一种基于柔性直流技术的送端电网电磁环网解环方法

康鹏，刘蔚，林成，孙斌，马覃峰

(1.贵州电网有限责任公司电力调度控制中心，贵州 贵阳 550001；2.南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510080)



一种基于柔性直流技术的送端电网电磁环网解环方法

康鹏1，刘蔚2，林成1，孙斌1，马覃峰1

(1.贵州电网有限责任公司电力调度控制中心，贵州 贵阳 550001；2.南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510080)

针对送端电网外送通道上存在的电磁环网的解环问题，提出了一种基于柔性直流技术的电磁环网解环方法。首先根据送端电网孤网运行下的暂态和稳态频率稳定约束条件，确定利用柔性直流技术解环所需的最小额定功率的方法；然后通过与常规解环方案的投资对比，分析采用柔性直流技术方案的可行性；最后以贵州电网内某送端电网的电磁环网解环为算例，计算了采用柔性直流技术解环所需的最小额定功率并验证了方案的可行性。

柔性直流；电磁环网；解环；孤网；送端电网

高低压电磁环网是指两组不同电压等级运行的线路，通过两端变压器磁回路的联系并联运行[1]。按照DL 755—2001《电力系统安全稳定导则》的要求，高低压电磁环网最终都需要解开环网运行[2]。目前南方电网各省区电网大多存在500 kV-220 kV电磁环网运行，由于南方电网建设和发展的复杂性和多样性，在南方电网发展的不同阶段，高低压电磁环网的类型、特点和运行的适应性都有所不同，因此高低压电磁环网的解环时机、原则、策略和方法等问题，需要根据电磁环网的具体情况进行分析研究确定[3-6]。

柔性直流输电技术是一种与传统直流输电不同的新型直流输电技术，有可控性强、对环境影响小、适合中小容量电力远距离输送等一系列的优点[7-8]，在国内外(包括南方电网)均有实际应用[9-11]。柔性直流技术的出现也为电磁环网解环提供了新的技术手段和思路，文献[12]研究了柔性直流技术在城市电网中的应用，提出将柔性直流用于城市高压电网分区供电联络线以解开电磁环网并作为黑启动电源的方法。

本文主要研究将柔性直流技术用于送端电网外送通道上的电磁环网解环的可行性。首先针对解开电磁环网后可能存在的送端电网孤网运行风险，提出根据送端电网孤网运行下的暂态和稳态频率稳定约束条件，来确定柔性直流技术解环所需的最小额定功率；然后通过与常规解环方案的经济性比较，分析采用柔性直流技术方案的可行性；最后按以上方法，完成了贵州电网内某送端电网的电磁环网解环算例的计算分析及校核仿真。

1 基于柔性直流技术的电磁环网解环方案

1.1 送端电网外送通道上的电磁环网特点

南方电网的电磁环网主要可以分为以下几类：①重要输电断面上的电磁环网，例如南方电网“西电东送”主通道上的500 kV-220 kV电磁环网；②送端电网外送通道上的电磁环网，例如贵州电网六盘水—安顺外送通道的500 kV-220 kV电磁环网；③受端电网送电通道上的电磁环网，例如贵州电网铜仁—松桃送电通道的500 kV-220 kV电磁环网；④负荷中心存在的电磁环网。

其中送端电网外送通道上的电磁环网，主要是各省区电网内电源较集中区域向外送电通道上的电磁环网。典型的送端电网外送通道上的电磁环网的500 kV电压等级线路和220 kV电压等级线路一般都不超过2回，如图1所示。

图1 送端电网外送通道上的电磁环网

此类电磁环网存在的主要问题是：500 kV线路跳闸后将引起潮流向低电压等级线路转移，容易引起220 kV线路过载跳闸。如果保持电磁环网运行，需要限制外送通道送出的有功功率，或者采用“稳控切机”的方式避免500 kV线路跳闸后220 kV线路过载。如果解开电磁环网，则在实际运行中要考虑500 kV线路全部跳闸导致的送端电网孤网运行风险，需要加强500 kV网架结构避免孤网风险，或者采用“稳控切机”或“高周切机”等措施避免孤网运行时频率失稳导致局部电网大面积停电。

1.2 基于柔性直流技术的解环方案

1.2.1 柔性直流输电简述

柔性直流输电即基于电压源型换流器的高压直流输电。柔性直流输电最早由加拿大McGill大学Boon-Teek等学者于1990年提出[8-9,13]。2004年国际大电网会议和美国电气工程师协会将其正式命名为“VSC-HVDC”(voltage source converter based high voltage direct current)。中国通常称之为“柔性直流输电”。

