直流输电控制保护系统

直流输电控制保护系统（精选7篇）

直流输电控制保护系统 第1篇

20世纪90年代以来, 随着以全控型器件为基础的电压源换流器VSC (Voltage Source Converter) 在高压直流 (HVDC) 输电系统中的逐步应用[1,2], 目前已投入的VSC-HVDC输电工程已超过14项, 多为两电平和三电平的VSC, 其存在的主要问题为IGBT串联所带来的静态均压、动态均压、电磁干扰以及由于过高的开关频率带来的开关损耗[3]。而模块化多电平换流器MMC (Modular Multilevel Converter) [4,5]通过子模块串联构成, 易于扩展, 谐波畸变小, 开关损耗低, 容易实现冗余控制[6,7], 因此MMC一经问世, 便以其独特的技术优势受到各国学者的广泛关注。目前已投入的MMC-HVDC工程仅有2项, 文献[8-10]对工程的各方面给予了介绍, 在控制保护系统方面, 文献[11-16]重点放在了MMC的控制策略、调制策略、电容电压平衡控制、桥臂环流抑制及故障保护策略研究上, 而对整体的MMC-HVDC系统控制保护体系框架的研究文献甚少, 文献[17]对VSC-HVDC控制保护系统的功能进行了详细的论述, 文献[18]也仅指出了MMC-HVDC控制系统包括系统级控制、变流器控制和阀控制, 因此对MMC-HVDC控制保护体系框架的进一步研究是非常有必要的。

本文首先介绍了MMC的拓扑结构及两端MMC-HVDC输电系统的基本组成, 详细阐述了MMC-HVDC控制保护系统的设计原则、基本要求及主要功能, 阐明了控制保护系统采用多重化配置及分层设计的必要性, 进一步明确了MMC-HVDC控制保护系统的体系框架, 搭建了MMC-HVDC控制保护系统的总体结构。最后提出了MMC-HVDC控制保护系统的设计和实现方案, 为后续直流输电系统通用控制保护平台的开发奠定了基础。

1 MMC-HVDC系统结构

MMC拓扑结构如图1所示, 右边子图为子模块 (SM) 的电路结构。

典型的两端MMC-HVDC系统如图2所示, 主要包括以下设备。

a.联接变压器:将系统侧交流电压转换为与MMC直流侧电压相匹配的电压, 以确保开关调制度不至于过小, 使换流器运行在系统要求的运行区间内, 减少输出电压和电流的谐波量, 同时它也是换相电抗的一部分。

b.换流器:采用模块化多电平换流器拓扑结构, 如图1所示, 每个桥臂由n个相同的子模块和桥臂电抗器串联而成, 子模块由2个IGBT和2个反并联二极管组成半桥, 与直流电容器并联构成。作为MMC-HVDC系统的核心设备, 用于实现能量的交/直和直/交变换。

c.直流线路:可以采用电缆或架空线路, 实现有功功率的长距离传输。

2 MMC-HVDC控制保护系统的设计原则及基本要求

2.1 设计原则

2.1.1 冗余

为了达到工程所要求的可用率和可靠性指标, 不管是控制系统还是保护系统, 全部采用多重化设计[19,20], 即冗余。通常是采用双通道设计, 其中一个通道工作时, 另一个通道处于热备用状态, 并且每个通道都有自检系统。当工作中的通道发生故障时, 切换逻辑将其退出工作, 处于热备用状态的通道则自动切换到工作状态。

2.1.2 分层设计

一方面, 从提高运行可靠性、运行操作和维护的方便性及灵活性、降低控制环节故障所造成的影响及危害的角度出发, 复杂的控制系统宜采用分层结构[21];另一方面, 从加快控制速度、缩短控制周期的角度考虑, 应该尽量减少决策环节, 满足“扁平化”的需要, 故层次不宜过多。

各层设计遵循如下原则[22]:控制指令流从高控制层向低控制层单向流动, 而运行流相反, 即从低控制层向高控制层单向流动;同等级层的各控制功能尽可能不相互干扰, 任一环节的故障尽可能不影响其他环节。

2.1.3 控制系统与保护系统相对独立

控制和保护在硬件配置和软件配置上都要着重考虑, 保护要独立于其他设备, 并在物理上和电气上独立于控制系统, 控制系统和保护系统统一实现时, 应采用不同的主机。

2.1.4 控制与保护功能应相互配合

控制系统和保护系统的性能直接影响着整个系统运行的可靠性、安全性及经济性, 因此这两者的协调配合也就至关重要, 需具备良好的配合逻辑关系。

如系统发生故障时, 控制系统应立即利用其快速性来抑制事故发展, 使直流系统尽可能不退出运行而发挥其技术优势, 给交流系统提供有力的支援。但当系统发生严重故障, 控制系统达到控制范围极限, 系统不能恢复稳定时, 保护应迅速动作闭锁换流器触发脉冲, 根据故障严重程度和不同区域, 发出跳开交流断路器指令, 隔离故障设备, 停运系统。

因此MMC-HVDC控制系统和保护系统的协调配合能有效地抑制故障的扩散, 缩小故障区域, 减少对非故障区域的危害, 以便在故障消除后能迅速恢复系统的稳定运行。

2.2 对控制保护系统的基本要求

a.可靠性。可靠性是对控制与保护系统性能的最根本要求。控制保护装置均采用冗余配置, 防止在控制保护系统失效的情况下故障不能可靠清除, 避免发生误动或拒动。每套冗余配置的控制、保护完全一样, 有自己独立的硬件设备。

b.灵敏性。控制保护系统的灵敏性是指对控制指令及故障和不正常运行状态的反应能力。在系统任意运行条件下, 当控制指令发生改变或出现故障及不正常运行状态时都能敏锐感觉、正确反应。

c.选择性。控制保护系统要能够根据不同的故障情况及严重程度, 启动不同的自动顺序控制保护程序, 确保设备主保护和后备保护时序上的正确配合。由于两端换流站控制保护系统相对独立, 应避免一端换流器故障引起另一端换流器的保护动作。

d.速动性。为提高系统运行的稳定性, 充分利用控制系统, 动作迅速而又能满足选择性要求, 以尽可能快的速度停运、隔离故障系统或设备, 保证系统和设备的安全。

3 MMC-HVDC控制保护系统的主要功能

MMC-HVDC的控制保护系统对于直流输电系统的安全、经济运行起着至关重要的作用, 因此应具有以下基本的控制保护功能。

a.直流输电系统的启停控制。MMC-HVDC系统的启动或停运是按照一定的时序配合完成对子模块电容器的充电或放电、开关设备的投运或跳闸闭锁、换流器的解锁或闭锁的控制。

b.功率控制。包括MMC-HVDC系统输送的有功功率的大小和方向的控制和对MMC向交流系统提供的无功功率的控制。功率方向的改变是通过改变电流的流动方向来实现的。

c.变压器分接头控制。通过调节变压器分接头来调节变压器二次侧基准电压, 使换流器的调制度保持在最佳范围, 进而获得最大的有功和无功输送能力。

d.干扰或故障状态下维持系统稳定运行。由于MMC-HVDC系统两端的控制系统是相对独立的, 不需要站间通信, 当一端交流系统故障或运行异常时, 为了维持系统的稳定运行必须采取相应的控制保护策略, 避免该类故障的发生对设备造成的危害。

e.事故后快速恢复供电和黑启动[23]。当系统一端发生电压崩溃或停电时, MMC-HVDC系统可以为故障后电网的黑启动提供支撑。这时的直流系统相当于无转动惯量的备用发电机, 随时准备向瘫痪的电网内重要负荷供电。实现这一功能的前提是直流系统的另一端连接在运行正常的电网上。

f.直流输电保护控制。当系统发生故障或出现异常运行状况时, 能迅速启动控制保护策略, 保护一、二次设备安全, 减少因过压或过流对设备造成的危害, 提高系统运行的安全性和经济性。

g.信息监控。对换流站、直流线路等各个一次设备的各种运行参数、运行状态以及控制系统本身的信息进行监视控制。

4 MMC-HVDC控制保护系统的总体结构

MMC-HVDC控制保护系统按照功能可分为:远方控制接口RCI (Remote Control Interface) 系统、运行人员监控系统、交直流站控系统和直流控制保护系统4个部分[24,25], 如图3所示。

4.1 RCI系统

RCI系统用于与网调、省调、直流集控中心等交换直流换流站的监控数据并执行远方调度命令, 由远动工作站、远动通信设备等组成。

4.2 运行人员监控系统

运行人员监控系统是换流站正常运行时运行人员的主人机界面和监控数据存储系统。主要包括:站时钟系统、站LAN网、运行人员工作站、工程师工作站、站长工作站、SCADA服务器、网络打印机、规约转换工作站或规约转换器、培训系统、MIS接口工作站等。

4.3 交直流站控系统

交直流站控系统分为交流站控和直流站控2个部分, 负责执行交/直流设备的投切、启停、运行方式转换、状态监视、测量等功能。主要设备包括站控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等。

交直流站控系统的主要功能可以归纳如下:整个换流站范围内的数据采集及信息处理、上传至运行人员控制系统;全站范围内的开关、刀闸和地刀的操作控制;联锁功能;同期功能;站控系统内部及辅助系统的事件生成和上传至运行人员控制系统;在线谐波监视;对辅助系统的监控 (包括站用电系统的控制、监视, 以及对其他辅助系统的监视功能) ;对一次测量装置的接口功能。

4.4 直流控制保护系统

直流控制保护系统 (图4) 是整个直流输电工程的核心, 其控制特性能直接决定直流系统的各种响应特性。直流控制保护系统包括直流控制系统和直流保护系统2个部分。

a.直流控制系统按控制级别由高到低可分为系统控制级、极控制级、阀控制级与功率子模块控制保护单元SMC (Sub Modular Control unit) 。

b.直流保护系统的控制、保护功能分别由不同的主机完成, 保护区内的所有保护功能集成在1台主机内。通常直流保护系统采取2套冗余配置或三选二冗余配置。直流保护系统主要由决策单元、开关量输入输出接口和数据采集系统3个部分构成。

5 MMC-HVDC控制保护系统的设计与实现

MMC-HVDC控制保护系统的设计基于一种分层、分布的开放式系统, 为了提高系统的安全性和保护的可靠性, 两端换流站的控制保护系统采用完全双重化设计[26], 可确保直流系统不会因为任一控制系统的单重故障而发生停运, 也不会因为单重故障而失去对换流站的监视。

MMC-HVDC系统控制保护系统照按面向物理或逻辑对象的原则进行功能配置, 可将MMC-HVDC控制保护系统分为3个层次[27]:数据采集与监控层、控制保护层、输入输出层, 其总体结构如图5所示。其中控制保护层是MMC-HVDC系统正常运行的核心部分, 按上下层结构划分, 主要由直流系统控制层、极控制保护PCP (Polar Control Protection) 层、阀组控制 (VBC) 层及功率子模块控制保护单元4个层次组成。

