陈超

【摘 要】随着特高压工程的开展和推进，大容量特高压交直流输电工程不断增加，给现代电网带来深刻变化。本文针对特高压交直流电网输电技术及运行特性进行了简要探讨，以供参考。

【关键词】特高压；交直流；电网；输电技术；运行；特性

1特高压交/直流输电技术概况

特高压交/直流输电技术概况近年来，我国不断研究特高压关键技术，通过不懈努力取得重大突破，在电压控制、潜供电流控制、成套设备、调试运行等方面进行深入探索，开发和研制了一整套具有自主知识产权、处于世界领先水平的特高压交流输电技术，掌握了特高压交流输变电的核心技术。国家电网公司开展了300多项关于特高压输电技术的研究，并带头号召国内100多家电工装备企业参与了特高压输配电设备的研发，成功研制了达到世界领先水平的全套特高压交流输电设备，制造了诸如特高压变压器、并联电抗器等特高压设备，在特高压领域首开先河。

2特高压交直流输电运行特性分析

2.1交直流之间的交互影响

大量工程实践表明，我国电网时常发生单相短路故障，可能引发单回或多回直流换相失败，对交流断面造成巨大冲击，严重时还将导致直流系统闭锁，中断功率传输。

换流母线电压质量直接决定换流能否正常进行，一旦发生故障，畸变的电压波形可能会导致换相失败。通过理论分析，可知导致换相失败的原因分别为电压幅值降低和电压过零点偏移。后者的影响微不足道，因此现主要针对前者进行简要分析。系统正常运行时，逆变侧触发角为α，换相角为μ，熄弧角为γ，并有α+μ+γ=π。发生故障后电压幅值降低，在晶闸管出发时刻不变的前提下，换相角增大、熄弧角减小。若换相电压低于某一临界值，γ<γ0，将导致换相失败，此处设定临界压降为△U，则有公式如下：

式中：Id，I′d分别为故障前后直流电流；IdFL为直流电流额定值；Xcpu为换流变压器阻抗标幺值；γ，γ0分别为最小熄弧角的整定值及换相失败临界值。

换相失败会导致大幅度功率波动。虽然故障持续时间极短，但波动过程却为换相失败时间的100?200倍。换相失败发生时，送端电网直流功率无法传输，可能会造成瞬时大功率盈余，影响送端交流侧；受端则会发生大功率缺失。同时，故障及恢复期间，大量无功将被吸收，直接威胁电网安全。

2.2交直流混合电网稳定性分析

2.2.1电压稳定性

直流侧故障造成的暂态电压波动将影响运动条件，从而无功功率补偿出力发生变化。无源补偿元件能否在该情况下向直流系统提供所需功率是值得研究的，因其会影响交、直流系统之间无功功率交换的大小，由此便产生电压稳定性问题。

直流系统在故障及恢复中吸收大量无功功率，将直接影响动态电压的变化。据实例可知，单回及多回直流系统换相失败时，前者逆变侧从系统吸收的无功大约4500Mvar左右，后者更甚。相关数据证明，浙南电网在受电比例为45%的大受电方式下，500kV线路发生交流N-1故障会造成电压失稳。多馈入直流系统存在无功支撑不足的问题，电压调节特性逐渐恶化。直流系统与常规机组的无功电压调节特性呈相反态势。

换相失败会产生诸如直流电压降低、直流电流增大等不良后果，将直接干扰受端侧电压。直流侧无功改变时，交流侧母线电压幅值会发生变化，间接造成直流控制器作用，而控制器引起的功率改变会反过来影响受端电压。送端交流侧故障清除后，直流输送有功因系统电压恢复而逐渐正常，但无功需求增加与较低交流换相电压之间的矛盾会形成对受端侧的瞬时无功冲击，从而受端电压失稳。直流闭锁期间，由于常规保护操作，受端侧电压的暂态过程将变得复杂。一种新的保护措施是通过保留交流母线处电容器组来维持电压的暂态稳定性，即故障发生至无功装置切除期间，受端的无功盈余将提升系统电压。但在无功补偿切除后，两端系统趋于平衡，交流电压逐渐恢复常态。

