韓 偉， 葉俊君， 肖 超， 劉 超， 王 默， 歐陽金鑫

(1. 國(guó)網(wǎng)河南省電力公司電力科學(xué)研究院， 河南 鄭州 450052； 2. 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(重慶大學(xué))， 重慶 400044)

1 引言

隨著“西電東送”和“全國(guó)聯(lián)網(wǎng)”能源戰(zhàn)略的實(shí)施，基于晶閘管的高壓直流輸電(Line-Commutated Converter based High-Voltage Direct-Current, LCC-HVDC)系統(tǒng)在長(zhǎng)距離大功率輸電中取得了廣泛應(yīng)用[1-3]。LCC-HVDC密集接入交流電網(wǎng)形成了復(fù)雜的多饋入直流輸電(Multi-Infeed high voltage Direct Current，MIDC)系統(tǒng)[4]。MIDC具有運(yùn)行方式靈活、輸送容量大的優(yōu)點(diǎn)[5]。受端交流電網(wǎng)故障易導(dǎo)致多回LCC-HVDC發(fā)生換相失敗。在MIDC中，由于多個(gè)逆變站之間的電氣距離較近，單個(gè)交流或LCC-HVDC故障可能同時(shí)影響多回LCC-HVDC，其造成的功率沖擊和電壓波動(dòng)會(huì)進(jìn)一步導(dǎo)致相鄰LCC-HVDC換相失敗甚至閉鎖[6]，威脅整個(gè)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

目前主要利用多饋入交互作用因子(Multi-Infeed Interaction Factor, MIIF)、多饋入短路比(Multi-Infeed Short Circuit Ratio, MISCR)等穩(wěn)態(tài)指標(biāo)來分析多回LCC-HVDC之間的耦合作用。部分研究人員分析了MIIF與直流落點(diǎn)電氣距離、交流系統(tǒng)等值阻抗對(duì)MIIF的影響[6]，并基于MIIF推導(dǎo)出臨界交直流系統(tǒng)耦合作用因子[7]，用以判斷故障是否引發(fā)MIDC換相失敗。但是，上述方法僅從穩(wěn)態(tài)關(guān)系的角度研究了交流系統(tǒng)故障對(duì)換相失敗的影響，未考慮故障后的暫態(tài)傳遞過程。MIDC中各逆變站通過交流系統(tǒng)的耦合阻抗實(shí)現(xiàn)相互作用，某一回LCC-HVDC換相失敗產(chǎn)生無功沖擊，會(huì)造成相鄰LCC-HVDC換流母線電壓的跌落，進(jìn)而引發(fā)相繼換相失敗[8]。研究人員提出配置調(diào)相機(jī)、靜止無功補(bǔ)償器、靜止同步補(bǔ)償器等無功補(bǔ)償設(shè)備抑制故障后換流母線電壓跌落，從而緩解多回LCC-HVDC電壓無功的耦合作用[9,10]。但是，無功補(bǔ)償設(shè)備的響應(yīng)速度一般為數(shù)十甚至上百毫秒，對(duì)相繼換相失敗的抑制效果有限[11]。

對(duì)換相失敗進(jìn)行預(yù)測(cè)并實(shí)施提前控制是提高換相失敗免疫能力最直接的方法。目前，基于該思想的換相失敗預(yù)防控制(Commutation Failure PREVention control, CFPREV)得到了大量的關(guān)注和應(yīng)用[12]。CFPREV通過提前觸發(fā)從而提升關(guān)斷角裕度。由于未計(jì)及換相電壓跌落幅度與觸發(fā)角調(diào)節(jié)量需求的關(guān)系，CFPREV的觸發(fā)角調(diào)節(jié)量多采用固定增益或固定輸出量[13]。但是，觸發(fā)角調(diào)節(jié)量越大，LCC-HVDC消耗的無功功率越大[14]，多回LCC-HVDC的電壓無功耦合作用越嚴(yán)重?，F(xiàn)有的CFPREV甚至可能成為MIDC相繼換相失敗的激勵(lì)源。在實(shí)際工程中，華東直流蘇州站故障后觸發(fā)角調(diào)節(jié)量增加5°,導(dǎo)致相鄰奉賢站換流母線電壓下降并引發(fā)相繼換相失敗[15]。目前，LCC-HVDC換相失敗的抑制均從自身的需求出發(fā)，未計(jì)及多回LCC-HVDC間電壓無功的耦合作用，可能因相互影響造成更為嚴(yán)重的后果。

