高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法及控制装置

技术领域

本发明属于高压直流输电技术领域，特别涉及一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法及控制装置。

背景技术

现有的高压直流输电系统分为常规直流输电系统和柔性直流输电系统等，其中，常规直流输电系统又包括双极常规直流输电系统和对称单极常规直流输电系统，柔性直流输电系统又包括双极柔性直流输电系统和对称单极柔性直流输电系统。双极常规直流输电系统采用电网换相换流器，配置有两个直流极，每个直流极可通过大地回线或金属回线独立形成回路，当双极常规直流输电系统的直流线路发生接地故障时，现有技术通过控制电网换相换流器移相来控制直流线路的电流为零，经过一定的去游离时间后，通过解除移相来重启常规直流输电系统；在去游离的过程中，由于电网换相换流器消耗无功功率为零，而交流滤波器并未切除，将产生大量的无功剩余，可能会造成严重过电压，同时会造成大地有较大的冲击电流；同时，如果在移相期间再次遭遇雷击，直流线路将产生严重过电压，如果直流线路在雷击发生时出现多点接地故障，电网换相换流器移相并不能实现熄弧。双极柔性直流输电系统采用电压源换流器，配置有两个直流极，每个直流极可通过大地回线或金属回线独立形成回路，当双极柔性直流输电系统的直流线路发生接地故障时，现有技术通过控制减小换流器电压使直流电流为零，也会造成大地有较大的冲击电流，同时在重启过程中低压限流环节的最小电流限制值较大，如果重启不成功，对故障点也会造成较大的二次冲击，不利于熄弧。

如果双极常规直流输电系统或双极柔性直流输电系统为每个极采用高、低端阀组串联的特高压直流输电系统，并且高、低端阀组分站建设并且通过直流线路连接，如果该直流线路发生故障，通过移相或控制直流电流为零都将使高端阀组也不能传输有功功率。

对称单极常规直流输电系统和对称单极柔性直流输电系统没有大地回线或金属回线，只在一个站的极中点通过站内接地提供钳位点。当一条直流线路发生接地故障时，现有技术通过移相或控制减小换流器电压都会使另一条直流线路的功率发生中断，将会导致直流输电系统功率传输中断。

发明内容

发明目的：本申请实施例提供一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法及控制装置，旨在实现高压直流输电系统直流线路接地故障的柔性重启。

技术方案：本申请实施例提供一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法，所述高压直流输电系统包括至少一个整流站与至少一个逆变站，所述整流站与所述逆变站包括单直流极或双直流极，所述直流极包括至少一个换流器；

当直流线路发生接地故障时，所述柔性重启方法包括：

控制所述接地故障两端各至少有一个换流器继续运行；

基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，所述两个换流器包括所述接地故障两端各一个继续运行的换流器；

在第一去游离时间内基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零；

经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压；

在第一重启时间后，如果所述直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大所述两个换流器的直流电压；如果所述直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于1次时，在第二去游离时间内继续基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零，当重启次数为1次时，控制所述两个换流器闭锁；

当重启次数大于1次时，经过第二去游离时间后，在第二重启时间内增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压；如果所述直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于2次时，在第三去游离时间内继续基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零，当重启次数为2次时，控制所述两个换流器闭锁；

以此类推，直至实现所述高压直流输电系统的柔性重启。

在一些实施例中，所述换流器包括电网换相换流器或电压源换流器中的至少一种。

在一些实施例中，如果所述高压直流输电系统的两个换流器至少一个为电网换相换流器时，则基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值之后或控制所述两个换流器闭锁前，还包括：根据所述交流系统的需求，控制所述高压直流输电系统切除或投入与所述交流系统连接的交流滤波器；

如果所述高压直流输电系统的两个换流器至少一个为电压源换流器，基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值之后或控制所述两个换流器闭锁前，还包括：根据所述交流系统的需求，控制所述电压源换流器输出的无功功率或交流电压。

在一些实施例中，所述弱交流系统为交直流短路比小于3的交流系统，所述交直流短路比＝交流系统短路容量/高压直流输电系统额定功率；

所述交流系统的需求包括无功功率需求和交流电压限制。

在一些实施例中，所述直流线路发生接地故障通过检测保护动作来判断，所述检测保护包括：线路突变量保护、线路行波保护、线路低电压保护、线路纵差保护的至少一种。

在一些实施例中，所述高压直流输电系统的需求包括：有功功率需求、无功功率需求、入地电流限制值需求、故障所在直流极的电流限制值需求、流过故障点的电流限制值需求、交流谐波抑制需求的至少一种；

其中，如果所述高压直流输电系统的需求多于一种，同时给定不同需求的优先级；

如果所述高压直流输电系统的需求只考虑整流站需求时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为整流站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等；

如果所述高压直流输电系统的需求只考虑逆变站需求时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为逆变站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等；

如果所述高压直流输电系统的需求同时考虑整流站和逆变站的需求时，当统一处理时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为统一处理后的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等，当分别处理时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求分别为整流站的需求和逆变站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值不相等且差值小于第一电流阈值，所述第一电流阈值小于流过故障点的电流限制值。

在一些实施例中，如果所述高压直流输电系统的需求确定的所述两个换流器的直流电流参考值相等时，控制所述两个换流器的直流电流相等；如果所述高压直流输电系统的需求确定的所述两个换流器的直流电流参考值不相等时，控制所述两个换流器的直流电流差值小于第一电流阈值，所述第一电流阈值小于流过故障点的电流限制值。

在一些实施例中，基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，包括：

如果所述高压直流输电系统的需求为有功功率需求，将所述有功功率需求除以所述整流站或所述逆变站所有运行的换流器的直流电压绝对值之和，得到所述两个换流器的直流电流参考值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为无功功率需求且所述换流器是六脉动或十二脉动的电网换相换流器，基于所述无功功率需求、空载直流母线电压、触发角或关断角、换相角确定所述两个换流器的直流电流参考值，

整流站的换流器的计算方法如下，

逆变站的换流器的计算方法如下，

式中，I

如果所述高压直流输电系统的需求为入地电流限制值需求，所述两个换流器的每个换流器的直流电流参考值大于同站另一直流极的直流电流与所述入地电流限制值的差，且小于同站另一直流极的直流电流与所述入地电流限制值的和；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为故障所在直流极的电流限制值需求，确定所述两个换流器的直流电流参考值小于所述故障所在直流极的电流限制值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为流过故障点的电流限制值需求，确定所述两个换流器的直流电流参考值差值小于所述流过故障点的电流限制值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为交流谐波抑制需求，将所述交流谐波抑制需求转换为限制所述两个换流器的直流电流参考值。

在一些实施例中，基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，还包括：

在所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求确定所述两个换流器的直流电流参考值基础上，在其中至少一个换流器的直流电流参考值中叠加一个在零上下波动的大于零且绝对值小于0.1倍额定直流电流的电流。

在一些实施例中，所述换流器的直流电流包括：

所述换流器的高压母线电流、低压母线电流、所述换流器所在直流极的极母线电流或极中性母线电流的至少一种。

在一些实施例中，所述第一电流阈值为0.01～0.1倍额定直流电流；所述第一电压阈值为0.05～1.0倍额定直流电压；所述第一去游离时间为20～500ms；所述第一重启时间为20～300ms；所述第二去游离时间为50～500ms；所述第二重启时间为20～300ms。

在一些实施例中，基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，包括：

分别基于所述两个换流器的直流电流参考值，通过分别控制所述两个换流器运行在直流电流控制来实现。

在一些实施例中，所述增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压包括：

通过控制所述两个换流器中故障前运行在直流电压控制的换流器运行在直流电压控制来实现，直接给定或按照爬升斜率给定所述两个换流器的直流电压参考值为故障前的直流电压或者相比故障前降低的直流电压；或者通过给定所述两个换流器的直流电流参考值差值来实现；或者通过控制所述两个换流器中故障前运行在直流电流控制或有功功率控制的换流器运行在直流电流控制来实现。

