特高压多端混合直流输电系统阀组故障退出控制方法

2022-03-24陈锐刘静佳董华梁曾杰张弛

南方电网技术 2022年2期

陈锐，刘静佳，董华梁，曾杰，张弛

(1. 南方电网电力科技股份有限公司，广州510680；2. 北京四方继保自动化股份有限公司，北京100085)

0 引言

送端为常规换流站、受端为柔直换流站、采用双极双阀组拓扑结构的特高压多端混合直流输电系统[1 - 3]，将常规直流换流站和柔性直流换流站并联，实现二者的优势互补[4 - 6]，尤其是可避免换相失败，并为电网提供动态无功支持；且双阀组串联结构可以实现第二个阀组的投退，运行方式更灵活，单一阀组故障对系统的运行影响更小[7 - 8]。

目前两个阀组串联仅用于特高压常规直流输电工程中，无特高压柔直应用先例，更无特高压多端混合直流输电工程的应用先例。因此特高压多端混合直流输电系统在工程实施时，势必面临一系列崭新的技术问题，而某一阀组故障退出的隔离控制方法即是其中之一。

特高压直流输电工程肩负着大容量的电能输送任务，任一阀组的故障、隔离、检修，都不希望影响与其相连的正常阀组的功率输送。因此，需要研究适用于特高压多端混合直流输电工程的阀组故障退出控制方法，保证在任一阀组故障后，对系统的影响最小。

目前针对特高压混合多端直流输电工程的研究较少，且大多集中在拓扑结构、控制策略等方面，偶有阀组的计划投退控制研究[9 - 16]，尚无专门针对特高压多端混合直流系统阀组故障退出控制策略。因此，亟须研究适用于特高压多端混合直流输电系统的阀组故障退出控制方法，保证阀组故障后控制系统快速反应，平稳进入新的运行模式，避免大量功率传输中断，为工程建设提供一定的借鉴。

针对目前研究现状，本文提出一种适用于特高压多端混合直流输电系统的阀组故障退出控制方法，并在其RTDS硬件闭环测试平台上验证了该控制方法的有效性及可行性。

1 柔性直流阀组基本控制策略介绍

一种典型的特高压多端混合直流输电系统主回路结构如图1所示，其中送端采用传统LCC型换流站，两个受端采用柔直换流站，其桥臂为混合型模块化多电平换流器(MMC)结构(每个桥臂由全桥模块和半桥模块串联构成)，在满足控制功能的同时，又能兼顾经济性[7]。

图1 特高压三端混合直流输电工程系统结构图Fig.1 Chart of three-terminal hybrid UHVDC system

该混合桥结构中的半桥型MMC模块端口电压Udc与模块电容电压Uc存在固定的比例关系Udc=mUc(m为半桥模块数)；全桥型MMC模块Udc=knUc(k为直流调制系数，且0≤k≤1；n为全桥模块数)，通过改变系统k，保证Udc不随Uc变化，模块端口电压与子模块电容电压解耦，完全实现二者的独立控制[16 - 17]。

两个受端换流站的混合桥结构中，全桥模块占70%，阀具有输出负向电压的能力，这为柔性直流阀组故障隔离时需要的零电压大电流运行提供了基础[7,18 - 20]。

图1所示特高压三端混合直流输电系统有多种运行方式，基于我国产用不均的现状，一送二的运行方式更为常用。在此运行方式下，容量较大的柔直换流站控制直流电压其余两站控制直流功率的控制方法更利于维持系统稳定[13,21 - 22]。本文基于该运行方式及控制模式，研究阀组故障后的退出控制策略。

