高压直流输电系统的设计(1)

高压直流输电系统的毕业 论文 政研论文下载论文大学下载论文大学下载关于长拳的论文浙大论文封面下载 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 1 绪论 1.1 高压直流输电技术的发展概况 电力技术的发展是从直流输电技术是从20世纪50年代开始得到应用，并且在近年来迅速发展的一项新技术。经过半个世纪的发展，高压直流输电技术的应用取得了长足的进步。据不完全统计，目前包括在建工程在内，世界上已有近百个HVDC工程，遍布5大洲20多个国家。它与交流输电相互配合，构成现代电力传输系统。直流输电的发展可大致分为下面三个阶段： （1）1954年以前，试验阶段。由于50年代初交流系统高压输电处于发展的黄金时代，加上当时技术水平的限制，直流输电发展缓慢并且不受重视。 （2）1954年至1972年，发展阶段。1954年瑞典建成世界上第一条工业直流输电线路，标志着直流输电进入实用阶段。在这一阶段，直流输电设备的制造技术、施工质量、运行水平都有了很大的提高。直流输电技术应用到水下输电，不同额定频率交流系统互连，远距离大功率输电等多个方面。 （3）1972年至今，快速发展阶段。1972年晶闸管阀换流器第一次在工程中应用，取代了汞弧阀，使直流输电技术提高了一大步。直流输电技术得到了普遍的重视[1]。 1.2 我国高压直流输电的发展 我国对高压直流输电的研究起步较晚，从60年代初开始，并由于种种原因中断了一段时间。70年代前半期才又先后在浙江、上海、北京、西安等地恢复实验研究工作。 1977年，在上海建成并投运了我国第一条31kV，4.65MW，地下电缆长8.6km的直流输电试验线路。1987年，在浙江舟山投运了±1O0kV，100MW，全长54km的高压直流工程，这是我国第一条自行设计、施工、全部设备国产化的线路。1990年投运的葛洲坝至上海的电压±500kV，传输功率1200MW，输送距离约1045km的高压直流输电线路是我国当时规模最大的直流工程。它的建成标志着我国高压直流输电技术上了一个台阶，为今后我国直流输电的建设和发展积累了丰富的经验。2001年天生桥至广州直流输电系统投运，其额定工作电压±500kV，容量1800MW，线路长约965km。南方电网以它为系统联络线，形成了我国第一个高压大容量交直流并联运行电力系统。 2002~2008年，又有三峡-广东、贵州-广东Ⅰ、灵宝背靠背、三峡-上海、贵州-广东Ⅱ和高龄背靠背6项直流输电工程投入运行[2][3]。2020年前计划建设的直流输电工程： （1）漫湾、糯扎渡送广东的3000MW工程； （2）溪落渡、向家坝向华中、华东送电16000MW； （3）西南水电送江西、福建的3000MW项目； （4）广东与海南用宜流电缆联网，输送容量为1000MW。 1.3 高压直流输电系统的优缺点 目前我国对高压直流输电的应用只能算是试验性阶段，与国外发达国家相比，还有很大差距。随着我国各大区电力系统的发展，高压直流输电在形成全国互联统一网中的优越性将日益突出。因此，加速高压直流输电技术的研究和工程建设是一项非常紧迫的任务。 电能的输送最早是通过直流来实现的，但后来由于多相交流电路原理的逐步完善，出现了交流发电机、变压器和感应电动机，使得交流电的发电、变压、输送、分配及使用变得更为方便、经济和安全可靠。这样交流电几乎完全替代了直流电，并发展成今日规模巨大的电力系统。但是随着高电压、大容量晶闸管制造水平的提高及控制理论和技术的发展，直流输电技术越来越被受到重视。特别是在大功率、远距离、海底电缆送电和交流系统间非同步互联等方面，直流输电相对交流输电有着明显的优势。不同于传统的交流输电，直流输电系统具有如下优点： 第一，长距离输电线路建设费用低。对于架空线路，常见三相交流输电线路需要三根导线，而单极直流输电只需两根导线。当用大地或海水作回路时，仅需一根导线，架空线的杆塔载荷小，线路所需走廊较窄。在输送相同功率的条件下，直流输电可节省大量的有色金属、钢材、绝缘材料等。对于电缆线路，直流电缆与交流电缆相比，其投资和运行费用都更为经济。 第二，适宜于远距离输电。高压交流输电线路单位长度的分布电容较大，为避免输电线过负荷，其输送的交流容量远低于自然功率。同时，交流输电线路末端或中间因电容效应而使电压升高，需在线路中安装并联电抗器补偿，以确保其正常运行。而采用直流输电就无此弊端。 第三，通过直流输电线路连接的两端交流输电系统不需要同步运行，并且输电距离不受电力系统同步运行稳定性的限制。在电力系统中的所有发电机都要保持同步运行。如果输送功率过大或输电距离过长，线路两端功角差过大，就不能保证系统运行的稳定性和可靠性。所以为了增加交流输电能力，常需要采取一些措施如增设串补、静补、调相机和开关站等。这样势必增加了费用，提高了交流输电线路的成本。而直流输电，由于不存在电抗，也就不存在系统稳定的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 。同时，由于直流输电与系统频率、相位无关，故直流输电可连接两个频率不相同的交流系统。这样既可以得到联网的技术经济效益，又可以避免两互联电网间事故的相互影响，保证系统安全稳定运行。 