传统直流输电属于基于电网换相技术的电流源换流器型直流输电，采用由无关断能力的低频晶闸管组成的电网换相换流器来进行换流。而柔性直流输电则采用可关断的电力电子器件如绝缘栅双极晶体管(insulate-gate bipolar transistor，IGBT)，通过控制电压源换流器中全控型电力电子器件的开通和关断，改变输出电压的相位和幅值，可实现对交流侧有功功率和无功功率的解耦控制，达到功率输送和稳定电网等目的，有效地克服了传统直流输电存在的一些缺陷。

1.2.2 采用柔性直流实现解环的方式

采用柔性直流解开送端电网外送通道上电磁环网的技术方案较简单，只需要在电磁环网的220 kV线路的一侧变电站新建一套柔性直流“背靠背”系统即可，如图2所示。

图2 基于柔性直流“背靠背”的电磁环网解环

1.3 柔性直流解环与传统直流解环的对比

采用传统直流技术也可以实现以上提出的柔性直流解环方案，只需要将图2中的柔性直流“背靠背”改为常规直流“背靠背”即可。但是与传统直流相比，柔性直流所具有的一些特性使其更适用于送端电网外送通道上电磁环网解环。柔性直流与传统直流的特性对比见表1。

表1 柔性直流与传统直流特性对比表

从表1可以看出：

a) 柔性直流的有功潮流调节十分灵活方便，采用柔性直流解环更有利于实现送端电网外送通道上潮流的灵活控制和调度。

b) 柔性直流运行中没有最小运行功率的限制，而传统直流运行中最小有功功率为其额定有功功率的10%，可调节范围比柔性直流小。

c) 一旦送端电网由于电网失稳等原因而导致电网大面积停电时，采用柔性直流方案时可以快速实现送端电网的黑启动，而采用传统直流方案时则难以实现。

d) 在提高孤立电网稳定性方面，柔性直流和传统直流的动态调节特性基本相同，但考虑到传统直流运行中有最小有功功率限制，在容量相同情况下其有功可调节范围比柔性直流要小。

e) 柔性直流所需占地面积相对较小，同传统直流相比更有利于设计安装在220 kV变电站内。

f) 由于直流接入电压等级为220 kV，因此解环时所需要的直流功率一般小于500 MW，在中小容量时柔性直流所需的投资与传统直流相比差别不大。

综合以上分析，虽然柔性直流和传统直流在提高孤网频率稳定性方面的暂态调节性能差别不大，但考虑到柔性直流在其他方面的特性，特别是柔性直流在稳态运行时潮流调节的灵活性，以及在电网失稳后黑启动方面所具有的优势，采用柔性直流实现送端电网外送通道上电磁环网的解环方案更具优势。

2 柔性直流解环方案的可行性分析

根据以上分析，柔性直流解环方案比传统直流解环方案更具优势，因此以下主要分析柔性直流解环方案与常规解环方案相比是否具有可行性。

常规解环方案主要有2种方式：方式1，断开220 kV侧线路解开电磁环网，并采用“稳控切机”或“高周切机”等措施来提高孤网运行时频率稳定性。方式2，断开220 kV侧线路解开电磁环网，并采用新建500 kV线路来避免同时失去两回500 kV线路所导致的送端电网孤网运行。

图2所示的柔性直流解环方案的缺点是同时失去两回500 kV线路会导致送端电网孤网运行。因此，与常规解环方案的方式1相比，只要柔性直流解环方案能够有效提高孤网运行后的频率稳定性，就初步具备可行性。而同方式2相比，柔性直流解环方案还需要满足投资小于新建500 kV线路所需的投资才初步具备可行性。

由于柔性直流的额定有功功率与其提高孤网运行频率稳定性以及所需投资直接相关，因此制定柔性直流解环方案时，首先需要确定所需的柔性直流的额定功率，然后再计算其所需投资，初步确定其可行性。为此提出以下方法：

a) 以保证送端电网孤网频率稳定性为约束条件，确定柔性直流解环方案所需的最小额定功率；

b) 根据确定的柔性直流额定功率计算所需要的投资；

c) 与常规解环方案的方式2进行经济性比较，如果投资小于常规方案则柔性直流方案基本可行，反之则不可行。

d) 如果柔性直流方案基本可行，则建立送端电网详细模型进行仿真分析，进一步校核柔性直流方案所需的额定功率。

2.1 确定柔性直流方案所需的最小额定功率

在采用柔性直流“背靠背”将送端电网外送通道上的电磁环网低电压等级线路解开后，送端电网运行面临的风险，是送端电网失去全部外送线路后的孤网运行风险。为提高送端电网孤网运行后的频率稳定性，柔性直流的最小额定有功功率需要满足一定要求。

