摘要：為深入研究無配套火電支撐的風火打捆特高壓直流配套穩控系統控制策略，分析了雁淮直流投運初期送端電網安全穩定特性，研究了近區風電不同接線方式對直流換相失敗后風機暫態過電壓的影響。提出了綜合應對直流近區及山西北部電網潮流轉移和電壓穩定的切機控制策略，實現了多區域分散可切機組的協調配合，設計了穩控裝置配置及實現功能。通過研究雁淮直流送端穩控系統與山西北部交流穩控系統的耦合特性，量化了兩套穩控裝置相繼動作帶來的可切容量不足風險，提出不同停機備用水平下雁淮直流預控功率。仿真結果驗證了所提策略的有效性與合理性，研究結論可為無配套火電支撐的風火打捆直流外送系統的安全穩定分析及控制策略制定提供參考。

關鍵詞：風火打捆 特高壓直流 暫態過電壓 控制策略 穩控裝置

引言

中國一次能源與負荷中心呈逆向分布特點，特高壓直流輸電為實現大范圍能源資源優化配置發揮了重要作用[1-4]。根據國家能源局《關于進一步調控煤電規劃建設的通知》，當前相當一段時間內中國特高壓直流輸電工程配套火電建設將全面滯后，涉及2017年投產的雁淮、魯固、祁韶、昭沂等特高壓直流。這些缺少配套火電支撐的直流輸電將依靠送端網內火電機組及配套新能源機組進行電源組織，由此帶來兩方面問題：一方面，送端電網短路容量不足，直流換流站近區電壓支撐薄弱，故障后新能源脫網風險增大;另一方面，直流配套穩控系統切機對象分布于送端電網內，呈現數量多、分布廣及容量小的特點，穩控系統動作將波及更廣范圍，制定切機控制策略時須同時考慮對主網的影響，且直流配套穩控系統可能與本地交流穩控系統交叉耦合，存在穩控相繼動作導致切機容量不足風險。

隨著越來越多的風火打捆能源基地建設運行，已有不少文獻對風火打捆直流外送電網安全穩定特性進行研究。文獻[5]從送端電網的頻率穩定與電壓穩定兩方面研究了風火打捆直流外送方案;文獻[6]研究了直流閉鎖、換相失敗故障引發風機高壓脫網的機制，指出其本質是一個大容量無功擾動引起的過電壓問題;文獻[7]分析了嚴重故障下風火打捆外送系統暫態失穩的原因;文獻[8] 分析了雁淮直流的安全穩定特性，考慮了配套電源不同開機方式、直流近區不同接線方式及長南線不同輸送功率等影響因素。對于直流無配套火電支撐的送端電網安全穩定的特殊性，仍亟需進一步研究。

文獻[9-13]介紹了中國部分已投運直流工程的配套穩控系統、控制策略及其功能實現，切機對象均含有直流配套機組。針對無配套火電支撐、僅有配套風電的風火打捆直流配套穩控系統控制策略的研究較少。文獻[14]分析現有直流穩控系統的設計方案可能存在的安全隱患，提出了直流配套穩控系統的優化典型設計方案，并且針對兩套直流穩控系統之間可能存在耦合提出協調控制的策略。但未述及直流配套穩控系統與交流穩控系統間的協調控制問題。

本文以±800 kV雁門關—淮安特高壓風火打捆直流輸電工程(簡稱雁淮直流)為研究背景，分析了直流近區風電不同接入電網階段下山西電網安全穩定特性，從電氣距離角度分析直流換相失敗故障下風機暫態過電壓;基于不同切機措施改善直流近區及山西主網潮流轉移的靈敏度制定切機控制策略，設計了直流配套穩控系統的切機方案、站點配置及實現功能，最后研究了直流配套穩控系統與現有交流穩控系統的耦合特性，分析了交直流穩控相繼動作對電網安全穩定的影響，進而提出了機組不同停機備用水平下直流運行功率建議。

