面向風火打捆的特高壓直流輸電工程弱送端強直弱交耦合特性研究

吳 萍，徐式蘊，趙 兵，陳 昊

（中國電力科學研究院，北京 100192）

0 引言

哈密—鄭州±800 kV特高壓直流（簡稱哈鄭直流）輸電工程是首個“疆電外送”特高壓直流工程，額定容量為8000 MW，起于新疆哈密南部能源基地，落于河南電網(wǎng)，2013年實現(xiàn)雙極低端投運，2014年雙極投運。哈鄭直流是新疆電網(wǎng)首個大容量風火打捆直流外送工程，位于新疆電網(wǎng)與西北主網(wǎng)750 kV聯(lián)網(wǎng)通道，將對西北電網(wǎng)穩(wěn)定特性產(chǎn)生重大影響，特高壓直流與750 kV交流電網(wǎng)以及配套風電系統(tǒng)耦合特性復(fù)雜，甚至影響青藏直流的安全穩(wěn)定運行，因此有必要掌握送端西北電網(wǎng)的穩(wěn)定特性和運行控制技術(shù)，為系統(tǒng)交直流協(xié)調(diào)控制策略和協(xié)調(diào)控制配置方案的制定奠定基礎(chǔ)，以解決交直流系統(tǒng)特性復(fù)雜引起的電網(wǎng)安全穩(wěn)定問題，實現(xiàn)大型能源基地送出系統(tǒng)的協(xié)調(diào)優(yōu)化控制。

目前已有一些文獻對哈鄭直流后西北電網(wǎng)的穩(wěn)定性進行了初步研究，文獻［1］分析了2013年冬季大負荷典型方式下哈鄭直流投運初期對新疆電網(wǎng)的影響；文獻［2］研究了哈鄭直流投運后網(wǎng)-省兩級及國-網(wǎng)-省三級協(xié)調(diào)的電網(wǎng)運行控制模式；文獻［3］研究了直流調(diào)制技術(shù)在改善西北電網(wǎng)穩(wěn)定性方面的應(yīng)用前景；文獻［4］利用EEAC穩(wěn)定性理論研究了西北電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定的影響因素。此外，也有文獻對交直流交互影響和協(xié)調(diào)控制進行研究，文獻［5］提出了基于阻尼比靈敏度的由機組出力調(diào)整和直流傳輸功率調(diào)整兩部分組成的混合控制策略，以此抑制大區(qū)域電網(wǎng)的區(qū)域功率振蕩；文獻［6］從大擾動和小擾動2個角度分析了交直流系統(tǒng)相互作用；文獻［7-9］研究了四川電網(wǎng)的交直流協(xié)調(diào)控制策略；文獻［10-11］研究了南方電網(wǎng)多直流運行的交互影響及協(xié)調(diào)控制技術(shù)；文獻［12-14］針對風電場接入后的電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定、同步穩(wěn)定問題提出了交直流協(xié)調(diào)控制策略。然而，針對特高壓直流投運后過渡期西北電網(wǎng)的運行特性還有待更全面深入的研究。

本文基于特高壓直流弱送端多變的運行方式以及直流配套電源建設(shè)不同時序，研究特高壓直流的運行特性以及哈鄭直流投運后西北電網(wǎng)穩(wěn)定特性的變化規(guī)律，分析哈鄭直流與近區(qū)風電、750 kV交流電網(wǎng)、青藏直流等的耦合特性，為西北電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行奠定基礎(chǔ)。

1 特高壓直流送端電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

哈鄭直流送端接入電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。哈密—鄭州特高壓直流輸電工程送端哈密換流站換流母線額定運行電壓530 kV，近區(qū)電源直接通過500kV線路接入換流站，換流站通過2臺容量為2100 MV·A的750 kV/500 kV聯(lián)變與西北—新疆主網(wǎng)相聯(lián)。

圖1 特高壓直流送端接入電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of sending-end network of Hami-Zhengzhou UHVDC

