特高壓直流分層接入換相失敗電壓判斷與仿真

李 明,趙書濤,吳成堅,何夢媛,魏 瑤,孟 航

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003)

特高壓直流分層接入換相失敗電壓判斷與仿真

李 明,趙書濤,吳成堅,何夢媛,魏 瑤,孟 航

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003)

為了判斷分層接入模式下特高壓直流是否發生換相失敗，闡述了導致換相失敗的原因，根據電壓跌落后最大直流電流對應的熄弧角推導了發生換相失敗時的電壓臨界值，在CIGRE基礎上搭建了分層接入PSCAD的直流模型，用PSD-BPA在華東電網夏季運行方式下對錫盟-泰州逆變側進行了實際故障仿真，得到了直流電壓、熄弧角等曲線。仿真分析結果表明，特高壓直流換相失敗可以通過電壓瞬時跌落值來判斷，熄弧角曲線與理論計算值一致，用高低壓閥組兩個熄弧角的最小值來判斷是否發生換相失敗是正確的，推導的電壓閾值能為實際工程中換相失敗預測模塊的整定提供參考。

分層接入；換相失敗閾值；PSD-BPA；換相失敗預測

目前，隨著中國大規模西電東送和特高壓直流輸電容量不斷增大，電網接收大量清潔能源的同時也帶來了受端交流電網電壓支撐能力不足和近區的潮流疏散問題[1]。特高壓直流逆變側分層接入方式將逆變側高低壓閾組接入兩個不同電壓等級的交流電網，既增加了受端的電壓支撐能力，也改善了近區電網的潮流疏散[2-3]。分層接入模式的高低閥組采用獨立控制，交直流系統短路比更大，換相失敗的情況和單層接入不同。由于接入兩個電網，以單層接入的閾值判斷是否發生換相失敗已經不符合實際。對換相失敗的研究主要集中在對后續控制保護問題的研究[4]、換相失敗的分析及其影響[5-6]等，而對分層接入換相失敗產生機理和其發生過程的研究比較少。本文根據單層閥組的換相公式，考慮分層接入的特點，分析了兩種換相失敗的發生過程，根據交流電網的耦合特性推導出了分層接入下的換相失敗時的臨界電壓值，并通過仿真算例進行了驗證，該閾值能為換相失敗預測(CFPREV)模塊整定提供參考。

1 分層接入下的換相失敗分析

1.1 分層結構下換相失敗的產生過程分析

分層接入下的換相失敗有兩種：一種是逆變側交流電網發生近端金屬性接地時，高低壓閥組的熄弧角都低于7°，會直接導致發生換相失??；另一種是交流側發生遠端故障時，故障側交流電壓下降幅度小，可能出現兩個閥組熄弧角小于7°和大于7°的情況。熄弧角小的閥組會先發生換相失敗，此閥直流側短路導致逆變側直流電壓降為一半。由于整流側電壓在故障瞬間不會發生突變，直流電流在整流和逆變側的巨大壓差下迅速升高，導致換相角迅速增加，熄弧角降到7°以下，使這一閥組也發生換相失敗。假設鎖相環能無延時地鎖住電壓故障時的相位，控制系統延時的觸發脈沖角α不變，有以下公式：

(1)

將換相失敗分為兩個過程：在故障瞬間，平波電抗器、換相電抗的存在導致換相電壓E突降時，電流不變，換相角在E的跌落瞬間突增一個角度；隨著逆變側直流電壓的降低，線路壓差增大，直流電流迅速增加導致換相角繼續增加，當直流電流達到最大值時，換相角也到達最大值。除去CFPREV等控制系統的作用，熄弧角在這時達到最小值，如果小于7°就會發生換相失敗。

1.2 分層結構下發生換相失敗電壓閾值的確定

CIGRE-WEG-B4工作組定義了交互作用因子(HCIF)來衡量多饋入直流輸電對逆變側電網影響作用強弱的標準[7]，文獻[8]提出了受端分層接入兩個交流電網的相互間影響為分層交互作用因子(hierarchical connection interaction factor,HCIF)：受端一側的換流母線i因投入三相電抗器，使該母線電壓下降1%時，另一交流換流母線j的電壓變化率為分層交互作用因子，即