5.1 直流系统控制层

直流系统控制层是MMC-HVDC控制系统中级别最高的控制层次。直流系统控制层接收调度中心的控制指令, 通过控制总线下发给极控制层, 并向调度中心反馈有关运行信息。直流系统控制层的控制功能是通过向其下层发出控制指令来实现的, 响应速度较慢。系统控制除接受调度控制外, 还可以由运行人员手动控制。

系统控制层的主要功能包括以下8项。

a.注入功率控制。与电力调度中心通信联系, 接收调度中心的输电功率 (包括有功功率和无功功率) 控制指令, 向极控制层发出功率控制指令, 分配各直流线路的功率和方向, 并向通信中心传送有关的运行信息。

b.运行模式控制。根据调度中心的指令, 向极控制层发出运行模式的控制和各定值指令。运行模式包括定直流电压、定有功功率、定无功功率、定交流电压和定交流频率。

c.系统稳定控制。系统稳定控制是指利用MMC-HVDC系统所连接交流系统的某些运行参数的变化, 发出各种调制控制指令, 对直流功率、直流电压、换流器吸收的无功功率和无源网络频率进行自动调制, 用以改善交流系统运行性能, 并尽可能减小对交流系统的负面影响。

d.快速功率变化控制。快速功率变化包括功率的提升和功率的回降, 主要用于对直流所连两端交流系统进行紧急功率支援。

e.系统的启、停控制。控制MMC-HVDC系统的启动或停运, 使之按照一定时序进行直流电容的充放电、换流器的解锁或闭锁及交/直流侧开关设备的操作。

f.潮流反转控制。在这种控制模式下, MMC-HVDC系统输送有功、无功功率的大小和方向都可以进行控制。功率反转是通过改变电流的流动方向来实现的, 直流线路上电压的极性不变。

g.协调交流系统控制。其实现调度中心指令, 满足有功功率、无功功率、交直流电压、电流、频率等方面要求。

h.接收极控制层反馈的有关运行信息。判断是否达到调度中心指令要求, 实时调整向极控制层发送的指令。

5.2 极控制保护层

极控制保护层主要包括极控制系统和极保护系统两部分, 是联系上层系统控制层和下层阀控层的中间环节, 也是MMC-HVDC控制保护层的核心控制层, 它直接接收上层的控制指令并向阀控层发送控制指令, 同时接收阀控层的状态信息反馈。

5.2.1 极控制系统

极控制系统主要实现信号测量和系统控制层发出的交流电压、直流电压、有功功率、无功功率等参考指令的接入, 并通过外环控制设计对有功量及无功量进行有效的控制, 输出的有功电流和无功电流参考指令通过内环电流解耦控制器得到跟踪, 得到换流器期望的正弦参考基波电压, 下发给阀组控制层, 以获得期望的电压、潮流等运行指标, 并把本级有关运行信息反馈给直流系统控制层。极控制系统包括以下具体控制功能。

a.直流电压、功率等控制。根据直流系统控制层提供的直流电压、有功功率、无功功率和交流电压或频率参考值, 通过一定的控制策略得到调制信号, 然后将其输入到阀控层的触发脉冲环节以实现换流器的控制。典型的两端极控制结构设计示意图如图6所示。

b.直流电压限幅控制。当交流系统发生故障引起直流电压上升或下降且超过限值时, 为避免因故障电流致使直流电压失去控制或电压过高损坏器件及降低绝缘性能, 引发新的故障, 故在直流电压的控制中进行限幅控制。

c.直流电压、电流变化速率的控制。直流电压、电流变化速率过大将会损坏器件, 故将电压、电流的变化速率限制在器件所能承受的范围之内。

d.换流单元闭锁和解锁及紧急闭锁顺序控制。在干扰和故障状态下, 为维持系统的稳定, 保护设备, 通过一定步骤对换流器实施解锁或闭锁控制。

e.直流线路故障重启。当直流线路瞬时故障时, 极控系统可以通过暂时闭锁控制换流站脉冲限制暂态过电流, 经过一定时间后, 直流系统试图重启, 以恢复直流系统的运行。

f.负序电流控制。当MMC系统侧交流系统电压不平衡或发生不对称故障时, 换流器交流侧会产生较大的负序电流, 为避免系统故障保护动作, 威胁换流装置的安全, 必须采取抑制负序控制的策略, 使有功、无功及直流电压中2次谐波分量限制在系统能正常运行的范围内, 以便故障解除后系统能迅速恢复到正常状态。

g.运行信息的采集和处理。处理整个极控制层内信息的采集及信号, 送至上一控制层;接收下一层运行信息, 判断是否达到换流器控制层指令要求, 实时调整向下一层发送的控制指令。

5.2.2 极保护系统[28]

根据前文的设计原则, 保护系统采用完全双重化冗余配置, 防止在保护系统失效的情况下故障不能切除。保护系统的配置是根据不同的故障类型进行的, 根据MMC-HVDC系统的结构, 整个系统的保护主要分为交流系统的保护、换流站的保护和直流输电线路的保护。极保护系统的功能主要包括直流场保护、直流线路保护等。

5.3 阀组控制层

阀组控制层在功能上是联系上层控制系统与底层开关器件控制的中间枢纽。阀组控制层接收极控制层输出的控制信号, 并通过适当的调制方式产生相应的阀触发脉冲以控制阀组的导通、关断, 从而实现对换流器阀的触发控制。同时接收各子模块开关器件驱动电路的回报信号及状态信息并上报至极控制保护系统的监控单元。阀组控制层是实现各种指令的具体执行操作层, 与系统控制层、极控制层相比, 其响应速度是最快的。阀组控制层的功能结构示意图如图7所示。

阀组控制层主要包括以下功能。

a.开关调制。各换流器阀的触发脉冲是通过接收极控制层传来的控制指令, 通过适当的调制而产生的。产生调制触发脉冲的方法有多种[10], 较常用的除正弦脉宽调制外, 还有空间矢量脉宽调制、特定谐波消除及载波移相正弦脉宽调制等。

b.阀组导通、关断控制。阀组控制系统将调制产生的换流器阀的触发脉冲发射、分配和转换并送到每个子模块的控制极, 以控制阀组的导通、关断, 从而实现对换流器阀的触发控制。

c.阀组保护控制。保护换流器阀不受正向电压和电压变化率陡值的冲击。如果出现阀击穿或短路, 能够闭锁触发脉冲, 自我保护, 并触发相应的控制保护机制。

d.阀组的导通、关断状态监测。通过光纤与阀控单元相连, 监测阀组子模块的通、断状态;判断阀组是否正常运行, 并且将状态信息反馈给极保护系统。

e.子模块电容电压平衡控制。对于MMC拓扑结构本身而言, 子模块电容在桥臂电流发生变化时, 存在电容的充放电现象, 会导致各个子模块电容电压不均衡, 造成功率器件的电压应力不一致, 因而必须对各桥臂子模块的电容电压进行均衡控制。

f.内部环流抑制控制。MMC内部环流是由各相上、下桥臂电压之和彼此不一致引起的, 它只在MMC三相桥臂间流动, 对外部交流系统不产生任何影响, 但会造成换流器桥臂电流波形畸变。因此需抑制内部环流, 使桥臂电流更逼近正弦波, 以减小相单元总能量的波动幅度, 有利于MMC的稳定运行。

5.4 功率子模块控制保护单元

功率子模块控制保护单元是直接对MMC中的每个子模块进行触发控制的设备, 其主要功能有:

a.负责接收阀控制层通过光纤输出的子模块控制脉冲, 并对各子模块下达触发脉冲指令;

b.上报各子模块电容电压及状态信息, 并将这些信息传送到阀组控制的检测板, 每块检测板对子模块电容电压进行预处理, 将电容电压值与电容编码, 连同出现故障的子模块信息上报至中央处理板。

6 结论

本文较为全面地构建了MMC-HVDC系统控制保护体系框架, 明确了控制保护系统设计原则和基本要求, 指出了采用冗余配置及分层控制结构的必要性, 明确了控制保护系统各层次之间的关系及实现的控制功能, 详细阐述了控制保护系统各层控制系统的设计和实现, 为新型混合双馈入直流输电系统通用控制保护平台的开发和建设奠定了基础。随着我国大力发展智能电网技术的需求趋势, MMC-HVDC系统控制保护体系框架的建立有利于缩短设计周期及工程实用化, 因而是非常有实际意义的。

摘要：在介绍了MMC-HVDC系统拓扑结构的基础上, 阐述了MMC-HVDC控制保护系统的设计原则和主要功能, 指出采用冗余配置和分层设计的必要性。控制保护系统是MMC-HVDC系统的核心之一, 在搭建了MMC-HVDC控制保护系统总体结构的基础上, 提出建立4层结构的MMC-HVDC控制保护体系框架, 即直流系统控制层、极控制保护层、阀组控制层、子模块控制保护单元, 并进一步阐述了各控制层的控制功能及各层相互关系。

直流输电控制保护系统 第2篇

与基于晶闸管相控换流器的传统直流输电技术(LCC-HVDC)相比，基于电压源型换流器的柔性直流输电(VSC-HVDC)具有不存在换相失败风险、潮流反转时直流电压极性不变、有功和无功独立解耦控制等诸多优点，有较高的经济性和灵活性，非常适于构建多端系统[1,2,3,4]。多端柔性直流输电(MTDC)系统具有多个受端和送端，能够将分布式能源输送至多个负荷中心，具有传输损耗低、潮流控制灵活、能够连接异步电网且易于扩展等优点[5,6,7]。世界首个多端柔性直流输电系统———中国广东南澳大规模海上风电接入示范工程已于2013年底投入运行。

直流短路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一。一方面，当前工程中常用的两电平或三电平VSC和半桥型模块化多电平换流器(HB-MMC)无法实现直流短路故障的快速清除;另一方面，适用于高压大容量场合的直流断路器制造工艺尚不成熟。因此通常采用分断交流断路器的方式，断开交直流系统的连接，以清除故障电流、保护换流阀。但交流断路器属于机械开关，响应速度慢;发生短路故障且断路器未分断期间，故障点等效为交流电网三相短路，急剧增大的短路电流对交流系统稳定性和换流阀的安全有严重影响;此外，清除故障后，直流系统重新恢复功率输送需要预充电、解锁等复杂的时序配合。上述问题使得工程中通常采用造价昂贵的电缆作为输电线路以降低故障率，阻碍了多端柔性直流输电的发展和应用[8,9,10,11,12]。

