交流混入直流系统

交流混入直流系统（精选7篇）

交流混入直流系统 篇1

变电站直流系统的安全、可靠与否直接影响着电网的安全稳定运行。直流系统是对地绝缘系统, 当直流系统受到交流侵入干扰时可能导致直流回路中间继电器误动作。直流系统交流侵入的原因有两种:一是现场安全措施不到位, 检修维护人员疏忽大意对线路进行错误接线, 导致交直流混接。二是由于设备质量、老化等问题导致设备绝缘性能出现故障, 引起交直流回路短路。

1 交流侵入直流系统特征参数

1.1 交流侵入直流系统后电压波动的参数

站用变交流侵入直流系统后运行造成母线电压波动, 其波动参数有两个, 一是振荡频率f, 二是电压幅值V。

交流频率确定为工频50H z毫无疑问, 而侵入系统的交流电压幅值不可确定, 不同原因造成的交流侵入导致的幅值也不相同。以下是220V站用交流侵入直流系统后的波形图:

要测出直流系统中的交流分量, 关键点在于如何获取母线对地电压波动曲线, 已知波形波动频率, 只需测的波形峰值和谷值, 根据正弦波定律Y=A sinx, 可获知直流电压和交流电压。

因此, 区分和计算直流系统中的交直流分量的前提就是能够近乎完整的取得电压波动曲线图。如此, 只需对系统电压进行高精度密集采样, 经过傅立叶分析, 即刻还原原有波形, 通过对波形分析计算出交流分量有效幅值。

1.2 交流侵入直流系统正负极及支路区分

站用变交流零线和变压器地线为同一个点, 因此当交流侵入直流系统时, 也可以理解为是一种变相的接地。

当交流经过某支路正极侵入直流系统时, 直流系统正母线接地, 此时由于+KM绝缘下降, 所以正对地电压下降, 负对地电压上升, 由于正负对地电压产生压差, 馈线会有漏电流产生, 漏电流穿过漏电流传感器, 传感器会发出漏电流信号。通过对地电压采样可判断交流侵入极性, 通过对馈线支路漏电流传感器的信号分析可判断出具体发生交流侵入故障的支路。

2 交流侵入直流系统防范措施

要避免交流侵入有两个措施, 首先要尽量不让交流分量传入直流系统, 目前店里系统通过加强交、直流二次回路间隔的隔离实现及交直回路不得共用一根电缆等措施实现;其次通过研发可以快速检测、切除入侵的保护装置尽量衰减交流分量的干扰值。

目前国内有部分专家对此提出了二极管迫跳方案, 例如下图所示方案。迫跳原理简述就是将交流侵入的极性与地短路, 形成短路电流, 迫使故障馈线开关因存在短路电流而跳开, 从而切除交流侵入故障源。

K1、K2、K3、KN是实际馈线开关, D 1、D 2是本电路增加的大功率二极管, 系统中二极管D 1的正极, D 2的负极接地。

当直流系统中无交流侵入情况时, 根据正母线、大地、负母线电位关系以及二极管反向阻抗无限大的原理, 两个二极管均处于截止状态, D 1、D 2均无电流通过, 对母线运行不产生任何影响。

上述方案一定程度上可以提高直流系统抵御交流侵入的能力, 同时也存在几个无法避免的缺点:1) 异常事故发生:当交流侵入直流系统通过二极管形成短路电流后, 假如故障支路开关存在问题无法正常跳开, 这时将会导致回路当中出现其它故障, 比如其它上级开关误跳、回路线路虚接地方着火等事故。2) 交流监测精度差:当交流侵入直流系统后, 由于二极管反向阻断的作用, 如果从正极侵入, 则下半周波形将被二极管切除, 从负极侵入, 则上半周波形将被二极管切除。由于波形已发生改变, 无法根据波形精确测出交流分量的有效值。

本文提出了一种直流电源系统新型防交流侵入应用方案, 在直流系统上增加增强型绝缘监测装置和交流迫跳箱 (虚线框内) , 监测装置负责采集母线电压, 支路漏电流等信号。交流迫跳箱部分如图:D 1、D 2为二极管, J1、J2为接触器主节点, M 1、M 2为接触器线圈, 接触器线圈由绝缘监测装置控制输出。

工作原理:用户可在绝缘监测装置上设定是否启用迫跳装置和允许迫跳的支路, 系统正常运行时, J1、J2断开, 当直流系统发生金属性交流窜入且有效幅值越过交流报警门限值时, 监测装置发出声光报警, 干节点或外部通信协议输出报警, 通知远方维护人员。同时在选出故障支路后, 根据用户设定允许条件, 启动迫跳功能, 切除交流窜入故障源。

3 结语

本文提出了一种新型交流窜入直流系统后进行迫跳的构思, 在提高直流系统抵御交流侵入能力和保证系统安全运行之间找到了一个平衡点。

摘要：本文分析了直流系统交流侵入的危害及交流侵入直流系统特征参数, 提出了直流系统防交流侵入的应对措施, 确保变电站设备和电网的安全运行。

关键词：直流系统,交流侵入,迫跳

交流混入直流系统 篇2

关键词：接地点过直流电流,直流输电系统,交流变压器

0引言

由于我国经济的不断发展,供电需求日益增加,所以,对电流系统的供电提出了更高的要求。直流输电系统因为其固有的优点受到广泛应用。当前,广东省的直流输电系统主要有 :±500k V高肇直流±500k V天广直流、±500k V江城直流等随着直流输电网的建设,交流和直流输电系统的相互影响问题也日益受到关注,本文主要分析了直流输电系统对交流变压器的影响。

1变压器接地点过直流电流的产生

直流输电系统处于平衡运行状态时,构成大地和双极之间的输电回路,其运行示意图如图1所示。此时,由于Id1≈Id2,并且其方向相反,因此,接地极的电流基本为零。

如果其中一极停运,双极平衡系统电流不平衡,形成单极和大地系统,其单级运行示意图如图2所示。构成的直流系统输电回路如下所述 :直流电流经整流器高压端流出至逆变器,经逆变器高压端到接地极,再经大地流回至整流器的接地极,此时,接地极的直流电流则为Ie=Id1或者Ie=Id2。

由于大地存在电阻,因此,2个换流站接地极电位不同,存在电位差,地中直流电流总是从高电位流向低电位,在两端电场作用下,直流电流由逆变侧接地极至整流侧接地极。在接地极附近,直流接地极电流产生压降,压降逐渐向四周扩散,并且受土壤电阻率的影响,电阻率越高,电压降越快。接地极压降圈内并联运行的中性点接地变压器的接地点也会存在压降,接地极的部分入地电流将从变压器中性点(地电位较高)三相绕组,经交流线路,流入中性点的变压器三相绕组(地电位较低),然后由这些变压器的中性点入地,形成直流回路。

2直流电流对交流变压器的影响系统

直流在变压器中流过时,由于直流电流的存在会影响变压器铁芯磁滞曲线,使其发生偏移,进而出现直流偏磁,使变压器不能正常运行。变压器的磁滞曲线变化如图3所示。对变压器的影响主要包括以下几方面。

(1)噪声和振动幅度增大。对于变压器来说,只有铁芯和冷却装置才是噪声产生的根源,磁致伸缩是铁芯噪声的主要根源。现代变压器铁芯的材质多为冷轧硅钢片,其磁通密度1.5~1.7T,导磁率较高。在额定电压下,大容量变压器(220k V及以上)的励磁电流大小仅为额定电流的0.1%。但是励磁电流的大小是变化的,它和外施电压的大小成正比,随着电压增大而增大。通常情况下,对于优质冷轧硅钢片来说,当外施电压增加5% 时,励磁电流增大约50% ;电压增加15% 时,励磁电流则增大约8倍。变压器发生直流偏磁时,变压器绕组流过相同的交流电流,出现磁致伸缩,加大铁芯的振动和伸缩幅度,增大变压器噪声。同时,由于磁致伸缩产生的振动属于非正弦,导致波形也发生变化,由正弦波变成了尖顶波,其噪声频率包含多种谐波分量,如果某一分量和变压器构件出现共振现象,噪声将显著提高,并十分有可能对变压器造成损害,导致其内部零部件松动、绝缘受损。(2)增加了铁损和铜损。因为铁芯发生直流偏磁,导致漏磁通增加,该组件将产生涡流,增加铁损 ;同时,由于直流偏磁,增大变压器的励磁电流,从而增加变压器铜损。由于铁损和铜损增加,引起绕组、铁芯、部件等发热严重,缩短这些零部件的使用寿命。(3)电压波形发生畸变。由于变压器铁芯出现直流偏磁,甚至有可能出现铁芯在饱和区工作的情况,由此增加了变压器的漏磁通,这样,使电压波形失真,发生畸变。在广东电网兴安直流调试期间就出现过此种情况,尤其是单极调试期间,电压发生畸变。(4) 影响继电保护的。继电保护的影响主要是直流系统不对称运行时,增大零序电压和电流量突变,出现母差失灵复合电压动作、线路保护起动。

3直流对交流变压器影响实例分析

某电力局220k V变电站1号主变压器,型号SFS10-180000/220。变电站值班人员发现主变压器运行异常,噪音显著增加,噪声类型和以往显著不同,其油温偏高,比另一台并列运行的主变压器约高3℃,停役后测试系统数据。电气测试和油化试验试验数据如下表1所示,结果表明各个项目运行正常。

由表1可知,变压器的运行数据正常,因此可判定变压器无故障。这可说明,系统运行异常和变压器不相关,应考虑外界因素。故障发生时,变压器的噪声显著提高,根据经验判断出铁芯异常,因此,对铁芯进行检查,经检查铁芯无损,说明铁芯质量无问题。因此,考虑剩磁和磁路饱和。由于铁芯完好无损,所以不是剩磁原因,因此可能是磁路饱和。对变压器进行进一步检查,发现一号主变中性点的连接方式为接地,二号主变中性点的连接方式也是接地,二者的中性点连接方式不同,因此可判定是因为外部电流流入变压器,导致变压器中心点出现异常情况。改变二号主变中性点的连接方式,使其变成不接地方式,设置成功以后,变压器的噪声消失,解决了变压器噪声异常问题。然后,再将二号主变中性点的连接方式换成接地方式,又开始出现噪声。因此可判定,中性点的连接方式导致的噪声出现。

测定两台主变并列运行时,流经中性点的交直流分量和噪声分贝数,测定结果如表2所示 :

由上文的分析可知,中性点接地时直流输电会对变压器产生影响,是由直流输电时单极运行造成的。直流输电在单极运行时会和地面形成回路,直流电流流经地下的管网设施,产生短路或者分流,对变压器的正常运行产生影响。如果电流过大会导致变压器出现故障,从而影响整个电网系统。

因此我们需要控制直流电流的合适电压,就目前来讲,国家已经对此有了一定的规定,具体要求是让变压器在百分之一百零五的额定电压下平稳运行,在这个状态下的励磁电流会在变压器的掌控之中,不会对正常运行造成影响。因此我们在使用直流电流时需要它控制在这个限制之内,保障变压器的安全稳定运行 .

