基于直流高速开关的换流站在线投退策略

2022-06-15黄如海邱德锋董云龙甘宗跃

电力自动化设备 2022年6期

黄如海，邱德锋，鲁江，董云龙，甘宗跃

（1. 南京南瑞继保电气有限公司，江苏南京 211102；2. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司，广东广州 510663）

0 引言

近年来，直流输电技术以其线损小、输送距离远、输送容量大、无需同步运行、可以快速调节功率等巨大优势，在跨区域送电、各大电网互联、分布式能源接入、孤岛供电和大城市供电等领域得到了广泛的应用［1-2］，国内电网逐渐呈现出“强直弱交”的特性［3］。当需要多个电源区域向多个负荷中心供电时，使用多端直流输电相比两端点对点直流输电更加经济和灵活。基于电压源换流器（VSC）的柔性直流输电（VSC-HVDC）系统相比基于电网换相型换流器的高压直流输电（LCC-HVDC）系统，具有潮流翻转时电压极性不变、不存在逆变侧换相失败问题等优点［4-6］，更适用于构建多端直流系统。随着VSC-HVDC 技术及相应的电力电子器件技术不断成熟，远距离大容量输电的特高压直流系统采用VSC-HVDC 或结合了VSC-HVDC、LCC-HVDC 技术的混合直流输电（hybrid HVDC）技术［7-8］来组建多端直流系统成为了热门研究方向。

多端直流系统的灵活性主要体现在系统运行方式较多，而换流站具备在线投退功能是不同运行方式间相互转换的最佳方案。为了应对直流线路故障，针对VSC的多端直流系统，国内外学者开展了关于直流断路器、具有故障自清除能力子模块和增加辅助电路的相关研究［9-11］，换流站的在线投退策略也应结合具体的拓扑方案一并进行研究。直流断路器依靠其强大的直流电流分断能力，可以高速隔离故障再重启动或永久隔离故障，实现方式最为简单，但直流断路器结构复杂、价格高昂；含阻尼模块的换流阀可以显著降低流过的故障电流，再由配置的直流分断能力较弱的开关设备（如小电流直流断路器或谐振开关）来隔离故障再重启动或永久隔离故障，实现方式较为简单，但对阻尼模块和开关设备的要求较高且价格较高；具有故障自清除能力的子模块（如全桥模块）可以通过控制实现向故障点流入“零”电流，待直流线路去游离后再重启动或由配置的弱直流分断能力开关设备永久隔离故障，增加的设备结构简单、价格相对低廉（需要合理配置故障自清除子模块的数量），但实现方式最为复杂、对控制系统要求高。国内已投运的南澳三端柔性直流工程和张北柔性直流电网工程均采用了直流断路器配合半桥模块换流阀的方案［12-13］，舟山五端柔性直流工程采用了直流断路器或直流谐振开关配合阻尼／半桥混合模块换流阀的方案［14-15］。随着直流电压等级向特高压发展，直流断路器的成本和体积急剧增大，谐振开关的制造难度也显著升高。采用故障自清除换流阀并在直流线路上配置由高压交流开关改造成的直流高速开关（HSS），是现有技术水平下特高压应用场合的较佳选择。乌东德特高压三端混合直流工程（以下简称昆柳龙工程）即选择了HSS配合全／半桥混合模块换流阀的硬件方案［16-17］。

目前，基于直流断路器的VSC 换流站在线投退策略已有相关研究［15］，全部采用电网换相换流器（LCC）换流阀的换流站在线投退策略也有文献提及［18］，而基于HSS 的VSC 换流站投退策略尚未见报道。本文从HSS 的电气特性出发，结合全／半桥混合模块换流阀的能力，分析HSS电路的配置原则，解决多端直流中存在的多VSC 换流站充电投入问题，并研究换流站在线投退控制策略；从设备安全和直流系统稳定运行角度，研究HSS 的保护策略和动作结果。最后将研究结果应用于昆柳龙工程中，并在实时数字仿真系统（RTDS）上验证所提换流站在线投退策略和多VSC换流站充电投入策略的可行性和正确性。

