特高压

±800kV雁淮特高压直流送端电网安全稳定特性及控制策略

2018-05-29 13:25:07 《中国电力》杂志

摘要:为深入研究无配套火电支撑的风火打捆特高压直流配套稳控系统控制策略,分析了雁淮直流投运初期送端电网安全稳定特性,研究了近区风电不同接线方式对直流换相失败后风机暂态过电压的影响。提出了综合应对直流近区及山西北部电网潮流转移和电压稳定的切机控制策略,实现了多区域分散可切机组的协调配合,设计了稳控装置配置及实现功能。通过研究雁淮直流送端稳控系统与山西北部交流稳控系统的耦合特性,量化了两套稳控装置相继动作带来的可切容量不足风险,提出不同停机备用水平下雁淮直流预控功率。仿真结果验证了所提策略的有效性与合理性,研究结论可为无配套火电支撑的风火打捆直流外送系统的安全稳定分析及控制策略制定提供参考。

关键词:风火打捆 特高压直流 暂态过电压 控制策略 稳控装置

引言

中国一次能源与负荷中心呈逆向分布特点,特高压直流输电为实现大范围能源资源优化配置发挥了重要作用[1-4]。根据国家能源局《关于进一步调控煤电规划建设的通知》,当前相当一段时间内中国特高压直流输电工程配套火电建设将全面滞后,涉及2017年投产的雁淮、鲁固、祁韶、昭沂等特高压直流。这些缺少配套火电支撑的直流输电将依靠送端网内火电机组及配套新能源机组进行电源组织,由此带来两方面问题:一方面,送端电网短路容量不足,直流换流站近区电压支撑薄弱,故障后新能源脱网风险增大;另一方面,直流配套稳控系统切机对象分布于送端电网内,呈现数量多、分布广及容量小的特点,稳控系统动作将波及更广范围,制定切机控制策略时须同时考虑对主网的影响,且直流配套稳控系统可能与本地交流稳控系统交叉耦合,存在稳控相继动作导致切机容量不足风险。

随着越来越多的风火打捆能源基地建设运行,已有不少文献对风火打捆直流外送电网安全稳定特性进行研究。文献[5]从送端电网的频率稳定与电压稳定两方面研究了风火打捆直流外送方案;文献[6]研究了直流闭锁、换相失败故障引发风机高压脱网的机制,指出其本质是一个大容量无功扰动引起的过电压问题;文献[7]分析了严重故障下风火打捆外送系统暂态失稳的原因;文献[8] 分析了雁淮直流的安全稳定特性,考虑了配套电源不同开机方式、直流近区不同接线方式及长南线不同输送功率等影响因素。对于直流无配套火电支撑的送端电网安全稳定的特殊性,仍亟需进一步研究。

文献[9-13]介绍了中国部分已投运直流工程的配套稳控系统、控制策略及其功能实现,切机对象均含有直流配套机组。针对无配套火电支撑、仅有配套风电的风火打捆直流配套稳控系统控制策略的研究较少。文献[14]分析现有直流稳控系统的设计方案可能存在的安全隐患,提出了直流配套稳控系统的优化典型设计方案,并且针对两套直流稳控系统之间可能存在耦合提出协调控制的策略。但未述及直流配套稳控系统与交流稳控系统间的协调控制问题。

本文以±800 kV雁门关—淮安特高压风火打捆直流输电工程(简称雁淮直流)为研究背景,分析了直流近区风电不同接入电网阶段下山西电网安全稳定特性,从电气距离角度分析直流换相失败故障下风机暂态过电压;基于不同切机措施改善直流近区及山西主网潮流转移的灵敏度制定切机控制策略,设计了直流配套稳控系统的切机方案、站点配置及实现功能,最后研究了直流配套稳控系统与现有交流稳控系统的耦合特性,分析了交直流稳控相继动作对电网安全稳定的影响,进而提出了机组不同停机备用水平下直流运行功率建议。

