云广直流孤岛运行静态电压稳定裕度分析

云广直流孤岛运行静态电压稳定裕度分析

在规划和设计阶段，云光直隶省建立了一条孤岛运营模式，即云光直隶省双极运营的正常运行方式之一。《南方电网2010年运行模式报告》还建议，如果云光直接双极功能超过3000w，则需要安排孤岛运营。由于配套电源远离换流站,云广直流孤岛运行方式下送端电网十分薄弱,有效短路比很低,对其孤岛运行方式下系统的稳定特性和相关措施需要进行深入的研究。本文基于前期系统研究和成套设计成果基础,紧密结合系统的实际参数和工程进度等边界条件,针对孤岛运行可能出现的典型方式,综合应用BPA、EMTDC、RTDS等仿真工具,开展了全面的潮流稳定计算分析。1计算和分析中考虑的典型工作方法1.1孤岛运行原理和平变电站500kV接线为3/2接线,其中和楚甲线和小和线同串,通过断开该串的两个边开关,将和楚甲线和小和线配串,同时断开和楚乙线,或者同时断开和楚双线,可以实现和平站与换流站的电气隔离,实现云广直流送端孤岛运行方式。孤岛运行主要接线方式图1所示。其中,接线方式1为金安桥未投产时的接线方式,考虑小湾合厂运行,在和平站将和楚甲线和小和线配串;接线方式2是在接线方式1基础上考虑金安桥投产的方式;接线方式3是考虑直接开断和楚双线,同时小湾分厂运行的方式。1.2启动方法和直接功率根据工程投产计划情况,拟定了2011—2012年可能出现的7个典型方式,各方式下机组开机和出力、直流功率情况如表1中所示。2孤独系统静态电压稳定分析2.1送端孤岛方式HVDC系统在输送电力的同时,两侧需要消耗的无功功率约为直流传输功率的40%~60%,这给交流系统的电压支撑能力带来了压力,使得交直流系统的电压稳定性问题变得日益突出,也得到了国内外学者的广泛关注。以往的文献,往往感兴趣的是和受端交流系统相连的逆变侧,但云广直流送端孤岛方式下由于功率远距离大容量输送,也存在突出的电压稳定问题。当不考虑换流站无功小组的投切时,对于投入一定的无功小组数目,采用连续潮流法,可分别得出相应的PV曲线。如考虑直流功率升降过程中无功小组按一定策略进行投切(Q模式或U模式),则交直流系统的运行点也由投切前无功小组对应的PV曲线转移到投切后无功小组对应的PV曲线上。以小湾6机3线方式为例,考虑触发角正常为15度左右,无功负荷随其有功功率变化,无功控制采用U模式,当换流站电压低于500kV(标幺值0.952)时投入无功小组,可以得到楚雄换流站完整的PV曲线如图2所示,曲线上有功功率的最大值即为该方式下的稳定极限。对于系统无功不足,电压显著降低的异常情况,直流触发角最小可以达到5°以减小无功消耗。采用同样方法,可以得到相应的PV曲线和稳定极限。与触发角15°情况相比,由于直流的无功消耗可以减少,稳定极限可以相应地提高。2.2静态电压稳定性储备系数k《南方电网安全稳定计算分析导则》中定义静态电压稳定储备系数为:式中:UZ、UC分别为母线的正常电压和临界电压。并要求静态电压稳定储备标准为:(a)在正常方式下,KV不得低于10%~15%;(b)在特殊方式下,KV不得低于8%。前述分析可见,由于孤岛系统的PV曲线与换流站的无功控制密切相关,PV曲线的具体形状非单调而呈锯齿状,因此上述静态电压稳定储备系数指标也不适用于孤岛系统。以图2中的PV曲线为例,A点为电压失稳的临界点,C点的电压储备系数最高,但是其功率已接近静稳极限,B点的电压储备系数基本为零,但其功率距离极限功率还有较大的裕度。对于孤岛系统,建议采用正常功率相对于极限功率的裕度作为衡量静态电压稳定性的指标:式中:PZ、PC分别为母线的正常功率和极限功率。2.3u模式下u模式下功率裕度分布根据计算得到的稳定极限,各典型方式的稳定裕度如表2所示(极限取触发角5°,U模式下的稳定极限):可见各方式均有一定的功率裕度,其中2012大方式(小湾分厂)裕度最小,约为9.9%。3孤独系统的暂时稳定分析3.1直流系统故障孤岛系统暂态稳定分析考虑了以下故障:2)线路故障考虑线路单瞬、单永、无故障跳闸、线路故障跳双回;3)直流系统故障考虑直流线路故障、单阀组闭锁、单极闭锁和双极闭锁;4)严重故障考虑了交流系统故障情况下主保护拒动和开关拒动等情况。