内蒙古—京津冀直流工程投运后系统稳定特性影响分析

郭 琪，李丹丹，闫桂红，杨志国，慕 腾，雷 轲，赵 越，武海燕

（1.内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司，呼和浩特 010020；2.内蒙古自治区电力系统智能化电网仿真企业重点实验室，呼和浩特 010020；3.内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力调度控制分公司，呼和浩特 010010）

0 引言

为统筹经济社会发展、能源清洁低碳转型、碳达峰碳中和等多个目标，国家发展与改革委员会提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，推动跨省区输电通道，有效提升大范围资源优化配置能力。内蒙古地区风光资源丰富，但分布相对分散，与负荷中心距离较远[1-3]。直流输电技术可以满足长距离、大容量新能源外送需求，是适应大规模新能源送出的优选方案[4-6]。内蒙古电网规划建设2回±660 kV直流线路，汇集大量光伏、风电等清洁能源资源，向京津冀电网送电，届时内蒙古电网将从纯交流网络变为交直流混连电网[7-8]。当送端电网发生N-1 交流故障及直流闭锁故障时，无功冲击、新能源进入低电压穿越后的有功回退和暂态过程中的无功反调均可能导致送端电网暂态稳定问题[9-14]。本文结合规划建设的2回±660 kV直流工程，从短路电流、短路比、暂态稳定角度分析该直流工程对内蒙古电网特性的影响，为后续直流工程在内蒙古电网的建设提供参考。

1 内蒙古—京津冀直流工程概况

内蒙古—京津冀外送通道规划建设2回±660 kV直流线路，每回输送容量4000 MW，起点鄂尔多斯市，落点河北省；每回直流配套光伏4000 MW，风电和煤电各2000 MW。送端规划建设2 座换流站，送雄安直流为达拉特换流站，送邯郸直流为杭锦北部换流站。达拉特换流站通过2回500 kV线路接入耳字壕500 kV变电站与内蒙古电网连接；杭锦北部换流站通过2 回500 kV 线路接入过三梁500 kV 变电站与内蒙古电网连接。内蒙古电网交直流混连送端系统结构见图1。

图1 内蒙古电网交直流混连送端系统结构图Fig.1 Structure diagram of the AC/DC hybrid transmission end system of Inner Mongolia power grid

2 内蒙古电网特性影响分析

以内蒙古电网2021 年2—3 年滚动计算下发的“2025年丰大方式”为基础，根据最新版“十四五”规划修改为2025 年网架基础进行计算。内蒙古电网采用详细的发电机暂态电势模型，系统负荷为60%的马达功率和40%的恒定阻抗构成的综合负荷模型。

外送断面保证功率为4900 MW不变，内部各断面如下：呼丰断面功率为9300 MW，呼包断面功率为6000 MW，响布坤德断面功率为4000 MW，布乌德和断面功率为2000 MW。内蒙古电网风电机组主要集中在北部，火电机组主要集中在南部，以2025年预测丰大数据为基础进行计算，电源装机及负荷情况为（不考虑特高压配套新增电源）：风电总装机容量22 432 MW，火电总装机容量52 684 MW，光伏装机9171 MW，负荷41 722 MW（含厂用电4007 MW），风电汇集区共配置7台50 Mvar调相机；外部边界条件为：特高压长南线解列，山西两横特高压送出功率160 000 MW，山东电网外送功率4000 MW，内蒙古电网与华北主网保持4 回500 kV交流线路联络。

初始运行方式为内蒙古电网全网新能源大发方式，网内火电机组最小出力按总容量的50%计算。网汇0 MW方式为直流送出功率8000 MW全部由配套电源提供；网汇2000 MW方式为直流送出功率8000 MW中4000 MW由配套电源提供，即每回直流网汇2000 MW。

