混合级联特高压直流系统解/闭锁问题分析及对策

唐 俊，赵文强，侍乔明，卢 宇，邹 强，王永平

（1.南京南瑞继保电气有限公司,江苏省南京市 211102；2.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）,江苏省南京市 211106）

0 引言

远距离、大容量的特高压直流输电技术是解决中国能源中心与负荷中心分布不均问题的有效途径,已成为中国“西电东送、全国联网”的重要方式之一［1-2］。

现阶段特高压直流工程多采用双十二脉动电网换相换流器（line commutated converter,LCC）串联结构［3-6］,具有容量大、成本低、控制简单等特点,极大缓解了负荷中心的功率缺额问题。然而,多馈入直流系统降低了电网短路比［7］,形成“强直弱交”的格局［8］。当一回直流系统发生换相失败时可能引发交流系统振荡,造成多回直流同时换相失败的严重后果,对送、受两端电网产生巨大冲击［9-12］。

基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）的柔性直流输电具有控制灵活、无换相失败的优点,但受限于器件的容量和制造成本,目前更多应用于短距离的区域电网互联场合［13-15］,在大功率的特高压直流输电领域中并不多见。

近年来,随着电力电子器件的制造技术和控制技术的进一步发展,同时采用LCC 和MMC 的混合直流输电成为了可能［16-17］,混合级联特高压直流拓扑是其中的一种可行方案［18-20］。

混合级联特高压直流输电系统中,整流站每极采用双十二脉动LCC 串联,在保证输送容量的前提下,尽可能降低成本。逆变站每极采用低端多个MMC 并联后再与高端LCC 串联的结构,利用高端LCC 的单相导通性隔离极母线及直流线路区的故障,节省了直流断路器等昂贵设备。同时,充分挖掘MMC 控制灵活的特点,在交流系统故障时起到电压和无功支撑作用,有效缓解了常规直流系统的换相失败问题。

直流输电系统的解锁过程需要整流站和逆变站的协调配合,合理的解锁策略是系统实现平稳运行的前提条件。此外,直流系统在发生故障后需要采用合适的闭锁策略,在保护一次设备不受损害的前提下,尽可能降低对系统的冲击。文献［21-22］研究了双十二脉动LCC 串联型特高压直流输电系统故障时的保护策略和闭锁时序,有一定的实用性,但并不完全适用于混合级联特高压直流系统。文献［23-24］研究了整流站每极为双十二脉动LCC 串联、2 个逆变站每极均为双MMC 串联的三端混合直流输电系统,其中,MMC 采用全桥子模块和半桥子模块混合结构。发生故障时,可以通过直接闭锁MMC 的方式,利用全桥子模块的特点有效阻断故障回路。

可以看到,现有文献对于逆变站同时采用LCC和MMC 的混合级联直流输电系统的研究并不多。本文详细分析了混合级联特高压直流输电系统在解/闭锁过程中的问题,提出了优化的准备运行就绪（ready for operation,RFO）联锁逻辑和解/闭锁方案,并在实时数字仿真器（real-time digital simulator,RTDS）中进行了验证。本文提出的相关策略已应用于±800 kV 白鹤滩—江苏混合级联特高压直流输电工程（简称“白江工程”）。

1 混合级联特高压直流输电系统

混合级联特高压直流输电系统由LCC 和MMC串、并联而成。以白江工程为例,其整流站与常规特高压换流站相同,采用对称双极结构,每极为2 个十二脉动LCC 串联；逆变站采用低端3 个MMC 并联后再与高端LCC 串联的结构,其中MMC 均采用半桥子模块。白江工程拓扑结构如图1 所示。

图1 白江工程拓扑结构图Fig.1 Topology diagram of Baihetan-Jiangsu project of China

混合级联特高压直流输电系统中,仍然采用两站协调控制的方式,其中,整流站以直流电流为控制目标,逆变站以直流电压为控制目标。特别地,逆变站低端3 个MMC 采用一个定电压、另外两个定功率的控制方式。

为防止出现换流器过压问题,逆变站高端LCC和低端MMC 的功率应相等,故高、低端换流器的电压、电流有如下关系:

式 中:UDLCC、UDMMC,i、UDL、UDN分 别 为LCC 的 端 间电压、第i个MMC（即MMCi）的端间电压、极母线电压、极中性母线电压；IDLCC、IDMMC,i、IDL分别为LCC的直流电流、MMCi的直流电流、直流线路电流。逆变站换流器直流功率有如下关系:

