浙江交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析

凌衛(wèi)家，孫維真，葉 琳，張 靜，李林芝

?

浙江交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析

凌衛(wèi)家1，孫維真1，葉 琳1，張 靜1，李林芝2

(1.國網(wǎng)浙江省電力公司，浙江 杭州 310007；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027)

歸納提出了特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析通用流程，探討了影響靜態(tài)穩(wěn)定分析準(zhǔn)確度的多種關(guān)鍵因素及處理原則。詳細計算分析了±800 kV賓金和靈紹兩回特高壓直流密集饋入后，浙江電網(wǎng)的靜態(tài)功角和靜態(tài)電壓穩(wěn)定特性，并針對特殊方式下浙江電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定裕度下降等情況，提出了有針對性的預(yù)防措施。相關(guān)研究成果為新形勢下浙江電網(wǎng)的優(yōu)化運行和調(diào)度提供了理論依據(jù)。

特高壓；交直流混聯(lián)電網(wǎng)；靜態(tài)功角穩(wěn)定；靜態(tài)電壓穩(wěn)定；受端電網(wǎng)

0 引言

特高壓交直流電網(wǎng)是實現(xiàn)全國能源資源優(yōu)化配置的重要載體，可實現(xiàn)電力的大規(guī)模、遠距離輸送[1]。截止2015年底，浙江電網(wǎng)已經(jīng)投產(chǎn)了1 000 kV淮滬、浙福特高壓交流輸變電工程和±800 kV賓金特高壓直流輸變電工程等多項重點工程。隨著2016年夏季±800 kV靈紹特高壓直流輸變電工程的建成投運，浙江電網(wǎng)將全面發(fā)展成復(fù)雜的交直流混聯(lián)大型受端省級電網(wǎng)。一方面，上述特高壓輸電工程的相繼投產(chǎn)，顯著加強了浙江電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，為浙江提供了清潔的電力供應(yīng)，有效解決了浙江電力短缺的問題，保障了浙江經(jīng)濟社會的快速發(fā)展；另一方面，賓金和靈紹兩回特高壓直流密集饋入浙江西南和中北部后，華東及浙江電網(wǎng)的運行特性都將發(fā)生深刻的變化，“強直弱交”電網(wǎng)特性進一步顯現(xiàn)，系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量水平和動態(tài)無功支撐能力下降，給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來新的挑戰(zhàn)[2-7]，其運行的穩(wěn)定性一直備受關(guān)注。與此同時，浙江電網(wǎng)將出現(xiàn)了“大受電、小開機”方式，電網(wǎng)的靜態(tài)穩(wěn)定特性發(fā)生顯著的變化。在電網(wǎng)實際運行過程中，迫切需要針對浙江電網(wǎng)發(fā)展新形勢，開展合理規(guī)范的靜態(tài)穩(wěn)定分析，確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

靜態(tài)穩(wěn)定包括靜態(tài)功角和靜態(tài)電壓穩(wěn)定兩大方面[8-9]，是電網(wǎng)穩(wěn)定分析中不可或缺的重要部分。靜態(tài)分析方法具有計算速度快，能快速掃描大量電網(wǎng)故障，可給出穩(wěn)定裕度和靈敏度等重要信息的優(yōu)點，已經(jīng)在國內(nèi)外電力系統(tǒng)中得到越來越廣泛的應(yīng)用，是指導(dǎo)大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的重要手段和工具。

本文歸納設(shè)計了特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析的通用流程，探討了影響靜態(tài)穩(wěn)定分析準(zhǔn)確度的多種關(guān)鍵因素；對賓金和靈紹雙直流饋入浙江電網(wǎng)后的靜態(tài)功角和靜態(tài)電壓穩(wěn)定特性進行了大量仿真，歸納總結(jié)了靜態(tài)穩(wěn)定特性及影響因素。并針對特殊方式下浙江電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定裕度下降甚至不滿足國家標(biāo)準(zhǔn)的情況，提出了有針對性的預(yù)防性措施。研究成果為新形勢下浙江電網(wǎng)的優(yōu)化運行和調(diào)度提供了理論依據(jù)。

