大容量特高壓多端混合直流實(shí)際運(yùn)行關(guān)鍵特性分析

謝惠藩，李桂源，徐光虎，鄭煒楠，李鵬，劉洪濤，陳秋鵬

(1. 中國(guó)南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣州510663；2. 南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州510663；3. 深圳供電局有限公司，廣東深圳518000；4. 中國(guó)南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司超高壓輸電公司貴陽(yáng)局，貴陽(yáng)550000)

0 引言

昆柳龍?zhí)馗邏憾喽酥绷魇痉豆こ淌鞘澜缡讉€(gè)特高壓多端混合直流工程，工程額定容量8 000 MW、額定電壓等級(jí)±800 kV，送端昆北站采用常規(guī)直流(line commuter converter, LCC)技術(shù)，受端柳州站和龍門站采用柔性直流(voltage source converter, VSC)技術(shù)[1 - 5]。該工程是當(dāng)前世界上容量最大、電壓等級(jí)最高的特高壓多端混合直流輸電工程，為保障云南清潔水電消納和廣東廣西電力供應(yīng)，支撐國(guó)家西電東送戰(zhàn)略起到了至關(guān)重要的作用。保證工程的安全、持續(xù)穩(wěn)定的運(yùn)行對(duì)整個(gè)南方電網(wǎng)顯得尤為重要。

相比以往直流工程，昆柳龍?zhí)馗邏憾喽酥绷鞑捎昧瞬煌淼膿Q流器，其控制及運(yùn)行特性存在較大差異，需要突破的技術(shù)問題有以下幾個(gè)。

1)特性配合問題。常規(guī)直流電流只能單向流動(dòng)，而柔性直流電流可雙向流動(dòng)，構(gòu)成并聯(lián)型多端直流系統(tǒng)后，控制及運(yùn)行特性需考慮兩者的差異。

2)電壓及功率協(xié)調(diào)控制問題。在并聯(lián)型多端直流系統(tǒng)中，所有換流站都工作在同一直流電壓等級(jí)下，直流電壓協(xié)調(diào)控制是系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵。

3)故障穿越問題。在大規(guī)模、遠(yuǎn)距離、大容量送電的應(yīng)用場(chǎng)合下，要提高各類工況下的不間斷運(yùn)行能力及可靠性，需要設(shè)計(jì)相關(guān)的協(xié)調(diào)控制策略使得混合直流系統(tǒng)在交、直流故障等工況下實(shí)現(xiàn)可靠穿越。

4)第三站投入退出控制問題。在多端直流系統(tǒng)中，為了增加運(yùn)行的靈活性，需設(shè)計(jì)第三站的在線投入退出功能等[6 - 10]。

本文分析了昆柳龍?zhí)馗邏憾喽酥绷鞴こ虒?shí)際運(yùn)行情況，重點(diǎn)對(duì)直流線路故障穿越特性、交流故障穿越特性和第三站在線退站特性等關(guān)鍵運(yùn)行控制性能進(jìn)行了分析，實(shí)際運(yùn)行特性充分驗(yàn)證了該多端特高壓混合直流關(guān)鍵運(yùn)行控制策略的有效性。研究成果可以為混合多端直流工程實(shí)際運(yùn)行提供指導(dǎo)，對(duì)后續(xù)其它多端混合特高壓直流工程控制功能設(shè)計(jì)具有重大指導(dǎo)意義。

1 直流線路故障穿越特性

1.1 直流線路故障特性要求及策略

1.1.1 直流線路故障穿越特性

昆柳龍直流工程設(shè)計(jì)要求在不計(jì)去游離時(shí)間的情況下，從故障開始到該極的輸送功率恢復(fù)到故障前輸送功率的90%所需的時(shí)間不得超過350 ms；在一完整極閉鎖需要增加健全極的功率輸送水平時(shí)，要求增加的輸送功率的90%應(yīng)在故障極閉鎖后的200 ms內(nèi)達(dá)到；故障極恢復(fù)后，直流雙極的輸送功率應(yīng)重新恢復(fù)到故障前的值；若重啟失敗，不計(jì)去游離時(shí)間和直流極線高速并聯(lián)開關(guān)動(dòng)作時(shí)間，從故障開始到該極剩余兩站的輸送功率恢復(fù)到故障前輸送功率的90%所需的時(shí)間不得超過500 ms[11 - 12]。主要性能要求如下。

