采用換流器控制信號變化量極性特征的高壓直流線路縱聯(lián)保護

徐瑞東,宋國兵,侯俊杰,張晨浩,張宇軒

(西安交通大學電氣工程學院,710049,西安)

高壓直流輸電具有輸送容量大、功率調(diào)節(jié)靈活等特點,在遠距離大容量電能傳輸、電網(wǎng)異步互聯(lián)等領(lǐng)域快速發(fā)展[1]。高壓直流輸電線路距離長,所處環(huán)境條件復(fù)雜,輸電線路故障是直流系統(tǒng)中發(fā)生概率最大的故障類型,約占50%,而其中瞬時性故障占90%以上[1-2]。對于瞬時性故障,利用電網(wǎng)換相換流器的自動重啟邏輯可使系統(tǒng)恢復(fù)正常運行,減少不必要的停運。因此,快速準確地識別并隔離故障、提高瞬時性故障的重啟成功率,對于高壓直流輸電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行至關(guān)重要。

目前,常規(guī)直流工程中的直流線路保護配置方案一般采用行波保護和微分欠壓保護作為主保護,采用電流差動保護作為后備保護。行波保護反映網(wǎng)架參數(shù)的分布特性和頻變特性[3-4],但存在抗干擾能力弱等問題。微分欠壓保護反映行波的傳播與衰減特性[5],但存在耐受過渡電阻能力弱,僅能在故障暫態(tài)進行判別等問題。電流差動保護用于甄別直流線路上的高阻故障,但受故障暫態(tài)期間長距離線路分布電容電流影響,實際工程中設(shè)置了600 ms的閉鎖延時和500 ms的檢測判別時間,即最快需要1.1 s才能動作[6-7]。據(jù)報道,曾多次發(fā)生直流線路高阻接地故障時,電流差動保護動作速度慢導(dǎo)致?lián)Q流器保護區(qū)的低電壓保護或大觸發(fā)角監(jiān)視保護動作,導(dǎo)致?lián)Q流器閉鎖從而被迫停運的事故[2]。

針對此問題,國內(nèi)外學者開展了相應(yīng)的研究。文獻[8-9]針對電流差動保護受線路分布電容影響問題,在分布參數(shù)模型的基礎(chǔ)上,提出了電容電流補償法,提高了電流差動保護的動作速度,但存在計算量較大,整定值選取困難等局限;文獻[10]利用觸發(fā)角在區(qū)內(nèi)外故障暫態(tài)下的變化率差異,基于余弦相似度函數(shù)構(gòu)造保護判據(jù),但考慮實際高壓直流工程中控制器電流通常采集自裝設(shè)在換流器高壓直流極母線處的測點而非線路末端,因而該保護方案的適應(yīng)性有待進一步分析;文獻[11]利用整流側(cè)觸發(fā)角和直流系統(tǒng)中的二次諧波幅值構(gòu)造保護判據(jù),并未考慮逆變側(cè)控制特性,對于逆變側(cè)直流母線故障和逆變側(cè)交流系統(tǒng)故障這兩種區(qū)外故障,保護可能誤動;文獻[12]分析了區(qū)內(nèi)外故障時系統(tǒng)運行點變化軌跡差異,利用電流偏差量構(gòu)造縱聯(lián)保護,但是受直流系統(tǒng)中線路電感和對地電容的影響,在換流器動態(tài)調(diào)節(jié)階段,區(qū)內(nèi)外故障時系統(tǒng)運行點的變化軌跡可能重疊,造成保護誤動。這些保護原理由于沒有充分考慮故障暫態(tài)期間換流器控制作用的影響,保護性能不足。因此,需要研究在暫態(tài)到穩(wěn)態(tài)均能反映故障的保護原理,以提高直流線路保護性能。

在換流器控制開始響應(yīng)到進入故障穩(wěn)態(tài)前的時間段內(nèi),主要表現(xiàn)為控制器的快速調(diào)節(jié)帶來的電壓、電流變化[13]。這一階段內(nèi)控制器的響應(yīng)特性包含著重要的故障信息。本文建立在對換流器控制特性和故障響應(yīng)特性分析的基礎(chǔ)上,利用整流器和逆變器的控制信號構(gòu)造保護原理,從而提高線路后備保護的動作速度,利用PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真軟件驗證了保護原理的性能。