1 HSS的配置原则

HSS 本体没有配置灭弧装置，其分断直流电流的能力极弱，因此配置HSS 的换流站必须采用故障自清除子模块的换流阀，且HSS 相关电路还需满足以下要求。

1）HSS两侧均配置电压互感器。

电压互感器用于判断HSS端口电压是否满足操作条件。HSS端口电压的变化范围很宽：一侧带电、另一侧不带电时为端对地的额定电压；两侧均带电时最小为0。为了避免合闸时产生较高的电流冲击，HSS合闸操作前应尽量将端口电压调整至最低。因此，控制系统可在投站前先将换流站侧电压控制到与运行的直流系统电压一致，即端口电压由HSS两侧均配置的电压互感器的电压相减得到，更适合工程应用。

2）HSS回路需配置独立电流互感器。

电流互感器用于判断HSS分断电流是否满足条件。与线路的额定电流相比，HSS 直流电流分断值非常小，为了保证测量精度，HSS回路必须配置独立的电流互感器进行采集，不应由多个电流互感器测量值间接计算得到。

3）搭配隔离刀闸。

HSS 仅起快速隔离作用，长期隔离仍需要配置隔离刀闸来实现可靠电气阻断。隔离刀闸与HSS搭配使用，一起配置在各站与直流系统的连接处。

4）换流阀具备输出直流零压的能力。

换流阀采用故障自清除模块的比例要适当提升，且其应具备输出直流零压的能力。为了适应HSS 极低的分断直流电流能力，控制系统先将直流电压降低到0再切断回路，将更利于HSS成功分断。

根据以上原则可得到三端直流系统的HSS典型电路如图1 所示。换流站x（x=1，2，3）经过直流线路和HSSx相关电路后连接至直流母线。HSSx两侧各配置1 个电压测点（对应的测量值分别为UDLx和UDL_BUS），单侧配置1 个电流测点（对应的测量值为IDLx）。HSSx两侧各配置1 台隔离刀闸Qx1和Qx2：当换流站x与直流系统连接时，HSSx、Qx1和Qx2均在合位；当换流站与直流系统隔离时，Qx1和Qx2均在分位。

图1 HSS典型电路示意图Fig.1 Schematic diagram of typical HSS circuit

2 多VSC换流站协同充电策略

与LCC 换流阀充电时直流侧无压不同，VSC 换流阀充电时会给连接的直流母线和其他VSC换流阀充电，因此多端直流系统中若包含2 座及以上的VSC 换流站，则需要解决多VSC 换流站充电投入问题，即研究多VSC 换流站的协同充电策略。VSC 换流阀的充电方式有交流充电和直流充电2 种：交流充电由本站的交流侧电源供电，其回路串入的子模块个数较少，初始不控充电后子模块电压高，换流阀在不控充电状态下能够较长时间（一般要求30 min以上）维持在稳定状态，交流可控充电后再将子模块电压进一步升至额定值并控制子模块均压；直流充电指从直流母线取能，其回路串入的子模块个数较多，初始不控充电后子模块电压低，需尽快转为直流可控充电状态，避免子模块电压发散。多端直流工程若要使用直流充电方式，控保系统需能够实时监测直流充电状态并与阀控配合自动转为直流可控充电模式，且充电电阻参数需要按所有换流站一起充电的能量需求进行设计。

当工程配置有HSS电路且VSC换流站均具备交流电源时，VSC 换流阀充电可以设计为仅采用交流充电方式，避免直流充电带来的复杂性并降低充电电阻的能量要求。基于HSS电路设计的多VSC换流站协同充电策略具体步骤如下：

1）1 座VSC 换流站与直流母线和所有LCC 换流站相连接，其余VSC换流站均与直流母线隔离，各站带直流线路采用交流充电方式充电，将换流阀子模块和直流线路充电至稳定值；

2）若检测到与直流母线隔离的VSC 换流站的HSS两侧电压差的绝对值 |UDLx-UDL_BUS|小于设定值，则首先合上隔离刀闸Qx1和Qx2，然后合上HSSx，完成换流站x与直流母线的带电连接。