1)直流線路發(fā)生故障，直流系統(tǒng)能安全、穩(wěn)定穿越，不引起非故障極停運(yùn)，且去游離完成后，能按指標(biāo)要求完成重啟動(dòng)。

2)行波保護(hù)及電壓突變量保護(hù)能正確動(dòng)作，保護(hù)動(dòng)作能按設(shè)計(jì)要求出口。

3)避免直流過壓、過流現(xiàn)象。

4)直流線路故障穿越期間，常規(guī)直流站執(zhí)行移相操作，使常規(guī)直流站進(jìn)入逆變狀態(tài)；柔直站均不閉鎖，能夠根據(jù)直流故障電流，輸出負(fù)壓起滅弧作用，且始終具備無(wú)功控制能力；柔直站子模塊電壓不應(yīng)發(fā)散，過壓過流保護(hù)不應(yīng)動(dòng)作。

5)柳北-龍門線路的首、末端均配置了高速并聯(lián)開關(guān)(high speed switch, HSS)，對(duì)于本極柳北-龍門線路的永久故障，定位故障位于本段線路后，在去游離期間能夠通過跳開本極柳北-龍門線路柳北側(cè)HSS高速并聯(lián)開關(guān)的方式隔離本極故障支線路，本極剩余兩端系統(tǒng)能夠重啟動(dòng)繼續(xù)運(yùn)行。

6)本極昆北-柳北線路發(fā)生永久故障，則本極各站在重啟次數(shù)達(dá)到定值后全停；柳北站匯流母線故障應(yīng)閉鎖三站。

7)線路保護(hù)的動(dòng)作結(jié)果通過線路保護(hù)與極控站間通信通道進(jìn)行傳輸，若線路保護(hù)和極控均出現(xiàn)站間通信故障，直流線路保護(hù)各站按緊急停運(yùn)本站出口。

1.1.2 直流故障穿越策略

直流保護(hù)檢測(cè)到線路故障以后，將信號(hào)傳至極控，極控系統(tǒng)立即強(qiáng)制移相并且經(jīng)過一定的放電時(shí)間后直流系統(tǒng)試圖重啟，盡快恢復(fù)直流系統(tǒng)運(yùn)行。正常情況下若本站的直流保護(hù)已經(jīng)檢測(cè)到直流線路故障，則本站的極控系統(tǒng)不使用對(duì)站送過來的直流線路故障信號(hào)，只有本站未檢測(cè)到故障時(shí)才會(huì)使用對(duì)站的直流線路故障信號(hào)啟動(dòng)本站的直流線路故障恢復(fù)邏輯。為滿足直流故障穿越性能要求和確保故障穿越期間直流運(yùn)行穩(wěn)定，提出如下直流故障穿越策略。

1)滅弧和去游離

檢測(cè)到直流故障后，常規(guī)直流換流站(簡(jiǎn)稱“常規(guī)站”)將觸發(fā)角移相至90 °，使常規(guī)直流進(jìn)入逆變狀態(tài)。與此同時(shí)，兩個(gè)柔性直流換流站(簡(jiǎn)稱“柔直站”)利用全半橋混合多電平功率模塊可以輸出低電壓甚至負(fù)電壓的特點(diǎn)將直流電流控為0。當(dāng)直流電流降至零時(shí)常規(guī)站將觸發(fā)角設(shè)定到限制值164 °。

滅弧過程中出現(xiàn)短時(shí)負(fù)壓，能量通過換流器迅速釋放到交流系統(tǒng)，故障電流迅速下降，達(dá)到滅弧目的。整個(gè)滅弧和去游離過程中，去游離時(shí)間可以在100～500 ms之間選擇，柔直站始終處于解鎖可控狀態(tài)，因此全橋子模塊電容不會(huì)出現(xiàn)一直充電導(dǎo)致電容電壓發(fā)散的現(xiàn)象，同時(shí)柔直站仍具備無(wú)功功率輸出能力，為交流電網(wǎng)提供無(wú)功功率支撐。

2)重啟邏輯

在去游離完成且直流設(shè)備絕緣性能恢復(fù)到正常水平后，定直流電壓站將恢復(fù)至正常控制策略，嘗試建立直流電壓，常規(guī)站解除移相配合建立直流電壓，待觸發(fā)角降至一定值后，直流電流開始恢復(fù)。當(dāng)直流電壓電流都恢復(fù)到故障前值后，直流線路故障重啟完成。

