±420 kV中国渝鄂直流背靠背联网工程系统设计

潘尔生，乐 波，梅 念，苑 宾

（国网经济技术研究院有限公司,北京市102209）

0 引言

中国渝鄂直流背靠背联网工程（以下简称渝鄂工程）是国家电网公司实现“三送端+三受端”电网格局的关键工程。利用渝鄂断面现有的2个500 k V交流输电通道,在南、北2个通道各建设1座背靠背柔性直流换流站。每座换流站额定直流电压为±420 k V,额定容量为2 500 MW,含2个换流单元,均采用对称单极接线。与前期柔性直流工程相比,渝鄂工程不仅在额定直流电压和输送容量上均达到领先水准,而且是接入500 k V交流主干网架的首例大容量柔性直流工程。

与按照交流电压等级确定的标准化交流输变电工程不同的是,直流工程为了降低单位容量造价,通常需要根据送、受端换流站交流系统条件、输送容量、输电距离、投资和占地等条件开展定制化的系统设计。系统设计的内容包括直流系统主接线设计、主回路参数计算、运行特性计算、控制保护策略研究、暂态过流计算、暂态过压计算和绝缘配合设计等。学术界和工程界在柔性直流的系统设计方面已开展了大量的理论和实践研究。其中,文献［1］建立了匹配不同场景需求的柔性直流应用型式选择方法,针对各典型场景推荐了初步的柔性直流应用型式。文献［2］以±160 k V澳大利亚南澳柔性直流工程为例,介绍了三端柔性直流工程的主接线、运行方式、基本控制策略、启动方式和主设备参数。文献［3-4］以±200 k V中国舟山柔性直流工程为例,介绍了五端柔性直流工程的主接线、主回路参数、换流站运行功率范围、基本控制策略、绝缘配合方案和主设备参数；文献［5］以±320 k V/1 000 MW中国厦门柔性直流工程为例,介绍了双极接线柔性直流工程的主接线、运行方式、换流站运行功率范围、暂态过压特性和暂态过流特性,并给出了其与对称单极柔性直流工程的差异化分析。文献［6］以±350 kV/1 000 MW中国鲁西背靠背直流工程为例,介绍了柔性直流背靠背单元的作用与要求、主接线、运行方式、主设备参数、交流故障穿越策略及其与常规直流背靠背单元的协调配合过程。文献［7-8］以±500 k V中国张北柔性直流电网为例,介绍了直流电网工程的主接线、设备配置方案、故障特性及故障穿越方案等。

和上述工程相比,渝鄂工程系统设计的主要难点在于工程直流电压较高、容量较大,且故障穿越、交直流保护等要求提升,但是全控电力电子器件的暂态应力水平受限且交流电网极端方式恶化。本文对渝鄂工程系统设计中的突出难点展开研究:①提出了精确的换流器桥臂故障电流上升率计算方法、阀控过流保护的分桥臂闭锁策略、阀本体过压保护的动态过压定值策略,解决了弱器件能力下无法兼顾设备安全性和故障穿越能力的问题；②基于交流电网和柔性直流联合系统稳定性分析模型,提出了极端方式下交流电网和柔性直流高频失稳和弱系统失稳的机理并提出了解决失稳的工程实用方法；③针对接入500 k V交流电网带来交流断路器失灵保护和直流差动保护的特殊要求,提出了相应的解决对策和建议。

1 高压大容量换流阀的过流过压防护及故障穿越策略

1.1 换流阀的过流防护和故障穿越策略

渝鄂工程的主回路参数如附录A表A1所示。受制于现有工业应用的绝缘栅双极型晶体管（IGBT）器件的研制水平,渝鄂工程主体采用击穿电压为3.3 k V、额定电流为1.5 k A规格的IGBT器件。渝鄂工程在额定功率水平下,IGBT器件稳态电流峰值达到1.8 kA,已高于其额定电流,而IGBT器件最大过流能力为3 k A。由于IGBT器件的稳态电流峰值和最大过流能力较接近,因此即使在阀控层配置了百微秒级的基于暂时性闭锁的阀控过流保护［9-10］仍难以兼顾换流阀在站内故障时的安全性要求和交流电网故障时的故障穿越能力要求。一方面,要保证换流阀的安全,需尽量减小阀控过流保护定值,使站内故障时换流阀及时闭锁,避免电流超过其最大过流能力；另一方面,保护定值过低又将造成交流电网故障下换流阀闭锁从而故障穿越失败。

