换相失败预防控制器

换相失败预防控制器（共6篇）

换相失败预防控制器 篇1

0 引言

随着我国国民经济的增长、用电需求不断增加,采用超远距离、超大容量的电力传输成为必然,为减少输电线路的损耗和节约土地资源,需要一种经济高效的输电方式,特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。目前,我国已成为世界上直流输电线路最多、输送容量最大的国家。由于直流输电系统中换流站受交流电压幅值降低、直流电流突增、交流换相电压过零点相角偏移等因素的影响,换流站换相失败的故障时有发生。特别是在多馈入直流系统中,因换流站之间的相互作用,换相失败更为敏感[1]。若不采取正确的控制措施,将会导致传输功率中断和增加换流站设备的应力,严重时会导致直流系统闭锁。为提高输电的稳定性和电网的安全运行水平,必须采取有效措施,保证高压直流输电系统的正常运行。

1 换流站换相失败的因素分析

1.1 逆变器换相相关的主要参数

高压直流输电系统中大部分的换相失败故障多发生在换流器的逆变器中。如图1为逆变器发生换相失败时的电压波形。其中U表示逆变器交流侧的三相电压ua、ub、uc的相电压;Ud为直流侧电压;α是逆变器触发延迟角;β是触发超前角;γ是逆变器熄弧角;μ是逆变器换相角。如果熄弧角γ小于γmin时,逆变器发生换相失败。γmin为极限熄弧角,其值与晶闸管的参数、晶闸管承受的电压与电流有关,并随电压、电流的增大而增大。逆变器的整流电压平均值可表示为:

Ud=Ud02cosγ+cos(γ+μ)id;或Ud=Ud0cosγ(γ+2μ)cos2μ

图1中换相失败发生在阀⑥向阀②换相的过程中。在此过程中,阀⑥导通为一个周波,是正常运行情况的三倍[2],在阀⑥与阀③导通的周期内,系统直流电压为零,功率传输中断。

1.2 影响逆变器换相失败的主要因素

若交流系统对称,逆变器的熄弧角为γ1,若交流系统出现不对称故障时,且换相线电压过零点前移角度φ时[3],熄弧角为γ2,其表达式分别为:

由上述公式可看出,当逆变器交流侧线电压UL下降和过零点前移、电流Id增大、触发角β过小、逆变器熄弧角γ减小等都有可能使换相失败,因而高压直流输电系统在运行过程中,引发换相失败的原因有以下几方面:

(1)逆变器内部故障。晶闸管触发电路工作不可靠,不能准确地为晶闸管提供工作脉冲。如脉冲延迟、脉冲缺失、误触发等。

(2)逆变器阀两端的交流电压出现下降;

(3)由于交流系统不对称故障引起逆变器换相电压相角前移;

(4)交流系统出现的暂态过程和谐波造成换相电压波形畸变;

(5)逆变器阀的控制系统中,存在触发超前角β或熄弧角γ的整定值过小。

就多馈入直流输电系统,如果一个逆变站的换相失败,会引发其他逆变站的换相。因此,逆变站之间的电气耦合关系会影响到其余逆变站发生换相失败的主要因素[4]。另外,换流站交流系统故障的出现地点、故障的严重性也会对多馈入直流输电系统换相失败具有较大的影响。

2 换流站换相失败的预防与处理

换流站换相失败发生的基本原因是关断角太小。当交流系统故障引起换相电压幅值下降,会导致换相裕度减小。要抑制换相失败,以前的方法是增大换相裕度,但增大换相裕度的同时,也提高了无功功率的消耗。目前抑制换相失败的方法是通过采用换相失败预防控制器(CFPREV)和强迫换相换流器来实现。

2.1 通过换相失败预防控制器处理换相失败

换相失败预防控制器(CFPREV),就是在当控制系统检测到交流系统故障时立刻提前触发,这个附加的相位角实际上增大了换相裕度。图2为该控制系统的原理图。其控制系统由两个并列的部分组成:一部分是用来检测单相故障的零序检测器;另一部分是用于abc-αβ变换的三相故障检测器。

就直流系统出现的不对称故障中,经常发生的故障是单相故障。此类故障发生时,在换流站的三相母线电压中含有零序电压。按照三相瞬时电压值理论[5],图2中的Z_DIFF信号为:U0=Ua+Ub+Uc。若没有检测到更高值,可将最大值保留。若Z_DIFF大于设定值,从模块MAX_HOLD中输出的Z_DIFF信号就是最终的触发角。

对于abc-αβ变换的三相交流故障检测器,在换流站换相预防控制器中,abc-αβ变换方程是:

其中Uα与Uβ是矢量Uαβ在平面αβ中α轴和β轴的投影。

图2中的信号ALPHA_BETA_SUM的大小等于旋转矢量Uαβ的幅值,其表达式为:

若换流站三相电压是对称的,则信号ALPHA_BETA_SUM是直流分量。信号ALPHA_BETA_SUM输出两路:一路输送到比较器;另一路作为故障前电压,传输到比较器。当交流系统出现故障时,将信号ALPHA_BETA_SUM与滤波后的信号进行对比。若两者相差大于设定值,可判定逆变器端出现了电压降[6]。通过选择Z_AMIN和ABZ_AMIN的最大值,作为控制器的最后输出AMIN_CFPREV,使触发时刻提前,导致换相裕度增大。将换相失败预防控制系统放在DSP控制器中,以70 ms为步长,相当于交流系统中相对应的1.26°分辨率,确保控制系统对电压下降有快速反应。

2.2 通过强迫换相换流器预防换相失败

对于电网换相换流器,如果关断角γ过小,则可能发生换相失败故障。随着直流电流的增加,换相角u变大,更容易导致换相失败,同时在运行中要消耗大量的无功功率。随着技术的发展,电容器制造水平和质量的大幅度提高,提出在换流器和换流变压器之间串联电容器进行强迫换相的方法来预防换相失败,降低换流器消耗的无功功率。

强迫换相换流器包含电容换相换流器(CCC),以及可控串联电容换流器(CSCC)。电容换相换流器是在换流器和换流变压器之间串联换相电容器而构成的。可控串联电容换流器是在电容换相换流器的基础上发展而来的。将串联电容器接在换流母线和交流滤波器之间,通过控制反并联晶闸管的触发角,实现电容器电容数值的改变。

如图3所示。换流器的换相电压是换流变压器阀侧电压与换相电容器两端电压的代数和。换相电容器端电压Uc与直流电流Id及阀的导通时间t成正比,与换相电容器的电容量C成反比,即可表示为:

由此可见,随着直流电流的增大,换相电容器端电压变高,同时使换相电压滞后于换流变阀侧电压更多。由于换相电容器附加电压的影响,使CCC的换相电压滞后换流变阀侧电压一个角度θ,从而使阀臂上实际的线电压过零点比交流系统提供的线电压过零点滞后同一个角度。因此当逆变器的触发超前角β<0时,仍有一个足够大的关断角γ来保证换相的顺利进行[7]。同理,当逆变站交流母线电压降低时,换相电容器上的电压成正比地减小,换相角u变化不大,关断角γ变大。即使换流母线电压瞬时降到接近于零,换相还有可能成功,因为换相电压可以全部由电容器上的附加电压提供。因此CCC在直流电流升高和交流母线电压降低时,引起换相失败的可能性很小,从而有效防止换相失败。

3 结束语

由于直流输电换流站受交流电压幅值降低、直流电流突增、交流换相电压过零点相角偏移等因素的影响,与弱交流系统相连的逆变器容易发生换相失败。尤其是在多馈入直流系统中,因换流站之间的相互作用,换相失败更为敏感。通过采用换相失败预防控制器和强迫换相换流器有效预防换相失败。防止直流输电系统发生不对称故障时产生的直流输电传输功率中断和增加换流站设备的应力的事故,避免直流系统出现闭锁。保证高压直流输电系统的正常运行。

换相失败预防控制器 篇2

高压直流(High Voltage Direct Current,HVDC)输电以其经济、灵活、快速可控等优点广泛运用于远距离大容量输电及大型电网互联中[1]。±500 k V德阳-宝鸡直流工程实现了四川电网与西北电网的互联。四川电网丰水期向西北电网送电,枯水期从西北电网受电,运行方式的要求决定了德宝直流系统的运行不同于我国已投运的以远距离大容量输电为特点的其他直流工程。德阳换流站丰水期以整流方式运行,枯水期则以逆变方式运行。

换流站逆变方式运行时,换相失败是最常见也是较严重的故障之一。即当两个桥臂之间换相结束后,刚退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内,未能恢复其阻断能力,或者在反向电压作用期间换相过程未结束,当阀电压变为正向时,被换相的阀将向原来预定退出导通的阀倒换相[2]。某些情况下换相失败可以自行恢复,但连续换相失败可能引起换流站双极闭锁,甚至危及电网交流系统稳定,带来更大危害。

