高压大容量多端常规直流安全稳定控制系统设计

朱泽翔，张建新，付超，黄磊，李诗旸，邱建，谢宇翔，杨欢欢，徐光虎，姚文峰

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

0 引言

“十三五”至“十四五”初期，随着云南省乌东德电站等大型水电机组相继投产，丰水期电力供应总体较为宽裕[1]。而贵州省煤炭供给侧结构性改革、淘汰落后产能、煤炭工业转型升级，导致电力供应能力有所下降。南方电网充分利用已有贵广直流送电通道，新建云贵互联通道，形成禄高肇多端直流，通过云贵水火互济，利用云南、贵州电网丰枯期电力供需平衡特点，有效解决了贵州省“西电东送”电力电量不足的问题。

目前，我国已投运多个多端直流工程，如±160 kV南澳多端柔性直流[2 - 4]、±220 kV舟山多端柔性直流[5 - 6]，以及2020年陆续投产的±500 kV禄高肇三端常规直流、±500 kV 张北四端柔性直流[7 - 8]、±800 kV 昆柳龙三端混合直流。与两端直流相比，多端直流能实现多个电源区域向多个负荷中心供电，运行方式更加灵活经济[9]。然而随着直流电压等级的提高、输电能力的增加、跨越区域的扩大，多端直流对电网安全稳定运行的复杂影响，将越来越不能忽视。

跨区域远距离大容量直流输电一旦发生故障，将会给电网造成巨大冲击，造成严重的安全稳定问题。高压直流输电工程配置的安全稳定控制系统(简称稳控系统)在发生故障后采取紧急控制措施，是确保电网安全稳定运行的重要手段[10 - 11]。目前研究工作集中于两端直流安全稳定控制系统，鲜有文献研究多端直流故障特征对交流系统稳定性影响，以及相应安全稳定控制措施。

禄高肇直流工程作为世界首个±500 kV三端常规直流工程，也是国内首个在原有两端直流基础上改造的三端直流输电工程。本文结合其多端直流运行特点和直流故障特性，重点分析三端直流运行方式下直流极故障、直流线路故障、双极区故障下的系统稳定性和控制措施，针对多端常规直流功率损失量计算方法、换流站极性反转现象、控制策略适应性等关键问题，提出多端直流安全稳定控制策略及系统构架。

1 禄高肇直流工程概况

禄高肇直流工程于2020年6月投产运行，采用±500 kV、3 000 MW多端常规直流输电方案，新建禄劝换流站和389 km直流线路，接入原有的高肇直流高坡换流站，并同步对高肇直流的高坡换流站和肇庆换流站控制保护系统进行改造，形成云南禄劝换流站—贵州高坡换流站—广东肇庆换流站的三端直流，系统接入方案如图1所示。

图1 禄高肇直流系统接入方案示意图Fig.1 Schematic diagram of Lugaozhao DC system accession scheme

禄劝换流站通过4回500 kV交流线路与云南电网相连，配套电厂为乌东德左岸电站。高坡、肇庆换流站分别通过4回和2回500 kV交流线路与贵州电网、广东电网相连。禄劝换流站与高坡、肇庆换流站互为异步运行，高坡与肇庆换流站同在南方电网主网为同步运行。

1.1 运行方式

禄高肇直流工程根据换流站接线方式、运行极数量和电压等级不同的组合，共计276种运行方式，其主要分为双端运行方式和三端运行方式。

1)双端运行方式主要考虑肇庆内受功率方式，具体包括禄劝、肇庆双端运行方式，高坡、肇庆换流站双端运行方式以及禄劝、高坡双端运行方式(包括禄劝送高坡和高坡送禄劝两种运行方式)，共计4类运行方式；

2)三端运行方式只考虑云南外送功率方式，具体包括了“二送一”方式(禄劝、高坡送肇庆)和“一送二”方式(禄劝送高坡、肇庆)两类运行方式；而在三端运行方式上缺极运行方式，例如一极三端、一极两端或者双极两端交叉运行方式，均属于三端运行方式的特殊情况。