1 高壓直流換流器的控制特性

1.1 控制系統(tǒng)

基于國際大電網(wǎng)會議(CIGRE)標準直流輸電模型搭建的雙極直流輸電系統(tǒng)如圖1所示。

圖1中:f1和f2為交流系統(tǒng)故障;f3、f4和f5為直流系統(tǒng)故障,其中f3為直流線路故障,f4和f5為直流母線故障。對于直流線路保護,f3屬于保護區(qū)內(nèi),f1、f2和f4、f5屬于保護區(qū)外。

CIGRE標準直流輸電模型的換流器控制系統(tǒng)如圖2所示。控制系統(tǒng)包含整流器定電流控制和最小觸發(fā)角控制、逆變器定熄弧角控制和定電流控制。此外,還包括低壓限流環(huán)節(jié)(VDCOL)、電流裕度平滑轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)(CEC)和觸發(fā)角限制環(huán)節(jié)。需要說明的是,逆變器定無功控制方式可采用定熄弧角控制或定直流電壓控制,由于定熄弧角控制下逆變器穩(wěn)態(tài)運行時熄弧角更小,設(shè)備利用率更高,因而CIGRE標準模型中采用了逆變器定熄弧角控制,本文也據(jù)此配置控制策略。

圖2 CIGRE標準高壓直流系統(tǒng)換流器控制系統(tǒng)Fig.2 CIGRE standard HVDC converter control system

圖2中:整流側(cè)控制器的被控量為整流側(cè)直流電流Id_rec,測點位于換流站閥廳內(nèi)的0磁通電流互感器(等效于圖1中M1處);逆變側(cè)控制器的被控量為逆變側(cè)直流電流Id_inv和逆變器熄弧角γinv,分別由測點M4的電流互感器和換流器交流換相電壓間接計算測得;控制器控制量為整流器觸發(fā)角控制信號(以下簡稱整流器控制信號)αrec和逆變器觸發(fā)超前角控制信號(以下簡稱逆變器控制信號)βinv,其中βinv以逆變器定熄弧角控制環(huán)節(jié)控制信號βγ_inv和定電流控制環(huán)節(jié)控制信號βI_inv經(jīng)過比較器取最大值得到,即βinv=max{βγ_inv,βI_inv}。本文所利用的保護特征量為從控制器內(nèi)部測量的整流器控制信號αrec、逆變器定熄弧角控制信號βγ_inv和逆變器定電流控制信號βI_inv這3個控制器輸出量。

1.2 系統(tǒng)控制函數(shù)

如圖2紅色虛線方框所示,整流器定電流控制輸出整流器控制信號αrec,控制函數(shù)為

(1)

式中:Id_rec為整流側(cè)直流電流測量值;Iorder為經(jīng)過極控制級電流定值Iref和VDCOL環(huán)節(jié)比較取小后得到的電流參考值,Iorder和Id_rec二者作差得到整流側(cè)電流偏差量Ierror_rec;P1和TI1為PI調(diào)節(jié)器的比例系數(shù)和積分時間常數(shù)。

如圖2藍色虛線方框所示,逆變器定電流控制輸出βI_inv,控制函數(shù)為

(2)

式中:Id_inv為逆變側(cè)直流電流測量值;Ierror_inv為逆變器定電流控制環(huán)節(jié)的電流偏差量;P2和TI2為PI調(diào)節(jié)器的系數(shù)。

如圖2藍色實線方框所示,逆變器定熄弧角控制輸出βγ_inv,控制函數(shù)為

(3)

式中:γinv為逆變器熄弧角,通常可由實測或間接計算的方法獲取;γref_inv為逆變器熄弧角參考值;k為CEC環(huán)節(jié)的系數(shù);γerror_inv為逆變器定熄弧角控制的熄弧角偏差量;P3和TI3為PI調(diào)節(jié)器的系數(shù)。

定義控制信號變化量為

(4)

式中:Δαrec為整流器定電流控制信號變化量;Δβγ_inv為逆變器定熄弧角控制信號變化量;ΔβI_inv為逆變器定電流控制信號變化量;αrec0、βγ_inv、βI_inv0分別為對應(yīng)控制信號在系統(tǒng)正常工況下的測量值。

