特高压直流输电原理与设计

毕业设计（论文）题目特高压直流输电原理及设计所属院（系）电子信息工程学院2012年5月28日毕业设计（论文）任务书学院（直属系）电子信息工程学院时间2012年4月17日学生姓名指导教师设计（论文）题目特高压直流输电原理与设计主要研究内容本课题着重研究特高压直流输电系统，能够实现特高压直流输电。在设计中研究通过换流站以实现将交流变直流，直流变交流，利用平波电抗器抑制纹波，研究交、直流滤波器，及两换流站无功补偿方案。研究方法从理论和仿真角度研究直流输电可行性及关键技术主要技术指标或研究目标根据设计的任务，系统实现将交流低电压升为交流高压，经过整流变为直流高压，利用平波电抗器使直流接近理想，传输后经过逆变成为交流高压，再经变压器输出交流低电压，在两换流站间建立无功补偿，提高功率因数，降低线路损耗。教研室意见教研室主任（专业负责人）签字年月日说明一式两份，一份装订入学生毕业设计（论文）内，一份交学院（直属系）。目录摘要IIIABSTRACTIV第一章引言111研究背景112国内外研究现状213本文主要内容3第二章系统总体设计4第三章换流站工作原理631换流站基本介绍632换流站接线原理633换流站工作原理8第四章换流站无功补偿装置941换流站无功补偿原理9411换流站无功因数9412换流器消耗无功功率分析942无功补偿装置类型12421容性无功补偿装置容量确定12422感性无功补偿装置容量确定13423无功补偿与交流滤波器的协调13424静止无功补偿装置1443无功补偿装置分组14431无功小组容量估算15432无功大组容量确定1544无功功率控制16441不平衡无功控制17442交流电压控制18443可投切高压电抗器控制19444交流系统其他无功补偿设备投切控制19445连续调节无功补偿装置19第五章滤波器设计2151PLCI产生的原因及其抑制方法21511PLCI产生的原因21512PLCI的抑制方法2152RI产生的原因及其抑制方法22521RI产生的原因22522RI的抑制方法2353换流站交流侧滤波23531滤波系统分类2354换流站直流侧滤波器27第六章基于MATLAB/SIMULINK的直流输电仿真2961软件介绍29611MATLAB语言的特点29612MATLAB在电力系统中的应用3062直流输电仿真31621模块设计31622仿真结果33参考文献35致谢36摘要特高压直流输电系统存在很多优势，它的发展也越来越得到重视,目前直流输电技术逐渐被广泛应用在实际工程中。特高压直流输电在运行过程中，换流站需要消耗大量的无功功率。为保证换流站以及交流系统安全可靠运行，需要对换流站无功补偿进行研究。换流站交直流侧会产生大量干扰，必须在换流站装设高频滤波器加以抑制。本文阐述了高压直流输电工程系统设计，对其系统设计所涉及的一些问题进行了全面探讨，包括换流站如何选择，结合高压直流输电换流站无功消耗及无功控制理论及滤波器的设计，在MATLAB/SIMULINK环境下，利用电力系统模块建立仿真模型，进行系统仿真，得出相应的仿真图形。通过对直流输电系统的整体设计及其仿真波形，我们明白的看到直流系统在输电时的优势,特别是它的稳定性是很高的。关键词高压直流输电，无功补偿，滤波器ABSTRACTULTRAHIGHVOLTAGEDIRECTTRANSMISSIONSYSTEMSHASMANYADVANTAGES,ITSDEVELOPMENTGETMOREANDMOREATTENTIONNOWTHISTECHNOLOGYISWIDELYUSEDINPRACTICALENGINEERINGINULTRAHIGHVOLTAGEDIRECTTRANSMISSIONSYSTEMS,BOTHRECTIFIERANDINVERTERCONSUMEAGREATDEALOFREACTIVEPOWERTOENSURETHESTABILITYOFBOTHCONVERTERSTATIONANDACSYSTEM,ITISESSENTIALTORESEARCHCONVERTERSTATIONSREACTIONPOWERCOMPENSATIONAGREATDEALOFHIGHORDERHARMONICSATTHEBOTHSIDESOFCONVERTERSTATIONSMUSTBERESTRAINEDBYHIGHFREQUENCYFILTERINTHISPAPER,THEDESIGNOFHIGHVOLTAGEDIRECTTRANSMISSIONSYSTEMISGIVENSOMEPROBLEMSCONCERNEDINSYSTEMDESIGNARECOMPREHENSIVELYRESEARCHEDITINCLUDETHATHOWTOCHOOSEBOTHRECTIFIERANDINVERTERWITHTHECLASSICREACTIVETHEORYOFTRADITIONALULTRADIRECTCURRENTANDHIGHFREQUENCYFILTERSTHESIMULATIONMODELSOFTHEHIGHVOLTAGEDIRECTCURRENTANDITSCONTROLLERAREBUILTINDETAILBYSYSTEMBLOCKINMATLAB/SIMULINKWITHTHISMODEL,THESYSTEMREFLECTSSTEADYSTATESIMULATIONRESULTSSHOWTHEMODELBASEDONTHEHIGHVOLTAGEDIRECTTRANSMISSIONSYSTEMDESIGNANDSIMULATIONWAVEFORMS,WECLEARLYFINDTHEADVANTAGESOFHIGHVOLTAGEDIRECTTRANSMISSIONSYSTEMINPOWERTRANSMISSIONESPECIALLYITSSTABILITYISVERYHIGHKEYWORDSULTRAHIGHVOLTAGEDIRECTCURRENT,REACTIVEPOWERCOMPENSATION,FILTERS第一章引言11研究背景随着经济的发展，各种用电量也在加速增长，而高压直流输电对于输送大容量的电具有绝对的优势，如超大容量、超远距离、低损耗的送电特点，使得输电系统对特高压直流输电技术的要求也越来越高。高压直流HIGHVOLTAGEDIRECTCURRENT，HVDC输电技术是电力电子技术在电力系统输电领域中应用最早同时也是较为成熟的技术。目前，我国已经建设了多个高压直流输电工程。直流输电相对交流输电的优点（1）直流输电架空线路只需正负两级导线、杆塔结构简单、线路造价的低、损耗小。（2）直流电缆线路输送容量大、造价低、损耗小、不易老化、寿命长，且输送距离不受限制。（3）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。（4）采用直流输电实现电力系统之间的非同步联网，被联电网可以是额定频率不同的电网，也可以是额定频率相同但非同步运行的电网；被联电网可保持自己的电能质量而独立运行，不受联网的影响；被联电网之间交换的功率可快速方便的进行控制，有利于运行和管理。（5）直流输电输送的有功功率和换流器消耗的无功功率均可由控制系统进行控制，可利用这种快速可控性来改善交流系统的运行性能。（6）在直流电的作用下，只有电阻起作用，电感和电容均不起作用，直流输电采用大地为回路，直流电流则向电阻率很低的大地深层流去，可很好的利用大地这个良导体。（7）直流输电可方便的进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。（8）直流输电输送的有功及两端换流站消耗的无功均可用手动或自动方式进行快速控制，有利于电网的经济运行和现代化管理。直流输电的应用范围取决于直流输电技术的发电水平和电力工业发展的需要。交流输电在大多数情况下投资省，运行灵活方便，技术比较成熟，在电力系统中得到广泛应用。目前直流输电技术的发展水平不高，直流输电还只是交流输电的补充。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。12国内外研究现状20世纪80年代前苏联曾动工建设哈萨克斯坦中俄罗斯的长距离直流输电工程，输送距离为2400KM，电压等级为750KV，输电容量为6GW；巴西和巴拉圭两国共同开发的伊泰普工程采用了600KV直流和765KV交流的超高压输电技术，第一期工程已于1984年完成，1990年竣工，运行正常；1988至1994年为了开发亚马逊河的水力资源，巴西电力研究中心和ABB组织了包括800KV特高压直流输电的研发工作，后因工程停止而终止了研究工作。我国是能源消耗大国，煤炭消费全球第一，电力消费仅次于美国，居世界第二，提高我国能源的开发和利用效率十分必要。同时发电能源和用电负荷的分布又极不均衡。华东、华南沿海地区经济发达，电力市场空间大，能源却最为匮乏；西部地区经济发展相对落后，用电水平和需求低，而能源资源丰富。根据我国生产力水平的发展状况，能源需求主要来自于东部、中部发达地区，而用于发电的水能、煤炭资源则主要集中在西部、北部地区。能源的分布和消费不平衡决定了能源必将在全国范围内实现优化配置。而特高压直流输电具备超大容量、超远距离、低损耗的送电特点，适用于大型发电基地向远距离负荷中心输送电力。通过建设特高压直流输电网，将电能大规模、高效地从西部、北部地区输送到东部、中部地区，有利于将这些地区的资源优势转化为经济优势，实现区域经济的协调发展；并且在西部、北部人口相对较少的地区发展大型煤炭和发电企业，提高这些高能耗企业的集约水平，可以提高资源的开发利用效率，符合国家可持续发展的战略要求。对500KV超高压直流输电工程无功功率的研究比较深入。800KV特高压直流不仅输送容量大、损耗小、送电距离远，而且可以节约宝贵的输电走廊资源，提高输电通道走廊的利用率。特别是对于受端电网，换流站站址、接地极与接地线线路走廊的选择非常困难，800KV特高压直流输电方案不仅降低了工程实施的难度，而且更重要的是符合国家可持续发展战略要求。因此特高压直流输电技术是我国电力跨区域大规模输送的必然选择。“十一五”云南至广东800KV特高压直流输电工程已于2006年12月开工建设，“十一五”至“十三五”期间规划建设的特高压直流输电工程还有7至9个。目前，特高压直流输电技术在全世界都还没有成熟的应用经验，在可行性研究阶段不仅需要对电磁环境影响、绝缘配合和外绝缘特性等关键技术进行研究，而且还需要结合特高压的特点对输电方案拟定、换流站站址及接地极极址选择、线路路径选择以及系统方案比较等主要技术原则进行充分论证，才能为项目业主和政府主管部门提供可靠的决策依据。