±420 kV中國(guó)渝鄂直流背靠背聯(lián)網(wǎng)工程系統(tǒng)設(shè)計(jì)

潘爾生，樂(lè) 波，梅 念，苑 賓

（國(guó)網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司,北京市102209）

0 引言

中國(guó)渝鄂直流背靠背聯(lián)網(wǎng)工程（以下簡(jiǎn)稱渝鄂工程）是國(guó)家電網(wǎng)公司實(shí)現(xiàn)“三送端+三受端”電網(wǎng)格局的關(guān)鍵工程。利用渝鄂斷面現(xiàn)有的2個(gè)500 k V交流輸電通道,在南、北2個(gè)通道各建設(shè)1座背靠背柔性直流換流站。每座換流站額定直流電壓為±420 k V,額定容量為2 500 MW,含2個(gè)換流單元,均采用對(duì)稱單極接線。與前期柔性直流工程相比,渝鄂工程不僅在額定直流電壓和輸送容量上均達(dá)到領(lǐng)先水準(zhǔn),而且是接入500 k V交流主干網(wǎng)架的首例大容量柔性直流工程。

與按照交流電壓等級(jí)確定的標(biāo)準(zhǔn)化交流輸變電工程不同的是,直流工程為了降低單位容量造價(jià),通常需要根據(jù)送、受端換流站交流系統(tǒng)條件、輸送容量、輸電距離、投資和占地等條件開展定制化的系統(tǒng)設(shè)計(jì)。系統(tǒng)設(shè)計(jì)的內(nèi)容包括直流系統(tǒng)主接線設(shè)計(jì)、主回路參數(shù)計(jì)算、運(yùn)行特性計(jì)算、控制保護(hù)策略研究、暫態(tài)過(guò)流計(jì)算、暫態(tài)過(guò)壓計(jì)算和絕緣配合設(shè)計(jì)等。學(xué)術(shù)界和工程界在柔性直流的系統(tǒng)設(shè)計(jì)方面已開展了大量的理論和實(shí)踐研究。其中,文獻(xiàn)［1］建立了匹配不同場(chǎng)景需求的柔性直流應(yīng)用型式選擇方法,針對(duì)各典型場(chǎng)景推薦了初步的柔性直流應(yīng)用型式。文獻(xiàn)［2］以±160 k V澳大利亞南澳柔性直流工程為例,介紹了三端柔性直流工程的主接線、運(yùn)行方式、基本控制策略、啟動(dòng)方式和主設(shè)備參數(shù)。文獻(xiàn)［3-4］以±200 k V中國(guó)舟山柔性直流工程為例,介紹了五端柔性直流工程的主接線、主回路參數(shù)、換流站運(yùn)行功率范圍、基本控制策略、絕緣配合方案和主設(shè)備參數(shù)；文獻(xiàn)［5］以±320 k V/1 000 MW中國(guó)廈門柔性直流工程為例,介紹了雙極接線柔性直流工程的主接線、運(yùn)行方式、換流站運(yùn)行功率范圍、暫態(tài)過(guò)壓特性和暫態(tài)過(guò)流特性,并給出了其與對(duì)稱單極柔性直流工程的差異化分析。文獻(xiàn)［6］以±350 kV/1 000 MW中國(guó)魯西背靠背直流工程為例,介紹了柔性直流背靠背單元的作用與要求、主接線、運(yùn)行方式、主設(shè)備參數(shù)、交流故障穿越策略及其與常規(guī)直流背靠背單元的協(xié)調(diào)配合過(guò)程。文獻(xiàn)［7-8］以±500 k V中國(guó)張北柔性直流電網(wǎng)為例,介紹了直流電網(wǎng)工程的主接線、設(shè)備配置方案、故障特性及故障穿越方案等。

和上述工程相比,渝鄂工程系統(tǒng)設(shè)計(jì)的主要難點(diǎn)在于工程直流電壓較高、容量較大,且故障穿越、交直流保護(hù)等要求提升,但是全控電力電子器件的暫態(tài)應(yīng)力水平受限且交流電網(wǎng)極端方式惡化。本文對(duì)渝鄂工程系統(tǒng)設(shè)計(jì)中的突出難點(diǎn)展開研究:①提出了精確的換流器橋臂故障電流上升率計(jì)算方法、閥控過(guò)流保護(hù)的分橋臂閉鎖策略、閥本體過(guò)壓保護(hù)的動(dòng)態(tài)過(guò)壓定值策略,解決了弱器件能力下無(wú)法兼顧設(shè)備安全性和故障穿越能力的問(wèn)題；②基于交流電網(wǎng)和柔性直流聯(lián)合系統(tǒng)穩(wěn)定性分析模型,提出了極端方式下交流電網(wǎng)和柔性直流高頻失穩(wěn)和弱系統(tǒng)失穩(wěn)的機(jī)理并提出了解決失穩(wěn)的工程實(shí)用方法；③針對(duì)接入500 k V交流電網(wǎng)帶來(lái)交流斷路器失靈保護(hù)和直流差動(dòng)保護(hù)的特殊要求,提出了相應(yīng)的解決對(duì)策和建議。

