【高压直流输电系统仿真与分析14000字（论文）】

高压直流输电系统仿真与分析摘要：近年来,由于国民经济的迅速发展,以及工业化水平的日益提升,我国的国民用电量越来越大。相较于其他方式而言，高压直流输电在稳定性、灵活性、经济效益等方面更占优势。不过高压直流输电也面临着自身的缺陷,如换流器很容易产生谐波危害、降压运行时运行性能会恶化等。为了掌握高压直流输电系统的基本运行特性、提升对其进行分析的能力，有必要对高压直流输电系统（HVDC）进行建模仿真分析。利用数字仿真软件可以对复杂电力系统的各种运行状态进行分析和研究。本篇论文主要讲述通过仿真软件PSCAD/EMTDC建模并仿真，这些模型包括24脉波整流电路以及不同接线和运行方式下的HVDC系统。同时在仿真过程中观察相关波形、记录有效数据、验证运行特点。在此基础上对不同HVDC系统的仿真结果进行分析,然后从技术性和经济效益两方面比较，最终得出常规结论。关键词：高压直流输电PSCAD建模仿真接线方式运行方式目录第1章绪论 绪论高压直流输电的背景最开始的输电工程采用直流输电方式，但是直流电无法直接升压或降压，因此只能局限于输送小容量和短距离的电能。后来交流发电机以及变压器的出现，使得交流输电替换了直流输电并在此后快速发展起来，然而伴随电力系统的继续扩展，交流输电稳定性差的缺点也更加突出。此后人们又成功探索出了更先进的器件，使直流输电冲破了输电技术上的瓶颈，同时由于直流输电在某些方面比交流输电更具优势，因此直流输电重新受到重视和关注并被普遍应用。高压直流输电的现状经济的快速发展使得我国电力行业迅猛发展，电源建设大大增加，同时随着时代的进步，人们追求更加美好的生活，因此对电力的需求也日益加深。表STYLEREF1\s1SEQ表\*ARABIC\s11我国电源建设容量及用电量[1]年份电源建设容量（吉瓦）用电量（万吉瓦时）201095045020201470740面对如此大的电能需求量，输电系统的输电容量以及输电效率显得越发重要。与此同时，安全且可靠、实惠且优质的电能以及荒僻罕见地区的稳定电能都更加来之不易。所以，可以说在当下电力发展道路上，高压直流输电是非常重要的一个环节。[2]我国虽然疆土辽阔，能源丰富，但能源的分布与电力资源的使用极不均衡，能源大多储备于西部，而用电负荷则集中于东部，因此需要进行西电东输。为了减少输电过程额外消耗的电能，提高输电效率，同时使电网的运行过程更加可靠和稳定，我国采用高压直流输电技术来实现“西电东输、南北互送、全网互联”的大格局。[3][4]目前高压直流输电存在一些问题，如：高压直流输电工程投入运行时存在大约一年的磨合期，在此期间可靠性和稳定性较低，经常会出现故障；高压直流输电能成功换相的概率较小，从换相失败到恢复正常运行需要经过很长的时间；直流断路器研制困难等。把这些问题解决，减少故障发生的几率，探索出更优的系统结构和运行方案，提高电网运行的稳定性，是直流输电在未来的发展和研究方向。高压直流输电的特点随着电力电子和各项新型技术的迅猛发展，从大容量、长距离输送电能方面来看，高压直流输电比传统方式拥有更加显著的经济、灵活和稳定性优势。具体体现如下：（1）制造线路花费少。当采用架空线时，直流输电只需要1~2根，而交流方式时则需要3根；当采用电缆线时，就绝缘而言，直流耐受电压约为交流的三倍，所以更能节省费用。（2）线路走廊窄，征地费省。当电压等级相同时，直流线路走廊仅仅只有40米，而交流的达到了50米，直流输电的传输容量大约是交流的两倍。（3）运行损耗小。由于直流导线电阻值小于交流导线电阻值，因此直流输电的有功功率损耗小；由于直流电不存在交变，因此线路上没有感抗（XL）和容抗(（XC），金具上也没有铁损，直流输电的无功功率损耗几乎为零。（4）调节快速，可控性强。直流输电系统中换流站采用可控硅整流器实现交直流互换，可控硅整流器具有效率高、响应速度快等优点，可以通过控制系统实现潮流的增减和翻转。（5）限制短路电流。当系统容量增大时，若采用交流输电，则发生故障时的短路电流也将增大，可能超过断路器的额定容量，这时则需换断路器或者加设限流设备；而采用直流输电时，系统的“定电流控制”在发生故障后会迅速把短路电流约束在允许范围内，避免故障扩大。（6）进行非同期联网。在交流系统中，各个发电机一定要同步，才能使整个系统运行起来，而直流系统可以进行同频不同步以及不同频电网的互联。即使直流输电有大量优点，但也存在一些棘手之处限制了它的发展。具体体现如下：（1）换流站建设费用大。与交流输电的变电站比较来说，直流换流站采用大数目的电力电子器件，设备多，价格昂贵，结构繁杂，建设、运行和维护费用高。（2）产生谐波影响。换流站中的元器件是非线性的，运行时会在其两侧生成很多的谐波，对通信形成干扰。（3）消耗大量无功功率。直流输电在换流时可控硅需要消耗多达总输送功率半数的无功功率，无法由交流侧提供，所以换流站需要装设无功功率电源来补偿正常运行中大量无功功率的消耗。（4）直流开关研制困难。直流电路的电流波形不存在自动过零点，难以灭弧，所以直流断路器制做起来很棘手。（5）大地或海水回路腐蚀。直流输电可以采用大地或海水作为回路，会对沿线的地下埋设物产生电化学腐蚀。