基于新型磁控电抗器的直流系统暂态压升抑制方法

窦宇宇,齐四清,郑博文,印希宇,龚庆武,陈小月

(1.国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院,呼和浩特 010000;2.武汉大学电气与自动化学院,武汉 430072)

0 引言

直流输电技术是我国目前最常使用的大容量远距离输电方式。直流输电系统通过换流站进行交直流转换,在运行过程中,换流站需要消耗大量无功功率,当换流站发生换相失败时,有可能引起交流系统产生严重的过电压,威胁电力系统的安全稳定运行。

直流换相失败后,直流系统从换流站吸收了大量无功,导致换流站的无功消耗迅速增多,引起换流站交流侧母线电压下降,此时为了使电压恢复,换流站滤波电容或无功补偿装置对系统进行无功补偿,交流侧母线电压回升。当故障恢复后,若滤波电容未能及时退出系统,或无功补偿装置输出容量还未及时调节,将会导致换流站无功功率过剩,造成送端系统母线电压升高。此外,若发生连续换相失败,有可能发生直流双极闭锁,使系统输送的有功功率迅速归零,此时送端系统有大量有功功率盈余,而直流系统由于闭锁,消耗的无功功率为0,换流站中滤波电容或补偿电容向系统输送大量无功功率,导致送端电压迅速升高,即产生过电压[1]。

对直流送端系统交流母线的暂态过电压一般采取仿真分析的方法,文献[2]推导建立了直流双极闭锁后换流母线暂态电压的解析表达式;文献[3-5]提出了交流系统暂态电压升高的原理,并分析了交流系统的暂态压升对风电机组的影响,提出了抑制机端暂态压升的策略;文献[6]提出一种计及系统稳态传输功率的交流系统等值方法,推导了换流母线暂态电压的解析表达式,得到暂态过电压的定量计算方法;文献[7]推导了适用范围更广的直流送端系统交流母线暂态压升计算方法;文献[8]提出一种基于卷积神经网络的交流系统暂态电压升高估算方法,但该方法计算量大,精度受到影响;文献[9]计及交流母线暂态压升对风电场的影响,计算了高压直流系统无功补偿容量的动态特性;文献[10]提出了根据系统短路比评估系统暂态过电压的方法,但未考虑无功上升的特性;文献[11]分析了不同类型的换流站运行方式对暂态电压升高的影响;文献[12-13]分析了短路比对交流系统暂态压升的影响;文献[14]通过电磁暂态仿真分析了换相失败过程中HVDC主要状态量的变化特性;文献[15]分析了系统发生故障时直流送端系统的暂态过电压特性及新能源连续脱网的机理;文献[16]提出次暂态潮流的直流闭锁瞬间换流母线暂态电压计算方法;;文献[17-18]分析了直流运行异常引起的暂态过电压对新能源的影响;文献[19]研究了暂态电压升高时的有功无功特性;文献[20-21]对实际电网进行仿真。

为了抑制直流输电送端系统过电压,国内外学者展开了一系列研究,目前常用的过电压抑制措施可分为两种类型:1)增加额外无功补偿设备;2)改进变流器控制策略。加装辅助硬件装置可以在母线电压出现波动时输出或吸收无功功率,降低过电压幅值,文献[22]提出基于多无功补偿装置的多层动静态电压协调控制模型,实现各类无功补偿的协调控制;文献[23]提出有效抑制电压波动的基于静止无功补偿器稳定电压的控制策略,设计了基于鲁棒观测器的SVC附加滑模电压控制器;文献[24]结合LCC直流系统中阀过电压机理对该混合系统中阀过电压特性进行研究,比较两者之间的异同,并提出混合直流系统中LCC系统过电压分析讨论的一般方法与原则;文献[25]建模比较了SVC和静止同步补偿器在风电波动和电网故障等工况下的运行特性,指出静止同步补偿器无功响应速度更快,但对电压波动的敏感程度更高;文献[26]分析了换相失败引起暂态电压升高的机理,提出了基于改进的电压依赖型限流器(VDCOL)控制的抑制策略;文献[27]对特高压直流输电系统过电压展开仿真分析;文献[28]分析了电容器切除延时变化对系统暂态过电压的影响;文献[29]提出了不同故障切除时间对暂态过电压的影响;文献[30-33]分析了同步调相机对比SVC、SVG等设备的优越性,但调相机综合利用率低,损耗大。

