双辅支路抑制HVDC换流站直流侧故障方案

刘雨佳，何柏娜，吴 硕，孟凡涛，刘 洋

(山东理工大学电气与电子工程学院，山东 淄博 255090)

随着碳达峰、碳中和战略目标的提出，进一步推动了我国能源结构转型。特高压直流输电(ultra high voltage direct current, UHVDC)凭借自身在大容量、远距离输电中的独特优势，在我国能源与负荷逆向分布的资源布局大背景下具有更广阔的发展空间[1-4]。特高压输电线路地处旷野，横跨山川、河流等复杂地形，绵延数千公里，极易发生故障，威胁电力系统安全运行[5-7]。相较于交流侧故障，直流故障具有发展速度快、稳态故障电流大的特点[8]。因此，研究换流站直流侧故障抑制方案，对未来直流电网建设发展至关重要。

基于上述分析，文献[9]利用新型单端速选极判据，提出了一种基于整流逆变侧保护安装处边界能量差异的全线速动保护方案，提高保护速动性；文献[10]针对架空线传输方式下，半桥子模块的柔性直流输电系统展开研究，分析了平波电抗器、避雷器等站内配置对单极接地故障过电压的影响；文献[11]基于改进粒子群算法，构建直流及风电控制的协调优化模型，有效抑制直流送端暂态过电压；文献[12]通过利用可控电容器，提高系统无功功率和电压电流水平的可控性；文献[13]分析雷击高压混合直流输电线路的暂态行为，探究电缆线路过电压的影响因素，提高系统绝缘水平。此外，针对直流故障电气量的抑制方案，也有学者从提升直流断路器的结构性能等方面展开研究[14]，但直流断路器并未实现实际工程中的大规模应用。综上，HVDC系统直流故障的抑制方案设计仍存在研究空间。

研究表明，故障位置影响故障电压电流幅值[15-17]，加重系统失稳。本文在充分考虑故障点对单极直流接地故障影响的基础上，提出双辅支路抑制换流站单极直流极线接地故障电压电流的方案。故障极线串入速断支路，控制断路器动作时间，达到故障的快速隔离；在正负极线间并入阻耗支路，吸收故障后线路电感释放的能量，有效抑制故障过电压和过电流，提高系统稳定性。

1 单极直流极线接地故障分析

1.1 仿真模型参数

本文以向家坝—上海UHVDC工程为背景，建立±800 kV换流站仿真模型，系统参数如表1所示。整流逆变侧均采用双十二脉动阀组串联的接线方式。换流变压器为三相单绕组，主要参数见表2。

表1 换流站系统参数

表2 交直流滤波器元件参数

本文基于上述设计参数，搭建如图1所示的换流站仿真模型。图1中，L为平波电抗器，T为换流变压器。

图1 换流站整体布局

1.2 故障位置

换流站单极直流极线接地故障程度与故障位置有关。选择最严重工况下的接地点作为故障位置，可保证抑制方案设计实施的有效性，更有利于故障后系统暂态特性的分析。

当换流站发生正极直流线路接地故障时，故障点A处的电压从+U降为0，可等效为-U的电压源在A点的叠加，如图2所示。

图2 正极直流线路接地故障等效模型

由图2可知，双极导线间的电磁耦合，导致非故障极线过电压，引发故障线路过电流。直流线路上的故障电压为折射波的双重叠加，如式(1)所示。

u=uz+uf

(1)

当末端阻抗为电阻R、电感L和电容C时，反射波如式(2)所示。

(2)

式中：E0为入射波；Z为线路波阻抗；τL、τC分别为感性、容性末端阻抗回路的时间常数。

图3 负极线路电压跃变波形

由图3可知，正极直流线路单相接地故障发生后，在负极(健全极)发生2次电压跃变。第1次跃变时，故障点和非故障极产生的同幅值电压波同时传递至换流站两端，极线间电磁耦合感应的反向突变的脉冲电流，使负极线路对地电容充电，极线电压升高至-1000 kV。

第2次跃变电压受直流滤波器主电容放电和极线间电磁耦合的双重影响，形成幅值高达-1125 kV的电压波峰。二次感应的反向突变电流作用于负极线，对地电容二次充电，极限电压二次升高。

