换流站多种运行方式下直流控制保护系统
的功能要求及配置方案研究
瞿蒙
（中南电力设计院，武汉 430071）
摘要：本文依托某实际建设的±500kV直流送出工程的受端换流站项目，提出了在多种运行工况下直流控制保护系统的功能要求和配置方案，以达到优化网络结构、提升系统功能、适应多种运行工况的目的。
关键词：换流站；多种运行方式；直流控制保护系统功能要求和配置方案
Research on DC C&P System Function Requirements and Configuration Upon Various Operating Mode In Converter Station
Qu Meng
(Central Southern Electric Power Design Institute, Wuhan 430071,China)
Abstract:
This report is based on one of the inverter station within existed ±500kV HVDC Project， to research the DC Control & Protection system function requirement and configuration upon various operating mode. Purpose is to optimize the network structure ,improve system function and adapt to each operating mode.
Key Words:
Converter Substation; Various operating mode; DC Control & Protection system configuration
0 引言
当前无论是国家电网公司或者南方电网公司, 直流输变电项目都已经大量建设同时也掌握了直流控制保护系统的关键技术，但对于特定情况下，例如A 省内±500kV直流输电项目中受端换流站直流场和交流场统一建设；无功配置复杂建设有线路串补、STATCOM 等；交流场对相邻两个省网交流联网并需要实现：
方式1：直流电力全部送A 省侧，且换流站交流母线与B 省侧交流联系开断； 方式2：直流电力全部送B 省侧，且换流站交流母线与A 省侧交流联系开断；
方式3：直流极1向A 省侧、极2向B 省侧各送单极直流电力，且两个单极所在交流母线电气联系开断。
此时直流控制保护系统对于非常规的多种运行工况的适应和研究就势在必行，下面分别就直流控制保护系统的功能要求和配置方案等做一一论述。
1 系统稳定相关直流控制功能和性能的要求
1.1受端弱交流系统下直流控制功能/性能要求
1.1.1换流站交流系统强度分析
高压直流换流站母线交流电网的强度可以用短路比（SCR ）来表示。短路比定义为高压直流换流站母线在1p.u. 电压时的短路水平（MVA ）与额定直流功率（MW ）的比值。考虑到无功补偿设备的影响，连接在交流母线上的电容器和交流滤波器明显地降低了短路容量，因此利用有效短路比（ESCR ）作为衡量交流系统强弱的重要指标，其定义为：交流系统短路容量减去连接在交流母线上的电容器和交流滤波器在1p.u. 电压下的容性无功补偿量后与直流换流器额定功率的比值。ESCR 越小，系统越弱，根据国家技术标准《高压直流系统的特性》的规定，交流系统的强度可按下述标准分类：
高ESCR 值的强系统：ESCR>3.0；
低ESCR 值的中等系统：2.0
低ESCR 值的弱系统： ESCR
在ESCR 较低的弱交流系统中，交流网络的变化或高压直流传输功率的变化均可导致电压振荡并需要特殊的控制策略，特别是逆变侧与弱交流系统相连的直流系统，交流电压和直流电压对负荷变化十分灵敏，这种灵敏性还会随着大容量的并联电容器而增加而增加。
根据某直流工程系统方案研究的结论，直流逆变站的短路比SCR 和有效短路比ESCR 指标详见表3-1和表3-2。
表3-1 2016年B 省丰小方式下受端换流站短路比
表3-2 2017年A 省枯小方式下受端换流站短路比
从表中计算结果可以看出，直流全送B 省和A 省的两种送电方式下的ESCR 均小于3.0，对比换流站短路容量及有效短路比，A 省侧短路容量相对较大，A 省侧交流系统稍强于B 省侧。
1.1.2受端弱系统无功控制功能要求
1.1.2.1 无功控制功能要求
在常规换流站中，无功控制属于直流站控层，其实质是通过调整无功补偿设备的投切容量来控制交流系统的特性，一般要求具备需要具备Qac 和Uac 两种控制模式。
在换流站直流双极全送B 省和双极全送A 省的运行方式下，受端换流站无功控制（RPC ）策略与常规直流相同，能够控制全站无功小组的投切，但两种方式下应能分别制定不同的RPC 控制策略；在直流两极分送运行方式下，受端换流站无功控制需分为B 省和A 省两个独立的控制功能，并分别制定不同的RPC 控制策略，各自控制本侧无功小组的投切。
另外，根据系统研究结论，受端换流站需要配置动态无功补偿装置来提升受端为弱交流系统的电压稳定性，因此，本直流工程的无功控制功能还需要研究与动态无功补偿装置的相互协调控制。
1.1.2.2 直流低负荷无功优化（LLRPO ）功能要求
直流在解锁启动或低功率运行过程中（一般按10%额定功率作为最低功率），为满足谐波性能要求，需要投入最少滤波器组，此时由于直流功率较低，换流站流入交流系统无功较大，在受端弱交流系统条件下更易引起系统的电压波动。对于本直流工程而言，在两极分送的运行方式下直流解锁过程中单极输送功率为150MW ，B 省、A 省两侧仍需投入最少滤波器组，此时，换流站无功过剩的情况较两极全送B 省或全送A 省的运行方式可能将更加严重。
为解决上述问题，需要在无功控制功能中增加直流低负荷无功优化（LLRPO ）策略，在直流低功率运行时，该功能根据预先工况计算直接增大换流器的触发角，降低直流电压参考值，增大换流器的无功消耗，达到减小交直流系统无功交换的目的。同时，该功能应能提供2种改变直流电压参考值的方法：第1种依据设定的直流功率/电压定值或Udc=f（Pdc ）曲线，根据直流功率Pdc 输出直流电压参考值Udc ；第2种由运行人员直接设定LLRPO 电压参考值Uref11，两者取大后的电压值与正常电压参考值Uref12相比后取小，作为最终的电压参考值Uref 为直流控制系统所用。
1.1.3 受端弱系统对逆变器控制方式的要求
逆变站采用定直流电压控制与定关断角γ控制相比，更有利于受端交流系统的电压稳定。当受端交流电网收到扰动，致使逆变器交流电压下降时，将引起逆变器换相角μ增大，同时直流电压也降低。在定关断角模式下，随着换相角增大，关断角调节器将增大β角，这使得逆变器消耗的无功功率增加，逆变站换流母线电压进一步降低，可能导致交流电压不稳
