柔性直流输电

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1、柔性直流输电一、 概述（一）柔性直流输电的定义高压直流（HVDC）输电技术始于1920年代，到目前为止，经历了3次技术上的革新，其主要推动力是组成换流器的基本元件发生了革命性的重大突破。第一代直流输电技术采用的换流元件是汞弧阀，所用的换流器拓扑是6脉动Graetz桥，其主要应用年代是1970年代以前。图1.1：汞弧阀图1.2：6脉动Graetz桥第二代直流输电技术采用的换流元件是晶闸管，所用的换流器拓扑仍然是6脉动Graetz桥，因而其换流理论与第一代直流输电技术相同，其应用年代是1970年代初直到今后一段时间。图1.3：电触发晶闸管图1.4：光触发晶闸管通常我们将基于Graetz桥式换流器的

2、第一代和第二代直流输电技术称为传统直流输电技术，其运行原理是电网换相换流理论。因此我们也将传统直流输电所采用的Graetz桥式换流器称为“电网换相换流器”，英文是“Line Commutated Converter”，缩写是“LCC”。这里必须明确一个概念，有人将电流源换流器（CSC）与电网换相换流器（LCC）混淆起来，这是不对的。LCC属于CSC，但CSC的范围要比LCC宽广得多，基于IGBT构成的CSC目前也是业界研究的一个热点。1990年，基于电压源换流器的直流输电概念首先由加拿大McGill大学的Boon-Teck Ooi等提出。在此基础上，ABB公司于1997年3月在瑞典中部的Hel

3、lsjon和Grangesberg之间进行了首次工业性试验（3 MW，10kV），标志着第三代直流输电技术的诞生。这种以可关断器件和脉冲宽度调制（PWM）技术为基础的第三代直流输电技术，国际权威学术组织国际大电网会议（CIGRE）和美国电气和电子工程师协会（IEEE），将其正式命名为“VSC-HVDC”，即“电压源换流器型直流输电”。2006年5月，由中国电力科学研究院组织国内权威专家在北京召开“轻型直流输电系统关键技术研究框架研讨会”，会上，与会专家一致建议国内将基于电压源换流器技术的直流输电（第三代直流输电技术）统一命名为“柔性直流输电”。（二）柔性直流与传统直流的优缺点对比不管是两电平、

4、三电平或MMC换流器，由于都属于电压源换流器，其基波频率下的外特性是完全一致的。图1.5：柔性直流系统外特性图柔性直流系统外特性公式如下VSC与LCC相比，具有的根本性优势是多了一个控制自由度。LCC因为所用的器件是晶闸管，晶闸管只能控制导通而不能控制关断，因此LCC的控制自由度只有1个，就是触发角，这样LCC实际上只能控制直流电压的大小。而VSC因为所用的器件是双向可控的，既可以控制导通，也可以控制关断，因而VSC有2个控制自由度，反映在输出电压的基波相量Uvsc上，就表现为Uvsc的幅值和相位都是可控的。因此从交流系统的角度看，VSC可以等效成一个无转动惯量的电动机或发电机，几乎可以瞬时地

5、在PQ平面的4个象限内实现有功功率和无功功率的独立控制，这就是电压源换流器的基本特性。而柔性直流输电系统的卓越性能在很大程度上就依赖于电压源换流器的基本特性。1、可以归纳出柔性直流输电相对于传统直流输电的技术优势如下：（1）没有无功补偿问题：传统直流输电由于存在换流器的触发延时角（一般为10-15度）和关断角（一般为15度或更大）以及波形的非正弦，需要吸收大量的无功功率，其数值约为换流站所通过的直流功率的40%-60%。因而需要大量的无功功率补偿及滤波设备，而且在甩负荷时会出现无功功率过剩，容易导致过电压。而柔性直流输电的VSC不仅不需要交流侧提供无功功率，而且本身能够起到静止同步补偿器的作用