若直流電壓建立失敗，說明直流故障仍然存在。重復(fù)滅弧去游離，然后再全壓重啟，并適當(dāng)增加去游離時(shí)間，同時(shí)計(jì)算重啟次數(shù)。若重啟次數(shù)達(dá)到運(yùn)行人員設(shè)定值時(shí)，系統(tǒng)則嘗試降壓重啟。若故障依然存在，各站對(duì)應(yīng)故障極則將啟動(dòng)閉鎖順序。

昆柳龍直流工程中對(duì)于昆柳線路的永久故障，定位故障位于本段線路后采用在去游離期間跳開本極該線路兩側(cè)HSS高速并聯(lián)開關(guān)/直流斷路器的方式切除本極故障支線路，本極剩余兩端系統(tǒng)重啟后繼續(xù)運(yùn)行。若HSS高速并聯(lián)開關(guān)失靈無(wú)法將故障隔離時(shí)，極控系統(tǒng)發(fā)三站閉鎖指令。直流故障穿越策略如圖1所示。

圖1 直流故障穿越策略Fig.1 DC fault-ride-through strategy

1.2 現(xiàn)場(chǎng)典型直流故障恢復(fù)特性分析

現(xiàn)場(chǎng)開展昆北站送柳州站、龍門站三端運(yùn)行方式下滿功率8 000 MW直流線路試驗(yàn)，故障位置如圖2所示，試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。試驗(yàn)過程中直流一次、二次設(shè)備未見異常，直流控制特性響應(yīng)正確，直流短路試驗(yàn)期間電網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定。

圖2 直流線路故障點(diǎn)位置Fig.2 DC line fault point location

表1 現(xiàn)場(chǎng)直流線路故障功率恢復(fù)時(shí)間試驗(yàn)結(jié)果Tab.1 Test results of DC line fault power recovery timems

由表1現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果可見，滿功率情況下直流線路故障后直流系統(tǒng)均能正常穩(wěn)定恢復(fù)，直流各項(xiàng)恢復(fù)性能指標(biāo)滿足設(shè)計(jì)和運(yùn)行需求。下面重點(diǎn)以故障點(diǎn)1直流線路故障為實(shí)例，分析其直流恢復(fù)特性。

圖3為現(xiàn)場(chǎng)昆北站極1直流線路故障及重啟過程中直流電流、直流電壓、整流側(cè)觸發(fā)角和直流功率波形，其中紅色標(biāo)注線為直流線路故障發(fā)生時(shí)刻，綠色標(biāo)注線為直流功率恢復(fù)至90%功率水平時(shí)刻。由現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際錄波可見：昆北側(cè)極1直流線路發(fā)生金屬性短路接地故障后，昆北站和柳州站極1直流線路電壓突變量保護(hù)27DUDT和直流線路行波保護(hù)WFPDL正確動(dòng)作，保護(hù)發(fā)出線路重啟命令，直流故障重啟過程中，昆北極1快速移相降低直流電流，龍門和柳州極1將直流電壓控為0，極1功率傳輸中斷。經(jīng)過400 ms去游離過程后，極1直流系統(tǒng)重啟，直流電壓、直流電流平穩(wěn)恢復(fù)，直流功率在515 ms內(nèi)恢復(fù)到故障前90%，整個(gè)過程無(wú)過流、無(wú)過壓情況發(fā)生，直流功率恢復(fù)特性滿足“不計(jì)去游離時(shí)間，從故障開始到該極的輸送功率恢復(fù)到故障前輸送功率的90%所需的時(shí)間不得超過350 ms”技術(shù)規(guī)范要求，也滿足“從故障開始至直流功率恢復(fù)至90%功率水平的時(shí)間不大于650 ms”穩(wěn)控配合需求。

圖3 昆北極1錄波波形Fig.3 Recording waveform of Kunbei pole 1

2 交流故障穿越特性

2.1 交流故障特性要求及策略

1)交流故障特性要求

昆柳龍直流工程設(shè)計(jì)要求各站交流系統(tǒng)故障，直流輸電系統(tǒng)均能安全、穩(wěn)定穿越，且輸送功率從故障切除瞬間起應(yīng)在120 ms內(nèi)恢復(fù)到故障前的90%，恢復(fù)期間不允許出現(xiàn)直流電流和直流電壓的持續(xù)振蕩。其具體特性要求如下。