式 中:PDLCC、PDMMC,i、PINV分 别 为LCC 的 直 流 功 率、MMCi的直流功率、逆变站总功率。

由式（1）和式（2）可以看出,逆变站高低端换流器的端间电压、总直流电流、总直流功率相同,在满足此要求的基础上,低端各MMC 的直流电流和直流功率并未要求完全一致。因此,各MMC 的电流和功率具有非常灵活的控制自由度。当接入的区域小电网中存在功率盈余或缺额时,可以通过MMC之间的功率互济来调节,即存在功率缺额的区域电网对应的MMC 可以增加输送功率,其额外增加的功率可通过其他MMC 减少输送功率,甚至转为整流运行后提供,由此可以在整流站输送总功率不变的情况下,达到控制区域电网内部潮流的目的。

以白江工程为例,枯水期时逆变站接收的总功率下降,其中,MMC2、MMC3 对应的电网相比MMC1 对应的电网有更大的电力缺额,故此时可采用一种简单可靠的功率互济方案:将MMC1 由逆变改为整流运行,从对应电网吸收功率；MMC2、MMC3 保持逆变运行,并平均分配功率,如式（3）所示。

式中:ΔP为MMC1 向电网侧输送的直流功率,在功率互济模式下为负值。功率互济的案例示意图见附录A 图A1。

2 混合级联特高压直流输电系统解/闭锁过程中的若干问题

混合级联特高压直流输电系统与常规双十二脉动特高压直流输电系统的拓扑结构存在一定的相似性。因此,有很多成熟的解/闭锁策略可以参考。但逆变站高、低端采用不同类型换流器串联的结构也具有很大的特殊性,存在诸多新问题。

2.1 热备用极LCC 过电压跳闸问题

为提高输电走廊利用率、降低直流线路的建设成本,特高压直流输电工程的双极直流线路一般采用同塔建设,这使得线路与线路之间、线路与大地之间均存在很强的耦合。在一极解锁运行时,可能会在另一停运极上产生电磁感应电压、电磁感应电流、静电感应电压和静电感应电流［25］。当运行极进入稳态后,其直流电压、电流的波动可忽略不计,故此时停运极以静电感应电压为主。

常规特高压直流系统中停运的热备用极由2 个LCC 串联而成,如附录A 图A2 所示,其中旁通开关（by-pass switch,BPS）和旁通隔离刀闸（by-pass isolation switch,BPI）在分位,阳极隔离刀闸（anode isolation switch,AI）和 阴 极 隔 离 刀 闸（cathode isolation switch,CI）在合位,故每个换流器的端间电压为极间电压的一半。对于混合级联特高压直流系统,由于MMC 的存在,与感应电压叠加作用后可能引起LCC 跳闸闭锁。

以白江工程为例,极1 以800 kV 全压运行,极2沿用常规特高压工程的全压热备用方式,即LCC 和MMC 的BPS、BPI 均在分位,AI、CI 均在合位,如附录A 图A3 所示。此时,极1 线路将会在极2 靠近逆变站的线路末端位置感应出约260 kV 对地电压。同时,极2 低端MMC 充电完成后,产生约-250 kV的端间电压,故极2 高端LCC 将承受约510 kV 的端间电压。

LCC 的过电压保护定值按设备耐受能力整定,一般Ⅰ段动作定值为1.1 p.u.,延时700 ms 跳闸；Ⅱ段动作定值为1.3 p.u.,延时500 ms 跳闸,其中,1 p.u.对应单换流器额定直流电压400 kV。

可以看到,上述热备用极的LCC 端间电压已经达到其过电压保护Ⅰ段动作定值,保护动作后跳开LCC 的交流开关并隔离换流器。这种一极运行时另一极进入全压热备用后自动闭锁一个换流器,进而导致无法全压解锁的情况显然无法满足实际运行需求。

2.2 逆变站闭锁过程中MMC 过电流问题

直流输电系统一般包括X、Y、Z 这3 种闭锁时序,部分系统还有S 闭锁［21-22,26］。整流站故障时,自身执行闭锁的同时也将闭锁命令送至逆变站；而逆变站故障闭锁时,也会将闭锁命令送至整流站。白江工程整流站一次结构与常规特高压直流换流站完全相同,故可沿用现有闭锁策略；对于混合级联的逆变站,也可参考提出相应的闭锁策略,以极Z 闭锁为例,逆变站闭锁时序如下。

1）整流站故障时逆变站闭锁时序:逆变站收到对站闭锁信号后,低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC；高端LCC 将触发角移至90°,经延时后投入旁通对,并发出合BPS 命令,在BPS 合上后闭锁换流阀。

