特高壓直流輸電工程逆變側控制策略優化設計

李林， 呂彥北， 王永平， 付廣旭， 盧東斌

(南京南瑞繼保電氣有限公司,江蘇 南京 211102)

0 引言

特高壓直流輸電具有輸送功率大、啟動和調速快、可控性強等優點，對有功功率輸送和無功功率消耗均有靈活的調控能力，可用于快速改善交流系統的運行特性[1]。特高壓直流輸電在遠距離輸電、跨區電網互聯中得到了廣泛應用，已經成為電網中的一個重要組成部分，是影響電網安全穩定運行一個重要因素[2]。

送端電網與受端電網間采用多回直流相連，在一回直流故障時，通過提升其他直流實現功率緊急支援。在受端電網相對較弱的情況下，當需要大幅提升直流功率時，若采用傳統的逆變側定熄弧角控制策略，會出現換相失敗的情況，這是由于大幅提升直流需要消耗大量的無功，對交流系統來說是一個大的擾動。在交流系統出現大的擾動時，傳統的逆變側定熄弧角控制策略輸出的觸發角較發生擾動之前增大，從而使熄弧角實際值遠小于熄弧角參考值，換相裕度減小，進而極易導致換流器發生換相失敗[3—7]。文獻[3]在發生大的暫態擾動時，采用自適應的增益調整，但是需要精確的物理模型。文獻[4]在判斷出現大的擾動時，采用改進的逆變側最大觸發延遲角控制策略，在某些大擾動情況下具有優勢，但需要準確的擾動判據。

為避免發生換相失敗，直流控制系統配置了預測換相失敗控制功能。該功能主要用于防止由交流故障引起的換相失敗，當交流系統出現大的擾動時，交流電壓的變化不一定能達到預測換相失敗控制的啟動定值，因此不能解決直流功率大幅提升時逆變側發生換相失敗的問題。

文中分析了直流功率大幅提升的執行過程、發生換相失敗的原因及交流系統強度和提升量對換相失敗的影響。之后，在現有工程應用的逆變側修正定熄弧角控制器的基礎上，提出一種預防換相失敗的控制器，將熄弧角測量值引入控制器，實現閉環控制，進而保證換相裕度，避免發生換相失敗。最后，在實時數字仿真系統(real time digital si-mu-la-tion system，RTDS)中驗證了所提策略的有效性。

1 美麗山Ⅱ期直流所接入的交流電網

以巴西美麗山Ⅱ期直流為研究對象，如圖1所示，巴西美麗山直流輸電工程包含兩回±800 kV雙極雙落點直流。第一回(美麗山Ⅰ回)北部起于欣古換流站，南部止于埃斯特雷多換流站，輸電距離為2 084 km，已于2018年建成。第二回(美麗山Ⅱ回)北部起于欣古換流站，止于巴西東南部里約換流站，輸電距離為2 542 km，已于2019年建成。每回直流輸送容量均為4 000 MW，直流額定電流為均2 500 A[8—14]。兩回直流運行時，功率互相支援，在一回直流故障導致功率損失時，提升另一回直流。

圖1 美麗山Ⅱ期直流所接入的交流電網Fig.1 AC power grid which Belo Monte Ⅱ HVDC connect

與直流系統互連的交流系統有強弱之分，系統越強則越穩定。有效短路比KESCR是衡量交流系統強弱的重要指標，其計算如下：

(1)

一般認為，KESCR>3時為強系統，KESCR∈[2,3]時為弱系統，KESCR<2時為極弱系統[15—16]。

巴西美麗山Ⅱ期直流里約側交流系統短路容量為17 834～54 559 MV·A，無功補償的容量為2 700 Mvar，根據式(1)，可以計算出KESCR為3.7～12.9，如考慮直流1.5 p.u.,過負荷能力，此時的KESCR為2.5～8.6。因此，在交流系統最小運行方式下，存在相對較弱交流系統運行方式。

