昆柳龍多端直流穩(wěn)定控制策略設(shè)計及系統(tǒng)構(gòu)建

付超，邱建，李詩旸，張建新，朱澤翔，徐光虎，楊榮照，黃磊，洪潮，楊歡歡

(1. 直流輸電技術(shù)國家重點(diǎn)實(shí)驗室(南方電網(wǎng)科學(xué)研究院)，廣州510663；2. 中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心，廣州510663)

0 引言

我國一次能源與需求呈逆向分布，西部地區(qū)的水電、風(fēng)電等清潔資源豐富，而東部地區(qū)負(fù)荷密度高，對區(qū)外大規(guī)模電力送入需求較大。高壓直流輸電在大容量、遠(yuǎn)距離輸電、資源優(yōu)化配置等方面發(fā)揮著重要的作用[1 - 5]，近20年來南方電網(wǎng)已建設(shè)了10回直流工程，直流輸送總?cè)萘恳殉^40 GW[6 - 7]，直流輸電比例接近受端地區(qū)電力負(fù)荷的三分之一，落實(shí)了國家“西電東送”重要發(fā)展戰(zhàn)略。

隨著單回特高壓直流輸電容量規(guī)模的不斷增加，發(fā)生單回直流故障后對電網(wǎng)穩(wěn)定影響將更加明顯，需要采取更嚴(yán)厲的控制措施。南方電網(wǎng)2004年單回直流最大容量為3 000 MW，2010年楚穗直流投產(chǎn)后增加到5 000 MW，2020年昆柳龍直流投產(chǎn)后進(jìn)一步達(dá)到8 000 MW[8 - 12]。針對大容量直流發(fā)生極閉鎖故障，穩(wěn)定控制策略一般采取送端切除機(jī)組、受端切除負(fù)荷的措施，而針對直流送受端近區(qū)電網(wǎng)發(fā)生交流故障，一般采取直流功率調(diào)制等控制措施[13 - 19]。

2020年南方電網(wǎng)建成的昆柳龍(簡稱 KLL)多端直流工程，根據(jù)受端電網(wǎng)特點(diǎn)，兼顧送電廣東廣西的多種方式，采用混合多端直流設(shè)計，較傳統(tǒng)兩端直流運(yùn)行方式更加靈活。而多端直流運(yùn)行方式和故障后功率轉(zhuǎn)移的靈活性也增加了穩(wěn)定控制策略的復(fù)雜性[11]，發(fā)生昆柳龍直流故障后直流控制和穩(wěn)控系統(tǒng)的響應(yīng)將對南方電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性產(chǎn)生重大影響，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)提出了更高的要求。

本文以昆柳龍多端直流工程為例，對多端直流各端系統(tǒng)發(fā)生直流故障、交流故障等算例進(jìn)行仿真分析，研究昆柳龍直流在不同故障下的系統(tǒng)穩(wěn)定控制策略，提出昆柳龍多端直流穩(wěn)控系統(tǒng)方案的整體構(gòu)建原則，提升南方電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行能力。

1 基于多端混合的昆柳龍直流工程

昆柳龍直流工程采用±800 kV、8 000 MW的多端混合直流輸電方案，配套送出電源主要依托烏東德(簡稱WDD)、魯?shù)乩?簡稱 LDL)和龍開口(簡稱LKK)水電站[6]。送端昆北換流站(簡稱KB)建設(shè)±800 kV、8 000 MW常規(guī)直流換流站，龍門換流站(簡稱LM)建設(shè)±800 kV、5 000 MW柔性直流換流站，柳州換流站(簡稱LZ)建設(shè)±800 kV、3 000 MW柔性直流換流站，兩個柔直換流站通常作為受端運(yùn)行。

昆柳龍直流各端接入電網(wǎng)情況如圖1所示[8]。送端昆北換流站通過4回500 kV線路與云南電網(wǎng)聯(lián)系，受端柳州換流站通過4回500 kV線路與廣西電網(wǎng)聯(lián)系，受端龍門換流站通過6回500 kV線路與廣東電網(wǎng)聯(lián)系，直流送端云南電網(wǎng)與受端廣東廣西電網(wǎng)異步運(yùn)行，廣東和廣西電網(wǎng)保持同步運(yùn)行。

