浙江交直流混聯電網特性分析及運行控制

凌衛(wèi)家，孫維真，葉 琳，張 靜

（國網浙江省電力公司，杭州 310007）

浙江交直流混聯電網特性分析及運行控制

凌衛(wèi)家，孫維真，葉 琳，張 靜

（國網浙江省電力公司，杭州 310007）

賓金和靈紹2回特高壓直流密集饋入后，浙江電網發(fā)展為一個典型的大型交直流混聯省級受端電網，“強直弱交”電網特性進一步顯現，安全穩(wěn)定運行風險持續(xù)增大。深入分析了浙江電網運行特性和面臨的挑戰(zhàn)，提出了針對性的技術和管理措施，對浙江電網的安全穩(wěn)定運行具有重要的指導意義。

特高壓電網；交直流混聯；受端電網；多直流饋入

0 引言

特高壓電網是實現全國能源資源優(yōu)化配置的重要載體，可實現電力的大規(guī)模、遠距離輸送[1]。截至2015年底，浙江電網相繼投產了1000kV淮滬、浙福特高壓交流輸變電工程和±800kV賓金特高壓直流輸變電工程等多項重點工程。±800kV靈紹特高壓直流輸變電工程也即將于2016年下半年建成投運。依托特高壓變電站及電源基地，浙江電網基本形成了交直流互備、水火電互濟、東西互供、南北貫通的500kV主干網，網架結構顯著加強，供電能力和可靠性顯著提高，有力保障了浙江經濟社會的快速發(fā)展。與此同時，賓金和靈紹2回特高壓直流集中饋入后，浙江電網發(fā)展為一個大型省級受端電網，全面進入交直流特高壓混聯運行新階段，電網運行特性發(fā)生深刻變化，“強直弱交”特性進一步顯現，系統(tǒng)的等效轉動慣量水平和動態(tài)無功支撐能力下降，電網的安全穩(wěn)定運行面臨一系列新的挑戰(zhàn)[2]。

以下結合近年來特高壓交直流混聯電網運行實踐，對浙江大型省級受端電網運行特性進行深入分析，總結當前電網運行面臨的主要挑戰(zhàn)，提出針對性的技術和管理措施，確保電網的安全穩(wěn)定運行。

1 浙江電網基本情況

近年來，浙江電網總體規(guī)模持續(xù)快速增長。截至2016年6月底，浙江共投產1000kV變電站3座，分別為安吉站、蘭江站和蓮都站；±800kV換流站2座，分別為金華換流站和紹興換流站；500kV變電站40座；220kV變電站290余座。根據特高壓站點、電源和負荷分布情況，浙江電網可以劃分為浙西北、浙西南和浙東3大區(qū)域（見圖1）。其中，浙西北分區(qū)包括嘉興、湖州和杭州部分地區(qū)，浙江與安徽、江蘇、上海間的1000kV和500kV省際輸電通道均落在此區(qū)域內，另外此區(qū)域內還有秦山核電基地、浙北火電基地和光伏發(fā)電基地，是電力外送區(qū)；浙西南分區(qū)包括衢州、麗水和金華部分地區(qū)，此區(qū)域內水能資源豐富，是小水電密集區(qū)；浙東分區(qū)包括寧波、紹興、臺州、溫州和金華部分地區(qū)，是浙江的負荷中心，同時也是沿?；痣姍C組密集區(qū)，是電力受入區(qū)。

圖1 浙江電網分區(qū)示意

2 電網運行特性

浙江電網地處華東特高壓交直流混聯電網的中心地帶，樞紐通道地位突出。隨著浙江特高壓交直流混聯電網格局的逐步成型，交直流、上下級電網間的耦合日趨緊密，電網運行特性發(fā)生深刻變化，“強直弱交”和“大受電、小開機”矛盾突出，電網安全面臨新的挑戰(zhàn)。

2.1 交直流電網耦合加強，連鎖故障概率增加

電網一體化特征不斷加強，電網送受端、交直流之間耦合日趨緊密。理論分析與工程實踐均表明，華東地區(qū)交流電網單相永久故障、開關拒動或開關流變死區(qū)故障失靈保護動作，均有可能引發(fā)多條直流換相失敗甚至閉鎖，導致交直流系統(tǒng)故障連鎖反應，對送端電網造成巨大的有功、

