电压源型直流电网协调控制策略 电气工程专业

PAGEPAGE10第1章绪论1.1课题背景与意义因为传统能源储藏量不断减少，环境污染不断加剧，能源政策调整已在各国各地区普遍展开，基于可再生能源的清洁能源取代传统能源势在必行。上世纪末，旨在提高清洁能源消费比欧盟20:20:20计划已经制定完毕，2020202020%[1]SuperGrid等科研项目就此在，该项目意在完成泛欧洲的交直流混合输电网络构建，远距离传输风电、太阳能等可再生能源[2]。[3]202025%[4]。2.53kW，17000t/年标准煤相当，[5-6]阳能发电基地已在西建设规划。202034.1%，59.5%205040~45%。新的能源格局会逐步形成。不过太阳能、风能是一种间歇性电源，随机变化是其基本特征之一；而且从电力系统消纳能力上来看，浪费可再生能源现象比较突出。在大规模可再生能源接纳并网过程中，传统交流电网具有明显的电力设备、结构及运行控制技术等缺陷。目前需要重点解决的是基于新的运行技术、电力设备、电网结构实现新能源格局。理论界正在逐步聚焦直流输电技术。1.2国内外研究概况与发展趋势1.2.1电压源直流输电技术全球首条直流式输电线路于80年代初输电电压等级低也在此且四十年内直接制约了直流输电技术发展。交流变压器问世后，交流输电技术就此成为各国各地区新宠。1929HVDC（HighDirectCurrenttransmission，技术）概念随之被瑞典学者正式提出，其实质上就是以汞弧1954年正式100kV、HVDC的标志1977阀换流技术的十二座直流工程开始在世界各地投入运行。19581990VSC-HVDCSourceConverterbasedHVDC，）的全球首座试验性工程，10kV，PWMIGBT两电平三相换流站采用，至此，[7]。HVDClxible（性直流输电，此后，为区别于常规HVDC，我国学者又用HVDCHVDC的基本特征主要包括优势比较突出：能独立控制无功功率、有功功率，没有无功补偿需要；占地面积不大，模块化易实现；即便无站间通信也可独立运行、控制各换流站；能直接供电给无源交流系统而无需交流系统支持换相；能基于不同调制技术将交流输出（接近正弦波）产生而无需过大的滤波容量；潮流反转时不必将直流电压极性改变，所以干式交联聚乙烯材质电缆可以直接用作直流线路，环境污染小。城市配电网、分布式发电并网、多端直流输电等领域均可应用电压源型HVDC[8-9]。2004年出现MMC（modularmultilevelconverter，01]VSC相比其开关损耗更低、输出交流电波形和正弦更接近等，应用前景更理想[13]。发展迅速的全控型大功率电力电子器件生产技术势必会全面提升电压源型高压直流输电工程的电压与容量等级，显著拓展其应用范围。及至2014年，15座电压源型高压直流输电工程已在世界各地投运（表1-1），包括国内的舟山五端直流输电工程、南澳三端直流输电工程[14-16]。额定电压不断增高、额定功率不断增大、连接端数逐步增加是电压源型高压直流输电工程发展的基本方向[17]。表1-1电源投流高压电程况HVDC的发展包括三个阶段，其一为[21]认为，直流电网实质上是一种电能传输系统，由数量众多的换流站基于直流线路连接而成构与。HVDC1-1所示，其中电线路，。two-terminal系统实质上是一种带1-1(a)交流系统备用或同步交流系统互连常采用该系统。MTDC（multi-terminalHVDC，多端直流输电）系统指的是利用三个1-1(b)MTDC并MTDC（DC如图1-1(c)直流输电技术发展来看，电压源型直流电网是其未来发展的基本趋势。直流线路直流线路交流电网(a)直流多端直流多端交流电网(b)直流电网直流电网交流电网(c)图1-1直流电网形成示意图1.2.2直流电网协调控制措施MTDC[1]直流电网。（即主控制站（从控制站[23]基于此，有学者以主从控制理论为依据[24]将直流电压偏差控制技术提出。