魯固直流閉鎖故障下東北電網(wǎng)高頻切機(jī)方案適應(yīng)性能力分析

孟濤，于天蛟，王偉，尹杭，呂項(xiàng)羽，冷俊

（1.國(guó)網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，長(zhǎng)春130000；2.國(guó)網(wǎng)吉林省電力有限公司，長(zhǎng)春130000；3.國(guó)網(wǎng)長(zhǎng)春供電公司，長(zhǎng)春130000）

0 引言

建設(shè)以特高壓交直流電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架的堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)對(duì)構(gòu)建全球能源互聯(lián)網(wǎng)，推動(dòng)能源清潔綠色發(fā)展具有重要意義[1]。迎合電網(wǎng)發(fā)展契機(jī)，東北電網(wǎng)第1條跨區(qū)特高壓直流工程（扎魯特-青州±800 kV特高壓直流）于2017年年底正式投運(yùn)[2]，其對(duì)提高東北電網(wǎng)盈余電力外送能力、促進(jìn)東北老工業(yè)基地經(jīng)濟(jì)發(fā)展具有深遠(yuǎn)意義。隨著魯固直流輸送功率的進(jìn)一步提升，同步電網(wǎng)格局和運(yùn)行特性將發(fā)生重大變化[3-4]，以魯固直流外送8 000 MW為例，當(dāng)發(fā)生魯固直流雙極閉鎖故障時(shí)，扎魯特?fù)Q流站近區(qū)風(fēng)電機(jī)組暫態(tài)壓升超過(guò)1.3倍標(biāo)幺值，且送端電網(wǎng)允許運(yùn)行的不平衡功率約為2 000 MW，此時(shí)送端系統(tǒng)存在約6 000 MW的不平衡功率，導(dǎo)致系統(tǒng)運(yùn)行頻率嚴(yán)重越限。因此，如何合理有效地安排全網(wǎng)風(fēng)電、水電和火電機(jī)組的切機(jī)順序?qū)ΡＷC電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行至關(guān)重要[5-7]。

對(duì)于直流大功率運(yùn)行時(shí)發(fā)生直流雙極閉鎖故障引起的電網(wǎng)暫態(tài)壓升問(wèn)題研究，文獻(xiàn)[8]中提出的緊急協(xié)調(diào)二級(jí)電壓控制方法在系統(tǒng)發(fā)生直流閉鎖故障時(shí)，通過(guò)相應(yīng)的切機(jī)、切負(fù)荷和直流調(diào)制策略，能夠?qū)崿F(xiàn)全網(wǎng)范圍內(nèi)的電壓穩(wěn)定。文獻(xiàn)[9]深入分析高壓直流閉鎖導(dǎo)致系統(tǒng)暫態(tài)過(guò)電壓的內(nèi)在機(jī)理，對(duì)換流母線暫態(tài)電壓與換流站剩余無(wú)功容量、補(bǔ)償容量、系統(tǒng)強(qiáng)度和閉鎖容量之間的相互影響關(guān)系進(jìn)行定量計(jì)算，為指導(dǎo)風(fēng)電機(jī)組并網(wǎng)和特高壓直流線路規(guī)劃運(yùn)行提供了理論基礎(chǔ)。文獻(xiàn)[10]中通過(guò)修改高壓直流模型中直流閉鎖的觸發(fā)方式，同時(shí)與原有的安穩(wěn)控制策略相配合，有效抑制了直流故障下送端系統(tǒng)換母線的暫態(tài)過(guò)電壓，避免了風(fēng)電機(jī)組脫網(wǎng)運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)。文獻(xiàn)[11]分析雙饋風(fēng)電機(jī)組逆變器無(wú)功調(diào)節(jié)能力，提出一種無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備調(diào)節(jié)與風(fēng)電機(jī)組逆變器無(wú)功調(diào)節(jié)的協(xié)調(diào)控制策略，能有效保證直流閉鎖故障時(shí)風(fēng)電機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行，還能對(duì)送端系統(tǒng)提供一定的無(wú)功支撐。以上文獻(xiàn)重點(diǎn)關(guān)注直流雙極閉鎖故障引起的電網(wǎng)暫態(tài)壓升的本質(zhì)原因、建模計(jì)算方法和相關(guān)抑制過(guò)電壓?jiǎn)栴}的措施，很少涉及系統(tǒng)過(guò)頻問(wèn)題。

