配置电网安全稳定控制系统(简称稳控系统)，采取紧急控制措施，是应对特高压直流故障大功率冲击带来的电网稳定问题的重要手段。自2010年以来，复奉、锦苏、宾金等数个±800kV特高压直流先后建成投产，每个直流工程均配套实施了稳控系统，以确保电网的稳定运行。根据实际运行和控制需要，调度部门、科研机构和设备厂商在提高特高压直流配套稳控系统可靠性方面进行了大量研究和工程实践，成效显著。但现有研究大多针对具体工程采取“量体裁衣”式的定制，对于特高压直流稳控系统的标准化和典型设计研究较少。随着直流输电距离和容量的不断增加，建设速度的加快，研究特高压直流输电配套安全稳定控制系统的典型设计方案，对于相关稳控系统的设计实施具有重要指导与借鉴意义。
一、架构设计
1.直流送端稳控系统架构
系统主要解决在直流故障后因功率过剩而导致的频率稳定问题，以及大功率冲击导致的交流电网功角稳定问题，利用故障联切配套电源机组等措施，在确保电网稳定的同时有效提高断面输电能力。按照分层分区控制的设计原则，并综合考虑系统的可靠性和灵活性，配置控制主站，设置部分交流网内控制子站，相关的电厂作为切机执行站。
通常情况下，特高压直流有相对固定的配套电源，故障时应优先切除该部分机组，仅当切机容量可能不足时，才在送端电网内配置少量的其他切机执行站。直流配套电源由控制主站直接控制，而送端交流电网内部的其他电源，则由控制主站发送命令至相关控制子站，再由其进行协调控制。这样的设计的优点在于：
多数情况下，紧急控制仅涉及到直流主站和配套电源，中间环节少，控制更可靠；
当配套电源可控量不足时，可由控制子站结合送端交流电网的实际情况，进行优化控制；
当送端交流故障时，可方便实现快速回降直流功率，以维持送端电网内的功率平衡。
2.直流受端配套稳控系统架构
与送端电网的稳控系统结构大体相同，主要由安装在逆变侧换流站的控制主站、交流电网内的控制子站和配套切负荷执行站构成。当特高压直流故障时，受端电网将产生功率较大缺额和潮流大范围转移，可能导致电网出现频率过低、部分线路潮流倒向或严重过负荷等问题，利用第二道防线的直流故障联切负荷、交流故障紧急回降直流等措施，辅以第三道防线的轨迹驱动切负荷(TDLS)控制，确保受端电网的稳定运行。
目前，直流故障联切负荷主要采用集中控制方式，通常利用布置在110kV及以上电压等级变电站的稳控装置直接切除高电压等级的线路或主变。当控制站点不多、控制容量相对集中时，为简化设计，提高系统可靠性，切负荷执行站可直接与控制主站通信。若切负荷容量较大、涉及面较广，则可按照供电区域设置切负荷控制子站，负责与主站通信并实现对该区域负荷的状态监视与控制。受端网内的其他控制子站负责交流元件故障检测、直流功率紧急控制的策略判断等。
二、接口
直流故障形态较多，暂态过程复杂，单纯依靠稳控装置难以准确而又快速的识别故障，须通过与直流控制保护之间的接口交换信息，实现对直流的状态监视、故障识别及紧急控制。根据工程实施的不同阶段，并随着电网实际需求的变化和技术的进步，稳控装置与直流控制保护的接口先后有三种方式。
直流侧单极接地故障下，配置联接变压器时，交直流系统接地点相互独立，交流系统电压和电流几乎不受影响；不配置联接变压器时，交直流系统共用接地点，单极接地时交流母线对地电压也将出现持续直流分量而产生过电压，对交流系统设备绝缘造成较大影响。直流双极短路时，系统中将出现很大的故障电流，电流通过换流阀中的反并联二极管传到交流侧，从而对交流系统造成影响。
1.纯开关量接口
是指稳控装置与直流控保之间仅以开关量接点方式进行信息交互，主要传输直流运行模式、直流非正常停运、紧急提升/回降直流（分档）等信息，如图2实线部分所示。该接口方式的优点是逻辑简单、易实现，缺点是交互信息少、仅能分档控制、抗干扰能力不强。
综合考虑系统的可靠性和安全性，该接口方式的典型设计原则为：开关量信号应经功率不小于5W的光耦继电器隔离，以提高抗干扰能力；启动接点和动作接点应配置在不同的模件上，避免由于单一模件损坏而导致的误动；启动接点和动作接点可分别采用“二取一”并联方式接入，避免单一模件损坏而导致的拒动。
2.“开关量+模拟量”接口
是指在“纯开关量接口”的基础上，稳控装置的“开关量”分档控制命令，变为了“模拟量”无极控制。这里的“模拟量”是指工业控制系统中常用来传输非电物理量(如温度、压力、角度等)的4～20mA电流信号，如图2虚线部分所示。
该接口的典型设计除了考虑与开关量类似的问题外，还应设计模拟量回路的异常监视功能，考虑开关量和模拟量之间的时序配合关系，避免误调、过调和欠调。该方式可满足在直流孤岛运行等情况下的精确控制要求，但由于交互信息仍然较少，无法实现直流功率回降故障的控制等更复杂策略。
3光纤数字接口