1 交直流受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析流程設(shè)計及關(guān)鍵因素探析

如圖1所示，特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析流程可以歸納為以下6個主要環(huán)節(jié)，分別為確定研究對象、確定計算方法和穩(wěn)定判據(jù)、選擇合理仿真模型、靜態(tài)穩(wěn)定計算和制定應(yīng)對措施等。工程實踐過程中要重點分析和關(guān)注能影響計算結(jié)果準(zhǔn)確性和可信度的關(guān)鍵因素。

圖1 特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析流程圖

1.1 確定研究對象

特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)通常包含特高壓交直流主網(wǎng)架、受端電網(wǎng)主網(wǎng)架以及較低電壓等級輸配電網(wǎng)架，各層網(wǎng)架組成如表1所示，其中特高壓主網(wǎng)架通常是遠方電力輸送至受端電網(wǎng)的骨干通道，具有輸送容量大、影響范圍廣的特點，而受端電網(wǎng)500 kV及220 kV主網(wǎng)架既是遠方電力的疏散通道也是主力機組接入局部電網(wǎng)的媒介，電網(wǎng)實際運行過程中必須確定靜態(tài)儲備是否滿足要求，故在特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析中，研究對象必須涵蓋特高壓主網(wǎng)架和受端電網(wǎng)主網(wǎng)架。

受地理環(huán)境、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和負荷分布等因素制約，與浙江電網(wǎng)類似，大型省級受端電網(wǎng)一般可進一步細分為多個分區(qū)，部分分區(qū)內(nèi)存在較大的有功功率和無功功率不平衡，其缺口需要通過關(guān)鍵輸電通道來轉(zhuǎn)送，這些通道也應(yīng)具備足夠的靜態(tài)穩(wěn)定裕度。因此，受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析除需要考慮正常方式、N-1故障后方式外，還需要考慮特高壓交流疏散通道、特高壓直流疏散通道、同桿架設(shè)線路故障以及特高壓直流雙極閉鎖等方式下系統(tǒng)的靜態(tài)穩(wěn)定性。

表1 受端電網(wǎng)的構(gòu)成

1.2 確定計算方法和穩(wěn)定判據(jù)

靜態(tài)功角穩(wěn)定分析方法主要包含特征根判別法和工程實用算法等多種方法[8]。受全維特征根算法“維數(shù)災(zāi)”和嚴(yán)重方式下潮流計算收斂性變差等因素限制，對于大規(guī)模系統(tǒng)，應(yīng)用特征根判別法時會產(chǎn)生比較大的困難。靜態(tài)功角穩(wěn)定工程實用算法由于計算速度較快、結(jié)果準(zhǔn)確度較高等原因，在實際工程中被廣泛采用。靜態(tài)功角穩(wěn)定分析過程中應(yīng)綜合考慮電網(wǎng)規(guī)模和復(fù)雜程度選擇合理的計算方法。

靜態(tài)功角穩(wěn)定工程實用算法的基本思路是使用穩(wěn)定計算程序，逐步增加送端機組的功率或減少送端電網(wǎng)負荷，并相應(yīng)地減少受端的機組功率或增加受端的負荷，通過功角特性曲線并采用d/d> 0作為穩(wěn)定判據(jù)來判別系統(tǒng)的穩(wěn)定性，所求得的輸電線路或斷面最大輸送功率即為靜態(tài)功角穩(wěn)定極限。在調(diào)整送受端機組功率時，需要注意合理分配各機組出力以提高計算準(zhǔn)確性。

記靜態(tài)功角穩(wěn)定功率裕度為pa，線路或斷面的極限傳輸功率為j，線路或斷面的正常傳輸功率為0，則相應(yīng)的靜態(tài)功角穩(wěn)定功率裕度定義為

pa(j-0)/0×100% (1)