基于上述原因，直流短路故障保护日益成为多端柔性直流输电系统的研究热点。德国学者Rainer Marquardt将MMC拓扑分为:(1)半桥型HB-MMC，功率半导体器件少、损耗低，但是缺乏直流故障穿越能力;(2)全桥型FB-MMC和双钳位子模块型DC-MMC，具备直流故障穿越能力，但功率半导体器件多、损耗较高。文献[13]研究了DC-MMC的直流故障穿越机理，即模块电容在故障回路提供的反电势足够大，利用二极管单向导通特性完成故障电弧切断。文献[14]比较了各种MMC拓扑的参数和性能，以混合串联全桥型和半桥型模块的方式，实现减少开关器件数量。文献[15]利用FB-MMC直流母线电压在一定范围内可控的特性，提出一种降低直流母线电压以实现直流侧单极对地短路和双极短路故障穿越的保护策略。

换流站的协调控制也对多端直流输电系统故障保护有重要影响。协调控制通常包括主从式控制、偏差控制和下垂控制等。主从式控制依赖于换流器与控制系统间的高速通信，主站发生故障后系统无法正常运行。偏差控制对控制器参数选择有较为严格的限制，容易出现系统震荡。下垂控制策略为多点控制，不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高[16]。

针对MTDC直流故障保护存在的问题，本文基于FB-MMC拓扑，首先建立换流器数学模型，对换流器级保护策略进行改进。然后，提出一种适用于多端柔性直流输电系统的“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”直流故障保护策略，能够实现短路故障电流快速清除，并且避免交流断路器跳闸和系统停运。结合多端系统的直流电压下垂控制，实现故障后MTDC系统快速恢复和N-1运行。最后，在PSCAD/EMTDC中验证所提出故障保护策略的有效性。

2 MTDC运行原理

2.1 多端系统连接方式

多端柔性直流输电系统的结构如图1所示。典型的连接风电场和交流电网MTDC系统包括直流网络、交流电网和换流站。直流系统连接方式可分为串联、并联和混联[2]，如图2所示。目前工程中一般采用并联方式。

2.2 换流器数学模型

全桥型FB-MMC由六个桥臂构成，每桥臂包括N个功率模块(SM)和桥臂电感L，上下两个桥臂构成一个相单元，如图3所示。图3中uio为交流输出电压，其中o为假想的交流相电压中点，i=a,b,c;Udc为直流母线电压。

FB-MMC功率模块由4个全控型半导体开关器件和直流电容构成，包括四种工作状态:输出+UC、-UC、0和闭锁状态。正常运行状态下，全桥型模块与半桥型模块工作方式相同，输出电压为+UC或0。

以A相为例，FB-MMC交流输出电压uao可表示为:

式中，uau和ual为上下桥臂电压。桥臂电流iau和ial表示为:

式中，ia为A相电流;idc和idiff为直流分量和环流分量。

上下桥臂参考电压uau＿ref和ual＿ref分别表示为:

式中，Udc为直流母线电压;um为桥臂电压交流分量幅值;ω为工频角频率;δ为相位角。

3 控制保护策略

3.1 短路电流清除原理

FB-MMC拓扑具备直流故障清除能力。发生直流短路故障后，所有换流阀功率模块中的开关器件立即关断，功率模块处于闭锁状态，根据初始时刻桥臂电流方向的不同，存在两种电流回路，如图4所示。在桥臂电感的续流作用下，桥臂电流为模块电容充电，因此所有闭锁状态的模块电容均以充电状态串入放电回路。正常状态下MMC桥臂电容电压高于交流线电压峰值，所以闭锁后桥臂电流将迅速减小至零，实现故障电流清除。

3.2 换流器级保护策略

发生短路故障时，故障电流急剧增大，在很短时间内上升至桥臂电流额定值十倍以上，严重威胁换流阀的安全。因此，换流器级直流故障保护策略的关键在于限制故障电流以保护MMC中半导体开关器件和功率模块电容。

短路故障电流包括直流分量和交流分量，其中直流分量为功率模块电容放电电流。当MMC直流侧发生短路故障时，处于投入状态的功率模块电容通过短路点形成放电回路。由于均压算法的作用，所有功率模块轮流投入和切除，因此上下桥臂模块电容可等效看做以并联的形式串入放电回路。放电电流主要依靠桥臂电抗器限制;通常出于限制换流阀体积和成本的考虑，模块电容值较小、放电速度快，导致故障电流直流分量迅速增大。故障电流交流分量为交流电网通过直流侧短路故障点形成等效三相短路故障的馈入电流。换流阀闭锁能够快速抑制故障电流，实现直流侧故障清除。

但是，MMC-MTDC换流阀闭锁后，若不断开交流断路器，由于功率模块参数的差异性，会导致电容电压逐渐发散，最终因电容电压超过安全阈值而使整个MMC-MTDC系统退出运行。利用FB-MMC能够输出+UC、-UC、0三种电平的特性，提出一种改进的换流器直流故障保护策略。

如图3所示FB-MMC，由于上下桥臂对称性，分别对上下三相桥臂建立数学模型。以上桥臂为例，其数学模型为:

三相平衡电网满足uao+ubo+uco=0。在直流短路故障发生后，MTDC系统尚未恢复功率传输，因此有iau+ibu+icu=0。对式(4)求和，有:

只考虑基波分量，在三相电压平衡的工况下，uoP=0。同理，对下桥臂可得uoN=0。对式(4)进行Park变换可得:

式中，iud,q、uud,q和eud,q分别为上桥臂电流、桥臂电压和交流电压的dq轴分量。

由数学模型可知，当三相上桥臂独立控制时，可通过控制桥臂参考电压，使三相上桥臂连接公共点(直流母线正极)与电网电压中性点等电位;同理，三相下桥臂连接公共点(直流母线负极)也与电网电压中性点等电位，从而使得FB-MMC直流侧极间电压uPN为零。直流极间电压为零是不使用高压大容量直流断路器，利用现有直流隔离开关对故障点进行可靠隔离的前提条件。换流器级保护策略控制框图如图5所示。

换流器级保护策略分为两个阶段:(1)MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流;(2)确认故障电流清除后，换流阀重新解锁，上下桥臂独立控制运行，等待系统级保护策略完成故障隔离。在第二阶段中，FB-MMC等效为两个星型级联H桥STATCOM并联运行。在故障电流清除、故障点隔离以及系统恢复期间，换流器均处于受控状态，避免了闭锁状态下的模块电容电压超过安全阈值的问题，提高了系统安全性和可靠性。

3.3 系统级保护策略

基于FB-MMC拓扑的直流故障清除能力，在换流器级保护策略基础上设计MTDC系统级保护策略。

在高压大容量直流断路器尚不成熟的情况下，本文的重点为通过换流器合理控制，利用现有的隔离开关进行故障隔离，同时完成多端系统的快速恢复;对故障检测和定位不做深入研究。文献[12]将现有VSC-MTDC“握手原则”引入FB-MMC多端柔性直流输电系统，一旦MTDC检测到直流短路故障，所有FB-MMC立即闭锁，潜在故障线路隔离开关跳开;在确认故障电流衰减至零后，全部健全隔离开关闭合，FB-MMC解锁运行。该方法存在的问题是:(1)故障隔离后，要求剩余健全线路能满足功率传输的需求，这在不具备冗余直流线路的MTDC系统中难以实现;(2)发生永久性直流故障时，很难在文中所述的10ms内完成故障清除，而长时间的闭锁仍将导致交流断路器跳闸和系统停运。

针对上述问题，在本文提出的换流器级保护策略的基础上，提出“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略。该策略可分为以下四个步骤。

(1)故障电流清除。MTDC发生直流短路故障后，FB-MMC换流阀立即闭锁，清除故障电流。

(2)等效双STATCOM并联运行。故障电流清除后，FB-MMC在短时间内重新解锁，控制模式由式(3)所示MMC运行转换为式(6)所示双STATCOM并联运行。

(3)故障隔离。直流线路所置隔离开关对故障点(故障线路)进行隔离。

(4)系统恢复。健全部分MTDC中换流器由双STATCOM并联运行转换为MMC运行，系统运行在N-1模式。

系统级保护策略控制流程如图6所示。

在永久性直流短路故障情况下，换流阀闭锁能在很短时间内完成故障电流清除;而由于FB-MMC重新解锁后以双STATCOM并联的方式运行，能够长时间保证直流侧极间电压和直流电流为零，为故障清除和隔离提供了有利条件。

故障隔离后重新恢复系统运行，MTDC需要运行于N-1状态。采用直流电压下垂控制，通过测量本地直流母线电压对功率分配进行调节，因而不依赖于换流站间的高速通信，可靠性较高。当故障发生并完成故障线路隔离后，系统剩余部分通过调整各个换流站功率分配和直流电压参考值，仍能维持直流网络电压相对稳定。

4 仿真分析

4.1 仿真模型及参数

为了验证本文提出的直流故障保护策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建了三端柔性直流输电系统模型并进行了仿真分析。仿真模型参数如表1所示，电缆参数如表2所示。

4.2 直流短路故障仿真

对故障危害最为严重的永久性直流双极短路故障进行仿真验证。MTDC系统运行至0.3s时刻，线路L3距离换流站3直流端30km处发生短路故障。故障前MTDC系统正常工作于功率传输状态，其中换流站2和换流站3分别向交流电网馈入300MW和500MW有功功率，换流站1从交流电网吸收有功功率维持功率平衡。

正常运行状态下，换流站级控制采用式(3)所示MMC控制策略，系统级控制采用直流电压下垂控制。

故障状态下，换流站级控制采用图5所示“换流阀短时闭锁+重解锁双STATCOM并联运行”控制策略，系统级控制采用图6所示保护策略。

换流站1和换流站2的仿真结果如图7所示。在此仿真条件下，故障前换流站1和换流站2分别向交流电网吸收250MW有功功率。故障发生后，线路L3利用隔离开关进行故障隔离，换流站3退出运行，MTDC系统运行于N-1模式;此时换流站1向交流电网发出250MW有功功率，换流站2向交流电网吸收250MW有功功率。对比换流站直流母线电压可以看出，在直流电压下垂控制策略作用下，故障发生前后系统直流母线电压由679kV上升为727kV。因此，从系统层面分析，该故障控制策略能够满足MTDC系统故障穿越、快速恢复以及故障隔离后的N-1运行。

分析图7可以看到，故障发生后，换流站1和换流站2的直流母线电压迅速跌落为零，直流电流在极短时间内(仿真测量约为600μs)急剧增大，峰值分别为6.617kA和6.587kA。相对应的桥臂电流随之增大，超过2kA的闭锁保护阈值后，换流阀迅速闭锁。

换流站闭锁后，直流电流和换流器桥臂电流迅速衰减为零。控制系统经过一定延时，确认故障电流可靠清除后，换流阀重解锁。在闭锁期间内，模块电容在驱动电路等负载损耗作用下，电压逐渐降低并开始发散。换流阀重解锁后，模块电容电压重新均衡并维持稳定于额定值1600V。在重解锁瞬间，由于模块电容电压差异性，产生一定冲击电流，但其幅值在开关器件安全阈值以内。

