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摘要：张北柔直示范工程是世界上第一座真正具有网络特性的直流电网工程，由于其受端采取新能源孤岛接入的方式，当系统发生故障导致直流输送功率降低时，风电厂风机切机时间比较长，其响应速度与柔直电网的特性不匹配，会造成换流站换流器件的严重损坏，继而引发系统失稳和风电场风机大面积脱网。首先对张北工程整体及其特殊性进行了介绍;基于张北工程首次采用耗能装置，对耗能装置的结构、原理及其投切策略进行了阐述，提出了耗能装置在大规模新能源并网方面应用前景非常广阔。
关键词：耗能装置;张北柔直;新能源并网;投切策略
0 引言
近几年来，可再生能源在电网的占比不断提高，国家电网有限公司发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告（2019）》显示，2018年，我国新能源发电量达5435亿千瓦时，同比增长29%，占全国总发电量的7.8%，同比提高了1.2个百分点。可再生能源的开发、利用在应对全球气候环境的变化以及能源供应的保障方面，发挥着不可替代的作用。
我国的能源分部极不均衡，大规模能源基地多在西北的新疆、内蒙等偏远地区，而负荷主要集中在东部地区，西北地区自身能够消耗的电能比较少，多数处于电网的末端，这时就需要将电能从西北地区输送到东部地区;采取交流输电时，由于传输距离比较远，可达到几千千米，交流输电的损耗会比较高，这不符合输电经济性的要求;常规直流输电在新能源并网方面存在几个问题，一是在其送端电网，必须保证足够的容量，有较强的电压支撑能力;二是其送端需要保证稳定的功率，而风电、太阳能等新能源是具有较大的波动性的，所以，这两种输电方式均不适合新能源的发电并网[1-2]。
柔性直流输电是以可关断器件和脉冲宽度调制技术为基础的第三代直流输电技术，柔直输电相比于常规直流输电，具有不存在换相失败、潮流反转容易、谐波水平低等诸多优点，且在新能源发电并网方面，其送端和受端均可以与弱交流系统进行连接，而且不受新能源功率波动的影响，在新能源发电并网、海岛供电和改造城市配电网方面应用非常广泛[3-4]。
但是柔性直流电网存在低惯性、弱阻尼的特性[5]，在送端新能源电厂以无源孤岛的方式接入直流电网时，若此时系统发生短路故障，直流送出功率将会减少，但风电场（以风电为例）仍然按照故障前的功率曲线进行输出，直流电网故障发展速度很快，风机的切机速度往往无法满足直流电网故障清除速度的要求，此时会存在功率盈余，直流侧功率过剩，引起换流器电压抬升，严重的引起风机大面积脱网和系统失稳[6]。为了防止故障期间，换流阀的过电压问题，应及时减少风电场风机出力来减少送端功率的输出，或者采取措施及时消耗掉功率盈余，从而保证直流系统功率传输的平衡。但是，大规模的新能源机组接入柔直系统时，交流系统安控装置动作时间、风机运行特性与低惯性、弱阻尼直流电网的故障发展速度，目前的手段还无法保证其匹配性，通过减少风电送出功率无法及时解决功率盈余带来的影响。在张北工程中，首次采用了可以快速投切的耗能装置来将故障情况的盈余功率耗散，从而为安控装置切除风机争取时间[7]。
1 张北柔直示范工程
