唐 俊，趙文強(qiáng)，侍喬明，盧 宇，鄒 強(qiáng)，王永平

（1.南京南瑞繼保電氣有限公司,江蘇省南京市 211102；2.南瑞集團(tuán)有限公司（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司）,江蘇省南京市 211106）

0 引言

遠(yuǎn)距離、大容量的特高壓直流輸電技術(shù)是解決中國能源中心與負(fù)荷中心分布不均問題的有效途徑,已成為中國“西電東送、全國聯(lián)網(wǎng)”的重要方式之一［1-2］。

現(xiàn)階段特高壓直流工程多采用雙十二脈動(dòng)電網(wǎng)換相換流器（line commutated converter,LCC）串聯(lián)結(jié)構(gòu)［3-6］,具有容量大、成本低、控制簡單等特點(diǎn),極大緩解了負(fù)荷中心的功率缺額問題。然而,多饋入直流系統(tǒng)降低了電網(wǎng)短路比［7］,形成“強(qiáng)直弱交”的格局［8］。當(dāng)一回直流系統(tǒng)發(fā)生換相失敗時(shí)可能引發(fā)交流系統(tǒng)振蕩,造成多回直流同時(shí)換相失敗的嚴(yán)重后果,對送、受兩端電網(wǎng)產(chǎn)生巨大沖擊［9-12］。

基于模塊化多電平換流器（modular multilevel converter,MMC）的柔性直流輸電具有控制靈活、無換相失敗的優(yōu)點(diǎn),但受限于器件的容量和制造成本,目前更多應(yīng)用于短距離的區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)場合［13-15］,在大功率的特高壓直流輸電領(lǐng)域中并不多見。

近年來,隨著電力電子器件的制造技術(shù)和控制技術(shù)的進(jìn)一步發(fā)展,同時(shí)采用LCC 和MMC 的混合直流輸電成為了可能［16-17］,混合級聯(lián)特高壓直流拓?fù)涫瞧渲械囊环N可行方案［18-20］。

混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)中,整流站每極采用雙十二脈動(dòng)LCC 串聯(lián),在保證輸送容量的前提下,盡可能降低成本。逆變站每極采用低端多個(gè)MMC 并聯(lián)后再與高端LCC 串聯(lián)的結(jié)構(gòu),利用高端LCC 的單相導(dǎo)通性隔離極母線及直流線路區(qū)的故障,節(jié)省了直流斷路器等昂貴設(shè)備。同時(shí),充分挖掘MMC 控制靈活的特點(diǎn),在交流系統(tǒng)故障時(shí)起到電壓和無功支撐作用,有效緩解了常規(guī)直流系統(tǒng)的換相失敗問題。

直流輸電系統(tǒng)的解鎖過程需要整流站和逆變站的協(xié)調(diào)配合,合理的解鎖策略是系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)平穩(wěn)運(yùn)行的前提條件。此外,直流系統(tǒng)在發(fā)生故障后需要采用合適的閉鎖策略,在保護(hù)一次設(shè)備不受損害的前提下,盡可能降低對系統(tǒng)的沖擊。文獻(xiàn)［21-22］研究了雙十二脈動(dòng)LCC 串聯(lián)型特高壓直流輸電系統(tǒng)故障時(shí)的保護(hù)策略和閉鎖時(shí)序,有一定的實(shí)用性,但并不完全適用于混合級聯(lián)特高壓直流系統(tǒng)。文獻(xiàn)［23-24］研究了整流站每極為雙十二脈動(dòng)LCC 串聯(lián)、2 個(gè)逆變站每極均為雙MMC 串聯(lián)的三端混合直流輸電系統(tǒng),其中,MMC 采用全橋子模塊和半橋子模塊混合結(jié)構(gòu)。發(fā)生故障時(shí),可以通過直接閉鎖MMC 的方式,利用全橋子模塊的特點(diǎn)有效阻斷故障回路。

可以看到,現(xiàn)有文獻(xiàn)對于逆變站同時(shí)采用LCC和MMC 的混合級聯(lián)直流輸電系統(tǒng)的研究并不多。本文詳細(xì)分析了混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)在解/閉鎖過程中的問題,提出了優(yōu)化的準(zhǔn)備運(yùn)行就緒（ready for operation,RFO）聯(lián)鎖邏輯和解/閉鎖方案,并在實(shí)時(shí)數(shù)字仿真器（real-time digital simulator,RTDS）中進(jìn)行了驗(yàn)證。本文提出的相關(guān)策略已應(yīng)用于±800 kV 白鶴灘—江蘇混合級聯(lián)特高壓直流輸電工程（簡稱“白江工程”）。

