锦苏特高压直流双极关闭对江苏电网的影响

锦苏特高压直流双极关闭对江苏电网的影响

0锦苏直流面向受端电网稳定性的研究四川锦浦-江苏苏州高压直流供电工程首次将800kv直接电网输送功率从6400kv大幅增加到70000kv。这是目前世界上最大的一条直线输送工程。锦苏特高压直流工程输电距离2090km,首次突破了2000km,创造了特高压直流输电的新纪录。锦苏直流的接入极大地满足了苏南地区经济社会持续发展的用电需求,缓解了日益严峻的生态环境问题,具有重大的经济效益和环保效益。特高压直流输送功率越高,对受端电网稳定性影响也越大,特别当直流系统双极闭锁后将引起交流系统输电通道功率的大范围转移,可能会对受端电网的安全稳定运行造成一定的影响。中国电力科学研究院等单位在2008年前后进行了华东电网直流多馈入系统相关课题的详细研究,在直流闭锁对受端电网影响的研究方面取得了一些成就。随着江苏电网的快速发展,电网结构发生了很大的变化,迫切需要研究当前江苏电网结构下锦苏直流双极闭锁对受端电网的影响。因此,为了确保2013年夏季高峰负荷期间江苏电网的安全稳定运行,有必要研究锦苏直流闭锁对当前江苏电网受端系统稳定性的影响。本文依据2013年江苏电网夏季高峰负荷期预测数据,在华东电网的机电部分未做任何等值的基础上,利用电力系统全数字仿真(advanceddigitalpowersystemsimulator,ADPSS)搭建了锦苏直流接入的华东电网机电-电磁暂态模型,研究了±800kV锦苏直流闭锁对江苏电网稳定性的影响。1金氏直流电阻系统的电磁模型1.1换流器的控制该控制是直流输电最基本的控制,它可以控制直流输电的稳态运行电流,并通过它来控制直流输送功率以及实现各种直流功率调制功能以改善交流系统的运行性能。同时当系统发生故障时,它又能快速限制暂态的故障电流以保护晶闸管换流阀及换流站的其他设备。定电流控制输入量为实际直流电流与其整定值,两者的差值通过比例积分(proportionintegration,PI)控制,输出为换流器触发角指令,控制器原理见图1。正常运行时,整流站控制直流电流,逆变站控制直流电压。为了确保在正常工况下,实际电流大于逆变侧的电流整定值,定电流控制输出的触发角α总被调节到其最大限制值,从而逆变器定电流控制不参与工作。只有当整流侧直流电压大幅度降低或逆变侧直流电压大幅度升高时,才发生控制模式的转换,变为整流侧由最小触发角αmin控制起作用来控制直流电压,逆变侧定电流控制起作用来控制直流电流。1.2直流电流指令值的确定直流输电系统通常按定功率模式运行,此时,需按照给定的功率指令值计算直流电流指令值。在大多数运行方式下,直流电流指令值等于双极功率除以双极电压。直流电流指令计算模块如图2所示。1.3换相失败下的预测型控制熄弧角γ这一变量可以直接测量,却不能直接控制,只能靠改变换流器的触发角α来间接调节。如果熄弧角太小,可能导致换相失败的发生,绝大多数直流工程的熄弧角定值都在15°~18°的范围内。预测型控制的原理如图3所示,其实质是根据直流系统的实际运行参数(如直流电压、电流等)计算满足γ为参考值时所需的α,然后按照此α对逆变侧进行触发的开环控制。根据式cosα=(6XT/π)×(Id/Ud0)-cosγ得出的触发角α反映了系统当前的运行状态。1.4交流电压带c保护低压限流环节(voltagedependentcurrentorderlimit,VDCOL)的任务是在直流电压或交流电压跌落到某个整定值时对电流指令进行限制。该控制通过降低电流整定值避免换流器长时间换相失败导致的换流阀损坏,另外在交流系统出现干扰或在交流系统故障切除后的电压恢复期间能保持系统稳定。根据直流电压启动的VDCOL特性在直流故障和交流电压跌落时都可有较好的效果,长距离直流输电工程大多采用按直流电压启动的VDCOL特性,典型的VDCOL模型如图4所示。2局部电网的仿真ADPSS的机电-电磁暂态混合仿真既可以反映特定系统中详细的电磁暂态变化过程,又可仿真较大规模的电力系统,对局部电网进行研究时,无需对相关网络进行等值化简工作,准确度高。