淺析祁韶直流受端安穩系統的工程應用

國網湖南省電力有限公司檢修公司 王 皓

湖南工業職業技術學院 譚雨祺

祁韶特高壓直流輸電工程已投運四年，湖南電網作為直流受端，強直弱交問題尤為突出，鄂湘斷面暫穩、鄂湘斷面熱穩、華北-華中斷面（長南線）暫穩三方面因素直接決定了祁韶直流的輸送功率，目前情況下，祁韶直流、省內重要的500kV線路、主變壓器等元件發生嚴重故障時，將會導致湖南電網發生嚴重的穩定問題。因此，安全穩定控制系統的故障策略及動作邏輯尤為重要。本文以直流受端湖南電網安穩系統為例，介紹湖南穩控系統的架構及主要功能，著重分析了直流故障情況下穩控裝置的故障策略及判定邏輯，為檢修及運行人員提供了一定的技術依據。

現代高度互聯的電力系統針對電網可能發生的大擾動事故一般設置三道防線，第一道防線由性能良好的繼電保護裝置構成；失步解列、頻率及電壓緊急控制裝置構成第三道防線。穩控裝置是為保證電力系統在遇到大擾動時的穩定性而在電廠或變電站內裝設的控制設備，可快速準確實現切機、切負荷、快速減出力、直流功率緊急提升或回降等功能，是保證電力系統安全穩定運行的第二道防線的重要設施。位于華中電網的末端湖南電網，強直弱交的形式依然嚴峻，該電網僅通過三回500kV聯絡線與華中主網相連。雖有祁韶特高壓直流，但電網網架依然較為薄弱，在局部地區存在輸電瓶頸和穩定薄弱環節。本文以±800kV祁韶特高壓直流受端穩定控制系統為例，介紹湖南穩控系統的架構及主要功能，著重分析了故障情況下穩控裝置的故障策略及判定邏輯，為檢修及運行人員提供了一定的技術依據。

1 系統架構

1.1 安穩控制系統結構

湖南電網穩控系統可為5個穩控子系統，分別為祁韶直流受端穩控系統、鄂湘穩控系統、湘西南系統、昆山穩控系統、蘇耽穩控系統。隨著2021年華中電網多資源協調控制系統的建成，形成了華中協控主站為主、下設直流協控主站、負荷協控主站、抽蓄協控主站的分層、分區控制架構。祁韶直流受端穩定控制系統作為華中大系統的重要一環，其故障策略及信息交互也隨之改變，如圖1所示，韶山站交流穩控新接入直流協控主站，鶴嶺站穩控裝置新接入負荷協控主站，黑麋峰抽蓄新接入抽蓄協控主站。韶山站交流穩控裝置接收直流穩控的動作信息，向鶴嶺變切負荷主站以及電壓穩控主站發出動作命令；鶴嶺變切負荷主站根據策略邏輯，分別向鶴嶺變精切主站、各地區切負荷子站、黑麋峰抽蓄、云田變穩控發切負荷命令；同時，鶴嶺變切負荷主站可直接接受負荷協控主站的切負荷命令。此外，鶴嶺變精切主站收到切負荷命令后，根據策略邏輯分別向鶴嶺變儲能子站以及各地區精切子站發出切負荷命令。

鶴嶺變電壓穩控主站盡接收韶山站交流穩控裝置的動作命令，根據電壓控制策略分別向省內7個電壓穩控執行站發出動作命令。

1.2 安穩控制系統主要功能

接收祁韶直流極控制保護系統發送的直流功率速降信號、直流功率速降標識位、直流功率可提升標識位、直流極控模式、直流極控值班狀態、各換流器非正常和正常停運信號、直流各閥組運行狀態等開關量，以及直流各換流器輸送功率指令值、最大可輸送功率、直流功率速降量、可提升容量等模擬量，并可根據交流故障策略向直流極控制保護系統發送調制直流命令；接收極后備接口裝置發送的極1和極2高低端閥非正常停運信號。

接收道觀河站/柏泉站直流協控裝置發送的三峽及渝鄂直流可回降量信息、特高壓長南Ⅰ線運行功率信息、其他特高壓直流可提升量信息；接收澧州站、崗市站韶山穩控裝置發送的鄂湘聯絡線運行信息；接收鶴嶺站韶山穩控裝置發送的可切負荷容量信息（含抽蓄可切負荷量）。

祁韶直流閉鎖或直流功率速降時，裝置根據祁韶直流故障損失功率以及特高壓長南Ⅰ線、鄂湘聯絡線運行方式，查找預先設定的控制策略表，向道觀河站/柏泉站直流協控裝置發送調制三峽/渝鄂直流功率的命令，或提升其他特高壓直流功率的命令（功能預留），或向鶴嶺變穩控裝置遠切湖南負荷命令。同時裝置將祁韶直流閉鎖信息、動作措施量等信息發送至道觀河站/柏泉站直流協控裝置。

本站500kV交流出線發生故障時，裝置根據事故前運行方式、故障類型、相關檢測斷面功率，查找預先設定的控制策略表，發送回降祁韶直流功率命令。

接收并執行道觀河/柏泉直流協控裝置發送的故障提升祁韶直流容量命令；接收道觀河/柏泉直流協控裝置發送的低頻提升祁韶直流容量命令，滿足本地低頻判據確認后執行命令。

預判斷當前時刻若發生直流運行換流器均閉鎖故障，計算直流損失功率、需執行控制措施量，并將上述預判斷結果中需執行控制措施量信息發送至柏泉、道觀河直流協控裝置。

2 安穩系統故障策略

2.1 直流閥組閉鎖導致直流輸送容量損失的計算方案

直流穩控裝置通過直流極控系統取得極控制模式信息和直流極控系統傳送的各個閥組的最大可傳輸功率，判斷各閥組是否具備轉帶能力，若不能轉帶，則將其最大可傳輸功率清0，判別為不可轉帶。

