凌衛(wèi)家，孫維真，葉 琳，張 靜

（國網(wǎng)浙江省電力公司，杭州 310007）

浙江交直流混聯(lián)電網(wǎng)特性分析及運行控制

凌衛(wèi)家，孫維真，葉 琳，張 靜

（國網(wǎng)浙江省電力公司，杭州 310007）

賓金和靈紹2回特高壓直流密集饋入后，浙江電網(wǎng)發(fā)展為一個典型的大型交直流混聯(lián)省級受端電網(wǎng)，“強(qiáng)直弱交”電網(wǎng)特性進(jìn)一步顯現(xiàn)，安全穩(wěn)定運行風(fēng)險持續(xù)增大。深入分析了浙江電網(wǎng)運行特性和面臨的挑戰(zhàn)，提出了針對性的技術(shù)和管理措施，對浙江電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行具有重要的指導(dǎo)意義。

特高壓電網(wǎng)；交直流混聯(lián)；受端電網(wǎng)；多直流饋入

0 引言

特高壓電網(wǎng)是實現(xiàn)全國能源資源優(yōu)化配置的重要載體，可實現(xiàn)電力的大規(guī)模、遠(yuǎn)距離輸送[1]。截至2015年底，浙江電網(wǎng)相繼投產(chǎn)了1000kV淮滬、浙福特高壓交流輸變電工程和±800kV賓金特高壓直流輸變電工程等多項重點工程?！?00kV靈紹特高壓直流輸變電工程也即將于2016年下半年建成投運。依托特高壓變電站及電源基地，浙江電網(wǎng)基本形成了交直流互備、水火電互濟(jì)、東西互供、南北貫通的500kV主干網(wǎng)，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)顯著加強(qiáng)，供電能力和可靠性顯著提高，有力保障了浙江經(jīng)濟(jì)社會的快速發(fā)展。與此同時，賓金和靈紹2回特高壓直流集中饋入后，浙江電網(wǎng)發(fā)展為一個大型省級受端電網(wǎng)，全面進(jìn)入交直流特高壓混聯(lián)運行新階段，電網(wǎng)運行特性發(fā)生深刻變化，“強(qiáng)直弱交”特性進(jìn)一步顯現(xiàn)，系統(tǒng)的等效轉(zhuǎn)動慣量水平和動態(tài)無功支撐能力下降，電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行面臨一系列新的挑戰(zhàn)[2]。

以下結(jié)合近年來特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)運行實踐，對浙江大型省級受端電網(wǎng)運行特性進(jìn)行深入分析，總結(jié)當(dāng)前電網(wǎng)運行面臨的主要挑戰(zhàn)，提出針對性的技術(shù)和管理措施，確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

1 浙江電網(wǎng)基本情況

近年來，浙江電網(wǎng)總體規(guī)模持續(xù)快速增長。截至2016年6月底，浙江共投產(chǎn)1000kV變電站3座，分別為安吉站、蘭江站和蓮都站；±800kV換流站2座，分別為金華換流站和紹興換流站；500kV變電站40座；220kV變電站290余座。根據(jù)特高壓站點、電源和負(fù)荷分布情況，浙江電網(wǎng)可以劃分為浙西北、浙西南和浙東3大區(qū)域（見圖1）。其中，浙西北分區(qū)包括嘉興、湖州和杭州部分地區(qū)，浙江與安徽、江蘇、上海間的1000kV和500kV省際輸電通道均落在此區(qū)域內(nèi)，另外此區(qū)域內(nèi)還有秦山核電基地、浙北火電基地和光伏發(fā)電基地，是電力外送區(qū)；浙西南分區(qū)包括衢州、麗水和金華部分地區(qū)，此區(qū)域內(nèi)水能資源豐富，是小水電密集區(qū)；浙東分區(qū)包括寧波、紹興、臺州、溫州和金華部分地區(qū)，是浙江的負(fù)荷中心，同時也是沿?；痣姍C(jī)組密集區(qū)，是電力受入?yún)^(qū)。