若直流侧发生双极短路故障,则子模块电容通过桥臂电抗器（以下简称桥抗）迅速放电,此时桥臂过流最苛刻,如图1所示。图中:iac为联接变压器（以下简称联变）阀侧电流；iarm为桥臂电流；Larm为桥抗的电感值；idc为直流母线电流；SM表示子模块。

图1 直流双极短路故障通路Fig.1 Path of DC bipolar short-circuit fault

在此过程中,通常换流站保护来不及动作,需依靠阀控过流保护确保换流阀的安全性。在前期柔性直流工程中,由于可关断器件的裕量较大,在直流双极短路故障发生后且换流器闭锁前的任意时刻t,桥臂电流iarm可近似表示为［11］:

式中:Iac,0为故障发生前联变阀侧电流的峰值；Udc,0和Idc,0分别为故障发生前直流端口电压及直流母线电流；ω为角频率；t0为故障发生时刻；α为联变阀侧电流的初相角。

研究发现,由于故障发生到换流器闭锁的时间段较短,子模块电容电压跌落很小且控制系统来不及响应,从而使得联变阀侧电流和桥臂电流的基波分量依然按照正弦规律变化,导致在渝鄂工程中式（1）所示故障后桥臂电流并不能覆盖最苛刻工况。考虑这些因素,故障发生后桥臂电流iarm可修正为:

由式（2）可进一步推导得:

考虑最苛刻的时刻,有

从阀控过流保护来看,换流器闭锁时的最大桥臂电流iarm,max满足:

式中:Iset和tall分别为阀控过流保护的动作定值和全链路动作出口时间,后者定义为从实际桥臂电流达到保护启动值,经过电流测量装置延时、阀控过流保护的动作时间、各链路传输延时,直到子模块成功关断的总延时（以下简称换流阀闭锁总延时）。

以整流侧直流双极短路故障为例,阀控过流保护的动作定值Iset=2.1 k A,换流阀闭锁时的桥臂电流随换流阀闭锁总延时的变化规律如图2所示。可见,根据式（2）—式（5）的解析计算结果和电磁暂态仿真结果几乎完全吻合,较式（1）的计算结果更精确。根据计算结果,确定渝鄂工程阀控过流保护的全链路动作出口时间tall=250μs。

图2 直流双极短路故障换流器闭锁时桥臂电流随闭锁总延时变化Fig.2 Variation of arm current with total blocking delay when DC bipolar short-circuit causes converter to be blocked

另一方面,由于渝鄂工程接入500 k V交流主干网架,当近区交流电网发生故障后,需要换流站维持甚至增大功率水平。但是,基于前述阀控过流保护定值,由于稳态电流峰值非常接近过流保护定值,交流电网故障后桥臂电流非常容易达到定值,因此采用任一桥臂满足过流判据后闭锁整个换流阀的传统阀控过流保护策略无法满足交流电网故障下换流阀的故障穿越能力要求。

研究发现,交流电网故障时,换流阀过流具有如下特点:①故障发生后且控制器内环限流发挥作用前,换流阀电流迅速增大,由于上、下桥臂电流的交流分量大小相等、方向相反,因此同一相单元上（下）桥臂电流为峰值时,下（上）桥臂电流为谷值；②控制器内环限流发挥作用后,根据设定的低压限流曲线,通过降低换流器输出的交流电压幅值来减小交流故障电流,从而将联变阀侧的交流电流和桥臂电流基频分量限制在最大稳态运行电流或更低。

基于交流电网故障时换流阀过流的特点,提出基于分桥臂闭锁的新型阀控过流保护策略:对各桥臂分开进行保护,单个桥臂电流达到保护动作定值和动作时间后闭锁该桥臂,而其他未过流的桥臂继续保持运行；当闭锁后的桥臂满足电流小于返回定值且桥臂闭锁时间不小于预设时间时,则重新解锁该桥臂。设定返回定值和闭锁的预设时间时,一般应避免站内严重故障时换流阀再次解锁。详细的阀控过流保护动作时序如附录A图A1所示。

由于上、下桥臂电流呈“互补”特性,若某一相单元的上（下）桥臂达到电流保护定值而闭锁,该相单元的下（上）桥臂电流一般较小,处于解锁状态。因此,一个相单元中一般至少有一个桥臂处于解锁状态,可按照调制波继续生成交流电压,因此交流电网故障穿越过程中单个桥臂闭锁时的系统特性和所有桥臂均处于解锁状态时的系统特性基本一致。

