直流输电模型范文

2024-06-30

直流输电模型范文（精选9篇）

直流输电模型第1篇

基于电压源换流器(VSC)的高压直流输电(VSC-HVDC)系统可以实现有功功率和无功功率的独立控制,动态反应快速,具有很强的输电灵活性并能提高系统的稳定性[1,2,3]。对百兆瓦以上的输电容量,采用VSC-HVDC接入将更为经济[4,5]。因此,对于可再生能源并网、无源负荷供电、城市电网供电以及异步电网互联等领域,VSC-HVDC具有明显的技术经济优势。VSC-HVDC可运行在定直流电压控制模式、定有功与无功功率控制模式和定交流电压控制模式[6],而其中一个换流器的直流电压稳定控制将保证输电系统的有功功率平衡和稳定[7]。然而VSC-HVDC的4个控制输入及它们间的相互作用使得VSC-HVDC成为一个非线性的多输入多输出系统。另外,由于系统运行方式的变化和设备元件的老化都将改变VSC-HVDC系统的边界参数,这就要求VSC-HVDC系统具有良好的控制性能。

就目前研究现状来看,对于VSC-HVDC最常用的控制方法是基于同步旋转坐标系的电压矢量定向双闭环比例—积分—微分(PID)控制[8,9,10],它可以通过控制输入电流,实现有功功率与无功功率的解耦控制并可获得较好的稳态性能。但这种方法只在某一运行点具有较好的控制性能,对系统参数与控制输入的变化敏感且PID参数的整定比较困难。针对VSC-HVDC系统的参数变化与非线性特性,一些新的控制策略也应用到VSC-HVDC系统,包括反馈线性化与滑模变结构控制[6]、自适应反演控制[11]、模糊比例—积分(PI)控制[12]、神经网络PID滑模变结构控制[13]。但由于VSC-HVDC系统的多变量结构与高度耦合的非线性特征及系统参数的变化总是难于得到理想的控制效果。因此,需要一种既有较好的鲁棒控制性能又无需复杂算法且便于工程应用的方法。

基于端口受控耗散哈密尔顿 (PCHD)模型的无源控制方法是一种基于系统能量耗散性的新兴非线性鲁棒控制理论[14,15],其Lyapunov稳定性的物理意义明确,具有鲁棒性强、易于硬件实现的特点。而互联和阻尼分配无源性(IDA-PB)控制可以简化控制器设计。文献[16,17]基于PCHD模型对三相电压型整流器进行了控制设计,一定程度提高了系统的性能,但其基于q轴电流分量为0的单位功率因数控制没有考虑q轴分量的影响,阻尼的配置也没有考虑直流侧等效阻抗的影响。另外控制律中含有输出变量使算法变得复杂。

鉴于以上原因,本文设计了一种VSC-HVDC的IDA-PB控制器。

1VSC-HVDC系统拓扑与数学模型

两端VSC-HVDC系统拓扑结构如图1所示。两端VSC经换流变压器与电网连接,两端结构相同的换流器由长距离直流输电线路连接,图中Z1和Z2为电网的等效阻抗。图2为一端换流器具体结构,图中将公共连接点(PCC)与换流器交流侧之间的联结变压器损耗和漏抗统一等效为图示的电阻R和电抗L。并假设三相主电路参数完全相同,usa,usb,usc为PCC1或PCC2处abc三相对称相电压;ia,ib,ic为abc三相线电流;ua,ub,uc为换流器交流侧abc三相相电压;Udc(Udc1或Udc2)为直流侧电压;idc为直流线路中直流电流;RL为直流输电线路电阻。

VSC-HVDC系统一端换流器abc三相静止坐标系下的数学模型为:

${\begin{cases} L \frac{d i_{a}}{d t} = u_{s a} - u_{a} - R i_{a} = \\ u_{s a} - U_{d c} (s_{a} - \frac{1}{3} \sum_{j = a, b, c} s_{j}) - R i_{a} \\ L \frac{d i_{b}}{d t} = u_{s b} - u_{b} - R i_{b} = \\ u_{s b} - U_{d c} (s_{b} - \frac{1}{3} \sum_{j = a, b, c} s_{j}) - R i_{b} \\ L \frac{d i_{c}}{d t} = u_{s c} - u_{c} - R i_{c} = \\ u_{s c} - U_{d c} (s_{c} - \frac{1}{3} \sum_{j = a, b, c} s_{j}) - R i_{c} \\ C \frac{d U_{d c}}{d t} = s_{a} i_{a} + s_{b} i_{b} + s_{c} i_{c} - i_{d c} \end{cases} (1)$

式中:sj(j=a,b,c)为控制开关管通断的逻辑开关函数,sj=1对应上桥臂导通、下桥臂关断,sj=0对应上桥臂关断、下桥臂开通。

两端换流器之间的电压电流关系为:

$i_{d c} = \frac{U_{d c 1} - U_{d c 2}}{R_{L}}$ (2)

由Park矢量变换矩阵及其逆变换矩阵将换流器三相静止坐标系下的数学模型(式(1))变换得到dq同步旋转坐标系下的数学模型为:

${\begin{cases} L \frac{d i_{d}}{d t} = u_{s d} - s_{d} U_{d c} - R i_{d} - ω L i_{q} \\ L \frac{d i_{q}}{d t} = u_{s q} - s_{q} U_{d c} - R i_{q} + ω L i_{d} \\ \frac{2}{3} C \frac{d U_{d c}}{d t} = s_{d} i_{d} + s_{q} i_{q} - \frac{2}{3} i_{d c} \end{cases} (3)$

式中:sd和sq分别为开关函数的d轴和q轴分量;usd和usq分别为PCC1或PCC2处电压的d轴和q轴分量;ud=sdUdc和uq=sqUdc分别为换流器交流侧电压的d轴和q轴分量。

在dq同步旋转坐标系下的有功功率Ps和无功功率Qs可表示为:

${\begin{cases} Ρ_{s} = \frac{3}{2} (u_{s d} i_{d} + u_{s q} i_{q}) \\ Q_{s} = \frac{3}{2} (u_{s d} i_{q} - u_{s q} i_{d}) \end{cases}$

(4)

当d轴定位在PCC处电压相量上时,usq=0,则 $Ρ_{s} = \frac{3}{2} u_{s d} i_{d}, Q_{s} = \frac{3}{2} u_{s d} i_{q}$ ,所以分别控制id和iq可以实现Ps和Qs的解耦控制。

2VSC-HVDC换流器的PCHD模型

2.1 换流器在abc三相坐标系下的PCHD模型

PCHD模型为[18,19]:

${\begin{cases} \dot{x} = (J (x) - R (x)) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + G (x) u \\ y = G^{Τ} (x) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} \end{cases} (5)$

式中:x∈Rn为状态变量;J(x)=-JT(x)∈Rn×n为反对称连接矩阵;R(x)=RT(x)≥0为耗散矩阵;G(x)∈Rn×m为输入矩阵;H(x)为系统的能量函数;u∈Rm为输入变量;y为输出变量。

由式(5)可得系统能量变化率为:

$\frac{d Η (x)}{d t} = - \frac{\partial Η^{Τ} (x)}{\partial x} R (x) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + u^{Τ} y (6)$

由于R(x)=RT(x)≥0,可得:

$\frac{d Η (x)}{d t} \leq u^{Τ} y$ (7)

因此,外部提供的能量总是大于系统存储的能量,系统为无源系统。

令开关控制量 $Τ_{i} = s_{i} - \frac{1}{3} \sum_{j = a, b, c} S_{j}$ ,其中i=a,b,c,由式(1)和式(5)可得到在abc三相静止坐标系下的换流器PCHD模型为:

$\dot{x} = (J (x) - R (x)) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + G (x) u (8)$

$Η (x) = \frac{1}{2} x^{Τ} Μ x$ (9)

式中: $x = [\begin{matrix} i_{a} & i_{b} & i_{c} & U_{d c} \end{matrix}$

$u = [\begin{matrix} u_{s a} & u_{s b} & u_{s c} & 0 \end{matrix}$

$J (x) = [\begin{matrix} 0 & 0 & 0 & - \frac{Τ_{a}}{L C} \\ 0 & 0 & 0 & - \frac{Τ_{b}}{L C} \\ 0 & 0 & 0 & - \frac{Τ_{c}}{L C} \\ \frac{Τ_{a}}{L C} & \frac{Τ_{b}}{L C} & \frac{Τ_{c}}{L C} & 0 \end{matrix}]$

$R (x) = [\begin{matrix} \frac{R}{L^{2}} & 0 & 0 & 0 \\ 0 & \frac{R}{L^{2}} & 0 & 0 \\ 0 & 0 & \frac{R}{L^{2}} & 0 \\ 0 & 0 & 0 & \frac{1}{R_{d c} C^{2}} \end{matrix}]$

$G (x) = [\begin{matrix} \frac{1}{L} & 0 & 0 & 0 \\ 0 & \frac{1}{L} & 0 & 0 \\ 0 & 0 & \frac{1}{L} & 0 \\ 0 & 0 & 0 & \frac{1}{C} \end{matrix}]$

$Μ = [\begin{matrix} L & 0 & 0 & 0 \\ 0 & L & 0 & 0 \\ 0 & 0 & L & 0 \\ 0 & 0 & 0 & C \end{matrix}]$

Rdc=Udc/idc,为直流侧等效电阻。

2.2 换流器在dq同步坐标系下的PCHD模型

将式(8)进行Park矢量变换得到换流器在dq同步旋转坐标系下的PCHD模型为:

$\dot{x} = (J (x) - R (x)) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + G (x) u (10)$

式中: $x = [\begin{matrix} L i_{d} & L i_{q} & C U_{d c} \end{matrix}]^{Τ}$

$u = [\begin{matrix} u_{s d} & u_{s q} & 0 \end{matrix}]^{Τ}$

$J (x) = [\begin{matrix} 0 & - ω L & - \frac{3}{2} s_{d} \\ ω L & 0 & - \frac{3}{2} s_{q} \\ \frac{3}{2} s_{d} & \frac{3}{2} s_{q} & 0 \end{matrix}]$

$R (x) = [\begin{matrix} R & 0 & 0 \\ 0 & R & 0 \\ 0 & 0 & \frac{3}{2 R_{d c}} \end{matrix}$