1.2 功率转移策略

直流三端运行方式下，发生极故障、直流线路故障或者直流功率调制控制功能动作时会导致直流运行功率发生转移。为减少直流送电能力的损失，禄高肇三端直流采取以下功率转移策略。

1)“一送二”方式下(禄劝送高坡、肇庆)，考虑到高坡、肇庆换流站在同一同步电网中，交流潮流方向为贵州向广东方向，为了减少直流功率转移到交流断面的影响，两个受端的功率分配优先满足广东端(肇庆站)功率受入；

2)“二送一”方式下(禄劝、高坡送肇庆)，考虑到禄劝、高坡换流站在不同同步电网中，云南电网规模及系统稳定能力小于南方电网主网，为了减少直流功率损失对云南电网的影响，两个送端的功率分配优先满足云南端(禄劝站)功率送出；

3)换流站功率转移后的功率水平不超过原有双极功率水平。

1.3 直流高速并列开关

直流断路器具备故障电流的切断能力[12]，常用于多端直流输电系统中，以实现直流电网站点的在线投退和直流线路故障的高速隔离。但是由于制造成本高昂、体积巨大等因素，±500 kV及以上高电压等级的直流断路器难以在电网中广泛应用[13]。

直流高速并列开关(high speed switch, HSS)则是另一种廉价、有效、可推广的技术方案，其具备毫秒级别的分合闸速度，也可以实现故障的快速隔离。但是其小电流开断和大电流燃弧耐受特性，导致其无法在大电流下进行开断。因此，当故障发生在非唯一送端站或者受端站(简称非唯一站)时，需要将直流运行功率降低至0，隔离故障站后，再恢复其他非故障站功率，期间直流零功率时间长达600 ms。以“二送一”方式下禄劝站在线退站过程为例，非唯一站退站过程如图2所示。明显地，高速并列开关应用引起的短时间不平衡功率对系统安全稳定造成不可忽略的影响。

2 禄高肇直流系统故障稳定性分析

2.1 直流极故障稳定性分析

由于云南电网与南方电网主网处于不同的同步电网[14]，禄高肇直流系统与交流系统存在异步串联和同步并联两种运行方式，因而当直流运行极发生故障后稳定问题也表现在两个方面：1)送受端电网功率不平衡导致的系统频率越限问题；2)直流功率大范围转移至交流系统导致的暂态失稳和线路过载问题[15]。

1)两端方式下稳定性分析结果

在2021年云南电网丰小运行方式下[16]，禄劝送电3 000 MW两端模式下，发生双极闭锁故障后云南电网最高频率越限达50.70 Hz，采取稳控系统切除机组1 000 MW后可控制最高频率在50.50 Hz以下；禄劝受电3 000 MW两端模式下，由于云南其他外送直流FLC上调容量受直流过负荷能力约束，而下调容量受直流运行功率限制通常比较充足，禄高肇直流双极闭锁后无低频问题，无须采取额外切负荷控制措施。

在高肇两端运行方式下，双极闭锁后系统可保持稳定，在少数检修方式下存在暂态低电压问题和线路过载问题，通过稳定控制措施切除贵州机组减少直流功率转移可保障交流系统稳定。

2)三端方式下稳定分析结果

相比较两端直流而言，直流三端运行方式时直流结构并不对称，非唯一站故障只导致相应站故障退出，不会导致整条直流闭锁，唯一站故障才会导致相应运行极三站闭锁。

在禄高肇直流“一送二”三端方式下，无论送端极故障还是受端极故障，都会导致云南电网损失功率，使系统频率越限，需通过切除云南电网机组来保障电网安全稳定；而“二送一”方式下，云南端极故障和贵州端极故障分别导致云南电网频率越限问题和主网下直流功率转移至交流系统的暂态低电压及线路过载问题，需分别切除云南电网和贵州电网机组可保持系统稳定。

但是需要注意的是，由于三端运行方式下非唯一站故障后存在退站过程，若退站过程中存在HSS分闸失败导致整极闭锁的情况，稳控措施将延后600 ms才会执行，加重了相应稳定问题的严重程度，需要通过增加安全稳定控制切机量来保证系统的安全稳定。

