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

林 俐，郭 恒，周 正，戚慶茹

(1. 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室(華北電力大學)，北京 102206；2. 國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術研究院，北京 102209)

0 引 言

我國能源呈現(xiàn)逆向分布的特點，為滿足電力資源的合理分配和需求，必須在全國形成大規(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距離、超大容量、低損耗的送電能力，且調節(jié)靈活，適合于大型水、火電基地向遠方負荷中心送電[2-3]。我國呼遼±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)。這些工程實踐表明，采用孤島接入模式實現(xiàn)能源基地功率直流外送，能避免直流閉鎖故障下功率轉移對地方電網(wǎng)的沖擊[4-7]。近年來，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)架結構弱，是否能夠通過與直流系統(tǒng)相連，獲得多方滿足技術經(jīng)濟要求的效果，是規(guī)劃設計中亟待解決的新課題。

目前關于能源基地直流外送系統(tǒng)的研究大多集中在受端，對于地方電網(wǎng)與能源基地在送端側的接入模式選擇問題，研究成果很少。文獻[8]以準東—皖南±1 100kV特高壓直流工程為對象，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。研究認為，西北電網(wǎng)與送端20臺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)對直流系統(tǒng)的支撐作用很強，具有明顯優(yōu)勢。但是，當能源基地近端電網(wǎng)規(guī)模小、網(wǎng)架結構弱時，地方電網(wǎng)并入會造成交直流相互影響。例如，云-廣直流送端聯(lián)網(wǎng)運行模式下，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線路過載以及電網(wǎng)失穩(wěn)的風險[9]。

針對能源基地近端、規(guī)模小、網(wǎng)架結構弱的地方電網(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題；研究了直流附加控制對送端系統(tǒng)穩(wěn)定的重要作用；進一步地，提出了考慮直流附加控制能力的接入模式選擇方法；通過對某實際系統(tǒng)的仿真，驗證了該方法的有效性和適應性。

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

目前新建的能源基地一般地理位置偏遠，遠離負荷中心。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機組，直流輸送容量為4 000MW。能源基地近端的蒙古電網(wǎng)裝機容量約為960MW。為了避免引起“大機小網(wǎng)”問題，擬采用孤島接入模式，即能源基地直接經(jīng)直流外送我國天津負荷中心[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；同時直流系統(tǒng)為了提高送端系統(tǒng)的功率平衡與穩(wěn)定運行能力，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際問題。

1.1 聯(lián)網(wǎng)接入模式的問題

我國采用直流外送的能源基地大多與容量大、網(wǎng)架強的地方電網(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)，同時在送端換流站并入云南電網(wǎng)[11]。其優(yōu)點在于當直流閉鎖導致功率無法送出時，近端地方電網(wǎng)的發(fā)電機、負荷能夠發(fā)揮功率調節(jié)作用，承擔一部分功率轉移量，因而送端頻率穩(wěn)定性問題較少[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，當直流外送功率較大時，直流擾動會使送端交流聯(lián)絡線潮流加重，極端情況下可能導致規(guī)模小、網(wǎng)架結構弱的地方電網(wǎng)失穩(wěn)，對送端系統(tǒng)帶來嚴重沖擊。

1.2 孤島接入模式的問題

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?shù)仉娋W(wǎng)無功率交換，形成電氣關系上的“孤島”。

我國投運的呼倫貝爾-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，對于ICM，直流系統(tǒng)擾動會導致能源基地發(fā)電機發(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。當能源基地出現(xiàn)大量有功功率盈缺時，僅依靠原動機和調速器調節(jié)，難以快速解決頻率波動問題。

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)具有頻率調制、功率調制、無功調制等附加控制功能，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，實現(xiàn)直流系統(tǒng)與能源基地、地方電網(wǎng)發(fā)電機組調頻能力協(xié)調配合。

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

表1 直流附加控制應用典型直流工程

2.1 直流緊急功率控制

直流緊急功率控制由實測的送端功率偏移信號觸發(fā)，根據(jù)擬定策略或預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的直流緊急功率控制策略。設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

