特高压混合直流输电系统线路故障清除策略研究

2020-03-22董云龙杨建明

湖北电力 2020年6期

鲁江，董云龙，杨建明，俞翔，田杰

（南京南瑞继保电气有限公司，江苏南京211102）

0 引言

特高压直流输电在远距离、大容量输电方面具有巨大优势，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，常规特高压直流输电工程采用电网换相换流器（Line Commutated Converter，LCC）串联技术［1-4］。随着柔性直流输电技术的发展，模块化多电平换流器（Modular Multilevel Converter，MMC）的电压及容量已逐步接近LCC 的水平，整流站由LCC串联、逆变站由MMC串联构成特高压混合直流输电系统（hybrid UHVDC）已具备工程实施条件，采用该种方案可有效避免常规特高压直流工程的受端站换相失败问题，提高交流电网的安全稳定性［5-8］。

对于特高压混合直流输电系统，其直流架空线路距离长、跨越地区情况复杂，属于较易出现故障的设备，因此直流线路故障的清除对于直流输电系统的稳定运行起着非常重要的作用，而其中的关键是柔直站对直流线路故障的有效处理。在柔直站直流线路出口处未配置直流断路器或大功率二极管的情况下，基于半桥子模块（Half Bridge Sub-module，HBSM）的半桥MMC不能阻断直流侧故障，需采用具备直流侧故障清除能力的MMC 拓扑，如基于全桥子模块（Full Bridge Sub-module，FBSM）的全桥MMC 或基于全桥、半桥子模块混合的混合型MMC，其中混合型MMC 综合了半桥与全桥MMC的优点，可降低投资、减小损耗，更符合特高压混合直流工程应用需求［9-11］。

对于混合型MMC 的直流侧故障清除，文献［12～14］通过故障后快速闭锁MMC实现了直流侧故障电流的清除，但是闭锁后子模块不可控，会造成故障期间子模块电容电压不均衡，影响故障消除后快速可靠地恢复，另外闭锁也导致有功、无功传输全部中断，会对交流系统造成一定冲击。文献［15～17］通过故障后控制MMC 输出零直流电压或零直流电流实现直流侧故障电流的清除，较好地解决了前述闭锁方式的缺点，但控制的前提均需故障被明确识别。文献［18］提出一种直流线路故障的限流控制，具有较好的故障电流抑制效果，但该方式在直流电流发生暂态变化时会引起直流电压的变化，不利于直流电压的稳定。

实际工程中，长距离直流架空线路可能发生的故障类型复杂多样，包含金属性或高阻性，瞬时性、持续性或永久性等，针对特高压混合直流系统，能适应不同类型直流线路故障清除的策略研究成果目前尚未见报道。

本文首先结合特高压混合直流的系统结构及基本控制策略，阐述了直流线路故障清除所采用的方式及不同类型故障下需解决的关键问题；然后分析了特高压混合直流系统的线路故障特性，结合特性分析结果提出了基于主动限流的直流线路故障自适应清除策略及实现方案，最后通过实时数字仿真平台试验验证了所提策略的有效性。

1 特高压混合直流系统线路故障关键问题

1.1 系统结构

本文以图1 所示±800 kV 特高压混合直流输电系统为研究对象，整流站每极由两个十二脉动LCC 换流器串联，逆变站每极由两个混合型MMC 换流器串联，高、低压换流器通过独立的换流变压器连接至站内同一交流母线。其中，Udc1、Udc2分别为整流、逆变站直流线路出口处对中性母线的直流电压，Idc1、Idc2分别为整流、逆变站直流线路出口处直流电流，直流电流的正方向为整流站流向逆变站。

图1 特高压混合直流输电系统拓扑Fig.1 Topology structure of hybrid UHVDC transmission system

逆变站混合型MMC换流器拓扑结构如图2所示，每个桥臂由相同配置比例的HBSMs、FBSMs 及一个桥臂电抗器串联而成，HBSMs 可输出正、零两种电平，FBSMs 可输出正、负、零3 种电平，两种类型子模块的电容值C 及额定工作电压UcN相同。其中，UdV为混合型MMC换流器直流电压，IdV为直流电流；upj、unj分别为上、下桥臂电压，ipj、inj分别为上、下桥臂电流，ujo为交流相电压，ij为交流电流（j=a、b、c），o为假想电压中性点；Lb为桥臂电抗器电感。