也有人在。1.2.3直流电网故障特征。有学者对两电平电压源型换流器与直流电网结构进行了全面分析、建模，分析了电压源型高压直流电缆出现流经高压直流断路器（极对地直流故障时）的短路电流直流故障发生过程中（风场拓扑内）的电压源型换流器暂态特征，在此基础上把两电平电压源型换流器直流侧极间短路过程进行三阶段划分，且在具体。六端电压源型直流电网直流故障特征是相关学者的研究主题，学者将直流故障定位。有学者分析了MMC中的桥臂过电流（直流侧故障下），并将旁路开关与MMC子模块并联，以便其形成直流短路电流开断功能。1.3论文基本架构第一部分，全各各国战略性能源分配及其调整方向简述，同时阐述了直流故障特性研究概况及控制策略。第二部分，阐述了两电平电压源型换流器、MMC结构流电网拓扑结构（四种）的适用场景进行了分析。第三部分，直流电压下垂控制流电压偏差控制、，将主从-下垂协调控制技术提出PSCAD/ETMDC为基础完成了制技术特征进行了研究，完成了主从-下垂控制技术的有效性验证。第四部分，基于各种换流站出口处直流极间短路故障（三种典型拓扑直流电网）仿真对直流电网短路电流特征进行了分析；完成了混合式高压直流断路器的简化、详细仿真模型构建，以单个直流节点极间短路故障（连接四类交流系统）为切入点，对直流断路器的短路电流开断属性进行了仿真研究，对其开断能力进行了验证。第五部分，总结与展望。

第2章电压源型换流器模型与直流电网拓扑分析2.1电压源型换流器数学模型2.1.1两电平电压源型换流器2-levelVSC（电压源型换流器）结构图如图2-1所示，其主要由三相桥臂构成，每相桥臂的IGBT串联而成每个。图2-1两电平电压源型换流器结构图图内：VSC交流侧电压基波分量uc；VSC连接的交流系统电压us；VSCabcica、icb、iccVSCa、b、c三相电流分量分别是isa、isb、isc；VSCVSC直流侧电压为VSC直流侧电流为idcVSC直流侧流入直流系统电流为id。图2-2所示即两电平VSC快速模型等效电路。图2-2两电平电压源型快速模型等效电路图内：VSCVSC交流侧等效三相abcucbuccLVSCabcusausbusc(2-1)式可为ucaucbucc满足：（2-1）式内：VSCa、b、cma、mb、mc式(2-2)所示为VSC交、直流侧功率关系（开关损耗忽略条件下）：（2-2）VSCPdc(2-2)式便能获得如（2-3）式所示的侧受控电流源电流值：（2-3）可用（2-4）式表示三相电压平衡条件下的VSC数学模型（dq0坐标系）[]：式内：VSCd轴分量为轴分量分别为isq；VSCd轴分量为ucd、qucqVSC连接的交流系统电压d轴分量为usd、q轴分量为usq；VSC直流侧电容为C、L；Sd、Sqdq(2-5)即为笔者dq变换矩阵：（2-5）式内：交流系统电压矢量（VSC连接）相位角为θ。分析上（2-4）式结果表明可以采用图2-3来VSC等效电路（）VSC构成多端直流系统（并联）难度并不大[24]。图2-3两电平同步旋转坐标系（电压源型）下等效电路图2-42-2和(2-1)式2-levelVSC进行二极管D1-D6加入图2-2时可以组成三相不控整流桥，新快速模型即可建立，用于故障出现条件下交流电源通过二极管把短路电流馈入故障点通路进行模拟；同时将开关Brk设置成直流故障时打开、稳态时闭合。图2-4故障特性模拟适用的两电平电压源型快速模型udc/2，D1-D6图2-4）Brk打开、IGBT，此时直流侧udc0周围D1-D6，基于分压串联，R1、R2可以将等于中性点O的电位获得，全部为0.1MΩ（典型值）。2.1.2模块化多电平换流器2-5所示。数个子模块（SM）单一桥臂。