對(duì)于特高壓直流線路故障引起的系統(tǒng)頻率異常問(wèn)題研究，文獻(xiàn)[12]基于多送端直流系統(tǒng)模型展開直流調(diào)制能力評(píng)估計(jì)算，建立考慮送、受端電氣距離的多直流緊急功率支援的評(píng)估指標(biāo)，對(duì)評(píng)估直流線路功率支援能力具有很好的指導(dǎo)價(jià)值。文獻(xiàn)[13]對(duì)風(fēng)光接入電網(wǎng)后的頻率特性以及風(fēng)光不同出力場(chǎng)景下的電網(wǎng)高頻切機(jī)方案進(jìn)行研究，在切機(jī)過(guò)程中基于最小欠切原則優(yōu)先切除風(fēng)光電源，能保證系統(tǒng)頻率恢復(fù)至穩(wěn)定運(yùn)行水平的前提下總切機(jī)量最小。文獻(xiàn)[14]主要從受端系統(tǒng)的角度來(lái)分析直流故障下產(chǎn)生的高頻問(wèn)題，基于廣域測(cè)量技術(shù)統(tǒng)計(jì)直流故障瞬間的信息量，提出一種最優(yōu)切負(fù)荷模型，并利用粒子群優(yōu)化算法進(jìn)行模型求解。文獻(xiàn)[15]在發(fā)生直流故障時(shí)利用區(qū)域電網(wǎng)緊急功率支援的手段來(lái)填補(bǔ)受端系統(tǒng)功率缺額，建立一種綜合考慮省間重要斷面極限、區(qū)域備用容量和機(jī)組自動(dòng)發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）調(diào)節(jié)性能的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度模型，能夠?qū)崿F(xiàn)系統(tǒng)功率的大范圍轉(zhuǎn)移，使電網(wǎng)快速恢復(fù)至安全運(yùn)行狀態(tài)。以上文獻(xiàn)對(duì)直流雙極閉鎖后送、受端系統(tǒng)的頻率異常問(wèn)題進(jìn)行分析，送端系統(tǒng)主要采用切機(jī)方式，受端系統(tǒng)主要采用功率緊急支援、切負(fù)荷和機(jī)組AGC調(diào)節(jié)來(lái)滿足頻率運(yùn)行要求。

綜合上述分析，本文深入研究大功率運(yùn)行直流發(fā)生雙極閉鎖故障后送端電網(wǎng)的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定問(wèn)題，通過(guò)研究特高壓直流故障狀態(tài)下導(dǎo)致送端系統(tǒng)電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)壓升、過(guò)頻問(wèn)題的內(nèi)在機(jī)理；從預(yù)控直流輸送功率、集中切機(jī)和直流調(diào)制的方式設(shè)計(jì)一種適用于解決送端電網(wǎng)直流故障問(wèn)題的高頻緊急運(yùn)行控制策略，基于2019年實(shí)際電網(wǎng)數(shù)據(jù)進(jìn)行仿真分析計(jì)算，驗(yàn)證電網(wǎng)機(jī)組不同開機(jī)方式、不同負(fù)荷水平以及直流不同輸送功率等多種工況下的策略適應(yīng)性能。

1 魯固直流送端系統(tǒng)運(yùn)行特性分析

1.1 魯固直流系統(tǒng)簡(jiǎn)介

魯固直流輸電工程送端位于內(nèi)蒙古通遼扎魯特旗南部地區(qū)，處于蒙東、吉林和遼寧3省交匯處，途經(jīng)內(nèi)蒙古、河北、山東3省，受端位于山東青州地區(qū)，線路長(zhǎng)度約為1 233.8 km。圖1為魯固直流投運(yùn)后東北電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)分布情況。

圖1 魯固直流送端系統(tǒng)Fig.1 Feed terminal system of Lugu DC project

隨著扎魯特10回進(jìn)線配套工程（扎向雙回線，扎昌雙回線，扎興三回線和扎科三回線）投產(chǎn)后，魯固直流輸送功率進(jìn)一步加強(qiáng)，東北電網(wǎng)的潮流走向規(guī)律發(fā)生了深刻的變化，由原來(lái)的“北電南送，西電東送”轉(zhuǎn)變?yōu)椤皷|西匯集，直輸南送”的格局。

