±800 kV特高压直流双极闭锁故障对高密度风电地区电压影响分析

常喜强，樊艳芳，张　锋，王　衡，郑少鹏，魏　威，钟　显

(1.国网新疆电力调度控制中心，新疆 乌鲁木齐　830006; 2.新疆大学电气工程学院，新疆 乌鲁木齐　830047；

3.国网新疆电力科学研究院，新疆 乌鲁木齐　830016；4.国网新疆乌鲁木齐电力公司，新疆 乌鲁木齐　830011)

±800 kV特高压直流双极闭锁故障对高密度风电地区电压影响分析

常喜强1，樊艳芳2，张锋1，王衡1，郑少鹏3，魏威4，钟显2

(1.国网新疆电力调度控制中心，新疆 乌鲁木齐830006; 2.新疆大学电气工程学院，新疆 乌鲁木齐830047；

3.国网新疆电力科学研究院，新疆 乌鲁木齐830016；4.国网新疆乌鲁木齐电力公司，新疆 乌鲁木齐830011)

摘要：近年来，交直流混联系统飞速发展，其规模庞大、结构复杂，导致电网运行的安全性、可靠性更加难以驾驭。伴随着风电、光伏等间歇性能源在直流送端的不断接入，交直流系统的运行特性也愈加复杂，给当前电网带来了一些新问题。其中直流闭锁故障对电压稳定性影响是限制电网电能输送的主要因素，闭锁故障后电网电压问题存在突发性和隐蔽性的特点，难以在事故前期洞察其征兆，无法及时采取有效措施。因此，分析了并网风电场电压波动原理及交直流混联系统的安全运行特点。当特高压直流发生闭锁故障时，通过采取不同的切机控制措施，将引起的交直流混联系统电压的差异，并针对新疆某地区风电场的电压分布特性进行研究分析，提出改善电压稳定能力的措施。通过模拟直流闭锁故障进行分析，对提高交直流混联系统的电压稳定性及减小电压波动对风机脱网影响具有重要的参考价值。

关键词：高密度风电；特高压直流；电压影响；电压稳定；双极闭锁

0引言

直流输电系统可远距离、大功率输电。利用直流输电，其不受同步运行稳定性问题的制约，对保证两端交流系统稳定运行性起了很大作用；同时避免交流系统容量过大带来的一系列稳定性问题。由直流功率传输特性可知，直流系统需要消耗大量的无功功率、直流系统故障导致功率大量转移等因素，将

对交流系统产生一定冲击，使得混联电网暂态稳定问题突出，尤其是暂态电压稳定问题[1-2]。

当前，针对直流系统闭锁故障对交流系统的影响进行了大量的研究分析。文献[3]以±500 kV林枫直流双极闭锁故障为对象，分析了闭锁故障对交流系统潮流及电压的影响，并对交直流运行、直流仿真程序模型提出了改进建议。文献[4]提出了特高压直流送端电网“网源协调”的调压策略，通过优化网内常规能源机组出力，可提升系统暂态下无功支撑能力，有利于扰动下系统电压的稳定。文献[5]指出提高交直流送端电网的短路电流水平可以减小直流闭锁对电压波动性的影响。文献[6]分析了电网电压的薄弱片区，提出了进行无功潮流优化及建立电压稳定性分析模型的措施，优化电网无功补偿和电网电压调整控制策略。

当前主要是针对直流闭锁故障，提出改善电网电压的控制措施，以及合理配置无功补偿设备与优化稳控策略的研究。而对于直流发生闭锁故障后，电压特性的对比分析研究则相对较少。以新疆天中特高压直流为例，对直流发生双极闭锁仿真分析，得出不同运行工况和稳控策略下电压的分布，并对哈密高密度风电地区电压进行深入分析。对于实际运行的交直流混联系统闭锁故障提高系统电压稳定性和减小风电场电压波动有重要的意义。

