昆柳龙三端直流闭锁对云南电网频率稳定影响及对策分析

李玲芳，游广增，朱欣春，陈义宣，陈姝敏，肖友强

（云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南 昆明 650011）

0 前言

昆柳龙三端直流整体送电规模8000 MW[1]，是南方电网迄今为止规模最大的直流输电工程，由云南汇集乌东德右岸等电站机组出力，分别送向广东（5000 MW）、广西（3000 MW）电网，电压等级高、输送功率大。该工程首次采用三端混合直流输电技术在主网层面的接入及应用，目前国内外均无典型应用案例，工程投产后将给电网的安全稳定带来的较大挑战。

1 昆柳龙三端直流运行方式

根据昆柳龙三端直流设计方案，云南侧采取LCC模块为常规直流技术，广东、广西侧分别采用VSC模块为半桥拓扑结构的柔直混合技术[2]。云南典型的外送方式为：三端双极满送8000 MW、三端单极送4000 MW、两端送广东满送5000 MW、两端送广西满送3000 MW、两端送广东单极送2500 MW、两端送广西单极送1500 MW以及降压运行，与云南侧外送潮流水平相关的运行方式主要详见表1[1]。

表1 昆柳龙三端直流云南送出端典型运行方式

2 故障对云南电网频率安全风险分析

2.1 直流闭锁故障对电网频率稳定的影响

根据电网典型运行方式，对云南电网典型年份大、小方式下（负荷水平约31000 MW、17000 MW）昆柳龙直流不同外送功率情况下发生闭锁故障进行校核[3]，其中，云南电网多回直流均大负荷送出，各直流FLC上调总容量按南网分析要求执行，直流功率调制下限-50%，各直流调频死区按0.15 Hz考虑，可以看出：

1）如果考虑系统各直流FLC上调能力（总量约1000 MW），丰期大方式下昆柳龙直流外送超过4000 MW、丰小方式外送超过3000 MW发生闭锁故障，极易导致系统最高频率超过50.8 Hz，需采取稳控切机措施。

2）如果不考虑FLC上调能力，昆柳龙直流外送丰期大方式超过3200 MW、丰期小方式超过2000 MW发生闭锁故障，系统最高频率将超过50.8 Hz，需采取稳控切机措施。

3）为满足直流外送需求与电网运行安全，避免直流闭锁引发电网第三道防线动作，乌东德直流单极闭锁后需采取稳控切机措施。由于昆柳龙直流容量大，建议其闭锁后稳控切机量应与外送功率匹配。

4）结合昆柳龙三端直流及配套电源并网情况，需进一步调整电网高频切机方案，切机对象在目前方案的基础上应增加乌东德机组，或采用乌东德机组替换电网接入负荷中心机组的方式，避免切机后潮流大范围转移，保障电网第三道防线的运行安全。

2.2 保护逻辑对云南电网频率稳定的影响

对于昆柳龙三端直流，在送端（云南）出现异常闭锁时将同时影响两个受端（广东、广西）正常运行，对系统来说三端直流外送功率将成为盈余电力，需要及时采取切机等控制措施。但对于一个受端的闭锁，其保护动作将对另一个受端的正常运行造成影响，即：受端B（如广东）发生故障导致闭锁时，送端A（昆北侧）需紧急移相，送端输出功率瞬间降到0以完成AB端的闭锁，此时受端C（广西侧）功率也将随之降至0，待受端B（广东侧）闭锁完成，且送端A与受端C能正常恢复，则三端直流变为两端运行；如果受端B闭锁完成后，送端A与受端C不能正常恢复，则将闭锁AC端，三端直流全部闭锁。在此过程中，在AB端闭锁后（大概故障0.2秒）将根据其功率情况切除一部分电源，待AC端无法恢复运行则需根据闭锁前功率情况再切除部分机组（切机时间大约在AB端故障后0.9秒）。在整个过程，三端直流中的一端闭锁、送端功率过零以及第二端闭锁的判断过程，对系统频率的稳定性都是一个冲击。

经初步了解，昆柳龙三端直流若按以上逻辑动作，无论广西还是广东侧发生双极闭锁，云南侧先紧急移相（电力富余8000 MW），此时不是匹配切机8000 MW，而是分步骤执行，并总体保持2000 MW欠切，在此过程中有可能触发第三道防线高频切机动作。由于广东侧双极闭锁，相对于广西侧故障能更快地切除更大容量的电源，所以三端直流的广西侧故障对云南影响更大，因此重点对广西侧发生双极闭锁进行分析。

1）当广西侧受端发生故障导致其双极闭锁时，昆北侧紧急移相，故障后0.2 s切除云南机组1000 MW，同时根据广东侧双极运行情况，若广东侧能够恢复正常运行，稳控不再进行动作，若广东侧恢复失败，故障后0.9 s补切5000 MW云南机组，整个三端直流稳控切机保持2000 MW欠切；

2）若广东侧发生了双极闭锁，与广西侧处理逻辑类似，故障后0.2 s切云南机组3000 MW，若广西能恢复，安稳不再动作，若不能，故障后0.9 s补切3000 MW云南机组，详细逻辑见图1所示。

