黎東祥,王渝紅,丁理杰,李興源,戴寒光,宿國良

（1.四川大學 電氣信息學院,四川 成都 610065；2.四川電力科學研究院,四川 成都 610072）

0 引言

高壓直流輸電在遠距離大容量輸電和電力系統(tǒng)聯網方面具有很明顯的優(yōu)點，對解決我國的電力資源和電力負荷分布不平衡有很大的優(yōu)勢，尤其是特高壓直流輸電近年來得到了廣泛的應用和發(fā)展[1-4]。

特高壓直流輸電工程普遍采用每極2個12脈動換流器串聯的主接線方式[5]。在這種主接線方式中，一次設備的每個閥組增設了旁路斷路器和隔離開關。當一個閥組出現故障時，只需將其旁路合上，其他閥組仍可正常運行。兩端換流站既可按照每極雙閥組接線方式運行，又可形成兩端每極單閥組或兩極不同組合的運行方式。因此，在特高壓直流工程中，單閥組的自動投/退控制成為重要的控制環(huán)節(jié)之一。單閥組的投退控制策略目標是在投退過程中保證系統(tǒng)安全、擾動小、響應特性良好[6]。

特高直流輸電工程采用的控制方式主要有雙12脈動閥組共同控制方式和雙12脈動閥組分別控制方式2種。從控制系統(tǒng)分層結構上看，2種控制方式的主要區(qū)別是同一極的2個閥組采用一組換流器控制還是分別設置換流器控制。2種控制方式有其各自的優(yōu)缺點，在實際工程中都有應用。

實現單閥組投退的關鍵在于閥組和與其并聯的旁路開關之間的協調控制。目前采用的單閥組投入方式主要有零功率解鎖和小觸發(fā)角解鎖[6，8，11]。 在單閥組的退出過程中，通過控制閥組增大觸發(fā)角α或熄弧角γ，即可降低其端電壓，需要注意的是兩端換流站間的閥組在退出過程中的配合。

文獻[6-11]提出的單閥組投退策略都是針對雙12脈動閥組分別控制方式提出的。本文在仿真研究的基礎上提出了一種針對雙12脈動閥組共同控制方式的單閥組投退策略。仿真結果表明，本文提出的單閥組投退策略安全、投退迅速，對系統(tǒng)造成的擾動小，具有一定的實際應用價值。

1 雙12脈動閥組共同控制方式

1.1 控制系統(tǒng)分層結構

控制系統(tǒng)的分層因各個直流系統(tǒng)的不同而有所差異?，F代直流輸電控制系統(tǒng)一般設有6個層次等級：系統(tǒng)控制級、雙極控制級、極控制級、換流器控制級、換流閥控制級和單獨控制級[12-13]。

雙12脈動閥組共同控制方式的分層結構如圖1所示。從控制系統(tǒng)分層結構上看，同一極的2個閥組采用同一組換流器控制的控制信號，即每極的2個12脈動閥組配置同一個換流器控制單元，而雙12脈動閥組分別控制方式以每個12脈動閥組為基本單元進行單獨配置。

圖1 雙12脈動閥組共同控制方式的分層結構Fig.1 Hierarchical structure of joint control of dual 12-pulse converter groups

雙12脈動閥組共同控制方式可減少控制設備投資，確保2個12脈動閥組控制信號的一致性，從操作和人員培訓上考慮，該控制方式和常規(guī)超高壓直流有更好的通用性。而雙12脈動閥組分別控制方式雖然設置較冗余，增加了控制設備投資，且2個閥組可能出現控制信號不平衡的問題，但是2個閥組的換流器控制可以互為備用，提高了可靠性[14-16]。通過查閱文獻和與工程人員溝通，筆者了解到2種控制方式在實際工程中都有應用。本文采用的是雙12脈動閥組共同控制方式。