1 混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)

混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)由LCC 和MMC串、并聯(lián)而成。以白江工程為例,其整流站與常規(guī)特高壓換流站相同,采用對稱雙極結(jié)構(gòu),每極為2 個(gè)十二脈動(dòng)LCC 串聯(lián)；逆變站采用低端3 個(gè)MMC 并聯(lián)后再與高端LCC 串聯(lián)的結(jié)構(gòu),其中MMC 均采用半橋子模塊。白江工程拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1 所示。

圖1 白江工程拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖Fig.1 Topology diagram of Baihetan-Jiangsu project of China

混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)中,仍然采用兩站協(xié)調(diào)控制的方式,其中,整流站以直流電流為控制目標(biāo),逆變站以直流電壓為控制目標(biāo)。特別地,逆變站低端3 個(gè)MMC 采用一個(gè)定電壓、另外兩個(gè)定功率的控制方式。

為防止出現(xiàn)換流器過壓問題,逆變站高端LCC和低端MMC 的功率應(yīng)相等,故高、低端換流器的電壓、電流有如下關(guān)系:

式 中:UDLCC、UDMMC,i、UDL、UDN分 別 為LCC 的 端 間電壓、第i個(gè)MMC（即MMCi）的端間電壓、極母線電壓、極中性母線電壓；IDLCC、IDMMC,i、IDL分別為LCC的直流電流、MMCi的直流電流、直流線路電流。逆變站換流器直流功率有如下關(guān)系:

式 中:PDLCC、PDMMC,i、PINV分 別 為LCC 的 直 流 功 率、MMCi的直流功率、逆變站總功率。

由式（1）和式（2）可以看出,逆變站高低端換流器的端間電壓、總直流電流、總直流功率相同,在滿足此要求的基礎(chǔ)上,低端各MMC 的直流電流和直流功率并未要求完全一致。因此,各MMC 的電流和功率具有非常靈活的控制自由度。當(dāng)接入的區(qū)域小電網(wǎng)中存在功率盈余或缺額時(shí),可以通過MMC之間的功率互濟(jì)來調(diào)節(jié),即存在功率缺額的區(qū)域電網(wǎng)對應(yīng)的MMC 可以增加輸送功率,其額外增加的功率可通過其他MMC 減少輸送功率,甚至轉(zhuǎn)為整流運(yùn)行后提供,由此可以在整流站輸送總功率不變的情況下,達(dá)到控制區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)部潮流的目的。

以白江工程為例,枯水期時(shí)逆變站接收的總功率下降,其中,MMC2、MMC3 對應(yīng)的電網(wǎng)相比MMC1 對應(yīng)的電網(wǎng)有更大的電力缺額,故此時(shí)可采用一種簡單可靠的功率互濟(jì)方案:將MMC1 由逆變改為整流運(yùn)行,從對應(yīng)電網(wǎng)吸收功率；MMC2、MMC3 保持逆變運(yùn)行,并平均分配功率,如式（3）所示。

式中:ΔP為MMC1 向電網(wǎng)側(cè)輸送的直流功率,在功率互濟(jì)模式下為負(fù)值。功率互濟(jì)的案例示意圖見附錄A 圖A1。

2 混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)解/閉鎖過程中的若干問題

混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)與常規(guī)雙十二脈動(dòng)特高壓直流輸電系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)存在一定的相似性。因此,有很多成熟的解/閉鎖策略可以參考。但逆變站高、低端采用不同類型換流器串聯(lián)的結(jié)構(gòu)也具有很大的特殊性,存在諸多新問題。

2.1 熱備用極LCC 過電壓跳閘問題

為提高輸電走廊利用率、降低直流線路的建設(shè)成本,特高壓直流輸電工程的雙極直流線路一般采用同塔建設(shè),這使得線路與線路之間、線路與大地之間均存在很強(qiáng)的耦合。在一極解鎖運(yùn)行時(shí),可能會在另一停運(yùn)極上產(chǎn)生電磁感應(yīng)電壓、電磁感應(yīng)電流、靜電感應(yīng)電壓和靜電感應(yīng)電流［25］。當(dāng)運(yùn)行極進(jìn)入穩(wěn)態(tài)后,其直流電壓、電流的波動(dòng)可忽略不計(jì),故此時(shí)停運(yùn)極以靜電感應(yīng)電壓為主。