图2 混合型MMC换流器拓扑结构Fig.2 Topology structure of the hybrid MMC

1.2 基本控制策略

相关研究结果表明［19-21］，整流站LCC 控制直流电流、逆变站MMC控制直流电压的模式更适合于混合直流输电系统，本文研究的特高压混合直流输电系统采用该模式做为基本控制模式，与基本控制模式对应，整流站和逆变站的高、低压换流器分别配置如图3和图4所示控制器：

图3 整流站LCC换流器控制器结构Fig.3 Structure of rectifier LCC converter controller

整流站LCC 各换流器均配置定直流电流控制、直流电压裕度控制及最小触发角限制。为满足直流线路故障清除的需要，当直流线路保护动作后，LCC将执行移相至164°以清除故障电流。

逆变站MMC各换流器均配置内外环控制，其中有功外环为直流电压控制、内环为直接电流解耦控制，直流电压外环控制可以保证整个系统的直流电压稳定并获得良好的稳态控制精度。

对于逆变站混合型MMC换流器，全桥子模块的负电平输出能力使其具有过调制能力，可以直流降压运行，定义直流调制度mdV为：式（1）中，UdVN为混合型MMC换流器额定直流电压。

图4 逆变站MCC换流器控制器结构Fig.4 Structure of inverter MMC converter controller

当mdV=1 时，混合型MMC 换流器按额定直流电压运行；当0＜mdV＜1 时，直流降压运行；当mdV=0 时，零直流电压运行；当mdV＜0时，直流负压运行。

设定混合型MMC 换流器的交流调制度为mac、每个桥臂中全桥子模块占子模块总个数的比例为KFB，考虑交流侧电压保持稳定，换流器的mdV运行范围可表示为［21］：

mac- 2KFB≤mdV≤2 - mac（2）

依据式（2），以mac取1.0、KFB取0.7 为例，混合型MMC 换流器的直流电压运行范围即为［-0.4UdVN，1.0UdVN］，其具有较大的电压运行范围及负压输出能力。

特高压混合直流系统的直流电压控制目标为维持整流站直流电压Udc1为800 kV，依据直流线路压降可以计算得到逆变站的直流电压参考值Udc2-ref。引入直流调制度后，可设定直流调制度mdV为控制目标，逆变站MMC 换流器的直流电压参考值即为mdVUdVN，直流调制度分配单元依据Udc2-ref和实际运行的换流器数量NV计算得到本换流器mdV为Udc2-ref/NVUdVN，其被同时送入直流电压外环控制及桥臂电压计算单元；桥臂电压计算单元采用内环控制输出的交流参考电压Ujo-ref及直流调制度mdV计算产生各桥臂电压参考值，之后通过阀控完成对本换流器的控制；当桥臂电压参考值为正值时，全桥及半桥子模块均可参与正投入；当桥臂电压参考值为负值时，只有全桥子模块允许参与负投入。

为满足直流线路故障清除的需要，逆变站各换流器还配置直流线路电流控制器，该控制器以直流线路电流Idc2到0作为控制目标，当检测到直流线路保护动作后，该控制器启动并将直流调制度由正常值Udc2-ref/NVUdVN切换为该控制器的输出，阻断MMC换流器向直流线路故障点注入电流；在线路故障清除过程结束后，将该控制器退出并使直流调制度斜率爬升恢复至正常值，实现直流电压的重建，该方式对直流线路的瞬时金属性接地故障具有良好的清除效果。

1.3 直流线路保护配置及故障清除方式

根据相关研究［22-23］，对具有长距离直流架空线路的特高压混合直流系统，直流线路保护功能的典型配置方式仍可参照成熟的常规特高压直流工程，具体如表1所示。

表1 直流线路保护功能配置方案Table 1 Configuration scheme of DC line protection

其中，WFPDL、27du/dt为直流线路主保护，动作时间一般为几毫秒；27DCL 和87DCLL 为直流线路后备保护，动作时间为百毫秒级，27DCL也用于识别重启后的故障，87DCLL可反映线路高阻接地故障。

