CN107204624B - 一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法，包括受端系统和送端系统，所述受端系统包括一个第一受端和第二受端，所述第一受端包括LCC换流站，所述第二受端包括至少一个VSC换流站，所述第一受端LCC换流站与所述第二受端VSC换流站通过直流电缆连接；所述第二受端VSC换流站用于电能变换并馈入不同地区的交流电网；在第二受端VSC换流站和第一受端LCC换流站中均设有控制装置；所述送端系统包括至少一个LCC换流站；所述送端系统的LCC换流站通过架空线与所述受端系统的第一受端LCC换流站连接。本发明提供的技术方案采用直流电缆和VSC，解决了向走廊困难的欧美发达地区输送大容量电力的问题，并易于接入当地电网。

Description

一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法

技术领域

本发明属于直流输电技术领域，具体涉及一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法。

背景技术

人类社会能源发展正面临资源紧张、环境污染、气候变化等严峻挑战。加快可再生能源的开发利用，实施清洁替代和电能替代，构建全球能源互联网，是推进能源革命、实现清洁发展的必由之路。

考虑到可再生能源的资源与负荷位置差异以及不可调度性，需要组建大电网。首先是国家级电网，如美国、日本、欧洲国家1950-1980年代所做的以及中国、印度、巴西等国目前正在做的一样。其次是建设洲际电网，如欧洲和北美所做的一样。随着可再生能源发电的更大规模接入，需要建设跨洲电网。跨洲电网距离在2000-7000公里，可采用特高压输电技术。电网规模的扩大，电源种类的增加、集中和分布发电、集中和分布储能、长距离大容量输电，都需要基于现代通信技术和IT技术的全域性控制保护功能和其他智能控制保护功能，即所谓智能电网。由此构成了全球能源互联网的三个要素：清洁可再生能源发电、特高压输电和智能电网控制保护技术。

适应洲际间互联的输电技术是全球能源互联网的发展的关键。首先，基于稳定和可控性要求，必须是直流；其次，鉴于输电距离，输电容量和输电效率要求，必须是特高压；最后，由于环境和走廊限制，基于LCC技术和架空线路的特高压直流输电不可能深入世界的每个角落，现有的输电系统缺乏有效的拓扑结构及其控制方法。

发明内容

为解决上述现有技术中的不足，本发明的目的是提供一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法，本发明综合LCC和VSC技术优越性的，适用于跨区域、大容量、多落点电力直流电缆传输的混合式级联多端直流输电技术。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种适应全球能源互联网的输电系统，其改进之处在于，包括受端系统和送端系统，所述受端系统包括一个第一受端和第二受端，所述第一受端包括LCC换流站，所述第二受端包括至少一个VSC换流站，所述第一受端LCC换流站与所述第二受端VSC换流站通过直流电缆连接；所述第二受端VSC换流站用于电能变换并馈入不同地区的交流电网；在第二受端VSC换流站和第一受端LCC换流站中均设有控制装置；

所述送端系统包括至少一个LCC换流站；所述送端系统的LCC换流站通过架空线与所述受端系统的第一受端LCC换流站连接。

进一步地，所述控制装置由站控制层、极控制层和站间协调控制层构成。

进一步地，所述LCC换流站由至少一个的LCC换流器组成。

进一步地，所述送端系统的LCC换流站的换流器数量大于等于2时，其连接方式包括：串联、并联或异地串联。

进一步地，所述受端系统的第一受端LCC换流站的换流器数量为2，采用异地串联。

进一步地，所述VSC换流站由三相级联的子模块组成，所述子模块包括：半桥型子模块拓扑、全桥型子模块的拓扑和双箝位型子模块拓扑结构。

进一步地，所述极控制层的运行方式包括：

当所述LCC换流站位于送端时采用定电流控制；

当所述LCC换流站位于受端时采用定关断角控制；

当所述受端VSC换流站为一个时，所述VSC换流站为定电压运行；

当所述受端VSC换流站为至少两个时，其中一个换流站为定电压运行，其余为定功率运行或定频率运行。

进一步地，所述站间协调控制层，用于输电系统在扰动或故障时，调度指令更新前，根据预定的策略和算法调整各站传输功率，站间协调控制层的物理装置装设于任意换流站，优先在受端系统各个换流站中选择。。