2 大幅提升直流時發生換相失敗的問題及原因分析

2.1 問題描述

美麗山兩回直流運行時，功率互相支援，在一回直流故障導致功率損失時，提升另一回直流。通過RTDS試驗發現，采用欣古側短路容量為42 166 MV·A，里約側短路容量為17 834 MV·A(最小短路容量)的戴維南等效系統，直流雙極全壓運行，功率2 600 MW。模擬收到穩控緊急提升量為3 400 MW，提升速率為840 000 MW/min，將直流提升至6 000 MW(1.5 p.u.)，里約側出現換相失敗。波形如圖2所示。

圖2 最小短路容量下美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MW發生換相失敗Fig.2 Commutation failure occurs when Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW under minimum short circuit capacity

2.2 導致換相失敗的原因分析

當直流電流從一個閥換相到另一個閥時，最新導通的閥和即將退出導通的閥會同時導通較短的時間，這段時間即疊弧時間。因為晶閘管為半控元件，即將退出導通的閥必須承受一定的反向電壓，使得載流子反向恢復后，才能安全關斷。因此定義從疊弧結束到換相電壓過零點的剩余的電壓-時間區域為逆變側的換相裕度，如圖3所示。當換相裕度不足時，退出導通的閥不能關斷，從而引起換相失敗[17—20]。

圖3 換相裕度的定義Fig.3 Definition of commutation margin

圖3中，α為延時觸發角；μ為疊弧角；γ為熄弧角。由圖3可知，熄弧角大小和交流電壓幅值是決定換相裕度大小的主要因素。

功率提升過程如圖4所示，逆變側控制器的工作分為3個階段：(1) 第一階段，整流側α大于5°，整流側依靠調節α控制直流電流，此時，逆變側定熄弧角控制器起作用；(2) 第二階段，整流側α已調至最低5°，失去控制直流電流的能力，逆變側定電流控制器起作用；(3) 第三階段，直流電流指令上升已完成，隨著直流電流的上升，與電流指令的差小于電流裕度，逆變側定熄弧角控制起作用。

圖4 大幅提升過程的3個階段Fig.4 Three phases in the process of large runup

通過波形可以看出，在第三階段時，直流電流指令不變，交流電壓減小，直流電流上升，換相過程變長，而定熄弧角控制器輸出基本不變(132°)，此時的疊弧角為35°，進而導致熄弧角減小至13°，交流電壓相電壓幅值由314 kV下降至271 kV。根據上述換相裕度的介紹，熄弧角下降和交流電壓大幅下降兩方面的因素導致換相裕度大幅減小，退出導通的閥沒有承受足夠的反壓，沒有關斷，從而導致換相失敗。

同時可以看出，在整個功率提升的過程中，由于直流功率提升了3 400 MW，提升的幅度較大，無功消耗增加，導致交流電壓下降了約68 kV。

2.3 交流系統強度的影響

欣古側短路容量不變，仍為42 166 MV·A，里約側短路容量由17 834 MV·A改為28 000 MV·A，進行同樣的試驗，無換相失敗，波形如圖5所示。

圖5 美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MW(增大短路容量)Fig.5 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW(increase short circuit capacity)

通過圖5可見，隨著直流功率上升，換流器消耗無功增加，逆變側交流電壓降低，由于系統強度增加，交流電壓下降的幅度減小，下降了約45 kV。對比2.2節的第三階段，由于此時交流電壓變化較小，直流電流相對穩定，沒有發生換相失敗。

在大幅提升直流時，交流電壓降低的程度與交流系統強弱有關，交流系統越弱，逆變側交流電壓降幅越大，越不穩定，越容易導致換相失敗。

2.4 提升量的影響

采用欣古側短路容量為42 166 MV·A，里約側短路容量為17 834 MV·A，減小提升量，功率由2 600 MW提升4 000 MW，進行提升試驗，無換相失敗，波形如圖6所示。

圖6 美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至4 000 MW(減小提升量)Fig.6 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 4 000 MW(reduce the runup capacity)

