电力电子技术课件_第6章.ppt

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1、第第6 6章章 高压直流输电高压直流输电6.1 高压支流输电概述6.2 换流器的工作原理6.3 高压直流输电系统的谐波抑制及无功补偿6.4 高压直流输电的基本控制原理6.1 高压直流输电概述高压直流输电(HVDC)将发电厂发出的交流电通过换流器转变为直流电(即整流)，然后通过输电线路把直流电送入受电端，再把直流电转变为交流电供用户使用(即逆变)。电力电子技术的一个重要应用领域，与其他应用技术相比，其实用化较早、电压与功率等级最高。6.1.1 6.1.1 高压直流输电的发展高压直流输电的发展1882年，法国物理学家德普勒用15002000V的直流发电机经57km的线路，把电力由米斯巴赫煤矿传送到

2、在慕尼黑举办的国际展览会上，标志着直流输电技术的诞生。1882年诞生随着电力系统的迅速发展，带来远距离输电同步稳定性等一系列问题。1954年20世纪50年代后瑞典建成通过海底电缆向果特兰岛供电的100kV、90km、20MW、采用汞弧阀变流的直流输电工程。标志着直流输电进入了一个新的时期。第一个采用晶闸管阀的大规模高压直流输电系统是于1972年建立的依尔河系统，它是连接加拿大新不伦威克省和魁北克省的一个80kV/320MW背靠背高压直流输电系统。20世纪70年代晶闸管阀出现巴西伊泰普直流输电工程架空线路最高电压(600kV)和最大输送容量(6300MW)南非英加沙巴直流输电工程 最长架空直流线

3、路传送距离(1700km)英法海峡直流输电工程 电缆线路的最大输送容量2000MW)瑞典德国的波罗的海高压直流输电工程电缆线路的最高电压(450kV)和最长距离(250km)俄罗斯芬兰之间的维堡高压直流输电工程 背靠背换流站的最大容量(1065MW)高压直流输电自20世纪50年代兴起至今，全世界有80多项高压直流输电系统投入运行。1.1977年在上海建设成并投运了我国第一条31kV、4650kW，长8.6km的直流输电试验线路。2.1987年，我国投产了第一项高压直流输电工程浙江大陆舟山群岛的跨海输电(50MW，100kV)工程，填补了我国高压直流输电工程的空白，为今后发展和建设高压直流输电工

4、程提供了宝贵的建设和运行经验。3.1989年葛洲坝上海高压直流输电工程的投入运行，标志我国高压直流输电工程已迈入世界先进行列。该直流系统采用500kV双极联络线，额定容量为1200MW，输电距离为1045km，它的建成把华东、华中这两个装机容量超过14GW的大电网连接起来，形成了我国第一个大电网联合系统，使长江葛洲坝水电站的电能源源不断送往上海。我国对高压直流输电的研究起步较晚4.我国第一个交直流并联运行系统天生桥广州直流输电工程于2001年6月全面建成投运，该工程线路长度约980km，送电容量为1800MW，电压为500kV。嵊泗高压直流输电工程是我国自行设计和建造的海底电缆高压直流工程于2

5、002年全部建成。5.三峡工程的兴建、全国联网和西电东送步伐的进一步加快，为扩大高压直流输电技术的应用创造了良好的条件。2004年底，三峡常州、三峡广东、贵州广东500kV、3000A、3000MW的高压直流输电工程投运，标志着我国的高压直流输电技术已跨入世界先进行列。随着电力电子技术的进步和高压直流输电设备价格的下降，将使压直流输电的优势更加明显，在未来的电力系统中将会更具竞争力。我国对高压直流输电的研究起步较晚6.1.2 6.1.2 高压直流输电的特点高压直流输电的特点1.高压直流输电的优点 (1)直流输电架空线路的造价低、损耗小。(2)高压直流输电不存在交流输电的稳定性问题，直流电缆中不

