環(huán)狀柔直工程直流極閉鎖判據(jù)及措施量計(jì)算方法

徐柯， 劉一民， 鄭少明， 白楊， 祝萬， 任祖怡

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2. 國家電網(wǎng)有限公司華北分部，北京 100053)

0 引言

十九大對我國能源轉(zhuǎn)型與綠色發(fā)展作出了重大部署，強(qiáng)調(diào)加強(qiáng)電網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命，構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系。相比常規(guī)直流輸電，柔性直流輸電控制靈活，可向無源或弱電網(wǎng)供電，可將分布式能源以經(jīng)濟(jì)、環(huán)保的方式并入電網(wǎng)，因此近年來我國柔性直流輸電應(yīng)用獲得了日益廣闊的發(fā)展[1—4]。

目前關(guān)于柔性直流輸電穩(wěn)定控制系統(tǒng)的直流極閉鎖判據(jù)研究較少。柔性直流輸電工程穩(wěn)定控制所用的直流極閉鎖判據(jù)與常規(guī)直流一致，采用換流變電氣量結(jié)合對應(yīng)極閉鎖信號、極解鎖狀態(tài)信號和極閉鎖狀態(tài)信號進(jìn)行直流極閉鎖故障判別[5]。

國內(nèi)在運(yùn)行的柔性直流輸電工程多是端對端架構(gòu)，換流器閉鎖，直流功率轉(zhuǎn)移至站內(nèi)其他閥組(極內(nèi)或極間功率轉(zhuǎn)代)。若故障閥組在發(fā)生事故前輕載，故障導(dǎo)致直流輸送容量損失很小，無需配套的安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)來采取措施，因此輕載情況下不進(jìn)行直流極閉鎖故障判別是可行的。對于多端環(huán)網(wǎng)架構(gòu)的柔性直流輸電工程，換流器閉鎖可能導(dǎo)致輸電通道的網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)發(fā)生變化，造成直流輸送能力大幅下降，即使是輕載的換流器閉鎖也必須采取穩(wěn)定控制措施，否則將導(dǎo)致電網(wǎng)失穩(wěn)。同時(shí)，與以往常規(guī)特高壓直流輸電工程或柔性直流輸電工程穩(wěn)定控制系統(tǒng)不同，環(huán)狀柔直工程穩(wěn)定控制系統(tǒng)不能基于單個換流站非故障極轉(zhuǎn)代故障極功率來計(jì)算直流損失功率，而是基于故障后柔直電網(wǎng)的最大輸送能力來采取控制措施。

文中根據(jù)國內(nèi)首個多端環(huán)網(wǎng)架構(gòu)的柔性直流輸電工程——張北柔直輸電工程的配套穩(wěn)定控制系統(tǒng)，提出適用于多端環(huán)網(wǎng)柔性直流輸電工程及特高壓直流輸電工程穩(wěn)定控制系統(tǒng)的直流極閉鎖判據(jù)和控制措施量計(jì)算方法，采用該判據(jù)的穩(wěn)定控制系統(tǒng)已成功運(yùn)行于張北柔直電網(wǎng)。

1 張北柔性直流極閉鎖的穩(wěn)定問題

張北柔直輸電工程[6—7]建設(shè)了張北—康?！S寧—北京四端柔直電網(wǎng)，包括張北和康保2座送端換流站、北京受端換流站以及豐寧調(diào)節(jié)端換流站，換流容量分別為3 000 MW，1 500 MW，3 000 MW，1 500 MW,柔直電網(wǎng)形成環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，電壓等級為±500 kV，電網(wǎng)架構(gòu)如圖1所示。

