浙江交直流混联电网特性分析及运行控制

浙江交直流混联电网特性分析及运行控制
凌卫家;孙维真;叶琳;张静
【摘要】宾金和灵绍2回特高压直流密集馈入后,浙江电网发展为一个典型的大型交直流混联省级受端电网,"强直弱交"电网特性进一步显现,安全稳定运行风险持续增大.深入分析了浙江电网运行特性和面临的挑战,提出了针对性的技术和管理措施,对浙江电网的安全稳定运行具有重要的指导意义.
【期刊名称】《浙江电力》
【年(卷),期】2016(035)009
【总页数】7页(P8-14)
【关键词】特高压电网;交直流混联;受端电网;多直流馈入
【作者】凌卫家;孙维真;叶琳;张静
【作者单位】国网浙江省电力公司, 杭州 310007;国网浙江省电力公司, 杭州310007;国网浙江省电力公司, 杭州 310007;国网浙江省电力公司, 杭州 310007【正文语种】中文
【中图分类】TM712
特高压电网是实现全国能源资源优化配置的重要载体，可实现电力的大规模、远距离输送[1]。

截至2015年底，浙江电网相继投产了1000kV淮沪、浙福特高压交流输变电工程和±800kV宾金特高压直流输变电工程等多项重点工程。

±800kV灵绍特高压直流输变电工程也即将于2016年下半年建成投运。

依托特高压变电站及电源基地，浙江电网基本形成了交直流互备、水火电互济、东西互供、南北贯通的
500kV主干网，网架结构显著加强，供电能力和可靠性显著提高，有力保障了浙
江经济社会的快速发展。

与此同时，宾金和灵绍2回特高压直流集中馈入后，浙
江电网发展为一个大型省级受端电网，全面进入交直流特高压混联运行新阶段，电网运行特性发生深刻变化，“强直弱交”特性进一步显现，系统的等效转动惯量水平和动态无功支撑能力下降，电网的安全稳定运行面临一系列新的挑战[2]。

以下结合近年来特高压交直流混联电网运行实践，对浙江大型省级受端电网运行特性进行深入分析，总结当前电网运行面临的主要挑战，提出针对性的技术和管理措施，确保电网的安全稳定运行。

近年来，浙江电网总体规模持续快速增长。

截至2016年6月底，浙江共投产1000kV变电站3座，分别为安吉站、兰江站和莲都站；±800kV换流站2座，分别为金华换流站和绍兴换流站；500kV变电站40座；220kV变电站290余座。

根据特高压站点、电源和负荷分布情况，浙江电网可以划分为浙西北、浙西南和浙东3大区域（见图1）。

其中，浙西北分区包括嘉兴、湖州和杭州部分地区，浙江与安徽、江苏、上海间的1000kV和500kV省际输电通道均落在此区域内，另外此区域内还有秦山核电基地、浙北火电基地和光伏发电基地，是电力外送区；浙西南分区包括衢州、丽水和金华部分地区，此区域内水能资源丰富，是小水电密集区；浙东分区包括宁波、绍兴、台州、温州和金华部分地区，是浙江的负荷中心，同时也是沿海火电机组密集区，是电力受入区。

浙江电网地处华东特高压交直流混联电网的中心地带，枢纽通道地位突出。

随着浙江特高压交直流混联电网格局的逐步成型，交直流、上下级电网间的耦合日趋紧密，电网运行特性发生深刻变化，“强直弱交”和“大受电、小开机”矛盾突出，电网安全面临新的挑战。

2.1 交直流电网耦合加强，连锁故障概率增加
电网一体化特征不断加强，电网送受端、交直流之间耦合日趋紧密。

理论分析与工
程实践均表明，华东地区交流电网单相永久故障、开关拒动或开关流变死区故障失灵保护动作，均有可能引发多条直流换相失败甚至闭锁，导致交直流系统故障连锁反应，对送端电网造成巨大的有功、
无功冲击，严重时甚至造成华北—华中电网解列。

如图2所示，当宾金直流近区500kV交流线路发生单相永久性故障时，在短路故障发生以及重合闸过程中，宾金和灵绍直流会同时发生换相失败，在换相失败过程中，2条直流的输送功率水平都有短时的下降甚至中断，这将对送端电网造成显著的冲击。

