高壓直流輸電系統后續換相失敗風險評估及抑制方法

周博昊，李鳳婷，尹純亞

（新疆大學電氣工程學院,新疆維吾爾自治區烏魯木齊市830047）

0 引言

換相失敗是依靠電網電壓換相的高壓直流輸電技術最常見的故障類型之一［1-3］。若引發首次換相失敗的交流系統故障未能及時清除或控制處理不當,恢復階段直流系統可能出現后續換相失敗,易造成局部故障向全局轉變,威脅混聯系統的安全穩定運行［4-5］。隨著特高壓直流工程的不斷建設、直流容量的不斷提升,會造成故障概率、故障容量的不斷增加；另一方面,隨著新能源裝機容量的不斷提高,交流系統的抗干擾能力和調節能力持續下降,作為混聯系統安全穩定的“攻”“守”雙方此消彼長,會造成后續換相失敗的影響日益嚴峻。因此,開展換相失敗機理、風險評估及抑制策略的研究具有重要的理論和工程價值。

針對后續換相失敗,國內外學者主要從影響因素和抑制策略兩方面展開了研究。文獻［6］指出不對稱故障下,直流電壓、電流中存在較大幅值的二次諧波分量。在此基礎上,文獻［7］通過分析不對稱故障下換相過程,發現二次諧波分量會導致超前觸發角的波動進而引起后續換相失敗的發生,但無法解釋對稱故障下后續換相失敗發生機理。文獻［8-9］分別指出電流偏差控制中斜坡函數斜率參數與恢復過程各控制器交互不當會引起后續換相失敗的發生。文獻［10］在此基礎上,通過研究恢復過程系統運行點狀態,分析了直流電流恢復引發后續換相失敗的原因,并改進低壓限流環節實現后續換相失敗有效抑制。文獻［11］研究了鎖相環暫態跟蹤性能對后續換相失敗的影響,并構造前置濾波環節,增強抗干擾能力。文獻［12-13］分別研究了無功消耗與交流系統單相跳閘對后續換相失敗的影響,但是故障后立刻調整逆變器觸發方式的工程可行性仍有待研究。文獻［14］指出故障發生后,保護裝置的拒動或誤動、重合閘于故障上,會引起等效換相電感的改變,也可能誘發換相失敗?，F有研究中往往從以下幾個方面提出換相失敗抑制方法:通過提前觸發方式［15-17］、采用多種限流策略［18-19］、采用逆變側交流系統無功補償方法［20-21］、基于全控型器件進行逆變站結構改造［22-23］以及優化交流系統保護策略［24-25］?，F有針對后續換相失敗機理的分析研究仍不夠全面和深入,所提出的影響因素往往僅涉及電氣量、控制策略、器件暫態性能和保護動作中的某一方面；仍缺乏可定量有效評估后續換相失敗風險的指標；針對后續換相失敗抑制策略的研究以控制策略優化為主,但是所提抑制策略往往較難兼顧系統快速平穩恢復和后續換相失敗的有效抑制。

為明確后續換相失敗機理并進行有效風險評估與抑制,本文基于逆變器換相過程數學模型,剖析后續換相失敗階段各影響因素對換相電壓時間面積需求量和提供量的影響,討論了后續換相失敗的直接、間接影響因素,明確后續換相失敗機理；在此基礎上,提出了后續換相失敗風險指標（SCFRI）用于定量評估系統后續換相失敗風險；結合所提SCFRI,從附加控制和限流策略兩方面,分別提出了基于SCFRI的附加控制策略和基于SCFRI的協調限流策略。最后通過CIGRE直流標準測試模型驗證了所提后續換相失敗機理的正確性、SCFRI的合理性與抑制策略的有效性。

1 后續換相失敗機理與風險評估方法

1.1 后續換相失敗機理

相比首次換相失敗,后續換相失敗的機理更為復雜,不僅受到系統電氣量變化的影響,同時恢復階段控制系統的調節及系統內設備暫態響應特性等均會影響后續換相失敗發生與否。

以閥1、2導通到閥2、3導通過程為例,此過程閥1向閥3換相,其等效電路見附錄A圖A1。

大容量變壓器、線路及濾波器的感抗分量遠遠大于電阻,故忽略電阻的影響,并認為各相換相電感大小相等,根據基爾霍夫電壓及電流定律有:

