多端柔性直流系统的运行和控制

6.2.4.1 多端系统控制方式

南澳示范工程的系统控制方式采用“主从控制方式”，主从式控制方式在柔性直流输电系统各换流站之间设置上层控制器。上层控制器采集到各换流器的电流值（或功率值），并计算出这些数值的代数和，然后根据特定的控制要求或优化方案，按一定的比例分配给各换流站的换流器（包括主换流器），作为运行参考设定值。上层控制器具备与多端系统各换流站通信的能力，对于多换流器系统而言，为了保持系统协调稳定运行，需要上层控制器的快速协调控制。

主站选择定直流电压控制，与有源交流系统相连的换流站选择定有功功率控制方式，与无源交流系统相连的换流站选择定交流电压控制方式。选择定直流电压控制的换流站（主站）相当于一个功率平衡节点和直流电压稳定节点，为了减少直流电压波动，同时保证扰动时充当功率平衡节点的换流站不过载，需要定直流电压控制换流站尽可能选择容量较大换流站。示范工程中塑城换流站容量较大，在直流三端运行方式下，选择该站为定直流电压控制方式，其余与交流系统相连的换流站选择为定有功功率控制方式，换流站功率输出特性如图6-8所示。

图6-8　多端柔性直流输电换流站功率输出特性

南澳示范工程 “主从控制方式” 通过塑城、金牛和青澳三个换流站分别配置冗余的系统与换流站级控制器 （SCC），并且3个换流站通过站间高速光纤实现通信。

SCC采用完全冗余的两套系统。每一套系统对自身进行监视，发现故障后及时进行冗余系统间的切换，确保始终有完好的一套系统处于工作状态。从工作子系统到并列的冗余子系统之间运行状态的转换可以手动实现，当检测出工作子系统故障时，这种状态转换是自动的。如果有一个子系统有故障或已经被人工切换到维修状态，则其不能转换到运行状态。子系统状态的转换不能影响到直流系统的正常运行，不使传输的直流功率受到扰动或产生任何变化。单个换流站的SCC配置如图6-9所示。

SCC站间通信使用双网加双交换机方案，SCC主机、备机发送和接收，发送和接收采用双通道，每个通信通道采用专用光缆纤芯通信。

图6-9　柔性直流系统SCC冗余示意图

通过配置冗余的SCC和双网加双交换机通信的方案实现南澳示范工程三个换流站的主从控制。

6.2.4.2 多端系统上层控制策略

多端系统上层控制策略主要有电压下降控制方式和主从控制方式。采用“电压下降控制” 的上层控制策略的多端系统具有良好的扩充性与运行灵活性，但是随着系统规模增大，直流系统的静态稳定性将降低，因此不适合大规模系统。而多端系统各换流器间联系电抗很小，为避免功率振荡，一般多端系统都采用一点直流电压控制的主从式控制的上层控制策略。南澳示范工程采用的也是主从式控制的上层控制策略。

南澳示范工程采用的“主从式控制” 策略总体上包含有功综合控制、无功综合控制、VF综合控制、直流电压控制、控制模式的选择和切换五大类功能。有功综合控制功能能够灵活地控制多端柔性直流输电的有功功率以满足风电输送的需求，并且在交流输电线路过载时提供直流紧急功率抬升，提升交直流并联运行的故障穿越能力。无功综合控制功能能够灵活地控制多端VSC-HVDC输电的无功功率以满足稳态调压、暂态电压需求，提供无功支撑、防止电压崩溃、加速故障后电压恢复。VF综合控制功能能够在孤岛模式下为风电场提供并网接口，并且在塑城电网故障时，通过控制风电场并网点的交流电压快速地降低风电场功率，提升纯直流方式的故障穿越能力。直流电压控制功能能够灵活地控制多端VSC-HVDC输电的直流电压，维持启停过程和暂、稳态过程中直流网络电压的稳定，保障多端VSC-HVDC输电的安全稳定运行。控制模式的选择和切换功能，协调和管理各种功率控制功能，保证换流器的控制模式和多端VSC-HVDC输电的运行方式相匹配且能够平滑切换。