圖1 昆柳龍多端直流接入電網(wǎng)示意圖

本文考慮昆柳龍直流建設(shè)時間，分別以南方電網(wǎng)2020年和2021年的典型運(yùn)行方式為例開展仿真研究。南方電網(wǎng)裝機(jī)容量和負(fù)荷情況如表1所示。

表 1 2020年和2021年南方電網(wǎng)裝機(jī)負(fù)荷情況

云南電網(wǎng)與南方電網(wǎng)主網(wǎng)異步之后，云南電網(wǎng)共通過十回直流工程與南方電網(wǎng)主網(wǎng)聯(lián)系，其中昆柳龍直流、新東直流、楚穗直流、普僑直流為±800 kV特高壓直流，祿高肇直流、牛從直流(兩回)、永富直流、金中直流、魯西背靠背直流±500 kV高壓直流。2021年云南外送直流情況如圖2所示。

圖2 云南多回直流送入南方電網(wǎng)主網(wǎng)示意圖

直流送電總功率達(dá)41.6 GW，約為云南最高負(fù)荷的1.5倍；而昆柳龍直流容量約占云南直流外送總?cè)萘康?0%，約為云南最高負(fù)荷的30%。

2 多端直流極閉鎖故障特性分析

相比傳統(tǒng)兩端直流極閉鎖故障特性[20]，多端直流由于運(yùn)行方式更加靈活，發(fā)生直流極或閥組閉鎖故障后極間和站間的功率轉(zhuǎn)移也更加復(fù)雜，特別是多端直流的在線退站、直流線路再啟動等功能，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制措施設(shè)計帶來重大影響[11]。例如，昆柳龍直流某柔直端在線退站過程中，根據(jù)直流高速開關(guān)(high speed switch, HSS)技術(shù)要求，需將三端對應(yīng)極功率先降到零功率水平，然后再通過HSS動作進(jìn)行退站隔離，開關(guān)HSS正確動作后剩余極再恢復(fù)為兩端模式[6]，若非故障極可轉(zhuǎn)帶功率容量不足，退站過程中送受端交流系統(tǒng)將承受長達(dá)600 ms的不平衡功率。同理，直流某極線路發(fā)生故障再啟動時，三端也需將故障極功率控到零功率水平，考慮去游離和恢復(fù)過程的時間后，若非故障極可轉(zhuǎn)帶功率容量不足，直流線路再啟動過程中送受端交流系統(tǒng)將存在約650 ms的不平衡功率[11]。

下面以多端直流某極發(fā)生直流線路故障場景為例，對故障過程中的直流功率變化情況進(jìn)行時序描述，對應(yīng)的功率變化時序曲線如圖3所示。假設(shè)故障前三端直流雙極按額定功率8 000 MW運(yùn)行，受端龍門換流站雙極功率5 000 MW，受端柳州換流站雙極功率3 000 MW。

圖3 直流線路故障場景中的多端直流功率(階躍近似)

T0時刻(相對時間假定為0 ms發(fā)生，下同)發(fā)生了極1柳州至龍門的直流線路故障，故障后極1線路全壓再啟動1次，再啟動期間直流極1功率降為0，若極2無過載能力，雙極總功率降至4 000 MW。

T1時刻(相對時間650 ms)再啟動全過程結(jié)束，若再啟動成功則直流雙極功率恢復(fù)為8 000 MW，不需采取穩(wěn)定控制措施；若再啟動失敗，則HSS動作，進(jìn)行龍門換流站極1在線退站，退站期間極1功率仍為0，雙極總功率為4 000 MW。

T2時刻(相對時間1 250 ms)在線退站過程結(jié)束，若在線退站成功，閉鎖龍門換流站極1的有功功率為2 500 MW，極1切換為昆北-柳州兩端模式，極1功率恢復(fù)為1 500 MW，直流雙極功率恢復(fù)為5 500 MW；若在線退站失敗，閉鎖三端換流站極1的有功功率為4 000 MW，極1功率仍為0，雙極總功率為4 000 MW。

T3時刻(相對時間1 550 ms)穩(wěn)定控制措施結(jié)束，若在線退站成功，穩(wěn)定控制措施量按照極1損失功率2 500 MW計算；若在線退站失敗，穩(wěn)定控制措施量按照極1損失功率4 000 MW計算。

