云广800kv特高压直流输电系统的稳定性分析

云广800kv特高压直流输电系统的稳定性分析

0基于电磁暂态仿真的云南电网暂态稳定性分析南方电网规划从2009年到2010年，采用800kv和宽的高压直接将云南水资源输送到广东省。当云广±800kV特高压直流输电系统建成之后,将形成远距离和大容量交、直流输电并列运行的电网格局,其规模和复杂程度在国内外史无先例。因此,交流系统或特高压直流系统故障时交流系统与直流系统之间的相互影响及对电网的安全稳定的影响,成为倍受关注的问题。而直流输电与交流输电相比,其最大的特点是直流输电拥有复杂而灵活的控制系统,可以快速、精确的调节电流、功率等,输电特性主要由其控制系统决定。因此研究云广±800kV特高压直流输电对云南电网暂态稳定的影响势必要考虑直流输电控制系统的作用。目前广泛使用的中国电力科学研究院的BPA、PSASP和美国PTI公司的PSS/E等机电暂态仿真程序通常情况可以对直流双极闭锁这样的严重故障进行充分地计算和研究,但还存在一定的局限:由于在一系列假设条件下将直流系统作了简化与线性化,受其采用的直流模型限制,当需要考虑交流不对称故障对高压直流换相过程的影响及与直流控制系统性能密切相关的交流扰动后直流系统恢复等问题时,机电暂态仿真就不能给出足够准确的结果,因其不能描述换流阀的开通与关断的动态过程,不能真正反映直流输电控制系统的调节过程,不能确定什么故障可以造成直流闭锁,什么情况可以引起换相失败。因此,在研究交直流的相互作用问题时,需要考虑直流换流器的详细模型,采用更精确的电磁暂态仿真模型是十分必要的。本文在电磁暂态仿真软件EMTDC中对±800kV云广直流双极运行下,整流侧分别采用定电流和定功率控制,交流系统整流侧与逆变侧故障对直流系统的影响以及直流输电线路故障时,直流控制系统与交流系统的响应过程进行了详细的计算分析。整流侧与逆变侧交流线路在不同位置发生不同类型故障时,计算了交流系统换流母线的电压、电流响应,直流系统电压、电流以及相关直流控制量的变化情况。1云光直磁状态研究模型1.1云广直流双极电磁暂态模型云广直流输电工程西起云南楚雄州禄丰县,东至广东增城东部,电压等级为±800kV,输电线路长度约1438km,输电功率为5GW,额定电流3125kA,2009-06建成±400kV或单极,2010年建成±800kV。送端楚雄换流站通过2回500kV交流线路与云南主网500kV厂口变电站相连,小湾水电站和金桥水电站分别通过2回和2回500kV线路向楚雄站送电;受端换流站分别以2回500kV交流出线接入增城、横沥和水乡变电站。根据典型的直流输电模型,建立了如图1所示的云广直流双极电磁暂态模型。其包含的设备有:换流变压器、12脉换流器、交流侧滤波器、直流滤波器、平波电抗器、分布参数的直流输电线路等一次设备以及整流与逆变侧的二次直流系统的额定电压为800kV,每极直流线路的额定功率为2.5GW。1.2低压限流控制方式转化整流侧采用定电流控制和最小触发角αmin限制两部分组成,逆变侧采用定关断角γ、定电流控制。正常情况下,整流侧通过快速调节触发角控制直流电流,逆变侧通过调节触发角控制直流电压。逆变侧也配备电流控制,以便当直流电压由整流侧决定时,保持稳定的直流输送功率。当整流侧交流母线电压下降到一定程度时,转为定最小触发角运行,逆变侧采用定电流调节。当逆变侧交流母线电压下降到一定程度时,为防止换相失败,逆变侧采用定最小关断角γmin=5°调节,而整流侧仍采用定电流调节。当逆变侧交流系统严重故障时,为防止连续换相失败,逆变侧迅速转为低压限流控制方式,同时整流侧也相应地转为低压限流控制方式。整流侧定电流控制采用PI控制模式,比例增益为1.0989,积分时间常数为0.01092s。逆变侧定电流控制比例增益为0.63,积分时间常数为0.01524s。定关断角控制比例增益为0.7506,积分时间常数为0.0544s。低压限流环节(VDCOL)特性参数如图2所示。图中,Idc,pu、Udc,pu分别为一极直流电流、电压的标么值(Idc,pu的基准电流值为3125kA,Udc,pu的基准电压值为800kV)。当0.4<Udc,pu<0.9时,Idc,pu与Udc,pu呈0.9倍比例关系。