国内对换相失败原因及影响因素都做了大量研究[3,4,5],理论均较成熟,对于如何预防和避免换相失败的研究却相对较少。文献[6]将小波能量统计法应用于换相失败的故障诊断中,在换相失败发生前检测出故障预防换相失败。文献[7]提出一种新型换流变压器改善换相以降低换相失败的发生机率。本文选用一种人工换相法—电容换相换流器(Capacitor Commutated Converter,CCC)来预防高压直流换相失败的发生。它利用附加电容设备,把一定波形的附加电压迭加到原有的正弦电压上去,以保证换流阀阻断能力的恢复以预防换相失败。

文献[8]通过对比传统换流器和CCC在故障下电流,电压和熄弧角的仿真图形结果来反映CCC改善换相失败的效果,但是曲线波形的变化趋势不能从数量上反映其改善效果的强弱程度;文献[9]详细描述了CCC视在关断角γapp和实际关断角γreal的概念和数学模型,并与传统换器的熄弧角γ进行比较,但仅基于理论研究缺少实验验证。文献[10]提出换相失败临界阻抗这一指标,用该指标反映系统发生换相失败的容易程度。本文以德宝直流枯小模型为算例,将CCC运用于该模型中,用PSCAD/EMTDC对电磁暂态过程进行仿真,用换相失败临界阻抗值来反映CCC在预防高压直流换相失败上的特性。

1 换相失败判据及指标

1.1 换相失败判据

熄弧角γ常常作为判断换相失败的判据。换流阀是一种可控电力电子开关,它需要一定时间完成载流子负荷,恢复正向阻断能力,其去游离恢复时间为400μs左右,该恢复时间转化的熄弧角γmin即为换流阀完成换相所必须的最小值。一般认为发生换相失败的本质是逆变器熄弧角小于极限熄弧角γmin[11]。本文认为当γ≤10°时发生换相失败。

1.2 换相失败指标

换相失败临界阻抗是指故障时恰好发生换相失败时故障点和接地点间形成的最小阻抗值,用Zfault表示。故障时只要任何阻抗比该最小阻抗小,就认为会发生换相失败。避免发生换相失败的最小阻抗是通过不断对系统进行反复试验得到的。换相失败临界阻抗越小,系统抵御换相失败能力越强。在确定的系统条件下,临界阻抗取决于故障类型和故障发生时刻。电感性接地短路故障基本上是最容易导致换相失败的故障形态[12],故在此选用电感作为临界阻抗的类型。

静态换相裕度是用来表示换相失败容易程度的又一性能指标。静态换相裕度的大小仍然用熄弧角γ来体现。其方法是通过故障前后逆变侧熄弧角γ的变化度Δγ来反映换相裕度,亦或通过故障后熄弧角γ'和最小弧熄弧角γmin之间的裕度差Δγ'来反映。故障前后Δγ或Δγ'值相差越大表明逆变侧的静态换相裕度越大,则发生换相失败的概率越低,其抵御换相失败的能力也越强。

2 CCC的数学模型和换相机理

传统HVDC换流器依靠外部交流电网的换相电压来控制换流阀的关断,逆变侧交流电压的降低会使直流电流增大,换相阀的换相叠弧角μ变大,增大换相失败的风险。

采用CCC的单极六脉动原理图如图1所示,在传统逆变器和换流变压器之间串接一换相电容。由于换相电容的作用,电容换相换流器的换相电压是交流母线电压和换相电容上附加电压之和。通过调整换相电容的值可改变附加换相电容电压,因此CCC能够为换流阀提供充足的换相电压以保证换相的顺利完成。

换流器逆变运行时,桥侧的交流电流通过串联电容Ck时,会使它充电。以a相为例,当阀4导通时,电流反向能流入a相,ia为负值,又使电容反向充电。因而电容上的电压Uck逐渐提高。交流系统提供的电压Ua和Uck相加得到加在桥交流侧a的电压。由于电容的影响,阀电压的实际过零点会比传统的交流系统提供的换相电压过零点滞后一个角度δ,如图2所示。

图2中,γ为熄弧角;μ为换相叠弧角;β’为CCC作用下的越前触发角;δ为换相电压滞后交流母线的角度,满足:δ=β'+μ+γ。

定义由换相电感Lk引起的电压降Ulk为[13]:

式中:ω为系统角频率;Id为输出直流电流;Udio为触发角α为零时的空载理想电压。

由换相电容Ck引起的电压降Uck为:

对于CCC换流器,换相电压由两部分构成,一部分由电源提供,另一部分由换相电容提供。

换相期间换相线电压与时间轴围成的面积为换相过程的换相电压时间面积A,可表示为[14]:

考虑换相叠弧的影响,当阀5向阀1换相时,导出由电源提供的换相电压面积Aμ为:

由换相电容提供的换相电压面积Aμc为[15]:

加入换相电容后,换相面积A增加为:

联合式(4)、(5)、(6)得:

将式(1)、(2)代入式(7),得:

传统换流器的熄弧角为:

由图2知,CCC作用下换相电压会产生一个电压滞后角δ。且满足δ=β'+μ+γ,考虑到β=μ+γ,则CCC作用下的β'=δ-β。

因此CCC作用下的熄弧角为:

式中,φ为逆变侧交流电压由于外界原因发生畸变或不对称故障时换相线电压产生的过零点漂移大小,理想情况下或对称故障时φ视为0。

逆变侧输电线路发生接地故障时,其形成的短路回路会在短时间内产生很大的冲击电流,致使逆变侧电流Id在短时间内突升。由式(9)知,对于传统换流器,故障瞬间越前触发角β来不及变化,直流电流Id的增大会在短时间内使γ迅速变小,增大发生换相失败的风险。对于CCC来说,情况却恰恰相反,当逆变侧的电流Id增长时,由于电容的特性,换相电容的电压也会随之增加,换相电压随之变大,由式(10)知,直流电流Id的增大反而会增大γ角,在一定程度上能够预防换相失败的发生。

换相电压的大小还受换相电容值Ck的影响。由式(2)可知,Ck值越小,电容上的电压Uck越大,则换流阀承受的电压也越大,若电压超过其承受的最大极限换流阀则会被击穿损坏。实际中以换流阀承受不超过其10%左右的附加电压选择串联电容的阻抗值。

3 CCC对高压直流换相失败的影响

3.1 不同换相电容值对换相失败的影响

在研究CCC对高压直流换相失败影响时,以德宝直流作为算例分析。德宝直流枯小方式运行时,德阳站作逆变方式运行,直流控制器仅实现基本控制,不考虑任何附加控制,设故障点在德阳站逆变侧交流母线上。故障时,不同时刻短路效应的不同会直接影响换相失败的临界阻抗,因此在一个周期内等间隔地设置100个故障点,以确定换相失败的可能性,每个故障时刻点对应一个临界值。

根据德宝直流枯小模型,当换相电容值Ck为50μF时,在PSCAD中仿真得出的阀电压值大约为传统换流阀的1.1倍,故选择Ck的最小值为50μF。同时,考虑到需要保证适当的静态换相裕度,如果Ck的值相对过大,换相电容提供的换相电压较小,则静态换相裕度不足。参考式(7)后,首先人为选择Ck最大值为150μF,使50μF≤Ck≤150μF,然后通过仿真模拟分析换相电容在该范围内预防换相失败的特性,最后根据其特性选择Ck的具体值。表1列出了以最小熄弧角为判据γmin=10°,不同电容值下德阳站交流母线处发生三相接地以及单相接地故障时,一个周期内换相失败临界阻抗平均值。

从表1中可以明显看出电容换相换流器对换相失败有很大的改善作用,传统换流器在发生交流故障时,为达到使γmin=10°刚好不发生换相失败时的临界阻抗为0.66(三相)和0.75(单相)。采用电容换相换流器后,三相和单相故障的临界阻抗值均明显变小。电容Ck值的大小也对其有较强影响,Ck值越小,临界阻抗的值越小,系统抵御换相失败的能力越强。当Ck值为150μF时,故障下电容换相换流器和Ck值为120μF的临界阻抗值相差不大,故可近似认为,当电容值Ck大于150μF以后,CCC对预防换相失败不会有太明显效果。

此外对比故障类型可以看出,不同的Ck值下单相故障下的临界阻抗值均比三相故障阻抗较大。表明虽然三相故障较单相严重,但CCC对其换相失败的改善效果却比单相故障要好,考虑其原因可能是单相故障时,由于电压不对称性,会使换相电容上的电压也失去平衡,加剧换相电压过零点相位移的漂移程度,影响其效果。由式(10)也可知,故障时电流Id增大,尽管换相电容会起到一定的抑制作用,但反余弦后所得值的波动不会太大,当φ值较大时,有可能使γccc的值减小。

3.2 CCC对提高静态换相裕度的影响

前面已提及静态换相裕度也是衡量换相失败容易程度的一个指标,通过故障前后的Δγ或Δγ'的差值大小来表征。然而有时故障前后熄弧角变化很小,几乎看不出Δγ或Δγ'的变化值,更加不能计算出换相裕度。这里仍然采用换相临界阻抗的方法,定义:γ%=(Δγ/γmin)×100%,可以通过γ%的值从数值上间接反映出换相裕度的大小。表2列出了三相接地故障时,以传统换流器发生临界换相失败时的临界阻抗值为基准(Zfault=1.6200 H),不同换相电容值下,对应弧熄角γ和γ%的大小。

