摘要：為深入研究無(wú)配套火電支撐的風(fēng)火打捆特高壓直流配套穩控系統控制策略，分析了雁淮直流投運初期送端電網(wǎng)安全穩定特性，研究了近區風(fēng)電不同接線(xiàn)方式對直流換相失敗后風(fēng)機暫態(tài)過(guò)電壓的影響。提出了綜合應對直流近區及山西北部電網(wǎng)潮流轉移和電壓穩定的切機控制策略，實(shí)現了多區域分散可切機組的協(xié)調配合，設計了穩控裝置配置及實(shí)現功能。通過(guò)研究雁淮直流送端穩控系統與山西北部交流穩控系統的耦合特性，量化了兩套穩控裝置相繼動(dòng)作帶來(lái)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控功率。仿真結果驗證了所提策略的有效性與合理性，研究結論可為無(wú)配套火電支撐的風(fēng)火打捆直流外送系統的安全穩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(guò)電壓 控制策略 穩控裝置

引言

中國一次能源與負荷中心呈逆向分布特點(diǎn)，特高壓直流輸電為實(shí)現大范圍能源資源優(yōu)化配置發(fā)揮了重要作用[1-4]。根據國家能源局《關(guān)于進(jìn)一步調控煤電規劃建設的通知》，當前相當一段時(shí)間內中國特高壓直流輸電工程配套火電建設將全面滯后，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)內火電機組及配套新能源機組進(jìn)行電源組織，由此帶來(lái)兩方面問(wèn)題：一方面，送端電網(wǎng)短路容量不足，直流換流站近區電壓支撐薄弱，故障后新能源脫網(wǎng)風(fēng)險增大;另一方面，直流配套穩控系統切機對象分布于送端電網(wǎng)內，呈現數量多、分布廣及容量小的特點(diǎn)，穩控系統動(dòng)作將波及更廣范圍，制定切機控制策略時(shí)須同時(shí)考慮對主網(wǎng)的影響，且直流配套穩控系統可能與本地交流穩控系統交叉耦合，存在穩控相繼動(dòng)作導致切機容量不足風(fēng)險。

隨著(zhù)越來(lái)越多的風(fēng)火打捆能源基地建設運行，已有不少文獻對風(fēng)火打捆直流外送電網(wǎng)安全穩定特性進(jìn)行研究。文獻[5]從送端電網(wǎng)的頻率穩定與電壓穩定兩方面研究了風(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(gè)大容量無(wú)功擾動(dòng)引起的過(guò)電壓?jiǎn)?wèn)題;文獻[7]分析了嚴重故障下風(fēng)火打捆外送系統暫態(tài)失穩的原因;文獻[8] 分析了雁淮直流的安全穩定特性，考慮了配套電源不同開(kāi)機方式、直流近區不同接線(xiàn)方式及長(cháng)南線(xiàn)不同輸送功率等影響因素。對于直流無(wú)配套火電支撐的送端電網(wǎng)安全穩定的特殊性，仍亟需進(jìn)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控系統、控制策略及其功能實(shí)現，切機對象均含有直流配套機組。針對無(wú)配套火電支撐、僅有配套風(fēng)電的風(fēng)火打捆直流配套穩控系統控制策略的研究較少。文獻[14]分析現有直流穩控系統的設計方案可能存在的安全隱患，提出了直流配套穩控系統的優(yōu)化典型設計方案，并且針對兩套直流穩控系統之間可能存在耦合提出協(xié)調控制的策略。但未述及直流配套穩控系統與交流穩控系統間的協(xié)調控制問(wèn)題。

