考虑直流附加控制能力的近端地方电网与直流外送系统的接入模式选择

2018-12-20戚庆茹

现代电力 2018年6期

林俐，郭恒，周正，戚庆茹

(1. 新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，北京 102206；2. 国网北京经济技术研究院，北京 102209)

0 引言

我国能源呈现逆向分布的特点，为满足电力资源的合理分配和需求，必须在全国形成大规模“西电东送、北电南送”的能源配置格局[1]。高压直流输电具备超远距离、超大容量、低损耗的送电能力，且调节灵活，适合于大型水、火电基地向远方负荷中心送电[2-3]。我国呼辽±500kV、向—上±800kV等直流工程采用孤岛接入模式，即地方电网不并入直流外送系统。这些工程实践表明，采用孤岛接入模式实现能源基地功率直流外送，能避免直流闭锁故障下功率转移对地方电网的冲击[4-7]。近年来，能源基地直流外送系统近端的地方电网有并网需求，但是这些地方电网规模小、网架结构弱，是否能够通过与直流系统相连，获得多方满足技术经济要求的效果，是规划设计中亟待解决的新课题。

目前关于能源基地直流外送系统的研究大多集中在受端，对于地方电网与能源基地在送端侧的接入模式选择问题，研究成果很少。文献[8]以准东—皖南±1 100kV特高压直流工程为对象，从频率和电压稳定角度比较了送端换流站孤岛接入和联网接入两种模式的可行性。研究认为，西北电网与送端20台660MW火电基地联网接入直流系统，为电网安全稳定运行提供了保障。由于西北电网本身就是大容量的特高压电网，相比于不接入直流系统(即采用孤岛接入模式)在送端联网后西北电网对直流系统的支撑作用很强，具有明显优势。但是，当能源基地近端电网规模小、网架结构弱时，地方电网并入会造成交直流相互影响。例如，云-广直流送端联网运行模式下，由于滇东北地区交流网架薄弱，直流闭锁故障下存在220kV线路过载以及电网失稳的风险[9]。

针对能源基地近端、规模小、网架结构弱的地方电网的并网需求，本文提出了一种考虑直流附加控制能力的近端地方电网与直流外送系统的接入模式选择方法。本文首先分析了联网和孤岛接入模式存在的问题；研究了直流附加控制对送端系统稳定的重要作用；进一步地，提出了考虑直流附加控制能力的接入模式选择方法；通过对某实际系统的仿真，验证了该方法的有效性和适应性。

1 能源基地直流外送系统与地方电网的并网问题

目前新建的能源基地一般地理位置偏远，远离负荷中心。以蒙古-天津直流输电工程为例，该系统送端火电基地有8×600MW机组，直流输送容量为4 000MW。能源基地近端的蒙古电网装机容量约为960MW。为了避免引起“大机小网”问题，拟采用孤岛接入模式，即能源基地直接经直流外送我国天津负荷中心[10]。然而，蒙古电网为了提高其供电能力与可靠性，有并网的需求；同时直流系统为了提高送端系统的功率平衡与稳定运行能力，也需要蒙古电网的并入。直流外送系统是否与容量较小的地方电网相连是需要多方平衡的实际问题。

1.1 联网接入模式的问题

我国采用直流外送的能源基地大多与容量大、网架强的地方电网在直流系统送端联网后，再经直流外送到负荷中心，即联网接入模式(grid-connected mode，记为GCM)。以云广±800kV/5 000MW特高压直流输电系统为例(接线如下图1所示)，其将小湾水电站4×695MW、金安桥水电站4×595MW的电能输送到广东电网，同时在送端换流站并入云南电网[11]。其优点在于当直流闭锁导致功率无法送出时，近端地方电网的发电机、负荷能够发挥功率调节作用，承担一部分功率转移量，因而送端频率稳定性问题较少[12]。

