|
福建中试所电力调整试验有限责任公司、国网福建省电力有限公司电力科学研究院的陈明泉、林国栋、晁武杰、严昌华、肖世挺，在2023年第2期《电气技术》上撰文，针对±320kV厦门柔性直流输电工程中一起区外故障引起换流站交流故障穿越失败的事件进行分析。首先简要介绍厦门柔直工程接线方式及配置，然后详细阐述交流故障穿越失败事件的经过及现象，分析并指出事件原因。结合厦门柔直提升改造工程，提出针对阀控系统和极控制保护系统的优化方案，并通过各种运行工况下的仿真试验，验证了方案的可行性，以期为同类工程的改造提升提供参考。
厦门柔性直流输电科技示范工程首次采用对称双极接线方案，电压等级±320kV，直流电流1600A，输送容量1000MW。相比于其他接线方式，对称双极接线方式供电可靠性更高。正常运行工况下，工程为双极金属回线方式运行，两极功率平衡，金属回线无工作电流。若发生单极故障，故障极停运，双极金属回线方式转为单极金属回线方式运行，故障极负荷可转移至另一极，换流站仍能输送50%的额定容量，避免了负荷全部失去对电网造成剧烈冲击。厦门工程一次系统采用中电普瑞公司生产的模块化多电平换流器（modular multilevel converter, MMC）作为换流核心设备，二次系统核心设备由南瑞继保公司生产的极控制保护系统（pole control and protection, PCP）和中电普瑞公司生产的阀控系统（valve base controller, VBC）组成。工程一次主接线简化示意图如图1所示。
近年来，各类型柔性直流输电系统的交流故障穿越理论分析已成为国内外学者的研究热点。有文献提出整流站在交流故障穿越期间不使能环流抑制功能策略，以减小桥臂有功电流和无功电流峰值，降低交流故障恢复时刻桥臂的冲击电流，提高故障穿越的成功概率；有文献提出受端交流故障穿越期间的交流电流限幅控制、直流电压前馈控制、直流电流控制及换流站暂时性闭锁的稳流控制策略。有文献提出不对称工况下的交流侧电流控制和环流抑制的优化控制策略。其一采用在交流侧利用基于双二阶广义积分器锁相环精确提取电压电流的正负序分量，配合双矢量控制器抑制负序电流，实现交流侧三相电流平衡；其二在MMC内部采用由PI控制器和重复控制器串联组成的嵌入式重复控制器抑制环流中的二倍频正负零序分量，实现直流侧功率的恒定传输等。不过鲜有文献能够结合已投运工程发生的交流故障穿越失败事件，通过分析事件现象和原因，对工程提出针对性的升级改进策略及具体工程应用方案。本文基于厦门工程的交流故障穿越失败事件，详细分析故障穿越失败的现象和原因，针对性地提出升级方案，结合厦门柔性直流可靠性提升工程进行应用实施，并在仿真平台中进行各种运行工况的仿真试验，以验证方案的可行性。某日11:30，厦门柔直浦园换流站极ⅠVBC的桥臂过电流保护动作闭锁换流阀并向PCP发送请求跳闸信号（VBC_TRIP），PCP出口跳开网侧断路器及联跳对站。跳闸前浦园站双极带金属回线方式运行，潮流方向为浦园送鹭岛，极Ⅰ有功功率100MW，极Ⅱ有功功率100MW，双极无功功率0Mvar。跳闸后，极Ⅰ有功功率自动转移至极Ⅱ，事故未造成电网负荷损失。经检查确认，换流站极Ⅰ跳闸时刻，浦园换流站网侧220kV彭厝变电站内220kV彭翔Ⅱ路发生B相瞬时金属性接地故障，B相电压幅值几乎跌落至0kV，故障时间持续约50ms。故障持续期间，浦园站由于网侧B相电压大幅跌落，引起极Ⅰ换流阀C相下桥臂电流峰值超过VBC桥臂过电流保护设定值，VBC桥臂过电流保护正确动作。在交流系统发生短路故障时，换流器网侧电压ugrid迅速降低，若换流器无相应的故障穿越策略，其阀侧输出电压ucon不能响应系统电压变化，交流系统电压与换流阀输出电压之差，将通过变压器漏抗、桥臂电抗ZT，产生较大的过电流ic，迅速导致换流阀闭锁，无法实现故障穿越。故障时换流器输出电压示意图如图2所示，交流故障时等效电路示意图如图3所示。
