環狀柔直工程直流極閉鎖判據及措施量計算方法

徐柯， 劉一民， 鄭少明， 白楊， 祝萬， 任祖怡

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2. 國家電網有限公司華北分部，北京 100053)

0 引言

十九大對我國能源轉型與綠色發展作出了重大部署，強調加強電網等基礎設施建設，推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。相比常規直流輸電，柔性直流輸電控制靈活，可向無源或弱電網供電，可將分布式能源以經濟、環保的方式并入電網，因此近年來我國柔性直流輸電應用獲得了日益廣闊的發展[1—4]。

目前關于柔性直流輸電穩定控制系統的直流極閉鎖判據研究較少。柔性直流輸電工程穩定控制所用的直流極閉鎖判據與常規直流一致，采用換流變電氣量結合對應極閉鎖信號、極解鎖狀態信號和極閉鎖狀態信號進行直流極閉鎖故障判別[5]。

國內在運行的柔性直流輸電工程多是端對端架構，換流器閉鎖，直流功率轉移至站內其他閥組(極內或極間功率轉代)。若故障閥組在發生事故前輕載，故障導致直流輸送容量損失很小，無需配套的安全穩定控制系統來采取措施，因此輕載情況下不進行直流極閉鎖故障判別是可行的。對于多端環網架構的柔性直流輸電工程，換流器閉鎖可能導致輸電通道的網絡架構發生變化，造成直流輸送能力大幅下降，即使是輕載的換流器閉鎖也必須采取穩定控制措施，否則將導致電網失穩。同時，與以往常規特高壓直流輸電工程或柔性直流輸電工程穩定控制系統不同，環狀柔直工程穩定控制系統不能基于單個換流站非故障極轉代故障極功率來計算直流損失功率，而是基于故障后柔直電網的最大輸送能力來采取控制措施。

文中根據國內首個多端環網架構的柔性直流輸電工程——張北柔直輸電工程的配套穩定控制系統，提出適用于多端環網柔性直流輸電工程及特高壓直流輸電工程穩定控制系統的直流極閉鎖判據和控制措施量計算方法，采用該判據的穩定控制系統已成功運行于張北柔直電網。

1 張北柔性直流極閉鎖的穩定問題

張北柔直輸電工程[6—7]建設了張北—康?！S寧—北京四端柔直電網，包括張北和康保2座送端換流站、北京受端換流站以及豐寧調節端換流站，換流容量分別為3 000 MW，1 500 MW，3 000 MW，1 500 MW,柔直電網形成環網結構，電壓等級為±500 kV，電網架構如圖1所示。

圖1 張北柔直輸電工程示意Fig.1 Schematic diagram of ZhangBei VSC-HVDC tansmission project

張北柔直輸電工程采用基于電壓源換流器的柔 性直流輸電技術(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)。VSC-HVDC在控制保護、拓撲結構和控制性能等方面均與常規直流輸電技術存在差異[8—10]，特別是張北工程作為國內首個多端環網結構的柔直電網，故障下的電網運行特性與常規電網具有較大差別[11—15]。為保障張北柔直電網的安全穩定運行，需重點研究其穩定控制策略，在預想的各種工況和故障條件下保障其穩定控制系統能可靠反應故障并采取適當的控制措施。

張北柔直輸電工程主要存在2個穩定問題：一是孤島[16]運行在沒有交流電網支撐的情況下，如何給新能源電源提供穩定的交流電壓；二是故障情況下，柔直電網如何維持直流系統的能量平衡[17—18]。受端故障時若電源能量送不出去，則送端故障時能量會在電網內累積，導致過壓過流等問題。

當張北和康保換流站在孤島運行時，需給新能源并網提供穩定的電壓和頻率，送端換流站需要采用無源V-F控制的方式。在無源V-F控制下，所輸入的換流站功率由外部新能源功率決定，換流站只能決定輸入功率在2個換流器之間的分配。當其中一個換流器因故障閉鎖時，新能源功率將在故障后毫秒級時間范圍內涌入無故障換流器，見圖2。當換流站功率大于單極換流器額定功率時，無故障換流器會因過流而閉鎖，需故障換流站耗能裝置毫秒級投入配合，穩控切機降低功率。柔直電網穩控下達降低受端換流站輸出功率指令，以避免故障極層出現輸出功率指令大于輸入功率的情況。

圖2 張北換流站正極閉鎖時的負極橋臂電流Fig.2 Current of negative pole bridge arm when positive pole blocking in Zhangbei station

