王 爽，李東野，郭 佳

(中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)東北電力設(shè)計(jì)院有限公司，長(zhǎng)春 130021)

目前長(zhǎng)距離的跨區(qū)電力輸送主要采取直流輸電方式，隨著技術(shù)的進(jìn)步，直流輸電容量和電壓等級(jí)不斷提高，輸電網(wǎng)損大幅下降，單位容量占地下降。截至2017年底，我國(guó)已建成跨省跨區(qū)±800 kV特高壓直流輸電工程12條，總?cè)萘? 360×104kW。

特高壓直流輸電具有輸送容量大的優(yōu)點(diǎn)的同時(shí)，對(duì)送端和受端系統(tǒng)強(qiáng)度都具有較高的要求，為避免直流閉鎖造成功率大幅波動(dòng)引發(fā)電網(wǎng)事故，通常要求特高壓直流線路的兩端電網(wǎng)具備較強(qiáng)的穩(wěn)定水平和事故支援能力，但是以扎魯特至山東青州(下簡(jiǎn)稱(chēng)扎青)特高壓直流為代表的送端電網(wǎng)，存在新能源裝機(jī)比例大、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對(duì)薄弱的特點(diǎn)，具有典型的弱電源支撐特性。此外，由于扎青特高壓直流工程立足解決存量電源，與國(guó)內(nèi)現(xiàn)有特高壓直流工程最為顯著的差異是送端無(wú)配套電源，弱電源支撐的屬性進(jìn)一步凸顯。

直流輸電工程送端系統(tǒng)設(shè)計(jì)，需要考慮送端電源組織方案、換流站與交流系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)方式、交流系統(tǒng)強(qiáng)度與短路比、換流站無(wú)功配置等因素[1-5]。提出了直流換流站的容性無(wú)功補(bǔ)償原則及無(wú)功分組容量選擇[1,6]；結(jié)合交流系統(tǒng)強(qiáng)弱，提出了直流工程建議的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備類(lèi)型[6-8]；利用直流換流站短路比分析了交流系統(tǒng)強(qiáng)弱對(duì)直流輸送能力的影響。

弱電源支撐的特高壓直流輸電工程作為一種特有的輸電結(jié)構(gòu)，在送端接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)方面目前尚無(wú)成熟方法，文獻(xiàn)[9-12]結(jié)合西電東送工程分析直流輸電進(jìn)行風(fēng)火打捆輸送對(duì)功率和無(wú)功控制的原則，但是缺少送端接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案的研究。本文在考慮送端無(wú)功支撐能力弱和無(wú)送端配套電源的情況下，通過(guò)優(yōu)化送端接入系統(tǒng)方案提高換流站交流母線短路比，通過(guò)優(yōu)化無(wú)功配置提高系統(tǒng)無(wú)功電壓調(diào)節(jié)能力，從而提高交流系統(tǒng)對(duì)直流系統(tǒng)的支撐，提高弱電源支撐特高壓直流抵御事故的能力。

1 弱電源支撐的特高壓直流送端系統(tǒng)設(shè)計(jì)因素

1.1 送端電源組織及交直流聯(lián)絡(luò)方式

我國(guó)現(xiàn)有及近期計(jì)劃投運(yùn)特高壓直流工程送端均有與直流輸送功率相匹配的配套電源，如西北的火電、西南的水電特高壓直流外送工程。換流站與系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)既有交直流并列運(yùn)行方式也有異步聯(lián)網(wǎng)方式，送端換流站與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)是否有直接聯(lián)系取決于是否需要匯集網(wǎng)內(nèi)電源或向近區(qū)供電以及是否有系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的需要。

1.2 交流系統(tǒng)強(qiáng)度與短路比

直流輸電系統(tǒng)輸送能力的決定性因素是所連交流系統(tǒng)的強(qiáng)度。交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱可以用短路容量表征，而交流系統(tǒng)相對(duì)于直流系統(tǒng)的強(qiáng)弱可以用短路比SCR來(lái)表示。通常按下式計(jì)算：

SCR=Sac/Pdn=1/Zpu

(1)

