特高壓雙直流送端電網直流閉鎖故障穩控措施研究*

劉紅政，樊艷芳

(新疆大學 電氣工程學院, 烏魯木齊 830047)

0 引 言

中國西北部能源比較豐富，但是與中東部重負荷地區距離甚遠，需要通過較遠的輸電線路將電力送至重負荷地區。特高壓直流線路輸送容量大，輸送距離遠，在電力外送中發揮重要作用。2017年，準東-重慶 ±1 100 kV特高壓直流作為新疆電網第二條直流外送通道接入新疆送端電網，屆時，新疆送端電網將形成含 ±800 kV直流和 ±1 100 kV直流的雙直流送端電網，雙直流的相互耦合使送端電網運行特性變得更加復雜。由于直流輸電系統中無功消耗大，導致直流閉鎖故障對電網電壓沖擊巨大，雙直流送端電網的暫態電壓穩定性問題將更加突出[1-2]。

目前，國內學者針對含多直流送受端電網直流閉鎖故障采取穩控措施的相關問題已進行了大量研究。文獻[3-5]針對直流發生雙極閉鎖故障提出利用常規穩控措施切機切負荷，能有效使系統恢復穩定。特高壓直流輸電線路可以實現功率快速的調節和靈活的控制，在電網允許的條件下其變化量可按給定量自由調節[6-7]。特高壓直流系統均具有2 h的1.1 倍的過載能力和3 s的1.5 倍過載能力，文獻[8-9]提出在交直流電網受到嚴重故障沖擊的情況下，利用直流線路過載能力，快速提升直流線路輸送的功率，可以改善暫態過程中受端的功率不平衡量，提高電網的暫態功角穩定性。文獻[10-12]提出了交直流混聯送端電網穩定運行控制最需要關注的是暫態電壓問題。2017年兩條特高壓直流接入新疆送端電網，當直流系統發生閉鎖故障時易引發送端電網暫態電壓越限，威脅雙直流送端電網安全穩定運行。因此，結合特高壓直流線路的特點，針對新疆雙直流送端電網的穩控措施，需進一步進行分析[12-15]。

文章基于新疆電網2017年規劃網架結構，針對特高壓雙直流、超高壓交流混聯送端系統，當 ± 800 kV哈鄭直流發生閉鎖故障，通過綜合仿真軟件(PSASP)仿真分析哈鄭直流單雙極閉鎖的情況下兩種不同的穩控措施對送端電網暫態電壓的影響，提出了綜合考慮 ±1 100 kV直流緊急功率支援配合送端電網切機的穩控措施，對提高雙直流送端電網的電壓穩定運行及優化送端電網穩控切機不平衡量具有重要的參考價值。

1 特高壓雙直流送端電網結構與邊界條件

1.1 特高壓雙直流送端電網結構

2017年±1 100 kV準東直流將作為第二條直流外送通道接入新疆送端電網。新疆電網通過750 kV交流線與西北聯網，哈煌和哈州750 kV交流斷面是新疆電力外送的主要出口，同時，新疆電網還將通過±800 kV哈密—鄭州直流、±1 100 kV準東—重慶直流向華中華東電網供電，哈鄭直流外送功率極限為8 000 MW，準東直流外送功率極限為 12 000 MW，2017年新疆電網系統接線如圖1所示。

圖1 2017年新疆電網系統接線

1.2 特高壓雙直流送端電網邊界條件

基于新疆電網2017年底冬小負荷潮流數據分析，新疆電網潮流合理分布，各等級電壓也在合理范圍之內。受烏北-五彩灣N-2故障后新疆最大可組織3 000 MW切機量的約束，烏北-五彩灣+吐魯番-鄯善750 kV斷面的輸電能力為6 500 MW。在天中直流滿送8 000 MW和甘新斷面外送3 000 MW的條件下，對應的準東直流輸電能力為7 500 MW。當哈鄭直流發生直流閉鎖故障時，可利用 ±1 100 kV準東直流緊急功率支援配合常規穩控措施提高雙直流送端電網暫態穩定性。

1.3 電力系統電壓穩定判據

基于DL/T 1172-2013《電力系統電壓穩定評價導則》中的相關規定，在電網受到大或小的擾動后，電網電壓能夠保持或恢復到規定范圍之內，即系統中樞點母線電壓能夠在10 s以內恢復到80%Un以上，電壓波動曲線表現為減幅振蕩趨勢。結合新疆電網實際的運行特性，電網故障后暫態電壓壓升不能超過35 kV，降低電網故障后的暫態壓升能有效緩解故障后不平衡能量對新疆雙直流送端電網的沖擊。

2 特高壓雙直流緊急功率支援

2.1 特高壓雙直流緊急功率支援的實現

直流緊急功率支援作為一種經濟的控制手段，包括直流功率提升和回降。當一條直流故障時，另一條直流通過緊急功率支援改變直流功率的提升值，由調度人員根據電網當前運行狀況，通過手動輸入直流功率提升值和功率升降的速率來改變直流線路輸送功率，直流功率提升按圖2的規律變化。