附录A图A2为采用分桥臂闭锁阀控过流保护策略后的交流电网三相短路故障穿越试验波形。可见,故障期间出现了单个桥臂闭锁,但故障清除后系统很快恢复继续运行,实现了故障穿越。

1.2 换流阀的过压防护策略

通常子模块平均工作电压选择为IGBT器件击穿电压的50%左右。子模块平均工作电压叠加稳态运行时子模块电容的充放电电压,形成纹波峰值电压。在此基础上,考虑以下2种子模块过压工况。

1）换流站故障。换流站保护动作闭锁换流器,之后续流电流通过某桥臂所有子模块的单极管继续对该桥臂所有子模块电容充电,导致整个桥臂的子模块电容过电压,工程中通常定义其为续流过电压。在续流过电压下,通常要求阀本体过压保护不动作。

2）单个子模块内部故障。子模块不正常工作导致其电容电压升高,阀本体过压保护动作,在合闸子模块旁路开关的过程中,续流电流通过该子模块的单极管继续对子模块电容充电,导致该子模块电容过电压,工程中通常定义其为旁路过电压。

理想情况下,子模块的平均工作电压、纹波峰值电压、续流过电压、阀本体过压保护定值、旁路过电压和器件的击穿电压之间的配合原则如图3所示。

图3 子模块级别各电压间的配合原则Fig.3 Coordination principle of various voltages at submodule level

工程容量的增大导致续流过电压和旁路过电压均升高,从而导致二者无法兼顾。一方面,若为了保证高续流过电压下桥臂不会整体旁路而提高阀本体过压保护定值,则可能造成子模块旁路过电压越过IGBT器件击穿电压限值,导致子模块损毁；另一方面,若为了保证旁路过电压下IGBT器件安全而降低阀本体过压保护定值,续流过电压易引发过压保护动作,这样桥臂所有子模块的旁路开关合闸,从而造成以下后果:①由于各子模块旁路开关合闸时间存在偏差,合闸速度慢的子模块过压更严重而导致其击穿；②合闸成功的子模块需要运行人员在换流站检修时手动复位整个桥臂的数百个旁路开关。

一种解决方案是进一步增大子模块的个数,降低续流过电压,进而可整定合适的保护定值,兼顾续流过电压下桥臂不会整体旁路和旁路过电压下子模块的安全,但这将大大增加工程的造价。因此,本文提出阀本体动态过压保护定值策略:子模块内部故障时换流站保护不动作,换流器不会闭锁,因此换流器解锁状态下阀本体过压保护可采用低定值；换流站故障时,换流站保护闭锁换流器,此时可能引发续流过电压,因此换流器闭锁状态下阀本体过压保护可采用高定值。定值整定如式（6）所示。

式中:Uset为阀本体过压保护定值；Uhigh和Ulow分别为高、低定值；Sdeblock为换流器解锁信号,取值为1表示换流器处于解锁状态,为0表示换流器处于闭锁状态。

2 柔性直流接入交流电网的稳定性及其改善方法

2.1 高频振荡的机理及其抑制措施

工程实践发现,在交流电网某些极端方式下,柔性直流系统与交流电网交互作用出现高频谐振［12-14］。从振荡现象上来看,高频电气量的上、下半波分别向同方向发展,幅值逐渐增大,如附录A图A3所示。从物理意义上看,交流电网和接入理想电压源的柔性直流系统均稳定,但是某些方式下交流电网可激发出联合系统的负阻尼,并导致系统失稳。从数学模型上看,柔性直流系统和交流电网各自的等值阻抗均无右半平面零点,但是柔性直流系统阻抗的极点和交流电网阻抗交互作用,形成串联阻抗的右半平面零点。

受限于外环控制和锁相环的控制带宽,简化的柔性直流系统的控制框图如附录A图A4所示。在实际工程中,Gda(s),Gdb(s),Gdc(s),Gdd(s)分别为内环电流控制、电压前馈、阀控执行、电流反馈的链路延时环节的传递函数,且令Gd1(s)=Gda(s)Gdc(s)Gdd(s),Gd2(s)=Gdb(s)Gdc(s),Gd3(s)=Gda(s)Gdc(s)。根据控制框图可知,柔性直流系统的诺顿等效电路满足:

式中:Ic(s)为换流站注入交流电网的等效电流源；Zc(s)为换流站等值阻抗；L为桥抗与变压器折算到联变网侧等效电感之和；GPI1(s)为内环电流控制中的比例-积分环节对应的传递函数；GF(s)为电压前馈滤波器对应的传递函数；Iref(s)为内环电流控制的电流参考值。

这样,柔性直流系统及其接入交流电网的等值电路如附录A图A5所示,且换流站注入交流电网的电流I（s）满足:

式中:Ug(s)为交流电网等值电源；Zg(s)为交流电网等值阻抗。

分别令式（8）等号右侧第1和第2部分为系统1和系统2的传递函数,则整个系统可视为系统1和系统2组成的串联系统。这样,可通过分别判定系统1和系统2的稳定性来判定整个系统的稳定性。

式（8）中的系统1可视为交流电网为理想电压源时换流站注入交流电网电流的响应系统。判断系统1的稳定性有2种方法:①极点判别法,由于交流电网在接入柔性直流系统之前稳定,因此Ug（s）无右半平面极点［15］,根据式（8）可知,可通过超越方程求解s L+GPI1Gd1的零点来判定系统1的稳定性；②仿真测试法,由于系统1中交流电网等值阻抗Zg(s)=0,可通过任意功率下的仿真结果判定系统1是否稳定。

式（8）中的系统2可视为前向通路传递函数G(s)=1,反向通路传递函数H(s)=Zg(s)/Zc(s)的闭环系统。需要注意的是,系统2的开环传递函数H（s）中存在延迟环节,因此对应的闭环系统为非最小相位系统,其不能直接采用相角裕度和幅值裕度直接判断闭环系统的稳定性［16］。这样,判断系统2的稳定性需采用奈奎斯特稳定性判据。进一步,根据系统1稳定可知Zc(s)不存在右半平面零点,因此系统2的稳定性判据可简化为:①Zg(s)不存在右半平面极点；②奈氏曲线不穿过点(−1,j0)且顺时针包围点(−1,j0)的圈数为零。

具体在渝鄂工程中,极端交流电网运行方式下换流站一级出线仅为单根长度为118 km的500 k V交流线路。此时,对应的Zg（s）不存在右半平面极点。交流电网的等值阻抗-频率特性Zg（jω）和换流站的等值阻抗-频率特性Zc（jω）如图4所示。

图4 极端方式下交流电网和换流站的阻抗-频率特性Fig.4 Impedance-frequency characteristics of AC power grid and converter station in extreme mode

根据图4可知,在交流电网等值阻抗Zg（jω）与换流站等值阻抗Zc（jω）的2个交点之间的频段,满足如下条件:①交流电网等值阻抗的幅频特性|Zg(jω)|高于换流站等值阻抗的幅频特性|Zc（jω）|,即系统2的开环传递函数的幅频特性|H（jω）|＞1；②随着频率的升高,交流电网等值阻抗的相频特性∠Zg（jω）呈现接近90°到接近−90°的感容交变特性,换流站等值阻抗的相频特性∠Zc（jω）呈现90°附近波动特性,即系统2的开环传递函数的相频特性∠H（jω）仅可能向下穿越−180°而不能向上穿越−180°。因此,一旦系统2的开环传递函数的相频特性∠H（jω）向下穿越−180°,则系统2失稳。

根据上述稳定性判别过程,抑制高频振荡的方法有:①降低换流站等值阻抗的相角∠Zc（jω）,包括降低上述各环节的延时,前馈滤波器采用小延时且阻带快速衰减的低通滤波器,优化比例-积分控制器的参数,以及在换流站交流母线配置高通滤波器等；②降低交流电网等值阻抗的峰值|Zg（jω）|、容性段的相角绝对值|∠Zg（jω）|以及增大交流电网等值阻抗呈峰值的频率间隔,例如交流电网增加换流站交流母线出线回路数以及限制某些极端运行方式。具体在渝鄂工程中,通过优化前馈滤波器和优化比例-积分控制器的参数成功解决高频振荡问题。

2.2 低频振荡的机理及其抑制措施

柔性直流系统与交流电网交互作用还可能出现低频振荡。此时,频带的变化使得柔性直流系统和交流电网的等值阻抗特性发生变化。对于交流电网,如图4所示其等值阻抗中电感起主导作用,因此使用电感和电阻串联支路可得到较准确的结果。对于柔性直流系统,其外环控制、内环控制和锁相环均发挥重要调节作用而各部分控制的链路延时的影响较小。以换流站采用定有功功率控制和定无功功率控制为例,低频段下柔性直流系统的控制框图可简化,如附录A图A6所示。