为实现故障期间的穿越，换流器需要采用相应的控制策略，即通过调节输出电压，使其快速跟踪系统电压，从而实现抑制电流的目的。同时，极控制系统应能有效抑制故障期间的过电流，在故障起始和恢复过程具有较强的鲁棒性。同时，阀控保护系统和极保护系统跳闸定值应在设备应力范围内趋于上限值并预留合适的裕度，以配合实现交流故障穿越。另外，单相接地时换流变对零序分量隔离示意图如图4所示，在发生单相接地故障时，由于换流变压器能够隔离零序分量，阀侧电压的变化量小于网侧电压突变量，对换流阀输出电压跟踪速度要求小于其他类型故障，即相同工况运行方式下，三相短路故障比单相接地故障更能验证工程的故障穿越能力。
根据图5、图6所示的极Ⅰ、极ⅡPCP交流故障穿越波形可知，在换流站网侧发生B相接地故障引起系统B相电压跌落时，因浦园换流站为定功率站方式运行，极Ⅰ、极ⅡPCP为了维持有功功率输送而进行相应控制。
从B相接地故障发生到故障切除的持续时间约为50ms，故障期间经历了两个阶段的变化：第一阶段，故障发生时刻有功功率快速跌落后被控制强制拉回到原功率指令值100MW，桥臂电流在扰动后快速收敛至500A以下，网侧交流电流未出现大幅波动；第二阶段，故障电压恢复前约5ms，极Ⅰ、极Ⅱ的桥臂和网侧电流均发生了较大扰动（经分析为交流站切除故障时引起系统扰动），特别是极Ⅰ的桥臂B、C相电流瞬时值突变到2361A，超过VBC桥臂过电流保护设定值2250A，延时375μs（经3个采样周期判断，确保保护可靠正确动作），极ⅠVBC保护动作闭锁换流器并向PCP发送请求跳闸命令。
通过查阅阀基监视系统后台的事件记录和波形得知，在故障过程中，VBC发出请求跳闸命令前，VBC下发至子模块的控制命令完全按照PCP下发的调制参考波执行。VBC交流故障穿越波形如图7所示，阀进线三相电压UV与对应的参考波Uref波形吻合。当VBC检测到桥臂电流超过过电流保护定值时，VBC直接闭锁换流阀并向PCP发送请求跳闸命令。上述分析结果表明：浦园换流站网侧交流彭厝站220kV彭翔Ⅱ路出线发生B相接地故障，引起浦园换流站极Ⅰ桥臂过电流，VBC桥臂过电流保护动作正确。因此，为了提升厦门工程的交流故障穿越能力需从以下几方面进行优化：①在保证换流阀本体设备安全前提下，适当提高阀控桥臂过电流保护定值；②优化交流故障穿越特性，增加桥臂暂时闭锁功能限制故障电流幅值；③降低正常运行时桥臂电流的有效值和峰值，从而提高换流阀的电流安全裕度等。阀控系统桥臂过电流保护为换流阀主保护，目的是在系统发生短路故障时，流经换流阀的电流超过定值后，及时保护换流阀本体设备安全，保护范围仅为换流阀本体。厦门工程使用的IGBT最大可关断电流约为3000A，耐受时间约为1ms。阀控系统桥臂过电流保护时限如图8所示，考虑采样误差、故障判断时间T1（采样延时、阀控保护链路延时）、保护动作延时T2及故障时过电流较高的电流最大上升率di/dt等因素，并留一定裕度，设定桥臂过电流保护定值为2250A，以保证保护动作后IGBT关断时桥臂电流不大于3000A。
因此，为提高阀控桥臂过电流保护定值，可通过压缩故障判断时间（链路延时）和保护动作延时的方式来实现。原厦门工程的全链路延时约为1080μs（测量装置160μs，阀控系统920μs），其中阀控部分的链路延时920μs严重制约了整个链路的延时，参考渝鄂工程的链路延时250μs，可优化的空间很大。厦门工程桥臂电流原测量装置的链路延时约为160s，同类型测量装置新一代产品延时仅为125μs。经分析，其区别主要在于测量装置分流器本体。原分流器的法兰盘直径为200mm，锰铜管采用两层布置，而新一代产品的直径为290mm，锰铜管单层布置，采用全对称结构，响应速度更快。更换桥臂电流互感器一次本体传感头后链路延时可缩短38μs。阀控系统本次升级基于现有阀控整体硬件架构，阀控系统升级后阀控整体硬件架构示意图如图9所示，通过更换阀控主要计算处理板卡、对接口板卡软件升级，使其具备与渝鄂工程等同的计算能力。同时，增加用于换流阀过电流保护功能的独立通道，使保护通道采样周期从原125μs缩小至20μs，阀控桥臂过电流判断时间缩短至60μs（3个采样周期）。因此，阀控系统全链路延时可大幅缩短，理论上可缩短至245μs左右。参照图8的VBC桥臂过电流保护时限，将优化后的VBC桥臂过电流保护定值设定为2500A、60μs。
