送端系统

送端系统（精选5篇）

送端系统 篇1

向家坝-上海±800k V复奉直流是国家电网公司特高压直流输电线路示范工程, 也是世界直流输电技术发展的创新工程。工程西起四川复龙换流站, 东止上海市奉贤换流站, 工程全长约1906.7公里, 输送功率为640万k V, 采用±800k V双极直流输电。该输电工程的建设, 对满足金沙江下游向家坝、溪洛渡等大型水电基地电力的外送, 实施西电东送战略具有重大意义[1]。

2010年6月复奉直流双极投运, 由于向家坝水电站仍在建设中, 复奉直流依靠四川电网泸州变至复龙站3回500k V线路供电。在此过渡期, 复奉直流送端电网配套泸复安全稳定控制系统 (下文简称泸复安控系统) 为确保直流输电通道及四川交流电网的稳定运行发挥着重要作用。本文根据特高压直流输电技术及运行特点, 介绍了泸复安控系统实现功能, 以及技术难点的针对性解决方案[2]。

1. 复龙换流站近区电网情况及存在的稳定问题

复龙换流站最终规划为交流500k V出线9回, 包括至向家坝左岸电站2回、至向家坝右岸电站2回、至拟建的凤仪换流站2回线路及至泸州变3回线路。由于向家坝水电站、凤仪换流站等工程处于建设阶段, 至2010年底, 复奉直流依靠四川电网泸复3回500k V线路供电 (2010年底电网结构见图1) 。

当前阶段, 电网结构仍较薄弱, 电网不同运行方式下, 交、直流线路故障, 可能导致线路发生热稳、地区电压过低等稳定问题, 严重时会导致华北-华中电网失步。例如:

(1) 复龙换流站在直流双极不同运行模式下, 直流设备发生各种类型故障, 单极或双极直流闭锁, 根据故障前输送断面, 可能导致华北-华中电网失步。该紧急情况下需采取联切四川电网水电机组 (包括二滩、瀑布沟电厂两大水电站机组) 及电容器的措施。

(2) 泸复N-1检修方式下, 泸复三永N-2故障, 可导致华北-华中电网失步, 需紧急联切四川电网水电机组的措施。同时, 泸复三永N-2故障, 复龙站电压低, 泸复III回过热稳, 需快速降低复奉直流至2000MW以下。

(3) 洪泸双回运行, 洪泸线三永N-1故障, 洪泸另一回线超热稳, 需快速降低复奉直流功率至2500MW以下。

(4) 洪泸双回运行, 洪泸双回N-2故障, 泸州地区电网将成为复奉直流的电源支撑点, 泸州地区及复龙换流站电压低, 泸州地区一回220k V (沙高线) 将严重过热稳。该情况下, 需紧急采取闭锁复奉直流, 联切泸复三回线, 同时需联切四川水电机组的措施 (500k V泸叙双回线投产后, 洪泸三永N-2故障时, 只需采取切机措施, 无需再闭锁直流、联切泸复线) 。

2. 泸复安全稳定控制系统功能实现

泸复安全稳定控制系统由复龙换流站、泸州变电站、瀑布沟电厂、二滩电厂及方山电厂组成。系统主要实现的控制有:换流站直流设备故障, 联切四川电网水电机组;交流电网相关500k V线路故障, 调制直流或闭锁直流的同时, 需联切四川电网水电机组, 在洪泸双回N-2严重故障下, 除上述措施外, 还需切除方山电厂火电机组 (厂站联系见图2) 。

(1) 复龙换流站装置实时监测复奉直流双极运行工况, 一旦单极或双极闭锁, 根据故障前复奉直流输送功率大小, 向泸州变发送切机容量命令;若是双极闭锁, 需联切泸复三回线;在泸州侧交流线路故障情况下, 接收并执行泸州站的调制直流或闭锁直流控制命令。

(2) 泸州站装置实时监测洪泸双回、泸复三回、叙泸双回 (待投运) 的运行情况, 自动识别电网方式, 并进行线路故障判别。电网方式包括正常方式、洪泸一回线停运、叙泸一回线停运、泸复一回线停运、洪泸双回停运、叙泸双回停运方式等不同运行方式。线路故障情况下, 装置根据事故前电网方式, 紧急查询离线预定策略, 按照既定切机原则, 执行远切各电厂机组、远方调制或闭锁直流等措施。

(3) 二滩、瀑布沟电厂:实时监测机组运行工况, 并将机组工况信息上送泸州变。系统发生故障, 接收泸州变切机容量命令, 并根据本厂机组工况差异, 计算出切机序列, 执行切机措施。

(4) 方山电厂。在洪泸双回断面断开情况下接收并执行泸州变切机台数命令。

3. 两级调度调管模式下安控方案设计

泸复安控系统涉及5个厂站, 归属两级调度部门调管, 复龙换流站安控装置归属国调中心调管, 泸州变及各电厂安控装置归属四川省调调管。根据一次电网管辖范围的不同, 两级调度部门对该安控系统解决问题的关注侧重点有所不同。如何简化与明晰安控系统运行过程中两级调度部门间的接口, 是该安控系统设计过程中重点考虑的方面。

(1) 复龙站装置通过泸州变转发切机容量命令。

复龙站直流设备发生故障, 国调中心作为上级管理部门, 关注重点是总共需切除四川电网多少容量出力可保证大区电网的稳定, 而四川省调需考虑切机电源点及切机容量在各电源点间如何分配。根据管理部门关注点的不同, 复龙站装置最终切机对象虽然是二滩与瀑布沟电厂, 但装置并未与各电厂直接建立通道, 而是将需切机组容量发送至泸州变, 泸州变装置按一定的切机原则将收到的切机容量分配, 并发送至二滩与瀑布沟电厂。该安控系统设计方案, 复龙站与电厂没有直接通道, 无需考虑具体切机原则, 无需关注电厂机组信息;装置正常运行时与泸州变仅互传握手信息, 紧急状态下传送总切机容量。该方案简化了两级调管设备间物理接口与功能接口, 即简化了两级管理部门间的接口。

(2) 泸州变双套装置实现柜间数据交换。

泸州变装置实时汇总二滩及瀑布沟电厂机组投停及出力信息, 紧急情况下装置将复龙站的切机容量命令按预设的比例分配原则, 分配并发送至二滩、瀑布沟电厂装置。实际运行中, 两电厂任一套装置短时间退出 (例如装置检修、回路异常、通道检修等等) , 泸州变两套装置若完全独立, 将导致两套装置决策依据不一致, 从而复龙站的切机容量分配结果不一致。因此若按上述方案考虑, 电厂任一套装置退出运行后, 国调及省调两级调度须分别将管辖的复龙站及泸州站同套安控装置退出运行。当前实际采用方案在泸州变2套装置间增加了柜间数据交换, 电厂任一套装置退出, 与该电厂通信的泸州变装置将自动选取另柜该电厂信息, 并作为决策依据, 2套装置决策依据将保持一致。该方案下, 泸州变一套装置退出与相关电厂的通道压板后, 两套装置均可正常运行。复龙站装置没有操作工作, 两级调度的工作均得到减轻。