針對(duì)交流系統(tǒng)故障下多回LCC-HVDC相互影響的問題，本文分析了LCC-HVDC換相失敗期間無功特性，進(jìn)而通過MIDC中無功消耗量的解析，分析了多回LCC-HVDC的耦合特性，推導(dǎo)了LCC-HVDC換相失敗引發(fā)相鄰LCC-HVDC發(fā)生繼發(fā)性換相失敗的臨界電壓，提出了計(jì)及對(duì)相鄰LCC-HVDC影響的啟動(dòng)電壓值和觸發(fā)角調(diào)節(jié)量計(jì)算方法，從而提出了計(jì)及LCC-HVDC之間無功電壓耦合特性的換相失敗預(yù)防控制方法，并基于標(biāo)準(zhǔn)系統(tǒng)驗(yàn)證了理論分析和所提控制方法的正確性。

2 直流換相失敗及其特性

高壓直流輸電系統(tǒng)逆變站采用無自主關(guān)斷能力的換流閥。若換流閥換相結(jié)束后，剛退出導(dǎo)通的換流閥在反向電壓作用的一段時(shí)間內(nèi)不能恢復(fù)阻斷能力，當(dāng)閥上電壓再次變?yōu)檎驎r(shí)，換流閥將在無觸發(fā)脈沖的情況下重新導(dǎo)通，即換相失敗[16]。為了保證換流閥在處于反向電壓的時(shí)間里能夠恢復(fù)前向電壓阻斷能力，即換相成功，關(guān)斷角γ必須大于臨界關(guān)斷角γth。γth的大小取決于晶閘管的物理特性，一般為7°[17]。γ與交直流系統(tǒng)運(yùn)行的電氣量相關(guān)，可以表示為：

(1)

式中，Id為直流電流；X為換相電抗；UL為換流母線線電壓的有效值；β為超前觸發(fā)角；n為換流變壓器的電壓比；φ為不對(duì)稱故障下產(chǎn)生的相移角。

由式(1)可見，關(guān)斷角的大小與換流母線電壓、直流電流、超前觸發(fā)角和換相電抗密切相關(guān)。當(dāng)逆變側(cè)交流系統(tǒng)發(fā)生故障導(dǎo)致?lián)Q流母線電壓跌落、直流電流增加時(shí)，逆變站關(guān)斷角持續(xù)降低，可能導(dǎo)致?lián)Q相失敗。為了抑制換相失敗，LCC-HVDC逆變站通常配置有低壓限流控制、定關(guān)斷角控制和定電流控制，控制系統(tǒng)測(cè)量逆變站直流電壓、直流電流和換流閥關(guān)斷角。逆變站傳遞給整流站的直流電流指令值，等于低壓限流控制輸出指令值與主控設(shè)定指令值中較小者。定關(guān)斷角控制和定電流控制在運(yùn)行中僅有輸出較大者投入。

3 MIDC換相失敗耦合特性

MIDC的結(jié)構(gòu)如圖1所示。各逆變站落點(diǎn)于同一交流系統(tǒng)，每一子系統(tǒng)通過耦合導(dǎo)納相互作用。耦合導(dǎo)納越大，表明LCC-HVDC之間的耦合作用越強(qiáng)。圖1中，QI為逆變站消耗的無功功率；Qfil為濾波器提供的無功功率；Bc為濾波器等效電納；Qac為逆變站從受端電網(wǎng)吸收的無功功率；Qex為相鄰LCC-HVDC間交換的無功功率。

圖1 MIDC示意圖Fig.1 Schematic diagram of MIDC

第i回LCC-HVDC逆變站狀態(tài)方程可寫為：

(2)

