±420 kV中國渝鄂直流背靠背聯網工程系統設計

潘爾生，樂 波，梅 念，苑 賓

（國網經濟技術研究院有限公司,北京市102209）

0 引言

中國渝鄂直流背靠背聯網工程（以下簡稱渝鄂工程）是國家電網公司實現“三送端+三受端”電網格局的關鍵工程。利用渝鄂斷面現有的2個500 k V交流輸電通道,在南、北2個通道各建設1座背靠背柔性直流換流站。每座換流站額定直流電壓為±420 k V,額定容量為2 500 MW,含2個換流單元,均采用對稱單極接線。與前期柔性直流工程相比,渝鄂工程不僅在額定直流電壓和輸送容量上均達到領先水準,而且是接入500 k V交流主干網架的首例大容量柔性直流工程。

與按照交流電壓等級確定的標準化交流輸變電工程不同的是,直流工程為了降低單位容量造價,通常需要根據送、受端換流站交流系統條件、輸送容量、輸電距離、投資和占地等條件開展定制化的系統設計。系統設計的內容包括直流系統主接線設計、主回路參數計算、運行特性計算、控制保護策略研究、暫態過流計算、暫態過壓計算和絕緣配合設計等。學術界和工程界在柔性直流的系統設計方面已開展了大量的理論和實踐研究。其中,文獻［1］建立了匹配不同場景需求的柔性直流應用型式選擇方法,針對各典型場景推薦了初步的柔性直流應用型式。文獻［2］以±160 k V澳大利亞南澳柔性直流工程為例,介紹了三端柔性直流工程的主接線、運行方式、基本控制策略、啟動方式和主設備參數。文獻［3-4］以±200 k V中國舟山柔性直流工程為例,介紹了五端柔性直流工程的主接線、主回路參數、換流站運行功率范圍、基本控制策略、絕緣配合方案和主設備參數；文獻［5］以±320 k V/1 000 MW中國廈門柔性直流工程為例,介紹了雙極接線柔性直流工程的主接線、運行方式、換流站運行功率范圍、暫態過壓特性和暫態過流特性,并給出了其與對稱單極柔性直流工程的差異化分析。文獻［6］以±350 kV/1 000 MW中國魯西背靠背直流工程為例,介紹了柔性直流背靠背單元的作用與要求、主接線、運行方式、主設備參數、交流故障穿越策略及其與常規直流背靠背單元的協調配合過程。文獻［7-8］以±500 k V中國張北柔性直流電網為例,介紹了直流電網工程的主接線、設備配置方案、故障特性及故障穿越方案等。

和上述工程相比,渝鄂工程系統設計的主要難點在于工程直流電壓較高、容量較大,且故障穿越、交直流保護等要求提升,但是全控電力電子器件的暫態應力水平受限且交流電網極端方式惡化。本文對渝鄂工程系統設計中的突出難點展開研究:①提出了精確的換流器橋臂故障電流上升率計算方法、閥控過流保護的分橋臂閉鎖策略、閥本體過壓保護的動態過壓定值策略,解決了弱器件能力下無法兼顧設備安全性和故障穿越能力的問題；②基于交流電網和柔性直流聯合系統穩定性分析模型,提出了極端方式下交流電網和柔性直流高頻失穩和弱系統失穩的機理并提出了解決失穩的工程實用方法；③針對接入500 k V交流電網帶來交流斷路器失靈保護和直流差動保護的特殊要求,提出了相應的解決對策和建議。