上层控制策略的控制模式选择和切换模块负责各种控制模式之间的管理和协调。南澳示范工程可以在以下3种方式下运行，分别对应不同的控制策略。

（1）交直流并联运行方式。该方式下，风电场通过VSC-HVDC输电线路和交流线路接入系统，考虑到输电的经济性，稳态运行要求VSC-HVDC输电作为交流输电的补充来配合完成风电场的功率输送，并根据交流输电的需要提供无功支撑。交流系统（受端电网或者交流输电线路）因扰动而发生暂态故障时，要求VSC-HVDC输电维持风电场的并网状态，最大限度地维持功率的传输。具体而言，在受端电网发生远端故障时，柔性直流输电应当对交流线路电压提供快速电压支撑，最大限度地维持功率的传输，以帮助风电场实现低压穿越；在交流双回线路发生单回线跳闸时，要求VSC-HVDC输电快速提升功率，防止单回线路过载，再根据重合闸的情况调整输送功率；在交流双回线路跳闸时，VSC-HVDC输电应当快速转入纯直流运行方式，为风电场提供并网电压，维持风电场的并网状态，最大限度地维持功率传输，再根据重合闸的情况调整运行方式和输送功率。

为满足风电场运行要求，改善系统侧交流电网的运行条件，从无功调节和电压控制来说，风电场侧换流站（金牛换流站和青澳换流站）采用定交流侧电压控制；从有功平衡来说，风电场侧换流站 （金牛换流站和青澳换流站）采用定有功功率控制或定直流电压控制。

受端换流站（塑城换流站）需要稳定系统直流运行电压，有功类控制器选择直流电压控制，无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制，并且交流电压控制和无功功率控制均可手动切换。

（2）纯直流运行方式。该方式下，风电场仅通过VSC-HVDC输电线路接入系统，稳态运行要求VSC-HVDC输电系统提供风电场的并网电压，输送风电场的全部功率，并根据受端电网的需要提供无功支撑。受端电网发生远端故障时，要求VSC-HVDC输电系统具备故障穿越能力，能够协调控制风电场功率快速回降，保证风电场和VSCHVDC输电系统均不退出运行。

因此，为满足风电场运行要求，改善系统侧交流电网的运行条件，从无功调节和电压控制来说，风电场侧换流站（金牛换流站和青澳换流站）采用定交流侧电压控制；从有功平衡来说，风电场侧换流站（金牛换流站和青澳换流站）采用定交流侧频率控制。

受端换流站（塑城换流站）需要平衡有功功率，有功类控制器选择直流电压控制，无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制，并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。

（3）STATCOM运行方式。该方式下，VSC-HVDC输电系统以STATCOM方式运行，不传输有功潮流，仅参与交流系统电压/无功调节，稳态运行要求VSC-HVDC输电系统根据交流输电的需要提供无功支撑。在受端电网发生远端故障时，VSC-HVDC输电系统应当对交流线路提供快速电压支撑，以帮助风电场进行低压穿越。

因此为满足风电场运行要求和改善交流电网的运行条件，风电场侧换流站（金牛换流站和青澳换流站）采用定直流侧电压控制或定交流侧电压控制。

受端换流站（塑城换流站）有功类控制器选择直流电压控制，无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制，并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。

6.2.4.3 多端系统启停控制

南澳示范工程多端VSC-HVDC输电系统的启停控制包括STATCOM 启动及停运、交直流并联运行方式启动及停运、紧急停运的控制等。

1.STATCOM启动及停运

（1）启动过程。启动过程如图6-10所示。

图6-10　启动到STATCOM运行方式的主流程

三站可单独操作，在此仅以塑城站为例描述启动流程，主要包括：塑城站进行充电操作，闭合塑城站旁路开关，下发塑城站解锁指令；塑城站进行解锁操作后，下发本地电压抬升指令，然后进入STATCOM运行状态。

