摘要：目前，±800kV、1000万kW、分层接入特高压直流输电全套设备和系统均已通过型式试验，性能指标优异，满足设计预期，取得全面突破。本文结合传统的特高压直流输电控制系统详细分析了分层接入方式下特高压直流系统的控制系统，并介绍了工程中广泛使用的两种技术路线，据此设计了两种不同的特高压直流输电分层接入方式下的控制系统。
关键词：分层接入；特高压；直流输电；控制措施
1导言
随着越来越多的直流输电线路落成，我国在直流输电的工程应用方面积累了大量经验，并在新的技术领域上进一步探索。将±800kV特高压直流工程的输电容量从800万kW提升至1000万kW、受端分层接入500kV／1000kV交流电网，可进一步扩大直流大容量、远距离输电的技术优势和成本优势，建立与特高压交流电网的直接联系，支撑构建强交流、强直流相互配合、相互支撑的坚强特高压电网。
2特高直流输电系统控制结构
2.1特高直流输电系统控制分层结构
±８００ｋＶ特高压直流输电系统的电气主接线形式与传统±５００ｋＶ直流输电不同，采用两个１２脉动换流器相串联的联结方式。而特高压直流输电对控制系统有更高的要求，不同的１２脉动换流器的控制系统既要保持相对独立，又要完成它们之间的协调配合，还要使特高压直流输电系统满足运行灵活性的要求。
2.2特高压分层接入方式下的控制结构
特高压分层接入方式下，直流受端分别接入１ ０００ｋＶ与５００ｋＶ交流电网，送端接入５００ｋＶ交流电网。其额定直流电压为±８００ｋＶ，额定容量１０ ０００ＭＷ。分层接入方式下每个换流站都含有双极，每极由２个串联的１２脉动换流器组成，每个１２脉动换流器两端的直流电压为４００ｋＶ。由于分层接入方式下电气主接线形式与常规特高压直流输电系统主接线形式类似，其直流控制系统可以借鉴常规特高压直流输电控制系统的设计方案。但分层接入方式下受端的换流器接入不同电网，并各自采用不同的换流变压器，因此逆变侧容易受到来自不同电网的干扰，为实现不同受端换流器的独立控制，部分上层控制的功能将放到下层控制。此外为保证换流器的平衡运行，换流器之间需装设协调控制装置。
3特高压交流输电技术特点
3.1大容量输送能力
自然功率是评价线路输电能力的一项重要指标。线路输送自然功率时，电感吸收的无功和电容发出的无功保持平衡。大容量输电线路通常装设高压电抗器或串联补偿装置，以解决无功平衡和过电压问题。据测算，采取相同并联补偿度时，1100kV输电线路的自然功率是550kV线路的4.2倍。
3.2长距离输送能力
阻抗与电压平方成反比，1100kV特高压线路阻抗折算到550kV线路，约为后者的1/4。输送相同容量时，采用1100kV特高压线路时，其输电距离要远大于550kV线路。据测算，输送2000MW电力时，单回1100kV线路输送距离可达1300km，而550kV常规线路输送距离仅为400km。
3.3线路损耗低
线路损耗包括电阻性损耗和线路电晕损耗，其中电阻性损耗受电阻率、长度和电流的影响，电晕损耗受气象条件、导线型号及电压的影响。以典型线路为例，在导线截面、输送容量相同的条件下，1100kV线路比550kV线路的电流降低1/2，电阻降低3/4，综合损耗降低约54%。
3.4节省线路走廊和占地面积
采用1100kV特高压交流输电，其线路走廊宽度大为降低，约为550kV线路走廊宽度的30%。在长距离、大容量输电中采用特高压输电，能提高走廊利用率，大幅节省土地占用面积，经济性显著。
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分层接入方式的控制思路
4.1两种主流控制方式及其应用