當送端交流系統(tǒng)頻率偏移量在給定范圍波動時，通過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。

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短路)仿真曲線。可見，當?shù)胤诫娋W(wǎng)與能源基地容量之比η=50%時，是否考慮FLC對頻率偏差最大值、頻率恢復穩(wěn)定時間影響不大；當η=20%時， 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，當?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小時(本算例約為能源基地的20%)，直流附加控制對送端系統(tǒng)的穩(wěn)定起到重要作用，規(guī)劃中應計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

針對能源基地直流外送系統(tǒng)，當近端地方電網(wǎng)容量較大時，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)的運行與穩(wěn)定控制。同時，為滿足檢修等特殊運行方式的要求，可在聯(lián)絡線上設置開關，實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)和孤島運行模式的切換。

通過研究發(fā)現(xiàn)，當?shù)胤诫娋W(wǎng)容量較小時，在技術上GCM不再具有絕對優(yōu)勢。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)的動態(tài)特性來判斷兩種接入模式的適應性。因此本文通過建立能源基地、地方電網(wǎng)和直流輸電系統(tǒng)的動態(tài)模型，構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)定導則》、和《高壓直流換流站接入系統(tǒng)設計內容深度規(guī)定》[13-14]的相關規(guī)定，從潮流、短路電流、暫態(tài)穩(wěn)定性3個方面來對比判斷兩種接入模式的適應性，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，假設其為無窮大系統(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，能源基地每臺發(fā)電機組均采用5階或6階模型，并考慮勵磁、調速系統(tǒng)作用。地方電網(wǎng)等值為單臺發(fā)電機和綜合負荷。直流輸電線路采用準穩(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照組，借鑒相關導則要求并結合工程實踐，提出由潮流、短路電流、暫穩(wěn)校驗構成的模式選擇方法。

3.3.1 潮流校驗

以設計水平年的最大、最小正常運行方式作為典型潮流計算方式。

根據(jù)電力系統(tǒng)N-1原則，在典型潮流計算方式下無故障斷開能源基地直流外送系統(tǒng)中的任一元件或斷開區(qū)域三中的任一元件，進行潮流計算。判斷各節(jié)點電壓、線路和設備的負載率是否在安全運行的范圍之內[15-16]。

3.3.2 短路電流校驗

以遠景規(guī)劃水平年的最大運行方式為對象，設置整流站換流母線B2、聯(lián)絡變T2低壓側、母線B3為短路點，計算各短路點的三相、單相短路電流，校驗對應電氣設備的動穩(wěn)定和熱穩(wěn)定性[17-18]。

3.3.3 暫態(tài)穩(wěn)定校驗

借鑒《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》，基于典型潮流方式計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)生幾率及其對送端系統(tǒng)穩(wěn)定影響的嚴重程度，確定第一級、第二級暫態(tài)安全穩(wěn)定校驗順序和標準：

第一級(N-1)安全穩(wěn)定校驗順序和標準(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接地故障重合成功；

③任一回交流聯(lián)絡線I段保護范圍內故障或無故障斷開不重合；

④地方電網(wǎng)負荷突然切除。

第二級(N-2)安全穩(wěn)定校驗順序和標準(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故障三相斷開不重合；

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)校驗判據(jù)為

①在第1個搖擺周期內，能源基地和地方電網(wǎng)中任意兩臺機組相對功率角δ≤180°，并呈減幅振蕩；

②送端交流系統(tǒng)受擾動后，各節(jié)點電壓能夠在1 000ms內恢復到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的時間不超過200ms，送端系統(tǒng)的頻率能夠恢復到49.5Hz～50.5Hz；

④故障切除200ms后，直流輸電線路應滿足：電壓不高于1.05p.u；電流不低于10%額定電流；整流側觸發(fā)角不低于5°；逆變側關斷角不低于15°；換相失敗次數(shù)不超過兩次。

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ICM、GCM兩種接入模式進行對比分析。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；G3、G4為二區(qū)電廠發(fā)電機；G5、G6為三區(qū)電廠發(fā)電機)。

