昆柳龙多端直流线路故障恢复及换流站在线退站的系统稳定特性分析

谢惠藩，付超，李诗旸，梅勇，张建新，徐光虎，朱泽翔，周剑，洪潮，邱建

(1.中国南方电网电力调度控制中心，广州510663；2. 南方电网科学研究院，广州510663)

0 引言

特高压直流输电技术在西电东送中的远距离、大容量输电方面发挥着重要的作用，而大容量多端直流在能源时空优化配置方面具有特别的优势[1 - 3]。而直流线路故障是一种常见故障，较为容易导致直流单极或双极闭锁，直流恢复逻辑在直流控制保护设计时需进行优化研究[4]。一般而言，合理的直流线路故障恢复设计可以减少直流停运的风险，可有效地提高直流输电的利用率；同时，直流恢复过程需要几百毫秒时间，当恢复不成功会也给系统带来不利的影响，影响稳控系统动作时间，特别是直流容量较大时对系统稳定影响显著。

南方电网是一个大容量、远距离送电的交直流混合电网，交直流之间相互影响突出。自2016年以来，云南电网实施与主网异步联网运行[5]，有效缓解了南方电网交直流并联相互影响问题，同时也带来了大容量直流送端云南电网的频率稳定问题，当发生特高压直流单极闭锁时需采取稳控切机，才能确保送端云南电网频率不越限[6]。2020年南方电网投产了±800 kV云南昆北至广西柳州和广东龙门的多端混合直流工程(简称昆柳龙直流)，输送容量8 000 MW[7]，是南方电网输送容量最大的直流工程。同时，昆柳龙直流故障后也对南方电网系统稳定特性、故障恢复逻辑、稳定控制措施等方面产生重大影响[8]。

本文以昆柳龙直流工程为例，对多端直流故障恢复及在线退站恢复等过程的系统稳定特性进行深入分析，研究恢复及在线退站时序、不同极故障、在线退站失败、不同段直流线路故障、稳控措施等多种因素对送端系统稳定性的影响。

1 昆柳龙多端直流工程方案概况

多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站的高压直流输电线路组成，能够实现多个电源、负荷区域的输电，各个负荷站之间的功率可以灵活分配，且换流站具备可在线投退，故障后各站之间功率可以转移，能够充分发挥直流输电的经济性和灵活性。

图1 昆柳龙多端直流输电系统接线方式Fig.1 Connection mode of KLL MTDC

昆柳龙多端直流工程依托乌东德水电站，采用±800 kV多端混合直流输电方案[7]，昆柳龙多端直流系统如图1所示，送端云南建设±800 kV、8 000 MW常规直流换流站(云南昆北换流站)，受端广东建设±800 kV、5 000 MW柔性直流换流站(广东龙门换流站)，广西建设±800 kV、3 000 MW柔性直流换流站(广西柳州换流站)，送电距离全长约1 489 km。云南端电网与广东、广西电网实施异步运行，广东和广西电网保持同步运行。

昆柳龙多端直流工程兼具特高压、多端、混合的特点，其控制功能与以往工程相比，主要有以下几个技术特点[8 - 12]。

1)运行方式和控制模式众多[9 - 10]。根据工程设计方案，昆柳龙直流主要运行方式包括云南送电广东、广西混合三端方式，云南送电广东(或广西)方式、广西送电广东方式等两端运行方式，不同运行方式下系统控制模式多样，同样的线路故障在不同直流运行方式的系统稳定特性差异较大。

2)直流启动/停运策略[11]。常规直流换流站本质上是一个电流源型的换流器，在控制系统的作用下，可以运行于定电压、定电流和定熄弧角(逆变侧)3种模式，稳定工作区非常宽。柔性直流换流站本质上是一个电压源型的换流器，通常具有定电压和定电流2种运行模式，其特点是控制性能好，而稳定运行的工作区相对较窄。

3)直流故障清除和快速恢复控制[12]。多端直流系统经过直流线路连接在一起，发生直流故障的概率较大。在常规直流中，直流故障的清除和重启也已经是成熟技术，而换流站仍存在着直流故障清除和快速恢复问题。一方面换流阀不具备常规阀组的短时过流能力，另一方面，柔性直流不能像常规直流那样通过快速移相来熄灭故障电流。

4)高低阀组的在线投入和退出控制技术[12]。在特高压常规直流系统中，高低阀组的在线投入和退出已经是工程中常用的成熟技术。而在系统中，在线旁路需要解决直流电流控制的问题，在线投入过程中则需要实现零直流电压运行。