1 高壓大容量換流閥的過流過壓防護及故障穿越策略

1.1 換流閥的過流防護和故障穿越策略

渝鄂工程的主回路參數如附錄A表A1所示。受制于現有工業應用的絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）器件的研制水平,渝鄂工程主體采用擊穿電壓為3.3 k V、額定電流為1.5 k A規格的IGBT器件。渝鄂工程在額定功率水平下,IGBT器件穩態電流峰值達到1.8 kA,已高于其額定電流,而IGBT器件最大過流能力為3 k A。由于IGBT器件的穩態電流峰值和最大過流能力較接近,因此即使在閥控層配置了百微秒級的基于暫時性閉鎖的閥控過流保護［9-10］仍難以兼顧換流閥在站內故障時的安全性要求和交流電網故障時的故障穿越能力要求。一方面,要保證換流閥的安全,需盡量減小閥控過流保護定值,使站內故障時換流閥及時閉鎖,避免電流超過其最大過流能力；另一方面,保護定值過低又將造成交流電網故障下換流閥閉鎖從而故障穿越失敗。

若直流側發生雙極短路故障,則子模塊電容通過橋臂電抗器（以下簡稱橋抗）迅速放電,此時橋臂過流最苛刻,如圖1所示。圖中:iac為聯接變壓器（以下簡稱聯變）閥側電流；iarm為橋臂電流；Larm為橋抗的電感值；idc為直流母線電流；SM表示子模塊。

圖1 直流雙極短路故障通路Fig.1 Path of DC bipolar short-circuit fault

在此過程中,通常換流站保護來不及動作,需依靠閥控過流保護確保換流閥的安全性。在前期柔性直流工程中,由于可關斷器件的裕量較大,在直流雙極短路故障發生后且換流器閉鎖前的任意時刻t,橋臂電流iarm可近似表示為［11］:

式中:Iac,0為故障發生前聯變閥側電流的峰值；Udc,0和Idc,0分別為故障發生前直流端口電壓及直流母線電流；ω為角頻率；t0為故障發生時刻；α為聯變閥側電流的初相角。

研究發現,由于故障發生到換流器閉鎖的時間段較短,子模塊電容電壓跌落很小且控制系統來不及響應,從而使得聯變閥側電流和橋臂電流的基波分量依然按照正弦規律變化,導致在渝鄂工程中式（1）所示故障后橋臂電流并不能覆蓋最苛刻工況。考慮這些因素,故障發生后橋臂電流iarm可修正為:

由式（2）可進一步推導得:

考慮最苛刻的時刻,有

從閥控過流保護來看,換流器閉鎖時的最大橋臂電流iarm,max滿足:

式中:Iset和tall分別為閥控過流保護的動作定值和全鏈路動作出口時間,后者定義為從實際橋臂電流達到保護啟動值,經過電流測量裝置延時、閥控過流保護的動作時間、各鏈路傳輸延時,直到子模塊成功關斷的總延時（以下簡稱換流閥閉鎖總延時）。

以整流側直流雙極短路故障為例,閥控過流保護的動作定值Iset=2.1 k A,換流閥閉鎖時的橋臂電流隨換流閥閉鎖總延時的變化規律如圖2所示。可見,根據式（2）—式（5）的解析計算結果和電磁暫態仿真結果幾乎完全吻合,較式（1）的計算結果更精確。根據計算結果,確定渝鄂工程閥控過流保護的全鏈路動作出口時間tall=250μs。

圖2 直流雙極短路故障換流器閉鎖時橋臂電流隨閉鎖總延時變化Fig.2 Variation of arm current with total blocking delay when DC bipolar short-circuit causes converter to be blocked

另一方面,由于渝鄂工程接入500 k V交流主干網架,當近區交流電網發生故障后,需要換流站維持甚至增大功率水平。但是,基于前述閥控過流保護定值,由于穩態電流峰值非常接近過流保護定值,交流電網故障后橋臂電流非常容易達到定值,因此采用任一橋臂滿足過流判據后閉鎖整個換流閥的傳統閥控過流保護策略無法滿足交流電網故障下換流閥的故障穿越能力要求。

研究發現,交流電網故障時,換流閥過流具有如下特點:①故障發生后且控制器內環限流發揮作用前,換流閥電流迅速增大,由于上、下橋臂電流的交流分量大小相等、方向相反,因此同一相單元上（下）橋臂電流為峰值時,下（上）橋臂電流為谷值；②控制器內環限流發揮作用后,根據設定的低壓限流曲線,通過降低換流器輸出的交流電壓幅值來減小交流故障電流,從而將聯變閥側的交流電流和橋臂電流基頻分量限制在最大穩態運行電流或更低。

