基于psse软件的交直流并联运行电网稳定分析

基于psse软件的交直流并联运行电网稳定分析

云光特高压直流供电容量为5gw，2010年山东省外向电气送输能源的2.3个百分点（相当于云南电网的1.3个百分点，以及西向南的1.4个百分点），这对南方电气的安全稳定运行和线路的稳定运行产生了重要影响。特高压直流对电网安全稳定影响主要通过两方面体现:一是交流系统故障使直流系统不能正常运行,从而影响电网的安全稳定;二是直流系统本身故障引起大容量功率转移到交流通道,继而影响电网的安全稳定。因此,特高压直流对电网安全稳定影响研究的核心就是交直流并联系统中交流和直流系统相互影响的问题[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。本文以包括云广特高压直流系统在内的2010年南方电网为研究背景,分析大容量特高压直流对电网安全稳定的影响;采用仿真软件PSS/E对交流电网和直流系统相互影响进行分析,揭示了含有特高压直流的交直流并联运行电网失稳特征。1直流模型及仿真PSS/E是世界电力工业中最广泛应用的电力系统分析软件之一。2007年南方电网技术研究中心引进PSS/E软件,希望通过多个仿真软件相互校核对比,更加深入的揭示交直流互联电网安全稳定特征。南方电网的特点是多条直流集中馈入受端电网,西电东送通道交直流并列运行。选用适当的直流模型是仿真南方电网动态特性的关键之一。在PSS/E中,按照直流模型是否考虑换流器高速控制及直流线路L/R动态特性,PSS/E模型库中的直流模型可以归纳为以下两种类型:1)不考虑直流线路动态特性的直流模型(响应模型);2)考虑直流线路动态特性的直流模型(详细模型)。PSS/E直流响应模型(例如CDC6T)假设直流响应速度非常快,可忽略直流线路和直流控制的暂态响应,其采用稳态换流器方程计算注入交流网络的有功和无功。PSS/E直流详细模型(例如CASEA1、CDCRL)考虑了直流线路及直流阀控制的动态特性,采用较交流网络更小的积分时步进行求解。考虑到PSS/E直流响应模型简单,灵活,可方便调整直流动态特性,易进行直流系统动态特性对交流电网安全稳定影响的敏感性分析,比较适合本次研究工作。因此,本次研究采用了CDC6T直流响应模型,其模型框图见图1。直流恢复特性对多直流馈入系统的稳定影响较大。通过设置PSS/E软件直流模型中电压测量时间参数Tudc、电流测量时间参数Tidc、换相失败或闭锁后直流电压和电流上升斜率Vramp、Cramp就可以模拟不同的直流恢复速度。本次研究依照BPA软件中直流系统响应特性,参考兴安直流动态性能试验记录的直流响应特性,将南方电网内直流模型的这些参数设置为:Tudc=Tidc=0.02s,Vramp=Cramp=8p.u./s,简称为参数A。目前南方电网运行规划部门采用商业软件BPA进行电网仿真,采用BPA格式建立电网仿真数据。本次研究以BPA格式的南方电网2010年丰大数据为基础,按照数学模型相同的原则,将BPA格式的仿真数据转换为PSS/E格式的仿真数据。潮流计算表明,PSS/E和BPA潮流计算结果基本一致,全网各支路有功潮流相差不超过1MW,各枢纽节点电压相差不超过1kV。大量的校核计算表明直流采用参数A时,PSS/E的暂态稳定计算结果与BPA计算结果基本一致,云南外送极限约束故障均为云广直流单极闭锁。这一方面佐证BPA作为南方电网规划运行的仿真工具是可行的;另一方面说明以BPA为仿真工具的云广直流前期系统研究成果是可信的。2直流功率的稳定性交直流并联运行系统中,直流故障将导致直流功率转移到并联运行的交流通道,当交流通道不能承受转移的直流功率时系统失稳。特高压直流规模越大,其单极或双极闭锁故障后转移到交流通道的功率越多,对系统稳定性影响就越大。直流故障对系统稳定性影响与直流规模相关。下面分析云广特高压直流在单极和双极闭锁故障中如何体现对系统稳定性的影响。2.1直流输送容量在交直流并联系统中,当直流规模较小时,其单极闭锁故障对系统稳定性基本没有影响。当直流规模增大时,其单极闭锁对系统稳定冲击也增大,并逐渐成为系统最严重的单一故障,即限制系统输电能力的约束故障。然而,直流单极闭锁故障成为系统输电能力的约束故障并不意味系统输电能力随着直流规模增大而降低,相反,直流规模越大,系统输电能力越高。计算表明,2010年云广直流联网运行,双极分别输送2500MW、3750MW、5000MW时,云南外送极限分别达到8100MW、9550MW和10700MW,约束故障均为云广直流单极闭锁,体现出直流输送容量越大,云南外送极限越高的规律。上述规律可解释为:在交直流输电通道并联运行系统中,交流通道需要空出一定的输电裕度用于承接直流单极闭锁故障时转移到交流通道的潮流。