弱电源支撑的特高压直流送端系统优化方案研究与实施

王 爽，李东野，郭 佳

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春 130021)

目前长距离的跨区电力输送主要采取直流输电方式，随着技术的进步，直流输电容量和电压等级不断提高，输电网损大幅下降，单位容量占地下降。截至2017年底，我国已建成跨省跨区±800 kV特高压直流输电工程12条，总容量9 360×104kW。

特高压直流输电具有输送容量大的优点的同时，对送端和受端系统强度都具有较高的要求，为避免直流闭锁造成功率大幅波动引发电网事故，通常要求特高压直流线路的两端电网具备较强的稳定水平和事故支援能力，但是以扎鲁特至山东青州(下简称扎青)特高压直流为代表的送端电网，存在新能源装机比例大、网架结构相对薄弱的特点，具有典型的弱电源支撑特性。此外，由于扎青特高压直流工程立足解决存量电源，与国内现有特高压直流工程最为显著的差异是送端无配套电源，弱电源支撑的属性进一步凸显。

直流输电工程送端系统设计，需要考虑送端电源组织方案、换流站与交流系统的联络方式、交流系统强度与短路比、换流站无功配置等因素[1-5]。提出了直流换流站的容性无功补偿原则及无功分组容量选择[1,6]；结合交流系统强弱，提出了直流工程建议的无功补偿设备类型[6-8]；利用直流换流站短路比分析了交流系统强弱对直流输送能力的影响。

弱电源支撑的特高压直流输电工程作为一种特有的输电结构，在送端接入系统设计方面目前尚无成熟方法，文献[9-12]结合西电东送工程分析直流输电进行风火打捆输送对功率和无功控制的原则，但是缺少送端接入系统设计方案的研究。本文在考虑送端无功支撑能力弱和无送端配套电源的情况下，通过优化送端接入系统方案提高换流站交流母线短路比，通过优化无功配置提高系统无功电压调节能力，从而提高交流系统对直流系统的支撑，提高弱电源支撑特高压直流抵御事故的能力。

1 弱电源支撑的特高压直流送端系统设计因素

1.1 送端电源组织及交直流联络方式

我国现有及近期计划投运特高压直流工程送端均有与直流输送功率相匹配的配套电源，如西北的火电、西南的水电特高压直流外送工程。换流站与系统的联络既有交直流并列运行方式也有异步联网方式，送端换流站与当地电网是否有直接联系取决于是否需要汇集网内电源或向近区供电以及是否有系统稳定运行的需要。

1.2 交流系统强度与短路比

直流输电系统输送能力的决定性因素是所连交流系统的强度。交流系统的强弱可以用短路容量表征，而交流系统相对于直流系统的强弱可以用短路比SCR来表示。通常按下式计算：

SCR=Sac/Pdn=1/Zpu

(1)

式中:Sac为换流站交流母线短路容量；Pdn为直流额定输送功率；Zpu为交流系统等值阻抗的标幺值。

一般认为，SCR大于3.0，即能够满足其接入电网的条件。

弱交流系统在有功及无功功率发生变化时，会引起换流站交流母线电压较大的波动，甚至电压振荡及过电压。若系统SCR较高，在有功及无功功率发生变化时只会引起换流站交流母线电压较小的波动，对换流站交流母线电压控制可不提特殊要求，而通过无功功率补偿装置的投切和换流阀的调节来满足换流站与交流系统之间的无功平衡。

1.3 无功容量及分组

1.3.1 容性无功补偿原则和简化计算方法

直流换流站工作时要消耗大量的容性无功，换流站的无功消耗一般应计及多种不同的交直流运行方式，换流站的无功消耗与直流功率传输水平、直流电压、直流电流、换相角及换相电抗等因素有关。换流站的容性无功补偿总容量原则上按照直流系统全压输送额定功率时的无功消耗计算。直流过负荷所需额外增加的容性无功补偿容量由换流站备用补偿分组容量来平衡。

一般情况下，换流站需要的容性无功补偿容量Qt可按下式估算：

(2)

