1.1 高压直流输电的课题背景

随着经济和电力技术的发展，现代电力系统已经发展的非常庞大和复杂。电力系统的不断发展对电能的灵活调节不停提出新的更高要求，与此同时高性能的调节手段又给电力系统中电能的生产、输送和应用带来了十分积极的变化。高压直流输电技术就是产生于这种背景之下。

高压直流输电相对于交流输电具有输送容量大、成本低、损耗小、输送距离远等优点。而且，高压直流输电没有高压交流输电的稳定性问题，更有利于大容量远距离输电。而且因为高压直流输电的经济性，适合两个不同频率的系统互联，能够远距离大功率送电等优点。这些都使高压直流输电技术在未来的输电系统中占据一席之地。对于新常态下的中国来说，高压直流输电在我国西电东送以及全国电力系统联网中起到十分重要的作用。

所以，研究高压直流输电系统的结构、原理和控制方法，进行高压直流输电系统的建模与仿真，对系统的稳态和动态特性进行分析就显得十分重要。

1.2 本课题研究的主要内容及选题意义

本课题主要研究VSC-HVDC系统的结构、原理以及控制方法。广泛应用的电流源型换流器（CSC)型HVDC系统采用的是晶闸管阀和直流平波电抗器，这种系统存在固有的缺点。电压源换流器（VSC)型HVDC系统相对于广泛应用的电流源换流器（CSC)型HVDC系统，它具有以下特点：

（1）由于开关频率高，低次谐波大大减小，因而所需要的滤波器的容量相对较小。

（2）能够实现对有功功率和无功功率进行独立的控制。

（3）由于采用PWM控制，开关频率高，因而响应速度快。VSC-HVDC系统是20世纪90年代中期才开始出现的技术，研究它有助于我国电力事业发发展。

1.3 高压直流输电系统的结构

HVDC系统的总体结构如下图所示，其基本元件将在下面描述。

图1.1 高压直流输电系统结构图

（1）换流器

　　它们完成交-直流和直-交流的转换，由阀桥和有抽头切换器的变压器构成。阀桥包含6脉波或12脉波安排的高压阀。换流变压器向阀桥提供适当等级不接地三相电压源。因为变压器阀侧不接地，直流系统可以建立自己的对地参考点，一般情况下将换流阀的正端或负端接地。

（2）平波电抗器

平波电抗器是指在直流回路中与换流器串接的电抗器。平波电抗器的设置和接线方式有多种。平波电抗器的主要功能包括：1）因为整流电路的脉波数总是优先的，在整流后输出的直流电压波形中一定存在脉动成分，需要由平波电抗器平抑直流电压中的谐波分量，从而减少对邻近高频通道的干扰，改善电磁环境。2）当直流电流很小的时候，能够保证电流不间断，防止直流低负荷的时候直流电流间断引起过电压现象的出现。3）当直流线路短路或者逆变器发生换相失败的时候，抑制故障电流上升率，降低故障电流幅值，减少连续换相失败引起的一极停运的几率。4）抑制线路电容和换流站直流端容性设备通过换流阀的放电电流，防止有直流线路或者直流开关站所产生的陡坡冲击进阀厅，使换流阀免于遭受过电压应力而损坏。5）调整直流侧电路串联谐振频率，使之避开基波和二次谐波频率。

（3) 谐波滤波器

换流器在交流和直流两侧均产生谐波电压和谐波电流。这些谐波可能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。

(4) 无功功率补偿

直流换流器内部要吸收无功功率。在稳态条件下，所消耗的无功功率是传输功率的50%左右。在暂态情况下，无功功率的消耗更大。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。按照直流联络线和交流系统的要求，部分无功电源可以使用同步调相机或者静止无功补偿器（SVC)。作为交流滤波的电容也能够提供部分无功功率。

（5）电极

　　目前来说，大多数的直流联络线设计采用大地作为中性导线，与大地相连接的导体需要有较大的表面积，以便是电流密度和表面电压梯度最小，这个导体被称为电极。所以，如果一定要限制流经大地的电流，可以使用金属性回路的导体作为直流线路的一部分。

（6）直流输电线

它们可以是架空线，也可以是电缆。直流线路与交流线路十分相似，除了导体数和间距的要求有差异外。

（7）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。它们不是用来排除直流故障的，因为直流故障可以通过换流器的控制更快的清除。