1.2 穩(wěn)態(tài)運行控制策略

雙12脈動閥組共同控制方式和雙12脈動閥組分別控制方式的穩(wěn)態(tài)運行控制策略基本相同。整流側設置有定電流控制和α限制控制，最小α整定為5°左右。逆變側設置有定電壓控制、定熄弧角控制和定電流控制，定電流整定值相比整流側定電流整定值小1個電流裕度[17]。穩(wěn)態(tài)運行情況下，整流站采用定電流控制，逆變站采用定電壓控制。整流側維持直流電流，逆變側維持直流電壓。逆變側考慮了對線路上電壓降的補償，以保持整流側出口處直流電壓為額定值，整流側通過與逆變側配合達到直流線路上的定功率傳輸。

從控制系統(tǒng)的分層結構圖可以看出，2種控制方式為達到控制目的所需要的直流參數有所不同。雙12脈動閥組共同控制方式只需測量直流線路出口處的直流電壓和直流電流；而雙12脈動閥組分別控制方式的每個換流器控制需單獨配置直流系統(tǒng)電壓、電流測量點，以獲得高壓側閥組的控制電壓、控制電流以及低壓側閥組的控制電壓、控制電流。

2 單閥組的投入策略

2.1 投入方式選擇

單12脈動閥組的投入方式主要有零功率解鎖和小觸發(fā)角解鎖2種。

2.1.1 零功率解鎖方式

零功率解鎖的過程為：閥組90°解鎖后，減小觸發(fā)角直至已投入閥組正常工作的直流電流和投入閥組零功率運行的直流電流相等或接近，然后旁路開關動作。零功率解鎖策略的優(yōu)點是轉換平穩(wěn)，對系統(tǒng)沖擊小，對高速旁路開關的要求較低；缺點是啟動順序控制邏輯比較復雜，用時長，對系統(tǒng)的無功支撐要求很高[9-10]。

2.1.2 小觸發(fā)角解鎖方式

小觸發(fā)角解鎖的過程為：旁路開關的操作機構預先執(zhí)行分閘操作（機械操作時間約為60 ms，熄弧時間約為40 ms）；然后閥組以某一固定的小于90°的觸發(fā)角解鎖，解鎖的角度應使該閥組瞬時產生很大的電流，即與正常運行閥組的直流電流基本相等，使其旁路開關中的電流在瞬間由原值變?yōu)?；分閘成功后則閥組成功投入，可正常運行。

小觸發(fā)角解鎖策略的優(yōu)點是快速，對交流系統(tǒng)的無功沖擊小，沒有投入交流濾波器的特殊要求，控制邏輯比較簡單；缺點是短時的直流功率波動較大，對交流系統(tǒng)的輸送功率存在短時擾動，對高速旁路斷路器要求高，需要高速旁路斷路器和閥觸發(fā)脈沖信號密切配合[18]。

鑒于零功率解鎖方式的啟動順序控制邏輯較復雜、時間長，在雙12脈動閥組共同控制方式下的實現會相對復雜，且考慮到減小對無功支撐的要求，本文選用小觸發(fā)角解鎖方式。

2.2 小觸發(fā)角解鎖的關鍵點

小觸發(fā)角解鎖的2個主要關鍵點是解鎖觸發(fā)角的大小，以及旁路開關的分閘指令和閥組的解鎖指令的時序配合。

對于小觸發(fā)角解鎖方式，觸發(fā)角的確定原則是使旁路開關電流能迅速出現過零點。觸發(fā)角過大則可能導致過零點出現得不迅速；觸發(fā)角過小則會使閥組及旁路開關遭受很大沖擊，如果旁路開關在電流過零點未斷開后果將更為嚴重。旁路開關斷開后，直流回路串入了新的閥組，新的閥組相當于一個電壓源，該電壓源的串入必然使得原有閥組損失相應大小的直流電壓。閥組允許的最小直流電壓約為0.7 p.u.，因此所串入的閥組的直流電壓上限值為0.3 p.u.，由此可計算最小觸發(fā)角的大小[6]。

