过负荷闭锁（精选3篇）
过负荷闭锁 篇1
摘要：基于对配电网单相接地时零序电流特征的分析, 结合仿真数据, 研究了过电流闭锁型接地保护负荷开关的零序电流方向检测、动作值整定数值等问题, 提出了保证过电流闭锁型接地保护开关在配电网中可靠运行的措施, 主要通过增加零序电流方向判断, 即设定其相位动作范围在特定区间内的方法, 保证其正常保护功能。
关键词：配电网,过电流闭锁型接地保护负荷开关,零序电流,单相接地故障
1 前言
据统计, 配电网故障中约20-30%是由于支线故障不能隔离导致故障面扩大而造成的[1], 近年来开始规模应用的过电流闭锁型接地保护功能负荷开关能够判断单相接地故障并切除故障支线, 也能隔离相间或者三相短路故障, 配以无线通讯手段还可以主动上报故障信息, 利于保障或者快速恢复供电, 提高供电可靠性和配网市场服务水平。以下对影响该类型负荷开关单相接地故障判断准确性的零序电流方向检测、电流动作值整定进行了讨论, 对零序电流方向影响动作可靠性的条件进行了分析, 为其在配电网中可靠运行提供了参考意见。
2 工作原理
过电流闭锁型接地保护负荷开关主要用于定位和隔离支线故障, 安装在支线T接处 (馈线责任分界点) , 如图1。当开关负荷侧发生相间短路或者三相短路等事故时, 开关检测到过电流, 闭锁分闸;当变电站出线保护跳闸后, 过电流闭锁型接地保护开关分闸并指示SO (过电流) 动作, 隔离故障支线, 其它支线可以快速恢复供电。当其负荷侧发生单相接地故障时, 检测零序电压和零序电流, 根据电压电流整定值大小和电流方向, 过电流闭锁型接地保护开关自动分闸并指示GR (接地保护) 动作, 变电站10kV出线断路器不跳闸, 以确保10kV主干线及其它支线不停电。
当过电流闭锁型接地保护开关电源侧发生故障时, 应确保其不动作, 保证其连接的支线能够在系统切除故障后快速恢复供电。
3 零序电流检测原理
3.1 单相接地时电容电流分布
假定线路2的C相发生接地故障, 考虑中性点经消弧线圈并联电阻接地方式, 则配电网电容电流的分布如图2所示[2] (图中电流箭头是示意图, 不代表实际比例关系[3]) 。
3.2 ZCT零序电流检测
图2中, 用处于接地点两侧的两个过电流闭锁型接地保护开关分别表示故障发生在开关负荷侧 (SOG1) 和电源侧 (SOG2) 时的工作状况。从图中可以看出, 当故障发生在负荷侧时, SOG1开关的零序电流互感器 (ZCT) 检测到的零序电流就是健全线路和健全相的电容电流、流过中性点等效阻抗的电流与泄漏电导电流之和;当故障发生在电源侧时, ZCT检测到的零序电流是负荷侧健全相的电容电流与泄漏电导电流之和, 电网零序等效电路如图3。
其中, Rg为接地点过渡电阻, C∑为电源侧对地等效电容, C′02为负荷侧对地等效电容, L为消弧线圈电感, Rn为中性点等效电阻, Rs和R′s为两侧等效绝缘电阻。根据图3可得:
undefined
取L到K为电流取样正方向, 则SOG1的ZCT1检测到的零序电流undefined:
undefined
SOG2的ZCT检测到的undefined:
undefined (3)
从式 (2-2) 和 (2-3) 可以看到, 过电流闭锁型接地保护开关负荷侧单相接地时, ZCT检测到的零序电流undefined与undefined (电源侧单相接地) 中容性分量方向相反, undefined大小主要受到接地点过渡电阻、电网对地电容、对地泄露电导电流、中性点消弧线圈电感和等中性点对地效电阻等因素的影响, undefined大小决定于对地泄露电导电流和负荷侧电网对地等效电容。
4 零序电流检测仿真分析