（2）停运过程。停运过程如图6-11所示。

图6-11　系统运行于STATCOM模式下的闭锁停运流程

1）接收到停运本站指令后，按照规定速率降低本站无功功率指令，发送至本站换流器级控制保护系统。

2）监测本站无功功率实际值。(www.xing528.com)

3）当本站无功功率值小于预设阈值后，发送指令闭锁本站，转至4）。如超过2min未检测到本站无功功率值小于预设，发送告警指令至塑城系统与换流站级控制器 （SCC）和本站SCADA，结束。

4）检测本站的闭锁状态，上送至塑城SCC和本站SCADA。若超过2min未检测到本站闭锁成功的状态，向塑城SCC和本站SCADA发送告警，由运行人员决定是否启动紧急停运流程。

5）在闭锁完成后本站SCC下发跳开交流断路器指令，如果在2min内检测不到交流断路器跳开状态，向本站SCC和SCADA发出告警。

2.交直流并联运行方式启动及停运

（1）启动过程。启动过程如图6-12所示。

图6-12　启动到交直流并联运行方式的主流程

1）各站参数设置。运行人员在塑城站设置启动参数，包括直流电压抬升起始值、直流电压抬升的目标值和直流电压抬升速率，转入充电状态。

2）塑城站进行充电。首先，塑城站SCC检测塑城站、金牛站和青澳站的充电允许状态。综合后，发送至塑城站SCADA。然后，塑城站进行检测旁路开关合闸状态过程：如果在充电结束后1min内检测到合闸成功，则塑城站充电完成，向本地PCP下发充电完成状态，转入对青澳换流站进行充电；如果超时或检测到合闸失败，则塑城站充电失败，跳开塑城站交流断路器，进行停运操作。

3）青澳站进行充电。首先，塑城站检测青澳站的充电允许状态。然后，青澳站进行检测旁路开关合闸状态过程：如果充电结束后1min内检测到合闸成功，则青澳站充电完成，向本地PCP下发充电完成状态，向塑城站SCC发送青澳站充电完成，转入对金牛换流站进行充电；如果超时或检测到合闸失败，则青澳站充电失败，跳开青澳站交流断路器，向塑城站发送紧急闭锁信号。

4）金牛站进行充电。首先，塑城站检测金牛站的充电允许状态。然后，金牛站进行检测旁路开关合闸状态过程：如果在1min内检测到合闸成功，则金牛站充电完成，向本地PCP下发充电完成状态，向塑城站SCC发送金牛站充电完成，转入对塑城站进行解锁；如果检测到合闸失败，则金牛站充电失败，跳开金牛站交流断路器，向塑城站发送紧急闭锁信号。

5）塑城站进行解锁。青澳站和金牛站SCC将青澳站允许解锁状态和金牛站允许解锁状态发送给塑城站SCC。如果塑城站SCC收到以上解锁允许状态，转发至本地SCADA，由运行人员下发解锁指令，塑城站进行解锁操作过程；否则进入等待状态。延时5个工频周期后，SCC判断PCP发来的脉冲状态，如果是解锁状态，则转入对青澳换流站进行解锁；否则闭锁本站，跳开塑城站交流断路器，进行停运操作。

6）青澳站进行解锁。如果塑城站SCC接收到青澳站的允许解锁状态，由塑城站SCC向青澳站SCC下发解锁指令，青澳站进行解锁操作过程，否则进入等待状态。延时5个工频周期后，SCC判断PCP发来的脉冲状态：如果是解锁状态，向塑城站SCC发送青澳站解锁完成信号，转入对金牛换流站进行解锁；否则闭锁本站，跳开青澳站交流断路器，向塑城站发送紧急闭锁信号。

