劉雨佳，何柏娜，吳 碩，孟凡濤，劉 洋

(山東理工大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，山東 淄博 255090)

隨著碳達(dá)峰、碳中和戰(zhàn)略目標(biāo)的提出，進(jìn)一步推動了我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。特高壓直流輸電(ultra high voltage direct current, UHVDC)憑借自身在大容量、遠(yuǎn)距離輸電中的獨特優(yōu)勢，在我國能源與負(fù)荷逆向分布的資源布局大背景下具有更廣闊的發(fā)展空間[1-4]。特高壓輸電線路地處曠野，橫跨山川、河流等復(fù)雜地形，綿延數(shù)千公里，極易發(fā)生故障，威脅電力系統(tǒng)安全運行[5-7]。相較于交流側(cè)故障，直流故障具有發(fā)展速度快、穩(wěn)態(tài)故障電流大的特點[8]。因此，研究換流站直流側(cè)故障抑制方案，對未來直流電網(wǎng)建設(shè)發(fā)展至關(guān)重要。

基于上述分析，文獻(xiàn)[9]利用新型單端速選極判據(jù)，提出了一種基于整流逆變側(cè)保護(hù)安裝處邊界能量差異的全線速動保護(hù)方案，提高保護(hù)速動性；文獻(xiàn)[10]針對架空線傳輸方式下，半橋子模塊的柔性直流輸電系統(tǒng)展開研究，分析了平波電抗器、避雷器等站內(nèi)配置對單極接地故障過電壓的影響；文獻(xiàn)[11]基于改進(jìn)粒子群算法，構(gòu)建直流及風(fēng)電控制的協(xié)調(diào)優(yōu)化模型，有效抑制直流送端暫態(tài)過電壓；文獻(xiàn)[12]通過利用可控電容器，提高系統(tǒng)無功功率和電壓電流水平的可控性；文獻(xiàn)[13]分析雷擊高壓混合直流輸電線路的暫態(tài)行為，探究電纜線路過電壓的影響因素，提高系統(tǒng)絕緣水平。此外，針對直流故障電氣量的抑制方案，也有學(xué)者從提升直流斷路器的結(jié)構(gòu)性能等方面展開研究[14]，但直流斷路器并未實現(xiàn)實際工程中的大規(guī)模應(yīng)用。綜上，HVDC系統(tǒng)直流故障的抑制方案設(shè)計仍存在研究空間。

研究表明，故障位置影響故障電壓電流幅值[15-17]，加重系統(tǒng)失穩(wěn)。本文在充分考慮故障點對單極直流接地故障影響的基礎(chǔ)上，提出雙輔支路抑制換流站單極直流極線接地故障電壓電流的方案。故障極線串入速斷支路，控制斷路器動作時間，達(dá)到故障的快速隔離；在正負(fù)極線間并入阻耗支路，吸收故障后線路電感釋放的能量，有效抑制故障過電壓和過電流，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性。

1 單極直流極線接地故障分析

1.1 仿真模型參數(shù)

本文以向家壩—上海UHVDC工程為背景，建立±800 kV換流站仿真模型，系統(tǒng)參數(shù)如表1所示。整流逆變側(cè)均采用雙十二脈動閥組串聯(lián)的接線方式。換流變壓器為三相單繞組，主要參數(shù)見表2。

表1 換流站系統(tǒng)參數(shù)

表2 交直流濾波器元件參數(shù)

本文基于上述設(shè)計參數(shù)，搭建如圖1所示的換流站仿真模型。圖1中，L為平波電抗器，T為換流變壓器。

圖1 換流站整體布局

1.2 故障位置

換流站單極直流極線接地故障程度與故障位置有關(guān)。選擇最嚴(yán)重工況下的接地點作為故障位置，可保證抑制方案設(shè)計實施的有效性，更有利于故障后系統(tǒng)暫態(tài)特性的分析。

當(dāng)換流站發(fā)生正極直流線路接地故障時，故障點A處的電壓從+U降為0，可等效為-U的電壓源在A點的疊加，如圖2所示。

圖2 正極直流線路接地故障等效模型

由圖2可知，雙極導(dǎo)線間的電磁耦合，導(dǎo)致非故障極線過電壓，引發(fā)故障線路過電流。直流線路上的故障電壓為折射波的雙重疊加，如式(1)所示。

u=uz+uf

(1)

當(dāng)末端阻抗為電阻R、電感L和電容C時，反射波如式(2)所示。

(2)

式中：E0為入射波；Z為線路波阻抗；τL、τC分別為感性、容性末端阻抗回路的時間常數(shù)。

圖3 負(fù)極線路電壓躍變波形

由圖3可知，正極直流線路單相接地故障發(fā)生后，在負(fù)極(健全極)發(fā)生2次電壓躍變。第1次躍變時，故障點和非故障極產(chǎn)生的同幅值電壓波同時傳遞至換流站兩端，極線間電磁耦合感應(yīng)的反向突變的脈沖電流，使負(fù)極線路對地電容充電，極線電壓升高至-1000 kV。

第2次躍變電壓受直流濾波器主電容放電和極線間電磁耦合的雙重影響，形成幅值高達(dá)-1125 kV的電壓波峰。二次感應(yīng)的反向突變電流作用于負(fù)極線，對地電容二次充電，極限電壓二次升高。