輸送容量/MW電壓/kV無功補償/Mvar變比線路長度/km40006601350500/685900

表3 能源基地參數(shù)

表4 地方電網(wǎng)參數(shù)

聯(lián)絡變壓器容量的選擇滿足下列原則：①能滿足不同運行方式下的有功、無功交換；②為滿足直流閉鎖故障時能源基地的最小供電需要，聯(lián)絡變容量不應小于能源基地最大一臺機組容量。這里選定聯(lián)絡變容量為1 000MVA。聯(lián)絡線、聯(lián)絡變參數(shù)如表5。

表5 聯(lián)絡線、聯(lián)絡變參數(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)提出的潮流校驗原則，進行以下5種情況的潮流計算:①正常大、小負荷運行；②聯(lián)絡變壓器無故障斷開；③能源基地一臺最大容量機組無故障斷開；④換流站無故障斷開；⑤任一交流線路或直流線路無故障斷開。潮流仿真結果如表6。

表6 潮流仿真結果

顯然，通過潮流校驗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原則對兩種方案的夏大、冬大方式進行短路校驗，短路電流仿真結果如表7所示。

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

表7 短路電流仿真結果

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)定校驗原則，對兩種接入模式可能出現(xiàn)的故障進行仿真模擬，檢測相關穩(wěn)定指標是否滿足暫穩(wěn)判據(jù)要求，得到暫穩(wěn)仿真結果如表8所示(表中“√”表示該指標滿足暫穩(wěn)判據(jù)要求；“×”表示該指標不滿足要求)。以表8中故障④(直流單極閉鎖)為例，設t=0時刻直流正極閉鎖，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

對于ICM，發(fā)生單極閉鎖故障時送端系統(tǒng)頻率、功角、電壓失穩(wěn)：母線頻率持續(xù)波動，頻差高于51Hz的時間超過200ms；能源基地G1、G2機組的相對功角劇烈震蕩(δ≥180°)；個別母線正序電壓出現(xiàn)較大波動，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

對于GCM，送端系統(tǒng)仍保持穩(wěn)定：母線頻率偏差、發(fā)電機功角、母線正序電壓僅出現(xiàn)短時間內的小波動。

類比單極閉鎖故障，對表8中其余故障進行仿真模擬，將仿真結果填入表中。可見，對于ICM，發(fā)生故障④、⑥(單極、雙極閉鎖)時系統(tǒng)不能保持穩(wěn)定。對于GCM，各類故障擾動下相關穩(wěn)定指標均滿足要求，能通過暫態(tài)穩(wěn)定校驗。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性分析

由4.2可知，ICM在較嚴重的單、雙極閉鎖下有暫態(tài)失穩(wěn)風險，GCM為優(yōu)選方案。是否可以認為由于地方電網(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？下面本文應用上述模式選擇方法，通過改變地方電網(wǎng)容量、地方電網(wǎng)與直流外送系統(tǒng)聯(lián)絡線的等值電抗，判斷GCM的可行性，表9給出了部分算例校驗結果。

表9 GCM仿真結果

由表9可得到如下結論：①算例①～③的仿真表明，當?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長度小于等于150km)時，能通過各項校驗，優(yōu)選方案為GCM。②算例④、⑤的仿真表明，當?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長度大于等于200km)時，GCM不能通過N-1潮流校驗和暫穩(wěn)校驗，而ICM在較嚴重故障下才有暫穩(wěn)問題，從規(guī)劃的角度出發(fā)可將ICM作為優(yōu)選方案。

可見，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 結束語

針對能源基地近端、規(guī)模小、網(wǎng)架結構弱的地方電網(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，為未來直流工程投運和送端系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提供了支撐。通過仿真驗證了該方法的有效性與適應性，并得到如下結論：

①對于地方電網(wǎng)與能源基地直流外送系統(tǒng)的并網(wǎng)問題，在技術層面上，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)的動態(tài)特性來對比兩種接入模式的可行性。

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

③直流附加控制對送端系統(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，應該計及直流附加控制能力的影響。