后续换相失败

后续换相失败（共7篇）

后续换相失败 篇1

0 引言

换相失败是采用晶闸管作换流阀元件的直流系统面临的常见故障之一, 其危害主要体现在其导致直流电压下降的同时还会增大直流电流。换相失败发生后, 若采取的控制措施不当, 很可能引发后续换相失败, 严重时将导致传输功率中断, 使整个系统失稳。对于多馈入直流输电系统, 多个换流站相继发生连续换相失败对受端的影响更是难以想象的[1]。因此, 采用适当的控制策略抑制多馈入直流输电系统后续换相失败已成为当前直流输电领域中亟待研究的问题[2,3,4]。

目前, 已有学者对换相失败的影响因素和抑制措施进行了研究。文献[5]总结了抑制换相失败和后续换相失败的7种措施, 但并未针对每种措施进行深入的研究和验证。文献[6-8]从协调控制、低压限流环节 (VDCOL) 控制、熄弧角渐变控制3个层面, 对抑制换相失败的措施进行了阐述, 但都是从单独的角度探讨抑制换相失败的控制策略, 并未分析各种控制方式的优缺点。值得注意的是, 对多馈入直流系统换相失败的研究发现, 多回直流系统之间可能存在不良的相互作用, 使得故障后直流功率很难快速恢复从而引发后续换相失败[9,10]。因此, 本文基于多馈入直流系统模型, 在系统发生三相短路故障情况下, 对文中提出的抑制多馈入直流系统后续换相失败的3种典型有效措施进行了比较和研究。

1 多馈入直流系统模型

首先, 在PSCAD中建立典型三馈入系统如图1所示。3条直流线路均是在CIGRE标准模型基础之上建立的, 此系统可以看作是由实际复杂电力系统抽象得到的简化模型。将各条直流线路的换流母线通过耦合阻抗相联结, 分别设置:Z12=1.214+j 31.415Ω, Z13=3.200+j76.930Ω, Z23=5.421+j78.814Ω。故障为1 s时直流系统1逆变侧母线发生三相短路故障, 故障持续0.1 s后切除, 总仿真时间为2 s, 考虑到串联元件的误差, 本文认为熄弧角小于10°时系统就已发生换相失败。

2 SVC抑制后续换相失败的研究

2.1 SVC模型

直流输电系统运行时, 需要消耗大量的无功功率, 发生故障时, 逆变侧的无功功率需求将会更大, 此时与系统并联的静止无功补偿器 (SVC) 可以通过快速交换无功功率, 为系统提供无功支撑, 减少直流系统后续换相失败发生的几率[11,12]。

文中用到的SVC属于晶闸管投切电容器-晶闸管控制电抗器 (TSC-TCR) 型。它由1条TCR支路和1组TSC支路构成[13]。TSC在接通期间, 向系统注入的无功功率为:

其中, C为电容器电容;US为TSC的端电压;XC为等效容抗, 其值为1/ (ωC) 。

而TCR从系统中吸收的无功功率为:

由式 (1) 和式 (2) 可得SVC注入电力系统无功功率表达式为:

其中, XL为基波电抗, 其值为ωL;α为晶闸管触发延迟角。

SVC的控制采用积分器控制模型, 如图2所示。

其控制算法为:

其中, KP、KI为比例积分 (PI) 控制器的比例、积分系数;ISVC为实现有差调节的电流反馈信号;反馈系数KSL取值通常在3%~5%之间, 本文取0.03;ΔU为SVC端口电压参考值Uref与实际值Upu的差值。

2.2 SVC抑制后续换相失败仿真分析

在HVDC2逆变侧加装容量为100 Mvar的SVC, 加装前后HVDC2逆变侧熄弧角γ变化如图3所示。

由仿真波形可以看出, 当HVDC1处发生三相短路故障后, 由于多馈入直流系统间各支路换流站之间的交互影响, HVDC2线路将会发生后续换相失败, 熄弧角在1.2 s时再次下降到0°, 而加装一定容量的无功补偿装置, 可明显改善HVDC2线路熄弧角的恢复特性, 缩短熄弧角恢复时间, 有效抑制线路后续换相失败的发生。但在实际工程中, SVC高昂的价格制约了该方式在多馈入直流系统中的广泛应用, 为此, 本文在不增加工程成本的情况下, 提出了变熄弧角控制和基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制2种改进控制方式。

3 变熄弧角控制抑制后续换相失败的研究

多馈入直流输电系统的熄弧角表达式[9]为:

其中, Id为直流电流, XL为换相电抗, UL为换流母线线电压有效值, β为触发越前角, n为换流变压器的变比。

换相失败的本质是熄弧关断角过小, 通常直流逆变器采用定熄弧角控制[14], 定熄弧角控制的目的是维持γ角为整定值, 以保证故障后换流阀不至反复重燃以造成不同时刻的换相失败。逆变器定熄弧角控制的原理是:将实际测定的各阀熄弧角γinv与熄弧角整定值γref (15°) 进行比较, 将它们的差值加上由电流偏差引起的Δγ后, 与为使触发越前角β不超过46°而设定的另一定值0.544 (31°) 比较, 经过PI调节器来控制逆变侧触发越前角指令βinv-γ。

由熄弧角控制的原理可以对常规熄弧角控制做出以下改进, 以提高其抑制后续换相失败的效果:在控制器中引入故障控制环节, 使得在稳态期间, 熄弧角控制正常运行, 而在直流电流或交流电压突变时, 由主控制层产生一个增大熄弧角整定值γref的附加调节分量γfault, 通过维持足够的换相裕度以避免逆变侧发生后续的换相失败。设计的变熄弧角控制结构如图4所示。