13本文主要内容本课题着重研究特高压直流输电系统，能够实现特高压直流输电。在设计中研究交流电通过换流站以实现将交流变直流，直流变交流，研究交、直流滤波器，及两换流站无功补偿方案。第二章系统总体设计目前电力系统中的发电和用电的绝大部分均为交流电，要采用直流输电必须进行换流。在送端需要将交流电变换为直流电，即整流，经直流输电线路将电能送往受端；而在受端又必须将直流电变换为交流电即逆变，然后才能送到受端的交流系统中去，供用户使用。以常规高压直流输电系统为例，进行介绍。图21为常规直流输电系统构成原理图。图21常规直流输电系统构成原理图直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。要采用直流输电必须进行换流，在送端需要将交流电变换为直流电，即整流，经过直流输电线路将电能送往受端；而在受端又必须将直流电变换为交流电，即逆变，然后才能送往受端的交流系统中去，供用户使用。直流输电系统的构成主要有整流站、逆变站和直流输电三部分。对于可进行功率反送的直流输电工程，其换流站既可以作为整流站运行，又可以作为逆变站运行。功率正送时的整流站在功率反送时为逆变站，而正送时的逆变站在反送时为整流站。整流站和逆变站的主接线和一次设备基本相同，其主要差别在于控制和保护系统的功能不同。特高压直流输电系统原理图见图22。图中，晶闸管模块为一个12脉动换流器。特高压直流输电工作原理为整流站从左边交流系统吸收有功功率，通过两组串联形式的12脉动换流器将其转变为直流电。直流输电线路将直流电送至远方的逆变站，再由2组12脉动换流器串联形式的换流器将直流电转变为交流电，送入右边交流系统。其中，直流输电线路为双极架空导线。图22特高压直流输电原理图特高压直流输电与常规直流输电的其中一个很大区别在于换流器的接线方式不同。常规直流输电采用每极一组12脉动换流器接线方式，而特高压直流输电的换流器则是每极2组12脉动换流器接线方式。若每极1组换流器，则换流变压器的容量远远超过目前设备制造的最大能力，且换流变压器尺寸和重量巨大，无法运输，只能选择每极2组换流器方案。第三章换流站工作原理31换流站基本介绍直流输电换流站由基本换流单元组成，基本换流单元是在换流站内允许独立运行，进行换流的换流系统，主要包括换流变压器、换流器、相应的交流滤波器和直流滤波器以及控制保护装置等。目前工程上所采用的基本换流单元主要是12脉动换流单元，12脉动换流器的优点之一是其直流电压质量好，所含的谐波成分少。接下来主要就12脉动换流单元进行分析。32换流站接线原理每极两组基本换流单元的接线方式，有串联和并联方式两种，串联方式每组基本换流单元的直流电压为直流极电压的，其直流电流为直流极电流；并联方式每组基本换12流单元的直流电流为直流极电流的，其直流电压为直流极电压。每极两组12脉动换流器的串联方式和并联方式两种接线方式，分别如图23和24所示。根据特高压直流输电工程的技术条件和目前的制造水平，我国将一律采用每极2组换流器串联的接线方式，如图23所示。而图24为并联接线方式。图23每极两组12脉动换流单元串联方式原理接线图图24每极两组12脉动换流单元并联方式原理接线图12脉动换流单元是由交流侧电压相位相差的6脉动换流单元在直流侧串联而在交30流侧并联所组成。12脉动换流单元可以采用双绕组换流变压器或三绕组换流变压器。为了得到换流变压器阀绕组的电压相位相差，其阀侧绕组的接线方式，必须一个为星形接线，另一个30为三角形接线。针对每极两组12脉动换流器串联接线方式，两组12脉动换流器电压可以从（600200）KV、（500300）KV和（400400）KV（注前者为低端12脉动换流器两端电压，后者为高端12脉动换流器两端电压）分配方案中优选。（600200）KV换流器方案中，低压端600KV换流器所接换流变压器容量大，超出了运输条件的限制，因此不能采用该方案。（400400）KV换流器接线方案，每极高、低端12脉动换流器两端设计电压相同，运行方式灵活。综合比较换流变压器、换流阀、其他设备参数以及直流输电的运行灵活性，（400400）KV换流器方案较（500300）KV方案总体占优，因此我国800KV特高压直流输电工程中采用（400400）KV的换流器电压分配接线方案。在（400400）KV换流器接线方案中，每一组12脉动换流器均可独立运行。正常运行时，如果有一个12脉动换流器发生故障，由控制系统的相关顺序控制来操作两侧的直流旁路开关，完成故障换流单元的隔离。同时，在发生故障的12脉动换流器故障清除后，控制系统的顺序控制还应在另一组未发生故障的12脉动换流器不停运的情况下，将清除故障后的12脉动换流器投入运行。在功率正送和功率反送的情况下，特高压直流输电系统一两组12脉动换流器串联的接线可以有如下种类的运行方式（1）完整双极运行方式。每极2组换流器均投入运行。（2）双极运行方式。当某一极的1组换流器故障时，正常组12脉动换流器继续34维持运行，与另外一极的换流器一起，构成3组12脉动换流器运行，从而保障额定输出功率的直流功率输送，提高了特高压直流输电的运行灵活性。（3）双极运行方式。每极投入1组12脉动换流器，双极共2组12脉动换流器投12入运行，为400KV双极运行方式。（4）完整单极运行方式。