昆柳龙多端直流稳定控制策略设计及系统构建

2022-03-08付超邱建李诗旸张建新朱泽翔徐光虎杨荣照黄磊洪潮杨欢欢

南方电网技术 2022年1期

付超，邱建，李诗旸，张建新，朱泽翔，徐光虎，杨荣照，黄磊，洪潮，杨欢欢

(1. 直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院)，广州510663；2. 中国南方电网有限责任公司电力调度控制中心，广州510663)

0 引言

我国一次能源与需求呈逆向分布，西部地区的水电、风电等清洁资源丰富，而东部地区负荷密度高，对区外大规模电力送入需求较大。高压直流输电在大容量、远距离输电、资源优化配置等方面发挥着重要的作用[1 - 5]，近20年来南方电网已建设了10回直流工程，直流输送总容量已超过40 GW[6 - 7]，直流输电比例接近受端地区电力负荷的三分之一，落实了国家“西电东送”重要发展战略。

随着单回特高压直流输电容量规模的不断增加，发生单回直流故障后对电网稳定影响将更加明显，需要采取更严厉的控制措施。南方电网2004年单回直流最大容量为3 000 MW，2010年楚穗直流投产后增加到5 000 MW，2020年昆柳龙直流投产后进一步达到8 000 MW[8 - 12]。针对大容量直流发生极闭锁故障，稳定控制策略一般采取送端切除机组、受端切除负荷的措施，而针对直流送受端近区电网发生交流故障，一般采取直流功率调制等控制措施[13 - 19]。

2020年南方电网建成的昆柳龙(简称 KLL)多端直流工程，根据受端电网特点，兼顾送电广东广西的多种方式，采用混合多端直流设计，较传统两端直流运行方式更加灵活。而多端直流运行方式和故障后功率转移的灵活性也增加了稳定控制策略的复杂性[11]，发生昆柳龙直流故障后直流控制和稳控系统的响应将对南方电网系统稳定性产生重大影响，对电力系统安全稳定控制系统提出了更高的要求。

本文以昆柳龙多端直流工程为例，对多端直流各端系统发生直流故障、交流故障等算例进行仿真分析，研究昆柳龙直流在不同故障下的系统稳定控制策略，提出昆柳龙多端直流稳控系统方案的整体构建原则，提升南方电网的安全稳定运行能力。

1 基于多端混合的昆柳龙直流工程

昆柳龙直流工程采用±800 kV、8 000 MW的多端混合直流输电方案，配套送出电源主要依托乌东德(简称WDD)、鲁地拉(简称 LDL)和龙开口(简称LKK)水电站[6]。送端昆北换流站(简称KB)建设±800 kV、8 000 MW常规直流换流站，龙门换流站(简称LM)建设±800 kV、5 000 MW柔性直流换流站，柳州换流站(简称LZ)建设±800 kV、3 000 MW柔性直流换流站，两个柔直换流站通常作为受端运行。

昆柳龙直流各端接入电网情况如图1所示[8]。送端昆北换流站通过4回500 kV线路与云南电网联系，受端柳州换流站通过4回500 kV线路与广西电网联系，受端龙门换流站通过6回500 kV线路与广东电网联系，直流送端云南电网与受端广东广西电网异步运行，广东和广西电网保持同步运行。

图1 昆柳龙多端直流接入电网示意图

本文考虑昆柳龙直流建设时间，分别以南方电网2020年和2021年的典型运行方式为例开展仿真研究。南方电网装机容量和负荷情况如表1所示。

表 1 2020年和2021年南方电网装机负荷情况

云南电网与南方电网主网异步之后，云南电网共通过十回直流工程与南方电网主网联系，其中昆柳龙直流、新东直流、楚穗直流、普侨直流为±800 kV特高压直流，禄高肇直流、牛从直流(两回)、永富直流、金中直流、鲁西背靠背直流±500 kV高压直流。2021年云南外送直流情况如图2所示。

