寬邦工程投運(yùn)后高嶺直流送端系統(tǒng)穩(wěn)定性分析

劉 洋，王聰穎

(1.國(guó)家電網(wǎng)有限公司東北分部，遼寧 沈陽(yáng) 110181；2.中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán)遼寧電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院有限公司，遼寧 沈陽(yáng) 110018)

高嶺直流背靠背工程是東北電網(wǎng)第1條跨區(qū)背靠背直流工程，位于遼寧省西部，工程額定容量3000 MW，共4個(gè)換流單元，每個(gè)換流單元均采用12脈動(dòng)閥組接線，額定功率均為750 MW，額定直流電壓±125 kV。正常運(yùn)行方式下，東北側(cè)為整流側(cè)，華北側(cè)為逆變側(cè)。

寬邦工程投運(yùn)前，高嶺換流站僅通過至沙河營(yíng)變的兩回交流線路連接至東北電網(wǎng)，在綏中電廠機(jī)組檢修或故障時(shí)，換流站電壓支撐能力不足，電壓穩(wěn)定問題突出；此外，還存在高嶺至沙河營(yíng)雙回線路故障后直流孤島閉鎖和近區(qū)交流線路故障后的熱穩(wěn)定問題。

寬邦工程連接利州變和高嶺換流站。工程投運(yùn)后，高嶺換流站增加了1條連接至東北電網(wǎng)主網(wǎng)的交流通道，縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)至高嶺換流站的電氣距離，徹底消除了直流孤島問題和近區(qū)交流線路故障引起的熱穩(wěn)定問題，電壓穩(wěn)定問題也得到一定程度的緩解，直流輸電的可靠性和靈活性顯著提升，舊的穩(wěn)定控制策略已無法滿足電網(wǎng)運(yùn)行要求，因此需要重新對(duì)寬邦工程投運(yùn)后高嶺直流送端系統(tǒng)特性進(jìn)行深入分析。

現(xiàn)有文獻(xiàn)對(duì)高嶺直流特性進(jìn)行了相關(guān)研究，其中文獻(xiàn)[1]分析了高嶺換流站受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定控制策略，文獻(xiàn)[2]分析了綏中百萬千瓦機(jī)組改接華北后的安全穩(wěn)定控制策略，文獻(xiàn)[3]分析了高嶺直流控制系統(tǒng)的小信號(hào)穩(wěn)定性和暫態(tài)響應(yīng)以及交直流系統(tǒng)發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)控制系統(tǒng)的響應(yīng)性能,但均未涉及寬邦工程投運(yùn)后的運(yùn)行特性分析。

高嶺直流送端系統(tǒng)的問題主要是電壓穩(wěn)定問題，文獻(xiàn)[4-6]對(duì)電壓穩(wěn)定問題進(jìn)行分類并對(duì)現(xiàn)有的電壓穩(wěn)定研究方法進(jìn)行了總結(jié)，文獻(xiàn)[7-9]介紹了靈敏度分析方法在電力系統(tǒng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析中的應(yīng)用現(xiàn)狀，對(duì)各種靈敏度指標(biāo)進(jìn)行了總結(jié)和評(píng)述。文獻(xiàn)[10]從靈敏度的物理意義出發(fā)，將靈敏度計(jì)算適用性進(jìn)行分類。文獻(xiàn)[11-12]用分岔理論基本原理分析了電力系統(tǒng)中常見的分岔現(xiàn)象及其對(duì)電壓穩(wěn)定的影響。

本文首先分析了寬邦工程投運(yùn)前高嶺直流送端系統(tǒng)的主要問題；其次，通過將直流送端系統(tǒng)等效為恒阻抗負(fù)荷，增加了靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析；最后針對(duì)綏中電廠無機(jī)組方式下電壓支撐能力不足的問題提出了相應(yīng)的控制策略。

1 寬邦工程概況

寬邦工程包含500 kV寬邦變，寬邦至高嶺兩回線路，寬邦至利州兩回線路，線路參數(shù)如表1所示。寬邦變本期作為開關(guān)站投運(yùn)，裝有2組母線高抗，容量均為150 Mvar，寬邦工程投運(yùn)后的高嶺直流送端系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