仿真计算表明，在一定条件下，浙江电网全部10条1000kV线路、160余条500kV线路任意一回发生单相永久故障可能导致一回或多回直流同时换相失败，进而导致直流闭锁引发频率稳定问题；共有50个500kV及以上厂站（3个特高压交流站、2个特高压直流站、36个500kV变电站、9个500kV发电厂）存在开关拒动失灵保护动作造成多回直流持续换相失败并相继闭锁的可能，几乎涵盖了所有500kV厂站；共28个500kV变电站的377台500kV开关存在开关流变死区缺陷（流变单侧布置），若故障发生在开关流变死区范围内，此时只能依靠失灵保护动作，从而导致直流闭锁。

另外，换流站近区220kV系统故障也会引发直流换相失败。

浙江自然灾害多发，每年由于台风、雷暴、冰冻等自然灾害和山火等外力破坏导致的电网设备短路故障数量居高不下。

2011—2015年浙江电网220kV及以上电网线路故障跳闸次数如图3所示，可见近3年220kV及以上故障线路数目都大于100条次。

随着特高压交直流电网的发展和电网一体化程度的加强，局部电网故障可能引发系统性连锁故障，连锁故障的概率明显增加。

2.2 电网频率调节能力降低，频率稳定问题突出
多直流馈入受端电网后，直流功率替代了部分本地常规电源，系统转动惯量和调频容量大幅下降，相同功率缺额造成的电网频率跌幅加大，频率特性恶化，低谷时段
频率稳定问题更为突出。

2016年灵绍特高压直流投产后，华东电网主要通过葛南、龙政、宜华、林枫4回常规直流和复奉、锦苏、宾金、灵绍4回特高压直流从区外受电，总容量将达到39760 MW。

随着直流馈入规模的扩大，华东电网转动惯量和等效规模不断减小，给受端电网的频率稳定带来考验。

2015年9月19日21:58，某特高压直流双极同时闭锁，损失功率4900 MW，
华东电网的频率实测曲线如图4所示，故障前系统频率为49.97Hz，12 s后全网
频率最低跌至49.56Hz，对电网的频率稳定构成威胁。

实测表明，在此频率扰动过程中，华东电网部分机组一次调频性能不满足相关标准要求，虽然浙江电网机组表现相对较好，但一次调频出力增加量也仅占开机容量的2.08%，不满足国家相关标准，部分机组甚至出现反调现象（如图5所示）。

仿真表明，单一直流双极闭锁故障就有可能触及电网第三道防线动作，造成大量负荷损失。

如在2016年典型汛期低谷方式下（华东电网总负荷约121000 MW，开机规模约135000 MW），采用2015年9月19日事件中机组类似的一次调频响应特性，在未采取紧急频率协调控制措施前，宾金直流双极闭锁后华东电网频率响应曲线如图6所示。

宾金直流双极闭锁后，华东电网系统频率可能跌破49.0Hz，并触发华东电网第一轮低频减载动作定值，切除华东电网约7%负荷，达到国务院599号令规定的重大电网事故等级。

“十三五”期间，除灵绍直流外，华东电网预计还将新增特高压直流区外来电3项，分别为晋北—南京直流、锡盟—江苏直流、准东—皖南直流，合计容量30000 MW[3]。

在三华交流电网互联之前，随着区外直流受电比例的提高，华东
电网的频率支撑特性将进一步减弱，华东电网频率稳定面临严峻挑战。

此外，在现有的并网标准下，新能源大规模并网可能进一步恶化电网的频率特性，如NB/T32015-2013《分布式电源接入配电网技术规定》要求[4]：通过380 V线
路接入电网的分布式电源频率耐受范围为49.8～50.2Hz，持续时间为0.2 s。

发生特高压直流闭锁等严重故障时，在电网频率下降过程中，大量的分布式电源可能提前脱网，这将进一步加剧频率下降的速度和幅值。

2.3 局部动态无功支撑不足，电压稳定问题凸显
特高压直流密集馈入浙江电网后，浙江电网的电压稳定特性发生了显著变化，主要体现在以下两方面。

（1）正常工况下直流换流站与交流系统无功功率交换较小[5]，但当特高压直流输送功率较高或满送时，消耗的无功功率较大，换流站内备用滤波器和电容器组较少。

随着省内负荷水平逐渐增大，交流系统母线电压逐渐降低，换流站内滤波器组输出的无功功率下降，此时换流器消耗的无功功率基本不变甚至有所增加，使得换流站需要从交流系统吸收更多的无功功率，从而进一步恶化了换流站周围的交流母线电压。