根據(jù)《國家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算技術(shù)規(guī)范》[8](簡稱為《規(guī)范》，下同)的要求，在正常方式下，pa應(yīng)為15%~20%；在事故后運行方式和特殊運行方式下，pa不得低于10%。

靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析方法主要包括連續(xù)潮流法[9-12]、能量函數(shù)法[13]、非線性規(guī)劃法[14]、兩點估計法[15]等諸多方法，其中連續(xù)潮流法是靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析的經(jīng)典方法[8]，被廣泛應(yīng)用于工程實踐。

記靜態(tài)電壓穩(wěn)定功率裕度為pv，線路或斷面的極限傳輸功率為max，線路或斷面的正常傳輸功率為0，則相應(yīng)的靜態(tài)電壓穩(wěn)定功率裕度定義為

pv(max-0)/0×100% (2)

《規(guī)范》要求，在正常方式下pv> 8%，N-1故障方式后pv> 5%。

1.3 選擇合理仿真模型

高壓直流模型：高壓直流為交流系統(tǒng)提供電力的同時消耗了大量的無功功率，受端交流系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定性與直流系統(tǒng)控制方式緊密相關(guān)[16]。靜態(tài)穩(wěn)定分析過程中，需要選擇合理的高壓直流輸電模型，采用的模型應(yīng)能準(zhǔn)確模擬定電流控制、定功率控制、定直流電壓控制以及定關(guān)斷角控制等控制特性。

無功補償裝置模型：直流換流站和交流變電站內(nèi)的無功補償裝置的運行控制特性對靜態(tài)穩(wěn)定分析結(jié)果，特別是靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度的計算有顯著影響。因此，計算過程中換流站、500 kV變電站、220 kV變電站內(nèi)的無功補償裝置需要建立詳細模型和控制邏輯。在開展靜態(tài)電壓穩(wěn)定計算時，應(yīng)充分考慮無功補償裝置的離散控制特性，避免評估結(jié)果過于樂觀或過于保守。實踐表明，若不考慮無功補償裝置的離散投切控制功能，在某些工況下可能會導(dǎo)致局部電網(wǎng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度偏保守，不能真實反映靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度，極端情況下甚至可能無法進行連續(xù)潮流計算，主要原因是在“鼻點”附近，潮流畸重導(dǎo)致潮流收斂性變差。

2 浙江電網(wǎng)靜態(tài)特性分析

2.1 受端電網(wǎng)研究對象

2016年夏季靈紹特高壓直流投產(chǎn)后，總體上浙江電網(wǎng)已形成“交直互備、水火互濟、東西互供、南北貫通”的主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，特高壓“兩交兩直”混聯(lián)受端電網(wǎng)格局凸顯，交直流電網(wǎng)交互更加緊密，運行特性更為復(fù)雜。如圖2所示，根據(jù)特高壓交直流電網(wǎng)的落點和機組分布情況，浙江受端電網(wǎng)可以進一步劃分為浙北地區(qū)(區(qū)域1)、浙西南地區(qū)(區(qū)域2)和浙江寧紹臺溫地區(qū)(區(qū)域3)三大區(qū)域，并形成三個關(guān)鍵斷面，分別為錢塘江跨江斷面、寧紹臺溫受電斷面和浙西南水電外送斷面。

錢塘江跨江斷面與錢塘江重疊，由1000 kV安吉-蘭江雙線、500 kV紹興-涌潮雙線、500 kV蘭江-昇光雙線共計6回線路構(gòu)成，是浙江南北電網(wǎng)間電力交換主通道，也是靈紹特高壓直流和淮滬特高壓交流受入電力疏散通道。

寧紹臺溫斷面由紹興-舜江雙線、紹興-蘭亭雙線、蘭江-鳳儀雙線、金華-永康雙線、蓮都-甌海共計10回500kV交流線路構(gòu)成。此“十線斷面”將浙江電網(wǎng)從東西方向劃分為送端(區(qū)域1+區(qū)域2)和受端(區(qū)域3)兩大區(qū)域，交流特高壓落點、直流特高壓落點和省際聯(lián)絡(luò)通道均在“十線斷面”西部和北部；“十線斷面”以東則是寧波、紹興、臺州、溫州局等負荷集中區(qū)域。