以某110kV变电所母线所连的设备和线路为仿真计算原型, 电容电流规模选择50A和100A两种, 考虑消弧线圈过补偿、完全补偿、欠补偿以及无消弧线圈四种情况, 接地点过渡电阻从10Ω (代表完全接地) 到1kΩ, 计算用网络接线如图4, 过电流闭锁型接地保护开关在212线路的l5支线T接处。
在设定的仿真计算条件下, 当单相接地故障发生在过电流闭锁型接地保护开关的负荷侧时, ZCT检测到的零序电流从3.12A到103.74A;零序电流相对零序电压从滞后41.22度到超前86.94度;
当接地故障发生在过电流闭锁型接地保护开关的电源侧时, ZCT检测到的零序电流范围从0.02A到0.49A, 零序电流始终滞后零序电压90度左右。
5 动作值整定和零序电流方向
5.1 零序电流整定
发生单相接地故障时, ZCT检测到的零序电流具有足够故障特征触发过电流闭锁型接地保护开关动作。从计算结果中可以看到, 检测到的零序电流受到过渡电阻和中性点等效电阻的影响最大。根据式 (1) 或 (2) , 如果过渡电阻为5kΩ时, I01最小为0.94A, 为了保证过电流闭锁型接地保护开关可靠动作, 一般将动作值整定得更低, 多数过电流闭锁型接地保护开关都具备从0.2A向上多段切换的功能, 综合考虑负荷不平衡情况下的零序电流和保护动作灵敏度[4], 选择电流整定值为0.3～0.5A。
5.2 零序电流方向的分析
图4中, 过电流闭锁型接地保护开关负荷侧是架空线和电缆混合线路, 电容电流规模达到了0.5A, 在故障发生于过电流闭锁型接地保护开关电源侧, 故障点过渡电阻很小的条件下, ZCT也能检测到0.49A的零序电流, 超过或者接近整定值, 则过电流闭锁型接地保护开关可能误动, 导致其电源侧单相接地故障排除后不能快速恢复负荷供电。实际应用中, 过电流闭锁型接地保护开关大量安装在T接支线上, 负荷侧电缆和架空线长度比安装在用户责任分界点时更长, 电容电流规模可能远大于0.5A, 应采取措施防止在这种条件下过电流闭锁型接地保护开关的误动作。
故障发生在过电流闭锁型接地保护开关负荷侧时, 零序电流的相位从滞后零序电压41.22° (-41.22°) 到超前86.94°变化;而故障发生在过电流闭锁型接地保护开关电源侧时, 零序电流始终滞后零序电压90度 (-90°) 左右。通过检测零序电流相对零序电压的相位差, 设定过电流闭锁型接地保护开关相位动作范围在特定区间内, 则可以防止此类误动作。考虑到过补偿条件下, 中性点等效电阻的增加, 零序电流阻性分量减小, 使得零序电流向滞后零序电压90度的方向变化, 可以设定相位动作范围为-60°～120°。
如果不采用零序电流方向判断, 则要求过电流闭锁型接地保护开关负荷侧电容电流规模小于零序电流整定值, 即:
undefined
其中, E为系统电压, C0为开关负荷侧电缆单位长度的电容量, I0s为动作电流整定值, k为安全系数。
所以:undefined, 即负荷侧电缆长度不能超过一定的安全值。以300mm2截面电缆为例 (C0=0.37μF/km) , 不同的动作电流整定值对应的负荷侧电缆长度安全值见表1。通过检测零序电流和零序电压, 利用发生单相接地故障时零序电流特征, 过电流闭锁型接地保护功能接地保护开关能够判断单相接地故障并切除和隔离故障支线, 利于保障或者快速恢复非故障用户的正常供电。过电流闭锁型接地保护开关的ZCT检测到的故障零序电流受到配电网电容电流规模、补偿度和故障点过渡电阻的影响。仿真结果表明零序电流动作值整定在0.3～0.5A, 具有较好的动作灵敏度和可靠性。如果采用无方向性判断的过电流闭锁型接地保护开关, 负荷侧电缆长度应小于表1列出的安全值。
6 结束语
过电流闭锁型接地保护功能开关负荷侧电缆长度过长导致其负荷侧电容电流增大, 故障发生在其电源侧时, 过电流闭锁型接地保护开关可能误动作, 通过增加零序电流方向判断, 即设定其相位动作范围在特定区间内的方法, 可以防止误动作发生, 提高可靠性。
