鲁固直流闭锁故障下东北电网高频切机方案适应性能力分析

孟涛，于天蛟，王伟，尹杭，吕项羽，冷俊

（1.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春130000；2.国网吉林省电力有限公司，长春130000；3.国网长春供电公司，长春130000）

0 引言

建设以特高压交直流电网为骨干网架的坚强智能电网对构建全球能源互联网，推动能源清洁绿色发展具有重要意义[1]。迎合电网发展契机，东北电网第1条跨区特高压直流工程（扎鲁特-青州±800 kV特高压直流）于2017年年底正式投运[2]，其对提高东北电网盈余电力外送能力、促进东北老工业基地经济发展具有深远意义。随着鲁固直流输送功率的进一步提升，同步电网格局和运行特性将发生重大变化[3-4]，以鲁固直流外送8 000 MW为例，当发生鲁固直流双极闭锁故障时，扎鲁特换流站近区风电机组暂态压升超过1.3倍标幺值，且送端电网允许运行的不平衡功率约为2 000 MW，此时送端系统存在约6 000 MW的不平衡功率，导致系统运行频率严重越限。因此，如何合理有效地安排全网风电、水电和火电机组的切机顺序对保证电网安全稳定运行至关重要[5-7]。

对于直流大功率运行时发生直流双极闭锁故障引起的电网暂态压升问题研究，文献[8]中提出的紧急协调二级电压控制方法在系统发生直流闭锁故障时，通过相应的切机、切负荷和直流调制策略，能够实现全网范围内的电压稳定。文献[9]深入分析高压直流闭锁导致系统暂态过电压的内在机理，对换流母线暂态电压与换流站剩余无功容量、补偿容量、系统强度和闭锁容量之间的相互影响关系进行定量计算，为指导风电机组并网和特高压直流线路规划运行提供了理论基础。文献[10]中通过修改高压直流模型中直流闭锁的触发方式，同时与原有的安稳控制策略相配合，有效抑制了直流故障下送端系统换母线的暂态过电压，避免了风电机组脱网运行的风险。文献[11]分析双馈风电机组逆变器无功调节能力，提出一种无功补偿设备调节与风电机组逆变器无功调节的协调控制策略，能有效保证直流闭锁故障时风电机组稳定运行，还能对送端系统提供一定的无功支撑。以上文献重点关注直流双极闭锁故障引起的电网暂态压升的本质原因、建模计算方法和相关抑制过电压问题的措施，很少涉及系统过频问题。

对于特高压直流线路故障引起的系统频率异常问题研究，文献[12]基于多送端直流系统模型展开直流调制能力评估计算，建立考虑送、受端电气距离的多直流紧急功率支援的评估指标，对评估直流线路功率支援能力具有很好的指导价值。文献[13]对风光接入电网后的频率特性以及风光不同出力场景下的电网高频切机方案进行研究，在切机过程中基于最小欠切原则优先切除风光电源，能保证系统频率恢复至稳定运行水平的前提下总切机量最小。文献[14]主要从受端系统的角度来分析直流故障下产生的高频问题，基于广域测量技术统计直流故障瞬间的信息量，提出一种最优切负荷模型，并利用粒子群优化算法进行模型求解。文献[15]在发生直流故障时利用区域电网紧急功率支援的手段来填补受端系统功率缺额，建立一种综合考虑省间重要断面极限、区域备用容量和机组自动发电控制（automatic generation control，AGC）调节性能的协调优化调度模型，能够实现系统功率的大范围转移，使电网快速恢复至安全运行状态。以上文献对直流双极闭锁后送、受端系统的频率异常问题进行分析，送端系统主要采用切机方式，受端系统主要采用功率紧急支援、切负荷和机组AGC调节来满足频率运行要求。

综合上述分析，本文深入研究大功率运行直流发生双极闭锁故障后送端电网的电压稳定和频率稳定问题，通过研究特高压直流故障状态下导致送端系统电网稳态压升、过频问题的内在机理；从预控直流输送功率、集中切机和直流调制的方式设计一种适用于解决送端电网直流故障问题的高频紧急运行控制策略，基于2019年实际电网数据进行仿真分析计算，验证电网机组不同开机方式、不同负荷水平以及直流不同输送功率等多种工况下的策略适应性能。

1 鲁固直流送端系统运行特性分析

1.1 鲁固直流系统简介

鲁固直流输电工程送端位于内蒙古通辽扎鲁特旗南部地区，处于蒙东、吉林和辽宁3省交汇处，途经内蒙古、河北、山东3省，受端位于山东青州地区，线路长度约为1 233.8 km。图1为鲁固直流投运后东北电网的网架结构分布情况。