表1 寬邦工程相關(guān)線路參數(shù)

圖1 寬邦工程投運(yùn)后高嶺東北側(cè)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

在東北側(cè)，高嶺直流附近只有綏中電廠的2臺(tái)機(jī)組，且換流站周圍100 km范圍內(nèi)無其他常規(guī)電源，高嶺換流站東北側(cè)電源情況如表2所示。

表2 高嶺換流站東北側(cè)發(fā)電機(jī)組裝機(jī)情況

2 高嶺直流送端系統(tǒng)存在的問題

寬邦工程投運(yùn)前，高嶺直流送端系統(tǒng)主要存在以下幾個(gè)方面問題。

2.1 換流站電壓支撐能力不足

寬邦工程投運(yùn)前高嶺直流送端僅通過高沙雙回線連接至東北電網(wǎng)，且線路距離均大于100 km，將高嶺直流東北側(cè)等效為圖2所示的簡(jiǎn)單系統(tǒng)模型。

(a)系統(tǒng)原等值電路

(b)戴維南等值電路圖2 計(jì)算有功和無功功率傳輸?shù)暮?jiǎn)單模型

高嶺換流站受入的有功、無功表達(dá)式為

(1)

(2)

通過分析可知，當(dāng)線路傳輸有功功率較大時(shí)，線路兩端電壓相角差增大，無功功率無法有效地由電網(wǎng)傳輸至換流站。同時(shí)直流輸電需消耗大量無功功率，但其近區(qū)僅有綏中電廠2臺(tái)機(jī)組，當(dāng)1臺(tái)機(jī)組檢修或故障時(shí)，高嶺直流電壓支撐能力不足，易引發(fā)電壓穩(wěn)定問題，導(dǎo)致直流無法滿功率運(yùn)行。

2.2 高沙N-2直流閉鎖

由圖1可知，寬邦工程投運(yùn)前若發(fā)生高嶺至沙河營(yíng)N-2(同塔線路)故障，即切斷了高嶺直流和東北電網(wǎng)主網(wǎng)的電氣聯(lián)系，高嶺直流和綏中電廠將成為孤島系統(tǒng)，其承受擾動(dòng)能力較弱，存在穩(wěn)態(tài)控制、頻率穩(wěn)定、系統(tǒng)諧振、次同步振蕩等一系列技術(shù)問題[13-17]。因此，高嶺直流需依靠安穩(wěn)裝置判斷高沙N-2后閉鎖直流。

2.3 沙董N-2后的熱穩(wěn)定問題

沙河營(yíng)變至董家變線路N-2(同塔)故障后，高嶺直流功率主要由沙河營(yíng)至北寧單回500 kV線路功率、沙河營(yíng)主變上送功率及綏中電廠機(jī)組發(fā)電功率組成。當(dāng)綏中電廠機(jī)組檢修時(shí)，沙河營(yíng)至北寧、沙河營(yíng)主變壓器將擔(dān)負(fù)傳輸整個(gè)高嶺直流功率，沙北線及地區(qū)220 kV有關(guān)線路存在過載風(fēng)險(xiǎn)。

寬邦工程投運(yùn)后，無論是發(fā)生高沙N-2或沙董N-2，潮流幾乎全部轉(zhuǎn)移至寬邦通道，徹底消除了直流孤島問題和沙董N-2后的熱穩(wěn)定問題。同時(shí)，該工程縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)至高嶺換流站的電氣距離，電壓穩(wěn)定問題得到緩解。

3 高嶺直流送端系統(tǒng)電壓穩(wěn)定分析

3.1 有效短路比分析

短路比是衡量系統(tǒng)電壓強(qiáng)度的標(biāo)志，值越大，系統(tǒng)受到?jīng)_擊后電壓越穩(wěn)定。有效短路比(Effective

Short Circuit Ratio, ESCR)在短路比基礎(chǔ)上計(jì)及了設(shè)備所在處并聯(lián)無功裝置的影響，計(jì)算公式：

(3)

