昆柳龍多端直流線路故障恢復及換流站在線退站的系統穩定特性分析

謝惠藩，付超，李詩旸，梅勇，張建新，徐光虎，朱澤翔，周劍，洪潮，邱建

(1.中國南方電網電力調度控制中心，廣州510663；2. 南方電網科學研究院，廣州510663)

0 引言

特高壓直流輸電技術在西電東送中的遠距離、大容量輸電方面發揮著重要的作用，而大容量多端直流在能源時空優化配置方面具有特別的優勢[1 - 3]。而直流線路故障是一種常見故障，較為容易導致直流單極或雙極閉鎖，直流恢復邏輯在直流控制保護設計時需進行優化研究[4]。一般而言，合理的直流線路故障恢復設計可以減少直流停運的風險，可有效地提高直流輸電的利用率；同時，直流恢復過程需要幾百毫秒時間，當恢復不成功會也給系統帶來不利的影響，影響穩控系統動作時間，特別是直流容量較大時對系統穩定影響顯著。

南方電網是一個大容量、遠距離送電的交直流混合電網，交直流之間相互影響突出。自2016年以來，云南電網實施與主網異步聯網運行[5]，有效緩解了南方電網交直流并聯相互影響問題，同時也帶來了大容量直流送端云南電網的頻率穩定問題，當發生特高壓直流單極閉鎖時需采取穩控切機，才能確保送端云南電網頻率不越限[6]。2020年南方電網投產了±800 kV云南昆北至廣西柳州和廣東龍門的多端混合直流工程(簡稱昆柳龍直流)，輸送容量8 000 MW[7]，是南方電網輸送容量最大的直流工程。同時，昆柳龍直流故障后也對南方電網系統穩定特性、故障恢復邏輯、穩定控制措施等方面產生重大影響[8]。

本文以昆柳龍直流工程為例，對多端直流故障恢復及在線退站恢復等過程的系統穩定特性進行深入分析，研究恢復及在線退站時序、不同極故障、在線退站失敗、不同段直流線路故障、穩控措施等多種因素對送端系統穩定性的影響。

1 昆柳龍多端直流工程方案概況

多端直流輸電系統由3個或3個以上的換流站及連接換流站的高壓直流輸電線路組成，能夠實現多個電源、負荷區域的輸電，各個負荷站之間的功率可以靈活分配，且換流站具備可在線投退，故障后各站之間功率可以轉移，能夠充分發揮直流輸電的經濟性和靈活性。

圖1 昆柳龍多端直流輸電系統接線方式Fig.1 Connection mode of KLL MTDC

昆柳龍多端直流工程依托烏東德水電站，采用±800 kV多端混合直流輸電方案[7]，昆柳龍多端直流系統如圖1所示，送端云南建設±800 kV、8 000 MW常規直流換流站(云南昆北換流站)，受端廣東建設±800 kV、5 000 MW柔性直流換流站(廣東龍門換流站)，廣西建設±800 kV、3 000 MW柔性直流換流站(廣西柳州換流站)，送電距離全長約1 489 km。云南端電網與廣東、廣西電網實施異步運行，廣東和廣西電網保持同步運行。

昆柳龍多端直流工程兼具特高壓、多端、混合的特點，其控制功能與以往工程相比，主要有以下幾個技術特點[8 - 12]。

1)運行方式和控制模式眾多[9 - 10]。根據工程設計方案，昆柳龍直流主要運行方式包括云南送電廣東、廣西混合三端方式，云南送電廣東(或廣西)方式、廣西送電廣東方式等兩端運行方式，不同運行方式下系統控制模式多樣，同樣的線路故障在不同直流運行方式的系統穩定特性差異較大。

2)直流啟動/停運策略[11]。常規直流換流站本質上是一個電流源型的換流器，在控制系統的作用下，可以運行于定電壓、定電流和定熄弧角(逆變側)3種模式，穩定工作區非常寬。柔性直流換流站本質上是一個電壓源型的換流器，通常具有定電壓和定電流2種運行模式，其特點是控制性能好，而穩定運行的工作區相對較窄。

3)直流故障清除和快速恢復控制[12]。多端直流系統經過直流線路連接在一起，發生直流故障的概率較大。在常規直流中，直流故障的清除和重啟也已經是成熟技術，而換流站仍存在著直流故障清除和快速恢復問題。一方面換流閥不具備常規閥組的短時過流能力，另一方面，柔性直流不能像常規直流那樣通過快速移相來熄滅故障電流。

