基于直流高速開關(guān)的換流站在線投退策略

黃如海，邱德鋒，魯 江，董云龍，甘宗躍

（1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2. 中國南方電網(wǎng)有限責任公司超高壓輸電公司，廣東 廣州 510663）

0 引言

近年來，直流輸電技術(shù)以其線損小、輸送距離遠、輸送容量大、無需同步運行、可以快速調(diào)節(jié)功率等巨大優(yōu)勢，在跨區(qū)域送電、各大電網(wǎng)互聯(lián)、分布式能源接入、孤島供電和大城市供電等領(lǐng)域得到了廣泛的應(yīng)用［1-2］，國內(nèi)電網(wǎng)逐漸呈現(xiàn)出“強直弱交”的特性［3］。當需要多個電源區(qū)域向多個負荷中心供電時，使用多端直流輸電相比兩端點對點直流輸電更加經(jīng)濟和靈活?；陔妷涸磽Q流器（VSC）的柔性直流輸電（VSC-HVDC）系統(tǒng)相比基于電網(wǎng)換相型換流器的高壓直流輸電（LCC-HVDC）系統(tǒng)，具有潮流翻轉(zhuǎn)時電壓極性不變、不存在逆變側(cè)換相失敗問題等優(yōu)點［4-6］，更適用于構(gòu)建多端直流系統(tǒng)。隨著VSC-HVDC 技術(shù)及相應(yīng)的電力電子器件技術(shù)不斷成熟，遠距離大容量輸電的特高壓直流系統(tǒng)采用VSC-HVDC 或結(jié)合了VSC-HVDC、LCC-HVDC 技術(shù)的混合直流輸電（hybrid HVDC）技術(shù)［7-8］來組建多端直流系統(tǒng)成為了熱門研究方向。

多端直流系統(tǒng)的靈活性主要體現(xiàn)在系統(tǒng)運行方式較多，而換流站具備在線投退功能是不同運行方式間相互轉(zhuǎn)換的最佳方案。為了應(yīng)對直流線路故障，針對VSC的多端直流系統(tǒng)，國內(nèi)外學者開展了關(guān)于直流斷路器、具有故障自清除能力子模塊和增加輔助電路的相關(guān)研究［9-11］，換流站的在線投退策略也應(yīng)結(jié)合具體的拓撲方案一并進行研究。直流斷路器依靠其強大的直流電流分斷能力，可以高速隔離故障再重啟動或永久隔離故障，實現(xiàn)方式最為簡單，但直流斷路器結(jié)構(gòu)復(fù)雜、價格高昂；含阻尼模塊的換流閥可以顯著降低流過的故障電流，再由配置的直流分斷能力較弱的開關(guān)設(shè)備（如小電流直流斷路器或諧振開關(guān)）來隔離故障再重啟動或永久隔離故障，實現(xiàn)方式較為簡單，但對阻尼模塊和開關(guān)設(shè)備的要求較高且價格較高；具有故障自清除能力的子模塊（如全橋模塊）可以通過控制實現(xiàn)向故障點流入“零”電流，待直流線路去游離后再重啟動或由配置的弱直流分斷能力開關(guān)設(shè)備永久隔離故障，增加的設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、價格相對低廉（需要合理配置故障自清除子模塊的數(shù)量），但實現(xiàn)方式最為復(fù)雜、對控制系統(tǒng)要求高。國內(nèi)已投運的南澳三端柔性直流工程和張北柔性直流電網(wǎng)工程均采用了直流斷路器配合半橋模塊換流閥的方案［12-13］，舟山五端柔性直流工程采用了直流斷路器或直流諧振開關(guān)配合阻尼／半橋混合模塊換流閥的方案［14-15］。隨著直流電壓等級向特高壓發(fā)展，直流斷路器的成本和體積急劇增大，諧振開關(guān)的制造難度也顯著升高。采用故障自清除換流閥并在直流線路上配置由高壓交流開關(guān)改造成的直流高速開關(guān)（HSS），是現(xiàn)有技術(shù)水平下特高壓應(yīng)用場合的較佳選擇。烏東德特高壓三端混合直流工程（以下簡稱昆柳龍工程）即選擇了HSS配合全／半橋混合模塊換流閥的硬件方案［16-17］。

