多端常规直流第三站在线投入与退出策略

2022-03-24郭铸刘涛黄伟煌曹润彬赵晓斌许树楷李岩

南方电网技术 2022年2期

郭铸，刘涛，黄伟煌，曹润彬，赵晓斌，许树楷，李岩

(直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院)，广州510663)

0 引言

多端直流输电系统是指含有多个整流站或多个逆变站的直流输电系统[1 - 4]，其最显著的特点在于能实现多电源供电、多落点受电[5 - 8]，提供一种运行方式灵活、较为经济的输电方式[9 - 12]。第三站在线投入与退出是指在多端直流系统不停电的情况下，因检修工作需求灵活地退出第三端换流站，或者检修结束后投入第三端换流站，该功能是多端直流运行方式灵活转换的关键策略，大大提高了多端直流系统的运行灵活性。

第三站在线投入与退出策略(以下简称第三站投退策略)的研究主要与高速并列开关HSS(High speed switch)的直流电流开断能力以及投退暂态过程中在运两端直流电压、电流以及功率的波动大小有关。目前国内尚无多端常规直流工程，已建的多端柔直工程中，南澳三端柔性直流工程、舟山多端柔直[13 - 17]以及张北四端柔性直流工程采用直流断路器实现第三站的接入与隔离[18 - 21]，主要基于第三站故障退出过程中，柔直阀子模块采用半桥拓扑无法自身控制故障电流，需使用具备较大直流电流分断能力的直流断路器。乌东德特高压多端混合直流中因柔直阀子模块采取全桥半桥串联结构，具备故障电流自清除能力，也采取高速并列开关实现第三站投退[22 - 23]。国外多端工程中，印度NEA800三端常规直流工程也采取高速并列开关HSS进行第三站投退。

多端常规直流因其采用晶闸管换相，其第三站在线投退过程与多端柔性直流工程以及多端混合直流存在一定的差别。本文针对多端常规直流输电系统，从开关性能、设备冲击、交流系统功率损失等角度，对国内首个多端常规直流的第三站在线投退策略进行了研究。结合工程实际情况，提出了一种第三站在线投退策略，最后工程现场试验结果验证了所提策略的可行性。

1 多端常规直流输电系统

本文所研究的多端常规直流是国内首个三端±500 kV常规直流工程-云贵互联工程，该工程在对原有±500 kV、3 000 MW高肇两端直流输电工程的二次设备进行改造的基础上，在云南新建±500 kV、3 000 MW禄劝换流站以及直流线路，接入高坡换流站的汇流母线区，形成三端双极常规直流输电系统。高坡站配置有极性转换开关组，可实现禄劝高坡送肇庆二送一模式以及禄劝送高坡肇庆一送二模式，主回路接线示意如图1所示。

图1 云贵互联工程主接线示意图Fig.1 Sketch diagram of main wiring of Yunnan Guizhou interconnection project

禄劝至高坡换流站的直流输电线路为线路1，长达380 km。高坡至肇庆站的直流输电线路为线路2，长达880 km。考虑到常规直流移相可以降低故障电流，工程在汇流母线处配置高速并列开关HSS用于第三站在线投退，汇流母线至各个换流站出线均配置了HSS。HSS首次采用国产化设备，分合闸过程快速，分闸时间为30 ms，合闸时间为100 ms，分断直流电流能力只有20 A。

云贵互联工程与国内外主要的已投运多端常规直流工程相关参数对比如表1所示。

表1 国内外多端直流输电工程参数对比Tab.1 Parameters comparison of multi-terminal LCC-HVDC projects at home and abroad

当前多端常规直流工程中只有印度NEA800三端直流输电工程具备第三站在线投退功能，其采用HSS方式实现第三站投退，但印度NEA800工程的两个逆变换流阀在一个换流站内采取并列结构，而云贵互联工程首次存在逆变站带880 km长线路的第三站投退的工况。对于多端常规直流，因逆变站空载加压过程无法建立起正向电压，无法采用先空载加压降低HSS两端压差的方式实现第三站投入，且存在长线路，合闸过程线路末端电压升高以及线路的分布电流会导致第三站投退策略与以往工程有较大差别。

2 第三站在线投入策略研究

云贵互联工程中，在二送一模式下，两个送端需要实现在线投入，分别为禄劝站带线路1投入和高坡站不带线路投入；一送二模式下，两个受端需要实现在线投入，分别为高坡站不带线路投入和肇庆站带线路2投入。

对于送端换流站在线投入，可以采取送端空载加压方式建立直流电压到500 kV，从而使HSS两端电压差很小，HSS合闸过程对设备和系统冲击小，印度NEA800工程采取该方式。

