特高壓直流輸電工程逆變側(cè)控制策略優(yōu)化設(shè)計

李林， 呂彥北， 王永平， 付廣旭， 盧東斌

(南京南瑞繼保電氣有限公司,江蘇 南京 211102)

0 引言

特高壓直流輸電具有輸送功率大、啟動和調(diào)速快、可控性強等優(yōu)點，對有功功率輸送和無功功率消耗均有靈活的調(diào)控能力，可用于快速改善交流系統(tǒng)的運行特性[1]。特高壓直流輸電在遠距離輸電、跨區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)中得到了廣泛應(yīng)用，已經(jīng)成為電網(wǎng)中的一個重要組成部分，是影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行一個重要因素[2]。

送端電網(wǎng)與受端電網(wǎng)間采用多回直流相連，在一回直流故障時，通過提升其他直流實現(xiàn)功率緊急支援。在受端電網(wǎng)相對較弱的情況下，當需要大幅提升直流功率時，若采用傳統(tǒng)的逆變側(cè)定熄弧角控制策略，會出現(xiàn)換相失敗的情況，這是由于大幅提升直流需要消耗大量的無功，對交流系統(tǒng)來說是一個大的擾動。在交流系統(tǒng)出現(xiàn)大的擾動時，傳統(tǒng)的逆變側(cè)定熄弧角控制策略輸出的觸發(fā)角較發(fā)生擾動之前增大，從而使熄弧角實際值遠小于熄弧角參考值，換相裕度減小，進而極易導(dǎo)致?lián)Q流器發(fā)生換相失敗[3—7]。文獻[3]在發(fā)生大的暫態(tài)擾動時，采用自適應(yīng)的增益調(diào)整，但是需要精確的物理模型。文獻[4]在判斷出現(xiàn)大的擾動時，采用改進的逆變側(cè)最大觸發(fā)延遲角控制策略，在某些大擾動情況下具有優(yōu)勢，但需要準確的擾動判據(jù)。

為避免發(fā)生換相失敗，直流控制系統(tǒng)配置了預(yù)測換相失敗控制功能。該功能主要用于防止由交流故障引起的換相失敗，當交流系統(tǒng)出現(xiàn)大的擾動時，交流電壓的變化不一定能達到預(yù)測換相失敗控制的啟動定值，因此不能解決直流功率大幅提升時逆變側(cè)發(fā)生換相失敗的問題。

文中分析了直流功率大幅提升的執(zhí)行過程、發(fā)生換相失敗的原因及交流系統(tǒng)強度和提升量對換相失敗的影響。之后，在現(xiàn)有工程應(yīng)用的逆變側(cè)修正定熄弧角控制器的基礎(chǔ)上，提出一種預(yù)防換相失敗的控制器，將熄弧角測量值引入控制器，實現(xiàn)閉環(huán)控制，進而保證換相裕度，避免發(fā)生換相失敗。最后，在實時數(shù)字仿真系統(tǒng)(real time digital si-mu-la-tion system，RTDS)中驗證了所提策略的有效性。

1 美麗山Ⅱ期直流所接入的交流電網(wǎng)

以巴西美麗山Ⅱ期直流為研究對象，如圖1所示，巴西美麗山直流輸電工程包含兩回±800 kV雙極雙落點直流。第一回(美麗山Ⅰ回)北部起于欣古換流站，南部止于埃斯特雷多換流站，輸電距離為2 084 km，已于2018年建成。第二回(美麗山Ⅱ回)北部起于欣古換流站，止于巴西東南部里約換流站，輸電距離為2 542 km，已于2019年建成。每回直流輸送容量均為4 000 MW，直流額定電流為均2 500 A[8—14]。兩回直流運行時，功率互相支援，在一回直流故障導(dǎo)致功率損失時，提升另一回直流。

圖1 美麗山Ⅱ期直流所接入的交流電網(wǎng)Fig.1 AC power grid which Belo Monte Ⅱ HVDC connect

與直流系統(tǒng)互連的交流系統(tǒng)有強弱之分，系統(tǒng)越強則越穩(wěn)定。有效短路比KESCR是衡量交流系統(tǒng)強弱的重要指標，其計算如下：