目前，基于直流斷路器的VSC 換流站在線投退策略已有相關(guān)研究［15］，全部采用電網(wǎng)換相換流器（LCC）換流閥的換流站在線投退策略也有文獻提及［18］，而基于HSS 的VSC 換流站投退策略尚未見報道。本文從HSS 的電氣特性出發(fā)，結(jié)合全／半橋混合模塊換流閥的能力，分析HSS電路的配置原則，解決多端直流中存在的多VSC 換流站充電投入問題，并研究換流站在線投退控制策略；從設(shè)備安全和直流系統(tǒng)穩(wěn)定運行角度，研究HSS 的保護策略和動作結(jié)果。最后將研究結(jié)果應(yīng)用于昆柳龍工程中，并在實時數(shù)字仿真系統(tǒng)（RTDS）上驗證所提換流站在線投退策略和多VSC換流站充電投入策略的可行性和正確性。

1 HSS的配置原則

HSS 本體沒有配置滅弧裝置，其分斷直流電流的能力極弱，因此配置HSS 的換流站必須采用故障自清除子模塊的換流閥，且HSS 相關(guān)電路還需滿足以下要求。

1）HSS兩側(cè)均配置電壓互感器。

電壓互感器用于判斷HSS端口電壓是否滿足操作條件。HSS端口電壓的變化范圍很寬：一側(cè)帶電、另一側(cè)不帶電時為端對地的額定電壓；兩側(cè)均帶電時最小為0。為了避免合閘時產(chǎn)生較高的電流沖擊，HSS合閘操作前應(yīng)盡量將端口電壓調(diào)整至最低。因此，控制系統(tǒng)可在投站前先將換流站側(cè)電壓控制到與運行的直流系統(tǒng)電壓一致，即端口電壓由HSS兩側(cè)均配置的電壓互感器的電壓相減得到，更適合工程應(yīng)用。

2）HSS回路需配置獨立電流互感器。

電流互感器用于判斷HSS分斷電流是否滿足條件。與線路的額定電流相比，HSS 直流電流分斷值非常小，為了保證測量精度，HSS回路必須配置獨立的電流互感器進行采集，不應(yīng)由多個電流互感器測量值間接計算得到。

3）搭配隔離刀閘。

HSS 僅起快速隔離作用，長期隔離仍需要配置隔離刀閘來實現(xiàn)可靠電氣阻斷。隔離刀閘與HSS搭配使用，一起配置在各站與直流系統(tǒng)的連接處。

4）換流閥具備輸出直流零壓的能力。

換流閥采用故障自清除模塊的比例要適當提升，且其應(yīng)具備輸出直流零壓的能力。為了適應(yīng)HSS 極低的分斷直流電流能力，控制系統(tǒng)先將直流電壓降低到0再切斷回路，將更利于HSS成功分斷。

根據(jù)以上原則可得到三端直流系統(tǒng)的HSS典型電路如圖1 所示。換流站x（x=1，2，3）經(jīng)過直流線路和HSSx相關(guān)電路后連接至直流母線。HSSx兩側(cè)各配置1 個電壓測點（對應(yīng)的測量值分別為UDLx和UDL_BUS），單側(cè)配置1 個電流測點（對應(yīng)的測量值為IDLx）。HSSx兩側(cè)各配置1 臺隔離刀閘Qx1和Qx2：當換流站x與直流系統(tǒng)連接時，HSSx、Qx1和Qx2均在合位；當換流站與直流系統(tǒng)隔離時，Qx1和Qx2均在分位。