对于受端换流站，由于常规直流晶闸管的电流单向导通性，其空载加压过程为负压，采取空载加压方式反而会增加HSS两端的电压差，对设备和系统的冲击大。为此有两种策略，一种是带着500 kV压差直接合HSS接入待投入换流站，另一种是在运换流站移相降压后合HSS接入待投入换流站。下面从HSS过应力、直流设备冲击、系统影响角度分析两种策略的优缺点。

2.1 直接合HSS

若采取直接合HSS的方式接入第三站，对系统冲击最大的工况为一送二模式下，肇庆站带线路2投入，此时存在禄劝高坡两端运行空合长距离高压直流输电线路的过程，如图2所示。

图2 肇庆站带线路2在线投入过程Fig.2 Online entry process of Zhaoqing converter station with line 2

图3为禄高两端运行时，空合线路2过程中肇庆站和高坡站直流电压电流EMTDC仿真波形。HSS合闸前，其两端电压差为500 kV，合闸时会在直流线路2的末端产生过压，线路末端肇庆站直流电压为720 kV，肇庆站线路出口的避雷器会动作。且合闸过程中，运行两端会经过直流线路、肇庆站直流滤波器以及肇庆站接地极线路形成电流回路，冲击电流有0.23 kA。另外，带500 kV电压差合HSS过程对于在运的禄劝和高坡站类似于高阻接地，高坡站直流电压跌落至300 kV，整个电压电流波动持续100 ms左右。印度NEA800工程由于不带长线路，其逆变站一个换流阀接入可以采取该方式，优势在于可以避免系统功率短时损失。

图3 空合线路2仿真波形(禄高两端运行)Fig.3 Simulation waveforms of connecting to line 2 directly (two operating terminals in Luquan-Gaopo line)

2.2 在运换流站移相降压合HSS

若采取在运换流站移相降压后合HSS的方式接入第三站，为便于对比，以一送二模式下，肇庆站带线路2投入为例。图4为禄高两端运行时，禄劝和肇庆移相后合线路2过程中肇庆站和高坡站直流电压电流仿真波形。

图4 在运站移相合线路2仿真波形(禄高两端运行)Fig.4 Simulation waveforms of switching on line 2 by shifting phase of the converter station in operation (two operating terminalsin Lugao-Gaopo line)

HSS合闸前，禄劝和高坡经移相降压，直流电压已经降低至7 kV，开关两端压差很小，而且整个系统处于移相状态，没有能量馈入。HSS合闸后，线路末端肇庆站电压基本没有变化，避雷器不会动作。200 ms后，禄劝和高坡移相重启，整个系统电压升至500 kV。采取该策略可以降低开关操作过应力，但带来的问题是在运的禄劝和高坡会短时损失功率。

3 第三站在线退出策略研究

云贵互联工程中，在二送一模式下，两个送端需要实现在线退出，分别为禄劝站带线路1退出和高坡站不带线路退出；一送二模式下，两个受端需要实现在线退出，分别为高坡站不带线路退出和肇庆站带线路2退出。

常规直流最小可持续运行电流为0.1 p.u.，当需要退出的第三端换流站移相闭锁后，整个换流阀呈高阻截止状态，但HSS需要切除的长距离直流线路2的运行电压为500 kV，且HSS分断直流电流能力很小，需考察第三站闭锁后流过HSS电流的大小。根据闭锁后流过HSS电流大小以及HSS分断电流的能力，也有两种策略，一种是第三端退出换流站闭锁后，直接分HSS；另一种是第三端退出换流站闭锁，在运站移相后分HSS，在运站重启。

3.1 换流站闭锁后直接分HSS

若采取换流站闭锁后直接分HSS的方式，对开关设备压力较大的工况为以一送二模式下，肇庆站在线退出，此时存在HSS在系统运行电压为500 kV的情况下断开隔离线路2的过程，如图5所示。

图5 肇庆站带线路2在线退出过程Fig.5 Online exit process of Zhaoqing converter station with line 2

图6为肇庆站闭锁后，待功率转移稳定后流过HSS的电流，存在一个稳定的5 A直流电流并叠加3 A的交流分量，没有电流过零点，该电流为线路的对地电导和电容产生的。

图6 肇庆站闭锁后HSS电流仿真波形Fig.6 Simulation waves of HSS current of Zhaoqing converter station after blocked