圖2 浙江電網(wǎng)關(guān)鍵斷面示意圖

浙西南水電外送斷面由1000 kV安吉-蘭江雙線、500 kV蘭江-雙龍雙線、金華-永康雙線、蓮都-甌海8回線路構(gòu)成。與寧紹臺溫地區(qū)相反，浙江西南地區(qū)經(jīng)濟欠發(fā)達，但水能豐富，且特高壓賓金直流落點也在此區(qū)域。汛期浙江西南水電與賓金直流轉(zhuǎn)送的四川水電疊加大量送出時，浙西南水電送出斷面易重載或超限。

2.2 靜態(tài)功角穩(wěn)定特性分析

為了摸查靈紹直流投產(chǎn)后浙江電網(wǎng)各關(guān)鍵斷面靜態(tài)功角穩(wěn)定極限，特別是高受電比例條件下相關(guān)斷面靜態(tài)穩(wěn)定程度是否滿足要求，制定了2016年夏季高峰(2016XG)和冬季高峰(2016DG)、2017年夏季高峰(2017XG)和冬季高峰(2017DG)等多種典型方式，其負荷水平、開機方式及關(guān)鍵斷面初始潮流如表2、表3所示。根據(jù)上文所述的靜態(tài)穩(wěn)定分析流程，采用靜態(tài)功角穩(wěn)定工程實用算法對靜態(tài)功角特性進行了分析。

(1) 錢塘江跨江斷面

如表3所示，2016年夏季高峰方式下，錢塘江跨江斷面初始潮流為7 660 MW，其中蘭江-安吉雙線2 770 MW，蘭江-昇光雙線1 918 MW，紹興-涌潮雙線3 072 MW。采用上文所述工程實用靜態(tài)功角穩(wěn)定算法，減少安徽、江蘇、上海、浙北發(fā)電機組出力，增加浙南、福建發(fā)電機組出力，逐步逼近錢塘江過江斷面的穩(wěn)定極限。計算表明該斷面極限為16 340 MW，其中蘭江-安吉雙線6 880 MW、蘭江-昇光雙線4 240 MW、紹興-涌潮雙回5 220 MW，靜態(tài)功角穩(wěn)定裕度為113.3%，失穩(wěn)形式表現(xiàn)為浙西南和福建機組相對華東主網(wǎng)失步，其發(fā)電機功角仿真曲線如圖3(a)所示，各通道潮流仿真曲線如圖3(b)所示。類似地，可以獲得2016年冬季高峰、2017年夏季高峰和冬季高峰等運行方式下錢塘江跨江斷面靜態(tài)功角極限，具體數(shù)值如表4所示，其失穩(wěn)形式也表現(xiàn)為浙西南機組和福建機組相對華東主網(wǎng)失步，其中以滬、浙、閔字開頭的機組分別為上海、浙江和福建省內(nèi)機組(下同)。

表2 靜態(tài)功角穩(wěn)定計算基礎(chǔ)運行方式下負荷水平和開機方式

表3 靜態(tài)功角穩(wěn)定計算基礎(chǔ)運行方式下關(guān)鍵斷面初始潮流

表4 關(guān)鍵斷面靜態(tài)功角極限

注：冬季枯水期，浙西南水電送出斷面靜態(tài)功角穩(wěn)定極限不再給出。

圖3 2016XG錢塘江跨江斷面靜態(tài)功角穩(wěn)定仿真曲線

(2) 寧紹臺溫受電斷面和浙西南水電外送斷面

寧紹臺溫受電斷面和浙西水電外送斷面的靜態(tài)穩(wěn)定極限計算方法與錢塘江跨江斷面相同。2016年夏季高峰方式下寧紹臺溫斷面初始潮流為10 094 MW，其靜態(tài)功角穩(wěn)定極限為15 567 MW，靜態(tài)功角裕度達55%，失穩(wěn)形式表現(xiàn)為區(qū)域3內(nèi)的北侖電廠等機組相對區(qū)域2以及福建機組相失步，其發(fā)電機功角仿真曲線如圖4(a)所示，各通道潮流仿真曲線如圖4(b)所示。