在一些实施例中，如果所述两个换流器都是电网换相换流器，给定所述两个换流器的直流电流参考值差值具体为减小所述两个换流器中故障前运行在直流电压控制或最大触发角控制的电网换相换流器的直流电流控制器的直流电流参考值来实现。

在一些实施例中，在所述柔性重启方法的去游离时间内，如果控制所述两个换流器的直流电流为零，则在所述柔性重启方法的重启时间内，所述增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压时控制所述两个换流器中的一个换流器直流电流为零，控制所述两个换流器中的另一个换流器直流电流小于0.25p.u.。

在一些实施例中，控制所述两个换流器中的另一个换流器直流电流小于0.25p.u.是通过减小所述两个换流器中的另一个换流器低压限流环节的最小直流电流限值小于0.25p.u.来实现。

在一些实施例中，控制所述两个换流器的直流电流为零包括：

如果所述两个换流器都是电网换相换流器，通过控制整流站的电网换相换流器移相、逆变站的电网换相换流器触发角大于90度来实现；如果所述两个换流器都是电压源换流器，通过控制所述两个换流器的直流电压参考值为零或控制所述两个换流器的直流电流为零来实现。

在一些实施例中，如果所述换流器为电网换相换流器时，所述换流器闭锁包括：控制所述电网换相换流器停发触发脉冲，和/或，控制所述电网换相换流器投入旁通对；

如果所述换流器为电压源换流器时，所述换流器闭锁包括：控制所述电压源换流器停发触发脉冲。

在一些实施例中，在所述去游离时间内，当所述两个换流器中任意一个因为交流系统故障导致失去直流电流控制能力时，如果整流站的换流器是电网换相换流器，控制整流站的换流器移相(如触发角大于120度)；如果逆变站的换流器是电网换相换流器，控制逆变站的换流器触发角大于90度。

相应的，本申请实施例还提供一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启控制装置，包括：

检测单元，用于检测所述高压直流输电系统的参数；

控制单元，用于基于所述高压直流输电系统的参数判定高压直流输电系统直流线路发生故障时，控制所述接地故障两端各至少有一个换流器继续运行；基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，所述两个换流器包括所述接地故障两端各一个继续运行的换流器；在第一去游离时间内基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零；经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压；在第一重启时间后，如果所述直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大所述两个换流器的直流电压；如果所述直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于1次时，在第二去游离时间内继续基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零，当重启次数为1次时，控制所述两个换流器闭锁；当重启次数大于1次时，经过第二去游离时间后，在第二重启时间内增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压；如果所述直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于2次时，在第三去游离时间内继续基于所述两个换流器的直流电流参考值控制所述两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制所述两个换流器的直流电流为零，当重启次数为2次时，控制所述两个换流器闭锁；以此类推，实现所述高压直流输电系统的柔性重启。

与现有技术相比，本申请具有以下有益效果：

本申请的一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法包括：控制接地故障两端各至少有一个换流器继续运行；基于高压直流输电系统的需求确定接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，两个换流器包括接地故障两端各一个继续运行的换流器；基于直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值；经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大两个换流器的直流电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，继续按照上述方法重启或闭锁。本申请在高压直流输电系统直流线路发生接地故障时，通过控制接地故障两端的两个换流器直流电流相等或差值小于第一电流阈值，可有效控制接地故障点的电压，实现去游离，同时由于仍有直流电流流过直流线路，电网换相换流器继续消耗无功功率，高压直流输电系统可维持交直流无功功率平衡；同时具备防止在去游离期间直流线路再次遭遇雷击产生的严重过电压和防止直流线路因雷击出现多点故障时去游离不成功；在特高压直流高、低端阀组分站建设中间的直流线路接地故障、对称单极直流单条直流线路接地故障时，还能利用故障的直流线路维持部分有功功率继续输送。

相应的，本申请还公开一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启控制装置，包括检测单元和控制单元，用于实现本申请的高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法，因此，可以理解的是，本申请的控制装置具有与重启方法相同的有益效果，此处不再赘述。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请实施例的一种高压直流输电系统的主回路示意图；

图2是本申请实施例的一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法流程示意图；

图3是在现有技术下图1所示的特高压直流输电系统发生直流线路接地故障时的仿真试验结果图；

图4是本申请实施例的图1所示的特高压直流输电系统发生直流线路接地故障时的仿真试验结果图；

图5是在现有技术下第一高端阀组和第一低端阀组之间的直流线路接地故障时的仿真试验结果图；

图6是本申请实施例的第一高端阀组和第一低端阀组之间的直流线路接地故障时的仿真试验结果图；

图7是本申请实施例的另一种高压直流输电系统的主回路示意图；

图8是本申请实施例的另一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法流程示意图；

图9是在现有技术下图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时重启1次的仿真试验结果图；

图10是本申请实施例的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时重启1次的仿真试验结果图；

图11是本申请实施例的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时重启2次的仿真试验结果图；

图12是本申请实施例的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时闭锁的仿真试验结果图；

图13是本申请实施例的一种高压直流输电系统直流侧接地故障控制装置结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。另外，在本申请的描述中，术语“包括”是指“包括但不限于”。此外，应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本申请，并不用于限制本申请。

以下进行详细说明。需说明的是，以下实施例的描述顺序不作为对实施例优选顺序的限定。

请参阅图1，图1是本申请实施例提供的一种高压直流输电系统的主回路示意图，其中，高压直流输电系统为双极常规直流输电系统，每个直流极采用双十二脉动的电网换相换流器串联的结构，广泛应用于特高压直流输电工程。

高压直流输电系统主回路包括第一整流站100、第一逆变站200、第一直流线路150、第二直流线路160、整流站接地极线路114、整流站接地极115和逆变站接地极线路214、逆变站接地极215。大地回线运行时，第一整流站100、第一逆变站200分别连接各自的接地极。

第一整流站100包括第一直流极110、第二直流极120、第一交流滤波器组118、第一交流系统140、第一高端换流变压器进线开关131、第一低端换流变压器进线开关132、第二低端换流变压器进线开关133、第二高端换流变压器进线开关134和金属回线转换开关113。

第一直流极110包括第一高端阀组111、第一低端阀组112、第一高端换流变压器116、第一低端换流变压器117、第一直流极中性母线开关119、第一直流滤波器93和第一平波电抗器91。第一高端阀组111和第一低端阀组112为串联连接。

第一高端阀组111包括第一高端换流器1、第一高端阀组第一旁通开关11、第一高端阀组第二旁通开关12、第一高端阀组母线开关13、第一高端阀组阀组开关14。第一低端阀组112包括第一低端换流器2、第一低端阀组第一旁通开关21、第一低端阀组第二旁通开关22、第一低端阀组阀组开关23、第一低端阀组母线开关24。

第一高端换流器1和第一低端换流器2为电网换相换流器。电网换相换流器包括六脉动桥式电路、十二脉动桥式电路的至少一种。所述脉动桥式电路包括不可关断的半控型功率半导体器件，一般为晶闸管器件。

电压源换流器包括两电平换流器、二极管箝位型多电平换流器、模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC)、混合多电平换流器(Hybrid MultilevelConverter,HMC)、两电平级联型(Cascaded Two-Level,CTL)换流器、堆叠式两电平(Stacked Two-Level,STL)换流器的至少一种，所述换流器包括可关断的全控型功率半导体器件。模块化多电平换流器MMC包括半桥子模块结构的模块化多电平换流器MMC、全桥子模块结构的模块化多电平换流器MMC、半桥和全桥混合子模块结构的模块化多电平换流器MMC的至少一种。

第二直流极120包括第二低端阀组121、第二高端阀组122、第二低端换流变压器126、第二高端换流变压器127、第二直流极中性母线开关129、第二直流滤波器94和第二平波电抗器92。第二低端阀组121和第二高端阀组122为串联连接。

