Y侧单相接地故障（精选4篇）
Y侧单相接地故障 篇1
1 引言
超高压直流输电系统中,换流变压器是重要的设备之一。目前,对换流变压器阀侧接地及其保护已有较深入的研究,文献[1]提出阀侧单相接地故障是不接地系统的两相故障和直流短路的反复切换,导致差电流中含有大量的谐波含量,变压器差动保护有可能不能出口;文献[2]主要以试验和仿真的方法对逆变侧换流变阀侧单相接地进行了分析,其目的在于分析直流保护的动作特性,并未对换流变差动保护进行分析;文献[3]主要介绍了逆变侧换流变阀侧套管接地故障过程和直流保护动作情况,其故障点位于换流变阀侧套管电流互感器与换流器之间,属于换流变保护区外故障,未分析换流变差动保护动作行为及其与换流器差动保护之间的配合关系。实际上,换流变阀侧交流引线单相接地时,既是交流系统的单相接地,又是换流器的阀短路。因此,从电路角度对换流变阀侧接地故障进行分析,研究换流变差动保护的动作行为及与换流器差动保护之间的配合关系对系统运行和保护设计具有指导意义。
2 换流变压器阀侧单相接地故障分析
本文以6脉桥为例,对整流侧和逆变侧换流变阀侧单相接地进行了分析,如图1所示。图中,三相电动势eu、ev、ew对应换流变阀侧三相电动势,电抗Xr为换相电抗,即换流变的短路阻抗。
若整流侧换流变阀侧U相接地,假设V1V6导通,电流分布如图1(a)所示。由于阀V6的单向导通性,换流变UV两相经接地极系统电阻R和过渡电阻Rf构成短路回路,短路电流为,此电流即是流过换流变阀侧UV两相和直流中性端的电流。同时,因为U相接地,所以施加在V1上的电压减小,也就是流过阀V1和直流线路电流减小。类似地,可分析其他阀导通时的电流分布,得出U相接地的故障特点:
(1)换流变阀侧电流和直流中性端电流相等,并且均增大;
(2)V1V3V5上的电压减小,直流线路电流也减小。
若逆变侧换流变阀侧U相接地,假设V3V4导通,电流分布如图1(b)所示。一方面,因V4导通,直流电流经V4和过渡电阻构成回路,造成直流电流突增,直流电压突降,换流变U相电流减小,最终导致逆变器换相失败。另一方面,因V3导通,则换流变UV两相经过渡电阻和接地极系统电阻构成短路回路,即换流变UV两相和直流中性端的电流增加。
3 接地故障仿真
本文运用EMTDC对CIGRE直流输电标准系统进行了接地故障仿真,CIGRE是一个单极12脉动的直流系统,高压端换流变阀侧为三角形接线,低压端换流变阀侧为星形接线。故障点设在低压端换流变阀侧区内(换流变阀侧绕组与阀侧套管电流互感器之间)和区外(换流变阀侧套管电流互感器与换流器之间),故障时间0.3~0.35秒。由于受篇幅限制,文章只给出整流侧U相接地故障仿真结果,如图2所示。
由图2可以看出,整流侧换流变阀侧U相发生金属性接地故障后,阀侧套管上的电流互感器测得的三相电流和直流中性端穿墙套管上的电流互感器测得的电流均呈周期性变化,这是因为换流阀具有单向导通性,整流侧交流系统故障不受直流系统的影响。同时,整流侧由正常运行时的定电流控制变为最小控制角控制,所以接地故障切除前整流侧不能恢复到额定运行工况。换流变区内故障时,阀侧U相套管电流互感器测得的实际是经阀V1流向直流线路的电流,降为额定电流的一半,而V相和W相电流变化规律相反,这两相电流为正时,大小约0.5,分别表示V3和V5导通时流向直流线路的电流;两相电流为负时,大小约为5,分别表示V6和V2导通时流向接地点的电流;换流变区外接地时,阀侧U相套管电流互感器测得的实际是U相流向故障点的电流,剧增为额定电流的8倍,V相和W相电流变化规律与区内接地时相同。另外,不管是换流变区内接地还是区外接地,直流中性端的电流均增大,且与换流变故障相,如U相流向接地点的电流相同。
4 换流变压器阀侧单相接地故障保护动作分析
常规变压器保护在非直接接地侧发生单相接地故障时,对应的差动保护不动作;对于换流变压器,当其阀侧发生单相接地故障时,差动保护是否动作,且换流变阀侧单相接地可能属于换流变保护区,也可能属于换流器保护区,相应的换流变差动保护或换流器差动保护是否能可靠动作,均需要进行分析研究。
4.1 换流变差动保护
目前换流变差动保护广泛采用微机保护,在微机保护中,不管换流变是Y/Y接线还是Y/Δ接线,电流互感器都可以采用Y接线,而由接线组别引起的相位差和幅值差都可通过软件进行补偿。本文以CIGRE中低压端的Y/Y接线换流变为例分析其动作行为。