参考文献
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过负荷闭锁 篇2
1 事故经过
一起线路故障备自投拒动案例。
2011年4月27日, 220 k V变电站B站燕万1号线743开关接地距离Ⅰ段、零序Ⅰ段跳闸, A相接地, 重合不成。110 k V变电站A站1号主变失电, 35 k V备自投未动作, 10 k V备自投动作跳开1号主变101开关、合上10 k V母联110开关。调度员在确认A站2号主变不会过载的情况下, 发令拉开A站1号主变301开关, 合上35 k V母联310开关。110 k V A站接线方式如图1所示。
2 事故分析
2.1 A站35 k V备自投拒动分析
在本次事故中, 由于A站35 k V备自投未动作, 导致A站所供的一些35 k V重要用户失电, 且失电时间较长。通过分析A站35 k V备自投闭锁条件和继电保护定值单发现, 35 k V备自投过负荷闭锁电流闭锁定值为0.45倍额定电流, 而故障发生时A站301开关和302开关流过的负荷电流之和 (254 A) 的确超过了0.45倍额定电流 (210 A) , 导致备自投闭锁。按照备自投的动作逻辑分析是没有任何问题的, 但是由于事故发生时A站10 k V负荷较轻, 调度员模拟35 k V备自投的动作过程拉开301开关、合上310开关后, A站2号主变并没有出现过载, 所以理想的结果是在事故发生时A站35 k V备自投和10 k V备自投均动作。要想在确保主变不过载的情况下尽可能多的利用备自投装置恢复对用户的供电就要研究35 k V备自投和10 k V备自投的过负荷闭锁逻辑之间的配合整定。
2.2 110 k V三圈变变电站备自投过负荷闭锁逻辑分析
110 k V A站35 k V备自投、10 k V备自投装置型号均为RCS-9651 (南瑞继保) , 35 k V备自投过负荷闭锁电流闭锁定值为0.45倍额定电流, 10 k V备自投过负荷闭锁电流闭锁定值为0.75倍额定电流。也就是说, 当35 k V备自投和10 k V备自投均动作时一定能够保证单台主变不过载。通过纵向对比该地区所有110 k V三圈变变电站的备自投装置, 发现无论型号是PSP-691 (国电南自) 、PSP-642 (国电南自) 、RCS-9651 (南瑞继保) 、DSA2364 (国电南瑞) 或是DSA2363 (国电南瑞) , 都分别规定了35 k V备自投过负荷闭锁电流闭锁定值和10 k V (或20 k V) 备自投过负荷闭锁电流闭锁定值, 两者之和能够保证备自投动作后运行主变变一侧负荷电流不超过1.2倍额定电流。但是, 由于负荷电流是随时变化的, 它受负荷特性、设备检修、运行方式、季节气候等多种因素的影响, 因此110 k V三圈变的变二侧和变三侧的负荷电流也是不断变化的, 如果简单地独立设定35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投过负荷闭锁电流闭锁定值, 就相当于分别规定了主变35 k V侧和10k V (或20 k V) 侧负荷电流的上限, 一旦某侧负荷电流超出上限就会导致备自投闭锁。这种整定方法不能随负荷的变化自动调整, 实际上只要主变35 k V侧和10k V (或20 k V) 侧的负荷电流之和不会导致主变过载, 那么35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投就都应该动作。
由此可见, 想要避免上述A站发生的备自投拒动事故, 就不能孤立地设定35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投过负荷闭锁定值, 而应该把它们看成一个整体去分析和设定过负荷闭锁备自投的逻辑。
