宋長(zhǎng)青，羅新，謝劍翔，郭鑄，陳奧博，黃偉煌

（1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司廣州供電局，廣州 510620；2. 直流輸電技術(shù)全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（南方電網(wǎng)科學(xué)研究院），廣州 510663）

0 引言

為化解粵港澳大灣區(qū)負(fù)荷中心短路電流超標(biāo)、多回直流同時(shí)換相失敗以及大面積停電等問題，南方電網(wǎng)首次在粵港澳負(fù)荷中心規(guī)劃建設(shè)了廣東背靠背柔性直流（簡(jiǎn)稱柔直）（back to back volatage source converter-high voltage direct current ，VSCHVDC）工程，充分發(fā)揮柔直可實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)解耦、靈活功率調(diào)控、強(qiáng)暫態(tài)無功支撐等能力，優(yōu)化負(fù)荷中心電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，提高負(fù)荷中心電網(wǎng)運(yùn)行的靈活性與安全性［1-6］?，F(xiàn)已投產(chǎn)的魯西背靠背柔直、渝鄂背靠背柔直地處非負(fù)荷中心，主要用于實(shí)現(xiàn)省級(jí)電網(wǎng)間分區(qū)互聯(lián)［7-10］。廣東背靠背柔直工程地處負(fù)荷核心區(qū)域，用地資源緊張，換流站交流側(cè)僅有兩條交流出線且只有一個(gè)下一級(jí)變電站，換流器的最后斷路器風(fēng)險(xiǎn)較高。換流器的最后斷路器是指若換流器與交流電網(wǎng)進(jìn)行電氣連接的最后一個(gè)斷路器跳閘，換流器與交流電網(wǎng)失去正常連接，此時(shí)換流器的換流變網(wǎng)側(cè)會(huì)呈現(xiàn)過電壓特征，會(huì)危及設(shè)備的安全。為此，工程中通常配置最后斷路器保護(hù)，通過檢測(cè)開關(guān)分合位、交流保護(hù)跳閘等信號(hào)來綜合判斷最后斷路器工況，若最后一個(gè)斷路器跳閘，則最后斷路器保護(hù)動(dòng)作閉鎖直流。最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間邊界與柔直的過壓特征以及設(shè)備的耐受能力有關(guān)。

柔直工程與常直工程的最后斷路器過壓機(jī)理與特性有較大的差別?，F(xiàn)有文獻(xiàn)對(duì)常規(guī)直流最后斷路器過壓特性與保護(hù)研究較多［11-20］，常規(guī)直流最后斷路器過電壓只出現(xiàn)在逆變站，是由于直流線路的能量繼續(xù)通過換流器注入換流變壓器（簡(jiǎn)稱換流變）交流側(cè)，進(jìn)而產(chǎn)生嚴(yán)重的過電壓，而整流側(cè)由于晶閘管的單相導(dǎo)通性，不會(huì)有能量累積過程。對(duì)于柔直工程，整流側(cè)和逆變側(cè)均會(huì)出現(xiàn)過電壓特征，其過壓與柔直自身拓?fù)湟约翱刂铺匦詮?qiáng)有關(guān)。文獻(xiàn)［21］針對(duì)渝鄂背靠背柔直工程的單相重合閘問題開展研究，指出柔直最后斷路器缺相運(yùn)行因正負(fù)序控制不能完全解耦導(dǎo)致故障相出現(xiàn)較高的過電壓，提出退出單相重合閘功能來降低過電壓風(fēng)險(xiǎn)，但該文獻(xiàn)未研究控制策略降低過電壓的措施。文獻(xiàn)［22］針對(duì)張北四端柔直工程最后斷路器工況下的過壓機(jī)理與抑制方法開展研究，指出柔直過壓主要由于送端功率盈余與控制器飽和導(dǎo)致，并提出了定有功功率站增加功率-電壓協(xié)調(diào)控制來降低直流過電壓，但對(duì)于廣東背靠背柔直工程，因直流系統(tǒng)差異不存在功率盈余問題，且研究中只考慮最后斷路器三相跳閘，未考慮單相跳閘工況。

