直流閉鎖沖擊弱交流通道的穩(wěn)定特性及多資源協(xié)調(diào)控制措施

袁 森，陳得治，羅亞洲，任建文，宋云亭，賈 琳，訾 鵬，王 青，李再華，張 晨，李媛媛，袁珩迪，黃夏楠

(1. 華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，河北 保定 071003；2. 中國(guó)電力科學(xué)研究院有限公司，北京 100192；3. 國(guó)家電網(wǎng)公司華北電力調(diào)控分中心，北京 100053)

0 引言

隨著大容量特高壓交/直流的逐步建設(shè)、投運(yùn)，我國(guó)已形成更大規(guī)模的區(qū)域互聯(lián)電力系統(tǒng)，但處于建設(shè)過渡期的電網(wǎng)存在“強(qiáng)直弱交”的情況，直流閉鎖等故障沖擊弱交流通道的失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)較大，對(duì)此學(xué)者們開展了相關(guān)的特性及防控研究。文獻(xiàn)[1-6]研究了直流閉鎖等故障下交流聯(lián)絡(luò)線功率波動(dòng)及越靜態(tài)穩(wěn)定極限的特性和機(jī)理；文獻(xiàn)[7-14]研究了應(yīng)對(duì)直流閉鎖故障的安控方案，提出了切負(fù)荷、切泵、直流調(diào)制等多種安控資源及策略，但沒有考慮綜合多資源的協(xié)調(diào)控制。

未來目標(biāo)年華北電網(wǎng)將投入多條外送、饋入特高壓直流，華北-華中的“晉長(zhǎng)治—南陽(yáng)—荊門”特高壓聯(lián)絡(luò)斷面(簡(jiǎn)稱“長(zhǎng)南線”)相對(duì)薄弱，整體呈現(xiàn)“強(qiáng)直弱交”的特征。特高壓直流若發(fā)生閉鎖故障，大范圍的潮流轉(zhuǎn)移會(huì)對(duì)長(zhǎng)南線造成沖擊，存在越穩(wěn)定極限的風(fēng)險(xiǎn)[4]。多條特高壓直流的投運(yùn)使長(zhǎng)南線受沖擊的方式變得更加復(fù)雜多變，存在多直流相繼或同時(shí)閉鎖的可能性，加大了沖擊程度，控制難度和控制代價(jià)進(jìn)一步加大，因此，依托電網(wǎng)新形勢(shì)下的變化，開展直流閉鎖沖擊弱交流通道的深化和細(xì)化研究尤顯必要。

本文結(jié)合華北電網(wǎng)特高壓直流閉鎖沖擊弱交流通道的多種復(fù)雜方式開展特性研究，并針對(duì)沖擊的防控，從提升有效性、降低代價(jià)、豐富手段等角度出發(fā)，研究了抽蓄切泵、直流功率調(diào)制、精準(zhǔn)切負(fù)荷、常規(guī)切負(fù)荷等多種資源的協(xié)調(diào)控制措施。實(shí)際電網(wǎng)的仿真結(jié)果驗(yàn)證了措施的有效性。

1 實(shí)際電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”典型場(chǎng)景概述

未來華北與其他區(qū)域電網(wǎng)之間的特高壓交直流互聯(lián)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 特高壓交直流互聯(lián)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of UHV AC/DC interconnected system

華北和華中電網(wǎng)通過特高壓長(zhǎng)南線互聯(lián)，存在2種運(yùn)行方式：豐水期北送(華中電網(wǎng)向華北電網(wǎng)送電)和枯水期南送(華北電網(wǎng)向華中電網(wǎng)送電)。受入特高壓直流上臨、扎青功率各10 GW、高壓直流銀東功率4 GW；外送特高壓直流錫泰、晉南功率分別為7.5 GW、8 GW。特高壓直流與長(zhǎng)南線都存在外送與受入2種方式，基于輸電方向，定義如表1所示的交直流輸電方式，便于后文開展研究。

表1 交直流輸電方式Table 1 AC/DC transmission modes

本文主要基于長(zhǎng)南線北送2.5 GW、5.5 GW及南送3 GW和長(zhǎng)南線零功率等典型方式開展研究。采用的仿真工具為中國(guó)電科院開發(fā)的PSD-BPA潮流和暫態(tài)穩(wěn)定程序，其中的直流模型為基于ABB實(shí)際控制器的準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)模型。

