特高压直流协调控制策略研究

特高压直流协调控制策略研究

0直流协调控制策略锦苏-温江省公路桥（uf0b1800kv）直流是继q后，国家网络部的第二条特高压线路开通。2012年末，预计将进行双向运营，线路总压力为7200吨。届时特高压直流与特高压交流大容量远距离输电特征更加明显,对整个电力系统的安全稳定运行提出了更高的要求,需要深入研究电网特性,制订安全稳定控制策略。目前已有一些文献从不同角度研究了多直流协调控制,文献分别利用直流附加控制器和功率调制控制器改善系统动态稳定性;文献设计了直流功率紧急转移控制器以分担故障直流功率;文献采用鲁棒协调控制设计直流附加功率控制器;文献[8-10]通过提升直流功率提高系统功角稳定性,减少切机措施量。本文提出直流紧急功率协调控制的策略和分析原则,分析其实施效果;同时关注故障后直流送端近区稳态电压升高问题并比较不同切机方案的优劣。1研究条件1.1川雅江流域的麻黄港锦苏直流起于四川西昌地区的裕隆换流站,止于江苏吴江市的同里换流站,额定输送容量7200MW。其配套电源为四川雅砻江流域的锦屏和官地水电站,远期规划装机10.8GW。直流送端锦屏换流站以7回500kV线路接入系统,其中3回接入锦屏一级水电站(锦一),2回接入锦屏二级水电站(锦二),2回接入月城变电站。直流受端同里换流站以6回500kV线路接入系统,其中2回接入木渎站、3回接入吴江站、1回接入车坊站。系统简图如图1所示。1.2模型的选取计算采用特高压混联夏季大负荷方式数据,含节点23000多个,发电机约2500台,220kV以上线路14000多条。数据中电力元件模型与调度系统数据一致,即发电机采用考虑阻尼绕组的次暂态电势变化的详细模型,并计及励磁、PSS和调速系统,且绝大部分机组的励磁和PSS为实测模型参数;直流模型采用准稳态模型;华中、华北负荷采用恒阻抗加马达的模型,华东负荷采用恒阻抗加恒功率的模型。仿真工具采用PSD-BPA潮流、暂态和全过程动态仿真程序。2高压直流与特高压交流道的连接及直线控制2.1稳定性控制措施锦苏直流投运初期,电网联系相对较弱。大功率直流线路一旦发生直流闭锁故障,大量潮流向交流通道转移,将对交流通道造成较大的压力。研究中,锦苏直流送电7200MW方式下发生双极闭锁故障后,为保证系统的同步稳定,需在锦苏直流送端切除大量机组并在直流受端切除负荷,具体稳定控制措施量见表1。由表1可知,锦苏直流双极闭锁故障后,仅采取常规的切机、切负荷措施时,措施量较大,对电厂运行和社会生活造成较大的影响。2.2直流协调控制策略为减小切机和切负荷措施量,本文提出基于直流紧急功率支援的协调控制策略,即在某一直流闭锁后,提升选定直流的功率,以承担故障直流损失的功率,减轻交流通道上的潮流转移。选择参与控制的直流时按如下原则:1)选择送端/受端与故障直流线路的送端/受端分别处于同一交流同步电网、功率输送方向一致的直流线路。2)优先选择送端和受端换流站与故障直流的电气距离较近的直流线路。3)优先选择额定输送容量大的直流线路。4)优先选择当前输送容量和额定输送容量两者之间裕度大的直流线路。其中,原则1)可同时减少直流闭锁后送端电网功率盈余和受端电网功率缺额,原则2)可减小对直流送受端近区潮流的影响,原则3)和4)提供了较大的功率提升量。针对锦苏直流双极闭锁故障,综合考虑协调控制效果和信号传输通道等因素,选择复奉、葛南、龙政、宜华、林枫、溪浙6条华中送华东的直流参与调制控制。选定控制直流群后,需确定各直流的功率提升量。可按如下公式计算:式中:Pi为直流线路的功率调制量;Pn为直流线路的额定输送功率;k为过负荷系数;P为直流当前输送功率。过负荷系数越大,设备可承受的过负荷时间越短。一般可分为连续过负荷(长期)、短期过负荷(2h左右)和暂时过负荷能力(3~10s)。本文计算中各直流均按照短期过负荷能力考虑,以上选择的6条直流功率可提升量共2020MW。直流功率提升速率可以在直流控制系统中设定。在控制系统允许的情况下速率越快越有利于系统暂态稳定,计算中按照0.2s完成功率提升考虑。根据本小节中的直流协调控制策略和计算条件,重新分析锦苏直流双极闭锁后需采取的安控措施量,结果见表2。从表2可知,多条直流紧急支援功率2020MW后,直流送端切机量减少了2400MW,受端切负荷量减少了2000MW,协调控制效果明显。