四川电网水电群孤网运行事故仿真研究

四川电网水电群孤网运行事故仿真研究

0水电群孤网安全稳定性特性及控制策略研究中国水资源丰富，中小型水库是水资源开发利用的重要组成部分。近年来,四川省九石雅地区(九龙、石棉、雅安)和茂县地区的小水电发展迅速,已经形成远方水电逐级汇集、集中升压、大功率远距离外送的发展模式。在这种模式下,送端系统当地负荷较少,网架结构也较为薄弱,外送通道故障跳闸后容易形成水电群孤网的特殊运行方式。水电群孤网后系统将面临由频率控制和电压控制等交织在一起的安全稳定问题,严重威胁电气设备的安全,甚至可能发生连锁停电事故。电网安全稳定控制是保障电网稳定性、安全性的重要控制措施。在孤网运行的安全稳定特性和控制方面,目前研究较多。文献对过量发电孤网和欠发电孤网在严重故障后的动态响应特性进行了仿真分析;文献研究了水电机组单机在空载、并网带负荷、单机带负荷以及实际运行工况下的稳定特性和调速器参数设置方法。文献通过对贵州地区电网孤网事故的仿真反演和研究,分析孤网故障高频的主要原因,并提出了抑制高频和稳定系统的措施。文献对四川电网水电群孤网可能面临的频率问题、电压问题和自励磁问题进行了简要概述。从目前已有的研究成果来看,针对水电群孤网安全稳定特性和控制策略的研究尚未涉及。本文结合四川电网的实际运行情况,基于中国电力科学研究院开发的综合稳定程序PSASP以及MATLAB软件,对水电群孤网运行方式下的安全稳定特性进行了分析,探讨了影响安全稳定的主导因素,并提出了水电群孤网运行方式下的安全稳定控制策略。1茂县地区用电群孤网四川电网具有多个水电群,通过逐级汇集、集中升压、大功率远距离的模式对主网供电。图1所示为以四川茂县地区电网为例的典型水电群孤网。图中茂县和谭家湾是500kV变电站,小水电站位于线路末端,通过220kV线路逐级汇集后集中接入500kV变电站,再通过茂县—谭家湾的500kV线路接入主网。当茂县—谭家湾线路因故障跳闸后,茂县地区电网就会形成水电群孤网的特殊运行方式。茂县地区孤网内负荷极少,水电群孤网后系统存在大量过剩的有功功率和对地充电无功功率,将造成系统频率和电压大幅上升。系统频率的大幅上升还可能导致水电机组发生自励磁过电压,对电气设备的威胁极大。2典型事故仿真本文研究采用四川电网2010年实际数据,利用PSASP和MATLAB软件进行系统建模和计算。采用考虑Eq″,Ed″,Eq′,Ed′电势变化的6阶发电机模型,并采用常规暂态稳定计算时的励磁系统模型,负荷采用60%的感应电动机模型和40%的恒定阻抗模型。为准确仿真水电群孤网后的电压现象,调压系统包括了发电机低励限制模型。调速系统模型的准确性直接影响到水电群孤网频率特性仿真的准确性。水电群孤网后,水电机组将经历甩大负荷、频率发生大波动的过程。因此,本文采用了非线性水轮机模型,综合考虑了实际导叶开度和理想导叶开度的转换,并计及了水轮机自身的损耗,以准确模拟水轮机转速大范围变化的动态过程。调速器模型采用比例—积分—微分(PID)调速器模型,并且包括了导叶位置和速率极限的限制环节。四川电网曾发生过水电群孤网事故,如2007年茂县“9·26”双变压器跳闸导致的水电群孤网事故,2011年1月5日因冰雪灾害导致的瀑布沟水电群孤网事故。根据实际电网参数建模后,本文首先对上述2次事故进行了详细仿真,以复现水电群孤网的高频—高压现象,并校验仿真模型的准确性。2007年9月26日,茂县变电站500kV设备启动投产过程,引起1号、2号主变压器跳闸,茂县地区电网与主网解列形成孤网运行,孤网剩余600MW的出力,最高频率达到60Hz,220kV母线电压达到276kV。采用上文所述的仿真模型,设置茂县500kV变电站主变压器高压侧跳闸故障,并将事故报告中各发电机因保护动作停机或解列情况,以节点扰动的形式按时间序列进行考虑。