式中:Sac為換流站交流母線短路容量；Pdn為直流額定輸送功率；Zpu為交流系統(tǒng)等值阻抗的標(biāo)幺值。

一般認(rèn)為，SCR大于3.0，即能夠滿足其接入電網(wǎng)的條件。

弱交流系統(tǒng)在有功及無(wú)功功率發(fā)生變化時(shí)，會(huì)引起換流站交流母線電壓較大的波動(dòng)，甚至電壓振蕩及過(guò)電壓。若系統(tǒng)SCR較高，在有功及無(wú)功功率發(fā)生變化時(shí)只會(huì)引起換流站交流母線電壓較小的波動(dòng)，對(duì)換流站交流母線電壓控制可不提特殊要求，而通過(guò)無(wú)功功率補(bǔ)償裝置的投切和換流閥的調(diào)節(jié)來(lái)滿足換流站與交流系統(tǒng)之間的無(wú)功平衡。

1.3 無(wú)功容量及分組

1.3.1 容性無(wú)功補(bǔ)償原則和簡(jiǎn)化計(jì)算方法

直流換流站工作時(shí)要消耗大量的容性無(wú)功，換流站的無(wú)功消耗一般應(yīng)計(jì)及多種不同的交直流運(yùn)行方式，換流站的無(wú)功消耗與直流功率傳輸水平、直流電壓、直流電流、換相角及換相電抗等因素有關(guān)。換流站的容性無(wú)功補(bǔ)償總?cè)萘吭瓌t上按照直流系統(tǒng)全壓輸送額定功率時(shí)的無(wú)功消耗計(jì)算。直流過(guò)負(fù)荷所需額外增加的容性無(wú)功補(bǔ)償容量由換流站備用補(bǔ)償分組容量來(lái)平衡。

一般情況下，換流站需要的容性無(wú)功補(bǔ)償容量Qt可按下式估算：

(2)

式中：Qdc為換流站消耗的無(wú)功容量；Qac為交流系統(tǒng)可以提供的無(wú)功容量；Qsb為換流站備用無(wú)功容量；Uac為換流站交流母線電壓標(biāo)么值，一般在0.95～1.00。

1.3.2 無(wú)功功率分組原則

換流站的無(wú)功功率補(bǔ)償裝置須分組投切，以適應(yīng)直流各種運(yùn)行方式。無(wú)功分組容量必須滿足系統(tǒng)暫態(tài)電壓變化率及穩(wěn)態(tài)電壓調(diào)節(jié)的要求。在換流站無(wú)功分組投切時(shí)，換流站交流母線電壓變化率應(yīng)滿足：切除大組時(shí)的暫態(tài)電壓變化率不大于6%；小組投切時(shí)的穩(wěn)態(tài)電壓變化率不大于1%，暫態(tài)電壓變化率不大于2%。

換流站投切無(wú)功功率分組容量ΔQ與換流站交流母線的暫態(tài)電壓變化率ΔU之間存在如下簡(jiǎn)化關(guān)系：

ΔU=ΔQ/Sd

(3)

式中Sd為換流站交流母線的短路容量。

1.3.3 感性無(wú)功功率補(bǔ)償原則和簡(jiǎn)化計(jì)算方法

當(dāng)直流運(yùn)行在小功率時(shí)會(huì)產(chǎn)生過(guò)剩無(wú)功功率，為向換流站提供足夠的無(wú)功功率吸收設(shè)備，以滿足交流系統(tǒng)和直流輸電系統(tǒng)的要求，一般應(yīng)按照下式考慮：

(4)

式中：Qr為換流站低壓電抗器或并聯(lián)電抗器吸收的總無(wú)功功率；Qfmin為滿足濾波要求必須投入的最小交流濾波器容量；換流站交流母線電壓標(biāo)么值Uac一般在1.00～1.05。