閥組兩端的直流電壓為：

其中，Ud0為空載直流電壓；Rc為等值換相電阻。當串入閥組的直流電壓為0.3 p.u.時，則有：

其中，αN為正常運行下的觸發(fā)角，αN=15°～20°。

令 Ud=U′d，整理可得：

如取 αN=15°、Rc*=0.08、Id=（0.1～1）IdN，可得最小觸發(fā)角 αmin=69.77°～72.82°。

因此，采用小觸發(fā)角解鎖方式投入閥組，其解鎖觸發(fā)角α不應小于70°。

確定解鎖觸發(fā)角后，小觸發(fā)角解鎖中控制的另一關鍵點是：為了使旁路開關可在其電流過零點處被斷弧，旁路開關的分閘指令和閥組的解鎖指令在時序上需配合得當。如果配合不當，旁路開關將重合，此時投入閥組將在出口短路的情況下流過大電流。過早解鎖或保持觸發(fā)角時間過長，都會引起直流電流的擾動。本文通過查閱相關文獻和大量的仿真分析，最后確定的時序為：發(fā)出斷開高速旁路開關的命令后60 ms發(fā)出釋放觸發(fā)脈沖信號，并將觸發(fā)角限制在70°，維持時間為8 ms。

2.3 投入控制模塊

由于雙12脈動閥組共同控制方式的特殊性，高壓側閥組和低壓側閥組所得到的觸發(fā)角相同。如果解除觸發(fā)角限制轉為定電流/定電壓控制后，新投入閥組的觸發(fā)角α或熄弧角γ將瞬時變成正常運行閥組的值。但此時直流電壓/直流電流還未達到全壓運行狀態(tài)下的額定值，在控制器作用下觸發(fā)角α或熄弧角γ將有一個大幅度振蕩趨穩(wěn)的過程。仿真結果說明這種情況對系統(tǒng)的沖擊較大，危害系統(tǒng)安全運行。

本文通過大量仿真研究提出當投入閥組解除觸發(fā)角限制后，同時串入限速模塊和限幅模塊，限制觸發(fā)角變化幅值和速率。整流側和逆變側相應的控制框圖分別如圖2、3所示。

圖2 整流側投入控制框圖Fig.2 Block diagram of deblocking control at rectifier side

圖3 逆變側投入控制框圖Fig.3 Block diagram of deblocking control at inverter side

在雙12脈動閥組共同控制方式下的單閥組投入過程中，逆變側的定電壓控制器還需要進行電壓整定值的切換，如圖4所示。切換后定電壓控制器的電壓整定值將變成全壓運行狀況下的電壓整定值。

圖4 定電壓控制整定值切換控制框圖Fig.4 Block diagram of setting value switching for constant voltage control

2.4 單閥組投入控制時序

單閥組的投入過程簡圖如圖5所示。以整流側高壓側閥組為例，主要示意了閥組和投入過程中需要的高速旁路開關動作。V1為高壓側閥組，V2為低壓側閥組，C1和C2為高速旁路開關。

圖5 高壓側閥組投入過程簡圖Fig.5 Deblocking process of converter group at high voltage side

單閥組的投入詳細過程如下。

a.直流系統(tǒng)初始運行工況見圖5（a）。在收到投入閥組命令后，整流側先于逆變側解鎖。整流側極控系統(tǒng)在收到解鎖命令后，立即發(fā)出分高速旁路開關的命令，經60ms延時后發(fā)出釋放觸發(fā)脈沖信號，并將觸發(fā)角限制在 70°，維持時間為 8 ms，見圖 5（b）。

b.旁路開關成功斷開，整流側上、下2個閥組的電流接續(xù)，如圖5（c）所示。解除觸發(fā)角限制后即進入定電流控制狀態(tài)，同時串入限速模塊（如圖3所示），限制觸發(fā)角變化速率。整流側經過255 ms延時，退出限速模塊，正常運行的電流控制器開始作用。

