李國棟，陳龍翔，金一丁，李增輝，董 昱，胡超凡，葛 睿

（國家電力調(diào)度控制中心，北京 100031）

近年來，我國±800 k V特高壓直流輸電工程發(fā)展迅猛，陸續(xù)有云廣Ⅰ（云南楚雄—廣東穗東）、向上（四川向家壩—上海奉賢）、錦蘇（四川裕隆—江蘇同里）、哈鄭（新疆哈密—河南鄭州）、云廣Ⅱ（云南普洱—廣東江門）、溪浙（四川溪洛渡—浙江金華）等6回特高壓直流工程投產(chǎn)，平均輸送距離約2 000 km，最大額定容量達8 000 MW，為我國實現(xiàn)西電東輸、優(yōu)化資源配置起到了重要作用［1－4］。

特高壓直流系統(tǒng)每極應(yīng)用雙12脈動換流單元串聯(lián)的結(jié)構(gòu)，相對于常規(guī)直流，其靈活性得到大大提高，很大程度上減少了系統(tǒng)停電概率［5－8］。運行中，往往需要在線操作投入或退出單個換流器，很多學(xué)者針對特高壓直流換流器的投退策略進行了研究。文獻［9］研究了±800 k V特高壓直流系統(tǒng)單12脈動閥的投退策略，并比較了采取2種不同策略時對交流系統(tǒng)的無功沖擊；文獻［10］提出將單輸入單輸出換流單元模型和離散的控制器模型連接起來，使用一種全新的參數(shù)優(yōu)化方法，改善了整體換流單元模型的暫態(tài)特性；文獻［11，12］基于實時數(shù)字仿真器分別研究了特高壓直流系統(tǒng)單換流器、雙換流器投退策略；文獻［11］研究表明在線投入單換流器時，采用零功率解鎖或小觸發(fā)角解鎖方式均可行，且整流側(cè)先解鎖、逆變側(cè)先解鎖2種方式均可實現(xiàn)；文獻［12］針對雙換流器解／閉鎖式極控的組織策略進行仿真，具有一定實際應(yīng)用價值；文獻［13］介紹了云南－廣東±800 k V直流輸電系統(tǒng)采用的一種雙12脈動閥組投退策略具體方案，重點分析了投退策略的優(yōu)缺點，利用仿真平臺與實際控制保護系統(tǒng)相結(jié)合的方法對單換流器投退進行仿真分析；文獻［14］提出特高壓直流控制系統(tǒng)的問題運行策略和功能分配策略，實現(xiàn)特高壓直流系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)運行和單換流器的投退順序操作。

特高壓直流系統(tǒng)單換流器的投入過程是換流器大角度、大電流的零功率解鎖過程，會增加交流系統(tǒng)無功消耗，造成交流系統(tǒng)電壓跌落或直流換相失敗，嚴重時甚至會產(chǎn)生系統(tǒng)振蕩［10］。本文在±800 k V某特高壓直流單換流器在線投入失敗過程分析的基礎(chǔ)上進行仿真研究，重點分析換流器投入失敗原因及其過程對近區(qū)交流電網(wǎng)的影響，研究不同短路容量下的特高壓直流單換流器在線投入能力，探討如何改變換流器投入過程控制策略，從而確保換流器能可靠投入，最后從調(diào)度運行、電網(wǎng)規(guī)劃、直流控制保護系統(tǒng)等幾個方面提出相關(guān)建議。

1 換流器在線投入基本策略

特高壓直流輸電系統(tǒng)每極由兩個12脈動換流器組成（如圖1所示），與常規(guī)直流相比，采用雙換流器結(jié)構(gòu)的特高壓直流輸電系統(tǒng)通過整流側(cè)和逆變側(cè)高、低端換流器的不同組合可構(gòu)成靈活多樣的運行形式。特高壓直流輸電系統(tǒng)的運行要求每組換流器均具備獨立運行和在線投退的能力［14］。

通過對換流閥晶閘管觸發(fā)角的控制與旁通開關(guān)分合控制的配合可以實現(xiàn)換流器的在線投退?，F(xiàn)以圖1所示整流側(cè)高端換流器在線投入為例，正常運行時低端換流器通過高端換流器的旁路刀閘構(gòu)成通路（圖1中虛線①）；高端換流器投入時，旁路開關(guān)合上，旁路刀閘分開，低端換流器通過高端換流器的旁路開關(guān)構(gòu)成通路（圖1中虛線②）；控制高端換流器以大觸發(fā)角（約85°～90°［11］）解鎖，低端換流器的電流通過高端換流器及高端換流器的旁路開關(guān)構(gòu)成通路（圖1中虛線②、③）；通過合適的控制策略，在流經(jīng)高端換流器旁路開關(guān)電流接近0時拉開旁路開關(guān)，即實現(xiàn)了高端換流器的在線投入。