图1 云南—广东高压直流系统接线图Fig.1 Diagram of Yunnan-Guangdong HVDC system

但是，采用GCM，当直流外送功率较大时，直流扰动会使送端交流联络线潮流加重，极端情况下可能导致规模小、网架结构弱的地方电网失稳，对送端系统带来严重冲击。

1.2 孤岛接入模式的问题

为了有效隔离地方电网与直流系统的相互影响，也有将能源基地直接接入直流整流侧换流站，不与送端地方电网联网，即孤岛接入模式(island-connected mode，记为ICM)。这样，直流线路只传输能源基地送出的功率，与当地电网无功率交换，形成电气关系上的“孤岛”。

我国投运的呼伦贝尔-辽宁、向家坝—上海、蒙古-天津(接线如图2所示)等直流工程送端采用ICM，这种方案的优点在于能有效隔离地方电网与直流系统相互影响。但是，对于ICM，直流系统扰动会导致能源基地发电机发出功率与直流输送功率间的不平衡，引起送端系统频率和电压波动。当能源基地出现大量有功功率盈缺时，仅依靠原动机和调速器调节，难以快速解决频率波动问题。

图2 蒙古—天津高压直流系统接线图Fig.2 Diagram of Mongo-Tianjin HVDC system

2 直流系统附加控制

直流系统具有频率调制、功率调制、无功调制等附加控制功能，在规划中需要充分利用直流系统附加控制改变直流线路传输功率，快速缓解交、直流系统功率的不平衡，实现直流系统与能源基地、地方电网发电机组调频能力协调配合。

现行的直流输电工程也多采用直流附加控制以弥补直流系统的控制能力。表1给出了直流附加控制应用的典型工程概况。

表1 直流附加控制应用典型直流工程

2.1 直流紧急功率控制

直流紧急功率控制由实测的送端功率偏移信号触发，根据拟定策略或预案迅速改变直流系统的输电功率。

图3给出了基于功率偏移信号的直流紧急功率控制策略。设Pdc为直流线路初始功率，ΔP为功率偏移量。

图3 基于功率偏移信号的直流紧急功率控制策略Fig.3 DC Power emergency control strategy based on power offset signal

(1)

(2)

2.2 直流附加频率控制

当送端交流系统频率偏移量在给定范围波动时，通过直流附加频率控制改变直流输电系统功率，快速平抑送端系统频率波动。

图4 直流附加频率控制的工作原理Fig.4 Principle of DC additional frequency control

2.3 直流附加控制的作用

以某仿真系统为例，图5、图6分别给出故障(能源基地交流送出线单相瞬时短路)仿真曲线。可见，当地方电网与能源基地容量之比η=50%时，是否考虑FLC对频率偏差最大值、频率恢复稳定时间影响不大；当η=20%时， FLC作用后，送端电网高频现象得到有效抑制(频率最大值由52.6Hz降至51.5Hz)，且频率能快速恢复稳定。此外，直流紧急功率控制能迅速降低直流传输功率，对维持送端电网频率稳定与有功平衡起到重要作用。

图5 η=50%时某线路单相短路的送端电网频率偏差Fig.5 Frequency deviation in sending power grid of one line single-phase short-circuit (η=50%)

图 6 η=20%时某线路单相短路的送端电网频率偏差Fig.6 Frequency deviation in sending power grid of one line single-phase short-circuit (η=20%)

综上所述，在选择地方电网与直流外送系统的接入模式时，当地方电网容量较小时(本算例约为能源基地的20%)，直流附加控制对送端系统的稳定起到重要作用，规划中应计及直流附加控制的影响。

3 考虑直流附加控制能力的接入模式选择方法

3.1 选择原则

针对能源基地直流外送系统，当近端地方电网容量较大时，采用GCM更能发挥地方电网的支撑作用，有利于送端系统的运行与稳定控制。同时，为满足检修等特殊运行方式的要求，可在联络线上设置开关，实现联网和孤岛运行模式的切换。