在VSC 换流站与直流母线连接前，各VSC 换流站换流阀已通过交流充电将子模块电压升至额定值并均压，因此从根本上杜绝了子模块电压发散的风险，各站充电电阻的能量也只需要考虑本站换流阀带直流线路的充电需求。若各站换流变阀侧电压相差较大，还可通过调节各站的换流变分接头档位进一步减小电压差，降低直流侧连接时的电压、电流波动。

3 换流站在线投退策略

HSS 相当于没有灭弧能力的直流断路器，因此基于HSS 设计的换流站在线投退策略需满足以下要求：

1）在投入时，合HSS 是开关刀闸操作的最后一步，在退出时，分HSS是开关刀闸操作的第一步；

2）投入前尽可能控制HSS端口电压最小；

3）退出时需保证流过HSS 的电流小于分断电流；

4）为了系统的安全稳定运行，退站过程中直流功率中断的时间越短越好。

3.1 换流站手动投入

换流站手动投入是指换流站直流侧与运行的直流系统隔离，经过一系列操作投入直流系统的过程。本文提出的换流站手动投入策略的流程图见附录A图A1，具体步骤如下：

1）待投入站x与运行的直流系统隔离，将待投入换流站带直流线路以直流电压控制模式操作至运行状态；

2）控保系统自动控制待投入站直流侧电压UDLx与运行的直流系统电压UDL_BUS相等，待HSS 两侧电压差的绝对值小于投入允许值且持续超过预设时间后，点击“投入”按钮；

3）检测到HSSx分位（若HSSx在合位则分开HSSx），首先合上HSSx两侧处于分位的隔离刀闸Qx1和Qx2，然后合上HSSx；

4）检测到待投入站x已与直流系统连接，将其切换为功率控制模式并升至最小功率，投入完成。

3.2 换流站手动退出

换流站手动退出是指换流站处于运行的直流系统中，经过一系列操作退出直流系统的过程。本文提出的换流站手动退出策略的流程图见附录A 图A2，具体步骤如下：

1）修改直流系统的功率指令，将待退出站x的直流功率降至最小值；

2）点击“退出”按钮，待退出站x将自动闭锁并跳开交流侧开关；

3）收到退站指令后，各功率站自动降功率、直流电压站自动将直流电压降至最小值，然后各站闭锁或移相；

4）检测到HSSx流过的电流（实时值或平均值）小于允许分断值并持续超过预设时间后，下发HSS分闸命令；

5）检测到HSSx分位，电压站解锁并恢复电压、各功率站解锁恢复电流、退出站继续分HSS 两侧隔离刀闸和极隔离，退出完成。

3.3 换流站故障退出

换流站故障退出是指换流站发生区内故障，保护动作后将故障站退出、剩余直流系统继续保持运行的过程。故障退站与手动退站的最大区别是故障点可能会影响其他换流站的正常运行。为了避免非故障换流站因过流保护动作而跳闸，故障退站流程在手动退站流程中增加了实时的防护措施，即如果运行站的线路电流反向超过限制值则立即闭锁。换流站故障退出策略与手动退出不一致部分的流程图见附录A图A3，具体步骤如下：

1）故障站保护动作后自动闭锁和跳开交流侧开关；

2）收到退站指令后，各功率站自动降功率、直流电压站自动将直流电压降至最小值，然后各站闭锁或移相，运行的VSC 换流站若在此过程中检测到线路电流反向过流则直接闭锁；

3）转至换流站手动退出流程的步骤4）继续操作至退出完成。

3.4 换流站投退失败处理策略

换流站投入过程中若出现开关刀闸操作失败，由于换流站尚未与运行的直流系统产生电气连接，故控保系统停止操作并上报“投入失败”报警事件，并由运行人员根据一次设备状态安排后续操作。

换流站退出过程中，若HSS拒分，由于直流线路无法隔离，故应闭锁直流系统对应极；若HSS已分且其他站均成功重启，而其余的开关刀闸操作失败时，由于退出站已与直流系统电气隔离，故控保系统将停止操作上报“退出失败”报警事件，并由运行人员手动进行后续操作。