圖1 浙江電網(wǎng)分區(qū)示意

2 電網(wǎng)運行特性

浙江電網(wǎng)地處華東特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)的中心地帶，樞紐通道地位突出。隨著浙江特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)格局的逐步成型，交直流、上下級電網(wǎng)間的耦合日趨緊密，電網(wǎng)運行特性發(fā)生深刻變化，“強(qiáng)直弱交”和“大受電、小開機(jī)”矛盾突出，電網(wǎng)安全面臨新的挑戰(zhàn)。

2.1 交直流電網(wǎng)耦合加強(qiáng)，連鎖故障概率增加

電網(wǎng)一體化特征不斷加強(qiáng)，電網(wǎng)送受端、交直流之間耦合日趨緊密。理論分析與工程實踐均表明，華東地區(qū)交流電網(wǎng)單相永久故障、開關(guān)拒動或開關(guān)流變死區(qū)故障失靈保護(hù)動作，均有可能引發(fā)多條直流換相失敗甚至閉鎖，導(dǎo)致交直流系統(tǒng)故障連鎖反應(yīng)，對送端電網(wǎng)造成巨大的有功、

無功沖擊，嚴(yán)重時甚至造成華北—華中電網(wǎng)解列。如圖2所示，當(dāng)賓金直流近區(qū)500kV交流線路發(fā)生單相永久性故障時，在短路故障發(fā)生以及重合閘過程中，賓金和靈紹直流會同時發(fā)生換相失敗，在換相失敗過程中，2條直流的輸送功率水平都有短時的下降甚至中斷，這將對送端電網(wǎng)造成顯著的沖擊。

圖2 500kV交流線路單相永久故障導(dǎo)致賓金和靈紹直流同時換相失敗

仿真計算表明，在一定條件下，浙江電網(wǎng)全部10條1000kV線路、160余條500kV線路任意一回發(fā)生單相永久故障可能導(dǎo)致一回或多回直流同時換相失敗，進(jìn)而導(dǎo)致直流閉鎖引發(fā)頻率穩(wěn)定問題；共有50個500kV及以上廠站（3個特高壓交流站、2個特高壓直流站、36個500kV變電站、9個500kV發(fā)電廠）存在開關(guān)拒動失靈保護(hù)動作造成多回直流持續(xù)換相失敗并相繼閉鎖的可能，幾乎涵蓋了所有500kV廠站；共28個500kV變電站的377臺500kV開關(guān)存在開關(guān)流變死區(qū)缺陷（流變單側(cè)布置），若故障發(fā)生在開關(guān)流變死區(qū)范圍內(nèi)，此時只能依靠失靈保護(hù)動作，從而導(dǎo)致直流閉鎖。另外，換流站近區(qū)220kV系統(tǒng)故障也會引發(fā)直流換相失敗。

浙江自然災(zāi)害多發(fā)，每年由于臺風(fēng)、雷暴、冰凍等自然災(zāi)害和山火等外力破壞導(dǎo)致的電網(wǎng)設(shè)備短路故障數(shù)量居高不下。2011—2015年浙江電網(wǎng)220kV及以上電網(wǎng)線路故障跳閘次數(shù)如圖3所示，可見近3年220kV及以上故障線路數(shù)目都大于100條次。隨著特高壓交直流電網(wǎng)的發(fā)展和電網(wǎng)一體化程度的加強(qiáng)，局部電網(wǎng)故障可能引發(fā)系統(tǒng)性連鎖故障，連鎖故障的概率明顯增加。

2.2 電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)能力降低，頻率穩(wěn)定問題突出

多直流饋入受端電網(wǎng)后，直流功率替代了部分本地常規(guī)電源，系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量和調(diào)頻容量大幅下降，相同功率缺額造成的電網(wǎng)頻率跌幅加大，頻率特性惡化，低谷時段頻率穩(wěn)定問題更為突出。

圖3 浙江電網(wǎng)近年220kV及以上線路跳閘條次

2016年靈紹特高壓直流投產(chǎn)后，華東電網(wǎng)主要通過葛南、龍政、宜華、林楓4回常規(guī)直流和復(fù)奉、錦蘇、賓金、靈紹4回特高壓直流從區(qū)外受電，總?cè)萘繉⑦_(dá)到39760 MW。隨著直流饋入規(guī)模的擴(kuò)大，華東電網(wǎng)轉(zhuǎn)動慣量和等效規(guī)模不斷減小，給受端電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定帶來考驗。