2 典型系統(tǒng)下直流閉鎖沖擊弱交流通道的機(jī)理及特性

建立與華北電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”特征吻合的等值小系統(tǒng)，基于文獻(xiàn)[6]提出的直流沖擊弱交流通道的穩(wěn)定機(jī)理，進(jìn)一步分析交直流不同輸電方式下的沖擊耦合機(jī)理與特性。

2.1 交直流送受電同方向的耦合特性

建立符合長(zhǎng)南線北送、直流受電的同向傳輸方式的等值系統(tǒng)，如圖2所示。圖中，區(qū)域A、B都為等值華北實(shí)際區(qū)域電網(wǎng)，其間為弱交流通道相連(模擬等值長(zhǎng)南線的弱高壓交流通道)；PAB、PD分別為區(qū)域A和B互聯(lián)的弱交流線路功率、區(qū)域A和C互聯(lián)的直流傳輸功率，交流線路功率PAB的不同方向可用于模擬交直流不同輸電方式；PGA、PGB、PGC為區(qū)域等值發(fā)電機(jī)機(jī)械功率；UA∠θA、UB∠θB、UC∠θC為母線電壓；XA、XB、XC為等值線路電抗；XAB為區(qū)域A、B之間聯(lián)絡(luò)線電抗；PLA、PLB、PLC為區(qū)域負(fù)荷功率。

圖2 特高壓交直流互聯(lián)系統(tǒng)等值模型(區(qū)域B→區(qū)域A)Fig.2 Equivalent model of UHV AC/DC interconnected system(Area B→Area A)

在區(qū)域B向區(qū)域A送電的情況下，受入?yún)^(qū)域A的直流發(fā)生閉鎖故障時(shí)可得等效單機(jī)轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程如下：

(1)

圖3 同向傳輸方式下等值系統(tǒng)的功角特性曲線(區(qū)域B→區(qū)域A)Fig.3 Power-angle characteristic curve of equivalent system under synclastic transmission mode(Area B→Area A)

2.2 交直流送受電異向的耦合特性

以長(zhǎng)南線南送、受入直流發(fā)生閉鎖故障為例，可得到近似的單機(jī)轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程如下：

(2)

式(2)所示功角特性曲線見圖4。

圖4 異向傳輸方式下等值系統(tǒng)的功角特性曲線(區(qū)域A→區(qū)域B)Fig.4 Power-angle characteristic curve of equivalent system under differential transmission mode(Area A→Area B)

直流閉鎖后，等效機(jī)械功率將瞬時(shí)減小ΔPD，轉(zhuǎn)子減速，越過點(diǎn)c″后，轉(zhuǎn)子加速，此傳輸方式下加速面積一般都能等于減速面積，系統(tǒng)穩(wěn)定。但在長(zhǎng)南線南送的初始功率較小、多直流同時(shí)閉鎖的嚴(yán)重故障情況下，因功率缺額過大，發(fā)生故障后長(zhǎng)南線暫態(tài)功率的流向由南送變成北送，并且隨著暫態(tài)功率的進(jìn)一步增大，可能造成系統(tǒng)失穩(wěn)，此時(shí)的失穩(wěn)機(jī)理同2.1節(jié)。

2.3 交直流初始功率的不同對(duì)沖擊的影響

若直流初始運(yùn)行功率增大，由式(1)、圖3可知，直流閉鎖后的ΔPD也相應(yīng)增大，不平衡功率導(dǎo)致的加速面積也更大，從而使系統(tǒng)穩(wěn)定性降低，直流閉鎖對(duì)弱交流通道的沖擊更強(qiáng)；若交流通道初始運(yùn)行功率增大，由式(1)、圖3可知，穩(wěn)態(tài)運(yùn)行點(diǎn)a′更加靠近功角曲線的“鼻子點(diǎn)”，閉鎖故障后系統(tǒng)的減速面積Sc′d′c′減小，系統(tǒng)安全穩(wěn)定性降低，交流通道承載直流的沖擊能力更弱。

按同向、異向傳輸方式的定義，同理可揭示長(zhǎng)南線北送及南送方式下外送直流閉鎖故障的特性。

3 實(shí)際系統(tǒng)直流閉鎖沖擊弱交流通道的風(fēng)險(xiǎn)分析

特高壓長(zhǎng)南線上安裝了振蕩解列裝置。本文采用解列裝置動(dòng)作的時(shí)刻來量化表征直流閉鎖故障對(duì)特高壓長(zhǎng)南線的沖擊程度，解列時(shí)間越快表明沖擊程度越嚴(yán)重。

3.1 交直流送受電方向的耦合風(fēng)險(xiǎn)

