多端常規(guī)直流第三站在線投入與退出策略

郭鑄，劉濤，黃偉煌，曹潤彬，趙曉斌，許樹楷，李巖

(直流輸電技術(shù)國家重點實驗室(南方電網(wǎng)科學研究院)，廣州510663)

0 引言

多端直流輸電系統(tǒng)是指含有多個整流站或多個逆變站的直流輸電系統(tǒng)[1 - 4]，其最顯著的特點在于能實現(xiàn)多電源供電、多落點受電[5 - 8]，提供一種運行方式靈活、較為經(jīng)濟的輸電方式[9 - 12]。第三站在線投入與退出是指在多端直流系統(tǒng)不停電的情況下，因檢修工作需求靈活地退出第三端換流站，或者檢修結(jié)束后投入第三端換流站，該功能是多端直流運行方式靈活轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵策略，大大提高了多端直流系統(tǒng)的運行靈活性。

第三站在線投入與退出策略(以下簡稱第三站投退策略)的研究主要與高速并列開關(guān)HSS(High speed switch)的直流電流開斷能力以及投退暫態(tài)過程中在運兩端直流電壓、電流以及功率的波動大小有關(guān)。目前國內(nèi)尚無多端常規(guī)直流工程，已建的多端柔直工程中，南澳三端柔性直流工程、舟山多端柔直[13 - 17]以及張北四端柔性直流工程采用直流斷路器實現(xiàn)第三站的接入與隔離[18 - 21]，主要基于第三站故障退出過程中，柔直閥子模塊采用半橋拓撲無法自身控制故障電流，需使用具備較大直流電流分斷能力的直流斷路器。烏東德特高壓多端混合直流中因柔直閥子模塊采取全橋半橋串聯(lián)結(jié)構(gòu)，具備故障電流自清除能力，也采取高速并列開關(guān)實現(xiàn)第三站投退[22 - 23]。國外多端工程中，印度NEA800三端常規(guī)直流工程也采取高速并列開關(guān)HSS進行第三站投退。

多端常規(guī)直流因其采用晶閘管換相，其第三站在線投退過程與多端柔性直流工程以及多端混合直流存在一定的差別。本文針對多端常規(guī)直流輸電系統(tǒng)，從開關(guān)性能、設備沖擊、交流系統(tǒng)功率損失等角度，對國內(nèi)首個多端常規(guī)直流的第三站在線投退策略進行了研究。結(jié)合工程實際情況，提出了一種第三站在線投退策略，最后工程現(xiàn)場試驗結(jié)果驗證了所提策略的可行性。

1 多端常規(guī)直流輸電系統(tǒng)

本文所研究的多端常規(guī)直流是國內(nèi)首個三端±500 kV常規(guī)直流工程-云貴互聯(lián)工程，該工程在對原有±500 kV、3 000 MW高肇兩端直流輸電工程的二次設備進行改造的基礎上，在云南新建±500 kV、3 000 MW祿勸換流站以及直流線路，接入高坡?lián)Q流站的匯流母線區(qū)，形成三端雙極常規(guī)直流輸電系統(tǒng)。高坡站配置有極性轉(zhuǎn)換開關(guān)組，可實現(xiàn)祿勸高坡送肇慶二送一模式以及祿勸送高坡肇慶一送二模式，主回路接線示意如圖1所示。

圖1 云貴互聯(lián)工程主接線示意圖Fig.1 Sketch diagram of main wiring of Yunnan Guizhou interconnection project

祿勸至高坡?lián)Q流站的直流輸電線路為線路1，長達380 km。高坡至肇慶站的直流輸電線路為線路2，長達880 km?？紤]到常規(guī)直流移相可以降低故障電流，工程在匯流母線處配置高速并列開關(guān)HSS用于第三站在線投退，匯流母線至各個換流站出線均配置了HSS。HSS首次采用國產(chǎn)化設備，分合閘過程快速，分閘時間為30 ms，合閘時間為100 ms，分斷直流電流能力只有20 A。

云貴互聯(lián)工程與國內(nèi)外主要的已投運多端常規(guī)直流工程相關(guān)參數(shù)對比如表1所示。

表1 國內(nèi)外多端直流輸電工程參數(shù)對比Tab.1 Parameters comparison of multi-terminal LCC-HVDC projects at home and abroad

