高压直流输电的整流控制毕业论文(陆文军).doc

中 南 大 学CENTRAL SOUTH UNIVERSITY 本科毕业论文（设计） 论文题目 高压直流输电的整流控制 学 院 中南大学成教学院 专业班级 电气工程及其自动化 完成时间 2011年3月 指导老师 华满香 高压直流输电的整流控制摘要直流输电是电力系统中近年来迅速发展的一项新技术。直流输电克服了上述电感的损耗.只有导线电阻的损耗.主要应用于远距离大容量输电、电力系统联网、远距离海底电缆或大城市地下电缆送电、配电网络的轻型直流输电等方面。直流 输电与交流输电相互配合，构成现代电力传输系统。随着电力系统技术经济需求的不断增长和 提高，直流输电受到广泛的注意并得到不断的发展。与直流输电相关的技术，如电力电子、微电子、计算机控制、绝缘新材料、光纤、超导、仿真以及电力系统运行、控制和规划等的发展 为直流输电开辟了广阔的应用前景。由上可见，高压直流输电具有线路输电能力强、损耗小、两侧交流系统不需同步运行、发生故障时对电网造成的损失小等优点，特别适合用于长距离点对点大功率输电，而采用交流输电系统便于向多端输电。交流与直流输电配合，将是现代电力传输系统的发展趋势。本文在论述了直流输电基本概念、构成、发展及主要设备的基础上，讨论了直流输电的基本工作原理、谐波与无功问题、直流输电的控制与保护并在MATLAB上搭建并仿真了一些直流线路的运行。通过对仿真出波形的一些不足的分析，联系到在实际工程可能存在的问题。关键词：高压直流输电；谐波；滤波器；晶闸管；PI控制；12脉波直流单级输电整流；MATLAB目录第1章 绪论31.1 高压直流输电控制部分的课题背景31.2 本课题研究的主要内容及选题的意义41.3 高压直流输电的构成41.4 高压直流输电的点优缺点及适用场合51.5 高压直流输电的历史与国内外的现状8第2章 高压直流输电系统的主要设备112.1 换流装置112.2 换流变压器162.3 无功补偿装置172.4 谐波以及滤波器182.5 平波电抗器192.6 滤波器类型192.7 直流输电线路22第3章 电网换相直流输电的控制253.1 基本控制方式253.2 PI控制26第4章 仿真及仿真结果分析304.1 高压直流输电搭建的模型及其各个部分介绍304.2 系统模型各个部分参数的设定324.3 仿真及仿真结果334.4 不挂交流滤波器时高压直流输电输出波形及分析46第5章 总结和展望515.1 总结515.2 高压直流输电技术的简单展望51第1章 绪论1.1 高压直流输电控制部分的课题背景 随着电力电子技术的发展，高压直流输电变得可行，且得以充分的发挥其各方面的优点。目前世界上已近有80项高压直流输电工程投入运行，我国也有10项高压直流输电工程在国家电力网架中应用，在优化能源配置,保障国家能源安全和促进国民经济发展中起着重要的作用。随着国家“西电东送、南北互供、全国联网”战略方针的实施，加快建设以百万伏级交流和±660kV、±800kV、±1000kV级直流系统特高压电网为核心的坚强的电力网架已成为趋势。中国将建设世界上输送容量最大、输送距离最远的高压直流输电工程。 在高压直流输电中系统控制尤为重要，它决定着整流与逆变能否正常进行。1.2 本课题研究的主要内容及选题的意义本课题对±500kV高压串联12脉波直流单级输电整流部分的PI控制器参数进行研究，通过不同参数下整流效果的不同来找到最适合的PI控制器的参数。选题的意义：高压直流输电要想得到稳定的直流电压控制部分必须要做好，通过本课题的研究可以找出定电流控制PI控制得到合适的触发角，进而得到很好整流直流电压。1.3 高压直流输电的构成1.3.1 高压直流输电的概念高压直流输电的概念是将发电厂发出的交流电，经整流器变换成直流电输送至受电端，再用逆变器将直流电变换成交流电送到受端交流的一种输电方式。主要应用于远距离大功率输电和非同步交流系统的联网，具有线路投资少、不存在系统稳定问题、调节快速、运行可靠等优点。直流输电系统：主要由换流站（整流站和逆变站）、直流线路、交流侧和直流侧的电力滤波器、无功补偿装置、换流变压器、直流电抗器以及保护、控制装置等构成（见图直流输电系统的基本构成）。