昆柳龙多端直流云南送端稳定控制分析

杨蕾，剡文林，曾丕江，张斌，闫凯璐，黄润，杨明亮

(1. 云南电网有限责任公司电力调度控制中心，昆明 650200；2. 云南电网有限责任公司电力科学研究院研究生工作站，昆明 650217)

0 前言

南方电网具有明显的强直弱交特征[1]。随着电网结构的复杂及运行要求的提高，对稳定控制系统的要求越来越高。能源互联网不断发展，传统交流输电在高比例新能源接入和能源远距离输送方面存在诸多挑战[2]。互联电网遭到扰动时，区域电网的稳定性受到冲击，互联电网面临低频振荡、连锁故障等问题[3]。送端电网发生直流闭锁故障时，瞬间产生的大量过剩有功功率导致其频率升高。同时，过剩有功功率会转移到正常的交流通道上，造成交流通道过载[4]。这些稳定问题限制了交直流系统断面输送能力的提高，通常需要采用附加控制拓展直流系统的控制能力[5]。针对同杆双回线路跳闸、单一直流双极(双回)闭锁等故障，设置安全稳定控制装置，故障后进行切机、切负荷、直流功率调制等，保证系统稳定运行[6]。基于柔直电网对直流电压的控制，控制策略可分为单点直流电压控制和多点直流电压控制，根据系统是否需要高速通讯，又可分为主从控制、电压裕度控制和下垂控制[7]。在交流电网发生较大频率波动时，本地控制附加频率控制，可以使其余交流电网对其进行功率支援[8]。

对于直流系统的稳定问题，目前的研究多是从单端直流系统或交直流混合系统的稳定问题出发，对电力电子变流器进行优化控制，或是仅以改善系统电压或频率为目标提出控制策略，但是对于多端直流系统的不同故障情况、不同运行方式下的宏观稳定控制研究较少。

昆柳龙直流工程是国家特高压多端直流的示范工程。昆柳龙直流的投产，可将云南乌东德右岸电厂为主的电力经昆北换流站送往广西、广东。为解决昆柳龙直流投产后系统的稳定问题，需在部分换流站和电厂增加稳定控制系统和孤岛判别系统。

本文基于昆柳龙直流，详细分析了云南送端昆北站的稳定控制系统以及多端直流与传统两端直流稳控系统控制策略的差异性，详细介绍了昆柳龙送端系统稳定控制方案和策略，分析了昆柳龙接入后云南高周切机方案的适应性，以提高昆柳龙送端电网的稳定运行能力。

1 多端直流工程

昆柳龙直流工程送电距离约1489千米，采用±800 kV多端混合直流输电方案：送端云南建设±800 kV、8000 MW常规直流换流站（昆北换流站），受端广东建设±800 kV、5000 MW柔性直流换流站（龙门换流站），广西建设±800 kV、3000 MW柔性直流换流站（柳州换流站）[9]。

昆柳龙直流工程的建设，可满足乌东德电站等云南水电开发外送的需要，进一步提升云南电力外送通道能力。昆柳龙直流输电工程运行方式灵活多样，运行方式分类如图1所示。

图1 昆柳龙直流输电工程运行方式

2 直流稳控系统

昆柳龙三端直流稳控系统，主要功能包括：直流联网/孤岛阀组闭锁切机功能、三阀组以上闭锁切负荷控制功能，直流功率速降切机控制功能，交流线路双线跳闸保护控制策略，交流线路过载回降直流功率等保护控制策略。昆柳龙直流稳控系统结构如图2所示。

图2 昆柳龙直流送端稳控系统结构图

2.1 稳控动作时序

以三端运行情况为例，分析昆柳龙直流稳控动作时序。

2.1.1 直流闭锁故障稳控动作时序

三端运行情况时，由于有柳州或龙门换存在退站逻辑，导致稳控系统动作时序与两端模式有所不同。直流阀闭锁故障稳控系统动作时序如图3所示。

图3 昆柳龙直流阀闭锁故障稳控动作时序图

动作情况具体描述：

1）当仅有单阀闭锁或者双阀闭锁出现在同一阀层情况下，无需稳控动作。

2）当柳州站或者龙门站存在退站情况时，三端对应极功率先降到约零，HSS开关动作，将直流拓扑切换为昆柳或昆龙模式，再恢复昆北和龙门（或柳州）站功率。若HSS开关拒动功率恢复失败，则相应极闭锁，稳控收到闭锁命令后再进行补切。