本发明还提供一种输电系统的控制方法，其改进之处在于，

所述输电系统正常运行的控制方式，包括：调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站，并采取相应的控制方式，送端系统的第一受端LCC换流站采用关断角指令；

所述输电系统发生故障时的控制方式，包括：站间协调控制层向受端系统发出功率调节量，并形成受端系统第二受端VSC换流站的功率运行指令值，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

进一步地，当输电系统正常运行时，与输电系统连接的调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站；第一受端LCC换流站的关断角指令值和采用定电压控制的第二受端VSC换流站的直流电压指令值在控制装置中预先设定；

当输电系统发生故障时，站间协调控制层经过分析计算，向部分或全部受端系统第二受端VSC换流站发出功率调节量，第二受端VSC换流站的站控制层将功率调节量与调度指令相叠加，形成第二受端VSC换流站的功率运行指令值，维持输电系统送端系统和受端系统功率平衡，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

进一步地，所述输电系统正常运行的控制方式中的采取相应的控制方式包括：

所述送端LCC换流站采用定电流控制；

当所述受端VSC换流站为一个时，所述VSC换流站为定电压运行；

当所述受端VSC换流站为至少两个时，其中一个换流站为定电压运行，其余为定功率运行或定频率运行。

与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有的有益效果是：

1.采用直流电缆和VSC，解决了向走廊困难的欧美发达地区输送大容量电力的问题，并易于接入当地电网。

2.在该系统中，根据送受端交流电网的强弱不同，可配置不同的直流接入方案，最大程度地利用现有LCC和VSC直流输电各自的优点，利用LCC电压等级高，传输距离远，线路造价低的优势，利用VSC故障穿越能力强，对受端系统依赖性小的优势。

3.相较于已经投运的点对点的直流输电模式，本系统在受端提供多个落点，在受端提供多个落点，不仅可同时满足多个地区的电力供应，还降低了对接入系统中的交流电网要求。

4.控制方式实现了送受端各换流站的协调稳定运行，在故障暂态实现了各换流站间的功率互济和支撑，限制了故障影响范围，避免了局部故障对电网整体运行特性的影响。

附图说明

图1是本发明提供的输电系统电路结构示意图；

图2为是集中开发，强电网送端结构换流器站间串联示意图；

图3为两站式或多端并联控流器构成的送端示意图；

图4为两换流器异地串联构成的送端示意图；

图5为两换流器串联构成的LCC类受端示意图；

图6为VSC子模块拓扑结构；

图7为系统的整体控制结构示意图；

图8为送端功率、LCC类受端功率、VSC类受端功率随时间变化波形；

图9为线路电流随时间变化波形；

图10为架空线短路时，送端电压随时间变化波形；

图11为架空线短路时，架空线受端侧电压随时间变化波形；

图12为架空线短路时，VSC类受端电压随时间变化波形；

图13为架空线短路时，VSC类受端桥臂电流有效值随时间变化波形；

图14为受端LCC发生换相失败时，送端电压随时间变化波形；

图15为受端LCC发生换相失败时，架空线受端侧电压随时间变化波形；

图16为受端LCC发生换相失败时，VSC类受端电压随时间变化波形；

图17为受端LCC发生换相失败时，架空线电流随时间变化波形；

图18为受端LCC发生换相失败时，LCC受端的功率响应波形；

图19为受端LCC发生换相失败时，VSC类受端功率随时间变化波形；

图20为VSC交流侧故障下系统各部分的电压随时间变化波形图；

图21为VSC交流侧故障下送端功率，LCC受端功率随时间变化的波形图；

图22为VSC交流侧故障下，VSC各站功率随时间变化的波形图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。其他实施方案可以包括结构的、逻辑的、电气的、过程的以及其他的改变。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的组件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，本发明的这些实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。

本发明属于直流输电技术领域，适用于全球范围内能源的互联互通，可实现能源富集地区电能的远距离大容量输送，可实现走廊不被允许的经济发达地区能源的友好接入与可靠供给，涉及电流源型换流输电技术(Line Commutated Converter，LCC)、电压源型换流输电技术(Voltage Source Converter，VSC)、直流电缆技术，具体涉及一种适应全球能源互联网的输电系统及其控制方法。