本文以±800 kV雁門(mén)關(guān)—淮安特高壓風(fēng)火打捆直流輸電工程(簡(jiǎn)稱(chēng)雁淮直流)為研究背景，分析了直流近區風(fēng)電不同接入電網(wǎng)階段下山西電網(wǎng)安全穩定特性，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(guò)電壓;基于不同切機措施改善直流近區及山西主網(wǎng)潮流轉移的靈敏度制定切機控制策略，設計了直流配套穩控系統的切機方案、站點(diǎn)配置及實(shí)現功能，最后研究了直流配套穩控系統與現有交流穩控系統的耦合特性，分析了交直流穩控相繼動(dòng)作對電網(wǎng)安全穩定的影響，進(jìn)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(mén)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(mén)關(guān)換流站通過(guò)3回500 kV線(xiàn)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(chǎng)外無(wú)其他配套火電電源投產(chǎn)計劃，晉北地區風(fēng)電通過(guò)多回220 kV線(xiàn)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(guò)4回500 kV線(xiàn)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(xiàn)方案

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

計算數據采用2017年冬季平峰方式數據。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和調速系統;直流模型采用準穩態(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)穩定特性分析

2.1 研究方式

根據直流近區風(fēng)電匯集方式分為全接線(xiàn)方式和過(guò)渡期方式。全接線(xiàn)方式下風(fēng)電匯集站(220 kV右玉、水頭、向陽(yáng)堡)通過(guò)6回聯(lián)絡(luò )線(xiàn)直接接入明海湖站，而過(guò)渡期方式下6回聯(lián)絡(luò )線(xiàn)未投產(chǎn)，右玉與向陽(yáng)堡相連，通過(guò)環(huán)網(wǎng)接入朔州站，如圖2所示。全接線(xiàn)方式下風(fēng)電場(chǎng)與雁門(mén)關(guān)換流站電氣距離更小，風(fēng)電匯集能力更強。

雁門(mén)關(guān)—明海湖3回500 kV線(xiàn)路構成特高壓直流第一級送電斷面，單回40℃熱穩極限3 200 MW;雁同—明海湖、五寨—明海湖各2回500 kV線(xiàn)路構成直流第二級送電斷面，單回40 ℃熱穩極限2 600 MW。受雁門(mén)關(guān)—明海湖3回線(xiàn)路N–1故障后剩余2回熱穩限制，雁淮直流最大輸送功率6 400 MW。

圖 2 雁淮直流近區風(fēng)電不同接線(xiàn)方式

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

過(guò)渡期方式與全接線(xiàn)方式下，直流近區第一、二級斷面線(xiàn)路N–1故障下系統無(wú)熱穩定問(wèn)題，N–2故障下系統無(wú)暫態(tài)穩定問(wèn)題，滿(mǎn)足安全運行要求。

2.2 直流運行工況

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

2.3 直流閉鎖故障

直流雙極閉鎖故障后系統盈余功率6 400 MW，在長(cháng)南線(xiàn)南送5 800 MW且送端無(wú)功電壓支撐較弱運行工況下，若系統不采取穩控措施，功率轉移將可能導致長(cháng)南線(xiàn)功率越過(guò)靜穩極限，觸發(fā)快速解列裝置動(dòng)作，如圖3所示。

圖 3 雁淮直流雙極閉鎖后長(cháng)南線(xiàn)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(wú)功功率會(huì )導致近區電壓升高，可能觸發(fā)風(fēng)機過(guò)電壓保護動(dòng)作。暫態(tài)電壓曲線(xiàn)如圖4所示。

圖 4 雁淮直流1次換相失敗后風(fēng)電廠(chǎng)機端電壓曲線(xiàn)

Fig. 4 Voltage curve of wind generator after> 

由表2可知，全接線(xiàn)方式下風(fēng)電場(chǎng)與雁門(mén)關(guān)換流站電氣距離更近，風(fēng)機暫態(tài)過(guò)電壓均高于過(guò)渡期接線(xiàn)方式。統計直流近區多個(gè)風(fēng)電場(chǎng)機端暫態(tài)電壓值如圖5所示，機端最高暫態(tài)電壓(標么值)接近1.28，超過(guò)現有風(fēng)機過(guò)電壓保護動(dòng)作定值(標么值1.15)。

