蘇州同里±10 kV柔性直流配電系統直流故障特性研究

楊景剛，劉洋，蘇偉，肖小龍，司鑫堯，張曉榮

(1.國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院，江蘇 南京 211103；2.國網江蘇省電力有限公司南京供電分公司，江蘇 南京 210019；3.東南大學電氣工程學院，江蘇 南京 210096；4.湖南大學電氣與信息工程學院，湖南 長沙 410082)

0 引言

隨著新能源分布式發電及電力電子技術的發展和應用，負荷日趨多樣化。直流配電系統可適用于分布式電源的廣泛接入，且具有傳輸容量大、電能質量高、系統穩定強等優點，應用前景廣泛[1—5]。模塊化多電平換流器(modular multilevel converter,MMC)相較于兩電平及三電平換流器，具有損耗成倍下降、階躍電壓降低、波形質量高等優點[6]。

國內外陸續開展了對于柔性直流輸配電系統的研究。在柔性直流輸電方面，文獻[7]分析高壓柔性直流輸電系統直流側3種故障類型的故障特性；文獻[8—9]將張北±500 kV四端柔直工程直流線路短路過程分為3個階段研究；文獻[10]對直流雙極短路故障時子模塊的過電壓應力進行詳細研究，對閉鎖前后2個階段的故障機理進行理論分析；文獻[11]針對典型交流接地方式下系統的直流單極接地故障及換流站的故障恢復進行研究，定性分析了避雷器動作對故障特性的影響。柔性直流配電系統相對于輸電系統，電壓等級低，輸送距離短，且多數接有分布式電源，過電壓機理及故障特性有所不同。文獻[12]分析偽雙極、真雙極和混合接線方式下換流站內部的過電壓；文獻[13]針對深圳±10 kV直流配電網示范工程進行過電壓及絕緣配合分析，該工程采用兩端狀拓撲結構，偽雙極主接線方式；文獻[14]采用兩端狀主接線方式為深圳寶龍工業城直流配電系統提供技術方案支撐；文獻[15—19]針對±10 kV中壓柔性直流配電網，研究換流站和直流線路區域各類接地或短路的操作過電壓并分析過電壓的產生機理；文獻[20—26]分析了柔性直流配電系統的故障及保護特性。

目前，對于柔性直流配電系統故障特性的研究多數未考慮DC-DC變換器、光伏及儲能元件對故障的影響。文中針對蘇州同里±10 kV直流配電系統，采用PSCAD電磁暫態仿真軟件進行直流側單極接地和極間短路故障暫態特性分析。系統采用偽雙極接線，交流系統聯接變壓器閥側經電阻接地，換流站均為MMC，其過電壓、過電流特性可為器件參數設計及系統控制策略和保護方案提供重要依據。

1 基于MMC的柔性直流配電系統結構

1.1 系統拓撲

蘇州同里±10 kV柔性直流配電網示范工程系統采用偽雙極接線，交流系統聯接變壓器閥側經電阻接地，如圖1所示。九里和龐東2座交流變電站的電壓等級均為110 kV，分別經過110 kV/10 kV的降壓變壓器以及10 kV/10 kV的聯接變壓器，接入容量為10 MW的MMC，換流器直流側輸出電壓等級為10 kV，經過開閉所K1、K2及10 kV/0.375 kV DC-DC變換器并接入負荷。其中K1、K2開閉采用單母分段接線方式，每一段母線分別與一座換流站相連。系統主接線方式為偽雙極結構，直流主干網采用雙端環網結構。正常工況下，九里變與龐東變分別出線構成雙端環網，通過直流電纜線路與直流變壓器連接，各類工商民用負荷在負荷點處就近新建直流配電房，實現負荷接入。

圖1 示范工程示意Fig.1 Schematic diagram of the demonstration project

蘇州柔性直流配電網示范工程包含中、低壓2個電壓等級，滿足直流負荷、光伏、儲能多點分層接入，主要有居民負荷、數據中心負荷、工業負荷、直流充電站、光伏電站和商業負荷。

