基于光伏無功補償?shù)闹绷鬏旊娤到y(tǒng)換相失敗抑制策略

賴業(yè)寧，鄭 亮，宋東闊，謝麗軍

(國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211106)

0 引言

基于晶閘管高壓直流輸電憑借其大容量和遠距離輸送等特點，在我國跨大區(qū)遠距離電能傳輸中得到了廣泛應(yīng)用[1]。但由于其換流器采用半控型器件，系統(tǒng)存在換相失敗風(fēng)險，作為高壓直流輸電常見故障，換相失敗會導(dǎo)致直流電流突增，直流電壓降低，并因直流傳輸功率的大幅減少，對系統(tǒng)穩(wěn)定造成影響[2-4]。連續(xù)多次換相失敗則會導(dǎo)致直流系統(tǒng)閉鎖，進而引發(fā)連鎖機組脫網(wǎng)，嚴重威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定[5-7]。因此，研究高壓直流輸電換相失敗的抑制策略具有理論與實際意義。

針對直流換相失敗的機理、抵御措施與控制策略等方面，目前研究已經(jīng)取得了一系列成果。換相失敗主要由逆變側(cè)交流系統(tǒng)發(fā)生故障導(dǎo)致，而其根本原因在于換流閥熄弧角小于固有極限熄弧角[8]。對于換相失敗的抑制可分為設(shè)置輔助設(shè)備、改造換流器拓撲和設(shè)計控制策略3類方法[9-11]。文獻[12]提出了配置靜止同步補償器(static synchronous compensator，STATCOM)的策略，能夠在故障發(fā)生之后快速支撐換流母線電壓，降低連續(xù)換相失敗風(fēng)險，但該方法依賴設(shè)備，且在故障嚴重情形下對于連續(xù)換相失敗的抑制效果有限；文獻[13]從控制策略角度提出了變熄弧角控制，可以有效抑制換相失敗，但存在降低系統(tǒng)傳輸容量和增加系統(tǒng)消耗無功的缺陷；文獻[14]提出在高壓直流系統(tǒng)中通過引入低壓限流環(huán)節(jié)，減小交流故障后的直流電流指令，避免故障期間逆變器的無功消耗過大，降低換相失敗的風(fēng)險，然而直流電流與電壓輸入指令呈簡化的線性關(guān)系，難以依據(jù)系統(tǒng)狀態(tài)準確控制電流變化；文獻[15]從改進拓撲方案的角度，提出在換流器結(jié)構(gòu)中嵌入全控型器件子模塊的策略，提高了系統(tǒng)的風(fēng)險可靠性，但該類方法成本較高且其工程適用性仍需進一步驗證。

現(xiàn)有研究成果主要集中在針對直流系統(tǒng)本身的換相失敗抑制策略，鮮有考慮利用受端系統(tǒng)的無功補償能力作為無功支撐的策略。隨著光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，大量的光伏電站接入直流輸電受端系統(tǒng)，考慮光伏逆變器的無功調(diào)節(jié)特性，可以將光伏逆變器應(yīng)用到交直流互聯(lián)系統(tǒng)，利用其動態(tài)無功支撐能力抑制直流連續(xù)換相失敗，提高受端交流系統(tǒng)的穩(wěn)定性[16-19]。

本文通過研究光伏電站與直流輸電系統(tǒng)相互作用耦合機理，根據(jù)直流輸電系統(tǒng)無功動態(tài)特性，提出基于光伏逆變器調(diào)相運行能力抑制直流連續(xù)換相失敗的策略：通過對直流輸電系統(tǒng)逆變側(cè)的直流電壓、熄弧角以及直流傳輸功率進行分析，判斷當前系統(tǒng)的運行狀態(tài)和缺少的無功功率大小,利用光伏逆變器的調(diào)相運行能力改善交流系統(tǒng)電壓,從而達到抑制直流系統(tǒng)換相失敗的作用；并引入換相失敗免疫因子作為評價指標，研究光伏容量和光伏接入距離等條件對受端電網(wǎng)強度的影響；最后在PSCAD/EMTDC仿真平臺上搭建光伏并入受端電網(wǎng)的直流輸電系統(tǒng)模型，模擬大規(guī)模光伏并入受端電網(wǎng)的情況下直流輸電系統(tǒng)發(fā)生換相失敗故障的場景，對所提抑制換相失敗策略的有效性進行驗證。

