昆柳龍多端直流云南送端穩定控制分析

楊蕾，剡文林，曾丕江，張斌，閆凱璐，黃潤，楊明亮

(1. 云南電網有限責任公司電力調度控制中心，昆明 650200；2. 云南電網有限責任公司電力科學研究院研究生工作站，昆明 650217)

0 前言

南方電網具有明顯的強直弱交特征[1]。隨著電網結構的復雜及運行要求的提高，對穩定控制系統的要求越來越高。能源互聯網不斷發展，傳統交流輸電在高比例新能源接入和能源遠距離輸送方面存在諸多挑戰[2]。互聯電網遭到擾動時，區域電網的穩定性受到沖擊，互聯電網面臨低頻振蕩、連鎖故障等問題[3]。送端電網發生直流閉鎖故障時，瞬間產生的大量過剩有功功率導致其頻率升高。同時，過剩有功功率會轉移到正常的交流通道上，造成交流通道過載[4]。這些穩定問題限制了交直流系統斷面輸送能力的提高，通常需要采用附加控制拓展直流系統的控制能力[5]。針對同桿雙回線路跳閘、單一直流雙極(雙回)閉鎖等故障，設置安全穩定控制裝置，故障后進行切機、切負荷、直流功率調制等，保證系統穩定運行[6]。基于柔直電網對直流電壓的控制，控制策略可分為單點直流電壓控制和多點直流電壓控制，根據系統是否需要高速通訊，又可分為主從控制、電壓裕度控制和下垂控制[7]。在交流電網發生較大頻率波動時，本地控制附加頻率控制，可以使其余交流電網對其進行功率支援[8]。

對于直流系統的穩定問題，目前的研究多是從單端直流系統或交直流混合系統的穩定問題出發，對電力電子變流器進行優化控制，或是僅以改善系統電壓或頻率為目標提出控制策略，但是對于多端直流系統的不同故障情況、不同運行方式下的宏觀穩定控制研究較少。

昆柳龍直流工程是國家特高壓多端直流的示范工程。昆柳龍直流的投產，可將云南烏東德右岸電廠為主的電力經昆北換流站送往廣西、廣東。為解決昆柳龍直流投產后系統的穩定問題，需在部分換流站和電廠增加穩定控制系統和孤島判別系統。

本文基于昆柳龍直流，詳細分析了云南送端昆北站的穩定控制系統以及多端直流與傳統兩端直流穩控系統控制策略的差異性，詳細介紹了昆柳龍送端系統穩定控制方案和策略，分析了昆柳龍接入后云南高周切機方案的適應性，以提高昆柳龍送端電網的穩定運行能力。

1 多端直流工程

昆柳龍直流工程送電距離約1489千米，采用±800 kV多端混合直流輸電方案：送端云南建設±800 kV、8000 MW常規直流換流站（昆北換流站），受端廣東建設±800 kV、5000 MW柔性直流換流站（龍門換流站），廣西建設±800 kV、3000 MW柔性直流換流站（柳州換流站）[9]。

昆柳龍直流工程的建設，可滿足烏東德電站等云南水電開發外送的需要，進一步提升云南電力外送通道能力。昆柳龍直流輸電工程運行方式靈活多樣，運行方式分類如圖1所示。

圖1 昆柳龍直流輸電工程運行方式

2 直流穩控系統

昆柳龍三端直流穩控系統，主要功能包括：直流聯網/孤島閥組閉鎖切機功能、三閥組以上閉鎖切負荷控制功能，直流功率速降切機控制功能，交流線路雙線跳閘保護控制策略，交流線路過載回降直流功率等保護控制策略。昆柳龍直流穩控系統結構如圖2所示。

圖2 昆柳龍直流送端穩控系統結構圖

2.1 穩控動作時序

以三端運行情況為例，分析昆柳龍直流穩控動作時序。

2.1.1 直流閉鎖故障穩控動作時序

三端運行情況時，由于有柳州或龍門換存在退站邏輯，導致穩控系統動作時序與兩端模式有所不同。直流閥閉鎖故障穩控系統動作時序如圖3所示。

圖3 昆柳龍直流閥閉鎖故障穩控動作時序圖

動作情況具體描述：

1）當僅有單閥閉鎖或者雙閥閉鎖出現在同一閥層情況下，無需穩控動作。

2）當柳州站或者龍門站存在退站情況時，三端對應極功率先降到約零，HSS開關動作，將直流拓撲切換為昆柳或昆龍模式，再恢復昆北和龍門（或柳州）站功率。若HSS開關拒動功率恢復失敗，則相應極閉鎖，穩控收到閉鎖命令后再進行補切。