圖4 2016XG寧紹臺溫斷面靜態(tài)功角穩(wěn)定仿真曲線

類似地，可以獲得典型方式下寧紹臺溫斷面和浙西南水電外送斷面的靜態(tài)功角極限及裕度(表4)。由仿真結(jié)果可知，上述三個關(guān)鍵斷面的靜態(tài)功角裕度均較大，顯著大于標(biāo)準(zhǔn)限值，其中穩(wěn)定裕度較小的浙西南水電送出斷面靜態(tài)功角穩(wěn)定裕度也達到了45%，靜態(tài)功角穩(wěn)定非電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的限制性因素，運行過程中需要重點關(guān)注熱穩(wěn)定和暫態(tài)穩(wěn)定問題。

2.3 靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析

采用靜態(tài)電壓穩(wěn)定工程實用算法對2016年夏季高峰(2016XG)、冬季高峰(2016DG)和汛期高峰(2016XU)等多種典型運行方式進行靜態(tài)電壓穩(wěn)定特性分析。在仿真過程中賓金直流和靈紹直流均采用了實際的控制模式，500 kV變電站和換流站無功補償裝置均建立了詳細模型和投切策略。

上述典型方式下靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度以及薄弱母線如表5所示(僅列出部分裕度相對較小者)。可以發(fā)現(xiàn)，正常方式下浙江電網(wǎng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度均大于《規(guī)范》中規(guī)定的8%的要求，且直流重要通道N-1(紹興-舜江)、直流單極閉鎖情況下的裕度均大于事故后5%的要求，這一定程度反映了正常方式下浙江電網(wǎng)具備較充分的無功儲備。2016年夏季高峰正常方式下連續(xù)潮流計算獲得的PV曲線如圖5所示，隨著省內(nèi)負荷的增長，靈紹換流站周邊的500 kV古越變母線電壓逐步降低，系統(tǒng)的靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度為5 450 MW，靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度為8.1%。

從表5可以發(fā)現(xiàn)，直流輸送通道(紹興-舜江)、關(guān)鍵輸電線路N-2、大型電廠送出線路N-2以及直流雙極閉鎖情況下系統(tǒng)的靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度顯著下降。主要表現(xiàn)如下述。

表5 2016年浙江電網(wǎng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度

圖5 2016夏季高峰方式下古越變母線電壓

(1) 2016夏高方式下直流雙極閉鎖后靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度下降到3.1%，主要原因是直流閉鎖后其大量功率缺口通過省級聯(lián)絡(luò)通道和省內(nèi)機組彌補，導(dǎo)致相關(guān)斷面潮流重載且機組無功儲備下降。

(2) 部分關(guān)鍵斷面，如區(qū)域3內(nèi)的500 kV寧海-天一雙回線N-2故障后，舟山地區(qū)和寧波地區(qū)的天一、春曉負荷中心與主網(wǎng)主要通過3回500 kV與主網(wǎng)聯(lián)絡(luò)，局部網(wǎng)架顯著削弱，進而導(dǎo)致2016年冬高方式下電壓穩(wěn)定裕度下降到3.4%，如果進一步減少舟山和春曉供區(qū)開機方式，局部電網(wǎng)將存在電壓崩潰的風(fēng)險。

負荷中心周邊主力機組故障停運后，由于無功功率支撐能力下降，靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度隨之顯著下降，如六橫-春曉兩回500 kV線路故障跳閘后，六橫電廠兩臺1 000 MW機組同時失去，機組對電壓的支撐顯著下降，2016年夏高方式下靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度下降到3.2%，也存在電壓崩潰的風(fēng)險。

