大容量特高壓多端混合直流實際運行關鍵特性分析

謝惠藩，李桂源，徐光虎，鄭煒楠，李鵬，劉洪濤，陳秋鵬

(1. 中國南方電網電力調度控制中心，廣州510663；2. 南方電網科學研究院，廣州510663；3. 深圳供電局有限公司，廣東深圳518000；4. 中國南方電網有限責任公司超高壓輸電公司貴陽局，貴陽550000)

0 引言

昆柳龍特高壓多端直流示范工程是世界首個特高壓多端混合直流工程，工程額定容量8 000 MW、額定電壓等級±800 kV，送端昆北站采用常規直流(line commuter converter, LCC)技術，受端柳州站和龍門站采用柔性直流(voltage source converter, VSC)技術[1 - 5]。該工程是當前世界上容量最大、電壓等級最高的特高壓多端混合直流輸電工程，為保障云南清潔水電消納和廣東廣西電力供應，支撐國家西電東送戰略起到了至關重要的作用。保證工程的安全、持續穩定的運行對整個南方電網顯得尤為重要。

相比以往直流工程，昆柳龍特高壓多端直流采用了不同原理的換流器，其控制及運行特性存在較大差異，需要突破的技術問題有以下幾個。

1)特性配合問題。常規直流電流只能單向流動，而柔性直流電流可雙向流動，構成并聯型多端直流系統后，控制及運行特性需考慮兩者的差異。

2)電壓及功率協調控制問題。在并聯型多端直流系統中，所有換流站都工作在同一直流電壓等級下，直流電壓協調控制是系統穩定運行的關鍵。

3)故障穿越問題。在大規模、遠距離、大容量送電的應用場合下，要提高各類工況下的不間斷運行能力及可靠性，需要設計相關的協調控制策略使得混合直流系統在交、直流故障等工況下實現可靠穿越。

4)第三站投入退出控制問題。在多端直流系統中，為了增加運行的靈活性，需設計第三站的在線投入退出功能等[6 - 10]。

本文分析了昆柳龍特高壓多端直流工程實際運行情況，重點對直流線路故障穿越特性、交流故障穿越特性和第三站在線退站特性等關鍵運行控制性能進行了分析，實際運行特性充分驗證了該多端特高壓混合直流關鍵運行控制策略的有效性。研究成果可以為混合多端直流工程實際運行提供指導，對后續其它多端混合特高壓直流工程控制功能設計具有重大指導意義。

1 直流線路故障穿越特性

1.1 直流線路故障特性要求及策略

1.1.1 直流線路故障穿越特性

昆柳龍直流工程設計要求在不計去游離時間的情況下，從故障開始到該極的輸送功率恢復到故障前輸送功率的90%所需的時間不得超過350 ms；在一完整極閉鎖需要增加健全極的功率輸送水平時，要求增加的輸送功率的90%應在故障極閉鎖后的200 ms內達到；故障極恢復后，直流雙極的輸送功率應重新恢復到故障前的值；若重啟失敗，不計去游離時間和直流極線高速并聯開關動作時間，從故障開始到該極剩余兩站的輸送功率恢復到故障前輸送功率的90%所需的時間不得超過500 ms[11 - 12]。主要性能要求如下。

1)直流線路發生故障，直流系統能安全、穩定穿越，不引起非故障極停運，且去游離完成后，能按指標要求完成重啟動。

2)行波保護及電壓突變量保護能正確動作，保護動作能按設計要求出口。

3)避免直流過壓、過流現象。

4)直流線路故障穿越期間，常規直流站執行移相操作，使常規直流站進入逆變狀態；柔直站均不閉鎖，能夠根據直流故障電流，輸出負壓起滅弧作用，且始終具備無功控制能力；柔直站子模塊電壓不應發散，過壓過流保護不應動作。