2 扎青特高壓直流工程概況

2.1 工程背景

近年來(lái)，由于電源增速持續(xù)高于負(fù)荷增速，導(dǎo)致東北地區(qū)出現(xiàn)了前所未有的多電局面。2016年底全口徑裝機(jī)已達(dá)全網(wǎng)發(fā)電最大電力的2.2倍，全區(qū)發(fā)電設(shè)備年平均利用時(shí)間3 357 h，其中火電機(jī)組平均利用時(shí)間僅為3 999 h，同比下降39 h。

在電力供大于求的背景下，新能源消納問(wèn)題也很突出。2016年全區(qū)風(fēng)電占比超過(guò)20%，導(dǎo)致棄風(fēng)比例高的原因包括供熱機(jī)組比例偏高、靈活性調(diào)節(jié)電源比例極低、負(fù)荷峰谷差不斷增大等因素。

建設(shè)扎青特高壓直流工程有利于送出東北地區(qū)盈余電力，緩解窩電問(wèn)題，提高存量電源裝機(jī)的利用率和經(jīng)濟(jì)性。有利于實(shí)現(xiàn)能源資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，促進(jìn)東北地區(qū)風(fēng)電消納，降低棄風(fēng)率。該工程已于2017年底建成投運(yùn)。

2.2 工程特點(diǎn)

作為扎青特高壓直流工程直流送端，東北電網(wǎng)裝機(jī)過(guò)剩嚴(yán)重，棄風(fēng)比例偏高，決定了該工程初期以解決存量電源市場(chǎng)空間、而后過(guò)渡到新能源外送的發(fā)展定位。

與國(guó)內(nèi)現(xiàn)有及規(guī)劃的特高壓直流工程不同，扎青特高壓直流工程無(wú)送端配套電源，而是通過(guò)送端換流站配套電網(wǎng)工程實(shí)現(xiàn)對(duì)蒙東地區(qū)、黑吉兩省過(guò)剩電力的匯集。

2.3 工程建設(shè)方案

扎青特高壓直流工程包含特高壓主體工程和送端配套電網(wǎng)工程兩部分，設(shè)計(jì)功率1 000×104kW。綜合考慮電力匯集方向、與500kV電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)、直流線路路徑等因素，扎青特高壓直流工程送端換流站選址位于內(nèi)蒙古自治區(qū)通遼市西北90 km扎魯特旗；直流線路全長(zhǎng)1 234 km；送端配套建設(shè)10回500 kV出線用以匯集三省一區(qū)盈余電力，預(yù)留2回500 kV電源進(jìn)線。

2.4 面臨的主要問(wèn)題

目前，東北電網(wǎng)風(fēng)電、光伏裝機(jī)占比已超過(guò)20%，新能源滲透率高達(dá)1.3左右，預(yù)計(jì)未來(lái)兩個(gè)指標(biāo)還會(huì)不斷上升。新能源機(jī)組的大規(guī)模接入替代了相當(dāng)規(guī)模的同步發(fā)電機(jī)組，降低了交流系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)慣量和換流站接入點(diǎn)處交流系統(tǒng)的短路容量，導(dǎo)致東北電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行中系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)壓能力不斷下降，承受直流擾動(dòng)能力不斷下降。

扎青特高壓直流工程送端換流站通過(guò)500 kV線路接入東北電網(wǎng)，送端無(wú)配套火電機(jī)組，且近區(qū)接入500 kV的發(fā)電機(jī)組較少，電壓支撐能力較弱，無(wú)功調(diào)節(jié)能力較差，導(dǎo)致送端換流站近區(qū)交直流故障后電網(wǎng)電壓控制較為困難。此外，由于東北電網(wǎng)規(guī)模相對(duì)較小，扎青特高壓直流工程外送功率相對(duì)較大，占比接近東北電網(wǎng)最大負(fù)荷的20%，導(dǎo)致直流擾動(dòng)后頻率問(wèn)題較為突出，因此，扎青直流投運(yùn)后，東北電網(wǎng)面臨的主要問(wèn)題將是頻率和電壓穩(wěn)定問(wèn)題。此外，由于扎青直流全部為網(wǎng)匯電力，系統(tǒng)內(nèi)的任一波動(dòng)都可能對(duì)換流站交流母線電壓產(chǎn)生影響，短路比是送端系統(tǒng)設(shè)計(jì)需重點(diǎn)考慮的一個(gè)指標(biāo)。

