交直流故障穿越

交直流故障穿越（精选3篇）

交直流故障穿越 篇1

0 引言

进入21世纪以来,化石能源短缺和环境污染问题日益严重,大规模开发利用可再生能源显得极为迫切。风能以其清洁、可再生等特点,越来越受到国内外电力行业的青睐。截至2014年年底,全球风电累计装机容量已达369 597 MW[1]。中国幅员辽阔,可利用的风能资源十分丰富,截至2015年6月,全国风电累计并网容量达105 530 MW[2],居世界第一。

目前,风电并网主要存在交流输电、传统高压直流(HVDC)输电[3]和柔性高压直流输电三种联网方式。交流并网在短距离输电时具有成本低的优点,但随着线路长度的增加,会产生大量的容性无功电流,需要进行很大的无功补偿;此外,交流并网还需要风电场和所连接的交流系统严格保持频率同步,在系统发生故障时会直接影响风电场的稳定运行。基于电网换相换流器的传统HVDC并网方式可实现高压大功率的电能传输,但换流站占地面积大,且需要装设大量的无功补偿与滤波装置,增加了建造成本。

近些年来,随着柔性直流输电技术的发展,由于其控制灵活、能连接无源电网、不需要装设无功补偿和滤波装置等优点,在风电并网领域受到了越来越多的应用,特别是在海上风电并网领域[4]。2002年,随着模块化多电平换流器(MMC)的提出,很大程度上提高了柔性直流输电系统输出电压、功率的等级。在国内,已投运了采用基于MMC的高压直流(MMC-HVDC)输电技术的上海南汇柔性直流输电工程和广东南澳三端柔性直流输电工程[5,6]来实现风电并网。

目前,针对MMC-HVDC风电并网的研究主要集中在控制器设计、并网系统稳态运行的仿真分析及低电压穿越等方面。文献[7,8,9]研究了双馈感应发电机(DFIG)经MMC-HVDC并网的启动策略与并网控制,实现了风电功率的稳定输出;文献[10]建立了风电经MMC-HVDC并网的电磁暂态仿真模型,但未深入研究系统故障时的控制策略;文献[11]对海上风电场并网进行了暂态特性分析,但仅说明发生单极直流短路后,系统无法继续运行,并未给出具体解决方案;文献[12]针对并网点发生不对称故障的工况,提出了抑制负序电流的MMC控制策略,实现了风电机组的低电压穿越;文献[13]提出一种前馈直流电压控制方案,提高了海上风电场交流故障穿越能力;文献[14,15]采用增加耗散电阻的方式实现交流故障穿越;文献[16,17]通过控制器的设计,快速降低风电场输出的功率,从而达到故障穿越的目的。

但上述文献中开展的研究都是基于低故障率的电缆线路,很少涉及采用架空线路传输的直流故障穿越问题。考虑到内陆风电采用架空线路并网时,直流故障不能忽视,而半桥MMC不能应对直流故障,当发生直流极对极短路时,交流系统会通过MMC的续流二极管持续给故障点持续馈入短路电流。为了应对直流故障,可采用具备直流故障隔离功能的换流器[18]。但文献[18]所述的自阻型换流器在隔离故障时需要闭锁MMC,这增加了故障后MMC-HVDC恢复供电的时间。另一种方案是采用高压直流断路器(DCCB)[19,20]来实现直流故障的隔离。

基于此,本文研究了永磁同步风电机组经半桥MMC-HVDC系统并网的交、直流故障穿越问题。本文通过在MMC直流母线出口装设DCCB,并设计断路器与风电场侧MMC协调控制器和耗散电阻的配合方法,提出了无需通信的并网系统交、直流故障穿越方案,使得MMC在发生交、直流故障时无需闭锁,实现不间断运行。最后,在PSCAD/EMTDC平台上建立了仿真模型,验证了所设计交、直流故障穿越方案在不同故障工况下的有效性,实现了MMC-HVDC系统在不闭锁绝缘栅双极型晶体管(IGBT)情形下穿越交、直流故障。

1 风电经柔性直流输电线路并网拓扑及建模

1.1 并网拓扑及控制策略

图1所示为永磁同步风电机组经MMC-HVDC并网系统的结构示意图。

图中,WFMMC和GSMMC分别表示风电场侧MMC和电网侧MMC。风轮机转轴直接与发电机转子相连,发电机定子连接全功率变频器,再通过变压器接入WFMMC。为了实现交、直流故障的穿越,图1引入了DCCB和直流线路耗散电阻R1。其中,DCCB安装在换流站直流母线出口处,耗散电阻安装在WFMMC出口并联支路上,用于吸收故障时的不平衡功率,其投切由多个串联IGBT的触发脉冲Tdc来控制(图1中只画出一个等效的IGBT)。

永磁同步风电机组内部的全功率变频器由网侧变频器、直流电容、风电场侧制动电阻R2及机侧变频器四部分组成,如图2所示。电机侧变频器采取零d轴电流控制,跟踪永磁同步风电机组通过最大功率跟踪控制(MPPT)捕获的最大风能。而网侧变频器控制直流电容电压及输出的无功功率。当系统发生故障时,制动电阻R2投入以消耗风电过功率,R2的投切由多个串联IGBT的触发脉冲TWF来控制。