图1 鲁固直流送端系统Fig.1 Feed terminal system of Lugu DC project

随着扎鲁特10回进线配套工程（扎向双回线，扎昌双回线，扎兴三回线和扎科三回线）投产后，鲁固直流输送功率进一步加强，东北电网的潮流走向规律发生了深刻的变化，由原来的“北电南送，西电东送”转变为“东西汇集，直输南送”的格局。

1.2 鲁固直流闭锁故障对送端电网的影响分析

随着扎鲁特配套交流网架的加强，原有吉黑断面、辽吉断面压力有所缓解，基本不再受限。主要断面受限问题体现在省内输电通道电磁环网问题和远离扎鲁特换流站的边远地区电源送出问题。

基于东北电网2019年规划数据，分析鲁固直流输送容量8 000 MW、近区开6台火电机组的边界条件下鲁固直流发生双极闭锁故障，切机容量为5 660 MW后扎鲁特近区母线暂态压升和系统频率问题。鲁固直流闭锁故障下换流站近区500 kV母线电压、近区风电机组电压和系统频率变化情况见图2。

图2 鲁固直流闭锁故障下电压、频率变化情况Fig.2 Voltage and frequency variation under the fault at Lugu DC project

由图2可知，直流闭锁故障下，扎鲁特换流站近区500 kV母线电压按照1.3倍标幺值整定后最大暂态电压压升为1.281 25 p.u.，风电机组最大暂态电压压升为1.221 66 p.u.，系统频率最大为50.444 5 Hz。可知鲁固直流大功率运行时，存在其发生双极闭锁故障时，系统母线存在电压偏高和过频的风险，需要对近区风电机组进行改造和采用高频切机方法来提高送端电网抗风险运行的能力。

2 鲁固直流故障送端电网高频切机策略

2.1 高频切机基本原理

为抵御鲁固直流闭锁故障东北电网的高频风险，在全网范围内设置可切站点90个，可切电源容量5 389万千瓦（占全网电源总量40%以上），图3为东北电网高频紧急控制系统策略原理图。

图3 东北电网高频紧急控制系统Fig.3 High frequency emergency control system in north east power grid

由图3可知，高频紧急控制系统通过设置3道防线实现精准切机，保证电网安全稳定运行。第1道防线为预控鲁固直流输送功率；第2道防线为扎鲁特稳控主站接收到直流极控系统的闭锁信号后，根据预先设定的策略表，向各执行站发送直流调制或切电源命令；第3道防线为当第2道防线拒动时，采取就地判断系统频率后延时切除本地电源措施。在高频切记过程中需遵循的基本原则[16-17]为：

1）切电源量=鲁固直流闭锁损失的功率-系统高频不平衡功率-其他直流调制量。

2）直流闭锁切机后电网应满足安全稳定导则要求，发生N-1等故障仍然可以安全稳定运行。

3）各被切500 kV火电厂至少保留1台机组。

4）220 kV火电开机方式的安排，应能保证风电、水电被全部切除后，电网仍然可以保证安全稳定运行。

5）风、水、火不同类型电源的切除顺序，以及同一类型不同地区电源的切除顺序，应有利于电网的安全稳定运行。

2.2 高频切机通信方案

遵循优化控制、提高通信安全可靠性和装置可靠动作的原则，基于面向多对象的实时通信复接技术[17]，设计了一种主站-执行站控制模式的双层高频切机通信方案，确保各执行站与主站信息传送的准确性和精度，其高频切机通信方案设计框架见图4。

图4 高频切机通信方案Fig 4 High-frequency switching communication scheme

由图4可知，主站系统主要用于判断特高压直流故障，同时向执行站发送切机或直流调制信号；执行站主要实现执行主站系统下发控制命令，并将实时采集数据传送至主站的功能。

3 算例分析

基于东北电网2019年年底网架进行仿真分析计算，鲁固直流满功率（1 000万kW）运行，负荷水平考虑小负荷方式，约为3 803万kW。高频紧急控制系统动作优先级依次为风电、水电、火电，其中黑龙江风电执行站可切容量186万kW，吉林风电执行站可切容量380万kW，辽宁风电执行站可切容量317万kW，蒙东赤峰风电执行站可切容量297万kW，蒙东通辽风电执行站可切容量355万kW。