3）其他阀闭锁情况，稳控收到闭锁命令后直接动作切机。

2.1.2 直流线路故障再启动稳控动作时序

三端运行方式下，两极再启动时序和稳控配合逻辑基本独立，下面就其中任意一极再启动过程进行描述，如图4、图5所示。

图4 昆柳龙直流线路故障再启动时序第一阶段：再启动

图5 昆柳龙直流线路故障再启动时序第二阶段：再启动失败后

动作情况具体描述：

1）任意线路发生短路故障后，三端将本极功率控到零，同时进入去游离阶段，500 ms后尝试重启。如果再启动失败，且再启动次数达上限，进入第二阶段。

2）第二阶段，昆柳段故障和柳龙段故障时序不同。如果故障在昆柳段，昆北无法供电，只能闭锁全极。触发稳控后，若损失功率超过稳控定值门槛，约300 ms后切除相应机组及负荷。如果故障在柳龙段，仅损失一个负荷端（龙门），可切换至双端模式继续向柳州供电。首先，三端再次控功率到零，HSS开关动作，将直流拓扑切换为昆柳模式，最后昆、柳站恢复功率。另外，闭锁龙门的信号在触发龙门在线退出的同时，还将触发稳控切机，切机量仅按损失龙门考虑。如果上述昆柳段恢复功率失败，直流控保闭锁全极，同时触发稳控，按损失全极功率补切机组及切负荷。

2.2 昆北换流站直流稳定控制策略

昆柳龙直流投产后，昆北换仅作为送端运行，直流配套电源稳定问题主要为：龙开口-鲁地拉-昆北换三角环中，龙昆单回线跳闸存在动稳问题，龙昆单线+鲁昆双线三回线任意两回线跳闸存在功角稳定问题，需切除龙开口和鲁地拉电厂，相关稳控策略在昆北换流站实施。

昆北站投运的直流运行方式主要分为联网三端、联网两端、孤网三端和孤网两端四种。不同方式的功能逻辑和定值不同。其中，联网三端运行方式的策略逻辑和定值可兼容联网两端方式，孤岛三端运行方式的策略逻辑和定值可兼容孤岛两端方式，但在某些方面三端运行与两端运行仍存在差异。故本文对联网三端和孤网三端运行方式的控制策略进行详细阐述，并比较三端运行和两端运行的差异。

2.2.1 联网三端方式下稳控策略

发生直流功率损失故障（闭锁或速降）时，稳控系统启动条件为：500 kV乌昆甲乙丙线，鲁昆甲乙线、龙昆甲线，仁昆换甲乙线，铜昆甲乙线，昆北站换流变突变量启动。此时稳控系统向配套电厂发送切机命令，交替切乌东德右岸、龙开口、鲁地拉电厂，若配套电厂可切量不足时，向宝峰协调主站发送不足部分切机命令。

当在相继整组时间内发生直流两层及以上阀组功率损失故障时，云南切机时的直流功率门槛按公式（1）计算：

其中，PDC_kb为相继整组初始断面昆北站双极总功率；Pmk_set21为联网三端方式功率损失切机策略直流功率门槛值；PDC_kbFLost为相继整组内昆北双极最终功率累积损失；PLostMk_set21为联网三端方式累积故障功率损失门槛值。

需切量如公式（2）：

其中，DP为相继整组内累积切机需切量；Kset21_n为切机系数，随方式切换。

广西、广东切负荷时稳控系统向南方罗洞站发送切负荷命令，启动需切量计算的直流功率门槛条件按公式（3）计算：

其中，PDC_kb为相继整组初始断面昆北站双极总功率；Pmk_set22为闭锁故障切负荷直流功率门槛值。

需切量如公式（4）：

2.2.2 孤岛方式下稳控策略

孤岛判别系统的主要功能是通过昆北换流站、仁和站、铜都站、多乐站的开关位置信号，结合部分电气量信号，判别昆柳龙直流送端是处于孤岛运行还是联网运行状态，并将判别结果送给昆北换流站的稳控装置和直流控制保护系统。

