特高压直流分层接入方式下预防换相失败的协调控制策略

王渝红，陈立维，曾 琦，寇 然，廖建权

特高压直流分层接入方式下预防换相失败的协调控制策略

王渝红，陈立维，曾 琦，寇 然，廖建权

(四川大学电气工程学院，四川 成都 610065)

分层接入的特高压直流输电系统中，非故障层换相失败预测控制的启动时刻存在延时，无法及时反应故障严重程度以输出合适的触发角提前量，可能导致高低端换流器同时发生换相失败的风险增加。对此，提出一种基于故障层触发角提前量前馈的高低端换流器换相失败预测控制协调策略。利用故障层换流器可更灵敏反应故障严重程度的特点，所提策略将故障层换相失败预测控制触发角提前量引入非故障层换相失败预测控制，实现非故障层换相失败预测控制启动时刻提前。此外，还引入直流电流协调系数以得到更合适的触发角提前量。在PSCAD/ EMTDC中搭建了仿真模型，对不同工况下所提控制策略进行了验证。结果表明，该策略能快速应对逆变侧交流系统故障，减小高低端换流器同时发生换相失败的风险，对预防分层接入系统高低端换流器同时发生换相失败有一定借鉴意义。

特高压直流输电；分层接入系统；换相失败预测控制；协调控制策略；换相失败

0 引言

为促进能源转型、减少碳排放，我国提出了2030年前碳达峰、2060年前碳中和的“双碳”目标。“双碳”目标的提出，将使以风电和光伏为主的新能源装机容量不断提高。我国能源基地与负荷中心存在明显的地理分布差异，如何提高新能源的利用率和消纳能力是能源转型中的热点议题[1-2]。特高压直流输电凭借输电容量大、距离远以及控制方式灵活等优点成为解决新能源消纳问题的重要手段，近些年得到了快速发展[3-10]。随着直流输电工程的不断建设投运，我国某些地区同时馈入多条直流输电工程，使这些地区的网架结构变得更加密集，加重了当地电网的潮流和短路电流水平，同时也严重威胁着受端交流系统的电压稳定[11-13]。为提高受端交流系统电压支撑和潮流疏散能力，文献[14]从调整电网结构着手，提出了特高压直流分层接入受端交流系统的方式，即每一极的高低端换流器以分层形式接入受端交流系统的不同电压等级电网。

专家学者对分层接入系统进行了许多研究。在控制保护与运行特性方面：文献[15]对比分析了多回特高压直流单层接入特高压交流电网、单层接入超高压交流电网及分层接入特高压和超高压交流电网三种模式下，交直流混联系统的稳态特性。文献[16]分析了特高压直流分层接入交流系统后直流系统的故障特征，为继电保护的配置提供了一定参考。文献[17]以昌吉-古泉UHVDC工程为例，对常规自动再启动控制进行改进，提出了一种基于实时故障检测判定的换相失败控制和恢复策略，该策略可准确判定故障状态、故障发生的电压层级和故障的持续时间，提高了系统的输电可靠性。文献[18]建立了特高压直流分层接入系统的小信号模型，在此基础上，定量分析了系统的稳定性。文献[19]分析了高低端换流器中点分压器可能出现的故障类型，并提出了中点分压器应对各种故障情况的控制保护动作策略。文献[20]对直流分层接入方式下层间交互影响因子的不同计算方法进行了对比分析，并指出了不同计算方法产生差异的原因。文献[21]提出了一种分层接入方式下交直流系统中长期电压稳定协调控制方法，提高系统电压稳定性的同时减少了切负荷损失，充分体现了分层接入系统功率快速可调的特点。文献[22]完善了分层接入短路比的定义，并以此为基础分析了分层接入方式下受端交流系统的接纳能力。文献[23]设计了分层接入系统逆变侧各换流器的附加功率-电压控制，实现了对各换流器输送功率的独立调节，充分体现了分层接入方式下潮流分布可控的优势。文献[24]对传统单馈入电压稳定指标进行了推广，提出了多馈入电压稳定指标，并结合分层接入方式的特点，对换流母线静态电压稳定性的影响因素进行了分析。文献[25]分析了分层接入方式下换流母线电压相互作用因子和短路比，进一步研究了受端潮流重新分布对换相失败的影响。在分层接入系统换相失败方面也有一些研究成果，文献[26]提出了基于逆变侧关断角的分层接入系统高低端换流器间的协调控制策略，从而降低高低端换流器同时发生换相失败的风险。文献[27]分析了分层接入系统高低端换流器同时发生换相失败的机理，指出非故障层换相失败预测控制(Commutation Failure Prevention, CFPREV)的启动滞后于故障层CFPREV，导致高低端换流器同时发生换相失败。为解决此问题，文献[28]引入了换相电流时间面积指标使非故障层CFPREV提前启动，降低了高低端换流器同时发生换相失败的风险，但所提策略没有综合考虑故障时各电气量的故障特性，在一定程度上削弱了预防换相失败的能力。文献[29]基于分层接入相互作用因子提出了高低端CFPREV的协调控制策略，降低了高低端换流器同时发生换相失败的风险，但存在协调系数无法根据故障严重程度自适应调整的问题，制约了协调控制策略充分发挥抑制换相失败的作用。为降低高低端换流器同时发生换相失败的风险，提高分层接入系统对故障的免疫能力，研究分层接入系统预防换相失败的控制策略具有重要意义。

