高压直流输电的建模与仿真分析(共62页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上哈尔滨理工大学毕业设计（论文）任务书学生姓名：陈波 学号：学 院：电气与电子工程学院 专业：电气工程及其自动化任务起止时间：2013年 2月 25 日至 2013年 6 月 20 日毕业设计（论文）题目：高压直流输电的建模与仿真分析毕业设计工作内容：1. 查阅国内外相关参考文献，要求阅读30篇以上文献，了解当今电力系统的发展状况，及目前研究的热点问题；2. 对高压直流输电技术的发展及现状进行综述；3. 熟悉并掌握高压直流输电的基本原理；4. 熟悉Matlab中Simulik的使用方法及其在电力系统中的实际应用；5. 实现对高压直流输电系统的数字仿真；6. 对仿真结果进

2、行分析；7 撰写论文，准备答辩。资料：1 张洪信，赵清海.ANSYS有限元分析完全自学手册.机械工业出版社，20082 盛剑霓.电磁场数值分析.科学出版社，19843 冯慈章.马西奎.工程电磁场导论.高等教育出版社，2007 贺德馨.风洞天平.国防工业出版社，2001填上3篇你用到的参考文献指导教师意见：签名：年 月 日系主任意见：签名：年 月 日教务处制表专心-专注-专业高压直流输电的建模与仿真分析摘要高压直流输电(HVDC)具有线路输送容量大、造价低、损耗小、电力系统间的非同步联网能力强等优点，而且，直流输电不存在交流输电的稳定问题，有利于远距离大容量送电。并且由于高压直流输电具有经济性好

3、，适用于两个不同频率的系统互联，能够远距离大功率输电等优点，这些都决定高压直流输电在将来的输电系统中将起着举足轻重的作用。对于我国来说，直流输电技术在西电东输以及电力系统全国联网工程中将会起到重要的作用。在此背景下，研究HVDC的结构、运行原理及控制方法，对HVDC进行建模与仿真，分析系统的稳态、动态特性等显得非常重要。本文介绍了高压直流输电的历史背景及在国内外的发展状况，分析了高压直流输电的控制基本理论，利用Matlab中的Simulink对HVDC进行建模，并在此模型基础上进行了系统的稳态、直流线路故障、逆变器交流侧单相接地故障及两相接地故障仿真，得出相应的仿真波形，验证了HVDC模型的有

4、效性和正确性。关键词高压直流输电系统；Matlab/Simulink；仿真模型；仿真分析HVDC Modeling and SimulationAbstractHVDC transmission (HVDC) transmission lines with large capacity, low cost, low loss, electrical systems, asynchronous networking ability, etc., and that there is no exchange of HVDC power transmission stability, conduciv

5、e long-distance bulk power transmission. And because HVDC has good economy for two different frequencies Systems Interconnection, to long-distance power transmission, etc., which are decided HVDC transmission system in the future will play a decisive role. For my country, HVDC transmission technolog

6、y in the west to the east as well as the national power system interconnection project will play an important role. In this context, research HVDC structure, operation principle and control methods, the HVDC modeling and simulation, analysis system, the steady-state and dynamic characteristics is ve

7、ry important. This article describes the historical background of HVDC and development at home and abroad, and to analyze the HVDC control basic theory, use Matlab Simulink model for HVDC and in this model based on a steady-state system DC line fault, the inverter AC side single-phase ground fault a

8、nd two-phase ground fault simulation, draw the corresponding simulation waveforms to verify the validity and correctness of HVDC model.KeywordsHVDC;Matlab/Simulink; Simulation Model; Simulation Analysis不要删除行尾的分节符，此行不会被打印目录摘要IAbstractII千万不要删除行尾的分节符，此行不会被打印。在目录上点右键“更新域”，然后“更新整个目录”。打印前，不要忘记把上面“Abstract