6、，可以动态补偿交流系统无功功率，稳定交流母线电压。这意味着交流系统故障时，如果VSC容量允许，那么柔性直流输电系统既可向交流系统提供有功功率的紧急支援，还可向交流系统提供无功功率的紧急支援，从而既能提高所连接系统的功角稳定性，还能提高所连接的电压稳定性。（2）没有换相失败问题：传统直流输电受端换流器（逆变器）在受端交流系统发生故障时，很容易发生换相失败，导致输送功率中断。通常只要逆变站交流母线电压因交流系统故障导致瞬间跌落10%以上幅度，就会引起逆变器换相失败，而在换相失败恢复前，传统直流系统无法输送功率。而柔性直流输电的VSC采用的是可关断器件，不存在换相失败问题，即使受端交流系统发生严重故

7、障，只要换流站交流母线仍然有电压，就能输送一定的功率，其大小取决于VSC的电流容量。（3）可以为无源系统供电：传统直流输电需要交流电网提供换相电流，这个电流实际上是相间短路电流，因此要保证换相的可靠性，受端交流系统必须具有足够的容量，即必须有足够的短路比（SCR），当受端交流电网比较弱时便容易发生换相失败。而柔性直流输电的VSC能够自换相，可以工作在无源逆变方式，不需要外加的换相电压，受端系统可以是无源网络，克服了传统直流输电受端必须是有源网络的根本缺陷，使利用直流输电为孤立负荷送电成为可能。（4）可同时独立调节有功和无功功率：传统直流输电的换流器只有1个控制自由度，不能同时独立调节有功功率和

8、无功功率。而柔性直流输电的VSC具有2个控制自由度，可以同时独立调节有功功率和无功功率。（5）谐波水平低：传统直流输电的换流器会产生特征谐波和非特征谐波，必须配置相当容量的交流侧滤波器和直流侧滤波器才能满足将谐波限定在换流站内的要求。柔性直流输电的两电平或三电平VSC，采用PWM技术，开关频率相对较高，谐波落在较高的频段，可以采用较小容量的滤波器解决谐波问题；对于采用MMC的柔性直流输电系统，通常电平数较高，不需要采用滤波器已能满足谐波要求。（6）适合构成多端直流系统：传统直流输电电流只能单向流动，潮流反转时，电压极性反转而电流方向不动；因此在构成并联型多端直流系统时，单端潮流难以反转，控制很

9、不灵活。而柔性直流输电的VSC电流可以双向流动，直流电压极性不能改变；因此构成并联型多端直流系统时，在保持多端直流系统电压恒定的前提下，通过改变单端电流的方向，单端潮流可以在正、反两个方向上调节，更能体现出多端直流系统的优势。（7）占地面积小：柔性直流输电换流站没有大量的无功补偿和滤波装置，交流场设备很少，因此比传统直流输电占地面积少得多。2、当然，柔性直流输电相对于传统直流输电也存在不足，主要表现在如下几个方面：（1）损耗较大：传统直流输电的单站损耗已低于0.8%，两电平和三电平VSC的单站损耗在2%左右，MMC的单站损耗可以低于1.5%。柔性直流输电损耗下降的前景包括两个方面：现有技术的进

10、一步提高；采用新的可关断器件。柔性直流输电单站损耗降低到1%以下是可以预期的。（2）设备成本较高：就目前的技术水平，柔性直流输电单位容量的设备投资成本高于传统直流输电。同样，柔性直流输电的设备投资成本降低到与传统直流输电相当也是可以预期的。（3）容量相对较小：由于目前可关断器件的电压、电流额定值都比晶闸管低，如不采用多个可关断器件并联，VSC的电流额定值就比LCC的低，因此VSC基本单元（单个两电平或三电平换流器或单个MMC）的容量比LLC基本单元（单个6脉动换流器）的容量低。目前已投运或正在建设的柔性直流输电工程的最大容量在1000MW左右，与传统直流输电的6000MW以上还存在一定的距离。

11、但是，如果采用VSC基本单元的串、并联组合技术，柔性直流输电达到传统直流输电的容量水平是没有问题的，技术上并不存在根本性的困难。可以预见，在不远的将来，柔性直流输电也会采用特高压电压等级，其输送容量会与传统特高压直流输电相当。（4）不太适合长距离架空线路输电：目前柔性直流输电采用的两电平和三电平VSC或多电平MMC，在直流侧发生短路时，即使IGBT全部关断，换流站通过与IGBT反并联的二极管，仍然会向故障点馈入电流，从而无法像传统直流输电那样通过换流器自身的控制来清除直流侧的故障。所以，目前的柔性直流输电技术在直流侧发生故障时，清除故障的手段是跳换流站交流侧开关。这样，故障清除和直流系统再恢复