因此,需要对直流电压进行控制。当前,国家对直流电压的控制已经明确规定 :要求变压器在105% 的额定电压下运行,此时,产生的励磁电流不会对变压器的运行造成影响。因此,在使用直流电流时要严格按照此标准进行控制,确保变压器安全稳定运行。

4 结语

交流混入直流系统 篇3

黑启动是指整个系统因故障停运后,不依赖于其他网络的帮助,通过系统中具有自启动能力机组的启动,带动无自启动能力的机组逐渐扩大系统恢复的范围,最终实现整个系统的恢复[1,2,3]。 传统的电网黑启动方式,一般利用本地区具有自启动能力的燃油机组、水电机组作为黑启动电源,逐步启动其他大型常规发电机组,采用交流输电方式带动电网恢复[4,5,6,7],具有启动速度慢、辅机启动冲击大等不足,影响黑启动过程中负荷的恢复速度。 因此,在电网黑启动过程中采取新的方式、研究新的技术以更快速有效地实现电网供电的恢复,作为常规黑启动方式的有效补充,对于应对大停电事故、降低大停电带来的经济损失具有十分重要的现实意义。

直流输电具有输送功率大、启动和调速快、可控性强等优点[8,9],这在黑启动初期可以发挥较大的作用[10]。 因此,研究电网黑启动过程中利用直流输电的电网恢复技术,充分发挥常规直流输电在输送容量、调节速度等方面的优势,对加速大规模停电事故后受端电网负荷恢复、提高黑启动过程中电网稳定性等将起到积极的作用。 目前,对于常规直流参与黑启动的研究很少,仅文献[10 -11]以云广、天广直流为例对黑启动初期的基本条件、典型启动路径等进行了研究。 针对实际情况,本文在假设江苏电网全黑的情况下,研究利用龙政直流参与受端江苏电网黑启动以加快直流受端系统恢复速度的技术要求以宜兴抽水蓄能水电站作为黑启动电源,从直流系统的控制模式、启动及解锁方式、顺序控制,以及交流系统的强度、无功协调配合、励磁涌流抑制等方面进行深入研究,明确了直流参与弱交流系统的技术要求。 通过PSCAD模型验证了理论推导的正确性。

1 黑启动模型搭建

图1 为在电磁暂态仿真软件PSCAD中搭建的黑启动模型。 模型主要由送端等值机、龙政直流、受端宜兴抽水蓄能机组及负荷构成。 由于龙政直流的送端龙泉换流站和三峡左岸电站相联,且本文以江苏电网黑启动过程为研究重点,因此将送端机组简化为等值电压源。 龙政直流按照实际工程搭建模型,为双极12 脉波系统,额定电压为 ±500 k V,额定电流为3000 A,额定功率为3000 MW。 直流线路从三峡附近的龙泉换流站到江苏常州的政平换流站,全长860 km。 宜兴抽水蓄能机组由4 台水轮机构成,均包含励磁与调速系统,装机容量为4×250 MW。

2 直流启动方式及控制模式

2.1 直流启动控制模式选择

黑启动时选择合适的直流控制模式可以提高系统稳定性,常见的直流控制模式如表1 所示。

对于弱交流系统而言,受端电压稳定是保证直流系统正常运行的重要因素。由于电压与有功弱耦合而与无功强耦合,因此通过分析直流系统换流器控制模式对逆变侧消耗无功功率的影响可以定性判断电网电压的稳定性[12]。直流运行时逆变侧电压、有功及无功可分别由式(1)—(3)表示。

其中,Udi与Idi分别为直流电压与电流;Udoi为理想空载电压;γi为逆变侧熄弧角;Km为系数;ELL为变压器线电压有效值(一次侧);B=2 为桥数;Xi为变压器折算到二次侧的阻抗;Ti为变压器变比;Pdci为直流外送有功功率;φ=arccos(Udi/ Udoi)。

a. 整流侧定电流、逆变侧定电压控制。

当直流系统采用整流侧定电流、逆变侧定电压控制方式时,Udi不变,Idi不变。 则逆变侧电压ELL下降时,Udoi= 1.35ELLBTi减小并且Udi不变,故cosφ 增大,tanφ 减小,且Qdci= Pdcitan φ = UdiIditan φ 亦减小。 所以ELL下降时,Pdci不变,γi减小,Qdci减小。 即直流系统在保证外送有功的同时消耗无功减小,有利于换流母线电压的恢复。

b. 整流侧定电流、逆变侧定熄弧角控制。

采用整流侧定电流、逆变侧定熄弧角控制方式时,γi不变,Idi不变。

注意到式中根号内是关于Udoi的二次式,其对称轴为, 而根据实际情况Udoi> 0, 因此Qdci正比于Udoi。 故当ELL下降、Udoi减小时,Pdci减小,γi不变,Qdci减小。 即直流外送有功减小的同时消耗无功也减小。 此种模式虽然有利于换流母线电压的恢复,但不利于系统的频率稳定。

c. 整流侧定功率、逆变侧定电压控制。

采用整流侧定功率、逆变侧定电压控制方式时,Udi不变,Pdci不变。 则逆变侧电压ELL下降时,Udoi减小,tanφ 减小,故Pdci不变,γi减小,Qdci减小。 直流有功、无功变化情况和整流侧定电流、逆变侧定电压控制模式相同,有利于换流母线电压的恢复。

d. 整流侧定功率、逆变侧定熄弧角控制。

采用整流侧定功率、逆变侧定熄弧角控制方式,逆变侧交流电压下降时,γi不变,Pdci不变。

即有:

解得:

为了确定式(5)中的正负号,将式(4)的变形Udoicos γi= Udi+ dxiIdi代入式(5)的根号项中得:

由于实际中,故式(6)有:

且当时,式(4)成立,故最终确定式(5)中Udi的表达式为:

所以逆变侧电压ELL下降时,Udoi= 1.35ELLBTi减小,则Udi减小。 由于Pdci不变,故Idi增大,又由于

故cosφ减小,tanφ增大,且由于Qdci=Pdcitanφ,故Pdci不变,γi不变,Qdci增大。可知直流系统在外送有功不变的同时消耗无功反而增加,不利于换流母线电压的恢复。

在CIGRE-HVDC-Benchmark标准测试系统中对以上推导进行仿真验证,结果证明了结论的正确性。 根据上述结论,直流参与黑启动宜采用逆变侧定电压的控制模式。 进一步分析发现整流侧定功率的控制模式不能增加其他辅助控制措施如频率控制等,不利于后续控制。 因此直流参与黑启动时选取整流侧定电流、逆变侧定电压的控制模式。

2.2 直流启动方式选择

正常的直流启动方式主要包括全压启动、70 %降压启动、80% 降压启动,以及解决直流融冰的功率异向传输方式。 由于功率异向传输方式在直流运行时不能对系统作出贡献,且直流单极闭锁时会对交流系统造成严重冲击,因此黑启动时不考虑该种启动方式。 根据文献[10]的结论,从无功及有功两方面考虑,直流70 % 降压启动对交流系统产生的冲击最小。 因此直流参与弱交流系统黑启动时宜选择该启动方式。 利用搭建的模型,在受端系统较强时对3 种不同启动方式进行仿真验证。 仿真时受端宜兴抽水蓄能机组开3 台机,带有功负荷600 MW,无功负荷150Mvar;直流第15s解锁,启动电流均设为最小启动电流150 A。 交流系统的频率及电压变化情况分别如图2、3 所示。 由仿真结果可知,单极70 %降压启动时对交流系统冲击最小。

2.3 直流解锁方式及启动顺序控制

2.3.1 直流解锁方式

目前国内直流工程的正常解锁过程基本有2 种类型。 一种是首先迅速建立直流电流,同时直流电压达到0.5 p.u. 左右,解锁过程中出现电流过冲,然后直流电压上升至额定值,简称为零电压方式。 零电压方式启动配合发电机出力慢速建立直流电压,则初始过程中直流电压需要降低更多,触发角势必进一步加大,引起电流纹波增加,同时换流阀需满足能够进行零功率运行的要求。 另外一种是首先缓慢建立直流电压,然后增大直流电流,达到直流最小功率简称为零电流方式。 零电流方式启动时,触发角度在正常设计范围内,但是直流电流断续期运行时间较长[13]。 根据龙政直流实际情况,黑启动时选择零电流解锁方式。 解锁时单极70% 降压启动,启动电流为150 A,解锁时的电压、电流波形图如图4 所示。

2.3.2 直流启动的顺序控制

黑启动时,直流启动的顺序控制可参考正常启动时的顺序控制[14],但其中交流滤波器的投入时间需要调整。 正常顺序启动时,交流滤波器在直流解锁前投入。 但黑启动时交流系统较弱,滤波器无功反送较大。 因此考虑在直流解锁启动时投入交流滤波器,由于直流本身会消耗无功,这样可减少交流滤波器的反送无功对系统的冲击。

