特高压交直流混联新能源高比例渗透背景下受端电网电压稳定问题探讨

2020-07-09陈博，王亮，张冰，王勇，赵康

山东电力技术 2020年6期

陈博，王亮，张冰，王勇，赵康

（1.国网山东省电力公司经济技术研究院，山东济南 250021；2.国网山东省电力公司，山东济南 250001；3.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东济南 250003）

0 引言

目前随着特高压交直流输电工程的全面投产，电网交流网架结构逐渐加强，直流输电规模不断增长，电网一体化特性日趋显著明显，交直流混联系统特性更加复杂。风电、光伏等新能源继续保持高速增长，国内半数以上的省级电网中，新能源已成为网内第二大电源甚至第一大电源，电源结构性风险不断累积。

文献［1］分析了特高压交流电网在强化受端系统上的优势，给出了系统分层分区运行、提高同步电网自愈能力的建议。文献［2］应用临界短路比和边界短路比的数学公式，提出分层接入方式下受端系统强弱的量化判断标准。文献［3］分析了特高压直流分层接入下的交直流系统中长期电压稳定协调控制方法。文献［4］阐述了交流特高压与直流特高压的功能定位，并分析了特高压同步电网的安全性及可获取的综合效益。文献［5］研究了大规模新能源接入下特高压交直流混联电网联络线控制策略。文献［6］揭示了交直流耦合作用对高低端换流器的影响机理，研究了同步调相机通过交直流耦合作用对高低端换流器换相失败的抑制作用。文献［7］基于静态电压稳定约束提出新能源临界渗透率的工程实用计算方法，并以实际电网为例，分析了影响新能源渗透率的相关因素。

受端电网交直流之间、高低电压之间、电源与电网之间、一次网架与二次系统之间的结构性矛盾不断累积，大电网耦合特性更加复杂，运行风险不断加大。受多回直流集中馈入和新能源高比例电力渗透的影响，受端电网面临的大面积停电的风险始终存在。

电压失稳是系统传输能力不能满足负荷需求导致的系统性问题，是系统特性和负荷特性共同作用的结果。受端电网电压稳定水平主要与关键断面强弱、故障形态、电压支撑能力、直流动态特性、新能源故障特性以及负荷动态特性6 个方面相关。围绕以上6 个主要因素，阐述受端电网电压稳定问题及应对措施。

1 受端电网电压稳定风险

随着受端电网交直流受电规模的大幅增长，受端电网火电机组的开机空间受到严重挤压，导致系统电压支撑能力下降；同时风电和光伏的装机规模不断增加，进一步挤占了常规电源的开机空间，电网大受电、小开机方式下，特高压交流线路发生N-2 故障时，受端电网均存在电压失稳的风险。

根据仿真分析，受端电网外受电占常规火电开机比例超过一定值时，受端电网存在电压崩溃问题；若考虑新能源发电功率，该比例还会继续下降。

为了促进新能源消纳、优化能源结构，未来新能源发电占比和外受电规模还将持续增长，受端电网电压失稳风险进一步增加。

2 受端电网电压失稳演变过程

交流线路故障接地期间，电网电压迅速降低，导致受端电网的3 条直流同时换相失败，系统内大量新能源机组进入低电压穿越状态。受入有功功率和新能源有功出力大幅跌落，引发全网范围的潮流转移，系统无功损耗短时大幅增加，受端交流受电断面和东西联络断面潮流加重。

故障清除后，电网电压迅速回升，一是直流功率开始回升，期间伴随吸收大量无功，并逐渐增加；二是负荷中感应电动机有功迅速增大，同时吸收大量无功功率；三是负荷有功的快速恢复，使得交流断面潮流加重，断面中线路消耗大量无功功率；四是新能源有功功率回复较慢，有功潮流转移长期存在，系统的无功损耗持续恶化电压水平。

无功功率消耗增大导致电压稳定极限降低，有功潮流转移导致薄弱断面潮流加重，送电功率超过电压稳定极限时，会造成受端电压失稳。

此外，受端特高压环网结构加强了受端电网的网架结构，提高了受端电网的受电能力。受电规模的提高导致故障后主网内的其他区域联络线潮流转移增大，受端电网交直流故障可能会引发主网内某些薄弱断面电压失稳，全网电压振荡等问题。

3 受端电网电压稳定的主要影响因素

3.1 关键断面强弱

联络线相对于送受端电网而言较为薄弱，等值阻抗较大，故障发生在联络线处，整个系统的等值电抗增加较大，电压稳定极限功率降低最多，相比其他故障点更易引起电压失稳。受端电网关键断面结构如图1 所示。

图1 受端电网关键断面结构

受端电网交直流受电量较大的方式下，1 000 kV A 站至B 站双回线路发生三永N-2 故障后，受端内部东西联络断面有功功率和无功功率的波动幅值巨大。

交流故障引起直流换相失败、新能源机组进入低电压穿越状态，电网出现较大的功率缺额，造成联络线在故障后潮流过重。

考虑到线路传输的有功功率P 与两端电压U1、U2的大小、阻抗X 及其相位差θ 之间的关系为

由于故障两端电压的持续下降和系统阻抗的增大，线路的静稳极限降低。当潮流转移的功率超过联络线的传输功率极限时，容易造成电压失稳。

3.2 故障形态

1 000 kVA 站至B 站双回线路发生三永N-2 故障导致受端电压崩溃的临界运行方式下，异名相N-2 故障后电压稳定。这两种故障前后的网架结构相同，主要是故障冲击不同。两种故障期间3 条直流功率特性一致，均发生换相失败，输送功率大幅降低。三永N-2 故障，接地短路期间，电网电压降低较大，受影响的感应电动机负荷范围大，感应电动机负荷转差率迅速增大，接地故障清除后，感应电动机负荷吸收的无功功率大幅增加，感应电动机容易因低压堵转，吸收的无功功率进一步增加，恶化了电网电压稳定性。同杆异名相N-2 故障，受影响的感应电动机负荷范围小，感应电动机堵转量相对少，对电网电压稳定影响相对小。