12、的时间就比较长。当直流线路采用电缆时，由于电缆故障率低，且如果发生故障，通常是永久性故障，本来就应该停电，因此跳交流侧开关并不影响整个系统的可用率。针对此缺陷，目前柔性直流输电技术的一个重要研究方向就是开发具有直流侧故障自清除能力的VSC。（三）柔性直流输电应用领域及目前工程列表1、应用领域柔性直流输电目前主要的应用领域有异步电网互联、小型发电厂/新能源/分布式能源并网、偏远山区/海上供输电、城市输配电、电能质量改善等方面2、柔直工程列表序号工程名称直流电压容量换流器输电线路投运时间备注1Hellsjn10kV3MW2电平架空线10km1997试验性工程2Gotland80kV50MW2电平电

13、缆70km1999风电并网3Tjaereborg9kV7.2MW2电平电缆4.4km2000风电并网示范4Directlink80kV3*60MW2电平电缆665km2000电网互联5EaglePassB2B15.9kV36MW3电平背靠背2000背靠背联网6MurrayLink150kV220MW3电平电缆180km2002电网互联,电力交易7CrossSoundCable150kV330MW3电平电缆40km2002电网互联,电力交易8TrollA60kV2*41MW2电平电缆67km2005海上平台供电9Estlink150kV350MW2电平电缆105km2007非同步联网10Nord

14、E.ON1150kV400MW2电平电缆406km2009风电并网11CapriviLink350kV300MW2电平架空线970km2009弱电网互联12Valhall150kV78MW2电平电缆292km2010钻井平台供电13EastWest200kV500MW2电平海缆186km陆缆70km2013东西互联工程14TransBayCable200kV400MWMMC电缆88km2010电网互联,城市供电15上海南汇工程30kV18MWMMC电缆小于14km2011风电并网16南澳三端160kV200/150/50MWMMC电缆2013风电并网17DolWin1320kV800MWCTL

15、（MMC）海缆75km、陆缆90km2014风电并网18INELFE320kV21000MWMMC陆缆65km2014法西联网19BorWin2300kV800MWCTL（MMC）海缆125km、陆缆75km2014风电并网20HelWin1259kV576MWMMC海底电缆85km2014风电并网21HelWin2320kV690MWMMC电缆131km2014风电并网22Skagerrak4500kV700MWMMC海缆140km、陆缆104km2014跨海联网23SylWin1320kV864MWMMC海缆160km、陆缆45km2014风电并网24DolWin2320kV900MWCT

16、L（MMC）海缆135km2015风电并网25TrollA二期60kV100MWCTL（MMC）海缆4x70km2015海上平台供电26NordBalt300kV700MWMMC海缆400km、陆缆50km2015北波互联工程27北海德国联网工程320kV900MWMMC电缆135km2015风电并网28SuperStation345kV750MWMMC背靠背2015电网互联29South-Westlink300kV700MWMMC陆缆200km2016地下输电30舟山多端200kV400/300/100/100/100MWMMC电缆134km2014海岛联网31厦门供电320kV1000MW

17、MMC电缆15km2015城市供电32云南鲁西背靠背工程350kV1000MWMMC背靠背2016电网互联二、 柔性直流输电的分类与结构组成（一） 柔性直流输电的分类及优缺点对比已有柔性直流输电工程采用的VSC主要有三种，即两电平换流器、二极管箝位型三电平换流器和模块化多电平换流器（MMC），模块化多电平换流器在各种特性上都比较优越，所以模块化多电平为现在普遍应用的技术。两电平换流器的拓扑结构最简单，如图2.1所示。他有六个桥臂，每个桥臂由绝缘栅双极晶体管（IGBT）和与之反并联的二极管组成。在高压大功率的情况下，为提高换流器容量和系统的电压等级，每个桥臂由多个IGBT及其相并联的二极管相互串