因此黑启动时直流启动的顺序控制为:

a. 换流变压器网侧断路器分别合闸,使换流变压器和换流阀带电;

b . 直流侧开关设备操作以实现直流回路的连接;

c. 在触发角 α ≥ 90° 时先解锁逆变器,后解锁整流器;

d. 投入适量的交流滤波器支路;

e. 电压电流调节器按要求逐步升高直流电压电流至运行的整定值后转入正常运行。

3 直流启动时交流系统技术条件

3.1 交流系统强度要求

黑启动时尽快启动直流系统有利于系统快速恢复,但这对交流系统的最小强度提出要求。 一般而言,在黑启动条件下,直流启动过程中暂态工频过电压不超过额定值的1.4 倍,稳态工频电压值不超过额定值的1.1 倍,频率变化范围不超过49~51 Hz。

a. 短路容量要求[10]。

由于直流系统以最小功率启动时消耗无功较少,因此直流启动时投入的最小滤波器组会产生反送无功,造成交流电压升高[11]。 直流功率建立时投入1 组最小滤波器组合,则滤波器向交流系统反送的无功功率为Qf。 而在最小启动功率(单极70 % 降压,最小电流0.05 p.u.)运行时,直流系统吸收的无功功率Qdci≈Pdci= 0.035 Pdn,其中Pdn为直流额定功率。 同时电压升高的幅值可用下式进行估算:

其中,Ssc为换流母线的短路容量;U为滤波器投入启动前的电压;ΔU为电压升高幅值。 根据龙政直流工程中Pdn= 15Qf, 则为满足稳定电压不超过1.1UN(UN为额定电压)的要求,有:

即若投入1 组滤波器,受端短路容量需要为单组滤波器容量的4.75 倍左右。

由于在550 k V时,Qf= 260 Mvar,故至少需要Ssc=1 235 MV·A。 当宜兴抽水蓄能水电站开1 台机时,可计算出短路容量Ssc=1 250 MV·A,基本满足电压要求。

b. 频率波动估算[15]。

对于直流接入弱交流系统,系统维持所要求频率的能力取决于系统的转动惯量。 根据发电机转子运动方程可得:

其中,ωn为转速;Pm为发电机机械功率有名值;Pe为发电机电磁功率有名值;H为惯性时间常数。

因此有:

其中,H∑为各发电机惯性时间常数归算到统一基准功率SB下的惯性时间常数和;f0= 50 Hz;n = 1,2,… ;Hi为第i台发电机的惯性时间常数;SNi为第i台发电机的容量。

通过式(11)可知,频率波动正比于系统不平衡有功及其作用时间。

为衡量直流功率与系统转动惯量之间的相对关系,CIGRE直流工作组定义了直流系统有效惯性常数Hdc:

其中,Sac为交流系统总容量;Pd为直流系统当前输送功率。 联立式(11)与式(13)可得:

通过式(14)可大致估算直流启动时的系统频率最大上升水平:仿真计算在直流停运情况下的有功负荷冲击对频率的影响情况,间接估算直流启动时对交流系统的频率影响。

由于宜兴抽水蓄能机组开1 台机时即满足电压要求,在该条件下利用上述结论估算频率波动范围当宜兴抽水蓄能机组开1 台机,带负荷为PL=200MW QL= 50 Mvar时,直流系统停运,逐渐按比例增加有功负荷,观察最大频率偏差的变化情况,仿真结果如表2 所示。

由仿真结果可知,冲击负荷的大小与最大频率偏差成强线性关系。 因此,可由有功负荷冲击估算直流启动造成的频率变化,估算及仿真结果为:直流外送有功功率为45 MW,估算最大频率偏差为0.541 8Hz,实测最大频率偏差为0.520 4 Hz,频率估算误差为3.95 %。 仿真时,直流采用整流侧定电流、逆变侧定电压控制和单极70% 降压启动方式,滤波器在直流启动的同时投入,并投入相应高抗抵消滤波器投入时的无功冲击。

因此,按照直流最小启动功率为52.5 MW(外送功率45 MW)计算,逆变侧宜兴抽水蓄能机组开1台机即可满足启动频率要求。 此时逆变侧机组总容量为312 MV·A,为直流启动功率50 MW的6.24 倍,则。

3.2 换流变励空载充电励磁涌流抑制

黑启动过程中,换流变压器在空载合闸投入电网时,由于变压器铁芯磁通的饱和及铁芯材料的非线性特性,会产生幅值相当大的励磁涌流[16]。 在弱交流系统情况下,若不对励磁涌流进行处理会产生较大的有功、特别是无功振荡,进而产生过电压。 因此,利用超高压系统中常采用的合闸电阻抑制励磁涌流现象:断路器合闸过程中,在主触头闭合前于负荷回路中短时串入一合闸电阻,对暂态过电压以及励磁涌流进行抑制[12]。 抑制效果如图5 所示。

可见合闸电阻的串入可有效抑制换流变的励磁涌流现象,为黑启动时系统的稳定性提供保障。

3.3 黑启动时的无功协调配合

根据前述研究结论,虽然宜兴抽水蓄能机组开1 台机时,电压在交流滤波器的无功冲击下仍能保持在限定范围,但若对交流滤波器反送无功不进行处理,会使发电机处于进相运行状态,危害系统安全,因此考虑投切高抗消耗滤波器的反送无功。 但黑启动时受端系统只开1 台机,滤波器反送无功相对较大,若同时投入大容量高抗,发电机有功及无功会产生振荡,不利于系统稳定运行。 进一步考虑提前投入部分高抗,再于滤波器投入的同时投入剩余高抗,不仅可以降低发电机发生自励磁的风险,同时也有利于系统快速恢复。

①投入前换流变有功消耗,②投入前换流变无功消耗③投入后换流变有功消耗,④投入后换流变无功消耗

4 仿真分析

通过以上研究,利用PSCAD软件进行仿真验证。验证时受端宜兴抽水蓄能机组开1 台机,带有功负荷200 MW、无功负荷50 Mvar , 直流采取整流侧定电流,逆变侧定电压控制模式,按单极70% 降压、最小电流0.05 p.u.、最小启动功率52.5 MW启动。 直流控制模式、启动方式及交流系统最小启动条件确定后,验证直流顺序控制及无功协调配合策略,仿真条件如下。

a. 第1.5 s带合闸电阻的换流变断路器合闸,第3 s直流解锁。 同时投入1 组无功容量为200 Mvar的交流滤波器,不投入高抗抵消反送无功。

b. 第1.5 s带合闸电阻的换流变断路器合闸,第3.7 s投入1 组无功容量为200 Mvar的交流滤波器,同时投入无功负荷为200 Mvar的高抗,待系统平稳后第15 s直流解锁。

c. 第1.5 s带合闸电阻的换流变断路器合闸,第3 s直流解锁,直流功率建立时第3.7 s投入1 组无功容量为200 Mvar的交流滤波器,同时投入无功负荷为150 Mvar的高抗(直流本身会消耗约50 Mvar无功)。

d. 第0 s先投入100 Mvar的高抗,第1.5 s带合闸电阻的换流变断路器合闸,第3s直流解锁,直流功率建立时第3.7 s投入1 组无功容量为200 Mvar的交流滤波器,同时投入无功负荷为50 Mvar的高抗。

发电机的外送有功、无功,系统频率及机端电压如图6 所示。

由图6(a)可知,不对滤波器反送无功进行处理,系统稳态电压达到560k V,超过1.1 倍限定电压值。 同时由于电压的升高,导致系统负荷有功相应增加,反而减小了直流启动时的有功冲击,使得系统频率波动较小。 而另一方面电压的升高增加了滤波器的反送无功,使得发电机进相运行。 因此,若不对滤波器反送无功进行处理,会危害系统稳定性,不利于系统的快速恢复。

由图6(b)可知,直流解锁前投入滤波器的同时投入高抗,稳定后可避免发电机进相运行,但发电机外送有功及无功由于大容量高抗的投入会产生振荡,且由于直流有功建立的同时会消耗无功,系统稳定运行点变化,频率大幅上升,同时电压升高,稳态工频过电压为556 k V,超过限定额度。

在图6(c)中,直流启动时同时投入滤波器和高抗,稳定后同样可避免发电机进相运行,但发电机外送有功及无功由于大容量高抗的投入产生振荡。 直流有功冲击同样导致发电机频率波动,系统稳定运行点变化,进而导致电压升高,稳态工频过电压为560 k V, 超过限定额度。 图中电压及功率在7 s至11 s期间呈直线状是由于该时段电力系统稳定器(PSS)达到限幅所致。

图6(d)中,由于直流解锁前投入大部分高抗,解锁前交流电压降低为480 k V,在 ± 5 % 范围内。 直流启动后,交流滤波器及小部分高抗同时投入,发电机外送有功及无功振荡现象明显好转。 同时,系统频率波动减小, 有利于稳定运行, 稳态电压为550k V,低于1.1 倍额定电压,符合黑启动标准。

5 结语

本文从交流、直流两方面对黑启动初期直流参与弱交流系统的技术要求进行了详细研究,明确了直流参与黑启动时宜采取整流侧定电流、逆变侧定电压控制模式,并以单极70% 降压启动。 而在直流启动之前,投切1 组交流滤波器时,交流系统短路容量需达到单组滤波器容量的4.75 倍左右,同时需要对直流有功冲击造成的频率波动进行估算,确保交流系统的电压、频率在限定范围内。 直流启动过程中,必须分阶段投入高抗处理交流滤波器的反送无功,避免在弱交流系统中发电机进相运行及功率振荡。

本文的研究内容提供了江苏电网在全黑情况下,利用宜兴抽水蓄能机组启动龙政直流快速恢复系统的基本条件及技术要求,为直流参与交流电网黑启动提供了依据。

摘要：针对江苏电网现状,考虑利用宜兴抽水蓄能水电站作为黑启动电源,启动龙政直流参与初期黑启动可加快电网恢复速度。通过对直流参与黑启动时的控制模式、启动方式、解锁方式及顺序控制的研究,确定了黑启动时直流自身的技术要求。同时针对直流以最小功率启动的情况,研究了黑启动时的交流系统强度要求、励磁涌流抑制和无功协调配合。利用PSCAD电磁暂态模型进行仿真,结果验证了理论分析的正确性。