2）逆变站故障时逆变站闭锁时序:逆变站故障后,低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC；高端LCC 立即投入旁通对并发出合BPS 命令,在BPS 合上后闭锁换流阀。

可以看到,不论哪一侧的故障,逆变站LCC 执行极Z 闭锁时主要策略均是投旁通对、合BPS。该闭锁时序可以形成低阻直通回路,有利于线路能量的泄放,对故障的快速清除有益。

图2（a）所示白江工程故障回路中,当逆变站极1 极母线F2点发生接地故障时,极母线差动保护动作,逆变站按上述时序2）执行极Z 闭锁。在高端LCC 合上BPS 时,虽然低端MMC 已经闭锁,但由于半桥子模块中反并联二极管的存在,相比每极采用2 个LCC 串联的常规直流工程或每极采用2 个全桥MMC 串联的直流工程（如乌东德工程）而言,会形成2 个特有的故障回路,如图2（a）中回路2、回路3 所示。图中:Ls、Lp、L0分别为换流变压器等效电抗、直流平波电抗、桥臂电抗；Rs、R0分别为换流变压器等效电阻、桥臂电阻。

图2 逆变站故障回路及其等效电路Fig.2 Fault circuit of inverter station and its equivalent circuit

以下对相关故障回路做详细分析。

1）故障回路1:逆变站极线电流通过故障点F2馈入大地,并经大地回线和极2 线路流回整流站,该故障回路与其他高压直流输电系统相同。

2）故障回路2:低端MMC 已闭锁,但换流变压器网侧交流开关尚未跳开时,其阀侧绕组会通过换流器半桥子模块中的反并联二极管形成三相不控整流电路。在高端BPS 合闸前,该整流电路处于阻断状态；在高端BPS 合闸后,该整流电路将通过BPS向故障点馈电,并最终经由接地极形成闭合回路。回路2 的等效电路如图2（b）所示。

3）故障回路3:整流站保持移相164°状态,逆变站低端MMC 闭锁且换流变压器网侧交流开关跳开,此时已没有电源往故障回路中注入能量,但由于Lp、L0等作用,仍然会通过MMC 的反并联二极管和高端BPS 形成续流回路,等效电路如图2（c）所示。

可以看到,在高端LCC 的BPS 合闸之前,由于晶闸管的单相导通性,阻断了不控整流电路和故障点之间的通路,低端MMC 不会往故障点馈入电流；一旦高端BPS 合闸,则MMC 立即通过BPS 往故障点馈入很大的反向电流,造成次生的过电流危害。由图2（a）分析可知,整流站极母线F1点和直流线路F3点发生接地故障时,与F2点故障情况类似。

考虑到投入旁通对后也能形成低阻泄放回路,故拟采用逆变站高端LCC 闭锁时仅投旁通对、不合BPS 的策略,初步优化的逆变站极Z 闭锁时序如下。

1）整流站故障时逆变站闭锁时序:逆变站收到对站动作信号后,低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC；高端LCC 将触发角移至90°,经延时后投入旁通对,满足低电流条件时闭锁换流阀。

2）逆变站故障时逆变站闭锁时序:逆变站低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC；高端LCC 立即投入旁通对,满足低电流条件时闭锁换流阀。

2.3 逆变站闭锁过程中LCC 过电压问题

基于2.2 节的优化闭锁策略既可以泄放线路能量,又可以有效阻断MMC 的反向放电回路,具有一定实用价值。但试验中发现,当逆变站高、低压端换流器的连接线区域发生接地故障时,如图2（a）中F4点,保护动作后执行极Z 闭锁的过程中,逆变站高端LCC 出现过电压,以下详细分析过电压产生的原因。

F4点发生永久性接地故障时逆变站的波形如图3 所示,其中,状态量信号的粗线表示该状态为1,细线表示该状态为0。从故障发生至完成闭锁的主要节点包括T0至T4时刻,将整个过程分为5 个阶段。

图3 逆变站高低端换流器连接线区域故障波形Fig.3 Waveform of fault in high- and low-end converter connection line area of inverter station

阶段1:故障发生及发展。T0时刻发生故障,换流器中点电压UDM立即被拉低为0,LCC 端间电压在控制系统作用下维持在380 kV 附近。LCC 的低压侧电流IDC1N上升,在限流逻辑作用下,上升速度受到一定程度的抑制；MMC 的高压侧总电流IDC2P迅速下降,在子模块电容器和换流变压器阀侧绕组的共同作用下,电流进一步反向。