$G (x) = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 0 \end{matrix}$

系统的能量函数为:

$Η (x) = \frac{1}{2 L} x_{1}^{2} + \frac{1}{2 L} x_{2}^{2} + \frac{1}{3 C} x_{3}^{2}$ (11)

3VSC-HVDC换流器的IDA-PB控制器设计

VSC-HVDC在稳态运行时,期望直流电压等于给定电压U*dc,PCC与VSC间电流的d轴和q轴分量id和iq由实现有功功率与无功功率解耦控制的需求确定。因此, 期望稳定平衡点x*1=Li*d,x*2=Li*q,x*3=CU*dc。

根据IDA-PB控制原理[19,20],将通过配置连接矩阵与阻尼矩阵将给定系统的PCHD模型(式(10))变换成以下形式:

$\dot{x} = (J_{d} (x) - R_{d} (x)) \frac{\partial Η_{d} (x)}{\partial x}$ (12)

式中:Jd(x)=-JTd(x);Rd(x)=RTd(x)≥0。

由式(12)可得:

$\dot{Η}_{d} (x) = - \frac{\partial Η_{d}^{Τ} (x)}{\partial x} R_{d} (x) \frac{\partial Η_{d} (x)}{\partial x} \leq 0 (13)$

这时,Hd(x)即为Lyapunov函数。

另外,对给定的PCHD模型和期望稳定平衡点x*∈Rn找到函数B(x),Ja(x),Ra(x)和向量函数K(x)并满足:

$\begin{array}{l} [J (x, B (x)) + J_{a} (x) - (R (x) + R_{a} (x))] Κ (x) = \\ - (J_{a} (x) - R_{a} (x)) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + G (x, B (x)) (14) \end{array}$

其中,根据结构守恒,即有

Jd(x)=J(x,B(x))+Ja(x) (15)

Rd(x)=R(x)+Ra(x) (16)

由换流器的PCHD模型(式(10))可知,换流器耗散矩阵中含有直流侧等效电阻,考虑其不确定性, 通过加入一定的阻尼矩阵来消除直流侧等效电阻对系统的影响,可令

$J_{a} (x) = 0, R_{a} (x) = [\begin{matrix} 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & - \frac{3}{2 R_{d c}} \end{matrix}]$

由式(14)至式(16)得:

$(J_{d} (x) - R_{d} (x)) Κ (x) = R_{a} (x) \frac{\partial Η (x)}{\partial x} + G (x) u (17)$

将式(17)展开可得:

${\begin{cases} s_{d} = - \frac{2}{3 Κ_{3}} (ω L Κ_{2} + R Κ_{1} + u_{s d}) \\ s_{q} = - \frac{2}{3 Κ_{3}} (- ω L Κ_{1} + R Κ_{2} + u_{s q}) \end{cases} (18)$

由可积性,K(x)是标量函数的梯度,满足:

$\frac{\partial Κ (x)}{\partial x} = (\frac{\partial Κ (x)}{\partial x})^{Τ}$ (19)

在期望平衡点x*处,K(x)满足:

$Κ (x^{*}) = - \frac{\partial Η (x)}{\partial x}$ x=x* (20)

设K1=k1(x1),K2=k2(x2),K3=k3(x3),根据可积性及式(20)有:

${\begin{cases} k_{1} (x_{1}^{*}) = - \frac{x_{1}^{*}}{L} = - i_{d}^{*} \\ k_{2} (x_{2}^{*}) = - \frac{x_{2}^{*}}{L} = - i_{q}^{*} \\ k_{3} (x_{3}^{*}) = - \frac{2 x_{3}^{*}}{3 C} = - \frac{2 U_{d c}^{*}}{3} \end{cases}$

(21)

考虑引入稳定平衡点变量的反馈,可得到K1,K2,K3的一组解为:

${\begin{cases} k_{1} (x_{1}) = - \frac{x_{1}^{*}}{L} + α (x_{1} - x_{1}^{*}) \\ k_{2} (x_{2}) = - \frac{x_{2}^{*}}{L} + β (x_{2} - x_{2}^{*}) \\ k_{3} (x_{3}) = - \frac{2 x_{3}^{*}}{3 C} + γ (x_{3} - x_{3}^{*}) \end{cases}$

(22)

式中:α,β,γ>0,为平衡点变量误差比例系数。

根据Lyapunov稳定性,K(x)的雅可比矩阵在x*处满足:

$\frac{\partial Κ (x)}{\partial x}$ $_{x = x^{*}} > - \frac{\partial^{2} Η (x)}{\partial x^{2}}$ x=x* (23)

在上述条件下,闭环系统将变为如式(12)所示形式的PCHD系统。能量函数Hd(x)与待定函数Ha(x)为:

Hd(x)=H(x)+Ha(x) (24)

$\frac{\partial Η_{a} (x)}{\partial x} = Κ (x)$ (25)

下面验证系统在x*的渐近稳定性。由于K1,K2,K3都已经得到,因此,由式(25)可得到Ha(x)的值为:

$\begin{array}{l} Η_{a} (x) = - \frac{x_{1}^{*} x_{1}}{L} + \frac{α}{2} (x_{1}^{2} - 2 x_{1}^{*} x_{1}) - \frac{x_{2}^{*} x_{2}}{L} + \\ \frac{β}{2} (x_{2}^{2} - 2 x_{2}^{*} x_{2}) - \frac{2}{3 C} x_{3}^{*} x_{3} + \\ \frac{γ}{2} (x_{3}^{2} - 2 x_{3}^{*} x_{3}) (26) \end{array}$

由式(11)和式(18)可得:

$\frac{\partial^{2} Η_{d} (x)}{\partial x^{2}}$

$_{x = x^{*}} = [\begin{matrix} \frac{1}{L} + α & 0 & 0 \\ 0 & \frac{1}{L} + β & 0 \\ 0 & 0 & \frac{2}{3 C} + γ \end{matrix}] > 0 (27)$

因此,根据上述IDA-PB控制原理的条件,x*是闭环系统的局部稳定平衡点。在稳态时,x*为系统状态方程的一个解,于是包含在集合 ${x \in R^{n} | \frac{\partial^{Τ} Η_{d} (x)}{\partial x} R_{d} (x) \frac{\partial Η_{d} (x)}{\partial x} = 0}$ 中的闭环动态系统的最大不变集等于{x*},所以x*是系统的全局渐近稳定点[20]。

综上所述,将式(22)代入式(18)可得期望稳定平衡点x*的换流器控制算法:

$\begin{array}{l} u_{d} = U_{d c} u_{s d} - ω L i_{q}^{*} + α R L (i_{d} - i_{d}^{*}) - R i_{d}^{*} + \\ \frac{β ω L^{2} (i_{q} - i_{q}^{*})}{U_{d c}^{*} - 1.5 C γ (U_{d c} - U_{d c}^{*})} (28) \\ u_{q} = U_{d c} u_{s q} + ω L i_{d}^{*} + β R L (i_{q} - i_{q}^{*}) - R i_{q}^{*} - \\ \frac{α ω L^{2} (i_{d} - i_{d}^{*})}{U_{d c}^{*} - 1.5 C γ (U_{d c} - U_{d c}^{*})} (29) \end{array}$

稳态时,换流器直流侧电压与期望稳定平衡点电压相等,即Udc=U*dc,因此,换流器控制算法可以简化为:

ud=usd-ωLi*q+αRL(id-i*d)-

Ri*d+βωL2(iq-i*q) (30)

uq=usq+ωLi*d+βRL(iq-i*q)-

Ri*q-αωL2(id-i*d) (31)

式(30)与式(31)中i*d和i*q由外环控制器得到。为易于有功功率整定和连接点的电压控制,整流侧换流器外环控制器采用定有功功率控制与定交流电压控制,逆变侧换流器采用定直流电压控制和定交流电压控制,图3为两端换流器控制结构图,当开关处于位置1时表示整流侧换流器控制结构;当开关处于位置2时表示逆变侧换流器控制结构;PLL为锁相环;PWM为脉宽调制。

4仿真与分析

为了验证所提出的控制方法的正确性和优越性,基于上述VSC-HVDC系统的动态数学模型与IDA-PB控制律,在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC环境下对图1所示的两端VSC-HVDC系统进行仿真分析。VSC-HVDC系统额定直流电压为±160 kV,换流器容量为200 MVA,系统基准容量为100 MVA,两端PCC交流线电压为110 kV。系统仿真时间长度为20 s,以IDA-PB控制和PI双闭环控制进行对比分析,PI参数的具体设置如附录A中表A1所示,比例系数α=β=2。另外,为保证对比分析的有效,两种控制方法的外环PI控制参数选取一致。设置输送功率阶跃变化与功率翻转反送,如图4所示。

仿真1:两端电网的等效阻抗|Z1|=|Z2|=5 Ω,结果如图5和附录A图A1—图A3所示。

由仿真1结果可以看出,VSC-HVDC正向输送功率时,两种控制方法都具有较好的稳态控制性能。但PI双闭环控制下各变量在过渡过程中超调量更大,尤其在功率发生阶跃性翻转时,暂态过程中发生振荡,而IDA-PB控制下各变量的抗扰动性好、鲁棒性强。有功功率、交流电压、直流电压都能更好地控制在参考值上,直流电流随功率的阶跃翻转而相应变化。

仿真2:两端电网的等效阻抗|Z1|=|Z2|=5 Ω,将换流器联结变压器阻抗由正常值0.1(标幺值)设成0.15(标幺值),模拟设备参数变化,结果如图6和附录A中图A4—图A6所示。

由仿真2结果可以看出,当联结变压器参数改变时,传统PI双闭环控制下各变量的响应特性与改变前差异较大,当功率翻转时各变量的调节性能较差;而在IDA-PB控制下各变量的响应特性变化不大,对参数的变化不敏感,表现出良好的鲁棒控制性能。

综合来看,PI双闭环控制仅在某个运行点可以获得较好的控制性能,而本文提出的控制方法具有较好的鲁棒性。

5 结语

VSC-HVDC是输电技术的重要发展方向。本文针对VSC-HVDC的鲁棒性问题,提出了换流器的一种IDA-PB控制方法。通过仿真比较研究及分析,该控制方法具有以下优点。

