林 俐，郭 恒，周 正，戚慶茹

(1. 新能源電力系統(tǒng)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(華北電力大學(xué))，北京 102206；2. 國(guó)網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京 102209)

0 引 言

我國(guó)能源呈現(xiàn)逆向分布的特點(diǎn)，為滿足電力資源的合理分配和需求，必須在全國(guó)形成大規(guī)?！拔麟姈|送、北電南送”的能源配置格局[1]。高壓直流輸電具備超遠(yuǎn)距離、超大容量、低損耗的送電能力，且調(diào)節(jié)靈活，適合于大型水、火電基地向遠(yuǎn)方負(fù)荷中心送電[2-3]。我國(guó)呼遼±500kV、向—上±800kV等直流工程采用孤島接入模式，即地方電網(wǎng)不并入直流外送系統(tǒng)。這些工程實(shí)踐表明，采用孤島接入模式實(shí)現(xiàn)能源基地功率直流外送，能避免直流閉鎖故障下功率轉(zhuǎn)移對(duì)地方電網(wǎng)的沖擊[4-7]。近年來(lái)，能源基地直流外送系統(tǒng)近端的地方電網(wǎng)有并網(wǎng)需求，但是這些地方電網(wǎng)規(guī)模小、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)弱，是否能夠通過(guò)與直流系統(tǒng)相連，獲得多方滿足技術(shù)經(jīng)濟(jì)要求的效果，是規(guī)劃設(shè)計(jì)中亟待解決的新課題。

目前關(guān)于能源基地直流外送系統(tǒng)的研究大多集中在受端，對(duì)于地方電網(wǎng)與能源基地在送端側(cè)的接入模式選擇問(wèn)題，研究成果很少。文獻(xiàn)[8]以準(zhǔn)東—皖南±1 100kV特高壓直流工程為對(duì)象，從頻率和電壓穩(wěn)定角度比較了送端換流站孤島接入和聯(lián)網(wǎng)接入兩種模式的可行性。研究認(rèn)為，西北電網(wǎng)與送端20臺(tái)660MW火電基地聯(lián)網(wǎng)接入直流系統(tǒng)，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供了保障。由于西北電網(wǎng)本身就是大容量的特高壓電網(wǎng)，相比于不接入直流系統(tǒng)(即采用孤島接入模式)在送端聯(lián)網(wǎng)后西北電網(wǎng)對(duì)直流系統(tǒng)的支撐作用很強(qiáng)，具有明顯優(yōu)勢(shì)。但是，當(dāng)能源基地近端電網(wǎng)規(guī)模小、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)弱時(shí)，地方電網(wǎng)并入會(huì)造成交直流相互影響。例如，云-廣直流送端聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行模式下，由于滇東北地區(qū)交流網(wǎng)架薄弱，直流閉鎖故障下存在220kV線路過(guò)載以及電網(wǎng)失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)[9]。

針對(duì)能源基地近端、規(guī)模小、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)弱的地方電網(wǎng)的并網(wǎng)需求，本文提出了一種考慮直流附加控制能力的近端地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)的接入模式選擇方法。本文首先分析了聯(lián)網(wǎng)和孤島接入模式存在的問(wèn)題；研究了直流附加控制對(duì)送端系統(tǒng)穩(wěn)定的重要作用；進(jìn)一步地，提出了考慮直流附加控制能力的接入模式選擇方法；通過(guò)對(duì)某實(shí)際系統(tǒng)的仿真，驗(yàn)證了該方法的有效性和適應(yīng)性。

1 能源基地直流外送系統(tǒng)與地方電網(wǎng)的并網(wǎng)問(wèn)題

目前新建的能源基地一般地理位置偏遠(yuǎn)，遠(yuǎn)離負(fù)荷中心。以蒙古-天津直流輸電工程為例，該系統(tǒng)送端火電基地有8×600MW機(jī)組，直流輸送容量為4 000MW。能源基地近端的蒙古電網(wǎng)裝機(jī)容量約為960MW。為了避免引起“大機(jī)小網(wǎng)”問(wèn)題，擬采用孤島接入模式，即能源基地直接經(jīng)直流外送我國(guó)天津負(fù)荷中心[10]。然而，蒙古電網(wǎng)為了提高其供電能力與可靠性，有并網(wǎng)的需求；同時(shí)直流系統(tǒng)為了提高送端系統(tǒng)的功率平衡與穩(wěn)定運(yùn)行能力，也需要蒙古電網(wǎng)的并入。直流外送系統(tǒng)是否與容量較小的地方電網(wǎng)相連是需要多方平衡的實(shí)際問(wèn)題。

