云广特高压直流输电负极运行换相失败及控制研究

陈仕龙，束洪春，甄 颖

（昆明理工大学 电力工程学院，云南 昆明 650051）

0 引言

云广±800 kV特高压直流输电是世界上第一条特高压直流输电工程，西起云南省楚雄州楚雄换流站，东至广东省广州市穗东换流站，全长1418 km，额定输送功率5000 MW，电压等级±800 kV，额定直流电流3.125 kA，目前已经双极试运行[1]。由于负极运行在防雷方面的优势，在分期建设时一般采取先负极投运再建设正极的方式，在双极运行过程中需要单极运行时也优先考虑负极运行，云广±800 kV特高压直流输电也会经常采用负极运行方式。换相失败是直流输电系统最常见的一种故障，多数情况下换相失败可以自动恢复，如果发展为继发性的换相失败，直流系统就会强迫停运[2]。故对云广±800 kV特高压直流输电负极运行换相失败进行研究，对云广特高压直流输电系统安全运行是十分必要的。国内外学者对高压直流输电系统及特高压直流输电系统换相失败进行了深入的研究[3-9]。

本文对高压直流输电换相失败机理、引起换相失败的原因、换相失败判断标准及抑制换相失败的控制措施进行研究。采用PSCAD/EMTDC仿真程序，以云广±800 kV特高压直流输电工程为对象，根据云广±800 kV特高压直流输电工程的设计参数，建立云广±800 kV特高压直流输电系统负极运行的精确仿真模型，对云广±800 kV特高压直流输电负极运行时换相失败进行仿真研究。

1 特高压直流输电换相失败机理、影响因素及判断标准

1.1 特高压直流输电换相失败机理

换相失败是直流输电最常见的故障之一，在6脉动换流器中，当2个桥臂之间换相结束后，刚退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内，如果未能恢复阻断能力，或者在反向电压期间换相过程一直未能进行完毕，这2种情况在阀电压转变为正向时被换相的阀都将向原来预定退出导通的阀倒换相，这称为换相失败[10-11]。

换流器的阀是可控电力电子开关，目前大容量直流输电工程都采用晶闸管作为换流器的阀开关，晶闸管需要一定时间完成载流子复合，恢复正向阻断能力。晶闸管的恢复时间以极限熄弧角γmin表示，在实际运行中，逆变器熄弧角γ小于γmin就认为换相失败[12-13]，这是发生换相失败的本质。

1.2 特高压直流输电换相失败的影响因素

晶闸管去游离恢复时间在400 μs左右（约为7°电角度），考虑到串联元件的误差，晶闸管的恢复时间以电角度γmin表示约为10°。所以在实际运行中，当γ＜10°时就认为发生换相失败。受端系统对称时，逆变器的熄弧角计算公式如下所示：

其中，Id为直流电流；XC为换相电抗；UL为换流母线线电压有效值；β为触发越前角；K为换流变压器变比。当系统发生不对称故障时，会使换相线电压过零点前移一个角度φ，此时逆变器关断角为：

由式（2）可见，换相失败的影响因素包括直流电流、触发越前角、换流母线线电压、换流变压器变比、换相电抗、换相电压过零点相位移角等[14]。

1.3 特高压直流输电换相失败判断标准

换相失败的本质是熄弧角γ小于极限熄弧角γmin。判断换相失败的最简单、最准确标准应该以其基本特征为准：熄弧角小于换流阀恢复阻断能力所对应的时间，即熄弧角γ小于极限熄弧角γmin。

云广±800 kV特高压直流输电系统采用单极双12脉动换流器串联的主接线方式，单极有4个6脉动换流阀，任意一个6脉动换流阀发生换相失败都可认为特高压直流输电系统发生换相失败。所以云广±800 kV特高压直流输电系统发生换相失败的判断标准应为：单极的4个6脉动换流阀中最小的熄弧角小于极限熄弧角γmin。