高压直流输电的应用当今，HVDC技术在电力系统中主要用于如下几个方面：（1）利用直流线路对交直流系统进行快捷调控；（2）连接同频不同步以及不同频电网；（3）用作多个地区系统的连接线，限制短路电流；（4）大容量、长距离输电；（5）海底或地下电缆送电未来，直流输电的应用范围将会更加广阔。多种新型发电方式和新型电缆都更适用于直流输电，之后的电力系统会更多采用交、直流混合的形式。上世纪50年代，直流输电首次被实际工程应用，此后伴随各项技术的发展，高压直流输电得到大力推行，层出不穷的直流输电工程竣工并开始被使用。表STYLEREF1\s1SEQ表\*ARABIC\s12国外已投运的工程项目[5]项目名称UN/kVSN/MW输送距离/km投运年份备注伏尔加格勒-顿巴斯±4007204701962汞弧阀新西兰±2506006091965汞弧阀太平洋联络线±400144013621970汞弧阀卡布拉巴萨±533192014141977晶闸管北海道-本州2503001681979晶闸管哥特兰2150130961983晶闸管虽然我国的直流输电技术开始较晚，但发展快速，进步显著，尤其是特高压直流输电技术现已跻身世界前列，许多大容量、远距离、超高压的直流输电项目被开展。表STYLEREF1\s1SEQ表\*ARABIC\s13国内已投运的工程项目项目名称UN/kVSN/MW输送距离/km投运年份备注舟山直流±100100541989晶闸管乘泗直流±5060662002晶闸管灵宝直流（背靠背）120167360750020052009晶闸管锦苏直流±800720020592012晶闸管溪浙（宾金）直流±800800016532014晶闸管吉泉直流±11001200033242018晶闸管仿真研究仿真是研究和分析电力系统的重要手段之一，我国现对于直流输电工程中的各项暂稳态性能的研究分析都比较少，这就要求我们更加深入研究。但是由于高压直流输电工程运行繁杂，且输送距离长、容量大、电压高，在实际的工程上测数据、做实验很不安全，且系统的各个部分分析起来也很麻烦。后来仿真软件逐渐出现，研究人员可以在软件中方便地将系统相应模块进行连接，调整参数，最后模拟运行，观测结果，并可从中分析其运行特性、技术性能和经济效益等特征。本文主要内容本篇论文主要讲述了在PSCAD/EMTDC仿真软件中对HVDC系统基本结构搭建模型以及进行仿真的过程，然后对其不同接线和运行方式分析比较。第一部分讲高压直流输电的概述，介绍其背景、现状、特点及应用，让读者对高压直流输电系统有一个初步的认识，意识到高压直流输电的重要性。此外还对仿真研究进行了简单介绍，仿真对电力系统研究的发展有着不可磨灭的作用。第二部分讲述该系统的基本原理及结构，对各个组成设备进行了简要介绍，换流站是系统中的核心元件，因此对其详细说明。比较6脉波、12脉波以及24脉波换流器特点。第三部分介绍HVDC系统的几种接线以及运行方式。第四部分主要是建模仿真过程。首先介绍了PSCAD/EMTDC仿真软件，然后搭建所需系统模型，接着在不同接线和运行方式下进行仿真，最后进行分析比较，使读者对高压直流输电系统有了更为深刻的认识。高压直流输电系统工作原理和主要设备高压直流输电系统工作原理HVDC系统有两端和多端之分。两端型系统是传统的直流输电系统，也最为简单常见，而多端型系统一般用来实现多系统互联。在传统直流输电系统中，交流电从一侧交流系统发出，然后通过换流站升压、整流转化为直流电输出，再通过直流输电线路输送到另一端换流站中逆变、降压为交流电，最后输入另一侧交流系统中。同时为了保证系统能安全可靠、灵活稳定地运行，系统还装设有一些用来保护和控制系统的二次设备。高压直流输电系统主要设备图STYLEREF1\s2SEQ图\*ARABIC\s11图中主要设备如下：（1）换流装置。有整流器和逆变器之分，是直流输电系统中最为重要的元件，由阀桥（换流桥）和带有载调压分接头的换流变压器组成。换流器主要用于实现系统运行中的整流和逆变过程，同时也可以作为开关，通过调整其触发角，实现系统的工作和停运。表STYLEREF1\s2SEQ表\*ARABIC\s11换流器种类[6][7]种类构成优点应用场合大多数无特殊要求场合电网侧谐波失真较高场合（2）换流变压器。将阀桥与交流母线连接起来，升降电压后为阀桥提供换相电压，在多脉波换流时还可以利用绕组接法使同一电压产生相位差，同时还可以使流进交流侧的谐波以及直流故障电流减小。（3）无功补偿装置。由于换流器是非线性装置，在整流与逆变的过程中要从交流电源吸收达到总功率半数甚至更多的无功功率，。若由交流电源提供该无功功率，将给系统运行带来诸多坏处。因此，必须在换流器临近区域提供一个无功功率电源进行补偿。（4）交流滤波器。位于交流侧母线上，抑制系统运行过程中交流侧的谐波电流，提高电能质量，同时也能为换流站补偿少量的无功。（5）直流滤波器。用来削弱换流器在直流线路上形成的谐波电流，使直流电流波形平滑。（6）直流平波电抗器。串入换流站和直流线路中间，用来抑制直流电压纹波，增大逆变器换相成功的概率。当直流线路发生短路时，平波电抗器可以减小短路电流顶值。此外还可以防止轻载运行时可能出现的直流电流断续现象。（7）电极。