無功沖擊，嚴重時甚至造成華北—華中電網解列。如圖2所示，當賓金直流近區(qū)500kV交流線路發(fā)生單相永久性故障時，在短路故障發(fā)生以及重合閘過程中，賓金和靈紹直流會同時發(fā)生換相失敗，在換相失敗過程中，2條直流的輸送功率水平都有短時的下降甚至中斷，這將對送端電網造成顯著的沖擊。

圖2 500kV交流線路單相永久故障導致賓金和靈紹直流同時換相失敗

仿真計算表明，在一定條件下，浙江電網全部10條1000kV線路、160余條500kV線路任意一回發(fā)生單相永久故障可能導致一回或多回直流同時換相失敗，進而導致直流閉鎖引發(fā)頻率穩(wěn)定問題；共有50個500kV及以上廠站（3個特高壓交流站、2個特高壓直流站、36個500kV變電站、9個500kV發(fā)電廠）存在開關拒動失靈保護動作造成多回直流持續(xù)換相失敗并相繼閉鎖的可能，幾乎涵蓋了所有500kV廠站；共28個500kV變電站的377臺500kV開關存在開關流變死區(qū)缺陷（流變單側布置），若故障發(fā)生在開關流變死區(qū)范圍內，此時只能依靠失靈保護動作，從而導致直流閉鎖。另外，換流站近區(qū)220kV系統(tǒng)故障也會引發(fā)直流換相失敗。

浙江自然災害多發(fā)，每年由于臺風、雷暴、冰凍等自然災害和山火等外力破壞導致的電網設備短路故障數量居高不下。2011—2015年浙江電網220kV及以上電網線路故障跳閘次數如圖3所示，可見近3年220kV及以上故障線路數目都大于100條次。隨著特高壓交直流電網的發(fā)展和電網一體化程度的加強，局部電網故障可能引發(fā)系統(tǒng)性連鎖故障，連鎖故障的概率明顯增加。

2.2 電網頻率調節(jié)能力降低，頻率穩(wěn)定問題突出

多直流饋入受端電網后，直流功率替代了部分本地常規(guī)電源，系統(tǒng)轉動慣量和調頻容量大幅下降，相同功率缺額造成的電網頻率跌幅加大，頻率特性惡化，低谷時段頻率穩(wěn)定問題更為突出。

圖3 浙江電網近年220kV及以上線路跳閘條次

2016年靈紹特高壓直流投產后，華東電網主要通過葛南、龍政、宜華、林楓4回常規(guī)直流和復奉、錦蘇、賓金、靈紹4回特高壓直流從區(qū)外受電，總容量將達到39760 MW。隨著直流饋入規(guī)模的擴大，華東電網轉動慣量和等效規(guī)模不斷減小，給受端電網的頻率穩(wěn)定帶來考驗。

2015年9月19日21:58，某特高壓直流雙極同時閉鎖，損失功率4900 MW，華東電網的頻率實測曲線如圖4所示，故障前系統(tǒng)頻率為49.97Hz，12 s后全網頻率最低跌至49.56Hz，對電網的頻率穩(wěn)定構成威脅。

圖4 某特高壓直流閉鎖時華東電網頻率實測曲線

實測表明，在此頻率擾動過程中，華東電網部分機組一次調頻性能不滿足相關標準要求，雖然浙江電網機組表現相對較好，但一次調頻出力增加量也僅占開機容量的2.08%，不滿足國家相關標準，部分機組甚至出現反調現象（如圖5所示）。

仿真表明，單一直流雙極閉鎖故障就有可能觸及電網第三道防線動作，造成大量負荷損失。如在2016年典型汛期低谷方式下（華東電網總負荷約121000 MW，開機規(guī)模約135000 MW），采用2015年9月19日事件中機組類似的一次調頻響應特性，在未采取緊急頻率協調控制措施前，賓金直流雙極閉鎖后華東電網頻率響應曲線如圖6所示。賓金直流雙極閉鎖后，華東電網系統(tǒng)頻率可能跌破49.0Hz，并觸發(fā)華東電網第一輪低頻減載動作定值，切除華東電網約7%負荷，達到國務院599號令規(guī)定的重大電網事故等級。

圖5 某典型機組一次調頻響應

圖6 賓金直流雙極閉鎖后系統(tǒng)頻率響應曲線

“十三五”期間，除靈紹直流外，華東電網預計還將新增特高壓直流區(qū)外來電3項，分別為晉北—南京直流、錫盟—江蘇直流、準東—皖南直流，合計容量30000 MW[3]。在三華交流電網互聯之前，隨著區(qū)外直流受電比例的提高，華東電網的頻率支撐特性將進一步減弱，華東電網頻率穩(wěn)定面臨嚴峻挑戰(zhàn)。