其中换流站是直流输电系统的核心，它完成交流和直流之间的变换，前换流器多数采用晶闸管可控硅整流管)组成三相桥式整流作为基本单元，称为换流桥。一般由两个或多个换流桥组成换流系统，实现交流变直流直流变交流的功能。到目前为止工程上绝大部分直流输电的由半控型的晶闸管器件构成。1.3.2 高压直流输电的分类直流输电按输电的极数可分为单极直流输电、双极直流输电、直流多回线输电和多端直流输电。现在运行的直流输电工程中只有很少的运用了多端直流输电，但也只限于放射式。直流输电一般采用双极线路，当换流器有一极退出运行时，直流系统可按单极两线运行，但输送功率要减少一半。单极高压直流输电又分为一线一地和单极两线的方式，即单极大地回线方式和单极金属回线方式。 图1 单极大地回线方式和单极金属回线方式直流双极输电分为中性点两端接地方式，中性点单端接地方式和中性线方式。图2 双极输电中型点接地方式 直流多回输电分为线路多回输电方式和换流器并联方式的多回线输电。线路并联多回输电方式每极线都采用多回输电线路，可提高输电的容量、输电的可靠性及可用率。多端直流输电分为并联多端直流输电方式和串联多端直流输电方式。1.4 高压直流输电的点优缺点及适用场合 高压直流输电由于自身的结构和性能，具有一系列的特点。1. 优点高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600-700km，电缆线路超过20-40km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国葛洲坝一上海1100km、±500kV,输送容量的直流输电工程，已经建成并投入运行。 图4-2交流输电和直流输电线路走廊（a）交流输电线路走廊；（b）直流输电线路走廊(1)、功率传输特性。随着输送容量不断增长，稳定问题越来越成为交流输电的制约因素。为了满足稳定的要求，常需要采用串补、静补、调相机、开关站等措施，有时甚至不得不提高输电电压。但是这将增加很多电器设备，代价昂贵。直流输电没有相位和功角的问题，当然也就不存在稳定问题，只要电压降、网损等技术指标符合要求，就可以达到传输的目的，无须考虑稳定的问题，这是直流输电的重要特点，也是它的一大优势。输送功率：（架空线路） 交流对地有效值： =三相交流: Pd = 导体允许通过的交流电有效值： = 直流对地电压：双极直流： Pd = 2 导体允许通过的电流：当=0.943时 Pa = Pd功率损耗：三相交流: Pa = =双极直流： Pd = Pd = =当Pd = Pa 、=0.943时，= = 输送功率相同时，直流功率损耗为交流输电功率损耗的倍。（2）、对线路故障的自防护能力好。交流线路单相接地后，其消除过程一般约0.4-0.8s，加上重合闸时间，约0.61s恢复。直流线路单极接地，整流、逆变两侧晶闸管阀立即闭锁，电压降到零，迫使直流电流降到零，故障电弧熄灭不存在电流无法过零的困难，直流线路单极故障的恢复时间一般在0.2-0.35s内。若线路上发生的故障重合(对直流输电系统为再启动)过程中重燃，交流线路就三相跳闸了。直流输电系统则可以用延长留待去游离时间及降压方式来进行第二、第三次再启动，创造线路消除故障、恢复正常运行的条件。对于单片绝缘子损坏，交流系统必然三相切除，直流系统则可降压运行，而且大多能取得成功。（3）、潮流和功率控制可实现自动化。交流输电的潮流取决于网络参数、发电机与负荷的运行方式，控制难度较大，需由值班人员调度。直流输电系统的功率传输可全部自动控制。（4）、对短路容量无影响。两个电网以交流互联时，将增加两侧系统的短路容量，有时会造成部分原有断路器不能满足遮断容量要求而需要更换。如果两电网以直流系统互联(背靠背方式)，无论哪里发生故障在直流线路上增加的电流都是不大的，因此不会影响交流系统的断路容量。（5）、调度管理简便。由于通过直流系统互联的两端交流系统可以有不同的频率，输送功率也可保持恒定(恒功率、恒电流等)。对于送端而言，整流站相当于交流系统的一个负荷。