0 引言
准东—皖南±1100 kV特高压直流输电工程，额定输送功率12 000 MW，额定电流5455 A，额定电压±1100 kV，输电距离3400 km;是目前计划建设的世界上输送容量最大、输电距离最长的特高压直流输电工程，是将我国西北的火电、风电和太阳能电力外送至华中的强大输电通道，对加强全国电网互联和西电东送战略的实施具有重要意义[1-9]。
直流输电工程的系统试验是工程建设的最后一道工序，编制特高压直流输电工程系统试验方案的目的是全面考核直流工程的系统性能、所有设备性能以及二次控制保护功能，验证直流输电系统各项性能指标是否达到合同和技术规范书规定的要求，确保工程投入运行后，系统和设备的安全可靠运行。
根据准东—皖南工程规划研究结果，特高压直流输电工程主回路接线方式包括以下8大类型接线方式：双极双12脉动换流器接线运行方式，双极换流器不对称接线运行方式，双极单12脉动换流器接线运行方式，单极双12脉动换流器大地回线运行方式，单极双12脉动换流器金属回线运行方式，单极单12脉动换流器大地回线运行方式，单极单12脉动换流器金属回线运行方式和融冰接线方式，每一种接线包含有一种或多种接线方式。
本文结合±1100 kV特高压直流示范工程前期可行性研究结果以及工程的特点，借鉴向上、锦苏、哈郑和溪浙±800 kV特高压直流输电工程系统试验方案研究成果[10-16]和±1100 kV特高压直流输电工程可行性研究成果[17]，对±1100 kV特高压直流输电工程规划中的系统安全稳定进行了计算分析，开展了±1100 kV特高压直流输电工程系统试验方案的研究，为工程现场端对端系统试验提供技术支撑和技术资料。
1 ±1100 kV特高压直流示范工程的特点
1)直流系统条件。
根据示范工程可行性研究结果，±1100 kV直流投运初期，在送端没有有效的电源支撑时换流站与主网间的电气联系较弱，由于规划中的新疆准东换流站距离附近750 kV变电站较近，故送端系统有效短路比大于3.5，受端皖南换流站采用直接接入1000 kV特高压变电站，以及采用高低端换流器分层接入500 kV/1000 kV电网，系统有效短路比均大于3.5，满足±1100 kV直流系统双极额定功率运行要求。
2)单换流器解锁/闭锁电压控制。
由于送端准东侧系统无电源支撑，直流单换流器解锁和闭锁输送功率只有300 MW，又要满足最小滤波器组的要求，如果直流解锁/闭锁时投入/切除2组交流滤波器，750 kV母线电压变化较大，应采取适当措施控制母线电压波动。
3)接地极电流对系统的影响。
根据哈郑±800 kV特高压直流工程系统试验的经验，在直流大地运行方式下，新疆准东换流站接地极附近变电站主变直流偏磁可能较大，会影响系统稳定运行，故在系统试验初期，编制直流偏磁测试方案，组织对接地极附近变电站主变进行直流偏磁测试，分析每个测试点直流偏磁特性，建立模型估算大地回线额定电流流过时直流偏磁的大小，为治理直流偏磁提供测量数据和技术资料。然后在相关变压器中性点装设隔直装置，以减小直流分量对变压器的影响，保证系统的稳定运行。
4)换流站二次系统。
准东—皖南±1100 kV特高压直流工程控制系统与直流保护系统相互独立，直流控制系统采用分层结构，双重化原则配置。在原理上控制层包括站控制层、双极控制层、极控制层、阀组控制层和阀基电子设备。双极/极层控制主机与阀组层控制主机间主要传递电流指令和控制信号。对直流电流、直流电压、关断角等的闭环控制，以及换流器的解、闭锁等功能，都在阀组层控制主机。
直流保护和换流变保护采用完全3取2逻辑方案。交流滤波器保护、交流母线、开关、线路等保护完全双重化配置。3取2逻辑方案是3套直流保护装置有2套判定有故障，保护就动作。直流保护系统包括：换流器保护，极保护，双极保护，直流滤波器保护，交流母线过电压保护和交流滤波器保护。