换流变差动特性采用西门子7UT513差动保护,比率差动门槛为2.5A,第一比率制动段斜率为0.25,第二比率制动段斜率为0.5;差动速断定值为37.5 A;二次谐波比为15%。
4.2 EMTDC仿真分析
运用EMTDC分别对CIGRE系统整流侧和逆变侧换流变阀侧区内和区外U相接地进行了仿真,并对结果进行了FFT分析(每工频周期采样16点),U相差流如图3所示,U相制动电流如图4所示,故障时间为0.3~0.35秒。
由图3(a)看出,整流侧换流变阀侧区内单相接地期间,故障相差动电流为大于10A,由图4(a)看出,制动电流也大于10A,处于差动保护动作特性的b段,差动元件启动。同时,故障后约20 ms差流中二次谐波含量降至5%左右,如图5(a)所示。因此,换流变差动保护可靠动作。
整流侧换流变阀侧区外单相接地期间,故障相差流小于2A,如图3(a)所示,由图4(a)看出,制动电流大于20A,差动保护可靠不动作。
逆变侧换流变阀侧区内单相接地期间,故障相中差流大于3A,如图3(b)所示,由图4(b)看出,制动电流小于10A,处于差动保护动作特性的a段,差动元件启动。而从图5(b)看出,差流中二次谐波含量大于20%,将差动保护闭锁。此时的接地故障需经换流器差动保护切除。
逆变侧换流变阀侧区外单相接地期间,故障相中差流小于0.1A,如图3(b)所示,小于比率差动门槛值,差动保护可靠不动作。
4.3 换流器差动保护
换流器差动保护的作用是检测换流器保护范围内的接地故障,其原理是直流中性端电流与极线端电流差值大于整定值则保护动作。动作判据为|Id H-Id N|>150 A,延时5 ms,Id H为直流线路电流,Id N为直流中性端电流。由上面的分析可知,整流侧换流变阀侧区外单相接地时,换流变差动保护的制动电流大于差动电流,差动保护可靠不动作。从图2看出,此时直流中性端电流升高为额定电流的7倍,而极电流降为额定电流的一半,所以换流器差动保护正确动作。因其动作延时5ms,所以换流变区内接地时,换流变差动保护先于换流器差动动作。
对逆变侧来说,换流变阀侧区内单相接地时,因二次谐波闭锁了换流变差动保护,所以换流器差动保护延时动作,因为此时中性端电流升高为额定电流的2.7倍,极线电流降为额定电流的一半。同样,换流变阀侧区外单相接地时,也是换流器差动保护动作。
5 结论
本文首次从电路的角度对换流变阀侧单相接地故障进行了分析,对整流侧和逆变侧换流变阀侧单相接地故障的特征进行了系统分析,并运用EMTDC对CIGRE系统进行了仿真分析,得出了以下结论:
(1)不管是整流侧还是逆变侧,从接地点经过相应的两相至直流中性端构成短路回路,直流中性端电流等于交流侧电流,直流极电流降低。
(2)整流侧换流变阀侧区内单相接地时,换流变差动保护正确动作;区外接地时,制动电流大于差动电流,换流变差动保护不动作,换流器差动保护延时5ms动作。
(3)逆变侧换流变阀侧区内故障时,换流变差动保护二次谐波闭锁差动保护,由换流器差动保护切除故障;换流变阀侧区外故障时,换流变差动保护不启动,仍由换流器差动保护切除故障。
(4)换流变差动保护与换流器差动保护整定值之间无需进行配合,只需在时限上配合,如换流器差动保护延时5ms。
参考文献
[1]肖燕彩,文继锋(Xiao Yancai,Wen Jifeng).超高压直流系统中的换流变压器保护(Protection of convertertransformer in HVDC)[J].电力系统自动化(Automa-tion of Elec.Power Systems),2006,30(9):91-94.
[2]罗海云,余江,欧开健(Luo Haiyun,Yu Jiang.,OuKaijian).换流变压器阀侧接地故障特性分析(Grounding fault analysis at converter transformer valveside)[J].中国电力(Elec.Power),2009,42(6):84-87.
[3]吕鹏飞,卢宇(Lv Pengfei,Lu Yu).灵宝背靠背直流换流站220 kV换流变压器故障保护动作分析(Protec-tion action analysis of Lingbao HVDC system 220 kV con-verter transformer earthed fault)[J].电力系统自动化(Automation of Elec.Power Systems),2008,32(12):100-103.
