孟濤，于天蛟，王偉，尹杭，呂項羽，冷俊

（1.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，長春130000；2.國網(wǎng)吉林省電力有限公司，長春130000；3.國網(wǎng)長春供電公司，長春130000）

0 引言

建設(shè)以特高壓交直流電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架的堅強智能電網(wǎng)對構(gòu)建全球能源互聯(lián)網(wǎng)，推動能源清潔綠色發(fā)展具有重要意義[1]。迎合電網(wǎng)發(fā)展契機，東北電網(wǎng)第1條跨區(qū)特高壓直流工程（扎魯特-青州±800 kV特高壓直流）于2017年年底正式投運[2]，其對提高東北電網(wǎng)盈余電力外送能力、促進東北老工業(yè)基地經(jīng)濟發(fā)展具有深遠意義。隨著魯固直流輸送功率的進一步提升，同步電網(wǎng)格局和運行特性將發(fā)生重大變化[3-4]，以魯固直流外送8 000 MW為例，當發(fā)生魯固直流雙極閉鎖故障時，扎魯特換流站近區(qū)風電機組暫態(tài)壓升超過1.3倍標幺值，且送端電網(wǎng)允許運行的不平衡功率約為2 000 MW，此時送端系統(tǒng)存在約6 000 MW的不平衡功率，導(dǎo)致系統(tǒng)運行頻率嚴重越限。因此，如何合理有效地安排全網(wǎng)風電、水電和火電機組的切機順序?qū)ΡＷC電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行至關(guān)重要[5-7]。

對于直流大功率運行時發(fā)生直流雙極閉鎖故障引起的電網(wǎng)暫態(tài)壓升問題研究，文獻[8]中提出的緊急協(xié)調(diào)二級電壓控制方法在系統(tǒng)發(fā)生直流閉鎖故障時，通過相應(yīng)的切機、切負荷和直流調(diào)制策略，能夠?qū)崿F(xiàn)全網(wǎng)范圍內(nèi)的電壓穩(wěn)定。文獻[9]深入分析高壓直流閉鎖導(dǎo)致系統(tǒng)暫態(tài)過電壓的內(nèi)在機理，對換流母線暫態(tài)電壓與換流站剩余無功容量、補償容量、系統(tǒng)強度和閉鎖容量之間的相互影響關(guān)系進行定量計算，為指導(dǎo)風電機組并網(wǎng)和特高壓直流線路規(guī)劃運行提供了理論基礎(chǔ)。文獻[10]中通過修改高壓直流模型中直流閉鎖的觸發(fā)方式，同時與原有的安穩(wěn)控制策略相配合，有效抑制了直流故障下送端系統(tǒng)換母線的暫態(tài)過電壓，避免了風電機組脫網(wǎng)運行的風險。文獻[11]分析雙饋風電機組逆變器無功調(diào)節(jié)能力，提出一種無功補償設(shè)備調(diào)節(jié)與風電機組逆變器無功調(diào)節(jié)的協(xié)調(diào)控制策略，能有效保證直流閉鎖故障時風電機組穩(wěn)定運行，還能對送端系統(tǒng)提供一定的無功支撐。以上文獻重點關(guān)注直流雙極閉鎖故障引起的電網(wǎng)暫態(tài)壓升的本質(zhì)原因、建模計算方法和相關(guān)抑制過電壓問題的措施，很少涉及系統(tǒng)過頻問題。

對于特高壓直流線路故障引起的系統(tǒng)頻率異常問題研究，文獻[12]基于多送端直流系統(tǒng)模型展開直流調(diào)制能力評估計算，建立考慮送、受端電氣距離的多直流緊急功率支援的評估指標，對評估直流線路功率支援能力具有很好的指導(dǎo)價值。文獻[13]對風光接入電網(wǎng)后的頻率特性以及風光不同出力場景下的電網(wǎng)高頻切機方案進行研究，在切機過程中基于最小欠切原則優(yōu)先切除風光電源，能保證系統(tǒng)頻率恢復(fù)至穩(wěn)定運行水平的前提下總切機量最小。文獻[14]主要從受端系統(tǒng)的角度來分析直流故障下產(chǎn)生的高頻問題，基于廣域測量技術(shù)統(tǒng)計直流故障瞬間的信息量，提出一種最優(yōu)切負荷模型，并利用粒子群優(yōu)化算法進行模型求解。文獻[15]在發(fā)生直流故障時利用區(qū)域電網(wǎng)緊急功率支援的手段來填補受端系統(tǒng)功率缺額，建立一種綜合考慮省間重要斷面極限、區(qū)域備用容量和機組自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）調(diào)節(jié)性能的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度模型，能夠?qū)崿F(xiàn)系統(tǒng)功率的大范圍轉(zhuǎn)移，使電網(wǎng)快速恢復(fù)至安全運行狀態(tài)。以上文獻對直流雙極閉鎖后送、受端系統(tǒng)的頻率異常問題進行分析，送端系統(tǒng)主要采用切機方式，受端系統(tǒng)主要采用功率緊急支援、切負荷和機組AGC調(diào)節(jié)來滿足頻率運行要求。