5)柳北-龍門線路的首、末端均配置了高速并聯開關(high speed switch, HSS)，對于本極柳北-龍門線路的永久故障，定位故障位于本段線路后，在去游離期間能夠通過跳開本極柳北-龍門線路柳北側HSS高速并聯開關的方式隔離本極故障支線路，本極剩余兩端系統能夠重啟動繼續運行。

6)本極昆北-柳北線路發生永久故障，則本極各站在重啟次數達到定值后全停；柳北站匯流母線故障應閉鎖三站。

7)線路保護的動作結果通過線路保護與極控站間通信通道進行傳輸，若線路保護和極控均出現站間通信故障，直流線路保護各站按緊急停運本站出口。

1.1.2 直流故障穿越策略

直流保護檢測到線路故障以后，將信號傳至極控，極控系統立即強制移相并且經過一定的放電時間后直流系統試圖重啟，盡快恢復直流系統運行。正常情況下若本站的直流保護已經檢測到直流線路故障，則本站的極控系統不使用對站送過來的直流線路故障信號，只有本站未檢測到故障時才會使用對站的直流線路故障信號啟動本站的直流線路故障恢復邏輯。為滿足直流故障穿越性能要求和確保故障穿越期間直流運行穩定，提出如下直流故障穿越策略。

1)滅弧和去游離

檢測到直流故障后，常規直流換流站(簡稱“常規站”)將觸發角移相至90 °，使常規直流進入逆變狀態。與此同時，兩個柔性直流換流站(簡稱“柔直站”)利用全半橋混合多電平功率模塊可以輸出低電壓甚至負電壓的特點將直流電流控為0。當直流電流降至零時常規站將觸發角設定到限制值164 °。

滅弧過程中出現短時負壓，能量通過換流器迅速釋放到交流系統，故障電流迅速下降，達到滅弧目的。整個滅弧和去游離過程中，去游離時間可以在100～500 ms之間選擇，柔直站始終處于解鎖可控狀態，因此全橋子模塊電容不會出現一直充電導致電容電壓發散的現象，同時柔直站仍具備無功功率輸出能力，為交流電網提供無功功率支撐。

2)重啟邏輯

在去游離完成且直流設備絕緣性能恢復到正常水平后，定直流電壓站將恢復至正常控制策略，嘗試建立直流電壓，常規站解除移相配合建立直流電壓，待觸發角降至一定值后，直流電流開始恢復。當直流電壓電流都恢復到故障前值后，直流線路故障重啟完成。

若直流電壓建立失敗，說明直流故障仍然存在。重復滅弧去游離，然后再全壓重啟，并適當增加去游離時間，同時計算重啟次數。若重啟次數達到運行人員設定值時，系統則嘗試降壓重啟。若故障依然存在，各站對應故障極則將啟動閉鎖順序。

昆柳龍直流工程中對于昆柳線路的永久故障，定位故障位于本段線路后采用在去游離期間跳開本極該線路兩側HSS高速并聯開關/直流斷路器的方式切除本極故障支線路，本極剩余兩端系統重啟后繼續運行。若HSS高速并聯開關失靈無法將故障隔離時，極控系統發三站閉鎖指令。直流故障穿越策略如圖1所示。

圖1 直流故障穿越策略Fig.1 DC fault-ride-through strategy

1.2 現場典型直流故障恢復特性分析

現場開展昆北站送柳州站、龍門站三端運行方式下滿功率8 000 MW直流線路試驗，故障位置如圖2所示，試驗結果如表1所示。試驗過程中直流一次、二次設備未見異常，直流控制特性響應正確，直流短路試驗期間電網系統運行穩定。

圖2 直流線路故障點位置Fig.2 DC line fault point location

表1 現場直流線路故障功率恢復時間試驗結果Tab.1 Test results of DC line fault power recovery timems

由表1現場試驗結果可見，滿功率情況下直流線路故障后直流系統均能正常穩定恢復，直流各項恢復性能指標滿足設計和運行需求。下面重點以故障點1直流線路故障為實例，分析其直流恢復特性。