此外，在現有的并網標準下，新能源大規(guī)模并網可能進一步惡化電網的頻率特性，如NB/T32015-2013《分布式電源接入配電網技術規(guī)定》要求[4]：通過380 V線路接入電網的分布式電源頻率耐受范圍為49.8～50.2Hz，持續(xù)時間為0.2 s。發(fā)生特高壓直流閉鎖等嚴重故障時，在電網頻率下降過程中，大量的分布式電源可能提前脫網，這將進一步加劇頻率下降的速度和幅值。

2.3 局部動態(tài)無功支撐不足，電壓穩(wěn)定問題凸顯

特高壓直流密集饋入浙江電網后，浙江電網的電壓穩(wěn)定特性發(fā)生了顯著變化，主要體現在以下兩方面。

（1）正常工況下直流換流站與交流系統(tǒng)無功功率交換較小[5]，但當特高壓直流輸送功率較高或滿送時，消耗的無功功率較大，換流站內備用濾波器和電容器組較少。隨著省內負荷水平逐漸增大，交流系統(tǒng)母線電壓逐漸降低，換流站內濾波器組輸出的無功功率下降，此時換流器消耗的無功功率基本不變甚至有所增加，使得換流站需要從交流系統(tǒng)吸收更多的無功功率，從而進一步惡化了換流站周圍的交流母線電壓。故直流輸電系統(tǒng)表現出與常規(guī)機組相反的無功電壓調節(jié)特性，降低了系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定裕度。仿真計算表明，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、舜江等變電站以及春曉、句章等負荷中心變電站。

（2）在2回特高壓直流大功率饋入的情況下，為保證功率平衡，浙江省內機組開機數量被迫減少，“大受電、小開機”成為浙江電網運行的新常態(tài)，從而導致系統(tǒng)的無功支撐減少，電網抗無功沖擊能力和電壓調控能力下降。仿真計算表明，在2016年夏季高峰方式下，浙東溫州和臺州地區(qū)各500kV發(fā)電廠僅保留1機、各200kV發(fā)電廠僅保留一半開機的極端小開機方式下，500kV蓮都—甌海雙線甌海側發(fā)生三相永久性故障時電壓曲線如圖7所示，可以發(fā)現：溫州地區(qū)的南雁、天柱、甌海、四都等變電站母線電壓恢復較困難，低于0.8 p.u.的時間約為1 s，處于臨界電壓失穩(wěn)狀態(tài)。故在局部電網開機方式不足條件下，存在電壓失穩(wěn)的風險。

圖7 500kV蓮都—甌海雙線故障時溫州部分母線電壓曲線

2.4 電力系統(tǒng)電力電子化趨勢明顯

隨著傳統(tǒng)直流輸電、柔性直流輸電、FACTS（柔性交流輸電系統(tǒng)）裝置、風電、光伏發(fā)電、電動汽車、智能用電設備規(guī)模的不斷擴大，電力電子裝置在電力系統(tǒng)源、網、荷3個環(huán)節(jié)中所占比重都在不斷增加，電力系統(tǒng)電力電子化趨勢明顯。

根據浙江創(chuàng)建清潔能源示范省建設方案和行動計劃，到2017年全省風電裝機容量將達到200萬kW，光伏裝機容量將達到500萬kW；2023年前全省風電裝機容量將達到400萬kW，光伏裝機容量將達到1000萬kW[6]。新能源正逐步成為新增電力重要來源，浙江電網新能源裝機占比不斷提高。

一方面，直流輸電、新能源和電動汽車等通過電力電子設備大規(guī)模接入電網，使電網總體特性發(fā)生重大變化，與火電等常規(guī)發(fā)電方式相比，風電、光伏發(fā)電不具備慣性調頻、阻尼功率振蕩和自主調壓的能力，大規(guī)模接入電網后，將影響電網的電壓、頻率穩(wěn)定性。另一方面，現有新能源規(guī)劃及接入系統(tǒng)設計對電網大規(guī)模電力電子化帶來的影響考慮尚有不足，對風電、光伏、電動汽車大規(guī)模接入，目前仍多按照單工程、單元件的模式開展前期工作，多停留在滿足發(fā)電有功平衡的水平，對參與調頻、電壓支撐等問題尚缺乏整體性設計。