在PSCAD仿真平台下, 搭建变熄弧角控制模块, 并将其加入到HVDC2线路中, 比较控制策略改进前后HVDC2逆变侧熄弧角波形, 如图5所示。

由图5可以看出, 未加变熄弧角控制时, 直流线路2会受到故障线路影响, 发生后续换相失败。控制策略改进后, 1 s时直流电压突降, 系统检测到故障, 触发脉冲动作, 将熄弧角γ的整定值从15°增大到18°, 此时直流系统2的熄弧角有了较大的提升, 1.2 s时不再发生后续换相失败。由此可见变熄弧角控制在抑制多馈入系统后续换相失败方面效果是比较显著的。但是, 增大γ的整定值不仅会降低系统的传输容量, 还会大量增加系统所消耗的无功。对于故障持续时间较长且无功不足的直流系统, 通过增大γ的方式抑制后续换相失败是不可靠的。为减少直流换流站对所连交流的无功需求, 下文将介绍一种基于渐变恢复策略的新型VDCOL控制。

4 基于渐变恢复策略的新型动态VDCOL控制

VDCOL[14]的作用是在交流电压或直流电压降低到某个指定值时对直流电流进行限制, 在系统故障或恢复过程中大幅缓解逆变站对交流系统的无功需求, 在维持交流电压的同时, 有助于减小后续换相失败发生的可能性。VDCOL特性实现原理及曲线如图6所示。

图中, Ides为上层传送电流设定的最小值, 比较VDCOL的输出电流Iout和Ides, 得到级控制级电流Iord;Rv为复合电阻, 用于确定VDCOL的起动电压是由直流线路上哪一点的直流电压决定的;τ为滤波环节时间常数。

由图6可知, 常规VDCOL控制在系统电压下降与恢复期间, U-I特性曲线是单一的, 并未考虑到直流系统在故障后恢复期间将对其所处交流系统产生大量无功需求的特殊性[15,16]。因此, 本节对VDCOL控制曲线做出了一些改进, 以解决这个特殊问题。具体改进如图7所示。

正常情况下, VDCOL曲线与传统VDCOL曲线重合, 运行在FE段, 通过UL1与UH1的设定达到限制电流指令输出的目的。当系统受到扰动或发生故障后, 直流侧电压持续下降时, 通过切换装置, 由UL2和UH2沿线段PQ限制电流指令的输出, 由于UL2>UL1及UH2>UH1, 使得直流电流在较高的电压下就会达到IL和IH, 这样总的效果就是减缓了直流系统的功率恢复速度, 从而减少了直流系统故障期间对交流系统过快的无功需求, 一定程度上稳固了系统电压及功率的恢复特性并减少了后续换相失败发生的可能性。

然而对于多馈入直流输电系统, 多个子系统同时快速地恢复功率, 仍会导致大量的无功需求。系统整体无功需求的快速增加很可能引起后续换相失败, 此时针对单条直流线路的动态VDCOL控制的作用将受到限制。为此本文设计了针对多条直流线路的基于渐变恢复策略的新型动态VDCOL控制器, 其控制原理如图8所示。

基于渐变恢复策略的新型VDCOL控制方式的原理主要体现在:在动态VDCOL的基础上增加了延时环节e-sτ, 通过时间常数τ的设定在多馈入直流系统各条线路间分别实现分时段恢复的目的。其实现方式主要为:系统正常运行时, VDCOL控制运行在A点, 通过动态VDCOL控制模型中的FE段实现低压限流功能。在系统突然发生故障导致不可避免的换相失败时, 由上级传来控制触发信号, 使VDCOL控制切换到B点, 沿动态VDCOL控制模型中的PQ段限制电流指令的输出, 随后延时环节动作, 在达到减缓单条直流系统功率恢复速率的同时, 实现多条直流线路间功率交替恢复的目的。

在实现渐变恢复策略的过程中, 各条线路延时装置中时间常数τ的选择是一个需注意的问题。本文采用PSCAD软件Optimum Run模块中的SIMPLEX算法[17]对τ进行协调优化, 以减小各回直流线路间相互作用引发后续换相失败的几率。优化的目标函数取为:

其中, 分别为直流电流指令和γ的参考值;分别为电流和γ的测量值;k为比例系数, 本文取0.5。

根据上文中的控制策略, 在三馈入直流系统各线路中分别加装基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制器, 根据本系统的实际情况, 设定动态VDCOL装置整定值:UL1=0.4 p.u., UH1=0.9 p.u., UL2=0.45 p.u., UH2=0.95 p.u., IL=0.55 p.u., IH=1.0 p.u.。优化后时间常数τhvdc1=200 ms, τhvdc2=120 ms, τhvdc3=5 ms。由优化后的时间常数可以看出, 故障线路1功率恢复难度最大, 故时间延迟最长;线路3与线路1、2电气距离较远, 受故障影响小, 故时间常数设置最小。控制器加装前后系统各条直流逆变侧熄弧角、有功功率、无功功率图形如图9所示 (左列为加装前, 右列为加装后) 。

