胡斌毕业设计

第一章概论１概论１论文的背景、意义和应用前景直流输电技术是从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(HvDe，HighvoltageDireeteurrenttransmissinn)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。由于新型电力电子元器件、电压型换流器、工作更可靠的接线方式及有源滤波器和新型直流电缆等应用，使得高压直流输电技术除了在传统的远距离和大电网联网中进一步扩大了应用份额以外，在实现电力市场化运行、加强环保和可充分利用可再生能源、解决城市供电需求等方面必将发挥更大的作用。所以高压直流输电技术具有广泛的应用前景。国内外研究概况和发展趋势: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。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，4650kw，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IO0kV，100MW，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sookV，传输功率12万kw，输电线路全长1050km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。随着“西电东送”和“全国联网”战略规划的实施，我国将出现越来越多的直流输电工程。在国家电网公司的十一五战略部署中，明确提出我国将在十一五期间，除在建的直流工程外，还要加快建设1000千伏交流试验示范工程，不失时机地开工建设士800千伏直流输电工程。1.2直流输电系统概述1.2.1基本原理和接线方式一个简单的直流输电系统如图1.1所示图1.1位置图1.1中包括两个换流站Ａ和Ｂ及直流输电线路。两个换流站的直流端分别接在主流线路的两端，而交流端则分别连接两个交流电力系统。换流站中两个主要设备为换流器，其作用是实现交流与直流的互相转换。换流器是由一个或多个换流桥串联或并联组成，目前用于直流输电系统的换流桥均采用三相桥式换流电路，每个桥具有６个桥臂，由于桥臂具有可控的单向导通能力，所以有成为阀或者阀臂。从交流系统１向交流系统２输送电能时，换流站把交流系统１送来的三相交流电流变换成直流电流，通过直流输电线路把直流电流（功率）输送到换流站Ｂ，再由换流站Ｂ把直流电流变换成三相交流电流。通常Ａ称为换流站，Ｂ称为逆变站。设整流站Ａ的输电电压为Ｖｄ１，逆变站Ｂ的直流输入电压为Ｖｄ２，则从图1.1可知直流线路电流为I=或：式中为直流线路电流，为直流线路电阻。直流输电线路和交流输电线路不同，它只输送有功功率，不输送无功功率。换流站Ａ送到直流线路的功率和换流站Ｂ从直流线路吸收的功率分别为：和两者之差：即：为直流线路损耗。当直流电压大于时，就有电流沿着图1.1中箭头所示方向流通。只要改变两端直流电压和，就可以调节电流，从而改善直流线路所传送的功率。如果需要，通过调节可以保持输送的电流或功率不变。由于目前各种类型的直流断路器都处于研制阶段，直流输电系统还不能像交流系统一样构成各种复杂网络，所以目前直流输电也大多是两端供电系统。直流输电系统常见的接线方式分为两大类：单极线路接线方式和双极线路接线方式。其中单极线路方式又可细分为单线制和双线制，双极线路方式可细分为中性点两端接地方式、中性点单端接地方式、中性线方式、背靠背方式。单极单线制接地方式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1.2(a)所示。这种方式由于正常运行是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设备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。单极两线制方式（或称同极方式），是将返回线路用一根导线代替的单极线路方式。单极两线单点接地是将导线任一根在一侧换流站进行单点接触，如图1.2(b)所示。这种方式避免了电流从地中或海水中流过，又把某一导线的电位拉到零。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为双极方式过度的方案。图1.2位置双极中性点两端接地方式如图1.3(a)所示，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。正常运行是，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。当一线路路障切除后，可以利用健全极和大地作为回路，维持单极运行方式。双极中性点单端接地方式在整流阀或逆变侧中性点单端接地，正常运行时和中性点两端接地方式相同，但当一线路故障时，就不可以继续运行了。将双极两端的中性点用导线直接连接起来，就构成双极接线方式，如图1.3(b)所示。这种方式在整流侧或逆变侧一端接地，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所带来的负面效应。这种方式由于增加了一根导线，在经济上也增加一定的投资。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直流系统。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。因为没有直流输电线路，所以直流系统可选用较低的额定电压，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损耗较少。目前世界各国已修建和准备投资的“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，从而不至更换大量电气设备。图1.3位置1.2.2高压直流输电的特点和应用以下从技术性能和经济性两方面来阐述高压直流输电相对于交流输电的特点和优势。技术性能方面，高压直流输电具有以下运行特性：功率传输特性。随着输入容量不断增长，稳定问题越来越成为交流输电的制约因素，为了满足稳定的要求，常需要采用串补、静补、调相机、开关站等措施，有时甚至不得不提高输电电压，但是这将增加很多电器设备，代价昂贵。