SMSMSM实质均能基于2-5所示的顶部为本文采用SM，其中：SMC桥臂电感为L；SM为SMN；SM电容电压为UC；iarm；SMAA相下桥臂输出电压为Uarm_NA；AAIarm_NA；udc图2-5半桥型子模块MMC结构图如果UfudcAO（）直流侧电压以基尔霍夫电压定律为依据（桥臂电感L压降忽略时）则有下式：（2-6）如果UC0SM电容电压额定值（），以(2-6)式为依据能将如下式所示的上桥臂投入SM数值、下桥臂投入SM数值求出：（2-7）2-5SM如果全部选择A图2-6快速模型原理图（）A相上桥臂输出电压为A输出电压为Uarm_NA；A相上桥臂电流为A相下桥臂电流为Iarm_NA；A相上桥臂输出电压指令值为Uref_PA；ASMUC(1:N)所有半桥臂SM总数为N，所有SM触发脉冲为SC(1:N)。SM的SMSM图26制[]。以下即为前述快速模型的基本特征：所有SMSM各桥臂由受控电压源替代；全面顾及SM触发脉冲。SM六图2-6半桥型子模块MMC快速仿真模型仿真过程中，桥臂输出计算、SM输出电压计算、SM电容电压动态变化计算均与快速模型有关。基于底部半桥SM（图2-5）定义(2-8)式开关函数：（2-8）c或S2既定桥臂电流正方向（2-5）为依据完成了SM电容电压动态过程描述：c（2-9）基于上式及梯形积分法能将下式中的SM电容电压值表达式获得：（2-10）式内：上一时刻的电容电压为Uc(t-Δt)，桥臂电流为Iarm(t-Δt)；当前时刻的电容电压为Uc(t)，桥臂电流为Iarm(t)；仿真步长为Δt。所有SM输出电压Usm表达式如下式所示：（2-11）图2-5所示即为Usm测量位置、正负极定义。其中：所有SM串联后输出电压和为所有SM桥臂输出电压Uarm；开关管压降为Ucon。（2-12）式内，第i个SM为上标i，下式即为开关、桥臂电流、开关管压降函数：（2-13）导通时前向压降为IGBTRcon,igbt；IGBT导通时前向压降为UFD,igbt。SMSMD2（SM）把短路电流提供给直流故障2-levelVSCD2能够组成三相不控整流桥。基于三相不控整流桥，交流侧电源即能将短路电流提供给直流故障点。图27所示D1-D6；利用Brk实现半桥臂与直流侧联结。直流侧正/交流端口对中性点电压始终更小一些D1-D6D1-D6SMD2串联条件下（）的电压降总、D2导通条件下电阻总和为D1-D6直流侧与桥臂的连接在发生直流故障条件下由开关Brk断开。Brk开关逻辑信号反向于IGBTDeblkGT闭锁时（Deblk=0，导通D1-D6Brk开断（PSCA/EMTDC1IGBT导通条件下（Deblk1D1-D6，Brk闭合（PSA/EMTDC图2-7故障特性模拟适用的MMC快速模型2.2直流电网典型拓扑[]2.2.1环形拓扑以直流线路为基础把VSC连接成为环形直流电网结构即环形拓扑（图2-8VSC如果是N个环形拓扑NVSC障部位隔离开，可重新闭合断路器（和故障点隔离）。图2-8直流电网环形拓扑功率均由可能性，所以必需基于系统总容量来设计线路额定容量。有学者基于供电电能质量比较高；也有学者在可再生能源并网中应用环形拓扑，以此对各种2.2.2辐射型拓扑VSCVSC如果为N个（中心节点除外）VSC路中的直流断路器断开，故障会因此而被隔离。图2-9直流电网辐射型拓扑中心节点故障将导致网络整体瘫痪；。有学者认为，风电厂并网最好采用辐射型拓扑[]。2.2.3网状拓扑环形拓扑直流电网完成换流站间直流线路增设，以此让直流电网转化为网格结2-10VSC数量为N个时，直流电网中的直流断路器数量应是(N+M)、线路驾设数量是(N+M)条。线路故障或VSC，故障隔离办法同于环形拓扑。，线路设计容量低于环形拓扑。图2-10直流电网网状拓扑有学者基于网状拓扑结构提出了能在超高压直流电网（基于环形拓扑）构建[]2.2.4混合结构拓扑混合结构拓扑由辐射型拓扑与网状拓扑组成（图VSC数量为N个、新增线路为M条混合结构拓扑直流电网中的直流断路器数量应为(N+M)个，线路应架设(N+M)条。混合结构拓扑如果出现线路故障或换流站故障，相关线路断路器断开就可以。制灵活性，不过将复杂化故障隔离办法。流电网稳定性（）；部分学者指出，只要直流电网控制系统的参数设多交流系统间的联网通常适用。图2-11直流电网混合结构拓扑~~2.3本章小结全面阐述了直流电网典型拓扑与电压源型换流器快速仿真模型。2-levelVSC工程实践应用比较普遍的两种电压源型换流器VSC2-levelVSCVSC2-levelVSC。