3 改进措施
从上述分析中可知, 为了合理地设定过负荷闭锁备自投的逻辑, 必须要将主变35 k V侧和10 k V (或20k V) 侧负荷作为一个整体综合考虑, 本文提出以下2种方法, 可以避免备自投拒动。
3.1 求和整组闭锁法
常规备自投控制策略中, 备自投的动作存在一定的延时时间, 该延时是为了躲开故障的切除时限和自动重合闸等装置的动作时间, 在备自投启动后的这段延时时间中, 可以增加一个数据处理单元来替代备自投过负荷闭锁电流闭锁定值。以A站1号主变失电为例, 数据处理单元主要完成的逻辑功能:将2台主变故障前瞬间35 k V侧和10 k V侧的负荷电流统一归算后求和, 若两侧负荷电流之和小于1.2倍单台主变额定电流, 则允许35 k V和10 k V备自投动作。若大于1.2倍单台主变额定电流, 假设A站1号主变35 k V侧有重要双电源用户或重要负荷较多 (与10 k V侧相比) , 则先选择将1号主变 (失电主变) 35 k V侧负荷电流与运行主变两侧负荷电流归算后求和, 如果小于1.2倍单台主变额定电流, 则允许35 k V备自投动作, 闭锁10 k V备自投;如果大于1.2倍单台主变额定电流则再将1号主变10 k V侧负荷电流与运行主变两侧负荷电流归算后求和, 如果小于1.2倍单台主变额定电流, 则允许10 k V备自投动作, 闭锁35 k V备自投;如果仍大于1.2倍单台主变额定电流, 则闭锁35 k V和10 k V备自投。其逻辑流程如图2所示。
显然, 利用数据处理单元来替代备自投过负荷闭锁电流定值后, 可以使备自投装置灵活地根据故障时的负荷情况作出正确的动作决策, 优化了备自投过负荷闭锁逻辑。
3.2 先投后切法
这种方法与上述第一种方法相同的是都增加了数据处理单元来替代备自投过负荷闭锁电流定值, 不同的是将失电主变35 k V侧和10 k V侧馈供负荷分成3级, 其中第1级负荷最为重要, 第2级次之, 如果35k V和10 k V备自投均动作后会造成主变过载, 就会按负荷重要程度计算需要切除的负荷 (从失电主变第3级负荷开始) , 在35 k V和10 k V备自投均动作后切除经计算得出的部分馈线负荷。以A站1号主变失电为例, 数据处理单元完成后的逻辑功能:将2台主变故障前瞬间35 k V侧和10 k V侧的负荷电流统一归算后求和, 若两侧负荷电流之和小于1.2倍单台主变额定电流, 则允许35 k V和10 k V备自投动作。若大于1.2倍单台主变额定电流, 则从失电主变第3级负荷开始计算需要切除的负荷, 待35 k V和10 k V备自投动作后, 直接切除计算出的负荷。其逻辑流程如图3所示。
采用先投后切法, 不仅可以避免备自投拒动, 而且可以使备自投装置根据负荷的重要程度尽可能多地恢复失电负荷, 从而减少故障对重要用户的影响, 优化了备自投过负荷闭锁逻辑。
3.3 实现方法
为了实现“求和整组闭锁法”或“先投后切法”, 需要增加一个备自投过负荷闭锁装置, 该装置包含了上文提到的数据处理单元并且独立于35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投装置之外, 能够根据实时的负荷情况对35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投装置的动作做出正确决策, 用于替代35 k V和10 k V (或20 k V) 备自投装置中利用过负荷闭锁定值来闭锁或开放备自投的逻辑。要实现“求和整组闭锁法”, 以主变变二侧电压等级为35 k V, 变三侧电压等级为10 k V为例, 该备自投过负荷闭锁装置需要输入每台主变变二侧 (35 k V侧) 、变三侧 (10 k V侧) 的负荷电流值, 当35 k V和10k V备自投装置启动后, 便启动该装置进行计算和逻辑判断, 然后将得出的备自投动作决策 (即闭锁或开放35 k V和10 k V备自投) 分别输出至35 k V备自投和10 k V备自投装置。