从表2中可以看出:三相接地故障下,以传统换流器发生临界换相失败为基准,电容换相换流器在抵御相同故障时,其故障后弧熄角γ'明显比传统换流器的大,也即在相同的三相故障条件下CCC的换相裕度比传统换流器大。Ck值越小,故障前后的Δγ值相差越大,则静态换相裕度越大。表中数据161.2%表示,在Ck为50μF时,CCC与传统换流器在抵御相同故障时,故障后CCC的换相裕度能力大约比后者多1.6倍,即是后者的2.6倍。随着Ck值的增大,Δγ和γ%有所下降,当Ck为150μF时,CCC的换相裕度能力几乎是传统换流器的1.5倍,能够满足德宝直流对预防换相失败的要求。

3.3 交流系统强弱与CCC换相失败的影响

等值后的四川电网短路比SCR为7.7,对德宝直流德阳换一侧的支撑较强。实际运行时,四川电网内部可能发生故障影响短路比大小,然而等值后的等效网不能体现这一变化。交流系统较弱时难以提供较强的无功功率,往往会引起电压不稳定,传统换流器换相电压的降低将对换相产生不利影响。因此研究弱交流系统下电容换相换流器对预防德宝直流换相失败也是非常必要的。当联络弱馈电网时,由换相电容所提供的附加电压可以在一定范围内保证换相的正常运行,从而提高系统运行稳定性,降低故障率。参考表1和表2的数据后,适当选择Ck=80μF。德阳逆变侧母线发生三相故障时,对比不同短路比情况下,CCC在改善换相上的差别,其结果列于表3。

从表3中可以看出,对于两种换流器,外部交流系统越弱,其换相临界阻抗均越大。电容换相换流器在不同短路比情况下的临界阻抗值均比传统换流器小,表明CCC相比于传统换流器,更能在弱交流系统中减少发生换相失败的机率,提高系统运行稳定性。短路比为2.0时,CCC的临界阻抗值为0.782 0;传统换流器在短路比为5.0时,临界阻抗为0.968 0。表明CCC在SCR=2.0下其抵御换相失败的能力比传统换流器在SCR=5.0时还强。

4 结论

换相失败预防控制器 篇3

换相失败(Commutation Failure)是直流输电系统主要故障之一,换流阀从正向导通到反向截止需要一个换相过程,换相过程无法完成,就会发生换相失败故障[1]。逆变系统内部故障、交流系统故障引起的换相电压下降或电压波形畸变、直流电流增大、阀控制系统中触发熄弧角设定过小等都可能导致换相失败,其中交流系统故障导致的换相失败故障最为常见[2]。换相失败故障将导致直流电压下降和直流电流迅速增大,若采取的控制措施不当,还会引发后继的换相失败,严重时会导致直流系统闭锁,中断功率传输,对电力系统的安全稳定造成影响[3]。

随着电网规模的不断扩大,直流输电系统在大型电网的远距离、大容量电能传输中起着越来越重要的作用。以中国南方电网为例,西电东送通道已形成“六交三直”的交直流混合输电通道,预计到2015年,落点于广东电网的直流输电线路将达到7条[4]。由于受端系统中各个直流落点之间的电气距离较小,交直流系统之间的相互耦合关系强,换相失败问题的研究非常复杂[5]。发生换相失败时,如果采取的控制措施不当,将严重影响整个电网的安全稳定运行。对换相失败故障快速准确的诊断是制定相应保护控制策略的基础,也是保证系统安全稳定运行重要前提。

可以通过交流电压的有效值的跌落程度判断直流系统换相失败[6]、也可通过对三相交流电压的αβ变换[7]或增加sin-cos正弦分量检测[8]进行判别。神经网络等人工智能方法也应用于换相失败的故障诊断[9]。一般可以采用增大逆变角β或熄弧角γ的整定值或提前发出触发脉冲,减小触发角α的控制方式预防或减少换相失败的发生[10]。

小波变换是一种信号-时间尺度的分析方法,具有频域紧支撑性和尺度伸缩特性的特点,可适应信号频率的小范围波动,因此能有效地检测到非平稳信号的瞬时、奇异成分,并反映信号突变的发生时刻和持续时间[11]。目前小波变换方法在电力系统的故障诊断[12]、电能质量分析[13]和局部放电检测[14]等方面都获得了广泛应用。小波变换有助于提取HVDC系统换相失败故障的信息[15],通过对交直流系统的电压和电流信号进行小波多尺度分析,计算信号在不同尺度下的小波系数,获得反映故障特征的信息。该方法与快速傅立叶分析和短时傅立叶分析相比,具有更强的信号特征提取能力,从而可以使故障的判别规则更为简化,数据存储空间大量压缩。

本文提出了基于小波变换的换相失败控制策略,通过移动窗口采样方式对直流电压和交流电压信号进行采样,并对采集的信号数据进行小波分解,提取信号的小波尺度系数并计算其方差,获得故障诊断的判据;当判断故障发生时,快速提高熄弧角γ的给定值,达到防止相继换相失败和预防换相失败故障发生的作用。将提出的控制策略应用于HVDC仿真系统中,考虑不同故障引发的换相失败的情况,并与文献[7]提出的CF-PREV算法进行比较,仿真验证了本文提出的控制策略的实时性和有效性。

1 小波变换与多尺度分析

小波变换是一种时间窗和频率窗都可以改变的时频局域化分析方法,其在低频部分具有较高的频率分辨率和较低的时间分辨率,在高频部分具有较高的时间分辨率和较低的频率分辨率[16]。通过小波变换,时域信号的模式变化被分解为不同尺度分量,并用频域和时域的信息表示。

多分辨率分析(MRA)又称为多尺度分析,是建立在函数空间上的理论。通过小波变换的伸缩、平移等运算功能对信号进行多分辨率分析,充分利用暂态信号在各尺度上的信息,能更全面、更精确地揭示暂态信号的内在特征[17]。基于MRA理论,时域信号f(t)被分解为不同的尺度,并用它的标准正交基小波函数ϕ(t)和尺度函数φ(t)表示,该过程可表示为:

其中k为采样点数,j为设定的尺度,j=1,2,⋯,J。aJ表示低频子空间第J尺度下的概貌分量,dj表示高频子空间第j尺度的细节分量。

所以信号f(t)的小波系数关系可由下式表示:

采用紧支撑的正交小波,可以实现没有冗余的信号表示和完美的信号重构。常用于信号分析的正交小波有Daubechies(dbN)小波,Coiflet(coifN)小波和Symlet(symN)小波等。

2 换相失败控制策略

2.1 换相失败故障检测

本文采用移动窗口对信号进行采样,从而实现信号的在线实时处理。假定系统采样时间与系统仿真步长一致为50μs,数据处理长度为2 000个采样点(5个周波),窗口移动长度为200个采样点(半个周波),采样窗口如图1所示。

Daubechies-4(db4)小波比较适合分析短暂而快速的暂态信号,能有效地提取信号突变的特征,具有精细的通带性能和较强的细节信号提取能力,且分解计算的特征明显[11],因此本文采用db4作为基波对信号进行小波分解,分解尺度为6,提取各尺度的小波系数:

通过观察直流电压和交流电压在各尺度下小波系数的变化,可知故障发生时第6尺度小波系数d6在故障发生时刻均出现较大的波动,具有明显的特征分量。引入方差的概念,即通过计算小波系数d6的方差,以反映其在故障发生时刻的变化程度,计算公式如下:

式(4)中,var(d6)为d6的方差,n为移动窗内采样点的个数,d6i为第6尺度的小波系数,dˉ6为第6尺度小波系数的均值。

分别对逆变侧直流电压和交流电压进行计算,计算结果如图2和3所示,在故障发生时刻小波分解的第6尺度小波系数都发生了突变,因此其方差的变化值较大。通过比较图2和图3,直流电压的var(d6)可以用来判定直流系统是否发生故障,而交流电压的var(d6)则可用于区分直流线路故障和由交流故障引发的换相失败故障。

2.2 换相失败控制策略

直流系统逆变侧的交流故障往往会引起换流母线电压幅值降低和相位跳变,导致逆变器换相不足,从而引发换相失败故障。快速准确检测换相失败故障是实施控制策略的基础。

基于信号在故障时刻小波系数方差var(d6)的变化,本文提出了换相失败的控制策略,如图4所示。当控制器检测到直流电压var(d6)越限,即检测到系统发生故障时,迅速调整熄弧角γ的给定值,以增大换相裕度,避免由于换相角不够引发换相失败或相继换相失败。