通过研究发现，当地方电网容量较小时，在技术上GCM不再具有绝对优势。难以仅依据稳态潮流、静态安全水平明确两种接入模式的优劣，需要根据直流外送系统的动态特性来判断两种接入模式的适应性。因此本文通过建立能源基地、地方电网和直流输电系统的动态模型，构建直流外送送端系统的两种接入模式，借鉴《电力系统安全稳定导则》、和《高压直流换流站接入系统设计内容深度规定》[13-14]的相关规定，从潮流、短路电流、暂态稳定性3个方面来对比判断两种接入模式的适应性，从而得到优选的接入方案。

3.2 地方电网与能源基地直流外送系统接入模式

设给定研究的能源基地、地方电网、直流输电线路已知，不考虑受端系统的影响，假设其为无穷大系统。ICM、GCM两种模式的接线方案分别表示为图7、图8。

图7 ICM接线图Fig.7 Diagram of island-connected mode

图8 GCM接线图Fig.8 Diagram of grid-connected mode

其中，能源基地每台发电机组均采用5阶或6阶模型，并考虑励磁、调速系统作用。地方电网等值为单台发电机和综合负荷。直流输电线路采用准稳态模型，考虑直流紧急功率控制与附加频率控制的作用。

3.3 模式选择方法

这里以3.2小节确定的两种接入模式为对照组，借鉴相关导则要求并结合工程实践，提出由潮流、短路电流、暂稳校验构成的模式选择方法。

3.3.1 潮流校验

以设计水平年的最大、最小正常运行方式作为典型潮流计算方式。

根据电力系统N-1原则，在典型潮流计算方式下无故障断开能源基地直流外送系统中的任一元件或断开区域三中的任一元件，进行潮流计算。判断各节点电压、线路和设备的负载率是否在安全运行的范围之内[15-16]。

3.3.2 短路电流校验

以远景规划水平年的最大运行方式为对象，设置整流站换流母线B2、联络变T2低压侧、母线B3为短路点，计算各短路点的三相、单相短路电流，校验对应电气设备的动稳定和热稳定性[17-18]。

3.3.3 暂态稳定校验

借鉴《电力系统安全稳定导则》，基于典型潮流方式计算不同故障类型条件下系统的暂态稳定性，综合考虑故障发生几率及其对送端系统稳定影响的严重程度，确定第一级、第二级暂态安全稳定校验顺序和标准：

第一级(N-1)安全稳定校验顺序和标准(采取安控措施)包括：

①直流输电线路单极闭锁，持续200ms解锁；

②区域一、区域二中任一线路单相瞬时接地故障重合成功；

③任一回交流联络线I段保护范围内故障或无故障断开不重合；

④地方电网负荷突然切除。

第二级(N-2)安全稳定校验顺序和标准(采取安控措施)包括：

①直流输电线路双极闭锁，持续200ms解锁；

②任一母线故障；

③ 能源基地和地方电网的送出线路单相永久性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；

根据交、直流特征量反映系统稳定的敏感程度，暂稳校验判据为

①在第1个摇摆周期内，能源基地和地方电网中任意两台机组相对功率角δ≤180°，并呈减幅振荡；

②送端交流系统受扰动后，各节点电压能够在1 000ms内恢复到0.8p.u～1.3p.u；

③故障切除后，不发生频率崩溃，频率高于51Hz的时间不超过200ms，送端系统的频率能够恢复到49.5Hz～50.5Hz；

④故障切除200ms后，直流输电线路应满足：电压不高于1.05p.u；电流不低于10%额定电流；整流侧触发角不低于5°；逆变侧关断角不低于15°；换相失败次数不超过两次。

4 算例分析

4.1 算例系统

以蒙古—天津±660kV/4000MW直流工程为例，能源基地机组容量为8×600MW，地方电网(蒙古电网)容量约为960MW，地方电网容量与能源基地容量之比η=20%[19]，规划选择了ICM方案。由于蒙古电网有并入中蒙直流外送系统的需求，下面采用本文方法对ICM、GCM两种接入模式进行对比分析。在BPA仿真软件中搭建考虑地方电网的能源基地直流外送系统(图9)，主要参数如表2～4所示(G1、G2为一区电厂发电机；G3、G4为二区电厂发电机；G5、G6为三区电厂发电机)。