式中：Qdc为换流站消耗的无功容量；Qac为交流系统可以提供的无功容量；Qsb为换流站备用无功容量；Uac为换流站交流母线电压标么值，一般在0.95～1.00。

1.3.2 无功功率分组原则

换流站的无功功率补偿装置须分组投切，以适应直流各种运行方式。无功分组容量必须满足系统暂态电压变化率及稳态电压调节的要求。在换流站无功分组投切时，换流站交流母线电压变化率应满足：切除大组时的暂态电压变化率不大于6%；小组投切时的稳态电压变化率不大于1%，暂态电压变化率不大于2%。

换流站投切无功功率分组容量ΔQ与换流站交流母线的暂态电压变化率ΔU之间存在如下简化关系：

ΔU=ΔQ/Sd

(3)

式中Sd为换流站交流母线的短路容量。

1.3.3 感性无功功率补偿原则和简化计算方法

当直流运行在小功率时会产生过剩无功功率，为向换流站提供足够的无功功率吸收设备，以满足交流系统和直流输电系统的要求，一般应按照下式考虑：

(4)

式中：Qr为换流站低压电抗器或并联电抗器吸收的总无功功率；Qfmin为满足滤波要求必须投入的最小交流滤波器容量；换流站交流母线电压标么值Uac一般在1.00～1.05。

2 扎青特高压直流工程概况

2.1 工程背景

近年来，由于电源增速持续高于负荷增速，导致东北地区出现了前所未有的多电局面。2016年底全口径装机已达全网发电最大电力的2.2倍，全区发电设备年平均利用时间3 357 h，其中火电机组平均利用时间仅为3 999 h，同比下降39 h。

在电力供大于求的背景下，新能源消纳问题也很突出。2016年全区风电占比超过20%，导致弃风比例高的原因包括供热机组比例偏高、灵活性调节电源比例极低、负荷峰谷差不断增大等因素。

建设扎青特高压直流工程有利于送出东北地区盈余电力，缓解窝电问题，提高存量电源装机的利用率和经济性。有利于实现能源资源在更大范围内的优化配置，促进东北地区风电消纳，降低弃风率。该工程已于2017年底建成投运。

2.2 工程特点

作为扎青特高压直流工程直流送端，东北电网装机过剩严重，弃风比例偏高，决定了该工程初期以解决存量电源市场空间、而后过渡到新能源外送的发展定位。

与国内现有及规划的特高压直流工程不同，扎青特高压直流工程无送端配套电源，而是通过送端换流站配套电网工程实现对蒙东地区、黑吉两省过剩电力的汇集。

2.3 工程建设方案

扎青特高压直流工程包含特高压主体工程和送端配套电网工程两部分，设计功率1 000×104kW。综合考虑电力汇集方向、与500kV电网的联络、直流线路路径等因素，扎青特高压直流工程送端换流站选址位于内蒙古自治区通辽市西北90 km扎鲁特旗；直流线路全长1 234 km；送端配套建设10回500 kV出线用以汇集三省一区盈余电力，预留2回500 kV电源进线。

2.4 面临的主要问题

目前，东北电网风电、光伏装机占比已超过20%，新能源渗透率高达1.3左右，预计未来两个指标还会不断上升。新能源机组的大规模接入替代了相当规模的同步发电机组，降低了交流系统的旋转惯量和换流站接入点处交流系统的短路容量，导致东北电网实际运行中系统调频、调压能力不断下降，承受直流扰动能力不断下降。

扎青特高压直流工程送端换流站通过500 kV线路接入东北电网，送端无配套火电机组，且近区接入500 kV的发电机组较少，电压支撑能力较弱，无功调节能力较差，导致送端换流站近区交直流故障后电网电压控制较为困难。此外，由于东北电网规模相对较小，扎青特高压直流工程外送功率相对较大，占比接近东北电网最大负荷的20%，导致直流扰动后频率问题较为突出，因此，扎青直流投运后，东北电网面临的主要问题将是频率和电压稳定问题。此外，由于扎青直流全部为网汇电力，系统内的任一波动都可能对换流站交流母线电压产生影响，短路比是送端系统设计需重点考虑的一个指标。