(1)

一般認為，KESCR>3時為強系統(tǒng)，KESCR∈[2,3]時為弱系統(tǒng)，KESCR<2時為極弱系統(tǒng)[15—16]。

巴西美麗山Ⅱ期直流里約側(cè)交流系統(tǒng)短路容量為17 834～54 559 MV·A，無功補償?shù)娜萘繛? 700 Mvar，根據(jù)式(1)，可以計算出KESCR為3.7～12.9，如考慮直流1.5 p.u.,過負荷能力，此時的KESCR為2.5～8.6。因此，在交流系統(tǒng)最小運行方式下，存在相對較弱交流系統(tǒng)運行方式。

2 大幅提升直流時發(fā)生換相失敗的問題及原因分析

2.1 問題描述

美麗山兩回直流運行時，功率互相支援，在一回直流故障導(dǎo)致功率損失時，提升另一回直流。通過RTDS試驗發(fā)現(xiàn)，采用欣古側(cè)短路容量為42 166 MV·A，里約側(cè)短路容量為17 834 MV·A(最小短路容量)的戴維南等效系統(tǒng)，直流雙極全壓運行，功率2 600 MW。模擬收到穩(wěn)控緊急提升量為3 400 MW，提升速率為840 000 MW/min，將直流提升至6 000 MW(1.5 p.u.)，里約側(cè)出現(xiàn)換相失敗。波形如圖2所示。

圖2 最小短路容量下美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MW發(fā)生換相失敗Fig.2 Commutation failure occurs when Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW under minimum short circuit capacity

2.2 導(dǎo)致?lián)Q相失敗的原因分析

當直流電流從一個閥換相到另一個閥時，最新導(dǎo)通的閥和即將退出導(dǎo)通的閥會同時導(dǎo)通較短的時間，這段時間即疊弧時間。因為晶閘管為半控元件，即將退出導(dǎo)通的閥必須承受一定的反向電壓，使得載流子反向恢復(fù)后，才能安全關(guān)斷。因此定義從疊弧結(jié)束到換相電壓過零點的剩余的電壓-時間區(qū)域為逆變側(cè)的換相裕度，如圖3所示。當換相裕度不足時，退出導(dǎo)通的閥不能關(guān)斷，從而引起換相失敗[17—20]。

圖3 換相裕度的定義Fig.3 Definition of commutation margin

圖3中，α為延時觸發(fā)角；μ為疊弧角；γ為熄弧角。由圖3可知，熄弧角大小和交流電壓幅值是決定換相裕度大小的主要因素。

功率提升過程如圖4所示，逆變側(cè)控制器的工作分為3個階段：(1) 第一階段，整流側(cè)α大于5°，整流側(cè)依靠調(diào)節(jié)α控制直流電流，此時，逆變側(cè)定熄弧角控制器起作用；(2) 第二階段，整流側(cè)α已調(diào)至最低5°，失去控制直流電流的能力，逆變側(cè)定電流控制器起作用；(3) 第三階段，直流電流指令上升已完成，隨著直流電流的上升，與電流指令的差小于電流裕度，逆變側(cè)定熄弧角控制起作用。

圖4 大幅提升過程的3個階段Fig.4 Three phases in the process of large runup

通過波形可以看出，在第三階段時，直流電流指令不變，交流電壓減小，直流電流上升，換相過程變長，而定熄弧角控制器輸出基本不變(132°)，此時的疊弧角為35°，進而導(dǎo)致熄弧角減小至13°，交流電壓相電壓幅值由314 kV下降至271 kV。根據(jù)上述換相裕度的介紹，熄弧角下降和交流電壓大幅下降兩方面的因素導(dǎo)致?lián)Q相裕度大幅減小，退出導(dǎo)通的閥沒有承受足夠的反壓，沒有關(guān)斷，從而導(dǎo)致?lián)Q相失敗。