依据本文相关结论,实际中锦苏直流的稳定控制系统已经根据目前电网情况设计了直流协调控制功能。需要指出的是,采取直流协调控制措施需全面分析各被控直流送受端近区电网潮流和稳定情况。经分析可知,本文采取表2的协调控制措施后整个电网保持稳定。2.3应华直流拒动工况时系统稳定性分析为提高直流协调控制措施的可靠性,本文提出了协调控制的后备控制措施,即在部分直流功率提升失效时,安控系统根据返回的失效信号补切机组和负荷。以表2中协调控制措施为例,假定三峡近区的宜华直流功率提升失败,发回信号补切四川机组。据测算,从四川到三峡的光纤通道单向传输最大时间是20ms,而安控系统从故障元件跳开到最后一级装置继电器出口(不超过3级命令转接)的总时间小于90ms,因此从故障元件跳开计时,后备安控切机的动作时间不超过220ms。根据上述条件得到的分析结果如表3所示,由于宜华直流拒动,直流支援功率从2020MW减少至1720MW,补切四川机组300MW后系统稳定。通过后备安控措施,可以避免直流协调控制装置失效导致联络线解列、低频低压减载等第三道防线动作。3安控切机方案选择锦苏直流投运初期,由于配套电源投产进度延后,直流的一部分电力需通过近区交流通道汇集,加之初期送端网架相对较弱,此时在发生直流双极闭锁故障并切除大量送端机组的情况下,近区交流通道的潮流变轻,线路消耗的无功减少,这将导致直流送端近区的母线电压升高,严重时超过电网运行允许上限。因此选择直流送端安控切机方案时要考虑对电网稳态电压的影响。锦苏直流双极闭锁故障后,为保证系统同步稳定,需在直流送端共切除12台机组(每台600MW,共7200MW)。有2种切机方案供选择。方案A:切除锦一、锦二和官地电厂9台机组,切除电气距离稍远的二滩、瀑布沟电厂3台机组。方案B:切除锦一、锦二和官地电厂6台机组,切除二滩、瀑布沟电厂6台机组。不同安控切机方案下的电压升高情况见表4,采取方案B时直流换流站及近区500kV母线电压升幅均比方案A少8kV,方案B对故障后稳态电压上升的抑制效果明显。所以安控措施中切除机组不一定全部选择最近的电厂,选择稍远的电厂可能有利于稳态电压的恢复。但是切除稍远电厂时,需要考虑由此导致的潮流转移是否满足系统稳定要求。4psd过程动态仿真锦苏特高压直流双极闭锁并采取安控措施后系统保持同步稳定[13,14,15,16,17,18,19,20]。但直流受端近区母线电压下降,机组励磁电流增加。如果机组励磁电流超过其过励限制器的阈值,则限制器开始积累热量。累积热量达到某一定值后,过励限制器动作限制机组励磁电流,热量开始释放,直至积累的能量全部释放后励磁电流限制取消。而机组过励限制导致本机无功输出减少,其他机组的励磁电流增加,需关注机组连锁过励和系统失稳的风险,这在以往的电力系统稳定分析涉及很少。本文利用中国电力科学研究院的PSD全过程动态仿真程序,对此进行了研究。仿真中,锦苏直流双极闭锁故障并采取安控措施后,受端近区同里站500kV母线电压降幅达到8kV,但系统电压维持在负荷运行允许范围内。近区3个电厂发生了机组过励现象,以电厂G1为例(见图2),故障后机组实际励磁电流超过阈值,过励限制器开始积累热量。87s时过励限制器动作限制了励磁电流,并开始释放热量。153s时热量释放完毕励磁电流恢复。实际运行中,可由操作人员根据过励信号控制励磁电流避免重复过励。在过励机组的励磁电流被限后,近区其他机组的励磁电流略有增加,但均未超过其阈值,典型电厂G2的励磁电流曲线如图3所示。整个仿真过程中没有发生机组连锁过励,系统保持稳定。机组过励限制器动作可以为故障后电网提供宝贵的无功和电压支撑。但在实际调研中发现,部分电厂机组过励保护的整定动作时间快于过励限制的时间,这将导致过励时机组直接跳机,不利于电网的稳定。需要相关单位认真核查电厂机组的保护整定情况,合理配置过励限制和保护定值。5直流机组及电气设备配合应用适当1)锦苏直流双极闭锁故障后,采取基于直流紧急功率支援的协调控制措施,可显著减少安控措施中的切机和切负荷量。选择参与控制的直流时,应尽量选择与故障直流的送受端换流站处于同一交流同步网、电气距离较近,且可调容量较大的直流。2)在直流功率支援失效时,采取补切机组或负荷的后备控制措施可避免第三道防线动作。3)在选择直流送端安控切机方案时,多切除