式中，Udi和Idi分別為第i回LCC-HVDC直流電壓和電流；Pdi和Qdi分別為第i回LCC-HVDC直流有功功率和無功功率；Udi0為理想空載直流電壓；φ為換流器的功率因數(shù)。

換相失敗初期，LCC-HVDC的直流電壓滿足[18]：

(3)

式中，ULi為第i回LCC-HVDC換相電壓值；ni為第i回LCC-HVDC逆變站換流變壓器的電壓比；Ni為第i回LCC-HVDC中6脈動(dòng)換流器的數(shù)量。

正常運(yùn)行時(shí)，超前觸發(fā)角β由逆變站的控制器決定，其值等于換相角μ與γ之和。由式(2)和式(3)可解得直流逆變站消耗的無功功率QIi和觸發(fā)角α的關(guān)系，如下：

(4)

在MIDC中常配置調(diào)相機(jī)等無功補(bǔ)償設(shè)備，可有效提升交流電網(wǎng)的動(dòng)態(tài)無功支撐能力，但該類方法的響應(yīng)速度較慢，對(duì)故障初期換相失敗的抑制作用比較有限，換相失敗的抑制更依賴于控制系統(tǒng)的響應(yīng)。關(guān)斷角隨著超前觸發(fā)角的增大而增大，改變控制器中超前觸發(fā)角整定值可以有效抑制換相失敗。增大超前觸發(fā)角有益于本回LCC-HVDC換相失敗的抑制。但是，由式(4)可見，α越小，超前觸發(fā)角β越大，直流逆變站消耗的無功功率越大。因此，增大超前觸發(fā)角會(huì)造成直流逆變站無功消耗的增加，從而導(dǎo)致LCC-HVDC從交流系統(tǒng)和相鄰LCC-HVDC吸收更多的無功功率，導(dǎo)致相鄰LCC-HVDC換相電壓進(jìn)一步下降，可能誘發(fā)相鄰LCC-HVDC逆變站發(fā)生相繼換相失敗，其發(fā)生由故障后電壓跌落與控制系統(tǒng)響應(yīng)共同決定，其中控制器響應(yīng)帶來的無功交互作用會(huì)引發(fā)換流母線的二次跌落，是引發(fā)相繼換相失敗的主要原因。故需要設(shè)計(jì)MIDC協(xié)調(diào)控制策略，減少控制器響應(yīng)對(duì)相鄰LCC-HVDC帶來的不利影響。

4 MIDC換相失敗預(yù)防控制思想

在MIDC中，任意一回LCC-HVDC觸發(fā)角的調(diào)節(jié)需既能有效抑制自身?yè)Q相失敗，又最大限度地避免因無功消耗量的增加而造成相鄰LCC-HVDC發(fā)生換相失敗。因此，計(jì)及LCC-HVDC相互影響的換相失敗預(yù)防控制方法如圖2所示。當(dāng)檢測(cè)到受端交流電網(wǎng)故障時(shí)，采集故障后第i回LCC-HVDC逆變站的換流母線電壓ULfi，并計(jì)算相鄰第j回LCC-HVDC的換流母線電壓ULfj為：

(5)

圖2 MIDC預(yù)防控制策略Fig.2 MIDC preventive control strategy

式中，ULfi和ULfj分別為交流電網(wǎng)故障后第i回和第j回LCC-HVDC換流母線電壓；ULNi和ULNj分別為第i回和第j回LCC-HVDC換流母線電壓額定值；BVIFij為計(jì)及交流線路故障位置差異的電壓交互作用因子，當(dāng)故障點(diǎn)g位于受端電網(wǎng)的r、s節(jié)點(diǎn)間交流線路lrs上時(shí)，BVIFij可以被表示為：

(6)

式中，ΔUi和ΔUj分別為交流線路故障后第i回和第j回LCC-HVDC換流母線電壓跌落量；ΔUg為交流線路故障節(jié)點(diǎn)g的電壓跌落量；l為故障距離，可由故障測(cè)距確定[19]。