交流混入直流系统 篇4

直流输电系统不仅能实现大容量电力远距离输送,还能够大大提高互联电网的安全稳定性[1,2]。但是,当多回直流输电系统同时向同一交流系统输送电能时,受端电网便形成了多直流馈入系统。大量的研究成果表明[3,4],连接到弱交流系统的直流输电系统在运行中可能出现暂态/动态过电压、电压失稳、谐波谐振、逆变器易发生换相失败且难以恢复等问题。

作为直流系统逆变器最常见的故障之一,换相失败是当2个桥臂之间换相结束后,刚退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内,如果未能恢复阻断能力,或者在反向电压作用期间换相过程未结束,当阀电压变为正向时,被换相的阀将向原来预定退出导通的阀倒换相[5]。造成换相失败的因素有:逆变器换流阀短路、逆变器触发脉冲丢失、逆变侧交流系统故障等,其中以交流系统故障造成换相电压幅值下降及其相位偏移诱发直流系统换相失败故障最为多见。

连续的换相失败不仅严重威胁直流系统本身的安全稳定运行,而且有可能造成交流系统故障电气量突变,从而对交流系统继电保护产生影响[6,7]。实际上,2003年以来南方电网先后发生两起因天广直流、江鹅直流换相失败导致交流线路保护在区外故障时误动[8]。特别值得注意的是,当多直流馈入系统受端电气距离较近时,受端交流系统故障有可能同时诱发多直流系统的换相失败,若各直流系统不能顺利恢复正常换相功能,将造成大范围停电的灾难性后果。可以预见,随着更多直流输电工程的不断投运,上述问题将变得越发突出。因此,客观定量地评估交流系统故障诱发多直流馈入系统换相失败风险,指导电网规划与运行,减少或避免多直流系统换相失败,对保障电力系统的安全稳定运行具有迫切的现实意义。

为克服传统电磁暂态仿真[9,10]无法揭示发生换相失败机理的局限性,文献[11]在假设换相时间面积不变的前提下,推导了换相失败的电压降判据。但当交流系统故障发生在直流系统换相过程中时,由于换相电压发生畸变,换相时间面积急剧减小,该判据将会失效。文献[12]在文献[11]的基础上提出了基于Monte-Carlo直接抽样法的换相失败概率分析方法,并以单一直流系统为例进行了分析计算。但该文所采用的指标和模型都过于简单,且不适用于多直流馈入系统的换相失败风险评估。

文献[13]详细论证了换相电压时间面积可作为评价直流系统抵御换相失败能力强弱的定量指标,并揭示了故障合闸角对换相失败的影响机理。在此基础上,本文深入分析了影响换相失败的多种因素,以换相电压时间面积为换相失败判据,提出换相失败风险指标体系和基于拉丁超立方抽样技术的交流系统故障诱发多直流馈入系统换相失败风险的评估方法,计及了故障支路、故障类型、故障位置、故障合闸角和过渡电阻等不确定因素。以南方电网2009年夏大运行方式为算例,验证了本文所述评估方法的有效性和研究成果的意义。

1 换相失败判据

定义换相期间换相线电压与时间轴围成的面积为换相过程的换相电压时间面积,简称为换相面积。根据文献[13]的推导,换相面积A为:

式中:Id为直流电流;Lr为每相等值换相电感。

当交流系统容量远大于换流器容量,或换流母线装有完善的滤波器,而使其电压接近于正弦波形时,可近似地以换流变压器系统侧电压作为换相电压,并将换流变压器的漏抗作为换相电抗[14]。

若以|Acr|表示换流器完成换相过程所需的换相面积,而以|Af|表示交流系统故障时实际所能提供的换相面积,则|Acr|和|Af|分别为[13]:

式中:Idf为交流系统故障时换流器直流侧电流,由于定电流控制器和平波电抗器的作用,可认为Idf近似等于Id;u1f(t)为故障后的换相线电压;t1f和t2f分别为以故障发生时刻为基准的换相过程的开始时刻和结束时刻,

φf为故障发生时刻对应的换相线电压相位;Δφ为故障后换相线电压的相位偏移量;γmin为最小关断角。

文献[13]指出,当|Af|<|Acr|时,换流器将由于关断角过小而发生换相失败;当|Af|=|Acr|时,换流器处于换相失败的临界状态;若|Af|>|Acr|,则可避免换流器换相失败的发生。因此,换相失败判据为:

2 换相失败风险评价指标体系

换相失败是多个随机变量(因素)综合作用所致,因此客观定量地评估换相失败风险有助于探明诱发直流系统换相失败的薄弱环节。换相失败的样本空间可用X=[x1,x2,…,xn]表示,其中n为随机变量的个数。从以上分析可知,交流系统故障诱发直流系统换相失败的因素主要有故障元件、故障类型、故障位置、故障合闸角、过渡电阻、触发越前角、最小关断角、直流电流和换相电抗等。其中,换相电抗、直流电流、触发越前角和最小关断角一般可认为基本不变或固定不变,因此换相失败风险分析的不确定性主要体现在故障支路、故障类型、故障位置、故障合闸角和过渡电阻等因素上,且各因素间相互独立。

对于直流系统换相失败风险,电网规划及运行人员不仅关注直流系统发生换相失败的概率,而且期望了解换相裕度情况;此外,对于多直流馈入系统,还关注多直流系统同时发生换相失败的可能性及其诱因。为此,本文构建了换相失败风险评价指标体系,该指标体系分为元件级指标和系统级指标。前者表明了故障的局部性影响;后者则反映了故障对多个直流系统和整个受端系统的宏观影响。具体指标如下。

1)直流输电系统j的换相失败概率Pcfj

式中:j=1,2,…,k;k为系统内直流系统总数;Nj为直流系统j发生换相失败的状态数;N为系统状态的仿真总次数。

2)直流输电系统j的换相裕度Cmj

式中:Afj,i为第i个状态直流系统j的换相面积;Acrj为直流系统j逆变器换相过程所需的换相面积。

3)多直流系统同时换相失败概率Pcfm

式中:Nm为直流系统集合m中所有直流系统同时换相失败的状态数;m为2个及2个以上直流系统所构成的直流系统集合。

4)系统换相失败概率Pcfs

以上4个指标构成了直流系统换相失败风险评价指标体系,前两者属于元件级指标,后两者为系统级指标。各指标都具有标幺值意义,以便于不同电网及其不同运行方式下的比较。

3 换相失败风险评估方法

3.1 概率模型

换相失败风险评估需要计算如下概率。

1)故障元件

对交流电网中的元件采用两状态模型,则第i个元件的平均不可用率为:

式中:fi和TMTTRi分别为第i个元件的平均失效频率(失效次数/年)和平均修复时间(小时),可通过对历史故障数据的统计分析来确定。

2)线路故障位置

一条线路上的故障位置一般不服从均匀分布,它可以用基于历史故障数据统计的离散概率分布模拟。一条线路若被分成M段,则故障发生在第i段的概率为:

式中:fi和fj分别为历史故障数据中发生在第i段和第j段的故障次数。

3)故障类型

故障可以分成不同的类型,如分成以下4类:单相接地短路、两相接地短路、相间短路和三相短路。类似地,离散概率分布也可以用来模拟故障类型的概率,同样可从历史故障数据统计中获得。相应的计算式与式(12)相同,只是Pi代表第i个故障类型的概率,fi代表历史故障数据中发生第i种类型故障的数目,M=4。

4)故障合闸角

故障可能发生在任意时刻,因此故障合闸角服从均匀分布U(0,180)。

5)故障过渡电阻

故障过渡电阻服从对数正态分布,其概率密度函数为:

式中:μ和σ分别为对数正态分布的均值和方差。

3.2 拉丁超立方抽样

目前,电力系统概率风险评估的模拟法一般采用传统的Monte-Carlo直接抽样法进行模拟仿真。Monte-Carlo直接抽样法是直接基于伪随机数,根据相应的数学变换得到其他分布的随机数,虽然其伪随机数具有强随机性,但却存在高维不均匀性和长周期相关性等问题,这将导致仿真收敛速度慢且结果波动大等缺陷。尤其对于电力系统这样一个故障率低的大系统而言,要得到高精度稳定的评估结果将付出巨大的仿真计算代价,造成评估效率低下。为此,本文引入了拉丁超立方抽样技术,以提高换相失败风险评估的效率。

拉丁超立方抽样技术是McKay等人于1979年提出的[15],其目的是要保证所有的抽样区域都能够被抽样点覆盖。拉丁超立方抽样汲取了随机抽样和分层抽样的优点,能有效利用较少的抽样反映随机变量的整体分布。对于工程中的小概率事件,通过Monte-Carlo直接抽样法所获得的许多样本实际上相同或相似。为充分考虑参数的工程意义和随机性,从参数的不确定性范围中选取合适的参数值,所需样本数量无疑将显著减小。拉丁超立方抽样技术正是提供了这样一种小样本的约束抽样方案,因此它比Monte-Carlo直接抽样法更加有效,估值更加稳定[16]。拉丁超立方抽样包括2个基本步骤:

1)设有m个随机变量,每个变量xi可分为等概率的n个互不重叠的区间间隔,每个区间的概率为1/n,取每个区间的中点作为此变量的一个样本代表,k=1,2,…n如图1所示。

2)从每个变量xi随机提取一个样本代表构成一个排列,从而可得一组n个抽样的m维变量数组,即形成拉丁超立方抽样的n×m抽样矩阵。

3.3 评估步骤

综上所述,交流系统故障诱发多直流馈入系统换相失败风险评估流程如图2所示。

4 算例分析

以南方电网2009年夏大运行方式为算例,利用本文所述的评估方法仿真计算换相失败风险评价指标;另外,基于Monte-Carlo直接抽样法验证基于拉丁超立方抽样技术的抽样法的优越性。在算例仿真分析计算中,考虑到主变和母线的不可用率相对于线路小得多,对分析结果影响不大,因此仅分析南方电网2009年夏大方式下500 kV主网架交流输电线路故障诱发多直流馈入系统换相失败风险;综合计及故障支路、故障类型、故障位置、故障合闸角和过渡电阻等多个不确定因素;并通过对换相失败风险指标的分析,探明诱发直流系统换相失败的薄弱环节。南方电网2009年夏大方式下,受端广东电网含有4回高压直流输电系统,分别是±500 kV天广直流(天生桥—北郊)、±500 kV兴安直流(兴仁—宝安)、±500 kV高肇直流(高坡—肇庆)和±500 kV江鹅直流(江陵—鹅城),交流电网共含229回500 kV交流线路,是世界上最大的多直流馈入系统。