2 控制信號變化量的故障特征

2.1 整流側(cè)交流系統(tǒng)故障

整流側(cè)交流系統(tǒng)(即圖1中f1處)發(fā)生故障時(以發(fā)生最嚴重的三相短路故障為例),控制信號的變化特性如圖3所示。

(a)整流器控制信號 (b)逆變器控制信號圖3 整流側(cè)交流系統(tǒng)故障特征Fig.3 Fault characteristics on rectifier side in AC system

晶閘管具有單向?qū)ㄌ匦?整流側(cè)交流系統(tǒng)故障時,相當于直流系統(tǒng)的電源被短路[1]。在設(shè)計控制器時,實際工程中通過設(shè)置P1和TI1使得整個PI調(diào)節(jié)器以積分環(huán)節(jié)為主,而比例環(huán)節(jié)旨在提高控制器的快速性,主要在調(diào)節(jié)的起始階段起作用。因此,在故障發(fā)生后換流器調(diào)節(jié)的起始階段,Id_rec快速下降,式(1)中的比例項(P1dIerror_rec/dt)具有正極性且數(shù)值較大,而積分項(Ierror_rec/TI1)數(shù)值較小,這時αrec的變化極性由比例項(P1dIerror_rec/dt)決定,αrec減小,由式(4)可知Δαrec為負極性。

受到換流器控制作用的影響,直流電流Id_rec的變化率逐漸減小,而變化量逐漸增大,即式(1)中比例項(P1dIerror_rec/dt)的絕對值減小,而積分項(Ierror_rec/TI1)的數(shù)值增大,這時整流器定電流控制信號αrec的變化極性由積分項(Ierror_rec/TI1)決定,αrec繼續(xù)減小。由式(4)可知,Δαrec仍為負極性,最終受到整流器控制策略的限制,進入最小觸發(fā)角控制。

對于逆變器定電流控制,直流電流Id_inv小于Iorder-0.1,與本小節(jié)上文分析過程類似,逆變器定電流控制信號βI_inv增大,ΔβI_inv具有正極性。

對于逆變器定熄弧角控制,逆變器熄弧角的外特性方程為

(5)

式中:μinv為逆變器換相角;γinv為逆變器熄弧角;Lr為交流系統(tǒng)每相等值換相電感;Einv為換流變閥側(cè)空載線電壓有效值。

逆變器觸發(fā)超前角βinv、換相角μinv和熄弧角γinv之間的關(guān)系滿足

μinv=βinv-γinv

(6)

將式(6)代入式(5),得到

(7)

在發(fā)生整流側(cè)交流故障時,直流電流Id_inv減小,Einv不變,由于此時逆變側(cè)起作用的控制策略是定電流控制,即cosβinv減小,因此cosγinv減小,且由于γinv穩(wěn)態(tài)值小于90°,所以逆變器熄弧角γinv增大。因此,由式(3)(4)可知,逆變器定熄弧角控制信號βγ_inv減小,Δβγ_inv具有負極性。在此需要說明的是,CEC特性旨在保證逆變器定熄弧角控制向定電流控制平滑轉(zhuǎn)換,而在故障時,逆變器熄弧角大幅增加,因此對于式(3),γref_inv-γinv減小量的絕對值遠大于CEC特性的γ增加量k(Iorder-Id_inv),即βγ_inv的變化極性不受CEC特性的影響。

綜合本小節(jié)分析可知,故障后整流器由定電流控制切換為最小觸發(fā)角控制,逆變器由定熄弧角控制切換為定電流控制模式,換流器控制信號的故障特征如表1所示。

表1 整流側(cè)交流系統(tǒng)故障控制信號的故障特性

2.2 逆變側(cè)交流系統(tǒng)故障

逆變側(cè)交流系統(tǒng)(即圖1中f2處)發(fā)生故障時(以發(fā)生最嚴重的三相短路故障為例),控制信號的變化特性如圖4所示。

(a)整流器控制信號 (b)逆變器控制信號圖4 逆變側(cè)交流系統(tǒng)故障特征Fig.4 Fault characteristics on inverter side in AC system