4)高低閥組的在線投入和退出控制技術[12]。在特高壓常規直流系統中，高低閥組的在線投入和退出已經是工程中常用的成熟技術。而在系統中，在線旁路需要解決直流電流控制的問題，在線投入過程中則需要實現零直流電壓運行。

5)第3站在線投入和退出控制技術[8]。對柔性直流保護而言，柳州站和龍門站閥區出口配置高速開關(high speed switch, HSS)，該開關不具備開斷直流電流能力。直流高速開關HSS主要動作于三端運行轉兩端等運行方式轉換。

通過對比兩端、三端直流的主要技術特點，在制定昆柳龍三端直流恢復故障穩定控制措施時，較以往常規兩端直流會更為復雜。為了更好地分析三端直流恢復穩定特性，下面先對常規兩端直流恢復邏輯以及系統穩定特性進行總結，并在此基礎對三端直流恢復穩定特性進行研究。

2 常規兩端直流恢復邏輯介紹

2.1 常規兩端直流線路故障恢復基本原理

直流線路故障，一般以遭受雷擊、污穢等因素造成線路對地閃絡，大部分為暫時性故障。若直接閉鎖故障極會影響直流輸電能力和不利于送受端系統穩定運行。為減小直流故障極發生閉鎖的概率，設置直流線路故障恢復功能，主要功能參數為恢復次數、去游離時間設置、恢復電壓等[4]。

對于直流系統而言，增加故障恢復次數、延長去游離時間、或降壓恢復等均有利于直流從線路瞬時故障中快速恢復，從而降低直流線路故障引起的極閉鎖概率，提高直流系統輸電的可靠性。

對交流系統而言，當從直流線路發生故障開始，直流故障極接近于零功率，對交流系統沖擊等效于該極發生了閉鎖。在直流發生故障到恢復完成的整個過程中，須經過移相階段、去游離階段、功率恢復階段共3個階段[13]。

直流線路故障恢復(DC fault recovery, DCFR)功能需與穩定控制系統進行配合。當直流線路上發生接地瞬時故障時，直流電流升高，電壓跌落。直流控制保護動作后，如果沒有收到極控系統發出的ESOF閉鎖信號，就會根據預先設定的動作邏輯發出直流線路故障恢復順序指令，對直流線路進行恢復。如果恢復成功，直流電壓建立，電流恢復，直流線路恢復正常運行。直流線路故障恢復成功，能夠提高直流系統的可利用率；若直流線路故障恢復失敗，如發生永久性故障，將會延長穩控系統采取控制措施的動作時間，給系統穩定帶來不利的影響，增加系統失穩的風險。

2.2 常規兩端直流線路故障恢復邏輯

根據南方電網已運行的特高壓兩端直流恢復邏輯為例，其中±800 kV楚穗直流運行時間最長，恢復邏輯設計最為成熟，在直流線路發生故障恢復是否成功與穩控系統相關的時序邏輯如圖2—3所示[4]，主要信號包括：直流線路故障恢復過程(DC line fault recovery sequence)，極控系統保護閉鎖(protection block/ESOF)，直流系統運行/解鎖信號(pole status deblocked)，直流系統停運/閉鎖信號(pole status blocked)。

圖2 直流線路故障恢復時發給穩控系統的信號Fig.2 Signals received by SPS in a succeeded DCFR

特高壓常規兩端直流恢復的主要邏輯如下。

1)當一極BLOCK閉鎖或ESOF緊急停運15 min后(時間可整定)，當系統已進入穩定運行狀態，另一極發生直流線路故障可以嘗試恢復若干次(次數可整定)。

2)當一極BLOCK閉鎖或ESOF緊急停運15 min內(時間可整定)，當系統未進入穩定運行狀態，另一極發生直流線路故障應立即閉鎖故障極，不再進行恢復。

3)當一極發生直流線路故障正在恢復過程中，另一極發生直流線路故障可以選擇直接閉鎖雙極或者雙極互不干擾的進行故障線路恢復。恢復過程中判據包括直流線路故障后的移相時間、去游離時間和功率恢復時間。

2.3 兩端直流故障恢復參數設置

南方電網已有的直流恢復設置見表1[8]。貴州與廣東為交直流同步聯網方式，且直流容量一般不超過3 000 MW，在貴州送廣東的直流工程中(天廣、高肇、興安)，直流線路故障恢復次數一般設置為3次，去游離時間都設定為400 ms，第2次恢復電壓是可選擇降壓恢復。

由于云南與廣東為異步聯網方式，主要受制于云南電網頻率穩定約束，與貴州送廣東的直流工程略有區別，在云南送廣東的直流工程中(楚穗、普僑、牛從、金中、永富、新東)，直流線路故障恢復次數一般設置為1次，高壓直流去游離時間設定為400 ms，特高壓直流去游離時間設定為500 ms，汛期一般按照全壓恢復，枯水期按照降壓恢復。