换流站的运行控制及监视采用分层控制原理，采用数据采集与监视控制系统 (supervisory control and data acquisition，SCADA)实现特高压系统的起/停、顺序控制、交直流开关场所有断路器、隔离开关等设备的控制，以及换流站所有模拟量信号、开关位置信号、设备故障或装置异常信号、保护动作信号等的监视、报警、记录、传动，也可以对各类直流控制参数及定值进行设置及修改。
5)换流阀。
根据±800 kV特高压直流系统试验的经验，对±1100 kV特高压直流换流站采用不同技术路线的换流阀生产厂商制造的晶闸管换流阀，造成换流阀与直流控制保护接口较为复杂的问题进行分析研究，对不同生产厂商生产的换流阀与控制保护接口性能应用不同的试验方法进行验证，其性能应该满足技术规范要求。
2 高/低端换流器分层接入500 kV/1000 kV
±1100 kV特高压直流示范工程受端皖南站高/低端换流器采用分层接入500 kV/1000 kV不同的交流电网，这样高、低压换流变分接开关档位的调节级差不同， 500 kV换流变分接开关变换一档为1.25%，1000 kV换流变分接开关调节一个档位为0.65%，两个交流系统的电压、相角不同，这些因素都会导致高、低压换流器的直流电压不平衡。为适应这种变化，直流控制策略与以往送、受端接入同一交流电网的特高压工程有较大区别。
1)基本控制策略。
直流系统具有功率正送和功率反送的2种功能，功率正送时受端分层接入系统与功率反送时送端分层接入系统运行特性完全不同。考虑到直流系统的安全性和可靠性，送端准东换流站不论作为整流站或逆变站运行时，均采用以往工程成熟的控制策略。受端皖南换流站分层接入不同电压等级的交流电网，采用与以往工程不同的控制策略，高、低压换流器可独立控制，即高、低压换流器具有独立的电流、电压、关断角的闭环控制，高、低压换流器之间增加了电压平衡控制功能，确保高、低压换流器直流电压平衡。
2)直流电压平衡控制。
在受端换流站极控层增加一个电压平衡控制产生一个电流参考或触发角参考叠加量来保持换流器电压平衡。当受端换流站作为逆变侧运行时，换流器的电压平衡通过各自的分接开关来控制实现，每个换流器的分接开关控制端电压为额定电压减去线路压降后得到的电压的1/2，即(1100-RI)/2。
3)换流变分接开关控制。
送端换流站换流变分接开关的主要控制目标仍是将触发角控制在12.5°~17.5°之间。受端高、低端换流变的分接开关需要进行独立控制，分别将各自换流器的电压控制在550 kV。由于高端(500 kV)换流变分接开关的调节档位是1.25%，低端(1000 kV)
换流变分接开关的调节档位是0.65%。因此正常运行时，高、低压换流变分接开关位置将不再是同步的，分接开关动作死区根据换流变调节档位不同也有所区别。
4)无功控制。
受端换流站采用分层接入500 kV/1000 kV交流电网，需分别配置500 kV和1000 kV系统无功控制来实现对2个交流系统实现独立的无功控制。500 kV和1000 kV系统无功控制以各自交流母线与系统的无功交换或电压作为控制目标。
5)附加功率控制。
受端换流站采用分层接入500 kV和1000 kV 2个交流系统，故2个交流系统的稳定控制相对独立，且稳定控制模块输出的功率调制量相加作为总的功率调制量。
6)功率转移与分配。
由于受端高、低压换流器采用分层接入500 kV和1000 kV交流系统，如果双极功率控制模式下低端换流器退出运行，按照以往±800 kV特高压直流工程功率转移分配方法，功率会转移到其余3个换流器，这样就造成1000 kV电网损失部分输送功率，而500 kV电网的输送功率增加。如果退出一个高压换流器极则是单极功率控制模式，按以往的原则，损失的功率将转移到低压换流器，这样会使得500 kV电网损失的功率转移到1000 kV电网中去。这种输送功率的转移是否会对受端2个交流电网的稳定性产生影响，需要做详细的系统研究。然后根据系统研究的结论，对功率转移分配功能进行调整。