3 扎青直流送端系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 接入系統(tǒng)方案優(yōu)化

扎青直流外送電力全部采用網(wǎng)匯的方式，為切實(shí)發(fā)揮扎青直流緩解東北電網(wǎng)窩電的作用，必須確保匯集電力規(guī)模，因此，對(duì)接入系統(tǒng)方案的可靠性要求較高。按照無(wú)功功率分層分區(qū)就地平衡、不考慮遠(yuǎn)距離輸送的原則，每回500 kV線路按自然輸送功率即單回500 kV線路匯集能力100×104kW考慮；同時(shí)為適應(yīng)不同的電力流匯集方案，確保N-1、N-2方式下匯集電力的可靠性，扎青直流送端換流站本期10回500 kV出線要求全部采用單獨(dú)路徑架設(shè)方式，導(dǎo)線截面選擇4×630 mm2。

提高交流系統(tǒng)短路比是確保直流輸送能力的重要措施。為確保送端換流站交流母線有足夠的短路容量，接入系統(tǒng)方案優(yōu)化在不影響現(xiàn)有電網(wǎng)的輸送能力的前提下，以提高短路比為目標(biāo)，重點(diǎn)考慮與大型火電廠的電氣距離。為此，擬定優(yōu)化方案見(jiàn)圖1。送端換流站共計(jì)10回500 kV出線；為提高送端換流站交流母線短路比和系統(tǒng)對(duì)各省區(qū)不同開(kāi)機(jī)方式的適應(yīng)性，除換流站直連10回500 kV出線外，建設(shè)延續(xù)線路興安—齊南和科爾沁—阜新各雙回500 kV線路；為減少換流站交流母線故障影響范圍，保持通遼南北間的通道相對(duì)獨(dú)立，暫不考慮將所有送端換流站近區(qū)線路全部π入換流站；為明晰網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，減少不必要投資，暫緩建設(shè)已列入規(guī)劃的向陽(yáng)-長(zhǎng)嶺雙回500 kV線路；經(jīng)計(jì)算，擬定送端接入系統(tǒng)優(yōu)化方案對(duì)應(yīng)短路比滿足大于3.0的要求。

圖1 扎青直流送端換流站接入系統(tǒng)優(yōu)化方案

3.2 短路比分析

扎青直流送端換流站周邊接入500 kV電網(wǎng)的大型火電機(jī)組總?cè)萘考s480×104kW，輸電距離介于120～300 km。由于東北電網(wǎng)多電規(guī)模遠(yuǎn)大于扎青直流輸電規(guī)模，受季節(jié)和檢修、故障等影響開(kāi)機(jī)方式必然不同，上述換流站近區(qū)機(jī)組很難出現(xiàn)全開(kāi)機(jī)方式，短路容量也處在一個(gè)波動(dòng)范圍內(nèi)。在推薦接入系統(tǒng)優(yōu)化方案下，計(jì)算不同開(kāi)機(jī)方式換流站交流母線短路容量及短路比見(jiàn)表1。

表1 送端換流站短路比計(jì)算

由表1可以看出，優(yōu)化后的接入系統(tǒng)方案即使考慮送端換流站500 kV線路N-1和非全開(kāi)機(jī)方式，僅基本滿足強(qiáng)系統(tǒng)臨界值的下限；預(yù)留2回電源進(jìn)線接入電源后短路比會(huì)有約0.31的提升。

為確保交流系統(tǒng)對(duì)直流的支撐和降低無(wú)功分組容量可能帶來(lái)的影響，需確保近區(qū)基礎(chǔ)開(kāi)機(jī)方式。建議結(jié)合東北電網(wǎng)電力供需情況，盡早投運(yùn)預(yù)留電源進(jìn)線配套電源。

