Transcript MiniProject – Group J

TET 4190 – Power Electronics for Renewable Energy
MiniProject – Group J
#11 - Motivation for bulk HVDC transmission
Group participants: Bjørnar Holsetstuen
Aksel O. Ørnes
Øyvind Presthus
Supervisor:
Contact persons:
02.11.2012
Tore M. Undeland
Terje Gjengedal (Statnett)
Albert Leirbukt (ABB)
Raymundo Torres-Olguin (SINTEF)
SAMMENDRAG
SAMMENDRAG
Prosjektrapporten ser på motivasjonen for HVDC-transmisjon av energi og teknologien som
benyttes ved HVDC-transmisjon. Aktuelle prosjekter er Skagerrak 4 og SydVestlinken.
De aktuelle omformertypene LCC og VSC beskrives med virkemåte, samt hvilke fordeler og
ulemper de bidrar med. Det er forsøkt å beskrive hvilke tiltak som tas i bruk for å avhjelpe de
problemene som omformerne medfører. Videre sammenlignes omformertypene opp mot
hverandre.
Det er også sett kort på hvordan en VSC-omformer styrker egenskapene til en LCC-omformer
når de er satt opp i bipolar konfigurasjon.
Gruppe J
3
LITTERATURLISTE
LITTERATURLISTE
SAMMENDRAG ....................................................................................................................... 3
LITTERATURLISTE ................................................................................................................ 4
1 INTRODUKSJON .................................................................................................................. 5
1.1 Oppgavebeskrivelse ......................................................................................................... 5
1.2 Om Skagerrak 4 ................................................................................................................ 5
1.3 Om SydVestlinken ........................................................................................................... 6
2 HVDC (High Voltage Direct Current) .................................................................................... 7
2.1 LCC – Line Commutated Converter ................................................................................ 7
2.1.1 Reaktiv effekt i konverteren ...................................................................................... 9
2.1.2 Filtrering av overharmoniske strømmer og spenninger .......................................... 10
2.2 Voltage Source Converters (VSC) ................................................................................. 12
2.2.1 Generelle egenskaper .............................................................................................. 12
2.2.2 Topologier og modulasjonsmetoder ........................................................................ 14
2.3 LCC og VSC i bipol ....................................................................................................... 19
2.3.1 Kortslutningsytelse (SCR) og effektiv kortslutningsytselse (ESCR) ...................... 20
2.3.2 Kommuteringsimmunitet (CFII – Commutation Failure Immunity Index) ............ 21
2.3.3 Andre tiltak for å styrke AC-nettet i nærheten av en HVDC-konverter ................. 21
3 KONKLUSJON .................................................................................................................... 22
3.1 Sammenligning av LCC og VSC ................................................................................... 22
3.2 LCC og VSC i bipolar konfigurasjon ............................................................................. 22
LITTERATURLISTE .............................................................................................................. 23
Gruppe J
4
1 INTRODUKSJON
1 INTRODUKSJON
1.1 Oppgavebeskrivelse
Statnett holder nå på arbeid med utbygging av to nye internasjonale kraftforbindelser –
Skagerrak 4 og SydVestlinken. Skagerrak 4 blir en ny kabel til Danmark, i tillegg til tre
eksisterende kabler. SydVestlinken blir en ny kabel til Sverige. Begge disse kablene vil basere
seg på HVDC-teknologi (High Voltage Direct Current), og være med på å sikre en stabil
kraftforsyning i Norden.
Denne prosjektrapporten vil analysere teknologien benyttet i disse to kablene. Innen HVDC er
det to forskjellige teknologier, henholdsvis tyristorbaserte konvertere (LCC – Line
Commutated Converter) og transistorbaserte konvertere (VSC – Voltage Source Converter).
Begge prosjektene vil basere seg på transistorbaserte konvertere, men i noe forskjellig
konfigurasjon. Det vil derfor fokuseres mest på denne typen konverter i denne rapporten.
1.2 Om Skagerrak 4
Per i dag driver Statnett og Energinet.dk tre likestrømskabler mellom Norge og Danmark.