1 研究条件

±800 kV雁淮直流输电工程北起山西雁门关换流站,南至江苏淮安换流站,输电距离1 200 km,工程额定功率8 000 MW,2017年双极投产。雁门关换流站通过3回500 kV线路接入500 kV明海湖变电站,山西电网除2018年计划投产木瓜界电厂外无其他配套火电电源投产计划,晋北地区风电通过多回220 kV线路汇集到明海湖站,装机容量约2 492 MW。淮安换流站分别通过4回500 kV线路接入500 kV三汊湾变电站、安澜变电站连接受端电网,如图1所示。

图 1 2018年雁淮直流送受端出线方案

Fig. 1 Sending and receiving proposal of Yan-Huai UHVDC in 2018

计算数据采用2017年冬季平峰方式数据。主要模型分别为: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;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PSASP机电暂态仿真程序。

2 送端电网稳定特性分析

2.1 研究方式

根据直流近区风电汇集方式分为全接线方式和过渡期方式。全接线方式下风电汇集站(220 kV右玉、水头、向阳堡)通过6回联络线直接接入明海湖站,而过渡期方式下6回联络线未投产,右玉与向阳堡相连,通过环网接入朔州站,如图2所示。全接线方式下风电场与雁门关换流站电气距离更小,风电汇集能力更强。

雁门关—明海湖3回500 kV线路构成特高压直流第一级送电断面,单回40℃热稳极限3 200 MW;雁同—明海湖、五寨—明海湖各2回500 kV线路构成直流第二级送电断面,单回40 ℃热稳极限2 600 MW。受雁门关—明海湖3回线路N–1故障后剩余2回热稳限制,雁淮直流最大输送功率6 400 MW。

图 2 雁淮直流近区风电不同接线方式

Fig. 2 Different connection modes of wind power in the near area of Yan-Huai UHVDC

过渡期方式与全接线方式下,直流近区第一、二级断面线路N–1故障下系统无热稳定问题,N–2故障下系统无暂态稳定问题,满足安全运行要求。

2.2 直流运行工况

有效短路比(ESCR)指标广泛用于评价交流系统对直流系统的支撑强度。按照工程经验,ESCR<2时,为极弱交流系统;23时,为强交流系统[15]。过渡期方式、全接线方式下雁淮直流的有效短路比指标如表1所示,均为弱交流系统。

2.3 直流闭锁故障

直流双极闭锁故障后系统盈余功率6 400 MW,在长南线南送5 800 MW且送端无功电压支撑较弱运行工况下,若系统不采取稳控措施,功率转移将可能导致长南线功率越过静稳极限,触发快速解列装置动作,如图3所示。

图 3 雁淮直流双极闭锁后长南线有功功率(不采取安控)

Fig. 3 Active power of Chang-Nan line after bipolar close of Yan-Huai UHVDC

2.4 直流换相失败故障对风机影响

直流换相失败故障瞬间大量盈余无功功率会导致近区电压升高,可能触发风机过电压保护动作。暂态电压曲线如图4所示。

图 4 雁淮直流1次换相失败后风电厂机端电压曲线

Fig. 4 Voltage curve of wind generator after one-time computation failure of Yan-Huai UHVDC

为了更符合实际工况,通过模拟受端电网直流近区的交流线路500 kV淮安—三汊三永故障引发雁淮直流换相失败的方法,研究雁淮直流1次换相失败故障对直流近区风电场机端暂态电压的影响。以2种接线方式下电气距离差异较大的虎堡、铁山风电场为例,研究不同接线方式下电气距离对暂态过电压的影响,如表2所示。

由表2可知,全接线方式下风电场与雁门关换流站电气距离更近,风机暂态过电压均高于过渡期接线方式。统计直流近区多个风电场机端暂态电压值如图5所示,机端最高暂态电压(标么值)接近1.28,超过现有风机过电压保护动作定值(标么值1.15)。

图 5 雁淮直流换相失败故障后,直流近区风电场机端暂态最高电压

Fig. 5 Highest transient voltage of wind generator close to Yan-Huai UHVDC after commutation failure