第四，调节快速、运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能容易的快速调整有功功率和实现“潮流翻转”，这样不仅在正常运行时能保证稳定的输出，而且在事故情况下，可以由正常的交流系统向另一端事故系统进行紧急支援，从而提高系统的稳定性：或者在交直流线路并列运行时，当交流线因扰动引起输送功率变换时，可迅速调节直流输电的功率，以抵消交流输电系统因扰动引起的功率变换量，从而提高系统运行的可靠性。 第五，限制系统的短路电流。用交流线路互联的电力系统，电力短路电流随系统容量的增加而增大。可能会超出部分原有断路器的遮断容量。而利用直流线路连接的两个交流系统，由于直流联络线的电流能按定值迅速加以控制，因此两个系统各自的短路容量不会因为互联而有明显的增大。此外，当直流线路发生短路故障时，同样也可以通过整流器的调节来限制短路电流。在直流线路电容放电电流消失之后，短路电流的峰值一般可控制到线路额定电流的1.7~2倍。 第六，接线方式灵活，提高了运行可靠性。直流输电接线方式有双极、单极大地回线、单极双线并联大地回线和金属回线等，可按需要选择。一般，正常运行采用双极方式，一根导线是正极，另一根是负极，中性点接地。当一根导线或一极发生故障时，另一极的另一根导线能以大地作回路，继续输送一半或全部功率；如果设备绝缘薄弱或线路沿线某段雾大，还可降压运行，从而提高了运行的可靠性。 第七，可以分段建设，分期投资。直流输电可方便地进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。双极直流输电工程科按极来分期建设，先建一个极单极运行，后再建另一个极。也可以每极选择两组基本换流单元（串联接线或并联接线），第一期先建一组（为输送容量的1/4）单极运行；第二期再建一组（为输送容量的1/2）双极运行；第三期再增加一组，可双极不对称运行（为输送容量的3/4），当两组换流单元为串联接线时，两极的电压不对称，为并联接线时，则两极的电流不对称；第四期则整个双极工程完全建成。 直流输电与交流输电相比，也有如下缺点： （1）直流输电换流站比交流变电站的设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高、可靠性也较差。通常交流变电站的主要设备是变压器和断路器，而直流换流站除换流变压器和相应的断路器以外，还有换流器、平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、无功补偿设备以及各种类型的交流和直流避雷器等。因此，换流站的造价比同样规模的交流变电站的造价要高出数倍。由于设备多，换流站的损耗和运行费用也相应增加，同时换流站的运行和维护也较复杂，对运行人员的要求也较高。 （2）换流器对交流侧来说，除了是一个负荷（在整流站）或电源（在你逆变站）以外，它还是一个谐波电流源。它畸变交流电流波形，向交流系统发出一系列的高次谐波电流，同时也畸变了交流电压波形。为减少流入交流系统的谐波电流，保证换流站交流母线电压的畸变率在允许的范围内，必须装设交流滤波器。另外，换流器对直流侧来说除了是一个电源（在整流站）或负荷（在逆变站）以外它还是一个谐波电压源。它畸变直流电压波形、向直流侧发出一系列的谐波电压，在直流线路上产生谐波电流。为了保证直流线路上的谐波电流在允许的范围内，在直流侧必须装设平波电抗器和直流滤波器。交、直流滤波器使换流站的造价、占地面积和运行费用均大幅度提高。同时也降低了换流站的运行可靠性。 （3）晶闸管换流器在进行换流时需要消耗大量的无功功率（占直流输送功率的40%~60%），每个换流站均需装设无功补偿设备；当交流滤波器所提供的无功功率不能满足无功补偿的要求时，还需静电电容器；当换流站接于弱交流系统时，为提高系统动态电压的稳定性和改善换相条件，有时还需要装设同步调相机或静止无功补偿装置，这同样要增加换流站的投资和运行费用。当采用新型可关断半导体器件或电容换相换流器时，无功补偿问题将会得到解决。 （4）直流输电利用大地（或海水）为回路而带来的一些技术问题。如接地极附近地下（或海水中）的直流电流对金属构件、管道、电缆等埋设物的电腐蚀问题；地中直流电流通过中性点接地变压器使变压器饱和所引起的问题；对通信系统和航海磁性罗盘的干扰等。对于每项具体的直流输电工程，在工程设计时，对上述问题必须进行充分的研究，并采取相应的技术措施。 （5）直流断路器由于没有电流过零点可以利用，灭弧问题难以解决，给制造带来困难。国外虽然对直流断路器进行了大量的研究和试制，但是到目前为止仍然没有满意的产品提供给工程使用，使多端直流输电工程发展缓慢。近年来，利用直流输电的快速控制，在工程上已可以解决多端直流输电的故障处理等问题，但其控制系统相当复杂，仍需要在实际工程中进行考验和改进。当采用新型可关断半导体器件进行换流时，直流断路器的功能将由换流器来承担，这一问题将得到解决[4]。 1.4 高压直流输电的应用 根据以上 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 并结合本论文的思想，现在将高压直流输电系统的主要应用述述如下： (l) 远距离大功率输电。 (2) 直流电缆送电。由于交流电缆存在较大的电容电流，海底电缆长度超过等价距离时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。 (3) 电力系统联网。 (4) 现有交流输电线路的增容改造。 (5) 轻型直流输电（HVDC Light）。 以上五点是直流输电的主要应用。