9、”这一行后加一空行第1章 绪论1.1 课题背景随着国民经济的持续、高速增长，电力需求日益旺盛，电力工业的发展速度加快。2004年新增发电装机容量505GW，全国发电总装机容量达到 440GW；2005年新增发电装机容量约70GW，全国发电总装机容量突破500GW；预计到2010年、2020年，全国发电总装机容量将分别达到 700GW和1200GW。 新增电力装机有很大数量在西部大水电基地和北部的火电基地。这些集中的大电站群装机容量大，距离负荷中心远。如金沙江的溪洛渡、向家坝水电厂，总装机容量达到18.6GW，计划送电到距电厂10002000km的华中、华东地区；云南的水电有约20GW容量要送到

10、1500km外的广东；筹划中的陕西、山西、宁夏、内蒙古的大火电基地将送电到华北、华中和华东的负荷中心，距离近的约1000km，远的超过 2000km1。在这种背景下，要求输电工程具有更高的输电能力和输电效率，实现安全可靠、经济合理的大容量、远距离送电。特高压直流输电是满足这种要求的关键技术之一。1.2 高压直流输电的发展概况1.2.1 国外高压直流输电的发展概况世界上最早的直流输电是用直流发电机直接向直流负荷供电2。1882年，法国物理学家德普勒用装设在米斯巴赫煤矿中的直流发电机，以1.52.0kV电压，沿着57km千米的电报线路，把电力送到在慕尼黑举办的国际展览会上，完成了有史以来的第一次直

11、流输电实验。1912年采用直流发电机串联的方法，将直流输电的电压、功率和距离分别提高到125kV、20MV和225km。由于直流电源和负荷均采用串联方法，运行方式复杂，可靠性差，因此直流输电在当时没有得到进一步发展。随着三相交流发电机、感应电动机和变压器的迅速发展，直流输电很快被交流输电所取代。直到20世纪50年代大功率汞弧阀的问世，直流输电技术才真正在工程中得到应用。但汞弧阀制造技术复杂、价格昂贵、逆弧故障率高，可靠性较低、运行维护不变，使直流输电的发展仍然受到限制。从1954年瑞典投入世界上第一个工业性直流输电工程起，到1977年最后一个采用汞弧阀的直流输电工程建成止，世界上也仅有12项采

12、用汞弧阀的直流输电工程投入运行。20世纪70年代后，电力电子技术和微电子技术迅速发展，高压大功率晶闸管、微机控制和保护、光电传输技术、水冷技术、氧化锌避雷器等新技术，在直流输电工程中得到了广泛应用，促使直流输电技术得到了较快的发展。1954年2000年，全世界投入的高压直流输电工程总数近100个，总容量超过70000MW.其中450kV600kV直流输电工程有20多条。直流输电工程输送总容量的年平均增长率，在19601975年为460MW/年，19761980年为1500MW/年，19811998年为2096MW/年，2000年后的增长率更大。1.2.2 国内高压直流输电的发展概况20世纪60

13、年代开始，国内制造和运行部门的研究单位开始对直流输电进行实验室研究，1974年在西安高压电器研究所建成一个8.5kV、200A、1.7MW、采用6脉动换流器的背靠背换流试验站。1977年在上海利用杨树浦发电厂到九龙变电所之间报废的交流电缆，建成了一个采用6脉动换流器的31kV、150A、4.65MW、8.6km的直流输电实验工程。以上工作为我国直流输电工程的发展打下了基础、做好了技术准备3。 1987年全部采用国内技术的舟山直流输电工程投入运行，从此直流输电开始在我国得到了应用和发展，到2010年我国已有13个直流输电工程投入运行4,这些工程主要参数见表1-1。表1-1 我国已建成的直流工程序

14、号工程名称（简称）电压（kV）功率(MW)距离(km)投运年份备注1舟山-100504219872葛洲坝南桥500120010451989极11990极23天生桥广州50018009602000极12001极24嵊泗500606.520025龙泉政平50030008602002极12003极26荆州惠州500300096020047安顺肇庆500300088020048灵宝1203602005背靠背9宜都华新50030001075200610兴仁深圳50030001194200711高岭12515002008背靠背12云南广东800500014002009极12010极213向家坝上海8006