Disse har vært i drift siden henholdsvis 1976, 1977 og 1993. Motivasjonen for å ha en slik
forbindelse mellom Norge og Danmark, er økt reguleringsevne, forretningsmessig
kraftutveksling, bidrag til et mer klimavennlig kraftmarked og behov for forsterkninger i
hovednettet. [3]
I Danmark er det termiske kraftsystemer som dominerer. Dette er kraftkilder det er vanskelig
å regulere på grunn av trege responstider. I Norge er det vannkraft som dominerer. Vannkraft
er lett å regulere, men er sårbar i forhold til kapasitet når det er lite tilgang på vann.
En kraftforbindelse mellom landene gjør at man avhjelper utfordringene de to
produksjonsmetodene byr på. Eksisterende overføringskapasitet er på om lag 1000 MW. Med
Skagerrak 4 (SK4) vil denne kapasiteten økes til om lag 1500 MW.
Likestrømsforbindelsen vil bestå av en kabel (SK4) som skal kjøres i balansert bipoldrift med
SK3. Det vil si at strømmen kjøres i tur og retur i hver sin kabel med lik strømstyrke i hver
kabel. Kabelens lengde blir ca. 130 km, og kapasiteten blir på om lag 600 MW. [3]
Gruppe J
5
1 INTRODUKSJON
1.3 Om SydVestlinken
SydVestlinken blir en ny kraftforbindelse mellom Norge og Sverige, og er et
samarbeidsprosjekt mellom Statnett og Svenska Kraftnät. Planlagt kapasitet er 1400 MW.
Motivasjonen med forbindelsen er å tilrettelegge for fornybar energi, redusere flaskehalser i
kraftmarkedet, bedre forsyningssikkerheten og optimalisere nettdriften. [4]
Eksisterende kapasitet mellom Norge og Sverige er på om lag 3000 MW, hvor av 2000 MW
er mellom Østfold og Sverige, fordelt på to linjer. Dersom en av disse linjene faller ut
halveres utvekslingskapasiteten mellom Østfold og Sverige. Ettersom det største forbruket av
elektrisk energi befinner seg på Østlandet for Norge og i sør for Sverige, er det ønskelig å øke
denne kapasiteten.
Norge og Sverige har i nyere tid inngått en prinsippavtale om felles marked for el sertifikater.
Disse sertifikatene skal stimulere vekst av fornybar energi, og målet er at det skal utstedes
sertifikater tilsvarende 26,4 TWh innen 2020.
Som en følge av denne utbyggingen er det forventet en vekst i kraftutveksling mellom
landene. Estimert utbyggingskostnad for forbindelsen er anslått til 2-4 milliarder kroner.
Prosjektet består av tre delprosjekter med knutepunkt i Barkeryd transformatorstasjon øst for
Jönköping i Sverige:
-
Tveiten (Tønsberg) – Barkeryd. Ca. 400 km DC-forbindelse
-
Barkeryd – Hurva (Malmö). Ca. 250 km DC-forbindelse
-
Barkeryd – Hallsberg (Örebro). Ca. 180 km AC-forbindelse
Hoveddelene i prosjektet vil da bestå av:
-
To 720 MW VSC omformeranlegg i Tveiten sentralnettstasjon og ny 420 kV ACanlegg for de to VSC omformeranleggene.
-
En ca. 400 km lang DC-forbindelse mellom VSC omformeranleggene i Tveiten og i
Barkeryd.
Gruppe J
6
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
I et HVDC-system benyttes høyspent likestrøm for overføring av energi. Det er fordelaktig
med denne metoden når store mengder energi skal flyttes over lange avstander. Årsaken til
dette er at man får lavere elektriske tap i forbindelsen, siden frekvensen er null og dermed
ingen reaktive strømmer. Andre fordeler med HVDC er at man kan koble sammen to
asynkrone vekselstrømnett, samt at man oppnår gode reguleringsegenskaper.
2.1 LCC – Line Commutated Converter
LCC-konverteren kan være kontrollert eller ukontrollert, der det benyttes dioder for en
ukontrollert konverter og tyristorer i kontrollert konverter. En ukontrollert konverter basert på
dioder kan kun benyttes som likeretter. En tyristorbasert konverter kan i tillegg benyttes som
inverter. Dette oppnås ved å justere tennvinkelen α (0 < α < 180°).