综上分析，若故障位于线路中点，故障电压波到换流站两端等距，故障反射波同时到达故障点，导致故障点电压加倍。此时，线路2次电压跃变现象最严重，过电压水平最高，线路过电流强度最大。故本文以线路中点发生接地故障为例设计抑制方案。

2 双辅支路抑制直流单极线路接地故障方案

当换流站发生单极接地故障时，须在快速隔离故障的前提下，增加线路阻尼，消耗电感储能，抑制故障电压和故障电流。

基于上述分析，本文针对换流站直流单极线路接地故障，提出双辅支路抑制故障电压电流方案，即在故障线路中串入速断支路，正负直流极线间并入阻耗支路，双辅支路配合动作，共同抑制换流站单极接地故障的过压过流现象。简化电路结构如图4所示。

图4 含双辅支路的换流站电路结构

图4中，K1、K2为断路器；Dd为数个串接二极管组；G为绝缘栅双极型晶体管IGBT；T0为晶闸管；D为续流二极管；R为耗能电阻；LCD为限流电感。图5为双辅支路中故障电流流通路径图。

(a)正常运行阶段

由图5可知，采用双辅支路后，直流单极线路接地故障的抑制过程分为正常运行阶段、速断隔离阶段和电阻耗能阶段。

a.正常运行阶段：电流流通路径如图5(a)所示。此时，K1、K2闭合，T0关断，G处于导通状态，直流电流经LCD流入逆变侧。

b.速断隔离阶段：如图5(b)所示，t=1.0 s时故障发生，此时K1经40 ms延时断开，K2保持闭合，T0导通。故障电流If全部流经T0支路，分担并转移原支路的故障能量，同时保护IGBT不因故障产生的瞬态高压击穿，同时K2断开，实现换流站与故障的快速隔离。

c.电阻耗能阶段：如图5(c)所示，速断支路隔离故障后，阻耗支路与换流站逆变侧形成闭合回路，耗能环流IL流经耗能电阻R，分担线路故障电压；D正向导通，正负直流极线间形成续流通路，故障暂态能量被持续消耗，非故障直流极线电压被有效抑制。

3 仿真分析

本文模拟换流站正极直流极线中点发生接地故障，导线分裂间距为0.4 m，故障发生时间为t=1.0 s，采用双辅支路前后极线电压、电流波形如图6所示，仿真数据见表3。

由图6可知，1.0 s故障发生后，正极极线的反向故障电压行波以故障点为中心传递至线路两端，线路感应到突变的反向脉冲电流，电压、电流迅速升高。

图6(a)、图6(c)中，故障电压电流幅值在1.02～1.07 s出现，采用双辅支路后幅值均被削弱；图6(b)、图6(d)中，因速断支路对故障能量的转移、K2对故障的速断隔离及阻耗支路对故障后暂态能量的消耗，2次电压跃变及故障后稳态电流波动范围均得到有效抑制。

综合分析图6、表3可知，故障后换流站极线电压极值差减少4.6 kV，电流极值差减少0.81 kA，稳态电流波动差ΔI缩小0.11 kA，极线电流重新恢复稳态时间缩短0.37 s。过电压、过电流以及故障恢复时间均得到优化。

仿真结果表明，换流站发生单极直流线路接地故障后，采用速断支路和阻耗支路可有效抑制故障电压电流，降低故障危害，提高了系统稳定性、可控性。

(a)极线电压波形

表3 采用双辅支路前后仿真数据对比

4 结论

a.本文分析了故障点位置对直流侧单极接地故障的影响。当故障点位于线路中点时，因故障折反射波的双重叠加，线路过压过流现象最严重。

b.提出了双辅支路抑制单极直流极线接地故障方案。仿真结果表明，阻耗支路和速断支路可有效抑制直流极线故障电压和故障电流。故障电压、电流极值差分别减小4.6 kV、0.81 kA，电流恢复稳态速度提升，稳态电压电流波动范围缩小，故障后电压电流暂态稳定程度明显提高。研究结果可为±800 kV换流站直流故障抑制方案设计提供参考。