北京換流站正極閉鎖后的各站正極層直流電壓如圖3所示。正常方式下北京換流站正極閉鎖，華北電網損失功率1 500 MW，正極層盈余功率1 500 MW；故障后60 ms直流電壓上升到650 kV，導致正極層因過電壓而閉鎖，華北電網共損失功率2 250 MW。此時需在送端站極控投入交流耗能裝置，穩控下達降低故障極層送端換流器的功率指令，送端站極控控制交流母線電壓，穩控160 ms以內切機，保證交直流系統的穩定運行。如果故障換流器位于豐寧站，還需故障極層北京站換流器接管直流電壓控制權。

圖3 北京換流站正極閉鎖后的各站正極層直流電壓Fig.3 DC voltage of the positive pole layer of each station after the positive pole of Beijing station is locked

環狀柔直工程穩定控制系統基于故障后柔直電網的最大輸送能力采取控制措施，因此需對各種運行方式下的直流極閉鎖故障進行有效判別。傳統的高壓直流極閉鎖判據[5]采用故障前后的換流變電氣量變化特征構成判別邏輯，當環狀柔直電網部分換流站低功率運行時，會出現如下不適應的情況：

(1) 采用純電氣量特征進行直流極運行狀態判別，會出現誤判停運。

(2) 直流極閉鎖故障時，換流變功率、電流電氣量變化特征不明顯，不滿足啟動判別條件。

(3) 故障前直流極功率不滿足極運行功率定值，導致傳統直流極閉鎖判據部分動作條件不滿足，無法識別故障。

以往的柔直工程也有采用換流器電氣量結合交流斷路器斷開作為故障閉鎖判據的應用[19]，但多端柔直電網中換流器閉鎖未必會跳開交流斷路器，同樣存在不適應的情況。因此，須研究適應環狀柔直工程各種工況下可靠的直流極運行及閉鎖判據，保障電網安全穩定運行。

2 用于環狀柔直工程穩定控制的直流極閉鎖判據研究

2.1 直流極閉鎖判據性能要求

(1) 能夠識別低潮流工況下的直流極閉鎖故障。常規特高壓直流多是端對端結構，直流極在低功率運行時發生閉鎖故障，對電網影響較小，無須采取控制措施，因此以往直流極閉鎖判據中換流變電氣量發生顯著變化是必要條件。張北柔直電網在正常運行期間，會出現某個直流極運行在低潮流的工況，其故障閉鎖后，柔直電網輸電能力會產生較大變化，需采取相應控制措施。例如采用電壓控制模式的一端，會出現低功率運行情況，在其閉鎖后，直流控保需在剩余的三端中選取一端，將其運行模式改為電壓控制模式，同時降低直流輸送功率，切除部分新能源控制。

(2) 快速性。柔直電網單極閉鎖后，為防止非故障極由于過流、過壓閉鎖，需在20 ms內投入交流耗能裝置，但耗能裝置不能長期運行，要求穩定控制系統在160 ms內完成切機出口，因此要求在故障發生40 ms內完成極閉鎖判別。

2.2 直流極閉鎖綜合判據

文中充分利用直流極控、站控系統給出的直流極非正常停運信號、閉鎖信號、解鎖信號等與換流變的電氣量相結合，提出了一套直流極閉鎖的判據。直流極輕載運行時，可在極閉鎖10 ms內判出，直流極運行功率超過10%額定功率時，可在極閉鎖后20 ms左右判出，此判據同時適用于特高壓直流輸電工程和柔性直流輸電工程穩定控制系統。

首先，根據換流變電氣量、直流極閉鎖、解鎖信號判別直流極運行狀態。換流變電流、功率滿足直流極投運電流、投運功率定值時判定直流極處于電氣量運行狀態；若換流變電氣量不滿足運行狀態，接收到的直流極控發送的閉鎖信號為0、解鎖信號為1，則判定直流極處于開關量運行狀態；換流變電氣量、直流極控開關量均不滿足運行條件，則判定直流極處于停運狀態。

其次，根據換流變電流、功率、直流極非正常停運信號判別直流極故障啟動。具體為：換流變電流突變量、功率突變量滿足啟動定值，則判定對應直流極故障啟動；接收到直流控保發送的直流極非正常停運信號，亦判定對應直流極故障啟動。

最后，若判為直流極故障啟動，則根據啟動前200 ms直流極是否運行、滿足哪種運行條件來選擇對應的直流極閉鎖判別流程。若啟動前200 ms直流極停運，則不進行對應直流極閉鎖判別；若啟動前200 ms直流極電氣量滿足運行條件，則要求對應直流極滿足電流或功率突變量啟動定值，且在收到直流極非正常停運信號后換流變電流、功率低于閥組停運電流、功率定值，判定對應直流極閉鎖；若啟動前200 ms直流極電氣量不滿足運行條件，但開關量滿足，則在收到直流極非正常停運信號后直流極閉鎖信號變位為1、解鎖信號變位為0，判定對應直流極閉鎖。