4 HSS保护策略

HSS保护可分2种类型：一种是针对HSS设备本体安全的保护，包括偷跳保护、失灵保护和端口过压保护；另一种是保障系统稳定运行的控制类保护，即退站超时保护。

4.1 偷跳保护

正常运行时如果HSS 发生偷跳，则HSS 合位消失并且有运行电流流过，偷跳保护根据此故障特征进行设计，动作策略是重合HSS开关，如果重合失败则闭锁直流系统对应极。

HSS 偷跳保护的逻辑如图2 所示。当换流器处于解锁运行状态时，若检测到HSS 合位消失且HSS开关电流高于电流定值Iset，则延时T1重合HSS开关、延时T2闭锁对应极。

图2 HSS偷跳保护逻辑图Fig.2 Logical diagram of HSS secret trip protection

4.2 失灵保护

进行HSS开关分闸操作前需要先将直流电流控制到分断电流以下，若HSS 发生分闸失灵则大概率是由机械故障引起且没有明显的电气量特征，因此只能通过分HSS开关命令和HSS分位位置实现分闸失灵保护，动作策略是闭锁直流系统对应极。

HSS 失灵保护的逻辑框图如图3 所示。从下发HSS 分闸命令开始计时500 ms，若延时T内未检测到HSS变为分位，则闭锁对应极。

图3 HSS失灵保护逻辑图Fig.3 Logical diagram of HSS failure protection

4.3 端口过压保护

HSS 端口不能长时间耐受高压。若线路无流时HSS 发生偷跳，则上述基于电流原理的偷跳保护并不会动作。为了保障设备的安全，配置基于电压判据的HSS 端口过压保护，其动作结果为闭锁直流系统对应极。

HSS 端口过压保护的逻辑如图4 所示。当HSS与电压互感器间的隔离刀闸均处在合位时（可以监测端口电压），若检测到HSS合位消失且端口电压高于电压定值Uset、电流小于电流定值Iset，则延时T闭锁对应极。

图4 HSS端口过压保护逻辑框图Fig.4 Logical diagram of HSS over voltage protection

4.4 退站超时保护

退站过程中直流功率会出现短时中断再恢复，若中断持续的时间过长，则退站过程可能会引起稳控动作，不利于系统的安全稳定运行。配置退站超时保护，从退出站闭锁开始计时，若设定时间内未能收到相关HSS的分位信号，则永久闭锁直流系统对应极。

HSS 退站超时保护的逻辑如图5 所示。当换流站处于退站过程中时，从换流器闭锁后开始计时，若延时T内未检测到HSS变为分位则闭锁对应极。

图5 退站超时保护逻辑图Fig.5 Logical diagram of exit over time protection

5 试验验证

昆柳龙±800 kV 特高压混合直流工程是世界上首个混合直流工程，其送端昆北站为LCC站、受端柳州站和龙门站均为VSC 站，VSC 站的换流阀均采用了全／半桥混合子模块。昆柳龙工程HSS相关配置电路如附录A 图A4 所示。图中：Q19和Q39分别为柳州站和龙门站的极母线刀闸（主要用于极连接／隔离，本节分析时可以忽略）；柳州站与汇流母线相连的HSS 为HSS1，配置在极母线，HSS1仅配置了汇流母线侧隔离刀闸Q1，两侧电压测点测量值分别为UDCH1和UDL_BUS，单侧电流测点测量值为IDLH1；龙门站与汇流母线相连的HSS 为HSS2，配置在柳州站柳龙线路的连接处，HSS2两侧的隔离刀闸分别为Q21和Q22，两侧电压测点测量值分别为UDL_BUS和UDL_GD，单侧电流测点测量值为IDL_GD。此外龙门站的极母线也配置了HSS（HSS3），起到快速隔离龙门站和柳龙线路的作用，HSS3电流测点测量值为IDLH3，仅配置了换流阀侧电压测点，其测量值为UDCH3；昆北站经昆柳线与汇流母线采用隔离刀闸Q0相连。该工程中HSS允许分断的直流电流为20 A（控保限制为15 A），直流功率中断时间（从中断开始到恢复至90%）的允许值为600 ms。