张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程（简称张北工程）是世界首个柔性直流电网工程，工程包括张北和康保2座送端换流站、北京受端换流站以及丰宁调节换流站，换流容量分别是张北3000MW、康保1500MW、北京3000MW、丰宁1500MW，张北、康保换流站交流网侧电压220kV;丰宁、北京换流站接入当地交流电网，交流网侧电压为500kV。直流电网形成环网结构，电压等级为±500kV，工程近期为四端环网结构，但具有扩展性，远期为7端环网，在康保、北京和丰宁3座换流站分别预留了出线条件。换流站直流侧主接线均采用双极系统带金属回线接线方式，直流输电线路全部采用架空线路，线路全长665.9km[8]。
张北和康保两个送端换流站连接张北地区大规模可再生能源基地，由于直流线路采用架空线形式，所以线路故障相对于电缆输电来说会比较频繁，正常情况下张北和康保换流站是以孤岛模式运行，没有和当地交流电网进行联系，当直流电网出现故障导致直流送出功率降低时，由于风机的控制保护系统响应速度无法满足柔直电网特性要求，可能会造成送端换流站换流器件的损坏，故两座送端换流站均采用在一次回路加装耗能装置，来吸收多余的功率，
通过耗能电阻毫秒级的快速投入为风电场的有效切机争取时间，可有效平衡柔直电网系统孤岛运行送端站单极闭锁或受端严重故障导致风电功率外送工况时的功率盈余，但对换流站控制系统以及耗能装置的质量提出了更高要求。
2 耗能装置
张北工程在送端张北换流站和康保换流站分别装设3000MW和1500MW的交流耗能装置，与输送功率相匹配。交流耗能装置的一次结构包括降压变压器、晶闸管阀、耗能电阻和开关设备。交流开关正常情况下是合闸状态，耗能装置的快速投切是利用晶闸管阀的控制来实现的，对应需要耗散的功率进行分组投切。耗能电阻为室外布置方式，确保投入之后能充分的散热;耗能装置整体为三相结构，采用三角形接线形式[9]。
耗能装置晶闸管阀采用5英寸3.2kA/8.5kV晶闸管，短路电流能力达到38kA，每相晶闸管阀由30个晶闸管级串联组成，其中3个冗余，冗余度为11.1%;每个晶闸管级都配有阻尼回路和TCE控制板，反并联的两个晶闸管共用一個阻尼回路，能使晶闸管间的电压分部更加均匀，同时为TCE控制板提供电源;TCE控制板的主要作用是触发和监测晶闸管状态，其还带有保护触发回路以及反向恢复保护触发回路，TCE的全部控制和保护功能由电子元件组成，即印刷在电路板上，没有高压元件，同时封装在密闭的铝金属盒内，提高了TCE的可靠性和安全性。耗能电阻为模块设计，每相电阻由3个冷态阻值为10Ω的电阻器构成，电阻器的组成材料主要为金属材料和无机绝缘材料，可耐受-40℃的低温，完全满足-34.8的极限低温要求。通过晶闸管控制耗能电阻的投入与退出实现耗能装置的在线快速投切。 3 耗能装置投切策略
耗能装置采取分级投切的方式，每组耗能装置容量为375MW，其中张北站配置8组耗能装置，康保站配置4组耗能装置。当系统由于故障导致直流功率下降时，控制系统根据故障类型和故障前直流功率以及系统直流电压进行分组投切，并与安控装置进行配合，逐步切除风机，维持系统功率的平衡，这样能保障耗能装置在投切过程中，系统功率、交直流电压最小地波动[10]。
3.1 晶闸管阀控制系统
VCE是耗能装置的控制和监视系统，实现对晶闸管阀的触发和监测功能，同时也是晶闸管阀与其他控制和保护系统的接口设备。
直流控制系统与VCE均为双重化设计，直流控制系统与VCE的信号交互采用交叉连接方式，VCE对不同耗能装置晶闸管阀控制装置的信号交互采用一对一连接方式，采用IEC60044-8协议传输数据。VCE仅执行直流控制系统值班主机指令。8个耗能装置（以张北换流站为例）的两套控制系统采用独立控制，VCE接收直流控制保护系统发出的并行控制脉冲，并实时向直流控制保护系统反馈晶闸管阀的触发状态。当直流电网出现故障，控制系统经判断后会向VCE发送投入指令，同时向三相晶闸管阀发送触发脉冲。
