交流-直流变流器

交流-直流变流器（精选八篇）

交流-直流变流器 篇1

关键词：整流供电直流电机,侧面像,短路电流,分析

现代工业技术要求越来越多地应用全叠片定子磁轭的直流电动机.在结构紧凑的基础上发展了一个新系列直流电动机, 相应于同中心高, 它达到了异步电机的功率。此新系列直流电机的特征是在电流波动下, 有好的换向性能, 它可适应于各种应用情况。它的特殊优点是可适用于要求宽调节范围, 快速转矩变化和占地面积小的应用场合。

1 反馈短路电流的条件及持续时间

可逆式大型直流轧钢电机一般采用三相桥式反并联逻辑无环流系统, 其主回路见图1。正反二组可控硅桥中一组处于触发导通时, 另一组被封锁。故当直流电机不论正反转在加速或桓速驱动时, 如在交流侧电网发生短路, 则直流电机均不能向电网馈送出短路电流。只有当在制动状态时直流电机才向短路点馈送短路电流。在有环流系统或错位无环流系统中, 不论直流电机运行在何种状态, 由于正反两组可控硅同时处于触发状态, 故当交流侧电网发生短路时, 直流电机都将通过逆变组已触发导通的可控硅向电网送出短路电流。由于在直流回路中有快速开关的保护, 短路故障发生后最迟10ms内快速开关的弧光电压将限制短路电流, 最迟在15ms后, 直流回路中的电流将被切断。

2 短路电流值的计算

交流侧电网发生短路, 如图 (1) 所示.可将直流电机向交流电网馈送短路电流的回路画成如图 (2) 的等效电路。图中ED为直流电机的反电势, 假定飞轮惯量很大, 在被观察的极短时间内电机转速视为恒定, ED为恒指;LD为直流电机的电感, Lg为平波电抗器的电感;Ls'为整流变压器涣算到次级的漏感;可控硅的压降及回路中的电阻可忽略不计。

2.1 电压器漏感L

整流变压器换算至次级侧的漏感LS可由式 (1) 求出:

式中变压器标么阻抗值;变压器次级电压 (V) ;Id-变压器额定整定电流 (A) ;Kb———系数, 对三相桥式电路为3.9。

2.2 短路四路总电感的估算

在逻辑无环流控制的直流调速系统中, 选择平波电抗器的参数, 主要满足限制电能的脉动和在电机流过最小工作电流 (一般取额定电流的5%) 时维持电流的连续性这两个要求。在设计时, 一般比较两者所带电抗值的大小, 取其大者。

实际上电机的电感不是恒定的, 当电网短路电流猛增时, 电机的电感将减小。另外在稳定转速及恒定励磁情况下, 随着电枢电流增大而使磁场畸变, 从而使电机的反电势变小。在带有补偿绕组的直流电机上进行过的短路试验证明, 电势的下降比电机电感的下降更强烈些。

但为了取得明显关系, 假设直流电机的反电势和电枢回路总电感都是恒定的。一般情况平波电抗器多数按以下原则选择:电枢回路总电感可以达到使整流器被控制在电压为零时电枢电流的断续界限处于电机额定电流的5%~l0% (一般不取到10%, 此百分数越大, 总电抗越小, 即需配的平波电抗器电抗越小, 短路电流越大) 。电枢电流正将开始断续时的电流平均值称为临界电流Icrit。为考虑反馈电流的极限情况取Icrjt=0直流电机的额定电流) 。

2.3 电枢回路的锻炼电流

2.3.1 三相整流变压器以三相桥式可控硅组供直流电机时, 除在换相重叠角极短瞬间外均为二相导电。

从直流电机馈送到交流电网的最大短路电流会碎变压器初级与次级绕组连结不同而有差异。假定整流变压器绕组的变比为1:1时, 在变压器绕组为Δ/Δ和Y/Y连接时而为Δ/Y与Y/Δ连接时Ik1为整流变压器一次侧母线承受的最大短路电流, Ik2为其二次侧的最大短路电流) 。现分析如下:

在变压器为Δ/Y接线如图3所示, 从图可知, 当直流电机向整流变压器次级输送短路电流Ik2时, 初级侧母线上流过的最大短路电流为次级的。

2.3.2 直流电枢间回路的总电感已知后, 可以求出电机向短路点输送的短路电流, 并考虑整流变压器绕组连接不通的影响, 取ik的最大值。

3 反馈短路电流所占比重

大型直流电机反馈的短路电流数值不容忽视。在这种情况下, 由大型直流电机反馈到交流电网的短路电流就不能忽视。

总之, 在计算交流电网短路电流时, 在有以整流器供电的大型直流电机较多的场合, 必须考虑由大型直流电机向交流侧电网短路点馈送的短路电流。由于在直流电机供电回路内有直流快速断路器保护, 此项短路电流持续时间不会超过15ms, 因此仅在校核开关母线等动稳定及计算继电保护速断保护整定值时才需考虑, 它对开关的遮断容量没有影响。此项反馈的短路电流可以用德国VDE102《短路电流计算导则》进行计算, 如直流传动系统均为反并联逻辑无环流系统, 故在有些场合此项短路电流可以乘上一个小于1的系数 (如0.5) 。

参考文献

[1]孟庆春, 张庆新.用多整流器向直流电动机供电抑制电流谐波[J].煤矿自动化1996 (2) .

交流内阻和直流内阻 篇2

直流方法是在电池组两端接入放电负载，根据在不同电流I1、I2下的电压变U1、U2来计算内阻值，由E-I1*r=U1、E-I2*r=U2得：r=(U1一U2)/(I2-I1)由于内阻值很小，在一定电流下的电压变化幅值相对较小，给准确测量带来困难，由于放电过程电压的变化，需要选择稳定区域计算电压变化幅值。

实际测最中，直流方法所得数据的重复性较差，准确度很难达到10％以上。交流方法（即交流内阻）

注：电池的交流内阻随电池荷电状态的增大而增大。

在电池两端加上交流电压，u=Umaxsinωt，测得产生的交流电流

i=Imaxsin(ωt+φ),即阻抗是与频率有关的复阻抗，其相角为φ，而其模 r=|Z|=Umax/Imax。

从理论上讲，向电池馈人一个交流电流信号，测量由此信号产生的电压变化即可测得电池的内阻。

在实际使用中，由于馈入信号的幅值有限，电池的内阻在微欧或毫欧级，因此，产生的电压变化幅值也在微伏级，信号容易受到干扰。尤其是在线测量时，受到的影响更大，采用基于数字滤波器的内阻测量技术和同步检波方法可以克服外界干扰，获得比较稳定的内阻数据。

注：对于同一类型电池直流阻抗和交流阻抗一般成正比或其差值基本一致的。直流阻抗就是根据物理公式R=V/I，测试设备让电池在短时间内（一般为2-3秒）强制通过一个很大的恒定直流电流（目前一般使用10A-80A的大电流），测量此时电池两端的电压，并按公式计算出当前的电池内阻。

这种测量方法的精确度较高，控制得当的话，测量精度误差可以控制在0.1％以内。

但此法有明显的不足之处：

（1）只能测量大容量电池或者蓄电池，小容量电池无法在2-3秒钟内负荷10A-80A的大电流；

（2）当电池通过大电流时，电池内部的电极会发生极化现象，产生极化内阻。故测量时间必须很短，否则测出的内阻值误差很大；

（3）大电流通过电池对电池内部的电极有一定损伤。

交流阻抗：因为电池实际上等效于一个有源电阻，因此我们给电池施加一个固定频率和固定电流（目前一般使用1KHZ频率，50mA小电流），然后对其电压进行采样，经过整流、滤波等一系列处理后通过运放电路计算出该电池的内阻值。交流压降内阻测量法的电池测量时间极短，一般在100毫秒左右，几乎是一按下测量开关就测完了。呵呵。