式中：S為交流母線的短路容量；Qc為換流母線電壓取額定值時(shí)，由交流濾波器和無功補(bǔ)償電容器產(chǎn)生的無功功率；PdN為額定直流功率。

本文采用2018年冬季東北電網(wǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)，計(jì)算工具為PSASP7.36版本，在小負(fù)荷方式下計(jì)算寬邦工程投運(yùn)前后高嶺送端換流母線的有效短路比，結(jié)果如表3所示。

表3 高嶺換流站母線有效短路比

由表3可以看出，寬邦工程投運(yùn)前，綏中電廠無機(jī)組運(yùn)行時(shí)換流母線有效短路比為2.28，系統(tǒng)強(qiáng)度較弱。寬邦工程投產(chǎn)后，即使綏中電廠無機(jī)組運(yùn)行，換流母線有效短路比為4.08，系統(tǒng)電壓強(qiáng)度明顯提升。

3.2 靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析

靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析是在保持恒定功率或恒定電流的前提下，通過逐漸增加負(fù)荷來衡量當(dāng)前運(yùn)行點(diǎn)的穩(wěn)定程度。電壓穩(wěn)定裕度是靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析的重要指標(biāo)，常用有功功率裕度KP表示：

(4)

式中：P、Pmax分別表示初始運(yùn)行點(diǎn)和臨界點(diǎn)的有功值。

實(shí)際應(yīng)用中，常用P-V曲線評(píng)價(jià)靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度。P-V曲線分析通過建立P(傳輸斷面?zhèn)魉偷墓β?和V(樞紐節(jié)點(diǎn)電壓)之間的關(guān)系曲線，從而指示傳輸斷面功率水平導(dǎo)致整個(gè)系統(tǒng)臨近電壓崩潰的程度。

高嶺直流送端采用定功率控制，通過控制整流側(cè)換流變調(diào)壓分接頭，使整流角保持在±2.5°范圍內(nèi)。文獻(xiàn)[18]在分析直流輸送能力極限時(shí)將直流系統(tǒng)等效為負(fù)荷進(jìn)行處理。本文將高嶺直流等效為1個(gè)連接在換流母線上的恒功率負(fù)荷，如圖3所示，設(shè)定其吸收的有功、無功同直流系統(tǒng)所吸收的功率相一致。

采用中國(guó)電科院PSASP仿真軟件(7.36版本)中的電壓穩(wěn)定分析模塊進(jìn)行仿真。常規(guī)潮流計(jì)算使用牛頓法，臨界點(diǎn)附近不收斂的病態(tài)潮流使用按過渡方式修正法，計(jì)算數(shù)據(jù)為2019年?yáng)|北電網(wǎng)冬季數(shù)據(jù)，設(shè)定綏中電廠無機(jī)組運(yùn)行，直流初始有功功率為2250 MW，按照直流實(shí)際的有功無功曲線逐步增大等效負(fù)荷吸收的功率，分別計(jì)算出寬邦工程投運(yùn)前后的P-V曲線如圖4所示。

(a)高嶺直流送端系統(tǒng)

(b)等效電路圖3 換流單元等效負(fù)荷

圖4 高嶺換流站東北側(cè)母線P-V曲線

由P-V曲線可知，寬邦工程投運(yùn)后，在綏中電廠無機(jī)組運(yùn)行方式下，換流站母線靜態(tài)電壓穩(wěn)定裕度由34%提高至62%，電壓穩(wěn)定臨界點(diǎn)對(duì)應(yīng)的直流功率由3000 MW提升至3600 MW。

靜態(tài)電壓分析也常用V-Q曲線來表示換流母線電壓同該母線無功功率之間的關(guān)系。潮流計(jì)算中，在換流母線上新建1臺(tái)調(diào)相機(jī)作為PV節(jié)點(diǎn)，將調(diào)相機(jī)端電壓設(shè)置為一系列值，然后繪出其無功輸出和電壓值的對(duì)應(yīng)曲線，如圖5所示(高嶺直流功率3000 MW，綏中電廠0臺(tái)機(jī)組)。