常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)中停運(yùn)的熱備用極由2 個(gè)LCC 串聯(lián)而成,如附錄A 圖A2 所示,其中旁通開關(guān)（by-pass switch,BPS）和旁通隔離刀閘（by-pass isolation switch,BPI）在分位,陽極隔離刀閘（anode isolation switch,AI）和 陰 極 隔 離 刀 閘（cathode isolation switch,CI）在合位,故每個(gè)換流器的端間電壓為極間電壓的一半。對于混合級聯(lián)特高壓直流系統(tǒng),由于MMC 的存在,與感應(yīng)電壓疊加作用后可能引起LCC 跳閘閉鎖。

以白江工程為例,極1 以800 kV 全壓運(yùn)行,極2沿用常規(guī)特高壓工程的全壓熱備用方式,即LCC 和MMC 的BPS、BPI 均在分位,AI、CI 均在合位,如附錄A 圖A3 所示。此時(shí),極1 線路將會在極2 靠近逆變站的線路末端位置感應(yīng)出約260 kV 對地電壓。同時(shí),極2 低端MMC 充電完成后,產(chǎn)生約-250 kV的端間電壓,故極2 高端LCC 將承受約510 kV 的端間電壓。

LCC 的過電壓保護(hù)定值按設(shè)備耐受能力整定,一般Ⅰ段動(dòng)作定值為1.1 p.u.,延時(shí)700 ms 跳閘；Ⅱ段動(dòng)作定值為1.3 p.u.,延時(shí)500 ms 跳閘,其中,1 p.u.對應(yīng)單換流器額定直流電壓400 kV。

可以看到,上述熱備用極的LCC 端間電壓已經(jīng)達(dá)到其過電壓保護(hù)Ⅰ段動(dòng)作定值,保護(hù)動(dòng)作后跳開LCC 的交流開關(guān)并隔離換流器。這種一極運(yùn)行時(shí)另一極進(jìn)入全壓熱備用后自動(dòng)閉鎖一個(gè)換流器,進(jìn)而導(dǎo)致無法全壓解鎖的情況顯然無法滿足實(shí)際運(yùn)行需求。

2.2 逆變站閉鎖過程中MMC 過電流問題

直流輸電系統(tǒng)一般包括X、Y、Z 這3 種閉鎖時(shí)序,部分系統(tǒng)還有S 閉鎖［21-22,26］。整流站故障時(shí),自身執(zhí)行閉鎖的同時(shí)也將閉鎖命令送至逆變站；而逆變站故障閉鎖時(shí),也會將閉鎖命令送至整流站。白江工程整流站一次結(jié)構(gòu)與常規(guī)特高壓直流換流站完全相同,故可沿用現(xiàn)有閉鎖策略；對于混合級聯(lián)的逆變站,也可參考提出相應(yīng)的閉鎖策略,以極Z 閉鎖為例,逆變站閉鎖時(shí)序如下。

1）整流站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序:逆變站收到對站閉鎖信號后,低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC；高端LCC 將觸發(fā)角移至90°,經(jīng)延時(shí)后投入旁通對,并發(fā)出合BPS 命令,在BPS 合上后閉鎖換流閥。

2）逆變站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序:逆變站故障后,低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC；高端LCC 立即投入旁通對并發(fā)出合BPS 命令,在BPS 合上后閉鎖換流閥。

可以看到,不論哪一側(cè)的故障,逆變站LCC 執(zhí)行極Z 閉鎖時(shí)主要策略均是投旁通對、合BPS。該閉鎖時(shí)序可以形成低阻直通回路,有利于線路能量的泄放,對故障的快速清除有益。

圖2（a）所示白江工程故障回路中,當(dāng)逆變站極1 極母線F2點(diǎn)發(fā)生接地故障時(shí),極母線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作,逆變站按上述時(shí)序2）執(zhí)行極Z 閉鎖。在高端LCC 合上BPS 時(shí),雖然低端MMC 已經(jīng)閉鎖,但由于半橋子模塊中反并聯(lián)二極管的存在,相比每極采用2 個(gè)LCC 串聯(lián)的常規(guī)直流工程或每極采用2 個(gè)全橋MMC 串聯(lián)的直流工程（如烏東德工程）而言,會形成2 個(gè)特有的故障回路,如圖2（a）中回路2、回路3 所示。圖中:Ls、Lp、L0分別為換流變壓器等效電抗、直流平波電抗、橋臂電抗；Rs、R0分別為換流變壓器等效電阻、橋臂電阻。