式(6)中，任意第h回LCC-HVDC換流母線電壓跌落量ΔUh與交流線路故障節(jié)點(diǎn)g處電壓跌落量的比值ΔUg可寫為[20]：

(7)

式中，ADIF為計(jì)及了交流線路故障位置差異的交直流交互作用因子；系數(shù)A、B、C、D、E分別滿足：

(8)

式中，zrs為線路lrs的阻抗；Z′為不含lrs時(shí)所形成n-1階節(jié)點(diǎn)阻抗矩陣；Zms′,Zmr′和Zsr′分別為第n-1階節(jié)點(diǎn)阻抗矩陣中節(jié)點(diǎn)m與節(jié)點(diǎn)s、節(jié)點(diǎn)m與節(jié)點(diǎn)r、節(jié)點(diǎn)s與節(jié)點(diǎn)r之間的互阻抗；Zss′和Zrr′分別為n-1階節(jié)點(diǎn)阻抗矩陣中節(jié)點(diǎn)r和節(jié)點(diǎn)s的自阻抗。

在故障發(fā)生后，比較第i回、第j回?fù)Q流母線電壓和其換相失敗臨界電壓Uthi和Uthj。若ULfi>Uthi且ULfj>Uthj，則故障不會(huì)造成第i回和第j回LCC-HVDC同時(shí)發(fā)生換相失敗，無需調(diào)節(jié)觸發(fā)角。若ULfi

若ULfiUthj，則表明故障引發(fā)第i回LCC-HVDC發(fā)生換相失敗，但是相鄰第j回LCC-HVDC未發(fā)生換相失敗，第i回LCC-HVDC觸發(fā)角的調(diào)節(jié)應(yīng)考慮對(duì)相鄰LCC-HVDC的影響。第i回LCC-HVDC觸發(fā)角調(diào)節(jié)量需要同時(shí)滿足以下2個(gè)條件：觸發(fā)角調(diào)節(jié)量較大以保證第i回LCC-HVDC有較優(yōu)的換相失敗抑制效果；相鄰第j回LCC-HVDC不因控制器提前觸發(fā)而發(fā)生換相失敗。為了滿足以上兩點(diǎn)要求，輸出觸發(fā)角調(diào)節(jié)量Δα1和Δα2的最大值，其中Δα2為計(jì)及LCC-HVDC相互影響下的觸發(fā)角調(diào)節(jié)量。當(dāng)Δα1>Δα2時(shí)，若第i回LCC-HVDC發(fā)生換相失敗則會(huì)引起第j回LCC-HVDC發(fā)生更大的電壓跌落，因此優(yōu)先保證第i回LCC-HVDC不發(fā)生換相失敗，控制器輸出Δα1；當(dāng)Δα1<Δα2時(shí)，控制器輸出Δα2，Δα2計(jì)及了第i回LCC-HVDC逆變站無功約束條件，避免因控制器輸出觸發(fā)角調(diào)節(jié)量過大導(dǎo)致逆變站無功消耗增加，引起第j回LCC-HVDC發(fā)生相繼換相失敗。

5 MIDC換相失敗預(yù)防控制方法

5.1 啟動(dòng)電壓

根據(jù)式(1)可得出，正常運(yùn)行時(shí)第i回LCC-HVDC直流電流表達(dá)式如下所示：

(9)

式中，γi和βi分別為第i回LCC-HVDC的關(guān)斷角和超前觸發(fā)角。

由于定關(guān)斷角控制包含積分環(huán)節(jié)，超前觸發(fā)角短時(shí)間內(nèi)不會(huì)發(fā)生大的變化，可設(shè)故障后短時(shí)間內(nèi)超前觸發(fā)角不變[21]。受端交流電網(wǎng)故障前后，直流電流的變化為：

(10)

式中，Idfi為故障后的直流電流；γi′為故障后第i回LCC-HVDC的關(guān)斷角。

由于故障發(fā)生在逆變側(cè)，從整流側(cè)交流系統(tǒng)傳輸至LCC-HVDC的功率在短時(shí)間內(nèi)不變，則可設(shè)短時(shí)間LCC-HVDC傳輸功率未發(fā)生變化[21]，即：