整流側(cè)直流電流Id_rec大于Iorder,Ierror_rec具有負極性。按照2.1小節(jié)的方法分析,由式(1)(4)(5)得整流器定電流控制信號αrec增大,Δαrec具有正極性,整流側(cè)電流在含有低壓限流特性的定電流控制模式下被控制到較低水平。

逆變側(cè)直流電流Id_inv大于Iorder-0.1,Ierror_inv具有負極性。同理,由式(2)(4)得逆變器定電流控制信號βI_inv減小,ΔβI_inv具有負極性,受電流裕度控制的影響,逆變器定電流控制不起作用。

對于逆變器定熄弧角控制,逆變側(cè)交流系統(tǒng)發(fā)生故障時,直流電流Id_inv增大。由式(7)得cosγinv增大,則逆變器熄弧角γinv減小。同理,由式(3)(4)得,逆變器定熄弧角控制信號βγ_inv增大,Δβγ_inv具有正極性,逆變器定熄弧角控制起作用以增大逆變器熄弧角。

綜合本小節(jié)分析可知,故障后整流器保持定電流控制,逆變器保持定熄弧角控制模式,控制信號的故障特征如表2所示。

表2 逆變側(cè)交流系統(tǒng)故障控制信號的故障特性

2.3 直流系統(tǒng)故障

直流系統(tǒng)(即圖1中f3、f4、f5處)發(fā)生故障時(以正極接地故障為例),控制信號變化特性如圖5所示。

(a)整流器控制信號 (b)逆變器控制信號圖5 直流系統(tǒng)故障特征Fig.5 Fault characteristics of DC system

整流側(cè)故障特征與2.2節(jié)類似,由式(1)(4)(5)得,整流器控制信號αrec增大,Δαrec具有正極性。

逆變器控制信號響應(yīng)特性與發(fā)生整流側(cè)交流故障時的響應(yīng)特性類似,逆變器定電流控制起作用,βI_inv增大,ΔβI_inv具有正極性;逆變器定熄弧角控制不起作用,控制信號βγ_inv減小,Δβγ_inv具有負極性。

綜合本小節(jié)分析可知,故障后整流器保持定電流控制,逆變器由定熄弧角控制切換為定電流控制模式,控制信號的故障特征如表3所示。

綜合2.1～2.3小節(jié)分析可知,在不同位置故障時控制信號的變化量極性特征如表4所示。

3 保護方案

3.1 啟動判據(jù)

系統(tǒng)發(fā)生故障時,兩側(cè)控制信號將顯著變化,因此以控制信號變化率作為保護的啟動判據(jù)。

表3 直流系統(tǒng)故障控制信號的故障特性

表4 控制信號變化量的極性特征

對于整流側(cè),以控制信號變化率絕對值|dαrec/dt|作為啟動判據(jù);對于逆變側(cè),相比于定熄弧角控制信號βγ_inv,定電流控制信號βI_inv在故障時具有更快的響應(yīng)速度(由系統(tǒng)控制特性決定),且只在故障暫態(tài)響應(yīng)[1],具有不受系統(tǒng)運行方式變化影響的優(yōu)點,因此選擇逆變器定電流控制信號變化率絕對值|dβI_inv/dt|作為逆變側(cè)的啟動判據(jù)。由此,具體的啟動判據(jù)為

(8)

式中:j=1表示正極,j=2表示負極;N為5 ms內(nèi)的采樣數(shù),取一段時間窗內(nèi)數(shù)據(jù)的平均值作為特征量,以躲避非故障雷擊的影響[14],增強判據(jù)的抗干擾能力;δrec=max{δn,δs},δinv=δn,其中δn表示正常工況下控制信號變化率絕對值的最大值,δs表示系統(tǒng)運行方式改變引起控制信號變化的變化率絕對值最大值,具體的整定計算方法見第4節(jié),以德-寶直流工程參數(shù)設(shè)置為例,可取δn=1 (°)/ms,δs=3.7×10-4(°)/ms,因而δrec=δinv=1 (°)/ms。

3.2 保護判據(jù)

結(jié)合式(4),并根據(jù)表4所總結(jié)的不同位置故障控制信號變化量極性特征的差異,構(gòu)造雙極高壓直流輸電系統(tǒng)的直流線路后備保護判據(jù)

