基于可控自恢复消能装置的直流送端暂态过电压抑制方法

2024-05-18谭开东宋胜利杨鹏程申笑林黄永瑞

电力系统自动化 2024年9期

刘杉，谭开东，姜喆，宋胜利，杨鹏程，申笑林，黄永瑞

（1.先进输电技术国家重点实验室（国网智能电网研究院有限公司），北京市 102209；2.国家电网有限公司，北京市 100031；3.国网经济技术研究院有限公司，北京市 102209；4.许继集团有限公司，河南省许昌市 461000）

0 引言

随着中国西北地区新能源装机容量的不断增大，中国能源资源与需求逆向分布的问题愈加显著［1-2］。特高压直流输电是当前解决电力远距离输送问题的关键技术［3-6］。而特高压直流输电换流器在传输功率时通常需要消耗大量的无功功率［7-8］，其消耗的无功功率通常在换流站内采用就地安装滤波场站的方式进行补偿［9-10］。一旦系统发生换相失败或直流闭锁等故障，系统输送功率大量缺失甚至中断，此时交流滤波器无功补偿过剩，容易引发送端换流站母线的暂态过电压［11-13］。新能源机组普遍缺乏有力的电网支撑能力，未来新能源渗透率不断上升的情况下，交流系统变弱加剧过电压程度，可能引起大面积新能源脱网，不利于电网安全稳定运行［14-15］。因此，如何抑制送端暂态过电压是当前亟待解决的问题。

目前，针对传统特高压直流送端暂态过电压的发生机理及抑制方法已有相关研究。文献［16］分析了受端换相失败及恢复期间送/受端系统的暂态特性，指出系统暂态过电压与无功功率有关。文献［17］详细分析了暂态过电压期间无功变化的规律及关键影响因素，验证了调整控制器参数能够降低暂态过电压。文献［18］研究了直流控制环节主要参数与暂态过电压的灵敏度关系，并从特高压直流控制系统优化的角度，提出了送端过电压抑制策略，但抑制效果比较有限。文献［19］基于电压换相面积理论，提出了预测直流电流变化提前改变触发角预测值以抑制换相失败，但对测量精度要求较高。文献［11］提出了一种定无功控制策略，通过增加阀的无功消耗来平抑过电压，但需要阀保持在运行状态，在直流闭锁时难以保证无功消耗；文献［20］改进直流闭锁的触发机理和直流闭锁的触发方式来抑制送端并网母线的暂态过电压，但不能解决换相失败带来的过电压；文献［21］指出由于过电压产生原因不同，优化二次控制系统抑制过电压的方式存在技术瓶颈，并进一步指出实际工程中常采用调相机等无功补偿装置进行调节；文献［22-23］分析了调相机抑制暂态过电压的原理，基于实际案例给出了配置方案，但调相机投资及运行维护成本较高［24］。

为了抑制系统过压，特高压直流输电换流站内通常设置有避雷器［25-26］。但传统避雷器主要用于操作过电压、冲击过电压等高水平下的设备保护，其残压比远高于风电和光伏等新能源场站高电压穿越标准［27-28］的1.3 p.u.，故不能用于换相失败或直流闭锁诱发的暂态过电压抑制。文献［29-30］分别提出了可控避雷器和可控自恢复消能装置，虽然不能直接用于暂态过电压抑制，但证明了改变避雷器的伏安特性曲线是抑制系统过电压的一种可行方法。

为了克服特高压直流中受端换相失败或直流闭锁诱发的送端过电压问题，本文提出了基于可控自恢复消能装置耗能的抑制方法。该方案在系统故障时通过快速旁路部分避雷器阀片从而达到深度抑制送端交流系统过电压的目的。首先，研究了常规直流输电受端换相失败诱发送端过电压的机理；然后，在此基础上研究了基于可控自恢复消能装置耗能抑制送端过电压的原理和设计方法；最后，在PSCAD/EMTDC 和试验平台中验证了可控自恢复消能装置抑制送端交流系统过电压的有效性。

