韶山换流站直流电压动态控制策略分析

彭涛，唐恒蔚，李晓武，刘昊然，王应坤

(国网湖南电力有限公司检修公司，湖南长沙410004)

近年来，高压直流输电技术因其具有异步联网、传输容量大、损耗低、潮流调节精准、快速、限制短路电流等优点[1-2]，在世界上得到了迅猛的发展。我国也逐渐成为世界上运行直流工程数量最多、容量最大、线路最长的直流输电大国[3-4]。

有载分接开关是变压器最重要的部件之一。换流变压器有载分接开关对保证直流输电中阀侧电压的稳定，以及换流站安全生产起着重要作用[5]。然而，换流变分接开关频繁调节将会给换流站安全运行带来极大影响。如何减少换流变分接开关调节次数，优化分接开关控制策略在高压直流输电系统中显得尤为重要。

1 韶山换流站换流变分接开关

1.1 换流变分接开关结构及工作原理

韶山换流站两个极各有两个阀组，每个阀组有6台换流变，全站4个阀组共24台换流变，每台换流变配有2台有载调压分接开关[6-7]。换流变有载分接开关选用某公司的UCL及 VUCL型，安装在变压器油箱内。

分接开关主要由分接选择器、切换开关、电动机构及相关保护元件等组成，如图1(a)所示。切换开关的作用是在有载的情况下，实现两个档位之间的电气切换。分接选择器中心轴的周围布置有若干个定触头，而在分接选择器的中心轴上装设动触头，并由中心轴带动动触头，动触头经由集流环通过分接选择器连线连接到切换开关上[8-9]。电动机构是在分接开关需要动作的时候，给切换开关和选择开关提供恰当的转矩。此外，每台换流变中的分接开关采用并联连接方式，如图1(b)所示。

图1 韶山站换流变分接开关

换流变分接开关的基本原理是在保证不中断负载电流的情况下，通过改变换流变网侧线圈的匝数来保证阀侧电压的稳定，即在交流侧电压波动的情况下相应的改变分接头的挡位来调节换流变一次侧的线圈匝数，改变变比，最终实现调压目的。主要实现三种功能[10]:①维持阀侧直流电压恒定不变，补偿交流系统电压变化；②将换流阀的控制角保持在最佳范围、优化无功特性；③实现直流系统的降压运行。

1.2 换流变分接开关控制

换流变压器分接头控制 (TCC)是直流控制系统中的一个重要功能模块，其作用是通过对换流变压器分接头的控制使阀侧空载直流电压Udi0保持在其参考值附近，以保证直流系统能工作在要求的工况下[11-12]。此外，分接头控制还用于确保Udi0低于其最大限值以及保持换流变压器不同相分接头之间的同步。

正常工况下，整流侧与逆变侧都采用维持换流变压器阀侧空载直流电压Udi0恒定方式对换流变压器分接头进行控制。

换流变分接头控制按以下方案调整逆变侧及整流侧换流变压器分接头的位置:

1)手动模式。

运行在手动控制模式时，运行人员可通过工作站对单个换流变分接开关进行调节，也可同时调节一个12脉动阀组所有换流变的分接开关。如果选择了单独调节分接开关，那么在切换回自动控制前，必须对所有换流变的分接开关进行手动同步[13]。手动控制被视为一种保留的控制模式，应在自动控制模式失效的情况下才被投入。

2)自动模式。

常有的几种控制[14-15]:①空载控制；②整流侧的分接头用来维持换流变阀侧的正常触发角(α)恒定；③逆变侧的分接头用于维持换流变阀侧的空载直流电压 (Udi0)恒定；④最大换流变阀侧空载直流电压的限制；⑤自动分接头同步。

2 换流变分接开关故障案例分析

近年来，换流变有载分接开关发生了几起事故，给换流变安全运行带来较大危害。为研究分接开关相关问题并提出针对性措施，提升分接开关安全可靠性，需对换流变有载分接开关问题进行及可靠性提升专题研究工作。

2.1 事故案例

1)案例1

2018年 5月 8日，某站双极功率调整由500 MW升至800 MW过程中，极1低端Y/D-A相换流变有载开关挡位由10档调至9档后约14 s，有载开关保护继电器动作跳闸，后续出现换流变本体突发压力继电器动作、本体重瓦斯跳闸、本体压力释放器动作，换流变退出运行。

事故原因:在开关9档切换到10档过程中，主真空开关MSV可能有故障，不能正常打开，主分接选择器MTF进行了操作，由于是带电切换，产生拉弧，造成主分接选择器MTF左上和右下定触头有烧蚀，切换开关油中存在有大量金属粒子和气泡等异物，不断地在油中进行扩散，造成了S3A与主真空泡MSV之间发生放电，造成S3扇区级间短路。由于级间短路电流极大，且电动力又与电流的平方成正比，瞬间烧损了主分接选择器MTF触头，开关触头、开关引线。