本研究提出一种基于新型磁控电抗器的直流送端系统暂态过电压抑制方法,对比了新型磁控电抗器之于其他无功补偿设备的优势,搭建了PSASP直流输电系统仿真模型,验证了采用新型磁控电抗器对直流送端系统发生暂态电压升高时的抑制效果。

1 特高压直流送端系统暂态压升抑制机理及无功补偿设备对比

1.1 特高压直流送端系统暂态压升抑制机理

换流站安装新型磁控电抗器的直流送端系统等值电路如图1所示。其中换流站交流母线电压为U,设定其相角为0°;交流系统等值为理想电源E,交流系统等值功角为δ;交流系统等值电抗为X;Pac与Qac分别为交流系统向换流站注入的有功与无功功率;Pd与Qd分别为换流站向直流输送的有功与无功功率;换流站中安装交流滤波器与新型磁控电抗器,其无功功率分别为Qfc与QL。

图1 直流送端系统等值电路

稳态运行状态下换流站交流母线功率平衡方程为[8]

(1)

根据换流站母线有功功率与无功功率流向可得

(2)

式中B为换流站等值电纳,由式(1)和(2)可得

(3)

在任何时刻式(3)都成立,由式(3)可得

(4)

设直流闭锁前系统稳态运行时换流站母线电压为U0,交流系统等值电源为E0,直流输送有功功率与无功功率分别为Pd0与Qd0,换流站等值电纳为B0,由式(4)可得

(5)

直流系统突然发生双极闭锁工况时,换流站母线电压为U1,交流系统等值电源为E1,直流输送有功功率与无功功率分别为Pd1与Qd1,换流站等值电纳为B1,由式(4)可得

(6)

由于直流闭锁后输送有功功率与无功功率骤降为0,即Pd1=0,Qd1=0,可得

(7)

由于直流闭锁前后交流系统等值电压源不变,即E0=E1,由式(5)(7)可得

(8)

若换流站不接入新型磁控电抗器,则式中(8),B0=B1=ωC,C为换流站接入交流滤波器的等值电容,式(8)可等效为

(9)

由式(9)可得,直流闭锁后交流母线暂态电压升高与闭锁前直流输送功率以及换流站等值电纳相关。

根据扎鲁特换流站运行参数,额定输送功率为10 000 MW,换流站消耗无功功率5 435.6 Mvar,母线额定运行电压530 kV,交流系统等值电抗11.236 Ω,可得到直流闭锁后换流站交流母线暂态压升与换流站母线并联等效电容的关系见图2。额定运行时,换流站等效电容为63.72 μF,由式(9)可得直流闭锁后交流母线暂态压升为731.69 kV(1.33 p.u.),超过了过电压限值(1.3 p.u.)。

图2 快速响应新型磁控电抗器原理图

故Pd0与C越大,即闭锁前输送功率与换流站投入的滤波电容器容量越大,直流发生双极闭锁后换流站交流母线暂态电压升高越高。换流站投入的交流滤波器容量根据换流阀消耗的无功功率来计算,一般需要投入直流输送功率的40%～60%,直流输送功率越大,换流阀消耗的无功功率越大,需要投入的交流滤波器容量越大,当发生双极闭锁故障时,换流站交流母线暂态电压升高越严重,因此工程上普遍采用降功率运行的方式来抑制换流站交流母线暂态压升。

若换流站接入新型磁控电抗器,则式(8)中B0=ωC,B1=ωC-1/ωL,L为新型磁控电抗器的等值电感,式(8)可等效为

(10)

由式(10)可得,控制新型磁控电抗器等效电感L,使0<ωC-1/ωL<ωC,即新型磁控电抗器投入运行后,换流站等值电纳B1

U1″

(11)