ULfiIdfi=ULiIdi

(11)

根據(jù)式(9)和式(10)，令γi′=γth，可解得換相失敗臨界電壓如下：

(12)

因此，當(dāng)系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)參數(shù)確定后，即可確定換相失敗臨界電壓Uthi和Uthj，作為第i回和第j回LCC-HVDC中換相失敗預(yù)防控制的啟動(dòng)電壓。

5.2 觸發(fā)角調(diào)節(jié)量Δα1

換相面積反映了換流閥在換相過程中換相電壓與換相角的關(guān)系，正常運(yùn)行條件下的換相面積可表示為[22]：

(13)

式中，α0和γ0分別為穩(wěn)態(tài)運(yùn)行條件下的逆變站觸發(fā)角和關(guān)斷角；L為等值換相電感；ω為系統(tǒng)角頻率。

當(dāng)電網(wǎng)故障使得逆變站換流母線電壓跌落，導(dǎo)致關(guān)斷角下降至臨界關(guān)斷角時(shí)，換相面積減小。為保證換流閥的正常工作，輸出觸發(fā)角調(diào)節(jié)量以增大換相裕度，故障后換相面積可表示為：

(14)

式中，αpre為電網(wǎng)故障下逆變站換相成功所需的最小觸發(fā)角。

令換相電壓跌落后的換相面積等于穩(wěn)態(tài)下的換相面積，以避免換相失敗并保證充足的換相裕度，結(jié)合式(13)和式(14)得到Δα1為：

(15)

式(15)表示不同電壓跌落程度下能夠確保第i回LCC-HVDC不發(fā)生換相失敗的最小觸發(fā)角調(diào)節(jié)量，可作為抑制第i回LCC-HVDC換相失敗的CFPREV輸出量。

5.3 觸發(fā)角調(diào)節(jié)量Δα2

第i回LCC-HVDC逆變站的無功平衡方程為：

QIi=Qaci+Qfili+ΔQexj

(16)

第i回LCC-HVDC換相失敗后，其無功波動(dòng)會(huì)導(dǎo)致第j回LCC-HVDC換相電壓進(jìn)一步跌落，第j回LCC-HVDC換流母線電壓ULj的變化量[23]為：

(17)

式中，Sacj為第j回LCC-HVDC受端系統(tǒng)的短路容量；ULNj為第j回LCC-HVDC換流母線電壓額定值。

受端交流系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，整流側(cè)交流系統(tǒng)傳輸至LCC-HVDC的功率在短時(shí)間內(nèi)不變[23]。因此，結(jié)合式(10)和式(11)可知，故障后第j回LCC-HVDC的換相電壓可寫為：

(18)

式中，γj和βj分別為第j回LCC-HVDC的關(guān)斷角和超前觸發(fā)角；γj′為故障后第j回LCC-HVDC的關(guān)斷角。

結(jié)合式(16)和式(17)，可得無功交換量為：

(19)

結(jié)合式(16)和式(19)，根據(jù)臨界關(guān)斷角γth的值，令γj′=γth可得由第i回LCC-HVDC換相失敗引發(fā)第j回LCC-HVDC換相失敗的逆變站無功約束，第i回LCC-HVDC逆變站無功消耗量的臨界值為：

(20)

式中，Bfili為逆變站濾波器等效電納；Saci為第i回LCC-HVDC受端系統(tǒng)的短路容量。

結(jié)合式(4)，令換相失敗后第i回LCC-HVDC逆變站的無功消耗量QIi等于其臨界值QIi-th，可以得到避免第i回LCC-HVDC無功波動(dòng)導(dǎo)致相鄰第j回LCC-HVDC換相失敗觸發(fā)角調(diào)節(jié)量的最小值αpre為：

(21)

因此，觸發(fā)角調(diào)節(jié)量為：

(22)

式(22)表示第i回LCC-HVDC換相失敗后，第j回LCC-HVDC不因控制器提前觸發(fā)而發(fā)生換相失敗的最小觸發(fā)角調(diào)節(jié)量。與Δα1相比，Δα2考慮了觸發(fā)角調(diào)節(jié)量對(duì)相鄰LCC-HVDC無功交互的影響，能有效抑制相繼換相失敗的發(fā)生。