图2 云南多回直流送入南方电网主网示意图

直流送电总功率达41.6 GW，约为云南最高负荷的1.5倍；而昆柳龙直流容量约占云南直流外送总容量的20%，约为云南最高负荷的30%。

2 多端直流极闭锁故障特性分析

相比传统两端直流极闭锁故障特性[20]，多端直流由于运行方式更加灵活，发生直流极或阀组闭锁故障后极间和站间的功率转移也更加复杂，特别是多端直流的在线退站、直流线路再启动等功能，对电网安全稳定控制措施设计带来重大影响[11]。例如，昆柳龙直流某柔直端在线退站过程中，根据直流高速开关(high speed switch, HSS)技术要求，需将三端对应极功率先降到零功率水平，然后再通过HSS动作进行退站隔离，开关HSS正确动作后剩余极再恢复为两端模式[6]，若非故障极可转带功率容量不足，退站过程中送受端交流系统将承受长达600 ms的不平衡功率。同理，直流某极线路发生故障再启动时，三端也需将故障极功率控到零功率水平，考虑去游离和恢复过程的时间后，若非故障极可转带功率容量不足，直流线路再启动过程中送受端交流系统将存在约650 ms的不平衡功率[11]。

下面以多端直流某极发生直流线路故障场景为例，对故障过程中的直流功率变化情况进行时序描述，对应的功率变化时序曲线如图3所示。假设故障前三端直流双极按额定功率8 000 MW运行，受端龙门换流站双极功率5 000 MW，受端柳州换流站双极功率3 000 MW。

图3 直流线路故障场景中的多端直流功率(阶跃近似)

T0时刻(相对时间假定为0 ms发生，下同)发生了极1柳州至龙门的直流线路故障，故障后极1线路全压再启动1次，再启动期间直流极1功率降为0，若极2无过载能力，双极总功率降至4 000 MW。

T1时刻(相对时间650 ms)再启动全过程结束，若再启动成功则直流双极功率恢复为8 000 MW，不需采取稳定控制措施；若再启动失败，则HSS动作，进行龙门换流站极1在线退站，退站期间极1功率仍为0，双极总功率为4 000 MW。

T2时刻(相对时间1 250 ms)在线退站过程结束，若在线退站成功，闭锁龙门换流站极1的有功功率为2 500 MW，极1切换为昆北-柳州两端模式，极1功率恢复为1 500 MW，直流双极功率恢复为5 500 MW；若在线退站失败，闭锁三端换流站极1的有功功率为4 000 MW，极1功率仍为0，双极总功率为4 000 MW。

T3时刻(相对时间1 550 ms)稳定控制措施结束，若在线退站成功，稳定控制措施量按照极1损失功率2 500 MW计算；若在线退站失败，稳定控制措施量按照极1损失功率4 000 MW计算。

在直流线路再启动以及在线退站过程中，尽管直流故障极的所有换流器功率暂时降为0，但出于对稳控系统可靠性的考虑，对于尚未最终确定退出运行的换流器，直流控保不向稳控系统发出闭锁信号，稳定控制系统暂不对其引起的功率损失采取措施。根据以上直流故障极功率变化时序分析情况，考虑多端直流在线退站过程、直流线路再启动过程以及稳定控制措施等过程，全部耗时需1 550 ms。

以上场景假设某一极线路故障后的直流功率变化情况，而双极故障的功率变化过程基本类似，主要区别为故障期间双极短时损失功率更大，对系统稳定影响将变得更加显著。下面将针对直流故障后系统稳定情况进行进一步仿真分析。

3 昆柳龙多端直流稳定问题研究

自2016年以来，云南电网实施与南方电网主网异步联网运行后[21 - 22]，云南外送大容量直流发生极闭锁故障后，送受端电网中将出现大量不平衡功率，导致送受端系统频率偏差明显升高，系统频率稳定成为南方电网主要稳定约束问题之一。

3.1 大容量直流极闭锁故障送端稳定问题研究

昆柳龙直流发生直流极闭锁故障后，直流送端由于存在不平衡功率导致系统频率快速升高，云南电网的系统最高频率值与直流闭锁损失功率呈近似线性关系。随着直流闭锁损失功率增加，不平衡功率导致系统频率偏差值的上升速率有所加快[22]，相应的直流功率损失-系统频率峰值关系如图4所示，其中纵坐标表示云南电网系统出现的最高频率值，横坐标表示直流闭锁的损失功率值。2020年功率变化量与频率变化量的比值范围约为3 500～4 500 MW/Hz，2021年功率与频率变化值范围约为4 000～5 000 MW/Hz；由于2021年云南电网负荷水平以及装机容量增大，云南电网的系统惯量增大，相同直流闭锁功率时引起的系统最高频率值将有所下降，通过对比分析，2021年功率与频率变化值增加了约500 MW/Hz。