圖1 張北柔直輸電工程示意Fig.1 Schematic diagram of ZhangBei VSC-HVDC tansmission project

張北柔直輸電工程采用基于電壓源換流器的柔 性直流輸電技術(shù)(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)。VSC-HVDC在控制保護(hù)、拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和控制性能等方面均與常規(guī)直流輸電技術(shù)存在差異[8—10]，特別是張北工程作為國內(nèi)首個多端環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)的柔直電網(wǎng)，故障下的電網(wǎng)運(yùn)行特性與常規(guī)電網(wǎng)具有較大差別[11—15]。為保障張北柔直電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，需重點(diǎn)研究其穩(wěn)定控制策略，在預(yù)想的各種工況和故障條件下保障其穩(wěn)定控制系統(tǒng)能可靠反應(yīng)故障并采取適當(dāng)?shù)目刂拼胧?/p>

張北柔直輸電工程主要存在2個穩(wěn)定問題：一是孤島[16]運(yùn)行在沒有交流電網(wǎng)支撐的情況下，如何給新能源電源提供穩(wěn)定的交流電壓；二是故障情況下，柔直電網(wǎng)如何維持直流系統(tǒng)的能量平衡[17—18]。受端故障時(shí)若電源能量送不出去，則送端故障時(shí)能量會在電網(wǎng)內(nèi)累積，導(dǎo)致過壓過流等問題。

當(dāng)張北和康保換流站在孤島運(yùn)行時(shí)，需給新能源并網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓和頻率，送端換流站需要采用無源V-F控制的方式。在無源V-F控制下，所輸入的換流站功率由外部新能源功率決定，換流站只能決定輸入功率在2個換流器之間的分配。當(dāng)其中一個換流器因故障閉鎖時(shí)，新能源功率將在故障后毫秒級時(shí)間范圍內(nèi)涌入無故障換流器，見圖2。當(dāng)換流站功率大于單極換流器額定功率時(shí)，無故障換流器會因過流而閉鎖，需故障換流站耗能裝置毫秒級投入配合，穩(wěn)控切機(jī)降低功率。柔直電網(wǎng)穩(wěn)控下達(dá)降低受端換流站輸出功率指令，以避免故障極層出現(xiàn)輸出功率指令大于輸入功率的情況。

圖2 張北換流站正極閉鎖時(shí)的負(fù)極橋臂電流Fig.2 Current of negative pole bridge arm when positive pole blocking in Zhangbei station

北京換流站正極閉鎖后的各站正極層直流電壓如圖3所示。正常方式下北京換流站正極閉鎖，華北電網(wǎng)損失功率1 500 MW，正極層盈余功率1 500 MW；故障后60 ms直流電壓上升到650 kV，導(dǎo)致正極層因過電壓而閉鎖，華北電網(wǎng)共損失功率2 250 MW。此時(shí)需在送端站極控投入交流耗能裝置，穩(wěn)控下達(dá)降低故障極層送端換流器的功率指令，送端站極控控制交流母線電壓，穩(wěn)控160 ms以內(nèi)切機(jī)，保證交直流系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。如果故障換流器位于豐寧站，還需故障極層北京站換流器接管直流電壓控制權(quán)。

圖3 北京換流站正極閉鎖后的各站正極層直流電壓Fig.3 DC voltage of the positive pole layer of each station after the positive pole of Beijing station is locked

環(huán)狀柔直工程穩(wěn)定控制系統(tǒng)基于故障后柔直電網(wǎng)的最大輸送能力采取控制措施，因此需對各種運(yùn)行方式下的直流極閉鎖故障進(jìn)行有效判別。傳統(tǒng)的高壓直流極閉鎖判據(jù)[5]采用故障前后的換流變電氣量變化特征構(gòu)成判別邏輯，當(dāng)環(huán)狀柔直電網(wǎng)部分換流站低功率運(yùn)行時(shí)，會出現(xiàn)如下不適應(yīng)的情況：