1 高壓大容量換流閥的過(guò)流過(guò)壓防護(hù)及故障穿越策略

1.1 換流閥的過(guò)流防護(hù)和故障穿越策略

渝鄂工程的主回路參數(shù)如附錄A表A1所示。受制于現(xiàn)有工業(yè)應(yīng)用的絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）器件的研制水平,渝鄂工程主體采用擊穿電壓為3.3 k V、額定電流為1.5 k A規(guī)格的IGBT器件。渝鄂工程在額定功率水平下,IGBT器件穩(wěn)態(tài)電流峰值達(dá)到1.8 kA,已高于其額定電流,而IGBT器件最大過(guò)流能力為3 k A。由于IGBT器件的穩(wěn)態(tài)電流峰值和最大過(guò)流能力較接近,因此即使在閥控層配置了百微秒級(jí)的基于暫時(shí)性閉鎖的閥控過(guò)流保護(hù)［9-10］仍難以兼顧換流閥在站內(nèi)故障時(shí)的安全性要求和交流電網(wǎng)故障時(shí)的故障穿越能力要求。一方面,要保證換流閥的安全,需盡量減小閥控過(guò)流保護(hù)定值,使站內(nèi)故障時(shí)換流閥及時(shí)閉鎖,避免電流超過(guò)其最大過(guò)流能力；另一方面,保護(hù)定值過(guò)低又將造成交流電網(wǎng)故障下?lián)Q流閥閉鎖從而故障穿越失敗。

若直流側(cè)發(fā)生雙極短路故障,則子模塊電容通過(guò)橋臂電抗器（以下簡(jiǎn)稱橋抗）迅速放電,此時(shí)橋臂過(guò)流最苛刻,如圖1所示。圖中:iac為聯(lián)接變壓器（以下簡(jiǎn)稱聯(lián)變）閥側(cè)電流；iarm為橋臂電流；Larm為橋抗的電感值；idc為直流母線電流；SM表示子模塊。

圖1 直流雙極短路故障通路Fig.1 Path of DC bipolar short-circuit fault

在此過(guò)程中,通常換流站保護(hù)來(lái)不及動(dòng)作,需依靠閥控過(guò)流保護(hù)確保換流閥的安全性。在前期柔性直流工程中,由于可關(guān)斷器件的裕量較大,在直流雙極短路故障發(fā)生后且換流器閉鎖前的任意時(shí)刻t,橋臂電流iarm可近似表示為［11］:

式中:Iac,0為故障發(fā)生前聯(lián)變閥側(cè)電流的峰值；Udc,0和Idc,0分別為故障發(fā)生前直流端口電壓及直流母線電流；ω為角頻率；t0為故障發(fā)生時(shí)刻；α為聯(lián)變閥側(cè)電流的初相角。

研究發(fā)現(xiàn),由于故障發(fā)生到換流器閉鎖的時(shí)間段較短,子模塊電容電壓跌落很小且控制系統(tǒng)來(lái)不及響應(yīng),從而使得聯(lián)變閥側(cè)電流和橋臂電流的基波分量依然按照正弦規(guī)律變化,導(dǎo)致在渝鄂工程中式（1）所示故障后橋臂電流并不能覆蓋最苛刻工況。考慮這些因素,故障發(fā)生后橋臂電流iarm可修正為:

由式（2）可進(jìn)一步推導(dǎo)得:

考慮最苛刻的時(shí)刻,有

從閥控過(guò)流保護(hù)來(lái)看,換流器閉鎖時(shí)的最大橋臂電流iarm,max滿足:

式中:Iset和tall分別為閥控過(guò)流保護(hù)的動(dòng)作定值和全鏈路動(dòng)作出口時(shí)間,后者定義為從實(shí)際橋臂電流達(dá)到保護(hù)啟動(dòng)值,經(jīng)過(guò)電流測(cè)量裝置延時(shí)、閥控過(guò)流保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間、各鏈路傳輸延時(shí),直到子模塊成功關(guān)斷的總延時(shí)（以下簡(jiǎn)稱換流閥閉鎖總延時(shí)）。

以整流側(cè)直流雙極短路故障為例,閥控過(guò)流保護(hù)的動(dòng)作定值Iset=2.1 k A,換流閥閉鎖時(shí)的橋臂電流隨換流閥閉鎖總延時(shí)的變化規(guī)律如圖2所示?？梢?根據(jù)式（2）—式（5）的解析計(jì)算結(jié)果和電磁暫態(tài)仿真結(jié)果幾乎完全吻合,較式（1）的計(jì)算結(jié)果更精確。根據(jù)計(jì)算結(jié)果,確定渝鄂工程閥控過(guò)流保護(hù)的全鏈路動(dòng)作出口時(shí)間tall=250μs。