第二低端阀组121包括第二低端换流器3、第二低端阀组第一旁通开关31、第二低端阀组第二旁通开关32、第二低端阀组母线开关33、第二低端阀组阀组开关34。第二高端阀组122包括第二高端换流器4、第二高端阀组第一旁通开关41、第二高端阀组第二旁通开关42、第二高端阀组阀组开关43、第二高端阀组母线开关44。第二低端换流器3和第二高端换流器4为电网换相换流器。

第一逆变站200包括第三直流极210、第四直流极220、第二交流滤波器组218、第二交流系统240、第三高端换流变压器进线开关231、第三低端换流变压器进线开关232、第四低端换流变压器进线开关233及第四高端换流变压器进线开关234。

第三直流极210包括第三高端阀组211、第三低端阀组212、第三高端换流变压器216、第三低端换流变压器217、第三直流极中性母线开关219、第三直流滤波器97和第三平波电抗器95。第三高端阀组211和第三低端阀组212为串联连接。

第三高端阀组211包括第三高端换流器5、第三高端阀组第一旁通开关51、第三高端阀组第二旁通开关52、第三高端阀组母线开关53、第三高端阀组阀组开关54。第三低端阀组212包括第三低端换流器6、第三低端阀组第一旁通开关61、第三低端阀组第二旁通开关62、第三低端阀组阀组开关63、第三低端阀组母线开关64。第三高端换流器5和第三低端换流器6为电网换相换流器。

第四直流极220包括第四低端阀组221、第四高端阀组222、第四低端换流变压器226、第四高端换流变压器227、第四直流极中性母线开关229、第四直流滤波器98和第四平波电抗器96。第四低端阀组221和第四高端阀组222为串联连接。

第四低端阀组221包括第四低端换流器7、第四低端阀组第一旁通开关71、第四低端阀组第二旁通开关72、第四低端阀组母线开关73、第四低端阀组阀组开关74。第四高端阀组222包括第四高端换流器8、第四高端阀组第一旁通开关81、第四高端阀组第二旁通开关82、第四高端阀组阀组开关83、第四高端阀组母线开关84为电网换相换流器。

根据一些实施例，第一高端换流器1、第一低端换流器2、第二低端换流器3、第二高端换流器4、第三高端换流器5、第三低端换流器6、第四低端换流器7、第四高端换流器8还可为电压源换流器，图1中的换流变压器型式根据接入电压源换流器进行修改。电压源换流器包括两电平换流器、二极管箝位型多电平换流器、模块化多电平换流器(ModularMultilevel Converter,MMC)、混合多电平换流器(Hybrid Multilevel Converter,HMC)、两电平级联型(Cascaded Two-Level,CTL)换流器、堆叠式两电平(Stacked Two-Level,STL)换流器的至少一种，所述换流器包括可关断的全控型功率半导体器件。模块化多电平换流器MMC包括半桥子模块结构的模块化多电平换流器MMC、全桥子模块结构的模块化多电平换流器MMC、半桥和全桥混合子模块结构的模块化多电平换流器MMC的至少一种。需要指出的是，采用电压源换流器后，上述每个直流极的高端和低端两个换流器串联需具备控制直流电压为零压或负压能力。

上述提到的各种开关，包括机械开关、刀闸、直流断路器、晶闸管阀组的至少一种。

如果第一整流站100和第一逆变站200的直流极的高端换流器和低端换流器都为电网换相换流器，则为常规直流输电系统。如果第一整流站100和第一逆变站200的直流极的高端换流器和低端换流器都为电压源换流器，则为柔性直流输电系统。其中，电压源换流器具有调节电压到零压或负压的能力，如基于全桥子模块的模块化多电平换流器、基于半桥子模块和全桥子模块混合的模块化多电平换流器。如果第一整流站100和第一逆变站200既有电网换相换流器，也有电压源换流器，则为混合直流输电系统。

第一整流站100通过接地极线路114与接地极115连接。第一逆变站200通过接地极线路214与接地极215连接。功率正送时，第一整流站100的第一交流系统140通过其第一高端换流器1、第一低端换流器2、第二高端换流器4和第二低端换流器3将交流电转化为直流电，通过第一直流线路150、第二直流线路160输送到第一逆变站200，第一逆变站200通过其第三高端换流器5、第三低端换流器6、第四高端换流器8和第四低端换流器7将直流电转化为交流电送到第一逆变站200的第二交流系统240，从而实现直流功率正送。整流站的换流器一般运行在电流控制，逆变站的换流器一般运行在电压控制或最大触发角控制(AMAX)。需要指出的是，最大触发角控制(AMAX)仅适用于电网换相换流器，不适用于电压源换流器。

第一整流站100和第一逆变站200采集的模拟量信号为：高端换流器直流侧的高压母线电流IDC1P、低压母线电流IDC1N，低端换流器直流侧的高压母线电流IDC2P、低压母线电流IDC2N，极母线电流IDL，极中性母线电流IDNC，直流滤波器首端电流IZT1，接地极电流IDEL，极母线电压UDL和极中性母线电压UDN。

直流线路接地故障通过检测线路电压突变量、行波、线路低电压、直流电流的差流并导致相应的保护动作来判断。保护包括线路突变量保护、线路行波保护、线路低电压保护、线路纵差保护的至少一种。

图2是本申请实施例提供的一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法流程示意图，示出了当图1所示的高压直流输电系统的第一直流线路150发生接地故障时的控制流程。

第一整流站100第一直流极110和第一逆变站200第三直流极210的换流器都为电网换相换流器，发生接地故障前，双极全阀组额定直流电压运行。当高压直流输电系统的第一直流线路150发生接地故障，设定重启次数为3次，包括2次原压重启和1次降压重启，控制流程如下。

在S110中，控制接地故障两端两直流极各至少有一个换流器继续运行。

通过线路突变量、行波保护、线路低电压或/和线路纵差保护动作来判断直流线路接地故障。

当直流线路发生故障时，会造成直流电压的跌落。故障位置的不同，电压跌落的速度也不同。通过对电压跌落的速度进行判断，可以检测出直流线路上的故障。线路突变量保护动作判据如下：

dUDL/dt

|UDL|

其中，dUDL/dt为单位时间的直流电压突变量，dUDL_set为直流电压突变量定值，UDL为极母线电压，UDL_set为直流电压定值。

通过对直流电压的检测，如果发现直流电压持续一定的时间低，同时没有发生交流系统故障、也没有发生换相失败，判断为直流线路故障。线路低电压保护动作判据如下：

|UDL|

其中，UDL为极母线电压，UDL_set1为直流电压定值。

通过线路突变量、行波保护、线路低电压和/或线路纵差保护动作判断直流线路接地故障时，控制接地故障两端两个直流极各至少有一个换流器继续运行。本实施例中，控制第一高端换流器1和第一低端换流器2，第三高端换流器5和第三低端换流器6都继续运行。

在S120中，基于高压直流输电系统的需求确定接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，上述两个换流器包括接地故障两端各一个继续运行的换流器。

高压直流输电系统的需求包括有功功率需求、无功功率需求、入地电流限制值、故障所在直流极的电流限制值、流过故障点的电流限制值需求、交流谐波抑制需求中的至少一种，如果高压直流输电系统的需求多于一种，同时给定不同需求的优先级。

如果所述高压直流输电系统的需求只考虑整流站需求时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为整流站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等；

如果所述高压直流输电系统的需求只考虑逆变站需求时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为逆变站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等；

如果所述高压直流输电系统的需求同时考虑整流站和逆变站的需求时，当统一处理时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求为统一处理后的需求，所述两个换流器的直流电流参考值相等，当分别处理时，所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求分别为整流站的需求和逆变站的需求，所述两个换流器的直流电流参考值不相等且差值小于第一电流阈值，所述第一电流阈值小于流过故障点的电流限制值。

