特高压双直流送端电网直流闭锁故障稳控措施研究*

刘红政，樊艳芳

(新疆大学 电气工程学院, 乌鲁木齐 830047)

0 引 言

中国西北部能源比较丰富，但是与中东部重负荷地区距离甚远，需要通过较远的输电线路将电力送至重负荷地区。特高压直流线路输送容量大，输送距离远，在电力外送中发挥重要作用。2017年，准东-重庆 ±1 100 kV特高压直流作为新疆电网第二条直流外送通道接入新疆送端电网，届时，新疆送端电网将形成含 ±800 kV直流和 ±1 100 kV直流的双直流送端电网，双直流的相互耦合使送端电网运行特性变得更加复杂。由于直流输电系统中无功消耗大，导致直流闭锁故障对电网电压冲击巨大，双直流送端电网的暂态电压稳定性问题将更加突出[1-2]。

目前，国内学者针对含多直流送受端电网直流闭锁故障采取稳控措施的相关问题已进行了大量研究。文献[3-5]针对直流发生双极闭锁故障提出利用常规稳控措施切机切负荷，能有效使系统恢复稳定。特高压直流输电线路可以实现功率快速的调节和灵活的控制，在电网允许的条件下其变化量可按给定量自由调节[6-7]。特高压直流系统均具有2 h的1.1 倍的过载能力和3 s的1.5 倍过载能力，文献[8-9]提出在交直流电网受到严重故障冲击的情况下，利用直流线路过载能力，快速提升直流线路输送的功率，可以改善暂态过程中受端的功率不平衡量，提高电网的暂态功角稳定性。文献[10-12]提出了交直流混联送端电网稳定运行控制最需要关注的是暂态电压问题。2017年两条特高压直流接入新疆送端电网，当直流系统发生闭锁故障时易引发送端电网暂态电压越限，威胁双直流送端电网安全稳定运行。因此，结合特高压直流线路的特点，针对新疆双直流送端电网的稳控措施，需进一步进行分析[12-15]。

文章基于新疆电网2017年规划网架结构，针对特高压双直流、超高压交流混联送端系统，当 ± 800 kV哈郑直流发生闭锁故障，通过综合仿真软件(PSASP)仿真分析哈郑直流单双极闭锁的情况下两种不同的稳控措施对送端电网暂态电压的影响，提出了综合考虑 ±1 100 kV直流紧急功率支援配合送端电网切机的稳控措施，对提高双直流送端电网的电压稳定运行及优化送端电网稳控切机不平衡量具有重要的参考价值。

1 特高压双直流送端电网结构与边界条件

1.1 特高压双直流送端电网结构

2017年±1 100 kV准东直流将作为第二条直流外送通道接入新疆送端电网。新疆电网通过750 kV交流线与西北联网，哈煌和哈州750 kV交流断面是新疆电力外送的主要出口，同时，新疆电网还将通过±800 kV哈密—郑州直流、±1 100 kV准东—重庆直流向华中华东电网供电，哈郑直流外送功率极限为8 000 MW，准东直流外送功率极限为 12 000 MW，2017年新疆电网系统接线如图1所示。

图1 2017年新疆电网系统接线

1.2 特高压双直流送端电网边界条件

基于新疆电网2017年底冬小负荷潮流数据分析，新疆电网潮流合理分布，各等级电压也在合理范围之内。受乌北-五彩湾N-2故障后新疆最大可组织3 000 MW切机量的约束，乌北-五彩湾+吐鲁番-鄯善750 kV断面的输电能力为6 500 MW。在天中直流满送8 000 MW和甘新断面外送3 000 MW的条件下，对应的准东直流输电能力为7 500 MW。当哈郑直流发生直流闭锁故障时，可利用 ±1 100 kV准东直流紧急功率支援配合常规稳控措施提高双直流送端电网暂态稳定性。

1.3 电力系统电压稳定判据

基于DL/T 1172-2013《电力系统电压稳定评价导则》中的相关规定，在电网受到大或小的扰动后，电网电压能够保持或恢复到规定范围之内，即系统中枢点母线电压能够在10 s以内恢复到80%Un以上，电压波动曲线表现为减幅振荡趋势。结合新疆电网实际的运行特性，电网故障后暂态电压压升不能超过35 kV，降低电网故障后的暂态压升能有效缓解故障后不平衡能量对新疆双直流送端电网的冲击。

2 特高压双直流紧急功率支援

2.1 特高压双直流紧急功率支援的实现

直流紧急功率支援作为一种经济的控制手段，包括直流功率提升和回降。当一条直流故障时，另一条直流通过紧急功率支援改变直流功率的提升值，由调度人员根据电网当前运行状况，通过手动输入直流功率提升值和功率升降的速率来改变直流线路输送功率，直流功率提升按图2的规律变化。

图2 直流功率提升曲线

功率提升前后的直流功率关系为：

Pdc1=Pdc0+Kte-ts

(1)