6 仿真

本文在PSCAD中基于CIGRE-HVDC直流輸電標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試系統(tǒng)搭建了MIDC模型驗(yàn)證理論分析的正確性。實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)包括兩回LCC-HVDC，額定直流電壓為500 kV，額定直流電流為2 kA，逆變站交流側(cè)額定電壓為230 kV，換流變壓器電壓比為230∶209，極對(duì)數(shù)為2，逆變站交流側(cè)等值換相電抗為13.32 Ω，其中平波電抗器為596.8 mH。線路全長(zhǎng)20 km，線路阻抗為0.028+j0.271 Ω/km。正常運(yùn)行下逆變站關(guān)斷角為15°，逆變站觸發(fā)超前角為38.3°。臨界關(guān)斷角為7°。高壓系統(tǒng)的線路阻抗主要以感性為主，過渡電阻中電阻成分一般也遠(yuǎn)小于線路電感，因此利用不同的故障電感來表示故障點(diǎn)到換流母線之間的距離，進(jìn)而表征故障的嚴(yán)重程度。

6.1 觸發(fā)角調(diào)節(jié)量的影響

為了驗(yàn)證不同觸發(fā)角調(diào)節(jié)量對(duì)MIDC的影響，在逆變站換流母線處設(shè)置三相短路故障，故障開始時(shí)間為1 s，持續(xù)時(shí)間為0.1 s，故障電感為0.2 H。分別設(shè)置換相失敗預(yù)防控制增益為0.6和0.9，使得觸發(fā)角調(diào)節(jié)量相應(yīng)增加，兩種情況的逆變站無功消耗量和交流電壓有效值如圖3和圖4所示。

圖3 逆變站無功消耗量Fig.3 Reactive power consumption of inverter station

由圖3和圖4可知，換相失敗預(yù)防控制輸出的觸發(fā)角調(diào)節(jié)量越大，逆變站的無功消耗量也就越高，交流系統(tǒng)需要提供的無功功率也就越高，交流電壓的幅值也會(huì)相應(yīng)的降低。當(dāng)控制增益G0由0.6提升至0.9時(shí)，隨著觸發(fā)角調(diào)節(jié)量提高，控制器輸出會(huì)使逆變站無功消耗增大，導(dǎo)致交流系統(tǒng)提供的無功增大，最終導(dǎo)致交流電壓有效值的下降。無功消耗量增大20～30 MVar，換相電壓的跌落值由0.95 pu降低為0.92 pu。逆變側(cè)交流電壓的跌落是造成換相失敗的主要原因，第1回LCC-HVDC故障后較大的觸發(fā)角調(diào)節(jié)量會(huì)造成交流電壓更大的跌落，會(huì)導(dǎo)致相鄰LCC-HVDC發(fā)生換相失敗。

6.2 控制方法的驗(yàn)證

在第1回LCC-HVDC逆變站換流母線處設(shè)置單相接地故障，故障開始時(shí)間為1 s，持續(xù)時(shí)間為0.1 s，故障電感為0.4 H。圖5(a)為第1回和第2回LCC-HVDC交流電壓對(duì)比圖，圖5(b)為觸發(fā)角調(diào)節(jié)量對(duì)比圖，圖5(c)和圖5(d)為關(guān)斷角對(duì)比圖，其中，虛線表示使用本文所提出的控制方法，實(shí)線表示未采用本文所提出的控制方法。根據(jù)式(12)可計(jì)算得臨界電壓Uthi和Uthj為0.94 pu。由圖5(a)可知，第1回LCC-HVDC交流電壓在1.025 s時(shí)跌落至0.94 pu，第2回LCC-HVDC交流電壓未跌落至0.94 pu，因此CFPREV輸出Δα1和Δα2的最大值。