6、存在电容电流，因此有利于远距离大容量送电。(3)高压直流输电可以实现额定频率不同(如50Hz、60Hz)的电网的互联，也可以实现额定频率相同但非同步运行的电网的互联。(4)采用高压直流输电易于实现地下或海底电缆输电 (5)高压直流输电容易进行潮流控制，并且响应速度快、调节精确、操作方便。而交流线路的潮流控制比较困难。(6)高压直流输电工程便于分级分期建设和增容扩建，有利于及早发挥投资效益。2.2.直流输电的缺点(1)直流输电的换流站比交流变电站设备多、造价高、结构复杂、运行费用高。(2)换流器工作时需要消耗较多的无功，需要进行无功补偿。(3)换流器工作时，在直流侧和交流侧均产生谐波，必须装设滤

7、波装置，使换流站的造价、占地面积和运行费用大幅度提高。(4)直流电流没有电流的过零点，灭弧较难。因此高压直流断路器制造困难，不能形成直流电网。(5)直流输电利用大地(或海水)为回路会产生一系列技术性问题。6.1.3 高压直流输电的结构类型 高压直流输电工程的系统结构可分为两端直流输电工程和多端直流输电工程两大类。两端直流输电系统与交流系统只有两个连接端口，一个整流站和一个逆变站，即只有一个送端和一个受端。多端直流输电系统与交流系统有三个或三个以上的连接端口。直流输电工程按照直流联络线可分以下几类：(1)单极联络线 直流输电系统中换流站出线端对地电位为正的称为正、极，对地电位为负的称为负极。在单

8、级系统中，一般采用正极接地，相当于输电系统中只有一个负极，称为单级系统的负极运行。图6-2 单级HVDC联络线 采用负极运行的优点是：直流架空线路受雷击的概率以及电晕引起的无线电干扰都比正极运行时少。单级系统的构成方式可分为大地(海水)回流和金属导线回流。(2)双极联络线 双极联络线有两根导线，一正一负，每端有两个额定电 压的换流器串联在直流侧，两个换流器间的连接点接地。正常时，两极电流相等，无接地电流。若因一条线路故障而导致一极隔离，另一极可通过大地运行，承担一半的额定负荷，或利用换流器及线路的过载能力，承担更多的负荷。图6-3 双极联络线结构(3)同极联络线 同级联络线导线数不少于两根，所

9、有导线同极性。通常导线为负极性，因为这样由电晕引起的无线电干扰较小。系统采用大地作为回路，当一条线路发生故障时，换流器可为余下的线路供电。这些导线有一定的过载能力，能承受比正常情况更大的功率。图6-4 同极联络线结构(4)背靠背直流输电系统 背靠背直流输电系统是输电线路长度为零(即无直流联络线)的两端直流输电系统，主要用于两个非同步运行的交流系统的联网，其整流站和逆变站的设备通常装设在一个站内。由于背靠背直流输电系统无直流输电线路，直流侧损耗较小，所以直流侧电压等级不必很高。图6-5 背靠背直流输电系统结构 6.1.4 6.1.4 高压直流输电系统的结构和元件高压直流输电系统的结构和元件 图6

10、-6 双级HVDC系统 l以双级HVDC系统为例，HVDC系统的主要元件：(1)换流器(2)滤波器(3)平波电抗器；电感值很大，在直流输电中有着非常重要的 作用：1)降低直流线路中的谐波电压和电流。2)限制直流线路短路期间的峰值电流。3)防止逆变器换相失败。4)防止负荷电流不连续。(4)无功功率源(5)直流输电线(6)电级(7)交流断路器6.2 6.2 换流器的工作原理换流器的工作原理 6.2.1 换流阀l在直流输电系统中，为实现换流所需的三相桥式换流器的桥臂，称为换流阀。l换流阀功能l半导体阀可分为晶闸管阀(或可控硅阀)、低频门极关断晶闸管阀(GTO阀)、高频绝缘栅双级晶体管阀(IGBT阀)

11、三类。整流 逆变 开关 l晶闸管阀是由晶闸管元件及其相应的电子电路、阻尼回路、阳极电抗器、均压元件等通过某种形式的电气连接后组装而成的换流桥的桥臂。l阀的结构 晶闸管级(单元)由晶闸管元件及其所需的触发、保护及监视用的电子回路、阻尼回路构成；阀组件由串联连接的若干个晶闸管级和阳极电抗器串联后再与均压元件并联构成；单阀由若干个阀组件串联组成，由于单阀可构成6脉动换流器的一个臂，故单阀又称为阀臂；二重阀由6脉动换流器一相中的2个垂直组装的单阀组成；四重阀由12脉动换流器垂直安装在一起的4个单阀构成。图6-7 阀的电气连接示意图(a)晶闸管级；(b)阀组件；(c)单阀(桥臂)；(d)换流桥 6.2.