本文針對(duì)廣東背靠背柔直工程，對(duì)其最后斷路器三相與單相跳閘工況下過壓特性開展分析，研究柔直最后斷路器過壓的控制主導(dǎo)特性，并分析了柔直正序調(diào)制波限幅取值范圍，提出了一種柔直正負(fù)序調(diào)制波限幅優(yōu)化策略來降低過電壓特征?；趶V東背靠背柔直電磁暫態(tài)仿真模型進(jìn)行仿真驗(yàn)證了所提方法的有效性。

1 背靠背柔直最后斷路器保護(hù)配置

廣東背靠背柔直工程采取對(duì)稱單極拓?fù)洌?00 kV，每個(gè)換流單元1 500 MW，雙單元并列，其最后斷路器保護(hù)典型配置如圖1 所示，直流換流站在每個(gè)換流單元兩側(cè)的單元控制系統(tǒng)中配置了最后斷路器保護(hù)，通過檢測(cè)本站交流場(chǎng)開關(guān)分合位置與交流保護(hù)動(dòng)作信息判斷換流器與交流出線連接情況［23］。在下一級(jí)變電站配置最后斷路器判別裝置，通過檢測(cè)交流進(jìn)線在下一級(jí)變電站的進(jìn)串的開關(guān)與保護(hù)動(dòng)作信息，若交流出線均失去后，發(fā)閉鎖命令給換流站單元控制系統(tǒng)執(zhí)行。

圖1 背靠背柔直最后斷路器保護(hù)配置圖Fig. 1 Configuration diagram of back-to-back VSC-HVDC last breaker protection

最后斷路器保護(hù)基于檢測(cè)開關(guān)分合閘位置以及交流保護(hù)動(dòng)作的原理，可精確識(shí)別最后斷路器工況，但信號(hào)的采集需要時(shí)間，特別是下一級(jí)變電站配置的最后斷路器判別裝置其閉鎖信號(hào)傳遞至換流站需要站間通信延時(shí)。在最后斷路器保護(hù)動(dòng)作閉鎖直流前，柔直往換流變網(wǎng)側(cè)配置的A 型避雷器持續(xù)注入能量。因此，最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間需與A型避雷器耐受時(shí)間進(jìn)行配合，避雷器耐受時(shí)間需大于最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。一方面可通過增加A型避雷器并聯(lián)的柱數(shù)以提高避雷器耐受時(shí)間，但會(huì)增大避雷器造價(jià)，且避雷器并聯(lián)柱數(shù)過多涉及一致性問題；另一方面通過優(yōu)化柔直控制策略來降低柔直的過電壓特征，進(jìn)而增加避雷器的耐受時(shí)間，本文對(duì)該思路開展研究。

2 背靠背柔直最后斷路器過電壓特性

2.1 廣東背靠背柔直控制策略

廣東背靠背柔直工程基本控制原理如圖2 所示［24-25］，柔直換流站通過交流斷路器QF接入電網(wǎng)。通過控制柔直換流變閥側(cè)電壓UVSC與電網(wǎng)電壓Usys的相角δ與電壓差值分別進(jìn)行有功功率P與無功功率Q的控制。

圖2 背靠背柔直控制原理示意Fig. 2 Sketch diagram of control principle of VSC-HVDC

根據(jù)上述基本原理，廣東背靠背柔直單元控制器架構(gòu)設(shè)計(jì)如圖3所示。

圖3 柔直控制器正負(fù)序控制框圖Fig.3 Control block diagram of VSC positive and negative sequence