此外，直流输电的应用范围广泛，还可用于磁流体发电、太阳能电池、燃料电池和热核聚变直接发电等多种新型发电方式的配套和超导输电等方面[5]。 2 高压直流输电系统接线方式 2.1 单极系统 高压直流输电系统的接线方式可分为三种方式:单极连接，双极连接和背靠背接线方式。 单极直流输电系统可以采用正极性和负极性。换流站出 线端对地电位为正的称为正极，为负的称为负极，与正极或负极相连的输电导线称为正极导线或负极导线，也可以称为正极线路或负极线路。单极系统的接线方式有单极大地（海水）回线方式和单极金属回线方式两种。 （1）单机极大连线方式：单极连接是用一根架空导线或电缆线，以大地或海水作为返回线路组成直流输电系统。如图2.l所示这种方式。由于正常运行时电流需流经大地或海水，因此要注意接地电极的材料、埋设方法和对地下埋设物的腐蚀以及对地下通讯线路、航海罗盘的影响等问题，通常用正极接地方式较多[6]。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统；6-两端交流系统 图2.1 单极大地回线方式接线图 （2）单极金属回线方式：单极金属回线方式是利用两根导线构成直流侧的单极回路，见图2.2,其中一根低绝缘的导线（也称金属返回线）用来代替单极大地回线中的地回线。这种方式避免了电流从大地或海水中流过，又把某一导线的电位钳位到零。其缺点是当负荷电流在流过导线时，要产生不小的电压降，所以仍要考虑适当的绝缘强度。这种方式大多用于无法采用大地或海水作为回路以及作为双极方式的过渡 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统图2.2 单极金属回线方式接线图 此外，当双极直流输电工程在单极运行时，还可以接成双导线并联大地回线方式，其接线图如图2.3所示。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统图2.3 双导线并联大地回线方式接线图 2.2 双极系统 双极线路方式有两根不同极性的导线，即一正一负。可具有大地回路或中性回路，分述如下： （1）双极两端中性点接地方式：如图2.4所示这种方式是将整流站和逆变站的中性点均接地，双极对地电压分别为+V和-V。正常运行时，接地点之间没有电流通过。 实际上，由于两侧变压器的阻抗和换流器控制角的不平衡，总有不平衡电流以大地作为回路流过。当一线路故障切除后，可以利用健全极和大地作为回路，维持单极运行方式。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统图2.4 双极两端中性点接地方式接线图 （2）双极一端中性点接地方式：这种运行方式如图2.5所示，它是在整流侧或逆变侧中性点单端接地，正常运行时和上述方式相同。但是一线故障时，就不可以继续运行了。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统接地方式接线图 图2.5 双极一端中性点 （3）双极金属中性线方式：将双极两端的中性点用导线连接起来，就构成双极中性线方式，见图2.6所示。这种方式是在整流侧或逆变侧任一端接地，当一极发生故障时，能用健全极继续输送功率，同时避免了利用大地或海水作为回路的缺点。这种方式由于增加了一根导线，在经济上将增加一定的投资[7]。 换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统 图2.6 双极金属中性线方式接线图 2.3 背靠背换流方式 如图2.7所示，没有直流输电线路，而将整流站和逆变站建在一起的直流系统称为“背靠背”换流站。 这种方式用于不同额定频率或者相同额定频率非同步运行的交流系统的互联。背靠背直流输电系统的主要特点是直流侧可以选择低电压大电流，可充分利用大截面晶闸管的通流能力，同时直流侧设备也因直流电压低而使其造价也相应降低。背靠背直流输电由于整流器和逆变器均装设在一个阀厅内，直流侧谐波不会造成对通信线路的干扰，因此可降低对直流侧滤波的要求，省去直流滤波器，减小平波电抗器的电感值。这样，整个直流系统的绝缘费用可以降低，有色金属的消耗量和电能耗损较少。目前世界各国己修建和准备投建的“背靠背”直流工程较多，其主要优点是有利于系统增容时限制短路容量，从而不致更换大量的电气设备。背靠背HVDC系统可根据互联的目的和要求的可靠性而设计成单极或双极运行[8]。 大多数点对点(两端)带线路ss的HVDC输电系统是双极的，只在偶发事故时作单极运行。 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-两端交流系统图 图2.7 背靠背换流站原理接线图 2.4 高压直流输电系统的元件 HVDC系统主要由换流站(有整流站和逆变站)和HVDC线路组成，主要包括换流器、直流平波电抗器、交直流滤波器、无功补偿装置、直流输电线路以及电极。下图是一个双极联络线系的基本组成元件示意图，其他类型的接线，其主要元件与此图所示基本相同。下面分别介绍如下: 图2.8 两端高压直流输电系统的主要设备 图2.8中主要设备如下： (1)换流变压器。换流变向阀桥提供适当等级的不接地三相电压源。由于变压器阀侧不接地，直流系统能建立自己的对地参考点，通常将阀换流器的正端或负端接地。 (2)换流器(阀桥)。它们完成交-直流和直一交流转换。换流器包括6脉动或12脉动安排的高压阀。 (3)直流平波电抗器。这些大电抗具有很大的电感值，可以降低直流线路中的谐波电压和电流，防止逆变器换相失败，防止轻负荷电流不连续，限制直流电流短路期间整流器中的峰值电流。 (4)谐波滤波器。换流器在运行时在交流和直流两侧均产生谐波电压和谐波电流，这些谐波会导致电容器和附近的电机过热，并干扰远动通信系统。因此，在交流侧和直流侧都装有滤波装置。交流滤波器一般安装在换流变压器的交流侧母线上。对单桥用交流滤波器吸收 次谐波，对双桥吸收 次谐波。直流滤波器一般安装在直流线路两端，用来降低流入直流线路和接地极引线中的谐波分量。单桥时吸收6n次谐波，双桥时吸收12n次谐波。 (5)无功补偿装置。直流换流器运行时需要消耗大量的无功功率。稳态条件下，换流器所消耗的无功功率占传输功率的40％～60％左右，而暂态情况下无功功率消耗更大。因此，必须在换流器附近提供无功电源。对于强交流系统，通常采用并联电容补偿的形式。根据直流联络线和交流系统的要求，部分无功电源可采用同步调相机、无功补偿电容器、交流并联电抗器和静止无功补偿器等来提供。用作交流滤波的电容也可提供部分无功功率。 (6)电极。大多数的直流联络线设计采用大地作为中性导线，至少在较短的时间内是这样。与大地相连接的导体需要较大的表面积，以便使电流密度和表面电压梯度最小，这个导体被称为电极。如果必须限制流经大地的电流，可以用金属性回路的导体作为直流线路的一部分。 (7)直流输电线路。它们可以是架空线，也可以是电缆。背靠背直流输电工程可以没有直流输电线。除导线数目和所需空间外，直流线路在其他方面与交流线路十分相似。 (8)交流断路器。为了排除变压器故障和使直流联络线停运，在交流侧装有断路器。由于直流系统故障可以通过换流器的控制更快地切除，所以交流断路器一般不用来切除直流系统的故障[9]。 2.5 换流器的工作原理 换流技术是指交流电力与直流电力之间相互交换的技术。换流器是实现这种交直流变换的主要设备，是直流输电系统中的重要组成部分。 换流器的主要元件是阀桥和换流变压器。安装在换流站内的换流器既可以运行于将交流变成直流的整流状态，也可运行于反向变换的逆变状态。运行于前一种状态的换流器称为整流器，运行于后一种状态的换流器称为逆变器[10]。 2.5.1 换流器的基本电路 换流电路有多种可选择的结构，为保证阀截止时阀上的反向峰值电压较低，更充分地利用换流变压器，高压直流换流器采用三相全波桥式电路为基本模块，即6脉波换流电路。 此外，比较常用的还有12脉波换流电路，但由于12脉波换流器是由两个6脉波换流器串联而成，因此可用6脉波换流器来进行原理分析，其原理接线图如图2.9所示。其中，ea、eb、ec为等值交流系统的基波正弦相电动势，Lγ为每相的等值换相电抗，Ld为平波电抗值。为了阐述简洁明晰，在以下的分析中若非特殊说明采用如下假设条件：(1)三相交流电源的电动势是对称的正弦波，频率恒定。(2)交流电网的阻抗是对称的，而且换流变压器的激磁导纳忽略不计。(3)直流侧平波电抗器具有很大的电感值，使直流侧电流滤波后其波形是平直的，没有波纹。(4)阀的特性是理想的，即通态正向压降和断态漏电流可忽略不计。(5)三相六个阀以l/6周期(60°)的等相位间隔依次轮流触发导通[11]。 图2.9 六脉波整流原理接线图 目前，直流输电工程广泛采用的晶闸管换流阀的特点有： (1)换流阀的单向导电性。换流阀只能在阳极对阴极为正电压时，才单方向导通。不可能有反向电流。即直流电流不可能有负值。 (2)换流阀的导通条件是阳极对阴极为正电压和控制极对阴极加能量足够的正向触发脉冲两个条件，必须同时具备，缺一不可。换流阀一旦导通，它只有在具备关断条件时才能关断，否则一直处于导通状态。 (3)换流阀的控制极无关断能力，只有当流经换流阀的电流为零时，它才能关断（惟一的关断条件），是靠外回路的能力来进行关断的。换流阀一旦关断，只有在具备上述两个导通条件时，才能导通，否则一直处于关断状态。因此，以上基本概念对人们分析换流器的正常工况和故障工况都是很有用的[12]。 2.6 十二脉波换流器 实际应用中，要求将两个或多个换流桥串接以获得所要求的较高的直流电压。 12脉波换流器是由两个6脉波换流器在直流侧串联而成，其交流侧通过换流变压器的网侧绕组而并联。换流变压器的阀侧绕组一个为星形接线，而另一个为三角形接线，从而使两个6脉波换流器的交流侧，得到相位相差为30º的换相电压。12脉波换流器可以采用两组双绕组的换流变压器，也可以采用一组三绕组的换流变压器。图2.10给出了当采用两组双绕组变压器时的12脉波换流器原理接线图[13]。 图2.10 12脉波换流器原理接线图 12脉波换流器由V1～V12共12个换流阀所组成，图2.6中所给出的换流序号为其导通的顺序号。在每一个工频周期内有12个换流阀轮流导通。它需要12个与交流系统同步的按序触发脉冲。脉冲之间的间距为30°。 12脉动换流器的优点之一是其直流电压质量好，所含的谐波成分少。其直流电压为两个换相电压相差30º的6脉动换流器的直流电压之和，在每个工频周期内有12个脉动数，因此称为12脉动换流器。直流电压中仅含有12k次的谐波，而每个6脉动换流器直流电压中的 次的谐波，因彼此的相位相反而互相抵消，在直流电压中则不再出现，因此有效地改善了直流侧的谐波性能。12脉动换流器的另一个优点是其交流电流质量好，谐波成分少。交流电流中仅含 次的谐波，每个6脉动换流器交流电流中的 次的谐波，在两个换流变压器之间环流，而不进人交流电网，12脉动换流器的交流电流中将不含这些谐波，因此也有效地改善了交流侧的谐波性能。