圖2 逆變站故障回路及其等效電路Fig.2 Fault circuit of inverter station and its equivalent circuit

以下對相關(guān)故障回路做詳細(xì)分析。

1）故障回路1:逆變站極線電流通過故障點(diǎn)F2饋入大地,并經(jīng)大地回線和極2 線路流回整流站,該故障回路與其他高壓直流輸電系統(tǒng)相同。

2）故障回路2:低端MMC 已閉鎖,但換流變壓器網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)尚未跳開時(shí),其閥側(cè)繞組會通過換流器半橋子模塊中的反并聯(lián)二極管形成三相不控整流電路。在高端BPS 合閘前,該整流電路處于阻斷狀態(tài)；在高端BPS 合閘后,該整流電路將通過BPS向故障點(diǎn)饋電,并最終經(jīng)由接地極形成閉合回路?；芈? 的等效電路如圖2（b）所示。

3）故障回路3:整流站保持移相164°狀態(tài),逆變站低端MMC 閉鎖且換流變壓器網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)跳開,此時(shí)已沒有電源往故障回路中注入能量,但由于Lp、L0等作用,仍然會通過MMC 的反并聯(lián)二極管和高端BPS 形成續(xù)流回路,等效電路如圖2（c）所示。

可以看到,在高端LCC 的BPS 合閘之前,由于晶閘管的單相導(dǎo)通性,阻斷了不控整流電路和故障點(diǎn)之間的通路,低端MMC 不會往故障點(diǎn)饋入電流；一旦高端BPS 合閘,則MMC 立即通過BPS 往故障點(diǎn)饋入很大的反向電流,造成次生的過電流危害。由圖2（a）分析可知,整流站極母線F1點(diǎn)和直流線路F3點(diǎn)發(fā)生接地故障時(shí),與F2點(diǎn)故障情況類似。

考慮到投入旁通對后也能形成低阻泄放回路,故擬采用逆變站高端LCC 閉鎖時(shí)僅投旁通對、不合BPS 的策略,初步優(yōu)化的逆變站極Z 閉鎖時(shí)序如下。

1）整流站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序:逆變站收到對站動(dòng)作信號后,低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC；高端LCC 將觸發(fā)角移至90°,經(jīng)延時(shí)后投入旁通對,滿足低電流條件時(shí)閉鎖換流閥。

2）逆變站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序:逆變站低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC；高端LCC 立即投入旁通對,滿足低電流條件時(shí)閉鎖換流閥。

2.3 逆變站閉鎖過程中LCC 過電壓問題

基于2.2 節(jié)的優(yōu)化閉鎖策略既可以泄放線路能量,又可以有效阻斷MMC 的反向放電回路,具有一定實(shí)用價(jià)值。但試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn),當(dāng)逆變站高、低壓端換流器的連接線區(qū)域發(fā)生接地故障時(shí),如圖2（a）中F4點(diǎn),保護(hù)動(dòng)作后執(zhí)行極Z 閉鎖的過程中,逆變站高端LCC 出現(xiàn)過電壓,以下詳細(xì)分析過電壓產(chǎn)生的原因。

F4點(diǎn)發(fā)生永久性接地故障時(shí)逆變站的波形如圖3 所示,其中,狀態(tài)量信號的粗線表示該狀態(tài)為1,細(xì)線表示該狀態(tài)為0。從故障發(fā)生至完成閉鎖的主要節(jié)點(diǎn)包括T0至T4時(shí)刻,將整個(gè)過程分為5 個(gè)階段。

圖3 逆變站高低端換流器連接線區(qū)域故障波形Fig.3 Waveform of fault in high- and low-end converter connection line area of inverter station

階段1:故障發(fā)生及發(fā)展。T0時(shí)刻發(fā)生故障,換流器中點(diǎn)電壓UDM立即被拉低為0,LCC 端間電壓在控制系統(tǒng)作用下維持在380 kV 附近。LCC 的低壓側(cè)電流IDC1N上升,在限流邏輯作用下,上升速度受到一定程度的抑制；MMC 的高壓側(cè)總電流IDC2P迅速下降,在子模塊電容器和換流變壓器閥側(cè)繞組的共同作用下,電流進(jìn)一步反向。