根據式（1）,穩態時所需換相電壓時間面積為:

式中:μ為換相角；α為觸發角。

若考慮換相期間直流電流的變化ΔId,所需換相電壓時間面積（本文簡稱換相面積）修改為:

根據式（1）,給定觸發角α情況下,為保證成功換相,逆變器的最大換相面積提供量為:

式中:γmin為固有最小關斷角,反映了晶閘管元件中載流子復合開關建立PN結阻擋層以恢復正向阻斷能力所必需的時間,一般認為約400μs（本文γmin取7.2°）。當Sμ,need大于Sμ,pro時,實際換相電壓下能夠提供的最大換相面積仍不滿足換相過程所需換相面積,會導致實際的關斷角γ小于γmin時,則會出現以下情況之一:①換相結束后,剛退出導通的閥在反向電壓作用期間,不能恢復阻斷能力；②2個橋臂的換相過程一直未能結束。在這2種情況下,會出現預期開通的閥向預定關斷的橋臂倒換相而未能開通,預期關斷的閥未能關斷,這種異常工況被稱為換相失敗。

因此若不發生換相失敗,需滿足Sμ,pro≥Sμ,need,根據式（3）和式（4）有

由式（5）可知,三相對稱故障下,若忽略電壓偏移及諧波引起的換相電壓畸變等因素,影響換相的主要因素有:直流電流及其換相期間變化量、換相電感、換相電壓、觸發角。其中,根據式（3）,直流電流及其換相期間變化量、換相電感直接影響換相過程所需換相面積。根據式（4）換相電壓和觸發角分別決定了換相電壓波形和換相起始時刻,影響最大換相面積提供量。由于這部分因素直接影響換相過程,本文將其定義為直接影響因素,實際工程中還存在其他影響因素,由于該類影響因素對換相過程的影響是通過影響上述直接影響因素而間接實現的,本文將其定義為后續換相失敗的間接影響因素。直接、間接影響因素的影響機理詳見附錄A。

1.2 后續換相風險評估方法

相比首次換相失敗,后續換相失敗更突顯量變引起質變的特點,在直流連鎖故障演變過程中,有效評估后續換相失敗發生風險是快速、有效切斷連鎖故障鏈的基礎。

根據式（5）,不發生后續換相失敗情況下,觸發角、換相電壓、直流電流及其變化量需滿足:

其中,參數A、B、C計算公式如下:

式中:Xc為換相電抗；αi為逆變器觸發角。

根據式（6）、式（7）可知,后續換相失敗是否發生與換相電壓、直流電流及其變化量、觸發角之間是否匹配有著直接關系。

定義后續換相失敗風險指標（subsequent commutation failure risk index,SCFRI）的值為SCFRI,計算如下:

根據式（3）、式（4）,換相面積提供量與需求量之差ΔS的計算式為:

對比式（8）、式（9）并結合式（7）可知:

其中系數K計算公式如下:

逆 變 器 正 常 工 作 狀 態 下,觸 發 角αi∈［90°,180°］,為保證成功換相,逆變器控制系統會對超前觸發角βi進行限幅限制（例如:CIGRE標準測試系統中,限制超前觸發角βi≥0.52）,通常逆變器觸發角一般被限制不超過150°。根據式（11）,系數K大于0,SCFRI與ΔS呈現正相關函數關系:當SCFRI增大時,ΔS增大,逆變器換相裕度提高,發生后續換相失敗風險降低；當SCFRI減小時,ΔS減小,逆變器換相裕度降低,發生后續換相失敗風險提高。因此,SCFRI既可定性判別是否發生后續換相失敗,又可定量評估后續換相失敗風險程度。當系統的SCFRI＞0時,SCFRI越小,表征系統換相安全裕度越小,后續換相失敗風險越高。換相期間直流電流變化量ΔId預測原理、驗證及工程應用相關討論見附錄A第A3章。