采取雙閉環(huán)以及正負(fù)序控制，有功功率從交流電網(wǎng)流入換流器為正，無功功率從換流器流入交流電網(wǎng)為正。正序控制器用于正常的功率或直流電壓控制，其外環(huán)為有功功率/直流電壓、無功功率控制，內(nèi)環(huán)為閥側(cè)電流控制，內(nèi)環(huán)輸出經(jīng)正序限幅umaxP后產(chǎn)生正序調(diào)制波urefABCP。負(fù)序控制器主要用于交流電網(wǎng)發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)，將負(fù)序電流控制為0，避免橋臂過流，負(fù)序控制只有閥側(cè)電流內(nèi)環(huán)控制，電流參考值為0，內(nèi)環(huán)輸出經(jīng)負(fù)序限幅umaxN后產(chǎn)生負(fù)序調(diào)制波urefABCN。正序和負(fù)序調(diào)制波疊加作為閥側(cè)電壓UVSC的調(diào)制參考波。

從上述原理可以看到，若交流斷路器QF 出現(xiàn)單相或三相跳閘，導(dǎo)致柔直與交流電網(wǎng)失去電氣連接，柔直控制器失去網(wǎng)側(cè)電壓Usys作為基準(zhǔn)，控制器易失控且達(dá)到限幅值，在換流變的閥側(cè)和網(wǎng)側(cè)產(chǎn)生較高的電壓。工程中，換流變閥側(cè)避雷器動(dòng)作水平高于換流變網(wǎng)側(cè)，在最后斷路器工況下，換流變網(wǎng)側(cè)配置的A 型避雷器會(huì)先動(dòng)作，另外，換流變網(wǎng)側(cè)過壓會(huì)導(dǎo)致?lián)Q流變飽和，變壓器飽和特性帶來的諧波電流會(huì)進(jìn)一步惡化柔直控制器響應(yīng)，導(dǎo)致過壓特征更加復(fù)雜。

2.2 最后斷路器工況過壓特性分析

柔直最后斷路器工況大致分為兩類，一類是最后斷路器發(fā)生三相跳閘，該工況主要體現(xiàn)在母線發(fā)生故障或最后一條交流出線發(fā)生三相故障跳閘；另一類為最后斷路器發(fā)生單相跳閘，該工況主要體現(xiàn)在最后一條交流出線發(fā)生單相故障且單相重合閘功能投入或單相斷路器偷跳。這兩類最后斷路器工況下，柔直控制器的響應(yīng)以及過壓特征會(huì)有較大差別，下面分別進(jìn)行分析。為關(guān)注柔直過壓特征與控制特性的關(guān)系，分析中先不考慮換流變飽和特性。

1）最后斷路器三相跳閘過電壓分析

最后斷路器三相跳閘后，由于沒有電流回路，閥側(cè)三相電流會(huì)降為零，柔直正序控制器閥側(cè)電流內(nèi)環(huán)輸出進(jìn)入飽和；對(duì)于負(fù)序控制器，其電流參考值本身為0，負(fù)序控制器調(diào)制波輸出會(huì)較小。此時(shí)換流變網(wǎng)側(cè)交流電壓主要由柔直自身控制能產(chǎn)生的最大交流電壓決定。當(dāng)調(diào)制比為1 時(shí)，柔直在換流變閥側(cè)產(chǎn)生的交流電壓最大，該分量的幅值等于直流電壓。廣東背靠背工程整流側(cè)控制直流電壓，逆變側(cè)控制有功功率，因控制模式差異，整流側(cè)和逆變側(cè)的過壓特征會(huì)有差別。

當(dāng)整流側(cè)換流器的最后斷路器三相跳閘時(shí)，直流電壓降低，逆變側(cè)因電壓裕度控制會(huì)接管直流電壓，直流電壓會(huì)穩(wěn)定在0.9 p.u.，此時(shí)在整流側(cè)換流器閥側(cè)能產(chǎn)生的最大電壓為270 kV，按變壓器變比，并考慮分接頭檔位處于最大的+4擋，對(duì)應(yīng)的網(wǎng)側(cè)電壓最大為496.1 kV。仿真結(jié)果如圖4 （a）所示，交流電壓峰值維持在500 kV 左右，因存在一定負(fù)序電壓，三相電壓峰值有些波動(dòng)。