圖1 特高壓直流輸電系統(tǒng)單極接線圖

換流器投入關(guān)鍵是選取合適的控制策略，將旁路開關(guān)的電流“引接”到換流器上，將流經(jīng)旁路開關(guān)的電流控制到接近于0，從而為旁路開關(guān)的分閘熄弧創(chuàng)造條件。目前，換流器的解鎖控制策略主要有兩種：

（1）換流器以90°觸發(fā)角解鎖，解鎖瞬間流經(jīng)換流器的電流為0；逐漸調(diào)減換流器觸發(fā)角，觸發(fā)角調(diào)減過程中流經(jīng)換流器的電流逐漸增大，流經(jīng)旁通開關(guān)的電流逐漸減小；當流經(jīng)旁通開關(guān)的電流為0時，發(fā)旁通開關(guān)跳閘命令。

（2）在旁通開關(guān)觸頭分開進入熄弧階段時，命令換流器閥組以固定的小于90°觸發(fā)角解鎖。若此解鎖觸發(fā)角選取得當，則在閥組解鎖瞬間旁路開關(guān)的直流電流將基本被“引接”到其并聯(lián)換流器上，此時流經(jīng)旁路開關(guān)的電流接近于0，電弧迅速熄滅，旁路開關(guān)被拉開。

第一種解鎖方式的優(yōu)點是安全可靠，但解鎖時間較長，且解鎖過程受控制系統(tǒng)控制特性的影響［10］；第二中解鎖方式的優(yōu)點是解鎖時間短，控制系統(tǒng)設(shè)計簡單，但解鎖過程對系統(tǒng)沖擊較大，對旁路開關(guān)的動作時刻與換流單元解鎖的配合時序要求苛刻［11］。

2 換流器在線投入失敗案例

2014年8月8日，某特高壓直流極I低端換流器金屬回線方式額定功率2 000 MW運行，整流側(cè)操作極I高端換流器在線投入失敗，下面對其過程進行詳細分析。

2.1 過程分析

控制系統(tǒng)發(fā)出投入極I高端換流器在線投入指令后，整流站高端閥組投入后開始正常的換相，極I高端閥組的電流（IDCP、IDCN）達到4 600 A左右，如圖2所示，流經(jīng)BPS的電流（IDCP與IDNC的差值）達600A左右，由于發(fā)BPS開關(guān)分位令的條件是BPS電流小于500A（直流系統(tǒng)額定電流的1／10），因此控制系統(tǒng)未發(fā)BPS開關(guān)分位令，極I高端換流器經(jīng)內(nèi)部延時500 ms后閉鎖，整流站極I保持單換流器運行。

圖2 整流側(cè)極I高端換流器電流波形

此時，逆變站高端閥組投入后開始正常的換相，極I高端閥組的電流（IDCP、IDCN）達到4 100 A左右，如圖3所示，流經(jīng)BPS的電流（IDCP與IDNC的差值）在100A左右，符合BPS拉開條件，逆變站極I高端換流器拉開BPS后投入運行正常，逆變站極I雙換流器運行。逆變側(cè)在檢測到整流站單換流器，延時200 ms由兩站閥組不平衡閉鎖高端閥組。

圖3 逆變側(cè)極I高端換流器電流波形

由于整流站極I高端換流器投入指令會維持1 s，因此整流站進行了第2次投入操作，投入后IDCP與IDNC電流差值小于500 A，發(fā)出分開BPS指令，整流站極I雙換流器運行，此時逆變站已無投入指令，保持單換流器運行，整流站在檢測到逆變站單換流器運行后，延時200ms由兩站閥組不平衡閉鎖高端閥組。極I高端換流器投入失敗。

2.2 原因分析

整流站投入高端換流器過程中，觸發(fā)角90°左右，且直流電流較大，消耗大量無功。與之相連的交流電網(wǎng)較弱（短路電流約為7 k A），交流電壓被大幅拉低，跌至正常值的0.8p.u.，如圖4所示，系統(tǒng)交流低電壓告警，由于電壓的變化較大，使得控制系統(tǒng)未能很好的控制直流電流，導(dǎo)致高端換流器投入失敗。反觀逆變側(cè)，其換相過程同整流側(cè)幾乎相同，但由于其交流系統(tǒng)較強，未出現(xiàn)交流電壓大幅跌落現(xiàn)象，高端換流器投入成功。

圖4 整流側(cè)交流母線電壓波形

根據(jù)以上分析，本次極I高端換流器投入失敗的根本原因在于整流側(cè)的“強直弱交”，交流系統(tǒng)不能為直流系統(tǒng)提供強支撐，直流系統(tǒng)正常方式轉(zhuǎn)換下的擾動導(dǎo)致交流系統(tǒng)電壓大幅跌落，反過來嚴重威脅直流系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