可以组成以下4种运行方式正极金属回线、负极金属回线、正极大地回线、负极大地回线运行方式。（5）单极运行方式。只有一个极的一组12脉动换流器投入运行，是一个400KV12单极运行方式。（6）开路试验（OPENLINETEST，OLT）。共有8种试验方式，包含完整单极运行方式4种以及单极运行方式（单换流器带直流开关场和线路）4种。其中，完整4种单极12运行方式OLT试验分别为正、负极OLT试验各一种，一极OLT试验同时另一极OLT正常运行各一种。33换流站工作原理常规高压直流输电的换流器（包含整流器和逆变器）由半控型的晶闸管器件组成，故常规高压直流输电的换流器只能采取电网（源）换流方式。换流器是高压直流输电系统的主要环节。用于高压直流输电的换流器都采用三相桥式接线方式。每换流阀由6个桥臂（也称为换流阀）组成，接于三相交流系统。6个换流阀以基波周期的等相位间16隔依次轮流触发，称6脉动换流器。三相桥式电路通过其有规律的开通与关断，即电路拓扑结构不断发生改变，而实现交流直流的相互转变。整流器的换流是借助于换流变压器阀侧绕组的两相短路电流来实现的。逆变器与整流器极性相反逆变器要求其所接的交流系统提供换相电压和电流。通常，高压直流输电采用双极方式，即每一换流站由正负极两组换流器组成。有时每极由两组换流器在直流侧串联而成。此时，为了得到脉动更小的直流电压波形，两组换流器的交流电源电势相位差。相应地，阀的触发脉冲也相差，形成12脉动换3030流器。第四章换流站无功补偿装置41换流站无功补偿原理411换流站无功因数由于触发角和换相角的存在，使得整流器交流侧的电流总是滞后其电压，即整流器在运行中需要吸收无功功率。其中，（1）整流器基波功率因数为（41COSSCO2RR（）1）可近似认为基波功率因数角为（42R2）（2）逆变器基波功率因数为（411COSSCO2（）3）越前的基波功率因数角定义为电流相量越前于负的相电压相量之间的相位角，则1近似为1（41124）以上各式中，为整流器交流侧基波功率因数角；分别为整流器和逆变器的换相R1R、角；为熄弧角。由式（41）和式（43）可见，换流器的功率因数与触发角（或熄弧角）COS及换相角有关。随着触发角（或熄弧角）的增加，功率因数变小，换流器需要吸收更多的无功功率。412换流器消耗无功功率分析采用电网换相的换流器不管处于整流还是逆变运行状态，都需要从系统吸收无功，即换流器对于交流系统而言总是一种无功负荷。根据换流原理可知，换流器消耗的无功功率可由下式表示（4DCTANQP5）其中（4SIO180TANC（）（2）（）6）1DIO1CS2DUXIE（47）式中，为换流器理想空载直流电压，KV，V；P为换流器直流侧功率，DIOU1DIO3MW；为换流器无功消耗，MVAR；为换流器的功率因数角，；为换相角，；CQ为每相的换相电抗，；为直流运行电流，KA；为整流器触发角，；为CXDI1E换流变压器阀侧绕组空载线电压有效值，KV；为极直流电压，KV。当换流器以逆变DU方式运行时，式中的用代替，为逆变侧熄弧角，。从上述计算公式可以看出，换流器吸收的无功功率除受有功功率影响外，还与其他很多运行参数相关，其中最为灵敏的是触发角和熄弧角。本节重点结合直流输电工程的实际需要，重点介绍换流器的无功功率运行轨迹和在直流输电工程设计中对换流器无功功率控制这两方面的问题。换流器无功功率运行轨迹是指换流器吸收的无功功率随换流器功率的变化曲线。不同的运行方式有不同的无功功率轨迹，如逆变器定熄弧角控制、整流器定触发角控制、换流器定电流控制和定电压控制时的无功功率轨迹等。在实际利用无功功率轨迹时要考虑两方面的问题，第一是设备额定值和运行参数的限制，主要考虑换流变压器受绝缘配合限制的最大理想空载运行电压，受换流变压器分接头范围限制而可能达到的最小理想空载运行电压；由于晶闸管元件触发一致性的要求而允许的最小触发角限制；由于换流阀冷却要求而允许的最大长期稳态运行触发角限制；由于防止逆变器换相失败而要求的最小稳态熄弧角限制；受换流阀和其他主回路设备限制而允许的最大稳态运行电流限制等。第二是参变量的改变，主要是交流母线电压的变化和换流变压器分接头的改变等。图41所示为换流器理论上可能的无功功率轨迹。这一轨迹图表明，换流器的无功消耗可以相差很大，这就为合理利用换流器参与无功电压控制提供了理论依据。100050000050100PQ0601203355448866127图41换流器各种运行方式的无功功率轨迹P换流器传输的有功功率；Q换流器吸收的无功功率；1整流器最小触发角控制；2逆变器定熄弧角控制；3换流器定直流电流控制；4换流器定无功功率控制；5换流器定有功功率控制；6换流器定最小直流电流控制；7整流器定最大触发角控制；8换流器定直流电压控制在实际运行中，人们经常是从两个方面来利用换流器的无功功率轨迹。一方面，对于正常的运行区域，尤其是换流功率接近额定直流功率的区域，需要采用各种可能的控制方式，使得换流器消耗的无功功率最小。对于逆变器，采用定熄弧角控制方式可以最容易达到这一目的。当采用定整流侧直流电压时，一般需要配备合理的换流变压器分接头控制，为了既保证整流器不轻易失去定电流控制的能力，又尽可能地减少无功消耗，需配备换流变压器分接头控制，使整流器触发角尽可能小。