【高压直流输电系统的模型搭建及仿真分析7100字】

高压直流输电系统的模型搭建及仿真分析目录TOC\o"1-3"\h\u28719高压直流输电系统的模型搭建及仿真分析 1295791.1仿真软件介绍 1104021.2搭建24脉波整流器 1297041.3不同接线形式HVDC系统模型仿真与分析 264691.3.16脉波单极大地系统 2319861.3.212脉波单极大地系统 6232161.3.312脉波双极中性点两端接地系统 10241521.3.412脉波双极中性点单端接地系统 1459261.3.512脉波背靠背系统 1846381.4不同接线方式技术性比较 2179331.5不同接线方式经济性比较 23300091.5.1线路造价 23228911.5.2换流站造价 2581481.6降压运行时HVDC系统模型仿真与分析 25仿真软件介绍仿真软件PSCAD/EMTDC主要应用于电力系统电磁暂态过程研究。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，将组一整流变压器网侧采用正延边三角形接法完成-7.5°的移相，组二采用反延边三角形接法完成+7.5°的移相。延边三角形接法的实现可采用自耦变压器或三绕组变压器，下图采用自耦变压器。组一变压器联结组别为Dd0和Dy11，组二变压器联结组别为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\s1124脉波整流电路其中自耦变压器绕组串联部分匝数N1和公共部分匝数N2之比可根据相量图得出[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的高压直流输电系统模型，系统采用整流站和逆变站联合控制的方式。分别对其正常运行、交流侧发生故障以及直流侧发生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；整流站内变压器：变比为345/426.9114kV；容量为1207.46MVA；整流站控制方式：定电流、最小α控制直流侧输电线路：额定电压为500kV；额定容量为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：变比为230/418.3732kV；容量为1183.58MVA；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\s126脉波单极大地系统仿真模型图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s13整流站交流侧电压、电流波形1.正常运行时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s14正常运行时整流站直流侧电压电流、α角波形启动仿真，观察上图波形:（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交流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形将整流站交流侧设置A相接地故障，启动仿真，观察上图波形：（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，输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各变量又恢复到正常稳态运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s16直流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形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，观察上图波形：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压骤降为0，直流电流瞬间增大至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\s1712脉波单极大地系统仿真模型图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s18整流站交流侧电压、电流波形1.正常运行时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s19正常运行时整流站直流侧电压电流、α角波形启动仿真，观察上图波形:（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交流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形将整流站交流侧设置A相接地故障，启动仿真，观察上图波形：（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，输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各变量又恢复到正常稳态运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s111直流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形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，观察上图波形：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压骤降为0，直流电流瞬间增大至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\s11212脉波双极中性点两端接地系统仿真模型图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s113整流站交流侧电压、电流波形1.正常运行时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s114正常运行时时整流站直流侧电压电流、α角波形启动仿真，观察上图波形:（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交流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形将整流站交流侧设置A相接地故障，启动仿真，观察上图波形：（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，输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各变量又恢复到正常稳态运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s116直流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形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，观察上图波形：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压骤降为0，直流电流瞬间增大至1.22pu,随后启动低压限流环节，发出的直流电流指令下降，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直流侧一极断线故障时整流站直流侧电流波形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，观察下图所示波形：⑴1<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，说明当在一条极线上产生故障而停运时时，另一条极线能与大地构成回路迅速投入运行。⑵t＞1.5s，1s时断路器开始闭合，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\s11812脉波双极中性点单端接地系统仿真模型图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s119整流站交流侧电压、电流波形1.正常运行时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s120正常运行时整流站直流侧电压电流、α角波形启动仿真，观察上图波形:（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交流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形将整流站交流侧设置A相接地故障，启动仿真，观察上图波形：（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，输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各变量又恢复到正常稳态运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s122直流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形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，观察上图波形：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压骤降为0，直流电流瞬间增大至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直流侧一极断线故障时整流站直流侧电流波形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，观察上图所示波形：⑴1<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，说明当在一条极线上产生故障而停运时时，另一条极线不能与大地构成回路迅速投入运行。⑵t＞1.5s，1s时断路器开始闭合，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\s12412脉波背靠背系统仿真模型图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s125整流站交流侧电压、电流波形1.正常运行时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s126正常运行时整流站直流侧电压电流、α角波形启动仿真，观察上图波形:（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交流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形将整流站交流侧设置A相接地故障，启动仿真，观察上图波形：（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，输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各变量又恢复到正常稳态运行。3.直流侧故障时的仿真与分析图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s128直流侧故障时整流站直流侧电压电流、α角波形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，观察上图波形：（1）1<t<1.15s，1s时发生故障，直流电压骤降为0，直流电流瞬间增大至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通过上述对不同接线方式参数进行技术比较，可以得出结论：1.从启动时间来看，6脉波接线系统要比所有12脉波接线系统启动更慢一些，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超调量和恢复到正常运行的时间比12脉波单极接线的都要小。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调量以及恢复时间明显要小，说明双极接线的控制性能更好。3.对比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。同时可以看出，双极接线要比单极接线谐波失真率低。5.12脉波背靠背系统较其他12脉波方式来看，启动时间更长一些，故障后超调量也更大。6.整体来看，采用12脉波双极中性点两端接地的接线方式时，启动时间最短，故障后超调量以及恢复时间最小，谐波失真率也最小，从仿真波形可以看出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地形条件平地丘陵河网泥沼山地高山平地丘陵河网泥沼山地表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±500kV双极4×720平地丘陵河网泥沼山地高山本体工程105.16110.55138.16129.95149.18其中：材料77.0078.4084.5581.5182.77其他61.7763.7872.1569.9476.43其中：价差8.208.8713.2211.7014.30合计166.93174.33210.31199.89225.61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±500kV接地极2×2×300平地丘陵河网泥沼山地高山本体工程31.5233.6845.4442.14其中：材料21.0821.6123.7423.06其他24.0824.6428.8627.98其中：价差2.382.644.483.84合计55.6058.3274.3070.12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接地极线路造价（万元/km）接地极线路长度（km）直流线路造价（万元/km）直流线路长度（km）总费用（万元）一55.6050×2166.93206.233980.966二55.6050×2166.93206.233980.966三55.6050×2166.93206.2×274401.932四55.6050166.93206.2×271621.932五55.6050166.9302780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，可以得出结论：1.从接地极线路来看，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.从直流线路来说，双极方式比