12、2 12脉动换流器l在大功率、远距离直流输电工程中，为了减小谐波影响，常把两个或两个以上换流桥的直流端串联起来，组成多桥换流器。u多桥换流器结构 由偶数桥组成，其中每两个桥布置成为一个双桥。每一个双桥中的两个桥由相位差为30的两组三相交流电源供电，可以通过接线方式分别为YY和YD的两台换流变压器得到。图6-8 12脉动换流桥 双桥换流器：如果换流器只有一对换流桥串联组成，则称这样的换流器为双桥换流器。结构特点：共有12个阀臂，正常运行时阀臂开通的顺序为111221223132414251526162，各个臂开通的时间间隔为交流侧周期的十二分之一(即在相位上间隔30)。由于整流输出电压在每个交流

13、电源周期中脉动12次，故该换流桥也称为12脉动换流桥。直流电压和交流电流波形(忽略换流过程)波形分析：交流系统流向变压器一次侧总电流的基波分量为两个桥电流的基波分量之和。不考虑换流重叠角时，其波形如图所示。可以看出，交流系统流向变压器一次侧的总电流比单桥换流器的电流更接近于正弦波。在双桥换流器中，其交流侧的6k 1次(k为奇数)谐波分量被有效地消除，这显著地减少了滤波器的投资。此外，采用双桥换流器时，直流电压的纹波也将显著减小。6.2.3 高压直流输电的稳态计算l采用多桥换流器时，交流和直流量之间的关系讨论如下：(1)直流侧电压整流器直流电压Udr为 逆变器直流电压Udi为(2)直流侧电流单极

14、方式双极方式式中：Rd为直流回路电阻，主要包括直流线路电 阻、平波电抗器电阻、单极方式包括接地极引线电阻和接地极电阻等。(3)交流侧电流 交流侧变压器二次侧电流Ia与直流侧电流Id的关系为 交流侧变压器二次侧基波电流有效值Ia1与直流侧电流Id的关系为(4)直流功率 整流站直流功率 单极方式 双极方式 逆变站直流功率 单极方式 双极方式 直流线路损耗6.3 高压直流输电系统的谐波抑制及无功补偿l任何形式的换流器在换流的同时都会产生谐波，高压直流输电系统也不例外。谐波不仅影响着电能质量，而且对电网本身、电网中的电力设备、计量装置、保护装置、通信系统都会产生严重的干扰。因此必须对高压直流输电系统产

15、生的谐波 进行准确分析计算并合理配置滤波装置。由于滤波器在工频下呈容性，因此除了抑制谐波外还可起无功补偿的作用。6.3.1 6.3.1 高压直流输电系统的谐波特点高压直流输电系统的谐波特点 l直流输电系统的平波电抗器电抗值通常比换相电抗值要大的多，所以对于与换流器连接的交流系统来说，换流器及其直流端所连接的直流系统可以看作一个高内阻抗的谐波电流源。l为了正确估计谐波所引起的不良影响、正确设计和选择滤波装置，必须对直流输电系统中的谐波进行分析。在分析谐波时，通常先采用一些理想化的假设条件，这样不但可以使分析得到简化，而且对谐波中的主要成分可以得出具有一定精度的结果，根据这些假设条件，得出有关特征

16、谐波的结论。然后，对某些假定条件加以修正，使分析计算接近于直流输电系统实际的运行和控制情况。简化假设条件如下：简化假设条件如下：(1)交流电压是三相对称、平衡的正弦电压，除了基波以外，没有任何谐波分量。(2)换流变压器的三相结构对称，各相参数相同。(3)换流器的直流侧接有无限大电感的平波电抗器，直流电流是没有谐波分量的恒定电流。(4)在同一换流站中，各换流阀以等时间间隔的触发脉冲依次触发，且触发角保持恒定。实际上，用于计算特征谐波的理想条件是不存在的，总是存在比较小量的非特征谐波。特征谐波特征谐波 单纯由于换流器接线方式而产生的谐波称为特征谐波。例如：一个脉动数为p的换流器，在它的直流侧将主要