1 常规直流送端交流暂态过电压分析

换相失败是常规特高压直流输电受端换流站最常见的故障之一。本文以换相失败为例分析送端暂态过电压发生机理。

1.1 送端交流过电压机理分析

附录A 图A1 给出了特高压直流输电系统简化后的等效电路。常规直流受端交流系统发生故障时可能会诱发受端换流器出现换相失败，换相失败期间受端换流器某一相的上下两个阀组将同时导通从而致使受端换流器直流极间电压迅速跌落至零。此过程中，直流线路中的直流电流是一个动态变化的过程而非稳态值，将受到线路电抗和电阻的共同影响，其表达式如下:

式中:Rd为直流线路电阻；Ld为直流线路电抗；Id为直流线路电流；Udi为受端换流器直流侧电压；ΔUdc为受端换流器直流极间电压；Udr为送端换流器的直流侧端口电压［4］。

式中:α为送端换流器触发角；Xr1为换相电抗；Udr0为送端换流器空载直流电压。

根据电网换相换流器（line-commuted converter，LCC）工作原理可知，送端换流器的功率因数角φr可表示为［7］:

因此，送端换流器在受端换相失败期间消耗的无功功率Qr可表示为:

联立式（2）至式（4）可得:

当逆变站换相失败后，由于其直流端口电压迅速跌落将导致低压限流控制（voltage dependent current order limitation，VDCOL）迅速动作以降低送端换流站的输出电流参考值。

为了预防受端换流站的连续换相失败，VDCOL 的直流电流指令通常较小（0～0.3 p.u.）［17］。而在换相失败结束后，由于直流电压和电流的恢复也需要一段时间，这将导致换相失败和恢复期间整流站输出直流电流维持在较低水平。根据式（5）可知，整流站输出直流电流较小时，其消耗的无功功率也将大大减小，而受端换相失败和恢复期间送端滤波器通常来不及切除，这将导致送端换流站向交流系统中馈入大量无功功率从而诱发系统暂态过电压。

1.2 送端交流过电压影响因素分析

根据前文分析可知，受端换流站换相失败期间送端换流器消耗无功功率迅速降低，而滤波器切除需要一段时间，故滤波器的无功功率将注入交流系统。直流闭锁过程与换相失败略有不同，但功率同样无法送出，引发过电压。因此，考虑最严重情况，给出送端交流系统的等值电路如图1 所示。图中:Us为交流系统等值电压源；Is为交流电流；Ls为交流系统等值电感；为了方便分析工频过电压，滤波器由电容Cf等效。

图1 受端换相失败期间送端交流系统等效电路Fig.1 Equivalent circuit of sending-end AC system during receiving-end commutation failure

根据图1，送端交流系统公共连接点（point of common coupling，PCC）的电压Upcc可表示为:

式中:ω1为交流系统的基波角频率。

交流系统等效电感Ls可由短路比表示为:

式中:Xs交流系统电感对应的等效电抗；SN为送端换流站额定容量；ULN为送端交流母线额定电压；SCR为系统短路比。

送端换流站的滤波器按照完全补偿送端变流器消纳的无功功率来配置，其等值电容Cf可表示为:

式中:Qr0为送端换流站稳态运行时传输的无功功率；Pr0为送端换流站稳态运行时传输的有功功率。

联立式（6）至式（8），换相失败期间送端交流系统PCC 处电压Upcc可重新表示如下:

其中，Us可近似用式（10）计算［31］。

将式（10）代入式（9）中，可以得到:

进一步，化简可以得到:

式（12）表明交流系统短路比、系统有功功率或者系统功率因数角均可能影响送端交流系统的过电压程度。假设满额传输有功功率，当功率因数为0.9、系统短路比为2 时，由式（12）计算过电压为1.89 p.u.，而实际运行过程中由于控制器的调节作用，换相失败过电压值会略小一些，粗略计算在1.6 p.u.左右，实际换相失败的暂态过电压通过仿真给出，如附录A 图A2 所示。从图中可以看出，当短路比为2 时，暂态过电压能达到1.5 p.u.以上，并且送端短路比越小则过电压越明显，即高比例新能源的情况会加剧过电压的发生，因而需要对其进行抑制。

