扎鲁特—青州特高压直流输电工程投运后东北电网的稳定特性及控制措施研究

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。