15、40020002009极12010极2（1）舟山直流输电工程。本工程是我国第一个全部依靠自己的力量建设的直流输电工程，它解决了浙江大陆向舟山本岛的输电问题，同时具有向建设大型直流输电工程的工业性实验性质。1987年进行调试并投入运行，1989年正式投入商业运行，1998年对设备进行了更新和改造，采用微机型控制保护装置取代了原来的数控型，并增加潮流反送的功能，使舟山工程具有双向供电的能力。 （2）葛洲坝南桥直流输电工程。该工程设计和全部设备由国外承包商承担。由原BBC公司总承包，西门子公司提供南桥换流站的全部一次设备。是我国第一个远距离直流输电和联网工程。葛洲坝南桥直流输电工程为双极500kV、

16、1200A、1200MW、输送距离1045km。整流站在葛洲坝水电站附近的葛洲坝换流站，逆变站在上海的南桥换流站。1989年9月，极1投入运行；1990年8月，全部工程建成，并投入商业运行。 （3）天生桥广州直流输电工程。该工程西起天生桥水电站附近的马窝换流站，东至广州的北郊换流站，输电距离960km，采用500kV、1800A、1800MW。工程于2000年12月1极投入运行，2001年工程全部建成。 （4）嵊泗直流输电工程。嵊泗直流输电工程是我国自行设计和建造的双极海底电缆直流工程。工程为双极，50kV、600A、60MW，可双向送电。 （5）龙泉征平直流输电工程。本工程是三峡水电站向华东

17、电网的第一个送电工程，工程为双极500kV、3000A、3000MW。全长860km，工程于2002年12月极1投入运行，2003年5月全部建成。 （6）荆州惠州直流输电工程。本工程是三峡水电站向广东的送电和实现华中和华南电网的联网工程。工程为双极500kV、3000A、3000MW。直流架空线路从湖北的荆州换流站到广东的惠州换流站，全长960km。2004年2月极1投入运行，6月双极全部建成。 （7）安顺肇庆直流输电工程。本工程是云南贵州的电力东送工程，直流架空线路由贵州的安顺换流站到广东的肇庆换流站，全长880km。工程为双极500kV、3000A、3000MW，2004年6月建成。 （8

18、）宝灵背靠背直流工程。本工程实现华中与西北两大电网联网，其主要参数为直流120kV、360MW、3000A。换流站设备全部采用国产设备，工程已于2005年建成。 （9）宜都华新直流输电工程。本工程是三峡水电站向华东电网的第二个送电工程。全长1075km，额定参数与龙泉征平直流输电工程相同。2006年投入运行。 （10）兴仁深圳直流输电工程。本工程是贵州广东第2回直流工程，全长1194km，工程为双极500kV、3000A、3000MW，2007年投运。 （11）高岭背靠背直流输电工程。本工程是华北和东北两个500kV电网之间的联网工程。本工程为双极、125kV、3000A、两组750MW换流器

19、，总容量1500MW，与2008年底建成投运。已成为世界上最大的背靠背换流站，最终容量为3000MW。设备全部由国内提供。 此外，为实现西南水电以及大型火电基地电力送出，800kV云南广东直流输电工程，额定容量5000MW，输电距离1400km；800kV向家坝上海直流输电工程，额定容量6400MW，输电距离2000km。这两个工程均于2009年建成第一极，2010年全部建成。1.3 高压直流输电的特点直流输电由于自身的结构及性能，具有以下特点5：1.3.1 经济性高压直流输电的合理性和适用性在远距离大容量输电中已得到明显的表现。由于直流输电线路的造价和运行费用比交流输电低，而换流站的造价和运

20、行费用均比交流变电所要高。因此对于同样输电容量，输送距离越远，直流比交流的经济型越好。如下图可以看出当输电距离大于等价距离时，直流输电的经济性优势便可以体现出来，并且输电距离越远其经济性越好。在实际应用中，对于架空线路此等价距离为600700km，电缆线路等价距离则可以降低至2040km。另一方面，直流输电系统的结构使得其工程可以按照电压等级或级数分阶段投资建设。这也同样体现了高压直流输电经济性方面的特点。1.3.2 互联性交流输电能力受到同步发电机间功角稳定问题的限制，且随着输电距离的增大，同步机间的联系电抗增大，稳定问题更为突出，交流输电能力受到更大的限制。相比之下，直流输电不存在功角稳定