同時可以看出，在整個功率提升的過程中，由于直流功率提升了3 400 MW，提升的幅度較大，無功消耗增加，導(dǎo)致交流電壓下降了約68 kV。

2.3 交流系統(tǒng)強度的影響

欣古側(cè)短路容量不變，仍為42 166 MV·A，里約側(cè)短路容量由17 834 MV·A改為28 000 MV·A，進行同樣的試驗，無換相失敗，波形如圖5所示。

圖5 美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MW(增大短路容量)Fig.5 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW(increase short circuit capacity)

通過圖5可見，隨著直流功率上升，換流器消耗無功增加，逆變側(cè)交流電壓降低，由于系統(tǒng)強度增加，交流電壓下降的幅度減小，下降了約45 kV。對比2.2節(jié)的第三階段，由于此時交流電壓變化較小，直流電流相對穩(wěn)定，沒有發(fā)生換相失敗。

在大幅提升直流時，交流電壓降低的程度與交流系統(tǒng)強弱有關(guān)，交流系統(tǒng)越弱，逆變側(cè)交流電壓降幅越大，越不穩(wěn)定，越容易導(dǎo)致?lián)Q相失敗。

2.4 提升量的影響

采用欣古側(cè)短路容量為42 166 MV·A，里約側(cè)短路容量為17 834 MV·A，減小提升量，功率由2 600 MW提升4 000 MW，進行提升試驗，無換相失敗，波形如圖6所示。

圖6 美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至4 000 MW(減小提升量)Fig.6 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 4 000 MW(reduce the runup capacity)

由圖6可知，減小直流功率提升量，換流器消耗無功減小，交流電壓下降幅度減小，下降約26 kV。對比2.2節(jié)的第三階段，由于此時交流電壓變化較小，直流電流相對穩(wěn)定，沒有發(fā)生換相失敗。

綜上，在相對較弱的交流系統(tǒng)下，大幅的緊急提升直流，無功消耗大幅增加，導(dǎo)致交流電壓大幅跌落是導(dǎo)致?lián)Q相失敗的主要原因。解決該問題的措施有：

(1) 通過在電網(wǎng)中增加無功補償設(shè)備，穩(wěn)定交流系統(tǒng)電壓，進而避免在大幅提升直流時發(fā)生換相失敗。

(2) 根據(jù)實際電網(wǎng)的運行方式，當交流電網(wǎng)為弱交流系統(tǒng)方式運行時，限制直流功率提升量的上限，確保提升量在安全的范圍內(nèi)，避免大幅提升直流功率。

(3) 在不增加電網(wǎng)設(shè)備投資的條件下，從熄弧角控制的角度來說，針對大幅提升直流的情況，進一步優(yōu)化逆變側(cè)定熄弧角控制策略。由于定熄弧角控制采用的是開環(huán)定熄弧角控制，其控制沒有引入熄弧角測量值，在某些情況下不能將熄弧角控制在設(shè)定值，從而增加了發(fā)生換相失敗的風(fēng)險。

3 逆變側(cè)控制策略及優(yōu)化設(shè)計

3.1 現(xiàn)有的逆變側(cè)控制策略

在高壓直流輸電工程里，逆變側(cè)配置了定電流控制器、定電壓控制器、修正的定熄弧角控制器，采用限幅的方式在3個控制器之間進行協(xié)調(diào)配合。定熄弧角控制器的輸出作為定電壓控制器的最大值限幅，定電壓控制器的輸出在逆變運行時作為電流調(diào)節(jié)器的最大值限幅，在整流運行時作為最小值限幅。在兩端電流調(diào)節(jié)器同時工作時，為了避免引起調(diào)節(jié)不穩(wěn)定，逆變側(cè)電流調(diào)節(jié)器的定值一般比整流側(cè)小0.1 p.u.，這就是電流裕度[21—22]。在正常運行工況下，逆變側(cè)修正的定熄弧角控制器起作用。