泸州变一套装置与二滩电厂通道异常, 两种方案下两套安控系统退出运行部分涉及范围如图3虚线所示。

4. 安控装置与特高压直流输电极控系统接口

(1) 极控系统与安控装置接口信号。

直流设备故障, 极控系统输出至安控装置为阀组非正常停运等瞬时信号。本站装置接入的开关量包括极Ⅰ高端阀组非正常停运、极Ⅰ低端阀组非正常停运、极2高端阀组非正常停运、极2带判别。

(2) 直流阀组闭锁判断。

装置通过计算换流变功率和电流的变化情况, 再结合直流极控系统输出的非正常停运信号, 进行阀组闭锁判断。判据如下: (1) 换流变功率或电流突变量启动; (2) 启动前t1时间换流变的功率大于门槛值Ps1; (3) 启动后换流变功率小于门槛值Ps2; (4) 启动后换流变电流小于门槛值Is1; (5) 换流变电流在t2时间的变化大于△Is; (6) 满足以上5个条件的时间t>Ts1; (7) 检测到阀组非正常停运信号。装置启动后同时满足以上7个低端阀组非正常停运等信号。电网紧急状态下需要通过安控装置调制直流输送功率, 装置对直流输送功率的控制采用开关量方式。装置输出至极控系统的开关量信号可分为三种类型:关闭直流、提升直流命令与回降直流命令。提升直流与回降直流命令各分为5档, 每档控制功率按电网稳定要求设置。

本站装置接入极1高端换流变、极1低端换流变、极2高端换流变、极2低端换流变原边侧交流电压、电流信息, 计算双极输送功率。另外, 装置还设置了极Ⅰ高端阀组降压运行、极Ⅰ低端阀组降压运行、极2高端阀组降压运行、极2低端阀组降压运行等与直流输电有关的人工干预功能压板。

根据电气量并结合开关量, 装置进行直流阀组闭锁状态及阀组间功率转条件则判为直流阀组闭锁[3]。

(3) 直流阀组功率转带判断。

阀组闭锁前所带功率存在转带到其他阀组的可能性。某一阀组闭锁后, 装置通过判断非闭锁阀组在TBLOCK时间内, 功率提升若达到PZY, 则认为该阀组成功转带了部分功率。功率转带量由三个条件决定: (1) 阀组闭锁前该阀组所带功率; (2) 非闭锁阀组当前运行电压等级下能够承受功率上限; (3) 功率转带前非闭锁阀组所带功率。装置根据各阀组成功转带的功率和, 可计算出直流输送功率在阀组闭锁前后变化量⊿P。

5. 泸州变安控装置切机原则

泸复安控系统主要解决复龙站直流阀组闭锁或直流近区主要500k V交流线路故障后电网出现的稳定问题, 措施主要是切除四川主网二滩及瀑布沟电厂水电机组 (只有在洪泸三永N-2故障, 泸州地区电网独立支撑复奉直流, 复龙近区电压过低, 方山电厂机组增幅振荡, 才采取切除方山电厂机组并联切泸复三回线措施) 。

二滩电厂与瀑布沟电厂单机容量及装机总容量相当, 从解决稳定问题的实际效果及经济性等方面统筹考虑, 泸州站装置设定了切机容量分配系数Ket, 装置实时接收二滩、瀑布沟电厂发送的可切容量, 紧急情况下机组总需切量设为P, 则二滩电厂分配切机量PLQE=P*Ket, 瀑布沟电厂切机量为PLQP=P* (1-Ket) 。如一个电厂的可切容量不够, 则把不足容量加到另一电厂。

6. 结语

泸复安全稳定控制系统为保障向家坝-上海±800k V特高压直流输电线路示范工程的大功率输电发挥着重要作用。另外, 随着特高压交直流输电通道在全国范围的大规模建设, 泸复安控系统安控装置与±800k V特高压直流换流站极控系统接口的实际经验, 两级调度调管安控系统在方案设计中的一些考虑, 以及安控系统实现功能与配置原则, 均值得今后的大型输电工程配套安控系统借鉴。

摘要：文章概述了±800kV复奉特高压直流复龙换流站近区电网存在的稳定问题, 介绍了泸复安全稳定控制系统配置及各厂站装置实现功能, 并重点阐述了两级调度调管方式下安控系统方案上的考虑, 安控装置与特高压换流站极控系统接口实现, 以及安控系统的切机原则。该方案值得我国特高压交直流输电工程配套安控系统借鉴。

关键词：特高压直流,安全稳定控制系统,管理,数据交换,直流极控系统

参考文献

[1]杨桦, 杨丽, 陈浩.四川省“十一五”及2020年水电发展目标和策略[J].四川水力发电, 2007 (SZ1) .

[2]李惠军, 汤奕, 等.电源送出安全稳定控制系统典型方案及装置主辅运设置原则分析[J].电力系统保护与控制, 2011 (4) :141-145.

[3]李雪明, 薛禹胜, 等.三峡发输电系统安全稳定控制系统[J].中国电力杂志, 2008 (SZ) .

送端系统 篇2

“‘十二五’云南多直流送端电网研究”项目申请国家发明专利1项, 发表论文2篇。本项目从电网稳定分析、直流协调控制、交直流相互作用、提高大水电送出能力、次同步振荡等多个方面展开深入研究, 全面分析云南多直流送端电网的安全稳定水平, 寻找薄弱环节和存在的问题, 主要提出了如下解决措施:

(1) 提出了一种从PSS/E到PSCAD/EMTDC的快速数据转换方法, 将简化等值后的交直流系统潮流数据文件转换为PSCAD/EMTDC中相应的元件模型, 并通过人工方式将这些元件模型连接起来, 得到相应的大规模交直流系统电磁暂态模型。

(2) 首次研究了云南多直流送端电网的暂稳、动稳和短路电流水平, 提出了控制措施。

(3) 首次提出了云南电网多直流紧急协调控制措施, 在直流双极闭锁故障情况下通过其它直流紧急提升功率来提高系统稳定性, 提出了直流紧急功率提升应与送端发电机励磁控制相配合的方案。

(4) 研究了基于BPA对调速系统模型的创新处理方法, 以及不同调速系统参数对云南电网动态过程及送电极限的影响, 给出了推荐模型和计算参数。

(5) 采用综合机组作用系数法对云南多直流投运后发生次同步振荡风险进行了研究, 基于HVDC引发SSO的机理提出了根据相位补偿原理设计SSDC的方法。

目前, 本项目研究成果已经应用于云南电网“十二五”系统设计和云南电网“十二五”优化工作中, 对于保障多回直流投产后云南电网安全稳定水平具有重要指导意义。此外, 项目搭建了完整的南方电网电磁暂态仿真平台, 也已经应用于云南电网系统分析计算工作中, 大大提升了云南电网对于大规模多直流系统的仿真计算能力。最后, 项目提出的多直流紧急协调控制策略、提高大水电送出能力方案对于云南电网规划建设运行具有科学指导意义。