2015年9月19日21:58，某特高壓直流雙極同時閉鎖，損失功率4900 MW，華東電網(wǎng)的頻率實測曲線如圖4所示，故障前系統(tǒng)頻率為49.97Hz，12 s后全網(wǎng)頻率最低跌至49.56Hz，對電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定構(gòu)成威脅。

圖4 某特高壓直流閉鎖時華東電網(wǎng)頻率實測曲線

實測表明，在此頻率擾動過程中，華東電網(wǎng)部分機(jī)組一次調(diào)頻性能不滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求，雖然浙江電網(wǎng)機(jī)組表現(xiàn)相對較好，但一次調(diào)頻出力增加量也僅占開機(jī)容量的2.08%，不滿足國家相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，部分機(jī)組甚至出現(xiàn)反調(diào)現(xiàn)象（如圖5所示）。

仿真表明，單一直流雙極閉鎖故障就有可能觸及電網(wǎng)第三道防線動作，造成大量負(fù)荷損失。如在2016年典型汛期低谷方式下（華東電網(wǎng)總負(fù)荷約121000 MW，開機(jī)規(guī)模約135000 MW），采用2015年9月19日事件中機(jī)組類似的一次調(diào)頻響應(yīng)特性，在未采取緊急頻率協(xié)調(diào)控制措施前，賓金直流雙極閉鎖后華東電網(wǎng)頻率響應(yīng)曲線如圖6所示。賓金直流雙極閉鎖后，華東電網(wǎng)系統(tǒng)頻率可能跌破49.0Hz，并觸發(fā)華東電網(wǎng)第一輪低頻減載動作定值，切除華東電網(wǎng)約7%負(fù)荷，達(dá)到國務(wù)院599號令規(guī)定的重大電網(wǎng)事故等級。

圖5 某典型機(jī)組一次調(diào)頻響應(yīng)

圖6 賓金直流雙極閉鎖后系統(tǒng)頻率響應(yīng)曲線

“十三五”期間，除靈紹直流外，華東電網(wǎng)預(yù)計還將新增特高壓直流區(qū)外來電3項，分別為晉北—南京直流、錫盟—江蘇直流、準(zhǔn)東—皖南直流，合計容量30000 MW[3]。在三華交流電網(wǎng)互聯(lián)之前，隨著區(qū)外直流受電比例的提高，華東電網(wǎng)的頻率支撐特性將進(jìn)一步減弱，華東電網(wǎng)頻率穩(wěn)定面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

此外，在現(xiàn)有的并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)下，新能源大規(guī)模并網(wǎng)可能進(jìn)一步惡化電網(wǎng)的頻率特性，如NB/T32015-2013《分布式電源接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》要求[4]：通過380 V線路接入電網(wǎng)的分布式電源頻率耐受范圍為49.8～50.2Hz，持續(xù)時間為0.2 s。發(fā)生特高壓直流閉鎖等嚴(yán)重故障時，在電網(wǎng)頻率下降過程中，大量的分布式電源可能提前脫網(wǎng)，這將進(jìn)一步加劇頻率下降的速度和幅值。

2.3 局部動態(tài)無功支撐不足，電壓穩(wěn)定問題凸顯

特高壓直流密集饋入浙江電網(wǎng)后，浙江電網(wǎng)的電壓穩(wěn)定特性發(fā)生了顯著變化，主要體現(xiàn)在以下兩方面。

（1）正常工況下直流換流站與交流系統(tǒng)無功功率交換較小[5]，但當(dāng)特高壓直流輸送功率較高或滿送時，消耗的無功功率較大，換流站內(nèi)備用濾波器和電容器組較少。隨著省內(nèi)負(fù)荷水平逐漸增大，交流系統(tǒng)母線電壓逐漸降低，換流站內(nèi)濾波器組輸出的無功功率下降，此時換流器消耗的無功功率基本不變甚至有所增加，使得換流站需要從交流系統(tǒng)吸收更多的無功功率，從而進(jìn)一步惡化了換流站周圍的交流母線電壓。故直流輸電系統(tǒng)表現(xiàn)出與常規(guī)機(jī)組相反的無功電壓調(diào)節(jié)特性，降低了系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定裕度。仿真計算表明，電壓穩(wěn)定性薄弱的母線集中在靈紹直流換流站周邊的涌潮、古越、舜江等變電站以及春曉、句章等負(fù)荷中心變電站。