當(dāng)逆變側(cè)三相故障時(shí)，整流站繼續(xù)將直流電壓穩(wěn)定在1.0 p.u.，此時(shí)在逆變側(cè)換流器閥側(cè)能產(chǎn)生的最大電壓為300 kV，按變壓器變比，并考慮分接頭檔位處于最大的+4 擋，對(duì)應(yīng)的網(wǎng)側(cè)電壓最大為551 kV。仿真結(jié)果如圖4 （b）所示，交流電壓峰值維持在550 kV左右，也存在一定的負(fù)序分量。

2）最后斷路器單相跳閘過電壓分析

當(dāng)最后斷路器發(fā)生單相跳閘導(dǎo)致缺相運(yùn)行時(shí)，由于負(fù)序閥側(cè)電流控制器目標(biāo)是將負(fù)序電流控制為0，為滿足負(fù)序控制目標(biāo)，需三相電流均降為0；而正序閥側(cè)電流控制器因外環(huán)控制器輸出的目標(biāo)不為0，進(jìn)而在缺相運(yùn)行工況下，正負(fù)序控制器控制最終穩(wěn)態(tài)不一致導(dǎo)致控制器飽和。另外，不同于最后斷路器三相跳閘，缺相運(yùn)行時(shí)閥側(cè)中性點(diǎn)電阻以及直流電壓分量中會(huì)有較大的不平衡分量的電壓，此時(shí)，換流變網(wǎng)側(cè)交流電壓的峰值等效為柔直控制器正序電壓輸出與不平衡分量之和，因有較大不平衡分量的存在，單相跳閘時(shí)網(wǎng)側(cè)的過壓會(huì)比三相跳閘時(shí)要嚴(yán)重。圖5 為柔直在同樣工況下分別發(fā)生單相與三相跳閘波形。

圖5 最后斷路器單相與三相跳閘對(duì)比波形Fig.5 Comparison waves of single-phase and three-phase tripping of last breaker

可以看到整流側(cè)單相跳閘的過壓為1.77 p.u.，而三相跳閘過壓為1.16 p. u.，逆變側(cè)也是如此，最后斷路器單相跳閘柔直過電壓比三相跳閘要嚴(yán)重得多。

下面研究缺相運(yùn)行時(shí)不平衡分量的影響因素。以A 相跳閘為例，采取序阻抗分析法，故障點(diǎn)的邊界條件為：

可以得到：

式中：ΔUa、ΔUb、ΔUc分別為三相端口的電壓差；Ia、Ib、Ic分別為每相電流；U?a1、U?a2、U?a0分別為正序、負(fù)序、零序網(wǎng)絡(luò)的電壓；I?a1、I?a2、I?a0分別為正序、負(fù)序、零序網(wǎng)絡(luò)的電流。

由式（1）可得如圖6 所示的A 相缺相時(shí)的序網(wǎng)絡(luò)圖。U?MMC1、U?MMC2分別為柔直控制器正序電壓、負(fù)序電壓的輸出。

圖6 A相缺相正負(fù)零序網(wǎng)絡(luò)圖Fig.6 Positive, negative, zero sequence network of phase A tripping

根據(jù)疊加原理，U?a0的電壓由兩部分決定，一部分為U?s和U?MMC1正序電源在回路中產(chǎn)生的電壓，另一部分為U?MMC2柔直產(chǎn)生的負(fù)序電壓。整個(gè)系統(tǒng)中，正負(fù)零序阻抗由電網(wǎng)結(jié)構(gòu)與柔直變壓器接線方式有關(guān)，能夠改變的是柔直控制器的正序電壓與負(fù)序電壓輸出，故可通過優(yōu)化柔直正負(fù)序電壓輸出的限幅策略來降低過電壓大小。