2.5 省內分區(qū)間長期大功率送電，潮流控制困難

靈紹直流投產后，浙江500kV以上主網結構已經趨于完整，主網潮流控制的焦點集中在省內 “十線斷面”（500kV紹興—蘭亭雙線、紹興—舜江雙線、蘭江—鳳儀雙線、蓮都—甌海雙線、金華—永康雙線）。從浙江電網3大分區(qū)來看，浙西北分區(qū)和浙西南分區(qū)形成一個共同的大送端，交流特高壓落點、直流特高壓落點、省際聯絡通道均在“十線斷面”西部和北部，“十線斷面”以東即浙東分區(qū)，是寧波、紹興、臺州、溫州等省內負荷集中區(qū)域。“十線斷面”中最易超限的輸電線路是紹興換流站至舜江雙線以及蓮都至甌海雙線。

另外，瓶頸斷面將隨著運行方式的變化而發(fā)生變化：當寧紹直流或賓金直流發(fā)生閉鎖或送電功率偏小時，全省輸電瓶頸將會轉移至南北跨錢塘江通道，主要是500kV喬司—涌潮雙線；當汛期浙西南部大小水電大量送出時，浙西南部的送出通道則可能成為輸電瓶頸，主要是500kV萬象—蓮都雙線。因此，上述2個輸電通道又成為全省西北部和西南部2個主要送出局部電網的關鍵送電通道。

上述關鍵通道潮流控制困難本質上是西部、北部電力的消納問題，在近年經濟增速放緩、負荷增長較慢的情況下較為嚴重，并仍將長期存在。后續(xù)年份隨著負荷水平的提高，問題將得到緩解，但還需注重規(guī)劃電源、外來電力與負荷水平的協調發(fā)展。

2.6 短路電流水平超標問題突出

隨著電網結構的不斷加強，浙江省500kV和220kV電網的短路電流水平均上升較快，部分500kV與220kV廠站母線短路電流水平將接近或超過設備遮斷容量。如2016年年末喬司變電站（簡稱喬司變，以下類推）500kV母線三相短路電流水平將達到62.33 kA，逼近設備遮斷容量；2016年靈紹直流輸變電工程投產后，500kV古越變和舜江變供區(qū)的220kV母線短路電流普遍抬高，古越變、濱海變220kV母線三相短路電流達到55.80 kA，超過設備遮斷容量。

為了解決短路電流超標問題，除了選擇高阻抗變壓器、更高遮斷容量的開關設備外，實際運行過程中主要采取了拉停線路、母線分列運行、拉停主變、限制機組開機方式等多種措施，人為地拉長電氣距離和減小短路電源。這些措施在限制短路電流水平的同時也削弱了電網結構，影響局部電網的供電能力和供電可靠性，比如拉停線路易造成雙線終端變電站以及由兩段母線供電的終端區(qū)域，母線分列運行易造成220kV電網潮流迂回問題，拉停主變和限制機組開機方式則可能會引起局部電網的供電缺口。

3 應對措施

3.1 加強主網架建設

運行實踐表明，隨著特高壓直流的快速建設，交流電網建設相對緩慢，電網“強直弱交”問題突出，現有交流同步電網規(guī)模及強度與直流容量尚不匹配，電網抵御直流閉鎖沖擊的能力有待加強，大電網運行風險始終存在?！笆濉逼陂g，需要進一步優(yōu)化電網發(fā)展格局，按照“強交強直”原則，加強交流電網建設，適當擴大同步電網規(guī)模，增強能源優(yōu)化配置能力。根據國家電網公司規(guī)劃，2020年將通過特高壓交流聯網形成東部同步電網和西部同步電網兩大堅強同步電網，這將有助于構建送受端結構清晰、交直流協調發(fā)展和技術先進的特高壓電網，從根本上解決電網“強直弱交”問題，提升電網抵御嚴重故障的水平，確保電網的安全穩(wěn)定運行。

3.2 提升大電網運行特性認知水平

隨著特高壓交直流電網的快速發(fā)展、新能源大規(guī)模并網以及海量多類型能源終端的接入，浙江電網呈現出新的復雜大電網運行特性，對電網運行特性的準確認識和把握是電網運行控制的基礎，也是運行控制的難點。