采用定熄弧角控制時，逆變側(cè)的換流器具有負阻抗特性，直流電壓隨直流電流升高而減小，隨直流電流降低而增大。當逆變側(cè)的交流電網(wǎng)為弱系統(tǒng)時，將會帶來穩(wěn)定性問題。修正的定熄弧角控制器根據(jù)式(2)和式(3)計算其輸出的α指令αmax，在暫態(tài)情況下，修正的定熄弧角控制器具有正斜率特性，有利于提高直流輸電系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

(2)

αmax=180°-β

(3)

式中：γo為熄弧角參考值；dx為換相電抗；Io為直流電流指令值；Id為直流電流實測值；IdN為額定直流電流；Udi0N為額定空載直流母線電壓；Udi0為實際空載直流母線電壓；K為正斜率系數(shù)。

根據(jù)逆變側(cè)修正的定熄弧角控制原理以及式(2)和式(3)，可以看出，當直流電流指令I(lǐng)o變化時，β的計算值變化，進而α指令αmax發(fā)生變化。當直流電流指令I(lǐng)o不變時，如Id增大，將減小，αmax輸出增大，將導(dǎo)致?lián)Q相裕度減小，從而增加發(fā)生換相失敗的風(fēng)險。

3.2 逆變側(cè)控制策略優(yōu)化設(shè)計

現(xiàn)有的逆變側(cè)定熄弧角控制策略采用的是開環(huán)定熄弧角控制，在穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)擾動小的情況下，可保證直流輸電系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

當逆變側(cè)出現(xiàn)大的擾動導(dǎo)致交流系統(tǒng)電壓降低時，交流電壓減小，直流電流上升，換相過程變長，直流電流指令不變，根據(jù)定熄弧角控制器的控制原理，其輸出基本不變，進而導(dǎo)致熄弧角減小，直至出現(xiàn)換相失敗。此時，如果能將熄弧角測量值引入定熄弧角控制，當熄弧角測量值減小時，調(diào)整定熄弧角控制器的輸出，增加換相裕度，即可避免換相失敗。

基于此，文中在現(xiàn)有修正的定熄弧角控制器的基礎(chǔ)上，提出一種預(yù)防換相失敗的控制器，引入熄弧角測量值(γm)，控制器輸出疊加到現(xiàn)有修改中的定關(guān)斷角控制器中采用的關(guān)斷角參考值上，實現(xiàn)定熄弧角閉環(huán)控制功能。

預(yù)防換相失敗的控制器邏輯示意如圖7所示，其輸入為逆變側(cè)熄弧角設(shè)定值(γref)與經(jīng)過濾波環(huán)節(jié)的熄弧角測量值(γmf)的差值；之后經(jīng)過比例環(huán)節(jié)和積分環(huán)節(jié)后，求和，再經(jīng)過限幅環(huán)節(jié)，得到熄弧角調(diào)節(jié)量。

圖7 預(yù)防換相失敗控制器邏輯示意Fig.7 Controller logic schematic diagram for preventing commutation failure

當經(jīng)過濾波環(huán)節(jié)的熄弧角測量值小于設(shè)定值1(γset1)時，將熄弧角調(diào)節(jié)量疊加到逆變側(cè)熄弧角參考值(γ0)上，作為定熄弧角控制器的輸入。當經(jīng)過濾波環(huán)節(jié)的熄弧角測量值大于設(shè)定值2(γset2)時，熄弧角調(diào)節(jié)量不再疊加到逆變側(cè)熄弧角參考值(γ0)上，同時將積分環(huán)節(jié)的輸出清零。

3.3 控制器參數(shù)選擇

預(yù)防換相失敗控制器參數(shù)整定，首先根據(jù)以往工程的經(jīng)驗，確定一套初始參數(shù)，在美麗山直流Ⅱ期工程的RTDS仿真系統(tǒng)中模擬功率大幅提升的試驗，根據(jù)控制器的響應(yīng)情況進行控制器參數(shù)調(diào)整，最終確定一套最優(yōu)的參數(shù)。經(jīng)過仿真試驗研究，最終選擇相關(guān)參數(shù)如表1所示。

表1 預(yù)防換相失敗控制器參數(shù)Table 1 Parameters of controller to prevent commutation failure

