技术,可以更为灵活地控制输入、输出电压电流的幅值与相角。并且可以简化电路结构,缩小占地面积,具有较好的可控性和经济性。VSC工作原理是通过工频正弦波控制信号与三角波载波信号进行比较,从而产生触发信号,控制方式如图3所示。
当图2中2+触发导通后,输出电压满足u0=ud/2,当2-被触发时,满足u0=-ud/2,由于2+与2-不能同时被触发导通,因此,输出电压u0只有ud/2和-ud/2两种情况。通过换流电抗器及滤波器进行滤波处理后,可滤除输出电压中的高次谐波。此时,得到的交流母线电压uc的波形与工频正弦电压us相同。在控制信号中,开关动作频率由utri决定,输出电压u0的相位与幅值信息由uc决定。通过改变uc的相位,可改变u0与us的相位关系,进而改变有功功率的大小与方向;通过改变uc的幅值,可改变u0与us的数值关系,进而改变无功功率的大小与极性(即感性或者容性)。可见,通过控制VSC换流器可实现对有功及无功功率的单独调节。电压源换流器基波稳态特征可用图4分析。
有功功率的计算公式为:
式中:Us为交流母线基频电压相量;U0为换流器输出的基频电压分量;δ为Us超前于U0的角度值;X为线路电抗。
由式(1)可知,换流器与输电线路间的有功功率与Us和U0间的相角有关。当δ>0时,P>0,此时,VSC处于整流器状态,从交流系统吸收有功;当δ<0时,P<0,VSC处于逆变器状态,向交流系统送出有功。这种控制方式与传统的交流线路有功功率控制相似。
无功功率的计算公式为:
由式(2)可知,换流器与输电线路间的无功功率传输方向由Us-U0 cosδ决定,当Us-U0 cosδ<0时,Q<0,VSC吸收无功;当Us-U0 cosδ>0时,Q>0,VSC发出无功。因此,通过控制U0 cosδ的大小,可以达到控制无功的效果。
综上,VSC可以起到调节系统的功率因数,稳定交流母线电压的作用。
1.2 柔性直流输电拓扑结构及特点
当前投入使用的柔性直流输电工程常采用以下3种拓扑形式,即两电平换流器型,三电平换流器型以及模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC).
两电平拓扑形式由6个桥臂组成,每个桥臂均有IGBT与与之反向并联的二极管组成。电压及功率水平决定了器件串联的个数。在高电压大功率情况下,可以通过多组IGBT与二极管组成的组合串联形式来提升换流器容量及系统电压水平。两电平拓扑输出2个电平,通过PWM的形式逼近正弦波。三电平拓扑将两个桥臂通过1个二极管连接起来,而对于直流电容器,多采用共用直流电容器的方式,可以输出3个电平,通过PWM逼近正弦波。MMC的桥臂不再由多个开关器件通过串联方式构成,而是通过子模块(SubModule,SM)级联的形式出现。每个桥臂由N个子模块和1个串联电抗器组成,上下2个桥臂构成1个相单元。MMC的电压输出采用阶梯波的形式逼近正弦波。
3种常有的拓扑方式在使用时各有千秋,两电平形式采用的换流阀容量相同,便于模块化设计及制造,并且方便维修。同时,两电平换流器电压输出范围较大,可以通过改变换流阀中串联器件个数,在不改变拓扑结构及调制、控制方式的情况下实现换流器额定电压的改变,较为方便。但是,由于两电平结构简单,容易造成交流侧电压波形较差,阀侧承受电压较高以及高投切频率造成较大损耗的问题。相对于两电平模式,三电平模式在电压波形质量上有所提高,但由于两桥臂需要二极管连接,需要大量的箝位二极管,存在电容电压不平衡及阀组承受电压不同的问题,不便于模块化生产。由于MMC模式中含有电平数很多,较好地解决了两电平及三电平模式存在的波形质量差及不适合模块化生产等问题,同时,由于大大降低了IGBT的开关频率,MMC的损耗大大降低。但是,由于MMC采用较多的电力电子器件,给其控制造成了较大的困难,MMC的控制是需要克服的难题。
2 柔性直流输电控制技术
2.1柔性直流输电系统的基本控制
在两端VSC-HVDC系统的正常运行时,各站可实现无功潮流的独立控制。但是,为保证系统直流电压稳定,直流电网要求在离网条件下有功潮流也能够保持平衡。因此,为保证功率平衡,2个换流站应存在1个电压控制器调节直流电压,同时,存在1个功率控制器调节有功。直流电压调节器通过调整其功率信号获得恒定的直流电压,保证各站之间可在无通信信号时通过测量直流电压实现功率平衡、
