寬邦工程投運后高嶺直流送端系統穩定性分析

劉 洋，王聰穎

(1.國家電網有限公司東北分部，遼寧 沈陽 110181；2.中國能源建設集團遼寧電力勘測設計院有限公司，遼寧 沈陽 110018)

高嶺直流背靠背工程是東北電網第1條跨區背靠背直流工程，位于遼寧省西部，工程額定容量3000 MW，共4個換流單元，每個換流單元均采用12脈動閥組接線，額定功率均為750 MW，額定直流電壓±125 kV。正常運行方式下，東北側為整流側，華北側為逆變側。

寬邦工程投運前，高嶺換流站僅通過至沙河營變的兩回交流線路連接至東北電網，在綏中電廠機組檢修或故障時，換流站電壓支撐能力不足，電壓穩定問題突出；此外，還存在高嶺至沙河營雙回線路故障后直流孤島閉鎖和近區交流線路故障后的熱穩定問題。

寬邦工程連接利州變和高嶺換流站。工程投運后，高嶺換流站增加了1條連接至東北電網主網的交流通道，縮短了東北電網主網至高嶺換流站的電氣距離，徹底消除了直流孤島問題和近區交流線路故障引起的熱穩定問題，電壓穩定問題也得到一定程度的緩解，直流輸電的可靠性和靈活性顯著提升，舊的穩定控制策略已無法滿足電網運行要求，因此需要重新對寬邦工程投運后高嶺直流送端系統特性進行深入分析。

現有文獻對高嶺直流特性進行了相關研究，其中文獻[1]分析了高嶺換流站受端電網的安全穩定控制策略，文獻[2]分析了綏中百萬千瓦機組改接華北后的安全穩定控制策略，文獻[3]分析了高嶺直流控制系統的小信號穩定性和暫態響應以及交直流系統發生嚴重故障時控制系統的響應性能,但均未涉及寬邦工程投運后的運行特性分析。

高嶺直流送端系統的問題主要是電壓穩定問題，文獻[4-6]對電壓穩定問題進行分類并對現有的電壓穩定研究方法進行了總結，文獻[7-9]介紹了靈敏度分析方法在電力系統靜態電壓穩定分析中的應用現狀，對各種靈敏度指標進行了總結和評述。文獻[10]從靈敏度的物理意義出發，將靈敏度計算適用性進行分類。文獻[11-12]用分岔理論基本原理分析了電力系統中常見的分岔現象及其對電壓穩定的影響。

本文首先分析了寬邦工程投運前高嶺直流送端系統的主要問題；其次，通過將直流送端系統等效為恒阻抗負荷，增加了靜態電壓穩定分析；最后針對綏中電廠無機組方式下電壓支撐能力不足的問題提出了相應的控制策略。

1 寬邦工程概況

寬邦工程包含500 kV寬邦變，寬邦至高嶺兩回線路，寬邦至利州兩回線路，線路參數如表1所示。寬邦變本期作為開關站投運，裝有2組母線高抗，容量均為150 Mvar，寬邦工程投運后的高嶺直流送端系統結構如圖1所示。

表1 寬邦工程相關線路參數

圖1 寬邦工程投運后高嶺東北側網架結構

在東北側，高嶺直流附近只有綏中電廠的2臺機組，且換流站周圍100 km范圍內無其他常規電源，高嶺換流站東北側電源情況如表2所示。

表2 高嶺換流站東北側發電機組裝機情況

2 高嶺直流送端系統存在的問題

寬邦工程投運前，高嶺直流送端系統主要存在以下幾個方面問題。

2.1 換流站電壓支撐能力不足

寬邦工程投運前高嶺直流送端僅通過高沙雙回線連接至東北電網，且線路距離均大于100 km，將高嶺直流東北側等效為圖2所示的簡單系統模型。

(a)系統原等值電路

(b)戴維南等值電路圖2 計算有功和無功功率傳輸的簡單模型

高嶺換流站受入的有功、無功表達式為

(1)

(2)