Y侧单相接地故障 篇2
高压直流输电由于其技术和经济上的独特优势, 在我国的远距离大容量输电和大区域联网得到了广泛的应用, 已经成为我国跨区电网的重要骨架[1,2,3,4]。换流变压器是直流输电系统重要的设备之一。目前, 对换流变压器阀侧单相接地及其保护已有较深入的研究, 文献[5]提出阀侧单相接地故障是不接地系统的两相故障和直流短路的反复切换, 导致差电流中含有大量的谐波含量, 换流变差动有可能不能出口;文献[6]主要以试验和仿真的方法对逆变侧换流变阀侧单相接地进行了分析, 其目的在于分析直流保护的动作特性, 并未对换流变差动保护进行分析;文献[7]主要介绍了逆变侧换流变阀侧套管接地故障过程和直流保护的动作情况, 其故障点位于换流变阀侧套管电流互感器与换流器之间, 属于换流变区外故障, 未分析换流变差动保护动作行为及其与换流器差动保护之间的配合关系。文献[8-9]分别分析了双绕组换流变压器和三绕组换流变压器阀侧单相接地的特点, 以及换流变差动保护和换流器差动保护的配合。文献[10]描述的故障同为换流变保护和换流器保护范围, 通过分析波形, 指出保护动作后投旁通对给保护配合带来的问题, 同时也给出了解决方案。文献[11-12]针对逆变侧换流变阀侧接地故障、相关保护动作后的控制保护策略的问题, 提出了相关的改进策略。本文将结合实际工程的相关仿真实验和运行数据, 继续讨论在超高压直流输电系统中, 换流变阀侧单相接地故障的故障特征和保护方案, 并进行详细分析, 该结论将对超高压直流输电系统的运行具有指导意义。
换流变压器阀侧单相接地故障及其相关保护功能
笔者在动态性能试验中发现, 换流变压器阀侧发生接地故障时, 目前的直流保护往往未能选择正确的动作策略, 尽快隔离故障, 经常造成事故扩大, 影响健全极的正常运行。本文将以图1所示的某±800KV超高压直流输电工程的双极双12脉动阀组串联结构为例, 对整流侧和逆变侧换流变阀侧区内和区外单相金属性接地故障进行分析。其中, 区内指换流变压器阀侧绕组与阀侧套管电流互感器之间, 如K1、K3、K5、K7所示;区外指换流变阀侧套管电流互感器与换流器之间, 如K2、K4、K6、K8所示。K1和K2 (K3和K4、K5和K6、K7和K8) 这两个点为同一个电气点, 具有相同的故障回路和阀工况, 仅是故障点与互感器的相对位置不同, 会导致故障相电流互感器测得的电流不同, 引起保护动作的差异性。工程中由于CT距换流变压器较近, 因此CT与换流阀之间发生故障的概率比CT与换流变之间发生故障的概率要高。
1.1 阀侧零序电压保护
在换流阀处于闭锁状态时, 不论换流变阀侧的套管内部或套管外部发生单相接地故障, 都是仅对阀侧绕组三相电压分布造成影响, 此时换流变差动保护和换流器保护均不会动作, 只能靠换流变阀侧零压保护动作, 该保护判据为:U0, Y (D) >△。其保护动作后果是发出告警信号, 禁止阀解锁。
1.2 换流变阀侧绕组差动保护
-换流变阀侧绕组差动保护的保护范围包含阀侧绕组和阀侧引线, 不涵盖换流变铁芯, 因此, 不需要考虑励磁涌流对保护的影响。换流变绕组差动保护的判据为:差动电流制动电流。其保护
动作后果是跳交流侧开关, 发ESOF信号。
1.3 极差动保护
该保护为换流器区域接地故障的主保护, 判据为:|IdCH (10) IdCN|>△I, △I为保护动作值。其动作后果为启动紧急停运、极隔离。
1.4星形 (角形) 侧阀短路保护
该保护为阀短路和接地故障的主保护, 判据为:
其中IacY, (D) 为换流变阀星形 (角形) 侧电流。保护动作后果为启动紧急停运、极隔离。
2 换流变阀侧区内和区外单相金属性接地故障分析
2.1 整流侧换流变阀侧区内和区外单相金属性接地故障描述
假定换流变保护装置安装在整流侧极1高端, 如图1所示。当换流阀解锁时, 星角变的K3点发生A相单相金属性接地故障, 功率水平为2500MW, 故障时间为0.1s。故障波形如图2所示。
K3点属于换流变保护的区内, 由图2可知, 大差保护 (0.252A>0.192A) 、星角变差动保护 (0.246A>0.096A) 和换流变阀侧绕组差动保护 (0.926A>0.424A) 电流值均大于定值, 应该动作;而极差动保护和星形 (角形) 侧阀短路保护由于故障点在保护范围外而可靠不动作。
但通过分析得知:由于阀的单向导电性, 故障电流半周电流大, 半周电流小, 导致差电流中含有较大的二次谐波, 这种情况下大差保护和星角变差动保护的二次谐波含量大于定值 (15%) , 受到励磁涌流判据的闭锁而不能出口, 只能靠星角变阀侧绕组差动保护动作出口。换流变保护装置动作后, 极控接收到信号后, 会发出ESOF命令。星星变的K1点与K3点保护动作行为相同, K1点故障, 只能靠星星变阀侧绕组差动保护动作出口。时, 直流线路电流减小, 而直流中性端电流升高, 如图3所示。
满足极差动保护和星形 (角形) 侧阀短路保护动作条件, 所以极差动保护和星形 (角形) 侧阀短路保护正确动作。保护动作结果为启动紧急停运、极隔离。星星变的K2点与K4点保护动作行为相同, K2点故障, 极差动保护和星形 (角形) 侧阀短路保护正确动作。