阶段2:保护动作执行闭锁。由于IDC1N上升、IDC2P下降（反方向上升）,导致差流高达数千安培,在T1时刻阀组连接线差动保护动作,控制开始执行极Z 闭锁时序。逆变站高端LCC 投入旁通对,将该站的极母线电压UDL拉低到0 附近；同时,整流站收到闭锁命令后,将触发角移相至164°,进入逆变运行状态,将其直流线路出口处电压逐渐拉低到-520 kV左右。

阶段3:逆变站极母线电压UDL反向。随着整流站移相和逆变站投入旁通对,线路能量得到泄放。逆变站LCC 的电流IDC1N于T2时刻断续,在反向电压作用下,旁通晶闸管关断,从而失去地电位钳制点,由于未合BPS,故其极母线电压UDL受整流站移相作用被拉低到-460 kV 以下。

阶段4:逆变站LCC 过电压保护动作执行闭锁。由于逆变站LCC 端间电压持续保持高位,T3时刻过电压保护Ⅰ段动作,LCC 再次执行闭锁,发出移相、跳交流开关和合BPS 命令。

阶段5:完成闭锁。LCC 的BPS 在T4时刻合上之后,其端间电压重新回到0,过电压保护复归,最终完成闭锁。

可以看到,逆变站高端LCC 采用不合BPS 的闭锁策略后,虽然可以避免2.2 节所述极线故障时的过电流问题,但在其他位置发生故障执行闭锁时,由于旁通对断流后导致极母线及直流线路失去地电位钳制点,又可能会产生过电压问题,对换流器的绝缘寿命造成影响。

3 优化对策

通过以上案例分析可以看到,混合级联特高压直流输电系统的解/闭锁时序,特别是逆变站高端LCC 的BPS“合”或“不合”,与常规特高压直流输电系统相比有很大区别,需要系统地设计应对策略。

3.1 逆变站解锁策略优化

基于2.1 节的分析,造成混合级联特高压直流输电系统一极解锁运行时另一热备用极LCC 闭锁跳闸的主要原因有两个:一是运行极在热备用极产生了感应电压；二是MMC 充电后改变了高端LCC的阴极电位（极2 为阳极电位）,2 个极性相反的电压叠加之后,导致LCC 端间电压达到保护动作定值,最终闭锁跳闸。

综上分析,可优化逆变站带MMC 进入热备用的RFO 联锁逻辑:

1）逆变站全压进入RFO:高端LCC 的BPS 及AI、CI 在合位时,才允许合上低端MMC 的交流开关对子模块进行充电。

2）逆变站低端MMC 半压进入RFO:高端LCC的BPS 及AI、CI 在合位或BPI 在合位时,才允许合上低端MMC 的交流开关对子模块进行充电。

优化的RFO 联锁逻辑程序流程如图4（a）所示。停运极进入热备用前,首先合上LCC 的BPS 及AI、CI,或合上BPI,故运行极引起的感应电压和MMC产生的充电电压均只影响极母线电压UDL,而LCC的端间电压始终被钳位在0,从而有效解决了一极运行时另一全压热备用极的LCC 因过电压跳闸的问题。

图4 优化的RFO 联锁逻辑及极解锁时序图Fig.4 Optimized RFO interlocking logic and pole deblocking sequence diagram

采用优化的RFO 联锁逻辑后,极解锁时需要适时分开LCC 的BPS,以实现全压解锁。进一步优化解锁时序,在控制系统发出极解锁命令后,两站解锁配合时序如下:

1）将逆变站高端LCC 的BPS 分开并连接交流滤波器,准备电压建立的回路条件；

2）以164°解锁逆变站高端LCC 和定电压控制的MMC,准备建立直流电压,接着LCC 解除移相,开始降低触发角,并经200 ms 延时解锁定功率控制的MMC；

3）整流站收到逆变站已解锁的信号后,连接交流滤波器,以164°解锁换流器,再解除移相,逐渐降低触发角,在直流线路建立电压、电流；

4）在两站协调控制作用下,功率稳步爬升到设定值,完成极解锁。

优化的极解锁时序逻辑图如图4（b）所示。

3.2 逆变站故障闭锁策略优化

由2.2 节和2.3 节分析可知,逆变站闭锁策略不当,极可能引起过电流或过电压问题,对设备造成次生伤害。

产生过电流的主要原因是合上逆变站LCC 的BPS 后,在MMC 作用下产生了新的故障放电回路,这将进一步恶化故障,延长故障点熄弧时间；产生过电压的主要原因是逆变站LCC 仅投旁通对、不合BPS,当旁通晶闸管电流断续后线路失去地电位钳制点,从而造成LCC 端间电压异常升高。

