特高压直流单换流器退出引起过压问题的分析及优化

2018-12-12王杨正杨建明

电力工程技术 2018年6期

俞翔，陈乐，邹强，徐斌，王杨正，杨建明

(南京南瑞继保电气有限公司，江苏南京 211106)

0 引言

特高压直流输电在远距离、大容量输电以及系统联网方面具有巨大优势，可以有效解决我国能源分布与消费的不平衡状况，实现资源的优化配置[1-3]。特高压直流输电工程中，每极采用双12脉动换流器串联接线方式，相较常规直流工程可用性和可靠性更高，接线方式更为多样[4-7]。在实际运行中，每极既可两组换流器同时投入运行，也可根据需要，以单个换流器投入运行，与此同时，控制系统可以通过换流器的投/退操作以实现运行方式在线转换的功能。

当前关于特高压工程换流器在线投退及相关保护性闭锁策略已有较多研究[8-16]，其中大多数是基于站间通信正常的条件，然而在站间通信故障时，整流站与逆变站相关控制器配合难度加大，不能再简单沿用站间通信正常时的控制策略。在试验中发现，站间通信故障时，若整流站一台12脉动换流器因故障退出，逆变站须依靠不平衡保护退出相应换流器，由于不平衡保护延时较长，在保护动作前整流站剩余换流器将承受逆变站两台换流器的电压，往往会造成整流站剩余换流器过压，使其过压保护动作。

文中针对以上问题进行分析，提出了一种在整流侧短时调整电压参考值，同时在逆变侧短时调整电流裕度的控制策略，可有效抑制站间通信故障情况下整流站故障退出换流器造成的过压问题。以滇西北—广东±800 kV特高压输电工程(以下简称滇西北直流工程)为参照对象，通过实时数字仿真仪(real time digital simulator，RTDS)搭建的工程仿真系统，验证了该策略在实际工程中的应用价值。

1 换流器基本控制策略

目前国内特高压直流工程控制策略已较为成熟，在整流侧与逆变侧均配置有闭环的电压控制器和电流控制器[17]，输出均为触发角，同时在逆变侧还配置有带修正的定熄弧角控制器，用以改善逆变侧的负阻特性，增强暂态情况下控制的稳定性[18-20]。定电压、定电流和定熄弧角控制器的配合关系如图1所示。其中定熄弧角控制器的输出作为电压控制器的最大值限幅，而电压控制器的输出在整流侧作为电流控制器的最小值限幅，在逆变侧作为电流控制器的最大值限幅。在实际运行中，若因运行模式、运行状态、交流系统状态等运行条件的变化而导致控制系统的有效控制器发生切换，则通过上述控制器间依次限幅的配合方式，即可确保控制系统最终输出的触发角指令平稳变化而无跳变。

图1 控制器限幅配合方式Fig.1 Limitation and coordination of controllers

在换流器控制中，对于分别作为整流、逆变运行的系统各自配置了不同的控制参数，其目的在于使实际运行中的整流侧、逆变侧控制系统由不同的控制器起决定作用，进而令两站控制系统按照期望的电压-电流工作特性进入稳定工作点。即在正常工况下，整流侧采用定电流控制，以维持直流电流恒定，逆变侧采用定熄弧角或者定电压控制，以维持直流电压恒定。

定电流控制器原理如图2所示，电流测量值减去电流指令值得到的偏差值经过比例积分环节和限幅环节后，得到定电流控制器的输出。为避免整流侧和逆变侧定电流特性重叠而导致运行点漂移不定，在逆变侧的电流指令参考值上减去一个电流裕度[1]，其值为0.1 p.u.，即换流器额定电流的10%。当定电流控制转移到逆变侧时，电流裕度补偿功能用来弥补与电流裕度定值相等的电流下降。

图2 定电流控制器原理逻辑Fig.2 Principle of current controller

定电压控制器原理如图3所示，电压测量值减去电压指令值得到的偏差值经过比例积分环节与限幅环节，得到定电压控制器的输出。其中电压指令值为电压参考值加上电压参考值补偿，整流侧的补偿值较大，典型值为80 kV，其目的是在正常情况下使整流侧的定电压控制器不起作用。而逆变侧的补偿值为0或一个较小的正值(典型值为10 kV)，若为0，则正常情况下逆变侧为定电压控制，否则为定熄弧角控制。