采用MATLAB/Simulink设计换相失败控制器,如图5所示。控制器的工作原理为:检测直流电压和交流电压信号,并分别进行小波分析,获得小波系数的方差值;比较方差值与设定的阈值,判别信号是否越限,输出故障诊断的结果;当判断出发生换相失败时,诊断信号会触发熄弧角控制器,将熄弧角的调整值输送到逆变器的控制单元。

控制器中有两个核心模块,即小波分解模块和熄弧角控制模块,通过MATLAB的S-function编写实现。小波分解模块实现信号的小波变换和小波系数的方差计算,熄弧角控制模块由故障检测信号触发,当检测到故障发生时,立即提高控制单元熄弧角的给定值。控制器的输入信号分别为逆变侧的直流电压和交流换流母线的三相电压;输出信号为故障报警信号和调整后熄弧角的给定值;控制器需要设置三个参数,分别为直流电压的阈值,交流电压的阈值和计算启动时间。其中阈值的设定可以根据实际系统进行调整,设置启动时间是为了实现移动窗口采样功能,只有在模型预先存储足够的数据后控制模块才能开始小波计算。

小波分解结合移动窗口采样的方法,能够在约半个周波(0.01 s)后输出换相失败的报警信号。当交流系统故障引发直流系统换相失败时,无论故障是由交流系单相故障还是由多相故障引起的,直流电压和交流电压的分析结果均越限,报警信号输出为1;报警信号同时触发熄弧角控制器,立刻提高熄弧角的给定值,使逆变器提前触发并偏离容易发生换相失败的区间。

但对于交流系统故障但未引发直流系统换相失败的情况,虽然交流电压检测输出结果为1,但直流电压的检测输出结果为0,逻辑操作AND之后,故障诊断的输出结果为0。对于直流线路发生故障的情况,直流电压检测的输出结果为1,但交流电压检测的输出结果为0,因此故障诊断的输出结果也为0。本文提出的控制方法能够区分交流系统故障但不发生换相失败以及直流线路故障的情况,快速诊断出换相失败故障,在交流系统故障发生后约半个周波后输出报警信号和提高熄弧角给定值,避免或减少换相失败的发生。

3 仿真验证

采用MATLAB/Simulink作为仿真工具,仿真模型为12pulse单极HVDC系统,该系统包括整流模块、逆变模块、滤波电抗器、直流线路、交流滤波器、整流器控制模块、逆变器控制模块和主控制模块[18]。直流系统的额定传输容量为1 000 MW,两侧额定电压分别为500 k V和235 k V,额定频率为50 Hz,滤波电抗器为0.5 H,直流线路长为300 km。在换流站设置的无功补偿和滤波装置包括一个600 Mvar的电容器和150 Mvar的11次滤波器、13次滤波器和高通滤波器。直流系统的控制采用传统的分层控制结构,包括主控层、极控层和阀控层,其中极控层和阀控层包括在整流(逆变)控制模块内部,如图6所示。基于小波变换的换相失败控制器在极控层的控制和保护模块中实现。

针对逆变侧交流系统发生三相短路故障和单相短路故障情况两种情况进行分析,对比无换相失败控制、文献[7]提出的CFPREV控制和本文提出的小波换相失败控制的控制效果,仿真结果和分析如下。

情况1:交流系统发生严重三相短路故障,故障发生时刻为0.685,故障持续时间为0.1 s(5个周波),仿真结果如图7和图8所示。

可以看出,没有任何换相失败控制保护时,交流系统的严重三相短路会导致直流系统发生相继换相失败。对于CFPREV控制,尽管其能够在检测到换相失败时,降低逆变器的触发角α,但该控制器的响应速度不足以抑制后续发生的换相失败。而小波换相失败控制器的响应速度快于CF-PREV,能更快地检测和诊断出换相失败的发生,同时提高逆变器熄弧角的给定值,迅速提高换相裕度,从而抑制相继换相失败的发生。

情况2:系统发生单相接地故障,并且具有一定的接地阻抗,相当于单相接地故障发生于距离交流换流母线较远的地方,故障发生时刻为0.685 s,故障后电压下降为0.85pu左右。比较CF-PREV控制和小波控制的仿真结果,如图9和图10所示。

如果单相接地故障引发的换相电压幅值下降不严重时,故障发生不会马上导致换相失败。但由于逆变侧采用定电压控制,换相电压降低将使定电压控制器增加触发角α以提高直流电压,另外,由于单相接地故障会造成电压过零点的偏移,因此可能在接地故障发生一段时间后出现换相不足的情况,从而引发换相失败。CFPREV在这种情况下无法正确判别故障的发生,因此无法有效预防换相失败。本文提出的小波换相失败控制器能够在故障发生时刻检测出直流电压变化,通过及时减小触发角α,避免了由于控制方式不当引发的换相失败。

4 结论

换相失败预防控制器 篇4

关键词：高压直流,受端电网,换相失败,预测控制,无功轨迹,电压稳定,参数优化

0 引言

中国能源资源与负荷中心呈逆向分布,煤炭、水能以及风光等新能源主要分布在西北和西南地区,负荷中心则位于经济发达的中东部地区。为实现能源资源大范围优化配置、提升大容量远距离电力传输效率,高压直流输电技术将得到广泛应用[1]。

直流馈入受端电网,是交直流混联格局中的重要场景[2]。直流换相失败和交流电网电压稳定,则是该场景下相关研究中的热点和重点[3,4]。在直流换相失败方面,文献[5]提出了评估换相失败风险的方法;文献[6]研究了故障合闸角对换相失败影响的机理;文献[7]推导了多直流馈入系统的熄弧角模型,分析了影响换相失败的因素;文献[8]则针对换相失败实际案例,开展仿真分析。在直流馈入受端交流电网电压稳定方面,文献[9]研究了直流逆变站非线性无功响应特性及其对电压稳定性影响机理;文献[10]建立了换流母线负荷裕度指标,用以定量评估受端电网电压稳定水平;文献[11]则提出了改善受端电网电压稳定性的多直流恢复时序的协调控制策略;文献[12]界定了暂态电压稳定和中长期电压稳定的评价标准。

换相失败预测控制的主要功能,是在检测和判定将要发生换相失败时,快速减小逆变器触发角α,以增加换相裕度,进而降低换相失败发生风险[13]。由于直流换流站无功功率消耗与其触发角强相关,因此换相失败预测控制启动后,必将影响受端交流电网电压恢复特性,甚至恶化电压稳定性。然而,以往通常独立开展针对换相失败与电压稳定问题的研究,关于前者对后者影响的研究较少。

本文基于实际工程中应用的直流控制系统,建立了特高压直流仿真模型;揭示了计及换相失败预测控制的直流逆变站非线性无功轨迹特性;针对预测控制导致逆变站无功需求大幅增加,进而影响电压稳定性的问题,结合预测参数对无功轨迹的影响分析,提出了改善逆变站无功特性的预测参数优化方案。特高压直流馈入受端电网时域仿真结果,验证了优化预测控制参数提升受端电网电压稳定性的有效性。

1 特高压直流受端系统及直流控制

1.1 特高压直流受端系统

为分析计及换相失败预测控制后,直流逆变站动态无功响应特性,在PSD-BPA电力系统仿真软件中,建立如附录A图A1所示额定电压±800kV、额定电流5kA、额定容量8 000 MW的特高压直流受端系统仿真模型。

1.2 直流控制系统及换相失败预测控制

附录A图A1中,直流控制系统模型对应为实际直流工程所用ABB型控制器[14],其总体结构如附录A图A2所示。正常运行时,整流站采用定功率控制,逆变站采用定熄弧角控制。

直流逆变器发生换相失败与交流系统电压跌落幅度、电压跌落速率及三相电压不平衡度等因素有关,为降低换相失败风险,实际直流控制系统中,通常可配置以相应扰动量为输入信号的换相失败预测控制模块[13]。对应附录A图A2中换相失败预测控制模块的逻辑结构,如图1所示。图中:Uc0为换流母线电压初值;Uc为换流母线电压;ΔUc为换流母线电压跌落幅度;Tcf为预测输出角度的下降时间常数;Δα为附加触发角;Ucf为换相失败预测控制的电压门槛值,若换流母线电压低于该值,则启动换相失败预测功能,降低Ucf取值可延迟电压跌落过程中换相失败功能投入时刻;Gcf为预测控制增益,影响换相失败启动后触发角调节幅度,增大Gcf取值可增加附加触发角调节幅度。当换流站电压跌落幅度ΔUc>1-Ucf时,换相失败预测控制启动。ΔUc依次经过增益、限幅和延时环节后,输出的附加触发角Δα将减小逆变器触发角α,从而实现提前触发以降低换相失败发生风险。

1.3 触发角与无功功率间的关系

对于图1所示特高压直流受端系统,对应电流源型直流逆变器。由其准稳态模型可知,其无功功率Qc与各电气角之间的关系如式(1)至式(4)所示[15]:

式中:φ,γ,μ分别为功率因数角、熄弧角和换相角;α和β分别为逆变器触发角和触发超前角;Pd为直流功率。

将式(3)和式(4)代入式(2),可得式(5),结合式(1)可以看出,大扰动故障冲击下,换相失败预测控制启动后,α迅速减小,将快速改变逆变器无功需求,进而影响受端电网电压恢复过程。因此,换相失败预测控制对电压稳定性的影响不能忽视,尤其对于电压恢复特性较差的受端电网。