如果所述高压直流输电系统的需求确定的所述两个换流器的直流电流参考值相等时，控制所述两个换流器的直流电流相等；如果所述高压直流输电系统的需求确定的所述两个换流器的直流电流参考值不相等时，控制所述两个换流器的直流电流差值小于第一电流阈值，所述第一电流阈值小于流过故障点的电流限制值。

基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，包括：

如果所述高压直流输电系统的需求为有功功率需求，将所述有功功率需求除以所述整流站或所述逆变站所有运行的换流器的直流电压绝对值之和，得到所述两个换流器的直流电流参考值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为无功功率需求且所述换流器是六脉动或十二脉动的电网换相换流器，基于所述无功功率需求、空载直流母线电压、触发角或关断角、换相角确定所述两个换流器的直流电流参考值，

整流站的换流器的计算方法如下，

逆变站的换流器的计算方法如下，

式中，I

如果所述高压直流输电系统的需求为入地电流限制值需求，所述两个换流器的每个换流器的直流电流参考值大于同站另一直流极的直流电流与所述入地电流限制值的差，且小于同站另一直流极的直流电流与所述入地电流限制值的和；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为故障所在直流极的电流限制值需求，确定所述两个换流器的直流电流参考值小于所述故障所在直流极的电流限制值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为流过故障点的电流限制值需求，确定所述两个换流器的直流电流参考值差值小于所述流过故障点的电流限制值；或者，

如果所述高压直流输电系统的需求为交流谐波抑制需求，将所述交流谐波抑制需求转换为限制所述两个换流器的直流电流参考值。

基于所述高压直流输电系统的需求确定所述接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，还包括：

在所述有功功率需求、所述无功功率需求、所述入地电流限制值需求、所述故障所在直流极的电流限制值需求、所述流过故障点的电流限制值需求、所述交流谐波抑制需求确定所述两个换流器的直流电流参考值基础上，在其中至少一个换流器的直流电流参考值中叠加一个在零上下波动的大于零且绝对值小于0.1倍额定直流电流的电流。

以第一整流站100或第一逆变站200的无功功率需求为例，换流器的无功功率需求计算方法如下。

Q

Q

考虑到极I的高端阀组、低端阀组的电路参数相同，因此，高端换流器或低端换流器的无功功率需求为极I的无功功率需求的1/2，具体为：

Q

根据整流站的十二脉动换流器的无功功率需求，直流电流参考值的计算如下。

I

式中，I

给定第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2和第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电流参考值为I

以第一整流站100或第一逆变站200的有功功率需求和入地电流限制值需求为例，如下式所示。

I

I

式中，I

给定第一整流站100第一直流极110的第一低端换流器2和第一逆变站200第三直流极210的第三低端换流器6的直流电流参考值为I

在S130中，基于直流电流参考值控制接地故障两端的两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。可以分别基于所述两个换流器的直流电流参考值，通过分别控制所述两个换流器运行在直流电流控制来实现。

具体的，控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2的极母线电流IDL与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的极母线电流IDL相等且为I

根据一些实施例，当控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2的极母线电流IDL与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的极母线电流IDL相等时，给定第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2的直流电流参考值I

根据一些实施例，第一电流阈值取值范围为0.01至0.1倍额定直流电流。

根据一些实施例，在故障期间，通过调整电流控制器参数或先给定电网换相换流器触发角初始值，可快速控制接地故障两端的两个换流器的直流电流。

需要指出的是，基于直流电流参考值控制接地故障两端的两个换流器的直流电流相等相比差值小于第一电流阈值更有利于故障点熄弧。

在一些实施例中，在所述柔性重启方法的去游离时间内，如果控制所述两个换流器的直流电流为零，则在所述柔性重启方法的重启时间内，所述增大所述两个换流器中至少一个换流器的直流电压时控制所述两个换流器中的一个换流器直流电流为零，控制所述两个换流器中的另一个换流器直流电流小于0.25p.u.。

在一些实施例中，控制所述两个换流器中的另一个换流器直流电流小于0.25p.u.是通过减小所述两个换流器中的另一个换流器低压限流环节的最小直流电流限值小于0.25p.u.来实现。

根据一些实施例，可选地，在所述柔性重启方法的去游离时间内，当两个换流器中任意一个因为交流系统故障导致失去直流电流控制能力时，如果整流站的换流器是电网换相换流器，则整流站的换流器控制移相(如触发角大于120度)；如果逆变站的换流器是电网换相换流器，则逆变站的换流器控制触发角大于90度。

进一步的，控制两个换流器的直流电流为零包括：如果两个换流器都是电网换相换流器，通过控制整流站的电网换相换流器移相、逆变站的电网换相换流器触发角大于90度来实现；如果两个换流器都是电压源换流器，通过控制两个换流器的直流电压为零或控制两个换流器的直流电流为零来实现。

进一步的，

在S140中，经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压。

其中，增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压包括：通过控制两个换流器中故障前运行在直流电压控制的换流器运行在直流电压控制来实现，直接给定或按照爬升斜率给定两个换流器的直流电压参考值为故障前的直流电压或者相比故障前降低的直流电压；或者通过给定两个换流器的直流电流参考值差值来实现；或者通过控制两个换流器中故障前运行在直流电流控制或有功功率控制的换流器运行在直流电流控制来实现。

进一步的，如果两个换流器都是电网换相换流器，给定两个换流器的直流电流参考值差值具体为减小两个换流器中故障前运行在直流电压控制或最大触发角控制的电网换相换流器的直流电流控制器的直流电流参考值来实现。

进一步的，如果高压直流输电系统的两个换流器至少一个为电网换相换流器时，则基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值之后或控制两个换流器闭锁前，还包括：根据交流系统的需求，控制高压直流输电系统切除或投入与交流系统连接的交流滤波器。如果高压直流输电系统的两个换流器至少一个为电压源换流器，基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值之后或控制两个换流器闭锁前，还包括：根据交流系统的需求，控制电压源换流器输出的无功功率或交流电压。

进一步的，如果换流器为电网换相换流器时，换流器闭锁包括：控制电网换相换流器停发触发脉冲，和/或，控制电网换相换流器投入旁通对；

如果换流器为电压源换流器时，换流器闭锁包括：控制电压源换流器停发触发脉冲。

经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压。

如果第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6都是电网换相换流器，且故障前第三高端换流器5和第三低端换流器6运行在直流电压控制或最大触发角控制，增大两个换流器的直流电压通过给定第一高端换流器1、第一低端换流器2与第三高端换流器5、第三低端换流器6的直流电流参考值差值来实现，即第一高端换流器1、第一低端换流器2的直流电流参考值为I

如果第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6都是电压源换流器，且故障前第三高端换流器5和第三低端换流器6运行在直流电压控制，增大两个换流器的直流电压通过控制第三高端换流器5、第三低端换流器6运行在直流电压控制来实现，给定第三高端换流器5、第三低端换流器6的直流电压参考值为故障前的直流电压或者相比故障前降低的直流电压。

根据一些实施例，第一去游离时间取值范围为20ms至500ms；第一重启时间取值范围为20ms至300ms。需要指出的是，去游离时间与直流线路电压等级及所架设的地理环境相关，根据工程情况确定。在S150中，在第一重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压至额定电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，在第二去游离时间内继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。

在第一重启时间后，如果第一直流线路150的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压至额定电压，直流线路重启动成功；如果第一直流线路150的直流电压绝对值小于第一电压阈值，继续控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2的极母线电流IDL与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的极母线电流IDL相等或差值小于第一电流阈值。

根据一些实施例，第一电压阈值取值范围为0.05至1.0倍额定直流电压。

本步骤中的直流电流参考值可基于高压直流输电系统的需求重新计算，也可沿用步骤S120中的直流电流参考值。

在S160中，经过第二去游离时间后，在第二重启时间内增大两个换流器的直流电压至额定电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。

其中，换流器的直流电流包括：换流器的高压母线电流、低压母线电流、换流器所在直流极的极母线电流或极中性母线电流的至少一种。

经过第二去游离时间后，在第二重启时间后，如果第一直流线路150的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压至额定电压，直流线路重启动成功；如果第一直流线路150的直流电压绝对值小于第一电压阈值，在第三去游离时间内继续控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2的极母线电流IDL与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的极母线电流IDL相等或差值小于第一电流阈值。

