张北柔直电网采用架空直流输电线路,遭受雷击、山火、覆冰闪络等故障概率较高,故障发展速度快,为减小直流线路故障带来的影响,快速清除、隔离故障,需要研究换流站设备配置方案。
张北柔直设备配置方案主要有2种：方案一是“半桥MMC+直流断路器”方案,如图5(a)所示,采用直流断路器跳开故障线路,切除故障电流;方案二是“具有故障自清除能力MMC+快速机械开关”方案,如图5(b)所示,采用故障自清除的全桥换流器,通过换流器闭锁阻断故障电流。采用方案一时,直流线路故障可以通过直流断路器清除故障,如果换流阀耐受应力满足要求,换流器可以不闭锁,直流电网功率传输不间断。但是对于方案一,如果两换流站之间直流线路较长,例如1000 km,在直流线路一端发生故障时,行波信号从故障点送到另一端换流站的时间延迟约3.3 ms,再加上保护装置的处理时间2 ms,将增加了直流断路器的故障切除时间,给换流阀和直流断路器带来较大压力,张北工程换流站之间直流线路长度均不超过250 km,影响相对较小。采用方案二时,一旦直流线路发生故障需要闭锁全部换流器,通过直流机械开关隔离故障,故障清除后重启换流器,将造成直流电网功率传输短时中断,对交流系统冲击较大。柔直电网电源侧发电机组孤岛接入时,如果换流器全部短时闭锁将导致发电机组网侧电压紊乱,引起发电机组脱网跳闸,故障扩大、系统难以短时间恢复供电;同时对于具有故障自清除能力的全桥式子模块结构换流阀或者嵌位双子模块结构换流阀,拓扑结构更加复杂,实现同样的直流输电电压和输送功率需要更多、甚至较半桥式MMC更多IGBT和二极管器件,导致造价急剧升高,而且由于元器件增多,可靠性降低。经综合比较,张北工程考虑推荐采用“半桥MMC+直流断路器”的技术方案。
图5 直流设备配置方案
2 张北柔直电网特性分析
张北工程是世界首个具有真正网络特性的直流工程,它可以实现单回直流线路故障、单换流器故障时系统不停运、功率传输不中断。但是,由于直流电网没有同步发电机组,故障发展迅速,设备制造能力有限,因此直流电网的构建存在诸多关键点和难点。
2.1 柔直电网的低惯性弱阻尼特性
直流电网电压与交流电网频率在时间和空间特性上显著不同,在时间响应特性上,直流电网电压比交流电网频率快3个数量级;直流电网内部能量储存于电容和电感元件中,直流电网电压主要与电容总存储的能量有关,由于电容中存储的能量与直流电网的输入、输出功率相比很小,因此直流电网电压的响应时间一般在毫秒级。而交流电网的能量存储在发电机转子上,交流电网的频率直接与发电机转子的转速即动能相关,频率响应的时间与发电机的惯性时间常数相当,为秒级。在空间响应特性上,交流频率稳态下全网一致,而直流电网中各个节点的电压是不相同的,随运行方式的改变而变化[8]。直流电网为功率-电压(P-V)特性,控制进出直流电网的功率平衡才能维持直流电网电压稳定,柔直电网惯性小,直流系统阻尼系数小,直流电网呈低惯性、弱阻尼特性,短路故障时,网络中换流阀电容和交流系统集中向短路点放电,电流迅速发展,几乎呈斜线上升,几个毫秒就超过换流阀、直流断路器的耐受能力。张北工程送端采用无源孤岛接入,柔性直流输电系统必须采用无源交流电压控制,为风机、光伏提供可靠的并网电压,在此情况下流入换流器的有功功率无法控制,进一步恶化了故障发展程度。
图6为送端康保站单极闭锁情况下健全极桥臂电流的仿真波形,由于送端采用无源交流电压控制,换流站单极闭锁之后健全极被迫转带故障极全部功率,故障发生后7ms桥臂电流已经达到4.7 kA,超出IGBT器件4 kA的最大关断能力。
图6 送端单极闭锁情况下健全极的桥臂电流仿真波形
图7为受端双极闭锁时的直流电压,闭锁之后流出直流电网的功率降低,而送端换流站采用无源交流电压控制,无法限制流入直流电网的有功功率,导致直流电网功率盈余,直流电压在故障发生后29 ms已经达到600 kV,超出设备耐受能力。
图7 受端双极闭锁情况下的直流电压仿真波形