長(zhǎng)南線北送2.5 GW功率及南送3 GW功率的典型方式下，對(duì)比分析受入的上臨直流及外送晉南直流雙極閉鎖時(shí)的耦合特性。故障后的系統(tǒng)特性曲線及仿真結(jié)果分別如圖5、表2所示。

① 北送2.5 GW且受入直流閉鎖，② 南送3 GW且受入直流閉鎖③ 北送2.5 GW且外送直流閉鎖，④ 南送3 GW且外送直流閉鎖圖5 發(fā)生閉鎖故障后的系統(tǒng)特性曲線Fig.5 System characteristic curves after occurring blocking fault

功率傳輸方式故障直流越靜態(tài)穩(wěn)定極限情況是否解列系統(tǒng)頻率北送2.5 GW受入直流越靜態(tài)穩(wěn)定極限解列頻率低至49 Hz,可能觸發(fā)低頻減載動(dòng)作外送直流系統(tǒng)不發(fā)生失穩(wěn)不解列無頻率問題南送3 GW受入直流系統(tǒng)不發(fā)生失穩(wěn)不解列頻率低至約49.7 Hz,無頻率問題外送直流越靜態(tài)穩(wěn)定極限解列存在高頻風(fēng)險(xiǎn)

綜上，實(shí)際電網(wǎng)的仿真結(jié)果驗(yàn)證了典型系統(tǒng)的機(jī)理分析，直流閉鎖故障下，同向傳輸方式下的長(zhǎng)南線越靜態(tài)穩(wěn)定極限并發(fā)生解列的風(fēng)險(xiǎn)要比異向傳輸方式下越靜態(tài)穩(wěn)定極限并發(fā)生解列的風(fēng)險(xiǎn)高，解列后系統(tǒng)規(guī)模減小更易出現(xiàn)頻率問題，系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)加大。

3.2 交直流不同初始功率及多直流同時(shí)閉鎖沖擊風(fēng)險(xiǎn)

3.2.1 不同初始功率的弱交流通道的承載能力

上臨直流雙極閉鎖，對(duì)比分析長(zhǎng)南線北送0、2.5 GW、5.5 GW功率傳輸方式下承受直流閉鎖沖擊的差異性，結(jié)果如表3所示，以閉鎖后長(zhǎng)南線越靜態(tài)穩(wěn)定極限的解列時(shí)刻來量化表征。

表3 上臨直流閉鎖時(shí)不同初始功率下長(zhǎng)南線解列情況Table 3 Separation conditions of Changnan Line with different initial power when Shanglin DC is blocked

仿真結(jié)果表明，隨著長(zhǎng)南線北送初始功率的增大，解列時(shí)間逐步縮短，受入直流閉鎖后系統(tǒng)失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)逐漸加大，即長(zhǎng)南線的承載能力逐漸減弱。

3.2.2 閉鎖直流不同功率及多直流同時(shí)閉鎖時(shí)的沖擊風(fēng)險(xiǎn)

因華北有上臨、扎青、銀東3條受入直流近電氣距離集中落點(diǎn)山東省內(nèi)，且其中的上臨、銀東2條直流是送端都位于西北寧夏的同送、同受直流，當(dāng)交流網(wǎng)架發(fā)生N-2、單相開關(guān)拒動(dòng)等嚴(yán)重故障時(shí)，易導(dǎo)致多直流同時(shí)連續(xù)換相失敗，直流運(yùn)行持續(xù)不穩(wěn)定，出于保護(hù)直流設(shè)備本體等目的，直流保護(hù)將動(dòng)作并閉鎖直流，即存在多直流同時(shí)閉鎖的可能。

基于長(zhǎng)南線北送5.5 GW功率，仿真4 GW銀東直流閉鎖、10 GW上臨直流閉鎖及上臨、銀東兩直流同時(shí)閉鎖(14 GW)下長(zhǎng)南線的暫態(tài)功率波動(dòng)及解列情況，比對(duì)分析3種直流閉鎖方式對(duì)弱交流通道的沖擊，仿真結(jié)果如表4所示。

表4 3種直流閉鎖方式下長(zhǎng)南線解列情況Table 4 Separation conditions of Changnan Line under three DC blocking modes

由仿真結(jié)果對(duì)比可知，隨著解列速度的加快，沖擊強(qiáng)度逐步增大、風(fēng)險(xiǎn)更大，防范力度需加強(qiáng)，尤其是應(yīng)對(duì)多直流同時(shí)閉鎖的風(fēng)險(xiǎn)。