(1)對(duì)于各站交流系統(tǒng)的各種故障，直流系統(tǒng)均能安全、穩(wěn)定穿越，直流保護(hù)在交流故障期間不應(yīng)動(dòng)作跳閘；

(2)交流故障期間要避免直流過壓、過流現(xiàn)象；

(3)柔性直流站故障期間，柔直站能為交流系統(tǒng)提供充足無(wú)功支撐，無(wú)功出力特性需滿足設(shè)計(jì)要求。

2)交流故障穿越策略

交流故障穿越需要各站相互協(xié)調(diào)配合。昆柳龍混合多端直流工程中，常規(guī)直流站發(fā)生交流故障，可能造成直流電壓下降、直流功率下降等問題；而柔直站發(fā)生交流故障，可能造成直流電壓升高，以及另一柔性直流站過流等問題；柔直側(cè)交流電壓跌落會(huì)導(dǎo)致直流側(cè)功率無(wú)法送出，此時(shí)直流側(cè)會(huì)持續(xù)給子模塊電容充電，使得直流電壓上升，常規(guī)直流站觸發(fā)角迅速減小，當(dāng)達(dá)到最小觸發(fā)角限值時(shí)，將喪失調(diào)節(jié)直流電壓的能力，常規(guī)直流站若不及時(shí)采取恰當(dāng)?shù)目刂拼胧?，直流電壓將迅速升高。另一柔直站若控制策略及時(shí)序配合不恰當(dāng)，則可能會(huì)出現(xiàn)過流，對(duì)換流閥沖擊較大。由于柔性直流與常規(guī)直流的控制特性完全不一樣，由這兩者構(gòu)成的混合直流輸電系統(tǒng)其協(xié)調(diào)控制難度較大，因此需要合理設(shè)計(jì)相應(yīng)穿越控制策略[13 - 15]。為滿足交流故障穿越性能要求和確保故障穿越期間直流運(yùn)行穩(wěn)定，提出交流故障穿越策略如下。

(1)整流站交流故障

整流站交流故障初始階段，整流站仍處于定電流控制，通過電流控制器不斷減小觸發(fā)角來補(bǔ)償功率下降。當(dāng)直流電流嚴(yán)重下降時(shí)，逆變站會(huì)適當(dāng)降低直流電壓，以保證功率的傳輸。故障清除后，為防止整流站交流故障恢復(fù)瞬間直流過壓，整流站配置有交流故障控制器，在整流站交流故障期間限制觸發(fā)角最小值。

(2)逆變站交流故障

當(dāng)受端交流系統(tǒng)發(fā)生交流故障時(shí)，交流電壓下降，受端閥組的功率輸送能力等比例下降，在大功率情況下無(wú)法將送端所有的功率輸送到交流系統(tǒng)可能造成直流電壓升高，以及受端換流站過流等問題。

針對(duì)直流電壓升高問題，整流站配置直流電壓控制器。當(dāng)常規(guī)直流換流站檢測(cè)到直流電壓偏差后，切換到直流電壓控制，盡可能增大整流站的觸發(fā)角，以限制整流站直流功率的注入，同時(shí)整流站還配置了過壓控制環(huán)節(jié)防止直流電壓進(jìn)一步升高。故障清除后，各站恢復(fù)到故障前的控制策略。

針對(duì)柔直站過流問題，逆變站通過設(shè)置限流環(huán)節(jié)、采用正負(fù)序電流控制手段以及暫時(shí)性閉鎖策略。

與常規(guī)直流站相比，柔直在故障期間及故障恢復(fù)期間可以向交流電網(wǎng)提供動(dòng)態(tài)無(wú)功支撐，其無(wú)功支撐大小取決于無(wú)功電流。

此外，針對(duì)極端工況，本工程設(shè)計(jì)了直流電壓裕度控制和快速移相功能相配合的送端常規(guī)直流控制方法，防止了受端嚴(yán)重交流系統(tǒng)故障，直流功率大量盈余導(dǎo)致柔性直流閥過壓跳閘，提高了系統(tǒng)的可靠性，實(shí)現(xiàn)了交流故障下的全穿越。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)典型交流故障恢復(fù)特性分析

現(xiàn)場(chǎng)開展昆北站送柳州站、龍門站三端運(yùn)行方式下滿功率8 000 MW交流線路試驗(yàn)，以龍門站交流側(cè)短路故障為實(shí)例分析多端直流的交流故障穿越特性。