直流输电没有相位和公角的问题，当然也就不存在稳定的问题，只要电压降、网损等指标符合要求，就可以达到传输的目的，无需考虑稳定的问题，这是直流输电的主要特点，也是它的一大优势。对线路故障的自防护能力好。交流线路单相接地后，其消除过程一般约0.4~0.8s，加上重合闸时间，约0.6~1s恢复。直流线路单极接地，整流、逆变两侧晶闸管阀立即闭锁，电压降到零，迫使直流电流降到零，故障电弧熄灭不存在电流无法过零的困难，直流线路单极故障的恢复时间一般在0.2~0.35s时间内，从自身的恢复能力看，交流线路采用单相重合闸，需要满足单向瞬时稳定，才能恢复供电，直流系统则不存在此限制条件，若线路上发生故障重合（对直流输电系统为再启动）过程中重燃，交流线路就三相跳闸了。直流输电系统则可以用延长留待去游离时间及降压方式来进行第二、第三次再启动，创造线路消除故障、恢复正常运行条件。对于单片子绝缘损坏，交流系统必然三相切除，直流系统则可降压运行，而且大多能取得成功。因此，对于占线路故障80%~90%的单相（或单极）瞬时接地而言，直流输电系统相对于交流系统具有相应快、恢复时间短、不受稳定制约、可多次再启动和降压运行消除故障恢复正常运行等多方面优点。利用直流输电调节作用能提高与之连接的交流系统的稳定性。直流输电具有快速相应的特点，当交流系统发生故障时，利用直流输电系统的调节作用，能有效的提高交流系统的稳定性。潮流个功率控制可实现自动化。交流输电的潮流取决于网络参数、发电机与负荷的运行方式，控制难度较大，需由值班人员调度直流输电系统的功率传输可全部自动控制。对短路容量无影响。两个电网以交流互联时，将增加两侧系统的短路容量，有时会造成部分原有断路器不能满足遮断容量要求而需要更换。如果两电网以直流系统互联（背靠背方式），无论哪里发生故障，在直流线路上增加电流都是不大的，因此不会影响交流系统的断路容量。调度管理简便。由于通过直流系统互联的两端交流系统可以有不同的频率，输送功率也可保持恒定（恒功率、恒电流等）。对于送端而言，整流站相当与交流系统的一个负荷。对于受端而言，逆变站则相当于交流系统的一个电源。两个电网互相之间的干扰和影响小，运行管理简单方便，对我国当前发展的跨大区互联、合同售电、合资办电等形成的联合电力系统非常适用。除了以上所述技术性能方面特点，高压直流输电相对于交流输电在经济性能方面也有优势。对于架空线路，交流输电通常采用３根导线，而直流输电只需１根（单极）或两根（双极）导线。因此，在输送功率相同功率的条件下，直流输电可以节省大量的有色金属、钢材、绝缘子和线路金具，同时也可减少可观的运输、安装费。对于电缆线路，因为直流电缆的维护费用大大低于交流电缆，经济性更明显。在输送功率相同的可靠性指标相当的可比条件下，虽然直流输电换流站的投资比交流输电变电站高，但是直流输电线路的的投资比交流输电线路的低。如果当输电线路增加到某一定值时，直流输电线路上节省的费用刚好可以抵偿换流站上增加的费用（即交直流输电的线路和两端设备的总费用相等），这个距离就称为交、直流输电比较的等价距离(break-even-distance)，如图1.4所示。图1.4位置当输电距离大于等价距离时，采用直流输电比采用交流输电经济，且距离越大直流输电的经济性越明显。目前一般认为架空线路的等价距离约为500km~700km，电缆线路约为20km~20km。随着换流装置价格的不断下降，等价距离必然也将不断的下降。根据以上分析，现将直流输电的主要应用结合在我国实际情况分述如下：远距离大功率输电。我国动力资源的分布，据统计水里资源70%以上分布在西南、西北地区；煤炭资源约70%集中于山西和内蒙一带，而用电较密集的负荷中心又分布在我国沿海地区。因此，随着我国国民经济的发展，必将开发西部电力，并向东部负荷中心输送。例如，长江三峡水电站向华东送电、黄河上游龙羊峡、李家峡水电站向华北送电，工程的输电距离都在900km以上，输送功率大于1000MW。由于我国的具体情况，跨大区的远距离输电工程往往既是输送电力的强大主干线，又是连接两个大区交流电力系统联络线。如果采用直流输电实现多大区交流电力系统之间联网，可充分发挥直流输电的优点，以取得最最佳的联网效益。海底电缆送电。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是，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。我国沿海有很多岛屿，今后台湾、海南等大岛电网与大陆电力系统的互联，采用直流输电系统是一种较为合理的方案。交流电力系统之间的非同步联络。我国目前的七个跨省的电力系统，今后将逐步发展成为多大区联合电力系统。为了避免低频振荡、波扰动、调度管理复杂化、短路容量增大等交流电力系统过大带来的问题，可采用直流输电联络跨省电力系统，并把全国电力系统分隔为几个既可获得联网效益有相对独立便于经营的电力系统。抽水蓄能电站和潮汐电站与电网的连接。采用直流输电，使水轮发电机组可不受电网额定频率的限制，而是随水位的变化变速变频运行，这样水轮发电机可运行于最佳效率区。如潘家口抽水蓄能电站采用直流输电和水轮发电机组变频运行后，效率提高了10%左右。以上四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配套和超导输电等方面。1.3论文的主要工作第二章直流输电控制系统与控制保护装置2.1直流输电系统控制概述直流输电的控制保护系统是实现直流输电正常启动与停运、正常正常运行、运行参数改变与自动调节、故障处理与保护等所必不可少的组成部分，是决定直流输电工程运行性能好坏的重要因素，它与交流输电二次系统的功能有所不同。此外，为了利用大地（或海水）为回路来提高直流输电运行的可靠性和灵活性，直流输电工程还需要有接地极和接地极引线。因此，一个两端直流输电工程，除整流站、逆变站和直流输电线路以外，还有接地极、接地极引线和一个满足运行要求的控制保护系统等。高压直流输电与交流输电想比较的一个显著特点是可以通过对两端换流器的快速调节，控制直流线路输送功率的大小和方向，以满足整个交流联合系统的运行要求，也就是说直流输电系统的性能，极大的依赖于它的控制系统。高压直流输电的控制系统，要完成以下基本的控制功能。直流输电系统的起停控制；直流输送功率的大小和方向的控制；抑制换流器不正常运行及对所连交流系统的干扰；发生故障时，保护换流站设备；对换流站、直流线路的各种运行参数，如电压及电流等以控制系统本身的信息进行监视；与交流变电所设备接口及与运行人员联系。本章针对的是两端直流输电系统的控制调节。