21、问题，可在设备容量及受段交流系统允许的范围内，大量输送电力。交流系统联网的扩展，会造成短路容量的增大，许多场合不得不更换断路器，而选择合适的断路器又十分困难。而采用直流对交流系统进行互联时，不会造成短路容量的增加，也有利于防止交流系统的故障进一步扩大。因此对于已经存在的庞大交流系统，通过分割成相对独立的子系统，采用高压直流互连，可有效减少短路容量，提高系统运行的可靠性。直流输电所连的两侧电网无须同步运行，原因是直流输电不存在传输无功问题，两侧的系统之间没有无功的交换，也不存在交流系统中频率的问题。由于直流输电的这个特性，它可以实现电网的非同步互连。进而也可实现不同频率交流电网的互连，起到频率变

22、换器的作用。1.3.3 控制性直流输电另一个重要特点是潮流快速可控，可由于锁链交流系统的稳定与频率控制。直流输电的换流器为基于电力电子器件构成的电能控制电路，因此其对电力潮流的控制迅速而精确。且对于双端直流输电而言，可迅速实现潮流的反转。潮流反转有正常运行中所需要的慢速潮流反转和交流系统发生故障需要紧急功率支援时的快速潮流反转。其迅速的潮流控制对于所连交流系统的稳定控制，交流系统正常运行过程中应对负荷随机波动的频率控制及故障状态下的频率变动控制都能发挥重要作用。1.4 高压直流输电的缺点（1）换流站设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高；换流站比变电站投资大。直流输电环节中的换流站的设备

23、比交流变电站复杂，除换流变外，还有可控硅换流器，以及换流器的其他附属设备，这些设备的造价都非常高昂，因此换流站的投资高于同等容量的交流变电站。（2）换流器产生大量谐波。换流器对交流侧来说，除了是一个负荷（在整流侧）或电源（在逆变站）以外，它还是一个谐波电流源。它畸变交流电流波形，向交流系统发出一系列的高次谐波电流，同时也畸变了交流电压波形。为了减少流入交流系统的谐波电流，保证换流站交流母线电压的畸变率在允许的范围内，必须装设交流滤波器。另外，换流器对直流侧来说，除了是一个电源（在整流侧）或负荷（在逆变站）以外，它还是一个谐波电压源。它畸变直流电压波形、向直流侧发出一系列的谐波电压，在直流线路上

24、产生谐波电流。为了保证直流线路上的谐波电流在允许范围内，在直流侧必须装设平波电抗器和直流滤波器。（3）换流器无功消耗量大。换流器吸收无功功率：30%50%Pd (整流器）；40%60% (逆变器) （ 表示输电线路传输的功率）。由此看来虽然直流输电线路理论上不消耗无功功率，但是总体来说高压直流输电还是要消耗大量无功功率的，换流站中的换流器会消耗大量无功，因此必须在换流站中进行无功补偿，这是换流站造价远高于同容量的交流变电站的一个直接原因。（4）在某些运行方式下，对地下（或海中）物体产生电磁干扰和电化学腐蚀。（5）直流断路器（DC circuit breaker）造价高，技术复杂。在交流系统中，

25、电流每周波有两次自然过零点, 交流断路器就是充分利用此时机熄灭电弧，完成介质恢复。而直流系统不存在自然过零点。因此，开断直流电路就要困难许多。因此，直流断路器的造价往往高于交流断路器，并且其稳定性能不如交流断路器。直流断路器的制造工艺及其性能直接影响高压直流输电的容量与形式，在直流多站系统中，为建立直流系统之间的联络，需要性能更好的直流断路器6。1.5 高压直流输电研究的热点问题高压直流输电已经成为我国电网的重要组成部分，国内目前研究的高压直流输电热点问题有：（1）高压直流输电系统的稳定性分析。（2）特高压直流输电系统孤岛运行研究。（3）高压直流输电换相失败故障诊断研究。（4）高压直流输电中的

