柔性直流换流站（精选8篇）
柔性直流换流站 第1篇
柔性直流输电是一种基于可关断器件和电压源换流器的新一代直流输电技术, 可在传输能量的同时灵活调节与之相连的交流电网电压。在孤岛送电、城市配网、大型风电场并网、分布式电源并网等领域具有较强的技术优势[1,2,3]。
南澳多端柔性直流输电系统 (简称南澳柔直系统) 就是柔性直流输电技术在风电场并网中的典型应用, 由塑城、金牛、青澳三个换流站和风电场以及交流主网联合构成。复杂的电网结构和柔直特性决定了其有双端纯直流、双端交直流并联、三端纯直流、三端交直流并联、S T A T C O M等多种运行方式, 极大的丰富了电网运行的可控性和灵活性[4,5]。针对在运行过程中青澳换流站发生的一起直流接地保护动作事件, 给出了事故分析和解决办法, 为今后及时处理类似事故提供了参考依据。
1 南澳柔直系统简述
1.1 主接线
南澳柔直系统中塑城、金牛、青澳三个换流站的主接线相同, 换流站采用单换流站双极接线, M M C拓扑结构。其主要由换流阀、阀电抗器、启动电阻、联接变压器、开关装置、直流电抗器、测量装置等设备构成[6]。交流系统通过主开关连接至联接变, 将交流侧电压变换为换流阀输入所需要的电压, 通过启动电阻、桥臂电抗器连接至换流阀, 实现交/直流的变换, 并通过直流线路连接至对侧换流站。南澳柔直系统换流站主接线图如图1所示。在基于M M C换流阀的南澳柔直系统中, 由于直流电容器分布于各个功率模块中, 直流侧没有接地点, 三站均采取联接变压器Δ/Y n+阀侧中性点接地电阻的接地方式[7,8]。
1.2 运行状态与方式
根据换流站开关、刀闸、地刀的分合闸状态, 换流站有接地、停运、备用、闭锁和解锁5种运行状态, 各状态可以相互转化, 其转化逻辑如图2所示。
换流站运行方式定义为S T A T C O M、交直流、纯直流、停运和空载加压。针对南澳柔直系统设计考虑有1 4种运行方式, 其中三端交直流并联、双端交直流并联、三端纯直流、S T A T C O M运行方式运用最普遍, 而南澳柔直系统的日常运行方式为三端交直流并联模式。在该运行方式下, 金牛及青澳换流站与塑城换流站之间同时通过交流线路与直流线路连接。
1.3 直流测量装置
传统的交流测量装置, 如电压互感器 (T V) 、电流互感器 (T A) 基本是根据电磁感应原理制成, 而直流不存在交变电磁感应的特性, 因此传统交流测量装置不适合用于直流侧。南澳柔直系统的直流测量装置采用基于等电位屏蔽技术精密电阻分压器的电子式T V、基于分流器的电子式T A, 以供保护、计量、测量等装置使用。
南澳柔直系统三站采用相同的主接线, 直流测量装置的配置也一致, 以青澳换流站为例说明。该站的直流测量系统主要由常州博瑞电力自动化设备有限公司生产的电子式T A及T V组成。全站共1 2台直流T A, 其中直流正负极线2台, 桥臂6台, 阀交流侧3台, 联接变中性点1台;全站共2台直流T V, 直流正负极线各1台。
直流测量装置及其二次系统如图3所示, 远端模块接收并处理一次传感器的输出信号, 通过光纤输出串行数字信号并传给位于控制室的合并单元。合并单元不仅为远端模块提供供能激光, 还接收并处理远端模块下发的数据, 并将测量数据输出供二次设备使用。合并单元与远端模块之间以光缆相联, 相互配合以实现保护装置的参数设置。直流测量装置与合并单元屏连接对应关系如表1所示。
2 直流接地保护动作事件分析
2.1 事件现象
2 0 1 5年1 2月2 7日1 8时3 3分, 运行人员接调度令, 需进行将南澳柔直系统由备用启动到运行方式一 (三端交直流并列运行方式) 的操作。在交直流并列运行模式启动过程中, 系统自励充电阶段将三站直流电压充电至0.7 p u后, 为了保证解锁时各换流站冲击电流不越限, 对塑城换流站以0.7 5 p u的直流电压目标值进行解锁, 随后依次对青澳和金牛换流站进行解锁, 三站解锁完毕后, 再将塑城换流站直流电压抬升至额定值, 青澳和金牛换流站随着直流电压抬升进入电容电压充电阶段, 待三站运行功率抬升到设定值后, 系统进入交直流并联运行模式。1 8点4 3分0 7秒5 4 2毫秒青澳站开始解锁, 1 8点4 3分0 7秒5 7 5毫秒报P C P闭锁紧急跳闸出现, 1 8点4 3分0 8秒5 7 8毫秒报“直流场接地过流T 2”保护动作, 1 8点4 3分0 8秒5 9 0毫秒青澳换流站闭锁, 1 8点4 3分0 8秒6 2 6毫秒断路器跳闸, 三端交直流并列运行方式启动失败。青澳换流站故障录波分析图如图4所示, 后台S E R报文如图5所示。
2.2 事故分析及处理
事故发生后, 运行人员结合现场报文和故障录波进行了分析, 发现青澳换流站解锁后, 阀侧交流电流不平衡, 联接变中性点接地电流增大, 4 0 m s后, 直流保护接地过流保护动作, 发出闭锁信号。初步判断是青澳换流站直流保护闭锁命令引起换流器上报P C P故障, 导致三站跳闸。但从S E R报文上看直流保护接地动作是在P C P动作之后。因此, 无法确定主要跳闸原因。后续通过对比故障录波和保护装置本身录波波形得到了答案。在故障时刻山大录波器的波形中, 青澳换流器解锁后, 青澳联接变阀侧出现三次谐波零序电压, 联接变中性点电流有三次谐波电流, 电流峰值最大为7.0 9 A。故障时刻山大录波器的联接变中性点电流波形如图6所示。
在故障时刻保护装置本身的录波波形里, 相同时间段青澳换流站解锁后, 联接变中性点电流也出现了三次谐波分量, 波形特征和山大录波中的特征一致, 但是电流峰值最大为21A。故障时刻保护装置本身的联接变中性点电流录波形如图7所示。
运行人员从青澳换流站1 1 0k V保护信息管理子站屏调取的青澳换流站直流保护A/B保护定值截图如图8所示。图中“直流场接地2段”定值为1 0A, “直流场接地2段”出口动作延时为0.0 1s。对装置录波中Ia c Z的有效值进行分析后发现, 在保护动作时刻装置计算到的Ia c Z电流有效值超过了定值是直流场接地过流T2动作的主要原因。而装置自身的录波和山大的录波波形不一致 (装置上接收的电流是实际电流的3倍) , 可能是装置中Ia c Z通道的通道增益参数设置有误所导致的。
随后运行人员查阅直流测量装置厂家资料以及现场运行规程, 得到了联接变中性点上的电子式T A主要技术参数, 如表2所示。
根据表2中性点C T的参数运算得出Ia c Z通道的增益为:
现场调取的装置的通道增益如图9所示。装置中实际设置的Ia c Z通道增益参数为65 6。和计算值相比, 通道增益放大了3倍, 这使得装置采集到的电流值放大3倍, 超过保护定值, 导致了此次事故的发生。
目前已将青澳换流站两台保护装置Ia c Z的通道增益更改为正确值21 8, 并对其它通道的增益进行了核查, 另外, 对金牛和塑城两换流站保护装置的通道增益也进行了核查, 未发现问题。20 1 5年1 2月30日0 9时3 5分, 南澳柔直三端交直流并列运行方式启动成功。
3 结语
本文涉及的直流接地保护动作事件虽是一次极其偶然的事件, 但影响了南澳柔直系统的顺利启动, 延长了停电时间, 这对于南澳柔直系统以及该片区的电网安全稳定运行是非常不利的。
此次事件发生的本质原因是:保护装置通道参数设置错误, 导致装置采集到的电流值被放大, 超过了直流接地保护动作定值。
从投产到现在该问题没被发现主要原因为:动作延时较长, 在其动作之前其他保护已动作;信息传输原因, S E R报文直流保护接地动作上报时间较后, 导致判断受到干扰;当天启动过程中南澳大风, 风电谐波特性和频率偏移导致了系统零序分量激增得比往常严重。
在今后的运行工作中, 遇到事故单考虑S E R报文和故障录波的录波信息是不够的, 还要关注相关保护装置自身的录波信息。一旦两者波形信息出现偏差, 可以考虑是否是参数设置的问题;如果波形信息完全一致再从其他方面进行分析, 有助于及早消除故障。
参考文献
[1]汤广福.基于电压源换流器的高压直流输电技术[M].北京:中国电力出版社, 2010
[2]徐政.柔性直流输电系统[M].北京:机械工业出版社, 2014
[3]黄凯漩, 陈涛, 张板, 等.一起因控制策略不当引发的柔性直流功率波动事件分析[J].广东电力, 2015, 45 (3) :23-27
[4]南方电网科学研究院直流输电研究所.电力系统运行要求和运行方式研究[A].南方电网科学研究院863课题“大型风电场柔性直流输电接入技术研究与开发”专题报告[C].2013
[5]南方电网科学研究院直流输电研究所.系统及换流站级控制策略研究[A].南方电网科学研究院863课题“大型风电场柔性直流输电接入技术研究与开发”专题报告[C].2013