对于受端而言，逆变站则相当于交流系统的一个电源。两个电网相互之间的干扰和影响小，运行管理简单方便，对我国当前发展的跨大区互联、合同售电、合资办电等形成的联合电力系统非常适用。2相对于直流输电的好处（1）当输送相同功率时，直流线路造价低，架空线路杆塔结构较简单，线路走廊窄，同绝缘水平的电缆可以运行于较高的电压； （2）直流输电的功率和能量损耗小； （3）对通信干扰小； （4）线路稳态运行时没有电容电流，没有电抗压降,沿线电压分布较平稳,线路本身无需无功补偿； （5）直流输电线联系的两端交流系统不需要同步运行，因此可用以实现不同频率或相同频率交流系统之间的非同步联系； （6）直流输电线本身不存在交流输电固有的稳定问题，输送距离和功率也不受电力系统同步运行稳定性的限制； （7）由直流输电线互相联系的交流系统各自的短路容量不会因互联而显著增大； （8）直流输电线的功率和电流的调节控制比较容易并且迅速，可以实现各种调节、控制。如果交、直流并列运行，有助于提高交流系统的稳定性和改善整个系统的运行特性。3. 高压直流输电的缺点直流输电也存在一系列的缺点。直流换流站的设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高、可靠性也较差。换流器在工作过程中会产生大量的谐波，处理不当而流入交流系统的谐波就会对交流电网的运行造成一系列问题。因此必须通过设置大量、成组的滤波器消除这些谐波。其次传统的电网换相直流输电在传送相同的功率时，会吸收大量的无功功率，可以达到有功功率的50-60。需要大量的无功功率补偿设备及其相应的控制策略。另外，直流输电的接地极问题、直流断路器问题，都还存在着一些技术难点。当受端交流系统的短路容量与直流输送容量之比小于2时，称为弱受端系统，这时为了控制受端电压的稳定性，保证直流输送的可靠运行，通常要增设调相机、静止无功功率补偿器（SVC）或静止无功发生器（SVG），且应实现HVDC与这些补偿设备的协调控制。 1.5 高压直流输电的历史与国内外的现状自1954 年瑞典哥特兰的世界上第一项高压直流输电工程投运以来,高压直流输电技术已随着电力电子技术的突飞猛进而飞速发展, 直流输电具有输电容量大、稳定性好、控制调节灵活等优点，对于远距离输电、海底电缆输电及不同频率系统的联网，高压直流输电拥有独特的优势。已作为高压交流输电技术的有力补充而在全世界广泛应用。我国幅员辽阔,西电东送、南北互供的电网发展战略使高压直流输电技术大有用武之地,预计将出现一系列高压直流输电工程。目前全世界直流输电工程约80个，其中具有代表性的工程有： 巴西伊泰普直流输电工程（ Itaipu HVDC transmission project），世界上已建成投运的输电电压最高（±750kV）、输送功率最大（6000MW）的直流输电工程。魁北克新英格兰直流输电工程（QuebecNew England HVDC transmission project），世界上最大的多端（5个换流站）直流输电工程。我国直流输电现状（1）早在50年代初，中国就已关注直流输电，当时政府派人去学习苏联的高压汞弧阀设计制造。1978年上海投运一条31kV、150A、送电电缆长9km的直流输电试验线，累计运行2300h。（2）舟山直流输电工程于20世纪70年代后期开始进行调查研究与可行性分析。1980年底由中国国家计委和国家科委正式批准建设。1981年国家科委与浙江省电力工业局、西安电力机械制造公司（简称西电公司）签订了科研总合同。1982年签订了新产品研制协议与供货合同，由西安电力机械制造公司、北京重型机械厂、红旗电缆厂和上海继电器厂承制。1984年开始土建，1986年底完成设备安装，1987年进行调试，于同年12月投入试运行，1989年9月1日通过了国家鉴定，并正式投入运行。该工程的输电距离为54.1km，其中架空线分三段，总长42.1km；海底电缆分二段，总长12km。第一期工程的规模为：单极直流-100kV，500A，50MW，采用6脉动换流器。留有扩建二期工程的位置。最终规模为：双极直流±100kV，500A，100MW。