受端电网受端系统配电网架的调整

受端电网受端系统配电网架的调整

0直流输电线路根据高压电网规划，2015年，华钢将形成淮南-南京-安徽省、浙江省北部-芜湖-淮南-长江-淮河-淮河-芦溪-芦溪-芦溪-芦溪-芦溪gvgw江苏省和江苏省的能源走廊通过以下十条直接供电线路。1）500kv/3g，芜湖-明里800kv/7.2g，屏蔽同里800v/7.5g，锡盟金坛800kv/7.5g，蒙西-溧阳直接供电线路；2）上海500kv/1.2gw葛洲水库-桥、500kv/3gw宜都华新500kv/3gw转换为枫泾800kv/6.4gw凤爪宜兴直接供电线路。3）宁东-绍兴800kv/7.5gw溪洛渡浙江西部直接供电线路。届时,华东电网将成为世界上直流输电系统馈入最多的受端电网。直流系统换流站运行需要大量无功功率,正常情况下约为直流传输功率的40%~60%。众多研究表明:在直流馈入系统中考虑稳定性问题时,最值得关注的就是电压稳定问题。与纯交流输电系统和单馈入直流输电系统相比,多馈入直流输电(multi-infeeddirectcurrent,MIDC)在增加系统运行方式的灵活性和扩大输送容量的同时,也增加了系统结构的复杂性。在多馈入交直流电力系统中,若各直流换流站间电气耦合紧密,受端交流系统强度较弱,直流系统闭锁故障、交流输电通道严重故障以及直流落点附近的交流系统故障可能对受端系统产生较大冲击,导致受端系统电压偏低甚至电压崩溃。本文基于2015年“三华”特高压规划电网的丰大运行方式,利用短路比(shortcircuitratio,SCR)和多馈入短路比(multi-infeedshortcircuitratio,MISCR)指标分析华东受端电网的强度,并研究影响短路比/多馈入短路比的敏感性因素。本文采用中国电力科学研究院开发的PSD-BPA暂态稳定程序对交直流系统单一故障、受端交流系统严重故障和直流系统双极闭锁故障对华东受端电网暂态电压稳定性的影响进行仿真。1电网负荷模型规划中的2015年华东电网多馈入交直流系统的1000kV主网架结构及直流落点如图1所示。发电机模型采用考虑次暂态电势Eq″、Eb″变化并计及励磁系统和调速器作用的6阶模型。负荷模型中,华东、华中电网采用恒功率与恒阻抗组合的静态负荷模型,华北、西北和东北电网采用感应电动机并联静态负荷的综合负荷模型。直流系统采用直流准稳态模型,该模型整流侧采用定电流控制,逆变侧采用定熄弧角控制,并含直流电压与直流电流测量环节、低压限流环节、触发控制环节。文献规定,系统保持暂态稳定的标准为机组在扰动后的1~2个摇摆周期内不失步,并且系统电压恢复良好。根据文献,本文采用如下暂态电压稳定判据:在电力系统受到扰动后的暂态过程中,负荷母线电压能够在10s以内恢复到0.80标称电压以上。2中国东部受电网强度的影响2.1短路比的测定目前在工程应用中,通常采用短路比SCR来衡量单馈入交直流系统中受端电网的强度。SCR定义为交流系统在直流换流母线处的三相短路容量Sac与直流系统额定输送功率PdN的比值式中:UN为换流母线的额定电压;Z为交流系统的等值阻抗。若取换流母线额定电压值UN为交流系统的基准电压U,额定直流功率PdN为基准功率,则SCR可表示为式中:ZB为基准阻抗;|Z|pu为交流系统等值阻抗标幺值。由式(2)可知,短路比SCR等于交流系统等值阻抗标幺值的倒数。一般认为,SCR>3时为强交流系统,SCR<2时为弱交流系统。随着多馈入直流输电系统的出现,由于直流子系统间的相互作用,传统的短路比定义方法无法满足要求,计算结果偏乐观。