圖2 直流功率提升曲線

功率提升前后的直流功率關系為：

Pdc1=Pdc0+Kte-ts

(1)

式中Pdc0為直流初始傳輸的有功功率；Pdc1為直流緊急功率提升后傳輸的有功功率；ts為有功功率提升的起始時間；te為有功功率提升的結束時間；K為功率改變的速率。

2.2 特高壓直流緊急功率支援機理分析

當電網遭受大擾動后，利用直流緊急功率支援提升系統暫態穩定性可以通過等面積法則分析。特高壓雙直流送端電網可等值為單機無窮大系統，如圖3所示。

圖3 雙直流并聯單機無窮大系統

特高壓雙直流送端電網的電磁功率可表示為：

(2)

式中PE為等值發電機的電磁功率；Pd1、Pd2為兩條特高壓直流的輸送功率；U1、U2分別為等值發電機暫態電勢和受端電網母線電壓；δ為等值無窮大系統送受端電壓相角差。

等值發電機轉子運動方程如下：

(3)

式中PM為原動機機械功率;M為等值發電機的慣性常數。

結合式(2)和式(3)可得出：

(4)

其中：

PT=PM-Pd1+Pd2

(5)

當直流發生故障導致該條直流的直流功率無法送出時(假如Pd1無法送出)，即：

PT=PM-Pd2

(6)

PT的值增大，導致發電機轉子受過剩轉矩的作用而加速，若使系統穩定需要快速減小PT的值，即減少加速面積，從而減少了機組之間相對運動的振蕩幅度，提高了系統的暫態穩定性。假設Pd1直流功率因故障無法送出，導致PT增大，利用直流緊急功率支援使直流輸送功率Pd2提升ΔP，此時：

PT=PM-Pd2+ΔP

(7)

可見，利用直流緊急功率支援可以使PT的值減小，減少系統受到大擾動后的加速面積，提高系統暫態穩定性。

Qd=Pdtanα

(8)

式中Pd為直流傳輸有功功率；Qd為直流消耗的無功功率；α為直流系統換相角。由式(8)可見，利用直流緊急功率提升無故障直流的有功功率，可以增大消耗系統故障后多余的無功功率，平衡直流故障后盈余的無功。

3 直流閉鎖故障下不同穩控措施仿真分析

依托2017年新疆電網底冬季網架結構，數據選擇新疆電網2017年冬小負荷數據，仿真分析軟件采用PSASP綜合分析程序。甘新斷面外送3 000 MW，準東直流輸電能力為7 500 MW，哈鄭(天中)直流外送功率8 000 MW，以哈鄭直流單極閉鎖和雙極閉鎖兩種運行工況，仿真哈鄭直流閉鎖故障，綜合考慮新疆送端電網切機和 ±1 100 kV準東直流緊急功率支援，分析不同的穩控措施對雙直流送端電網電壓的影響。兩種穩控措施均以最小切機量為原則制定。

3.1 哈鄭直流單極閉鎖后穩控措施分析

當哈鄭直流單極閉鎖故障4 000 MW后系統失穩，盈余功率將通過敦魚斷面(敦煌-酒泉和沙州-魚卡)轉移至西北主網，考慮750 kV交流通道不平衡量1 800 MW，需切除2 200 MW火電機組。考慮全切火電、利用直流緊急功率支援和切火電配合設定兩種穩控措施，穩控措施如表1所示。

表1 哈鄭直流單極閉鎖穩控措施

在正常運行方式下，新疆電網750 kV母線電壓在0.97 p.u.～0.98 p.u.，220 kV母線電壓在1.05 p.u.～1.07 p.u.之間，各風機出口電壓在0.98 p.u.～1.09 p.u.。

(1) 穩控措施一：考慮全切送端電網火電2 200 MW，仿真分析新疆電網750 kV、220 kV和風機出口母線電壓曲線如圖4所示。

圖4 直流單極閉鎖故障后穩控措施一時電壓變化曲線

直流單極閉鎖故障后全網母線電壓均有所升高，由圖4可知，當切除送端電網火電機組2 200 MW后，電網750 kV母線電壓維持在1.00 p.u.～1.015 p.u.，220 kV母線電壓維持在1.07 p.u.～1.10 p.u.，機端母線電壓維持在1.02 p.u.～1.12 pu.。且750 kV母線壓升0.045 p.u.，220 kV母線壓升0.05 p.u.，風機機端母線馬蓮泉壓升達0.025 p.u.。

(2) 穩控措施二：通過大量的暫態仿真計算，當準東直流功率提升了800 MW，配合切送端電網火電1 500 MW，系統穩定。仿真分析新疆電網750 kV、220 kV和風機出口母線電壓曲線如圖5所示。

圖5 直流單極閉鎖故障后穩控措施二時電壓變化曲線

由圖 5 可知，故障后電網各母線電壓等級均升高，當提升準東直流緊急功率支援800 MW，切除送端電網火電機組1 500 MW，750 kV母線電壓維持在0.99 p.u.～1.00 p.u., 220 kV母線電壓維持在1.05 p.u.～1.08 p.u.，機端母線電壓維持在1.00 p.u.～1.09 p.u.。且750 kV母線壓升0.025 p.u.，220 kV母線壓升0.03 p.u.，其中，五彩灣220 kV母線壓降0.01 p.u.，風機機端母線馬蓮泉電壓基本與正常運行時持平。