圖2 直流雙極短路故障換流器閉鎖時(shí)橋臂電流隨閉鎖總延時(shí)變化Fig.2 Variation of arm current with total blocking delay when DC bipolar short-circuit causes converter to be blocked

另一方面,由于渝鄂工程接入500 k V交流主干網(wǎng)架,當(dāng)近區(qū)交流電網(wǎng)發(fā)生故障后,需要換流站維持甚至增大功率水平。但是,基于前述閥控過(guò)流保護(hù)定值,由于穩(wěn)態(tài)電流峰值非常接近過(guò)流保護(hù)定值,交流電網(wǎng)故障后橋臂電流非常容易達(dá)到定值,因此采用任一橋臂滿足過(guò)流判據(jù)后閉鎖整個(gè)換流閥的傳統(tǒng)閥控過(guò)流保護(hù)策略無(wú)法滿足交流電網(wǎng)故障下?lián)Q流閥的故障穿越能力要求。

研究發(fā)現(xiàn),交流電網(wǎng)故障時(shí),換流閥過(guò)流具有如下特點(diǎn):①故障發(fā)生后且控制器內(nèi)環(huán)限流發(fā)揮作用前,換流閥電流迅速增大,由于上、下橋臂電流的交流分量大小相等、方向相反,因此同一相單元上（下）橋臂電流為峰值時(shí),下（上）橋臂電流為谷值；②控制器內(nèi)環(huán)限流發(fā)揮作用后,根據(jù)設(shè)定的低壓限流曲線,通過(guò)降低換流器輸出的交流電壓幅值來(lái)減小交流故障電流,從而將聯(lián)變閥側(cè)的交流電流和橋臂電流基頻分量限制在最大穩(wěn)態(tài)運(yùn)行電流或更低。

基于交流電網(wǎng)故障時(shí)換流閥過(guò)流的特點(diǎn),提出基于分橋臂閉鎖的新型閥控過(guò)流保護(hù)策略:對(duì)各橋臂分開進(jìn)行保護(hù),單個(gè)橋臂電流達(dá)到保護(hù)動(dòng)作定值和動(dòng)作時(shí)間后閉鎖該橋臂,而其他未過(guò)流的橋臂繼續(xù)保持運(yùn)行；當(dāng)閉鎖后的橋臂滿足電流小于返回定值且橋臂閉鎖時(shí)間不小于預(yù)設(shè)時(shí)間時(shí),則重新解鎖該橋臂。設(shè)定返回定值和閉鎖的預(yù)設(shè)時(shí)間時(shí),一般應(yīng)避免站內(nèi)嚴(yán)重故障時(shí)換流閥再次解鎖。詳細(xì)的閥控過(guò)流保護(hù)動(dòng)作時(shí)序如附錄A圖A1所示。

由于上、下橋臂電流呈“互補(bǔ)”特性,若某一相單元的上（下）橋臂達(dá)到電流保護(hù)定值而閉鎖,該相單元的下（上）橋臂電流一般較小,處于解鎖狀態(tài)。因此,一個(gè)相單元中一般至少有一個(gè)橋臂處于解鎖狀態(tài),可按照調(diào)制波繼續(xù)生成交流電壓,因此交流電網(wǎng)故障穿越過(guò)程中單個(gè)橋臂閉鎖時(shí)的系統(tǒng)特性和所有橋臂均處于解鎖狀態(tài)時(shí)的系統(tǒng)特性基本一致。

附錄A圖A2為采用分橋臂閉鎖閥控過(guò)流保護(hù)策略后的交流電網(wǎng)三相短路故障穿越試驗(yàn)波形?？梢?故障期間出現(xiàn)了單個(gè)橋臂閉鎖,但故障清除后系統(tǒng)很快恢復(fù)繼續(xù)運(yùn)行,實(shí)現(xiàn)了故障穿越。

1.2 換流閥的過(guò)壓防護(hù)策略

通常子模塊平均工作電壓選擇為IGBT器件擊穿電壓的50%左右。子模塊平均工作電壓疊加穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)子模塊電容的充放電電壓,形成紋波峰值電壓。在此基礎(chǔ)上,考慮以下2種子模塊過(guò)壓工況。

1）換流站故障。換流站保護(hù)動(dòng)作閉鎖換流器,之后續(xù)流電流通過(guò)某橋臂所有子模塊的單極管繼續(xù)對(duì)該橋臂所有子模塊電容充電,導(dǎo)致整個(gè)橋臂的子模塊電容過(guò)電壓,工程中通常定義其為續(xù)流過(guò)電壓。在續(xù)流過(guò)電壓下,通常要求閥本體過(guò)壓保護(hù)不動(dòng)作。

2）單個(gè)子模塊內(nèi)部故障。子模塊不正常工作導(dǎo)致其電容電壓升高,閥本體過(guò)壓保護(hù)動(dòng)作,在合閘子模塊旁路開關(guān)的過(guò)程中,續(xù)流電流通過(guò)該子模塊的單極管繼續(xù)對(duì)子模塊電容充電,導(dǎo)致該子模塊電容過(guò)電壓,工程中通常定義其為旁路過(guò)電壓。