2 计及换相失败预测控制逆变站无功特性

附录A图A1中,为模拟换流母线电压大幅变化,设置交流电网戴维南等值电势Et按式(6)做半周期的跌落和回升波动。

式中:Et0为初值,设置为1.0(标幺值);ΔEt为波动幅度,设置为0.45(标幺值);ωs为波动频率,设置为3.142rad/s。

此外,换相失败预测控制模块中,电压门槛值Ucf和增益系数Gcf分别取值为0.87(标幺值)和0.15;交流戴维南等值阻抗Xt取值为1.0×10-3。直流电压和直流电流的标幺化基准值分别取为800kV和5kA,系统功率基准值取为8 000MVA。

对应换流母线电压跌落和回升波动,逆变站主要电气量暂态响应轨迹如附录A图A3和图2所示。

对其分阶段解析如下。

1)换相失败预测控制启动之前的oa段。如附录A图A3(a)所示,随着换流母线电压Uc下降,直流电压ud降低。在整流侧定功率控制作用下,直流电流id提升;逆变器触发角α基本维持在限值αmax不变。随着ud降低和id提升,换相角μ增加,对应熄弧角γ持续减小,换相失败风险增大,如附录A图A3(b)和图A3(c)所示。在该过程中,ud降低对直流功率Pd的减小作用,强于id提升对Pd的增大作用,因此Pd逐渐减少,对应逆变器无功消耗Qi也相应减小。由于滤波器输出无功Qf随Uc下降呈平方级减少,幅度大于Qi的减小量,因此,无功供给与消耗间的差额逐渐增大,对应逆变站将从交流电网中吸收更多的无功功率。

2)换相失败预测控制启动的ab跃变段。在时刻a,Uc降至0.87(标幺值),跌落幅度达到1-Ucf,换相失败预测控制启动,其输出附加触发角Δα使逆变站各电气量响应轨迹跃变至b点。触发角α迅速大幅度减小,对应γ则快速增大,换相失败风险可显著降低,如附录A图A3(b)和图A3(c)所示。与此同时,ud随α减小显著跌落,由于id调节的响应延时,Pd在ab段出现明显减少。逆变器α减小,其无功消耗将出现阶跃式增加,对应逆变站会瞬间呈现出动态无功负荷特性,从交流电网吸收大量无功功率。

3)电压持续跌落的bc段。ud随Uc进一步跌落,小于低电压限电流(VDCOL)启动电压值之后,id将沿限流特性线下降,对应Pd将随ud和id两者同时减小而快速降低,逆变站从交流电网中吸收的无功功率Qc随之减少。

由上述逆变站各电气量响应轨迹可以看出,换相失败预测控制启动后,逆变器触发角α将瞬时大幅度减小,对应逆变器无功消耗Qi阶跃增大,进而使逆变站呈现出大容量动态无功负荷特性。这一特性,对受端电网电压恢复不利,甚至可能会威胁受端电网电压稳定性,需予以关注。

3 换相失败预测控制相关参数的影响分析

3.1 电压门槛值Ucf的影响

换相失败预测控制的电压门槛值Ucf,其取值将决定在电压跌落过程中预测控制的启动时刻,即减小逆变器触发角α的时刻。因此,Ucf的取值会显著影响逆变站无功轨迹特性。

Ucf取为0.87和0.77(标幺值)两种情况,对应第2节所述换流母线电压波动,逆变站无功Qc的受扰响应轨迹的对比曲线,如图3所示。可以看出,降低Ucf取值,可使换相失败预测控制在更低的电压水平下启动,相应可减少电压跌落过程中逆变站从交流电网中吸收的无功Qc。

如图3所示,将Ucf由0.87降低至0.77(标幺值),对应Uc为0.8(标幺值)时,Qc可减少约15(标幺值),即1 500 Mvar。

3.2 增益系数Gcf的影响

增益系数Gcf取值,会影响换相失败预测控制启动后,逆变器附加触发角Δα的跃变幅度,因此也将会影响逆变站无功轨迹特性。

Gcf取为0.15和0.05两种情况,对应第2节所述换流母线电压波动,逆变站无功Qc的受扰响应轨迹的对比曲线,如图4所示。可以看出,减小增益系数Gcf取值,在相同扰动冲击下,可降低换相失败预测控制启动后逆变器触发角α的跃变幅度,对应逆变站吸收的无功Qc可显著减少。

如图4所示,Gcf取值由0.15减小至0.05,对应Qc可减少约7(标幺值),即700Mvar。

3.3 改善逆变站无功特性的预测控制参数优化

综合Ucf和Gcf对逆变站无功轨迹的影响分析可知,降低Ucf或减小Gcf,均可在换流母线电压跌落过程中,减少逆变站吸收的无功功率,改善逆变站无功特性。同时优化调整这2个参数,逆变站无功特性的改善效果可进一步叠加,如图5所示。

需要指出的是,降低Ucf取值,则随电压跌落,γ减小的幅度将增大;减小Gcf取值,则预测控制启动后,γ增大的幅度将减小。因此,上述Ucf和Gcf取值调整,均会增大换相失败发生风险。然而,对于面临电压不稳定威胁的直流馈入受端电网,降低直流换相失败风险与维持电压稳定二者间,无疑后者更为重要。因此在这种情况下,优化换相失败预测控制参数,改善逆变站无功特性以提升电压稳定运行能力,具有重要意义。

4 特高压直流受端电网仿真验证

4.1 特高压直流受端电网

为满足河南电网负荷持续快速增长的用电需求,根据规划,将建设连接内蒙古呼伦贝尔盟火电基地与河南豫西受端电网的额定电压和额定电流分别为±800kV,5kA的8 000MW特高压直流输电工程。特高压直流馈入受端豫西局部电网结构如附录A图A4所示,接入500kV电网的主力机组包括孟津2×600 MW、邙山2×600 MW和三门峡2×1 000 MW;电网通过嘉和—汝州、洛东—郑州和马寺—巩义3个500kV通道5回线与河南主网互联,其中,嘉和—汝州通道对豫西站三相短路容量贡献较大,其枢纽地位突出,是受端电网稳定运行的重要支撑通道。

豫西地区负荷模型采用50%感应电动机和50%恒阻抗组合模型。呼盟—豫西特高压直流的整流站采用定功率控制,逆变站采用定熄弧角控制,换相失败预测控制参数Ucf和Gcf分别取值为0.87(标幺值)和0.15。

4.2 受端电网受扰特性及优化

1s时,嘉和—汝州双回线中1回线嘉和侧三相永久短路;1.1s时,故障线路与并联非故障线路同时开断。对应上述扰动,特高压直流馈入的受端豫西电网将失去电压稳定,仿真结果如图6所示。可以看出,故障切除后,换流母线电压Uc仍小于电压Ucf,换相失败预测控制持续输出的附加Δα,使逆变侧触发角α小于正常运行值,逆变器无功消耗增加,逆变站将从交流电网吸收大量无功功率,对应交流电压无法恢复,持续跌落并失去稳定。

为缓解换相失败预测控制对电压恢复特性的不利影响,将原Ucf和Gcf取值分别优化调整至0.7(标幺值)和0.05。对应调整后的优化参数,相同故障扰动下,交流电压以及逆变站各电气量暂态响应如附录A图A5和图A6所示。可以看出,随着故障切除后交流电压恢复提升,换相失败预测控制将快速退出,对应触发角α增大,逆变站从交流电网中吸收的无功功率大幅度减小,受端电网电压能够维持稳定,直流也可恢复平稳送电。

此外,从附录A图A6所示逆变器熄弧角对比曲线可以看出,对应原预测控制参数,故障清除后,逆变器熄弧角一直维持在较大数值运行,虽然没有发生换相失败,但由于逆变站无功需求大,受端电网将失去电压稳定。采用优化预测参数,故障后逆变器熄弧角快速减小,虽然发生了2次短时换相失败,但受端系统能够恢复电压稳定。因此,对于存在电压稳定问题的直流馈入受端电网,换相失败预测控制参数Ucf和Gcf的取值,应优先考虑降低电压失稳威胁。

5 结论

1)换相失败与电压稳定,是直流馈入受端电网关注的两个重要问题。降低换相失败风险的预测控制,会导致逆变站从交流电网吸收更多的无功功率。

2)电压门槛值Ucf和增益系数Gcf,是换相失败预测控制模块中的两个重要参数。降低Ucf和减小Gcf,均可减少预测控制启动时逆变站从交流电网中吸收的无功功率。

3)换相失败预测控制中的参数整定,需兼顾考虑换相失败对系统的威胁以及电压稳定风险。在电压稳定较为突出的直流馈入受端电网中,可通过优化Ucf和Gcf参数,缓解电压稳定这一主要矛盾。

