苏州同里±10 kV柔性直流配电系统直流故障特性研究

2021-12-01杨景刚刘洋苏伟肖小龙司鑫尧张晓荣

电力工程技术 2021年6期

杨景刚，刘洋，苏伟，肖小龙，司鑫尧，张晓荣

(1.国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏南京 211103；2.国网江苏省电力有限公司南京供电分公司，江苏南京 210019；3.东南大学电气工程学院，江苏南京 210096；4.湖南大学电气与信息工程学院，湖南长沙 410082)

0 引言

随着新能源分布式发电及电力电子技术的发展和应用，负荷日趋多样化。直流配电系统可适用于分布式电源的广泛接入，且具有传输容量大、电能质量高、系统稳定强等优点，应用前景广泛[1—5]。模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)相较于两电平及三电平换流器，具有损耗成倍下降、阶跃电压降低、波形质量高等优点[6]。

国内外陆续开展了对于柔性直流输配电系统的研究。在柔性直流输电方面，文献[7]分析高压柔性直流输电系统直流侧3种故障类型的故障特性；文献[8—9]将张北±500 kV四端柔直工程直流线路短路过程分为3个阶段研究；文献[10]对直流双极短路故障时子模块的过电压应力进行详细研究，对闭锁前后2个阶段的故障机理进行理论分析；文献[11]针对典型交流接地方式下系统的直流单极接地故障及换流站的故障恢复进行研究，定性分析了避雷器动作对故障特性的影响。柔性直流配电系统相对于输电系统，电压等级低，输送距离短，且多数接有分布式电源，过电压机理及故障特性有所不同。文献[12]分析伪双极、真双极和混合接线方式下换流站内部的过电压；文献[13]针对深圳±10 kV直流配电网示范工程进行过电压及绝缘配合分析，该工程采用两端状拓扑结构，伪双极主接线方式；文献[14]采用两端状主接线方式为深圳宝龙工业城直流配电系统提供技术方案支撑；文献[15—19]针对±10 kV中压柔性直流配电网，研究换流站和直流线路区域各类接地或短路的操作过电压并分析过电压的产生机理；文献[20—26]分析了柔性直流配电系统的故障及保护特性。

目前，对于柔性直流配电系统故障特性的研究多数未考虑DC-DC变换器、光伏及储能元件对故障的影响。文中针对苏州同里±10 kV直流配电系统，采用PSCAD电磁暂态仿真软件进行直流侧单极接地和极间短路故障暂态特性分析。系统采用伪双极接线，交流系统联接变压器阀侧经电阻接地，换流站均为MMC，其过电压、过电流特性可为器件参数设计及系统控制策略和保护方案提供重要依据。

1 基于MMC的柔性直流配电系统结构

1.1 系统拓扑

苏州同里±10 kV柔性直流配电网示范工程系统采用伪双极接线，交流系统联接变压器阀侧经电阻接地，如图1所示。九里和庞东2座交流变电站的电压等级均为110 kV，分别经过110 kV/10 kV的降压变压器以及10 kV/10 kV的联接变压器，接入容量为10 MW的MMC，换流器直流侧输出电压等级为10 kV，经过开闭所K1、K2及10 kV/0.375 kV DC-DC变换器并接入负荷。其中K1、K2开闭采用单母分段接线方式，每一段母线分别与一座换流站相连。系统主接线方式为伪双极结构，直流主干网采用双端环网结构。正常工况下，九里变与庞东变分别出线构成双端环网，通过直流电缆线路与直流变压器连接，各类工商民用负荷在负荷点处就近新建直流配电房，实现负荷接入。

图1 示范工程示意Fig.1 Schematic diagram of the demonstration project

苏州柔性直流配电网示范工程包含中、低压2个电压等级，满足直流负荷、光伏、储能多点分层接入，主要有居民负荷、数据中心负荷、工业负荷、直流充电站、光伏电站和商业负荷。

1.2 系统参数

基于苏州柔性直流配电网系统结构和控制策略，采用PSCAD搭建仿真模型。该系统主要由交流电源、联接变压器、MMC、直流变压器、直流负荷及直流电缆组成，系统参数如下。

(1)换流站均采用MMC，参数如表1所示。

表1 换流站参数Table 1 Converter station parameters

(2)光伏电站由2个串联的光伏阵列元件构成，光伏阵列1由36个光伏电池串联而成，光伏阵列2由10个光伏模块构成，均由36个光伏电池串联。光伏电池等效电路见图2。其中，Ig为光电流；Id，Vd分别为流过反并联二极管的电流及其两端电压；Rsh为并联电阻；Ish为流过Rsh的电流；Rsv为串联电阻；I，V分别为光伏电池的输出电流和输出电压。

图2 光伏电池等效电路Fig.2 Equivalent circuit of photovoltaic cell

光伏电池等效电路中各部分电流的关系如下：

I=Ig-Id-Ish

(1)