由表5可知，電壓穩(wěn)定性薄弱的母線集中在靈紹直流換流站周邊的涌潮、古越、舜江等變電站，春曉、句章等負荷中心變電站，且主要集中在區(qū)域3內(nèi)。其原因如下：

(1) 當(dāng)特高壓直流輸送功率較高或滿送時，換流站備用濾波器較少。隨著省內(nèi)有功負荷逐漸增大，系統(tǒng)母線電壓逐漸降低，換流站內(nèi)濾波器組輸出的無功功率下降，但換流器消耗的無功功率基本不變甚至有所增加，使得換流站在交流母線電壓下降后需要從交流系統(tǒng)吸收大量的無功功率，從而進一步惡化了換流站周圍的交流母線電壓。

(2) 靈紹直流換流站與特高壓交流站的電氣距離較遠，受交流電網(wǎng)的支撐作用比賓金直流換流站弱，且更接近負荷中心，故靈紹直流換流站周邊薄弱母線更為集中，數(shù)量更多。

(3) 區(qū)域3內(nèi)負荷中心變電站事故后電壓穩(wěn)定裕度偏小，這主要是因為在兩回特高壓直流大功率饋入的情況下，為保證功率平衡，浙江省內(nèi)機組開機數(shù)量被迫減少，從而導(dǎo)致系統(tǒng)的無功儲備和無功支撐減少，降低了電壓穩(wěn)定裕度。極端情況下，局部電網(wǎng)可能會因區(qū)內(nèi)機組調(diào)停數(shù)量過多而出現(xiàn)電壓崩潰的風(fēng)險。

因此，在電網(wǎng)實際運行中應(yīng)特別關(guān)注靈紹換流站及其周邊母線電壓的變化。在高峰時段應(yīng)該合理安排機組開機方式，并應(yīng)確保相關(guān)地區(qū)500 kV低壓容性補償設(shè)備的投運率以及220 kV電網(wǎng)的無功補償度，以保留足夠的動態(tài)無功備用。

3 提高靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度措施

3.1 加強無功電源和補償裝置管理

規(guī)范和加強發(fā)電機組管理，深入挖掘機組動態(tài)無功調(diào)節(jié)能力，合理確定電壓薄弱區(qū)域的最小開機方式。強化無功補償裝置尤其是負荷高峰期間電容器的投運管理，推動無功分層分區(qū)平衡，在500 kV蘭亭、古越、舜江、涌潮等電壓薄弱變電站增設(shè)電容器組，并盡快完成賓金和靈紹特高壓直流4臺300 Mvar調(diào)相機的建設(shè)工作。

3.2 強化電壓控制手段

研究國(分)、省、地多級AVC協(xié)調(diào)控制策略，實現(xiàn)各電壓等級無功電壓協(xié)同優(yōu)化控制；深入研究新能源基地?zé)o功調(diào)節(jié)設(shè)備協(xié)同控制策略，開展大規(guī)模新能源基地AVC功能應(yīng)用和閉環(huán)控制，提高新能源大幅波動情況下電網(wǎng)安全性和電壓質(zhì)量水平；優(yōu)化調(diào)相機、靜止無功補償器等無功補償資源的協(xié)調(diào)控制策略，提升直流落點地區(qū)與負荷中心地區(qū)的電壓穩(wěn)定水平。

3.3 完善電壓穩(wěn)定的在線監(jiān)視

充分利用智能電網(wǎng)調(diào)度技術(shù)支撐系統(tǒng)，開發(fā)完善靜態(tài)穩(wěn)定監(jiān)視模塊,通過在線系統(tǒng)實時監(jiān)測電壓薄弱地區(qū)的母線電壓和負荷增長趨勢，合理安排機組開機方式和無功補償裝置的投切，避免電壓失穩(wěn)現(xiàn)象的發(fā)生。

