南瑞繼保電氣等單位鄒強、張國華等：柔性直流輸電控制系統鏈路延時測試方法

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（來源：電能革新）

對于柔性直流輸電（VSC-HVDC）系統的振蕩問題，理論研究和工程實際均表明，可通過降低控制延時大幅改善換流器阻抗特性，降低發生振蕩的可能性。南京南瑞繼保電氣有限公司、國網直流技術中心、國網浙江省電力有限公司舟山供電公司的鄒強、張國華、劉卓錕、劉黎、隨順科，在2025年第12期《電氣技術》上撰文針對柔性直流輸電系統的延時測量方法展開研究，介紹柔性直流輸電系統的控制分層與控制各環節對頻帶的影響，提出柔性直流輸電的控制系統鏈路延時、閥控系統鏈路延時及全鏈路延時的測試方法。以江蘇如東柔性直流輸電工程試驗為例，給出控制系統鏈路延時、閥控系統鏈路延時及全鏈路延時的測試結果，結果證明了所提方法有效。

與陸地風電相比，海上風電具有機組運行穩定、單機容量較大、能量產出大、年利用小時數高，以及不占用陸地寶貴的土地資源等優勢。從全球范圍來看，自20世紀90年代以來，經過多年的探索，海上風電技術已日趨成熟，裝機容量穩定持續上升。相關研究表明，對于離岸距離超過73 km、容量大于1.4 GW的海上風電項目，相比交流輸電，柔性直流輸電更具經濟性和可靠性。德國、英國已經將柔性直流輸電技術作為遠海大容量風電接入的主要技術，國際能源署（International Energy Agency, IEA）發布的《2019年海上風電展望》顯示，到2040年海上風電有望成為歐洲的主要電力來源。

海上風電通過柔性直流輸電接入，通常包括風電機組、海底電纜、海上升壓站、交流高壓電纜、海上柔性直流換流站、直流電纜、陸上柔性直流換流站、連接交流電網的線路，最終實現海上風電送入交流電網。其中，柔性直流輸電系統的主要構成為陸上換流站、直流輸電線路及海上換流站。

海上風電接入至少包括風機變流器和柔性直流換流器兩種不同的換流器，在運行過程中因為電力電子設備的快速控制特性，若換流器一次參數與換流器控制系統設計不合理，將導致變流器系統呈現負阻抗特性，可能造成整個系統呈現負阻抗特性，從而引起系統振蕩。

過大的延時導致換流器在較低的高頻段呈現負阻抗特性，使其對系統振蕩阻尼減弱甚至放大振蕩。理論研究和工程實際均表明，在工程應用過程中出現的柔性直流振蕩問題，可以通過降低控制延時大幅改善換流器阻抗特性來緩解。有文獻指出優化數字控制延時受硬件條件的制約，有文獻在現有硬件條件下改善系統響應特性，有文獻對柔性直流閥控（valve based control, VBC）系統鏈路延時進行分析與測試。本文提出一種柔性直流輸電系統的延時測試方法，以便分析柔性直流振蕩問題，設計并改進柔性直流控制系統。

1 典型柔性直流輸電工程概述

本文以國內首個將柔性直流輸電技術運用于海上風電的江蘇如東柔性直流輸電工程為例進行研究。該工程位于江蘇省南通市，直流電壓±400 kV，額定功率1 100 MW，2021年12月投運。江蘇如東柔性直流輸電工程示意圖如圖1所示，3座海上風電場裝機容量分別為400 MW、400 MW、300 MW，每座風電場分別建設1座220 kV海上升壓站，風電經過海上升壓站升壓后分別通過兩回220 kV海纜接入海上換流站。海上換流站將電能整流為直流后，通過一回108 km（其中海纜99 km）的高壓直流電纜送至陸上換流站。

圖1 江蘇如東柔性直流輸電工程示意圖

江蘇如東柔性直流輸電工程采用南瑞繼保電氣有限公司的新一代直流控制保護平臺UAPC（unified advanced platform for protection and control）3.0，以提升平臺計算、通信能力和安全水平，降低系統控制延時，同時提高運維方便性，滿足快速電力電子控制和新型功率器件技術發展需求。UAPC3.0具有以下特點：

1）采用高性能、低延時的多核并行計算方案，最快任務周期10ms。

2）支持主機靈活擴展資源的高速分布式系統實時總線技術，總線速率達2.5 Gbit/s。

3）采用支持流水線式并行計算的高速輸入/輸出（input/output, I/O）采集、數據預處理和實時傳輸技術，延時低至7 ms。

4）采用單套主機通信接口、數據處理環節冗余，I/O端雙模數（analog to digital, AD）采樣、實時比對。

2 柔性直流輸電控制系統

2.1 控制系統分層

根據完成功能與控制目標，柔性直流輸電系統換流站的控制保護可以分為系統級控制、換流站級控制、換流閥和子模塊級控制。柔性直流輸電工程控制保護系統示意圖如圖2所示。根據功能分層，對應于控制保護系統的設備，可分為控制保護設備、閥控與子模塊控制設備兩大類，本文將控制保護設備的鏈路延時稱為控制系統鏈路延時。