送端系统 篇3

由于高压直流输电(high voltage direct current transmission)系统在大容量远距离送电、非同步联网等方面的巨大优越性,其在实际工程中的应用越来越广泛［1-4］。 若高压直流输电的送端系统基本只由若干个大型电厂与送端换流站群联接构成,则称之为孤岛运行［4］。 在这种孤岛运行方式下,系统的短路比较小,交、直流系统的扰动极有可能引起系统功率的持续不平衡,进而导致送端系统频率的不稳定,一旦控制不当,就会引起连锁故障,甚至造成孤岛系统的崩溃。 所以,针对直流系统孤岛运行方式,研究直流附加频率控制器具有重要意义。

文献[5-9]表明附加频率控制器的合理设计可以增强送端孤岛系统抑制系统功率波动的能力,提高孤岛系统的频率稳定性。 但是,文献[5-6]中的控制器是多模块级联结构,控制器各模块参数根据经验整定,控制效果一般;文献[7-9]中的控制器是PI控制器,控制器参数采用试凑法校正,参数整定需要一定的经验和技巧。 上述2 种控制器参数的整定皆具有一定的盲目性且控制效果一般,不利于工程实践应用。

针对上述研究的不足,本文利用先进控制理论的辨识方法通过对非线性时域仿真数据的分析直接计算出系统精确的低阶线性化模型,并依据根轨迹校正原则设计了直流附加频率控制器,有效地避免了控制器参数整定的盲目性。 同时,设计了传统PI控制器进行比较。 在PSCAD / EMTDC中的数字仿真实验表明,所设计的控制器可以有效地抑制系统频率波动,提高送端系统频率稳定性。 研究结果可为孤岛运行方式下的系统运行提供参考。

1 孤岛系统模型

1.1 仿真模型

基于PSCAD / EMTDC所搭建的某实际电网仿真系统网络结构如图1 所示。 在搭建电磁暂态模型时,主要考虑电厂和换流站间相连的330 k V线路,对于750 k V的外送线路和负荷进行适当的等值处理。 系统中电厂A、电厂B及电厂C均由2 台汽轮发电机构成,其中电厂A和电厂B中每台发电机的容量为660 MW,电厂C中每台发电机的容量为330 MW。 正常运行方式下,直流系统的控制方式为整流侧定电流控制、逆变侧定熄弧角控制。

正常运行方式下,所有电厂机组满发,直流系统的额定传输功率为3000 MW。 此时,直流系统的换流站交流母线与送端交流主网存在电气联系。 如果发生N-2 故障导致换流母线与送端750 k V交流主网的交流联络线断开,则系统的送端交流系统将只包括电厂A、电厂B和电厂C中的6 台发电机,形成电气关系上的孤岛运行。 图1 系统在孤岛运行时的短路比为:

其中,Ssc为换流母线短路容量;Pd N为直流额定功率。可知,直流系统在孤岛运行方式下,当其输送功率较大时,送端交流系统的SCR较小,属于较弱的交流系统［8］。 当交、直流系统存在扰动或故障等情况时,孤岛系统有功功率将难以平衡,进而导致送端系统频率的不稳定,给系统的稳定运行带来极大的风险。

1.2 基于TLS-ESPRIT算法的系统辨识

TLS-ESPRIT算法是一种基于线性化近似的高精度信号分析方法。 与传统辨识算法相比,TLS-ESPRIT算法具有抗噪抗干扰能力更强、计算量更少、模态参数辨识精度更高的优点［10-12］。 ESPRIT算法的关键是通过采样数据形成自相关矩阵和互相关矩阵计算出信号的旋转因子,通过旋转因子从而求出信号的频率和衰减因子,然后结合最小二乘法即可求出信号的幅值与相位［13-14］。 TLS-ESPRIT算法具体步骤如下。

设采样信号x(n)可以表示为一系列正弦信号与白噪声的组合:

其中,Ts为采样周期;P的取值为信号实际含有的实正弦分量个数的2 倍;ck= akejθk;ak、θk、σk、ωk分别为第k个振荡模式的幅值、相位、衰减因子和角频率;w(n)为白噪声。

采集数据形成如下Hankel矩阵:

其中,L>P,M>P,L+M-1=N。

奇异值分解Hankel矩阵:

将矩阵X的奇异值作为对角元素按大小排列形成对角阵 Λ,将矩阵V按奇异值的大小划分成信号子空间VS和噪声子空间VN,上标H表示共轭转置。矩阵X的幅值最大的P个奇异值的特征向量即为信号子空间VS的列向量。

设V1表示VS去掉最后一行后所剩的矩阵,V2表示VS去掉第一行以后所剩的矩阵,暂不考虑噪声和其他干扰,存在可逆矩阵 Ψ,使得:

其中,Ψ 为旋转算子,由 Ψ 可得到信号参数。

考虑到测量噪声及干扰误差等因素,V1、V2分别存在误差E1、E2,因而有:

对 Ψ 寻优以满足式(5),并且使误差矩阵E =[E1,E2]的Frobenius范数最小。 引入最小二乘法,对[V1,V2]进行奇异值分解。

其中,,将R分成4 个P×P的矩阵:

计算(-R12R22-1)的特征根 λk(k=1,2,… ,P),从而可知信号中各分量的频率、衰减因子和阻尼比分别为:

进一步采用最小二乘法计算出幅值和初始相位。考察N点采样信号,有:

用最小二乘法求解方程(10)可得:

从而,信号中各个分量的幅值和相位分别为:

为了辨识系统模型,在孤岛系统进入稳态运行后,对其施加不影响系统线性化条件的小幅值扰动。以直流系统整流侧定电流控制信号的低幅值阶跃扰动为输入,送端交流系统频率偏差为输出。 首先采集系统稳态运行时,送端交流系统频率信号数据X1;然后,在同一采样时间范围内,采集施加低幅值阶跃扰动后送端交流系统频率信号数据X2;以阶跃响应数据X=X2- X1为待辨识信号按照上述TLS-ESPRIT算法步骤进行数据辨识,辨识出系统阶跃响应的时域表达式。 进而求得包含系统最主要几个模态的系统低阶线性化模型G(s)。

2 附加频率控制器设计

由于缺乏负荷的频率调节效应,孤岛系统的频率的稳定性远远低于联网系统［15］。 送端系统在扰动、故障等情况下的系统有功功率不平衡是导致系统频率稳定被破坏的根本原因［16］。 因此,利用直流系统快速可控的优点,消除或减小发电机组输出功率与直流系统传输功率间的不平衡将是一种行之有效的解决办法［5］。

2.1 控制器结构

为了消除发电机组输出功率与直流系统传输功率间的不平衡,需要引入频率附加控制环节。 即在交流系统因扰动或故障造成系统频率波动时,将系统频率偏差作为附加控制器的输入信号,将附加电流控制信号作为控制器输出信号,调整直流系统输送功率,抑制送端系统有功功率偏差,阻尼系统频率波动［4］。 控制器设置在直流系统整流侧定电流控制处,其结构如图2 所示。

其中,Butterworth环节为低通滤波器,滤除高频干扰信号,其截止频率为60 Hz;根轨迹校正环节根据系统传递函数确定;限幅环节确定直流电流调制量的下限和上限,分别设定为-0.2 和0.2。