图3 定电压控制器原理逻辑Fig.3 Principle of voltage controller

2 站间通信故障时整流侧换流器故障导致的过压问题分析

站间通信故障时，若一极为双换流器运行方式，当整流或逆变侧某一换流器因故障退出运行时，另一侧将由换流器不平衡保护或类似原理保护退出对应换流器。以滇西北直流工程为例(工程额定电压为800 kV，额定电流为3125 A，双极额定功率为5000 MW)，工程主要采用与不平衡保护原理类似的低电压保护来实现此功能，配置在换流器保护中，具体动作判据如下：在本极双换流器运行时，若320 kV<|Udl|< 480 kV且|Udl-Udm|< 30 kV，延时800 ms退出高端换流器；若320 kV<|Udl|<480 kV且|Udl-Udm|>30 kV ，延时800 ms退出低端换流器。其中Udl为直流场极母线直流电压，Udm为高/低换流器中点直流电压。

可以看到，以上保护的延时较长，在一侧换流器因故障退出后，该极将有一段时间处于一侧一个换流器、另一侧两个换流器运行的状态。此时一侧剩余的那个运行换流器将承受来自对侧两个换流器的压降。在滇西北直流工程厂内试验中发现，站间通信故障时，整流侧一台换流器因故障退出后，另一台运行换流器过压保护(59DC)将会动作。滇西北直流工程中配置有三段过压保护，具体动作判据如下(非空载加压模式下)：

Ⅰ段：UD>420 kV且IDLN<156.25 A(无流判据)，延时80 ms出口。

Ⅱ段：UD>432 kV，延时1000 ms出口。

Ⅲ段：UD>620 kV，延时50 ms出口。

其中UD为换流器端口电压，具体计算方法为UD高端换流器=|Udl-Udm|，UD低端换流器=|Udm-Udn|。IDLN为中性母线电流，代表直流电流；Udn为中性母线直流电压。仿真试验中发现，在直流小功率和大功率运行工况下，站间通信故障时整流侧换流器退出过程中出现过压问题的原因不尽相同，接下来分情况分析其原因并给出解决方案。

2.1 直流小功率运行下的过压问题

2.1.1 现象描述及分析

典型工况为站间通信故障下直流功率运行在最小功率(0.1 p.u.)，整流侧极1高端换流器发生12脉动换流器短路故障，故障位置如图4所示。

图4 故障点位置示意Fig.4 Single line diagram with location of fault

此时高端换流器将立刻发出本换流器闭锁脉冲、合直流旁路开关(bypass switch，BPS)、跳换流变进线开关命令，同时，命令本极另一换流器(即低端换流器)移相164°，在高端换流器BPS合位出现后低端换流器恢复正常角度运行。由图5(a)整流侧波形和图5(b)逆变侧波形可以看出，在t1时刻整流侧退出高端换流器，低端换流器开始移相，逆变侧不平衡保护还未动作，仍然处于两个换流器运行状态，整流侧低端换流器端口电压将阶跃至700 kV左右，直流电流下跌至0，整流侧已经失去了控制直流电流的能力，逆变侧接管电流控制，然而由于之前是运行在最小功率，电流参考值仅为0.1 p.u.，故尽管实际直流电流已经为0，由图2可知，进入逆变侧电流控制器的电流偏差值可按下式计算：

ΔI=I实测值-(I参考值+I裕度补偿-I裕度)= 0-(0.1+I裕度补偿-0.1)=-I裕度补偿

(1)

图5 站间通信故障时最小功率下整流侧换流器退出波形Fig.5 Waveform of converter-exiting at rectifier side running at minimum power without telecommunication between stations

裕度补偿功能完全补偿电流裕度需要一定的时间，在故障初期可以认为接近于0，故由式(1)可以看到，进入定电流控制器的偏差值ΔI很小，因此定电流控制器调节速率较慢。由图5可以看到，逆变侧的熄弧角缓慢增大，直流电压缓慢下降，整流侧低端换流器将有较长时间承受620 kV以上的电压，并且由于在低端换流器移相期间直流电流为0，满足无流判据，过压Ⅰ段和过压保护Ⅲ段将动作，最终导致本极闭锁。

2.1.2 控制策略优化

针对上述的站间通信故障下直流小功率运行下的过压问题，提出一种优化策略，即在本极双换流器运行状态下，当逆变侧判断直流电流中断且逆变侧进入定电流控制时，将电流裕度从0.1 p.u.切换为一个较大的负的电流偏差值x，维持50 ms，用以在暂态下人为加快逆变侧电流控制器调节速率，在滇西北直流RTDS仿真系统上反复模拟站间通信故障且直流最小功率运行下整流侧单换流器故障退出，可以得到能够确保过压保护不误动的最大x，即绝对值最小的x，同时考虑一定的裕度，最终确定x为-0.35 p.u.。由于其他功率水平下电流偏差值更大，所以可知此值可以满足所有工况。另外，在换流器解锁或者投入的过程中须闭锁此逻辑，防止其误动。具体逻辑如图6所示。