考虑多回直流线路间的相互影响后,多馈入短路比MISCRi定义为交流系统在第i回直流系统换流母线处的三相短路容量Saci与第i回直流系统的等值功率Pdeqi(考虑其他直流线路影响)的比值文献通过戴维南等值方法将式(3)扩展为式中:Ui为第i回直流换流母线处的额定电压;Zeqij为从各直流换流母线看进去的等值节点阻抗矩阵Zeq的第i行、j列元素;PdNi为第i回直流的额定传输功率。国际大电网会议WGB4-41工作组将MISCRi定义为式中(35)Uj/(35)Ui为多馈入影响因子(multi-infeedinteractionfactor,MIIF),表示由于无功扰动或故障原因,其他直流换流母线电压的下降率(35)Uj与本回直流换流母线电压下降率(35)Ui的比值。文献证明了式(4)与式(5)的一致性,并基于多馈入临界短路比和传统单馈入短路比衡量交直流受端系统强度的标准,给出了利用多馈入短路比划分多馈入交直流受端系统强弱的指标:1)弱系统,MISCRi<2;2)较强系统,2<MISCRi<3;3)强系统,MISCRi>3。2.2miscri的水平2015年网架结构和输电水平条件下,馈入华东地区的各直流系统逆变站的短路比和多馈入短路比如表1所示。由表1可知:2015水平年丰大方式下,馈入华东地区的锦屏—同里和蒙西—溧阳的直流逆变站的MISCRi低于3,属中等强度水平;其他直流逆变站的MISCRi均大于3,属强有效短路比范围。MISCRi反映了多馈入交直流受端系统的网架结构强度以及受端电网对换流母线无功电压的支撑能力,从整体来看,华东电网作为受端系统属强系统,其对多馈入直流输电系统的无功电压支撑能力较大。2.3水平高度SCR/MISCRi受到诸多因素的影响,如受端系统的结构、各换流站间的电气距离和直流传输功率等。电气距离对SCR/MISCRi的影响在相关文章中已有结论:换流站间电气距离越近,直流系统间的交互作用越强,则SCR/MISCRi越小。本节将重点分析受端交流系统网架调整和直流系统落点位置对SCR/MISCRi的影响。表2为淮南—南京特高压双通道改为单通道后,馈入华东地区的各直流系统逆变站的短路比和多馈入短路比。表3为浙北—沪西特高压双通道改为单通道后,馈入华东地区的各直流系统逆变站的短路比和多馈入短路比。由表1—3可知:2015水平年丰大方式下,淮南—南京、浙北—沪西特高压双通道调整为单通道,对华东受端电网强度的影响很小,馈入华东地区的各直流逆变站的SCR/MISCRi基本没有变化。将蒙西—溧阳直流系统落点调整至东善桥后,馈入华东地区的各直流系统逆变站的短路比和多馈入短路比如表4所示。比较表1和表4可知:2015水平年丰大方式下,蒙西—溧阳直流落点位置更改至东善桥后,所有馈入华东地区直流逆变站的MISCRi均变大,其中,龙泉—政平逆变站的MISCRi由原来的3.43增至4.70,蒙西—东善桥(原蒙西—溧阳)逆变站的MISCRi由原来的2.10大幅增加至5.28。这是因为直流落点位置调整前,蒙西—溧阳、锡盟—金坛直流落点相距很近,两换流站间电气耦合紧密、无功消耗大,直流子系统间的相互影响很大,且江苏地区接受直流系统馈入的功率高,缺少电源支撑。因此,调整江苏地区直流系统落点位置,能增强华东受端电网的强度,提高其对多馈入直流输电系统的无功电压支撑能力。3中国东部电网的暂时电压稳定3.1逆变站进出交流线路交流系统选取三相永久性短路故障进行校核,故障位置分为2类:1)受端交流特高压线路,指芜湖、淮南、南京、泰州、苏州、沪西、浙北等受端1000kV站之间的交流线路;2)直流逆变站出线交流线路,指华东地区直流逆变站出线的500kV交流线路。