昆柳龍多端直流穩定控制策略設計及系統構建

付超，邱建，李詩旸，張建新，朱澤翔，徐光虎，楊榮照，黃磊，洪潮，楊歡歡

(1. 直流輸電技術國家重點實驗室(南方電網科學研究院)，廣州510663；2. 中國南方電網有限責任公司電力調度控制中心，廣州510663)

0 引言

我國一次能源與需求呈逆向分布，西部地區的水電、風電等清潔資源豐富，而東部地區負荷密度高，對區外大規模電力送入需求較大。高壓直流輸電在大容量、遠距離輸電、資源優化配置等方面發揮著重要的作用[1 - 5]，近20年來南方電網已建設了10回直流工程，直流輸送總容量已超過40 GW[6 - 7]，直流輸電比例接近受端地區電力負荷的三分之一，落實了國家“西電東送”重要發展戰略。

隨著單回特高壓直流輸電容量規模的不斷增加，發生單回直流故障后對電網穩定影響將更加明顯，需要采取更嚴厲的控制措施。南方電網2004年單回直流最大容量為3 000 MW，2010年楚穗直流投產后增加到5 000 MW，2020年昆柳龍直流投產后進一步達到8 000 MW[8 - 12]。針對大容量直流發生極閉鎖故障，穩定控制策略一般采取送端切除機組、受端切除負荷的措施，而針對直流送受端近區電網發生交流故障，一般采取直流功率調制等控制措施[13 - 19]。

2020年南方電網建成的昆柳龍(簡稱 KLL)多端直流工程，根據受端電網特點，兼顧送電廣東廣西的多種方式，采用混合多端直流設計，較傳統兩端直流運行方式更加靈活。而多端直流運行方式和故障后功率轉移的靈活性也增加了穩定控制策略的復雜性[11]，發生昆柳龍直流故障后直流控制和穩控系統的響應將對南方電網系統穩定性產生重大影響，對電力系統安全穩定控制系統提出了更高的要求。

本文以昆柳龍多端直流工程為例，對多端直流各端系統發生直流故障、交流故障等算例進行仿真分析，研究昆柳龍直流在不同故障下的系統穩定控制策略，提出昆柳龍多端直流穩控系統方案的整體構建原則，提升南方電網的安全穩定運行能力。

1 基于多端混合的昆柳龍直流工程

昆柳龍直流工程采用±800 kV、8 000 MW的多端混合直流輸電方案，配套送出電源主要依托烏東德(簡稱WDD)、魯地拉(簡稱 LDL)和龍開口(簡稱LKK)水電站[6]。送端昆北換流站(簡稱KB)建設±800 kV、8 000 MW常規直流換流站，龍門換流站(簡稱LM)建設±800 kV、5 000 MW柔性直流換流站，柳州換流站(簡稱LZ)建設±800 kV、3 000 MW柔性直流換流站，兩個柔直換流站通常作為受端運行。

昆柳龍直流各端接入電網情況如圖1所示[8]。送端昆北換流站通過4回500 kV線路與云南電網聯系，受端柳州換流站通過4回500 kV線路與廣西電網聯系，受端龍門換流站通過6回500 kV線路與廣東電網聯系，直流送端云南電網與受端廣東廣西電網異步運行，廣東和廣西電網保持同步運行。

圖1 昆柳龍多端直流接入電網示意圖

本文考慮昆柳龍直流建設時間，分別以南方電網2020年和2021年的典型運行方式為例開展仿真研究。南方電網裝機容量和負荷情況如表1所示。

表 1 2020年和2021年南方電網裝機負荷情況

云南電網與南方電網主網異步之后，云南電網共通過十回直流工程與南方電網主網聯系，其中昆柳龍直流、新東直流、楚穗直流、普僑直流為±800 kV特高壓直流，祿高肇直流、牛從直流(兩回)、永富直流、金中直流、魯西背靠背直流±500 kV高壓直流。2021年云南外送直流情況如圖2所示。