4 應(yīng)對(duì)直流閉鎖對(duì)弱交流通道沖擊的多資源協(xié)調(diào)控制措施

電網(wǎng)建設(shè)過渡期“強(qiáng)直弱交”下，直流故障沖擊風(fēng)險(xiǎn)加大，防控代價(jià)也將進(jìn)一步增加，尤其是多直流同時(shí)閉鎖的情況，因此，為了增強(qiáng)系統(tǒng)的安全防御性并降低控制代價(jià)，除常規(guī)切負(fù)荷安控外，需要研究計(jì)及多資源的協(xié)調(diào)控制措施。

4.1 華北網(wǎng)內(nèi)可控資源梳理

a. 常規(guī)切負(fù)荷安控。

切負(fù)荷安控是應(yīng)對(duì)電網(wǎng)故障的重要舉措[10]，正常情況下其動(dòng)作得越早，控制效果越好，考慮到安控信號(hào)傳遞及開關(guān)動(dòng)作等所需的時(shí)間，一般設(shè)定為故障后0.2 s動(dòng)作；主要采用集中切負(fù)荷，執(zhí)行站一般選擇能提供必要可切量的、靈敏度較高的變電站，其站內(nèi)110 kV線路、10 kV饋線或10 kV主變開關(guān)為主要切除對(duì)象。

隨著投運(yùn)直流的容量逐漸加大，若僅采取該措施，控制代價(jià)過大。本文針對(duì)饋入山東電網(wǎng)的直流，其閉鎖后切負(fù)荷安控的切負(fù)荷地點(diǎn)都位于山東省。

b. 抽蓄切泵。

抽蓄機(jī)組從啟動(dòng)運(yùn)行到滿負(fù)荷需1～2 min，且由抽水狀態(tài)轉(zhuǎn)換到發(fā)電狀態(tài)僅需3～4 min，工況轉(zhuǎn)換迅速[8]。抽蓄機(jī)組運(yùn)行在負(fù)荷狀態(tài)時(shí)，可采用切泵替代傳統(tǒng)的切負(fù)荷安控，達(dá)到維持系統(tǒng)穩(wěn)定的目的。

目標(biāo)年華北抽蓄機(jī)組可控量為4 270 MW，包括北京十三陵抽蓄電站(4×200 MW)、河北南網(wǎng)張河灣抽蓄電站(4×250 MW)、山西西龍池抽蓄電站(4×300 MW)、山東泰山抽蓄電站(4×250 MW)及冀北抽蓄電站(3×90 MW)。

c. 精準(zhǔn)切負(fù)荷。

傳統(tǒng)的切負(fù)荷安控技術(shù)以切除主變和高壓負(fù)荷線為主，對(duì)用戶影響大、可選擇容量小，大規(guī)模切負(fù)荷的實(shí)現(xiàn)較為困難。

精準(zhǔn)切負(fù)荷是電網(wǎng)運(yùn)行的一種創(chuàng)新技術(shù)[15]，具有點(diǎn)多面廣、選擇性強(qiáng)、對(duì)用戶影響小、可在毫秒級(jí)實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)控制的優(yōu)勢(shì)，通過與傳統(tǒng)負(fù)荷控制系統(tǒng)的協(xié)同作用，可滿足多直流閉鎖故障對(duì)大量切負(fù)荷的客觀要求，是保障過渡期電網(wǎng)安全的有效手段。

為了應(yīng)對(duì)直流閉鎖故障，計(jì)劃在特高壓直流受端省份推廣精準(zhǔn)切負(fù)荷控制，華北電網(wǎng)在饋入直流的山東預(yù)計(jì)部署總量1 500 MW的精準(zhǔn)切負(fù)荷資源。

d. 直流功率調(diào)制。

直流系統(tǒng)高度可控、調(diào)節(jié)速度快，具有較強(qiáng)的功率調(diào)節(jié)能力，可利用直流調(diào)制配合常規(guī)安控措施，提升穩(wěn)定性、減少控制代價(jià)。華北電網(wǎng)包含了送、受并存的多回直流，當(dāng)受入直流發(fā)生閉鎖故障時(shí)，可將其余外送直流進(jìn)行功率緊急速降調(diào)制。

4.2 多資源協(xié)調(diào)控制優(yōu)化模型

對(duì)抽蓄切泵、直流功率調(diào)制、精準(zhǔn)切負(fù)荷以及常規(guī)切負(fù)荷安控進(jìn)行協(xié)調(diào)控制，實(shí)現(xiàn)以常規(guī)切負(fù)荷代價(jià)最小化來維持直流閉鎖后長(zhǎng)南線不解列的優(yōu)化目標(biāo)。