主流的直流输电控制系统分定熄弧角控制与定电压控制。不同技术路线的控制系统在换流器控制层中采用了不同的设计思路，其中定电压控制常采用闭环型的控制系统，通过采集一次系统相关电气量（电压测量值、电流测量值、熄弧角测量值），与参考值进行比较，通过闭环控制产生换流器的触发指令。它充分发挥了反馈的重要作用，排除了难以预料或不确定的因素，使校正行动更准确。已经投产的天广、贵广等长距离直流工程采用定直流电压控制，常规运行方式下，逆变侧换流器采用定电压控制策略，并与变压器分接头相互配合将逆变侧的熄弧角控制在１５°～１９°范围内，若熄弧角超出范围则调整分接头档位。已投产的三广、三常、三沪等直流工程的控制系统采用定熄弧角控制，该控制策略的逆变侧采用预测型定熄弧角控制，变压器分接头调节Ｕｄｉ０从而使换流器电压控制在设定值附近。预测型技术路线的控制系统，通过对一次系统相关电气量进行计算得到期望的控制指令值。目前，已投运的向上、锦苏、哈郑和溪浙４个特高压直流工程，触发指令统一由极层控制层发出，实现硬同步。但在分层接入方式下，由于接入不同电网的换流器相对独立，需将极控制中的直流电流，直流电压及熄弧角控制下放到阀组层，才能满足控制系统的控制要求。
4.2区域电网互联
利用特高压输电技术，我国已形成东北、华北、西北、华东、华中及南方电网等6大跨省区的互联电网，实现了跨区域、跨流域的资源优化配置。对于以上区域互联电网，采用特高压直流输电实现区域非同步联网，送、受端的交流电网可按各自电压和频率独立运行，相互间无需传送短路功率，这在一定程度上提高了整个系统的稳定性。假如采用特高压交流输电实现电网的同步运行，则对互联电网的同步性要求很高，稍有不慎可引起系统崩溃，同时还可能导致短路容量的增加。
4.3极控制层功能
极控制层接收双极控制层的极电流／功率指令，完成与极相关的控制功能，产生换流器层控制所需要的直流电压、直流电流、熄弧角控制参考值。主要功能有：电流指令计算；过负荷限制；稳定控制；电流裕度补偿（ＣＭＣ）；站间通讯；换流变分接头控制；直流线路故障重启；空载加压试验启／停顺序控制；极解锁／闭锁控制；低压限流功能（ＶＤＣＯＬ）；保护性监视功能等；电压协调控制器等。
4.4换相失败预测环节
换相失败预测功能在交流系统故障后启动，起到对换流器提前触发的功能。该环节由检测不对称短路故障的过零序检测，与检测对称故障的α／β转换检测构成。控制器的输出为两个环节中输出最大值。对于定熄弧角控制系统该环节作为ＡＭＡＸ控制器输出的一部分，而对于定电压控制系统则改变熄弧角控制器中的参考值。由于分层接入方式的特殊性，需对不同电压等级的电网分别装设换相失败预测环节，以保证系统故障时该功能的快速可靠启动。
4.5远距离大容量输送
我国水电、煤电和负荷中心分布极不平衡。其中，2/3的水电分布在西南地区，2/3的煤电分布在西北地区，而2/3的用电负荷位于东部沿海和京广铁路以东地区，输电网络明显呈现出“西电东送”、“北电南送”的格局，输电距离为600～2000km。输送容量5000～20000MW。从输电经济性角度讲，当距离超过l200km时，采用±800kV直流输电比1100kV交流输电更具经济性。
结束语
综上所述，常规控制方式的不同将影响适应两种控制系统的主回路参数。为维持恒定的电压，定电压控制在常规运行方式下，熄弧角相对较大。从而需要更大容量的换流变压器以及额外的无功补偿装置，但其熄弧角可以在一定范围内波动，具有一定的灵活性。从目前技术看，在实现区域互联时，采用特高压直流输电的可靠性更高，也更具经济性。
参考文献：
[1]熊永新,沈郁,姚伟,艾小猛,文劲宇,张健,屠竞哲,曾兵,郭贤珊,付颖.±1100kV特高压直流分层接入方式下改进附加功率协调控制策略[J].电网技术,2017,(11):3448-3456.
[2].特高压直流分层接入交流电网[J].电力工程技术,2017,36(04):3.
论文作者:王佳男,苏震,李美云,董明
论文发表刊物:《电力设备》2017年第32期
论文发表时间:2018/4/12
标签：特高压论文; 电网论文; 电压论文; 线路论文; 控制系统论文; 接入方式论文; 电流论文; 《电力设备》2017年第32期论文;