基于交流電網故障時換流閥過流的特點,提出基于分橋臂閉鎖的新型閥控過流保護策略:對各橋臂分開進行保護,單個橋臂電流達到保護動作定值和動作時間后閉鎖該橋臂,而其他未過流的橋臂繼續保持運行；當閉鎖后的橋臂滿足電流小于返回定值且橋臂閉鎖時間不小于預設時間時,則重新解鎖該橋臂。設定返回定值和閉鎖的預設時間時,一般應避免站內嚴重故障時換流閥再次解鎖。詳細的閥控過流保護動作時序如附錄A圖A1所示。

由于上、下橋臂電流呈“互補”特性,若某一相單元的上（下）橋臂達到電流保護定值而閉鎖,該相單元的下（上）橋臂電流一般較小,處于解鎖狀態。因此,一個相單元中一般至少有一個橋臂處于解鎖狀態,可按照調制波繼續生成交流電壓,因此交流電網故障穿越過程中單個橋臂閉鎖時的系統特性和所有橋臂均處于解鎖狀態時的系統特性基本一致。

附錄A圖A2為采用分橋臂閉鎖閥控過流保護策略后的交流電網三相短路故障穿越試驗波形。可見,故障期間出現了單個橋臂閉鎖,但故障清除后系統很快恢復繼續運行,實現了故障穿越。

1.2 換流閥的過壓防護策略

通常子模塊平均工作電壓選擇為IGBT器件擊穿電壓的50%左右。子模塊平均工作電壓疊加穩態運行時子模塊電容的充放電電壓,形成紋波峰值電壓。在此基礎上,考慮以下2種子模塊過壓工況。

1）換流站故障。換流站保護動作閉鎖換流器,之后續流電流通過某橋臂所有子模塊的單極管繼續對該橋臂所有子模塊電容充電,導致整個橋臂的子模塊電容過電壓,工程中通常定義其為續流過電壓。在續流過電壓下,通常要求閥本體過壓保護不動作。

2）單個子模塊內部故障。子模塊不正常工作導致其電容電壓升高,閥本體過壓保護動作,在合閘子模塊旁路開關的過程中,續流電流通過該子模塊的單極管繼續對子模塊電容充電,導致該子模塊電容過電壓,工程中通常定義其為旁路過電壓。

理想情況下,子模塊的平均工作電壓、紋波峰值電壓、續流過電壓、閥本體過壓保護定值、旁路過電壓和器件的擊穿電壓之間的配合原則如圖3所示。

圖3 子模塊級別各電壓間的配合原則Fig.3 Coordination principle of various voltages at submodule level

工程容量的增大導致續流過電壓和旁路過電壓均升高,從而導致二者無法兼顧。一方面,若為了保證高續流過電壓下橋臂不會整體旁路而提高閥本體過壓保護定值,則可能造成子模塊旁路過電壓越過IGBT器件擊穿電壓限值,導致子模塊損毀；另一方面,若為了保證旁路過電壓下IGBT器件安全而降低閥本體過壓保護定值,續流過電壓易引發過壓保護動作,這樣橋臂所有子模塊的旁路開關合閘,從而造成以下后果:①由于各子模塊旁路開關合閘時間存在偏差,合閘速度慢的子模塊過壓更嚴重而導致其擊穿；②合閘成功的子模塊需要運行人員在換流站檢修時手動復位整個橋臂的數百個旁路開關。

