【某特高压直流输电系统建模仿真分析案例2900字】

1某特高压直流输电系统建模仿真分析案例 11.1PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件简介 11.2CIGRE标准测试模型简介 11.3青豫直流输电系统的仿真模型 51.1.1青豫直流输电工程介绍 51.4验证控制策略的仿真分析 9 91.4.1整流侧交流系统故障时的暂态响应特性 91.4.2逆变侧交流系统故障时的暂态响应特性 229.7606.682整流侧触发角整流侧直流电流B手动设置直流电流整定值逆变器直流电压逆变器直流电流逆变侧触发角电流偏差控制送端换流器侧采用两种控制方式：定电流控制和定触发角控制，如图3-2中②所示，①表示设置在整流侧，但电流参考值需从逆变侧受端换流器中传输过来。在PSCAD中搭建整额定直流电流为2kA,所以比例增益设置为0.5。然后与逆变侧控制器计算得到的直流电流整定值Iorder作差，经过PI环节(设置β最大输出为1.05来限制α最小为5°)比例环节快速响应误差，用积分环节来消除静态误差。PI控制器的输出为β,由公式α=π—β可知，触发角α需经过减法环节输出。得到的触发角传递到整流侧换流器晶闸管中，使得晶逆变侧主要采用的是定电流控制(如图3-2中④所示)和定熄弧角控制(如图3-3中⑤所示)。在PSCAD中搭建整流侧控制系统如图3-4所示，受端换流站测量得到的直流电压Vactual经传递函数，额定直流电压为500kV,所以比例增益设置为0.002。为了限制系统中电流过大，受端换流站的控制系统中还包括有低压限流环节，因为逆变侧的直流电压比直流线路中点的电压小，所以VDCI在经过低压限流环节前需补偿一部分。在电流指令值CO与VDCOL输出电流取最小值后，得到整流侧定电流指令值Iorder。Iorder发送到送端换流站中。逆变侧定电流控制：受端换流站测量得到的实际直流电流值Iactual首先经过传递函数，与送端换流站的电流指令值Iorder作差，因定电流控制用于逆变侧时，电流整定值比整流侧整定值小0.1pu的电流裕度。故需再经过一减法环节，BETAIC为经过PI环节逆变侧定电流控制输出的β值。逆变侧定γ角控制：将上一周期检测的逆变侧换流器晶闸管的6个△δ;的最小值作为关断角的测量值，在第一个加减环节输入定值0.2618(即15°),保证γ角大于15°,不会发生换向失败，第二个加减环节输入定值-0.544(即31°),使得y角上限不超过46°。通过PI环节，输出β值。具体每一时刻只能有一种控制被选择，为了使逆变侧控制在定关断角控制和定电流控制之间能够平滑过渡，在两控制间加入电流偏差控制。在两控制输出的β值选取最大值作为逆变侧控制的输出BETAI,AOI为逆变侧触发角α,经过减法环节输出。青海~河南±800千伏特高压直流工程于2020年投入运行，有力地促进了我国的能源转型发展。该工程送端于青海省海南自治州，该地区富含丰富的新能源，交流母线电压为750kV,受端在河南省驻马店地区，交流母线电压为500kV,两地分别建设一座8000MW的换流站(海南换流站和驻马店换流站),并建设了其他配套的交、直流设施。本工程是双极直流系统。系统包括2个完整单极，每个完整单极由2个12脉动换流单元串联组成。工程接线图如图3-5所示。交流滤波器交流滤变压器变压器图3-5青豫直流输电工程接线图主电路型主电路中青海等值电网由带内阻的电压源与交流滤波器组构成，电压源母线电压为775kV,交流滤波器配置如下图所示：调谐频率Hz4437河南等值电网里由带内阻的电压源与交流滤波器组构成，电压源母线电压为525kV,交流滤波器配置如下图所示：8调谐频率Hz622换流变参数如表3-3所示：直流滤波系统：平波电抗器0.75H;每站每极一组6/12直流滤波器；每站每极一个15在PSCAD仿真软件中搭建工程实际参数设备的青豫直流系统模型，控制部分采用CIGRE控制，仿真时长设置为3s,仿真图如图3-8所示。仿真波形表明直流电压为800kV,直流电流为5kA,整流侧触发角为15°,逆变侧关断角为19.5°,与工程实际数据相一致，表明搭建模型的正确性。当系统仿真时间为1.5s时，在送端的交流母线处设置三相短路接地故障故障，在1.6s时故障解除，总仿真时间为3s。故障仿真模型如图3-9所示。河平仙电网直极2极1青海值电网时间时间0-1.5s,整流侧为定电流控制，在1.5s时，设置送端三相短路接地故障，整流侧直流电压Uaz立即下降，同时触发低压限流环节，由图(b)可以看出当故障切除后(1.6s),整流侧交流电压恢复，整流侧直流电流整定值也随之提高，实际直流电流值增大，由图(b)、(c)可知，大概1.61s时直流电流短暂的达到当时的电流指令值，整流侧进入定电流控制。由公式2-1可知α角减小直流电流得以提高，所以当直流电流指令值的慢慢提高时，整流侧又转变为定最小α角(5°)控制，大约至1.75s时直流电流达到电流指令值，整流侧重新恢复定电流控制模式。由图(c)、(d)可知，在故障发生(1.5s)前，实际电流总是大于逆变侧电流指令，因此逆变侧采用定γ角控制。在故障期间，受端侧的直流电流一直是小于电流指令值，逆变侧采用定电流控制。1.61s后，受端换流站的实际电流又大于电流指令值，恢复定γ角控制。1.9时间2.052.12.152.22.12.3时间22.12.2时间在2s时，逆变侧设置A相接地故障后，交流电压有效值下降，从而导致压数值下降，直流电流迅速上升，低压限流环节动作，由图3-11(b)可以看出直流电流整定值开始下降。由VDCOL控制特性可知，在2.02-2.05s内，电流整定值不变，