18、联来获得，其串联的个数由换流器的额定功率、电压等级和电力电子开关器件的通流能力与耐压强度决定。相对于接地点，两电平换流器每相可输出两个电平，显然两电平换流器需通过PWM逼近正弦波。图2.1：两电平拓扑结构和单个桥臂结构图2.2：两电平换流器的单相输出波形二极管箝位性三电平换流器如图2.3所示。三相换流器通常公用直流电容器。三电平换流器每相可以输出三个电平，也是通过PWM逼近正弦波的。图2.3 二极管箝位型三电平换流器的基本结构图2.4 三电平换流器的单相输出波形模块化多电平换流器（MMC）的桥臂不是由多个开关器件直接串联构成的，而是采用了子模块（Sub-Module，SM）级联的方式。图2.5

19、 模块化多电平换流器（MMC）的基本结构2.6：MMC单个子模块（SM）的结构MMC的每个桥臂由N个子模块和一个串联电抗器Lo组成，同相的上下两个桥臂构成一个相单元，如图2.5所示。MMC的子模块一般采用半个H桥结构，如图2.6所示。其中，uc为子模块电容电压，usm和ism分别为单个子模块的输出电压和电流。MMC的单相输出电压波形如图2.7所示。可见，MMC的工作原理与两电平和三电平换流器不同，它不是采用PWM来逼近正弦波，而是采用阶梯波的方式来逼近正弦波。图2.7 MMC的单相输出电压波形1、相对于两电平和三电平换流器拓扑结构，MMC拓扑结构具有以下几个明显优势：（1） 制造难度下降：不需

20、要采用基于IGBT直接串联而构成的阀，这种阀在制造上有相当的难度，只有离散性非常小的IGBT才能满足静态和动态均压的要求，一般市售的IGBT是难以满足要求的。因而MMC拓扑结构大大降低了制造商进入柔性直流输电领域的技术门槛。（2） 损耗成倍下降：MMC拓扑结构大大降低了IGBT的开关频率，从而使换流器的损耗成倍下降。因为MMC拓扑结构采用阶梯波逼近正弦波的调制方式，理想情况下，一个工频周期内开关器件只要开关2次，考虑了电容电压平衡控制和其他控制因素后，开关器件的开关频率通常不超过150Hz，这与两电平和三电平换流器拓扑结构开关器件的开关频率在1kHz以上形成了鲜明的对比。（3） 阶跃电压降低：

21、由于MMC所产生的电压阶梯波的每个阶梯都不大，MMC桥臂上的阶跃电压和阶跃电流都比较小，从而使得开关器件承受的应力大为降低，同时也使产生的高频辐射大为降低，容易满足电磁兼容指标的要求。（4） 波形质量高：由于MMC通常电平数很多，所输出的电压阶梯波已非常接近于正弦波，波形质量高，各次谐波含有率和总谐波畸变率已能满足相关标准的要求，不需要安装交流滤波器。（5） 故障处理能力强：由于MMC的子模块冗余特性，使得故障的子模块可由冗余的子模块替换，并且替换过程不需要停电，提高了换流器的可靠性；另外，MMC的直流侧没有高压电容器组，并且桥臂上的Lo与分布式的储能电容器相串联，从而可以直接限制内部故障或外

22、部故障下的故障电流上升率，使故障的清除更加容易。2、当然，MMC拓扑结构与两电平或三电平换流器拓扑结构相比，也有不足的地方：（1）所有器件数量多：对于同样的直流电压，MMC采用的开关器件数量较大，约为两电平换流器拓扑结构的2倍。（2）MMC虽然避免了两电平和三电平换流器拓扑结构必须采用IGBT直接串联阀的困难，但却将技术难度转移到了控制方面，主要包括子模块电容电压的均衡控制以及各桥臂之间的环流控制。（二） MMC的工作原理MMC子模块具有如下三种工作模式表中对于表2.1进行分析可得表2.2，表中对于T1、T2、D1和D2，开关状态1对应导通，0对应关断。从表2.2可以看出，对应每一个模式，T1

