0 引言
在交直流通道输电能力存在耦合关系的混联电网中，交流通道的潮流转移比是决定系统稳定水平的关键因素，因此转移比的确定也成为评估电网稳定水平和制定系统安全稳定控制措施中的关键环节。
交流联网系统在受到功率扰动后，发电功率重新调整以达到新的发电及负荷功率平衡的过程中，根据电力系统冲击功率分配的三阶段理论，在原动机机械功率较大幅度变化前，由2阶线性系统描述的联络线功率波动的稳态值由两侧大区电网的总惯性常数比决定。影响交流联络线功率波动峰值的最关键因素是区域电网的总惯性常数之比和互联系统区域振荡模式的阻尼比[1]。
在此基础上，文献[2]进一步指出，联络线功率波动峰值还与电磁功率突变量有关，而由于电磁功率突变量与电网参数相关，因此功率波动峰值与故障点位置有关。在实际情况中，当故障周围发电机较多或故障与联络线电气距离较大时转移比较大，反之转移比较小。
华北—华中特高压联网条件下，天中直流发生闭锁故障后，特高压交流联络线即长南线将发生潮流转移，如果转移功率超过长南线的静稳极限，将引发华北—华中电网功角失步[3-4]。本文基于联络线功率波动理论，研究并量化华北—华中特高压联网系统中关键影响因素对潮流转移比、特高压交直流耦合特性及系统稳定特性的影响，在此基础上从故障前方式预控和故障后稳定控制2个层面提出该交直流系统的协调控制策略，为特高压联网初期华北—华中特高压联网系统稳定运行提供重要技术支持[5-10]。
1 联络线功率波动影响
1.1 系统惯量比
根据联络线功率波动理论，区域电网的总惯性常数之比是影响交流联络线功率波动峰值的最关键因素之一。华北—华中同步电网总容量约为324 011 MW，其中华北177 445 MW，华中146 567 MW，华北—华中系统惯量比约为1.21[11-15]。华北—华中特高压联网系统如图1所示。提高华北电网容量至年度最大值约189 409 MW，此时华北—华中系统惯量比约为1.29。针对惯量比1.21~1.29的波动范围，分析天中直流单极闭锁后特高压长南线有功功率波动情况，结果如表1和图2所示。
图1 华北—华中联网系统示意图
Fig. 1 North China-Central China Power Grid sketch
天中直流闭锁条件下，华北—华中区域电网系统惯量比值越大，特高压长南线有功功率暂态转移比越高;惯量比从1.21提高至1.29，暂态转移比从59.6%提高到61%，提高1.4%。因此，针对华北—华中联网系统，由于同步电网规模巨大，电网系统惯量比波动范围不会很大，因此暂态转移比受惯量比影响不会很大[16-21]。
表1 不同系统惯量下天中特高压直流闭锁后长南特高压交流功率波动
Tab. 1 Power flow transfer of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different system inertia
图2 不同系统惯量下天中特高压直流闭锁后长南特高压
交流潮流转移比
Fig. 2 Power flow transfer ratio of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different system inertia
1.2 负荷特性
华北华中联网系统负荷模型均采用马达+恒阻抗模型，针对天中直流单极闭锁故障分析不同马达比例条件下特高压长南线功率波动情况，仿真结果如表2和图3所示。
随着河南电网负荷模型中马达比例的增加，特高压有功功率的转移比逐步增大。马达比例从50%
表2 不同负荷模型下天中特高压直流闭锁后长南特高压交流功率波动
Tab. 2 Power flow transfer of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different load model
图3 不同负荷模型下天中特高压直流闭锁后长南特高压
交流潮流转移比
Fig. 3 Power flow transfer ratio of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different load model
提高至70%，暂态转移比从57.6%提高至60.9%，提高3.3%。由于马达模型的比例对负荷的低压释放特性影响较大，因此对特高压长南线的转移比影响较大。
1.3 特高压线路输送功率
本节分析特高压长南线输送容量对功率波动的影响，仿真结果见表3和图4。
表3 长南线不同初始功率下天中特高压直流闭锁后长南交流功率波动
Tab. 3 Power flow transfer of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different initial power
图4 长南线不同初始功率下天中特高压直流闭锁后长南特高压交流潮流转移比
Fig. 4 Power flow transfer ratio of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different initial power
长南线功率3000 MW时，特高压暂态转移比最大，达到64.8%;长南线功率继续增加，天中直流闭锁后长南线功率波动逐渐逼近静稳极限，特高压暂态转移比又有所降低，长南线功率5000 MW时，特高压转移比为59.6%。
1.4 直流落点周边开机方式
故障位置将直接影响电磁突变功率的大小，故障侧网络突变功率使得转移比增加，而对侧网络的突变功率使转移比下降。在实际情况中，当故障周围发电机较多时转移比较大，反之转移比较小。调整郑州地区开机方式，分析天中直流单极闭锁故障条件下故障点周围开机方式对特高压长南线功率波动的影响。仿真结果如表4和图5所示。
由于郑州地区电源较多且落点分布均匀，开机方式对特高压转移比的影响相对较小，天中直流单极闭锁条件下郑州地区满开机方式和小开机方式转移比分别为59.7%和59.0%，仅相差
0.7%。
表4 不同开机方式下天中特高压直流闭锁后长南特高压交流功率波动
Tab. 4 Power flow transfer of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different operation mode