图6 改进的电流裕度切换逻辑Fig.6 Improved current-margin-switching logic

2.2 直流大功率运行下的过压问题

2.2.1 现象描述及分析

典型工况为站间通信故障下直流功率运行在额定功率(1.0 p.u.)，整流侧高端换流器发生12脉动换流器短路故障，故障具体位置如图4所示(以极1为例)。

在此工况下直流系统的闭锁时序与小功率时相同，而区别在于：在低端换流器移相期间，逆变侧接管电流控制后，由于电流参考值较大，此时输入到逆变侧电流控制器的误差较大，故电流控制器可以较快的调节触发角。由图7(a)可见，在t1时刻整流侧高端换流器因故障退出后，直流电压在10 ms内就下降到0以下，因此过压保护Ⅲ段不会动作。

图7 站间通信故障时在额定功率下整流侧换流器退出波形Fig.7 Waveform of converter-exiting at rectifier side running at rated power without telecommunication between stations

然而，在整流侧高端换流器直流旁路开关BPS合上之后，低端换流器在t2时刻结束164°移相，进而重新建立电流和电压。在t2至t3这段时间内，逆变侧的不平衡保护还未动作，逆变侧仍然处于双换流器运行状态。由图7可见，为达到原先的直流电流，整流侧和逆变侧的触发角均达到或接近其限值，其中整流侧触发角已达到其下限5°，逆变侧也达到其下限110°，然而直流电流仍然远无法恢复到额定值(3125 A)，直到在t3时刻逆变侧退出低端换流器后直流电流才明显上升。在此期间，整流侧触发角一直维持在其下限5°，同时由于在直流大功率水平下整流侧Udi0(直流空载电压)也较高，故将会导致直流电压处于较高水平，由图7(a)可以看出，整流侧直流电压一直维持在430 kV至470 kV区间内，过压保护Ⅱ段在t4时刻动作，导致本极闭锁。

2.2.2 控制策略优化

在整流侧，电压控制器的参考值是在典型参考值的基础加上了80 kV，典型参考值有800 kV (双换流器全压运行)、640 kV (双换流器80%降压运行)、560 kV (双换流器70%降压运行)和400 kV (单换流器全压运行)。在正常情况下，电压参考值远高于运行电压，故电压控制器长期处于饱和状态，电压控制器的输出维持在其下限(5°)，所以整流侧的电压控制器很少会起作用。即使在2.2.1小节所述工况下，整流侧实际电压仍然没有达到其参考值480 kV，电压控制器不会起作用。

针对此种工况提出一种优化策略，在站间通信故障下，当出现换流器退出信号且换流器端口电压大于440 kV时，将整流侧的电压参考值的补偿从80 kV调低至20 kV，维持3 s，从而使整流侧电压参考值变为420 kV。整流侧电压控制器调节电压，防止过压Ⅱ段保护动作。具体逻辑如图8所示。

图8 整流侧电压参考值切换逻辑Fig.8 Voltage-reference-switching logic at rectifier side

3 仿真与试验结果

为验证上述优化策略的效果，在基于滇西北直流工程搭建的RTDS仿真平台上进行试验。

针对2.1.2小节所述的优化策略，在站间通信故障下直流功率运行在最小功率(0.1 p.u.)，重新模拟图4故障。如图9所示，可见，在故障出现后，由于逆变侧加快调节熄弧角速率，整流侧直流电压在40 ms内降至620 kV以下(过压Ⅲ段定值)，在60 ms内降至420 kV以下(过压Ⅰ段定值)，在低端换流器移相期间保护不会动作。最终整流侧退出高端换流器，逆变侧退出低端换流器，直流继续运行。

图9 站间通信故障时最小功率下整流侧换流器退出波形(优化后)Fig.9 Waveform of converter-exiting at rectifier side running at minimum power without telecommunication between stations(optimized)

针对2.2.2小节所述的优化策略，站间通信故障下直流功率运行在额定功率(1.0 p.u.)，模拟图4的故障。如图10所示，在整流侧低端换流器解除移相164°之后，直流电压迅速升高，t1时刻起整流侧电压控制器开始起作用，增大触发角，降低直流电压。在整流侧单换流器，逆变侧双换流器期间控制直流电压不超过420 kV，即使在逆变侧退出低端换流器后仍然控制了一段时间电压，最终整流侧平稳切换进入定电流控制，逆变侧进入定电压控制，系统进入新的稳态。

图10 站间通信故障时额定功率下整流侧换流器退出波形(优化后)Fig.10 Waveform of converter-exiting at rectifier side running at rated power without telecommunication between stations(optimized)