[6]南方电网科学研究院直流输电研究所.主回路参数及换流站技术指标研究报告[A].南方电网科学研究院863课题“大型风电场柔性直流输电接入技术研究与开发”专题报告[C].2013
[7]柔性直流环流站值班员培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2015
柔性直流换流站 第2篇
直流保护系统概况
宜都换流站的极控制保护主机是将控制功能和保护功能基本分开的。极控制主机（PCP MC1）软件主要完成直流系统的控制功能以及少部分换流器保护功能，执行子系统的保护动作命令（例如水冷系统、ETCS、换流变保护等），执行极保护主机的保护动作命令。极控制主机A、B系统是冗余设计。
极保护主机（PCPMC2）软件主要完成直流保护功能，极保护主机A、B系统是同时运行的，当直流保护动作时任何一台保护主机都可以直接执行动作命令。这样的设计与其他站是不同的，在其他站当直流保护动作时，极保护主机会先切换系统，如男一系统也有同样的保护动作命令，则执行动作命令。
宜都换流站极保护系统防误动的方法是在保护软件中增加了保护取量（电流，电压值）的OK信号，只有保护用的测量值正确且有动作命令时，直流保护才能出口；当直流保护的测量值出现异常时，保护取量（电流，电压值）的OK信号会闭锁相关直流保护。
直流保护的测量是由现场I/O（电流、电压采集板）采集，经模拟量处理板转换后，送至保护主机内。模拟量处理板内软件会对采集的电流、电压值进行判断，并生成测量值的OK信号上送极保护主机，参与保护软件的逻辑判断。
直流保护中电流、电压量测量及防误
直流保护所取测量值的监视根据CT、PT不同类型有以下几种OK信号的判断方法：
交流侧电压、电流测量及防误。交流侧电压、电流测量主要是指直流保护中用到的交流系统侧的取量，由于宜都换流站换流变保护采用两套独立的保护装置（RCS977），所以直流保护内用到的交流侧电压、电流量只有换流变PTCUVY、UVD）及阀侧套管上的CT（IVY、IVD）。
交流电流（IVY、IVD）测量及防误：PS845板卡采集IVY的三相电流和零序电流后，送入PS860板，PS860软件计算时用三相电流计算一个零序与采集的实际零序值比较后得到OK信号。
交流电压（UVY）及防误：通过相应换流变前面的PT小开关辅助接点作为OK信号，交流电压仅用于电压过应力保护。
直流侧电压、电流测量及防误：在直流场有零磁通直流CT、直流PT、直流光CT、交流CT（ICN、TAN）；直流滤波器组内使用的有交流光CT，交流CT。
直流电压（UDN、UDL）测量及防误：A、B系统连接UDN（UDL）的同一个绕组，通过PS844板分压再送入几块PS862A板。用于保护的UDN（UDL）通过PS862板上两个通道采集同一个电压，送入PS860板内，在软件中进行比较计算后产生OK信号。如果板卡的一个通道采集错误，保护不会误动。2）零磁通直流CT（IDNC、IDNE、IDEL1、IDEL2、IDGND、IDME）测量及防误
首先CT的二次量送入直流放大器转换为电压量，同时直流放大器自身产生IDNC_OK1信号。一块PS862A板上的两个通道采集同一个电流测量信号，送入PS860板，在软件中对两个信号比较后产生IDNC_OK2信号；PS860板内软件对两个OK信号（IDNC_OK1和IDNC_OK2）相与后得到IDNC_OK的信号，用于保护开放与闭锁。
直流场普通交流CT测量与防误：通过PS8621XP板两个通道采集同一个电流信号，送入PS860板内进行比较产生OK信号来开放和闭锁相关的直流保护。
直流场光CT测量与防误。光CT的测量通过光纤传输。不能对采集通道进行并接，所以光CT无法采取以上的一些防误措施。光CT的防误主要靠误码率，当运行的过程中出现误码率才会闭锁相关的直流保护。同时靠监控系统，比如光纤断了、自动检测到了光接口板故障了会将主机退出运行。在2007年几次光CT测量错误时，没有出现误码率，监控系统也没有检测出故障，所以宜都换流站直流保护不切换系统设计中，光CT的测量防误措施存在缺陷。最容易导致直流保护误动。
宜都换流站直流保护设计的思路是直流保护不切换系统，设计时考虑主要是防止直流保护拒动。在直流保护中电流、电压量测量都采取了一些防误措施，这些防误措施在控制保护系统测量板卡故障时可以避免保护误动，但是如果直流场直流测量设备本身出现问题，也可能会导致保护动作。
目前，宜都换流站直流光CT的测量防误主要靠检测光CT误码率，这种防误措施最不完善，需要组织专家进行探讨。
柔性直流换流站阀厅消防系统分析 第3篇
阀厅消防系统设备配置:极早期烟雾探测器 (VESDA) 又称吸气式感烟火灾探测器、紫外火焰探测器、手报、声光报警器、消防广播、消防管道及消防栓。极早期烟雾探测系统对烟雾敏感, 紫外火焰探测器对明火及电弧敏感。故阀厅采用极早期烟雾探测器和紫外火焰探测器作为火灾检测设备。手报也可作为火灾报警的一个探测点, 但因为正常运行时, 阀厅不允许人员进入, 所以正常运行时, 此探测点无法动作。
阀厅内极早期烟雾探测系统的管路布置探测范围覆盖阀厅全部面积, 同一处的烟雾满足至少有2个探测器检测得到。每个阀厅设置四个极早期烟雾探测器 (也称空气采样装置) , 其中有一个烟雾探头安装于阀厅进风的新风口, 用于防止阀厅外部周围环境有火灾而产生的烟雾引起阀厅极早期烟雾探测系统误动。另外三个的烟雾探头分别置于阀厅上方不同位置。极早期烟雾探测系统一般分为4级报警, 分别是警告、行动、火警1和火警2, 采用火警2 (最高级别报警) 作为跳闸信号。
阀厅紫外火焰探测器的探头布置完全覆盖阀厅面积, 每个阀厅8个紫外火焰探测器。阀层中有火焰产生时, 发出的明火或弧光能够满足至少被2个探测器检测到。
极I阀厅、极II阀厅分别属一个区域, 本区域内火警只联动切非或跳闸本区域内设备, 不会相互影响。
1 切非联动关系及动作后果
阀厅内紫外火焰探测器、空气采样主机或手报单点预警启动声光报警, 两点报警则确认火警, 联动启动消防广播, 切非动作:切除该极的照明和通风总电源空开;延时20秒切除该极阀厅的空调组合机电源空开 (站用电室380V低压配电屏内) , 延时切除空调组合机电源以保证阀厅空调系统关闭送风阀、回风阀及其新风管防火阀有足够的时间。以上动作情况均反馈信号给火灾报警系统。在火警信号复归后, 需要到现场手动合上所有被切除的空开。阀厅总进风口空气采样不启动切非联动回路。
2 阀厅火灾跳闸逻辑
换流站阀厅火灾跳闸逻辑考虑两种情况:一是阀厅内所有极早期烟雾探测传感器有一个检测到烟雾报警, 且同时阀厅内所有紫外探头中有一个检测到弧光, 当上述两个条件同时满足时允许跳闸;二是若进风口处极早期传感器监测到烟雾时, 闭锁极早期系统的跳闸出口回路 (避免因阀厅外环境因素引起火灾报警系统误动) , 在进风口处极早期传感器监测到烟雾的情况下若有2个及以上紫外探头同时发出报警, 仍允许跳闸出口。
阀厅火灾跳闸出口逻辑:阀厅火灾跳闸信号接入A、B两套直流控制系统, 不经过火灾中央报警器, 由直流控保系统执行闭锁换流阀并跳闸交流侧开关命令。
阀厅火灾报警与控制保护系统接入系统界面以烟雾探测传感器和紫外探头输出的24V空接点为界, 烟雾探测传感器和紫外探头本体及站内原火灾报警系统由火灾报警厂家负责, 烟雾探测传感器和紫外探头24V空接点输出至跳闸输出由控制保护系统厂家负责。
3日常运行与维护
阀厅消防预警信号发出时, 即一个探测点发出告警信号, 应立即在火灾告警主机上进行信号确认。一分钟内, 若预警未经确认则自动转成火警信号, 会进行相应的切非联动动作。
南瑞控保系统运行人员工作站 (OWS) 中设置有两块阀厅消防报警跳闸投退软压板:极I阀厅、极II阀厅各一块, 以便进行有关阀厅消防系统维护或消缺时临时退出阀厅消防报警跳闸功能, 但应注意, 操作前需经过换流站技术员批准, 并正确填写操作票, 严禁无票操作此软压板。工作完成后应及时恢复。
当控制室消防主机、运行人员工作站报阀厅极早期“空气采样xx模块总故障”或阀厅紫外火焰“火焰探测器xx模块故障”信号并频繁刷屏时, 运维人员应立即上报缺陷, 经换流站技术员批准同意后可对故障点进行屏蔽处理, 但在屏蔽期间若发生换流阀旁路信息、直流系统故障、本极接近满负荷时, 应立即启用相应极的阀厅红外视频监控系统对阀厅换流阀进行巡查。
4 结束语
柔性直流换流站 第4篇