2.2 逆变侧换流变阀侧区内和区外单相金属性接地故障描述
假定换流变保护装置安装在逆变侧极1高端, 如图1所示。当换流阀解锁时, 星角变的K7点发生A相单相金属性接地故障, 功率水平为
K3点虽然属于换流变保护的区内, 但由图4所示, 大差保护 (0.053A<0.192A) 、星角变差动保护 (0.048A<0.096A) 和换流变阀侧绕组差动保护 (0.214A<0.424A) 电流值均小于定值, 不会动作;而星形 (角形) 侧阀短路保护由于故障点在保护范围外而可靠不动作, 只有极差动保护动作。
逆变侧换流变阀侧区外单相金属性接地故障时, 直流保护的动作行为与整流侧相同, 这里不再赘述。上述情况的出现主要是因为逆变侧发生故障时, 常伴随换相失败等情况出现, 故障对换流阀的危害程度不如整流侧[13], 故换流变保护装置感受到的差流较小, 保护达不到动作定值。
综上所述, 由于换流变阀侧不接地, 因此发生交流单相接地故障时, 交流系统三相电压发生偏移, 但对线电压影响不大, 可近似认为故障后短时各阀脉冲维持不变[14]。因为故障相电位与直流侧接地极电位相等, 在直流侧可等效于发生了单桥臂故障, 在交流侧发生了多相短路的复故障[13]。
值得一提的是, 对于±500KV的高压直流输电系统而言, 由于通常采用的是双极单阀组运行方式, 一个极仅对应一个阀组, 极差动保护动作后, 对该极隔离是正确的, 另一极可以正常运行。但对于±800KV的高压直流输电系统而言, 由于通常采用的是双极双12脉动阀组串联结构的运行方式, 一个极对应两个阀组, 极差动保护动作后, 对该极隔离相当于把故障范围扩大了。极1低端、极2高端和极2低端相应的故障点发生单相接地故障, 以上结论均适用。
3 结论
本文运用RTDS仿真模型对某±800KV超高压直流输电系统的双极双12脉动阀组串联结构的换流变阀侧单相接地故障的特征进行了系统分析, 得出了以下结论:
(1) 整流侧换流变阀侧区内单相接地时, 换流变差动保护由于二次谐波闭锁而不能正确动作, 由换流变阀侧绕组差动动作切除故障;针对此种情况, 目前已研制出新的闭锁判据, 该闭锁判据不再依赖二次谐波, 很好地解决了该问题。区外接地时, 制动电流大于差动电流, 换流变差动保护不动作, 极差动保护和星形 (角形) 侧阀短路保护正确动作。
(2) 换流变压器的阀侧尾部CT的配置相当有必要, 它可以确保整流侧换流变阀侧区内单相接地时的可靠动作。
(3) 逆变侧换流变阀侧区内单相接地时, 换流变有可能由于感受的差流过小而不动作, 此时只能靠极差动保护动作。
(4) 采用双极双12脉动阀组串联结构的±800KV超高压直流输电系统在单极双阀组之间配置直流CT相当有必要, 这样就可以配置专门的阀组差动保护, 就不会出现单阀组故障而把整个极切除的现象。
摘要：本文以某采用双极双12脉动阀组串联结构的±800KV超高压直流输电工程为例, 对换流变阀侧单相接地故障进行分析, 详细介绍了换流变压器保护和直流保护的动作行为。同时指出:由于换流阀的存在, 换流变压器阀侧短路电流的特点与常规变压器有很大的不同。针对目前存在的问题, 本文也提出了改进意见。本文的结论对±800kv超高压直流输电系统的运行和保护设计均具有一定的指导意义。
Y侧单相接地故障 篇3
基于电压 源换流器(VSC) 的柔性直流技术在可再生能源发电并网、城市供电以及向远距离无源负荷供电等应用场合具有明显的优势。众多学者开始将其引入配电技术领域,展开了柔性直流配电技术的研究[1,2]。柔性直流系统中的电压源换流器主要有三相两电平、三电平VSC以及模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter, MMC)几种。传统的三相两电平、 三电平VSC采用器件串联技术实现高电压等级的直流输出,器件直接串连技术对IGBT器件的一致性以及均压技术提出了较高的要求,国内尚未有采用直串技术的柔性直流工程应用。MMC无需器件直接串联, 采用子模块级联实现多电平输出, 在高压大容量场合得到广泛应用。 要实现高质量的电能输出,MMC需要较多的级联电平,整个换流器所采用的元件数较多,换流器造价较高,这限制了其在中低压配电网场合的推广应用。
采用VSC单元串连 是提升换 流器容量和输电电压等级的有效途径。中海油 ±10k V文昌海上平台柔性直流系统采用了基于多绕组变压器的三相两电平VSC单元级连型换流器实现平台远距离供电[4]。三相VSC单元级联方案可以采用低电压等级的IGBT器件实现高压直流输出,相同输电容量和输电电压等级的应用,采用三相VSC单元级联型换流器所需的器件数量显著少于MMC方案, 在配电网及一些中低压应用场合换流器系统的造价方面具有优势。
换流器交流侧单相接地故障是换流器系统常见的故障类型。不同原理的换流器,接地故障特性各不相同。关于传统的两电平VSC换流器国内外学者已经做了较多的研究。 文献 [2] 分析了两电平换流器交流侧接地故障对直流配电网电压平衡的影响,文献 [3] 分析了VSC-HVDC站内交流母线的故障现象及机制。 国内外对三相两电平VSC级联型换流器的研究较少,文献 [4] 结合文昌柔性直流输电系统对基于三相两电平串联型换流器的暂态故障仿真分析,未三相VSC单元级联型换流器交流输入侧单相接地故障特性进行分析。