3.2安全稳定计算导则和分析导则南方电网目前计算中的稳定判据原则上以《电力系统安全稳定导则》和《南方电网安全稳定计算分析导则》为依据。考虑到孤岛系统的实际情况,建议沿用目前的暂稳、热稳和动稳判据,但在电压稳定和频率稳定方面采用以下特殊判据:3.3稳定性分析与计算多数故障情况下孤岛系统都可以稳定,只是在部分严重故障情况下系统有可能电压或频率失稳,失稳的故障情况如表4所示。孤岛系统发生不同的故障,系统主要有以下特征:1)孤岛系统发生交流线路单瞬故障或直流线路故障再启动成功,系统可以稳定运行;2)500kV线路单永、三永(保护正确动作快速切除故障)、无故障跳闸故障后系统可以稳定,动态过程中会引起无功小组的投入和换流变分接头的调整,但无功小组投入有利于电压的恢复,分接头的调整却会导致电压进一步下降。以2011大方式(无金安桥,小湾6机3线4100MW)为例,如小楚乙线小湾侧三永故障跳闸,系统响应情况如图3所示。3)孤岛系统发生2台以内机组跳闸或失磁故障,借助直流频率限制功能(FLC)迅速调低直流功率,系统可以稳定。4)孤岛系统发生单极(阀组)闭锁故障,系统频率将升高,单阀组闭锁频率最高约52.5Hz,满足频率稳定要求;直流功率4000MW以上的方式单极闭锁频率升高至55Hz以上,不满足频率稳定要求。如由安稳装置根据故障前直流双极功率,按适当欠切原则联切电厂机组(欠切量尽量控制在500MW),可将孤岛系统频率控制在55Hz以内。5)电压稳定裕度较低的孤岛方式下发生线路N-2故障后,楚雄换流站母线电压标幺值在0.5~0.8之间振荡,不满足电压稳定要求。以10机5线5000MW方式为例,小楚线发生三永故障切除小楚双线,系统存在电压稳定问题,具体情况如图4所示:对于上述问题,综合采取限制直流负荷(闭锁单极或快速降低直流电流)、切除送端机组的措施后系统可以稳定。6)500kV线路故障,主保护拒动,本侧0.1s跳开,对侧2s跳开,因故障持续时间较长,各方式下楚雄站均将有2s左右维持较低的电压(标幺值约0.6~0.8),不满足电压稳定要求。7)小湾、金安桥、和平出线三相短路单相开关失灵,失灵保护动作后系统稳定。8)金楚甲乙线、小楚甲线楚雄站开关拒动跳开线路及同串内的换流变,可能导致系统频率升高,但上升的幅度不大,最高约52.0Hz,满足频率稳定要求;和楚甲线楚雄侧开关拒动跳开线路及同串内的第2大组滤波器,稳定裕度较低的方式电压不能满足电压稳定要求。可见各方式下均可以满足《电力系统安全稳定导则》关于元件N-1后系统稳定运行的要求。稳定问题主要集中于有功或无功功率不平衡引起的电压稳定问题及有功功率不平衡引起的频率稳定问题。各小方式稳定水平相对较高,大方式稳定水平相对较低。频率稳定问题需要采取切机措施予以解决,电压稳定问题需要综合采取限制直流负荷和切除送端机组的措施,此外还需要加强对孤岛系统内保护和开关的维护,确保故障后可以正确动作。3.4系统暂态过程中运行点的转移孤岛系统单极闭锁后频率失稳的机理,在于机组机械功率大于电气功率,必然造成频率升高。暂态电压失稳的机理可用以下暂态电压稳定与静态电压稳定的关系予以解释。暂态过程中,直流的控制系统会随外界条件的改变而自动调节其运行点,导致其有功和无功负荷相应的发生改变,但是任何时刻,直流负荷和交流系统的潮流方程是必须满足的,因此暂态过程中的每个中间过程,楚雄换流站的有功、无功负荷和其电压必然在交流系统一定的PV曲线上。以2012大方式(小湾合厂,10机5线),小楚线N-1故障为例,暂态过程中运行点的转移情况如图5所示。故障前系统运行点位于10机5线,触发角15°,投入14组无功小组的PV曲线上的A点;故障后换流变抽头和无功小组投退前,系统运行点位于10机4线,触发角5°,投入14组无功小组的PV曲线上的B点;换流变抽头改变和投入2组无功小组后系统运行点位于10机4线,触发角5°,投入16组无功小组的PV曲线上的C点。如故障前直流功率小于故障后系统的稳定极限,故障后系统将试图稳定在新的PV曲线上的运行点。但如故障前直流功率超出故障后系统的稳定极限,系统有可能出现低电压和振荡。为确保孤岛运行方式满足《电力系统安全稳定导则》的要求,建议运行方式安排时应确保直流功率不超过元件N-1后系统的稳定极限。