內(nèi)蒙古—京津冀直流工程投運(yùn)后系統(tǒng)穩(wěn)定特性影響分析

郭 琪，李丹丹，閆桂紅，楊志國(guó)，慕 騰，雷 軻，趙 越，武海燕

（1.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院分公司，呼和浩特 010020；2.內(nèi)蒙古自治區(qū)電力系統(tǒng)智能化電網(wǎng)仿真企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，呼和浩特 010020；3.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司內(nèi)蒙古電力調(diào)度控制分公司，呼和浩特 010010）

0 引言

為統(tǒng)籌經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展、能源清潔低碳轉(zhuǎn)型、碳達(dá)峰碳中和等多個(gè)目標(biāo)，國(guó)家發(fā)展與改革委員會(huì)提出加快推進(jìn)以沙漠、戈壁、荒漠化地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目建設(shè)，推動(dòng)跨省區(qū)輸電通道，有效提升大范圍資源優(yōu)化配置能力。內(nèi)蒙古地區(qū)風(fēng)光資源豐富，但分布相對(duì)分散，與負(fù)荷中心距離較遠(yuǎn)[1-3]。直流輸電技術(shù)可以滿足長(zhǎng)距離、大容量新能源外送需求，是適應(yīng)大規(guī)模新能源送出的優(yōu)選方案[4-6]。內(nèi)蒙古電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)2回±660 kV直流線路，匯集大量光伏、風(fēng)電等清潔能源資源，向京津冀電網(wǎng)送電，屆時(shí)內(nèi)蒙古電網(wǎng)將從純交流網(wǎng)絡(luò)變?yōu)榻恢绷骰爝B電網(wǎng)[7-8]。當(dāng)送端電網(wǎng)發(fā)生N-1 交流故障及直流閉鎖故障時(shí)，無(wú)功沖擊、新能源進(jìn)入低電壓穿越后的有功回退和暫態(tài)過(guò)程中的無(wú)功反調(diào)均可能導(dǎo)致送端電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定問(wèn)題[9-14]。本文結(jié)合規(guī)劃建設(shè)的2回±660 kV直流工程，從短路電流、短路比、暫態(tài)穩(wěn)定角度分析該直流工程對(duì)內(nèi)蒙古電網(wǎng)特性的影響，為后續(xù)直流工程在內(nèi)蒙古電網(wǎng)的建設(shè)提供參考。

1 內(nèi)蒙古—京津冀直流工程概況

內(nèi)蒙古—京津冀外送通道規(guī)劃建設(shè)2回±660 kV直流線路，每回輸送容量4000 MW，起點(diǎn)鄂爾多斯市，落點(diǎn)河北??；每回直流配套光伏4000 MW，風(fēng)電和煤電各2000 MW。送端規(guī)劃建設(shè)2 座換流站，送雄安直流為達(dá)拉特?fù)Q流站，送邯鄲直流為杭錦北部換流站。達(dá)拉特?fù)Q流站通過(guò)2回500 kV線路接入耳字壕500 kV變電站與內(nèi)蒙古電網(wǎng)連接；杭錦北部換流站通過(guò)2 回500 kV 線路接入過(guò)三梁500 kV 變電站與內(nèi)蒙古電網(wǎng)連接。內(nèi)蒙古電網(wǎng)交直流混連送端系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖1。

圖1 內(nèi)蒙古電網(wǎng)交直流混連送端系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Structure diagram of the AC/DC hybrid transmission end system of Inner Mongolia power grid

2 內(nèi)蒙古電網(wǎng)特性影響分析

以內(nèi)蒙古電網(wǎng)2021 年2—3 年滾動(dòng)計(jì)算下發(fā)的“2025年豐大方式”為基礎(chǔ)，根據(jù)最新版“十四五”規(guī)劃修改為2025 年網(wǎng)架基礎(chǔ)進(jìn)行計(jì)算。內(nèi)蒙古電網(wǎng)采用詳細(xì)的發(fā)電機(jī)暫態(tài)電勢(shì)模型，系統(tǒng)負(fù)荷為60%的馬達(dá)功率和40%的恒定阻抗構(gòu)成的綜合負(fù)荷模型。