階段2:保護(hù)動(dòng)作執(zhí)行閉鎖。由于IDC1N上升、IDC2P下降（反方向上升）,導(dǎo)致差流高達(dá)數(shù)千安培,在T1時(shí)刻閥組連接線差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作,控制開始執(zhí)行極Z 閉鎖時(shí)序。逆變站高端LCC 投入旁通對,將該站的極母線電壓UDL拉低到0 附近；同時(shí),整流站收到閉鎖命令后,將觸發(fā)角移相至164°,進(jìn)入逆變運(yùn)行狀態(tài),將其直流線路出口處電壓逐漸拉低到-520 kV左右。

階段3:逆變站極母線電壓UDL反向。隨著整流站移相和逆變站投入旁通對,線路能量得到泄放。逆變站LCC 的電流IDC1N于T2時(shí)刻斷續(xù),在反向電壓作用下,旁通晶閘管關(guān)斷,從而失去地電位鉗制點(diǎn),由于未合BPS,故其極母線電壓UDL受整流站移相作用被拉低到-460 kV 以下。

階段4:逆變站LCC 過電壓保護(hù)動(dòng)作執(zhí)行閉鎖。由于逆變站LCC 端間電壓持續(xù)保持高位,T3時(shí)刻過電壓保護(hù)Ⅰ段動(dòng)作,LCC 再次執(zhí)行閉鎖,發(fā)出移相、跳交流開關(guān)和合BPS 命令。

階段5:完成閉鎖。LCC 的BPS 在T4時(shí)刻合上之后,其端間電壓重新回到0,過電壓保護(hù)復(fù)歸,最終完成閉鎖。

可以看到,逆變站高端LCC 采用不合BPS 的閉鎖策略后,雖然可以避免2.2 節(jié)所述極線故障時(shí)的過電流問題,但在其他位置發(fā)生故障執(zhí)行閉鎖時(shí),由于旁通對斷流后導(dǎo)致極母線及直流線路失去地電位鉗制點(diǎn),又可能會產(chǎn)生過電壓問題,對換流器的絕緣壽命造成影響。

3 優(yōu)化對策

通過以上案例分析可以看到,混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)的解/閉鎖時(shí)序,特別是逆變站高端LCC 的BPS“合”或“不合”,與常規(guī)特高壓直流輸電系統(tǒng)相比有很大區(qū)別,需要系統(tǒng)地設(shè)計(jì)應(yīng)對策略。

3.1 逆變站解鎖策略優(yōu)化

基于2.1 節(jié)的分析,造成混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)一極解鎖運(yùn)行時(shí)另一熱備用極LCC 閉鎖跳閘的主要原因有兩個(gè):一是運(yùn)行極在熱備用極產(chǎn)生了感應(yīng)電壓；二是MMC 充電后改變了高端LCC的陰極電位（極2 為陽極電位）,2 個(gè)極性相反的電壓疊加之后,導(dǎo)致LCC 端間電壓達(dá)到保護(hù)動(dòng)作定值,最終閉鎖跳閘。

綜上分析,可優(yōu)化逆變站帶MMC 進(jìn)入熱備用的RFO 聯(lián)鎖邏輯:

1）逆變站全壓進(jìn)入RFO:高端LCC 的BPS 及AI、CI 在合位時(shí),才允許合上低端MMC 的交流開關(guān)對子模塊進(jìn)行充電。

2）逆變站低端MMC 半壓進(jìn)入RFO:高端LCC的BPS 及AI、CI 在合位或BPI 在合位時(shí),才允許合上低端MMC 的交流開關(guān)對子模塊進(jìn)行充電。

優(yōu)化的RFO 聯(lián)鎖邏輯程序流程如圖4（a）所示。停運(yùn)極進(jìn)入熱備用前,首先合上LCC 的BPS 及AI、CI,或合上BPI,故運(yùn)行極引起的感應(yīng)電壓和MMC產(chǎn)生的充電電壓均只影響極母線電壓UDL,而LCC的端間電壓始終被鉗位在0,從而有效解決了一極運(yùn)行時(shí)另一全壓熱備用極的LCC 因過電壓跳閘的問題。

圖4 優(yōu)化的RFO 聯(lián)鎖邏輯及極解鎖時(shí)序圖Fig.4 Optimized RFO interlocking logic and pole deblocking sequence diagram

采用優(yōu)化的RFO 聯(lián)鎖邏輯后,極解鎖時(shí)需要適時(shí)分開LCC 的BPS,以實(shí)現(xiàn)全壓解鎖。進(jìn)一步優(yōu)化解鎖時(shí)序,在控制系統(tǒng)發(fā)出極解鎖命令后,兩站解鎖配合時(shí)序如下:

1）將逆變站高端LCC 的BPS 分開并連接交流濾波器,準(zhǔn)備電壓建立的回路條件；

2）以164°解鎖逆變站高端LCC 和定電壓控制的MMC,準(zhǔn)備建立直流電壓,接著LCC 解除移相,開始降低觸發(fā)角,并經(jīng)200 ms 延時(shí)解鎖定功率控制的MMC；

3）整流站收到逆變站已解鎖的信號后,連接交流濾波器,以164°解鎖換流器,再解除移相,逐漸降低觸發(fā)角,在直流線路建立電壓、電流；

4）在兩站協(xié)調(diào)控制作用下,功率穩(wěn)步爬升到設(shè)定值,完成極解鎖。

優(yōu)化的極解鎖時(shí)序邏輯圖如圖4（b）所示。

3.2 逆變站故障閉鎖策略優(yōu)化

由2.2 節(jié)和2.3 節(jié)分析可知,逆變站閉鎖策略不當(dāng),極可能引起過電流或過電壓問題,對設(shè)備造成次生傷害。

產(chǎn)生過電流的主要原因是合上逆變站LCC 的BPS 后,在MMC 作用下產(chǎn)生了新的故障放電回路,這將進(jìn)一步惡化故障,延長故障點(diǎn)熄弧時(shí)間；產(chǎn)生過電壓的主要原因是逆變站LCC 僅投旁通對、不合BPS,當(dāng)旁通晶閘管電流斷續(xù)后線路失去地電位鉗制點(diǎn),從而造成LCC 端間電壓異常升高。

綜合考慮,執(zhí)行保護(hù)性閉鎖時(shí),逆變站LCC 應(yīng)在不產(chǎn)生次生故障回路的情況下盡量合BPS,進(jìn)一步優(yōu)化逆變站極Z 閉鎖策略如下。

1）整流站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序

逆變站收到對站動(dòng)作信號后,低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC,并發(fā)出合上其BPS 的命令。

高端LCC 將觸發(fā)角移至90°,經(jīng)延時(shí)后投入旁通對,滿足低電流條件時(shí)閉鎖換流閥；同時(shí),實(shí)時(shí)監(jiān)視MMC 的狀態(tài),當(dāng)所有MMC 的網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)都跳開時(shí),發(fā)出合上LCC 的BPS 的命令。

2）逆變站故障時(shí)逆變站閉鎖時(shí)序

逆變站低端MMC 立即閉鎖并跳交流開關(guān),交流開關(guān)跳開且滿足低電流條件時(shí)隔離MMC,發(fā)出合上其BPS 的命令。

高端LCC 立即投入旁通對,滿足低電流條件時(shí)閉鎖換流閥；同時(shí),實(shí)時(shí)監(jiān)視MMC 的狀態(tài),當(dāng)所有MMC 的網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)都跳開時(shí),發(fā)出合上LCC 的BPS 的命令。

在低端MMC 換流變壓器網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)跳開后,回路2、3 的激勵(lì)源即被切斷,故優(yōu)化閉鎖策略考慮在此時(shí)合上LCC 的BPS,既不會產(chǎn)生次生過電流危害,又避免了LCC 的過電壓問題。

4 仿真及試驗(yàn)

4.1 仿真測試

為了驗(yàn)證所提解/閉鎖策略的可行性,采用白江工程實(shí)際的控制保護(hù)裝置和按照工程成套參數(shù)建立的RTDS 模型組建了實(shí)時(shí)閉環(huán)仿真系統(tǒng),對相關(guān)策略進(jìn)行了仿真測試。

1）全壓極解鎖仿真驗(yàn)證

仿真條件如下:極1 全壓800 kV、額定功率4 000 MW 運(yùn)行,極2 以全壓解鎖至最小功率400 MW。

極2 解鎖波形如圖5（a）所示。采用優(yōu)化的RFO 邏輯后,極2 高端LCC 的BPS 在熱備用階段處于合位,此時(shí)極母線電壓UDL和中點(diǎn)電壓UDM均約為-250 kV,由MMC 的充電電壓起主要作用,而LCC 端間電壓被鉗位在0。

圖5 優(yōu)化后的RTDS 仿真波形圖Fig.5 Waveform diagram of optimized RTDS simulation

極2 開始解鎖時(shí),首先分開逆變站LCC 的BPS,接著LCC 和定電壓的MMC 開始解鎖,MMC迅速建立約-400 kV 的直流電壓,定功率的MMC經(jīng)過一定延時(shí)后也以零功率狀態(tài)解鎖。在收到逆變站解鎖的信號后,整流站LCC 也開始解鎖。最終在兩站協(xié)調(diào)控制下,逐漸建立起直流電壓和直流電流?？梢钥吹?整個(gè)解鎖過程比較平穩(wěn),沒有出現(xiàn)電壓電流異常波動(dòng)的情況。