换相失败预防控制器 篇5

在理想化的条件下对于脉动的换流器, 电网侧的线电流中只含有12k±1 (k=1, 2, 3…) 次的谐波分量, 而5、7、17等次谐波仅在换流变的阀侧绕组中环流, 在网侧绕组中相互抵消。[1]12k±1次的谐波分量称为12脉动换流器交流侧的特征谐波;而在12脉动换流器的直流侧电压中, 只含有12k (k为自然数) 次的谐波电压, 称为12脉动换流器的直流侧的特征谐波。

在实际系统中, 平波电抗器的电感值不可能为无穷大, 因此直流电流有一定的纹波。在交流系统发生故障的情况下, 交流电压不再是三相对称、平衡的正压。触发角α由于控制系统的作用也不再是恒定值, 而控制系统的作用也将同时改变直流电压和直流电流。交流系统中一些负荷或元件参数的不完全对称、换流变压器三相的换相电感可能不完全相同、换流阀的触发脉冲间隔不完全相等、换流器直流侧连接的平波电抗器的电感值为有限值等原因, 换流器的交流侧和直流侧不仅存在着特征谐波, 还会产生其它次数的谐波分量, 这些谐波分量称为非特征谐波。[2]

换流装置产生非特征谐波最重要的原因是由于各阀的触发角或触发的时间间隔不相等, 而这又多为交流系统三相不平衡等原因所致。因此, 交流电势的畸变对非特征谐波影响是较为关键的。

触发角α的大小与非特征谐波电流的关系, 在直流输电线路实际运行中, 当输送的直流功率小、直流电流小时, 则需要换流桥阀的开度小, 触发角α大此时桥阀触发角的不对称对谐波影响较大, 谐波含量较高。奇次非特征谐波电流随α减小, 直流输送功率增大而减小。但是, 由于交流侧谐波的影响, 使得偶次非特征谐波呈相反趋势, 即α越小, 偶次非特征谐波电流越大。[3]这是因为随着输送功率的增大, 交流电势的畸变的影响越大, 如前所述, 交流侧的主导谐波一一低次的奇次谐波反映到直流侧均为偶数次非特征谐波, 这样, 触发角α越小, 直流输送功率越大, 偶数次非特征谐波就越大。

a.降压运行会产生较大的谐波分量, 电压下降越多, 谐波总畸变率也越大;

b.单极降压70%运行时, 谐波总畸变率都会超出性能要求;

c.双极运行时, 无论是单极降压还是双极同时降压70%运行, 谐波总畸变率都会超标;

d.双极同时降压80%运行时谐波总畸变率已超标, 而双极降压水平不一致时畸变率会更大, 故不提倡双极同时降压运行。

1 换相失败后谐波的变化

换相失败故障发生和恢复的暂态期间内非周期分量急剧增加, 但特征谐波幅值不大;低次非特征谐波分量谐波幅值均不小, 其中以2, 3次谐波最严重, 对保护算法准确性有一定影响。因为非周期分量和非特征谐波分量果含量较大且超高压电网的衰减时间常数较大, 在某些故障情况下非周期分量衰减缓慢, 易造成电流互感器出现饱和, 影响保护设备的正确动作。

常用保护算法中半周积分法计算量小, 有一定滤波能力, 但对非周期分量无抑止作用。傅里叶算法能滤除一切整数次谐波, 但短路电流中如含有按指数衰减的非周期分量, 则计算误差较大。[4]解微分方程算法可消除衰减非周期分量的影响, 但受高次谐波的影响大, 同时算法稳定性不够理想。傅氏算法的数据窗长度为一个周期, 只有在短路20m s后数据窗才全部是短路后的数据。如要提高响应速度, 可采用缩短数据窗的半周傅里叶算法。目前, 为提高其对非周期分量的抑止能力及精确度, 一般要补偿非周期分量或用差分算法抑止, 但需增加采样数据, 计算量有所增加, 动作速度略有降低。为保证交流系统保护的正确动作, 需根据故障所引起的谐波分量和非周期分量特点改进保护算法。对于一些保护除采用常规的滤波算法和固定门槛外, 可采取浮动门槛技术, 根据所需时问窗的长短自适应调整保护灵敏度, 从而躲开换相失败对保护的影响。

可以说在直流系统附近发生的所有交流故障几乎都会对谐波的构成有影响, 但我们知道, 电力系统中有80%以上的故障为单相接地故障, 线路重合闸的成功率很高。从直流输电的总体要求出发, 在单相接地及线路重合闸的过程中, 通常不应闭锁换流阀, 要求换流站继续运行, 因此就分别针对在整流站、逆变站的交流侧发生单相接地故障并可能引起的换相失败来研究。

在逆变站交流侧发生单相故障将会引起交流电压的下降, 以及直流电流的增大。交流电压下降和直流电流增大又会引起换相角的增大, 根据换相角的计算公式

式中α为触发角, Xr为换相电抗。

当逆变站交流侧发生故障时, 直流电流增大, 同时交流电压减少, 这就导致了换相角变得很大。换相角发生变化会导致直流电压、电流以及交流电流的波形发生相应的变化。

基于CIGRE[5]的基本模型进行高压直流输电换相失败仿真研究。其中二、三、九次谐波分量图如图1-图3所示:

当逆变站交流侧故障相电压降至接近于0时, 会导致逆变器换相失败。逆变站交流侧电流2, 3, 9次非特征谐波幅值较大, 可以说是比较严重的, 如果不采取相应的措施, 将会对系统造成较大的影响。在故障发生的瞬间, 直流电流有一个忽然跃升的过程, 然后控制系统马上动作, 将触发角大幅增加。从图中可以看出, 这促使直流电流马上下降, 降至比正常运行值还低, 然后再缓慢恢复正常, 同时交流电压也有一定的波动 (应该指出, 这一过程会因控制系统的不同而不同) 。

2 谐波影响以及降低影响的技术措施

2.1 谐波对保护算法的影响

变压器的差动保护通常都采用突变量作为起动判据。对于差动电流速断和比率差动保护, 由于微机保护在VFC插件中都采用了滤波电路, 在软件计算中采用了全周傅氏算法, 具有较好的滤波特性。由于采用分相差动, 穿越性的谐波分量对保护的影响不大。通过对CST141B型差动保护实际加入含有50%的3次谐波的内部、外部故障电流进行试验, 未发现误动和拒动。

在系统中谐波含量较大时, 采用相电流突变量或工频变化量作为起动元件的线路保护存在与变压器保护类似的问题, 会使保护和收发信机不正常起动。LFPO900系列保护中采用的工频变化量阻抗继电器 (ΔZ) 动作速度很快, 易受谐波分量的影响。在谐波含量较大的情况下, 应在整定时给予适当的考虑。对于CSL101A/102A型保护, 如果突变量起动元件不断起动, 使程序长时间处于振荡闭锁模块之中, 此时如发生区内故障, 将影响保护的快速性。因此, 对于直配线路, 建议距离Ⅰ、Ⅱ段不经振荡闭锁。3次及其倍数次的谐波三相相位一致, 与系统零序分量相序相同。3k-1次 (k为正整数) 谐波相序反转, 与系统负序分量相似, 可能对各类采用零序、负序分量组成启动元件的保护产生一定的影响。对于实测谐波含量较大的线路, 建议适当提高高频零序、负序保护的门槛值, 或利用阻抗元件把关。距离保护中的测距元件是按照线路或变压器的基波阻抗整定的。在故障情况下, 当有谐波电流存在时 (特别是三次谐波) 所测得的阻抗值相对于基波阻抗值有误差。因此动作区的边缘可能出现一定的误差。

以电压或电流量的变化而动作的装置, 在基波分量未达到整定动作值时, 会与较大的谐波分量叠加, 其合成的综合值超过整定值时会使装置误动。[6]这些装置中, 电磁型或感应型的装置对谐波作用较不敏感 (铁芯磁阻的影响) , 而整流型和晶体管型的装置对谐波的作用非常敏感, 即使对短时谐波的作用也很敏感。整流型继电保护装置对谐波电流的敏感性随谐波频率的升高而增加。此时, 可以采用在整流回路中装入适当并联电容器滤去谐波, 降低谐波的影响。