1)从系统能量函数的耗散特性出发构造Lyapunov函数,符合Lyapunov稳定理论,具有明确的物理意义,充分利用这种特性可以得到理想的控制器。

2)哈密尔顿方程具有一般的仿射非线性结构,基于PCHD模型所设计的控制器本质为一种非线性控制方法,对VSC-HVDC系统的非线性特性具有针对性。

3)用IDA-PB控制方法简化了PCHD系统的控制器设计,稳定机理一目了然,通过注入阻尼矩阵减小了系统参数对控制性能的影响,确保了能量函数的非增长性并在平衡点具有最小值。

4)本文所提出的控制方法以电压矢量定向为基础,实现了换流器输入变量的解耦控制,得到的IDA-PB控制律简单,无需微积分计算,具有较高的工程实用价值。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

三峡工程与高压直流输电第2篇

摘要：本文论述了三峡工程中的输变电工程的概况，特别是直流输电系统。另外也论述了与电力电子技术相关的“西电东送”、全国电网联网与直流联网“背靠背”工程等方面的内容。

关键词：三峡工程高压直流输电概述

举世瞩目的长江三峡工程分为三大部分：枢纽工程、移民工程和输变电工程。随着三峡大坝的横空出世、高峡平湖的梦想成真，从2003年起，这个当今世界上最大的水电站将产生源源不断的强大电能。

三峡枢纽工程分三期施工，一期工程的标志为大江截流。二期工程主要修建三峡大坝的泄洪坝段、左岸厂房坝段、永久船闸。

二期工程以2003年第一批机组发电为完成标志。2001年11月22日，首批机组的安装正式启动，首台机组重达721吨的发电机定子，被两台总共可吊1200吨的行车，稳稳地吊放到直径20多米的机坑内。首批机组装4台70万千瓦水轮发电机。

三期工程要对二期已筑起的大坝和右岸之间的导流明渠截流，建右岸厂房坝段。三峡输变电工程也随之成为三峡工程的重头戏。26台70万千瓦水轮发电机组，1820万千瓦的总装机容量，到2010年全部机组建成投产后，三峡电站的年均发电量将达847亿千瓦时。其中900万千瓦将通过直流方式输送出去。

三峡工程按1993年价格水平计算的静态总投资为900.9亿元，考虑物价、利息等变因，当时测算到2009年的动态总投资为2039亿元。这些年宏观经济形势一直较好，物价指数下降，目前枢纽工程控制在概算内，还略有节余。据预测，到2010年工程全部完工时，三峡工程的动态总投资可望控制在1800亿元以内。三峡工程中的输变电工程

由滔滔长江之水转换而成的如此充沛的电能，如何自高山峡谷之中被瞬间传递到千里之外的负荷中心？总投资275亿元的三峡输变电工程将担此重任。

按照设计方案，三峡电站分为左岸和右岸电站，左、右岸电站又各分为两个电厂。其中，左一电厂装机8台，出线5回；左二电厂装机6台，出线3回；右

一、右二电厂装机均为6台，出线分别为4回和3回。这15回出线将分别把26台机组发出的电能送至座落在湖北境内的一批500千伏变电站和换流站，再向全国辐射。

根据国务院去年底批准的三峡工程分电方案，三峡电站供电区域为湖北、河南、湖南、江西、上海、江苏、浙江、安徽、广东等八省一市。由于华中、川渝地区电力供求关系的变化，国务院决定三峡电站不向川渝送电。

因此，三峡电力外送将形成三大主要通道：

中通道：在华中四省建500千伏交流输电线路4970公里，鄂豫间两回，鄂湘间两回，鄂赣间一回，变电容量1350万千伏安（其中湖北境内的500千伏线路2630公里，变电容量525万千伏安）；设计输电能力900万千瓦。

东通道：除利用现有的葛洲坝至上海直流线路输电120万千瓦外，2002年前建成第二

回东送500千伏直流输电线路和湖北宜昌、江苏常州换流站，额定容量300万千瓦；2008年再建成第三回送上海的直流线路，增加容量300万千瓦。同时，在华东地区配套建设500千伏交流输电线路850公里，变电容量850千伏安。

南通道：2004年前建成一条973公里的500千伏直流输电线路和湖北荆州、广东惠州两个换流站，送电能力为300万千瓦。

到2008年，上述三个通道全部建成后，一个纵横九千公里、贯穿八省一市的三峡输变电工程将腾空而起。届时，三峡电力将畅通无阻地奔向东西1500公里、南北1000公里范围内的广大用户。

1997年3月26日，三峡电力外送工程的第一枪从西线打响。500千伏长寿至万县超高压输电线路正式开工。尽管三峡的电力电量后来不考虑向川渝输送，但这条线路对于联接华中和川渝电网仍将发挥极其重要的作用。

从1999年开始，三峡输变电工程便进入大规模的建设阶段。为了确保三峡工程首批机组2003年投产发电后的电力外送，2003年前，三峡输变电工程要建成500千伏输电线路4116千米，其中交流线路3016公里、直流线路1100公里；投产变电容量825万千伏安，直流换流站600万千瓦。其施工任务之艰巨可想而知。

2002年，三峡输变电工程新开工和续建项目投资规模为45.61亿元。其中，续建直流换流容量1200万千瓦、交流变电容量650万千伏安、500千伏输电线路4043千米；新建变电容量75万千伏安、500千伏输电线路1203千米。三峡工程的直流输电工程

三峡（宜昌）至常州直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第一条通道。这条直流输电线，其额定直流电压±500千伏，额定直流电流3000安培，输送容量300万千瓦。三峡至广东直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第二条通道，也是“十五”末实现向广东送电1000万千瓦的关键项目。三广线（三峡至广东）输电距离约976公里，由荆州换流站、惠州换流站、三广直流线组成。

荆州换流站工程作为三峡电力外送的门户换流站，建设计划于20001年9月15日开始进行四通一平及工程前期准备，2004年1月极Ｉ投运，2004年6月极ＩＩ和双极投运。这项项工程建设规模与三常线基本相同：额定直流电流3000安培。换流站直流线路电压等级为双极±500千伏，额定输送功率为单极150万千瓦，双极300万千瓦。建成后将成为世界上最大规模的换流站。

通过招标ABB公司赢得以上两的工程项目。为支持国产化，本次两个工程招标的主要设备换流阀和换流变压器等均采取了合作生产的方式。同时，引进了ABB•公司的直流输电成套设计技术以及控制保护的设计制造技术。

据悉，按照三峡工程设计，将在2003年6月蓄水至135米，并相继实现永久船闸通航和首批机组发电的二期工程目标。根据国务院有关规定，在工程蓄水、通航、发电前，需进行阶段验收。本次验收范围包括枢纽工程、移民工程和输变电工程三部分。

三峡左岸电站厂房2号机定子机座于11月22日吊入1号机坑进行组装，这标志着三峡机组机电设备安装正式开始。该台定子机座设备由VGS联营体供货，其机座外径为21.4米，高度为3.3米，总重量达180吨。

根据广东省电力需求预测，到2005年，广东全省用电负荷将达3617万千瓦，2010年可达4905万千瓦；“十五”期间，广东需新增电源容量1208万千瓦。目前，在广东省大型电源建设项目中，2005年底前可投产总装机容量约647万千瓦（含火、核、气、水），此间应退役小火电机组约157万千瓦。很显然，广东本省新增装机容量无法满足用电需求。“西电东送”、“三峡南送”，把三峡的电力输送到广东，不仅仅是决策者的明智之举，也是国家电网建设发展的迫切需要。“西电东送”

我国有极丰富的水力资源，其理论蕴藏量6.78亿kW，可利用开发装机容量为3.78亿kW，居世界首位。到1997年底水电装机容量为6008万kW，占可利用开发装机容量的15.89%。远远低于世界上水电开发利用较高的国家。根据国家水电规划到2010年水电装机容量达到

1.5亿kW，那时占全国发电设备总装机容量的比率将从现在的23%左右提高到加30％。今年水电装机容量达到7000万kW。从2000年到2010年的十年间要新增装机容量8000万kW，实现电力工业“3311”设想，即：3000万kW特大型工程水电、3000万kW常规水电；1000万kW抽水蓄能电站。

“西电东送”工程与“西气东输”、“南水北调”、青藏铁路一起，是西部大开发的四项跨世纪工程。其中“西电东送”被称为西部大开发的标志性工程，开工最早、建设速度最快，于2000年11月在贵州拉开建设序幕。

“西电东送”是指开发贵州、云南、广西、四川、内蒙古、山西、陕西等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的广东、上海、江苏、浙江和京、津、唐地区。“西电东送”分北、中、南３条通道，北部通道是将黄河上游的水电和山西、内蒙古的坑口火电送往京津唐地区；中部通道是将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区；南部通道是将贵州、广西、云南三省区交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电资源以及云南、贵州两省的火电资源开发出来送往广东。

贵州至广东直流输电工程是“西电东送”中容量最大的一条输电通道。贵广线输电距离约936千米，资金来源为国内贷款，工程计划2001年底开工建设，2004年底单极投运，2005年６月完成双极投运。贵州至广州±500千伏直流、贵州至广东两回500伏交流与三峡至广东±500千伏直流工程同时开工建设，我国西电东送八“龙”入粤格局已初步确立。八项输电工程跨越我国西南部广袤山区，纵横绵延逾千公里，气势如虹。

“十五”期间，我国西电输往广东的电力将达到1120万千瓦，在现代化道路上疾驰的广东获得更充足的电能，城镇将变得更加璀璨迷人；同时，广东与中西部经济联系也将更加紧密。

金沙江天然落差5100米,水能蕴藏量达到40000MW，是水电站的“富矿”。溪洛渡和向家坝水电站是金沙江干流规划中的处于河段最后面的两级，于四川云南省交界的金沙江上。距华东（上海）和华中（武汉）分别是1750公里和980公里，因此向华东和华中输电和联网均超过HVDC平均点(800公里)。它的建设不仅增加三峡，葛洲坝枯期保证出力，还具有防洪、灌溉、养活三峡水库的泥沙淤积等一系列社会效益。