當前多端常規(guī)直流工程中只有印度NEA800三端直流輸電工程具備第三站在線投退功能，其采用HSS方式實現(xiàn)第三站投退，但印度NEA800工程的兩個逆變換流閥在一個換流站內(nèi)采取并列結(jié)構(gòu)，而云貴互聯(lián)工程首次存在逆變站帶880 km長線路的第三站投退的工況。對于多端常規(guī)直流，因逆變站空載加壓過程無法建立起正向電壓，無法采用先空載加壓降低HSS兩端壓差的方式實現(xiàn)第三站投入，且存在長線路，合閘過程線路末端電壓升高以及線路的分布電流會導致第三站投退策略與以往工程有較大差別。

2 第三站在線投入策略研究

云貴互聯(lián)工程中，在二送一模式下，兩個送端需要實現(xiàn)在線投入，分別為祿勸站帶線路1投入和高坡站不帶線路投入；一送二模式下，兩個受端需要實現(xiàn)在線投入，分別為高坡站不帶線路投入和肇慶站帶線路2投入。

對于送端換流站在線投入，可以采取送端空載加壓方式建立直流電壓到500 kV，從而使HSS兩端電壓差很小，HSS合閘過程對設備和系統(tǒng)沖擊小，印度NEA800工程采取該方式。

對于受端換流站，由于常規(guī)直流晶閘管的電流單向?qū)ㄐ裕淇蛰d加壓過程為負壓，采取空載加壓方式反而會增加HSS兩端的電壓差，對設備和系統(tǒng)的沖擊大。為此有兩種策略，一種是帶著500 kV壓差直接合HSS接入待投入換流站，另一種是在運換流站移相降壓后合HSS接入待投入換流站。下面從HSS過應力、直流設備沖擊、系統(tǒng)影響角度分析兩種策略的優(yōu)缺點。

2.1 直接合HSS

若采取直接合HSS的方式接入第三站，對系統(tǒng)沖擊最大的工況為一送二模式下，肇慶站帶線路2投入，此時存在祿勸高坡兩端運行空合長距離高壓直流輸電線路的過程，如圖2所示。

圖2 肇慶站帶線路2在線投入過程Fig.2 Online entry process of Zhaoqing converter station with line 2

圖3為祿高兩端運行時，空合線路2過程中肇慶站和高坡站直流電壓電流EMTDC仿真波形。HSS合閘前，其兩端電壓差為500 kV，合閘時會在直流線路2的末端產(chǎn)生過壓，線路末端肇慶站直流電壓為720 kV，肇慶站線路出口的避雷器會動作。且合閘過程中，運行兩端會經(jīng)過直流線路、肇慶站直流濾波器以及肇慶站接地極線路形成電流回路，沖擊電流有0.23 kA。另外，帶500 kV電壓差合HSS過程對于在運的祿勸和高坡站類似于高阻接地，高坡站直流電壓跌落至300 kV，整個電壓電流波動持續(xù)100 ms左右。印度NEA800工程由于不帶長線路，其逆變站一個換流閥接入可以采取該方式，優(yōu)勢在于可以避免系統(tǒng)功率短時損失。

圖3 空合線路2仿真波形(祿高兩端運行)Fig.3 Simulation waveforms of connecting to line 2 directly (two operating terminals in Luquan-Gaopo line)

2.2 在運換流站移相降壓合HSS

若采取在運換流站移相降壓后合HSS的方式接入第三站，為便于對比，以一送二模式下，肇慶站帶線路2投入為例。圖4為祿高兩端運行時，祿勸和肇慶移相后合線路2過程中肇慶站和高坡站直流電壓電流仿真波形。

圖4 在運站移相合線路2仿真波形(祿高兩端運行)Fig.4 Simulation waveforms of switching on line 2 by shifting phase of the converter station in operation (two operating terminalsin Lugao-Gaopo line)

HSS合閘前，祿勸和高坡經(jīng)移相降壓，直流電壓已經(jīng)降低至7 kV，開關(guān)兩端壓差很小，而且整個系統(tǒng)處于移相狀態(tài)，沒有能量饋入。HSS合閘后，線路末端肇慶站電壓基本沒有變化，避雷器不會動作。200 ms后，祿勸和高坡移相重啟，整個系統(tǒng)電壓升至500 kV。采取該策略可以降低開關(guān)操作過應力，但帶來的問題是在運的祿勸和高坡會短時損失功率。