近年来,随着国家倡导的环保型可持续发展的能源政策的推动,风力发电、光伏发电等可再生能源发电发展迅速。由于这些新能源具有规模小、分布分散、远离负荷中心、间歇性发电等特点,直接并入电网可能会对电网电能质量造成不良影响[1,2]。因此,关于新能源并网是目前国内外研究的热点。基于电压源换流器的柔性直流输电系统(VSC-HVDC)具有灵活、经济、可控性强等特点,非常适用于将这些小型分散电源接入电网。
VSC-HVDC的核心组成部件是基于电压源换流器(VSC)的换流站。VSC桥臂是由大功率的可控型电力电子器件(如IGBT、IGCT)和反并联二极管组成。目前,应用于VSC-HVDC的主要有两电平、三电平和多电平换流器。两电平VSC具有开关频率高、输出电压谐波大、电压等级低、需要无源滤波器和变压器等缺点[3]。三电平VSC电路结构复杂,不易扩展到高电压等级[4]。多电平换流器通过电压叠加,形成多电平阶梯波逼近正弦波,当电平数足够多时,输出电压谐波含量小,适合中高电压等级,电力电子器件开关频率低,无需滤波器和变压器[5]。模块化多电平换流器(MMC)是目前研究较多的一种多电平换流器[6,7,8,9]。MMC柔性高压直流输电系统中的实际应用包括:西门子公司在美国旧金山建立的Trans Bay Cable工程和中国电力科学研究院在中国上海建立的南汇风电场柔性直流输电示范工程等。本文研究的混合型多电平换流器(HMC)由文献[10]首先提出,也是基于模块化设计,扩展性强,容易实现冗余控制,除了具有多电平换流器的基本特点外,还具有更高的直流电压利用率,更强的直流故障耐受能力。
本文就HMC在VSC-HVDC输电系统中的应用进行了研究。
1 HMC的工作原理
1.1 电路拓扑
HMC的电路拓扑如图1所示。其主电路为三相六桥臂结构,六个桥臂完全相同,均由子模块组、桥臂开关串和缓冲电抗器组成。其中,子模块组由单相H桥子模块串联组成,每个子模块内含4个带有反并联二极管的IGBT和1个直流电容;桥臂开关串由带反并联二极管的IGBT串联组成;缓冲电抗器缓冲桥臂电流。
合理的控制H桥子模块组和桥臂开关串的导通状态,HMC就能输出多电平电压波形。
1.2 工作原理
根据MMC的运行原理[9]可知,通过一定的控制策略,H桥子模块组能输出参考电压波形,并维持各子模块电容电压间的均衡。可等效为受控电压源。
一般情况下,换流器工作原理如下:以A相为例,交流输出参考电压为正时,上桥臂开关串导通,下桥臂开关串关断,上桥臂子模块组输出电压UPA为
交流输出参考电压为负时,上桥臂开关串关断,下桥臂开关串导通,下桥臂子模块组输出电压UNA为
其中:Udc为直流侧电压;UA_REF为A相交流输出参考电压。具体原理如图2所示,电压电流正方向标注如图。
每相上下桥臂各工作半个周期,产生交流电压波形,交流电流交替在上下桥臂流通。
1.3 功率分析
为保证换流器正常工作,H桥子模块组中各子模块电容电压应保持均衡,即要求各子模块组在一个周期内流过的功率为0,以A相上桥臂为例,如式(3)所示。
其中:iPA是A相上桥臂电流;P是有功功率;UPA,iPA的参考正方向如图2所示。
设UA_REF=Umsin(ωt),iA=Imsin(ωt-φ),则UPA和iPA如式(4)、式(5)所示。
所以
类似地,一个周期内下桥臂流过的平均功率和上桥臂相同。理想情况下,要保证电容电压均衡,桥臂流过的功率为零,交流参考电压和直流电压要满足如下关系。
式中:是A相交流参考电压有效值;Um是A相交流参考电压的幅值。
式(6)描述了HMC交直流侧电压的关系,系统额定运行时应基本满足此关系。当系统功率指令变化,该式不再成立,当偏差较大时,电容电压不能维持,系统将不稳定。需要采用额外控制措施保持电压均衡系统稳定,具体控制措施在下一节详细介绍。由该式可以看出该换流器直流电压利用率高于传统VSC换流器。
2 换流器控制策略
2.1 基本控制
换流器的基本控制思路:当交流参考电压为正时,上桥臂开关串(Gpa)导通,上桥臂子模块组(Vpa)产生适当波形构成交流参考电压;当交流参考电压为负时,下桥臂开关串(Gna)导通,下桥臂子模块组(Vna)产生适当波形构成交流侧参考电压。上下桥臂在一个周期内轮换导通,交替流过电流,构成交流电压。
图3是HMC基本控制图,给出了上下桥臂子模块组与桥臂开关串的开断配合情况,上下桥臂开关串互补导通,无同时导通的情况,无直流通路。故当式(6)偏差较大时,上下桥臂功率将会偏差,电容电压没法均衡,系统不能正常工作。
2.2 改进控制
由于每个桥臂存在子模块组,故上下桥臂开关串能同时导通,不会导致直流侧短路。
HMC改进控制如图4所示,改进控制的思路:在上下桥臂轮换的时刻,产生一段上下桥臂同时导通的时间,通过直流回路实现上下桥臂功率的平衡和子模块电压均衡。
图4中的阴影部分是上下桥臂同时导通的时间,在这段时间里,上下桥臂各自按照式(1)、式(2)输出电压,HMC工作状况和模块化多电平换流器(MMC)一样,所以,通过控制这段时间的直流侧环流,能均衡上下桥臂的电压。
交叠时间的一种具体控制实例,如图5所示,采用子模块平均电压反馈,通过PI控制器产生交叠时间。
如图5所示,Ud_ref为子模块参考电压,Ud_av为单相子模块平均电压,T为交叠时间。由图4,交叠时间内,待关闭桥臂电压将变高,桥臂电压的最高值受桥臂子模块数的限制,设桥臂子模块数为N,可得式(7)。
2.3 子模块组控制
与MMC类似,HMC子模块组的控制策略,即调制策略主要包括:PWM调制和最近电平调制(NLM)。PWM调制又分为载波移相PWM和空间矢量PWM,主要适用于电压等级低,子模块数少的工况,该方法的优点是产生的波形谐波含量少,缺点是开关频率高,损耗大。本文中换流器用于柔性直流输电,电压等级高,子模块组中串联的模块数多,采用最近电平调制(NLM)就能得到畸变率很低的波形,同时开关频率和开关损耗大大降低,故本文采用的是NLM调制。
与MMC不同,HMC子模块是H桥结构,能产生正电平、零电平和负电平,这一特点使得子模块组能产生负电压波形,提高了直流电压利用率;在进行子模块排序投切[11]时,在任意方向的桥臂电流下,均能实现子模块的充电或放电,使子模块均压控制更容易进行,这使得HMC的均压控制与MMC略有不同。
以A相上桥臂为例,设子模块串总模块数为N,子模块额定电压为UC,则子模块组输出电压UPA的范围是
由式(1)可进一步得到,A相上桥臂产生的电平数为
其中,NINT[]函数表示最近取整函数。具体的控制算法如下:当NPA为正,电流iPA为正时,输出|NPA|个正电平,正投入模块数和负投入模块数之差为|NPA|,正投入电压低的模块,负投入电压高的模块;当NPA为正,电流iPA为负时,输出|NPA|个正电平,正投入模块数和负投入模块数之差为|NPA|,正投入电压高的模块,负投入电压低的模块;当NPA为负,电流iPA为正时,输出|NPA|个负电平,负投入模块数和正投入模块数之差为|NPA|,正投入电压高的模块,负投入电压低的模块;当NPA为负,电流iPA为负时,输出|NPA|个负电平,负投入模块数和正投入模块数之差为|NPA|,正投入电压高的模块,负投入电压低的模块。
3 VSC-HVDC建模与控制
VSC-HVDC输电系统如图6所示。
柔性直流输电系统正常运行时,通常一端换流站定有功功率和定无功功率控制,另一端换流站采用定直流电压和定无功功率控制。本文中换流站1采用定有功功率和定无功功率控制,换流站2采用定直流电压和定无功功率控制。两侧换流站结构相同,故建模和控制过程类似,以换流站1为例来分析。
在d-q坐标轴下,换流站1的电磁暂态模型为
由式(10)可知,id1和iq1耦合,为实现有功无功快速解耦控制,需要将id1和iq1解耦,采用前馈交叉解耦[12],得到系统控制器。
电流内环如图7所示。
在d-q坐标系下,系统的功率与电流的关系如式(11)所示。
以d轴电网电压定向,Usq1=0,所以
根据式(12)设计功率外环如图8和图9所示。
4 仿真验证
在PSCAD/EMTDC中建立三相35 k V,240子模块的柔性直流输电仿真模型,验证主电路拓扑与控制策略,系统参数如表1所示。
如图10所示,0.2~1.0 s内,交流系统2向交流系统1输送20 MW有功功率,在1.0 s时刻发生功率反转,变为交流系统1向交流系统2输送20MW有功功率;0.8~1.6 s内,交流系统1向换流站1提供5 Mvar无功功率,在1.6 s时刻,无功功率反转,换流站1向交流系统1提供5 Mvar无功。采用前馈交叉解耦控制策略,有功无功功率解耦效果良好,响应速度快。
采用本文提出的均压控制策略,子模块电容电压Ucap保持均衡,在功率反转的极端条件下,电容电压平均值在额定电压上下稍有偏移,但仍然能保持均衡。
直流电流的波形良好,在功率反转的情况下,响应速度快。