3.2 送端故障时交流耗能装置投切策略
柔直电网孤岛运行方式下，当发生送端换流站闭锁故障时，风机馈出功率和换流器直流送出功率会出现严重不平衡，功率盈余的产生会对柔直系统电气特性产生复杂影响。考虑最严苛的运行工况，张北站满功率输出3000MW，当发生单极闭锁时，风电场发出功率很短时间内不会发生变化，而直流功率会减半，短时间内交流母线电压会上升，直流控制系统检测到单极闭锁故障后会向VCE发送投入四组耗能装置指令;如果此时双极功率不大于1500MW，当发生单极闭锁时，故障极功率会由健全极进行转带，此时就不会执行投入耗能装置指令。随着安控装置执行切除风机命令，风机会分组进行切除，耗能装置也会分组退出。
送端双极闭锁时，由于不存在功率转带，所以由于闭锁导致减少的直流功率，将会投入相应功率的耗能装置，当初始输送功率大于2625MW时，双极闭锁后将会投入全部的8组耗能装置，当初始功率不超过375MW时，双极闭锁后只会投入一组耗能装置。
3.3 受端故障时交流耗能装置投切策略
受端换流站故障时耗能装置投切策略与送端故障时类似，由于正常情况下，丰宁站为定电压调节站，功率为1500MW，北京有备用接地点，当丰宁站退出运行或失去定电压能力时，北京站可以作为备用定电压站。受端发生故障时，功率可能会向定电压站转移，如果损失功率过多，丰宁站调节能力不足，此时会出现系统电压持续上升，因此此时设置了相应的电压门槛值。
4 耗能装置应用前景
耗能装置主要作用是解决新能源机组孤岛接入柔直系统时可能发生的功率盈余问题。随着新能源并网规模的发展，孤岛接入柔直系统时產生的功率盈余问题也将日趋显著。耗能装置首次在张北工程中采用，其可靠性还有待实际检验，但随着相关器件以及控制技术的快速发展，耗能装置在柔直输电领域必将有很广阔的应用前景。
5 结语
耗能装置是新能源孤岛接入柔直电网时的重要设备，其投切策略关系到直流系统的安全运行;张北柔性直流试验示范工程网架结构比较特殊，对耗能装置、控保系统等要求非常严格。本文对张北工程中采用的耗能装置及其投切策略进行了详细介绍，通过耗能装置的投切可以有效地解决故障情况下的功率盈余问题，降低了风机大面积脱网和系统失稳的风险，对柔直技术的发展，特别是新能源孤岛接入柔直电网的情况具有一定的指导意义。
参 考 文 献
[1] 汤广福，罗湘，魏晓光.多端直流输电与直流电网技术[J].中国电机工程学报，2013，33（10）：8-17.
[2] 王锡凡，卫晓辉，宁联辉，等.海上风电并网与输送方案比较[J].中国电机工程学报，2014，34（31）：5459-5466.
[3] 徐政，屠卿瑞，管敏渊，等.柔性直流输电系统[M].北京：机械工业出版社，2012.
[4] 苏新霞，王致杰，陈丽娟.柔性直流输电特点及应用前景研究[J].陕西电力，2014，（5）：35-39;
[5] 罗永捷，李耀华，李子欣，王平，楚遵方，徐罗那，赵聪.全桥型MMC-HVDC直流短路故障穿越控制保护策略[J].中国电机工程学报，2016，36（07）：1933-1943.
[6] 王毅，付媛，苏小晴，刘均鹏，罗应立.基于VSC-HVDC联网的风电场故障穿越控制策略研究[J].电工技术学报，2013，28（12）：150-159.
[7] 李英彪.柔性直流电网故障特性及其控制策略研究[D].中国电力科学研究院，2017.
[8] 张北可再生能源柔性直流电网示范工程设计启动[J].农村电气化，2017（02）：62.
[9] 郭贤珊，周杨，梅念，赵兵.张北柔直电网的构建与特性分析[J].电网技术，2018，42（11）：3698-3707.