1.2 魯固直流閉鎖故障對(duì)送端電網(wǎng)的影響分析

隨著扎魯特配套交流網(wǎng)架的加強(qiáng)，原有吉黑斷面、遼吉斷面壓力有所緩解，基本不再受限。主要斷面受限問(wèn)題體現(xiàn)在省內(nèi)輸電通道電磁環(huán)網(wǎng)問(wèn)題和遠(yuǎn)離扎魯特?fù)Q流站的邊遠(yuǎn)地區(qū)電源送出問(wèn)題。

基于東北電網(wǎng)2019年規(guī)劃數(shù)據(jù)，分析魯固直流輸送容量8 000 MW、近區(qū)開6臺(tái)火電機(jī)組的邊界條件下魯固直流發(fā)生雙極閉鎖故障，切機(jī)容量為5 660 MW后扎魯特近區(qū)母線暫態(tài)壓升和系統(tǒng)頻率問(wèn)題。魯固直流閉鎖故障下?lián)Q流站近區(qū)500 kV母線電壓、近區(qū)風(fēng)電機(jī)組電壓和系統(tǒng)頻率變化情況見圖2。

圖2 魯固直流閉鎖故障下電壓、頻率變化情況Fig.2 Voltage and frequency variation under the fault at Lugu DC project

由圖2可知，直流閉鎖故障下，扎魯特?fù)Q流站近區(qū)500 kV母線電壓按照1.3倍標(biāo)幺值整定后最大暫態(tài)電壓壓升為1.281 25 p.u.，風(fēng)電機(jī)組最大暫態(tài)電壓壓升為1.221 66 p.u.，系統(tǒng)頻率最大為50.444 5 Hz?？芍敼讨绷鞔蠊β蔬\(yùn)行時(shí)，存在其發(fā)生雙極閉鎖故障時(shí)，系統(tǒng)母線存在電壓偏高和過(guò)頻的風(fēng)險(xiǎn)，需要對(duì)近區(qū)風(fēng)電機(jī)組進(jìn)行改造和采用高頻切機(jī)方法來(lái)提高送端電網(wǎng)抗風(fēng)險(xiǎn)運(yùn)行的能力。

2 魯固直流故障送端電網(wǎng)高頻切機(jī)策略

2.1 高頻切機(jī)基本原理

為抵御魯固直流閉鎖故障東北電網(wǎng)的高頻風(fēng)險(xiǎn)，在全網(wǎng)范圍內(nèi)設(shè)置可切站點(diǎn)90個(gè)，可切電源容量5 389萬(wàn)千瓦（占全網(wǎng)電源總量40%以上），圖3為東北電網(wǎng)高頻緊急控制系統(tǒng)策略原理圖。

圖3 東北電網(wǎng)高頻緊急控制系統(tǒng)Fig.3 High frequency emergency control system in north east power grid

由圖3可知，高頻緊急控制系統(tǒng)通過(guò)設(shè)置3道防線實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)切機(jī)，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。第1道防線為預(yù)控魯固直流輸送功率；第2道防線為扎魯特穩(wěn)控主站接收到直流極控系統(tǒng)的閉鎖信號(hào)后，根據(jù)預(yù)先設(shè)定的策略表，向各執(zhí)行站發(fā)送直流調(diào)制或切電源命令；第3道防線為當(dāng)?shù)?道防線拒動(dòng)時(shí)，采取就地判斷系統(tǒng)頻率后延時(shí)切除本地電源措施。在高頻切記過(guò)程中需遵循的基本原則[16-17]為：

1）切電源量=魯固直流閉鎖損失的功率-系統(tǒng)高頻不平衡功率-其他直流調(diào)制量。

2）直流閉鎖切機(jī)后電網(wǎng)應(yīng)滿足安全穩(wěn)定導(dǎo)則要求，發(fā)生N-1等故障仍然可以安全穩(wěn)定運(yùn)行。

3）各被切500 kV火電廠至少保留1臺(tái)機(jī)組。

4）220 kV火電開機(jī)方式的安排，應(yīng)能保證風(fēng)電、水電被全部切除后，電網(wǎng)仍然可以保證安全穩(wěn)定運(yùn)行。