-
α > 90°  Invertermodus
-
α < 90°  Likerettermodus
For at tyristoren skal begynne å lede må den ha større spenning på anode enn på katode, i
tillegg til å få en puls på gate. Det er her tennvinkelen kommer inn. Den utsetter når tyristoren
begynner å lede, og påvirker dermed gjennomsnittsverdien for spenningen på utgangen.
Justering av tennvinkelen er dermed metoden for å kontrollere utgangsspenningen i
konverteren. [5]
Denne typen konverter genererer overharmoniske strømmer på vekselstrømsiden og
overharmoniske spenninger på likestrømsiden. De overharmoniske strømmene på
vekselstrømsiden opptrer som nP ± 1, der P er antall pulser og n=1,2,3…,. På likestrømsiden
opptrer de overharmoniske spenningene som nP. I HVDC-sammenheng er det nødvendig å
redusere disse, og en vanlig måte er å benytte to 6-pulsbroer med to transformatorer koblet i
henholdsvis Y/Y og Y/D. Dette gir en 12-puls konverter med reduksjon av overharmoniske.
På vekselstrømsiden er 5. og 7. harmoniske ikke til stede, og på likestrømsiden er den 6.
harmoniske eliminert.[1]
Gruppe J
7
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Figur 2.1.1 – Typisk HVDC konfigurasjon [5]
Figur 2.1.2 – 12-puls konverter [5]
Strømmene ia1 og ia2 i figur 2 er som følger:
2√3
1
1
1
1
(2.1)
2√3
1
1
1
1
(2.2)
𝑖𝑎1 = 2𝑁𝜋 ∙ 𝐼𝑑 ∙ �cos 𝜃 − 5 cos 5𝜃 + 7 cos 7𝜃 − 11 cos 11𝜃 + 13 cos 13𝜃 . . .�
𝑖𝑎2 = 2𝑁𝜋 ∙ 𝐼𝑑 ∙ �cos 𝜃 + 5 cos 5𝜃 − 7 cos 7𝜃 − 11 cos 11𝜃 + 13 cos 13𝜃 . . . �
Gruppe J
8
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Dette gir
1
1
𝑖𝑎 = 𝑖𝑎1 + 𝑖𝑎2 = �cos 𝜃 − 11 cos 11𝜃 + 13 cos 13𝜃 . . . �
ℎ = 12𝑛 ± 1
(2.3)
(𝑛 = 1,2,3 … )
(2.4)
Og for gjennomsnittlig utgangsspenning, Vd
𝑉𝑑1 = 𝑉𝑑2 =
𝑉𝑑
2
=
3√2
𝜋
∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ cos 𝛼 − 𝑢 =
Der u representerer kommuteringstapet
ℎ = 12𝑛
[5]
3√2
𝜋
∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ cos 𝛼 −
(𝑛 = 1,2,3 … )
3∙𝜔∙𝐿𝑠
𝜋
∙ 𝐼𝑑
(2.5)
(2.6)
2.1.1 Reaktiv effekt i konverteren
Siden konverteren opererer med en induktiv faseforskyvning i forhold til nettet, trekkes det
reaktiv effekt fra nettet. De overharmoniske strømmene på vekselstrømsiden blir absorbert av
filtrene på inngangen, og dermed er det fundamentalkomponentene som bidrar til aktiv og
reaktiv effekt inn i konverteren. [5]
Likerettermodus
Med antatt null induktans i forsyningen (Ls=0) vil effekt i en enkelt 6-puls konverter være:
√6
𝑄1 = √3 ∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ � 𝜋 ∙ 𝐼𝑑 � ∙ sin 𝛼 = 1.35 ∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ 𝐼𝑑 ∙ sin 𝛼
𝑃𝑑1 = 𝑉𝑑1 ∙ 𝐼𝑑 = 1.35 ∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ 𝐼𝑑 ∙ cos 𝛼
(2.7)
(2.8)
Tapene i overføringslinjen er definert som såkalte I2R-tap, og for å redusere disse tapene
ønskes en Id så lav som mulig. For praktiske formål er minimumsverdien for α ca. 10°-20°.[5]
Gruppe J
9
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Invertermodus
Med fortsatt antatt Ls=0 (u=0):
𝑄1 = 1.35 ∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ 𝐼𝑑 ∙ sin 𝛾
(2.9)
𝑃𝑑1 = 1.35 ∙ 𝑉𝐿𝐿 ∙ 𝐼𝑑 ∙ cos 𝛾
(2.10)
𝛾 = 180° − (𝛼 + 𝑢) = 180° − 𝛼
(2.11)
Der
2.1.2 Filtrering av overharmoniske strømmer og spenninger
Som tidligere nevnt er det nødvendig å filtrere ut overharmoniske strømmer på
vekselstrømsiden og overharmoniske spenninger på likestrømsiden.