23、、T2、D1和D2中有且仅有1个管子处于导通状态。因此可以认为，SM进入稳态模式后，有且仅有1个管子处于导通状态，其余3个管子都处于关断状态。另一方面，若将T1与D1、T2与D2分别集中起来作为开关S1和S2看待，那么对应投入状态，S1是导通的，电流可以双向流动，而S2是断开的；对应切除状态，S2是导通的，电流可以双向流动，而S1是断开的；而对应闭锁状态，S1和S2中哪个导通、哪个断开是不确定的。表2.1 子模块的三种工作状态根据上述分析可以得出结论，只要对每个SM上下两个IGBT的开关状态进行控制，就可以实现投入或者切除该SM。表2.2 SM的3个工作状态和6个工作模式（三） 柔性直流换流器

24、系统的构成1、柔性直流系统结构柔性直流按照接线方式可分为真双极系统和伪双极系统。舟山五端柔直工程采用伪双极主接线结构，该主接线结构包括换流器区和极区，无双极区。图2.8 舟山伪双极柔直系统图厦门柔直工程为世界上第一个真双极MMC柔性直流工程，直流主接线结构包括换流器区、极区和双极区。图2.9 厦门真双极柔直系统图图2.10 户内式换流站设备布置图2.11 敞开式换流站设备布置图2.12 敞开式换流站设备布置（阀厅透视版）图2.13 柔性直流系统示意图2、 柔性直流系统主要设备图2.13 柔性直流系统主要设备示意图如图2.13，可以看到柔性直流系统主要设备有换流阀、阀电抗器、联接变压器、启动电阻

25、、交流接地装置、直流电缆、避雷器、控制保护系统、辅助系统（水冷、空调）等（1）联结变压器：在交流系统和电压源换流站间提供换流电抗的作用；进行交流电压变换，使电压源换流站获得理想的工作电压范围；阻止零序电流在交流系统和换流站间流动；（2）启动电阻系统启动之前，MMC各功率模块电压为零，换流阀中电子元器件处于关断状态。限制功率模块电容的充电电流，减少柔性直流系统上电时对交流系统造成的扰动和防止换流器阀上二极管的过流;串联安装于联接变压器阀侧或交流系统侧；启动电阻仅在系统启动时工作，启动结束后由旁路开关将启动电阻旁路；启动电阻应满足不同的启动要求，包括一端交流电源对本端换流器功率模块电容充电和一端交

26、流电源对两端换流器功率模块电容同时充电；电阻应具有足够的短时电流耐受能力；电阻应具有足够的能量耐受能力；满足开始充电至换流器解锁的时间要求（包括交流侧充电和直流侧充电）。（3）阀电抗器桥臂电抗器是电压源换流阀与交流系统之间传输功率的纽带主要功能：抑制换流阀输出电流、电压中的谐波分量；系统发生扰动或短路时，抑制电流上升率和限制短路电流峰值。抑制桥臂环流；阀电抗器可采用空心电抗器，每个换流器配置6个。（4）避雷器柔性直流输电系统采用无间隙金属氧化物避雷器（MOA）作为过电压保护的关键设备，它对过电压进行限制，对设备提供保护；综合考虑系统最大持续运行电压、荷电率、保护水平和能量要求等因素，选择避雷器

27、参数。（5）测量设备电子式电压互感器和电子式电流互感器柔直测量设备难点：速度要求高，延时要求高。为了避免短路故障电流造成IGBT器件损坏，对于阀控系统的过流保护动作的快速性有着苛刻的要求，要求采集桥臂电流的互感器信号传输延时小于100um.准确测量故障时电流上升过程，高采样速度、宽量程。常规直流测量要求柔性直流测量要求采样频率10kHz50kHz采样延时0.5ms100us量程6.07.0pu15.0pu(6)换流阀换流阀是柔性直流输电换流站中的核心设备，用于实现交直和直交变换。图2.14 半桥式MMC子模块拓扑如图2.14所示半桥式MMC子模块的基本构成为：T1：上管IGBT; T2:下管I

28、GBT ；T3：晶闸管；R1：均压电阻；C1 支撑电容; S1：旁路开关。半桥式MMC子模块核心元件及作用：IGBT作用：核心控制器件，通过控制其开通与关断，从而控制子模块输出电压图2.15 IGBT符号及实物图电容作用：支撑和稳定子模块电压，提供电压源的核心元件图2.16 电容实物图均压电阻作用：1）均衡子模块电压2）停运检修时的泄放回路图2.17 均压电阻实物图水冷板（散热器）作用：IGBT的水冷却图2.18 水冷板（散热器）实物图高压取能电源作用：从电容取电，为子模块控制器提供控制电源。图2.19 高压取能电源实物图子模块控制器作用：接收阀控设备的控制信号，对子模块进行投入和切除操作、晶