直流極閉鎖判別原理如圖4所示，其中，Pdck為換流變交流側實時功率；Pdcstop為直流極停運功率門檻定值；Idck為換流變交流側實時電流；Idcstop為直流極停運電流門檻定值。

圖4 直流極閉鎖判別原理Fig.4 Discrimination principle of DC pole locking

由圖4可知，收到直流極非正常停運信號后延時2.5 ms確認并展寬150 ms進行極閉鎖判別，但直流控保發送極非正常停運信號固定為1 s脈寬，因此連續收到極非正常停運信號2 s則判定直流控保裝置異常，閉鎖直流極進行判別。接收直流控保發送的直流極閉鎖信號、直流極解鎖信號應為一對互斥信號，信號異常時延時5 s告警，并閉鎖直流極判別。

2.3 直流故障后控制措施量的計算方法

不同于兩端直流輸電工程根據直流控保發送的極最大運行功率指令值以及直流控制模式信息來計算故障后的直流輸送能力，環狀柔直工程的極輸送能力并不能代表直流輸送能力，需要根據網絡架構、極輸送能力、直流線路最大輸送能力等綜合判別。

張北柔直電網的直流控保系統配置了協控設備進行多端協調控制，直流故障時控制非故障極電網轉代故障極電網部分功率，以提高系統的總傳輸容量[20]。其輸送能力由直流協控設備計算后發給安控設備，并按極層分層上送，每層按照換流站換流器、單層能力上送，各極層2站的最大輸送能力之和大于等于各極層的最大輸送能力。當前張北柔直電網按正極層、負極層2個層級運行。

以張北柔直輸電工程為例,環狀柔直工程直流故障后控制措施量的計算可按如下步驟進行。

第一步，在柔直控保的控制模式下，獲知故障后的單換流器最大輸送能力Pcmax，其對應關系如表1所示。

表1 換流器輸送能力與直流控制模式對應關系Table 1 The corresponding relationship between the transmission capacity of the converter and the DC control mode

第二步，預判故障后單極層送端單站最大輸送能力。

(1) 單極層線路最大輸送能力Plmax。判斷某一單極層換流站間線路投運個數，若張北—北京、康保—豐寧2條線路投運，能力為3 000 MW；若1條投運，能力為1 500 MW；若沒有投運，能力為0 MW。

(2) 所有與送端此站對應直流極連接的受端換流器的最大輸送能力之和PΣrmax。通過判別網絡拓撲，將與送端此站直流極換流器存在電氣連接的受端換流器的能力相加。

(3) 單極層送端單站最大輸送能力為上述三者取最小，即min{Pcmax，Plmax，PΣrmax}。

第三步，預判故障后單極層最大輸送能力。

(1) 單極層送端最大輸送能力。判斷送、受端換流站間是否存在連接，若存在電氣連接，則將送端換流站極輸送能力考慮進送端能力；若不存在電氣連接，則不考慮；多個送端換流站輸送能力總和為本極層送端能力。

(2) 單極層線路最大輸送能力。判斷本極層送端—受端換流站間線路投運個數，以張北為例，其判斷方法與上述第二步步驟(1)相同。

(3) 單極層受端最大輸送能力。判斷受端換流站與送端換流站是否存在連接，若存在電氣連接，則將受端換流站輸送能力考慮進受端能力；若不存在電氣連接，則不考慮受端換流站輸送能力；多個受端換流站輸送能力總和為本極層受端能力；

(4) 單極層最大輸送能力為上述三者取最小。

由此，穩控系統可通過從柔直控保系統獲得的各換流站正、負極直流輸送能力計算張北、康保換流站直流輸送能力：

Pmax_Zb=Pmax_Zb_pos+Pmax_Zb_neg

(1)

Pmax_Kb=Pmax_Kb_pos+Pmax_Kb_neg

(2)

式中：Pmax_Zb為張北換流站直流最大輸送能力；Pmax_Zb_pos，Pmax_Zb_neg分別為張北換流站正、負極最大可運行能力；Pmax_Kb為康保換流站直流最大輸送能力；Pmax_Kb_pos，Pmax_Kb_neg分別為康保換流站正、負極最大可運行能力。