c.逆變側在整流側發(fā)出分高速旁路開關的命令10 ms后向系統(tǒng)發(fā)出分高速旁路開關的命令。逆變側經60 ms延時后發(fā)出釋放觸發(fā)脈沖信號，并將觸發(fā)角限制在70°，維持時間為8 ms，過程同整流側。

d.旁路開關成功斷開，逆變側上、下2個閥組的電流成功接續(xù)。在解除觸發(fā)角限制后進入定電壓控制狀態(tài)，同時串入限速模塊和限幅模塊（如圖3所示），該閥組由整流運行狀態(tài)轉入逆變運行狀態(tài)。逆變側經過245 ms延時，退出限速模塊和限幅模塊，同時切換定電壓控制器的電壓整定值（如圖4所示），全壓運行狀態(tài)下的電壓控制器開始作用。

由以上控制時序可得單閥組投入的控制邏輯，如圖6所示。

2.5 單閥組投入仿真結果

為了減小對系統(tǒng)的沖擊，閥組投入應該在較小傳輸功率下。仿真以單極高壓側閥組的投入為例。在高壓側閥組投入前，直流系統(tǒng)的運行狀態(tài)為：單極的低壓側閥組處于運行狀態(tài)，直流電壓為400 kV，直流電流為1 000 A，直流功率為400 MW。當閥組投入成功后，單極4個閥組都處于運行狀態(tài)，直流電壓為800kV，直流電流為500A，直流功率為400MW，直流系統(tǒng)采用定功率控制模式。

圖6 單閥組投入控制邏輯Fig.6 Control logic of single converter group deblocking

圖7為雙12脈動閥組共同控制方式下高壓側閥組投入時整流側和逆變側仿真波形，可以看出：投入過程的調整時間比較短，約0.6 s系統(tǒng)已進入穩(wěn)定運行狀態(tài)；投入過程中，有功功率和無功功率均發(fā)生波動，且最大波動都達到正常運行值的2.5倍左右，但是功率波動的持續(xù)時間很短；直流電壓和直流電流經過投入初期允許范圍內的波動，逐漸達到全壓運行狀態(tài)下的穩(wěn)定值；整流側高壓側閥組和低壓側閥組的觸發(fā)角α在開始投入后的0.1 s左右就達到一致，上、下兩閥組達到平衡運行狀態(tài)，然后觸發(fā)角逐漸調整至22°，再通過調整換流變壓器抽頭的位置可以達到15°；逆變側高壓側閥組的熄弧角γ從投入時的110°逐漸減小到與低壓側閥組的熄弧角一致，低壓側閥組的熄弧角波動很小，穩(wěn)定在22°。

圖7 高壓側閥組投入時仿真波形Fig.7 Simulative waveforms of HV-side converter group deblocking

3 單閥組的退出策略

3.1 退出方式選擇

單12脈動閥組正常退出的策略是：控制待退出閥組的觸發(fā)角α或熄弧角γ按一定速率增大，使其電壓降低到高速旁路開關允許的合閘條件后閉合高速旁路開關，同時控制閉合高速旁路開關時流過它的電流，避免開關閉合瞬間的大電流對開關觸頭造成的損害。閥組移相后電流自然轉移到旁路開關通路上，隨即允許閉鎖該閥組[11]。

為了減少閥組在大角度的長時間運行對系統(tǒng)造成的影響，可以通過投旁通對的策略來配合閥組的退出。將兩側要退出的閥組觸發(fā)角α或熄弧角γ按一定速率往大角度方向移動，使直流電壓下降，然后投入旁通對，使閥組兩端的直流電壓快速接近0[19]。

因此本文采用的單閥組退出方式為：將待退出閥組的觸發(fā)角α或熄弧角γ按一定速率調整至90°，并通過投旁通對加速退出過程。

3.2 退出控制模塊

為了滿足不同系統(tǒng)的退出要求，本文提出通過改變觸發(fā)角α或熄弧角γ變化速率的方法改變退出時間，可以通過修改限速模塊的整定值實現。退出控制框圖如圖8所示。