第3章电压源型直流电网协调控制策略3.1直流电网控制方法简述Control）是这种技术中代表。；（2）DCMarginControl（制）是的代表。这种技术要求将数个换流站（）从[24][28][59]AutonomousConverterControl（）与DCDroop是这种技术的代表。流-直流电压或[]。直流电压控制功能的，如果其发生故障而终止运行或运行滞后，直流电网运行将会整体失稳功率指令值再分配（工况变化条件下）功能实现，对潮流频繁变化的直流电3.2典型直流电网协调控制方法基于直流电网概念与特征，从一般性保持需要来看，笔者确定图3-1中的五端直流电网单线图为研究对象：图3-1五端直流电网单线图DC/DC52-levelVSC。14直流输电系统，在岸边DC/DC变换器升压前提下，基于海底直流电缆和海上换流站5连接，五端直流电网（含辐射型结构与网格结构拓扑）至此形成。5得以连接DC/DC45向陆地输送5此时属于一台3在具有12、4成为逆变站。3输给51414为主体来阐述前文提及的各种。3.2.1主从控制法主从控制法3-1中的14全部采用1为主换流站，负责功率平衡，24负责海上风场功率控制及其指令值跟踪由5负责。图3-2所示即为13的控制原理自交流系统流入直流电网方向为直流电网内功率正方向。直流电压恒定控制由换流站1负责，udcref直流电压指令值；24负责P2、P4图3-23-3(a)所示为13-3(b)所示则为24建模采用的外环控制器框图。图3-2主从控制方法示意图下图中：VSC交流侧电流d轴分量指令值为isdref；外环控制器（功率控制站）功率指令值为Pref；isdref上限值为isdmax、下限值为isdmin。图3-3主从控制外环控制器控制示意图直流电压控制能力失去时系统余入换流站控制模式才能实现。3.2.2主从备用控制法图3-4主从备用控制外环控制器控制示意图以下为换流站2的转换功能与功能判断设置：其本地直流电压值如果为0.98pu1.02puisdref=1处于1.02pu或小于0.98puisdref=2直流电压控制状态。3.2.3直流电压偏差控制法DCMarginControl（直流电压偏差控制技术）属于多点式控制技术。3-1中的14如果全部124则用于保持换流站5确保海上风电场输出指定功率控制.图3-5为1控制原理图（）向直流电网内的方向。换流站1运行正常条件下换流站1不工作状态下图3-5直流电压偏差控制示意图（a）内：24P2、P3、P41直流电压指令值为udcref；24直流电压偏差值（上下限值之差）分别为Δudc3Δudc4。1因3-5(b)中，3-5(a)表明Δudc4>Δudc2>Δudc324324的设定备用优先级顺序会低于33在控制32假如无法控制直流电压将由换流站2控制。而1（）在直流电压最小值处（直流电压备用控制站设定），。图3-6即为换流站外环控制器（选择直流电压偏差控制时）控制框图。图3-6直流电压偏差控制外环控制器控制示意图图内：直流电压备用站功率指令值（恒定功率状态下运行时）为Pref；udcrefH、udeLisf上isdefaisefinisde1ide2、isde3udefH1.02p（408udcf0.98pu（392k3-6即其控制框图PI3isdref3PI2isdref2PI3输出上限值udcrefH和udcrefL过对应于udcrefH或udcrefL定直流电压控制模式将会取代。