韶山換流站直流電壓動態控制策略分析

彭濤，唐恒蔚，李曉武，劉昊然，王應坤

(國網湖南電力有限公司檢修公司，湖南長沙410004)

近年來，高壓直流輸電技術因其具有異步聯網、傳輸容量大、損耗低、潮流調節精準、快速、限制短路電流等優點[1-2]，在世界上得到了迅猛的發展。我國也逐漸成為世界上運行直流工程數量最多、容量最大、線路最長的直流輸電大國[3-4]。

有載分接開關是變壓器最重要的部件之一。換流變壓器有載分接開關對保證直流輸電中閥側電壓的穩定，以及換流站安全生產起著重要作用[5]。然而，換流變分接開關頻繁調節將會給換流站安全運行帶來極大影響。如何減少換流變分接開關調節次數，優化分接開關控制策略在高壓直流輸電系統中顯得尤為重要。

1 韶山換流站換流變分接開關

1.1 換流變分接開關結構及工作原理

韶山換流站兩個極各有兩個閥組，每個閥組有6臺換流變，全站4個閥組共24臺換流變，每臺換流變配有2臺有載調壓分接開關[6-7]。換流變有載分接開關選用某公司的UCL及 VUCL型，安裝在變壓器油箱內。

分接開關主要由分接選擇器、切換開關、電動機構及相關保護元件等組成，如圖1(a)所示。切換開關的作用是在有載的情況下，實現兩個檔位之間的電氣切換。分接選擇器中心軸的周圍布置有若干個定觸頭，而在分接選擇器的中心軸上裝設動觸頭，并由中心軸帶動動觸頭，動觸頭經由集流環通過分接選擇器連線連接到切換開關上[8-9]。電動機構是在分接開關需要動作的時候，給切換開關和選擇開關提供恰當的轉矩。此外，每臺換流變中的分接開關采用并聯連接方式，如圖1(b)所示。

圖1 韶山站換流變分接開關

換流變分接開關的基本原理是在保證不中斷負載電流的情況下，通過改變換流變網側線圈的匝數來保證閥側電壓的穩定，即在交流側電壓波動的情況下相應的改變分接頭的擋位來調節換流變一次側的線圈匝數，改變變比，最終實現調壓目的。主要實現三種功能[10]:①維持閥側直流電壓恒定不變，補償交流系統電壓變化；②將換流閥的控制角保持在最佳范圍、優化無功特性；③實現直流系統的降壓運行。

1.2 換流變分接開關控制

換流變壓器分接頭控制 (TCC)是直流控制系統中的一個重要功能模塊，其作用是通過對換流變壓器分接頭的控制使閥側空載直流電壓Udi0保持在其參考值附近，以保證直流系統能工作在要求的工況下[11-12]。此外，分接頭控制還用于確保Udi0低于其最大限值以及保持換流變壓器不同相分接頭之間的同步。

正常工況下，整流側與逆變側都采用維持換流變壓器閥側空載直流電壓Udi0恒定方式對換流變壓器分接頭進行控制。

換流變分接頭控制按以下方案調整逆變側及整流側換流變壓器分接頭的位置:

1)手動模式。

運行在手動控制模式時，運行人員可通過工作站對單個換流變分接開關進行調節，也可同時調節一個12脈動閥組所有換流變的分接開關。如果選擇了單獨調節分接開關，那么在切換回自動控制前，必須對所有換流變的分接開關進行手動同步[13]。手動控制被視為一種保留的控制模式，應在自動控制模式失效的情況下才被投入。

2)自動模式。

常有的幾種控制[14-15]:①空載控制；②整流側的分接頭用來維持換流變閥側的正常觸發角(α)恒定；③逆變側的分接頭用于維持換流變閥側的空載直流電壓 (Udi0)恒定；④最大換流變閥側空載直流電壓的限制；⑤自動分接頭同步。

2 換流變分接開關故障案例分析

近年來，換流變有載分接開關發生了幾起事故，給換流變安全運行帶來較大危害。為研究分接開關相關問題并提出針對性措施，提升分接開關安全可靠性，需對換流變有載分接開關問題進行及可靠性提升專題研究工作。

2.1 事故案例

1)案例1

2018年 5月 8日，某站雙極功率調整由500 MW升至800 MW過程中，極1低端Y/D-A相換流變有載開關擋位由10檔調至9檔后約14 s，有載開關保護繼電器動作跳閘，后續出現換流變本體突發壓力繼電器動作、本體重瓦斯跳閘、本體壓力釋放器動作，換流變退出運行。

事故原因:在開關9檔切換到10檔過程中，主真空開關MSV可能有故障，不能正常打開，主分接選擇器MTF進行了操作，由于是帶電切換，產生拉弧，造成主分接選擇器MTF左上和右下定觸頭有燒蝕，切換開關油中存在有大量金屬粒子和氣泡等異物，不斷地在油中進行擴散，造成了S3A與主真空泡MSV之間發生放電，造成S3扇區級間短路。由于級間短路電流極大，且電動力又與電流的平方成正比，瞬間燒損了主分接選擇器MTF觸頭，開關觸頭、開關引線。