考虑到分层接入系统逆变侧高低端换流器复杂的耦合关系，本文分析了受端交流系统故障时高低端换流器换相失败特性，指出分层接入系统CFPREV的不足。非故障层CFPREV的启动时刻存在延时，可能导致高低端换流器同时发生换相失败。针对该问题，本文提出了一种基于故障层触发角提前量前馈的高低端换流器CFPREV协调策略，并分析了该策略对系统运行特性的影响。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建了分层接入系统仿真模型，验证了所提协调控制策略的有效性。

1 特高压直流分层接入系统介绍

1.1 分层接入系统结构

分层接入系统结构如图1所示，系统采用双极两端中性点直接接地的运行方式，每极由2组在直流侧串联、交流侧并联的12脉动换流器构成。每极中距离接地点较近、电位较低的换流器称为低端换流器，低端换流器接入1 000 kV交流电网；距离接地点较远、电位较高的换流器称为高端换流器，高端换流器接入500 kV交流电网。交流滤波器和无功补偿设备在两种电压等级电网中分层独立配置。

图1 分层接入系统结构

1.2 分层接入系统基本控制策略

分层接入系统中，整流侧换流器接入交流系统同一电压等级电网，配置有定电流控制和最小触发角控制；逆变侧高低端换流器分别接入交流系统的不同电压等级电网，定关断角控制、定电流控制、电流偏差控制(Current Error Controller, CEC)以及低压限流控制(Voltage Dependent Current Order Limiter, VDCOL)需独立配置在各换流阀组控制层。正常运行时，整流侧采用定电流控制，逆变侧采用定关断角控制，控制策略如图2所示。

图2 分层接入系统基本控制策略

图2中，dre为整流侧直流电流；din、din和in分别为逆变侧直流电压、直流电流和关断角；dord和ord分别为主控制极和实际输出的直流电流指令值；ord为逆变侧关断角指令值；re和in分别为整流侧和逆变侧触发角指令值。

1.3 分层接入系统换相失败特性

分层接入系统逆变侧高低端换流器存在复杂的电气耦合关系，受端交流系统发生故障时，可能导致高低端换流器同时发生换相失败，其换相失败特性更加复杂。将500 kV换流母线等效为节点1，1 000 kV换流母线等效为节点2，则受端交流系统等效结构如图3所示。