[10] 杜晓磊，蔡巍，张静岚，等.柔直电网孤岛运行方式下换流阀闭锁时交流耗能装置投切仿真研究[J].全球能源互联网，2019，2（02）：179-185.
作者简介：余黎明（1993-），男，工学学士，长期从事变电站运行工作及研究。
关键词：耗能装置;张北柔直;新能源并网;投切策略
0 引言
近几年来，可再生能源在电网的占比不断提高，国家电网有限公司发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告（2019）》显示，2018年，我国新能源发电量达5435亿千瓦时，同比增长29%，占全国总发电量的7.8%，同比提高了1.2个百分点。可再生能源的开发、利用在应对全球气候环境的变化以及能源供应的保障方面，发挥着不可替代的作用。
我国的能源分部极不均衡，大规模能源基地多在西北的新疆、内蒙等偏远地区，而负荷主要集中在东部地区，西北地区自身能够消耗的电能比较少，多数处于电网的末端，这时就需要将电能从西北地区输送到东部地区;采取交流输电时，由于传输距离比较远，可达到几千千米，交流输电的损耗会比较高，这不符合输电经济性的要求;常规直流输电在新能源并网方面存在几个问题，一是在其送端电网，必须保证足够的容量，有较强的电压支撑能力;二是其送端需要保证稳定的功率，而风电、太阳能等新能源是具有较大的波动性的，所以，这两种输电方式均不适合新能源的发电并网[1-2]。
柔性直流输电是以可关断器件和脉冲宽度调制技术为基础的第三代直流输电技术，柔直输电相比于常规直流输电，具有不存在换相失败、潮流反转容易、谐波水平低等诸多优点，且在新能源发电并网方面，其送端和受端均可以与弱交流系统进行连接，而且不受新能源功率波动的影响，在新能源发电并网、海岛供电和改造城市配电网方面应用非常广泛[3-4]。
但是柔性直流电网存在低惯性、弱阻尼的特性[5]，在送端新能源电厂以无源孤岛的方式接入直流电网时，若此时系统发生短路故障，直流送出功率将会减少，但风电场（以风电为例）仍然按照故障前的功率曲线进行输出，直流电网故障发展速度很快，风机的切机速度往往无法满足直流电网故障清除速度的要求，此时会存在功率盈余，直流侧功率过剩，引起换流器电压抬升，严重的引起风机大面积脱网和系统失稳[6]。为了防止故障期间，换流阀的过电压问题，应及时减少风电场风机出力来减少送端功率的输出，或者采取措施及时消耗掉功率盈余，从而保证直流系统功率传输的平衡。但是，大规模的新能源机组接入柔直系统时，交流系统安控装置动作时间、风机运行特性与低惯性、弱阻尼直流电网的故障发展速度，目前的手段还无法保证其匹配性，通过减少风电送出功率无法及时解决功率盈余带来的影响。在张北工程中，首次采用了可以快速投切的耗能装置来将故障情况的盈余功率耗散，从而为安控装置切除风机争取时间[7]。
1 张北柔直示范工程
张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程（简称张北工程）是世界首个柔性直流电网工程，工程包括张北和康保2座送端换流站、北京受端换流站以及丰宁调节换流站，换流容量分别是张北3000MW、康保1500MW、北京3000MW、丰宁1500MW，张北、康保换流站交流网侧电压220kV;丰宁、北京换流站接入当地交流电网，交流网侧电压为500kV。直流电网形成环网结构，电压等级为±500kV，工程近期为四端环网结构，但具有扩展性，远期为7端环网，在康保、北京和丰宁3座换流站分别预留了出线条件。换流站直流侧主接线均采用双极系统带金属回线接线方式，直流输电线路全部采用架空线路，线路全长665.9km[8]。