2.2控制系统配置要求一、控制系统多重化为了达到直流工程所需要的可用率及可靠性指标，直流输电控制系统全部采用多重化设计，通常采用双通道设计，其中一个通道工作时，另一个通道处于热备用状态。当工作中的通道发生故障时，切除逻辑将其退出工作，处于热备用状态的通道则自动切换到工作状态，这种自动切换动作不应对直流输送功率产生明显的扰动。也有个别采用三通道设计，三区二表决输出方案的，如我国葛—南直流工程的直流保护系统、三—广直流工程的直流保护系统、俄罗斯—芬兰背靠背工程的直流保护系统，都是采用三取二设计。从另一方面看，通道数量的增加，势必增加设备元件数，导致原件故障上升及其设备投资增加，因而也不是通道越多越好。通常，双通道设计是一种较好的选择。控制设计应允许在因故障而退出运行的通道上进行维修工作以及修复后的性能验证试验，而保证不会对正在运行中的通道产生干扰，臂满足控制系统不停电即可维护的要求。控制系统分层结构所谓直流输电控制系统分层结构，是将直流输电换流站和直流输电线路的全部控制功能按等级分为若干层次而形成的控制系统结构。复杂的控制系统采用分层结构，可以提高运行的可靠性，使任一控制环节故障所造成的影响和危害程度最小，同时还可提高运行操作、维护的方便性和灵活性。其主要特征是：（１）各层次在结构上分开，层次等级高的控制功能可以作用于其所属的低等级层次，且作用方向是单向的，即低等级层次不能作用作用于高等级层次；（２）层次等级相同的各控制功能及其相应的硬、软件在结构上尽量分开，以减小互相影响；（３）直接面向被控设备的控制功能设置在最低层次等级，控制系统中的有关的执行环节也属于这一层次等级，它们一般就设置在被控设备近旁；（４）系统的主要控制功能尽可能的分散到较低的层次等级，以提高系统可用率；（５）当高层次发生故障时，各下层控制能按照故障前的指令继续工作，并保留尽可能多的控制功能。按照层次结构的概念，直流系统中所有的控制装置，应根据双极功能（最高级）、级功能、阀组功能（最低级）进行分组。为了减小故障影响范围，各控制功能应该放到尽可能低的层次上，特别是与双极功能有关的装置应减至最少，即把这些装置尽可能的分设到极功能层次中去。对于那些不能分设到极功能层次中的与双极功能有关的装置，只好放在双极层次上，但应进行耐故障设计，以便当发生任何单重电路故障时，不致使两个极都收到扰动。层次设计应注意使与一极有关的电路故障和测量装置故障，不会通过极间信号交换接口或其他控制层次间的信号交换接口，或通过装置的电源而转移到另一极。当双极中一极的控制装置因维修而退出运行时，不应导致正在运行的另一极任何控制模式受到限制或特性失效，因此，应当将极和阀组极的控制功能设计成使得装置因维修而退出运行时，对仍旧在运行的另一极设备的运行限制尽可能的少，使其控制模式或特性不能用的时间尽可能的短。现代直流输电控制系统一般设有六个层次等级，从高层次等级至低层次等级分别为:系统控制级、双极控制级、极控制级、换流器控制级、单独控制级和换流阀控制级。图2—1所示为直流输电控制系统的分层结构框图。当每极只有一个换流单元时，为简化结构，极控制盒换流器控制可以合并为一个级；当只有一回双极线路时，通常系统控制和和双极控制合并为一级。在直流系统各换流站中，需指定其中的一个为主控制站，其他为从控制站。系统控制级和双极控制级设置在主控制站中，它通过通信系统发出控制指令，协调各换流站的运行。图2-1（一）换流阀控制级换流阀控制级为各个阀分别设置的等级最低的控制层次，是有地电位控制单元（通常称为VBE）和高电位控制单元（通常称为TE）两个部分构成，其主要功能有：EQ\o\ac(○,1)将处于地电位的换流器控制级送来的阀触发信号进行变换处理，经电光隔离（或磁）耦合或光缆送到高电位单元，再变换为电触发脉冲，经功率放大后分别加到各晶闸管原件的控制级；当采用光直接触发晶闸管换流时，由地电位光缆直接送到高电位后无需再转换为电信号，直接触发晶闸管阀，从而简化了换流阀的触发系统，大大减少了其电子原件数量，对降低维护要求和提高可靠性均有好处；EQ\o\ac(○,2)晶闸管原件和组件的状态监测，包括阀电流过零点、高电位控制单元中直流电源监视。监测信号经电隔离或光缆传送到地电位控制单元，经处理后进行控制、显示、报警等（这部分通常称为TM）。（二）单独控制级换流站中除换流器外，其他各项设备分别设置了自动控制、操作控制和状态监测设备，与换流阀控制级同属于最低层次的控制级别。单独控制功能有：换流变压器分接开关切换控制；换流阀冷却及辅助系统的控制和监测；直流和交流开关场各断路器、隔离开关的操作和状态监视；直流滤波器组的投切操作和监测；交流滤波器组和无功补偿设备的投切操作、自动控制和状态监测等、（三）换流器控制级换流器控制级是控制直流输电一个换流单元的控制层次，用于控制换流器的触发相位，其主要控制功能有：换流器触发相位控制；定电流控制；定关断角控制；直流电压控制；触发角、直流电压、直流电流最大值和最小值限制控制以及换流单元闭锁和解锁顺序控制等。极控制级极控制级为控制直流输电一个极的控制层次。双极直流输电系统要求一极故障时，另一极能够单独运行，并能完成主要的控制任务。因此要求两极各自的极控制级完全独立并设置尽可能多的控制功能。主控制站的极控制级还担负协调从控制站同一极的极控制级工作的任务。极控制级的主要功能有：EQ\o\ac(○,１)经计算向换流器控制级提供电流整定值，控制直流输电的电流；主控制站的电流整定值由功率控制单元给定或人工设置，并通过通信设备传送到从控制站；EQ\o\ac(○,２)直流输电功率控制，其任务是根据功率整定值和实际直流电压值决定出直流电流整定值；功率整定值由双极控制级给定，也可由人工设置，功率控制单元设置在主控制站内；EQ\o\ac(○,３)极启动和停运控制；EQ\o\ac(○,４)故障处理控制，包括移向停运和自动再启动控制、低压限流控制等；EQ\o\ac(○,５)各换流站同一极之间的远动和通信，包括电流整定值和其他连续控制信息的传输、交直流设备运行状态信息和测量值传输等。双极控制级双极控制级为双极直流输电系统中同时控制两个极的控制层次，它用指令形式协调控制双极的运行，其主要功能有：EQ\o\ac(○,１)根据系统控制级给定的功率指令，决定双极的功率定值；EQ\o\ac(○,２)功率传输方向的控制；EQ\o\ac(○,３)两极电流平衡控制；EQ\o\ac(○,４)换流站无功功率和交流母线电压控制等。