下式即为其控制逻辑：（3-1）主换流站一旦无法完成直流电压控制，基于前述直流电压偏差控制的直流电网无需通信就能将转变直流电网控制模式、电压控制站数次切换实现，和主从在单个时刻单一换流站控制直流电压引发的较高的主控制换流站功率平衡压力3.2.4直流电压下垂控制法DCDroopControl（直流电压下垂控制）技术是完成不同于主从控制技术、直流电压偏差控制技术的一种3-1中14采用的全部是该技术风场功率输出跟踪指令值控制由5负责。3-7所示即为采用该技术的14。图3-7直流电压下垂控制示意图图中：1-4功率指令值（和直流电压指令值对应）分别为P1、P2、P3、P4；udcref减小或增大；逆变站功率指令值绝对值将减小或增大。在任一换流站不工作导致系统功率缺额时，缺额将会由余下的各换流站一起承担。图3-8所示即选择该技术的换流站外环控制器控制架构图。图3-8直流电压下垂控制外环控制器控制示意图图内：控制外环输出的误差信号为e；换流站输出功率值响应直流电压变化的响应速率，即直流电压响应系数为r（MW/kV），1/r下垂特性斜率。垂外环控制器在直流电压下结合直流功率控制器与直流电压控制器如图3-8所示，(3-2)式直接决定它的控制器偏差输出值e：（3-2）下式为直流电压响应系数r与直流电压下垂系数ρ关系：（3-3）式内，udcref、Pmaxe0时：（3-4）（3-4）表明：ρρ=1。直流电压、功率控制功能的换流站不止一座，备用换流站会补偿电网内的功率缺额无法精确跟踪直流电压和功率，比如直流电压会因功率波动而有偏移现象。3.2.5主从下垂协调控制法直流电网功率平衡的换流站只有一座，直流电压会有明显变化，转换过程因此出现失稳现象。和压控制、功率。基于此，笔者主从-下垂协调控制技术提出。直流电网如果采用主从-下垂协调控制技术，确定制模式平稳转换（）。3-9即主从-。图3-9主从下垂协调控制法示意图上图中，各换流站在直流电网稳态运行时一起确保潮流平衡、直流电压稳定。潮流若有小幅变化，该部分功率波动由换流站1（主换流站）平抑，确保直流电压处于定值，以免直流电压偏移；如果主换流站故障不工作，余入各换流站一起补偿，确保系统控制模式转换平稳。3.3不同控制方法仿真比较3.3.1直流电网仿真建模3-1PSCAD/EMTDC五端直流电网仿真模型构建（3-10）。图3-10五端直流电网系统结构图上图中，功率源（），VSC等效海上风场（定功率控制）可采用。五端直流电网运行5负责14设定合适的启动时序、VSC外环控制器来分析仿真结果。表3-1为五端直流电网内各换流站额定参数。表3-1五端直流电网内不同换流站参数直流线路（五端直流电网）建模采用的是π型等效电路，图3-11即为等效电路。图3-11π型等效电路图内：Rl；Ll；ClR0、L0C03-2即为（有效数字取4位）。表3-2五端直流电网线路参数3.3.2控制方法仿真分析3.3.2.1启动时序分析设计启动时序的基本原则24的环境DC/DC变换器将换流站5启动，进行风场功率接收。0s1连接交流系统；（2）0.1s124（4）1.0s45直流电压（DC/DC）构建；（5）1.9s海上风场与5连接；（6）2.0s直流电网开始接纳。14，以此完成四端直流系统的直流电压、潮流构建，至潮流稳定，利用DC/DC变换器将换流站5启动，实现风场功率接纳。此时，14连接0.5s同步解锁-4下垂控制器，完成四端直流系统直流电45海上风场连接5；2.0s，直流电网接纳风场功率。仿真结果研究400kV为800kV45，以此3-123-13为Vdcl1为1Vdcl2为2Vdcl3为3Vdcl4为4Vdcl5为5直流侧电压，它们的输出功率分别是Pdcl15主从备用、直流电压偏差控制分析图3-12(a)、(b)和图3-13(a)、(b)结果表明，按设定时序启动五端直流电网（采用直流电压偏差控制与主从备用控制）。0s，换流站1-4连接0.1s，10.2s左右1pu稳定。0.5s240.8s至0.5s~0.8s之间从0增到1吸收。