风电场侧换流站由MMC构成,其拓扑结构如图3所示。图中,L0为桥臂电感,Vdc为直流电压。MMC由a,b,c三个对称的相单元构成,每相单元分为上下两个桥臂,每个桥臂由N个级联的半桥型子模块组成。通过控制给T1和T2的触发脉冲,可使得子模块工作于投入、切除或闭锁状态。通过调节上、下桥臂投入的子模块数,可获得期望的输出电压。

WFMMC采用类似电压源型换流器向无源网络供电的控制策略[21],通过控制风电场并网点的交流电压幅值和频率,来为永磁同步风电机组提供恒定频率的交流电压支撑。WFMMC交流侧等效电路在dq旋转坐标系下的数学模型为:

式中:L和R分别为换流器交流侧的等效电感和等效电阻;id和iq分别为交流电流的d轴和q轴分量;ω为风电场输出交流电压的角频率;vsd和vsq分别为风电场交流电压的d轴和q轴分量;vd和vq分别为WFMMC交流侧输出电压的d轴和q轴分量。

由式(1)可设计出WFMMC的具体控制环节,如图4所示。

图中,下标ref和pu分别表示相应量的参考值和标幺值,Md和Mq分别为调制比的d,q轴分量,PI表示比例—积分。外环交流电压控制以风电场出口交流电压为参考值计算出内环控制的dq轴电流参考值;内环电流控制可使得内环电流快速跟踪其参考值;频率参考值给定50 Hz,经过电压控制振荡器后计算出d轴电压相量的初始相位θ。阀级控制采用最近电平调制(NLM)和减频均压算法,产生触发脉冲来控制MMC各个子模块的投切。

由于WFMMC采用定交流电压控制和频率控制,则GSMMC需控制整个系统的直流电压,同时提供必要的无功需求。同样采用基于dq旋转坐标系下的双环控制设计控制策略,相比图4只是外环交流电压控制变为定直流电压控制和定无功功率控制,此处不再赘述。

1.2 DCCB建模

本文所采用的DCCB拓扑如图5所示,建模参考文献[20]。图中,idc为直流电流,imec,imain,iarr分别为辅助支路、主支路、避雷器支路电流,Ldc为直流电感,Tmec为快速开关S1的动作时间,通常为2 ms[20]。

2 交直流故障穿越问题分析

2.1 网侧交流故障导致的问题

当网侧交流系统发生最严重的三相故障时(图1中F1处),公共连接点电压迅速下跌,GSMMC控制器饱和,导致GSMMC向交流系统输送的有功功率减少。假设故障期间风电场风速不变,全功率变频器的机侧变频器仍在MPPT状态下运行,那么整个系统中会产生不平衡功率;进而对MMC子模块电容充电,使得架空线路的直流电压迅速上升;全功率变频器的直流电容电压也会因风电过功率而上升,影响MMC-HVDC的安全稳定运行。此时风电场出口的交流电压也会发生畸变,严重时会导致永磁同步风电机组脱网。

2.2 直流故障导致的问题

现有的MMC-HVDC采用造价昂贵的电缆作为输电线路来减少直流故障的发生,然而架空线路由于导线裸露在空气中,容易发生短路、闪络等暂时型故障[22]。当架空线路极间短路时(图1中F2处),线路直流电压会瞬间降为零。这时故障点的短路电流由两部分组成[23],如图6(a)的红色通路和图6(b)的蓝色通路所示。

以ab相间回路为例,红色通路为交流系统通过全部子模块的D2二极管向故障点馈入的短路电流,相当于网侧三相短路;蓝色通路为故障时投入子模块的电容向故障点放电回路。即使MMC检测到桥臂电流超过极限值(通常为2(标幺值))而闭锁全部子模块的IGBT,交流系统馈能回路仍然存在,可见半桥型子模块无法阻断直流故障电流。

若不及时隔离故障,那么在MMC闭锁后,就无法控制MMC出口的交流电压,同时全功率变频器中直流电容的电压因功率不平衡而迅速上升,严重威胁到风电机组的安全稳定运行。

3 交直流故障穿越方案

3.1 DCCB的开断与闭合逻辑

DCCB用于切除直流侧故障电流,其开断与闭合逻辑直接影响到MMC-HVDC对故障的响应。相对于交流系统而言,HVDC具有较低的阻尼,因而故障电流上升非常快。DCCB需要在MMC闭锁前隔离短路电流,才能使得风电场出口的交流电压不失去控制,后续才能与WFMMC降压协调控制、HVDC侧耗散电阻控制,以及风场侧制动电阻控制配合来实现直流故障穿越。

DCCB的开断与闭合逻辑需要满足速动性、选择性、灵敏性要求。只有当直流线路发生故障时DCCB才动作,而其他任何情况下DCCB都不应动作;当直流侧故障发生时,监测环节需立即向DCCB发送Kord=0信号,从而快速隔离短路电流;0.2 s后自动重合闸[24],若故障已被清除,系统自动恢复到稳定运行状态,若重合到永久性故障,则DCCB再次断开,系统需停电检修。