与大地或海水接触的导体，也称为接地极。可将中性点电位强制拉为零，也可实现大地或海水回流。（8）直流输电线路。用于传输直流电，正负极线路、金属回流线路以及接地极都属于直流输电线路。（9）交流断路器。一方面可以切除变压器故障，实现保护作用；另一方面可以使直流输电线路停运，起到控制启停的作用。高压直流输电系统接线方式和运行方式高压直流输电系统接线方式单极连接方式单极连接时输电线路极性可以为正也可为负，但由于正极性导线更容易受干扰，因此一般采用单负极连接。（1）从图3-1可以看出，在该方式中两边换流站只有一极采用架空线或电缆线进行连接，另一极都接地，然后通过大地或海水进行连接形成回流。该方式利用大地或海水代替一极线路，结构简单，节省费用，但可靠性较差，而且正常运行时很大的直流电流长期流经大地或海水，会带来接地极附近埋设物电化学腐蚀和接地变压器磁饱和问题，因此对接地极材料要求很高。该方式一般用于海底电缆工程。[8][9]图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s11（2）从图3-2可以看出，此方式与上一方式不同处在于只把任一边换流站接地，然后利用低绝缘的金属导体实现回流。该方式正常运行时无电流流过大地，解决了上一接线方式存在的问题。其缺点是线路投资增加，且当电流流过金属导体时会产生较大的压降，要考虑绝缘问题。该方式一般用于接地极建设难且近距离的工程中。图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s12双极连接方式实际的直流输电工程多采用双极连接方式，包含正、负极性输电线路各一根，以及大地（海水）回线或金属中性线。（1）从图3-3可以看出，此方式将两边的换流站中性点均与地连接，大地回线可作备用。优点是运行灵活性高，可根据实际需求转换为单极接线运行。此外可靠性也较高，当一极发生故障停运时，剩余完好的一极可以自动构成单极大地接线方式运行，保留一半的输电能力。缺点是在理想状态运行时，流经两直流线路的电流相量和为0，汇入接地点时相互抵消，大地之间没有电流通过。但实际上，正负两极由于器件参数、环境等客观原因并不能完全对称，因此总有不平衡电流流过大地回线，对设备造成不良影响。该方式是实际工程中普遍采用的一种接线方式。图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s13（2）从图3-4可以看出，只将任一边的换流站中性点与地连接，大地不能够成回流。与上一接线方式相比，缺点是当任意一个极线路故障时，整个系统都停止运行，大大降低可用率。优点是可以有效避免正常运行时由于两极不完全对称而在地中流过的不平衡电流，减弱对设备的影响。由于其可靠性低，实际工程很少采用此种接线方式。图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s14（3）从图3-5可以看出，将两边的换流站中性点用一根低绝缘的金属导线连接起来。保留了两端中性点接地方式灵活性和可靠性高的优点，同时避免了其正常运行时地中流过不平衡电流的缺点。但此方式将多使用了一根金属导线，线路投入的成本会更多，经济性差。该方式只用于地中不允许电流流过或者接地极地址很难选择的场合。图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s15背靠背连接方式从图3-6可以看出，将两边的换流站不经过直流线路就直接连接在一起。这种接线方式由于没有输电线路，且直流侧电压低、谐波含量少，因此可以大大减少元件投资成本。此种方式在连接两个不同频或同频不同步交流系统方面更具优势。图STYLEREF1\s3SEQ图\*ARABIC\s16高压直流输电系统运行方式在HVDC工程中，为了使系统运行更加稳定可靠，提高输电效率，通常工作人员会根据实际情况为系统选择一个合理的稳定运行状态。常见的运行方式有多种，这里主要介绍全压运行与降压运行方式。正常情况下，系统采用全压方式，即直流线路上的电压为1。系统采用降压运行方式只出现在以下情况[10]：（1）由于绝缘问题而使直流线路电压无法维持在额定值运行。当环境恶劣或者设备存在缺陷时，若仍以全压方式运行则极易破坏绝缘，威胁系统的安全性和可靠性。为减少故障几率，系统可以采用降压运行方式。（2）由于维持无功功率平衡而需降低直流电压。当系统无功失去平衡时，可以通过调大触发角来使系统无功达到平衡，但与此同时会使直流电压随之降低。直流输电工程中实现降压运行常采用的方法主要为以下2种相配合：（1）增大一侧换流器的触发角或者逆变器的熄弧角。此方法在实际工程中最常用，其优点是实现起来方便、快捷，缺点是会使运行性能变差。（2）改变换流变压器分接头位置降低阀桥交流侧电压。此方法的缺点是调节范围有一定的限制且调节速度较慢。一般降压运行方式时的直流电压取值为正常额定电压的百分之七十到百分之八十，此时触发角α约为40°-50°。实际工程中采用方法（1）降低直流电压的同时也会带来一些问题：换流站设备运行状况恶化，损耗的功率增加；换流器功率因数降低；交直流侧谐波水平变大。[11]因此，系统能全压运行时一般不考虑降压运行。