综合考虑,执行保护性闭锁时,逆变站LCC 应在不产生次生故障回路的情况下尽量合BPS,进一步优化逆变站极Z 闭锁策略如下。

1）整流站故障时逆变站闭锁时序

逆变站收到对站动作信号后,低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC,并发出合上其BPS 的命令。

高端LCC 将触发角移至90°,经延时后投入旁通对,满足低电流条件时闭锁换流阀；同时,实时监视MMC 的状态,当所有MMC 的网侧交流开关都跳开时,发出合上LCC 的BPS 的命令。

2）逆变站故障时逆变站闭锁时序

逆变站低端MMC 立即闭锁并跳交流开关,交流开关跳开且满足低电流条件时隔离MMC,发出合上其BPS 的命令。

高端LCC 立即投入旁通对,满足低电流条件时闭锁换流阀；同时,实时监视MMC 的状态,当所有MMC 的网侧交流开关都跳开时,发出合上LCC 的BPS 的命令。

在低端MMC 换流变压器网侧交流开关跳开后,回路2、3 的激励源即被切断,故优化闭锁策略考虑在此时合上LCC 的BPS,既不会产生次生过电流危害,又避免了LCC 的过电压问题。

4 仿真及试验

4.1 仿真测试

为了验证所提解/闭锁策略的可行性,采用白江工程实际的控制保护装置和按照工程成套参数建立的RTDS 模型组建了实时闭环仿真系统,对相关策略进行了仿真测试。

1）全压极解锁仿真验证

仿真条件如下:极1 全压800 kV、额定功率4 000 MW 运行,极2 以全压解锁至最小功率400 MW。

极2 解锁波形如图5（a）所示。采用优化的RFO 逻辑后,极2 高端LCC 的BPS 在热备用阶段处于合位,此时极母线电压UDL和中点电压UDM均约为-250 kV,由MMC 的充电电压起主要作用,而LCC 端间电压被钳位在0。

图5 优化后的RTDS 仿真波形图Fig.5 Waveform diagram of optimized RTDS simulation

极2 开始解锁时,首先分开逆变站LCC 的BPS,接着LCC 和定电压的MMC 开始解锁,MMC迅速建立约-400 kV 的直流电压,定功率的MMC经过一定延时后也以零功率状态解锁。在收到逆变站解锁的信号后,整流站LCC 也开始解锁。最终在两站协调控制下,逐渐建立起直流电压和直流电流。可以看到,整个解锁过程比较平稳,没有出现电压电流异常波动的情况。

2）全压极闭锁仿真验证

仿真条件如下:极1 全压800 kV、额定功率4 000 MW 运行,分别触发极母线F2点和阀组连接线F4点故障,故障持续1 s。

F2点故障时的仿真波形如图5（b）所示,保护动作后执行极Z 闭锁,高端LCC 立即投入旁通对；低端MMC 快速闭锁后,由于LCC 未合BPS,故MMC没有出现向故障点反向馈入大电流的情况。MMC的网侧交流开关跳开后,LCC 才合上BPS,并最终闭锁换流器。

F4点故障时的仿真波形如图5（c）所示。与F2点故障时类似,高端LCC 立即投入旁通对,低端MMC 快速执行闭锁,并发出跳网侧交流开关命令。LCC 在监测到MMC 的网侧交流开关全部跳开后,发出合BPS 命令,最终闭锁换流器。此外,从波形中可以看到,当LCC 旁通对断流时,由于BPS 尚未合上,极母线会出现非常短暂的反向电压,而一旦BPS 完成合闸,端间电压会迅速回到0。

根据仿真结果可以看到,采用优化的策略后,整个闭锁过程没有出现过电流或过电压问题,达到了快速切除故障、平稳停运直流的目的。

4.2 工程试验

为了进一步验证本文所提策略,在工程现场开展了相关试验。

1）全压极解锁现场试验

试验条件如下:极1 全压800 kV、功率800 MW运行,极2 以全压解锁至最小功率400 MW。

极2 解锁波形如图6（a）所示,可以看到,工程试验波形与图5（a）非常相似,很好地验证了所提策略的有效性。

图6 白江工程现场试验波形Fig.6 Test waveform of Baihetan-Jiangsu project of China

此外,当逆变站LCC 的BPS 分开之后至整流站解锁之前,极2 直流线路再次处于浮地状态,在极1感应电压（正电压）作用下,极2 的极母线电压从负值往反方向略微上升；当整流站解锁后,电压开始逐步建立至正常,最终实现极2 的平稳解锁。