当图1中F2处发生极间短路时,DCCB线路侧直流电压迅速下降,通过检测本地电压信号Vdc_grid和Vdc_MMC即可满足继电保护的要求。由此可设定一个适当的阈值,当Vdc_grid和Vdc_MMC下降超过此阈值时,判定直流侧发生故障,触发DCCB。附录A图A1给出了生成Kord信号的逻辑框图。首先,监测环节对Vdc_grid和Vdc_MMC进行测量,经过二阶滤波器滤除高次谐波后与所设定的阈值进行比较,最终得到Kord。

3.2 WFMMC降压协调控制

附录A图A2虚线框中所示为WFMMC降压协调控制器。Vdc.cross为协调控制器启动的直流电压门槛值,当网侧交流故障使得WFMMC端口的直流电压Vdcpu上升超过Vdc.cross时,直流电压偏差经过PI环节后,输出一个负的交流电压修正量ΔVsd叠加到交流电压参考值上。PI环节的下限值ΔVsdmin由风电场出口允许跌落的最低电压所决定。为了使Vdcpu在低于Vdc.cross时协调控制器不起作用,将PI环节的上限值设定为0。

WFMMC控制风电场出口的交流电压,当参考值Vsdref减小时,由于永磁同步风电机组捕获的风电功率并不会改变,导致风电场网侧的交流电流上升,当达到控制器限幅值后,风电场输出的有功功率正比于交流电压Vsd,因此降低Vsd即可降低风电场输出的有功功率。而风电场内部的过功率需要风电场侧制动电阻R2来配合消耗,进而抑制全功率变频器中直流电容过电压。

3.3 HVDC侧耗散电阻控制

图1中电阻R1为HVDC侧耗散电阻,其控制原理见附录A图A3。当WFMMC端口的直流电压标幺值Vdcpu超过设定的上限值Vdc.lim后,两者的偏差经过PI环节与频率为f的三角波比较,所产生的脉宽调制波即为IGBT的触发脉冲Tdc。其中,PI环节的上限值设定为1,即与三角波的幅值相同;下限值设定为0,保证系统正常运行或Vdcpu降低到Vdc.lim以下时,积分器不累计Vdcpu与Vdc.lim间的差值。R1的取值可由下式决定:

式中:ΔPmax为最大不平衡功率。

3.4 风电场侧制动电阻控制

为抑制故障期间风电场内部的直流过电压,需投入图2中电阻R2来耗散风电过功率。其控制原理和取值与HVDC侧耗散电阻相同,此处不再赘述。

3.5 交直流故障整体穿越方案及配合

当网侧发生交流故障时,系统多余功率积累在直流线路,导致线路直流电压上升。当WFMMC端口直流电压上升超过Vdc.lim后,HVDC侧耗散电阻R1投入,开始消耗风电过功率。与此同时,降压协调控制器感知到WFMMC端口直流电压上升超过Vdc.cross(本文中设定Vdc.lim=Vdc.cross)后,通过降低Vsd来降低风电场输出的有功功率。由于假定故障期间风速不变,则永磁同步风电机组所捕获的风电功率也不变,从而导致全功率变频器直流电容电压上升,当超过所设定的上限值(设为Vdc.lim WF,且令Vdc.lim WF=Vdc.lim),风电场侧制动电阻R2投入,协同R1共同消耗风电过功率。由此,R1,WFMMC降压协调控制及R2三者配合,共同实现风电的交流故障穿越。

当直流线路发生故障时,DCCB立即断开以隔离短路电流。而在DCCB隔离短路电流之前,WFMMC应保持不闭锁的状态。以a相上桥臂电流ipa为例,其由直流分量和交流分量构成:

式中:Idc为直流电流;ia为MMC交流侧电流。

设SN为MMC额定容量,则有

式中:M为调制比(通常取0.9);Vdc为直流电压;Iam为MMC交流侧电流的幅值;Vam为MMC交流侧电压的幅值;Pdc为直流功率;φ为MMC交流侧功率因数角。

由式(4)可得:

设Ipamax为ipa的最大值,则有

若MMC在极间短路故障时不闭锁,则交流侧电流可控。那么每相桥臂直流电流的增加量可表示为:

假设当桥臂电流超过2(标幺值)就闭锁MMC,则根据Idc_rise+Ipamax<Ilimit选取Ldc时,可避免MMC闭锁。其中,Ilimit为触发MMC闭锁的电流阈值,取2Ipamax。

在直流故障被切除后,由于WFMMC和风电场仍保持运行状态,多余的风电送不出去,导致WFMMC端口直流电压骤升。随后,R1,WFMMC降压协调控制和R2先后投入消耗风电过功率,此过程与交流故障穿越类似,便不再赘述。由此,DCCB,R1,WFMMC降压协调控制及R2四者配合,共同实现风电的直流故障穿越。

通过上述穿越方案与配合方法,在发生交、直流故障后,MMC-HVDC不用闭锁换流器,便能快速穿越交、直流故障,这使得MMC-HVDC在暂时性故障自清除后,具备快速恢复供电的能力。