(9)

式中:N′為20 ms內(nèi)的采樣數(shù);αrec0_j、βI_inv0_j和βγ_inv0_j為對應(yīng)控制信號的故障前穩(wěn)態(tài)測量值,可由保護啟動時刻前的20 ms存儲數(shù)據(jù)取平均得到;k1、k2和k3為可靠系數(shù)。

正常運行工況下,為了降低換流器的損耗,整流側(cè)的觸發(fā)角和逆變側(cè)的觸發(fā)超前角都運行在較低的數(shù)值下[1]。以德-寶直流工程為例,正常運行時:αrec運行在15°左右,其調(diào)節(jié)范圍為5°～150°;βI_inv運行在30°的積分下限,其調(diào)節(jié)范圍為30°～110°;βγ_inv運行在37°左右,其調(diào)節(jié)范圍為30°～75°。考慮區(qū)內(nèi)故障時αrec和βI_inv的變化極性為正,它們的調(diào)節(jié)裕度充足,而βγ_inv的變化極性為負,區(qū)內(nèi)故障發(fā)生后很快就到達調(diào)節(jié)下限,調(diào)節(jié)裕度較小。為提高判據(jù)的靈敏度,結(jié)合大量仿真驗證,取k1=k2=1.5(考慮正極性特征),k3=0.95(考慮負極性特征)。交流系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時,直流電壓和電流中可能包含由交流側(cè)負序分量傳遞至直流側(cè)的非特征諧波[15],可能影響到控制信號,進而影響故障判別。因此,設(shè)置20 ms滑窗,對控制信號進行濾波。

3.3 保護流程

圖6 保護方案實現(xiàn)流程Fig.6 Protection scheme flow chart

結(jié)合啟動判據(jù)和保護判據(jù),本文保護的算法流程圖如圖6所示。保護判據(jù)在檢出直流系統(tǒng)故障后,需要檢測來自直流母線保護的閉鎖信號,以規(guī)避直流母線故障?？紤]本文保護原理中的啟動判據(jù)和保護判據(jù)分別存在5 ms和20 ms的數(shù)據(jù)計算窗長,即故障發(fā)生后保護在25 ms后出口,而直流母線差動保護能夠在10 ms以內(nèi)動作[1],并且具有足夠高的可靠性和靈敏性,因此本文保護原理和直流母線保護能夠在時序上形成配合關(guān)系,從而規(guī)避直流系統(tǒng)區(qū)外故障。

4 相關(guān)問題討論

4.1 換相失敗的影響

高壓直流系統(tǒng)實際運行過程中,逆變側(cè)交流系統(tǒng)故障引起換流母線電壓下降、直流電流上升,從而可能引發(fā)逆變器換相失敗,故障初瞬換流器未調(diào)節(jié)階段出現(xiàn)首次換相失敗,之后控制器響應(yīng),通過限制直流電流、增大逆變器觸發(fā)超前角等方法來抑制換相失敗[16]。

圖7是逆變側(cè)交流母線不同程度故障仿真結(jié)果?？梢钥闯?若故障程度較深,如逆變側(cè)交流母線金屬性三相短路(圖4a),則控制器的調(diào)節(jié)作用失靈,逆變器將發(fā)生后續(xù)換相失敗;若故障程度較淺,如逆變側(cè)交流母線單相接地(圖4b),則受到控制器調(diào)節(jié)作用的影響,換相失敗得到抑制,將不會發(fā)生后續(xù)換相失敗。

(a)逆變側(cè)交流三相短路 (b)逆變側(cè)交流單相接地圖7 逆變側(cè)交流母線不同程度故障仿真結(jié)果 Fig.7 Simulation results for varying degree of faults occurring at AC bus at inverter side

首次換相失敗的故障特征與逆變器直流出口發(fā)生短路故障類似,整流側(cè)定電流控制響應(yīng),增大αrec以限制直流電流,Δαrec為正極性。逆變側(cè)直流電流增大,定熄弧角控制信號βγ_inv以一定速度增大以調(diào)節(jié)逆變器熄弧角,Δβγ_inv具有正極性,而此時逆變器定電流控制不起作用,ΔβI_inv仍為負極性。