在此主要根据送端电网孤网运行的稳态频率约束和暂态频率约束，来确定柔性直流的最小额定有功功率。DL 755—2001《电力系统安全稳定导则》及Q/CSG 11004—2009《南方电网安全稳定计算分析导则》中对频率稳定的要求如下：任何时刻频率低于51.5 Hz、高于47.5 Hz，且事故后系统频率能迅速恢复到49.2～50.5 Hz。考虑到送端电网在孤网运行后频率是上升趋势，因此稳态频率约束为频率低于50.5 Hz，暂态频率约束为任何时刻频率低于51.5 Hz。为简化分析，送端电网采用单机带集中负荷的简单模型。

2.1.1 满足稳态频率约束条件的柔性直流有功功率

设PVSC为柔性直流额定有功功率，PL为送端电网外送有功功率，PG为送端电网机组发电总有功功率，R0为送端电网机组一次调频调差系数，Δfs为送端电网孤网运行允许的稳态频率偏差，f0为电网额定频率。

则满足稳态频率约束条件的最小柔性直流有功功率

(1)

2.1.2 满足暂态频率约束条件的柔性直流有功功率

根据文献[14]的方法，可以得到考虑调速模型的、单机带集中负荷模型的频率变化公式

(2)

根据式(2)，可以计算不同ΔP/PG取值下的频率上升阶段的对应变化曲线，从曲线中可以得到对应的暂态最高频率。反过来，在给定允许的暂态最高频率时，也可以从对应的曲线中得到ΔP/PG，然后根据公式PVSC=PL-ΔP得到满足暂态频率约束条件的柔性直流最小有功功率。

2.1.3 考虑“高周切机”下的柔性直流最小有功功率

以上方法没有考虑“高周切机”的作用。如果考虑“高周切机”，通过以下方法可以得到相应的柔性直流最小有功功率：

a) 根据式(2)，得到允许的暂态最高频率为51.5Hz时对应的有功功率差额ΔP1和允许的暂态最高频率为51.0Hz时对应的有功功率差额ΔP2。

b) 根据ΔPC=ΔP1-ΔP2，可以近似估算所需的切机量ΔPC。

d) 根据PVSC=PL-ΔP-ΔPC，得到考虑“高周切机”下的满足暂态频率约束条件的柔性直流最小有功功率。

2.1.4 柔性直流的最小额定功率

根据以上计算结果，取其中较大的值作为柔性直流所需的最小有功功率。

2.2 分析柔性直流方案的可行性

根据得到的柔性直流最小有功功率，可以计算柔性直流技术方案所需要的投资。通过与常规方案所需投资的经济性比较，可以初步确定柔性直流技术方案的可行性。如果柔性直流技术方案所需要的投资小于常规方案所需投资，则认为柔性直流技术方案基本可行。

2.3 仿真校核

如果柔性直流方案基本可行，则建立送端电网的采用柔性直流解环的详细模型，其中柔性直流的额定功率采用以上方法的计算结果，仿真校核柔性直流方案是否满足送端电网孤网运行时的频率稳定性要求。

如果仿真结果满足要求，则柔性直流方案是基本可行的，可以与常规解环方案做进一步研究工作。

如果仿真结果不满足要求，则说明需要更大的柔性直流功率，可以增加柔性直流功率做进一步仿真，然后再进行经济性比较。

3 仿真算例

以贵州电网某局部电网外送通道上存在的500kV-220kV电磁环网为例(如图3所示)，用上文提出的方法分析采用柔性直流技术方案解开电磁环网的可行性。

图3 贵州某电磁环网示意图

该局部电网外送通道主要由LPS变电站—NY1电厂和LPS变电站—NY2电厂两回500 kV线路及LZ—PD两回220 kV线路组成，其中两回500 kV线路和两回220 kV线路构成了电磁环网。由于LPS变电站—NY1电厂和LPS变电站—NY2电厂两回500 kV线路处于同一林区，在山火季节容易引发双回线路同时跳闸，如果打开电磁环网运行，将导致送端电网孤网运行。如果保持电磁环网运行，则需要控制送出断面的功率，避免LPS变电站—NY1电厂和LPS变电站—NY2电厂两回500 kV线路同时跳闸后LZ—PD两回220 kV线路过载。

送端电网共有机组装机3 500 MW，外送通道最大送出有功功率900 MW。根据贵州电网发展规划，2020年和远景2025年，该电磁环网网架结构均没有加强，断面最大送出有功功率仍保持在900 MW左右。

目前该电磁环网保持环网运行，并采用“稳控切机”方式避免220 kV线路过载。调度运行部门认为应尽快制定解环方案以实现解环运行。常规解环方案包括：①断开LZ—PD两回220 kV线路，并新增一套稳控装置，提高孤网运行稳定性；②断开LZ—PD两回220 kV线路，并新建一回约130 km的500 kV线路和一台500 kV主变，共需投资约3 亿元。柔性直流解环方案是在LZ变电站(220 kV)内新增一套柔性直流“背靠背”。

