高压直流输电系统后续换相失败风险评估及抑制方法

2021-03-18周博昊李凤婷尹纯亚

电力系统自动化 2021年5期

周博昊，李凤婷，尹纯亚

（新疆大学电气工程学院,新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市830047）

0 引言

换相失败是依靠电网电压换相的高压直流输电技术最常见的故障类型之一［1-3］。若引发首次换相失败的交流系统故障未能及时清除或控制处理不当,恢复阶段直流系统可能出现后续换相失败,易造成局部故障向全局转变,威胁混联系统的安全稳定运行［4-5］。随着特高压直流工程的不断建设、直流容量的不断提升,会造成故障概率、故障容量的不断增加；另一方面,随着新能源装机容量的不断提高,交流系统的抗干扰能力和调节能力持续下降,作为混联系统安全稳定的“攻”“守”双方此消彼长,会造成后续换相失败的影响日益严峻。因此,开展换相失败机理、风险评估及抑制策略的研究具有重要的理论和工程价值。

针对后续换相失败,国内外学者主要从影响因素和抑制策略两方面展开了研究。文献［6］指出不对称故障下,直流电压、电流中存在较大幅值的二次谐波分量。在此基础上,文献［7］通过分析不对称故障下换相过程,发现二次谐波分量会导致超前触发角的波动进而引起后续换相失败的发生,但无法解释对称故障下后续换相失败发生机理。文献［8-9］分别指出电流偏差控制中斜坡函数斜率参数与恢复过程各控制器交互不当会引起后续换相失败的发生。文献［10］在此基础上,通过研究恢复过程系统运行点状态,分析了直流电流恢复引发后续换相失败的原因,并改进低压限流环节实现后续换相失败有效抑制。文献［11］研究了锁相环暂态跟踪性能对后续换相失败的影响,并构造前置滤波环节,增强抗干扰能力。文献［12-13］分别研究了无功消耗与交流系统单相跳闸对后续换相失败的影响,但是故障后立刻调整逆变器触发方式的工程可行性仍有待研究。文献［14］指出故障发生后,保护装置的拒动或误动、重合闸于故障上,会引起等效换相电感的改变,也可能诱发换相失败。现有研究中往往从以下几个方面提出换相失败抑制方法:通过提前触发方式［15-17］、采用多种限流策略［18-19］、采用逆变侧交流系统无功补偿方法［20-21］、基于全控型器件进行逆变站结构改造［22-23］以及优化交流系统保护策略［24-25］。现有针对后续换相失败机理的分析研究仍不够全面和深入,所提出的影响因素往往仅涉及电气量、控制策略、器件暂态性能和保护动作中的某一方面；仍缺乏可定量有效评估后续换相失败风险的指标；针对后续换相失败抑制策略的研究以控制策略优化为主,但是所提抑制策略往往较难兼顾系统快速平稳恢复和后续换相失败的有效抑制。

为明确后续换相失败机理并进行有效风险评估与抑制,本文基于逆变器换相过程数学模型,剖析后续换相失败阶段各影响因素对换相电压时间面积需求量和提供量的影响,讨论了后续换相失败的直接、间接影响因素,明确后续换相失败机理；在此基础上,提出了后续换相失败风险指标（SCFRI）用于定量评估系统后续换相失败风险；结合所提SCFRI,从附加控制和限流策略两方面,分别提出了基于SCFRI的附加控制策略和基于SCFRI的协调限流策略。最后通过CIGRE直流标准测试模型验证了所提后续换相失败机理的正确性、SCFRI的合理性与抑制策略的有效性。

1 后续换相失败机理与风险评估方法

1.1 后续换相失败机理

相比首次换相失败,后续换相失败的机理更为复杂,不仅受到系统电气量变化的影响,同时恢复阶段控制系统的调节及系统内设备暂态响应特性等均会影响后续换相失败发生与否。

以阀1、2导通到阀2、3导通过程为例,此过程阀1向阀3换相,其等效电路见附录A图A1。

大容量变压器、线路及滤波器的感抗分量远远大于电阻,故忽略电阻的影响,并认为各相换相电感大小相等,根据基尔霍夫电压及电流定律有:

根据式（1）,稳态时所需换相电压时间面积为:

式中:μ为换相角；α为触发角。

若考虑换相期间直流电流的变化ΔId,所需换相电压时间面积（本文简称换相面积）修改为:

根据式（1）,给定触发角α情况下,为保证成功换相,逆变器的最大换相面积提供量为:

式中:γmin为固有最小关断角,反映了晶闸管元件中载流子复合开关建立PN结阻挡层以恢复正向阻断能力所必需的时间,一般认为约400μs（本文γmin取7.2°）。当Sμ,need大于Sμ,pro时,实际换相电压下能够提供的最大换相面积仍不满足换相过程所需换相面积,会导致实际的关断角γ小于γmin时,则会出现以下情况之一:①换相结束后,刚退出导通的阀在反向电压作用期间,不能恢复阻断能力；②2个桥臂的换相过程一直未能结束。在这2种情况下,会出现预期开通的阀向预定关断的桥臂倒换相而未能开通,预期关断的阀未能关断,这种异常工况被称为换相失败。

因此若不发生换相失败,需满足Sμ,pro≥Sμ,need,根据式（3）和式（4）有

由式（5）可知,三相对称故障下,若忽略电压偏移及谐波引起的换相电压畸变等因素,影响换相的主要因素有:直流电流及其换相期间变化量、换相电感、换相电压、触发角。其中,根据式（3）,直流电流及其换相期间变化量、换相电感直接影响换相过程所需换相面积。根据式（4）换相电压和触发角分别决定了换相电压波形和换相起始时刻,影响最大换相面积提供量。由于这部分因素直接影响换相过程,本文将其定义为直接影响因素,实际工程中还存在其他影响因素,由于该类影响因素对换相过程的影响是通过影响上述直接影响因素而间接实现的,本文将其定义为后续换相失败的间接影响因素。直接、间接影响因素的影响机理详见附录A。

1.2 后续换相风险评估方法

相比首次换相失败,后续换相失败更突显量变引起质变的特点,在直流连锁故障演变过程中,有效评估后续换相失败发生风险是快速、有效切断连锁故障链的基础。

根据式（5）,不发生后续换相失败情况下,触发角、换相电压、直流电流及其变化量需满足:

其中,参数A、B、C计算公式如下:

式中:Xc为换相电抗；αi为逆变器触发角。

根据式（6）、式（7）可知,后续换相失败是否发生与换相电压、直流电流及其变化量、触发角之间是否匹配有着直接关系。

定义后续换相失败风险指标（subsequent commutation failure risk index,SCFRI）的值为SCFRI,计算如下:

根据式（3）、式（4）,换相面积提供量与需求量之差ΔS的计算式为:

对比式（8）、式（9）并结合式（7）可知:

其中系数K计算公式如下:

逆变器正常工作状态下,触发角αi∈［90°,180°］,为保证成功换相,逆变器控制系统会对超前触发角βi进行限幅限制（例如:CIGRE标准测试系统中,限制超前触发角βi≥0.52）,通常逆变器触发角一般被限制不超过150°。根据式（11）,系数K大于0,SCFRI与ΔS呈现正相关函数关系:当SCFRI增大时,ΔS增大,逆变器换相裕度提高,发生后续换相失败风险降低；当SCFRI减小时,ΔS减小,逆变器换相裕度降低,发生后续换相失败风险提高。因此,SCFRI既可定性判别是否发生后续换相失败,又可定量评估后续换相失败风险程度。当系统的SCFRI＞0时,SCFRI越小,表征系统换相安全裕度越小,后续换相失败风险越高。换相期间直流电流变化量ΔId预测原理、验证及工程应用相关讨论见附录A第A3章。

2 基于SCFRI的后续换相失败抑制策略

2.1 基于SCFRI的附加控制策略

SCFRI可定量表征后续换相失败风险,基于此通过设计附加控制策略,根据风险程度自适应调节逆变器触发角指令值,实现后续换相失败的有效抑制。逆变器触发角被限制在90°以上,因此可采用三角形代替换相电压时间面积的右半正弦曲线,附加控制策略原理见附录A图A2。定义图A2中角度θ并计算可得:

式中:ULf为逆变侧交流系统线电压峰值。提前触发Δα角度情况下,换相面积增加量表示为图A2中直角梯形面积,其上、下底边x、y分别为:

根据式（12）至式（14）可知,通过提前触发Δα角度情况下,额外获得的换相面积增量为:

式（15）表征了提前触发控制量与增加的换相面积的函数关系,可作为提前触发控制的依据。由于采用直角三角形模拟右半正弦曲线,因此实际换相面积增量要大于根据式（15）得到的计算值,依据式（15）设计的提前触发控制更为保守,不会出现提前触发不足无法有效抑制后续换相失败的问题。

若希望直流系统经历首次换相失败后,在系统的恢复阶段SCFRI维持在安全范围内（设定为SCFRI0附近,为附加控制器中的控制目标）,根据式（10）、式（11）、式（15）,则基于SCFRI的附加控制量为:

式中:D=(180°−αi)ULf/90°。

SCFRI与换相面积提供量与需求量的差值存在函数关系,SCFRI可以定量显示系统换相面积的盈余或缺失情况。在首次换相失败后,直流系统进入恢复阶段,换相面积盈余量逐渐减少,但是现有控制系统中无考虑换相面积盈余量的控制器,因此在恢复阶段末期,存在较大后续换相失败风险。为避免此情况发生,保证恢复阶段系统的后续换相失败风险维持在较低水平,通过附加控制方式,自适应调节换相面积提供量跟随换相面积需求量的变化,始终维持二者相匹配并保持一定的安全裕度,将系统的SCFRI维持在安全范围内。基于SCFRI的附加控制策略的启动逻辑如图1（a）所示,在CIGRE HVDC系统中加入所提出的附加控制策略后逆变器框图如图1（b）所示。

图1 基于SCFRI的附加控制策略Fig.1 Additional control strategy based on SCFRI

图1中:ΔId为换相期间直流电流变化量预测值；α为触发角实测值；Udi为逆变侧直流电压；Idi为逆变侧直流电流；γiD为YD联结换流变所在六脉动逆变器关断角实测值,γiY为YY联结换流变所在六脉动关断角实测值；Id,order为上层直流电流指令值,Idr为逆变器传输给整流器的直流电流指令值；βi,CC为逆变器定电流控制给出超前触发角指令值,βi,CEA为逆变器定关断角控制给出超前触发角指令值；αi,eventually为加入基于SCFRI的附加控制策略后逆变器触发角最终指令值。

MAF为滑动平均滤波器；VDCOL为逆变器中低压限流控制器；CEC为逆变器中电流偏差控制器；CC为逆变器中定电流控制器；CEA为逆变器中定关断角控制器；蓝色虚线框为基于SCFRI的附加控制器,其启动模块内逻辑如图1（a）所示；SCFRI0需依据实际工程情况进行设定。

2.2 基于SCFRI的协调限流策略

附加控制可以快速动作,有效抑制换相失败的发生,但实际工程中存在2个主要缺点:一是调节范围受限；二是会增加电气应力,减少设备使用寿命。因此,为尽可能避免这种缺点,增强基于SCFRI的后续换相失败抑制策略的抑制效果,现辅以基于SCFRI的限流策略,有效限制换相面积需求量。

为维持与附加控制策略相同的控制目标,根据式（8）,逆变侧定电流控制器电流指令值计算式为:

为充分发挥整流、逆变两侧的限流功能,结合CIGRE标准测试系统中的电流裕度,根据式（17）,整流侧定电流控制器指令值为:

为更好地与附加控制策略相配合,协调限流策略启动逻辑保持相同。在CIGRE HVDC系统中加入所提出的协调限流策略后的逆变器控制框图如图2所示。

由图2可见,依据式（18）计算相关参数,并与低压限流指令值、上层电流指令值取最小值传递至整流器,通过整流侧定电流控制器实现整流侧电流限制；同时将整流侧电流指令值减去设定的电流裕度0.1 p.u.,得到逆变器定电流控制指令值,最终实现了基于SCFRI的协调限流控制,通过限制两侧电流指令值,限制逆变器换相面积需求量的增加,配合附加控制策略,同时提高换相面积提供量并有效限制换相面积需求量,最大程度抑制后续换相失败。

图2 基于SCFRI的协调限流策略Fig.2 Coordinated current limiting strategy based on SCFRI

3 仿真验证与分析

3.1 仿真模型的搭建

在PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件中,搭建CIGRE标准直流测试模型,其结构和内部参数如附录B所示,晶闸管关断时间设置为400μs,仿真步长设置为50μs。

3.2 SCFRI指标测试与分析

设置逆变侧交流系统1.3 s时发生三相接地故障,故障电阻为90Ω,故障持续时间参考文献设置为0.2 s［25］。逆变器关断角、逆变器触发角指令值、直流电流、逆变侧换流母线电压有效值及SCFRI如图3所示。

图3（e）中红色虚线为SCFRI=0。稳态时,SCFRI大于0,在经历首次换相失败后,直流系统进入恢复阶段,在恢复末期SCFRI持续降低,1.49 s降至约9.5,此时系统已经存在较大的后续换相失败风险。但由于该阶段电流偏差控制与定关断角控制调节效果相互抵消,导致控制系统在此阶段并未对触发角进行有效调节［9］,同时1.5 s故障清除造成了直流系统的二次冲击,后续换相失败的直接影响因素均发生较大程度突变。在低SCFRI的情况下,系统SCFRI进一步恶化并发生后续换相失败。

测试结果表明,SCFRI可以较好地显示直流系统后续换相失败的风险,可以对后续换相失败风险进行定量评估。单相电阻性、电感性故障和三相电感性故障下SCFRI的测试结果见附录C。

