CN109617118A - 一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法 - Google Patents

一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法 Download PDF

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Abstract

本申请提供了一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,所述方法包括:分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构;根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置;分析可选接地方式;建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性;根据数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。该方法结合直流升压汇集接入系统的拓扑结构形成一套接地方式选择的具体流程;同时利用数学模型及仿真计算相结合分析故障特性,提高了接地方式选择的合理性和可靠性。

Description

一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法
技术领域
本申请涉及光伏电站汇集系统技术领域,尤其涉及一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法。
背景技术
目前,光伏电站主要采用交流升压汇集方式接入大电网,而交流升压汇集接入系统受其拓扑结构的限制主要存在两方面缺陷:一方面是弱同步支撑下多逆变器并联稳定性问题突出;另一方面是站内与站间交流汇集线路损耗大;鉴于这两方面的问题,光伏电站直流升压汇集接入系统逐步得到研究与应用,直流升压汇集接入系统除了能够克服上述两方面的缺陷外还具有以下优点:直流升压汇集线路损耗小、输送容量大及效率高;且同时利于实现多端直流汇集、直流升压汇集及高压直流输电,因此有必要研究大型光伏电站直流升压汇集接入系统相关技术。
其中接地系统对于直流升压汇集接入系统的暂稳态工作特性具有重要影响,接入系统设计不合理,既会影响就地换流站,还会通过直流回路传递到其他互联的MMC(基于模块化多电平换流器)-DC/DC换流器及MMC-DC/AC换流器,影响其他站的暂稳态工作性能;接入系统的设计包括交流侧接地方式和直流侧接地方式;两处接地方式的合理选择,对抑制零序入地电流、保持滤波器效率,提升稳态、故障暂态稳定性及改善故障恢复特性具有重要意义。
然而,目前光伏直流升压汇集接入系统的接地方式还没有形成统一的标准,因此亟需一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法
发明内容
本申请提供了一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,以提供接地方式确定的流程及提高接地方式选择的合理性和可靠性。
为了解决上述技术问题,本申请实施例公开了如下技术方案:
本申请提供了一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,所述方法包括:
分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构;
根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置;
根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式;
建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式集合;
根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。
优选地,所述分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构包括:
所述光伏电站直流升压汇集接入系统包括MMC-DC/DC换流器、MMC-DC/AC换流器及直流线路;
所述MMC-DC/DC换流器包括低压侧DC/AC模块、高频变压器及高压侧AC/DC模块;
所述MMC-DC/AC换流器包括MMC-DC/AC模块、滤波器及升压隔离变压器,其中高压侧MMC-DC/AC模块与并网MMC-DC/AC模块形成双端直流输电单元。
优选地,所述根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置包括:
所述MMC-DC/DC换流器的可选接地点位置包括高频隔离变压器侧接地点、直流支撑电阻接地点及直流支撑电容接地点;
所述MMC-DC/AC换流器的可选接地点位置包括双端直流输电单元的MMC-DC/AC模块接地点、滤波器接地点及并网隔离变压器接地点。
优选地,所述根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
所述可选接地方式包括交流变压器中性点经电阻接地、交流侧并网滤波器接地、交流侧星形电抗接地、直流侧支撑电容中性点接地及直流侧支撑电阻中性点接地。
优选地,所述建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性包括:
建立if=iL+ifsm+ifgc,if表示直流线路故障电流,iL表示正常工作电流,ifsm表示故障级臂子模块电容器放电电流,ifgc表示电容对地放电电流,其中:
Lsum表示两个串联臂电感,RTL表示线路电阻,Cgc表示对地的负线电容;
基于MATLAB对ifsm和ifgc进行仿真验证;
若直流侧采用电容接地方式,则ifgc的仿真值不为零,ifsm的仿真值小于ifgc的仿真值;若直流侧采用大电阻接地,则ifgc的仿真值为零,单极接地时的ifsm仿真值大于采用电容接地的ifsm仿真值。
优选地,所述根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
对各可选接地方式仿真计算故障电流;
设定故障电流可允许的容限;
确定故障电流满足容限的可选接地方式。
与现有技术相比,本申请的有益效果为:
本申请提供了一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,所述方法包括:分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构;根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置;根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式;建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式集合;根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。该方法结合直流升压汇集接入系统的拓扑结构,进行可选接地点分析、有效接地方式分析,最终形成一套接地方式选择的具体流程;同时利用数学模型及仿真计算相结合分析故障特性,校验选择出有效的接地方式,提高了接地方式选择的合理性和可靠性。
应当理解的是,以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的,并不能限制本申请。
附图说明
为了更清楚地说明本申请的技术方案,下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,对于本领域普通技术人员而言,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请提供的一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法的流程示意图;
图2为光伏电站直流升压汇集接入系统的拓扑结构示意图;
图3为本发明实施例中MMC-DC/DC换流器的拓扑结构示意图;
图4为本发明实施例中MMC-DC/AC换流器的拓扑结构示意图;
图5为本发明实施例中光伏电站直流升压汇集接入系统的各可选接地方式的结构示意图,其中a为交流电压器中性点经电阻接地的结构示意图,b为交流侧并网滤波器接地的结构示意图,c为交流侧星形电抗接地的结构示意图,d为直流侧支撑电容中性点接地的结构示意图,e为直流侧电压支撑电阻中性点接地的结构示意图;
图6为本发明实施例提供的直流升压汇集接入系统正极接地故障的故障电流的电路示意图;
图7为本发明实施例中直流线路故障的电流波形示意图;
图8为本发明实施例中故障极臂子模块电容器放电电流ifsm的理论值和仿真值示意图;
图9为本发明实施例电容对地放电电流ifgc故障时电流回路示意图,其中a为发生正极接地故障时的电流回路示意图,b为发生负极接地故障时的电流回路示意图;
图10为本发明实施例电容对地放电电流ifgc故障时的等效回路示意图;
图11为本发明实施例电容对地放电电流ifgc的理论值和仿真值示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案,下面将结合本申请实施例中的附图,对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例,而不是全部实施例。基于本申请中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都应当属于本申请保护的范围。
本申请提供了一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,具体参考图1,图1为本申请提供的一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法的流程示意图;所述方法包括:
S01:分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构。
光伏电站因其直流输出特性,更适用于直流升压汇集方式,且直流升压汇集方式具有以下优点:一、直流升压汇集线路损耗小,输送容量大,效率高;二、与交流电网相连时,可以提高电网的稳定性;三、DC/DC升压换流器重量轻,功率密度高。因此,研究设计大型光伏电站直流升压汇集拓扑结构是十分有必要的。大型光伏电站直流升压汇集系统拓扑结构具体参考图2,图2为光伏电站直流升压汇集接入系统的拓扑结构示意图。