高压直流输电系统的模型搭建及仿真分析仿真软件介绍PSCAD/EMTDC常用来对电磁暂态进行研究。该软件由两部分组成，其中EMTDC（Electro-MagneticTransientprogramforDC）是时域瞬时响应计算程序，有强大的数据分析功能，而且仿真结果非常精确。PSCAD是与EMTDC对接的图形化操作界面，使用灵活，可以进行系统网络的搭建、仿真的运行以及结果的分析。使用者既可以利用现有元件库中的模型建立电路，还可以通过Fortran编写自己所需要的元件模型。该软件应用甚广，可用于直流输电系统整定参数改变或故障时的动态过程的仿真、继电保护系统研究、滤波器设计及谐波分析等。[12][13]搭建24脉波整流器如图4-1所示，该24脉波整流器组由两个12脉波整流器组交直流端均并联构成，上半部分为组一，下半部分为组二。为了使整流器工作时输出等效24脉波直流电压，可将组一和组二中整流变网侧分别采用正、反延边三角形接法，完成滞后和超前7.5°的移相。该接法可通过自耦或三绕组变来实现。组一变压器接成Dd0和Dy11，组二变压器接成Dd2和Dy1，这样可以使两组变压器相应副边电压相位相差45°，最后4个整流输出电压波形相位依次相差15°，并联后实现24脉波整流电压的输出。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s11图4-1中自耦变压器绕组串联部分匝数N1和公共部分匝数N2之比为[7]：不同接线形式HVDC系统模型仿真与分析6脉波单极大地系统如图4-2所示，搭建了一个6脉动、500kV、1000MW的HVDC系统模型，其中整流站和逆变站进行联合控制。分别对其正常运行，交、直流侧故障这三种运行状态进行仿真。系统模型详细参数如下：整流侧交流系统：频率为50Hz；电压为382.8672kV；容量为100MVA；基波阻抗47.655∠874.25°Ω；短路容量比是2.5；整流侧交流母线：UN为345kV；容量为1207.46MVA；变比为345/426.9114kV；定电流、最小α控制直流侧输电线路：UN为500kV；SN为1000MW；线路R为5Ω；线路L为1.1936H；线路C为26μF；逆变侧交流系统：频率为50Hz；电压为215.05kV；容量为100MVA；基波阻抗21.2∠75°Ω；短路容量比是2.5；逆变侧交流母线：UN为230kV；逆变站内变压器：容量为1183.58MVA；变比为230/418.3732kV；逆变站控制方式：定电流、定γ角控制，同时设置低压限流环节平波电感值：1H；仿真时长：2s；故障发生时间为1s，持续时长为0.15s。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s121.正常运行时的仿真与分析启动仿真，打开图4-2中整流站交流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-3，其中黑色的线为A相，红色的线为B相，蓝色的线为C相。可以看出波形与标准的正弦波还有不小的区别，有较为明显的畸变。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s13图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s14启动仿真，打开图4-2中整流站直流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-4，记录数据:（1）0<t<0.04s，整流桥闭锁，输出直流电压、电流都为0。（2）0.04<t<0.52s，整流桥打开，输出直流电压和电流逐渐从0开始上升，电流在0.38s达到额定值1pu（电压2kA），电压在0.52s达到额定值1pu（500kV）。（3）t>0.52s，直流电压、电流保持在额定值稳定运行。整流器触发角维持在25°。2.交流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s15将整流站交流侧一相接地，启动仿真，观察波形如图4-5，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压下降至0.6pu左右，启动低压限流环节，接着其发出的直流电流命令值下降，实际直流电流也跟随下降。整流侧马上进入定最小α角（5°）控制，抑制直流电压的进一步下降，使其维持在一定水平。（2）1.15<t<1.24s,1.15s去除故障，α角开始增大，1.24s超过90°，整流器变为逆变状态，直流电压骤降为负值，直流电流也迅速下降。（3）1.24<t<1.82s，1.24s时触发角开始下降，直流电压和电流也开始增加，直到1.82s各变量又重新恢复到额定值运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s16将直流线路上的断路器初始状态设为断开，1s时闭合，持续0.15s后再断开。