（六）系统控制级系统控制级为直流输电控制系统中级别最高的控制层次，其主要功能有：EQ\o\ac(○,1)与电力系统调度中心通信联系，接受调度中心的控制指令，向通信中心输送有关的运行信息；EQ\o\ac(○,2)根据调度中心的输电功率指令，分配各直流回路的输电功率；EQ\o\ac(○,３)紧急功率支援控制；EQ\o\ac(○,４)潮流翻转控制；５各种调制控制，包括电流调制和功率调制控制，用于阻尼交流系统振荡的阻尼控制，交流系统频率或功率／频率控制等。2.3换流器触发相位控制换流器触发相位控制是直流输电控制系统中用来改变换流阀的触发相位，实现直流输电系统及其换流装置运行状态调节的控制环节，有等触发角控制和等相位间隔控制两种控制方式。等触发角控制等触发角控制又称按相控制或分相控制，早期的直流输电曾采用过这种控制方式，其特点是：换流器的每一换流阀都有各自分开的触发相位控制电路，直接以加在每个阀上各自的交流电压为参考，即以它的瞬时值变正的过零点为相位基准，以决定该阀触发时刻的相位，保持各阀的触发角相等。在交流系统三相电压对称时，按相控制的各阀相继触发脉冲间的相位差稳态运行时是相等的，对于６脉动换流器是６０°，对于１２脉动换流器是３０°。实际上，加在换流器上的三相电压难免有一定程度的不对称，此时各阀的触发角彼此相等，而各阀相继触发脉冲间的相位间隔也就彼此不等。触发脉冲相位间隔不相等，将在换流器的交流侧和直流侧产生非特征谐波电流和电压。未被滤除的低次非特征谐波电流流入交流系统，将进一步导致交流电压发生畸变和过零点相位的相对移动。特别是在交流系统谐波阻抗较大时，有可能产生增幅的谐波振荡，甚至造成直流输电系统工作的不稳定。此外，触发脉冲间隔不等，还会使换流变压器产生直流偏磁，导致换流变压器损耗和噪声增大。可能发生谐波不稳定是按相控制方式的主要缺点。这种控制方式目前在工程中已不采用。二、等相位间隔控制等相位间隔控制又称等间隔控制或等距离脉冲控制。它与按相控制的不同在于它不以保证各阀触发角相等为目标，而是保证相继各触发脉冲间的等相位间隔。每个换流器只装一套相位控制电路，发出等间隔的触发脉冲信号序列，并按一定顺序，一次分别到相应阀的触发脉冲发生器去触发该阀。对于６脉动换流器触发脉冲之间的间隔为６０°而对于１２脉动换流器则此间隔为３０°。如果交流系统三相电压对称，在等相位间隔控制作用下，各阀的触发角也是相等的，当交流系统三相电压不对称时，在等相位间隔控制作用下，虽然各阀的触发角会不相等，但却能有效的抑制非特征谐波可能形成的恶性循环，防止发生谐波不稳定现象。由于触发脉冲间隔相等，产生的非特征谐波很有限，克服了按相控制的主要缺点，成为当前普遍采用的触发相位控制方式。这种控制方式的主要缺点是：当交流系统发生不对称故障时，各阀的触发角之间相差较大，有时会造成调节器工作困难，但可设法予以克服。2.4直流系统基本控制原理直流系统的控制调节，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传输方式，完善直流输电系统本身的运行特性，而且还可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。一个由６脉动换流器组成的两端单极直流输电系统，从直流侧看每端可以等效为一个直流电压源，其整流侧电压可表示为:=1.35cosɑ－（3/)(2-1)逆变侧电压可表示为（2-2）或（2-3）式中，分别为滞后触发角、超前触发角和关断角；分别为整流侧和逆变侧换流变压器阀侧空载线电压有效值；分别为整流侧和逆变侧等值换相电抗，它们的倍，可以看作是电压源的内阻。对于12脉动换流器组成的单极系统，直流电压时以上各式得出值的2倍。直流线路流过的电流等于线路两端的电位差除以线路电阻，即（2-4）或（2-5）式中，R为直流线路等值电阻，对于不同的直流接线方式R值不同。由此，可以作出直流系统的等值电路图，见图2-2。图2-2由式（2－１）和式（2－２）可看到，换流器的触发角以及交流电压的变换可以改变直流电压源的幅值；而在交流电压或直流电流变化时，也可改变触发角来维持直流电压或电流不变。由于晶闸管单向导通的特性，直流回路的电流方向不能改变；但是，可以通过改变电压的极性来改变直流功率输送的方向。因此，改变直流电压的极性和幅值，可以改变线路输送的电流以及功率输送方向和大小。2.5换流器基本控制方式及其配置换流器基本控制方式在高压直流输电控制系统中，换流器控制是基础，它主要通过对换流器触发脉冲的控制和对换流变压器抽头位置的控制，完成对直流传输功率的控制。直流控制系统应能将直流功率、直流电压、直流电流以及换流器触发角等被控量保持在直流一次回路的稳态极限之内，还应能将暂态过电流及暂态过电压都限制在设备容许的范围之内，并保证在交流系统或直流系统故障后，能在规定的相应时间内平稳恢复送电。进数十年来，随着电子技术的日新月异，高压直流输电控制技术得到了飞速发展，控制装置设备从当初的电子管装置，经过磁放大器、半导体分立元件、小规模集成电路，发展到当代的完全微处理器控制。然而，其基本控制原理则——电流裕度法，自1954年果特兰岛高压直流工程至今，却一直被沿用，并被证明是十分有效的控制方法。这种两端直流系统的基本控制方式，简单表达如图2-3(a)所示，整流侧特性由定直流电流和最小触发角两段直线构成；逆变侧特性由定直流电流和定关断角或定直流电压[见图2-3(a)中的虚线]两段特性构成；为了避免两端电流调节器同时工作引起调节的不稳定，逆变侧电流调节器的定值比整流侧一般小0.1p.u.(标幺值），这就是电流裕度。根据电流裕度控制原则，此电流裕度无论在稳态运行还是在暂态运行情况下都必须保持，一旦失去电流裕度，直流系统就会崩溃。若电流裕度取得太大，当发生控制方式转换时，传输功率就会减小太多；若电流裕度太小，则可能因运行中直流电流的微小波动致使两端电流调节器都参与控制，造成运行不稳定。绝大多数高压直流工程所采用的电流裕度都是0.1p.u.，即额定直流电流的10%。图2－３正常运行时，通常以整流侧定直流电流，逆变侧定关段角或定直流电压运行，其运行工作点为图2-3(a)中的N；当整流侧交流电压降低或逆变侧交流电压升高很多时，使整流器进入定最小触发角控制，此时逆变器则自动转为控制直流电流，其整定值比整流侧的小0.1p.u.，其运行工作特点为图2-3(a)中的M。这种整流器的逆变器控制特性的组合，就是电流裕度控制特性。直流输电系统的其他控制功能，如定功率控制功能，如定功率控制、频率控制、阻尼控制等高层控制，都是在次基础上增设的。