柔性直流输电系统有着直流电压单方向,直流电流双方向的特点。因此,可通过使用多端VSC换流站并联构建直流电网。电网中各换流站均可通过电流反向实现潮流反转,而传统HVDC系统、双向潮流反转是无法实现的。
基于上述分析,结合实际工程特点可知,当前常用的柔性直流输电控制方式主要有4种[6]:1)定直流电压控制方式;2)定直流电流控制方式;3)定交流电压控制方式;4)定无功功率控制方式。对于两端均连接有源网络的系统,主要采用前2种方式;无源供电网络多采用控制方式3);控制方式4)多用于适应无功补偿的柔性直流输电系统中。
若系统负荷过重,整流侧的换流电抗器储存能量较多,能量释放时向直流电容器充电,使直流侧电压随之升高。为保证直流电压稳定,须增大逆变侧的换流站逆变角,使输入直流系统的有功功率减小,或使有功功率传输流向改变。若交流侧系统发生接地故障,电流控制器将迅速调节换流桥中基频电压大小,起到降低故障电流的效果。
2.2 VSC换流站的基本控制
VSC换流器的控制包括间接电流控制和直接电流控制2种。
2.2.1间接电流控制
间接电流控制又称为相位幅值控制,主要通过控制换流桥的交流侧输入电压,保证交流侧输入电流与输入电压同相位,其原理框图如图5所示。图5中usa、usb、usc分别表示a,b,c相的输入电压;usd、usq表示经过dq变化后的输入电压,u0d、u0q表示经过dq变化后的输出电压。
间接电流控制算法只需要检测电网电压,不必检测整流器的输入电流,控制过程只有1个比例积分环节(Proportion Integration,PI)环节,方便参数整定。但由于这种控制算法是在VSC换流器稳态模型的基础上实现的,存在动态响应慢,瞬态直流电流出现偏移的缺点[8]。因此,这种控制方式逐渐被淘汰。目前实用化的整流器多是利用带电流内环的控制方式,或使用状态反馈的直接电流控制方式。
2.2.2直接电流控制
直接电流控制包括内环电流控制及外环电压控制两部分。对柔性直流输电系统而言,采用内环电流控制器可实现对外环输出电流的快速跟踪,达到对换流器交流侧电流波形、相位直接控制的效果。外环控制器则根据柔性直流输电系统的控制策略实现其各种控制方式。其控制结构如图6所示。
直接电流控制有着控制结构简单、动态性能优越的特点,并且能够实现对给定电流指令的快速准确跟踪,且能够独立控制VSC换流器的有功及无功功率并实现功率的双向流动,这正是VSC-HVDC控制系统所需的。同时,采用这种双环控制方式,可通过指令实现电流限幅,保证整流器处于恒流状态,有利于开关器件的保护。
3 柔性直流输电的应用情况
柔性直流输电系统在我国有广阔的应用前景,因其控制方便,广泛应用于新能源并网及城市配电网建设中。
3.1 新能源发电并网
随着能源的大量使用及环境的恶化,我国逐渐加大了以风力发电为代表的新能源发电建设。风能是典型的间歇性能源,为确保风电场并网的高效、可靠及安全,风电场并网应考虑以下条件:
(1)风电场应具有较好的故障穿越能力。即要求风电场在故障期间及故障后可以保持并网运行;若交流电压恢复到正常值时,可以将风电场电压恢复到故障前水平。
(2)风电场应能够达到有功功率控制要求。即要求风电场的有功变化速度低于一定阀值。在极限风速条件下,为保障其他传统机组可以有足够时间改善故障时风电场的电压跌落,要求风电场内的风机不可同时退出运行。为降低过电压导致的风机被切除的风险,要求抑制电网故障清除后的过电压。
考虑风电并网特点,柔性直流输电技术应用于风电场并网有以下优越性[16]:
(1) VSC-HVDC中的换流站可以实现自换相,即其运行不必依靠外部电源,因此,不需要利用同步调相机等设施支撑电能传输。
(2)可实现对交流电网无功潮流的独立控制,在负荷改变时能够不投切滤波器等无功补偿设备。
(3)能够独立控制有功及无功功率。降低风机并网时的电压波动问题,提高电能质量及输电线路的传输极限。若系统发生故障,VSC-HVDC系统可有效隔离故障,保障风电场的稳定运行。在严重故障时,可对风电场起到“黑启动”效果。