1 光伏電站接入高壓直流輸電系統(tǒng)

光伏接入高壓直流輸電系統(tǒng)受端電網(wǎng)的模型如圖1所示，系統(tǒng)模型基于標準直流測試系統(tǒng)CIGRE建立，分為送端系統(tǒng)、直流輸電系統(tǒng)和受端系統(tǒng)。受端系統(tǒng)由交流電網(wǎng)與多個光伏電站組成[20]。

圖1 光伏并入高壓直流輸電系統(tǒng)受端電網(wǎng)模型

系統(tǒng)采用標準模型的控制策略，其中，整流側(cè)控制環(huán)節(jié)包括定電流控制和最小α角控制，逆變側(cè)包括定電流控制、定熄弧角控制和電流偏差控制，同時兩側(cè)均配有低壓限流控制[21]。

接入直流輸電系統(tǒng)受端電網(wǎng)的光伏電站控制策略可分為功率外環(huán)控制、電流內(nèi)環(huán)控制和PWM控制：功率外環(huán)控制包括有功功率控制和無功功率控制，電流內(nèi)環(huán)控制對外環(huán)控制器輸出的電流參考值進行調(diào)節(jié)從而輸出交流電壓參考值，經(jīng)過PWM控制得到光伏逆變器開關(guān)管的門極驅(qū)動信號，從而控制逆變器輸出指定功率[22]。

2 直流輸電換相失敗免疫指標

2.1 換相失敗機理

換相失敗是指在受系統(tǒng)故障影響下，換相過程中退出導(dǎo)通的閥在反向電壓的作用下，未能及時恢復(fù)阻斷能力或者換相過程未能結(jié)束，則當閥電壓變?yōu)檎驎r，被換相的閥將向原先預(yù)定退出的閥倒換相。換相失敗實質(zhì)為熄弧角γ小于閥固有極限熄弧角γmin，逆變器的熄弧角表達式為

(1)

k為換流變壓器變比；Id為直流電流；Xc為換相阻抗；UL為逆變側(cè)換流母線電壓有效值；β為觸發(fā)超前角；φ為故障時電壓過零點偏移角度[18]。

當熄弧角γ小于固有極限熄弧角γmin時發(fā)生換相失敗，由于閥恢復(fù)阻斷能力所需時間約為400 μs，對應(yīng)的電角度約為7°，故認為熄弧角小于7°時會發(fā)生換相失敗。

2.2 換相失敗免疫因子

為直觀衡量系統(tǒng)抑制換相失敗的能力，引入換相失敗免疫性指標(commutation failure immunity index,CFII)。CFII能夠反映直流系統(tǒng)抵御換相失敗能力的強弱，其定義為

(2)

Uac為換流結(jié)點的交流額定電壓；Pdc為直流額定功率；Zfault為逆變側(cè)換流母線發(fā)生故障時，引起換相失敗的臨界阻抗。

CFII值越大表明系統(tǒng)抵御換相失敗的能力越強。由于經(jīng)電感接地的三相短路故障更易導(dǎo)致?lián)Q相失敗，選用恰好導(dǎo)致?lián)Q相失敗時的三相接地電感作為Zfault以計算CFII[23]。