定。而采用定电压控制时，当受端电网交流电压下降而导致直流电压降低时，电压调节器将减小逆变器β角，这使得逆变器消耗的无功功率减小，有利于逆变站换流母线电压的恢复。此外，在轻负荷时，定电压控制可获得较大的关断角，从而减小了换相失败的几率；同时由于关断角的加大，使得逆变器消耗的无功增加，这对于轻负荷时换流站的无功平衡更加有利。因此，受端换流站推荐采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式。
1.1.4 受端弱系统换流变选相合闸装置要求
受端弱系统下，在换流变充电的过程中，还需考虑换流变饱和特性造成的励磁涌流的影响，配置选相合闸装置。
1.2 受端多种运行方式下直流控制功能/性能要求
1.2.1 直流附加控制功能要求
直流输电系统的附加控制功能是指利用直流输电系统所连交流系统中的某些运行参数的变化，对直流功率或直流电流、直流电压、换流器吸收的无功功率进行自动调整，充分发挥直流系统的快速可控性，用以改善交流系统运行性能的控制功能，这种调制功能亦称为直流输电系统的附加控制。直流输电系统调制功能的设计，取决于它所连接的交流系统的需要，目前常用的调制功能主要有功率提升（或回降）、频率控制、无功功率调制、阻尼控制、功率调制等。本节主要分析某直流工程受端多种运行方式下直流附加控制功能/性能的要求，并在必要时以2016年丰大极限方式作为基础方式数据，对相关控制功能进行仿真计算。
1.2.1.1 频率限制控制功能要求
随着直流受端运行方式的不同，FLC 控制功能的要求也有所不同。在直流双极全送B 省的情况下，在A 省系统发生大的扰动时投入FLC 功能后，可以有助于快速恢复送端系统频率的稳定，其中因为FLC 调节范围的限制，在跳机组故障的控制效果更为明显。
对于直流双极分送的运行方式，在系统扰动时，送广西的一极直流依然可以发挥调制作用，但另外送云南的一极应能根据实际情况考虑FLC 控制功能的投退。对于直流两极全送云南的情况应能根据实际运行情况考虑FLC 控制功能的投退。
另外，若直流送端进入孤岛运行，为充分发挥孤岛系统下FLC 控制功能的调节作用，FLC 控制功能应不受受端三种运行方式的限制，能够自动投入。
综合上述分析，直流FLC 控制功能要求具体如下：
（1）送端换流站孤岛运行方式下，FLC 控制功能应不受受端多种运行方式的限制自动投入，并控制直流双极功率，直流双极控制采用同一套控制参数（死区和调节范围）；
（2）送端换流站联网运行方式下，FLC 控制功能应能按极分别进行投退，每一极的控制参数可单独进行设置，且能够根据受端三种运行方式进行切换。
1.2.1.2 功率提升/回降以及功率限制控制功能要求
直流功率提升/回降功能和功率限制功能主要由外部安全稳定控制装置触发，为满足直流受端多种运行方式下稳定控制的要求，上述功能需要区分直流当前的运行方式并按极分别
进行控制，与安全稳定控制系统的接口需要进行特殊的设计，以直流功率提升/回降功能为例初步考虑以下接口方案：
两套极控系统每套均提供1个功率提升/回降功能模块，每个模块提供至少6档独立的功率提升/回降接口，每个接口除具备设定提升/回降的功率变化量和变化速率的常规功能外，还需明确定义该接口直流功率的具体控制方式，具体包括两极全送B 省提升/回降双极功率、两极全送A 省提升双极功率、两极分送提升/回降极1功率、两极分送提升/回降极2功率。具体接口方案如下图所示（以功率提升功能为例）。
提升双极功率1功率2
功率
图3-7 稳控系统与直流功率提升功能接口方案
上述接口方案若采用硬接线设计，则与常规直流在接口回路的规模上基本保持一致，但功率提升/回降档位选择裕度稍小，要求每套极控系统至少提供全送B 省提升双极功率接口、全送A 省提升双极功率接口各两档、两极分送方式提升极1功率1档和两极分送方式提升极1功率1档；若采用光纤通讯设计，则接口更加简单，同时，通过接口定义可实现更多档位的选择和控制。
功率回降功能和功率限制功能参考上述方案进行相同要求的设计。
1.2.1.3 直流线路故障再启动功能要求
对于该±500kV直流而言，在双极全送B 省或双极全送A 省的运行方式下，直流线路故障再启动功能控制逻辑与常规直流控制功能相同，但在双极分送的运行方式下，每个极的直流线路故障再启动功能均不需考虑另外一极直流运行状态的影响，因此，直流线路故障再启动控制逻辑应能根据直流不同运行方式分别对进行设置。
1.3 小结
与常规±500kV 直流工程的控制保护功能相比，该直流送出工程的控制保护功能/性能需要考虑受端弱交流系统以及多种运行方式所带来的以下特殊要求：
（1）直流站控层无功控制功能应能适应三种不同的运行方式，制定不同的RPC 控制策略表，并按极增加低负荷无功优化控制策略；
（2）逆变器应采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式；
（3）受端换流站需配置换流变及交流主变选相合闸装置；
（4）直流附加控制功能应能适应三种不同运行方式，其中，FLC 控制功能还需满足送端
换流站联网以及孤岛运行方式的功能要求，功率提升/回降和功率限制功能在功能接口上需要重新进行设计。
2 系统受端多种运行方式下控制保护配置方案研究
2.1 总体结构
本工程直流控制保护系统架构总体上与常规直流工程保持一致，采用分层结构：
1）远方调度控制层；
2）换流站运行人员控制层；
3）换流站控制层设备：含双重化配置的交、直流站控、极控及换流单元控制、站用电源及辅助系统控制设备；
4）就地测控单元层。
换流站控制系统采用完全双重化设计：输入输出单元、交直流站控、极控、站用电接口及辅助系统、现场总线网、站LAN 网、系统服务器和所有相关的直流控制装置都为双重化设计。控制系统的冗余设计可确保直流系统不会因为任一控制系统的单重故障而发生停运，也不会因为单重故障而失去对换流站的监视。
直流保护可采用完全双重化模式或三选二模式（基于功能出口的三取二），并且可允许任意一套保护退出运行而不影响直流系统功率输送。每重保护采用不同测量器件、通道、电源、出口的配置原则。
此外，针对该±500kV 直流输电工程的特点，除配置常规的控制保护系统外，逆变站对侧交流站还需增加最后线路断路器判别装置。
交流站控，用于实现交流场的开关、刀闸控制。逆变侧交流站控还需实现三种运行方式的自动转换和判断（直流“全送B 省”、“全送A 省”及“一个极送B 省、另一个极送A 省”），并将该信号送给直流站控、极控、直流保护、稳控和远方整流站等位置。
直流站控，用于实现直流场控制、无功控制（含逆变侧交流系统三种运行方式的无功控制）等。
双极的控制保护系统具备常规±500kV 直流工程直流控制保护系统的所有功能，另外适应逆变侧交流系统三种不同运行方式的需要。
每极设立独立的直流控制，实现极和阀组层的控制功能。
附加控制功能需分极单独考虑。