1.0s时DC/DC基于55（）1pu稳定；2.0s~3.5s0不断增加到1pu55后，1向交流系统接纳至此实现。(a)主从备用控制（b）直流电压偏差控制(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂控制图3-12不同控制方法的直流电压仿真结果（启动时序）图3-13不同控制策略功率仿真结果（启动时序）直流电压下垂控制3-12(c)3-13(c)14：解14直流电压下垂控制器2.0s0.82pu处稳定1.0s：DC/DC551pu处稳定；2.0s：0向峰值1pu逐步增加55的这些功能会向3.5s时1pu处稳定14基于端直流系统电压偏移就此出现。主从-下垂控制3-12(d)3-13(d)时序启动，即：0s：4连接电压构建；0.1s：10.2s左右1pu时全部稳定。0.5s：解锁24下垂控制器后，各1DC/DC551pu稳定；2.0s：-1pu逐步增加，换流站5直流侧电压会因此而出现短时增加现象，经过换流站5，这部分功能会向1陆上交流系统与传输至此实现。对比分析化，变化也会同步出现。直流电压不变，直流电压下垂控制技术引起的小幅振荡不会变出现。3.3.2.2风功率波动4.0s：0.5s以800MW减小到400MW同时保持5.0s再次增大，且于0.5s以400MW增加到800MW。设五端直，800k45400kV。3-143-15所示为15的直流侧电压为Vdcl15、输出功率为Pdcl15。主从-下垂控制、直流电压偏差控制、主从备用控制分析图3-14(a)、(b)、(d)及图3-15(a)、（b)、(d)结果表明，4.0s4.5s1pu减小到0.5pu51；4.5s~5.0s0.5pu5、11pu周围5.0s~5.5s5交流系统接纳的来自1的功率增加，以此补偿该部分功率增加。在此过程中，五端直流电网在可以为风场功率传输稳定性提供有效保障。直流电压下垂控制314(c)315(c)5功率特性与直流电压（）14性有明显差异：4.0s~4.5s1414直流电压、功率同时保持恒定；5.0s~5.5s14的功率、电压同样增到额定值。而且四端直流系统电压在五端直流电网接收功率改变条件下回升有改变。对比分析五端直流电网如果选择的是换流站下垂特性会导致直流电压偏移现象一一出现。3-14各种控制法的直流电压仿真结果（风功率波动）主从备用控制(b)直流电压偏差控制(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂控制图3-15各控制策略功率仿真结果（风功率波动）3.3.2.3换流站2功率反向2功率反向过程，以此：4.0s2功率指令值从-400MW250MW/s800MW400kV800kV45。图3-163-17五端直流电网各换流站（该站功率变化条件下）直流电压、功率仿真结果，即15压为Vdcl15、输出功率为Pdcl15。主从备用控制等三种技术分析图3-16(a)、(b)、(d)和图3-17(a)、(b)、图(d)结果表明：24.0s出现-0.5pu10.03pu以2功率反向结束，余下换流站电压原稳定工作点恢复。直流电压下垂控制3-16(c)3-17(c)结果表明，24.0s出现-0.5pu13、新运行点稳定。(a)主从备用控制(b)直流电压偏差校控(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂监控图3-16各种控制方法的直流电压仿真结果(a)主从备用控制(b)直流电压偏差控制(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂控制图3-17各种控制方法的功率仿真结果对比分析2电网安全不利。3.3.2.4换流站1退出运行1退出运行过程，以便：1在4.0s闭锁（有故障出现），无法控制直流电压。设有800MW五端直流电网功率基准值800kV45400kV。