圖2 云南多回直流送入南方電網主網示意圖

直流送電總功率達41.6 GW，約為云南最高負荷的1.5倍；而昆柳龍直流容量約占云南直流外送總容量的20%，約為云南最高負荷的30%。

2 多端直流極閉鎖故障特性分析

相比傳統兩端直流極閉鎖故障特性[20]，多端直流由于運行方式更加靈活，發生直流極或閥組閉鎖故障后極間和站間的功率轉移也更加復雜，特別是多端直流的在線退站、直流線路再啟動等功能，對電網安全穩定控制措施設計帶來重大影響[11]。例如，昆柳龍直流某柔直端在線退站過程中，根據直流高速開關(high speed switch, HSS)技術要求，需將三端對應極功率先降到零功率水平，然后再通過HSS動作進行退站隔離，開關HSS正確動作后剩余極再恢復為兩端模式[6]，若非故障極可轉帶功率容量不足，退站過程中送受端交流系統將承受長達600 ms的不平衡功率。同理，直流某極線路發生故障再啟動時，三端也需將故障極功率控到零功率水平，考慮去游離和恢復過程的時間后，若非故障極可轉帶功率容量不足，直流線路再啟動過程中送受端交流系統將存在約650 ms的不平衡功率[11]。

下面以多端直流某極發生直流線路故障場景為例，對故障過程中的直流功率變化情況進行時序描述，對應的功率變化時序曲線如圖3所示。假設故障前三端直流雙極按額定功率8 000 MW運行，受端龍門換流站雙極功率5 000 MW，受端柳州換流站雙極功率3 000 MW。

圖3 直流線路故障場景中的多端直流功率(階躍近似)

T0時刻(相對時間假定為0 ms發生，下同)發生了極1柳州至龍門的直流線路故障，故障后極1線路全壓再啟動1次，再啟動期間直流極1功率降為0，若極2無過載能力，雙極總功率降至4 000 MW。

T1時刻(相對時間650 ms)再啟動全過程結束，若再啟動成功則直流雙極功率恢復為8 000 MW，不需采取穩定控制措施；若再啟動失敗，則HSS動作，進行龍門換流站極1在線退站，退站期間極1功率仍為0，雙極總功率為4 000 MW。

T2時刻(相對時間1 250 ms)在線退站過程結束，若在線退站成功，閉鎖龍門換流站極1的有功功率為2 500 MW，極1切換為昆北-柳州兩端模式，極1功率恢復為1 500 MW，直流雙極功率恢復為5 500 MW；若在線退站失敗，閉鎖三端換流站極1的有功功率為4 000 MW，極1功率仍為0，雙極總功率為4 000 MW。

T3時刻(相對時間1 550 ms)穩定控制措施結束，若在線退站成功，穩定控制措施量按照極1損失功率2 500 MW計算；若在線退站失敗，穩定控制措施量按照極1損失功率4 000 MW計算。

在直流線路再啟動以及在線退站過程中，盡管直流故障極的所有換流器功率暫時降為0，但出于對穩控系統可靠性的考慮，對于尚未最終確定退出運行的換流器，直流控保不向穩控系統發出閉鎖信號，穩定控制系統暫不對其引起的功率損失采取措施。根據以上直流故障極功率變化時序分析情況，考慮多端直流在線退站過程、直流線路再啟動過程以及穩定控制措施等過程，全部耗時需1 550 ms。

以上場景假設某一極線路故障后的直流功率變化情況，而雙極故障的功率變化過程基本類似，主要區別為故障期間雙極短時損失功率更大，對系統穩定影響將變得更加顯著。下面將針對直流故障后系統穩定情況進行進一步仿真分析。

3 昆柳龍多端直流穩定問題研究

自2016年以來，云南電網實施與南方電網主網異步聯網運行后[21 - 22]，云南外送大容量直流發生極閉鎖故障后，送受端電網中將出現大量不平衡功率，導致送受端系統頻率偏差明顯升高，系統頻率穩定成為南方電網主要穩定約束問題之一。