与风电类似,其他新能源发电如小型电厂、潮汐能发电、光伏发电等具有装机容量较小、供电质量不高,远离主网的特点,其运营成本较高、交流线路输送能力较差,不适宜采用交流并网方案。利用柔性直流输电实现并网可充分利用新能源优势,克服其性能上的缺陷,具有较高的经济性和可靠性。
3.2 改造城市配电网
随着经济的发展,我国城市配电问题越来越得到重视。经济发达区负荷的快速增长给城市电网造成很大的压力。在特大城市中,考虑到环境及占地因素,电厂逐步外迁。这种情况加大了电网安全稳定运行的压力。伴随城市电网规模的不断扩大,负荷密度的增高,在一定程度上,短路电流超标的问题越来越严重。短路电流超标、城市中心负荷供电难度提升及电压稳定性变差逐渐成为特大城市电网的重要问题。
柔性直流输电技术因其特点,在一定程度上可以缓解以上问题。
(1)VSC-HVDC可以快速控制有功及无功功率,可有效解决电压闪变问题,提高供电的电能质量和供电可靠性。
(2)柔性直流输电多采用直流电缆,能够有效避免交变电磁场、油污染等问题,减少输电走廊。能够有效完成城市电网增容改造,保证城市中心供电要求及节能环保要求。
(3)可灵活控制交流侧电流及电网短路容量。
(4)可提供系统阻尼,保证系统稳定性,实现严重故障时的“黑启动”功能。
随着电力电子器件的发展与成熟,研发成本的降低,未来,柔性直流输电技术必将广泛应用于城市电网供电。
3.3 应用于孤岛情况
我国海岛较多,海岛的供电问题关乎海岛经济发展。由于海岛电力系统自成一体,难以并网,加之海岛用电负荷较小,电压波动大,设备和燃料利用率不高,电网建设滞后,能源结构不合理等特点,使得海岛电价过高,可靠性无法保证。
采用柔性直流输电技术可给孤岛带来以下优势:1)可用于无源电网;2)使用海底电缆输电,可使孤岛与外部电网实现互连;3)柔性直流输电换流站可为系统提供无功补偿,不必另设无功补偿装置,经济性较好。
3.4 向偏远地区供电
偏远地区负荷较轻且日负荷波动大,其远离电网,经济原因及输电能力问题限制了交流输电的使用,制约了偏远地区经济发展。采用柔性直流输电系统,可提高电缆线路的输送功率,减少线路维护工作量,提高供电可靠性。
3.5 实现异步连接
相邻2个交流系统无法实现异步运行时的功率交换,因此无法互为调峰电厂。直流互联可、解决上述问题,各电网低廉的剩余容量可作为另一电网的调峰电厂,提高环境效益,增强电网运行的经济性。
4 柔性直流输电研究热点及发展方向
(1)构建柔性直流输电的稳态及暂态模型。
(2)分析柔性直流输电对当前电网的影响,着重研究其与弱交流系统相连时的电网特性。
(3)分析柔性直流输电技术在新能源并网条件下的优势,特别是在无源网络供电及风电并网技术下的应用。
(4)柔性直流输电系统的控制保护技术。
提高柔性直流输电模型的准确性,将其与新能源电力系统结合并综合应用将成为后期研究的主要方向,并具有一定的工程实际意义。
5 结语
柔性直流装置 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。
柔性直流装置 篇7
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。
输电线路柔性直流融冰技术研究 篇8
1 高压输电线路直流融冰电流
1) 输电线路直流融冰情况。直流融冰基础主要是利用直流电传输过程中所产生的热能来完成线路除冰, 当产生的温度或者周围的环境温度高于零度时, 就能够清除覆冰;
2) 在利用物理模型来分析覆冰情况时, 导线会被冰层所覆盖。输电线路一般为三相220kv, 通过对单条导线的分析可以了解到其所具有的结构。如果将线路的焦耳热定义为QⅠ, 在覆冰过程中导线和冰层对外辐射以及耗损的热量假设为QⅡ, 就能够得出QⅠ=I2r R0Lt。其中Ir主要表示线路通过电流时的平均值;L表示的是导线的实际长度;R0表示的是线路单位直流电阻值;t表示的是融冰所需要的时间。如果将r值确定为导线半径, 并规定导线温度为θx, 线路冰面的温度为θi, 线路周围环境的温度为θe, 基准线和任意点M所形成的角度为α, 该点和导线之间所产生的交换热量就可以表示为Q1=R (θx-θi) 。此时M和外界形成的交换热量可以表示为QⅡ=hl (θi-θe) 。通过以上内容的分析可以得出, 当覆冰开始融化以后, 也就是QⅠ>QⅡ时, QⅢ所表示的是融冰过程中冰能够吸收的热量和增加的热度值, 进而得出QⅢ=QⅠ-QⅡ。在QⅢ不断增加的情况下, 覆冰能够进行热量的吸收, 并出现液化的现象, 进而完成脱冰过程。除此之外, 输电线路融冰还会受到冰层厚度、风速以及冰层的分布情况影响;