3 哈郑和溪浙工程系统试验问题分析
在哈郑和溪浙±800 kV特高压直流工程系统试验过程中，发现并解决了一些技术问题，这些问题的解决保证了哈郑[18]和溪浙[19]工程的顺利投运，并为后续特高压直流工程系统试验提供了宝贵经验。
3.1 阀基电子设备及其接口问题分析
1)阀基电子设备问题分析。
在进行哈密南—郑州(哈郑)直流工程系统试验时，天山换流站极II高端换流变带换流阀阀基电子设备(valve base electronics，VBE)误报晶闸管丢失冗余并导致换流器跳闸、控制系统切换时导致换流阀保护性触发以及模拟2次直流线路故障导致两套VBE退出运行等故障问题，经分析修改VBE软件，重新进行试验正常。
2)换流阀小触发角工况闭锁故障分析。
在溪洛渡左岸—浙江金华(溪浙)直流输电系统试验过程中，宜宾换流站极I换流阀组出现了多次晶闸管级故障闭锁的情况，极I阀控事件记录报出单阀内晶闸管冗余耗尽。经分析排查发现，极I阀组此类闭锁故障均出现在触发角a接近5°的工况下。通过修改VBE软件，在极I低端换流器运行小触发角下屏蔽短时VBE报出的“单阀内晶闸管冗余耗尽”信号,重新进行控制模式转换、功率转带等试验，直流系统运行正常。
3.2 单极大地/金属转换故障分析
1)哈郑直流金属转大地故障跳闸分析。
在进行极II高端换流器金属回线方式额定功率运行，输送功率2000 MW，天山站进行金属转大地试验时阀组结温监视动作跳闸。经检查分析发现金属转大地过程中，极II电流波动较大，瞬时增大至5600 A左右，导致保护动作跳闸，而该监视功能的计算公式只针对ABB技术路线的换流阀，并不适合极II基于SIEMENS技术路线的换流阀。在换流器闭锁过程中，直流电流迅速下降。由于此时金属转大地回线开关(ground return transfer switch，GRTS)的隔离刀闸尚未打开，直流电流迅速下降导致GRTS振荡回路的电流也发生快速变化，进而在GRTS振荡回路上产生了过电压，该过电压导致并联在振荡回路上的避雷器中的1支发生损坏。根据核实，该避雷器一共9支，其中1支为备用，1支损坏后，不影响GRTS正常运行。在天山站极II保护软件中闭锁阀组结温监视保护功能，再次进行单极额定功率金属/大地转换试验，未发生任何问题。
2)溪浙直流大地转金属故障跳闸分析。
在溪浙直流工程单极大地回线5000 A电流方式下，进行大地/金属转换系统试验时，在大地转金属回线开关(metallic return transfer breaker，MRTB)操作过程中，MRTB中并联避雷器的1支发生故障损坏，转换试验失败。随后进行了手动5000 A直流电流下的单极金属回线转大地回线试验，转换成功。经检查分析发现，在大地回线转金属回线试验过程中，MRTB的断路器、支路电容和电抗器工作正常，MRTB的断路器已成功实现支路开断、回路起振和电弧熄灭，并已在并联避雷器组两端建立起电压，但在电感和电容组成的LC回路电流下降、电压上升，并联避雷器在吸收能量和将电流从大地回线转至金属回线过程中，由于避雷器组中个别电阻片质量问题，避雷器组中各柱的伏安特性不一致，存在质量问题的避雷器电阻片首先击穿而导致贯穿性电弧放电，MRTB失灵保护动作导致MRTB重合。通过分析研究，并重新配置了避雷器的参数和台数，重新进行单极额定功率4000 MW、电流5000 A大地/金属转换试验，试验成功。
3.3 直流偏磁测试与治理分析
在哈郑和溪浙直流工程系统试验过程中，发现哈密侧和金华侧直流偏磁较大，危及换流站接地极附近的变电站主变和换流站换流变的正常运行。
