李 乾，范子強(qiáng)，黃金海，吳慶范，許朋見(jiàn)，付 艷，曹 森，張克輝

(許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000)

交流系統(tǒng)強(qiáng)度對(duì)直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)和故障恢復(fù)特性影響的研究

李 乾，范子強(qiáng)，黃金海，吳慶范，許朋見(jiàn)，付 艷，曹 森，張克輝

(許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000)

隨著交流特高壓電網(wǎng)的相繼建設(shè)，交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱將發(fā)生改變。交流系統(tǒng)強(qiáng)弱會(huì)對(duì)直流輸電系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)和故障恢復(fù)特性產(chǎn)生影響，也關(guān)系到直流輸電系統(tǒng)的控制保護(hù)策略和參數(shù)是否需要調(diào)整。通過(guò)對(duì)溪浙特高壓工程的RTDS仿真模型進(jìn)行試驗(yàn)分析，研究了各種短路比組合與直流系統(tǒng)最大穩(wěn)定運(yùn)行功率的關(guān)系，提出了直流系統(tǒng)能夠額定功能穩(wěn)定運(yùn)行的臨界短路比的概念及溪浙工程的具體數(shù)值；分析了直流系統(tǒng)額定功率穩(wěn)定運(yùn)行工況下的擾動(dòng)試驗(yàn)，提出了直流系統(tǒng)能夠自動(dòng)恢復(fù)的穩(wěn)態(tài)短路比的概念及溪浙工程的具體數(shù)值；研究了不同穩(wěn)態(tài)短路比工況下典型的交流系統(tǒng)故障對(duì)直流輸電系統(tǒng)故障恢復(fù)特性影響的規(guī)律，對(duì)實(shí)際工程的相關(guān)設(shè)計(jì)提供了有益的參考。

交流系統(tǒng)強(qiáng)度；高壓直流；RTDS；短路比；故障恢復(fù)特性

0 引 言

特高壓直流輸電系統(tǒng)(HVDC)換流器處接入的交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱直接影響到HVDC系統(tǒng)穩(wěn)定后的運(yùn)行狀態(tài)以及故障時(shí)的動(dòng)態(tài)性能和故障恢復(fù)特性。隨著交流特高壓電網(wǎng)的相繼建設(shè)，交流系統(tǒng)的強(qiáng)度將發(fā)生改變，交流系統(tǒng)強(qiáng)度對(duì)直流系統(tǒng)的影響會(huì)更加明顯。相關(guān)文獻(xiàn)[1-4]對(duì)交流系統(tǒng)強(qiáng)度的表征量短路比做了研究，推算了交流系統(tǒng)強(qiáng)弱的劃分標(biāo)準(zhǔn)和臨界短路比的計(jì)算方法。但是在實(shí)際工程中，由于控制方式和系統(tǒng)參數(shù)的不同，實(shí)際的臨界短路比和理想狀態(tài)下的臨界短路比有所不同。下面以溪浙特高壓直流輸電工程的仿真模型和相應(yīng)控制保護(hù)主機(jī)為基礎(chǔ)，研究各種短路比組合時(shí)直流系統(tǒng)能達(dá)到的最大輸送功率，并推算能使該特高壓工程達(dá)到額定功率的臨界短路比；對(duì)額定功率穩(wěn)定運(yùn)行工況下的擾動(dòng)試驗(yàn)進(jìn)行了分析，在臨界短路比基礎(chǔ)上提出能使直流系統(tǒng)在輕微擾動(dòng)下自恢復(fù)的穩(wěn)態(tài)短路比的概念，并通過(guò)試驗(yàn)推算出了溪浙工程的穩(wěn)態(tài)短路比。臨界短路比及穩(wěn)態(tài)短路比的提出對(duì)特高壓直流工程設(shè)計(jì)規(guī)劃提供了有益的參考。

由于直流系統(tǒng)在建成投運(yùn)后兩側(cè)的交流系統(tǒng)會(huì)發(fā)生很大變化，針對(duì)短路比的變化對(duì)直流輸電系統(tǒng)的故障恢復(fù)特性是否有影響等問(wèn)題，下面在溪浙特高壓直流輸電工程的仿真模型和相應(yīng)控制保護(hù)主機(jī)上，設(shè)置了8種典型的交流系統(tǒng)故障，進(jìn)行了70余項(xiàng)試驗(yàn)研究。

