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±800 kV雁淮特高压直流送端电网安全稳定特性及控制策略

北极星输配电网  来源:《中国电力》杂志    2018/5/29 11:40:53  我要投稿  

北极星输配电网讯: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

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