摘要：扎鲁特—青州特高压直流工程投运后，东北电网将成为我国又一高比例跨区直流送端电网。该文基于东北电网风电高渗透以及季节性供热需求约束的运行现状，分析了扎鲁特—青州直流工程投运对电网稳定特性的影响。针对直流闭锁故障，提出了适应东北电网实际情况的优化切机控制方案，并对比分析不同切机方案对电网稳态压升的影响。在此基础上探讨基于直流紧急支援的协调控制策略，减少安控机组切除量，降低电网稳态压升水平。该文所提安控策略可用于指导电网的实际运行，提升直流外送能力以及风电消纳能力。
关键词：高比例直流;稳定特性;风电高渗透;协调控制
0 引言
扎鲁特—青州±800 kV 特高压直流(简称扎青直流)输电工程是东北电网的第一条跨区特高压直流工程，输电电压等级为±800 kV，输电规模10000 MW，将于 2017 年底建成投产。工程投运有利于解决东北电网的窝电问题，有效提高地区火电机组利用小时数，促进清洁能源的健康发展;也可满足山东电网负荷增长的需求，为山东省持续快速的经济发展提供电力保证。
同时，作为我国首条电力汇集型直流，定位于送出东北全网清洁能源，扎青直流送端扎鲁特换流站近区并未配备任何配套电源，直流外送电力主要通过蒙东、黑龙江、吉林、辽宁三省一区汇集，考虑到东北电网规模较小，换流站近区风电装机渗透率较高，且跨区直流功率占比较大，扎青直流投运后必将对东北全网带来较大冲击，电网特性更加复杂，给电网安全稳定运行带来巨大挑战。为此，亟需深入分析东北电网稳定特性，并在此基础上详细研究电力汇集型直流投运给电网特性带来变化的作用机制。目前已有文献对东北电网运行特性进行了相关研究，但仍未有涉及扎青直流投运后电网的特性分析。其中文献[1]通过分析东北电网各种负荷模型的适应性,给出了考虑配电网的综合负荷模型的拟合参数;文献[2]研究了东北电网配电网综合负荷模型并定量分析了东北电网的暂态稳定性和电压稳定性;文献[3]研究了发电机励磁和调速系统的模型参数对东北电网人工接地试验仿真计算的影响;文献[4]对东北电网不同故障地点、故障方式、故障时运行方式和运行条件、测试方式、采取的安全稳定措施等进行了详细分析和研究;文献[5]提出了反映线路故障的短路电流特征因子并研究了当电网结构满足该特征时所应采取的电网重合闸方案;文献[6]研究了呼辽直流联网转孤岛和孤岛运行时的频率特性,通过发电机调频、直流频率控制模块以及相应的安稳措施，提出了呼辽孤岛正常和故障运行方式下的频率控制策略。
电力汇集型高比例直流外送工程的投运给电网安全稳定控制措施提出了新的挑战，已建成投运的特高压直流工程可借鉴经验较少，针对扎青直流投运后东北电网安全稳定控制措施和安控配置方案需进一步开展深入研究。为保障扎青直流投运后东北电网的安全稳定运行，提升扎青直流输送能力，促进大规模风电资源的合理消纳，针对东北电网复杂运行方式以及季节性供热需求约束，详细分析了扎青直流投运对东北电网系统稳定特性的影响，研究了相应的安全稳定控制措施以提高东北电网的稳定水平。
1 系统研究边界条件
1.1 扎青直流送端系统简介
东北电网以 500 kV 线路为骨干输电网架，以220 kV 线路为供电主体，由多个电压等级组成。东北电网 500 kV 主网架已经覆盖东北地区的绝大部分电源基地和负荷中心。辽吉、吉黑省间 500 kV联络线均达到 4 回，蒙东通过 1 回±500 kV 直流线路和 8 回 500 kV 交流线路向辽宁送电。当前东北电网通过直流背靠背与华北电网实现异步互联，俄罗斯通过直流背靠背向黑龙江送电。扎青直流工程建成投运后，东北电网将成为继西南电网和西北电网后拥有跨区直流的又一个大型送端电网，如图 1所示，电网的运行特性发生较大的变化。
扎青直流工程起点为内蒙古东部通辽扎鲁特旗南部地区，位于蒙东、吉林以及辽宁交界区域，途经内蒙古、河北、山东 3 省区，落点山东潍坊市青州地区，线路长度约 1233.8 km。扎鲁特换流站通过 10 回 500 kV 线路与东北电网相连，其中 3 回至蒙东科尔沁变电站，3 回至蒙东乌兰浩特(兴安)变电站，2 回至吉林向阳变电站，2 回至吉林通榆开关站，换流站容性无功补偿总容量 6665 Mvar。