启动仿真，观察波形如图4-6，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压突变为0，直流电流立刻涨到1.58pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流命令值下降，同时由于整流侧的定电流控制，α角也要增大以抑制直流线路上电流的增大，因此使直流电流下降至0.55pu后保持。触发角上升至90°。（2）1.15<t<1.76s,1.15s去除故障，直流电压恢复开始上升，α角将减小，直流电流也随之增加直至1.76s各变量恢复到额定值。12脉波单极大地系统整流站内变压器：变比为345/413.4557kV；容量为603.73MVA；逆变站内变压器：变比为230/209.2288kV；容量为591.79MVA；图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s171.正常运行时的仿真与分析启动仿真，打开图4-7中整流站交流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-8，其中黑色的线为A相，红色的线为B相，蓝色的线为C相。可以看出波形质量很好，接近于正弦波。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s18图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s19启动仿真，打开图4-7中整流站直流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-9，记录数据:（1）0<t<0.04s，整流桥闭锁，输出直流电压、电流都为0。（2）0.04<t<0.44s，整流桥打开，输出直流电压和电流逐渐从0开始上升，电流在0.31s达到额定值1pu（电压2kA），电压在0.44s达到额定值1pu（500kV）。（3）t>0.44s，直流电压、电流保持在额定值稳定运行。整流器触发角维持在20°。2.交流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s110将整流站交流侧一相接地，启动仿真，观察波形如图4-10，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压下降至0.65pu左右，启动低压限流环节，接着其发出的直流电流命令值下降，实际直流电流也跟随下降。整流侧马上进入定最小α角（5°）控制，抑制直流电压的进一步下降，使其维持在一定水平。（2）1.15<t<1.19s,1.15s去除故障，α角开始增大，1.19s超过90°，整流器变为逆变状态，直流电压骤降为负值，直流电流也迅速下降。（3）1.19<t<1.88s，1.19s时触发角开始下降，直流电压和电流也开始增加，直到1.88s各变量又重新恢复到额定值运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s111将直流线路上的断路器初始状态设为断开，1s时闭合，持续0.15s后再断开。启动仿真，观察波形如图4-11，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压突变为0，直流电流立刻涨到1.61pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流命令值下降，同时由于整流侧的定电流控制，α角也要增大以抑制直流线路上电流的增大，因此使直流电流下降至0.55pu后保持。触发角上升至90°。（2）1.15<t<1.81s,1.15s去除故障，直流电压恢复开始上升，α角将减小，直流电流也随之增加直至1.81s各变量恢复到额定值。12脉波双极中性点两端接地系统图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s1121.正常运行时的仿真与分析启动仿真，打开图4-12中整流站交流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-13，其中黑色的线为A相，红色的线为B相，蓝色的线为C相。可以看出波形质量很好，接近于正弦波。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s113图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s114启动仿真，打开图4-12中整流站直流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-14，记录数据:（1）0<t<0.04s，整流桥闭锁，输出直流电压、电流都为0。（2）0.04<t<0.39s，整流桥打开，输出直流电压和电流逐渐从0开始上升，电流在0.27s达到额定值1pu（电压2kA），电压在0.39s达到额定值1pu（500kV）。（3）t>0.8s，直流电压、电流保持在额定值稳定运行。整流器触发角维持在5°。2.