逆变侧分送时仅考虑极1送A 省、极2送B 省。
逆变侧分送时一极故障应不影响另一极功率输送。
2.2 直流站控功能与配置
2.2.1 直流场配置
该±500kV 直流工程直流场的配置与常规直流保持一致。
2.2.2 直流场控制模式
直流场的控制模式分为两种：自动控制模式和手动控制模式
直流线路地刀在连锁条件满足的情况下，在自动/手动控制模式下均可以进行操作。
2.2.3 无功控制
无功控制是直流站控的一项基本功能，其控制的设备为500kV 所有的小组交流滤波器开关、刀闸和地刀。
逆变侧直流站控需接收交流站控当前直流受端运行方式（双极全送B 省方式、双极全送A 省方式、双极分送方式），以便直流站控进行无功控制策略的切换。直流双极分送的运行方式下，与极1相关的交流滤波器大组为第三大组和第四大组；极2相关的交流滤波器大组为第一大组和第二大组。直流站控无功控制主要是控制小组交流滤波器的投切，小组交流滤波器投切的标准和优先级如下：
交流母线电压在运行人员设定值范围内；
谐波性能要求；
整个换流站与系统无功的交换在运行人员设定值范围内。
注意：逆变侧交流系统存在三种可能的运行方式以及带直流运行时相互之间的转换（注意期间存在短时的两省电网同步运行的情况）。
针对上述的运行人员设定值，逆变侧直流站控需具备因交流系统送出模式不同而自动切换上述设定值；模式三运行方式时，极1和极2分别具备不同的设定值。
交流滤波器的投切可以自动控制也可以手动控制。
整流侧的交流滤波器投切按照全站所有小组交流滤波器统一考虑；逆变侧的交流滤波器投切受交流系统送出的影响，需考虑三种不同运行方式下对滤波器的投切要求。
在逆变侧交流系统运行在模式一、二时，逆变侧交流滤波器的投切需均匀分配在第一、二大组交流滤波器和第三、四大组交流滤波器之间，两者之间小组交流滤波器投入的数量差不能超过一个小组，以便逆变侧交流送出模式的转换。如果超出一个小组交流滤波器，则不允许逆变侧交流系统从模式一、二向模式三的转换。
逆变侧交流系统运行在模式三时，直流站控应按极单独考虑各极的交流滤波器投切。模式三运行时，两极分别有不同的无功控制投切表。
2.2.4 无功和交流电压的测量
小组交流滤波器无功的测量直接从该小组的测控单元上传，即上传交流滤波器母线电压和小组交流滤波器电流。500kV 母线电压同时通过硬接线上传至直流站控本身。
直流站控需检测交流电压和无功的有效性，针对计算得到的无功功率值无效时，使用额定值代替，并给出告警信息。当某组交流电压异常时，需切换到正常工作的交流母线电压。逆变侧设计时需考虑不同运行模式时交流母线电压的选择。
针对逆变侧交流系统可能出现的多种运行模式，在模式1和模式2运行时，全站统一考虑与B 省或A 省电网系统的无功功率交换。模式3运行时，极1单独考虑与A 省电网的无功功率交换，极2单独考虑与B 省电网的无功功率交换。交流电压控制同上。
同时，受端直流站控需接入3/2接线各个分段母线的电压。
2.3 交流站控功能与配置
交流站控的主要功能如下：控制和监视交流场开关刀闸；开关刀闸的连锁逻辑；控制和监视站用电；最后断路器判断逻辑；逆变侧运行模式的判断与转换
2.3.1 逆变侧交流送出运行模式的判别与转换
逆变侧交流站控需自动判别当前的交流送出模式，并将该信号发送给相应直流控制保护系统。
逆变侧交流站控设定自动控制模式下的交流系统运行模式的转换，即双极全送B 省方式、双极全送A 省方式和双极分送方式之间的自动转换。自动控制模式下的转换需考虑满足相应的条件才允许进行，例如两省电网能否满足同期要求等。
需要注意的是自动转换模式时会有短时将两省电网联网运行。
2.3.2 母线分裂检测
交直流站控需检测交流场的运行方式，并产生相应的跳闸信号至相应极并产生顺序事件，该功能可以投退。
一个极与最少一条交流线路相连接
一个极与最少一个大组交流滤波器相连接
#1母与#2母没有连接
针对逆变侧交流站控尚需判断交流系统的送出方式，并传送给其它系统，其母线分裂检测功能在直流双极分送运行方式下需按极单独考虑。
2.4 极控系统功能与配置
2.4.1 极控概念
极控系统有三种功率控制模式：双极功率控制模式、单极功率控制模式、单极电流控制模式。
2.4.2 极控功能
2.4.2.1 有功功率控制
1）手动功率控制模式下的功率命令设定功能（PODC ）
稳态功率命令（PrefDC ）通过后台或远控接口在SCADA 级确定。
在双极定功率模式（PmodeBP ）下功率命令对两个极都有效。为了使一个极达到最大的独立性，从SCADA 级设置的稳态功率命令（PrefDC ）被独立的传到极1和极2的每一个功率命令计算器功能模块里。每一个极的控制是独立的（包括两站极间通信信号）。逆变侧运行在双极全送B 省和双极全送A 省方式下，双极功率控制功能与之前的直流双极功率控制相同。
直流在双极分送运行方式下时，当一极采用单极功率控制模式时，默认情况下另一极也采用单极功率控制模式，也可转换为手动电流控制模式:，单极功率控制模式下运行人员也可以选择自动功率控制模式或手动功率控制模式来设定PrefDC ，在自动功率控制模式下运行人员输入一个预设的功率计划曲线（曲线仅对该极有效），该曲线即是直流功率的每日负荷曲线，这意味着如果双极均处于单极功率控制模式时，需要针对每一极单独设定功率曲线。在手动功率控制模式下运行人员可以手动输入PrefDC 值并以每分钟1到999 MW范围内预设的等变率变化。在功率等变期间，运行人员可以随时启动停止功率等变，保持当时的功率值；如果设置没有改变的话也可以启动已停止的功率等变，恢复预先设定好的等变率。
2）直流功率控制功能
极控的直流功率控制有一个主要功能是通过来自运行人员控制级的有关信息确定直流功率定值(PrefDC)。双极功率控制的原理是用双极功率参考值除以双极直流电压。这个双极级的功能在两个极的极控系统里完成。
因为用于PrefDC 斜坡信号发生器及安装在每一个极上的电流定值计算器有相同的输入信号，它们计算出相等的直流电流参考值Idfef ，故每一个极从功率控制功能取得相同的直流电流参考值使双极运行平衡。利用这种方法，即使在降压运行的时候两个极的电流定值都是相等的。
单极功率控制的原理是单极功率参考值除以本极直流电压，计算出本极的直流电流参考值Idfef 。
3）极-极功率传输
在某些情况下，会造成双极不平衡。极-极功率传输功能（PPT ）考虑这些因素，实现功率（电流）从一极到另一极交换。下述情况会产生接地电流：
当一极在定电流模式（Imode ）下运行时，两极间交换电流定值以达到恒定功率运行。
当一极达到电流限制值下运行时，两极间交换电流定值达到恒定功率运行。
当将一极设定为单极功率控制模式时，默认的将另一极也设定为单极功率控制模式。即双极均处于单极功率控制模式，此时极-极功率转移功能将不起作用。对于可能的双极不平衡，此时将在接地极上出现不平衡电流。