由图9可见, 当多馈入直流系统采用常规VDCOL控制, 在1 s系统发生短路故障后, 线路2、3直流逆变侧熄弧角很快恢复, 故障切除后线路1逆变侧熄弧角也迅速恢复, 但由于故障切除后各回线路间不良的相互作用给系统带来的负面影响, 1.18 s线路1、2发生后续换相失败, 有功功率传输再次下降, 而3条线路同时对系统产生的快速无功需求导致无功恢复速度缓慢, 2 s左右系统无功才基本恢复正常。采用本文设计的控制模型后, 后续换相失败不再发生, 系统有功功率传输不再发生二次下降, 控制效果显著。其中, 动态VDCOL环节减缓了直流系统故障期间对交流系统过快的无功需求, 因此缩短了无功功率恢复的时间, 1.6 s左右系统无功功率已恢复正常, 恢复时间缩短了40%。渐变恢复策略中时间常数的优化在有功功率恢复中得到很好的体现, 1.20 s与其他两回直流电气距离较远的线路3有功首先恢复, 同时线路2有功开始恢复, 1.26 s左右达到额定值, 线路2、3有功依次恢复后, 线路1有功开始逐渐恢复, 1.80 s恢复正常。无功功率方面, 由于线路1、2延迟恢复功率, 由逆变侧滤波器提供的过剩无功为线路3的恢复提供了无功支撑, 故障切除后时间常数的配合使得线路1、2的无功依次恢复。

5 结论

a.在一个三馈入直流输电系统中仿真验证了SVC和设计的变熄弧角控制器在抑制后续换相失败中的作用, 并分别指出其应用推广的限制因素。

b.针对以上2种控制方式的缺陷, 提出了一种基于渐变恢复策略的动态VDCOL控制, 该控制通过延缓单条直流功率恢复速率以降低系统故障时对交流系统的无功需求, 同时利用延时环节消除了暂态过程中各条直流线路间不良相互影响, 最终可有效抑制后续换相失败, 实现多条直流线路间功率交替恢复的目的。延时环节时间常数的整定可以依照与故障线路电气距离的远近设置。仿真波形证明了该控制方式的有效性。

摘要：针对多馈入直流系统中发生的后续换相失败问题, 以换相失败的本质为理论依据, 在搭建仿真模型的基础上验证了静止无功补偿器 (SVC) 在抑制后续换相失败中的作用, 同时提出一种有效抑制后续换相失败的变熄弧角控制方式。通过分析变熄弧角控制方式的应用缺陷, 进一步提出一种基于渐变恢复理论的新型动态低压限流环节 (VDCOL) 控制方式。该控制通过动态VDCOL延缓单条直流功率恢复速率, 可降低故障期间直流系统对交流系统的无功需求, 同时其延时环节也可消除暂态过程中各条直流线路间的不良交互影响, 以达到多条直流交替恢复、有效抑制后续换相失败的目的。仿真算例结果验证了控制方法的有效性。

关键词：多馈入直流,高压直流输电,后续换相失败,熄弧角控制,渐变恢复,模型

后续换相失败 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

后续换相失败 篇3

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;

后续换相失败 篇4

云南电网是我国“西电东送”、“云电外送”的主要水电基地, 已成为交直流联网互联电网的主要送端[1]。南方电网计划在2016年实现云南电网与南网主网的异步互联[2], 云南电网作为异步运行的送端, 电网特性也将发生极大的变化。

直流换相失败是直流输电系统常见的故障之一。国内外已对其做了大量的研究[3,4,5,6,7], 文献[8]利用概率分析的方法对直流换相失败机理进行了分析, 文献[9]也从原理方面对多回直流换相失败的机理进行分析, 并提出其对送端电网的影响分析, 文献[10]对多端直流和多馈入直流换相失败的影响进行了分析和比较, 文献[11]基于故障的实际录波, 对南方电网内多回直流换相失败进行了分析。

本文将对同步互联和异步运行后直流换相失败对云南电网的影响进行了分析, 与同步互联情况下进行了对比, 并对异步联网下的稳定问题提出了相关建议。

1 故障实例分析

楚穗直流发生一次换相失败, 云南电网内主要交流断面功率和主要站点母线电压均有一定程度的波动。交流故障切除后, 楚穗直流和交流断面送电功率, 主要站点母线电压恢复到故障前水平, 具体情况如下。

1.1 故障前运行方式

故障前云南电网内500 k V线路全网架运行, 除普侨直流未满负荷运行外, 其余直流均满负荷运行, 故障前各变电站交流电压均运行在正常水平。

1.2 故障后系统响应

1.2.1 云南500 k V交流送出断面潮流变化情况

故障后云南500 k V交流送出断面功率大幅度增加, 云南500 k V交流送出断面各线路的PMU曲线如图1所示。

1.2.2 和平送出断面潮流变化情况

故障后云南电网内紧邻楚穗直流的和平送出断面内500 k V有大幅度的功率变动。和平送出断面线路的PMU曲线如图2所示。

1.2.3 各电厂出力变化情况

故障后省内主要水电厂短时送出功率出现了大幅度的下降, 后又逐步恢复, 如图3所示。

1.2.4 系统阻尼情况

在楚穗直流换相失败期间云南对广东的区域间振荡模式可观, 该模式的频率在0.34Hz左右, 阻尼比在7%左右。

1.2.5 厂站母线电压情况

故障后云南省内重要的500 k V厂站电压变化明显, 先出现明显的电压下降, 接着出现明显的高电压, 故障后20s以后恢复正常各站点母线电压PMU曲线如图4所示。

2 故障仿真分析

根据楚穗直流换相前电网开机及负荷情况, 利用PSD-BPA软件对该故障进行时域仿真分析, 其中负荷模型采用静态ZIP负荷模型, 各线路潮流曲线如图5所示。

BPA仿真故障后的振荡频率与实际值比较接近, 阻尼比值明显要略高于实际值, 暂态电压跌落量仿真值与实际值略有差异。

3 异步运行以后的分析

2016年, 云南电网将与南方主网背靠背直流异步联网, 直流换相失败后的稳定情况将有变化。广东电网交流系统故障, 最多将引起落点在广东的楚穗、普侨、牛从三大直流同时换相失败[11]。利用PSD-BPA软件, 对三大直流同时换相失败时云南电网的系统特性进行仿真分析。