故直流输电系统表现出与常规机组相反的无功电压调节特性，降低了系统的电压稳定裕度。

仿真计算表明，电压稳定性薄弱的母线集中在灵绍直流换流站周边的涌潮、古越、舜江等变电站以及春晓、句章等负荷中心变电站。

（2）在2回特高压直流大功率馈入的情况下，为保证功率平衡，浙江省内机组开机数量被迫减少，“大受电、小开机”成为浙江电网运行的新常态，从而导致系统的无功支撑减少，电网抗无功冲击能力和电压调控能力下降。

仿真计算表明，在2016年夏季高峰方式下，浙东温州和台州地区各500kV发电厂仅保留1机、各200kV发电厂仅保留一半开机的极端小开机方式下，500kV莲都—瓯海双线瓯海侧发生三相永久性故障时电压曲线如图7所示，可以发现：温州地区的南雁、天柱、瓯海、四都等变电站母线电压恢复较困难，低于0.8 p.u.的时间约为1 s，处
于临界电压失稳状态。

故在局部电网开机方式不足条件下，存在电压失稳的风险。

2.4 电力系统电力电子化趋势明显
随着传统直流输电、柔性直流输电、FACTS（柔性交流输电系统）装置、风电、
光伏发电、电动汽车、智能用电设备规模的不断扩大，电力电子装置在电力系统源、网、荷3个环节中所占比重都在不断增加，电力系统电力电子化趋势明显。

根据浙江创建清洁能源示范省建设方案和行动计划，到2017年全省风电装机容量将达到200万kW，光伏装机容量将达到500万kW；2023年前全省风电装机容量将达到400万kW，光伏装机容量将达到1000万kW[6]。

新能源正逐步成为新增电力重要来源，浙江电网新能源装机占比不断提高。

一方面，直流输电、新能源和电动汽车等通过电力电子设备大规模接入电网，使电网总体特性发生重大变化，与火电等常规发电方式相比，风电、光伏发电不具备惯性调频、阻尼功率振荡和自主调压的能力，大规模接入电网后，将影响电网的电压、频率稳定性。

另一方面，现有新能源规划及接入系统设计对电网大规模电力电子化带来的影响考虑尚有不足，对风电、光伏、电动汽车大规模接入，目前仍多按照单工程、单元件的模式开展前期工作，多停留在满足发电有功平衡的水平，对参与调频、电压支撑等问题尚缺乏整体性设计。

2.5 省内分区间长期大功率送电，潮流控制困难
灵绍直流投产后，浙江500kV以上主网结构已经趋于完整，主网潮流控制的焦点
集中在省内“十线断面”（500kV绍兴—兰亭双线、绍兴—舜江双线、兰江—凤仪双线、莲都—瓯海双线、金华—永康双线）。

从浙江电网3大分区来看，浙西
北分区和浙西南分区形成一个共同的大送端，交流特高压落点、直流特高压落点、省际联络通道均在“十线断面”西部和北部，“十线断面”以东即浙东分区，是宁波、绍兴、台州、温州等省内负荷集中区域。

“十线断面”中最易超限的输电线路是绍兴换流站至舜江双线以及莲都至瓯海双线。

另外，瓶颈断面将随着运行方式的变化而发生变化：当宁绍直流或宾金直流发生闭锁或送电功率偏小时，全省输电瓶颈将会转移至南北跨钱塘江通道，主要是
500kV乔司—涌潮双线；当汛期浙西南部大小水电大量送出时，浙西南部的送出
通道则可能成为输电瓶颈，主要是500kV万象—莲都双线。

因此，上述2个输电通道又成为全省西北部和西南部2个主要送出局部电网的关键送电通道。

上述关键通道潮流控制困难本质上是西部、北部电力的消纳问题，在近年经济增速放缓、负荷增长较慢的情况下较为严重，并仍将长期存在。

后续年份随着负荷水平的提高，问题将得到缓解，但还需注重规划电源、外来电力与负荷水平的协调发展。

2.6 短路电流水平超标问题突出
随着电网结构的不断加强，浙江省500kV和220kV电网的短路电流水平均上升较快，部分500kV与220kV厂站母线短路电流水平将接近或超过设备遮断容量。