建设该工程的目的：除了实行大陆向舟山地区供电以外，同时通过工程建设还可促进中国高压直流输电技术的发展。（3）随着天生桥一、二级水电站的建设，天生桥送广东500kV交流输电线已有二条。增加一条直流线路，可以利用附加控制功能进行直流调制，以抑制两个电力系统间的功率振荡，同时可以增加原有交流联网线路的输送容量。天广500kV直流输电工程西起贵州安龙马窝，东至广州北郊，该线1998年4月16日开工，由西门子公司总承包，总投资39.8亿元。规模:±500kV、1.8kA、双极额定容量1 800MW，线路全长980km。该线已于2000年12月底单极投产，2001年6月26日双极投产。工程有所创新，采用了有源直流滤波器、直流光纤电流互感器、合成材料穿墙套管等，同时，在工程质量、造价控制、建设速度以及调试方面都是国内最好水平。（4）随着三峡电站2003年开始投运，国家电力公司部署了“西电东送、南北互联、全国联网”的方针。全国互联电网的基本格局是：以三峡输电系统为主体，向东西南北方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体，南北电网间多点互联，纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。另一方面，随着西部开发号角的吹响，龙滩、公伯峡、洪家渡、索风营、乌江渡扩机、百色水利枢纽、紫坪铺水利枢纽等水电工程的开工，以及后继工程小湾、三板溪、溪洛渡、景洪、瀑布沟、拉西瓦、彭水等正在编制可行性研究，预计今后十几年内直流输电项目不少。以下是已采用的高压直流输电的类型：(1)超过30km左右的水下电缆。由于电缆的大电容需要中间补偿站，对这么长的距离来说，交流输电是不切实际的。瑞典FENNO芬兰SKAN，横跨海峡，采用220km长的电缆。(2)两个交流系统之间的异步联接。由于直流系统稳定性问题或两系统的额定频率不同，在这钟情况下也不适宜采用交流联接。另外，两大系统逐渐发展需要互联，它们虽有相同的频率，有时却不同期，采用直流互联也是常用手段。这两种情况在美国最多见，其它(印度、日本、欧洲等)地方也采用。(3)大容量远距离架空线输电。超过700km距离时，用高压直流输电替代交流输电，极具竞争力美国BPA系统、加拿大纳尔逊河输电系统、我国的葛上直流工程和天广直流工程均属此类型。交流输电线路中,除了有导线的电阻损耗外还有交流感抗的损耗.为了解决交流输电电阻的损耗,采用高压和超高压输电来减小电流来减小损耗.但是交流电感损耗不能减小.因此交流输电不能做太远距离输电.如果线路过长输送的电能就会全部消耗在输电线路上.交流输电并网还要考虑相位的一致.如果相位不一致两组发电机并网会互相抵消.高压直流输电系统具有快速控制传输功率的能力。因此，对于与交流电力系统有关的稳定性问题，HVDC系统有明显的影响。理解HVDC系统的特性，对于电力系统的运行和稳定控制都是极其重要的。尤为关键的是，HVDC控制的正确设计是使整个交、直流系统具有满意运行性能的重要保证。第2章 高压直流输电系统的主要设备高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成， 两个换流站与两端的交流系统相连接。在这个过程中，换流装置时高压直流输电系统中最重要的电气一次设备，除此之外，为了满足交、直流系统对安全稳定及电能质量的要求，高压直流输电系统还需要装设其他重要设备，如：换流变压器、平波电抗器、无功补偿装置、滤波器、直流接地极、交直流开关设备、直流输电线路以及控制与保护装置、远程通信系统等。从系统构成上划分，高压直流输电系统由三部分构成，即：整流站、 直流输电线路和逆变站。其中，整流站和逆变站统称为换流站。本章重点对换流装置、换流变压器、平波电抗器、无功补偿装置、滤波器、和直流输电线路进行介绍。2.1 换流装置由电力电子器件组成，具有将交流电变为直流电或将直流电变为交流电的设备统称为换流装置，或称为换流器。其中，工作在将交流电转变为直流电时，换流器处于整流状态，此时的换流器也称为整流器；工作在将直流电转变为交流电状态时，换流器处于逆变状态，此时的换流器又称为逆变器。