哈鄭直流外送電力來源主要有3個：配套火電群總裝機容量6600MW（10臺單機容量660MW機組），共包括國網(wǎng)能源（4臺機）、國投（2臺機）、國電（2臺機）和瑞虹（2臺機）4個電廠，目前均已取得國家路條并開工建設(shè)中；哈密南風電基地總裝機容量5000 MW，目前正在開發(fā)中；西北電網(wǎng)其他能源。哈鄭直流主要輸送配套火電和風電電力，當直流電力外送需求量超前于電源建設(shè)時，考慮從西北主網(wǎng)組織電力。

2 特高壓直流運行特性

2.1 聯(lián)網(wǎng)運行特性

交流和直流的相互作用的性質(zhì)和程度往往取決于交流系統(tǒng)與所連直流系統(tǒng)容量的相對大小，通常采用短路比SCR（Short Circuit Ratio）和有效短路比 ESCR（Effective Short Circuit Ratio）為電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行提供參考依據(jù)［15］。

SCR和ESCR以直流額定運行容量為計算標準，然而哈鄭直流投運過渡期外送功率未達到額定值，因此本文采用運行短路比OSCR（Operation SCR）和有效運行短路比OESCR（Operation ESCR）指標來評估不同時期哈鄭直流系統(tǒng)相對西北交流電網(wǎng)的強度，分別表示為：

其中，Sac為交流系統(tǒng)短路容量；Qc為哈密換流站無功補償設(shè)備提供的無功功率總和；Pd為哈鄭直流實際運行功率。文獻［16］推薦的交流系統(tǒng)分級標準為：OESCR＞3為強系統(tǒng)；2＜OESCR＜3為弱系統(tǒng)；OESCR＜2為極弱系統(tǒng)。

表1為配套火電電源建設(shè)不同時，哈鄭直流不同運行功率水平下哈密整流站OSCR和OESCR指標及投切一組濾波器后哈密換流站穩(wěn)態(tài)電壓波動情況。

表1 哈密整流站運行指標及電壓波動Table 1 Operating indexes and voltage fluctuation of Hami rectifier station

由表1可得如下結(jié)論。

a.哈鄭直流運行功率2000 MW時，即使無配套電源，哈鄭直流接入交流系統(tǒng)仍屬于強交流系統(tǒng)；哈鄭直流運行功率4000 MW時，需要配套火電電源4臺及以上；直流運行功率8000 MW、配套電源10臺機全部投運情況下，哈鄭直流接入交流系統(tǒng)仍屬于弱交流系統(tǒng)。

b.隨著配套電源的投產(chǎn)，哈密換流站短路電流逐漸增大。根據(jù)成套設(shè)計書要求［17］，哈密換流站交流母線短路電流范圍在16.7～63 kA。因此，為滿足成套設(shè)計書對送端交流系統(tǒng)的要求，配套火電最少需投產(chǎn)4臺。

c.隨著配套電源的投產(chǎn)，投切濾波器引起的穩(wěn)態(tài)電壓波動逐步減小。根據(jù)成套設(shè)計書要求，投切一組無功補償設(shè)備所引起哈密換流母線最高穩(wěn)態(tài)電壓波動為5.3 kV。因此，為滿足成套設(shè)計書對送端交流系統(tǒng)的要求，配套火電最少需投產(chǎn)4臺。

特高壓直流投運過渡期內(nèi)，配套火電電源較少時，送端電網(wǎng)為極弱或弱交流電網(wǎng)，對直流的支撐能力弱，直流運行工況的建立需要采取濾波器投切與低抗聯(lián)合控制的方案。

2.2 孤島運行特性

哈鄭直流聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行包括正常方式聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島和哈密換主變中壓側(cè)支路N-2故障方式聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島，本文考慮前種情況。

2.2.1 運行工況建立

表2為哈鄭直流孤島運行時，不同配套火電機組臺數(shù)情況下哈密整流站OSCR和OESCR指標以及投切一組濾波器后哈密換流站穩(wěn)態(tài)電壓波動情況。

表2 孤島運行時哈密整流站運行指標及電壓波動Table 2 Operating indexes and voltage fluctuation of Hami rectifier station in islanded operation