对于采用一组三绕组换流变压器的12脉动换流器，其中变压器网侧绕组中也不含有 次的谐彼，因为每个这种次数的谐波在它的两个阀侧绕组中的相位相反，因此在变压器的主磁通中互相抵消，在网侧绕组中则不再出现。因此，大部分直流输电工程均选择12脉动换流器作为基本换流单元，从而可简化滤波装置，节省换流站造价。 12脉动换流器的工作原理与6脉动换流器相同，它也是利用交流系统的两相短路电流进行换相。 当换相角 时，在非换相期两个桥中只有4个阀同时导通（每个桥中2个），而当有一个桥进行换相时，则同时有5个阀导通（换相的桥中有3个，非换相的桥中有2个），从而形成在正常运行时4个阀和5个间轮流交替同时导通的”4—5”工况，它相当于6脉动换流器的“2—3”工况。 当换相角 时，两个桥中总有 5个阀同时导通，在一个桥中一对阀换相刚完，在另一个桥中另一对间紧接着开始换相，而形成“5”工况。在“5”工况时， 为常数。 当 时，将出现在一个桥中一对阀尚未结束之前，在另一个桥中就有另一对阀开始换相。即出现在两个桥中同时有两对阀进行换相的时段。在此时段内两个桥共有6个阀同时导通，当在一个桥中换相结束时，则又转为5个阀同时导通的状态，从而形成“5—6”工况。随着换流器负荷的增大，换相角μ也增大，其结果使6个阀同时导通的时间延长，相应的5个阀同时导通的时间缩短。 当 时，“5一6’工况即结束。在正常运行时， ，而不会出现“5一6”工况。只有在换流器过负荷或交流电压过低时，才可能出现 的情况[14]。 12脉动换流器与6脉动换流器的另一个主要区别是当两桥之间有耦合电抗存在时，则会产生两桥在换相时的相互影响。 具有多于两个桥的换流器，则可具有更高的脉动数。这在理论上是可以的，但这时换流变压器接线要求比12脉波时复杂，而且整个系统的可靠性降低。因此，实际工程中一般采用这种12脉波的双桥换流器 [15][16]。 2.7 直流输电系统的基本控制原理 直流输电系统的控制调节，是通过改变线路两端换流器的触发角来实现的，它能执行快速和多种方式的调节，不仅能保证直流输电的各种输送方式，完善直流输电系统本身的运行特性，而且还能改善两端交流系统的运行性能。因此，直流输电的控制调节对整个交直流系统的安全和经济运行起着重要的作用。 结合前面的分析，图2.11所示双极直流输电线路的一个极或者一个单极直流输电线路可以用图2.11所示的等值电路来表示。 图2.11 高压直流系统等值电路图 图中，Vdr和Vdi分别表示整流侧和逆变侧的直流电压； Ldr和Ldi分别表示整流侧和逆变器平波电抗器的电感值；Ld 和Rd分别为二分之一直流线路电感值和电阻值； Cdc为直流输电线路总的接地电容；Idr和Idi分别表示整流侧和逆变侧的直流电流； Vc为电容上的电压值；Vdor和Vdoi分别为整流侧和逆变侧的理想空载直流电压；α为 整流器的触发延迟角，β为逆变器的触发延迟角；Rcr和Rci分别为整流侧和逆变侧的等效换相电阻[17]。 EMBED Equation.KSEE3 \* MERGEFORMAT （2.1） Xcr和Xci分别为逆变器的换流电抗[18]。其中，理想空载直流电压与交流电压的关系为: （2.2） 式中， ，B为串联换流桥的数目。 由图2.11应用电路理论，可列写出直流输电线路的动态方程组为: （2.3） 同样，根据等值电路图，利用电路理论得出，整流器和逆变器的直流输出电压的表达式为: （2.4） 其中Vdr为整流侧换流变压器二次侧的线电压，Vdi为逆变侧换流变压器二次侧的线电压。分别代入式 （2.4）到式（2.3）中，可得直流输电系统的数学模型[19]： （2.5） 当直流系统处于稳态运行时(此时，对地电容Cd，可忽略)，直流电流恒定，即: 。由式（2.5）可得： （2.6） 同时，由图2.11和以上分析可得， 整流端的功率为 （2.7） 逆变侧的功率为: （2.8） 2.8 直流输电系统的基本控制方式 高压直流输电系统是高度可控的，其运行依赖于这种可控性的正确应用，以保证系统有期望的性能。高压直流输电系统采用分层控制方式，目的在于使系统高效稳定的运行和保持功率控制的最大灵活性，同时保证设备的安全。系统中最底层的控制就是整流器的本地控制(极控制)[20]。 2.8.1 控制的基本原则 根据上述分析和图2.12可得出直流输电系统简单等值电路图和电压分布图，如图所示。 等值电路 电压分布 图2.12 HVDC 输电联络线 高压直流系统通过控制整流器和逆变器的内电势来控制线路上任一点的直流电 压以及线路电流(或功率)。具体的说，从式2.5可以看出，改变直流电流(或功率) 可以从两个方面来进行调节： (1)调节整流器的触发延迟角α或逆变器的熄弧角γ (越前角声)，即调节加到换流阀控制极的触发脉冲相位。采用这种方式调节不但调节范围大，而且非常迅速，是直流输电系统主要的调节手段。 (2)调节换流器的交流电势。一般靠调节发电机励磁或改变换流变压器分接头来 实现，调节速度相对较慢，是直流输电系统的辅助调节方式。出于以下几个目的，必 须保持输电系统送端和受端的功率因数尽可能的高: 1) 在给定变压器和阀的电流电压额定值的条件下，使换流器的功率较高； 2) 减轻阀上的压力； 3) 减少与直流系统连接的交流系统的损耗； 4) 在负荷增加时，使交流终端的电压降最小； 5) 减少换流器损耗的无功功率。 