直流输电线路双极关闭故障暂态稳定性分析

直流输电线路双极关闭故障暂态稳定性分析

0直流输电故障稳定性分析南方电网由端系统和受端系统组成。发端包括云南、贵州、广西三省区,受端则为经济相对发达、用电需求量较高的广东省以及港澳地区。两部分之间通过联络线,从发端向受端输送大量功率。由于直流输电具有调节速度快、运行可靠、线路有功损耗小、相同的线路走廊输送容量更大等优点,适用于远距离、大容量输电以及大区交流电网的互联。根据2015年南方电网的规划,作为“西电东送”南线通道的落点,将有6条直流线路馈入广东电网,形成多馈入的交直流混合电网。这6条直流线路分别是:天广、三广、贵广1、贵广2、云广1和云广2。在很短的电气距离内共有6个直流换流变电站,这么多直流集中输电在国际上也是很罕见的。预计到2015年,南方电网(含海南省、香港特别行政区)发电总装机容量将达127.2GW,其中广东电网(含海南省、香港特别行政区)总装机容量约占47.9%,贵州电网总装机容量约占21.5%,云南电网总装机容量约占18.0%,广西电网总装机容量约占12.6%。而6条直流输电的总送电容量也达到20.8GW。直流输电对受端系统稳定问题有3个特点:通道上的输电功率比交流通道两回输电线同时故障的概率要大;非故障的直流一般具有恒功率特性;故障后的不平衡功率不能由其他正常运行的直流线路分担,而是由交流输电联络线分担。技术分析说明,直流输电故障是负荷中心暂态电压不稳定的重要起因。在直流双极闭锁故障下,有很多常用策略来提高电网的暂态电压稳定性,例如直流功率提升、发电端切机等。本文提出一种保留故障直流换流站处电容器的方法,来提高故障下的暂态稳定性。通过仿真分析,说明其可行性。1直流开关故障稳定性本研究分别对馈入广东电网的6条直流线路即天广(1.8GW)、三广(3GW)、贵广1(3GW)、贵广2(3GW)、云广1(5GW)和云广2(5GW)进行直流闭锁故障仿真。电压稳定性的标准取为:电压低于0.75(标幺值)的时间不超过1s。设定的直流双极闭锁故障是将直流线路从系统切除,连带切除换流站补偿电容器组。1.1直流线路输送容量取负荷类型为:70%静负荷、30%动负荷。仿真结果如表1所示。可见,直流线路的输送容量越大,直流闭锁后的稳定性越差。对于容量为5GW的云广1、云广2,在直流闭锁故障下会发生暂态电压不稳定。1.2启动时的旋转由图1可以看出,在故障下发端转速提高进而失步。2受端电压仿真结果根据电力系统理论,如图2所示,在某一条直流线路发生双极闭锁后,瞬时大量的有功功率无法通过此直流线路输送,系统潮流进行了重新分配。这一部分缺额功率由正常运行的交流联络线路承担。交流联络线路上的输送功率P将提高,线路注入受端电网的电流I也大为提高。由于Q=I2X,因此受端电网在故障下无功需求急剧增大。在原有的网络条件下,缺乏交流落点处额外的无功补偿,导致受端电压最初下降,发端功率无法送出,发端发电机转速提高甚至失步。下面的仿真结果也验证了上述理论分析的结论。取贵广1直流闭锁故障,监视贵州与广东交流联络线上功率与电流以及受端母线电压的变化如图3、图4所示。由图3可以看到,贵广1在故障后1s处,贵州与广东交流联络线上的P,I均提高。验证说明了交流联络线路承担了故障直流线路的输送容量。而且在3s时,受端电网电压跌落到最低点(见图4),交流联络线路上的电流同时也是最大值(见图3),说明注入受端电网电流的升高,导致了电压的下降,即交流联络线注入电流的升高是电压降低的最初原因。一旦电压开始降低,受端电网中电动机负荷的无功需求开始增加,同时,固定电容器提供的无功补偿开始减小。