直流电网发生故障时,直流电压、直流电流的变化时间尺度为几毫秒至几十毫秒,而交流断路器动作时间约为40~60 ms,安控策略切除风机时间约为150 ms,利用安控策略切除接入直流电网的机组无法满足直流电网故障清除速度的要求。
为应对张北直流电网功率盈余问题,主要有2种技术方案,方案一是通过交流储能系统吸收盈余功率,目前已有的储能电站规模一般在兆瓦级,超级电容储能装置最大充电功率为1~2 MW,储能时间为秒级,储能装置吸收盈余功率的速度和直流电网故障发展速度不匹配,因此无法通过储能装置解决张北工程功率盈余问题。方案二是通过交流耗能装置消耗盈余功率,交流耗能装置由晶闸管阀组控制投切,在故障发生后1.4 ms时间内快速投入并吸收系统盈余功率,为安控策略切除风机争取时间。
张北工程在送端张北换流站和康保换流站分别装设3000 MW和1500 MW的交流耗能装置,交流耗能装置拓扑结构如图8所示,它包括220 kV/ 66 kV的降压变压器、晶闸管阀组和耗能电阻。为了确保交流耗能装置投切过程中系统功率、直流电压、交流母线电压波动最小,交流耗能装置采用分组投切策略,每组容量375 MW,张北站配置8组交流耗能电阻、康保站配置4组交流耗能电阻。在送端交流系统故障时,交流耗能装置根据故障类型和直流功率分组投切,并配合安控策略有序切除风机,维持交流系统功率平衡,投切策略如表2所示。在直流电网内部或者受端交流系统故障时,交流耗能装置根据直流电压和直流功率分组投切,为此直流电网内部功率平衡,张北站投切策略如表3所示。
图8 交流耗能装置示意
表2 送端故障时的张北站耗能装置投切策略
表3 受端故障时的张北站耗能装置投切策略
2.2 柔直电网故障穿越要求与器件能力的不匹配
作为具有网络特性的柔性直流电网,必须具备故障穿越能力,正常方式下,直流电网发生单一元件故障(N—1故障),保护、开关及重合闸可快速、正确动作隔离故障区域,不采取稳定控制措施(特殊工况除外),直流电网保持稳定运行且不会引起直流电网功率传输终端和功率不平衡,其他元件不发生过载或者跳闸。故障过程中,直流电网的换流器、直流断路器和直流线路不发生过流、过压。
柔直电网中的关键设备如换流阀、直流断路器等直流设备均依托全控型电力电子器件IGBT,受制于目前器件技术水平,各关键设备的性能参数存在上限。张北柔直电网额定直流电流达到3000 A,额定短路电流约25 kA,目前参数最高的4.5 kV/ 3000 A的IGBT器件额定电流3000 A,最大关断电流仅为6 kA/ms,与晶闸管10倍于额定电流的故障电流耐受能力相差甚远。直流断路器最快动作时间仅为6 ms,考虑到直流断路器拒动作等严重工况,直流故障情况下换流阀、直流断路器需耐受6~8 ms的短路电流不闭锁,器件参数与设备性能要求不匹配问题更加突出。张北柔直电网还需要适应未来七端直流电网扩展需求,对设备、器件提出了更高的要求。
为了应对张北工程故障穿越能力和器件参数不匹配问题,首先优化了直流电网电抗器配置方案,在直流线路配置了150 mH的线路电抗、中性线配置了300 mH电抗器,配置方案如图9所示,通过线路电抗的网络效应进一步降低故障电流的发展速度。
图9 张北工程电抗器配置方案
其次,阀控过流保护采用分桥臂闭锁策略,如图10所示。在直流故障穿越过程中允许个别桥臂暂时性闭锁,既保证了直流电网在故障穿越过程中的功率传输,又确保换流阀的本体安全。
图10 张北工程换流阀分桥臂闭锁策略
最后优化了阀控过流保护动作速度。目前阀控过流保护动作时间约为315 μs[22]。张北工程阀控过流保护采用纯光式电流互感器,电流互感器采样频率为100 kHz,阶跃响应延时由原来的90 μs降低到了60 μs以内。另外,张北工程阀控过流保护控制周期由原有的200 μs缩短到50 μs,从而使得阀控过流保护整体动作延时控制在125 μs以内,大幅降低故障情况下的IGBT器件电流应力。