在高压直流输电系统中换流器通常采用三相桥式全控换流电路作为最基本单元，如图3所示，由于该电路的直流侧整流电压在一个工频周期中具有6个波头，所以三相桥式全控换流电路又称为6脉动换流器。当两个6脉动换流器采用直流端串联、同时交流端并联方式连接后构成12脉动换流器。如图4所示 图3 三相全控电路 图4 12脉动换流器图中1-6和1-6分别代表一组6脉动换流器。现代高压直流输电工程均采用12脉动换流器作为基本换流单元。在高压直流输电系统中，换流器不仅具有整流和逆变的功能，而且整流器还具有开关的功能。通过对整流器实施快速控制，实现高压直流输电系统的启动和停运。在交、直流输电系统故障以及故障后的恢复过程中，对整流器的快速控制可有效保护直流输电系统，同时也是交流电网安全和稳定运行的重要保障。2.1.1 器件 组成换流器的基本器件为各种电力电子器件。电力电子器件可以分为半控型器件、全控型器件和不可控型器件，其中晶闸管为半控型器件，承受电压和电流容量在所有器件中最高；电力二极管为不可控器件，结构和原理简单，工作可靠；还可以分为电压驱动型器件和电流驱动型器件，其中 GTO、GTR为电流驱动型器件，IGBT、电力MOSFET为电压驱动型器件。在已经投运的近90项直流输电工程中，绝大数直流输电工程采用晶闸管换流器，只有10项左右的轻型直流输电工程采用绝缘栅双极型晶体管换流器。本章将主要论述晶闸管换流器。 晶闸管，因其工作可靠、寿命长、体积小、开关速度快，而在电力电子电路中得到广泛应用，它是耐压水平最高、输出容量最大的电力电子器件。20世纪50年代，电力电子器件主要是汞弧闸流管和大功率电子管，从加拿大伊尔河背靠背直流输电工程于1972年投运以来，所有常规直流输电工程全部采用晶闸管器件，从而解决了早期直流输电工程由于使用逆弧故障率高、可靠性低、制造技术复杂、价格昂贵和运行维护不便的汞弧阀而出现的直流输电工程可靠性不高、投资大以及运行不便的难题。 晶闸管T在工作过程中，它的阳极A和阴极K与电源和负载连接，组成晶闸管的主电路，晶闸管的门极G和阴极K与控制晶闸管的装置连接，组成晶闸管的控制电路。 晶闸管的工作条件： (1). 晶闸管承受反向阳极电压时，不管门极承受何种电压，晶闸管都处于关断状态。 (2). 晶闸管承受正向阳极电压时，仅在门极承受正向电压的情况下晶闸管才导通。 (3). 晶闸管在导通情况下，只要有一定的正向阳极电压，不论门极电压如何，晶闸管保持导通，即晶闸管导通后，门极失去作用。 (4). 晶闸管在导通情况下，当主回路电压（或电流）减小到接近于零时，晶闸管关断。 图5 晶闸管的外形图晶闸管的伏安特性 晶闸管阳极A与阴极K之间的电压与晶闸管阳极电流之间关系称为晶闸管伏安特性,如图6所所示。正向特性位于第一象限,反向特性位于第三象限。                      图6  晶闸管伏安特性参数示意图反向特性:当门极G开路,阳极加上反向电压时(见图7),J2结正偏,但J1、J2结反偏。此时只能流过很小的反向饱和电流,当电压进一步提高到J1结的雪崩击穿电压后,同时J3结也击穿,电流迅速增加,如图5的特性曲线OR段开始弯曲,弯曲处的电压URO称为“反向转折电压”。此后,晶闸管会发生永久性反向击穿。    图7  阳极加反向电         图8  阳极加正向电压正向特性: 当门极G开路,阳极A加上正向电压时(见图8),J1、J3结正偏,但J2结反偏,这与普通PN结的反向特性相似,也只能流过很小电流,这叫正向阻断状态,当电压增加,如图6的特性曲线OA段开始弯曲,弯曲处的电压UBO称为“正向转折电压”。由于电压升高到J2结的雪崩击穿电压后,J2结发生雪崩倍增效应,在结区产生大量的电子和空穴,电子进入N1区,空穴进入P2区。进入N1区的电子与由P1区通过J1结注入N1区的空穴复合。同样,进入P2区的空穴与由N2区通过J3结注入P2区的电子复合，雪崩击穿后，进入N1区的电子与进入P2区的空穴各自不能全部复合掉。