低频段下获取柔性直流换流站的等值阻抗需要建立柔性直流系统的小信号模型,分析过程比较复杂［17-19］。理论研究表明,随着交流电网等值阻抗Zg的增大,换流站与交流电网可交换的最大功率下降。定义交流电网临界阻抗ZgL为换流站可输出到交流电网的最大功率为额定功率SN条件时交流电网的最大等值阻抗。此时,柔性直流系统与交流电网组成的联合系统稳定运行。根据一次电路和柔性直流控制系统得到换流器输出的交流电压相等,即

式中:Up为换流站交流母线电压；ΔS为复功率的参考值和实测值之差；GPI2为外环功率控制中的比例-积分环节对应的传递函数。

当交流电网等值阻抗保持ZgL不变,柔性直流系统传输功率降低为SN/j（j＞1且j∈R+）时,近似认为换流站交流母线电压不变,此时系统稳定。进行简单变换得到:

式中:U′g为柔性直流传输功率为SN/j时的交流电网等值电源电压。

式（10）的物理意义为:当附录A图A5所示联合系统的阻抗降低时,柔性直流系统的外环控制参数不变且内环控制参数等比例降低,系统保持稳定。

实践证明,当交流电网等值阻抗增大为临界阻抗ZgL的k倍（k＞1且k∈R+）时,虽然柔性直流传输额定功率降低为SN/k,系统仍失稳。根据式（10）可知,虽然交流电网等值阻抗增大对换流站交流母线电压的影响给予补偿,但是换流站的等值阻抗不变,而回路电流的降低使得控制环节整体响应降低为1/k,因此控制系统参数难以匹配联合系统等值阻抗k ZgL+Zc。

假设内、外环控制中的比例-积分环节的传递函数分别为G′PI1和G′PI2时,联合系统保持稳定,则满足:

式中:U″g为柔性直流传输功率为SN/k且内、外环控制中的比例-积分环节分别为G′PI1和G′PI2时的交流电网等值电源。

类比式（10）可知,令G′PI2=GPI2,选择G′PI1满足式（12）条件时,系统保持稳定。

在渝鄂工程中,当交流电网短路阻抗增大时,一方面根据交流电网条件确定其可与柔性直流系统交换的最大功率,以确保有效短路比（effective shortcircuit ratio,ESCR）保持不变；另一方面根据式（12）所示关系调整内环控制参数,使柔性直流系统保持稳定。

3 接入500 kV交流电网对保护的特殊要求

3.1 对交流保护的特殊要求及其对策

对于采用对称单极接线的柔性直流工程,不管采用哪一种接地方式,柔性直流系统的联变阀侧均为高阻接地系统。柔性直流系统发生故障且交流断路器失灵存在的问题如表1所示。以柔性直流系统正常运行时发生联变阀侧单相接地故障为例,若交流断路器失灵,传统的基于过流机理的交流断路器失灵保护难以动作。考虑调度人员断开远方交流断路器,则联变阀侧中性点的接地电阻需要耐受较大的能量冲击。

表1 柔性直流系统故障后交流断路器失灵存在的问题Table 1 P roblems of AC circuit breaker failure after flexible DC system failure

为了规避上述问题,提出如下2种解决方案。

方案1:柔性直流的交流进线断路器采用2台串联联接的交流断路器。2台交流断路器一起动作跳闸,从而规避单台进线断路器失灵问题。

方案2:在联变阀侧配置交流断路器（简称阀侧断路器）,同时在联变阀侧中性点接地电阻两端配置旁路断路器,如图5所示。

图5 方案2的示意图Fig.5 Schematic diagram of scheme 2

对于阀侧断路器阀侧的故障,交流进线断路器和阀侧断路器一起动作跳闸,从而避免进线断路器失灵导致的表1中的问题；对于联变和阀侧断路器之间的单相接地故障,先断开阀侧断路器,并通过合闸联变阀侧中性点接地电阻的旁路开关将高阻接地系统转换为直接接地系统,从而使得交流进线断路器失灵保护正确动作。

考虑到渝鄂工程中已有阀侧断路器,故采用方案2,各故障的清除策略如表2所示。

表2 柔性直流系统故障后交流断路器失灵的解决对策Table 2 S olutions to AC breaker failure after flexible DC system failure