3.3 零無(wú)功交換原則及換流站無(wú)功配置研究

3.3.1 零無(wú)功功率交換原則

為降低換流站無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備投資，通常會(huì)考慮利用直流近區(qū)交流系統(tǒng)的無(wú)功，直流大功率運(yùn)行時(shí)，交流系統(tǒng)提供無(wú)功，直流小功率運(yùn)行時(shí)，交流系統(tǒng)吸收無(wú)功，并按照公式(2)、公式(4)進(jìn)行容量估算。由于扎青特高壓直流工程投運(yùn)初期送端無(wú)直接接入的配套電源，近區(qū)接入500 kV電網(wǎng)的電源規(guī)模有限且相距較遠(yuǎn)，交流系統(tǒng)提供和吸收容性無(wú)功能力有限，且隨著開(kāi)機(jī)方式的不同波動(dòng)性較大，因此，為確保給直流系統(tǒng)運(yùn)行留有充分裕度，直流系統(tǒng)運(yùn)行所需消耗的大量無(wú)功全部由補(bǔ)償裝置提供，即扎青特高壓直流工程直流系統(tǒng)與交流系統(tǒng)之間按照零無(wú)功交換原則考慮。

3.3.2 容性無(wú)功功率配置及分組容量選擇

按照零無(wú)功功率交換原則，扎青特高壓直流工程送端換流站容性無(wú)功補(bǔ)償總?cè)萘坑?jì)算結(jié)果見(jiàn)表2，其中Uk為短路電壓百分比，Uac為換流站交流母線電壓標(biāo)幺值，換流站備用無(wú)功容量Qsb暫取380 Mvar，得出容性無(wú)功總?cè)萘? 536～7 201 Mvar。

表2 送端換流站無(wú)功補(bǔ)償容量計(jì)算結(jié)果 Mvar

隨著東北地區(qū)負(fù)荷的增長(zhǎng)，東北電網(wǎng)電力盈余狀態(tài)有望逐步緩解，扎青特高壓直流工程將逐步過(guò)渡到主送新能源電力的角色，為此送端換流站配置一定規(guī)模的常規(guī)火電機(jī)組來(lái)提供電壓支撐、調(diào)節(jié)外送電曲線是必要的，因此，無(wú)功功率分組容量的確定有必要近遠(yuǎn)期結(jié)合、充分考慮遠(yuǎn)期新增電源投運(yùn)后的情況。按照公式(3)對(duì)投切電容器組電壓波動(dòng)進(jìn)行校驗(yàn)，經(jīng)計(jì)算，考慮預(yù)留電源進(jìn)線新增電源投運(yùn)后，小組無(wú)功容量在380 Mvar及以下時(shí)，引起的穩(wěn)態(tài)電壓變化率小于1%；大組無(wú)功容量達(dá)到1 800 Mvar，其引起的暫態(tài)電壓波動(dòng)不超過(guò)6%。結(jié)合容性無(wú)功總?cè)萘啃枨?，推薦換流站容性無(wú)功功率補(bǔ)償總?cè)萘考s6 665 Mvar，暫分為4大組、20小組，共計(jì)11×295 Mvar+9×380 Mvar小組。

3.3.3 感性無(wú)功功率配置

扎青特高壓直流工程送端換流站本期新建500 kV出線10回，總長(zhǎng)度約870 km，充電功率約1 027 Mvar，由于送端換流站近區(qū)電網(wǎng)內(nèi)500 kV變電站安裝的感性無(wú)功容量原則上只補(bǔ)償線路充電功率的一半，因此，直流小方式下，地區(qū)500 kV交流系統(tǒng)不具有向換流站提供感性無(wú)功功率的能力。此時(shí)，平抑直流小方式下無(wú)功功率過(guò)剩問(wèn)題，一般可以采取在換流站加裝可投切高壓電抗器、在站用變低壓側(cè)加裝低壓電抗器、利用直流控制系統(tǒng)增大觸發(fā)角、減壓運(yùn)行等增加直流小方式無(wú)功功率消耗量的措施。直流小方式1 000×104kW時(shí)無(wú)功功率平衡情況見(jiàn)表3。