然而,直流输送容量每增加2MW时(即每极增加1MW),其交流通道需要空出的输电容量不超过1MW,交直流输电通道总的输电能力仍增大,体现出直流输送容量越大,系统输电能力越高的规律。因此,交直流输电通道并联运行系统中当特高压直流规模增大,虽然其单极闭锁故障将成为系统约束故障,但系统输电能力仍增加。2.2云广直流线路相比天广、贵广和三广直流直流,云广直流规模较大,其双极闭锁故障对系统的冲击非常大,需要切机才能保持系统稳定,而且切机量随云南外送交流通道潮流增加而剧增。云南外送协议容量7800MW电力时,云广直流双极同时闭锁需要切云南水电2125MW。云广直流双极相继闭锁不考虑再启动时需切云南水电2375MW,若考虑后闭锁极再启动一次,再启动不成功时需多切225MW,若考虑云广直流后闭锁极启动2次,则2次再启动不成功后需要切机4225MW,并且需要解列滇西六市与云南主网联络线。解列使得滇西六市成为孤网,大规模的功率不平衡有可能造成该地区大面积停电,造成较为严重的社会影响,稳定措施代价较大。因此,云南外送协议容量电力时,云广直流一极闭锁时,另一极可再启动一次,不宜进行第二次再启动。云南外送电力达到极限10700MW时,云广直流双极同时闭锁时需切云南水电6525MW。云广直流双极相继闭锁,若后闭锁极再启动一次,再启动不成功的情况下即使切除云南水电6525MW,解列滇西六市也不能使系统稳定,需要切广东负荷。因此,若云广直流线路故障后不考虑直流再启动,虽然可简化安稳控制策略,但使得直流可用率减低。若云广直流线路故障后考虑直流再启动,则云广直流双极相继闭锁后需要采取的安稳措施代价很大,直流再启动策略较复杂,系统安全稳定对安稳系统依赖性更强。3直流恢复特性交流电网故障可能造成直流暂时闭锁或换相失败,若多回直流系统不能迅速恢复功率,有可能导致系统失稳。对南方电网送端、通道和受端500kV交流电网进行三相短路故障扫描,计算表明云南、贵州和广西换流站近区电网交流500kV母线三相短路故障,会造成起点于该地区的单回直流暂时闭锁,不影响其他直流的正常运行,距离换流站较远站点故障,不会造成直流闭锁;广东电网内外环网上各交流500kV母线三相短路故障,造成广东区域内几乎所有直流换相失败,其对直流系统影响程度与直流恢复速度有关。考虑到随着广东电网空调等电动机负荷比例逐渐增多,远景年广东电网发生短路故障后直流逆变站换流母线电压恢复速度有可能下降,从而使直流功率恢复速度也降低。为单独分析直流功率恢复速度对系统稳定性影响,在保持系统ZIP负荷模型不变的条件下,通过设置Tudc=Tidc=0.05s,Vramp=Cramp=4p.u./s(下文简称参数B)来模拟直流恢复特性较慢的情况。假若2010年南方电网5条直流采用参数B时,广东内外交流环网上发生三相短路故障,各直流换相失败后恢复速度明显变慢,需要花费200ms才可以由0功率恢复到额定容量的80%左右,较采用参数A多100ms。采用参数B时,受端交流系统故障对系统稳定性的影响较采用参数A时更严重,云南外送极限较采用参数A时降低1306MW左右,系统约束故障由参数A时的云广直流单极闭锁转换为梧州—罗洞线路罗洞侧三相短路故障。上述分析表明直流恢复速度快慢将影响云南外送极限及其约束故障。实质上,无论云广直流单极闭锁,还是受端电网交流故障,其稳定机理均是由于交流故障或直流闭锁,导致直流系统不能正常运行,其潮流转移到交流系统。然而,两种故障对系统稳定影响的特点不同。云广直流单极闭锁,仅影响1条直流,长时间将闭锁极潮流转移到交流通道,其对系统稳定影响取决于直流容量以及交流通道强度,与直流恢复特性无关;而受端电网交流故障,其对系统的影响程度取决于所影响的直流回路数,各直流恢复时间和恢复功率、交流通道强度。因此,当南方电网直流采用较慢的直流恢复参数,云南外送极限的约束故障有可能转移到受端交流故障。即使南方电网5条直流采用参数B时,若对贵州外送交流通道进行加强,使得黎平—桂林—清远—花都线、柳东—贺州—罗洞线均加强为4回线路,将天生桥—兴义线路断开。这时云南外送极限的约束故障仍然是云广直流单极闭锁,云南外送极限为9506MW。其原因是由于贵广外送通道得到显著加强,受端梧州—罗洞线路罗洞侧故障,虽然贵广Ⅰ和Ⅱ直流换相失败,直流功率转移到贵广交流通道,但贵广交流通道非常强壮,贵州机组与广东机组功角不会显著拉大,贵广直流换相失败对系统稳定的影响显著减小,仅云广直流和天广直流短时换相失败对系统稳定有影响。因此,在贵州外送通道较强的条件下,云南外送极限约束故障有可能从受端交流故障转移为云广直流单极闭锁。4直流再启动控制策略1)应用PSS/E软件对BPA仿真结果进行校核,其计算结果基本一致,再次验证BPA软件作为南方电网规划运行分析工具是可行的。2)南方电网这样的交直流并联运行系统中,特高压直流规模越大,系统输电能力越大。若云广直流线路故障后不考虑直流再启动,虽然可