溪洛渡，向家坝水电站是继三峡工程之后，在电力建设中具有重大战略意义的又一宏伟工程。除此之外，我国西部地区，还有一批水电站的工程，如龙滩、小湾、拉西瓦、公伯峡、景洪等水电站，装机容量均在1000MW以上。

金沙江一期工程溪洛渡、向家坝水电站是加大西电东送力度的重要战略项目，已列入国家电力发展“十五”期间重点项目前期工作计划。溪洛渡、向家坝水电站总装机容量1860万千瓦，多年平均发电量873亿千瓦时。其中各送930万千瓦将通过HVDC方式向华东、华中进行输送。

1999年12月14日，中国长江三峡工程开发总公司委托国家电力公司开展金沙江一期工程输电系统规划设计工作。此后国家电力公司组织力量重点研究了由不同输电方式、不同输电电压等级、不同的输电规模组合的12个基本输电方案，分为纯直流（±500千伏或±600千伏）、纯交流（特高压1150千伏）和交直流混合（至华中为交流750千伏或500千伏，至华东为直流 ±600千伏或±750千伏）三大类。

专家提出，鉴于本工程的实际情况，金沙江一期工程的西电东送输电方案不宜选用1150千伏特高压电压等级送电；采用750千伏交流送电华中，与采用500千伏交流相比，在技术上没有多大优越性，经济上又较贵，本工程不予推荐；纯直流方案经济性较好，两电站输电方案清晰，过渡方便，是一个较好方案。因此，纯直流方案应是首选方案，建议按此方案开展下阶段工作。金沙江一期工程送电川渝、云南采用500千伏的电压等级可较好满足要求。输电直接从电站开关站出线，就近接入川渝电网、云南电网。电站接线应可避免川渝、云南电网在电站侧交流联网运行。专家们还肯定了溪洛渡及向家坝电站东送线路按南、北两个通道考虑的思路。全国电网联网与直流联网“背靠背”工程

按照西电东送、南北互联、全国联网的方针，全国互联电网的基本格局是：全国将以三峡输电系统为主体，向东、西、南、北四个方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体、南北电网间多点互联、纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。

浅谈直流输电外绝缘电气特征第3篇

【关键词】高压；自流换流站；电气设计；技术特点

前言

所谓直流输电是指在换流站设备之外绝和直流输电架空线路外部绝缘的两个部分，其对于整个电网系统的安全都有十分重要的意义，但是由与外界自认环境会严重影响直流电外部绝缘的电气强度，加上现阶段我国的输电容量和电压等级不断提高，输电外部绝缘体承受的电压也不断增加，我国直流输电技术仍然需要不断改进，但是目前，在我国由于自流输电技术的应用措施不够成熟，各种应用方法和应用方式不够完善，在当前的电力系统中还存在着一定的差异和不足，本文对其进行分析，希望能够为中国的电力系统的完善略尽薄力。

一、直流电压下空气间隙放电特性

我们把在高压力的情况下，在换流站内部机电设备直流电安全距离之间产生的缝隙叫做直流空气间隙。对于直流电压下的空气间隙中的机电绝缘设备强度的研究，我们主要从以下几个方面进行分析研究。

1.棒棒和棒板间隙的自流放电特性

棒棒之间的间隙一般我们都会被控制在0.5～1.5m之间，棒棒之间的电力负荷值和他们之间的距离有直接关系，距离越远电力负荷在越大，反之就越小。在实际电力系统的运行中，棒棒之间释放的电流会变得十分明显，在受到外界条件的影响下（例如小雨天气）棒棒的正负极释放的电压都会变大，同事负极释放的电压会圆圆高于正极释放的电压。和棒棒之间的关系一样棒板之间的电压也和距离成正比，在棒和板距离增大时电力负荷也增加，而在帮和板距离减少时电力负荷会随之减少。

2.自流场典型间隙的自流放电特性

换流站自流场的典型间隙是指在交换站的电压器等设备通和直流电设备接地空间之间的距离，换句话说就是指电网中大型设备在保护墙中和周围环境之间构成的一系列间隙。在实际的电网输电过程中，直流电电压会对整个直流电设备的接地体进行一定放电，电压的大小一般来说可以通过上文棒棒和棒板之间的间隙来确定，但是由于实际的自留设备对设备的接地体产生的电压时通过设备操作产生的，会大于直流电工作的电压确定的间隙距离，所以在设计设备对接地体间隙距离的时候，可以不考虑自流工作电压确定的间隙距离。

二、过电压保护与绝缘配介

面对超高压换流站的电压保护和绝缘体的配介工程，高压电流的换流阀和动脉阀组成了一个串联的壁垒配置方案。

换流阀绝缘配介裕度：在超高压自流换流站工程实践中，换流阀绝缘配介裕度有两种取值，中国均采用文献的推荐值，该标准是根据国际大电网会议（CIGRE）33.05工作组1984年9月提出的《高压自流换流站绝缘配介和避雷器保护使用导则》编写的，在技术内容上与该导则等效。对特高压换流阀绝缘配介裕度选取有两种观点。一种观点认为，进入特高压范畴后，设备绝缘水卜的些微提高，都有可能引起设备造价和研发、制造难度的大幅度增加，绝缘配介裕度取值应从实际需要出发，小宜保守。换流阀山跨在阀上的避雷器自接保护，而且晶闸管阀与常规电力设备（如变压器）的老化过程小同，故障晶闸管可在定期检修时子以更换，可以认为，阀的耐受电压在每次检修后都恢复到它的初始值。因此建议参考部分国外工程实践，特高压换流阀操作冲击、雷电冲击、陡波冲击绝缘配介裕度分别取10%、10%、15%。另一种观点认为，特高压自流输电工程在电网占有及其重要的地位，可靠性要求高，设备标准小应低于超高压工程，绝缘配介裕度应执行现行电力行业标准。目前，在小同的工程中两种绝缘配介裕度都有采用。

三、外绝缘

1.空气间隙

因为在实际的电网输送过程中，换流站的设备都会有会采用固定点击的导体，所以雷电的冲击值主要由空气间隙来决定。在空气间隙的设计过程中要更具实际情况，分析材料的质量、周围的具体环境等得出具体的电压特性曲线图，以便我们确定时候的空气间隙的取值，优化直流电的开关设备场布置。

2.设备外绝缘

直流电设计设备的绝缘体设计必须要考虑各方面的因素，而十弧距离和爬电距离是最重要的两个方面。在实际的电网运行中，直流电设备的轴向长度由十弧距离决定，在面对高压电流而言，外界的冲击力度是决定十弧距离的重要因素，而与其之间成反比的关系。爬电距离主要由直流电机在运行中绝缘子产生的污染决定，污染程度越高拍点距离就会越大。一般而言，自流自然积污附盐密度为0.07mg/cm2，灰密取其5倍，以此为基础，根据设备套管或支柱绝缘子选择的外绝缘材料和自径，可以推算出特高压自流侧设备所需爬电距离。

四、主要设备选择

1.换流阀

对于输送容量为SOOOMW的特高压自流输电工程，换流阀可采用成熟的自径为5英寸、光触发或光电触发、空气绝缘、水冷却晶闸管；当输送容量为6400MW时，山于额定输送电流达到4000A，需要研发自径为6英寸的晶闸管，从目前研发情况看，供应商对6英寸RR闸管均采用光电触发技术。从换流阀本身的结构来看，采用二重阀或者四重阀均是可行的，没有明显的技术经济差异，采用四重阀可在一定程度上节约阀厅的投资和运行费用，但换流站总体占地而积较大，考虑到土地为小可再生的宝贵资源，目前各工程均推荐采用二重阀结构的换流阀。

2.换流变压器

换流变压器具有四总结构：三相组合式；三相双绕式；单相祝贺式和单相双绕组式，每一种的形式都有具有其特有的优势和特点，当然也有其不足的地方，我们在实际的电网设计中在选择换流变压器的时候要根据实际情况，选择最适合实际工程的换流变压器，比如在面对电压特别高、电压等级大、容量大的工程的时候我们一般都会采用单相双绕组变压器。而面对电压比较小的电网工程一般来说会选择三相结合或者单相组合的交流变压器。

五、结语

在社会科技不断发展的二十一世纪，许多新科技、新技术不断在电力系统中得到广泛的应用。直流电绝缘体技术也应该运用更多的新科技、新技术，不断促进其技术的完善。由于直流电系统容易受到很多因素的影响而变得不太稳定，会严重影响整个电力系统的稳定性，这就要求我们必须加大对其系统的监控力度，运用计算机技术实施7X24的全程监控。当然，在我国直流电外绝缘技术仍然还是有许多问题，但是我相信只要我们工作人员坚持创新，一定可以使其实实践中不断完善，促进我国电力事业的发展。

参考文献

[1]陈道明.水利工程泵站漏电保护器的应用[J].科技信息，2007（10）

[2]江总，李美琴，江毅.现代化学生宿舍的电气设计[J].科技信息（学术研究），2007（31）

直流输电模型第4篇

1 CIGRE高压直流输电标准模型

国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统是用于直流输电控制研究的标准系统[3,4,5]。见图1。

采用单极500 k V、1 000 MW直流输电,整流侧和逆变侧都采用12脉波的换流器,联于弱交流系统[6](频率为50 Hz时短路比为2.5)。这个系统被广泛用于测试直流系统。

换流站交流侧包括交流系统、系统等效阻抗、滤波器和电容器。由于是12脉波换流器,因此采用一组双调谐滤波器和一组高通滤波器。电容器用来提供无功功率补偿,滤波器也起到无功补偿作用。

换流站直流侧包括平波电抗器。输电线路由一个等效的T型电路代替。系统参数见表1。整流侧和交流侧控制都采用了文献[7~9]中的控制逻辑。

1.1 整流侧控制模型

整流侧定电流控制的输入时电流整定值和电流实际值的偏差,由这个偏差驱动PI控制器得到的输出作为触发角的指令值α。控制逻辑如图2所示。

1.2 逆变侧控制模型

1.2.1 定关断角控制

通过从直流系统测得的逆变侧γ角的上一个周期最小值,作为关断角γ的测量值。本系统中γ角整定为20o,最大偏差限制为31o。即电流偏差控制最大能控制到γ为51o,控制框图如图3所示。