具体切机顺序情况设置如下：

1）风电切机排序情况见表1，按直流近区（通辽、吉林松白、蒙东兴安）风机优先切除，其余远端风机尽可能考虑各地区均匀切除的原则设计。

表1 东北电网风电切机排序Table 1 Wind power switching sequence in Northeast power grid

2）水电切机排序情况见表2，其中黑龙江水电＞吉林水电＞辽宁水电排列，F组8个水电厂按顺序轮切1台机；G组顺序按：白山、红石＞云峰＞丰满220＞丰满500＞蒲石河，6个水电厂每轮选2个各切1台机组，并保留调频容量300 MW。

表2 东北电网水电切机排序Table 2 Hydro power switching sequence in Northeast power grid

3）火电切机排序情况见表3，其中呼伦贝尔火电＞黑龙江东部火电＞赤峰火电＞辽宁火电（北部＞南部负荷中心）＞吉林中部、松白火电、通辽火电进行轮切。并根据每个地区分组厂站机组台数设定每轮选切厂站数量。

表3 东北电网火电切机排序Table 3 Thermal power switching sequence in Northeast power grid

设置4种不同切机方案以校验所提切机策略的适应性能力，4种不同切机方案的具体情况如下：

方案1：集中切辽宁、赤峰等南部风电。

方案2：集中切黑龙江、吉林等送端风电。

方案3：集中切换流站近区风电。

方案4：集中切送端火电。

鲁固直流满送，不同切机方案下的全网枢纽站暂态电压变化情况见表4。

表4 不同切机方案下的全网枢纽站电压变化情况Table 4 Voltage variation of the all-network hub under different switching schemes k V

由表4可知，方案1中扎鲁特换流站电压上升7 kV，全网中枢变电站稳态电压最大跌落25 kV；方案2中扎鲁特换流站电压上升25 kV，全网中枢变电站稳态电压最大上升30 kV；方案3中扎鲁特换流站电压上升25 kV，全网中枢变电站稳态电压最大上升27 kV；方案4中扎鲁特换流站电压上升25 kV，全网中枢变电站稳态电压最大上升28 kV。以上4种切机方案全网稳态电压压升变化不超过30 kV，均在合理范围之内，符合鲁固直流安全稳定运行要求。另一方面，为校核全网频率稳定性，对4种切机方案下的系统频率偏差进行分析计算，结果见表5。

表5 不同切机方案下的全网频率变化情况Table 5 Frequency variation of the whole network under different switching schemes Hz

由表5可知，固鲁直流发生双极闭锁故障，全网切机800万kW，4种方案下全网频率最高均不超过50.5 Hz，满足系统频率运行要求。

设置极端开机方式来进一步验证本文所提切机策略的适应性能力，以吉林电网为例，若扎鲁特换流站近区火电较少，鲁固直流输送大功率，需要近区松原、白城地区提供大量的有功输出。吉林松原、白城、通榆地区风电装机444.835万kW。集中分布在通榆风电基地、白城风电基地和松原风电基地，风电大多集中汇集在电网的末端。特别是乾安和新志变电站周围汇集了大规模电量的风电，地区负荷水平低、且所处网架结构较为薄弱，当鲁固直流双极闭锁后，根据所提切机控制策略，切除近区全部风电，监测汇集站母线的电压变化情况。鲁固直流不同输送容量下汇集站母线的电压变化情况见表6。

表6 鲁固直流不同输送容量双极闭锁故障下系统暂态电压偏差量Table 6 Transient voltage deviation of the system under different transmission capacity of Lugu DC k V

由表6可知，在极端开机方式下，随着鲁固直流输电能力的提升，吉林电网风电汇集站母线电压暂态电压偏差量变大，500 kV瞻榆变因其与扎鲁特换流站电气距离最近，其所对应的暂态压升最大，在鲁固直流输送能力为800万kW时，暂态压升达到18.44 kV，符合鲁固直流安全稳定运行规定要求，有效验证了本文切机策略的适应性。

4 结语

本文基于实际电网开展特高压直流大功率运行发生双极闭锁故障后送端系统所引起的电压稳定和频率稳定问题研究，在电力系统PSASP仿真软件中搭建仿真模型，深入分析特高压直流故障状态下导致送端系统电网稳态压升、过频问题的内在机理；从预控直流输送功率、集中切机和直流调制的方式设计一种适用于解决送端电网直流故障问题的高频紧急运行控制策略，不同开机方式、不同负荷水平以及直流不同输送功率等多种工况下仿真结果表明所提切机策略能有效抵御鲁固直流发生双极闭锁故障所引发的送端电网高频、过电压运行风险，对保障东北电力安全稳定运行具有重要的指导意义。