2)案例2

2019年1月7日，±1 100 kV某換流站極1高端Y/D-C相換流變在擋位由18檔調至19檔動作完成2 s后，極1高端換流變大差保護、角差保護動作、換流變本體重瓦斯動作，換流變突發故障起火。

事故原因:主換向觸頭MC與金屬連接片之間受熱熔接、下部X1及上部X2與旁路觸頭連接位置存在明顯燒蝕點等解體現象表明，有載分接開關切換回路中有較大電流 (短路電流)流過。

2.2 事故分析總結

兩起事故案例存在以下共性問題，一是擋位切換完成數秒后保護動作；二是故障原因為突發級間短路；三是故障換流變為角接換流變，四是頻繁分接開關切換導致各部件的損耗與發熱，進而造成嚴重后果。因此優化系統控制參數，進行相應的直流電壓動態控制策略的調整，對于減少分接開關切換次數起著十分重要的作用。

3 直流電壓動態控制策略

3.1 整改前控制策略

改變換流變壓器分接開關的擋位相當于改變換流變壓器的閥側電壓，利用這一特性，可以使直流輸電系統在交流系統擾動情況下獲得更大、更穩定的運行范圍與更經濟的運行工況。以前的端對端直流受端換流站均采用以下控制邏輯:逆變站分接開關以逆變站的直流電壓為控制目標，將直流電壓控制在Udn±ΔUd范圍內 (ΔUd為電壓調節死區)，如圖2(1)所示。

在以上描述的分接開關控制邏輯下，導致分接開關動作的原因主要有以下兩點:①直流輸送功率的變化，相應引起觸發角的變化；當變化超過死區范圍，需要調節分接開關以補償該變化。②交流電壓系統的變化，相應引起直流電壓 (或空載直流電壓)的變化；當變化超過死區范圍，需要調節分接開關以補償該變化。

為防止分接開關頻繁升降，直流電壓的控制死區通常設置為一擋分接開關調整所引起電壓變化的60%～80%。在運換流站分接開關的直流電壓控制死區見表1。

表1 直流分接開關電壓控制死區統計表 kV

考慮到目前該死區參數設置缺乏依據，通常由廠家自行設定，因此在后續階段需強化參數管理，由成套設計單位根據仿真計算結論給出推薦的電壓死區值，并結合系統條件的變化進行參數動態校核與調整。

3.2 直流電壓動態控制策略分析

1)修改祁韶直流電壓動態控制策略及相應的濾波器投切策略。在后臺OWS界面增加軟壓板，用于全壓運行時手動投退直流電壓動態控制策略。

2)直流電壓動態控制策略投入時，當直流系統任一極進入降壓運行方式，兩極均自動退出直流電壓動態控制策略；當直流系統兩極均退出降壓運行方式時，兩極自動投入該策略。

3)直流電壓動態控制策略實施后，需使用直流電壓測量值計算最大可用功率，并在現場系統調試期間進行核查。

3.3 直流電壓動態控制策略具體修改

韶山換流站的直流電壓動態控制策略，主要是將死區下限值調整至當前系統條件、全壓運行模式下可能達到的最低直流運行電壓以下，以保證在直流功率限值內逆變側分接開關不動。具體的分接頭控制相關的軟件修改如圖2所示。

在直流動態控制策略CCP程序修改中，增加了圖2(b)中的方框部分。當運行方式為大地回線時，金屬使能信號輸出為0，此時若直流電壓動態調控投入，逆變站電壓參考值將與修改后的控制下限死區值進行求差，并在比較器中與閥組電壓實測值進行比較，當差值小于閥組電壓實測值將輸出升分接頭動作指令，反之則不動作。此外，值得注意的是，該直流動態控制策略中上限死區值并未改變。因此，軟件修改前后輸出降分接頭動作指令條件不變。

圖3為直流電壓動態調控策略示意圖，可以看到分接頭控制下限死區值更改為38.692 5 kV，即當閥實際測量電壓比電壓參考值低38.692 5 kV時，才會上調分接頭。調大下限死區值保證了即使達到可能達到的最低直流運行電壓時逆變側分接開關亦不動，減少了逆變側分接頭動作次數。隨著功率的上升，由于逆變側分接頭不動作，直流電壓逐步下降，不再維持在800 kV。

采用該策略后，逆變側解鎖升功率時，維持充電后的分接頭擋位不變。直流系統總體上從一個直流電壓恒定、開關動作頻繁的狀態轉變為直流電壓動態調節，開關動作極少的狀態，直流控保核心邏輯無變化的同時大幅降低了開關動作次數。具體的各運行模式的直流電壓運行范圍、分接頭動作次數、特點對比見表2。