3) 直流融冰电流计算。在计算直流融冰电流时, 需要以220kv的高压输电线路为研究对象, 并选择50km长度的线路进行融冰试验, 该线路的半径约为0.0599, 线路覆冰的厚度大约在0.01m左右, 线路融冰前的温度在-5℃, 需要融冰的时间为1h;
4) 最大电流值。根据融化线路中所有覆冰所需要的能量来看, 计算融冰过程中的电流值可以看作是计算最大值。输电线路的截面可以看作圆形, 导线和覆冰的相关参数与上述内容相同, 由此可计算出导线覆冰的体积为V=π ( (l-r) ²+2 (l-r) r) L。在融冰过程中, 温度在冰点阶段所需要的热量为Q1, 在液化阶段所需要的热量为Q2, 导线在吸收温度后升温的热量为Q3, 0℃的冰转化为水所需要的温度为Q2=Kioi Vi。之后再计算出冰在融化以后所吸收的热量值, 根据能量守恒定律, 就能够得出导线的融冰电流。
2 试验直流融冰装置
1) 本文通过对高压输电线路直流融冰电流以及直流融冰装置的分析, 研制了符合本设计参数数值的直流融冰装置。该装置总共有6个功率单元级, 并组成整流融冰电源, 装置一次侧电源能够输入的电流为35kv, 在经过多绕组变电器以后, 能够对每组的功率单元进行研究, 单元之间需要进行电流输入的部分, 需要使用变压器进行电流隔离, 直流斩波部分需要利用母线进行串联, 上下模块之间进行连接, 就形成了柔性直流融冰电源。其中每个功率单元的实际输出值和输入值分别为850v和900A, 脉冲整流电路中主要使用2400A/1700V等级, 如果功率单元级联, 就能够保证输出电流为900A;
2) 为了检验该直流融冰装置样机的使用性能, 决定以220kv电网为例进行试验验证。该样机的硬件主要采用DSP+FPGA平台, 软件使用斩波输入错相和瞬时电流进行控制。通过对功率单元交流电流和电压波形的分析可以了解到, 功率单元直流侧输出斩波电压的频率可以达到300Hz, 在20ms以内, 6个功率单元的变化导致输出电压增加。功率单元交流侧输入电流的值为890A, 产生的波形与正弦波相类似, 具有较低的谐波含量, 仅此不会对电网产生过大的影响。当输出电流电压为5000V时, 可以利用高压探头进行测量。通过波形分析能够了解到, 输出电压主要是由单个模块进行叠加而产生的, 并且具有较为稳定的波形, 其一个脉冲周期中的脉波频率为单个单元的6倍。通过观察融冰装置中的输入电流可以了解到, 其输出的平均值基本为900A, 并且电流处于连续输出和较为稳定的状态。在利用分析仪来测定功率时, 能够测得融冰功率为4.8MVA, 35kv侧电流大约为80A, 35kv高压交流侧的谐波含量约为3.16%左右, 网侧功率因数大约为0.985, 这些数据都符合相关标准的要求。在融冰过程中输出的电流能够经过IGBT控制增加至额定值, 并且具有较广的输出范围, 网络谐波含量较低。通过对融冰前后线路覆冰效果的分析可以了解到, 在融冰以后, 线路上的覆冰慢慢开始溶解, 在20min以后开始进行脱冰, 并且能够取得较好的融冰效果。在该装置使用1h以后, 能够使50km的覆冰线路上的积雪都得到融化。
3 结论
通过对新型柔性直流融冰技术的分析试验可以得出, 这种新型装置的主电路拓扑需要的电容量较小, 能够节省额外的功补装置, 进而缩小了设备的实际体积。该装置能够柔性调节输出电压, 有较强的负载适应性, 同时利用调节斩波的方式来适应电流变化的需求。融冰能够在较大范围内进行电流输出, 融冰效果极佳, 适合在工程中使用, 同时也可以用作移动式车载设备或抢险电源。
参考文献
[1]罗文广, 张志学, 敬华兵, 黄志国.兼具柔性直流输电功能的移动式直流融冰装置的研制[J].大功率变流技术, 2010 (11) .
[2]傅闯, 饶宏, 黎小林, 晁剑, 田杰, 陈松林, 赵立进, 许树楷, 马晓红.直流融冰装置的研制与应用[J].电力系统自动化, 2009 (10) .