2.2 控制器参数整定

用根轨迹法进行校正是建立在改变系统原有根轨迹的基础上的［17-19］,即通过在系统开环传递函数中增加极点和零点,迫使根轨迹经过s平面内所希望的闭环极点的一种方法［5］。 为了方便计算,采用串联校正方法,设加入控制器后的闭环系统方框图如图3 所示。 其中G(s)为辨识出的系统传递函数,Gc(s)为校正环节传递函数。

加入校正环节后,系统的传递函数为:

校正前系统的根轨迹图如图4 所示。

由图4 可知,校正之前系统的开环极点均位于虚轴左侧且靠近虚轴处。 说明系统虽然稳定,但是受到扰动后容易引发振荡。 为了使系统具有较好的响应特性,现将系统阻尼比提高至 ζ = 0.5,自然振荡频率调整为 ωn= 2 rad / s,此时系统主导闭环极点将被校正至。 为此,在主导闭环极点处必须满足特征方程1+G(s)Gc(s) = 0,即:

此时单纯地改变系统增益并不能获得所希望的主导极点,所以必须在原系统开环传递函数中增加极点和零点,设校正装置的传递函数为:

其中,T1和T2由幅角缺额确定;Kc由开环增益缺额确定。

图5 所示为确定参数T1和T2的方法。

其中,点P是主导闭环极点所希望的位置之一,PA为通过点P的水平线,PB为∠APO的角平分线。 设PC和PD分别确定了校正环节的零点和极点。 基于以上假设,由三角形的外角定理可知,此时在理想极点P处校正环节所补偿的幅角缺额为 ф = - (α + β)。

对于图1 系统,在理想极点处有:

则由式(19)中的相角约束条件可知,所需补偿的幅角缺额为ф =-57.75°。 现令 α=β=-ф / 2=28.875° ,则可以计算得到T1= 3.868,T2= 1.034。 所以有:

在理想极点处,有:

根据式(19)中的幅值约束条件可得Kc= 6.463。所以,将系统主导闭环极点校正至时,串联校正装置的传递函数为:

为了实际应用以及进行仿真验证,根据,将串联校正环节等价转换至反馈回路,如图6所示。

计算可得控制器H(s):

控制器阶数过高,不适于实际应用,根据均方根法对其进行降阶处理,得到控制器H′(s)。

降阶前后控制器Bode图对比如图7 所示,控制器性能在降阶前后并未改变。

设计出根轨迹控制器后,为与传统频率控制方法进行比较,再次设计文献[7-9]中所提到的PI控制器。 整定得到的最佳PI参数为:比例参数选取为1,积分参数选取为3。

3 仿真验证

将求得的根轨迹控制器H′和PI控制器分别配置到图1 仿真系统中,施加不同的扰动在PSCAD /EMTDC中进行验证。

3.1 联网运行转入孤岛运行

正常运行方式下,若发生N-2 故障导致换流母线与送端750 k V交流主网的交流联络线断开,图1中直流系统将进入孤岛运行。 图9 为在1 s时系统进入孤岛运行,控制器配置前后直流送端系统频率变化情况。

由图9 可知,当系统由联网运行转入孤岛运行后,系统频率开始上升,最大频率偏差将达到0.3 Hz左右。随后,在发电机一次调频的作用下,系统频率波动开始逐渐降低。 配置附加频率控制器后,2 种控制器均可以加快系统频率收敛速度,使系统频率恢复稳定。但是采用根轨迹控制时,系统频率收敛速度更快,系统频率稳定值与稳态值偏差更小。

3.2 送端系统三相短路故障

现以最为严重的送端交流系统三相短路故障为例进行说明。 系统在孤岛运行方式下进入稳定运行后,设置1 s时刻节点B至节点C 3 回交流线路中的某一回线90 % 处发生三相短路故障,故障后0.1 s故障消除。 此时,控制器配置前后直流送端系统频率变化情况如图10 所示。

由图10可知,在孤岛运行方式下,交流系统发生三相短路故障后,系统频率失稳。配置附加频率控制器后,系统频率可以快速恢复稳定。但是采用PI控制时,系统频率虽然满足工况要求,但是仍有小幅度的波动。而根轨迹控制可以很快地将系统频率恢复至稳态值。

3.3直流侧故障

设置1 s时刻直流系统发生故障,该扰动使得整流侧定电流控制器的电流整定值上升0.05 p.u.。 控制器配置前后直流送端系统频率变化情况如图11所示。

由图11 可知,当直流电流整定值上升5 % 后,系统频率开始振荡,虽然初期有所收敛,但是最终系统频率将会发散失稳。 根轨迹附加频率控制器可以很好地抑制系统统频率振荡,使频率收敛至稳定。 PI控制器虽然对于频率振荡也有一定的控制作用,但是其控制效果明显不如根轨迹控制器。

由上述仿真可知,基于TLS-ESPRIT算法辨识系统传递函数,利用根轨迹校正原则设计的直流频率附加控制器,在各种故障下,均可有效地抑制系统孤岛运行时系统频率波动,保持系统频率稳定;并且在同等情况下,控制效果优于传统PI控制器。

4 结论

送端系统 篇4

金沙江中游河段水力资源丰富, 根据流域规划, 金沙江中游河段按“一库八级”进行开发, 经济可开发容量2000万kW, 多年平均发电量819亿kWh。以下对金沙江中游直流送端换流站无功配置相关问题进行了研究, 针对存在问题提出了解决方案。

2 直流送出工程概况

该直流工程起点位于云南省丽江市金官镇, 落点位于广西, 计划于十二五期间投产, 直流采用两回±500kV容量2×320万kW送电, 直流线路长度约1100km, 主送电源装机440万kW, 直流年利用小时数5000h左右。

送端换流站交流接入方案如下:梨园电站出500kV线路2回, 其中1回至金官换流站, 长度133km, 另外出1回至阿海电站, 线路长度65km;阿海电站出500kV线路2回至金官换流站, 长度94km;金官换流站与500kV太安开关站通过2回500kV线路相连, 线路长度69km。如图1所示。

3 换流站近区交流系统无功配置

1) 梨园～换流站单回500kV线路长度约133km, 导线截面4×500mm2, 从感性无功补偿和抑制潜供电流角度考虑, 需在电站侧装设1×120Mvar线路高抗, 感性补偿度约为73%。

2) 阿海～梨园单回线路 (4×500/65km) 以及阿海～换流站双回线路 (4×500/94km) 长度均小于100km, 不适宜装设线路高抗, 考虑在阿海电站装设1×210Mvar母线高抗。

3) 换流站配置3组60Mvar低抗。换流站近区交流系统无功平衡计算结果如表1所示。根据计算结果, 换流站～梨园、阿海、太安, 以及梨园～阿海4段线路总的充电功率为590MVar (折算至525kV, 下同) , 感性无功容量为618MVar, 补偿度约105%, 满足系统运行要求。

4 换流站无功需求

换流站的无功消耗容量与直流的输送功率、直流电压、直流电流、换相角以及换相电抗等因素有关。计算公式如下:

Qdc=P·tanφ

其中:

tanφundefined

undefined

式中: P:换流器直流侧功率 (MW) ;

Qdc:换流器的无功消耗 (Mvar) ;

Φ:换流器的功率因数角 (度) ;

μ:换相重叠角 (度) ;