1 交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱表征及RTDS仿真系統(tǒng)模型

1.1 短路比

交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱是相對(duì)于直流系統(tǒng)輸送能力而言的，相關(guān)文獻(xiàn)[5-7]定義了一些交流系統(tǒng)強(qiáng)度指標(biāo)，現(xiàn)在普遍采用短路比來(lái)表征交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱。短路比的定義為系統(tǒng)額定運(yùn)行時(shí)換流站交流母線短路容量SscN與額定直流功率之比：

(1)

式中：UN為交流系統(tǒng)基準(zhǔn)電壓；PdN為額定直流功率。

在式(1)中當(dāng)額定電壓和功率一定時(shí)，短路比為電源阻抗的單值函數(shù)，因此可在RTDS中通過(guò)設(shè)置電源的內(nèi)阻來(lái)改變仿真模型中交流系統(tǒng)的短路比。設(shè)置方式如圖1所示(設(shè)置Z1的值)。

圖1 仿真系統(tǒng)短路比的設(shè)置

1.2 RTDS 仿真系統(tǒng)模型

研究采用溪浙特高壓工程的仿真試驗(yàn)?zāi)Ｐ蚚8-10]，通過(guò)RTDS搭建的仿真試驗(yàn)?zāi)Ｐ桶ń涣飨到y(tǒng)等值系統(tǒng)、雙12脈動(dòng)閥組、換流變壓器、直流濾波器、交流濾波器、平波電抗器、中母線電容器、阻波器、直流線路、接地極等元件。仿真系統(tǒng)中，直流場(chǎng)開(kāi)關(guān)和交流場(chǎng)開(kāi)關(guān)通過(guò)Profisim來(lái)模擬，其狀態(tài)在RTDS、Profisim和控制保護(hù)系統(tǒng)間相互傳輸；RTDS模型的輸出信號(hào)經(jīng)A/D 轉(zhuǎn)換后，小電壓信號(hào)直接輸出至控制保護(hù)設(shè)備，部分信號(hào)通過(guò)功率放大器實(shí)時(shí)地輸出模擬量并連接至控制保護(hù)設(shè)備；控制保護(hù)系統(tǒng)輸出控制信號(hào)或保護(hù)動(dòng)作信號(hào)至RTDS，構(gòu)成一個(gè)閉環(huán)系統(tǒng)，能夠真實(shí)地反映直流輸電系統(tǒng)的特性。

圖2 RTDS仿真系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

這里選用許繼集團(tuán)DPS-3000平臺(tái)下的HCM3000控制保護(hù)平臺(tái)與DS3000運(yùn)行人員控制系統(tǒng)配合完成試驗(yàn)研究。HCM3000系統(tǒng)控制保護(hù)主機(jī)及控制保護(hù)程序與某實(shí)際特高壓工程現(xiàn)場(chǎng)一致。控保主機(jī)通過(guò)LAN網(wǎng)與DS3000運(yùn)行人員控制系統(tǒng)相連，可以實(shí)時(shí)顯示控制保護(hù)動(dòng)作信息。

2 交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)的影響

交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)的影響有很多方面，下面從以下兩方面入手進(jìn)行研究。

2.1 臨界短路比

當(dāng)交流系統(tǒng)過(guò)弱時(shí)，直流系統(tǒng)無(wú)法達(dá)到額定功率運(yùn)行，IEEE工作組提出了針對(duì)單饋入直流系統(tǒng)臨界短路比的計(jì)算公式：

(2)

式中：U為換流站交流母線電壓；Pd為直流輸送功率；Qd為逆變器消耗的無(wú)功；Qc為換流站提供的無(wú)功；γ為逆變器熄弧角；u為逆變器換相角；θ為交流系統(tǒng)等值阻抗的相角。

但在實(shí)際工程中，由于直流系統(tǒng)控制策略、系統(tǒng)參數(shù)、交流系統(tǒng)無(wú)功補(bǔ)償能力等因素的差異，利用上述公式求得的臨界短路比存在一些偏差。這里從試驗(yàn)角度研究了在各種短路比組合時(shí)直流系統(tǒng)能達(dá)到的最大運(yùn)行功率，尋求能在額定功率運(yùn)行的臨界短路比。研究過(guò)程采用溪浙工程的控制保護(hù)系統(tǒng)主機(jī)以及相應(yīng)的RTDS模型進(jìn)行，換流站無(wú)功補(bǔ)償容量與現(xiàn)場(chǎng)情況一致，會(huì)隨著直流功率的提升多投濾波器加大無(wú)功補(bǔ)償，仿真中交流系統(tǒng)未加電壓自動(dòng)調(diào)節(jié)功能。交流系統(tǒng)強(qiáng)度用換流母線短路比表示，由弱至強(qiáng)分別為2、2.5、3、4、5。進(jìn)行了3組試驗(yàn)，分別是整流側(cè)交流系統(tǒng)短路比最小逆變側(cè)逐漸增大時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)狀況；逆變側(cè)交流系統(tǒng)短路比最小整流側(cè)逐漸增大時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)狀況；逆變側(cè)短路比大于整流側(cè)且整流側(cè)短路比逐漸增大時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)定狀態(tài)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表1、表2、表3所示。