為同時滿足成套設(shè)計書對短路電流和穩(wěn)態(tài)電壓波動的要求，哈鄭直流孤島運行需要配套火電機組投產(chǎn)8臺以上。

2.2.2 故障擾動下頻率波動特性

圖2 故障擾動后孤島系統(tǒng)頻率Fig.2 Post-fault frequency of islanded system

孤島系統(tǒng)的頻率問題不容忽視，圖2所示為掉機故障和直流閉鎖故障后孤島系統(tǒng)頻率曲線。掉機或直流閉鎖故障引起送端系統(tǒng)嚴重的功率不平衡使孤島系統(tǒng)頻率大幅度跌落或上升，在不采取控制措施的情況下無法滿足系統(tǒng)頻率穩(wěn)定運行要求。

為使故障擾動下孤島系統(tǒng)的頻率滿足控制要求，可從發(fā)電機組調(diào)頻、直流功率控制、安全穩(wěn)定控制策略等多個角度進行研究［18］，圖3所示為直流功率控制框圖，可以對直流功率進行大幅度調(diào)整或者僅針對系統(tǒng)頻率對直流功率進行調(diào)整［19］。前者輸入信號為被測量輸電線路的電流信號IAC或功率信號PAC，輸出量是對直流功率的調(diào)制量PMOD，依據(jù)交流電氣量變化波動情況，可較大幅度調(diào)節(jié)直流輸送功率，實際應(yīng)用中需要考慮直流系統(tǒng)的過載能力（PDMIN、PDMAX分別為直流系統(tǒng)最小、最大輸送功率）。后者輸入信號為哈密整流側(cè)孤島系統(tǒng)頻率偏差ω，輸出信號為直流功率的調(diào)制量PMOD。頻率控制在交流系統(tǒng)受擾動引起頻率波動時，將系統(tǒng)頻率作為控制器的輸入信號，調(diào)整直流功率，抑制系統(tǒng)頻率波動、阻尼系統(tǒng)振蕩的控制功能。圖3中Td為微分環(huán)節(jié)時間常數(shù)，Tf為濾波器時間常數(shù)，ε為引導(dǎo)補償因子，A、B、C、D為陷波濾波器參數(shù)，K為調(diào)制增益。

圖3 直流功率控制框圖Fig.3 Block diagram of DC power control

3 特高壓直流輸電系統(tǒng)與弱送端交流電網(wǎng)耦合特性

3.1 不平衡功率再分配特性

當電力系統(tǒng)受到功率擾動后，將出現(xiàn)一系列動態(tài)響應(yīng)和發(fā)電功率重新調(diào)整過程，以重新達到新的發(fā)電及負荷功率的平衡，這一動態(tài)響應(yīng)一般可分3個階段［20］。在電網(wǎng)功角穩(wěn)定研究中，主要關(guān)注第二階段，主要指擾動發(fā)生后0.5～2 s期間，功率按照旋轉(zhuǎn)機組的慣性比例大小重新分配。系統(tǒng)出現(xiàn)不平衡功率后發(fā)電機功率調(diào)整量為：

其中，ΔPi為第i臺發(fā)電機組的功率調(diào)整量；Mi為第i臺發(fā)電機轉(zhuǎn)動慣量；Mj為第j臺發(fā)電機轉(zhuǎn)動慣量；N為系統(tǒng)所有發(fā)電機組臺數(shù)；ΔP為系統(tǒng)功率不平衡量。

為便于研究，本文將西北電網(wǎng)分為新疆主網(wǎng)、西北主網(wǎng)和哈密地區(qū)電網(wǎng)，西北主網(wǎng)包括甘肅電網(wǎng)、寧夏電網(wǎng)、青海電網(wǎng)、陜西電網(wǎng)。哈密換流站位于哈密地區(qū)電網(wǎng)，即新疆主網(wǎng)與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)通道上，當哈鄭直流閉鎖發(fā)生故障后，哈密地區(qū)將出現(xiàn)大量的功率盈余，根據(jù)不平衡功率分配原則，引起的功率大范圍轉(zhuǎn)移將疊加到新疆主網(wǎng)重要外送通道吐魯番—哈密雙回750 kV輸電線路（簡稱吐哈斷面）、西北主網(wǎng)重要受電通道敦煌—酒泉雙回750 kV輸電線路+沙洲—魚卡雙回750 kV輸電線路（簡稱二通道），威脅電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。圖4為哈鄭直流發(fā)生閉故障后，電網(wǎng)不平衡功率的轉(zhuǎn)移路線。