2 基于可控自恢复消能装置的过电压抑制

基于上述分析，本章研究了基于可控自恢复消能装置将有功功率进行耗散的方式来抑制系统过电压。

2.1 可控自恢复消能装置拓扑及控制原理

可控自恢复消能装置由两个避雷器阀组（MOA1 和MOA2）串联外加旁路晶闸管开关S 构成，如图2 所示。图中:MOA1 为装置的固定部分，其主要作用是故障时限制电压上升到过高程度；MOA2 是装置的可控部分，可通过开关旁路。

图2 可控自恢复消能装置及控制原理图Fig.2 Controllable self-recovery energy consumption device and its control principle

为了能够有效消纳有功功率来抑制由于盈余无功导致的换相失败期间送端交流过电压，对可控部分的旁路晶闸管进行控制，以实现2 种不同的运行状态。其工作原理如下。

在直流系统稳定运行时，两个避雷器阀组串联挂在送端交流母线上，单个避雷器阀组承受的电压远远低于其启动电压，此时流过避雷器阀组的电流几乎等于零，该耗能装置可认为处于开路状态。

当交流母线发生过电压时，触发旁路晶闸管S。此时MOA2 将被晶闸管旁路，MOA1 将耐受全部的送端交流母线电压，使其进入非线性区，进而消纳有功功率。当系统恢复正常运行后，可以开断开关使可控消能装置恢复初始状态，准备应对下一次系统故障发生。

在实际工程中，考虑系统电压检测的延时、信号传输延时、开关关合时间等，给出一种通过检测交流母线电压变化的控制方式:检测故障发生，发出控制开关合闸命令，该方法可在直流换相失败的交流电压跌落期间提前下达开关闭合指令，提前消能装置动作时间；或者在交流母线单相电压瞬时值上升到阈值（如1.1 p.u.）后，发出控制开关合闸命令。合闸后延时一定时长（如500 ms），保证穿越系统故障后，发出消能装置恢复指令。

2.2 可控自恢复消能装置抑制送端过电压机理

为了抑制送端交流系统过电压，可采用可控自恢复消能装置进行耗能的方式来改变流入送端交流系统电流的幅值和相位，从而调整PCC 处的电压。当消能装置控制开关触发其导通后，其外特性可等值为可变电阻。因此，送端系统过电压期间如果投入消能装置，其接入图如图3 所示。

图3 消能装置接入交流系统示意图Fig.3 Schematic diagram of energy consumption device connected to AC system

其等值电路如附录A 图A3 所示。此时，送端交流系统PCC 电压相量和交流等效电压相量满足如下关系:

式中:Rare为避雷器等效电阻。

将式（7）、式（8）和式（10）代入式（15）可得消能装置接入后幅值为:

式（16）表明，投入避雷器后相当于在PCC 电压的分母中增加了一个修正项，根据式（16）可知，当配置不同的等效电阻时，PCC 暂态过电压的程度亦不相同，图4 给出了在不同系统短路比以及传输功率情况下PCC 暂态电压与等效电阻值之间的关系。

由图4（a）可以看出，在同样的等效电阻配置下，系统稳态传输功率越大，则换相失败期间PCC过电压越严重。因此，为了确保避雷器的配置在各类工况下都能有效抑制系统过压，在后续避雷器参数设计中系统功率均视为满功率传输。

图4（b）表明在各类短路比配置下，送端交流系统PCC 处暂态电压的幅值均随等效电阻值的增大而增大。而为了控制相同过电压倍数，短路比越大，需配置的等效电阻更大，即需要配置避雷器的伏安曲线越低。

由以上分析可知，通过合理的避雷器配置，以及调整避雷器的伏安特性曲线可抑制送端PCC 过电压达到要求值。

2.3 可控自恢复消能装置参数整定原则

目前，新能源汇集场站风电机组的过电压耐受能力要求为1.3 p.u.，保守起见，本文设定可控自恢复消能装置的控制目标为送端PCC 暂态电压不超过1.2 p.u.。

由图4（b）可以看出，不同短路比情况下对等效电阻值的要求均不相同。而避雷器的等效电阻值随其端电压变化而变化，故为了确保避雷器能有效抑制送端交流过电压，确定其配置原则如下。

原则1:可控自恢复消能装置的运行曲线（Uare-Rare曲线，Uare表示避雷器端电压）必须在图4（b）中Upcc-Rare与水平线Upcc=1.2 p.u.交点的下方。