3 直流配套安全稳定控制系统离线策略及功能实现

3.1 切机电源配置

目前直流送端已配置切机装置的电厂(神泉、河曲及轩岗)包含冬季供热机组的装机总容量为4 920 MW,不满足直流运行功率6 400 MW下的切机容量需求。由于直流配套电源建设严重滞后,在直流配套稳控系统实施第一阶段,增加配置塔山、神二切机电厂,总容量达8 440 MW,可切机组主要分布于山西北部的大同、忻州、朔州地区,呈现分散接入的特点,稳控装置配置及通道联系复杂,接入直流配套稳控系统的电厂如表3所示。

3.2 直流故障下切机控制策略

雁淮直流配套稳控系统主要为解决直流故障后盈余功率转移导致的潮流及电压问题,基于此,通过考察直流故障下采取切机控制措施后直流近区和山西北部交流电网潮流及电压变化情况,评价所切机组的控制效果。

雁淮直流发生双极闭锁故障后,盈余功率从山西北部电网通过大房三回、神保双回、忻侯双回、朔云单回及五固双回共10回500 kV线路转移至华北电网、山西中部电网,如图6所示。潮流转移后神保线负载率最大(约90%)。候选切机电厂分布于不同区域,采取切除各电厂所有机组的方案,考察切机后潮流转移及电压问题。

图 6 山西北部电网与山西中部电网、河北电网联系

Fig. 6 Diagram of the contact of the north and dle area of Shanxi power grid with Hebei power grid

采取切机措施后直流近区稳态电压水平合理(标么值0.95~1.05),直流一二级送电断面负载率不超过热稳极限60%,且切除塔山、河曲机组分别对雁湖线、湖寨线潮流控制效果较好。

采取切机措施后山西北部交流电网稳态电压水平合理(标么值0.95~1.05),针对潮流转移后负载率最大的神保线,切除河曲机组对其潮流控制效果较好,神二、塔山机组次之,但切除神二机组改善神保线潮流的同时会加重神雁线潮流,而切除塔山机组对神雁线潮流控制效果较好。

综合考虑各机组对直流近区及交流电网潮流、电压影响的灵敏度,制定直流闭锁故障下切机控制策略:优先交替切除塔山机组、河曲机组;其次切除神泉、轩岗机组;最后切除神二机组。离线控制策略如表4所示。

以全接线方式下直流运行功率6 400 MW为例进行仿真验证,雁淮直流双极闭锁故障后若切机策略不合理,如优先切除2台神二机组,则可导致神雁线功率超过热稳极限,威胁系统安全运行;而本文所提切机策略可保证包括神雁线在内的山西电网运行于安全合理水平,仿真结果如图7所示。

图 7 雁淮直流双极闭锁不同切机策略下神雁线功率曲线

Fig. 7 Power of Shenyan transmission line under different control strategies after Yan-Huai UHVDC blocking

3.3 站点配置

关于雁淮直流配套稳控系统站点的配置,考虑是否配置控制子站有2种方案。方案1:所有执行站均接入明海湖控制主站,仅有一个控制主站;方案2:第一阶段执行站接入明海湖控制主站,后期执行站接入五寨控制子站,五寨控制子站接入明海湖控制主站。方案1虽然成本较低,通信架构简单,但会导致通信通道拥堵,稳控系统可靠性不高;方案2虽然成本较高,通信较复杂,但可避免通道拥堵带来的安全隐患,同时方便工程后期增加切机执行站。综上,工程实施采用方案2,系统厂站联系如图8所示。

图 8 雁淮直流配套稳控系统厂站联系

Fig. 8 Connection of security and stability control system of Yan-Huai UHVDC

4 直流配套稳控系统与现有交流稳控系统耦合特性分析及协调控制策略

4.1 现有山西北部稳控系统

图 9 现有山西北部稳控系统厂站联系

Fig. 9 Connection of security and stability control system of the north Shanxi power system

为保障山西北部电力外送的安全性,山西北部电网已配置交流稳控系统。系统厂站联系如图9所示,按照功能分为控制主站、测量子站和执行站。

根据现有交流稳控系统策略表,系统最大切机量为3 700 MW(神保一回检修、大房两回故障开断),由大同控制主站分配。接入现有交流稳定控制系统的电厂如表5所示,其中塔山电厂与神二电厂机组同时接入直流稳控系统。