4 結(jié)論

本文總結(jié)提出了特高壓交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定分析的通用流程，并重點討論了仿真算法和模型等選取過程中需要重點關(guān)注的問題。針對賓金和靈紹特高壓直流饋入浙江電網(wǎng)后的新形勢，詳細分析了浙江電網(wǎng)靜態(tài)功角和靜態(tài)電壓穩(wěn)定特性。計算表明，浙江主干網(wǎng)靜態(tài)功角穩(wěn)定裕度和靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度均滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的要求，但是在嚴(yán)重故障方式下，靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度偏小，在電網(wǎng)實際運行過程中需要高度重視，通過合理配置靜態(tài)和動態(tài)無功補償容量，合理安排機組開機方式等手段確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

[1] 劉振亞. 特高壓交直流電網(wǎng)[M]. 北京: 中國電力出版社, 2013.

[2] 張文亮, 周孝信, 印永華, 等. 華北-華中-華東特高壓同步電網(wǎng)構(gòu)建和安全性分析[J]. 中國電機工程學(xué)報, 2010,30(16): 1-5.

ZHANG Wenliang, ZHOU Xiaoxin, YIN Yonghua, et al. Composition and security analysis of “North China- Central China-East China” UHV synchronous power grid[J]. Proceedings of the CSEE, 2010, 30(16): 1-5.

[3] 湯涌, 郭強, 周勤勇, 等. 特高壓同步電網(wǎng)安全性論證[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 2016, 39(4): 97-104.

TANG Yong, GUO Qiang, ZHOU Qinyong, et al. Security evaluation for UHV synchronized power grid[J]. Power System Technology, 2016, 39(4): 97-104.

[4] 李明節(jié). 大規(guī)模特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)特性分析與運行控制[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 2016, 40(4): 985-991.

LI Mingjie. Characteristic analysis and operational control of large-scale hybrid UHV AC/DC power grids[J]. Power System Technology, 2016, 40(4): 985-991.

[5] 周孝信, 魯宗相, 劉應(yīng)梅, 等. 中國未來電網(wǎng)的發(fā)展模式和關(guān)鍵技術(shù)[J]. 中國電機工程學(xué)報, 2014, 34(29): 4999-5008.

ZHOU Xiaoxin, LU Zongxiang, LIU Yingmei, et al. Development models and key technologies of future grid in China[J]. Proceedings of the CSEE, 2014, 34(29): 4999-5008.

[6] 李兆偉, 翟海保, 劉福鎖, 等. 多饋入交直流受端電網(wǎng)直流接入能力評述[J]. 電力系統(tǒng)保護與控制, 2016, 44(8): 142-148.

LI Zhaowei, ZHAI Haibao, LIU Fusuo, et al. DC access capability study for multi-infeed HVDC power transmission system[J]. Power System Protection and Control, 2016, 44(8): 142-148.

[7] 李兆偉, 翟海保, 劉福鎖, 等. 多饋入交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)直流接入能力研究評述[J]. 電力系統(tǒng)保護與控制, 2016, 44(8): 142-148.

LI Zhaowei, ZHAI Haibao, LIU Fusuo, et al. DC access capability study for multi-infeed HVDC power transmission system[J]. Power System Protection and Control, 2016, 44(8): 142-148.

[8] DL/T1234-2013電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定計算技術(shù)規(guī)范[S]. 北京: 國家電網(wǎng)公司, 2013.

[9] 孫華東, 湯涌, 馬世英. 電力系統(tǒng)穩(wěn)定的定義與分類述評[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 2006, 30(17): 31-35.

SUN Huadong, TANG Yong, MA Shiying. A commentaryon definition and classification of power system stability[J]. Power System Technology, 2006, 30(17): 31-35.

[10]郭瑞鵬, 韓禎祥. 電壓穩(wěn)定分析的改進連續(xù)潮流法[J].電力系統(tǒng)自動化, 1999, 23(14): 13-16.

GUO Ruipeng, HAN Zhenxiang. Advanced continuation power flow method for voltage stability analysis[J]. Automation of Electric Power Systems, 1999, 23(14): 13-16.