在分析评估前,对各随机变量作以下合理假设和说明:

1)根据文献[17]对历史故障数据的统计,得500 kV交流线路失效频率为0.001 8次/(km·a),平均修复时间为30 h/次。

2)输电线路分成3段:近主控侧段(线路首端的20%)、中间段(线路中间的60%)和远主控侧段(线路末端的20%)[18]。文献[19]根据历史故障数据计算出故障位置的概率,如图3所示。

3)故障类型参考IEEE电力系统继电保护专委会工作组提供的不同类型故障发生的概率[19]:三相短路概率为1%;两相接地短路概率为2%;相间短路概率为4%;单相接地短路概率为93%。

4)故障过渡电阻服从参数μ=0和σ=10的对数正态分布。

首先,将基于拉丁超立方抽样法仿真计算所得的天广直流换相失败概率与基于Monte-Carlo直接抽样法所得结果进行比较分析,如表1所示。

由表1可知,拉丁超立方抽样法与直接抽样法相比,收敛速度快,仅需少量样本就能获得较高精度的评估结果。可见,采用拉丁超立方抽样法进行多直流馈入系统的换相失败风险评估,能大大提高其评估效率及其结果的可信度。

短路比(short circuit ratio)为直流换流母线的短路容量与额定直流功率的比值,是描述受端交流系统“相对”强弱的一个常用量化指标。该指标可以反映出交流系统电源对直流系统支撑能力的强弱。对于直流系统换相而言,短路比大,交流侧故障后换相电压幅值下降小,不易诱发换相失败,即交流系统电源对换相电压支撑能力强;反之亦然。表2列出了利用BPA分析软件计算获得的各逆变站的短路容量与短路比以及基于本文所述评估方法仿真计算得到的换相失败风险的元件级风险指标。

由表2可知,直流系统的短路比越大,其换相失败概率指标值越小,即交流系统故障诱发换相失败的风险越小,换相裕度越大,这与工程实际完全一致,可充分证明本文所述元件级风险指标的合理性和有效性,换相裕度指标可体现受端交流系统对直流系统支撑的相对强弱程度。

表3列出了两直流系统同时换相失败的系统级指标。以1表示天广直流,2表示高肇直流,3表示江鹅直流,4表示兴安直流,则三直流同时换相失败的风险如下:Pcf{1,2,,3}=0.08,Pcf{1,2,4}=0,Pcf{1,3,4}=0.03,Pcf{2,3,4}=0,Pcf{1,2,3,4}=0,Pcfs=0.86。

由表3可以看出,天广直流与其他3回直流均存在两直流同时换相失败的风险,江鹅直流与高肇直流和兴安直流也存在两直流同时换相失败的风险;天广直流、高肇直流和江鹅直流以及天广直流、江鹅直流和兴安直流存在三直流同时换相失败的风险;多直流同时换相失败风险的存在是由于其直流系统间电气距离较近,相互作用显著。

注:Pcfm为两回直流输电系统同时换相失败概率。

为挖掘出各交流支路故障对直流系统换相失败的贡献程度和诱发概率,定义:在直流系统j换相失败事件中,由支路i引起的条件概率为支路故障对换相失败的贡献度(简称支路贡献度);支路i故障中导致直流系统j换相失败的条件概率为支路故障诱发换相失败概率(简称支路诱发率),即

式中:P(Fi∩CFj)为交流线路i故障且引起直流系统j换相失败的概率;P(Fi)为交流线路i故障的概率。

支路贡献度和支路诱发率的具体计算结果以及按其值大小排序的前10条支路见附录A。由附录A可知,对换相失败有贡献的支路集中在直流系统逆变站附近,可称之为换相失败作用域。正是由于这些支路短路故障,造成换相电压幅值下降及其相位偏移,导致换相电压时间面积大大减小,从而诱发换相失败。若直流系统换相失败作用域存在交集,则交集中发生故障,将造成多个直流系统同时换相失败。因此,电网规划部门对直流系统逆变站选址的原则应该是在不影响电网安全稳定运行的前提下,尽量使直流系统具有大的短路比以及各逆变站间具有足够的电气距离,避免多个直流系统存在换相失败作用域的交叠,以实现最大限度降低多回直流间的相互影响以及直流系统换相失败的风险,杜绝电网安全稳定运行的隐患。电网调度运行部门也应从直流系统的短路比以及它们之间的电气距离的角度,认真制定科学合理的运行方式,在控制电网的短路电流水平的基础上,提高直流系统的短路比,增大直流系统间的电气距离,同时做好直流系统换相失败难以恢复时的事故预想以及周密的应对措施。

附录A表A3所列支路即为交流电网中诱发直流系统换相失败的薄弱环节。为减少或避免换相失败发生,电网运行维护部门应重点加强对以上支路的巡视和维护工作。

5 结语

本文以换相电压时间面积为换相失败判据,在深入研究诱发换相失败的多种不确定性因素作用机理的基础上,构建了直流系统换相失败风险评价的2层指标体系;提出了交流系统故障诱发多直流馈入系统换相失败风险评估方法,综合计及了故障支路、故障类型、故障位置、故障合闸角和过渡电阻等多个不确定因素。以南方电网2009年夏大运行方式为算例,证明了本文所述评估方法的正确性,且研究成果可有效指导电网规划与运行,对减少或避免多直流系统换相失败、保障电力系统的安全稳定运行具有迫切的现实意义和工程应用价值。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

交流混入直流系统 篇5

随着特高压交流试验示范工程先后开工建设,国家电网进入了以特高压为重要特征的新阶段。四川水力资源丰富,是我国“西电东送”战略的水电基地,结合水电丰水期容量富裕的特点,规划建设了雅安—重庆—万县—荆门特高压交流输变电工程。到2012年四川电网将形成全世界独有的1 000 k V特高压交流、500 k V超高压交流、±800 k V特高压直流和±500 k V高压直流的交直流混联输电系统,输电方式和电压等级都较为复杂[1]。

雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,能有效增强四川电网与华中电网其他地区之间的电力交换能力,但特高压交流系统的大功率传输和特高压交直流之间的复杂相互作用都对四川电网多回直流输电系统的安全稳定运行提出了更高要求,带来了许多特殊问题[2,3,4,5,6,7,8,9,10]。因此,特高压交流投运对四川电网直流输电系统稳定性的影响亟待评估。

本文针对四川电网2012年丰大运行方式,利用多馈入交互作用因子、多馈入运行短路比等评估指标,通过小干扰稳定性分析和仿真分析,从定量分析和定性分析两方面就特高压交流投运对四川电网多回直流输电系统的影响进行评估。

1 2012年四川电网概况

2012年四川电网(见图1)包括多回直流输电系统:通过复龙—南汇、锦屏—苏州±800 k V特高压直流输电线路与华东电网相连,通过德阳—宝鸡±500 k V高压直流输电线路与西北电网相连,三条直流的基本情况如表1所示。这些直流系统的送端换流站落点于较为集中的同一地区电网,存在耦合关系,交互影响复杂[11,12,13]。本文将这种具有送端多落点特点的系统定义为多送出直流(Multi-Send DC,MSDC)输电系统。

2012年四川电网外送电分散,分别向西北、华中和华东三大电网送电,而且输送方式和电压等级较为复杂,图1中2、4号断面通过广安—万县、洪沟—板桥500 k V超高压交流向华中电网输电;3号断面通过雅安—重庆1 000 k V特高压交流向华中电网输电,这些交流通道与1、5、6断面组成的多送出直流输电系统共同形成了复杂的交直流混合互联输电系统。

2 直流系统量化评估指标

2.1 短路比SCR

交流系统的强弱通常用短路容量来绝对表示,短路容量越大,交流系统越强。在互联系统中,现在广泛采用短路比来表征交直流系统的相互作用强度。直流系统的短路比越大,设备投入或原有运行状态改变对系统的影响越小,交流侧受到扰动时其换流母线电压下降也越小。对于单条直流输电系统,短路比SCR和有效短路比ESCR定义为

式中:Sac为直流输电系统换流母线处三相短路容量;QCN为当换流站交流母线电压为额定值、直流功率为额定值时,换流站交流滤波器和并联电容器提供的三相基频无功功率;Pd N为直流系统额定容量。

2.2 多馈入交互作用因子MIIF

对于多条直流输电系统,除了交流和直流间的相互作用外,各直流系统之间也会存在相互作用。由CIGRE WG B4工作组提出了用于衡量多条直流系统中各换流站之间电压交互作用的指标:多馈入交互作用因子(MIIF)。它反映了由于无功扰动,任意两个整流站换流母线电压之间的相互关系,从而反映直流系统之间的耦合程度。其定义[14]如式(3):

式中:∆Ui是原直流系统在额定功率下运行时,在其换流站换流母线上投切一个并联无功功率支路,造成其换流母线电压阶跃变化的变化量(以百分数表示,通常为1%);∆Uj是待考察一回直流输电换流站换流母线电压变化量响应值(以百分数表示)。

MIIFj,i值的大小反映换流站I、j之间电气耦合的紧密程度,可以作为描述换流站I、j之间电气距离的指标。多馈入相互作用因子的引入使多条直流系统中各换流站间电气距离能够量化,便于量化分析换流站之间的耦合程度。

2.3 多馈入短路比MSCR

当考虑多条直流同时输电的情况时,传统短路比和有效短路比并不能计及其他直流系统的影响。因此,对于多馈入直流系统中的直流系统i,其短路比和有效短路比的计算应计入其他直流系统的影响,这时短路比计算公式中的分母,直流功率将不单是一条直流的额定功率,而是本条直流额定功率加上其他直流系统的“折算功率”。

在考虑了多条直流通过交流电网的相互作用和影响后,直流系统i的短路比和有效短路比被定义为多馈入短路比MSCR和多馈入有效短路比MESCR:

式中:Saci为换流站i换流母线处三相短路容量;QCNi为当换流站i交流母线电压为额定值、直流功率为额定值时,换流站交流滤波器和并联电容器提供的三相基频无功功率;Pd Ni,Pd Nj为直流系统i,直流系统j的额定容量,MIIFj,i由式(3)得到。

多馈入短路比指标能够有效地反映考虑其他直流交互影响后,本直流输电系统的故障恢复能力和换流母线的电压稳定性。

2.4 多馈入运行短路比MOSCR

由定义可知,MESCR是基于多馈入直流系统中各直流输电系统在额定功率、额定电压下计算得出的。但是当直流降功率运行或控制方式改变时,传统的多馈入短路比难以正确反映系统的实际运行状态,所以有必要提出适用于不同运行方式的多馈入运行短路比MOSCR和多馈入运行有效短路比MOESCR:

式中:Saco_i为换流站i换流母线处在系统对应运行方式下的三相短路容量;Qco_i为换流站交流滤波器和并联电容器提供的实际无功功率;Pdi,Pdj为直流系统i,直流系统j的实际运行容量。MIIFj,i中∆Ui是原直流系统在某方式下运行,并按实际的换流母线电压水平和无功控制方式在其换流站换流母线上投切一个并联无功功率支路,造成其换流母线电压阶跃变化的变化量(以百分数表示,通常为1%);∆Uj是待考察一回直流输电换流站换流母线电压变化量响应值(以百分数表示)。

多馈入运行短路比能够准确地反映系统的实时情况,能够对不同运行方式下的交直流系统进行更加准确的量化分析。

3 特高压交流影响评估

针对四川电网2012年丰大运行方式,对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式进行对比。

3.1 评估指标计算

利用BPA计算程序,通过式(3)可以计算得特高压投运后3回直流输电系统整流站多馈入交互作用因子矩阵,如表2所示。

分析表2数据得出:(1)四川电网3条多送出直流系统相互作用强度相对于南方电网和华东-华中多馈入直流电网相互作用而言,耦合强度相对较小,最大为0.363。(2)锦屏换流站对德阳、复龙换流站影响相对较大,原因在于锦屏换流站相对于德阳、复龙换流站更靠四川送端电网的西侧,锦屏换流站直流系统的波动会对川西电网的潮流造成影响,波动会沿交流通道影响德阳和复龙换流站。(3)锦屏和德阳换流站施加1%电压阶跃降落时,对复龙换流站作用相对较强,分别为0.363和0.224。意味着在考虑3回直流输电系统相互作用后,锦屏—苏州和德阳—宝鸡两条直流系统的多馈入运行有效短路比将比传统短路比有较大幅度的减小。

结合MIIF矩阵可计算特高压投运后四川电网3回直流输电系统的换流母线处三相短路电流、传统短路比、有效短路比、多馈入运行短路比和多馈入运行有效短路比等指标,数据计算结果见表3。

分析表3数据得出:(1)传统短路比计算结果偏于乐观,这主要是由于锦屏、德阳换流站与复龙换流站的交互因子较大,且复龙—南汇直流系统本身容量较大,导致计算多馈入运行有效短路比时,锦屏、德阳站获得的“折算功率”较大的缘故。(2)比较而言,复龙换流站的各种短路比都较小,需要考虑采用适当的措施应对电压稳定性问题。(3)除复龙—南汇直流系统外,各直流系统的多馈入运行有效短路比都大于2.5,交直流输电系统能够保持良好的运行特性。

雅安—荆门1 000 k V特高压交流未投运运行方式下,多送出直流输电系统的MIIF矩阵、短路电流和短路比指标计算结果见表4、表5。

对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式进行比较:(1)表2与表4比较,表2MIIF矩阵中绝大多数交互作用因子在雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,都有所减小。这表明特高压投运能够减小各换流站之间的耦合程度,降低换流站之间的交互影响。(2)表3与表5对比表明雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,对四川电网多送出直流输电系统有较为明显的影响。特高压交流投运后,四川电网3回直流输电系统的送端交流系统强度均得到提高。锦屏—苏州、德阳—宝鸡、复龙—南汇直流系统的多馈入运行有效短路比在特高压交流投运后比未投运时,分别增大了0.250、0.403、0.128。这说明特高压交流的投运,能有效提高3回直流输电系统的故障恢复能力和换流母线的电压稳定性。(3)直流输电系统送端的交流系统强度提高,能够降低各换流站之间的耦合程度,这也是在特高压交流投运后,表2 MIIF矩阵中绝大多数交互作用因子都有所减小的原因。(4)表3与表5中,换流母线处三相短路电流在特高压投入和未投运两种运行方式下对比得出,雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运后,能有效提高短路电流水平,增大系统短路容量,提高交流系统的强度。

3.2 小干扰稳定性分析

目前用于研究电力系统小干扰稳定的方法主要是基于李雅普诺夫一次近似法的小干扰法。系统的小干扰稳定性主要由状态矩阵的所有特征值决定。阻尼比可以反映时域响应曲线振荡衰减的快慢,阻尼比越大,振荡衰减就越快,系统小干扰稳定性越强。在分析四川电网低频振荡时,主要针对振荡频率为0.1~2.0 Hz的机电振荡模式。因此,在计算中仅对此振荡频率范围内的特征根扫描。表6、表7给出了雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式下,阻尼比小于0.02的弱阻尼振荡模式的特征值计算结果。对比得出,特高压投运后各振荡模式中特征值实部的绝对值增大,阻尼比有所增加,振荡频率有所下降,说明特高压投运后能适当提高系统的小干扰稳定性。

3.3 仿真分析

针对雅安—荆门1 000 k V特高压交流投运和未投运两种运行方式,以锦屏—苏州直流系统1 s时刻故障单极闭锁为例,考察发电机机组功角和锦屏换流站换流母线暂态电压水平,曲线如图2、3所示。

由图2仿真结果看出,特高压交流投运能减小直流系统故障时,瀑布沟机组功角第一摆的幅度,且仿真得出曲线2的阻尼比为0.070 4,大于曲线1的阻尼比0.064 4,改善了阻尼特性。说明特高压交流投运后,能适当增强四川电网在直流系统故障时的功角稳定性。

由图3仿真结果看出,当直流系统由于故障等原因发生闭锁时,换流站无功补偿装置产生的过剩无功,将会引起换流母线的暂态过电压。对比曲线3、4可以看出,特高压交流的投运可以有效降低系统的暂态过电压,提高直流系统故障时的电压稳定性。

4 结束语

交流混入直流系统 篇6

随着特高压直流输电工程的不断推广, 换流阀及其辅助设备工作时产生的热量越来越大, 同时, 对换流阀冷却系统的要求也越来越高。在换流阀所有的辅助系统中, 只有阀冷却系统能够导致其闭锁, 且换流阀闭锁将直接影响受电端城市的工业和居民用电, 导致巨大的经济损失和社会影响。目前, 在运的哈郑工程±800k V特高压直流工程中换流阀额定电流已高达5.0k A, 其运行时晶闸管、吸收电阻、电抗器等元件产生的热量越来越大, 因此, 与之配套的冷却系统直接关系着整个换流阀能否安全稳定运行。

在阀冷却系统中, 换流阀产生的热量主要是通过外冷系统进行冷却的, 因此, 保证阀冷却系统正常运行的关键是提高阀外冷系统中设备的安全性和可靠性。目前, 我国已建的或在建的高压直流输电工程中, 阀外冷系统设备的交流电源配置方式大多采用双母线供电, 即交流电源Ⅰ段和Ⅱ段母线之间相互电气独立, 若其中一段母线出现故障时, 将导致外冷系统冷却能力下降40%左右。鉴于此, 给出一种新的交流电源配置方法, 该方法可保证任意一组相互冗余的喷淋泵和任意一台冷却塔相互冗余的风机均分布在两段母线上, 即使出现一段母线故障, 也能够所有的喷淋泵和冷却塔正常运行。该方案在中州换流站得到了初步验证, 对我国在建的换流阀冷却系统电气设计具有重要指导意义, 更可为已建的换流阀冷却系统改造提供技术支持。

1 换流阀外冷系统及其电源配置方式

1.1 换流阀外冷系统

换流阀冷却系统由内冷和外冷系统组成。内冷系统是一个密闭的循环冷却系统, 在主循环泵的驱动下, 通过内冷水的循环流动将换流阀产生的热量带走;而外冷系统的主要作用是对内冷水进行冷却。内冷水进入冷却塔内的换热盘管后, 喷淋泵从室外地下水池抽取喷淋水均匀地喷洒在换热盘管表面, 喷淋水通过热交换将内冷水的热量带走, 内冷水冷却降温后再由主循环泵送至换流阀进行循环冷却。换流阀功率损耗产生的热量最终是通过外冷系统传导出去的, 因此, 外冷系统是保证换流阀冷却要求的核心和基础, 如果缺失该部分将导致整个阀冷却系统失效。

换流阀外冷系统流程如图1所示。外冷系统的主要设备包括喷淋泵、冷却塔、旁滤泵、排水泵以及一些辅助冷却设备等, 它们也是外冷系统主要的交流负荷。在外冷系统电气设计时, 通常要求每台冷却塔均配置K (K≥2k, k=1, 2…) 台喷淋泵和K台冷却风机, 且配置的喷淋泵为相互冗余和电气互锁。与喷淋泵的配置方式不同的是, 冷却风机之间虽然为相互冗余, 但可以同时运行。因此, 若外冷系统共配置n台冷却塔, 那么喷淋泵和风机的总数量为N=n×K×2。以中州站为例, 其外冷系统共配置4台冷却塔, 每台冷却塔均配置2台喷淋泵和2台冷却风机, 那么喷淋泵和冷却风机的总数量为16台。外冷系统的辅助冷却设备有旁滤泵、排水泵、反洗泵等, 为了保证外冷系统的运行可靠性, 它们与主要设备、交流电源均采用冗余配置。这些主要设备和辅助冷却设备构成了外冷系统的主要交流负荷。