基于多绕组变压器的三相两电平VSC单元级联型换流器拓扑较传统的三相两电平换流器结构复杂, 多个VSC单元的交流端分别通过多根电缆与多绕组变压器二次侧绕组相连接。由外力引起电缆断裂或电缆绝缘失效可能引起换流器交流侧单相接地故障。本文将重点对基于多绕组变压器的三相VSC单元级联型柔性直流换流器交流侧接地故障进行分析。在分析VSC单元级联型的故障电流通路的基础上,对故障电流的解析方程进行了推导,阐述了故障情况下各级联VSC单元的故障特性,为换流器的接地方式及保护的工程设计提供依据。最后通过建立的三相两电平VSC单元级联型换流器的RTDS试验系统,验证了本文理论分析的正确性和有效性。
1基本原理
三相两电平VSC单元串联型柔性直流换流器结构原理如图1所示。换流器系统包含多绕组变压器T和2m个级联三相两电平VSC单元,三相两电平VSC单元的原理图如图2所示。图1中UA,UB,UC为多绕组变压器一次侧(电网侧)交流电压;Uj_k(j ∈ {a,b,c}, k ∈ {1,2, …,m}) 为换流器级联VSC单元k的交流相电压;T为多绕组 变压器。Lj_k、R0j_k(j ∈ {a,b,c},k ∈ {1,2, …,m}) 为VSC单元k的连接电抗及等效电阻;Udc_k(k ∈ {1,2,…,m})为级联VSC单元k的直流输出电压。第1号及第2m号VSC单元分别与正极性直流母线P和负极性直流母线N相连。
理想情况下VSC单元的各相桥臂的上下管做互补通断,定义如下开关函数:
VSC单元的电流开关函数低频分量可以表示为:
换流器系统的各级联三相VSC单元采用PWM脉宽调制技术实现交直流变换,VSC单元在直流侧级联构成高压直流侧。VSC单元交流出口电压uj O_k可表示为:
其中,Uj O_k为第k个级联VSC单元换流阀出口的电压,由式(2) 可得:
换流器的直流侧输出电压UPN为:
式中:Udc_k为第k个级联VSC单元的直流输出电压。
换流器系统的交流侧单相接地故障特性与换流器系统接地方式直接相关。柔性直流换流器为保证直流母线电压正负对称性,通常在换流器直流侧中性电压或交流侧设置接地点。与传统的三相两电平、三电平结构的换流器系统不同,图1中的多绕组变压器包含多个二次绕组, 难以在换流器交流侧设置合适接地点,在直流侧设置接地点是较为可行的方案。本文将对换流器直流侧中性点直接接地方式下换流器交流侧(多绕组变压器换流器侧)发生单相故障后的故障特性进行分析。
2交流单相接地故障特性分析
换流器交流侧发生单相接地故障后,各级联VSC单元的故障特性与故障点位置直接相关。以图1中第n个级联VSC单元的C相F点发生单相接地故障为例分析换流器的故障特性。
图1中变压器二次侧采用角型接法, VSC单元n的交流侧 发生单相 接地不对 称故障后, 由于变压 器的零序 隔离作用, 故障电压 和电流中的零序分量不会传递到变压器 的网侧。
换流器的 级联VSC单元以故 障点F为分界点可以划分为4类: 1故障点F与正极母线P之间的级联单元(VSC单元1 ~ VSC单元n-1);2与故障点直接连接的级联单元(VSC单元n);3故障点F与接地极G之间级联单元(VSC单元n+1 ~ VSC单元m);4接地极G至负极母线N之间的VSC单元m+1 ~ 2m。
对于故障点F与正极母线P之间的VSC单元1 ~ VSC单元n-1不存在放电通路,不向故障点馈入故障电流。
与故障点F直接相连的VSC单元n,接地故障产生的零序电压会造成零序电流i0_n经过接地点与直流侧接地极形成回路,其故障机理与常规的三相两电平换流器类同, 文献 [3] 对三相两电平换流器交流侧接地故障机理已有研究。
基于多绕组变压器的三相两电平VSC单元级联型换流器的特别之处在于交流侧发生单相接地故障后, 故障点F与直流侧接地中性点G之间的级联VSC单元n+1 ~ VSC单元m的直流侧 将通过VSC单元n的下桥臂的二极管、相电抗器、故障接地点与直流侧接地极形成放电通路,故障放电通路如图3中电流支路1所示。因接地回路阻抗较小, VSC单元n+1 ~ VSC单元m的直流侧电容会通过故障回路快速放电,产生浪涌放电电流。VSC单元n+1 ~ VSC单元m在直流侧直流电容快速放电的过程中,交流输入端同时会通过VSC单元的反并联二极管支路向故障点馈入故障电流, 引起VSC单元n+1 ~ VSC单元m交流侧暂时性过流,故障电流的回路如图3中电流支路2所示。级联的VSC单元n+1 ~ VSC单元m相当于发生直流输出端间发生短路故障。
直流电容放电引起的故障电流的大小与电容容值、VSC单元的电感及放电初始电压值相关。图4给出VSC单元n+1 ~出VSC单元m电容放电回路的等值电路,其中Rf为等效接 地电阻。 电容通过VSC单元n的下桥臂 的二极管、 相电抗器、故障接地点与直流侧接地极形成放电通路,放电过程为一个已知电路初始条件的放电过程,放电电流在电容的存储的能量全部转化为电抗器储存的磁场能量时达到峰值,二极管的单向导通特性限制放电电流方向。电容的初始放电电压Udc_c0为:
VSC单元n发生接地故障前, 由于不存在放电回路,放电起始电流为0。由图4故障放电回路等值电路,电容VSC单元n+1 ~ VSC单元m的直流侧电容放电电流idc_c可以表示:
式中 τ 为放电电流衰减时间常数, ω 为震荡放电频率。
Le为放电支路的等效电抗,可表示为:
式中:Lσ_n为VSC单元n的交流等效输入阻抗,Ce为等效电容,VSC单元n+1 ~ VSC单元m参数一致时, Ce为:
式中:C为VSC单元直流电容值。
由式(6)、式(7)故障放电电流与子模块的电压Udc_i及n取值的相关,即故障点位置越靠近直流母线P的级联VSC单元(n取值越小)发生接地故障,引起的故障电流越大。
VSC单元n+1 ~ VSC单元m在直流侧直流电容快速放电的过程中,交流输入端同时会通过各VSC单元的功率器件向故障点馈入故障电流,故障电流值由VSC单元的交流输入阻抗、相电抗、等效电阻以及电容电压等共同确定。
换流器检 测到过流 故障, 闭锁VSC单元触发脉冲后,VSC单元n+1 ~ VSC单元m的二极管仍然继续 提供短路 电流通流。VSC单元n+1 ~ VSC单元m在故障回路中为 串联电路, 忽略级联 的各VSC单元参数差异性, 各级联单元交流侧电源馈入故障回路的故障电流相等。当VSC单元的直流侧电容 放电至较 低电压时, 此时VSC单元n+1 ~ VSC单元m的交流侧故障iac_j_s电流接近三相交流短路电 流。VSC单元交流 侧向故障点注入故障电流为iac_c为三相交流通过VSC单元上桥臂二极管电流的叠加。
接地极与负极母线之间的VSC单元m+1 ~ VSC单元2m与VSC单元1 ~ VSC单元n-1的工况类似VSC单元发生单相接地故障时不存在放电通路,不向故障点馈入故障电流。
综上,VSC单元n交流端C相发生单相接地故障电流为多个故障电流通路故障电流的叠加,总的故障电流ifault_0可表示为:
发生单相接地故障后,故障点F与接地极G之间的VSC单元均流过较大的故障电流,且VSC单元n+1 ~ VSC单元m的直流侧电容放电电流及交流输入短路电流均通过续流二极管构成回路,无法通过闭锁换流器切断故障电流,此时需要通过跳交流进线开关进行故障隔离。 直流短路电流将持续至电容放电完成。整个故障放电过程中,故障点对应的VSC单元n下桥臂的二极管长时间持续流过数k A故障电流, VSC单元n+1 ~ VSC单元m的二极管交替流过三相短路故障电流。 故障后换流器功率器件的电流应力较大,易出现电流应力超过器件的耐受极限器件损坏的情况。因此实际工程中基于多绕组变压器的三相两电平模块串连型的换流器可考虑直流侧采用中性点接地电阻方式, 通过接地电阻Rg可以抑制零序电流,降低换流器的故障电流应力, 避免功率器件在故障过程中过应力损坏。
3仿真与试验验证
为验证本 文对基于 多绕组变 压器的三相VSC单元级联型的柔性直流换流器交流侧单相接地故障的特性,构建了 ±2k V柔性直流换流 器RTDS试验系统, 其中换流器控制器采用真实的控制保护装置实现,级联VSC单元及变压器等 一次回路 部分通过RTDS建模实现。RTDS试验系统参数如表1所示, 换流器采 用四个三 相V S C单元级连构成 , 每个模块的串联电压为1000V。
图5给出换流器额定运行工况下VSC单元1交流侧C相1.0s时刻单相接地故障后,VSC单元1 ~ VSC单元4直流电压波形(UDC1REC ~ UDC4REC),同时给出换流器正极直流母线电压波形(UPREC)和负极直流电压(U4REC)波形。VSC单元2处于故障点F与接地极G之间,VSC单元1与正极母线相连, 其C相发生故障后,IGBT脉冲封锁前,直流侧将通过故障点放电, 脉冲闭锁后电容通过并联的放电电阻缓慢放电;VSC单元2在VSC单元1 C相发生单相接地故障后直流侧电容通过故障点快速放电,直流电压UDC2REC迅速降低至0,电容的浪涌放电电流波形如图7中I2所示。
图6给出接地故障后,VSC单元1和VSC单元2的交流侧 三相故障电流波形,ISM1A、ISM1B、 ISM1C分别为VSC单元1的A、 B、C三相电流电流波形。 故障后VSC单元1的A相、B相将通过 下桥臂的二极管流过较大的故障电流。VSC单元2交流端在 直流侧电容放电的同时向故障点注入故障 电流,交流三相电流波形如图6中ISM2A、ISM2B、ISM2C所示,VSC单元2交流侧近似发生三相短路,峰值电流近5k A。 图7给出VSC单元1 C相单相接地故障点的电流波形(IEGS1),该故障电流为直流电容放电电流、交流侧馈入的故障电流等多个故障电流分量的叠加。
4结语
Y侧单相接地故障 篇4
高压直流输电逆变侧故障保护动作后,闭锁过程通常结合旁通对的投入。对逆变侧换流变阀侧连接线单相接地故障(以下简称阀单地故障)而言,投旁通对会造成阀组流过巨大电流,俗称“交流倒灌直流”。此过流直至逆变侧换流变开关被分断才消失。如果因某种原因逆变侧换流变开关无法分断,则阀组过流时间将更长,直至逆变侧闭锁。