另一方面，当换流器运行功率远小于额定功率时，为了滤波器的要求，需要投入一定的滤波器，使得换流站无功过剩，因而需要换流器多吸收无功；或者当交流系统较弱，对换流站不平衡无功特别敏感时，需要利用换流器进行无功功率控制。此时最大触发角常常是主要的限制因素。特高压换流站无功补偿容量应按直流系统正向、全压、双极额定运行方式确定，并应计算交流系统的无功能力；功率反送运行方式不作为计算长距离直流输电工程换流站无功补偿容量的校核方式。42无功补偿装置类型由于换流器的运行总是伴随着无功功率的消耗，因此每一个换流站都必须装设无功补偿装置。换流站无功补偿装置是指用于补偿换流器消耗的无功功率而需要安装的无功设备。由于这些无功补偿装置的特性各异，每个直流输电工程设置何种类型的无功补偿装置是由交直流系统无功平衡及功率特性共同决定的。目前世界上已有换流站的无功补偿装置主要有三大类第一类，机械投切式电容器和电抗器。其中电容器由于滤波要求是必须的。最小滤波电容容量约占换流容量的30。第二类，静止无功补偿装置。当换流站所在电网较薄弱时，电压控制困难，有时甚至可能发生电压稳定问题，此时可以考虑装设静止无功补偿装置。这种设计由于控制系统的相互影响，有一定的缺点，应用不是十分广泛。第三类，调相机。当换流站所连接的交流电网相对直流输电系统的容量而言太弱时，则需要在换流站装设调相机。这种情况一般多发生在远方电站向位于负荷中心的电网送电工程的受端，世界上两个最典型的例子是伊泰普直流输电工程换流站和纳尔逊河直流输电工程换流站。采用调相机投资大、占地多、运行可靠性低、维护工作量大，因此不宜采用。常规换流站一般只采用机械投切式电容器和电抗器。当换流站位于电厂或电厂群附近，如水电厂直流送出工程的整流站，在直流系统大负荷运行时，可以利用交流系统的部分无功电源，以达到少装容性无功补偿装置的目的；在直流系统小负荷运行时，可以利用发电机的进相能力，吸收换流站的部分过补偿无功，以达到少装感性无功补偿装置的目的。交流系统这种帮助换流站进行无功平衡的能力，叫做无功支持能力。充分利用交流系统无功支持能力可以减少换流站无功补偿容量，节省无功补偿装置如电容器和电抗器的投资，还可以减少无功补偿装置的分组，节省相应的变电设备和控制保护设备的投资，在直流系统突然停运时，可以降低甩负荷过电压水平，相应降低换流站设备造价。因此，充分而合理地利用交流系统的无功能力是十分重要的。421容性无功补偿装置容量确定换流站需要装设的容性无功补偿装置总容量由下式计算而得（4ACDTOLSB2QNU8）式中，为在正常电压下交流滤波器和并联电容器所提供的总无功功率，MVAR；为TOALQSBQ在正常电压下由最大的交流滤波器分组或并联电容器分组所提供的无功功率，MVAR；N为备用的无功补偿装置组数；为在计算无功吸收设备时，允许从换流站流进交流系统ACQ的最大无功功率，MVAR，负值表示交流系统提供无功功率；为在决定无功供给设备时DCQ所假设的直流设备的无功需求，MVAR；U为设计时考虑的交流母线电压，PU。容性无功容量设计分设计点和校核点。对于设计点，上述公式的物理意义是指在给定的直流系统运行方式下，换流器吸收最大的无功，交流系统需要的无功负荷（或能够提供的无功支持），交流母线电压为较低的水平U，N组最大的无功补偿装置不可用，换流站仍能维持无功平衡。422感性无功补偿装置容量确定感性无功补偿装置总容量可用下述公式计算（4ACDRFMIN2QU9）式中，为在正常电压下换流站并联电抗器吸收的总无功功率，MVAR；为在计算无功RQACQ吸收设备时，允许从换流站流进交流系统的最大无功功率，MVAR；为在计算无功吸D收设备时，计算的直流系统无功需求，MVAR；为在正常电压下，由最少交流滤波器FMINQ组所产生的无功功率，MVAR；U为设计时考虑的交流母线电压，PU。423无功补偿与交流滤波器的协调在工频下，交流滤波器几乎是纯电容，整个滤波器发出的无功近似等于滤波器中主电容器的无功。单台交流滤波器的基波无功容量为（402FFQUC10）其中U为交流母线线电压；为滤波器基波电容，为系统基波频率。0F一个设计合理的无功补偿和交流滤波系统应具备的特性是由于无功补偿的要求所需投入的交流滤波器数应大于由于滤波性能的要求所必须投入的交流滤波器数。由于滤波器稳态额定值的要求所需投入的交流滤波器数最少，在实际运行中，交流滤波器的投入由无功补偿和无功平衡控制来决定，交流滤波器性能要远远优于滤波器设计中给出的性能；交流滤波器元件所承受的应力要小于滤波器稳态额定值计算所要求的元件额定值。424静止无功补偿装置静止无功补偿装置（STATICVARCOMPENSATOR，SVC）由晶闸管控制电抗器（THYRISTORCONTROLLEDREACTOR，TCR）和固定电容器（FIXEDCAPACITOR，FC）组成，可以连续调节发出和吸收的无功功率。可用于抑制直流单极故障引起的暂时过电压，抑制交流滤波器或并联电容器投切时引起的换流母线暂态电压波动。在大扰动时，可提高交直流混合系统的故障后恢复能力。SVC是平衡电网无功功率和稳定电网电压的有效手段。目前，大容量的SVC已能够实现国产化。国际上，挪威南部港口城市克里斯蒂安桑至丹麦日德兰半岛的斯卡格拉克海峡直流输电工程（1000MW），1995年在克里斯蒂安桑换流站安装了一台容量200MVAR的SVC替代原来已安装的容量为140MVAR的调相机。