綜合上述分析，本文深入研究大功率運行直流發(fā)生雙極閉鎖故障后送端電網(wǎng)的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定問題，通過研究特高壓直流故障狀態(tài)下導(dǎo)致送端系統(tǒng)電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)壓升、過頻問題的內(nèi)在機理；從預(yù)控直流輸送功率、集中切機和直流調(diào)制的方式設(shè)計一種適用于解決送端電網(wǎng)直流故障問題的高頻緊急運行控制策略，基于2019年實際電網(wǎng)數(shù)據(jù)進行仿真分析計算，驗證電網(wǎng)機組不同開機方式、不同負荷水平以及直流不同輸送功率等多種工況下的策略適應(yīng)性能。

1 魯固直流送端系統(tǒng)運行特性分析

1.1 魯固直流系統(tǒng)簡介

魯固直流輸電工程送端位于內(nèi)蒙古通遼扎魯特旗南部地區(qū)，處于蒙東、吉林和遼寧3省交匯處，途經(jīng)內(nèi)蒙古、河北、山東3省，受端位于山東青州地區(qū)，線路長度約為1 233.8 km。圖1為魯固直流投運后東北電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)分布情況。

圖1 魯固直流送端系統(tǒng)Fig.1 Feed terminal system of Lugu DC project

隨著扎魯特10回進線配套工程（扎向雙回線，扎昌雙回線，扎興三回線和扎科三回線）投產(chǎn)后，魯固直流輸送功率進一步加強，東北電網(wǎng)的潮流走向規(guī)律發(fā)生了深刻的變化，由原來的“北電南送，西電東送”轉(zhuǎn)變?yōu)椤皷|西匯集，直輸南送”的格局。

1.2 魯固直流閉鎖故障對送端電網(wǎng)的影響分析

隨著扎魯特配套交流網(wǎng)架的加強，原有吉黑斷面、遼吉斷面壓力有所緩解，基本不再受限。主要斷面受限問題體現(xiàn)在省內(nèi)輸電通道電磁環(huán)網(wǎng)問題和遠離扎魯特換流站的邊遠地區(qū)電源送出問題。

基于東北電網(wǎng)2019年規(guī)劃數(shù)據(jù)，分析魯固直流輸送容量8 000 MW、近區(qū)開6臺火電機組的邊界條件下魯固直流發(fā)生雙極閉鎖故障，切機容量為5 660 MW后扎魯特近區(qū)母線暫態(tài)壓升和系統(tǒng)頻率問題。魯固直流閉鎖故障下?lián)Q流站近區(qū)500 kV母線電壓、近區(qū)風電機組電壓和系統(tǒng)頻率變化情況見圖2。

圖2 魯固直流閉鎖故障下電壓、頻率變化情況Fig.2 Voltage and frequency variation under the fault at Lugu DC project

由圖2可知，直流閉鎖故障下，扎魯特換流站近區(qū)500 kV母線電壓按照1.3倍標幺值整定后最大暫態(tài)電壓壓升為1.281 25 p.u.，風電機組最大暫態(tài)電壓壓升為1.221 66 p.u.，系統(tǒng)頻率最大為50.444 5 Hz?？芍敼讨绷鞔蠊β蔬\行時，存在其發(fā)生雙極閉鎖故障時，系統(tǒng)母線存在電壓偏高和過頻的風險，需要對近區(qū)風電機組進行改造和采用高頻切機方法來提高送端電網(wǎng)抗風險運行的能力。

