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        特高壓直流輸電工程逆變側(cè)控制策略優(yōu)化設計

        2021-02-23 07:15:24李林呂彥北王永平付廣旭盧東斌
        電力工程技術(shù) 2021年1期
        關(guān)鍵詞:控制策略直流控制器

        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)有工程應用的逆變側(cè)修正定熄弧角控制器的基礎上,提出一種預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,最新導通的閥和即將退出導通的閥會同時導通較短的時間,這段時間即疊弧時間。因為晶閘管為半控元件,即將退出導通的閥必須承受一定的反向電壓,使得載流子反向恢復后,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致?lián)Q相裕度大幅減小,退出導通的閥沒有承受足夠的反壓,沒有關(guān)斷,從而導致?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,導致交流電壓大幅跌落是導致?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定值,從而增加了發(fā)生換相失敗的風險。

        3 逆變側(cè)控制策略及優(yōu)化設計

        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,將導致?lián)Q相裕度減小,從而增加發(fā)生換相失敗的風險。

        3.2 逆變側(cè)控制策略優(yōu)化設計

        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上,提出一種預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??梢钥闯?,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°,不滿足預防換相失敗控制器的啟動條件,預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,文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應沒有影響。

        (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)交流電壓原理預防換相失敗的功能也會動作,其輸出在24°左右,大于預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,文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應沒有影響。

        (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。可以看出,在直流線路接地故障過程中,逆變側(cè)的熄弧角測量值一直大于17°,不滿足預防換相失敗控制器的啟動條件,預防換相失敗控制器輸出為0。因此,在直流線路接地故障時,文中設計的預防換相失敗控制器對控制系統(tǒng)的響應沒有影響。

        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,具有工程應用的價值。

        此外,導致逆變側(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。

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