本发明提供一种适应全球能源互联网的输电系统，其电路结构示意图如图1所示，包括：

至少一个VSC换流站和至少两个LCC换流站，送端位于清洁能源集中开发地，一般位于人口密度低的地区，采用LCC换流技术，采用晶闸管作为开关元件，具有技术成熟、结构简单、价格便宜、损耗低等优点。受端先由一个LCC换流站在发达地区的边缘，将部分电力转换成交流，接入当地交流电网；再经直流电缆传输深入走廊缺乏的发达地区各个角落，通过VSC换流站进行电能变换馈入不同地区的交流电网。

(2)送端系统技术方案

除去受端系统的一个LCC换流站外，其余LCC换流站位于送端系统，并通过架空线与受端系统的LCC换流站连接。送端电路根据电源分布和电网结构，可采用但不限于如下几种结构：

1)两个或多个LCC换流器串联整流：

电源集中开发或电网聚集电力能力很强下的送端，采用集中整流，两个LCC换流器串联接线方式。这种方式价格最便宜，运行管理方便，目前的特高压直流都采用这种方式，如图2所示。

2)两个或多个LCC并联整流

有两处或多处电源点或电聚集区且距离相隔较远，采用两个或多个LCC换流器并联运行，建设时序易于安排，损耗小，首个特高压直流工程就是采用这种方式，如图3所示。

3)两个或多个LCC异地串联

两处或多处电源点或电力聚集点，且距离不是太远，开发基本同时，采用两个或多个LCC换流器异地串联方式，造价低于并联方式，如图4所示。

(3)受端系统技术方案：至少一个VSC换流站和其中一个LCC换流站组成受端系统，其中一个LCC换流站作为第一受端，至少一个VSC换流站作为第二受端。

所述受端系统的LCC换流站采用下述方式连接：单LCC换流器或两个LCC换流器异地串联。具体的：第一受端仍可采用外电压换流器技术，拓扑结构可以灵活选择。如果电网较强，可采用单换流器结构，价格最便宜。根据直流线路(一般通过改造原有交流线路形成)情况，也可采用两换流器异地串联，如图5所示。

受端VSC换流站可位于电网腹地，采用VSC输电技术，从LCC换流站到VSC换流站间采用电缆，根据容量的匹配，采用多回电缆输送到多个地点。VSC换流站拓扑可采用但不限于模块化多电平结构，VSC换流阀拓扑如图6所示。其中所采用的子模块(SM)结构可采用但不限于半桥子模块(HBSM)、全桥子模块(FBSM)或双箝位型子模块(CDSM)结构，分别如图6(b)～(d)所示。

(4)系统控制方式：

在送端和受端的VSC换流站和LCC换流站中均设有由站控制层、极控制层和站间控制层构成的控制装置。

站间协调控制层，主要用于输电系统在扰动或故障时，调度指令更新前，根据预定的策略和算法调整各站传输功率，降低功率损失，维持系统稳定。站间协调控制层的物理装置可装设于任意换流站，优先在受端各个换流站中选择。

在各换流站的极控制层，送端LCC换流站采用定电流控制，第一受端LCC换流站采用定关断角控制，当第二受端只有一个VSC换流站时，该换流站设定为定电压运行；当VSC类受端含有至少两个VSC换流站时，设定其中一个换流站为定电压运行，其余换流站为定功率运行或定频率运行。系统的整体控制结构如图7所示。

本发明还提供一种混合式级联多端直流输电系统的控制方法，包括：输电系统正常运行的控制方式和输电系统发生故障时的控制方式。

所述输电系统正常运行的控制方式，包括：调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站，并采取相应的控制方式，送端系统的第一受端LCC换流站采用关断角指令；

所述输电系统发生故障时的控制方式，包括：站间协调控制层向受端系统发出功率调节量，并形成受端系统第二受端VSC换流站的功率运行指令值，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

