雙輔支路抑制HVDC換流站直流側故障方案

劉雨佳，何柏娜，吳 碩，孟凡濤，劉 洋

(山東理工大學電氣與電子工程學院，山東 淄博 255090)

隨著碳達峰、碳中和戰略目標的提出，進一步推動了我國能源結構轉型。特高壓直流輸電(ultra high voltage direct current, UHVDC)憑借自身在大容量、遠距離輸電中的獨特優勢，在我國能源與負荷逆向分布的資源布局大背景下具有更廣闊的發展空間[1-4]。特高壓輸電線路地處曠野，橫跨山川、河流等復雜地形，綿延數千公里，極易發生故障，威脅電力系統安全運行[5-7]。相較于交流側故障，直流故障具有發展速度快、穩態故障電流大的特點[8]。因此，研究換流站直流側故障抑制方案，對未來直流電網建設發展至關重要。

基于上述分析，文獻[9]利用新型單端速選極判據，提出了一種基于整流逆變側保護安裝處邊界能量差異的全線速動保護方案，提高保護速動性；文獻[10]針對架空線傳輸方式下，半橋子模塊的柔性直流輸電系統展開研究，分析了平波電抗器、避雷器等站內配置對單極接地故障過電壓的影響；文獻[11]基于改進粒子群算法，構建直流及風電控制的協調優化模型，有效抑制直流送端暫態過電壓；文獻[12]通過利用可控電容器，提高系統無功功率和電壓電流水平的可控性；文獻[13]分析雷擊高壓混合直流輸電線路的暫態行為，探究電纜線路過電壓的影響因素，提高系統絕緣水平。此外，針對直流故障電氣量的抑制方案，也有學者從提升直流斷路器的結構性能等方面展開研究[14]，但直流斷路器并未實現實際工程中的大規模應用。綜上，HVDC系統直流故障的抑制方案設計仍存在研究空間。

研究表明，故障位置影響故障電壓電流幅值[15-17]，加重系統失穩。本文在充分考慮故障點對單極直流接地故障影響的基礎上，提出雙輔支路抑制換流站單極直流極線接地故障電壓電流的方案。故障極線串入速斷支路，控制斷路器動作時間，達到故障的快速隔離；在正負極線間并入阻耗支路，吸收故障后線路電感釋放的能量，有效抑制故障過電壓和過電流，提高系統穩定性。

1 單極直流極線接地故障分析

1.1 仿真模型參數

本文以向家壩—上海UHVDC工程為背景，建立±800 kV換流站仿真模型，系統參數如表1所示。整流逆變側均采用雙十二脈動閥組串聯的接線方式。換流變壓器為三相單繞組，主要參數見表2。

表1 換流站系統參數

表2 交直流濾波器元件參數

本文基于上述設計參數，搭建如圖1所示的換流站仿真模型。圖1中，L為平波電抗器，T為換流變壓器。

圖1 換流站整體布局

1.2 故障位置

換流站單極直流極線接地故障程度與故障位置有關。選擇最嚴重工況下的接地點作為故障位置，可保證抑制方案設計實施的有效性，更有利于故障后系統暫態特性的分析。

當換流站發生正極直流線路接地故障時，故障點A處的電壓從+U降為0，可等效為-U的電壓源在A點的疊加，如圖2所示。

圖2 正極直流線路接地故障等效模型

由圖2可知，雙極導線間的電磁耦合，導致非故障極線過電壓，引發故障線路過電流。直流線路上的故障電壓為折射波的雙重疊加，如式(1)所示。

u=uz+uf

(1)

當末端阻抗為電阻R、電感L和電容C時，反射波如式(2)所示。

(2)

式中：E0為入射波；Z為線路波阻抗；τL、τC分別為感性、容性末端阻抗回路的時間常數。

圖3 負極線路電壓躍變波形

由圖3可知，正極直流線路單相接地故障發生后，在負極(健全極)發生2次電壓躍變。第1次躍變時，故障點和非故障極產生的同幅值電壓波同時傳遞至換流站兩端，極線間電磁耦合感應的反向突變的脈沖電流，使負極線路對地電容充電，極線電壓升高至-1000 kV。

第2次躍變電壓受直流濾波器主電容放電和極線間電磁耦合的雙重影響，形成幅值高達-1125 kV的電壓波峰。二次感應的反向突變電流作用于負極線，對地電容二次充電，極限電壓二次升高。