直流損失功率的計算根據各閥組的事故前功率、最大可傳輸功率以及極控制模式進行計算：發生閥組閉鎖時，認為可調制的閥組直流轉帶且在當前極控制模式下可轉帶的閥均能夠成功，如事故前四閥均運行，發生極1高端閥閉鎖，極1低端閥，極2低端閥可調制，極2高端閥不可調制，則直流損失功率Pdclost1計算方法為：

Pdclost1=（Pdc1_+Pdc2_+Pdc3_+Pdc4_）-（Pdc2max+Pdc4max+Pdc3_）

其中：Pdc1_，Pdc2_，Pdc3_，Pdc4_為啟動前閥組輸送功率；Pdc1max，Pdc2max，Pdc3max，Pdc4max為閥組的最大可傳輸功率。

2.2 交流穩控裝置故障策略

祁韶直流輸電能力主要由鄂湘斷面暫穩、鄂湘斷面熱穩、華北-華中斷面（長南線）暫穩三方面因素決定。從鄂湘斷面暫穩上看，鄂湘斷面大功率南送、祁韶直流大功率送電方式下，祁韶直流發生閉鎖故障，大規模潮流通過鄂湘斷面轉移至湖南電網，可能引起湖南對華中主網功角失穩，鄂湘斷面解列。解決鄂湘斷面暫穩問題，需在祁韶直流故障后采取切除湖南負荷措施；從鄂湘斷面熱穩上看，鄂湘斷面大功率南送、祁韶直流大功率送電方式下，祁韶直流發生閉鎖故障，大規模潮流通過鄂湘斷面轉移至湖南電網，可能引起葛崗線過熱穩。解決鄂湘斷面熱穩問題，需在祁韶直流故障后采取切除湖南負荷措施。從華北-華中斷面（長南Ⅰ線）暫穩上看，長南線大功率南送、祁韶直流大功率送電方式下，祁韶直流發生閉鎖故障，大規模潮流通過長南線轉移至華中電網，可能引起長南線解列。解決長南線暫穩問題，需在祁韶直流故障后采取調制三峽直流或切除湖南負荷措施，優先采取調制三峽直流措施以避免負荷損失。

因此，直流故障穩定控制策略的設計按照鄂湘斷面、長南Ⅰ線作為約束條件進行設計。長南線功率以北送為正方向，鄂湘斷面功率以南送為正方向。

長南Ⅰ線運行方式（包括功率分檔、相關元件檢修方式等）穩控裝置可通過長南線功率自動判別，也可通過運行方式壓板指定（共10個方式壓板），每個方式下設置長南線約束定值。

故障下穩控裝置的具體策略如下：

（1）裝置運行時，實時檢測長南Ⅰ線、鄂湘聯絡線運行方式，確定長南Ⅰ線+祁韶直流損失功率穩定約束定值Pcndcset、鄂湘斷面+祁韶直流損失功率穩定約束定值Pexdcset。

（2）當直流閥組閉鎖或功率速降時，依據祁韶直流損失功率Pdc、鄂湘斷面和祁韶直流損失功率之和Pexdc計算兩種不同穩定約束（長南線穩定約束、鄂湘斷面穩定約束）下需采取的措施量ΔP1和ΔP2，ΔP1=Pdc- Pcndcsetn、ΔP2=Pexdc- Pexdcsetn。

其中Pcndcsetn為當前長南線約束定值，Pexdcsetn為當前鄂湘斷面約束定值，Pexdc為鄂湘斷面和祁韶直流損失功率之和。

（3）當ΔP1≤ ΔP2時，說明主要制約因素是鄂湘聯絡線，只可采取切負荷措施，則按照ΔP2切除湖南負荷。

（4）當ΔP1＞ΔP2時，說明主要制約因素是長南Ⅰ線。如果直流調制功能退出，則按ΔP1切除湖南負荷；如果直流調制功能投入，則采取切ΔP2負荷可解決鄂湘聯絡線穩定問題，剩余措施量(ΔP1－ΔP2)可以切負荷或調制直流（優先調制三峽直流，其次調制其它特高壓直流（天中、青豫、雅湖）），同時在調制直流時要考慮鄂湘聯絡線制約條件Pysset（約束條件Pys為鄂湘聯絡線功率之和）。具體如下：①如果直流調制功能退出（設置控制定值），則按照總量ΔP1切除湖南負荷。②如果直流調制功能投入且Pys≥ Pysset，則按照總量ΔP1切除湖南負荷。③如果直流調制功能投入且Pys＜ Pysset，則考察直流可調制量Pdcket是否足夠，如果(ΔP1－ΔP2)＜Pdcket，則按照(ΔP1－ΔP2)調制直流，按照ΔP2切除湖南負荷；如果(ΔP1－ΔP2)＞Pdcket，則按照直流可調制量Pdcket調制直流，按照總量(ΔP1－Pdcket)切除湖南負荷。

結語：安全穩定控制系統在湖南電網發揮著舉足輕重的作用，本文以特高壓直流受端電網為例，首先，介紹了湖南穩控系統主體結構以及主要功能；其次，分析了直流故障下穩控裝置的故障判據及動作邏輯。對今后省內穩控系統的運維檢修工作有一定的指導意義。