图4 不同直流闭锁功率下云南电网最高频率图

从图4可知，当昆柳龙直流单极闭锁最大损失功率4 000 MW不采取稳定控制措施时，云南系统最高频率将超过50.80 Hz；而当直流双极闭锁最大损失功率为8 000 MW不采取稳定控制措施时，云南系统最高频率超过51.0 Hz。目前，云南电网高周切机第一轮定值为50.80 Hz[8]，昆柳龙直流单极闭锁、双极闭锁后对云南电网系统频率影响非常明显，易触发云南电网第三道防线的高周动作。因此，根据电力系统安全稳定导则[23 - 24]，为了避免单回直流闭锁导致第三道防线动作，昆柳龙直流发生极闭锁故障后需采取稳定控制措施。仿真计算时按照直流极故障发生后300 ms完成稳定控制措施。

结合南方电网实际运行方式要求[3]，研究云南电网频率问题时综合考虑其他直流功率调制功能、直流单极线路再启动1次，直流双极线路不允许同时再启动等条件，并以采取稳定控制策略后云南电网最高频率在50.60 Hz以下为控制目标[5]。在昆柳龙直流闭锁故障分析时，选取对系统冲击较大的双极闭锁故障序列：极1柳龙线路故障再启动失败、在线退站恢复失败，极2柳州闭锁在线退站恢复失败。两极间故障独立，各极故障序列为相互关联的连锁故障。在2021年计算方式选取时，考虑云南电网丰水期特性，存在24 h直流额定功率运行，并在此基础上考虑不同的开机容量进行仿真计算。

在不同运行方式下发生昆柳龙直流双极相继闭锁，损失功率8 000 MW，仿真结果如表2所示。为了控制系统最高频率在50.60 Hz以下，双极故障下送端云南电网总需切除机组容量为6 500 MW。

表2 昆柳龙直流双极闭锁送端电网频率情况

3.2 大容量直流极闭锁故障受端稳定问题研究

相较直流送端电网而言，南方电网受端电网整体规模较大，装机容量约为送端的2.5倍，负荷水平约为送端的6倍，系统惯量明显增大后频率稳定问题显得并不突出。但考虑到受端电网严重依赖外区电源输入，在夏季高峰负荷时区内机组出力较接近额定容量，实际运行中系统一次调频容量难以达到预想值，而且系统低频仿真校核结果往往较实际响应情况更容易偏向乐观[25 - 27]。

为充分揭露昆柳龙直流闭锁带来的系统风险，根据2020年南方电网受端电网一次调频容量统计结果，选取夏季受端电网一次调频有效容量偏低值3 500 MW为计算边界条件，如图5所示。

图5 2020年受端电网一次调频备用容量情况

昆柳龙直流发生直流极闭锁故障后，直流受端由于不平衡功率导致系统频率迅速下跌，受端电网出现的系统最低频率偏差值与直流闭锁功率容量变化情况如图6所示，其中纵坐标表示受端电网系统出现的最低频率值，横坐标表示直流闭锁的功率值。受端电网功率损失与电网最低频率呈分段线性关系，当直流闭锁容量在50 00 MW以下时功率变化量与频率变化量的比值约15 000 MW/Hz，当5 000 MW以上时功率与频率变化值约5 000 MW/Hz。由于受端电网系统一次调频容量与直流上调容量之和约为5 000 MW，当直流闭锁功率增加到5 000 MW以上时，系统一次调频容量基本用完，继续抑制系统频率下跌主要通过负荷特性、二次调频等响应，因此系统频率偏差值的下降速率明显加快。

图6 不同直流闭锁损失功率下受端电网最低频率对应图

在分析受端电网频率控制问题时，综合考虑其他直流功率调制、受端电网有效备用容量以及送端电网切机等因素影响，并以不触发省间联络线解列、低频减载动作，系统恢复频率在正常运行范围±0.2 Hz以内等为安全稳定控制策略目标[12]。即，故障后稳控系统正确动作情况下，系统最低频率控制在49.40 Hz以上，恢复频率控制在49.80 Hz以上[5]。

在不同运行方式下发生昆柳龙直流双极相继闭锁，系统损失功率8 000 MW，不同切负荷值下的系统最低频率仿真结果如表3所示。为了控制系统最低频率在49.40 Hz以上共需切除负荷1 500 MW；为了系统恢复频率不低于49.80 Hz共需切除负荷2 800 MW。因此，双极故障下受端电网最大需采取切除负荷量值(含抽水蓄能电站的泵工况负荷)约2 800 MW。