如2016年年末乔司变电站（简称乔司变，以下类推）500kV母线三相短路电流水平将达到62.33 kA，逼近设备遮断容量；2016年灵绍直流输变电工程投产后，
500kV古越变和舜江变供区的220kV母线短路电流普遍抬高，古越变、滨海变220kV母线三相短路电流达到55.80 kA，超过设备遮断容量。

为了解决短路电流超标问题，除了选择高阻抗变压器、更高遮断容量的开关设备外，实际运行过程中主要采取了拉停线路、母线分列运行、拉停主变、限制机组开机方式等多种措施，人为地拉长电气距离和减小短路电源。

这些措施在限制短路电流水平的同时也削弱了电网结构，影响局部电网的供电能力和供电可靠性，比如拉停线路易造成双线终端变电站以及由两段母线供电的终端区域，母线分列运行易造成220kV电网潮流迂回问题，拉停主变和限制机组开机方式则可能会引起局部电网
的供电缺口。

3.1 加强主网架建设
运行实践表明，随着特高压直流的快速建设，交流电网建设相对缓慢，电网“强直弱交”问题突出，现有交流同步电网规模及强度与直流容量尚不匹配，电网抵御直流闭锁冲击的能力有待加强，大电网运行风险始终存在。

“十三五”期间，需要进一步优化电网发展格局，按照“强交强直”原则，加强交流电网建设，适当扩大同
步电网规模，增强能源优化配置能力。

根据国家电网公司规划，2020年将通过特高压交流联网形成东部同步电网和西部同步电网两大坚强同步电网，这将有助于构建送受端结构清晰、交直流协调发展和技术先进的特高压电网，从根本上解决电网“强直弱交”问题，提升电网抵御严重故障的水平，确保电网的安全稳定运行。

3.2 提升大电网运行特性认知水平
随着特高压交直流电网的快速发展、新能源大规模并网以及海量多类型能源终端的接入，浙江电网呈现出新的复杂大电网运行特性，对电网运行特性的准确认识和把握是电网运行控制的基础，也是运行控制的难点。

（1）提升电网仿真能力。

仿真分析是当前认识电网的主要手段。

随着特高压输变电工程的不断推进和新型设备的广泛使用，交直流电网耦合日益紧密，系统特性更加复杂，电网的安全稳定运行对仿真技术提出了更高的要求。

需进一步加强电网仿真分析手段，建设新一代特高压交直流仿真平台，实现特高压直流输电系统由准稳态建模仿真向电磁暂态仿真转变，进一步提升特高压直流换相失败、故障重启动以及换流站无功控制仿真精度；加强仿真分析制度建设，加强包含2～3年滚动计算、年度方式、月度、日前、日内等全时间维度的大电网安全分析和仿真分析标准体系。

（2）提升负荷建模水平。

负荷建模是对各种用电设备和配电网络的聚合描述，由于电力负荷复杂多样、面广量大、随机时变，所以电力负荷建模一直是国际上电力界公认的难题[7]。

大量的
研究结果表明，负荷模型对仿真分析结果有重要影响，主要表现在不同的负荷模型对电力系统暂态稳定、电压稳定、低频振荡等分析结果具有不同程度的影响，在临界情况下，计算结果甚至可能发生质的变化。

随着特高压电网的发展和交直流联网规模的逐步扩大，用户侧分布式光伏和变频器、电动汽车充放电等新负荷特性的影响日益凸显，电网的稳定问题日趋突出，亟需更准确的负荷特性分析和负荷建模技
术。

需结合智能测量终端的海量量测数据，开展负荷构成和类别自动识别技术研究，以及负荷模型聚合等值方法研究，通过进一步提高负荷建模精度，进而间接提升电网运行的安全性和经济性。