圖1 HSS典型電路示意圖Fig.1 Schematic diagram of typical HSS circuit

2 多VSC換流站協(xié)同充電策略

與LCC 換流閥充電時直流側(cè)無壓不同，VSC 換流閥充電時會給連接的直流母線和其他VSC換流閥充電，因此多端直流系統(tǒng)中若包含2 座及以上的VSC 換流站，則需要解決多VSC 換流站充電投入問題，即研究多VSC 換流站的協(xié)同充電策略。VSC 換流閥的充電方式有交流充電和直流充電2 種：交流充電由本站的交流側(cè)電源供電，其回路串入的子模塊個數(shù)較少，初始不控充電后子模塊電壓高，換流閥在不控充電狀態(tài)下能夠較長時間（一般要求30 min以上）維持在穩(wěn)定狀態(tài)，交流可控充電后再將子模塊電壓進一步升至額定值并控制子模塊均壓；直流充電指從直流母線取能，其回路串入的子模塊個數(shù)較多，初始不控充電后子模塊電壓低，需盡快轉(zhuǎn)為直流可控充電狀態(tài)，避免子模塊電壓發(fā)散。多端直流工程若要使用直流充電方式，控保系統(tǒng)需能夠?qū)崟r監(jiān)測直流充電狀態(tài)并與閥控配合自動轉(zhuǎn)為直流可控充電模式，且充電電阻參數(shù)需要按所有換流站一起充電的能量需求進行設(shè)計。

當工程配置有HSS電路且VSC換流站均具備交流電源時，VSC 換流閥充電可以設(shè)計為僅采用交流充電方式，避免直流充電帶來的復(fù)雜性并降低充電電阻的能量要求?；贖SS電路設(shè)計的多VSC換流站協(xié)同充電策略具體步驟如下：

1）1 座VSC 換流站與直流母線和所有LCC 換流站相連接，其余VSC換流站均與直流母線隔離，各站帶直流線路采用交流充電方式充電，將換流閥子模塊和直流線路充電至穩(wěn)定值；

2）若檢測到與直流母線隔離的VSC 換流站的HSS兩側(cè)電壓差的絕對值 |UDLx-UDL_BUS|小于設(shè)定值，則首先合上隔離刀閘Qx1和Qx2，然后合上HSSx，完成換流站x與直流母線的帶電連接。

在VSC 換流站與直流母線連接前，各VSC 換流站換流閥已通過交流充電將子模塊電壓升至額定值并均壓，因此從根本上杜絕了子模塊電壓發(fā)散的風險，各站充電電阻的能量也只需要考慮本站換流閥帶直流線路的充電需求。若各站換流變閥側(cè)電壓相差較大，還可通過調(diào)節(jié)各站的換流變分接頭檔位進一步減小電壓差，降低直流側(cè)連接時的電壓、電流波動。

3 換流站在線投退策略

HSS 相當于沒有滅弧能力的直流斷路器，因此基于HSS 設(shè)計的換流站在線投退策略需滿足以下要求：

1）在投入時，合HSS 是開關(guān)刀閘操作的最后一步，在退出時，分HSS是開關(guān)刀閘操作的第一步；

2）投入前盡可能控制HSS端口電壓最??；

3）退出時需保證流過HSS 的電流小于分斷電流；

4）為了系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，退站過程中直流功率中斷的時間越短越好。

3.1 換流站手動投入

換流站手動投入是指換流站直流側(cè)與運行的直流系統(tǒng)隔離，經(jīng)過一系列操作投入直流系統(tǒng)的過程。本文提出的換流站手動投入策略的流程圖見附錄A圖A1，具體步驟如下：

1）待投入站x與運行的直流系統(tǒng)隔離，將待投入換流站帶直流線路以直流電壓控制模式操作至運行狀態(tài)；

2）控保系統(tǒng)自動控制待投入站直流側(cè)電壓UDLx與運行的直流系統(tǒng)電壓UDL_BUS相等，待HSS 兩側(cè)電壓差的絕對值小于投入允許值且持續(xù)超過預(yù)設(shè)時間后，點擊“投入”按鈕；

3）檢測到HSSx分位（若HSSx在合位則分開HSSx），首先合上HSSx兩側(cè)處于分位的隔離刀閘Qx1和Qx2，然后合上HSSx；

4）檢測到待投入站x已與直流系統(tǒng)連接，將其切換為功率控制模式并升至最小功率，投入完成。

3.2 換流站手動退出

換流站手動退出是指換流站處于運行的直流系統(tǒng)中，經(jīng)過一系列操作退出直流系統(tǒng)的過程。本文提出的換流站手動退出策略的流程圖見附錄A 圖A2，具體步驟如下：