即直流发生双极闭锁后,新型磁控电抗器的接入可有效抑制换流站交流母线暂态电压升高,且新型磁控电抗器等效电感L越小,U1″越小,说明对暂态压升的抑制效果越显著。

1.2 各无功补偿设备技术与经济性对比

目前新能源系统采用的技术成熟的无功补偿装置主要有静止无功发生器(SVG)、静止无功补偿器(SVC)与同步调相机。常用的SVC可分为晶闸管控制电抗器(TCR)型SVC与晶闸管投切电容器(TSC)型SVC,其中TSC型SVC通过晶闸管控制电容器的投切,无法连续调节输出容量,灵活性较差。而TCR型SVC在晶闸管的高速开关过程中会产生大量谐波,有功损耗较大,此外,由于晶闸管耐压值有限,通常需要串并多个晶闸管才能应用于高电压等级,故导致TCR型SVC造价成本较高,限制了其大规模应用。电力电子器件的快速发展促进了SVG在新能源系统中的应用,SVG由全控电力电子器件构成,响应速度快,能连续无级调节无功输出容量,然而SVG主电路中含有大量IGBT电力电子器件,在开断过程中会产生较大的损耗,其高频率的开关易产生开关频率附近的高次谐波,另外,IGBT器件耐压低损坏,一方面导致SVG在系统电压升高时容易率先从电网切出,从而进一步加剧电网无功缺额,使系统电压进一步升高,另一方面也使得SVG具有较高的运行维护成本[34-35]。同步调相机属于旋转机械类设备,具有一定的短时过载能力,但是同步调相机通常在过励磁状态下运行,励磁电流大,其有功损耗较大,满载运行时,有功损耗可达到额定容量的5%,且其单位容量的投资及运维成本较高,出于技术性及经济性考量,同步调相机在新能源系统中的应用受到一定的局限性。

磁控电抗器(Magnetically Controlled Reactor,MCR)作为一种新型无功补偿装置,其本体结构与双绕组变压器结构类似,故其可靠性与变压器一致,具有较高的运行可靠性[35-36]。磁控电抗器能自动跟踪电网的负荷波动情况并调节自身输出容量,且由于主电路中不含有电力电子器件,故其不易损坏,可直接应用于高电压等级中,新型磁控电抗器动态响应时间一般在30 ms以内,其谐波含量与运行损耗均小于其他无功补偿设备,因此提出一种基于新型磁控电抗器的直流输电系统无功补偿方法,将新型磁控电抗器安装于鲁固直流系统的扎鲁特交流母线上,在直流输电系统发生连续换相失败导致双极闭锁时为系统提供无功支撑,抑制送端系统的暂态过电压。SVC、SVG、同步调相机的技术性能及经济性对比见表1。

表1 SVC、SVG、同步调相机与MCR技术参数与经济性对比

2 快速响应的新型磁控电抗器仿真模型

2.1 快速响应新型磁控电抗器的原理

新型磁控电抗器采用快速响应结构,其原理见图2[37]。图2左边为工作回路,右边为基于IGBT全控整流控制的快速响应结构控制回路。

图2 交流母线暂态压升与换流站等效电容的关系

快速结构采用IGBT组成全控整流电路,可以快速调节励磁电流大小。当需要新型磁控电抗器快速增大输出容量时,使IGBT转换为高占空比状态,并控制IGBT的导通时间,使全相整流电路输出大直流电流,使铁心磁感应强度直流分量迅速增大,实现快速励磁。

当新型磁控电抗器增大输出容量时,若交流电压源e输出电压位于正半周期,此时VT1、VT4导通,若交流电压源e输出电压位于负半周期,此时VT2、VT3导通,IGBT交替导通完成交流至直流的转换。

2.2 新型磁控电抗器仿真模型

搭建基于PSCAD平台的新型磁控电抗器仿真模型,磁控电抗器本体每相铁心由两个半铁心组成,在仿真软件中两个具有饱和特性的变压器模型组成,新型单相磁控电抗器仿真模型见图3。(电感变化)

磁控电抗器的工作状态取决于铁心的磁饱和度β,根据工作时磁饱和度β的大小,有3种基本工作状态,即空载工作状态、半极限饱和状态、极限饱和状态,一般选择半极限饱和或极限饱和状态为额定工作状态,当选择半极限饱和状态为额定工作状态时,磁控电抗器从空载到输出额定容量时两个半铁心磁通量见图4,此时对应磁饱和度β=π,磁控电抗器工作电流变化情况见图5,磁控电抗器从空载到输出额定容量时等效电感的变化情况见图6。