其中，

(2)

式中：ISCR为参考照度GR和参考电池温度TcR时的短路电流；αT为光电流的温度系数；G，Tc分别为实际照度和实际电池温度。

(3)DC-DC变换器拓扑结构如图3所示，左边为逆变电路，右边为整流电路，两边结构对称。高压侧由开关管S1—S4及二极管组成，经过高频变压器连接至低压侧；低压侧由开关管S5—S8及二极管组成，实现电气隔离并改变直流电压等级。

图3 DC-DC变换器拓扑结构Fig.3 DC-DC converter topology

采用单移相控制策略进行仿真，开关管S1、S4驱动信号相同，其驱动信号的取反信号为S2、S3驱动信号，同样适用于低压侧。通过控制开关管的驱动信号，使高频变压器两侧的电路产生频率相同的方波，2个方波之间相位关系决定DC-DC变换器传输功率大小和方向。

(4)直流负荷包括居民负荷、数据中心负荷、工业负荷、直流充电站、光伏电站和商业负荷等，采用受控直流电流源建模。

(5)直流电缆选用DC-YJV62-±10 kV型单芯交联聚乙烯绝缘电缆，采用频率相关模型建模，由内至外分别是导体层、绝缘层、铠装层和表皮层，其中铠装层单侧接地。

(6)直流断路器拓扑见图4。采用混合式结构，主支路为快速机械开关S和少量电力电子模块串联，降低负荷电流的导通损耗，转移支路为电力电子模块串联，耗能支路为金属氧化物可变电阻，开断时间短，通态损耗小，无需专用冷却设备。

图4 直流断路器拓扑结构Fig.4 Topology of DC circuit breaker

1.3 MMC基本结构及控制方式

图5为MMC的基本结构示意，每相分为上、下2个桥臂，每个桥臂均由多个子模块SM、桥臂电抗器L0及等效电阻R0串联而成。其中，usj(j=a，b，c)为交流侧等效电源电压；Ls，Rs分别为交流侧等效电感及电阻；ipj，inj分别为上、下桥臂的通流电流；ij为换流器输出电流；upj，unj分别为上、下桥臂子模块电压；uvj为换流器输出电压；Udc为直流母线正负极间电压；O为零电位点。

图5 MMC基本结构示意Fig.5 Schematic diagram of MMC basic structure

换流器的数学模型分析是研究控制方式的前提，以a相为例，依据基尔霍夫电压定律，交流侧微分方程及上、下桥臂微分方程如下：

(3)

同理可得出b，c两相基于基尔霍夫电压定律的微分方程，结合基尔霍夫电流定律，经过dq同步旋转坐标变换和拉氏变换，可得：

(4)

根据式(4)设计换流站控制，换流站级控制采用直接电流控制，九里换流站外环控制采用定直流电压和定无功功率控制，庞东换流站外环控制采用定有功功率和定无功功率控制。忽略换流器内部的有功损耗，有功及无功的直流分量P0，Q0可简化为[27—29]：

(5)

对比有功功率或直流电压的参考值Pref/Udcref和测量值P/Udc，经过PI调节可得有功电流参考值isdr，同理对比无功功率的参考值Qref和测量值Q，经过PI调节可得无功电流参考值isqr。内环根据isdr和isqr值进行消耦，直接电流控制框图如图6所示。

图6 直接电流控制框图Fig.6 Block diagram of direct current control

2 系统稳态运行特性

设t=1.1 s时负荷全部投入，稳态运行时各节点电压如表2所示，直流侧电压电流如图7所示。

图7 系统稳态运行时直流侧电压和电流Fig.7 System voltage and current of DC side during steady-state operation

表2 稳态运行时关键位置电压Table 2 Voltage of key point during steady-state operation

稳态直流母线电流为0.34 kA，极间最大电压为20.36 kV，电压偏移小于±3%，满足系统要求。

3 直流侧故障特性

3.1 单极接地故障电压特性

设t=2.0 s时直流侧正极发生接地故障，故障持续时间0.3 s，故障位置如图1所示。单极接地故障时关键节点电压如表3所示。

表3 直流侧单极接地故障时关键位置电压峰值Table 3 Peak voltage at key position during single-pole grounding fault on the DC side

系统单极接地故障时关键电压如图8所示。

图8 单极接地故障时关键节点过电压Fig.8 Overvoltage at key locations in the system under single-pole ground fault

直流侧发生单极接地故障时，联结变压器网侧电压几乎不变，而阀侧产生20.66 kV的过电压。系统交流侧出现直流偏置，产生10 kV左右的持续直流分量；桥臂电抗器端电压近似正弦波形，电压峰值为3.92 kV。直流侧单极接地故障时，换流器直流电抗器和桥臂电抗器在故障瞬间分别产生6.91 kV和3.93 kV的过电压，桥臂电抗器和直流电抗器可以抑制环流及直流侧故障时流过桥臂的故障电流上升率。