1.4 高压直流输电运行特性

高压直流输电系统具有下列运行特性：

（1）功率传输特性

因为输送容量的不断增长，稳定问题就成为了交流输电的制约因素。为了解决稳定问题，一般采用串补、静补、调相机、开关站等措施，有时还必须提高输出电压。但是这些措施增加了很多电气设备，代价是十分昂贵的。直流输电就没有相位和攻角，因此就不存在稳定问题。只需网损、电压降等技术指标符合要求，就能够达到传输目的，不需要考虑稳定问题，这不仅直流输电的一个重要特点，也是它的一大优势。

（2）线路故障时的自我保护能力

交流线路单相接地后，它的消除过程一般需要0.4s~0.8s，再加上重新合闸的时间，0.6s~1s恢复。直流线路单极接地后，整流、逆变两侧晶闸管马上闭锁，电压下降到零，迫使直流电流也降到零，故障电弧熄灭不存在电流没有办法过零的困难，直流线路单极故障恢复的时间一般为0.2s~0.35s。从自我恢复能力来看，交流线路采用单相重合闸，要满足单相瞬时未定才能够恢复供电，直流就不存在这种限制条件。如果线路上发生的故障在重合（直流为再次启动)中重燃，交流线路就会三相跳闸。直流线路就可以通过降压方式来进行第二、第三次再启动，消除线路故障、恢复正常运行。当发生单片绝缘子损坏的情况时，交流必须要三相切除，直流侧可以降压运行，并且大部分能取得成功。所以，对于占到线路故障80%~90%的单相或者单极瞬时接地来说，直流线路具有响应快、不受稳定制约、恢复时间短、可以通过多次再启动和降压运行来消除故障恢复正常运行等很多优点。

（3）过负荷能力

通常情况下交流输电线路具有较高的持续运行的能力，因为发热条件限制的运行最大连续的电流比正常输送的功率大很多，它的最大输送容量往往受稳定极限控制。直流线路也具有一定的过负荷能力，受到制约的通常是换流站。一般分2h过负荷能力、10s过负荷能力跟固有过负荷能力等。前两者葛上的直流工程分别为10%和25%，后者因环境温度不同而不同。总而言之，就过负荷能力来说，交流具有更大的灵活性。直流线路如果需要更大的过负荷能力，就一定要在设备选型时预先考虑。

（4）利用直流输电的调节作用能够提高交流系统的稳定性

因为直流输电系统具有快速响应的特点，所以当交流系统发生了故障的时候，利用直流输电的调节作用能够十分有效地提高交流系统的稳定性。美国著名的BPA500kV交直流并列运行线路中，Ⅱ回长1521km交流线路总共输送了2860MW，平均Ⅰ回输送点1430MW，直流系统的调节作用是重要措施之一。

（5）潮流和功率控制

交流输电取决于网络的参数、发电机和负荷的运行的方式，值班的人员要进行一定的调度，但是控制又不够精准，直流输电就可以全部自动控制。

（6) 短路容量

当两个系统用交流互联是，将增加两侧系统的短路容量，有时候会造成部分原有的断路器不能够满足遮断容量的要求而需要进行更换设备。但是，直流互联时，无论在哪里发生了故障，在直流线路上增加的电流都不是很大，所以不增加交流系统的短路容量。

（7）调度管理

因为通过直流线路互联的两端交流系统可以拥有各不相同的频率，输送的功率亦可保持恒定。对送端来说，整流站就相当于交流系统的一个负荷。对于受端而言，逆变站就类似于交流系统的一个电源。互相之间的干扰和影响都不大，运行和管理简单方便，受到了电力管理和运行部门的欢迎。对我国目前发展的跨区域互联、合同售电、合资发电等形成的联合电力系统非常合适。

（8）线路走廊

按照相同电压500kV考虑，一条500kV直流输电线路走廊的长度大约为40m，一条500kV交流线路走廊的长度约为50m，但是一条相同电压的直流线路的输送容量大约是交流线路的两倍，它的传输效率大约是交流线路的两倍可能更多一点。