1 研究條件

±800 kV雁淮直流輸電工程北起山西雁門關換流站，南至江蘇淮安換流站，輸電距離1 200 km，工程額定功率8 000 MW，2017年雙極投產。雁門關換流站通過3回500 kV線路接入500 kV明海湖變電站，山西電網除2018年計劃投產木瓜界電廠外無其他配套火電電源投產計劃，晉北地區風電通過多回220 kV線路匯集到明海湖站，裝機容量約2 492 MW?；窗矒Q流站分別通過4回500 kV線路接入500 kV三汊灣變電站、安瀾變電站連接受端電網，如圖1所示。

圖 1 2018年雁淮直流送受端出線方案

Fig. 1 Sending and receiving proposal of Yan-Huai UHVDC in 2018

計算數據采用2017年冬季平峰方式數據。主要模型分別為：發電機采用考慮阻尼繞組的次暫態電勢變化的詳細模型，并計及勵磁、PSS和調速系統;直流模型采用準穩態模型;華中、華北負荷采用恒阻抗加馬達的模型，華東負荷采用恒阻抗加恒功率的模型。仿真工具采用PSASP機電暫態仿真程序。

2 送端電網穩定特性分析

2.1 研究方式

根據直流近區風電匯集方式分為全接線方式和過渡期方式。全接線方式下風電匯集站(220 kV右玉、水頭、向陽堡)通過6回聯絡線直接接入明海湖站，而過渡期方式下6回聯絡線未投產，右玉與向陽堡相連，通過環網接入朔州站，如圖2所示。全接線方式下風電場與雁門關換流站電氣距離更小，風電匯集能力更強。

雁門關—明海湖3回500 kV線路構成特高壓直流第一級送電斷面，單回40℃熱穩極限3 200 MW;雁同—明海湖、五寨—明海湖各2回500 kV線路構成直流第二級送電斷面，單回40 ℃熱穩極限2 600 MW。受雁門關—明海湖3回線路N–1故障后剩余2回熱穩限制，雁淮直流最大輸送功率6 400 MW。

圖 2 雁淮直流近區風電不同接線方式

Fig. 2 Different connection modes of wind power in the near area of Yan-Huai UHVDC

過渡期方式與全接線方式下，直流近區第一、二級斷面線路N–1故障下系統無熱穩定問題，N–2故障下系統無暫態穩定問題，滿足安全運行要求。

2.2 直流運行工況

有效短路比(ESCR)指標廣泛用于評價交流系統對直流系統的支撐強度。按照工程經驗，ESCR<2時，為極弱交流系統;23時，為強交流系統[15]。過渡期方式、全接線方式下雁淮直流的有效短路比指標如表1所示，均為弱交流系統。

2.3 直流閉鎖故障

直流雙極閉鎖故障后系統盈余功率6 400 MW，在長南線南送5 800 MW且送端無功電壓支撐較弱運行工況下，若系統不采取穩控措施，功率轉移將可能導致長南線功率越過靜穩極限，觸發快速解列裝置動作，如圖3所示。

圖 3 雁淮直流雙極閉鎖后長南線有功功率(不采取安控)柴油發電機組

Fig. 3 Active power of Chang-Nan line after bipolar close of Yan-Huai UHVDC

2.4 直流換相失敗故障對風機影響

直流換相失敗故障瞬間大量盈余無功功率會導致近區電壓升高，可能觸發風機過電壓保護動作。暫態電壓曲線如圖4所示。

圖 4 雁淮直流1次換相失敗后風電廠機端電壓曲線

Fig. 4 Voltage curve of wind generator after> 

由表2可知，全接線方式下風電場與雁門關換流站電氣距離更近，風機暫態過電壓均高于過渡期接線方式。統計直流近區多個風電場機端暫態電壓值如圖5所示，機端最高暫態電壓(標么值)接近1.28，超過現有風機過電壓保護動作定值(標么值1.15)。

圖 5 雁淮直流換相失敗故障后，直流近區風電場機端暫態最高電壓

Fig. 5 Highest transient voltage of wind generator close to Yan-Huai UHVDC after commutation failure

3 直流配套安全穩定控制系統離線策略及功能實現

3.1 切機電源配置

目前直流送端已配置切機裝置的電廠(神泉、河曲及軒崗)包含冬季供熱機組的裝機總容量為4 920 MW，不滿足直流運行功率6 400 MW下的切機容量需求。由于直流配套電源建設嚴重滯后，在直流配套穩控系統實施第一階段，增加配置塔山、神二切機電廠，總容量達8 440 MW，可切機組主要分布于山西北部的大同、忻州、朔州地區，呈現分散接入的特點，穩控裝置配置及通道聯系復雜，接入直流配套穩控系統的電廠如表3所示。