圖2 修改前后的直流動態控制策略CCP程序

圖3 直流電壓動態調控策略示意圖

表2 各運行模式對比

3.4 直流電壓動態控制策略實驗驗證

為檢驗祁韶直流工程直流電壓動態控制策略能有效減少換流變分接頭動作次數，在韶山換流站對該策略投入后進行試驗驗證。

1)極Ⅰ單極雙換流器運行，極起/停試驗。①試驗工況:祁韶直流祁連站極Ⅰ雙換流器、韶山站極Ⅰ雙換流器處于熱備用狀態，極電流控制。韶山站直流電壓動態調控措施軟壓板已投入。②試驗方法:直流電流定值500 A，速率100 A/min解鎖祁韶直流祁連站極雙換流器、韶山站極Ⅰ雙換流器。③實驗結果:直流電壓動態控制策略未投入前，分接頭的解鎖過程分接頭將由1擋切換到17擋；直流電壓動態控制策略投入后，解鎖過程中分接頭將基本穩定在16擋，如圖4所示，切換次數較原策略減少。

圖4 極起/停試驗分接頭擋位歷史曲線

2)極Ⅰ單極雙換流器運行，功率升降試驗。

①試驗工況:祁韶直流祁連站極Ⅰ雙換流器、韶山換流站極Ⅰ雙換流器處于熱備用狀態，極功率控制。韶山換流站直流電壓動態調控措施軟壓板已投入。

②試驗方法:直流功率定值400 MW，速率100 MW/min解鎖祁韶直流祁連站極Ⅰ雙換流器、韶山站極Ⅰ雙換流器；以50 MW/min的速率將直流功率分別由400 MW升至1 000 MW、由1 000 MW升至2 400 MW，直流系統保持運行15 min，核實交流濾波器投切點功率；以50 MW/min的速率將直流功率分別由2 400 MW降至1 500 MW、由1 500 MW降至1 000 MW，直流系統保持運行15 min，核實交流濾波器投切點功率。

③實驗結果:直流電壓動態控制策略投入后，當極Ⅰ單極雙換流器運行，功率升降過程中，分接頭保持在16擋位不變。

3)極Ⅰ單極雙換流器運行，手動起動降壓試驗。

①試驗工況:祁韶直流祁連站極Ⅰ雙換流器、韶山站極Ⅰ雙換流器處于運行狀態。韶山站直流電壓動態調控措施軟壓板已投入。

②試驗方法:將祁韶直流極Ⅰ由全壓轉為80%(640 kV)降壓運行。

③實驗結果:韶山換流站極Ⅰ和極Ⅱ直流電壓動態調控措施軟壓板均已自動退出，試驗期間(2019年10月31日)OWS事件報文見表3。同理，祁韶直流極Ⅱ由全壓轉80%(640 kV)的試驗也類似，直流電壓動態調控措施軟壓板均已自動退出。此外，祁韶直流極Ⅰ和極Ⅱ由80%(640 kV)降壓轉為全壓運行，直流電壓動態調控措施軟壓板均已自動投入。

表3 試驗期間OWS事件報文

因此，當直流系統任一極進入降壓運行方式，兩極均自動退出直流電壓動態控制策略；當直流系統兩極均退出降壓運行方式時，兩極自動投入該策略。

綜上分析，由試驗驗證，祁韶直流工程直流電壓動態控制策略投入后，該策略的投入不但能有效減少換流變分接頭動作次數，且不會影響直流動態性能。

4 綜合分析

直流電壓動態控制策略是將工程受端分接開關擋位調節死區的下限值調整至當前系統條件、全壓運行模式下可能達到的最低直流運行電壓以下。雖然該策略的投入能有效減少換流變分接頭動作次數，但依舊有其局限性，主要表現在以下方面:

1)經濟影響。該控制策略中直流電壓將會被鉗制住，相比之前的直流電壓會有降低，進而造成功率輸送有上限值減小。此外，濾波器投切策略的修改，將會造成濾波器投入更多，帶來更多的無功損耗，系統穩定性也會更差些。

2)交流系統暫態過電壓影響。為保持分接頭不變，改策略后電壓死區區間將增大，與此同時，換相過程中關斷角將減小。經試驗驗證與分析，韶山換流站直流電壓動態控制策略改之前關斷角約為23.40°；改策略之后關斷角約為17.62°，因此，換相過程中所需消耗的無功功率較改策略前有所增加。正常工況下，根據Q交換量為滿足換相中所需消耗的無功功率，直流電壓動態控制策略下將會投入更多的交流濾波器。若當直流系統發生閉鎖時，由于投入的交流濾波器無法快速切除，將會導致交流系統會出現暫態過電壓現象。

5 結論及建議

交流過電壓現象通常分為穩態和暫態過電壓，對于穩態過電壓現象，一般用感性無功抵消交流濾波器的容性無功，可考慮增加低抗組數或者擴大抵抗容量，用來抵消穩態時無功增加造成的電壓升高現象。但這種低抗無功調節方式增加屬于靜態調節，響應速度無法解決暫態過電壓。為解決直流系統閉鎖時的暫態過電壓，基于韶山換流站現有設備，一是通過調相機快速電壓環來快速響應暫態過電壓，響應速度雖然能達到毫秒級，但調相機容量有限，只能一定程度上緩解交流暫態過電壓現象；二是采用直流控保系統無功控制功能中的交流過電壓控制，來保護系統及設備安全，以此抑制故障時交流系統暫態過電壓，則是一種更為合理的方式。