图4 空载到输出额定容量时A相铁心磁通量

图5 磁控电抗器从空载至输出额定容量时A相工作电流波形

图6 磁控电抗器从空载至输出额定容量时等效电感变化情况

由图4～图6可得,采用快速励磁结构的新型磁控电抗器输出容量从空载到额定容量所需相应时间约为30 ms,其等效电感由10 H减小到约0.2 H,由式(10)可得,等效电感变化前后交流母线暂态压升为

(12)

随着磁控电抗器输出容量增大,其对换流站交流母线的暂态压升抑制程度增加,使得交流母线暂态压升降低。

2.3 基于MCR外特性的PSASP模型

由2.2节得到MCR从空载到额定输出时的等效电感外特性,根据该外特性搭建PSASP模型。

在PSASP中采用延时触发电感的方式模拟磁控电抗器输出容量的变化情况。即在故障发生后30 ms后投入全部电感,模拟磁控电抗器的输出从0增大至额定容量。

3 直流送端系统暂态压升抑制仿真分析

3.1 基于PSASP的鲁固直流仿真模型

以鲁固直流为仿真试验对象,鲁固直流起于内蒙古扎鲁特旗,止于山东青州市,工程额定输送功率为10 000 MW,额定电压为±800 kV,采用基于PSASP平台的2019年鲁固直流系统网架结构进行计算,直流送端系统投入容性无功一般按传输功率的40%～60%计算,仿真模型中换流站容性无功补偿功率设定为直流输送容量的57.4%,由8组容量290 Mvar的交流滤波器与9组容量380 Mvar的并联电容器组成。

搭建一次系统主接线图见图7。该直流输电工程各参数设定如下:输电系统电压等级为±800 kV,双极运行额定功率10 000 MW,单极运行额定功率5 000 MW,直流额定电流5 000 A。每极采用400 kV+400 kV的2个12脉冲换流器串联组成。直流输电线路全长1 233.8 km,整流侧换流变压器原边母线交流电压为527.484 314 kV,副边额定电压为172.95 kV;经过单个6脉冲换流器后,整流侧母线电压为Udr=1.35U1cosα-RσId,每极采用2个12脉冲换流器串联组成,则单极电压U=4Udr,代入数据可得单极母线电压为800 kV。

图7 鲁固直流一次系统主接线图

3.2 基于新型磁控电抗器抑制暂态电压升高仿真模型

在基于PSASP平台的仿真模型中,将新型磁控电抗器安装于扎鲁特交流母线上,见图8。模拟在6 s发生直流双极闭锁故障时,不同的无功补偿方案以及措施对扎鲁特交流母线暂态过电压的抑制作用。其中单台同步调相机容量为300 Mvar,采用切除容性无功的方法时,研究切除时间分别为发生直流闭锁后30 ms、100 ms以及200 ms时对暂态过电压抑制产生的影响。

图8 基于PSASP的鲁固直流仿真模型

3.3 仿真结果分析

仿真中母线电压控制目标为小于1.3 p.u.,当直流输送功率较高时,发生直流闭锁后,扎鲁特母线产生暂态过电压,其峰值有可能高于1.3 p.u.,而输送容量较小时,暂态过电压峰值则能控制在1.3 p.u.以下。

将输送容量设置为7 500 MW,投入容性无功为4 345 Mvar,由7组容量295 Mvar的交流滤波器与6组容量380 Mvar的并联电容器组成,投入2台容量300 Mvar的同步调相机,分别在双极闭锁发生后30 ms、100 ms、200 ms切除容性无功,扎鲁特母线电压波动情况如图9所示,200 ms切除容性无功时过电压峰值为1.3 p.u.。

图9 输送容量为7 500 MW时母线电压波动情况

将输送容量增大至8 000 MW,投入容性无功为4 430 Mvar,由6组容量295 Mvar的交流滤波器与7组容量380 Mvar的并联电容器组成,投入2台容量为300 Mvar的同步调相机,分别在双极闭锁发生后30 ms、100 ms、200 ms时切除容性无功,扎鲁特母线电压波动情况见图10,在200 ms切除容性无功时,过电压峰值超过1.3 p.u.。在仅投入2台同步调相机时,输送容量超过7 500 MW,则直流闭锁后暂态过电压将高于1.3 p.u.,故仅投入2台同步调相机时,直流输送容量最高为7 500 MW。