優(yōu)化模型目標(biāo)函數(shù)如下：

minPfh=min(Pfh,0-ccxPcx-cdPd-cjzPjz)

(3)

其中，minPfh為常規(guī)切負(fù)荷安控量最?。籔fh,0為僅采取常規(guī)切負(fù)荷安控維持直流閉鎖后長(zhǎng)南線不解列的切負(fù)荷量；Pcx、Pd、Pjz分別為抽蓄切泵、直流功率調(diào)制及精準(zhǔn)切負(fù)荷的措施量；ccx、cd、cjz分別為采取抽蓄切泵、直流功率調(diào)制及精準(zhǔn)切負(fù)荷措施下單位措施量可減少的常規(guī)切負(fù)荷量。

協(xié)調(diào)控制在解決長(zhǎng)南線解列問題時(shí)，不應(yīng)引發(fā)華北電網(wǎng)其他安全穩(wěn)定問題(調(diào)制直流時(shí)可能引起直流對(duì)端電網(wǎng)的安全問題，暫不考慮)，即需滿足如下約束。

a. 長(zhǎng)南線在靜態(tài)穩(wěn)定極限內(nèi)的不等式約束。

(4)

其中，S0為直流閉鎖長(zhǎng)南線功率擺動(dòng)峰值；dS/dP為各安控措施實(shí)施后長(zhǎng)南線功率擺動(dòng)峰值的改變量；Slim為長(zhǎng)南線靜態(tài)穩(wěn)定極限。

b. 元件在熱穩(wěn)定極限內(nèi)的不等式約束。

重點(diǎn)關(guān)注安控措施實(shí)施后省間斷面、調(diào)制直流近區(qū)線路等元件的過載問題，即：

(5)

(6)

c. 電壓不等式約束。

重點(diǎn)關(guān)注安控措施實(shí)施后省間斷面、調(diào)制直流近區(qū)節(jié)點(diǎn)電壓越限問題，即：

(7)

(8)

其中，Un,min、Un,max和Udn,min、Udn,max分別為省間斷面和直流近區(qū)節(jié)點(diǎn)的電壓下限、上限；Un,0、Udn,0分別為省間斷面、直流近區(qū)節(jié)點(diǎn)的初始電壓；dUn/dP、dUdn/dP分別為安控措施實(shí)施后省間斷面、直流近區(qū)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)的電壓改變量。

d. 其他約束。

在安控措施動(dòng)作后華北電網(wǎng)其他網(wǎng)架應(yīng)保證潮流、電壓、頻率、功角等都在運(yùn)行要求范圍內(nèi)。

4.3 優(yōu)化模型求解

求解算例基于長(zhǎng)南線北送5.5 GW功率、受入的10 GW上臨直流雙極閉鎖方式。故障后不采取措施，長(zhǎng)南線越靜態(tài)穩(wěn)定極限，華北-華中相對(duì)功角失步。

4.3.1 多資源協(xié)調(diào)控制順序

為了實(shí)現(xiàn)優(yōu)化模型式(3)所示的最小化優(yōu)化目標(biāo)，可啟發(fā)式地確定參與協(xié)調(diào)控制的多資源優(yōu)化動(dòng)作次序，抽蓄切泵與直流功率調(diào)制都不損失負(fù)荷，但與直流功率調(diào)制相比，抽蓄切泵只涉及當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)，但直流功率調(diào)制涉及送端電網(wǎng)和受端電網(wǎng)，操作代價(jià)更大；精準(zhǔn)切負(fù)荷雖然損失負(fù)荷，但是造成的影響小。綜上，確定多資源協(xié)調(diào)控制的優(yōu)先級(jí)如下：抽蓄切泵>多直流緊急功率調(diào)制>精準(zhǔn)切負(fù)荷，當(dāng)控制容量不足時(shí)，再考慮常規(guī)切負(fù)荷安控，這樣可減少控制代價(jià)，實(shí)現(xiàn)優(yōu)化目標(biāo)。

4.3.2 計(jì)及電網(wǎng)安全約束的多資源控制量?jī)?yōu)化

由優(yōu)化模型式(3)可知，在Pfh,0一定的情況下，按照協(xié)調(diào)控制優(yōu)先級(jí)，在常規(guī)切負(fù)荷實(shí)施之前實(shí)施抽蓄切泵、直流功率調(diào)制、精準(zhǔn)切負(fù)荷的措施量越大，所需的常規(guī)切負(fù)荷量則越少，進(jìn)而控制代價(jià)減小。