1）修改直流系統(tǒng)的功率指令，將待退出站x的直流功率降至最小值；

2）點擊“退出”按鈕，待退出站x將自動閉鎖并跳開交流側(cè)開關(guān)；

3）收到退站指令后，各功率站自動降功率、直流電壓站自動將直流電壓降至最小值，然后各站閉鎖或移相；

4）檢測到HSSx流過的電流（實時值或平均值）小于允許分斷值并持續(xù)超過預(yù)設(shè)時間后，下發(fā)HSS分閘命令；

5）檢測到HSSx分位，電壓站解鎖并恢復(fù)電壓、各功率站解鎖恢復(fù)電流、退出站繼續(xù)分HSS 兩側(cè)隔離刀閘和極隔離，退出完成。

3.3 換流站故障退出

換流站故障退出是指換流站發(fā)生區(qū)內(nèi)故障，保護動作后將故障站退出、剩余直流系統(tǒng)繼續(xù)保持運行的過程。故障退站與手動退站的最大區(qū)別是故障點可能會影響其他換流站的正常運行。為了避免非故障換流站因過流保護動作而跳閘，故障退站流程在手動退站流程中增加了實時的防護措施，即如果運行站的線路電流反向超過限制值則立即閉鎖。換流站故障退出策略與手動退出不一致部分的流程圖見附錄A圖A3，具體步驟如下：

1）故障站保護動作后自動閉鎖和跳開交流側(cè)開關(guān)；

2）收到退站指令后，各功率站自動降功率、直流電壓站自動將直流電壓降至最小值，然后各站閉鎖或移相，運行的VSC 換流站若在此過程中檢測到線路電流反向過流則直接閉鎖；

3）轉(zhuǎn)至換流站手動退出流程的步驟4）繼續(xù)操作至退出完成。

3.4 換流站投退失敗處理策略

換流站投入過程中若出現(xiàn)開關(guān)刀閘操作失敗，由于換流站尚未與運行的直流系統(tǒng)產(chǎn)生電氣連接，故控保系統(tǒng)停止操作并上報“投入失敗”報警事件，并由運行人員根據(jù)一次設(shè)備狀態(tài)安排后續(xù)操作。

換流站退出過程中，若HSS拒分，由于直流線路無法隔離，故應(yīng)閉鎖直流系統(tǒng)對應(yīng)極；若HSS已分且其他站均成功重啟，而其余的開關(guān)刀閘操作失敗時，由于退出站已與直流系統(tǒng)電氣隔離，故控保系統(tǒng)將停止操作上報“退出失敗”報警事件，并由運行人員手動進行后續(xù)操作。

4 HSS保護策略

HSS保護可分2種類型：一種是針對HSS設(shè)備本體安全的保護，包括偷跳保護、失靈保護和端口過壓保護；另一種是保障系統(tǒng)穩(wěn)定運行的控制類保護，即退站超時保護。

4.1 偷跳保護

正常運行時如果HSS 發(fā)生偷跳，則HSS 合位消失并且有運行電流流過，偷跳保護根據(jù)此故障特征進行設(shè)計，動作策略是重合HSS開關(guān)，如果重合失敗則閉鎖直流系統(tǒng)對應(yīng)極。

HSS 偷跳保護的邏輯如圖2 所示。當換流器處于解鎖運行狀態(tài)時，若檢測到HSS 合位消失且HSS開關(guān)電流高于電流定值Iset，則延時T1重合HSS開關(guān)、延時T2閉鎖對應(yīng)極。

圖2 HSS偷跳保護邏輯圖Fig.2 Logical diagram of HSS secret trip protection

4.2 失靈保護

進行HSS開關(guān)分閘操作前需要先將直流電流控制到分斷電流以下，若HSS 發(fā)生分閘失靈則大概率是由機械故障引起且沒有明顯的電氣量特征，因此只能通過分HSS開關(guān)命令和HSS分位位置實現(xiàn)分閘失靈保護，動作策略是閉鎖直流系統(tǒng)對應(yīng)極。

HSS 失靈保護的邏輯框圖如圖3 所示。從下發(fā)HSS 分閘命令開始計時500 ms，若延時T內(nèi)未檢測到HSS變?yōu)榉治?，則閉鎖對應(yīng)極。

