摘要：為深入研究無配套火電支撐的風(fēng)火打捆特高壓直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)控制策略，分析了雁淮直流投運初期送端電網(wǎng)安全穩(wěn)定特性，研究了近區(qū)風(fēng)電不同接線方式對直流換相失敗后風(fēng)機暫態(tài)過電壓的影響。提出了綜合應(yīng)對直流近區(qū)及山西北部電網(wǎng)潮流轉(zhuǎn)移和電壓穩(wěn)定的切機控制策略，實現(xiàn)了多區(qū)域分散可切機組的協(xié)調(diào)配合，設(shè)計了穩(wěn)控裝置配置及實現(xiàn)功能。通過研究雁淮直流送端穩(wěn)控系統(tǒng)與山西北部交流穩(wěn)控系統(tǒng)的耦合特性，量化了兩套穩(wěn)控裝置相繼動作帶來的可切容量不足風(fēng)險，提出不同停機備用水平下雁淮直流預(yù)控功率。仿真結(jié)果驗證了所提策略的有效性與合理性，研究結(jié)論可為無配套火電支撐的風(fēng)火打捆直流外送系統(tǒng)的安全穩(wěn)定分析及控制策略制定提供參考。

關(guān)鍵詞：風(fēng)火打捆 特高壓直流 暫態(tài)過電壓 控制策略 穩(wěn)控裝置

引言

中國一次能源與負荷中心呈逆向分布特點，特高壓直流輸電為實現(xiàn)大范圍能源資源優(yōu)化配置發(fā)揮了重要作用[1-4]。根據(jù)國家能源局《關(guān)于進一步調(diào)控煤電規(guī)劃建設(shè)的通知》，當(dāng)前相當(dāng)一段時間內(nèi)中國特高壓直流輸電工程配套火電建設(shè)將全面滯后，涉及2017年投產(chǎn)的雁淮、魯固、祁韶、昭沂等特高壓直流。這些缺少配套火電支撐的直流輸電將依靠送端網(wǎng)內(nèi)火電機組及配套新能源機組進行電源組織，由此帶來兩方面問題：一方面，送端電網(wǎng)短路容量不足，直流換流站近區(qū)電壓支撐薄弱，故障后新能源脫網(wǎng)風(fēng)險增大;另一方面，直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)切機對象分布于送端電網(wǎng)內(nèi)，呈現(xiàn)數(shù)量多、分布廣及容量小的特點，穩(wěn)控系統(tǒng)動作將波及更廣范圍，制定切機控制策略時須同時考慮對主網(wǎng)的影響，且直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)可能與本地交流穩(wěn)控系統(tǒng)交叉耦合，存在穩(wěn)控相繼動作導(dǎo)致切機容量不足風(fēng)險。

隨著越來越多的風(fēng)火打捆能源基地建設(shè)運行，已有不少文獻對風(fēng)火打捆直流外送電網(wǎng)安全穩(wěn)定特性進行研究。文獻[5]從送端電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定與電壓穩(wěn)定兩方面研究了風(fēng)火打捆直流外送方案;文獻[6]研究了直流閉鎖、換相失敗故障引發(fā)風(fēng)機高壓脫網(wǎng)的機制，指出其本質(zhì)是一個大容量無功擾動引起的過電壓問題;文獻[7]分析了嚴重故障下風(fēng)火打捆外送系統(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)的原因;文獻[8] 分析了雁淮直流的安全穩(wěn)定特性，考慮了配套電源不同開機方式、直流近區(qū)不同接線方式及長南線不同輸送功率等影響因素。對于直流無配套火電支撐的送端電網(wǎng)安全穩(wěn)定的特殊性，仍亟需進一步研究。

文獻[9-13]介紹了中國部分已投運直流工程的配套穩(wěn)控系統(tǒng)、控制策略及其功能實現(xiàn)，切機對象均含有直流配套機組。針對無配套火電支撐、僅有配套風(fēng)電的風(fēng)火打捆直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)控制策略的研究較少。文獻[14]分析現(xiàn)有直流穩(wěn)控系統(tǒng)的設(shè)計方案可能存在的安全隱患，提出了直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)的優(yōu)化典型設(shè)計方案，并且針對兩套直流穩(wěn)控系統(tǒng)之間可能存在耦合提出協(xié)調(diào)控制的策略。但未述及直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與交流穩(wěn)控系統(tǒng)間的協(xié)調(diào)控制問題。