5)第3站在线投入和退出控制技术[8]。对柔性直流保护而言，柳州站和龙门站阀区出口配置高速开关(high speed switch, HSS)，该开关不具备开断直流电流能力。直流高速开关HSS主要动作于三端运行转两端等运行方式转换。

通过对比两端、三端直流的主要技术特点，在制定昆柳龙三端直流恢复故障稳定控制措施时，较以往常规两端直流会更为复杂。为了更好地分析三端直流恢复稳定特性，下面先对常规两端直流恢复逻辑以及系统稳定特性进行总结，并在此基础对三端直流恢复稳定特性进行研究。

2 常规两端直流恢复逻辑介绍

2.1 常规两端直流线路故障恢复基本原理

直流线路故障，一般以遭受雷击、污秽等因素造成线路对地闪络，大部分为暂时性故障。若直接闭锁故障极会影响直流输电能力和不利于送受端系统稳定运行。为减小直流故障极发生闭锁的概率，设置直流线路故障恢复功能，主要功能参数为恢复次数、去游离时间设置、恢复电压等[4]。

对于直流系统而言，增加故障恢复次数、延长去游离时间、或降压恢复等均有利于直流从线路瞬时故障中快速恢复，从而降低直流线路故障引起的极闭锁概率，提高直流系统输电的可靠性。

对交流系统而言，当从直流线路发生故障开始，直流故障极接近于零功率，对交流系统冲击等效于该极发生了闭锁。在直流发生故障到恢复完成的整个过程中，须经过移相阶段、去游离阶段、功率恢复阶段共3个阶段[13]。

直流线路故障恢复(DC fault recovery, DCFR)功能需与稳定控制系统进行配合。当直流线路上发生接地瞬时故障时，直流电流升高，电压跌落。直流控制保护动作后，如果没有收到极控系统发出的ESOF闭锁信号，就会根据预先设定的动作逻辑发出直流线路故障恢复顺序指令，对直流线路进行恢复。如果恢复成功，直流电压建立，电流恢复，直流线路恢复正常运行。直流线路故障恢复成功，能够提高直流系统的可利用率；若直流线路故障恢复失败，如发生永久性故障，将会延长稳控系统采取控制措施的动作时间，给系统稳定带来不利的影响，增加系统失稳的风险。

2.2 常规两端直流线路故障恢复逻辑

根据南方电网已运行的特高压两端直流恢复逻辑为例，其中±800 kV楚穗直流运行时间最长，恢复逻辑设计最为成熟，在直流线路发生故障恢复是否成功与稳控系统相关的时序逻辑如图2—3所示[4]，主要信号包括：直流线路故障恢复过程(DC line fault recovery sequence)，极控系统保护闭锁(protection block/ESOF)，直流系统运行/解锁信号(pole status deblocked)，直流系统停运/闭锁信号(pole status blocked)。

图2 直流线路故障恢复时发给稳控系统的信号Fig.2 Signals received by SPS in a succeeded DCFR

特高压常规两端直流恢复的主要逻辑如下。

1)当一极BLOCK闭锁或ESOF紧急停运15 min后(时间可整定)，当系统已进入稳定运行状态，另一极发生直流线路故障可以尝试恢复若干次(次数可整定)。

2)当一极BLOCK闭锁或ESOF紧急停运15 min内(时间可整定)，当系统未进入稳定运行状态，另一极发生直流线路故障应立即闭锁故障极，不再进行恢复。

3)当一极发生直流线路故障正在恢复过程中，另一极发生直流线路故障可以选择直接闭锁双极或者双极互不干扰的进行故障线路恢复。恢复过程中判据包括直流线路故障后的移相时间、去游离时间和功率恢复时间。

2.3 两端直流故障恢复参数设置

南方电网已有的直流恢复设置见表1[8]。贵州与广东为交直流同步联网方式，且直流容量一般不超过3 000 MW，在贵州送广东的直流工程中(天广、高肇、兴安)，直流线路故障恢复次数一般设置为3次，去游离时间都设定为400 ms，第2次恢复电压是可选择降压恢复。

由于云南与广东为异步联网方式，主要受制于云南电网频率稳定约束，与贵州送广东的直流工程略有区别，在云南送广东的直流工程中(楚穗、普侨、牛从、金中、永富、新东)，直流线路故障恢复次数一般设置为1次，高压直流去游离时间设定为400 ms，特高压直流去游离时间设定为500 ms，汛期一般按照全压恢复，枯水期按照降压恢复。