由圖6可知，減小直流功率提升量，換流器消耗無功減小，交流電壓下降幅度減小，下降約26 kV。對比2.2節的第三階段，由于此時交流電壓變化較小，直流電流相對穩定，沒有發生換相失敗。

綜上，在相對較弱的交流系統下，大幅的緊急提升直流，無功消耗大幅增加，導致交流電壓大幅跌落是導致換相失敗的主要原因。解決該問題的措施有：

(1) 通過在電網中增加無功補償設備，穩定交流系統電壓，進而避免在大幅提升直流時發生換相失敗。

(2) 根據實際電網的運行方式，當交流電網為弱交流系統方式運行時，限制直流功率提升量的上限，確保提升量在安全的范圍內，避免大幅提升直流功率。

(3) 在不增加電網設備投資的條件下，從熄弧角控制的角度來說，針對大幅提升直流的情況，進一步優化逆變側定熄弧角控制策略。由于定熄弧角控制采用的是開環定熄弧角控制，其控制沒有引入熄弧角測量值，在某些情況下不能將熄弧角控制在設定值，從而增加了發生換相失敗的風險。

3 逆變側控制策略及優化設計

3.1 現有的逆變側控制策略

在高壓直流輸電工程里，逆變側配置了定電流控制器、定電壓控制器、修正的定熄弧角控制器，采用限幅的方式在3個控制器之間進行協調配合。定熄弧角控制器的輸出作為定電壓控制器的最大值限幅，定電壓控制器的輸出在逆變運行時作為電流調節器的最大值限幅，在整流運行時作為最小值限幅。在兩端電流調節器同時工作時，為了避免引起調節不穩定，逆變側電流調節器的定值一般比整流側小0.1 p.u.，這就是電流裕度[21—22]。在正常運行工況下，逆變側修正的定熄弧角控制器起作用。

采用定熄弧角控制時，逆變側的換流器具有負阻抗特性，直流電壓隨直流電流升高而減小，隨直流電流降低而增大。當逆變側的交流電網為弱系統時，將會帶來穩定性問題。修正的定熄弧角控制器根據式(2)和式(3)計算其輸出的α指令αmax，在暫態情況下，修正的定熄弧角控制器具有正斜率特性，有利于提高直流輸電系統的穩定性。

(2)

αmax=180°-β

(3)

式中：γo為熄弧角參考值；dx為換相電抗；Io為直流電流指令值；Id為直流電流實測值；IdN為額定直流電流；Udi0N為額定空載直流母線電壓；Udi0為實際空載直流母線電壓；K為正斜率系數。

根據逆變側修正的定熄弧角控制原理以及式(2)和式(3)，可以看出，當直流電流指令Io變化時，β的計算值變化，進而α指令αmax發生變化。當直流電流指令Io不變時，如Id增大，將減小，αmax輸出增大，將導致換相裕度減小，從而增加發生換相失敗的風險。

3.2 逆變側控制策略優化設計

現有的逆變側定熄弧角控制策略采用的是開環定熄弧角控制，在穩態和暫態擾動小的情況下，可保證直流輸電系統的穩定運行。

當逆變側出現大的擾動導致交流系統電壓降低時，交流電壓減小，直流電流上升，換相過程變長，直流電流指令不變，根據定熄弧角控制器的控制原理，其輸出基本不變，進而導致熄弧角減小，直至出現換相失敗。此時，如果能將熄弧角測量值引入定熄弧角控制，當熄弧角測量值減小時，調整定熄弧角控制器的輸出，增加換相裕度，即可避免換相失敗。

基于此，文中在現有修正的定熄弧角控制器的基礎上，提出一種預防換相失敗的控制器，引入熄弧角測量值(γm)，控制器輸出疊加到現有修改中的定關斷角控制器中采用的關斷角參考值上，實現定熄弧角閉環控制功能。

預防換相失敗的控制器邏輯示意如圖7所示，其輸入為逆變側熄弧角設定值(γref)與經過濾波環節的熄弧角測量值(γmf)的差值；之后經過比例環節和積分環節后，求和，再經過限幅環節，得到熄弧角調節量。