要得到高功率因数，必须保持整流器的触发延迟角α和逆变器的熄弧角γ尽可能 的小。为了确保触发前阀上有足够的电压，整流器有一个最小α角限制，约为5°。还 必须留一些升高整流器电压的裕度来控制直流功率潮流。 对于逆变器，必须维持一个确定的最小熄弧角以避免换相失败。确保换相完成 且有足够的裕度很重要，这样可以保证在α=180。或γ=0°换相电压反向之前去游离。 因为即使换相己经开始，直流电流和交流电压仍有可能改变，所以在最小了角限制的 基础上必须有足够的换相裕度，一般15°左右[21]。 2.8.2 理想控制特性 为了满足上述控制的基本原则，应该将电压调节和电流调节加以区别，并将它们分置在不同的换流端。在正常运行条件下，整流器运行于恒定电流状态（CC）以保持系统的稳定，逆变器运行于恒定熄弧角（CEA）状态以维持足够的换相裕度。系统正常状态伏安特性图如图2.13所示[22]。 图2.13 理想伏安特性 图2.13中以电压Vd和电流Id形成坐标，AB、CD线上的点与整流器端测量的值对应，从而逆变器特性包括了线路上的电压降。一般换相电阻略大于线路电阻，逆变器的特性直线斜率为负且较小，如图中CD线。E点为理想稳态运行点，同时满足整流器和逆变器的特性。 2.8.3 实际控制特性 整流器通过改变α角来保持恒定电流。但是α角不能小于其最小值(αmin )，一旦 达到αmin就不可能再升高电压，整流器将运行在恒触发角状态。所以，整流器特性曲 线实际上有两部分，如图2.14中AB和FA所示。FA部分对应于定触发角控制方式， AB段表示正常的定电流控制方式。 图2.14 实际稳态伏安特性 在实际的系统中，由于电流调节器的增益有限，定电流特性直线可能稍有倾斜， 如图中GH 和AB 所示。在正常电压下，逆变器的定熄弧角（CEA）特性曲线和整流器特性曲线相交于E。但逆变器的定熄弧角特性线(CD)不会与降低电压情况下整流器特性曲线(F′A′B′)相交。所以，整流器电压的大幅度降低会引起电流和功率在短时间内下降到零，从而造成系统停运。 为了避免上述问题，逆变器也必须配置定电流控制器，而且其整定电流值要比整 流器定电流控制器的整定电流值小，它们的差值为电流裕度，如图2.14中Im所示。 电流裕度可以确保两条定电流特性曲线不会相交。这样完整的逆变器特性曲线包括两 部分。定熄弧角特性曲线和定电流特性曲线，如图2.14中DGH所示。正常运行条件下(如图2.14中E点)，整流器控制直流电流，逆变器控制直流电压。整流器电压降低时，运行条件如图中的E′点所示。此时逆变器进入定电流控制，整流器进入定触发角控制，建立电压[23]。 除了有上述定电流、定熄弧角基本调节方式外，也有定电流和定电压的方式作 为基本调节方式。此种方式是用一个闭环电压控制以保持直流线路某点的电压恒定， 来取代调节熄弧角到固定值(CEA)。定电压控制和定γ角控制类似，都是逆变器常见 的控制方式。但与定γ角控制相比，定电压控制方式有利于提高换流站交流电压的稳定性。例如由于某种扰动使逆变站交流母线的电压下降时，为了保持直流电压，逆变 器的电压调节器将自动地减少β角，从而使逆变器的功率因数提高，消耗的无功功率 减小，有利于防止交流电压进一步下降或阻尼电压的振荡。如果逆变侧采用定熄弧角调节，则当交流电压下降时，它将增大β角以保持熄弧角不变，因此逆变器的功率因数下降，消耗的无功功率增大，从而交流电压进一步下降，在某种条件下甚至形成恶性循环，最终导致交流电压崩溃。定电压调节的另一个优点是，在轻负载(直流电流小于额定值)运行时，由于逆变侧的熄弧角比满载运行时为大，对防止换相失败更为有利[24][25]。 3 高压直流输电系统仿真 3.1 建模与仿真工具MATLAB/Simulink简介 Matlab是Math Works公司于1982年推出的一套高性能的数值计算和可视化数学软件，被誉为“巨人肩上的工具”。Matlab的含义是矩阵实验室（Matrix Laboratory）。它集数值分析、矩阵运算、信号处理和图形显示于一体，构成了一个方便的、界面友好的用户环境[26]。在这个环境下，对所要求求解的问题，用户只需要简单地列出数学表达式，其结果便以数值或图形方式显示出来。Matlab的推出得到了各个领域专家学者的广泛关注，其强大的扩展功能更为各个工程领域提供了分析和设计的基础。 Matlab包括被称作工具箱（Toolbox）的各类应用问题的求解工具。随着Matlab版本的不断升级，其所含的工具箱的功能也越来越丰富，因此应用范围也越来越广泛，成为涉及数值分析的各类设计不可或缺的工具。Matlab产品族由以下产品构成：①Matlab：②Matlab Toolbox：③Matlab Compiler；④Simulink；⑤Stateflow；⑥Real-time workshop；⑦Simulink Blockset[27]。 Simulink是基于Matlab的框图设计环境，可以用来对各种动态系统进行建模、分析和仿真，它的建模范围广泛，可以针对任何能用数学来描述的系统进行建模，例如航空航天动力学系统、卫星控制制导系统、通信系统、船舶及汽车等，其中包括了连续、离散，条件执行，事件驱动，单速率、多速率和混杂系统等。 Simulink提供了利用鼠标拖放的方法来建立系统框图模型的图形界面，而且还提供了丰富的功能块以及不同的专业模块集合，利用Simulink几乎可以做到不书写一行代码即完成整个动态系统的建模工作。除此之外，Simulink还支持Stateflow，用来仿真事件驱动过程。