鉴于以上优点,本文分别在电磁暂态和机电暂态仿真环境中搭建了锦苏特高压直流输电控制系统的电磁暂态模型和江苏电网其余部分的机电模型。2.1电磁-机电联合计算在ADPSS中搭建的电磁暂态仿真模型如图5所示。在混合仿真中,利用分网并行计算功能,机电部分在机电仿真环境中进行,电磁部分将在电磁仿真环境中进行,电磁、机电部分通过混合仿真接口并行交换数据,从而实现电磁-机电联合计算。锦苏直流整流侧主要采用定电流控制和低压限电流控制。逆变侧则采用了定电流控制、低压限电流控制、定关断角控制和定电压调节控制。2.2等值机模型的建立按照华东网调对锦苏直流逆变侧四川电网的处理方法,采用一台单机无穷大电源作为等值机,锦苏直流之外的华东电网交流部分在未做任何等值的情况下在机电仿真环境下建立,图6为混合仿真机电暂态模型。2.3直接运营和周边电网的稳定运营考虑2013年夏季高峰负荷期间锦苏直流落地功率为4000MW的典型运行方式,同里换流站附近电网结构、潮流和电压分布如图7所示。3热稳定运行限当锦苏直流双极闭锁时,皖苏断面和苏南500kV通道潮流大幅度增加,江苏电网关键输电通道输送功率如表1所示。由表1可知,当涂—廻峰山单线、石牌—车坊单线潮流都已接近热稳定限额。若直流不能恢复,需密切关注苏南电网负荷,防止部分线路过载。梅里—木渎单线、惠泉—梅里单线和当涂—天目湖单线潮流远低于3000MW的稳定运行限,其余省际通道的潮流均在允许范围内。锦苏直流闭锁对江苏电网潮流没有明显影响,江苏电网关键通道能稳定运行。4江苏电网暂态稳定性分析锦苏直流同里侧滤波器共有16组,每组容量270Mvar,在此条件下仿真分析了锦苏直流闭锁后江苏电网的暂态稳定性。锦苏直流发生双极闭锁后0.4s,为了防止换流母线过电压,按照同里换流站控制策略开始逐级切除交流滤波器,最终保留2组,滤波器切除间隔为0.3s。4.1典型机组功角两种误差分析锦苏直流发生双极闭锁后同里换流站周边500kV电厂的功角变化情况如图8所示。由图8可知,锦苏直流双极闭锁时,阳城电厂、阚山电厂、高港电厂、华能苏州电厂、利港二厂以及浏河电厂等江苏典型大机组将发生功角摇摆,最大功角差为20°。在机组励磁及调速系统的作用下,相对功角幅度呈衰减趋势,随着时间的推移机组功角最终趋于稳定。4.2电网严格关闭后形态锦苏直流双极闭锁后同里换流站周边500kV电厂无功出力变化曲线如图9所示。直流闭锁瞬间,同里侧滤波器产生大量过剩无功,随着滤波器逐级切除,导致同里站附近无功又开始急速减少。为了实现无功平衡,同里周边主要机组无功出力在闭锁瞬间明显减小,随后相应有所增加。同里周边500kV变电站500kV母线电压如图10所示。由图10可知,苏南电网主要500kV变电站500kV母线电压呈现闭锁瞬间突然增大,然后开始降低的趋势,导致周边220kV电网变化趋势也按此趋势变化。以吴江站变母线为例,电压在闭锁前为0.959pu在闭锁瞬间升至1.001pu。随着滤波器的逐级切除,电压跌落至0.944pu。而后近区机组无功出力增加使母线电压恢复至0.96pu以上。闭锁前后吴江站变母线电压波动最大,最大波动幅值约为30kV,对受端电网动态电压调节能力带来了较大考验。根据锦苏直流闭锁期间同里站周围500kV站点母线电压波动的分析结果,为避免电压大幅波动现象发生,可考虑在同里换流站周边站点加装动态无功补偿装置,确定具体加装地点和容量是下一步工作重点。4.3频率减缓作用直流闭锁期间江苏电网的频率变化曲线如图11所示。由图11可知,频率最大瞬时偏差为0.19Hz左右,频率最低值未达到低频减载装置启动阀值。随着系统内发电机组调速器一次调频的作用,故障发生10s后系统频率缓慢上升,稳定在49.9Hz以上。锦苏直流发生双极闭锁时江苏电网可以保持频率稳定。5锦苏直流发生双极闭合时的稳定性分析(1)锦苏直流发生双极闭锁时,江苏电网重要通道潮流均未超过其稳定限额,部分线路接近稳定限额,需密切关注苏南电网负荷,以防止某些线路过载。(2)锦苏直流发生双极闭锁时,江苏电网可保持暂态功角稳