若故障程度較深,出現(xiàn)后續(xù)換相失敗,逆變器熄弧角γinv受到交流系統(tǒng)故障的嚴重影響而固定下降為0,故障穩(wěn)態(tài)時βI_inv維持在下限值,ΔβI_inv具有負極性,βγ_inv維持在上限值,Δβγ_inv具有正極性。若控制器調(diào)節(jié)作用起效,后續(xù)換相失敗得到抑制,則故障特征表現(xiàn)為由逆變器在定電流控制和定熄弧角控制模式之間多次切換而造成的逆變器控制信號βI_inv和βγ_inv的波動。

綜合本小節(jié)分析可知:嚴重交流故障引發(fā)的連續(xù)換相失敗時,控制信號的故障特征表現(xiàn)為與逆變側(cè)交流非換相失敗故障一致,因而保護可靠不動作;程度較輕的交流故障引發(fā)的單次換相失敗時,控制信號的故障特征表現(xiàn)為一定范圍內(nèi)的波動,此時可以通過提高逆變側(cè)保護判據(jù)可靠系數(shù)的方法避免單次換相失敗造成的影響。

4.2 分布電容的影響

由式(1)～(4)和表1～4分析可知,控制信號變化量的極性特征與相應(yīng)的電氣量偏差量相關(guān),然而在實際系統(tǒng)中,受到故障暫態(tài)期間線路分布電容電流和非特征諧波的影響,在換流器動態(tài)調(diào)節(jié)階段內(nèi)電流偏差量的變化并不單調(diào),其極性可能發(fā)生多次瞬時突變,僅總體變化趨勢與表格中分析一致。

控制信號作為控制量,是偏差量經(jīng)過控制器積分作用的結(jié)果,積分作用和判據(jù)中的滑窗濾波平滑了數(shù)據(jù)波動,因而具有良好的數(shù)值穩(wěn)定性,故選擇控制信號作為保護的特征量能夠克服分布電容電流和非特征諧波等引起的電氣量波動問題。本文保護原理能夠在換流器動態(tài)調(diào)節(jié)階段投入,相比于傳統(tǒng)電流差動保護需要600 ms的閉鎖延時和500 ms的判別時間,本文原理速動性更高。

4.3 系統(tǒng)運行方式改變對保護的影響

系統(tǒng)運行方式改變也會引起控制信號的變化,主要包括降功率運行和降壓運行兩種方式。降功率運行通常保持直流電壓恒定,通過以預(yù)先整定的速率降低直流電流參考值實現(xiàn)。降壓運行通常保持直流電流恒定,通過增大熄弧角參考值實現(xiàn)(降至80%額定電壓運行),也可能同時降低直流電流和增大熄弧角來實現(xiàn)(降至70%額定電壓運行)。

系統(tǒng)運行方式變化對控制信號的影響可以定量分析。直流系統(tǒng)的運行特性表達為

(10)

式中:Ud表示直流電壓;Ud0表示換流變閥側(cè)空載線電壓有效值;Xr表示每相換相電抗;NC表示換流站每極6脈動換流器數(shù)。

令式(10)兩邊對時間t求導(dǎo),得到

(11)

對于降功率運行,系統(tǒng)調(diào)節(jié)過程中直流電壓恒定,因而式(11)可以化簡為

(12)

考慮α取最小值(即系統(tǒng)未調(diào)節(jié)時的觸發(fā)角)時,|dαrec/dt|取得最大值δs1,即

(13)

同理,可得降壓運行時整流器控制信號變化率最大值δs2的計算方法

(14)

結(jié)合式(13)(14),在整流側(cè)通過對啟動判據(jù)的整定,可以避免保護在系統(tǒng)調(diào)節(jié)過程中多次啟動。

在逆變側(cè),運行方式的調(diào)整始終屬于正常運行工況的一部分,調(diào)節(jié)過程由逆變器定熄弧角控制βγ_inv完成,而定電流控制量βI_inv作為一種故障期間的限流措施,受到電流裕度控制的約束,在系統(tǒng)運行方式改變時并不響應(yīng)。因此,以定電流控制信號變化率作為啟動判據(jù)的逆變側(cè)不受系統(tǒng)運行方式改變的影響。