文献[1]分析了逆变侧阀单地故障的故障特性。该文试验中发现紧急停运(ESOF)命令发出后,故障并没有切除(过流仍然存在)。文中没有对旁通对投入的危害进行研究。由于换流变阀侧连接线存在穿墙套管,阀单地故障还是比较常见的[2]。
针对逆变侧阀单地故障,ABB和Siemens的处理策略是:ABB发出X闭锁,延时70 ms后投旁通对;Siemens发出ESOF命令,立即投旁通对。显然,Siemens投旁通对处理策略会造成阀组流过大电流,直至逆变侧换流变开关被分断;ABB延时投旁通对技术可以避免多数情况下的阀组流过大电流。但是,当跳逆变侧换流变开关命令得不到有效执行时,ABB和Siemens的处理策略均由于投入旁通对,而造成阀组流过大电流,并且是长时间的,直至逆变侧闭锁(闭锁时间一般在1 s以上)。可见,目前国内采用两大流派技术的绝大部分直流工程存在阀组安全隐患。本文的目的就是分析该故障现象,采取措施消除阀组安全隐患。
逆变侧采用投旁通对策略的主要目的在于:站间通信异常时,整流侧直流低电压保护动作,从而整个极闭锁;迅速降低直流电压,避免过电压损坏设备;旁通直流侧接地故障电流,避免故障电流扩大故障范围;隔离逆变侧直流和交流系统,避免交流系统及其设备故障范围扩大等。正确投入旁通对很重要[3,4]。因此,投旁通对很有必要,但前提是不能因为投入旁通对造成阀组损坏。
本文首先分析阀单地故障投旁通对后的故障电流流向,然后对比分析投旁通对和不投旁通对的阀组过流情况,最后叙述优化的动作处理策略。
1 故障电流分析
对逆变侧阀单地故障(如图1所示的F1点故障)而言,保护动作后投旁通对造成阀组流过巨大电流,如图2所示。
从图2中可见,电流达5.6倍额定电流,持续时间超过60 ms,极易损坏阀。过流消失是因为逆变侧换流变开关被分断。这种情况下流过阀组的电流稍小于整流侧阀短路故障后流过阀组的电流(约7倍额定电流),而整流侧阀短路故障后闭锁要求不允许出现第2个大电流。
当阀单地故障发生后,一般阀短路保护动作(采用阀侧交流电流最大值与直流极母线电流和直流中性线电流的最小值的差流判据);动作后投旁通对有2种情况:一种情况是旁通对投到故障相;另一种情况是旁通对投到非故障相。
首先分析旁通对投到非故障相,如图3所示。图中:Id为直流旁通电流,一般最大约为2.6倍额定电流(数值与直流线路电阻有关);Ia为换流变压器阀侧两相电压差产生的短路电流,电流通路为换流变压器阀侧某相,流经旁通阀,电流通过中性母线到接地极(如果阀单地故障发生在高压阀组,则先通过另一桥的旁通阀),流入大地,通过接地故障点,流入换流变压器阀侧另一相。可见,Ia通路主要是接地极引线,通路阻抗(电阻)很小;如果金属回线站内接地方式运行,该通路阻抗(电阻)将更小。
由于Ia流经的通路阻抗(电阻)很小,所以一旦换流变阀侧两相存在适宜的电压差时,故障电流会很大。流经旁通阀的电流为Id+Ia。低压阀组发生阀单地故障,仅一个阀组流过大电流;高压阀组发生阀单地故障,则有3个阀组流过大电流。对于金属回线站内接地方式运行,Ia将更大。
其次分析旁通对投到故障相:由于Ia没有通路(单点接地),Ia为0;此时仅有Id,直接流入接地故障点,流过阀组的电流不是很大。当整流侧闭锁后,该电流迅速下降。
2 投/不投旁通对的对比分析
图4是逆变侧阀单地故障(如图1的F1点故障),阀短路保护动作后采用立即投旁通对策略后的电压/电流波形图。Ia(即Ivy1,Ivy3)是交流信号,与换流变阀侧1-3相间电压差(Uvy13)有关:当Uvy13>0时,Ia方向与Id(即IdP)方向相同,从而IdN=IdP+Ia,IdN>IdP;当Uvy13<0时,Ia方向与Id方向相反,抵消Id,使得IdN<IdP;由于阀单向导通特性,反向电流Ia的最大值不会大于Id,也就是图中IdN为0的一段,此时,旁通电流直接从接地故障点F1流入大地,不再经过中性线。UdL为直流电压,下同。
图5是逆变侧阀单地故障(如图1的F1点故障),阀短路保护动作后采用不投旁通对策略后的电压/电流波形图。
由于不投旁通对,逆变侧阀单地故障后继续正常换相。当5号阀导通后,由于接地故障点F1电位始终被钳位在0,直流电压加在5号阀上,使得5号阀一直导通而无法关断。Id直接通过5号阀流入接地故障点F1。所以,图中电流Ivd1,Ivd2,Ivd3,IdN均为0。如果低压阀组发生阀单地故障,则Ivy1,Ivy2,Ivy3流过Id,此时IdN仍为0。
不投旁通对正常换相时,图3中4号阀由于换相会导通,从而Ia通路仍然存在。没有Ia的原因是,换相到4号阀导通时,相间电压差Uvy13<0。而旁通对投入到4号阀的情况则与此不同,旁通对投入情况下无论相间电压差Uvy13的极性和数值,图3中4号阀均导通。
对比另一种故障——逆变侧换流变阀侧连接线相间短路故障(如图1的F2点故障),图6中阀侧大电流(Ivy1/Ivy2)并不经过阀组,而是直接通过故障点F2,从而图6中阀体两端电流IdP,IdN相同。图6(a)和(b)分别显示故障后投旁通对、不投旁通对2种情况下的波形图。区别在于不投旁通对时,有正常的换相电流。投旁通对和不投旁通对2种情况下,阀体两端电流IdP,IdN差不多。