（1）提升電網仿真能力。

仿真分析是當前認識電網的主要手段。隨著特高壓輸變電工程的不斷推進和新型設備的廣泛使用，交直流電網耦合日益緊密，系統(tǒng)特性更加復雜，電網的安全穩(wěn)定運行對仿真技術提出了更高的要求。需進一步加強電網仿真分析手段，建設新一代特高壓交直流仿真平臺，實現特高壓直流輸電系統(tǒng)由準穩(wěn)態(tài)建模仿真向電磁暫態(tài)仿真轉變，進一步提升特高壓直流換相失敗、故障重啟動以及換流站無功控制仿真精度；加強仿真分析制度建設，加強包含2～3年滾動計算、年度方式、月度、日前、日內等全時間維度的大電網安全分析和仿真分析標準體系。

（2）提升負荷建模水平。

負荷建模是對各種用電設備和配電網絡的聚合描述，由于電力負荷復雜多樣、面廣量大、隨機時變，所以電力負荷建模一直是國際上電力界公認的難題[7]。大量的研究結果表明，負荷模型對仿真分析結果有重要影響，主要表現在不同的負荷模型對電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、低頻振蕩等分析結果具有不同程度的影響，在臨界情況下，計算結果甚至可能發(fā)生質的變化。隨著特高壓電網的發(fā)展和交直流聯網規(guī)模的逐步擴大，用戶側分布式光伏和變頻器、電動汽車充放電等新負荷特性的影響日益凸顯，電網的穩(wěn)定問題日趨突出，亟需更準確的負荷特性分析和負荷建模技術。需結合智能測量終端的海量量測數據，開展負荷構成和類別自動識別技術研究，以及負荷模型聚合等值方法研究，通過進一步提高負荷建模精度，進而間接提升電網運行的安全性和經濟性。

（3）掌握特高壓交直流電網交互影響特性。

結合“十三五”期間特高壓交直流電網發(fā)展，針對重大網架結構和運行方式變化，滾動開展交直流電網交互影響特性分析。一方面，通過優(yōu)化換相失敗預測功能和控制保護參數、改進閥基電子設備控制技術等手段提升直流換相失敗抵御能力。另一方面，加強自適應重合閘等技術的研究，進一步優(yōu)化失靈保護動作時間，實現交直流控制保護協調控制。

3.3 加強電源技術研究

（1）統(tǒng)籌考慮電源與電網的友好互動。

積極適應電網、電源快速發(fā)展和市場化改革新形勢，構建“責權明析、全面覆蓋、規(guī)范高效”的發(fā)電機組涉網管理體系。需要加強發(fā)電機組勵磁系統(tǒng)、PSS（電力系統(tǒng)穩(wěn)定器）、調速系統(tǒng)及一次調頻性能的管理工作，加大科技攻關，提升發(fā)電機組在嚴重系統(tǒng)故障條件下對電網的支撐作用，降低頻率失穩(wěn)的風險。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500kV蘭亭、古越、舜江、涌潮等電壓薄弱變電站增設電容器組。盡快完成賓金和靈紹特高壓直流4臺300 Mvar調相機的建設工作，全面提升系統(tǒng)的動態(tài)無功儲備。

（2）開展虛擬同步發(fā)電技術研究及示范。

針對新能源裝機占比不斷提高后系統(tǒng)等效轉動慣量下降，電網頻率調節(jié)能力弱化問題，開展虛擬同步發(fā)電技術的研究及示范工作。該技術以先進同步逆變技術和儲能系統(tǒng)為基礎，通過模擬常規(guī)同步發(fā)電機轉動慣量與定子暫態(tài)特性，使間歇式新能源實現與常規(guī)發(fā)電機組相似的阻尼及一次調頻、調壓功能，有利于促進新能源與電網的協調發(fā)展[8]。

3.4 完善緊急控制防御體系

為增強電網應對單回或多回特高壓直流失去的嚴重故障的能力，需要加強三道防線的優(yōu)化和管理工作。

圖8 華東電網頻率緊急協調控制系統(tǒng)

第一道防線，加強交、直流保護相互影響特性研究分析，盡可能降低交流故障導致直流閉鎖的概率。根據仿真結果，已優(yōu)化調整了浙江電網438個500kV開關單相重合時間，將重合閘時間由0.7 s調整為1.3 s，有效降低了浙江電網交流系統(tǒng)故障對受端系統(tǒng)的二次沖擊。目前正在進行開關失靈保護動作時間壓縮技術方案的研究工作。

