赖业宁，郑 亮，宋东阔，谢丽军

(国电南瑞科技股份有限公司，江苏 南京 211106)

0 引言

基于晶闸管高压直流输电凭借其大容量和远距离输送等特点，在我国跨大区远距离电能传输中得到了广泛应用[1]。但由于其换流器采用半控型器件，系统存在换相失败风险，作为高压直流输电常见故障，换相失败会导致直流电流突增，直流电压降低，并因直流传输功率的大幅减少，对系统稳定造成影响[2-4]。连续多次换相失败则会导致直流系统闭锁，进而引发连锁机组脱网，严重威胁电网的安全稳定[5-7]。因此，研究高压直流输电换相失败的抑制策略具有理论与实际意义。

针对直流换相失败的机理、抵御措施与控制策略等方面，目前研究已经取得了一系列成果。换相失败主要由逆变侧交流系统发生故障导致，而其根本原因在于换流阀熄弧角小于固有极限熄弧角[8]。对于换相失败的抑制可分为设置辅助设备、改造换流器拓扑和设计控制策略3类方法[9-11]。文献[12]提出了配置静止同步补偿器(static synchronous compensator，STATCOM)的策略，能够在故障发生之后快速支撑换流母线电压，降低连续换相失败风险，但该方法依赖设备，且在故障严重情形下对于连续换相失败的抑制效果有限；文献[13]从控制策略角度提出了变熄弧角控制，可以有效抑制换相失败，但存在降低系统传输容量和增加系统消耗无功的缺陷；文献[14]提出在高压直流系统中通过引入低压限流环节，减小交流故障后的直流电流指令，避免故障期间逆变器的无功消耗过大，降低换相失败的风险，然而直流电流与电压输入指令呈简化的线性关系，难以依据系统状态准确控制电流变化；文献[15]从改进拓扑方案的角度，提出在换流器结构中嵌入全控型器件子模块的策略，提高了系统的风险可靠性，但该类方法成本较高且其工程适用性仍需进一步验证。

现有研究成果主要集中在针对直流系统本身的换相失败抑制策略，鲜有考虑利用受端系统的无功补偿能力作为无功支撑的策略。随着光伏发电产业的快速发展，大量的光伏电站接入直流输电受端系统，考虑光伏逆变器的无功调节特性，可以将光伏逆变器应用到交直流互联系统，利用其动态无功支撑能力抑制直流连续换相失败，提高受端交流系统的稳定性[16-19]。

本文通过研究光伏电站与直流输电系统相互作用耦合机理，根据直流输电系统无功动态特性，提出基于光伏逆变器调相运行能力抑制直流连续换相失败的策略：通过对直流输电系统逆变侧的直流电压、熄弧角以及直流传输功率进行分析，判断当前系统的运行状态和缺少的无功功率大小,利用光伏逆变器的调相运行能力改善交流系统电压,从而达到抑制直流系统换相失败的作用；并引入换相失败免疫因子作为评价指标，研究光伏容量和光伏接入距离等条件对受端电网强度的影响；最后在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建光伏并入受端电网的直流输电系统模型，模拟大规模光伏并入受端电网的情况下直流输电系统发生换相失败故障的场景，对所提抑制换相失败策略的有效性进行验证。

1 光伏电站接入高压直流输电系统

光伏接入高压直流输电系统受端电网的模型如图1所示，系统模型基于标准直流测试系统CIGRE建立，分为送端系统、直流输电系统和受端系统。受端系统由交流电网与多个光伏电站组成[20]。

图1 光伏并入高压直流输电系统受端电网模型

系统采用标准模型的控制策略，其中，整流侧控制环节包括定电流控制和最小α角控制，逆变侧包括定电流控制、定熄弧角控制和电流偏差控制，同时两侧均配有低压限流控制[21]。

接入直流输电系统受端电网的光伏电站控制策略可分为功率外环控制、电流内环控制和PWM控制：功率外环控制包括有功功率控制和无功功率控制，电流内环控制对外环控制器输出的电流参考值进行调节从而输出交流电压参考值，经过PWM控制得到光伏逆变器开关管的门极驱动信号，从而控制逆变器输出指定功率[22]。

2 直流输电换相失败免疫指标

2.1 换相失败机理

换相失败是指在受系统故障影响下，换相过程中退出导通的阀在反向电压的作用下，未能及时恢复阻断能力或者换相过程未能结束，则当阀电压变为正向时，被换相的阀将向原先预定退出的阀倒换相。换相失败实质为熄弧角γ小于阀固有极限熄弧角γmin，逆变器的熄弧角表达式为