距离扎鲁特换流站 400 km 范围内的常规发电机组较少，如表 1 所示，且换流站周围 100 km 范围内无常规电源。
本文仿真工具采用 PSASP 电力系统分析综合程序，计算数据采用东北电网规划数据，数据中电力元件模型与调度系统数据一致，即发电机采用考虑阻尼绕组的次暂态电势变化的详细模型，并计及励磁、PSS 和调速系统，且绝大部分机组的励磁和PSS 为实测模型参数;直流模型采用准稳态模型;电网负荷采用恒阻抗加马达的模型。
2 大容量电力汇集型直流投运后电网的稳定特性
2.1 交直流系统故障引起的暂态电压越限问题
扎鲁特换流站未规划相关配套电源且近区常规机组装机较少，换流站短路容量较低，换流站近区电压调控能力不足，直流功率扰动后易造成换流站及其近区母线暂态电压大幅度波动，给交直流设备安全带来较大压力。
通常，对设备耐压水平的校核按照设备额定运行电压的 1.3 pu 考虑，同时计及运行方式的多样化，按照故障后设备暂态压升不超 0.3 pu 进行校核。此外，根据东北电网实际运行情况，东北电网并网风电机组暂态压升不超过 0.1 pu。
较高的暂态电压水平严重影响换流站近区风电机组的正常运行甚至导致大规模风机脱网。研究表明，受端电网发生短路故障后，部分运行方式下系统电压支撑不足，易导致直流发生连续两次换相失败，机电暂态仿真软件中单次换相失败等效持续时间约为 200 ms，扎青直流满送 10000 MW 时发生连续两次换相失败故障后，换流站暂态压升最高达到 0.42 pu，如图 3—4 所示，超出交直流设备 1.3 pu的耐压极限，并触发近区风电机组脱网风险，只能采取预控直流功率的措施。表 2 所示为东北电网低谷负荷方式且电网风电同时率为 0.25 时，不同直流功率水平下发生连续两次换相失败故障后换流母线暂态压升情况以及所造成的风机脱网量。从图5 可以看出低谷负荷方式下东北电网风电脱网3000 MW 时，东北电网频率最低跌落至约 49 Hz;而通过降低初始直流功率运行水平可缓解直流功率扰动后的电压波动影响，并减少电网风机脱网量。
此外，通过研究发现扎青直流闭锁故障后由于也存在直流功率瞬时性突变，扎鲁特换流母线及换流站近区交流母线电压在直流闭锁瞬间也会出现较大的暂态电压波动情况。同时，换流站近区交流系统故障清除后，同样会引起暂态电压波动，但波动幅度均不及直流系统故障严重。表 3 所示为不同交直流系统严重故障下，换流站近区的暂态电压波动情况对比。
2.2 直流闭锁后潮流回退引发的稳态电压越限和电网频率的大幅波动问题
扎青直流需从全网组织电力汇集，且直流输送功率占比较大，最大约占东北全网负荷水平的30%，大容量电力远距离传输给电网电压调控带来巨大压力。如图 6 所示，当扎青直流发生双极闭锁故障后，延迟 300 ms 切除直流全部滤波器，以换流站为中心向外辐射的交流网架潮流大规模回退造成汇集通道沿途母线稳态电压升幅度超过 20 kV 的限幅，威胁设备安全和电网的正常运行;此外，对于高比例直流外送电网来说频率问题也是专家和学者共同关注的问题[7-15]，而扎青直流双极闭锁故障后，相当于全网负荷水平 30%的巨大盈余功率窝聚在整个东北电网内而无处消散，一大部分能量转化为电网发电机转子动能，引起网内同步机组加速进而导致全网频率大幅增加，甚至超出机组超速保护动作定值 51.5 Hz，造成网内同步机组退出运行进而导致垮网事件的发生，如图 7 所示。
3 高比例直流外送电网安全稳定控制措施
3.1 直流闭锁故障后全网优化切机适应性分析