第二道防線，降低特高壓直流閉鎖可能引發(fā)的頻率穩(wěn)定風險。目前正在建設浙江電網頻率緊急協調控制系統(tǒng)[9]，該系統(tǒng)由直流協調控制子系統(tǒng)、抽蓄切泵控制子系統(tǒng)和精準切負荷控制子系統(tǒng)構成（如圖8所示），其中浙江部分包括賓金、靈紹2個直流控制子站和天荒坪、桐柏和仙居3個切泵控制子站。在華東地區(qū)饋入直流系統(tǒng)發(fā)生閉鎖故障時，直流協調控制子系統(tǒng)緊急提升包括賓金直流和靈紹直流在內的華東地區(qū)在運直流系統(tǒng)輸送功率水平；抽蓄切泵控制子系統(tǒng)同時或分多輪切除包括天荒坪、桐柏和仙居在內的抽水蓄能發(fā)電廠抽水狀態(tài)的機組，實現對系統(tǒng)頻率的快速支撐。

第三道防線，全面開展了浙江電網低頻減載裝置性能檢測工作，根據仿真結果優(yōu)化調整了低頻減載配置的輪次和容量。

通過采取上述措施，可顯著提高電網抵御特高壓直流閉鎖嚴重故障的能力。

3.5 強化電網協同控制能力

鑒于電網一體化特征不斷加強，電網送受端、交直流之間耦合日趨緊密，需要進一步深化大電網實時協同技術研究，強化風險協同防范，通過整合電網外部環(huán)境、實時運行情況、設備歷史故障信息等信息，實時評估特高壓直流運行風險，實現不同電壓等級、不同調度管轄范圍電網運行同步監(jiān)控、故障同步感知和風險同步預警。在交直流輸變電設備運行維護方面，需要通過在線監(jiān)測等新技術、機器人和無人機等新手段、群眾護線員等新機制，充分發(fā)揮“人防、群防、技防”作用，降低設備故障概率。

4 結語

靈紹特高壓直流投產后，浙江電網發(fā)展成為一個大型的交直流混聯受端電網，電網運行特性持續(xù)發(fā)生重大變化，安全穩(wěn)定運行風險持續(xù)增大。針對賓金、靈紹特高壓直流密集饋入和新能源大規(guī)模并網的新形勢，對浙江電網運行特性、存在問題進行了深入分析，提出了針對性的技術和管理控制措施，對浙江電網的安全穩(wěn)定運行具有重要的指導意義。

[1]劉振亞.特高壓交直流電網[M].北京：中國電力出版社，2013.

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

[3]覃琴，郭強，周勤勇，等.國網“十三五”規(guī)劃電網面臨的安全穩(wěn)定問題及對策[J].中國電力，2015，48（1）:25-32.

[4]NB/T32015-2013分布式電源接入配電網技術規(guī)定 [S].北京：中國電力出版社，2013.

[5]趙婉君.高壓直流輸電工程技術[M].北京：中國電力出版社，2004.

[6]浙江省人民政府.浙江省創(chuàng)建國家清潔能源示范省行動計劃（2016—2017年）[G].2015-12-31.

[7]鞠平，謝會玲，陳謙.電力負荷建模研究的發(fā)展趨勢[J].電力系統(tǒng)自動化，2007，31（2）:1-3，31.

[8]鄭天文，陳來軍，陳天一，等.虛擬同步發(fā)電機技術及展望[J].電力系統(tǒng)自動化，2015，39（21）:165-175.

[9]國網華東電力調控分中心.華東電網頻率緊急協調控制系統(tǒng)總體技術方案[R].上海，2016.

（本文編輯：方明霞）

Characteristics Analysis and Operation Control of Zhejiang Hybrid AC/DC Power Grid

LING Weijia，SUN Weizhen，YE Ling，ZHANG Jing
（State Grid Zhejiang Electric Power Cooperation，Hangzhou310007，China）

With the infeed of Binjin and Lingshao UHVDC projects，Zhejiang power grid becomes a typical large-scale hybrid AC/DC receiving-end system，showing″strong DC and weak AC″characteristics and exposing increasingly higher operation safety and stability risks.Firstly，the main operation features and challenges to the Zhejiang power grid are analyzed thoroughly in this paper.Then，some preventive countermeasures in technical and management aspects are proposed.The analysis results provide theoretical reference to the operation and optimization of Zhejiang power grid.

ultra high voltage grid；hybrid AC/DC power system；receiving-end power system；multiple DC infeed

TM712

：B

：1007-1881（2016）09-0008-07

2016-02-24

凌衛(wèi)家（1962），男，高級工程師，主要從事大電網運行與控制等方面的研究工作。