3 扎青直流送端系统优化设计

3.1 接入系统方案优化

扎青直流外送电力全部采用网汇的方式，为切实发挥扎青直流缓解东北电网窝电的作用，必须确保汇集电力规模，因此，对接入系统方案的可靠性要求较高。按照无功功率分层分区就地平衡、不考虑远距离输送的原则，每回500 kV线路按自然输送功率即单回500 kV线路汇集能力100×104kW考虑；同时为适应不同的电力流汇集方案，确保N-1、N-2方式下汇集电力的可靠性，扎青直流送端换流站本期10回500 kV出线要求全部采用单独路径架设方式，导线截面选择4×630 mm2。

提高交流系统短路比是确保直流输送能力的重要措施。为确保送端换流站交流母线有足够的短路容量，接入系统方案优化在不影响现有电网的输送能力的前提下，以提高短路比为目标，重点考虑与大型火电厂的电气距离。为此，拟定优化方案见图1。送端换流站共计10回500 kV出线；为提高送端换流站交流母线短路比和系统对各省区不同开机方式的适应性，除换流站直连10回500 kV出线外，建设延续线路兴安—齐南和科尔沁—阜新各双回500 kV线路；为减少换流站交流母线故障影响范围，保持通辽南北间的通道相对独立，暂不考虑将所有送端换流站近区线路全部π入换流站；为明晰网架结构，减少不必要投资，暂缓建设已列入规划的向阳-长岭双回500 kV线路；经计算，拟定送端接入系统优化方案对应短路比满足大于3.0的要求。

图1 扎青直流送端换流站接入系统优化方案

3.2 短路比分析

扎青直流送端换流站周边接入500 kV电网的大型火电机组总容量约480×104kW，输电距离介于120～300 km。由于东北电网多电规模远大于扎青直流输电规模，受季节和检修、故障等影响开机方式必然不同，上述换流站近区机组很难出现全开机方式，短路容量也处在一个波动范围内。在推荐接入系统优化方案下，计算不同开机方式换流站交流母线短路容量及短路比见表1。

表1 送端换流站短路比计算

由表1可以看出，优化后的接入系统方案即使考虑送端换流站500 kV线路N-1和非全开机方式，仅基本满足强系统临界值的下限；预留2回电源进线接入电源后短路比会有约0.31的提升。

为确保交流系统对直流的支撑和降低无功分组容量可能带来的影响，需确保近区基础开机方式。建议结合东北电网电力供需情况，尽早投运预留电源进线配套电源。

3.3 零无功交换原则及换流站无功配置研究

3.3.1 零无功功率交换原则

为降低换流站无功补偿设备投资，通常会考虑利用直流近区交流系统的无功，直流大功率运行时，交流系统提供无功，直流小功率运行时，交流系统吸收无功，并按照公式(2)、公式(4)进行容量估算。由于扎青特高压直流工程投运初期送端无直接接入的配套电源，近区接入500 kV电网的电源规模有限且相距较远，交流系统提供和吸收容性无功能力有限，且随着开机方式的不同波动性较大，因此，为确保给直流系统运行留有充分裕度，直流系统运行所需消耗的大量无功全部由补偿装置提供，即扎青特高压直流工程直流系统与交流系统之间按照零无功交换原则考虑。

3.3.2 容性无功功率配置及分组容量选择

按照零无功功率交换原则，扎青特高压直流工程送端换流站容性无功补偿总容量计算结果见表2，其中Uk为短路电压百分比，Uac为换流站交流母线电压标幺值，换流站备用无功容量Qsb暂取380 Mvar，得出容性无功总容量6 536～7 201 Mvar。