3 基于光伏無功補償?shù)闹绷鲹Q相失敗抑制策略

為將光伏逆變器應(yīng)用到電網(wǎng)調(diào)控中，本文提出一種基于光伏無功補償能力的直流輸電換相失敗抑制策略。將接入點電壓附加至外環(huán)無功功率控制環(huán)節(jié)，監(jiān)控接入點的實時電壓與標準電壓作差并乘以壓降系數(shù)，與實時無功功率比較輸出無功電流參考值，該部分構(gòu)成無功功率外環(huán)控制，從而實現(xiàn)在故障時調(diào)節(jié)光伏逆變器發(fā)出的無功功率，達到提高直流輸電系統(tǒng)抑制換相失敗能力的目的[20]。

逆變器無功控制環(huán)節(jié)如圖2所示，圖2中Uset為標準電壓值；Urms為接入點電壓實際值；Q為光伏逆變器輸出無功功率；Iqref為電流內(nèi)環(huán)控制無功電流的參考值。

圖2 光伏逆變器無功控制環(huán)節(jié)

穩(wěn)態(tài)運行狀況下，Uset與Urms存在較小差值，通過在控制系統(tǒng)加裝設(shè)置非線性增益環(huán)節(jié)，使電壓差值經(jīng)增益環(huán)節(jié)后輸出無功設(shè)定值0；當發(fā)生故障時，環(huán)流母線電壓跌落，接入點電壓隨之下降，此時Urms小于Uset，經(jīng)增益環(huán)節(jié)后可輸出相應(yīng)的無功設(shè)定值，進行無功功率控制，實現(xiàn)光伏逆變器提供無功支撐以抑制換相失敗的目的。

控制策略流程如圖3所示。穩(wěn)態(tài)運行時，光伏逆變器處于最大功率點跟蹤模式，輸出其最大有功功率，并實時監(jiān)測系統(tǒng)運行狀態(tài)與直流系統(tǒng)的無功特性。當直流輸電系統(tǒng)發(fā)生故障時，受端交流系統(tǒng)電壓驟降，系統(tǒng)無功缺額較大。光伏逆變器切換為STATCOM工作模式，進行動態(tài)無功補償，無功補償容量為光伏逆變器全部容量，且動態(tài)響應(yīng)速度較快，達到抑制換相失敗的效果。

圖3 控制策略流程

3.1 直流輸電系統(tǒng)無功補償策略

直流輸電系統(tǒng)無功補償原則要求滿足換流站的無功需求以及維持換流母線電壓的穩(wěn)定。穩(wěn)態(tài)狀態(tài)下，逆變側(cè)換流器的運行方程可歸納為：

(3)

(4)

Ud、Id為直流電壓與直流電流；Pd、Qd為直流系統(tǒng)傳輸有功功率與無功功率；Ud0為理想空載直流電壓；B為串流的橋數(shù)；k為換流變壓器變比；Xc為換相電抗；Uac為高壓側(cè)母線電壓有效值；γ為逆變側(cè)熄弧角；φ為換流器功率因數(shù)。

聯(lián)立式(3)和式(4)可得，直流系統(tǒng)有功功率傳輸與無功功率消耗滿足如下關(guān)系式

(5)

換流器與交流系統(tǒng)交換的無功功率為

Qs=Qd-QF-QRC

(6)

Qd為直流系統(tǒng)消耗無功功率；QF為交流濾波器發(fā)出的基波無功；QRC為無功補償裝置發(fā)出的無功。

工程中要求換流器與交流系統(tǒng)之間的無功交換盡量減少，即換流器消耗的無功功率主要由無功補償裝置進行補償，從而使Qs接近0。在設(shè)計直流輸電系統(tǒng)無功補償策略時需優(yōu)先滿足調(diào)壓要求，確保光伏電站無功補償量滿足換流器消耗功率。

由于光伏逆變器的電路結(jié)構(gòu)與靜止無功補償器一致，具有和STATCOM相同的進行無功補償?shù)挠布l件，且因為光伏逆變器無功容量有限，當并網(wǎng)點電壓下降較為嚴重時，需要使其工作在STATCOM模式下，利用逆變器的全部額定容量進行無功支撐。