外送斷面保證功率為4900 MW不變，內(nèi)部各斷面如下：呼豐斷面功率為9300 MW，呼包斷面功率為6000 MW，響布坤德斷面功率為4000 MW，布烏德和斷面功率為2000 MW。內(nèi)蒙古電網(wǎng)風(fēng)電機(jī)組主要集中在北部，火電機(jī)組主要集中在南部，以2025年預(yù)測(cè)豐大數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)進(jìn)行計(jì)算，電源裝機(jī)及負(fù)荷情況為（不考慮特高壓配套新增電源）：風(fēng)電總裝機(jī)容量22 432 MW，火電總裝機(jī)容量52 684 MW，光伏裝機(jī)9171 MW，負(fù)荷41 722 MW（含廠用電4007 MW），風(fēng)電匯集區(qū)共配置7臺(tái)50 Mvar調(diào)相機(jī)；外部邊界條件為：特高壓長(zhǎng)南線解列，山西兩橫特高壓送出功率160 000 MW，山東電網(wǎng)外送功率4000 MW，內(nèi)蒙古電網(wǎng)與華北主網(wǎng)保持4 回500 kV交流線路聯(lián)絡(luò)。

初始運(yùn)行方式為內(nèi)蒙古電網(wǎng)全網(wǎng)新能源大發(fā)方式，網(wǎng)內(nèi)火電機(jī)組最小出力按總?cè)萘康?0%計(jì)算。網(wǎng)匯0 MW方式為直流送出功率8000 MW全部由配套電源提供；網(wǎng)匯2000 MW方式為直流送出功率8000 MW中4000 MW由配套電源提供，即每回直流網(wǎng)匯2000 MW。

2.1 短路電流水平

2 回±660 kV 直流及其配套工程投運(yùn)前后網(wǎng)內(nèi)主要場(chǎng)站短路電流見(jiàn)表1。2回±660 kV直流工程配套大容量火電機(jī)組以及4臺(tái)50 Mvar調(diào)相機(jī)，接入內(nèi)蒙古電網(wǎng)后，耳字壕和過(guò)三梁等直流工程附近變電站短路電流明顯增加，增幅約7 kA，但該直流工程配套火電機(jī)組及調(diào)相機(jī)對(duì)于距離較遠(yuǎn)的外送通道附近短路電流影響較小，如汗海變電站和豐泉變電站。2回±660 kV直流投運(yùn)后，各場(chǎng)站短路電流均未超過(guò)現(xiàn)有開(kāi)關(guān)遮斷電流。

表1 2回±660 kV直流及其配套工程投運(yùn)前后短路電流Tab.1 Short circuit current of two-circuit ±660 kV DC project before and after operation kA

2.2 短路比

直流短路比是表征直流輸電所連接的交流系統(tǒng)強(qiáng)弱的指標(biāo)，直流短路比SCR（Shourt-Circuit Tatio，SCR）定義為：

式中：Sac為換流站交流母線短路容量，MW；Pdc為直流輸電功率，MW。

若進(jìn)一步考慮換流站交流母線無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的影響，將直流有效短路比ESCR（Effective Shourt-Circuit Ratio，ESCR）定義為：

式中：Qac為換流站交流母線的無(wú)功補(bǔ)償容量，Mvar。

2回直流母線短路比計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。2回特高壓直流接入電網(wǎng)的直流短路比均大于3，說(shuō)明在網(wǎng)匯0 MW 和2000 MW 方式下，交流電網(wǎng)的短路容量均較大，直流擾動(dòng)沖擊對(duì)交流系統(tǒng)電壓的波動(dòng)幅度影響相對(duì)較小，直流送端電網(wǎng)為強(qiáng)交流系統(tǒng)。短路比只是交流系統(tǒng)對(duì)直流承載能力的評(píng)價(jià)指標(biāo)，仍應(yīng)開(kāi)展必要的安全穩(wěn)定計(jì)算分析，以滿足直流和新能源大規(guī)模接入交流系統(tǒng)后電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行要求。

表2 直流短路比計(jì)算結(jié)果Tab.2 Calculation results of DC short circuit ratio

2.3 交流系統(tǒng)故障

2.3.1 小擾動(dòng)分析

內(nèi)蒙古電網(wǎng)與華北電網(wǎng)交流聯(lián)網(wǎng)格局下，制約輸電能力的主要因素為關(guān)鍵聯(lián)絡(luò)線發(fā)生故障擾動(dòng)后內(nèi)蒙古機(jī)組對(duì)山東機(jī)組功角振蕩，頻率為0.3～0.4 Hz。采用小擾動(dòng)穩(wěn)定分析方法對(duì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析，得到內(nèi)蒙古電網(wǎng)的主要振蕩模態(tài)見(jiàn)圖2。