柳州站和龙门站都是VSC 站，因此采用了本文提出的多VSC 换流站协同充电策略。试验初始Q21、Q22和HSS2保持分位，将Q0和Q1操作至合位，分别使柳州站换流阀带汇流母线和昆北站充电、龙门站换流阀带柳龙线充电。待两站的换流阀子模块均已完成可控充电后，再依次合上Q21、Q22和HSS2将柳龙线连接，完成三站带电连接。利用RTDS 验证上述多VSC 换流站协同充电策略，HSS2合闸时刻的仿真波形如图6 所示，图中SHSS2为HSS2的合位信号。由于柳州站换流变阀侧电压比龙门站换流变阀侧电压低，因此在HSS2合闸前，柳州站的汇流母线电压UDL_BUS比柳龙线电压UDL_GD低了约70 kV；HSS2合闸后，龙门站通过直流线路继续给其他两站充电直至稳定。在HSS2合闸期间，直流电压和直流电流的波动都较小。

图6 协同充电过程中柳龙线仿真波形Fig.6 Simulative waveforms of LL line during cooperative charging process

基于HSS换流站投退策略的龙门站仿真结果如图7 所示。图中：SDEBy为换流阀解锁信号，y=1、y=2分别表示为柳州站、龙门站，后同；SUCTLy为直流电压控制标志，SUCTLy=1 表示直流电压控制，SUCTLy=0 表示直流功率控制。

图7 昆柳龙工程的龙门站投退波形Fig.7 Entry and exit waveforms of LM station in KLL project

图7（a）为龙门站的在线投入波形。龙门站带柳龙线解锁后，依次合上Q21、Q22和HSS2，然后将龙门站切换为功率控制站并将直流功率升至最小值0.1 p.u.。昆柳龙工程要求三站运行时龙门站固定为电压站，因此龙门站投入1 s后又自动切换回直流电压控制站、柳州站切换为功率控制站。整个投入过程符合设计，直流电压和直流电流的波动都较小。图7（b）为龙门站的在线退出波形。龙门站先闭锁，柳州站接管直流电压控制并降压后闭锁、昆北站移相，待柳龙线的IDL_GD降至15 A以下后分开HSS2，然后柳州站重新解锁升压、昆北站恢复功率，直流功率中断时间约为350 ms。图7（c）为龙门站的故障退出波形。龙门站极母线接地故障后立即闭锁，柳州站接管直流电压控制，由于柳州站极母线电流IDLH1反向过流也立即闭锁、昆北站移相，待柳龙线IDL_GD降至15 A 以下后分开HSS2，然后柳州站重新解锁升压、昆北站恢复功率，直流功率中断时间约为400 ms。

柳州站的在线投退仿真结果如附录A 图A5 所示。图A5（a）为柳州站的在线投入波形。柳州站单站解锁时HSS1在合位，投站时会先分开HSS1，然后合上Q2，接着重新合上HSS1并切换为功率控制站，在HSS1合上后将直流功率升至最小值0.1 p.u.。整个投入过程符合设计，直流电压和直流电流的波动都较小。图A5（b）为柳州站的在线退出波形。柳州站先闭锁，龙门站降压后闭锁、昆北站移相，待柳州站IDLH1降至15 A 以下后分开HSS1，随后龙门站重新解锁升压、昆北站恢复功率，直流功率中断时间约为380 ms。

值得注意的是，非退出VSC 站仅能将其输出的直流端口电压快速降至0，由于直流线路很长，其沿线对地电容仍然会残余一些能量。因此，在所有站均闭锁／移相后，直流母线仍可能存在一定电压，如图7（b）中，UDL_BUS在柳州站重新解锁前接近-200 kV。不过此时直流回路已“断开”，该电压对HSS 的分闸电流影响很小。仿真结果表明，VSC 站在线退出时的直流功率中断时间能够满足工程要求。