张东欣 王春阳
国网安徽省电力有限公司检修分公司 安徽 合肥 230061
摘要：目前，各行各业建设发展迅速，特高压直流投运对送端电网特性将带来明显改变。尤其对于高新能源渗透地区，换相失败后的暂态压升成为约束运行灵活性的重要因素。针对电网实际案例分析非典型工况下高压直流工程引起的过电压异常风险。学术界针对电网运行中的实际问题，对直流换相失败后的暂态过电压机理、送端电网电压稳定性进行了不少讨论与研究。
关键词：大容量调相机；特高压交直流；电力系统；稳态电压；协同控制
引言
交直流合建站原则上可考虑对全站监控系统进行融合建设,但交流变电站和直流换流站因核准时序、建设周期不同通常会造成施工和运行交叉等问题。为规避上述问题,针对变电站先期建设、换流站后期建设的交直流合建工程,根据变电站和换流站的监控系统配置模式不同的特点,给出两种交直流合建监控系统设计方案,并从可行性、经济性、运维情况等方面对该监控系统合建设计方案进行详细分析,确定了变电站和换流站监控系统独立配置、在站控层通过数据传输转换装置进行通信的监控系统合建方案,具有施工难度小、运维方便、经济性好等显著优势。
1直流系统故障与冲击
特高压直流投运后，系统故障过程变得复杂。除了直流系统设备引起的故障外，换流器近区交流系统故障同样可能导致直流系统故障以至运行状态发生变化。
1.1整流侧交流系统故障
对于特高压直流工程送端电力系统，在换流站近区的交流系统发生三相对地短路故障时，故障点距离换流站交流母线的电气距离很近。故障发生后换流站电压跌落，直流外送功率迅速下降。根据保护整定原则，交流线路直跳不重合，故障切除后随着交流系统电压的恢复，直流功率快速恢复。
1.2换相失败与极闭锁
换相失败发生在逆变侧，是指因换流阀未能正常关断，使换相过程无法顺利结束，预计接替开通的阀组重新关断，发生倒换相的现象。换相失败可以由换流器自身故障如晶闸管击穿导致、控制脉冲故障引起，也可以由受端交流系统故障导致。换相失败发生后，直流侧功率短时间内下降为0。换相失败故障最终由换相失败保护动作清除：切换控制系统使换流器恢复正常工作；延时重启换流器恢复正常工作；闭锁换流极。换相失败保护出口时间需与交流系统故障清除时间配合。换流器重启过程需要从系统吸收大量无功。若故障未清除，重启中再次发生换相失败，数次后将闭锁换流极，切除配套滤波器及适量机组。
1.3有功回退与无功冗余
对于整流侧，当整流侧阀短路故障或逆变侧三相换相失败发生后，直流外送功率迅速下降为0，系统通过直流通道外送的有功功率回退向交流系统，对送端系统造成冲击。换相失败发生后，整流器消耗的无功功率下降为0，未切除的配套滤波器造成系统无功功率冗余，引起送端系统暂态过电压。若送端系统由于暂态压升过高引发机组无序脱网，可能导致连锁故障，从而导致系统失稳。
2调相机参与下特高压换流站站域与近区电网AVC的稳态电压协同控制
2.1换流站站域控制与近区电网AVC控制
特高压换流站进行无功控制时，常将换流站交流母线电压控制在一定限值范围，或者换流站与交流系统交换的无功限制在一定范围内作为控制目标。
在地区电网AVC的三级电压控制体系中，第三级电压控制以全系统的经济运行为目标，给出各分区中枢点母线电压的目标值，并将其下发给第二级电压控制层；第二级电压控制接收中枢点的电压指令后，基于一定的规则将指令分解得到各个厂站；第一级电压控制是由厂站端执行。由于特高压换流站站域与近区电网AVC的控制目标、调度管理权限、响应时间不同，两者的协同控制在实际操作中存在一定的困难。文献[10]设计了协同控制策略。在调度权限方面，提出将换流站站域的无功控制纳入AVC的三级电压控制体系。从时间尺度上，站域控制在获取第三级电压控制的信息后进行，利用站域的无功资源进行离散控制。从空间角度来看，两者通过交互信息，实现地域之间的协调控制。