1.2 外冷系统交流电源配置方式

为提高外冷系统交流供电的可靠性, 外冷交流进线电源的配置大多采用4路AC380V±10% (三相四线) 交流电源, 将其代称为#1、#2、#3、#4交流电源。这4路交流电源分别取自上一级的AC400V母线段, 其中#1和#3的交流电源取自AC400V的Ⅰ段母线, #2和#4的交流电源取自AC400V的Ⅱ段母线。

为了便于管理和配置交流电源和外冷负荷, 外冷系统共配置n+2面屏柜, 其中n对应着n台冷却塔的动力柜, 另外设置#1与#2交流电源柜。如此操作, 可将上述4路交流进线电源经过双电源切换装置 (ATS) 形成Ⅰ和Ⅱ两段交流母线为外冷负荷供电, 从而使整个外冷负荷均分布在这两段交流母线上, 如图2所示。

具体的交流电源和外冷负荷配置方式为:将#1和#2交流进线电源共同接入#1交流电源柜, 由于#1和#2交流进线电源取自AC400V不同的母线段且相互冗余, 其通过双电源切换装置形成外冷负荷的Ⅰ段交流母线。n面冷却塔动力柜内的#1、#3…#ak-1 (a=1、2…n) 喷淋泵、#1、#3…#ak-1 (a=1、2…n) 冷却风机、#1旁滤泵、#1排水泵等设备均通过其供电。同理, 将#3和#4交流进线电源共同接入#2交流电源柜, 形成外冷负荷的Ⅱ段交流母线, 且n面冷却塔动力柜内的#2、#4…#ak (a=1、2…n) 喷淋泵、#2、#4…#ak (a=1、2…n) 冷却风机、#2旁滤泵、#2排水泵等设备通过Ⅱ段母线供电。

1.3 外冷系统交流电源配置方式

我国已建或在建的高压直流输电工程中, 阀外冷系统的交流电源配置大多采用图2方式。该配置方式采用的4路交流进线电源分别取自AC 400V的两段母线, 当其中的一段母线出现故障后, 可通过双电源切换装置迅速地切换至另一段AC400V母线。在整个切换过程中, #1和#2交流电源柜内相互冗余的交流进线分别取自不同的AC400V母线段, 因此, 即使出现一段母线故障, 也不会导致外冷系统因为AC400V母线故障而停运。

但是, #1与#2交流电源柜内外冷负荷的Ⅰ和Ⅱ段母线之间是相互电气独立的, 若Ⅰ段或Ⅱ段母线出现故障, 将导致外冷系统50%的设备不能够正常运行或切换。在阀冷却系统电气设计时已经考虑系统设计压力因素 (即要求冗余配置的喷淋泵、旁滤泵、排水泵等设备电气互锁, 任何时候仅有k 2台设备运行) , 即使当前没有运行喷淋泵故障或被维护, 当每台冷却塔仅有k 2台风机运行时, 外冷系统的冷却能力也要将下降40%左右。若在炎热夏季且换流阀满负荷运行时出现上述母线故障, 或有运行喷淋泵和风机处于维护状态时, 将出现喷淋水供水量不足和外冷系统冷却能力急剧下降等情况, 从而致使换流阀被迫降功率运行, 甚至引起换流阀闭锁等重大事故。

2 外冷系统交流电源配置方式优化方案

针对上述外冷系统交流电源配置方式存在的供电冗余性和稳定性差等问题, 对其进行改进和优化, 给出一种新的交流电源配置方式, 如图3所示。

该方案与之前的交流电源配置方式不同的是, 首先针对每面屏柜均采用AC400V双母线供电;同样可保证一段母线故障后, 双电源切换装置自动的切换至另一段正常母线供电;其次, 将2n+2路交流进线电源配置在n+1面屏柜中, 可形成n+1段交流母线。例如, #1和#2交流进线电源接入#1冷却塔动力柜, 形成Ⅰ段母线, 同理, #2n-1和#2n交流进线电源接入#n冷却塔动力柜, 形成n段母线, 且#2n+1、#2n+2交流进线电源接入交流配电柜。

另外, 针对n面屏柜内冷却塔和喷淋泵的供电情况, 给出新的配置方法, 称为交叉配电方式。以4台冷却塔为例, 外冷系统需要配置8台喷淋泵和8台冷却风机, 将它们分别编号后均匀配置在4面屏柜内, 那么, 喷淋泵和冷却风机的对应编号分别为#1和#2、#3和#4、#5和#6、#7和#8。为了提高外冷系统的冗余性和稳定性, 将#1和#3喷淋泵配置在#1屏柜内, #2和#4喷淋泵配置在#2屏柜内, #5和#7喷淋泵配置在#3屏柜内, #6和#8喷淋泵配置在#4屏柜内。同理, 8台冷却风机也采用相同的配置方式进行分组, 使其均匀配置在4面屏柜内。此外, 旁滤泵、排水泵等辅助设备的供电电源均来自交流配电柜。

实践证明, 该交流电源配置方式, 可保证任意一组相互冗余的喷淋泵和冷却风机均分布在两段母线上, 即使出现某一屏柜内的交流母线故障, 也仅导致配置在该屏柜内的设备停运, 不会对其它设备造成影响。例如, 外冷系统正常运行时, 相互冗余的喷淋泵出现某一台故障时不会对冷却效率产生影响;而对于风机而言, 由于采用了交叉配置, 当某一台风机出现故障时, 也仅仅是将相关冷却塔中的2台冷却风机停止1台, 其冷却能力下降要远远小于20%, 且其冷却容量下降很小。如此操作, 可解决上述交流电源柜内母线故障而导致外冷系统冷却容量下降的问题, 且不会导致换流阀降功率运行或闭锁, 从而整体上提高阀冷却系统的安全性和可靠性。

3 结语

针对当前外冷系统交流电源配置方式存在设备供电冗余性和稳定性差等问题, 给出一种安全可靠的改进优化方法, 可大大提高阀冷系统的稳定性和可靠性, 为直流输电系统的正常运行提供重要保障。

参考文献

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交流混入直流系统 篇7

风力发电是可再生能源利用中最成熟、经济效益最好的技术之一。风电的大规模并网, 增加了电网发生低频振荡的风险[1,2,3,4,5,6]。随着直流输电技术越来越多地应用于风电大规模外送[7,8], 风力发电由于其不同于常规同步发电的特点, 风电场接入交直流混合系统后系统低频振荡模态特性如何是一个亟待回答的问题, 而这方面的研究却鲜有报道。因此, 研究风电并网后对交直流混合系统的低频振荡特性的影响有着非常重要的意义。

国内外学者已经对双馈风电机组及其接入电网后的系统低频振荡特性进行了研究。文献[9-10]分析了双馈风电机组振荡模态, 并研究了轴系参数、运行点、电网强度、端电压等对机组小干扰稳定性的影响;文献[11]提出并建立了考虑电网频率变化因素的双馈风电机组的小信号模型, 分析其在不同电网频率下的小干扰稳定性;文献[12]基于李雅普诺夫原理分别建立了考虑了风机的机械特性、轴系传动特性、发电机电磁特性以及定、转子侧的控制特性的双馈风力发电机组小干扰稳定性模型, 对比研究了双馈风电机组处于不同运行模式不同控制方法下的系统模态。但是这些研究侧重于双馈风电机组本身的小干扰稳定性。文献[13-18]论证了大规模风电接入系统后对系统阻尼特性的影响, 但是上述文献并未考虑风电接入可能带来的潮流变化和风电场不同运行方式及其控制方式对系统低频振荡模态特性的影响。文献[19]研究了工作在最大功率点跟踪模式以及含附加虚拟惯量控制的最大功率点跟踪模式下, 双馈风电机组动力学特性对电力系统小干扰稳定的影响。文献[20]的研究结果表明:双馈风电机组在三种不同的运行模式下接入电网时, 其出力和机端电压控制环节对电力系统低频振荡模态特性的影响在趋势和程度上均具有明显差异;文献[21]研究了风电场接入容量以及是否参与无功调度对系统区间、局部振荡模态以及风电机组轴系振荡模态的影响。但是这些分析都未计及直流线路及其运行接线方式给系统模态阻尼带来的变化, 而这是风电大规模直流外送所必须考虑的问题。

为了较全面分析风电接入交直流混合系统后电网区间、局部区域的低频振荡模态变化, 本文在计及风力机传动链、双馈发电机、变换器和直流输电动态模型及其控制策略的情况下, 分别建立了CEPRI36节点系统含双馈风电场的纯交流系统和交直流混合系统的小信号稳定性分析的详细模型;对双馈风电场并入纯交流和含直流输电的系统进行了仿真对比分析。当风电场参与有功或无功两种调度方式, 直流系统分别运行在双极两端中性点接地、单极大地回线、单极金属回线、单极双导线并联大地回线四种不同接线方式下, 对电网区间和局部区域低频振荡模态的影响差别很大, 且与纯交流系统也不相同。

1直流输电运行接线方式

直流输电常见的四种运行方式分别是:双极两端中性点接地 (以下简称:双极) 、单极大地回线 (单极地) 、单极金属回线 (单级金属) 、单极双导线并联大地回线 (单极双) 。双极接线运行灵活方便, 可靠性高, 是大多数直流输电工程所采用的接线方式。当输电线路或换流站发生故障需退出运行时, 可根据具体情况转为上述三种单极方式运行。它们的接线示意图如图1[22]。

注:1为换流变压器;2为换流器;3为平波电抗器;4为直流输电线路;5为接地极系统;6为交流系统。

2 风电与交直流输电小信号模型及解算方法

2.1 风电机组与交流系统小信号模型

双馈风力发电机组包含风力机传动链、双馈发电机、交-直-交变换器 (转子侧变换器、直流电容、网侧变换器) 及其控制器, 其小信号模型已很成熟, 在此略。同样, 交流系统小信号模型也已很成熟, 略。

2.2 直流系统小信号模型

直流输电的暂态稳定分析中广泛采用了准稳态模型。本次研究在其基础上建立了基于直流输电系统整流侧定直流电流控制、逆变侧定电压控制的小信号模型, 其对应的状态方程[23]如式 (1) 。