受端分送模式下，极控系统研究基于改变直流电压调节直流电流从而限制双极运行时接地极可能的不平衡电流的功能。
2.4.2.2 直流电流控制功能
1）整流侧的直流电流控制
在整流侧，△Id与△Ud相比较选择负值最大的（最小选择）。假如由于某些原因Id 增大，△Id就变为负值，那么增加PI 模块的输出值（α）来使整流器增大触发角，直到Id 减小到要求的参考值。反之减小触发角。
2）逆变侧的直流电流控制
在逆变侧，三个控制器的偏差值同时在一个最大选择模块中相互比较，假如Id 比Idref 大（－△Id），那么△Id使PI 输出的漂移方向与在整流侧中一样。这通常指这种情况：当0.1PU 的Imarg 减小时，Id 控制器试图增大α0来有效维持电流不会增大。假如由于某些原因Id 被减到小于Idref-Imarg ，那么△Id将要变成正值，假如它是比另外两个控制器的差值大的话将被选中，来减小α以增加电流。
3）接地极电流监测
在极控中提供一个接地极电流监测功能，用于计算和积累接地极运行时流过的电量。 在双极分送运行方式下，接地极电流检测功能将启动较小输送功率极的直流电流调节功能，以达到减少流入接地极的电流。
2.4.2.3 直流电压控制
在每个极的两个站都提供有电压控制功能，同时它们的应用方式也有所不同：
在逆变站Uref 被用于电压控制器的参考设定，通常设定为1.0Pu 。在这种方式下，逆变器通过闭环电压控制直接控制计算所得的整流器直流电压，使其达到额定值。在整流侧，一个裕度(稳定状态时大约是0.025Pu) 被加到正常直流电压上面。为了避免与从交流和直流故障中恢复期间直流电流控制发生冲突，裕度被暂时设定为0.3Pu 。这个值被用作直流电压控制器的参考值，平时是不用的。整流器通常在它的电流控制特性下运行以控制极电流，仅仅在Ud 大于Uref ＋Umarg 时暂时使用电压控制器。
2.5 直流保护系统功能与配置
直流保护可采用完全双重化模式或三选二模式（基于功能出口的三取二），并且可允许任意一套保护退出运行而不影响直流系统功率输送。每重保护采用不同测量器件、通道、电源、出口的配置原则。
直流保护的设计同样需要考虑逆变侧的三种不同运行模式，部分保护定值与保护出口需根据运行方式切换。
交流低电压保护、交流过电压保护、交流过流保护、50/100Hz保护等，要分极配置，定值可能要两套。60EL 保护要考虑在直流双极分送运行方式下无法进行极平衡操作的动作定值和动作逻辑。
2.5.1 保护区域及故障位置
直流保护系统所覆盖的区域如下：
换流器保护（或称阀厅保护）区域包括换流变阀侧套管至阀厅极线侧的直流穿墙套管。 直流极母线保护（或称直流开关场高压保护）区域包括从阀厅高压直流穿墙套管至直流出线上的直流电流互感器之间的所有极设备和母线设备(包括平波电抗器，不包括直流滤波器设备) 。
极中性母线保护区域包括从阀厅低压直流穿墙套管至接地极引线连接点之间的所有设备和母线设备，含直流高速开关(HSNBS)保护。
直流线路保护区域包括两换流站直流出线上的直流电流互感器之间的直流导线和所有设备。
双极保护（包括接地极引线保护）区域从双极中性母线的电流互感器到接地极连接点，含直流高速开关(MRTB，GRTS ，HSGS) 保护。双极中性母线和接地极引线是两个极的公共部分，其保护没有死区，以保证对双极利用率的影响减至最小。
图2.5.1保护区域示意图
直流保护区域内的故障包括：阀短路故障、相间短路故障、接地短路故障、换流器直流侧短路故障、开路故障、换相失败故障等。
直流保护区域内故障位置如图2.5.2所示。
图2.5.2直流保护区域内故障位置示意图
保护的目的是防止危害直流换流站内设备的过应力，以及危害整个系统（含交流系统）运行的故障。保护自适应于直流输电运行方式（双极大地运行方式、单极大地运行方式、金属回线运行方式）逆变侧三种运行方式及其转换，以及自适应于输送功率方向及其功率方向转换。
2.5.2 直流保护系统的功能配置 2.5.2.1 换流器区保护
2.5.2.2 极区保护（高压母线，中性母线，直流线路）
2.5.2.3 双极区保护（双极连接区、接地极线路、金属回线）
2.5.3 小结
通过上述研究，现有常规±500kV直流工程控制保护的结构和方案基本可以满足本工程受端多种运行方式下控制保护的要求，但需在直流控制保护做大量的软件修改以适应相应的功能要求，需增加和修改的主要功能如下：
需增加逆变侧交流送出的模式判别功能，并研究送出模式的转换功能。 直流的功率传输模式需在原有的双极功率控制模式、单极电流控制模式上增加单极功率控制模式。以适应双极分送运行方式，该控制模式下两极之间的功率传输相互之间不受影响。
双极分送方式下，为了控制流入接地极的电流，直流控制保护考虑通过改变直流电压调整直流电流，从而限制双极不平衡运行时的接地极电流。
直流附加控制按照分极配置。
双极分送运行方式仅考虑极1送A 省，极2送B 省。分送模式下3、4大组交流滤波器与极1关联，1、2大组交流滤波器与极2关联。
受端换流站直流保护中的交流过电压、交流低电压等保护功能均需按极单独配置，直流中性母线双极区保护需根据不同送出方式进行单独考虑。
3 结论
本文对A 省内某±500kV直流送出工程直流控制保护系统功能进行了分析和研究，提出了受端多种运行方式下控制保护功能的适应性要求和工程实施的解决方案，主要结论如下：
（1）交、直流站控方面
增加逆变侧直流双极全送B 省、双极全送A 省和双极分送方式的判别功能和转换功能； 逆变侧需考虑换流站及对侧交流站最后断路器保护；
无功控制功能应能适应三种不同的运行方式，制定不同的RPC 控制策略表，并按极增加低负荷无功优化控制策略；直流无功控制仅考虑交流滤波器/并联电容器本身，稳态运行时
与动态无功补偿装置考虑分别独立控制。
（2）直流极控方面
在常规直流功率传输模式基础上增加单极功率控制模式，并且在双极分送方式下两极功率传输相互之间不受影响；
直流附加控制功能应能按极配置，并适应送端联网或孤岛以及受端不同运行方式，功能接口需要重新进行设计；
双极分送方式下需要研究通过降压运行调节直流电流的双极电流平衡控制功能，并开展双极金属中线方式的直流主回路专题研究。
（3）直流保护方面
富宁换流站直流保护中的交流过电压、交流低电压等保护功能均需按极单独配置，直流中性母线双极区保护需根据不同送出方式进行单独考虑。
（4）其它方面
逆变器应采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式； 受端换流站需配置换流变及交流主变选相合闸装置。
双极分送运行方式仅考虑极1送A 省，极2送B 省。分送模式下3、4大组交流滤波器与极1关联，1、2大组交流滤波器与极2关联。
参考文献
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[4] 高压直流控制保护系统的研究[C]，田杰，李海英，毛仕涛，2005.