2 基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略

2.1 基于SCFRI的附加控制策略

SCFRI可定量表征后續換相失敗風險,基于此通過設計附加控制策略,根據風險程度自適應調節逆變器觸發角指令值,實現后續換相失敗的有效抑制。逆變器觸發角被限制在90°以上,因此可采用三角形代替換相電壓時間面積的右半正弦曲線,附加控制策略原理見附錄A圖A2。定義圖A2中角度θ并計算可得:

式中:ULf為逆變側交流系統線電壓峰值。提前觸發Δα角度情況下,換相面積增加量表示為圖A2中直角梯形面積,其上、下底邊x、y分別為:

根據式（12）至式（14）可知,通過提前觸發Δα角度情況下,額外獲得的換相面積增量為:

式（15）表征了提前觸發控制量與增加的換相面積的函數關系,可作為提前觸發控制的依據。由于采用直角三角形模擬右半正弦曲線,因此實際換相面積增量要大于根據式（15）得到的計算值,依據式（15）設計的提前觸發控制更為保守,不會出現提前觸發不足無法有效抑制后續換相失敗的問題。

若希望直流系統經歷首次換相失敗后,在系統的恢復階段SCFRI維持在安全范圍內（設定為SCFRI0附近,為附加控制器中的控制目標）,根據式（10）、式（11）、式（15）,則基于SCFRI的附加控制量為:

式中:D=(180°?αi)ULf/90°。

SCFRI與換相面積提供量與需求量的差值存在函數關系,SCFRI可以定量顯示系統換相面積的盈余或缺失情況。在首次換相失敗后,直流系統進入恢復階段,換相面積盈余量逐漸減少,但是現有控制系統中無考慮換相面積盈余量的控制器,因此在恢復階段末期,存在較大后續換相失敗風險。為避免此情況發生,保證恢復階段系統的后續換相失敗風險維持在較低水平,通過附加控制方式,自適應調節換相面積提供量跟隨換相面積需求量的變化,始終維持二者相匹配并保持一定的安全裕度,將系統的SCFRI維持在安全范圍內?；赟CFRI的附加控制策略的啟動邏輯如圖1（a）所示,在CIGRE HVDC系統中加入所提出的附加控制策略后逆變器框圖如圖1（b）所示。

圖1 基于SCFRI的附加控制策略Fig.1 Additional control strategy based on SCFRI

圖1中:ΔId為換相期間直流電流變化量預測值；α為觸發角實測值；Udi為逆變側直流電壓；Idi為逆變側直流電流；γiD為YD聯結換流變所在六脈動逆變器關斷角實測值,γiY為YY聯結換流變所在六脈動關斷角實測值；Id,order為上層直流電流指令值,Idr為逆變器傳輸給整流器的直流電流指令值；βi,CC為逆變器定電流控制給出超前觸發角指令值,βi,CEA為逆變器定關斷角控制給出超前觸發角指令值；αi,eventually為加入基于SCFRI的附加控制策略后逆變器觸發角最終指令值。

MAF為滑動平均濾波器；VDCOL為逆變器中低壓限流控制器；CEC為逆變器中電流偏差控制器；CC為逆變器中定電流控制器；CEA為逆變器中定關斷角控制器；藍色虛線框為基于SCFRI的附加控制器,其啟動模塊內邏輯如圖1（a）所示；SCFRI0需依據實際工程情況進行設定。

2.2 基于SCFRI的協調限流策略

附加控制可以快速動作,有效抑制換相失敗的發生,但實際工程中存在2個主要缺點:一是調節范圍受限；二是會增加電氣應力,減少設備使用壽命。因此,為盡可能避免這種缺點,增強基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略的抑制效果,現輔以基于SCFRI的限流策略,有效限制換相面積需求量。

為維持與附加控制策略相同的控制目標,根據式（8）,逆變側定電流控制器電流指令值計算式為:

為充分發揮整流、逆變兩側的限流功能,結合CIGRE標準測試系統中的電流裕度,根據式（17）,整流側定電流控制器指令值為:

為更好地與附加控制策略相配合,協調限流策略啟動邏輯保持相同。在CIGRE HVDC系統中加入所提出的協調限流策略后的逆變器控制框圖如圖2所示。

由圖2可見,依據式（18）計算相關參數,并與低壓限流指令值、上層電流指令值取最小值傳遞至整流器,通過整流側定電流控制器實現整流側電流限制；同時將整流側電流指令值減去設定的電流裕度0.1 p.u.,得到逆變器定電流控制指令值,最終實現了基于SCFRI的協調限流控制,通過限制兩側電流指令值,限制逆變器換相面積需求量的增加,配合附加控制策略,同時提高換相面積提供量并有效限制換相面積需求量,最大程度抑制后續換相失敗。

圖2 基于SCFRI的協調限流策略Fig.2 Coordinated current limiting strategy based on SCFRI

3 仿真驗證與分析

3.1 仿真模型的搭建

在PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件中,搭建CIGRE標準直流測試模型,其結構和內部參數如附錄B所示,晶閘管關斷時間設置為400μs,仿真步長設置為50μs。

3.2 SCFRI指標測試與分析

設置逆變側交流系統1.3 s時發生三相接地故障,故障電阻為90Ω,故障持續時間參考文獻設置為0.2 s［25］。逆變器關斷角、逆變器觸發角指令值、直流電流、逆變側換流母線電壓有效值及SCFRI如圖3所示。

圖3（e）中紅色虛線為SCFRI=0。穩態時,SCFRI大于0,在經歷首次換相失敗后,直流系統進入恢復階段,在恢復末期SCFRI持續降低,1.49 s降至約9.5,此時系統已經存在較大的后續換相失敗風險。但由于該階段電流偏差控制與定關斷角控制調節效果相互抵消,導致控制系統在此階段并未對觸發角進行有效調節［9］,同時1.5 s故障清除造成了直流系統的二次沖擊,后續換相失敗的直接影響因素均發生較大程度突變。在低SCFRI的情況下,系統SCFRI進一步惡化并發生后續換相失敗。

測試結果表明,SCFRI可以較好地顯示直流系統后續換相失敗的風險,可以對后續換相失敗風險進行定量評估。單相電阻性、電感性故障和三相電感性故障下SCFRI的測試結果見附錄C。

3.3 基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略驗證

3.3.1 基于SCFRI的附加控制策略效果驗證

圖3 三相電阻性接地故障時SCFRI測試Fig.3 SCFRI test with three-phase resistive grounding fault

設置逆變側交流系統1.3 s時發生三相接地故障,故障電阻為90Ω,故障持續時間為0.2 s。僅采用基于SCFRI的附加控制策略,設定SCFRI0=50。原系統與改進后系統的逆變器關斷角、逆變器觸發角指令值、直流電流、逆變側換流母線電壓有效值、系統傳輸的有功功率及SCFRI如圖4所示。

測試結果表明,三相電阻性接地故障下,提出的基于SCFRI的附加控制策略可以較好地抑制后續換相失敗的發生。故障初期（1.35～1.4 s）自適應提高了觸發角指令值,改進后系統直流電流恢復速度更快,但同時增加了逆變器無功功率消耗,導致逆變側交流電壓恢復變緩。恢復階段（1.4～1.5 s）基于SCFRI的附加控制策略將系統的SCFRI值維持在50左右,逆變器關斷角被限制在15°附近,恢復末期系統SCFRI值較高,后續換相失敗風險較低。雖然1.5 s時故障清除不可避免地造成了二次沖擊,但此時系統SCFRI值較高,因此并未發生后續換相失敗。單相電阻性、三相電感性及單相電感性接地故障下,基于SCFRI的附加控制策略的效果驗證與分析詳見附錄D。

圖4 三相電阻性接地故障時基于SCFRI的附加策略效果Fig.4 Effect of additional control strategy based on SCFRI with three-phase resistive grounding fault