2不同控制模式下系统的动态响应2.1采用定电流控制2.1.1定电流调节器+状态道压有效值pu整流侧交流母线0.8s发生三相短路故障,0.9s将故障清除,各电气量的变化情况如图3所示,图中,UR,pu、UI,pu分别为整流侧、逆变侧交流母线电压有效值的标么值(UR,pu、UI,pu的基准电压值为525kV);αR为整流侧触发角;Pdc,pu为一极直流功率的标么值(Pdc,pu的基准功率值为2500MVA)。故障期间,整流侧交流电压完全消失,定电流调节器减小触发角,以期增大直流电流,触发角受到最小触发角限制,保持在5°。直流电压和功率将降为0,直流送电暂时中断,大约在故障清除后0.3s逐渐恢复到故障前的水平。2.1.2逆变侧交流单元单相干扰1逆变侧短路后换流母线电压下降逆变侧交流母线0.8s发生单相金属性接地故障,0.9s故障清除,系统相关电气量变化情况如图4所示,图中,PI,pu、QI,pu分别为逆变侧有功、无功功率标么值(PI,pu、QI,pu的基准功率值为2500MVA)。逆变侧发生短路后,换流母线电压下降,直流电流标么值上升至1.5,换相角增大,关断角r的大小可用下列公式计算:γ=arccos(2√IdXckUL+cosβ);(1)β=π−α。(2)γ=arccos(2ΙdXckUL+cosβ);(1)β=π-α。(2)式中,UL为换流母线电压;Id为直流电流;Xc为换相电抗;k为换流变压器变比;β为逆变器触发超前角;α为逆变器触发角。随着直流电流的增大和换相电压的下降,关断角减小到0,当γ<γmin=5°时,判定为逆变侧发生换相失败,直流功率输送暂时中断。故障发生后,直流控制系统紧急移相,使整流侧的触发角迅速跨越90°以抑制过大的短路电流,直流电流随之下降,无功消耗增大。2逆变侧交流线路气量变化逆变侧交流母线0.8s发生单相金属性接地故障,0.9s故障清除,系统相关电气量变化情况如图5所示。逆变侧交流母线单相经过渡电阻接地故障后,逆变侧交流母线电压不对称程度减弱,换相电压过零点偏移不严重,逆变侧未发生换相失败,直流线路上仍有功率输送,只比正常稳态值略有降低。较之金属性接地,逆变侧消耗的无功功率也较小。2.1.3逆变侧交流线路逆变侧交流母线0.8s发生两相相间金属性短路,0.9s故障清除,系统相关电气量变化情况如图6所示,图中,Ua,pu、Ub,pu、Uc,pu为逆变侧交流母线三相电压标么值(其基准电压值为300kV)。故障后,逆变侧三相交流电压不平衡严重,换相电压过零点严重偏移,换相电压有效值下降,直流电流标么值增大到1.6,过大的直流电流使逆变侧换相角增大,相应的关断角γ下降到0,发生换相失败,直流电压和直流输送功率下降为零。整流侧触发角增大以降低直流电流,使整流站在故障期间从系统吸收大量无功。故障清除后0.2s系统能恢复到正常稳态值。2.2采用定功率控制用于预处理2.2.1交流线路换相失败当整流侧交流母线0.8s发生三相短路故障,持续时间0.1s,各电气量的变化情况如图7所示。故障期间,整流侧交流母线三相电压下降为0,而逆变侧交流母线电压三相对称,故障期间双极直流线路没有发生换相失败,但双极直流线路功率将降为零。故障清除后系统恢复过程中,双极直流电流突增导致发生短时换相失败,大约在故障清除后0.3s才能逐渐恢复到故障前的水平。2.2.2逆变站交流线路故障当逆变侧交流母线0.8s发生单相金属性接地故障,持续时间0.1s后清除,系统相关电气量变化情况如图8所示。由于逆变侧交流母线故障后,逆变站交流母线电压严重不对称,导致双极直流线路发生换相失败。对比定电流控制方式下逆变侧交流母线单相金属性短路时的仿真波形发现,在定功率控制方式下,双极直流线路仍能传输一定的直流功率,但故障清除后系统恢复时间较长,故障清除0.4s后才能逐渐恢复到正常稳态值。3定电流控制方式比选本文利用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件构建了±800kV云广直流输电双极电磁暂态仿真模型,并对整流侧采用定电流控制和定功率控制方式下,交直流系统不同故障类型、不同位置、不同过渡电阻时交流和直流系统的动态响应过程进行了仿真分析,结果表明:a)在整流侧采用定电流控制方式时,当整流侧交流系统发生不同类型的短路故障时,直流输送功率会有不同程度的降低,但直流仍维持运行,不会发生换相失败。故障清除后直流迅速恢复正常运行。b)在整流侧采用定电流控制方式时,当逆变侧交流系统发生不同类型的金属性短路故障时,故障时交流电压下降比较严重,会导致直流系统换相失败,