26、谐波分析。（5）高压直流输电系统次同步震荡阻尼特性研究。（6）高压直流输电线路故障解析与保护研究。（7）新型换流变压器在直流输电系统中运行特性的研究。第2章 高压直流输电控制基本原理2.1 高压直流输电控制系统分层结构高压直流输电控制系统是保证直流输电系统稳定高效运行的关键7。高压直流输电控制系统根据功能、优先级等原则将所有控制环节划分为不同的等级层次。采用分层结构利于对复杂的高压直流输电控制系统进行分析、提升运行系统维护和操作的灵活性并降低了单个控制环节发生故障对系统其它环节的影响，增强系统运行的稳定性和安全性。图2-1 高压直流输电控制系统分层结构高压直流输电控制系统分层结构如图2-1所示

27、，分为系统控制、双极控制、极控制、换流器控制、单独控制以及换流阀控制几部分。高压直流输电系统控制作用于换流站，换流站通过双极控制环节控制正负两个换流极，每个换流极通过极控制实现正常运行。极控制包括换流器控制及单独控制，换流器控制环节控制换流阀的运行状态实现交直流转换，换流阀控制与单独控制作用于被控对象，如晶闸管、换流变压器等设备。各层的控制作用采用单向传递方式，高层次等级控制低层次等级。系统控制级是高压直流输电控制系统的最高层次等级，其主要功能为通过通信系统上传直流输电系统运行参数并接收电力系统调度中心运行指令，根据额定功率指令对各直流回路的功率进行调整和分配以保持系统运行在额定功率范围内，实

28、现潮流反转控制以及功率调制、电流调制、频率控制、阻尼控制等控制方式，当出现故障或特殊情况时还可以进行紧急功率支援控制。双极控制级的主要功能是同时控制并协调高压直流输电系统的正负极运行，根据系统控制级输出的功率指令，计算分配正负极的功率定值并在运行过程中控制功率的传输方向，平衡正负极电流并控制交直流系统的无功功率、交流系统母线电压等。极控制级根据双极控制系统输出的功率指令，计算输出电流值，并将该电流值作为控制指令输出至换流器控制级进行电流控制，控制正极或负极的启动、停运以及故障处理。极控制级还可以实现不同换流站同极之间的电流指令值、交直流系统运行状态、各种参数测量值等信息的通信等。换流器控制级的

29、主要功能是控制换流器的触发以保持系统正常运行，并根据实际运行要求实现定电流控制、定电压控制等控制方式。换流器是高压直流输电系统实现交直流转换的重要设备，换流器触发控制通过调整换流器触发角控制高压直流输电交直流转换过程并保证高压直流输电系统输出预期的功率或直流电压，对高压直流输电系统的安全稳定运行具有重要作用。因此换流器触发控制是换流器控制级的核心部分，是高压直流输电控制系统的重要研究内容。单独控制级的主要功能是控制换流变压器分接头档位切换以调节换流变压器输出电压，并监测和控制换流单元冷却系统、辅助系统、交直流开关场断路器、滤波器组等设备的投切状态。单独控制级的核心部分是换流变压器分接头控制，换

30、流变压器分头控制通过调整换流变压器的换流阀侧(简称阀侧)电压保持高压直流输电系统换流器触发角或直流电压的稳定，提高高压直流输电系统的运行效率。由于换流变压器在高压直流输电系统中起到隔离交直流系统的作用，并对高压直流输电系统的稳定运行具有重要作用。因此，换流变压器分接头控制是高压直流输电控制系统的重要研究内容。换流阀控制级将换流器控制级输出的触发角信号转换为触发脉冲来控制换流器中晶闸管的导通关断，并监测晶闸管等元件的运行状态，生成显示、控制、报警等信号。根据上述高压直流输电控制系统分层结构的分析可知，换流器触发控制与换流变压器分接头控制是高压直流输电控制系统的核心组成，对高压直流输电系统的稳定运

31、行具有关键性作用。因此，针对换流器触发控制与换流变压器分接头控制进行仿真建模是高压直流输电控制系统的重要研究内容。2.2 高压直流输电控制原理为便于分析高压直流输电系统的控制原理，根据直流输电原理做出高压直流输电系统等效电路，如图3.3所示，等效电路包括整流器、直流输电线路和逆变器三部分，整流器将交流电流转换为直流电流,通过直流输电线路送至逆变器转换为交流电。为便于后续研究，以N点为界将高压直流输电等效电路分为两部分，N点左侧为整流侧，N点右侧包括输电线路和逆变器(简称逆变侧)。根据基尔霍夫定律分析等效电路可知：图2-2 高压直流输电系统等效电路图直流电流: （3-1）整流侧伏安特性： （3-