理想情況下,子模塊的平均工作電壓、紋波峰值電壓、續(xù)流過(guò)電壓、閥本體過(guò)壓保護(hù)定值、旁路過(guò)電壓和器件的擊穿電壓之間的配合原則如圖3所示。

圖3 子模塊級(jí)別各電壓間的配合原則Fig.3 Coordination principle of various voltages at submodule level

工程容量的增大導(dǎo)致續(xù)流過(guò)電壓和旁路過(guò)電壓均升高,從而導(dǎo)致二者無(wú)法兼顧。一方面,若為了保證高續(xù)流過(guò)電壓下橋臂不會(huì)整體旁路而提高閥本體過(guò)壓保護(hù)定值,則可能造成子模塊旁路過(guò)電壓越過(guò)IGBT器件擊穿電壓限值,導(dǎo)致子模塊損毀；另一方面,若為了保證旁路過(guò)電壓下IGBT器件安全而降低閥本體過(guò)壓保護(hù)定值,續(xù)流過(guò)電壓易引發(fā)過(guò)壓保護(hù)動(dòng)作,這樣橋臂所有子模塊的旁路開關(guān)合閘,從而造成以下后果:①由于各子模塊旁路開關(guān)合閘時(shí)間存在偏差,合閘速度慢的子模塊過(guò)壓更嚴(yán)重而導(dǎo)致其擊穿；②合閘成功的子模塊需要運(yùn)行人員在換流站檢修時(shí)手動(dòng)復(fù)位整個(gè)橋臂的數(shù)百個(gè)旁路開關(guān)。

一種解決方案是進(jìn)一步增大子模塊的個(gè)數(shù),降低續(xù)流過(guò)電壓,進(jìn)而可整定合適的保護(hù)定值,兼顧續(xù)流過(guò)電壓下橋臂不會(huì)整體旁路和旁路過(guò)電壓下子模塊的安全,但這將大大增加工程的造價(jià)。因此,本文提出閥本體動(dòng)態(tài)過(guò)壓保護(hù)定值策略:子模塊內(nèi)部故障時(shí)換流站保護(hù)不動(dòng)作,換流器不會(huì)閉鎖,因此換流器解鎖狀態(tài)下閥本體過(guò)壓保護(hù)可采用低定值；換流站故障時(shí),換流站保護(hù)閉鎖換流器,此時(shí)可能引發(fā)續(xù)流過(guò)電壓,因此換流器閉鎖狀態(tài)下閥本體過(guò)壓保護(hù)可采用高定值。定值整定如式（6）所示。

式中:Uset為閥本體過(guò)壓保護(hù)定值；Uhigh和Ulow分別為高、低定值；Sdeblock為換流器解鎖信號(hào),取值為1表示換流器處于解鎖狀態(tài),為0表示換流器處于閉鎖狀態(tài)。

2 柔性直流接入交流電網(wǎng)的穩(wěn)定性及其改善方法

2.1 高頻振蕩的機(jī)理及其抑制措施

工程實(shí)踐發(fā)現(xiàn),在交流電網(wǎng)某些極端方式下,柔性直流系統(tǒng)與交流電網(wǎng)交互作用出現(xiàn)高頻諧振［12-14］。從振蕩現(xiàn)象上來(lái)看,高頻電氣量的上、下半波分別向同方向發(fā)展,幅值逐漸增大,如附錄A圖A3所示。從物理意義上看,交流電網(wǎng)和接入理想電壓源的柔性直流系統(tǒng)均穩(wěn)定,但是某些方式下交流電網(wǎng)可激發(fā)出聯(lián)合系統(tǒng)的負(fù)阻尼,并導(dǎo)致系統(tǒng)失穩(wěn)。從數(shù)學(xué)模型上看,柔性直流系統(tǒng)和交流電網(wǎng)各自的等值阻抗均無(wú)右半平面零點(diǎn),但是柔性直流系統(tǒng)阻抗的極點(diǎn)和交流電網(wǎng)阻抗交互作用,形成串聯(lián)阻抗的右半平面零點(diǎn)。

受限于外環(huán)控制和鎖相環(huán)的控制帶寬,簡(jiǎn)化的柔性直流系統(tǒng)的控制框圖如附錄A圖A4所示。在實(shí)際工程中,Gda(s),Gdb(s),Gdc(s),Gdd(s)分別為內(nèi)環(huán)電流控制、電壓前饋、閥控執(zhí)行、電流反饋的鏈路延時(shí)環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù),且令Gd1(s)=Gda(s)Gdc(s)Gdd(s),Gd2(s)=Gdb(s)Gdc(s),Gd3(s)=Gda(s)Gdc(s)。根據(jù)控制框圖可知,柔性直流系統(tǒng)的諾頓等效電路滿足:

式中:Ic(s)為換流站注入交流電網(wǎng)的等效電流源；Zc(s)為換流站等值阻抗；L為橋抗與變壓器折算到聯(lián)變網(wǎng)側(cè)等效電感之和；GPI1(s)為內(nèi)環(huán)電流控制中的比例-積分環(huán)節(jié)對(duì)應(yīng)的傳遞函數(shù)；GF(s)為電壓前饋濾波器對(duì)應(yīng)的傳遞函數(shù)；Iref(s)為內(nèi)環(huán)電流控制的電流參考值。

這樣,柔性直流系統(tǒng)及其接入交流電網(wǎng)的等值電路如附錄A圖A5所示,且換流站注入交流電網(wǎng)的電流I（s）滿足:

式中:Ug(s)為交流電網(wǎng)等值電源；Zg(s)為交流電網(wǎng)等值阻抗。

分別令式（8）等號(hào)右側(cè)第1和第2部分為系統(tǒng)1和系統(tǒng)2的傳遞函數(shù),則整個(gè)系統(tǒng)可視為系統(tǒng)1和系統(tǒng)2組成的串聯(lián)系統(tǒng)。這樣,可通過(guò)分別判定系統(tǒng)1和系統(tǒng)2的穩(wěn)定性來(lái)判定整個(gè)系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

式（8）中的系統(tǒng)1可視為交流電網(wǎng)為理想電壓源時(shí)換流站注入交流電網(wǎng)電流的響應(yīng)系統(tǒng)。判斷系統(tǒng)1的穩(wěn)定性有2種方法:①極點(diǎn)判別法,由于交流電網(wǎng)在接入柔性直流系統(tǒng)之前穩(wěn)定,因此Ug（s）無(wú)右半平面極點(diǎn)［15］,根據(jù)式（8）可知,可通過(guò)超越方程求解s L+GPI1Gd1的零點(diǎn)來(lái)判定系統(tǒng)1的穩(wěn)定性；②仿真測(cè)試法,由于系統(tǒng)1中交流電網(wǎng)等值阻抗Zg(s)=0,可通過(guò)任意功率下的仿真結(jié)果判定系統(tǒng)1是否穩(wěn)定。

式（8）中的系統(tǒng)2可視為前向通路傳遞函數(shù)G(s)=1,反向通路傳遞函數(shù)H(s)=Zg(s)/Zc(s)的閉環(huán)系統(tǒng)。需要注意的是,系統(tǒng)2的開環(huán)傳遞函數(shù)H（s）中存在延遲環(huán)節(jié),因此對(duì)應(yīng)的閉環(huán)系統(tǒng)為非最小相位系統(tǒng),其不能直接采用相角裕度和幅值裕度直接判斷閉環(huán)系統(tǒng)的穩(wěn)定性［16］。這樣,判斷系統(tǒng)2的穩(wěn)定性需采用奈奎斯特穩(wěn)定性判據(jù)。進(jìn)一步,根據(jù)系統(tǒng)1穩(wěn)定可知Zc(s)不存在右半平面零點(diǎn),因此系統(tǒng)2的穩(wěn)定性判據(jù)可簡(jiǎn)化為:①Zg(s)不存在右半平面極點(diǎn)；②奈氏曲線不穿過(guò)點(diǎn)(?1,j0)且順時(shí)針包圍點(diǎn)(?1,j0)的圈數(shù)為零。

具體在渝鄂工程中,極端交流電網(wǎng)運(yùn)行方式下?lián)Q流站一級(jí)出線僅為單根長(zhǎng)度為118 km的500 k V交流線路。此時(shí),對(duì)應(yīng)的Zg（s）不存在右半平面極點(diǎn)。交流電網(wǎng)的等值阻抗-頻率特性Zg（jω）和換流站的等值阻抗-頻率特性Zc（jω）如圖4所示。

圖4 極端方式下交流電網(wǎng)和換流站的阻抗-頻率特性Fig.4 Impedance-frequency characteristics of AC power grid and converter station in extreme mode

根據(jù)圖4可知,在交流電網(wǎng)等值阻抗Zg（jω）與換流站等值阻抗Zc（jω）的2個(gè)交點(diǎn)之間的頻段,滿足如下條件:①交流電網(wǎng)等值阻抗的幅頻特性|Zg(jω)|高于換流站等值阻抗的幅頻特性|Zc（jω）|,即系統(tǒng)2的開環(huán)傳遞函數(shù)的幅頻特性|H（jω）|＞1；②隨著頻率的升高,交流電網(wǎng)等值阻抗的相頻特性∠Zg（jω）呈現(xiàn)接近90°到接近?90°的感容交變特性,換流站等值阻抗的相頻特性∠Zc（jω）呈現(xiàn)90°附近波動(dòng)特性,即系統(tǒng)2的開環(huán)傳遞函數(shù)的相頻特性∠H（jω）僅可能向下穿越?180°而不能向上穿越?180°。因此,一旦系統(tǒng)2的開環(huán)傳遞函數(shù)的相頻特性∠H（jω）向下穿越?180°,則系統(tǒng)2失穩(wěn)。