这种测量方法的精确度也不错，测量精度误差一般在1％-2％之间。此法的优缺点：

（1）使用交流压降内阻测量法可以测量几乎所有的电池，包括小容量电池。笔记本电池电芯的内阻测量一般都用这种办法。

（2）交流压降测量法的测量精度很可能会受到纹波电流的影响，同时还有谐波电流干扰的可能。这对测量仪器电路中的抗干扰能力是一个考验。

（3）用此法测量，对电池本身不会有太大的损害。

直流电动钻机变流器运行状态分析 篇3

事实上电动钻机的电站功率80%供可硅系统驱动的直流电动机, 而在正常钻井生产时驱动泥浆泵的直流电机所消耗的功率占全部直流电机消耗功率的90%; (除起下钻作业外, 泥浆泵是整台钻机的主要功率消耗设备) 也就是说电站功率的85%是供给谐波负载 (泥浆泵) , 这么大的谐波负载需要电站提供很大的无功功率, 造成无功电流占发电机总电流的30%～35%, 致使电站的电网系统功率因数低到0.55～0.65, 它严重的限制了电站有功功率的发挥, 导致电站存在“动力不足”的问题, 因此需要投入大量的发电机组才能满足常规钻井作业的功率需要。

在可控硅整流电路中, 当其直流输出电压愈低, 也就是触发角愈大时, 则线路功率因数愈低, 这对于大容量直流负载而言, 问题变得更为突出, 而电动钻机的绞车和转盘由于钻井工艺的要求, 有时工作在低速或中速状态, 虽消耗一定的无功功率, 但他们在钻井生产时不是主要的用电设备, 而经常处于低速和中速运转的泥浆泵是钻井生产时主要的用电设备和引起电网电压下降与无功损耗的增大主要因素, 怎样提高供电系统的电网质量和功率因数就显得十分重要。就此分析的泥浆泵工况, 能解决好泥浆泵的无功损耗问题, 是提高整个电网功率因数的关键。

2钻井生产时直流电机的工况

根据钻井工艺的要求, 绞车、转盘和泥浆泵经常需要变速, 由于直流电动机采用恒转矩调速, 可控硅装置整流输出的直流电压不断变化, 可控硅装置的功率因数也随之变化。直流电动机在低转速下运行, 造成可控硅装置的功率因数低, 这就要求并网的交流发电机组输出大量的无功功率, 交流发电机组的运行功率因数取决于可控硅装置的功率因数, 两者功率因数基本相当。

电动钻机的可控硅变流组件, 一般采用三相桥式全控整流不可逆系统, 它允许的最小控制角取 (实际生产时控制角最小值) 可控硅装置的功率因数近似, 这里的γ是可控硅换向重叠角, 取γ=15°-25°:

可控硅装置的最高功率因数:

可控硅装置的最低功率因数:

可控硅装置运行的功率因数在0.37∽0.87范围内变化, 可控硅装置的平均功率因数:

由于可控硅装置的平均功率较低, 给选用主柴油发电机组提出一个问题, 即不但要考虑主交流发电机组应供给足够的有功功率, 而且必须考虑到要同时供给足够的无功功率。

3电动钻机泥浆泵的介绍

在电动钻机中泥浆泵通常选用与绞车同规格型号的电动机驱动, 容量足够大, 由于调整范围大, 在低排量时功率显著减少, 泥浆泵通常使用卧式三缸往复活塞泵, 该泵具有恒转矩特性, 可以通过更换缸套来调整泵的压头和排量, 也可以通过调整转速改变泵的排量, 在钻进过程中, 泥浆泵的排量和压力要根据钻进的井深和井下情况进行调整, 例如:在表层钻进时, 要求泥浆泵有较大的排量, 此时泵的转速较高, 即泵的冲数也较高, 而深层钻进时需要高的泵压和较小的排量, 这些条件都对泥浆泵的驱动电机提出较高的调速要求。

4电动钻机功率因数的计算

电动钻机可控硅整流电路的功率因数:

Φ功率因数角

可控硅触发角

γ变变压器漏抗引起的重叠角 (因我们现场使用的可控硅整流装置没通过变压器供电, 而是由发电机直接供电) 因此不考虑重叠角γ变时:

但功率因数COSΦ不仅同电流与电压的相位差有关也受到电流波形畸变的影响, 也就是功率因数与波形畸变系数λ, 位移系数COSΦi有关, 即:

Φi是电流基波分量与对应电压的夹角。

由上式不难看出, 要提高可控硅整流电路的功率因数COSΦ必须增大波形畸变系数λ或减少角位移Φi (也即减少值) 为了增大波形畸变系数λ就要设法减少高次谐波, 增加整流相数可以提高电流中高次谐波的最低次数和降低高次谐波的幅值, 进而减少波形畸变, 增大畸变系数λ。 (这是采用常规功率补偿装置以减少无功功率的方法, 这里不作详细介绍) 为了减少角位移Φi () 就要减少可控硅触发角, 但可控硅整流电路正是依靠改变可控硅触发角来调节可控硅整流装置的直流电压输出, 大多数人认为不能采用减少触发角的办法来提高功率因数, 那是因为他们只从电气方面考虑, 而没有从机械方面综合考虑, 必须指出, 可控硅电动钻机中如果电动机采用恒功率调磁调速, 直流电动机在它的额定电压下调磁调速, 可控硅装置的功率因数较高 (在0.85左右) , 如果对泥浆泵的传动比作适当改进, 在其能满足钻井生产的情况下, 对泥浆泵的缸套作相应的更换, 使泥浆泵驱动直流电机的工作转速提高到接近其额定转速, 从而能达到改变可控硅触发角的目的。

参考文献

[1]实用电工电子技术手册.机械工业出版社.

交流-直流变流器 篇4

关键词：风电,高压直流输电,基于电压源变流器的柔性直流输电,无源性,变流器,控制

0 引言

海上风能的远距离传输是风力发电的关键问题之一。基于电压源变流器的柔性直流输电系统(VSC-HVDC)在大功率远距离输电方面具有诸多不可替代的优势。

无源性是指系统在当前时刻所具有的能量总是小于或等于初始时刻所具有的总能量与系统由初始时刻到目前时刻从外部吸收的能量之和,即该系统的运动总是伴随着能量的损耗[1]。所以,当外部注入的能量为零时起,系统可能会逐渐衰减到能量函数的极小值点,即可能收敛到平衡点。近年来受到普遍关注的无源性设计理论已开始应用于变流器的控制中,文献[2]将其用于单相PWM整流器控制,文献[3]将其用于单相级联H桥逆变器控制,文献[4-7]基于拉格朗日(EL)系统和耗散哈密顿系统的形式提出了三相PWM整流器的控制方法,文献[8]将其用于直流输电变流器的控制,都取得了较好的效果。本文利用EL系统的无源性,将变流器的状态方程写成EL系统形式,根据系统的控制目标,选取误差能量函数作为存储函数,采用适当的阻尼注入方法设计控制器,推导出控制量使系统满足Lyapunov渐近稳定条件。利用Matlab仿真验证,并将结果与传统PI控制器进行比较,证明所设计控制器的有效性及优越性。同时,对电网暂态过程进行仿真,也得到了满意的结果,表明该方法具有一定的理论价值和实际意义。

1 变流器的无源控制设计

1.1 VSC-HVDC结构及其数学模型

风电场并网输电典型结构如图1所示,VSC1、VSC2分别为2台结构相同的电压源型变流器,经长距离直流输电电缆连接;Pc1、Qc1、Pc2、Qc2分别为风场侧和电网侧变流器输入有功功率、无功功率;Ud1≈Ud2为直流侧电压。两端变流器的具体结构如图2所示,此处为简化系统,其中将风电场的输出等效为理想电压源usa、usb、usc。L、R分别为变流器输入电抗及其等效损耗电阻,变流器的输入电压为ura、urb、urc。