交流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s115将整流站交流侧一相接地，启动仿真，观察波形如图4-15，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压下降至0.65pu左右，启动低压限流环节，接着其发出的直流电流命令值下降，实际直流电流也跟随下降。整流侧马上进入定最小α角（5°）控制，抑制直流电压的进一步下降，使其维持在一定水平。（2）1.15<t<1.5s时，1.15s去除故障，直流电压和电流开始增加，直到1.5s各变量又重新恢复到额定值运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s116将直流线路上的断路器初始状态设为断开，1s时闭合，持续0.15s后再断开。启动仿真，观察波形如图4-16，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压突变为0，直流电流立刻涨到1.22pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流命令值下降，同时由于整流侧的定电流控制，α角也要增大以抑制直流线路上电流的增大，因此使直流电流下降至0.55pu后保持。触发角上升至90°。（2）1.15<t<1.44s,1.15s去除故障，直流电压恢复开始上升，α角将减小，直流电流也随之增加直至1.44s各变量恢复到额定值。4.一极断线故障图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s117验证本种接线方式在一极发生断线故障时，另一极能构成单极大地回路接线方式继续运行。设置正极断路器最初状态为闭合，1s时断开，持续0.5s后闭合。启动仿真，观察波形如图4-17，记录数据：1<t<1.5s，1s时断路器断开，模拟正极线上发生断线故障，正极线上电流变为0，负极线电流有短暂的波动后仍维持-1pu，说明当任一极直流线路上发生故障而停运时，剩余一极直流线路能与大地形成回路立刻投入运行。t＞1.5s，1.5s时断路器闭合，直流电流开始恢复，正极电流逐渐增大为1pu,负极电流短暂波动后仍为为-1pu，随后均保持稳态运行。12脉波双极中性点单端接地系统图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s1181.正常运行时的仿真与分析启动仿真，打开图4-18中整流站交流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-19，其中黑色的线为A相，红色的线为B相，蓝色的线为C相。可以看出波形质量很好，接近于正弦波。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s119图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s120启动仿真，打开图4-18中整流站直流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-20，记录数据:（1）0<t<0.04s，整流桥闭锁，输出直流电压、电流都为0。（2）0.04<t<0.40s，整流桥打开，输出直流电压和电流逐渐从0开始上升，电流在0.29s达到额定值1pu（电压2kA），电压在0.40s达到额定值1pu（500kV）。（3）t>0.8s，直流电压、电流保持在额定值稳定运行。整流器触发角维持在5°。2.交流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s121将整流站交流侧一相接地，启动仿真，观察波形如图4-21，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压下降至0.65pu左右，启动低压限流环节，接着其发出的直流电流命令值下降，实际直流电流也跟随下降。整流侧马上进入定最小α角（5°）控制，抑制直流电压的进一步下降，使其维持在一定水平。（2）1.15<t<1.54s时，1.15s去除故障，直流电压和电流开始增加，直到1.54s各变量又重新恢复到额定值运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s122将直流线路上的断路器初始状态设为断开，1s时闭合，持续0.15s后再断开。启动仿真，观察波形如图4-22，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压突变为0，直流电流立刻涨到1.27pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流命令值下降，同时由于整流侧的定电流控制，α角也要增大以抑制直流线路上电流的增大，因此使直流电流下降至0.55pu后保持。触发角上升至90°。（2）1.15<t<1.49s,1.15s去除故障，直流电压恢复开始上升，α角将减小，直流电流也随之增加直至1.49s各变量恢复到额定值。