中俄背靠背换流站工程将是我国首次在换流站中安装SVC的直流输电工程。43无功补偿装置分组换流站的无功补偿装置须分组投切运行，以适应直流输电各种运行方式的需要。换流站无功分组方案的确定是一个不断优化的过程。一般在换流站总无功补偿容量一定的情况下，分组越少，投资和占地就越省。无功补偿装置分组容量应综合补偿总量、投切影响、无功交换、电压控制、滤波性能和设备布置等因素而进行优化考虑；无功分组容量必须满足系统暂态电压变化率及稳态电压调节的要求；无功分组容量大小的选择应避免与邻近的同步电机产生自励磁等参数谐振；任何分组的投切都不应引起换相失败和改变直流控制模式或直流输送水平。换流站投切无功分组时，交流系统的电压会发生变化。无功分组越大，电压的变化也越大。根据我国电网的技术规程要求，投切无功小组时的电压变化率一般不超过15，投切无功大组时的电压变化率一般不超过5。值得指出的是，直流输电工程按照小组投入无功补偿装置，只有故障情况下，才会切除一大组无功补偿装置。根据上述要求，首先根据换流站交流侧的短路容量初步估算无功小组容量，再根据系统运行方式的变化，结合无功大组与小组的合理匹配关系，对无功分组容量做进一步优化，最终得出换流站的无功分组数以及大组、小组的分组容量配置方案。431无功小组容量估算换流站投切无功最大分组容量与换流站交流母线的电压变化率之间的关系可由下式表示411DQUS式中，为换流站交流母线电压变化率，；为换流站投切的无功分组容量，UMVA；为换流站交流母线的短路容量，MVA。DS432无功大组容量确定切除一个无功大组，即所有连接在这个大组中的电容器分组和滤波器分组都被同时切除，是非正常方式。切除无功大组的交流母线暂态电压变化率一般56，应根据交流系统条件在规定范围内确定限值。现阶段国外厂商生产的大组断路器典型最大开断容性电流约1KA，相当于大组容量为720MVA的无功补偿装置。目前，最大开断容量可提高到约15KA容性电流，相当于滤波器大组容量1000MVA。无功大组的容量应综合无功大组切除引起的暂态电压波动、无功分组投切波动、大组断路器开断能力、换流站无功补偿总容量、滤波器类型和配置要求、系统可靠性水平等因素确定。换流站投切无功分组容量与换流站交流母线的暂态电压变化率之间存在如下关系412DFQUS式中，为换流站交流母线的暂态电压变化率，；为无功大组容量，MVA；为UDS换流站交流母线的短路容量，MVA；为投切后换流站交流母线上总的无功补偿容量，FQMVA。由式（412）可初步推算无功的最大分组容量，但具体的电压波动应以电力系统稳定计算程序为准。综上分析，可将3小组滤波器划分为一大组。44无功功率控制无功功率控制是指通过控制并联电容器和交流滤波器的投切以及触发角，使交、直流系统间的无功交换控制在规定的范围内。如果无功补偿装置（包括并联电容器和交流滤波器等设备）的单组容量过大，投入一组无功补偿装置引发的交流电压将过高，对电气设备的绝缘不利；切除一组无功补偿装置引起的交流电压过低。当换流站所连接的交流系统较弱时，极易导致交流电压不稳定。因此无功控制必须配合交流电压控制，如通过换流变压器分接头控制（TCC）和定触发角控制，使交流母线电压和换流变压器阀侧理想空载直流电压保持在规定的范围内。换流站的无功功率控制方式通常有不平衡无功功率控制和交流电压控制两种。前者的控制原则是保持换流站和交流系统交换的无功在一定的范围。交流电压控制方式主要在换流站与弱交流系统连接的情况下采用，而一般的直流输电工程均采用无功功率控制方式。换流站无功功率控制应能控制换流站全部发出无功的装置和吸收无功的装置，如控制交流滤波器、并联电容器和并联电抗器的投切以及控制换流器吸收的无功功率等。投切滤波器组所引起的无功功率的变化是台阶式的，同时还受到滤波器要求所需要的最小滤波器组的限制。换流器吸收的无功功率可以通过改变其触发角来平滑地进行控制。这些控制作用必须相互协调，以便保证在任何给定的直流传输功率下，对于各种直流运行方式和投入无功补偿装置的组合下都能够满足要求。特高压换流站无功平衡和补偿的技术要求总结为以下九个方面无功配置应针对整个换流站按站进行配置。换流站无功补偿应以站内装设的无功补偿装置为主，以改善换流站运行的条件，提高直流运行方式的灵活性和降低停运率。换流站应利用交流系统提供无功的能力，对送端换流站优先考虑利用交流系统的无功能力，不足部分在站内安装无功补偿装置；直流小功率方式下无功过剩时，宜利用近区交流系统的无功吸收能力。为满足直流系统在不同的负荷水平上对无功补偿容量的要求，无功补偿装置应合理设置分组数量，并至少配置一个备用分组。无功补偿装置的配置应满足各种接线和运行方式（除个别极端运行方式外）下系统的无功平衡。需在合理的交流系统运行电压水平下平衡与配置无功。容性无功补偿装置的设计容量应按换流站交流母线正常运行电压计算，感性无功补偿装置的容量选换流站交流母线最高运行电压计算。特高压换流站无功补偿与配置应按照无功控制进行设计，无功补偿装置也可用于换流站交流母线电压控制。必要时可采取以下措施，以减少直流小功率时对系统无功吸收能力的依赖利用直流系统本身的控制方式（如直流降压运行等）；在换流站加装可投切的低压电抗器（可与站用电设计综合考虑）；采用三调谐滤波器；限制直流输送功率的下限；限制交流系统运行方式；在换流站加装可投切的高压电抗器等。