（2）在2回特高壓直流大功率饋入的情況下，為保證功率平衡，浙江省內(nèi)機(jī)組開機(jī)數(shù)量被迫減少，“大受電、小開機(jī)”成為浙江電網(wǎng)運行的新常態(tài)，從而導(dǎo)致系統(tǒng)的無功支撐減少，電網(wǎng)抗無功沖擊能力和電壓調(diào)控能力下降。仿真計算表明，在2016年夏季高峰方式下，浙東溫州和臺州地區(qū)各500kV發(fā)電廠僅保留1機(jī)、各200kV發(fā)電廠僅保留一半開機(jī)的極端小開機(jī)方式下，500kV蓮都—甌海雙線甌海側(cè)發(fā)生三相永久性故障時電壓曲線如圖7所示，可以發(fā)現(xiàn)：溫州地區(qū)的南雁、天柱、甌海、四都等變電站母線電壓恢復(fù)較困難，低于0.8 p.u.的時間約為1 s，處于臨界電壓失穩(wěn)狀態(tài)。故在局部電網(wǎng)開機(jī)方式不足條件下，存在電壓失穩(wěn)的風(fēng)險。

圖7 500kV蓮都—甌海雙線故障時溫州部分母線電壓曲線

2.4 電力系統(tǒng)電力電子化趨勢明顯

隨著傳統(tǒng)直流輸電、柔性直流輸電、FACTS（柔性交流輸電系統(tǒng)）裝置、風(fēng)電、光伏發(fā)電、電動汽車、智能用電設(shè)備規(guī)模的不斷擴(kuò)大，電力電子裝置在電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷3個環(huán)節(jié)中所占比重都在不斷增加，電力系統(tǒng)電力電子化趨勢明顯。

根據(jù)浙江創(chuàng)建清潔能源示范省建設(shè)方案和行動計劃，到2017年全省風(fēng)電裝機(jī)容量將達(dá)到200萬kW，光伏裝機(jī)容量將達(dá)到500萬kW；2023年前全省風(fēng)電裝機(jī)容量將達(dá)到400萬kW，光伏裝機(jī)容量將達(dá)到1000萬kW[6]。新能源正逐步成為新增電力重要來源，浙江電網(wǎng)新能源裝機(jī)占比不斷提高。

一方面，直流輸電、新能源和電動汽車等通過電力電子設(shè)備大規(guī)模接入電網(wǎng)，使電網(wǎng)總體特性發(fā)生重大變化，與火電等常規(guī)發(fā)電方式相比，風(fēng)電、光伏發(fā)電不具備慣性調(diào)頻、阻尼功率振蕩和自主調(diào)壓的能力，大規(guī)模接入電網(wǎng)后，將影響電網(wǎng)的電壓、頻率穩(wěn)定性。另一方面，現(xiàn)有新能源規(guī)劃及接入系統(tǒng)設(shè)計對電網(wǎng)大規(guī)模電力電子化帶來的影響考慮尚有不足，對風(fēng)電、光伏、電動汽車大規(guī)模接入，目前仍多按照單工程、單元件的模式開展前期工作，多停留在滿足發(fā)電有功平衡的水平，對參與調(diào)頻、電壓支撐等問題尚缺乏整體性設(shè)計。

2.5 省內(nèi)分區(qū)間長期大功率送電，潮流控制困難

靈紹直流投產(chǎn)后，浙江500kV以上主網(wǎng)結(jié)構(gòu)已經(jīng)趨于完整，主網(wǎng)潮流控制的焦點集中在省內(nèi) “十線斷面”（500kV紹興—蘭亭雙線、紹興—舜江雙線、蘭江—鳳儀雙線、蓮都—甌海雙線、金華—永康雙線）。從浙江電網(wǎng)3大分區(qū)來看，浙西北分區(qū)和浙西南分區(qū)形成一個共同的大送端，交流特高壓落點、直流特高壓落點、省際聯(lián)絡(luò)通道均在“十線斷面”西部和北部，“十線斷面”以東即浙東分區(qū)，是寧波、紹興、臺州、溫州等省內(nèi)負(fù)荷集中區(qū)域?！笆€斷面”中最易超限的輸電線路是紹興換流站至舜江雙線以及蓮都至甌海雙線。