由图2在两相同步旋转dq坐标系建立的变流器数学模型如式(1)(2)所示[9],其中d轴定向在电网电压矢量上,id、iq分别为变流器d、q轴电流,Sd、Sq为坐标变换后的开关函数,SduDC、SquDC为变流器输入电压,ω为电网电压矢量同步旋转角速度。

1.2 无源性控制策略

1.2.1 系统的无源性

无源控制的本质是能量控制,通过选择合适的能量存储函数,可以设计出高性能的无源控制器。EL方程的特殊结构能够保证系统的耗散性,利用这种特性可以大幅简化控制器的结构[5,10]。将式(1)(2)写成式(3)所示的EL系统形式:

设系统存储函数为

对式(4)求一阶导数得:

令y=x,Q(x)=x TRx,则

由于Q为正定矩阵,即Q>0,由式(6)可知形如式(3)的系统满足耗散不等式,为严格无源系统[11]。

1.2.2 风场侧变流器控制器设计

对于风场侧变流器(VSC1),选取id、iq为状态变量,将其写成EL形式,根据式(1)(2)可得:

令xe=x-x*,由式(3)可得:

为使系统快速收敛到平衡点,跟踪给定,需注入阻尼,加速系统能量耗散,注入阻尼为

其中,Ra为正定矩阵,Rd为系统阻尼。代入式(7)得:

选取误差能量函数为

若选取控制律为

可以使即系统满足Lyapunov渐近稳定定理。由式(10)得到无源控制规律为

式(11)(12)中的id*、iq*由外环控制器输出确定,风场侧变流器外环采用定直流电压和定无功功率的控制方式,均采用PI调节,实现有功、无功功率独立控制。变流器内环期望平衡点id*、iq*分别为电压和无功功率调节器输出值[12],如图3(a)所示。

1.2.3 电网侧变流器控制策略设计

电网侧变流器采用定有功功率、定无功功率的控制方式,但与风场侧变流器所采用控制不同,由于控制目标为功率,通过数学模型变换,直接选取有功功率p和无功功率q作为状态变量,利用无源性推导系统控制量,以省去外环PI参数的设置和调整,简化控制器结构。假定电网电压平衡,d轴与电网电压矢量重合,ud=Um,uq=0,则有功、无功功率分别可以表示为将其代入式(1)(2)得:

同样将式(13)(14)写成欧拉方程形式得:

利用同上的推导过程得到电网侧变流器(VSC2)无源功率控制规律如式(15)(16)所示,其中pref、qref分别为有功功率、无功功率给定值,Ra1、Ra2为电网侧变流器注入阻尼。控制原理如图3(b)所示。

2 仿真及分析

2.1 仿真模型及结果

采用Matlab,根据图3所示结构搭建仿真模型。由于本文重点在于变流器无源性控制方法研究,为简化系统将风电场简化为理想电压源,设风场输出线电压有效值6.6 k V,变流器等效输入电阻和电感分别为0.2Ω和16 m H,直流侧电容C1=C2=2 000μF,直流线路等效电阻0.5Ω。VSC2侧电网线电压有效值6.6 k V,两端变流器开关频率1 350 Hz。直流电压设定值20 k V,有功功率给定值为5 MW,无功功率给定为0,仿真结果如图4~11所示。图4中2条曲线分别为常规PI双闭环控制方式及无源控制器的直流电压响应曲线,二者均具有较好的稳态精度,但启动过程中本文所采用控制方式(无源控制)明显优于常规控制(PI控制)方式。图5~7分别为无源控制方式下得到的功率及两端变流器电压、电流响应曲线,如图所示,电压、电流同相位,功率因数为1。图8和图9分别为无功功率给定q*=1.5 Mvar时两端电压、电流曲线,系统可以根据需要对电网提供无功支撑。图10和图11分别为电网暂态过程中的系统直流电压和功率响应曲线,仿真中设置电网在0.5 s时发生三相对地短路故障,0.6 s时恢复正常,共持续5个工频周期,暂态过程中,直流电压仅出现小幅波动,变流器可持续并网运行,不会发生过压等故障导致风场离网。故障恢复后,直流电压经大约0.15 s过渡过程即可恢复正常,表明系统有较好的抗干扰性能。

2.2 主要仿真参数选择及分析

风电场侧及电网侧变流器采用无源控制器,相同地注入阻尼,即两端均为Ra1=Ra2=50Ω时,系统输入直流电压如图12所示,有功功率及无功功率如图13所示。

常规PI控制方式,采用电流、电压双闭环解耦控制,该方法可实现dq轴电流解耦控制,使其准确跟踪外环的指令信号,从而实现对VSC变流器的有功、无功功率独立控制与功率的双向流动[17,18]。电流内环解耦控制原理如图14所示,其对应的数学模型如式(17)(18)所示。外环采用PI调节器得到内环d、q轴电流指令信号id*、iq*,两端变流器分别采用定直流电压、定无功功率控制方式(VSC1侧),以及定有功功率、定无功功率控制方式(VSC2侧)[12,13]。整个系统控制原理如图15所示。

仿真中主电路参数与文中前述系统相同,主要控制参数如表1所示。

通过比较无源控制策略及常规PI控制方式的方程式(见式(11)~(18)),可知无源控制系统中注入阻尼Ra1、Ra2(式(11)(12)(15)(16)中)所起作用类似于常规PI双闭环控制中的电流内环PI调节器,只有适当选取阻尼值才能使两端变流器有功功率平衡,保证直流电压跟踪给定。图12为阻尼Ra1=Ra2=50Ω时电压响应曲线,如图电压不能跟踪给定,无功功率也不为0,输出误差未在原点达到平衡,即系统不能达到能量极小值点。原因是两端所采用控制方式不同,导致功率耗散速度不同,两端变流器传输功率不能达到平衡,使直流电压波动。分别调整两端注入阻尼的大小,最后设置风场侧控制器Ra1=500Ω,Ra2=50Ω;电网侧控制器Ra1=100Ω,Ra2=50Ω。

3 结论

交流-直流变流器 篇5

风能等可再生能源日益受到人们的重视,我国海上风能资源蕴藏丰富,海上风电场并网技术已经成为当前研究的热点之一。近年来,随着电力发电技术的发展,基于电压源变流器的高压直流输电(VSC-HVDC)技术是目前国内外业界认同的实施方案,相比于传统直流输电技术,其主要具有以下优点:不需要电网换相电压支撑,可向无源网络供电;连接弱系统时,瞬间电压跌落等暂态过程中不会出现换相失败;可实现有功功率、无功功率独立控制,无需无功补偿装置。

全控器件在小功率场合已得到广泛应用,但因为电压等级有限,其在直流输电等高压大功率场合应用在国内仍处于理论研究阶段,简单的器件串联或并联结构存在均压、均流等难以解决的问题,同时对制造工艺要求也比较高。模块化级联多电平变流器(MMC)的出现解决了上述难题,但电容电压平衡是其关键问题。文献[1]分析了该结构的内部环流机理,指出环流会造成桥臂电压波动。文献[2]已将一种MMC作为直流输电的主电路,根据模块电容电压大小的排序及桥臂电流方向,选择性地投入或切除子模块以达到平衡电容电压的目的。文献[3-5]采用在系统参考波的基础上叠加一系列平衡控制分量以使各模块电容电压维持恒定。

