2022, Vol. 40
随着新能源发电技术的飞速发展，我国风、光资源丰富的西北地区已建成多座大规模集中接入的新能源发电基地，而由于我国负荷中心位于“三华”地区，能源与负荷的逆向分布导致必须采用远距离、大规模、集中外送的输电方式[1-2]。风电出力具有间歇性与波动性特点，无法单独进行远距离外送，通过采取风火电源打捆联合外送的输电方式不仅可以解决风电出力的问题，还可以提高输电通道的利用率，节约输电成本，是大型能源基地风电、火电外送的主要方式[3]。“三北”地区上万兆瓦级风电基地距负荷中心的平均距离超过2000 km，并且外送规模大。特高压直流输电方式具有输电成本低、输电容量大的特点，可以很好地满足风火电源打捆外送的要求，但是直流输电无法时刻跟踪风功率的波动，导致其无法单独进行大规模电力外送，因此采用风火电源打捆的交直流联合外送方式可以更好地弥补直流调节能力差的问题，大幅提高输电通道和电力系统的运行可靠性[4-5]。
风火电源打捆交直流混联外送的输电方式解决了我国能源与负荷中心逆向分布的问题，不仅能够实现传统能源与可再生能源的跨区域输送，而且节约了输电成本。但是弱同步支撑的送端电网存在大量风电与火电、直流与交流输电之间的相互耦合，导致系统的动态特性十分复杂，因此需要对各种方式下风火电源打捆交直流混联外送系统的暂态稳定特性，以及风电与火电的配置比例对电网安全稳定运行的影响进行深入研究，制订相应的控制策略来提高系统的暂态稳定裕度，对实现我国的能源互联战略及“双碳”目标有重大意义[6-7]。本文以锡林浩特地区特高压交直流输电工程送端电网为对象，研究大规模风电集中接入后，交直流系统与风火电源的交互作用以及系统暂态稳定性，对合理安排电网运行方式以及促进清洁能源消纳具有一定的指导作用。
1 大规模风火电源打捆特高压交直流混联外送系统介绍锡林浩特地区煤炭和风电资源丰富，开发条件方便，环保容量大，适宜大规模开发建设能源外送基地。目前以该地区为送端系统，已建成两大跨区输电工程，即锡林浩特—泰州±800 kV特高压直流输电工程及锡林浩特—山东特高压交流输电工程，锡林浩特地区电网网架结构见图 1。
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图 1 锡林浩特地区电网网架结构
Figure 1 Grid structure of Xilinhot power grid
图中： —变电站； —电容； —换流装置。
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锡林浩特—山东特高压交流输电工程始于胜利特高压变电站，通过胜锡双回线、锡廊双回线、廊河双回线，经过锡林浩特特高压变电站、廊坊特高压变电站，止于山东泉城，送电容量9 GW，送电距离730 km。锡林浩特—泰州±800 kV特高压直流输电工程起于锡林浩特换流站，止于江苏省泰州换流站，线路总长1627.9 km，额定输送功率10 GW，并通过胜林三回线接入胜利特高压变电站，与上述交流输电工程互联。工程建成初期，锡林浩特变电站与胜利变电站均无图 1之外的500 kV网架支撑，属于典型的长末端薄弱系统。
锡泰直流送端计划并网7.3 GW火电，其中乌兰电厂与润青电厂接入锡林浩特换流站，恩和电厂接入胜利变电站500 kV侧，哈那电厂、马都电厂与欣康电厂接入胜利变电站1000 kV侧，共计6厂12机。另有7 GW风电计划2020年底投产，以“五站五线”方式接入系统新建的5个500 kV风电汇集站。
结合锡林浩特地区风火电源打捆特高压交直流混联外送系统实际情况，本文构建了锡林浩特地区新能源与常规火电电源打捆的特高压交直流混联外送典型系统，见图 2。风电投产后，直流输送功率按5 GW以上考虑，风电最大同时率按70%考虑，风电机组采用恒功率因数控制方式。
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| 图 2 锡林浩特地区风火电源打捆的特高压交直流混联外送系统 Figure 2 UHV AC/DC hybrid external transmission system for wind and fire power binding in Xilinhot area |
换流阀或其他设备故障、直流线路故障及附近区域交流系统故障均可导致直流闭锁，系统出现大容量有功功率缺额的同时，引起送受端系统频率和电压的大幅突变。此外，换流站的交流侧发生金属性短路故障时，也会引起电压突变问题，对频率、电压突变耐受能力弱且基本不参与调频调压的新能源来说，容易引发大规模脱网，对系统稳定性造成冲击[8-10]。