圖2 內(nèi)蒙古電網(wǎng)主要振蕩模態(tài)圖Fig.2 Diagram of main oscillation modes of Inner Mongolia power grid

經(jīng)小干擾穩(wěn)定分析，系統(tǒng)主導(dǎo)振蕩模式是“內(nèi)蒙古—山東”，網(wǎng)匯0 MW方式頻率為0.354 Hz，阻尼比為0.093。網(wǎng)匯2000 MW方式頻率為0.337 Hz，阻尼比為0.090。按照小擾動(dòng)標(biāo)準(zhǔn)，在正常方式下，區(qū)域振蕩模式的阻尼比應(yīng)達(dá)到0.03 以上，由此可知，兩種方式的小干擾均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.3.2 大擾動(dòng)分析

對(duì)基礎(chǔ)方式進(jìn)行500 kV 南北通道及直流近區(qū)關(guān)鍵線路N-1安全穩(wěn)定計(jì)算分析。以網(wǎng)匯0 MW方式為例，發(fā)生汗沽三永N-1 故障后網(wǎng)內(nèi)機(jī)組功角曲線和線路潮流曲線分別如圖3 和圖4 所示。N-1 安全穩(wěn)定校核結(jié)果顯示，無(wú)需采取控制措施，可滿足系統(tǒng)與直流穩(wěn)定運(yùn)行。

圖3 汗沽三永N-1故障機(jī)組功角曲線Fig.3 Power angel curve of Hangu Sanyong N-1 fault unit

圖4 汗沽三永N-1故障線路潮流曲線Fig.4 Power flow curve of Hangu Sanyong N-1 fault line

2.4 直流閉鎖故障

2.4.1 直流單極閉鎖

當(dāng)鄂換一直流換流站（以下簡(jiǎn)稱鄂換）發(fā)生單極閉鎖后，系統(tǒng)穩(wěn)定。以網(wǎng)匯0 MW方式為例，系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)特性如圖5—圖7 所示。鄂換一直流單極閉鎖后，由于故障極送端濾波器延遲切除，在未切除期間，濾波器大量盈余無(wú)功倒送至送端交流系統(tǒng)，引起交流系統(tǒng)電壓升高，送端換流站鄂換一交流母線電壓最高達(dá)到1.061（p.u.），新能源機(jī)組伊光一1風(fēng)機(jī)機(jī)端電壓最高達(dá)到1.16（p.u.），進(jìn)入高電壓穿越，但無(wú)機(jī)組脫網(wǎng)。切除故障極濾波器后，送端交流系統(tǒng)及新能源機(jī)組機(jī)端電壓逐漸下降并恢復(fù)到正常水平。直流單極閉鎖后，有功功率盈余造成系統(tǒng)頻率最高上升至0.25 Hz，系統(tǒng)阻尼比為0.105 1，故障切除后，系統(tǒng)頻率、發(fā)電機(jī)功角及線路功率振蕩逐漸平息。

圖5 單極閉鎖后鄂換一直流功率Fig.5 Ehuanyi DC power after unipolar locking

圖6 單極閉鎖后換流站母線及新能源機(jī)端母線電壓Fig.6 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus after unipolar locking

圖7 單極閉鎖系統(tǒng)頻率偏差Fig.7 System frequency deviation after unipolar locking

2.4.2 直流雙極閉鎖

網(wǎng)匯0 MW方式，當(dāng)鄂換一直流發(fā)生雙極閉鎖，系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)特性如圖8—圖10所示。在未切除故障期間，濾波器大量盈余無(wú)功倒送至送端交流系統(tǒng)，引起交流系統(tǒng)電壓升高，送端換流站鄂換一交流母線電壓最高達(dá)到1.14（p.u.），新能源機(jī)組伊光一1 機(jī)端電壓最高達(dá)到1.28（p.u.），進(jìn)入高電壓穿越，但無(wú)機(jī)組脫網(wǎng)，切除雙極濾波器后，送端交流系統(tǒng)及新能源機(jī)組機(jī)端電壓逐漸下降并恢復(fù)到正常水平；直流雙極閉鎖后，有功功率盈余造成系統(tǒng)頻率最高上升0.415 Hz，系統(tǒng)阻尼比為0.095 6，故障切除后，系統(tǒng)頻率、發(fā)電機(jī)功角及線路功率振蕩逐漸平息。