为优化交流故障穿越特性，VBC还采用了分桥臂闭锁优化方案。故障穿越期间分桥臂闭锁示意图如图10所示，相较于闭锁整个换流阀所造成的输送功率短时中断，分桥臂闭锁保护仅是暂时性闭锁出现轻度过电流的桥臂，其他桥臂仍处于正常运行状态，可在区外故障期间尽可能地维持换流阀的输送功率。
通过对PCP下发至VBC的调制参考波进行三次谐波注入，能有效增大阀侧电压有效值，在相同工况下可减少运行时桥臂电流幅值。工程采用的方案是在三相基波调制波Uref1中注入三次谐波Uref3零序分量，三次谐波初始相位等于A相调制波基波的初始相位，三次谐波的幅值等于基波幅值的1/6，注入三次谐波的参考波示意图如图11所示，投入三次谐波注入策略后调制波Uref的幅值降低为原来的0.866倍。在直流电压幅值不变的前提下，通过注入三次谐波抬高换流器输出交流电压的有效值，使工程在输送同等功率时，降低交流电流幅值，从而降低桥臂电流的有效值和峰值，提高换流阀的电流安全裕度。
因为投产时厦门工程作为新技术、新设备的科技示范应用工程，工程中应用的极线及金属回线高压直流电缆为中天科技公司生产且为我国自主研发的首根±320kV交联聚乙烯绝缘直流电缆。因此，直流电压保护相关定值设定的裕度较大（原工程过电压能力主要受限于高压直流电缆）。为配合提升交流故障穿越能力，设计升级方案时依据中天科技公司基于国标GB/T 31489.1相关规定，以及项目出厂试验结果评估出具的直流电缆过电压耐受能力为1.4～1.8倍额定电压耐受时间60min。另外，工程配置的直流低电压保护主要考虑系统控制方面原因。防止直流电压跌落时为了维持输送功率不变而增大直流电流造成过电流，以及当直流电压低时造成阀侧电压削顶调制比超限引起换流变调档外，无与其他保护配合要求。同时参考张北、渝鄂等同类工程的定值时间设定均远大于50ms。因此，再次核算了直流保护相关定值参数，适度降低了工程部分直流保护定值裕度。降低裕度的直流保护定值见表1。
一方面，通过查阅厦门工程历年运行负荷数据得知，工程的无功负荷一直运行在低工况，特别是没有有功和无功同时满负荷的运行工况。另一方面，虽然厦门工程有正、反向输送负荷能力（正送：浦园送鹭岛，反送：鹭岛送浦园），但是工程在投产前的初设阶段已综合考虑确定厦门岛内的鹭岛站作为负荷侧，且岛内无其他电源点，以及鹭岛站作为固定接地极接地的电阻率优于浦园站。因此，鹭岛站作为定直流电压控制的受端站（仅运行在正送方式）设计。综合以上两方面考虑，为提升交流故障穿越能力，对工程的极控制系统PQ功率运行区间进行优化，减小正、反送满有功功率时的无功功率运行值和反送时的有功功率运行上限值。经上述方案优化后，按厦门工程升级后的设备参数搭建仿真平台，依据有关文献在HVDC和STATCOM运行方式下分别模拟交流系统单相接地、相间（接地）和三相瞬时故障，并考虑躲过线路单相重合闸时间（0.7s），验证工程交流故障穿越能力。试验工况负荷上限选取优化后的工程实际PQ运行区间上限+1.0（-0.8）p.u.。交流故障穿越仿真试验项目见表2。
试验结果表明，上述工况中故障时刻桥臂电流能可靠控制收敛，故障恢复期内桥臂电流均未超过阀控桥臂过电流定值，且未触发其他保护闭锁跳闸，故障结束后恢复正常运行状态，交流故障全部穿越成功。本文结合厦门柔性直流输电工程的一起交流故障穿越失败事件，阐述了事件经过及现象，分析并指出了事件发生的原因。结合厦门柔直提升改造工程，针对阀控系统提出：①通过升级阀控系统缩小阀控保护链路延时，提高桥臂过电流保护定值；②采用分桥臂闭锁策略。针对极控制保护系统提出：①通过对调制参考波注入三次谐波，有效增大阀侧电压有效值，减少运行时桥臂电流幅值；②优化极控制系统的PQ功率运行区间；③适当降低部分直流保护定值裕度等优化方案。在HVDC和STATCOM运行方式下模拟各种交流系统故障进行仿真试验，试验结果验证了方案的可行性，可为同类工程改造提升提供参考。本文编自2023年第2期《电气技术》，论文标题为“厦门柔直工程交流故障穿越失败事件分析及改进措施”，作者为陈明泉、林国栋 等。本工作得到国家电网公司总部科技项目“柔性直流工程关键运行特性提升方案及应用”的支持。
|