在系统试验过程中，通过在直流单极大地回线、低功率方式下，分别对直流整流侧和逆变侧交流电网变压器中性点直流电流进行测量。根据测试结果，得出各个测试点的直流偏磁电流与流过直流接地极电流的关系，建立各个测试地点的直流偏磁电流模型，推导估算出直流额定电流时的直流偏磁电流是否超过变压器允许流入的直流电流定值，进而确定直流系统单极大地回线方式下的最大运行电流，然后在大功率运行方式下，进行了测试验证，使得哈密侧和金华侧的直流偏磁得到了有效治理，保证了哈郑和溪浙特高压直流系统的稳定运行。
3.4 换流变产气故障及试验分析
在溪浙直流工程系统试验过程中，发现宜宾换流站极I高端换流变Y/Y B相总烃含量较高且持续增长。检查未发现换流变内部结构或绝缘问题而使得绝缘油总烃含量超标。可见产气的原因就是换流变的3个绕组线圈内部的问题：即换流变分接开关绕组，换流变原边绕组(也称电网侧绕组)，换流变副边绕组(也称换流阀侧绕组)。通过现场试验，准确甄别出了原边绕组产气。
4 计算分析
4.1 系统计算分析
1)交流故障分析
新疆电网750 kV交流故障、华东电网特高压交流、500 kV交流线路N-1故障，疆电外送落点皖南2个方案均不需要采取措施，系统稳定。疆电外送落点皖南特高压交流、500 kV交流线路N-2故障失去1个通道，不需要采取措施，系统稳定。
2)直流故障分析
±1100 kV特高压直流单极闭锁，疆电外送落点皖南2个方案500 kV各断面潮流均不过载，受端无需采取措施，系统保持稳定。直流双极闭锁故障后送端发电机功角迅速摆开，系统失稳，切除送端5600 MW机组后系统稳定运行，受端附近
1000 kV特高压及500 kV线路均未发生电压失稳。
4.2 过电压计算
1)合换流变的过电压仿真计算。
在两侧换流站的换流变压器断路器装设1200~1500 Ω合闸电阻，合闸电阻投入时间为11~
13 ms，会抑制谐振过电压。在此条件下，两侧换流站投入换流变压器时不会发生谐振过电压，两侧换流站最大励磁涌流分别不超过1500 A与1000 A，可以避免另一极发生换相失败。
通过计算分析，在小方式下，短路电流20 kA，换流变进线开关合闸电阻1500 Ω，整流站合换流变过电压为1.14 pu，逆变站合换流变过电压为1.129 pu。
满足规划中的±1100 kV直流输电系统技术规范
要求。
2)直流过电压仿真计算。
在直流系统不同运行工况及运行方式下，对送受端直流极线、中性母线、换流阀、平波电抗器等地点的故障，以及系统扰动过程的换流站过电压水平进行了仿真计算，换流站过电压水平及避雷器能耗均在设备允许范围内。
±1100 kV特高压直流输电工程换流站过电压水平均在设备耐受范围之内;且除换流阀及中性母线区域以外，换流站直流侧其他各点的过电压水平均满足要求。
5 系统试验方案研究
由于±1100 kV特高压直流输送容量更大，直流电压高，直流电流大，一次设备参数与±800 kV特高压直流不同，其控制保护系统可以参考相对成熟的±800 kV特高压直流，但是由于自身存在的特性以及不同的系统条件，特别是受端皖南侧采用分层接入500 kV和1000 kV不同的交流电网，需要进行专题研究，仔细分析分层接入系统的特性和直流控制保护功能，在此基础上，编制系统试验方案，对±1100 kV特高压直流系统和设备性能以及二次控制保护功能进行详细的验证，保证系统顺利投入运行。
5.1 主回路接线方式和系统试验方案分类
1)主回路接线方式。
前已述及±1100 kV特高压直流输电工程有8大类型接线方式，共计有46种接线方式，其中45种主回路接线方式，1种融冰接线方式，与±800 kV特高压直流不同点还有高低端换流器分层接入500 kV/1000 kV交流电网方式。在编制系统试验方案时，就要考虑45种主回路接线方式、1种融冰接线方式和分层接入方式。
2)系统调试方案分类和编制。