1.1 聯(lián)網(wǎng)接入模式的問(wèn)題

我國(guó)采用直流外送的能源基地大多與容量大、網(wǎng)架強(qiáng)的地方電網(wǎng)在直流系統(tǒng)送端聯(lián)網(wǎng)后，再經(jīng)直流外送到負(fù)荷中心，即聯(lián)網(wǎng)接入模式(grid-connected mode，記為GCM)。以云廣±800kV/5 000MW特高壓直流輸電系統(tǒng)為例(接線如下圖1所示)，其將小灣水電站4×695MW、金安橋水電站4×595MW的電能輸送到廣東電網(wǎng)，同時(shí)在送端換流站并入云南電網(wǎng)[11]。其優(yōu)點(diǎn)在于當(dāng)直流閉鎖導(dǎo)致功率無(wú)法送出時(shí)，近端地方電網(wǎng)的發(fā)電機(jī)、負(fù)荷能夠發(fā)揮功率調(diào)節(jié)作用，承擔(dān)一部分功率轉(zhuǎn)移量，因而送端頻率穩(wěn)定性問(wèn)題較少[12]。

圖1 云南—廣東高壓直流系統(tǒng)接線圖Fig.1 Diagram of Yunnan-Guangdong HVDC system

但是，采用GCM，當(dāng)直流外送功率較大時(shí)，直流擾動(dòng)會(huì)使送端交流聯(lián)絡(luò)線潮流加重，極端情況下可能導(dǎo)致規(guī)模小、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)弱的地方電網(wǎng)失穩(wěn)，對(duì)送端系統(tǒng)帶來(lái)嚴(yán)重沖擊。

1.2 孤島接入模式的問(wèn)題

為了有效隔離地方電網(wǎng)與直流系統(tǒng)的相互影響，也有將能源基地直接接入直流整流側(cè)換流站，不與送端地方電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，即孤島接入模式(island-connected mode，記為ICM)。這樣，直流線路只傳輸能源基地送出的功率，與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)無(wú)功率交換，形成電氣關(guān)系上的“孤島”。

我國(guó)投運(yùn)的呼倫貝爾-遼寧、向家壩—上海、蒙古-天津(接線如圖2所示)等直流工程送端采用ICM，這種方案的優(yōu)點(diǎn)在于能有效隔離地方電網(wǎng)與直流系統(tǒng)相互影響。但是，對(duì)于ICM，直流系統(tǒng)擾動(dòng)會(huì)導(dǎo)致能源基地發(fā)電機(jī)發(fā)出功率與直流輸送功率間的不平衡，引起送端系統(tǒng)頻率和電壓波動(dòng)。當(dāng)能源基地出現(xiàn)大量有功功率盈缺時(shí)，僅依靠原動(dòng)機(jī)和調(diào)速器調(diào)節(jié)，難以快速解決頻率波動(dòng)問(wèn)題。

圖2 蒙古—天津高壓直流系統(tǒng)接線圖Fig.2 Diagram of Mongo-Tianjin HVDC system

2 直流系統(tǒng)附加控制

直流系統(tǒng)具有頻率調(diào)制、功率調(diào)制、無(wú)功調(diào)制等附加控制功能，在規(guī)劃中需要充分利用直流系統(tǒng)附加控制改變直流線路傳輸功率，快速緩解交、直流系統(tǒng)功率的不平衡，實(shí)現(xiàn)直流系統(tǒng)與能源基地、地方電網(wǎng)發(fā)電機(jī)組調(diào)頻能力協(xié)調(diào)配合。

現(xiàn)行的直流輸電工程也多采用直流附加控制以彌補(bǔ)直流系統(tǒng)的控制能力。表1給出了直流附加控制應(yīng)用的典型工程概況。

表1 直流附加控制應(yīng)用典型直流工程

2.1 直流緊急功率控制

直流緊急功率控制由實(shí)測(cè)的送端功率偏移信號(hào)觸發(fā)，根據(jù)擬定策略或預(yù)案迅速改變直流系統(tǒng)的輸電功率。

圖3給出了基于功率偏移信號(hào)的直流緊急功率控制策略。設(shè)Pdc為直流線路初始功率，ΔP為功率偏移量。

圖3 基于功率偏移信號(hào)的直流緊急功率控制策略Fig.3 DC Power emergency control strategy based on power offset signal