另外，瓶頸斷面將隨著運行方式的變化而發(fā)生變化：當(dāng)寧紹直流或賓金直流發(fā)生閉鎖或送電功率偏小時，全省輸電瓶頸將會轉(zhuǎn)移至南北跨錢塘江通道，主要是500kV喬司—涌潮雙線；當(dāng)汛期浙西南部大小水電大量送出時，浙西南部的送出通道則可能成為輸電瓶頸，主要是500kV萬象—蓮都雙線。因此，上述2個輸電通道又成為全省西北部和西南部2個主要送出局部電網(wǎng)的關(guān)鍵送電通道。

上述關(guān)鍵通道潮流控制困難本質(zhì)上是西部、北部電力的消納問題，在近年經(jīng)濟(jì)增速放緩、負(fù)荷增長較慢的情況下較為嚴(yán)重，并仍將長期存在。后續(xù)年份隨著負(fù)荷水平的提高，問題將得到緩解，但還需注重規(guī)劃電源、外來電力與負(fù)荷水平的協(xié)調(diào)發(fā)展。

2.6 短路電流水平超標(biāo)問題突出

隨著電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的不斷加強(qiáng)，浙江省500kV和220kV電網(wǎng)的短路電流水平均上升較快，部分500kV與220kV廠站母線短路電流水平將接近或超過設(shè)備遮斷容量。如2016年年末喬司變電站（簡稱喬司變，以下類推）500kV母線三相短路電流水平將達(dá)到62.33 kA，逼近設(shè)備遮斷容量；2016年靈紹直流輸變電工程投產(chǎn)后，500kV古越變和舜江變供區(qū)的220kV母線短路電流普遍抬高，古越變、濱海變220kV母線三相短路電流達(dá)到55.80 kA，超過設(shè)備遮斷容量。

為了解決短路電流超標(biāo)問題，除了選擇高阻抗變壓器、更高遮斷容量的開關(guān)設(shè)備外，實際運行過程中主要采取了拉停線路、母線分列運行、拉停主變、限制機(jī)組開機(jī)方式等多種措施，人為地拉長電氣距離和減小短路電源。這些措施在限制短路電流水平的同時也削弱了電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，影響局部電網(wǎng)的供電能力和供電可靠性，比如拉停線路易造成雙線終端變電站以及由兩段母線供電的終端區(qū)域，母線分列運行易造成220kV電網(wǎng)潮流迂回問題，拉停主變和限制機(jī)組開機(jī)方式則可能會引起局部電網(wǎng)的供電缺口。

3 應(yīng)對措施

3.1 加強(qiáng)主網(wǎng)架建設(shè)

運行實踐表明，隨著特高壓直流的快速建設(shè)，交流電網(wǎng)建設(shè)相對緩慢，電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”問題突出，現(xiàn)有交流同步電網(wǎng)規(guī)模及強(qiáng)度與直流容量尚不匹配，電網(wǎng)抵御直流閉鎖沖擊的能力有待加強(qiáng)，大電網(wǎng)運行風(fēng)險始終存在?！笆濉逼陂g，需要進(jìn)一步優(yōu)化電網(wǎng)發(fā)展格局，按照“強(qiáng)交強(qiáng)直”原則，加強(qiáng)交流電網(wǎng)建設(shè)，適當(dāng)擴(kuò)大同步電網(wǎng)規(guī)模，增強(qiáng)能源優(yōu)化配置能力。根據(jù)國家電網(wǎng)公司規(guī)劃，2020年將通過特高壓交流聯(lián)網(wǎng)形成東部同步電網(wǎng)和西部同步電網(wǎng)兩大堅強(qiáng)同步電網(wǎng)，這將有助于構(gòu)建送受端結(jié)構(gòu)清晰、交直流協(xié)調(diào)發(fā)展和技術(shù)先進(jìn)的特高壓電網(wǎng)，從根本上解決電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”問題，提升電網(wǎng)抵御嚴(yán)重故障的水平，確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