1）系統級控制確定柔性直流輸電工程各個換流站的控制目標與相互配合關系，可分為有功功率類控制與無功功率類控制。有功功率類控制主要調節有功功率或與其相關的直流電壓、交流系統頻率等物理量，無功功率類控制主要調節無功功率或交流電壓。

由于風速變化的隨機性，海上換流站不能通過定有功功率控制方式來控制直流系統傳輸的有功功率，否則在風速變化時會引起頻率波動，影響系統的穩定性，此時需要采用定頻率控制，保證風電場并網端頻率穩定。海上換流器應向無源網絡提供穩定的交流電壓，需要對無源側的交流電壓進行控制。同時，為了保證直流電壓穩定而使各站換流站正常工作，在柔性直流輸電系統中，應選取一站進行直流電壓控制。因此，對于如東柔性直流輸電工程，海上站控制方式為定交流電壓控制與定頻率控制，陸上站控制方式為定直流電壓控制與定交流電壓/無功功率控制。

圖2 柔性直流輸電工程控制保護系統示意圖

2）換流站級控制確定站內的控制策略，換流站級控制器原理如圖3所示，在dq坐標系下建立電壓源型換流器（voltage source converter, VSC）數學模型，根據有功功率、無功功率和直流電壓等指令值，結合系統電壓，生成交流電流的指令值，通過調節換流器輸出的交流電壓使交流電流跟蹤其指令值。內環控制環節接收來自外環控制的有功、無功電流的參考值idref和iqref ，并快速跟蹤參考電流，實現換流器交流側電流波形和相位的直接控制。

圖3 換流站級控制器原理

3）換流閥和子模塊級控制。換流閥級控制主要作用為接收控制主機參考波，疊加子模塊電容均壓及環流控制等，產生換流閥基本模塊的投切觸發。換流閥子模塊級控制的任務是接收閥級控制產生的觸發脈沖信號，根據觸發脈沖信號，對子模塊絕緣柵雙極型晶體管（insulated gate bipolar transistor, IGBT）進行開通和關斷控制。

2.2 控制系統各部分對系統振蕩頻帶的影響

將柔性直流輸電系統作為一個整體，以解耦形式研究柔性直流輸電控制各個環節對系統振蕩頻帶的影響。柔性直流輸電控制各環節對系統頻帶的影響如圖4所示，外環和鎖相主要影響中低頻帶；內環與前饋濾波主要對中頻段至高頻段影響較大；延時和調制對高頻段產生影響，過大的延時導致換流器在較低的高頻段呈現負阻抗特性，使其對系統振蕩阻尼減弱甚至放大振蕩。因此，詳細研究實際控制系統各環節的延時，可以作為制定不同頻帶振蕩抑制策略的重要依據。

圖4 柔性直流輸電控制各環節對系統頻帶的影響

3 延時測試方法

分別對控制系統鏈路延時、閥控系統鏈路延時及控制系統全鏈路延時進行測試，下面分別說明。

3.1 控制系統鏈路延時測試

控制系統鏈路延時包含測量裝置自身延時、測量裝置至直流極控制保護（pole control and prote- ctions, PCP）主機的傳輸延時、PCP自身延時及PCP主機至柔性直流輸電閥控系統的傳輸延時4部分。

其中，測量裝置自身延時主要包含數據接收及轉換環節、數據處理環節與數據輸出環節3部分。數據接收及轉換環節為交流采集板卡信號接收、轉換系統同步電壓電流，并發送給數字信號處理（digital signal processing, DSP）芯片；數據處理環節進行數據坐標轉換等數據處理工作；數據輸出環節將數據處理環節產生的數據轉換為千兆光信號并發出。

PCP主機自身延時主要包含數據接收及轉換環節、數據處理環節、控制環節與數據輸出環節。數據接收及轉換環節接收、轉換測量裝置發送的千兆光信號，獲取系統實際模擬量信息；數據處理環節進行數據系數轉換及坐標轉換等數據處理工作；控制環節通過控制的閉環運算，生成參考波并從DSP芯片發出；數據輸出環節將DSP芯片發出的參考波轉換為光信號發出。

控制保護系統鏈路延時測試對上述4部分延時進行整體測量。裝置輸入的理想正弦電壓經過測量裝置采樣、轉換、輸出，以及PCP主機接收、轉換、坐標變換、生成參考波等環節，輸出至柔性直流VBC系統。應注意的是，該電壓在PCP中僅經過數據接收、計算與輸出這一完整流程，其相位未改變。測量裝置輸入的正弦電壓與閥控裝置接收的參考波之間的相位差等效延時時間，即為控制保護系統鏈路延時。

由于PCP主機裝置發送給閥控裝置的參考波采用60044-8光信號，無法直接錄波，故增加一臺獨立的測試裝置，該裝置能接收并將PCP輸出的60044-8光信號轉換為與其相位一致的方波電平信號（光電轉換時延約25 ns，可忽略不計），并輸出至示波器。通過計算方波信號與輸入測量裝置正弦電壓的過零點的時間差，即可計算出控制系統鏈路延時。控制系統鏈路延時測試方法如圖5所示。