±1100 kV特高压直流输电工程45种主回路接线方式分为3类：第1种类型为单换流器接线方式，有16种接线方式;第2种类型为单极双换流器接线方式，有4种接线方式;第3种类型为双极接线方式，有25种接线方式。如果再考虑到融冰接线方式、高低端换流器分层接入500 kV/1000 kV电网和直流偏磁测试，±1100 kV特高压直流输电工程系统试验方案可分为6部分：第1部分是单换流器系统试验，第2部分是单极双换流器系统试验，第3部分是双极系统试验，第4部分为融冰接线方式系统试验，第5部分为分层接入方式系统试验，第6部分为直流偏磁测试试验。
编制±1100 kV特高压直流系统方案，要根据示范工程系统安全稳定分析研究结果，确定直流系统的运行条件;根据±800 kV特高压直流系统试验的经验，确定±1100 kV特高压直流系统试验的基本项目;根据±1100 kV特高压直流输电示范工程的特点以及以往工程发现的设备性能或二次功能的问题，确定系统试验需要增加的试验项目。此外，还要根据工程分阶段建设进展情况、设备性能或者工程阶段系统试验结果，对系统试验项目进行优化组合，最后确定系统试验项目，然后编制系统试验方案。
3)系统基本试验内容。
系统基本试验方案的主要内容包括：直流起停，初始化运行试验、基本控制模式试验、保护跳闸、直流闭锁试验、稳态运行试验、直流控制功能检查、直流稳态运行控制、动态特性、扰动试验、直流线路故障、交流线路故障、降压运行试验、金属/大地回线转换、无功控制、额定负荷和过负荷、谐波测试、电磁环境测试和接地极测试等试验项目。
4)融冰接线方式系统试验。
根据向上、锦苏和溪浙±800 kV特高压直流输电工程融冰接线方式系统试验的经验，融冰接线方式系统试验项目包括：解锁/闭锁、电流升降、控制系统切换、大电流运行以及模拟直流线路故障试 验等。
5)分层接入方式系统试验。
由于±1100 kV特高压直流输电工程受端皖南侧采用高低端换流器分层接入500 kV/1000 kV方式，需要对分层接入直流控制保护、无功功率控制、功率转移以及与安稳装置的配合等策略的试验验证进行专题研究。
通过上述分析可知，±1100 kV特高压直流输电工程受端皖南侧采用高低端换流器分层接入500 kV/
1000 kV方式的系统试验主要包括下述内容：
基本控制保护功能验证试验;直流电压控制功能验证;换流变分接开关控制功能验证;无功功率控制功能验证;附加功率控制，包括安稳装置配合功能验证;功率转移与分配功能验证;在线投退换流器功能验证;主要试验内容包括试验目的、试验条件、试验内容及步骤、测量信号以及试验验收 标准。
通过上述分析，±1100 kV特高压直流输电工程系统试验方案分类、接线方式与±800 kV特高压直流工程比较如表1所示。
表1 ±1100 kV与±800 kV直流系统试验项目类型比较
Tab. 1 Comparison of test items between ±1100 kV and ±800 kV UHVDC system commissioning test
6)直流偏磁测试试验。
借鉴哈郑和溪浙±800 kV特高压直流系统试验过程中直流偏磁测试试验的经验，确定在单极或单换流器大地回线方式下，单极电流0.1、0.2和0.3pu，分别在直流工程两端换流站接地极附近变电站主变中性线进行直流偏磁测试。根据测试结果，拟合出测试点直流偏磁的变化曲线，估算出大地回线额定电流时每个测试点的直流偏磁大小，根据估算结果，制定直流偏磁治理措施。
5.2 基本试验和新增试验项目
在编制系统试验方案时，基本试验项目与哈郑和溪浙直流工程系统试验相同。根据±1100 kV特高压直流示范工程系统计算、一次设备性能以及二次控制保护功能的特点，借鉴哈郑和溪浙±800 kV特高压直流系统试验和运行的经验，通过分析研究，初步确定新增和修改了一些试验项目，主要有以下几方面内容：
1)根据直流控制保护的配置，编制基本的控制功能和设备性能验证以及保护跳闸性能验证的试验方案，考虑单换流器层面情况下的直流闭锁性能检验，也考虑单极双换流器换流器层面和双极层面情况下的直流闭锁性能检验。