Xc:每相换相电抗 (Ω) ;

Id:直流运行电流 (kA) ;

α:整流器触发角 (度) ;

E11:换流变阀侧绕组空载电压;

Ud:极直流电压 (kV) ;

Udio:极理想空载电压 (kV) , 等于E11的undefined倍;

考虑设备制造公差及系统测量误差等因素, 换流变阻抗取18%时, 送端换流站消耗无功最大值为3760Mvar, 为直流输送功率的59%。

5 交流系统无功支持能力

通过对换流站近区交流系统不同运行方式下的无功平衡计算, 分析直流最大或最小输送功率运行工况时交流系统提供或吸收容性无功功率的能力。

交流系统由于系统负荷水平的波动、发电机出力、电网电压的控制、无功补偿的投切情况及电网接线的变化等, 都将影响系统无功功率的平衡。因此交流系统提供无功功率的能力会在一个很大的范围内变化。选取2015年直流投运后的典型方式作为交流系统提供无功能力的主要考核方式。

5.1 计算交流系统无功提供能力

1) 无功平衡的范围包括换流站出线、电站本身及其出线, 以及换流站～太安500kV线路的全部充电功率和太安500kV母线高抗。

2) 电站机组迟相功率因数0.90～0.95, 进相功率因数1～0.95。

3) 计算交流系统最大容性无功提供能力, 按2回直流双极全压送电2×3200MW方式考虑。

4) 计算交流系统最大容性无功吸收能力, 按单回直流输送10% (1×320MW) 且电站只开1台机组考虑。

5) 对梨园、阿海电站～换流站组成的孤岛运行方式, 由于直流不能按额定功率送电, 因此该孤岛方式不决定系统的无功提供能力。

进行无功平衡计算时, 考虑了电站满出力、直流双极全压送电2×3200MW时, 换流站近区交流系统全接线方式和线路“N-1”方式。此外, 还考虑了2回直流满送时的电站最小开机方式, 即梨园、阿海电站出力3400MW, 换流站通过太安～换流站双回500kV线路 (4×500mm2) 从主网补充3000MW电力方式。

5.2 计算结果

1) 对于换流站近区500kV线路全接线正常运行方式, 梨园阿海电站功率因数如按0.95运行, 交流系统无功提供能力约50～100Mvar;如电站功率因数降至0.9运行, 交流系统可提供约380～670MVar的容性无功。

2) 对应所考虑的各种“N-1”方式, 梨园～换流站“N-1”成为限制系统无功提供能力的约束方式。该方式下, 梨园～阿海～换流站500kV线路无功损耗显著增大, 电站所发无功基本只能补偿升压变与线路无功损耗后所剩无几。

3) 电站满出力、梨园～换流站“N-1”方式交流系统容性无功提供能力最差, 梨园阿海电站功率因数如按0.95运行, 系统不仅无容性无功提供能力, 还存在约420MVar的无功缺额;此时如电站功率因数降至0.9运行, 交流系统可提供约120MVar的容性无功。

4) 电站出力3400MW、梨园～换流站“N-1”、阿海～换流站“N-1”和太安～换流站“N-1”这三种方式无功提供能力相当, 电站功率因数降至0.9, 交流系统容性无功提供能力约150～170Mvar。

综上所述, 如梨园、阿海电站功率因数按0.95运行, 近区交流系统基本不具备向换流站提供无功能力, 如电站功率因数降至0.9, 则交流系统可按具备120Mvar无功提供能力考虑。潮流计算结果与无功平衡计算结果基本一致, 即换流站区交流系统具备120Mvar无功提供能力。

6 换流站无功分组容量确定

6.1 无功分组容量的确定原则

根据实际工程经验, 换流站无功小组或无功大组投切引起的交流母线电压变化率应满足如下要求:

1) 当滤波器分组或并联电容器分组投切时, 送端换流站交流母线电压的工频分量的暂态变化最大值应不超过2%, 稳态电压变化应不引起换流变抽头的变化, 计算中按稳态电压变化最大值不超过1.0%考虑。

对于稳态电压波动, 参考其他直流工程的经验, 一般情况下按最大值不超过1.0%考虑, 必要时可适当放宽, 并通过适当加大换流站与交流系统之间的无功交换范围, 来避免换流变抽头和无功补偿设备的频繁投切。

2) 考虑到送端换流站500kV交流出线第一落点均不是负荷点, 且换流站距离云南主网较远, 因此投切无功小组时, 换流母线暂态电压波动限制值可适当放宽至最近负荷点暂态电压波动不超过2%。

3) 切除整个大组, 即所有连在此大组中的电容器分组和滤波器分组都被同时切除, 是一种非正常方式。切除无功大组时, 送端换流站按系统允许的稳态电压波动不超过5%控制。

6.2 换流站无功小组容量

换流站投切无功分组容量与换流站交流母线的暂态电压变化率之间存在如下关系:

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式中△Uac:换流站交流母线的暂态电压变化率

Qc: 换流站投切的无功分组容量

Ssc: 换流站交流母线的短路容量

从上式可初步估算无功小组容量。

根据计算, 2014～2015年, 换流站与主网接入点的最小短路容量为8752～8811MVA, 初步估算出换流站无功小组容量为1.5%× (8752～8811) MVar=130～140MVar。

由于2014年和2015年枯小方式换流站短路容量水平基本相同, 因此选取2015年枯小方式进行电压波动计算。考虑梨园、阿海电站不同开机方式组合的条件下, 结算结论如下:

1) 对于所考虑的各种“N-1”运行方式, 太安～换流站“N-1”为制约无功小组最大容量的约束性故障。

2) 若梨园、阿海电站各开1台机, 受稳态电压波动不超过1%限制, 小组容量不超过150Mvar (方式3) ;若两电站仅允许开1台机, 小组容量不超过120Mvar (方式7、10) ;若两电站1台机都不开, 则小组容量不超过110Mvar (方式11) 。

但是如果无功小组容量按110Mvar考虑, 两个换流站需要配置的小组数约2× (16～17) 组, 较常规±500kV换流站无功分组数 (8～12组) 增加过多。可以考虑通过合理的调度, 控制梨阿、阿海电站开机, 避免某些极端的运行方式, 则可以增大无功小组容量, 减少分组, 节省不必要的投资和占地。具体来说, 若满足以下运行条件:

1) 枯期若太安～换流站1回线路退出运行, 2个电站至少保证开2台机运行。

2) 枯期若不考虑太安～换流站“N-1”方式, 2个电站至少保证开1台机带基荷运行 (全天24小时) 。

在满足以上运行条件的前提下, 即便发生梨园～换流站“N-1”或阿海～换流站“N-1”, 无功小组容量选取140Mvar, 仍能满足电压波动要求。

从上述分析可知, 金中直流送端换流站运行条件较差, 电压控制困难, 可以考虑采用电容器与滤波器不等配置, 或在换流站装设静止无功补偿设备 (SVC) , 通过扩大无功小组容量的方法来降低换流站的小组数, 来获得减少小组数和占地的效益。