32、2）逆变侧伏安特性： （3-3）其中，和与交流系统电势相关： （3-4）式中，-整流侧换流变压器阀侧空载电压，-逆变侧换流变压器阀侧空载电压，-整流器直流电压，-逆变器直流电压，整流侧触发角，-逆变侧超前触发角，-整流器换相电抗，-逆变器换相电抗，-直流输电线路等值电阻，-整流侧交流系统电势，-逆变侧交流系统电势。在公式3-1中，、和为恒定值，因此直流电压、直流电流的大小仅与和有关。因此，高压直流输电控制系统主要通过调节换流器触发角以及整流侧和逆变侧交流系统电势来控制高压直流输电系统的直流电压及电流8。2.3 高压直流输电控制方式基于高压直流输电控制系统分层结构及控制原理分析可知，换流器触发控

33、制与换流变压器分接头控制是高压直流输电系统的主要控制方式，换流器触发控制通过调节换流器触发角控制换流器的运行状态，换流变压器分接头控制通过调节换变压器分接头位置控制整流侧与逆变侧交流系统电势，保证高压直流输电系统的稳定运行9。2.3.1 换流器触发控制由上述直流输电控制基本原理分析可知，换流器触发角是高压直流输电控制系统的重要控制量。控制系统通过分别调节整流侧和逆变侧换流器触发角玟和口实现对直流电压及直流电流的控制作用。换流器触发控制方式响应速度很快，调节时间一般为14ms，并且调节范围较大，是高压直流输电系统的主要控制方式。当高压直流输电系统因扰动或故障引起电压电流快速变化时，换流器触发控制

34、发挥快速调节作用使系统恢复正常，当出现特殊情况时换流器触发控制可以提前将触发角置于预定值以保证系统运行的安全可靠。2.3.2 换流变压器控制整流侧和逆变侧交流系统电势是高压直流输电控制系统的另一重要控制量，高压直流输电控制系统通过分别调节整流侧和逆变侧换流变压器分接头位置来调节整流侧和逆变侧交流系统电势E，和E的值，实现对高压直流输电系统换流器触发角或直流电压的控制。换流变压器分接头控制方式响应速度比较缓慢，通常分接头位置调节一次时间为310s，并且由于变压器的分接头位置以及变压器设备本身的容量等限制使得换流变压器分接头控制的调节范围较小，是直流输电系统的辅助控制方式。当系统发生快速的暂态变化

35、时由换流器触发控制作用，换流变压器分接头调节不参与调节过程；当系统电压发生较长时间的缓慢变化或由于换流器触发控制调节导致触发角长时间超出额定范围时，换流变压器分接头控制发挥调节作用使系统逐渐恢复正常运行状态。换流器触发控制与换流变压器分接头控制相互配合，保证高压直流输电系统稳定运行及发生故障时控制系统的快速调节作用，改善并提高高压直流输电系统的运行性能及效率。2.4 高压直流输电控制系统基本组成高压直流输电控制系统通过控制换流器触发角及换流变压器分接头，保证直流输电系统的正常运行及发生故障时的快速恢复。2.4.1 换流器出发控制基本组成换流器触发控制主要由触发角控制、电流控制、电压控制及裕度控

36、制组成12。触发角控制包括整流侧最小触发角控制和逆变侧最大触发角控制，电流控制包括电流限制控制和定电流控制，电压控制也称为定电压控制。（1）整流侧最小触发角控制换流器由多个晶闸管构成换流桥实现交直流转换，如果系统运行时换流器触发角过小，导致加在晶闸管上的讵向电压过低将会引起晶闸管导通的同时性变差，影响换流器的正常导通特性，不利于换流过程的稳定。因此需要设定最小触发角控制以保证换流阀的正常运行。当整流侧交流系统发生故障时，控制系统将减小触发角至最小值以降低故障对直流功率的影响，当交流系统故障清除电压恢复后，如果触发角过小将会出现过电流引起系统不稳定。因此，需要设置合适的最小触发角限制值。（2）逆