在这种情况下,全网电压进一步降低。因此,在直流闭锁故障下,电网的主要稳定问题是暂态电压稳定问题。3在双极封闭失败下维护补偿容量的对策3.1电容器组反渗透膜治疗为了在直流双极闭锁的情况下提高系统的暂态稳定性,使系统能够正常运行,需要采取必要的措施。常用措施包括:发电端切机、提升正常运行直流线路的功率等。本文探索提出了一种新的措施:在直流闭锁故障后,保留故障线路换流站交流母线处的补偿电容器组。在这种措施下,当某条直流线路发生双极闭锁故障后,控制策略是保留故障线路换流站的电容器组,而不是将电容器组连同直流线路一起从系统中切断。由于直流输电线路起点、落点处的电容器组的容量一般来说相当于输送有功功率的一半左右,对于云广直流这样大容量的线路来说,电容器组的容量在2500Mvar左右,如果在直流线路发生闭锁故障后,能够有效利用这部分宝贵的无功功率,则有可能提高系统暂态电压稳定性。具体而言,希望此电容器组提供的巨额无功能够满足在直流线路故障后当输送功率通过其他送电通道注入受端系统时所产生的大量无功需求。由于电容器组始终接在系统内,是在故障时即刻投入,同时由于是在主网架上补偿的无功,各点间电气距离很短,对于全网有很好的补偿效果,这样在闭锁故障的初始就能有效支撑受端电压,提高受端电网的电压水平。但是,存在一种担心,即当电容器组在故障时不切除是否会引起过电压。下面的仿真结果回答了这种疑问,并且检验了上述分析。3.2双极关闭故障后保留补偿电容器组对故障点电压的影响通过仿真可以得到保留无功补偿电容器组对于提高母线电压、减少切机容量所起的积极作用。分别陈述如下。如果在直流双极闭锁故障后切断起点、落点的无功补偿电容器,三广、天广、贵广1、贵广2的最低电压(标幺值)分别为:0.915,0.885,0.750,0.660;如果在直流双极闭锁故障后保留起点、落点的无功补偿电容器,三广、天广、贵广1、贵广2的最低电压则分别为:0.92,0.92,0.860,0.700,最低电压分别提高了0.5%,3.5%,11%和4%。如果在直流双极闭锁故障后切断起点、落点的无功补偿电容器,云广1、云广2使系统稳定的切机容量分别为:4470MW,6670MW;如果在直流双极闭锁故障后保留起点、落点的无功补偿电容器,云广1、云广2使系统稳定的切机容量分别为:3880MW,4480MW,发电机切机容量分别减小890MW和2190MW。另外,各条线路故障后保留补偿电容器组产生的最高过电压如表2所示。除了故障处的电压略有升高且很快回落以外,其余各点的电压在故障后均未升高,未出现因保留补偿电容器组而产生危险的过电压的情况。保留故障线路换流站补偿电容器组可以提高双极闭锁故障时系统的电压,减小发电端的切机容量,同时又没有造成过高的冲击电压。仿真显示此策略可提高暂态稳定水平。4直流线路故障稳定性仿真1)直流双极闭锁故障所引起的功率缺失与潮流转移是2015年南方电网安全稳定运行面临的重要问题,它既是一个典型的负荷侧暂态稳定问题,又是交直流并联输电的负荷中心的稳定问题。2)分析并且用仿真验证了在直流双极闭锁故障下引发的是暂态电压不稳定问题,其特点是负荷侧电动机导致的电压持续降低。3)提出一种在直流双极闭锁故障下提高电网暂态稳定性的新措施。在保留无功补偿电容器组的措施下,仿真表明:①保留直流故障处的无功补偿,可以提高母线电压,对于电网的稳定性水平有积极的贡献。不同直流线路故障,该策略可使最低电压提高程度不同,最大可提高5%～10%。②仿真显示,保留故障线路处的电容器组,可使故障处的母线电压大为提高。同时,此策略没有造成故障母线处的过电压。③保留故障线路处