特高壓直流送電能力受交直流故障影響因素研究

王紅衛(wèi)

（國(guó)網(wǎng)山西省電力公司電力科學(xué)研究院，山西 太原 030001）

0 引言

2020 年，雁門關(guān)換流站將繼續(xù)通過(guò)三回500 kV 明海湖—雁門關(guān)線路接入山西電網(wǎng)。直流送端系統(tǒng)的一級(jí)斷面為湖關(guān)三回線，二級(jí)斷面為雁同—明海湖雙線、五寨—明海湖雙線、新榮—明海雙線以及500 kV 明海湖變電站的3 臺(tái)主變。直流近區(qū)新接入電源木瓜界電廠（2×66 萬(wàn)kW） 和王家?guī)X電廠（2×66 萬(wàn)kW），風(fēng)電新增裝機(jī)36 萬(wàn)kW，風(fēng)機(jī)累計(jì)裝機(jī)約414 萬(wàn)kW，具體網(wǎng)架接續(xù)圖略。雁淮直流送電能力與交流系統(tǒng)穩(wěn)定特性密切相關(guān)，我們采用電力系統(tǒng)分析綜合程序搭建山西電網(wǎng)實(shí)際模型，分析山西電網(wǎng)形成交直流混聯(lián)外送通道后雁淮直流近區(qū)網(wǎng)架發(fā)生變化后的送電能力[1]，為山西電網(wǎng)的進(jìn)一步改進(jìn)提供理論支撐。

1 計(jì)算邊界條件

a） 計(jì)算程序。采用電力系統(tǒng)分析綜合程序（PSASP 7.41.04） 搭建模型[2]。

b） 計(jì)算模型。采用山西電網(wǎng)2020 年第一季度220 kV 以上電壓系統(tǒng)[3]。

c） 計(jì)算條件。計(jì)算條件有以下幾方面：一是雁淮直流一級(jí)斷面明海湖—雁門關(guān)三回線的熱穩(wěn)極限值為320 萬(wàn)kW，二級(jí)斷面雁同—明海湖雙線、五寨—明海湖雙線熱穩(wěn)極限為230 萬(wàn)kW。二是雁門關(guān)換流站母線運(yùn)行電壓不低于0.9 標(biāo)幺值。三是雁門關(guān)換流站母線無(wú)功功率在-30 萬(wàn)kW～30萬(wàn)kW 之間。四是雁門關(guān)換流站近區(qū)風(fēng)電機(jī)組暫態(tài)耐壓小于1.2 標(biāo)幺值。五是根據(jù)《國(guó)調(diào)中心關(guān)于印發(fā)<2019 年特高壓互聯(lián)電網(wǎng)穩(wěn)定及無(wú)功電壓調(diào)度運(yùn)行規(guī)定（第二版） >和<2019 年國(guó)調(diào)直調(diào)安全自動(dòng)裝置調(diào)度運(yùn)行管理規(guī)定（第二版） >的通知》，若換流站母線高抗退出，雁淮直流功率大于450 萬(wàn)kW 時(shí)，換流站正常運(yùn)行電壓范圍為510～525 kV，允許暫態(tài)壓升最大值ΔUmax=（1.3×530-525） /525=0.312；若換流站母線高抗投入，雁淮直流功率大于450 萬(wàn)kW 時(shí)，換流站正常運(yùn)行電壓范圍為510～530 kV，允許暫態(tài)壓升最大值ΔUmax=（1.3×530-530） /525=0.303。

2 交流故障影響分析

2.1 交流系統(tǒng)熱穩(wěn)定影響

雁淮直流在近區(qū)接入電源（神泉電廠、木瓜界電廠、安太堡電廠） 全開(kāi)時(shí)，主要受明海湖—雁門關(guān)三線N-2 故障的影響，該故障所對(duì)應(yīng)的安控動(dòng)作為直流功率速降180 萬(wàn)kW。若發(fā)生該故障，明海湖—雁門關(guān)三線剩余一回線達(dá)到熱穩(wěn)極限320 萬(wàn)kW，此時(shí)，雁淮直流送電能力最大為730 萬(wàn)kW[4]。

2.2 換流站母線低電壓約束

2.2.1 限制雁淮直流送電能力的制約故障分析

分析不同交流線路N-2 故障，需采取不同的惡劣開(kāi)機(jī)方式。分析500 kV 雁湖雙N-2 故障，雁同近區(qū)機(jī)組全開(kāi)、五寨近區(qū)除神泉和河曲外機(jī)組全關(guān)，使故障后主網(wǎng)對(duì)換流母線電壓支撐較弱。分析500 kV 湖寨雙N-2 故障，五寨近區(qū)機(jī)組全開(kāi)、雁同近區(qū)機(jī)組全關(guān)。分析500 kV 湖關(guān)三回N-2 故障，雁同、五寨近區(qū)均開(kāi)機(jī)。分析上述故障，明海湖近區(qū)220 kV 電網(wǎng)的火電機(jī)組全停。在惡劣開(kāi)機(jī)方式下，雁湖雙N-2 為限制雁淮直流送電能力的制約故障，詳情見(jiàn)表1。