图10 输送容量为8 000 MW时母线电压波动情况

将直流输送功率提升为10 000 MW时,投入2台同步调相机与容量为2 000 Mvar的新型磁控电抗器,扎鲁特母线电压波动情况见图11。由图11可知,投入600 Mvar同步调相机与2 000 Mvar MCR后,可将母线电压暂态过电压峰值降低到1.287 p.u.。图11(a)为不切除系统滤波器时电压波动情况,图10(b)为分别在双极闭锁后30 ms、100 ms、200 ms切除所有滤波器时母线电压波动情况,由图11(a)、(b)可以得出过电压峰值出现时间约为双极闭锁发生后200 ms左右,如果滤波器切除时间小于200 ms,则能有效降低双击闭锁后母线暂态过电压峰值,切除系统所有容性无功后,可使稳定后的母线电压降低。图12为延长观察时间至25 s时,母线电压波动情况,由图可以看出,图12(a)中母线电压在25 s时仍处于下降趋势,图12(b)中母线电压在约为20 s时趋于稳定,故切除系统容性无功,可以缩短母线电压恢复时间。

图11 投入600 Mvar同步调相机与2 000 Mvar MCR时母线电压波动情况

图12 延长观察时间至25 s时母线电压波动情况

当输送功率为10 000 MW,不投入任何无功补偿设备,仅切除系统容性无功时,扎鲁特母线电压波动情况见图13,由图可得,不投入调相机与磁控电抗器的情况下,切除容性无功时母线暂态过电压峰值超过1.3 p.u.,在直流双极闭锁后30 ms、100 ms、200 ms切除容性无功时母线电压在相同的时间恢复稳定,切除容性无功的时间仅影响母线暂态过电压峰值大小,对电压恢复稳定的时间影响不大。

图13 仅切除系统容性无功时电压波动情况

当输送功率为10 000 MW,不投入同步调相机也不切除系统容性无功,分别投入2 000 Mvar、2 250 Mvar、2 500 Mvar MCR时,扎鲁特母线电压波动情况见图14,由图可得,在不切除系统容性无功时,仅投入2 500 Mvar MCR可使扎鲁特母线暂态过电压峰值降低到1.3 p.u.以下,投入不同容量的MCR,将影响过电压峰值大小,但不影响过电压峰值出现时间,以及母线电压恢复稳定的时间。

图14 分别投入不同容量MCR时母线电压波动情况

由图12(a)与图14对比可得,投入600 MVar同步调相机与2 000 MVar MCR时,其对暂态压升峰值的抑制效果与投入2 500 MVar MCR时相似,且随后母线电压变化趋势相同,考虑到同步调相机的有功损耗大于MCR,因此采用MCR替代同步调相机抑制交流母线暂态压升具有可行性。

4 结论

本研究主要提出了一种基于新型磁控电抗器的直流系统故障引发送端电网暂态电压升高的抑制措施,以鲁固直流工程为试验对象进行仿真试验,对比了不同抑制措施下的扎鲁特母线电压波动情况。主要结论如下:

1)当仅投入2台同步调相机时,为了控制暂态过电压小于1.3 p.u.,直流输送功率最大为7 500 MW,当增加2 000 Mvar MCR后,直流输送功率可提升至10 000 MW。

2)当切除系统中容性无功的时间小于200 ms时,可有效降低母线暂态过电压峰值,且切除容性无功可降低稳定后的母线电压;且切除系统中的容性无功,能有效减少母线电压的恢复时间。

3)投入2 500 Mvar MCR时,可在不切除容性无功的情况下,输送功率提升至10 000 MW时,将母线暂态过电压幅值降低至1.3 p.u.以下。

4)投入不同容量的MCR将会对母线暂态过电压峰值产生影响,但不影响过电压峰值出现的时间,以及母线电压恢复稳定的时间。

5)投入同等容量同步调相机与MCR时,其对交流母线暂态压升的抑制效果相似,考虑到同步调相机的损耗较大,因此选择采用MCR来进行暂态压升抑制更具有优越性。