3 仿真分析

為了深入分析特高壓直流單換流器在線投入失敗過程，研究其在線投入與系統(tǒng)何種因素相關(guān)，本文擬采用RTDS對故障直流系統(tǒng)進行仿真分析，主要分析在同等條件下，分別針對不同輸送功率運行方式、不同短路電流運行方式、不同換流器個數(shù)運行方式3種對比方式進行討論。

3.1 不同功率方式的仿真分析

2014年8月8日，某特高壓直流單極單換流器金屬回線方式運行（額定電流），為討論不同輸送功率（即不同運行電流）工況下的換流器在線投入情況，通過RTDS仿真了金屬回線運行的3種輸送功率方式下在線投入情況，其結(jié)果如表1所示。

從表1中的仿真結(jié)果可看出，單換流器金屬回線方式輸送功率越大時，其電壓跌落越明顯，BPS電流越大。輸送額定功率200 MW時，電壓跌落至0.84p.u.，BPS電流達610 A，與實際運行數(shù)據(jù)0.82p.u.、600 A基本一致，表明此仿真數(shù)據(jù)結(jié)果有一定可信度。從換流器在線投入情況來看，額定功率下投入失敗，1 500 MW、1 000 MW兩種輸送功率均投入成功，因為后兩種輸送功率對應(yīng)BPS電流均小于500 A，且電壓跌落均不超過0.1p.u.。

表1 不同功率方式下?lián)Q流器在線投入仿真結(jié)果

因此，可看出單換流器金屬回線方式下，直流輸送功率（運行電流）越大，電壓跌落越明顯，流過BPS開關(guān)電流越大，越不利于換流器在線投入。

3.2 不同短路電流方式的仿真分析

除了輸送功率（運行電流）對換流器在線投入有影響之外，為進一步驗證短路電流對換流器投入的影響，擬設(shè)置不同短路電流條件下（單換流器額定功率運行）進行換流器在線投入仿真分析，其結(jié)果如表2所示。

表2 不同短路電流方式下?lián)Q流器在線投入仿真結(jié)果

從表2中的仿真結(jié)果可看出，不同短路電流的系統(tǒng)環(huán)境下，特高壓直流換流器的在線投入仿真結(jié)果有較大差別。單換流器額定功率運行時，與第3部分故障直流一致的7.0 k A短路電流條件下，換流器在線投入失敗，電壓跌落至0.75p.u.，BPS電流達580 A，不滿足BPS開關(guān)分開條件。通過提升系統(tǒng)短路電流，可明顯降低母線電壓跌落水平，且BPS電流迅速下降，使得換流器成功投入。

因此，可看出系統(tǒng)短路電流與換流器在線投入密切相關(guān)。系統(tǒng)短路電路越大，母線電壓跌落水平程度越小，流過BPS開關(guān)的電流也越小，越有利于換流器成功投入。

3.3 不同換流器運行方式的仿真分析

最后，仿真分析了初始運行換流器個數(shù)對在線投入的影響。主要考慮單個換流器、雙換流器、三換流器3種運行方式下的換流器在線投入情況，其仿真結(jié)果如表3所示。

表3 不同換流器運行方式下?lián)Q流器在線投入仿真結(jié)果

從表3的仿真結(jié)果可看出，初始換流器運行個數(shù)對在線投入也有影響。雙換流器、三換流器運行時，可成功在線投入另一個換流器，電壓跌落水平及BPS電流均明顯小于單換流器運行方式，而單換流器運行時，流過BPS電流達580 A，換流器在線投入失敗。

4 結(jié)語

本文在介紹某特高壓直流換流器在線投入失敗案例基礎(chǔ)上，仿真分析了在同等條件下，分別模擬不同輸送功率、不同短路電流、不同換流器運行方式條件的換流器在線投入情況，結(jié)果表明，輸送功率（運行電流）越大、短路電流越小，越不利于換流器在線投入。最惡劣的運行方式是單換流器額定功率運行時在線投入換流器，無功交換，若近區(qū)電網(wǎng)短路電路不夠大，則易出現(xiàn)投入失敗現(xiàn)象。

在實際電網(wǎng)運行中，應(yīng)密切關(guān)注直流送受端電網(wǎng)短路電流變化，特別是在電網(wǎng)運行方式發(fā)生變化時，可采取在線安全分析手段進行在線計算，實時掌握近區(qū)電網(wǎng)短路電流變化情況，來指導(dǎo)運行方式安排、調(diào)度倒閘操作及電網(wǎng)故障處置等。

在特高壓直流規(guī)劃階段，為了提升換流器在線投入能力，也需要充分考慮直流近區(qū)交流電網(wǎng)建設(shè)，避免產(chǎn)生強直弱交的運行方式，導(dǎo)致直流輸電功率受限，造成資源浪費；此外，同步建設(shè)配套電源，確保足夠的資源配置與消納能力。

對于特高壓直流自身來說，還可從直流控制保護軟件方面進行深入研究，研討相關(guān)定值設(shè)置是否妥當。可以考慮改變保護定值或控制邏輯，來提升特高壓直流換流器在線投入能力。

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