作者简介
瞿蒙（1983.2-），男，湖北武汉人，工程师，现在湖北武汉中南电力设计院从事变电电气二次设计工作。Email ：[email protected]。
通信地址：湖北省武汉市 民主路668号中南电力设计院电网公司，邮编430071。 联系电话：027-65262293。
换流站多种运行方式下直流控制保护系统
的功能要求及配置方案研究
瞿蒙
（中南电力设计院，武汉 430071）
摘要：本文依托某实际建设的±500kV直流送出工程的受端换流站项目，提出了在多种运行工况下直流控制保护系统的功能要求和配置方案，以达到优化网络结构、提升系统功能、适应多种运行工况的目的。
关键词：换流站；多种运行方式；直流控制保护系统功能要求和配置方案
Research on DC C&P System Function Requirements and Configuration Upon Various Operating Mode In Converter Station
Qu Meng
(Central Southern Electric Power Design Institute, Wuhan 430071,China)
Abstract:
This report is based on one of the inverter station within existed ±500kV HVDC Project， to research the DC Control & Protection system function requirement and configuration upon various operating mode. Purpose is to optimize the network structure ,improve system function and adapt to each operating mode.
Key Words:
Converter Substation; Various operating mode; DC Control & Protection system configuration
0 引言
当前无论是国家电网公司或者南方电网公司, 直流输变电项目都已经大量建设同时也掌握了直流控制保护系统的关键技术，但对于特定情况下，例如A 省内±500kV直流输电项目中受端换流站直流场和交流场统一建设；无功配置复杂建设有线路串补、STATCOM 等；交流场对相邻两个省网交流联网并需要实现：
方式1：直流电力全部送A 省侧，且换流站交流母线与B 省侧交流联系开断； 方式2：直流电力全部送B 省侧，且换流站交流母线与A 省侧交流联系开断；
方式3：直流极1向A 省侧、极2向B 省侧各送单极直流电力，且两个单极所在交流母线电气联系开断。
此时直流控制保护系统对于非常规的多种运行工况的适应和研究就势在必行，下面分别就直流控制保护系统的功能要求和配置方案等做一一论述。
1 系统稳定相关直流控制功能和性能的要求
1.1受端弱交流系统下直流控制功能/性能要求
1.1.1换流站交流系统强度分析
高压直流换流站母线交流电网的强度可以用短路比（SCR ）来表示。短路比定义为高压直流换流站母线在1p.u. 电压时的短路水平（MVA ）与额定直流功率（MW ）的比值。考虑到无功补偿设备的影响，连接在交流母线上的电容器和交流滤波器明显地降低了短路容量，因此利用有效短路比（ESCR ）作为衡量交流系统强弱的重要指标，其定义为：交流系统短路容量减去连接在交流母线上的电容器和交流滤波器在1p.u. 电压下的容性无功补偿量后与直流换流器额定功率的比值。ESCR 越小，系统越弱，根据国家技术标准《高压直流系统的特性》的规定，交流系统的强度可按下述标准分类：
高ESCR 值的强系统：ESCR>3.0；
低ESCR 值的中等系统：2.0
低ESCR 值的弱系统： ESCR
在ESCR 较低的弱交流系统中，交流网络的变化或高压直流传输功率的变化均可导致电压振荡并需要特殊的控制策略，特别是逆变侧与弱交流系统相连的直流系统，交流电压和直流电压对负荷变化十分灵敏，这种灵敏性还会随着大容量的并联电容器而增加而增加。
根据某直流工程系统方案研究的结论，直流逆变站的短路比SCR 和有效短路比ESCR 指标详见表3-1和表3-2。
表3-1 2016年B 省丰小方式下受端换流站短路比
表3-2 2017年A 省枯小方式下受端换流站短路比
从表中计算结果可以看出，直流全送B 省和A 省的两种送电方式下的ESCR 均小于3.0，对比换流站短路容量及有效短路比，A 省侧短路容量相对较大，A 省侧交流系统稍强于B 省侧。
1.1.2受端弱系统无功控制功能要求
1.1.2.1 无功控制功能要求
在常规换流站中，无功控制属于直流站控层，其实质是通过调整无功补偿设备的投切容量来控制交流系统的特性，一般要求具备需要具备Qac 和Uac 两种控制模式。
在换流站直流双极全送B 省和双极全送A 省的运行方式下，受端换流站无功控制（RPC ）策略与常规直流相同，能够控制全站无功小组的投切，但两种方式下应能分别制定不同的RPC 控制策略；在直流两极分送运行方式下，受端换流站无功控制需分为B 省和A 省两个独立的控制功能，并分别制定不同的RPC 控制策略，各自控制本侧无功小组的投切。
另外，根据系统研究结论，受端换流站需要配置动态无功补偿装置来提升受端为弱交流系统的电压稳定性，因此，本直流工程的无功控制功能还需要研究与动态无功补偿装置的相互协调控制。
1.1.2.2 直流低负荷无功优化（LLRPO ）功能要求
直流在解锁启动或低功率运行过程中（一般按10%额定功率作为最低功率），为满足谐波性能要求，需要投入最少滤波器组，此时由于直流功率较低，换流站流入交流系统无功较大，在受端弱交流系统条件下更易引起系统的电压波动。对于本直流工程而言，在两极分送的运行方式下直流解锁过程中单极输送功率为150MW ，B 省、A 省两侧仍需投入最少滤波器组，此时，换流站无功过剩的情况较两极全送B 省或全送A 省的运行方式可能将更加严重。
为解决上述问题，需要在无功控制功能中增加直流低负荷无功优化（LLRPO ）策略，在直流低功率运行时，该功能根据预先工况计算直接增大换流器的触发角，降低直流电压参考值，增大换流器的无功消耗，达到减小交直流系统无功交换的目的。同时，该功能应能提供2种改变直流电压参考值的方法：第1种依据设定的直流功率/电压定值或Udc=f（Pdc ）曲线，根据直流功率Pdc 输出直流电压参考值Udc ；第2种由运行人员直接设定LLRPO 电压参考值Uref11，两者取大后的电压值与正常电压参考值Uref12相比后取小，作为最终的电压参考值Uref 为直流控制系统所用。
1.1.3 受端弱系统对逆变器控制方式的要求
逆变站采用定直流电压控制与定关断角γ控制相比，更有利于受端交流系统的电压稳定。当受端交流电网收到扰动，致使逆变器交流电压下降时，将引起逆变器换相角μ增大，同时直流电压也降低。在定关断角模式下，随着换相角增大，关断角调节器将增大β角，这使得逆变器消耗的无功功率增加，逆变站换流母线电压进一步降低，可能导致交流电压不稳
