向家坝-南汇特高压直流接入对华东交流受端系统稳定性影响分析

向家坝-南汇特高压直流接入对华东交流受端系统稳定性影响分析

为了实施“电东送”国家战略，促进大区域和流域资源的优化配置，国家网络设备公司计划对大型水库-南港能源进行直接能源通信，并将西南水电站丰富的能源资源直接转移到中国东部的负荷中心。向家坝—南汇特高压直流输电工程已开工建设,计划于“十二五”初期投运,这将是国际上首条特高压直流输电线路。向家坝—南汇特高压直流额定输送容量为6400MW,相当于三峡电站装机总量的1/3,在为华东地区经济发展输送优质电力的同时,直流系统故障后的大功率缺额将对华东交流受端系统的稳定性产生一定影响,而交直流系统的交互作用更增加了问题的复杂性。为确保华东电网安全可靠运行,迫切需要研究特高压直流接入后华东电网稳定性的薄弱环节,提出相应的解决措施。本文以2012年为水平年,采用PSS/E作为仿真工具,详细研究了首条特高压直流接入对华东交流受端系统的稳定性可能产生的各种影响。1直流输电系统运行±800kV向家坝—南汇特高压直流输电工程结构如图1所示,换流站采用双极结构,每极由2个额定电压为400kV的双12脉动换流器串联而成,每个12脉动换流器两端连接直流旁路断路器,通过直流旁路断路器操作可以投入或者退出该12脉动换流器,运行方式非常灵活,可根据实际需求进行组合。正送和反送功率时,直流输电运行方式可以为完整双极、3/4双极、1/2双极和完整单极、1/2单极及OLT试验方式等。向家坝—南汇特高压直流输电线路长度超过2000km,南汇侧换流站的主回路参数为:额定电流4kA,额定直流电压±800kV(极对中性母线),额定空载直流电压211.96kV,换流变压器短路阻抗16%,额定逆变器熄弧角17°,换流变压器容量(单相双绕组换流变压器)296MVA,换流变压器网侧额定线电压515kV,换流变压器阀侧额定线电压156.95kV,换流变压器分接头开关级数+36/-4。2不同的动态模型2.1高压直接输电模式采用PSS/E中的准稳态模型,包括稳态方程和直流控制系统2个部分。(1)直流线路vcdi值的识别整流站、逆变站:Vdc=N(32√π)Eaccosθ−3XcIdcπ−2RcIdc(1)Vdc=Ν(32π)Eaccosθ-3XcΙdcπ-2RcΙdc(1)μ=arccos(cosθ−2√IdcXcEac)−θ(2)μ=arccos(cosθ-2ΙdcXcEac)-θ(2)tanΦ=2μR+sin(2θ)−(sin2(μR+θ))cos(2θ)−(cos2(μR+θ))(3)tanΦ=2μR+sin(2θ)-(sin2(μR+θ))cos(2θ)-(cos2(μR+θ))(3)Iac=6√NπIdc(4)Ιac=6ΝπΙdc(4)直流线路:Vdci=Vdcr-RdcIdc(5)式中Vdc——直流电压,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;Eac——换流变压器直流侧空载电压,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;N——换流站每级的换流桥个数,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;Xc——换流变压器电抗,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;Rc——换流变压器电阻,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;Idc——直流电流;Iac——交流电流,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;Φ——交流侧相角,整流站、逆变站分别加下标r,i识别;θ——整流站滞后触发角α或逆变站熄弧角γ;μ——换相角,整流站、逆变站分别加下标r,i识别。