2)根据换流站的运行控制及监视采用分层控制原理，编制本极内极控与阀控之间的信息总线交换验证试验;在编制控制系统总线故障、系统切换试验方案时，既考虑在站控层面、极控制层进行，又考虑在换流器控制层面下进行。
3)根据换流站辅助电源以及其他辅助系统设计和功能，考虑在极控制层面下进行辅助系统功能验证试验，又考虑在换流器控制层面下逐个进行。因为站用辅助系统设计是每一个换流器一套辅助系统。
4)大地/金属转换和中性母线开关保护试验。
在哈郑和溪浙直流工程进行额定电流大地/金属转换试验时，均发生了避雷器损坏事件。±1100 kV
特高压直流额定电流为5455 A，比哈郑和溪浙工程大545 A，故在进行±1100 kV直流额定电流大地/金属转换试验时，要根据二次设备联调和MRTB和GRTS开关性能，确定开关的保护定值，保证试验过程中既验证了设备的性能和控制保护功能，又不要出现损坏设备的现象。
根据哈郑和溪浙直流工程中性母线开关重合保护(neutral bus switch failure，NBSF)原理和试验结果，±1100 kV直流工程直流设备参数以及设计确定的NBSF保护策略，编制NBSF试验方案，完成±1100 kV直流工程NBSF系统试验。
5)单换流器在线投入/退出。
借鉴哈郑和溪浙±800 kV直流工程系统试验的经验，对±1100 kV直流系统在线投退单换流器试验进行优化，在无站间通信方式下，禁止整流侧在线退出换流器，禁止逆变侧在线投入换流器。在受端由于换流器分层接入问题，还要考虑投退换流器与安稳装置策略的配合问题。
6)换流器控制与阀基电子接口试验。
±1100 kV直流系统两换流站如果采用不同设备厂家的换流阀，这就造成直流控制保护与换流阀接口比较复杂。为此增加极控与阀基电子接口性能验证的试验项目。
7)分层接入试验。
前已述及受端高低端换流器分层接入交流电网，是哈郑和溪浙工程没有涉及的新技术问题，需要对分层接入性能进行验证，在编制系统试验方案时要考虑增加分层接入交流电网的系统试验项目。
8)换流变产气验证试验。
基于溪浙特高压直流系统试验时发现宜宾换流站一台换流变大电流下由于热效应而产气的问题，建议在单换流器额定负荷运行试验后或直流系统试运行完成后，增加换流变产气验证试验，验证换流变在额定功率方式下能否长期运行。
9)其他试验。
其他试验包括直流偏磁测试试验，融冰方式系统试验，换流站辅助系统试验，额定负荷和过负荷运行试验以及安稳装置联调试验等。
6 结论
本文分析了规划中的±1100 kV特高压直流输电示范工程的特点，结合系统计算分析的结果，提出了系统试验项目的分类以及可能新增的系统试验项目，为编制±1100 kV特高压直流输电示范工程系统试验方案奠定了技术基础。
1)分析了±1100 kV特高压直流系统送受端有效短路比满足运行条件;最小功率方式下投/退滤波器满足过电压要求;对直流控制保护以及二次系统功能、直流偏磁电流的影响和可能采用不同技术路线的换流阀及接口进行分析;重点对受端皖南侧高/低端换流器分层接入500 kV/1000 kV交流电网特点、控制保护功能、附加功率控制以及安稳装置的接口进行分析，为编制±1100 kV系统试验方案奠定基础。
2)对哈郑和溪浙±800 kV系统试验中发现的主要技术问题进行分析，这些工程系统试验经验以及问题处理的经验为编制±1100 kV系统试验方案提供了技术资料。
3)系统计算分析为编制系统试验方案提供了试验项目的系统条件，为保证系统试验顺利进行提供了安全保证。
4)±1100 kV与±800 kV特高压直流工程主回路均为46种接线方式，根据受端高低端换流器分层接入500 kV/1000 kV交流电网的特点，提出了系统试验的基本项目、分层接入系统的试验项目以及其他新增试验项目，在此基础上，编制了系统试验方案。
原标题：±±1100 kV特高压直流系统试验方案研究