孤网频率和茂县220kV站电压的仿真结果分别如图2、图3所示。从仿真结果可以看出,水电群孤网后系统频率快速上升至60Hz左右,在调速系统的作用下,系统最终达到新的稳定运行状态;母线电压的最高值约为272kV(1.24(标幺值)),孤网时由于切机操作或机组解列,造成母线电压跳变。3单网络高频性能3.1功率过剩、频率在外送通道故障后,由于送端孤网内有功功率大量过剩,导致孤网频率大幅度波动。四川电网茂县、九龙、石棉、雅安地区水电群孤网的最高频率仿真结果如表1所示。3.2容性电网安全稳定及控制问题从图3可见,水电群孤网后系统电压将迅速升高,其主要原因是水电群孤网内线路对地电容产生了大量充电功率,而系统内负载潮流几乎为0,无功损耗极少,使得孤网内无功功率过剩,从而导致母线电压异常升高。另外,水电群孤网在负荷少且充电功率大时,网络呈容性,容性电网的安全稳定及控制问题与感性电网有很大不同。电网的保护和控制通常都是基于感性电网而设计,有可能对容性电网的安全稳定控制产生不利影响。例如:发电机低励限制动作的目的是减少进相电流,其控制手段是抬高机端电压。事实上,这也将提高网络电压。对于容性电网,这将增加网络过剩的无功功率,结果导致发电机进相电流的进一步增大。因此,在利用发电机进相运行平衡容性电网的过剩无功功率时,必须充分考虑这一问题,防止低励限制控制的动作。3.3水电群孤网引发的不稳定因素水电群孤网的系统频率大幅度波动,将使得系统电抗参数发生较大改变,大大增加线路充电无功功率,使母线电压进一步升高,加重了系统内平衡无功功率的负担。因此,水电群孤网的高频问题将对高压问题产生不利影响。除此之外,孤网的容性特性有可能引发发电机自励磁现象,从而加重电网的高压现象。因此,研究水电群孤网时的机组自励磁可能性很有必要。3.4高频因素对自励磁的影响水电机组自励磁是在定子回路中流过容性电流,由于电枢反应的助磁作用导致电压电流自发升高的现象。水电机组带空载长线路运行发生自励磁的条件如图4、图5所示。图中,横轴Re表示发电机机端外部电阻,纵轴XC表示发电机机端外部容抗,均为系统基准容量下的标幺值。对于水电群孤网运行的多机系统,可以等值为单机系统再通过灵敏度分析法研究自励磁条件。水电机组自励磁的研究大多基于机组黑启动的过程,认为发电机电压的初始状态是0,同步电机依靠剩磁建立起自励磁的运行方式。而水电群孤网的高频—高压现象将对机组自励磁特性产生影响。图4和图5分别为高压和高频因素对自励磁边界条件的影响。图5中,f为系统频率标幺值。从图4和图5可以看出,高压因素使得自励磁区域沿横轴收缩,高频特性使得自励磁区域沿纵轴上移并且区域明显增大。由于电力系统中电抗值远大于电阻值,因此,可以认为高压因素对自励磁产生条件影响不大,而高频因素将直接增加自励磁发生的可能性。本文推导了适用于水电群孤网的自励磁阻抗判据和容量判据,在满足式(1)、式(2)条件的情况下,水电机组将不会发生自励磁:式中:XdΣ为d轴等效电抗值;SN为水电群孤网内剩余机组的容量之和;SB为系统基准容量;Xd为d轴电抗;XT为变压器电抗;b为π形等值电路的对地电纳。基于阻抗的判据较为精确,能够准确判断自励磁发生的可能性,基于容量的判据较为保守,但适用于进行水电群孤网后切机等控制策略的校核。对于多机系统,使用阻抗判据需要首先等值为单机系统,而实用容量判据则只需将机组容量进行相加,Xd和XT取经典参数即可。4控制战略4.1水群孤网控制在水电群孤网的频率控制方面,可采用的措施主要有利用高频切机抑制孤网高频,发电机根据自身转速和电网频率信号,按照预先制定的控制策略执行切机。如果孤网内主要为低水头径流式水电机组,可能出现频率控制的稳定性问题,一种解决办法是孤网后切换调速器参数。