圖3為現場昆北站極1直流線路故障及重啟過程中直流電流、直流電壓、整流側觸發角和直流功率波形，其中紅色標注線為直流線路故障發生時刻，綠色標注線為直流功率恢復至90%功率水平時刻。由現場實際錄波可見：昆北側極1直流線路發生金屬性短路接地故障后，昆北站和柳州站極1直流線路電壓突變量保護27DUDT和直流線路行波保護WFPDL正確動作，保護發出線路重啟命令，直流故障重啟過程中，昆北極1快速移相降低直流電流，龍門和柳州極1將直流電壓控為0，極1功率傳輸中斷。經過400 ms去游離過程后，極1直流系統重啟，直流電壓、直流電流平穩恢復，直流功率在515 ms內恢復到故障前90%，整個過程無過流、無過壓情況發生，直流功率恢復特性滿足“不計去游離時間，從故障開始到該極的輸送功率恢復到故障前輸送功率的90%所需的時間不得超過350 ms”技術規范要求，也滿足“從故障開始至直流功率恢復至90%功率水平的時間不大于650 ms”穩控配合需求。

圖3 昆北極1錄波波形Fig.3 Recording waveform of Kunbei pole 1

2 交流故障穿越特性

2.1 交流故障特性要求及策略

1)交流故障特性要求

昆柳龍直流工程設計要求各站交流系統故障，直流輸電系統均能安全、穩定穿越，且輸送功率從故障切除瞬間起應在120 ms內恢復到故障前的90%，恢復期間不允許出現直流電流和直流電壓的持續振蕩。其具體特性要求如下。

(1)對于各站交流系統的各種故障，直流系統均能安全、穩定穿越，直流保護在交流故障期間不應動作跳閘；

(2)交流故障期間要避免直流過壓、過流現象；

(3)柔性直流站故障期間，柔直站能為交流系統提供充足無功支撐，無功出力特性需滿足設計要求。

2)交流故障穿越策略

交流故障穿越需要各站相互協調配合。昆柳龍混合多端直流工程中，常規直流站發生交流故障，可能造成直流電壓下降、直流功率下降等問題；而柔直站發生交流故障，可能造成直流電壓升高，以及另一柔性直流站過流等問題；柔直側交流電壓跌落會導致直流側功率無法送出，此時直流側會持續給子模塊電容充電，使得直流電壓上升，常規直流站觸發角迅速減小，當達到最小觸發角限值時，將喪失調節直流電壓的能力，常規直流站若不及時采取恰當的控制措施，直流電壓將迅速升高。另一柔直站若控制策略及時序配合不恰當，則可能會出現過流，對換流閥沖擊較大。由于柔性直流與常規直流的控制特性完全不一樣，由這兩者構成的混合直流輸電系統其協調控制難度較大，因此需要合理設計相應穿越控制策略[13 - 15]。為滿足交流故障穿越性能要求和確保故障穿越期間直流運行穩定，提出交流故障穿越策略如下。

(1)整流站交流故障

整流站交流故障初始階段，整流站仍處于定電流控制，通過電流控制器不斷減小觸發角來補償功率下降。當直流電流嚴重下降時，逆變站會適當降低直流電壓，以保證功率的傳輸。故障清除后，為防止整流站交流故障恢復瞬間直流過壓，整流站配置有交流故障控制器，在整流站交流故障期間限制觸發角最小值。

(2)逆變站交流故障

當受端交流系統發生交流故障時，交流電壓下降，受端閥組的功率輸送能力等比例下降，在大功率情況下無法將送端所有的功率輸送到交流系統可能造成直流電壓升高，以及受端換流站過流等問題。