2.2 直流线路故障稳定性分析

直流线路发生故障后，直流为减少闭锁情况将进入线路再启动过程。禄高肇直流再启动过程与两端直流一致，单次再启动时间约750 ms(含去游离时间和直流恢复时间)，而在再启动失败后的动态过程，则根据三端运行方式和故障线路采取不同恢复策略，相应线路再启动时序图如图3所示。

1)当禄高肇直流为“二送一”方式时，若禄高段线路故障，且再启动次数达上限时，禄劝站进入退站逻辑，对应极切换至高坡送肇庆方式；若高肇段线路故障，且再启动次数达上限时，则闭锁三站所对应的故障极。

2)当禄高肇直流为“一送二”方式时，若禄高段线路故障，且再启动次数达上限时，则闭锁三站所对应的故障极；若高肇段单极线路故障，且再启动次数达上限时，则肇庆站进入退站逻辑，相应极切换至禄劝送高坡模式。

直流双极线路故障再启动失败，会导致对应端双极闭锁，可采取稳定控制措施来保持系统。而直流线路故障启动成功，或者单极线路故障再启动失败，不应采取稳控措施，且系统不发生稳定问题，因此禄高肇直流再启动次数成为了直流线路故障稳定性的关键参数。考虑到云南电网频率越限的问题相较主网功率转移的问题更为突出，再启动次数主要受禄劝送高坡、肇庆方式下的故障稳定特性制约。通过仿真研究，为了控制发生直流线路故障后云南的暂态最高频率不超过50.50 Hz，禄高肇直流单极线路故障再启动设置为3次，双极线路故障再启动设置为1次。

2.3 直流双极平衡功能影响分析

两端直流由于拓扑结构相互对称，极少数情况下才会出现双极电流不平衡的情况。但是对于三端直流而言，三站直流拓扑的不对称性导致在缺极运行方式下，唯一站会存在双极电流不平衡的情况。若此时在接地区或者双极区再发生故障，会引起直流保护动作平衡双极电流，来降低入地电流。

以禄高肇直流“二送一”方式为例，直流双极平衡响应过程如图4所示。禄劝双极送电2 700 MW，高坡双极送电300 MW方式下，禄劝换流站极1发生故障后，直流极1运行在两端模式，极2运行在三端模式，肇庆换流站存在2 700 A的入地电流；若肇庆换流站双极区再次发生故障，双极平衡保护动作，平衡肇庆站双极电流，导致禄劝站极2功率降至150 MW。至此，禄劝站损失功率将达到2 550 MW，导致云南电网出现高频问题，需采取稳定控制措施切除云南电网机组，保证电网频率不超过50.50 Hz。

3 禄高肇直流故障稳定控制策略

3.1 直流功率损失量的计算

直流功率损失量计算是多端直流安全稳定控制策略的核心部分，决定了直流各端采取的控制措施量。在三端运行方式下，除了传统的直流极闭锁故障外，直流极平衡保护动作也会导致直流功率损失，因此稳定控制策略的直流故障保护功能在制定上统一了闭锁和速降两种功率损失情况。

禄高肇直流的6个换流器作为独立的功率损失单元，任一换流器换流器因闭锁和双极平衡保护动作导致的换流器功率损失。单一换流器因闭锁导致的功率损失量由稳控装置获得，即在收到闭锁信号后，从启动前初始断面中获取。而换流器速降功率损失量无法由稳控装置获得，需要从本站的直流控制保护系统得到，并将其与故障前断面功率值进行比较，选择两者较小值作为最终的功率损失值。

在禄高肇直流运行于“二送一”方式下，两个送端之间异步运行，直流故障后稳定问题和控制措施相对独立，可由禄劝、高坡站作为策略执行主站，针对各自故障后的稳定问题，独立设置控制策略。并且，当直流发生故障后，两个送端主站分别根据各站的功率损失量计算控制量进行切机。

图5 不同直流运行方式的接线示意图Fig.5 Schematic diagram of different DC operation modes

在禄高肇直流运行于“一送二”方式下，送端除了根据自身的最终损失功率外，还需要与两个受端的最终功率损失进行比较，并选取两者大值作为送端的最终功率损失。并且对于极闭锁故障而言，由于直流线路存在功率损耗，无法根据单一受端极闭锁的损失功率反向准确推算送端的损失功率。因此在直流受端极闭锁时，需要对相应的功率损失量进行网损补偿。