图3 受端交流系统等效结构

Fig.3 Equivalent structure of receiving AC system

假设500 kV交流电网发生对称故障后，其换流母线电压跌落量记为ΔH，此时，若1 000 kV换流母线电压跌落量记为ΔL，则两者存在如下关系：

分层接入系统受端高低端换流器在直流侧为串联连接关系，流过相同的直流电流。

式中：为换流变压器变比；C为等值换相电抗；为超前触发角；高低端参数分别用下标H、L表示。

500 kV交流电网发生对称故障时，其换流母线电压会降低，根据式(3)，高端换流器的关断角会减小，根据式(2)，直流电流会迅速上升，高端换流器的关断角会进一步减小，严重时会导致高端换流器发生换相失败。与此同时，1 000 kV换流母线电压也会受到影响而降低，再加上直流电流的增加，低端换流器的关断角会迅速减小，也存在发生换相失败的风险。高低端换流器发生换相失败的时间间隔极短，可认为同时发生换相失败。特高压直流输电系统容量大，结构复杂，一旦发生换相失败，会对交直流混联系统造成巨大冲击。

2 协调控制策略

2.1 CFPREV特性分析

CFPREV的基本原理是：检测到交流系统发生故障后，减小换流器触发角，对换流器进行提前触发控制，其结构如图4所示[6]。CFPREV的故障检测功能由不对称故障检测和对称故障检测两部分构成，当交流系统故障严重程度达到任一故障检测的阈值时，CFPREV将输出触发角提前量，对换流器进行提前触发控制，从而预防换流器换相失败。

图4 CFPREV结构

图4中：a、b、c为换流母线三相交流电压瞬时值；ABZ_LEVEL和 DIFF_LEVEL分别为对称和不对称故障检测的阈值，一般取为0.15和0.14；K和0分别为对称和不对称故障检测对应的角度增益；C为输出的触发角提前量，其大小与换流母线电压跌落量正相关。

分层接入系统中，CFPREV在每一极高低端换流器控制系统中均独立配置，CFPREVH输入500 kV换流母线电压，CFPREVL输入1 000 kV换流母线电压。当500 kV交流系统发生故障时，高低端换流母线电压跌落程度的关系如式(1)所示，由于联系阻抗的存在，500 kV换流母线电压跌落程度较1 000 kV换流母线更严重，而CFPREVH和 CFPREVL的故障检测阈值相同，因此500 kV换流母线电压跌落先达到故障检测阈值，使CFPREVH先启动，随后1 000 kV换流母线电压跌落达到故障检测阈值启动CFPREVL，CFPREVL的启动时刻滞后于CFPREVH，故障较严重时可能晚于对应换流器换相失败发生的时刻，无法发挥减小换相失败风险的作用，如图5所示。

图5 分层接入系统CFPREV效果

2.2 CFPREV的协调控制策略

为解决上述问题，本文提出了一种基于故障层触发角提前量前馈的高低端换流器CFPREV协调控制策略。故障层换流器可更灵敏反应故障严重程度，利用该特点，所提策略将故障层CFPREV触发角提前量引入非故障层CFPREV，实现非故障层CFPREV启动时刻提前，并利用能反应故障严重程度的直流电流设计协调系数，使协调系数能根据直流电流的变化作出调整，从而使非故障层CFPREV输出合适的触发角提前量，减小高低端换流器同时发生换相失败的风险，其结构如图6所示。其原理是将另外一层CFPREV的输出与协调系数的乘积引入到本层，并与本层CFPREV的输出进行比较，两者中的较大值为本层最终输出的触发角提前量，协调控制策略下两层CFPREV输出的触发角提前量分别为式(5)和式(6)。为限制另一层引入到本层的触发角提前量过大，加入了限幅环节。

式中：CH1和CL1分别为CFPREVH和CFPREVL的最终输出值；H和L分别为高、低端协调系数。

图6 CFPREV协调控制策略

由图6和式(5)、式(6)可知，无论哪一层交流系统发生故障，在协调控制策略的作用下，非故障层CFPREV不仅启动时刻提前而且输出的触发角提前量能根据协调系数动态变化。触发角提前量与换流器是否发生换相失败直接相关，为使协调控制策略输出合适的触发角提前量，本文利用直流电流来设计协调系数，如式(7)所示。协调系数为直流电流标幺值与基础协调系数的乘积，基础协调系数的作用是使非故障层CFPREV输出合适的触发角提前量，在降低非故障层换流器换相失败风险的同时尽可能地减小有功功率的下降幅度。