3.3.2 基于SCFRI的協調限流策略效果驗證

設置逆變側交流系統1.3 s時發生三相接地故障,故障電阻為90Ω,故障持續時間為0.2 s。僅采用基于SCFRI的協調限流策略,設定SCFRI0=50。原系統與改進后系統的逆變器關斷角、整流側直流電流指令值、直流電流、逆變側換流母線電壓有效值、系統傳輸的有功功率及SCFRI分別如圖5所示。

測試結果表明,三相電阻性接地故障時,基于SCFRI的協調限流策略可以較好地抑制后續換相失敗的發生。使用協調限流策略后,系統在首次換相失敗后的恢復階段末期主動調節了電流指令值,限制了系統的直流電流,保障了恢復末期系統具有較高的SCFRI,有效抑制了后續換相失敗?；謴湍┢谟捎趨f調限流策略限制了兩側直流電流指令值,逆變器無功消耗得到緩解,逆變側交流系統的電壓恢復效果相比附加控制更好。由于協調限流策略的調節手段是限制直流電流指令值,控制速度不如附加控制策略,因此SCFRI存在更明顯的波動。單相電阻性、三相電感性及單相電感性接地故障下,基于SCFRI的協調限流策略驗證詳見附錄E。

3.3.3 基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略驗證

設置逆變側交流系統1.3 s時發生三相接地故障,故障電阻為90Ω,故障持續時間為0.2 s。同時加入基于SCFRI的附加控制策略和協調限流策略,兩策略中均設定SCFRI0=50。同時使用2種策略的抑制策略效果如圖6所示。

對比圖4至圖6可知,同時使用2種策略可以兼備兩者的優勢。改進后的系統在恢復初期直流電流的恢復速度更快,在恢復末期有效地限制了直流電流；改進后系統在恢復階段的關斷角水平相比單獨使用2種策略都要高（同時使用最低關斷角在10°以上,而單獨使用均在10°以下）,因此2種策略同時使用可以相互補強,具備更好的后續換相失敗抑制效果。

同時使用2種策略可以中和兩者的缺陷。同時采用2種策略后,系統SCFRI水平雖仍存在波動,但相比僅采用協調限流控制策略而言,已有較好改善效果；同時采用2種策略交流系統電壓恢復相比僅采用附加控制策略而言,同樣具有更好的表現。

綜上,2種策略可以起到很好的配合作用。首次換相失敗后,系統進入恢復階段,恢復初期附加控制策略占主導地位,幫助系統快速地恢復。進入恢復末期,繼續快速恢復會帶來較大的后續換相失敗風險,此時協調限流策略占主導作用,有效限制直流電流,幫助交流系統電壓有效恢復,二者相互配合,共同維持系統的SCFRI保持在較高水平,保證恢復階段關斷角始終處于安全范圍,兼顧了系統的初期快速恢復和末期后續換相失敗有效抑制。三相電阻性故障情況下換流變壓器閥側電流仿真結果見附錄F,所提出指標、抑制策略的仿真測試結果見附錄G。

圖5 三相電阻性接地故障下基于SCFRI的協調限流策略Fig.5 Effect of coordinated current limiting strategy based on SCFRI with three-phase resistive grounding fault

圖6 基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略效果Fig.6 Effect of subsequent commutation failure mitigation strategy based on SCFRI

4 結語

本文分析了后續換相失敗的機理,提出SCFRI的概念和基于SCFRI的后續換相失敗抑制策略,有如下結論。

1）后續換相失敗的直接影響因素:直接改變換相過程中所需換相面積與交流系統能提供的實際換相面積,影響關斷角大小。后續換相失敗的間接影響因素:通過影響直接影響因素,間接影響關斷角大小。

2）所提出的SCFRI可以有效定量評估系統后續換相失敗風險?；赟CFRI的2種后續換相失敗抑制策略均可以有效抑制后續換相失敗的發生,同時使用時抑制效果更好。

3）非對稱故障下電壓相位偏移及諧波造成的電壓畸變等對SCFRI及相關抑制策略的影響與改進,以及通信延時對協調限流措施的影響有待進一步深入研究。