附录A图A7为正常运行时联变和阀侧断路器之间发生故障后的波形。由图A7可见,换流器闭锁且交流断路器失灵后,网侧短路电流很小,交流断路器失灵保护无法动作,合闸接地电阻旁路开关后,网侧电流大幅增加,从而可使交流断路器失灵保护动作。需要说明的是,海外柔性直流工程中为了精简换流站接线,均配置了高可靠性交流断路器,从而回避交流断路器失灵问题。后续研究须提高交流断路器研发能力来解决交流断路器失灵问题。

此外,在极弱交流电网方式下部分交流保护的灵敏度较低。为了解决这一问题,基于柔性直流换流站的良好控制特性,在渝鄂工程中开展了换流站向故障点注入正序和负序电流方法的探索,并取得了较好的效果。但是,由于这些方法会对其他类型的交流保护带来影响,未在工程中采纳。

3.2 对直流保护的特殊要求及其对策

差动保护是基于电网换相换流器的高压直流系统的常见主保护,具有准确定位故障区域的优点［20-21］。类似地,渝鄂工程也要求采用差动保护检测联变阀侧单相接地故障。

当柔性直流系统发生非关键故障时,柔性直流系统中故障区域呈现明显的低压特性,健全区域的电压呈现低压或保持特性。以柔性直流系统发生联变阀侧两相短路故障、直流双极短路故障为例,故障发生后柔性直流系统中的电压变化特性分别如表3和表4所示。

对于故障区域,由于故障不通过联变阀侧接地电阻形成回路,故障点电流显著增大,故障区域差动保护易动作出口；对于健全区域,由于其呈现低压或保持特性,健全区域避雷器不动作,健全区域差动保护不会动作。总之,差动保护对非关键故障的适应性较好。

表3 两相短路故障发生后柔性直流系统中的电压变化Table 3 V oltage variation in flexible DC system after inter-phase short-circuit fault occurs

表4 直流双极短路故障发生后柔性直流系统中的电压变化Table 4 V oltage variation in flexible DC system after DC bipolar short-circuit fault occurs

当柔性直流系统发生关键故障时,柔性直流系统中故障点呈现明显的低压特性,非故障点电压呈现过压特性或保持不变。以柔性直流系统发生联变阀侧单相接地故障、直流单极接地故障为例,故障发生后柔性直流系统中的电压变化特性分别如表5和表6所示。

表5 单相接地故障发生后柔性直流系统中的电压变化Table 5 V oltage variation in flexible DC system after single-phase to ground fault occurs

表6 直流单极接地故障发生后柔性直流系统中的电压变化Table 6 V oltage variation in flexible DC system after DC single-pole earth fault occurs

对于故障区域,由于故障通过联变阀侧接地电阻形成回路,故障点入地电流较小,故障区域电流测量装置难以适应非关键故障下大电流的测量量程和关键故障下小电流的测量精度,差动保护易拒动；对于健全区域,由于换流器的本体保护难以快速感知故障从而维持故障前的调制过程,导致健全区域形成持续的过电压-避雷器动作-差动保护误动的后果。为了规避这一问题,渝鄂工程中采用了较高的避雷器特性,从而避免健全区域避雷器动作电流对差动保护的影响。总之,差动保护对关键故障的适应性较差。

与此不同的是,海外柔性直流工程中通常避雷器特性较低且对换流站故障区域定位要求不高。因此,采用过压或过流保护检测关键故障。

4 结语

本文对±420 k V/4×1 250 MW渝鄂背靠背直流电网工程的系统设计展开研究,在如下方面取得了进展。

1）针对器件暂态应力水平受限问题,提出了精确的换流器桥臂故障电流上升率计算方法、阀控过流保护的分桥臂闭锁策略、阀本体过压保护的动态过压定值策略,解决了弱器件能力下无法兼顾设备安全性和故障穿越能力的问题。

2）针对极端方式下交流电网和柔性直流高频失稳和弱系统失稳问题,分别提出了失稳机理及解决失稳的工程实用方法。

3）针对接入500 kV交流电网对交流断路器失灵保护和直流差动保护的要求,提出了相应的解决对策和建议。

本文所做工作对后续采用对称单极接线的背靠背柔性直流系统具有较好的指导意义。对于采用双极接线的柔性直流系统、采用对称单极接线的长距离柔性直流系统,其具体故障特征会有差异,但是本文提出的分析方法仍然具有借鉴意义。