一種解決方案是進一步增大子模塊的個數,降低續流過電壓,進而可整定合適的保護定值,兼顧續流過電壓下橋臂不會整體旁路和旁路過電壓下子模塊的安全,但這將大大增加工程的造價。因此,本文提出閥本體動態過壓保護定值策略:子模塊內部故障時換流站保護不動作,換流器不會閉鎖,因此換流器解鎖狀態下閥本體過壓保護可采用低定值；換流站故障時,換流站保護閉鎖換流器,此時可能引發續流過電壓,因此換流器閉鎖狀態下閥本體過壓保護可采用高定值。定值整定如式（6）所示。

式中:Uset為閥本體過壓保護定值；Uhigh和Ulow分別為高、低定值；Sdeblock為換流器解鎖信號,取值為1表示換流器處于解鎖狀態,為0表示換流器處于閉鎖狀態。

2 柔性直流接入交流電網的穩定性及其改善方法

2.1 高頻振蕩的機理及其抑制措施

工程實踐發現,在交流電網某些極端方式下,柔性直流系統與交流電網交互作用出現高頻諧振［12-14］。從振蕩現象上來看,高頻電氣量的上、下半波分別向同方向發展,幅值逐漸增大,如附錄A圖A3所示。從物理意義上看,交流電網和接入理想電壓源的柔性直流系統均穩定,但是某些方式下交流電網可激發出聯合系統的負阻尼,并導致系統失穩。從數學模型上看,柔性直流系統和交流電網各自的等值阻抗均無右半平面零點,但是柔性直流系統阻抗的極點和交流電網阻抗交互作用,形成串聯阻抗的右半平面零點。

受限于外環控制和鎖相環的控制帶寬,簡化的柔性直流系統的控制框圖如附錄A圖A4所示。在實際工程中,Gda(s),Gdb(s),Gdc(s),Gdd(s)分別為內環電流控制、電壓前饋、閥控執行、電流反饋的鏈路延時環節的傳遞函數,且令Gd1(s)=Gda(s)Gdc(s)Gdd(s),Gd2(s)=Gdb(s)Gdc(s),Gd3(s)=Gda(s)Gdc(s)。根據控制框圖可知,柔性直流系統的諾頓等效電路滿足:

式中:Ic(s)為換流站注入交流電網的等效電流源；Zc(s)為換流站等值阻抗；L為橋抗與變壓器折算到聯變網側等效電感之和；GPI1(s)為內環電流控制中的比例-積分環節對應的傳遞函數；GF(s)為電壓前饋濾波器對應的傳遞函數；Iref(s)為內環電流控制的電流參考值。

這樣,柔性直流系統及其接入交流電網的等值電路如附錄A圖A5所示,且換流站注入交流電網的電流I（s）滿足:

式中:Ug(s)為交流電網等值電源；Zg(s)為交流電網等值阻抗。

分別令式（8）等號右側第1和第2部分為系統1和系統2的傳遞函數,則整個系統可視為系統1和系統2組成的串聯系統。這樣,可通過分別判定系統1和系統2的穩定性來判定整個系統的穩定性。

式（8）中的系統1可視為交流電網為理想電壓源時換流站注入交流電網電流的響應系統。判斷系統1的穩定性有2種方法:①極點判別法,由于交流電網在接入柔性直流系統之前穩定,因此Ug（s）無右半平面極點［15］,根據式（8）可知,可通過超越方程求解s L+GPI1Gd1的零點來判定系統1的穩定性；②仿真測試法,由于系統1中交流電網等值阻抗Zg(s)=0,可通過任意功率下的仿真結果判定系統1是否穩定。

式（8）中的系統2可視為前向通路傳遞函數G(s)=1,反向通路傳遞函數H(s)=Zg(s)/Zc(s)的閉環系統。需要注意的是,系統2的開環傳遞函數H（s）中存在延遲環節,因此對應的閉環系統為非最小相位系統,其不能直接采用相角裕度和幅值裕度直接判斷閉環系統的穩定性［16］。這樣,判斷系統2的穩定性需采用奈奎斯特穩定性判據。進一步,根據系統1穩定可知Zc(s)不存在右半平面零點,因此系統2的穩定性判據可簡化為:①Zg(s)不存在右半平面極點；②奈氏曲線不穿過點(?1,j0)且順時針包圍點(?1,j0)的圈數為零。