多資源控制措施量由如下2個(gè)主要因素決定。

a. 可組織的可控資源或者由措施執(zhí)行的設(shè)備本體安全決定的最大控制量。

對(duì)于抽蓄切泵而言，華北目標(biāo)年可組織4 270 MW控制量；精準(zhǔn)切負(fù)荷、常規(guī)安控切負(fù)荷在直流饋入的山東省內(nèi)組織，目標(biāo)年精準(zhǔn)切負(fù)荷量預(yù)估為1 500 MW，常規(guī)切負(fù)荷安控量在本文中認(rèn)為是待優(yōu)化的變量。

直流功率緊急調(diào)制包括速降和提升，由直流本體的安全確定可供調(diào)控的最大量。速降的調(diào)制量與直流最小輸送功率相關(guān)，而最小輸送功率主要取決于最小直流電流，原則上最小直流電流可為額定值的5%～10%，則直流速降調(diào)制量最大可降至10%(降低幅度90%)[16]；因直流過負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間通常較短，而電網(wǎng)事故的清除時(shí)間不定，故為了避免應(yīng)對(duì)事故的直流功率提升導(dǎo)致直流本體長(zhǎng)時(shí)間過負(fù)荷，影響直流本體的安全，本文暫不考慮將直流功率的緊急提升作為調(diào)控措施，因此，應(yīng)對(duì)饋入山東的上臨直流閉鎖問題，饋入山東的其他2條直流扎青、銀東不參與協(xié)調(diào)控制。

b. 受電網(wǎng)安全約束的多資源控制量。

在因素a的基礎(chǔ)上進(jìn)一步考慮因素b來確定控制量。以故障直流落點(diǎn)省份電網(wǎng)為邊界，可將華北可控資源界定為區(qū)內(nèi)、區(qū)外資源。對(duì)于饋入山東的上臨直流閉鎖而言，區(qū)內(nèi)資源包括山東省內(nèi)的抽蓄切泵及精準(zhǔn)、常規(guī)切負(fù)荷；其余的山東省外抽蓄切泵及落點(diǎn)山西、錫盟的晉南和錫泰外送直流的緊急功率速降為區(qū)外資源。

由定性分析可知，對(duì)于解決長(zhǎng)南線問題，區(qū)內(nèi)與區(qū)外資源的控制效果都是一致的，但兩者對(duì)電網(wǎng)其他安全問題的影響是不一樣的。區(qū)內(nèi)資源可就地平衡區(qū)內(nèi)直流閉鎖帶來的功率不平衡量，不會(huì)有較大的功率穿越，對(duì)電網(wǎng)安全的影響較??；反之，區(qū)外資源的實(shí)施將導(dǎo)致大量的功率穿越省間聯(lián)絡(luò)斷面，在解決長(zhǎng)南線問題的同時(shí)，對(duì)電網(wǎng)其他安全問題沖擊較大。為了實(shí)現(xiàn)式(3)所示的優(yōu)化目標(biāo)，必然要加大區(qū)外的安控措施量，與可能引發(fā)的電網(wǎng)其他安全問題相矛盾，因此，需要重點(diǎn)分析計(jì)及網(wǎng)絡(luò)安全的區(qū)外直流功率調(diào)制、抽蓄切泵措施量的確定。

抽蓄切泵雖然控制量較大，但實(shí)施地點(diǎn)較為分散，對(duì)局部電網(wǎng)以及抽蓄切泵實(shí)施省的對(duì)外聯(lián)絡(luò)斷面的安全影響有限，更多地體現(xiàn)在對(duì)山東省對(duì)外聯(lián)絡(luò)斷面的安全影響上。外送直流的速降調(diào)制量有較大裕度，且地點(diǎn)集中，除了對(duì)省間斷面產(chǎn)生影響，對(duì)近區(qū)電網(wǎng)的安全也會(huì)造成較大的影響。