根据一些实施例，第二去游离时间取值范围为50ms至500ms；第二重启时间取值范围为20ms至300ms。

在S170中，经过第三去游离时间后，在第三重启时间内增大两个换流器的直流电压至降压目标值；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，控制两个换流器闭锁。

经过第三去游离时间后，在第三重启时间后，如果第一直流线路150的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压至降压目标值(如0.8倍额定电压)，直流线路重启动成功；如果第一直流线路150的直流电压绝对值小于第一电压阈值，由于重启次数为3次，控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6闭锁。

根据一些实施例，如果第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6为电网换相换流器时，控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6闭锁为控制电网换相换流器停发触发脉冲；或/和控制电网换相换流器投入旁通对。如果第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6为电压源换流器时，控制第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6闭锁为控制电压源换流器停发触发脉冲。

根据一些实施例，如果高压直流输电系统所连接的交流系统为弱交流系统或新能源接入系统，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6为电网换相换流器时，在第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2与第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6闭锁前，根据上述交流系统的需求，控制高压直流输电系统切除与上述交流系统连接的交流滤波器。其中，交流系统的需求包括无功功率需求和交流电压限制。

上述弱交流系统为交直流短路比小于3的交流系统，第一整流站100的短路比为第一交流系统140的短路容量与高压直流输电系统额定功率的比值，第一逆变站200的短路比为第二交流系统240的短路容量与高压直流输电系统额定功率的比值；第一交流系统140或第二交流系统240的需求包括无功功率需求和交流电压限制。

根据一些实施例，第三去游离时间取值范围为80ms至500ms；第三重启时间取值范围为20ms至300ms。

图3是在现有技术下图1所示的特高压直流输电系统发生直流线路接地故障时的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为2.5。

图3所示直流电压UDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电压，直流电流IDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电流和第一逆变站200第三直流极210的极母线电流，故障点电流为直流线路接地故障点流过的电流，直流功率为第一整流站100第一直流极110的直流功率，交流电压有效值为第一整流站100第一交流系统140的三相交流电压有效值的最大值。特高压直流输电系统额定电压为800kV，额定功率为10000MW，第一交流系统140额定线电压为530kV，额定相电压306kV。

故障前双极以额定功率运行，当检测到第一直流线路150发生接地故障时，故障点流过较大电流，第一整流站100第一直流极110的极母线电压UDL下降，线路保护动作，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2移相，极母线电流IDL为零；经第一去游离时间(150ms)后，第一高端换流器1和第一低端换流器2解除移相，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障仍然存在，故障点再次流过较大电流，极母线电压UDL上升过程中再次下降，第一高端换流器1和第一低端换流器2再次移相，经第二去游离时间(200ms)后，第一高端换流器1和第一低端换流器2解除移相，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，第一直流线路150重启成功。故障过程中，故障点的电热量：0.32MJ；第一交流系统140的相电压有效值峰值：382kV(1.25p.u.)，接地极线路的电流为6250A(1.0p.u.)。

图4是本申请实施例提供的图1所示的特高压直流输电系统发生直流线路接地故障时的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为2.5。

图4所示直流电压UDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电压，直流电流IDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电流和第一逆变站200第三直流极210的极母线电流，故障点电流为直流线路接地故障点流过的电流，直流功率为第一整流站100第一直流极110的直流功率，交流电压有效值为第一整流站100第一交流系统140的三相交流电压有效值的最大值。特高压直流输电系统额定电压为800kV，额定功率为10000MW，第一交流系统140额定线电压为530kV，额定相电压306kV。

故障前双极以额定功率运行，当检测到第一直流线路150发生接地故障时，故障点流过较大电流，第一整流站100第一直流极110的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，基于无功功率平衡需求确定两个换流器的直流电流参考值为0.345p.u.，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2运行在直流电流控制，极母线电流IDL为0.345p.u.，第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6也运行在直流电流控制，极母线电流IDL为0.345p.u.；经第一去游离时间(150ms)后，增大第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2、第一逆变站200第三直流极210的第三高端换流器5和第三低端换流器6继续控制直流电流，经第二去游离时间(200ms)后，增大第三高端换流器5和第三低端换流器6的直流电压，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，第一直流线路150重启成功。故障过程中，故障点的电热量：0.18MJ；第一交流系统140的相电压有效值峰值：348kV(1.14p.u.)，接地极线路的电流为4094A(0.655p.u.)。

通过对比图3和图4，基于本申请的方法可减小交流系统过压水平，减少流入接地极线路的电流。

如果图1所示双极特高压直流输电系统的高、低端阀组分站建设且通过直流线路连接，即第一高端阀组111和第二高端阀组122在一个站，第一低端阀组112和第二低端阀组121在另一个站，第一高端阀组111和第一低端阀组112、第二高端阀组122和第二低端阀组121分别通过直流线路连接。如果该直流线路发生故障，通过移相或控制直流电流为零都将使高端阀组也不能传输直流功率。

图5是在现有技术下第一高端阀组111和第一低端阀组112之间的直流线路接地故障时的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为2.5。

图5所示直流电压UDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电压，直流电流为第一高端阀组111的直流电流和第一低端阀组112的直流电流，故障点电流为直流线路接地故障点流过的电流，直流功率为第一整流站100第一直流极110的直流功率，交流电压有效值为第一低端阀组112所连接的交流系统的三相交流电压有效值的最大值。特高压直流输电系统额定电压为800kV，额定功率为8000MW，第一低端阀组112所连接的交流系统额定线电压为530kV，额定相电压306kV。

故障前双极以额定功率运行，当检测到第一高端阀组111和第一低端阀组112之间的直流线路发生接地故障时，故障点流过较大电流，第一整流站100第一直流极110的极母线电压UDL下降，线路保护动作，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1和第一低端换流器2移相，直流电流为零；经第一去游离时间(150ms)后，第一高端换流器1和第一低端换流器2解除移相，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障仍然存在，故障点再次流过较大电流，极母线电压UDL上升过程中再次下降，第一高端换流器1和第一低端换流器2再次移相，经第二去游离时间(200ms)后，第一高端换流器1和第一低端换流器2解除移相，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，直流线路重启成功。故障过程中，故障点的电热量：0.10MJ；第一低端阀组112所连接的交流系统的相电压有效值峰值：364kV(1.19p.u.)，接地极线路的电流为5000A(1.0p.u.)，第一直流极110的直流功率为0MW(0p.u.)。

其中，直流线路发生接地故障通过检测保护动作来判断，该保护包括：线路突变量保护、线路行波保护、线路低电压保护、线路纵差保护的至少一种。

图6是本申请实施例提供的第一高端阀组111和第一低端阀组112之间的直流线路接地故障时的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为2.5。

图6所示直流电压UDL为第一整流站100第一直流极110的极母线电压，直流电流为第一高端阀组111的直流电流和第一低端阀组112的直流电流，故障点电流为直流线路接地故障点流过的电流，直流功率为第一整流站100第一直流极110的直流功率，交流电压有效值为第一低端阀组112所连接的交流系统的三相交流电压有效值的最大值。特高压直流输电系统额定电压为800kV，额定功率为8000MW，第一低端阀组112所连接的交流系统额定线电压为530kV，额定相电压306kV。

