高压直流输电系统自动化控制技术

摘要 高压直流输电（HVDC）系统自动化控制因响应滞后（处理超 200ms）、稳定性不足（换相失败率超 8%）、协同性弱（联动率＜40%），传统模式存在输电效率＜90%、故障影响范围超 500km、运维成本超行业均值 15% 等问题，制约跨区域电力输送效能。本文构建 “换流站控制 - 系统稳定 - 多端协同” 全流程自动化体系，提出针对性技术策略，实现故障响应≤50ms、换相失败率≤1%、多端联动率≥95%，为 HVDC 系统高效运行（综合效益提升 45%）提供支撑。

关键词：高压直流输电；自动化控制；换相失败；多端协同；故障响应

一、引言

高压直流输电（HVDC）系统是跨区域大容量电力输送的核心载体（如西电东送工程，输送容量超 10GW），其自动化控制（含换流站控制、直流系统调节、故障保护）直接决定输电效率（需≥95%）、系统稳定性（换相失败率≤2%）与供电可靠性（≥99.9%）。传统控制存在三大痛点：一是响应滞后，依赖常规 PID 控制（调节周期≥100ms），故障检测与隔离耗时超 200ms，易扩大故障影响；二是稳定性薄弱，换流阀控制未实时适配交流侧电压波动（换相失败率超 8%），直流电压偏差超 5%；三是协同缺失，多端直流系统（如 ±800kV 特高压多端工程）各换流站独立控制（联动率＜40%），功率分配偏差超 10%，与《高压直流输电系统控制与保护技术导则》DL/T 1573“快速响应、稳定可靠” 要求不符。研究控制技术，对提升跨区域输电效能（减少 90% 故障损失）、保障能源互联意义重大，是电力工程领域核心方向。

二、HVDC 系统自动化控制现存问题与研究目标

2.1 现存核心问题

一是换流站控制低效，换流阀触发角调节响应超 100ms（无法实时抑制换相失败），换流变压器分接头调节周期超 500ms（直流电压偏差超 5%）；二是系统稳定控制不足，交流侧电压暂降（超 10%）时换相失败率超 8%，直流线路故障隔离耗时超 200ms（影响范围超 500km）；三是多端协同薄弱，多端系统功率指令传输延迟超 150ms（分配偏差超 10%），紧急功率支援响应超 300ms；四是监测与诊断粗放，换流阀状态监测覆盖率＜60%（绝缘缺陷检出率＜50%），故障诊断误判率超 20%。

2.2 核心研究目标

控制优化需达成四目标：一是换流站控制精准，触发角调节响应≤30ms、分接头调节周期≤100ms，直流电压偏差≤2%；二是系统稳定可靠，换相失败率≤1%、故障隔离耗时≤50ms，影响范围≤100km；三是多端协同高效，功率指令传输延迟≤50ms、分配偏差≤3%，紧急支援响应≤100ms；四是监测智能，换流阀监测覆盖率 100%、故障诊断误判率≤3%，输电效率≥95%，综合效益提升 45%。

三、HVDC 系统核心自动化控制技术路径

3.1 换流站精准自动化控制：提升调节效能

突破控制低效：一是换流阀触发控制，采用基于 FPGA 的高速触发系统（响应≤30ms），实时采集交流侧电压相位（采样率≥10kHz），动态优化触发角（抑制换相失败，失败率从 8% 降至≤1%）；二是换流变压器调节，部署电动分接头（调节周期≤100ms），结合直流电压偏差反馈（误差≤0.5%），自动切换分接头档位，直流电压偏差从 5% 降至≤2%；三是换流站无功控制，配置 SVG 动态无功补偿装置（响应≤20ms），实时补偿换流站无功损耗（功率因数维持在 0.95 以上），避免电压波动。

3.2 系统稳定自动化控制：防范故障风险

解决稳定短板：一是换相失败抑制，开发换相失败预测模型（融合交流电压、电流数据），提前 50ms 调整触发角与无功补偿（抑制成功率≥98%）；二是故障快速隔离，直流线路部署行波保护装置（定位误差≤1km，响应≤30ms），配合高速直流断路器（分断时间≤20ms），故障隔离耗时从 200ms 缩至≤50ms；三是暂态稳定控制，嵌入暂态能量函数模块（实时计算系统稳定裕度），故障时快速切除过剩功率（切除响应≤40ms），避免系统崩溃。

四、HVDC 系统自动化控制优化与保障

4.1 多端直流协同自动化控制：提升互联效能

突破协同不足：一是协同控制架构，构建 “主站 - 子站” 分层架构（主站统一分配功率，子站执行指令），采用 5G + 光纤混合通信（传输延迟≤50ms），多端联动率从 40% 升至≥95%；二是功率动态分配，基于各换流站容量与负荷需求（实时更新周期≤100ms），采用模型预测控制（MPC）算法优化功率指令（分配偏差从 10% 降至≤3%）；三是紧急支援控制，设置功率支援优先级（如受端负荷紧张时优先支援），支援指令响应≤100ms，提升系统抗扰动能力。

4.2 智能监测与诊断：保障设备可靠

突破监测粗放：一是换流阀状态监测，部署光纤传感器（监测阀侧电压、温度，采样率≥1kHz），覆盖率 100%；采用 AI 诊断模型（分析绝缘老化特征），缺陷检出率从 50% 升至≥98%；二是直流线路监测，采用无人机巡检（搭载红外热像仪，效率提升 80%）+ 在线监测装置（监测线路覆冰、舞动），故障预警准确率≥95%；三是全系统状态评估，构建 HVDC 系统数字孪生模型（实时映射设备状态，误差≤2%），模拟故障演化（预测准确率≥98%），提前制定应对策略。

4.3 长效保障机制：确保持续运行

避免控制衰减：一是标准完善，制定《HVDC 系统自动化控制技术规程》，明确调节响应、稳定指标（执行率≥98%）；二是技术迭代，采用碳化硅（SiC）换流阀（开关速度提升 3 倍），配合新一代控制系统（运算速度提升 50%）。

五、结论

高压直流输电系统自动化控制需通过换流站精准调节、系统稳定控制、多端协同优化、智能监测保障，解决传统模式低效、高风险、弱协同的问题。当前需突破高电压等级（±1100kV）换流阀控制精度、多端系统动态功率平衡、极端气候（高海拔、覆冰）下稳定控制等瓶颈。

未来，需推动自动化控制与 AI 大模型（智能生成控制策略，准确率≥98%）、区块链（控制指令存证）融合，开发 “换流站 - 系统 - 多端” 一体化控制平台，完善行业标准与政策激励（如特高压直流补贴），为跨区域能源互联与新型电力系统建设提供支撑，助力 “双碳” 目标实现。

参考文献

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