圖4 直流閉鎖故障后西北電網(wǎng)不平衡功率轉(zhuǎn)移特性Fig.4 Imbalanced power transfer in Northern China Power Grid with DC blocking fault

一般情況下，新疆主網(wǎng)通過吐哈斷面向西北主網(wǎng)輸送電力，西北主網(wǎng)通過二通道受電。因此，由圖4可知，當哈鄭直流發(fā)生閉鎖故障后，吐哈斷面功率將回退，一般不會對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行構(gòu)成威脅，而二通道潮流將加重，若超過斷面的輸電極限，將導(dǎo)致西北電網(wǎng)失穩(wěn)，需要采取措施確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

對不同水平年下哈鄭直流發(fā)生閉鎖故障后電網(wǎng)不平衡功率轉(zhuǎn)移情況進行分析，結(jié)果如表3所示。由表3可知，由于西北主網(wǎng)裝機較多，不平衡功率疊加到二通道較大，2013年西北主網(wǎng)和新疆主網(wǎng)不平衡功率分配比例約為 6.2∶3.8，2014年則為 6.4∶3.3。

表3 西北電網(wǎng)不平衡功率分配比例Table 3 Distribution of imbalanced power in Northwest China Power Grid

通過安全穩(wěn)定分析和特高壓直流及750 kV交流電網(wǎng)的輸電能力分析，哈鄭直流投運的各個過渡期及最終目標網(wǎng)架下，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定構(gòu)成威脅的主要是直流的單、雙極閉鎖故障和750 kV交流通道的N-2故障，采取的控制措施主要包括送端切機和直流的緊急功率控制。根據(jù)不平衡功率分配特性，在新疆側(cè)采取的安控措施能夠發(fā)揮其作用的60%左右，而在西北主網(wǎng)側(cè)采取的安控措施的效果僅能達到30%左右。因此，針對嚴重故障所采取的安控措施量較大，需要結(jié)合西北電網(wǎng)實際運行規(guī)律，對重要斷面的輸電功率進行適當?shù)目刂啤?/p>

3.2 配套火電對吐哈斷面穩(wěn)定特性的影響

吐哈斷面由吐魯番—哈密雙回750 kV線路組成，單回線路全長370 km，該斷面主要制約新疆主網(wǎng)外送能力。西北新疆聯(lián)網(wǎng)的第二個750 kV交流通道（起點為哈密直流換流站，落點為青海柴達木變；線路中間落點750 kV哈密南變、沙洲變和魚卡開關(guān)站；該工程在2013年配合哈密—鄭州直流工程同步建成投運）的建成投產(chǎn)，加強了新疆主網(wǎng)與西北主網(wǎng)的電氣聯(lián)系，西北電網(wǎng)主導(dǎo)區(qū)域振蕩模式為新疆主網(wǎng)—西北主網(wǎng)模式，吐哈斷面的輸電能力主要受動態(tài)穩(wěn)定問題約束。表4所示為哈鄭直流配套火電不同機組臺數(shù)情況下，西北電網(wǎng)區(qū)域振蕩特性。

表4 西北電網(wǎng)區(qū)域振蕩特性Table 4 Regional oscillation data of Northwest China Power Grid

由表4可知，隨著哈鄭直流配套火電電源的陸續(xù)投產(chǎn)建成，進一步縮短了新疆主網(wǎng)到西北主網(wǎng)的電氣距離，新疆—西北振蕩模式的阻尼得到進一步加強，吐哈斷面輸電能力仍受動態(tài)穩(wěn)定問題約束。

根據(jù)小干擾分析結(jié)果，新疆電網(wǎng)參與振蕩的機組主要是喀發(fā)、新滬熱、賽爾電、克熱電、通達、神火、嘉潤、其亞、瑪電、輪臺、東方、葦二、庫爾勒、呼圖、宜化等。西北主網(wǎng)參與振蕩的機組主要是陜渭河、陜韓二、陜韓三、陜銅川、青拉西瓦、陜蒲三、寧靈武、陜寶二等。