3 第三站在線退出策略研究

云貴互聯(lián)工程中，在二送一模式下，兩個送端需要實現(xiàn)在線退出，分別為祿勸站帶線路1退出和高坡站不帶線路退出；一送二模式下，兩個受端需要實現(xiàn)在線退出，分別為高坡站不帶線路退出和肇慶站帶線路2退出。

常規(guī)直流最小可持續(xù)運行電流為0.1 p.u.，當需要退出的第三端換流站移相閉鎖后，整個換流閥呈高阻截止狀態(tài)，但HSS需要切除的長距離直流線路2的運行電壓為500 kV，且HSS分斷直流電流能力很小，需考察第三站閉鎖后流過HSS電流的大小。根據(jù)閉鎖后流過HSS電流大小以及HSS分斷電流的能力，也有兩種策略，一種是第三端退出換流站閉鎖后，直接分HSS；另一種是第三端退出換流站閉鎖，在運站移相后分HSS，在運站重啟。

3.1 換流站閉鎖后直接分HSS

若采取換流站閉鎖后直接分HSS的方式，對開關(guān)設備壓力較大的工況為以一送二模式下，肇慶站在線退出，此時存在HSS在系統(tǒng)運行電壓為500 kV的情況下斷開隔離線路2的過程，如圖5所示。

圖5 肇慶站帶線路2在線退出過程Fig.5 Online exit process of Zhaoqing converter station with line 2

圖6為肇慶站閉鎖后，待功率轉(zhuǎn)移穩(wěn)定后流過HSS的電流，存在一個穩(wěn)定的5 A直流電流并疊加3 A的交流分量，沒有電流過零點，該電流為線路的對地電導和電容產(chǎn)生的。

圖6 肇慶站閉鎖后HSS電流仿真波形Fig.6 Simulation waves of HSS current of Zhaoqing converter station after blocked

若在肇慶站閉鎖后且HSS分閘前，直流系統(tǒng)又發(fā)生故障等暫態(tài)過程，流過HSS的電流將發(fā)生變化?？紤]4種暫態(tài)過程：線路1經(jīng)高阻接地故障、線路2經(jīng)高阻接地故障、祿勸站整流側(cè)交流系統(tǒng)高阻接地故障、高坡站逆變側(cè)交流系統(tǒng)高阻接地故障，波形如圖7所示。線路1、整流側(cè)交流系統(tǒng)以及逆變站交流系統(tǒng)發(fā)生故障時，流過HSS的電流存在過零點，不影響HSS分閘過程。線路2發(fā)生高阻故障時，存在一個穩(wěn)定的直流分量，該工況下祿勸和高坡的線路保護不一定能動作，會導致HSS分閘失敗進行重合閘操作，HSS將受到一次分閘失敗的沖擊。

圖7 4種暫態(tài)過程中HSS電流仿真波形Fig.7 Simulation waves of HSS current in four transient conditions

3.2 在運換流站移相后分HSS

若采取在運換流站移相的方式分HSS，以一送二模式，肇慶站退出為例，仿真波形如圖8所示。祿勸和高坡?lián)Q流站移相后，直流電流波動并存在過零點，200 ms后，HSS斷開，祿勸和高坡?lián)Q流站重啟建立功率。采取該策略的優(yōu)勢在于整個系統(tǒng)處于移相過程，沒有能量饋入，為HSS分閘創(chuàng)造了良好的分閘條件，但會導致在運行換流站短路損失功率。

圖8 在運換流站移相分HSS電流仿真波形Fig.8 Simulaton waves of HSS currents of the converter stations in operation