这样，在N1区就有电子积累，在P2区就有空穴积累，结果使P2区的电位升高，N1区的电位下降，J2结变成正偏，只要电流稍有增加,电压便迅速下降，出现所谓负阻特性，见图2中的虚线AB段。这时J1、J2、J3三个结均处于正偏，晶闸管便进入正向导电状态通态,此时，它的特性与普通的PN结正向特性相似，如图6的BC段。触发导通:在门极G上加入正向电压时(如图8所示),因J3正偏,P2区的空穴进入N2区,N2区的电子进入P2区,形成触发电流IGT。在晶闸管的内部正反馈作用(如图2)的基础上,加上IGT的作用,使晶闸管提前导通,导致图6中的伏安特性OA段左移,IGT越大,特性左移越快。                                     图9  阳极和门极均加正向电压晶闸管的主要参数:(1)断态重复峰值电压UDRM门极开路,重复率为每秒50次,每次持续时间不大于10ms的断态最大脉冲电压,UDRM=90%UDSM,UDSM为断态不重复峰值电压。UDSM应比UBO小,所留的裕量由生产厂家决定。(2) 高压直流输电系统的自协调自适应控制方案URRM其定义同UDRM相似,URRM=90%URSM,URSM为反向不重复峰值电压。(3)额定电压 选UDRM和URRM中较小的值作为额定电压,选用时额定电压应为正常工作峰值电压的23倍,应能承受经常出现的过电压。2.1.2换流阀由图3可见,6脉动换流器和12脉动换流器分别有6个和12 个桥臂组成,分别用VT1-VT6或VT1-VT12来表示.其中的数字代表桥臂导通的顺序。如6脉动换流器的6个桥臂导通顺序为VT1导通，60°后VT2导通，60°后VT3导通当VT6导通60°后，VT1再次导通，如此周而复始，循环往复。在直流输电系统中，桥臂也称为换流阀，阀臂，或简称阀。换流阀室换流器的基本单元，是进行换流的关键设备。晶闸管换流阀由几十到数百个晶闸管器件串联而成。与高压直流输电工程的高电压相比，单片晶闸管所能承受的电压太小，必须通过多元件的串联才能满足工程运行电压的需要。晶闸管整流阀的触发角一般为15°，最小 5°。晶闸管的关断角为15°-18°，最小值为15°。2.1.3 换流单元接线方式直流输电换流站由基本换流单元组成，基本换流单元有6脉动换流单元和12脉动换流单元两种类型。每个基本换流单元主要包括换流器、换流变压器、交直流滤波器、控制与保护装置以及交直流开关及测量设备等。由6脉动换流器在交直流侧产生的低次谐波更多，因此现代高压直流输电工程均采用12脉动换流单元。6脉动换流单元6脉动换流单元采用6脉动换流器。换流变压器既可以采用三相结构也可采用单相结构，其网侧绕组一定为星形接线方式，阀侧绕组可以是星形接线也可以是三角形接线。2.2 换流变压器在高压直流输电系统中，换流变压器是最重要的设备之一，它不仅参与了换流器的交流电与直流电的相互转换，而且还承担着改变交流电压数值、抑制直流电流等作用。此外换流变压器容量大、设备复杂、价格昂贵，因此更换流变压器的可靠性、可用率、以及投资对整个直流输电系统起着关键性的影响。2.2.1换流变压器的功能（1） 参与实现交流电与直流电之间的相互变换。（2） 实现电压变换。将交流系统的高电压降低至适合换流器需要的交流电压。（3） 抑制直流故障电流。换流变压器的漏抗限制了阀臂短路和直流母线短路时的故障电流，能有效保护换流阀。（4） 消弱交流系统侵入直流系统的过电压。（5） 减少换流器注入交流系统的谐波。换流变压器的漏抗对换流器产生的谐波电流具有一定的抑制作用。（6） 实现交直流系统的电气隔离。2.2.2换流变压器的特点 （1） 短路阻抗大：换流变压器的短路阻抗分数通常为12%-18% 。短路阻抗大会使换流器正常运行时吸收无功增加，增加无功补偿设备并导致换相压降过大。（2） 绝缘要求高：换流变压器阀侧同时承受交流电压和直流电压，因此换流变压器的阀侧绕组除承受正常交流电压产生的应力外，还须承受直流电压产生的应力。（3） 噪声大：换流器产生的交流谐波全部流过换流变压器，这些谐波频率低、容量大，导致换流变压器磁滞伸缩而产生噪声。（4） 损耗高（5） 有载调压范围宽：换流变压器有载调压范围高达20%-30% 。