4.一极断线故障图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s123验证本种接线方式在一极发生断线故障时整个系统都将停止运行。设置正极断路器最初状态为闭合，1s时断开，持续0.5s后闭合。启动仿真，观察波形如图4-23，记录数据：（1）1<t<1.5s，1s时断路器断开，模拟正极线上发生断线故障，正负极线上电流均变为0，说明当任一极直流线路上发生故障而停运时，剩余一极直流线路不能与大地形成回路而投入运行。（2）t＞1.5s，1.5s时断路器闭合，直流电流开始恢复，正极电流逐渐增大为1pu,负极电流逐渐增大为-1pu，随后保持稳态运行。12脉波背靠背系统为了验证高压直流输电系统能实现不同频系统的互联，设置一端系统频率为50Hz，另一端频率为60Hz。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s1241.正常运行时的仿真与分析启动仿真，打开图4-24中整流站交流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-25，其中黑色的线为A相，红色的线为B相，蓝色的线为C相。可以看出波形质量很好，接近于正弦波。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s125图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s126启动仿真，打开图4-24中整流站直流侧测量仪表对应的示波器，观察波形如图4-26，记录数据:（1）0<t<0.04s，整流桥闭锁，输出直流电压、电流都为0。（2）0.04<t<0.49s，整流桥打开，输出直流电压和电流逐渐从0开始上升，电流在0.29s达到额定值1pu（电压2kA），电压在0.49s达到额定值1pu（500kV）。（3）t>0.8s，直流电压、电流保持在额定值稳定运行。整流器触发角维持在23°。2.交流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s127将整流站交流侧一相接地，启动仿真，观察波形如图4-27，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压下降至0.7pu左右，启动低压限流环节，接着其发出的直流电流命令值下降，实际直流电流也跟随下降。整流侧马上进入定最小α角（5°）控制，抑制直流电压的进一步下降，使其维持在一定水平。（2）1.15<t<1.07s时，1.15s去除故障，α角开始增大，1.07s超过90°，整流器变为逆变状态，直流电压骤降为负值，直流电流也迅速下降。（3）1.07<t<1.57s，1.19s时触发角开始下降，直流电压和电流也开始增加，直到1.57s各变量又重新恢复到额定值运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s128将直流线路上的断路器初始状态设为断开，1s时闭合，持续0.15s后再断开。启动仿真，观察波形如图4-28，记录数据：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压突变为0，直流电流立刻涨到1.72pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流命令值下降，同时由于整流侧的定电流控制，α角也要增大以抑制直流线路上电流的增大，因此使直流电流下降至0.55pu后保持。触发角上升至90°。（2）1.15<t<1.51s,1.15s去除故障，直流电压恢复开始上升，α角将减小，直流电流也随之增加直至1.51s各变量恢复到额定值。不同接线方式技术性比较表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s11换流站直流侧电流数据比较接线方式一二三四五启动时间（s）0.520.440.390.400.49交流侧故障后超出量（pu）0.290.320.040.060.45交流侧故障后恢复时间（s）0.670.730.350.390.47直流侧故障后超出量（pu）0.580.610.220.270.72直流侧故障后恢复时间（s）0.610.660.290.340.56交流电流总谐波失真率（%）4.120.270.550.070.24注：一：6脉波单极大地二：12脉波单极大地三：12脉波双极中性点两端接地四：12脉波双极中性点单端接地五：12脉波背靠背接线通过上述对不同接线方式参数进行技术比较，总结如下：1.从表4-1启动时间来看，6脉波接线系统为0.52s，要比其它所有12脉波接线系统启动更慢一些，在所有的12脉波中双极方式的启动时间更短一些，且两种双极方式相差不大。2.分析表4-1中系统发生故障时的仿真数据，可以看出6脉波单极接线在发生故障后，其超出量和再次变回正常运行的时间比12脉波单极接线的小。从12脉波的前三种方式来看，双极接线比单极接线的故障后超出量以及变回正常的时间明显要小，说明双极接线的控制性能更好。