在直流线路保护动作后，控制系统将启动线路故障清除及重启过程，其基本流程如图5。

对于线路故障清除过程，整流站LCC执行移相、逆变站MMC控制直流线路电流到零，使故障点电流快速下降至零，等待去游离时间（一般为300～500 ms）结束后执行重启，逆变站MMC 恢复直流电压、整流站LCC恢复角度建立电流，两站协调完成重启过程；对于单次未能清除的持续性故障，可通过增加重启次数或降压重启等方式，提高故障清除的成功率。由于实际工程中直流线路故障的类型多样，采用上述方式后，仍存在以下几个关键点需解决：

图5 直流线路故障清除及重启流程Fig.5 DC line fault clearing and restart flow

1）关键点1：直流线路金属性接地故障由于电气量变化剧烈、故障特征明显，直流线路主保护可快速识别故障并动作，但对于由绝缘闪络、雷击、树枝碰线、山火等造成的高阻性接地故障，电气量变化相对平缓，直流线路主保护往往不能快速动作，需通过后备保护动作清除故障。由于后备保护动作时间偏长，如在后备保护动作前MMC 流向故障点的电流持续增大并引起MMC过流闭锁，将导致故障清除失败。

2）关键点2：在去游离过程结束后，逆变站MMC会尝试重建直流电压，对于故障尚未实际清除的持续性故障，随着直流调制度的增大，MMC 将重新向故障点注入电流，在线路保护再次动作前可能导致MMC过流闭锁。

3）关键点3：在直流线路故障清除及重启过程中，需保持逆变站高、低压MMC换流器直流电压均衡及子模块电容电压稳定，避免出现子模块过压、欠压等现象。

为保证各种类型线路故障下，直流线路故障的清除过程都能按图5 所示设计流程完成，需要结合特高压混合直流系统特点研究相适应的清除策略。

2 基于主动限流的直流线路故障自适应清除策略

2.1 特高压混合直流系统线路故障特性分析

为便于对特高压混合直流系统的线路故障特性进行分析，需建立相应的直流侧等效回路。对于逆变站混合型MMC换流器，其桥臂电流方程如下［24-25］：

式（3）中，icom表征同时流经上、下桥臂的电流，其包含直流电流分量及内部相间环流分量icir。

忽略桥臂的等效电阻，根据基尔霍夫电压定律，逆变站混合型MMC换流器的桥臂电压方程如下：

式（4）上、下两式相加可得直流侧电压方程：

考虑在环流抑制措施起效条件下，icom中的icir分量可以忽略，并定义ucom=upj+unj用于表征换流器的理想直流电压，式（5）可以表示为：

根据式（6）可以定义换流器等效电感Leq如下：

在高、低压换流器均压良好的情况下，逆变站MMC直流侧等效回路可以采用图6表示。

图6 逆变站MMC直流侧等效回路Fig.6 DC equivalent circuit of inverter MMC converters

根据混合型MMC换流器的子模块连接特征，假设各桥臂的工作子模块电容电压平均值Uc相同，ucom也可以表示为［26］：

式（8）中，Npj、Nnj分别为各相上、下桥臂投入的子模块数。

以直流调制度mdV作为控制量，混合型MMC 换流器的理想直流电压可表示为：

在子模块电容电压Uc维持稳定的情况下，混合型MMC换流器的理想直流电压将由本换流器直流调制度确定，通过同步调整高、低换流器的直流调制度可以实现对换流器理想直流电压及逆变站输出直流电压的控制。

对于直流侧短路故障，混合型MMC换流器在未闭锁状态下各桥臂故障电流由子模块电容放电电流和交流系统馈入短路电流叠加而成，由于交流系统三相电压对直流侧故障点的馈入电流相互抵消，交流系统馈入仅造成故障下桥臂电流的增大，对直流电流无影响［27］。因此，基于理想直流电压控制，特高压混合直流系统线路故障下的直流侧等效回路可采用图7表示。