(1)

k为换流变压器变比；Id为直流电流；Xc为换相阻抗；UL为逆变侧换流母线电压有效值；β为触发超前角；φ为故障时电压过零点偏移角度[18]。

当熄弧角γ小于固有极限熄弧角γmin时发生换相失败，由于阀恢复阻断能力所需时间约为400 μs，对应的电角度约为7°，故认为熄弧角小于7°时会发生换相失败。

2.2 换相失败免疫因子

为直观衡量系统抑制换相失败的能力，引入换相失败免疫性指标(commutation failure immunity index,CFII)。CFII能够反映直流系统抵御换相失败能力的强弱，其定义为

(2)

Uac为换流结点的交流额定电压；Pdc为直流额定功率；Zfault为逆变侧换流母线发生故障时，引起换相失败的临界阻抗。

CFII值越大表明系统抵御换相失败的能力越强。由于经电感接地的三相短路故障更易导致换相失败，选用恰好导致换相失败时的三相接地电感作为Zfault以计算CFII[23]。

3 基于光伏无功补偿的直流换相失败抑制策略

为将光伏逆变器应用到电网调控中，本文提出一种基于光伏无功补偿能力的直流输电换相失败抑制策略。将接入点电压附加至外环无功功率控制环节，监控接入点的实时电压与标准电压作差并乘以压降系数，与实时无功功率比较输出无功电流参考值，该部分构成无功功率外环控制，从而实现在故障时调节光伏逆变器发出的无功功率，达到提高直流输电系统抑制换相失败能力的目的[20]。

逆变器无功控制环节如图2所示，图2中Uset为标准电压值；Urms为接入点电压实际值；Q为光伏逆变器输出无功功率；Iqref为电流内环控制无功电流的参考值。

图2 光伏逆变器无功控制环节

稳态运行状况下，Uset与Urms存在较小差值，通过在控制系统加装设置非线性增益环节，使电压差值经增益环节后输出无功设定值0；当发生故障时，环流母线电压跌落，接入点电压随之下降，此时Urms小于Uset，经增益环节后可输出相应的无功设定值，进行无功功率控制，实现光伏逆变器提供无功支撑以抑制换相失败的目的。

控制策略流程如图3所示。稳态运行时，光伏逆变器处于最大功率点跟踪模式，输出其最大有功功率，并实时监测系统运行状态与直流系统的无功特性。当直流输电系统发生故障时，受端交流系统电压骤降，系统无功缺额较大。光伏逆变器切换为STATCOM工作模式，进行动态无功补偿，无功补偿容量为光伏逆变器全部容量，且动态响应速度较快，达到抑制换相失败的效果。

图3 控制策略流程

3.1 直流输电系统无功补偿策略

直流输电系统无功补偿原则要求满足换流站的无功需求以及维持换流母线电压的稳定。稳态状态下，逆变侧换流器的运行方程可归纳为：

(3)

(4)

Ud、Id为直流电压与直流电流；Pd、Qd为直流系统传输有功功率与无功功率；Ud0为理想空载直流电压；B为串流的桥数；k为换流变压器变比；Xc为换相电抗；Uac为高压侧母线电压有效值；γ为逆变侧熄弧角；φ为换流器功率因数。

联立式(3)和式(4)可得，直流系统有功功率传输与无功功率消耗满足如下关系式

(5)

换流器与交流系统交换的无功功率为

Qs=Qd-QF-QRC

(6)

Qd为直流系统消耗无功功率；QF为交流滤波器发出的基波无功；QRC为无功补偿装置发出的无功。

工程中要求换流器与交流系统之间的无功交换尽量减少，即换流器消耗的无功功率主要由无功补偿装置进行补偿，从而使Qs接近0。在设计直流输电系统无功补偿策略时需优先满足调压要求，确保光伏电站无功补偿量满足换流器消耗功率。

由于光伏逆变器的电路结构与静止无功补偿器一致，具有和STATCOM相同的进行无功补偿的硬件条件，且因为光伏逆变器无功容量有限，当并网点电压下降较为严重时，需要使其工作在STATCOM模式下，利用逆变器的全部额定容量进行无功支撑。

光伏逆变器输出有功和无功的关系为

(7)

S为光伏逆变器视在功率；Pi、Qi分别为i号光伏电站逆变器输出有功和无功功率。

光伏逆变器输出无功受视在功率限制，一般允许逆变器工作在视在功率的1.05倍，则：

(8)

(9)