3.对比表4-1中同一接线方式发生交流故障和直流故障时的数据可知：交流故障超调量和恢复时间要比直流故障的小一些，说明系统对交流故障的处理控制能力更好一些。4.从谐波的角度分析，12脉波系统交流电流总谐波失真率明显比6脉波系统低很多，同时可以预计24脉波的谐波失真率将更小。此外也可以看出，双极接线要比单极接线谐波失真率低。5.从表4-1可知，12脉波背靠背系统启动时间为0.49s，较其他12脉波方式来看，更长一些，故障后超调量也比其他12脉波方式更大一些。6.从表4-1整体来看，采用接线方式三时，启动时间最短，为0.39s，故障后超调量以及恢复时间最小，谐波失真率也最小，为0.05%。从仿真波形可以看出其正常运行时正负极对称。同时与12脉波中性点单端接地相比，一极发生断线故障停运时，另一极能迅速转换为单极大地接线系统继续运行，可靠性更高。因此12脉波双极中性点两端接地的接线方式各项性能更好，为最优方式，在实际工程中普遍采用。不同接线方式经济性比较以张北——康保——丰宁——北京——张北±500kV柔性直流输电工程（康保——丰宁段）进行经济分析。[14]线路造价直流线路长度为206.2km。通常来说接地极线路长度约为10km—100km。这里选取接地极线路为50km，地形条件为平地进行分析。表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s12±500kV直流输电工程限额设计基本技术组合方案工程类型送电工程接地极线路工程方案名称±500kV双极4×720±500kV接地极2×2×300导线型号4×JL/G1A-720/502×JNRLH60/G3A-300/40地线型号JLB20A-100JLB20A-80表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s13±500kV送电工程限额设计控制指标单位：万元/km项目名称地形本体工程其中：材料其他其中：价差合计±500kV双极4×720平地105.1677.0061.778.20166.93丘陵110.5578.4063.788.87174.33河网泥沼138.1684.5572.1513.22210.31山地129.9581.5169.9411.70199.89高山149.1882.7776.4314.30225.61表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s14±500kV接地极线路工程限额设计控制指标单位：万元/km项目名称地形本体工程其中：材料其他其中：价差合计±500kV接地极2×2×300平地31.5221.0824.082.3855.60丘陵33.6821.6124.642.6458.32河网泥沼45.4423.7428.864.4874.30山地42.1423.0627.983.8470.12高山表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s15不同接线方式直流输电工程线路造价运行方式一二三四五接地极线路造价（万元/km）55.6055.6055.6055.6055.60接地极线路长度（km）50×250×250×25050直流线路造价（万元/km）166.93166.93166.93166.93166.93直流线路长度（km）206.2206.2206.2×2206.2×20总费用（万元）33980.96633980.96674401.93271621.9322780注：一：6脉波单极大地二：12脉波单极大地三：12脉波双极中性点两端接地四：12脉波双极中性点单端接地五：12脉波背靠背接线通过上述对不同接线方式线路造价进行比较，总结如下：1.从表4-5中接地极线路来看，双极中性点单端接地和背靠背接线只有一个接地极，其余方式均有两个接地极。因此单极接线和双极中性点两端接地的接地极线路造价要多增加一倍。2.从表4-5中直流线路来说，双极方式比单极大地方式多一条直流输电线路，背靠背接线没有直流线路。因此双极方式直流线路造价是单极的二倍，而背靠背不需要考虑直流线路造价。3.从表4-5整体来看，线路造价由少到多依次为：背靠背接线、单极大地接线、双极中性点单端接地、双极中性点两端接地。换流站造价±500kV康保换流站新建工程由福建省电力勘测设计院于2018年设计，由国家电网有限公司建设。±500kV丰宁换流站新建工程由西南电力设计院有限公司于2018年设计，由国家电网有限公司建设。表STYLEREF1\s4SEQ表\*ARABIC\s16换流站工程造价项目名称康保换流站丰宁换流站金额（万元）占比%金额（万元）占比%安装工程费135666.31134676.11设备购置费15302071.2014618466.27建筑工程费3262115.184269919.36其他费用157117.31182248.26合计214918100.00220574100.00单位投资（元/kW）2149.182205.74注：基本预备费率0.5%。总结：12脉波换流器由两个6脉波换流器组成，