3.2 提升大電網(wǎng)運行特性認(rèn)知水平

隨著特高壓交直流電網(wǎng)的快速發(fā)展、新能源大規(guī)模并網(wǎng)以及海量多類型能源終端的接入，浙江電網(wǎng)呈現(xiàn)出新的復(fù)雜大電網(wǎng)運行特性，對電網(wǎng)運行特性的準(zhǔn)確認(rèn)識和把握是電網(wǎng)運行控制的基礎(chǔ)，也是運行控制的難點。

（1）提升電網(wǎng)仿真能力。

仿真分析是當(dāng)前認(rèn)識電網(wǎng)的主要手段。隨著特高壓輸變電工程的不斷推進(jìn)和新型設(shè)備的廣泛使用，交直流電網(wǎng)耦合日益緊密，系統(tǒng)特性更加復(fù)雜，電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行對仿真技術(shù)提出了更高的要求。需進(jìn)一步加強(qiáng)電網(wǎng)仿真分析手段，建設(shè)新一代特高壓交直流仿真平臺，實現(xiàn)特高壓直流輸電系統(tǒng)由準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)建模仿真向電磁暫態(tài)仿真轉(zhuǎn)變，進(jìn)一步提升特高壓直流換相失敗、故障重啟動以及換流站無功控制仿真精度；加強(qiáng)仿真分析制度建設(shè)，加強(qiáng)包含2～3年滾動計算、年度方式、月度、日前、日內(nèi)等全時間維度的大電網(wǎng)安全分析和仿真分析標(biāo)準(zhǔn)體系。

（2）提升負(fù)荷建模水平。

負(fù)荷建模是對各種用電設(shè)備和配電網(wǎng)絡(luò)的聚合描述，由于電力負(fù)荷復(fù)雜多樣、面廣量大、隨機(jī)時變，所以電力負(fù)荷建模一直是國際上電力界公認(rèn)的難題[7]。大量的研究結(jié)果表明，負(fù)荷模型對仿真分析結(jié)果有重要影響，主要表現(xiàn)在不同的負(fù)荷模型對電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、低頻振蕩等分析結(jié)果具有不同程度的影響，在臨界情況下，計算結(jié)果甚至可能發(fā)生質(zhì)的變化。隨著特高壓電網(wǎng)的發(fā)展和交直流聯(lián)網(wǎng)規(guī)模的逐步擴(kuò)大，用戶側(cè)分布式光伏和變頻器、電動汽車充放電等新負(fù)荷特性的影響日益凸顯，電網(wǎng)的穩(wěn)定問題日趨突出，亟需更準(zhǔn)確的負(fù)荷特性分析和負(fù)荷建模技術(shù)。需結(jié)合智能測量終端的海量量測數(shù)據(jù)，開展負(fù)荷構(gòu)成和類別自動識別技術(shù)研究，以及負(fù)荷模型聚合等值方法研究，通過進(jìn)一步提高負(fù)荷建模精度，進(jìn)而間接提升電網(wǎng)運行的安全性和經(jīng)濟(jì)性。

（3）掌握特高壓交直流電網(wǎng)交互影響特性。

結(jié)合“十三五”期間特高壓交直流電網(wǎng)發(fā)展，針對重大網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和運行方式變化，滾動開展交直流電網(wǎng)交互影響特性分析。一方面，通過優(yōu)化換相失敗預(yù)測功能和控制保護(hù)參數(shù)、改進(jìn)閥基電子設(shè)備控制技術(shù)等手段提升直流換相失敗抵御能力。另一方面，加強(qiáng)自適應(yīng)重合閘等技術(shù)的研究，進(jìn)一步優(yōu)化失靈保護(hù)動作時間，實現(xiàn)交直流控制保護(hù)協(xié)調(diào)控制。