式中：d与dN分别为直流电流实际值和额定值；baseH、baseL分别为高低端基础协调系数，其选取遵循以下原则。

1) 提前触发会增加逆变站无功消耗，逆变站无功消耗需受端交流系统提供，当故障造成受端交流系统无功不足时，触发角提前量过大反而会使交直流混联系统运行状况进一步恶化，因此，基础协调系数的选取必须考虑受端交流系统的强度，对于受端较强的系统，基础协调系数应适当取大一些。

2) 基础协调系数的选择以输出合适的触发角提前量为约束。取值过小会使触发角提前量偏小，无法有效降低发生换相失败的概率；取值过大会使触发角提前量偏大，降低直流输电系统的经济性，使交直流混联系统运行状况进一步恶化。经大量仿真，基础协调系数的取值为0.5～1。

当高低端协调系数H和L均取1时，得到协调控制策略的一种特殊情况如图7所示，其原理是将另外一层CFPREV的输出直接引入到本层，并与本层CFPREV的输出进行比较，使本层最终输出的触发角提前量为两层CFPREV输出中的较大者。因此，无论受端哪一层交流系统发生故障，两层CFPREV输出的触发角提前量相同，且均为两层CFPREV输出触发角提前量中的较大者。

式中，αCH2和αCL2分别为KH和KL均为1时CFPREVH和CFPREVL的最终输出值。

underH=L=1

对非故障层CFPREV而言，启动时刻提前且输出的触发角提前量增加，可以有效减小非故障层换流器换相失败风险，但由于非故障层换流母线电压的跌落程度弱于故障层，直接将故障层触发角提前量引入到非故障层，会使非故障层触发角提前量过大，从而使关断角过大，直流传输功率会更低。因此，在该特殊情况下，虽然降低了非故障层换流器发生换相失败的风险，但可能使非故障层换流器输送的功率更小。

3 仿真验证

为验证本文所提协调控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC仿真软件中搭建了如图1所示的特高压直流分层接入系统模型，主要参数如表1所示。

表1 分层接入系统主要参数

3.1 基础协调系数的选取

按照基础协调系数的选取原则，在搭建的分层接入系统上进行大量仿真，寻找效果较优的一组基础协调系数。本文搭建的系统中，逆变侧1 000 kV交流电网短路比大于500 kV交流电网，所以baseL应大于baseH，让baseL从0.55开始以0.05为步长取到1，baseH从0.5开始以0.05为步长取到0.95，设置以下10组系数，如表2所示。以500 kV换流母线处发生三相接地故障和1 000 kV换流母线处发生单相接地故障为例进行分析，分别在500 kV换流母线处设置三相接地故障和1 000 kV换流母线处设置单相接地故障，故障1 s时开始，持续0.1 s，接地电感为0.1～0.7 H，步长为0.1 H，记录非故障层换流母线电压最小值、关断角最小值以及系统输送有功功率最小值，仿真结果如表3—表6所示。其中，非故障层换流母线电压最小值为标幺值(p.u.)，关断角最小值和系统输送有功功率最小值单位分别为度和MW。仿真结果的评价指标：(1) 尽可能保证系统不发生换相失败；(2) 在不发生换相失败的前提下输送的功率尽可能多。

表2 基础协调系数分组

表3 500 kV换流母线三相接地故障仿真结果1

Table 3 Simulation results 1 of converter bus after a three-phase grounding fault in 500 kV AC grid

表4 500 kV换流母线三相接地故障仿真结果2

Table 4 Simulation results 2 of converter bus after a three-phase grounding fault in 500 kV AC grid

表5 1 000 kV换流母线单相接地故障仿真结果1

Table 5 Simulation results 1 of converter bus after a single-phase grounding fault in 1 000 kV AC grid

表6 1 000 kV换流母线单相接地故障仿真结果2

Table 6 Simulation results 2 of converter bus after a single-phase grounding fault in 1 000 kV AC grid