圖3 HSS失靈保護邏輯圖Fig.3 Logical diagram of HSS failure protection

4.3 端口過壓保護

HSS 端口不能長時間耐受高壓。若線路無流時HSS 發(fā)生偷跳，則上述基于電流原理的偷跳保護并不會動作。為了保障設(shè)備的安全，配置基于電壓判據(jù)的HSS 端口過壓保護，其動作結(jié)果為閉鎖直流系統(tǒng)對應(yīng)極。

HSS 端口過壓保護的邏輯如圖4 所示。當HSS與電壓互感器間的隔離刀閘均處在合位時（可以監(jiān)測端口電壓），若檢測到HSS合位消失且端口電壓高于電壓定值Uset、電流小于電流定值Iset，則延時T閉鎖對應(yīng)極。

圖4 HSS端口過壓保護邏輯框圖Fig.4 Logical diagram of HSS over voltage protection

4.4 退站超時保護

退站過程中直流功率會出現(xiàn)短時中斷再恢復(fù)，若中斷持續(xù)的時間過長，則退站過程可能會引起穩(wěn)控動作，不利于系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。配置退站超時保護，從退出站閉鎖開始計時，若設(shè)定時間內(nèi)未能收到相關(guān)HSS的分位信號，則永久閉鎖直流系統(tǒng)對應(yīng)極。

HSS 退站超時保護的邏輯如圖5 所示。當換流站處于退站過程中時，從換流器閉鎖后開始計時，若延時T內(nèi)未檢測到HSS變?yōu)榉治粍t閉鎖對應(yīng)極。

圖5 退站超時保護邏輯圖Fig.5 Logical diagram of exit over time protection

5 試驗驗證

昆柳龍±800 kV 特高壓混合直流工程是世界上首個混合直流工程，其送端昆北站為LCC站、受端柳州站和龍門站均為VSC 站，VSC 站的換流閥均采用了全／半橋混合子模塊。昆柳龍工程HSS相關(guān)配置電路如附錄A 圖A4 所示。圖中：Q19和Q39分別為柳州站和龍門站的極母線刀閘（主要用于極連接／隔離，本節(jié)分析時可以忽略）；柳州站與匯流母線相連的HSS 為HSS1，配置在極母線，HSS1僅配置了匯流母線側(cè)隔離刀閘Q1，兩側(cè)電壓測點測量值分別為UDCH1和UDL_BUS，單側(cè)電流測點測量值為IDLH1；龍門站與匯流母線相連的HSS 為HSS2，配置在柳州站柳龍線路的連接處，HSS2兩側(cè)的隔離刀閘分別為Q21和Q22，兩側(cè)電壓測點測量值分別為UDL_BUS和UDL_GD，單側(cè)電流測點測量值為IDL_GD。此外龍門站的極母線也配置了HSS（HSS3），起到快速隔離龍門站和柳龍線路的作用，HSS3電流測點測量值為IDLH3，僅配置了換流閥側(cè)電壓測點，其測量值為UDCH3；昆北站經(jīng)昆柳線與匯流母線采用隔離刀閘Q0相連。該工程中HSS允許分斷的直流電流為20 A（控保限制為15 A），直流功率中斷時間（從中斷開始到恢復(fù)至90%）的允許值為600 ms。

柳州站和龍門站都是VSC 站，因此采用了本文提出的多VSC 換流站協(xié)同充電策略。試驗初始Q21、Q22和HSS2保持分位，將Q0和Q1操作至合位，分別使柳州站換流閥帶匯流母線和昆北站充電、龍門站換流閥帶柳龍線充電。待兩站的換流閥子模塊均已完成可控充電后，再依次合上Q21、Q22和HSS2將柳龍線連接，完成三站帶電連接。利用RTDS 驗證上述多VSC 換流站協(xié)同充電策略，HSS2合閘時刻的仿真波形如圖6 所示，圖中SHSS2為HSS2的合位信號。由于柳州站換流變閥側(cè)電壓比龍門站換流變閥側(cè)電壓低，因此在HSS2合閘前，柳州站的匯流母線電壓UDL_BUS比柳龍線電壓UDL_GD低了約70 kV；HSS2合閘后，龍門站通過直流線路繼續(xù)給其他兩站充電直至穩(wěn)定。在HSS2合閘期間，直流電壓和直流電流的波動都較小。