(1) 采用純電氣量特征進(jìn)行直流極運(yùn)行狀態(tài)判別，會出現(xiàn)誤判停運(yùn)。

(2) 直流極閉鎖故障時(shí)，換流變功率、電流電氣量變化特征不明顯，不滿足啟動判別條件。

(3) 故障前直流極功率不滿足極運(yùn)行功率定值，導(dǎo)致傳統(tǒng)直流極閉鎖判據(jù)部分動作條件不滿足，無法識別故障。

以往的柔直工程也有采用換流器電氣量結(jié)合交流斷路器斷開作為故障閉鎖判據(jù)的應(yīng)用[19]，但多端柔直電網(wǎng)中換流器閉鎖未必會跳開交流斷路器，同樣存在不適應(yīng)的情況。因此，須研究適應(yīng)環(huán)狀柔直工程各種工況下可靠的直流極運(yùn)行及閉鎖判據(jù)，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。

2 用于環(huán)狀柔直工程穩(wěn)定控制的直流極閉鎖判據(jù)研究

2.1 直流極閉鎖判據(jù)性能要求

(1) 能夠識別低潮流工況下的直流極閉鎖故障。常規(guī)特高壓直流多是端對端結(jié)構(gòu)，直流極在低功率運(yùn)行時(shí)發(fā)生閉鎖故障，對電網(wǎng)影響較小，無須采取控制措施，因此以往直流極閉鎖判據(jù)中換流變電氣量發(fā)生顯著變化是必要條件。張北柔直電網(wǎng)在正常運(yùn)行期間，會出現(xiàn)某個直流極運(yùn)行在低潮流的工況，其故障閉鎖后，柔直電網(wǎng)輸電能力會產(chǎn)生較大變化，需采取相應(yīng)控制措施。例如采用電壓控制模式的一端，會出現(xiàn)低功率運(yùn)行情況，在其閉鎖后，直流控保需在剩余的三端中選取一端，將其運(yùn)行模式改為電壓控制模式，同時(shí)降低直流輸送功率，切除部分新能源控制。

(2) 快速性。柔直電網(wǎng)單極閉鎖后，為防止非故障極由于過流、過壓閉鎖，需在20 ms內(nèi)投入交流耗能裝置，但耗能裝置不能長期運(yùn)行，要求穩(wěn)定控制系統(tǒng)在160 ms內(nèi)完成切機(jī)出口，因此要求在故障發(fā)生40 ms內(nèi)完成極閉鎖判別。

2.2 直流極閉鎖綜合判據(jù)

文中充分利用直流極控、站控系統(tǒng)給出的直流極非正常停運(yùn)信號、閉鎖信號、解鎖信號等與換流變的電氣量相結(jié)合，提出了一套直流極閉鎖的判據(jù)。直流極輕載運(yùn)行時(shí)，可在極閉鎖10 ms內(nèi)判出，直流極運(yùn)行功率超過10%額定功率時(shí)，可在極閉鎖后20 ms左右判出，此判據(jù)同時(shí)適用于特高壓直流輸電工程和柔性直流輸電工程穩(wěn)定控制系統(tǒng)。

首先，根據(jù)換流變電氣量、直流極閉鎖、解鎖信號判別直流極運(yùn)行狀態(tài)。換流變電流、功率滿足直流極投運(yùn)電流、投運(yùn)功率定值時(shí)判定直流極處于電氣量運(yùn)行狀態(tài)；若換流變電氣量不滿足運(yùn)行狀態(tài)，接收到的直流極控發(fā)送的閉鎖信號為0、解鎖信號為1，則判定直流極處于開關(guān)量運(yùn)行狀態(tài)；換流變電氣量、直流極控開關(guān)量均不滿足運(yùn)行條件，則判定直流極處于停運(yùn)狀態(tài)。

其次，根據(jù)換流變電流、功率、直流極非正常停運(yùn)信號判別直流極故障啟動。具體為：換流變電流突變量、功率突變量滿足啟動定值，則判定對應(yīng)直流極故障啟動；接收到直流控保發(fā)送的直流極非正常停運(yùn)信號，亦判定對應(yīng)直流極故障啟動。