本文所设计的海上风电场柔性直流输电系统,主电路采用MMC,从根本上解决IGBT等全控器件存在的耐压问题。对于器件串联而产生的子模块电容均压问题,采用在参考波中叠加平衡分量的方法,使稳态时模块电容电压保持恒定。最后采用双闭环矢量控制方式,对整个直流输电系统进行仿真,结果验证了系统的正确性。

1 MMC拓扑结构

模块化多电平拓扑结构如图1所示[1],U、V、W三相由6个桥臂组成,每个桥臂由N个半桥子模块(cell)串联构成。每个子模块由2个带反并联二极管的IGBT组成,可根据2个IGBT不同的工作状态输出2种电平。当IGBT1导通、IGBT2关断时,子模块两端电压Ucell等于模块电容电压UC,此时模块为投入状态;当IGBT1关断、IGBT2导通时,子模块两端电压Ucell等于零,此时模块为切除状态。每相上下桥臂间串入电抗器L,主要用于抑制三相桥臂间环流。

2 MMC触发方式

采用移相多载波技术生成各模块触发脉冲。以U相为例,假定U相上、下桥臂分别由4个子模块串联构成,即每相桥臂由8个子模块构成。设n=4,则输出相电压为5电平(n+1),线电压为9电平(2n+1)。上、下桥臂各采用4组高频三角波作为载波,分别与上、下桥臂参考信号比较,生成各模块的触发脉冲。

各组三角波频率幅值均相同(幅值为1),现以上桥臂为例,共需要4组三角波,相位依次错开90°(360°/4),如图2(a)所示。三角波W1~W4分别对应上桥臂模块cell1~cell4,同一子模块中上下2只IGBT互补开通,当参考波大于三角波时,模块中的上部IGBT开通、下部IGBT关断,即为投入状态,反之则模块切换成切除状态。

由于该结构三相桥臂共同并联于直流侧,为避免产生相间环流,任意瞬间三相桥臂投入的模块数应相同并为常数,即一相之中,上桥臂开通一个模块则下桥臂需切除一个模块,反之则上桥臂切除一个模块,下桥臂需投入一个模块,保持一相之中投入或切除子模块的总数不变。根据上述原则,下桥臂相应模块三角波与上桥臂反相位,同时上、下桥臂参考信号也需要反相位,即将控制系统计算得到的参考信号(正弦波)与下桥臂各组三角波比较生成下桥臂触发脉冲,而将其反相位信号作为上桥臂参考信号。以cell1模块为例,如图2(b)所示,将上桥臂cell1模块的三角波反相位即为下桥臂cell1模块三角波W5,三角波W1与上桥臂参考信号Up比较得到上桥臂cell1触发脉冲,三角波W5与下桥臂参考信号Un比较得到下桥臂cell1触发脉冲,可以看出2个子模块互补投入或切除。同理,上桥臂的cell2~cell4模块同样与下桥臂相应模块互补工作,保持在任意时刻一相桥臂投入总模块数恒定。

3 电容电压平衡控制策略

采用文献[6]所提到的方法,电容电压平衡控制包括两部分内容[4,5,6,7]:桥臂电容电压平均值控制和各个子模块电容电压的平衡控制。图3(a)为电压平均值控制结构,图中u軈Cu为U相上、下桥臂电容平均电压,即u軈Cu=188j=鄱1uju,u*Cu为其指令值。由于上、下桥臂参考信号反相位,各相桥臂投入模块数量不变,则任意瞬间有4个子模块投入,因此桥臂电容平均电压指令值取为u*Cu=U*dc/4,其中U*dc为直流侧电压指令值,izu为图1中的直流环流,i*zu为其指令值,Uu*为最终叠加在控制系统参考信号上的平均值调节分量。当u*Cu>u軈Cu,经比例调节器PI1,i*zu增加,在比例调节器PI2作用下叠加在参考信号上的平均值调节分量Uu*增加,从而使izu跟踪给定,流过U相桥臂的电流增加,保持各模块电容电压跟踪给定值。图3(b)为子模块电压平衡结构框图,图中uCju为模块电容电压,u*B ju为电容电压平衡分量,j=1,2,…,8,对于上桥臂,当u*Cu>uCju时,桥臂电容应吸收能量,使该模块电容电压增加,以维持在给定值不变。若桥臂电流ipu>0,则应增加该模块参考波幅值,即增大调制度,使其充电时间加长,电容电压上升,因此叠加在参考波上的平衡分量u*B ju应为正值,即图中±1模块取+1;反之,若桥臂电流ipu<0,则电容为放电过程,应减小调制度,在参考波上叠加一负值平衡分量,以保持电容电压维持在给定值附近。

4 海上风电场并网VSC-HVDC原理

图4为连接海上风场与电网的VSC-HVDC系统原理图[8,9,10],图中变流器VSC1、VSC2分别采用前述的模块化多电平变流器,经长距离直流输电电缆连接,直流侧并联电容器为VSC提供电压支撑,缓冲桥臂关断时的冲击电流。Ps1、Qs1、Ps2、Qs2分别为风场侧和电网侧变流器输入有功功率、无功功率。Ud1≈Ud2为直流侧电压。为简化系统,后续仿真中将风电场的输出等效为理想电压源[11]。

以其中一端变流器为例简述其控制原理,设风场交流母线电压基波相量Us1幅值为Us1,VSC1交流侧电压基波相量Uc1幅值为Uc1,Uc1与Us1间相角差为δ1,换流变压器电抗值为X1=ωL1,L1为变流器交流电抗器,ω为电网角频率。若忽略换流变压器损耗,则VSC1从左端风场吸收的有功及无功功率满足:

若Uc1相位滞后Us1,则VSC工作在整流状态,从左端网络吸收有功功率;若Uc1相位超前Us1,则VSC工作在逆变状态,向左端网络注入有功功率。通常情况下,X1取值为0.1~0.3 p.u.,δ1很小,由式(1)和式(2)可知,Ps1的变化主要受δ1变化的影响,而Qs1的变化主要受Uc1变化的影响,两者耦合很弱。因此可用δ1来控制Ps1,用Uc1来控制Qs1。由于VSC的控制采用自换相技术,可对δ1和Uc1灵活独立控制,因而Ps1和Qs1也能被灵活独立地控制。同理,对于右侧VSC,可用δ2来控制Ps2,用Uc2来控制Qs2。

5 风电场并网VSC-HVDC系统控制方式

本文采用双闭环矢量控制方式控制风场及电网侧变流器协调运行。由风场侧变流器控制直流电压,电网侧变流器控制有功功率,无功功率由两端变流器分别独立控制。外环电压调节器及有功功率、无功功率均采用PI调节,调节器输出为内环有功电流(d轴)、无功电流(q轴)给定值。内环采用前馈解耦控制方式,使d轴和q轴电流能够快速跟踪外环调节器输出。图5为等效多电平变流器主电路结构,在同步旋转dq坐标系下(坐标以电网同步速ω旋转)建立其数学模型[12]。图中将各桥臂等效为可控电压源,其中usa、usb、usc为交流系统三相电压,ura、urb、urc为变流器交流侧电压,ucau、ucbu、uccu为三相上桥臂等效电压源,ucal、ucbl、uccl为三相下桥臂等效电压源,Lau、Lbu、Lcu、Lal、Lbl、Lcl为上下桥臂为了防止三相间的环流所加的电抗器,Ld、R分别为变流器输入电抗器及其等效损耗电阻,Idc为直流电流,C1为系统直流侧稳压电容。忽略三相间及直流侧环流,等效电路可进一步简化为图6[13],图中,uca、ucb、ucc为换流器输出的PWM电压,O为零电位参考点,La为Lau和Lal的并联等效电感(La=L/2,L为图1中环流抑制电抗器电感值),Lb与Lc为另外两相桥臂等效电感,且有La=Lb=Lc=L/2。设Leq=Ld+L/2,由于图中的换流器交流侧的电压Usa、Usb、Usc对称,可得usa+usb+usc=0。