3.3 單閥組退出控制時序

單閥組的退出過程簡圖見圖9，詳述如下。

a.直流系統(tǒng)的初始運行工況如圖9（a）所示。直流系統(tǒng)在收到退出閥組命令后，逆變側將要退出閥組的觸發(fā)角按一定速率調整到90°，使直流電壓下降，同時切換定電壓控制器的電壓整定值至半壓運行狀態(tài)整定值（如圖4所示）。

圖8 整流側和逆變側退出控制模塊Fig.8 Blocking control module for rectifier-side and inverter-side converter group

圖9 高壓側閥組退出過程簡圖Fig.9 Blocking process of converter groupat high voltage side

b.延遲10 ms后，整流側將要退出的閥組觸發(fā)角按一定速率調整到90°，此后如果整流側沒有禁止投旁通對信號，則將旁通對投入，并發(fā)出合高速旁路開關命令，如圖 9（b）所示。

c.在整流側投入旁通對10 ms后，并且逆變側退出閥組的觸發(fā)角已調整到90°，此時如果逆變側沒有禁止投旁通對信號，則將旁通對投入，同時發(fā)出合高速旁路開關命令，過程和整流側相同。

d.待直流電流從閥組轉移到旁路開關后，直流系統(tǒng)進入半壓運行狀態(tài)，如圖9（c）所示。整流側和逆變側在旁路開關閉合后100 ms閉鎖閥組。

由以上控制時序可得單閥組退出的控制邏輯，如圖10所示。

圖10 單閥組退出控制邏輯Fig.10 Control logic of single converter group blocking

3.4 單閥組退出仿真結果

為了減小對系統(tǒng)的沖擊，閥組退出應在較小傳輸功率下。仿真以單極高壓側閥組退出為例。在高壓側閥組退出前，直流系統(tǒng)的運行狀態(tài)為：單極的4個閥組都處于運行狀態(tài)，直流電壓為800 kV，直流電流為500A，直流功率為400MW。當閥組退出成功后，兩側的高壓側閥組停運被旁路，2個低壓側閥組保持運行。直流電壓為400 kV，直流電流為1000A，直流功率為400 MW。直流系統(tǒng)采用定功率控制模式。

圖11 高壓側閥組退出時仿真波形Fig.11 Simulative waveforms of HV-side converter group blocking

圖11為雙12脈動閥組共同控制方式下高壓側閥組退出時整流側和逆變側仿真波形?？梢钥闯觯和顺鲞^程的調整時間約為0.8 s，退出時間可根據不同系統(tǒng)要求進行修改；退出過程中，功率波動持續(xù)時間很短，有功功率會先降到290 MW后逐漸恢復到400 MW，無功功率先上升后下降，最大無功功率波動達到正常運行值的2.5倍左右；直流電壓和直流電流平穩(wěn)地達到半壓運行狀態(tài)的穩(wěn)定值；整流側低壓側閥組的觸發(fā)角α經過波動后達到穩(wěn)定值16°；逆變側低壓側閥組的熄弧角γ波動很小，穩(wěn)定在22°。

4 結論

a.在特高壓直流雙12脈動閥組共同控制的方式下，本文提出的控制策略能夠快速安全地實現單閥組的正常在線投入/退出。

b.單閥組投入時采用小觸發(fā)角解鎖方式，將整流側和逆變側待投入閥組的觸發(fā)角限制在70°。

c.為了實現單閥組安全快速地投入，提出當投入閥組解除觸發(fā)角限制后，同時串入限速模塊和限幅模塊，限制觸發(fā)角變化幅值和速率。

d.單閥組退出時整流側和逆變側觸發(fā)角按一定速率調整到90°，并借助旁通對加速退出過程。

e.單極雙12脈動閥組共同控制方式下，單閥組投入/退出后需要對定電壓控制器的電壓整定值進行切換。

f.本文提出的控制策略適用于特高壓直流系統(tǒng)，可以根據不同系統(tǒng)進行優(yōu)化調整，具有一定的實際應用價值。