本文以±800 kV雁門關(guān)—淮安特高壓風(fēng)火打捆直流輸電工程(簡稱雁淮直流)為研究背景，分析了直流近區(qū)風(fēng)電不同接入電網(wǎng)階段下山西電網(wǎng)安全穩(wěn)定特性，從電氣距離角度分析直流換相失敗故障下風(fēng)機暫態(tài)過電壓;基于不同切機措施改善直流近區(qū)及山西主網(wǎng)潮流轉(zhuǎn)移的靈敏度制定切機控制策略，設(shè)計了直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)的切機方案、站點配置及實現(xiàn)功能，最后研究了直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與現(xiàn)有交流穩(wěn)控系統(tǒng)的耦合特性，分析了交直流穩(wěn)控相繼動作對電網(wǎng)安全穩(wěn)定的影響，進而提出了機組不同停機備用水平下直流運行功率建議。

1 研究條件

±800 kV雁淮直流輸電工程北起山西雁門關(guān)換流站，南至江蘇淮安換流站，輸電距離1 200 km，工程額定功率8 000 MW，2017年雙極投產(chǎn)。雁門關(guān)換流站通過3回500 kV線路接入500 kV明海湖變電站，山西電網(wǎng)除2018年計劃投產(chǎn)木瓜界電廠外無其他配套火電電源投產(chǎn)計劃，晉北地區(qū)風(fēng)電通過多回220 kV線路匯集到明海湖站，裝機容量約2 492 MW?；窗矒Q流站分別通過4回500 kV線路接入500 kV三汊灣變電站、安瀾變電站連接受端電網(wǎng)，如圖1所示。

圖 1 2018年雁淮直流送受端出線方案

Fig. 1 Sending and receiving proposal of Yan-Huai UHVDC in 2018

計算數(shù)據(jù)采用2017年冬季平峰方式數(shù)據(jù)。主要模型分別為：發(fā)電機采用考慮阻尼繞組的次暫態(tài)電勢變化的詳細模型，并計及勵磁、PSS和調(diào)速系統(tǒng);直流模型采用準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)模型;華中、華北負荷采用恒阻抗加馬達的模型，華東負荷采用恒阻抗加恒功率的模型。仿真工具采用PSASP機電暫態(tài)仿真程序。

2 送端電網(wǎng)穩(wěn)定特性分析

2.1 研究方式

根據(jù)直流近區(qū)風(fēng)電匯集方式分為全接線方式和過渡期方式。全接線方式下風(fēng)電匯集站(220 kV右玉、水頭、向陽堡)通過6回聯(lián)絡(luò)線直接接入明海湖站，而過渡期方式下6回聯(lián)絡(luò)線未投產(chǎn)，右玉與向陽堡相連，通過環(huán)網(wǎng)接入朔州站，如圖2所示。全接線方式下風(fēng)電場與雁門關(guān)換流站電氣距離更小，風(fēng)電匯集能力更強。

雁門關(guān)—明海湖3回500 kV線路構(gòu)成特高壓直流第一級送電斷面，單回40℃熱穩(wěn)極限3 200 MW;雁同—明海湖、五寨—明海湖各2回500 kV線路構(gòu)成直流第二級送電斷面，單回40 ℃熱穩(wěn)極限2 600 MW。受雁門關(guān)—明海湖3回線路N–1故障后剩余2回?zé)岱€(wěn)限制，雁淮直流最大輸送功率6 400 MW。

圖 2 雁淮直流近區(qū)風(fēng)電不同接線方式

Fig. 2 Different connection modes of wind power in the near area of Yan-Huai UHVDC

過渡期方式與全接線方式下，直流近區(qū)第一、二級斷面線路N–1故障下系統(tǒng)無熱穩(wěn)定問題，N–2故障下系統(tǒng)無暫態(tài)穩(wěn)定問題，滿足安全運行要求。

2.2 直流運行工況

有效短路比(ESCR)指標(biāo)廣泛用于評價交流系統(tǒng)對直流系統(tǒng)的支撐強度。按照工程經(jīng)驗，ESCR<2時，為極弱交流系統(tǒng);23時，為強交流系統(tǒng)[15]。過渡期方式、全接線方式下雁淮直流的有效短路比指標(biāo)如表1所示，均為弱交流系統(tǒng)。

