大容量特高压多端混合直流实际运行关键特性分析

2022-03-24谢惠藩李桂源徐光虎郑炜楠李鹏刘洪涛陈秋鹏

南方电网技术 2022年2期

谢惠藩，李桂源，徐光虎，郑炜楠，李鹏，刘洪涛，陈秋鹏

(1. 中国南方电网电力调度控制中心，广州510663；2. 南方电网科学研究院，广州510663；3. 深圳供电局有限公司，广东深圳518000；4. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司贵阳局，贵阳550000)

0 引言

昆柳龙特高压多端直流示范工程是世界首个特高压多端混合直流工程，工程额定容量8 000 MW、额定电压等级±800 kV，送端昆北站采用常规直流(line commuter converter, LCC)技术，受端柳州站和龙门站采用柔性直流(voltage source converter, VSC)技术[1 - 5]。该工程是当前世界上容量最大、电压等级最高的特高压多端混合直流输电工程，为保障云南清洁水电消纳和广东广西电力供应，支撑国家西电东送战略起到了至关重要的作用。保证工程的安全、持续稳定的运行对整个南方电网显得尤为重要。

相比以往直流工程，昆柳龙特高压多端直流采用了不同原理的换流器，其控制及运行特性存在较大差异，需要突破的技术问题有以下几个。

1)特性配合问题。常规直流电流只能单向流动，而柔性直流电流可双向流动，构成并联型多端直流系统后，控制及运行特性需考虑两者的差异。

2)电压及功率协调控制问题。在并联型多端直流系统中，所有换流站都工作在同一直流电压等级下，直流电压协调控制是系统稳定运行的关键。

3)故障穿越问题。在大规模、远距离、大容量送电的应用场合下，要提高各类工况下的不间断运行能力及可靠性，需要设计相关的协调控制策略使得混合直流系统在交、直流故障等工况下实现可靠穿越。

4)第三站投入退出控制问题。在多端直流系统中，为了增加运行的灵活性，需设计第三站的在线投入退出功能等[6 - 10]。

本文分析了昆柳龙特高压多端直流工程实际运行情况，重点对直流线路故障穿越特性、交流故障穿越特性和第三站在线退站特性等关键运行控制性能进行了分析，实际运行特性充分验证了该多端特高压混合直流关键运行控制策略的有效性。研究成果可以为混合多端直流工程实际运行提供指导，对后续其它多端混合特高压直流工程控制功能设计具有重大指导意义。

1 直流线路故障穿越特性

1.1 直流线路故障特性要求及策略

1.1.1 直流线路故障穿越特性

昆柳龙直流工程设计要求在不计去游离时间的情况下，从故障开始到该极的输送功率恢复到故障前输送功率的90%所需的时间不得超过350 ms；在一完整极闭锁需要增加健全极的功率输送水平时，要求增加的输送功率的90%应在故障极闭锁后的200 ms内达到；故障极恢复后，直流双极的输送功率应重新恢复到故障前的值；若重启失败，不计去游离时间和直流极线高速并联开关动作时间，从故障开始到该极剩余两站的输送功率恢复到故障前输送功率的90%所需的时间不得超过500 ms[11 - 12]。主要性能要求如下。

1)直流线路发生故障，直流系统能安全、稳定穿越，不引起非故障极停运，且去游离完成后，能按指标要求完成重启动。

2)行波保护及电压突变量保护能正确动作，保护动作能按设计要求出口。

3)避免直流过压、过流现象。

4)直流线路故障穿越期间，常规直流站执行移相操作，使常规直流站进入逆变状态；柔直站均不闭锁，能够根据直流故障电流，输出负压起灭弧作用，且始终具备无功控制能力；柔直站子模块电压不应发散，过压过流保护不应动作。

5)柳北-龙门线路的首、末端均配置了高速并联开关(high speed switch, HSS)，对于本极柳北-龙门线路的永久故障，定位故障位于本段线路后，在去游离期间能够通过跳开本极柳北-龙门线路柳北侧HSS高速并联开关的方式隔离本极故障支线路，本极剩余两端系统能够重启动继续运行。