3.1 大容量直流極閉鎖故障送端穩定問題研究

昆柳龍直流發生直流極閉鎖故障后，直流送端由于存在不平衡功率導致系統頻率快速升高，云南電網的系統最高頻率值與直流閉鎖損失功率呈近似線性關系。隨著直流閉鎖損失功率增加，不平衡功率導致系統頻率偏差值的上升速率有所加快[22]，相應的直流功率損失-系統頻率峰值關系如圖4所示，其中縱坐標表示云南電網系統出現的最高頻率值，橫坐標表示直流閉鎖的損失功率值。2020年功率變化量與頻率變化量的比值范圍約為3 500～4 500 MW/Hz，2021年功率與頻率變化值范圍約為4 000～5 000 MW/Hz；由于2021年云南電網負荷水平以及裝機容量增大，云南電網的系統慣量增大，相同直流閉鎖功率時引起的系統最高頻率值將有所下降，通過對比分析，2021年功率與頻率變化值增加了約500 MW/Hz。

圖4 不同直流閉鎖功率下云南電網最高頻率圖

從圖4可知，當昆柳龍直流單極閉鎖最大損失功率4 000 MW不采取穩定控制措施時，云南系統最高頻率將超過50.80 Hz；而當直流雙極閉鎖最大損失功率為8 000 MW不采取穩定控制措施時，云南系統最高頻率超過51.0 Hz。目前，云南電網高周切機第一輪定值為50.80 Hz[8]，昆柳龍直流單極閉鎖、雙極閉鎖后對云南電網系統頻率影響非常明顯，易觸發云南電網第三道防線的高周動作。因此，根據電力系統安全穩定導則[23 - 24]，為了避免單回直流閉鎖導致第三道防線動作，昆柳龍直流發生極閉鎖故障后需采取穩定控制措施。仿真計算時按照直流極故障發生后300 ms完成穩定控制措施。

結合南方電網實際運行方式要求[3]，研究云南電網頻率問題時綜合考慮其他直流功率調制功能、直流單極線路再啟動1次，直流雙極線路不允許同時再啟動等條件，并以采取穩定控制策略后云南電網最高頻率在50.60 Hz以下為控制目標[5]。在昆柳龍直流閉鎖故障分析時，選取對系統沖擊較大的雙極閉鎖故障序列：極1柳龍線路故障再啟動失敗、在線退站恢復失敗，極2柳州閉鎖在線退站恢復失敗。兩極間故障獨立，各極故障序列為相互關聯的連鎖故障。在2021年計算方式選取時，考慮云南電網豐水期特性，存在24 h直流額定功率運行，并在此基礎上考慮不同的開機容量進行仿真計算。

在不同運行方式下發生昆柳龍直流雙極相繼閉鎖，損失功率8 000 MW，仿真結果如表2所示。為了控制系統最高頻率在50.60 Hz以下，雙極故障下送端云南電網總需切除機組容量為6 500 MW。

表2 昆柳龍直流雙極閉鎖送端電網頻率情況

3.2 大容量直流極閉鎖故障受端穩定問題研究

相較直流送端電網而言，南方電網受端電網整體規模較大，裝機容量約為送端的2.5倍，負荷水平約為送端的6倍，系統慣量明顯增大后頻率穩定問題顯得并不突出。但考慮到受端電網嚴重依賴外區電源輸入，在夏季高峰負荷時區內機組出力較接近額定容量，實際運行中系統一次調頻容量難以達到預想值，而且系統低頻仿真校核結果往往較實際響應情況更容易偏向樂觀[25 - 27]。

為充分揭露昆柳龍直流閉鎖帶來的系統風險，根據2020年南方電網受端電網一次調頻容量統計結果，選取夏季受端電網一次調頻有效容量偏低值3 500 MW為計算邊界條件，如圖5所示。