441不平衡无功控制为了满足在换流站功率变化全过程中保持换流站与电网之间的无功交换在确定的范围内，并减少对电网的动态影响，从直流输电系统控制和运行的角度考虑补偿方式和控制功能进行选择性的无功平衡。交流电网无功功率应分层分区就地平衡。对于交流系统，负荷水平、发电机出力、电网电压的控制方式、无功补偿装置的投切以及电网接线方式的变化等都将影响系统无功功率的平衡。因此，交流系统向换流站提供无功功率的能力会在很大范围内变化。不平衡无功控制的原理为在换流站稳态或准稳态运行时，对于换流站无功控制而言，式（44）式（47）中用于计算换流器无功消耗的各个参数都是已知的，基于这些参数能够实时求出换流器消耗的无功功率变化曲线。利用运行人员工作站（OWS），DCQ可以设定一条不平衡无功随换流站有功功率变化的曲线，通过这一曲线可以求出当前运行点的理想不平衡无功（设向交流系统注入无功为正）。同样，通过OWS或在控制软ACQ件中设定，可以求得最大允许不平衡无功。通过下式（413）和式（414），可以求得无功补偿装置的投入点和切除点。当换流站有功功率增加或其他运行参数改变时，换流器吸收的无功功率随之增加，不平衡无功不断减少。当满足下列条件时，无功控制发出无功补偿投入命令（42ACDTOALCNUQQ13）式中，为实际交流母线电压，KV为无功设备设计时考虑的交流母线正常电压，ACUACNKV为当前状态下已投入总的无功补偿设备的额定容量，在下计算得出，MVAR。TOLQACNU当换流站有功功率减少或其他运行参数改变，使得换流器吸收的无功功率降低，不平衡无功不断增加。当满足下列条件时，无功控制发出无功补偿装置切除命令。（42ACTOALDCANUQ14）442交流电压控制除了换流站与交流系统的不平衡无功外，换流站无功补偿装置还可以用来对换流站交流母线电压进行控制。在换流站解锁前或解锁过程中，根据顺序控制要求投入最小滤波器组数。随着直流输送功率的增加，交流母线电压下降，当满足下列条件时，投入一组无功补偿装置。（4SETACU15）式中为交流母线整定电压，KV；为实测交流母线电压，KV；为电压控制死区，SETUACUUKV。同样，随着直流系统输送功率的降低或其他运行的参数改变，使得交流母线电压上升，当满足下列条件时，切除一组无功补偿装置。（4ACSETU16）与不平衡无功控制模式一样，电压控制也需要解决启动、停运、投切限制、振荡性投切和循环投切等工程问题，其中其他内容与不平衡无功控制模式相同，只有振荡性投切需解释如下。对于一定的系统接线方式、电压控制方式和潮流水平，在换流站交流母线上投入无功功率，将引起交流母线电压稳态变化。用微分方式系统稳态电压对无功的灵QU敏性为。假定在已知的运行范围内，的最大值为C，换流站无功补偿装置DUDQ计电压为基值的标幺值最高电压为，换流站最大无功分组为，则应满足MAXMAXU（42AXCU17）为了确保不发生振荡性投切，需考虑一定裕度，应再将增加2050。的值随系统接线方式和运行方式的变化有很大变化，按最不利情况确定的UDUQ在系统情况有利时显得太大，将造成电压控制精度不够，大量不平衡无功在系统内流动。因此，换流站一般多采用不平衡无功控制模式。443可投切高压电抗器控制当换流站装设有并联电抗器时，按照所述的不平衡无功或交流母线电压控制模式，当无功控制器满足切除一组无功补偿装置的判据，如果遇到最小滤波器限制，以及检测到有高压电抗器可用而未投入运行，同时上述所有条件又都满足，则应投入一组电抗器。如果无功控制器检测到是投入一组容性无功设备的的判据，以及有高压电抗器投入，同时两个条件又满足，则应切除一组高压电抗器。444交流系统其他无功补偿设备投切控制从理论上说，换流站换流器的无功吸收能力和无功补偿装置可以参与区域性的无功电压控制，但这种控制需要集中设立的控制器和完善的通信设施，且可能牵涉多个运行单位，调度运行又复杂，因此一般不采用。这里所讨论的交流系统其他无功补偿装置主要是指装设在换流站内降压变压器或联络变压器第三绕组上的低压电容器和电抗器。变压器第三绕组上的低压无功补偿装置有单独控制和联合控制两种基本控制模式。所谓单独控制，是指在直流系统无功控制中不考虑低压无功补偿装置，而低压设备由调度员根据常规调度规程进行控制。445连续调节无功补偿装置具有连续可调节能力的无功补偿装置主要有调相机和静止无功补偿器两种。由于换流站有可投切的容性无功补偿装置和滤波器，静止无功补偿器只包括可控制电抗器TCR。这种设备的主要作用是提高逆变侧换流站交流母线电压稳定性，同时可帮助限制过电压。TCR正常运行时采用定交流母线电压控制。为了保证对电压的支持作用，正常运行时需有一定的负荷。因此，换流站其他无功补偿装置的投切可根据TCR的运行状态进行，力图使其稳态运行状态处于经研究预先设定的范围。从性能上看调相机是逆变站最理想的无功补偿装置。除提供一定无功外，还可以提高换流站的短路比，增加交流系统的转动惯量，改善换流器换相条件，降低过电压，这在早期直流输电工程中有较普遍的应用。调相机的控制与TCR类似，正常运行时采用交流母线电压控制模式，其最理想的运行点是在过激励磁的半截附近。无功功率控制只需控制滤波器投切，使得调相机运行在理想运行范围。第五章滤波器设计51PLCI产生的原因及其抑制方法511PLCI产生的原因特高压直流输电系统产生的电力线载波干扰PLCI主要来源于换流阀的开通和关断导体表面的电晕放电绝缘子的放电击穿松动或接触不良触头的火花放电。