6)本极昆北-柳北线路发生永久故障，则本极各站在重启次数达到定值后全停；柳北站汇流母线故障应闭锁三站。

7)线路保护的动作结果通过线路保护与极控站间通信通道进行传输，若线路保护和极控均出现站间通信故障，直流线路保护各站按紧急停运本站出口。

1.1.2 直流故障穿越策略

直流保护检测到线路故障以后，将信号传至极控，极控系统立即强制移相并且经过一定的放电时间后直流系统试图重启，尽快恢复直流系统运行。正常情况下若本站的直流保护已经检测到直流线路故障，则本站的极控系统不使用对站送过来的直流线路故障信号，只有本站未检测到故障时才会使用对站的直流线路故障信号启动本站的直流线路故障恢复逻辑。为满足直流故障穿越性能要求和确保故障穿越期间直流运行稳定，提出如下直流故障穿越策略。

1)灭弧和去游离

检测到直流故障后，常规直流换流站(简称“常规站”)将触发角移相至90 °，使常规直流进入逆变状态。与此同时，两个柔性直流换流站(简称“柔直站”)利用全半桥混合多电平功率模块可以输出低电压甚至负电压的特点将直流电流控为0。当直流电流降至零时常规站将触发角设定到限制值164 °。

灭弧过程中出现短时负压，能量通过换流器迅速释放到交流系统，故障电流迅速下降，达到灭弧目的。整个灭弧和去游离过程中，去游离时间可以在100～500 ms之间选择，柔直站始终处于解锁可控状态，因此全桥子模块电容不会出现一直充电导致电容电压发散的现象，同时柔直站仍具备无功功率输出能力，为交流电网提供无功功率支撑。

2)重启逻辑

在去游离完成且直流设备绝缘性能恢复到正常水平后，定直流电压站将恢复至正常控制策略，尝试建立直流电压，常规站解除移相配合建立直流电压，待触发角降至一定值后，直流电流开始恢复。当直流电压电流都恢复到故障前值后，直流线路故障重启完成。

若直流电压建立失败，说明直流故障仍然存在。重复灭弧去游离，然后再全压重启，并适当增加去游离时间，同时计算重启次数。若重启次数达到运行人员设定值时，系统则尝试降压重启。若故障依然存在，各站对应故障极则将启动闭锁顺序。

昆柳龙直流工程中对于昆柳线路的永久故障，定位故障位于本段线路后采用在去游离期间跳开本极该线路两侧HSS高速并联开关/直流断路器的方式切除本极故障支线路，本极剩余两端系统重启后继续运行。若HSS高速并联开关失灵无法将故障隔离时，极控系统发三站闭锁指令。直流故障穿越策略如图1所示。

图1 直流故障穿越策略Fig.1 DC fault-ride-through strategy

1.2 现场典型直流故障恢复特性分析

现场开展昆北站送柳州站、龙门站三端运行方式下满功率8 000 MW直流线路试验，故障位置如图2所示，试验结果如表1所示。试验过程中直流一次、二次设备未见异常，直流控制特性响应正确，直流短路试验期间电网系统运行稳定。

图2 直流线路故障点位置Fig.2 DC line fault point location

表1 现场直流线路故障功率恢复时间试验结果Tab.1 Test results of DC line fault power recovery timems

由表1现场试验结果可见，满功率情况下直流线路故障后直流系统均能正常稳定恢复，直流各项恢复性能指标满足设计和运行需求。下面重点以故障点1直流线路故障为实例，分析其直流恢复特性。

图3为现场昆北站极1直流线路故障及重启过程中直流电流、直流电压、整流侧触发角和直流功率波形，其中红色标注线为直流线路故障发生时刻，绿色标注线为直流功率恢复至90%功率水平时刻。由现场实际录波可见：昆北侧极1直流线路发生金属性短路接地故障后，昆北站和柳州站极1直流线路电压突变量保护27DUDT和直流线路行波保护WFPDL正确动作，保护发出线路重启命令，直流故障重启过程中，昆北极1快速移相降低直流电流，龙门和柳州极1将直流电压控为0，极1功率传输中断。经过400 ms去游离过程后，极1直流系统重启，直流电压、直流电流平稳恢复，直流功率在515 ms内恢复到故障前90%，整个过程无过流、无过压情况发生，直流功率恢复特性满足“不计去游离时间，从故障开始到该极的输送功率恢复到故障前输送功率的90%所需的时间不得超过350 ms”技术规范要求，也满足“从故障开始至直流功率恢复至90%功率水平的时间不大于650 ms”稳控配合需求。