隨著直流配套火電電源的進一步建成投產(chǎn)，當配套火電電源達到6臺機組以上時，吐哈斷面穩(wěn)定特性發(fā)生轉(zhuǎn)變。圖5所示為配套火電8臺機組時，吐哈斷面發(fā)生750 kV線路N-1故障后，吐哈斷面功率曲線。由圖5可知，在吐哈斷面功率逼近其穩(wěn)定極限時，發(fā)生吐哈N-1故障后西北電網(wǎng)動態(tài)穩(wěn)定，當吐哈斷面功率超過其穩(wěn)定極限時，故障后西北電網(wǎng)暫態(tài)失穩(wěn)，即吐哈斷面輸電能力約束因素由動態(tài)穩(wěn)定轉(zhuǎn)變?yōu)闀簯B(tài)穩(wěn)定。

圖5 配套火電8臺時吐哈線N-1故障下功率曲線Fig.5 Power curve of Tulufan-Hami line during N-1 fault，with eight auxiliary thermal units

3.3 直流與二通道耦合特性

3.3.1 二通道穩(wěn)定特性

二通道是新疆電網(wǎng)和西北主網(wǎng)重要聯(lián)網(wǎng)通道，既擔負疆電外送又要匯集敦煌地區(qū)風電和海西地區(qū)光伏發(fā)電。沙洲—魚卡—柴達木—海西750 kV交流通道全長超過800 km，電氣距離很長，而相對電源支撐較弱。在750 kV二通道交流電網(wǎng)建成前，海西電網(wǎng)就存在電壓支撐能力不足的問題，隨著青藏直流投運以及750 kV風電、光伏發(fā)電送出需求的不斷增大，750 kV交流通道的壓力將不斷增大，對海西電網(wǎng)的電壓支撐能力也將有所降低。

在哈鄭直流配套電源不足時，需要從西北電網(wǎng)組織電力滿足直流外送需求，隨著配套火電電源的建成投產(chǎn)，新疆電網(wǎng)將通過二通道外送大量有功功率至西北主網(wǎng)，當哈密—敦煌750 kV線路及敦煌—酒泉750 kV線路發(fā)生N-1、N-2故障時，大量潮流將轉(zhuǎn)移至沙洲—魚卡—柴達木—海西750 kV交流通道，導(dǎo)致海西電網(wǎng)出現(xiàn)電壓大幅跌落。此外哈鄭直流閉鎖故障，導(dǎo)致盈余功率通過二通道轉(zhuǎn)移到西北主網(wǎng)，會加重二通道輸電壓力，也會引起電壓大幅跌落。圖6所示為二通道送電功率3 000 MW，敦煌—酒泉750 kV線路發(fā)生N-2故障后柴達木地區(qū)母線電壓。由圖可知，柴達木地區(qū)750 kV母線穩(wěn)態(tài)電壓下降超過110 kV，330 kV母線穩(wěn)態(tài)電壓下降超過50 kV，故障后電網(wǎng)在較低的電壓水平運行。

圖6 二通道送電3000 MW時敦煌—酒泉線N-2故障柴達木地區(qū)電壓曲線Fig.6 Voltage curves of Chaidamu region during N-2 fault of Dunhuang-Jiuquan line when 3000 MW power is delivered by two channels

如果二通道送電功率進一步增加，特高壓直流閉鎖故障和750 kV交流通道故障可能會引起暫態(tài)穩(wěn)定問題。圖7所示為二通道送電功率3500 MW，敦煌—酒泉750 kV線路發(fā)生N-2故障后西北電網(wǎng)電氣量曲線圖?？芍?，故障發(fā)生后新疆電網(wǎng)相對西北主網(wǎng)失去同步穩(wěn)定性，振蕩中心位于柴達木近區(qū)。

3.3.2 交直流相互制約的輸電能力

特高壓直流容量大，其閉鎖故障將導(dǎo)致大范圍的潮流轉(zhuǎn)移，而送端750 kV交流輸電通道在大負荷條件下穩(wěn)定裕度低，承受大范圍潮流轉(zhuǎn)移的能力比較差，導(dǎo)致電網(wǎng)出現(xiàn)電壓失穩(wěn)甚至暫態(tài)失穩(wěn)問題，對特高壓直流的輸電能力構(gòu)成約束。同樣，當二通道輸電功率不斷增大時，直流閉鎖故障造成的盈余功率會通過二通道大范圍地轉(zhuǎn)移至西北主網(wǎng)，從而威脅西北電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，故二通道送電功率也將受到約束。表5所示為受哈鄭直流單極閉鎖故障約束的特高壓直流以及750 kV二通道輸電能力。