根据基尔霍夫电压定律,可得交流侧的三相VSC电压动态方程为

经过Clarke和Park坐标变换[14],将三相定子abc坐标变换为d轴固定在转子轴线上的dq坐标。变换后,设usd、usq分别为电网电压d、q轴分量,ucd、ucq分别为变流器输入电压d、q轴分量,id、iq分别为变换后的线电流d、q轴分量。以d、q轴电流为状态变量可得:

取电网电压矢量Us的方向为d轴方向,则q轴电压为零。由模型可知,d、q轴之间存在耦合,故引入前馈解耦控制。变流器内环控制结构如图7所示。图中,id*、iq*分别为内环d、q轴电流给定信号,来自外环控制器的输出。内环电流采用2个PI调节器快速跟踪给定值。

6 系统仿真及分析

6.1 仿真参数

利用Matlab根据前述图4搭建系统仿真模型,主要仿真参数如下:系统额定容量40 k V·A,交流电网线电压有效值690 V,直流电压额定值1 400 V,模块电容预充电至额定值350 V(U*dc/4),换流电抗器5.7 m H,变流器直流侧稳压电容1 500μF,变流器主电路采用MMC串联结构,每个桥臂由4个半桥臂子模块串联构成,各模块直流侧电容1.9 m F,各桥臂中环流抑制电抗器3 m H,各组三角载波频率均为2 k Hz,直流线路采用T型等效电路[15],长度设置为5 km,单位长度等效电阻、电感、电容分别为0.013 9Ω/km、0.159 m H/km、0.231 n F/km。

系统中主要调节器参数见表1。

6.2 仿真结果与分析

考虑到仿真模型运算速度,假定每个桥臂只串联4个模块,实际系统可根据电压等级扩展至任意数量的模块串联,本文控制原理与触发方式等仍然适用。例如,西门子公司于2010年投运的项目“trans bay cable project”,其每个桥臂由200个子模块串联,直流电压为±200 k V[3]。

以系统容量40 k V·A、线电压有效值690 V对系统进行标幺化,设置在t=0.4 s时风场侧输出功率由0.5 p.u.阶跃变化至1 p.u.,系统响应过程如图8所示。其中,图8(a)为直流电压响应曲线(标幺值),U*dc为给定值,Udc为系统实际输出值;图8(b)为系统有功功率、无功功率响应曲线(标幺值),P和P*分别为有功功率输出值和给定值,Q和Q*分别为无功功率输出值和给定值;图8(c)和图8(d)分别为电网侧及风场侧交流系统U相电压、电流响应曲线(标幺值),稳态时二者同相位(风场侧)或反相位(电网侧),功率因数为1;图8(e)为一相桥臂8个子模块电容电压,稳态时维持在平衡值(350 V)附近,功率阶跃响应过程,波动稍有增大,但不影响系统运行;图8(f)为变流器UV相间多电平PWM输出波形(标幺值),每相桥臂由8个子模块串联,输出线电压为9电平(n+1,n=8)。

7 结论

直流输电整流器阀故障特征研究 篇6

关键词：高压直流输电,整流器,误开通,不开通

0 引言

自从1954年,世界上第一个直流输电工程(瑞典本土至Gotland岛的20 MW,100 kV,95 km的海底直流电缆输电工程)投入运营,直流输电技术的商业化运行已有五十多年的历史[1]。随着能源开发、电能传输以及电力系统规模不断扩大,采用直流输电的必要性与日俱增。同时,由于高压直流输电自身所具有的巨大优势[1,2,3],高压直流输电在我国得到了飞速发展。

高压直流输电系统包括换流器、直流输电线路和换流站内的交流部分。换流器是整个直流输电系统的核心,对其故障要高度重视[4]。

本文研究整流器的阀故障,包括误开通和不开通故障,并且在PSCAD/EMTDC环境下做了仿真研究,分析了这两种故障的影响。

1 系统模型

PSCAD/EMTDC仿真环境下的高压直流输电系统的模型由换流变压器、交流滤波器、平波电抗器、直流输电线路以及两侧相应的控制系统构成。该系统图如图1所示,系统额定值为直流电压500 kV,直流功率1 000 MW,直流电流2 kA,为12脉动单极系统,基本控制方式是:整流侧由定电流控制和αmin限制两部分组成;逆变侧配有定电流控制和定关断角(γ0)控制[4]。

2 换流阀故障原理分析

2.1 不开通原理

阀不开通故障是由阀门极控制回路的故障导致触发脉冲丢失引起。如图2所示,以整流侧换流器阀V3丢失脉冲为例,由于阀V3不开通,使得原来将要退出的阀V1继续开通,直到阀V4开通,发生直流短路,直流侧电压为零,这一过程一直持续到阀V5开通,直流电压恢复,历时120°。 逆变侧不开通故障比整流侧更为严重。当触发脉冲连续丢失时,会导致直流电压和电流的严重振荡。

2.2 误开通原理

误开通即换流站阀在应处于正常阻断状态时间内出现了非正常导通现象。

整流器的阀在阻断期间的大部分时间承受着反向电压,阀在承受正向电压的时间内,如果受到过大的正向电压上升率的作用,或阀的控制极触发回路发生故障,都有可能造成阀的误开通[4]。单桥逆变器等效电路图见图3。

3 仿真结果及分析

因为对于双极高压直流输电系统,当其中一极发生故障时,另一健全极仍可运行[5]。对于实际高压直流输电系统而言,双极同时发生故障的可能性较小。因此,以单极高压直流输电系统整流器发生阀的不开通和误开通故障为研究对象。由于换流变压器接线方式对这两种故障的分析结果影响很小,因此,考虑Y/D接线方式换流变压器对应的换流器发生误开通和不开通。故障触发脉冲设置如图4a),4b),4c)所示。

3.1单次不开通

在高压直流输电系统正常运行状况下,整流侧Y/D接线换流变压器对应的六脉动桥阀V3丢失触发脉冲,导致不开通,故障仿真波形如图5所示。

当整流器阀V3丢失触发脉冲时,造成阀V1,V3换相失败,阀V3不能正常开通,阀V1继续开通,阀V3承受正向电压,如图5a)所示与文献[1]的分析一致。之后,阀V4导通,形成直流短路,故障过程一直持续到阀V5触发导通后,故障过程结束。

故障过程中,由于整流侧阀的不开通,导致换相失败的发生,整流侧直流电压下降,如图5b)所示,导致整流侧电流下降,使得逆变侧电流下降。由于直流电压电流的降低,直流系统输送功率降低,会造成整流侧交流电压上升,逆变侧交流电压下降。

控制系统动作,在整流侧,降低定电流控制的触发角整定值(见图5c)),来提高直流电流,实现定电流控制;逆变侧取定电流控制和定关断角控制整定值中较大的一个作为控制系统整定的触发越前角。

故障过程中,逆变侧始终为定关断角控制。逆变侧由于换相电压下降,造成换相角增大,为维持定关断角控制,由式δ=β-γ可知,逆变侧触发越前角整定值增大,以实现定关断角控制,如图5d)所示。

在整流侧阀不开通的整个故障以及故障恢复的过程之中,高压直流系统没有出现大的过电压和过电流情况,电压、电流最大为1.15 pu。

3.2连续不开通

在正常运行工况下,整流站发生连续丢失触发脉冲故障,导致连续的不开通故障。故障脉冲设置如图4b)所示。

当整流侧发生触发脉冲连续丢失时,发生换相失败,造成直流侧短路。其故障开始阶段与单次不开通故障的故障过程相同。当连续丢失脉冲时换相失败故障重复发生,引起线路上电压和电流的波动,影响高压直流输电系统功率的传输。波形如图6所示。