AC-filtrering
Fra formel 2.4 er de karakteristiske harmoniske strømmene på vekselstrømsiden h=12n±1,
som betyr at man må være spesielt oppmerksom på 11. og 13. harmoniske. Det lages dermed
egne filtre for disse, og i tillegg benyttes et høypassfilter for høyere orden av harmoniske.
Figur 2.3 illustrerer en ekvivalentkrets for et slikt filter på vekselstrømsiden.[5]
Figur 2.1.3 – AC-filtrering per fase [5]
Gruppe J
10
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Figur 2.4 illustrerer impedansen i ekvivalentkretsen med hensyn på frekvens.
Figur 2.1.4 – Z(f) per fase [5]
DC-filtrering
Fra formel 2.6 er de karakteristiske harmoniske spenningene h=12n, og størrelsen på disse
avhenger av α, Ls og Id. Figur 2.5 viser en ekvivalentkrets for filteret. En glattespole Ld
benyttes i kombinasjon med et høypassfilter for å begrense harmoniske strømmer ut på
nettet.[5]
Figur 2.1.4 – DC-filtrering [5]
Gruppe J
11
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Figur 2.6 illustrerer impedansen med hensyn på frekvens.
Figur 2.1.5 – Z(f) – DC-filtrering [5]
2.2 Voltage Source Converters (VSC)
Den første VSC-omformeren for HVDC-bruk ble satt i drift i 1997 i Sverige. Siden da har
VSC-teknologien blitt brukt i flere store HVDC-prosjekter verden over, de største på 400
MW. Når det gjelder ytelse hevder produsentene at denne typen omformere i dag kan
produseres i størrelser opp til 1200 MW og +-500 kV. [8]
2.2.1 Generelle egenskaper
VSC-omformere benytter halvlederkomponentene IGBT eller GTO for å likerette eller
vekselrette spenningen. VSC er i motsetning til LCC selvkommuterende, noe som betyr at
man ved hjelp av kontrollsignaler inn på gaten til IGBTen/GTOen kan bestemme når den skal
lede eller bryte strømmen. Dette betyr at man kan styre flyten av aktiv og reaktiv effekt
uavhengig av hverandre, og man slipper dermed en del filtre og reaktorer på AC-siden av
omformeren siden den ikke trenger å trekke reaktiv effekt fra vekselstrømnettet. Som et
resultat av dette blir anleggene betydelig mye mer kompakte en LCC anleggene, omlag
halvparten av størrelsen. Kontrollen av omformeren forgår ved bruk av PWM i forskjellige
varianter, avhengig av om det er en multilevel-omformer eller ikke. Siden VSC kan styre
spenning, aktiv/reaktiv effekt og ikke trenger et nett for å kommutere kan man foreta en “sort
start” med denne typen omformere. Dette kan være fordelaktig når man skal bygge opp nettet
Gruppe J
12
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
igjen etter omfattende strømbrudd. En annen fordel er at man bare trenger en standard
krafttransformator i motsetning til LCC hvor man må ha to. [1]
En ulempe med VSC er at den har en kommuteringsfrekvens på opp mot 2000 Hz, noe som
fører til større tap en i en LCC-omformer. Det er på grunn av dette nødvendig med
vannkjøling av halvlederkomponentene.[1]
Figur 2.2.1 viser VSC-omformeren i sin enkleste form for omforming av trefase, en såkalt
Graetz-bru. Denne består av seks ventiler, to for hver fase, som igjen består av en IGBT i
parallell med en diode. Omformerne som er bygget for HVDC-formål har ventiler som er
bygget opp av flere IGBTer og dioder i serie for å oppnå høy nok spenning på DC-siden. Et
eksempel på dette er ABBs HVDC Light-system. For 150 kV anlegg består hver ventil av 300
seriekoblede IGBTer som igjen består av 2, 4 eller 6 submoduler. Hver submodul består av
seks IGBT-chips og tre dioder i parallell og antall submoduler i IGBTen bestemmer