张北和康保两个送端换流站连接张北地区大规模可再生能源基地，由于直流线路采用架空线形式，所以线路故障相对于电缆输电来说会比较频繁，正常情况下张北和康保换流站是以孤岛模式运行，没有和当地交流电网进行联系，当直流电网出现故障导致直流送出功率降低时，由于风机的控制保护系统响应速度无法满足柔直电网特性要求，可能会造成送端换流站换流器件的损坏，故两座送端换流站均采用在一次回路加装耗能装置，来吸收多余的功率，
通过耗能电阻毫秒级的快速投入为风电场的有效切机争取时间，可有效平衡柔直电网系统孤岛运行送端站单极闭锁或受端严重故障导致风电功率外送工况时的功率盈余，但对换流站控制系统以及耗能装置的质量提出了更高要求。
2 耗能装置
张北工程在送端张北换流站和康保换流站分别装设3000MW和1500MW的交流耗能装置，与输送功率相匹配。交流耗能装置的一次结构包括降压变压器、晶闸管阀、耗能电阻和开关设备。交流开关正常情况下是合闸状态，耗能装置的快速投切是利用晶闸管阀的控制来实现的，对应需要耗散的功率进行分组投切。耗能电阻为室外布置方式，确保投入之后能充分的散热;耗能装置整体为三相结构，采用三角形接线形式[9]。
耗能装置晶闸管阀采用5英寸3.2kA/8.5kV晶闸管，短路电流能力达到38kA，每相晶闸管阀由30个晶闸管级串联组成，其中3个冗余，冗余度为11.1%;每个晶闸管级都配有阻尼回路和TCE控制板，反并联的两个晶闸管共用一個阻尼回路，能使晶闸管间的电压分部更加均匀，同时为TCE控制板提供电源;TCE控制板的主要作用是触发和监测晶闸管状态，其还带有保护触发回路以及反向恢复保护触发回路，TCE的全部控制和保护功能由电子元件组成，即印刷在电路板上，没有高压元件，同时封装在密闭的铝金属盒内，提高了TCE的可靠性和安全性。耗能电阻为模块设计，每相电阻由3个冷态阻值为10Ω的电阻器构成，电阻器的组成材料主要为金属材料和无机绝缘材料，可耐受-40℃的低温，完全满足-34.8的极限低温要求。通过晶闸管控制耗能电阻的投入与退出实现耗能装置的在线快速投切。 3 耗能装置投切策略
耗能装置采取分级投切的方式，每组耗能装置容量为375MW，其中张北站配置8组耗能装置，康保站配置4组耗能装置。当系统由于故障导致直流功率下降时，控制系统根据故障类型和故障前直流功率以及系统直流电压进行分组投切，并与安控装置进行配合，逐步切除风机，维持系统功率的平衡，这样能保障耗能装置在投切过程中，系统功率、交直流电压最小地波动[10]。
3.1 晶闸管阀控制系统
VCE是耗能装置的控制和监视系统，实现对晶闸管阀的触发和监测功能，同时也是晶闸管阀与其他控制和保护系统的接口设备。
直流控制系统与VCE均为双重化设计，直流控制系统与VCE的信号交互采用交叉连接方式，VCE对不同耗能装置晶闸管阀控制装置的信号交互采用一对一连接方式，采用IEC60044-8协议传输数据。VCE仅执行直流控制系统值班主机指令。8个耗能装置（以张北换流站为例）的两套控制系统采用独立控制，VCE接收直流控制保护系统发出的并行控制脉冲，并实时向直流控制保护系统反馈晶闸管阀的触发状态。当直流电网出现故障，控制系统经判断后会向VCE发送投入指令，同时向三相晶闸管阀发送触发脉冲。
3.2 送端故障时交流耗能装置投切策略