3.3误开通

由于高压直流输电系统的整流侧阀在大部分的时间内承受的都是反向电压,因此,整流侧阀的误开通故障,只是相当于故障阀的触发角提前,对整个高压直流系统电压和电流的影响及对系统控制的影响都非常小。阀电压见图7。

4结语

本文在PSCAD/EMTDC仿真环境下,研究了高压直流输电系统整流器阀的不开通故障和误开通故障,对故障过程及控制策略进行了分析,并得到以下结论:

1)整流器阀的单次不开通故障,会引起高压直流系统过电流和过电压,但对高压直流系统的运行影响较小,故障消除后系统可以恢复。

2)整流器阀误开通对高压直流系统的影响很小。

3)当故障引起高压直流系统直流电压和电流的较大变化时,整流侧控制系统通过定电流控制与最小触发角控制来实现系统的恢复,逆变侧通过定关断角和定电流控制之间的切换来使系统恢复。

参考文献

[1]浙江大学发电教研室直流输电科研组.直流输电[M].北京:电力工业出版社,1982.

[2]赵杰.高压直流输电的前沿技术[J].中国电力,2009,38(10):1-6.

[3]王遂,任震.高压直流输电系统可靠性影响因素分析[J].电力系统及其自动化学报,2010,19(5):24-28.

[4]徐政.交直流电力系统动态行为分析[M].北京:机械工业出版社,2004.

煤矿直流牵引供电整流器仿真分析 篇7

1煤矿直流牵引供电整流器的工作原理

六脉动整流器在煤矿电网得到了广泛应用。六脉动指以6个可控硅 (晶闸管) 组成的全桥整流, 由于有6个开关脉冲对6个可控硅分别控制, 所以六脉动整流。当忽略三相桥式晶闸管整流电路换相过程和电流脉动, 假定交流侧电抗为零, 直流电感为无穷大, 延迟触发角为零, 则交流侧电流傅里叶级数展开为:

由式 (1) 可以看出, 电流中含6k+1 (k为正整数) 次谐波, 即5, 7, 11, 13等各次谐波, 各次谐波的有效值与谐波次数成反比。

在六脉动整流器中谐波按电流相序分为正序 (6k+1次, k为0和正整数) 、负序 (6k-1次, k为0和正整数) 、0序。正序电流使损耗加重, 负序电流使电机反转、发热, 0序电流使中线电流异常增大。谐波可能造成配电线缆、变压器发热, 降低通话质量, 空气开关误动作发电机喘振等不良后果。6脉冲整流器中, 5次谐波最大, 可加装5次滤波器来抑制谐波;12脉冲整流器11次谐波最大, 可加装11次滤波器来抑制谐波。

2二极管不控整流装置的谐波分析

二极管不控整流装置的仿真原理图如图1所示, 仿真波形如图2所示。

由图中可以看到切去限流电阻后滤波电容进入正常工作状态, 直流电压脉动较小, 从对交流侧输入电流的观察分析可知交流侧输入电流与交流电压源基本相位, 故其功率因数较高 (接近于1) 但是可以看到电流的畸变是非常严重的。对电网的谐波污染是十分严重的。限流电阻投切前、后交流侧输入电流的谐波分析如图3 (a) 、 (b) 所示。

3相控整流装置的仿真和分析

相控整流的仿真原理图如图4所示, 仿真波形如图5所示。系统运行在大电感负载情况下, 开环工作方式, 直流侧电压输出跟踪给定值。

图5为直流侧接大电感负载情况下的交流侧输入电流和直流侧电压电流响应波形。由图5中可以看出直流侧电压的脉动很大, 由于接大电感负载, 直流侧电流脉动较小, 交流侧输入电流畸变严重, 且滞后于电压相位, 可见其功率因数不高, 并且会对电网造成严重的谐波污染。对交流侧输入电流的谐波分析如图3 (c) 所示。图3表明, 六脉动相控整流电路对电网注入了大量的5次和7次谐波。

4结论

4.1晶闸管相控整流装置

相控整流装置有着控制简单, 可靠性高, 技术成熟的优点。但其在应用中也存在着一些问题。

(1) 晶闸管换流引起网侧电压波形畸变。

(2) 相控整流电路在直流侧不适宜接大电容滤波, 这样会使直流侧供电电源产生脉动量, 即使采用电容滤波在启动时也要设计限流电阻的投切装置。

(3) 通过傅立叶分析得知在大电感负载电流连续情况下M脉动整流电路交流侧会对电网产生M*k+1和M*k-1 (k为正整数) 次的电流谐波对电网造成污染。

(4) 整流装置在控制角增大时功率因数会随之降低。向电网注入大量的无功功率。

4.2二极管不控整流存在的问题

二极管不控整流作为相控整流的特例工作于导通控制角为0°的状态, 其特点是虽然有着较高的功率因数 (也接近于1) , 但是其产生的谐波电流对配电网的污染是十分严重的, 会对电网注入大量的五次和七次谐波。这种整流装置在大功率情况下也不适宜在直流侧接滤波电容, 因此直流侧的电压也会存在一定的脉动。

4.3改进措施

目前新型的整流器技术其主要思路就是将PWM技术引人整流器的控制之中, 使整流器网侧电流正弦化且可运行于功率因数可调, 能量可双向流动。

P W M控制的整流技术的优点:

(1) 网侧电流为正弦波;

(2) 网侧功率因数控制 (如单位功率因数控制) ;

(3) 电能双向传输;

(4) 较快的动态控制响应。

因此, PWM控制的整流技术可以克服传统的相控整流电路所存在的问题。

摘要：本文在Matlab/Simulink环境下对二极管不控整流装置和晶闸管相控整流装置进行了仿真, 并对各自的优缺点进行了分析, 提出了改进措施。

直流输电系统换流器接地故障定位 篇8

目前高压直流(HVDC)输电工程中按物理设备分区配置保护。保护元件与故障类别并非一一对应关系,而是一个保护对应若干个故障类型。同时,对不同的故障类型,电气量特征具有重叠性和相似性。一个故障类型亦可能满足多个保护的动作方程。此外,直流系统故障特性不仅与故障位置、系统的运行状况有关,也与故障时刻和换相的差异有关,即直流系统故障具有时空离散性。直流故障的复杂性带来了直流保护动作的不确定性,因此,直流系统故障分析与保护改进一直是学术界和工程界的研究热点[1,2,3,4,5,6]。

换流器是直流输电系统中最为重要的元件,其故障形式和机理与交流系统中的一般元件有很大差异,保护动作的后果也是根据故障形式和机理的不同而有所差异[1]。换流器接地故障在工程上曾多次发生[7,8,9],关于故障时刻对故障特征的影响及满足同一种保护动作方程的不同故障判别的研究还有所欠缺。

本文针对逆变器的几种接地故障,结合EMTDC中的CIGRE模型[10,11]仿真研究,对各接地故障机理进行分析,提炼其故障特征。依据阀导通的时间特性,提出了以电气特征与延时相结合的换流器接地故障定位判别新思路。

1 换流器接地故障

现代HVDC输电工程多采用12脉动换流器,并以双极两端中性点接地方式、单极大地回线方式和单极金属回线方式(一端接地)运行。由于双极两端中性点接地方式和单极金属回线方式下,换流器短路故障的故障特征均与单极大地回线方式下类似[3],因此,本文以单极大地回线运行方式为例进行换流器接地故障分析。