系统重解锁后，换流站为双STATCOM并联运行模式，桥臂电流和模块电压处于可控状态;同时保持直流母线电压为零，直流电流为零，为短路故障清除和故障隔离提供条件。在0.5s时刻，完成隔离开关动作，实现故障隔离。系统延时0.1s恢复运行。可以看到，换流站1出现功率反转，其直流电流方向也与故障前相反。模块电容电压由额定值1600V上升至1660V附近波动。

综合上述仿真结果，本文提出的多端直流输电系统直流故障保护策略，能够实现以下功能:(1)故障电流快速清除;(2)系统交流断路器不跳闸，换流器处于可控状态;(3)避免长时闭锁造成的电容电压发散问题;(4)系统能够快速恢复并运行于N-1状态。

5 结论

直流输电控制保护系统 第3篇

电力系统的内过电压指的是由于电力系统出现故障或者操作时引起电磁能量的转化, 从而造成电压升高。电力系统中的开关操作也会对电压造成影响。电压产生变化有时是瞬时的, 有时持续时间非常长, 电压升高超过了电网额定的规定值。电力系统的内过电压不仅对输电线路、变压器、断路器等电力设备的绝缘强度造成一定的影响, 而且对电力系统的安全运行造成一定的影响。因此, 对特高压直流输电控制对内过电压造成的影响也一直是业内人士不断研究的课题。

电力系统的内过电压有两种类型, 一种是操作过电压, 是故障或者开关操作在瞬间发生的过电压, 持续的时间较短, 一般在几十毫秒以内。这种形式的过电压一般有投入和重新投入的并联电容器或者滤波器对地造成的故障, 换流器内部出现短路故障等。另一种是暂时过电压, 电压持续的时间超过0.1ms或者持续更长的时间。高压直流输电一个明显的特征是, 它可以对两端换流器的触发角进行快速控制, 对直流系统中的电压和电流进行控制, 降低故障对电力设备造成的影响, 也就是说高压直流输电系统的性能在一定程度上离不开控制系统。因此, 对电力系统的内过电压进行研究时要充分考虑控制保护的动作特性。下面我们就对几种不同情况下对过电压计算结果产生的影响进行分析。

2 整流侧移相速度对过电压计算结果的影响

如果是直流系统出现故障, 一般情况下会出现整流侧控制保护系统的触发角发生165°左右的改变。故障发生的情况下, 移相的时间会受到保护动作的指令的影响, 有时是几毫秒, 有时是几十毫秒。通过对实际工程研究, 从发令移相到移相165°的时间与保护动作的特性有关。以某一个直流输电工程为例, 测试该段时间大概为20ms。相关计算结果表明, 整流侧站出现的故障, 比如, 阀顶对中性母线造成的故障、阀顶对地造成的故障、二次引线单相接地造成的故障等, 这些故障的移相速度对过电压计算结果不会产生明显的影响, 但是对逆变侧故障以及直流线路故障等会产生很大的影响。

为了进一步理解整流侧移相速度对过电压计算结果造成的影响, 我们对两种移相速度下的内过电压情况进行测试和计算, 下面两个表格中的数据是在直流额定功率下逆变侧直流线路接地故障不同的移相速度对电压计算结果的相关数据。表1是当移相命令发生后1ms内移相到165°时的内过电压数值, 表2是当移相命令发生后20ms内移相到165°时的内过电压数值。

从表1~2中的数据可以知道, 在接地故障发生以后, 整流侧快速移相时逆变侧直流极线的电压为1390k V, 而在慢速移相时逆变侧直流极线的电压为1225k V, 两个电压的计算结果相差165k V。其他各个测量位置的电压也都不相同。因此, 我们可以认为, 在对直流系统内过电压进行计算和研究时, 要对整流侧的移相速度进行充分的考虑。

3 低压限流环节对过电压计算结果的影响

低压限流主要是在直流电压在降低过程中可以对直流电流的指令进行限制, 它可以在系统受到干扰以后保证系统电压的正常运行, 快速恢复直流系统受到的故障, 可以降低连续换相造成的影响。通过大量的实践表明, 逆变侧故障, 比如阀顶对中性母线造成的故障、阀顶对地造成的故障、二次引线单相接地造成的故障等, 对过电压的计算结果与低压限流环节有很大联系。

为了进一步理解低压限流环节对过电压计算结果造成的影响, 本文以逆变站换流二次侧引线单相接地造成的短路故障为案例进行说明, 这种故障情况下的中性母线的电流比直流线路中的电流要大, 逆变侧阀差动保护动作闭锁直流。为了更好的理解这种情况下对过电压造成的影响, 我们分析了两种方式下的相关数据, 一种是考虑低压限流环节。另一种是不考虑低压限流环节。以某一特高压直流输电工程为例, 逆变侧在故障发生后15ms投旁通对, 18ms以后移相, 故障发生后35ms时整流侧移相, 逆变侧直流线路早在电压低于-50k V情况下逆变侧闭锁, 在115ms后整流侧闭锁。

4 逆变侧投旁通对时的过电压计算结果的影响

一般情况下在逆变侧接收到闭锁命令时就要马上进行投旁通对, 这样可以使换流器直流侧端子之间形成低压电路。也可以理解为它是为换流器直流电流创造了一条可以不通过换流变压器的通道。逆变侧投旁通对可以将换流器的侧断路器快速断开, 这样可以使位于故障的部分与交流电源及时分开, 减少或者避免交流断路器出现跳闸从而引起过电压的情况。

通过大量的实践经验表明, 逆变侧在闭锁情况下是否考虑投旁通对对过电压的计算会产生一定的影响。另外, 对于不同的故障种类投入旁通对的时间以及退出时间也会对过电压的计算结果造成不同程度的影响。一般情况下逆变侧在受到闭锁指令以后应该马上投入旁通对, 在极线电压处于-50k V情况下及时关闭投入旁通对命令。为了更好的理解这一现象, 本文对逆变侧紧急停运时对内过电压造成的影响进行说明, 以某一特高压直流输电工程为例, 逆变侧投旁通对在极线电压处于±50k V情况下逆变侧闭锁, 在25ms以后整流侧闭锁。下面我们用表3和表4分别列出两种情况下, 即逆变侧投入和不投入旁通对时对过电压的计算造成的影响。

通过表3和表4中的计算数据我们可以看到, 逆变侧投入旁对紧急停运的情况下, 整流侧直流极线电压最大数据为810k V, 而逆变侧不投入旁对紧急停运的情况下, 整流侧直流极线电压最大数据为1245k V, 两种情况下的计算结果相差435k V。其他各个测量位置的过电压也都不相同。因此, 我们可以认为, 在对直流系统内过电压进行计算和研究时, 要对旁通对的动作过程进行充分的考虑, 使其与实际工程相一致。

5 总结

通过以上各个方面的介绍以及相关数据的计算结果我们了解到, 特高压直流输电控制保护特性对内过电压会造成很大的影响, 因此, 在对高压直流输电系统中内过电压进行研究时, 要尽量采取实际直流输电控制保护的动作时序, 使其计算结果与实际系统相一致, 这样就可以为直流工程的建设和运行创造更好的服务条件和技术支持。

摘要：特高压直流输电控制保护特性会对内过电压造成很大影响, 本文结合某一实际的直流输电工程案例, 采用电磁暂态计算软件对几种常见故障形式下对内过电压造成的影响进行分析, 阐述了不同的控制保护特性, 对计算结果进行分析和对比, 为研究高压直流输电控制对内过电压造成的影响提供参考。

关键词：直流输电,控制保护,内过电压

参考文献

[1]刘雅丽.特高压电网的运行理论与研究[J].中国经济出版社, 2013 (17) .

[2]李咏梅.电力系统电磁暂态计算理论[J].北京电力出版社, 2013 (04) .

[3]王亚芳.特高压直流输电系统的运行和控制[J].科学出版社, 2014 (15) .

直流输电控制保护系统 第4篇

高压直流输电系统中,交流滤波器起到在网侧滤除谐波和无功补偿的重要作用[1],是高压直流输电系统的重要组成部分,其稳定可靠运行与否直接关系到整个高压直流系统的安全稳定。

交流滤波器通常并联在换流变压器交流侧母线上,不仅承受高电压,同时由于其滤波特性流过大量基波电流及谐波电流,设备的稳定性与绝缘水平面临着严峻考验,有必要对交流滤波器保护展开全面的研究。并且交流滤波器保护在运行中多次发生误动事件,严重情况下甚至造成直流系统双极停运事故,因此对交流滤波器故障机理的探讨和交流滤波器保护原理及配置的研究具有实际意义。

本文探讨了高压直流输电系统运行中交流滤波器可能出现的故障及其危害,通过仿真实验对故障发生机理及故障现象作出相应阐释。并针对各种故障现象,对交流滤波器所配置的保护原理及方案进行了系统的研究。

1 交流滤波器的构成与故障类型

目前大多数直流工程所配置的交流滤波器主要为电容、电抗及电阻串并联构成的无源滤波器。其中单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器、高通滤波器及C型滤波器应用最为广泛[2]。本文以图1所示双调谐滤波器为例说明滤波器故障类型。

交流滤波器常见故障包括短路故障、电容器损坏、设备过负荷、滤波器失谐等。

短路故障主要指设备或连线接地短路。交流滤波器的三相相距较远,发生相间短路的可能性极小。

电容器损坏指电容器内部电容元件击穿。

设备过负荷包括高端电容器、电抗器、电阻器过负荷。

滤波器失谐指滤波器实际调谐频率偏离相应谐波频率的给定值。

针对这些故障,可给予相应的保护如图2所示,在下面的章节中,将分别对这些保护具体分析。

2 交流滤波器短路故障与保护

交流滤波器发生短路故障时,设定的滤波通道被改变,交流滤波器无法达到预定的滤波效果。更为严重地是,短路情况下可能引起个别元件过电流,造成元件损坏,因此必须根据故障情况及时切除交流滤波器。针对短路故障时的故障特征,可配置差动保护、过流保护及零序过流保护实现对交流滤波器整体的保护。

2.1 差动保护

交流滤波器发生短路故障时,母线侧电流ICT1与接地侧电流ICT3出现差电流,差动保护即是通过检测这一差电流进行故障判断。

然而在交流滤波器外部故障时,由于互感器传变误差可能导致差动保护检测到差电流,这一差电流被称为不平衡电流。为区分检测到的差电流是由内部故障引起还是不平衡电流造成,交流滤波器一般采用比率制动式差动保护作为主保护,并选取交流滤波器接地侧电流ICT3作为制动电流。在区外故障时,接地侧电流较大,保证了较大的制动量;区内故障时,接地侧电流发生不同程度的减小,保证区内故障快速准确地切除,提高了差动保护的灵敏度。

建立比率制动式差动保护动作方程如式(1)所示。

其中:Icdqd为差动电流启动值,按躲过交流滤波器过电压运行时的最大不平衡电流整定;Kref为可靠系数;1K为过电压倍数;Ker为电流互感器的比误差;Kaper为电流互感器的非周期系数;Kst为电流互感器同型系数;(35)m为电流互感器匹配误差;Ie为交流滤波器二次额定电流;K为比率制动系数,按照交流滤波器末端发生金属性接地故障时,保护具有足够的灵敏度整定;Ires为制动电流,选取接地侧电流ICT3。

