特高压直流输电的实践和分析

摘要：特高压直流(UHVDC)输电在远距离大容量输电方面具有不可替代的作用，同时也给电网安全稳定运行带来风险和难题。为给直流输电技术的应用和发展提供参考，以南方电网为背景，分析了UHVDC输电对电网影响，介绍了解决的典型技术难题。UHVDC对电网带来的主要风险包括：直流输电大功率运行闭锁、交流系统故障导致多回直流持续换相失败或闭锁等。提出的主要解决手段包括：优化直流落点，合理选择单回UHVDC规模；优化电网结构；提高受端电网的动态无功补偿能力。关键词：特高压直，实践

前言：方电网运用能够高精度模拟直流系统换相过程的电磁暂态仿真平台仿真验证了相关措施的有效性。还举出南方电高压直流运行和建设中出现的典型技术难题，如±800kV双阀组不对称运行典型故障、直流系统双极闭锁、多直流集中馈入系统极端故障、直流接地极选址困难，给出分析和应对措施建议。最后指出，柔性直流技术可有效避免或解决传统直流集中馈入受端电网导致的各种失稳风险，增强交流电网可控性，是未来电网的重要发展方向。

一、特高压直流输电对电网的影响 （一）特高压直流与系统风险

南方电网在“十五”期间形成了“六交三直”交直流并联运行的“西电东送”通道，多回直流同时馈入受端电网，交直流系统相互影响问题比较突出。“十一五”末期，随着云广特高压直流双极投产，南方电网远距离大容量的直流输电特点更为显著，表现出强直弱交的特性。“十二五”末期，南方电网形成“八交八直”西电东送主网架，总体来说电网抵御简单事故的能力更强，但与大容量直流相关的系统风险加大。目前系统面临的一些主要风险如下：1)直流输电大功率运行闭锁云广、糯扎渡特高压直流额定功率运行时，双极闭锁将导致系统暂态失稳，保持系统稳定需要采取切机切负荷等安稳措施。稳控措施涉及站点多，如云广特高压直流双极闭锁涉及到50多个厂站稳控装置，任一控制站装置拒动，均可能

导致主网稳定破坏，这时即使失步解列装置均可靠解列，受端电网低频、低压减载装置也将大量动作，最严重情况下可能切除30%的广东电网负荷，导致特大电力安全事故。大电网安全运行严重依赖于二次控制系统，对切机、切负荷、失步解列、低压低频减载等第2道、第3道防线的可靠性提出了更高的要求。2)交叉跨越多回线路同时故障大容量直流输电线路之间的交叉跨越、以及与关键交流线路之间的交叉跨越，可能在交叉跨越点发生导致多回直流同时闭锁与交流线路跳闸等多重故障，构成电网安全重大风险点。云广特高压直流投产后，交叉跨越点的数量增加约80%，两渡直流(糯扎渡、溪洛渡)投产后，交叉跨越点的数量又增加约80%。3)受端负荷中心区域交流系统出现故障时，保护或开关拒动可能导致多回直流持续换相失败或闭锁[1]南方电网多回大容量直流密集落点受端电网，交流系统的故障可能导致多回直流同时换相失败，交流线路保护或开关拒动，导致交流故障不能及时清除，可能造成多回直流持续换相失败，甚至导致直流闭锁。此外，直流换相失败后存在复杂的交直流相互影响，功率恢复过程中动态无功需求大幅增加，加之受端电网负荷越来越密集，负荷中心地区缺乏电源支撑，有可能造成因动态无功不足导致的电网电压失稳，引起大面积停电。