(1)

(2)

2.2 直流附加頻率控制

當(dāng)送端交流系統(tǒng)頻率偏移量在給定范圍波動(dòng)時(shí)，通過(guò)直流附加頻率控制改變直流輸電系統(tǒng)功率，快速平抑送端系統(tǒng)頻率波動(dòng)。

圖4 直流附加頻率控制的工作原理Fig.4 Principle of DC additional frequency control

2.3 直流附加控制的作用

以某仿真系統(tǒng)為例，圖5、圖6分別給出故障(能源基地交流送出線單相瞬時(shí)短路)仿真曲線?？梢?jiàn)，當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)與能源基地容量之比η=50%時(shí)，是否考慮FLC對(duì)頻率偏差最大值、頻率恢復(fù)穩(wěn)定時(shí)間影響不大；當(dāng)η=20%時(shí)， FLC作用后，送端電網(wǎng)高頻現(xiàn)象得到有效抑制(頻率最大值由52.6Hz降至51.5Hz)，且頻率能快速恢復(fù)穩(wěn)定。此外，直流緊急功率控制能迅速降低直流傳輸功率，對(duì)維持送端電網(wǎng)頻率穩(wěn)定與有功平衡起到重要作用。

圖5 η=50%時(shí)某線路單相短路的送端電網(wǎng)頻率偏差Fig.5 Frequency deviation in sending power grid of one line single-phase short-circuit (η=50%)

圖 6 η=20%時(shí)某線路單相短路的送端電網(wǎng)頻率偏差Fig.6 Frequency deviation in sending power grid of one line single-phase short-circuit (η=20%)

綜上所述，在選擇地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)的接入模式時(shí)，當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小時(shí)(本算例約為能源基地的20%)，直流附加控制對(duì)送端系統(tǒng)的穩(wěn)定起到重要作用，規(guī)劃中應(yīng)計(jì)及直流附加控制的影響。

3 考慮直流附加控制能力的接入模式選擇方法

3.1 選擇原則

針對(duì)能源基地直流外送系統(tǒng)，當(dāng)近端地方電網(wǎng)容量較大時(shí)，采用GCM更能發(fā)揮地方電網(wǎng)的支撐作用，有利于送端系統(tǒng)的運(yùn)行與穩(wěn)定控制。同時(shí)，為滿足檢修等特殊運(yùn)行方式的要求，可在聯(lián)絡(luò)線上設(shè)置開(kāi)關(guān)，實(shí)現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)和孤島運(yùn)行模式的切換。

通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小時(shí)，在技術(shù)上GCM不再具有絕對(duì)優(yōu)勢(shì)。難以僅依據(jù)穩(wěn)態(tài)潮流、靜態(tài)安全水平明確兩種接入模式的優(yōu)劣，需要根據(jù)直流外送系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)特性來(lái)判斷兩種接入模式的適應(yīng)性。因此本文通過(guò)建立能源基地、地方電網(wǎng)和直流輸電系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)模型，構(gòu)建直流外送送端系統(tǒng)的兩種接入模式，借鑒《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》、和《高壓直流換流站接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)內(nèi)容深度規(guī)定》[13-14]的相關(guān)規(guī)定，從潮流、短路電流、暫態(tài)穩(wěn)定性3個(gè)方面來(lái)對(duì)比判斷兩種接入模式的適應(yīng)性，從而得到優(yōu)選的接入方案。

3.2 地方電網(wǎng)與能源基地直流外送系統(tǒng)接入模式

設(shè)給定研究的能源基地、地方電網(wǎng)、直流輸電線路已知，不考慮受端系統(tǒng)的影響，假設(shè)其為無(wú)窮大系統(tǒng)。ICM、GCM兩種模式的接線方案分別表示為圖7、圖8。