表1 限制雁淮直流送電能力的制約故障分析

2.2.2 雁淮直流送電能力分析

由于雁淮直流近區(qū)500 kV 交流線路發(fā)生N-2故障，500 kV 交流系統(tǒng)對(duì)雁門關(guān)換流站母線的電壓支撐變?nèi)?，可能?dǎo)致?lián)Q流站母線的電壓長(zhǎng)期處于0.9 標(biāo)幺值以下且無(wú)法恢復(fù)。因此，針對(duì)換流站母線低電壓的問(wèn)題，雁淮直流送電能力主要受以下3 個(gè)因素的影響：一是換流站與主網(wǎng)無(wú)功功率交換量；二是換流站近區(qū)220 kV 線路檢修方式；三是換流站近區(qū)機(jī)組開(kāi)機(jī)數(shù)量。具體送電能力見(jiàn)表2。

從表2 中可以看出，在神泉、木瓜、河曲及王家?guī)X全停情況下，考慮低電壓約束的雁淮直流最小送電能力為445 萬(wàn)kW，隨著神泉、木瓜、河曲及王家?guī)X開(kāi)機(jī)的增加，雁淮直流最大送電能力為800 萬(wàn)kW。

表2 不同開(kāi)機(jī)方式，受低電壓約束雁淮直流送電能力

3 直流故障影響分析

3.1 換相失敗分析

雁淮直流送電730 萬(wàn)kW，長(zhǎng)南線南送280萬(wàn)kW，對(duì)直流發(fā)生連續(xù)4 次換相失敗、連續(xù)5 次換相失敗閉鎖進(jìn)行分析。

a） 發(fā)生連續(xù)4 次換相失敗后，長(zhǎng)南線不解列，華北機(jī)組功角穩(wěn)定，如圖1、圖2 所示。

b） 發(fā)生連續(xù)5 次換相失敗后，閉鎖切機(jī)530萬(wàn)kW，留200 萬(wàn)kW 不平衡量，長(zhǎng)南線不解列，功率向長(zhǎng)南線轉(zhuǎn)移約70 萬(wàn)kW，華北機(jī)組功角穩(wěn)定，如圖3、圖4 所示。

圖1 4 次換相失敗后長(zhǎng)南線功率曲線圖

雁淮直流功率730 萬(wàn)kW、長(zhǎng)南南送280萬(wàn)kW 方式下，連續(xù)換相失敗和雙極閉鎖故障下系統(tǒng)保持穩(wěn)定，雁淮直流換相失敗加速保護(hù)策略按“4+1”配置可滿足要求。

圖2 4 次換相失敗后雁淮直流功率曲線圖

圖3 5 次換相失敗后長(zhǎng)南線功率曲線圖

圖4 5 次換相失敗后雁淮直流功率曲線圖

3.2 雙極再啟動(dòng)分析

在雁淮直流8 000 MW、長(zhǎng)南線南送5 800 MW，對(duì)雁淮直流進(jìn)行直流再啟動(dòng)校核，雁淮直流雙極兩次再啟動(dòng)成功，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運(yùn)行。

4 結(jié)論

綜上所述，雁淮直流近區(qū)網(wǎng)架加強(qiáng)后，其送電能力與近區(qū)接入電源（神泉、木瓜界、河曲、王家?guī)X） 開(kāi)機(jī)方式相關(guān)性較大。

a） 雁淮直流近區(qū)接入電源（神泉、木瓜界、河曲、王家?guī)X） 開(kāi)機(jī)量比較小時(shí)，雁淮直流送電能力主要受近區(qū)交流線路N-2 故障換流母線低電壓的影響；隨著近區(qū)接入電源開(kāi)機(jī)數(shù)量逐漸增加，換流站電壓支撐能力也逐漸增大，雁淮直流最大送電能力由低電壓約束轉(zhuǎn)變?yōu)楹P(guān)單線的熱穩(wěn)約束。

b） 在神泉電廠、木瓜界電廠全部開(kāi)機(jī)且滿出力，受制于湖關(guān)三線N-2 故障后剩余一回線熱穩(wěn)不超過(guò)320 萬(wàn)kW，在采取雁淮直流180 萬(wàn)kW的速降措施后，雁淮直流最大送電能力為730 萬(wàn)kW。

c） 雁淮直流發(fā)生連續(xù)換相失敗和雙極閉鎖故障下系統(tǒng)保持穩(wěn)定，雁淮直流換相失敗加速保護(hù)策略按“4+1”配置可滿足運(yùn)行要求。雁淮直流發(fā)生雙極兩次再啟動(dòng)成功，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運(yùn)行。