由圖5(b)可知，在不采用本文預(yù)防控制方法下，第1回LCC-HVDC觸發(fā)角調(diào)節(jié)量最大值為9°，在本文預(yù)防控制方法下，觸發(fā)角調(diào)節(jié)量最大值為5°，控制器降低了CFPREV的輸出。如圖5(c)所示，在不采用本文預(yù)防控制方法下，第1回和第2回LCC-HVDC分別在1.01 s和1.02 s時(shí)關(guān)斷角降至零，第2回LCC-HVDC發(fā)生相繼換相失敗。如圖5(d)所示，在本文預(yù)防控制方法下，第1回LCC-HVDC在1.012 s關(guān)斷角跌落發(fā)生換相失敗，第2回LCC-HVDC未發(fā)生換相失敗。多饋入LCC-HVDC預(yù)防控制降低了第1回CFPREV輸出的觸發(fā)角調(diào)節(jié)量，減小了逆變站的無功消耗量，減少了第2回LCC-HVDC換相電壓的跌落，從而避免了第2回LCC-HVDC發(fā)生換相失敗。

圖5 單相接地故障下的控制效果Fig.5 Mitigation effect under phase-to-ground fault

在第1回LCC-HVDC逆變站換流母線處設(shè)置三相短路故障，故障開始時(shí)間為1 s，持續(xù)時(shí)間為0.1 s，故障電感為0.5 H。圖6(a)為第1回和第2回LCC-HVDC交流電壓有效值，圖6(b)為觸發(fā)角調(diào)節(jié)量對(duì)比圖，圖6(c)和圖6(d)為關(guān)斷角對(duì)比圖。如圖6(a)所示，第1回和第2回LCC-HVDC在1.03 s時(shí)同時(shí)降到其換相失敗臨界電壓以下，因此，CFPREV輸出Δα1。由圖6(b)所示，在不采用本文預(yù)防控制方法下，第1回LCC-HVDC觸發(fā)角調(diào)節(jié)量最大值為10°，在本文預(yù)防控制方法下，觸發(fā)角調(diào)節(jié)量最大值為6°，控制器降低了CFPREV的輸出。如圖6(c)所示，在不采用本文預(yù)防控制方法下，第1回和第2回LCC-HVDC在1.01 s關(guān)斷角降至零，發(fā)生第1次換相失敗，在1.15 s第1回LCC-HVDC發(fā)生第2次換相失敗。如圖6(d)所示，在本文預(yù)防控制方法下，由于換相電壓瞬時(shí)跌落量較大，第1回和第2回LCC-HVDC均會(huì)發(fā)生第1次換相失敗，但第1回LCC-HVDC未發(fā)生第2次換相失敗。這表明，由于降低了觸發(fā)角調(diào)節(jié)量的輸出，減小了逆變站的無功消耗量，從而避免了第1回LCC-HVDC發(fā)生第2次換相失敗。在本文預(yù)防控制方法下，其控制有效改善了第1回LCC-HVDC換相失敗抑制效果，降低了逆變站的無功需求，避免了第2次換相失敗。

圖6 三相短路故障下的控制效果Fig.6 Mitigation effect under three-phase short circuit fault

7 結(jié)論

在MIDC中，由于多回LCC-HVDC間電氣耦合緊密，單回LCC-HVDC換相失敗后控制器響應(yīng)會(huì)對(duì)相鄰LCC-HVDC產(chǎn)生交互影響，引發(fā)同時(shí)或相繼換相失敗，對(duì)電力系統(tǒng)產(chǎn)生極大威脅。本文通過分析不同觸發(fā)角下對(duì)交流電壓和無功特性的影響，提出了計(jì)及LCC-HVDC相互影響的換相失敗預(yù)防控制方法，對(duì)本文所提換相失敗預(yù)防控制的啟動(dòng)電壓值和輸出量進(jìn)行改進(jìn)，其中觸發(fā)角調(diào)節(jié)量考慮了引發(fā)相鄰LCC-HVDC換相失敗的逆變站無功消耗約束。該方法計(jì)及了LCC-HVDC間的相互影響，避免控制器輸出量過大帶來的無功沖擊，能夠提升其他LCC-HVDC的換相失敗抑制效果。