Simulink是从底层开发的一个完整的仿真环境和图形界面，是模块化了的编程工具，它把Matlab的许多功能都设计成一个个直观的功能模块，把需要的功能模块用连线连起来就可以实现需要的仿真功能了。也可以根据自己的需要设计自己的功能模块，Simulink功能强大，界面友好，是一种很不错的仿真工具.用Matlab对高压直流输电系统建模有3种方法：第1种是基于Matlab语言的建模与仿真，可根据HVDC系统各元件的数学模型(非线性微分、代数方程)，采用交流、直流迭代求解技术，用Matlab语言中 的现成的数值计算函数和Jacbi矩阵求解函数进行计算。其特点是比其它语言(如C、Fortrain)编程简单 快捷，但仿真计算速度慢；第2种是基于Simulink工具箱的建模与仿真，即将元器件数学模型表示成传递数的形式，用Simulink来建立全系统的仿真模型．这种方式必须知道全部元器件详细的传函，并且所搭建的仿真系统与实际的物理系统有差距、不直观．修改也不方便；第3种是利用PSB(Power SystemBlockset)库中已有的电气元件构建HVDC系统仿真模型，这种方法快捷直观，但随着新技术的应用，新的元器件的出现，使得原有PSB(Power System Blockset)库的应用受到一定限制．综合以上特点，本文利用Simulink和PSB(Power System Blockset)相结合的建模方法，直接利用PSB中已有的电力元件搭建HVDC电力原型系统。强大的数学运算能力、丰富的绘图功能和语言的高度集成是MATLAB/Simulink的突出特性，不论是电力网络、电力电子还是各种控制系统它都能利用相应的PSB工具，在同一个框图下通过各种变步长积分用状态变量法对交直流输电系统进行仿真；同时Simulink图形界面为用户提供了良好的仿真环境，可实时地显示结果。这样既快捷直观，又能突出主要研究问题[28]。 3.2 高压直流输电系统的起停和阶跃响应仿真 直流电压标幺值基值取为500kV，直流电流基准值取2kA，仿真过程中的直流电压电流均用标幺值表示。仿真时，首先使系统进入稳态，之后对参考电流和参考电压进行一系列动作，见表3.1。 表3.1 系统控制参数随时间变化表 序号 时刻/s 动作 1 0 电压参考值为1p.u 2 0.02 变换器导通，电流增大到最小稳态电流参考值 3 0.4 电流按指定的斜率增多到设定值 4 0.7 参考电流下降0.2p.u 5 0.8 参考电流恢复到设定值 6 1.0 参考电压由1p.u跌落到0.9p.u 7 1.1 参考电压恢复到1p.u 8 1.4 变换器关断 9 1.6 强迫设置触发延迟角到指定值 10 1.7 关断变换器 设置好各子系统的参数后，即可开始仿真。打开整流器和逆变器示波器，得到电压和电流波形如图3.1所示。如图3.1(a)所示为整流侧得到的相关波形，从上到下依次为以标幺值表示的直流侧线路电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流、以角度表示的第一个触发延迟角、整流器控制状态[29][30]。 如图3.1（b）所示为逆变侧得到的相关波形，从上到下依次以标幺值表示的直流侧线路电压和直流侧参考电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流。以角度表示的第一个触发延迟角、逆变器控制状态、熄弧角参考值和最小熄弧角。 (a)整流侧得到的相关波形 (b)逆变侧得到的相关波形 图3.1 HVDC 系统启停和阶跃响应仿真 将表3.1 和图3.1对应起来，可见其仿真的大致过程如下： 1、晶间管在0.02s 时导通，电流开始增大，在0.3s 时达到最小稳态参考值0.1p.u.，同时直流线路开始充电使得直流电压为1.0 p．u.，整流器和逆变器均为电流控制状态； 2、0.4s 时，参考电流从0.1p．u.斜线上升到1．0p．u.(2kA)，0．58s时直流电流到达稳定值，整流器为电流控制状态，逆变器为电压控制状态，直流侧电压维持为1p．u．(500kV)。在稳定状态下，整流器的触发延迟角在16．5°附近，逆变器的触发延迟角在143°附近。逆变器子系统还对两个6脉冲桥的各个晶问管的熄弧角进行测量，熄弧角参考值为12°，稳态时，最小熄弧角在22°附近。 3、0．7s时，参考电流出现-0．2p.u.的变化。在0.8s时恢复到设定值。 4、1．0 s时，参考电压出现-0．1p．u.的偏移，在1.1s时恢复到设定值。此时逆变器的熄弧角仍然大于参考值。 5、1．4s时，触发关断信号，使得电流斜线下降到0．1p．u.。 6、l．6s时，整流器侧的触发延迟角被强制设为166°，逆变器侧的触发延迟角被强制设为92°，使得直流线路放电。 7、1．7s时两个变换器均关断，控制器控制状态为0。变换器控制状态有七种， 含义如表3.2所示： 状态 意义 0 关断 1 电流控制 2 电压控制 3 最小值控制 4 最大角控制 5 的设定值或者常数 6 控制 3.3 高压直流输电系统交流侧线路故障仿真 HVDC 系统包含整流器交流侧线路故障和逆变器交流侧线路故障，常见故障类型包括单相接地、两相接地短路、两相短路、三相短路等。 3.3.1 逆变侧A相接地故障 打开直流侧并联的断路器模块，取消断路器导通动作；打开逆变器交流断路器模块。使断路器在0.6s时导通，在0.7s时断开。 