宽邦工程投运后高岭直流送端系统稳定性分析

刘 洋，王聪颖

(1.国家电网有限公司东北分部，辽宁 沈阳 110181；2.中国能源建设集团辽宁电力勘测设计院有限公司，辽宁 沈阳 110018)

高岭直流背靠背工程是东北电网第1条跨区背靠背直流工程，位于辽宁省西部，工程额定容量3000 MW，共4个换流单元，每个换流单元均采用12脉动阀组接线，额定功率均为750 MW，额定直流电压±125 kV。正常运行方式下，东北侧为整流侧，华北侧为逆变侧。

宽邦工程投运前，高岭换流站仅通过至沙河营变的两回交流线路连接至东北电网，在绥中电厂机组检修或故障时，换流站电压支撑能力不足，电压稳定问题突出；此外，还存在高岭至沙河营双回线路故障后直流孤岛闭锁和近区交流线路故障后的热稳定问题。

宽邦工程连接利州变和高岭换流站。工程投运后，高岭换流站增加了1条连接至东北电网主网的交流通道，缩短了东北电网主网至高岭换流站的电气距离，彻底消除了直流孤岛问题和近区交流线路故障引起的热稳定问题，电压稳定问题也得到一定程度的缓解，直流输电的可靠性和灵活性显著提升，旧的稳定控制策略已无法满足电网运行要求，因此需要重新对宽邦工程投运后高岭直流送端系统特性进行深入分析。

现有文献对高岭直流特性进行了相关研究，其中文献[1]分析了高岭换流站受端电网的安全稳定控制策略，文献[2]分析了绥中百万千瓦机组改接华北后的安全稳定控制策略，文献[3]分析了高岭直流控制系统的小信号稳定性和暂态响应以及交直流系统发生严重故障时控制系统的响应性能,但均未涉及宽邦工程投运后的运行特性分析。

高岭直流送端系统的问题主要是电压稳定问题，文献[4-6]对电压稳定问题进行分类并对现有的电压稳定研究方法进行了总结，文献[7-9]介绍了灵敏度分析方法在电力系统静态电压稳定分析中的应用现状，对各种灵敏度指标进行了总结和评述。文献[10]从灵敏度的物理意义出发，将灵敏度计算适用性进行分类。文献[11-12]用分岔理论基本原理分析了电力系统中常见的分岔现象及其对电压稳定的影响。

本文首先分析了宽邦工程投运前高岭直流送端系统的主要问题；其次，通过将直流送端系统等效为恒阻抗负荷，增加了静态电压稳定分析；最后针对绥中电厂无机组方式下电压支撑能力不足的问题提出了相应的控制策略。

1 宽邦工程概况

宽邦工程包含500 kV宽邦变，宽邦至高岭两回线路，宽邦至利州两回线路，线路参数如表1所示。宽邦变本期作为开关站投运，装有2组母线高抗，容量均为150 Mvar，宽邦工程投运后的高岭直流送端系统结构如图1所示。

表1 宽邦工程相关线路参数

图1 宽邦工程投运后高岭东北侧网架结构

在东北侧，高岭直流附近只有绥中电厂的2台机组，且换流站周围100 km范围内无其他常规电源，高岭换流站东北侧电源情况如表2所示。

表2 高岭换流站东北侧发电机组装机情况

2 高岭直流送端系统存在的问题

宽邦工程投运前，高岭直流送端系统主要存在以下几个方面问题。

2.1 换流站电压支撑能力不足

宽邦工程投运前高岭直流送端仅通过高沙双回线连接至东北电网，且线路距离均大于100 km，将高岭直流东北侧等效为图2所示的简单系统模型。

(a)系统原等值电路

(b)戴维南等值电路图2 计算有功和无功功率传输的简单模型

高岭换流站受入的有功、无功表达式为

(1)

(2)