大型光伏电站直流升压汇集系统由光伏发电单元(光伏阵列及汇流装置等)、高变比升压汇集单元(换流器与高频隔离变压器等)、直流汇集线路以及并网接口单元(并网换流器等)等环节组成。光伏发电单元主要实现光电转换、最大功率跟踪等;升压汇集单元的核心器件为升压换流器,其典型结构为DC/DC换流器;升压汇集单元与并网接口单元之间通过直流输电方式连接;并网接口单元将直流电转换成交流电接入电网。光伏电站直流升压汇集接入系统其工作原理为:光伏发电单元输出的直流电压经过直流升压换流器升压汇集,通过直流汇集输电方式输送,并在大电网侧通过换流器逆变成交流电并入大电网。
直流升压汇集接入系统的结构类似于两端直流输电网结构,由高变比MMC-DC/DC换流器、MMC-DC/AC换流器以及直流线路构成。其中,MMC-DC/DC换流器由低压DC/AC模块、高频变压器与高压侧AC/DC模块,MMC-DC/AC换流器包括MMC-DC/AC模块、滤波器与升压隔离变压器,高压侧MMC-AC/DC模块与并网MMC-DC/AC模块构成双端直流输电单元。本文中直流汇集接入系统以光伏电站电能并网与高效输出为主要目标,侧重于系统的稳定运行,低压MMC-DC/AC采用定直流电压及无功功率控制,高压MMC-AC/DC采用定交流频率与交流电压控制,并网侧MMC-DC/AC采用定直流电压与无功功率控制。
S02:根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置。
具体地,所述根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置包括:
所述MMC-DC/DC换流器的可选接地点位置包括高频隔离变压器侧接地点、直流支撑电阻接地点及直流支撑电容接地点;
所述MMC-DC/AC换流器的可选接地点位置包括双端直流输电单元的MMC-DC/AC模块接地点、滤波器接地点及并网隔离变压器接地点。
S0211:MMC-DC/DC换流器接地点。
换流器是整个电站输电系统的核心部件,在采用直流输电技术时,需要根据并网电压对光伏电站产生的电能进行电压调整,这就需要高变比DC/DC换流器来实现。MMC-DC/DC换流器模块化的结构使得其具有良好的拓展性,能够适应多种电压等级,适应于在高压大功率情况下的进行换流。
本实施例采用单向MMC-DC/DC,具有结构简单,成本低、经济性好,功率仅能单向流动,适应于光伏电站这类可再生能源的汇集并网系统,其拓扑结构如图3所示,图3为本发明实施例中MMC-DC/DC换流器的拓扑结构示意图。基于MMC的隔离型DC/DC变换器方案采用直流-交流-直流变换技术,MMC-DC/DC变换器通过隔离变压器元件实现电压等级变换,MMC-DC/DC换流端的工作基波频率设定为300-1000Hz范围的中频段,因而可有效减小隔离变压器Tr的体积和重量。隔离变压器一方面要隔离直流分量在MMC-DC/DC两侧耦合,此外还应降低零序分量在两侧传递,因此Tr可采用YY接线或者Yd接线。除高频隔离变压器Y侧具备接地能力外,高压侧AC/DC模块可选择经高阻接地。
S0212:MMC-DC/DC换流器接地点。
大型光伏电站经MMC-DC/AC换流器并入上级电网,为抑制直流升压接入系统的谐波,并隔离接入系统与大电网之间的耦合,通常在MMC-DC/AC模块出口处连接升压隔离变压器;这种基于最成熟拓扑架构的汇集接入系统并网方式具有良好的经济性,同时还提高了阀组的运行可靠性,降低了阀站损耗,具备隔离、降耗的双重效果。
MMC-DC/DC换流器的拓扑结构如图4所示,图4为本发明实施例中MMC-DC/AC换流器的拓扑结构示意图;MMC升压并网单元的接地点选择主要包括三个位置,包括双端直流输电单元的MMC-DC/AC模块、滤波器接地点以及并网隔离变压器。双端直流输电单元有三种接地方案:
(1)采用星形电抗器构成一个中性点,然后将此中性点经接地电阻接地;
(2)对于Dy接线的并网隔离变压器,可采用经电阻接地的方式;
(3)采用两个高阻并联至正负极线路,构成正负极分别经高阻接地。
S03:根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。
具体地,所述根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
所述可选接地方式包括交流变压器中性点经电阻接地、交流侧并网滤波器接地、交流侧星形电抗接地、直流侧支撑电容中性点接地及直流侧支撑电阻中性点接地。
图5为本发明实施例中光伏电站直流升压汇集接入系统的各可选接地方式的结构示意图,图5(a)为交流变压器中性点经电阻接地的结构示意图,图中所示采用了高频变压器与换流变中性点接地方式,该方式需要换流变压器采用Dy0或者Yy0联结方式,附加设备少结构简单。但这种接地方式并不具备使用的广泛意义,因为一般要求交流电网侧故障时的零序电流不能传递到换流器侧,因此换流变压器必须隔断电网侧与换流器侧之间的零序电流通路,采用Yd联结换流变压器是一种更为合理的选择。此外,由于大型光伏电站通并至110kV及以上,按我国的标准,110kV及以电网为直接接地系统,因此对于Yd联结的换流变压器,星形联结绕组必须放在电网侧,其中性点接地。若换成Yy联结的换流变压器,情况也相同,阀侧绕组中性点不能接地,否则零序电流通路就不能隔断。
除换流变压器外,交流侧还可通过滤波器接地和附加星形电抗器接地的方式来为系统提供参考电位点,图5(b)与图5(c)分别为交流侧并网滤波器接地和交流侧星形电抗接地的结构示意图。星形电抗器经电阻接地时,利用星形电抗和接地电阻分别限制故障电流上升速率与故障电流稳态值,根据直流电压等级,接地电阻的阻值可在几百欧至上千欧之间选择。但星形电抗要消耗大量的无功功率,当电抗值过小时要消耗大量无功功率,当电抗值过大时又存在装配困难,该方式对换流站的正常运行范围也存在影响。