1.2 系統參數

基于蘇州柔性直流配電網系統結構和控制策略，采用PSCAD搭建仿真模型。該系統主要由交流電源、聯接變壓器、MMC、直流變壓器、直流負荷及直流電纜組成，系統參數如下。

(1)換流站均采用MMC，參數如表1所示。

表1 換流站參數Table 1 Converter station parameters

(2)光伏電站由2個串聯的光伏陣列元件構成，光伏陣列1由36個光伏電池串聯而成，光伏陣列2由10個光伏模塊構成，均由36個光伏電池串聯。光伏電池等效電路見圖2。其中，Ig為光電流；Id，Vd分別為流過反并聯二極管的電流及其兩端電壓；Rsh為并聯電阻；Ish為流過Rsh的電流；Rsv為串聯電阻；I，V分別為光伏電池的輸出電流和輸出電壓。

圖2 光伏電池等效電路Fig.2 Equivalent circuit of photovoltaic cell

光伏電池等效電路中各部分電流的關系如下：

I=Ig-Id-Ish

(1)

其中，

(2)

式中：ISCR為參考照度GR和參考電池溫度TcR時的短路電流；αT為光電流的溫度系數；G，Tc分別為實際照度和實際電池溫度。

(3)DC-DC變換器拓撲結構如圖3所示，左邊為逆變電路，右邊為整流電路，兩邊結構對稱。高壓側由開關管S1—S4及二極管組成，經過高頻變壓器連接至低壓側；低壓側由開關管S5—S8及二極管組成，實現電氣隔離并改變直流電壓等級。

圖3 DC-DC變換器拓撲結構Fig.3 DC-DC converter topology

采用單移相控制策略進行仿真，開關管S1、S4驅動信號相同，其驅動信號的取反信號為S2、S3驅動信號，同樣適用于低壓側。通過控制開關管的驅動信號，使高頻變壓器兩側的電路產生頻率相同的方波，2個方波之間相位關系決定DC-DC變換器傳輸功率大小和方向。

(4)直流負荷包括居民負荷、數據中心負荷、工業負荷、直流充電站、光伏電站和商業負荷等，采用受控直流電流源建模。

(5)直流電纜選用DC-YJV62-±10 kV型單芯交聯聚乙烯絕緣電纜，采用頻率相關模型建模，由內至外分別是導體層、絕緣層、鎧裝層和表皮層，其中鎧裝層單側接地。

(6)直流斷路器拓撲見圖4。采用混合式結構，主支路為快速機械開關S和少量電力電子模塊串聯，降低負荷電流的導通損耗，轉移支路為電力電子模塊串聯，耗能支路為金屬氧化物可變電阻，開斷時間短，通態損耗小，無需專用冷卻設備。

圖4 直流斷路器拓撲結構Fig.4 Topology of DC circuit breaker

1.3 MMC基本結構及控制方式

圖5為MMC的基本結構示意，每相分為上、下2個橋臂，每個橋臂均由多個子模塊SM、橋臂電抗器L0及等效電阻R0串聯而成。其中，usj(j=a，b，c)為交流側等效電源電壓；Ls，Rs分別為交流側等效電感及電阻；ipj，inj分別為上、下橋臂的通流電流；ij為換流器輸出電流；upj，unj分別為上、下橋臂子模塊電壓；uvj為換流器輸出電壓；Udc為直流母線正負極間電壓；O為零電位點。

圖5 MMC基本結構示意Fig.5 Schematic diagram of MMC basic structure

換流器的數學模型分析是研究控制方式的前提，以a相為例，依據基爾霍夫電壓定律，交流側微分方程及上、下橋臂微分方程如下：

(3)

同理可得出b，c兩相基于基爾霍夫電壓定律的微分方程，結合基爾霍夫電流定律，經過dq同步旋轉坐標變換和拉氏變換，可得：

(4)

根據式(4)設計換流站控制，換流站級控制采用直接電流控制，九里換流站外環控制采用定直流電壓和定無功功率控制，龐東換流站外環控制采用定有功功率和定無功功率控制。忽略換流器內部的有功損耗，有功及無功的直流分量P0，Q0可簡化為[27—29]：