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2 特高压直流输电换相失败避免措施

避免换相失败的措施可分为换相失败的预防措施和防止继发性换相失败的措施2类[15]。

2.1 换相失败的预防措施

换相失败的预防措施是指在直流输电系统设计和运行中采取适当的措施对换相失败故障进行预防。在直流输电中主要有以下几种换相失败预防措施：利用无功补偿维持换相电压稳定；采用较大的平波电抗器限制暂态时直流电流的上升；规划时降低换流变压器的短路电抗；增大β或γ的整定值；采取适当的控制方式；改善交流系统的频谱特性；人工换相。

2.2 防止继发性换相失败的措施

逆变器发生换相失败后，不需要马上进行闭锁保护，采取适当措施可以防止发生继发性换相失败，防止发生继发性换相失败的措施主要有以下几种：控制系统中采用低压限流环节（VDCOL）；增大换流阀触发角β；增发触发脉冲，对逆变器一次换相失败故障的发展进行控制；投入旁通对和将换流阀闭锁对逆变器2次和多次连续换相失败故障的发展进行控制；直流系统采用适当的恢复速率。

2.3 云广特高压直流输电控制系统对换相失败的控制措施

目前，国内外高压直流输电工程控制系统主要有Siemens公司的技术和ABB公司的技术。Siemens直流输电系统根据换相失败的原理来检测，采用了事后补救的措施，即检测到换相失败后，通过定熄弧角控制使系统从故障中恢复；而ABB直流输电系统的换相失败相关技术主要采用了预测手段，通过对交流系统故障的严重程度进行判断，提前采取措施以避免换相失败。云广特高压直流输电工程控制保护系统采用的是许继公司成套提供的DPS-2000A系统，采用的是Siemens公司的技术。云广特高压直流输电控制系统对换相失败的控制除在控制系统中采用VDCOL外，主要采用转换控制方式的方法来抑制换相失败，即当出现换相失败时，逆变站的控制方式由定电压控制转变为定熄弧角控制以抑制换相失败。

3 云广特高压直流输电负极运行系统建模

本文采用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件建立云广特高压直流输电负极运行的精确仿真模型。参照云广特高压直流输电系统换流站主接线，可建立云广±800 kV特高压直流输电系统负极运行仿真模型。云广特高压直流输电系统电压等级为±800 kV，负极运行时直流额定电压为-800 kV，直流额定功率为2500 MW，直流额定电流为3.125 kA。整流侧交流系统额定电压为525 kV，短路比SCR=2.5/84°；逆变侧交流系统额定电压为525 kV，短路比SCR=2.5/75°。整流侧配置两大组交流滤波器，直流滤波器的配置为2组三调谐滤波器，逆变侧交直流滤波器配置及参数同整流侧。整流侧换流变压器采用三相双绕组变压器，单台容量750.63MV·A，接线型式为Y0/Y及Y0/△2种，换流阻抗0.18 p.u.，网侧绕组额定电压525 kV，阀侧绕组额定电压169.85 kV。逆变侧换流变压器采用三相双绕组变压器，单台容量750.63 MV·A，接线型式为Y0/Y及Y0/△2种，换流阻抗0.18 p.u.，网侧绕组额定电压525 kV，阀侧绕组额定电压160.5 kV。整流侧平波电抗器为极母线和中性母线各装设2台75 mH的干式平波电抗器，逆变侧平波电抗器设置及参数与整流侧相同。整流站和逆变站的换流阀采用2个12脉动换流单元串联接线的接线方式，2个12脉动阀组串联电压按-（400+400）kV分配。直流输电线路全长1 418 km，沿线大地电阻率的平均值为1000 Ω·m，采用了6×LGL-630/45 导线，采用 Frequency Dependent（Phase）Model Options模型①西南电力设计院.云南至广东±800 kV特高压直流输电工程楚雄±800 kV换流站新建工程初步设计.2007.。所建立的仿真模型见图1。