如图1所示,12脉桥换流器接地故障主要有4类:①直流高压端接地故障K4;②换流桥中点接地故障K5;③直流低压端接地故障K6;④换流变阀侧交流单相接地故障K7。图1中:Idh为直流高压母线电流;Idn为直流中性线电流;Ia(Ia′),Ib,Ic为高压桥(D桥)三相电流;IA(IA′),IB,IC为低压桥(Y桥)三相电流。为简化仿真测试工作,对阀侧接地故障分别测量故障点(设在A相)两侧电流,其中靠变压器侧电流记为Ia′和IA′,靠换流阀侧电流记为Ia和IA。

由于12脉桥的高低压2个6脉桥的电位不同,故障带来的后果也不一样。同时,故障发生在电流互感器的左侧还是右侧对换流器的影响相同,但故障相电流互感器测量到的电气量特征却有差异。据此,K7又可细分为以下4种:①高压桥换流变交流侧与电流互感器间单相接地故障K7(1);②高压桥换流变阀侧与电流互感器间单相接地故障K7(2);③低压桥换流变交流侧与电流互感器间单相接地故障K7(3);④低压桥换流变阀侧与电流互感器间单相接地故障K7(4)。

换流器接地故障时,在直流高压母线与低压母线间新增了一个对地分流支路,因此利用Idh与Idn的差异(标幺值)可构造直流差动保护。其动作方程判据为:

$\{\begin{array}{l}|{\rm I}{}_{\text{d}\text{h}}-{\rm I}{}_{\text{d}\text{n}}|>0.05\\ t>5\text{m}\text{s}\end{array}(1)$

对于换流器区内其他非接地故障和区外故障,不满足该差动条件;区内接地故障,直流差动保护动作迅速且可靠性高。但要区分以上4类7种故障,还需要详细分析其各自的故障特征。

2 故障特征分析

2.1 换流变阀侧交流单相接地短路

换流变阀侧交流单相接地短路时,若故障发生在换流变交流侧与电流互感器间,则流过电流互感器的电流是直流阀侧提供给故障接地点的直流入地电流Ia和IA,从而导致了电流互感器测得的三相电流之和不再为0。根据电流的这种特征可以准确定位K7(1)和K7(3)故障。

对于K7(1)故障有:

${\rm I}{}_{\text{a}}+{\rm I}{}_{\text{b}}+{\rm I}{}_{\text{c}}\ne 0(2)$

对于K7(3)故障有:

${\rm I}{}_{\text{A}}+{\rm I}{}_{\text{B}}+{\rm I}{}_{\text{C}}\ne 0(3)$

若故障发生在换流变阀侧与电流互感器间,则流过电流互感器的电流是故障相交流电流Ia′和IA′。由于高低压桥的换流变压器阀侧的三相交流绕组分别为D接法和Y接法,不能提供零序电流的流通路径,因此换流变流向换流桥的三相交流电流之和始终保持为0。

高压桥的接地故障K7(2)将会引起直流电压的跌落,换流器中点无法建立起足够电压,高压桥共阴极阀和低压桥各阀均因断流而关断,直流线路经故障点对地放电。实际故障发生时刻是任意的,故障时刻与各阀换相时刻的相对关系不同决定了故障后的特征亦有差异。按照故障后阀工况及电气量特征,可将同一种故障划分为多个特征故障时段。

1)K7(2)故障分为以下4个特征时段:

特征时段Ⅰ:故障相共阳极阀V4导通期间发生故障,相关电气量波形见图2(以下各图中竖线对应的为故障发生时刻)。

故障后高压桥共阳极出现连续2次换相失败,共阴极阀及低压桥各阀均关断。在V6触发前,直流仅经V4由故障点向大地放电。由于故障相电流互感器在故障点与换流变之间,检测不到流经V4的电流,故有IacD=0。V6触发后,共阳极进入换相过程,电流互感器中重新检测到电流。从V4触发到V6触发的时间为T/3,故特征时段Ⅰ的特征为:Iac=0,持续时间t<6.7 ms。其中IacD=max(Ia′,Ib,Ic),Iac=max(Ia′,Ib,Ic,IA,IB,IC),一个交流电周期T为20 ms。

特征时段Ⅱ:V6导通期间C相和A相自然换相点之前发生故障,相关电气量波形见图3。

故障后共阳极换相成功,共阴极阀及低压桥各阀均关断。在V4再次触发导通前,无论是B相还是C相的共阳极阀处于通态,直流电流都会经换流变A相出线由故障接地点向大地放电,由于电流互感器在换流变与故障点之间,Ia′中始终有反向电流流过。V6触发到V4触发的时间为2T/3,V6导通期间C相和A相自然换相点到V4触发为5T/9(取逆变器触发超前角β=40°),故其特征为:Ia′<-Δ3(Δ3为某一正值),11.1 ms<t<13.3 ms。

特征时段Ⅲ:V6导通期间C相和A相自然换相点之后发生故障,相关电气量波形见图4。

故障后共阳极出现连续2次换相失败,共阴极阀及低压桥各阀均关断。与特征时段Ⅱ中不同的是,V4接到触发后V6向V4的换相出现换相失败,从而B相电流仍要经换流变的A相出线到故障点形成对地通路,故Ia′至少有2T/3的持续电流,故其特征为Ia′<-Δ3,t>13.3 ms。

特征时段Ⅳ:V2导通期间发生故障,相关电气量波形见图5。

故障后共阳极换相成功,共阴极阀及低压桥各阀均关断。在V4触发前,因故障使直流电流增大,有IacD>1(标幺值),待V4触发后,同特征时段Ⅰ中的分析,电流互感器中电流全为0。从V2触发到V4触发的时间为T/3,故其特征为:IacD>1,t<6.7 ms。

2)低压桥的接地故障K7(4)也会引起直流电压的跌落,高压桥因直流电流增大出现换相失败,低压桥共阴极阀关断。根据故障时刻对阀工况及电气量特征的影响,分为以下3个特征时段:

特征时段Ⅰ:在故障相共阳极阀V4导通期间发生故障,相关电气量波形见图6。

故障低压桥共阳极出现连续2次换相失败,共阴极阀关断;高压桥也会因直流电流增大,出现1次换相失败,并在第2次换相时形成同一桥臂的两阀同时导通。根据共阳极阀触发相隔T/3,共阴极与共阳极阀触发相隔T/6,得其特征为:IacD>1,3.3 ms<t<6.7 ms;IacY=0,t<6.7 ms。其中IacY=max(IA′,IB,IC)。

特征时段Ⅱ:在故障相V6导通期间A相和B相自然换相点之前发生故障,相关电气量波形见图7。

故障后低压桥共阳极阀正常换相,共阴极各阀均关断;高压桥工况同特征时段Ⅰ。该自然换相点距下一个阀触发的时间约为T/18,距第2次换相为2T/9,故其特征为:IacD>1,4.4 ms<t<6.7 ms;IacY>1,11.1 ms<t<13.3 ms。

特征时段Ⅲ:在特征时段Ⅱ结束时刻至V4触发前发生故障,相关电气量波形见图8。

由于故障发生在非故障相共阳极阀导通期间,且为A相和B相自然换相点之后,对故障后各阀的阀电压极性并无影响,各阀保持正常工况,在故障相共阳极阀V4触发导通前,相关电气量也不会发生改变。在共阴极阀V1触发导通期间电流经换流器A相出线,也是先流经电流互感器再由故障接地点和中性线接地点进行分流,电流互感器中电流不会受影响,但Idn<1。从A相和B相自然换相点到V4触发的时间为5T/9,故其特征为:Iac=Idh=1,t<11.1 ms;Idn<1(仅在V1导通时段)。