綜上分析，若故障位于線路中點，故障電壓波到換流站兩端等距，故障反射波同時到達故障點，導致故障點電壓加倍。此時，線路2次電壓躍變現象最嚴重，過電壓水平最高，線路過電流強度最大。故本文以線路中點發生接地故障為例設計抑制方案。

2 雙輔支路抑制直流單極線路接地故障方案

當換流站發生單極接地故障時，須在快速隔離故障的前提下，增加線路阻尼，消耗電感儲能，抑制故障電壓和故障電流。

基于上述分析，本文針對換流站直流單極線路接地故障，提出雙輔支路抑制故障電壓電流方案，即在故障線路中串入速斷支路，正負直流極線間并入阻耗支路，雙輔支路配合動作，共同抑制換流站單極接地故障的過壓過流現象。簡化電路結構如圖4所示。

圖4 含雙輔支路的換流站電路結構

圖4中，K1、K2為斷路器；Dd為數個串接二極管組；G為絕緣柵雙極型晶體管IGBT；T0為晶閘管；D為續流二極管；R為耗能電阻；LCD為限流電感。圖5為雙輔支路中故障電流流通路徑圖。

(a)正常運行階段

由圖5可知，采用雙輔支路后，直流單極線路接地故障的抑制過程分為正常運行階段、速斷隔離階段和電阻耗能階段。

a.正常運行階段：電流流通路徑如圖5(a)所示。此時，K1、K2閉合，T0關斷，G處于導通狀態，直流電流經LCD流入逆變側。

b.速斷隔離階段：如圖5(b)所示，t=1.0 s時故障發生，此時K1經40 ms延時斷開，K2保持閉合，T0導通。故障電流If全部流經T0支路，分擔并轉移原支路的故障能量，同時保護IGBT不因故障產生的瞬態高壓擊穿，同時K2斷開，實現換流站與故障的快速隔離。

c.電阻耗能階段：如圖5(c)所示，速斷支路隔離故障后，阻耗支路與換流站逆變側形成閉合回路，耗能環流IL流經耗能電阻R，分擔線路故障電壓；D正向導通，正負直流極線間形成續流通路，故障暫態能量被持續消耗，非故障直流極線電壓被有效抑制。

3 仿真分析

本文模擬換流站正極直流極線中點發生接地故障，導線分裂間距為0.4 m，故障發生時間為t=1.0 s，采用雙輔支路前后極線電壓、電流波形如圖6所示，仿真數據見表3。

由圖6可知，1.0 s故障發生后，正極極線的反向故障電壓行波以故障點為中心傳遞至線路兩端，線路感應到突變的反向脈沖電流，電壓、電流迅速升高。

圖6(a)、圖6(c)中，故障電壓電流幅值在1.02～1.07 s出現，采用雙輔支路后幅值均被削弱；圖6(b)、圖6(d)中，因速斷支路對故障能量的轉移、K2對故障的速斷隔離及阻耗支路對故障后暫態能量的消耗，2次電壓躍變及故障后穩態電流波動范圍均得到有效抑制。

綜合分析圖6、表3可知，故障后換流站極線電壓極值差減少4.6 kV，電流極值差減少0.81 kA，穩態電流波動差ΔI縮小0.11 kA，極線電流重新恢復穩態時間縮短0.37 s。過電壓、過電流以及故障恢復時間均得到優化。

仿真結果表明，換流站發生單極直流線路接地故障后，采用速斷支路和阻耗支路可有效抑制故障電壓電流，降低故障危害，提高了系統穩定性、可控性。

(a)極線電壓波形

表3 采用雙輔支路前后仿真數據對比

4 結論

a.本文分析了故障點位置對直流側單極接地故障的影響。當故障點位于線路中點時，因故障折反射波的雙重疊加，線路過壓過流現象最嚴重。

b.提出了雙輔支路抑制單極直流極線接地故障方案。仿真結果表明，阻耗支路和速斷支路可有效抑制直流極線故障電壓和故障電流。故障電壓、電流極值差分別減小4.6 kV、0.81 kA，電流恢復穩態速度提升，穩態電壓電流波動范圍縮小，故障后電壓電流暫態穩定程度明顯提高。研究結果可為±800 kV換流站直流故障抑制方案設計提供參考。