6.3 换流站无功大组容量

由于切除无功大组一般作为一种故障方式, 因此与无功小组的确定不同, 暂态电压波动一般不作为确定无功大组容量的条件, 无功大组容量主要受制于稳态电压波动、大组开关开断能力、经济性、失去一个无功大组对系统稳定性与滤波性能的影响。

切除大组稳态电压波动的结果见表2, 根据计算结果, 按切除大组后稳态电压波动不超过5%限制, 大组容量不超过1100MVar。

大组开关开端能力方面, 根据国内高压直流换流站的建设经验, 换流站大组开关开断容量可达到1100MVar。

7 结论

1) 换流站近区交流系统无功按如下方案配置:在梨园～换流站线路梨园侧装设1×120Mvar线路高抗;在阿海电站装设1×210Mvar母线高抗。

2) 送端换流站消耗无功最大值为3760Mvar, 为直流输送功率的59%。

3) 换流站近区交流系统具备120Mvar无功提供能力。

4) 换流站无功补偿小组容量按不超过140MVar考虑, 小组数取27组;无功补偿大组容量按不超过1100MVar考虑, 考虑到小组数较多, 建议大组数按5组考虑。

摘要：对送端换流站近区无功配置、换流站所需无功、交流系统无功提供能力、无功补偿分组容量进行了研究, 针对无功补偿装置投切引起的换流母线电压波动提出了解决方案, 为解决国内高压直流工程中类似问题提供了参考。

关键词：直流,弱交流系统,无功配置,分组容量,电压波动

参考文献

[1]李兴源.高压直流输电系统的运行和控制[M].北京:科学出版社, 1998.

[2]西南电力设计院、云南省电力设计院, 云南金沙江中游电站送电广西直流输电工程[Z].2010年, 50-X524K, 53-B8001K.

送端系统 篇5

哈密 — 郑州 ±800 k V特高压直流(简称哈郑直流)输电工程是首个“疆电外送”特高压直流工程,额定容量为8000 MW,起于新疆哈密南部能源基地,落于河南电网,2013 年实现双极低端投运,2014 年双极投运。 哈郑直流是新疆电网首个大容量风火打捆直流外送工程,位于新疆电网与西北主网750 k V联网通道,将对西北电网稳定特性产生重大影响,特高压直流与750 k V交流电网以及配套风电系统耦合特性复杂,甚至影响青藏直流的安全稳定运行,因此有必要掌握送端西北电网的稳定特性和运行控制技术,为系统交直流协调控制策略和协调控制配置方案的制定奠定基础,以解决交直流系统特性复杂引起的电网安全稳定问题,实现大型能源基地送出系统的协调优化控制。

目前已有一些文献对哈郑直流后西北电网的稳定性进行了初步研究,文献[1]分析了2013 年冬季大负荷典型方式下哈郑直流投运初期对新疆电网的影响;文献[2]研究了哈郑直流投运后网-省两级及国-网-省三级协调的电网运行控制模式;文献[3]研究了直流调制技术在改善西北电网稳定性方面的应用前景;文献[4]利用EEAC稳定性理论研究了西北电网暂态稳定的影响因素。 此外,也有文献对交直流交互影响和协调控制进行研究,文献[5]提出了基于阻尼比灵敏度的由机组出力调整和直流传输功率调整两部分组成的混合控制策略,以此抑制大区域电网的区域功率振荡;文献[6]从大扰动和小扰动2个角度分析了交直流系统相互作用;文献[7-9]研究了四川电网的交直流协调控制策略;文献[10-11]研究了南方电网多直流运行的交互影响及协调控制技术;文献[12-14]针对风电场接入后的电压稳定、频率稳定、同步稳定问题提出了交直流协调控制策略。然而,针对特高压直流投运后过渡期西北电网的运行特性还有待更全面深入的研究。

本文基于特高压直流弱送端多变的运行方式以及直流配套电源建设不同时序,研究特高压直流的运行特性以及哈郑直流投运后西北电网稳定特性的变化规律,分析哈郑直流与近区风电、750 k V交流电网、青藏直流等的耦合特性,为西北电网安全稳定运行奠定基础。

1 特高压直流送端电网网架结构

哈郑直流送端接入电网结构如图1 所示。 哈密—郑州特高压直流输电工程送端哈密换流站换流母线额定运行电压530 kV,近区电源直接通过500 kV

线路接入换流站,换流站通过2 台容量为2100 MV·A的750 k V / 500 k V联变与西北 — 新疆主网相联。

哈郑直流外送电力来源主要有3 个:配套火电群总装机容量6600 MW(10 台单机容量660 MW机组),共包括国网能源(4 台机)、国投(2 台机)、国电(2 台机)和瑞虹(2 台机)4 个电厂,目前均已取得国家路条并开工建设中;哈密南风电基地总装机容量5000MW,目前正在开发中;西北电网其他能源。 哈郑直流主要输送配套火电和风电电力,当直流电力外送需求量超前于电源建设时,考虑从西北主网组织电力。

2 特高压直流运行特性

2.1 联网运行特性

交流和直流的相互作用的性质和程度往往取决于交流系统与所连直流系统容量的相对大小,通常采用短路比SCR(Short Circuit Ratio)和有效短路比ESCR(Effective Short Circuit Ratio)为电力系统规划和运行提供参考依据［15］。

SCR和ESCR以直流额定运行容量为计算标准,然而哈郑直流投运过渡期外送功率未达到额定值,因此本文采用运行短路比OSCR(Operation SCR)和有效运行短路比OESCR(Operation ESCR)指标来评估不同时期哈郑直流系统相对西北交流电网的强度,分别表示为:

其中,Sac为交流系统短路容量;Qc为哈密换流站无功补偿设备提供的无功功率总和;Pd为哈郑直流实际运行功率。 文献[16]推荐的交流系统分级标准为:OESCR>3 为强系统;2<OESCR<3 为弱系统;OESCR <2 为极弱系统。

表1 为配套火电电源建设不同时,哈郑直流不同运行功率水平下哈密整流站OSCR和OESCR指标及投切一组滤波器后哈密换流站稳态电压波动情况。

由表1 可得如下结论。

a. 哈郑直流运行功率2 000 MW时,即使无配套电源,哈郑直流接入交流系统仍属于强交流系统;哈郑直流运行功率4000 MW时,需要配套火电电源4台及以上;直流运行功率8000 MW、配套电源10 台机全部投运情况下,哈郑直流接入交流系统仍属于弱交流系统。

b. 随着配套电源的投产,哈密换流站短路电流逐渐增大。 根据成套设计书要求［17］,哈密换流站交流母线短路电流范围在16.7 ~ 63 k A。 因此,为满足成套设计书对送端交流系统的要求,配套火电最少需投产4 台。

c. 随着配套电源的投产, 投切滤波器引起的稳态电压波动逐步减小。 根据成套设计书要求,投切一组无功补偿设备所引起哈密换流母线最高稳态电压波动为5.3 k V。 因此,为满足成套设计书对送端交流系统的要求,配套火电最少需投产4 台。