29、闸管触发操作、旁路开关合闸操作，同时向阀控反馈子模块运行状态、故障状态信息图2.20 子模块控制器实物图旁路开关作用：对故障子模块进行旁路操作，实现子模块的冗余控制图2.21 旁路开关实物图晶闸管作用：对故障子模块进行旁路操作进行过流保护图2.22 晶闸管关实物图图2.23 子模块示意图图2.24 阀塔结构示意图三、 运行方式（一） 舟山工程图3.1舟山柔直地理图图3.2 舟山柔直拓扑图1、运行模式舟山工程为伪双极五端柔性直流输电工程，所以有五种运行方式，分别为二三四五端运行模式和STATCOM 运行模式。2、启动步骤步骤1：换流器解锁前，合上交流进线开关，通过IGBT模块的反并联二极管对直流

30、电容充电，初步建立直流电压。步骤2 ：工作在直流电压控制模式下的换流站先解锁，将直流电压上升至额定电压。步骤3 ：功率控制模式和交流电压模式下的换流站解锁，逐步建立功率。3、注意：（1）当工作在直流电压模式下的换流站闭锁时，需将原工作在功率控制模式换流站调整为直流电压模式，做为直流电网的平衡节点。（2）当工作在功率控制模式或交流电压模式下的换流站闭锁时，其余换流站可维持原控制模式不变。（二） 厦门工程厦门柔性输电工程为真双极两端柔性输电工程，有如下四种运行方式。图3.3 方式一：双极带金属返回线单端接地运行图3.4 方式二：单极带金属返回线单端接地运行图3.5 方式三：双极不带金属返回线双端接

31、地运行图3.6 方式四：单个换流站独立作为STATCOM运行四、 控制保护系统（一） 控制系统柔性直流输电的控制系统分成三个层：系统监视与控制层、控制保护层、现场IO层。根据完成的功能与控制的目标，换流站控制保护可以分为系统级控制、换流站级控制、换流阀级控制、子模块级控制。图4.1 控制系统示意图系统级控制：确定柔性直流工程各个换流站的控制目标与相互配合关系。换流站级控制：确定站内的控制策略。换流阀级控制：产生换流阀基本模块的触发脉冲。换流器子模块级控制：该级控制的任务是接收换流器阀级控制产生的触发脉冲信号，根据触发脉冲信号，对子模块IGBT进行开通和关断控制。外环控制：外环控制包括交流电压控

32、制、无功功率控制、直流电压控制、有功功率控制、频率控制内环控制：内环控制包括内环电流控制、PLL控制阀控功能：实现换流阀的控制、保护、监测；与上层控制保护系统以及换流阀的通信；实现子模块电容电压平衡功能以及环流控制等功能。控制功能统计表如下：1、运行方式控制2、控制模式转换3、启停控制4、多端协调5、交流场控制6、无功功率控制7、交流电压控制8、内环电流控制9、锁相同步控制10、桥臂环流控制11、直流场控制12、指令整定13、有功功率控制14、直流电压控制15、频率控制16、换流器限流控制17、换流器监视（二） 保护系统图4.2 保护系统示意图如图4.2所示，保护分区主要分为：1）交流线路保护、2）交流母线保护、3）换流变压器保护、4)桥臂电抗器保护、5)换流站保护、6)直流母线保护、7)直流线路保护、8)子模块保护。保护功能统计如下：1、联结变保护2、阀保护（1）阀臂过流暂时性闭锁保护（2）阀臂过流永久性闭锁保护（3）子模块过压保护3、换流器保护（1）交流过流保护（2）桥臂过流保护（3）桥臂电抗差动保护（4）阀侧零序分量保护（5）阀差动保护（6）桥臂环流保护4、直流场保护（1）直流电压不平衡保护（2）直流欠压过流保护（3）直流低电压保护（4）直流过电压保护（5）直流母线差动保护（6）直流线路纵差保护5、交流保护（1）内母线保护（2）交流系统保护（3）接地装置保护