4 現(xiàn)場驗證

本文所提的在運換流站移相降壓合HSS的方式實現(xiàn)第三站在線投入，在運換流站移相后分HSS的方式實現(xiàn)第三站在線退出策略，已成功應用到云貴互聯(lián)工程中。該策略為HSS的分合閘創(chuàng)造了良好的條件，降低了HSS的性能要求，工程首次采用了國產(chǎn)化HSS設備，降低了設備的造價與運維成本。且降低了分合閘過程對一次設備的的操作過應力。由于開關(guān)分合閘時間快速，整個投退過程中在運換流站移相導致的功率損失時間較短，對交流系統(tǒng)的影響在可接受范圍內(nèi)。云貴互聯(lián)工程現(xiàn)場在三端直流一送二模式和二送一模式下分別開展了第三站在線投入與退出試驗，對本文所提策略進行了驗證。

4.1 一送二模式現(xiàn)場試驗驗證

圖9為一送二模式肇慶站極1帶線路2在線投入現(xiàn)場試驗波形。肇慶極1在線投入前，祿勸雙極運行，功率600 MW；高坡雙極運行，功率為300 MW；肇慶站僅極2運行，功率為300 MW。t1為祿勸和高坡站極1開始移相時刻；t2為HSS合位信號產(chǎn)生時刻，祿勸和高坡站開始重啟；t3為高坡和肇慶功率恢復至移相前90%的時刻；t4為投入的肇慶站極1延時解鎖建立起電流的時刻。從祿勸站開始移相到功率恢復到移相前90%的時間為320 ms。HSS合閘期間，祿勸站最高電壓為57 kV，對設備沖擊很小。

圖9 肇慶站帶線路2在線投入現(xiàn)場試驗波形Fig.9 Waveforms of online entry field test of Zhaoqing converter with line 2

圖10為一送二模式肇慶站極1帶線路2在線退出現(xiàn)場試驗波形。

圖10 肇慶站帶線路2在線退出現(xiàn)場試驗波形Fig.10 Waveforms of online exit field test of Zhaoqing converter station with line 2

肇慶極1在線退出前，祿勸站雙極運行，功率為600 MW；高坡站雙極運行，功率為300 MW，肇慶站雙極運行，功率為300 MW。從祿勸和高坡開始移相到功率恢復到移相前90%的時間為325 ms。HSS分閘期間，流過HSS的電流下降到0 A，并存在過零波動，HSS分閘條件良好。

4.2 二送一模式現(xiàn)場試驗驗證

圖11為二送一模式祿勸站帶線路1在線投入波形。

圖11 祿勸站帶線路1在線投入現(xiàn)場試驗波形Fig.11 Waveforms of online entry field test of Luquan converter station with line 1

投入前，高肇兩端大地回線運行，功率為300 MW。從高坡開始移相到功率恢復到移相前90%的時間為324 ms。HSS合閘期間，祿勸站最高電壓為32 kV，對設備基本沒有沖擊。投入過程中，祿勸站最大電流為0.7 kA，高坡站最大電流0.9 kA，遠小于換流閥過流定值10.5 kA。

圖12為二送一模式祿勸站帶線路1在線退出波形。

圖12 祿勸站帶線路1在線退出現(xiàn)場試驗波形Fig.12 Waveforms of online exit field test of Luquan converter station with line 1

退出前，祿高肇三端大地回線運行，功率分別為150、300、 450 MW。從高坡開始移相到功率恢復到移相前90%的時間為340 ms。HSS分閘期間，流過HSS的電流下降到0 A，并存在過零波動。對于高坡站直流電流，在t1時刻存在最大值為1 kA的電流峰值，主要是因為祿勸站與高坡站存在站間通訊延時，在祿勸站下達第三站在線退出命令后，祿勸站比高坡站早移相14 ms左右,祿勸站移相導致直流電壓降低，從而導致高坡站電流先增加后降低。

5 結(jié)語

本文對多端常規(guī)直流輸電系統(tǒng)第三站在線投退策略進行了研究，從高速并列開關(guān)性能、設備沖擊、交流系統(tǒng)功率損失等角度對比分析了不同策略的優(yōu)缺點。

結(jié)合國內(nèi)首個三端常規(guī)直流-云貴互聯(lián)工程特點，首次提出了一種在運換流站移相的第三站在線投入與退出策略，可以降低設備操作過應力，降低對高速并列開關(guān)的性能要求。

基于國產(chǎn)化HSS，工程現(xiàn)場開展的試驗結(jié)果驗證了策略的可行性，該策略的成功應用，提高了多端直流運行的靈活性，可以供后續(xù)多端直流工程設計參考。