圖7 ICM接線圖Fig.7 Diagram of island-connected mode

圖8 GCM接線圖Fig.8 Diagram of grid-connected mode

其中，能源基地每臺(tái)發(fā)電機(jī)組均采用5階或6階模型，并考慮勵(lì)磁、調(diào)速系統(tǒng)作用。地方電網(wǎng)等值為單臺(tái)發(fā)電機(jī)和綜合負(fù)荷。直流輸電線路采用準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)模型，考慮直流緊急功率控制與附加頻率控制的作用。

3.3 模式選擇方法

這里以3.2小節(jié)確定的兩種接入模式為對(duì)照組，借鑒相關(guān)導(dǎo)則要求并結(jié)合工程實(shí)踐，提出由潮流、短路電流、暫穩(wěn)校驗(yàn)構(gòu)成的模式選擇方法。

3.3.1 潮流校驗(yàn)

以設(shè)計(jì)水平年的最大、最小正常運(yùn)行方式作為典型潮流計(jì)算方式。

根據(jù)電力系統(tǒng)N-1原則，在典型潮流計(jì)算方式下無(wú)故障斷開(kāi)能源基地直流外送系統(tǒng)中的任一元件或斷開(kāi)區(qū)域三中的任一元件，進(jìn)行潮流計(jì)算。判斷各節(jié)點(diǎn)電壓、線路和設(shè)備的負(fù)載率是否在安全運(yùn)行的范圍之內(nèi)[15-16]。

3.3.2 短路電流校驗(yàn)

以遠(yuǎn)景規(guī)劃水平年的最大運(yùn)行方式為對(duì)象，設(shè)置整流站換流母線B2、聯(lián)絡(luò)變T2低壓側(cè)、母線B3為短路點(diǎn)，計(jì)算各短路點(diǎn)的三相、單相短路電流，校驗(yàn)對(duì)應(yīng)電氣設(shè)備的動(dòng)穩(wěn)定和熱穩(wěn)定性[17-18]。

3.3.3 暫態(tài)穩(wěn)定校驗(yàn)

借鑒《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》，基于典型潮流方式計(jì)算不同故障類型條件下系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性，綜合考慮故障發(fā)生幾率及其對(duì)送端系統(tǒng)穩(wěn)定影響的嚴(yán)重程度，確定第一級(jí)、第二級(jí)暫態(tài)安全穩(wěn)定校驗(yàn)順序和標(biāo)準(zhǔn)：

第一級(jí)(N-1)安全穩(wěn)定校驗(yàn)順序和標(biāo)準(zhǔn)(采取安控措施)包括：

①直流輸電線路單極閉鎖，持續(xù)200ms解鎖；

②區(qū)域一、區(qū)域二中任一線路單相瞬時(shí)接地故障重合成功；

③任一回交流聯(lián)絡(luò)線I段保護(hù)范圍內(nèi)故障或無(wú)故障斷開(kāi)不重合；

④地方電網(wǎng)負(fù)荷突然切除。

第二級(jí)(N-2)安全穩(wěn)定校驗(yàn)順序和標(biāo)準(zhǔn)(采取安控措施)包括：

①直流輸電線路雙極閉鎖，持續(xù)200ms解鎖；

②任一母線故障；

③ 能源基地和地方電網(wǎng)的送出線路單相永久性故障重合不成功及無(wú)故障三相斷開(kāi)不重合；

根據(jù)交、直流特征量反映系統(tǒng)穩(wěn)定的敏感程度，暫穩(wěn)校驗(yàn)判據(jù)為

①在第1個(gè)搖擺周期內(nèi)，能源基地和地方電網(wǎng)中任意兩臺(tái)機(jī)組相對(duì)功率角δ≤180°，并呈減幅振蕩；

②送端交流系統(tǒng)受擾動(dòng)后，各節(jié)點(diǎn)電壓能夠在1 000ms內(nèi)恢復(fù)到0.8p.u～1.3p.u；

③故障切除后，不發(fā)生頻率崩潰，頻率高于51Hz的時(shí)間不超過(guò)200ms，送端系統(tǒng)的頻率能夠恢復(fù)到49.5Hz～50.5Hz；

④故障切除200ms后，直流輸電線路應(yīng)滿足：電壓不高于1.05p.u；電流不低于10%額定電流；整流側(cè)觸發(fā)角不低于5°；逆變側(cè)關(guān)斷角不低于15°；換相失敗次數(shù)不超過(guò)兩次。

4 算例分析

4.1 算例系統(tǒng)