龍門站交流側(cè)門水甲線制造人工金屬性單相短路，故障持續(xù)40 ms，A相電壓最低跌落至0.45 p.u.，龍門站正確檢測(cè)到交流低電壓，故障期間龍門站進(jìn)入低穿控制模式。圖4為現(xiàn)場(chǎng)龍門站交流側(cè)短路故障期間故障穿越及直流系統(tǒng)恢復(fù)過程中直流電壓、直流電流、無(wú)功功率和有功功率波形。由圖4可見：交流故障后，龍門極1輸出最大無(wú)功功率為602 Mvar，整個(gè)交流故障穿越過程中龍門極1無(wú)暫時(shí)性閉鎖，無(wú)直流保護(hù)動(dòng)作。故障期間，極1直流功率從2 412 MW跌至最低2 286 MW，未跌至90%初始功率以下，恢復(fù)期間未出現(xiàn)直流電壓和直流的持續(xù)振蕩，滿足“直流輸電系統(tǒng)的輸送功率從故障切除瞬間起應(yīng)在120 ms內(nèi)恢復(fù)到故障前的90%，恢復(fù)期間不允許出現(xiàn)直流電流和直流電壓的持續(xù)振蕩”的技術(shù)規(guī)范要求，柔性直流的交流故障穿越特性良好。

圖4 龍門站極1交流故障穿越錄波Fig.4 Wave recording of AC fault-ride-through in Longmen pole 1

3 第三站在線退出特性

3.1 第三站在線退出策略

昆柳龍多端混合直流工程中為增加多端運(yùn)行方式的靈活性，柳北換流站和龍門換流站均設(shè)計(jì)了換流站在線投退功能，換流站在線投退操作由HSS完成。第三站投入時(shí)，HSS在合閘前需先解鎖第三站并控制HSS兩端電壓相近；第三站退出時(shí)，應(yīng)滿足HSS分?jǐn)嚯娏饕?，并在HSS斷開后迅速完成其他兩站重啟動(dòng)。為滿足第三站退站特性要求和滿足退站過程中總體損失功率最小，提出第三站在線投退功能，主要策略如下[16 - 18]。

1)柔直站保護(hù)動(dòng)作閉鎖后，跳交流開關(guān)。柔直站某極退出，功率優(yōu)先轉(zhuǎn)移至該站對(duì)極，剩余功率再轉(zhuǎn)移至另一柔直站雙極；

2)昆北站移相、另一柔直站降壓閉鎖；

3)檢測(cè)到HSS電流滿足IDLH<15 A并經(jīng)一定延時(shí)后分相應(yīng)HSS開關(guān)；

4)待退出的柔直站檢測(cè)到HSS分位后，將HSS的分位信號(hào)發(fā)送給另一柔直站和昆北站，剩余兩站自動(dòng)重啟恢復(fù)成兩端運(yùn)行。

3.2 現(xiàn)場(chǎng)典型退站特性分析

現(xiàn)場(chǎng)開展昆柳龍三端四閥組運(yùn)行方式下大負(fù)荷第三站在線退站(退出單極)試驗(yàn)，通過模擬保護(hù)動(dòng)作閉鎖退極實(shí)現(xiàn)，其在線退站示意圖如圖5所示，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

圖5 第三站退站示意圖Fig.5 Sketch diagram of the third station exiting operation

表2 現(xiàn)場(chǎng)在線退站功率恢復(fù)時(shí)間試驗(yàn)結(jié)果Tab.2 Test results of power recovery time of online exiting station in field

下面以柳州站極2在線退站為典型實(shí)例開展特性分析[19 - 20]。

1)功率轉(zhuǎn)移特性分析

柳州極2閉鎖后，按照控制邏輯，該站極2功率應(yīng)優(yōu)先轉(zhuǎn)移至柳州極1，由于柳州極1初始狀態(tài)已運(yùn)行于滿功率狀態(tài)且柔直不具備過負(fù)荷能力，所以柳州極1功率仍保持1 500 MW穩(wěn)定運(yùn)行(如圖6所示)，控制特性和控制邏輯正確。

圖6 柳州極1功率轉(zhuǎn)移特性Fig.6 Power transfer characteristics of Liuzhou pole 1

柳州站極2閉鎖后，極2損失的功率轉(zhuǎn)移至龍門站雙極，龍門站雙極的功率由初始3 500 MW提升功率至5 000 MW，即龍門站極1功率由1 750 MW提升至2 500 MW(如圖7所示)，即初始功率1 750 MW+轉(zhuǎn)移功率750 MW，控制特性和控制邏輯正確。