2.2.2频率稳定性

混联电网频率调节能力逐渐下降，频率稳定无法得到保障。频率调节能力由2个因素起决定性作用：机组调频能力和交流系统转动惯量。常规机组逐步被新能源机组及受端大规模直流馈入所取代，但电网标准只对传统机组提出了明确规定，致使调频能力减弱，严重影响频率稳定。除了新能源一次调频能力不足外，常规机组一次调频性能同样存在严重隐患。直流双极闭锁发生时，馈入端瞬时损失大量功率，造成送端直流功率盈余，受端侧频率下跌。

3相关问题的应对措施分析

3.1提升交直流输电相关技术

3.1.1换流技术

现阶段，直流输电在换流技术方面的主要研究为电容换相（CCC）直流输电和柔性直流输电。虽然LCC换流技术已十分成熟，但仍存在问题，即需在送受端补偿大量无功功率，随着输送容量增加，送受端无功平衡问题日益凸显，一旦某受端多条直流发生换相失败，则会对该区域电网稳定性造成巨大影响。CCC换流技术是基于LCC发展起来的，为避免缺失大量无功，将固定电容器串联接入传统换流系统，从而提高系统的稳定性。虽然效果明显，但其经济性偏低。因此，应当全力开展交直流技术的研究工作。

3.1.2在線安全分析技术

我国大电网安全运行需要更为先进的调度模式，而在线安全分析是实时调度从经验型向分析型、主动型逐渐转变的关键技术支持。目前，该技术存在实时性差、适应性弱、自动定位功能不完善以及计算资源利用率低等问题。现可利用多种先进技术，建立一套先进的在线安全分析系统。

3.2注重主网架构的建设

现有的交流电网规模与强度无法满足大规模直流运行的要求，电网安全稳定问题始终受到威胁。不但要扩大交流电网规模以承受送端直流闭锁带来的冲击，同时还应加强其强度免遭直流故障影响。坚强智能电网的目标是要建设坚强可靠实体电网，实现全面优化升级。特别是交流电网要与直流容量及规模相匹配，保障电网安全可靠运行。我国现阶段正在谋划东西部特高压同步电网格局，为国家能源发展战略推进打下坚实基础。

3.3提升新能源入网性能

研究并制定针对新能源机组的入网标准，开发新能源场站自身动态功率调节能力，增强对电网调频、调压过程的参与度，防止由于新能源大规模脱网引发的连锁反应，避免造成不必要的伤害。

3.4电压、频率稳定性问题的应对措施

特高压电压等级高、影响范围广，尽快发展并采取合理的控制保护措施是十分必要的。由换相失败产生的非特征谐波不但降低传统交流保护方法的有效性，而且会对线路保护造成影响。传统保护方案一般采用全或半周傅式算法对工频相量进行提取，为防止非特征相量产生干扰，应当研究包括新型相量提取方法在内的诸多保护措施。

加强直流输电骨干网架的规划和坚强水平，提高电网安全性。根据我国资源能源分布情况，合理规划电网布局，加快主干网建设，严格部署应急电源分布，提高电网应对故障的承受能力。为便于监测电网运行，建立在线监测系统，完善静、动态评估体系。应当加强多馈入直流系统无功支撑能力，并研究电压稳定性较弱区域的无功装置安装问题。一次调频能力急需提升，加强和完善针对一次调频性能的评价体系。受端频率稳定主要受永久故障的影响，功率缺额愈大，稳定性问题愈严重。为此，各级电网已应用各种频率控制方法。

结语

综上所述，就我国能源等的实际分布情况而言，对特高压交直流混联电网进行大范围的应用，是时代的必然趋势走向，因此，十分有必要通过促进此类电网有效发展的方式，经由合理运用特高压直流，实施高质量的长距离传输环保能源的且具备较高稳定性以及安全性的特高压电网建设工作。相信，通过不断的研究与时间，这一技术的应用成效将愈加显著。

参考文献：

[1]李明节.大规模特高压交直流混联电网特性分析与运行控制[D].电网技术，2016.

[2]李红军，金毅.我国特高压电网输电价调整及其特点[J].中国物价，2017（04）：24-25.

（作者单位：国网山西省电力公司检修分公司）