1.2.2 定电流控制

逆变侧定电流控制原理同整流侧一样。输入是逆变侧直流电流的整定值与实际值的偏差,但逆变侧电流整定值Idi,ref要比整流侧整定值Idr,ref小一个电流裕度ΔI,ΔI通常为0.1 p.u.。控制逻辑如图4所示。

1.2.3 低压限流单元(VDCOL)

VDCOL的作用是在直流电压或交流电压跌落到某个指定值时对直流电流指令进行限制。VDCOL逻辑如图5所示。

1.2.4 电流偏差控制

为了在逆变侧定关断角和VDCOL控制之间进行平滑过渡,引入电流偏差控制。方法是通过电流额定值与实际值之前的差值,适当增大关断角,如果达到最大关断角,则交给定电流控制。控制框图见图6。通常每安培电流偏差提高角0.01o至0.1o,这里取0.08o。

综上所述,CIGRE直流输电标准测试系统的控制器SIMULINK系统框图如图7所示,详细框图如图8、图9所示。

2 稳态响应

正常运行时,整流侧由定电流控制,逆变侧由定关断角控制决定系统运行电压。当逆变侧交流电压下降时,整流侧由于是定电流控制,所以增大触发角来恢复电流值到整定值。逆变侧仍是最小定关断角控制,逆变侧直流电压虽有下降,仍未达到VDCOL的启动值。如图10所示。

交流电压继续下降时,逆变侧直流电压下降达到VDCOL的启动值,VDCOL投入运行,降低直流电流,逆变侧仍是最小定关断角控制交流电压继续下降很多时,整流侧进入最小电流控制,使电流保持最小电流0.55(p.u.)。

图10纵坐标中分别为逆变侧交流电压、直流电流、直流电压、整流侧控制角。逆变侧交流电压连续下降后到t=1~1.5 s时,电压降为0.95 p.u.。由于直流电压没有降到VDCOL的启动值(0.91 p.u.),VDCOL未投入,整流侧控制角增大,减小整流侧直流电压,保持直流电流为整定值。

t=1.5~2 s时,电压降为0.9 p.u.。整流侧VDCOL已投入,直流电流从而降低。

t=2~2.5 s时,电压降为0.8 p.u.。随着直流电压下降,直流电流继续降低。

t=3 s时,电压降为0.42 p.u.。进入最小电流控制且Id=0.55 p.u.

3 暂态响应

在系统达到稳定后,投入三相短路故障,得到的暂态响应如图11~13所示。

假定1.5 s时发生整流侧三相对地短路故障,使交流母线电压下降到30%,0.1 s后故障切除,得出交流故障发生时直流输电系统的响应特性。

从图13中可以看出,当发生整流侧交流发生故障时,整流侧由正常运行时的定电流控制立刻变为最小控制角控制。逆变侧由定关断角控制变为定电流控制。

另外,故障切除后大概300 ms后直流系统恢复稳定,可见这种控制逻辑是一种稳定高效的控制方式。

逆变侧在1.9 s时发生三相对地短路故障时,0.1 s后切除故障,响应特性如图14~16所示。

如图15所示,由于故障导致VDCOL动作,将整流侧直流电流整定值限制在下限0.55 p.u.,且在故障发生期间按定电流方式运行。

4 结束语

本文对基于CIGRE的标准直流输电测试系统详细模型进行了SIMULINK仿真研究。仿真表明,SIMULINK在仿真过程中易于实现功能模块。控制逻辑具有很好的稳态和暂态响应特性,容易实现降压运行,并且在故障切除后快速恢复运行。

参考文献

[1]岑凯辛.高压直流输电在我国的新发展[J].广东输电与变电技术,2006,(06):34-37.

[2]于飞,钟秋海,张望,等.基于MATLAB的超高压直流输电系统仿真研究[J].继电器,2004,32(13):31-34.

[3]SOOD V K,KHATRI V,JIN H.EMTP Modelling Of CIGRE Benchmark Based HVDC Transmission System Operation With Weak AC Systems[J].Power Electronics,Drives and Energy Systems for industrial Growth,1996,1(1):426-432.

[4]SZECHTMAN M,WESS T,THIO C V.A Benchmark Model for HVDC System Studies.AC and DC Power Transmission[J],1991:374-378.

[5]FARUQUE M O,ZHAN Y Y,DINAVAHI V.Detailed Mo-deling of CIGRE HVDC Benchmark System Using PSCAD/EMTDC and PSB/SIMULINK[J].IEEE Trans,2006,21(1):378-387.

[6]IEEE Guide for Planning DC Links Terminating at AC Loca-tions Having Low Short-Circuit Capacities[J].IEEE Std 1204-1997:15-17.

[7]JOVCIC D,PAHALAWATHTHA N,ZAVAHIR M.Stability Analysis of HVDC Control Loops[J].IEE proc-Gene.Transm.Distrib,1999,146(2):143-148.

[8]KARLECIK-MAIER F.A New Closed Loop Control Method for HVDC Transmission[J].IEEE Transactions on Power De-livery,1996,11(4):1955-1960.

直流输电模型第5篇

1. 常规直流输电系统换流站的主要设备。

常规直流输电系统换流站的主要设备一般包括:三相桥式电路、整流变压器、交流滤波器、直流平波电抗器和控制保护以及辅助系统 (水冷系统、站用电系统) 等。

2. 常规直流输电技术的优点。

(1) 直流输送容量大, 输送的电压高, 最高已达到800k V, 输送的电流大, 最大电流已达到4 500A;所用单个晶闸管的耐受电压高, 电流大。

(2) 光触发晶闸管直流输电, 抗干扰性好。大电网之间通过直流输电互联 (背靠背方式) , 换流阀损耗较小, 输电运行的稳定性和可靠性高。

(3) 常规直流输电技术可将环流器进行闭锁, 以消除直流侧电流故障。

3. 常规直流电路技术的缺点。常规直流输电由于采用大功率晶闸管, 主要有如下缺点。

(1) 只能工作在有源逆变状态, 不能接入无源系统。

(2) 对交流系统的强度较为敏感, 一旦交流系统发生干扰, 容易换相失败。

(3) 无功消耗大。输出电压、输出电流谐波含量高, 需要安装滤波装置来消除谐波。

二、柔性直流输电技术

1. 柔性直流输电系统换流站的主要设备。

柔性直流输电系统换流站的主要设备一般包括:电压源换流器、相电抗器、联结变压器、交流滤波器和控制保护以及辅助系统 (水冷系统、站用系统) 等。

2. 柔性直流输电技术的优点。

柔性直流输电是在常规直流输电的基础上发展起来的, 因此传统的直流输电技术具有的优点, 柔性输电大都具有。此外, 柔性输电还具有一些自身的优点。

(1) 潮流反转方便快捷, 现有交流系统的输电能力强, 交流电网的功角稳定性高。保持电压恒定, 可调节有功潮流;保持有功不变, 可调节无功功率。

(2) 事故后可快速恢复供电和黑启动, 可以向无源电网供电, 受端系统可以是无源网络, 不需要滤波器开关。功率变化时, 滤波器不需要提供无功功率。

(3) 设计具有紧凑化、模块化的特点, 易于移动、安装、调试和维护, 易于扩展和实现多端直流输电等优点。

(4) 采用双极运行, 不需要接地极, 没有注入地下的电流。

3. 柔性直流输电技术的缺点。

系统损耗大 (开关损耗较大) , 不能控制直流侧故障时的故障电流。在直流侧发生故障的情况下, 由于柔性直流输电系统中的换流器中存在不可控的二极管通路, 因此柔性直流输电系统不能闭锁直流侧短路故障时的故障电流, 在故障发生后只能通过断开交流侧断路器来切除故障。可以使用的最佳解决方式是通过使用直流电缆来提高系统的可靠性和可用率。

三、常规直流输电技术和柔性直流输电技术的对比

1. 换流器阀所用器件的对比。

(1) 常规直流输电采用大功率晶闸管, 由于晶闸管是非可控关断器件, 这使得在常规直流输电系统中只能控制晶闸管换流阀的开通而不能控制其关断, 其关断必须借助于交流母线电压的过零, 使阀电流减小至阀的维持电流以下才行。

(2) 柔性直流输电一般采用IGBT阀, 由于IGBT是一种可自关断的全控器件, 即可以根据门极的控制脉冲将器件开通或关断, 不需要换相电流的参与。

2. 换流阀的对比。

(1) 常规直流输电系统中换流阀所用的器件是大功率晶闸管和饱和电抗器, 可以输送大功率。

(2) 柔性直流输电系统中的换流阀采用了IGBT器件, 可实现很高的开关速度, 在触发控制上采用PWM技术, 开关频率相对较高, 换流站的输出电压谐波量较小, 主要包含高次谐波。故相对于常规直流输电, 柔性直流输电换流站安装的滤波装置的容量大大减小。

(3) 常规直流输电通过换流变压器连接交流电网, 而柔性直流输电是串联电抗器加变压器, 常规直流输电以平波电抗器和直流滤波器来平稳电流, 而柔性直流输电则采用直流电容器。

3. 换流站控制方式的对比。

(1) 常规直流输电系统的换流站之间必须进行通信, 以传递系统参数并进行适当的控制, 而柔性直流输电系统中各换流站之间的通信不是必需的。

(2) 功率反向输送能力的对比。柔性直流输电系统在潮流反转时, 只需改变电流方向, 而直流电压极性不变, 功率反向时系统不停运, 这使得柔性直流输电系统改变功率方向时, 两端换流站的控制策略不变, 更不需要投切交流滤波器或闭锁换流器。而常规直流输电改变功率方向时需要改变电压极性, 而直流电流极性不变, 功率反向时, 换流站需退出运行, 改变控制策略, 并且需要对滤波器和无功补偿设备的投切情况进行实时判断。

(3) 对交流网络的依耐性方面的对比。柔性直流输电不需要依靠交流系统的能力来维持电压和频率稳定, 无需无功补偿, 换流器自身可提供无功功率。而常规直流输电要求受端交流系统具有足够的短路容量, 需要外加的换相容量, 不能向无源或弱网络送电。

(4) 有功和无功功率控制方面的对比。柔性直流输电的有功、无功可以独立控制。常规直流输电的有功、无功不能独立控制, 调节无功需要特殊装置和额外费用, 需交流系统或增加无功补偿设备提供换流站消耗的无功功率。