以分析計(jì)及電網(wǎng)安全的區(qū)外直流功率調(diào)制量為重點(diǎn)，兼顧抽蓄切泵，分別設(shè)定錫泰、晉南2條直流功率分別速降10 %、20 %，切泵4 270 MW，分析直流功率調(diào)制、抽蓄切泵對(duì)直流近區(qū)和省間斷面安全的沖擊影響，并以此為基礎(chǔ)確定合理的區(qū)外直流管理調(diào)制量和抽蓄切泵量。具體協(xié)調(diào)控制措施如下：

a. 抽蓄切泵(全部)+直流功率調(diào)制速降10%+切負(fù)荷；

b. 抽蓄切泵(全部)+直流功率調(diào)制速降20%。

仿真結(jié)果如圖6所示(圖中母線正序電壓為標(biāo)幺值，后同)。

圖6 直流調(diào)制不同控制量下錫盟網(wǎng)架安全約束對(duì)比Fig.6 Comparison of security constraint of Ximeng network with DC modulation of different control quantities

錫泰直流主要輸送錫盟電源基地的風(fēng)火電力，過渡期配套電源投入少，同時(shí)，迫于節(jié)能減排的壓力，配套電源將開發(fā)投入大規(guī)模風(fēng)電，風(fēng)電無功支撐和故障穿越的能力不足，與電網(wǎng)耦合運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)加大；錫盟電源基地與華北主網(wǎng)僅通過錫盟—?jiǎng)倮确惶馗邏褐绷鼽c(diǎn)對(duì)網(wǎng)長(zhǎng)距離連接，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對(duì)較弱，為了滿足錫泰直流7 500 MW的輸送功率，從華北主網(wǎng)輸電約3 000 MW至錫盟基地。

錫盟直流速降后，與主網(wǎng)輸送的潮流形成“對(duì)沖”，減輕了錫盟直流近區(qū)潮流，電壓較大幅度攀升，大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)的弱無功支撐加劇了攀升幅度。由仿真結(jié)果可知，直流速降10% 相較于速降20%，直流輸送功率降低了750 MW，錫盟—?jiǎng)倮确环€(wěn)態(tài)潮流由2 300 MW減少至1 570 MW，錫泰直流換流母線電壓由1.03 p.u.(543.4 kV，基準(zhǔn)電壓為525 kV)增大到1.07 p.u.(562 kV)左右，近區(qū)風(fēng)電機(jī)端電壓由1.056 p.u. 增至1.09 p.u.左右，存在過電壓?jiǎn)栴}(穩(wěn)態(tài)過電壓限值550 kV)，風(fēng)電也因高壓故障穿越性能不足存在連鎖脫網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)。晉南直流近區(qū)網(wǎng)架較強(qiáng)，無過載、電壓?jiǎn)栴}。多措施下華北網(wǎng)架安全約束中晉南直流近區(qū)及省間斷面仿真結(jié)果如圖7所示。

由仿真結(jié)果可知，系統(tǒng)無其余安全問題，省間斷面潮流波動(dòng)較大，但無越限問題，電壓波動(dòng)在合理范圍內(nèi)。

綜上，如果錫泰直流采取速降功率20%的措施來應(yīng)對(duì)長(zhǎng)南線越靜態(tài)穩(wěn)定極限問題，可能會(huì)帶來其他的安全穩(wěn)定問題，因此，建議錫泰直流最大速降幅度為10%。同理，為了便于實(shí)施，另外一條晉南直流的速降幅度也設(shè)定為10%；由于沒有引發(fā)省間斷面以及切泵近區(qū)的安全穩(wěn)定問題，因此對(duì)4 270 MW的切泵量不做調(diào)整。

圖7 晉南直流近區(qū)及省間斷面仿真結(jié)果Fig.7 Simulative results of Jinnan DC near area and sections between provinces

4.3.3 多資源協(xié)調(diào)控制的仿真效果

基于4.3.1、4.3.2節(jié)優(yōu)化得到的協(xié)調(diào)控制順序、協(xié)調(diào)控制量，提出應(yīng)對(duì)典型方式下上臨直流閉鎖10 000 MW故障的協(xié)調(diào)控制措施：抽蓄切泵4 270 MW，錫泰、晉南兩直流合計(jì)速降1 550 MW(直流功率的10%)，精準(zhǔn)切負(fù)荷1 500 MW，常規(guī)切負(fù)荷安控1 000 MW。采取協(xié)調(diào)控制措施前、后長(zhǎng)南線功率對(duì)比如圖8所示。按多資源優(yōu)先級(jí)、控制量依次投入措施情況下常規(guī)負(fù)荷損失量如表5所示。

圖8 采取協(xié)調(diào)控制措施前、后長(zhǎng)南線功率曲線對(duì)比Fig.8 Comparison of power curve of UHV Changnan Line before and after implementing coordinated control measure