以德-寶工程的整定速率為例,系統(tǒng)不同運行工況下整流側(cè)控制信號的變化率最大值如表5所示。

由表5可知,系統(tǒng)降功率運行調(diào)節(jié)過程中,整流側(cè)控制信號αrec的變化率不超過5.4×10-6(°)/ms,降壓運行調(diào)節(jié)過程中,整流側(cè)控制信號αrec的變化率不超過3.7×10-4(°)/ms,均遠小于啟動判據(jù)整定值,因此整流側(cè)不啟動。逆變側(cè)定電流控制信號原理上就不受系統(tǒng)運行方式改變的影響,因此逆變側(cè)也不啟動。

4.4 數(shù)據(jù)同步問題

本文保護方案利用換流器控制器內(nèi)部的控制信號變化量極性差異實現(xiàn)故障甄別,且線路保護的出口是換流器的自動重啟邏輯,因此保護主機可與控制主機裝設(shè)在一起,甚至直接由控制主機的附加控制程序來實現(xiàn)。而且,本文縱聯(lián)保護原理僅需由逆變側(cè)向整流側(cè)發(fā)送反映故障方向的邏輯信息,減小了通信數(shù)據(jù)量,不存在對時問題。

表5 系統(tǒng)不同運行工況下整流側(cè)控制信號變化率

5 仿真驗證

基于PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真軟件,搭建了如圖1所示的±800 kV雙極HVDC系統(tǒng)模型。輸電線路采用分布參數(shù)模型,全長1 500 km,仿真采樣頻率為10 kHz,故障時刻在2.5 s。

5.1 整流側(cè)交流故障

整流側(cè)交流母線f1處發(fā)生三相短路故障時的仿真結(jié)果如圖8所示。

(a)啟動判據(jù)動作結(jié)果 (b)整流器定電流控制

(c)逆變器定電流控制 (d)逆變器定熄弧角控制圖8 整流側(cè)交流母線三相短路故障仿真結(jié)果Fig.8 Simulations result of rectifier-side AC bus when a three-phase short-circuit fault occurs

由于交流母線故障時直流正負極故障特征一致,因而僅展示正極仿真結(jié)果?？刂菩盘栕兓康臉O性特性滿足表1分析結(jié)果。若規(guī)定由換流器指向直流線路的方向為保護正方向,則整流器控制信號變化量具有負極性,判別為反向故障,如圖8b所示;逆變器定電流控制信號變化量具有正極性,定熄弧角控制信號變化量具有負極性,判別為正向故障,因此縱聯(lián)保護判別為區(qū)外故障,保護不動作,如圖8c、8d所示。

5.2 逆變側(cè)交流故障

5.2.1 三相短路導(dǎo)致連續(xù)換相失敗 逆變側(cè)交流母線f2處發(fā)生三相短路故障時的仿真結(jié)果如圖9所示。逆變側(cè)交流母線發(fā)生的三相短路故障引發(fā)了逆變器的連續(xù)換相失敗?？刂菩盘柕墓收咸匦詽M足表2和4.1節(jié)分析結(jié)果。

(a)啟動判據(jù)動作結(jié)果 (b)整流器定電流控制

(c)逆變器定電流控制 (d)逆變器定熄弧角控制圖9 逆變側(cè)交流母線三相短路故障仿真結(jié)果Fig.9 Simulation results of inverter-side AC bus when a three-phase short-circuit fault occurs

從圖9可以看出:整流器定電流控制信號變化量具有正極性,判別為正向故障,如圖9b所示;逆變器定電流控制信號變化量具有負極性,定熄弧角控制信號變化量具有正極性,判別為反向故障,保護判別為區(qū)外故障,保護不動作,如圖9c、9d所示。

5.2.2 單相短路導(dǎo)致單次換相失敗 逆變側(cè)交流母線f2處發(fā)生單相接地故障時的仿真結(jié)果如圖10所示。逆變側(cè)交流母線發(fā)生的單相接地故障在故障初瞬引發(fā)了逆變器的首次換相失敗,隨著故障的發(fā)展和控制器的調(diào)節(jié),不出現(xiàn)后續(xù)換相失敗。