(2)

(3)

低壓換流閥母線電壓變為

(4)

分層接入方式下高低壓閥組串聯忽略閥壓降時，直流電壓為高低壓閥組的直流電壓的疊加，即

(5)

初始狀態逆變側高、低壓閥組的觸發超前角β0相同，整流側定電流控制逆變側定電壓，電壓快速跌落瞬間，整流側輸出的直流電壓尚未發生變化，有下式[9]：

(6)

聯立上式直流線路及逆變側換流閥上流過的最大瞬時直流電流為

(7)

根據單閥熄弧角公式，可得到逆變站高低壓閥組最小熄弧角為

(8)

當熄弧角小于7°時，高低壓閥組會相繼發生換相失敗。當逆變側所連兩個交流電網的電壓相互作用因子已知時，逆變側最大熄弧角同逆變側高壓閥組換流母線呈非線性的正相關，可通過某閥組電壓瞬時跌落幅值判斷是否會發生高低壓閥組的換相失敗，即

(9)

圖1 HVDC-CIGRE改造后的分層結構Fig.1 Hierarchical structure after reformation of HVDC-CIGRE

2 仿真與分析

2.1 基于CIGRE_Benchmark的分層接入模型

2.1.1 基于CIGRE的分層接入模型的建立

為了研究分層接入方式下的換相失敗，以國際大電網會議提出的典型的CIGRE_Benchmark系統[11]為例，將逆變側修改為等值容量和參數的分層接入系統，兩交流系統通過理想變壓器和串聯阻抗進行連接：逆變側兩個交流電源電壓不變，阻抗變為原來的2倍；變壓器不變，額定功率由1000 MW變為2個500 MW，連接阻抗設為1 Ω，如圖1所示。

2.1.2γ計算值與測量值的對比分析

圖2 γ角輸出值與計算值的對比Fig.2 Comparison between output value of γangle and calculation

因為本例中電壓采用母線電壓測量值，而非開路母線電壓，所以圖2中的γ角曲線經過補償后得到。在圖2中，前0.04 s 時，CIGRE在直流啟動階段受到VDCOL模塊的影響，計算出的γ值和測量值有5°左右的誤差。在0.06～0.1 s時的差距主要是由控制系統動態性能引起的。在0.1～0.3 s時，逐漸進入穩態期，γ角與GMID吻合；故障發生后，在故障期間內計算出的γ最小值與GMID幾乎吻合。由于γ角直接用電氣測量值計算，而GMID和GMIS需要經過控制系統的延時，因此γ的波形超前于GMID和GMIS一定的角度。實際直流控制系統添加了極控與閥控的分層控制，會對GMID產生一定的影響，但是與γ差異不會偏差很大。上述分析表明，根據最大直流電流值推導出的分層接入結構的最小熄弧角有一定的準確性。

2.2 實際電網仿真

為了檢驗上述電壓判據在實際系統的適用性，本文對錫盟-泰州±800 kV特高壓直流輸電工程進行了仿真分析。采用錫盟-泰州特高壓直流工程建成后的華東電網2017年實際網架，使用PSD-BPA機電暫態仿真軟件[12-13]。錫盟-泰州的±800 kV/10 000 MW的特高壓直流雙極分層直流輸電工程的受端電網如圖3所示。泰州換流站正常運行時采用雙極全功率運行，其中正極和負極分別通過換流變將總功率的1/2送至華東1000 kV特高壓交流電網和500 kV的蘇北交流電網。直流模型采用PSD-BPA暫態穩定程序中的新特高壓直流準穩態模型。

圖3 錫-泰特高壓直流分層接入逆變側地理接線圖Fig.3 Geographical wiring diagram of converter side under Ximeng-Taizhou UHVDC hierarchical access