（二）防范大容量特高压直流引发系统风险的措施

南方电网为防范特高压、大容量直流输电引发系统性风险，采取了有效措施：1)优化直流落点，合理选择单回(通道)特高压直流规模南方电网考虑将特高压直流输电分散落点，单回(通道)最大规模选择为500万kW，目的是减小大容量直流闭锁后潮流转移到交流通道引起的潮流和电压波动，合理控制受端电网多直流有效短路比。广东电网2015年多直流有效短路比最低2.6左右，随着直流增多，到2020年多直流有效短路比最低可能降至1.8左右。若单回直流规模提高，则会进一步降低多直流有效短路比，增加对受端系统电压稳定水平的影响。2)优化西电东送电网结构南方电网明确了“十三五”西电东送以直流输电为主的技术路线，逐步形成云南电网与南网主网异步联网的电网发展思路。随着观音岩直流和鲁西背靠背直流工程建成，形成云南外送电力通过直流输电的格局。云南电网与南网主网异步联网避免了云南送出的大容量直流闭锁后大规模潮流大范围转移至交流通道的问题，南网主网的暂态稳定水平得到大幅度提高，从而显著改善南方电网的安全稳定特性。3)提高受端电网的动态无功补偿能力对于多回直流集中馈

入的受端电网，特别是对于重负荷站点和直流落点密集地区，维持一定的无功电压支撑能力，对保持电压稳定水平十分必要。此外，采取优化直流VDCL措施、合理安排电源开机、优化发电机高压侧控制技术、加装动态无功补偿装置可增加电网动态无功支撑能力，显著提升局部电压稳定特性。为增强直流换相失败后恢复能力，可考虑在直流输电逆变站近区的负荷中心安装快速无功补偿装置。目前已在广东电网500kV东莞、北郊、水乡、木棉4个变电站各装设了1套±200MVASTATCOM，运行情况良好。南方电网还采取优化保护配合措施，防止交流系统发生故障可能因配合不当导致直流保护动作闭锁直流，将直流100Hz保护跳闸段延时由700ms调整至3s。南方电别注重对关键线路和开关设备的特巡特维，深入查找直流系统故障原因，加强第3道防线建设，这些措施有效降低了大容量直流输电的运行风险。

二．交直流复杂大电网的仿真技术支撑

传统机电暂态仿真程序由于直流模型的局限性，不能满足交直流混联系统风险研究与分析的要求，而电磁暂态仿真具有高精度模拟直流系统换相过程等技术优势。南方电网确定了实时数字仿真技术路线，建立了全网220kV及以上交直流大电网的镜像仿真平台[2]。该仿真平台闭环连接实际控制保护装置，既能够真实反映直流输电换相过程与控制保护动态响应，又能准确反映南方电网系统各大区间机群的功角稳定特性，满足南方电网交直流系统运行分析的实际需要。近年来，又开发了机电–电磁混合仿真平台，开始应用于直流输电故障分析等工作。南方电网开展了严重故障对系统安全稳定影响仿真分析。随着电网规模加大，交直流相互影响也在加大，一方面电网抵御故障的能力有所提升，另一方面局部连锁或多重故障影响范围和危害程度也会扩大，单一严重故障导致系统失稳的风险增加。因此，南方电网依靠仿真平台对于电网严重故障进行定量分析，对于安全稳定系统策略制定和措施有效性加以验证，形成了仿真技术支撑的机制，成为了南方电网直流输电设计、运行、反事故措施的坚强后盾。直流输电工程建设过程中，应用仿真平台完成直流输电工程功能试验和动态性能试验。工程建成投运后，所有直流控制保护系统的软件升级、修改都必须进行仿真验证。如完成了直流50Hz/100Hz保护定值优化、低电压27DC保护优化、换相失败保护逻辑优化等故

障分析和控制保护参数优化等工作，成为直流控制保护系统运行管理和事故判别的依据。

结束语：特高压直流输电技术成熟，运行稳定，发挥了巨大的经济、环境和社会效益，有力支撑了西电东送战略。在继续发展特高压直流技术及应用的同时，要更加注重防范大容量特高压直流引发的系统性风险，结合电性采取有效防控措施，如优化网架结构，分散直流落点、优化直流规模、增强受端电网无功电压支撑能力等。

参考文献：

[1]王永平,卢东斌,王振曦,邹强,张庆武.适用于分层接入的特高压直流输电控制策略[J].电力系统自动化,2016,40(21):59-65.

[2]卢东斌,王永平,王振曦,曹冬明.分层接入方式的特高压直流输电逆变侧最大触发延迟角控制[J].中国电机工程学报,2016,36(07):1808-1816.

[3]马为民,樊纪超.特高压直流输电系统规划设计[J].高电压技术,2015,41(08):2545-2549.