2.2 过流保护及零序过流保护

过流保护通常作为短路故障的后备保护,通过检测滤波器的母线侧电流ICT1防止过电流对元器件的损害,其动作电流整定值应躲过交流滤波器最大负荷电流。

交流滤波器接地短路故障时,由于三相电流不对称会出现较大的零序电流,此时零序过流保护通过检测接地侧三相电流合成的零序电流进行保护动作判断。特别是在滤波器接地侧发生接地短路时,由于故障电流较小造成差动保护可能检测不出故障,此时零序过流保护动作,有效地弥补了差动保护的不足。其保护判据如式(2)所示。

其中,I0.act为零序过流保护整定值,应大于正常运行时系统的零序电流和测量误差。

3 电容器损坏故障与电容器不平衡保护

3.1 电容器损坏机理及故障特征

高端电容器C1是交流滤波器最重要的组成部分,承担了大部分的母线电压,容易在运行中发生元件损坏[3]。为检测电容器的微小变化,一般采用H型接线或分支接线方式[4]如图3所示。

以H型接线为例说明电容器内部结构及保护原理。如图4所示,电容器的每个桥臂均由相同大小、相同数量的若干台电容器串并联组成。为提高电容耐压,每台电容器一般由若干电容器单元串并联组合而成,每个电容器单元同样通过若干电容器元件串并联构成。为使元件故障后得到有效隔离,一般每个电容元件串联有熔丝,当该电容元件故障后,与之并联的电容元件将向该故障元件放电,使熔丝熔断,从而实现故障元件的隔离[5]。当电容器单元内同一并联段多个电容元件损坏时,该并联段总电容变小而承受更高的电压,熔丝更容易被熔断,熔断的熔丝达到一定数量时,甚至可能发生电容器雪崩损坏。

假设电流互感器CT2的阻抗为零,根据分流原理可知流过桥接线的不平衡电流为

正常状态下,C11、C12、C13、C14相等,设其值为C,此时ICT2=0。假设桥臂1发生故障,C11发生微小变化(35)C,此时有

可见在正常情况下,由于4组电容器电容相同,中间的桥接线无电流流过。当一个桥臂上发生电容元件损坏时,平衡状态被破坏,桥接线上将流过不平衡电流。

以天广直流工程为例,交流滤波器单个电容器内部结构为3串20并,通过对电容器元件损坏现象进行EMTDC/PSCAD仿真,得到高端电容的一个桥臂的一个电容器单元中,同一串联段内电容元件从0.5 s开始每隔0.05 s相继损坏而被隔离,直至0.6 s串联段内的3个电容元件全部隔离,中间桥接线上不平衡电流ICT2的变化情况如图5所示。可见随着电容器元件相继损坏,不平衡电流相应增加。

3.2 针对电容器损坏所配置的电容器不平衡保护

针对电容器损坏时,H型接线电容器中间桥接线上流过不平衡电流的特性,对电容器配置电容器不平衡保护,通过检测桥接线上的不平衡电流,判断电容器组的运行状况。目前电容器不平衡保护按原理不同主要分为三类:桥差过流保护、电容器比值不平衡保护和电容器计数不平衡保护[6]。

3.2.1 桥差过流保护

桥差过流保护通过检测中间桥接线上的电流ICT2做出判断,当该电流大于整定值时,保护动作。由于桥差过流保护只采用了不平衡电流这一特征量,容易受到其他因素的干扰。在系统运行方式、滤波器投入数量发生改变或换流站附近交流系统故障等情况下,流过滤波器的总电流发生变化,可能引起不平衡电流的变化,从而造成桥差过流保护的误动。因此在实际应用中为了防止桥差过流保护误动,往往需要牺牲它的动作精度,作为电容器保护的后备保护检测电容器H桥一次性损坏很多组的情况。

3.2.2 比值不平衡保护

比值不平衡保护采用不平衡电流ICT2与总电流ICT3的比值作为保护判据[7],避免了总电流变化对保护动作精度的影响。当C1发生微小变化△C时,由式(4)得到

由式(5)可以看到,不平衡电流与总电流的比值仅与故障元件的个数及原有电容器元件的串并联方式相关。电容器比值不平衡保护就是利用这一原理,采用不平衡电流与总电流的比值作为保护判据。根据电容器接线方式、电路参数、单一元件耐受过电压水平,可确定电容器组能承受的损坏元件的个数,比值不平衡保护即通过损坏元件个数确定比值作为保护动作定值,并根据相应元件在该过电压水平下的耐受时间确定保护动作延时。

3.2.3 计数不平衡保护

发生对称性故障时,中间桥接线流过的不平衡电流可能较小,此时比值不平衡保护也许无法检测到故障。电容器计数不平衡保护通过检测不平衡电流的大小,间接计算电容器电容损坏的个数,很好地解决了这一问题。采用电容器计数不平衡保护时,当检测到不平衡电流与总电流的比值的变化量大于整定值时,即认为电容器损坏了一个元件,并开始进行计数,当损害元件数大于定值时保护动作。

在实际工况中,由于4个桥臂电容的允许制造偏差,电容大小不可能完全相同,在无故障情况下中间桥接线上也会流过不平衡电流。同时,随着滤波器的运行,电容器的电容值可能受到环境参数影响发生改变,引起保护装置误动。为解决上述问题,实际工程中通常采用带有自动补偿方式的稳态不平衡元件和带有浮动门槛的暂态不平衡元件共同构成交流滤波器的电容器不平衡保护,有效地消除了上述影响[8]。

4 设备过负荷保护

4.1 高端电容器过负荷保护

高端电容器C1承受了大部分母线电压及较大的谐波电压,而电容器的绝缘性能与它的工作电压密切相关[9]。在电网电压升高时或电容元件本身损坏数量较多时,将造成电容器的过负荷,此时电容器内部工作场强升高,降低电容器的绝缘性能,从而容易造成电容器击穿而损坏。

电容器过负荷保护通过对流过电容器的电流积分获得电容器承受的电压值。由于50次以上谐波含量及幅值较小,通过采用50次谐波以内的总电流进行积分。

其中:i(t)为流过电容器的穿越电流;ik为各次谐波分量的峰值。

通过式(7)得到电容器承受的电压值后,结合电容器的过负荷能力确定保护整定值Uset,当Uc>Uset时保护动作[10]。同时,可根据厂家能够提供电容器的电压耐受曲线,实现电容器反时限过负荷保护。

4.2 电抗器、电阻器谐波过负荷保护

基于交流滤波器的工作性质,交流滤波器长期流过较大的谐波电流,可能导致电抗器及电阻器长期发热而损坏。在正常工况下,滤波器流过的谐波电流可能占到基波电流的20%~30%,并且对于电阻器和电抗器,频率越高的电流导致的发热越严重。针对这一情况有必要配置针对性的保护,即谐波过负荷保护。

谐波过负荷保护通过元件的功率损耗计算与之相应的等效温度,从而确定元件上的热应力以实现保护[11]。

电抗器或电阻器发热功率为:P=I2R,R随频率变化呈现不同的阻值。

流过电抗器或电阻器的总电流为

其中,Ik为各次谐波电流有效值,一般采用50次谐波以内的电流进行计算。

由于不同频率的谐波电流的正弦分量是正交的,它们的矢量积为0,可得到单位时间内电抗器或电阻器的发热功率为

其中,R1,R2,…,R50是电抗器对于不同谐波分量的阻抗。

由式(9)可以看出不同谐波分量的发热效应相互独立,因此可将各次谐波电流的发热贡献等效到基波电流进行叠加。

其中,为其他单位谐波分量等效到工频电流的发热贡献之间的比例系数。

此时可得到等效的工频热效应电流为

当该工频热效应电流i大于定值时,谐波过负荷保护动作。

5 滤波器失谐与失谐监视

由于滤波器的调谐频率取决于电容器及电抗器的取值,滤波器元件参数变化和电网频率变化是导致滤波器失谐的主要原因。在实际运行中,由于电抗器及电容器允许的制造误差、元件老化、环境温度变化等因素,造成元件实际运行值偏离标称值;并且交流系统工作频率随用电负荷波动,导致滤波器实际调谐频率与谐波频率存在一定偏差,交流滤波器达不到预想的滤波效果[12]。

为检测滤波器元件早期的细小变化,防止一相失谐造成不对称给正常滤波器带来过应力,应对交流滤波器配置失谐监视功能,在三相调谐特性不一致时发出告警信号。

以交流滤波器的电容器容值产生偏差为例,对天广直流DT12/24型滤波器正常运行时、高端电容器C1的A相容值偏离5%、10%时各次零序谐波电流的幅值变化情况进行EMTDC/PSCAD仿真,结果如图6所示。

从仿真结果可以看到交流滤波器正常运行时,流过滤波器的零序电流基本为零,而随着电容器C1的A相电容值偏离标称值,接地侧出现零序谐波电流且幅值随电容值变化,因此交流滤波器失谐监视可通过检测滤波器接地侧的零序谐波电流实现。

6 结语

直流输电控制保护系统 第5篇

柔性直流输电技术应用于高压直流输电工程, 相对于传统的基于相控高压直流输电技术, 具有诸多优势。如换流器件采用全控型器件IGBT代替传统的晶闸管, 无需电网提供换相电压, 不存在换向失败问题, 适用于无源网络或弱电网系统中[1,2,3,4,5]等诸多优势。

目前, 国际上已投运的柔性直流输电工程, 主要是基于两电平、三电平技术开发而成。存在换流器桥臂模块开关频率高, 达到2 000 Hz~3000 Hz;换流器损耗大;IGBT模块间均压困难等不足。而基于模块化理论柔性直流输电技术大幅降低系统模块的开关频率, 有效降级了换流器的能耗;采用分布式电容代替直流双极母线间电容, 有效地解决了模块间均压的难题[6,7], 更加符合未来市场需求。

对模块化多电平柔性直流输电技术研究大都基于Matlab或PSCAD等纯软件建模仿真完成, 与实际工业控制应用联系并不紧密。本文采用实际工业控制平台完成模块化多电平控制器设计, 并通过在RTDS平台上搭建的换流站一次仿真模型构成闭环仿真系统, 完成对上述控制器控制性能优化验证, 更加贴和实际工业控制应用。

1 拓扑结构及充电分析

模块化多电平换流器单相桥臂结构如图1所示, 毎个桥臂由n个子模块 (SM sub model) 串联桥臂电抗器构成。每个子模块由两个IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) 、两个二极管、一个模块电容、一个保护晶闸管以及一个高速旁路开关组成。

换流器作为柔性直流输电系统功率输送的核心器件, 在进行直流功率传输前, 首先必须完成换流桥臂子模块电容充电。具体充电过程可以分为两个阶段, 即换流器闭锁阶段充电、换流器解锁阶段充电。