1风电并网电压波动原理分析

风电作为间歇性能源，其出力跟随风速变化。当前大部分风电场主要分布在较为偏远的地区，一般位于网络的尾端。该位置网架结构薄弱，抗扰动性差。风电并网后，风机输有功的同时，还需吸收一定的无功。随接入风机容量的增大，电网电压的影响也更显著，并可导致系统的瓦解[7-8]。风电并网引起电网电压波动的本质是由于风机出力的波动性导致。风电并网等效网络如图1所示。

图1　风电并网等效网络

由图1等效网络可知：

(1)

(2)

对于通常情况下，由于

(3)

所以公式(2)化简为

(4)

由功率的流向可知:

Pb=P-ΔP

(5)

Qb=Qc+2Qc/2-QG-ΔQ

(6)

由分析可知：当风电场的有功出力增加时，线路无功损耗ΔQ也增大；当风电场所吸收的无功QG与线路无功损耗ΔQ之和大与机端并联电容所提供的无功QC和输电线路的充电功率2Qc/2之和时，Qb是小于0的。若PbR+QbX<0，则有UaUb情况。通过分析风电场接入电网后对并网点的电压影响，由理论分析知，风电场并网点的电压主要是由：风电场的有功出力波动、风电场自身的功率因数(无功特性)、风功率输送线路参数(阻抗值)及所并网点的电网情况等因素影响。

2交直流混联系统运行特性分析

2.1　交直流混联系统输电特性

交直流混联系统既可发挥交流联网的优势，又可利用直流输电传输功率可快速调节的特点来改善系统的稳定，有利于综合发挥交流和直流输电的优势。但注意的是交直流系统间输送能力要有一个恰当比例。交流线路故障时，能借助于直流系统的功率调制等快速调节功能，保证系统稳定；直流线路故障时，其甩至与之并联的交流线上的功率应该不超过系统暂态稳定所能承受的程度。可见，采用“强直弱交”的联网运行方式将不利于系统的稳定[9-10]。

2.2　交直流混联系统安全运行的特点

特高压直流输电对比交流输电，其功率和运行方式有较强的可控性。运行中，直流系统输送有功功率大、吸收的无功多，一旦直流系统发生故障时，导致功率转向交流系统，大量的有功和无功将引起电压和频率的波动[11]。因此，对于交直流系统不同的故障，可采取的安全措施如下：①直流闭锁故障引起的潮流转移对交流系统形成冲击，系统应保持稳定，对于电源直接送出的直流线路单极闭锁故障，可采取切机措施；②对于电源直接送出的交流线路，发生三永短路故障，可考虑采取切机措施。受端换流站交流侧发生短路故障，虽然可能会出现换相失败，但故障切除后直流系统应能够恢复正常运行；③利用直流调制减小交、直流系统故障对系统的冲击，有效地抑制故障后的系统振荡，以及增强系统的阻尼特性；④直流双极闭锁故障是严重的故障形式，故障极功率转移至交流系统，会引起交流线路功率和电压的振荡，为防止直流双极闭锁故障引起系统功角和电压失稳，可考虑采取的措施有在送端切除一定容量发电机组、解列电网等，可结合实际电网分析[12-14]。

3新疆地区某电网运行特性分析

目前，新疆哈密地区电网已形成高密度风电基地，并且该地区风电汇集交流750 kV及±800 kV天中直流外送通道，对于疆电外送作用重大。图2所示为哈密地区电网示意图。

图2　哈密地区电网示意图

由图2可知，哈密地区风电主要集群接入哈密北、十三间房、哈密南3个地区。高密度风电将严峻考验着交直流混输电系统，以及天中特高压直流系统发生闭锁故障导致风电上网功率变化、电压波动等影响。根据直流的运行机理，无功消耗量大，目前电网配置一定量的滤波器来提供无功补偿。此外，在天山换流站还配备了直流电源。由于天中直流配套电源未投运，天山换流站500 kV母线短路电流偏小(11 kA),发生单极或双极闭锁事件后，交流滤波器无法快速切除，存在一定的时间差。而且为了保证新疆与西北主网功角不失去稳定，需要切除新疆网内机组，造成哈密地区电压上升幅度大，同时直流近区风机因为高电压问题脱网，造成电压近一步上升。随着直流配套电源增加，天山换流站500 kV母线短路电流也逐步增大，电网调节能力有所增强。但天中直流传输功率也在不断增大，双极闭锁后，由于直流侧大量无功到送至交流侧，暂态电压上升幅度依然很大，甚至比无直流配套电源时还严重，近区风机脱网，发生连锁故障的运行风险仍然存在。