光伏逆變器輸出有功和無功的關(guān)系為

(7)

S為光伏逆變器視在功率；Pi、Qi分別為i號光伏電站逆變器輸出有功和無功功率。

光伏逆變器輸出無功受視在功率限制，一般允許逆變器工作在視在功率的1.05倍，則：

(8)

(9)

當有功功率設(shè)為0時，可得最大無功補償量Qmax=1.05 pu。以此為標準調(diào)整光伏容量，使光伏電站整體無功補償量大于換流器消耗無功功率，即可實現(xiàn)直流系統(tǒng)連續(xù)換相失敗的抑制。

3.2 光伏逆變器控制策略

光伏逆變器采用電壓源型電流控制方式，利用瞬時無功功率原理，對逆變器輸出電流中的有功和無功電流進行檢測。當需要對電網(wǎng)中的無功電流進行補償時，將檢測的無功指令電流與實際輸出電流作差，得到電流補償量，并通過PWM控制方式進行補償。控制器結(jié)構(gòu)由功率外環(huán)控制、電流內(nèi)環(huán)控制和PWM控制3部分組成，如圖4所示。

圖4 光伏電站無功補償控制器結(jié)構(gòu)

根據(jù)光伏逆變器解耦控制原理。光伏逆變器輸出有功功率可表示為

(10)

ud、uq、id和iq分別為dq坐標軸下光伏逆變器的電壓電流值。

利用鎖相環(huán)技術(shù)，使uq恒為0，則

(11)

光伏逆變器可以實現(xiàn)有功無功解耦控制，通過設(shè)定有功無功電流給定值，可對輸出功率進行控制。

3.2.1 最大功率點追蹤控制

由于光伏電池存在輸出特性曲線，可利用控制策略實時調(diào)整光伏電池的工作狀態(tài)，使其始終工作在最大功率點附近，以此維持最大有功輸出，最大功率點追蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制過程可表示為

(12)

Upv為光伏電池工作電壓；Umppt為光伏電池最大功率點對應(yīng)的電壓值；kp、ki為PI控制器的參數(shù)；Idref為電流內(nèi)環(huán)控制有功電流的參考值。

3.2.2 電流內(nèi)環(huán)控制

電流控制器將電流控制信號轉(zhuǎn)換為電壓控制信號，經(jīng)過正弦脈寬調(diào)制后生成DC/AC變換器的門極驅(qū)動信號，從而控制光伏逆變器輸出的有功無功功率

(13)

ud、uq、id和iq分別為dq坐標軸下電壓電流的測量值；Idref和Iqref分別為電流內(nèi)環(huán)控制有功電流和無功電流的參考值；Udref和Uqref為所得電壓信號的參考值；kp、ki為PI控制器的參數(shù)。

經(jīng)過電流控制得到的電壓參考值經(jīng)過dq/abc變換后得到三相電壓的參考值，最后經(jīng)SPWM變換后得到光伏逆變器開關(guān)管的門極驅(qū)動信號，從而控制逆變器輸出指定功率。

4 仿真研究

為對上述控制策略效果進行驗證并研究不同因素對換相失敗免疫因子的影響，在PSCAD/EMTDC仿真平臺中搭建了直流輸電系統(tǒng)模型。模型基于GIGRE標準直流系統(tǒng)建立,該系統(tǒng)額定電壓為500 kV，額定容量為1 000 MW，整流側(cè)與逆變側(cè)采用12脈動換流器。

受端系統(tǒng)加入光伏單元，設(shè)置光伏逆變器工作分別工作在MPPT和STATCOM模式2種場景，進行對比分析。同時，為驗證光伏容量、光伏位置和短路比等因素對換相失敗免疫因子CFII的影響，保持引起換相失敗的故障不變，設(shè)置單個影響因素為變量，通過觀察熄弧角度變化，并計算換相失敗免疫因子來判斷不同因素對直流換相失敗的影響，最終得出光伏容量、光伏位置和短路比因素對系統(tǒng)強度的影響關(guān)系。