通过分析可知，当线路传输有功功率较大时，线路两端电压相角差增大，无功功率无法有效地由电网传输至换流站。同时直流输电需消耗大量无功功率，但其近区仅有绥中电厂2台机组，当1台机组检修或故障时，高岭直流电压支撑能力不足，易引发电压稳定问题，导致直流无法满功率运行。

2.2 高沙N-2直流闭锁

由图1可知，宽邦工程投运前若发生高岭至沙河营N-2(同塔线路)故障，即切断了高岭直流和东北电网主网的电气联系，高岭直流和绥中电厂将成为孤岛系统，其承受扰动能力较弱，存在稳态控制、频率稳定、系统谐振、次同步振荡等一系列技术问题[13-17]。因此，高岭直流需依靠安稳装置判断高沙N-2后闭锁直流。

2.3 沙董N-2后的热稳定问题

沙河营变至董家变线路N-2(同塔)故障后，高岭直流功率主要由沙河营至北宁单回500 kV线路功率、沙河营主变上送功率及绥中电厂机组发电功率组成。当绥中电厂机组检修时，沙河营至北宁、沙河营主变压器将担负传输整个高岭直流功率，沙北线及地区220 kV有关线路存在过载风险。

宽邦工程投运后，无论是发生高沙N-2或沙董N-2，潮流几乎全部转移至宽邦通道，彻底消除了直流孤岛问题和沙董N-2后的热稳定问题。同时，该工程缩短了东北电网主网至高岭换流站的电气距离，电压稳定问题得到缓解。

3 高岭直流送端系统电压稳定分析

3.1 有效短路比分析

短路比是衡量系统电压强度的标志，值越大，系统受到冲击后电压越稳定。有效短路比(Effective

Short Circuit Ratio, ESCR)在短路比基础上计及了设备所在处并联无功装置的影响，计算公式：

(3)

式中：S为交流母线的短路容量；Qc为换流母线电压取额定值时，由交流滤波器和无功补偿电容器产生的无功功率；PdN为额定直流功率。

本文采用2018年冬季东北电网实际数据，计算工具为PSASP7.36版本，在小负荷方式下计算宽邦工程投运前后高岭送端换流母线的有效短路比，结果如表3所示。

表3 高岭换流站母线有效短路比

由表3可以看出，宽邦工程投运前，绥中电厂无机组运行时换流母线有效短路比为2.28，系统强度较弱。宽邦工程投产后，即使绥中电厂无机组运行，换流母线有效短路比为4.08，系统电压强度明显提升。

3.2 静态电压稳定分析

静态电压稳定分析是在保持恒定功率或恒定电流的前提下，通过逐渐增加负荷来衡量当前运行点的稳定程度。电压稳定裕度是静态电压稳定分析的重要指标，常用有功功率裕度KP表示：

(4)

式中：P、Pmax分别表示初始运行点和临界点的有功值。

实际应用中，常用P-V曲线评价静态电压稳定裕度。P-V曲线分析通过建立P(传输断面传送的功率)和V(枢纽节点电压)之间的关系曲线，从而指示传输断面功率水平导致整个系统临近电压崩溃的程度。

高岭直流送端采用定功率控制，通过控制整流侧换流变调压分接头，使整流角保持在±2.5°范围内。文献[18]在分析直流输送能力极限时将直流系统等效为负荷进行处理。本文将高岭直流等效为1个连接在换流母线上的恒功率负荷，如图3所示，设定其吸收的有功、无功同直流系统所吸收的功率相一致。

采用中国电科院PSASP仿真软件(7.36版本)中的电压稳定分析模块进行仿真。常规潮流计算使用牛顿法，临界点附近不收敛的病态潮流使用按过渡方式修正法，计算数据为2019年东北电网冬季数据，设定绥中电厂无机组运行，直流初始有功功率为2250 MW，按照直流实际的有功无功曲线逐步增大等效负荷吸收的功率，分别计算出宽邦工程投运前后的P-V曲线如图4所示。