(2)vcdol模型采用PSS/E中的CDC6直流模型。参考目前实际运行直流的一般控制方式,直流总体采用定功率控制方式,其中整流站定电流控制、逆变站定电压控制,如图2所示。在直流控制系统中,设有模式转换环节(MDC)和低压限流环节(VDCOL)。MDC的作用是当逆变侧直流电压低于一定阀值时,直流控制方式从定功率控制转换为定电流控制,从而使直流在低电压时仍能够维持运行。VDCOL的作用是随着逆变侧直流电压的减小而降低直流电流,从而尽量避免直流换相失败故障。PSS/E的CDC6直流模型可模拟3种直流故障或恢复特性。其中,旁通(bypassing)用来模拟直流换相失败故障,其判断依据可选取交流电压的幅值;闭锁(blocking)用来模拟直流双极或单极闭锁故障,其判断依据同样可选取交流电压的幅值;重启动(restart)用来模拟换相失败或闭锁后的直流重启动过程,其启动过程不仅考虑VDCOL特性,而且电压或电流还考虑一定的上升速度限制。研究中交流系统引起直流闭锁的条件参考华新站直流控制保护策略(目前华东运行直流控制保护策略与此类似),即交流系统故障引发直流双极换相失败,若1.8s内持续检测到换相失败,则切换直流控制系统,若此后0.8s内还持续检测到换相失败,则闭锁直流。2.2发电机过励限制模型发电机考虑详细的6阶或5阶动态模型,并计及相应的励磁和调速系统。为反映直流故障过程中可能出现的发电机组过励现象,还考虑了过励限制模型,其采用PSS/E中的MAXEX1模型,示意图见图3,参数参考目前实际运行发电机组过励限制的一般参数。2.3动态负荷模型负荷模型采用40%的静态负荷模型和60%的动态负荷模型,其中动态负荷模型用PSS/E中的CIM6XX模型表示,示意图见图4。参数参考美国电科院和中国电科院推荐的大型工业电动机参数。3直流系统的交互作用对中国东部电网的稳定有影响3.1交流系统故障的影响特高压直流投运相邻年度,华东受端系统除特高压直流外还有5回±500kV直流,呈现多回直流集中馈入的电网结构。假设交流系统发生短路故障,因系统低电压将导致多回直流同时换相失败,对交流系统造成较大的瞬时有功冲击,如果受端交流系统足够坚强,那么将有较大能力度承受因换相失败而造成的直流输电有功功率的瞬时减少。若交流系统故障及时切除,并且系统电压能够逐渐恢复,则直流输电的有功功率随着交流换相电压的恢复而恢复,但随着直流有功功率的恢复将导致逆变站无功需求的增加,由于此时交流换相电压未能完全恢复至正常运行值,逆变站补偿电容器所产生的无功功率一时不能满足逆变站的无功需求,这部分无功缺额将由受端交流系统提供,因此将造成对受端交流系统瞬时无功功率的冲击,而这种瞬时无功冲击有可能引发受端电网的电压稳定问题。若交流系统故障未及时切除,或故障切除后因电动机负荷恢复特性而使系统电压仍维持在较低的水平,则经过一段时间后因换相失败的持续存在而发生直流闭锁,这将导致长时间的有功缺额带来的潮流大范围转移,有可能诱发系统的崩溃。关于交直流系统交互影响的机理以及可能产生的问题,可见图5所示。3.2交流系统故障:主要原因分析对2012年华东电网交流输电线路进行故障扫描,包括全网1000kV线路N-1和N-2故障、500kV线路N-1故障、同塔双回500kV线路N-2故障,特高压直流接入附近220kV线路N-1故障,故障时序为:0s线路一侧发生三相金属短路,0.1s切除线路。通过对交流系统的故障扫描发现:(1)交流系统的N-1、N-2故障不会引起任何直流闭锁,故障后各条直流均能恢复正常运行,不会引起交流系统功角或电压失稳现象;(2)由于上海西南部电网缺少动态无功支撑,黄渡、泗泾等地区500kV线路故障将引起华新、练塘、政平直流的连续换相失败,但最终均能恢复正常运行,不会发生直流闭锁;(3)上海所有500kV线路,苏南电网苏州东、太仓、浏河、常熟南500kV变电站出线,浙江电网王店、汾湖、含山500kV变电站出线,安徽芜湖东、皖南特高压变电站的1000kV出线N-1或N-2故障将引起特高压直流换相失败;(4)福建、浙南、皖北、苏北所有500kV线路故障不会引起任何一条直流换相失败;(5)由于500kV和220kV之间的电气距离较大,因此220kV交流系统N-1故障不会引起特高压直流换相失败。