2 阀组故障退出后运行分析及控制策略

2.1 特高压三端混合直流输电系统阀组故障分析

三端混合直流输电系统中，阀组故障分为常规换流站阀组故障和柔直换流站阀组故障两大类。

2.1.1 常规换流站阀组故障运行分析

常规换流站的某一阀组故障后，触发其相应保护动作，立即闭锁故障阀组，将导致直流电压和直流电流降低，为维持直流电流，与之串联的另一个阀组降低触发角至最小值；因直流电流实际值小于指令值，控直流电压的柔性直流换流站将迅速切换至定直流电流模式，直流电压下降至原来的一半，最终柔直站双阀组半压运行，而阀组半压运行并非工程的正常运行状态。

2.1.2 柔直换流站阀组故障运行分析

柔直换流站的某一阀组故障后，触发其相应保护动作，立即闭锁故障阀组，此时直流线路中储存的能量继续涌向该故障换流站，导致阀组子模块电容电压立即上升；送端输出功率全部流入无故障的柔直换流站，迫使无故障柔直站的直流电压迅速上升，出现过压风险，可能导致阀组一次设备损坏。

由此可见，如果无对应的阀组故障退出控制，三个站的任何一个阀组故障后，都将进入到不正常运行工况中，因此必须采取协调控制措施，以保证系统继续运行。

2.2 特高压三端混合直流输电系统阀组故障控制

2.2.1 常规换流站阀组故障后控制

为避免出现上述双阀组、半压运行的非正常运行状态，本文提出如下控制策略：利用站间通信在常规换流站阀组故障闭锁后，迅速通知其余受端换流站，按阀组计划退出策略退出对应阀组[23]，使各站阀组同步隔离，以降低输送功率的代价换取系统持续稳定运行。例如常规换流站高阀组故障，具体控制过程如下。

1)送端站高阀组发生故障，相应保护动作触发闭锁流程，闭合旁路开关(bypass switch,BPS)、隔离高阀组；

2)送端站低阀组移相至逆变状态，以降低故障电流，待高阀组BPS闭合后，切换回正常控制；

3)两个受端站收到送端站高阀组的故障闭锁信号，迅速降低高阀组直流调制系数k，调节高阀组直流电压至0；待其直流电压为0后，闭合旁路开关BPS；待收到BPS合位状态后闭锁，进入三站单阀组运行状态。

当站间通信中断时，送端站故障阀组闭锁，BPS闭合后，直流电压将降低一半，两个受端站可根据半压、双阀组运行状态，自行切除其中一个阀组，使系统进入三站单阀组运行模式。

图2 RTDS闭环试验平台示意图Fig.2 Schematic diagram of RTDS closed-loop test platform

2.2.2 柔直换流站阀组故障后控制

为避免柔直换流站阀组故障后受端换流站直流过压，控制系统应在故障后迅速降低送端功率，降低受端过压程度。基于此，本文提出如下控制策略：受端站阀组故障后，送端站立即增大触发角至90 °～180 °，运行在逆变状态，以迅速降低输送功率，并泄放掉直流线路中的能量，保护一次设备；待线路上直流电压、直流电流降低后，各站的故障对应阀组退出，三站转单阀组运行状态，将功率损失减小到最小。柔直站高阀组故障的控制过程如下。

1)受端2站高阀组发生故障，立即闭锁；

2)通知本站低阀组闭锁，以防止低阀组模块过压；

3)送端站收到受端2站高阀组故障闭锁信号后，高、低阀组均移相至逆变状态；待直流电流降至0后，高阀组合BPS、低阀组保持逆变状态；闭合高阀组BPS后，高阀组闭锁、低阀组恢复正常控制；

4)受端2站确认送端站移相后，高阀组开关BPS、隔离故障阀组；待高阀组BPS闭合后，受端2站低阀组重新解锁，恢复正常控制；

5)受端1站高阀组确认送端站移相后立即调节直流调制系数k，将直流电压降至0，合旁路开关BPS后闭锁；受端1站低阀组维持正常运行。

当站间通信中断时，故障后无法通知其他站闭锁配合，可同时闭锁本站另一阀组以隔离故障，使故障站退出运行，系统进入两站双阀组运行模式。

3 试验验证

为验证本文提出的特高压多端混合直流输电系统阀组故障退出控制方法的正确性，本文在特高压三端混合直流输电系统的RTDS硬件闭环测试平台上，测试所提方法的控制效果。图2为RTDS硬件闭环测试平台的系统示意图。