4 仿真验证

为了验证交、直流故障穿越方案的有效性,基于PSCAD/EMTDC搭建了如图1所示的仿真模型。风电场、WFMMC和GSMMC额定功率为1 000 MW,全功率变频器的额定直流电压为240 k V,HVDC侧额定直流电压为±320 k V。DCCB中金属氧化物压敏电阻避雷器的额定电压为243 k V,直流电压阈值为0.8(标幺值)。降压协调控制器中Vdc.cross=1.05(标幺值),ΔVsdmin=-0.6(标幺值)。取ΔPmax=1000 MW,Vdc.lim=Vdc.lim WF=1.05(标幺值)。值得指出的是,上述阈值的选取与MMC-HVDC系统直流电压稳态波动相关,其取值应避开直流电压波动的正常范围,以避免反复动作。在本文中,直流电压正常波动范围为±5%。

由式(2)确定HVDC侧耗散电阻R1=451.584Ω,风电场侧制动电阻R2=63.504Ω。三角波频率为1 000 Hz。根据式(6)、式(7)及上述3.5节中Ldc选取原则,得到Ldc计算值为127 m H,考虑并留有一定的裕度,Ldc设计值取为150 m H。对整个系统进行以下两种工况下的仿真分析:网侧交流故障、直流线路极间短路故障。

4.1 网侧交流故障穿越

根据文献[25]规定,风电机组应具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行0.625 s的低电压穿越能力。因此,设置2 s时图1中F1处发生三相短路故障,交流电压跌落80%,持续时间为0.625 s。仿真结果如附录A图A4所示。

从附录A图A4(a)可看到,在故障期间,网侧交流电压迅速下降至20%,使得GSMMC向交流侧传输的有功功率降低。此时系统内产生了不平衡功率使得GSMMC和WFMMC端口直流电压上升,如附录A图A4(b),(c)所示。当WFMMC端口直流电压超过1.05(标幺值),R1投入消耗不平衡功率;同时,WFMMC降压协调控制器输出一个负的ΔVsd,使得风电场出口交流电压下降至0.78(标幺值)左右,如附录A图A4(d)所示。由于降压协调控制器的投入,使得风电场输出的有功功率下降,而多余的风电功率会对全功率变频器的直流电容充电,当直流电容电压上升超过1.05(标幺值)后,R2投入消耗风电过功率,如附录A图A4(e)所示。在故障期间,各电压值均可在某一小范围内波动,如附录A图A4(b)至(e)所示。从附录A图A4(f)可知,所设计的故障穿越配合方案最终使得不平衡功率分摊在R1和R2上,降低了单一耗散电阻急速升温而被破坏的可能性,整个系统能够安全地度过故障期。

2.625 s时,故障被清除,网侧交流电压恢复至额定值。当WFMMC直流电压下降至1.05(标幺值)以下,R1被切除,协调控制器输出被限制在0。风电场出口交流电压回升至1.0(标幺值),全功率变频器的直流电压下降至1.05(标幺值)以下,R2被切除。系统的有功功率出力在2.9 s后迅速恢复正常。

4.2 直流故障穿越

为验证系统直流故障穿越能力,设置2 s时刻图1中F2处发生短路故障,DCCB断开清除故障后经过0.2 s重合闸。仿真结果如附录A图A5所示。

从附录A图A5(a),(b)可知,直流极间短路时,DCCB线路侧电压Vdc_grid和Vdc_MMC迅速下跌至0,触发DCCB的开断信号Kord由1跳变为0,DCCB开始动作。在DCCB1动作期间,内部电流如附录A图A5(c)所示。可看到DCCB在7 ms内开断故障电流,与文献[24]的实验结果一致。

当DCCB断开后,线路侧直流电压会充电至0.8(标幺值)左右。这是由于所设置的直流故障为瞬时性故障,故障电流降为零后,故障自动清除。DCCB1和DCCB2断开后,风电场侧直流电压施加在DCCB1和DCCB2的避雷器支路上,避雷器支路上流过少量的泄漏电流,该泄漏电流对架空线路充电,使得直流线路电压上升。由于架空线路电容很小,线路直流电压上升较快。当线路电压上升到一定程度后,避雷器两侧的压差减小,泄漏电流变得可忽略不计,线路电压维持在一定值。

由于Ldc的作用,使得GSMMC端口直流电压在故障发生后下降至0.7(标幺值),但在DCCB隔离故障后,定直流电压控制策略又使其开始回升。0.2s后DCCB重合闸,GSMMC端口直流电压经波动后在2.5 s左右即可恢复至1.0(标幺值),如附录A图A5(d)所示。

WFMMC端口直流电压在故障发生后也会先下降至0.7(标幺值)左右。当DCCB迅速断开后,此时不平衡功率会使得直流电压上升。当超过1.05(标幺值),R1投入消耗不平衡功率;同时降压协调控制器投入,使风电场出口交流电压降低至0.6(标幺值),进而减小了风电场输出的有功功率。随后,R2投入来消耗风电场内部的过功率。在2.1~2.2s期间,WFMMC端口直流电压和全功率变频器直流电压维持在1.05(标幺值)左右振荡,风电场出口交流电压维持在0.7(标幺值)左右,如附录A图A5(e),(f),(g)所示。而在故障期间,由于GSMMC向交流系统传输的有功功率减小,则桥臂电流也会减小,如附录A图A5(h)所示;虽然直流电流在故障时最大可达到4(标幺值),如附录A图A5(c)所示,但WFMMC桥臂电流仍然在2(标幺值)以内,如附录A图A5(i)所示,仿真结果证明了在所提出的Ldc选取原则下WFMMC不会闭锁。0.2s后DCCB重合闸,WFMMC端口直流电压、风电场出口交流电压、系统有功功率等指标在2.5 s左右恢复到正常值,如附录A图A5(e)至(j)所示。