风电机组惯量低，光伏发电惯量为零，均不参与电网调频，大量新能源发电替代常规电源后，系统的转动惯量和频率调节能力大幅度降低，在一些大扰动下频率会发生变化，引发稳控装置及保护动作[11]。如果新能源发电容量大于常规电源，因新能源的无功电压支撑能力比常规电源弱，近区电网电压稳定性差，直流输电系统送端交流侧母线电压波动幅度大，易导致直流换相失败。此外，新能源机组对系统高频和过电压的耐受能力差，当系统发生较大扰动时，新能源机组可能大规模脱网，导致严重的连锁性故障[12-13]。而且，由于交直流系统间的交互作用，受端交流电网故障导致直流连续换相失败，在对受端造成巨大冲击的同时，也会将冲击传递到送端，造成送端系统不稳定。
2.2 风火电源打捆系统暂态稳定性分析方法风火电源打捆外送系统中，风电机组不存在功角稳定问题，但风电的大规模接入会对同步机组的功角、电压稳定性产生影响，通常可以通过等面积法则来分析火电机组的功角稳定性。等面积法则是电力系统暂态稳定性分析的经典方法，既可以用于单机无穷大系统，也可以用于多机系统[14]。同步发电机组的机械功率、电磁功率、转子角速度和功角间的关系可用式（1）表示：
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(1) |
式中：ω为转子角速度；δ为功角；t为时间；Pm为机械功率；Pe为电磁功率；ZX为系统等效电抗；M为发电机惯性时间常数；E为发电机内电势；U为发电机机端电压。
图 3为发电机在不同模态下的功率特性曲线，同步发电机组在稳态运行时，功率特性曲线为Pe(1)，当某一输电线路发生短路接地故障后，功率特性曲线变为Pe(2)，发电机输出的电磁功率减小至曲线Pe(2)对应的d点，由于火电机组调速器尚未动作，原动机机械功率大于电磁功率，转子开始加速，功角增大。加速运行至c点时故障线路被切除，功率特性曲线变为Pe(3)，进入减速面积区域，功角继续增大，但转子速度同时开始下降。加速面积表示火电机组加速过程积累的能量，如果减速面积大于加速面积，则发电机功角经过若干次振荡最终将稳定在新的平衡点，否则会运行至e点，转子角速度偏差仍大于0，继续加速，系统发生功角失稳。
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| 图 3 发电机在不同模态下的功率特性曲线 Figure 3 Power characteristic curve of generator under different modes 图中：Pe(1)、Pe(2)、Pe(3)—正常运行、故障持续和故障切除后模态下的功率特性曲线；P—发电机有功功率；S0、S、T、a-f点—发电机在不同方式下的运行状态；δ0、δS、δC、δmax—对应运行状态下的功角。 |
由于火电机组和风力发电机组运行特性的不同，导致了风火电源打捆的特高压交直流混联外送系统中风火电源基地的等值加速功率在故障发生后完全由火电机组产生。如果单纯考虑系统的等值加速功率，在一定扰动下，风电比例越大系统等值加速功率越小，稳定性越好。但是，故障发生往往伴随着系统电压的下降，火电机组相比于风力发电机组具有更强的无功调节能力，能够发出更多的无功功率，所以风电比例的增加不利于系统电压的恢复，而电压水平过低将导致系统外送水平的下降，加剧故障对系统的破坏[15-16]。因此，当系统电源侧发生故障后，需要综合考虑风电、火电机组运行特性对系统加速功率、无功平衡情况等的影响。
3 风火电源占比对系统暂态稳定性影响的仿真分析 3.1 算例说明基础方式为锡林浩特送端12台火电机组、2台调相机全开，5个风电汇集站的风机均投入运行，最大同时率为70%，隆化串补站投入运行。保证直流输送功率6.5 GW，风火电源打捆总出力为8 GW，考虑到火电的自动调节装置对系统特性影响较大，火电机组开机数量不变，通过调整火电出力及风力发电机组开机数量来改变风电机组出力占比，采用电力系统分析软件包（Power System Analysis Software Package，PSASP）分析工具，研究不同风电占比情况下系统的暂态稳定性。本文设定5种典型方式进行仿真分析，风电机组出力占比依次为62.5%、50%、37.5%、25%、12.5%。
3.2 交流故障下功角稳定性仿真分析根据锡林浩特地区网架结构的特点，外送线路的稳定水平决定了系统的输电能力，而三相金属性短路故障在系统中引起的冲击最严重，系统仿真通常在线路上设置三相金属性短路接地故障，获得系统的暂态响应曲线，对系统的暂态稳定性做直观分析。交流故障导致的系统电压下降引起火电机组产生不平衡转矩，而送端系统中火电机组相互间电气距离较近，暂态响应过程中体现出同调性，振荡中心一般位于外送线路上。因此在胜锡线路模拟三相金属性短路故障，持续时间0.2 s，同时为研究大容量机组跳闸对系统稳定性的影响，模拟1000 kV哈那电厂1号机故障跳闸，不同风电机组出力占比下发电机功角仿真曲线见图 4和图 5。