定。而采用定电压控制时，当受端电网交流电压下降而导致直流电压降低时，电压调节器将减小逆变器β角，这使得逆变器消耗的无功功率减小，有利于逆变站换流母线电压的恢复。此外，在轻负荷时，定电压控制可获得较大的关断角，从而减小了换相失败的几率；同时由于关断角的加大，使得逆变器消耗的无功增加，这对于轻负荷时换流站的无功平衡更加有利。因此，受端换流站推荐采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式。
1.1.4 受端弱系统换流变选相合闸装置要求
受端弱系统下，在换流变充电的过程中，还需考虑换流变饱和特性造成的励磁涌流的影响，配置选相合闸装置。
1.2 受端多种运行方式下直流控制功能/性能要求
1.2.1 直流附加控制功能要求
直流输电系统的附加控制功能是指利用直流输电系统所连交流系统中的某些运行参数的变化，对直流功率或直流电流、直流电压、换流器吸收的无功功率进行自动调整，充分发挥直流系统的快速可控性，用以改善交流系统运行性能的控制功能，这种调制功能亦称为直流输电系统的附加控制。直流输电系统调制功能的设计，取决于它所连接的交流系统的需要，目前常用的调制功能主要有功率提升（或回降）、频率控制、无功功率调制、阻尼控制、功率调制等。本节主要分析某直流工程受端多种运行方式下直流附加控制功能/性能的要求，并在必要时以2016年丰大极限方式作为基础方式数据，对相关控制功能进行仿真计算。
1.2.1.1 频率限制控制功能要求
随着直流受端运行方式的不同，FLC 控制功能的要求也有所不同。在直流双极全送B 省的情况下，在A 省系统发生大的扰动时投入FLC 功能后，可以有助于快速恢复送端系统频率的稳定，其中因为FLC 调节范围的限制，在跳机组故障的控制效果更为明显。
对于直流双极分送的运行方式，在系统扰动时，送广西的一极直流依然可以发挥调制作用，但另外送云南的一极应能根据实际情况考虑FLC 控制功能的投退。对于直流两极全送云南的情况应能根据实际运行情况考虑FLC 控制功能的投退。
另外，若直流送端进入孤岛运行，为充分发挥孤岛系统下FLC 控制功能的调节作用，FLC 控制功能应不受受端三种运行方式的限制，能够自动投入。
综合上述分析，直流FLC 控制功能要求具体如下：
（1）送端换流站孤岛运行方式下，FLC 控制功能应不受受端多种运行方式的限制自动投入，并控制直流双极功率，直流双极控制采用同一套控制参数（死区和调节范围）；
（2）送端换流站联网运行方式下，FLC 控制功能应能按极分别进行投退，每一极的控制参数可单独进行设置，且能够根据受端三种运行方式进行切换。
1.2.1.2 功率提升/回降以及功率限制控制功能要求
直流功率提升/回降功能和功率限制功能主要由外部安全稳定控制装置触发，为满足直流受端多种运行方式下稳定控制的要求，上述功能需要区分直流当前的运行方式并按极分别
进行控制，与安全稳定控制系统的接口需要进行特殊的设计，以直流功率提升/回降功能为例初步考虑以下接口方案：
两套极控系统每套均提供1个功率提升/回降功能模块，每个模块提供至少6档独立的功率提升/回降接口，每个接口除具备设定提升/回降的功率变化量和变化速率的常规功能外，还需明确定义该接口直流功率的具体控制方式，具体包括两极全送B 省提升/回降双极功率、两极全送A 省提升双极功率、两极分送提升/回降极1功率、两极分送提升/回降极2功率。具体接口方案如下图所示（以功率提升功能为例）。
提升双极功率1功率2
功率
图3-7 稳控系统与直流功率提升功能接口方案
上述接口方案若采用硬接线设计，则与常规直流在接口回路的规模上基本保持一致，但功率提升/回降档位选择裕度稍小，要求每套极控系统至少提供全送B 省提升双极功率接口、全送A 省提升双极功率接口各两档、两极分送方式提升极1功率1档和两极分送方式提升极1功率1档；若采用光纤通讯设计，则接口更加简单，同时，通过接口定义可实现更多档位的选择和控制。
功率回降功能和功率限制功能参考上述方案进行相同要求的设计。
1.2.1.3 直流线路故障再启动功能要求
对于该±500kV直流而言，在双极全送B 省或双极全送A 省的运行方式下，直流线路故障再启动功能控制逻辑与常规直流控制功能相同，但在双极分送的运行方式下，每个极的直流线路故障再启动功能均不需考虑另外一极直流运行状态的影响，因此，直流线路故障再启动控制逻辑应能根据直流不同运行方式分别对进行设置。
1.3 小结
与常规±500kV 直流工程的控制保护功能相比，该直流送出工程的控制保护功能/性能需要考虑受端弱交流系统以及多种运行方式所带来的以下特殊要求：
（1）直流站控层无功控制功能应能适应三种不同的运行方式，制定不同的RPC 控制策略表，并按极增加低负荷无功优化控制策略；
（2）逆变器应采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式；
（3）受端换流站需配置换流变及交流主变选相合闸装置；
（4）直流附加控制功能应能适应三种不同运行方式，其中，FLC 控制功能还需满足送端
换流站联网以及孤岛运行方式的功能要求，功率提升/回降和功率限制功能在功能接口上需要重新进行设计。
2 系统受端多种运行方式下控制保护配置方案研究
2.1 总体结构
本工程直流控制保护系统架构总体上与常规直流工程保持一致，采用分层结构：
1）远方调度控制层；
2）换流站运行人员控制层；
3）换流站控制层设备：含双重化配置的交、直流站控、极控及换流单元控制、站用电源及辅助系统控制设备；
4）就地测控单元层。
换流站控制系统采用完全双重化设计：输入输出单元、交直流站控、极控、站用电接口及辅助系统、现场总线网、站LAN 网、系统服务器和所有相关的直流控制装置都为双重化设计。控制系统的冗余设计可确保直流系统不会因为任一控制系统的单重故障而发生停运，也不会因为单重故障而失去对换流站的监视。
直流保护可采用完全双重化模式或三选二模式（基于功能出口的三取二），并且可允许任意一套保护退出运行而不影响直流系统功率输送。每重保护采用不同测量器件、通道、电源、出口的配置原则。
此外，针对该±500kV 直流输电工程的特点，除配置常规的控制保护系统外，逆变站对侧交流站还需增加最后线路断路器判别装置。
交流站控，用于实现交流场的开关、刀闸控制。逆变侧交流站控还需实现三种运行方式的自动转换和判断（直流“全送B 省”、“全送A 省”及“一个极送B 省、另一个极送A 省”），并将该信号送给直流站控、极控、直流保护、稳控和远方整流站等位置。
直流站控，用于实现直流场控制、无功控制（含逆变侧交流系统三种运行方式的无功控制）等。
双极的控制保护系统具备常规±500kV 直流工程直流控制保护系统的所有功能，另外适应逆变侧交流系统三种不同运行方式的需要。
每极设立独立的直流控制，实现极和阀组层的控制功能。
附加控制功能需分极单独考虑。
逆变侧分送时仅考虑极1送A 省、极2送B 省。