3.3 基于SCFRI的后续换相失败抑制策略验证

3.3.1 基于SCFRI的附加控制策略效果验证

图3 三相电阻性接地故障时SCFRI测试Fig.3 SCFRI test with three-phase resistive grounding fault

设置逆变侧交流系统1.3 s时发生三相接地故障,故障电阻为90Ω,故障持续时间为0.2 s。仅采用基于SCFRI的附加控制策略,设定SCFRI0=50。原系统与改进后系统的逆变器关断角、逆变器触发角指令值、直流电流、逆变侧换流母线电压有效值、系统传输的有功功率及SCFRI如图4所示。

测试结果表明,三相电阻性接地故障下,提出的基于SCFRI的附加控制策略可以较好地抑制后续换相失败的发生。故障初期（1.35～1.4 s）自适应提高了触发角指令值,改进后系统直流电流恢复速度更快,但同时增加了逆变器无功功率消耗,导致逆变侧交流电压恢复变缓。恢复阶段（1.4～1.5 s）基于SCFRI的附加控制策略将系统的SCFRI值维持在50左右,逆变器关断角被限制在15°附近,恢复末期系统SCFRI值较高,后续换相失败风险较低。虽然1.5 s时故障清除不可避免地造成了二次冲击,但此时系统SCFRI值较高,因此并未发生后续换相失败。单相电阻性、三相电感性及单相电感性接地故障下,基于SCFRI的附加控制策略的效果验证与分析详见附录D。

图4 三相电阻性接地故障时基于SCFRI的附加策略效果Fig.4 Effect of additional control strategy based on SCFRI with three-phase resistive grounding fault

3.3.2 基于SCFRI的协调限流策略效果验证

设置逆变侧交流系统1.3 s时发生三相接地故障,故障电阻为90Ω,故障持续时间为0.2 s。仅采用基于SCFRI的协调限流策略,设定SCFRI0=50。原系统与改进后系统的逆变器关断角、整流侧直流电流指令值、直流电流、逆变侧换流母线电压有效值、系统传输的有功功率及SCFRI分别如图5所示。

测试结果表明,三相电阻性接地故障时,基于SCFRI的协调限流策略可以较好地抑制后续换相失败的发生。使用协调限流策略后,系统在首次换相失败后的恢复阶段末期主动调节了电流指令值,限制了系统的直流电流,保障了恢复末期系统具有较高的SCFRI,有效抑制了后续换相失败。恢复末期由于协调限流策略限制了两侧直流电流指令值,逆变器无功消耗得到缓解,逆变侧交流系统的电压恢复效果相比附加控制更好。由于协调限流策略的调节手段是限制直流电流指令值,控制速度不如附加控制策略,因此SCFRI存在更明显的波动。单相电阻性、三相电感性及单相电感性接地故障下,基于SCFRI的协调限流策略验证详见附录E。

3.3.3 基于SCFRI的后续换相失败抑制策略验证

设置逆变侧交流系统1.3 s时发生三相接地故障,故障电阻为90Ω,故障持续时间为0.2 s。同时加入基于SCFRI的附加控制策略和协调限流策略,两策略中均设定SCFRI0=50。同时使用2种策略的抑制策略效果如图6所示。

对比图4至图6可知,同时使用2种策略可以兼备两者的优势。改进后的系统在恢复初期直流电流的恢复速度更快,在恢复末期有效地限制了直流电流；改进后系统在恢复阶段的关断角水平相比单独使用2种策略都要高（同时使用最低关断角在10°以上,而单独使用均在10°以下）,因此2种策略同时使用可以相互补强,具备更好的后续换相失败抑制效果。

同时使用2种策略可以中和两者的缺陷。同时采用2种策略后,系统SCFRI水平虽仍存在波动,但相比仅采用协调限流控制策略而言,已有较好改善效果；同时采用2种策略交流系统电压恢复相比仅采用附加控制策略而言,同样具有更好的表现。

综上,2种策略可以起到很好的配合作用。首次换相失败后,系统进入恢复阶段,恢复初期附加控制策略占主导地位,帮助系统快速地恢复。进入恢复末期,继续快速恢复会带来较大的后续换相失败风险,此时协调限流策略占主导作用,有效限制直流电流,帮助交流系统电压有效恢复,二者相互配合,共同维持系统的SCFRI保持在较高水平,保证恢复阶段关断角始终处于安全范围,兼顾了系统的初期快速恢复和末期后续换相失败有效抑制。三相电阻性故障情况下换流变压器阀侧电流仿真结果见附录F,所提出指标、抑制策略的仿真测试结果见附录G。