图1 昆柳龙直流受端单端闭锁稳控动作逻辑图

1）对于目前电网分析采用的不同负荷模型对频率稳定的分析影响：云南负荷模型对暂态频率影响相对较小，在相同运行条件下采用“50%电动机+50%恒阻抗模型”的分析频差略小于ZIP模型（30%恒阻抗30%恒电流40%恒功率），为反映问题的突出性建议对系统频率的分析采用ZIP模型。

2）在典型系统小方式下（系统负荷17700 MW），系 统 直 流FLC上 调 量 按1000 MW（共两回直流）考虑，按三端直流故障保护动作逻辑：故障后0.3秒切除机组约1000 MW，在故障后0.9秒再切除近5000 MW。

3）在0.9秒直流保护系统切除机组时，系统频率已达到0.7 Hz左右，接近电网高频切机第一轮定值。直流控保动作后该故障仍将导致系统最高频率达到50.93 Hz，系统高周切机第一轮动作将动作（切除容量约2500 MW），并进一步诱发低频问题或直流FLC下调动作。

4）如果0.9秒加大切机容量，可有效控制系统频率高值，切机容量增加2000 MW后（总切机量与直流功率对等匹配），系统最高频率可以控制在50.80 Hz。

5）如果保持切机量不变，并保持系统FLC上调容量不变的情况下，增加直流调节数量、或直流上调容量，也可适当改善系统频率最大值。

如果系统负荷水平进一步减小，则高频问题将更加严重。在系统负荷减小到15000 MW左右，直流FLC上调容量仍为1000 MW，故障后0.3秒切除1000 MW机组，在0.9秒切除近5000 MW机组后：

6）系统最高频率将达到51.10 Hz，导致电网高周切机第一、二、三、四轮动作，切除容量将达到9400 MW，后续系统低频或直流FLC回调的问题更加突出。

7）由于闭锁功率较大，即使在0.9秒加大切机容量，总切机量与直流功率对等匹配，系统最高频率仅下降0.13 Hz，仍然存在系统高频切机一、二轮动作切除5500 MW机组导致系统低频、FLC下调动作问题。

8）如果加大0.9秒切机容量，并在保持系统FLC上调容量不变的情况下增加直流调节数量，则可控制系统频率高值，在0.9秒加大切机容量，并将直流FLC调节数量增加为3回，系统频率高值达到50.96 Hz，缓解0.14 Hz。但如果0.9秒不增加切机容量，则效果也不尽理想，例3仅缓解0.03 Hz。

9）如果增加系统FLC上调总量，则对缓解系统高频也能发挥一定的作用。

10）如果故障初期即采取切除相应容量机组，则系统频率可以控制在50.5 Hz。

2.3 处理建议

1）昆柳龙三端直流受端侧发生单端直流故障后，可采取以下措施控制系统高频问题：三端直流单端故障则同步切除匹配容量的机组，缓解其余两端判别动作过程影响系统高频，避免昆柳龙单端故障导致系统频率越上限并触发系统第三道防线动作；采取闭锁昆柳龙直流+同步切机措施，及时控制直流单端闭锁故障对电网的影响。

2）系统应投入足够的FLC上调容量，并尽量避免集中于个别直流，即保证系统具备一定的上调总量及可调控直流的数量。

3 结束语

昆柳龙直流输送容量较大（8000 MW），在发生单极或双极闭锁故障后，极易造成系统频率达到50.8 Hz，诱发电网高频切机动作。建议：昆柳龙直流单极闭锁或双极闭锁故障均采取联切匹配容量机组的措施，有效缓解系统高频问题。根据三端直流保护控制逻辑，为控制单受端闭锁故障对系统高频稳定的影响，建议如下：

1）在单受端发生故障后，同步切除匹配输送功率的等容量机组，控制其余两端判别动作过程影响系统高频，避免单端故障导致系统频率越上限并触发系统第三道防线动作；必要时采取主动闭锁昆柳龙直流并配合同步切机措施，以控制直流单端闭锁导致的高频问题。

2）云南电网应投入足够的FLC上调容量，并避免集中于个别直流，即保证一定的上调总量及可调控直流的数量，提高电网抵御大容量直流闭锁导致功率大量盈余的故障能力。

3）进一步调整电网高频切机方案，切机对象应增加乌东德机组，或者采用乌东德机组替换电网接入负荷中心机组的方式，避免切机后潮流大范围转移，保障电网第三道防线的运行安全。

4）在系统负荷水平较低情况下，应适当控制直流外送功率，避免直流闭锁故障导致电网安全防线失配。

综上所述，±800 kV昆柳龙三端直流输电工程投产后，进一步提升了南方电网“西电东送”输电技术水平，同时由于其三端柔性直流输电技术的领先性也给电网运行安全带来较大挑战。在加强直流工程建设、设备质量管理以及控制技术应用的同时，还应进一步关注与云南电网的协调控制，充分考虑云南电网异步运行特性及风险防控需求，以保障直流及电网的运行安全。