圖 5 雁淮直流換相失敗故障后，直流近區風(fēng)電場(chǎng)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 直流配套安全穩定控制系統離線(xiàn)策略及功能實(shí)現

3.1 切機電源配置

目前直流送端已配置切機裝置的電廠(chǎng)(神泉、河曲及軒崗)包含冬季供熱機組的裝機總容量為4 920 MW，不滿(mǎn)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嚴重滯后，在直流配套穩控系統實(shí)施第一階段，增加配置塔山、神二切機電廠(chǎng)，總容量達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，呈現分散接入的特點(diǎn)，穩控裝置配置及通道聯(lián)系復雜，接入直流配套穩控系統的電廠(chǎng)如表3所示。

3.2 直流故障下切機控制策略

雁淮直流配套穩控系統主要為解決直流故障后盈余功率轉移導致的潮流及電壓?jiǎn)?wèn)題，基于此，通過(guò)考察直流故障下采取切機控制措施后直流近區和山西北部交流電網(wǎng)潮流及電壓變化情況，評價(jià)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(guò)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(xiàn)路轉移至華北電網(wǎng)、山西中部電網(wǎng)，如圖6所示。潮流轉移后神保線(xiàn)負載率最大(約90%)。候選切機電廠(chǎng)分布于不同區域，采取切除各電廠(chǎng)所有機組的方案，考察切機后潮流轉移及電壓?jiǎn)?wèn)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穩態(tài)電壓水平合理(標么值0.95~1.05)，直流一二級送電斷面負載率不超過(guò)熱穩極限60%，且切除塔山、河曲機組分別對雁湖線(xiàn)、湖寨線(xiàn)潮流控制效果較好。

采取切機措施后山西北部交流電網(wǎng)穩態(tài)電壓水平合理(標么值0.95~1.05)，針對潮流轉移后負載率最大的神保線(xiàn)，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(xiàn)潮流的同時(shí)會(huì )加重神雁線(xiàn)潮流，而切除塔山機組對神雁線(xiàn)潮流控制效果較好。

綜合考慮各機組對直流近區及交流電網(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(xiàn)控制策略如表4所示。

以全接線(xiàn)方式下直流運行功率6 400 MW為例進(jìn)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，則可導致神雁線(xiàn)功率超過(guò)熱穩極限，威脅系統安全運行;而本文所提切機策略可保證包括神雁線(xiàn)在內的山西電網(wǎng)運行于安全合理水平，仿真結果如圖7所示。

圖 7 雁淮直流雙極閉鎖不同切機策略下神雁線(xiàn)功率曲線(xiàn)

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

3.3 站點(diǎn)配置

關(guān)于雁淮直流配套穩控系統站點(diǎn)的配置，考慮是否配置控制子站有2種方案。方案1：所有執行站均接入明海湖控制主站，僅有一個(gè)控制主站;方案2：第一階段執行站接入明海湖控制主站，后期執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，通信架構簡(jiǎn)單，但會(huì )導致通信通道擁堵，穩控系統可靠性不高;方案2雖然成本較高，通信較復雜，但可避免通道擁堵帶來(lái)的安全隱患，同時(shí)方便工程后期增加切機執行站。綜上，工程實(shí)施采用方案2，系統廠(chǎng)站聯(lián)系如圖8所示。

圖 8 雁淮直流配套穩控系統廠(chǎng)站聯(lián)系

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

4 直流配套穩控系統與現有交流穩控系統耦合特性分析及協(xié)調控制策略

4.1 現有山西北部穩控系統

圖 9 現有山西北部穩控系統廠(chǎng)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)已配置交流穩控系統。系統廠(chǎng)站聯(lián)系如圖9所示，按照功能分為控制主站、測量子站和執行站。

根據現有交流穩控系統策略表，系統最大切機量為3 700 MW(神保一回檢修、大房?jì)苫毓收祥_(kāi)斷)，由大同控制主站分配。接入現有交流穩定控制系統的電廠(chǎng)如表5所示，其中塔山電廠(chǎng)與神二電廠(chǎng)機組同時(shí)接入直流穩控系統。