2）全壓極閉鎖仿真驗(yàn)證

仿真條件如下:極1 全壓800 kV、額定功率4 000 MW 運(yùn)行,分別觸發(fā)極母線F2點(diǎn)和閥組連接線F4點(diǎn)故障,故障持續(xù)1 s。

F2點(diǎn)故障時(shí)的仿真波形如圖5（b）所示,保護(hù)動(dòng)作后執(zhí)行極Z 閉鎖,高端LCC 立即投入旁通對；低端MMC 快速閉鎖后,由于LCC 未合BPS,故MMC沒有出現(xiàn)向故障點(diǎn)反向饋入大電流的情況。MMC的網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)跳開后,LCC 才合上BPS,并最終閉鎖換流器。

F4點(diǎn)故障時(shí)的仿真波形如圖5（c）所示。與F2點(diǎn)故障時(shí)類似,高端LCC 立即投入旁通對,低端MMC 快速執(zhí)行閉鎖,并發(fā)出跳網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)命令。LCC 在監(jiān)測到MMC 的網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)全部跳開后,發(fā)出合BPS 命令,最終閉鎖換流器。此外,從波形中可以看到,當(dāng)LCC 旁通對斷流時(shí),由于BPS 尚未合上,極母線會出現(xiàn)非常短暫的反向電壓,而一旦BPS 完成合閘,端間電壓會迅速回到0。

根據(jù)仿真結(jié)果可以看到,采用優(yōu)化的策略后,整個(gè)閉鎖過程沒有出現(xiàn)過電流或過電壓問題,達(dá)到了快速切除故障、平穩(wěn)停運(yùn)直流的目的。

4.2 工程試驗(yàn)

為了進(jìn)一步驗(yàn)證本文所提策略,在工程現(xiàn)場開展了相關(guān)試驗(yàn)。

1）全壓極解鎖現(xiàn)場試驗(yàn)

試驗(yàn)條件如下:極1 全壓800 kV、功率800 MW運(yùn)行,極2 以全壓解鎖至最小功率400 MW。

極2 解鎖波形如圖6（a）所示,可以看到,工程試驗(yàn)波形與圖5（a）非常相似,很好地驗(yàn)證了所提策略的有效性。

圖6 白江工程現(xiàn)場試驗(yàn)波形Fig.6 Test waveform of Baihetan-Jiangsu project of China

此外,當(dāng)逆變站LCC 的BPS 分開之后至整流站解鎖之前,極2 直流線路再次處于浮地狀態(tài),在極1感應(yīng)電壓（正電壓）作用下,極2 的極母線電壓從負(fù)值往反方向略微上升；當(dāng)整流站解鎖后,電壓開始逐步建立至正常,最終實(shí)現(xiàn)極2 的平穩(wěn)解鎖。

2）全壓極閉鎖現(xiàn)場試驗(yàn)

由于工程現(xiàn)場無法開展F2點(diǎn)和F4點(diǎn)的真實(shí)接地故障試驗(yàn),故僅通過人工觸發(fā)極閉鎖來驗(yàn)證所提閉鎖時(shí)序的合理性。此外,站間通信中斷時(shí),逆變站發(fā)出閉鎖命令后,整流站無法及時(shí)響應(yīng),故此工況最為嚴(yán)苛。

試驗(yàn)條件如下:極1 全壓800 kV、功率400 MW運(yùn)行,站間通信中斷。

在逆變站通過人工觸發(fā)極1 極Z 閉鎖的波形如圖6（b）所示。參考2.3 節(jié)思路,從觸發(fā)閉鎖至完成閉鎖的主要節(jié)點(diǎn)包括T0至T5時(shí)刻,將整個(gè)過程分為5 個(gè)階段。

階段1:LCC 投入旁通對,MMC 閉鎖。T0時(shí)刻在無真實(shí)故障情況下,在逆變站極1 人工觸發(fā)極Z閉鎖。LCC 立即投入旁通對,使得極母線電壓UDL被拉低為與中點(diǎn)電壓UDM相同。同時(shí),MMC 閉鎖并發(fā)出跳交流開關(guān)命令,待其交流開關(guān)跳開后,再發(fā)出合其BPS 的命令。由于站間通信中斷,整流站此時(shí)并未收到執(zhí)行閉鎖的信號,故仍按正?？刂七壿嬋ピ黾佑|發(fā)角以限制升高的直流電流。