通過分析可知，當線路傳輸有功功率較大時，線路兩端電壓相角差增大，無功功率無法有效地由電網傳輸至換流站。同時直流輸電需消耗大量無功功率，但其近區僅有綏中電廠2臺機組，當1臺機組檢修或故障時，高嶺直流電壓支撐能力不足，易引發電壓穩定問題，導致直流無法滿功率運行。

2.2 高沙N-2直流閉鎖

由圖1可知，寬邦工程投運前若發生高嶺至沙河營N-2(同塔線路)故障，即切斷了高嶺直流和東北電網主網的電氣聯系，高嶺直流和綏中電廠將成為孤島系統，其承受擾動能力較弱，存在穩態控制、頻率穩定、系統諧振、次同步振蕩等一系列技術問題[13-17]。因此，高嶺直流需依靠安穩裝置判斷高沙N-2后閉鎖直流。

2.3 沙董N-2后的熱穩定問題

沙河營變至董家變線路N-2(同塔)故障后，高嶺直流功率主要由沙河營至北寧單回500 kV線路功率、沙河營主變上送功率及綏中電廠機組發電功率組成。當綏中電廠機組檢修時，沙河營至北寧、沙河營主變壓器將擔負傳輸整個高嶺直流功率，沙北線及地區220 kV有關線路存在過載風險。

寬邦工程投運后，無論是發生高沙N-2或沙董N-2，潮流幾乎全部轉移至寬邦通道，徹底消除了直流孤島問題和沙董N-2后的熱穩定問題。同時，該工程縮短了東北電網主網至高嶺換流站的電氣距離，電壓穩定問題得到緩解。

3 高嶺直流送端系統電壓穩定分析

3.1 有效短路比分析

短路比是衡量系統電壓強度的標志，值越大，系統受到沖擊后電壓越穩定。有效短路比(Effective

Short Circuit Ratio, ESCR)在短路比基礎上計及了設備所在處并聯無功裝置的影響，計算公式：

(3)

式中：S為交流母線的短路容量；Qc為換流母線電壓取額定值時，由交流濾波器和無功補償電容器產生的無功功率；PdN為額定直流功率。

本文采用2018年冬季東北電網實際數據，計算工具為PSASP7.36版本，在小負荷方式下計算寬邦工程投運前后高嶺送端換流母線的有效短路比，結果如表3所示。

表3 高嶺換流站母線有效短路比

由表3可以看出，寬邦工程投運前，綏中電廠無機組運行時換流母線有效短路比為2.28，系統強度較弱。寬邦工程投產后，即使綏中電廠無機組運行，換流母線有效短路比為4.08，系統電壓強度明顯提升。

3.2 靜態電壓穩定分析

靜態電壓穩定分析是在保持恒定功率或恒定電流的前提下，通過逐漸增加負荷來衡量當前運行點的穩定程度。電壓穩定裕度是靜態電壓穩定分析的重要指標，常用有功功率裕度KP表示：

(4)

式中：P、Pmax分別表示初始運行點和臨界點的有功值。

實際應用中，常用P-V曲線評價靜態電壓穩定裕度。P-V曲線分析通過建立P(傳輸斷面傳送的功率)和V(樞紐節點電壓)之間的關系曲線，從而指示傳輸斷面功率水平導致整個系統臨近電壓崩潰的程度。

高嶺直流送端采用定功率控制，通過控制整流側換流變調壓分接頭，使整流角保持在±2.5°范圍內。文獻[18]在分析直流輸送能力極限時將直流系統等效為負荷進行處理。本文將高嶺直流等效為1個連接在換流母線上的恒功率負荷，如圖3所示，設定其吸收的有功、無功同直流系統所吸收的功率相一致。

采用中國電科院PSASP仿真軟件(7.36版本)中的電壓穩定分析模塊進行仿真。常規潮流計算使用牛頓法，臨界點附近不收斂的病態潮流使用按過渡方式修正法，計算數據為2019年東北電網冬季數據，設定綏中電廠無機組運行，直流初始有功功率為2250 MW，按照直流實際的有功無功曲線逐步增大等效負荷吸收的功率，分別計算出寬邦工程投運前后的P-V曲線如圖4所示。