17、产生n=kp次的电压谐波，而在它的交流侧将主要产生n=kp1次的电流谐波，其中k为任意的整数。非特征谐波非特征谐波 除特征谐波外由于换流器参数和控制参数各种不对称等原因而产生的谐波称为非特征谐波。非特征谐波一般远小于特征谐波。(1)换流站交流侧特征谐波。对于YY变压器连结的6脉波换流桥，交流电流的傅立叶展开式如下：交流线电流的波形 矩形波的宽度为2 p/3，正、负脉冲间的相位差为p。iiD 对于YD变压器连结的6脉波换流桥，交流电流的傅立叶展开式为：对于12脉波换流桥，交流线电流是上两式的电流之和。所以总线电流为 l结论：电网侧电流只含有12k1次的谐波，第5，7，17，19，等次谐波将在两台

18、变压器的电网侧绕组中环流，而不进入交流电网。这些12k1次谐波幅值随着谐波次数的增加而衰减，第h次谐波的幅值是基波的1/h。(2)换流站直流侧特征谐波 Ud中只含有直流和6倍次谐波分量，即含有 6n次(6次、12次、18次等)谐波。电压谐波分量(第h次谐波)的衰减因子为其中 对于某次谐波，它的幅值随着的增大而增大，运行于约90时，将比运行于较小值时产生较高幅值的谐波。(3)非特征谐波 实际上，以上对于特征谐波的分析，都是按照理想化的条件，在现实的系统中并不成立。原因有：1)在交流系统中，由于某些负荷或元件参数的不完全 对称，往往或多或少地存在着基波的负序和零序电压分量。2)由于换流变压器结构上

19、的原因或其他因素，它的三相参数不完全相同。3)由于直流控制系统的控制精度或调节作用，使换流阀的触发脉冲时间间隔不完全相等。l由于上述原因，将使换流器交流侧的三相电流和直流侧的电压中，还产生其他次数的非特征谐波分量。l 在采用现代的等间隔触发脉冲的直流输电工程中，非特征 谐波的最大来源是母线电压不对称、变压器阻抗不对称以 及变压器的励磁电流。6.3.2 滤波装置l迄今为止，对高压直流输电所产生的谐波进行抑制的惟一实用方法是采用滤波装置。滤波装置大都并联在换流变压器交流侧的母线上。滤波装置由若干个无源滤波器并联而成，每个滤波器在一个或两个谐波频率附近或者在某个频带内呈现低阻抗，从而吸收相应的谐波电

20、流。l在换流站的直流侧，平波电抗器本身可以起抑制谐波的作用，但是由于平波电抗器的电感量通常根据直流线路发生故障或者逆变器发生颠覆时限制电流上升率以及保证在小电流下直流系统能正常运行等要求来确定，当单靠平波电抗器还不足以满足抑制谐波的要求时，便需要装设滤波装置。直流侧滤波装置的原理和结构和交流侧滤波装置基本相同，一般并联在电抗器和直流线路之间。必须指出，由于电缆的铅包和钢铠对电磁场起屏蔽作用，因此当直流线路采用电缆时，无需采用直流滤波装置。(1)交流侧滤波装置 1)单调谐滤波器：由电容元件C、电感元件L、电阻元件R串联而成 阻抗Zf与频率之间的关系为在谐振频率下，相应的电抗值为单调谐滤波器电路及

21、幅频特性 (a)单调谐滤波器电路；(b)单调谐滤波器的幅频特性 品质因数越大，滤波器在调谐频率下的阻抗越小，滤波效果越好，但对频率的偏移也更为敏感。为了克服这一缺点，常在设计滤波器电感时有意降低其品质因数。品质因数为：单调谐滤波器在高压直流输电系统中的应用：在6脉波桥的情况下，单调谐滤波器一般调谐在5、7、11、13次特征谐波频率上。这种滤波器的优点是结构简单，对单一重要谐波的滤除能力强，损耗低，且维护要求低；主要缺点是低负荷时的适应性差，抗失谐能力低。由于12脉动换流器的广泛应用，消除了5次和7次的特征谐波，因此在最新的直流工程中一般不再考虑装设单调谐滤波器。2)双调谐滤波器:有两个谐振频率