图2中左侧为控制保护装置，右侧为RTDS仿真设备。其中，控制保护装置包括监控层、双极控层、极控层、阀组层，各装置全部采用高性能多核DSP+大容量FPGA集成技术，可对特高压多端系统所需的大量信号进行高速、高精度的处理；RTDS仿真设备实现图1所示主回路模型，接收来自控制保护装置的控制指令，快速完成一次回路的模拟计算，并将实时变量输出至控制保护装置和录波装置，其中一次回路参数如表1所示。

表1 RTDS测试平台参数Tab.1 Parameter of RTDS test platform

本文在上述测试平台上，分别对三端混合特高压直流输电系统的三个站极1高阀组进行故障退出测试，并在站间通信中断时，测试受端2站高阀组故障退出。因特高压直流工程中，两个极相互独立，以下测试过程仅在极1进行，极2不受影响。

3.1 常规直流阀组故障退出试验

三端极1双阀组稳定运行，设定功率目标值为送端至受端1站1 500 MW、送端至受端2站2 500 MW，触发送端站极1高阀组故障闭锁。

图3为送端站极1高阀组故障退出试验波形。送端站高阀组发生故障，闭锁、合BPS开关；两个受端站收到送端站高阀组故障闭锁信号，迅速降低调制系数，将高阀组直流电压降至0，然后闭合BPS开关，收到BPS合位状态后闭锁。

图3 送端站高阀组故障退出试验波形Fig.3 Test waveforms of high-valve group fault exit test of sending-end station

送站高阀组故障后，各站密切配合，隔离对应阀组，在300 ms内其余阀组恢复稳定输送功率。

3.2 控直流电压受端换流站阀组故障退出试验

三端极1双阀组稳定运行，设定功率目标值为送端至受端1站1 500 MW、送端至受端2站2 500 MW，触发受端2站极1高阀组故障闭锁。

图4为受端2站极1高阀组故障退出试验波形。受端2站高阀组故障闭锁后，通知低阀组闭锁，及其他两站；送端站双阀组移相至120 °，高阀组合BPS，低阀组待直流电流降低至0后，移相至164 °，待高阀组BPS闭合后，高阀组闭锁，低阀组恢复正常控制；受端2站确认送端站移相后，高阀组合BPS旁路，低阀组待高阀组旁路开关BPS闭合后，解锁恢复正常运行；受端1站确认送端站移相后，将直流电压降至0，合BPS后闭锁，退出高阀组。受端2站高阀组故障后，各站密切配合，隔离对应阀组，在300 ms内其余阀组恢复稳定输送功率。

图4 受端2站高阀组故障退出试验波形Fig.4 Test waveforms of high-valve group fault exit test of receiving-end station2

3.3 控直流功率受端换流站阀组故障退出试验

三端极1双阀组稳定运行，设定功率目标值为送端至受端1站1 500 MW、送端至受端2站2 500 MW，触发受端1站极1高阀组故障闭锁。

图5为受端1站极1高阀组故障退出试验波形。受端1站高阀组故障后立即闭锁，通知低阀组闭锁，及送端站、受端2站；送端站高、低阀组触发角移相至120 °，高阀组合BPS，低阀组待直流电流降低0后，移相至164，待高阀组BPS闭合后，高阀组闭锁，低阀组恢复正常控制；受端2站高阀组确认送端站移相后快速退阀组，将直流电压降0，合BPS后闭锁，低阀组保持正常运行；受端1站高阀组确认送端站移相后，合BPS旁路阀组，低阀组待高阀组旁路开关BPS闭合后，解锁恢复运行。受端1站高阀组故障后，各站密切配合，隔离对应阀组，在300 ms内其余阀组恢复稳定输送功率。