式中Pdc0为直流初始传输的有功功率；Pdc1为直流紧急功率提升后传输的有功功率；ts为有功功率提升的起始时间；te为有功功率提升的结束时间；K为功率改变的速率。

2.2 特高压直流紧急功率支援机理分析

当电网遭受大扰动后，利用直流紧急功率支援提升系统暂态稳定性可以通过等面积法则分析。特高压双直流送端电网可等值为单机无穷大系统，如图3所示。

图3 双直流并联单机无穷大系统

特高压双直流送端电网的电磁功率可表示为：

(2)

式中PE为等值发电机的电磁功率；Pd1、Pd2为两条特高压直流的输送功率；U1、U2分别为等值发电机暂态电势和受端电网母线电压；δ为等值无穷大系统送受端电压相角差。

等值发电机转子运动方程如下：

(3)

式中PM为原动机机械功率;M为等值发电机的惯性常数。

结合式(2)和式(3)可得出：

(4)

其中：

PT=PM-Pd1+Pd2

(5)

当直流发生故障导致该条直流的直流功率无法送出时(假如Pd1无法送出)，即：

PT=PM-Pd2

(6)

PT的值增大，导致发电机转子受过剩转矩的作用而加速，若使系统稳定需要快速减小PT的值，即减少加速面积，从而减少了机组之间相对运动的振荡幅度，提高了系统的暂态稳定性。假设Pd1直流功率因故障无法送出，导致PT增大，利用直流紧急功率支援使直流输送功率Pd2提升ΔP，此时：

PT=PM-Pd2+ΔP

(7)

可见，利用直流紧急功率支援可以使PT的值减小，减少系统受到大扰动后的加速面积，提高系统暂态稳定性。

Qd=Pdtanα

(8)

式中Pd为直流传输有功功率；Qd为直流消耗的无功功率；α为直流系统换相角。由式(8)可见，利用直流紧急功率提升无故障直流的有功功率，可以增大消耗系统故障后多余的无功功率，平衡直流故障后盈余的无功。

3 直流闭锁故障下不同稳控措施仿真分析

依托2017年新疆电网底冬季网架结构，数据选择新疆电网2017年冬小负荷数据，仿真分析软件采用PSASP综合分析程序。甘新断面外送3 000 MW，准东直流输电能力为7 500 MW，哈郑(天中)直流外送功率8 000 MW，以哈郑直流单极闭锁和双极闭锁两种运行工况，仿真哈郑直流闭锁故障，综合考虑新疆送端电网切机和 ±1 100 kV准东直流紧急功率支援，分析不同的稳控措施对双直流送端电网电压的影响。两种稳控措施均以最小切机量为原则制定。

3.1 哈郑直流单极闭锁后稳控措施分析

当哈郑直流单极闭锁故障4 000 MW后系统失稳，盈余功率将通过敦鱼断面(敦煌-酒泉和沙州-鱼卡)转移至西北主网，考虑750 kV交流通道不平衡量1 800 MW，需切除2 200 MW火电机组。考虑全切火电、利用直流紧急功率支援和切火电配合设定两种稳控措施，稳控措施如表1所示。

表1 哈郑直流单极闭锁稳控措施

在正常运行方式下，新疆电网750 kV母线电压在0.97 p.u.～0.98 p.u.，220 kV母线电压在1.05 p.u.～1.07 p.u.之间，各风机出口电压在0.98 p.u.～1.09 p.u.。

(1) 稳控措施一：考虑全切送端电网火电2 200 MW，仿真分析新疆电网750 kV、220 kV和风机出口母线电压曲线如图4所示。

图4 直流单极闭锁故障后稳控措施一时电压变化曲线

直流单极闭锁故障后全网母线电压均有所升高，由图4可知，当切除送端电网火电机组2 200 MW后，电网750 kV母线电压维持在1.00 p.u.～1.015 p.u.，220 kV母线电压维持在1.07 p.u.～1.10 p.u.，机端母线电压维持在1.02 p.u.～1.12 pu.。且750 kV母线压升0.045 p.u.，220 kV母线压升0.05 p.u.，风机机端母线马莲泉压升达0.025 p.u.。

(2) 稳控措施二：通过大量的暂态仿真计算，当准东直流功率提升了800 MW，配合切送端电网火电1 500 MW，系统稳定。仿真分析新疆电网750 kV、220 kV和风机出口母线电压曲线如图5所示。

图5 直流单极闭锁故障后稳控措施二时电压变化曲线

由图 5 可知，故障后电网各母线电压等级均升高，当提升准东直流紧急功率支援800 MW，切除送端电网火电机组1 500 MW，750 kV母线电压维持在0.99 p.u.～1.00 p.u., 220 kV母线电压维持在1.05 p.u.～1.08 p.u.，机端母线电压维持在1.00 p.u.～1.09 p.u.。且750 kV母线压升0.025 p.u.，220 kV母线压升0.03 p.u.，其中，五彩湾220 kV母线压降0.01 p.u.，风机机端母线马莲泉电压基本与正常运行时持平。