22、，同时吸收两个邻近频率的谐波，其作用等效于两个并联的单调谐滤波器。从电路结构分析，双调谐滤波器是由串联谐振电路与并联谐振电路串联而成。l双调谐滤波器是目前采用的最普遍的滤波器形式。通过调整电阻值可以在很大频率范围内产生高频阻抗滤波作用。双调谐滤波器 双调谐滤波器 双调谐滤波器与两组单调谐滤波器相比，在基波频率下的损耗较小，只有一个处于高电位的电容器，便于解决低输送功率时的滤波问题。但是双调谐滤波器对失谐较为敏感，由于谐振的作用，低压元件的暂态额定值可能较高，元件数较多，且常常需要两组避雷器。双调谐滤波器与单调谐滤波器的比较：3)阻尼滤波器 阻尼滤波器分为二阶高通阻尼滤波器、三阶高通阻尼滤波器、

23、C型阻尼滤波器等。二阶高通阻尼滤波器的电路结构如图所示，它的阻抗与频率之间的关系为：二阶高通滤波器电路 三阶高通阻尼滤波器结构如右图所示，这种滤波器的基波损耗比二阶高通阻尼滤波器的损耗要低一些，但滤波器的组成要复杂，滤波效果也略低于二阶高通阻尼滤波器。因此在工程中应用不太多。三阶高通阻尼滤波器 C型阻尼滤波器如图所示，是一种改进型的高通滤波器，用于抑制较低次的谐波并兼有高通滤波的性能。由于在指定的频率范围内增加足够的阻尼而损耗减少，目前这种滤波器在低次谐波滤波器中应用最为广泛。C型阻尼滤波器(2)直流侧滤波装置 直流侧滤波器装置的设计方法原则上与交流滤波器的设计方法相同，但对直流侧滤波器的技术

24、要求主要限于抑制对邻近通信线路的干扰，所考虑的频率范围通常从50Hz到5000Hz。直流侧滤波器装置一般除平波电抗器外，还包括一个或数个特征谐波频率的滤波器和一个高通滤波器。由于直流侧没有无功功率补偿问题，因此直流滤波器电容器的额定参数(最大直流电压和电容值)按照线路电压、滤波要求和经济性来决定的。各调谐支路中电感器的Q值一般都取100左右。6.3.3 功率因数补偿l目前高压直流输电采用的是晶闸管相控技术，换流器在运行中要从交流系统吸收无功功率。在额定工况时，吸收的无功功率一般为所交换的有功功率的40%60%。如果换流站与交流系统有大量无功交换时，将会使损耗增加，同时换流站的交流电压将会大幅变

25、化。所以在换流站中根据无功功率特性装设合适的无功补偿装置，是保证高压直流系统安全稳定运行的重要条件之一。无功补偿设备主要有三大类 第一类，机械操作式开关投切的电容器和电抗器。第二类，静止无功补偿装置。第三类，调相机。S直流输电线中的功率潮流大小可通过调节电流Id加以控制，而换流器所需的无功功率也会随着输送功率的增加而增大。设计滤波器时，滤波电容除按调谐因素考虑外，还需按其所提供的无功功率来计算和选择。第第6 6章章 高压直流输电高压直流输电6.1 高压支流输电概述6.2 换流器的工作原理6.3 高压直流输电系统的谐波抑制及无功补偿6.4 高压直流输电的基本控制原理6.4 高压直流输电的基本控制

26、原理l高压直流输电与交流输电相比，其显著特点是可以通过对两端换流器的快速调节，控制直流输电线路输送功率的大小和方向。所以，直流输电系统的性能，很大程度上依赖于它的控制系统。l高压直流输电系统采用各种分层控制方式，可以提供高效稳定的运行和功率控制的最大灵活性，同时保证设备的安全。高压直流输电的控制系统，要完成以下基本的控制功能：(1)直流输电的起停控制。(2)直流输送功率的大小和方向的控制。(3)抑制换流器不正常运行及所连接交流系统的干扰。(4)发生故障时，保护换流站设备。(5)对换流站、直流线路的各种参数进行监视。(6)与交流变电所设备接口及运行人员联系。6.4.1 高压直流输电的基本调节原理