表1 南方電網現有直流工程恢復關鍵參數設置表Tab.1 Critical parameters setting of DCFR for DC projects in CSG

3 多端直流在線退站及故障恢復的動作時序分析

3.1 多端直流閉鎖故障后的開關HSS在線退站動作時序

對柔性直流保護而言，昆柳龍直流輸電工程中一次主回路與以往工程較大差異在于[10]：1)柳州站和龍門站閥區出口配置HSS高速并聯開關，該開關不具備開斷直流電流能力。HSS主要動作于4種情況：三端運行轉兩端運行，兩端運行轉三端運行，柳州至龍門直流線路永久故障或檢修，柳州站及龍門站站內故障或檢修。2)柳州站、龍門站的橋臂電抗器布置于直流側，橋臂電流測點位置布置于閥與橋臂電抗器之間。3)柳州站、龍門站的啟動回路布置于柔直變壓器網側，新增柔直變壓器網側電壓測點和啟動電阻支路電流測點。

在特高壓昆柳龍多端混合直流三端運行情況下(云南送廣東廣西方式)[12]，存在著柳州或龍門換流站在線退站邏輯，對穩控系統動作時序與兩端模式有所明顯不同，圖4展示了三端運行方式下的極閉鎖故障穩控系統動作時序圖。當僅有單閥閉鎖時一般不采取穩控動作，昆柳龍直流穩定分析時不考慮僅單閥組閉鎖的控制措施[14]。

圖4 昆柳龍直流極閉鎖故障穩控動作時序圖Fig.4 KLL DC pole blocking fault stability control action sequence diagram

當柳州換流站或者龍門換流站發生極閉鎖，而其他兩端對應極無需閉鎖的情況，即存在柳州換流站或者龍門換流站的故障極在線退站情況。在線退站過程中，三端對應極功率先降到約零，然后通過HSS開關動作進行退站操作，若龍門換流站極故障時多端直流對應極拓撲切換為昆柳雙端模式后，再恢復昆北和柳州換流站該極功率；若柳州換流站極故障時多端直流對應極拓撲切換為昆龍雙端模式后，再恢復昆北和龍門換流站該極功率。

當HSS開關動作成功，穩控系統只針對已發生極閉鎖的換流站故障采取穩定控制措施，從故障發生到穩控動作執行完成所需時間約300 ms。HSS開關動作過程將造成系統約600 ms的短時不平衡功率，待直流恢復后穩控系統對非故障端不采取控制措施。

當HSS開關發生拒動時，剩余兩端對應極功率恢復失敗，則閉鎖三端對應極，穩控系統收到閉鎖命令后再進行穩定控制。根據昆柳龍直流設計要求，從三端短時零功率到兩端功率基本恢復應在500 ms內，另考慮直流移相時間、HSS分合閘時間共約100 ms，上述柳州或龍門換流站在線退出過程耗時約600 ms，若出現HSS開關拒動時從故障發生到穩控動作執行完成所需時間約為900 ms。

對于發生兩端模式時，發生極閉鎖時穩控系統動作不受HSS開關影響，則穩控系統收到閉鎖命令后直接進行穩定控制，從故障發生到穩控動作執行完成所需時間約為300 ms。

3.2 多端直流線路故障恢復的動作時序

昆柳龍直流三端運行方式下，由于柔性直流端具備在線故障退出功能，給直流故障恢復時序中引入了新的特性。由于兩極恢復時序和穩控配合邏輯基本獨立，根據任意一極恢復過程以及恢復是否成功，分為2個階段進行分析，詳見圖5—6。

圖5 昆柳龍多端直流故障恢復時序第一階段：恢復Fig.5 The first stage of KLL-MTDC fault recovery sequence: recovery

圖6 昆柳龍多端直流故障恢復時序第二階段：恢復失敗 (區分故障位置)Fig.6 The second stage of KLL-MTDC fault recovery sequence: recovery: restore failure (distinguish fault location)

第一階段，考慮昆柳龍直流故障恢復成功，當昆柳龍任意位置發生線路短路故障后，三端將本極功率控到0，同時進入去游離等待時間，去游離等待時間結束后三端直流嘗試重啟成功，考慮去游離和恢復過程總時間約650 ms。此階段直流恢復過程將造成系統約650 ms的短時不平衡功率，待直流恢復后穩控系統不采取控制措施。具體的動作時序見圖5所示。