图7 直流线路故障等效回路Fig.7 Equivalent circuit of DC line fault

其中，Rline1、Lline1分别为整流站至故障点的直流线路等效电阻和电感值；Rline2、Lline2分别为逆变站至故障点的直流线路等效电阻和电感值，Ld1、Ld2分别为整流、逆变站平波电抗器电感值。

根据基尔霍夫定律，逆变站与直流线路故障点的电压量之间满足如下表达式：

式（10）、式（11）中，Uf为故障点直流电压，Rf为故障点接地电阻。

由式（10）、式（11）可见，当直流线路故障点电压Uf低于逆变站高、低压换流器理想直流总电压2ucom时，直流线路电流Idc2将反向流入故障点并引起直流线路出口处直流电压Udc2的跌落。由于直流线路、平波电抗器及桥臂电抗器等电感元件的作用，Idc2将由故障前初始值先下降至0、之后由0 反向增大，如电压差引起电流持续反向增大至换流器过流水平将导致换流器闭锁；由于上述过程中直流电流的反向增大实际为逆变站MMC子模块电容向线路故障点放电形成，会导致子模块电容电压下降。因此，对于图1 所示特高压混合直流输电系统，在发生直流线路故障后，逆变站的典型特征是直流线路出口处直流电压跌落、直流电流反向增大、子模块电容电压下降。

由式（10）可见，在直流线路发生故障但直流线路保护尚未动作前，逆变站MMC如果主动调整ucom，输出与故障点电压相匹配的直流电压，将可以使换流器向故障点提供的电流被限制在安全水平，保证MMC不发生过流，为线路保护动作并启动故障清除做好准备；对于线路金属性接地故障，式（10）也表明，逆变站MMC通过快速输出负压，可以抑制直流电流的反向增大并使直流电流向0变化。

2.2 直流线路故障自适应清除的MMC控制器设计

结合2.1 节对特高压混合直流系统线路故障特性的分析，可进行逆变站MMC控制器的优化设计。

对于1.3节所述关键点1，基于直流线路故障后逆变站的故障特征，在图4基础上可配置如图8中所示的直流故障限流控制器，该控制器不依赖于线路保护的动作，在检测到直流线路出口处直流电压Udc2低于门槛值时启动并将控制目标设定为-ΔI（ΔI为安全限流值，一般可设为0.1～0.5 p.u.），其输出与直流调制度正常值Udc2-ref/NVUdVN取小后作为本换流器mdV。在直流线路电流Idc2高于-ΔI时，该控制器处于正饱和状态，不实际起效；当Idc2降至低于-ΔI时，该控制器将自动起效并调整直流调制度，使流向故障点的直流电流钳位在-ΔI的水平，从而保证线路保护动作前MMC不发生过流。

对于关键点2，为避免持续性故障下去游离后的重启建压阶段发生过流，需在检测到故障未消除特征后停止直流调制度的爬升并进行故障电流的限制，为此可在重启建压阶段将图4中已配置的直流线路电流控制器保持投入并将其控制目标由0切换为-ΔI，同时将其输出作为直流调制度爬升量的上限，一旦重启建压阶段出现直流电流反向增大并低于-ΔI 时，该控制器将自动起效并限制直流调制度的爬升，待直流线路保护再次动作后启动下一次故障清除过程，该控制器在直流调制度恢复至正常值后退出。

对于关键点3，为保证直流线路故障清除的不同阶段均能维持逆变站高、低压换流器直流电压的均衡，并考虑到不同换流器直流电流采样及控制运算会存在细微差异，配置了直流调制度同步单元，其选定一个换流器作为主控换流器，另一非主控换流器的直流调制度均自动跟随主控换流器。对于子模块电容电压的稳定，由式（9）可见，在直流调制度非零时，直流电压外环控制可通过闭环调节使换流器直流电压跟踪目标值，从而保持子模块电容电压的稳定；但对于直流调制度在零附近的故障清除阶段，直流电压外环控制对于子模块电容电压的稳定作用将失效，为避免电容电压出现发散可配置子模块电容储能控制器，该控制器以子模块平均储能恒定于1.0 p.u.为控制目标。