故障前双极以额定功率运行，当检测到第一高端阀组111和第一低端阀组112之间的直流线路发生接地故障时，故障点流过较大电流，第一整流站100第一直流极110的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，基于增大换流器无功功率消耗来抑制交流过电压需求确定两个换流器的直流电流参考值为1.0p.u.，第一整流站100第一直流极110的第一高端换流器1运行在直流电流控制，直流电流IDC1N为1.0p.u.，第一低端换流器2也运行在直流电流控制，直流电流IDC2P为1.0p.u.；经第一去游离时间(150ms)后，第一低端换流器2增大直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点再次流过电流，第一低端换流器2的直流电压小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，第一高端换流器1和第一低端换流器2继续控制直流电流，经第二去游离时间(200ms)后，第一低端换流器2增大直流电压，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，直流线路重启成功。故障过程中，故障点的电热量：0.03MJ；第一低端阀组112所连接的交流系统的相电压有效值峰值：318kV(1.04p.u.)，接地极线路的电流为0A(0p.u.)，第一直流极110的直流功率为2000MW(0.5p.u.)。

通过对比图5和图6，基于本申请的方法可减小交流系统过压水平，减少流入接地极线路的电流，在故障期间还能维持故障极50％的直流功率输送。

图7是本申请实施例提供的另一种高压直流输电系统的主回路示意图，为对称单极常规直流输电系统，每个直流极采用十二脉动的电网换相换流器串联的结构，可应用于不具备配置接地极线路的高压直流输电工程。

高压直流输电系统主回路包括第二整流站300、第二逆变站400、第三直流线路350、第四直流线路360。正常运行时，第二整流站300和第二逆变站400中，选择一个站站内接地，如第二逆变站400第二站内接地刀闸474处于合位，第二整流站300第一站内接地刀闸374处于分位。

第二整流站300包括第五直流极310、第六直流极320、第三交流滤波器组318、第三交流系统340、第五换流变压器进线开关331及第六换流变压器进线开关333。

第五直流极310包括第五阀组311、第五换流变压器316、第五直流极中性母线刀闸319、第五直流滤波器393和第五平波电抗器391。第五阀组311包括第五换流器301。第五换流器301包括十二脉动桥式电路的电网换相换流器。

第六直流极320包括第六阀组321、第六换流变压器326、第六直流极中性母线刀闸329、第六直流滤波器394和第六平波电抗器392。第六阀组321包括第六换流器302，第六换流器302包括十二脉动桥式电路的电网换相换流器。

第二逆变站400包括第七直流极410、第八直流极420、第四交流滤波器组418、第四交流系统440、第七换流变压器进线开关431及第八换流变压器进线开关433。第五直流极310和第七直流极410为极I，第六直流极320和第八直流极420为极II。

第七直流极410包括第七阀组411、第七换流变压器416、第七直流极中性母线刀闸419、第七直流滤波器497和第七平波电抗器495。第七阀组411包括第七换流器401，第七换流器401包括十二脉动桥式电路的电网换相换流器。

第八直流极420包括第八阀组421、第八换流变压器426、第八直流极中性母线刀闸429、第八直流滤波器498和第八平波电抗器496。第八阀组421包括第八换流器402，第八换流器402包括十二脉动桥式电路的电网换相换流器。

根据一些实施例，图7中的第五换流器301、第六换流器302、第七换流器401、第八换流器402还可为六脉动桥式电路的电网换相换流器或电压源换流器的至少一种，图7中的换流变压器型式根据接入换流器型式进行修改。脉动桥式电路包括不可关断的半控型功率半导体器件，一般为晶闸管器件。

电压源换流器包括模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC)、混合多电平换流器(Hybrid Multilevel Converter,HMC)、两电平级联型(Cascaded Two-Level,CTL)换流器、堆叠式两电平(Stacked Two-Level,STL)换流器的至少一种，换流器包括可关断的全控型功率半导体器件。模块化多电平换流器MMC包括全桥子模块结构的模块化多电平换流器MMC、半桥和全桥混合子模块结构的模块化多电平换流器MMC的至少一种。

如果第二整流站300和第二逆变站400的直流极的换流器都为电网换相换流器，则为常规直流输电系统。如果第二整流站300和第二逆变站400的直流极的换流器都为电压源换流器，则为柔性直流输电系统。其中，电压源换流器具有调节电压到零压或负压的能力，如基于全桥子模块的模块化多电平换流器、基于半桥子模块和全桥子模块混合的模块化多电平换流器。如果第二整流站300和第二逆变站400既有电网换相换流器，也有电压源换流器，则为混合直流输电系统。

第二整流站300站内不接地。第二逆变站400通过第二站内接地刀闸474站内接地。功率正送时，第二整流站300的第三交流系统340通过其第五换流器301、第六换流器302将交流电转化为直流电，通过第三直流线路350、第四直流线路360输送到第二逆变站400，第二逆变站400通过其第七换流器401、第八换流器402将直流电转化为交流电送到第二逆变站400的第四交流系统440，从而实现直流功率正送。整流站的换流器一般运行在电流控制，逆变站的换流器一般运行在电压控制或最大触发角控制(AMAX)。需要指出的是，最大触发角控制(AMAX)仅适用于电网换相换流器，不适用于电压源换流器。

第二整流站300和第二逆变站400采集的模拟量信号为：换流器直流侧的高压母线电流IDCP、低压母线电流IDCN，极母线电流IDL，直流滤波器首端电流IZT1，站内接地电流IDGND，极母线电压UDL和极中性母线电压UDN。

图8是本申请实施例提供的另一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法流程示意图，示出了当图7所示的高压直流输电系统的第三直流线路350发生直流侧接地故障时的控制流程。

第二整流站300第五直流极310和第二逆变站400第七直流极410的换流器都为电网换相换流器，发生直流侧接地故障前，双极运行。当高压直流输电系统的第三直流线路350发生接地故障，设定重启次数为4次，包括2次有电流原压重启、1次无电流原压重启和1次无电流降压重启，控制流程如下。

在S210中，控制接地故障两端两直流极各至少有一个换流器继续运行。

通过线路突变量、行波保护、线路低电压或/和线路纵差保护动作来判断直流线路接地故障。

当直流线路发生故障时，会造成直流电压的跌落。故障位置的不同，电压跌落的速度也不同。通过对电压跌落的速度进行判断，可以检测出直流线路上的故障。线路突变量保护动作判据如下：

dUDL/dt

|UDL|

其中，dUDL/dt为单位时间的直流电压突变量，dUDL_set为直流电压突变量定值，UDL为极母线电压，UDL_set为直流电压定值。

通过对直流电压的检测，如果发现直流电压持续一定的时间低，同时没有发生交流系统故障、也没有发生换相失败，判断为直流线路故障。线路低电压保护动作判据如下：

|UDL|

其中，UDL为极母线电压，UDL_set1为直流电压定值。

通过线路突变量、行波保护、线路低电压或/和线路纵差保护动作判断直流线路接地故障时，控制接地故障两端两个直流极各至少有一个换流器继续运行。本实施例中，控制第五换流器301，第七换流器401都继续运行。

在S220中，基于高压直流输电系统的需求确定接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，上述两个换流器包括接地故障两端各一个继续运行的换流器。

高压直流输电系统的需求包括有功功率需求、无功功率需求、入地电流限制值、故障所在直流极的电流限制值、流过故障点的电流限制值需求、交流谐波抑制需求中的至少一种，如果高压直流输电系统的需求多于一种，同时给定不同需求的优先级。具体可以在有功功率需求、无功功率需求、入地电流限制值需求、故障所在直流极的电流限制值需求、流过故障点的电流限制值需求、交流谐波抑制需求确定两个换流器的直流电流参考值基础上，在其中至少一个换流器的直流电流参考值中叠加一个在零上下波动的大于零且绝对值小于0.1倍额定直流电流的电流。

以第二整流站300或第二逆变站400的无功功率需求为例，换流器的无功功率需求计算方法如下。

Q

Q

根据整流站的十二脉动换流器的无功功率需求，直流电流参考值的计算如下。

I

式中，I

给定第二整流站300第五直流极310的第五换流器301和第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电流参考值为I

以第二整流站300或第二逆变站400的有功功率需求和入地电流限制值需求为例，如下式所示。

I

I

式中，I

给定第二整流站300第五直流极310的第五换流器301和第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电流参考值为I

在S230中，在第一去游离时间内基于直流电流参考值控制接地故障两端的两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。