换流器在闭锁阶段充电是通过续流二极管构建充电回路来完成的。以图2所示分析, 设定交流电压Ua>Uc>Ub, 则换流器上下桥臂A相、B相同时导通。对于上桥臂, 通过A相各子模块续流二极管完成对B相子模块电容充电;对于下桥臂, 通过B相各子模块续流二极管完成对A相子模块电容充电。经第一阶段充电后直流母线电压为交流母线线电压的峰值[7]。以A、B相为例, 具体充电过程及电流流向如图2箭头所示:

对于实际工程应用, 经过第一阶段充电后直流电压并不能满足实际运行中对直流电压等级的需求, 需要对换流器进行二次充电来提高直流电压, 以满足实际运行要求。在换流器的二次充电阶段, 是通过对换流器施加触发脉冲, 采用定直流电压的控制方式, 使得直流电压精确的达到预定值。换流器桥臂充电后第一阶段、第二阶段直流母线电压波形如下图3所示:

2 控制策略

对于传统的基于晶闸管技术的柔性直流输电工程, 一般只需完成对系统有功功率控制, 系统所需无功功率, 需要通过投入或切除交流滤波器来完成。对于模块化多电平柔性直流输电技术除需完成对系统有功功率控制, 还需要完成对系统无功功率控制, 控制器设计更为复杂。图4所示为一柔性直流换流站等效结构图, 以该图示为例进行系统有功、无功解耦控制策略理论推导设计[9,10,11,12,13,14,15]。

如上图4所示, 由基尔霍夫定理可得:

其中:

ΔV:电抗器上等效压降,

将公式2带入公式1并分相展开可得:

对公式3进行d_q坐标变化并移项重组可得:

式5表示等效电抗上的等效压降, 对该部分通过一阶比例积分的形式进行等效设计, 即:

将式6带入4可得:

其中:

id_ref:对应系统有功功率参考

iq_ref:对应系统无功功率参考

Vvc_d_ref:对应阀侧电压有功参考

Vvc_q_ref:对应阀侧电压无功参考

对式7进行分析可知, 换流器阀侧电压有功、无功, 除受注入换流器有功、无功电流影响外, 还受系统交流电压以及相互间有功、无功电流耦合影响。

3 多电平控制器设计

由上述分析可知, 系统有功、无功控制即受注入交流系统有功、无功电流影响, 亦受系统本身电压及有功、无功电流耦合交叉影响。为抵消系统本身电压及电流交叉耦合影响, 在具体控制器设计过程中, 采用前馈控制环节弥补上述影响, 具体控制逻辑如图5所示。

由图5所示可知, 引入前馈控制环后, 通过控制注入交流系统有功、无功电流, 实现对系统有功、无功精确控制。在具体控制器设计过程中, 在计算求得系统有功、无功参考分量后, 需要通过DQ反变换环节, 求得三相桥臂各自对应调制电压并发送到RTDS仿真装置, 由RTDS模拟完成换流器桥臂触发过程, 构成整个闭环仿真系统。

4 仿真模型构建

本仿真系统以RTDS为基础试验平台构建, 并结合实际的控制保护装置来完成整个柔性仿真系统构建。RTDS具体完成对换流站两侧交流输电系统、换流站、直流输电电缆、换流器桥臂、桥臂电抗以及启动电阻等直流一次相关设备模拟。具体仿真模型如图所示。

5 仿真及结果分析

为验证上述闭环控制系统实际控制性能, 分别在如下四种工况下验证控制器实际控制能力:

1) 系统无功出力为0, 系统有功功率调节由当前300 MW调节到-300 MW稳定运行;

2) 系统有功出力为0, 系统无功功率调节由当前0 MVA调节到-300 MVA;

3) 系统无功出力为0, 系统有功功率300MW下稳态运行工况;

4) 系统有功出力为0, 系统无功功率200MVA下稳态运行工况。

按照上述要求运行工况依次进行仿真, 仿真结果分别如图7、图8、图9、图10所示。

对上图7~图10进行总结分析可知, 基于工业控制平台柔性直流控制系统能够精确实现柔性直流输电系统有功功率、无功功率解耦控制。在系统功率动态调节过程中, 直流母线电压保持稳定, 系统功率按照预设速率进行升降, 交流系统运行稳定。在系统稳态运行过程中, 交流系统运行稳定, 直流母线电压保持稳定。对于有功功率控制, 受子模块充放电过程以及子模块投切过程影响, 直流电流小幅波动。

6 结束语

将模块化多电平直流输电技术应用于高压直流输电工程, 在实现有功功率、无功功率解耦控制的同时, 大幅降低了系统谐波分量。同时通过降低桥臂模块的投切频率, 使得换流器损耗在系统损耗中比重大大降低。

在多端直流输电领域, 各个桥臂子模块通过采用IGBT反并联二极管连接结构, 实现了直流电流双向流通。因此通过直流电流极性改变, 即可实现直流功率的潮流反向, 无需直流电压极性改变, 更易于大规模多端柔性直流输电系统设计。

目前, 由于IGBT器件本身过流能力较差, 在一定程度上限制了将柔性直流输电技术应用于大容量直流输电工程。随科技进步, IGBT器件本身过流能力提高以及相关替代产品的出现, 柔性直流输电技术有望取代现阶段基于晶闸管换流直流输电技术, 应用于高压、特高压直流输电工程。

参考文献

直流输电控制保护系统 第6篇

关键词：直流输电,换流变压器,保护系统,非电气量保护,励磁涌流,交直流保护

0 引言

换流变压器是直流输电系统中最重要的设备之一,投资占整个直流输电系统的16%,其可靠性对整个直流系统的运行起着至关重要的作用[1,2,3]。因此,换流变压器保护系统的性能,直接关系到换流变压器的安全和交直流输电系统的稳定运行。

本文以我国南方电网直流输电系统换流变压器保护系统为例,从最初完全由外方设计、制造的天广直流输电系统,到现在设备自主化率达60%以上的±800 k V云广直流输电系统,介绍了南方电网直流输电系统换流变压器保护系统的硬件平台、功能,最后还结合运行实例,探讨了换流变压器保护系统在设计、运行、维护中应注意的问题。

1 南方电网直流输电系统换流变压器保护功能简介

1.1 电气量保护

目前我国的高电压等级直流工程,换流单元均采用12脉动(或特高压直流工程的双12脉动)换流方式,换流变压器可以采用三绕组变压器或双绕组变压器;换流变压器接入交流母线的方式有3/2接线或双母带旁路接线等方式,典型的系统构成及保护配置如图1所示。

如目前的天广直流输电系统中采用了三绕组变压器,其换流变保护配置便如图1所示。

目前的高肇、兴安及云广±800 k V直流输电系统中采用了双绕组变压器,其换流变保护配置如图2所示。

1.2 非电气量保护

换流变压器非电气量保护主要包括油温保护、绕组温度保护、穿墙套管SF6压力保护、本体瓦斯保护、本体压力释放保护、分接开关瓦斯保护、分接开关压力释放保护。

为了防止非电气量保护的误动,在实际运行中均已根据反措要求,退出换流变压器的油温保护、绕组温度保护跳闸功能;将换流变本体两压力释放装置动作信号串连后接入跳闸功能;分接开关压力释放装置只保留报警功能。

1.3 保护动作后果

换流变保护动作后,将立即跳开直流输电系统相应极的交流侧开关,并紧急停运直流系统。

2 南方电网直流输电系统换流变压器保护系统概况

南方电网内第一条直流输电系统为天广直流输电工程,于2001年6月双极投产,工程设计和设备制造基本由德国SIMENSE公司承担,其换流变保护配置两套系统,保护功能由7UT513、7VH80、7SA510、KBCH130、7SJ511等装置实现[4];本体保护设置在系统2中。电气量保护并没有实现完全双重化配置。

贵广I、II回直流输电系统分别于2004年和2007年双极投入运行,它们的换流变保护配置基本类似。相对天广直流输电系统换流变保护,最大的改进便是保护基本实现了双重化配置,两套保护系统中均采用7UT61、7SA61系列保护装置实现除过励磁保护外的其它所有电气量保护功能;过励磁保护由7RW600装置实现,只配置在系统2中;两套系统中均配置了非电气量保护。

±800 k V云广直流输电系统极2低端阀组已于2009年6月21日成功带电,以逆变侧穗东换流站为例,采用许继电气股份公司生产的SBH-100系列微机型保护装置实现换流变保护,电气量保护实现双重化配置,非电气量保护安装在系统1中。

3 南方电网直流输电系统换流变保护的运行经验

3.1 区内故障时,保护均能正确动作

南方电网直流输电系统历年来的运行中,曾发生过三次换流变保护区内故障,三次故障过程中,换流变保护系统均正确动作,快速准确的切除了故障。如图3所示即为2007年10月,某直流输电系统换流变压器C相内部发生严重故障时的录波;故障发生后,差动保护、零序差动保护、距离保护保护动作,快速隔离了故障点。

3.2 非电气量保护易发生误动

运行经验表明,换流变压器非电气量保护的误动率非常高,如:

(1)2001年4月2日10时03分,天广直流输电系统整流侧天生桥换流站站用电切换时,换流变压器套管SF6压力保护误动,停运了直流系统。检查发现保护误动原因为套管SF6压力监视继电器为电子式继电器,电源切换时需要3 s左右的启动时间,远远大于保护动作延时,后将该继电器更换为无需辅助电源的机械式继电器。

此外,2001年4月21日08时14分,天生桥换流站#1换流变套管SF6气压继电器内部电源回路熔丝烧断,造成气压继电器失电,与4月2日一样,SF6低气压保护动作,启动ESO F,导致极1停运[5]。

(2)2008年4月,某直流输电系统某台换流变C相分接开关重瓦斯保护动作,检查发现故障原因为瓦斯继电器进水造成工作不稳定,针对这一问题,随后便在各直流系统的换流变瓦斯继电器均加装了防雨罩;

(3)2009年,某直流输电系统内某台换流变压器B相有载分接开关瓦斯保护在7、8月间接连多次误动。经多次检查和试验,最终确定故障原因为该变压器有载分接开关油冷却系统的设计缺陷,造成在线滤油机油泵启动后停止时,分接开关油室油流反送临近的瓦斯继电器,油流速度超过保护定值而跳闸。

上述运行实例表明,换流变压器区内故障时,其电气量保护、非电气量保护均能快速、准确动作;但在正常运行时,非电气量误动几率较高,这与非电气量保护装置及相关回路的特性、制造工艺等息息相关。为了提高保护动作正确率,不仅要求施工单位、运行维护部门进行认真详细的调试和验收,还必须要求设备制造厂家提高生产工艺水平,确保设备的性能;此外,也可以考虑参考国情,适当的改进非电气量保护的动作后果。