在直流線路再啟動以及在線退站過程中，盡管直流故障極的所有換流器功率暫時降為0，但出于對穩(wěn)控系統(tǒng)可靠性的考慮，對于尚未最終確定退出運(yùn)行的換流器，直流控保不向穩(wěn)控系統(tǒng)發(fā)出閉鎖信號，穩(wěn)定控制系統(tǒng)暫不對其引起的功率損失采取措施。根據(jù)以上直流故障極功率變化時序分析情況，考慮多端直流在線退站過程、直流線路再啟動過程以及穩(wěn)定控制措施等過程，全部耗時需1 550 ms。

以上場景假設(shè)某一極線路故障后的直流功率變化情況，而雙極故障的功率變化過程基本類似，主要區(qū)別為故障期間雙極短時損失功率更大，對系統(tǒng)穩(wěn)定影響將變得更加顯著。下面將針對直流故障后系統(tǒng)穩(wěn)定情況進(jìn)行進(jìn)一步仿真分析。

3 昆柳龍多端直流穩(wěn)定問題研究

自2016年以來，云南電網(wǎng)實(shí)施與南方電網(wǎng)主網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行后[21 - 22]，云南外送大容量直流發(fā)生極閉鎖故障后，送受端電網(wǎng)中將出現(xiàn)大量不平衡功率，導(dǎo)致送受端系統(tǒng)頻率偏差明顯升高，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定成為南方電網(wǎng)主要穩(wěn)定約束問題之一。

3.1 大容量直流極閉鎖故障送端穩(wěn)定問題研究

昆柳龍直流發(fā)生直流極閉鎖故障后，直流送端由于存在不平衡功率導(dǎo)致系統(tǒng)頻率快速升高，云南電網(wǎng)的系統(tǒng)最高頻率值與直流閉鎖損失功率呈近似線性關(guān)系。隨著直流閉鎖損失功率增加，不平衡功率導(dǎo)致系統(tǒng)頻率偏差值的上升速率有所加快[22]，相應(yīng)的直流功率損失-系統(tǒng)頻率峰值關(guān)系如圖4所示，其中縱坐標(biāo)表示云南電網(wǎng)系統(tǒng)出現(xiàn)的最高頻率值，橫坐標(biāo)表示直流閉鎖的損失功率值。2020年功率變化量與頻率變化量的比值范圍約為3 500～4 500 MW/Hz，2021年功率與頻率變化值范圍約為4 000～5 000 MW/Hz；由于2021年云南電網(wǎng)負(fù)荷水平以及裝機(jī)容量增大，云南電網(wǎng)的系統(tǒng)慣量增大，相同直流閉鎖功率時引起的系統(tǒng)最高頻率值將有所下降，通過對比分析，2021年功率與頻率變化值增加了約500 MW/Hz。

圖4 不同直流閉鎖功率下云南電網(wǎng)最高頻率圖

從圖4可知，當(dāng)昆柳龍直流單極閉鎖最大損失功率4 000 MW不采取穩(wěn)定控制措施時，云南系統(tǒng)最高頻率將超過50.80 Hz；而當(dāng)直流雙極閉鎖最大損失功率為8 000 MW不采取穩(wěn)定控制措施時，云南系統(tǒng)最高頻率超過51.0 Hz。目前，云南電網(wǎng)高周切機(jī)第一輪定值為50.80 Hz[8]，昆柳龍直流單極閉鎖、雙極閉鎖后對云南電網(wǎng)系統(tǒng)頻率影響非常明顯，易觸發(fā)云南電網(wǎng)第三道防線的高周動作。因此，根據(jù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則[23 - 24]，為了避免單回直流閉鎖導(dǎo)致第三道防線動作，昆柳龍直流發(fā)生極閉鎖故障后需采取穩(wěn)定控制措施。仿真計算時按照直流極故障發(fā)生后300 ms完成穩(wěn)定控制措施。

結(jié)合南方電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行方式要求[3]，研究云南電網(wǎng)頻率問題時綜合考慮其他直流功率調(diào)制功能、直流單極線路再啟動1次，直流雙極線路不允許同時再啟動等條件，并以采取穩(wěn)定控制策略后云南電網(wǎng)最高頻率在50.60 Hz以下為控制目標(biāo)[5]。在昆柳龍直流閉鎖故障分析時，選取對系統(tǒng)沖擊較大的雙極閉鎖故障序列：極1柳龍線路故障再啟動失敗、在線退站恢復(fù)失敗，極2柳州閉鎖在線退站恢復(fù)失敗。兩極間故障獨(dú)立，各極故障序列為相互關(guān)聯(lián)的連鎖故障。在2021年計算方式選取時，考慮云南電網(wǎng)豐水期特性，存在24 h直流額定功率運(yùn)行，并在此基礎(chǔ)上考慮不同的開機(jī)容量進(jìn)行仿真計算。