merkestrømmen til komponenten. [1], [8]
Figur 2.2.1 – VSC-omformeren i sin enkleste form [1]
Figur 2.2.2 viser et typisk oppsett for en VSC-omformer for HVDC-overføring. På AC-siden
har man en stjerne-trekant koblet transformator som transformerer ned spenningen til
omformerens merkespenning og skaper et galvanisk skille i nettet. Videre har man shunt-filtre
for å fjerne overharmoniske signaler fra omformeren. Man har også en reaktor på hver fase
som begrenser strømmen i tilfelle kortslutning og fungerer som lavpassfilter. Videre ser man
Gruppe J
13
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
selve omformeren og dens kontrollanlegg. På DC-siden av omformeren har man
kondensatorer som reduserer rippelspenningen.[1]
Figur 2.2.2 – VSC-omformer, enlinjeskjema/blokkskjema for vanlig oppsett
2.2.2 Topologier og modulasjonsmetoder
En VSC konverter baseres hovedsakelig på to typer topologier, PWM(Pulse-Width
Modulation) og MMC (Modular Multilevel Converter). Prinsippet for disse to er det samme,
men MMC gir mulighet for veksling mellom flere spenningstrinn, mens PWM er begrenset til
2-3 trinn
PWM
Det første kommersielle bruket av PWM var i 1999. Med PWM kan man enkelt bestemme
størrelsen og fasen for AC-utspenningen og dermed kontrollere aktiv og reaktiv effekt
uavhengig av hverandre. Dette gjør at spenningsstabiliteten styrkes, og siden den har kontroll
over den reaktive effekten, trenger den heller ikke reaktiv kompensering. Virkemåte bak dette
er å stille inn hvor lenge bryterne skal være åpen i forhold til av-tiden. På den måten kan man
styre pulslengden, mens periodetiden er konstant. Mer detaljert sett vil et sinusformet signal
med ønsket frekvens (Vkontroll) sammenlignes med et triangulært signal. Frekvensen til det
Gruppe J
14
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
triangulære signalet (fs) er med på å bestemme frekvensen til ventilene, og er vanligvis
konstant i tillegg til amplituden (Vtri).
Forholdet mellom Vkontroll og Vtri kalles amplitudemodulasjon, Ma. Hvis Ma ≤ 1.0 vil
fundamental-frekvenskomponenten variere lineært med Ma, kalt lineær modulasjon.
𝑀𝑎 =
𝑉𝑘𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑙
𝑉𝑡𝑟𝑖
(2.12)
Frekvensmodulasjon, Mf, er forholdet mellom frekvensen til det triangulære signalet og
frekvensen til utgangsspenningen, f1.
𝑀𝑓 =
𝑓𝑠
(2.13)
𝑓1
Som følge av PWM vil det oppstå forstyrrelser som kommer av at en 2-eller 3-trinns
konverter må bryte full DC-spenning i store steg, som resulterer i at ønsket bølgeform på ACterminalen er forskjellig fra den faktiske formen. For 3-fase-systemer er det kun forstyrrelser i
linje-linje spenningen som trengs å ta hensyn til. For å kunne kansellere ut de fleste
dominante forstyrrelsene bør Mf velges til å være oddetall og multiplum av 3.
Minimumsverdien er anbefalt til å være 9, da lavere verdier vil gi store forstyrrelser nære
fundamentalfrekvensen. En høy nok verdi vil redusere de harmoniske elementene av lavere
orden.
Behovet for filtrering er redusert i forhold til hva som trengs for LCC teknologi. [5]
Figur 2.2.3 viser hvordan forholdet mellom ønsket og faktisk verdi ser ut ved bruk av PWM
2-level teknologi. Det er denne teknologien som benyttes i HVDC Light. Utgangsspenningen
varierer mellom to spenningsnivåer, ±Vd/2. For lineær modulasjon vil amplituden til
fundamental-frekvenskomponenten for fasespenningen være:
𝑉𝐴𝑁 = 𝑀𝑎
𝑉𝑑
2
(2.14)
Vd er DC-spenningen.