扎青直流闭锁故障后，存在暂态和稳态电压越限以及电网高频风险，上述 3 种风险均可通过预控直流功率运行水平的方式进行解决，但该措施极大地限制了扎青直流功率输送能力以及东北电网风电的大规模消纳，具体情况将在下节进行分析。为此，需在兼顾解决上述风险的情况下给出切实可靠的安控措施以提升风电消纳和直流输送能力。考虑到扎青直流闭锁故障后，换流母线暂态压升达到0.37 pu，超过交直流设备自身耐压水平，为此需预控直流功率至 7600 MW，该直流功率运行水平下设备能够正常运行，但仍会导致近区风电脱网，为此考虑将换流站近区风电汇集站纳入到直流闭锁故障后安控切机布点范围内，避免电网在切除当量同步机组后仍旧面临风电大规模脱网所引起的电网高低频转换风险。
同时，与其他特高压直流工程闭锁故障切除配套电源不同的是，扎青直流闭锁故障后为抑制电网出现的高频风险，需在全网范围内组织并采取切机措施，以减少电网盈余功率，切机范围广，机组切除量大，容易对电网造成二次影响，同时机组切除后也损失了该机组对电网频率和电压的调节作用。
考虑到直流闭锁故障后，换流站近区的汇集线路潮流回退也是影响故障后交流母线稳态压升的主要因素，因此在全网采取切机措施时优先考虑切除可减小直流主要汇集线路潮流回退量的机组。表 4 所示为东北电网低谷方式扎青直流双极闭锁故障后延迟 300 ms 切除 600 MW 不同地区机组后换流母线稳态压升情况，由表可以看出直流闭锁故障后潮流回退量越小，换流母线稳态压升越小;相较切除远端机组，切除换流站近区机组以及负荷中心机组后，直流主要汇集线路潮流回退量以及换流母线稳态压升均较小。
3.2 直流闭锁故障后安控紧急切机措施
为保障扎青直流闭锁故障后东北电网的安全稳定运行，提升扎青直流外送能力以及风电的合理消纳，根据东北电网的实际情况，同时运行中需综合考虑季节性电源开机特点、供热需求以及扎青直流送出功率三省一区分电比等因素，采取适应于东北电网正常运行的安控紧急切机措施，具体切机原则如下：
1)优先切风电原则。
2)先切水电后切火电，由近及远原则。
3)每个电厂至少保留一台机原则。
其中原则一 一方面可将换流站近区风电汇集站作为安控切机布点并考虑将风机暂态过电压脱网量计入直流发生双极闭锁故障后的安控切机布点中，可避免安控过切风险;另一方面考虑风电机组不提供转动惯量和频率调节能力，优先切除风电机组可减小机组总切除量。原则二主要考虑东北电网季节性供热需求约束以及水电机组的启停的灵活性，安控切除全网同步发电机组时优先切除水电机组。此外，为防止 220 kV 层面机组被切除后潮流远距离窜动及线路过载，仅考虑切除东北电网500 kV 层面的火电机组。
为校核以上安控切机措施的适应性，安排如表 5 所示运行方式，其中方式 1 为电网低谷负荷水平 35000 MW，扎青直流满送 10000 MW，风电并网同时率 0;方式 2为电网低谷负荷 35000 MW，扎青直流满送 10000 MW，全网风电并网同时率达到 0.25;方式 3 为电网低谷负荷 35000 MW，扎青直流满送 10000 MW，风电同时率达到 0.5;方式 4 为电网高峰负荷方式 50000 MW，直流运行功率水平为 10000 MW，风电同时率为 0.5。各方式下，扎青直流送端换流站换流母线短路比如表 6 所示。
为保证扎青直流闭锁故障后换流母线暂态压升不超 0.3 pu，换流站及其近区交直流设备能够安全运行，均需提前预控扎青直流功率，其中方式 1、方式 2 与方式 3 下需预控扎青直流功率至 7600 MW，方式 4 需预控扎青直流功率至 9200 MW。各方式下扎青直流发生双极闭锁故障后，为防止故障后电网频率超过电网三道防线动作值 51 Hz，需采取的安控切机措施及稳态压升情况如表 7 所示。
通过不同方式下安控机组紧急切除量可知，相同负荷水平下，方式 1 纯切除火电机组总切除量大于方式 2 与方式 3 计及风电切除措施的切除量;对比方式 2 与方式 3 不同风电同时率下的切除量可知，风电切除量越大，直流闭锁故障后安控总切除量越小;方式 4 下，由于负荷水平较高，电网中同步机组开机较多，扎青直流预控值较高，直流闭锁故障后安控切机总量较大。各方式下，采取安控紧急切机措施后，换流站及其近区交流母线稳态压升均不超 20 kV。