2)案例2

2019年1月7日，±1 100 kV某换流站极1高端Y/D-C相换流变在挡位由18档调至19档动作完成2 s后，极1高端换流变大差保护、角差保护动作、换流变本体重瓦斯动作，换流变突发故障起火。

事故原因:主换向触头MC与金属连接片之间受热熔接、下部X1及上部X2与旁路触头连接位置存在明显烧蚀点等解体现象表明，有载分接开关切换回路中有较大电流 (短路电流)流过。

2.2 事故分析总结

两起事故案例存在以下共性问题，一是挡位切换完成数秒后保护动作；二是故障原因为突发级间短路；三是故障换流变为角接换流变，四是频繁分接开关切换导致各部件的损耗与发热，进而造成严重后果。因此优化系统控制参数，进行相应的直流电压动态控制策略的调整，对于减少分接开关切换次数起着十分重要的作用。

3 直流电压动态控制策略

3.1 整改前控制策略

改变换流变压器分接开关的挡位相当于改变换流变压器的阀侧电压，利用这一特性，可以使直流输电系统在交流系统扰动情况下获得更大、更稳定的运行范围与更经济的运行工况。以前的端对端直流受端换流站均采用以下控制逻辑:逆变站分接开关以逆变站的直流电压为控制目标，将直流电压控制在Udn±ΔUd范围内 (ΔUd为电压调节死区)，如图2(1)所示。

在以上描述的分接开关控制逻辑下，导致分接开关动作的原因主要有以下两点:①直流输送功率的变化，相应引起触发角的变化；当变化超过死区范围，需要调节分接开关以补偿该变化。②交流电压系统的变化，相应引起直流电压 (或空载直流电压)的变化；当变化超过死区范围，需要调节分接开关以补偿该变化。

为防止分接开关频繁升降，直流电压的控制死区通常设置为一挡分接开关调整所引起电压变化的60%～80%。在运换流站分接开关的直流电压控制死区见表1。

表1 直流分接开关电压控制死区统计表 kV

考虑到目前该死区参数设置缺乏依据，通常由厂家自行设定，因此在后续阶段需强化参数管理，由成套设计单位根据仿真计算结论给出推荐的电压死区值，并结合系统条件的变化进行参数动态校核与调整。

3.2 直流电压动态控制策略分析

1)修改祁韶直流电压动态控制策略及相应的滤波器投切策略。在后台OWS界面增加软压板，用于全压运行时手动投退直流电压动态控制策略。

2)直流电压动态控制策略投入时，当直流系统任一极进入降压运行方式，两极均自动退出直流电压动态控制策略；当直流系统两极均退出降压运行方式时，两极自动投入该策略。

3)直流电压动态控制策略实施后，需使用直流电压测量值计算最大可用功率，并在现场系统调试期间进行核查。

3.3 直流电压动态控制策略具体修改

韶山换流站的直流电压动态控制策略，主要是将死区下限值调整至当前系统条件、全压运行模式下可能达到的最低直流运行电压以下，以保证在直流功率限值内逆变侧分接开关不动。具体的分接头控制相关的软件修改如图2所示。

在直流动态控制策略CCP程序修改中，增加了图2(b)中的方框部分。当运行方式为大地回线时，金属使能信号输出为0，此时若直流电压动态调控投入，逆变站电压参考值将与修改后的控制下限死区值进行求差，并在比较器中与阀组电压实测值进行比较，当差值小于阀组电压实测值将输出升分接头动作指令，反之则不动作。此外，值得注意的是，该直流动态控制策略中上限死区值并未改变。因此，软件修改前后输出降分接头动作指令条件不变。

图3为直流电压动态调控策略示意图，可以看到分接头控制下限死区值更改为38.692 5 kV，即当阀实际测量电压比电压参考值低38.692 5 kV时，才会上调分接头。调大下限死区值保证了即使达到可能达到的最低直流运行电压时逆变侧分接开关亦不动，减少了逆变侧分接头动作次数。随着功率的上升，由于逆变侧分接头不动作，直流电压逐步下降，不再维持在800 kV。

采用该策略后，逆变侧解锁升功率时，维持充电后的分接头挡位不变。直流系统总体上从一个直流电压恒定、开关动作频繁的状态转变为直流电压动态调节，开关动作极少的状态，直流控保核心逻辑无变化的同时大幅降低了开关动作次数。具体的各运行模式的直流电压运行范围、分接头动作次数、特点对比见表2。