3.2 哈郑直流双极闭锁后稳控措施分析

当哈郑直流双极闭锁故障8 000 MW后系统失稳，盈余功率将通过敦鱼断面(敦煌-酒泉和沙州-鱼卡)转移至西北主网，考虑750 kV交流通道不平衡量1 800 MW，需切除6 200 MW火电机组。考虑送端电网切火电、直流紧急功率支援制定两种稳控措施，稳控措施如表2所示。

表2 哈郑直流双极闭锁稳控措施

(1) 稳控措施一：考虑全切送端电网火电6 200 MW，仿真分析新疆电网750 kV、220 kV和风机出口母线电压曲线如图 6 所示。

由图6可知，故障后母线电压升高，当切除送端电网火电机组6 320 MW后，新疆电网750 kV母线电压维持在1.03 p.u.～1.06 p.u.，220 kV母线电压维持在1.05 p.u.～1.15 p.u.，机端母线电压维持在1.02 p.u.～1.15 p.u.。

图6 直流双极闭锁故障后稳控措施一时电压变化曲线

(2) 稳控措施二：通过大量的暂态仿真计算，当准东直流功率提升了1 000 MW，配合切送端电网火电5 300 MW，系统稳定。仿真分析新疆电网750 kV、220 kV和风机出口母线电压曲线如图7所示。

由图7可知，故障后母线电压升高，当切除送端电网火电机组5 500 MW配合直流紧急功率支援1 000 MW后，新疆电网750 kV母线电压维持在1.02 p.u.～1.05 p.u.， 220 kV母线电压维持在1.02 p.u.～1.12 p.u.， 机端母线电压维持在1.00 p.u.～1.13 p.u.。且750 kV母线压升0.05 p.u.，220 kV母线压升0.035 p.u.， 风机机端母线马莲泉压升达0.03 p.u.。

图7 直流双极闭锁故障后稳控措施二时电压变化曲线

4 仿真结果对比分析

(1)哈郑直流单极闭锁时，针对方案一和方案二进行对比分析。由表1可知，稳控措施二比措施一少切机700 MW，利用直流紧急功率支援参与送端电网的稳控方案制定，能有效减少电网的稳控切机量。措施一与措施二电压偏差如表3所示。

表3 稳控措施一与措施二电压偏差对比

哈郑直流单极闭锁时，由稳控措施一、二分析可知，由于利用准东直流紧急功率支援，措施二的切机量明显小于措施一，措施二对于750 kV 、220 kV 以及风电场机端电压母线电压稳态压升变化均小于措施一，而且220 kV母线电压局部地区(五彩湾)电压还降低了1 %，这主要是因为 ±1 100 kV准东直流紧急功率支援会平衡哈郑直流故障后送端电网盈余的无功功率。

(2)哈郑直流双极闭锁时，针对措施一、措施二进行对比分析。由表1可知，稳控措施二比措施一少切机900 MW，综合考虑送端电网切机和直流紧急功率支援的配合的稳控方案，能有效优化送端电网稳控切机不平衡量。措施一和措施二电压偏差如表4所示。

哈郑直流双极闭锁时，由稳控措施一、措施二分析可知，措施二的切机量明显小于措施一，措施二对于750 kV、 220 kV 以及风电场机端电压母线电稳态压升变化明显小于措施一，而且 220 kV母线电压局部地区(五彩湾)电压还降低了1%～2%。

表4 稳控措施一、措施二、措施三电压偏差对比

可见，利用直流紧急功率支援配合新疆电网稳控切机方案能平衡直流故障后部分地区的无功功率，能有效降低直流故障后的送端电网暂态电压压升。

5 结束语

针对新疆特高压双直流送端电网，在哈郑直流输送功率8 000 MW时，当哈郑直流输送闭锁故障，通过仿真分析两种不同的稳控措施对送端电网稳定运行的影响，可得出以下结论：

(1) 在满足新疆送端电网安全稳定约束前提下，利用直流紧急功率支援参与送端电网的稳控措施的制定，能有效减少电网的稳控切机量，将对双直流送端电网的经济稳定运行产生较大的影响;

(2) 利用直流紧急功率支援配合新疆电网稳控切机措施能平衡直流故障后部分地区的无功功率，能有效降低直流故障后的送端电网暂态电压压升，将对系统电压稳定产生较大影响。

因此，文章针对特高压双直流送端电网哈郑直流闭锁故障后的两种不同的稳控措施进行了仿真分析，仿真分析可得，利用直流紧急功率参与新疆送端电网稳控措施的制定对提高含双直流、大规模风电及750 kV交流系统的稳定运行，具有一定的应用研究价值。