具體在渝鄂工程中,極端交流電網運行方式下換流站一級出線僅為單根長度為118 km的500 k V交流線路。此時,對應的Zg（s）不存在右半平面極點。交流電網的等值阻抗-頻率特性Zg（jω）和換流站的等值阻抗-頻率特性Zc（jω）如圖4所示。

圖4 極端方式下交流電網和換流站的阻抗-頻率特性Fig.4 Impedance-frequency characteristics of AC power grid and converter station in extreme mode

根據圖4可知,在交流電網等值阻抗Zg（jω）與換流站等值阻抗Zc（jω）的2個交點之間的頻段,滿足如下條件:①交流電網等值阻抗的幅頻特性|Zg(jω)|高于換流站等值阻抗的幅頻特性|Zc（jω）|,即系統2的開環傳遞函數的幅頻特性|H（jω）|＞1；②隨著頻率的升高,交流電網等值阻抗的相頻特性∠Zg（jω）呈現接近90°到接近?90°的感容交變特性,換流站等值阻抗的相頻特性∠Zc（jω）呈現90°附近波動特性,即系統2的開環傳遞函數的相頻特性∠H（jω）僅可能向下穿越?180°而不能向上穿越?180°。因此,一旦系統2的開環傳遞函數的相頻特性∠H（jω）向下穿越?180°,則系統2失穩。

根據上述穩定性判別過程,抑制高頻振蕩的方法有:①降低換流站等值阻抗的相角∠Zc（jω）,包括降低上述各環節的延時,前饋濾波器采用小延時且阻帶快速衰減的低通濾波器,優化比例-積分控制器的參數,以及在換流站交流母線配置高通濾波器等；②降低交流電網等值阻抗的峰值|Zg（jω）|、容性段的相角絕對值|∠Zg（jω）|以及增大交流電網等值阻抗呈峰值的頻率間隔,例如交流電網增加換流站交流母線出線回路數以及限制某些極端運行方式。具體在渝鄂工程中,通過優化前饋濾波器和優化比例-積分控制器的參數成功解決高頻振蕩問題。

2.2 低頻振蕩的機理及其抑制措施

柔性直流系統與交流電網交互作用還可能出現低頻振蕩。此時,頻帶的變化使得柔性直流系統和交流電網的等值阻抗特性發生變化。對于交流電網,如圖4所示其等值阻抗中電感起主導作用,因此使用電感和電阻串聯支路可得到較準確的結果。對于柔性直流系統,其外環控制、內環控制和鎖相環均發揮重要調節作用而各部分控制的鏈路延時的影響較小。以換流站采用定有功功率控制和定無功功率控制為例,低頻段下柔性直流系統的控制框圖可簡化,如附錄A圖A6所示。

低頻段下獲取柔性直流換流站的等值阻抗需要建立柔性直流系統的小信號模型,分析過程比較復雜［17-19］。理論研究表明,隨著交流電網等值阻抗Zg的增大,換流站與交流電網可交換的最大功率下降。定義交流電網臨界阻抗ZgL為換流站可輸出到交流電網的最大功率為額定功率SN條件時交流電網的最大等值阻抗。此時,柔性直流系統與交流電網組成的聯合系統穩定運行。根據一次電路和柔性直流控制系統得到換流器輸出的交流電壓相等,即

式中:Up為換流站交流母線電壓；ΔS為復功率的參考值和實測值之差；GPI2為外環功率控制中的比例-積分環節對應的傳遞函數。

當交流電網等值阻抗保持ZgL不變,柔性直流系統傳輸功率降低為SN/j（j＞1且j∈R+）時,近似認為換流站交流母線電壓不變,此時系統穩定。進行簡單變換得到:

式中:U′g為柔性直流傳輸功率為SN/j時的交流電網等值電源電壓。

式（10）的物理意義為:當附錄A圖A5所示聯合系統的阻抗降低時,柔性直流系統的外環控制參數不變且內環控制參數等比例降低,系統保持穩定。

實踐證明,當交流電網等值阻抗增大為臨界阻抗ZgL的k倍（k＞1且k∈R+）時,雖然柔性直流傳輸額定功率降低為SN/k,系統仍失穩。根據式（10）可知,雖然交流電網等值阻抗增大對換流站交流母線電壓的影響給予補償,但是換流站的等值阻抗不變,而回路電流的降低使得控制環節整體響應降低為1/k,因此控制系統參數難以匹配聯合系統等值阻抗k ZgL+Zc。

假設內、外環控制中的比例-積分環節的傳遞函數分別為G′PI1和G′PI2時,聯合系統保持穩定,則滿足:

式中:U″g為柔性直流傳輸功率為SN/k且內、外環控制中的比例-積分環節分別為G′PI1和G′PI2時的交流電網等值電源。

類比式（10）可知,令G′PI2=GPI2,選擇G′PI1滿足式（12）條件時,系統保持穩定。

在渝鄂工程中,當交流電網短路阻抗增大時,一方面根據交流電網條件確定其可與柔性直流系統交換的最大功率,以確保有效短路比（effective shortcircuit ratio,ESCR）保持不變；另一方面根據式（12）所示關系調整內環控制參數,使柔性直流系統保持穩定。

3 接入500 kV交流電網對保護的特殊要求

3.1 對交流保護的特殊要求及其對策

對于采用對稱單極接線的柔性直流工程,不管采用哪一種接地方式,柔性直流系統的聯變閥側均為高阻接地系統。柔性直流系統發生故障且交流斷路器失靈存在的問題如表1所示。以柔性直流系統正常運行時發生聯變閥側單相接地故障為例,若交流斷路器失靈,傳統的基于過流機理的交流斷路器失靈保護難以動作。考慮調度人員斷開遠方交流斷路器,則聯變閥側中性點的接地電阻需要耐受較大的能量沖擊。

表1 柔性直流系統故障后交流斷路器失靈存在的問題Table 1 P roblems of AC circuit breaker failure after flexible DC system failure

為了規避上述問題,提出如下2種解決方案。

方案1:柔性直流的交流進線斷路器采用2臺串聯聯接的交流斷路器。2臺交流斷路器一起動作跳閘,從而規避單臺進線斷路器失靈問題。

方案2:在聯變閥側配置交流斷路器（簡稱閥側斷路器）,同時在聯變閥側中性點接地電阻兩端配置旁路斷路器,如圖5所示。

圖5 方案2的示意圖Fig.5 Schematic diagram of scheme 2

對于閥側斷路器閥側的故障,交流進線斷路器和閥側斷路器一起動作跳閘,從而避免進線斷路器失靈導致的表1中的問題；對于聯變和閥側斷路器之間的單相接地故障,先斷開閥側斷路器,并通過合閘聯變閥側中性點接地電阻的旁路開關將高阻接地系統轉換為直接接地系統,從而使得交流進線斷路器失靈保護正確動作。

考慮到渝鄂工程中已有閥側斷路器,故采用方案2,各故障的清除策略如表2所示。

表2 柔性直流系統故障后交流斷路器失靈的解決對策Table 2 S olutions to AC breaker failure after flexible DC system failure

附錄A圖A7為正常運行時聯變和閥側斷路器之間發生故障后的波形。由圖A7可見,換流器閉鎖且交流斷路器失靈后,網側短路電流很小,交流斷路器失靈保護無法動作,合閘接地電阻旁路開關后,網側電流大幅增加,從而可使交流斷路器失靈保護動作。需要說明的是,海外柔性直流工程中為了精簡換流站接線,均配置了高可靠性交流斷路器,從而回避交流斷路器失靈問題。后續研究須提高交流斷路器研發能力來解決交流斷路器失靈問題。