第一种情况产生的干扰噪声称为传导噪声，后三种情况产生的干扰噪声可归结为背景噪声。12脉动换流器是典型的非线性设备，通过其12个换流阀有规律的开通与关断，实现交流直流即整流或直流交流即逆变的转换，同时产生大量谐波。换流器产生的谐波除低频分量外，还含有高频分量。其中相对于基频600至10000次的谐波成分正好位于30至500KHZ的电力线载波频率范围内。这些谐波的强度虽较小于100次的低频分量谐波强度小很多，但对比换流站内的PLC电信号强度仍很大，因此严重影响电力线载波的通话质量，所以有必要针对PLC频率段内的谐波进行抑制。换流阀在开通或关断时刻，组成换流阀的晶闸管元件的阳极与阴极间电压发生突变。这个快速变化的电压在由晶闸管内电阻、静态均压电阻、RC阻尼电路、连接导线以及这些元件的对地杂散电容和杂散电感组成的电路中形成高频振荡谐波。这些噪声谐波经过换流变压器和平波电抗器传播至交直流开关场，分别引起交直流侧进线的PLC噪声干扰。换流阀开通产生的载波噪声主要取决于触发角及换流阀的对地杂散电容。换流阀关断引起的载波噪声则主要取决于RC阻尼电路及其对地杂散电容。512PLCI的抑制方法换流站抑制PLCI的方法分为两大类减少换流器产生的高频谐波分量，如改变晶闸管与其他元件、构件的间距，改变换流阀阻尼电路等。这种方法涉及换流阀电路结构的改变，因此一般不采用。对已产生的谐波在其传播途径上进行抑制。在直流工程中，多在第类抑制方法上想办法。其中，主要采用以下两种方法一在换流变压器网侧或者平波电抗器线路侧安装PLC噪声滤波器。针对PLC噪声频率，将PLC噪声限制在规定的范围内二在换流站交流进线上串联阻波器。通过阻波器对噪声谐波的抑制作用，使一定频率范围内的PLC噪声衰减。此外，交直流线路阻抗对PLC高频信号的传播也具有衰减作用，表现为线路越长，距离换流站越远处的PLC干扰越弱。52RI产生的原因及其抑制方法521RI产生的原因特高压直流输电系统的无线电干扰RI主要来自换流阀的开通和关断、线路电晕放电和绝缘子局部放电。L换流阀产生的无线电干扰换流阀在触发开通或换相结束而关断的瞬间，阀阳极与阴极间的电压发生突变。突变电压通过以下两种模式进行传播偶极辐射向空间传播高频电磁干扰。该干扰受阀厅的屏蔽，对阀厅外不产生无线电干扰；与阀的均压电容及紧密临近的杂散电容和电感产生高频振荡。这些高频振荡电流分别经过换流变压器和平波电抗器进入交直流开关场，引起开关场内电气设备及交直流线路的辐射干扰。换流阀产生的无线电干扰具有如下特点干扰能量正比于阀通断时的阀电压突变量，并且与振荡电路参数密切相关；单极运行方式下，换流阀的RI更强，但随距离的衰减很快，距换流站15KM处的RI即可忽略；双极运行方式下，换流阀的RI较弱，但随距离的衰减较慢，可传播至几百KM；理论研究和现场实测均表明RI水平随频率的增加而近似单调减小。至视频范围如30MHZ时，RI场强己很微弱。说明换流阀产生的高频分量不会干扰电视机的正常工作，主要对中波和短波频段的无线电接收机产生干扰。2线路电晕放电产生无线电干扰线路的表面场强一旦超过空气的起晕电压强度就会出现电晕放电。电晕放电一定伴随RI的产生，其干扰大小与线路电压等级、空气介质和气候条件等有关。一般认为，在换流站及其周围一定区域内，直流电晕放电引起的无线电干扰低于换流阀引起的无线电干扰。3绝缘子局部放电产生无线电干扰绝缘子承受的电压一旦超过其闪络值就会出现放电。理论及实测均表明，放电产生的无线电干扰小于换流阀引起的干扰。522RI的抑制方法换流阀产生的无线电干扰主要通过在换流站交直流侧安装RI滤波器加以抑制线路电晕放电引起的RI则通过改变线路的线型和对地高度等措施进行抑制绝缘子局部放电产生的无线电干扰可通过改变绝缘子的型式加以削弱。以上两节分析了特高压直流输电系统产生电力线载波干扰和无线电干扰的各种原因，指出换流阀有规律的开通和关断是最主要的原因。同时，针对PLCI和RI的各种成因，提出了相应的抑制方法。53换流站交流侧滤波任何形式的换流器再换流的同时都会产生谐波，在交流侧产生的谐波有特征谐波、非特征谐波。运行中的换流阀存在四种状态即开通、关断、通态及断态。只有在前两种状态下，换流阀才会由于阀电压突变而产生传导噪声高频干扰。在换流阀触发瞬间，因晶闸管的开通而使极间电压迅速跌落。换流变压器二次侧电压会引起阀电流的迅速增加。阀电流的增加主要取决于换流阀的开通，同时因阻尼回路的暂态响应和换流阀元件对地电压的迅速变化也会额外产生较高频率的电流，这些电流流过换流阀的对地杂散电容就会产生高频谐波电流，其频谱特性主要取决于触发角及换流阀与变压器绕组的对地电容。谐波对电力系统设备的危害可归为两类第一类危害，在电气设备的基波电压上叠加谐波电压，引起电气压力的增加，这种危害对电力电容器最为显著；谐波通过电气设备引起附加发热，这种危害对变压器和发电机类设备最为显著；谐波的存在可能引起控制保护设备的误动作。第二类危害，通过电力线路的谐波电流将通过感应作用在临近的电话线上产生谐波电势，对通信系统产生干扰。流过电力线路大的谐波电流可能在临近的弱信号线路上产生感应电势，从而造成人员伤亡或设备损坏。如果不采取措施予以滤波，则上述危害是不可接受的。因此，任何换流站都需装设交流滤波装置