37、变侧最大触发角控制为了避免系统出现特殊情况时，由于控制系统中的控制器超调引起逆变侧触发角过大，导致熄弧角太小发生换相失败，控制系统需要设置逆变侧最大触发角限制控制。（3）电流限制控制为了避免系统发生故障或受到扰动时，导致直流电流迅速下降至零引起系统输送功率中断，控制系统设置最小电流限制控制。并且需要考虑系统的过负荷能力、降压运行等特殊运行工况，控制系统设置最大电流限制控制以保证系统安全。（4）定电流控制定电流控制是换流器的基本控制方式，用来控制直流输电稳态运行电流以及实现直流输送功率、各种直流功率的调节控制以改善交流系统的运行性能。当直流输电系统发生故障时，定电流控制可以快速的限制暂态故障电流

38、以保护晶闸管换流阀和其它设备，保证系统运行的安全性。因此，定电流控制器的暂态和稳态性能对直流输电控制系统性能具有关键性作用。（5）定电压控制定电压控制是换流器的基本控制方式，用来保持直流电压的稳定运行并在降压运行状态时调节换流器触发角以保持直流电流恒定。在实际高压直流输电系统中，整流侧采用定电压控制来减小因线路故障或整流器故障引起的过电压对高直流输电系统运行的影响，逆变侧采用定电压控制来保证直流电压稳定。（6）裕度控制高压直流输电系统正常运行时，整流侧和逆变侧分别通过定电流控制和定电压控制实现对直流电流和直流电压的控制。为了避免整流侧和逆变侧的定电流控制同时作用引起控制系统不稳定，设置整流侧定

39、电流控制的电流整定值比逆变侧电流整定值大一个电流裕额，根据实际高压直流输电系统运行经验，电流裕额为额定电流值的10。同理，为了避免整流侧和逆变侧的定电压控制同时作用，逆变侧定电压控制的电压整定值比整流侧电压整定值小一个电压裕额，电压裕额为直流输电线路的电压降。2.4.2 换流变压器分接头控制基本组成换流变压器分接头控制通过调整高压侧分接头位置来改变交流侧电势。换流变压器分接头控制主要用于保持换流器触发角或直流电压处于参考值附近，提高高压直流输电系统运行效率并保护换流设备。换流变压器分接头控制分为定角度控制和定电压控制。（1）定角度控制定角度控制用于保持换流器触发角处于参考范围内。当整流侧或逆变

40、侧交流系统因发生故障导致交流电压发生变化时，整流侧和逆变侧换流器触发控制将增加或减小触发角以保持直流电压、直流电流稳定，但是整流侧触发角过大将会降低整流器的功率因数、增加无功消耗，触发角过小将引起过电流危害高压直流输电系统的安全，逆变侧触发角过大将会引起逆变侧发生换相失败，触发角过小将导致逆变侧进入整流状态，不利于高压直流输电系统的稳定运行。因此换流变压器分接头控制检测换流器触发角与参考值之间的误差，当误差值超过一定范围时调整分接头位置使触发角恢复到参考范围内。换流变压器分接头控制采用定角度控制方式时，补偿了定电压控制产生的不利影响，但是由于实际电网中功率、电压的调节比较频繁，将会导致分接头动

41、作次数增加。（2）定电压控制定电压控制用于保持直流电压处于参考范围内，基本调节原理与定角度控制类似。检测直流电压与参考电压之间的差值，当差值超过一定范围时，换流变压器分接头控制调节分接头位置以保持直流电压为额定值。定电压控制方式调节分接头动作次数较少，但是由于定电压控制方式需要保持直流电压恒定，将会导致换流器触发角的调节幅度增大，不利于系统的稳定高效运行。根据实际高压直流输电工程换流变压器分接头控制的运行情况及换流变压器分接头控制原理的分析，通常整流侧换流变压器分接头控制采用定角度控制，逆变侧换流变压器分接头采用定电压控制，保证高压直流输电系统的稳定运行并增强控制系统性能。第3章 高压直流输电