反之，若考虑防止扎青直流闭锁后风机脱网，需继续预控扎青直流运行功率水平，以保证扎青直流双极闭锁故障后换流站近区风电汇集厂站暂态压升不超 0.1 pu。如表 8 所示，方式 3、4 直流预控值分别为 4200 MW 与 6400 MW，均远小于采取安控紧急机组切除措施的直流功率输送水平，严重限制了扎青直流外送能力。而方式 1 由于风电同时率为 0，扎青直流功率水平有较大程度的提高，但这相当于约束了风电并网能力，制约着东北电网风力资源的合理消纳。
若要保证扎青直流维持 10000 MW 满功率运行能力，需提高扎青换流站交直流设备的耐压能力或增加扎鲁特换流母线的短路比，而设备的耐压能力与设备厂商研发与生产能力有关，不在本论文的研究范围。考虑到换流母线短路比与系统短路容量有关，主要取决于系统运行方式和系统网架结构，通过调整扎青直流换流站近区常规机组开机方式可适当提高短路比，但由于受近区常规机组配置较少的原因，换流母线短路比增加幅度有限，仍不足以满足扎青直流满送要求，只能通过后期网架补强来进行进一步优化。
4 直流闭锁故障后交直流协调控制措施
东北电网与华北电网通过高岭背靠背直流进行异步互联，可考虑扎青以及高岭跨区直流的功率紧急支援能力以减少扎青直流闭锁故障后全网机组的紧急切除量。根据直流成套设计，扎青直流具备 5%的短时过负荷能力，高岭背靠背直流具备 10%短时过负荷能力，同时若扎青直流未按照额定功率运行时，对于单极闭锁故障也可考虑剩余一回直流线路的功率转代作用。此外，黑河背靠背常年馈入东北电网功率，必要时可配合采取速降黑河直流的措施。扎青直流单、双极闭锁故障后，基于较为典型的方式 3 下，考虑直流功率紧急支援后的东北全网机组紧急切除措施以及换流站稳态压升情况如表 9 所示，其中直流提升和速降通常按照故障后的200 ms 调整到位考虑，配合直流调制的切机时间统一为故障发生后 300 ms。
由表 9 可知，若采取紧急提升非故障直流并配合切机措施，不仅能减少切机量，还能有效降低换流母线稳态压升，且单极闭锁故障下由于考虑扎青直流剩余一极的过负荷能力，换流站母线稳态压升情况下降明显。其中，方式 3 下扎青直流功率需预控至 7600 MW，单极闭锁故障后，需切除东北电网机组 1000 MW。但若考虑扎青直流剩余一极功率转代 250 MW、提升高岭背靠背 300 MW 以及速降黑河背靠背 100 MW，扎青直流单极闭锁故障后，仅需切除东北电网机组 500 MW;当扎青直流发生双极闭锁故障后，由于扎青直流双极停运，仅能通过高岭背靠背直流功率紧急提升 300 MW(高岭直流按照满送至华北 3000 MW 考虑)，速降黑河背靠背直流 100 MW，仍需配合切除东北电网机组 4600 MW，较不考虑直流功率紧急支援时切机总量少。
5 结论
1)扎青直流无配套电源且换流站近区电源装机较少，直流功率扰动易导致换流站及其近区母线暂态电压越限，危及设备安全并导致大规模风机脱网。此外，受电网季节性供热需求的影响，直流闭锁故障安控切机措施面临机组可切量不足的情况，应将风电机组纳入安控切除对象，具体实施时考虑优先切除有脱网风险的风电机组，可显著增加安控可切除范围，同时减小电网频率和电压波动。
2)直流闭锁故障后在具体实施安控切机措施时，优先切除换流站近区机组可抑制换流站及其近区母线压升，但需要考虑潮流转移带来的影响，实际运行中应根据电网运行情况做出优化选择。
3)直流闭锁故障后，采取基于直流紧急功率支援的协调控制措施，可显著减少安控措施中的切机量。选择参与控制的直流时，应优先考虑本直流剩余一极的功率转代，可降低母线压升幅度。
4)针对直流连续 2 次换相失败后造成的风电机组脱网问题，可采取速降直流运行功率的措施，但根据导则，2 次换相失败故障仍属于电网 N-1 范畴，是否采取措施还应结合电网实际运行情况进行斟酌。
作者：
于强，孙华东，仲悟之，顾卓远，贾俊川，易俊(电网安全与节能国家重点实验室(中国电力科学研究院有限公司)
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原标题：参考文献