逆变侧分送时一极故障应不影响另一极功率输送。
2.2 直流站控功能与配置
2.2.1 直流场配置
该±500kV 直流工程直流场的配置与常规直流保持一致。
2.2.2 直流场控制模式
直流场的控制模式分为两种：自动控制模式和手动控制模式
直流线路地刀在连锁条件满足的情况下，在自动/手动控制模式下均可以进行操作。
2.2.3 无功控制
无功控制是直流站控的一项基本功能，其控制的设备为500kV 所有的小组交流滤波器开关、刀闸和地刀。
逆变侧直流站控需接收交流站控当前直流受端运行方式（双极全送B 省方式、双极全送A 省方式、双极分送方式），以便直流站控进行无功控制策略的切换。直流双极分送的运行方式下，与极1相关的交流滤波器大组为第三大组和第四大组；极2相关的交流滤波器大组为第一大组和第二大组。直流站控无功控制主要是控制小组交流滤波器的投切，小组交流滤波器投切的标准和优先级如下：
交流母线电压在运行人员设定值范围内；
谐波性能要求；
整个换流站与系统无功的交换在运行人员设定值范围内。
注意：逆变侧交流系统存在三种可能的运行方式以及带直流运行时相互之间的转换（注意期间存在短时的两省电网同步运行的情况）。
针对上述的运行人员设定值，逆变侧直流站控需具备因交流系统送出模式不同而自动切换上述设定值；模式三运行方式时，极1和极2分别具备不同的设定值。
交流滤波器的投切可以自动控制也可以手动控制。
整流侧的交流滤波器投切按照全站所有小组交流滤波器统一考虑；逆变侧的交流滤波器投切受交流系统送出的影响，需考虑三种不同运行方式下对滤波器的投切要求。
在逆变侧交流系统运行在模式一、二时，逆变侧交流滤波器的投切需均匀分配在第一、二大组交流滤波器和第三、四大组交流滤波器之间，两者之间小组交流滤波器投入的数量差不能超过一个小组，以便逆变侧交流送出模式的转换。如果超出一个小组交流滤波器，则不允许逆变侧交流系统从模式一、二向模式三的转换。
逆变侧交流系统运行在模式三时，直流站控应按极单独考虑各极的交流滤波器投切。模式三运行时，两极分别有不同的无功控制投切表。
2.2.4 无功和交流电压的测量
小组交流滤波器无功的测量直接从该小组的测控单元上传，即上传交流滤波器母线电压和小组交流滤波器电流。500kV 母线电压同时通过硬接线上传至直流站控本身。
直流站控需检测交流电压和无功的有效性，针对计算得到的无功功率值无效时，使用额定值代替，并给出告警信息。当某组交流电压异常时，需切换到正常工作的交流母线电压。逆变侧设计时需考虑不同运行模式时交流母线电压的选择。
针对逆变侧交流系统可能出现的多种运行模式，在模式1和模式2运行时，全站统一考虑与B 省或A 省电网系统的无功功率交换。模式3运行时，极1单独考虑与A 省电网的无功功率交换，极2单独考虑与B 省电网的无功功率交换。交流电压控制同上。
同时，受端直流站控需接入3/2接线各个分段母线的电压。
2.3 交流站控功能与配置
交流站控的主要功能如下：控制和监视交流场开关刀闸；开关刀闸的连锁逻辑；控制和监视站用电；最后断路器判断逻辑；逆变侧运行模式的判断与转换
2.3.1 逆变侧交流送出运行模式的判别与转换
逆变侧交流站控需自动判别当前的交流送出模式，并将该信号发送给相应直流控制保护系统。
逆变侧交流站控设定自动控制模式下的交流系统运行模式的转换，即双极全送B 省方式、双极全送A 省方式和双极分送方式之间的自动转换。自动控制模式下的转换需考虑满足相应的条件才允许进行，例如两省电网能否满足同期要求等。
需要注意的是自动转换模式时会有短时将两省电网联网运行。
2.3.2 母线分裂检测
交直流站控需检测交流场的运行方式，并产生相应的跳闸信号至相应极并产生顺序事件，该功能可以投退。
一个极与最少一条交流线路相连接
一个极与最少一个大组交流滤波器相连接
#1母与#2母没有连接
针对逆变侧交流站控尚需判断交流系统的送出方式，并传送给其它系统，其母线分裂检测功能在直流双极分送运行方式下需按极单独考虑。
2.4 极控系统功能与配置
2.4.1 极控概念
极控系统有三种功率控制模式：双极功率控制模式、单极功率控制模式、单极电流控制模式。
2.4.2 极控功能
2.4.2.1 有功功率控制
1）手动功率控制模式下的功率命令设定功能（PODC ）
稳态功率命令（PrefDC ）通过后台或远控接口在SCADA 级确定。
在双极定功率模式（PmodeBP ）下功率命令对两个极都有效。为了使一个极达到最大的独立性，从SCADA 级设置的稳态功率命令（PrefDC ）被独立的传到极1和极2的每一个功率命令计算器功能模块里。每一个极的控制是独立的（包括两站极间通信信号）。逆变侧运行在双极全送B 省和双极全送A 省方式下，双极功率控制功能与之前的直流双极功率控制相同。
直流在双极分送运行方式下时，当一极采用单极功率控制模式时，默认情况下另一极也采用单极功率控制模式，也可转换为手动电流控制模式:，单极功率控制模式下运行人员也可以选择自动功率控制模式或手动功率控制模式来设定PrefDC ，在自动功率控制模式下运行人员输入一个预设的功率计划曲线（曲线仅对该极有效），该曲线即是直流功率的每日负荷曲线，这意味着如果双极均处于单极功率控制模式时，需要针对每一极单独设定功率曲线。在手动功率控制模式下运行人员可以手动输入PrefDC 值并以每分钟1到999 MW范围内预设的等变率变化。在功率等变期间，运行人员可以随时启动停止功率等变，保持当时的功率值；如果设置没有改变的话也可以启动已停止的功率等变，恢复预先设定好的等变率。
2）直流功率控制功能
极控的直流功率控制有一个主要功能是通过来自运行人员控制级的有关信息确定直流功率定值(PrefDC)。双极功率控制的原理是用双极功率参考值除以双极直流电压。这个双极级的功能在两个极的极控系统里完成。
因为用于PrefDC 斜坡信号发生器及安装在每一个极上的电流定值计算器有相同的输入信号，它们计算出相等的直流电流参考值Idfef ，故每一个极从功率控制功能取得相同的直流电流参考值使双极运行平衡。利用这种方法，即使在降压运行的时候两个极的电流定值都是相等的。
单极功率控制的原理是单极功率参考值除以本极直流电压，计算出本极的直流电流参考值Idfef 。
3）极-极功率传输
在某些情况下，会造成双极不平衡。极-极功率传输功能（PPT ）考虑这些因素，实现功率（电流）从一极到另一极交换。下述情况会产生接地电流：
当一极在定电流模式（Imode ）下运行时，两极间交换电流定值以达到恒定功率运行。
当一极达到电流限制值下运行时，两极间交换电流定值达到恒定功率运行。
当将一极设定为单极功率控制模式时，默认的将另一极也设定为单极功率控制模式。即双极均处于单极功率控制模式，此时极-极功率转移功能将不起作用。对于可能的双极不平衡，此时将在接地极上出现不平衡电流。
受端分送模式下，极控系统研究基于改变直流电压调节直流电流从而限制双极运行时接地极可能的不平衡电流的功能。
2.4.2.2 直流电流控制功能
1）整流侧的直流电流控制