3.3 加強(qiáng)電源技術(shù)研究

（1）統(tǒng)籌考慮電源與電網(wǎng)的友好互動。

積極適應(yīng)電網(wǎng)、電源快速發(fā)展和市場化改革新形勢，構(gòu)建“責(zé)權(quán)明析、全面覆蓋、規(guī)范高效”的發(fā)電機(jī)組涉網(wǎng)管理體系。需要加強(qiáng)發(fā)電機(jī)組勵磁系統(tǒng)、PSS（電力系統(tǒng)穩(wěn)定器）、調(diào)速系統(tǒng)及一次調(diào)頻性能的管理工作，加大科技攻關(guān)，提升發(fā)電機(jī)組在嚴(yán)重系統(tǒng)故障條件下對電網(wǎng)的支撐作用，降低頻率失穩(wěn)的風(fēng)險。強(qiáng)化無功補(bǔ)償裝置尤其是負(fù)荷高峰期間電容器的投運管理，推動無功分層分區(qū)平衡，在500kV蘭亭、古越、舜江、涌潮等電壓薄弱變電站增設(shè)電容器組。盡快完成賓金和靈紹特高壓直流4臺300 Mvar調(diào)相機(jī)的建設(shè)工作，全面提升系統(tǒng)的動態(tài)無功儲備。

（2）開展虛擬同步發(fā)電技術(shù)研究及示范。

針對新能源裝機(jī)占比不斷提高后系統(tǒng)等效轉(zhuǎn)動慣量下降，電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)能力弱化問題，開展虛擬同步發(fā)電技術(shù)的研究及示范工作。該技術(shù)以先進(jìn)同步逆變技術(shù)和儲能系統(tǒng)為基礎(chǔ)，通過模擬常規(guī)同步發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)動慣量與定子暫態(tài)特性，使間歇式新能源實現(xiàn)與常規(guī)發(fā)電機(jī)組相似的阻尼及一次調(diào)頻、調(diào)壓功能，有利于促進(jìn)新能源與電網(wǎng)的協(xié)調(diào)發(fā)展[8]。

3.4 完善緊急控制防御體系

為增強(qiáng)電網(wǎng)應(yīng)對單回或多回特高壓直流失去的嚴(yán)重故障的能力，需要加強(qiáng)三道防線的優(yōu)化和管理工作。

圖8 華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)

第一道防線，加強(qiáng)交、直流保護(hù)相互影響特性研究分析，盡可能降低交流故障導(dǎo)致直流閉鎖的概率。根據(jù)仿真結(jié)果，已優(yōu)化調(diào)整了浙江電網(wǎng)438個500kV開關(guān)單相重合時間，將重合閘時間由0.7 s調(diào)整為1.3 s，有效降低了浙江電網(wǎng)交流系統(tǒng)故障對受端系統(tǒng)的二次沖擊。目前正在進(jìn)行開關(guān)失靈保護(hù)動作時間壓縮技術(shù)方案的研究工作。

第二道防線，降低特高壓直流閉鎖可能引發(fā)的頻率穩(wěn)定風(fēng)險。目前正在建設(shè)浙江電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)[9]，該系統(tǒng)由直流協(xié)調(diào)控制子系統(tǒng)、抽蓄切泵控制子系統(tǒng)和精準(zhǔn)切負(fù)荷控制子系統(tǒng)構(gòu)成（如圖8所示），其中浙江部分包括賓金、靈紹2個直流控制子站和天荒坪、桐柏和仙居3個切泵控制子站。在華東地區(qū)饋入直流系統(tǒng)發(fā)生閉鎖故障時，直流協(xié)調(diào)控制子系統(tǒng)緊急提升包括賓金直流和靈紹直流在內(nèi)的華東地區(qū)在運直流系統(tǒng)輸送功率水平；抽蓄切泵控制子系統(tǒng)同時或分多輪切除包括天荒坪、桐柏和仙居在內(nèi)的抽水蓄能發(fā)電廠抽水狀態(tài)的機(jī)組，實現(xiàn)對系統(tǒng)頻率的快速支撐。