例如，当系统短路比为2 时，避雷器的Uare-Rare曲线必须在点（98 Ω，1.2 p.u.）下方。事实上，避雷器接入交流系统后并非呈现为纯粹的电阻特性，当交流电压大时，流过避雷器的电流大，当交流电压小时，流过避雷器的电流小。采用避雷器抑制交流过电压时，被抑制的交流过电压通常呈现出一种削顶的正弦波，比如，本文中为了将交流过电压幅值抑制在1.2 p.u.以内，在投入避雷器后交流电压波形将变为峰值为1.2 p.u.的削顶正弦波。为了方便计算，忽略避雷器在1.2 p.u.电压以下时所消耗的能量，每个周期内其耗散功率Pare可表示如下:

式中:Upcc0为不加避雷器时系统过电压；Rare（1.2）为避雷器端电压为1.2 p.u.时的电阻值。

根据功率等效原理可求得避雷器抑制电压为1.2 p.u.时的等效电阻Req如下:

结合图4（b）中不同短路比对避雷器等值电阻值的要求，即可设计出过电压抑制目标为1.2 p.u.时的电压-电流（Uare-Iare）曲线。例如，当系统短路比为2 时，避雷器的Uare-Iare曲线应该满足如下关系:

式中:Iare（1.2）为避雷器端电压为1.2 p.u.时的电流。

当避雷器接入交流系统时，虽然电压被抑制在1.2 p.u.，但由于电压小于1.2 p.u.时依然会通过避雷器耗散能量，式（17）给出的避雷器等效耗散功率值偏小，而式（19）给出的避雷器Uare-Iare曲线偏于保守。

3 仿真验证

为了验证避雷器抑制送端系统过电压的有效性，本文基于PSCAD/EMTDC 中的国际大电网会议（CIGRE）常规直流标准模型进行了受端系统换相失败和直流闭锁仿真分析。其中，新能源渗透率通过送端交流系统短路比体现。设置1 s 时发生单相接地故障，故障持续100 ms，经过一段时间后故障清除，恢复正常运行；设置2 s 时直流闭锁，持续100 ms。

3.1 暂态过电压抑制分析

图5 给出了短路比为2 时受端系统接地故障下逆变站阀侧电流以及直流电压/电流波形。

图5 逆变侧电压、电流Fig.5 Voltage and current at inverter side

分析图5（a）可知，受端发生交流故障时，阀侧（桥臂1 和桥臂4）发生直通，即受端换流站发生换相失败。图5（b）表明，在受端换流站发生换相失败后，直流电流迅速上升而直流电压迅速跌落至零，而换相失败恢复后，受端换流站的直流侧电压逐步恢复至额定值，系统恢复正常运行。

图6 给出了短路比为2 时受端换相失败和恢复期间送端系统的交流母线三相电压U˙a、U˙b、U˙c波形。作为对比，附录A 图A4 和附录A 图A5 分别给出了SCR为3 时受端换相失败和恢复期间送端系统的电压波形和SCR为2 时直流闭锁期间送端换流站母线电压波形。

图6 SCR=2 时暂态过电压仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of transient overvoltage when SCR=2

在受端换流站换相失败及恢复期间，送端站的输出有功功率将严重受限，这将导致其消耗的无功功率大大降低，诱发送端系统过电压。分析图6 可知，如果不投入避雷器，当系统短路比为2 时，受端最大过电压将超过1.5 p.u.，而投入避雷器后可将其过电压峰值限制在1.2 p.u.以内。对比分析附录A图A4 可知，在短路比为3 时，也能将最大过电压降低到1.2 p.u.以内。对比分析附录A 图A5 可知，直流闭锁的时候过电压更为严重，电压同样被限制到1.2 p.u.左右。因而验证了系统发生换相失败故障或直流闭锁期间投入可控自恢复消能装置均可有效抑制的送端系统过电压。

3.2 避雷器能量消耗分析

图7 给出了SCR为2 的情况下换相失败和直流闭锁过程中可控自恢复消能装置能量消耗情况。图中:Ea、Eb、Ec分别为可控自恢复消能装置a、b、c 相的能量。

图7 可控自恢复消能装置能量消耗Fig.7 Energy consumption of controllable self-recovery energy consumption device