图2 修改前后的直流动态控制策略CCP程序

图3 直流电压动态调控策略示意图

表2 各运行模式对比

3.4 直流电压动态控制策略实验验证

为检验祁韶直流工程直流电压动态控制策略能有效减少换流变分接头动作次数，在韶山换流站对该策略投入后进行试验验证。

1)极Ⅰ单极双换流器运行，极起/停试验。①试验工况:祁韶直流祁连站极Ⅰ双换流器、韶山站极Ⅰ双换流器处于热备用状态，极电流控制。韶山站直流电压动态调控措施软压板已投入。②试验方法:直流电流定值500 A，速率100 A/min解锁祁韶直流祁连站极双换流器、韶山站极Ⅰ双换流器。③实验结果:直流电压动态控制策略未投入前，分接头的解锁过程分接头将由1挡切换到17挡；直流电压动态控制策略投入后，解锁过程中分接头将基本稳定在16挡，如图4所示，切换次数较原策略减少。

图4 极起/停试验分接头挡位历史曲线

2)极Ⅰ单极双换流器运行，功率升降试验。

①试验工况:祁韶直流祁连站极Ⅰ双换流器、韶山换流站极Ⅰ双换流器处于热备用状态，极功率控制。韶山换流站直流电压动态调控措施软压板已投入。

②试验方法:直流功率定值400 MW，速率100 MW/min解锁祁韶直流祁连站极Ⅰ双换流器、韶山站极Ⅰ双换流器；以50 MW/min的速率将直流功率分别由400 MW升至1 000 MW、由1 000 MW升至2 400 MW，直流系统保持运行15 min，核实交流滤波器投切点功率；以50 MW/min的速率将直流功率分别由2 400 MW降至1 500 MW、由1 500 MW降至1 000 MW，直流系统保持运行15 min，核实交流滤波器投切点功率。

③实验结果:直流电压动态控制策略投入后，当极Ⅰ单极双换流器运行，功率升降过程中，分接头保持在16挡位不变。

3)极Ⅰ单极双换流器运行，手动起动降压试验。

①试验工况:祁韶直流祁连站极Ⅰ双换流器、韶山站极Ⅰ双换流器处于运行状态。韶山站直流电压动态调控措施软压板已投入。

②试验方法:将祁韶直流极Ⅰ由全压转为80%(640 kV)降压运行。

③实验结果:韶山换流站极Ⅰ和极Ⅱ直流电压动态调控措施软压板均已自动退出，试验期间(2019年10月31日)OWS事件报文见表3。同理，祁韶直流极Ⅱ由全压转80%(640 kV)的试验也类似，直流电压动态调控措施软压板均已自动退出。此外，祁韶直流极Ⅰ和极Ⅱ由80%(640 kV)降压转为全压运行，直流电压动态调控措施软压板均已自动投入。

表3 试验期间OWS事件报文

因此，当直流系统任一极进入降压运行方式，两极均自动退出直流电压动态控制策略；当直流系统两极均退出降压运行方式时，两极自动投入该策略。

综上分析，由试验验证，祁韶直流工程直流电压动态控制策略投入后，该策略的投入不但能有效减少换流变分接头动作次数，且不会影响直流动态性能。

4 综合分析

直流电压动态控制策略是将工程受端分接开关挡位调节死区的下限值调整至当前系统条件、全压运行模式下可能达到的最低直流运行电压以下。虽然该策略的投入能有效减少换流变分接头动作次数，但依旧有其局限性，主要表现在以下方面:

1)经济影响。该控制策略中直流电压将会被钳制住，相比之前的直流电压会有降低，进而造成功率输送有上限值减小。此外，滤波器投切策略的修改，将会造成滤波器投入更多，带来更多的无功损耗，系统稳定性也会更差些。

2)交流系统暂态过电压影响。为保持分接头不变，改策略后电压死区区间将增大，与此同时，换相过程中关断角将减小。经试验验证与分析，韶山换流站直流电压动态控制策略改之前关断角约为23.40°；改策略之后关断角约为17.62°，因此，换相过程中所需消耗的无功功率较改策略前有所增加。正常工况下，根据Q交换量为满足换相中所需消耗的无功功率，直流电压动态控制策略下将会投入更多的交流滤波器。若当直流系统发生闭锁时，由于投入的交流滤波器无法快速切除，将会导致交流系统会出现暂态过电压现象。

5 结论及建议

交流过电压现象通常分为稳态和暂态过电压，对于稳态过电压现象，一般用感性无功抵消交流滤波器的容性无功，可考虑增加低抗组数或者扩大抵抗容量，用来抵消稳态时无功增加造成的电压升高现象。但这种低抗无功调节方式增加属于静态调节，响应速度无法解决暂态过电压。为解决直流系统闭锁时的暂态过电压，基于韶山换流站现有设备，一是通过调相机快速电压环来快速响应暂态过电压，响应速度虽然能达到毫秒级，但调相机容量有限，只能一定程度上缓解交流暂态过电压现象；二是采用直流控保系统无功控制功能中的交流过电压控制，来保护系统及设备安全，以此抑制故障时交流系统暂态过电压，则是一种更为合理的方式。