5）風(fēng)、水、火不同類型電源的切除順序，以及同一類型不同地區(qū)電源的切除順序，應(yīng)有利于電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

2.2 高頻切機(jī)通信方案

遵循優(yōu)化控制、提高通信安全可靠性和裝置可靠動(dòng)作的原則，基于面向多對(duì)象的實(shí)時(shí)通信復(fù)接技術(shù)[17]，設(shè)計(jì)了一種主站-執(zhí)行站控制模式的雙層高頻切機(jī)通信方案，確保各執(zhí)行站與主站信息傳送的準(zhǔn)確性和精度，其高頻切機(jī)通信方案設(shè)計(jì)框架見圖4。

圖4 高頻切機(jī)通信方案Fig 4 High-frequency switching communication scheme

由圖4可知，主站系統(tǒng)主要用于判斷特高壓直流故障，同時(shí)向執(zhí)行站發(fā)送切機(jī)或直流調(diào)制信號(hào)；執(zhí)行站主要實(shí)現(xiàn)執(zhí)行主站系統(tǒng)下發(fā)控制命令，并將實(shí)時(shí)采集數(shù)據(jù)傳送至主站的功能。

3 算例分析

基于東北電網(wǎng)2019年年底網(wǎng)架進(jìn)行仿真分析計(jì)算，魯固直流滿功率（1 000萬(wàn)kW）運(yùn)行，負(fù)荷水平考慮小負(fù)荷方式，約為3 803萬(wàn)kW。高頻緊急控制系統(tǒng)動(dòng)作優(yōu)先級(jí)依次為風(fēng)電、水電、火電，其中黑龍江風(fēng)電執(zhí)行站可切容量186萬(wàn)kW，吉林風(fēng)電執(zhí)行站可切容量380萬(wàn)kW，遼寧風(fēng)電執(zhí)行站可切容量317萬(wàn)kW，蒙東赤峰風(fēng)電執(zhí)行站可切容量297萬(wàn)kW，蒙東通遼風(fēng)電執(zhí)行站可切容量355萬(wàn)kW。

具體切機(jī)順序情況設(shè)置如下：

1）風(fēng)電切機(jī)排序情況見表1，按直流近區(qū)（通遼、吉林松白、蒙東興安）風(fēng)機(jī)優(yōu)先切除，其余遠(yuǎn)端風(fēng)機(jī)盡可能考慮各地區(qū)均勻切除的原則設(shè)計(jì)。

表1 東北電網(wǎng)風(fēng)電切機(jī)排序Table 1 Wind power switching sequence in Northeast power grid

2）水電切機(jī)排序情況見表2，其中黑龍江水電＞吉林水電＞遼寧水電排列，F(xiàn)組8個(gè)水電廠按順序輪切1臺(tái)機(jī)；G組順序按：白山、紅石＞云峰＞豐滿220＞豐滿500＞蒲石河，6個(gè)水電廠每輪選2個(gè)各切1臺(tái)機(jī)組，并保留調(diào)頻容量300 MW。

表2 東北電網(wǎng)水電切機(jī)排序Table 2 Hydro power switching sequence in Northeast power grid

3）火電切機(jī)排序情況見表3，其中呼倫貝爾火電＞黑龍江東部火電＞赤峰火電＞遼寧火電（北部＞南部負(fù)荷中心）＞吉林中部、松白火電、通遼火電進(jìn)行輪切。并根據(jù)每個(gè)地區(qū)分組廠站機(jī)組臺(tái)數(shù)設(shè)定每輪選切廠站數(shù)量。

表3 東北電網(wǎng)火電切機(jī)排序Table 3 Thermal power switching sequence in Northeast power grid

設(shè)置4種不同切機(jī)方案以校驗(yàn)所提切機(jī)策略的適應(yīng)性能力，4種不同切機(jī)方案的具體情況如下：

方案1：集中切遼寧、赤峰等南部風(fēng)電。

方案2：集中切黑龍江、吉林等送端風(fēng)電。

方案3：集中切換流站近區(qū)風(fēng)電。

方案4：集中切送端火電。

魯固直流滿送，不同切機(jī)方案下的全網(wǎng)樞紐站暫態(tài)電壓變化情況見表4。

表4 不同切機(jī)方案下的全網(wǎng)樞紐站電壓變化情況Table 4 Voltage variation of the all-network hub under different switching schemes k V