圖7 預防換相失敗控制器邏輯示意Fig.7 Controller logic schematic diagram for preventing commutation failure

當經過濾波環節的熄弧角測量值小于設定值1(γset1)時，將熄弧角調節量疊加到逆變側熄弧角參考值(γ0)上，作為定熄弧角控制器的輸入。當經過濾波環節的熄弧角測量值大于設定值2(γset2)時，熄弧角調節量不再疊加到逆變側熄弧角參考值(γ0)上，同時將積分環節的輸出清零。

3.3 控制器參數選擇

預防換相失敗控制器參數整定，首先根據以往工程的經驗，確定一套初始參數，在美麗山直流Ⅱ期工程的RTDS仿真系統中模擬功率大幅提升的試驗，根據控制器的響應情況進行控制器參數調整，最終確定一套最優的參數。經過仿真試驗研究，最終選擇相關參數如表1所示。

表1 預防換相失敗控制器參數Table 1 Parameters of controller to prevent commutation failure

4 RTDS試驗驗證

4.1 針對緊急提升的驗證

增加預防換相失敗控制器后，采用欣古側短路容量為42 166 MV·A，里約側短路容量為17 834 MV·A，功率由2 600 MW緊急提升至6 000 MW，無換相失敗，波形如圖8所示。功率在緊急提升過程中，功率上升平穩，預防換相失敗控制器輸出平滑，補償后的熄弧角不再隨電流增大逐漸下降，只在參考值17°附近小幅變化。

圖8 控制策略優化后美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MWFig.8 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW after the control strategy is optimized

4.2 對交直流暫態故障的影響驗證

為了驗證采用文中方法對暫態故障下直流控制響應的影響，開展了以下交直流暫態故障試驗，試驗工況及結果分析如下。

(1) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬整流側單相接地故障，故障持續100 ms，試驗波形如圖9(a)所示?？梢钥闯?，在整流側接地故障過程中，逆變側的熄弧角測量值一直大于17°，不滿足預防換相失敗控制器的啟動條件，預防換相失敗控制器輸出為0，因此，在整流側單相接地故障時，文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統的響應沒有影響。

(2) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬逆變側單相接地故障，故障持續100 ms，試驗波形如圖9(b)所示。可以看出，在逆變側接地故障過程中，逆變側的熄弧角測量值波動較大，由于預防換相失敗控制器的輸入采用經過濾波環節的熄弧角測量值，因此，其輸出在5°左右平穩變化。逆變側接地故障時，根據交流電壓原理預防換相失敗的功能也會動作，其輸出在24°左右，大于預防換相失敗控制器的輸出。由于控制系統是將二者的輸出取大后作為最終的熄弧角增加量，因此，在此過程中，仍是根據交流電壓原理預防換相失敗的功能起作用，在逆變側單相接地故障時，文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統的響應沒有影響。

(3) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬極2直流線路接地故障，故障持續100 ms，試驗波形如圖9(c)所示?？梢钥闯?，在直流線路接地故障過程中，逆變側的熄弧角測量值一直大于17°，不滿足預防換相失敗控制器的啟動條件，預防換相失敗控制器輸出為0。因此，在直流線路接地故障時，文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統的響應沒有影響。

圖9 控制策略優化后暫態故障驗證試驗Fig.9 Transient fault verification test after the control strategy is optimized

5 結語

文中對弱受端的高壓直流輸電工程在大幅提升直流功率時，逆變側會出現換相失敗的問題展開了研究，解決該問題的措施主要有：增加無功補償設備、限制提升量和優化控制策略。通過對現有逆變側控制策略的分析，提出一種改進策略，通過詳細的RTDS仿真試驗表明，采用文中所提策略，無需增加電網投資和對提升量限制，即可解決大幅提升直流功率時的逆變側換相失敗問題，具有工程應用的價值。

此外，導致逆變側出現換相失敗的原因有多種，比如閥誤觸發、兩極線路間的互感等。關于該策略對于其他原因導致的逆變側換相失敗的抑制效果，有待進一步研究。