4.2 直流配套稳控系统与现有北部稳控系统耦合

雁淮直流配套稳控系统与现有山西北部稳控系统在切机机组上存在重叠:塔山电厂2×600 MW、神二电厂2×500 MW,如表3、5所示。基于两套稳控系统的动作先后顺序,分析二者的耦合特性。

若雁淮直流稳控与北部稳控动作时间差大于一个事件周期(5 s),则分为2种场景。场景一:若雁淮直流稳控先于北部稳控动作,当直流稳控动作后切除塔山机组(2×600 MW),此时交流稳控系统大同主站可切机总容量为4 100 MW(大同主站不切神二电厂机组),考虑停机备用情况,不满足交流系统故障下最大切机量3 700 MW的要求;场景二:若北部稳控先于雁淮直流稳控动作,当北部稳控动作后切除塔山(2×600 MW)、神二(2×500 MW)后,直流稳控系统可切机容量为6 240 MW,考虑停机备用2 000 MW水平下,则直流闭锁后切机不平衡量为2 000 MW时才能满足直流6 400 MW运行要求。

若2套稳控系统动作时间差小于等于一个事件周期(5 s),由于二者之间无信息交互,则可能同时发送切机命令至重叠机组,造成实际切机量的不足,严重威胁系统安全,对于上述情况,需对2套稳控系统进行协调控制。

图 10 直流稳控与交流稳控系统间协调控制流程

Fig. 10 Schedule of cooperation control of the AC and DC security and stability control system

因此,将明海湖主站设置为协调控制主站,当北部交流稳控系统判断需要采取切机措施时,向电厂发送切机命令的同时,同步将切机信息发送至明海湖站,由明海湖站稳控装置进行协调控制,协调控制方法如图10所示。具体策略如下。

(1)明海湖站稳控装置仅收到交流稳控装置发送的切机信息,明海湖站未判断出任何故障,则明海湖站不采取措施。

(2)明海湖站稳控装置收到交流稳控装置发送的切机信息之前,明海湖站已发送切机命令,则明海湖站将切机重叠机组容量反馈至交流稳控装置,进行追加补切。

(3)明海湖站稳控装置收到交流稳控装置发送的切机信息之后,判断出故障需要切机,则先将交流稳控系统已切机组排除后再在剩余机组中确定切机机组。

基于全接线方式雁淮直流安排功率6 400 MW,以同一事件周期内交流稳控系统先于直流稳控系统动作为例进行仿真验证,交流稳控系统切除重复机组后,雁淮直流发生双极闭锁故障触发直流配套稳控系统动作。若无协调控制策略,直流配套稳控系统欠切2 200 MW,直接导致省际联络线神保线功率越限,威胁系统安全运行,仿真结果如图11所示。随着直流运行功率的提升,由此将导致更多的潮流越限或电压稳定问题,而采取协调控制策略可保证山西电网运行在安全合理水平。

图 11 不同控制策略对神保线功率的影响

Fig. 11 The influence of different control strategies on the power of Shen-Bao transmission line

5 结论

(1)雁淮直流投运初期无配套电源支撑,送端交流系统对直流系统支撑较弱;长南线南送5 800 MW且送端无功电压支撑较弱运行工况下,直流输送功率6 400 MW双极闭锁故障无稳控措施将导致长南线解列。

(2)雁淮直流发生换相失败故障导致直流近区风电场机端最高暂态电压(标么值)达到1.28,超过风机现有过压保护定值;风电场与换流站电气距离越近,暂态过电压越高;建议提高距直流换流站较近风机的耐压标准或改善风机接入电网方式。

(3)制定雁淮直流送端稳控切机策略时不仅要考虑直流近区潮流及电压因素,还要考虑对神保线及神雁双回线等山西北部重要联络线影响。

(4)直流配套稳控系统与现有交流稳控系统的耦合可能会威胁系统安全,采用二者之间的协调控制策略,可应对两套稳控相继动作带来的安全风险。

作者:

潘捷 , 郑惠萍 , 张红丽 , 王超 , 薛志伟 , 刘福锁 , 吴晨曦

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