在不同運(yùn)行方式下發(fā)生昆柳龍直流雙極相繼閉鎖，損失功率8 000 MW，仿真結(jié)果如表2所示。為了控制系統(tǒng)最高頻率在50.60 Hz以下，雙極故障下送端云南電網(wǎng)總需切除機(jī)組容量為6 500 MW。

表2 昆柳龍直流雙極閉鎖送端電網(wǎng)頻率情況

3.2 大容量直流極閉鎖故障受端穩(wěn)定問題研究

相較直流送端電網(wǎng)而言，南方電網(wǎng)受端電網(wǎng)整體規(guī)模較大，裝機(jī)容量約為送端的2.5倍，負(fù)荷水平約為送端的6倍，系統(tǒng)慣量明顯增大后頻率穩(wěn)定問題顯得并不突出。但考慮到受端電網(wǎng)嚴(yán)重依賴外區(qū)電源輸入，在夏季高峰負(fù)荷時區(qū)內(nèi)機(jī)組出力較接近額定容量，實(shí)際運(yùn)行中系統(tǒng)一次調(diào)頻容量難以達(dá)到預(yù)想值，而且系統(tǒng)低頻仿真校核結(jié)果往往較實(shí)際響應(yīng)情況更容易偏向樂觀[25 - 27]。

為充分揭露昆柳龍直流閉鎖帶來的系統(tǒng)風(fēng)險，根據(jù)2020年南方電網(wǎng)受端電網(wǎng)一次調(diào)頻容量統(tǒng)計結(jié)果，選取夏季受端電網(wǎng)一次調(diào)頻有效容量偏低值3 500 MW為計算邊界條件，如圖5所示。

圖5 2020年受端電網(wǎng)一次調(diào)頻備用容量情況

昆柳龍直流發(fā)生直流極閉鎖故障后，直流受端由于不平衡功率導(dǎo)致系統(tǒng)頻率迅速下跌，受端電網(wǎng)出現(xiàn)的系統(tǒng)最低頻率偏差值與直流閉鎖功率容量變化情況如圖6所示，其中縱坐標(biāo)表示受端電網(wǎng)系統(tǒng)出現(xiàn)的最低頻率值，橫坐標(biāo)表示直流閉鎖的功率值。受端電網(wǎng)功率損失與電網(wǎng)最低頻率呈分段線性關(guān)系，當(dāng)直流閉鎖容量在50 00 MW以下時功率變化量與頻率變化量的比值約15 000 MW/Hz，當(dāng)5 000 MW以上時功率與頻率變化值約5 000 MW/Hz。由于受端電網(wǎng)系統(tǒng)一次調(diào)頻容量與直流上調(diào)容量之和約為5 000 MW，當(dāng)直流閉鎖功率增加到5 000 MW以上時，系統(tǒng)一次調(diào)頻容量基本用完，繼續(xù)抑制系統(tǒng)頻率下跌主要通過負(fù)荷特性、二次調(diào)頻等響應(yīng)，因此系統(tǒng)頻率偏差值的下降速率明顯加快。

圖6 不同直流閉鎖損失功率下受端電網(wǎng)最低頻率對應(yīng)圖

在分析受端電網(wǎng)頻率控制問題時，綜合考慮其他直流功率調(diào)制、受端電網(wǎng)有效備用容量以及送端電網(wǎng)切機(jī)等因素影響，并以不觸發(fā)省間聯(lián)絡(luò)線解列、低頻減載動作，系統(tǒng)恢復(fù)頻率在正常運(yùn)行范圍±0.2 Hz以內(nèi)等為安全穩(wěn)定控制策略目標(biāo)[12]。 即，故障后穩(wěn)控系統(tǒng)正確動作情況下，系統(tǒng)最低頻率控制在49.40 Hz以上，恢復(fù)頻率控制在49.80 Hz以上[5]。

在不同運(yùn)行方式下發(fā)生昆柳龍直流雙極相繼閉鎖，系統(tǒng)損失功率8 000 MW，不同切負(fù)荷值下的系統(tǒng)最低頻率仿真結(jié)果如表3所示。為了控制系統(tǒng)最低頻率在49.40 Hz以上共需切除負(fù)荷1 500 MW；為了系統(tǒng)恢復(fù)頻率不低于49.80 Hz共需切除負(fù)荷2 800 MW。因此，雙極故障下受端電網(wǎng)最大需采取切除負(fù)荷量值(含抽水蓄能電站的泵工況負(fù)荷)約2 800 MW。