階段2:逆變站完成閉鎖。T1時(shí)刻MMC 的BPS合閘（由于接點(diǎn)位置信號會滯后于開關(guān)實(shí)際位置,且一般有防抖延時(shí)處理,故控制保護(hù)裝置收到MMC的BPS 合位信號在實(shí)際合閘時(shí)刻T1之后）,故此時(shí)逆變站高端LCC 的旁通對和低端MMC 的BPS 形成低阻直通路徑,電流最高升至約4 000 A,電壓迅速降低到0；隨后在T2時(shí)刻,LCC 的BPS 也完成合閘（與MMC 類似,控制保護(hù)裝置收到LCC 的BPS合位信號也在實(shí)際合閘時(shí)刻T2之后）,換流器閉鎖,至此逆變站高、低端換流器均完成閉鎖。由于直流電流超過指令值,故整流站進(jìn)一步增加觸發(fā)角,直至再次將直流電流拉回到指令值范圍內(nèi)。

階段3:線路保護(hù)動(dòng)作去游離。由于極母線電壓UDL在階段2 一直處于低位,整流站的直流線路低電壓保護(hù)滿足延時(shí)條件后于T3時(shí)刻動(dòng)作,執(zhí)行線路去游離操作,一般將觸發(fā)角移相至164°并保持150 ms,為后續(xù)執(zhí)行線路再啟動(dòng)做準(zhǔn)備。

階段4:整流站執(zhí)行線路再啟動(dòng)。整流站在T4時(shí)刻開始執(zhí)行線路再啟動(dòng),逐漸降低觸發(fā)角,建立起直流電流,但由于逆變站高、低端換流器的BPS 均在合位,故無法建立起正常的直流電壓。

階段5:整流站完成閉鎖。由于電壓始終無法建立,故整流站的直流線路低電壓保護(hù)在T5時(shí)刻再次動(dòng)作,整流站執(zhí)行閉鎖,電流逐漸到0,至此極1 最終完成閉鎖。

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果可以看到,在最嚴(yán)苛的站間通信中斷情況下,整個(gè)閉鎖過程也相對平穩(wěn),沒有對設(shè)備造成過應(yīng)力沖擊。

5 結(jié)語

本文研究了混合級聯(lián)特高壓直流輸電系統(tǒng)在一極運(yùn)行時(shí)另一極無法全壓解鎖的問題和在閉鎖過程中的過電流、過電壓問題,分析了相關(guān)問題產(chǎn)生的機(jī)理,并最終通過優(yōu)化設(shè)計(jì)RFO 邏輯以及兩站的解/閉鎖時(shí)序予以解決,結(jié)合仿真和試驗(yàn)結(jié)果可得出如下結(jié)論:

1）熱備用極LCC 端間過電壓是運(yùn)行極產(chǎn)生的感應(yīng)電壓和低端MMC 的充電電壓相互疊加后的結(jié)果,所提策略采用提前合LCC 的BPS 的方式,有效限制了解鎖前LCC 的端間電壓；而在解鎖過程中,兩站時(shí)序互相配合,適時(shí)分開BPS,可以成功從全壓熱備用狀態(tài)平穩(wěn)進(jìn)入運(yùn)行狀態(tài)。

2）極母線區(qū)域或直流線路區(qū)域故障時(shí),逆變站盲目合上LCC 的BPS 會造成MMC 過電流；而閥組連接區(qū)域故障時(shí),不合BPS 會造成直流線路失去地電位鉗制點(diǎn),導(dǎo)致LCC 過電壓。因此,本文以極Z閉鎖為例設(shè)計(jì)了逆變站在MMC 的網(wǎng)側(cè)交流開關(guān)跳開后再執(zhí)行合LCC 的BPS 的策略,有效避免了在閉鎖過程中對設(shè)備造成次生的過電壓和過電流傷害。對于極X 閉鎖和極Y 閉鎖的優(yōu)化思路相同,故本文不再贅述。

本文主要針對逆變站采用混合級聯(lián)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的特高壓直流輸電系統(tǒng),對于其他類型的混合直流系統(tǒng),可借鑒本文的分析過程和解決思路,具體策略仍需要根據(jù)實(shí)際情況做出相應(yīng)調(diào)整。

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