多分层直流馈入的特高压环网开断运行特性及安控措施

张峥

摘 要：某受端省级电网的特高压交流环网投运后，为多特高压直流分层接入、满功率消纳提供了条件，受端特高压交直流以及1000kV/500kV交流电网之间的耦合强度加大。为保证故障后特高压交直流电网的可靠运行，仿真分析了1000kV特高压环网开断后交直流耦合的电压稳定特性，分析了此电网结构下电压稳定运行问题产生的原因;为减小防控措施量，计及直流调制、切负荷等多资源控制手段的灵敏度以及优先级，建立了防控两大运行问题的统一多资源协控优化模型，依托实际电网开展了仿真计算，验证了该控制措施能够有效减少防控措施量。

关键词：特高压交流;环网结构;特高压直流

新能源通过特高压直流远距离大容量外送、消纳是其开发的主要模式之一。特高压交流环网的建设，能保障多直流大容量馈入输电系统的安全稳定运行，提高抵御严重事故的能力。

1受端省级电网概况及电网的仿真建模

SD特高压环网及相关电网的网架结构示意如图1所示。

省级SD电网投运1000kV特高压环网XT—QC—CL—GX—ZZ—HZ—XT后，增强了SD电网强度，可保障ZY、LG特高压直流及YD超高压直流接入系统安全稳定运行。ZY、LG直流以分层的方式接入SD电网，其中ZY直流额定输送容量10GW，送端为SHM换流站，受端的低端换流站直接馈入特高压环网的GX站，高端换流站接入SD电网500kV侧;LG直流额定输送容量10GW，送端为ZLT换流站，低端换流站直接馈入环网的CL站，高端换流站接入SD电网500kV侧;YD直流额定输送容量4GW，送端为YC换流站，单点接入SD电网500kV的QD站。SD省级电网位于HUAB区域电网，HUAB、HUAZ区域电网通过CZ—NY特高压联络线（以下简称CN线）连接，CN线静稳极限较低，故障时容易受扰解列。另外，环网建成后，SD电网的对外交流断面由HH—QC、XT—QC和XT—HZ6回特高压线路及XA—LC和HHUA—BZ4回500kV线路组成。本文基于图1的网架结构采用PSD-BPA潮流和机电暂稳程序对电网进行稳态、暂态建模，其中的特高压/超高压直流暂态模型为基于实际控制器的准稳态模型。

2多分层直流馈入特高压环网系统的稳定特性

平峰方式下SD负荷约56GW，SD对外交流断面大功率馈入为13.801GW（特高压线路HH—QC功率最大，为3450MW），若LG、ZY及YD三大直流满功率馈入24GW，SD交直流受电占比将达到67%（旋转备用115MW），当地开机规模减小，仅为33%。LG、ZY分层特高压直流高、低端有效短路比经计算分别为2.23、1.92、1.93、1.83，YD超高压直流为2.52，受端呈现弱支撑特征。特高压线路故障导致的电压问题与2个因素紧密相关[15-16]。一是特高压环网导致电气距离变小，分层馈入的特高压直流低端落点特高压站，特高压环网如发生N–2故障，易引发多直流换相失败，换相失败期间多直流叠加的、与交流系统交换的动态能量加大;同时，多直流换相失败期间产生的有功功率缺额也大部分通过SD的交流受电断面迂回穿越来补充，有功功率转移迭加进一步降低受端电网电压，此因素可统一归结为动态期间有功功率的大范围、大幅度转移冲击，是一个广域影响因素。前者是主导因素、后者是随之产生的助推因素。同时，发生故障的断面是SD网交流受电断面，处于SD与外部电网联络的重要枢纽位置，N–2故障后受端SD网架结构变弱，也进一步加大了对电网稳定性的影响。特高压交直流大功率馈入省级电网，SD本地的机组开机规模减小，

3应对特高压交直流耦合问题的多资源协控措施

作为受端电网的SD可控资源相对较少，随着特高压分层直流的投运，主要采用的安控措施为紧急切负荷措施与直流速降措施。（1）紧急切负荷措施。工程中设定为故障后0.2～0.3s动作，切除灵敏度较高的实际负荷点或变电站的110kV、10kV出线等。考虑切负荷后用户损失的可承受程度，SD电网可组织的最大切负荷量为2500MW。（2）直流速降措施。直流速降措施在工程实际上一般设定为故障后0.3s动作、0.2s之后调制至指定值。该措施可减少直流换相失败恢复过程中对无功的需求，是提升多馈入直流受端电网电压稳定性的有效手段之一;同时，还可缓解或消除因直流大功率馈入后N–2故障带来的功率迁移过载问题。

4有效性验证

仿真验证应对SD环网N–2故障的电压及热稳问题的优化模型及求解方法的有效性。优化过程中，每一步迭代的措施量是否能消除目标稳定问题，是否能引发其他不稳定问题，都需要调用PSD-BPA软件的暂、稳态仿真确定，以增强措施cf的准确性。根据计算经验，本文步长取200MW，切负荷措施代价系数取0.3。4.1电压问题针对环网N–2故障后的电压问题，以2.1节LG、ZY及YD三大直流满功率运行、HH—QC线路三相永久性N–2故障后系统出现电压失稳问题为例，对直流调制、切负荷的协控策略进行验证。经计算，仅采取速降直流措施时，需速降LG直流2GW，此时CN线越静稳极限并解列。又知仅采取切负荷措施时，需切除SD電网1GW负荷，切负荷量过大。

5结论

本文研究了特高压环网N–2的安全稳定特性及问题，建立了应对N–2故障的安控优化模型，提出了求解方法。主要结论如下。（1）针对电压稳定问题，多直流馈入的受端电网电源支撑弱，故障后多直流换相失败与交直流系统耦合，导致系统无功支撑不足为主要原因。

参考文献：

[1]陈湘，凌卫家，宋云亭，等.一种基于功率转移系数的交直流混联受端电网切负荷方案配置方法[J].中国电力，2018，51（5）：61–67.

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（国网山西省电力公司检修分公司，山西 太原 030000）