控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301的极母线电流IDL与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的极母线电流IDL相等且为I

根据一些实施例，第一电流阈值取值范围为0.01至0.1倍额定直流电流。

在S240中，经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压。

经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电压。

如果第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401都是电网换相换流器，且故障前第七换流器401运行在直流电压控制或最大触发角控制，增大两个换流器的直流电压通过给定第五换流器301与第七换流器401的直流电流参考值差值来实现，即第五换流器301的直流电流参考值为I

如果第二整流站300第五直流极310的第五换流器301，第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401都是电压源换流器，且故障前第七换流器401运行在直流电压控制，增大两个换流器的直流电压通过控制第七换流器401运行在直流电压控制来实现，给定第七换流器401的直流电压参考值为故障前的直流电压或者相比故障前降低的直流电压。

根据一些实施例，第一去游离时间取值范围为20ms至500ms；第一重启时间取值范围为20ms至300ms。

在S250中，在第一重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压至额定电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，在第二去游离时间内继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。

在第一重启时间后，如果第三直流线路350的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电压至额定电压，直流线路重启动成功；如果第三直流线路350的直流电压绝对值小于第一电压阈值，继续控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301的极母线电流IDL与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的极母线电流IDL相等或差值小于第一电流阈值。

根据一些实施例，第一电压阈值取值范围为0.05至1.0倍额定直流电压。

在S260中，经过第二去游离时间后，在第二重启时间内增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压；在第二重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压至额定电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，在第三去游离时间内继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值。

经过第二去游离时间后，在第二重启时间后，如果第三直流线路350的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电压至额定电压；如果第三直流线路350的直流电压绝对值小于第一电压阈值，继续控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301的极母线电流IDL与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的极母线电流IDL相等或差值小于第一电流阈值。

根据一些实施例，第二去游离时间取值范围为50ms至500ms；第二重启时间取值范围为20ms至300ms。

在S270中，经过第三去游离时间后，在第三重启时间内增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压；在第三重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压至额定电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，在第四去游离时间内控制两个换流器的直流电流为零。

经过第三去游离时间后，在第三重启时间后，如果第三直流线路350的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电压至额定电压；如果第三直流线路350的直流电压绝对值小于第一电压阈值，控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301的极母线电流IDL与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的极母线电流IDL为零。如果第五换流器301为电网换相换流器，控制第五换流器301移相，即控制第五换流器301的触发角大于90度，优选值为120度或164度。如果第七换流器401为电网换相换流器，由于电网换相换流器不会反向流过电流，不需要进行特殊控制，正常控制第七换流器401运行在直流电压控制或最大触发角控制。如果第五换流器301和第七换流器401为电压源换流器，控制换流器的直流电流为零。

根据一些实施例，如果高压直流输电系统所连接的交流系统为弱交流系统或新能源接入系统且对交流过电压耐受能力差，第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401为电网换相换流器时，在控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401直流电流为零前，根据上述交流系统的需求，控制高压直流输电系统切除部分与上述交流系统连接的交流滤波器。

上述弱交流系统为交直流短路比小于3的交流系统，第二整流站300的短路比为第三交流系统340的短路容量与高压直流输电系统额定功率的比值，第二逆变站400的短路比为第四交流系统440的短路容量与高压直流输电系统额定功率的比值；第三交流系统340或第四交流系统440的需求包括无功功率需求和交流电压限制。

根据一些实施例，第三去游离时间取值范围为80ms至500ms；第三重启时间取值范围为20ms至300ms。

根据一些实施例，在第三重启时间内，通过控制第五换流器301运行在直流电流控制来实现增大两个换流器的直流电压，控制第七换流器401的直流电流为零，减小第五换流器301低压限流环节的最小直流电流限值，如取值为0.1倍额定直流电流，此时如果直流线路的直流电压绝对值小于低压限流环节的最低直流电压，则第五换流器301的直流电流指令值I

在S280中，经过第四去游离时间后，在第四重启时间内增大两个换流器中至少一个换流器的直流电压；在第四重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压至降压目标电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，控制两个换流器闭锁。

经过第四去游离时间后，在第四重启时间后，如果第三直流线路350的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大第二整流站300第五直流极310的第五换流器301、第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401的直流电压至降压目标值(如0.8倍额定直流电压)；如果第三直流线路350的直流电压绝对值小于第一电压阈值，控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401闭锁。

根据一些实施例，如果高压直流输电系统所连接的交流系统为弱交流系统或新能源接入系统，第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401为电网换相换流器时，在第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401闭锁前，根据上述交流系统的需求，控制高压直流输电系统切除部分与上述交流系统连接的交流滤波器。

根据一些实施例，如果第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401为电网换相换流器时，控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401闭锁为控制电网换相换流器停发触发脉冲；或/和控制电网换相换流器投入旁通对。如果第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401为电压源换流器时，控制第二整流站300第五直流极310的第五换流器301与第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401闭锁为控制电压源换流器停发触发脉冲。

根据一些实施例，第四去游离时间取值范围为80ms至500ms；第四重启时间取值范围为20ms至300ms。

根据一些实施例，在第四重启时间内，通过控制第五换流器301运行在直流电流控制来实现增大两个换流器的直流电压，控制第七换流器401的直流电流为零，减小第五换流器301低压限流环节的最小直流电流限值，如取值为0.1倍额定直流电流，此时如果直流线路的直流电压绝对值小于低压限流环节的最低直流电压，则第五换流器301的直流电流指令值I

图9、图10、图11和图12是图7中的第五换流器301、第六换流器302、第七换流器401、第八换流器402为六脉动桥式电路的电网换相换流器的仿真试验结果图。

图9是在现有技术下图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时重启1次的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为8.3。第二逆变站400站内接地，第二整流站300不接地。

图9所示正极电压为第二整流站300第五直流极310的极母线电压，负极电压为第二整流站300第六直流极320的极母线电压，直流电流为第二整流站300第五直流极310的极母线电流和第二逆变站400第七直流极410的的极母线电流，交流电压为第三交流系统340的相电压，触发角分别为第五换流器301和第六换流器302的触发角。高压直流输电系统额定电压为200kV，额定功率为1200MW，第三交流系统340额定线电压为230kV，额定相电压133kV。

故障前以额定功率运行，当检测到第三直流线路350发生接地故障时，故障点流过较大电流到第二逆变站400的站内接地点，第二整流站300第五直流极310的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，第二整流站300第五直流极310的第五换流器301移相，极母线电流IDL为零；经第一去游离时间(150ms)后，第五换流器301解除移相，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，第一直流线路150重启成功。故障过程中，第三交流系统340的相电压有效值峰值：148kV(1.11p.u.)，第二整流站300的直流功率为0MW(0p.u.)。

图10是本申请实施例提供的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时重启1次的仿真试验结果图。仿真试验中的交直流短路比为8.3。第二逆变站400站内接地，第二整流站300不接地。

图10所示正极电压为第二整流站300第五直流极310的极母线电压，负极电压为第二整流站300第六直流极320的极母线电压，直流电流为第二整流站300第五直流极310的极母线电流和第二逆变站400第七直流极410的的极母线电流，交流电压为第三交流系统340的相电压，触发角分别为第五换流器301和第六换流器302的触发角。高压直流输电系统额定电压为200kV，额定功率为1200MW，第三交流系统340额定线电压为230kV，额定相电压133kV。

故障前以额定功率运行，当检测到第三直流线路350发生接地故障时，故障点流过较大电流，故障点流过较大电流到第二逆变站400的站内接地点，第二整流站300第五直流极310的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，基于维持更多有功功率需求确定两个换流器的直流电流参考值为1.0p.u.，第二整流站300第五直流极310的第五换流器301运行在直流电流控制，极母线电流IDL为1.0p.u.，第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401也运行在直流电流控制，极母线电流IDL为1.0p.u.；经第一去游离时间(150ms)后，通过减小第七换流器401的直流电流参考值0.1p.u.，增大第七换流器401的直流电压，由于接地故障已经消失，第三直流线路350重启成功。故障过程中，第三交流系统340的相电压有效值峰值：129kV(0.97p.u.)，第二整流站300的直流功率为541MW(约0.5p.u.)。