(5)

對比有功功率或直流電壓的參考值Pref/Udcref和測量值P/Udc，經過PI調節可得有功電流參考值isdr，同理對比無功功率的參考值Qref和測量值Q，經過PI調節可得無功電流參考值isqr。內環根據isdr和isqr值進行消耦，直接電流控制框圖如圖6所示。

圖6 直接電流控制框圖Fig.6 Block diagram of direct current control

2 系統穩態運行特性

設t=1.1 s時負荷全部投入，穩態運行時各節點電壓如表2所示，直流側電壓電流如圖7所示。

圖7 系統穩態運行時直流側電壓和電流Fig.7 System voltage and current of DC side during steady-state operation

表2 穩態運行時關鍵位置電壓Table 2 Voltage of key point during steady-state operation

穩態直流母線電流為0.34 kA，極間最大電壓為20.36 kV，電壓偏移小于±3%，滿足系統要求。

3 直流側故障特性

3.1 單極接地故障電壓特性

設t=2.0 s時直流側正極發生接地故障，故障持續時間0.3 s，故障位置如圖1所示。單極接地故障時關鍵節點電壓如表3所示。

表3 直流側單極接地故障時關鍵位置電壓峰值Table 3 Peak voltage at key position during single-pole grounding fault on the DC side

系統單極接地故障時關鍵電壓如圖8所示。

圖8 單極接地故障時關鍵節點過電壓Fig.8 Overvoltage at key locations in the system under single-pole ground fault

直流側發生單極接地故障時，聯結變壓器網側電壓幾乎不變，而閥側產生20.66 kV的過電壓。系統交流側出現直流偏置，產生10 kV左右的持續直流分量；橋臂電抗器端電壓近似正弦波形，電壓峰值為3.92 kV。直流側單極接地故障時，換流器直流電抗器和橋臂電抗器在故障瞬間分別產生6.91 kV和3.93 kV的過電壓，橋臂電抗器和直流電抗器可以抑制環流及直流側故障時流過橋臂的故障電流上升率。

系統采用偽雙極的接線方式，故障極電壓幾乎為0，健全極線路產生20.37 kV的過電壓，換流器閥底和閥頂電壓均升至原來的2倍，而極間電圧幾乎不變，DC-DC直流變壓器仍能依據控制策略輸出理想電壓，短時間內系統仍能持續運行。

3.2 單極接地故障電流特性

直流側單極接地故障時，設故障點電流為Ifault，接地故障點的電阻為Rf，聯接變壓器的接地電阻為RG。由于RG的取值與較多因素有關，阻值不能任意變化，因而文中不考慮RG對單極接地故障電流的影響，取RG為150 Ω。接地故障點的電阻Rf與故障點位置有關，故障點經直流電抗器、MMC橋臂、聯接變壓器及接地電阻形成故障電容放電回路，如圖9所示，其中MMC單個子模塊由VD1、VD2、VT1、VT2和C0組成。

圖9 系統直流側單極接地故障電容放電回路Fig.9 Discharge path of capacitor during single pole ground fault on the DC side of system

直流側正極接地故障時，故障極與健全極對地電壓UP，UN如式(6)所示。

(6)

直流側單極接地故障時，接地故障點電阻較小，由式(6)可知，故障極電壓幾乎為0，非故障極電壓升至原來的2倍，極間電圧幾乎不變。單極接地故障時系統直流母線電流如圖10所示。

圖10 系統直流側單極接地故障電流Fig.10 Single-pole ground fault current on DC side

由于DC-DC變換器的高壓側接有大電容，單極接地故障后電容放電，直流母線電流略有增大，短時間內系統仍能正常運行。

3.3 極間短路故障電壓特性

設t=2.0 s時系統直流側發生極間短路故障，故障持續時間0.15 s，系統極間短路故障時關鍵位置電壓峰值如表4所示。其中，聯接變壓器閥側交流電壓及系統直流電纜線路電壓如圖11所示。