实际使用的直流输电控制系统，是在基本控制特性的基础上，还增加了一些改善措施，其主要有一下几种：低压限流控制特性VDCOL这里所说的低压限流控制特性是指在某些故障情况下，当发现直流限压低于某一值时，自动降低直流电流调节器的整定值，待直流电压恢复后，又自动恢复整定值的控制功能。设置低压限流特性的目的，最初是作为换流阀换相失败故障德尔一种保护措施，后来被许多现代高压直流工程，尤其是具有弱交流系统的直流工程所采用，用来改善故障后直流系统的恢复特性。其主要作用有：EQ\o\ac(○,1)避免逆变器长时间换相失败，保护换流阀：正常运行的阀，在一个工频周期内仅１/3时间导通，当由于逆变侧交流系统故障或其他原因使逆变器发生换相失败，造成直流电压下降、直流电流上升、换相角加大、关断角减小是，一些换流阀会长期流过大电流，这将影响换流器的运行寿命，甚至损坏。因此，通过降低电流整定值来减少发生后续换相失败的几率，从而可以保护晶闸管原件。EQ\o\ac(○,２)在交流系统出现干扰或干扰消失后使系统保持稳定，有利于交流系统电压恢复：交流系统发生故障后，如果直流电流增加，这将进一步降低交流电压，可能产生电压不稳定；而当直流电流减少时，换流器吸收的无功功率也减少，这将有利于交流电压的恢复，避免交流电压不稳定；在交流系统远端故障后的电压振荡期间，可以起到类似动态稳定器的作用，改善交流系统的性能。EQ\o\ac(○,３)在交流系统故障切除后，为直流输电系统的快速恢复创造条件，在交流电压恢复期间，平稳增大直流电流来恢复直流系统。需要注意的是，如果交流系统故障切除，直流系统功率恢复太快，换流器需要吸收较大的无功功率，将影响交流电压恢复，所以对于较弱的受端交流系统，通常要等交流电压恢复后，才能恢复直流的输送功率。电流裕度平滑转换特性如果逆变侧交流系统短路容量较小，图2-3（b)的电流裕度特性中的逆变器定角特性的斜率将大于整流器的定角特性斜率，此时在两端电流调节器的定值之间没有稳定的运行点，直流电流将在两个定值之间来回震荡。为了防止上述情况的发生，在实际的控制系统中配备有电流裕度平滑特性，即当直流电流在逆变侧电流定值与整流侧电流定值之间时，按电流差值增加角，从而使逆变器的外特性变为正斜率的直线，即（2－６）式中，值为常数，适当的选取值，可以使这个特性为正斜率的直线，见图2-3（b)。三—常直流输电工程控制系统中的段在逆变器的特性曲线上提供了一段正斜率线段，直流正常运行点就处在段上，起着类似的功能和作用，见图2-4。图2-4电流裕度补偿控制特性使用电流裕度控制特性，当进入逆变器定电流控制时，由于直流电流减小一个裕度，使直流输送功率也相应减小。为了弥补直流功率的减少，一些直流输电工程采用了电流裕度补偿功能，其原理是同时提高两端电流调节器的定值：当整流侧进入最小触发角限制时，将实际电流与原电流定值的差加到电流调节器最后使用的定值上，这个新值也将送到逆变侧，以提高逆变侧电流调节器的定值，达到既补偿直流功率的损失，同时也保持两端调节器的电流裕度。因此，在基本控制特性上，相当于两个定电流直线同时右移。双极电流平衡控制特性直流输电系统双极运行时，其极间不平衡电流将流经两端接地极进入大地。为了尽量减小此地电流对地下金属设施的腐蚀作用，一方面要接地极地址尽可能远离地下设施多的地区，另一方面则是尽量减小极间不平衡电流。在没有双极电流平衡控制情况下，当今的高压直流输电系统可以把极间不平衡电流控制在３％额定值一下，而加上双极电流平衡控制以后，则可将不平衡电流减小到电流传感器的测量误差水平。按照现在直流电流传感器的制造水平，其测量误差可达到１％额定值以后，可以把流入地中的电流减小到额定电流的１％以下。换流器基本控制配置下面对整流站和逆变站的基本控制配置及其特性进一步的介绍。整流站基本控制配置１.最小触发角控制晶闸管导通的条件有两个：EQ\o\ac(○,1)阳极和阴极之间加有正向电压；EQ\o\ac(○,２)控制极上加有足够强度的触发脉冲。晶闸管阀的导通条件也一样，只不过晶闸管阀一般是由数十个乃至上百个晶闸管串联构成。如果在控制极加上触发脉冲的时刻，施加在它上面的正向电压太低，便会导致各晶闸管导通的同时性变差，对阀的均压不利。最小触发角控制就是为解决这一问题而设的。从世界上一些高压直流输电工程的设计和运行经验看，绝大多数直流输电工程采用的最小触发角都是５％。直流电流控制直流电流控制，也称定电流控制，是直流输电最基本的控制，它可以控制直流输电的稳态运行电流，并通过它来控制直流输送功率以及实现各种直流功率调制功能以改善交流系统的运行性能。同时当系统发生故障时，它又能快速限制暂态的故障电流值以保护晶闸管换流阀及换流站的其他设备。因此，直流电流调节器的稳态和暂态性能是决定直流输电控制系统性能好坏的重要因素。直流电压控制直流电压控制也称定电压控制。按照电流裕度法原则，整流站不需要配备直流电压控制功能，但是为了防止在某些异常情况（如发生直流回路开路时出现过高的直流电压）下，通常整流站仍配备直流电压控制功能，其主要目的是限制过电压。其电压整定值通常均略高于额定直流电压值（如1.05p.u.)，当直流电压高于其定值是，它将加大角，起到了限压的作用。低压限流控制低压限流特性的相应时间，直流电压下降方向通常取5~40ms，直流电压上升方向取40~200ms，个别工程达１s。低压限流特性的直流电压动作值，按照葛－南和天－广工程的经验，整流站一般取0.45~0.35p.u.，个别工程取0.1p.u.。直流功率控制高压直流输电系统往往需要按照预定计划输送功率。当两侧换流母线电压波动不大时，整流侧采用定电流控制，逆变侧采用定电压控制，便可近似的得到定功率控制特性。然而，为了精确控制直流传输功率，通常采用的定功率控制方式是增加功率调节器。功率调节器不直接去控制换流器触发脉冲相位，而是以直流电流调节器为基础，通过改变其电流定值的办法来实现功率调节。在实际工程中，一般讲运行人员整定的功率定值，除以实测的直流电压，从而获得为保证此功率定值所需要的直流电流定值。这样做可保持电流控制调节速度快，可迅速抑制过电流的优点。功率调节器通常控制整流站电流调节器的电流定值，以达到控制功率的目的，但功率调节器却并非一定要装设在整流站，它的装设点往往随主导站而定。这样构成的控制系统是一个多闭环调节系统，为此必须适当选择各调节器的参数，以防止功率调节器与电流调节器之间相互干扰而产生振荡。为了保证换流器运行在容许的范围之内，控制系统还应当设置以下的电流限制和限制。最大电流限制。如2h过负荷能力限制、冬季过负荷能力限制。动态过负荷能力限制、直流降压运行负荷限制等。通常两端换流站各自计算出本站的最大电流限制值并送往对端站，选出其中较低值作为共同的最大电流限制值，并保证在任何情况下两端的最大电流限制值均相等。