假设逆变侧换流变阀侧连接线相间短路故障后,同时保护动作后,无法断开换流变网侧开关,换流阀组没有大的电流,不会损坏;但是,换流变阀侧绕组持续通过大的故障短路电流,易造成换流变损坏。
以下分析逆变侧阀单地故障不投入旁通对后,阀体上反向电压情况。阀体上电压(含反向电压)由直流电压和换流变阀侧末屏电压2部分组成。投入旁通对可使直流电压保持在0附近。从图4和图5中可见,两者直流电压UdL数值和趋势相差不大,故阀体上反向电压相差不大。当然,图4和图5直流电压相差不大的原因是整流侧收到逆变侧保护动作信号而快速闭锁;如果站间通信异常,则图4和图5的2种情况下直流电压将相差很大。
站间通信异常且不投入旁通对时,阀仍保持正常触发脉冲进行正常换相,阀单地故障下直流电压与无故障时相比,更靠近0;换流变阀侧末屏电压除故障相电压在0附近外,其他相变化也不大。与无故障时相比不同的是换相失败发生频繁[5,6]。常规换流阀能够经受的换相失败时间约为500 ms;从本文第3部分的优化处理策略中可见,逆变侧提前闭锁将使换流阀实际经受的换相失败时间大大缩短。
另外需要考虑的是,本文判断逆变侧阀单地故障使用的阀短路保护除保护该故障外,还保护其他类故障。常见阀短路保护的其他类故障采用不投旁通对策略,运用上述的分析判断可见不会带来任何问题。如果存在极端问题,可加入辅助判据区别出极端故障或区别出阀单地故障,从而分别采用投旁通对策略和不投旁通对策略。
3 处理策略优化
由上述分析可见,针对逆变侧阀单地故障,在逆变侧换流变网侧开关分断前,无论如何都不能投入旁通对。固定延时投旁通对的方法,认为延时期间逆变侧换流变网侧开关被可靠分断不可取,具有风险。
逆变侧阀单地故障保护动作后处理策略应该考虑的因素有:首先,需保护逆变侧阀组避免其流过大电流而损坏;其次,站间通信异常时,整流侧能有保护动作,避免逆变侧有故障而整个极一直无法停运。当然,还有引言中投旁通对主要目的中叙述的因素需要考虑。
本文的优化处理策略为:逆变侧检测到阀短路保护动作后,禁止投旁通对;判断逆变侧换流变网侧开关断开后,撤除禁止投旁通对,并投入旁通对。天生桥至广州高压直流改造工程采用了这种优化处理策略。
该处理策略的优点是:逆变侧换流变网侧开关断开前,由于禁止投旁通对,不会形成阀组大电流;逆变侧换流变网侧开关断开后,由于投旁通对,即使站间通信异常,整流侧直流低电压保护可以动作,从而整个极闭锁。
增加以下优化处理策略,解决逆变侧换流变网侧开关无法断开,同时发生站间通信异常的情况:逆变侧检测到阀短路保护动作后,发出逆变侧换流变网侧开关分断命令,延时T0后判断逆变侧换流变网侧开关仍然处于合位置(可以加入逆变侧换流变网侧电压失去等辅助判据),则提前闭锁逆变侧触发脉冲。
不增加延时T0后提前闭锁的处理,逆变站也会闭锁(时间通常1 s～5 s);这期间逆变站一直带故障(阀单地故障)运行。延时T0后的提前闭锁处理,将逆变站一直带故障运行的时间大大缩短。
延时T0时间设置需充分考虑:逆变侧换流变网侧开关可靠分断时间、站间通信所花费时间等。延时T0时间一般在70 ms～150 ms之间。提前闭锁逆变侧触发脉冲是非常规手段,增加的处理策略中可以加入站间通信异常判据,或整流侧仍然处于解锁状态判据等保证逻辑的可靠性。
图7图示了逆变侧阀单地故障下采用优化处理策略后,各种情况下整个极的闭锁情况。从图可见:站间通信正常时,不管逆变侧换流变网侧开关是否断开,两站均正常闭锁;仅当逆变侧换流变网侧开关无法断开,同时站间通信异常时,逆变侧才会提前闭锁,此时整流侧直流过电压保护动作,正常闭锁。该处理策略保证逆变侧阀单地故障后,任何情况下逆变侧闭锁过程中,阀组没有大电流通过,整个极能完成快速闭锁(快速性与延时T0时间值有关)。唯一不足的是,当逆变侧换流变网侧开关无法断开,同时站间通信异常时,整流侧需要直流过电压保护动作闭锁。由于不能采用投旁通对策略,故站间通信异常时整流侧不能依靠直流低电压保护动作;逆变侧闭锁后,相当于整流侧开路运行,故此时整流侧直流过电压保护会动作,从而闭锁整个极。
4 结语
针对逆变侧阀单地故障,目前主流闭锁技术无法避免逆变侧换流变网侧开关无法断开时,阀组流经巨大电流而极可能造成损坏的情况。本文分析了逆变侧阀单地故障投旁通对后故障电流的流向,对比了投旁通对与不投旁通对的阀组电流大小;提出了优化的动作处理策略,保证任何情况下闭锁过程中,逆变侧阀单地故障后阀组不流经大电流,仅通过旁通对投入后的旁通电流。
摘要：高压直流输电逆变侧换流变阀侧连接线单相接地故障动作策略投旁通对后,巨大的短路电流会流经阀组。分析这种接地故障动作策略投旁通对后的阀组电流流向及大小。对比分析投旁通对和不投旁通对阀组的过流情况。提出优化的动作处理策略,使得在任何情况下逆变侧换流变阀侧连接线单相接地故障的保护动作处理过程中,不会造成阀组流过大的电流,避免阀组损坏。
关键词：高压直流输电,动作策略,旁通对,单相接地
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