根據(jù)上述穩(wěn)定性判別過(guò)程,抑制高頻振蕩的方法有:①降低換流站等值阻抗的相角∠Zc（jω）,包括降低上述各環(huán)節(jié)的延時(shí),前饋濾波器采用小延時(shí)且阻帶快速衰減的低通濾波器,優(yōu)化比例-積分控制器的參數(shù),以及在換流站交流母線配置高通濾波器等；②降低交流電網(wǎng)等值阻抗的峰值|Zg（jω）|、容性段的相角絕對(duì)值|∠Zg（jω）|以及增大交流電網(wǎng)等值阻抗呈峰值的頻率間隔,例如交流電網(wǎng)增加換流站交流母線出線回路數(shù)以及限制某些極端運(yùn)行方式。具體在渝鄂工程中,通過(guò)優(yōu)化前饋濾波器和優(yōu)化比例-積分控制器的參數(shù)成功解決高頻振蕩問(wèn)題。

2.2 低頻振蕩的機(jī)理及其抑制措施

柔性直流系統(tǒng)與交流電網(wǎng)交互作用還可能出現(xiàn)低頻振蕩。此時(shí),頻帶的變化使得柔性直流系統(tǒng)和交流電網(wǎng)的等值阻抗特性發(fā)生變化。對(duì)于交流電網(wǎng),如圖4所示其等值阻抗中電感起主導(dǎo)作用,因此使用電感和電阻串聯(lián)支路可得到較準(zhǔn)確的結(jié)果。對(duì)于柔性直流系統(tǒng),其外環(huán)控制、內(nèi)環(huán)控制和鎖相環(huán)均發(fā)揮重要調(diào)節(jié)作用而各部分控制的鏈路延時(shí)的影響較小。以換流站采用定有功功率控制和定無(wú)功功率控制為例,低頻段下柔性直流系統(tǒng)的控制框圖可簡(jiǎn)化,如附錄A圖A6所示。

低頻段下獲取柔性直流換流站的等值阻抗需要建立柔性直流系統(tǒng)的小信號(hào)模型,分析過(guò)程比較復(fù)雜［17-19］。理論研究表明,隨著交流電網(wǎng)等值阻抗Zg的增大,換流站與交流電網(wǎng)可交換的最大功率下降。定義交流電網(wǎng)臨界阻抗ZgL為換流站可輸出到交流電網(wǎng)的最大功率為額定功率SN條件時(shí)交流電網(wǎng)的最大等值阻抗。此時(shí),柔性直流系統(tǒng)與交流電網(wǎng)組成的聯(lián)合系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。根據(jù)一次電路和柔性直流控制系統(tǒng)得到換流器輸出的交流電壓相等,即

式中:Up為換流站交流母線電壓；ΔS為復(fù)功率的參考值和實(shí)測(cè)值之差；GPI2為外環(huán)功率控制中的比例-積分環(huán)節(jié)對(duì)應(yīng)的傳遞函數(shù)。

當(dāng)交流電網(wǎng)等值阻抗保持ZgL不變,柔性直流系統(tǒng)傳輸功率降低為SN/j（j＞1且j∈R+）時(shí),近似認(rèn)為換流站交流母線電壓不變,此時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)定。進(jìn)行簡(jiǎn)單變換得到:

式中:U′g為柔性直流傳輸功率為SN/j時(shí)的交流電網(wǎng)等值電源電壓。

式（10）的物理意義為:當(dāng)附錄A圖A5所示聯(lián)合系統(tǒng)的阻抗降低時(shí),柔性直流系統(tǒng)的外環(huán)控制參數(shù)不變且內(nèi)環(huán)控制參數(shù)等比例降低,系統(tǒng)保持穩(wěn)定。

實(shí)踐證明,當(dāng)交流電網(wǎng)等值阻抗增大為臨界阻抗ZgL的k倍（k＞1且k∈R+）時(shí),雖然柔性直流傳輸額定功率降低為SN/k,系統(tǒng)仍失穩(wěn)。根據(jù)式（10）可知,雖然交流電網(wǎng)等值阻抗增大對(duì)換流站交流母線電壓的影響給予補(bǔ)償,但是換流站的等值阻抗不變,而回路電流的降低使得控制環(huán)節(jié)整體響應(yīng)降低為1/k,因此控制系統(tǒng)參數(shù)難以匹配聯(lián)合系統(tǒng)等值阻抗k ZgL+Zc。

假設(shè)內(nèi)、外環(huán)控制中的比例-積分環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)分別為G′PI1和G′PI2時(shí),聯(lián)合系統(tǒng)保持穩(wěn)定,則滿足:

式中:U″g為柔性直流傳輸功率為SN/k且內(nèi)、外環(huán)控制中的比例-積分環(huán)節(jié)分別為G′PI1和G′PI2時(shí)的交流電網(wǎng)等值電源。