如图11所示,换流器交流侧电压电流波形良好,畸变率很低,无需滤波器。换流器桥臂电压波形如分析所示的参考电压波形,桥臂电流波形在各自导通的时间内与交流电流波形一致,在上下桥臂同时导通的时间内,上下桥臂电流将会产生交叠分量,在直流回路流通,均衡上下桥臂的子模块电压。
换流站2的相关波形与换流站1类似。
5 结论
1)本文介绍了HMC的基本拓扑结构和工作原理,分析推导了功率平衡的条件。
2)针对HMC基本特点,提出了HMC的基本控制策略和改进控制策略,解决了HMC的子模块电容电压均衡问题,提出了一种级联H桥子模块组的调制方法。
3)提出了基于HMC的柔性直流输电模型,并设计了一套前馈交叉解耦算法,实现柔性直流输电系统的有功无功解耦控制。
4)在PSCAD/EMTDC上建立了三相35 k V,240个子模块的柔性直流输电系统仿真模型,验证了主电路拓扑和控制策略的有效性。
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柔性直流换流站 第5篇
关键词：柔性直流输电,模块化多电平换流器,阀组本体保护
0 引言
柔性直流输电 (VSC-HVDC) 技术是当前电网技术发展的热点。模块化多电平换流器 (MMC) 的阀臂由多个子模块 (SM) 组成, 通过多个子模块输出电平的叠加输出正弦波信号, 具有开关频率降低、损耗低、谐波小等优点, 易于拓展至更高电压等级, 是目前柔性直流输电研究应用的主要方向[1,2]。MMC阀组占据了柔性直流换流站投资的主要部分, 其中的主要元器件, 如绝缘栅双极型晶体管 (IGBT) 和电容器, 相对于变压器、电抗器、线路等设备对过电流、过电压异常敏感, 因此, MMC阀组的保护技术研究在柔性直流输电设备研制中非常关键。
文献[3-5]介绍了柔性直流输电系统保护的概念和保护配置方案, 提出了较为全面的保护方案, 保护方案和方法继承了传统直流输电和交流元件保护的成熟方法, 如直流线路故障的判断、阀区保护、电抗器保护、换流变保护等。针对基于MMC的柔性直流输电系统, 文献[6-7]对子模块故障特点进行了研究, 提出了子模块冗余的应对策略;文献[8-9]对直流侧短路故障进行了研究和分析, 并提出了基本的保护策略。但上述方法和策略, 还存在诸多不够深入、不够完善或不完备的地方。
柔性直流输电作为新的技术, 相关技术的成熟度还需要经过时间的考验。文献[10]指出, Cross Sound Cable柔性直流输电工程强迫停运的最大原因是阀组保护的误动作。国内上海南汇、南澳、舟山等柔性直流输电试验工程实施过程中, 阀组控制保护也是影响系统稳定和可靠运行的重要因素。因此, 如何在过电压、过电流的情况下, 确保阀组的安全, 同时又防止不必要的旁路和跳闸停运, 是需要持续深入进行研究的问题。
本文以舟山五端柔性直流输电工程为实例, 在MMC工作原理介绍的基础上, 研究分析了影响阀组本体安全的各种故障及其检测方法, 提出了局部与整体相配合的电流保护策略和系统性过电压保护策略, 建立了从子模块、阀控系统到直流控制保护的多层次换流阀保护系统。
1 MMC阀组
在对MMC阀组本体保护进行研究之前, 先介绍一下MMC及其控制保护系统的工作原理。
1.1 MMC的工作原理
MMC及子模块的结构如图1所示, 每个桥臂由n个子模块和换流电抗器组成。图中, SMC表示子模块控制电路。通过控制IGBT T1和T2, 子模块可以分别输出电容电压和0两种电平, 即处于投入和退出状态。通过控制处于投入状态子模块的个数, 可以叠加形成所需要的交流电压。
1.2 子模块的工作原理
如图1中子模块部分所示, 子模块实际由两电平变换电路、保护电路和控制电路组成。两电平变换电路由T1, T2和电容组成;保护电路由并联在输入端的晶闸管和机械开关组成;控制电路包含电源、控制和状态采集电路、驱动电路等。
当控制电路或系统检测到子模块出现无法恢复的故障时, 通过控制机械开关闭合, 将子模块旁路, 从而不影响其他子模块的运行。当系统检测到直流侧短路故障的时候, 控制电路触发晶闸管导通, 短路电流主要从晶闸管中流过, 保护IGBT中反向并联的二极管免于损坏。
1.3 二次控制保护系统
柔性直流输电控制保护系统结构见图2, 其中二次控制保护系统包括运行人员控制系统、柔性直流控制保护系统、量测系统、阀控系统和SMC[11]。
运行人员控制系统监视直流输电系统的运行状态, 发出系统的运行控制命令。柔性直流控制保护系统执行运行人员控制系统的控制指令, 实时控制阀组每个桥臂的输出电压或投入子模块的个数, 同时检测交直流电网、阀组、变压器等设备故障, 给出保护指令。量测系统实时采集交流侧、直流侧各点电压和电流、阀组各桥臂的电流提供给阀控系统、柔性直流控制保护系统使用。阀控系统通常承担一个桥臂子模块的监视、控制和保护功能, 实时采集各子模块状态, 结合柔性直流控制保护系统指令控制各子模块状态。SMC负责采集其所在子模块的状态, 执行阀控系统发给该子模块的命令。SMC与子模块处于高电位, 通过高压光纤与阀控系统通信。
2 阀组故障分析
相对于常规电力系统设备, MMC阀组对过电压、过电流非常敏感。因此, 有必要对各种故障进行分析, 确定电压和电流的特点, 从而制定合理的保护策略[12]。
2.1 过电流分析
以图3所示的柔性直流输电系统为例, 阀组内多种短路故障、交流区外短路故障、直流区外短路故障均可能对阀组造成威胁。现以舟山五端柔性直流输电工程某换流站为例, 不同故障点仿真的电流波形如图4所示。图中:ipa, ipb, ipc为上桥臂三相电流;ina, inb, inc为下桥臂三相电流;idp和idn分别为上、下桥臂总输出电流;ip_diff为阀区上部差动电流。
从图4可以看到, 由于故障位置的不同, 故障电流及对阀组安全性的威胁差别很大。由图4 (a) 可知, 由于阀臂多个子模块的电容经过短路回路放电, 回路中的电感和电阻非常小, 仿真的短路电流上升极为迅速, 大小超过50kA, 对阀组威胁极大, 并且该故障电流可能不流经电流测点。
由图4 (b) 可知, 由于桥臂中二极管回路的存在, 该故障相当于交流侧通过桥臂电抗器三相短路。由于短路回路经过了桥臂电抗器, 短路电流上升率受到一定限制[13,14], 在短时间内电流即超过了IGBT运行允许的范围, 阀臂最大故障电流可达到10kA, 对阀组造成了很大威胁。
由图4 (c) 可知, 阀臂短时电流达到了2kA。由于交流侧零序阻抗的限制, 稳态电流与正常运行比较接近, 故障对阀组威胁不大。分析阀区上部的差动电流, 正常运行时基本为0, 故障时跃变到一个很大的电流, 然后快速衰减到1kA左右。相对于桥臂电流, 该差动电流可以更为有效地识别出本故障。
由图4 (d) 和 (e) 可知, 对于阀侧单相接地故障, 阀组故障电流较大, 上升时间达到数毫秒;而对于交流远端单相接地故障, 阀组故障电流基本在器件可短时承受的范围内, 加上控制系统的限流控制, 交流区外故障对阀组威胁较小。
从上面的波形可以看到阀组主要故障电流暂态过程的特点。一部分故障电流上升快、幅值大, 关键在于如何快速地进行保护;还有一部分故障, 电流幅值不大, 关键在于如何灵敏有效地检测和控制。
2.2 阀组过电压分析
过电压是阀组的另一大威胁, 阀组关键元器件 (IGBT、电容器) 过电压能力都很有限。IGBT对过电压尤其敏感, 微秒级的过电压就可能导致IGBT损坏。时间极短、幅值高的交直流电网过电压, 如操作过电压、雷电过电压, 一般无法通过保护系统来防护, 需要通过合理的耐压设计、避雷器配置和电抗器等元件的衰减来预防[15]。
SMC或者IGBT故障, 可能导致子模块处于充电状态, 子模块电容电压不断上升, 最终造成子模块过电压损坏。为保护模块, 减少对整个阀组的影响, 需要及时旁路故障的子模块。当交流或者直流系统处于异常运行工况下, 如发生大的扰动, 控制系统无法有效控制系统的电压时, 则可能造成电压超过正常允许的范围。对舟山工程各种运行工况下的故障进行仿真, 扰动过程中最大子模块电容电压远远超过了额定工况的1.2倍。这类过电压往往能量大持续时间长, 但又低于避雷器的动作电压, 因此需要依靠控制保护系统对阀组进行保护。
3 阀组本体保护解决方案
IGBT的安全工作区限定了超过额定2倍的故障电流, 持续超过10μs, 器件就不能保证可靠关断;2倍的故障电流, 持续1 ms就可能导致器件损坏;微秒级的过电压脉冲就可能造成器件的彻底损坏。
与传统直流输电系统依靠直流控制保护系统相比, 上述因素导致直流控制保护系统在阀组本体保护中的作用受到了限制。需要针对MMC阀组的特点, 制定更为快速有效的保护策略。