第三道防線，全面開展了浙江電網(wǎng)低頻減載裝置性能檢測工作，根據(jù)仿真結(jié)果優(yōu)化調(diào)整了低頻減載配置的輪次和容量。

通過采取上述措施，可顯著提高電網(wǎng)抵御特高壓直流閉鎖嚴(yán)重故障的能力。

3.5 強(qiáng)化電網(wǎng)協(xié)同控制能力

鑒于電網(wǎng)一體化特征不斷加強(qiáng)，電網(wǎng)送受端、交直流之間耦合日趨緊密，需要進(jìn)一步深化大電網(wǎng)實時協(xié)同技術(shù)研究，強(qiáng)化風(fēng)險協(xié)同防范，通過整合電網(wǎng)外部環(huán)境、實時運行情況、設(shè)備歷史故障信息等信息，實時評估特高壓直流運行風(fēng)險，實現(xiàn)不同電壓等級、不同調(diào)度管轄范圍電網(wǎng)運行同步監(jiān)控、故障同步感知和風(fēng)險同步預(yù)警。在交直流輸變電設(shè)備運行維護(hù)方面，需要通過在線監(jiān)測等新技術(shù)、機(jī)器人和無人機(jī)等新手段、群眾護(hù)線員等新機(jī)制，充分發(fā)揮“人防、群防、技防”作用，降低設(shè)備故障概率。

4 結(jié)語

靈紹特高壓直流投產(chǎn)后，浙江電網(wǎng)發(fā)展成為一個大型的交直流混聯(lián)受端電網(wǎng)，電網(wǎng)運行特性持續(xù)發(fā)生重大變化，安全穩(wěn)定運行風(fēng)險持續(xù)增大。針對賓金、靈紹特高壓直流密集饋入和新能源大規(guī)模并網(wǎng)的新形勢，對浙江電網(wǎng)運行特性、存在問題進(jìn)行了深入分析，提出了針對性的技術(shù)和管理控制措施，對浙江電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行具有重要的指導(dǎo)意義。

[1]劉振亞.特高壓交直流電網(wǎng)[M].北京：中國電力出版社，2013.

[2]李明節(jié).大規(guī)模特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)特性分析與運行控制[J].電網(wǎng)技術(shù)，2016，40（4）:985-991.

[3]覃琴，郭強(qiáng)，周勤勇，等.國網(wǎng)“十三五”規(guī)劃電網(wǎng)面臨的安全穩(wěn)定問題及對策[J].中國電力，2015，48（1）:25-32.

[4]NB/T32015-2013分布式電源接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定 [S].北京：中國電力出版社，2013.

[5]趙婉君.高壓直流輸電工程技術(shù)[M].北京：中國電力出版社，2004.

[6]浙江省人民政府.浙江省創(chuàng)建國家清潔能源示范省行動計劃（2016—2017年）[G].2015-12-31.

[7]鞠平，謝會玲，陳謙.電力負(fù)荷建模研究的發(fā)展趨勢[J].電力系統(tǒng)自動化，2007，31（2）:1-3，31.

[8]鄭天文，陳來軍，陳天一，等.虛擬同步發(fā)電機(jī)技術(shù)及展望[J].電力系統(tǒng)自動化，2015，39（21）:165-175.

[9]國網(wǎng)華東電力調(diào)控分中心.華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)總體技術(shù)方案[R].上海，2016.

（本文編輯：方明霞）

Characteristics Analysis and Operation Control of Zhejiang Hybrid AC/DC Power Grid

LING Weijia，SUN Weizhen，YE Ling，ZHANG Jing
（State Grid Zhejiang Electric Power Cooperation，Hangzhou310007，China）

With the infeed of Binjin and Lingshao UHVDC projects，Zhejiang power grid becomes a typical large-scale hybrid AC/DC receiving-end system，showing″strong DC and weak AC″characteristics and exposing increasingly higher operation safety and stability risks.Firstly，the main operation features and challenges to the Zhejiang power grid are analyzed thoroughly in this paper.Then，some preventive countermeasures in technical and management aspects are proposed.The analysis results provide theoretical reference to the operation and optimization of Zhejiang power grid.

ultra high voltage grid；hybrid AC/DC power system；receiving-end power system；multiple DC infeed

TM712

：B

：1007-1881（2016）09-0008-07

2016-02-24

凌衛(wèi)家（1962），男，高級工程師，主要從事大電網(wǎng)運行與控制等方面的研究工作。