特高压直流投运过渡期内,配套火电电源较少时,送端电网为极弱或弱交流电网,对直流的支撑能力弱,直流运行工况的建立需要采取滤波器投切与低抗联合控制的方案。

2.2 孤岛运行特性

哈郑直流联网转孤岛运行包括正常方式联网转孤岛和哈密换主变中压侧支路N-2 故障方式联网转孤岛,本文考虑前种情况。

2.2.1 运行工况建立

表2 为哈郑直流孤岛运行时,不同配套火电机组台数情况下哈密整流站OSCR和OESCR指标以及投切一组滤波器后哈密换流站稳态电压波动情况。

为同时满足成套设计书对短路电流和稳态电压波动的要求,哈郑直流孤岛运行需要配套火电机组投产8 台以上。

2.2.2 故障扰动下频率波动特性

孤岛系统的频率问题不容忽视,图2 所示为掉机故障和直流闭锁故障后孤岛系统频率曲线。 掉机或直流闭锁故障引起送端系统严重的功率不平衡使孤岛系统频率大幅度跌落或上升,在不采取控制措施的情况下无法满足系统频率稳定运行要求。

为使故障扰动下孤岛系统的频率满足控制要求,可从发电机组调频、直流功率控制、安全稳定控制策略等多个角度进行研究［18］,图3 所示为直流功率控制框图,可以对直流功率进行大幅度调整或者仅针对系统频率对直流功率进行调整［19］。 前者输入信号为被测量输电线路的电流信号IAC或功率信号PAC,输出量是对直流功率的调制量PMOD,依据交流电气量变化波动情况,可较大幅度调节直流输送功率,实际应用中需要考虑直流系统的过载能力(PDMIN、PDMAX分别为直流系统最小、最大输送功率)。 后者输入信号为哈密整流侧孤岛系统频率偏差 ω,输出信号为直流功率的调制量PMOD。 频率控制在交流系统受扰动引起频率波动时,将系统频率作为控制器的输入信号,调整直流功率,抑制系统频率波动、阻尼系统振荡的控制功能。 图3 中Td为微分环节时间常数,Tf为滤波器时间常数,ε 为引导补偿因子,A、B、C、D为陷波滤波器参数,K为调制增益。

3 特高压直流输电系统与弱送端交流电网耦合特性

3.1 不平衡功率再分配特性

当电力系统受到功率扰动后,将出现一系列动态响应和发电功率重新调整过程,以重新达到新的发电及负荷功率的平衡,这一动态响应一般可分3 个阶段［20］。 在电网功角稳定研究中,主要关注第二阶段,主要指扰动发生后0.5~2 s期间,功率按照旋转机组的惯性比例大小重新分配。 系统出现不平衡功率后发电机功率调整量为:

其中,ΔPi为第i台发电机组的功率调整量;Mi为第i台发电机转动惯量;Mj为第j台发电机转动惯量;N为系统所有发电机组台数;ΔP为系统功率不平衡量。

为便于研究,本文将西北电网分为新疆主网、西北主网和哈密地区电网,西北主网包括甘肃电网、宁夏电网、青海电网、陕西电网。 哈密换流站位于哈密地区电网,即新疆主网与西北主网联网通道上,当哈郑直流闭锁发生故障后,哈密地区将出现大量的功率盈余,根据不平衡功率分配原则,引起的功率大范围转移将叠加到新疆主网重要外送通道吐鲁番—哈密双回750 k V输电线路(简称吐哈断面)、西北主网重要受电通道敦煌—酒泉双回750 k V输电线路+沙洲—鱼卡双回750 k V输电线路(简称二通道),威胁电网安全稳定运行。 图4 为哈郑直流发生闭故障后,电网不平衡功率的转移路线。

一般情况下,新疆主网通过吐哈断面向西北主网输送电力,西北主网通过二通道受电。 因此,由图4 可知,当哈郑直流发生闭锁故障后,吐哈断面功率将回退,一般不会对电网安全稳定运行构成威胁,而二通道潮流将加重,若超过断面的输电极限,将导致西北电网失稳,需要采取措施确保电网的安全稳定运行。

对不同水平年下哈郑直流发生闭锁故障后电网不平衡功率转移情况进行分析,结果如表3 所示。 由表3 可知,由于西北主网装机较多,不平衡功率叠加到二通道较大,2013 年西北主网和新疆主网不平衡功率分配比例约为6.2∶3.8,2014 年则为6.4∶3.3。

通过安全稳定分析和特高压直流及750 k V交流电网的输电能力分析,哈郑直流投运的各个过渡期及最终目标网架下,对电网安全稳定构成威胁的主要是直流的单、双极闭锁故障和750 k V交流通道的N-2 故障,采取的控制措施主要包括送端切机和直流的紧急功率控制。 根据不平衡功率分配特性,在新疆侧采取的安控措施能够发挥其作用的60 % 左右,而在西北主网侧采取的安控措施的效果仅能达到30 % 左右。 因此,针对严重故障所采取的安控措施量较大,需要结合西北电网实际运行规律,对重要断面的输电功率进行适当的控制。

3.2 配套火电对吐哈断面稳定特性的影响

吐哈断面由吐鲁番—哈密双回750 k V线路组成,单回线路全长370 km,该断面主要制约新疆主网外送能力。 西北新疆联网的第二个750 k V交流通道(起点为哈密直流换流站,落点为青海柴达木变;线路中间落点750 k V哈密南变、沙洲变和鱼卡开关站;该工程在2013 年配合哈密—郑州直流工程同步建成投运)的建成投产,加强了新疆主网与西北主网的电气联系,西北电网主导区域振荡模式为新疆主网—西北主网模式,吐哈断面的输电能力主要受动态稳定问题约束。 表4 所示为哈郑直流配套火电不同机组台数情况下,西北电网区域振荡特性。

由表4 可知,随着哈郑直流配套火电电源的陆续投产建成,进一步缩短了新疆主网到西北主网的电气距离,新疆—西北振荡模式的阻尼得到进一步加强,吐哈断面输电能力仍受动态稳定问题约束。

根据小干扰分析结果,新疆电网参与振荡的机组主要是喀发、新沪热、赛尔电、克热电、通达、神火、嘉润、其亚、玛电、轮台、东方、苇二、库尔勒、呼图、宜化等。 西北主网参与振荡的机组主要是陕渭河、陕韩二、陕韩三、陕铜川、青拉西瓦、陕蒲三、宁灵武、陕宝二等。

随着直流配套火电电源的进一步建成投产,当配套火电电源达到6 台机组以上时,吐哈断面稳定特性发生转变。 图5 所示为配套火电8 台机组时,吐哈断面发生750 k V线路N-1 故障后,吐哈断面功率曲线。 由图5 可知,在吐哈断面功率逼近其稳定极限时,发生吐哈N-1 故障后西北电网动态稳定,当吐哈断面功率超过其稳定极限时,故障后西北电网暂态失稳,即吐哈断面输电能力约束因素由动态稳定转变为暂态稳定。

3.3 直流与二通道耦合特性

3.3.1 二通道稳定特性

二通道是新疆电网和西北主网重要联网通道,既担负疆电外送又要汇集敦煌地区风电和海西地区光伏发电。 沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 kV交流通道全长超过800 km,电气距离很长,而相对电源支撑较弱。 在750 k V二通道交流电网建成前,海西电网就存在电压支撑能力不足的问题,随着青藏直流投运以及750 k V风电、光伏发电送出需求的不断增大,750 k V交流通道的压力将不断增大,对海西电网的电压支撑能力也将有所降低。

