±800 kV特高壓直流雙極閉鎖故障對高密度風電地區電壓影響分析
2015-12-30 01:27:58常喜強樊艷芳鄭少鵬
四川電力技術 2015年4期
常喜強，樊艷芳，張 鋒，王 衡，鄭少鵬，魏 威，鐘 顯
(1.國網新疆電力調度控制中心，新疆 烏魯木齊 830006; 2.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊 830047；
3.國網新疆電力科學研究院，新疆 烏魯木齊 830016；4.國網新疆烏魯木齊電力公司，新疆 烏魯木齊 830011)
±800 kV特高壓直流雙極閉鎖故障對高密度風電地區電壓影響分析
常喜強1，樊艷芳2，張鋒1，王衡1，鄭少鵬3，魏威4，鐘顯2
(1.國網新疆電力調度控制中心，新疆 烏魯木齊830006; 2.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊830047；
3.國網新疆電力科學研究院，新疆 烏魯木齊830016；4.國網新疆烏魯木齊電力公司，新疆 烏魯木齊830011)
摘要：近年來，交直流混聯系統飛速發展，其規模龐大、結構復雜，導致電網運行的安全性、可靠性更加難以駕馭。伴隨著風電、光伏等間歇性能源在直流送端的不斷接入，交直流系統的運行特性也愈加復雜，給當前電網帶來了一些新問題。其中直流閉鎖故障對電壓穩定性影響是限制電網電能輸送的主要因素，閉鎖故障后電網電壓問題存在突發性和隱蔽性的特點，難以在事故前期洞察其征兆，無法及時采取有效措施。因此，分析了并網風電場電壓波動原理及交直流混聯系統的安全運行特點。當特高壓直流發生閉鎖故障時，通過采取不同的切機控制措施，將引起的交直流混聯系統電壓的差異，并針對新疆某地區風電場的電壓分布特性進行研究分析，提出改善電壓穩定能力的措施。通過模擬直流閉鎖故障進行分析，對提高交直流混聯系統的電壓穩定性及減小電壓波動對風機脫網影響具有重要的參考價值。
關鍵詞：高密度風電；特高壓直流；電壓影響；電壓穩定；雙極閉鎖
0引言
直流輸電系統可遠距離、大功率輸電。利用直流輸電，其不受同步運行穩定性問題的制約，對保證兩端交流系統穩定運行性起了很大作用；同時避免交流系統容量過大帶來的一系列穩定性問題。由直流功率傳輸特性可知，直流系統需要消耗大量的無功功率、直流系統故障導致功率大量轉移等因素，將
對交流系統產生一定沖擊，使得混聯電網暫態穩定問題突出，尤其是暫態電壓穩定問題[1-2]。
當前，針對直流系統閉鎖故障對交流系統的影響進行了大量的研究分析。文獻[3]以±500 kV林楓直流雙極閉鎖故障為對象，分析了閉鎖故障對交流系統潮流及電壓的影響，并對交直流運行、直流仿真程序模型提出了改進建議。文獻[4]提出了特高壓直流送端電網“網源協調”的調壓策略，通過優化網內常規能源機組出力，可提升系統暫態下無功支撐能力，有利于擾動下系統電壓的穩定。文獻[5]指出提高交直流送端電網的短路電流水平可以減小直流閉鎖對電壓波動性的影響。文獻[6]分析了電網電壓的薄弱片區，提出了進行無功潮流優化及建立電壓穩定性分析模型的措施，優化電網無功補償和電網電壓調整控制策略。
當前主要是針對直流閉鎖故障，提出改善電網電壓的控制措施，以及合理配置無功補償設備與優化穩控策略的研究。而對于直流發生閉鎖故障后，電壓特性的對比分析研究則相對較少。以新疆天中特高壓直流為例，對直流發生雙極閉鎖仿真分析，得出不同運行工況和穩控策略下電壓的分布，并對哈密高密度風電地區電壓進行深入分析。對于實際運行的交直流混聯系統閉鎖故障提高系統電壓穩定性和減小風電場電壓波動有重要的意義。
1風電并網電壓波動原理分析