類比式（10）可知,令G′PI2=GPI2,選擇G′PI1滿足式（12）條件時(shí),系統(tǒng)保持穩(wěn)定。

在渝鄂工程中,當(dāng)交流電網(wǎng)短路阻抗增大時(shí),一方面根據(jù)交流電網(wǎng)條件確定其可與柔性直流系統(tǒng)交換的最大功率,以確保有效短路比（effective shortcircuit ratio,ESCR）保持不變；另一方面根據(jù)式（12）所示關(guān)系調(diào)整內(nèi)環(huán)控制參數(shù),使柔性直流系統(tǒng)保持穩(wěn)定。

3 接入500 kV交流電網(wǎng)對(duì)保護(hù)的特殊要求

3.1 對(duì)交流保護(hù)的特殊要求及其對(duì)策

對(duì)于采用對(duì)稱單極接線的柔性直流工程,不管采用哪一種接地方式,柔性直流系統(tǒng)的聯(lián)變閥側(cè)均為高阻接地系統(tǒng)。柔性直流系統(tǒng)發(fā)生故障且交流斷路器失靈存在的問(wèn)題如表1所示。以柔性直流系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)發(fā)生聯(lián)變閥側(cè)單相接地故障為例,若交流斷路器失靈,傳統(tǒng)的基于過(guò)流機(jī)理的交流斷路器失靈保護(hù)難以動(dòng)作?？紤]調(diào)度人員斷開遠(yuǎn)方交流斷路器,則聯(lián)變閥側(cè)中性點(diǎn)的接地電阻需要耐受較大的能量沖擊。

表1 柔性直流系統(tǒng)故障后交流斷路器失靈存在的問(wèn)題Table 1 P roblems of AC circuit breaker failure after flexible DC system failure

為了規(guī)避上述問(wèn)題,提出如下2種解決方案。

方案1:柔性直流的交流進(jìn)線斷路器采用2臺(tái)串聯(lián)聯(lián)接的交流斷路器。2臺(tái)交流斷路器一起動(dòng)作跳閘,從而規(guī)避單臺(tái)進(jìn)線斷路器失靈問(wèn)題。

方案2:在聯(lián)變閥側(cè)配置交流斷路器（簡(jiǎn)稱閥側(cè)斷路器）,同時(shí)在聯(lián)變閥側(cè)中性點(diǎn)接地電阻兩端配置旁路斷路器,如圖5所示。

圖5 方案2的示意圖Fig.5 Schematic diagram of scheme 2

對(duì)于閥側(cè)斷路器閥側(cè)的故障,交流進(jìn)線斷路器和閥側(cè)斷路器一起動(dòng)作跳閘,從而避免進(jìn)線斷路器失靈導(dǎo)致的表1中的問(wèn)題；對(duì)于聯(lián)變和閥側(cè)斷路器之間的單相接地故障,先斷開閥側(cè)斷路器,并通過(guò)合閘聯(lián)變閥側(cè)中性點(diǎn)接地電阻的旁路開關(guān)將高阻接地系統(tǒng)轉(zhuǎn)換為直接接地系統(tǒng),從而使得交流進(jìn)線斷路器失靈保護(hù)正確動(dòng)作。

考慮到渝鄂工程中已有閥側(cè)斷路器,故采用方案2,各故障的清除策略如表2所示。

表2 柔性直流系統(tǒng)故障后交流斷路器失靈的解決對(duì)策Table 2 S olutions to AC breaker failure after flexible DC system failure

附錄A圖A7為正常運(yùn)行時(shí)聯(lián)變和閥側(cè)斷路器之間發(fā)生故障后的波形。由圖A7可見,換流器閉鎖且交流斷路器失靈后,網(wǎng)側(cè)短路電流很小,交流斷路器失靈保護(hù)無(wú)法動(dòng)作,合閘接地電阻旁路開關(guān)后,網(wǎng)側(cè)電流大幅增加,從而可使交流斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作。需要說(shuō)明的是,海外柔性直流工程中為了精簡(jiǎn)換流站接線,均配置了高可靠性交流斷路器,從而回避交流斷路器失靈問(wèn)題。后續(xù)研究須提高交流斷路器研發(fā)能力來(lái)解決交流斷路器失靈問(wèn)題。

此外,在極弱交流電網(wǎng)方式下部分交流保護(hù)的靈敏度較低。為了解決這一問(wèn)題,基于柔性直流換流站的良好控制特性,在渝鄂工程中開展了換流站向故障點(diǎn)注入正序和負(fù)序電流方法的探索,并取得了較好的效果。但是,由于這些方法會(huì)對(duì)其他類型的交流保護(hù)帶來(lái)影響,未在工程中采納。

3.2 對(duì)直流保護(hù)的特殊要求及其對(duì)策

差動(dòng)保護(hù)是基于電網(wǎng)換相換流器的高壓直流系統(tǒng)的常見主保護(hù),具有準(zhǔn)確定位故障區(qū)域的優(yōu)點(diǎn)［20-21］。類似地,渝鄂工程也要求采用差動(dòng)保護(hù)檢測(cè)聯(lián)變閥側(cè)單相接地故障。

