配置電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)(簡稱穩(wěn)控系統(tǒng))，采取緊急控制措施，是應(yīng)對特高壓直流故障大功率沖擊帶來的電網(wǎng)穩(wěn)定問題的重要手段。自2010年以來，復(fù)奉、錦蘇、賓金等數(shù)個±800kV特高壓直流先后建成投產(chǎn)，每個直流工程均配套實施了穩(wěn)控系統(tǒng)，以確保電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。根據(jù)實際運行和控制需要，調(diào)度部門、科研機構(gòu)和設(shè)備廠商在提高特高壓直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)可靠性方面進行了大量研究和工程實踐，成效顯著。但現(xiàn)有研究大多針對具體工程采取“量體裁衣”式的定制，對于特高壓直流穩(wěn)控系統(tǒng)的標準化和典型設(shè)計研究較少。隨著直流輸電距離和容量的不斷增加，建設(shè)速度的加快，研究特高壓直流輸電配套安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)的典型設(shè)計方案，對于相關(guān)穩(wěn)控系統(tǒng)的設(shè)計實施具有重要指導(dǎo)與借鑒意義。
一、架構(gòu)設(shè)計
1.直流送端穩(wěn)控系統(tǒng)架構(gòu)
系統(tǒng)主要解決在直流故障后因功率過剩而導(dǎo)致的頻率穩(wěn)定問題，以及大功率沖擊導(dǎo)致的交流電網(wǎng)功角穩(wěn)定問題，利用故障聯(lián)切配套電源機組等措施，在確保電網(wǎng)穩(wěn)定的同時有效提高斷面輸電能力。按照分層分區(qū)控制的設(shè)計原則，并綜合考慮系統(tǒng)的可靠性和靈活性，配置控制主站，設(shè)置部分交流網(wǎng)內(nèi)控制子站，相關(guān)的電廠作為切機執(zhí)行站。
通常情況下，特高壓直流有相對固定的配套電源，故障時應(yīng)優(yōu)先切除該部分機組，僅當(dāng)切機容量可能不足時，才在送端電網(wǎng)內(nèi)配置少量的其他切機執(zhí)行站。直流配套電源由控制主站直接控制，而送端交流電網(wǎng)內(nèi)部的其他電源，則由控制主站發(fā)送命令至相關(guān)控制子站，再由其進行協(xié)調(diào)控制。這樣的設(shè)計的優(yōu)點在于：
多數(shù)情況下，緊急控制僅涉及到直流主站和配套電源，中間環(huán)節(jié)少，控制更可靠；
當(dāng)配套電源可控量不足時，可由控制子站結(jié)合送端交流電網(wǎng)的實際情況，進行優(yōu)化控制；
當(dāng)送端交流故障時，可方便實現(xiàn)快速回降直流功率，以維持送端電網(wǎng)內(nèi)的功率平衡。
2.直流受端配套穩(wěn)控系統(tǒng)架構(gòu)
與送端電網(wǎng)的穩(wěn)控系統(tǒng)結(jié)構(gòu)大體相同，主要由安裝在逆變側(cè)換流站的控制主站、交流電網(wǎng)內(nèi)的控制子站和配套切負荷執(zhí)行站構(gòu)成。當(dāng)特高壓直流故障時，受端電網(wǎng)將產(chǎn)生功率較大缺額和潮流大范圍轉(zhuǎn)移，可能導(dǎo)致電網(wǎng)出現(xiàn)頻率過低、部分線路潮流倒向或嚴重過負荷等問題，利用第二道防線的直流故障聯(lián)切負荷、交流故障緊急回降直流等措施，輔以第三道防線的軌跡驅(qū)動切負荷(TDLS)控制，確保受端電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。
目前，直流故障聯(lián)切負荷主要采用集中控制方式，通常利用布置在110kV及以上電壓等級變電站的穩(wěn)控裝置直接切除高電壓等級的線路或主變。當(dāng)控制站點不多、控制容量相對集中時，為簡化設(shè)計，提高系統(tǒng)可靠性，切負荷執(zhí)行站可直接與控制主站通信。若切負荷容量較大、涉及面較廣，則可按照供電區(qū)域設(shè)置切負荷控制子站，負責(zé)與主站通信并實現(xiàn)對該區(qū)域負荷的狀態(tài)監(jiān)視與控制。受端網(wǎng)內(nèi)的其他控制子站負責(zé)交流元件故障檢測、直流功率緊急控制的策略判斷等。
二、接口
直流故障形態(tài)較多，暫態(tài)過程復(fù)雜，單純依靠穩(wěn)控裝置難以準確而又快速的識別故障，須通過與直流控制保護之間的接口交換信息，實現(xiàn)對直流的狀態(tài)監(jiān)視、故障識別及緊急控制。根據(jù)工程實施的不同階段，并隨著電網(wǎng)實際需求的變化和技術(shù)的進步，穩(wěn)控裝置與直流控制保護的接口先后有三種方式。