在哈郑直流配套电源不足时,需要从西北电网组织电力满足直流外送需求,随着配套火电电源的建成投产,新疆电网将通过二通道外送大量有功功率至西北主网,当哈密—敦煌750 k V线路及敦煌—酒泉750 k V线路发生N-1、N-2 故障时,大量潮流将转移至沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 k V交流通道,导致海西电网出现电压大幅跌落。 此外哈郑直流闭锁故障,导致盈余功率通过二通道转移到西北主网,会加重二通道输电压力,也会引起电压大幅跌落。 图6 所示为二通道送电功率3 000 MW,敦煌—酒泉750 k V线路发生N-2 故障后柴达木地区母线电压。 由图可知,柴达木地区750 k V母线稳态电压下降超过110 k V,330 k V母线稳态电压下降超过50 k V,故障后电网在较低的电压水平运行。

如果二通道送电功率进一步增加,特高压直流闭锁故障和750 k V交流通道故障可能会引起暂态稳定问题。 图7 所示为二通道送电功率3 500 MW,敦煌 — 酒泉750 k V线路发生N-2 故障后西北电网电气量曲线图。 可知,故障发生后新疆电网相对西北主网失去同步稳定性,振荡中心位于柴达木近区。

3.3.2 交直流相互制约的输电能力

特高压直流容量大,其闭锁故障将导致大范围的潮流转移,而送端750 k V交流输电通道在大负荷条件下稳定裕度低,承受大范围潮流转移的能力比较差,导致电网出现电压失稳甚至暂态失稳问题,对特高压直流的输电能力构成约束。 同样,当二通道输电功率不断增大时,直流闭锁故障造成的盈余功率会通过二通道大范围地转移至西北主网,从而威胁西北电网的安全稳定运行,故二通道送电功率也将受到约束。 表5 所示为受哈郑直流单极闭锁故障约束的特高压直流以及750 k V二通道输电能力。

由表5 可知,当哈郑直流送电8 000 MW时,受直流单极闭锁故障约束的二通道送电能力为3 200MW;当二通道送电4 600 MW时,无措施情况下直流最大输电能力为3000 MW。 为提高二通道和哈郑直流输电能力,直流闭锁故障后需要采取联切配套电源及部分疆电/ 风电机组, 或紧急控制非故障相直流功率的措施。

4 特高压直流对青藏直流及藏中电网稳定运行的影响

二通道的电压运行特性对青藏直流的安全稳定运行具有很大的影响,当柴达木母线电压波动较大或者无法恢复时,青藏直流功率将大幅跌落,而西藏电网是典型的“强直弱交”系统,青藏直流功率波动将对西藏电网频率产生较大影响, 甚至触发低周减载动作,威胁电网的安全可靠运行。 哈郑直流主要从如下几个方面影响青藏直流运行。

(1)自身故障。 哈郑直流闭锁故障引起的部分盈余功率将通过沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 k V交流线路转移,导致该通道潮流加重,电压跌落,青藏直流不能恢复到初始功率水平运行。

(2)送端系统近区交流系统故障。 直流送端750k V或500 k V交流系统故障冲击导致直流功率波动,即使故障快速清除或切除,哈郑直流故障期间短时、大幅的功率波动也会引起青藏直流的功率波动,影响藏中电网的安全运行。

(3)受端系统近区交流系统故障。 受端河南电网500 k V交流系统故障会引发直流换相失败,换相失败期间,直流功率无法输送,导致西北电网出现不平衡功率,也会引起柴达木地区电压波动,影响青藏直流正常运行。

图8 所示为不同故障情况下,青藏直流功率和西藏电网频率曲线。 由图可知,青藏直流初始运行功率210 MW,哈郑直流闭锁故障将导致青藏直流功率无法恢复,维持在120 MW运行,藏中电网出现功率缺额90 MW,频率持续下降,低于46 Hz,必将触发低周切负荷动作,影响用电安全。 送端750 k V / 500 k V联变N-1 故障引起青藏直流功率波动,藏中电网频率低于49 Hz持续约0.8 s。 受端500 k V线路短路冲击影响,藏中电网频率有所波动,但未低于49 Hz。

由此可见,哈郑直流的运行与青藏直流及藏中电网的安全稳定紧密相连,直流自身及送受端交流系统故障引起的特高压直流功率波动均会对西藏电网频率稳定产生影响,建议优化藏中电网低周减载方案,防止其频繁动作。

5 风火打捆直流外送系统稳定特性

根据能源局规划,哈密地区将建成8000 MW风电和1250 MW光伏作为哈郑直流配套电源,风火打捆通过直流外送,新疆与西北联网通道运行工况更为复杂,交、直流故障引起的电压波动问题可能造成大规模风机脱网。

对风电大发情况下哈郑直流双极闭锁故障进行研究表明,由于配套滤波器需要延时200 ms切除,导致哈密地区母线电压短时大幅上升,哈密电压超过860 k V,近区风机存在脱网风险,需要对滤波器的切除时间进行优化,防止过电压影响设备及风电运行。

对风火打捆直流外送系统不同电源比例情况下近区母线电压波动进行研究,结果如表6 所示。 表中哈郑直流外送8 000 MW全部由配套风火电源提供,哈郑直流发生双极闭锁故障并联切配套电源和滤波器。

由表6可知,随着配套火电出力的增加,哈郑直流双极闭锁引起的电压波动幅度变小。根据西北电网运行需求,正常情况下750 k V母线稳态电压不高于800 k V;事故后750 k V母线电压不高于840 k V。哈密换流站500 k V母线电压不超过550 k V。因此,当风电出力5000 MW时,需控制哈密换流站750 k V母线电压不高于788 k V、500 k V母线电压不高于517 k V。

6 结论

a. 为满足成套设计书的要求,哈郑直流联网或孤岛运行,需分别配套电源至少投产4 台或8 台,在过渡期配套火电电源较少时,直流工况的建立需采取滤波器投切与低抗联合控制的方案。 孤岛系统频率问题突出,可利用直流频率控制同时配合直流功率紧急控制功能,根据实际系统条件优化附加频率控制器策略及参数,进一步提高直流系统的调频能力。

b. 随着直流配套火电电源的建成投产,新疆主网与西北主网电气距离逐步缩短,新疆—西北振荡模式阻尼得到加强,制约新疆电力外送吐哈断面输电能力的约束因素由动态稳定转变为暂态稳定。

c. 直流闭锁故障将威胁二通道的稳定运行,可能造成柴达木地区电压大幅跌落,甚至引起西北同步电网失步。 特高压直流和二通道输电能力相互制约,采取故障后联切机组或紧急控制直流功率的控制措施,能有效提升交直流输电能力。 根据不平衡功率分配特性,在新疆侧采取安控的效果约为西北主网侧的2 倍。

d. 哈郑直流故障或扰动可能造成青藏直流功率无法恢复或波动,导致藏中电网频率跌落至49 Hz以下而触发切负荷装置动作,可优化藏中电网低周减载装置参数,防止扰动时自动切负荷装置动作。