表3 昆柳龙直流双极闭锁故障后受端电网频率情况

3.2.1 昆柳龙直流近区交流故障稳定问题研究

昆柳龙直流各端换流站近区电网发生交流线路故障后，送端主要存在暂态功角稳定问题，受端主要为元件热稳定问题，稳定特性及影响因素较传统两端直流换流站近区线路故障特性无明显差异。为了昆柳龙直流稳定控制系统整体构建，本节对各端近区交流故障稳定问题及控制措施进行仿真分析。

送端KB换流站近区交流网架如图7所示，其主要稳定问题是电源送出发生线路短路故障(F1、F2、F3)后暂态功角问题，通过切除LKK、LDL、WDD电厂的机组后可保持系统稳定；当换流站KB至变电站YN1、变电站YN2线路断面外送功率较大时，发生双回线路短路故障(F4、F5)后系统阻尼偏弱问题，通过切除LKK、LDL、WDD电厂的机组后可保持系统稳定。

图7 送端云南电网交流故障示意图

受端LZ换流站近区交流网架如图8所示，其主要稳定问题为，近区线路检修时发生三相短路跳双回线路故障(F6、F7、F8、F9)后剩余线路过载问题，通过回降LZ换流站功率后可消除过载。

图8 受端广西电网交流故障示意图

受端LM换流站近区交流网架如图9所示，其主要稳定问题为GD1至GD4中1回线路检修时，发生LM至GD2双回线路故障(F10)后，剩余GD1至GD4线路过载问题，通过回降LM换流站功率后可消除过载。

图9 受端广东电网交流故障示意图

4 多端直流稳定控制系统构建

通过对昆柳龙多端直流稳定问题分析以及对应的控制措施研究，本节研究并提出多端直流稳定控制系统的构建原则及方案，主要构建原则如下。

1)稳定控制系统构建框架，在昆北换流站设置总控制主站，在云南送端设置切机控制主站，在广东广西受端设置切负荷控制主站切负荷执行站，在柳州、龙门换流站设置控制子站，在受端电网设置交流线路故障信息采集站。

2)为了解决直流闭锁后送端电网频率偏高的问题，在直流送端昆北换流站设置总控制主站和云南切机控制主站，优先选取切除直流工程配套电源的机组，当配套电源可切机组量不足时再选取云南切机控制主站的机组，按照云南切机主站的电厂执行站顺序进行切机选取，保证直流故障后云南电网最高频率不触发第三道防线的高周切机定值。

3)为了解决直流闭锁后受端电网频率偏低的问题，在直流受端设置切负荷控制主站，优先选取切除蓄能泵工况机组，当泵负荷量不足时再选取切除受端电网负荷，分别按照广东、广西、深圳切负荷子站设置负荷执行站顺序进行，保证直流故障后受端电网最低频率不触发第三道防线的低频减载定值。

4)为了解决送端电网交流故障后暂态功角问题，分别在直流送端昆北换流站控制主站和配套电站执行站选取切机控制，针对线路故障类型选取配套电源的不同切机对象，保证交流线路故障后系统功角稳定。

(1)为了解决受端电网交流故障后元件过载问题，分别在直流受端柳州、龙门换流站控制子站选取直流功率限制控制功能。为解决广东受端交流线路故障F10后的线路过载问题，需在广东设置1座信息采集站，为解决受端广西电网交流线路故障F6、F7、F8、F9后的线路过载问题，需在广西设置2座信息采集站，针对线路故障类型选取不同地直流功率限制措施，消除交流线路故障后近区元件过载。

(2)为了更加准确地判断直流闭锁后的功率损失量，考虑昆北、柳州、龙门换流站稳定控制装置与各端的直流控制保护系统进行信息交互，需从直流控保系统实时获取直流目标功率、直流闭锁、功率速降等信息，确保稳定控制系统准确判断出直流故障及损失功率。

综合以上构建原则，昆柳龙多端直流稳定控制系统设计构建方案如图10所示。整体按照控制总站、切机主站和切负荷主站、信息采集站和执行站的三层控制框架。在昆北换流站设置了控制总站，计算直流损失功率值、需切机组功率值、需切负荷功率值等；在送受端分别设置了切机主站和切负荷主站，接受控制总站命令和选取控制对象；在各端换流站设置了控制子站，设计近区交流故障控制策略。在控制对象选择上充分考虑控制效果和风险，选取切除机组对象上优先考虑切除直流配套电源机组，降低直流故障后交流外送断面功率越限；选取切负荷对象上优先考虑切除蓄能泵工况负荷，减少真正切除用户负荷的风险。