3）其他閥閉鎖情況，穩控收到閉鎖命令后直接動作切機。

2.1.2 直流線路故障再啟動穩控動作時序

三端運行方式下，兩極再啟動時序和穩控配合邏輯基本獨立，下面就其中任意一極再啟動過程進行描述，如圖4、圖5所示。

圖4 昆柳龍直流線路故障再啟動時序第一階段：再啟動

圖5 昆柳龍直流線路故障再啟動時序第二階段：再啟動失敗后

動作情況具體描述：

1）任意線路發生短路故障后，三端將本極功率控到零，同時進入去游離階段，500 ms后嘗試重啟。如果再啟動失敗，且再啟動次數達上限，進入第二階段。

2）第二階段，昆柳段故障和柳龍段故障時序不同。如果故障在昆柳段，昆北無法供電，只能閉鎖全極。觸發穩控后，若損失功率超過穩控定值門檻，約300 ms后切除相應機組及負荷。如果故障在柳龍段，僅損失一個負荷端（龍門），可切換至雙端模式繼續向柳州供電。首先，三端再次控功率到零，HSS開關動作，將直流拓撲切換為昆柳模式，最后昆、柳站恢復功率。另外，閉鎖龍門的信號在觸發龍門在線退出的同時，還將觸發穩控切機，切機量僅按損失龍門考慮。如果上述昆柳段恢復功率失敗，直流控保閉鎖全極，同時觸發穩控，按損失全極功率補切機組及切負荷。

2.2 昆北換流站直流穩定控制策略

昆柳龍直流投產后，昆北換僅作為送端運行，直流配套電源穩定問題主要為：龍開口-魯地拉-昆北換三角環中，龍昆單回線跳閘存在動穩問題，龍昆單線+魯昆雙線三回線任意兩回線跳閘存在功角穩定問題，需切除龍開口和魯地拉電廠，相關穩控策略在昆北換流站實施。

昆北站投運的直流運行方式主要分為聯網三端、聯網兩端、孤網三端和孤網兩端四種。不同方式的功能邏輯和定值不同。其中，聯網三端運行方式的策略邏輯和定值可兼容聯網兩端方式，孤島三端運行方式的策略邏輯和定值可兼容孤島兩端方式，但在某些方面三端運行與兩端運行仍存在差異。故本文對聯網三端和孤網三端運行方式的控制策略進行詳細闡述，并比較三端運行和兩端運行的差異。

2.2.1 聯網三端方式下穩控策略

發生直流功率損失故障（閉鎖或速降）時，穩控系統啟動條件為：500 kV烏昆甲乙丙線，魯昆甲乙線、龍昆甲線，仁昆換甲乙線，銅昆甲乙線，昆北站換流變突變量啟動。此時穩控系統向配套電廠發送切機命令，交替切烏東德右岸、龍開口、魯地拉電廠，若配套電廠可切量不足時，向寶峰協調主站發送不足部分切機命令。

當在相繼整組時間內發生直流兩層及以上閥組功率損失故障時，云南切機時的直流功率門檻按公式（1）計算：

其中，PDC_kb為相繼整組初始斷面昆北站雙極總功率；Pmk_set21為聯網三端方式功率損失切機策略直流功率門檻值；PDC_kbFLost為相繼整組內昆北雙極最終功率累積損失；PLostMk_set21為聯網三端方式累積故障功率損失門檻值。

需切量如公式（2）：

其中，DP為相繼整組內累積切機需切量；Kset21_n為切機系數，隨方式切換。

廣西、廣東切負荷時穩控系統向南方羅洞站發送切負荷命令，啟動需切量計算的直流功率門檻條件按公式（3）計算：

其中，PDC_kb為相繼整組初始斷面昆北站雙極總功率；Pmk_set22為閉鎖故障切負荷直流功率門檻值。

需切量如公式（4）：

2.2.2 孤島方式下穩控策略

孤島判別系統的主要功能是通過昆北換流站、仁和站、銅都站、多樂站的開關位置信號，結合部分電氣量信號，判別昆柳龍直流送端是處于孤島運行還是聯網運行狀態，并將判別結果送給昆北換流站的穩控裝置和直流控制保護系統。