由圖4(a)可知，當接地電阻設為0.008 Ω時，高壓閥對應的交流母線電壓最低值為0.83 p.u.，低壓閥組降到0.92 p.u.。由圖4(b)、(c)可知，高低閥的兩個熄弧角最小值為7.6°(大于7°)，直流功率最小值跌落至1100 MW；在故障電阻設為0.008 Ω時逆變側直流電壓雖然降低，但是直流功率不會降到零，未發生換相失敗。而電壓的最小值未降到臨界值0.745 p.u.，判斷并未發生換相失敗，這與實際仿真情況相同。

由圖5(a)可知，當接地電阻設為0.003 Ω時，高壓閥對應的母線電壓的最低值降至0.68 p.u.，低壓側的母線電壓的最低值降至0.8 p.u.。由圖5(b)、(c)可知，高低壓閥組的熄弧角最小值已經跌至零，直流功率也跌至零，甚至發生了功率反送的異常情況，判斷高低壓閥組發生了換相失敗。而這時高壓閥組母線電壓的最低值已經低于臨界值0.745 p.u.，根據判據認為發生了換相失敗，這與仿真結果相同。同理，可以驗證另一側閥組故障時發生換相失敗的電壓臨界值。圖4和圖5的仿真結果，驗證了用電壓閾值判斷分層接入結構下的特高壓直流逆變側是否發生換相失敗的正確性。

圖4 接地電阻0.008Ω時直流仿真波形Fig.4 DC simulation waveforms when ground resistance is 0.008 Ω

圖5 接地電阻0.003Ω時直流仿真波形Fig.5 DC simulation waveforms when ground resistance is 0.003 Ω

3 結 論

本文通過計算故障時最小熄弧角，得到了用電壓跌落閾值來判斷換相失敗的方法，并進行了仿真驗證，得到以下結論：

1)分層接入下兩個熄弧角有差異，通過對分層接入模式下換相失敗的發生過程和不同熄弧角的分析，確定用高低壓閥組兩個熄弧角的最小值來判斷是否發生換相失敗是正確的。

2)傳統的換相失敗預測模塊啟動閾值為固定值，而分層接入下高低閥組耦合性相對較小，兩側故障引起的換相失敗電壓臨界值不同。當采用傳統整定值時，過大會引起換相失敗，預測模塊的頻繁啟動會造成不必要的震蕩，過小會使得預測換相失敗失效。使用本文的計算方法分別得到高低壓閥組的兩個電壓跌落值，使換相失敗預測模塊啟動值更加合理。為了留有裕度，可以將電壓跌落閾值乘以一個系數作為最后整定值。

3)由電網實際仿真可知，在夏季平峰模式下，泰州側HCIF為0.54，1 000 kV特高壓相對于500 kV交流母線的電氣距離相對較近。增大1 000 kV交流網與500 kV交流網的電氣距離來降低HCIF，可以降低換相失敗的電壓閾值。

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(編輯 侯世春)

Voltage judgment and simulation of commutation failure under UHVDC hierarchical access

LI Ming,ZHAO Shutao,WU Chengjian,HE Mengyuan,WEI Yao,MENG Hang

(School of Electrical and Electronic Engineering,North China Electric Power University,Baoding 071003,China)

In order to judge whether the commutation failure occurs in UHVDC under the mode of hierarchical access,the reason of commutation failure is expounded and the voltage threshold at the time of commutation failure is deduced according to the maximum DC current after the voltage drop.Then a DC model of hierarchical access to PSCAD is established based on CIGRE,and the actual failure simulation on Ximeng-Taizhou inverter side is carried out on PSD-BPA under the operating mode of East China Power Grid in summer,thus receiving the curves such as DC voltage and the arc extinguishing angle.The simulation results show that the UHVDC commutation failure can be judged by the instantaneous drop of voltage,the arc extinguishing curve is consistent with the theoretical calculation and the minimum values of the two arc extinguishing angles of the high and low pressure valve sets can be used to determine whether it is correct that commutation failure occurs.Therefore,the deduced voltage threshold can provide a reference for the setting of commutation failure prediction module in the actual engineering.

hierarchical access; commutation failure threshold; PSD-BPA; commutation failure prediction

2017-06-10；

2017-07-10。

李 明(1991—)，男，在讀碩士研究生，研究方向為特高壓直流輸電控制保護。

TM866

A

2095-6843(2017)04-0335-05