4.1 光伏電站無功補償對抑制換相失敗的影響

將故障設(shè)置為系統(tǒng)在第3 s時逆變側(cè)換流母線處添加三相感性接地故障，0.2 s后切除故障。通過觀察熄弧角的大小可以判斷直流發(fā)生2次連續(xù)換相失敗，由于首次換相失敗發(fā)生速度較快，系統(tǒng)來不及動作，光伏逆變器無功補償主要對后續(xù)換相失敗電壓進行支撐。對比故障后恢復(fù)過程中熄弧角和直流功率的波形，分析光伏逆變器在抑制換相失敗過程中的作用。

首先將光伏逆變器設(shè)置在最大功率點跟蹤模式下，將并網(wǎng)點電壓饋入逆變器無功外環(huán)控制環(huán)節(jié)，光伏逆變器輸出的無功補償對交流系統(tǒng)起到一定電壓支撐的作用。如圖5所示，第1次換相失敗結(jié)束以后，直流輸電系統(tǒng)逆變側(cè)熄弧角跌再次落至5°，可以判斷直流輸電系統(tǒng)發(fā)生第2次換相失敗，由此得出，光伏逆變器處于最大功率點跟蹤控制模式時，連續(xù)換相失敗有所改善。但由于光伏逆變器輸出無功容量有限，無法抑制連續(xù)換相失敗。

圖5 逆變側(cè)熄弧角(MPPT模式)

將光伏逆變器設(shè)置在STATCOM模式，各電氣量如圖6所示。當故障發(fā)生后，光伏電站不輸出有功功率，并利用全部容量來進行并網(wǎng)點的電壓支撐，逆變側(cè)熄弧角在第1次換相失敗發(fā)生后迅速提升至正常水平。顯示了STATCOM模式下光伏具有很好的電壓調(diào)節(jié)能力，能夠有效抑制第2次換相失敗。

圖6 逆變側(cè)熄弧角(STATCOM模式)

對比光伏逆變器采用2種模式補償效果可得，光伏逆變器處于STATCOM模式下，不僅支撐換流側(cè)直流電壓的幅值，抑制熄弧角的2次跌落，同時也增強了受端交流系統(tǒng)的強度，從而達到了抑制后續(xù)換相失敗的效果。

4.2 不同條件下?lián)Q相失敗抑制效果對比

4.2.1 光伏距離對系統(tǒng)影響

為分析不同光伏電站接入距離對受端系統(tǒng)的影響，以0.008 2 Ω/km為基準改變光伏電站與換流母線之間的阻抗，并計算光伏與換流母線距離為7～10 km時發(fā)生換相失敗的臨界阻抗與對應(yīng)換相失敗免疫因子。如圖7所示，光伏距離能夠影響換相失敗免疫因子，選取圖7中的CFII最大值58.74%與最小值53.62%對應(yīng)的光伏距離8.4 km與8.2 km進行比較。

圖7 不同光伏接入距離下CFII值

不同光伏距離對應(yīng)的逆變側(cè)熄弧角如圖8所示，8.2 km光伏接入距離的系統(tǒng)在發(fā)生第1次換相失敗后又一次跌落至7°以下，即發(fā)生了連續(xù)換相失敗。而8.4 km光伏接入距離對應(yīng)系統(tǒng)在發(fā)生第1次換相失敗后熄弧角未跌落至7°以下，成功抑制了連續(xù)換相失敗的發(fā)生。因此，根據(jù)光伏距離與換相失敗免疫因子對應(yīng)關(guān)系曲線，選取合適的光伏接入距離有利于提高直流系統(tǒng)的換相失敗抑制能力。