表1 南方电网现有直流工程恢复关键参数设置表Tab.1 Critical parameters setting of DCFR for DC projects in CSG

3 多端直流在线退站及故障恢复的动作时序分析

3.1 多端直流闭锁故障后的开关HSS在线退站动作时序

对柔性直流保护而言，昆柳龙直流输电工程中一次主回路与以往工程较大差异在于[10]：1)柳州站和龙门站阀区出口配置HSS高速并联开关，该开关不具备开断直流电流能力。HSS主要动作于4种情况：三端运行转两端运行，两端运行转三端运行，柳州至龙门直流线路永久故障或检修，柳州站及龙门站站内故障或检修。2)柳州站、龙门站的桥臂电抗器布置于直流侧，桥臂电流测点位置布置于阀与桥臂电抗器之间。3)柳州站、龙门站的启动回路布置于柔直变压器网侧，新增柔直变压器网侧电压测点和启动电阻支路电流测点。

在特高压昆柳龙多端混合直流三端运行情况下(云南送广东广西方式)[12]，存在着柳州或龙门换流站在线退站逻辑，对稳控系统动作时序与两端模式有所明显不同，图4展示了三端运行方式下的极闭锁故障稳控系统动作时序图。当仅有单阀闭锁时一般不采取稳控动作，昆柳龙直流稳定分析时不考虑仅单阀组闭锁的控制措施[14]。

图4 昆柳龙直流极闭锁故障稳控动作时序图Fig.4 KLL DC pole blocking fault stability control action sequence diagram

当柳州换流站或者龙门换流站发生极闭锁，而其他两端对应极无需闭锁的情况，即存在柳州换流站或者龙门换流站的故障极在线退站情况。在线退站过程中，三端对应极功率先降到约零，然后通过HSS开关动作进行退站操作，若龙门换流站极故障时多端直流对应极拓扑切换为昆柳双端模式后，再恢复昆北和柳州换流站该极功率；若柳州换流站极故障时多端直流对应极拓扑切换为昆龙双端模式后，再恢复昆北和龙门换流站该极功率。

当HSS开关动作成功，稳控系统只针对已发生极闭锁的换流站故障采取稳定控制措施，从故障发生到稳控动作执行完成所需时间约300 ms。HSS开关动作过程将造成系统约600 ms的短时不平衡功率，待直流恢复后稳控系统对非故障端不采取控制措施。

当HSS开关发生拒动时，剩余两端对应极功率恢复失败，则闭锁三端对应极，稳控系统收到闭锁命令后再进行稳定控制。根据昆柳龙直流设计要求，从三端短时零功率到两端功率基本恢复应在500 ms内，另考虑直流移相时间、HSS分合闸时间共约100 ms，上述柳州或龙门换流站在线退出过程耗时约600 ms，若出现HSS开关拒动时从故障发生到稳控动作执行完成所需时间约为900 ms。

对于发生两端模式时，发生极闭锁时稳控系统动作不受HSS开关影响，则稳控系统收到闭锁命令后直接进行稳定控制，从故障发生到稳控动作执行完成所需时间约为300 ms。

3.2 多端直流线路故障恢复的动作时序

昆柳龙直流三端运行方式下，由于柔性直流端具备在线故障退出功能，给直流故障恢复时序中引入了新的特性。由于两极恢复时序和稳控配合逻辑基本独立，根据任意一极恢复过程以及恢复是否成功，分为2个阶段进行分析，详见图5—6。

图5 昆柳龙多端直流故障恢复时序第一阶段：恢复Fig.5 The first stage of KLL-MTDC fault recovery sequence: recovery

图6 昆柳龙多端直流故障恢复时序第二阶段：恢复失败 (区分故障位置)Fig.6 The second stage of KLL-MTDC fault recovery sequence: recovery: restore failure (distinguish fault location)

第一阶段，考虑昆柳龙直流故障恢复成功，当昆柳龙任意位置发生线路短路故障后，三端将本极功率控到0，同时进入去游离等待时间，去游离等待时间结束后三端直流尝试重启成功，考虑去游离和恢复过程总时间约650 ms。此阶段直流恢复过程将造成系统约650 ms的短时不平衡功率，待直流恢复后稳控系统不采取控制措施。具体的动作时序见图5所示。

第二阶段，考虑昆柳龙直流故障恢复失败，且恢复次数已达上限，则进入第二阶段。昆柳龙直流线路分为昆柳段和柳龙段，而昆柳段故障和柳龙段故障有不同的时序。具体的动作时序如图6所示。