(a)高岭直流送端系统

(b)等效电路图3 换流单元等效负荷

图4 高岭换流站东北侧母线P-V曲线

由P-V曲线可知，宽邦工程投运后，在绥中电厂无机组运行方式下，换流站母线静态电压稳定裕度由34%提高至62%，电压稳定临界点对应的直流功率由3000 MW提升至3600 MW。

静态电压分析也常用V-Q曲线来表示换流母线电压同该母线无功功率之间的关系。潮流计算中，在换流母线上新建1台调相机作为PV节点，将调相机端电压设置为一系列值，然后绘出其无功输出和电压值的对应曲线，如图5所示(高岭直流功率3000 MW，绥中电厂0台机组)。

图5 高岭换流站东北侧V-Q曲线

V-Q曲线的斜率表示换流母线的电压强度，可以看出，宽邦工程投运后，相同ΔQ所引起的ΔV减小。

3.3 暂态电压分析

电网调度规程要求500 kV中枢点电压下限为475 kV。实际运行中，为保证故障后电网中枢点母线电压不越限，规定了各变电站正常运行时的电压范围。本文设定故障后换流站的暂态压降不超过25 kV，利用PSASP软件中的暂稳分析工具，对绥中电厂1台机和0台机时，高岭直流东北侧近区交流系统发生跨线故障后换流站母线电压变化情况进行仿真，计算结果如表4所示。(高岭直流3000 MW满功率运行)可以看出，高沙跨线故障和宽利跨线故障对换流站母线稳态压降影响较大，高沙N-2时，绥中电厂1台机电压下降18.7 kV，绥中电厂0台机时电压失稳，仿真曲线如图6所示。

表4 高岭近区交流系统跨线故障后换流站母线稳态压降 kV

图6 高沙N-2故障后高岭站东北侧母线电压曲线

4 稳定控制策略

4.1 预控高岭直流功率

根据计算结果，要保证绥中电厂无机组运行时发生高沙、宽利跨线故障后换流母线电压仍在允许范围内，可以采取预控高岭直流输送功率的措施。将高岭直流输送功率由满功率3000 MW分别降低至1700 MW和2600 MW，计算结果如表5所示。

表5 故障后相关变电站母线稳态压降

可以看出，通过预控直流运行功率可以保证交流系统N-2故障后相关变电站稳态压降处于允许范围内。但采用该策略后直流不能满功率运行，影响其运行经济性。尤其是在高沙N-2故障方式下，为防止换流母线电压超出允许范围，高岭直流功率最大允许值约为1700 MW，仅为额定功率的56%，严重影响其运行效率。

4.2 直流功率回降措施

根据目前稳控装置布置情况，高岭换流站稳控装置具备判断高沙跨线故障的功能。对现有稳控措施进行改造，在高沙N-2故障后采取直流功率回降措施来抑制换流站母线稳态压降，计算结果如表6所示。

表6 高沙跨线故障采取回降直流功率措施后的母线压降

根据计算结果，高沙N-2故障后，直流功率回降500 MW即可抑制换流站母线稳态压降，电压变化如图7所示。

图7 不同直流功率回降后的换流站母线压降

与预控直流功率相比，该措施明显提高了直流运行的效率。

5 结束语

宽邦工程投运后，缩短了东北电网主网至高岭换流站的电气距离，彻底消除了直流孤岛问题和近区交流线路故障引起的热稳定问题，电压稳定水平明显提升。

本文采用有效短路比、静态电压稳定分析及暂态稳定分析的方法，多方面分析了宽邦工程投运对高岭直流稳定性带来的提升。同时提出了预控高岭直流功率和高沙N-2故障后直流功率回降2种方法解决换流站母线稳态压降的问题。本文的分析方法和控制策略在直流系统安全稳定分析中具有一定的适用性，所采用的静态电压稳定分析方法丰富了目前常规直流工程安全稳定分析内容。

2018年宽邦工程投运后，本文提出的策略实际应用于高岭换流站和东北电网，取得了良好的运行效果。