劉 洋，王聰穎

(1.國家電網(wǎng)有限公司東北分部，遼寧 沈陽 110181；2.中國能源建設(shè)集團遼寧電力勘測設(shè)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(wǎng)第1條跨區(qū)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(cè)為整流側(cè)，華北側(cè)為逆變側(cè)。

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(wǎng)，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(wěn)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(qū)交流線路故障后的熱穩(wěn)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(wǎng)主網(wǎng)的交流通道，縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)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(qū)交流線路故障引起的熱穩(wěn)定問題，電壓穩(wěn)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(wěn)定控制策略已無法滿足電網(wǎng)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(tǒng)特性進行深入分析。

現(xiàn)有文獻對高嶺直流特性進行了相關(guān)研究，其中文獻[1]分析了高嶺換流站受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)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(wěn)定控制策略，文獻[3]分析了高嶺直流控制系統(tǒng)的小信號穩(wěn)定性和暫態(tài)響應(yīng)以及交直流系統(tǒng)發(fā)生嚴重故障時控制系統(tǒng)的響應(yīng)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(tǒng)的問題主要是電壓穩(wěn)定問題，文獻[4-6]對電壓穩(wěn)定問題進行分類并對現(xiàn)有的電壓穩(wěn)定研究方法進行了總結(jié)，文獻[7-9]介紹了靈敏度分析方法在電力系統(tǒng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析中的應(yīng)用現(xiàn)狀，對各種靈敏度指標進行了總結(jié)和評述。文獻[10]從靈敏度的物理意義出發(fā)，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(tǒng)中常見的分岔現(xiàn)象及其對電壓穩(wěn)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(tǒng)的主要問題；其次，通過將直流送端系統(tǒng)等效為恒阻抗負荷，增加了靜態(tài)電壓穩(wěn)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(yīng)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(shù)如表1所示。寬邦變本期作為開關(guān)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(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

表1 寬邦工程相關(guān)線路參數(shù)

圖1 寬邦工程投運后高嶺東北側(cè)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

在東北側(cè)，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(nèi)無其他常規(guī)電源，高嶺換流站東北側(cè)電源情況如表2所示。

表2 高嶺換流站東北側(cè)發(fā)電機組裝機情況

2 高嶺直流送端系統(tǒng)存在的問題

寬邦工程投運前，高嶺直流送端系統(tǒng)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(wǎng)，且線路距離均大于100 km，將高嶺直流東北側(cè)等效為圖2所示的簡單系統(tǒng)模型。

(a)系統(tǒng)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?shù)暮唵文Ｐ?/p>

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(wǎng)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(qū)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(fā)電壓穩(wěn)定問題，導(dǎo)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(fā)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(wǎng)主網(wǎng)的電氣聯(lián)系，高嶺直流和綏中電廠將成為孤島系統(tǒng)，其承受擾動能力較弱，存在穩(wěn)態(tài)控制、頻率穩(wěn)定、系統(tǒng)諧振、次同步振蕩等一系列技術(shù)問題[13-17]。因此，高嶺直流需依靠安穩(wěn)裝置判斷高沙N-2后閉鎖直流。

2.3 沙董N-2后的熱穩(wěn)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(fā)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(qū)220 kV有關(guān)線路存在過載風(fēng)險。

寬邦工程投運后，無論是發(fā)生高沙N-2或沙董N-2，潮流幾乎全部轉(zhuǎn)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(wěn)定問題。同時，該工程縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)至高嶺換流站的電氣距離，電壓穩(wěn)定問題得到緩解。

3 高嶺直流送端系統(tǒng)電壓穩(wěn)定分析

3.1 有效短路比分析

短路比是衡量系統(tǒng)電壓強度的標志，值越大，系統(tǒng)受到?jīng)_擊后電壓越穩(wěn)定。有效短路比(Effective

Short Circuit Ratio, ESCR)在短路比基礎(chǔ)上計及了設(shè)備所在處并聯(lián)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(chǎn)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(wǎng)實際數(shù)據(jù)，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(jié)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(tǒng)強度較弱。寬邦工程投產(chǎn)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(tǒng)電壓強度明顯提升。