1.5 高压直流输电的历史及国内外现状

　　直流输电的发展与换流技术有着密不可分的关系，特别是与高电压、大功率换流设备的发展。

　　第一阶段：汞弧阀换流时期

　　1901年发明的汞弧整流管只能用于整流。1928年具有栅极控制能力的汞弧阀研制成功，它不仅可以用于整流，而且也解决了逆变问题。由此大功率汞弧阀使直流输电成为现实。由于汞弧阀制造技术复杂、可靠性较差、价格昴贵、运行维护不便、逆弧故障率高等各方面因素，使得直流输电的应用和发展受到了限制。

　　第二阶段：晶闸管阀换流时期

上世纪70年代以后，随着电力电子技术和微电子技术的迅猛发展，高压大功率晶闸管的出现，晶闸管换流阀和计算机控制技术在直流输电工程中的应用，有效地改善了直流输电的可靠性和运行性能，促进了直流输电技术的发展。

　　第三阶段：新型半导体换流设备的应用

　　20世纪90年代以后，IGBT得到广泛应用，1997年世界上第一个采用IGBT组成电压源换流器的直流输电工程在瑞典投入运行。目前，世界上最大的IGBT轻型HVDC是北欧地区的Estlink海底电缆工程，运行电压±150kV，传输容量350MW ，电缆全长105km。

　　我国直流输电的发展

　　1989年，我国自行研制的舟山直流输电工程(士l00kV，100MW，54km)投入运行；葛洲坝—上海(葛上线)是我国的第一个高压直流输电工程（±500kV，1200MW， 1064km） 1990年投运。90年代下叶，开始建设三峡—常州直流工程、三广直流工程和贵广直流工程。向家坝-上海±800千伏特高压直流输电示范工程起于四川复龙换流站，止于上海奉贤换流站。额定输送功率640万千瓦，最大输送功率700万千瓦；直流输电线路途经八省市，全长约2000公里。

近期即将开工的直流输电工程：

（1）呼盟－辽宁直流工程，此工程计划近期开工。这是我国第八个长距离、大容量高压直流输电工程。额定直流电压为500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。直流线路西起内蒙呼盟、东至辽宁沈阳，全长约908km。通过此工程，内蒙地区的富裕能源将源源不断地送往东北工业基地。

（2）宁东－山东直流工程，这将是是我国第九个长距离、大容量高压直流输电工程。也是第九个西电东送的高压直流输电工程。此工程额定直流电压为500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。直流线路西起宁夏银川、东至山东潍坊，全长约1043km。目前正处于规范书编制阶段。通过此工程，西北地区的富裕能源将源源不断地送往东部工业基地。

第2章 VSC-HVDC系统的基本结构和工作原理

2.1 VSC-HVDC系统的基本结构

VSC-HVDC系统的基本结构如下路所示，其基本元件将在下面介绍。

图2.1 VSC-HVDC系统结构图

VSC-HVDC系统的主要设备有6脉动换流桥、直流电容器、交流侧滤波器以及换流器的控制保护设施等。换流阀由IGBT元件串联组成，每一个元件都有一个反并联二极管。为了让串联元件在导通和关断的时候能够得到均匀的动态电压分布，配有专门的触发设施，每个元件上海并联有均压回路。低电位的控制系统产生控制信号，通过光电转换，使用光导纤维传输到高电位的IBGT上去，完成对换流阀的控制。换流阀使用去离子水进行冷却。直流电容器提供了一个低电感路径给关断电路，与此同时为潮流控制存储了能量，亦可减少直流侧的谐波。换流电感器两端的电压大小确定换流器转换的功率大小，通过改变换流桥交流侧输出电压的相位幅值，可以对有功和无功进行控制。换流站还可以省去换流变压器很直流滤波器，在交流侧只需要安装小容量的高通滤波器就可以满足滤波的要求。

2.2 VSC-HVDC系统的基本原理

VSC-HVDC系统的原理图如下图所示:

图2.2 柔性直流输电单线原理图

(1)直流侧并联大电容，起到为逆变器提供电压支撑、减小直流侧谐波、缓冲桥臂关断时冲击电流的作用

(2)换流电抗器是VSC与交流侧能量交换的纽带同时也有滤波的作用

(3)交流滤波器的作用是滤去交流侧谐波

(4)换流器中IGBT上并联反向二极管，第一个作用是作为主回路，第二个作用就是保护和续流。

设换流电抗器是无损耗的，忽略谐波分量的时候，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，为换流器输出电压的基波分量；为交流母线电压基波分量；为和之间的相角差；为换流电抗器的电抗。