3.1 阀组电流保护
经过2.1节的分析, 电流保护的要求可以分为如下几类:①不经电抗器的直接短路故障, 故障电流大, 上升速度快, 必须立即切断故障电流;②经过电抗器的内部或近端区外电流型故障, 必须在电流上升超过器件运行范围的时间内采取保护措施;③对电流型故障要有足够的灵敏度;④对临时性的交流区外故障, 需要维持换流器的持续运行。
为了达到上述过电流保护的要求, 本文设计了由子模块、阀控系统、柔性直流控制保护系统有机配合的电流保护功能, 以有效地保护阀组本体的安全。
1) 第1级瞬时过电流保护:应对直接短路的威胁, 实时性要求极高, 瞬时闭锁阀组关断故障电流。
2) 第2级快速过电流保护:应对流经电抗器的短路电流的威胁, 通过短延时的过电流检测信号迅速闭锁阀组。
3) 直流侧短路保护:对于直流侧短路的情况, 第2级快速过电流保护只能阻断电容放电电流, 无法切断交流系统注入的故障电流。因此设计专门的直流侧短路保护功能, 当检测到直流侧短路时, 发出触发保护晶闸管命令, 在故障电流存续期间让晶闸管承担主要的故障电流, 保护IGBT模块[7];同时通过跳开交流开关来彻底切除故障电流。
4) 常规电流保护:通过差动和延时过电流保护更灵敏地检测阀组区内故障或过电流、过负荷故障。
5) 过温保护:作为过负荷或延时过流保护的后备保护, 由阀控系统检测子模块内部温度信号更为直接地对阀组进行保护。
3.2 阀组过电压保护
如2.2节分析, MMC过电压保护需考虑子模块过电压保护和阀组过电压保护。子模块过电压保护功能, 希望在尽可能低的电压下启动模块旁路功能, 避免对系统运行造成影响。阀组过电压保护功能则重点提高阀组在过电压情况下的承受能力。
为此本文提出了系统性过电压判据, 避免在系统过电压的情况下误旁路子模块。判据将电容电压异常检测和处理分为以下几个门限:①额定电容电压Vnorm;②过电压报警门限Va;③过电压旁路门限Vp。其中, Vnorm<Va<Vp。当系统出现过电压影响到子模块电容电压时, 由于阀控系统的电容电压平衡功能, 子模块间电容电压相差并不大, 当子模块的电容电压接近Va时, 将有多个子模块出现过电压报警。通过阀控系统的综合判断, 可以防止各个子模块旁路, 使阀组整体在合理的过电压范围内运行。当个别子模块电容电压超过Vp, 而其他子模块低于Va时, 则判定为该子模块过电压, 从而及时旁路。
4 阀组本体保护的功能验证
为了验证阀组本体保护的策略及控制保护系统功能的正确性, 搭建了数字模拟仿真系统和两端MMC直流输电试验系统[16,17]。两端MMC直流输电试验系统模拟了网侧变压器、换流电抗器、背靠背阀组、直流线路等设备, 直流电压为±6kV, 交流网侧电压为5kV, 每个桥臂包含6个子模块。试验系统中子模块工况与其额定参数一致。
模拟的网侧交流相间短路故障及阀组直流双极短路故障的故障波形见附录A图A1和图A2。从附录A图A1可以看到, 在发生交流侧AB相间短路故障后, 阀侧A, B相电流和桥臂电流急剧上升, 当超过设定的电流阈值后, 控制保护系统发出阀组闭锁信号, 桥臂电流被限制在2 000A以内。刨除闭锁命令与采样数据间的同步时间差, 保护动作时间小于200μs, 整个故障期间电流超过额定值的时间小于1.5ms, 有效保护了阀组的安全。
附录A图A2中, 495ms发生直流双极短路故障后, 直流短路电流迅速上升, 电流越限后控制保护系统发出闭锁阀组命令和投晶闸管命令, 5ms后控制保护系统发出系统停运命令, 交流故障电流持续36ms后被切除, 直流故障电流持续650ms衰减到0, 由于故障电流主要由大容量的晶闸管承担, 有效保护了IGBT的安全。
阀组的过电压保护通过了交流和直流耐压试验的检验。整个阀组本体保护策略通过了KEMA实验室的见证试验和舟山、南澳多端柔性直流输电工程的各项工程试验, 已投入实际运行。
5 结语
换流器阀组是柔性直流输电系统的重要组成部分, 由于IGBT过电流、过电压能力的限制, 对阀组本体的保护提出了苛刻的要求。
本文以舟山、南澳工程为基础, 对不同位置和类型的电流型故障进行了仿真分析, 提出了故障的特点和保护需求, 构建了子模块、阀控系统和柔性直流控制保护系统组成的多层次和不同实时等级的完整的保护系统及保护策略;提出了系统性过电压判据, 避免子模块误旁路, 有效提高了阀组过电压穿越的能力。阀组故障的检测方法和主要保护策略经过了两端柔性直流输电试验系统的验证, 可以有效保护阀组的安全, 已应用于舟山、南澳多端柔性直流输电工程。由于柔性直流输电还处于应用的初期阶段, 其控制保护技术还需经受实际故障的检验, 并随着应用的发展而进一步完善。
柔性直流换流站 第6篇
柔性直流输电技术以全控型电力电子器件和特定的调制技术为基础,能克服此前输电技术的一些固有缺陷,是未来输电方式变革与电网构建的崭新解决方案。从1990年被提出至今,柔性直流输电技术经历了两电平、三电平到多电平技术的发展阶段。两电平和三电平技术受到电力电子开关器件耐压、耐流等级的制约,存在开关器件一致触发性、动态均压等难题,这些使技术本身到达了难以逾越的瓶颈阶段。2001年模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC)拓扑结构的提出,标志着柔性直流输电技术进入了新的发展阶段。该拓扑结构以半桥结构功率模块作为基本单元,采用单元级联的方式构成三相六桥臂,且具有公共的直流端和交流端,成为目前工程中广泛采用的模块化多电平换流器拓扑结构[1,2,3,4,5,6]。
目前,我国在该技术领域也已拥有一些工程实例。从2011年投运的±30k V/20MW上海南汇柔性直流输电示范工程到2013年投运的南澳±160k V多端柔性直流输电示范工程,以及目前在建的鲁西±350k V/1000WM背靠背柔性直流输电工程等,可以看出高压大容量是柔性直流输电发展的大势所趋[7]。随着工业水平的发展,对更高电压等级、更大输电容量的MMC换流器的需求将很快提上日程,同时考虑到电力电子器件和电缆制造工艺的发展情况[8],±500k V/3000MW柔性直流输电系统将是近年的研究热点。模块化多电平换流器作为柔性直流输电的核心组件,其性能成为影响输电系统安全稳定的关键因素。而功率模块是组成换流器的基本单元,将直接决定换流器的性能。因此,需要设计测试试验装置等效地再现换流器实际工况运行时的电流、电压应力[9],以考察功率模块的耐压、耐流、损耗等指标是否满足工程设计要求[10]。
2 MMC稳态运行特性
MMC拓扑结构如图1所示。其由6个结构相同的桥臂组成,每个桥臂由n个功率模块和一个电抗器L串联组成。功率模块由一个电容、两个IGBT和两个分别与IGBT反并联的二极管组成,称若干个功率模块级联而成的结构为一个阀段。
MMC工作时,每个功率模块有投入、切除和闭锁三种工作状态。通过特定的调制方法和电容均压策略[11,12,13],控制每个桥臂输出直流偏置相同、相位不同的正弦电压波形。在MMC稳态运行时,直流母线电压Udc、交流输出相电压uac(t)、上桥臂电压up(t)、下桥臂电压uq(t)应满足如下电压关系:
在MMC稳态运行时,直流母线电流Idc、交流侧电流iac(t)、上桥臂电流ip(t)、下桥臂电流iq(t)应满足如下电流关系:
现已知±500k V/3000MW的MMC系统参数如下:系统有功功率P=3000MW,无功功率Q=1000Mvar,直流侧电压Udc=1000k V,交流侧线电压有效值UL-L(rms)=500k V。通过计算可得直流母线电流Idc=3k A,交流侧相电流有效值Iac=3.65k A,桥臂电流直流分量Idc_arm=Idc/3=1k A,桥臂电流交流分量的有效值Iac_arm=Iac/2=1.825k A。综上所述,±500k V/3000MW柔性直流输电系统稳态运行时换流器桥臂电流为带有直流偏置的正弦电流波形,其中直流分量大小为1k A,交流分量的有效值为1.825k A。换流器桥臂电压由多个功率模块电容电压叠加而成,为带有直流偏置的正弦电压波形。上述电压、电流特性需在测试试验中等效再现。
3 测试试验电路结构及原理
功率模块测试试验电路主要采用对拖电路结构[14,15,16],本文采用的测试试验电路结构如图2所示。
该测试试验电路主要包括补能系统、陪试阀段、负载电感L以及被试阀段。将若干个功率模块串联的结构定义为一个阀段,陪试阀段和被试阀段均由n个半桥结构功率模块串联组成。陪试阀段同补能系统连接,用于补充测试过程中功率模块电容上的能量损耗,同时辅助被试阀段完成测试试验。被试阀段通过负载电感L和陪试阀段串联形成闭合回路,其所包含的全部功率模块为测试试验的测试对象。补能系统由三相电网、调压器、多绕组变压器和二极管不控整流桥构成,用于补充运行试验过程中功率模块电容上的有功损耗。