开始仿真，观察整流器、逆变器和故障处的相关波形如图3.3所示。如图3.3（a）所示，从上到下分别为以标幺值表示的直流侧线路电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流、以角度表示的第一个触发延迟角、整流器控制状态。如图3-3（b）所示为逆变侧得到的相关波形，从上到下依次为以标幺值表示的直流侧线路电压和直流侧参考电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流、以角度表示的第一个触发延迟角、最小熄弧角。图3.3（c）为故障点处的电流波形。 (a)整流侧相关波形 (b)逆变侧相关波形 (c）故障电流波形 图3.3 HVDC 系统交流侧A 相线路故障仿真波形图 注意故障导致直流电压和直流电流出现了振荡，故障刚出现时不可避免的换相失败现象，直流电流激增到2p.u.。当t=0.85s时故障清除故障，VDCOL将参考电流调节到0.3p.u.,经过0.35s后系统恢复。 3.3.2 逆变侧三相短路 接入三相短路故障发生器，将故障类型设置为三相短路，故障时间设为0.6-0.7s，波形如图3.4 所示。 (a)整流侧相关波形 (b)逆变侧相关波形 (c）逆变器交流侧ABC三相电压波形 图3.4 HVDC 系统逆变侧三相线路故障仿真波形图 当逆变侧变压器交流侧三相对地发生故障时, 整流器侧和逆变侧的直流线路电压、电流, 和参考电流、触发延迟角等各参数仿真结果见图3.4。故障发生后，逆变侧交流A、B、C三相电压均为0,；直流电压迅速下降，线路电流则激增到2p.u.，线路由于直流线路两端没有装设直流滤波器, 使故障期间直流线路电压、电流有很大的谐波分量。直流电压0.63s 时VDCOL开始运作,把参考电流降为0. 3pu；同时把触发角增大到112°。故障清除后，即在0.7s时，电压反向，变为-0.8p.u.，直流线路电流则为0.77p.u.，再过0.3s内系统恢复正常. 5.3.3 逆变侧两相短路 以AB 两相故障为例,仿真时间设为0.6-0.7s.相关波形如下所示： a).整流侧相关波形 b).逆变侧相关波形 c).逆变器交流侧ABC 三相电压波形 图5.5 HVDC 系统逆变侧AB相线路故障仿真波形图 故障发生后，逆变侧电流在0.61s 激增到2.1p.u.，电压跌为-0.4p.u.。在0.62s，线路电压跌落到-0.5p.u.，整流侧线路电流则激增到2p.u.，线路由于直流线路两端没有装设直流滤波器, 使故障期间直流线路电压、电流有很大的谐波分量。直流电压 0. 63s 时VDCOL开始运作,把参考电流降为0. 3pu;同时整流侧把触发角增大到111°，逆变侧把触发角降低为121°，最小熄弧角降低为4.5°。此后直流电压开始回升。故障清除后，在0.8s电压和电流首次恢复正常，再过0.2s系统恢复正常. 5.3.4 逆变侧两相接地短路 同样以AB 两相为例，仿真时间0.6-0.7s，相关波形如下图所示： a).整流器相关波形 b).逆变侧相关波形 c).逆变侧交流ABC 三相电压波形图 图5.6 HVDC 系统逆变侧AB 相线路接地故障仿真波形图 当逆变侧变压器交流侧两相对地发生故障时，整流侧的直流电压迅速下降，在0.62s时达到-0.5p.u。线路电流则先激增到2p.u.。逆变侧的电压也下降，在故障时间段内振幅最大为0.6.p.u.。 在0.63s，VDCOL 检测到直流电压下降，从而把电流参考值置为0.3p.u.,同时把触发角增大到113°，然后直流线路电流下降，在0.64s 时为0。故障清除后，直流电压和电流开始回升。系统在0.95s恢复正常. 结 论 高压直流输电系统的交流侧故障时，HVDC的稳定运行将遭到破坏，HVDC的控制保护系统将依据保护判据闭锁系统。在设计中将高压直流输电系统运行过程中产生的交流侧故障用MATLAB软件进行仿真分析。与交流输电相比，由于高压直流输电具有经济性好，适用于两个不同频率的系统互联，能够远距离大功率输电等优点，这些都决定高压直流输电在将来的输电系统中将起着举足轻重的作用。对于我国来说，高压直流输电技术在西电东输以及电力系统全国联网工程中将会起到重要的作用[31]。 高压直流输电换流站由基本换流单元组成，基本换流单元是在换流站内允许独立运行，进行换流的换流系统，主要由换流变压器、换流器、相应的滤波器和平波电抗器以及控制保护装置等组成。目前工程上所采用的基本换流单元主要有6脉动换流单元和12脉动换流单元两种。在高压直流输电系统中，为了完成将交流电转换直流电或将直流电转化为交流电的变换，并达到电力系统对安全稳定及电能质量的要求，换流站中应该包括的主要设备或设施有：换流阀、换流变压器、平波电抗器、交流开关设备、交流滤波器和交流无功补偿装置、直流开关设备、直流滤波器、控制和保护以及远程通信系统等。直流输电系统主要由两端换流站和直流线路所组成，换流站内主要有换流器、直流开工场合交流开关场中的一次设备，以及控制保护二次设备。此外，影响直流系统运行的还有与两端换流站相连的交流系统。不同区域的设备故障，有其自己的特点，对高压直流系统的稳定性影响有所不同。本文中对其中几个比较有代表性的故障在MATLAB中进行了仿真分析。 参考文献 [1] 周乐荣.高压直流输电的现状与发展[J].广东电力，1997. 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