2 魯固直流故障送端電網(wǎng)高頻切機策略

2.1 高頻切機基本原理

為抵御魯固直流閉鎖故障東北電網(wǎng)的高頻風險，在全網(wǎng)范圍內(nèi)設(shè)置可切站點90個，可切電源容量5 389萬千瓦（占全網(wǎng)電源總量40%以上），圖3為東北電網(wǎng)高頻緊急控制系統(tǒng)策略原理圖。

圖3 東北電網(wǎng)高頻緊急控制系統(tǒng)Fig.3 High frequency emergency control system in north east power grid

由圖3可知，高頻緊急控制系統(tǒng)通過設(shè)置3道防線實現(xiàn)精準切機，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。第1道防線為預(yù)控魯固直流輸送功率；第2道防線為扎魯特穩(wěn)控主站接收到直流極控系統(tǒng)的閉鎖信號后，根據(jù)預(yù)先設(shè)定的策略表，向各執(zhí)行站發(fā)送直流調(diào)制或切電源命令；第3道防線為當?shù)?道防線拒動時，采取就地判斷系統(tǒng)頻率后延時切除本地電源措施。在高頻切記過程中需遵循的基本原則[16-17]為：

1）切電源量=魯固直流閉鎖損失的功率-系統(tǒng)高頻不平衡功率-其他直流調(diào)制量。

2）直流閉鎖切機后電網(wǎng)應(yīng)滿足安全穩(wěn)定導(dǎo)則要求，發(fā)生N-1等故障仍然可以安全穩(wěn)定運行。

3）各被切500 kV火電廠至少保留1臺機組。

4）220 kV火電開機方式的安排，應(yīng)能保證風電、水電被全部切除后，電網(wǎng)仍然可以保證安全穩(wěn)定運行。

5）風、水、火不同類型電源的切除順序，以及同一類型不同地區(qū)電源的切除順序，應(yīng)有利于電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

2.2 高頻切機通信方案

遵循優(yōu)化控制、提高通信安全可靠性和裝置可靠動作的原則，基于面向多對象的實時通信復(fù)接技術(shù)[17]，設(shè)計了一種主站-執(zhí)行站控制模式的雙層高頻切機通信方案，確保各執(zhí)行站與主站信息傳送的準確性和精度，其高頻切機通信方案設(shè)計框架見圖4。

圖4 高頻切機通信方案Fig 4 High-frequency switching communication scheme

由圖4可知，主站系統(tǒng)主要用于判斷特高壓直流故障，同時向執(zhí)行站發(fā)送切機或直流調(diào)制信號；執(zhí)行站主要實現(xiàn)執(zhí)行主站系統(tǒng)下發(fā)控制命令，并將實時采集數(shù)據(jù)傳送至主站的功能。

3 算例分析

基于東北電網(wǎng)2019年年底網(wǎng)架進行仿真分析計算，魯固直流滿功率（1 000萬kW）運行，負荷水平考慮小負荷方式，約為3 803萬kW。高頻緊急控制系統(tǒng)動作優(yōu)先級依次為風電、水電、火電，其中黑龍江風電執(zhí)行站可切容量186萬kW，吉林風電執(zhí)行站可切容量380萬kW，遼寧風電執(zhí)行站可切容量317萬kW，蒙東赤峰風電執(zhí)行站可切容量297萬kW，蒙東通遼風電執(zhí)行站可切容量355萬kW。

具體切機順序情況設(shè)置如下：

1）風電切機排序情況見表1，按直流近區(qū)（通遼、吉林松白、蒙東興安）風機優(yōu)先切除，其余遠端風機盡可能考慮各地區(qū)均勻切除的原則設(shè)計。

表1 東北電網(wǎng)風電切機排序Table 1 Wind power switching sequence in Northeast power grid

2）水電切機排序情況見表2，其中黑龍江水電＞吉林水電＞遼寧水電排列，F(xiàn)組8個水電廠按順序輪切1臺機；G組順序按：白山、紅石＞云峰＞豐滿220＞豐滿500＞蒲石河，6個水電廠每輪選2個各切1臺機組，并保留調(diào)頻容量300 MW。

表2 東北電網(wǎng)水電切機排序Table 2 Hydro power switching sequence in Northeast power grid

3）火電切機排序情況見表3，其中呼倫貝爾火電＞黑龍江東部火電＞赤峰火電＞遼寧火電（北部＞南部負荷中心）＞吉林中部、松白火電、通遼火電進行輪切。并根據(jù)每個地區(qū)分組廠站機組臺數(shù)設(shè)定每輪選切廠站數(shù)量。