输送容量/MW电压/kV无功补偿/Mvar变比线路长度/km40006601350500/685900

表3 能源基地参数

表4 地方电网参数

联络变压器容量的选择满足下列原则：①能满足不同运行方式下的有功、无功交换；②为满足直流闭锁故障时能源基地的最小供电需要，联络变容量不应小于能源基地最大一台机组容量。这里选定联络变容量为1 000MVA。联络线、联络变参数如表5。

表5 联络线、联络变参数

4.2 接入模式选择仿真

4.2.1 潮流仿真

根据3.3节提出的潮流校验原则，进行以下5种情况的潮流计算:①正常大、小负荷运行；②联络变压器无故障断开；③能源基地一台最大容量机组无故障断开；④换流站无故障断开；⑤任一交流线路或直流线路无故障断开。潮流仿真结果如表6。

表6 潮流仿真结果

显然，通过潮流校验不能选择出较好的方案。

4.2.2 短路电流仿真

根据3.3节提出的短路电流校验原则对两种方案的夏大、冬大方式进行短路校验，短路电流仿真结果如表7所示。

由表7可知，ICM、GCM均能通过短路电流动稳定、热稳定校验，通过短路校验也不能确定出较好方案。

表7 短路电流仿真结果

4.2.3 暂态稳定仿真

依据3.3节提出的暂态稳定校验原则，对两种接入模式可能出现的故障进行仿真模拟，检测相关稳定指标是否满足暂稳判据要求，得到暂稳仿真结果如表8所示(表中“√”表示该指标满足暂稳判据要求；“×”表示该指标不满足要求)。以表8中故障④(直流单极闭锁)为例，设t=0时刻直流正极闭锁，200ms后解锁。图10、图11分别给出ICM、GCM下单极闭锁故障仿真曲线。

表8 暂态稳定仿真结果

图10 ICM直流单极闭锁故障仿真Fig.10 DC monopolar-blocking fault simulation of island-connected mode

对于ICM，发生单极闭锁故障时送端系统频率、功角、电压失稳：母线频率持续波动，频差高于51Hz的时间超过200ms；能源基地G1、G2机组的相对功角剧烈震荡(δ≥180°)；个别母线正序电压出现较大波动，超出稳定范围。

图11 GCM下直流单极闭锁故障仿真曲线Fig.11 DC monopolar-blocking fault simulation of grid-connected mode

对于GCM，送端系统仍保持稳定：母线频率偏差、发电机功角、母线正序电压仅出现短时间内的小波动。

类比单极闭锁故障，对表8中其余故障进行仿真模拟，将仿真结果填入表中。可见，对于ICM，发生故障④、⑥(单极、双极闭锁)时系统不能保持稳定。对于GCM，各类故障扰动下相关稳定指标均满足要求，能通过暂态稳定校验。依据本文提出的模式选择方法，优选方案为GCM。

4.3 模式选择方法的适应性分析

由4.2可知，ICM在较严重的单、双极闭锁下有暂态失稳风险，GCM为优选方案。是否可以认为由于地方电网有一定的支撑作用，地方电网接入直流外送系统的并网模式一定优于ICM呢？下面本文应用上述模式选择方法，通过改变地方电网容量、地方电网与直流外送系统联络线的等值电抗，判断GCM的可行性，表9给出了部分算例校验结果。

表9 GCM仿真结果

由表9可得到如下结论：①算例①～③的仿真表明，当地方电网容量较大、与直流外送系统联系紧密(η≥15%，线路L5长度小于等于150km)时，能通过各项校验，优选方案为GCM。②算例④、⑤的仿真表明，当地方电网容量较小、与直流外送系统联系薄弱(η≤10%，线路L5长度大于等于200km)时，GCM不能通过N-1潮流校验和暂稳校验，而ICM在较严重故障下才有暂稳问题，从规划的角度出发可将ICM作为优选方案。

可见，本文提出的接入模式选择方法能够有效地选择接入模式。