2.1 短路电流水平

2 回±660 kV 直流及其配套工程投运前后网内主要场站短路电流见表1。2回±660 kV直流工程配套大容量火电机组以及4台50 Mvar调相机，接入内蒙古电网后，耳字壕和过三梁等直流工程附近变电站短路电流明显增加，增幅约7 kA，但该直流工程配套火电机组及调相机对于距离较远的外送通道附近短路电流影响较小，如汗海变电站和丰泉变电站。2回±660 kV直流投运后，各场站短路电流均未超过现有开关遮断电流。

表1 2回±660 kV直流及其配套工程投运前后短路电流Tab.1 Short circuit current of two-circuit ±660 kV DC project before and after operation kA

2.2 短路比

直流短路比是表征直流输电所连接的交流系统强弱的指标，直流短路比SCR（Shourt-Circuit Tatio，SCR）定义为：

式中：Sac为换流站交流母线短路容量，MW；Pdc为直流输电功率，MW。

若进一步考虑换流站交流母线无功补偿设备的影响，将直流有效短路比ESCR（Effective Shourt-Circuit Ratio，ESCR）定义为：

式中：Qac为换流站交流母线的无功补偿容量，Mvar。

2回直流母线短路比计算结果见表2。2回特高压直流接入电网的直流短路比均大于3，说明在网汇0 MW 和2000 MW 方式下，交流电网的短路容量均较大，直流扰动冲击对交流系统电压的波动幅度影响相对较小，直流送端电网为强交流系统。短路比只是交流系统对直流承载能力的评价指标，仍应开展必要的安全稳定计算分析，以满足直流和新能源大规模接入交流系统后电网的安全稳定运行要求。

表2 直流短路比计算结果Tab.2 Calculation results of DC short circuit ratio

2.3 交流系统故障

2.3.1 小扰动分析

内蒙古电网与华北电网交流联网格局下，制约输电能力的主要因素为关键联络线发生故障扰动后内蒙古机组对山东机组功角振荡，频率为0.3～0.4 Hz。采用小扰动稳定分析方法对基础数据进行了分析，得到内蒙古电网的主要振荡模态见图2。

图2 内蒙古电网主要振荡模态图Fig.2 Diagram of main oscillation modes of Inner Mongolia power grid

经小干扰稳定分析，系统主导振荡模式是“内蒙古—山东”，网汇0 MW方式频率为0.354 Hz，阻尼比为0.093。网汇2000 MW方式频率为0.337 Hz，阻尼比为0.090。按照小扰动标准，在正常方式下，区域振荡模式的阻尼比应达到0.03 以上，由此可知，两种方式的小干扰均满足标准要求。

2.3.2 大扰动分析

对基础方式进行500 kV 南北通道及直流近区关键线路N-1安全稳定计算分析。以网汇0 MW方式为例，发生汗沽三永N-1 故障后网内机组功角曲线和线路潮流曲线分别如图3 和图4 所示。N-1 安全稳定校核结果显示，无需采取控制措施，可满足系统与直流稳定运行。

图3 汗沽三永N-1故障机组功角曲线Fig.3 Power angel curve of Hangu Sanyong N-1 fault unit

图4 汗沽三永N-1故障线路潮流曲线Fig.4 Power flow curve of Hangu Sanyong N-1 fault line

2.4 直流闭锁故障

2.4.1 直流单极闭锁

当鄂换一直流换流站（以下简称鄂换）发生单极闭锁后，系统稳定。以网汇0 MW方式为例，系统暂态响应特性如图5—图7 所示。鄂换一直流单极闭锁后，由于故障极送端滤波器延迟切除，在未切除期间，滤波器大量盈余无功倒送至送端交流系统，引起交流系统电压升高，送端换流站鄂换一交流母线电压最高达到1.061（p.u.），新能源机组伊光一1风机机端电压最高达到1.16（p.u.），进入高电压穿越，但无机组脱网。切除故障极滤波器后，送端交流系统及新能源机组机端电压逐渐下降并恢复到正常水平。直流单极闭锁后，有功功率盈余造成系统频率最高上升至0.25 Hz，系统阻尼比为0.105 1，故障切除后，系统频率、发电机功角及线路功率振荡逐渐平息。