有功功率的传输主要取决于，无功功率的传输主要取决于

换流器通常采用脉宽调制（PWM）控制技术。

由换流器输出的PWM电压脉冲宽度控制，就是PWM的调制波相角。

有功功率的传输主要取决于，通过对的控制就可以控制直流电流的方向及输送功率的大小。

无功功率的传输主要取决于m，通过控制m就可以控制VSC发出或吸收无功功率及其大小。

尤其当＝0时VSC只发出无功功率，当时VSC以单位功率因数运行。

2.3 VSC-HVDC系统的控制

VSC-HVDC系统换流器的基本控制方式

（1）定直流电压控制方式，用以控制直流母线电压和输送到交流侧的无功功率；

（2）定直流功率（电流）控制方式，用来控制直流功率（电流）和输送到交流侧无功功率；

（3）定交流电压控制方式，只控制交流侧母线电压，适用于向无源网络供电；

（4）变频率控制方式，用来控制交流侧频率，适用于与风力发电厂连接或黑启动。

通常对于一个两端VSC–HVDC系统，必须有一端采用定直流电压控制方式。

3.1 VSC-HVDC系统的稳态情况仿真

利用Matlab软件在Simulink环境下进行仿真。模型参数如下：交流系统参数为230kV，2000MVA，50Hz；整流器逆变器全部都使用IGBT的三电平NPC电压源换流器，电压源换流器参数为200MVA，+/-100kVDC；调制方式是正弦脉宽调制SPWM，载波频率是基波频率的27倍，1350Hz；直流线路长度是75km，如下图所示。

图3.1 VSC-HVDC系统仿真模型

在稳态情况下，也就是没有任何扰动的情况下，电压源换流器交流侧的电压电流都应该是标准的正弦曲线，同时直流侧电压应该类似呈一条直线。各波形图如下。

图3.2 VSC1 交流侧电压电流

图3.3 直流侧电压

图3.4 VSC2的交流电压电流

3.2VSC-HVDC系统的三相接地故障情况仿真

在t=1.5秒的时候，交流系统1发生了-0.1p.u.的阶跃变化。在t=2.1秒的时后，换流站2的地方发生了三相接地故障。换流站2直流侧功率及电压变化和换流站1的有功无功变化如下图所示。

图3.5 有功无功功率变化

图3.6 直流侧电压以及直流线路有功传输变化

图形显示在t=1.5秒发生阶跃变化的时候，换流站1的有功和无功分别同时发生了大致为0.09p.u.和0.2p.u.的下降，但是在小于0.3秒的时间内恢复到了稳态。在t=2.1秒的时候换流站2发生三相接地故障的时后，直流功率直接中断了，直流电压也增加到1.2p.u.，最后在0.5秒以内系统又恢复正常。

3.3 VSC-HVDC系统的有功、无功跟直流电压的阶跃响应的情况仿真

图3.7 有功无功功率变化

图3.8 直流侧电压

系统先进入稳态。之后整流器的有功功率以及无功功率和逆变器的直流电压相继发生了阶跃变化。在t=1.5秒的时后，第一个阶跃变化是有功功率从1p.u.降到了0.9p.u.；功率在约0.3秒的时间内保持稳定。在t=2.0秒的时候，整流器的无功功率从0变为-0.1p.u.；在t=2.5秒的时候，逆变器的直流电压由1p.u.下降到0.95p.u.。总仿真时间为3秒。

3.4 VSC-HVDC系统的仿真结果分析

分析以上仿真结果，有下面三个结论：

（1）所使用的换流器双闭环解耦控制方法不仅结构简单而且具有非常优异的性能，通过控制内环指令电流，能够实现有功、无功功率的解耦，能够非常方便的实现对VSC-HVDC系统的控制。

建立的三种控制器模型分别满足了VSC-HVDC系统对不同控制方式的要求；而且仿真结果也表明了：这种控制方法在不同的VSC-HVDC系统中都可以迅速地控制系统的潮流与稳定，并且暂态过程中系统的振荡小，就算是有如三相接地之类的严重故障，系统还是可以十分迅速的恢复正常。
仿真也从理论上验证了VSC-HVDC系统拥有的传统HVDC乜有的优点：比如：可以独立地控制有功与无功功率，稳定交流母线电压等。

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