第二階段，考慮昆柳龍直流故障恢復失敗，且恢復次數已達上限，則進入第二階段。昆柳龍直流線路分為昆柳段和柳龍段，而昆柳段故障和柳龍段故障有不同的時序。具體的動作時序如圖6所示。

如果故障極發生在昆柳段，唯一電源端昆北換流站將無法供電，只能閉鎖三端對應極。三端極閉鎖信號將觸發穩控系統，故障后由穩控系統根據策略定值動作。

如果故障極發生在柳龍段，僅損失一個負荷端(龍門換流站)，可通過HSS開關切換至昆柳雙端模式，由昆北換流站繼續向剩余負荷端柳州換流站供電，為此，直流控保啟動龍門端故障極在線故障自動退出程序。首先，三端對應極再次控功率到零；然后HSS開關動作，將直流故障極三端模式拓撲切換為昆柳雙端模式；最后剩余的昆北、柳州站恢復功率。

根據故障極閉鎖邏輯，龍門換流站在線退出過程耗時約600 ms。在龍門站啟動在線退站的同時，

龍門換流站也將故障極閉鎖信號發到穩控系統，由穩控系統根據龍門換流站極閉鎖策略定值動作，從故障發生到穩控動作執行完成所需時間約950 ms(若恢復1次)。

若考慮HSS開關發生拒動時，昆柳段在功率恢復時失敗，直流控保將閉鎖三端對應極，同時極閉鎖信號也將觸發穩控系統，由穩控系統根據昆北換流站極閉鎖策略定值動作，從故障發生到穩控動作執行完成所需時間約1 550 ms(若恢復1次)。

4 多端直流故障恢復穩定特性仿真分析

4.1 云南直流閉鎖故障穩定特性分析

自2016年云南電網與南方電網主網異步聯網運行后[6]，若云南電網送端發生直流閉鎖，送受端電網中將出現大量不平衡功率，導致送端系統頻率明顯升高，系統頻率穩定成為主要約束問題。下文以2020年南方電網夏大極限方式為例，云南電網最高頻率與直流閉鎖功率呈近似線性關系，變化曲線如圖7所示，功率變化量與頻率變化量比值約為3 500～4 500 MW/Hz，但隨著直流閉鎖功率增加，不平衡功率導致系統最高頻率的上升速率明顯加快[14 - 15]。

4.2 直流三端運行單極故障恢復分析

考慮昆柳龍直流三端2021年已投產，本小節以2021年夏大方式數據為基礎進行故障仿真分析[14]，分別考慮線路故障發生在昆柳段和柳龍段。

圖7 不同直流閉鎖功率下云南電網最高頻率曲線Fig.7 Maximum frequency curve of Yunnan power grid under different HVDC block power

4.2.1 昆柳段單極故障

昆柳龍直流三端運行方式及昆柳單極故障設置示意如圖8所示。

圖8 昆柳龍直流三端運行昆柳段單極線路故障示意圖Fig.8 Schematic diagram for single DC line fault in Kunbei-Liuzhou segment under three-terminal mode

分別考慮開放恢復故障恢復次數為0～3次，對比最后一次恢復成功和恢復全部失敗，以及是否有穩控切機措施的結果，主要計算結果如圖9所示。昆柳段單極故障恢復失敗損失功率4 000 MW，若不采取穩控切機措施，云南最高頻率超過50.6 Hz，已超出頻率穩定運行允許范圍，因此，三端運行昆柳段單極故障應采取穩控切機措施。昆柳段單極故障恢復失敗按策略切機后，若開放2次恢復全失敗，云南最高頻率也將超過50.4 Hz，因此，三端運行昆柳段單極故障恢復次數不應超過1次。

圖9 三端運行昆柳段單極故障送端頻率峰值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 柳龍段單極故障

昆柳龍直流三端運行方式及柳龍單極故障設置示意如圖10所示。

圖10 三端運行柳龍段單極線路故障示意圖Fig.10 Schematic diagram for single DC line fault in LiuZhou-Longmen segment under three-terminal mode

分別考慮開放故障恢復次數為0—3次，對比最后一次恢復成功和恢復全部失敗，以及是否有穩控切機措施的結果，主要計算結果如圖11所示。柳龍段單極故障且昆柳段恢復失敗時，與昆柳段單極故障云南峰值頻率的分布模式相似，而最高頻率更高。

在3類計算場景下，柳龍段單極故障且昆柳段功率恢復失敗時，云南峰值頻率最高，可作為昆柳龍單極線路故障恢復功能設計中考察頻率響應的邊界場景。

圖11 三端運行柳龍段單極故障(昆柳段恢復失敗)送端 頻率峰值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 直流三端運行雙極故障恢復分析