7）金牛站进行解锁。如果塑城站SCC接收到金牛站发来的允许解锁状态，由塑城SCC向金牛站发SCC下发解锁指令，金牛站进行解锁操作过程，否则进入等待状态。延时5个工频周期后，SCC判断PCP发来的脉冲状态：如果是解锁状态，向塑城站SCC发送金牛站解锁完成信号，转入直流电压抬升；否则闭锁本站，跳开金牛站交流断路器，向塑城站发送紧急闭锁信号。

8）直流电压抬升。在三站解锁完毕后，由塑城站SCC按照设定的启动参数进行直流电压抬升操作。三站SCC如果在1h内检测到直流电压抬升至额定值范围内，则在30s内自动转入稳态运行方式，三站SCC向本地SCADA发送“进入正常运行” 指令。

9）进入交直流并联运行状态。

（2）停运过程。停运过程如图6-13所示。

图6-13　停运主流程

应该先停运金牛站和青澳站，最后停运塑城站。运行人员在确认金牛站和青澳站全部成功闭锁之后，可下发停运塑城站的指令。金牛站和青澳站可以按照任意顺序停运，也可以只停运其中的一个站，而剩下的两个站转入两端交直流并联运行。

1）金牛站闭锁（青澳站与此相同）过程如下：

a.金牛站接到停运指令后，按照规定速率降低金牛站的有功和无功功率指令，发送至本站PCP。

b.金牛站监测有功功率和无功功率实际值。

c.当金牛站有功功率和无功功率值小于预设阈值后，发送指令闭锁本站，转至d。如超过2min未检测到金牛站有功功率和无功功率值小于预设阈值，发送告警指令至塑城SCC和本站SCADA，结束。

d.金牛站在2min内检测本站闭锁状态，送至塑城站，塑城站将金牛站闭锁的状态发送给SCADA。若超过预设时间未能检测到本站闭锁成功，向塑城站SCC和本站SCADA发告警。

e.在闭锁完成后本站SCC下发跳开交流断路器指令，如果在2min内检测不到交流断路器跳开状态，向塑城站SCC和本站SCADA发告警。

2）塑城站闭锁过程为

a.塑城站SCC接收到SCADA下发的塑城站停运指令后，按照规定速率降低本站无功功率指令，发送至本站PCP。

b.塑城站监测本站无功功率实际值。

c.当塑城站无功功率值小于预设阈值后，发送指令闭锁本站，转至d。如超过预设时间未检测到塑城站无功功率值小于预设值，发送告警指令至SCADA，结束。

d.塑城站在2min内检测本站的闭锁状态，上送至本站SCADA。若超过预设时间未检测到本站闭锁成功的状态，向SCADA发送告警，由运行人员决定是否启动紧急停运流程。

e.在闭锁完成后本站SCC下发跳开交流断路器指令，如果在2min内检测不到交流断路器跳开状态，向本站SCC和SCADA发告警。

3.紧急停运控制

直流系统在运行过程中，由于系统故障或保护动作等原因的停运称为紧急停运。其操作步骤是向待停运换流器发出紧急闭锁信号，继而跳开相应的直流开关和交流断路器。除了保护启动的紧急停运外，还可以手动启动紧急停运。通常，在换流站主控制室内设有手动紧急停运按钮，当发生危及人身或设备安全的事件时，可手动按下紧急停运按钮，实现紧急停运。

南澳示范工程在3个换流站的调度台配置了一个紧急停运按钮，按钮的无源空接点接到换流器控制保护屏。当出现紧急情况，运行人按下紧急按钮，换流站的停运逻辑发送到换流器控制保护屏，换流器控制保护屏收到信号的第一时间进行阀闭锁同时跳交流断路器，停运信息同时通过高速光纤传到站级控制系统，通过3个站之间的通信实现其余两个站的阀闭锁和跳交流断路器。