3 最后斷路器過壓優(yōu)化策略研究

根據(jù)上述過電壓分析，可以看到背靠背柔直最后斷路器過電壓呈現(xiàn)以下特征：過壓特征與柔直正負(fù)序控制強(qiáng)相關(guān)；單相跳閘比三相跳閘過壓嚴(yán)重；整流側(cè)和逆變側(cè)因控制模式差異過壓特征不同。

為此，在工程建設(shè)初期，可采取運(yùn)行管控措施，退出交流出線的單相重合閘功能，在線路發(fā)生單相故障時(shí)直接跳三相斷路器，可增加最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間裕度。以雙單元運(yùn)行，輸送功率為3 000 MW，逆變側(cè)交流出線發(fā)生單相故障為例。經(jīng)仿真計(jì)算，停用單相重合閘后，交流出線發(fā)生單相故障后直接三相跳閘，經(jīng)270 ms達(dá)到避雷器最大耐受能力10 MJ。若單相重合閘投入，則交流出線發(fā)生單相故障后單相跳閘，則80 ms 達(dá)到避雷器最大耐受能力10 MJ。但該措施會(huì)降低柔直帶兩條出線運(yùn)行時(shí)的可靠性，且不能防范最后斷路器單相偷跳。

下面探討優(yōu)化柔直正負(fù)序調(diào)制波限幅來抑制過電壓的措施。當(dāng)前柔直控制器設(shè)計(jì)中正序和負(fù)序分量的最大值限幅一般均設(shè)定為1.2。正序控制器用于正常的功率或直流電壓控制，其穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)最大為1.0 p. u.，工程中限幅一般取1.2。正序調(diào)制波限幅不宜過大，過大容易出現(xiàn)過調(diào)制，按照廣東背靠背主回路參數(shù)設(shè)計(jì)，調(diào)制比為1 時(shí)，對(duì)應(yīng)的調(diào)制波為1.22 p. u.。該值也不宜過小，正序電壓一般在在交流故障清除后功率恢復(fù)期間，允許存在一定的過壓以便快速恢復(fù)功率，另外若系統(tǒng)發(fā)生高電壓穿越，柔直提高閥側(cè)電壓以便于跟隨交流電壓的變化，減少直流的暫態(tài)過壓過流，按現(xiàn)在1.3 p.u. 的高穿要求，正序限幅不建議進(jìn)一步減小。

負(fù)序控制器主要用于交流系統(tǒng)發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)，將負(fù)序電流控制為0。其穩(wěn)態(tài)運(yùn)行，由于交流電網(wǎng)負(fù)序分量很小，負(fù)序控制器輸出為0 p. u. 左右。在交流系統(tǒng)發(fā)生故障期間，控制器輸出負(fù)序電壓來抑制負(fù)序電流。交流系統(tǒng)不對(duì)稱故障主要包括單相接地、兩相接地以及兩相短路。下面采取不對(duì)稱短路序阻抗法分析故障期間柔直所需最大的負(fù)序電壓分量，故障回路中正序阻抗與負(fù)序阻抗相等，變壓器閥側(cè)經(jīng)大電阻接地，零序阻抗遠(yuǎn)大于正序阻抗。為此，3 種不對(duì)稱故障下的負(fù)序電壓可以簡(jiǎn)化表達(dá)如式（4）—（6）所示。

單相接地故障時(shí)有：

兩相接地故障時(shí)有：

兩相短路時(shí)有：

式中：X1∑、X2∑、X0∑分別為正序、負(fù)序以及零序等效電抗；U?fa2為負(fù)序電壓分量；U? (0)f為短路發(fā)生前故障點(diǎn)電壓，故障前為1 p.u. 左右。