(a)高嶺直流送端系統

(b)等效電路圖3 換流單元等效負荷

圖4 高嶺換流站東北側母線P-V曲線

由P-V曲線可知，寬邦工程投運后，在綏中電廠無機組運行方式下，換流站母線靜態電壓穩定裕度由34%提高至62%，電壓穩定臨界點對應的直流功率由3000 MW提升至3600 MW。

靜態電壓分析也常用V-Q曲線來表示換流母線電壓同該母線無功功率之間的關系。潮流計算中，在換流母線上新建1臺調相機作為PV節點，將調相機端電壓設置為一系列值，然后繪出其無功輸出和電壓值的對應曲線，如圖5所示(高嶺直流功率3000 MW，綏中電廠0臺機組)。

圖5 高嶺換流站東北側V-Q曲線

V-Q曲線的斜率表示換流母線的電壓強度，可以看出，寬邦工程投運后，相同ΔQ所引起的ΔV減小。

3.3 暫態電壓分析

電網調度規程要求500 kV中樞點電壓下限為475 kV。實際運行中，為保證故障后電網中樞點母線電壓不越限，規定了各變電站正常運行時的電壓范圍。本文設定故障后換流站的暫態壓降不超過25 kV，利用PSASP軟件中的暫穩分析工具，對綏中電廠1臺機和0臺機時，高嶺直流東北側近區交流系統發生跨線故障后換流站母線電壓變化情況進行仿真，計算結果如表4所示。(高嶺直流3000 MW滿功率運行)可以看出，高沙跨線故障和寬利跨線故障對換流站母線穩態壓降影響較大，高沙N-2時，綏中電廠1臺機電壓下降18.7 kV，綏中電廠0臺機時電壓失穩，仿真曲線如圖6所示。

表4 高嶺近區交流系統跨線故障后換流站母線穩態壓降 kV

圖6 高沙N-2故障后高嶺站東北側母線電壓曲線

4 穩定控制策略

4.1 預控高嶺直流功率

根據計算結果，要保證綏中電廠無機組運行時發生高沙、寬利跨線故障后換流母線電壓仍在允許范圍內，可以采取預控高嶺直流輸送功率的措施。將高嶺直流輸送功率由滿功率3000 MW分別降低至1700 MW和2600 MW，計算結果如表5所示。

表5 故障后相關變電站母線穩態壓降

可以看出，通過預控直流運行功率可以保證交流系統N-2故障后相關變電站穩態壓降處于允許范圍內。但采用該策略后直流不能滿功率運行，影響其運行經濟性。尤其是在高沙N-2故障方式下，為防止換流母線電壓超出允許范圍，高嶺直流功率最大允許值約為1700 MW，僅為額定功率的56%，嚴重影響其運行效率。

4.2 直流功率回降措施

根據目前穩控裝置布置情況，高嶺換流站穩控裝置具備判斷高沙跨線故障的功能。對現有穩控措施進行改造，在高沙N-2故障后采取直流功率回降措施來抑制換流站母線穩態壓降，計算結果如表6所示。

表6 高沙跨線故障采取回降直流功率措施后的母線壓降

根據計算結果，高沙N-2故障后，直流功率回降500 MW即可抑制換流站母線穩態壓降，電壓變化如圖7所示。

圖7 不同直流功率回降后的換流站母線壓降

與預控直流功率相比，該措施明顯提高了直流運行的效率。

5 結束語

寬邦工程投運后，縮短了東北電網主網至高嶺換流站的電氣距離，徹底消除了直流孤島問題和近區交流線路故障引起的熱穩定問題，電壓穩定水平明顯提升。

本文采用有效短路比、靜態電壓穩定分析及暫態穩定分析的方法，多方面分析了寬邦工程投運對高嶺直流穩定性帶來的提升。同時提出了預控高嶺直流功率和高沙N-2故障后直流功率回降2種方法解決換流站母線穩態壓降的問題。本文的分析方法和控制策略在直流系統安全穩定分析中具有一定的適用性，所采用的靜態電壓穩定分析方法豐富了目前常規直流工程安全穩定分析內容。

2018年寬邦工程投運后，本文提出的策略實際應用于高嶺換流站和東北電網，取得了良好的運行效果。