图3-18、3-19五端直流电网换流站（换流站2功率变化时）直流电压、功率仿真结果，即15压为Vdcl15，输出功率为Pdcl15。直流电压偏差控制与主从备用控制技术3-19(a)、(b)结果表明，1在4.0s-0.75pu0迅速下降稳态时于逆变工况运行，陆上四端直流系统此时会有3-18(a)、(b)而234），isf=“2模式到代其，补偿系统功率失衡。四端直流系统此后1s内有新稳态出现。3-6中的udcrefH2isdrefudcrefHPI环节输出值在直流电压外环投入前会随时间变化而呈线性增加，投入后则isdref新稳态。3-6主从-下垂控制与直流电压下垂控制技术3-18(c)(b)3-19(c)(d)结果表明3-19(c)(d)中，1在4.0s终止工作03-18(c)(d)24的影响下会有0.1s荡，随之于新工作点重新稳定。对比分析1流电网稳定运行点过渡。且会基于1s-ρ1不工作条件下电压增幅变小。(a)主从备用控制(b)直流电压偏差控制(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂控制图3-18各控制法下的直流电压仿真结果(a)主从备用控制(b)直流电压偏差控制(c)直流电压下垂控制(d)主从-下垂控制图3-19各种控制方法下的功率仿真结果3.4本章小结原理及应用-下垂协调控制策略提出PSCAD/EMTDC。

第4章直流电网短路电流研究与直流断路器开断特征4.1直流故障电流分布4.1.1选择直流电网参数PSCAD/EMTDC及4-1(a)、(b)、(c)所示即为。PMSGDFIG额定参数：1000MW372kV，额定直流电压±320kV；每一种拓扑内，PMSG风场输出功DFIG4-1至4-3为(a)辐射型拓扑(b)环形拓扑(c)网状拓扑图4-1三类直流电网架构示意图表4-1三类直流电网线路技术参数（1）表4-2表4-31、32、4均2Ω（5除）。4.1.2短路电流仿真结果1）辐射型拓扑4个故障点均有直流故障出现时短路电流仿真结果如图4-1。4-2(a)(b)(c)图4-2(a)所示的3ms出现最大3、480pu）4-2(b)2.5ms出现最大70pu；4-2(c)3ms出现最大1、2。(a)第一组线路参数(b)第二组线路参数(c)第三组线路参数图4-2短路电流仿真结果性。2）环形拓扑如图4-3(a)(b)(c)图4-1(b)中四个故障点直流故障分别发生后的短路电流仿真结果。图4-3(a)3ms时来到3、44-3(b)3ms时来到4-3(c)3ms时来到1、280pu，两组参数（对偶性）中，短路电流特征存在对偶性。(a)第一组线路参数(b)第二组线路参数(c)第三组线路参数图4-3环形直流电网短路电流仿真结果3）网状拓扑4-4(a)(b)(c)图4-1(c)中的四个故障点直流故障分别出现后的短路电流仿真结果（a）第一组线路参数（b）第一组线路参数（c）第一组线路参数图4-4网状直流电网短路电流仿真结果图4-4(a)所示3ms时来到3、4图4-4(b)所示3ms时来到3、2图4-4(c)所示3ms时来到390pu，且每2、3故障出现后的短路电流全部大于1、4。4）小结和单一直流节点时短路电流增速相比，极间短路故障出现后短路电流会更迅速的增大，且短路电流峰值更高；改变直流电网拓扑等时会同时改变直流故障最大短路电流；网状拓扑直流电网短路电流通路比辐射型、环形直流电网相比多，所以其短路电流峰值更高；环形、辐射型直流电网线路参数选取与最大短路电流对应故障点分布有对偶特征。4.2混合式HVDCB工作原理与仿真建模4.2.1高压直流断路器IGBT闭销方法对电流切开。电流切断。所以，快速高压直流断路器设计的难点比较多，比如：需有开断故障电流时系统存储大容量耗散功能；需承受大故障电流上升速率；操作过电压不应太高；可以快速检测故障。图4-5机械振荡型直流断路器结构。无源直流断路器图如图(a)，出现L、C避雷器随之吸引并消耗。