从附录A图A5(j)可知,所设计的故障穿越配合方案使得不平衡功率由R1和R2分担。其中,R1电阻承担了较多的不平衡能量。

由以上分析可得,DCCB能够正确动作并及时隔离直流故障电流。风电场能够实现直流故障穿越,并且故障清除后MMC-HVDC能迅速恢复到正常运行状态。

5 结语

远距离、大容量风电场经MMC-HVDC架空线路并网将会是未来风电并网技术的发展趋势。本文详细分析了永磁同步风电机组经架空柔性直流输电线路并网的拓扑结构和控制策略。就网侧交流故障和直流极间短路时所存在的问题,提出了交、直流故障穿越配合方法。故障期间,通过对DCCB的控制,配合WFMMC降压协调控制,以及HVDC侧耗散电阻、风电场侧制动电阻的控制,可以实现风电机组的交、直流故障穿越。所设计的故障穿越配合方案在PSCAD/EMTDC仿真平台上得到了较好的验证。本文研究结果可为国内未来内陆风电经架空线路并网的发展提供参考。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

交直流故障穿越 篇2

风力发电是21世纪最有发展前景的绿色清洁能源,是智能电网低碳可持续发展的一个重要研究方向。但风能具有很强的随机性和间歇性,风电的大规模直接并网将会改变已有电源的结构特点,对电网的影响十分显著[1,2]。而且风电机组多为异步电机,对无功的需求十分严格,其对电网电压的稳定更加不利。而近年来快速发展的柔性直流输电技术,则是解决风电并网问题的重要方式[3,4]。柔性直流输电能够四象限运行,可联接弱源或无源系统,能起STATCOM的作用发出无功,且无需站间通信,不增加系统短路容量[5,6,7],在解决风电并网上具有突出优势,特别是基于模块化多电平换流器技术[8]的柔性直流输电。

并网风电的故障穿越(又称低电压穿越)问题历来是风电并网的瓶颈,我国还有多数风电场因不满足并网要求而不能并网发电。所谓风电故障穿越,指风电并网端电压在一定的跌落范围内,其不脱网、持续运行的能力。而目前大多数的风电场应对故障穿越的措施主要有:采用动态无功补偿装置[9](包括柔性直流输电等能收发无功的输电方式)以快速提升并网端电压,其对穿越能力提升有限;设置快速桨距控制对功率源头进行调节,以减少过剩功率稳定转速,其实现难度极大;双馈风机励磁控制及其特有的转子橇杆保护[10]设计复杂且作用有限;增置辅助设备,如交流侧装设制动电阻[11]或直流侧装设斩波电路[12],以吸收过剩功率,其增加成本和设计复杂度,不经济。

本文在总结上述故障穿越措施的基础上,结合直流并网风电系统,提出新的故障穿越方法:在系统交流故障时,即保障柔性直流逆变输出不出现过流的情况下进行最大有功输出,以减少过剩功率;同时控制直流输电整流侧,在保障风电场稳定运行情况下减小有功的输入,以抑制直流过压问题。此方法有效地实现了开源节流的目的,本文通过控制实现了这种策略,并建模仿真验证其可行性。

1 并网系统概述

1.1 系统接线简介

结合南汇柔性直流输电示范工程,本文简略取风电经柔性直流并网的主接线形式见图1。其中风电场的风电机组取为普通异步发电机,多台风机并联经柔性直流输电接入系统。该直流系统采用模块化多电平换流器MMC(Modular Multilevel Converter)技术换流,其谐波极小,故无需滤波装置。柔性直流输电系统的运行方式为:整流侧采用无源网络控制方式,逆变侧采用定直流电压、定交流电压方式。故障扰动点取并网公共端交流母线。

1.2 内环电流控制

电压源型换流器的稳态控制,通常在同步旋转坐标下进行设计[13],把换流器的交流电压方程进行线性解耦,就可以得到基于PI调节的经典内环电流控制器,如图2所示,其中isd、isq和usd、usq分别代表经旋转坐标变换后的系统d、q轴电流和系统d、q轴电压,ωL为系统等效换流电抗。通过外环功率控制器产生内环电流控制输入指令id、iq值,即可得到换流器的调制电压参考值ucd_ref、ucq_ref,通过波形调制输出,即可实现外环各种调节控制的目的。需强调的是,内环电流控制器的电流指令值必须经过限幅环节的限幅控制,以确保不产生危及换流器件安全的过电流,这也是本文即将要讨论的重点内容。