进一步地，当输电系统正常运行时，与输电系统连接的调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站；第一受端LCC换流站的关断角指令值和采用定电压控制的第二受端VSC换流站的直流电压指令值在控制装置中预先设定；

当输电系统发生故障时，站间协调控制层经过分析计算，向部分或全部受端系统第二受端VSC换流站发出功率调节量，第二受端VSC换流站的站控制层将功率调节量与调度指令相叠加，形成第二受端VSC换流站的功率运行指令值，维持输电系统送端系统和受端系统功率平衡，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

进一步地，所述输电系统正常运行的控制方式中的采取相应的控制方式包括：

所述送端LCC换流站采用定电流控制；

当所述受端VSC换流站为一个时，所述VSC换流站为定电压运行；

当所述受端VSC换流站为至少两个时，其中一个换流站为定电压运行，其余为定功率运行或定频率运行。

本发明提供的输电技术在构建全球能源互联网中可得到广泛的应用，初步分析有如下可能的应用场合：

1)北非向欧洲输电

送端可选择阿尔及利亚、利比亚等北非国家，电源主要为光伏和光热，可利用部分炼油副产品和天然气作为中间再热和调峰补偿，穿过摩洛哥，进入想西班牙。第一受端选择西班牙，第二受端选择法国等负荷中心。输电距离不到2000公里，可采用±800kV，8-10GW输电方案，同样取决于中东政治的改善。

2)中东向欧洲输电

送端选择沙特，电源主要为光伏和光热，可利用部分炼油副产品和天然气作为中间再热和调峰补偿，穿过叙利亚、土耳其，进入保加利亚，第一受端选择保加利亚等中东欧国家，第二受端选择奥地利、瑞士、德国等负荷中心，输电距离不到3000公里，可采用±800kV，8-10GW或±1100kV，12-15GW输电方案，中东政治形势需要缓和。

实施例一

根据中国电网的实践和目前正从事的前期探讨，可以预测本发明提出的输电方案的可能参数。在本算例中，送端额定采用800kV，额定电流为5000A，输送电力8000MW，这在中国已有成功的应用经验。根据电缆的制造水平可选择VSC类受端的额定电压为400kV。

系统稳态运行时，送端LCC系统控制送端输出电流在5kA。受端总直流电压为800kV。VSC类受端控制其出口直流电压在400kV，LCC类受端出口直流电压控制在400kV。因此，在系统稳态运行时，送端LCC系统向直流系统注入8000MW功率，LCC类受端和VSC类受端分别接收4000MW功率。

(1)系统稳态运行特性分析

系统起初运行在0.6p.u的额定功率，在0.5秒时，系统功率缓慢升至1.0p.u的额定功率，上述过程的功率曲线如图8所示，架空线电流变化曲线如图9所示。

(2)暂态特性1：架空线接地故障

假设系统已达到稳态运行，送、受端LCC之间发生瞬时性短路故障，200ms后恢复至正常运行状态，系统各部分的响应如图10-图13所示。图10为送端电压随时间变化波形。图11为架空线受端侧电压随时间变化波形。图12为VSC类受端电压随时间变化波形。图13为VSC类受端桥臂电流有效值随时间变化波形。

由图可知，当短路故障发生时(0.5秒发生短路故障)，送端、LCC类受端电压下降至0左右，VSC类受端电压基本保持不变，故障切除后系统恢复至稳定运行状态。

(3)暂态特性2：受端LCC换相失败故障

系统已稳态运行，受端LCC系统发生换相失败，系统各部分的响应如图14-图19所示。图14为送端电压随时间变化波形。图15为架空线受端侧电压随时间变化波形。图16为VSC类受端电压随时间变化波形。图17为架空线电流随时间变化波形。图18为发生换相失败时送端，LCC受端的功率响应波形。图19为VSC类受端功率随时间变化波形。

由上述图可知，当LCC受端发生换相失败时(0.5秒发生换相失败)，送端降压瞬时下降至零，之后上升至400kV左右，受端LCC类受端电压下降至0，VSC类受端电压基本保持不变，故障切除后，系统恢复至稳定运行状态。