在昆北換流站已審定的接入系統方案基礎上，昆北換流站可能存在如下兩種孤島運行接線方式：

1）昆北換流站斷開至仁和雙回線路、同時斷開至銅都雙回線路，昆柳龍直流即轉入孤島運行方式，如圖6所示。該方式與昆北換流站、仁和變、銅都變接線形式相關。

圖6 昆柳龍直流孤島接線方式（一）

2）昆北換流站斷開至仁和雙回線路、同時銅都站斷開至多樂雙回線路，昆柳龍直流即轉入孤島運行方式，如圖7所示。該方式與昆北換流站、仁和變、銅都變、多樂變接線形式相關。

圖7 昆柳龍直流孤島接線方式（二）

昆北換孤島判別中所涉及線路連接狀態的邏輯表達式如表1所示。

表1 昆北換孤島判別中所涉及線路連接狀態的邏輯表達式

昆北換孤島判別可以采用如下兩個判據：

1）昆北換與仁和變之間只要有一回線存在，即判為聯網狀態，對應邏輯表達式為：

2）昆北換與多樂變之間，當昆北換與銅都變之間、銅都變與多樂變之間均各至少有一回線路時方為聯網狀態，對應邏輯表達式為：

根據上述邏輯表達式及孤島接線特點，孤島方式邏輯關系式為：

表達式結果為0則判別為孤島狀態，為1則判別為聯網狀態。

孤島方式下發生直流功率損失故障（閉鎖或速降）時，穩控系統啟動條件與聯網方式相同。

任一直流閥組發生功率損失故障時，穩控系統向配套電廠發送切機命令，交替切烏東德右岸、龍開口、魯地拉電廠，或發孤島全切命令。

孤島內配套電廠切機時的直流功率門檻條件為公式（8）：

其中，PDC_kb為次故障前昆北雙極總功率；Pmk_set11為孤島方式閉鎖故障切機門檻值。切量計算方式如圖8所示。

圖8 需切量計算

其中，Tset_WAS為計算觀察等待時間；DP為裝置啟動整組累積需切量；PDC_kbFLostAct為裝置啟動整組時間內截至當前故障，昆北站最終功率累積損失量。

2.2.3 四種運行方式下控制策略比較

四種運行方式在一些方面存在差異，具體表現如表2所示。

表2 四種運行方式下控制策略比較

3 高周切機方案適應性

昆柳龍多端直流投產后，云南電網單極閉鎖最大功率由原來的2500 MW上升為4000 MW，雙極閉鎖最大功率由原來的5000 MW上升為8000 MW。仿真結果表明，FLC上調能力1040 MW時，穩控拒動，單極閉鎖時最高頻率由原來在50.5上升為50.9 Hz，雙極閉鎖時云南電網最高頻率由51.55 Hz上升為52.07 Hz。為滿足：（1）任一直流雙極閉鎖，采取穩控措施后，不導致高周切機措施動作；不考慮穩控措施，高周切機動作后系統最高頻率不超過51.5 Hz；（2）五大直流同時雙極閉鎖，高周切機（不含小水電）動作后，云南最高頻率不超過52 Hz；將烏東德電廠的機組納入切機范圍，將高周切機方案的切機容量由24025 MW升至27425 MW。對比了烏東德4臺機組納入高周前4輪、前4輪切機量大于后4輪切機量1000 MW方案和烏東德機組均勻分配、各輪切機量均勻分配兩種方案的系統最高頻率如表3和圖9所示。

表3 不同方案系統最高頻率比較

圖9 不同方案系統最高頻率曲線

上述仿真表明，方案一比方案二的頻率偏差更小，高周切機后系統頻率能否更快恢復到穩定值，考慮到直流FLC的下調節裕度大，同時實際仿真也表面兩個方案的系統最低頻率差異不大，推薦采用方案一進行工程應用。

4 結束語

結合云南電網“強直弱交”特點，本文以昆柳龍直流工程為出發點，詳細分析了云南送端昆北站的穩定控制系統以及多端直流與傳統兩端直流穩控系統控制策略的差異性，指出：

1）三端運行情況時，由于多端直流受端存在退站邏輯，導致穩控系統動作時序與兩端直流不同；

2）多端直流不同直流段線路故障再啟動與傳統兩端直流穩控時序上存在較大差異。

同時，本文對昆柳龍直流聯網和孤島方式下的控制策略進行了詳細分析和梳理，明確部分多端直流策略需要綜合多站信息。分析了昆柳龍接入后，云南高周切機方案修正的必要性，對比了不同控制方案的頻率響應特性，本文對昆柳龍接入后云南電網的穩定運行有一定的指導意義。