在昆北换流站已审定的接入系统方案基础上，昆北换流站可能存在如下两种孤岛运行接线方式：

1）昆北换流站断开至仁和双回线路、同时断开至铜都双回线路，昆柳龙直流即转入孤岛运行方式，如图6所示。该方式与昆北换流站、仁和变、铜都变接线形式相关。

图6 昆柳龙直流孤岛接线方式（一）

2）昆北换流站断开至仁和双回线路、同时铜都站断开至多乐双回线路，昆柳龙直流即转入孤岛运行方式，如图7所示。该方式与昆北换流站、仁和变、铜都变、多乐变接线形式相关。

图7 昆柳龙直流孤岛接线方式（二）

昆北换孤岛判别中所涉及线路连接状态的逻辑表达式如表1所示。

表1 昆北换孤岛判别中所涉及线路连接状态的逻辑表达式

昆北换孤岛判别可以采用如下两个判据：

1）昆北换与仁和变之间只要有一回线存在，即判为联网状态，对应逻辑表达式为：

2）昆北换与多乐变之间，当昆北换与铜都变之间、铜都变与多乐变之间均各至少有一回线路时方为联网状态，对应逻辑表达式为：

根据上述逻辑表达式及孤岛接线特点，孤岛方式逻辑关系式为：

表达式结果为0则判别为孤岛状态，为1则判别为联网状态。

孤岛方式下发生直流功率损失故障（闭锁或速降）时，稳控系统启动条件与联网方式相同。

任一直流阀组发生功率损失故障时，稳控系统向配套电厂发送切机命令，交替切乌东德右岸、龙开口、鲁地拉电厂，或发孤岛全切命令。

孤岛内配套电厂切机时的直流功率门槛条件为公式（8）：

其中，PDC_kb为次故障前昆北双极总功率；Pmk_set11为孤岛方式闭锁故障切机门槛值。切量计算方式如图8所示。

图8 需切量计算

其中，Tset_WAS为计算观察等待时间；DP为装置启动整组累积需切量；PDC_kbFLostAct为装置启动整组时间内截至当前故障，昆北站最终功率累积损失量。

2.2.3 四种运行方式下控制策略比较

四种运行方式在一些方面存在差异，具体表现如表2所示。

表2 四种运行方式下控制策略比较

3 高周切机方案适应性

昆柳龙多端直流投产后，云南电网单极闭锁最大功率由原来的2500 MW上升为4000 MW，双极闭锁最大功率由原来的5000 MW上升为8000 MW。仿真结果表明，FLC上调能力1040 MW时，稳控拒动，单极闭锁时最高频率由原来在50.5上升为50.9 Hz，双极闭锁时云南电网最高频率由51.55 Hz上升为52.07 Hz。为满足：（1）任一直流双极闭锁，采取稳控措施后，不导致高周切机措施动作；不考虑稳控措施，高周切机动作后系统最高频率不超过51.5 Hz；（2）五大直流同时双极闭锁，高周切机（不含小水电）动作后，云南最高频率不超过52 Hz；将乌东德电厂的机组纳入切机范围，将高周切机方案的切机容量由24025 MW升至27425 MW。对比了乌东德4台机组纳入高周前4轮、前4轮切机量大于后4轮切机量1000 MW方案和乌东德机组均匀分配、各轮切机量均匀分配两种方案的系统最高频率如表3和图9所示。

表3 不同方案系统最高频率比较

图9 不同方案系统最高频率曲线

上述仿真表明，方案一比方案二的频率偏差更小，高周切机后系统频率能否更快恢复到稳定值，考虑到直流FLC的下调节裕度大，同时实际仿真也表面两个方案的系统最低频率差异不大，推荐采用方案一进行工程应用。

4 结束语

结合云南电网“强直弱交”特点，本文以昆柳龙直流工程为出发点，详细分析了云南送端昆北站的稳定控制系统以及多端直流与传统两端直流稳控系统控制策略的差异性，指出：

1）三端运行情况时，由于多端直流受端存在退站逻辑，导致稳控系统动作时序与两端直流不同；

2）多端直流不同直流段线路故障再启动与传统两端直流稳控时序上存在较大差异。

同时，本文对昆柳龙直流联网和孤岛方式下的控制策略进行了详细分析和梳理，明确部分多端直流策略需要综合多站信息。分析了昆柳龙接入后，云南高周切机方案修正的必要性，对比了不同控制方案的频率响应特性，本文对昆柳龙接入后云南电网的稳定运行有一定的指导意义。