圖8 雙極閉鎖后鄂換一直流功率Fig.8 Ehuanyi DC power after bipolar locking

圖9 雙極閉鎖后換流站母線及新能源機(jī)端母線電壓Fig.9 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus after bipolar locking

圖10 雙極閉鎖后系統(tǒng)頻率偏差Fig.10 System frequency deviation after bipolar locking

網(wǎng)匯2000 MW方式，當(dāng)鄂換一直流發(fā)生雙極閉鎖后，系統(tǒng)電壓如圖11 所示。雙極閉鎖后，大量潮流涌入主網(wǎng)，最大達(dá)到4000 MW。網(wǎng)匯2000 MW方式且全網(wǎng)新能源大發(fā)，新能源匯集站無(wú)功補(bǔ)償相對(duì)不足，電壓水平較低，故障后受潮流轉(zhuǎn)移影響，網(wǎng)內(nèi)多個(gè)場(chǎng)站電壓失穩(wěn)，中長(zhǎng)期未能恢復(fù)至規(guī)定范圍內(nèi)的0.9（p.u.），系統(tǒng)電壓失穩(wěn)。

圖11 雙極閉鎖后系統(tǒng)電壓曲線Fig.11 System voltage curve after bipolar locking

根據(jù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則，直流雙極閉鎖屬于第二級(jí)安全標(biāo)準(zhǔn)，允許采取相關(guān)措施，切除直流配套電源2150 MW后，系統(tǒng)穩(wěn)定，阻尼比為0.136 2，如圖12所示。切除配套電源及雙極濾波器后，送端交流系統(tǒng)電壓逐漸下降恢復(fù)到正常水平，系統(tǒng)頻率、發(fā)電機(jī)功角及線路功率振蕩逐漸平息，系統(tǒng)電壓穩(wěn)定。

圖12 切機(jī)后系統(tǒng)電壓曲線Fig.12 System voltage curve after generator tripping

2.4.3 第三次閉鎖

當(dāng)鄂換一發(fā)生第三次閉鎖故障（雙極連續(xù)三次換相失?。到y(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)特性如圖13 所示。故障后，直流功率輸送受阻，送端整流站大量盈余無(wú)功倒送至送端交流系統(tǒng)，引起交流電壓升高，送端交流母線電壓最高達(dá)到1.22（p.u.），新能源機(jī)組機(jī)端電壓最高達(dá)到1.426（p.u.），進(jìn)入高電壓穿越，伊風(fēng)一1、2、3、4 號(hào)風(fēng)電機(jī)組電壓超過(guò)1.3（p.u.），但并未脫網(wǎng)。直流功率受阻后，4000 MW有功功率通過(guò)鄂換一—耳字壕雙回線路倒送回系統(tǒng)，有功功率盈余造成系統(tǒng)頻率上升，故障切除后，系統(tǒng)頻率、發(fā)電機(jī)功角及線路功率振蕩逐漸平息。

圖13 換流站母線及新能源機(jī)端母線電壓Fig.13 Voltage of converter station bus and renewable energy generator terminal bus

3 結(jié)論

本文從短路電流、短路比、交流系統(tǒng)故障、直流閉鎖故障等方面分析了2 回±660 kV 直流及其配套工程投運(yùn)后接入內(nèi)蒙古電網(wǎng)引起的電網(wǎng)特征性變化，得出以下結(jié)論。

（1）2回±660 kV直流及其配套工程投運(yùn)后，內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流水平整體上升，直流短路比較高，直流送端電網(wǎng)為強(qiáng)交流系統(tǒng)。

（2）2回±660 kV直流小擾動(dòng)分析，滿足小擾動(dòng)要求，對(duì)網(wǎng)內(nèi)關(guān)鍵斷面N-1故障分析，系統(tǒng)穩(wěn)定。

（3）全網(wǎng)新能源大發(fā)，網(wǎng)匯0 MW 方式，2 回±660 kV 直流單極和雙極閉鎖后，內(nèi)蒙古電網(wǎng)能保持穩(wěn)定運(yùn)行。網(wǎng)匯2000 MW方式，2回±660 kV直流雙極閉鎖后，功率盈余帶來(lái)頻率升高和電壓失穩(wěn)問(wèn)題，需合理設(shè)置切機(jī)量，進(jìn)一步加強(qiáng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)建設(shè)。