[11]吳昊, 衛(wèi)志農(nóng), 王成亮, 等. 基于連續(xù)潮流綜合算法的電壓穩(wěn)定性研究[J]. 電力系統(tǒng)保護與控制, 2011, 39(6): 99-104.

WU Hao, WEI Zhinong, WANG Chengliang, et al. Voltage stability study based on synthesis method of continuous power flow[J]. Power System Protection and Control, 2011, 39(6): 99-104.

[12]薛振宇, 房大中. 大型交直流互聯(lián)電力系統(tǒng)雙向迭代連續(xù)潮流算法[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 2012, 36(10): 141-146.

XUE Zhenyu, FANG Dazhong. Continuation power flow method based on bi-directional iteration in bulk AC/DC interconnected power system[J]. Power System Technology, 2012, 36(10): 141-146.

[13]鄭武, 李華強, 劉慧, 等. 基于靜態(tài)能量函數(shù)法的電壓弱節(jié)點分析[J]. 電力系統(tǒng)保護與控制, 2010, 38(14): 79-83.

ZHENG Wu, LI Huaqiang, LIU Hui, et al. Voltage weak node assessment based on static energy function[J]. Power System Protection and Control, 2010, 38(14): 79-83.

[14]郭瑞鵬, 韓禎祥, 王勤. 電壓崩潰臨界點的非線性規(guī)劃模型及算法[J]. 中國電機工程學(xué)報, 1999, 19(4): 14-17.

GUO Ruipeng, HAN Zhenxiang, WANG Qin. Nonlinear programming model and algorithm for point of collapse[J]. Proceedings of the CSEE, 1999, 19(4): 14-17.

[15]周瑋, 姜汀, 胡姝博, 等. 基于兩點估計法的交直流混合系統(tǒng)電壓穩(wěn)定概率評估[J]. 電力系統(tǒng)保護與控制, 2015, 43(5): 8-13.

ZHOU Wei, JIANG Ting, HU Shubo, et al. Probabilistic assessment on voltage stability of AC/DC hybrid systems based on two-point estimate method[J]. Power System Protection and Control, 2015, 43(5): 8-13.

[16]徐政. 聯(lián)于弱交流系統(tǒng)的直流輸電特性研究之二—控制方式與電壓穩(wěn)定性[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 1997, 21(3): 1-4, 9.

XU Zheng. The characteristic of HVDC system to weak AC systems part II — control modes and voltage stability[J]. Power System Technology, 1997, 21(3): 1-4, 9.

(編輯 姜新麗)

Static stability analysis of Zhejiang hybrid ultra-high voltage AC/DC receiving power grid

LING Weijia1, SUN Weizhen1, YE Lin1, ZHANG Jing1, LI Linzhi2

(1. State Grid Zhejiang Electric Power Corporation, Hangzhou 310007, China;2. College of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China)

This paper presents the general procedure for the static stability analysis of the ultra-high voltage AC/DC receiving power grid firstly and discusses the main factors which influence the simulation accuracy and treatment principles. Then, the static angle stability and static voltage stability characteristics of Zhejiang hybrid ultra-high voltage AC/DC receiving power grid is analyzed after the ±800 kV Binjin and Lingshao projects commissioned. And some preventive countermeasures are proposed to overcome the decline of the static stability margin under some particular conditions. The analysis results provide theoretical reference for the operation and optimization of Zhejiang power grid.

ultra-high voltage; AC/DC hybrid power system; static angle stability; static voltage stability; receiving power grid

10.7667/PSPC160724

國網(wǎng)浙江省電力公司科技項目(5211JH1500Q6)

2016-05-18；

2016-06-28

凌衛(wèi)家(1962-)，男，學(xué)士，高級工程師，主要從事大電網(wǎng)運行與控制等方面的研究工作；ling_weijia@126.com孫維真(1963-)，男，碩士，高級工程師，主要從事電網(wǎng)調(diào)度與運行等方面的研究工作；葉 琳(1979-)，女，碩士，高級工程師，主要從事電網(wǎng)調(diào)度與運行等方面的研究工作。