Gruppe J
15
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Hver fase har to ventiler/halvledere, en mellom positiv potensial og faseterminalen, og en
annen mellom faseterminal og negativ potensial. Et trefaseoppsett vil da bestå av 6
ventiler.[8]
Figur 2.2.3 – Prinsippet for en 2-level PWM [8]
Det finnes flere teknikker av PWM for VSC, blant annet Optimized PWM og Space Vector
PWM, men det er den simpleste formen med ren sinusformet PWM som er nevnt her.
MMC
MMC topologi baserer seg på en mer nøyaktig tilnærming av AC-utspenning med PWM.
Siden MMC gir mulighet for veksling mellom flere trinn, vil man få mindre forstyrrelser ved
at ønsket og aktuell bølgeform på AC-spenningen er mer lik hverandre. Dette vil i fleste
tilfeller eliminere behovet for AC-filter. MMC tillater også bruk av lavere bryterfrekvens.
Siden bryting fører til tap, vil konvertertapene bli betraktelig redusert. Figur 2.2.4 viser
hvordan approksimasjonen til utgangsspenningen er med MMC.
Gruppe J
16
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Figur 2.2.4 – MMC-prinsipp [8]
En MMC består av seks konverterarmer, og omfatter et høyt antall kraftmoduler og en
konverterreaktor koblet i serie. En kraftmodul inneholder en bryterdel med IGBT halv-bru
kobling og en DC-kondensator i parallell for energilagring, se figur 2.2.5a og 2.2.5b. Modulen
har tre virkemåter:
1. IGBT1 og IGBT2 er slått av: Hvis strømmen går fra positiv DC-pol til ACterminalen, vil kondensatoren lades opp. Går strømmen motsatt retning, går den
gjennom D2.
2. IGBT1 slås på og IGBT2 slås av: Enten går strømmen gjennom D1 og lader
kondensatoren, eller gjennom IGBT1 og kondensatoren utlades. I dette tilfellet er
terminalspenningen lik kondensatorspenningen.
3. IGBT1 slås av og IGBT2 slås på: Strømmen går enten gjennom IGBT2 eller D2,
avhengig av hvilken retning som sikrer null spenning på terminalene.
Kondensatorspenningen er den samme.
Man kan kontrollere kraftmodulene i alle fasene uavhengig av hverandre, slik at hver
konverterarm i en fase representerer en styrbar spenningskilde. Den totale spenningen over to
konverterarmer i hver fase vil da være lik DC-spenningen. [6]
Gruppe J
17
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
Figur 2.2.5a – Det grå området viser oppsettet
for en fase, og det blå området for en
konverterarm [6]
Figur 2.2.5b – Kraftmodul og innhold [6]
Figuren under viser en sammenligning av 2- og 3 trinns PWM og MMC
Figur 2.2.6a – 2-level [6]
Gruppe J
Figur 2.2.6b – 3-level [6]
Figur 2.2.6c – Multilevel [6]
18
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
2.3 LCC og VSC i bipol
I forbindelse med prosjektet Skagerrak 4 er det aktuelt å drifte den nye kabelen SK4 sammen
med SK3 i balansert bipol. Figur 2.3.1 viser en skisse av en slik konfigurasjon.
Figur 2.3.1 – Skisse av SK3 og SK4 i balansert bipol [1]
Dette er en konfigurasjon som tidligere ikke har blitt realisert, og ytelsen til en slik
konstellasjon er derfor basert på simuleringer. Det er ikke foretatt noen simuleringer i
forbindelse med denne rapporten, men det vil vises til simuleringer foretatt av andre kilder.
En del av problematikken med HVDC-transmisjon har vært at det tilknyttede
vekselstrømnettet kan bli relativt svakt som en følge av tilknytting av HVDC-omformere. Det
er spesielt LCC-omformere som er kilden for disse problemene. Det er derfor interessant å se
om de gode egenskapene til en VSC-omformer kan kombineres med ytelsen til en LCComformer. [2]
For å kunne si noe om ytelse og forbedring av ytelse, innføres noen begreper.