綜合直流小方式無(wú)功功率平衡情況，新建線路充電功率及無(wú)功補(bǔ)償裝置占地情況，并考慮留有一定裕度，在送端換流站裝設(shè)1組240 Mvar母線高壓電抗器、2組120 Mvar線路高壓電抗器、8組90 Mvar低壓電抗器。

表3 送端換流站小方式無(wú)功功率平衡 Mvar

3.4 穩(wěn)定計(jì)算分析

考慮通遼廠、白城廠、長(zhǎng)山廠、雙遼廠、霍林河廠各1臺(tái)60×104kW機(jī)組開(kāi)機(jī)，不考慮近區(qū)風(fēng)電，直流滿功率運(yùn)行，在此方式下進(jìn)行仿真計(jì)算分析。

計(jì)算結(jié)果顯示：交流故障引起的過(guò)電壓以及頻率問(wèn)題遠(yuǎn)小于直流嚴(yán)重故障方式；短路電流水平升高后，雙極連續(xù)兩次換相失敗故障導(dǎo)致的暫態(tài)過(guò)電壓水平已超過(guò)了雙極閉鎖故障；換流站周邊火電開(kāi)機(jī)容量較小時(shí)，在直流發(fā)生嚴(yán)重故障的情況下，換流站交流母線存在暫態(tài)過(guò)電壓?jiǎn)栴}，通過(guò)增加火電開(kāi)機(jī)容量可以得到不同程度的控制，頻率偏差基本滿足要求；不考慮預(yù)留電源進(jìn)線電廠投運(yùn)時(shí)，直流發(fā)生雙極閉鎖故障后若不采取除切除濾波器外的其他控制措施，換流站交流母線穩(wěn)態(tài)電壓水平超過(guò)550 kV。建議增加周邊火電開(kāi)機(jī)容量、加強(qiáng)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)或增加無(wú)功與電壓控制設(shè)備等，應(yīng)對(duì)周邊500 kV線路潮流大幅降低后的無(wú)功損耗減少，電壓升高問(wèn)題。

扎青特高壓直流工程嚴(yán)重故障，雙極閉鎖換流站交流母線電壓變化情況和雙極兩次換相失敗交流母線與通遼電廠母線偏差見(jiàn)圖2、圖3。

圖2 雙極兩次換相失敗換流站交流母線電壓變化情況

圖3 雙極兩次換相失敗交流母線與通遼電廠頻率偏差

針對(duì)送端配套電源有無(wú)情況，暫態(tài)過(guò)電壓對(duì)比結(jié)果見(jiàn)表4,其中最高暫態(tài)過(guò)電壓標(biāo)幺值以550 kV為基準(zhǔn)。

表4 不同開(kāi)機(jī)方式暫態(tài)過(guò)電壓計(jì)算結(jié)果對(duì)比

可以看出，預(yù)留電源進(jìn)線火電廠是否投運(yùn)對(duì)扎青特高壓直流工程的穩(wěn)定運(yùn)行是有較大影響的，投運(yùn)后，可以有效緩解直流嚴(yán)重故障情況下所導(dǎo)致的暫態(tài)過(guò)電壓?jiǎn)栴}。

4 結(jié)論

隨著新能源的快速發(fā)展以及電力遠(yuǎn)距離輸送的需要，特高壓直流輸電工程建設(shè)的規(guī)模也不斷增大。新能源富裕地區(qū)電源結(jié)構(gòu)決定了部分輸電工程的送端具有弱電源支撐的特點(diǎn)。本文在分析特高壓直流送端系統(tǒng)設(shè)計(jì)需考慮的關(guān)鍵因素基礎(chǔ)上，針對(duì)東北地區(qū)±800 kV扎魯特-青州工程的送端系統(tǒng)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，在缺少配套支撐電源的前提下通過(guò)對(duì)無(wú)功配置容量、短路比等參數(shù)進(jìn)行計(jì)算分析，提出了通過(guò)調(diào)整500 kV接入系統(tǒng)方案、控制送端機(jī)組開(kāi)機(jī)方式等對(duì)送端系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)方案，保證直流輸電工程投運(yùn)后的系統(tǒng)穩(wěn)定性。

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