最小电流限制。为了使直流输电系统不致运行在过低的直流电流水平上，以避免直流电流发生断续而引发过电压之类的问题，应对最低运行电流值给予限制。直流输电系统正常运行所允许的最小直流电流，应当大于所谓“断续电流”，并考虑留有一定的裕度，一般选为断续电流的２倍。通常取最小电流限制值为１０％额定直流电流。整流站最小限制。当整流站发生交流系统故障时，为降低故障对直流输送功率的影响，最小限制将角快速降低到允许的最小值。当故障消失，交流电压恢复后，如果太小，直流电流会很大。为防止这种情况的发生，在三－常直流工程中，配置了整流站最小角限制功能。当检测到单相故障或三相故障时，最小角限制根据故障类型的不同而输出不同的限制值。当故障消除后，此限制值将以一定的速度将为０。（二）逆变站基本控制配置１.定关断角（定角）控制当换流器作为逆变运行时，从被换相的阀电流过零算起，到该阀重新被加上正向电压为止这段时间所对应的电角度，称之为关断角。如果关断角太小，以致晶闸管阀来不及完全恢复其正向阻断能力，又重新被加上正向电压，它就会重新自行导通，于是将发生倒换相过程，其结果将使应该导通的阀关断，而应该关断的阀却继续导通，这种现象称为换相失败。逆变器偶尔发生单相换相失败，往往就会自行恢复正常换相，对直流输电系统的运行影响不大。然而，若连续地发生换相失败，则会严重地扰乱直流功率的传输，必须予以避免。因此，从保证逆变器安全运行的观点来看，逆变器的关断角应保持大些为好。另外，由于（2－７）式中，为直流电压；为逆变器的空载理想直流电压；为关断角；为换相角。在电流裕度控制方式下，直流线路电压是由逆变侧的关断角调节器控制的，从上式可见，关断角增大，将使逆变器能维持的直流电压降低，从而减少了可能传输的直流功率，也就是说降低了设备利用率。其次，因为逆变器的功率因数可以表示为（2－８）由上式可见，关断角增大，也将导致逆变器功率因数降低，使逆变器消耗的无功功率增大，因此，从提高换流器利用率、降低换流器消耗的无功功率的角度来看，关断角应保持小些为好。由此可见，这是一对矛盾的要求。合理解决的办法是对关断角进行恰当的控制，使其在正常运行条件下，以保证安全为前提，维持尽可能小的数值。这就是关断角调节器的任务。关断角这一变量可以直接测量，却不能直接控制，只能靠改变逆变器的触发角来间接调节，此外，关断角不仅与逆变器的触发角有关，同时还与直流系统其他变量有关，其表达式为（2－９）式中，为逆变器触发角；为逆变器关断角；为直流电流；为逆变器阀侧空载线电压；为逆变器等值换相电阻，为逆变器的换相电抗。由于运行中，、和随时都可能发生变化，因而对关断角的控制难以准确。考虑到这一因素，在选择关断角整定值时，除了要计入晶闸管的关断时间外，还要附加一个时间裕度。应当这样来选取关断角定值，即使得由于正常的控制动作或偷窃交流滤波器支路或并联电容器支路时，导致直流电压下降或直流电流增大所引起的换相失败几率很小。绝大所数直流工程的关断角定值都在１５°～１８°的范围内。在选取关断角定值时，有一点应当引起注意，即由于换流母线电压往往不是理想的三项对称正弦电压，换相回路各相的阻抗又难以做到完全相等，换流器的触发脉冲虽然可采用等间距原理，但实际上也有误差，其结果是使得１２脉动逆变器每周期产生的１２个关断角不完全相等。为了防止换相失败，关断角调节器应使每个关断角都不小关断角定值，换句话说，关断角调节器所保持的关断角是一周期１２个关断角中的最小值。然而，由关断角调节器维持的直流电压值却是反映一周期中关断角的平均值。此平均值显然比最小值大些，但由于关断角越大，它所对应的直流电压就约低。因此，在直流输电主回路设计中，如选取关断角定值为１８°（未考虑关断角不想等），则对应直流额定电压在实际运行时由于上述原因，其直流电压就达不到预定的额定值。根据我国葛－南直流工程的经验，需要将关断角定值由１８°改为１６°，才能达到按关断角１８°计算所保持的额定直流电压值。控制系统还应考虑当交流系统或直流系统受到干扰时，具有自动增大关断角的功能，以避免发生换相失败。在三－常直流控制系统中，为防止因交流故障而发生换相失败，在逆变侧引入一个换相失败预测的控制。换相失败预测功能包括两个并列部分，一个是零序检测以检测是否发生单相交流故障，另一个是采用交流电压的分量变化以检测三项故障。当检测到交流故障时使逆变器提前触发，以此来防止换相失败，但需要注意这种控制应与直流两端调节器参数相配合，以避免调节过程中由于参数不匹配而出现更大的扰动。直流电流控制根据电流裕度控制原则，逆变器也需装设电流调节器，不过逆变器定电流调节器的整定值比整流器小，因而在正常情况下，逆变器定电流调节器不参与工作。只有当整流侧直流电压大幅度降低或逆变侧直流电压大幅度升高时，才会发生控制模式的转换，变为由整流器最小触发角控制起作用来控制直流电压，逆变器定电流控制起作用来控制直流电流。同时，还应配备自动电流裕度补偿功能，来弥补与电流裕度定值相等的电流下降，以尽量减少直流输送功率的降低。直流电压控制逆变站采用定直流电压控制与定关断角控制相比，更有利于受端交流系统的电压稳定。例如，当受端交流电网受到扰动，致使逆变器交流母线电压下降时，将引起逆变器换相角换相角增大，同时直流电压也降低。在采用定关断角控制的情况下，由于换相角增大，为了保持关断角不变，关断角调节器将使逆变器角增大，于是逆变器消耗的无功功率增加，这就使逆变站换流母线电压进一步降低，从而可能导致交流电压不稳定。而采用定电压控制时，当受端电网交流电压下降而导致直流线路电压降低时，为了保证直流电压不变，电压调节器将减小逆变器的角，这就使逆变器消耗的无功功率减小，从而有利于换流母线电压的恢复。此外，在轻负荷时，定电压控制可获得较大的关断角，从而更加减小了换相失败的几率；同时由于关断角的加大，使逆变器消耗的无功增加，这对轻负荷时换流站的无功平衡有利。由于这一原因，当受端为弱交流系统时，逆变器的正常控制方式往往采用定电压控制，而定关断角控制则作为限制器使用，以防止关断角太小时发生换相失败。但在另一方面，当采用电压控制时，由于在增大直流电压方向上往往需要留有一定的调节裕量，因而在额定工况下，这种控制方式保持关断角比定关断角控制时要大，因而逆变器吸收的无功功率要多些，设备利用率也要低些。低压限流控制为了和整流侧低压限流控制的特性相配合，保持电流裕度，逆变侧也需设置低压限流控制，且其电压定值、电流定值、时间常数都必须密切与整流侧配合。低压限流控制的直流电压动作值，按照葛－南和天－广工程的经验，逆变站取0.75~0.35p.u.