当陪试阀段输出电压u1(t)、被试阀段输出电压u2(t)具有相同的直流电压成分和幅值、相位不同的正弦交流成分时,负载电感L上流过的电流为带有直流偏置的正弦电流波形,即同MMC实际运行时的桥臂电压、电流成分相同。其数学关系表达式为[16]:
式中,;X=ωL;图2所示陪试阀段输出电压
确定电流正方向后,对式(5)进行等价数学变换,可以得到如下数学关系表达式:
可以看出,测试试验回路中流过负载电感L的电流其交、直流分量均与陪试阀段输出电压交流分量的有效值U1、被试阀段输出电压交流分量的有效值U2及相位差δ有关。式(6)中的电抗值X和直流电压Udc认为是已给定的常量。
虽然现有文献已经推导出测试试验电路中电压、电流的定量关系表达式,但还存在以下三点不足:(1)通过控制U1、U2及δ来实现对Iac、Idc的控制时,存在耦合关系,不能实现单一变量的独立控制;(2)在实际的测试试验中存在很多对回路电流产生影响的因素,因此根据式(5)、式(6)得到的参数用于实际测试试验中不能得到准确的预期交、直流电流分量,需要根据实际情况对参数进行多次调整;(3)现有的测试试验多为开环控制,没有关于测试试验闭环控制策略的相关参考文献。为解决上述问题,本文提出了两种测试试验的闭环控制策略。
4 基于交直流电流解耦控制的闭环控制策略
由式(6)可知,对于一组给定的Iac、Idc值,U1、U2及δ有无数种组合的解。假设U1=U2=U,对于一组给定的Iac、Idc值,在确定直流电流正方向前提下,U和δ有且只有唯一解。此时,式(6)将变形为:
对式(7)中关于δ的三角函数做倍角变换处理,然后等式两边同求自然对数可得:
计算I2ac/Idc的比值有:
求正切函数的反函数有:
通过式(10),可根据Iac、Idc参考值的大小计算相角差δ的大小。根据测试试验设计的误差要求,当δ小于某一值β时,可近似认为cos(0.5δ)≈1,此时式(8)可变形为:
将其表示为矩阵的形式有:
式(12)左乘系数矩阵的逆可得:
对式(13)进行指幂变换可得:
观察式(14)可知,将Idc/Iac和I2ac/Idc视为新的被控量,可分别对U和δ进行单一变量独立控制。且Idc/Iac与I2ac/Idc确定后,Idc和Iac有且只有唯一的解,从而实现了间接对Idc和Iac的控制。
由于推导式(14)的前提为cos(0.5δ)≈1,即根据系统误差的要求δ应取值小于某一常数β。由式(10)可知δ和I2ac/Idc为正相关的关系,因此I2ac/Idc的比值也应在某一范围内才能做此近似处理。但考虑到系数X/Udc的存在,可以根据实际情况配置系数的大小,从而使Iac、Idc在测试试验所需的数值内满足I2ac/Idc的比值要求。使用上述方法对Iac和Idc进行控制,策略框图如图3所示。
图3中,将变换计算得到的Idc/Iac及I2ac/Idc的偏差值作为PI控制器的输入量,其输出量分别为U和δ的参考值,如此可实现对Iac和Idc的控制。
5 基于PIR数字控制器的闭环控制策略
由第3节分析可知,MMC实际运行时桥臂电流成分是带有直流偏置的交流正弦波,这也是测试试验电路中所需要产生的电流波形。考虑到直流量可以使用积分控制器来控制,而谐振控制器在谐振频率下具有无穷大增益,对谐振频率之外的信号能迅速衰减,其对正弦信号的控制作用相当于积分控制器对直流信号的控制作用。因此,可以利用比例-积分-谐振(PIR)控制器来实现对测试试验回路电流的控制。
参考文献[17]的方法设计控制器,将虚拟LC电路的连续时间状态方程离散化,利用式(15)、式(16)实现数字谐振控制器。
式中,A、B、C为矩阵;元素a11n=a22n=cos(ωnT);a21 n=-a12 n=sin(ωnT);b1 n=sin(ωnT);b2 n=1-cos(ωnT);θn为超前角度;IL和UC分别为虚拟LC电路中的电感电流和电容电压;Rin(k)和Rout(k)分别为输入和输出方程。
分析测试试验回路状态方程可知,电感L两端的电压u1(t)-u2(t)决定了流过电感的电流i(t)。因此,可将电感上的电流实际值与参考值的偏差作为PIR数字控制器的输入量,将其输出量作为u1(t)-u2(t)的调制参考值。为调制陪试阀段和被试阀段的电压差u1(t)-u2(t)能跟踪其参考值,现固定被试阀段的调制参考电压,将PIR输出量与被试阀段输出电压的加和作为陪试阀段的调制参考电压。
不难看出,为实现上述PIR控制,需确定参考电流的完整时域表达式。而在测试试验过程中,还需保证模块电容电压平均值不变以达到系统稳定,因此陪试阀段和被试阀段分别产生的直流功率与交流有功功率的加和应为零。被试阀段的电压、电流产生的功率应满足如下关系:
式中,Pdc为直流电压和直流电流产生的功率;Pac_50Hz为基频交流电压和基频交流电流产生的有功功率。利用式(17)可计算出交流电流基频分量的相位,从而得到参考电流关于时间t的完整表达式。基于PIR数字控制器的闭环控制策略框图如图4所示。
6 仿真验证
在PSCAD/EMTDC软件环境下搭建图2所示的试验电路,基于±500k V/3000MW柔性直流输电系统选取相关参数,如表1所示。由第2节的分析可知,测试试验电路中需产生带有直流偏置的正弦电流波形,直流分量大小为1k A,交流分量有效值为1.825k A,该电流成分需在运行试验中等效产生。
6.1 基于交、直流电流解耦的闭环控制策略仿真
据式(10)计算cos(0.5δ)=0.97≈1,因此满足交直流电流解耦的前提条件。考虑到阶跃输入对一个系统来说是最严峻的考验,因此通过阶跃输入来考察该闭环控制策略是否有效。在t<0.15s时设定电流参考值Iac=Idc=0;当t=0.15s时设定交流分量参考值Iac=1.825k A,直流分量参考值Idc=1k A,仿真电流波形如图5所示。
从图5可以看出,交流分量有效值Iac和直流分量Idc能比较快地跟踪输入量,约在0.5s内达到稳态,交、直流电流均稳定在参考值附近,其很小的纹波主要是由功率模块电容电压的波动而造成的。回路电流i(t)在系统达到稳态后为比较理想的带有直流偏置的正弦波形。此时功率模块的电容电压及功率模块IGBT动作次数的波形如图6所示。
从图6可以看出,功率模块电容电压都在额定值2.3k V附近上下波动,当达到稳态时电容电压波动不超过额定值的±8%。在控制开始的0.85s的时间内,每个功率模块IGBT动作次数不超过140次,即开关频率小于165Hz,当系统达到稳态后开关频率将进一步降低。
6.2 基于PIR数字控制器的闭环控制策略仿真
被试阀段输出电压交流分量的幅值参考值U2=9.7k V,相位0°;在t<0.15s时设定回路中电流参考值Iac=Idc=0;当t=0.15s时设定交流分量参考值Iac=1.825k A,直流分量参考值Idc=1k A,此时回路电流波形如图7所示。
从图7可以看出,使用PIR数字控制器进行闭环控制,回路中交、直流电流能很快地跟踪其参考值,约在0.1s内达到稳态,并最终稳定在参考值附近小范围波动。稳态时回路的电流为比较理想的带有直流偏置的正弦波。功率模块电容电压和IGBT动作次数如图8所示。
从图8可以看出,当达到稳态后电容电压不超过额定值的±10%。在控制开始后0.85s的时间内,每个功率模块IGBT动作次数不超过180次,即开关频率小于210Hz,当系统达到稳态后开关频率将进一步降低。
7 结论
根据控制原理和试验结果对比分析本文提出的基于模块化多电平换流器的±500k V/3000MW柔性直流输电系统的两种功率模块测试试验闭环控制策略,可得到以下结论:
(1)采用两种闭环控制策略对运行试验回路中的电流进行控制时,电流的交、直流分量均能准确地跟踪参考值,证明了两种闭环控制策略的正确性和有效性。
(2)基于交直流电流解耦的闭环控制策略直观地揭示了回路中产生的功率与电压、电流的数学关系,该闭环控制策略需在cos(0.5δ)≈1时才能使用,而基于PIR数字控制器的闭环控制策略没有这样的限制。
(3)基于交直流电流解耦的闭环控制策略在给定Iac和Idc的参考值后便可进行控制,而基于PIR数字控制器的闭环控制策略在给定Iac和Idc的参考值后需计算完整的参考电流波形才可进行控制。
柔性直流换流站 第7篇