表3 昆柳龍直流雙極閉鎖故障后受端電網(wǎng)頻率情況

3.2.1 昆柳龍直流近區(qū)交流故障穩(wěn)定問題研究

昆柳龍直流各端換流站近區(qū)電網(wǎng)發(fā)生交流線路故障后，送端主要存在暫態(tài)功角穩(wěn)定問題，受端主要為元件熱穩(wěn)定問題，穩(wěn)定特性及影響因素較傳統(tǒng)兩端直流換流站近區(qū)線路故障特性無明顯差異。為了昆柳龍直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)整體構(gòu)建，本節(jié)對各端近區(qū)交流故障穩(wěn)定問題及控制措施進(jìn)行仿真分析。

送端KB換流站近區(qū)交流網(wǎng)架如圖7所示，其主要穩(wěn)定問題是電源送出發(fā)生線路短路故障(F1、F2、F3)后暫態(tài)功角問題，通過切除LKK、LDL、WDD電廠的機(jī)組后可保持系統(tǒng)穩(wěn)定；當(dāng)換流站KB至變電站YN1、變電站YN2線路斷面外送功率較大時，發(fā)生雙回線路短路故障(F4、F5)后系統(tǒng)阻尼偏弱問題，通過切除LKK、LDL、WDD電廠的機(jī)組后可保持系統(tǒng)穩(wěn)定。

圖7 送端云南電網(wǎng)交流故障示意圖

受端LZ換流站近區(qū)交流網(wǎng)架如圖8所示，其主要穩(wěn)定問題為，近區(qū)線路檢修時發(fā)生三相短路跳雙回線路故障(F6、F7、F8、F9)后剩余線路過載問題，通過回降LZ換流站功率后可消除過載。

圖8 受端廣西電網(wǎng)交流故障示意圖

受端LM換流站近區(qū)交流網(wǎng)架如圖9所示，其主要穩(wěn)定問題為GD1至GD4中1回線路檢修時，發(fā)生LM至GD2雙回線路故障(F10)后，剩余GD1至GD4線路過載問題，通過回降LM換流站功率后可消除過載。

圖9 受端廣東電網(wǎng)交流故障示意圖

4 多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)構(gòu)建

通過對昆柳龍多端直流穩(wěn)定問題分析以及對應(yīng)的控制措施研究，本節(jié)研究并提出多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)的構(gòu)建原則及方案，主要構(gòu)建原則如下。

1)穩(wěn)定控制系統(tǒng)構(gòu)建框架，在昆北換流站設(shè)置總控制主站，在云南送端設(shè)置切機(jī)控制主站，在廣東廣西受端設(shè)置切負(fù)荷控制主站切負(fù)荷執(zhí)行站，在柳州、龍門換流站設(shè)置控制子站，在受端電網(wǎng)設(shè)置交流線路故障信息采集站。

2)為了解決直流閉鎖后送端電網(wǎng)頻率偏高的問題，在直流送端昆北換流站設(shè)置總控制主站和云南切機(jī)控制主站，優(yōu)先選取切除直流工程配套電源的機(jī)組，當(dāng)配套電源可切機(jī)組量不足時再選取云南切機(jī)控制主站的機(jī)組，按照云南切機(jī)主站的電廠執(zhí)行站順序進(jìn)行切機(jī)選取，保證直流故障后云南電網(wǎng)最高頻率不觸發(fā)第三道防線的高周切機(jī)定值。

3)為了解決直流閉鎖后受端電網(wǎng)頻率偏低的問題，在直流受端設(shè)置切負(fù)荷控制主站，優(yōu)先選取切除蓄能泵工況機(jī)組，當(dāng)泵負(fù)荷量不足時再選取切除受端電網(wǎng)負(fù)荷，分別按照廣東、廣西、深圳切負(fù)荷子站設(shè)置負(fù)荷執(zhí)行站順序進(jìn)行，保證直流故障后受端電網(wǎng)最低頻率不觸發(fā)第三道防線的低頻減載定值。