式中:下标R、I分别代表整流侧量、逆变侧量;Kc1、Kc2和Kv1、Kv2分别为定电流和定电压控制器比例增益;Tc2、Tc3和Tv 2、Tv3分别为定电流和定电压控制器比例增益;x1、x2为控制环节中引入的中间状态变量;Xc I=ωLI, Lc I是换流变压器等值电感;L=Ldc+LR+LI, Ldc、LR、LI分别为直流线路、两端平波电抗器的电感;α、β分别为滞后触发角和超前触发角。

2.3 风电接入交直流混合系统小信号模型

风电接入交直流混合系统的小信号数学模型由同步电机:xsg=[δi, ωi, E'qi, Eq"i, E'di, Ed"i]、直流励磁机励磁系统:xf=[Efq, VR, VF, VM]、调速器:tx=[μ, ε, Pm]、双馈风电机组:xdfig=[ωr, ωg, θs, isd, isq, Ed, Eq, udc, x1, x2, x3, x4, x5, x6, x7, x8]、直流输电系统:xd=[Id, x1, x2, α, β]、感应电动机负荷:xm=[si, e'qi, e'di][23]等组成, 将这些状态变量构成的微分方程在平衡点附近进行线性化, 可得含双馈风电场的电力系统小信号稳定性分析的线性微分方程为

其中, Α为系数矩阵。

2.4 解算方法

本次研究所要求解线型微分方程维数远小于1 000, 不存在“维数灾”问题, 采用电力系统分析综合程序 (PSASP) 中双位移QR法对微分方程式 (2) 进行计算获得系数矩阵的特征值。通过频率 (0.2~2.5 Hz) 和机电回路相关比 (ρ>1) 将对应的低频振荡模态及其振荡频率和阻尼遴选出来, 观察其特性及变化情况。

3 算例仿真验证

3.1 仿真算例简介

本文采用CEPRI36节点系统接入含双馈风电场的交直流混合系统进行低频振荡的仿真计算, 其网架结构如图2所示。在BUS29处接入双馈风电场, 它由若干台1.5 MW双馈风力发电机组构成, 其详细参数见文献[18]。假设风电场内每台风机的运行工况相同, 用一台容量相等的双馈风电机组等值代替风电场。BUS9、BUS21、BUS23、BUS29处有大型电动机负荷, 在节点BUS33与节点BUS34之间分别接入直流线路与交流线路进行分析。其中直流输电系统的参数为:单极额定功率;额定直流电压Vdc=250 k V;线路双极运行时, 两极参数完全一样。Kc1=0.008 43;Kc2=0.375;Kv1=0.013 43;。交直流混合系统各元件模型状态变量为:同步电机8台48阶;直流励磁机励磁系统7台28阶;调速器6台18阶;双馈风电机组1台16阶;直流输电系统1个5阶;感应电动机负荷4台12阶;因此仿真模型接入直流系统总的状态变量为127阶;不含直流时为122阶。

3.2 风电场不参与系统有功调度时的模态分析

当风电场有功功率输出为150 MW、无功功率输出为0 Mvar时, 交流接入和直流接入并且运行在双极两端中性点接地, 频率为 (0.2~2.5 Hz) 和机电回路相关比 (ρ>1) 时对应的低频振荡模态及其振荡频率和阻尼遴选结果见表1、表2。

表1和表2表明:当BUS33与BUS34之间接入交流线路时, 区间振荡模态机电回路相关比小;阻尼比大于3%, 属于强阻尼模态;当BUS33与BUS34之间接入直流线路且运行在双极两端中性点接地时, 特征值实部为-0.032 903, 接近虚轴, 区间振荡模态机电回路相关比大;阻尼比为0.666745%, 属于弱阻尼模态, 这意味着需要在相当长的时间后, 该振荡才能被抑制。

局部振荡交流接入和直流接入机电回路相关比和阻尼比基本相等, 机电回路相关比大于1.9, 阻尼比都大于6%。

3.3 风电场参与系统有功调度时的模态分析

保持风电场无功功率输出为0 Mvar, 使风电场的有功功率输出按25 MW、50 MW、…、逐步增加到150 MW (定无功, 变有功) , 在BUS33与BUS34之间接入交流线路和直流线路且分别运行在双极、单极大地、单极金属和单极双接线方式下, 系统低频振荡模态的变化轨迹如图3。

◇交流线*双极△单极大地o单极双+单极金属

由图3 (a) 可以看出, 风电场参与有功调度导致潮流发生变化时, 不论接入的是交流还是直流线路, 区间振荡特征值都是随着风电场有功输出的增大而逐渐向虚轴靠近, 区间振荡模态阻尼变小。

当接入直流线路并且运行在单极双或单极金属方式下, 低频振荡特征值甚至越过虚轴, 表现出正实特征值, 系统将会出现振荡失稳, 显然风电场输出有功功率增大不利于抑制交直流系统区间的低频振荡, 接入交直流系统后区间振荡稳定裕度变差了。

由图3 (b) ~图3 (e) 可以看出:无论接入的是直流线路还是交流线路, 局部振荡的特征值都是随着有功输出增加在左半平面逐渐远离虚轴, 系统模态阻尼变大。

随着风电场有功功率输出线性增大, 不论区间振荡还是局部振荡, 模态阻尼的变化量都越来越小, 且呈单调性。

3.4 风电场参与系统无功调度时的模态分析

保持并网风电场有功容量为150 MW, 使风电场分别输出-60Mvar、-40 Mvar、-20 Mvar、0 Mvar、20 Mvar、40 Mvar、60 Mvar的感性无功功率, 采用与风电场参与有功调度时相同的研究方法, 获得了系统低频振荡模态的变化轨迹情况如图4。

从图4 (a) 可以看出, 与风电场参与有功调度时相同, 当风电场无功输出不同导致潮流发生变化时, 不论接入的是交流还是直流线路, 区间振荡模态阻尼变小;同时随着风电场有功功率输出等增量增大, 模态的变化量却越来越小。

不同的是:不止单极双和单极地, 当直流线路运行在单极金属方式时, 系统特征根也越过虚轴, 区间振荡模态下系统稳定裕度更低。

从图4 (b) ~图4 (e) 可以看出:所有局部振荡模态阻尼得到改善;除了局部振荡4模态的变化不具有单调性, 而是经历了一个先减小后增大的过程外, 其他三种局部振荡模态都是单调的, 最终四种都向着实轴负方向运动。

◇交流线*双极△单极大地o单极双+单极金属

3.5 各种直流接入方式和振荡模态下阻尼大小排序分析

在直流线路的四种运行接入方式下, 不论区间振荡还是局部振荡, 变化轨迹具有极大的相似性;交流接入下的区间振荡模态变化轨迹与直流接入下的不完全相似, 但局部振荡模态变化轨迹与直流接入下的也具有相似性。

表3给出了5种接入方式对振荡模态的影响, (1) 表示有功调度, (2) 表示无功调度, 表中内容1/1表示模态阻尼值在 (1) 和 (2) 情况下均最大, 排名都为第1。其他内容概念相同。

由表3可以看出, 对于系统产生的某一种给定的低频振荡模态, 风电场无论有功变化还是无功变化其模态阻尼值的排序都相等。区间振荡时交流阻尼值最佳, 单极双导线并联大地回线阻尼值最差。局部振荡时, 随着振荡模式不同, 交流和直流双极处于最佳和最差位置。但无论振荡模式如何变化, 单极双导线并联大地回线、单极大地回线、单极金属回线均具有共同的排名位置, 分别排名第2、第3、第4。

4结论

本文通过分别建立含双馈风电场的纯交流与交直流混合系统的CEPRI36节点小信号模型, 研究了风电场在两种不同运行方式下系统低频振荡模态变化情况。获得了以下结论:

(1) 相比于接入交流系统, 双馈风电场接入交直流混合系统的区间振荡与发电机状态变量Δω、Δδ相关性更大。

(2) 不管风电场参与有功还是无功调度, 相对于纯交流系统, 交直流混合系统区间模态阻尼更小, 稳定裕度更低。

(3) 不论接入的是交流还是直流线路, 双馈风电场有功输出增大导致系统潮流发生变化时, 所有模态阻尼的变化具有单调性, 区间振荡阻尼特性变差, 局部振荡阻尼逐渐变好;而当其从减少吸收感性无功变化到增大发出感性无功时, 区间振荡阻尼也逐渐变差, 局部振荡阻尼最终变好, 但是部分局部振荡模态轨迹出现往复。

(4) 在风电场两种调度运行方式下, 交流接入的模态变化轨迹与直流接入的不同, 而在直流接入下的四种运行接线方式, 变化轨迹具有极大的相似性;交流接入下的局部振荡模态变化轨迹与直流接入下的也具有相似性。

(5) 直流线路单极运行的交直流混合系统, 对于所有局部振荡, 阻尼特性最好的是单极双导线并联大地回线, 其次是单极大地回线, 最差的是单极金属回线。在直流工程设计中, 为改善交直流混合系统低频振荡特性, 可以采用最合适的运行接线方式。

本次研究数据详实, 所获得的结论可为风电通过直流外送的电力系统低频振荡分析与安全稳定运行提供一定的参考。

摘要：目前, 风电并入交直流混合系统低频振荡模态研究未见文献报道。在PSASP中搭建了CEPRI36节点系统中含双馈风电场的纯交流系统和交直流混合系统的小信号稳定性分析的详细模型。对计及了风力机传动链、双馈发电机、变换器和直流输电动态模型及其控制策略, 且直流系统运行在双极两端中性点接地、单极大地回线、单极金属回线、单极双导线并联大地回线四种不同接线方式下的小信号稳定性进行了仿真。从双馈风电场接入交流或交直流混合系统并参与有功或无功调度两种运行方式角度, 采用模态分析法进行了电网区间和局部区域低频振荡模态对比分析。结果表明:双馈风电场接入交直流混合系统的低频振荡特性不仅与直流线路运行接线方式存在关联, 而且受接入的风电场运行方式影响。与接入交流系统比较, 接入交直流混合系统区间振荡的恶化程度变大、稳定裕度更差。