圖5 2020年受端電網一次調頻備用容量情況

昆柳龍直流發生直流極閉鎖故障后，直流受端由于不平衡功率導致系統頻率迅速下跌，受端電網出現的系統最低頻率偏差值與直流閉鎖功率容量變化情況如圖6所示，其中縱坐標表示受端電網系統出現的最低頻率值，橫坐標表示直流閉鎖的功率值。受端電網功率損失與電網最低頻率呈分段線性關系，當直流閉鎖容量在50 00 MW以下時功率變化量與頻率變化量的比值約15 000 MW/Hz，當5 000 MW以上時功率與頻率變化值約5 000 MW/Hz。由于受端電網系統一次調頻容量與直流上調容量之和約為5 000 MW，當直流閉鎖功率增加到5 000 MW以上時，系統一次調頻容量基本用完，繼續抑制系統頻率下跌主要通過負荷特性、二次調頻等響應，因此系統頻率偏差值的下降速率明顯加快。

圖6 不同直流閉鎖損失功率下受端電網最低頻率對應圖

在分析受端電網頻率控制問題時，綜合考慮其他直流功率調制、受端電網有效備用容量以及送端電網切機等因素影響，并以不觸發省間聯絡線解列、低頻減載動作，系統恢復頻率在正常運行范圍±0.2 Hz以內等為安全穩定控制策略目標[12]。 即，故障后穩控系統正確動作情況下，系統最低頻率控制在49.40 Hz以上，恢復頻率控制在49.80 Hz以上[5]。

在不同運行方式下發生昆柳龍直流雙極相繼閉鎖，系統損失功率8 000 MW，不同切負荷值下的系統最低頻率仿真結果如表3所示。為了控制系統最低頻率在49.40 Hz以上共需切除負荷1 500 MW；為了系統恢復頻率不低于49.80 Hz共需切除負荷2 800 MW。因此，雙極故障下受端電網最大需采取切除負荷量值(含抽水蓄能電站的泵工況負荷)約2 800 MW。

表3 昆柳龍直流雙極閉鎖故障后受端電網頻率情況

3.2.1 昆柳龍直流近區交流故障穩定問題研究

昆柳龍直流各端換流站近區電網發生交流線路故障后，送端主要存在暫態功角穩定問題，受端主要為元件熱穩定問題，穩定特性及影響因素較傳統兩端直流換流站近區線路故障特性無明顯差異。為了昆柳龍直流穩定控制系統整體構建，本節對各端近區交流故障穩定問題及控制措施進行仿真分析。

送端KB換流站近區交流網架如圖7所示，其主要穩定問題是電源送出發生線路短路故障(F1、F2、F3)后暫態功角問題，通過切除LKK、LDL、WDD電廠的機組后可保持系統穩定；當換流站KB至變電站YN1、變電站YN2線路斷面外送功率較大時，發生雙回線路短路故障(F4、F5)后系統阻尼偏弱問題，通過切除LKK、LDL、WDD電廠的機組后可保持系統穩定。

圖7 送端云南電網交流故障示意圖

受端LZ換流站近區交流網架如圖8所示，其主要穩定問題為，近區線路檢修時發生三相短路跳雙回線路故障(F6、F7、F8、F9)后剩余線路過載問題，通過回降LZ換流站功率后可消除過載。

圖8 受端廣西電網交流故障示意圖

受端LM換流站近區交流網架如圖9所示，其主要穩定問題為GD1至GD4中1回線路檢修時，發生LM至GD2雙回線路故障(F10)后，剩余GD1至GD4線路過載問題，通過回降LM換流站功率后可消除過載。

圖9 受端廣東電網交流故障示意圖

4 多端直流穩定控制系統構建

通過對昆柳龍多端直流穩定問題分析以及對應的控制措施研究，本節研究并提出多端直流穩定控制系統的構建原則及方案，主要構建原則如下。

1)穩定控制系統構建框架，在昆北換流站設置總控制主站，在云南送端設置切機控制主站，在廣東廣西受端設置切負荷控制主站切負荷執行站，在柳州、龍門換流站設置控制子站，在受端電網設置交流線路故障信息采集站。