系统采用伪双极的接线方式，故障极电压几乎为0，健全极线路产生20.37 kV的过电压，换流器阀底和阀顶电压均升至原来的2倍，而极间电圧几乎不变，DC-DC直流变压器仍能依据控制策略输出理想电压，短时间内系统仍能持续运行。

3.2 单极接地故障电流特性

直流侧单极接地故障时，设故障点电流为Ifault，接地故障点的电阻为Rf，联接变压器的接地电阻为RG。由于RG的取值与较多因素有关，阻值不能任意变化，因而文中不考虑RG对单极接地故障电流的影响，取RG为150 Ω。接地故障点的电阻Rf与故障点位置有关，故障点经直流电抗器、MMC桥臂、联接变压器及接地电阻形成故障电容放电回路，如图9所示，其中MMC单个子模块由VD1、VD2、VT1、VT2和C0组成。

图9 系统直流侧单极接地故障电容放电回路Fig.9 Discharge path of capacitor during single pole ground fault on the DC side of system

直流侧正极接地故障时，故障极与健全极对地电压UP，UN如式(6)所示。

(6)

直流侧单极接地故障时，接地故障点电阻较小，由式(6)可知，故障极电压几乎为0，非故障极电压升至原来的2倍，极间电圧几乎不变。单极接地故障时系统直流母线电流如图10所示。

图10 系统直流侧单极接地故障电流Fig.10 Single-pole ground fault current on DC side

由于DC-DC变换器的高压侧接有大电容，单极接地故障后电容放电，直流母线电流略有增大，短时间内系统仍能正常运行。

3.3 极间短路故障电压特性

设t=2.0 s时系统直流侧发生极间短路故障，故障持续时间0.15 s，系统极间短路故障时关键位置电压峰值如表4所示。其中，联接变压器阀侧交流电压及系统直流电缆线路电压如图11所示。

表4 直流侧极间短路故障时关键位置电压峰值Table 4 Peak voltage at key position during pole-to-pole fault on DC side

图11 极间短路故障时关键节点过电压Fig.11 Overvoltage at key locations in the system during pole-to-pole fault

直流极间短路故障时，联结变压器网侧电压下降6.2%，阀侧电压下降34.8%，对系统交流侧有一定影响；换流器桥臂电抗器和直流电抗器在故障瞬间产生较大过电压。此时MMC闭锁，故障瞬间直流侧产生2.15 kV过电压，随后极间电压几乎为0，直流负荷无法正常运行。极间短路故障严重影响系统运行，实际工程中应尽量避免，并配以相应保护措施。

3.4 极间短路故障电流特性

故障发生瞬间，MMC仍处于正常工作状态，将此时相单元电路进行等效，等效电容值为2C0/n，等值电感为桥臂电抗器的2倍即2L0，将线路的等值电阻、桥臂电抗器、电容的等效电阻及开关器件的电阻损耗等效为Req，单个相单元的等效电路如图12所示。

图12 MMC单相等效电路Fig.12 Equivalent circuit of MMC single-phase

系统故障发生的瞬间，MMC子模块仍处于正常的导通关断状态，系统直流侧极间电圧Udc和MMC上桥臂电流IL_1均不为0，电路的初始状态为：

(7)

换流器闭锁前，子模块电容放电，流过换流器桥臂电流增大，超过绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)额定值的1.5倍后，换流器闭锁，闭锁后故障电流通过二极管VD2流通，随后断路器动作，电流逐渐下降为0，系统故障电流及直流线路电流如图13所示。

图13 系统直流侧极间短路故障电流Fig.13 Pole-to-pole fault current on DC side

故障发生的瞬间，交流侧和直流侧同时向故障点馈入电流，直流母线电流迅速上升至2.75 kA，IGBT闭锁，交流侧不再向故障点提供故障电流，故障电流主要由换流器桥臂电流和直流侧电流组成，2.138 s断路器动作，随后直流母线电流下降为0。

3.5 接地电阻对直流侧故障影响

单极接地的故障位置可能存在整个电缆区域，接地电阻阻值有所差别，单极接地故障下不同接地电阻的直流侧电压、电流如表5所示。

表5 不同接地电阻的直流侧电压电流Table 5 Voltage and current of DC side under different grounding resistance

由表5可知，接地电阻值越小，系统单极接地故障健全极过电压和故障电流越大；随着接地电阻增大，直流侧健全极过电压和故障电流均减小。接地电阻阻值较小时，健全极过电压的变化相对速率较小，故障电流的变化速率相对较大；接地电阻阻值大于10 Ω时，对系统健全极过电压的影响几乎可以忽略；接地电阻阻值大于500 Ω时，系统故障电流值几乎可以忽略。