2.3 直流閉鎖故障

直流雙極閉鎖故障后系統(tǒng)盈余功率6 400 MW，在長南線南送5 800 MW且送端無功電壓支撐較弱運行工況下，若系統(tǒng)不采取穩(wěn)控措施，功率轉(zhuǎn)移將可能導(dǎo)致長南線功率越過靜穩(wěn)極限，觸發(fā)快速解列裝置動作，如圖3所示。

圖 3 雁淮直流雙極閉鎖后長南線有功功率(不采取安控)柴油發(fā)電機組

Fig. 3 Active power of Chang-Nan line after bipolar close of Yan-Huai UHVDC

2.4 直流換相失敗故障對風(fēng)機影響

直流換相失敗故障瞬間大量盈余無功功率會導(dǎo)致近區(qū)電壓升高，可能觸發(fā)風(fēng)機過電壓保護動作。暫態(tài)電壓曲線如圖4所示。

圖 4 雁淮直流1次換相失敗后風(fēng)電廠機端電壓曲線

Fig. 4 Voltage curve of wind generator after> 

由表2可知，全接線方式下風(fēng)電場與雁門關(guān)換流站電氣距離更近，風(fēng)機暫態(tài)過電壓均高于過渡期接線方式。統(tǒng)計直流近區(qū)多個風(fēng)電場機端暫態(tài)電壓值如圖5所示，機端最高暫態(tài)電壓(標(biāo)么值)接近1.28，超過現(xiàn)有風(fēng)機過電壓保護動作定值(標(biāo)么值1.15)。

圖 5 雁淮直流換相失敗故障后，直流近區(qū)風(fēng)電場機端暫態(tài)最高電壓

Fig. 5 Highest transient voltage of wind generator close to Yan-Huai UHVDC after commutation failure

3 直流配套安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)離線策略及功能實現(xiàn)

3.1 切機電源配置

目前直流送端已配置切機裝置的電廠(神泉、河曲及軒崗)包含冬季供熱機組的裝機總?cè)萘繛? 920 MW，不滿足直流運行功率6 400 MW下的切機容量需求。由于直流配套電源建設(shè)嚴重滯后，在直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)實施第一階段，增加配置塔山、神二切機電廠，總?cè)萘窟_8 440 MW，可切機組主要分布于山西北部的大同、忻州、朔州地區(qū)，呈現(xiàn)分散接入的特點，穩(wěn)控裝置配置及通道聯(lián)系復(fù)雜，接入直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)的電廠如表3所示。

3.2 直流故障下切機控制策略

雁淮直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)主要為解決直流故障后盈余功率轉(zhuǎn)移導(dǎo)致的潮流及電壓問題，基于此，通過考察直流故障下采取切機控制措施后直流近區(qū)和山西北部交流電網(wǎng)潮流及電壓變化情況，評價所切機組的控制效果。

雁淮直流發(fā)生雙極閉鎖故障后，盈余功率從山西北部電網(wǎng)通過大房三回、神保雙回、忻侯雙回、朔云單回及五固雙回共10回500 kV線路轉(zhuǎn)移至華北電網(wǎng)、山西中部電網(wǎng)，如圖6所示。潮流轉(zhuǎn)移后神保線負載率最大(約90%)。候選切機電廠分布于不同區(qū)域，采取切除各電廠所有機組的方案，考察切機后潮流轉(zhuǎn)移及電壓問題。

圖 6 山西北部電網(wǎng)與山西中部電網(wǎng)、河北電網(wǎng)聯(lián)系

Fig. 6 Diagram of the contact of the north and dle area of Shanxi power grid with Hebei power grid

采取切機措施后直流近區(qū)穩(wěn)態(tài)電壓水平合理(標(biāo)么值0.95~1.05)，直流一二級送電斷面負載率不超過熱穩(wěn)極限60%，且切除塔山、河曲機組分別對雁湖線、湖寨線潮流控制效果較好。

采取切機措施后山西北部交流電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)電壓水平合理(標(biāo)么值0.95~1.05)，針對潮流轉(zhuǎn)移后負載率最大的神保線，切除河曲機組對其潮流控制效果較好，神二、塔山機組次之，但切除神二機組改善神保線潮流的同時會加重神雁線潮流，而切除塔山機組對神雁線潮流控制效果較好。