故障时序为:0s故障发生;1000kV线路0s跳开故障侧三相开关,0.08s跳开对侧三相开关;500kV线路0.09s跳开故障侧三相开关,0.1s跳开对侧三相开关。直流系统选取单极闭锁故障进行校核,故障时序为:0s发生闭锁,0.1s整流侧和逆变侧一定容量的并联电容器组退出运行。仿真结果表明:受端交流特高压线路、直流逆变站出线交流线路和直流系统发生单一故障,在保护和设备正确动作的情况下,不需采取任何措施,系统均能保持稳定运行。3.2受严重的沟通故障的影响3.2.1江苏省苏—重要交流通道N-2故障对华东电网特高压交流通道三相永久性短路跳双回故障进行仿真,故障时序为:0s一回线路发生故障,0.08s跳开故障侧三相开关,0.1s跳开对侧和另一回线路两侧三相开关。仿真结果表明:华东电网发生故障失去1个特高压交流通道双回线路时,不需采取任何措施,受端系统能够保持电压稳定。图2为苏州—沪西特高压通道发生三相永久性短路N-2故障后受端系统的重要母线电压。由图2可知,故障发生后,受端系统母线电压大幅降落,但随着故障的切除,系统电压经过一段时间的小幅波动后能恢复到新的稳定值,且恢复水平较高。3.2.2双向培养中受端系统电压稳定性仿真对华东电网直流逆变站换流母线附近线路三相永久性短路跳双回故障进行仿真,故障时序为:0s一回线路发生故障,0.09s跳开故障侧三相开关,0.1s跳开对侧和另一回线路两侧三相开关。仿真结果表明:华东电网直流逆变站换流母线附近线路发生三相永久性短路N-2故障时,不需采取任何措施,受端系统能保持电压稳定。图3为漕泾—远东500kV线路(葛洲坝—南桥直流、复龙—奉贤特高压直流落点联络线)发生三相永久性短路N-2故障后受端系统的重要母线电压。由图3可知,故障发生期间,受端系统母线电压出现一定的跌落,但经过一段时间的波动能较快地恢复到平稳值,系统电压稳定性良好。3.3直流系统故障稳定性对馈入华东电网的直流系统双极闭锁故障进行仿真,故障时序为:0s发生闭锁,0.1s整流侧和逆变侧并联电容器组全部退出运行。仿真结果表明:馈入华东电网的大部分直流系统发生双极闭锁故障后,不需采取任何措施,送受端系统均可保持稳定运行;锦屏—同里、锡盟—金坛、复龙—奉贤和溪洛渡—浙西4回特高压直流分别双极闭锁后,系统失稳。溪洛渡—浙西特高压直流线路发生双极闭锁故障后,重要发电机功角差和受端系统重要母线电压如图4所示。由图4可知,溪洛渡—浙西特高压直流双极闭锁后,如果不联切送端机组,不平衡功率过大会导致送端机组加速而失步,最终导致系统功角失稳,并且引起振荡中心附近电压跌落。送端电网采取紧急切机措施后系统能恢复稳定运行,其中锦屏—同里直流双极闭锁需切机3GW;锡盟—金坛直流双极闭锁需切机5GW;复龙—奉贤直流双极闭锁需切机2.4GW;溪洛渡—浙西直流双极闭锁需切机3.08GW。溪洛渡—浙西直流双极闭锁故障采取切机措施后的功角差和母线电压如图5所示。4受端系统在华东道系内的运行问题本文基于2015年“三华”特高压电网规划数据的丰大运行方式,利用短路比和直流多馈入短路比指标分析多直流馈入的华东受端电网的系统强度,并通过仿真分析暂态电压稳定性。研究结果表明:1)通过分析SCR、MISCRi可知,华东电网作为多馈入直流受端系统属于强系统。2)受端特高压交流通道的调整对华东受端电网强度的影响较小,直流系统落点位置的选择对华东受端电网强度的影响较大。3)受端交流特高压线路和直流逆变站500kV交流