因此，针对新疆哈密地区高密度风电及天中特高压直流故障引起的电压问题。以该直流发生双极闭锁故障为例，依据配套电源、哈密地区风电场、疆内电源的分布情况，针对不同的稳控切机策略下，分析哈密地区电网运行的电压分布。

4仿真分析

根据直流输电系统电力组织情况，考虑直流外送电力2 000 MW与5 000 MW两种运行工况，当天中直流发生闭锁故障后仿真分析不同的稳定控制策略下哈密地区电压分布特性。(说明：哈密交直流混联系统750 kV交流外送通道的功率不平衡量考虑1 200 MW。)

表1　直流外送电力组织情况

4.1　天中直流输送2 000 MW时电压分析

当天中直流输送功率2 000 MW时，根据电力组织情况其潮流运行如图3所示。

图3　电力组织潮流示意图

当天中直流发生双极闭锁时，据新疆750 kV实际交流系统不平衡功率量1 200 MW，稳控应切除800 MW网内上网机组。仿真分析对高密度风电地区电压波形如图4所示。

根据图4仿真结果显示， 直流闭锁故障前，风机机端电压维持范围为0.95～1.06 p.u，110 kV母线电压维持范围为1.035～1.06 p.u，220 kV母线电压维持范围为1.045～1.05 p.u。当发生直流闭锁故障后，该地区电压均出现上升趋势,其中风机机端电压变化幅度为0.017 1～0.017 5 p.u，110 kV母线电压变化幅度为0.017 1～0.018 3 p.u，220 kV母线电压变化幅度为0.016 2～0.182 p.u。

图4　直流故障稳控动作后高密度风电地区电压变化

4.2　天中直流输送5 000 MW时电压分析

当天中直流输送功率5 000 MW时，根据电力组织情况其潮流运行如图5所示。

图5　电力组织潮流示意图

当天中直流发生双极闭锁时，据新疆750 kV实际交流系统不平衡功率量1 200 MW，稳控应切除3 800 MW网内上网机组。此时考虑电力组织潮流中直流配套电源不同的保留情况，构成直流配套电源全切(稳控策略1)与保留2台机组(稳控策略2)运行的稳控策略。

1)稳控策略1：配套电源2 000 MW机组全切+切哈密风电800 MW+切疆内火电机组1 000 MW。此时高密度风电地区电压波形如图6所示。

根据图6仿真结果显示， 直流闭锁故障前，风机机端电压维持范围为0.95～1.08 p.u，110 kV母线电压维持范围为1.012～1.029 p.u，220 kV母线电压维持范围为1.03～1.038 p.u。当发生直流闭锁故障后，该地区电压均出现上升趋势,其中风机机端电压变化幅度为0.072～0.09 p.u，110 kV母线电压变化幅度为0.073～0.091 p.u，220 kV母线电压变化幅度为0.068～0.082 p.u。

图6　直流故障稳控1动作后高密度风电地区电压变化

2)稳控策略2：切部分配套电源1 000 MW机组+切哈密风电800 MW+切疆内火电机组2 000 MW。此时高密度风电地区电压波形如图7所示。

图7　直流故障稳控2动作后高密度风电地区电压变化

根据图7仿真结果显示， 直流闭锁故障前，风机机端电压维持范围为0.95～1.08 p.u，110 kV母线电压维持范围为1.012～1.029 p.u，220 kV母线电压维持范围为1.03～1.038 p.u。当发生直流闭锁故障后，该地区电压均出现上升趋势,其中风机机端电压变化幅度为0.073～0.106 p.u，110 kV母线电压变化幅度为0.073～0.086 p.u，220 kV母线电压变化幅度为0.075～0.092 p.u。