4)為了解決送端電網(wǎng)交流故障后暫態(tài)功角問題，分別在直流送端昆北換流站控制主站和配套電站執(zhí)行站選取切機(jī)控制，針對線路故障類型選取配套電源的不同切機(jī)對象，保證交流線路故障后系統(tǒng)功角穩(wěn)定。

(1)為了解決受端電網(wǎng)交流故障后元件過載問題，分別在直流受端柳州、龍門換流站控制子站選取直流功率限制控制功能。為解決廣東受端交流線路故障F10后的線路過載問題，需在廣東設(shè)置1座信息采集站，為解決受端廣西電網(wǎng)交流線路故障F6、F7、F8、F9后的線路過載問題，需在廣西設(shè)置2座信息采集站，針對線路故障類型選取不同地直流功率限制措施，消除交流線路故障后近區(qū)元件過載。

(2)為了更加準(zhǔn)確地判斷直流閉鎖后的功率損失量，考慮昆北、柳州、龍門換流站穩(wěn)定控制裝置與各端的直流控制保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行信息交互，需從直流控保系統(tǒng)實(shí)時獲取直流目標(biāo)功率、直流閉鎖、功率速降等信息，確保穩(wěn)定控制系統(tǒng)準(zhǔn)確判斷出直流故障及損失功率。

綜合以上構(gòu)建原則，昆柳龍多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)設(shè)計構(gòu)建方案如圖10所示。整體按照控制總站、切機(jī)主站和切負(fù)荷主站、信息采集站和執(zhí)行站的三層控制框架。在昆北換流站設(shè)置了控制總站，計算直流損失功率值、需切機(jī)組功率值、需切負(fù)荷功率值等；在送受端分別設(shè)置了切機(jī)主站和切負(fù)荷主站，接受控制總站命令和選取控制對象；在各端換流站設(shè)置了控制子站，設(shè)計近區(qū)交流故障控制策略。在控制對象選擇上充分考慮控制效果和風(fēng)險，選取切除機(jī)組對象上優(yōu)先考慮切除直流配套電源機(jī)組，降低直流故障后交流外送斷面功率越限；選取切負(fù)荷對象上優(yōu)先考慮切除蓄能泵工況負(fù)荷，減少真正切除用戶負(fù)荷的風(fēng)險。

圖10 昆柳龍多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)構(gòu)建方案

5 結(jié)論

本文基于昆柳龍混合多端直流工程，圍繞多端、大容量、線路再啟動、在線退站等特點(diǎn)，針對直流閉鎖系統(tǒng)頻率越限、送端交流故障功角失穩(wěn)、受端交流故障線路過載等穩(wěn)定問題，研究多端直流故障下控制措施要求及穩(wěn)定控制系統(tǒng)構(gòu)建方案，主要結(jié)論如下。

1)針對直流送端與受端電網(wǎng)異步運(yùn)行特點(diǎn)，為解決大容量直流極閉鎖后的不平衡功率對送受端電網(wǎng)的影響，避免送端頻率偏高需采取切除機(jī)組措施，避免受端電網(wǎng)頻率偏低需采取切除負(fù)荷(含泵工況負(fù)荷)措施。

2)針對線路再啟動、在線退站過程出現(xiàn)的短時功率損失，以及三端站間功率轉(zhuǎn)移和直流恢復(fù)功率不確定性的特點(diǎn)，穩(wěn)定控制策略中融合各端直流控保發(fā)出的目標(biāo)功率值，并結(jié)合直流極閉鎖信號后進(jìn)行功率損失量計算。

3)送端換流站近區(qū)發(fā)生交流故障后，主要問題為電源送出線路故障所引起的暫態(tài)功角失穩(wěn)或系統(tǒng)弱阻尼，采取切除機(jī)組措施予以解決。

4)受端換流站近區(qū)發(fā)生交流故障后，主要問題為雙回線路跳閘所引起的平行斷面線路過載，需采取回降直流功率措施。

本文研究結(jié)論已在昆柳龍多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)中實(shí)施，該系統(tǒng)自2020年8月昆柳龍直流穩(wěn)控系統(tǒng)投運(yùn)后一直保持著安全可靠運(yùn)行。本文所提方案為國內(nèi)外多端直流穩(wěn)定控制系統(tǒng)策略功能及系統(tǒng)設(shè)計提供了分析手段和依據(jù)，也為多端直流工程接入電網(wǎng)后的安全穩(wěn)定運(yùn)行提供了技術(shù)支撐。