由表5可知，當哈鄭直流送電8000 MW時，受直流單極閉鎖故障約束的二通道送電能力為3200 MW；當二通道送電4600 MW時，無措施情況下直流最大輸電能力為3000 MW。為提高二通道和哈鄭直流輸電能力，直流閉鎖故障后需要采取聯(lián)切配套電源及部分疆電/風電機組，或緊急控制非故障相直流功率的措施。

圖7 二通道送電3500 MW時敦煌—酒泉線N-2故障西北電網(wǎng)電氣量曲線Fig.7 Electric variable curves of Northwest China Power Grid during N-2 fault of Dunhuang-Jiuquan line when 3500 MW power is delivered by two channels

表5 哈鄭直流與二通道輸電能力Table 5 Transmission capacity of Hami-Zhengzhou UHVDC and two channels

4 特高壓直流對青藏直流及藏中電網(wǎng)穩(wěn)定運行的影響

二通道的電壓運行特性對青藏直流的安全穩(wěn)定運行具有很大的影響，當柴達木母線電壓波動較大或者無法恢復(fù)時，青藏直流功率將大幅跌落，而西藏電網(wǎng)是典型的“強直弱交”系統(tǒng)，青藏直流功率波動將對西藏電網(wǎng)頻率產(chǎn)生較大影響，甚至觸發(fā)低周減載動作，威脅電網(wǎng)的安全可靠運行。哈鄭直流主要從如下幾個方面影響青藏直流運行。

（1）自身故障。哈鄭直流閉鎖故障引起的部分盈余功率將通過沙洲—魚卡—柴達木—海西750 kV交流線路轉(zhuǎn)移，導(dǎo)致該通道潮流加重，電壓跌落，青藏直流不能恢復(fù)到初始功率水平運行。

（2）送端系統(tǒng)近區(qū)交流系統(tǒng)故障。直流送端750 kV或500 kV交流系統(tǒng)故障沖擊導(dǎo)致直流功率波動，即使故障快速清除或切除，哈鄭直流故障期間短時、大幅的功率波動也會引起青藏直流的功率波動，影響藏中電網(wǎng)的安全運行。

（3）受端系統(tǒng)近區(qū)交流系統(tǒng)故障。受端河南電網(wǎng)500 kV交流系統(tǒng)故障會引發(fā)直流換相失敗，換相失敗期間，直流功率無法輸送，導(dǎo)致西北電網(wǎng)出現(xiàn)不平衡功率，也會引起柴達木地區(qū)電壓波動，影響青藏直流正常運行。

圖8所示為不同故障情況下，青藏直流功率和西藏電網(wǎng)頻率曲線。由圖可知，青藏直流初始運行功率210 MW，哈鄭直流閉鎖故障將導(dǎo)致青藏直流功率無法恢復(fù)，維持在120 MW運行，藏中電網(wǎng)出現(xiàn)功率缺額90 MW，頻率持續(xù)下降，低于46 Hz，必將觸發(fā)低周切負荷動作，影響用電安全。送端750 kV/500 kV聯(lián)變N-1故障引起青藏直流功率波動，藏中電網(wǎng)頻率低于49 Hz持續(xù)約0.8 s。受端500 kV線路短路沖擊影響，藏中電網(wǎng)頻率有所波動，但未低于49 Hz。

圖8 不同故障情況下青藏直流和西藏電網(wǎng)運行情況Fig.8 Operational conditions of Qinghai-Tibet DC and Tibet Power Grid for different faults

由此可見，哈鄭直流的運行與青藏直流及藏中電網(wǎng)的安全穩(wěn)定緊密相連，直流自身及送受端交流系統(tǒng)故障引起的特高壓直流功率波動均會對西藏電網(wǎng)頻率穩(wěn)定產(chǎn)生影響，建議優(yōu)化藏中電網(wǎng)低周減載方案，防止其頻繁動作。

