多分層直流饋入的特高壓環(huán)網(wǎng)開斷運行特性及安控措施

張崢

摘 要：某受端省級電網(wǎng)的特高壓交流環(huán)網(wǎng)投運后，為多特高壓直流分層接入、滿功率消納提供了條件，受端特高壓交直流以及1000kV/500kV交流電網(wǎng)之間的耦合強度加大。為保證故障后特高壓交直流電網(wǎng)的可靠運行，仿真分析了1000kV特高壓環(huán)網(wǎng)開斷后交直流耦合的電壓穩(wěn)定特性，分析了此電網(wǎng)結(jié)構(gòu)下電壓穩(wěn)定運行問題產(chǎn)生的原因;為減小防控措施量，計及直流調(diào)制、切負荷等多資源控制手段的靈敏度以及優(yōu)先級，建立了防控兩大運行問題的統(tǒng)一多資源協(xié)控優(yōu)化模型，依托實際電網(wǎng)開展了仿真計算，驗證了該控制措施能夠有效減少防控措施量。

關鍵詞：特高壓交流;環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu);特高壓直流

新能源通過特高壓直流遠距離大容量外送、消納是其開發(fā)的主要模式之一。特高壓交流環(huán)網(wǎng)的建設，能保障多直流大容量饋入輸電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，提高抵御嚴重事故的能力。

1受端省級電網(wǎng)概況及電網(wǎng)的仿真建模

SD特高壓環(huán)網(wǎng)及相關電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)示意如圖1所示。

省級SD電網(wǎng)投運1000kV特高壓環(huán)網(wǎng)XT—QC—CL—GX—ZZ—HZ—XT后，增強了SD電網(wǎng)強度，可保障ZY、LG特高壓直流及YD超高壓直流接入系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。ZY、LG直流以分層的方式接入SD電網(wǎng)，其中ZY直流額定輸送容量10GW，送端為SHM換流站，受端的低端換流站直接饋入特高壓環(huán)網(wǎng)的GX站，高端換流站接入SD電網(wǎng)500kV側(cè);LG直流額定輸送容量10GW，送端為ZLT換流站，低端換流站直接饋入環(huán)網(wǎng)的CL站，高端換流站接入SD電網(wǎng)500kV側(cè);YD直流額定輸送容量4GW，送端為YC換流站，單點接入SD電網(wǎng)500kV的QD站。SD省級電網(wǎng)位于HUAB區(qū)域電網(wǎng)，HUAB、HUAZ區(qū)域電網(wǎng)通過CZ—NY特高壓聯(lián)絡線（以下簡稱CN線）連接，CN線靜穩(wěn)極限較低，故障時容易受擾解列。另外，環(huán)網(wǎng)建成后，SD電網(wǎng)的對外交流斷面由HH—QC、XT—QC和XT—HZ6回特高壓線路及XA—LC和HHUA—BZ4回500kV線路組成。本文基于圖1的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)采用PSD-BPA潮流和機電暫穩(wěn)程序?qū)﹄娋W(wǎng)進行穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)建模，其中的特高壓/超高壓直流暫態(tài)模型為基于實際控制器的準穩(wěn)態(tài)模型。

2多分層直流饋入特高壓環(huán)網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定特性

平峰方式下SD負荷約56GW，SD對外交流斷面大功率饋入為13.801GW（特高壓線路HH—QC功率最大，為3450MW），若LG、ZY及YD三大直流滿功率饋入24GW，SD交直流受電占比將達到67%（旋轉(zhuǎn)備用115MW），當?shù)亻_機規(guī)模減小，僅為33%。LG、ZY分層特高壓直流高、低端有效短路比經(jīng)計算分別為2.23、1.92、1.93、1.83，YD超高壓直流為2.52，受端呈現(xiàn)弱支撐特征。特高壓線路故障導致的電壓問題與2個因素緊密相關[15-16]。一是特高壓環(huán)網(wǎng)導致電氣距離變小，分層饋入的特高壓直流低端落點特高壓站，特高壓環(huán)網(wǎng)如發(fā)生N–2故障，易引發(fā)多直流換相失敗，換相失敗期間多直流疊加的、與交流系統(tǒng)交換的動態(tài)能量加大;同時，多直流換相失敗期間產(chǎn)生的有功功率缺額也大部分通過SD的交流受電斷面迂回穿越來補充，有功功率轉(zhuǎn)移迭加進一步降低受端電網(wǎng)電壓，此因素可統(tǒng)一歸結(jié)為動態(tài)期間有功功率的大范圍、大幅度轉(zhuǎn)移沖擊，是一個廣域影響因素。前者是主導因素、后者是隨之產(chǎn)生的助推因素。同時，發(fā)生故障的斷面是SD網(wǎng)交流受電斷面，處于SD與外部電網(wǎng)聯(lián)絡的重要樞紐位置，N–2故障后受端SD網(wǎng)架結(jié)構(gòu)變?nèi)酰策M一步加大了對電網(wǎng)穩(wěn)定性的影響。特高壓交直流大功率饋入省級電網(wǎng)，SD本地的機組開機規(guī)模減小，

3應對特高壓交直流耦合問題的多資源協(xié)控措施

作為受端電網(wǎng)的SD可控資源相對較少，隨著特高壓分層直流的投運，主要采用的安控措施為緊急切負荷措施與直流速降措施。（1）緊急切負荷措施。工程中設定為故障后0.2～0.3s動作，切除靈敏度較高的實際負荷點或變電站的110kV、10kV出線等。考慮切負荷后用戶損失的可承受程度，SD電網(wǎng)可組織的最大切負荷量為2500MW。（2）直流速降措施。直流速降措施在工程實際上一般設定為故障后0.3s動作、0.2s之后調(diào)制至指定值。該措施可減少直流換相失敗恢復過程中對無功的需求，是提升多饋入直流受端電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性的有效手段之一;同時，還可緩解或消除因直流大功率饋入后N–2故障帶來的功率遷移過載問題。

4有效性驗證

仿真驗證應對SD環(huán)網(wǎng)N–2故障的電壓及熱穩(wěn)問題的優(yōu)化模型及求解方法的有效性。優(yōu)化過程中，每一步迭代的措施量是否能消除目標穩(wěn)定問題，是否能引發(fā)其他不穩(wěn)定問題，都需要調(diào)用PSD-BPA軟件的暫、穩(wěn)態(tài)仿真確定，以增強措施cf的準確性。根據(jù)計算經(jīng)驗，本文步長取200MW，切負荷措施代價系數(shù)取0.3。4.1電壓問題針對環(huán)網(wǎng)N–2故障后的電壓問題，以2.1節(jié)LG、ZY及YD三大直流滿功率運行、HH—QC線路三相永久性N–2故障后系統(tǒng)出現(xiàn)電壓失穩(wěn)問題為例，對直流調(diào)制、切負荷的協(xié)控策略進行驗證。經(jīng)計算，僅采取速降直流措施時，需速降LG直流2GW，此時CN線越靜穩(wěn)極限并解列。又知僅采取切負荷措施時，需切除SD電網(wǎng)1GW負荷，切負荷量過大。

5結(jié)論

本文研究了特高壓環(huán)網(wǎng)N–2的安全穩(wěn)定特性及問題，建立了應對N–2故障的安控優(yōu)化模型，提出了求解方法。主要結(jié)論如下。（1）針對電壓穩(wěn)定問題，多直流饋入的受端電網(wǎng)電源支撐弱，故障后多直流換相失敗與交直流系統(tǒng)耦合，導致系統(tǒng)無功支撐不足為主要原因。

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