圖7 龍門極1功率轉(zhuǎn)移特性Fig.7 Power transfer characteristics of Longmen pole 1

柳州極2閉鎖后，由于損失功率全部轉(zhuǎn)移至龍門雙極，即一個(gè)受端損失的功率全部轉(zhuǎn)移至另外一個(gè)受端站，因此送端昆北雙極功率仍保持6 500 MW，此時(shí)昆北極1功率由3 250 MW升至4 000 MW(如圖8所示)，即此時(shí)昆北極1功率4 000 MW=柳州極1功率1 500 MW+龍門極1功率2 500 MW，控制特性和控制邏輯正確，功率轉(zhuǎn)移特性符合設(shè)計(jì)。

2)極2退站特性分析

柳州極2閉鎖后，極2將由“昆北—柳州—龍門”三端模式變成“昆北—龍門”兩端模式運(yùn)行。柳州極2退出時(shí)序如圖9所示，極2恢復(fù)特性錄波如圖10所示。

圖9 柳州站極2退出時(shí)序圖Fig.9 Exit sequence diagram of Liuzhou station pole 2

圖10 柳州站極2閉鎖后極2昆龍兩端恢復(fù)特性Fig.10 Recovery characteristics of Kun-Long both ends in pole 2 after Liuzhou station pole 2 after blocked

圖10中左側(cè)粗實(shí)線標(biāo)注線為故障退站發(fā)生時(shí)刻，右側(cè)粗虛線標(biāo)注線為直流功率恢復(fù)至90%功率水平時(shí)刻。由時(shí)序圖和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際錄波可見：極2閉鎖后，為滿足HSS開關(guān)分閘條件(電流小于15 A)，昆北移相增大觸發(fā)角，采取暫時(shí)性移相閉鎖將極2電流降至0 A。HSS分閘(柳州站內(nèi)極2的HSS)將柳州極2退出后，昆北和龍門極2重啟恢復(fù)成兩端運(yùn)行，此時(shí)昆北極2功率變?yōu)? 500 MW，柳州極2閉鎖退出后，極2昆龍兩端在340 ms內(nèi)將率提升至90%目標(biāo)值，滿足“從第三站故障退出開始至另外兩站恢復(fù)至90%功率水平的時(shí)間在600 ms內(nèi)”的穩(wěn)控配合要求，控制特性和控制邏輯正確，直流恢復(fù)特性符合設(shè)計(jì)要求[21 - 23]。

4 結(jié)論

昆柳龍?zhí)馗邏憾喽酥绷魇痉豆こ淌鞘澜缡讉€(gè)特高壓多端混合直流工程，論文分析該直流工程實(shí)際運(yùn)行情況，重點(diǎn)對(duì)直流線路故障穿越特性、交流故障穿越特性和第三站在線退站特性等關(guān)鍵運(yùn)行控制性能進(jìn)行分析，得出主要結(jié)論如下[24 - 25]。

直流線路故障保護(hù)正確動(dòng)作，直流系統(tǒng)重啟過程中直流電壓、直流電流平穩(wěn)恢復(fù)，整個(gè)過程無(wú)過流、無(wú)過壓情況發(fā)生，直流功率恢復(fù)特性滿足技術(shù)規(guī)范和穩(wěn)控配合需求。

交流線路故障穿越過程中，柔直站能按照要求輸出充足無(wú)功功率，穿越過程無(wú)暫時(shí)性閉鎖，無(wú)直流保護(hù)動(dòng)作，恢復(fù)期間未出現(xiàn)直流電壓和直流的持續(xù)振蕩，交流故障穿越特性良好。

第三站在線退站過程中，直流功率轉(zhuǎn)移特性正確，另外兩站功率恢復(fù)特性滿足技術(shù)規(guī)范和穩(wěn)控配合需求。

實(shí)際運(yùn)行特性充分驗(yàn)證了昆柳龍多端特高壓混合直流關(guān)鍵運(yùn)行控制策略的有效性，有效保證多端特高壓混合直流工程在各種故障情況下安全穩(wěn)定運(yùn)行。研究成果為混合多端直流工程實(shí)際運(yùn)行提供指導(dǎo)，對(duì)后續(xù)其他多端混合特高壓直流工程控制功能設(shè)計(jì)具有重大指導(dǎo)意義。