2)為了解決直流閉鎖后送端電網頻率偏高的問題，在直流送端昆北換流站設置總控制主站和云南切機控制主站，優先選取切除直流工程配套電源的機組，當配套電源可切機組量不足時再選取云南切機控制主站的機組，按照云南切機主站的電廠執行站順序進行切機選取，保證直流故障后云南電網最高頻率不觸發第三道防線的高周切機定值。

3)為了解決直流閉鎖后受端電網頻率偏低的問題，在直流受端設置切負荷控制主站，優先選取切除蓄能泵工況機組，當泵負荷量不足時再選取切除受端電網負荷，分別按照廣東、廣西、深圳切負荷子站設置負荷執行站順序進行，保證直流故障后受端電網最低頻率不觸發第三道防線的低頻減載定值。

4)為了解決送端電網交流故障后暫態功角問題，分別在直流送端昆北換流站控制主站和配套電站執行站選取切機控制，針對線路故障類型選取配套電源的不同切機對象，保證交流線路故障后系統功角穩定。

(1)為了解決受端電網交流故障后元件過載問題，分別在直流受端柳州、龍門換流站控制子站選取直流功率限制控制功能。為解決廣東受端交流線路故障F10后的線路過載問題，需在廣東設置1座信息采集站，為解決受端廣西電網交流線路故障F6、F7、F8、F9后的線路過載問題，需在廣西設置2座信息采集站，針對線路故障類型選取不同地直流功率限制措施，消除交流線路故障后近區元件過載。

(2)為了更加準確地判斷直流閉鎖后的功率損失量，考慮昆北、柳州、龍門換流站穩定控制裝置與各端的直流控制保護系統進行信息交互，需從直流控保系統實時獲取直流目標功率、直流閉鎖、功率速降等信息，確保穩定控制系統準確判斷出直流故障及損失功率。

綜合以上構建原則，昆柳龍多端直流穩定控制系統設計構建方案如圖10所示。整體按照控制總站、切機主站和切負荷主站、信息采集站和執行站的三層控制框架。在昆北換流站設置了控制總站，計算直流損失功率值、需切機組功率值、需切負荷功率值等；在送受端分別設置了切機主站和切負荷主站，接受控制總站命令和選取控制對象；在各端換流站設置了控制子站，設計近區交流故障控制策略。在控制對象選擇上充分考慮控制效果和風險，選取切除機組對象上優先考慮切除直流配套電源機組，降低直流故障后交流外送斷面功率越限；選取切負荷對象上優先考慮切除蓄能泵工況負荷，減少真正切除用戶負荷的風險。

圖10 昆柳龍多端直流穩定控制系統構建方案

5 結論

本文基于昆柳龍混合多端直流工程，圍繞多端、大容量、線路再啟動、在線退站等特點，針對直流閉鎖系統頻率越限、送端交流故障功角失穩、受端交流故障線路過載等穩定問題，研究多端直流故障下控制措施要求及穩定控制系統構建方案，主要結論如下。

1)針對直流送端與受端電網異步運行特點，為解決大容量直流極閉鎖后的不平衡功率對送受端電網的影響，避免送端頻率偏高需采取切除機組措施，避免受端電網頻率偏低需采取切除負荷(含泵工況負荷)措施。

2)針對線路再啟動、在線退站過程出現的短時功率損失，以及三端站間功率轉移和直流恢復功率不確定性的特點，穩定控制策略中融合各端直流控保發出的目標功率值，并結合直流極閉鎖信號后進行功率損失量計算。

3)送端換流站近區發生交流故障后，主要問題為電源送出線路故障所引起的暫態功角失穩或系統弱阻尼，采取切除機組措施予以解決。

4)受端換流站近區發生交流故障后，主要問題為雙回線路跳閘所引起的平行斷面線路過載，需采取回降直流功率措施。

本文研究結論已在昆柳龍多端直流穩定控制系統中實施，該系統自2020年8月昆柳龍直流穩控系統投運后一直保持著安全可靠運行。本文所提方案為國內外多端直流穩定控制系統策略功能及系統設計提供了分析手段和依據，也為多端直流工程接入電網后的安全穩定運行提供了技術支撐。