4 云广特高压直流输电负极运行换相失败及控制仿真

4.1 云广特高压直流输电换流变压器变比K增大

由式（2）可见，当其他变量不变时，变压器变比K增大将使关断角γ减小，从而导致换相失败。云广特高压直流输电负极运行时逆变侧换流变压器额定变比K=525/160.5=3.271，通过大量的仿真发现：减小变比K，逆变器不发生换相失败，当增大变比K到K=525/149=3.52时，逆变器发生换相失败。云广特高压直流输电负极运行时换流变压器变比K=3.52，仿真波形如图2—4所示。

图中Ud为直流母线电压；I为VDCOL输出电流的标幺值（后同）；γ为云广特高压直流负极4个6脉动换流器的最小熄弧角。由仿真结果可见，当逆变侧换流变压器变比K≥3.52时，云广特高压直流周期性地出现负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即云广特高压直流输电系统负极发生继发性换相失败。换相失败发生后，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，但过一段时间后换相失败再次发生，如此周期性地发生换相失败。可见，当云广特高压直流逆变侧换流变压器变比K≥3.52时，逆变器将发生继发性换相失败，即使云广特高压直流控制系统启动，也不能避免。

图1 云广特高压直流输电-800 kV仿真模型Fig.1 Simulation model of Yun-Guang-800 kV UHVDC transmission system

图2 整流侧直流母线电压Fig.2 DC bus voltage at rectifier side

图3 控制系统VDCOL输出Fig.3 VDCOL output of control system

图4 逆变侧最小熄弧角Fig.4 Minimum arc extinction angle at inverter side

4.2 逆变侧交流系统三相接地短路

交流系统三相接地短路为对称性故障，该故障发生时，不会使换相线电压过零点前移一个角度φ，但会使换流母线线电压UL降低，逆变器是否发生换相失败以及换相失败后能否恢复与换相电压降落的速度与幅值、接地电阻大小及故障持续时间有关[16]。通过大量的仿真发现：三相对称接地短路故障对于故障合闸角不敏感，即发生三相对称接地短路时，故障发生的时刻对换相失败是否发生及能否迅速恢复基本没有影响，而接地电阻的大小和故障持续时间对换相失败影响很大，接地电阻越小，故障持续时间越长，越容易发生换相失败。对云广特高压直流输电负极运行时逆变侧交流系统三相接地短路进行仿真，故障起始时刻为0.3 s，故障持续时间为100 ms，通过大量仿真，得到不发生继发性换相失败的临界接地电阻为31.5 Ω，此时交流母线电压降为额定值的60%，仿真波形如图5—8所示。

图5 逆变侧交流母线电压Fig.5 AC bus voltage at inverter side

图6 整流侧直流母线电压Fig.6 DC bus voltage at rectifier side

图7 控制系统VDCOL输出Fig.7 VDCOL output of control system

图8 逆变侧最小熄弧角Fig.8 Minimum arc extinction angle at inverter side

图中UAC为交流母线电压。由仿真结果可见，当逆变侧交流系统发生三相接地短路，故障持续时间为100 ms，不发生继发性换相失败的临界接地电阻为31.5 Ω。当接地电阻小于31.5 Ω时，发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，但过一段时间后换相失败再次发生，即使故障已经切除，也将连续出现负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即发生继发性换相失败；当接地电阻大于等于31.5 Ω时，也发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，直流系统只发生一次负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即只发生一次换相失败。

4.3 逆变侧交流系统两相短路

交流系统两相短路为非对称性故障，该故障发生时，不但会使换相线电压过零点前移一个角度φ，还会使换流母线线电压UL降低，逆变器很容易发生换相失败。通过大量的仿真发现：两相短路时换相失败与接地电阻、故障持续时间、故障合闸角关系密切，接地电阻越小，故障持续时间越长，越容易发生换相失败，在线电压相位为90°和270°，即故障合闸角为90°和270°时，两相短路最容易引发逆变器换相失败。对云广特高压直流输电负极运行时逆变侧交流系统A、B两相短路进行仿真，故障合闸角为90°，故障持续时间为100 ms，通过大量仿真，得到不发生继发性换相失败的临界接地电阻为497 Ω，仿真波形如图9—12所示。