柔直負(fù)序閥側(cè)電流控制采取基于負(fù)序電壓前饋的電流閉環(huán)控制，為此，前饋電壓最大值為0.33~0.5 p. u.，電流PI 控制環(huán)節(jié)也需一定的調(diào)節(jié)范圍。交流系統(tǒng)不對(duì)稱故障時(shí)，正負(fù)序電壓調(diào)制波幅值仿真結(jié)果如圖7 所示，負(fù)序調(diào)制波的仿真結(jié)果與上述理論分析結(jié)果一致。另外，在系統(tǒng)發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)需要柔直產(chǎn)生負(fù)序分量時(shí)，正序分量因交流故障也在降低，故可設(shè)計(jì)正序和負(fù)序電壓綜合限幅。

圖7 逆變側(cè)交流系統(tǒng)不對(duì)稱短路故障時(shí)仿真結(jié)果Fig.7 Simulation results during asymmetric faults of AC system at inverter side

為此，本文提出一種柔直正負(fù)序調(diào)制波限幅優(yōu)化策略。正序調(diào)制波限幅1.2 p.u.；負(fù)序調(diào)制波限幅0.7 p.u.，且設(shè)計(jì)綜合限幅策略，按照正序分量與負(fù)序分量的疊加不超過1.2，優(yōu)先正序電壓輸出，該策略可在正序電壓輸出較大時(shí)進(jìn)一步降低負(fù)序電壓。優(yōu)化后的正負(fù)序調(diào)制波限幅分別如式（7）—（8）所示。

式中：umaxP為正序調(diào)制波幅值；umaxN為負(fù)序調(diào)制波幅值。

4 仿真驗(yàn)證

本文基于廣東背靠背柔直工程EMTDC 電磁暫態(tài)仿真模型，開展了柔直正負(fù)序限幅優(yōu)化前后對(duì)系統(tǒng)正常交流故障穿越性能以及最后斷路器動(dòng)作時(shí)間裕度提升的驗(yàn)證工作。仿真中A 型避雷器能量最大為10 MJ，動(dòng)作電壓為578 kV，仿真中先不考慮換流變飽和特性。

以對(duì)負(fù)序電壓分量需求較大的逆變側(cè)交流系統(tǒng)兩相短路為例，對(duì)比優(yōu)化前后對(duì)交流故障穿越性能的影響，仿真結(jié)果如圖8 所示。對(duì)比有功功率與A相橋臂電流波形，兩者波形重疊，本文所提方法不影響交流故障穿越的動(dòng)態(tài)性能。

圖8 優(yōu)化前后交流系統(tǒng)兩相短路故障波形Fig.8 Waveforms before and after strategy optimization within two phase AC Short circuit fault

以最后斷路器A 相跳閘為例，對(duì)比優(yōu)化前后對(duì)整流側(cè)和逆變側(cè)最后斷路器時(shí)間裕度的影響，如圖9 所示。優(yōu)化后，A 相過電壓程度明顯降低。對(duì)于整流側(cè)，從斷路器開始跳閘達(dá)到避雷器最大耐受能力10 MJ 的時(shí)間從12.8 ms 提升至133 ms，過電壓峰值從762 kV 降低至704 kV 。對(duì)于逆變側(cè)，從斷路器開始跳閘達(dá)到避雷器最大耐受能力10 MJ 的時(shí)間從19.2 ms 提升至70 ms，過電壓峰值從760 kV降低至692 kV 。可以看到控制策略優(yōu)化對(duì)最后斷路器保護(hù)動(dòng)作的時(shí)間裕度顯著提升。

圖9 優(yōu)化前后柔直最后斷路器單相跳閘波形Fig.9 Waveforms before and after strategy optimization within single-phase tripping of last breaker