图5 单极闭锁后鄂换一直流功率Fig.5 Ehuanyi DC power after unipolar locking

图6 单极闭锁后换流站母线及新能源机端母线电压Fig.6 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus after unipolar locking

图7 单极闭锁系统频率偏差Fig.7 System frequency deviation after unipolar locking

2.4.2 直流双极闭锁

网汇0 MW方式，当鄂换一直流发生双极闭锁，系统暂态响应特性如图8—图10所示。在未切除故障期间，滤波器大量盈余无功倒送至送端交流系统，引起交流系统电压升高，送端换流站鄂换一交流母线电压最高达到1.14（p.u.），新能源机组伊光一1 机端电压最高达到1.28（p.u.），进入高电压穿越，但无机组脱网，切除双极滤波器后，送端交流系统及新能源机组机端电压逐渐下降并恢复到正常水平；直流双极闭锁后，有功功率盈余造成系统频率最高上升0.415 Hz，系统阻尼比为0.095 6，故障切除后，系统频率、发电机功角及线路功率振荡逐渐平息。

图8 双极闭锁后鄂换一直流功率Fig.8 Ehuanyi DC power after bipolar locking

图9 双极闭锁后换流站母线及新能源机端母线电压Fig.9 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus after bipolar locking

图10 双极闭锁后系统频率偏差Fig.10 System frequency deviation after bipolar locking

网汇2000 MW方式，当鄂换一直流发生双极闭锁后，系统电压如图11 所示。双极闭锁后，大量潮流涌入主网，最大达到4000 MW。网汇2000 MW方式且全网新能源大发，新能源汇集站无功补偿相对不足，电压水平较低，故障后受潮流转移影响，网内多个场站电压失稳，中长期未能恢复至规定范围内的0.9（p.u.），系统电压失稳。

图11 双极闭锁后系统电压曲线Fig.11 System voltage curve after bipolar locking

根据电力系统安全稳定导则，直流双极闭锁属于第二级安全标准，允许采取相关措施，切除直流配套电源2150 MW后，系统稳定，阻尼比为0.136 2，如图12所示。切除配套电源及双极滤波器后，送端交流系统电压逐渐下降恢复到正常水平，系统频率、发电机功角及线路功率振荡逐渐平息，系统电压稳定。

图12 切机后系统电压曲线Fig.12 System voltage curve after generator tripping

2.4.3 第三次闭锁

当鄂换一发生第三次闭锁故障（双极连续三次换相失败），系统暂态响应特性如图13 所示。故障后，直流功率输送受阻，送端整流站大量盈余无功倒送至送端交流系统，引起交流电压升高，送端交流母线电压最高达到1.22（p.u.），新能源机组机端电压最高达到1.426（p.u.），进入高电压穿越，伊风一1、2、3、4 号风电机组电压超过1.3（p.u.），但并未脱网。直流功率受阻后，4000 MW有功功率通过鄂换一—耳字壕双回线路倒送回系统，有功功率盈余造成系统频率上升，故障切除后，系统频率、发电机功角及线路功率振荡逐渐平息。

图13 换流站母线及新能源机端母线电压Fig.13 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus

3 结论

本文从短路电流、短路比、交流系统故障、直流闭锁故障等方面分析了2 回±660 kV 直流及其配套工程投运后接入内蒙古电网引起的电网特征性变化，得出以下结论。

（1）2回±660 kV直流及其配套工程投运后，内蒙古电网短路电流水平整体上升，直流短路比较高，直流送端电网为强交流系统。

（2）2回±660 kV直流小扰动分析，满足小扰动要求，对网内关键断面N-1故障分析，系统稳定。

（3）全网新能源大发，网汇0 MW 方式，2 回±660 kV 直流单极和双极闭锁后，内蒙古电网能保持稳定运行。网汇2000 MW方式，2回±660 kV直流双极闭锁后，功率盈余带来频率升高和电压失稳问题，需合理设置切机量，进一步加强网架结构建设。