表2　电压波动幅度对比分析

根据上述不同运行工况的稳控策略作用下，电压波动范围对比分析如表2所示。

当直流输电系统不同的传输功率工况下，直流发生双极闭锁稳控策略作用后，由表2的对比分析可知：①无论何种工况下三塘湖风电场母线电压波动幅度均较大；110 kV母线电压波动幅度较大均出现在烟墩区域，但不同厂站电压波动幅度差异；220 kV母线电压波动幅度较大出现在不同的区域。②对比直流配套电源切机情况，全切机组较部分机组保留而言，系统整体稳态压升幅度较高，易对系统产生较大影响。对疆内机组而言，过多切除机组易造成交流通道功率大规模的转移，进而带来系统稳定性问题。③无论何种工况运行下直流故障稳控策略作用后，都易导致哈密高密度风电地区机端暂态电压过高，风机存在潜在的脱网威胁。

5结论

通过对哈密地区天中直流发生闭锁故障，对不同的工况下仿真分析电压分布特性得出如下结论：

1)直流大功率运行配套电源全投入时，当直流发生闭锁故障后，稳控策略保留部分配套电源运行(1～2台机组)有利于电压稳定。同时辅以无功控制利于系统稳定；

2)考虑不同稳控策略的影响，直流闭锁故障后需综合考虑风电、疆内火电和配套电源的稳控策略，避免止疆内过多切除火电导致线路过载，同时避免风电过多切除导致高电压的问题，将进一步导致风电大规模脱网；

3)对于直流闭锁故障稳控策略后，风电集群接入区域电压波动较大，尤其是烟墩区域、出现电压波动幅度较大，需要提升风机的耐高压(1.15 p.u)能力，进一步提升风电稳定运行能力。

因此，针对哈密高密度风电、交直流混联系统的稳定运行及电压分布特性研究，有一定的工程应用价值。

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常喜强(1976)，高级工程师，从事电力系统分析与控制、调度运行控制工作；

樊艳芳(1971)，副教授、硕士生导师，研究方向为电力系统稳定与控制；

张锋(1978)，高级工程师，从事电力系统分析与控制、调度运行控制工作；

王衡(1984)，工程师，从事电力系统分析与控制工作；

郑少鹏(1985)，工程师，从事电力系统分析与控制工作；

魏威(1985)，学士，主要从事电网调度与控制工作；

钟显(1989)，硕士研究生，研究方向为电力系统稳定与控制。

中图分类号：TM711

文献标志码：A

文章编号：1003-6954(2015)04-0005-05

基金项目：国家自然科学基金项目(51467019)

作者简介：

(收稿日期：2015-06-24)

Abstract：Recently, the AC-DC hybrid systems develop rapidly with large scale and complex structure, which makes the security and reliability of power grid being more difficult to be controlled. With the wind power, solar energy and other intermittent energy come to the sending end of DC, the operating characteristics of AC-DC systems have become more complicated, and bring other new problems. DC blocking faults which affect the voltage stability is a major factor limiting power transmission, and because of its sudden occurrence and concealment, it is difficult to see through their signs clearly in the earlier stage of an accident and unable to take effective measures in time. Therefore, the principles of voltage fluctuations in the integrated wind farms and the operating characteristics of AC-DC hybrid system are analyzed. When blocking faults occur in UHVDC transmission system, the differences about voltage in AC-DC hybrid system will be analyzed through different control measures according to the voltage distribution characteristics of a wind farm in Xinjiang, and the measures for improving the voltage stability are proposed. Therefore, through simulating DC blocking faults, the analyses provide an important reference to improve the voltage stability of AC-DC hybrid system and reduce the impacts of voltage fluctuations on the off-grid wind turbines.

Key words：high-density wind power; HVDC; voltage influence; voltage stability; bipole tripping