在考慮換流變飽和特性的情況下通過仿真來檢驗(yàn)本文所提策略是否仍有效，換流變飽和電壓為1.1 p. u.，仿真結(jié)果如圖10 所示。對(duì)比圖9 結(jié)果，可以看出換流變飽和特性可以抑制過電壓特征，在控制策略優(yōu)化前的避雷器達(dá)到最大耐受能力的時(shí)間增加，但也導(dǎo)致交流電壓存在較大的諧波分量，會(huì)使控制器的響應(yīng)特性更加復(fù)雜。圖11 給出了采取優(yōu)化措施后考慮換流變飽和特性以及未考慮換流變飽和特性下柔直控制器中正負(fù)序調(diào)制波幅值輸出的對(duì)比結(jié)果。在暫態(tài)過壓中換流變飽和導(dǎo)致控制所用的閥側(cè)電流和交流電壓出現(xiàn)大量的諧波分量，故控制器輸出也存在大量的諧波分量，反過來柔直控制產(chǎn)生的諧波電壓也會(huì)影響變壓器飽和過程，使得整個(gè)過壓特性更加復(fù)雜。另外，本文所提的控制優(yōu)化方法仍有效，對(duì)于整流側(cè)，優(yōu)化前后避雷器達(dá)到最大耐受能力的時(shí)間從52.6 ms 提升至106 ms；對(duì)于逆變側(cè)，避雷器達(dá)到最大耐受能力的時(shí)間從39.9 ms提升至51.6 ms。

圖10 考慮換流變飽和特性最后斷路器單相跳閘故障波形Fig.10 Single-phase tripping fault waveforms of last breaker considering transformer saturation characteristics

圖11 未考慮以及考慮換流變飽和特性下控制器輸出對(duì)比Fig.11 Comparison of controller outputs considering or not considering transformer saturation characteristics

采用優(yōu)化措施后，經(jīng)仿真計(jì)算，交流出線單相故障單相跳閘下，最嚴(yán)苛的動(dòng)作時(shí)間為70 ms 達(dá)到避雷器最大能量，考慮到最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間不會(huì)超過30 ms，當(dāng)前過電壓特性已可滿足最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間需求。故運(yùn)行中可不采取運(yùn)行管控措施，單相重合閘功能可保持投入。

5 結(jié)論

本文針對(duì)廣東背靠背柔直工程的最后斷路器過電壓特性與優(yōu)化策略開展了研究，主要結(jié)論如下。

1） 廣東背靠背柔直最后斷路器過電壓呈現(xiàn)以下特征：過電壓特征與柔直正負(fù)序控制強(qiáng)相關(guān)；單相跳閘比三相跳閘過壓嚴(yán)重；整流側(cè)和逆變側(cè)因控制模式差異過壓特征也不同；換流變飽和特性會(huì)抑制過電壓但會(huì)使控制響應(yīng)更加復(fù)雜 。

2） 分析了柔直正序調(diào)制波限幅取值范圍：柔直正序調(diào)制波限幅最大值應(yīng)不超過直流調(diào)制比，最小值應(yīng)充分考慮動(dòng)態(tài)性能與高電壓穿越需求，廣東背靠工程可按1.2 p.u. 設(shè)計(jì)；柔直負(fù)序調(diào)制波限幅主要考慮交流不對(duì)稱故障期間負(fù)序電流抑制，可按不低于0.7 p.u. 設(shè)計(jì)。

3） 本文提出了一種柔直正負(fù)序調(diào)制波限幅優(yōu)化降低過電壓方法，仿真驗(yàn)證表明該策略不影響交流故障穿越影響，能顯著降低過電壓特征，對(duì)于整流側(cè)單相跳閘，最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間裕度提升53 ms；對(duì)于逆變側(cè)單相跳閘，最后斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間裕度提升了11 ms。

本文研究成果已落實(shí)在廣東背靠背柔直工程中，工程采取了本文所提的正負(fù)序調(diào)制波限幅值。并根據(jù)故障特征，在整流側(cè)和逆變側(cè)均投入了最后斷路器保護(hù)，斷路器分位和交流保護(hù)動(dòng)作均按三取一原則進(jìn)行設(shè)計(jì)。