圖5 控制系統鏈路延時測試方法

3.2 閥控系統鏈路延時測試

閥控系統鏈路延時測試可采用以下兩種方法。

1）方法1。在PCP主機中設置固定的橋臂參考波，由于如東柔性直流輸電工程的直流額定電壓為800 kV，因此將參考波設置為幅值為0與800碼值的方波。當閥控裝置收到幅值為0的方波時，所有子模塊退出；當閥控裝置收到幅值為800的方波時，所有子模塊投入。PCP將方波以60044-8光信號的形式發出，連接至一臺獨立的測試裝置，轉換為與其相位一致的方波電平信號。比較獨立測試裝置輸出的電平信號與子模塊投入的命令信號之間的時間差，即可得到鏈路延時。閥控系統鏈路延時測試方法1如圖6所示。

圖6 閥控系統鏈路延時測試方法1

2）方法2。PCP發出換流器解鎖命令，閥控接收解鎖信號并通過電平信號輸出，同時閥控將脈沖分配屏發至子模塊的解鎖信號通過電平信號輸出，檢測兩個解鎖信號的時間差值即可得到閥控系統鏈路延時。

3.3 全鏈路延時測試

控制保護系統全鏈路延時由控制系統延時測試與閥控系統延時測試綜合得到，控制系統全鏈路延時測試方法如圖7所示。首先，與控制系統鏈路延時測試相同，信號源為測量裝置輸入的理想正弦電壓，PCP主機收到該電壓后，根據其過零點產生一個固定的橋臂參考波，該參考波為0與800碼值的方波。閥控裝置收到方波后，子模塊整體投入或退出。比較測量裝置輸入的正弦電壓的過零點（負到正或正到負）和子模塊控制（submodule controller, SMC）發出子模塊IGBT導通或關斷信號之間的相位差，該相位差等效延時時間即為控制保護系統全鏈路延時。

圖7 控制系統全鏈路延時測試方法

4 延時測試結果

4.1 控制系統鏈路延時

控制系統鏈路延時測試結果如圖8所示。測量裝置實時采樣交流電壓，示波器的通道2（粉色）對應測量裝置輸入信號，通道1（藍色）為PCP輸出60044-8光信號轉換后的方波，橫軸為時間（20ms/格）。由示波器波形可以看出，延時為80～90ms，此結果與硬件平臺延時理論值（87.2ms）基本一致。

圖8 控制系統鏈路延時測試結果

4.2 閥控系統鏈路延時

1）采用方法1測試陸上站閥控系統鏈路延時，測試結果如圖9所示，示波器的通道1（藍色）對應橋臂參考波，通道2（紅色）為子模塊投入命令信號，延時為38ms。

圖9 陸上站閥控系統鏈路延時測試結果（方法1）

2）采用方法2測試海上站閥控系統鏈路延時，測試結果如圖10所示，示波器的通道1（藍色）對應閥控接收的解鎖信號，通道2（紅色）為子模塊解鎖信號，延時為40 ms。兩站閥控延時與文獻測試結果一致。

圖10 海上站閥控系統鏈路延時測試結果（方法2）

4.3 控制系統全鏈路延時

1）陸上站全鏈路延時測試結果如圖11所示，示波器的通道1（藍色）對應測量裝置輸入信號，通道2（紅色）為子模塊投入命令信號，全鏈路延時為134ms。

圖11 陸上站全鏈路延時測試結果

2）海上站全鏈路延時測試結果如圖12所示，示波器的通道2（紅色）對應測量裝置輸入信號，通道1（藍色）為子模塊退出命令信號，全鏈路延時為135ms。

圖12 海上站全鏈路延時測試結果

5 結論

本文提出了柔性直流輸電控制系統鏈路延時測試方法，并依托江蘇如東柔性直流輸電工程進行測試，得到如下結論：

1）所提測試方法有效，測試結果與硬件平臺設計理論值基本一致。該方法可推廣應用至統一潮流控制器、特高壓直流輸電等其他工程。

2）江蘇如東柔性直流輸電工程采用新一代直流控制保護平臺，控制系統鏈路延時降低至80～90ms（上一代產品全鏈路延時135～155ms），有利于改善換流器阻抗特性，降低系統振蕩風險。

3）控制系統全鏈路延時仍有降低空間。提高測量裝置采樣率并采用性能更強的采樣芯片，預計可使控制鏈路延時降低10ms左右。控制系統與閥控系統采用千兆光纖通信，也可縮短通信延時。此外，PCP主機、閥控鏈路與子模塊控制等環節的延時，可通過優化軟件邏輯順序、加快裝置間通信速率等方式進行優化。

本工作成果發表在2025年第12期《電氣技術》，論文標題為“ 柔性直流輸電控制系統鏈路延時測試方法 ”，本項目得到國家電網公司科技項目的支持。