此外,以稳定性为约束条件,受端交流电网承受直流馈入的规模是有限的。文献[27]从机理和指标角度指出多直流馈入电网的电压失稳风险增加;文献[28-29]进一步论证了多直流馈入后系统电压稳定性变差的机理。文献[7]指出,如果华东仅依靠直流输电来满足其负荷增长的用电需求,到2020年,它受入的直流将达到19回左右,且多数集中于长三角地区,该地区部分交流线路发生“N-1”故障时,将导致系统电压失稳、直流恢复失败。文献[30]指出,考虑配置一定规模的动态无功补偿装置,江苏电网可承受的最大直流规模为6回,共42.2GW;若不考虑动态无功补偿装置,江苏电网可以承受的最大直流规模为5回34.2GW。在受端电网受电规模很大的情况下,特高压交直流异步电网多直流馈入系统安全稳定的问题比特高压交直流大同步电网方案更为突出,因此也在一定程度上增加了大停电的风险。从文献[5,7]介绍的电网故障仿真计算结果来看,在输电规模很大的情况下,我国采用如图1(d)所示类型的三华特高压异步电网方案,受端电网的稳定性较差,因此发生大规模停电的风险也比较大。
最后,从历史上实际发生过的大停电事件来看,中小型同步电网更容易因频率、电压失稳等问题而发生电网崩溃,例如东京、台湾、海南、西藏、新加坡、瑞典、英国、韩国、巴基斯坦、马来西亚、印度尼西亚、以色列、哥伦比亚、肯尼亚等电网均发生过电网崩溃性的大停电事件。基于上述情况,可以认为图1(b)、图1(c)网架类型的受端系统发生大停电的风险会比较大,尤其在其受端系统处于电力不足状态下发生大直流双极闭锁时,受端电网较容易出现频率和电压失稳。
综上所述,可以认为对于上述式(1)中的第2、3项风险值而言,图1中方案a的值比较小。在网架的鲁棒性满足安全稳定导则要求、在电网运行时保证留有合适的安全裕度以及配置合适的运行状态监控系统的前提下,上述式(1)中的第1项风险值可以控制到足够小,因此图1中大同步电网方案a总的停电风险度RT可以做到小于送、受端电网非同步方案（b、c或d）的RT。
4 进一步降低大同步电网停电风险的措施
对于方案a所示的特高压大同步电网,进一步降低它发生特大规模停电事件风险的关键是严防区域电网之间的发电机群失去同步。一方面通过建设坚强网架可降低电网功角失稳的概率,其次部分设备停运条件下及时调整运行方式保证系统留有足够的安全裕度可进一步降低电网功角失稳的概率。再者,应对严重故障的切机措施还安排一定的冗余配置;在国家电网公司重大专项研究中还研究了采用基于响应的实时追加切机或追加局部主动解列等措施;上述措施用以保证即使在电网安全第二道防线安控措施不到位或安控量不足的条件下,仍能避免区域电网之间的发电机群失去同步。
继电保护拒动是造成电网停电的原因之一,例如1999-03-11巴西圣保罗的一个变电站遭受雷击,导致440kV母线短路,因母差保护拒动引发了连锁故障造成大停电;1999-07-20我国山西220kV新店变电站在故障过程中保护装置用的直流电源遭受破坏,导致保护拒动,引发了山西电网多台发电机组连锁故障停机;2005-09-26我国海南220kV玉州变电站因台风暴雨的破坏导致保护装置用的直流电源出故障,进而引起保护拒动并引发了波及整个海南电网的连锁故障大停电。鉴于上述情况,为了进一步降低大停电的风险,电网高电压等级的输电线路和母线等重要设备须设置相互独立的冗余保护,包括设置相互隔离的向保护装置供电的两套直流电源,以降低保护拒动的概率。
在动态稳定方面,要切实做好提高特高压大同步电网的动态安全稳定水平的工作。例如在电网结构方面,个别边远地区电网与主网可采用直流输电系统连接方案,避免形成长链型弱联系的交流电网网架结构。此外,加强电力系统动态稳定器的配置与整定工作,从各方面提高大同步电网的动态稳定性能。
5 结论
1）特高压交直流大同步输电网架方案在实现高效、灵活地大范围、大规模汇集、输送和分配电能方面具有较明显的综合功能优势,在受端系统安全可靠性方面也优于特高压异步多直流馈入大受端电网网架方案。应建立大规模交直流特高压输电网以满足我国大范围大容量电力汇集、输送和分配需求。
2）电网停电的规模与同步电网的规模有一定的关系,但导致世界上大停电事件发生较为频繁的主要原因是电网安全防御体系存在缺陷。为了充分降低大规模停电的风险,电力系统安全三道防线均需加强。
3）特高压交直流大同步输电网应从运行方式控制、保护及安全控制冗余配置、系统动态稳定器配置与整定、提高保护装置的可靠性以及完善用于防止连锁反应的监控系统等方面进一步扎实做好严防区域间大机群功角失稳的工作。