綜上分析，若故障位于線路中點，故障電壓波到換流站兩端等距，故障反射波同時到達(dá)故障點，導(dǎo)致故障點電壓加倍。此時，線路2次電壓躍變現(xiàn)象最嚴(yán)重，過電壓水平最高，線路過電流強(qiáng)度最大。故本文以線路中點發(fā)生接地故障為例設(shè)計抑制方案。

2 雙輔支路抑制直流單極線路接地故障方案

當(dāng)換流站發(fā)生單極接地故障時，須在快速隔離故障的前提下，增加線路阻尼，消耗電感儲能，抑制故障電壓和故障電流。

基于上述分析，本文針對換流站直流單極線路接地故障，提出雙輔支路抑制故障電壓電流方案，即在故障線路中串入速斷支路，正負(fù)直流極線間并入阻耗支路，雙輔支路配合動作，共同抑制換流站單極接地故障的過壓過流現(xiàn)象。簡化電路結(jié)構(gòu)如圖4所示。

圖4 含雙輔支路的換流站電路結(jié)構(gòu)

圖4中，K1、K2為斷路器；Dd為數(shù)個串接二極管組；G為絕緣柵雙極型晶體管IGBT；T0為晶閘管；D為續(xù)流二極管；R為耗能電阻；LCD為限流電感。圖5為雙輔支路中故障電流流通路徑圖。

(a)正常運行階段

由圖5可知，采用雙輔支路后，直流單極線路接地故障的抑制過程分為正常運行階段、速斷隔離階段和電阻耗能階段。

a.正常運行階段：電流流通路徑如圖5(a)所示。此時，K1、K2閉合，T0關(guān)斷，G處于導(dǎo)通狀態(tài)，直流電流經(jīng)LCD流入逆變側(cè)。

b.速斷隔離階段：如圖5(b)所示，t=1.0 s時故障發(fā)生，此時K1經(jīng)40 ms延時斷開，K2保持閉合，T0導(dǎo)通。故障電流If全部流經(jīng)T0支路，分擔(dān)并轉(zhuǎn)移原支路的故障能量，同時保護(hù)IGBT不因故障產(chǎn)生的瞬態(tài)高壓擊穿，同時K2斷開，實現(xiàn)換流站與故障的快速隔離。

c.電阻耗能階段：如圖5(c)所示，速斷支路隔離故障后，阻耗支路與換流站逆變側(cè)形成閉合回路，耗能環(huán)流IL流經(jīng)耗能電阻R，分擔(dān)線路故障電壓；D正向?qū)ǎ?fù)直流極線間形成續(xù)流通路，故障暫態(tài)能量被持續(xù)消耗，非故障直流極線電壓被有效抑制。

3 仿真分析

本文模擬換流站正極直流極線中點發(fā)生接地故障，導(dǎo)線分裂間距為0.4 m，故障發(fā)生時間為t=1.0 s，采用雙輔支路前后極線電壓、電流波形如圖6所示，仿真數(shù)據(jù)見表3。

由圖6可知，1.0 s故障發(fā)生后，正極極線的反向故障電壓行波以故障點為中心傳遞至線路兩端，線路感應(yīng)到突變的反向脈沖電流，電壓、電流迅速升高。

圖6(a)、圖6(c)中，故障電壓電流幅值在1.02～1.07 s出現(xiàn)，采用雙輔支路后幅值均被削弱；圖6(b)、圖6(d)中，因速斷支路對故障能量的轉(zhuǎn)移、K2對故障的速斷隔離及阻耗支路對故障后暫態(tài)能量的消耗，2次電壓躍變及故障后穩(wěn)態(tài)電流波動范圍均得到有效抑制。

綜合分析圖6、表3可知，故障后換流站極線電壓極值差減少4.6 kV，電流極值差減少0.81 kA，穩(wěn)態(tài)電流波動差ΔI縮小0.11 kA，極線電流重新恢復(fù)穩(wěn)態(tài)時間縮短0.37 s。過電壓、過電流以及故障恢復(fù)時間均得到優(yōu)化。

仿真結(jié)果表明，換流站發(fā)生單極直流線路接地故障后，采用速斷支路和阻耗支路可有效抑制故障電壓電流，降低故障危害，提高了系統(tǒng)穩(wěn)定性、可控性。

(a)極線電壓波形

表3 采用雙輔支路前后仿真數(shù)據(jù)對比

4 結(jié)論

a.本文分析了故障點位置對直流側(cè)單極接地故障的影響。當(dāng)故障點位于線路中點時，因故障折反射波的雙重疊加，線路過壓過流現(xiàn)象最嚴(yán)重。

b.提出了雙輔支路抑制單極直流極線接地故障方案。仿真結(jié)果表明，阻耗支路和速斷支路可有效抑制直流極線故障電壓和故障電流。故障電壓、電流極值差分別減小4.6 kV、0.81 kA，電流恢復(fù)穩(wěn)態(tài)速度提升，穩(wěn)態(tài)電壓電流波動范圍縮小，故障后電壓電流暫態(tài)穩(wěn)定程度明顯提高。研究結(jié)果可為±800 kV換流站直流故障抑制方案設(shè)計提供參考。