表4 直流側極間短路故障時關鍵位置電壓峰值Table 4 Peak voltage at key position during pole-to-pole fault on DC side

圖11 極間短路故障時關鍵節點過電壓Fig.11 Overvoltage at key locations in the system during pole-to-pole fault

直流極間短路故障時，聯結變壓器網側電壓下降6.2%，閥側電壓下降34.8%，對系統交流側有一定影響；換流器橋臂電抗器和直流電抗器在故障瞬間產生較大過電壓。此時MMC閉鎖，故障瞬間直流側產生2.15 kV過電壓，隨后極間電壓幾乎為0，直流負荷無法正常運行。極間短路故障嚴重影響系統運行，實際工程中應盡量避免，并配以相應保護措施。

3.4 極間短路故障電流特性

故障發生瞬間，MMC仍處于正常工作狀態，將此時相單元電路進行等效，等效電容值為2C0/n，等值電感為橋臂電抗器的2倍即2L0，將線路的等值電阻、橋臂電抗器、電容的等效電阻及開關器件的電阻損耗等效為Req，單個相單元的等效電路如圖12所示。

圖12 MMC單相等效電路Fig.12 Equivalent circuit of MMC single-phase

系統故障發生的瞬間，MMC子模塊仍處于正常的導通關斷狀態，系統直流側極間電圧Udc和MMC上橋臂電流IL_1均不為0，電路的初始狀態為：

(7)

換流器閉鎖前，子模塊電容放電，流過換流器橋臂電流增大，超過絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)額定值的1.5倍后，換流器閉鎖，閉鎖后故障電流通過二極管VD2流通，隨后斷路器動作，電流逐漸下降為0，系統故障電流及直流線路電流如圖13所示。

圖13 系統直流側極間短路故障電流Fig.13 Pole-to-pole fault current on DC side

故障發生的瞬間，交流側和直流側同時向故障點饋入電流，直流母線電流迅速上升至2.75 kA，IGBT閉鎖，交流側不再向故障點提供故障電流，故障電流主要由換流器橋臂電流和直流側電流組成，2.138 s斷路器動作，隨后直流母線電流下降為0。

3.5 接地電阻對直流側故障影響

單極接地的故障位置可能存在整個電纜區域，接地電阻阻值有所差別，單極接地故障下不同接地電阻的直流側電壓、電流如表5所示。

表5 不同接地電阻的直流側電壓電流Table 5 Voltage and current of DC side under different grounding resistance

由表5可知，接地電阻值越小，系統單極接地故障健全極過電壓和故障電流越大；隨著接地電阻增大，直流側健全極過電壓和故障電流均減小。接地電阻阻值較小時，健全極過電壓的變化相對速率較小，故障電流的變化速率相對較大；接地電阻阻值大于10 Ω時，對系統健全極過電壓的影響幾乎可以忽略；接地電阻阻值大于500 Ω時，系統故障電流值幾乎可以忽略。

4 結論

文中針對蘇州同里±10 kV直流配電系統，采用PSCAD，對直流單極接地和極間短路故障暫態特性進行了研究，得到以下結論：

(1)直流側單極接地故障時，閥側電壓出現持續直流分量，橋臂電抗器和直流電抗器出現較大過電壓。由于極間電壓幾乎不變，換流器將不閉鎖，系統可短時運行。應考慮DC-DC變換器高壓側電容對系統的影響。

(2)直流側極間短路故障時，直流母線產生較大過電流，觸發換流器過電流保護，MMC閉鎖，故障電流是形成過電壓的重要原因，直流電抗器兩端過電壓較大。極間短路對交流側影響較小。

(3)故障接地電阻對系統暫態過程產生影響。接地電阻值越小，系統單極接地故障健全極過電壓和故障電流越大，當接地電阻阻值足夠大時，對系統的影響可忽略。

本文得到國網江蘇省電力有限公司科技項目“直流配用電系統過電壓產生機理及防護方法研究”(J2019043)資助，謹此致謝！