接于差动回路、零序回路或负序回路的继电器或自动装置, 对谐波的作用很敏感, 因它所接受的动作电流或电压仅为相电流或电压的一个很小的百分数, 即整定的动作值都很小, 而它的动作电压和动作电流中的谐波含有率却能达到很高值, 故降低了装置的灵敏性, 同时还存在如下几个问题:

a.本身即为非线性负荷的变压器所产生的谐波电流构成高压侧和低压侧的差电流。变压器合闸产生的励磁涌流和谐波电流含量能达到很大数值, 且在变压器中性点接地时, 还会产生很大的零序谐波电流。

b.利用负序滤序器装于负序电路中, 其元件参数是按照工频量来选择的, 对谐波根本无滤序作用。负序滤序器中的电抗互感器型比阻容型对谐波影响更敏感, 因为前者输出电压中的谐波含有率大于输入端的谐波分量与基波负序分量的比例, 而后者则不然。负序滤序器的输出, 一般经整流回路再加到执行元件上, 故输出谐波量在正半周有助增作用, 在负半周时却减少。如果谐波源是不平衡负荷, 例如电气化铁道, 它同时产生较大谐波分量和基波负序分量, 如利用负序量启动装置所受到的干扰就更强了。

c.反应“增量”的装置, 由于执行元件前接入一个微分电路, 它只反应突变量而不反应稳态量, 能有效地减小稳态谐波量的影响, 但仍会受到暂态和动态谐波 (如变压器涌流) 的干扰。

d.整流型方向阻抗继电器的阻抗特性, 理想状态下其动作特性曲线是一个圆, 但输入电流中谐波含量较大时, 其动作曲线将出现凹凸, 从而导致动作阻抗值和最大灵敏角发生变化。

e.晶体管方向阻抗继电器中采用了“绝对值比较式”的方向元件和具有“记忆”初始电压的元件, 谐波含量及谐波频率仍能影响其动作特性, 谐波频率愈高或谐波含量愈大, 特性曲线在X轴方向缩短愈多。

2.2 降低谐波对继电保护及自动装置影响的措施

2.2.1 技术防范措施

a.变压器差动保护中的差动继电器, 利用速饱和变流器以及二次谐波制动;

b.相差高频保护采用把半波比相改为正、负半波均比相和“与”门出口, 即全波比相或采用加装谐波闭锁环节;

c.在某些用于超高压电网的高级保护中采用对输入信号能有效滤波的技术;

d.通过“过零点检测”来判断或控制的装置改用其他方式来判断或控制;

e.110 kV线路保护的负序振荡闭锁元件加装不致过长延迟动作时间的小滤波器, 可以大幅度减少 (但不能完全免除) 谐波引起的误启动;

f.采用“增量”型启动元件可以避免稳态谐波和负序的影响, 但不能避免动态谐波和负序的影响, 并在稳态负序作用下, 会降低故障响应灵敏度;

线路纵差保护用两侧电流差值判别故障, 不受功率倒向的影响, 但受谐波分量和非周期分量的影响较大, 可通过比率制动来消除。高频距离保护用方向阻抗元件判别故障方向, 根据需要可用解微分方程的算法消除非周期分量的影响, 并可与突变量方向元件相结合来提高判断故障方向的正确性, 从而避免功率倒向时非故障线路的保护误动。高频零序方向保护是经大电阻接地的补充保护, 仅在突变量选相元件选出单相接地故障而接地阻抗方向元件不动作时才投入, 一般不会误动。

2.2.2 谐波不稳定的控制措施

谐波不稳定源于非特征谐波的放大, 而非特征谐波一般是由于地磁效应等因素导致变压器直流偏磁而产生的, 目前的抑制措施包括合理设计直流接地极、优化配置变压器中性点接地电阻等。[7]根据实际系统需要, 还可以考虑安装低次非特征谐波滤波器、APF等先进装置。

(1) 降低谐波源的谐波含量。

即在谐波源上采取措施, 最大限度地避免谐波的产生。这种方法比较积极, 能够提高电网质量, 可节省因消除谐波影响而支出的费用。具体方法有: (1) 增加整流器的脉动数。整流器是电网中的主要谐波源, 增加整流脉动数, 可平滑波形, 减少谐波。 (2) 三相整流变压器采用Y/Δ或Δ/Y的接线, 可消除3的倍数次的高次谐波, 这是抑制高次谐波的最基本的方法。

(2) 在谐波源处吸收谐波电流。这是对已有的谐波进行有效抑制的方法, 是目前电力系统使用最广泛的抑制谐波方法。主要方法有以下几种: (1) 将无源滤波器安装在电力电子设备的交流侧, 由L、C、R元件构成谐振回路, 当LC回路的谐振频率和某一高次谐波电流频率相同时, 即可阻止该次谐波流入电网。无源滤波是目前采用的抑制谐波及无功补偿的主要手段。但无源滤波器存在着许多缺点, 如滤波易受系统参数的影响;对某些次谐波有放大的可能;耗费多、体积大等。 (2) 有源滤波器 (APF) 。即利用可控的功率半导体器件向电网注入与原有谐波电流幅值相等、相位相反的电流, 使电源的总谐波电流为零, 达到实时补偿谐波电流的目的。与无源滤波器相比, APF具有高度可控性和快速响应性, 具有自适应功能, 可自动跟踪补偿变化着的谐波。 (3) 防止并联电容器组对谐波的放大。在电网中并联电容器组起改善功率因数和调节电压的作用。当谐波存在时, 在一定的参数下电容器组会对谐波起放大作用, 危及电容器本身和附近电气设备的安全。可采取串联电抗器, 或将电容器组的某些支路改为滤波器, 还可以采取限定电容器组的投入容量, 避免电容器对谐波的放大。 (4) 加装静止无功补偿装置。

3 结束语

通过仿真发现当逆变站交流侧发生换相失败的时候。逆变站交流侧电流2, 3, 9次非特征谐波幅值较大, 同时也对降低谐波影响提出了基于技术性的防范措施以及由于非特征谐波所引起的谐波不稳定方面也提出了一系列的控制措施, 采用非特征滤波器, APF等, 可以为今后同类型的直流输电工程的设计、调试和运行提供有用的参考和技术积累。

摘要：本文利用pscad分析了高压直流输电过程中发生换相失败后非特征谐波的变化以及谐波对保护算法影响, 并提出了相关的解决措施来避免谐波的影响并探讨了不稳定谐波的控制措施, 为今后直流输电工程的设计、调试和运行提供有用的参考和技术积累。

关键词：高压直流输电 (HVDC) ,换相失败,谐波

参考文献

[1]阿律莱加[新西兰]J著.任震等译.高压直流输电[M].重庆:重庆大学出版社, 1987.

[2]戴熙杰.直流输电基础[M].北京:水利电力出版社, 1990.

[3]浙江大学直流输电科研组.直流输电[M].北京:中国电力出版社, 1985.

[4]李兴源.高压直流输电系统的运行和控制[M].北京:科学出版社, 1998.

[5]夏道止, 沈赞埙.高压直流输电系统的谐波分析及滤波[M].北京:水利电力出版社, 1994.

[6]吕润如, 等.电力系统高次谐波[M].北京:中国电力出版社, 1998.

换相失败预防控制器 篇6

近年来,我国高压直流输电技术得到了快速发展,在“西电东送,全国联网”的战略背景下,多回直流输电工程将同时向京津冀、长三角和珠三角负荷中心送电,多条直流近距汇入一个交流受端系统的情况已不可避免。随着天广、三广及贵广等直流落点于广东[1],葛南、龙政及宜华等直流落点于上海和常州[2],多馈入直流输电(MIDC)系统已在我国南方电网和华东电网中形成。但由于各逆变站因交流耦合而相互联系,MIDC系统面临着各逆变站发生换相失败[3]和恢复过程相互影响等特殊问题:如某逆变站因某种因素而发生换相失败时,有可能引起相邻逆变站同时发生换相失败;并且受交流强度、电气距离[4]及运行方式的影响,使得各逆变站的恢复过程及其控制变得尤为复杂[5]。

滤波换相换流器(FCC)是一种具有新颖拓扑结构的变流器。文献[6]研究了FCC的等效电路结构、稳态数学模型,理论分析、仿真计算并利用直流输电研究开发平台实验验证了FCC在谐波抑制、降低变压器损耗和噪声以及增强系统稳定性方面所达到的良好效果。文献[7-8]对采用FCC的新型直流输电(FCC-HVDC)系统进行了详细滤波参数设计,网侧滤波效果良好,同时降低了滤波装置设计难度和成本,降低了谐波和无功电流对换流变压器的不良影响。文献[9-10]对FCC-HVDC系统的暂态稳定性、直流功率输送裕度和换相失败裕度展开了研究。随着我国多馈入直流输电格局的形成,FCC的工程化必然不仅只基于HVDC系统,而将是面向整个MIDC系统,因此FCC与其他逆变站的相互影响有待展开深入研究。

本文将FCC引入MIDC系统,建立了由FCC+LCC(LCC表示电网换相换流器)构成的混合MIDC系统及完全由LCC构成的传统MIDC系统的2种对比模型,重点对某逆变站发生换相失败时对其他逆变站的换相影响进行算例分析和仿真研究。

1 FCC的拓扑结构

如图1所示,FCC由新型换流变压器、阀侧感应滤波装置和12脉波换流桥组成。新型换流变压器网侧为星形连接,阀侧为延边三角形结构,中间的三角形构成公共绕组,三角形顶点处的延边绕组连接6脉波换流桥。阀侧绕组分上、下桥臂,分别后移15°、前移15°,从而构成30°的相角差,满足12脉波换流要求。感应滤波器与阀侧公共绕组的抽头相连,换流变压器绕组和感应滤波器的设计方法详见文献[9]。