4双向开关拒动造成直流双极锁对受端电网的稳定计算表明,受端电网机组跳闸、线路故障保护正确动作切除线路、线路三相短路单相开关拒动,将引起送端孤岛电网电压和频率振荡,但系统可以很快恢复稳定,但线路三相短路主保护拒动将造成直流双极闭锁。为减少受端电网故障对送端电网的不利影响,建议退出直流受端的FLC功能。5关于提高孤岛系统稳定性的措施的建议5.1定功率模式的影响在孤岛方式运行时,定电流及定功率的运行模式均可以满足系统控制要求,但在故障导致换流母线电压较低时,定电流模式由于直流电流不变,电压下降后直流功率自然下降;而定功率模式在这种情况下会增大电流,希望维持原有直流功率水平。因此,这种情况下定电流模式对系统电压稳定性更为有利。因此建议在直流功率接近稳定极限时采用定电流控制模式。5.2换流站投切换流站无功小组的投切有两种控制模式:Q模式根据换流站与交流系统的无功交换范围进行无功小组的投切,U模式根据换流站交流母线电压的控制范围进行投切。孤岛方式运行时,Q模式和U模式均可以满足系统控制要求,但当直流功率接近稳定极限时U模式与Q模式相比,可以自动多投入1~2个无功小组,有利于提高电压稳定性,因此建议接近稳定极限时无功控制采用U模式。5.3svc注入无功功率雄换流站配置有240MvarFC+240MvarTCR的SVC。考虑SVC作用时,低电压情况下SVC可以向系统注入无功功率,经计算,如考虑SVC注入系统无功功率240Mvar,可提高静稳极限200MW左右。此外SVC还可以有效抑制无功小组投切引起的电压波动。不考虑SVC时,1组无功小组投切将引起大约1.5%的稳态电压波动,考虑2组SVC时,稳态电压波动仅约0.5%。因此建议孤岛运行时正常投入SVC。5.4换流变压器换流装置控制参数楚雄换流站换流变分接头的控制分为角度控制和Udio控制2种。角度控制方式将触发角α作为控制参考量,通过调整换流变压器分接头位置,将整流侧触发角α控制在12.5°~17.5°范围以内。Udio控制方式将换流变压器阀侧空载电压作为控制参考量,通过调整换流变压器分接头位置,将换流变阀侧空载电压Udio控制在±0.9%的偏差范围以内。两种换流变分接头控制方式在云广直流孤岛运行方式下均可以采用。但在直流送电容量低于额定功率时Udio控制方式会增加触发角,相当于增加了系统的动态无功备用,对金安桥投产前孤岛方式的稳定有利,可优先考虑。5.5低频振荡模式对孤岛系统动态稳定分析的结果表明,金安桥机组投产后的孤岛运行方式下存在小湾机组相对于金安桥机组的低频振荡模式,其频率约1Hz。在小湾和金安桥机组均投入PSS的情况下,其阻尼比约10%;但如果机组PSS退出运行,则该振荡模式的阻尼比在2%左右,存在低频振荡风险。因此建议孤岛运行方式下正常投入小湾和金安桥机组的PSS。5.6站用电切换时间孤岛运行方式下,如果发生线路N-2故障会引发楚雄换流站母线电压持续低于60%。由于目前的站用电主要来源于站内站用变的10kV侧,此时站用10kV母线电压也接近60%。采用交流站用电的阀冷却系统、换流变的冷却系统、全站照明系统等均会受到不同程度的影响。其中阀冷系统受影响较大,低压会使得阀内冷系统中的去离子水不流动或流速变缓,超过500ms后,为保护晶闸管阀而停运直流双极(ESOF)。其他系统在短时间内电源失压的情况下,不会危及直流系统运行。为此建议优化现有备自投逻辑和定值,将站用电切换时间控制在300ms内;同时考虑改变站用电供电方式,正常采用一路外接电源(云南电网220kV禄丰变的110kV出线)和一路站内电源供电(另一路站内电源为备用)。5.7正常情况下,机组和直流都参与agc,退出一次试调器功能孤岛运行方式下发电机和直流都具备频率控制功能。考虑到同期装置的频差定值一般设置为0.2Hz,为便于孤岛转并联方式的自动准同期并网操作,孤岛系统的稳态频率波动应小于±0.2Hz。此外如果正常情况下,机组和直流都参与调频,那么由于控制特性的偏差,极易出现功率、频率振荡。因此考虑到直流调节的快速准确性,正常情况下建议机组投入AGC,退出一次调频功能;只采用直流FLC功能调频,FLC的频率死区设为±0.1Hz,上限20%,下限30%~50%。此时电厂按照AGC下发的曲线调整机组功率,而直流则依赖FLC功能自动跟踪