特别注意的是，传统安全稳定控制系统仅依靠自采集信息进行控制，能够独立、有效、可靠地保护电网的安全稳定。而多端直流复杂的运行特性导致安全稳定控制系统极大地依赖于直流控制保护系统的可靠性和信息的准确性，削弱了原有的稳控系统的独立性。

3.2 换流站极性反转的处理

禄高肇直流的换流站采用常规电流源型换流器，当潮流方向发生翻转时，需要改变电压极性和直流场的接线结构。图5展示了“二送一”和“一送二”三端运行方式下直流厂站接线图。直流处于“二送一”方式时，高坡换流站双极换流器接入直流线路的方式为极性正常方式，极1换流器母线连接极1直流线路，极2换流器母线连接极2直流线路。而直流处于“一送二”方式时，高坡换流站双极换流器接入直流线路方式为极性反转方式，双极换流器与双极直流线路交叉相连。

在“一送二”方式下，若禄劝换流站发生单极闭锁故障后，禄劝换流站安全稳定控制装置会收到肇庆换流站对应极以及高坡换流站另一极的闭锁信号。若不特殊处理，当功率损失量超过稳定控制策略门槛时，安全稳定控制措施将动作。但这个突破了稳定导则中“直流系统单极闭锁不采取稳定控制措施”[17]的要求。因此，对于多端直流输电系统而言，若存在极性反转的情况时，需将同一直流线路连接的运行极作为同一极层，并且当不同极层发生故障的时候，才采取稳定控制措施。

3.3 安全稳定控制策略的选择

禄劝换流站作为禄高肇直流云南端的控制主站，其控制策略与电网、直流的运行状态相关密切。因此安全稳定控制策略需根据孤岛/联网状态、直流送受电状态进行选择。

首先，直流孤岛和联网运行状态下系统稳定特性差别巨大，因此先根据孤岛判别系统的结果选择联网控制策略或者孤岛控制策略。然后，再根据禄劝换流站送电或受电方式再进行策略的选择。考虑到运行规定和设备可靠性，禄劝站配置有送受电压板和电气量自动判别两种送受电方式的判别逻辑。当二者判定结果不一致时，装置告警并闭锁涉及送受电方式的策略功能。最后，若判定为送电模式，再根据控制字从“一送二方式”、“二送一方式”和“两端方式”3种直流故障保护策略中进行。

可以注意到，两端策略仅使用本站闭锁信息，“二送一方式”除了使用本站闭锁信息外还使用直流功率速降信息，而“一送二方式”需要使用三站的功率损失信息。直流保护策略的适应性如表1所示。明显地，“一送二方式”直流故障保护策略可以适应其他类型的直流故障保护策略，在实际运行中可以仅投入该保护策略保护功能。但考虑到直流建设期间的过渡性，不同策略均保留在稳控系统内。

表 1 禄劝换流站直流故障保护策略适应性Tab.1 Adaptation of DC faults protection strategy in Luquan station

高坡换流站作为贵州端的策略主站，则在原有两端直流故障保护策略基础上，新增“二送一方式”下双极功率损失保护策略，并适应原有两端高肇直流的故障保护策略。

4 禄高肇近区交流故障稳定性与控制策略

禄高肇直流投产后，禄劝换流站近区交流侧稳定问题主要是配套电厂出线双线跳闸后存在功角稳定问题和线路过载问题，以及换流站交流断面双线跳闸后配套电厂的功角稳定问题。两者均可在故障发生后通过切除配套电厂予以解决。

但是，交流外送线路跳闸保护控制策略是以交流外送断面功率作为策略实施的物理量。当换流站送电或停运时，外送断面功率为配套电厂功率与直流功率的差；而当换流站受电时，则为配套电厂功率与直流功率的和，计算的切机量会超过电厂功率，需调整切机系数或者降低切机定值，才能保证控制策略的适应。考虑到南方电网总体送电方向为西电东送方向，配套电厂大发与云南受电方式几乎很少同时安排。因此，直流内送时安全稳定控制参数的设置简化处理，并通过预先控制机组开机和直流功率，来保证策略的适应性。