图6以南充水电群孤网为例显示了切换调速器参数提高系统频率稳定性的效果。具体做法如下:针对孤网的实际情况,整定适合孤网运行的调速器参数,在水电群孤网后切换参数。该控制措施的要点在于孤网运行状态的判断。可以通过外送通道的功率和电流信号进行孤网判断,电网调度中心或地区调度中心再依次执行孤网控制策略。水电群内一些小容量机组在正常运行时可能以恒定有功出力的方式运行,不参与系统的一次调频。由于这些机组容量较小,其恒定有功出力对系统调频的影响可通过大容量机组的良好调频性能加以补偿,从而对系统安全性并不构成威胁。但是,在水电群孤网运行时,孤网内出现有功功率严重过剩状态,任何机组的恒定有功出力的运行方式将加重孤网有功功率过剩状态,从而恶化孤网高频问题。因此,在实际正常运行时,应彻底防止任何机组出现恒定有功出力的运行控制情况。4.2过剩无功功率调节理论电压控制主要可以通过投切电抗器或机组进相运行能力来平衡过剩无功功率。投切电抗器需要增加额外的无功补偿装置,增加控制成本。而利用发电机进相运行能力,具有响应快、控制成本低的优点。首先分析了利用发电机进相能力平衡系统过剩无功功率的可行性,在此基础上对具体控制问题和控制策略进行了相应的研究,使发电机进相运行于合理范围以平衡过剩无功功率,有效控制系统电压。由于机组进相运行的能力有限,故发电机进相运行深度受到低励限制器的限制。因此,孤网电压控制须考虑机组间无功出力的合理分配。另外,如果网络中各电厂高压端的电压差较大,会在电网引起较大的电流,增加一些机组的进相负担。因此,在具体的电压控制策略中需要减少由于节点电压差过大而引起的无功功率流动。另外,类似高频控制,在水电群孤网方式下,水电机组恒定无功出力运行,将大大增加孤网运行时消化吸收剩余无功功率的负担。因此,实际运行时应彻底防止任何机组出现恒定无功出力运行控制的情况。4.3高频切机策略下的频率控制从自励磁的实用判据可知,水电群孤网内并联运行的机组越多,发生自励磁过电压的可能性就越小。因此,过度切机可能导致机组发生自励磁。同时,切除发电机会削弱孤网整体的进相运行能力,甚至可能引起低励限制动作,引起无序切机甚至导致连锁故障。另外,一个发电厂机组全停会导致黑启动困难的问题,延长恢复时间。因此,制定切机策略时应保证每个发电厂至少保留一台发电机。基于以上分析,确定水电群孤网安全稳定策略制定的原则为:在满足容量要求和每个发电厂保留一台发电机的前提下,优先切除加速度较大的发电机。同时,利用基于容量的自励磁工程实用判据校核切机方案,以保证在切机过程中不会发生自励磁过电压。这样,能够在抑制孤网高频的前提下,最大限度地抑制由自励磁现象而引起的孤网高压。而由无功功率过剩所引起的系统电压升高问题,则通过利用剩余机组进相运行能力的电压控制策略,以控制系统电压。按照上述方法,重新制定四川电网水电群孤网控制策略,并与原有的孤网后切机方案进行对比。仿真结果表明,采用安全稳定控制策略,只需切除8台机组就可以达到原方案的频率控制效果,即由控制前最高频率为62.5Hz下降为60Hz,如果切除相同数量的发电机,则可以将孤网频率控制在57.5Hz以下。同时,综合考虑低励限制对容性孤网机组进相运行的不利影响,以及相邻机组间电压差所形成环流对机组无功出力均衡程度的影响,通过调整发电机机端电压以使机组进相运行于合理运行范围的控制策略进行孤网电压的控制,可以将四川水电群孤网的系统电压标幺值由1.09降低到1.035,回到安全运行范围以内。高频切机策略下的频率控制,由于切机装置本身切机条件的判断可决定是否切除相应发电机,故无需额外对孤网的产生进行判断;而利用机组进相运行进行的电压控制,将其控制策略用于闭环自动控制需要付出较大的成本代价,在实际中并未实施,但该策略