当有功功率设为0时，可得最大无功补偿量Qmax=1.05 pu。以此为标准调整光伏容量，使光伏电站整体无功补偿量大于换流器消耗无功功率，即可实现直流系统连续换相失败的抑制。

3.2 光伏逆变器控制策略

光伏逆变器采用电压源型电流控制方式，利用瞬时无功功率原理，对逆变器输出电流中的有功和无功电流进行检测。当需要对电网中的无功电流进行补偿时，将检测的无功指令电流与实际输出电流作差，得到电流补偿量，并通过PWM控制方式进行补偿。控制器结构由功率外环控制、电流内环控制和PWM控制3部分组成，如图4所示。

图4 光伏电站无功补偿控制器结构

根据光伏逆变器解耦控制原理。光伏逆变器输出有功功率可表示为

(10)

ud、uq、id和iq分别为dq坐标轴下光伏逆变器的电压电流值。

利用锁相环技术，使uq恒为0，则

(11)

光伏逆变器可以实现有功无功解耦控制，通过设定有功无功电流给定值，可对输出功率进行控制。

3.2.1 最大功率点追踪控制

由于光伏电池存在输出特性曲线，可利用控制策略实时调整光伏电池的工作状态，使其始终工作在最大功率点附近，以此维持最大有功输出，最大功率点追踪(maximum power point tracking，MPPT)控制过程可表示为

(12)

Upv为光伏电池工作电压；Umppt为光伏电池最大功率点对应的电压值；kp、ki为PI控制器的参数；Idref为电流内环控制有功电流的参考值。

3.2.2 电流内环控制

电流控制器将电流控制信号转换为电压控制信号，经过正弦脉宽调制后生成DC/AC变换器的门极驱动信号，从而控制光伏逆变器输出的有功无功功率

(13)

ud、uq、id和iq分别为dq坐标轴下电压电流的测量值；Idref和Iqref分别为电流内环控制有功电流和无功电流的参考值；Udref和Uqref为所得电压信号的参考值；kp、ki为PI控制器的参数。

经过电流控制得到的电压参考值经过dq/abc变换后得到三相电压的参考值，最后经SPWM变换后得到光伏逆变器开关管的门极驱动信号，从而控制逆变器输出指定功率。

4 仿真研究

为对上述控制策略效果进行验证并研究不同因素对换相失败免疫因子的影响，在PSCAD/EMTDC仿真平台中搭建了直流输电系统模型。模型基于GIGRE标准直流系统建立,该系统额定电压为500 kV，额定容量为1 000 MW，整流侧与逆变侧采用12脉动换流器。

受端系统加入光伏单元，设置光伏逆变器工作分别工作在MPPT和STATCOM模式2种场景，进行对比分析。同时，为验证光伏容量、光伏位置和短路比等因素对换相失败免疫因子CFII的影响，保持引起换相失败的故障不变，设置单个影响因素为变量，通过观察熄弧角度变化，并计算换相失败免疫因子来判断不同因素对直流换相失败的影响，最终得出光伏容量、光伏位置和短路比因素对系统强度的影响关系。

4.1 光伏电站无功补偿对抑制换相失败的影响

将故障设置为系统在第3 s时逆变侧换流母线处添加三相感性接地故障，0.2 s后切除故障。通过观察熄弧角的大小可以判断直流发生2次连续换相失败，由于首次换相失败发生速度较快，系统来不及动作，光伏逆变器无功补偿主要对后续换相失败电压进行支撑。对比故障后恢复过程中熄弧角和直流功率的波形，分析光伏逆变器在抑制换相失败过程中的作用。

首先将光伏逆变器设置在最大功率点跟踪模式下，将并网点电压馈入逆变器无功外环控制环节，光伏逆变器输出的无功补偿对交流系统起到一定电压支撑的作用。如图5所示，第1次换相失败结束以后，直流输电系统逆变侧熄弧角跌再次落至5°，可以判断直流输电系统发生第2次换相失败，由此得出，光伏逆变器处于最大功率点跟踪控制模式时，连续换相失败有所改善。但由于光伏逆变器输出无功容量有限，无法抑制连续换相失败。

图5 逆变侧熄弧角(MPPT模式)

将光伏逆变器设置在STATCOM模式，各电气量如图6所示。当故障发生后，光伏电站不输出有功功率，并利用全部容量来进行并网点的电压支撑，逆变侧熄弧角在第1次换相失败发生后迅速提升至正常水平。显示了STATCOM模式下光伏具有很好的电压调节能力，能够有效抑制第2次换相失败。

图6 逆变侧熄弧角(STATCOM模式)