如果故障极发生在昆柳段，唯一电源端昆北换流站将无法供电，只能闭锁三端对应极。三端极闭锁信号将触发稳控系统，故障后由稳控系统根据策略定值动作。

如果故障极发生在柳龙段，仅损失一个负荷端(龙门换流站)，可通过HSS开关切换至昆柳双端模式，由昆北换流站继续向剩余负荷端柳州换流站供电，为此，直流控保启动龙门端故障极在线故障自动退出程序。首先，三端对应极再次控功率到零；然后HSS开关动作，将直流故障极三端模式拓扑切换为昆柳双端模式；最后剩余的昆北、柳州站恢复功率。

根据故障极闭锁逻辑，龙门换流站在线退出过程耗时约600 ms。在龙门站启动在线退站的同时，

龙门换流站也将故障极闭锁信号发到稳控系统，由稳控系统根据龙门换流站极闭锁策略定值动作，从故障发生到稳控动作执行完成所需时间约950 ms(若恢复1次)。

若考虑HSS开关发生拒动时，昆柳段在功率恢复时失败，直流控保将闭锁三端对应极，同时极闭锁信号也将触发稳控系统，由稳控系统根据昆北换流站极闭锁策略定值动作，从故障发生到稳控动作执行完成所需时间约1 550 ms(若恢复1次)。

4 多端直流故障恢复稳定特性仿真分析

4.1 云南直流闭锁故障稳定特性分析

自2016年云南电网与南方电网主网异步联网运行后[6]，若云南电网送端发生直流闭锁，送受端电网中将出现大量不平衡功率，导致送端系统频率明显升高，系统频率稳定成为主要约束问题。下文以2020年南方电网夏大极限方式为例，云南电网最高频率与直流闭锁功率呈近似线性关系，变化曲线如图7所示，功率变化量与频率变化量比值约为3 500～4 500 MW/Hz，但随着直流闭锁功率增加，不平衡功率导致系统最高频率的上升速率明显加快[14 - 15]。

4.2 直流三端运行单极故障恢复分析

考虑昆柳龙直流三端2021年已投产，本小节以2021年夏大方式数据为基础进行故障仿真分析[14]，分别考虑线路故障发生在昆柳段和柳龙段。

图7 不同直流闭锁功率下云南电网最高频率曲线Fig.7 Maximum frequency curve of Yunnan power grid under different HVDC block power

4.2.1 昆柳段单极故障

昆柳龙直流三端运行方式及昆柳单极故障设置示意如图8所示。

图8 昆柳龙直流三端运行昆柳段单极线路故障示意图Fig.8 Schematic diagram for single DC line fault in Kunbei-Liuzhou segment under three-terminal mode

分别考虑开放恢复故障恢复次数为0～3次，对比最后一次恢复成功和恢复全部失败，以及是否有稳控切机措施的结果，主要计算结果如图9所示。昆柳段单极故障恢复失败损失功率4 000 MW，若不采取稳控切机措施，云南最高频率超过50.6 Hz，已超出频率稳定运行允许范围，因此，三端运行昆柳段单极故障应采取稳控切机措施。昆柳段单极故障恢复失败按策略切机后，若开放2次恢复全失败，云南最高频率也将超过50.4 Hz，因此，三端运行昆柳段单极故障恢复次数不应超过1次。

图9 三端运行昆柳段单极故障送端频率峰值Fig.9 Peak frequency of sending end AC system after single DC line fault in Kunbei-Liuzhou segment under three-terminal mode

4.2.2 柳龙段单极故障

昆柳龙直流三端运行方式及柳龙单极故障设置示意如图10所示。

图10 三端运行柳龙段单极线路故障示意图Fig.10 Schematic diagram for single DC line fault in LiuZhou-Longmen segment under three-terminal mode

分别考虑开放故障恢复次数为0—3次，对比最后一次恢复成功和恢复全部失败，以及是否有稳控切机措施的结果，主要计算结果如图11所示。柳龙段单极故障且昆柳段恢复失败时，与昆柳段单极故障云南峰值频率的分布模式相似，而最高频率更高。

在3类计算场景下，柳龙段单极故障且昆柳段功率恢复失败时，云南峰值频率最高，可作为昆柳龙单极线路故障恢复功能设计中考察频率响应的边界场景。

图11 三端运行柳龙段单极故障(昆柳段恢复失败)送端 频率峰值Fig.11 Peak frequency of sending end AC system after single DC line fault in Liuzhou-Longmen segment under three-terminal mode (DCFR failed)

