贵广直流输电系统次同步振荡模型的建立

贵广直流输电系统次同步振荡模型的建立

0直流输电工程次同步振荡的仿真分析电力系统的电流和功率控制器在大型汽轮压机的畸变频率范围内产生了电压负衰减。因此,在新建直流输电工程的设计阶段,必须研究在各种可能的运行方式下,直流输电与交流系统中汽轮发电机组之间是否会出现次同步振荡不稳定的问题,以及是否需要采取相应的抑制措施。计划于2007年底前在我国南方电网双极投运的贵州至广东二回±500kV,3000MW直流输电工程,其整流站附近的电厂中安装有大容量汽轮发电机组。因此,分析贵广二回直流输电系统是否会引起这些汽轮发电机组发生次同步振荡,确定在何种运行条件下会出现次同步扭转振荡不稳定的问题,对于直流输电工程投运后运行方式的安排,以及设计和检验直流输电系统附加的次同步阻尼控制器,均具有重要的工程实际意义。分析采用机组作用系数(UIF——unitinteractionfactor)法和时域仿真相结合的方法,UIF分析用于从交流系统众多发电机组中筛选出具有发生次同步振荡危险的机组,时域仿真分析则用于确定在哪些运行条件下,电网中的扰动会引起贵广二回直流输电系统与这些机组之间发生不稳定的扭转振荡。时域仿真采用NETOMAC程序,仿真模型计及了发电机组的励磁调节系统、调速器和机组的轴系机械系统,直流输电系统的模型则包括换流器和触发单元,以及与实际控制系统相同、与次同步振荡研究相关的控制功能的详细模拟。分析中考虑了实际系统多种可能的运行方式和直流系统运行模式。分析结果将为直流输电系统投运后运行方式的安排提供具有重要参考价值的结论,并为正确设计和检验直流输电次同步阻尼控制器提供依据。1直流输电系统平衡问题的研究直流输电系统和汽轮发电机组之间发生次同步振荡不稳定的危险性与直流换流站和机组之间的电气距离密切相关。在贵广二回直流输电工程双极投运后的2008年丰大运行方式下,直流整流站—兴仁换流站附近的电网结构如图1所示。由图1可见,盘南和光照电厂分别通过500kV交流输电线路直接连接到兴仁换流站,光照电厂中的水轮发电机组不存在次同步振荡问题。发耳电厂中的汽轮发电机组距离整流站的电气距离较远,直流输电系统与这些机组之间的耦合作用将通过UIF分析来判定是否作为次同步振荡问题研究的重点。直流输电系统与汽轮发电机组之间发生次同步振荡的危险性还与交流系统的强弱、直流输电的输送功率和运行模式等密切相关。与外部交流系统的联系越弱,发生次同步振荡的可能性越大。因此,分析中将考虑以下3种典型的系统结构:孤岛运行方式、弱交流系统连接方式和强交流系统连接方式。孤岛运行方式指盘南、光照电厂与兴仁换流站形成一个孤立系统,兴仁换流站连接八河和天二的500kV交流线路全部断开;弱交流系统连接方式指兴仁换流站与外部电网仅通过至八河的一回500kV线路连接;强交流系统连接方式指兴仁换流站与外部交流电网之间的500kV线路全部连接。直流输电整流器控制系统引起的电气负阻尼还与换流器的稳态运行状态有关,输送的直流功率越大,产生的电气负阻尼也越大。另外,研究还发现,当直流输电系统以较大的触发角运行时,更易激发机组的次同步振荡。因此,本研究考虑了以下直流输电系统运行状态和电网运行方式:1)方式1:贵广二回直流双极以额定直流电压运行,输送2700MW功率,孤岛运行方式;2)方式2:直流双极以额定直流电压运行,输送125%的额定功率,强交流系统连接方式;3)方式3:直流双极以额定直流电压运行,输送125%的额定功率,弱交流系统连接方式;4)方式4:直流双极以70%额定直流电压运行,输送70%额定功率,孤岛运行方式;5)方式5:直流双极以70%额定直流电压运行,输送70%额定功率,强交流系统连接方式;6)方式6:直流双极以70%额定直流电压运行,输送70%额定功率,弱交流系统连接方式。以上定义的方式1至方式6将在时域仿真分析中直接引用而不再详细说明。2机组的uif值基于EPRI的研究报告,直流输电系统对某一汽轮发电机组扭转模式稳定性的影响可以用以下定义的UIF来评估:λUIFg=PHVDCSg(1−SCgSCTot)2(1)λUΙFg=ΡΗVDCSg(1-SCgSCΤot)2(1)式中:λUIFg为机组g的UIF;PHVDC为直流输电系统的额定功率;Sg为发电机g的额定容量;SCTot和SCg分别是包括和不包括发电机g时,在直流换流母线(交流滤波器除外)处的短路容量。