3.1 异步运行后的仿真分析

采用2016年南方电网丰大方式进行仿真分析, 在完整网络下, 故障前各变电站交流电压均运行在正常水平, 利用PSD-BPA软件对楚穗、普侨、牛从三大直流同时换相失败进行时域仿真分析, 其中负荷模型采用静态ZIP负荷模型, 各直流FLC功能投入, 死区为0.1 Hz, 得各线路潮流曲线如图6所示。

系统振荡频率和阻尼比分析结果部分站点电压变化曲线如图7所示。

换相失败后各站点暂态电压均有不同程度升高, 云南电网内频率变化曲线如图8所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.44Hz, 最低频率达到49.89Hz。可见云南电网异步运行后, 多直流换相失败后, 系统的主要振荡模式由云南对广东间的区域模式转变为云南电网内部模式, 区域间功角稳定问题得到解决, 云南电网内的频率稳定问题凸显。

3.2 影响因素分析

为分析频率稳定的影响因素, 在此对几种模式下系统频率变化情况进行仿真分析。

3.2.1 扩大FLC死区

将所有直流的FLC死区扩大至0.3 Hz, 得到云南电网内频率仿真曲线如图9所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.48Hz, 最低频率达到49.86Hz, 由于云南电网内高频切机启动定值为50.5Hz, 直流换相失败后送端电网内高频切机装置存在动作的可能。

3.2.2 退出FLC功能

退出云南电网内所有直流的FLC功能, 得到云南电网内频率仿真曲线如下图10所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.49Hz, 最低频率达到49.86Hz。

3.2.3 退出所有机组调速器

退出云南电网内所有机组的调速器, 得到云南电网内频率仿真曲线如下图11所示。

故障后云南电网内最高频率达到50.46 Hz, 最低频率达到49.91 Hz。

4 结束语

1) 在同步互联方式下, 直流换相失败后, 送端电网主要线路上潮流会短时增加, 部分断面可能会短时越限;伴随功率转移着线路上会出现明显可观的区域间振荡模式, 振荡随着直流功率的恢复逐步减弱;送端电网内近区站点的母线电压经历先减小后增大的波动过程。

2) 通过PSD-BPA软件对实际发生的故障进行仿真, 得到的故障期间的系统振荡频率与实际基本一致, 系统的阻尼比值大于实际值, 系统电压变化情况略有差异。

3) 异步联网方式下, 通过PSD-BPA仿真直流换相失败后送端电网的系统响应情况, 系统的主要振荡模式由区域间模式转化为送端电网内部模式, 区域电网间的功角稳定问题得到解决, 送端电网内的频率稳定问题凸显, 部分方式下直流换相失败后送端电网内高频切机装置存在动作的可能;通过仿真表明直流FLC功能和机组调速功能的投入对系统的频率稳定性有明显的影响;换相失败后送端电网内近区站点的母线电压经历先增大后减小的波动过程。

4) 针对异步联网后直流换相失败后的稳定问题, 建议继续加强云南电网内电厂的机网协调工作的开展, 确保各直流FLC功能的可靠投入, 同时强化二、三道防线的建设和运维。

摘要：基于一次直流换相失败的PMU数据进行实例分析, 并对故障进行了仿真, 将仿真结果与PMU数据进行了对比, 分析直流换相失败对送端电网的影响。此外, 本文对云南电网异步运行后直流换相失败对送端电网的影响也进行了分析, 与同步互联情况下进行了对比, 并对异步联网下的稳定问题提出了相关建议。

关键词：直流输电系统,换相失败,同步相量测量装置 (PMU) ,仿真分析,异步联网,直流频率限制 (FLC)

参考文献

[1]云南电网公司.云南电网2015年运行方式[Z].2015, 2.

[2]中国电力工程顾问集团中南电力设计院.云南电网与南方主网背靠背直流异步联网工程可行性研究报告[R].2014.3

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[4]邵瑶, 汤涌, 郭小江, 等.2015年特高压规划电网华北和华东地区多馈入直流输电系统的换相失败分析[J].电网技术, 2011, 35 (10) :9-15.

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[8]任震, 陈永进, 梁振升, 等.高压直流输电系统换相失败的概率分析[J].电力系统自动化, 2004, 28 (24) :19-22

[9]王春明, 刘兵.区域互联多回直流换相失败对送端系统的影响[J].电网技术, 2013, 37 (4) :1052-1057.

[10]项玲, 郑建勇, 胡敏强;多端和多馈入直流输电系统中换相失败的研究[J].电力系统自动化, 2005, 29 (11) :29-33

后续换相失败 篇5

目前, 南方电网已形成了世界上最大的“六交四直”的多馈入交直流混合输电系统。在交直流混合系统中, 换流器的换相失败是直流系统最常见的故障之一。连续的换相失败不仅严重威胁直流系统本身的安全稳定运行, 而且有可能造成交流系统继电保护的不正确动作[1,2]。实际上, 2003年以来南方电网先后发生2起因天广直流、三广直流换相失败导致交流线路保护在区外故障时误动[3]。目前对换相失败的相关研究表明, 交流系统故障造成交流电压幅值下降及其相位偏移是引起换流器换相失败的主要原因[4]。