圖5 高嶺換流站東北側(cè)V-Q曲線

V-Q曲線的斜率表示換流母線的電壓強(qiáng)度，可以看出，寬邦工程投運(yùn)后，相同ΔQ所引起的ΔV減小。

3.3 暫態(tài)電壓分析

電網(wǎng)調(diào)度規(guī)程要求500 kV中樞點(diǎn)電壓下限為475 kV。實(shí)際運(yùn)行中，為保證故障后電網(wǎng)中樞點(diǎn)母線電壓不越限，規(guī)定了各變電站正常運(yùn)行時(shí)的電壓范圍。本文設(shè)定故障后換流站的暫態(tài)壓降不超過25 kV，利用PSASP軟件中的暫穩(wěn)分析工具，對(duì)綏中電廠1臺(tái)機(jī)和0臺(tái)機(jī)時(shí)，高嶺直流東北側(cè)近區(qū)交流系統(tǒng)發(fā)生跨線故障后換流站母線電壓變化情況進(jìn)行仿真，計(jì)算結(jié)果如表4所示。(高嶺直流3000 MW滿功率運(yùn)行)可以看出，高沙跨線故障和寬利跨線故障對(duì)換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降影響較大，高沙N-2時(shí)，綏中電廠1臺(tái)機(jī)電壓下降18.7 kV，綏中電廠0臺(tái)機(jī)時(shí)電壓失穩(wěn)，仿真曲線如圖6所示。

表4 高嶺近區(qū)交流系統(tǒng)跨線故障后換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降 kV

圖6 高沙N-2故障后高嶺站東北側(cè)母線電壓曲線

4 穩(wěn)定控制策略

4.1 預(yù)控高嶺直流功率

根據(jù)計(jì)算結(jié)果，要保證綏中電廠無機(jī)組運(yùn)行時(shí)發(fā)生高沙、寬利跨線故障后換流母線電壓仍在允許范圍內(nèi)，可以采取預(yù)控高嶺直流輸送功率的措施。將高嶺直流輸送功率由滿功率3000 MW分別降低至1700 MW和2600 MW，計(jì)算結(jié)果如表5所示。

表5 故障后相關(guān)變電站母線穩(wěn)態(tài)壓降

可以看出，通過預(yù)控直流運(yùn)行功率可以保證交流系統(tǒng)N-2故障后相關(guān)變電站穩(wěn)態(tài)壓降處于允許范圍內(nèi)。但采用該策略后直流不能滿功率運(yùn)行，影響其運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。尤其是在高沙N-2故障方式下，為防止換流母線電壓超出允許范圍，高嶺直流功率最大允許值約為1700 MW，僅為額定功率的56%，嚴(yán)重影響其運(yùn)行效率。

4.2 直流功率回降措施

根據(jù)目前穩(wěn)控裝置布置情況，高嶺換流站穩(wěn)控裝置具備判斷高沙跨線故障的功能。對(duì)現(xiàn)有穩(wěn)控措施進(jìn)行改造，在高沙N-2故障后采取直流功率回降措施來抑制換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降，計(jì)算結(jié)果如表6所示。

表6 高沙跨線故障采取回降直流功率措施后的母線壓降

根據(jù)計(jì)算結(jié)果，高沙N-2故障后，直流功率回降500 MW即可抑制換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降，電壓變化如圖7所示。

圖7 不同直流功率回降后的換流站母線壓降

與預(yù)控直流功率相比，該措施明顯提高了直流運(yùn)行的效率。

5 結(jié)束語(yǔ)

寬邦工程投運(yùn)后，縮短了東北電網(wǎng)主網(wǎng)至高嶺換流站的電氣距離，徹底消除了直流孤島問題和近區(qū)交流線路故障引起的熱穩(wěn)定問題，電壓穩(wěn)定水平明顯提升。

本文采用有效短路比、靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析及暫態(tài)穩(wěn)定分析的方法，多方面分析了寬邦工程投運(yùn)對(duì)高嶺直流穩(wěn)定性帶來的提升。同時(shí)提出了預(yù)控高嶺直流功率和高沙N-2故障后直流功率回降2種方法解決換流站母線穩(wěn)態(tài)壓降的問題。本文的分析方法和控制策略在直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析中具有一定的適用性，所采用的靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析方法豐富了目前常規(guī)直流工程安全穩(wěn)定分析內(nèi)容。

2018年寬邦工程投運(yùn)后，本文提出的策略實(shí)際應(yīng)用于高嶺換流站和東北電網(wǎng)，取得了良好的運(yùn)行效果。