2 传统MIDC和采用FCC的混合MIDC系统模型

基于CIGRE直流输电标准测试模型建立了传统的三馈入直流输电系统模型,通过受端系统间的耦合阻抗[15]来模拟逆变站间的电气距离,见图2。将传统MIDC系统一条或多条直流子系统的LCC替换为FCC,从而构成新的混合MIDC系统。

本文建立的三馈入混合型MIDC系统共分2种模型:模型1为2个逆变站采用FCC,1个逆变站采用LCC,如图3(a)所示;模型2为1个逆变站采用FCC,2个逆变站采用LCC,如图3(b)所示。为了便于对比分析,3种模型的相关参数和控制方式与CIGRE标准系统保持一致,整流侧为CC控制,逆变侧为CEA控制[11]。考虑到FCC采用阀侧感应滤波技术,其阀侧感应滤波器参数可根据CIGRE标准模型中的网侧特征谐波滤波器的无功补偿量计算求得。LCC和FCC的12脉波基本单元的拓扑结构分别如图4和图5所示(图中滤波和无功补偿支路中电容、电感、电阻单位分别为μF、m H、Ω)。传统换流变压器和FCC中的换流变压器额定参数比较如表1所示。

3 各逆变站换相失败时的互相影响

在MIDC系统中,各子系统换相失败的发生和恢复受到各逆变站网侧的交流耦合强度、系统参数和控制运行方式等因素的影响。如当一个逆变站换相失败时,其换相失败的恢复过程可能复杂而缓慢,且会影响其他逆变站的换相过程,甚至会引发同时换相失败或连续换相失败。因此,了解和掌握逆变站间换相失败的相互影响就变得尤为重要。

3.1 熄弧角模型

以图2、3中的逆变站3为例,其通过耦合阻抗与逆变站1、2相连,其网侧线电压UL3受耦合阻抗、无功补偿和滤波装置等参数的影响,如式(1)所示:

其中,B3为换流桥数目;T3为变压器变比;Y3为网侧无功补偿和滤波装置的导纳;ELL3为电源线电压有效值;为换流装置流向交流节点3的线电流。UL1、UL2与式(1)类似。

逆变站3的熄弧角为[12]:

其中,为等值换相电抗Xc3和逆变站网侧系统阻抗归算至换流变压器阀侧后的阻抗值。

图5中的逆变站3以阀侧双调谐滤波器代替网侧C型滤波器,因此FCC中的Y3小于传统LCC中的Y3,由式(1)可求得FCC的UL3略高于传统方案的线电压;又因为FCC的等值换相电抗Xc3受新型换流变压器的短路阻抗和阀侧滤波支路阻抗的共同作用,根据文献[10]可知,FCC中的Xc3偏小,因此,造成γ3增大,使得熄弧角的安全裕度更大,从而提高系统的稳定性。

3.2 某逆变站换相失败对其他逆变站的影响

以图2、图3(a)所示的2个系统为例(额定参数等效一致),分析在不同交流强度和电气距离的情况下,逆变站2发生换相失败对逆变站3换相过程的影响。

系统额定参数为:ELL1=ELL2=ELL3=0.935(215 k V),电气距离平衡X12=X13=X23=X,T1=T2=T3=1,B1=B2=B3=2,Id1=Id2=Id3=1.0(2 k A),IL1=IL2=IL3=IL,阀固有极限角γMIN=10°。传统MIDC系统等值换相电抗为Xc1=Xc2=Xc3=0.126 8,Y1=Y2=Y3,β1=β2=β3=39°[12];含有FCC的新系统等值换相电抗为:Xc2=0.126 8,Xc1=Xc3=0.26 Xc2=0.033[10],Y2>Y1=Y3。

节点2处发生5个周期严重三相短路故障时,逆变站2发生换相失败,此时UL2=0。此时逆变站3换相电压为:

由式(2)、(3)可求得当逆变站2严重故障换相失败时,在不同交流强度和电气距离条件下逆变站3的熄弧角γ3情况如图6所示(图中的数值为X1=X3的取值,为标幺值)。

由图6可知:当逆变站2换相失败时,同样电气距离、同样交流强度下,混合MIDC系统中逆变站3的γ3比传统MIDC系统中逆变站3的γ3大,说明FCC换相失败的安全裕度更大。如X12=X13=X23=X=0.1 p.u.,X1=X3=0.005 p.u.时,传统MIDC系统中γ3=8.79°<10°,而混合MIDC系统中γ3=22.1°;且交流系统间的耦合阻抗X[11]越大(代表电气距离越长),交流系统导纳越大(代表交流强度越高),则γ3越大,逆变站3换相越稳定,换相失败几率越低。

采用FCC省去了网侧特征次谐波滤波支路,减小了无功补偿和滤波装置的导纳Y值,增大了交流系统有效强度,提高了网侧线电压;同时也减小了等值换相电抗,从根本上改变换相过程;除了提高本逆变站的换相安全裕度,也改善了相邻逆变站的换相过程,上述结论同样适用于图3(b)的非对称系统。

4 仿真分析与验证

采用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件[13]建立了如图2、图3所示的3种仿真模型,3种模型中的系统参数和控制方式与CIGRE标准测试系统模型保持一致;其中,短路比SCR1=5,SCR3=5(较强系统),SCR2=2.5(极弱系统)[14],换流站间的电气距离用纯电感X12、X13和X23模拟。

当X12=X13=X23=0.17 H且时间t=1.0 s时,3种模型发生同类故障,即逆变站2交流网侧(落点2)处发生5个周期严重三相短路故障,此时逆变站2、3的熄弧角γ2、γ3以及直流电流Id2、Id3(标幺值)波形如图7所示。

由图7(a)、7(b)可知:当逆变站2网侧三相短路故障后,传统MIDC系统模型中的γ2迅速降到0°,之后再一次降到10°以下,连续发生2次换相失败,同时逆变站3的γ3也随之降为0°,发生换相失败;而采用FCC的混合MIDC系统模型中(2FCC-1传统-混合MIDC和1FCC-2传统-混合MIDC 2种情况)的γ2降低到0°换相失败后迅速恢复,未发生连续换相失败,且此时γ3=11°,可认为未引发同时换相失败。图7(d)表明传统MIDC系统的直流电流Id3出现剧烈抖动,恢复较慢,而采用FCC的混合MIDC系统Id3只出现较小抖动,并迅速恢复。

当X12=X23=X13=0.02 H且时间t=1.0 s时,3种模型发生同类故障:逆变站3交流网侧(落点3)处发生5个周期严重三相短路故障;此时逆变站3、2的熄弧角γ3、γ2和直流电流Id3(标幺值)波形见图8。

由图8可知:当逆变站3网侧三相短路故障后,传统MIDC系统的逆变站3连续2次换相失败,逆变站2连续3次换相失败,γ3、γ2和逆变站3侧直流电流Id3恢复很慢,抖动剧烈;而采用了FCC的混合MIDC系统,逆变站3一次换相失败后立即恢复,逆变站2(极弱系统,易发生换相失败)连续2次换相失败,直流电流Id3也较传统MIDC系统恢复快。由此可知:采用FCC后的混合MIDC系统无论是逆变站2还是逆变站3都较传统MIDC系统表现出了更好的换相失败恢复响应特性。

基于上述仿真模型,在控制方式不变的情况下,FCC的采用免去了网侧的特征次谐波滤波支路,使得系统的有效短路比(ESCR)得到提高。传统MIDC系统中的ESCR1=ESCR3=4.36(较强),ESCR2=1.87(极弱)[11,14];而采用了FCC的混合MIDC系统中的ESCR3=4.62,交流系统有效强度增加,网侧线电压UL略微提高,等值换相电抗Xc大幅减小,适度提高了MIDC系统中各逆变站的熄弧角稳态运行值,且系统越弱改善越大:传统MIDC系统的γ2=15°,采用FCC的混合MIDC系统中γ2=22°,从而提高了换相失败裕度,提升了系统的抗干扰能力和稳定性。算例仿真结果验证了理论分析的正确性。

5 结论

本文以CIGRE标准测试模型为基础,保证控制方式一致且系统参数等效的情况下,建立了基于LCC的传统MIDC系统和含FCC及LCC的混合MIDC系统。推导求得MIDC系统的熄弧角计算模型;在此基础上,算例对比分析了传统MIDC系统和混合MIDC系统中某逆变站故障导致换相失败时对相邻逆变站的换相影响;并对上述系统在不同电气距离下逆变站间的换相过程相互影响进行了对比仿真验证。总结如下:

a.FCC的采用省去了交流网侧特征次谐波滤波支路,减小了交流网侧的无功补偿和滤波装置的导纳,有效增强了交流系统强度,即增大了有效短路比,提高了MIDC系统的受端稳定性,略微提升受端交流系统线电压值;

b.FCC的等值换相电抗由新型换流变压器的短路阻抗和阀侧滤波支路阻抗共同决定,其值小于传统换流器的换相电抗,从根本上改变了换相过程,提高了熄弧角值,增大换相失败裕度,改善了换相稳定性;