(5) 电压控制方面的对比。柔性直流输电本身可以起到STATCOM的作用, 稳定交流母线电压, 而常规直流输电需要借助无功补偿设备稳定交流母线电压。

(6) 黑启动能力方面的对比。柔性直流输电有黑启动能力。即当一端交流系统发生电压崩溃或停电时, 瞬间启动自身的参考电压, 向切除电源的交流系统供电, 相当于备用发电机, 随时向瘫痪的电网供电。而常规直流输电无黑启动能力。

直流输电讨论第6篇

一、电感造成损耗

导线不但有电阻, 还有电感。较细的导线, 电阻的作用超过电感。在输电功率越来越大, 输电导线横截面超过95平方毫米的情况下, 对50赫兹的交流电来说, 感抗超过了电阻, 对输电电流造成的阻力和损耗突现出来。另外, 大家知道, 在交流电的周围存在交变磁场, 这个交变磁场会和周围的导体发生切割而产生感应电流, 这些电流就是损耗能量。如果是直流电就没有这些损耗。

二、电容造成损耗

输电线一般是空架线, 但需要跨过海峡给海岛输电时, 要用水下电缆;需要穿过人口密集的城市输电时, 要用地下电缆。电缆在金属心线的外面包着一层绝缘皮, 水和大地都是导体, 被绝缘皮隔开的金属心线和水 (或大地) 构成了电容器。一条200千伏的水下电缆, 每千米长的电容约0.2微法。在交流输电的情况下, 这个电容起旁路分流作用, 等于把电能“漏”掉了。这个对电流的旁路作用随电缆增长而增大。电缆超过50千米, 旁路电容会增大到使交流电几乎送不出去的程度。这样, 交流输电失去意义。如果电缆中是直流电, 旁路电容将不起作用。

三、电网的同步困难

现代的供电系统是把方圆数百公里的电站连成一个电力网。如我国的东北电力网、华北电力网等。我们新疆天山南北, 北从哈密到乌鲁木齐, 再到玛纳斯、石河子、伊犁、博乐, 南到吐鲁番、库尔勒、阿克苏等, 连成了一个大电网。这样可以互相支援, 调剂余缺。但要使这么大范围的几十台、几百台发电机同步运行, 技术上很困难。好在现在是由计算机来调节控制, 问题基本解决了。

四、电磁波的干涉现象

大家知道, 电磁波传播的速度是每秒30万公里, 即3×105公里/秒。交流电在输电线中的传播, 也是这个速度, 而不是电荷 (自由电子) 在导线中的机械运动速度。那么50赫兹的交流电波波长是

如图一所示, A到B是6千公里。从A送出的交流电经一个波长 (经0.02秒) 到B点, 是3千公里, A点和c点的相位是相反的。显然, A点和B点的相位是相同的。如果同时B点的电波向A点传送, 传到c点将和从A向B的波相叠加, 形成千涉驻波, 或者电压很高, 或者电压为零。这在电力传输中是不允许的。所以, 目前的远距离送电, 不能超过3千公里, 而如果采用直流送电, 就没有这些限制。

五、直流升压

直流电压升高的基本电路形式, 如网二所示。图中T为全控型电力器件组成的开关, D是快速恢复二极管, L为大电感, C为大电容, R为负载。当开关T在触发信号作用下导通时, 二极管承受反偏压而截止。一方面能量从直流电源us输入电感L, 并以磁场能储存, 电流以直线上升增加;另一方面电容存的能量向负载R提供, 如图三所示。

其中ton是T导通时间

当T被控制信号关断时, 电路处在toff工作期间, 二极管D导通, 如图所示。由于电感L中的电流不能突变, 产生的感应电动势阻止电流减小, 此时电感中储存的能量经二极管D给电容充电, 同时也向负载提供能量。电感上的电压为U0-US, 即

当D=O时, U0=US, 电压不变, D不能为1;当O<D<1时, U0>US, U0总比US高。

这就是直流升压的基本原理。

柔性直流输电综述第7篇

目前电力生产主要依靠的是化石燃料的燃烧, 但是随着化石能源的日益枯竭, 可再生能源的价值已经逐步体现出来。并且随着时间的推移, 电力行业对于可再生能源的依赖将更为明显。柔性直流输电技术就在这样的背景下发展起来的。从20世纪90年代后期, 柔性直流输电技术由ABB、Siemens为代表的跨国企业研究并发展, 并在新能源并网等方面得到了广泛应用[2]。简单来说, 柔性直流输电技术就是可以独立地控制其输出电压的状态, 从而快速、灵活地调节其输出的功率。它的“柔性”, 就表现在它能根据电流情况自适应地调节电能质量, 使之达到动态平衡。

2柔性直流输电基本结构及运行原理

2.1基本结构

柔性直流输电 (VSC-HVDC) 是一种基于可控关断器件和脉宽调制 (PWM) 技术的新型输电技术[7]。这种输电技术能同时向系统提供有功功率和无功功率。其原理图如图1所示, 两端换流站为电压源换流器结构, 并且由换流器、换流变压器、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器组成[3]。

2.2运行原理

柔性直流输电就是运用PWM技术, 并且采用电压源型换流器 (VSC) 。通过将调制波与三角载波进行比较产生的触发脉冲, 使电压源型换流器上下桥臂的开关在高频的状态下开通和关断, 那么桥臂中点的电压在两个固定电压+US和-Ud之间快速进行切换, Uc经过电抗器滤波后变为网侧的交流电压US[5]。电压源型换流器 (VSC) 的单相结构如图2所示。

通过分析, 假设换流电抗器无损耗且忽略谐波分量时, 换流器和交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为:

3柔性直流输电的应用

3.1国外柔性直流应用

1990年绝缘栅极双极管 (IGBT) 为高电压直流输电技术添加新的特性, 使它克服了基于晶闸管控制的缺点, 使得柔性直流输电 (VSC-HVDC) 可行。1997年瑞典建成的低功耗试点工程Hellsjon, 容量为3MW, 电压等级10k V, 传输距离为10k M。此项工程证明了柔性直流输电技术的可行性[11,15]。第一个商业工程是瑞典的Gotland工程。其工程参数为80k V, 容量50MW, 传输距离为70k M[12]。为了推动可再生能源的并网, 欧盟于2012年形成了法案, 构建一个多端的直流输电网络, 以便于可再生能源的并网。预计2020年可再生能源要达到35%。

3.2国内柔性直流应用

我国柔性直流输电技术起步比较完, 在2006年才开始启动柔性直流输电的理论研究。虽然我国的柔性直流输电技术起步晚, 但是从目前所取得的成绩看, 我国的柔性直流技术发展速度快, 起点高。下面将对我国两个典型的示范工程加以介绍。 (1) 2011年7月25日, 上海南汇风电场柔性直流输电工程投入正式运行。这是中国第一条拥有完全自主知识产权的柔性直流输电线路。此工程的正式运行, 标志国家电网公司也成为继ABB、西门子之后第三个掌握该项技术的公司。该系统的额定输送有功功率为20MW, 额定电压为30k V。上海南汇风电场是上海电网已建设的最大规模的风电场。上海南汇柔性直流输电工程的主要功能是将上海南汇风电场的电能输送出来, 这对于今后的新能源并网具有重要意义。 (2) 2014年7月4日上午10时, 浙江舟山200k V多端柔性直流科技示范工程正式投运。随着舟山群岛的建设, 舟山群岛电网的可靠性和灵活性的要求变得更高。而且舟山各个岛屿拥有丰富的风力资源, 风电具有间断性和不稳定性。要使得风电顺利并网, 这对电网的要求变得更高。在这种情况下, 能够适应舟山复杂情况的输电技术迫切被需要。舟山柔性直流输电工程则能够满足诸上要求。其可靠性高, 有功功率和无功功率的独立控制很好的解决了风电并网问题, 提高了系统调度运行灵活性[13,14]。

3.3柔性直流在电网中的应用前景

随着陆上化石能源的日益枯竭以及环境污染的恶化, 我国逐渐加大对绿色可再生能源及海底石油能源的开发利用。我国东部沿海经济发达地区海上可开发风能资源约为7.5亿k V, 是陆地上风能资源的3倍, 具有良好的卡法潜力[16]。在上节3.2中已经提到了柔性直流输电在风能并网中的应用。除此之外, 柔性直流输电还可应用与一下几个领域, 并加以说明。 (1) 城市输配电网供电。中国目前发展迅速, 一些东部沿海地区的大型城市的用电量的增加, 这样对于外地电力的依赖将以增加。随着城市电网的规模不断扩大, 负荷密度越来越大, 不同程度的遇到了短路电流超标问题[19]。采用柔性直流输电系统供电, 可以快速控制有功和无功功率, 可以解决电压快速变化的问题, 从而可以提高电能质量, 提高电网的稳定性[20]。 (2) 海岛供电。我国拥有众多的岛屿, 大陆沿海省份有6500多个岛屿, 常驻人口有450多万[15]。由于海岛远离大陆, 很难与大电网合并, 无法使用大电网上较低的电价。而且供电的稳定性和可靠性无法得到保证。采用柔性直流输电技术向孤岛供电可以实现海岛与海岛之间, 海岛与大陆之间的互联, 可以由大陆向海岛提供价格低廉的电能[5]。 (3) 区域互联。由于电力需求和装机容量的快速增长, 对于区域互联的需求日渐增强。区域互联主要的目的就是实现电网之间的区域互济以及有功功率和无功功率的相互支持, 但是这样会造下降以及短路电流超标。这就是电网互联所带来的新问题。柔性直流输电系统在电网互联, 非同步电网互联等方面具有明显优势, 能够解决目前区域电网互联所面对的各种问题, 这对于构建坚强智能电网的需求具有重要作用[9,10]。柔性直流输电技术提高了电网的灵活性, 稳定性以及安全性, 所以说VSC-HVDC对于构建智能电网具有重大意义。