整流側(cè)短路比均為最小，逆變側(cè)短路比逐漸增大時(shí)，直流輸電系統(tǒng)所能達(dá)到的最大穩(wěn)態(tài)功率均為6 800 MW，此時(shí)交流濾波器已全部投入，分接頭也已調(diào)到極限擋位，交流電壓不再有上升空間，說(shuō)明整流側(cè)過(guò)弱的交流系統(tǒng)不足以支撐直流功率達(dá)到額定值。

表1 整流側(cè)短路比最小逆變側(cè)逐漸增大時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)狀況

表2 逆變側(cè)短路比最小整流側(cè)逐漸增大時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)狀況

逆變側(cè)短路均為最小，整流側(cè)短路比逐漸增大時(shí)，直流輸電系統(tǒng)所能達(dá)到的最大穩(wěn)態(tài)功率為7 100 MW，此時(shí)交流濾波器已全部投入，分接頭已調(diào)到最高擋位，交流電壓不再有上升空間，說(shuō)明逆變側(cè)過(guò)弱的交流系統(tǒng)不足以支撐直流功率達(dá)到額定值。

表3 逆變側(cè)短路比大于整流側(cè)且整流側(cè)短路比逐漸增大

由以上試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，當(dāng)整流側(cè)短路比與逆變側(cè)短路比不一致時(shí)，直流輸電系統(tǒng)所能達(dá)到的最大穩(wěn)態(tài)功率將由短路比較小的一側(cè)決定。逆變側(cè)短路比大于整流側(cè)短路比時(shí)，隨整流側(cè)短路比的逐漸增大，直流輸電系統(tǒng)最大穩(wěn)態(tài)功率隨之增大。在短路比增大到3.1及以上時(shí)，直流輸電系統(tǒng)所能達(dá)到的最大穩(wěn)態(tài)功率均能達(dá)到額定功率8 000 MW，因此溪浙特高壓工程的臨界短路比為3.1。

2.2 穩(wěn)態(tài)短路比

在臨界短路比情況下，雖然系統(tǒng)能夠正常運(yùn)行，但遇到輕微擾動(dòng)，直流輸電系統(tǒng)不能夠正?；謴?fù)。因此這里提出穩(wěn)態(tài)短路比的概念，并對(duì)在輕微故障擾動(dòng)時(shí)直流系統(tǒng)能夠自恢復(fù)的穩(wěn)態(tài)短路比進(jìn)行研究。仿真模型中無(wú)功補(bǔ)償容量與實(shí)際工程一致，仿真中交流系統(tǒng)未加電壓自動(dòng)調(diào)節(jié)功能。

推算溪浙特高壓工程穩(wěn)態(tài)短路比的試驗(yàn)過(guò)程如下：設(shè)置輕微故障為交流系統(tǒng)單相接地100 ms、交流系統(tǒng)三相接地100 ms、直流線路接地100 ms。將交流系統(tǒng)的強(qiáng)度從臨界短路比開(kāi)始逐步增大，重復(fù)進(jìn)行上述故障試驗(yàn)。故障后直流系統(tǒng)能夠自恢復(fù)時(shí)的短路比即為穩(wěn)態(tài)短路比。圖3、圖4分別為短路比為3.4和3.5時(shí)交流系統(tǒng)單相接地100 ms故障時(shí)直流電壓、直流電流波形圖。

圖3 Rsc=3.4發(fā)生交流系統(tǒng)單相接地波形圖

圖4 Rsc=3.5發(fā)生交流系統(tǒng)單相接地波形圖

由圖3、圖4可以看到：在短路比為3.4時(shí)發(fā)生交流系統(tǒng)單相接地故障，故障結(jié)束后直流電壓停留在695 kV左右，沒(méi)能恢復(fù)到額定值800 kV，直流電流也沒(méi)能恢復(fù)到額定值；在短路比為3.5時(shí)發(fā)生交流系統(tǒng)單相接地故障，直流系統(tǒng)經(jīng)振蕩后恢復(fù)到額定值運(yùn)行。進(jìn)行其余擾動(dòng)試驗(yàn)時(shí)試驗(yàn)現(xiàn)象與上述試驗(yàn)一致，據(jù)此推算溪浙特高壓直流輸電工程穩(wěn)態(tài)短路比為3.5。