表3 東北電網(wǎng)火電切機排序Table 3 Thermal power switching sequence in Northeast power grid

設(shè)置4種不同切機方案以校驗所提切機策略的適應(yīng)性能力，4種不同切機方案的具體情況如下：

方案1：集中切遼寧、赤峰等南部風電。

方案2：集中切黑龍江、吉林等送端風電。

方案3：集中切換流站近區(qū)風電。

方案4：集中切送端火電。

魯固直流滿送，不同切機方案下的全網(wǎng)樞紐站暫態(tài)電壓變化情況見表4。

表4 不同切機方案下的全網(wǎng)樞紐站電壓變化情況Table 4 Voltage variation of the all-network hub under different switching schemes k V

由表4可知，方案1中扎魯特換流站電壓上升7 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大跌落25 kV；方案2中扎魯特換流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升30 kV；方案3中扎魯特換流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升27 kV；方案4中扎魯特換流站電壓上升25 kV，全網(wǎng)中樞變電站穩(wěn)態(tài)電壓最大上升28 kV。以上4種切機方案全網(wǎng)穩(wěn)態(tài)電壓壓升變化不超過30 kV，均在合理范圍之內(nèi)，符合魯固直流安全穩(wěn)定運行要求。另一方面，為校核全網(wǎng)頻率穩(wěn)定性，對4種切機方案下的系統(tǒng)頻率偏差進行分析計算，結(jié)果見表5。

表5 不同切機方案下的全網(wǎng)頻率變化情況Table 5 Frequency variation of the whole network under different switching schemes Hz

由表5可知，固魯直流發(fā)生雙極閉鎖故障，全網(wǎng)切機800萬kW，4種方案下全網(wǎng)頻率最高均不超過50.5 Hz，滿足系統(tǒng)頻率運行要求。

設(shè)置極端開機方式來進一步驗證本文所提切機策略的適應(yīng)性能力，以吉林電網(wǎng)為例，若扎魯特換流站近區(qū)火電較少，魯固直流輸送大功率，需要近區(qū)松原、白城地區(qū)提供大量的有功輸出。吉林松原、白城、通榆地區(qū)風電裝機444.835萬kW。集中分布在通榆風電基地、白城風電基地和松原風電基地，風電大多集中匯集在電網(wǎng)的末端。特別是乾安和新志變電站周圍匯集了大規(guī)模電量的風電，地區(qū)負荷水平低、且所處網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較為薄弱，當魯固直流雙極閉鎖后，根據(jù)所提切機控制策略，切除近區(qū)全部風電，監(jiān)測匯集站母線的電壓變化情況。魯固直流不同輸送容量下匯集站母線的電壓變化情況見表6。

表6 魯固直流不同輸送容量雙極閉鎖故障下系統(tǒng)暫態(tài)電壓偏差量Table 6 Transient voltage deviation of the system under different transmission capacity of Lugu DC k V

由表6可知，在極端開機方式下，隨著魯固直流輸電能力的提升，吉林電網(wǎng)風電匯集站母線電壓暫態(tài)電壓偏差量變大，500 kV瞻榆變因其與扎魯特換流站電氣距離最近，其所對應(yīng)的暫態(tài)壓升最大，在魯固直流輸送能力為800萬kW時，暫態(tài)壓升達到18.44 kV，符合魯固直流安全穩(wěn)定運行規(guī)定要求，有效驗證了本文切機策略的適應(yīng)性。

4 結(jié)語

本文基于實際電網(wǎng)開展特高壓直流大功率運行發(fā)生雙極閉鎖故障后送端系統(tǒng)所引起的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定問題研究，在電力系統(tǒng)PSASP仿真軟件中搭建仿真模型，深入分析特高壓直流故障狀態(tài)下導(dǎo)致送端系統(tǒng)電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)壓升、過頻問題的內(nèi)在機理；從預(yù)控直流輸送功率、集中切機和直流調(diào)制的方式設(shè)計一種適用于解決送端電網(wǎng)直流故障問題的高頻緊急運行控制策略，不同開機方式、不同負荷水平以及直流不同輸送功率等多種工況下仿真結(jié)果表明所提切機策略能有效抵御魯固直流發(fā)生雙極閉鎖故障所引發(fā)的送端電網(wǎng)高頻、過電壓運行風險，對保障東北電力安全穩(wěn)定運行具有重要的指導(dǎo)意義。