表5 按多資源優(yōu)先級(jí)、控制量依次投入措施情況下常規(guī)負(fù)荷損失量Table 5 Conventional load loss in case of implementing measures according to priority and control quantity of multi-resource MW

由仿真結(jié)果可知，故障發(fā)生后依照事先定好的多資源優(yōu)先級(jí)、控制量依次投入應(yīng)對(duì)措施，長(zhǎng)南線不解列，系統(tǒng)穩(wěn)定，在有效提升系統(tǒng)安全性的同時(shí)，常規(guī)切負(fù)荷損失逐步降低，最大可降低9 000 MW，減小了應(yīng)對(duì)直流閉鎖嚴(yán)重故障的維穩(wěn)代價(jià)。

4.4 多資源協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)框架

針對(duì)特高壓直流或多直流同時(shí)閉鎖故障沖擊大、安控措施量不足等問題，本文設(shè)計(jì)了抽蓄切泵、多直流調(diào)制、精準(zhǔn)切負(fù)荷及常規(guī)切負(fù)荷安控等多資源的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)框架，以增強(qiáng)電網(wǎng)穩(wěn)定性、降低維穩(wěn)代價(jià)。

應(yīng)對(duì)嚴(yán)重直流閉鎖故障的多資源協(xié)調(diào)控制框架示意圖如圖9所示。利用可控資源建立三層主從控制結(jié)構(gòu)框架，同時(shí)采取異地雙重化配置以確保系統(tǒng)的可靠性。在電網(wǎng)運(yùn)行過程中實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)各回直流、所有抽蓄機(jī)組及大量可控負(fù)荷等多資源實(shí)時(shí)運(yùn)行狀態(tài)，當(dāng)直流閉鎖故障發(fā)生時(shí)，按照多資源的優(yōu)先級(jí)、控制量依次投入?yún)f(xié)調(diào)控制措施，維持系統(tǒng)安全穩(wěn)定。

圖9 應(yīng)對(duì)嚴(yán)重直流閉鎖故障多資源協(xié)調(diào)控制框架示意圖Fig.9 Framework diagram of multi-resource coordinated control coping with severe DC blocking faults

5 結(jié)論

本文在直流閉鎖沖擊弱交流通道安全穩(wěn)定機(jī)理的基礎(chǔ)上，仿真分析了實(shí)際電網(wǎng)在多種沖擊方式下的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，提出了應(yīng)對(duì)沖擊的多資源協(xié)調(diào)控制措施，所得主要結(jié)論如下。

a. 弱交流通道、故障直流同向傳輸方式下，直流閉鎖對(duì)弱交流通道沖擊的失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)要高于異向傳輸方式；隨著弱交流通道初始功率的不斷加大，弱交流通道承載直流閉鎖沖擊的能力逐步下降、失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)加大；直流運(yùn)行功率逐漸加大及多直流同時(shí)閉鎖，閉鎖后失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)增加。上述分析提出采用長(zhǎng)南線解列裝置動(dòng)作時(shí)間量化表征沖擊程度及風(fēng)險(xiǎn)。

b. 針對(duì)嚴(yán)重的直流閉鎖故障下常規(guī)安控量過大、安控手段單一的缺陷，梳理分析了可供應(yīng)用的多種新的安控資源及其特點(diǎn)，包括抽蓄切泵、直流調(diào)制及精準(zhǔn)切負(fù)荷等；建立了多資源協(xié)調(diào)控制應(yīng)對(duì)直流閉鎖沖擊弱交流通道的優(yōu)化模型，利用啟發(fā)式方法對(duì)優(yōu)化模型進(jìn)行求解，結(jié)合華北電網(wǎng)實(shí)際確定了多資源的協(xié)調(diào)控制順序；提出了計(jì)及網(wǎng)絡(luò)安全約束確定多資源安控量的方法；建立了應(yīng)對(duì)嚴(yán)重直流閉鎖故障的多資源協(xié)調(diào)控制框架。

c. 提出了多資源協(xié)調(diào)控制的具體策略：按照確定的協(xié)調(diào)控制資源優(yōu)先級(jí)、控制量，依次投入抽蓄切泵、直流功率調(diào)制、精準(zhǔn)切負(fù)荷及常規(guī)切負(fù)荷安控，仿真量化了協(xié)調(diào)控制的效果。仿真結(jié)果表明：基于本文所提多資源協(xié)調(diào)控制模型及求解方法得到的控制策略，能在提升系統(tǒng)穩(wěn)定性的同時(shí)，有效地降低控制代價(jià)。