3 交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)直流系統(tǒng)故障恢復(fù)特性的影響

直流輸電工程建設(shè)完成后，使用期內(nèi)兩側(cè)交流系統(tǒng)會(huì)發(fā)生很大的變化。這種變化等效起來(lái)，相當(dāng)于短路比發(fā)生變化。相關(guān)文獻(xiàn)[11-12]對(duì)直流系統(tǒng)的故障恢復(fù)特性做出了研究，指出交流系統(tǒng)較弱會(huì)導(dǎo)致直流系統(tǒng)故障恢復(fù)速度變慢，容易發(fā)生換相失敗。那么，交流系統(tǒng)強(qiáng)度是否會(huì)對(duì)高壓直流輸電系統(tǒng)的故障恢復(fù)特性產(chǎn)生影響，直流輸電的控制保護(hù)策略是否需要做某些調(diào)整。下面針對(duì)這些問(wèn)題對(duì)交流系統(tǒng)不同強(qiáng)度下交流系統(tǒng)故障對(duì)直流系統(tǒng)故障恢復(fù)特性進(jìn)行了研究。

3.1 試驗(yàn)項(xiàng)目設(shè)置

研究仍采用溪浙特高壓工程的控制保護(hù)系統(tǒng)主機(jī)以及相應(yīng)的RTDS模型進(jìn)行，交流系統(tǒng)強(qiáng)度用換流母線短路比表示，由弱至強(qiáng)分別為3.5、4、5，最小短路比采用上述試驗(yàn)總結(jié)出的該工程穩(wěn)態(tài)短路比。設(shè)置的交流系統(tǒng)典型故障為：整流側(cè)交流系統(tǒng)單相接地100 ms、整流側(cè)交流系統(tǒng)三相接地100 ms、整流側(cè)交流系統(tǒng)高阻接地100 ms、整流側(cè)交流系統(tǒng)單相接地5 s、逆變側(cè)交流系統(tǒng)單相接地100 ms、逆變側(cè)交流系統(tǒng)三相接地100 ms、整流側(cè)交流系統(tǒng)高阻接地100 ms、逆變側(cè)交流系統(tǒng)單相接地5 s。

3.2 試驗(yàn)結(jié)果及分析

由于試驗(yàn)項(xiàng)目較多，下面選取兩組典型試驗(yàn)，對(duì)交流系統(tǒng)不同強(qiáng)度下交流故障對(duì)直流系統(tǒng)故障恢復(fù)特性的影響進(jìn)行分析。

圖5 整流側(cè)三相接地波形

短路比(整流/逆變)直流電流、直流電壓正常運(yùn)行值直流電流、直流電壓振蕩峰值直流電流、直流電壓恢復(fù)時(shí)間3.5/4IDL:4.98kAIDL:5.85kAIDL:108msUDL:799kVUDL:1393kVUDL:246ms5/4IDL:4.98kAIDL:6.23kAIDL:111msUDL:800kVUDL:1309kVUDL:256ms

第1組典型試驗(yàn)：整流逆變短路比分別為3.5/4和5/4時(shí)發(fā)生整流側(cè)三相接地100 ms故障，直流電壓和直流電流錄波以及故障恢復(fù)特性對(duì)比如圖5、表4所示(故障恢復(fù)時(shí)間取最后一次低于0.9 p.u.的時(shí)間)。

由上述試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知發(fā)生整流側(cè)三相接地100 ms故障時(shí)，逆變側(cè)短路比一致，整流側(cè)短路比較大時(shí)，直流電流振蕩峰值稍大，但直流電流、電壓的振蕩趨勢(shì)和恢復(fù)時(shí)間基本一致，控制保護(hù)系統(tǒng)的響應(yīng)也完全一致。

第2組典型試驗(yàn)：整流逆變短路比分別為3.5/3.5和3.5/5時(shí)發(fā)生逆變側(cè)單接地100 ms故障，直流電壓和直流電流故障錄波以及故障恢復(fù)特性對(duì)比如圖6、表5所示(故障恢復(fù)時(shí)間取最后一次低于0.9 p.u.的時(shí)間)。

圖6 逆變側(cè)單相接地100 ms故障

短路比(整流/逆變)直流電流、直流電壓正常運(yùn)行值直流電流、直流電壓振蕩峰值直流電流、直流電壓恢復(fù)時(shí)間3.5/3.5IDL:4.98kAIDL:9.95kAIDL:126msUDL:755kVUDL:1178kVUDL:400ms3.5/5IDL:4.98kAIDL:9.91kAIDL:103msUDL:758kVUDL:1113kVUDL:205ms