3.3 仍存在励磁涌流造成差动保护误动的问题

南方电网直流输电系统运行中,换流变压器投入瞬间的励磁涌流仍是造成差动保护误动的原因之一,同时还曾因励磁涌流所引起的谐波造成交流滤波器电阻器和避雷器损坏、直流极控系统异常[5,6]。对此,主要的改进措施是对换流变投切开关加装合闸控制装置,使得在投切中控制合理的电压相位角。

虽然加装了合闸控制装置,但投入换流变瞬间励磁涌流造成差动保护误动的故障仍时有发生,如2007年1月,某直流输电系统极1由备用状态操作至闭锁状态过程中,合上换流变交流侧开关对换流变充电后,极1换流变压器差动保护动作,故障录波如图4所示。

显然,这是一次比较典型的由于励磁涌流导致变压器保护误动的事故;此外,换流变压器空载投入时产生的谐波还可能损坏其他设备、影响直流系统的正常运行[7],因此,除了考虑加装合闸控制装置降低励磁涌流外,还应考虑对保护系统采取相应措施[8],以防止励磁涌流引起换流变保护误动。

3.4 区外故障下换流变保护动作后果严重

换流变保护系统与交直流保护系统的配合也非常关键,区外故障时,不仅要防止换流变保护误动;同时,在区外故障持续时间过长、可能危及换流变正常运行时,换流变保护保护必须可靠动作,以保护设备的安全。

南方电网直流输电系统曾数次在区外交流系统故障时,双极换流变保护动作,造成双极直流系统停运:

(1)2002年4月,某直流输电系统整流侧交流馈线出口侧发生永久接地故障,整流侧双极换流变压器的差动保护发生误动。后检查发现,误动的原因是生产厂在差动保护的参数上设置错误,未能将换流变压器三侧零序电流设为“同时过滤”,当交流侧发生不平衡故障时,将造成保护误动[9]。

(2)2006年6月,某直流输电系统整流侧交流系统发生严重故障,不仅造成双极直流保护动作,还引起整流侧双极换流变中性点零序过流保护动作,停运双极。故障暂态录波图如图5所示。

显然,区外故障时换流变保护误动的后果非常严重,将造成直流输电系统双极停运,进一步威胁整个电网的安全稳定。因此,一方面要重视交直流保护及换流变保护的配合问题,另一方面也可以考虑改善换流变压器设备的性能,使其能承受更长时间的区外故障的冲击,从而提高整个电网的可靠性和稳定性。

4 结语

换流变压器保护系统的可靠与否,直接关系到一次主设备的安全和交直流输电系统的稳定运行;通过多个直流输电工程的实践,南方电网直流输电系统换流变压器保护得到了不断的完善和发展,同时,也暴露出了一些问题,如非电气量保护的可靠性、励磁涌流的不良影响及换流变保护与交直流系统保护的配合等,这在运行维护及未来直流输电工程的实施时,需要引起特别重视。

参考文献

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[5]余建国,晁剑,钱海.天广直流输电工程极1单极运行强迫停运故障原因分析和改进措施[J].电网技术,2002,26(5):80-83.YU Jian-guo,CHAO Jian,QIAN Hai.Analysis of forced outages of pole1in Tian-guang HVDC transmission project under single pole operation and its counter measures[J].Power System Technology,2002,26(5):80-83.

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直流输电控制保护系统 第7篇

背靠背直流工程对实现大区电网互惠互通,提高系统安全稳定水平等方面发挥了积极作用,其设备制造难度小、控制灵活、投资较小[1]。随着电网的发展,大区电网互通容量需求进一步增加,区内电网出现了短路电流超标等结构性问题[2],背靠背工程在国内电网发展过程中仍将发挥积极作用。后续背靠背工程的设计应借鉴已投运工程运行经验。目前对背靠背工程保护策略的研究和改进较多[3,4],但对控制策略的研究和改进仍较为欠缺[5]。

根据2010年以来灵宝、高岭和黑河工程的运行情况,背靠背工程仍存在一些问题亟待改进。在2012年高岭背靠背扩建工程投运后,出现了华北侧(逆变侧)投切一组无功小组后,东北侧无功小组和换流变压器分接开关伴随动作的问题[6]。2014—2015年,黑河背靠背工程也存在中方侧无功小组投切、分接开关动作与俄方侧无功小组和分接开关伴随动作的问题。另外,高岭和黑河工程还多次出现分接开关动作一挡导致无功小组投切,进而分接开关向相反方向又动作一挡的反复动作现象。由于分接开关设计动作次数为20万次左右,无功小组设计投切次数为5 000次,且换流变压器分接开关为内置式,更换困难,无功小组频繁投切和分接开关反复动作将直接影响背靠背工程的使用寿命。部分文献对高压直流输电系统无功补偿与控制中存在的问题进行了描述,并提出了无功管理的原则以及部分特殊工况下的对策[7,8,9],但是对减少分接开关和无功小组投切次数等进一步优化直流控制策略方面尚有欠缺。

本文在分析背靠背工程整流侧和逆变侧典型控制策略[10,11,12]的基础上,提出一种改进控制策略。该控制策略一方面实现了整流侧和逆变侧的解耦,另一方面也保证了分接开关不随直流功率变化动作,仅应对交流母线电压波动,更重要的是,该控制策略改善了逆变侧换流器无功电压特性,有利于背靠背工程接入弱交流系统时的适应能力。另外,提出了整流侧和逆变侧分接开关与无功小组协调动作的策略,防止了分接开关反复动作。

1 背靠背工程典型控制策略及特点

1.1 整流侧控制策略及其特点

背靠背工程整流侧控制策略与长距离直流输电工程相同:通过触发角控制直流电流为指令值,换流变压器分接开关控制触发角在正常运行范围内,额定触发角通常为15°,触发角正常运行范围通常为12.5°~17.5°。

该控制策略具有以下特点。首先,整流侧换流变压器分接开关动作、无功小组投切后,触发角控制均可以保证直流电流不发生变化,进而避免了整流侧对逆变侧的影响。

其次,该控制策略有利于抑制交流母线电压波动。交流母线电压波动后换流站无功消耗变化量ΔQHVDC可以用下式表示:

式中:ΔQdc,conv为换流器无功消耗变化量;ΔQacf为已投入无功小组无功出力变化量之和。

当交流母线电压升高后,ΔQHVDC为正,即换流站消耗无功增加,则换流站的无功电压特性有利于抑制电压升高;反之亦然。

无功小组出力与交流母线电压的平方成正比,交流母线电压升高(本文描述均以交流母线电压升高为例,电压降低的情况类似)后,已投入运行的无功小组的无功出力也会相应增加,ΔQacf为正。

整流侧换流器的无功消耗可以采用式(2)计算。

式中:μ为换相角;α 为触发角;Id为直流电流;Udio为理想空载直流电压。

当交流母线电压升高后,根据式(2),理想空载直流电压Udio相应增大,这使得换流器消耗无功功率相应增加;同时,理想空载直流电压升高后,为维持直流电流不变,触发角需要增大,换流器消耗的无功功率也相应增大;以上两点使得 ΔQdc,conv为正。而且 ΔQdc,conv>ΔQacf,因此交流母线电压升高后,换流站总的无功消耗增加量 ΔQHVDC为正,换流站是抑制交流电压升高,且直流功率越大抑制效果越明显。同理,整流侧换流器的这个特点也有利于抑制无功小组投切的电压波动。

最后,由于缺乏换流变压器分接开关和无功小组投切之间的协调,在交流系统较弱的情况下会出现分接开关反复动作,进而折损了分接开关的使用寿命。具体表现为:当触发角超出正常运行范围,分接开关动作一挡后,无功小组发生投切操作,进而导致分接开关向相反方向又动作一挡。

1.2 逆变侧典型控制策略1

策略1为:换流器定熄弧角控制,分接开关控制理想空载直流电压在额定理想空载直流电压附近。中国高岭、灵宝、黑河等背靠背工程应用该控制策略。

该控制策略具有以下特点。

1)整流侧与逆变侧耦合强

逆变侧采用典型控制策略1时,逆变侧交流母线电压变化将影响到整流侧运行状态的变化。例如:逆变侧交流母线电压升高,直流电压也将相应升高,由于整流侧通常采用定功率控制模式,为保持功率恒定,直流电流将降低,整流侧触发角将相应降低以提高直流电压,当触发角低于12.5°后,分接开关将上调一挡。因此,整流侧换流变压器分接开关可能因逆变侧交流母线电压波动而动作。同时,触发角和直流电流降低后,整流侧换流器消耗的无功功率也会减小,整流侧无功小组有可能切除,即整流侧无功小组有可能因逆变侧交流母线电压波动而投切。

总之,由于逆变侧采用定熄弧角控制,导致整流侧换流变压器分接开关和无功小组会随逆变侧电压波动而发生相应操作。

2)换流器对交流系统电压波动无抑制作用

逆变侧换流器无功消耗仍然用式(2)表示,仅需将式中触发角α 换为熄弧角γ。以交流母线电压升高为例,交流电压升高后,理想空载直流电压升高,直流电压相应升高,直流电流会略有下降,理想空载直流电压的升高与直流电流的降低对换流器无功消耗的影响相互抵消,整个换流器消耗无功在交流电压升高后的变化很小。因此,逆变侧换流器无功电压特性不利于抑制交流母线电压波动。

该特性直接影响到无功小组分组容量大小,特别是交流系统短路容量较小、直流功率较大时,由于已投入无功小组的无功电压特性,使得无功小组分组容量进一步降低,通常使用的式(3)不再适应该情况下的无功分组容量确定。

式中:ΔU为交流母线的允许电压波动;UN为交流母线的额定电压;Qbank为换流站投切的无功小组分组容量;Sd为交流母线的最小短路容量。

该情况下,无功小组分组容量宜采用式(4)计算。对于逆变侧典型控制策略1,式(4)中等号右边第2项为正,第3 项 ΔQconv略小于零,这使得采用式(4)计算得到的无功小组容量小于采用式(3)计算得到的无功小组容量,在直流大功率时,两者相差更明显。换句话说,采用典型控制策略1,在直流大功率时,无功分组容量要明显减小。

式中:Qin为已投运无功小组的无功总量。

3)分接开关动作次数少

由于采用定理想空载直流电压控制,分接开关不随直流功率的变化而动作,仅随交流母线电压的变化而动作,动作次数较少。

1.3 逆变侧典型控制策略2

策略2为:换流器采用定直流电压控制,通过熄弧角控制直流电压为额定值,分接开关控制熄弧角在指定范围内,通常为17.5°~21.5°;当熄弧角减小达到17°后,转为定熄弧角控制。