（3）掌握特高压交直流电网交互影响特性。

结合“十三五”期间特高压交直流电网发展，针对重大网架结构和运行方式变化，滚动开展交直流电网交互影响特性分析。

一方面，通过优化换相失败预测功能和控制保护参数、改进阀基电子设备控制技术等手段提升直流换相失败抵御能力。

另一方面，加强自适应重合闸等技术的研究，进一步优化失灵保护动作时间，实现交直流控制保护协调控制。

3.3 加强电源技术研究
（1）统筹考虑电源与电网的友好互动。

积极适应电网、电源快速发展和市场化改革新形势，构建“责权明析、全面覆盖、规范高效”的发电机组涉网管理体系。

需要加强发电机组励磁系统、PSS（电力系统稳定器）、调速系统及一次调频性能的管理工作，加大科技攻关，提升发电机组在严重系统故障条件下对电网的支撑作用，降低频率失稳的风险。

强化无功补偿装置尤其是负荷高峰期间电容器的投运管理，推动无功分层分区平衡，在500kV兰亭、古越、舜江、涌潮等电压薄弱变电站增设电容器组。

尽快完成宾金和灵绍特高压直流4台300 Mvar调相机的建设工作，全面提升系统的动态无功储备。

（2）开展虚拟同步发电技术研究及示范。

针对新能源装机占比不断提高后系统等效转动惯量下降，电网频率调节能力弱化问题，开展虚拟同步发电技术的研究及示范工作。

该技术以先进同步逆变技术和储能系统为基础，通过模拟常规同步发电机转动惯量与定子暂态特性，使间歇式新能源实现与常规发电机组相似的阻尼及一次调频、调压功能，有利于促进新能源与电网的协调发展[8]。

3.4 完善紧急控制防御体系
为增强电网应对单回或多回特高压直流失去的严重故障的能力，需要加强三道防线的优化和管理工作。

第一道防线，加强交、直流保护相互影响特性研究分析，尽可能降低交流故障导致直流闭锁的概率。

根据仿真结果，已优化调整了浙江电网438个500kV开关单相重合时间，将重合闸时间由0.7 s调整为1.3 s，有效降低了浙江电网交流系统故障对受端系统的二次冲击。

目前正在进行开关失灵保护动作时间压缩技术方案的研究工作。

第二道防线，降低特高压直流闭锁可能引发的频率稳定风险。

目前正在建设浙江电网频率紧急协调控制系统[9]，该系统由直流协调控制子系统、抽蓄切泵控制子系统和精准切负荷控制子系统构成（如图8所示），其中浙江部分包括宾金、灵绍2个直流控制子站和天荒坪、桐柏和仙居3个切泵控制子站。

在华东地区馈入直流系统发生闭锁故障时，直流协调控制子系统紧急提升包括宾金直流和灵绍直流在内的华东地区在运直流系统输送功率水平；抽蓄切泵控制子系统同时或分多轮切除包括天荒坪、桐柏和仙居在内的抽水蓄能发电厂抽水状态的机组，实现对系统频率的快速支撑。

第三道防线，全面开展了浙江电网低频减载装置性能检测工作，根据仿真结果优化调整了低频减载配置的轮次和容量。

通过采取上述措施，可显著提高电网抵御特高压直流闭锁严重故障的能力。

3.5 强化电网协同控制能力
鉴于电网一体化特征不断加强，电网送受端、交直流之间耦合日趋紧密，需要进一步深化大电网实时协同技术研究，强化风险协同防范，通过整合电网外部环境、实时运行情况、设备历史故障信息等信息，实时评估特高压直流运行风险，实现不同电压等级、不同调度管辖范围电网运行同步监控、故障同步感知和风险同步预警。

在交直流输变电设备运行维护方面，需要通过在线监测等新技术、机器人和无人机等新手段、群众护线员等新机制，充分发挥“人防、群防、技防”作用，降低设备故障概率。

灵绍特高压直流投产后，浙江电网发展成为一个大型的交直流混联受端电网，电网运行特性持续发生重大变化，安全稳定运行风险持续增大。

针对宾金、灵绍特高压直流密集馈入和新能源大规模并网的新形势，对浙江电网运行特性、存在问题进行了深入分析，提出了针对性的技术和管理控制措施，对浙江电网的安全稳定运行具有重要的指导意义。

【相关文献】
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[3]覃琴，郭强，周勤勇，等.国网“十三五”规划电网面临的安全稳定问题及对策[J].中国电力，2015，48（1）:25-32.
[4]NB/T32015-2013分布式电源接入配电网技术规定 [S].北京：中国电力出版社，2013.
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