針對直流電壓升高問題，整流站配置直流電壓控制器。當常規直流換流站檢測到直流電壓偏差后，切換到直流電壓控制，盡可能增大整流站的觸發角，以限制整流站直流功率的注入，同時整流站還配置了過壓控制環節防止直流電壓進一步升高。故障清除后，各站恢復到故障前的控制策略。

針對柔直站過流問題，逆變站通過設置限流環節、采用正負序電流控制手段以及暫時性閉鎖策略。

與常規直流站相比，柔直在故障期間及故障恢復期間可以向交流電網提供動態無功支撐，其無功支撐大小取決于無功電流。

此外，針對極端工況，本工程設計了直流電壓裕度控制和快速移相功能相配合的送端常規直流控制方法，防止了受端嚴重交流系統故障，直流功率大量盈余導致柔性直流閥過壓跳閘，提高了系統的可靠性，實現了交流故障下的全穿越。

2.2 現場典型交流故障恢復特性分析

現場開展昆北站送柳州站、龍門站三端運行方式下滿功率8 000 MW交流線路試驗，以龍門站交流側短路故障為實例分析多端直流的交流故障穿越特性。

龍門站交流側門水甲線制造人工金屬性單相短路，故障持續40 ms，A相電壓最低跌落至0.45 p.u.，龍門站正確檢測到交流低電壓，故障期間龍門站進入低穿控制模式。圖4為現場龍門站交流側短路故障期間故障穿越及直流系統恢復過程中直流電壓、直流電流、無功功率和有功功率波形。由圖4可見：交流故障后，龍門極1輸出最大無功功率為602 Mvar，整個交流故障穿越過程中龍門極1無暫時性閉鎖，無直流保護動作。故障期間，極1直流功率從2 412 MW跌至最低2 286 MW，未跌至90%初始功率以下，恢復期間未出現直流電壓和直流的持續振蕩，滿足“直流輸電系統的輸送功率從故障切除瞬間起應在120 ms內恢復到故障前的90%，恢復期間不允許出現直流電流和直流電壓的持續振蕩”的技術規范要求，柔性直流的交流故障穿越特性良好。

圖4 龍門站極1交流故障穿越錄波Fig.4 Wave recording of AC fault-ride-through in Longmen pole 1

3 第三站在線退出特性

3.1 第三站在線退出策略

昆柳龍多端混合直流工程中為增加多端運行方式的靈活性，柳北換流站和龍門換流站均設計了換流站在線投退功能，換流站在線投退操作由HSS完成。第三站投入時，HSS在合閘前需先解鎖第三站并控制HSS兩端電壓相近；第三站退出時，應滿足HSS分斷電流要求，并在HSS斷開后迅速完成其他兩站重啟動。為滿足第三站退站特性要求和滿足退站過程中總體損失功率最小，提出第三站在線投退功能，主要策略如下[16 - 18]。

1)柔直站保護動作閉鎖后，跳交流開關。柔直站某極退出，功率優先轉移至該站對極，剩余功率再轉移至另一柔直站雙極；

2)昆北站移相、另一柔直站降壓閉鎖；

3)檢測到HSS電流滿足IDLH<15 A并經一定延時后分相應HSS開關；

4)待退出的柔直站檢測到HSS分位后，將HSS的分位信號發送給另一柔直站和昆北站，剩余兩站自動重啟恢復成兩端運行。

3.2 現場典型退站特性分析

現場開展昆柳龍三端四閥組運行方式下大負荷第三站在線退站(退出單極)試驗，通過模擬保護動作閉鎖退極實現，其在線退站示意圖如圖5所示，試驗結果如表2所示。

圖5 第三站退站示意圖Fig.5 Sketch diagram of the third station exiting operation

表2 現場在線退站功率恢復時間試驗結果Tab.2 Test results of power recovery time of online exiting station in field