图5 不同开机方式下天中特高压直流闭锁后长南特高压
交流潮流转移比
Fig. 5 Power flow transfer ratio of Changnan UHV AC while Tianzhong UHV DC block of different operation mode
2 特高压交直流输电能力耦合关系
2.1 最大转移比
调整特高压长南线输送功率至5000 MW，调整华北—华中系统惯量比约1.3，调整河南电网负荷模型中马达比例70%，直流落点周边安排满开机方式，此时华北—华中联络线潮流转移比最大。天中直流双极输送5000 MW条件下，发生单极闭锁，系统稳定，特高压转移比为63.2%。仿真曲线见图6。
图6 天中直流输电能力
Fig. 6 Available transmission capability of Tianzhong UHV DC
2.2 静稳极限
在华北—华中联络线潮流转移比最大的系统工况下，采用工程实用算法，通过增加华北出力、减小华中出力，可计算得出华北-华中特高压联络线南送静稳极限约为6454 MW。仿真曲线如图7所示。
图7 长南特高压交流静稳极限
Fig. 7 Static stability limit of Changnan UHV AC transmission line
2.3 交直流输电能力耦合关系
华北—华中特高压联网系统中，天中直流发生闭锁故障后，直流输送功率和交流输送功率的耦合关系受交流通道静稳极限制约。特高压交流联络线即长南线转移功率PAC如可采用式(1)表示。
PAC=PAC0+PDC0´K% (1)
式中：PAC0为交流线路初始功率;PDC0为直流初始功率;K%为潮流转移比。
为保持华北—华中同步电网功角稳定，考虑最严苛的系统条件，即最大转移比，同时考虑15%的静态稳定裕度，由式(1)计算可知交流通道能够承受的最大转移潮流为5593 MW。
采用PSD-BPA针对华北—华中同步电网进行仿真计算，逐步增大长南线输送功率，天中直流单极闭锁不采取安控措施特高压同步电网不失稳条件下，长南线南送功率极限为5500 MW，与采用转移比估算的极限潮流5593 MW基本一致。
3 特高压交直流协调运行策略
3.1 故障前方式预控
由式(1)可得，不同的转移比条件下，特高压交直流输送功率耦合关系如图8所示，特高压交直流混联系统可分为“稳定运行”和“稳控措施”2个区域。
当直流和交流以较小的功率水平运行，即图中左下方稳定运行区域范围内，系统可以保持稳定运行，无需采取措施，因此，针对系统任意时刻的运行条件，可以根据其潮流转移比和静稳极限确定其稳定运行区域，方式安排直流和交流功率运行在该区域，即可保持系统稳定运行。
图8 天中特高压直流和长南特高压交流输送功率耦合关系
Fig. 8 Coupling relationship of transmission power between Tianzhong UHV DC and Changnan UHV AC transmission line
3.2 故障后稳定控制
反之，当直流和交流以较大的功率水平运行，即图中右上方稳控措施区域范围内，发生直流故障后交流通道转移功率将超过其静稳极限，引发华
北—华中电网功角失稳，需采取稳定控制措施，具体包括华中—华东多回直流功率紧急降落或切负荷等控制措施。仿真表明，这2种控制措施协调配合关系如表6和图9所示。
经研究可知，若控制策略中，减少直流功率紧急降落量，需要切负荷来填补这部分的功率缺额，随直流功率控制量的减少，切河南负荷量逐步递
表6 直流功率紧急降落与河南切负荷协调配合关系
Tab. 6 Relationship between DC power emergency reduction and Henan load shedding
图9 直流功率紧急降落与切河南负荷协调配合关系曲线
Fig. 9 Coordination curve of DC power emergency reduction and Henan load shedding
增，控制总量也逐步递增;同时考虑到直流功率紧急降落更具经济性和安全性，因此优先考虑直流降功率，在直流可调功率不足的情况下，考虑配合集中切负荷措施。
3.3 特高压交直流稳定控制策略
基于联络线功率波动理论和特高压交直流耦合关系，提出特高压交直流混联电网稳定控制策略如图10所示。
图10 特高压交直流稳定控制策略流程图
Fig. 10 Flow t of UHV AC/DC stability control strategy
1)依据华北—华中联网系统交直流初始功率、系统惯量、负荷特性、直流落点开机方式等实际运行工况，确定特高压交流通道转移比。
2)基于实际工况对应潮流转移比，计算交直流系统稳定运行区域。
3)根据特高压交直流初始功率，判断系统是否运行于稳定运行区域，如果是，无需采取措施。
4)如果系统运行于稳控措施区域，评估系统直流可调量。
5)结合华中—华东直流可调量确定配合切负荷措施量，并采取仿真校核稳定控制措施，以保证系统稳定运行。
4 结论
1)华北—华中特高压联网系统中天中直流发生闭锁故障后，特高压交流联络线即长南线将发生潮流转移，如果转移功率超过长南线的静稳极限，将引发华北—华中电网功角失步。转移比与系统惯量比、交直流通道初始功率、系统负荷特性、天中直流落点近区开机方式等实时运行工况有关，其中负荷特性影响最大。
2)受特高压交流通道静稳极限制约，根据华北—华中联网系统实时工况下交流通道转移比，可确定特高压交直流输送功率耦合关系，根据此耦合关系估算的特高压长南线输电能力与仿真计算结果吻合。
3)在特高压交直流输送功率耦合关系示意图中可将系统分为稳定运行区域和稳控措施区域，针对系统这2个运行区域分别采用方式预控和故障后紧急降落华中—华东多回直流功率或切负荷等控制措施能够保持系统稳定运行。
4)直流功率紧急降落配合集中切负荷策略中，随直流功率控制量的减少，切河南负荷量逐步递增，控制总量也逐步递增;同时考虑直流功率紧急降落更具经济性和安全性，建议优先考虑直流降功率，在直流可调功率不足的情况下，考虑配合集中切负荷措施。
原标题：基于联络线功率波动理论的华北—华中特高压交直流联网系统安全稳定控制策略