綜合考慮各機組對直流近區(qū)及交流電網(wǎng)潮流、電壓影響的靈敏度，制定直流閉鎖故障下切機控制策略：優(yōu)先交替切除塔山機組、河曲機組;其次切除神泉、軒崗機組;最后切除神二機組。離線控制策略如表4所示。

以全接線方式下直流運行功率6 400 MW為例進行仿真驗證，雁淮直流雙極閉鎖故障后若切機策略不合理，如優(yōu)先切除2臺神二機組，則可導(dǎo)致神雁線功率超過熱穩(wěn)極限，威脅系統(tǒng)安全運行;而本文所提切機策略可保證包括神雁線在內(nèi)的山西電網(wǎng)運行于安全合理水平，仿真結(jié)果如圖7所示。

圖 7 雁淮直流雙極閉鎖不同切機策略下神雁線功率曲線

Fig. 7 Power of Shenyan transmission line under different control strategies after Yan-Huai UHVDC blocking

3.3 站點配置

關(guān)于雁淮直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)站點的配置，考慮是否配置控制子站有2種方案。方案1：所有執(zhí)行站均接入明海湖控制主站，僅有一個控制主站;方案2：第一階段執(zhí)行站接入明海湖控制主站，后期執(zhí)行站接入五寨控制子站，五寨控制子站接入明海湖控制主站。方案1雖然成本較低，通信架構(gòu)簡單，但會導(dǎo)致通信通道擁堵，穩(wěn)控系統(tǒng)可靠性不高;方案2雖然成本較高，通信較復(fù)雜，但可避免通道擁堵帶來的安全隱患，同時方便工程后期增加切機執(zhí)行站。綜上，工程實施采用方案2，系統(tǒng)廠站聯(lián)系如圖8所示。

圖 8 雁淮直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)廠站聯(lián)系

Fig. 8 Connection of security and stability control system of Yan-Huai UHVDC

4 直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與現(xiàn)有交流穩(wěn)控系統(tǒng)耦合特性分析及協(xié)調(diào)控制策略

4.1 現(xiàn)有山西北部穩(wěn)控系統(tǒng)

圖 9 現(xiàn)有山西北部穩(wěn)控系統(tǒng)廠站聯(lián)系

Fig. 9 Connection of security and stability control system of the north Shanxi power system

為保障山西北部電力外送的安全性，山西北部電網(wǎng)已配置交流穩(wěn)控系統(tǒng)。系統(tǒng)廠站聯(lián)系如圖9所示，按照功能分為控制主站、測量子站和執(zhí)行站。

根據(jù)現(xiàn)有交流穩(wěn)控系統(tǒng)策略表，系統(tǒng)最大切機量為3 700 MW(神保一回檢修、大房兩回故障開斷)，由大同控制主站分配。接入現(xiàn)有交流穩(wěn)定控制系統(tǒng)的電廠如表5所示，其中塔山電廠與神二電廠機組同時接入直流穩(wěn)控系統(tǒng)。

4.2 直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與現(xiàn)有北部穩(wěn)控系統(tǒng)耦合

雁淮直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與現(xiàn)有山西北部穩(wěn)控系統(tǒng)在切機機組上存在重疊：塔山電廠2×600 MW、神二電廠2×500 MW，如表3、5所示?；趦商追€(wěn)控系統(tǒng)的動作先后順序，分析二者的耦合特性。

若雁淮直流穩(wěn)控與北部穩(wěn)控動作時間差大于一個事件周期(5 s)，則分為2種場景。場景一：若雁淮直流穩(wěn)控先于北部穩(wěn)控動作，當(dāng)直流穩(wěn)控動作后切除塔山機組(2×600 MW)，此時交流穩(wěn)控系統(tǒng)大同主站可切機總?cè)萘繛? 100 MW(大同主站不切神二電廠機組)，考慮停機備用情況，不滿足交流系統(tǒng)故障下最大切機量3 700 MW的要求;場景二：若北部穩(wěn)控先于雁淮直流穩(wěn)控動作，當(dāng)北部穩(wěn)控動作后切除塔山(2×600 MW)、神二(2×500 MW)后，直流穩(wěn)控系統(tǒng)可切機容量為6 240 MW，考慮停機備用2 000 MW水平下，則直流閉鎖后切機不平衡量為2 000 MW時才能滿足直流6 400 MW運行要求。