要实现“先投后切法”, 以主变变二侧电压等级为35 k V, 变三侧电压等级为10 k V为例, 该备自投过负荷闭锁装置需要输入每台主变变二侧 (35 k V侧) 、变三侧 (10 k V侧) 的负荷电流值以及每台主变1级、2级、3级负荷电流值, 当35 k V和10 k V备自投装置启动后, 便启动该装置进行计算和逻辑判断, 然后将得出的备自投动作决策 (即开放35 k V和10 k V备自投, 以及在35 k V和10 k V备自投动作成功后, 35 k V侧和10 k V侧需要跳开哪些开关) 分别输出至35 k V备自投和10 k V备自投装置。当然, “先投后切法”在实现的时候较为复杂, 而且原35 k V和10 k V备自投装置也要做较大改动 (包括二次接线, 动作逻辑等等) 。
4 结束语
随着经济的发展和科技的进步, 人们对于电力系统的可靠性要求越来越高, 而备自投装置逻辑功能的完善是保证供电连续性和可靠性的必要条件。针对该地区110 k V三圈变变电站备自投过负荷闭锁逻辑存在的不足, 本文提出了“求和整组闭锁法”和“先投后切法”, 这2种方法不仅能够根据实际负荷情况作出正确的备自投动作决策, 有效避免备自投拒动, 而且能够在主变不过载的情况下尽可能多地恢复失电负荷, 优化了现有备自投过负荷闭锁逻辑, 提高了地区电网的供电可靠性。
参考文献
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过负荷闭锁 篇3
银东直流输电工程是世界上首个±660 k V电压等级的直流工程,是在满足输送功率和额定电流的要求下,同时考虑经济性、环境影响等因素的综合优选结果[1]。该工程已于2011年2月实现双极投运,额定情况下由西北电网向山东电网输送功率4 000 MW。长治—南阳—荆门1 000 k V特高压交流示范工程连接华北、华中两大区域电网,工程运行初期稳定极限偏低[2]。当该特高压交流线路由华中电网向华北电网输送功率时,银东直流闭锁故障造成的大规模功率转移可能引起特高压交流线路上传输功率超过其稳定极限,从而导致联络线功率剧烈振荡,华北、华中两大区域电网失步。
针对系统故障引起特高压交流线路上的功率波动,已进行了相关研究[3,4,5]。文献[3]用二阶系统阶跃响应理论推导出华北或华中电网跳机后特高压联络线有功潮流响应的表达式,可用来估算跳机故障后联络线潮流的波动情况。文献[4-5]提出通过改进自动发电控制AGC(Automatic Generation Control)策略来抑制特高压线路上的功率波动,针对的是扰动后暂态过程中系统仍能维持稳定运行的情况。类似银东直流闭锁这样的大扰动,可能导致系统暂态失稳,其相应的仿真分析及紧急控制策略研究,目前未见文献报道。
本文分析了银东直流闭锁后的系统响应,研究了直流双极闭锁后通过在山东电网内紧急切除部分负荷来防止系统失稳的策略。设计了银东直流切负荷控制系统,在故障后能够根据电网运行状态适量切除负荷。基于弦割法和系统仿真,寻找银东直流双极闭锁后山东电网内的临界切负荷量。结合切负荷地区各子站的负荷性质与负荷量,选择合适的切负荷站点。
1 银东直流闭锁分析
1.1 计算条件
2011年,华中、华北(除山东电网外,后同)、山东互联电网如图1所示。
某运行方式下,华中电网通过特高压交流线路向华北电网送电2 255 MW,西北电网通过银东直流工程向山东电网送电4 000 MW,华北电网通过辛安—聊城和黄骅—滨州共计4回500 k V联络线向山东电网送电2 863 MW。
