浅析祁韶直流受端安稳系统的工程应用

国网湖南省电力有限公司检修公司 王 皓

湖南工业职业技术学院 谭雨祺

祁韶特高压直流输电工程已投运四年，湖南电网作为直流受端，强直弱交问题尤为突出，鄂湘断面暂稳、鄂湘断面热稳、华北-华中断面（长南线）暂稳三方面因素直接决定了祁韶直流的输送功率，目前情况下，祁韶直流、省内重要的500kV线路、主变压器等元件发生严重故障时，将会导致湖南电网发生严重的稳定问题。因此，安全稳定控制系统的故障策略及动作逻辑尤为重要。本文以直流受端湖南电网安稳系统为例，介绍湖南稳控系统的架构及主要功能，着重分析了直流故障情况下稳控装置的故障策略及判定逻辑，为检修及运行人员提供了一定的技术依据。

现代高度互联的电力系统针对电网可能发生的大扰动事故一般设置三道防线，第一道防线由性能良好的继电保护装置构成；失步解列、频率及电压紧急控制装置构成第三道防线。稳控装置是为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，可快速准确实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保证电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。位于华中电网的末端湖南电网，强直弱交的形式依然严峻，该电网仅通过三回500kV联络线与华中主网相连。虽有祁韶特高压直流，但电网网架依然较为薄弱，在局部地区存在输电瓶颈和稳定薄弱环节。本文以±800kV祁韶特高压直流受端稳定控制系统为例，介绍湖南稳控系统的架构及主要功能，着重分析了故障情况下稳控装置的故障策略及判定逻辑，为检修及运行人员提供了一定的技术依据。

1 系统架构

1.1 安稳控制系统结构

湖南电网稳控系统可为5个稳控子系统，分别为祁韶直流受端稳控系统、鄂湘稳控系统、湘西南系统、昆山稳控系统、苏耽稳控系统。随着2021年华中电网多资源协调控制系统的建成，形成了华中协控主站为主、下设直流协控主站、负荷协控主站、抽蓄协控主站的分层、分区控制架构。祁韶直流受端稳定控制系统作为华中大系统的重要一环，其故障策略及信息交互也随之改变，如图1所示，韶山站交流稳控新接入直流协控主站，鹤岭站稳控装置新接入负荷协控主站，黑麋峰抽蓄新接入抽蓄协控主站。韶山站交流稳控装置接收直流稳控的动作信息，向鹤岭变切负荷主站以及电压稳控主站发出动作命令；鹤岭变切负荷主站根据策略逻辑，分别向鹤岭变精切主站、各地区切负荷子站、黑麋峰抽蓄、云田变稳控发切负荷命令；同时，鹤岭变切负荷主站可直接接受负荷协控主站的切负荷命令。此外，鹤岭变精切主站收到切负荷命令后，根据策略逻辑分别向鹤岭变储能子站以及各地区精切子站发出切负荷命令。

鹤岭变电压稳控主站尽接收韶山站交流稳控装置的动作命令，根据电压控制策略分别向省内7个电压稳控执行站发出动作命令。

1.2 安稳控制系统主要功能

接收祁韶直流极控制保护系统发送的直流功率速降信号、直流功率速降标识位、直流功率可提升标识位、直流极控模式、直流极控值班状态、各换流器非正常和正常停运信号、直流各阀组运行状态等开关量，以及直流各换流器输送功率指令值、最大可输送功率、直流功率速降量、可提升容量等模拟量，并可根据交流故障策略向直流极控制保护系统发送调制直流命令；接收极后备接口装置发送的极1和极2高低端阀非正常停运信号。

接收道观河站/柏泉站直流协控装置发送的三峡及渝鄂直流可回降量信息、特高压长南Ⅰ线运行功率信息、其他特高压直流可提升量信息；接收澧州站、岗市站韶山稳控装置发送的鄂湘联络线运行信息；接收鹤岭站韶山稳控装置发送的可切负荷容量信息（含抽蓄可切负荷量）。

祁韶直流闭锁或直流功率速降时，装置根据祁韶直流故障损失功率以及特高压长南Ⅰ线、鄂湘联络线运行方式，查找预先设定的控制策略表，向道观河站/柏泉站直流协控装置发送调制三峡/渝鄂直流功率的命令，或提升其他特高压直流功率的命令（功能预留），或向鹤岭变稳控装置远切湖南负荷命令。同时装置将祁韶直流闭锁信息、动作措施量等信息发送至道观河站/柏泉站直流协控装置。

本站500kV交流出线发生故障时，装置根据事故前运行方式、故障类型、相关检测断面功率，查找预先设定的控制策略表，发送回降祁韶直流功率命令。

接收并执行道观河/柏泉直流协控装置发送的故障提升祁韶直流容量命令；接收道观河/柏泉直流协控装置发送的低频提升祁韶直流容量命令，满足本地低频判据确认后执行命令。

预判断当前时刻若发生直流运行换流器均闭锁故障，计算直流损失功率、需执行控制措施量，并将上述预判断结果中需执行控制措施量信息发送至柏泉、道观河直流协控装置。

2 安稳系统故障策略

2.1 直流阀组闭锁导致直流输送容量损失的计算方案

直流稳控装置通过直流极控系统取得极控制模式信息和直流极控系统传送的各个阀组的最大可传输功率，判断各阀组是否具备转带能力，若不能转带，则将其最大可传输功率清0，判别为不可转带。