4结论

直流输电模型第8篇

与基于晶闸管相控换流器的传统直流输电技术(LCC-HVDC)相比，基于电压源型换流器的柔性直流输电(VSC-HVDC)具有不存在换相失败风险、潮流反转时直流电压极性不变、有功和无功独立解耦控制等诸多优点，有较高的经济性和灵活性，非常适于构建多端系统[1,2,3,4]。多端柔性直流输电(MTDC)系统具有多个受端和送端，能够将分布式能源输送至多个负荷中心，具有传输损耗低、潮流控制灵活、能够连接异步电网且易于扩展等优点[5,6,7]。世界首个多端柔性直流输电系统———中国广东南澳大规模海上风电接入示范工程已于2013年底投入运行。

直流短路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一。一方面，当前工程中常用的两电平或三电平VSC和半桥型模块化多电平换流器(HB-MMC)无法实现直流短路故障的快速清除;另一方面，适用于高压大容量场合的直流断路器制造工艺尚不成熟。因此通常采用分断交流断路器的方式，断开交直流系统的连接，以清除故障电流、保护换流阀。但交流断路器属于机械开关，响应速度慢;发生短路故障且断路器未分断期间，故障点等效为交流电网三相短路，急剧增大的短路电流对交流系统稳定性和换流阀的安全有严重影响;此外，清除故障后，直流系统重新恢复功率输送需要预充电、解锁等复杂的时序配合。上述问题使得工程中通常采用造价昂贵的电缆作为输电线路以降低故障率，阻碍了多端柔性直流输电的发展和应用[8,9,10,11,12]。

基于上述原因，直流短路故障保护日益成为多端柔性直流输电系统的研究热点。德国学者Rainer Marquardt将MMC拓扑分为:(1)半桥型HB-MMC，功率半导体器件少、损耗低，但是缺乏直流故障穿越能力;(2)全桥型FB-MMC和双钳位子模块型DC-MMC，具备直流故障穿越能力，但功率半导体器件多、损耗较高。文献[13]研究了DC-MMC的直流故障穿越机理，即模块电容在故障回路提供的反电势足够大，利用二极管单向导通特性完成故障电弧切断。文献[14]比较了各种MMC拓扑的参数和性能，以混合串联全桥型和半桥型模块的方式，实现减少开关器件数量。文献[15]利用FB-MMC直流母线电压在一定范围内可控的特性，提出一种降低直流母线电压以实现直流侧单极对地短路和双极短路故障穿越的保护策略。

换流站的协调控制也对多端直流输电系统故障保护有重要影响。协调控制通常包括主从式控制、偏差控制和下垂控制等。主从式控制依赖于换流器与控制系统间的高速通信，主站发生故障后系统无法正常运行。偏差控制对控制器参数选择有较为严格的限制，容易出现系统震荡。下垂控制策略为多点控制，不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高[16]。

针对MTDC直流故障保护存在的问题，本文基于FB-MMC拓扑，首先建立换流器数学模型，对换流器级保护策略进行改进。然后，提出一种适用于多端柔性直流输电系统的“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”直流故障保护策略，能够实现短路故障电流快速清除，并且避免交流断路器跳闸和系统停运。结合多端系统的直流电压下垂控制，实现故障后MTDC系统快速恢复和N-1运行。最后，在PSCAD/EMTDC中验证所提出故障保护策略的有效性。

2 MTDC运行原理

2.1 多端系统连接方式

多端柔性直流输电系统的结构如图1所示。典型的连接风电场和交流电网MTDC系统包括直流网络、交流电网和换流站。直流系统连接方式可分为串联、并联和混联[2]，如图2所示。目前工程中一般采用并联方式。

2.2 换流器数学模型

全桥型FB-MMC由六个桥臂构成，每桥臂包括N个功率模块(SM)和桥臂电感L，上下两个桥臂构成一个相单元，如图3所示。图3中uio为交流输出电压，其中o为假想的交流相电压中点，i=a,b,c;Udc为直流母线电压。

FB-MMC功率模块由4个全控型半导体开关器件和直流电容构成，包括四种工作状态:输出+UC、-UC、0和闭锁状态。正常运行状态下，全桥型模块与半桥型模块工作方式相同，输出电压为+UC或0。

以A相为例，FB-MMC交流输出电压uao可表示为:

式中，uau和ual为上下桥臂电压。桥臂电流iau和ial表示为:

式中，ia为A相电流;idc和idiff为直流分量和环流分量。

上下桥臂参考电压uau＿ref和ual＿ref分别表示为:

式中，Udc为直流母线电压;um为桥臂电压交流分量幅值;ω为工频角频率;δ为相位角。

3 控制保护策略

3.1 短路电流清除原理

FB-MMC拓扑具备直流故障清除能力。发生直流短路故障后，所有换流阀功率模块中的开关器件立即关断，功率模块处于闭锁状态，根据初始时刻桥臂电流方向的不同，存在两种电流回路，如图4所示。在桥臂电感的续流作用下，桥臂电流为模块电容充电，因此所有闭锁状态的模块电容均以充电状态串入放电回路。正常状态下MMC桥臂电容电压高于交流线电压峰值，所以闭锁后桥臂电流将迅速减小至零，实现故障电流清除。

3.2 换流器级保护策略

发生短路故障时，故障电流急剧增大，在很短时间内上升至桥臂电流额定值十倍以上，严重威胁换流阀的安全。因此，换流器级直流故障保护策略的关键在于限制故障电流以保护MMC中半导体开关器件和功率模块电容。

短路故障电流包括直流分量和交流分量，其中直流分量为功率模块电容放电电流。当MMC直流侧发生短路故障时，处于投入状态的功率模块电容通过短路点形成放电回路。由于均压算法的作用，所有功率模块轮流投入和切除，因此上下桥臂模块电容可等效看做以并联的形式串入放电回路。放电电流主要依靠桥臂电抗器限制;通常出于限制换流阀体积和成本的考虑，模块电容值较小、放电速度快，导致故障电流直流分量迅速增大。故障电流交流分量为交流电网通过直流侧短路故障点形成等效三相短路故障的馈入电流。换流阀闭锁能够快速抑制故障电流，实现直流侧故障清除。

但是，MMC-MTDC换流阀闭锁后，若不断开交流断路器，由于功率模块参数的差异性，会导致电容电压逐渐发散，最终因电容电压超过安全阈值而使整个MMC-MTDC系统退出运行。利用FB-MMC能够输出+UC、-UC、0三种电平的特性，提出一种改进的换流器直流故障保护策略。

如图3所示FB-MMC，由于上下桥臂对称性，分别对上下三相桥臂建立数学模型。以上桥臂为例，其数学模型为:

三相平衡电网满足uao+ubo+uco=0。在直流短路故障发生后，MTDC系统尚未恢复功率传输，因此有iau+ibu+icu=0。对式(4)求和，有:

只考虑基波分量，在三相电压平衡的工况下，uoP=0。同理，对下桥臂可得uoN=0。对式(4)进行Park变换可得:

式中，iud,q、uud,q和eud,q分别为上桥臂电流、桥臂电压和交流电压的dq轴分量。

由数学模型可知，当三相上桥臂独立控制时，可通过控制桥臂参考电压，使三相上桥臂连接公共点(直流母线正极)与电网电压中性点等电位;同理，三相下桥臂连接公共点(直流母线负极)也与电网电压中性点等电位，从而使得FB-MMC直流侧极间电压uPN为零。直流极间电压为零是不使用高压大容量直流断路器，利用现有直流隔离开关对故障点进行可靠隔离的前提条件。换流器级保护策略控制框图如图5所示。

换流器级保护策略分为两个阶段:(1)MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流;(2)确认故障电流清除后，换流阀重新解锁，上下桥臂独立控制运行，等待系统级保护策略完成故障隔离。在第二阶段中，FB-MMC等效为两个星型级联H桥STATCOM并联运行。在故障电流清除、故障点隔离以及系统恢复期间，换流器均处于受控状态，避免了闭锁状态下的模块电容电压超过安全阈值的问题，提高了系统安全性和可靠性。

3.3 系统级保护策略

基于FB-MMC拓扑的直流故障清除能力，在换流器级保护策略基础上设计MTDC系统级保护策略。

在高压大容量直流断路器尚不成熟的情况下，本文的重点为通过换流器合理控制，利用现有的隔离开关进行故障隔离，同时完成多端系统的快速恢复;对故障检测和定位不做深入研究。文献[12]将现有VSC-MTDC“握手原则”引入FB-MMC多端柔性直流输电系统，一旦MTDC检测到直流短路故障，所有FB-MMC立即闭锁，潜在故障线路隔离开关跳开;在确认故障电流衰减至零后，全部健全隔离开关闭合，FB-MMC解锁运行。该方法存在的问题是:(1)故障隔离后，要求剩余健全线路能满足功率传输的需求，这在不具备冗余直流线路的MTDC系统中难以实现;(2)发生永久性直流故障时，很难在文中所述的10ms内完成故障清除，而长时间的闭锁仍将导致交流断路器跳闸和系统停运。

针对上述问题，在本文提出的换流器级保护策略的基础上，提出“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略。该策略可分为以下四个步骤。

(1)故障电流清除。MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流。

(2)等效双STATCOM并联运行。故障电流清除后，FB-MMC在短时间内重新解锁，控制模式由式(3)所示MMC运行转换为式(6)所示双STATCOM并联运行。

(3)故障隔离。直流线路所置隔离开关对故障点(故障线路)进行隔离。

(4)系统恢复。健全部分MTDC中换流器由双STATCOM并联运行转换为MMC运行，系统运行在N-1模式。

系统级保护策略控制流程如图6所示。

在永久性直流短路故障情况下，换流阀闭锁能在很短时间内完成故障电流清除;而由于FB-MMC重新解锁后以双STATCOM并联的方式运行，能够长时间保证直流侧极间电压和直流电流为零，为故障清除和隔离提供了有利条件。

故障隔离后重新恢复系统运行，MTDC需要运行于N-1状态。采用直流电压下垂控制，通过测量本地直流母线电压对功率分配进行调节，因而不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高。当故障发生并完成故障线路隔离后，系统剩余部分通过调整各个换流站功率分配和直流电压参考值，仍能维持直流网络电压相对稳定。

4 仿真分析

4.1 仿真模型及参数

为了验证本文提出的直流故障保护策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建了三端柔性直流输电系统模型并进行了仿真分析。仿真模型参数如表1所示，电缆参数如表2所示。