高坡换流站原只作为直流送端运行，三端改造之后新增受电运行方式，接收云南送来的水电。近区交流稳定问题为高坡换流站送/受电方式下送/受电通道双线跳闸后其余线路过载问题，通过回降直流和切贵州机组可以解决，仅需对现有稳控系统进行改造即满足系统运行要求。

对于肇庆换流站而言，无论改造前后，其只作为直流的受端运行，近区交流稳定问题与之前一致。即，广东双回受电通道断开后直流功率无法送出，导致换流站电压快速升高，需闭锁直流，现有控制措施可以适应。

5 禄高肇直流安全稳定控制系统架构

5.1 设计原则

禄高肇直流安全稳定控制系统在构建时，除了解决禄高肇直流投产后系统的稳定问题外，还遵循以下原则。

图6 禄高肇多端直流稳定控制系统构架图Fig.6 Structure of Lugaozhao multi-terminal DC project stability control system

1)新增云南端稳定控制装置，与云南电网安全稳定控制系统解耦，仅解决禄劝换流站配套电厂及交流送出线路相关的稳定问题。

2)对于云南受电方式下的稳定问题，通过送电方式措施和方式预控解决，直流闭锁故障不额外采取切负荷措施。

3)对于禄高肇直流投产后新增的稳定问题，贵州端、广东端通过改造现有稳控装置控制策略进行适应，与各省区电网的接口方式不发生变化。

5.2 总体构架

综合考虑系统稳定特性、装置可靠性、运维便利性、建设过渡适应性以及未来可扩展性等因素，对不同运行方式分别采取针对性的稳定控制策略和程序逻辑结构，能够对极闭锁和多端直流拓扑不对称运行时功率损失故障采取控制保护措施，禄高肇多端直流稳定控制系统结构图如图6所示。

禄劝换流站安全稳定控制装置实现与直流站控系统的接口，接收高坡、肇庆换流站稳控装置发送的换流变压器功率、直流运行状态、直流闭锁和直流故障速降信息；配置直流联网/孤岛、两端/三端运行方式下的直流功率损失故障保护功能，接收云南交流站点安全稳定控制装置发送的线路投停、跳闸信息；配置云南送/受电方式下禄劝换流站交流出线双线跳闸事故保护功能，接收乌东德左岸电厂及多直流协调主站上送的可切量信息和发送切机命令。

高坡换流站安全稳定控制装置实现与直流站控系统的接口，新增三端运行方式下直流功率损失故障保护功能，接收贵州交流站安全稳定控制装置回降直流命令，并根据送电、受电方式转发至直流站控系统，接收贵州电网上送的可切容量信息和发送切机命令。

肇庆换流站安全稳定控制装置实现与禄高肇直流站控系统的接口，接收广东交流站安全稳定装置发送的最后断路器跳闸命令，并将该命令信息转发至直流站控系统。

另外，禄高肇直流安全稳定控制系统需要从直流控制保护系统获取直流解闭锁信号和直流功率速降信号，并向直流控制保护系统发送调制、紧急闭锁命令。传统硬接线的接口方案只能实现有限数据的传输，不能满足多端直流运行中复杂而精准的控制要求[18]。因此禄高肇直流安全稳定控制系统与直流控制保护系统采用光纤数字化接口方式，这也是南方电网范围内首次使用数字化接口方案。

6 结语

本文结合禄高肇直流多端运行特点及直流故障特征，分析了多端常规直流故障及近区交流故障系统稳定特性及控制措施，针对多端常规直流功率损失量计算方法、换流站极性反转现象、控制策略适应性等关键问题，提出了多端直流安全稳定控制策略及系统构架。

多端直流安全稳定控制技术在禄高肇直流工程中的应用，为多端直流在南方电网大功率安全稳定运行提供了有力支撑，提高了交直流异同步混联电网的安全稳定能力，也为多端直流输电技术发展和推广应用提供了必要条件。