若在肇庆站闭锁后且HSS分闸前，直流系统又发生故障等暂态过程，流过HSS的电流将发生变化。考虑4种暂态过程：线路1经高阻接地故障、线路2经高阻接地故障、禄劝站整流侧交流系统高阻接地故障、高坡站逆变侧交流系统高阻接地故障，波形如图7所示。线路1、整流侧交流系统以及逆变站交流系统发生故障时，流过HSS的电流存在过零点，不影响HSS分闸过程。线路2发生高阻故障时，存在一个稳定的直流分量，该工况下禄劝和高坡的线路保护不一定能动作，会导致HSS分闸失败进行重合闸操作，HSS将受到一次分闸失败的冲击。

图7 4种暂态过程中HSS电流仿真波形Fig.7 Simulation waves of HSS current in four transient conditions

3.2 在运换流站移相后分HSS

若采取在运换流站移相的方式分HSS，以一送二模式，肇庆站退出为例，仿真波形如图8所示。禄劝和高坡换流站移相后，直流电流波动并存在过零点，200 ms后，HSS断开，禄劝和高坡换流站重启建立功率。采取该策略的优势在于整个系统处于移相过程，没有能量馈入，为HSS分闸创造了良好的分闸条件，但会导致在运行换流站短路损失功率。

图8 在运换流站移相分HSS电流仿真波形Fig.8 Simulaton waves of HSS currents of the converter stations in operation

4 现场验证

本文所提的在运换流站移相降压合HSS的方式实现第三站在线投入，在运换流站移相后分HSS的方式实现第三站在线退出策略，已成功应用到云贵互联工程中。该策略为HSS的分合闸创造了良好的条件，降低了HSS的性能要求，工程首次采用了国产化HSS设备，降低了设备的造价与运维成本。且降低了分合闸过程对一次设备的的操作过应力。由于开关分合闸时间快速，整个投退过程中在运换流站移相导致的功率损失时间较短，对交流系统的影响在可接受范围内。云贵互联工程现场在三端直流一送二模式和二送一模式下分别开展了第三站在线投入与退出试验，对本文所提策略进行了验证。

4.1 一送二模式现场试验验证

图9为一送二模式肇庆站极1带线路2在线投入现场试验波形。肇庆极1在线投入前，禄劝双极运行，功率600 MW；高坡双极运行，功率为300 MW；肇庆站仅极2运行，功率为300 MW。t1为禄劝和高坡站极1开始移相时刻；t2为HSS合位信号产生时刻，禄劝和高坡站开始重启；t3为高坡和肇庆功率恢复至移相前90%的时刻；t4为投入的肇庆站极1延时解锁建立起电流的时刻。从禄劝站开始移相到功率恢复到移相前90%的时间为320 ms。HSS合闸期间，禄劝站最高电压为57 kV，对设备冲击很小。

图9 肇庆站带线路2在线投入现场试验波形Fig.9 Waveforms of online entry field test of Zhaoqing converter with line 2

图10为一送二模式肇庆站极1带线路2在线退出现场试验波形。

图10 肇庆站带线路2在线退出现场试验波形Fig.10 Waveforms of online exit field test of Zhaoqing converter station with line 2

肇庆极1在线退出前，禄劝站双极运行，功率为600 MW；高坡站双极运行，功率为300 MW，肇庆站双极运行，功率为300 MW。从禄劝和高坡开始移相到功率恢复到移相前90%的时间为325 ms。HSS分闸期间，流过HSS的电流下降到0 A，并存在过零波动，HSS分闸条件良好。

4.2 二送一模式现场试验验证

图11为二送一模式禄劝站带线路1在线投入波形。

图11 禄劝站带线路1在线投入现场试验波形Fig.11 Waveforms of online entry field test of Luquan converter station with line 1

投入前，高肇两端大地回线运行，功率为300 MW。从高坡开始移相到功率恢复到移相前90%的时间为324 ms。HSS合闸期间，禄劝站最高电压为32 kV，对设备基本没有冲击。投入过程中，禄劝站最大电流为0.7 kA，高坡站最大电流0.9 kA，远小于换流阀过流定值10.5 kA。

图12为二送一模式禄劝站带线路1在线退出波形。

图12 禄劝站带线路1在线退出现场试验波形Fig.12 Waveforms of online exit field test of Luquan converter station with line 1

退出前，禄高肇三端大地回线运行，功率分别为150、300、 450 MW。从高坡开始移相到功率恢复到移相前90%的时间为340 ms。HSS分闸期间，流过HSS的电流下降到0 A，并存在过零波动。对于高坡站直流电流，在t1时刻存在最大值为1 kA的电流峰值，主要是因为禄劝站与高坡站存在站间通讯延时，在禄劝站下达第三站在线退出命令后，禄劝站比高坡站早移相14 ms左右,禄劝站移相导致直流电压降低，从而导致高坡站电流先增加后降低。