有源直流断路器如图4-5(b)，S1在出现故障后C障电流开断方法同上。(a)无源型(b)有源型图4-5振荡型直流断路器电路连接示意图因为必需通过特定时间，机械振荡型直流断路器才能投入，而且其需要更高准的振荡电感、电容，直流电网故障电流开断时间、成本标准无从满足。有学者主张采用4-6通流回路需较多器件串联。图4-6固态直流断路器电路连接示意图。4-7即为。图4-7混合式直流断路器拓扑架构图混合式高压直流断路器由电力电子器件与机械式开关组成，额定电流2kA额定电压320kV，9kA故障电流可于5ms[]。高压2.5ms3kA流7.5kA、180kV成为研发机构的下一目标4.2.2混合式HVDCB运行原理4-8所示为SMSM混合式高压直流断路器快速隔离开关辅助断路器混合式高压直流断路器快速隔离开关辅助断路器限流电抗器主隔离开关主断路器以下为混合式HVDCB动作过程（图4-8）：HVDCBIGBT此时IGBT路快速隔离开关有辅助断路器流通，主断路器无电流；IGBTIGBT；基本清除故障后，主隔离开关动作，剩余故障电流开断，隔离故障，在确保直流电网其余部分运行稳定基础上对避雷器组热超载可能性进行预防。故障电流上升速率形成约束0.1H。，短时过电压由快速隔离开关与主断路器承受。4.2.3混合式HVDCB仿真建模4.2.3.1参数设计（1）辅助旁路额定容量电子器件，所以其只有数伏压降（图4-8）。320kVHVDCB最大极间电压（取决于避雷器组保护水平）将由其。两端直流系统（320kV2kA）内，必需以避雷器组动作后极间电压为依据来设计HVDCB辅助旁路快速隔离开关额定电压，即2kA、基于既设1kVIGBT。（2）主断路器额定容量断开主断路器，无电流流过，仅有辅助断路器数伏电压（几伏）需承担。320kV2kA9.5kA短路，所以主断路器必需设计额定电流9.5kA、额定电压960kV。基于既设的960kVIGBT4.2.3.2仿真建模（1）详细开关模型以PSCAD/EMTDC为依据将详细开关模型建立如图4-8所示IGBT分别为160、2个0.1H。2-levelVSC320kV2kAVSC4-9所示为其结构图。图4-9混合式HVDCB测试电路HVDCB1msHVDCBIGBTIGBT1.7msIGBTHVDCB中直流电压迅速增加；避雷器组消耗短路电流过程中，直流电压降到残值。图4-10中的HVDCB电流、电压值分别为iHVDCB、vHVDCB。图4-10混合式HVDCB开断电压与电流图4-11所示为HVDCB故障电流开断过程中的电流换路过程。图4-11混合式HVDCB电流换路过程0s：直流线路极间出现短路故障，辅助断路器内电流立即增大；1msHVDCBIGBT快速隔离开关闭锁IGBT，触发避雷器组，二次电流换路完成，短路电5msHVDCB快速性标准吻合。简化开关模型简化模型构建（4-12）图4-12混合式HVDCB简化模型GTGT1、3IGBT及其正并联二极管等效由2、4负责，单一避雷器1、2主回3、41106Ω；R12=8.510-5Ω；R13=6.2510-5Ω；R14=8.510-5Ω；R21=801106Ω；R22=808.510-5Ω；R23=806.2510-5Ω；R24808.510-5Ω；二极管反向截止电阻1106Ω；6.2510-5Ω；IGBT8.510-5Ω。4-9HVDCB4-13为其。其中：详细开关模型电压值vdet，电流值idet；详细开关模型简化模型vsim，电流值isim。HVDCB详细开关模型与简化模型外特性一致。(a)电压特性对比(b)电流特性对比图4-13混合式HVDCB简化模型与详细模型特性比较4.3和各种交流系统连接的直流节点短路电流开断特性直流节点和各种交流系统连接图如图4-14。其中：交流负荷电阻值为Rac；交流电压源间电路电阻为R；idc；Rdc、Ldc。图4-14各种交流系统和直流节点连接图交流电压源交流电压源330kV，交流侧额定电压372kV，直流侧额定