是指稳控装置与直流控保通过光纤接口交互数字信息。相对于前两种接口方式而言，本接口方式具有可靠性高、传输信息量大，抗干扰能力强等优点，可有效避免由于出口模件损坏、二次回路异常等情况下的装置不正确动作。根据工程经验，并结合稳控装置与直流控制保护系统的实际情况，典型接口设计建议采用IEC60044-8通信规约，传输速率为5Mbit/s，采用曼彻斯特编码，传输介质为多模光纤。
三、故障判据
1.交流元件故障判据
传统稳控装置判断交流元件的故障，通常分为故障跳闸和无故障跳闸两类。按照常规稳控工程的典型设计，故障跳闸一般采用电气量结合保护动作信号的判据，无故障跳闸则采用纯电气量的判据。若采用传统无故障判据，在直流线路故障后重启、直流闭锁等情况下，近区交流电网的线路可能会因潮流的突然转移而误判为跳闸，导致稳控装置误动作。为了防止上述情况发生，直流配套稳控系统的交流元件故障典型设计应引入相关断路器位置信号或者增加电气量辅助判据。
2.直流元件故障判据
直流稳控系统的主要策略触发条件是直流极/阀组闭锁故障，国内目前大多采用“换流变电气量+非正常停运信号”的判据快速可靠识别故障，判断逻辑与交流元件跳闸故障相似。
3.直流功率损失量判据
直流故障前后总损失的功率是稳控系统执行控制策略的重要依据。直流故障暂态过程复杂，若由稳控装置计算事故前功率与事故后的稳态功率差，事故前后的时间窗口Δt难以确定。实践表明：Δt过短(最初设计为30ms)，可能会误判健全换流器的转带；而延长Δt，即便是增加至300ms，在某些运行工况下，仍然会出现误判为转带失败（如图3）或误判为转带成功（如图4）的情况。经过大量实验数据分析，若要确保在所有故障工况下装置均不会误判，则Δt至少需延长至500ms以上，无法满足电网的稳定控制需求。
根据实际工程运行经验，按照直流运行模式具备转带能力的换流器，在故障时均能成功实现功率转带。基于此，本文提出结合直流运行模式的直流功率损失量“预估”计算方法和典型设计原则，并通过大量RTDS仿真实验和现在实际故障检验，验证了其正确性和实用性。
特高压直流换流器故障后的功率转带判断原则：同极的两个换流器之间，在定功率控制模式和双极功率控制模式下，具有相互功率转带能力；不同极换流器之间，仅在双极功率控制模式下，具有相互功率转带能力；在定电流控制模式下，换流器之间不具备功率转带能力。
此外，当发生在双极功率不平衡保护、接地极过流保护动作等情况下，直流功率可能快速大量回降，也会对电网稳定运行带来威胁，需采取控制措施。在具备数字光纤通信的条件下，直流控制保护系统可把当前的各换流器最大可传输的功率、直流快速回降的功率等信息发送给稳控装置，再由稳控装置结合一定的辅助判据综合决策，可提高控制的快速性、准确性和适应性。
四、控制策略
我国直流输电稳控系统，经过十多年的发展积累了丰富的工程经验，在控制策略的制定方面也日趋完善。特高压直流稳控系统的控制策略与常规稳控系统的控制策略类似，由故障元件、故障类型、断面功率和控制措施等元素组成，并以策略表形式体现。
随着多个特高压交直流输电通道的建成投产，控制策略的设计和制定面临新的要求，尤其体现在多个稳控系统和控制策略间的协调控制方面。以复奉直流、宾金直流为例，为了解决两大特高压直流送出的稳定问题，在复龙换流站、宜宾换流站、溪洛渡电厂等8个厂站配置了安全稳定控制装置，如图5所示。经计算，两大直流故障后均可能会切除向左、向右以及溪左三个电厂的机组，两个稳控系统之间的控制措施有重叠。若按传统的思路制定策略和实施方案，两套稳控系统间无信息交互和协调，当出现两大直流同时双极闭锁的极端故障时，某些机组会同时被两个主站发来的命令切除，从而导致控制措施量不足。
对于上述情况，需对两套稳控系统进行协调控制。将其中一个主站(复龙站)设置为协调控制主站，负责协调两大直流同时故障等极端情况下的全局优化控制。当宜宾站判出需采取切机控制措施时，在向电厂发送切机命令的同时，同步将切机信息发送至复龙站，由复龙站稳控装置进行协调控制。
此外，对于送端的切机控制策略，典型设计建议按照固定顺序“依次切机，达到需切容量为止”的原则，可避免在控制主站采用主辅运行模式，简化系统设计，提高可靠性。
五、总结
稳控系统的合理构架设计、稳控装置与直流控制保护系统之间的可靠接口设计、以及直流故障判据及控制策略的优化设计是确保特高压直流配套稳控系统可靠运行的重要前提。本文研究提出的特高压直流稳控系统典型设计方案，已在四川送出的三大特高压直流(复奉/锦苏/宾金)进行了实际工程应用，系统运行状态良好，多次正确动作，保障了电网稳定运行。典型设计方案对于后续的特高压直流稳定系统的设计和实施具有重要参考和借鉴意义。此外，多直流同时故障闭锁或换相失败的稳控策略及实施方案，以及如何减少稳控装置对于直流控制保护系统的依赖性，将是特高压直流稳定系统后续的研究方向和重点。