2007年以来,全国直流系统发生多起由于阀水冷系统引起的停运事故。南桥换流站对水冷系统进行了隐患排查改造,对近年来历次水冷系统导致直流停运的原因进行了分析。调查结果表明,元件和保护完全双重化,定值和跳闸逻辑设置合理是提高水冷系统可靠性的重要技术措施。本文介绍了南桥站水冷系统改造的过程,介绍了水冷保护原理及改进原因。对导致直流输电系统停运的水冷隐患进行了排查,并对几次水冷系统事故进行了分析。
1 换流阀冷却系统介绍
冷却系统是换流阀的一个重要组成部分,它将阀体上各元器件的功耗热量排放到阀厅外,保证晶闸管结温在正常允许范围[1]。冷却水系统分为内冷水系统和外冷水系统。内冷却水又称一次循环水,较低温度的冷却水经循环水泵加压后进入冷却水管流入阀内全部散热器,吸收晶闸管及其辅助元件产生的热量,水温将升高。一次循环水经过外冷却系统冷却后,水温降至初值,开始下一个循环冷却。
2南桥站水冷改造过程
南桥换流站原有内冷水系统存在单元件故障引起极闭锁的危险点。为尽可能地利用现有条件提高系统可靠性,降低单双极闭锁风险,于2007年10月～11月葛南直流大修期间,实施了南桥站水冷系统第一阶段技术改造工程:之前的MACH1(Modular Advanced Control System for HVDC and SVC 1st Edition)屏柜依旧保留,MACH1中水冷保护以及部分控制功能则被移至PCP(Pole Control and Protection),以实现补水以及启停内水冷系统功能,传感器改造方面则实现了主水流量计以及膨胀箱模拟信号的双重化。经过试验验证,第一阶段改造后的水冷系统符合设计要求,能够达到改造前预期设想,MACH2(Modular Advanced Control System for HVDC and SVC 2nd Edition)系统和MACH1系统有机结合,工作良好,双重化的水冷保护一定程度上提高了系统运行的可靠性。
但经历过初步改造后的南桥站水冷系统目前还存在以下问题:①水冷控制QHLA屏柜是由可编程控制器以及MACH1系统的板卡实现的,若板卡故障则会由于无备品(且已停产)而无法更换;②MACH1系统软件升级更新不方便;保护和部分水冷控制功能是在PCP中实现,水冷系统没有成为独立且双重化配置的系统,不方便维护;部分环节仍存在单元件故障导致极误闭锁的可能性。
鉴于此,在第二阶段的南桥站水冷系统改造中将对原QHLA屏柜进行拆除,采用南瑞CCP(Cooling Control and Protection)屏柜,将QHLA柜功能转移到新的CCP柜,PCP中与水冷相关功能也全部移至CCP,使得CCP成为相对独立系统。水冷相关信号由CVI(Cooling and Valve Interface)柜改接到CCP柜,并在柜中实现A,B套冗余配置,最终实现从传感器、回路到输入输出板卡、处理器板卡所有环节的双重化配置。另外,由于电源屏柜内设备已较为老化,所以第二阶段改造将原有的动力电源屏柜拆除,安装ABB公司新的MCC (Motor Control Center)屏柜。此次改造中,将温度传感器、电导率传感器更换,增加一台进水压力传感器、一台出水压力传感器以及百吨水池水位计等元件。
改造完成后,为了避免水冷保护误动,对主水流量跳闸逻辑进行了修改,原有逻辑是主水流量低于额定流量的60%时跳闸,现在改为主水流量低于额定流量的60%,同时分支流量之和低于额定流量的60%,则由值班系统出口跳闸[2]。
3南桥站目前水冷系统保护原理及定值
南桥换流站目前水冷系统保护原理及定值如表1 所示。
4近年来水冷系统导致的直流停运事故
4.1 南桥站分支流量传感器故障导致闭锁
2007年6月23日06时11分,南桥换流站极I控制保护A、B系统控制主机(P1PCPA1/B1)发极Ⅰ阀内冷水3B分支流量低保护动作报警,导致水冷ESOF (Emergency Shut Off)紧急停运,极Ⅰ直流系统闭锁[3]。
原因为3B流量计表头由于在阀厅内长时间受震动影响,导致传感器到表头运行过程中容易受到干扰,存在偶然性的运行不稳定情况,因此导致表头显示和后台OWS (Operator Workstation)显示同时为零。
事故后,取消了南桥站水冷分支流量跳闸的功能,保留其报警功能。当时葛南水冷控制保护系统为单系统设计,底层传感器和采样表计都是单一元件,不能满足控制保护系统冗余配置的要求,且跳闸回路的单一元件故障将直接导致直流系统停运。同时,水冷控制保护系统为单系统,给运行时的设备检修维护工作带来了很大风险。这就是南桥站后来水冷改造的原因,将水冷系统改造成独立且双重化配置的系统。
4.2 高岭站泄漏保护定值过于灵敏致误动
2009年8月15日,高岭背靠背换流站单元1因水冷设备厂家给定的阀冷却系统泄漏保护定值不当(过于灵敏)且未及时发现,在环境温度变化导致膨胀水箱液面高度变化超过定值情况下,阀泄漏保护误动,造成单元1闭锁,经修改泄漏保护定值(由连续三次10 s内膨胀水箱液位降低3 mm改为6 mm)后,单元1恢复运行。
4.3 宜都站进水温度保护动作致极Ⅱ闭锁
2009年8月16日,宜都换流站站用电电源电压波动,极Ⅱ外冷水喷淋泵、冷却风扇电源失电全停,造成阀冷却系统进水温度高保护动作跳闸,极Ⅱ闭锁,切三峡一台机组。
4.4 南桥站外冷水房喷淋泵被淹致极Ⅰ停运
2009年7月30日晚,上海奉贤地区突降数十年一遇的特大暴雨,导致南桥站站内积水无法及时排出,极Ⅰ、极Ⅱ外冷水房被淹。极1喷淋泵进水后,全部跳闸,阀冷却能力不足,向调度申请极Ⅰ停运。极Ⅱ经运行人员全力辅助排水,喷淋泵未跳闸。
4.5 灵宝站内冷水管脱落导致直流停运
2008年2月8日,灵宝换流站220 kV LTT阀(Light Trigger Thyristor,光触发晶闸管)第二层阀塔电抗器元件上DN6小水管有一接口脱落,造成内冷水漏水。“220 kV侧阀冷系统膨胀罐液位超低”告警,导致直流停运[4]。通过对更换下的小水管对比分析,发现脱落水管上没有卡痕,接头上双戒指卡箍安装时没有突出部分,接头无法卡紧,正常运行水压很小,不容易暴露,但经过长时间运行过程中的振动和热胀冷缩,导致接头脱落造成LTT阀水冷系统喷水,引起液位急剧下降,造成保护动作后直流系统停运。相关水冷保护动作及信号正确。脱落水管与正常水管如图1所示。
5 六条直流工程水冷缺陷分布统计
对2000年后陆续投运的6个常规直流输电工程(天广直流、高肇直流、龙政直流、江城直流、宜华直流和灵宝背靠背直流输电工程)的水冷系统缺陷进行了统计,外冷水系统的缺陷分布统计表如表2所示[5]。由表2知,外冷水系统的缺陷主要是管道、阀门等渗漏水,风扇、反渗透膜、空压机及喷淋泵等故障。渗漏水主要发生在阀门、法兰及喷淋泵轴封处,风扇故障主要是由于电机或轴承损坏,运行时间较长,机械磨损严重,引起绝缘降低,内部短路等。反渗透膜是由于水质较差,管道堵塞需要清洗的缘故。空压机是由于橡皮塞等密封不严或者磨损,不能建立压力。喷淋泵的故障主要由轴封破损引起。
上述6个直流工程内冷水系统的缺陷统计表如表3所示[5]。由表3知,内冷水系统的缺陷主要是传感器、电导率表、小开关元件、电磁阀及渗漏水等故障。传感器及电导率表故障主要是本体元件故障和显示面板故障,内冷水系统的渗漏水问题主要出现在阀门及主循环泵上。
6 隐患排查及应对措施
通过吸取以上事故的教训,对阀冷却系统导致直流停运的隐患进行了深入的排查,隐患列举如下:
①内水冷系统泄漏保护误动
当前隐患:在冬季,直流系统长期停运时,水冷温度低于18℃,内冷水系统通过旁通回路运行,室外的冷却塔管道中的水温很低。当室外环境温度上升或直流系统刚解锁时,水冷温度升高到22℃,由旁通回路运行改为经过冷却塔循环运行,内外水温的突变将会导致水位急速下降,导致泄漏保护动作引起单极闭锁。
预控措施:为防止冬季直流系统刚启动时,类似的原因导致泄漏保护动作。对于龙政、宜华直流,在冬季内冷水温度降至20℃以下后直流系统解锁启动运行前应先手动投入加热器使内水冷系统由旁通运行改为外循环。或者通过修改软件,直接取消内外循环逻辑,一直保持外循环。由于葛南直流无内外循环逻辑,在冬季内冷水温度降至20℃以下后,应断开该极所有喷淋泵及冷却塔风扇电源。
②内水冷主泵轴封漏水导致泄漏保护动作。
当前隐患:内冷水主泵将经冷却后的低温去离子水泵至可控硅系统,带走可控硅工作时产生的热量;在主泵工作过程中,由于长期摩擦发热会引起主泵轴封磨损,随着损坏程度的增加,最终会引起内冷水的渗漏,严重时会大泄漏,微分泄漏保护动作,运行极闭锁。
预控措施:在年度检修期间,检查主泵运行时,同心度是否满足要求,轴封有无破损;实施主泵漏水检测,实时监控主泵漏水情况,在主泵出现微漏时就能及时发现并处理。检查主泵备品齐备,主泵故障时可及时更换。
③380 V AC双路水冷工作电源丢失一路。