4.2 直流短路故障仿真

对故障危害最为严重的永久性直流双极短路故障进行仿真验证。MTDC系统运行至0.3s时刻，线路L3距离换流站3直流端30km处发生短路故障。故障前MTDC系统正常工作于功率传输状态，其中换流站2和换流站3分别向交流电网馈入300MW和500MW有功功率，换流站1从交流电网吸收有功功率维持功率平衡。

正常运行状态下，换流站级控制采用式(3)所示MMC控制策略，系统级控制采用直流电压下垂控制。

故障状态下，换流站级控制采用图5所示“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略，系统级控制采用图6所示保护策略。

换流站1和换流站2的仿真结果如图7所示。在此仿真条件下，故障前换流站1和换流站2分别向交流电网吸收250MW有功功率。故障发生后，线路L3利用隔离开关进行故障隔离，换流站3退出运行，MTDC系统运行于N-1模式;此时换流站1向交流电网发出250MW有功功率，换流站2向交流电网吸收250MW有功功率。对比换流站直流母线电压可以看出，在直流电压下垂控制策略作用下，故障发生前后系统直流母线电压由679kV上升为727kV。因此，从系统层面分析，该故障控制策略能够满足MTDC系统故障穿越、快速恢复以及故障隔离后的N-1运行。

分析图7可以看到，故障发生后，换流站1和换流站2的直流母线电压迅速跌落为零，直流电流在极短时间内(仿真测量约为600μs)急剧增大，峰值分别为6.617kA和6.587kA。相对应的桥臂电流随之增大，超过2kA的闭锁保护阈值后，换流阀迅速闭锁。

换流站闭锁后，直流电流和换流器桥臂电流迅速衰减为零。控制系统经过一定延时，确认故障电流可靠清除后，换流阀重解锁。在闭锁期间内，模块电容在驱动电路等负载损耗作用下，电压逐渐降低并开始发散。换流阀重解锁后，模块电容电压重新均衡并维持稳定于额定值1600V。在重解锁瞬间，由于模块电容电压差异性，产生一定冲击电流，但其幅值在开关器件安全阈值以内。

系统重解锁后，换流站为双STATCOM并联运行模式，桥臂电流和模块电压处于可控状态;同时保持直流母线电压为零，直流电流为零，为短路故障清除和故障隔离提供条件。在0.5s时刻，完成隔离开关动作，实现故障隔离。系统延时0.1s恢复运行。可以看到，换流站1出现功率反转，其直流电流方向也与故障前相反。模块电容电压由额定值1600V上升至1660V附近波动。

综合上述仿真结果，本文提出的多端直流输电系统直流故障保护策略，能够实现以下功能:(1)故障电流快速清除;(2)系统交流断路器不跳闸，换流器处于可控状态;(3)避免长时闭锁造成的电容电压发散问题;(4)系统能够快速恢复并运行于N-1状态。

5 结论

柔性直流输电技术探析第9篇

关键词：传统直流,柔性直流,优点

引言

在电能为人类使用的最初阶段, 直流输电是其传输方式。由于当时技术水平较低, 电压不能转换, 直流输电距离十分有限。随着科学技术的发展, 交流输电逐渐成为了输电方式的主流。直至上个世纪三十年代, 人们发现直流输电在远距离高电压大容量输电方面的重要作用, 特别是汞弧阀换流器的出现, 更是使得直流输电成为电路输送主流方式成为了可能。

1 柔性直流输电具有的技术优势

柔性直流输电技术是在传统直流输电技术的基础上发展起来的。该技术在直流输电的原有优势之外, 更具有有功无功单独控制、可以黑启动HJ、对系统强度要求低、响应速度快、可控性好、运行方式灵活等特点。大容量高电压柔性直流输电在我国经历了较长时间的发展, 目前各项技术条件已经达到实际应用要求, 是我国电力系统今后发展的一个重要方向。柔性直流输电具有的技术优势主要有以下几个方面。

(1) 柔性直流输电系统可同时对有功功率和无功功率进行调整控制, 在交流系统发生异常情况时, 可根据具体情况选择有功功率或无功功率进行补充, 在保证系统功率稳定的同时实现系统电压的可控。 (2) 当系统潮流出现反转情况时, 柔性直流输电系统的直流电压极性会保持原状, 这对于提高潮流的可控性和并联多端直流系统可靠性非常有利, 从而实现多端之间的潮流自由控制。 (3) 柔性直流输电技术可以对交流侧电流进行有效控制, 从而最大限度防止系统短路功率的增多。 (4) 和传统直流输电方式相比, 柔性直流输电技术吸收利用多电平技术, 系统无需设置滤波装置即可正常工作, 使得系统对土地的占用面积大幅减少。 (5) 采用柔性直流输电方式, 有利于各换流站间的通讯需求, 各站可通过直流线路向对端充电, 并根据直流线路电压的具体情况实施针对性的控制方式。 (6) 采用柔性直流输电技术, 有利于提高电网故障后的恢复速度。 (7) 和传统直流输电方式相比, 柔性直流输电技术藉由使用无源逆变方式, 避免了受端必须为有源网络的限制条件, 从而具有无源系统供电能力。

2 柔性直流输电技术在电力系统中的主要应用

柔性直流输电技术在原有直流输电技术的基础上实现了很大的突破, 弥补了传统输电方式的缺陷和弱点, 应用范围进一步扩大, 现阶段已经在电力系统多个领域中获得了良好的应用效果。其主要应用有以下几个方面。

(1) 在多个小型发电厂之间起连接作用。现代社会, 环境保护意识的增强和能源紧张压力的加大, 推动了新型清洁能源的快速发展。由于当前新型清洁能源装机容量规模普遍不大, 同时, 由于技术瓶颈问题的影响, 供电质量水平也较低, 再加上清洁能源, 比如水电厂、风电场 (含海上风电场) 、潮汐电站、太阳能电站等电厂设施多数远离主网, 如果使用交流模式进行连接, 技术难度较大, 经济成本较高, 不利于大面具推广。而使用柔性直流输电技术, 可以在避免上述问题和缺陷的同时在主网和清洁能源电站间实现良好的连接, 供电质量和系统稳定性得到足够的保障。 (2) 异步联网。柔性直流输电技术能够协调不同频率或相同频率的交流系统实现非同步运行。 (3) 今后城市输配电网的主要形式。随着城市发展规模的不断增加, 原有配电网络已经不能满足城市生产、生活的用电需要, 同时, 现有的大中型城市空中输电线路发展空间有限, 不能进行较大的扩容。在这种形势下, 使用柔性直流输电方式对城市中心区域进行电力输送, 就成为今后城市输配电网络的主要发展方向。 (4) 为海上电力设施提供电力服务。随着科学技术的发展, 人类的足迹从陆地逐渐扩展到海上。越来越多的人工海上建筑建成并投入使用。这类海上建筑还有海岛等地区, 远离陆地, 难以进行常规输配电, 通常使用柴油机或天然气进行发电, 不仅成本很高, 污染环境, 而且电力质量难以保障。使用柔性直流输电技术, 可以较好地解决这个问题, 并将剩余的电能 (如用石油钻井产生的天然气发电) 反送给系统。 (5) 促进配电网络电能质量的提高。柔性直流输电系统具有同时控制电网有功功率和无功功率的能力, 可以在交流系统电压保持稳定的前提下保证系统供电质量。根据这一特性, 柔性直流输电技术越来越多地应用到配电网络电能质量改善中去。

3 柔性直流输电技术在我国能源消费结构优化中的重要作用

改革开放以来, 我国经济实现了突飞猛进的飞速发展, 人们生活水平大幅提高。与此同时, 大气污染、水体污染、土壤污染、气候灾害频发等环境问题日渐严重, 尤其是雾霾天气更是直接危害到中东部地区人们的生命健康。经过长时间的研究和大规模的数据分析, 人们发现, 大气问题的主要原因在于我国以煤炭为主的能源消费结构。要改善大气质量, 就必须调整我国当前能源供给方式, 将以煤为主的能源供给方式转变为以电为主的能源消耗方式。由于自然因素, 我国各类发电厂, 包括传统的燃煤发电、处于发展中的水力发电乃至新型的风力发电、太阳能光伏发电等电力中心大多分布于我国西南部、西北部和北部地区, 而用电需求较大的地区则位于我国中东部经济发达地区, 能源和负荷中心地理距离极远, 电力输送工作压力很大。要适应我国能源中心和负荷中心分布差距大, 满足国家经济发展和人民生活的电力要求, 实现从西部电力生产区域向东部电力负荷区域远距离大规模输电, 并保证电力质量, 就必须坚持“电压等级高、输送容量大、送电距离长、运行损耗小”的输电原则。而这正是最能体现柔性直流输电技术优势和作用的地方。

使用柔性直流输电技术, 除非换流站交流母线电压归零, 电流一直存在, 对潮流的大范围转移具有很好的防范效果, 相较于传统直流输电线路, 对交流系统的冲击要小得多, 是直流异步联网的重要实现方式, 妥善解决了传统交直流并联运行可能引起交流系统暂态失稳的问题。在远距离高压大公路输电方面, 柔性直流输电技术具有以下几方面优点:一是正常运行对无功补偿需求低, 系统无需再无功补偿装置上耗费大量资金。二是不增加受端电网的短路电流水平, 有效避免了因为落点密集而引发的的交流线路短路电流超限问题。三是凭借柔性直流输电技术, 各大区电网间可以实现直流线路异步互连, 妥善解决了强直弱交问题, 对于交直流并列输电系统防范大范围潮流转移引发的安全事故具有很好的积极作用。

4 结束语

综上所述, 柔性直流输电技术对我国当前电力系统发展需求具有高度的适用性, 是我国输电方式今后的主要发展方向。电力企业和相关科研机构要充分认识到柔性直流输电技术的优势和特点, 深入推进高压大容量柔性直流输电技术的开发研究和应用实践, 为我国能源体系结构调整优化做出技术保障。

参考文献

[1]胡航海, 李敬如, 杨卫红, 等.柔性直流输电技术的发展与展望[J].电力建设, 2011, 32 (5) :62-66.

[2]周月宾, 江道灼, 郭捷, 等.模块化多电平换流器型直流输电系统的启停控制[J].电网技术, 2012, 36 (3) :204-209.

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