圖6 協(xié)同充電過程中柳龍線仿真波形Fig.6 Simulative waveforms of LL line during cooperative charging process

基于HSS換流站投退策略的龍門站仿真結(jié)果如圖7 所示。圖中：SDEBy為換流閥解鎖信號，y=1、y=2分別表示為柳州站、龍門站，后同；SUCTLy為直流電壓控制標志，SUCTLy=1 表示直流電壓控制，SUCTLy=0 表示直流功率控制。

圖7 昆柳龍工程的龍門站投退波形Fig.7 Entry and exit waveforms of LM station in KLL project

圖7（a）為龍門站的在線投入波形。龍門站帶柳龍線解鎖后，依次合上Q21、Q22和HSS2，然后將龍門站切換為功率控制站并將直流功率升至最小值0.1 p.u.。昆柳龍工程要求三站運行時龍門站固定為電壓站，因此龍門站投入1 s后又自動切換回直流電壓控制站、柳州站切換為功率控制站。整個投入過程符合設(shè)計，直流電壓和直流電流的波動都較小。圖7（b）為龍門站的在線退出波形。龍門站先閉鎖，柳州站接管直流電壓控制并降壓后閉鎖、昆北站移相，待柳龍線的IDL_GD降至15 A以下后分開HSS2，然后柳州站重新解鎖升壓、昆北站恢復(fù)功率，直流功率中斷時間約為350 ms。圖7（c）為龍門站的故障退出波形。龍門站極母線接地故障后立即閉鎖，柳州站接管直流電壓控制，由于柳州站極母線電流IDLH1反向過流也立即閉鎖、昆北站移相，待柳龍線IDL_GD降至15 A 以下后分開HSS2，然后柳州站重新解鎖升壓、昆北站恢復(fù)功率，直流功率中斷時間約為400 ms。

柳州站的在線投退仿真結(jié)果如附錄A 圖A5 所示。圖A5（a）為柳州站的在線投入波形。柳州站單站解鎖時HSS1在合位，投站時會先分開HSS1，然后合上Q2，接著重新合上HSS1并切換為功率控制站，在HSS1合上后將直流功率升至最小值0.1 p.u.。整個投入過程符合設(shè)計，直流電壓和直流電流的波動都較小。圖A5（b）為柳州站的在線退出波形。柳州站先閉鎖，龍門站降壓后閉鎖、昆北站移相，待柳州站IDLH1降至15 A 以下后分開HSS1，隨后龍門站重新解鎖升壓、昆北站恢復(fù)功率，直流功率中斷時間約為380 ms。

值得注意的是，非退出VSC 站僅能將其輸出的直流端口電壓快速降至0，由于直流線路很長，其沿線對地電容仍然會殘余一些能量。因此，在所有站均閉鎖／移相后，直流母線仍可能存在一定電壓，如圖7（b）中，UDL_BUS在柳州站重新解鎖前接近-200 kV。不過此時直流回路已“斷開”，該電壓對HSS 的分閘電流影響很小。仿真結(jié)果表明，VSC 站在線退出時的直流功率中斷時間能夠滿足工程要求。

6 結(jié)論

特高壓多端直流系統(tǒng)中采用故障自清除VSC換流閥和HSS相配合的方案具備較佳的經(jīng)濟性和可行性。本文對基于HSS 的多端直流系統(tǒng)在線投退策略、多VSC 換流站協(xié)同充電策略和HSS 保護策略開展了研究和應(yīng)用，可以得出以下結(jié)論：

1）所提多換流站協(xié)同充電策略可以避免VSC換流閥充電過程中子模塊電壓發(fā)散風險，同時降低了充電電阻的能量要求；

2）所提基于HSS 的換流站在線投退策略以及HSS 的詳細保護配置方案，可以滿足多端直流系統(tǒng)運行方式的在線轉(zhuǎn)換以及對HSS主設(shè)備的保護；

3）在昆柳龍混合直流工程的RTDS 上驗證了多VSC 換流站協(xié)同充電策略和換流站在線投退策略的正確性和有效性。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.epae.cn）。