直流损失功率的计算根据各阀组的事故前功率、最大可传输功率以及极控制模式进行计算：发生阀组闭锁时，认为可调制的阀组直流转带且在当前极控制模式下可转带的阀均能够成功，如事故前四阀均运行，发生极1高端阀闭锁，极1低端阀，极2低端阀可调制，极2高端阀不可调制，则直流损失功率Pdclost1计算方法为：

Pdclost1=（Pdc1_+Pdc2_+Pdc3_+Pdc4_）-（Pdc2max+Pdc4max+Pdc3_）

其中：Pdc1_，Pdc2_，Pdc3_，Pdc4_为启动前阀组输送功率；Pdc1max，Pdc2max，Pdc3max，Pdc4max为阀组的最大可传输功率。

2.2 交流稳控装置故障策略

祁韶直流输电能力主要由鄂湘断面暂稳、鄂湘断面热稳、华北-华中断面（长南线）暂稳三方面因素决定。从鄂湘断面暂稳上看，鄂湘断面大功率南送、祁韶直流大功率送电方式下，祁韶直流发生闭锁故障，大规模潮流通过鄂湘断面转移至湖南电网，可能引起湖南对华中主网功角失稳，鄂湘断面解列。解决鄂湘断面暂稳问题，需在祁韶直流故障后采取切除湖南负荷措施；从鄂湘断面热稳上看，鄂湘断面大功率南送、祁韶直流大功率送电方式下，祁韶直流发生闭锁故障，大规模潮流通过鄂湘断面转移至湖南电网，可能引起葛岗线过热稳。解决鄂湘断面热稳问题，需在祁韶直流故障后采取切除湖南负荷措施。从华北-华中断面（长南Ⅰ线）暂稳上看，长南线大功率南送、祁韶直流大功率送电方式下，祁韶直流发生闭锁故障，大规模潮流通过长南线转移至华中电网，可能引起长南线解列。解决长南线暂稳问题，需在祁韶直流故障后采取调制三峡直流或切除湖南负荷措施，优先采取调制三峡直流措施以避免负荷损失。

因此，直流故障稳定控制策略的设计按照鄂湘断面、长南Ⅰ线作为约束条件进行设计。长南线功率以北送为正方向，鄂湘断面功率以南送为正方向。

长南Ⅰ线运行方式（包括功率分档、相关元件检修方式等）稳控装置可通过长南线功率自动判别，也可通过运行方式压板指定（共10个方式压板），每个方式下设置长南线约束定值。

故障下稳控装置的具体策略如下：

（1）装置运行时，实时检测长南Ⅰ线、鄂湘联络线运行方式，确定长南Ⅰ线+祁韶直流损失功率稳定约束定值Pcndcset、鄂湘断面+祁韶直流损失功率稳定约束定值Pexdcset。

（2）当直流阀组闭锁或功率速降时，依据祁韶直流损失功率Pdc、鄂湘断面和祁韶直流损失功率之和Pexdc计算两种不同稳定约束（长南线稳定约束、鄂湘断面稳定约束）下需采取的措施量ΔP1和ΔP2，ΔP1=Pdc- Pcndcsetn、ΔP2=Pexdc- Pexdcsetn。

其中Pcndcsetn为当前长南线约束定值，Pexdcsetn为当前鄂湘断面约束定值，Pexdc为鄂湘断面和祁韶直流损失功率之和。

（3）当ΔP1≤ ΔP2时，说明主要制约因素是鄂湘联络线，只可采取切负荷措施，则按照ΔP2切除湖南负荷。

（4）当ΔP1＞ΔP2时，说明主要制约因素是长南Ⅰ线。如果直流调制功能退出，则按ΔP1切除湖南负荷；如果直流调制功能投入，则采取切ΔP2负荷可解决鄂湘联络线稳定问题，剩余措施量(ΔP1－ΔP2)可以切负荷或调制直流（优先调制三峡直流，其次调制其它特高压直流（天中、青豫、雅湖）），同时在调制直流时要考虑鄂湘联络线制约条件Pysset（约束条件Pys为鄂湘联络线功率之和）。具体如下：①如果直流调制功能退出（设置控制定值），则按照总量ΔP1切除湖南负荷。②如果直流调制功能投入且Pys≥ Pysset，则按照总量ΔP1切除湖南负荷。③如果直流调制功能投入且Pys＜ Pysset，则考察直流可调制量Pdcket是否足够，如果(ΔP1－ΔP2)＜Pdcket，则按照(ΔP1－ΔP2)调制直流，按照ΔP2切除湖南负荷；如果(ΔP1－ΔP2)＞Pdcket，则按照直流可调制量Pdcket调制直流，按照总量(ΔP1－Pdcket)切除湖南负荷。

结语：安全稳定控制系统在湖南电网发挥着举足轻重的作用，本文以特高压直流受端电网为例，首先，介绍了湖南稳控系统主体结构以及主要功能；其次，分析了直流故障下稳控装置的故障判据及动作逻辑。对今后省内稳控系统的运维检修工作有一定的指导意义。