1.2 仿真分析
对银东直流单极/双极闭锁故障进行仿真。假设1.0 s时刻直流闭锁并连带切除相应无功补偿设备,特高压交流线路北送功率和系统中发电机间的最大功角差如图2所示。可以看出,银东直流单极闭锁后,系统稳定;双极闭锁后,特高压传输功率剧烈振荡,华北、华中两大区域电网失去同步,系统功角失稳。
银东直流双极闭锁后,特高压线路功率大幅振荡,华中电网过剩功率不能有效送往华北电网,导致华中电网机组因大量功率过剩而加速,华北电网机组因大量功率缺额而减速。华中电网和华北电网典型发电机转速n(标幺值)响应如图3所示。
2 银东直流切负荷控制系统设计
银东直流双极闭锁后,若能紧急切除山东电网内一定量负荷,则可减少故障后华中电网向华北电网的功率传输,防止特高压线路输送功率超过其稳定极限,有利于系统稳定。这可通过在山东电网内配置切负荷控制系统来实现。电网运行情况复杂多变,切负荷控制系统应能根据系统的运行状态及时计算刷新银东直流双极闭锁后的切负荷量。当故障发生时,立即发送指令至各负荷点联切负荷。
切负荷控制系统采用主站-子站结构,其系统配置如图4所示。主站安装于胶东换流站,子站安装于换流站附近的青岛、烟台、潍坊三地的部分220 k V变电站上。
主站的主要功能为:接收电网当前的运行状态信息,计算当前状态下若发生银东直流双极闭锁故障山东电网内的切负荷量;接收银东直流闭锁信息;接收各个子站(切负荷站点)的当前负荷量信息,选择适当站点使其总负荷量不小于计算出的切负荷量,故障发生后立即将切负荷命令发送至相关子站切除负荷。
子站的主要功能为:将该站点的当前负荷量实时传输至主站;接到主站的切负荷命令后,立即切除相应负荷。
3 紧急切负荷决策
紧急切负荷是严重故障情况下维持系统稳定运行的常用措施[6,7,8,9,10]。银东直流切负荷控制系统在实施切负荷决策时,需依据一定的切负荷原则,快速计算切负荷量,并选择合适的切负荷站点。
3.1 切负荷原则
不同220 k V变电站所带负荷的重要程度不同。将青岛、烟台、潍坊三地220 k V带负荷站点分为重要负荷站点和一般负荷站点。当银东直流双极闭锁故障发生时,优先切除各地区一般负荷;只有当切除全部一般负荷仍不足以维持系统稳定时,才考虑切除重要负荷。切负荷时依据各地区等负荷比例切除原则。
3.2 切负荷量搜索
切负荷量应该适当,切负荷不足无法保持系统在大扰动后的稳定运行,切负荷过量则增加了控制代价。故需搜索临界切负荷量,使得在满足约束条件的前提下所切负荷最少。
银东直流双极闭锁后,系统中发电机间的最大功角差与切负荷量呈非线性关系,可表示为:
其中,L为切负荷量,T为仿真时长,δ为仿真时域内系统中发电机间的最大功角差。
假设在临界切负荷量的搜索过程中,系统最大功角差约束阈值为δc,则临界切负荷量的求取转化为求解非线性方程:
求解非线性方程的方法主要有对分法、简单迭代法、牛顿迭代法和弦割法等[11]。由于f(L,T)的求取只能通过时域仿真,无法写出f(L,T)的解析表达式,需通过二元表(L,f(L,T))来表示故障后系统最大功角差与切负荷量之间的映射关系,故难以用简单迭代法、牛顿迭代法等基于解析表达式的方法来求解。比较简单有效的求解方法为对分法和弦割法。
对分法程序设计简单,但在求解过程中只用到函数值的符号,而没有利用计算出来的函数值,收敛速度慢;弦割法可以利用求解得到的函数值,收敛速度相对较快。本文选用弦割法来求取银东直流双极闭锁后山东电网内的临界切负荷量。
弦割法利用两已知点(xk-1,f(xk-1))和(xk,f(xk))的割线斜率(f(xk)-f(xk-1))/(xk-xk-1)来求得解的试探值,然后不断迭代,直至收敛[11]。
在迭代过程中,过这两已知点的弦线方程为:
对于给定的Y值,可求得其对应的横坐标X为:
在临界切负荷量的搜索过程中,利用前2次仿真得到的二元表(Lk-1,δk-1)和(Lk,δk),求取使系统最大功角差为δc的临界切负荷量试探值:
综上所述,银东直流双极闭锁故障下求取山东电网内临界切负荷量的流程如下。
a.银东直流双极闭锁后不切除负荷(即L1=0)进行仿真,得到系统最大功角差δ1,组成二元表(L1,δ1)。
b.银东直流双极闭锁后切除山东电网内和直流输送功率等量的负荷(即L2=Pdc)进行仿真,得到系统最大功角差δ2,组成二元表(L2,δ2)。
c.按照式(5)不断更新切负荷量,进行仿真,组成二元表(Lk+1,δk+1)。
d.判断Lk+1-Lk<ε是否成立,其中,ε为终止误差。若成立,停止仿真,Lk+1即为临界切负荷量;否则,重复步骤c。
暂态仿真中系统发电机间的最大功角差约束阈值的选取多靠经验指定,没有公认标准[12]。华中、华北、山东互联系统规模较大,本文阈值取为故障后切负荷条件下系统发电机间的最大功角差δc=200°。临界切负荷量搜索过程中,终止误差ε=5 MW,仿真时长T=10 s。
对应第1节的电网运行条件,搜索过程如表1所示。表中,L为由弦割法求得的切负荷比例(相对于切负荷地区负荷总量而言),δ为故障后切除相应负荷条件下系统中发电机间的最大功角差。搜索顺序中1、2对应的切负荷量和最大功角差组成的二元表为弦割法的2个初始点。
从表1可见,在第1节电网运行方式下,银东直流双极闭锁后,在青岛、烟台、潍坊三地需切除21.85%负荷(共计2 775 MW,三地的负荷总量为12 700 MW)才能满足约束条件。
若利用对分法,在同样的约束条件下,需仿真12次才能搜索到临界切负荷量。相比之下,弦割法可明显减少搜索次数。
临界切负荷量搜索过程中,系统发电机间最大功角差、特高压线路北送功率和长治站特高压母线电压(标幺值)如图5所示(为简单清晰起见,只绘出搜索顺序1、3、8对应的系统响应)。
3.3 切负荷站点选择
在搜索得到临界切负荷量后,需选择合适的切负荷站点。银东直流双极闭锁后系统失稳的原因是故障后华中电网通过特高压线路给予华北电网功率支援,导致其传输功率超过稳定极限,是华北和山东两大电网同华中电网的潮流再分配问题。故一定量的负荷在山东不同站点切除对系统稳定性(也即对特高压线路传输功率)影响不大。在各切负荷地区,将切负荷站点(子站)先按照负荷的重要程度及负荷量的大小顺序排列成表,如表2所示。
表2中,P1>P2>…>Pm,Pm+1>Pm+2>…>Pn。假设某地区计算得到的临界切负荷量为Lc,切负荷站点的选择流程如下。
a.比较P1与Lc的大小。如果P1>Lc,则搜索i(i
b.寻找j,使P1+P2+…+Pj=Lc。若j存在,则选择sub1至subj为切负荷站点;否则继续以下步骤。
c.寻找临界值k,使P1+P2+…+Pk
d.用Pk+2代替Pk+1,判断(P1+P2+…+Pk+Pk+2)-Lc的符号。若为负,则选择sub1至subk+1为切负荷站点;否则用Pk+3代替Pk+2再进行判断。
e.不断循环步骤d,直至找到合适的切负荷站点配置。
4 结论
本文分析了银东直流闭锁后的系统响应,设计了切负荷控制系统来防止直流双极闭锁导致系统失稳。得出如下结论。
a.长治—南阳—荆门特高压交流示范工程由华中电网向华北电网输送功率时,银东直流双极闭锁可能引起其传输功率超过稳定极限,导致两大区域电网失步。
b.银东直流切负荷控制系统能够根据电网运行状态,及时计算刷新直流双极闭锁后的切负荷量,并依据各子站负荷性质和当前负荷量选择合适的切负荷站点,在故障发生后适量切除负荷。
c.相比于对分法,基于弦割法的临界切负荷量搜索策略能够相对快速地寻找到银东直流双极闭锁后山东电网内的临界切负荷量。
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