42、基本构成和工作原理高压直流输电系统由一次侧电气系统与二次侧控制系统组成。其中，一次侧电气系统包括换流变压器、交流滤波器及无功补偿装置、换流站、直流滤波器、平波电抗器、直流输电线路等电气元件，二次侧控制系统主要用于控制直流系统的起动、潮流、传输容量、换流器闭锁解锁、故障后的恢复与运行等10。3.1 直流输电系统的构成方式直流系统的构成可以分为二端和多端两大类，我们研究的主要是二端直流系统，它的构成方式主要可以分为单极系统、双极系统和背靠背直流系统三类。3.1.1 单极系统单极直流输电系统可以采用正极性或负极性运行模式。换流站出线端对地电位为正的称为正极，为负的称为负极。单极直流架空线路通常多采用

43、负极性，因为正极导线的电晕和电磁干扰要比负极性导线大，且由于雷电大多数为负极性，正极导线雷电闪络的概率比负极导线要高。单极系统接线方式有单极大地(或海水)回线方式(图3-1(a)和单极金属回线方式(图3-1(b)。（a） 单极大地回线方式（b） 单极金属回线方式图3-1 单极系统接线示意图图题标注不能和图分家（1）单极大地回线方式单极大地回线方式利用一根导线和大地(或海水)构成直流侧单极回路。这种方式下，流经大地(或海水)的电流为直流输电工程的运行电流。由于地下长期有大直流电流流过，因而将引起接地极附近地下金属构件的电化学腐蚀等问题。这种回线方式的优点是结构简单，线路造价低：但运行的可靠性和灵

44、活性较差，对接地极要求较高。（2）单极金属回线方式单极金属回线方式是利用两根导线构成直流侧的单极回路。在运行中，地中无电流流过，可以避免由此所产生的电化学腐蚀等问题。为了固定直流侧的对地电压和提高运行的安全性，金属返回线一端需要接地。这种方式通常是在不允利用大地或海水为回线或选择接地极较困难以及输电距离较短的单极直流输电工程中采用3.1.2 双极系统双极系统接线方式是直流输电工程常用的接线方式，可分为双极两端中性点接地方式(图3-2(a)、双极一端中性点接地方式(图3-2b)和双极金属中线方式(图3-2(c)三种类型。（a） 双极两端中性点接地方式（b）双极一端中性点接地方式（c）双极金属中线

45、方式图3-2 双极系统接线示意图 （1）双极两端中性点接地方式双极两端中性点接地方式是大多数直流输电工程所采用的正负两极对地，两端换流站的中性点均接地的系统构成方式。正常运行时，直流电流的路径为正负两根极线。实际上它是由两个独立运行的单极大地回线系统构成。正负两极在地回路中的电流方向相反，地中电流为两极电流之差值。双极的电压和电流可以不相等，双极电压和电流均相等时称为双极对称运行方式，不相等时称为电压或电流的不对称运行方式。当输电线路或换流站的一个极发生故障需要退出工作时，可根据具体情况转为三种单极方式运行，即a)单极大地回线方式f-b)单极金属回线方式；c)单极双导线并联大地回线方式。（2）

46、双极一端中性点接地方式这种接线方式只有一端换流站的中性点接地，其直流侧回路由正负两极导线组成，不能利用大地(或海水)作为备用导线。当一极发生故障需要退出工作时，必须停运整个双极系统，没有单极运行的可能性。因此，这种接线方式的运行可靠性和灵活性均较差。它的优点是保证在运行中无地电流流过。（3）双极金属中线方式、双极金属中线方式是利用三根导线构成直流侧回路，其中一根为低绝缘的中性线，另外两根为正负两极的极线。这种系统构成相当于两个可独立运行的单极金属回线系统，共用一根低绝缘的金属返回线。当一极发生故障时，可自动转为单极金属回线方式运行；当换流站的一个极发生故障需要退出工作时，可首先自动转为单极金属回线方式，然后还可转为单极双导线并联金属回线方式运行，运行方式可靠灵活。但是该接线方式线路结构复杂，造价较高。3.1.3 背靠背直流系统它实际上是无直流线路的直流系统，常用以实现不同频率或相同频率交流系统之间的非同步联系，也叫非同步联络站，见图3-3。在背靠背换流站内，整流器和逆变器的直流侧通过平