雁淮直流过渡阶段送端低电压及暂态过电压问题研究

2020-04-25王小昂南晓强

山西电力 2020年1期

王小昂，南晓强，张谦

（1.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西太原 030021；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原 030001）

0 引言

随着适合远距离大容量传输的特高压直流输电工程的陆续投产，直流外送电网的安全稳定问题受到重视和研究[1-4]。雁淮直流额定电压±800 kV，额定输送功率8 000 MW，原规划有安太堡、木瓜界、神泉二期共计4 020 MW 配套电源，但根据国家能源局2016 年发布的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》的相关要求，配套电源建设全面滞后。文献[5-6] 从静态安全、暂态功角稳定、换流母线暂态过电压、安全稳定控制系统功能及实现等方面，对雁淮直流原规划的配套电源投产后8 000 MW 额定功率送电的稳定特性进行了研究。文献[7] 对雁淮直流投产初期无配套电源时的电网安全稳定特性、风机暂态过电压及稳控装置的切机策略进行了研究。2019 年3 月，神泉电厂（2×600 MW）由朔州站改接至雁门关站，实现了雁淮直流过渡阶段配套电源的从无到有，即便如此，配套电源依然远低于原规划规模。配套电源支撑不足导致直流近区交流设备故障后换流母线存在低电压问题。此外，以往对于雁淮直流故障后近区风机暂态过电压的研究在模型中未区分风机类型，更为细致的研究是必要的。

本文对雁淮直流在神泉改接后这一过渡阶段的电压稳定问题进行了研究，分析了不同交流设备故障、不同近区开机方式对故障后换流母线电压跌落的影响，并就直流功率、风机类型、风电同时率、近区开机等因素对直流换相失败后风机暂态过电压的影响进行了计算分析。研究结论为提升换流母线近区交流故障后的电压支撑以及降低直流故障后风机暂态过电压提供有效措施及建议。

1 边界条件

考虑神二1 号、2 号机组改接，雁淮直流近区网架情况如图1 所示。

山西电网计算负荷28 750 MW，500 kV 九回线送华北12 500 MW，长南I 线南送2 800 MW。采用PSASP7 潮流程序及机电暂态稳定程序。

图1 雁淮直流近区网架示意图

2 交流故障后电压稳定分析

2.1 近区交流故障后的电压要求

根据《电力系统安全稳定计算技术规范》（DL/T 1234—2013），受故障扰动后的中长期过程中，要求换流母线电压能够保持或恢复到0.9 标幺值以上，雁淮直流成套设计书也要求换流母线运行的极端最低稳态电压不低于0.9 标幺值。据此条件，校核近区交流故障后换流母线电压。

2.2 近区交流故障选择

雁淮直流一级汇集断面由500 kV 湖关三回构成，二级汇集断面由500 kV 雁湖双回、500 kV 湖寨双回、明海湖主变构成。湖关II 线与湖关III线、湖寨双回、泉关双回均为同杆架设，雁湖双回也存在部分同杆架设。由此，近区交流故障考虑湖关三回N-2、湖寨双回N-2、泉关双回N-2、雁湖双回N-2 及明海湖主变N-1 故障。

2.3 不同交流故障的影响

为考虑最严重情况，研究各交流故障时，尽量加重被研究设备的潮流：在雁同站近区大开机方式下研究雁湖双N-2 故障，在五寨站近区大开机方式下研究湖寨双N-2 故障，在雁同站与五寨站近区平衡开机方式下研究湖关三回N-2 与泉关双回N-2 故障，在明海湖近区220 kV 火电大开机及新能源大发方式下研究明海湖主变N-1 故障。

神泉开1 台机，雁淮直流功率5 200 MW，交流系统向换流母线输送300 Mvar 无功，换流母线电压调节为正常运行的下限510 kV，保持以上基础条件不变，将开机方式及风电同时率调整为各交流故障对应较严重的情况，校核故障后换流母线电压的跌落情况如表1 所示。