2 逆变限流控制

系统运行过程中由于发生故障或者受到扰动等原因,会产生很大的过电流,从而可能损坏阀器件或其他设备。为了能够保护换流器不产生过电流损坏器件,必须要在内环电流控制器的电流指令值加设一限幅环节,如图2所示电流限幅环节。设直流系统换流器过载能力为K,额定电流幅值为Iam,交流电压额定为UN,系统额定容量为SN,则最大电流允许值为:

而针对限幅环节的限值如何设计,相关研究则少有提及[14,15]。多数研究采取的是如图3所示设计:按照dq轴电流优先考虑的情况,将过电流矢量IF限幅到允许电流内,如图中A点对应于无功电流优先方式,B点对应同比例减小方式,C点对应有功电流优先方式。如取无功电流优先方式,则先考虑设定无功电流限值Iqlim,再根据限流圆计算有功电流限值Idlim,即A点所对应坐标矢量。

可见传统电流限幅乃为恒定值限幅,即静止的电流矢量限幅,仅表示了一种情况下的电流限值,而且还极大影响其故障穿越能力的发挥。为此,本文提出,类似常规直流输电的低压限流[16],实行动态限流。考虑在过电流情况时,优先取有功电流限定,以尽量使过剩有功传输出去,提升故障穿越的能力;再通过有功电流限定输出值作为取无功电流限值的基础,求取无功电流限值。其逻辑关系如式2所示。

其中,Lim(·,·,·)是限幅环节的取限函数,其参数分别对应下限、上限和取限变量。结合传统限幅中的优先有功电流方式,即先用最大电流允许值Imax作为其限值,得到d轴电流结果;而后根据有功电流的取限结果,求取无功电流的限值,从而确定无功电流的取限输出。

发生电流扰动时,其有功电流的取限结果是不确定的,故电流的限值坐标是动态的,如图4所示。当电流在圆内扰动,如I1,其不会受到限制,只是其限幅环节的限值不是恒定的,其对应的限值坐标为I1lim;当扰动电流在限流圆和最大允许电流界定的方框之间,如I2,其取法与传统有功电流优先方式相似,取I2lim;当扰动电流超出了最大允许电流界定的方框,其限值恒定为I3lim,只开放有功电流,无功电流为0。

短路故障时,由于电压跌落,有功输出已经受阻,动态限幅在提升功率输出的作用不是很明显;但在故障清除后,电压恢复,其能加大有功的输出,使故障期间积累的过剩能量快速输出释放,具有更好的故障恢复能力。

3 整流功率控制

逆变侧发生交流短路故障期间,虽然采取了上节所述的提升功率输出措施,但仍有大部分功率输出受阻。而整流侧输出不加控制时,其输入直流系统的功率不会改变,从而将会导致直流电容电压不断上升,可能危及器件安全。

要想抑制直流电压的继续上升,较好的办法是让整流侧有功功率与逆变输出功率也同步减少。减少整流功率输入的办法有风机桨距调节、转子旋转储能2种,而桨距调节是缓慢的,故只能考虑风电机组转子暂时提速这种办法,进行旋转储能。从故障开始到故障清除0~t这一过程,根据能量守恒,可知变化的能量关系为:

其中,Pwind为风力机输入功率,Pinv为逆变侧输出功率,ΔWr为转子故障期间的储能变化量,J为转子等效转动惯量,ωr0、ωrt为故障起、止时刻转子转速,ΔWc为直流侧电容故障期间的储能变化量,C为相单元等效电容,uc0、uct为故障起、止时刻直流电压值。

为了提升系统的故障穿越能力,且保证直流电压在安全范围内,就必须让转子暂时升速储能,如式(3)所示。现在的问题是如何通过整流站的控制实现转子升速储能。根据电机特性,由图5知,提速共有2种方法,即降低风电场出口电压和提高出口电压频率。图中Pe为发电机输出功率;Pm为风力机输入功率;s为发电机转差率;scr为临界转差率;Ue为发电机输出电压。图中变量均为标幺值。

降低风电场出口电压,虽然可以提升转子储能,但风机失稳的风险增大,稳定裕度降低。如图5所示,设电压变化到0.7 p.u.,运行点由A转移到C,其稳定裕度降低,不可取。而采取短时提升整流侧出口的交流电压频率,类似变频调速,电机转差不变即稳定裕度不变,而电机转速却能得到提高。

为了实现风电场机组的提速储能,就需要控制整流侧无源方式的输出频率。风电场之所以采用无源控制方式,是因为其电机为异步电机,而异步电机系统没有同步电源,属于无源网络,故柔性直流输电整流侧必须采用无源网络控制方式,即采用角度位置生成器来产生恒定频率变化的角度,如图6所示。图6中带星号变量为参考给定值,其余为实际检测值。图中θ为相位角,供坐标变换模块使用,在给定频率f*下进行三相与两相坐标之间的变换。

调频提速控制正是通过改变无源控制方式的参考频率来实现的。如图7所示,其具体的控制实现,是将直流电压的上升偏差ΔUdc作为检测信号,当其超出死区环节限制,则经放大处理,并以一定速率增大无源控制方式的振荡频率。其中放大倍数KF取系统承受的直流过电压值与风机转速允许超速的限值之比。得到的整流侧转子储能控制如图7所示,其中速率限制器是为了防止整流侧出现过电流。