2.2直流输电系统无功功率变化
直流线路输送有功功率波动将引发无功功率的变化。设由于AGC(自动发电控制)的作用，换流站及近区系统的有功功率能够自动平衡。下面将基于直流线路不同无功功率情况下，比较换流站站域与区域电网AVC在下列3种无功控制方式下的控制效果。方式1：换流站站域与区域2的AVC独立控制，不考虑调相机作用；方式2：换流站站域与区域2的AVC协同控制，但不考虑调相机的作用；方式3：换流站站域与区域2的AVC协同控制，同时考虑调相机的作用。1)换流站站域无功补偿容量充裕时假设换流站站域无功补偿容量充裕，但由于滤波器/电容器的离散调节特性，在2轮投切之间的容量需通过近区电网发电机或调相机来完成。1)直流输电系统无功缺额越大，不借助区域2无功资源的情况下，直流落点BUS34的电压越低。无功缺额进一步增大有可能导致BUS34节点的电压水平不合格，反过来影响直流输电系统的安全运行。然若能采用换流站站域与近区电网AVC协同，或者有大容量调相机的支持，则可在一定程度上保证直流落点BUS34节点的电压水平。2)直流输电系统无功缺额越大，需要借助区域2的无功资源越多，区域2的无功裕度越小，整个系统的损耗越大。3)直流输电系统在不同无功缺额场景下，3种控制方式下的效果与前述相同，即在保证BUS34节点电压水平合格的情况下，方式3的网损最小，区域2的总无功裕度最大。
2.3交直流合建监控系统设计方案
现阶段，特高压换流站和变电站的监控系统配置模式各不相同。对于特高压变电站监控系统，国内基于IEC61850接口的智能设备仍在试验阶段，1000kV电压等级合并单元和智能终端的研发、制造及测试技术在工程应用中尚不成熟，特高压变电站监控系统采用“两层设备、单层网络”结构，即站控层、间隔层设备以及站控层网络，监控系统的间隔层负责各间隔的就地监控，且采用单套配置。与特高压变电站相比，换流站的监控系统采用模块化、分层分布式网络结构，由站控层、控制层和就地层三层设备两层网络构成，且监控系统的控制层和就地层设备双重化配置。换流站的监控系统在系统结构上增加了由直流极/阀组控制、交/直流站控等控制子系统组成的控制层设备和相应的网络；在系统功能上不仅包括常规变电站的开环控制，还包括闭环控制和顺序控制。换流站监控系统不仅需要采集交流场设备的信息，还需要采集阀厅、直流场和交流滤波器场的信息；且换流站监控系统对信息的采集和运算的实时性要求比变电站监控系统更高。由于交直流输电工程的建设与大电网的规划密切相关，交直流合建工程的变电站和换流站核准和建设时序存在先后顺序，这给变电站和换流站的建设带来施工和运行交叉等问题。针对变电站先行建设，换流站后期建设的交直流合建工程，在换流站建设时，变电站已正式投产运行，变电站的监控系统已按交流工程的原则进行建设。因此，该类交直流合建工程的监控系统可考虑以下两种合建方案。
结语
基于规划数据开展的仿真计算，在充分结合理论分析、验证理论结论的基础上，对电网特性探索与讨论方面具有重要参考意义。
参考文献
[1]逄博.风火打捆外送直流闭锁故障暂态稳定性及控制措施研究[D].吉林：东北电力大学，2014.
[2]申志鹏，熊会，朱介北，等.影响特高压直流输电工程安全高效运行评估因素集的建模与分析[J].发电技术，2021，42（1）:48-59.