最后，若判為直流極故障啟動，則根據(jù)啟動前200 ms直流極是否運(yùn)行、滿足哪種運(yùn)行條件來選擇對應(yīng)的直流極閉鎖判別流程。若啟動前200 ms直流極停運(yùn)，則不進(jìn)行對應(yīng)直流極閉鎖判別；若啟動前200 ms直流極電氣量滿足運(yùn)行條件，則要求對應(yīng)直流極滿足電流或功率突變量啟動定值，且在收到直流極非正常停運(yùn)信號后換流變電流、功率低于閥組停運(yùn)電流、功率定值，判定對應(yīng)直流極閉鎖；若啟動前200 ms直流極電氣量不滿足運(yùn)行條件，但開關(guān)量滿足，則在收到直流極非正常停運(yùn)信號后直流極閉鎖信號變位為1、解鎖信號變位為0，判定對應(yīng)直流極閉鎖。

直流極閉鎖判別原理如圖4所示，其中，Pdck為換流變交流側(cè)實(shí)時(shí)功率；Pdcstop為直流極停運(yùn)功率門檻定值；Idck為換流變交流側(cè)實(shí)時(shí)電流；Idcstop為直流極停運(yùn)電流門檻定值。

圖4 直流極閉鎖判別原理Fig.4 Discrimination principle of DC pole locking

由圖4可知，收到直流極非正常停運(yùn)信號后延時(shí)2.5 ms確認(rèn)并展寬150 ms進(jìn)行極閉鎖判別，但直流控保發(fā)送極非正常停運(yùn)信號固定為1 s脈寬，因此連續(xù)收到極非正常停運(yùn)信號2 s則判定直流控保裝置異常，閉鎖直流極進(jìn)行判別。接收直流控保發(fā)送的直流極閉鎖信號、直流極解鎖信號應(yīng)為一對互斥信號，信號異常時(shí)延時(shí)5 s告警，并閉鎖直流極判別。

2.3 直流故障后控制措施量的計(jì)算方法

不同于兩端直流輸電工程根據(jù)直流控保發(fā)送的極最大運(yùn)行功率指令值以及直流控制模式信息來計(jì)算故障后的直流輸送能力，環(huán)狀柔直工程的極輸送能力并不能代表直流輸送能力，需要根據(jù)網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)、極輸送能力、直流線路最大輸送能力等綜合判別。

張北柔直電網(wǎng)的直流控保系統(tǒng)配置了協(xié)控設(shè)備進(jìn)行多端協(xié)調(diào)控制，直流故障時(shí)控制非故障極電網(wǎng)轉(zhuǎn)代故障極電網(wǎng)部分功率，以提高系統(tǒng)的總傳輸容量[20]。其輸送能力由直流協(xié)控設(shè)備計(jì)算后發(fā)給安控設(shè)備，并按極層分層上送，每層按照換流站換流器、單層能力上送，各極層2站的最大輸送能力之和大于等于各極層的最大輸送能力。當(dāng)前張北柔直電網(wǎng)按正極層、負(fù)極層2個層級運(yùn)行。

以張北柔直輸電工程為例,環(huán)狀柔直工程直流故障后控制措施量的計(jì)算可按如下步驟進(jìn)行。

第一步，在柔直控保的控制模式下，獲知故障后的單換流器最大輸送能力Pcmax，其對應(yīng)關(guān)系如表1所示。

表1 換流器輸送能力與直流控制模式對應(yīng)關(guān)系Table 1 The corresponding relationship between the transmission capacity of the converter and the DC control mode

第二步，預(yù)判故障后單極層送端單站最大輸送能力。

(1) 單極層線路最大輸送能力Plmax。判斷某一單極層換流站間線路投運(yùn)個數(shù)，若張北—北京、康?！S寧2條線路投運(yùn)，能力為3 000 MW；若1條投運(yùn)，能力為1 500 MW；若沒有投運(yùn)，能力為0 MW。

(2) 所有與送端此站對應(yīng)直流極連接的受端換流器的最大輸送能力之和PΣrmax。通過判別網(wǎng)絡(luò)拓?fù)?，將與送端此站直流極換流器存在電氣連接的受端換流器的能力相加。