4 仿真验证分析

4.1 仿真系统参数

风电场为11台恒速异步风电机组,额定输送容量为11×1.5 MW,功率因数为0.85(滞后),单台风机通过0.69 k V/10.5 k V升压变压器后汇集到一起,再经10.5 k V/35 k V升压并网到输电公共端;MMC-HVDC额定交流电压为31 k V,额定直流电压为±30k V,每桥臂20个模块,模块电容为9 m F,直流额定容量为20 MV·A,两换流变为35 k V/31 k V;系统电压为35 k V,系统阻抗为1.736+j 3.84Ω。其主接线如图1所示,在PSCAD/EMTDC中进行建模仿真。

4.2 电流限幅仿真

为便于观察仿真波形,整流侧不加任何控制,取系统逆变站网侧母线在0.5 s时刻发生三相短路,交流电压跌至额定电压的50%时,经历0.2 s后清除故障。过载能力K取1.25,对于传统静止限幅,有功电流限幅取K倍额定有功电流,即为1.03 p.u.,从而无功电流限值为0.708 p.u.。

2种限幅方式对比仿真,其波形如图8所示,图中纵轴均为标幺值,上面两图从上至下分别为采用静止限幅控制、动态限幅控制时的波形。故障期间,2种限幅方式电流姨id2+iq2都达到相同最大值,而动态限幅d轴电流直接升为1.25 p.u.,q轴电流为0;动态限幅故障时有功输出更大,这是d轴电流开放的结果,但其电压则相对更小,这是无功降为0的结果;通过观察功率波形和直流电压波形,可知由于动态限幅开放d轴电流,其故障清除时的恢复时间更短,效果更好。

4.3 故障穿越仿真

逆变侧采用电流动态限幅控制,过载能力K取1.25,整流侧采用提速储能控制,其中放大倍数KF取2,频率变化量Δf限定在±5 Hz。故障仍取逆变网侧在0.5~0.7 s发生三相短路,电压跌至20%。其故障仿真波形如图9、图10所示,图中纵轴除风电出口频率外均为标幺值。

当整流侧采用了调频提速方案后,故障期间储能控制器提升风电出口电压频率,从而转速得到提升;故障过剩能量暂时以动能形式储存在转子中,其结果表现为整流侧的输送功率相应减少;整流侧输送功率几乎与逆变侧输出功率同步减小,从而使得直流电压不会上升过大。

由直流电压波形可知,采用了提速储能方案后,故障期间其上升是很小的,不超过额定的5%;而当没有采取风电机组转子储能控制时,其风电出口的频率不变,转速亦不变,故其整流侧有功的输送保持不变,从而使得过剩能量在直流侧积累,导致直流电压迅速上升,超出了额定的14%。比较可知,当直流电压允许相同的过压能力时,调频提速可大幅增长故障穿越时间,即提高故障穿越能力,且是对整个风电场所有风机进行提速储能,其可储能量十分巨大。

5 结论

交直流系统故障防范措施探讨 篇3

变电站直流系统是独立的操作电源, 其为站内的控制系统、继电保护、信号装置、自动装置提供电源, 同时作为独立的电源在站用电失去后, 直流电源还可以作为备用电源。

1 交直流系统故障造成的停电事件

河南电网“5.12”停电事件和甘肃电网“6.18”停电事件, 都是由于交直流系统故障造成的严重停电事件。

案例一:1、2006年5月12日, 河南电网220k V朝阳变电站, 220千伏西母避雷器C相爆炸, 110千伏朝牵1旁刀闸B相引线烧断, 陡沟变Ⅱ朝陡-2开关爆炸, 站内母线、刀闸支持瓷瓶多处受损。事故原因调查:事故后检查发现直流馈线的主控操作1刀闸的正极保险 (额定电流15A) 熔断, 造成了保护、控制母线电源消失。保险熔断的原因是由于该保险运行时间较长, 受过多次短路电流冲击。冲击时, 下级保险断开避免其熔断, 但下级保险熔断前的短路电流会造成该保险熔芯轻微局部熔化, 进而使熔体截面减小内阻增大, 时间电流特性变差。该停电事件暴露出的问题:1) 运行方式不合理, 重要负荷都由一个回路提供, 造成一个保险熔断, 全部保护控制母线失去电源。2) 直流保险配置不合理, 该保险的额定电流正常运行负荷电流接近, 更小于事故时的动态负荷电流;且与下级保险配合系数不足, 造成保险越级熔断。

案例二:2014年6月18日, 甘肃电网330千伏嘉峪关变电站所带15座110千伏变电站、5座铁路牵引变, 29座35千伏变电站 (酒泉市肃州区14座、金塔县15座) 、3座光伏汇集站 (19个光伏站) 、1座风电场失压。事故原因调查:330千伏嘉峪关变110千伏设备直流电源总开关故障, 110千伏保护、控制直流电源失电, 在110千伏嘉汉线、1100母联开关失去保护的情况下, 330千伏1号、2号、3号主变中压侧后备保护动作, 中压侧开关跳闸, 110千伏I、II母线失压。该停电事件暴露出的问题:直流供电方式不满足反措要求, 嘉峪关变采用直流小母线供电, 110千伏单段供电, 110千伏保护、控制采用同一直流小母线, 违反《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中的相关要求:1) 变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式, 严禁采用环状供电方式。2) 直流系统对负载供电, 应按电压等级设置分电屏供电方式, 不应采用直流小母线供电方式。3) 直流母线采用单母线供电方式时, 应采用不同位置的直流开关, 分别带控制用负荷和保护用负荷。