(4)暂态特性3：VSC受端系统故障

系统已稳态运行，受端VSC系统中的一个换流站的交流侧发生三相短路故障，200ms后恢复正常运行，系统各部分的响应如图20-图22所示。图20为此故障下系统各部分的电压随时间变化波形图。图21为故障各换流站功率随时间变化的波形图。图22为VSC各站功率随时间变化的波形图。

从图中可以看出，故障VSC换流站会出现功率暂降，基于站间通信的功率协调协调控制，将提升其他VSC换流站的传输功率，实现功率转带，系统总体传输功率，以及受端LCC的传输功率不受影响。若各VSC站均运行于较高功率水平，可提升受端LCC的传输功率，避免故障对送端的影响。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (9)

1.一种适应全球能源互联网的输电系统，其特征在于，包括受端系统和送端系统，所述受端系统包括一个第一受端和第二受端，所述第一受端包括LCC换流站，所述第二受端包括至少一个VSC换流站，所述第一受端LCC换流站与所述第二受端VSC换流站通过直流电缆连接；所述第二受端VSC换流站用于电能变换并馈入不同地区的交流电网；在第二受端VSC换流站和第一受端LCC换流站中均设有控制装置；

所述送端系统包括至少一个LCC换流站；所述送端系统的LCC换流站通过架空线与所述受端系统的第一受端LCC换流站连接；

所述控制装置由站控制层、极控制层和站间协调控制层构成；

所述极控制层的运行方式包括：

当所述LCC换流站位于送端时采用定电流控制；

当所述LCC换流站位于受端时采用定关断角控制；

当所述受端VSC换流站为一个时，所述VSC换流站为定电压运行；

当所述受端VSC换流站为至少两个时，其中一个换流站为定电压运行，其余为定功率运行或定频率运行。

2.如权利要求1中所述的输电系统，其特征在于，所述LCC换流站由至少一个的LCC换流器组成。

3.如权利要求1所述的输电系统，其特征在于，所述送端系统的LCC换流站的换流器数量大于等于2时，其连接方式包括：串联或并联。

4.如权利要求1所述的输电系统，其特征在于，所述受端系统的第一受端LCC换流站的换流器数量为2，采用异地串联。

5.如权利要求1所述的输电系统，其特征在于，所述VSC换流站由三相级联的子模块组成，所述子模块包括：半桥型子模块拓扑、全桥型子模块的拓扑和双箝位型子模块拓扑结构。

6.如权利要求2所述的输电系统，其特征在于，所述站间协调控制层，用于输电系统在扰动或故障时，调度指令更新前，根据预定的策略和算法调整各站传输功率，站间协调控制层的物理装置设于任意受端系统各个换流站中。

7.一种如权利要求1-6中任一项所述的输电系统的控制方法，其特征在于，

所述输电系统正常运行的控制方式，包括：调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站，并采取相应的控制方式，送端系统的第一受端LCC换流站采用关断角指令；

所述输电系统发生故障时的控制方式，包括：站间协调控制层向受端系统发出功率调节量，并形成受端系统第二受端VSC换流站的功率运行指令值，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

8.如权利要求7所述输电系统的控制方法，其特征在于，当输电系统正常运行时，与输电系统连接的调度中心发出调度指令并下达至送端系统LCC换流站以及受端系统各定功率控制的第二受端VSC换流站；第一受端LCC换流站的关断角指令值和采用定电压控制的第二受端VSC换流站的直流电压指令值在控制装置中预先设定；

当输电系统发生故障时，站间协调控制层经过分析计算，向部分或全部受端系统第二受端VSC换流站发出功率调节量，第二受端VSC换流站的站控制层将功率调节量与调度指令相叠加，形成第二受端VSC换流站的功率运行指令值，维持输电系统送端系统和受端系统功率平衡，待故障切除后输电系统进入新的稳定状态。

9.如权利要求7所述输电系统的控制方法，其特征在于，所述输电系统正常运行的控制方式中的采取相应的控制方式包括：

所述送端LCC换流站采用定电流控制；

当所述受端VSC换流站为一个时，所述VSC换流站为定电压运行；

当所述受端VSC换流站为至少两个时，其中一个换流站为定电压运行，其余为定功率运行或定频率运行。

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