图9 逆变侧交流母线电压Fig.9 AC bus voltage at inverter side

图10 整流侧直流母线电压Fig.10 DC bus voltage at rectifier side

图11 控制系统VDCOL输出Fig.11 VDCOL output of control system

图12 逆变侧最小熄弧角Fig.12 Minimum arc extinction angle at inverter side

由仿真结果可见，当逆变侧交流系统发生两相短路，故障持续时间为100 ms，故障合闸角为90°，不发生继发性换相失败的临界接地电阻为497 Ω。当接地电阻小于497 Ω时，发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，但过一段时间后换相失败再次发生，即使故障已经切除，也将连续出现负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即发生继发性换相失败；当接地电阻大于等于497 Ω时，也发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，直流系统只发生一次负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即只发生一次换相失败。

4.4 逆变侧交流系统单相接地短路

交流系统单相接地短路为非对称性故障，该故障发生时，不但会使换相线电压过零点前移一个角度φ，还会使换流母线线电压UL降低，逆变器容易发生换相失败。通过大量的仿真发现：单相接地短路时换相失败与接地电阻、故障持续时间、故障合闸角关系密切，接地电阻越小，故障持续时间越长，越容易发生换相失败，在接地相电压相位为90°和270°，即故障合闸角为90°和270°时，单相接地短路最容易引发逆变器换相失败。对云广特高压直流输电负极运行时逆变侧交流系统C相接地短路进行仿真，故障合闸角为90°，故障持续时间为100 ms，通过大量仿真，得到不发生继发性换相失败的临界接地电阻为168 Ω，仿真波形如图13—16所示。

图13 逆变侧交流母线电压Fig.13 AC bus voltage at inverter side

图14 整流侧直流母线电压Fig.14 DC bus voltage at rectifier side

图15 控制系统VDCOL输出Fig.15 VDCOL output of control system

图16 逆变侧最小熄弧角Fig.16 Minimum arc extinction angle at inverter side

由仿真结果可见，当逆变侧交流系统发生单相接地短路，故障持续时间为100 ms，故障合闸角为90°，不发生继发性换相失败的临界接地电阻为168 Ω。当接地电阻小于168 Ω时，发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，但过一段时间后换相失败再次发生，即使故障已经切除，也将连续出现负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即发生继发性换相失败；当接地电阻大于等于168 Ω时，也发生换相失败，VDCOL启动，逆变侧控制方式由定电压控制方式转变为定熄弧角控制方式，使系统快速恢复正常，直流系统只发生一次负极4个6脉动换流器的最小熄弧角为0°的现象，小于极限熄弧角γmin，即只发生一次换相失败。

5 结论

本文针对云广±800 kV特高压直流输电负极运行方式，应用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件建立了云广特高压直流输电负极运行的仿真模型，并对云广±800 kV特高压直流输电负极运行时换流变压器变比、逆变侧交流系统故障进行仿真。通过本文的研究，得出如下结论。

a.云广特高压直流输电负极运行换相的判断标准为单极的4个6脉动换流阀中最小的熄弧角小于极限熄弧角γmin。

b.在云广特高压直流输电负极运行状态下，不能使逆变侧换流变压器变比K≥3.52，否则逆变器将周期性地发生换相失败。

c.逆变侧交流系统发生三相接地短路时，换相失败对故障合闸角（故障发生时刻）不敏感，但与接地电阻大小和故障持续时间关系密切。

d.逆变侧交流系统发生两相短路和单相接地短路时，换相失败与短路电阻和接地电阻、故障持续时间、故障合闸角（故障开始时刻）密切相关；对于两相短路，在线电压相位为90°和270°时，两相短路最容易引发逆变器换相失败；对于单相接地短路，在相电压相位为90°和270°时，单相接地短路最容易引发逆变器换相失败。