(3) 單極層送端單站最大輸送能力為上述三者取最小，即min{Pcmax，Plmax，PΣrmax}。

第三步，預(yù)判故障后單極層最大輸送能力。

(1) 單極層送端最大輸送能力。判斷送、受端換流站間是否存在連接，若存在電氣連接，則將送端換流站極輸送能力考慮進(jìn)送端能力；若不存在電氣連接，則不考慮；多個送端換流站輸送能力總和為本極層送端能力。

(2) 單極層線路最大輸送能力。判斷本極層送端—受端換流站間線路投運(yùn)個數(shù)，以張北為例，其判斷方法與上述第二步步驟(1)相同。

(3) 單極層受端最大輸送能力。判斷受端換流站與送端換流站是否存在連接，若存在電氣連接，則將受端換流站輸送能力考慮進(jìn)受端能力；若不存在電氣連接，則不考慮受端換流站輸送能力；多個受端換流站輸送能力總和為本極層受端能力；

(4) 單極層最大輸送能力為上述三者取最小。

由此，穩(wěn)控系統(tǒng)可通過從柔直控保系統(tǒng)獲得的各換流站正、負(fù)極直流輸送能力計(jì)算張北、康保換流站直流輸送能力：

Pmax_Zb=Pmax_Zb_pos+Pmax_Zb_neg

(1)

Pmax_Kb=Pmax_Kb_pos+Pmax_Kb_neg

(2)

式中：Pmax_Zb為張北換流站直流最大輸送能力；Pmax_Zb_pos，Pmax_Zb_neg分別為張北換流站正、負(fù)極最大可運(yùn)行能力；Pmax_Kb為康保換流站直流最大輸送能力；Pmax_Kb_pos，Pmax_Kb_neg分別為康保換流站正、負(fù)極最大可運(yùn)行能力。

得到各換流器、極層、換流站輸送能力后，直流故障后控制措施量計(jì)算流程如圖5所示。其中，PZb，PKb分別為啟動前張北、康保換流站輸送功率；Pmax_pos_lay，Pmax_neg_lay分別為直流正、負(fù)極層運(yùn)行能力；Pc1_Zb，Pc1_Kb分別為需在張北、康保換流站優(yōu)先控制的措施量；Pc2_Zb，Pc2_Kb分別為張北、康保換流站按比例分配的控制措施量；Pc_Zb，Pc_Kb分別為張北、康保換流站最終控制措施量。方案如下：

(1) 計(jì)算總控制措施量，用啟動前送端2站的總出力減去正負(fù)極層總運(yùn)行能力，得到總控制措施量Pc；

(2) 在送端換流站，先用啟動前整站功率減去換流站的直流最大輸送能力，若大于零，則計(jì)算得出需要在本站優(yōu)先控制的措施量。

(3) 計(jì)算2個站按比例分配的控制措施量。

(4) 比較2類控制措施量，按優(yōu)先滿足張北控制措施的原則，判斷最終控制措施量。

圖5 直流故障控制措施量計(jì)算流程Fig.5 Block diagram of calculation flow of DC fault control measures

3 實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

文中基于傳統(tǒng)判據(jù)與改接判據(jù)的對比分析，利用直流控保設(shè)備、安控設(shè)備，搭建實(shí)時(shí)數(shù)字仿真系統(tǒng) (real time digital simulation system，RTDS)實(shí)驗(yàn)平臺對判據(jù)及穩(wěn)控系統(tǒng)性能進(jìn)行實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證。實(shí)驗(yàn)平臺采用框架結(jié)構(gòu)，如圖6所示。

圖6 RTDS實(shí)驗(yàn)平臺結(jié)構(gòu)Fig.6 Structure of RTDS experiment platform

RTDS實(shí)驗(yàn)平臺將仿真系統(tǒng)的電流信號、電壓信號、斷路器開關(guān)位置信號傳輸至直流控保設(shè)備和安控設(shè)備，直流控保設(shè)備通過光纖通信將直流閉鎖、解鎖信號，非正常停運(yùn)信號發(fā)送至安控裝置。安控裝置利用RTDS實(shí)驗(yàn)平臺和直流控保的信號進(jìn)行直流極閉鎖判斷。