表1 不同交流故障后换流母线电压

结合网架结构分析，各交流设备故障对换流母线电压跌落的影响程度不仅取决于故障前潮流大小，还取决于由网架结构决定的潮流转移情况。从故障后换流母线电压跌落程度看，雁湖双N-2是近区交流故障中影响最为严重的故障。给定条件下，雁湖双N-2 故障后换流母线电压跌至0.9标幺值以下，不满足直流运行要求。

2.4 近区机组开机影响

雁淮直流功率5 200 MW，交流系统向换流母线输送300 MVar 无功，换流母线电压调节为正常运行的下限510 kV，近区风电同时率10%，保持以上基础条件不变，改变近区神泉、河曲开机，校核雁湖双N-2 故障后换流母线电压跌落情况如表2 所示。为去除故障前雁湖双功率大小产生的影响，对大同地区开机方式进行调整，保持雁湖双功率为3 118 MW。

表2 近区不同开机对电压跌落影响

由表2 可知，近区开机增加时，雁湖双N-2故障后换流母线电压跌落程度显著减轻；配套电源神泉多开1 台比河曲多开1 台对故障后换流母线电压的支撑效果显著更好，电压跌落更少。

因此，随着近区机组开机增多，尤其是直流配套机组开机增多，近区交流故障后换流母线的电压跌落程度减轻。

3 直流故障引起的暂态过电压

直流发生换相失败、闭锁等故障后，由于滤波器无功盈余及风电场的无功补偿电压效应，引起风电机端暂态电压升高是造成风机高压脱网的主要原因。直流换相失败引起的风电机端暂态电压升高相比直流双极闭锁更高，导致风机高压脱网的情况更为严重。

3.1 直流输送功率影响

以接入明海湖站的直驱型风机A 风电场和双馈型风机B 风电场为代表校核直流换相失败引起的风电机组机端暂态电压升高。保持近区开机方式及风电同时率、换流母线与交流系统交换无功、换流母线初始电压不变，在雁淮直流不同输送功率下，计算直流换相失败后风场的暂态过电压，计算结果见表3。

表3 直流功率对风场暂态过电压的影响

由表3 可知，随着直流输送功率增大，直流换相失败后的风场并网母线及风电机端暂态压升均明显增大；直驱型风场并网母线暂态压升略高于双馈型风场（两者近乎一致），直驱型风电机端暂态压升显著高于双馈型风电机端；直驱型风电机端暂态压升标幺值显著高于其并网母线暂态压升标幺值，而双馈型风电机端暂态压升标幺值与其并网母线暂态压升标幺值相差不大。

3.2 近区风电同时率影响

保持雁淮直流功率、近区开机方式、换流母线与交流系统交换无功、换流母线初始电压不变，在近区不同风电同时率下，计算换相失败后风场的暂态过电压，计算结果见表4。

表4 风电同时率对风场暂态过电压的影响

由表4 可知，随着近区风电同时率增大，直驱型与双馈型风场的并网母线暂态压升均升高，但风电同时率变化对他们影响幅度不大，显著小于直流输送功率变化对他们的影响幅度。各风电同时率下，直驱型风场并网母线暂态压升略高于双馈型风场。

3.3 近区机组开机影响

保持雁淮直流功率5 200 MW、风电同时率60%、换流母线与交流系统交换无功不变，在不同开机情况下比较A 风电场和B 风电场220 kV 母线与风机机端的暂态压升，结果见表5。

表5 近区开机对风机暂态过电压的影响

由表5 可知，神泉多开1 台机相比河曲多开4 台机，A、B 风场的并网母线暂态压升、风机机端暂态压升均略有减小，这说明对于降低直流换相失败后的风电暂态压升，配套机组的灵敏度远高于近区其余机组；神泉开2 台机情况下，河曲多开1 台后，A、B 风场的并网母线暂态压升、风机机端暂态压升均减小，这说明近区增开火电机组有利于降低风电暂态压升幅值，减少风机脱网故障。