柔直电网孤岛运行方式下，当发生送端换流站闭锁故障时，风机馈出功率和换流器直流送出功率会出现严重不平衡，功率盈余的产生会对柔直系统电气特性产生复杂影响。考虑最严苛的运行工况，张北站满功率输出3000MW，当发生单极闭锁时，风电场发出功率很短时间内不会发生变化，而直流功率会减半，短时间内交流母线电压会上升，直流控制系统检测到单极闭锁故障后会向VCE发送投入四组耗能装置指令;如果此时双极功率不大于1500MW，当发生单极闭锁时，故障极功率会由健全极进行转带，此时就不会执行投入耗能装置指令。随着安控装置执行切除风机命令，风机会分组进行切除，耗能装置也会分组退出。
送端双极闭锁时，由于不存在功率转带，所以由于闭锁导致减少的直流功率，将会投入相应功率的耗能装置，当初始输送功率大于2625MW时，双极闭锁后将会投入全部的8组耗能装置，当初始功率不超过375MW时，双极闭锁后只会投入一组耗能装置。
3.3 受端故障时交流耗能装置投切策略
受端换流站故障时耗能装置投切策略与送端故障时类似，由于正常情况下，丰宁站为定电压调节站，功率为1500MW，北京有备用接地点，当丰宁站退出运行或失去定电压能力时，北京站可以作为备用定电压站。受端发生故障时，功率可能会向定电压站转移，如果损失功率过多，丰宁站调节能力不足，此时会出现系统电压持续上升，因此此时设置了相应的电压门槛值。
4 耗能装置应用前景
耗能装置主要作用是解决新能源机组孤岛接入柔直系统时可能发生的功率盈余问题。随着新能源并网规模的发展，孤岛接入柔直系统时產生的功率盈余问题也将日趋显著。耗能装置首次在张北工程中采用，其可靠性还有待实际检验，但随着相关器件以及控制技术的快速发展，耗能装置在柔直输电领域必将有很广阔的应用前景。
5 结语
耗能装置是新能源孤岛接入柔直电网时的重要设备，其投切策略关系到直流系统的安全运行;张北柔性直流试验示范工程网架结构比较特殊，对耗能装置、控保系统等要求非常严格。本文对张北工程中采用的耗能装置及其投切策略进行了详细介绍，通过耗能装置的投切可以有效地解决故障情况下的功率盈余问题，降低了风机大面积脱网和系统失稳的风险，对柔直技术的发展，特别是新能源孤岛接入柔直电网的情况具有一定的指导意义。
参 考 文 献
[1] 汤广福，罗湘，魏晓光.多端直流输电与直流电网技术[J].中国电机工程学报，2013，33（10）：8-17.
[2] 王锡凡，卫晓辉，宁联辉，等.海上风电并网与输送方案比较[J].中国电机工程学报，2014，34（31）：5459-5466.
[3] 徐政，屠卿瑞，管敏渊，等.柔性直流输电系统[M].北京：机械工业出版社，2012.
[4] 苏新霞，王致杰，陈丽娟.柔性直流输电特点及应用前景研究[J].陕西电力，2014，（5）：35-39;
[5] 罗永捷，李耀华，李子欣，王平，楚遵方，徐罗那，赵聪.全桥型MMC-HVDC直流短路故障穿越控制保护策略[J].中国电机工程学报，2016，36（07）：1933-1943.
[6] 王毅，付媛，苏小晴，刘均鹏，罗应立.基于VSC-HVDC联网的风电场故障穿越控制策略研究[J].电工技术学报，2013，28（12）：150-159.
[7] 李英彪.柔性直流电网故障特性及其控制策略研究[D].中国电力科学研究院，2017.
[8] 张北可再生能源柔性直流电网示范工程设计启动[J].农村电气化，2017（02）：62.
[9] 郭贤珊，周杨，梅念，赵兵.张北柔直电网的构建与特性分析[J].电网技术，2018，42（11）：3698-3707.
[10] 杜晓磊，蔡巍，张静岚，等.柔直电网孤岛运行方式下换流阀闭锁时交流耗能装置投切仿真研究[J].全球能源互联网，2019，2（02）：179-185.
作者简介：余黎明（1993-），男，工学学士，长期从事变电站运行工作及研究。