；直流电流定值，逆变侧通常取0.1~0.3p.u.，个别工程取0。最大触发角限制为了防止在某些异常情况下，因调节器超调导致使逆变器触发角太大，造成逆变器关断角太小而引起换相失败故障，逆变器还需这只最大触发角限制，此限制值通常在150°~160°之间。柔性直流输电系统控制3.1概述控制系统对于柔性直流输电系统的运行性能起着至关重要的作用，系统的控制与保护策略直接关系到系统的安全、经济运行。控制系统的设计应该与系统的保护紧密结合起来，综合考虑，使其不仅能够在一系列正常运行条件下具有良好的运行性能，同时还应在交流系统发生故障时仍然具有合适的动态特性。本章重点介绍柔性直流输电的控制策略。本章将从柔性直流输电基本原理入手，从数学模型以及控制器设计等方面详细分析其系统级、换流站级、阀级控制。２柔性直流输电基本控制原理柔性直流输电一般采用基于可关断电力电子器件IGBT的电压源型换流器以及PWM脉宽调制技术。其控制原理可以概括地理解为根据系统提出的运行要求，产生合适的PWM触发脉冲实现对换流器阀的开关控制，进而获得期望的电压、潮流等运行指标。柔性直流输电系统的控制分为三个层次，按其功能由高至低依次为系统级控制、换流站级控制和换流器阀级控制、如图3-1所示。图3-1系统级控制。系统级控制是柔性直流输电控制系统中的高层控制，其接收电力调度中心的有功类型物理量整定值和无功类物理量整定值，并得到有功和无功类物理量参考值作为换流站级控制的输入参考量，其中有功类物理量包括有功功率、直流电压、频率和直流电流，无功类物理量包括无功功率和交流电压。因此，系统级控制包括有功功率类控制和无功功率类控制，在不同应用场合，应选取适当的有功类控制策略和无功类策略，且在运行过程中，可以由控制系统或运行人员根据需要进行改变。换流站级控制。柔性直流输电换流站级控制接收系统级控制的有功和无功类物理量参考值，并得到SPWM信号的调制比M和移向角，提供给换流器阀级控制的触发脉冲发生环节。由柔性直流基本调节方式，的变化主要影响有功功率，M的变化主要影响无功功率，且越小这种关系越明显。因此，可以通过改变相位角来控制有功功率，通过改变调制比M来控制无功功率。可见，换流站级控制是柔性直流输电系统控制中的核心部分。换流站级控制的实现方式包括多种，如直接控制、矢量控制和自适应控制等。直接控制又称“间接电流控制”，其接收系统级控制器的指令，通过控制调制比和移相角来达到调节换流器交流侧输出电压的幅值和相位的目的。此控制方式简单、直接，但响应速度比较慢，不容易实现过电流控制。矢量控制又称“直流电流控制”，通常采用双环控制，即外环电压控制和内环电流控制。外环电压控制器接收系统级控制器发出的指令参考值，根据控制目标产生合适的参考信号，并传递给内环电流控制器。内环电流控制器接收外环电压控制器的指令信号，经过一系列的逻辑运算得到换流器侧期望的输出交流电压参考值，并送到阀控层。矢量控制结构比较简单，其响应速度很快，很容易实现过电流等控制。使用于柔性直流应用场合。换流阀级控制。柔性直流输电换流器阀级控制接收换流站级控制产生的调制比Ｍ和移相角，并通过适当的调制方式产生PWM触发脉冲，最终实现对IGBT换流器阀的触发控制。3.3柔性直流输电系统级控制柔性直流输电系统控制的功能是确保其平稳地在不同运行方式。运行点之间切换，其具有有功类和无功类两个可同时独立控制的物理量。在系统正常运行时，每个换流站可以各自独立控制这两类物理量，但直流网络的功率必须保持平衡，即注入直流网络的有功功率必须等于直流网络输出的功率和换流站及直流网络的功率损耗之和。柔性直流输电系统级控制方式根据其控制量的性质可以分为两大类：有功功率控制器，主要功能是通过换流站直接控制注入到交流系统的有功功率或者间接调节与有功功率相关的物理量，如直流电压、直流电流和交流系统频率。主要包括有功功率控制、直流电压控制、频率控制。无功功率类控制器，主要功能是通过换流站直接控制注入到交流系统的无功功率或者间接调节与无功功率相关的物理量。主要包括无功功率控制、交流电压控制。需要强调的是，换流站不能同时选取两个有功功率类或无功功率类控制量，而只能在两类控制量中各取其一。正常运行时，上级调度系统提出的运行要求并不直接作为系统级控制的输入参考值，而是需要在此基础上叠加一个调节信号。例如当采用定交流电压控制时，通常并不采用横店呀控制而是引入斜率控制，因为当换流站容量不够或者系统故障期间，若强行将参考电压定在某个额定值，很有可能造成换流站过流从而闭锁保护，恶化故障期间的系统性能。同理当采用定有功功率或无功功率控制时，引入斜率控制同样可以起到避免超调以提高系统运行可靠性等作用，下面分别讨论。３.１系统级有功功率类控制一、有功功率控制图3-2(a)表示不叠加调节信号时的有功功率简化控制框图，换流站直流接收上级信号作为参考值，并发出相应的有功功率。图3-2(b)表示有功功率控制模块接收有功功率调度指令（）和用于实现抑制低频振荡或紧急功率支援等其他目的的有功功率调节信号（），它们经过有功指令调节环节生成有功功率的参考信号（）。有功功率调度指令决定了柔性直流输电系统的稳态运行点，其设定主要依据以下一个或几个方面：当地电网各种运行。电网之间的电力交易合同。电网自动调度系统。在风电场并网或孤岛供电等场合，根据频率变化调整有功功率输出。保证换流站工作于感性和容性最大补偿范围之内。系统级的有功功率控制环节时间常数较大，一般为十几分钟甚至更长。因此在自动调度系统中的计算通常采用稳态或准稳态模型。有功功率调节信号对柔性直流输电系统的稳态运行点影响相对较小，但对柔性直流输电系统的动态特性有较大影响。加入的目的主要有两方面：通过加入使柔性直流输电系统能够阻尼系统振荡，提高交流系统的静态稳定性；提供紧急功率支援，保证交流系统在受到大扰动之后能够保持稳定。因此，的计算需要计及柔性直流输电系统及其所连接的交流系统的动态过程，控制环节的时间常数远小于控制环节的时间常数，一般对应于交流系统低频振荡、次同步振荡的频率，大约在零点几秒到几秒的范围。通常会有一个或多个控制器输出来分别完成提高交流系统静态稳定性、暂态稳定性等任务。最简单的有功功率指令调节环节的实现方式如图3-2(c)所示，仅由加法器即可实现。同时为了保证有功功率的参考信号在换流器容量允许范围内，在调节器中加入限幅环节。其最大、最小值有换流器运行功率圆图决定。在不考虑的情况下，由于是通过基于稳态模型计算得出的，，从时间轴上看，一系列的值构成了离散数列。这一离散数列成为换流站级控制器的阶跃输入，因此柔性直流输电系统有功功率的功率输出/输入将大幅变化。