3.2 直流故障下切機控制策略

雁淮直流配套穩控系統主要為解決直流故障后盈余功率轉移導致的潮流及電壓問題，基于此，通過考察直流故障下采取切機控制措施后直流近區和山西北部交流電網潮流及電壓變化情況，評價所切機組的控制效果。

雁淮直流發生雙極閉鎖故障后，盈余功率從山西北部電網通過大房三回、神保雙回、忻侯雙回、朔云單回及五固雙回共10回500 kV線路轉移至華北電網、山西中部電網，如圖6所示。潮流轉移后神保線負載率最大(約90%)。候選切機電廠分布于不同區域，采取切除各電廠所有機組的方案，考察切機后潮流轉移及電壓問題。

圖 6 山西北部電網與山西中部電網、河北電網聯系

Fig. 6 Diagram of the contact of the north and dle area of Shanxi power grid with Hebei power grid

采取切機措施后直流近區穩態電壓水平合理(標么值0.95~1.05)，直流一二級送電斷面負載率不超過熱穩極限60%，且切除塔山、河曲機組分別對雁湖線、湖寨線潮流控制效果較好。

采取切機措施后山西北部交流電網穩態電壓水平合理(標么值0.95~1.05)，針對潮流轉移后負載率最大的神保線，切除河曲機組對其潮流控制效果較好，神二、塔山機組次之，但切除神二機組改善神保線潮流的同時會加重神雁線潮流，而切除塔山機組對神雁線潮流控制效果較好。

綜合考慮各機組對直流近區及交流電網潮流、電壓影響的靈敏度，制定直流閉鎖故障下切機控制策略：優先交替切除塔山機組、河曲機組;其次切除神泉、軒崗機組;最后切除神二機組。離線控制策略如表4所示。

以全接線方式下直流運行功率6 400 MW為例進行仿真驗證，雁淮直流雙極閉鎖故障后若切機策略不合理，如優先切除2臺神二機組，則可導致神雁線功率超過熱穩極限，威脅系統安全運行;而本文所提切機策略可保證包括神雁線在內的山西電網運行于安全合理水平，仿真結果如圖7所示。

圖 7 雁淮直流雙極閉鎖不同切機策略下神雁線功率曲線

Fig. 7 Power of Shenyan transmission line under different control strategies after Yan-Huai UHVDC blocking

3.3 站點配置

關于雁淮直流配套穩控系統站點的配置，考慮是否配置控制子站有2種方案。方案1：所有執行站均接入明海湖控制主站，僅有一個控制主站;方案2：第一階段執行站接入明海湖控制主站，后期執行站接入五寨控制子站，五寨控制子站接入明海湖控制主站。方案1雖然成本較低，通信架構簡單，但會導致通信通道擁堵，穩控系統可靠性不高;方案2雖然成本較高，通信較復雜，但可避免通道擁堵帶來的安全隱患，同時方便工程后期增加切機執行站。綜上，工程實施采用方案2，系統廠站聯系如圖8所示。

圖 8 雁淮直流配套穩控系統廠站聯系

Fig. 8 Connection of security and stability control system of Yan-Huai UHVDC

4 直流配套穩控系統與現有交流穩控系統耦合特性分析及協調控制策略

4.1 現有山西北部穩控系統

圖 9 現有山西北部穩控系統廠站聯系

Fig. 9 Connection of security and stability control system of the north Shanxi power system

為保障山西北部電力外送的安全性，山西北部電網已配置交流穩控系統。系統廠站聯系如圖9所示，按照功能分為控制主站、測量子站和執行站。

根據現有交流穩控系統策略表，系統最大切機量為3 700 MW(神保一回檢修、大房兩回故障開斷)，由大同控制主站分配。接入現有交流穩定控制系統的電廠如表5所示，其中塔山電廠與神二電廠機組同時接入直流穩控系統。