从能量平衡角度来看，MMC换流器交流侧与直流侧的能量差等于所有工作子模块电容储能的变化量［28-29］。对于逆变站MMC 换流器，直流侧输入MMC的能量Wdc、MMC输出至交流侧的能量Wac及所有工作子模块电容储能变化量ΔWMMC之间满足式（12）关系

如控制各工作子模块电容平均储能恒定，ΔWMMC可趋近于零，换流器交流侧与直流侧能量进入平衡状态。

各工作子模块电容平均储能Wc可表示为：

图9 逆变站直流线路故障清除及重启流程Fig.9 Inverter DC line fault clearing and restart flow

由式（13）可见，控制Wc恒定可同时维持子模块电容电压的稳定。

在线路故障清除过程中，一旦检测到直流调制度低于预设值，则将有功外环切换为子模块电容储能控制，待直流调制度恢复至预设值以上再切换回直流电压外环控制。

综合上述对应的逆变站直流线路故障清除及重启流程调整为图8所示，优化后的逆变站MMC换流器控制器设计如图9所示。

图8 直流线路故障自适应清除的MMC换流器控制器结构Fig.8 DC line fault adaptive clearing MMC converter controller

采用上述优化设计后，特高压混合直流输电系统可对不同类型的直流线路故障实现自适应清除。

另外，对于直流线路故障清除过程中混合型MMC换流器全桥、半桥子模块的均压控制，阀控采用文献［26］中提出的基于全桥、半桥子模块电容电压统一排序策略，可取得良好的均压效果。

3 仿真验证

为验证本文所提出的特高压混合直流系统线路故障清除策略的有效性，在基于实际控制保护设备及实时数字仿真器（Real Time Digital Simulator，RTDS）的实时仿真平台上开展直流线路故障试验来进行验证，一次系统结构如图1所示，额定直流电压为±800 kV、每极额定直流功率为2 500 MW，相关一次参数如表2所示。

表2 特高压混合直流输电系统一次参数Table 2 Hybrid UHVDC system primary parameters

图10 直流线路持续金属性接地故障逆变站波形Fig.10 Inverter waveforms for DC line continuous metal grounding fault

在极1双换流器全压额定运行工况下进行直流线路故障的特性测试，去游离时间设定为400 ms，ΔI 设定为0.2 p.u.。

1）模拟直流线路中点发生持续的金属性接地故障，故障持续时间500 ms，仿真结果如图10所示。

直流线路发生持续的金属性接地故障后，控制系统检测到直流线路主保护动作（LINE_PR_ACT 第1 次由0变1）启动故障清除，第一次去游离结束后故障仍持续，在基本控制策略下，随着直流调制度mdV的恢复，直流线路电流Idc2持续反向增大，在直流线路后备保护27DCL动作前电流已增大至换流器过流的水平，导致直流极闭锁及故障清除失败；在自适应清除策略下，随着直流调制度的恢复，在直流电流反向增大至-ΔI后，直流线路电流控制器起效并主动调整直流调制度，直流电流被限制在-ΔI的安全水平，待检测到直流线路后备保护动作（LINE_PR_ACT 第2 次由0 变1）后启动下一次故障清除过程，之后重启恢复至正常运行状态，全过程中MMC保持于解锁状态（DEBLOCKED为1）。

2）模拟直流线路中点发生高阻性接地故障，故障持续时间1 000 ms，过渡电阻100 Ω，仿真结果如图11所示。

图11 直流线路高阻性接地故障逆变站波形Fig.11 Inverter waveforms for DC line high resistance grounding fault

直流线路发生高阻性接地故障后，直流线路主保护未动作，在基本控制策略下，直流线路电流Idc2反向增大至较高水平并持续，存在较大的过流风险；在自适应清除策略下，直流故障限流控制器在检测到电流反向增大至-ΔI 时自动启动，通过降低直流调制度使反向电流维持在-ΔI 的安全水平，待检测到直流线路后备保护87DCLL 动作（LINE_PR_ACT 由0 变1）后启动故障清除过程，之后重启恢复至正常运行状态。

上述试验结果也可见，采用自适应清除策略，在线路故障清除的各阶段逆变站高、低压换流器直流电压均压良好，子模块电容电压特性正常，未出现发散。