4.3 直流三端运行双极故障恢复分析

4.3.1 昆柳段双极故障

昆柳龙直流三端运行方式及昆柳双极故障设置示意如图12所示。

图12 三端运行昆柳段双极线路相继故障示意图Fig.12 Schematic diagram for double DC line fault in Kunbei-Liuzhou segment under three-terminal mode

分别考虑双极不开放恢复、前故障极开放1次恢复、双极都开放1次恢复这3种情况，对比不同故障相继时间的仿真结果如下。

1)昆柳段双极相继发生线路故障，若两极都开放1次恢复，稳控动作后云南峰值频率将可能超过50.5 Hz，因此，不应对相继线路故障的两极都开放恢复功能。

2)昆柳段双极相继发生线路故障，若只开放前故障极1次恢复，或双极都不开放恢复，两极线路故障同时发生(即相继0 s)时云南峰值频率最高。

3)昆柳段双极同时发生线路故障，若只开放前故障极1次恢复，恢复失败稳控动作后云南峰值频率超过50.4 Hz。借鉴现有两端直流的双极闭锁恢复策略，若前故障极恢复过程中发生另一极故障，可考虑终止前故障极的恢复，这将有效降低云南峰值频率。

4.3.2 柳龙段双极故障

昆柳龙直流三端运行方式及柳龙双极故障设置示意如图13所示。

图13 三端运行柳龙段双极线路故障示意图Fig.13 Schematic diagram for double DC line fault in Liuzhou- Longmen segment under three-terminal mode

分别考虑双极不开放恢复、前故障极开放1次恢复、双极都开放1次恢复这3种情况，对比不同故障相继时间间隔的结果。当昆柳段恢复失败时送端峰值频率较高，仿真计算中以昆柳段功率恢复失败为例，对比不同故障相继时间的仿真结果，具体如下。

1)柳龙段双极相继发生线路故障且昆柳段功率恢复失败，与昆柳段双极相继发生线路故障下云南峰值频率的分布模式相似，而峰值频率更高。

2)柳龙段双极同时发生线路故障，若只开放故障前极一次恢复，恢复失败稳控动作后，云南峰值频率将超过50.5 Hz。前故障极恢复过程中发生另一极故障，可考虑立即终止前极恢复。

3)针对昆柳龙直流柳龙段线路故障恢复失败后昆柳段尝试恢复的特性，在前故障极恢复失败后HSS动作期间，或昆柳段功率恢复期间，若发生另一极发生线路故障，需立即终止昆柳段恢复尝试，这将进一步降低的云南峰值频率。

4)为了保证其他方式下采取稳控动作后云南峰值频率不超过50.5 Hz，可针对双极故障调整稳控切机策略定值，适当增加稳控动作量。

5 结论

本文基于特高压昆柳龙直流工程建设情况，围绕多端大容量直流特点，对比分析了与常规两端直流的异同点，考虑多端直流HSS退站动作时序，针对多端之间不同直流线路段故障特性，提出了直流恢复对电网稳定特性及控制措施要求，主要结论如下。

1)常规两端直流发生极故障后各端功率损失对称，且不存在在线退站过程的短时功率损失影响；而多端直流某一端在线退站对系统稳定影响明显，当退站成功时会给系统造成短时不平衡功率冲击，当在线退站失败时更将影响稳控系统切机动作时间。

2)云南常规两端直流极故障主要稳定问题为送端频率越限问题，一般采取稳控切机措施予以解决；而多端直流发生极闭锁后，考虑在线退站、恢复失败后需延迟稳控切机时间，送端频率稳定问题将更加突出，是昆柳龙直流线路恢复功能、稳控策略设计时需考虑的主要稳定约束。

3)直流输电容量越大时发生直流极故障后对系统稳定影响越明显，需增加稳控措施量；昆柳龙直流单极闭锁时送端电网需采取稳控切机措施；当线路恢复次数越多时，直流恢复失败后对系统影响越大，建议单极线路故障恢复次数不宜超过1次。

4)昆柳龙直流输电容量大，同时在线退站、恢复失败均将影响稳控切机时间；当双极线路故障时若考虑线路故障恢复，当恢复失败后即使采取稳控全切机组的措施后仍存在送端电网频率越限问题，建议双极线路故障恢复功能暂不开放。

最后通过实际方式数据进行仿真分析，为多端直流线路恢复逻辑功能及策略设计提供了分析手段和依据，为多端直流工程对电网安全稳定运行提供了技术支撑。