當(dāng)柔性直流系統(tǒng)發(fā)生非關(guān)鍵故障時(shí),柔性直流系統(tǒng)中故障區(qū)域呈現(xiàn)明顯的低壓特性,健全區(qū)域的電壓呈現(xiàn)低壓或保持特性。以柔性直流系統(tǒng)發(fā)生聯(lián)變閥側(cè)兩相短路故障、直流雙極短路故障為例,故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化特性分別如表3和表4所示。

對(duì)于故障區(qū)域,由于故障不通過(guò)聯(lián)變閥側(cè)接地電阻形成回路,故障點(diǎn)電流顯著增大,故障區(qū)域差動(dòng)保護(hù)易動(dòng)作出口；對(duì)于健全區(qū)域,由于其呈現(xiàn)低壓或保持特性,健全區(qū)域避雷器不動(dòng)作,健全區(qū)域差動(dòng)保護(hù)不會(huì)動(dòng)作?？傊?差動(dòng)保護(hù)對(duì)非關(guān)鍵故障的適應(yīng)性較好。

表3 兩相短路故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化Table 3 V oltage variation in flexible DC system after inter-phase short-circuit fault occurs

表4 直流雙極短路故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化Table 4 V oltage variation in flexible DC system after DC bipolar short-circuit fault occurs

當(dāng)柔性直流系統(tǒng)發(fā)生關(guān)鍵故障時(shí),柔性直流系統(tǒng)中故障點(diǎn)呈現(xiàn)明顯的低壓特性,非故障點(diǎn)電壓呈現(xiàn)過(guò)壓特性或保持不變。以柔性直流系統(tǒng)發(fā)生聯(lián)變閥側(cè)單相接地故障、直流單極接地故障為例,故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化特性分別如表5和表6所示。

表5 單相接地故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化Table 5 V oltage variation in flexible DC system after single-phase to ground fault occurs

表6 直流單極接地故障發(fā)生后柔性直流系統(tǒng)中的電壓變化Table 6 V oltage variation in flexible DC system after DC single-pole earth fault occurs

對(duì)于故障區(qū)域,由于故障通過(guò)聯(lián)變閥側(cè)接地電阻形成回路,故障點(diǎn)入地電流較小,故障區(qū)域電流測(cè)量裝置難以適應(yīng)非關(guān)鍵故障下大電流的測(cè)量量程和關(guān)鍵故障下小電流的測(cè)量精度,差動(dòng)保護(hù)易拒動(dòng)；對(duì)于健全區(qū)域,由于換流器的本體保護(hù)難以快速感知故障從而維持故障前的調(diào)制過(guò)程,導(dǎo)致健全區(qū)域形成持續(xù)的過(guò)電壓-避雷器動(dòng)作-差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)的后果。為了規(guī)避這一問(wèn)題,渝鄂工程中采用了較高的避雷器特性,從而避免健全區(qū)域避雷器動(dòng)作電流對(duì)差動(dòng)保護(hù)的影響?？傊?差動(dòng)保護(hù)對(duì)關(guān)鍵故障的適應(yīng)性較差。

與此不同的是,海外柔性直流工程中通常避雷器特性較低且對(duì)換流站故障區(qū)域定位要求不高。因此,采用過(guò)壓或過(guò)流保護(hù)檢測(cè)關(guān)鍵故障。

4 結(jié)語(yǔ)

本文對(duì)±420 k V/4×1 250 MW渝鄂背靠背直流電網(wǎng)工程的系統(tǒng)設(shè)計(jì)展開研究,在如下方面取得了進(jìn)展。

1）針對(duì)器件暫態(tài)應(yīng)力水平受限問(wèn)題,提出了精確的換流器橋臂故障電流上升率計(jì)算方法、閥控過(guò)流保護(hù)的分橋臂閉鎖策略、閥本體過(guò)壓保護(hù)的動(dòng)態(tài)過(guò)壓定值策略,解決了弱器件能力下無(wú)法兼顧設(shè)備安全性和故障穿越能力的問(wèn)題。

2）針對(duì)極端方式下交流電網(wǎng)和柔性直流高頻失穩(wěn)和弱系統(tǒng)失穩(wěn)問(wèn)題,分別提出了失穩(wěn)機(jī)理及解決失穩(wěn)的工程實(shí)用方法。

3）針對(duì)接入500 kV交流電網(wǎng)對(duì)交流斷路器失靈保護(hù)和直流差動(dòng)保護(hù)的要求,提出了相應(yīng)的解決對(duì)策和建議。

本文所做工作對(duì)后續(xù)采用對(duì)稱單極接線的背靠背柔性直流系統(tǒng)具有較好的指導(dǎo)意義。對(duì)于采用雙極接線的柔性直流系統(tǒng)、采用對(duì)稱單極接線的長(zhǎng)距離柔性直流系統(tǒng),其具體故障特征會(huì)有差異,但是本文提出的分析方法仍然具有借鑒意義。