27、l可以通过以下两方面来调节输送的直流电流和直流功率：(1)调节整流器的触发角a或逆变器的逆变角b，即调节加到换流阀控制极或栅极的触发脉冲的相位，简称控制极调节。(2)调节换流器的交流电压，一般靠改变换流变压器的分接头来实现。用控制相位进行调节，不但调节范围大，而且非常迅速，是直流输电系统的主要调节手段。调节换流变压器分接头则速度缓慢且范围有限，所以只作为控制调节的补充手段。l整流器和逆变器可分别按定和定运行。有时为了保证逆变器的安全运行，减小发生换相失败的几率，要求逆变器的关断超前角不小于关断余裕角0(包括可控硅正向阻断能力恢复时间所对应的角度和一定的安全裕度)，逆变器按定运行。当整流器和逆变

28、器都没有装设自动调节装置并分别按定和定运行时，系统的运行状态可由图6-16决定，图中直线1是整流器定伏安特性，直线2是逆变器定伏安特性，两条支线的交点N即系统的运行点。图6-16直流输电系统的运行点 l当整流器交流电势上升时，定特性曲线平移至1位置，同样，当整流器交流电势下降时，定特性曲线平移至1位置。由于伏安特性的斜率一般比较小(图中的斜率是夸大了的)，所以交流电压不大的变动，就会引起直流电流和功率的很大的波动。同理，逆变侧交流电势的微小变动，也会发生类似的结果，所以其运行特性不是很好。如果整流器按定运行，逆变器按定运行，情况同样不好。图6-16 直流输电系统的运行点 由于上述原因，一般在整

29、流器上装设定电流调节装置。l图表示直流输电的基本调节稳态特性，整流侧由定电流特性和定o特性两段组成，逆变侧由定do特性和定电流特性(通常比整流侧的电流整定值小DIdo)两段组成。正常时由整流器定电流特性决定运行电流，逆变器定do决定运行电压(A点)；两侧交流电压有较大变动时(例如整流侧交流电压大幅下降)，则由逆变侧决定运行电流，整流侧决定运行电压(B点或C点)。直流输电系统的基本调节特性 必须注意的是，逆变侧的两个调节器不允许同时工作，应根据运行情况由切换装置自动转换。l除了上述的调节方式外，也有采用定电流和定电压作为基本的调节方式。在这种方式中整流器仍按定电流调节，逆变器则按直流线路末端(或

30、始端)电压保持一定的方式调节。定电压调节的原理和定电流调节相似，仅反馈量或被调量改为相应的直流电压。图6-18为这种调节的伏安特性。为了防止换相失败，逆变器仍需装设调节器，但只在0时才进行调节，在图6-18中其调节特性如虚线所示。这种调节方式适用于受端交流系统等值(短路)阻抗较大(即弱系统)的场合，有利于提高换流站交流电压的稳定性。定电流定电压调节伏安特性定电压调节的优点有：(1)由于某种扰动使逆变站交流母线的电压下降时，为了保持直流电压的恒定，逆变器电压调节器将自动的减小b角，因此，逆变器的功率因数提高，消耗的无功功率减小，有利于防止交流电压进一步下降或阻尼电压的震荡。(2)在轻负载(直流电

31、流小于额定值)运行时，由于逆变器的d角比满载运行时大，对防止换相失败更为有利。定电压调节的缺点有：在额定条件时为了保证直流电压有一定的调节范围，逆变器的d角要略大于d0，也就是系统运行点要在d0特性之下，如图中A点所示，因此逆变器的额定功率因数和直流电压要比定关断余裕角调节方式的要低一些，所以消耗的无功功率多一些。6.4.2 控制系统分层结构l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。l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，同时还可以提高运行、操作、维护的方便性

32、和灵活性。l分层控制系统的主要特征是：(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。(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，以减小相互影响。(3)直接面向被控设备的控制功能设置在最低层次等 级，控制系统中有关的执行环节也属于这一层次等级，它们一般就近设置在被控设备近旁。(4)系统的主要控制功能尽可能地分散到较低的层次等级，以提高系统可用率。(5)当高层次控制发生故障时，各下层次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。6.4.3 6.4.3 直流输电系统的起停和功率反转控制直流输电系统的起停和功率反转