对比光伏逆变器采用2种模式补偿效果可得，光伏逆变器处于STATCOM模式下，不仅支撑换流侧直流电压的幅值，抑制熄弧角的2次跌落，同时也增强了受端交流系统的强度，从而达到了抑制后续换相失败的效果。

4.2 不同条件下换相失败抑制效果对比

4.2.1 光伏距离对系统影响

为分析不同光伏电站接入距离对受端系统的影响，以0.008 2 Ω/km为基准改变光伏电站与换流母线之间的阻抗，并计算光伏与换流母线距离为7～10 km时发生换相失败的临界阻抗与对应换相失败免疫因子。如图7所示，光伏距离能够影响换相失败免疫因子，选取图7中的CFII最大值58.74%与最小值53.62%对应的光伏距离8.4 km与8.2 km进行比较。

图7 不同光伏接入距离下CFII值

不同光伏距离对应的逆变侧熄弧角如图8所示，8.2 km光伏接入距离的系统在发生第1次换相失败后又一次跌落至7°以下，即发生了连续换相失败。而8.4 km光伏接入距离对应系统在发生第1次换相失败后熄弧角未跌落至7°以下，成功抑制了连续换相失败的发生。因此，根据光伏距离与换相失败免疫因子对应关系曲线，选取合适的光伏接入距离有利于提高直流系统的换相失败抑制能力。

图8 不同光伏接入距离对应的逆变侧熄弧角

4.2.2 光伏容量对系统影响

为了进一步分析不同容量光伏接入对受端系统影响的大小，以并网光伏容量为变量并且保持引起换相失败的故障不变，计算换相失败免疫因子数值。将光伏占比设置为0～40%，得到的结果如图9所示。

从图9可以看出，当光伏电站为MPPT模式时能够提供一定量无功支撑，但发出的有功功率会对电压稳定造成影响，随着光伏容量的加大换相失败免疫因子值呈单调减少的趋势，说明此时随着光伏电站的接入会使电网强度降低。当光伏电站处于STATCOM模式时，逆变器不输出有功，对受端电网的影响来自其外特性，随着光伏容量的增加，换相失败免疫因子呈现单调增加的趋势，说明此时光伏电站的接入可以有效提高系统强度。

图9 不同光伏占比情况下换相失败免疫因子

4.2.3 短路比对系统的影响

短路比(short circuit ratio,SCR)被用于衡量直流馈入交流系统时交流电网的相对强度与系统的稳定性。短路比KSCR定义为直流换流母线短路容量与额定直流功率之比，即

(14)

Sac为换流母线的短路容量；Pd为额定直流功率；Z为交流系统等值阻抗；UN为换流母线的额定电压。

SCR作为交流系统强弱的指标，SCR越大，交流电网越强，系统越稳定。对比在逆变侧SCR变化时的CFII的变化情况，结果如图10所示。

图10 短路比不同时CFII值

由图10可知，无论交流系统的强度如何，STATCOM模式下的CFII值均高于MPPT模式。当逆变侧短路比由低到高变化时，CFII值逐渐增加，可知交流系统强度与系统抵御换相失败能力的成正比。

5 结束语

本文针对直流输电系统中常见的换相失败故障展开研究，提出当光伏电站接入受端电网时利用光伏逆变器的调相运行能力对系统进行无功补偿，以达到抑制换相失败的控制策略，得出以下结论:

a.本文提出的利用光伏逆变器调相运行能力抑制直流连续换相失败策略。与现有方法对比，充分利用系统中存在的光伏逆变器的动态无功支撑能力，减少了无功补偿设备配置投入。

b.光伏逆变器的2种无功补偿策略对直流连续换相失败故障后换流母线电压恢复起到不同程度的效果。在最大功率点跟踪模式下，光伏逆变器提供了部分容量的动态无功支撑，对直流输电第2次换相失败具有一定的改善效果；STATCOM模式利用逆变器全部容量进行无功支撑，具有有效恢复换流母线电压，抑制直流输电系统连续换相失败的作用。

c.以免疫因子作为评价指标，分析光伏电站距离、光伏容量以及短路比对系统的影响。结果表明：光伏电站距离能够影响受端电网强度，选取合适的接入距离可以有效抑制换相失败；光伏逆变器不同控制模式下光伏容量的增加对系统有不同的影响，采用STATCOM模式时，光伏可以提供最大程度的无功支撑，提高系统抑制换相失败的能力；短路比可以反映交流系统强弱，随着受端系统短路比增加，抑制换相失败的能力也随之提升。