直流側(cè)單極接地故障下，配置聯(lián)接變壓器時，交直流系統(tǒng)接地點相互獨立，交流系統(tǒng)電壓和電流幾乎不受影響；不配置聯(lián)接變壓器時，交直流系統(tǒng)共用接地點，單極接地時交流母線對地電壓也將出現(xiàn)持續(xù)直流分量而產(chǎn)生過電壓，對交流系統(tǒng)設(shè)備絕緣造成較大影響。直流雙極短路時，系統(tǒng)中將出現(xiàn)很大的故障電流，電流通過換流閥中的反并聯(lián)二極管傳到交流側(cè)，從而對交流系統(tǒng)造成影響。
1.純開關(guān)量接口
是指穩(wěn)控裝置與直流控保之間僅以開關(guān)量接點方式進行信息交互，主要傳輸直流運行模式、直流非正常停運、緊急提升/回降直流（分檔）等信息，如圖2實線部分所示。該接口方式的優(yōu)點是邏輯簡單、易實現(xiàn)，缺點是交互信息少、僅能分檔控制、抗干擾能力不強。
綜合考慮系統(tǒng)的可靠性和安全性，該接口方式的典型設(shè)計原則為：開關(guān)量信號應(yīng)經(jīng)功率不小于5W的光耦繼電器隔離，以提高抗干擾能力；啟動接點和動作接點應(yīng)配置在不同的模件上，避免由于單一模件損壞而導(dǎo)致的誤動；啟動接點和動作接點可分別采用“二取一”并聯(lián)方式接入，避免單一模件損壞而導(dǎo)致的拒動。
2.“開關(guān)量+模擬量”接口
是指在“純開關(guān)量接口”的基礎(chǔ)上，穩(wěn)控裝置的“開關(guān)量”分檔控制命令，變?yōu)榱恕澳M量”無極控制。這里的“模擬量”是指工業(yè)控制系統(tǒng)中常用來傳輸非電物理量(如溫度、壓力、角度等)的4～20mA電流信號，如圖2虛線部分所示。
該接口的典型設(shè)計除了考慮與開關(guān)量類似的問題外，還應(yīng)設(shè)計模擬量回路的異常監(jiān)視功能，考慮開關(guān)量和模擬量之間的時序配合關(guān)系，避免誤調(diào)、過調(diào)和欠調(diào)。該方式可滿足在直流孤島運行等情況下的精確控制要求，但由于交互信息仍然較少，無法實現(xiàn)直流功率回降故障的控制等更復(fù)雜策略。
3光纖數(shù)字接口
是指穩(wěn)控裝置與直流控保通過光纖接口交互數(shù)字信息。相對于前兩種接口方式而言，本接口方式具有可靠性高、傳輸信息量大，抗干擾能力強等優(yōu)點，可有效避免由于出口模件損壞、二次回路異常等情況下的裝置不正確動作。根據(jù)工程經(jīng)驗，并結(jié)合穩(wěn)控裝置與直流控制保護系統(tǒng)的實際情況，典型接口設(shè)計建議采用IEC60044-8通信規(guī)約，傳輸速率為5Mbit/s，采用曼徹斯特編碼，傳輸介質(zhì)為多模光纖。
三、故障判據(jù)
1.交流元件故障判據(jù)
傳統(tǒng)穩(wěn)控裝置判斷交流元件的故障，通常分為故障跳閘和無故障跳閘兩類。按照常規(guī)穩(wěn)控工程的典型設(shè)計，故障跳閘一般采用電氣量結(jié)合保護動作信號的判據(jù)，無故障跳閘則采用純電氣量的判據(jù)。若采用傳統(tǒng)無故障判據(jù)，在直流線路故障后重啟、直流閉鎖等情況下，近區(qū)交流電網(wǎng)的線路可能會因潮流的突然轉(zhuǎn)移而誤判為跳閘，導(dǎo)致穩(wěn)控裝置誤動作。為了防止上述情況發(fā)生，直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)的交流元件故障典型設(shè)計應(yīng)引入相關(guān)斷路器位置信號或者增加電氣量輔助判據(jù)。
2.直流元件故障判據(jù)
直流穩(wěn)控系統(tǒng)的主要策略觸發(fā)條件是直流極/閥組閉鎖故障，國內(nèi)目前大多采用“換流變電氣量+非正常停運信號”的判據(jù)快速可靠識別故障，判斷邏輯與交流元件跳閘故障相似。
3.直流功率損失量判據(jù)
直流故障前后總損失的功率是穩(wěn)控系統(tǒng)執(zhí)行控制策略的重要依據(jù)。直流故障暫態(tài)過程復(fù)雜，若由穩(wěn)控裝置計算事故前功率與事故后的穩(wěn)態(tài)功率差，事故前后的時間窗口Δt難以確定。實踐表明：Δt過短(最初設(shè)計為30ms)，可能會誤判健全換流器的轉(zhuǎn)帶；而延長Δt，即便是增加至300ms，在某些運行工況下，仍然會出現(xiàn)誤判為轉(zhuǎn)帶失?。ㄈ鐖D3）或誤判為轉(zhuǎn)帶成功（如圖4）的情況。經(jīng)過大量實驗數(shù)據(jù)分析，若要確保在所有故障工況下裝置均不會誤判，則Δt至少需延長至500ms以上，無法滿足電網(wǎng)的穩(wěn)定控制需求。