下面以柳州站極2在線退站為典型實例開展特性分析[19 - 20]。

1)功率轉移特性分析

柳州極2閉鎖后，按照控制邏輯，該站極2功率應優先轉移至柳州極1，由于柳州極1初始狀態已運行于滿功率狀態且柔直不具備過負荷能力，所以柳州極1功率仍保持1 500 MW穩定運行(如圖6所示)，控制特性和控制邏輯正確。

圖6 柳州極1功率轉移特性Fig.6 Power transfer characteristics of Liuzhou pole 1

柳州站極2閉鎖后，極2損失的功率轉移至龍門站雙極，龍門站雙極的功率由初始3 500 MW提升功率至5 000 MW，即龍門站極1功率由1 750 MW提升至2 500 MW(如圖7所示)，即初始功率1 750 MW+轉移功率750 MW，控制特性和控制邏輯正確。

圖7 龍門極1功率轉移特性Fig.7 Power transfer characteristics of Longmen pole 1

柳州極2閉鎖后，由于損失功率全部轉移至龍門雙極，即一個受端損失的功率全部轉移至另外一個受端站，因此送端昆北雙極功率仍保持6 500 MW，此時昆北極1功率由3 250 MW升至4 000 MW(如圖8所示)，即此時昆北極1功率4 000 MW=柳州極1功率1 500 MW+龍門極1功率2 500 MW，控制特性和控制邏輯正確，功率轉移特性符合設計。

2)極2退站特性分析

柳州極2閉鎖后，極2將由“昆北—柳州—龍門”三端模式變成“昆北—龍門”兩端模式運行。柳州極2退出時序如圖9所示，極2恢復特性錄波如圖10所示。

圖9 柳州站極2退出時序圖Fig.9 Exit sequence diagram of Liuzhou station pole 2

圖10 柳州站極2閉鎖后極2昆龍兩端恢復特性Fig.10 Recovery characteristics of Kun-Long both ends in pole 2 after Liuzhou station pole 2 after blocked

圖10中左側粗實線標注線為故障退站發生時刻，右側粗虛線標注線為直流功率恢復至90%功率水平時刻。由時序圖和現場實際錄波可見：極2閉鎖后，為滿足HSS開關分閘條件(電流小于15 A)，昆北移相增大觸發角，采取暫時性移相閉鎖將極2電流降至0 A。HSS分閘(柳州站內極2的HSS)將柳州極2退出后，昆北和龍門極2重啟恢復成兩端運行，此時昆北極2功率變為2 500 MW，柳州極2閉鎖退出后，極2昆龍兩端在340 ms內將率提升至90%目標值，滿足“從第三站故障退出開始至另外兩站恢復至90%功率水平的時間在600 ms內”的穩控配合要求，控制特性和控制邏輯正確，直流恢復特性符合設計要求[21 - 23]。

4 結論

昆柳龍特高壓多端直流示范工程是世界首個特高壓多端混合直流工程，論文分析該直流工程實際運行情況，重點對直流線路故障穿越特性、交流故障穿越特性和第三站在線退站特性等關鍵運行控制性能進行分析，得出主要結論如下[24 - 25]。

直流線路故障保護正確動作，直流系統重啟過程中直流電壓、直流電流平穩恢復，整個過程無過流、無過壓情況發生，直流功率恢復特性滿足技術規范和穩控配合需求。

交流線路故障穿越過程中，柔直站能按照要求輸出充足無功功率，穿越過程無暫時性閉鎖，無直流保護動作，恢復期間未出現直流電壓和直流的持續振蕩，交流故障穿越特性良好。

第三站在線退站過程中，直流功率轉移特性正確，另外兩站功率恢復特性滿足技術規范和穩控配合需求。

實際運行特性充分驗證了昆柳龍多端特高壓混合直流關鍵運行控制策略的有效性，有效保證多端特高壓混合直流工程在各種故障情況下安全穩定運行。研究成果為混合多端直流工程實際運行提供指導，對后續其他多端混合特高壓直流工程控制功能設計具有重大指導意義。