（6） 直流偏磁严重 （7） 试验复杂换流变压器具有四种结构形式，即三相三绕组式、三相双绕组式、单相双绕组式和单相三饶组式 。2.3 无功补偿装置由晶闸管构成的换流器是一个典型的非线性设备，它在实现有功功率的交直、直交转换的同时，需要从交流系统吸收无功功率。一般来说，整流器和逆变器吸收的无功功率分别为所传输直流功率的30%-50%和40%-60%如此巨大的无功容量如果全部或大部分由换流站所连接的交流电网供给，则交流输电线路的线损则大幅度增加，线路电压损失加大，导致换流站交流母线电压大幅度降低，换流器及交流场中的设备将无法正常运行，危及高压直流输电系统及交流电网的安全稳定运行。因此，换流器所需的无功功率只能采取无功就地平衡的无功补偿原则，在换流站中装设足够容量的无功补偿装置。换流站无功补偿装置是指用于补偿换流器消耗的无功功率而需要安装的武功设备。机械头切式无功补偿装置：这类设备包括机械头切式并联电容器、并联电抗器以及交流滤波器。它的主要优点是无功补偿容量巨大、投资低，其缺点是调节速度慢、不能实现平滑调节、不能频繁操作。静止无功补偿装置：一般由晶闸管控制电抗器，晶闸管投切电容器或固定电容器组合而成。可连续调解发出和吸收的无功功率。其调节速度快，可用于抑制直流单极故障引起的换流站交流母线的暂时过电压，抑制交流滤波器或并联电容器投切时导致的换流母线暂态电压波动。在大扰动时，可提高交直流混合系统的故障恢复能力。禁止无功补偿装置是平衡电网无功功率和稳定电网电压的有效手段。禁止无功补偿装置的缺点投资大。同步调相机：采用调相机、投资大、占地多、运行可靠性低、维护工作量大，因此不宜采用。 2.4 谐波以及滤波器2.4.1 谐波以及谐波的危害 谐波是指对周期性非正弦交流量进行傅里叶级分解所得到的大于基波频率整数倍的各次分量，通常称为高次谐波。谐波源为高压直流输电中的电力电子器件。谐波的危害有很多，大体概括为：（1） 旋转电动机（换流变压器过负荷）等的附加谐波损耗与发热，缩短使用寿命。（2） 谐波谐振过电压，造成电气元件及设备的故障与损坏。（3） 电能计量错误。（4） 对通信系统产生电磁干扰，使电信质量下降。（5） 使重要的和敏感的自动控制、保护装置误动作。（6） 危害到功率处理器自身的正常运行。换流站交流侧的谐波电流流入交流系统后，由于系统阻抗的原因将引起各次谐波电压将，使电压出现畸变，谐波电压与谐波电流会对交流系统和用电设备产生不良的影响和危害；换流站直流侧的谐波电压将在直流线路上产生谐波电压、谐波电流分布，使邻近的通信线路受到干扰。为了限制谐波电压和谐波电流，通常需要采取措施对抑制。2.4.2 消除谐波的方法以及谐波抑制设备增加换流装置的脉动数可以减少特征谐波的组成成分，并提高最低次特征谐波的次数，从而达到抑制谐波的目的。采用滤波装置是对高压直流输电所产生的谐波进行抑制的有效方法。在换流站的交流侧，滤波装置大都并联在换流变压器交流侧的母线上，只有少数直流输电工程将滤波装置连接到换流变压器的第三绕组。谐波抑制设备可以分为以下三种。1.滤波器 2.平波电抗器 3.中性点冲击电容器：中性点冲击电容器是指装设在换流站的中性点与大地之间起滤波作用的电容器，装设该电容器的作用是为直流侧以3的倍次谐波为主要成分的电流提供低阻抗通道。根据3脉波模型，良好的中性点滤波系统对降低整个直流系统的谐波水平有较明显的作用。中性点滤波系统有两大类。一类为由电容、电感和电阻组成的滤波器、滤波效果好，但存在占地大、成本高的缺点。另类是目前工程中采用的中性点电容器。这种电容器除参与滤波外，还能缓冲接地极引线落雷时的过电压。由于换流变压器绕组存在对地杂散电容，为直流谐波特别是较低次的直流谐波电流提供了通道，因此应针对这种谐波来确定中性点电容器的参数，一般来说，该电容器电容值的选择范围应为十几微法至数毫发，同时还应避免与接地极线路的电感在临界频率上产生并联谐振。2.5 平波电抗器平波电抗器是换流站的重要设备之一,安装于直流极限出口 。功能（1）防止轻载时直流电断续。（2）抑制直流故障电流的快速增加，减小逆变器继发换相失败的几率。（3）减小直流电流纹波，与直流滤波器一起共同构成换流站直流谐波滤波电路。