由表3、表4可知，500 kV换流母线处发生三相接地故障时，第1—4组在接地电感为0.1～0.3 H时均发生2或3次换相失败，第5—10组在接地电感为0.1～0.7 H时均没有发生换相失败，另外，在第5—10组中，第5组不仅具有足够的换相裕度而且输送的有功功率也较多。由表5、表6可知，1 000 kV换流母线处发生单相接地故障时，第1—3组在接地电感为0.1～0.4 H时均发生4次换相失败，第4—10组在接地电感为0.1～0.3 H时均发生3次换相失败、在接地电感为0.4～0.7 H时均没有发生换相失败，另外，在第4—10组中，第5组不仅具有足够的换相裕度而且输送的有功功率也较多。根据上述评价指标，第5组基础协调系数在10组中具有最优的控制效果，所以本文最终选择第5组，即baseH设置为0.7、baseL设置为0.75。

3.2 CFPREV输出效果对比

在无协调控制策略情况下，1 000 kV换流母线处设置单相接地故障，以故障发生时刻为0时刻点，故障持续0.1 s，接地电感为0.1～0.7 H，步长为0.1 H，记录CFPREVL启动时刻L1、CFPREVH启动时刻H1、低端换流器换相失败时刻L2以及高端换流器换相失败时刻H2，进一步计算L1和H1的偏差Δ1以及L2和H2的偏差Δ2，结果如表7所示。

表7 无协调控制策略时CFPREV启动与换相失败发生时刻

无协调控制策略情况下，1 000 kV换流母线处发生单相接地故障时，高低端换流器均发生换相失败，由表7可知，Δ2均小于Δ1，高端换流器发生换相失败的时刻均早于CFPREVH的启动时刻，即无协调控制策略时，非故障层CFPREV启动时刻可能晚于其对应换流器发生换相失败的时刻，高低端换流器同时发生换相失败的风险较大。

为进一步对比有无协调控制策略对CFPREV输出的影响，在逆变侧1 000 kV换流母线处设置1 s时发生持续时间为0.1 s的单相接地故障，接地电感为0.45 H，并在以下3种控制方式下进行仿真，记录3种控制方式下CFPREVH和CFPREVL的输出CH和CL，仿真结果如图8所示。

控制方式1：无协调控制策略；

控制方式2：本文所提协调控制策略；

由图8(a)可知，无论采用控制方式1、2还是3，CFPREVL均在1.002 s时启动，且输出的触发角提前量相同，说明采用控制方式2和3不影响故障层CFPREV输出。由图8(b)可知，在3种不同的控制方式下，CFPREVH的输出有较大区别。采用控制方式1时，CFPREVH在1.022 s时启动，比CFPREVL滞后0.02 s，存在启动时刻晚于换相失败发生时刻的风险；采用控制方式2时，CFPREVH在1.002 s时启动，与CFPREVL同步，并迅速输出9.3º左右的触发角提前量，保持约0.018 s，随后其输出随故障严重程度自适应地进行调整；采用控制方式3时，CFPREVH与CFPREVL输出相同，虽能降低高端换流器换相失败风险，但存在输出的触发角提前量过大的问题。协调控制策略能使非故障层CFPREV的启动时刻与故障层CFPREV同步，有效降低了高低端换流器同时发生换相失败的风险。

3.3 换相失败预防效果对比

为验证本文所提协调控制策略降低高低端换流器同时发生换相失败风险的有效性，在以下2种工况下分别采用上述3种控制方式进行仿真，记录相关电气量的变化情况，对比分析3种控制方式对系统运行特性的影响。

工况1：在逆变侧500 kV换流母线处，设置1 s时发生持续时间为0.1 s的三相接地故障，接地电感为0.4 H，在以上3种控制方式下进行仿真，主要电气量变化情况如图9所示，其中，1 000 kV换流母线线电压有效值L、1 000 kV层有功功率L均为标幺值。

由图9可知，采用控制方式1、2和3时，故障层换流器均发生换相失败。采用控制方式1时，非故障层换流器发生换相失败且关断角波动更剧烈；换流母线电压和输送有功功率跌落较采用控制方式2和3时更严重。采用控制方式2和3时，非故障层换流器没有发生换相失败且关断角的最小值分别为12.11º和13.34º，具有足够的换相裕度；对比控制方式2和3，采用控制方式3时，关断角具有更大的换相裕度，但换流母线电压和非故障层换流器输送有功功率的跌落较控制方式2下更严重。因此，采用控制方式2和3均能有效避免对称故障下非故障层换流器发生换相失败，且控制方式2更有利于系统在对称故障下安全稳定运行。