根據(jù)實際工程運行經(jīng)驗，按照直流運行模式具備轉(zhuǎn)帶能力的換流器，在故障時均能成功實現(xiàn)功率轉(zhuǎn)帶?；诖?，本文提出結(jié)合直流運行模式的直流功率損失量“預(yù)估”計算方法和典型設(shè)計原則，并通過大量RTDS仿真實驗和現(xiàn)在實際故障檢驗，驗證了其正確性和實用性。
特高壓直流換流器故障后的功率轉(zhuǎn)帶判斷原則：同極的兩個換流器之間，在定功率控制模式和雙極功率控制模式下，具有相互功率轉(zhuǎn)帶能力；不同極換流器之間，僅在雙極功率控制模式下，具有相互功率轉(zhuǎn)帶能力；在定電流控制模式下，換流器之間不具備功率轉(zhuǎn)帶能力。
此外，當(dāng)發(fā)生在雙極功率不平衡保護、接地極過流保護動作等情況下，直流功率可能快速大量回降，也會對電網(wǎng)穩(wěn)定運行帶來威脅，需采取控制措施。在具備數(shù)字光纖通信的條件下，直流控制保護系統(tǒng)可把當(dāng)前的各換流器最大可傳輸?shù)墓β?、直流快速回降的功率等信息發(fā)送給穩(wěn)控裝置，再由穩(wěn)控裝置結(jié)合一定的輔助判據(jù)綜合決策，可提高控制的快速性、準確性和適應(yīng)性。
四、控制策略
我國直流輸電穩(wěn)控系統(tǒng)，經(jīng)過十多年的發(fā)展積累了豐富的工程經(jīng)驗，在控制策略的制定方面也日趨完善。特高壓直流穩(wěn)控系統(tǒng)的控制策略與常規(guī)穩(wěn)控系統(tǒng)的控制策略類似，由故障元件、故障類型、斷面功率和控制措施等元素組成，并以策略表形式體現(xiàn)。
隨著多個特高壓交直流輸電通道的建成投產(chǎn)，控制策略的設(shè)計和制定面臨新的要求，尤其體現(xiàn)在多個穩(wěn)控系統(tǒng)和控制策略間的協(xié)調(diào)控制方面。以復(fù)奉直流、賓金直流為例，為了解決兩大特高壓直流送出的穩(wěn)定問題，在復(fù)龍換流站、宜賓換流站、溪洛渡電廠等8個廠站配置了安全穩(wěn)定控制裝置，如圖5所示。經(jīng)計算，兩大直流故障后均可能會切除向左、向右以及溪左三個電廠的機組，兩個穩(wěn)控系統(tǒng)之間的控制措施有重疊。若按傳統(tǒng)的思路制定策略和實施方案，兩套穩(wěn)控系統(tǒng)間無信息交互和協(xié)調(diào)，當(dāng)出現(xiàn)兩大直流同時雙極閉鎖的極端故障時，某些機組會同時被兩個主站發(fā)來的命令切除，從而導(dǎo)致控制措施量不足。
對于上述情況，需對兩套穩(wěn)控系統(tǒng)進行協(xié)調(diào)控制。將其中一個主站(復(fù)龍站)設(shè)置為協(xié)調(diào)控制主站，負責(zé)協(xié)調(diào)兩大直流同時故障等極端情況下的全局優(yōu)化控制。當(dāng)宜賓站判出需采取切機控制措施時，在向電廠發(fā)送切機命令的同時，同步將切機信息發(fā)送至復(fù)龍站，由復(fù)龍站穩(wěn)控裝置進行協(xié)調(diào)控制。
此外，對于送端的切機控制策略，典型設(shè)計建議按照固定順序“依次切機，達到需切容量為止”的原則，可避免在控制主站采用主輔運行模式，簡化系統(tǒng)設(shè)計，提高可靠性。
五、總結(jié)
穩(wěn)控系統(tǒng)的合理構(gòu)架設(shè)計、穩(wěn)控裝置與直流控制保護系統(tǒng)之間的可靠接口設(shè)計、以及直流故障判據(jù)及控制策略的優(yōu)化設(shè)計是確保特高壓直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)可靠運行的重要前提。本文研究提出的特高壓直流穩(wěn)控系統(tǒng)典型設(shè)計方案，已在四川送出的三大特高壓直流(復(fù)奉/錦蘇/賓金)進行了實際工程應(yīng)用，系統(tǒng)運行狀態(tài)良好，多次正確動作，保障了電網(wǎng)穩(wěn)定運行。典型設(shè)計方案對于后續(xù)的特高壓直流穩(wěn)定系統(tǒng)的設(shè)計和實施具有重要參考和借鑒意義。此外，多直流同時故障閉鎖或換相失敗的穩(wěn)控策略及實施方案，以及如何減少穩(wěn)控裝置對于直流控制保護系統(tǒng)的依賴性，將是特高壓直流穩(wěn)定系統(tǒng)后續(xù)的研究方向和重點。
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