由表4可知，方案1中扎魯特?fù)Q流站電壓上升7 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大跌落25 kV；方案2中扎魯特?fù)Q流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升30 kV；方案3中扎魯特?fù)Q流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升27 kV；方案4中扎魯特?fù)Q流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升28 kV。以上4種切機(jī)方案全網(wǎng)穩(wěn)態(tài)電壓壓升變化不超過(guò)30 kV，均在合理范圍之內(nèi)，符合魯固直流安全穩(wěn)定運(yùn)行要求。另一方面，為校核全網(wǎng)頻率穩(wěn)定性，對(duì)4種切機(jī)方案下的系統(tǒng)頻率偏差進(jìn)行分析計(jì)算，結(jié)果見表5。

表5 不同切機(jī)方案下的全網(wǎng)頻率變化情況Table 5 Frequency variation of the whole network under different switching schemes Hz

由表5可知，固魯直流發(fā)生雙極閉鎖故障，全網(wǎng)切機(jī)800萬(wàn)kW，4種方案下全網(wǎng)頻率最高均不超過(guò)50.5 Hz，滿足系統(tǒng)頻率運(yùn)行要求。

設(shè)置極端開機(jī)方式來(lái)進(jìn)一步驗(yàn)證本文所提切機(jī)策略的適應(yīng)性能力，以吉林電網(wǎng)為例，若扎魯特?fù)Q流站近區(qū)火電較少，魯固直流輸送大功率，需要近區(qū)松原、白城地區(qū)提供大量的有功輸出。吉林松原、白城、通榆地區(qū)風(fēng)電裝機(jī)444.835萬(wàn)kW。集中分布在通榆風(fēng)電基地、白城風(fēng)電基地和松原風(fēng)電基地，風(fēng)電大多集中匯集在電網(wǎng)的末端。特別是乾安和新志變電站周圍匯集了大規(guī)模電量的風(fēng)電，地區(qū)負(fù)荷水平低、且所處網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較為薄弱，當(dāng)魯固直流雙極閉鎖后，根據(jù)所提切機(jī)控制策略，切除近區(qū)全部風(fēng)電，監(jiān)測(cè)匯集站母線的電壓變化情況。魯固直流不同輸送容量下匯集站母線的電壓變化情況見表6。

表6 魯固直流不同輸送容量雙極閉鎖故障下系統(tǒng)暫態(tài)電壓偏差量Table 6 Transient voltage deviation of the system under different transmission capacity of Lugu DC k V

由表6可知，在極端開機(jī)方式下，隨著魯固直流輸電能力的提升，吉林電網(wǎng)風(fēng)電匯集站母線電壓暫態(tài)電壓偏差量變大，500 kV瞻榆變因其與扎魯特?fù)Q流站電氣距離最近，其所對(duì)應(yīng)的暫態(tài)壓升最大，在魯固直流輸送能力為800萬(wàn)kW時(shí)，暫態(tài)壓升達(dá)到18.44 kV，符合魯固直流安全穩(wěn)定運(yùn)行規(guī)定要求，有效驗(yàn)證了本文切機(jī)策略的適應(yīng)性。

4 結(jié)語(yǔ)

本文基于實(shí)際電網(wǎng)開展特高壓直流大功率運(yùn)行發(fā)生雙極閉鎖故障后送端系統(tǒng)所引起的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定問(wèn)題研究，在電力系統(tǒng)PSASP仿真軟件中搭建仿真模型，深入分析特高壓直流故障狀態(tài)下導(dǎo)致送端系統(tǒng)電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)壓升、過(guò)頻問(wèn)題的內(nèi)在機(jī)理；從預(yù)控直流輸送功率、集中切機(jī)和直流調(diào)制的方式設(shè)計(jì)一種適用于解決送端電網(wǎng)直流故障問(wèn)題的高頻緊急運(yùn)行控制策略，不同開機(jī)方式、不同負(fù)荷水平以及直流不同輸送功率等多種工況下仿真結(jié)果表明所提切機(jī)策略能有效抵御魯固直流發(fā)生雙極閉鎖故障所引發(fā)的送端電網(wǎng)高頻、過(guò)電壓運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)保障東北電力安全穩(wěn)定運(yùn)行具有重要的指導(dǎo)意義。