图9 逆变侧500 kV换流母线三相接地故障仿真

工况2：在逆变侧1 000 kV换流母线处，设置1 s时发生持续时间为0.1 s的单相接地故障，接地电感为0.45 H，在以上3种控制方式下进行仿真，主要电气量变化情况如图10所示，其中，500 kV换流母线线电压有效值H、500 kV层有功功率H均为标幺值。

由图10可知，采用控制方式1、2和3时，故障层换流器均发生换相失败。采用控制方式1时，非故障层换流器发生换相失败且关断角波动更剧烈，换流母线电压和输送有功功率跌落较采用控制方式2和3时更严重；采用控制方式2和3时，非故障层换流器没有发生换相失败且具有足够的换相裕度；采用方式2更有利于改善故障后系统的运行性能，提高系统对故障的免疫能力。

4 结论

本文分析了分层接入系统高低端换流器同时发生换相失败的机理，并针对非故障层CFPREV的启动时刻存在延时，从而不利于降低高低端换流器同时发生换相失败风险的问题，提出了一种基于故障层触发角提前量前馈的高低端换流器CFPREV协调策略。基于理论和仿真分析得到以下结论。

1) 所提协调控制策略能使非故障层CFPREV的启动时刻与故障层CFPREV同步，从而降低非故障层换流器发生换相失败的风险。

2) 协调控制策略中协调系数能根据直流电流的变化作出调整，使非故障层CFPREV输出合适的触发角提前量，降低非故障层换流器换相失败风险的同时尽可能提高其输送功率。

3) 直接取高低端协调系数H和L为1时，协调控制策略虽牺牲了一定经济性，但能很好地预防高低端换流器同时发生换相失败，对实际工程具有一定参考价值。

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Coordinated control strategy for preventing commutation failure in a UHVDC system hierarchically connected to an AC grid

WANG Yuhong, CHEN Liwei, ZENG Qi, KOU Ran, LIAO Jianquan

(College of Electrical Engineering, Sichuan University, Chengdu 610065, China)

In a hierarchically connected UHVDC system, there is a delay in the start time of the non-fault layer commutation failure prevention (CFPREV).This makes it unable to respond to the severity of the fault in time to output an appropriate trigger angle advance.This may lead to an increased risk of commutation failure of the high and low converters at the same time.Thus a CFPREV coordination strategy for high and low converters based on the feedforward of the trigger angle advance of the fault layer is proposed.This strategy uses the characteristics of fault converters that can more sensitively respond to the severity of faults, and it introduces the trigger angle advance of the CFPREV of the faulty layer into the CFPREV of the non-faulty layer, so that the start time of the CFPREV of the non-faulty layer is advanced.In addition, the strategy also introduces a DC current coordination coefficient to obtain a more appropriate trigger angle advance.A simulation model is built in PSCAD/EMTDC to verify the proposed control strategy under different working conditions.The results show that this strategy can quickly respond to inverter-side AC system faults, and reduce the risk of simultaneous commutation failures of high and low converters.The proposed control strategy plays a role in solving the problem of simultaneous commutation failure of high and low converters in the hierarchically connected system.

UHVDC; hierarchical connection system; CFPREV; coordinated control strategy; commutation failure

10.19783/j.cnki.pspc.210871

2021-07-09；

2021-10-18

王渝红(1971—)，女，博士，教授，博士生导师，主要研究方向为高压直流输电、电力系统稳定与控制、新能源并网；E-mail: yuhongwang@scu.edu.cn

陈立维(1996—)，男，硕士研究生，主要研究方向为高压直流输电；E-mail: 1184486695@qq.com

曾 琦(1977—)，女，通信作者，博士，副教授，主要研究方向为高压直流输电、柔性直流输电、电力系统稳定与控制。E-mail: zengqi-hk@163.com

四川省科技计划资助(2021YFG0026)

This work is supported by the Science and Technology Program of Sichuan Province (No.2021YFG0026).

(编辑 许 威)