此外,在極弱交流電網方式下部分交流保護的靈敏度較低。為了解決這一問題,基于柔性直流換流站的良好控制特性,在渝鄂工程中開展了換流站向故障點注入正序和負序電流方法的探索,并取得了較好的效果。但是,由于這些方法會對其他類型的交流保護帶來影響,未在工程中采納。

3.2 對直流保護的特殊要求及其對策

差動保護是基于電網換相換流器的高壓直流系統的常見主保護,具有準確定位故障區域的優點［20-21］。類似地,渝鄂工程也要求采用差動保護檢測聯變閥側單相接地故障。

當柔性直流系統發生非關鍵故障時,柔性直流系統中故障區域呈現明顯的低壓特性,健全區域的電壓呈現低壓或保持特性。以柔性直流系統發生聯變閥側兩相短路故障、直流雙極短路故障為例,故障發生后柔性直流系統中的電壓變化特性分別如表3和表4所示。

對于故障區域,由于故障不通過聯變閥側接地電阻形成回路,故障點電流顯著增大,故障區域差動保護易動作出口；對于健全區域,由于其呈現低壓或保持特性,健全區域避雷器不動作,健全區域差動保護不會動作。總之,差動保護對非關鍵故障的適應性較好。

表3 兩相短路故障發生后柔性直流系統中的電壓變化Table 3 V oltage variation in flexible DC system after inter-phase short-circuit fault occurs

表4 直流雙極短路故障發生后柔性直流系統中的電壓變化Table 4 V oltage variation in flexible DC system after DC bipolar short-circuit fault occurs

當柔性直流系統發生關鍵故障時,柔性直流系統中故障點呈現明顯的低壓特性,非故障點電壓呈現過壓特性或保持不變。以柔性直流系統發生聯變閥側單相接地故障、直流單極接地故障為例,故障發生后柔性直流系統中的電壓變化特性分別如表5和表6所示。

表5 單相接地故障發生后柔性直流系統中的電壓變化Table 5 V oltage variation in flexible DC system after single-phase to ground fault occurs

表6 直流單極接地故障發生后柔性直流系統中的電壓變化Table 6 V oltage variation in flexible DC system after DC single-pole earth fault occurs

對于故障區域,由于故障通過聯變閥側接地電阻形成回路,故障點入地電流較小,故障區域電流測量裝置難以適應非關鍵故障下大電流的測量量程和關鍵故障下小電流的測量精度,差動保護易拒動；對于健全區域,由于換流器的本體保護難以快速感知故障從而維持故障前的調制過程,導致健全區域形成持續的過電壓-避雷器動作-差動保護誤動的后果。為了規避這一問題,渝鄂工程中采用了較高的避雷器特性,從而避免健全區域避雷器動作電流對差動保護的影響。總之,差動保護對關鍵故障的適應性較差。

與此不同的是,海外柔性直流工程中通常避雷器特性較低且對換流站故障區域定位要求不高。因此,采用過壓或過流保護檢測關鍵故障。

4 結語

本文對±420 k V/4×1 250 MW渝鄂背靠背直流電網工程的系統設計展開研究,在如下方面取得了進展。

1）針對器件暫態應力水平受限問題,提出了精確的換流器橋臂故障電流上升率計算方法、閥控過流保護的分橋臂閉鎖策略、閥本體過壓保護的動態過壓定值策略,解決了弱器件能力下無法兼顧設備安全性和故障穿越能力的問題。

2）針對極端方式下交流電網和柔性直流高頻失穩和弱系統失穩問題,分別提出了失穩機理及解決失穩的工程實用方法。

3）針對接入500 kV交流電網對交流斷路器失靈保護和直流差動保護的要求,提出了相應的解決對策和建議。

本文所做工作對后續采用對稱單極接線的背靠背柔性直流系統具有較好的指導意義。對于采用雙極接線的柔性直流系統、采用對稱單極接線的長距離柔性直流系統,其具體故障特征會有差異,但是本文提出的分析方法仍然具有借鑒意義。