4.3.1 昆柳段雙極故障

昆柳龍直流三端運行方式及昆柳雙極故障設置示意如圖12所示。

圖12 三端運行昆柳段雙極線路相繼故障示意圖Fig.12 Schematic diagram for double DC line fault in Kunbei-Liuzhou segment under three-terminal mode

分別考慮雙極不開放恢復、前故障極開放1次恢復、雙極都開放1次恢復這3種情況，對比不同故障相繼時間的仿真結果如下。

1)昆柳段雙極相繼發生線路故障，若兩極都開放1次恢復，穩控動作后云南峰值頻率將可能超過50.5 Hz，因此，不應對相繼線路故障的兩極都開放恢復功能。

2)昆柳段雙極相繼發生線路故障，若只開放前故障極1次恢復，或雙極都不開放恢復，兩極線路故障同時發生(即相繼0 s)時云南峰值頻率最高。

3)昆柳段雙極同時發生線路故障，若只開放前故障極1次恢復，恢復失敗穩控動作后云南峰值頻率超過50.4 Hz。借鑒現有兩端直流的雙極閉鎖恢復策略，若前故障極恢復過程中發生另一極故障，可考慮終止前故障極的恢復，這將有效降低云南峰值頻率。

4.3.2 柳龍段雙極故障

昆柳龍直流三端運行方式及柳龍雙極故障設置示意如圖13所示。

圖13 三端運行柳龍段雙極線路故障示意圖Fig.13 Schematic diagram for double DC line fault in Liuzhou- Longmen segment under three-terminal mode

分別考慮雙極不開放恢復、前故障極開放1次恢復、雙極都開放1次恢復這3種情況，對比不同故障相繼時間間隔的結果。當昆柳段恢復失敗時送端峰值頻率較高，仿真計算中以昆柳段功率恢復失敗為例，對比不同故障相繼時間的仿真結果，具體如下。

1)柳龍段雙極相繼發生線路故障且昆柳段功率恢復失敗，與昆柳段雙極相繼發生線路故障下云南峰值頻率的分布模式相似，而峰值頻率更高。

2)柳龍段雙極同時發生線路故障，若只開放故障前極一次恢復，恢復失敗穩控動作后，云南峰值頻率將超過50.5 Hz。前故障極恢復過程中發生另一極故障，可考慮立即終止前極恢復。

3)針對昆柳龍直流柳龍段線路故障恢復失敗后昆柳段嘗試恢復的特性，在前故障極恢復失敗后HSS動作期間，或昆柳段功率恢復期間，若發生另一極發生線路故障，需立即終止昆柳段恢復嘗試，這將進一步降低的云南峰值頻率。

4)為了保證其他方式下采取穩控動作后云南峰值頻率不超過50.5 Hz，可針對雙極故障調整穩控切機策略定值，適當增加穩控動作量。

5 結論

本文基于特高壓昆柳龍直流工程建設情況，圍繞多端大容量直流特點，對比分析了與常規兩端直流的異同點，考慮多端直流HSS退站動作時序，針對多端之間不同直流線路段故障特性，提出了直流恢復對電網穩定特性及控制措施要求，主要結論如下。

1)常規兩端直流發生極故障后各端功率損失對稱，且不存在在線退站過程的短時功率損失影響；而多端直流某一端在線退站對系統穩定影響明顯，當退站成功時會給系統造成短時不平衡功率沖擊，當在線退站失敗時更將影響穩控系統切機動作時間。

2)云南常規兩端直流極故障主要穩定問題為送端頻率越限問題，一般采取穩控切機措施予以解決；而多端直流發生極閉鎖后，考慮在線退站、恢復失敗后需延遲穩控切機時間，送端頻率穩定問題將更加突出，是昆柳龍直流線路恢復功能、穩控策略設計時需考慮的主要穩定約束。

3)直流輸電容量越大時發生直流極故障后對系統穩定影響越明顯，需增加穩控措施量；昆柳龍直流單極閉鎖時送端電網需采取穩控切機措施；當線路恢復次數越多時，直流恢復失敗后對系統影響越大，建議單極線路故障恢復次數不宜超過1次。

4)昆柳龍直流輸電容量大，同時在線退站、恢復失敗均將影響穩控切機時間；當雙極線路故障時若考慮線路故障恢復，當恢復失敗后即使采取穩控全切機組的措施后仍存在送端電網頻率越限問題，建議雙極線路故障恢復功能暫不開放。

最后通過實際方式數據進行仿真分析，為多端直流線路恢復邏輯功能及策略設計提供了分析手段和依據，為多端直流工程對電網安全穩定運行提供了技術支撐。