表2 送端换流站无功补偿容量计算结果 Mvar

随着东北地区负荷的增长，东北电网电力盈余状态有望逐步缓解，扎青特高压直流工程将逐步过渡到主送新能源电力的角色，为此送端换流站配置一定规模的常规火电机组来提供电压支撑、调节外送电曲线是必要的，因此，无功功率分组容量的确定有必要近远期结合、充分考虑远期新增电源投运后的情况。按照公式(3)对投切电容器组电压波动进行校验，经计算，考虑预留电源进线新增电源投运后，小组无功容量在380 Mvar及以下时，引起的稳态电压变化率小于1%；大组无功容量达到1 800 Mvar，其引起的暂态电压波动不超过6%。结合容性无功总容量需求，推荐换流站容性无功功率补偿总容量约6 665 Mvar，暂分为4大组、20小组，共计11×295 Mvar+9×380 Mvar小组。

3.3.3 感性无功功率配置

扎青特高压直流工程送端换流站本期新建500 kV出线10回，总长度约870 km，充电功率约1 027 Mvar，由于送端换流站近区电网内500 kV变电站安装的感性无功容量原则上只补偿线路充电功率的一半，因此，直流小方式下，地区500 kV交流系统不具有向换流站提供感性无功功率的能力。此时，平抑直流小方式下无功功率过剩问题，一般可以采取在换流站加装可投切高压电抗器、在站用变低压侧加装低压电抗器、利用直流控制系统增大触发角、减压运行等增加直流小方式无功功率消耗量的措施。直流小方式1 000×104kW时无功功率平衡情况见表3。

综合直流小方式无功功率平衡情况，新建线路充电功率及无功补偿装置占地情况，并考虑留有一定裕度，在送端换流站装设1组240 Mvar母线高压电抗器、2组120 Mvar线路高压电抗器、8组90 Mvar低压电抗器。

表3 送端换流站小方式无功功率平衡 Mvar

3.4 稳定计算分析

考虑通辽厂、白城厂、长山厂、双辽厂、霍林河厂各1台60×104kW机组开机，不考虑近区风电，直流满功率运行，在此方式下进行仿真计算分析。

计算结果显示：交流故障引起的过电压以及频率问题远小于直流严重故障方式；短路电流水平升高后，双极连续两次换相失败故障导致的暂态过电压水平已超过了双极闭锁故障；换流站周边火电开机容量较小时，在直流发生严重故障的情况下，换流站交流母线存在暂态过电压问题，通过增加火电开机容量可以得到不同程度的控制，频率偏差基本满足要求；不考虑预留电源进线电厂投运时，直流发生双极闭锁故障后若不采取除切除滤波器外的其他控制措施，换流站交流母线稳态电压水平超过550 kV。建议增加周边火电开机容量、加强电网结构或增加无功与电压控制设备等，应对周边500 kV线路潮流大幅降低后的无功损耗减少，电压升高问题。

扎青特高压直流工程严重故障，双极闭锁换流站交流母线电压变化情况和双极两次换相失败交流母线与通辽电厂母线偏差见图2、图3。

图2 双极两次换相失败换流站交流母线电压变化情况

图3 双极两次换相失败交流母线与通辽电厂频率偏差

针对送端配套电源有无情况，暂态过电压对比结果见表4,其中最高暂态过电压标幺值以550 kV为基准。

表4 不同开机方式暂态过电压计算结果对比

可以看出，预留电源进线火电厂是否投运对扎青特高压直流工程的稳定运行是有较大影响的，投运后，可以有效缓解直流严重故障情况下所导致的暂态过电压问题。

4 结论

随着新能源的快速发展以及电力远距离输送的需要，特高压直流输电工程建设的规模也不断增大。新能源富裕地区电源结构决定了部分输电工程的送端具有弱电源支撑的特点。本文在分析特高压直流送端系统设计需考虑的关键因素基础上，针对东北地区±800 kV扎鲁特-青州工程的送端系统进行了优化设计，在缺少配套支撑电源的前提下通过对无功配置容量、短路比等参数进行计算分析，提出了通过调整500 kV接入系统方案、控制送端机组开机方式等对送端系统优化设计方案，保证直流输电工程投运后的系统稳定性。

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