以蒙古—天津±660kV/4000MW直流工程為例，能源基地機(jī)組容量為8×600MW，地方電網(wǎng)(蒙古電網(wǎng))容量約為960MW，地方電網(wǎng)容量與能源基地容量之比η=20%[19]，規(guī)劃選擇了ICM方案。由于蒙古電網(wǎng)有并入中蒙直流外送系統(tǒng)的需求，下面采用本文方法對(duì)ICM、GCM兩種接入模式進(jìn)行對(duì)比分析。在BPA仿真軟件中搭建考慮地方電網(wǎng)的能源基地直流外送系統(tǒng)(圖9)，主要參數(shù)如表2～4所示(G1、G2為一區(qū)電廠發(fā)電機(jī)；G3、G4為二區(qū)電廠發(fā)電機(jī)；G5、G6為三區(qū)電廠發(fā)電機(jī))。

輸送容量/MW電壓/kV無(wú)功補(bǔ)償/Mvar變比線路長(zhǎng)度/km40006601350500/685900

表3 能源基地參數(shù)

表4 地方電網(wǎng)參數(shù)

聯(lián)絡(luò)變壓器容量的選擇滿足下列原則：①能滿足不同運(yùn)行方式下的有功、無(wú)功交換；②為滿足直流閉鎖故障時(shí)能源基地的最小供電需要，聯(lián)絡(luò)變?nèi)萘坎粦?yīng)小于能源基地最大一臺(tái)機(jī)組容量。這里選定聯(lián)絡(luò)變?nèi)萘繛? 000MVA。聯(lián)絡(luò)線、聯(lián)絡(luò)變參數(shù)如表5。

表5 聯(lián)絡(luò)線、聯(lián)絡(luò)變參數(shù)

4.2 接入模式選擇仿真

4.2.1 潮流仿真

根據(jù)3.3節(jié)提出的潮流校驗(yàn)原則，進(jìn)行以下5種情況的潮流計(jì)算:①正常大、小負(fù)荷運(yùn)行；②聯(lián)絡(luò)變壓器無(wú)故障斷開(kāi)；③能源基地一臺(tái)最大容量機(jī)組無(wú)故障斷開(kāi)；④換流站無(wú)故障斷開(kāi)；⑤任一交流線路或直流線路無(wú)故障斷開(kāi)。潮流仿真結(jié)果如表6。

表6 潮流仿真結(jié)果

顯然，通過(guò)潮流校驗(yàn)不能選擇出較好的方案。

4.2.2 短路電流仿真

根據(jù)3.3節(jié)提出的短路電流校驗(yàn)原則對(duì)兩種方案的夏大、冬大方式進(jìn)行短路校驗(yàn)，短路電流仿真結(jié)果如表7所示。

由表7可知，ICM、GCM均能通過(guò)短路電流動(dòng)穩(wěn)定、熱穩(wěn)定校驗(yàn)，通過(guò)短路校驗(yàn)也不能確定出較好方案。

表7 短路電流仿真結(jié)果

4.2.3 暫態(tài)穩(wěn)定仿真

依據(jù)3.3節(jié)提出的暫態(tài)穩(wěn)定校驗(yàn)原則，對(duì)兩種接入模式可能出現(xiàn)的故障進(jìn)行仿真模擬，檢測(cè)相關(guān)穩(wěn)定指標(biāo)是否滿足暫穩(wěn)判據(jù)要求，得到暫穩(wěn)仿真結(jié)果如表8所示(表中“√”表示該指標(biāo)滿足暫穩(wěn)判據(jù)要求；“×”表示該指標(biāo)不滿足要求)。以表8中故障④(直流單極閉鎖)為例，設(shè)t=0時(shí)刻直流正極閉鎖，200ms后解鎖。圖10、圖11分別給出ICM、GCM下單極閉鎖故障仿真曲線。

表8 暫態(tài)穩(wěn)定仿真結(jié)果

圖10 ICM直流單極閉鎖故障仿真Fig.10 DC monopolar-blocking fault simulation of island-connected mode

對(duì)于ICM，發(fā)生單極閉鎖故障時(shí)送端系統(tǒng)頻率、功角、電壓失穩(wěn)：母線頻率持續(xù)波動(dòng)，頻差高于51Hz的時(shí)間超過(guò)200ms；能源基地G1、G2機(jī)組的相對(duì)功角劇烈震蕩(δ≥180°)；個(gè)別母線正序電壓出現(xiàn)較大波動(dòng)，超出穩(wěn)定范圍。