当前隐患:380 VAC双路水冷工作电源丢失一路,引起运行主泵切换,若切至备用主泵后,备用主泵由于一些不能被监测到的故障(如机械卡涩)不能正常启动时,备用主泵将再次切回原运行主泵,但原运行主泵已失电,导致单极闭锁。
预控措施:若380 V AC双路水冷工作电源丢失一路,380 V电源延时3 s切换,导致喷淋泵及冷却塔暂时失电,但并不会引起跳闸。若丢失的是运行主泵的电源,控制系统通过压差、主水流量、电源监视等任一判据均可立即切至备用主泵运行,主泵5 s即可达到额定流量,小于主水流量低跳闸延时6.5 s,故380 V AC双路水冷工作电源丢失一路,不会造成水冷跳闸。
若切至备用主泵后,备用主泵由于一些不能被监测到的故障(如机械卡涩)不能正常启动时,导致单极闭锁。消除此隐患,需要对站用电进行改造,增加备自投装置,使得失电380 V母线瞬间恢复供电,因备用泵不能启动时,切换回原运行主泵可正常运行。
④葛南直流外冷水回路设备老化严重,影响直流安全运行。
当前隐患:喷淋塔、喷淋泵、三次冷凝装置等设备老化陈旧,工作效率不高。南桥站阀厅水冷管道放气阀已出现2次漏水,应是由于长期温度变化和振动所致。
预控措施:建议对喷淋塔、喷淋泵、三次冷凝装置等老化陈旧设备进行更换。停电时,对水冷回路进行检查,紧固松动端子、螺丝、内冷水软水管接头等。
⑤特大暴雨时,防汛设施排水能力不足,外冷水房可能被淹。
当前隐患:遇到特大暴雨时,可能导致站内积水无法及时排出,导致外冷水泵房被淹,使水冷系统冷却能力严重下降,导致水温保护动作,造成单极或双极ESOF。
预控措施:将雨水泵房的雨水泵更换为更大功率的雨水泵,遇到特大暴雨,加强巡视,保证雨水泵正常启动。对极Ⅰ、极Ⅱ外冷水房分别增加3台潜水泵,当外冷水房有积水时,立即启动备用潜水泵进行排水。对所有可能进水至外冷水房的孔洞进行了封堵,并砌墙以确保不渗水。
7 总结
换流站水冷隐患排查的目的是要做到:回路上所有环节结构冗余,且保护跳闸出口前先切换系统,不存在单元件误动导致误动的可能性,回路上所涉及的部件备品齐备充足,回路接线图和回路上所涉及的所有部件说明书等资料完整齐备,动作门槛值和延时合理,与其他保护配合适当,程序逻辑设计合理。
本文介绍了南桥站水冷改造的背景和过程,列举了南桥站所有水冷保护及其定值。对近年来几次水冷系统导致的直流停运事故进行了分析,列出了国内6条直流输电工程内外水冷系统缺陷分布和直流系统普遍存在的导致单双极闭锁的水冷系统隐患。通过对隐患的及时整改,大大减小了直流系统的强迫停运率。
摘要：以南桥换流站水冷系统为例,介绍了其存在问题及改造过程,阐述了水冷保护的原理和定值。对近年来的阀水冷系统故障导致的停运事故进行了分析,列举了国内6条直流输电工程内外水冷系统缺陷分布。分析了换流站水冷系统存在的导致直流单双极闭锁隐患有未双重化的传感器元件、电源失却、回路渗漏水、不合理的定值设置等,并提出了应对措施。通过对隐患的及时整改,大大减少了直流系统的强迫停运率。
关键词：直流停运,水冷保护误动,隐患排查,水冷改造,阀冷却
参考文献
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[3]国网运行有限公司.南桥站2007年06月23日极I内冷水3B分支流量传感器故障导致闭锁分析报告[R].北京:国网运行有限公司,2006.
[4]国网运行有限公司.灵宝站2008年2月8日LTT阀电抗器冷却水管脱落导致闭锁分析报告[R].北京:国网运行有限公司,2006.
柔性直流换流站 第8篇
关键词：直流穿墙套管,回路电阻,分析
0前言
特高压直流输电是解决高电压、大容量、远距离送电、电网互联的重要手段和优化能源配置的有效途径, 满足国民经济和社会发展的重大需求。特高压直流穿墙套管作为换流站阀厅和直流场的连接设备, 是特高压直流输电的关键设备之一, 维护好该设备对于电网安全稳定运行极为重要。该换流站采用德国HSP 800 k V分段式直流穿墙套管, 套管内部导体连接处发生异常会给设备运行带来风险, 对整支套管进行回路电阻测试可以为判断导体连接处是否存在缺陷提供重要依据。
在开展该换流站高端阀厅800 k V直流穿墙套管回路电阻试验时, 试验人员选取不同测试点测量回路电阻, 测试数据均与出厂值存在较大偏差, 数据异常。分析该套管回路电阻测试数据异常原因, 了解该套管实际工况, 对后续穿墙套管运维具有重要意义。
1 套管设备基本信息
1.1设备结构
该套管为干式充SF6电容式套管, 由两段SF6充气套管通过SF6充气腔连接组成, SF6充气腔同时也构成了套管法兰, 套管结构如图1所示。套管的内部主绝缘体为胶浸纸, 由真空下浸渍了环氧树脂的特殊纸及起均压作用的铝薄膜构成。导流管的法兰端为插头式连接, 插头式连接装置采用均压环屏蔽。内部电极起均匀套管外部电压分布的作用。套管采用复合绝缘子外套, 复合绝缘子外套由玻璃纤维增强环氧树脂管和直接固化在该树脂管表面的硅橡胶伞群组成, 法兰腔采用特殊技术与环氧树脂管紧密连接, 套管法兰腔通过螺杆连接。在套管的高压接线端, 复合绝缘子管采用盖板封闭, 同时起着密封、固定外部连接螺栓并固定外部均压环的作用。
2 套管试验数据
进行回路电阻测试时, 阀厅侧套管端部的地刀打开, 直流场侧地刀闭合, 在阀厅侧套管端部与阀厅地网之间加入电流源, 电流通过套管-直流线路-直流场侧地刀-站内地网-电流源构成回路, 接线如图2所示。
测试人员在阀厅内外两侧套管端部各选取了导杆、均压环连片、导杆螺丝3个电压测试线的接线点进行测试, 经比较发现阀厅内外均选取均压环连片时回路电阻值最小。测试点接线分别如图3所示。
通过对比近期回路电阻测试正常套管的红外测温图和回路电阻测试异常套管的红外测温图, 无明显区别。但套管阀厅内外连接的法兰腔处温度较其他部位温度高, 应长期观测温度变化情况。
此次该800 k V穿墙套管预防性试验除新添加的回路电阻测试值较出厂值变化较大 (变化率127.68%, 测试回阻值取最小值255μΩ) , 该套管所有常规预防性试验 (试验规程中要求) 结果均满足相关预防性试验规程的要求。
3 套管解体情况
针对回路电阻过大可能会引发的电网风险, 运行单位组织召开专家会后决定更换套管。被更换的异常套管返厂进行穿墙套管法兰接地外壳连接部分的解体, 解体的位置如图3所示。
在中间连接位置将套管打开后, 发现该穿墙套管法兰内壁和均压环内外表面均有明显的金属光泽, 阀厅内部分的导电杆内壁与表带接触部分有明显压痕, 并发现少量刮痕, 无放电灼烧痕迹。
户外套管法兰区域均压环和法兰金属腔内壁均有金属光泽, 中间连接导杆的触指部分由灰黑色附着物, 连接导杆的外表面有碰刮伤痕迹, 拔掉连接导电杆, 在户外导电杆内壁发现明显磕碰痕迹和不均匀压痕。
中间连接导杆两端各有4个表带触指安放在槽内, 连接导杆被取下后, 表带触指与连接导杆接触较松, 可以转动, 连接导杆一端的4个表带触指, 中间两个表带触指在运行中受力最大, 在连接导杆上产生了压痕, 4个表带触指受力并不均匀, 表带触指有较浅的变色, 无明显过热点。
4 套管回路电阻异常原因
1) 该类穿墙套管为分段式结构, 阀厅内和直流场侧两部分在安装连接时工艺不严谨或套管端部导体与套管内部导杆连接松动, 导致套管回路电阻增大。
2) 拆除均压罩后, 在户内外导电杆的内径侧对应表带触指部分处有明显压痕, 且压痕存在深浅不一现象, 此现象可能由于长时间运行中受各种机械外力 (自身重力、外部载荷、温差引起的热胀冷缩、振动、风力等因素) 引起接触状态不稳定所致, 导致套管回路电阻增大。
3) 套管长期满负荷运行在较高的温度下, 使得导体本身及与导体连接的各部位氧化层变厚, 导致套管回路电阻增大。
5 该类套管后续运行维护措施
1) 加强该类套管红外巡视, 若在负荷稳定和负荷减小时仍出现温度升高的情况, 应引起注意。
2) 分段连接结构的套管增加直流电阻测试试验项目。
3) 对该类穿墙套管缩短SF6气体分解物和湿度测试试验周期, 分析数据变化趋势, 及时掌握套管运行情况。
4) 通过对套管中间搭接结构尺寸的测量数据, 依托科技项目对套管的机械力、温度场和电场进行理论仿真计算和模拟试验, 找出设计缺陷, 提出更科学的改进措施。
5) 对现场收集到的各种附着物样本进行检验, 分析其成分、产生原因以及危害。
6 结束语
通过对某换流站高端阀厅±800 k V直流穿墙套管试验数据和解体情况进行分析, 得出该套管回路电阻异常初步原因, 提出后续措施, 为该类套管设备的运行维护提供指导和借鉴。
参考文献
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