在此分析采用柔性直流技术方案解开该电磁环网的可行性。以下采用南方电网2020年“丰小”运行方式为基础数据进行计算，该方式下送端电网机组出力为2 500 MW。

3.1 满足稳态频率约束条件的柔性直流有功功率

设稳态频率约束下的送端电网机组一次调频调差系数R0=0.05，允许的稳态频率为50.5 Hz，根据式(1)可以得到满足稳态频率约束的柔性直流最小有功功率

3.2 满足暂态频率约束条件的柔性直流有功功率

根据送端电网计算特性，设暂态频率约束下的M=10，R=0.1，T=0.5，允许的暂态最高频率为51.0Hz。根据式(2)，可以计算ΔP=0.18PG。可以得到暂态频率约束的柔性直流最小有功功率PVSC=PL-ΔP=450MW。

3.3 考虑“高周切机”的柔性直流最小有功功率

考虑“高周切机”下允许的暂态最高频率为51.5Hz。根据式(2)，可以计算ΔP=0.28PG，需要的“高周切机”量为0.1PG。可以得到满足暂态频率约束的柔性直流最小有功功率PVSC=PL-ΔP=200MW。满足稳态频率约束的柔性直流最小有功功率

可以看出，不考虑“高周切机”时所需的柔性直流额定功率明显大于考虑“高周切机”时所需的柔性直流额定功率。

3.4 柔性直流方案的可行性

不考虑“高周切机”时所需的柔性直流额定功率为450 MW，需要投资约5.4 亿元；考虑“高周切机”时所需的柔性直流额定功率为200 MW，需要投资约2.4 亿元，与常规方案相比，考虑“高周切机”的柔性直流方案在投资方面基本可行。

3.5 仿真校核

为校核以上分析结果，采用PSD-BPA中的柔性直流模型进行建模和仿真[15]。其中设置“高周切机”在51.0 Hz时切除250 MW机组，柔性直流正常运行不外送有功功率。在此条件下，进行LPS变电站—NY1电厂和LPS变电站—NY2电厂两回500 kV线路中一回三相短路跳双回线路的仿真。

从仿真结果(如图4所示)可以看出，柔性直流在孤网运行后能够通过快速调节有功功率达到其额定有功功率200 MW，使得孤网运行时的暂态频率偏差Δf未超过1.5 Hz，满足孤网运行时的暂态和稳态频率约束。

仿真结果表明采用200 MW柔性直流技术方案基本可行，柔性直流解环方案可以作为解开该电磁环网的备选方案。最终选择哪种解环方案还需要结合实际情况和调度运行部分的具体要求做进一步论证。

(a)频率差值波动曲线

(b)柔性直流有功功率曲线图4 送端电网孤网后波动曲线

4 结束语

针对送端电网外送通道上的电磁环网解环问题，提出了一种基于柔性直流技术的电磁环网解环方法。该方法根据送端电网孤网运行下的暂态和稳态频率稳定约束条件，确定柔性直流解环所需的最小额定功率；并通过经济性比较，确定柔性直流技术方案的可行性。以贵州电网内某送端电网送出通道上的电磁环网解环为算例，分析并确定采用柔性直流技术方案解环所需的最小额定功率为200 MW，通过与常规方案的投资对比，认为从投资角度柔性直流方案具有一定的可行性。

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(编辑 霍鹏)

A Method for Opening Electromagnetic Loop Network of Sending-end Power Grid Based on VSC HVDC Technology

KANG Peng1, LIU Wei2, LIN Cheng1, SUN Bin1, MA Qinfeng1

(1.Electric Power Dispatch and Control Center of Guizhou Power Grid Co., Ltd., Guiyang, Guizhou 550001, China; 2.Electric Power Research Institute of CSG, Guangzhou, Guangdong 510080, China)

In allusion to the problem of opening loop for electromagnetic loop network in power transmission channel of the sending-end power grid, this paper presents a kind of method for opening loop based on VSC HVDC.This method firstly uses a method of determining the required minimum rated power for opening loop according to restriction conditions for transient and steady frequency under island operation of the sending-end power grid, then by comparing investment with conventional opening loop scheme, analyzes feasibility of the VSC HVDC technology.Finally, it takes one case of opening loop of the sending-end power grid of Guizhou power grid for an example and calculates the minimum rated power for VSC HVDC technology, and confirms feasibility of this scheme.

VSC HVDC; electromagnetic loop network; opening loop; island grid; sending-end power grids

2016-07-10

2016-08-03

中国南方电网有限责任公司科技项目(GZ2014-4-0006)

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.11.017

TM72

A

1007-290X(2016)11-0086-07

康鹏(1964)，男，湖南衡山人。高级工程师，工程硕士，主要从事电网运行管理工作。

刘蔚(1974)，男，河南郑州人。高级工程师，工学博士，从事电力系统仿真分析工作。

林成(1975)，男，广东澄海人。高级工程师，工学学士，主要从事电网运行管理工作。