圖8 不同光伏接入距離對應(yīng)的逆變側(cè)熄弧角

4.2.2 光伏容量對系統(tǒng)影響

為了進一步分析不同容量光伏接入對受端系統(tǒng)影響的大小，以并網(wǎng)光伏容量為變量并且保持引起換相失敗的故障不變，計算換相失敗免疫因子數(shù)值。將光伏占比設(shè)置為0～40%，得到的結(jié)果如圖9所示。

從圖9可以看出，當光伏電站為MPPT模式時能夠提供一定量無功支撐，但發(fā)出的有功功率會對電壓穩(wěn)定造成影響，隨著光伏容量的加大換相失敗免疫因子值呈單調(diào)減少的趨勢，說明此時隨著光伏電站的接入會使電網(wǎng)強度降低。當光伏電站處于STATCOM模式時，逆變器不輸出有功，對受端電網(wǎng)的影響來自其外特性，隨著光伏容量的增加，換相失敗免疫因子呈現(xiàn)單調(diào)增加的趨勢，說明此時光伏電站的接入可以有效提高系統(tǒng)強度。

圖9 不同光伏占比情況下?lián)Q相失敗免疫因子

4.2.3 短路比對系統(tǒng)的影響

短路比(short circuit ratio,SCR)被用于衡量直流饋入交流系統(tǒng)時交流電網(wǎng)的相對強度與系統(tǒng)的穩(wěn)定性。短路比KSCR定義為直流換流母線短路容量與額定直流功率之比，即

(14)

Sac為換流母線的短路容量；Pd為額定直流功率；Z為交流系統(tǒng)等值阻抗；UN為換流母線的額定電壓。

SCR作為交流系統(tǒng)強弱的指標，SCR越大，交流電網(wǎng)越強，系統(tǒng)越穩(wěn)定。對比在逆變側(cè)SCR變化時的CFII的變化情況，結(jié)果如圖10所示。

圖10 短路比不同時CFII值

由圖10可知，無論交流系統(tǒng)的強度如何，STATCOM模式下的CFII值均高于MPPT模式。當逆變側(cè)短路比由低到高變化時，CFII值逐漸增加，可知交流系統(tǒng)強度與系統(tǒng)抵御換相失敗能力的成正比。

5 結(jié)束語

本文針對直流輸電系統(tǒng)中常見的換相失敗故障展開研究，提出當光伏電站接入受端電網(wǎng)時利用光伏逆變器的調(diào)相運行能力對系統(tǒng)進行無功補償，以達到抑制換相失敗的控制策略，得出以下結(jié)論:

a.本文提出的利用光伏逆變器調(diào)相運行能力抑制直流連續(xù)換相失敗策略。與現(xiàn)有方法對比，充分利用系統(tǒng)中存在的光伏逆變器的動態(tài)無功支撐能力，減少了無功補償設(shè)備配置投入。

b.光伏逆變器的2種無功補償策略對直流連續(xù)換相失敗故障后換流母線電壓恢復(fù)起到不同程度的效果。在最大功率點跟蹤模式下，光伏逆變器提供了部分容量的動態(tài)無功支撐，對直流輸電第2次換相失敗具有一定的改善效果；STATCOM模式利用逆變器全部容量進行無功支撐，具有有效恢復(fù)換流母線電壓，抑制直流輸電系統(tǒng)連續(xù)換相失敗的作用。

c.以免疫因子作為評價指標，分析光伏電站距離、光伏容量以及短路比對系統(tǒng)的影響。結(jié)果表明：光伏電站距離能夠影響受端電網(wǎng)強度，選取合適的接入距離可以有效抑制換相失敗；光伏逆變器不同控制模式下光伏容量的增加對系統(tǒng)有不同的影響，采用STATCOM模式時，光伏可以提供最大程度的無功支撐，提高系統(tǒng)抑制換相失敗的能力；短路比可以反映交流系統(tǒng)強弱，隨著受端系統(tǒng)短路比增加，抑制換相失敗的能力也隨之提升。