4.2 直流配套穩控系統與現有北部穩控系統耦合

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

若雁淮直流穩控與北部穩控動(dòng)作時(shí)間差大于一個(gè)事件周期(5 s)，則分為2種場(chǎng)景。場(chǎng)景一：若雁淮直流穩控先于北部穩控動(dòng)作，當直流穩控動(dòng)作后切除塔山機組(2×600 MW)，此時(shí)交流穩控系統大同主站可切機總容量為4 100 MW(大同主站不切神二電廠(chǎng)機組)，考慮停機備用情況，不滿(mǎn)足交流系統故障下最大切機量3 700 MW的要求;場(chǎng)景二：若北部穩控先于雁淮直流穩控動(dòng)作，當北部穩控動(dòng)作后切除塔山(2×600 MW)、神二(2×500 MW)后，直流穩控系統可切機容量為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(shí)才能滿(mǎn)足直流6 400 MW運行要求。

若2套穩控系統動(dòng)作時(shí)間差小于等于一個(gè)事件周期(5 s)，由于二者之間無(wú)信息交互，則可能同時(shí)發(fā)送切機命令至重疊機組，造成實(shí)際切機量的不足，嚴重威脅系統安全，對于上述情況，需對2套穩控系統進(jìn)行協(xié)調控制。

圖 10 直流穩控與交流穩控系統間協(xié)調控制流程

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

因此，將明海湖主站設置為協(xié)調控制主站，當北部交流穩控系統判斷需要采取切機措施時(shí)，向電廠(chǎng)發(fā)送切機命令的同時(shí)，同步將切機信息發(fā)送至明海湖站，由明海湖站穩控裝置進(jìn)行協(xié)調控制，協(xié)調控制方法如圖10所示。具體策略如下。

(1)明海湖站穩控裝置僅收到交流穩控裝置發(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)明海湖站穩控裝置收到交流穩控裝置發(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控裝置，進(jìn)行追加補切。

(3)明海湖站穩控裝置收到交流穩控裝置發(fā)送的切機信息之后，判斷出故障需要切機，則先將交流穩控系統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(xiàn)方式雁淮直流安排功率6 400 MW，以同一事件周期內交流穩控系統先于直流穩控系統動(dòng)作為例進(jìn)行仿真驗證，交流穩控系統切除重復機組后，雁淮直流發(fā)生雙極閉鎖故障觸發(fā)直流配套穩控系統動(dòng)作。若無(wú)協(xié)調控制策略，直流配套穩控系統欠切2 200 MW，直接導致省際聯(lián)絡(luò )線(xiàn)神保線(xiàn)功率越限，威脅系統安全運行，仿真結果如圖11所示。隨著(zhù)直流運行功率的提升，由此將導致更多的潮流越限或電壓穩定問(wèn)題，而采取協(xié)調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(xiàn)功率的影響

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

5 結論

(1)雁淮直流投運初期無(wú)配套電源支撐，送端交流系統對直流系統支撐較弱;長(cháng)南線(xiàn)南送5 800 MW且送端無(wú)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(wú)穩控措施將導致長(cháng)南線(xiàn)解列。

(2)雁淮直流發(fā)生換相失敗故障導致直流近區風(fēng)電場(chǎng)機端最高暫態(tài)電壓(標么值)達到1.28，超過(guò)風(fēng)機現有過(guò)壓保護定值;風(fēng)電場(chǎng)與換流站電氣距離越近，暫態(tài)過(guò)電壓越高;建議提高距直流換流站較近風(fēng)機的耐壓標準或改善風(fēng)機接入電網(wǎng)方式。

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

(4)直流配套穩控系統與現有交流穩控系統的耦合可能會(huì )威脅系統安全，采用二者之間的協(xié)調控制策略，可應對兩套穩控相繼動(dòng)作帶來(lái)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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