5 風火打捆直流外送系統(tǒng)穩(wěn)定特性

根據(jù)能源局規(guī)劃，哈密地區(qū)將建成8000 MW風電和1250 MW光伏作為哈鄭直流配套電源，風火打捆通過直流外送，新疆與西北聯(lián)網(wǎng)通道運行工況更為復(fù)雜，交、直流故障引起的電壓波動問題可能造成大規(guī)模風機脫網(wǎng)。

對風電大發(fā)情況下哈鄭直流雙極閉鎖故障進行研究表明，由于配套濾波器需要延時200 ms切除，導(dǎo)致哈密地區(qū)母線電壓短時大幅上升，哈密電壓超過860 kV，近區(qū)風機存在脫網(wǎng)風險，需要對濾波器的切除時間進行優(yōu)化，防止過電壓影響設(shè)備及風電運行。

對風火打捆直流外送系統(tǒng)不同電源比例情況下近區(qū)母線電壓波動進行研究，結(jié)果如表6所示。表中哈鄭直流外送8000 MW全部由配套風火電源提供，哈鄭直流發(fā)生雙極閉鎖故障并聯(lián)切配套電源和濾波器。

表6 不同風火比例近區(qū)母線電壓波動Table 6 Bus voltage fluctuation of nearby regions for different wind-thermal power ratios

由表6可知，隨著配套火電出力的增加，哈鄭直流雙極閉鎖引起的電壓波動幅度變小。根據(jù)西北電網(wǎng)運行需求，正常情況下750 kV母線穩(wěn)態(tài)電壓不高于800 kV；事故后750 kV母線電壓不高于840 kV。哈密換流站500 kV母線電壓不超過550 kV。因此，當風電出力5000 MW時，需控制哈密換流站750 kV母線電壓不高于788 kV、500 kV母線電壓不高于517 kV。

6 結(jié)論

a.為滿足成套設(shè)計書的要求，哈鄭直流聯(lián)網(wǎng)或孤島運行，需分別配套電源至少投產(chǎn)4臺或8臺，在過渡期配套火電電源較少時，直流工況的建立需采取濾波器投切與低抗聯(lián)合控制的方案。孤島系統(tǒng)頻率問題突出，可利用直流頻率控制同時配合直流功率緊急控制功能，根據(jù)實際系統(tǒng)條件優(yōu)化附加頻率控制器策略及參數(shù)，進一步提高直流系統(tǒng)的調(diào)頻能力。

b.隨著直流配套火電電源的建成投產(chǎn)，新疆主網(wǎng)與西北主網(wǎng)電氣距離逐步縮短，新疆—西北振蕩模式阻尼得到加強，制約新疆電力外送吐哈斷面輸電能力的約束因素由動態(tài)穩(wěn)定轉(zhuǎn)變?yōu)闀簯B(tài)穩(wěn)定。

c.直流閉鎖故障將威脅二通道的穩(wěn)定運行，可能造成柴達木地區(qū)電壓大幅跌落，甚至引起西北同步電網(wǎng)失步。特高壓直流和二通道輸電能力相互制約，采取故障后聯(lián)切機組或緊急控制直流功率的控制措施，能有效提升交直流輸電能力。根據(jù)不平衡功率分配特性，在新疆側(cè)采取安控的效果約為西北主網(wǎng)側(cè)的2倍。

d.哈鄭直流故障或擾動可能造成青藏直流功率無法恢復(fù)或波動，導(dǎo)致藏中電網(wǎng)頻率跌落至49 Hz以下而觸發(fā)切負荷裝置動作，可優(yōu)化藏中電網(wǎng)低周減載裝置參數(shù)，防止擾動時自動切負荷裝置動作。

e.哈鄭直流風火打捆外送系統(tǒng)中，直流閉鎖延時切除濾波器期間，近區(qū)存在暫態(tài)過電壓問題，可能造成風電脫網(wǎng)。另外，配套風電送電比例增大情況下，直流閉鎖故障引起近區(qū)穩(wěn)態(tài)電壓波動變大，需要根據(jù)需求對電網(wǎng)運行方式進行優(yōu)化。

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