3.2 靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析

靜態(tài)電壓穩(wěn)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(wěn)定程度。電壓穩(wěn)定裕度是靜態(tài)電壓穩(wěn)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(yīng)用中，常用P-V曲線評價靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度。P-V曲線分析通過建立P(傳輸斷面?zhèn)魉偷墓β?和V(樞紐節(jié)點電壓)之間的關(guān)系曲線，從而指示傳輸斷面功率水平導(dǎo)致整個系統(tǒng)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(cè)換流變調(diào)壓分接頭，使整流角保持在±2.5°范圍內(nèi)。文獻[18]在分析直流輸送能力極限時將直流系統(tǒng)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(shè)定其吸收的有功、無功同直流系統(tǒng)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(wěn)定分析模塊進行仿真。常規(guī)潮流計算使用牛頓法，臨界點附近不收斂的病態(tài)潮流使用按過渡方式修正法，計算數(shù)據(jù)為2019年東北電網(wǎng)冬季數(shù)據(jù)，設(shè)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(tǒng)

(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(cè)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(tài)電壓穩(wěn)定裕度由34%提高至62%，電壓穩(wěn)定臨界點對應(yīng)的直流功率由3000 MW提升至3600 MW。

靜態(tài)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(guān)系。潮流計算中，在換流母線上新建1臺調(diào)相機作為PV節(jié)點，將調(diào)相機端電壓設(shè)置為一系列值，然后繪出其無功輸出和電壓值的對應(yīng)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(cè)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(tài)電壓分析

電網(wǎng)調(diào)度規(guī)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(wǎng)中樞點母線電壓不越限，規(guī)定了各變電站正常運行時的電壓范圍。本文設(shè)定故障后換流站的暫態(tài)壓降不超過25 kV，利用PSASP軟件中的暫穩(wěn)分析工具，對綏中電廠1臺機和0臺機時，高嶺直流東北側(cè)近區(qū)交流系統(tǒng)發(fā)生跨線故障后換流站母線電壓變化情況進行仿真，計算結(jié)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(wěn)態(tài)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(wěn)，仿真曲線如圖6所示。

表4 高嶺近區(qū)交流系統(tǒng)跨線故障后換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降 kV

圖6 高沙N-2故障后高嶺站東北側(cè)母線電壓曲線

4 穩(wěn)定控制策略

4.1 預(yù)控高嶺直流功率

根據(jù)計算結(jié)果，要保證綏中電廠無機組運行時發(fā)生高沙、寬利跨線故障后換流母線電壓仍在允許范圍內(nèi)，可以采取預(yù)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(jié)果如表5所示。

表5 故障后相關(guān)變電站母線穩(wěn)態(tài)壓降

可以看出，通過預(yù)控直流運行功率可以保證交流系統(tǒng)N-2故障后相關(guān)變電站穩(wěn)態(tài)壓降處于允許范圍內(nèi)。但采用該策略后直流不能滿功率運行，影響其運行經(jīng)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(jù)目前穩(wěn)控裝置布置情況，高嶺換流站穩(wěn)控裝置具備判斷高沙跨線故障的功能。對現(xiàn)有穩(wěn)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(wěn)態(tài)壓降，計算結(jié)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(jù)計算結(jié)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(wěn)態(tài)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(yù)控直流功率相比，該措施明顯提高了直流運行的效率。

5 結(jié)束語

寬邦工程投運后，縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)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(qū)交流線路故障引起的熱穩(wěn)定問題，電壓穩(wěn)定水平明顯提升。

本文采用有效短路比、靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析及暫態(tài)穩(wěn)定分析的方法，多方面分析了寬邦工程投運對高嶺直流穩(wěn)定性帶來的提升。同時提出了預(yù)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(wěn)態(tài)壓降的問題。本文的分析方法和控制策略在直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析中具有一定的適用性，所采用的靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析方法豐富了目前常規(guī)直流工程安全穩(wěn)定分析內(nèi)容。

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