若2套穩(wěn)控系統(tǒng)動作時間差小于等于一個事件周期(5 s)，由于二者之間無信息交互，則可能同時發(fā)送切機命令至重疊機組，造成實際切機量的不足，嚴重威脅系統(tǒng)安全，對于上述情況，需對2套穩(wěn)控系統(tǒng)進行協(xié)調(diào)控制。

圖 10 直流穩(wěn)控與交流穩(wěn)控系統(tǒng)間協(xié)調(diào)控制流程

Fig. 10 Schedule of cooperation control of the AC and DC security and stability control system

因此，將明海湖主站設(shè)置為協(xié)調(diào)控制主站，當(dāng)北部交流穩(wěn)控系統(tǒng)判斷需要采取切機措施時，向電廠發(fā)送切機命令的同時，同步將切機信息發(fā)送至明海湖站，由明海湖站穩(wěn)控裝置進行協(xié)調(diào)控制，協(xié)調(diào)控制方法如圖10所示。具體策略如下。

(1)明海湖站穩(wěn)控裝置僅收到交流穩(wěn)控裝置發(fā)送的切機信息，明海湖站未判斷出任何故障，則明海湖站不采取措施。

(2)明海湖站穩(wěn)控裝置收到交流穩(wěn)控裝置發(fā)送的切機信息之前，明海湖站已發(fā)送切機命令，則明海湖站將切機重疊機組容量反饋至交流穩(wěn)控裝置，進行追加補切。

(3)明海湖站穩(wěn)控裝置收到交流穩(wěn)控裝置發(fā)送的切機信息之后，判斷出故障需要切機，則先將交流穩(wěn)控系統(tǒng)已切機組排除后再在剩余機組中確定切機機組。

基于全接線方式雁淮直流安排功率6 400 MW，以同一事件周期內(nèi)交流穩(wěn)控系統(tǒng)先于直流穩(wěn)控系統(tǒng)動作為例進行仿真驗證，交流穩(wěn)控系統(tǒng)切除重復(fù)機組后，雁淮直流發(fā)生雙極閉鎖故障觸發(fā)直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)動作。若無協(xié)調(diào)控制策略，直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)欠切2 200 MW，直接導(dǎo)致省際聯(lián)絡(luò)線神保線功率越限，威脅系統(tǒng)安全運行，仿真結(jié)果如圖11所示。隨著直流運行功率的提升，由此將導(dǎo)致更多的潮流越限或電壓穩(wěn)定問題，而采取協(xié)調(diào)控制策略可保證山西電網(wǎng)運行在安全合理水平。

圖 11 不同控制策略對神保線功率的影響

Fig. 11 The influence of different control strategies on the power of Shen-Bao transmission line

5 結(jié)論

(1)雁淮直流投運初期無配套電源支撐，送端交流系統(tǒng)對直流系統(tǒng)支撐較弱;長南線南送5 800 MW且送端無功電壓支撐較弱運行工況下，直流輸送功率6 400 MW雙極閉鎖故障無穩(wěn)控措施將導(dǎo)致長南線解列。

(2)雁淮直流發(fā)生換相失敗故障導(dǎo)致直流近區(qū)風(fēng)電場機端最高暫態(tài)電壓(標(biāo)么值)達到1.28，超過風(fēng)機現(xiàn)有過壓保護定值;風(fēng)電場與換流站電氣距離越近，暫態(tài)過電壓越高;建議提高距直流換流站較近風(fēng)機的耐壓標(biāo)準(zhǔn)或改善風(fēng)機接入電網(wǎng)方式。

(3)制定雁淮直流送端穩(wěn)控切機策略時不僅要考慮直流近區(qū)潮流及電壓因素，還要考慮對神保線及神雁雙回線等山西北部重要聯(lián)絡(luò)線影響。

(4)直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)與現(xiàn)有交流穩(wěn)控系統(tǒng)的耦合可能會威脅系統(tǒng)安全，采用二者之間的協(xié)調(diào)控制策略，可應(yīng)對兩套穩(wěn)控相繼動作帶來的安全風(fēng)險。

作者：

潘捷 , 鄭惠萍 , 張紅麗 , 王超 , 薛志偉 , 劉福鎖 , 吳晨曦    

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