3.2 哈鄭直流雙極閉鎖后穩控措施分析

當哈鄭直流雙極閉鎖故障8 000 MW后系統失穩，盈余功率將通過敦魚斷面(敦煌-酒泉和沙州-魚卡)轉移至西北主網，考慮750 kV交流通道不平衡量1 800 MW，需切除6 200 MW火電機組。考慮送端電網切火電、直流緊急功率支援制定兩種穩控措施，穩控措施如表2所示。

表2 哈鄭直流雙極閉鎖穩控措施

(1) 穩控措施一：考慮全切送端電網火電6 200 MW，仿真分析新疆電網750 kV、220 kV和風機出口母線電壓曲線如圖 6 所示。

由圖6可知，故障后母線電壓升高，當切除送端電網火電機組6 320 MW后，新疆電網750 kV母線電壓維持在1.03 p.u.～1.06 p.u.，220 kV母線電壓維持在1.05 p.u.～1.15 p.u.，機端母線電壓維持在1.02 p.u.～1.15 p.u.。

圖6 直流雙極閉鎖故障后穩控措施一時電壓變化曲線

(2) 穩控措施二：通過大量的暫態仿真計算，當準東直流功率提升了1 000 MW，配合切送端電網火電5 300 MW，系統穩定。仿真分析新疆電網750 kV、220 kV和風機出口母線電壓曲線如圖7所示。

由圖7可知，故障后母線電壓升高，當切除送端電網火電機組5 500 MW配合直流緊急功率支援1 000 MW后，新疆電網750 kV母線電壓維持在1.02 p.u.～1.05 p.u.， 220 kV母線電壓維持在1.02 p.u.～1.12 p.u.， 機端母線電壓維持在1.00 p.u.～1.13 p.u.。且750 kV母線壓升0.05 p.u.，220 kV母線壓升0.035 p.u.， 風機機端母線馬蓮泉壓升達0.03 p.u.。

圖7 直流雙極閉鎖故障后穩控措施二時電壓變化曲線

4 仿真結果對比分析

(1)哈鄭直流單極閉鎖時，針對方案一和方案二進行對比分析。由表1可知，穩控措施二比措施一少切機700 MW，利用直流緊急功率支援參與送端電網的穩控方案制定，能有效減少電網的穩控切機量。措施一與措施二電壓偏差如表3所示。

表3 穩控措施一與措施二電壓偏差對比

哈鄭直流單極閉鎖時，由穩控措施一、二分析可知，由于利用準東直流緊急功率支援，措施二的切機量明顯小于措施一，措施二對于750 kV 、220 kV 以及風電場機端電壓母線電壓穩態壓升變化均小于措施一，而且220 kV母線電壓局部地區(五彩灣)電壓還降低了1 %，這主要是因為 ±1 100 kV準東直流緊急功率支援會平衡哈鄭直流故障后送端電網盈余的無功功率。

(2)哈鄭直流雙極閉鎖時，針對措施一、措施二進行對比分析。由表1可知，穩控措施二比措施一少切機900 MW，綜合考慮送端電網切機和直流緊急功率支援的配合的穩控方案，能有效優化送端電網穩控切機不平衡量。措施一和措施二電壓偏差如表4所示。

哈鄭直流雙極閉鎖時，由穩控措施一、措施二分析可知，措施二的切機量明顯小于措施一，措施二對于750 kV、 220 kV 以及風電場機端電壓母線電穩態壓升變化明顯小于措施一，而且 220 kV母線電壓局部地區(五彩灣)電壓還降低了1%～2%。

表4 穩控措施一、措施二、措施三電壓偏差對比

可見，利用直流緊急功率支援配合新疆電網穩控切機方案能平衡直流故障后部分地區的無功功率，能有效降低直流故障后的送端電網暫態電壓壓升。

5 結束語

針對新疆特高壓雙直流送端電網，在哈鄭直流輸送功率8 000 MW時，當哈鄭直流輸送閉鎖故障，通過仿真分析兩種不同的穩控措施對送端電網穩定運行的影響，可得出以下結論：

(1) 在滿足新疆送端電網安全穩定約束前提下，利用直流緊急功率支援參與送端電網的穩控措施的制定，能有效減少電網的穩控切機量，將對雙直流送端電網的經濟穩定運行產生較大的影響;

(2) 利用直流緊急功率支援配合新疆電網穩控切機措施能平衡直流故障后部分地區的無功功率，能有效降低直流故障后的送端電網暫態電壓壓升，將對系統電壓穩定產生較大影響。

因此，文章針對特高壓雙直流送端電網哈鄭直流閉鎖故障后的兩種不同的穩控措施進行了仿真分析，仿真分析可得，利用直流緊急功率參與新疆送端電網穩控措施的制定對提高含雙直流、大規模風電及750 kV交流系統的穩定運行，具有一定的應用研究價值。