3.3交流系统故障后直流接入点电压恢复特性分析2012年,华东电网交流系统发生N-1和N-2故障时,多回直流输电系统将可能同时发生换相失败,但因为交流系统故障及时切除后,交流电压均可快速恢复,因此不会导致直流闭锁,在这个过程中交流系统也未发生暂态稳定和电压稳定问题。在何种系统结构和方式下,才会存在交流系统故障诱发直流闭锁的可能性,本文基于短路容量等值的概念建立了小系统对此问题进行研究。建立的小系统如图7所示,其中,HVDC表示直流输电系统,T1、T2、T3、L2、M2分别表示直流接入点附件分区电网1的变压器和负荷,T4、T5、T6、L3、M3、G3分别表示直流接入点附件分区电网2的变压器、负荷和电源,G1、L1、M1分别表示除直流接入点附件分区电网1和分区电网2的其他交流电网的等值电源和负荷,根据直流接入点500kV母线短路容量和等值电源可计算出等值联系阻抗X。研究表明,在直流接入点短路容量一定的情况下,若交流受端系统容量越小,则等值电源阻抗越大、等值联系阻抗越小,交流系统故障后直流接入点电压恢复特性变差,直流闭锁的可能性增加,这可见图8(a)所示(系统1容量最小、系统3容量最大、系统2容量居中);在交流受端系统容量一定的情况下,若直流接入点短路容量越大,则等值联系阻抗越小,交流系统故障后直流接入点电压恢复特性变差,直流闭锁的可能性增加,这可见图8(b)所示。通过以上分析可见,在受端系统中,交流系统故障后直流闭锁与交流系统容量、直流接入点与系统联系的等值阻抗、直流接入点短路容量等因素相关。经典分析表明,直流接入点短路容量越大,直流换相失败的概率将降低,但并非直流接入点短路容量越大直流运行就越可靠,相反,在受端交流系统容量一定的情况下,直流接入点短路容量越大,则交流系统故障后引发直流闭锁的可能性将增加,在直流规划、建设和运行时,对此需予以充分关注。4高压直流故障对中国东部电网的稳定性的影响(1)无功补偿切除后交流系统电压调整通过对2012年华东电网的分析表明,在特高压直流双极闭锁故障下,华东电网功角和电压均能够保持稳定。特高压直流闭锁故障后,无功补偿未切除前,逆变侧过剩的无功将导致交流系统电压升高,会对交流系统产生一定的冲击。随着无功补偿的快速切除,交直流系统间重新恢复无功平衡,交流电压逐渐恢复正常。由于2012年华东电网总装机容量较大,有较为充裕的备用容量,特高压直流闭锁后的功率缺额均能由发电机组及时补偿,系统不会出现功角失稳和电压失稳。(2)主要联系通道类型基于调速器潮流计算方法,分析特高压直流双极闭锁故障后华东交流电网的潮流转移情况,研究结果表明,2012年夏季高峰时,若发生特高压直流双极闭锁故障,受端系统失却的6400MW功率分别由全网机组平均承担,上海、江苏、浙江组平均承担,上海、浙江、福建机组平均承担,上海、浙江、安徽机组平均承担四种情况下,上海电网交流受进通道、江苏过江通道、安徽送出通道、浙江过江通道和福建与华东主网的联系通道潮流均在合理范围内,但苏南惠泉—梅里—木渎500kV南输电通道潮流重载。也就是说,特高压直流接入后,特高压直流所在上海电网的交流受进通道的可传输能力能够满足要求,但上海电网交流受进通道的上级电网苏南南输电通道可传输能力相对不足,不能满足特高压双极闭锁故障后的输电的需要。5交流系统故障稳定性因素本文在建立特高压直流输电准稳态模型的基础上,研究了向家坝—南汇±800kV特高压直流接入对华东交流受端系统的稳定性可能产生的各种影响,包括特高压直流故障对华东交流系统稳定性的影响,基于调速器潮流的特高压直流故障后交流系统潮流转移特性,交直流交互作用机理分析以及对华东电网稳定性的影响,并基于短路容量动态等值法提出了交流系统故障诱发直流系统闭锁的关键性因素。研究结果表明,特