对于交流系统故障所引起的直流系统换相失败, 现有的研究表明:换流阀的关断角过小是引起其换相失败的根本原因[5]。文献[6]推导了在逆变侧交流系统发生不对称故障情况下逆变器关断角的表达式, 并指出了直流电流、触发角、换流母线线电压、换流变压器变比和换相阻抗, 以及交流系统频谱特性都对逆变器的关断角有不同程度的影响。文献[7]推导了在常规控制方式下多端直流 (MTDC) 系统和多馈入直流 (MIDC) 系统的熄弧角计算公式。在对上述各因素进行灵敏度分析的基础上, 文献[8]提出了一些避免换相失败的措施。在实际系统中, 故障合闸角是影响直流系统换相失败的主要因素之一[9], 然而文献[6,7,8]均未对其展开研究。文献[9]对不同故障条件下直流系统发生换相失败的概率进行了仿真分析, 然而该文并未指出造成这种影响的原因, 而且基于数字仿真的方法不能揭示其发生的机理。文献[10]提出了一种换相失败的概率分析方法, 在该方法中, 故障发生时刻被看成是一个连续型的随机变量, 并在整个换相周期中服从均匀分布, 因此其分析结果在一定程度上包含了故障发生时刻的影响。值得注意的是, 文献[10]是基于故障稳态时关断角的表达式进行研究, 且其研究假定了若故障发生在换流阀触发时刻前, 则关断角的大小不受故障时刻变化的影响, 因此, 文献[10]的研究无法反映故障发生时刻的不同所对应的故障暂态过程的差异, 以及这种差异对换相失败的影响。

本文详细分析了换相电压时间面积与换相失败的定量关系, 从理论上论证了换相电压时间面积可作为评价直流系统抵御换相失败能力强弱的定量指标;通过分析不同故障合闸角下交流系统故障暂态分量特性及其对应的换相电压时间面积特性, 从机理上揭示了故障合闸角对换相失败的影响。

1换相电压时间面积

目前, 在已投运的高压直流 (HVDC) 输电系统中, 换流阀均由多个晶闸管串接而成。在换相过程结束后, 晶闸管从正向导通到反向截止需要承受一定时间的反向电压, 其正方向为从晶闸管阴极指向其阳极。若换相过程无法在换相电压转为正向时完成, 则晶闸管将在正向电压作用下重新导通, 从而导致换相失败[6]。以关断角γ表示换流阀关断时刻到线电压过零点之间的电角度, 则当关断角γ < γmin时, 换流器将会发生换相失败。其中γmin为晶闸管固有的临界关断角, 其反映了晶闸管恢复阻断能力所需承受反向电压的最短时间。

图1为三相六脉动逆变器的结构示意图, 其中:V1～V6表示按正常导通顺序编号的6个换流阀;ia, ib, ic分别为a, b, c相交流电流;ua, ub, uc分别为a, b, c相对地电压;Lr为每相等值换相电感。当交流系统容量远大于换流器容量, 或换流母线装有完善的滤波器, 而使其电压接近于正弦波形时, 可近似地以换流变压器系统侧电压作为换相电压, 并将换流变压器的漏抗作为换相电抗[6]。

以V4向V6换相为例, 在正常运行情况下, 其换相过程和等值电路分别如图2 (a) 和 (b) 所示, 其中:ω0为工频角频率;β和μ分别为触发越前角和换相角;Id为直流电流;i4和i6分别为图1中V4和V6的电流;uab=ua-ub为ab相换相线电压。

由图2 (b) 可知, 在t ∈[t1, t2]内, 有

$L{}_{\text{r}}\frac{\text{d}i{}_6}{\text{d}t}-L{}_{\text{r}}\frac{\text{d}i{}_4}{\text{d}t}=L{}_{\text{r}}\frac{\text{d}i{}_6}{\text{d}t}-L{}_{\text{r}}\frac{\text{d}({\rm I}{}_{\text{d}}-i{}_6)}{\text{d}t}=u{}_{\text{a}\text{b}}(t)(1)$

设直流系统的平波电抗器为无限大, 即认为直流电流Id平直, 即dId/dt=0, 则由式 (1) 可得:$2L{}_{\text{r}}\frac{\text{d}i{}_6}{\text{d}t}=u{}_{\text{a}\text{b}}(t)(2)$

在t ∈[t1, t2]内同时对式 (2) 等号两边进行积分, 得

$i{}_6(t{}_2)-i{}_6(t{}_1)=\frac{1}{2L{}_{\text{r}}}{\displaystyle {\int }_{t{}_1}^{t{}_2}u}{}_{\text{a}\text{b}}(t)\text{d}t(3)$

由于换流阀处于关断状态时, 其电流为0, 而在换相过程完成后, 阀电流即为直流电流Id, 即

$\{\begin{array}{l}i{}_6(t{}_1)=0\\ i{}_6(t{}_2)={\rm I}{}_{\text{d}}\end{array}(4)$

将式 (4) 代入式 (3) , 可得:

$2L{}_{\text{r}}{\rm I}{}_{\text{d}}={\displaystyle {\int }_{t{}_1}^{t{}_2}u}{}_{\text{a}\text{b}}(t)\text{d}t=A(5)$

式中:A为如图2所示换相过程的换相电压时间面积 (以下简称“换相面积”) , 是换相期间换相线电压与时间轴围成的面积。

以图2所示的线电压过零点为零时刻, 则t1和t2分别为:

$\{\begin{array}{l}t{}_1=\frac{\text{π}-\beta }{\omega {}_0}\\ t{}_2=\frac{\text{π}-\gamma }{\omega {}_0}\end{array}(6)$

对于一般情况, 考虑换相电压的正负, 以及不同换流阀的换相, 则对式 (3) 等号两边同时取绝对值, 可得:

$\left|{\displaystyle {\int }_{t{}_1}^{t{}_2}u}{}_{\text{a}\text{b}}(t)\text{d}t\right|=2L{}_{\text{r}}\left|i{}_6(t{}_2)-i{}_6(t{}_1)\right|(7)$

即

$\left|A\right|=2L{}_{\text{r}}\left|{\rm I}{}_{\text{d}}\right|(8)$

2换相失败判据

以Acr表示换流器完成换相过程所需的换相面积, 由式 (8) 可知, 在交流系统故障时, 随着|Id|的增大, |Acr|也将等比增大。对于实际HVDC输电系统, 即使假设在定电流控制器和平波电抗器的作用下, |Id|恒定, |Acr|保持不变, 但是, 由于换相电压幅值的下降和相位的超前, 必将造成在原换相区间内 (如图2所示的t∈[t1, t2]) 所能提供的换相面积减小。因此, 为了满足|Acr|, 换相角μ将相应增大, 从而导致换相开始时刻t1的提前和换相结束时刻t2的延迟。t1的提前是由直流控制系统通过增大触发越前角β实现, t2的延迟则将导致关断角的减小。

图3为交流系统故障时换相电压的情况, βf为故障后的触发越前角, 阴影部分为故障后实际所能提供的换相面积|Af|, 即

$|A{}_{\text{f}}|=\left|{\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}u}{}_{\text{l}\text{f}}(t)\text{d}t\right|(9)$

式中:ul (t) 为故障前的正常换相线电压;ulf (t) 为故障后的换相线电压;t1f和t2f分别为换相过程的开始和结束时刻, 均以故障发生时刻为基准。

由图3可知, t1f和t2f分别为:

$\begin{array}{l}t{}_{1\text{f}}=\frac{\text{π}-\phi {}_{\text{f}}-\beta {}_{\text{f}}}{\omega {}_0}(10)\\ t{}_{2\text{f}}=\frac{\text{π}-\phi {}_{\text{f}}-\gamma {}_{\min }-\text{Δ}\phi }{\omega {}_0}(11)\end{array}$

式中:φf为故障发生时刻对应的换相线电压相位;Δφ为故障后换相线电压的相位偏移量。

显然, 当|Af|<|Acr|时, t2f时刻之前换流器换相过程将无法完成, 从而导致关断角过小而引起换相失败;当|Af|>|Acr|时, 换相过程可在t2f时刻之前完成, 从而可避免换流器发生换相失败;当|Af|=|Acr|时, 换流器处于换相失败的临界状态。

综上所述, |Af|的大小直接反映了换流器抵御换相失败能力的强弱。|Af|越小, 换流器越容易发生换相失败;|Af|越大, 换流器的安全裕度越大。因此, 可得如下换相失败判据:

$|A{}_{\text{f}}|<|A{}_{\text{c}\text{r}}|(12)$

式中:|Acr|=2Lr|Idf|, Idf为交流系统故障时换流器直流侧电流。

当式 (12) 成立时, 则可判定为换流器将发生换相失败。

3故障合闸角对换相面积影响的分析

由式 (9) 可见, 换相电压的波形对|Af|的大小有直接影响。在某一确定的交流系统结构、参数和故障情况下, 当故障合闸角发生变化时, 换相电压的暂态分量将随之而变化, 这将影响换相电压的波形。因此, 分析故障合闸角对换相面积|Af|的影响, 可从机理上揭示其对换相失败的影响。在以下的分析中, 以a相发生单相接地故障为例, 分析故障合闸角对换相面积|Af|的影响。

3.1基本假设

分别以uab (t) 和uabf (t) 表示正常和故障情况下ab相换相线电压, 则由式 (9) 可得:

$\begin{array}{l}|A{}_{\text{f}}|=\left|{\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}u}{}_{\text{a}\text{b}\text{f}}(t)\text{d}t\right|=\\ \left|{\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}[}u{}_{\text{f}\text{a}}(t)-u{}_{\text{f}\text{b}}(t)]\text{d}t\right|=\\ |A{}_{\text{f}\text{a}}-A{}_{\text{f}\text{b}}|(13)\end{array}$

式中:

$\begin{array}{l}A{}_{\text{f}\text{a}}={\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}u}{}_{\text{f}\text{a}}(t)\text{d}t(14)\\ A{}_{\text{f}\text{b}}={\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}u}{}_{\text{f}\text{b}}(t)\text{d}t(15)\end{array}$

ufa (t) 和ufb (t) 分别表示故障情况下的换流母线a相和b相对地电压。

如图3所示, 假设:①在各种故障情况下, 换相过程的开始时刻均与正常运行时一致, 即相对于uab (t) 的过零点, βf等于正常运行情况下的触发越前角βn;②故障发生后, uabf (t) 的过零点仅由其稳态分量决定, 而与其暂态分量无关;③故障期间健全相电压保持不变, 即在分析故障合闸角对Af的影响时, 仅需考虑Afa的变化。

3.2故障合闸角的影响

根据叠加原理, 在交直流系统中, 当交流系统发生故障时, 其等值电路可看做是正常负荷分量网络和故障附加分量网络的叠加。图4 (a) 为交直流系统在逆变侧交流系统F点发生故障的示意图。忽略相间耦合, 并将直流系统看成恒定电流源, 则相应的a相故障附加分量网络如图4 (b) 所示。

在图4 (b) 中:ΔuF (t) 为F点a相故障附加电压源;Δuaf (t) 为换流母线a相电压故障附加分量;交流系统为RLC无源网络, 其包含了并联于换流母线上的无功补偿电容和交流滤波器。

以故障发生时刻为零时刻点, 则ΔuF (t) 可表示为:

ΔuF (t) =-UFsin$\omega {}_{0}t+\phi {}_{\text{f}F}-\frac{\text{π}}{6}$=

-UFsin (ω0t+φfF′) (16)

式中:UF为正常运行时F点a相电压的幅值;φfF为F点线电压的故障合闸角;φfF′为相应的相电压故障合闸角。

若设Δφf为F点线电压滞后于换流母线线电压的电角度, 则有:

$\phi {}_{\text{f}F}´=\phi {}_{\text{f}}-\text{Δ}\phi {}_{\text{f}}-\frac{\text{π}}{6}(17)$

对式 (16) 进行拉普拉斯变换, 可得:

$\text{Δ}U{}_F(s)=\frac{-U{}_F(s\text{s}\text{i}\text{n}\phi {}_{\text{f}F}´+\omega {}_0\cos \phi {}_{\text{f}F}´)}{s{}^2+\omega {}_0^2}(18)$

式中:s为拉普拉斯变换算子。

因此, 由图4 (b) 可知:

$\text{Δ}U{}_{\text{a}\text{f}}(s)=\frac{{\rm Z}{}_{\text{s}}(s)\text{Δ}U{}_F(s)}{{\rm Z}{}_{\text{a}\text{c}}(s)}=\frac{F{}_1(s)}{F{}_2(s)}\text{Δ}U{}_F(s)(19)$

式中:ΔUaf (s) 为uaf (t) 的故障附加分量Δuaf (t) 的象函数;Zs (s) 为换流母线节点等值对地运算阻抗;Zac (s) 为从F′点向交流网络看进去的等值运算阻抗;F1 (s) 和F2 (s) 均为关于s的实系数多项式。

将式 (18) 代入式 (19) , 可得:

$\text{Δ}U{}_{\text{a}\text{f}}(s)=\frac{-U{}_F(s\text{s}\text{i}\text{n}\phi {}_{\text{f}F}´+\omega {}_0\cos \phi {}_{\text{f}F}´)F{}_1(s)}{(s{}^2+\omega {}_0^2)F{}_2(s)}(20)$

与式 (20) 相对应的特征方程为:

$(s{}^2+\omega {}_0^2)F{}_2(s)=0(21)$

可见, 式 (21) 具有一对共轭虚根:s=±jω0, 其对应于Δuaf (t) 中的稳态分量。此外, 由实际电网的特点可知, 式 (21) 还具有实根和共轭复根, 前者对应于衰减非周期分量, 后者对应于衰减周期分量。

因此, 由Δuaf (t) 造成的附加换相面积ΔAfa为:

$\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}=\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}´+\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}˝(22)$

式中:ΔAfa′为由Δuaf (t) 的稳态分量所造成的附加换相面积;ΔAfa″为由Δuaf (t) 的衰减非周期分量和衰减周期分量所共同造成的附加换相面积。

由式 (20) 可知, Δuaf (t) 中的稳态分量Δuaf′ (t) 为:

Δuaf′ (t) =Im$[\frac{-U{}_F\text{e}{}^{\text{j}\phi {}_{\text{f}F}´}F{}_1(\text{j}\omega {}_0)}{F{}_2(\text{j}\omega {}_0)}\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0}t}〗(23)$

由于F1 (jω0) 和F2 (jω0) 均为关于jω0的实系数多项式, 因此F1 (jω0) /F2 (jω0) 可写成如下形式:

$\frac{F{}_1(\text{j}\omega {}_0)}{F{}_2(\text{j}\omega {}_0)}=\delta \angle \text{Δ}\phi {}_{\text{a}\text{f}}´(24)$

将式 (24) 代入式 (23) , 可得:

Δuaf′ (t) =ΔUaf′sin (ω0t+φfF′+Δφaf′) (25)

式中:ΔUaf′=-δUF, 为稳态分量Δuaf′ (t) 的幅值;Δφaf′为Δuaf′ (t) 与Δuaf (t) 的相位差。

显然, ΔUaf′和Δφaf′均与φfF′无关, 即Δuaf′ (t) 的波形不受φfF′的影响。因此, 有

$\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}´=\{\begin{array}{l}Ct{}_{1\text{f}}\ge 0\\ {\displaystyle {\int }_0^{t{}_{2\text{f}}}\text{Δ}}u{}_{\text{a}\text{f}}´(t)\text{d}tt{}_{1\text{f}}<0\end{array}(26)$

式中:C为由具体的交流系统结构和参数决定的常数, 其大小与φfF′无关;t1f≥0时故障发生在换相开始时刻之前, 而t1f<0时故障发生在换相期间。

令方程F2 (s) =0的实根为srk (k=1, 2, …, n) , 共轭复根为sck′和$\overline{s}{}_{\text{c}{k}^{\prime }}(k^{\prime }=1,2,\cdots ,m)$。以Δuaf1″ (t) 表示Δuaf (t) 的衰减非周期分量, 则有:

$\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}1}˝(t)={\displaystyle \sum _{k=1}^{n}U}{}_{\text{a}\text{f}1k}˝\text{e}{}^{s{}_{\text{r}k}t}(27)$

式中:

$U{}_{\text{a}\text{f}1k}˝=\frac{-U{}_F(s{}_{\text{r}k}\sin \phi {}_{\text{f}F}´+\omega {}_0\cos \phi {}_{\text{f}F}´)F{}_1(s{}_{\text{r}k})}{(s{}_{\text{r}k}^2+\omega {}_0^2)\frac{\text{d}F{}_2}{\text{d}s}|{}_{s=s{}_{\text{r}k}}}$