UIF是评估直流输电系统与发电机组耦合紧密度的一个实用指标。如果某一机组的UIF远小于0.1,该机组受直流输电系统的影响而发生扭转振荡的可能性就极小;如果机组的UIF接近或大于0.1,则应采用时域仿真等方法进行详细研究。在UIF分析中,除了2008年丰大运行方式(基本运行方式)外,还考虑了500kV交流输电线路停运的不同组合方式。各种停运方式的定义如下:1)停运方式1:兴仁换流站至天二的500kV交流输电线路停运;2)停运方式2:兴仁换流站至八河的二回500kV交流输电线路停运一回;3)停运方式3:兴仁换流站至八河的二回500kV交流输电线路均停运;4)停运方式4:兴仁换流站至八河的二回500kV交流输电线路停运一回,同时兴仁换流站至天二的500kV交流输电线路停运;5)停运方式5:兴仁换流站孤岛运行方式。表1列出了盘南和发耳电厂中机组在不同运行方式下的UIF值。由表1可见,盘南机组的UIF值在弱交流系统连接方式(停运方式4)和孤岛运行方式(停运方式5)下接近或大于0.1。而发耳电厂中机组的UIF值在各种运行方式下均远小于0.1。系统中其他汽轮机组的UIF值也都远小于0.1。分析表明:盘南电厂的发电机组与贵广二回直流输电系统之间有发生扭振相互作用的危险,因此,有必要进行时域仿真分析。3模拟时间域分析3.1盘南机组的模型时域仿真采用NETOMAC程序的电磁暂态计算模式,此计算模式可以精确地模拟交直流混合电力系统的各种元件。所建立的仿真模型包括:盘南电厂4台666.7MVA汽轮发电机组及其励磁调节器、原动机调速器和详细的轴系机械系统;光照电厂的2台水轮发电机组及其励磁调节器、原动机调速器。外部交流系统采用具有一定短路阻抗的等值电源模拟。另外,盘南机组模型还考虑了与扭振有关的机械阻尼的影响。直流输电系统的模型包括带触发装置的换流器模型,控制系统模型除了包含常规的控制功能(定功率、定电流、定电压、定熄弧角等)之外,还对附加控制如功率振荡阻尼控制功能进行了详细模拟。盘南汽轮发电机组的轴系以高—中压合缸、低压缸A、低压缸B以及发电机共4个质量块的模型来模拟,由于机组采用的是静止励磁器,因此轴系中没有励磁机对应的质量块。依据汽轮发电机组制造商提供的各集中质量块转动惯量和相邻质量块之间的轴段扭动弹性系统参数,由NETOMAC程序求得机组在次同步频率范围具有3种扭振模式,扭振频率分别是13.45Hz,24.73Hz和29.51Hz。此结果与机组制造商提供的扭振自然频率相吻合。3.2盘南电厂500kv节点仿真分析针对贵广二回直流输电系统引起的次同步振荡问题分析,实际运行中可能出现的最恶劣的电网结构是孤岛系统,而最恶劣的直流输电运行模式是以70%额定电压运行输送70%额定功率的模式(即方式4)。时域仿真表明,即使在不考虑扭转振荡有关阻尼的情形下,扭振频率为29.51Hz的模式也是稳定的。图2给出了在方式4下,盘南电厂500kV节点上发生三相瞬时(100ms)短路故障时盘南电厂1号机组扭振运动的仿真结果,仿真模型中未考虑29.51Hz模式的机械扭振阻尼,而对于13.45Hz和24.73Hz振荡模式,扭振模式的对数衰减被设置为很大的数值,以使此2种振荡模式不起作用。由图2可见,29.51Hz振荡模式呈逐步衰减的趋势,不会发生扭振不稳定现象。针对方式1至方式6,在设定不同的电网扰动条件下进行了仿真分析,考虑的电网扰动主要有在盘南电厂500kV节点、兴仁换流站500kV节点上发生三相瞬时(100ms)短路,以及在盘南电厂500kV节点上施加小扰动等。表2列出了仿真结果概览。图3和图4给出了部分仿真结果。通过对13.45Hz和24.73Hz扭振模式设置不同机械阻尼值,来评估次同步振荡的稳定性。4次同步振荡的稳定性随交流系统改造的变UIF分析表明,贵广二回直流输电系统具有激发盘南电厂中汽轮发电机组次同步振荡的危险。机组转子轴系的3种次同步振荡模式中,29.51Hz振荡模式不会出现扭转振荡不稳定的危险,而在13.45Hz和24.73Hz模式下可能发生不稳定的扭转振荡。次同步振荡的稳定性主要取决于兴仁换流站与外部交流电网联系的强弱,在强交流系统连接方式下,不会出现扭振不稳定的问题;但孤岛运行方式或弱交流系统连接方式下,则会发生扭振不稳定。是否会发生不稳定的扭转振荡还与机组轴系的机械阻尼特性以及直流输电系统的运行模式有关。在孤岛运行方式下,如果直流输电