如果柔性直流输电系统某端所连接的交流系统本身容量较小，这是则可能会引起交流系统振荡。因此，可以考虑在加法器前加入变化率限制器，保证柔性直流输电系统输出/输入功率平缓变化，如图4-2(d)所示。由于加入信号的目的就是要提高交流系统的稳定性，因此不存在限制其变化率的问题。图3-2位置直流电压控制在柔性直流输电系统中，必须有一端采用直流电压控制，用于平衡直流系统中传输的功率。系统级的直流电压控制器的主要任务是接收上级直流电压指令值（）。当不叠加调节信号时，简化控制框图如图4-3(a)所示。考虑调节信号时如图4-3(b)，通过直流电压调节环节，根据系统运行状态生成直流电压参考值（）。的设定值通常为柔性直流输电系统在全压运行或降压运行方式下的直流电压额定值。另一方面，为了保证柔性直流输电系统各端直流侧电压在不同功率传输水平下都保证在一定范围内。通常在直流电压调节环节中加入电压—功率斜率控制，即根据系统直流侧输送功率的大小按照设置好的斜率特性调整，如图3-3(c)。其中，和分别表示系统稳定运行时的直流电压整定值和与之对应的直流传输功率。系统级直流电压控制器结构如图3-3(d)所示。电压—功率斜率控制环节实际输出的是电压变化幅值，与想家形成。与有功功率控制器的情况类似，为了减小突变对交直流系统的冲击，在加法器之后加入变化率限制环节。同时为保证直流电压在允许范围内，加入限制环节。如图3-3直流电压控制策略示意图频率控制柔性直流输电系统在以下几种情况下降参与频率控制：当柔性直流输电系统连接于弱电力系统或者是无源网络，并且柔性直流系统是受端系统唯一的功率源或柔性直流系统注入到受端系统的有功功率占主要份额，那么受端站一般采用频率控制以保证受端站系统的频率稳定。频率控制是根据受端系统频率的偏差。通过PLL系统振荡器的频率来控制受端站输出电压的频率，以此影响受端交流系统频率。当交流系统频率受到发电机和负荷频率影响时，柔性直流系统可以通过调节注入到交流系统的有功功率参与频率控制。当风力发电场通过柔性直流系统并网时，与风电场连接的送端站采用基于频率斜率控制的有功控制策略，在保证风电场系统频率稳定的前提下实现风电场输出有功和送端站传输有功的平衡。另外，送端站的频率控制器能够根据风场风速的变化，由“频率—功率—风速捕捉曲线”控制异步发电机的定子频率以得到最佳的输出功率特性。系统频率控制的主要目的是维持甲流系统频率稳定。其主要通过频率—有功功率斜率控制方式实现。当系统频率发生故障时，控制器按照一定的斜率根据系统频率变化情况输出有功功率信号或。有功功率控制器根据调节器换流功率输出，使交直流系统功率保持平衡，从而达到维持系统频率的目的。图3-4(a)、(b)所示为系统频率控制器结构，其中，为直流联网交流系统的额定功率，是与相对应的换流站与交流系统交换的额定有功功率。两者不同之处在于图3-4(a)所示控制器输出信号为，从而直接确定了换流站的稳态运行点。适用于交流系统频率完全或主要有换流站调节的情况，其斜率大小通过交流系统中的负荷频率特性确定：由于这种调节方式受到有功功率控制器中变化率限制器的限制，因此其相应速度应该较慢。如果需要提高换流站对频率变化的响应速度，可以采用非图3-4(b)所示结构的控制器，图3-4(b)控制器主要是在给定换流站稳态运行点的基础之上，根据频率变化调节器换流站的有功功率输出()。这种结构的控制器主要适用于换流站部分参与交流系统调频或者频率响应速度要求较高的场合。图3-4位置3.3.2系统级无功功率类控制一、无功功率控制图3-5(a)表示不叠加调节信号的无功功率简化控制框图，换流站直接接收上级信号作为参考值，并发出相应的无功功率。图3-5(b)表示无功功率控制模块接收无功调度指令()和用于抑制电压波动，提高系统稳定性等场合的无功功率调节信号()，它们经过无功指令调节生成无功功率的参考信号()。与有功功率类控制相类似，无功功率调度指令决定了柔性直流输电系统的稳态运行点，其设定主要依据以下或几个方面：当地电网各种运行方式电网自动调度系统在风电场并网或孤岛供电等场合，根据交流系统电压变化及时调整无功功率输出保证换流站始终工作于感性和容性最大补偿范围之内系统级的无功功率控制环节时间常数较大，一般为十几分钟甚至更长。因此在自动调度系统中的计算通常采用稳态或准稳态模型。无功功率调度信号对柔性直流输电系统的稳态运行点影响相对较小，但对其动态特性有较大影响。加入的目的主要有两方面：通过快速调节无功功率输出抑制交流系统电压闪变，提高电力系统电能质量。在交流系统故障后恢复过程中大幅输出无功功率，维持交流系统的暂态稳定性。因此，的计算需要计及柔性直流输电系统以及所连接的交流系统的动态过程，控制环节的时间常数远小于控制环节的时间常数，一般对应于交流系统电压闪变频率等，大约在零点几秒到几秒的范围。通常会有一个或多个控制器输出来分别完成提高交流系统电能质量、增强交流系统暂态稳定性等任务。这些控制器常作为柔性直流输电系统的附加功能，是否配备这些控制器需要通过随具体工作研究后确定。最简单的无功功率指令调节环节的实现方式如图3-5(c)所示，仅有加法器即可实现。同时为了保证无功功率的参考信号在换流器容量允许范围内，在调节器中加入限制环节，其最大/最小值由换流器运行功率圆图决定。同时有功功率控制的情况类似，需要在加法器之前加入变化率限制器、保证柔性直流输电系统输出/输入功率平缓变化，减小变化对交流系统的冲击。此时的无功功率指令调节环节结构如图3-5(d)所示。图3-5位置交流电压控制在很多场合，柔性直流输电系统换流站的控制目标是调整某条母线上的交流电压，当不叠加调节信号时，简化控制框图3-6(a)所示，考虑调节信号时实现方式主要有两种，一种方式是通过电压—无功功率斜率控制方式，向系统级无功功率控制器输出或指令；另一种方式是将交流母线电压直接作为控制目标，将换流站级的无功功率控制器替换为电压控制器。图3-6位置采用电压—无功功率的斜率控制方式，控制器结构如图3-6(b)，(c)所示，两者不同之处在于图3-6(b)所示结构直接确定了换流站的稳态运行点，即向系统级无功功率控制器输出指令，其斜率大小根据换流站自身情况以及交流系统中的无功负荷电压特性确定，其中为直流系统联网点交流母线额定电压，为此时换流站与交流系统交换的无功功率，图3-6(c)所示结构是在给定换流站稳态运行点的基础上，根据所控制的交流母线电压变化调节换流站的无功功率输出，其斜率大小设置依据与图3-6(b)控制器相同。总体来说，在这种方式中主要是通过改变换流站的稳态运行点来调节交流母线电压，将受到系统级控制器响应速度的制约，因此对电压变化的响应速度较慢