由上述試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知：發(fā)生逆變側(cè)單相接地100 ms故障時(shí)，整流側(cè)短路比一致，逆變側(cè)短路比較小，直流電壓、直流電流振蕩幅值稍劇烈一些，故障恢復(fù)時(shí)間也稍長(zhǎng)，但電壓電流的恢復(fù)趨勢(shì)一致，電流電壓的變化差異不大。

其余試驗(yàn)項(xiàng)目結(jié)果經(jīng)分析后與上述試驗(yàn)一致。

在哈鄭±800 kV特高壓直流輸電工程EMTDC仿真模型進(jìn)行了類似試驗(yàn)[13]，交流系統(tǒng)強(qiáng)度分別選取3.5、5，故障設(shè)置為：整流側(cè)、逆變側(cè)交流系統(tǒng)單相金屬性接地，持續(xù)時(shí)間100 ms；整流側(cè)、逆變側(cè)交流系統(tǒng)三相金屬性接地，持續(xù)時(shí)間100 ms；整流側(cè)、逆變側(cè)交流系統(tǒng)單相高阻接地，持續(xù)時(shí)間100 ms，雙極直流輸出功率為額定8 000 MW。試驗(yàn)現(xiàn)象和結(jié)論與本次試驗(yàn)一致。

在試驗(yàn)所做短路比范圍內(nèi)，發(fā)生各類典型故障，交流系統(tǒng)強(qiáng)度不同對(duì)直流電壓、直流電流的故障恢復(fù)特性影響不大。直流控制特性、參數(shù)以及直流保護(hù)定值等均未出現(xiàn)異常，表明在長(zhǎng)距離直流工程，控制保護(hù)參數(shù)在3.5以上的短路比范圍內(nèi)是適應(yīng)的，控制保護(hù)策略和參數(shù)不需要進(jìn)行調(diào)整。

4 總 結(jié)

1)針對(duì)交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)的影響進(jìn)行研究，把能使直流輸電系統(tǒng)以額定功率運(yùn)行的短路比定義為臨界短路比，通過(guò)不同短路比組合與直流輸送功率最大值之間關(guān)系的研究，推算出了溪浙特高壓工程臨界短路比為3.1；把在輕微擾動(dòng)下直流輸電系統(tǒng)能夠自恢復(fù)的短路比定義為穩(wěn)態(tài)短路比，通過(guò)額定功率穩(wěn)定運(yùn)行工況下幾種典型的擾動(dòng)試驗(yàn)研究出了溪浙特高壓工程穩(wěn)態(tài)短路比為3.5。臨界短路比和穩(wěn)態(tài)短路比的提出和推算對(duì)交直流電網(wǎng)的相關(guān)設(shè)計(jì)規(guī)劃提供了有益的參考。

2)針對(duì)交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)交直流系統(tǒng)故障恢復(fù)特性的影響進(jìn)行研究，對(duì)試驗(yàn)項(xiàng)目設(shè)置和試驗(yàn)過(guò)程進(jìn)行詳細(xì)的闡述，通過(guò)對(duì)所有試驗(yàn)結(jié)果的對(duì)比分析總結(jié)出下列結(jié)論：在短路比為3.5及以上發(fā)生交流系統(tǒng)故障，短路比不同對(duì)直流系統(tǒng)的故障恢復(fù)特性影響較小，直流系統(tǒng)的控制保護(hù)的策略和參數(shù)不需調(diào)整。該結(jié)論對(duì)直流工程投運(yùn)后兩側(cè)交流系統(tǒng)強(qiáng)度發(fā)生變化時(shí)控制保護(hù)系統(tǒng)是否需要調(diào)整提供了有益的參考。

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With the successive construction of ultra high voltage (UHV) power grid, the strength of AC system will be changed, and it would impact on the stable operating condition and fault recovery characteristic of DC system, which also relates to the control and protection strategy and parameters of HVDC transmission system whether needs to be adjusted or not. By analyzing RTDS simulation model of XiZhe UHV project, the relationship of various short-circuit ratio (SCR) combinations and maximum steady running power of DC system are studied, and the conception of critical SCR that can maintain the system operating with the rated power is proposed as well as the exact figures of XiZhe project. The rules for the influence of typical AC system fault on fault recovery characteristic of DC system are analyzed under various stable SCR, which provides a useful reference for the actual engineering design.

AC system strength; HVDC; RTDS; short-circuit ratio; fault recovery characteristic

TM721

A

1003-6954(2017)03-0061-05

2017-02-13)