4.2 直流配套穩控系統與現有北部穩控系統耦合

雁淮直流配套穩控系統與現有山西北部穩控系統在切機機組上存在重疊：塔山電廠2×600 MW、神二電廠2×500 MW，如表3、5所示?；趦商追€控系統的動作先后順序，分析二者的耦合特性。

若雁淮直流穩控與北部穩控動作時間差大于一個事件周期(5 s)，則分為2種場景。場景一：若雁淮直流穩控先于北部穩控動作，當直流穩控動作后切除塔山機組(2×600 MW)，此時交流穩控系統大同主站可切機總容量為4 100 MW(大同主站不切神二電廠機組)，考慮停機備用情況，不滿足交流系統故障下最大切機量3 700 MW的要求;場景二：若北部穩控先于雁淮直流穩控動作，當北部穩控動作后切除塔山(2×600 MW)、神二(2×500 MW)后，直流穩控系統可切機容量為6 240 MW，考慮停機備用2 000 MW水平下，則直流閉鎖后切機不平衡量為2 000 MW時才能滿足直流6 400 MW運行要求。

若2套穩控系統動作時間差小于等于一個事件周期(5 s)，由于二者之間無信息交互，則可能同時發送切機命令至重疊機組，造成實際切機量的不足，嚴重威脅系統安全，對于上述情況，需對2套穩控系統進行協調控制。

圖 10 直流穩控與交流穩控系統間協調控制流程

Fig. 10 Schedule of cooperation control of the AC and DC security and stability control system

因此，將明海湖主站設置為協調控制主站，當北部交流穩控系統判斷需要采取切機措施時，向電廠發送切機命令的同時，同步將切機信息發送至明海湖站，由明海湖站穩控裝置進行協調控制，協調控制方法如圖10所示。具體策略如下。

(1)明海湖站穩控裝置僅收到交流穩控裝置發送的切機信息，明海湖站未判斷出任何故障，則明海湖站不采取措施。

(2)明海湖站穩控裝置收到交流穩控裝置發送的切機信息之前，明海湖站已發送切機命令，則明海湖站將切機重疊機組容量反饋至交流穩控裝置，進行追加補切。

(3)明海湖站穩控裝置收到交流穩控裝置發送的切機信息之后，判斷出故障需要切機，則先將交流穩控系統已切機組排除后再在剩余機組中確定切機機組。

基于全接線方式雁淮直流安排功率6 400 MW，以同一事件周期內交流穩控系統先于直流穩控系統動作為例進行仿真驗證，交流穩控系統切除重復機組后，雁淮直流發生雙極閉鎖故障觸發直流配套穩控系統動作。若無協調控制策略，直流配套穩控系統欠切2 200 MW，直接導致省際聯絡線神保線功率越限，威脅系統安全運行，仿真結果如圖11所示。隨著直流運行功率的提升，由此將導致更多的潮流越限或電壓穩定問題，而采取協調控制策略可保證山西電網運行在安全合理水平。

圖 11 不同控制策略對神保線功率的影響

Fig. 11 The influence of different control strategies on the power of Shen-Bao transmission line

5 結論

(1)雁淮直流投運初期無配套電源支撐，送端交流系統對直流系統支撐較弱;長南線南送5 800 MW且送端無功電壓支撐較弱運行工況下，直流輸送功率6 400 MW雙極閉鎖故障無穩控措施將導致長南線解列。

(2)雁淮直流發生換相失敗故障導致直流近區風電場機端最高暫態電壓(標么值)達到1.28，超過風機現有過壓保護定值;風電場與換流站電氣距離越近，暫態過電壓越高;建議提高距直流換流站較近風機的耐壓標準或改善風機接入電網方式。

(3)制定雁淮直流送端穩控切機策略時不僅要考慮直流近區潮流及電壓因素，還要考慮對神保線及神雁雙回線等山西北部重要聯絡線影響。

(4)直流配套穩控系統與現有交流穩控系統的耦合可能會威脅系統安全，采用二者之間的協調控制策略，可應對兩套穩控相繼動作帶來的安全風險。

作者：

潘捷 , 鄭惠萍 , 張紅麗 , 王超 , 薛志偉 , 劉福鎖 , 吳晨曦    

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