这里必须说明的是,特征时段Ⅲ发生故障,在V4触发后,将出现同特征时段Ⅰ开始时刻发生故障一样的阀工况及电气量特征。

2.2 逆变器直流低压端接地故障

直流低压端接地故障K6是一个十分特殊的故障,相关电气量波形见图9。

故障后直流中性端出现2个接地通路,一个是原先的接地极,另一个是故障接地线。K6故障不会影响到换流器各阀电压,逆变器按正常工况运行。由于是区内故障,因2个接地通路的分流,直流中性线电流减小,Idn<Δ2(Δ2为某一正值)。考虑到与K7(4)的特征时段Ⅲ相区分,可得出K6的特征为:Iac=Idh=1,t>12 ms。

2.3 逆变器直流高压端接地短路故障

对于直流侧高压端接地故障K4,直流电压直接跌落到0,故障后直流线路经接地点向大地放电,换流器各阀均快速断流关断,相关电气量波形见图10。考虑到与K7(2)的特征时段Ⅰ相区分,得出K4的特征为:Iac=0,t>7 ms。

2.4 换流桥中点接地短路故障

对于直流桥中点接地短路故障K5,直流电压跌落,低压桥各阀迅速断流关断。相关电气量波形见图11。

直流线路经高压阀桥由故障接地点对地放电,直流电流增大,故障后的第1次换相时出现换相失败,待第2次换相时,新导通的阀和因前次换相失败而未关断的阀为同一桥臂,导致D桥短路,直流线路经短路桥臂由接地点对地放电,交流侧无电流。当新导通的阀向下一个阀换相时,D桥短路现象结束,短路持续时间为T/3。考虑到与K7(4)的特征时段Ⅰ相区分,其电气量特征为:IacY=0,t>7 ms;IacD>1,t<6.7 ms。

对比图5与图11,K7(2)的特征时段Ⅳ与K5在故障后两者电气量特征相似。对于D桥单相故障K7(2)和直流桥中点对地短路故障K5,低压桥均因接地故障引起电压跌落而断流关断,低压桥交流侧三相电流为0。但对高压桥而言,K5是由于D桥换相失败,最后导致桥臂短路,使得IacD先增大,后有T/3的时间保持为0,再次换相时又出现大值。而K7(2)的特征时段Ⅳ,D桥共阳极阀是换相成功的,只是在V4触发导通时因故障相电流互感器处在故障与换流变之间,无法检测到直流放电通路中的电流,而出现T/3的IacD=0。

实际上,对于换流桥中点对地短路故障K5,故障后高压桥三相换相电压仍对称。换相失败是故障初期瞬间电压的跌落、电流增加造成的,随着控制系统的作用,三相电流很快恢复对称。D桥单相故障K7(2),高压桥三相换相电压对称性遭到破坏,只要故障没有切除,三相电流始终不对称。据此,可以将2种故障区分开来。

3 故障判别

根据以上对换流器各接地故障特征的分析可知:直流系统故障响应特性不仅与故障位置有关,也与故障时刻和换相的差异有关。

故障位置决定了故障回路构成,因此同一个故障类型的不同位置故障,电气量特征具有差异性。故障的空间特性在纯交流系统中表征为电气距离的差异性,因而电量特征变化随着故障位置变化具有连续性。需要注意的是,直流系统中直流阀的单向导电性使得阀两侧故障不具有等价性,突破了纯交流系统电气量特征的连续性。同时,故障点与电流互感器的相对位置不同时,所测的电气量可能存在差异。

故障时刻与阀换相时刻的差异性决定了阀能否成功换相以及是否出现断流关断等。因此,直流系统故障响应具有时间离散性:不同的特征时段发生故障,相关电气量特征亦有很大差异。

直流系统这种特殊的时空离散性,使得故障后仅根据故障电气特征无法满足故障分析和判别的要求。充分考虑到阀导通的时间特性,本文提出将电气量特征与延时相结合的换流器接地故障定位判别新思路。判别逻辑框图如图12所示。

利用图12的逻辑判别方法,除了K7(2)和K5的判别因为要求延时而使得判别时间较长(约需40 ms)外,其他接地故障均能在12 ms内判别出来。

考虑到故障时刻对故障特征的影响,结合前面的分析,还可进一步细化判别故障发生所在的特征时段。以K7(2)为例,各特征时段判别如图13所示。

4 结语

通过对逆变器区内接地故障进行分类,利用大量仿真,并结合阀工况进行理论分析,有如下进展:

1)分析了换流变阀侧交流单相接地故障发生在高压桥和低压桥所带来的换流器故障工况的差异性,以及故障与电流互感器的相对位置不同带来的电气量特征的差异性。

2)指出了故障时刻对故障电气量特征的影响,提出了依据故障特征的故障时刻分段方法。

3)结合阀导通的时间特性,提出了以电气特征与延时相结合的换流器接地故障定位判别新思路。

随着HVDC输电工程的运行,换流器的接线方式逐渐复杂化,同时,直流运行方式更加多样化。用本文提出的相关方法展开理论分析,确定故障类型和位置,便于采用合适的保护动作策略,从而制定灵活的直流运行方式。

参考文献

[1]赵畹君.高压直流输电技术.北京:中国电力出版社,2004.

[2]浙江大学发电教研组直流输电科研组.直流输电.北京:电力工业出版社,1982.

[3]梅念,李银红,刘登峰,等.高压直流输电中阀短路保护的动作方程研究.中国电机工程学报,2009,29(1):40-47.MEI Nian,LI Yinhong,LI U Dengfeng,et al.Study on the operational equation for valve short circuit protections in HVDC projects.Proceedings of the CSEE,2009,29(1):40-47.

[4]李爱民,蔡泽祥,任达勇,等.高压直流输电控制与保护对线路故障的动态响应特性分析.电力系统自动化,2009,33(11):72-75.LI Ai min,CAI Zexiang,REN Dayong,et al.Analysis on the dynamic performance characteristics of HVDC control and protections for the HVDC line faults.Automation of Electric Power Systems,2009,33(11):72-75.

[5]朱韬析,武诚,王超.交流系统故障对直流输电系统的影响及改进建议.电力系统自动化,2009,33(1):93-98.ZHU Taoxi,WUCheng,WANG Chao.Influence of ACsystem fault on HVDC system and i mprovement suggestions.Automation of Electric Power Systems,2009,33(1):93-98.

[6]罗德彬,汪峰,徐叶玲.国家电网公司直流输电系统典型故障分析.电网技术,2006,30(1):35-39.LUO Debin,WANG Feng,XU Yeling.Analysis on typical faults in SGCC’s HVDC projects.Power System Technology,2006,30(1):35-39.

[7]龙英.西北—华中联网背靠背直流极区的接地保护设计.高电压技术,2005,31(2):42-45.LONG Ying.Design study of protection for DC block ground fault for Northwest to Central China BTB HVDC link.High Voltage Engineering,2005,31(2):42-45.

[8]赖志刚,毛鹏,杨杰.一起直流接地事件的分析及改造.电力系统保护与控制,2009,37(12):106-108.LAI Zhigang,MAO Peng,YANG Jie.Analysis of one grounding fault in DC system and modification.Power System Protection and Control,2009,37(12):106-108.

[9]吕鹏飞,卢宇,王德林,等.灵宝背靠背直流换流站220kV换流变压器故障保护动作分析.电力系统自动化,2008,32(12):211-214.L Pengfei,LU Yu,WANG Delin,et al.Protection action analysis of Lingbao HVDCsystem220kVconverter transformer earthed fault.Automation of Electric Power Systems,2008,32(12):211-214.

[10]杨汾艳,徐政.直流输电系统典型暂态响应特性分析.电工技术学报,2005,20(3):45-52.YANG Fenyan,XU Zheng.Typical transient responses in HVDC transmission system.Transactions of China Electrotechnical Society,2005,20(3):45-52.