(a)啟動判據(jù)動作結(jié)果 (b)整流器定電流控制

(c)逆變器定電流控制 (d)逆變器定熄弧角控制圖10 逆變側(cè)交流母線單相短路故障仿真結(jié)果Fig.10 Simulation results of inverter-side AC bus when a single-phase ground fault occurs

如圖10c、10d所示,逆變器定電流控制信號變化量在故障初期具有正極性,隨后變?yōu)樨摌O性,而定熄弧角控制已經(jīng)響應(yīng),其控制信號變化量始終具有正極性,因此逆變側(cè)判別結(jié)果為反向故障,區(qū)外故障時保護不會因首次換相失敗影響而誤動。

5.3 直流線路故障

5.3.1 保護性能驗證 正極直流線路f3處發(fā)生接地故障時的故障極仿真結(jié)果如圖11所示。

(a)正極啟動判據(jù)動作結(jié)果 (b)正極整流器定電流控制

(c)正極逆變器定電流控制 (d)正極逆變器定熄弧角控制圖11 直流線路正極接地故障時故障極波形Fig.11 Simulations result of faulty pole when a positive pole ground fault occurs on DC line

從圖11可以看出,當發(fā)生正極線路故障時,保護快速啟動。對于故障極,控制信號變化量的極性特征滿足表3分析結(jié)果,整流側(cè)和逆變側(cè)都進入定電流控制模式,整流器控制信號變化量具有正極性,判別為正方向故障,如圖11b所示;逆變器定電流控制信號變化量具有正極性且定熄弧角控制信號變化量具有負極性,因此逆變側(cè)也判別為正方向故障保護動作,如圖9c、9d所示。

圖12是直流線路正極接地故障時的健全極波形?？梢钥闯?受到線路耦合影響[17],健全極電壓電流也將在故障初瞬波動,進而引起健全極控制信號的波動,但始終沒有進入兩側(cè)判據(jù)的動作區(qū),因此健全極保護不動作。

(a)負極啟動判據(jù)動作結(jié)果 (b)負極整流器定電流控制

(c)負極逆變器定電流控制 (d)負極逆變器定熄弧角控制圖12 直流線路正極接地故障時的健全極波形Fig.12 Simulation results of healthy pole when a ground fault of positive pole of DC line occurs

5.3.2 抗過渡電阻性能驗證 在直流線路(f3處)的首端、中點、末端分別設(shè)置0.01、250、500 Ω的正極接地故障,驗證保護抗過渡電阻性能,保護動作結(jié)果如表6所示。

表6 區(qū)內(nèi)故障仿真結(jié)果

由表6可知,本文保護原理耐受過渡電阻的能力較強,對于500 Ω高阻接地故障,保護仍能夠正確動作。此外,根據(jù)控制器的響應(yīng)特性分析可知,對于線路首端、中點或末端故障,控制信號變化量的極性特征相同,即本文保護原理不受故障距離的影響,且不存在保護死區(qū)。

5.3.3 抗干擾性能驗證 考慮到實際條件下空間噪聲和互感器傳變誤差可能對控制器電氣量的測量造成干擾,進而影響到控制信號的測量,因此在控制信號上疊加信噪比為40 dB的白噪聲,對保護原理的抗干擾性能進行驗證[18],仿真結(jié)果如表7所示?？梢钥闯?40 dB噪聲不影響保護正確動作,本文保護原理具有一定的抗干擾能力。

表7 抗干擾性能仿真結(jié)果

6 結(jié) 論

(1)分析了換流器的控制器在交直流系統(tǒng)發(fā)生故障時的響應(yīng)特性,以整流器定電流控制信號、逆變器定電流控制信號和逆變器定熄弧角控制信號作為特征量,構(gòu)建了適用于保護直流線路的保護方案。

(2)根據(jù)高壓直流系統(tǒng)的實際控制策略,將逆變器控制所包含的定電流控制和定熄弧角控制展開分析,充分考慮了故障后換流器的調(diào)節(jié)作用,本文保護原理可以在故障后換流器調(diào)節(jié)階段投入,提升了現(xiàn)有電流差動保護的速動性。

(3)仿真驗證結(jié)果表明,對于區(qū)外故障、區(qū)內(nèi)不同距離故障、區(qū)內(nèi)不同過渡電阻故障,本文保護原理均能夠快速、準確動作,耐過渡電阻能力強。