不同故障形态对电网电压稳定影响不同，主要与故障冲击的严重程度及损失的设备有关，故障冲击越严重，故障后损失的设备越多，静态电压稳定极限功率越小，电网电压越容易失稳。

3.3 电压支撑能力

由于目前多数受端电网特高压环网无机组接入，电压支撑能力较弱。若新建2 台30 万kvar 调相机接入特高压C 站1 000 kV 侧，受端交直流受电能力可提高约45 万kW；若新建2 台68 万kW 机组通过500 kV 线路接入直流近区500 kV 站，受端交直流受电能力可提高80 万kW。加装调相机或直流近区新建机组可提高受端电网动态无功支撑能力，有助于提高电压稳定性。

3.4 直流动态特性

当交流系统发生故障时，换流站交流母线电压瞬时跌落，直流受端发生换相失败，直流输送功率越高，故障期间吸收的无功功率越大、有功功率冲击越大，交流电压越低，更易导致电压失稳。因此，直流输送功率越高，交流故障对电网冲击越大，电压稳定性越差。

如图2 所示，直流系统发生换相失败故障后，其吸收的无功功率迅速降低，但是随着直流功率的恢复，直流系统从交流系统吸收的无功功率大幅增长，并且直流功率越高，吸收的无功功率越大。

图2 不同直流功率下无功功率变化

3.5 新能源故障特型

当交流系统发生故障时，尤其是特高压系统发生故障时会导致受端电网内大量不同电压等级的母线电压低于90%标称电压，引发大规模新能源机组进入低电压穿越状态，如图3 所示。

低穿期间新能源机组有功出力大幅降低，低穿后有功功率恢复缓慢。根据GB／T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》的要求，风机应按照每秒不小于0.1PN（PN额定功率）的功率变化率恢复至故障前的值，极端情况下恢复全部功率需7～9 s，因此新能源同时率越高，故障后有功缺额越大，同时大规模潮流转移的时间持续长，电压崩溃风险增加。

3.6 负荷动态特性

感应电动机不同端电压下的转矩滑差特性曲线如图4 所示。随着端电压的不断减小，电磁转矩滑差特性曲线向横轴收缩。当端电压小于感应电动机的静态稳定临界电压Vsmin时，电磁转矩滑差特性曲线与机械负载转矩曲线不存在交点，即实际系统不存在运行点，感应电动机进入堵转过程，滑差迅速变为1，感应电动机停转，有功及无功曲线均出现跃变，感应电动机吸收的无功功率大幅增加，将会恶化电网的电压稳定性。

图4 感应电动机转矩滑差特性曲线

在不计频率变化的情况下，恒阻抗负荷的功率与电压的平方成正比，恒电流负荷的功率与电压成正比。对于恒阻抗负荷如图5 所示，其P-V 关系曲线与系统的P-V 曲线（鼻型曲线）总存在交点，即系统不存在电压失稳问题。对于恒电流如图6 所示，及恒功率负荷如图7 所示，如果故障或扰动使得系统传输能力下降，P-V 曲线向纵轴收缩，则负荷的P-V 关系曲线与系统的P-V 曲线可能不存在交点，即系统电压失稳。

不同负荷对电压稳定的影响不同，恒阻抗负荷不存在电压稳定问题，恒电流负荷对电压稳定的影响要明显小于恒功率、感应电动机+恒阻抗负荷。恒功率与感应电动机+恒阻抗负荷相比，还要取决于负荷中感应电动机的比例，感应电动机成分越多，对电压稳定影响越大。

某些受端省份第一产业和第二产业的占比较高，电网负荷中电动机比例较大，因此电网稳定性较其他第三产业占比较高省级电网弱。

图5 恒阻抗负荷P-V 关系

图6 恒电流负荷P-V 关系

图7 恒功率负荷P-V 关系

4 稳定控制建议

目前部分交流断面依旧薄弱，只有加强特高压网架结构，才能从根本上解决“强直弱交”的问题，降低特高压直流在大功率运行时发生换相失败、闭锁等故障对电网的冲击。

细化仿真分析工作，针对不同运行方式下的受端电网受电能力进行细致评估，研究新能源接入对大电网系统稳定的影响。预控电网常规电源的开机容量，确保电网具备足够的电压支撑能力。

加快1 000 kV 电网接入调相机的研究工作以及规划常规电源接入受端特高压网架，提高特高压网架的电压支撑能力。

此外，安控装置联切负荷、速降直流功率、紧急投切无功设备可提高受端电压稳定水平。但是由于特高压设备发生故障导致受端电网的电压稳定问题与受端全网的开机方式、旋转备用、负荷分布、潮流分布等诸多因素相关，安控装置联切负荷、速降直流功率的启动判据和控制策略比较复杂，难以实现。简化控制策略会存在过切负荷较多或过降直流较多的情况，切负荷措施造成的社会影响大，且速降直流可能导致引发其他送端电网的稳定问题。同时考虑故障后安控装置投入直流近区500 kV 变电站的电容器的措施，需要解决可投切无功设备容量不固定、与AVC 系统配合等问题。