2）全压极闭锁现场试验

由于工程现场无法开展F2点和F4点的真实接地故障试验,故仅通过人工触发极闭锁来验证所提闭锁时序的合理性。此外,站间通信中断时,逆变站发出闭锁命令后,整流站无法及时响应,故此工况最为严苛。

试验条件如下:极1 全压800 kV、功率400 MW运行,站间通信中断。

在逆变站通过人工触发极1 极Z 闭锁的波形如图6（b）所示。参考2.3 节思路,从触发闭锁至完成闭锁的主要节点包括T0至T5时刻,将整个过程分为5 个阶段。

阶段1:LCC 投入旁通对,MMC 闭锁。T0时刻在无真实故障情况下,在逆变站极1 人工触发极Z闭锁。LCC 立即投入旁通对,使得极母线电压UDL被拉低为与中点电压UDM相同。同时,MMC 闭锁并发出跳交流开关命令,待其交流开关跳开后,再发出合其BPS 的命令。由于站间通信中断,整流站此时并未收到执行闭锁的信号,故仍按正常控制逻辑去增加触发角以限制升高的直流电流。

阶段2:逆变站完成闭锁。T1时刻MMC 的BPS合闸（由于接点位置信号会滞后于开关实际位置,且一般有防抖延时处理,故控制保护装置收到MMC的BPS 合位信号在实际合闸时刻T1之后）,故此时逆变站高端LCC 的旁通对和低端MMC 的BPS 形成低阻直通路径,电流最高升至约4 000 A,电压迅速降低到0；随后在T2时刻,LCC 的BPS 也完成合闸（与MMC 类似,控制保护装置收到LCC 的BPS合位信号也在实际合闸时刻T2之后）,换流器闭锁,至此逆变站高、低端换流器均完成闭锁。由于直流电流超过指令值,故整流站进一步增加触发角,直至再次将直流电流拉回到指令值范围内。

阶段3:线路保护动作去游离。由于极母线电压UDL在阶段2 一直处于低位,整流站的直流线路低电压保护满足延时条件后于T3时刻动作,执行线路去游离操作,一般将触发角移相至164°并保持150 ms,为后续执行线路再启动做准备。

阶段4:整流站执行线路再启动。整流站在T4时刻开始执行线路再启动,逐渐降低触发角,建立起直流电流,但由于逆变站高、低端换流器的BPS 均在合位,故无法建立起正常的直流电压。

阶段5:整流站完成闭锁。由于电压始终无法建立,故整流站的直流线路低电压保护在T5时刻再次动作,整流站执行闭锁,电流逐渐到0,至此极1 最终完成闭锁。

根据试验结果可以看到,在最严苛的站间通信中断情况下,整个闭锁过程也相对平稳,没有对设备造成过应力冲击。

5 结语

本文研究了混合级联特高压直流输电系统在一极运行时另一极无法全压解锁的问题和在闭锁过程中的过电流、过电压问题,分析了相关问题产生的机理,并最终通过优化设计RFO 逻辑以及两站的解/闭锁时序予以解决,结合仿真和试验结果可得出如下结论:

1）热备用极LCC 端间过电压是运行极产生的感应电压和低端MMC 的充电电压相互叠加后的结果,所提策略采用提前合LCC 的BPS 的方式,有效限制了解锁前LCC 的端间电压；而在解锁过程中,两站时序互相配合,适时分开BPS,可以成功从全压热备用状态平稳进入运行状态。

2）极母线区域或直流线路区域故障时,逆变站盲目合上LCC 的BPS 会造成MMC 过电流；而阀组连接区域故障时,不合BPS 会造成直流线路失去地电位钳制点,导致LCC 过电压。因此,本文以极Z闭锁为例设计了逆变站在MMC 的网侧交流开关跳开后再执行合LCC 的BPS 的策略,有效避免了在闭锁过程中对设备造成次生的过电压和过电流伤害。对于极X 闭锁和极Y 闭锁的优化思路相同,故本文不再赘述。

本文主要针对逆变站采用混合级联拓扑结构的特高压直流输电系统,对于其他类型的混合直流系统,可借鉴本文的分析过程和解决思路,具体策略仍需要根据实际情况做出相应调整。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。