上述两次事件反映出保证变电站直流系统和站用电系统可靠运行的重要性, 必须及时发现和消除隐患, 避免由于直 (交) 流系统故障导致扩大停电范围的事件发生。

2 变电站交流系统防范措施

1) 单台站用变的380母线运行方式应并列运行, 两台及以上的应分列运行。2) 直流充电装置、主变风冷装置、通信电源等重要用电设备的两路电源应分别接入不同380母线段。3) 重要用电设备应具备自动切换两路交流电源的功能。4) 变电站自动化系统设备应配置不间断交流电源装置并加强管理, 避免因自动化装置失电造成监控异常。5) 不间断交流电源装置容量应满足用电需求, 负载宜控制在60%左右为最佳 (可调整运行逆变模块的数量) , 应避免超过80%或低于30%运行。6) 不间断交流电源装置的输出切换时间应满足用电设备要求, 不得对用电设备运行造成影响。7) 不间断交流电源装置所接入的负载应有设计方案, 其所供负载应建立台帐管理, 严禁随意接入。

3 变电站直流系统防范措施

1) 直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式, 严禁采用环状供电方式。2) 直流系统对负载供电, 应按电压等级设置分电屏, 不应采用直流小母线供电方式。3) 除蓄电池组出口总熔断器外, 直流系统中是否还存在其它熔断器或交流断路器, 各级直流断路器或熔断器级差配合是否合适。4) 直流母线接线方式应满足以下要求。a.1组蓄电池配1套充电装置时, 蓄电池及充电装置接入不同母线段;1组蓄电池配2套充电装置时, 2套充电装置应接入不同母线段, 蓄电池跨接在两段母线上;b.2组蓄电池配2套充电装置时, 每组蓄电池及充电装置应接入不同母线段;c.2组蓄电池配3套充电装置时, 每组蓄电池及充电装置应接入不同母线段, 第三套充电装置应可在两段母线之间切换。d.220千伏及以上电压等级变电站的直流系统应采用两组蓄电池、三台充电装置的方案, 每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线, 作为备用的第三台充电装置可在两段母线之间切换。对于冗余配置的高频开关电源, 可采用两组蓄电池配置两台充电装置的方案。5) 直流系统运行方式应满足以下要求。a.对于直流系统为两组蓄电池的变电站, 各级直流母线正常分列运行;b.对于直流系统为一组蓄电池的变电站, 各级直流母线正常并列运行;6) 直流系统是否存在寄生回路。7) 直流系统是否存在断路器与熔断器串接。8) 直流系统信号是否完善, 遥测、遥信上传是否正确。9) 是否按期对直流系统和蓄电池进行巡检, 是否开展红外测温, 是否存在未消除的危急和重要缺陷。10) 直流母线应采用分段运行的方式, 每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电, 并在两段直流母线之间设置联络断路器, 正常运行时断路器处于断开位置。11) 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器, 不应用普通交流断路器替代。直流系统所用断路器如采用普通交流开关的, 应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。 (下转第126页) 12) 直流总输出回路及各直流分路装设的直流断路器, 必须确保上、下级有选择性地配合, 且有足够的灵敏度。为保证选择性, 必要时可选用带延时脱扣器的直流断路器或带有三段式保护特性的直流断路器。直流断路器的额定工作电流应按《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004要求选用。13) 同一变电站的直流系统中的直流断路器 (不包括终端设备上的直流断路器) 原则上应选用同一制造厂系列产品, 使用前宜进行安秒特性或动作电流抽查和级差配合校核 (可由厂家随产品提供试验校核资料) 。14) 对于采用近后备原则进行双重化配置的保护装置, 每套保护装置应由不同的电源供电, 并分别设有专用的直流断路器。15) 母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流断路器供电。16) 有两组跳闸线圈的断路器, 其每一跳闸回路应分别由专用的直流断路器供电。17) 保护屏柜的直流电源进线应使用具有自动脱扣功能的直流断路器。18) 当直流断路器与熔断器配合时, 应考虑动作特性的不同, 对级差做适当调整, 直流断路器下一级不应再接熔断器。19) 对于老变电站各级熔断器的定值整定, 应保证级差的合理配合。上、下级熔体之间 (同一系列产品) 额定电流值, 应保证2~4级级差, 电源端选上限, 网络末端选下限。20) 应建立直流熔断器管理制度。直流操作总保险 (包括中央信号总保险) 应每两年更换一次。各分路直流保险每四年更换一次。每次发生直流系统短路故障后, 有关回路直流保险和直流操作总保险应及时进行更换。

参考文献

[1]上海超高压输变电公司.变电运行[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]天津市电力公司.变电运行现场操作技术[M].北京:中国电力出版社, 2004.