33、控制 (1)直流输电系统的起停控制。直流输电的起停包括正常起动、正常停运、故障紧急停运和自动再起动。直流输电的正常起动是通过控制两端换流器的触发相位，使直流电压和电流从零开始按指数曲线或直线平稳的上升来实现的。这种起动方法又称为软起动，它能够防止电流和电压在起动过程中的快速变化所引起的过电压，同时也可避免两侧交流系统受到功率快速变化的冲击。起动过程持续时间由几秒钟至几十分钟，由两端交流系统承受功率变化的能力决定。直流系统正常停运采用慢速的软停运，它相当于正常起动的逆过程。整流侧的电流调节器按停运过程中对电流变化规律的要求，逐步减小到允许运行的最小值。在此过程中交流滤波器组随直流功率减小而逐组切

34、除，以满足无功平衡的要求。直流输电系统发生故障时，保护装置动作后的停运称为紧急停运。直流系统的紧急停运采用快速移相控制，快速移相后，直流线路两端换流器都处于逆变状态，将直流系统内储存的能量迅速送回两端交流系统。当直流电流下降到零时，分别闭锁两端换流器的触发脉冲，继而跳开两侧换流变压器交流系统的断路器，达到紧急停运的目的。除了保护起动的紧急停运外，还可以手动起动紧急停运。自动再起动用于在直流输电架空线路瞬时故障后，迅速恢复供电而采取的措施。当直流保护系统检测到直流线路接地故障后，改变整流器触发角使其变为逆变器运行。在两端均为逆变器的情况下，储存的直流系统中的电磁能量迅速送回到两端交流系统，再经过

35、预先整定的弧道去游离时间后，按一定速度自动减小整流器的触发角，使其恢复为整流运行，并快速将直流电压和电流升到故障前的运行值(或某设定值)。自动再起动时间一般比交流系统的自动重合闸时间要短，因而对两端交流系统的冲击较小。(2)直流输电系统的潮流反转控制。潮流反转是利用直流输电系统的快速可控性，改变直流电压的极性，将直流功率传输方向在运行中自动反转的一种控制功能。直流功率的反转过程是在整流站和逆变站的直流控制系统的协同作用下进行的。直流功率的反转过程：通常，直流控制系统接到潮流反转命令后，先由整流站的直流电流调节器将直流电流按预先整定的速度降至最小容许值(通常为额定电流的10%)，然后由逆变站的直

36、流电压调节器把直流线路电压按预先整定的速率降至零。与此同时，为保持直流电流恒定，整流侧的直流电压也相应降低(略高于逆变侧)，此时由功率方向控制回路将两换流站控制回路中的功率传送方向标志反转。于是，原来的整流器变为逆变状态，原来的逆变器变为整流器。在此之后，再由现在的逆变站的直流电压调节器把直流线路电压按预先整定的速率升至反向后的预定值，最后由现在的整流站的直流电流调节器将直流电流按预先整定的速率升至反向后的预定值，从而完成整个潮流的反转。直流功率的反转过程：通常，直流控制系统接到潮流反转命令后，先由整流站的直流电流调节器将直流电流按预先整定的速度降至最小容许值(通常为额定电流的10%)，然后由

37、逆变站的直流电压调节器把直流线路电压按预先整定的速率降至零。与此同时，为保持直流电流恒定，整流侧的直流电压也相应降低(略高于逆变侧)，此时由功率方向控制回路将两换流站控制回路中的功率传送方向标志反转。于是，原来的整流器变为逆变状态，原来的逆变器变为整流器。在此之后，再由现在的逆变站的直流电压调节器把直流线路电压按预先整定的速率升至反向后的预定值，最后由现在的整流站的直流电流调节器将直流电流按预先整定的速率升至反向后的预定值，从而完成整个潮流的反转。直流输电系统潮流反转过程可以在控制系统的作用下迅速完成(约几百毫秒)。潮流反转的速度主要取决于两端交流系统对直流功率变化速度的要求以及直流输电系统主回路的限制。正常运行中潮流反转过程的时间一般在几秒钟甚至几十秒以上。太快的电压极性反转会损坏直流输电系统的绝缘性能。