-
SCR, Short Circuit Ratio
ESCR, Effective Short Circuit Ratio
CFII, Commutation Failure Immunity Index
Dette er sentrale begreper når man skal undersøke hvordan en omformer evner å takle feil.
Gruppe J
19
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
2.3.1 Kortslutningsytelse (SCR) og effektiv kortslutningsytselse (ESCR)
Kortslutningsytelsen (SRC – Short Circuit Ratio) og effektiv kortslutningsytelse (ESCR –
Effective Short Circuit Ratio) er verdier som brukes for å kvantifisere relativ styrke til et
vekselstrømnett som en HVDC-konverter er tilknyttet til.[2]
𝑆
𝑆𝐶𝑅 = 𝑃
𝐸𝑆𝐶𝑅 =
(2.12)
𝑑
𝑆−𝑄𝑐
(2.13)
𝑃𝑑
S angir vekselstrømnettets kortslutningsytelse i tilkoblingspunktet til konverteren (PCC –
Point of Common Coupling), Pd angir konverterens nominelle dc-terminal effekt, og Qc angir
filterets reaktive ytelse, inkludert eventuelle kondensatorbatteri. ESCR tar hensyn til at
vekselstrømnettets thevenin-impedans ved fundamentalfrekvens øker på grunn av filtrene, og
dermed svekker systemet.[2]
Kategorisering av disse verdiene er som følger:
ESCR
> 2,5
Høy ytelse
SCR
>3
Moderat ytelse
1,5 – 2,5
2-3
Lav ytelse
< 1,5
<2
Tabell 2.1.1 – Verdier, kortslutningsytelse [9]
Gruppe J
20
2 HVDC (High Voltage Direct Current)
2.3.2 Kommuteringsimmunitet (CFII – Commutation Failure Immunity Index)
Ved lave spenninger på AC-siden eller ved et strømsprang i DC-siden av omformeren, er
LCC-omformeren utsatt for kommuteringsfeil. Dette er en uønsket hendelse, siden
omformeren i praksis er kortsluttet når dette skjer.
Indeksen CFII sier noe om hvor stor feil omformeren tåler uten at kommuteringsfeil oppstår.
Den finnes ved simulasjon, der en induktiv feil bygges opp gradvis helt til en
kommuteringsfeil oppstår. Når feil oppstår vil man ha en verdi for kritisk feil (Critical fault
MVA). Høyere verdi av CFII antyder at omformeren tåler større feil. [2]
CFII defineres da som:
𝐶𝐹𝐼𝐼 =
𝐶𝑟𝑖𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑓𝑎𝑢𝑙𝑡 𝑀𝑉𝐴
𝑃𝑑
∙ 100%
(2.14)
I en publikasjon (Analysis of Dual-Infeed HVDC With LCC-HVD and VSC-HVDC, IEEE) er
det foretatt simuleringer på denne indeksen for tre tilfeller, og resultatene presenteres i en
tabell.
Case 1: 1000MW LCC
Case 2: 1000MW LCC + 300MW LCC
Case 3: 1000MW LCC + 300MW VSC
CFII
13,3
8,2
16,5
Tabell 2.3.1 – CFII [2]
Resultatene presentert i tabell 2.3.1 viser at ved en konfigurasjon med LCC og VSC i
bipoldrift, vil LCC-omformeren være mindre utsatt for kommuteringsfeil.
2.3.3 Andre tiltak for å styrke AC-nettet i nærheten av en HVDC-konverter
Et tiltak for å styrke kortslutningsytelsen til det tilknyttede AC-nettet, er å redusere ACsystemets impedans. Dette kan oppnås ved å flytte tilkoblingspunktet eller ved å styrke nettet
med ytterligere linjer. Disse tiltakene trenger ikke å være gjennomførbare, på grunn av
praktiske eller økonomiske årsaker. En mulighet er å tilknytte en roterende synkron
fasekompensator i nærheten av tilkoblingspunktet. En slik enhet kan både levere og forbruke
reaktiv effekt, alt ettersom hva som er nødvendig. [9]
Gruppe J
21
3 KONKLUSJON
3 KONKLUSJON
3.1 Sammenligning av LCC og VSC
Fordelen med en LCC-omformer, er at den kan benyttes på svært høye ytelser. Den er også et
rimeligere alternativ enn VSC-omformeren. Bakdelene med LCC-omformeren er at den
krever en viss sterkhetsgrad i det tilknyttede AC-nettet, på grunn av at den er utsatt for
kommuteringsfeil. Den krever dessuten filtre for å redusere harmoniske strømmer, og disse
filterbankene tar svært stor plass ved omformerstasjonen. På grunn av at LCC-omformeren
trenger disse filtrene er den avhengig av tilførsel av reaktiv effekt, og kan derfor ikke starte
opp på sort nett.