该控制策略具有以下特点。

1)整流侧与逆变侧耦合较弱

由于换流器定直流电压控制的响应速度较快,在逆变侧发生交流母线电压波动后,直流电压控制器快速控制直流电压到指令值,进而避免了对整流侧的影响。

采用典型控制策略2时,如果熄弧角运行角度接近17.5°,由于受到最小熄弧角控制的限制,在交流电压快速跌落后,熄弧角会运行至17°,逆变侧转为定最小熄弧角控制。由于逆变侧换流变压器分接开关动作较慢,直流电压也会相应降低,进而在此情况下,逆变侧交流母线电压跌落可能会导致整流侧的无功小组投切和分接开关动作,整流侧与逆变侧体现出一定的耦合性。

2)换流器对交流系统电压波动有抑制作用

仍以交流母线电压升高为例。在交流母线电压升高后,理想空载直流电压升高;逆变侧通过增加熄弧角控制直流电压为指令值,从而直流电流不变;熄弧角增加和理想空载直流电压升高使得换流器的无功消耗明显增加,并且换流器消耗无功的增加量比已经投入的无功小组因电压升高而导致的出力增加量要大。这就使得换流站的总电压无功特性有利于抑制交流母线电压的变化。对于无功分组容量,当电压波动要求相同时,采用式(4)确定的无功小组分组容量要大于式(3),并且随着直流功率增大,分组容量还可以更大。

当然由于最小熄弧角限制,当熄弧角运行在17.5°附近,切除无功小组时,会出现交流母线电压波动变大的情况。

3)分接开关动作次数多

在直流功率从最小功率到额定功率范围内变化时,分接开关会调节,以补偿直流功率上升后换流变压器相对感性压降增大对直流电压带来的影响。

2 背靠背工程控制策略改进

2.1 整流侧控制策略改进

改进控制策略中,整流侧基本控制策略保持不变,即通过触发角控制直流电流为指令值,通过换流变压器分接开关控制触发角在正常运行范围内。

为防止1.1 节中分接开关反复动作情况的出现,对无功控制和分接开关控制模块进行协调优化。下面以触发角小于12.5°,分接开关需要升一挡为例进行描述。在无功控制模块中,根据式(2)计算假设分接开关升一挡前后换流器无功消耗的增加量。如果增加量将导致无功小组投入一组,则发指令给分接开关控制模块,分接开关控制模块在出现触发角小于12.5°后,要求无功小组投入一组,分接开关不动作。无功小组投入后,由于交流母线电压升高,触发角也有一定升高,分接开关无需再动作。这就避免了分接开关先升一挡后,无功小组投入,进而导致分接开关又降一挡情况的出现。分接开关降一挡时的改进控制策略与此类似。

2.2 逆变侧控制策略改进

背靠背工程控制策略改进主要体现在逆变侧。改进后的控制策略为:换流器通过熄弧角控制直流电压为指令值,直流电压指令值随直流功率指令值变化而变化,分接开关控制熄弧角在指定范围内。该策略改进及优点主要体现在以下方面。

1)分接开关不随直流功率变化而调整。直流电压指令值由式(5)确定。根据式(5),直流小功率时直流电压略高,直流大功率时直流电压略微降低,这就使得分接开关动作特性与逆变侧采用典型控制策略1时基本一致,即不随功率变化而调整。

式中:

UdioNI为逆变侧理想空载直流电压;γN为额定熄弧角,一般为19.5°;UT为换流器前向压降;dxI和drI分别为相对感性压降和相对阻性压降;PdM为直流功率参考值;IdN为额定直流电流。

2)由于采用逆变侧熄弧角控制直流电压为指令值,在逆变侧交流母线电压波动、无功小组投切过程中,熄弧角均将进行相应调整以保证直流电压为指令值。与典型控制策略2相同,熄弧角的调整使得换流器的无功电压特性有利于抑制交流母线电压波动,同时也实现了整流侧和逆变侧解耦。

3)为防止换流器熄弧角达到17°,进而转为定最小熄弧角控制,导致整流侧与逆变侧耦合,宜协调分接开关控制模块和无功控制模块。根据切除无功小组时的熄弧角情况,若熄弧角小于19.5°,则先升高分接开关挡位,将熄弧角控制到19.5°以上,再切除无功小组。

4)为解决逆变侧分接开关反复动作的问题,也需要协调逆变侧分接开关控制模块和无功控制模块。下面以熄弧角大于21.5°,分接开关需要降一挡为例进行描述。 在无功控制模块中,首先根据式(2),计算分接开关降一挡前后换流器无功消耗的减少量,如果减少量将导致无功小组切除一组,则发指令给分接开关控制模块,分接开关控制模块在出现熄弧角大于21.5°后,首先要求无功小组切除一组,而不是立即降一挡。这就避免了降一挡后,无功小组切除,进而导致分接开关又升一挡情况的出现。

另外,在逆变侧采用改进控制策略后,由于正常运行时逆变侧熄弧角大于17°,逆变侧换流器消耗无功将有所增加。如果不增加无功补偿总量(按典型控制策略1确定逆变侧最大无功补偿量),则在额定功率运行时,换流站备用无功小组可能投入运行,此时,如果一组无功小组故障退出运行,仍可以保证熄弧角不小于17°,换流器可以正常运行。换句话说,采用改进控制策略后,备用无功小组可能处于在线运行状态,备用无功相当于存储在换流器中,可以不增加无功补偿总量。

逆变侧3种控制策略优缺点比较如表1所示。

3 各控制方式的仿真试验比较

以某背靠背工程可研方案为基础开展计算和仿真比较工作。该背靠背工程由两个背靠背换流器单元组成,每个单元的额定功率为1 000 MW,额定直流电压为±100kV,额定直流电流为5 000A。两侧接入系统短路容量均为6 900 MVA。换流变压器阻抗为16%。推荐无功分组容量为:单组容量90 Mvar的无功小组7组,单组容量105 Mvar的无功小组6组。无功投切控制的死区为80 Mvar。

图1所示为整流侧交流母线电压升高1% 时,整流侧换流器总无功出力增加量和已投运无功小组总出力增加量的曲线。

可见,当交流母线电压升高1%,在额定功率运行时,换流器无功消耗增加51.4 Mvar,已投入无功小组无功总出力增加20.6 Mvar,换流站总无功消耗增加30.8 Mvar。这说明,整流侧换流站无功电压特性有利于抑制交流母线电压变化。

图2所示为逆变侧采用定熄弧角控制和改进控制策略下,交流母线电压升高1%时,逆变侧换流器总无功出力增加量和已投运无功小组总无功出力增加量的曲线。

可见,当交流母线电压升高1%后,在额定功率运行时,定熄弧角控制,已投入无功小组无功总出力增加约21.4 Mvar,换流器无功消耗减少8.6 Mvar,换流站总无功消耗减少30 Mvar;而改进控制策略下,已投入无功小组无功总出力增加约21.7 Mvar,换流器无功消耗增加49.0 Mvar,换流站总无功消耗增加27.3 Mvar。这说明,与定熄弧角控制策略相反,采用改进控制策略,换流站无功电压特性有利于抑制交流电压变化。

表2至表4分别给出了逆变侧采用典型控制策略1,2和改进控制策略后的稳态运行参数[13,14]。表中:Pd为直流功率;Ud为直流电压;UdioR和UdioI分别为整流侧和逆变侧的空载直流电压;TR和TI分别为整流侧和逆变侧换流变压器分接开关运行挡位数。

可见,逆变侧采用典型控制策略1时,整流侧和逆变侧换流变压器分接开关均不动作;采用典型控制策略2时,分接开关随着功率的变化而变化;采用改进控制策略后,分接开关不发生动作。

利用PSCAD建立本文算例的电磁暂态仿真模型,用于研究整流侧与逆变侧相互耦合及交流滤波器投切的电压波动问题。

图3所示为直流功率上升过程中,整流侧采用原控制策略时分接开关反复动作曲线。在3s时刻,因触发角小于12.5°,分接开关上调一挡,触发角变为14.9°,同时,因触发角和理想空载直流电压的变化,换流站从交流系统吸收无功功率由74 Mvar上升至104 Mvar,超过无功小组投入死区;在4s时刻,无功小组(90 Mvar)投入,由于交流电压的上升,触发角由14.9°上升至17.9°;5s时刻,分接开关又下调一挡,触发角下降到15.8°的正常范围内。

从图3可见,此过程中,分接开关先上调一挡,后又下调一挡,增加了分接开关的动作次数。采用本文改进控制策略后,利用式(2)计算分接开关上调一挡后的换流器无功消耗增加量,如表5所示。可见,每个单元无功消耗增加14 Mvar,两个单元共增加28 Mvar,可以判断分接开关动作将导致无功小组投入,因此不调节分接开关,而直接投入一组无功小组。投入无功小组后,触发角进入正常运行范围内,分接开关无需动作。计算中忽略了换流器无功变化引起的交流母线电压变化带来的影响,因为该电压变化量相对较小。

图4所示为采用定熄弧角控制策略时,逆变侧无功小组切除对整流侧无功小组和换流变压器分接开关影响曲线。在运行中,逆变侧换流站与系统无功交换为-80 Mvar,在1s时刻,逆变侧切除一组无功小组(90Mvar),此时,直流电压由104.6kV降低至102.9kV,相应的,整流侧触发角由16.1°上升至17.7°,整流侧直流与系统无功交换由63 Mvar上升到87 Mvar。由于逆变侧分接开关动作较慢,整流侧在2.3s时刻投入一组无功小组(90 Mvar),在3s时刻分接开关又降低一挡挡位,在3.5s时刻,逆变侧分接开关动作,直流电压恢复至104.4kV。这种耦合关系增加了整流侧分接开关和无功小组动作的次数。

图5 所示为算例工程直流功率运行在2 000 MW时,逆变侧投切一组无功小组(105 Mvar),采用定熄弧角控制和改进控制策略后相关状态变量变化曲线。采用定熄弧角控制,逆变侧投入一组无功小组后,直流电压升高2.6kV,整流侧触发角降低2.5°,直流电流降低0.13kA,整流侧运行状态受到了明显影响,逆变侧投切无功小组的电压波动达到了13kV。 而采用改进控制策略后,逆变侧投入一组无功小组后,直流电压、整流侧触发角在很短时间内均恢复到投入无功小组之前的状态,整流侧无功小组和分接开关不受影响,逆变侧投切无功小组的电压波动仅为6kV。可见,采用改进控制策略后,逆变侧投切无功小组的电压波动大大减小,整流侧也不受影响。

4 结论

本文对背靠背直流工程控制策略进行了优化,得到以下结论。

1)逆变侧换流器采用定直流电压控制策略,使得逆变侧换流器的无功电压特性有利于抑制交流系统电压波动,同时整流侧换流器运行状态不受逆变侧换流器运行状态变化的影响。

2)逆变侧换流器直流电压参考值与直流功率相关,使得整流侧和逆变侧分接开关不因直流功率的变化而动作,减少了分接开关动作次数。

3)整流侧和逆变侧无功控制和分接开关控制系统协调,使得分接开关动作次数进一步减少。改进控制策略改善了背靠背直流工程与交流系统之间的适应性。

本文控制策略对长距离高压直流输电工程控制策略改进具有指导作用。