圖11 GCM下直流單極閉鎖故障仿真曲線Fig.11 DC monopolar-blocking fault simulation of grid-connected mode

對(duì)于GCM，送端系統(tǒng)仍保持穩(wěn)定：母線頻率偏差、發(fā)電機(jī)功角、母線正序電壓僅出現(xiàn)短時(shí)間內(nèi)的小波動(dòng)。

類比單極閉鎖故障，對(duì)表8中其余故障進(jìn)行仿真模擬，將仿真結(jié)果填入表中?？梢?jiàn)，對(duì)于ICM，發(fā)生故障④、⑥(單極、雙極閉鎖)時(shí)系統(tǒng)不能保持穩(wěn)定。對(duì)于GCM，各類故障擾動(dòng)下相關(guān)穩(wěn)定指標(biāo)均滿足要求，能通過(guò)暫態(tài)穩(wěn)定校驗(yàn)。依據(jù)本文提出的模式選擇方法，優(yōu)選方案為GCM。

4.3 模式選擇方法的適應(yīng)性分析

由4.2可知，ICM在較嚴(yán)重的單、雙極閉鎖下有暫態(tài)失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)，GCM為優(yōu)選方案。是否可以認(rèn)為由于地方電網(wǎng)有一定的支撐作用，地方電網(wǎng)接入直流外送系統(tǒng)的并網(wǎng)模式一定優(yōu)于ICM呢？下面本文應(yīng)用上述模式選擇方法，通過(guò)改變地方電網(wǎng)容量、地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線的等值電抗，判斷GCM的可行性，表9給出了部分算例校驗(yàn)結(jié)果。

表9 GCM仿真結(jié)果

由表9可得到如下結(jié)論：①算例①～③的仿真表明，當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較大、與直流外送系統(tǒng)聯(lián)系緊密(η≥15%，線路L5長(zhǎng)度小于等于150km)時(shí)，能通過(guò)各項(xiàng)校驗(yàn)，優(yōu)選方案為GCM。②算例④、⑤的仿真表明，當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小、與直流外送系統(tǒng)聯(lián)系薄弱(η≤10%，線路L5長(zhǎng)度大于等于200km)時(shí)，GCM不能通過(guò)N-1潮流校驗(yàn)和暫穩(wěn)校驗(yàn)，而ICM在較嚴(yán)重故障下才有暫穩(wěn)問(wèn)題，從規(guī)劃的角度出發(fā)可將ICM作為優(yōu)選方案。

可見(jiàn)，本文提出的接入模式選擇方法能夠有效地選擇接入模式。

5 結(jié)束語(yǔ)

針對(duì)能源基地近端、規(guī)模小、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)弱的地方電網(wǎng)的并網(wǎng)需求，本文從潮流、短路電流、暫態(tài)穩(wěn)定性的技術(shù)層面，提出了一種考慮直流附加控制能力的近端地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)的接入模式選擇方法，為未來(lái)直流工程投運(yùn)和送端系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供了支撐。通過(guò)仿真驗(yàn)證了該方法的有效性與適應(yīng)性，并得到如下結(jié)論：

①對(duì)于地方電網(wǎng)與能源基地直流外送系統(tǒng)的并網(wǎng)問(wèn)題，在技術(shù)層面上，僅依據(jù)常規(guī)的穩(wěn)態(tài)潮流、靜態(tài)安全水平難以明確兩種接入模式的優(yōu)劣，需要根據(jù)直流外送系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)特性來(lái)對(duì)比兩種接入模式的可行性。

②當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較大、與直流外送系統(tǒng)聯(lián)系緊密時(shí)，聯(lián)網(wǎng)接入模式具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，應(yīng)作為優(yōu)選方案；當(dāng)?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小，與直流外送系統(tǒng)聯(lián)系薄弱時(shí)，應(yīng)采用本文提出的模式選擇方法對(duì)比兩種接入模式的技術(shù)可靠性，以確定優(yōu)選方案。

③直流附加控制對(duì)送端系統(tǒng)的安全穩(wěn)定發(fā)揮明顯作用。在規(guī)劃送端地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)的接入模式時(shí)，應(yīng)該計(jì)及直流附加控制能力的影響。