（4）防止直流线路或直流开关站产生的陡波冲击波进入阀厅，从而使换流阀免遭过电压应力过大而损坏。平波电抗器的电感量通常为0.27-1.5H（针对直流架空线路）或12-200MH（针对直流电缆线路）。平波电抗器分为干式和油浸式两种形式。干式与油浸式平波电抗器有各自的优缺点，在电感量相同的情况下，油浸绝缘平波电抗器的设备费用大概是干式平波电抗器的2倍多，而且油浸式电抗器的冷却系统还需要辅助电源。对于所要求的大电感，如果需要2台干式电抗器才能满足要求，则需要选择干式电抗器的总费用几乎和一台油浸式电抗器的费用相当。直流负荷较大时，宜采用油浸式平波电抗器，反之适合选用空气绝缘干式平波电抗器。2.6 滤波器类型按照用途分类，滤波器分为交流滤波器和直流滤波器两种，分别接于交直流母线上，抑制换流器产生的注入交流系统或直流系统的谐波。按照连线方式分类，滤波器还可分为串联滤波器和并联滤波器。用作换流器谐波抑制用途的滤波器一定为并联连接形式。按照电源特性分类，滤波器也分为有源滤波器和无源滤波器。无源滤波器由电容器、电抗器和电阻元件组合而成。其优点是结构简单、运行可靠、维护方便。缺点是其频率特性对电网频率变化和组成元件参数的改变比较敏感，容易失谐，从而减低甚至失去滤波效果。元件老化以及温度、湿度、电磁污染等环境条件都将不同程度的引发组成元件的参数变化。此外，交流滤波器在某些频率下的阻抗可能会与电网阻抗产生谐波放大，甚至发生谐振，导致设备过电压或过电流，危害交直流系统的安全稳定运行。有源滤波器串接或并接在主回路中，产生一个与系统谐波电压（或谐波电流）幅值相等但相位相反的电压（或电流），以抵消谐波电压（或电流），从而起到减小谐波危害的作用。有源滤波器的优点是滤波频率范围宽，没有失谐效应，产生串、并联谐振的可能性小，占地面积少。其缺点是性价比较低，还处于研究发展阶段，缺乏工程经验。按照滤波器的阻抗频率特性分类，滤波器可分为调谐滤波器、高通滤波器和调谐高通滤波器三种类型。无论调谐滤波器、高通滤波器还是调谐高通滤波器都属于无源滤波器。换流器中的滤波器多为无源、并联式滤波器。如果长距离直流架空线路工程，换流站配置交流滤波器和直流滤波器；如果为直流电缆工程，则只安装交流滤波器。 2.6.1交流滤波器 交流滤波器位于换流站交流场中，并连接于交流滤波器小母线上，主要作用是抑制换流器产生的注入交流系统的谐波电流，同时部分补偿换流器吸收的无功功率。1 交流滤波器配置原则 交流滤波器的配置主要遵循以下原则：（1） 滤波器额定电压等级一般应与换流站交流母线电压等级相同。（2） 合理配置滤波器类型。类型不宜太多，以2-3种为宜。（3） 在满足滤波性能要求的和换流站无功平衡的前提下，滤波器分组应尽可能少，尽量使用电容器分组。（4） 全部滤波器投入运行时，应达到满足连续过负荷及降压运行的要求。（5） 任意一组滤波器退出运行时，均可满足额定工况运行时的性能要求。（6） 轻负荷运行时，投运的滤波器容量最小，以避免换流站交流母线过电压。2. 交流滤波器接入系统方式 为了减小交流滤波器投入和切除对换流母线电压的冲击，换流站交流滤波器通常分成很多组，其接入系统的方式有以下四种：（1） 交流滤波器大组接换流站交流母线，或接入3/2串。通常交流滤波器大组由几个交流滤波器分组接在一个滤波器小母线上而形成。（2） 交流滤波器大组T接在换流变压器进线上。（3） 交流滤波器分组接在换流站交流母线，或接入3/2串中。（4） 交流滤波器分组接换流变压器单独绕组。3. 交流滤波器安装方式交流滤波器主要包括高压电容器以及低压电容器、电抗器和电阻单元。高压电容器有支撑式和悬挂式两种安装方式。一般直流工程多采用支撑式安装方式。支撑式电容器安装时，高电位在上部，和母线连接的导体从顶部引接。交流滤波器的其他单元设备电位较低，尺寸和重量较小，均采用支撑式安装。2.6.2直流滤波器 直流滤波器位于换流站直流场中，并联连接于直流极线上，主要作用是抑制换流器产生的注入直流线路的谐波电流。1. 直流滤波器配置原则直流滤波器的配置应遵循以下原则：(1) 如果是直流电缆出线，不安装直流滤波器。（2）宜装设两组直流滤波器。当一台直流