4 RTDS試驗驗證

4.1 針對緊急提升的驗證

增加預(yù)防換相失敗控制器后，采用欣古側(cè)短路容量為42 166 MV·A，里約側(cè)短路容量為17 834 MV·A，功率由2 600 MW緊急提升至6 000 MW，無換相失敗，波形如圖8所示。功率在緊急提升過程中，功率上升平穩(wěn)，預(yù)防換相失敗控制器輸出平滑，補償后的熄弧角不再隨電流增大逐漸下降，只在參考值17°附近小幅變化。

圖8 控制策略優(yōu)化后美麗山Ⅱ期直流功率由2 600 MW提升至6 000 MWFig.8 Belo Monte Ⅱ HVDC runup from 2 600 MW to 6 000 MW after the control strategy is optimized

4.2 對交直流暫態(tài)故障的影響驗證

為了驗證采用文中方法對暫態(tài)故障下直流控制響應(yīng)的影響，開展了以下交直流暫態(tài)故障試驗，試驗工況及結(jié)果分析如下。

(1) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬整流側(cè)單相接地故障，故障持續(xù)100 ms，試驗波形如圖9(a)所示。可以看出，在整流側(cè)接地故障過程中，逆變側(cè)的熄弧角測量值一直大于17°，不滿足預(yù)防換相失敗控制器的啟動條件，預(yù)防換相失敗控制器輸出為0，因此，在整流側(cè)單相接地故障時，文中設(shè)計的預(yù)防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應(yīng)沒有影響。

(2) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬逆變側(cè)單相接地故障，故障持續(xù)100 ms，試驗波形如圖9(b)所示。可以看出，在逆變側(cè)接地故障過程中，逆變側(cè)的熄弧角測量值波動較大，由于預(yù)防換相失敗控制器的輸入采用經(jīng)過濾波環(huán)節(jié)的熄弧角測量值，因此，其輸出在5°左右平穩(wěn)變化。逆變側(cè)接地故障時，根據(jù)交流電壓原理預(yù)防換相失敗的功能也會動作，其輸出在24°左右，大于預(yù)防換相失敗控制器的輸出。由于控制系統(tǒng)是將二者的輸出取大后作為最終的熄弧角增加量，因此，在此過程中，仍是根據(jù)交流電壓原理預(yù)防換相失敗的功能起作用，在逆變側(cè)單相接地故障時，文中設(shè)計的預(yù)防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應(yīng)沒有影響。

(3) 直流雙極全壓運行，功率4 000 MW，模擬極2直流線路接地故障，故障持續(xù)100 ms，試驗波形如圖9(c)所示?？梢钥闯觯谥绷骶€路接地故障過程中，逆變側(cè)的熄弧角測量值一直大于17°，不滿足預(yù)防換相失敗控制器的啟動條件，預(yù)防換相失敗控制器輸出為0。因此，在直流線路接地故障時，文中設(shè)計的預(yù)防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應(yīng)沒有影響。

圖9 控制策略優(yōu)化后暫態(tài)故障驗證試驗Fig.9 Transient fault verification test after the control strategy is optimized

5 結(jié)語

文中對弱受端的高壓直流輸電工程在大幅提升直流功率時，逆變側(cè)會出現(xiàn)換相失敗的問題展開了研究，解決該問題的措施主要有：增加無功補償設(shè)備、限制提升量和優(yōu)化控制策略。通過對現(xiàn)有逆變側(cè)控制策略的分析，提出一種改進策略，通過詳細的RTDS仿真試驗表明，采用文中所提策略，無需增加電網(wǎng)投資和對提升量限制，即可解決大幅提升直流功率時的逆變側(cè)換相失敗問題，具有工程應(yīng)用的價值。

此外，導(dǎo)致逆變側(cè)出現(xiàn)換相失敗的原因有多種，比如閥誤觸發(fā)、兩極線路間的互感等。關(guān)于該策略對于其他原因?qū)е碌哪孀儌?cè)換相失敗的抑制效果，有待進一步研究。