在整流侧，△Id与△Ud相比较选择负值最大的（最小选择）。假如由于某些原因Id 增大，△Id就变为负值，那么增加PI 模块的输出值（α）来使整流器增大触发角，直到Id 减小到要求的参考值。反之减小触发角。
2）逆变侧的直流电流控制
在逆变侧，三个控制器的偏差值同时在一个最大选择模块中相互比较，假如Id 比Idref 大（－△Id），那么△Id使PI 输出的漂移方向与在整流侧中一样。这通常指这种情况：当0.1PU 的Imarg 减小时，Id 控制器试图增大α0来有效维持电流不会增大。假如由于某些原因Id 被减到小于Idref-Imarg ，那么△Id将要变成正值，假如它是比另外两个控制器的差值大的话将被选中，来减小α以增加电流。
3）接地极电流监测
在极控中提供一个接地极电流监测功能，用于计算和积累接地极运行时流过的电量。 在双极分送运行方式下，接地极电流检测功能将启动较小输送功率极的直流电流调节功能，以达到减少流入接地极的电流。
2.4.2.3 直流电压控制
在每个极的两个站都提供有电压控制功能，同时它们的应用方式也有所不同：
在逆变站Uref 被用于电压控制器的参考设定，通常设定为1.0Pu 。在这种方式下，逆变器通过闭环电压控制直接控制计算所得的整流器直流电压，使其达到额定值。在整流侧，一个裕度(稳定状态时大约是0.025Pu) 被加到正常直流电压上面。为了避免与从交流和直流故障中恢复期间直流电流控制发生冲突，裕度被暂时设定为0.3Pu 。这个值被用作直流电压控制器的参考值，平时是不用的。整流器通常在它的电流控制特性下运行以控制极电流，仅仅在Ud 大于Uref ＋Umarg 时暂时使用电压控制器。
2.5 直流保护系统功能与配置
直流保护可采用完全双重化模式或三选二模式（基于功能出口的三取二），并且可允许任意一套保护退出运行而不影响直流系统功率输送。每重保护采用不同测量器件、通道、电源、出口的配置原则。
直流保护的设计同样需要考虑逆变侧的三种不同运行模式，部分保护定值与保护出口需根据运行方式切换。
交流低电压保护、交流过电压保护、交流过流保护、50/100Hz保护等，要分极配置，定值可能要两套。60EL 保护要考虑在直流双极分送运行方式下无法进行极平衡操作的动作定值和动作逻辑。
2.5.1 保护区域及故障位置
直流保护系统所覆盖的区域如下：
换流器保护（或称阀厅保护）区域包括换流变阀侧套管至阀厅极线侧的直流穿墙套管。 直流极母线保护（或称直流开关场高压保护）区域包括从阀厅高压直流穿墙套管至直流出线上的直流电流互感器之间的所有极设备和母线设备(包括平波电抗器，不包括直流滤波器设备) 。
极中性母线保护区域包括从阀厅低压直流穿墙套管至接地极引线连接点之间的所有设备和母线设备，含直流高速开关(HSNBS)保护。
直流线路保护区域包括两换流站直流出线上的直流电流互感器之间的直流导线和所有设备。
双极保护（包括接地极引线保护）区域从双极中性母线的电流互感器到接地极连接点，含直流高速开关(MRTB，GRTS ，HSGS) 保护。双极中性母线和接地极引线是两个极的公共部分，其保护没有死区，以保证对双极利用率的影响减至最小。
图2.5.1保护区域示意图
直流保护区域内的故障包括：阀短路故障、相间短路故障、接地短路故障、换流器直流侧短路故障、开路故障、换相失败故障等。
直流保护区域内故障位置如图2.5.2所示。
图2.5.2直流保护区域内故障位置示意图
保护的目的是防止危害直流换流站内设备的过应力，以及危害整个系统（含交流系统）运行的故障。保护自适应于直流输电运行方式（双极大地运行方式、单极大地运行方式、金属回线运行方式）逆变侧三种运行方式及其转换，以及自适应于输送功率方向及其功率方向转换。
2.5.2 直流保护系统的功能配置 2.5.2.1 换流器区保护
2.5.2.2 极区保护（高压母线，中性母线，直流线路）
2.5.2.3 双极区保护（双极连接区、接地极线路、金属回线）
2.5.3 小结
通过上述研究，现有常规±500kV直流工程控制保护的结构和方案基本可以满足本工程受端多种运行方式下控制保护的要求，但需在直流控制保护做大量的软件修改以适应相应的功能要求，需增加和修改的主要功能如下：
需增加逆变侧交流送出的模式判别功能，并研究送出模式的转换功能。 直流的功率传输模式需在原有的双极功率控制模式、单极电流控制模式上增加单极功率控制模式。以适应双极分送运行方式，该控制模式下两极之间的功率传输相互之间不受影响。
双极分送方式下，为了控制流入接地极的电流，直流控制保护考虑通过改变直流电压调整直流电流，从而限制双极不平衡运行时的接地极电流。
直流附加控制按照分极配置。
双极分送运行方式仅考虑极1送A 省，极2送B 省。分送模式下3、4大组交流滤波器与极1关联，1、2大组交流滤波器与极2关联。
受端换流站直流保护中的交流过电压、交流低电压等保护功能均需按极单独配置，直流中性母线双极区保护需根据不同送出方式进行单独考虑。
3 结论
本文对A 省内某±500kV直流送出工程直流控制保护系统功能进行了分析和研究，提出了受端多种运行方式下控制保护功能的适应性要求和工程实施的解决方案，主要结论如下：
（1）交、直流站控方面
增加逆变侧直流双极全送B 省、双极全送A 省和双极分送方式的判别功能和转换功能； 逆变侧需考虑换流站及对侧交流站最后断路器保护；
无功控制功能应能适应三种不同的运行方式，制定不同的RPC 控制策略表，并按极增加低负荷无功优化控制策略；直流无功控制仅考虑交流滤波器/并联电容器本身，稳态运行时
与动态无功补偿装置考虑分别独立控制。
（2）直流极控方面
在常规直流功率传输模式基础上增加单极功率控制模式，并且在双极分送方式下两极功率传输相互之间不受影响；
直流附加控制功能应能按极配置，并适应送端联网或孤岛以及受端不同运行方式，功能接口需要重新进行设计；
双极分送方式下需要研究通过降压运行调节直流电流的双极电流平衡控制功能，并开展双极金属中线方式的直流主回路专题研究。
（3）直流保护方面
富宁换流站直流保护中的交流过电压、交流低电压等保护功能均需按极单独配置，直流中性母线双极区保护需根据不同送出方式进行单独考虑。
（4）其它方面
逆变器应采用定直流电压控制作为正常运行的控制模式； 受端换流站需配置换流变及交流主变选相合闸装置。
双极分送运行方式仅考虑极1送A 省，极2送B 省。分送模式下3、4大组交流滤波器与极1关联，1、2大组交流滤波器与极2关联。
参考文献
[1] 中国电力科学研究院. 特高压输电技术[M]，北京：中国电力出版社，2012. [2] DL/T277—2012 高压直流输电系统控制保护整定技术规程[S]，2012. [3] DL/T5223-2005,高压直流换流站设计技术规定[S]，2005.
[4] 高压直流控制保护系统的研究[C]，田杰，李海英，毛仕涛，2005.
作者简介
瞿蒙（1983.2-），男，湖北武汉人，工程师，现在湖北武汉中南电力设计院从事变电电气二次设计工作。Email ：[email protected]。
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