假設(shè)直流單極的投運(yùn)電流為300 A，投運(yùn)功率為150 MW,直流極停運(yùn)電流門檻定值為200 A，直流極停運(yùn)功率門檻定值為100 MW，電流突變量啟動定值為200 A，功率突變量啟動定值為100 MW。RTDS實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 RTDS實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 The experimental results of RTDS

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)故障前直流電氣量投運(yùn)時(shí)，2種判據(jù)效果相同，但當(dāng)故障前直流功率小于投運(yùn)功率時(shí)，文中提出的直流極閉鎖判據(jù)可以有效識別系統(tǒng)狀態(tài)，有利于安控裝置進(jìn)行事故處理。

RTDS實(shí)驗(yàn)對穩(wěn)控系統(tǒng)的性能進(jìn)行了驗(yàn)證，在各種工況下直流故障采取對應(yīng)的控制措施均可保障電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。以豐寧站運(yùn)行在額定功率發(fā)生退站故障為例，0.8 s豐寧站退站，張北柔直電網(wǎng)在此工況下無法三端運(yùn)行，1.8 s康保站退站，發(fā)生故障后豐寧、康保換流站直流極功率如圖7所示。柔直電網(wǎng)進(jìn)入張北—北京兩端運(yùn)行狀態(tài)，北京換流站雙極功率如圖8所示，由于錄波時(shí)間長，圖中極1、極2均為2段錄波。在故障后極功率大幅波動，在6.5 s左右進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)，事故后極1功率為受進(jìn)900 MW、極2功率為受進(jìn)1 000 MW。

圖7 豐寧換流站雙極閉鎖后豐寧和康保換流站有功功率Fig.7 Active power of Fengning and Kangbao station after Fengning station bipolar lockout

圖8 豐寧換流站雙極閉鎖后北京換流站功率Fig.8 Beijing station power after Fengning station bipolar lockout

4 結(jié)論

文中旨在研究應(yīng)用于環(huán)狀柔直工程穩(wěn)定控制的直流極閉鎖判據(jù)及其控制措施量計(jì)算方案，以張北柔直輸電工程為例分析了直流極閉鎖故障對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響，總結(jié)柔直工程對穩(wěn)定控制采用直流極閉鎖判據(jù)的需求，提出了柔直電網(wǎng)穩(wěn)定控制所用的直流極運(yùn)行、閉鎖判據(jù)及其控制措施量的計(jì)算方法，并經(jīng)RTDS實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，得到如下結(jié)論：

(1) 文中所提的直流極閉鎖綜合判別方法對應(yīng)柔直電網(wǎng)不同運(yùn)行方式均體現(xiàn)出良好的適應(yīng)性，且同樣適用于特高壓直流輸電工程與柔性直流輸電工程。

(2) 在多端環(huán)網(wǎng)架構(gòu)的柔性直流輸電工程中，直流極閉鎖故障后的控制措施量需根據(jù)網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)、極輸送能力、直流線路最大輸送能力等綜合判別。文中所提的故障后控制措施量計(jì)算方法可為未來高壓直流輸電工程提供參考。

文中提出的直流極閉鎖綜合判別方法及控制量計(jì)算方案已應(yīng)用到張北柔直輸電工程穩(wěn)控系統(tǒng)中。經(jīng)廠內(nèi)靜態(tài)測試及RTDS實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，此方案在各種工況下均滿足系統(tǒng)運(yùn)行要求。作為國內(nèi)首個多端環(huán)網(wǎng)架構(gòu)的柔直輸電工程，其配套穩(wěn)定控制系統(tǒng)的直流極閉鎖及控制措施量計(jì)算方案，對今后高壓直流輸電工程安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)的研究、應(yīng)用具有借鑒意義。