除在交流侧接地外,还可通过直流侧形成接地,主要包括两种方式:(1)直流侧分裂电容引出接地,如图5(d)所示,图5(d)为直流侧支撑电容中性点节点的结构示意图,(2)直流侧经箝位电阻接地,如图5(e)所示,图5(e)为直流侧电压支撑电阻中性点接地的结构示意图。直流侧分裂电容接地的方式参考传统VSC构成的柔性直流系统,考虑到MMC中有大量分布式悬浮电容,直流侧完全可以省略集中布置的电容,而利用箝位电阻接地来实现。但该接地方式与电阻参数选取有关,当电阻过小时则稳态运行损耗较大,影响系统综合效益;当电阻过大时则整个系统近似不接地,无法实现为整个换流站提高参考电位的功能。
S04:建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式集合。
具体地,所述建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性包括:
建立if=iL+ifsm+ifgc,if表示直流线路故障电流,iL表示正常工作电流,ifsm表示故障级臂子模块电容器放电电流,ifgc表示电容对地放电电流,其中:
Lsum表示两个串联臂电感,RTL表示线路电阻,Cgc表示对地的负线电容;
基于MATLAB对ifsm和ifgc进行仿真验证;
若直流侧采用电容接地方式,则ifgc的仿真值不为零,此时由于电容的支撑作用,ifsm值相对较小;若直流侧采用大电阻接地,则ifgc为零,单极接地时,ifsm值大于采用电容接地的方式;由于直流电容的放电作用,采用电容接地的方式其故障瞬时电流大于大电阻接地的方式。
在直流汇集接入系统中发生正极接地故障后的故障电流路径如图6所示,图6为本发明实施例提供的直流升压汇集接入系统正极接地故障的故障电流的电路示意图;不同故障电流路径形成原因如下:
(1)故障极桥臂电容将通过故障接地点和交流侧电极形成放电电路;
(2)电压突变导致故障和正常运行的直流线路中的电容接地放电;
(3)由于变压器的隔离,交流电源不会连接到故障点,所以交流电流保持正常值。
一般情况下,直流线路故障电流if由正常工作电流iL、故障极臂子模块电容器放电电流ifsm和电容对地放电电流ifgc组成,其关系如(1)所示。只有ifsm和ifgc可以流入故障点,由于与正极故障类似,负极接地故障就不再细致讨论。
if=iL+ifsm+ifgc (1)
if的故障波形如图7所示,图7为本发明实施例中直流线路故障的电流波形示意图;if种有三个分量。缓慢上升的直流分量对应ifsm,因为它处于过阻尼电路中,而高频振荡分量代表ifgc,它处于欠阻尼放电电路中。
由于直流线路电压的突变,ifgc会在几微秒内迅速上升。上述分析表明,瞬态故障电流包括故障后短时间内的ifgc和ifsm,而故障稳态电流仅包括ifsm。直流系统故障具体分析如下。
考虑到ifgc会影响到故障臂中的电压分布,所以不能完全建立电流ifsm电路的等式。为了消除ifgc的影响并正确反映ifsm的变化趋势,选择可以视为在对地故障后具有阶跃电压源的一阶电路的接地电极电路。交流侧电压幅度可以在故障前设置为US,并在故障后它将改变1/2Udc。根据电路参数可得电路初始状态变量值:
通过三要素方法,ifsm的理论值可以表示为:
基于MATLAB进行仿真验证,结果如图8所示,图8为本发明实施例中故障极臂子模块电容器放电电流ifsm的理论值和仿真值示意图;理论计算过程中使用的电容参数为0.0081μF/km,忽略了线路电阻和电感。模拟值的获得是通过从if中去除iL和ifgc。但式(3)表示的理论计算功式中不考虑限流电抗器和臂电抗器两端的电压,这使得ifsm的计算值和仿真值之间存在差异。
由于在式(3)中忽略线路电抗器和臂电抗器两端的电压,因此图8中的ifsm的仿真值在故障后的前20ms内具有波动。仿真稳态值小于理论计算值,这是由子模块电容器电压降低引起的。与交流单相接地故障和两相短路接地故障类似,直流对地故障也属于一种不对称故障。这将使直流正电流与负电流不同,并且差异是ifsm。其计算表达式可以表示为:
idcp-idcn=ifsm=ig (4)
接地电极电流ig在正常运行时通常为0,而在由于ifsm流入而发生故障后显著增加,与极间故障相比,可以看作是接地故障的特征。
在直流侧发生接地故障后,正负极直流线路都会产生放电电流ifgc。故障放电电流方向如图9所示,图9为本发明实施例电容对地放电电流ifgc故障时电流回路示意图,其中a为发生正极接地故障时的电流回路示意图,b为发生负极接地故障时的电流回路示意图。
当正极发生接地故障时,正极线路电压迅速降低到0并且线电容将对地放电,而负极线路电压的绝对值同时增加,因此其对地电容将会充电。所以放电电流和充电电流都从地流到输电线路,因此两个电流方向相同。类似地,在负极线路发生接地故障之后,正线和负线的ifgc都从传输线流向地。因此,无论正或负故障,正负线的ifgc是否相互叠加,都与极对极短路故障不同。
由于故障极产生的ifgc直接流向故障点,故障线末端的保护装置智能检测到正常极点的故障电流ifgc。考虑到电路中每个元件的电压变化,接地故障放电电路上的正常极电容可以简单等效为二阶RLC电路,如图10所示,图10为本发明实施例电容对地放电电流ifgc故障时的等效回路示意图。
Lsum代表两个串联臂电感,RTL表示线路电阻,Cgc是对地的负线电容。由于Cgc通常比子模块电容小得多,因此它可以代表整个电路的等效电容值。当t=0时,开关闭合,电压源开始为Cgc充电,初始条件为:
根据KVL建立暂态方程:
将初始条件带入(2)可以近似为:
通过MATLAB获得的仿真和理论计算值如图11所示,图11为本发明实施例电容对地放电电流ifgc的理论值和仿真值示意图。两条曲线的变化趋势基本相同,但振幅和瞬态略有不同。由于控制系统会改变子模块的切换顺序并使故障电流瞬态过程复杂化,因此MMC控制系统是非线性和时变系统,难以用数学模型表示。基于典型线路参数,ifgc的振荡频率约为几百Hz。也就是说,在接地故障后约1ms内,ifgc可以达到最大值,此特点可用于直流汇集接入系统的接地故障保护。
S05:根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。
具体地,所述根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
对各可选接地方式仿真计算故障电流;
设定故障电流可允许的容限;
确定故障电流满足容限的可选接地方式。
根据单相接地故障的仿真计算,在单极接地时,若采用直流侧电容接地的方式,流过换流器的电流较大,不利用设备安全;当采用直流侧高阻接地时,由于大电阻的限流作用,故障电流小。综合考虑高频变压器与换流变压器的联结方式,光伏直流升压汇集接入系统可分别采用两种接地方式:
(1)交流侧接地方式:MMC-DC/DC交流侧高频变压器高压侧经电阻接地,并网MMC-DC/AC交流侧滤波器接地;
(2)直流侧接地方式:采用直流侧电压支撑电阻中性点接地。
由于以上实施方式均是在其他方式之上引用结合进行说明,不同实施例之间均具有相同的部分,本说明书中各个实施例之间相同、相似的部分互相参见即可。在此不再详细阐述。
以上所述的本申请实施方式并不构成对本申请保护范围的限定。

Claims (6)

1.一种光伏电站直流升压汇集接入系统接地方式确定方法,其特征在于,所述方法包括:
分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构;
根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置;
根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式;
建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式集合;
根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式。
2.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述分析光伏电站直流升压汇集接入系统的结构,确定低压汇集单元与高压接入单元的拓扑连接结构包括:
所述光伏电站直流升压汇集接入系统包括MMC-DC/DC换流器、MMC-DC/AC换流器及直流线路;
所述MMC-DC/DC换流器包括低压侧DC/AC模块、高频变压器及高压侧AC/DC模块;
所述MMC-DC/AC换流器包括MMC-DC/AC模块、滤波器及升压隔离变压器,其中高压侧MMC-DC/AC模块与并网MMC-DC/AC模块形成双端直流输电单元。
3.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述根据所述拓扑连接结构,分析低压汇集单元与高压接入单元的可选接地点位置包括:
所述MMC-DC/DC换流器的可选接地点位置包括高频隔离变压器侧接地点、直流支撑电阻接地点及直流支撑电容接地点;
所述MMC-DC/AC换流器的可选接地点位置包括双端直流输电单元的MMC-DC/AC模块接地点、滤波器接地点及并网隔离变压器接地点。
4.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述根据换流器和变压器类型,分析光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
所述可选接地方式包括交流变压器中性点经电阻接地、交流侧并网滤波器接地、交流侧星形电抗接地、直流侧支撑电容中性点接地及直流侧支撑电阻中性点接地。
5.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述建立光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型,分析所述光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式的运行特性及故障特性包括:
建立if=iL+ifsm+ifgc,if表示直流线路故障电流,iL表示正常工作电流,ifsm表示故障级臂子模块电容器放电电流,ifgc表示电容对地放电电流,其中:
Lsum表示两个串联臂电感,RTL表示线路电阻,Cgc表示对地的负线电容;
基于MATLAB对ifsm和ifgc进行仿真验证;
若直流侧采用电容接地方式,则ifgc的仿真值不为零,ifsm的仿真值小于ifgc的仿真值;若直流侧采用大电阻接地,则ifgc的仿真值为零,单极接地时的ifsm仿真值大于采用电容接地的ifsm仿真值。
6.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述根据所述光伏电站直流升压汇集接入系统的数学模型校验各可选接地方式故障时的短路电流,确定光伏电站直流升压汇集接入系统的可选接地方式包括:
对各可选接地方式仿真计算故障电流;
设定故障电流可允许的容限;
确定故障电流满足容限的可选接地方式。
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