同理, 以Δuaf2″ (t) 表示Δuaf (t) 的衰减周期分量, 则有:

$\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}2}˝(t)={\displaystyle \sum _{k^{\prime }=1}^m\text{R}}\text{e}[U{}_{\text{a}\text{f}2k^{\prime }}˝\text{e}{}^{s{}_{\text{c}{k}^{\prime }}t}](28)$

式中:

$U{}_{\text{a}\text{f}2k^{\prime }}˝=\frac{-U{}_F(s{}_{\text{c}{k}^{\prime }}\sin \phi {}_{\text{f}F}´+\omega {}_0\cos \phi {}_{\text{f}F}´)F{}_1(s{}_{\text{c}{k}^{\prime }})}{(s{}_{\text{c}{k}^{\prime }}^2+\omega {}_0^2)\frac{\text{d}F{}_2}{\text{d}s}|{}_{s=s{}_{\text{c}{k}^{\prime }}}}$

与式 (26) 类似, 有

$\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}˝=\{\begin{array}{l}{\displaystyle {\int }_{t{}_{1\text{f}}}^{t{}_{2\text{f}}}[}\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}1}˝(t)+\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}2}˝(t)]\text{d}tt{}_{1\text{f}}\ge 0\\ {\displaystyle {\int }_0^{t{}_{2\text{f}}}[}\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}1}˝(t)+\text{Δ}u{}_{\text{a}\text{f}2}˝(t)]\text{d}tt{}_{1\text{f}}<0\end{array}(29)$

由式 (26) 和式 (29) 可知, 在确定的交流系统结构、参数和故障情况下, ΔAfa′和ΔAfa″仅与φfF′有关;且由式 (17) 和式 (22) 可知, ΔAfa可表示为:

$\text{Δ}A{}_{\text{f}\text{a}}=f(\phi {}_{\text{f}})(30)$

3.3算例分析

以CIGRE HVDC输电系统标准模型为例, 分析φf对ΔAfa的影响。图5 (a) 和 (b) 分别为逆变侧换流母线发生a相接地故障示意图及其故障附加分量网络, 其中, us (t) 为交流系统等值电源, Rg为故障过渡电阻, C1为无功补偿电容器的电容。

由于故障发生在换流母线, 因此Δφf=0。分别取Rg=52 Ω, 61 Ω, 70 Ω, 79 Ω, 88 Ω, 由式 (30) 计算得到的ΔAfa和φf的关系曲线分别如图6中曲线1～5所示。由图6可知:①Rg越小, 换相电压附加暂态分量越大, 其对换相面积的影响越显著。②当交流系统结构、参数确定时, 即使过渡电阻不同, 但存在相同的曲线变化特点, 即当φf较小时, ΔAfa较大;随着φf的逐渐增大, ΔAfa逐渐减小, 且当φf=130°时ΔAfa为最小值;当φf进一步增大, ΔAfa则逐渐增大, 且当φf=180°时ΔAfa=0。值得注意的是, 不同的交流系统结构和参数, 其ΔAfa最小值对应的φf不同。

4仿真验证

基于PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件, 利用CIGRE HVDC输电系统标准模型, 对上述分析进行全面的仿真验证。

在此模型中, 最小关断角γmin=0, 直流电流额定值Idn=2 kA, 逆变侧换流变压器漏电感Lr=0.042 H (折算至阀侧) 。

仿真结果如表1所示。

表1仅列出了不同故障合闸角下换流母线发生a相接地故障时, 由式 (30) 和式 (13) 解析式计算求得的Af和通过仿真计算获得的Af, 以及根据式 (12) 解析判别式得到的换相失败判别结果和通过仿真获得的是否换相失败结果。其中Acr=2LrIdn=0.169 3, 换相面积Af均为交流故障发生后0.01 s内ab两相换相时的换相面积。由于换相电压暂态分量随时间的推移而衰减, 越小的故障合闸角对Af的影响越小, 因此表1仅列出了故障合闸角从60°到130°变化的情况。

表1所示的50种不同故障情况, Af的解析计算结果与仿真计算结果一致, 且应用判别式 (12) 能正确判别其中45种故障情况是否发生换相失败, 即使对于判别错误的各种故障情况, 其Af的解析值也均是处于临界值, 即非常接近Acr。另外, 在Rg=70 Ω和Rg=88 Ω两种故障情况下, 解析计算求得的和仿真计算获得的换相面积为最小值时所对应的故障合闸角均为130°, 也与图6一致。

5结语

换相电压时间面积Af的大小与换流器的换相失败关系密切, 可作为反映换流器抵御换相失败能力强弱的定量指标:Af越大, 换流器抵御换相失败的能力越强;反之, 换流器越容易发生换相失败。故障合闸角φf对换相电压暂态分量有决定性的影响, 从而直接影响了Af的大小。若φf<180°-Δφ, 则对于不同过渡电阻的单相故障均导致Af的减小。当交流系统结构、参数确定时, 即使过渡电阻不同, 附加换相面积|ΔAf|与 φf的关系曲线的变化也存在相同特点:当φf较小时, |ΔAf|较小;随着φf的逐渐增大, |ΔAf|逐渐增大, 且当φf=φfcr时|ΔAf|为最大值;当φf进一步增大, |ΔAf|则逐渐减小, 且当φf=180°-Δφ时ΔAf=0。φfcr的大小由具体的交流系统结构和参数决定, 而不受过渡电阻的影响。对于CIGRE HVDC输电系统标准模型, 当逆变侧换流母线发生故障合闸角为130°的单相故障时, 其|ΔAf |最大。

参考文献

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后续换相失败 篇6

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

后续换相失败 篇7

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