Fordelene med VSC-omformeren er mange. Den er ikke utsatt for kommuteringsfeil slik som
LCC-omformeren er, den kan regulere reaktiv effekt og dermed bidra som
spenningsregulerende enhet og den har en raskere gjenopprettelse av normaltilstand etter et
feilforløp. VSC-omformeren kan også skifte effektretningen uten å endre polaritet, i
motsetning til LCC-omformeren. Det gjør at man ikke er nødt til å lade ut kabeloverføringen
ved endring av effektretning. Bakdelene med VSC-omformeren er hovedsakelig større
kostnader og noe høyere tap som følge av høy bryterfrekvens, samt at den er utsatt for DCfeil.
3.2 LCC og VSC i bipolar konfigurasjon
Som vist i 2.3, fører en bipolar konfigurasjon av LCC og VSC-omformer til en mer stabil
omformer totalt sett. LCC-delen oppnår høyere immunitet mot kommuteringsfeil, som følge
av VSC-omformerens spenningsregulerende egenskaper. Det tilknyttede AC-nettet oppnår en
høyere sterkhetsgrad av samme årsak. Det gjør det også mulig med høyere
overføringskapasiteter i LCC-omformerdelen.
Gruppe J
22
LITTERATURLISTE
LITTERATURLISTE
[1]
“Performance of a combined LCC and VSC Bipole link”, 2010 – Masteroppgave av
Alemayo Tadese ved Aalborg Universitet. Gitt per epost av Raymundo Torres.
[2]
“Analysis of Dual-Infeed HVDC With LCC-HVDC and VSC-HVDC”, 2012 – Artikkel
av Chunyi Guo, Yi Zhang, Aniruddha M. Gole og Chengyong Zhao (IEEE). Gitt per
epost av Raymundo Torres.
[3]
Statnett, “Melding: Skagerrak 4”, hentet fra internett 16.10.12
www.statnett.no/Documents/Prosjekter/Skagerrak%204/Dokumentliste/Melding/Meld
ing_SK4.pdf
[4]
Statnett, “Melding: SydVestlinken”, hentet fra internett 16.10.12
http://www.statnett.no/Documents/Prosjekter/SydVestlinken/Ikke%20i%20dokumento
versiktsiden/Melding_SydVestlinken.pdf
[5]
Mohan, Undeland, Robbins, “Power Electronics – Converters, Applications and
Design 3rd Edition”, John Wiley & Sons, Inc., 2003
[6]
Siemens, “HVDC Plus – Basics and Principle of Operation”, hentet fra internett
16.10.12
http://www.search.siemens.com/redirector?q=hvdc plus
mmc&has_keywordindexhits=1&from_keywordindexhits=0&intern=unknown&cs=&
treepos=&url=http://www.energy.siemens.com/mx/pool/hq/powertransmission/HVDC/HVDC_Plus_Basic%20and%20Principals.pdf
[7]
Epcos, “Minimizing energy losses“, hentet fra internet 16.10.12
http://www.epcos.com/web/generator/Web/Sections/Components/Applications/2012/0
1__Power__capacitors__for__HVDC/Power__capacitors__for__HVDC,templateId=re
nderPDF,locale=en.pdf
Gruppe J
23
LITTERATURLISTE
[8]
ABB, “It’s time to connect with offshore wind supplement“, hentet fra internet
16.10.12
http://www05.abb.com/global/scot/scot221.nsf/veritydisplay/fb4d15b402dc68c7c1257
7210040f853/$file/pow0038%20r6%20lr.pdf
[9]
“IEEE Guide for Planning DC Links Terminating at AC Locations”, hentet fra
internett 19.10.12
http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?arnumber=00653230
Gruppe J
24