图3 昆北极1录波波形Fig.3 Recording waveform of Kunbei pole 1

2 交流故障穿越特性

2.1 交流故障特性要求及策略

1)交流故障特性要求

昆柳龙直流工程设计要求各站交流系统故障，直流输电系统均能安全、稳定穿越，且输送功率从故障切除瞬间起应在120 ms内恢复到故障前的90%，恢复期间不允许出现直流电流和直流电压的持续振荡。其具体特性要求如下。

(1)对于各站交流系统的各种故障，直流系统均能安全、稳定穿越，直流保护在交流故障期间不应动作跳闸；

(2)交流故障期间要避免直流过压、过流现象；

(3)柔性直流站故障期间，柔直站能为交流系统提供充足无功支撑，无功出力特性需满足设计要求。

2)交流故障穿越策略

交流故障穿越需要各站相互协调配合。昆柳龙混合多端直流工程中，常规直流站发生交流故障，可能造成直流电压下降、直流功率下降等问题；而柔直站发生交流故障，可能造成直流电压升高，以及另一柔性直流站过流等问题；柔直侧交流电压跌落会导致直流侧功率无法送出，此时直流侧会持续给子模块电容充电，使得直流电压上升，常规直流站触发角迅速减小，当达到最小触发角限值时，将丧失调节直流电压的能力，常规直流站若不及时采取恰当的控制措施，直流电压将迅速升高。另一柔直站若控制策略及时序配合不恰当，则可能会出现过流，对换流阀冲击较大。由于柔性直流与常规直流的控制特性完全不一样，由这两者构成的混合直流输电系统其协调控制难度较大，因此需要合理设计相应穿越控制策略[13 - 15]。为满足交流故障穿越性能要求和确保故障穿越期间直流运行稳定，提出交流故障穿越策略如下。

(1)整流站交流故障

整流站交流故障初始阶段，整流站仍处于定电流控制，通过电流控制器不断减小触发角来补偿功率下降。当直流电流严重下降时，逆变站会适当降低直流电压，以保证功率的传输。故障清除后，为防止整流站交流故障恢复瞬间直流过压，整流站配置有交流故障控制器，在整流站交流故障期间限制触发角最小值。

(2)逆变站交流故障

当受端交流系统发生交流故障时，交流电压下降，受端阀组的功率输送能力等比例下降，在大功率情况下无法将送端所有的功率输送到交流系统可能造成直流电压升高，以及受端换流站过流等问题。

针对直流电压升高问题，整流站配置直流电压控制器。当常规直流换流站检测到直流电压偏差后，切换到直流电压控制，尽可能增大整流站的触发角，以限制整流站直流功率的注入，同时整流站还配置了过压控制环节防止直流电压进一步升高。故障清除后，各站恢复到故障前的控制策略。

针对柔直站过流问题，逆变站通过设置限流环节、采用正负序电流控制手段以及暂时性闭锁策略。

与常规直流站相比，柔直在故障期间及故障恢复期间可以向交流电网提供动态无功支撑，其无功支撑大小取决于无功电流。

此外，针对极端工况，本工程设计了直流电压裕度控制和快速移相功能相配合的送端常规直流控制方法，防止了受端严重交流系统故障，直流功率大量盈余导致柔性直流阀过压跳闸，提高了系统的可靠性，实现了交流故障下的全穿越。

2.2 现场典型交流故障恢复特性分析

现场开展昆北站送柳州站、龙门站三端运行方式下满功率8 000 MW交流线路试验，以龙门站交流侧短路故障为实例分析多端直流的交流故障穿越特性。

龙门站交流侧门水甲线制造人工金属性单相短路，故障持续40 ms，A相电压最低跌落至0.45 p.u.，龙门站正确检测到交流低电压，故障期间龙门站进入低穿控制模式。图4为现场龙门站交流侧短路故障期间故障穿越及直流系统恢复过程中直流电压、直流电流、无功功率和有功功率波形。由图4可见：交流故障后，龙门极1输出最大无功功率为602 Mvar，整个交流故障穿越过程中龙门极1无暂时性闭锁，无直流保护动作。故障期间，极1直流功率从2 412 MW跌至最低2 286 MW，未跌至90%初始功率以下，恢复期间未出现直流电压和直流的持续振荡，满足“直流输电系统的输送功率从故障切除瞬间起应在120 ms内恢复到故障前的90%，恢复期间不允许出现直流电流和直流电压的持续振荡”的技术规范要求，柔性直流的交流故障穿越特性良好。