通过对比图9和图10，基于本申请的方法可减小交流系统过压水平，减少流入接地极线路的电流，在故障期间还能维持约50％的直流功率输送。

图11是本申请实施例提供的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时的重启2次仿真试验结果图。第二逆变站400站内接地，第二整流站300不接地。

图11所示正极电压为第二整流站300第五直流极310的极母线电压，负极电压为第二整流站300第六直流极320的极母线电压，直流电流分别为第二整流站300第五直流极310的极母线电流和第二逆变站400第七直流极410的极母线电流，故障点电流为第三直流线路350接地故障点的电流。高压直流输电系统额定电压为200kV，额定功率为1200MW，第三交流系统340额定线电压为230kV，额定相电压133kV。

故障前以额定功率运行，当检测到第三直流线路350发生接地故障时，故障点流过较大电流，故障点流过较大电流到第二逆变站400的站内接地点，第二整流站300的第五直流极310的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，基于维持有功功率并抑制交流谐波需求确定两个换流器的直流电流参考值为0.67p.u.，在第一去游离时间(150ms)内，第二整流站300的第五直流极310的第五换流器301运行在直流电流控制，极母线电流IDL为0.67p.u.，第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401也运行在直流电流控制，极母线电流IDL为0.67p.u.；经第一去游离时间后，通过减小第七换流器401的直流电流参考值0.1p.u.，增大第七换流器401的直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流(0.1p.u.)，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，在第二去游离时间(200ms)内，第五换流器301和第七换流器401继续控制直流电流，经第二去游离时间后，通过减小第七换流器401的直流电流参考值0.1p.u.，增大第七换流器401的直流电压，极母线电压UDL开始增大，由于接地故障已经消失，第三直流线路350重启成功。第二整流站300的第六直流极320利用故障的第三直流线路350作为电流通路，直流功率为380MW(约0.32p.u.)。需要指出的是，由于第五换流器301、第六换流器302为六脉动桥式电路，在去游离和重启过程中触发角不一致时，会产生较大的五、七次谐波；同理，第七换流器401、第八换流器402也会产生较大的五、七次谐波。如果高压直流输电系统不配置滤除五、七次谐波的交流滤波器，为了抑制谐波，第五换流器301、第六换流器302的触发角可控制为相同，但是第七换流器401、第八换流器402的触发角只能控制为不同，此时第五换流器301和第六换流器302整体作为故障两端的两个换流器中的一个。

图12是本申请实施例提供的图7所示的高压直流输电系统发生直流线路接地故障时闭锁的仿真试验结果图。第二逆变站400站内接地，第二整流站300不接地。

图12所示直流电压分别为第二整流站300的第五直流极310的极母线电压和第二整流站300的第六直流极320的极母线电压，直流电流分别为第二整流站300的第五直流极310的极母线电流和第二逆变站400的第七直流极410的极母线电流，触发角分别为第五换流器301和第六换流器302的触发角，直流线路故障标志位为直流线路故障信号，穿越标志位为第一去游离时间和第二去游离时间内控制第五换流器301和第七换流器401的直流电流相等信号，移相标志位为第三去游离时间和第四去游离时间内控制第五换流器301和第七换流器401的直流电流为零信号，跳闸标志位为跳闸信号。高压直流输电系统额定电压为200kV，额定功率为1200MW，第三交流系统340额定线电压为230kV，额定相电压133kV。

故障前以额定功率运行，当检测到第三直流线路350发生接地故障时，故障点流过较大电流，故障点流过较大电流到第二逆变站400的站内接地点，第二整流站300的第五直流极310的极母线电压UDL下降，线路突变量和行波保护动作，基于有功功率需求确定两个换流器的直流电流参考值为1.0p.u.，在第一去游离时间(150ms)内，第二整流站300第五直流极310的第五换流器301运行在直流电流控制，极母线电流IDL为1.0p.u.，第二逆变站400第七直流极410的第七换流器401也运行在直流电流控制，极母线电流IDL为1.0p.u.；经第一去游离时间后，通过减小第七换流器401的直流电流参考值0.1p.u.，增大第七换流器401的直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流(0.1p.u.)，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，基于有功功率需求确定两个换流器的直流电流参考值为1.0p.u.，在第二去游离时间(200ms)内，第五换流器301和第七换流器401继续控制直流电流，经第二去游离时间后，通过减小第七换流器401的直流电流参考值0.1p.u.，增大第七换流器401的直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流(0.1p.u.)，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，在第三去游离时间(150ms)内，控制第五换流器301移相，经第三去游离时间后，给定第五换流器301和第七换流器401的低压限流环节的最小直流电流限值为0.1p.u.，控制第五换流器301和第七换流器401的直流电流来增大第七换流器401的直流电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流(0.1p.u.)，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，在第四去游离时间(200ms)内，控制第五换流器301移相，经第四去游离时间后，给定第五换流器301和第七换流器401的低压限流环节的最小直流电流限值为0.1p.u.，控制第五换流器301和第七换流器401的直流电流来增大第七换流器401的直流电压，给定直流电压目标值为降压目标电压，由于接地故障仍然存在，故障点流过较小电流(0.1p.u.)，极母线电压UDL小于第一电压阈值(0.35p.u.)延时80ms后线路低电压保护动作，控制第五换流器301、第六换流器302、第七换流器401、第八换流器402闭锁。

图13是本申请实施例提供的一种高压直流输电系统直流线路故障控制装置500结构示意图，装置包括检测单元510和控制单元520。

检测单元510用于检测高压直流输电系统的参数，包括换流器直流侧的高压母线电流IDCP和低压母线电流IDCN、极母线电流IDL、极中性母线电流IDNC、直流滤波器首端电流IZT1、接地极电流IDEL、站内接地电流IDGND、极母线电压UDL和极中性母线电压UDN、高压直流输电系统的需求。

控制单元520基于高压直流输电系统的参数判定高压直流输电系统直流线路发生故障时，控制接地故障两端各至少有一个换流器继续运行；基于高压直流输电系统的需求确定接地故障两端的两个换流器的直流电流参考值，两个换流器包括接地故障两端各一个继续运行的换流器；在第一去游离时间内基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值；经过第一去游离时间后，在第一重启时间内增大两个换流器的直流电压；在第一重启时间后，如果直流线路的直流电压绝对值大于或等于第一电压阈值，继续增大两个换流器的直流电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于1次时，在第二去游离时间内继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制两个换流器的直流电流为零，当重启次数为1次时，控制两个换流器闭锁；当重启次数大于1次时，经过第二去游离时间后，在第二重启时间内增大两个换流器的直流电压；如果直流线路的直流电压绝对值小于第一电压阈值，当重启次数大于2次时，在第三去游离时间内继续基于两个换流器的直流电流参考值控制两个换流器的直流电流相等或差值小于第一电流阈值，或者控制两个换流器的直流电流为零，当重启次数为2次时，控制两个换流器闭锁；以此类推，实现高压直流输电系统的柔性重启。

综上所述，本申请提供一种高压直流输电系统直流线路故障柔性重启方法及控制装置，在高压直流输电系统直流线路发生接地故障时，通过控制接地故障两端的两个换流器直流电流相等或差值小于第一电流阈值，可有效控制接地故障点的电压，实现去游离，同时由于仍有直流电流流过直流线路，对于电网换相换流器可继续消耗无功功率，高压直流输电系统可维持交直流无功功率平衡。

以上实施例仅为说明本申请的技术思想，不能以此限定本申请的保护范围。所属技术领域的普通技术人员应当理解到：对本申请的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本申请提出的技术思想和范围的任何修改或者等同替换均应涵盖在本申请权利要求的范围当中。