得到各換流器、極層、換流站輸送能力后，直流故障后控制措施量計算流程如圖5所示。其中，PZb，PKb分別為啟動前張北、康保換流站輸送功率；Pmax_pos_lay，Pmax_neg_lay分別為直流正、負極層運行能力；Pc1_Zb，Pc1_Kb分別為需在張北、康保換流站優先控制的措施量；Pc2_Zb，Pc2_Kb分別為張北、康保換流站按比例分配的控制措施量；Pc_Zb，Pc_Kb分別為張北、康保換流站最終控制措施量。方案如下：

(1) 計算總控制措施量，用啟動前送端2站的總出力減去正負極層總運行能力，得到總控制措施量Pc；

(2) 在送端換流站，先用啟動前整站功率減去換流站的直流最大輸送能力，若大于零，則計算得出需要在本站優先控制的措施量。

(3) 計算2個站按比例分配的控制措施量。

(4) 比較2類控制措施量，按優先滿足張北控制措施的原則，判斷最終控制措施量。

圖5 直流故障控制措施量計算流程Fig.5 Block diagram of calculation flow of DC fault control measures

3 實驗驗證

文中基于傳統判據與改接判據的對比分析，利用直流控保設備、安控設備，搭建實時數字仿真系統 (real time digital simulation system，RTDS)實驗平臺對判據及穩控系統性能進行實驗驗證。實驗平臺采用框架結構，如圖6所示。

圖6 RTDS實驗平臺結構Fig.6 Structure of RTDS experiment platform

RTDS實驗平臺將仿真系統的電流信號、電壓信號、斷路器開關位置信號傳輸至直流控保設備和安控設備，直流控保設備通過光纖通信將直流閉鎖、解鎖信號，非正常停運信號發送至安控裝置。安控裝置利用RTDS實驗平臺和直流控保的信號進行直流極閉鎖判斷。

假設直流單極的投運電流為300 A，投運功率為150 MW,直流極停運電流門檻定值為200 A，直流極停運功率門檻定值為100 MW，電流突變量啟動定值為200 A，功率突變量啟動定值為100 MW。RTDS實驗結果如表2所示。

表2 RTDS實驗結果Table 2 The experimental results of RTDS

實驗結果表明，當故障前直流電氣量投運時，2種判據效果相同，但當故障前直流功率小于投運功率時，文中提出的直流極閉鎖判據可以有效識別系統狀態，有利于安控裝置進行事故處理。

RTDS實驗對穩控系統的性能進行了驗證，在各種工況下直流故障采取對應的控制措施均可保障電網穩定運行。以豐寧站運行在額定功率發生退站故障為例，0.8 s豐寧站退站，張北柔直電網在此工況下無法三端運行，1.8 s康保站退站，發生故障后豐寧、康保換流站直流極功率如圖7所示。柔直電網進入張北—北京兩端運行狀態，北京換流站雙極功率如圖8所示，由于錄波時間長，圖中極1、極2均為2段錄波。在故障后極功率大幅波動，在6.5 s左右進入穩定運行狀態，事故后極1功率為受進900 MW、極2功率為受進1 000 MW。

圖7 豐寧換流站雙極閉鎖后豐寧和康保換流站有功功率Fig.7 Active power of Fengning and Kangbao station after Fengning station bipolar lockout

圖8 豐寧換流站雙極閉鎖后北京換流站功率Fig.8 Beijing station power after Fengning station bipolar lockout

4 結論

文中旨在研究應用于環狀柔直工程穩定控制的直流極閉鎖判據及其控制措施量計算方案，以張北柔直輸電工程為例分析了直流極閉鎖故障對系統穩定性的影響，總結柔直工程對穩定控制采用直流極閉鎖判據的需求，提出了柔直電網穩定控制所用的直流極運行、閉鎖判據及其控制措施量的計算方法，并經RTDS實驗驗證，得到如下結論：

(1) 文中所提的直流極閉鎖綜合判別方法對應柔直電網不同運行方式均體現出良好的適應性，且同樣適用于特高壓直流輸電工程與柔性直流輸電工程。

(2) 在多端環網架構的柔性直流輸電工程中，直流極閉鎖故障后的控制措施量需根據網絡架構、極輸送能力、直流線路最大輸送能力等綜合判別。文中所提的故障后控制措施量計算方法可為未來高壓直流輸電工程提供參考。

文中提出的直流極閉鎖綜合判別方法及控制量計算方案已應用到張北柔直輸電工程穩控系統中。經廠內靜態測試及RTDS實驗驗證，此方案在各種工況下均滿足系統運行要求。作為國內首個多端環網架構的柔直輸電工程，其配套穩定控制系統的直流極閉鎖及控制措施量計算方案，對今后高壓直流輸電工程安全穩定控制系統的研究、應用具有借鑒意義。