图4 龙门站极1交流故障穿越录波Fig.4 Wave recording of AC fault-ride-through in Longmen pole 1

3 第三站在线退出特性

3.1 第三站在线退出策略

昆柳龙多端混合直流工程中为增加多端运行方式的灵活性，柳北换流站和龙门换流站均设计了换流站在线投退功能，换流站在线投退操作由HSS完成。第三站投入时，HSS在合闸前需先解锁第三站并控制HSS两端电压相近；第三站退出时，应满足HSS分断电流要求，并在HSS断开后迅速完成其他两站重启动。为满足第三站退站特性要求和满足退站过程中总体损失功率最小，提出第三站在线投退功能，主要策略如下[16 - 18]。

1)柔直站保护动作闭锁后，跳交流开关。柔直站某极退出，功率优先转移至该站对极，剩余功率再转移至另一柔直站双极；

2)昆北站移相、另一柔直站降压闭锁；

3)检测到HSS电流满足IDLH<15 A并经一定延时后分相应HSS开关；

4)待退出的柔直站检测到HSS分位后，将HSS的分位信号发送给另一柔直站和昆北站，剩余两站自动重启恢复成两端运行。

3.2 现场典型退站特性分析

现场开展昆柳龙三端四阀组运行方式下大负荷第三站在线退站(退出单极)试验，通过模拟保护动作闭锁退极实现，其在线退站示意图如图5所示，试验结果如表2所示。

图5 第三站退站示意图Fig.5 Sketch diagram of the third station exiting operation

表2 现场在线退站功率恢复时间试验结果Tab.2 Test results of power recovery time of online exiting station in field

下面以柳州站极2在线退站为典型实例开展特性分析[19 - 20]。

1)功率转移特性分析

柳州极2闭锁后，按照控制逻辑，该站极2功率应优先转移至柳州极1，由于柳州极1初始状态已运行于满功率状态且柔直不具备过负荷能力，所以柳州极1功率仍保持1 500 MW稳定运行(如图6所示)，控制特性和控制逻辑正确。

图6 柳州极1功率转移特性Fig.6 Power transfer characteristics of Liuzhou pole 1

柳州站极2闭锁后，极2损失的功率转移至龙门站双极，龙门站双极的功率由初始3 500 MW提升功率至5 000 MW，即龙门站极1功率由1 750 MW提升至2 500 MW(如图7所示)，即初始功率1 750 MW+转移功率750 MW，控制特性和控制逻辑正确。

图7 龙门极1功率转移特性Fig.7 Power transfer characteristics of Longmen pole 1

柳州极2闭锁后，由于损失功率全部转移至龙门双极，即一个受端损失的功率全部转移至另外一个受端站，因此送端昆北双极功率仍保持6 500 MW，此时昆北极1功率由3 250 MW升至4 000 MW(如图8所示)，即此时昆北极1功率4 000 MW=柳州极1功率1 500 MW+龙门极1功率2 500 MW，控制特性和控制逻辑正确，功率转移特性符合设计。

2)极2退站特性分析

柳州极2闭锁后，极2将由“昆北—柳州—龙门”三端模式变成“昆北—龙门”两端模式运行。柳州极2退出时序如图9所示，极2恢复特性录波如图10所示。

图9 柳州站极2退出时序图Fig.9 Exit sequence diagram of Liuzhou station pole 2

图10 柳州站极2闭锁后极2昆龙两端恢复特性Fig.10 Recovery characteristics of Kun-Long both ends in pole 2 after Liuzhou station pole 2 after blocked

图10中左侧粗实线标注线为故障退站发生时刻，右侧粗虚线标注线为直流功率恢复至90%功率水平时刻。由时序图和现场实际录波可见：极2闭锁后，为满足HSS开关分闸条件(电流小于15 A)，昆北移相增大触发角，采取暂时性移相闭锁将极2电流降至0 A。HSS分闸(柳州站内极2的HSS)将柳州极2退出后，昆北和龙门极2重启恢复成两端运行，此时昆北极2功率变为2 500 MW，柳州极2闭锁退出后，极2昆龙两端在340 ms内将率提升至90%目标值，满足“从第三站故障退出开始至另外两站恢复至90%功率水平的时间在600 ms内”的稳控配合要求，控制特性和控制逻辑正确，直流恢复特性符合设计要求[21 - 23]。