可控自恢复消能装置在系统正常运行时流过电流非常小，而过电压发生的时候，消能装置可控部分旁路，固定部分进入耗能模式，电流迅速增加，如附录A 图A6 所示，即可控自恢复消能装置在故障的情况下，承受了系统的部分功率，如附录A 图A7 所示。消耗的能量如图7 所示，正常时候，可控自恢复消能装置相当于开路状态，几乎不消耗能量，而其被投入的时候，装置会迅速消耗有功能量，进入限压状态。其中，换相失败过程中消耗的能量约20 MJ，直流闭锁时，避雷器消耗能量约70 MJ，暂态过电压情况更为严重，避雷器流过电流大，消耗功率多，在设计时需特别注意。

3.3 经济效益分析

2022 年5 月31 日，可控自恢复消能装置于中国内蒙古扎鲁特旗的±800 kV 扎鲁特换流站成功投运；2022 年6 月14 日完成投切动作，系统仿真运行结果及现场动作情况见附录A 图A8 和附录B。根据相关工程资料估计，建设可控自恢复消能装置的投资成本约0.6 亿元。根据文献［24］可知，相同输送容量水平下，至少配置6 台300 Mvar 或32 台50 Mvar 的调相机，简略估算其成本如表1 所示。对比可知，在抑制暂态过电压方面，使用可控自恢复消能装置替代调相机能够极大提升经济效益。

表1 投资成本对比Table 1 Comparison of investment costs

4 实验验证

为进一步验证可控自恢复消能装置对过电压的抑制效果，搭设如图8 所示的试验平台。图中:CB1和CB2 表示断路器；L为缓冲电感；R2和C2为晶闸管的等效缓冲电阻和缓存电容；Rl为直流均压电阻；TA 为电流互感器；V1和V2为电压检测值。其中，利用发电机和变压器模拟系统的过电压，变压器输出电压为135 kV。

图8 可控自恢复消能装置抑制过电压试验平台Fig.8 Overvoltage suppression test platform of controllable self-recovery energy consumption device

可控自恢复消能装置包含固定部分和可控部分，考虑到现有阀组的耐压能力，本次试验交流可控避雷器采用比例单元进行，其主要参数如表2所示。

表2 可控自恢复消能装置主要技术参数Table 2 Main technical parameters of controllable self-recovery energy consumption device

试验流程如下:

1）先合断路器CB1，调整空载电压V1至设定值。

2）当空载电压波形稳定后再合断路器CB2。

3）当交流可控避雷器控保装置检测到V2两端的电压大于设定值（95 kV）后，发出触发命令给晶闸管阀，晶闸管阀导通后将可控部分短接，固定部分开始吸收能量。

4）短路电流持续，当可控避雷器控保装置检测到吸收能量达到定值（固定部分额定吸收能量的1/3，预计吸收能量时间300 ms）时，发出晶闸管闭锁命令，晶闸管阀组在电流过零点附近关断。CB2 合闸后320 ms 分闸，CB1 随后分闸，一次试验结束。

5）重复上述步骤，再进行两次试验，保证3 次试验后，固定部分总吸收能量略大于额定吸收能量。

试验过程整体波形如附录A 图A8 所示，由波形可以看出，当检测到电压大于95 kV 时，可控自恢复消能装置可控部分旁路（阶段1），电流骤升，可控自恢复消能装置固定部分消耗有功功率，电压被限制到120 kV 左右，此过程大约持续了260 ms，超过交流100 ms 短路故障处理时间，即在能量允许范围之内，可控避雷器能够耐受长时间工频过电压。

可控自恢复消能装置完成能量吸收后，晶闸管动作闭锁，可控自恢复消能装置整体接入（阶段2），电流降低到较小值，避雷器进入稳态工作模式，相当于开路状态，交流电压输出约为135 kV，不影响正常输出情况，交流电流下，晶闸管阀组能够可靠开通和闭锁。对比阶段1 和阶段2 可知，可控自恢复消能装置耗能模式能够降低系统电压，进而验证了合理设计可控自恢复消能装置能够对系统过电压进行抑制，实现限压运行。