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| 图 4 三相金属短路故障发电机功角仿真曲线 Figure 4 Power angle simulation curve of three-phase metal short circuit fault generator 图中：— —风电机组出力占比62.5%；— —风电机组出力占比50%；— —风电机组出力占比37.5%；— —风电机组出力占比25%；— —风电机组出力占比12.5%。 |
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| 图 5 跳闸故障后发电机功角仿真曲线 Figure 5 Power angle simulation curve of generator after tripping fault 图中：— —风电机组出力占比62.5%；— —风电机组出力占比50%；— —风电机组出力占比37.5%；— —风电机组出力占比25%；— —风电机组出力占比12.5%。 |
由图 4和图 5可知，风力发电机组出力占比较少时，系统稳定性较差，甚至在短路故障发生后出现失步现象。当风力发电机组出力占比达到37.5% 后，火电机组功角第一摆接近90°，能够恢复稳定。随着风力发电机组出力占比不断增加，功角摇摆程度逐渐减弱，恢复速度逐渐增大，可认为系统暂态稳定性不断增强。
3.3 直流故障下暂态电压升高仿真分析传统直流在运行过程中需要消耗大量无功，因此会在换流站装设大量无功补偿装置。无功补偿装置在直流发生双极闭锁故障时不能及时切除，短时间内由于直流闭锁瞬时下跌，而无功补偿设备产生的大量盈余无功功率将会反向冲击至交流系统，造成严重的过电压问题。对于风火电源打捆特高压交直流混联外送系统，送端大量的风电机组将受过电压影响，存在大量风电机组并网点电压超出耐受范围，甚至大面积风机无序脱网的风险。
图 6和图 7为不同风电出力占比下锡泰直流双极闭锁故障，两次全压再启动故障下换流站的母线电压仿真曲线。母线电压随着风电占比的提高，跌落程度明显减小，始终保持在稳定水平，为系统暂态稳定提供了保障，最终随着风电占比的提高，系统发生直流闭锁故障后，暂态稳定性得到明显改善，与交流故障的结论类似。然而风电占比越高，系统暂态电压升高就越大，可能成为制约风电外送能力的重要因素。
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| 图 6 锡泰直流双极闭锁故障母线电压仿真曲线 Figure 6 Voltage simulation curve of DC bipolar blocking fault bus 图中：— —风电机组出力占比62.5%；— —风电机组出力占比50%；— —风电机组出力占比37.5%；— —风电机组出力占比25%；— —风电机组出力占比12.5%。 |
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| 图 7 锡泰直流全压再启动故障母线电压仿真曲线 Figure 7 Voltage simulation curve of DC full voltage restart fault bus 图中：— —风电机组出力占比62.5%；— —风电机组出力占比50%；— —风电机组出力占比37.5%；— —风电机组出力占比25%；— —风电机组出力占比12.5%。 |
本文针对大规模风火电源打捆特高压交直流混联外送系统的暂态稳定问题进行深入研究，以锡林浩特风火电源打捆特高压交直流外送系统为例，仿真分析了不同风电占比情况下系统发生交流短路故障、直流闭锁故障时的暂态稳定特性。结果表明，在典型交直流故障作用下，风电机组的功率、电压快速恢复特性能够改善火电机组的功角稳定性，风电占比的提高将极大削减火电机组注入系统的暂态加速能量，提高系统的暂态稳定性。需要指出的是，随着风电占比的增加，系统的暂态电压升高也大幅增大，因此，风火电源运行方式的安排还应结合系统运行方式、风电机组无功控制方式、系统网架结构等因素进行进一步的深入分析。
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