風電作為間歇性能源，其出力跟隨風速變化。當前大部分風電場主要分布在較為偏遠的地區，一般位于網絡的尾端。該位置網架結構薄弱，抗擾動性差。風電并網后，風機輸有功的同時，還需吸收一定的無功。隨接入風機容量的增大，電網電壓的影響也更顯著，并可導致系統的瓦解[7-8]。風電并網引起電網電壓波動的本質是由于風機出力的波動性導致。風電并網等效網絡如圖1所示。
圖1 風電并網等效網絡
由圖1等效網絡可知：
(1)
(2)
對于通常情況下，由于
(3)
所以公式(2)化簡為
(4)
由功率的流向可知:
Pb=P-ΔP
(5)
Qb=Qc+2Qc/2-QG-ΔQ
(6)
由分析可知：當風電場的有功出力增加時，線路無功損耗ΔQ也增大；當風電場所吸收的無功QG與線路無功損耗ΔQ之和大與機端并聯電容所提供的無功QC和輸電線路的充電功率2Qc/2之和時，Qb是小于0的。若PbR+QbX<0，則有Ua
2交直流混聯系統運行特性分析
2.1 交直流混聯系統輸電特性
交直流混聯系統既可發揮交流聯網的優勢，又可利用直流輸電傳輸功率可快速調節的特點來改善系統的穩定，有利于綜合發揮交流和直流輸電的優勢。但注意的是交直流系統間輸送能力要有一個恰當比例。交流線路故障時，能借助于直流系統的功率調制等快速調節功能，保證系統穩定；直流線路故障時，其甩至與之并聯的交流線上的功率應該不超過系統暫態穩定所能承受的程度?？梢姡捎谩皬娭比踅弧钡穆摼W運行方式將不利于系統的穩定[9-10]。
2.2 交直流混聯系統安全運行的特點
特高壓直流輸電對比交流輸電，其功率和運行方式有較強的可控性。運行中，直流系統輸送有功功率大、吸收的無功多，一旦直流系統發生故障時，導致功率轉向交流系統，大量的有功和無功將引起電壓和頻率的波動[11]。因此，對于交直流系統不同的故障，可采取的安全措施如下：①直流閉鎖故障引起的潮流轉移對交流系統形成沖擊，系統應保持穩定，對于電源直接送出的直流線路單極閉鎖故障，可采取切機措施；②對于電源直接送出的交流線路，發生三永短路故障，可考慮采取切機措施。受端換流站交流側發生短路故障，雖然可能會出現換相失敗，但故障切除后直流系統應能夠恢復正常運行；③利用直流調制減小交、直流系統故障對系統的沖擊，有效地抑制故障后的系統振蕩，以及增強系統的阻尼特性；④直流雙極閉鎖故障是嚴重的故障形式，故障極功率轉移至交流系統，會引起交流線路功率和電壓的振蕩，為防止直流雙極閉鎖故障引起系統功角和電壓失穩，可考慮采取的措施有在送端切除一定容量發電機組、解列電網等，可結合實際電網分析[12-14]。
3新疆地區某電網運行特性分析
目前，新疆哈密地區電網已形成高密度風電基地，并且該地區風電匯集交流750 kV及±800 kV天中直流外送通道，對于疆電外送作用重大。圖2所示為哈密地區電網示意圖。
圖2 哈密地區電網示意圖
由圖2可知，哈密地區風電主要集群接入哈密北、十三間房、哈密南3個地區。高密度風電將嚴峻考驗著交直流混輸電系統，以及天中特高壓直流系統發生閉鎖故障導致風電上網功率變化、電壓波動等影響。根據直流的運行機理，無功消耗量大，目前電網配置一定量的濾波器來提供無功補償。此外，在天山換流站還配備了直流電源。由于天中直流配套電源未投運，天山換流站500 kV母線短路電流偏小(11 kA),發生單極或雙極閉鎖事件后，交流濾波器無法快速切除，存在一定的時間差。而且為了保證新疆與西北主網功角不失去穩定，需要切除新疆網內機組，造成哈密地區電壓上升幅度大，同時直流近區風機因為高電壓問題脫網，造成電壓近一步上升。隨著直流配套電源增加，天山換流站500 kV母線短路電流也逐步增大，電網調節能力有所增強。但天中直流傳輸功率也在不斷增大，雙極閉鎖后，由于直流側大量無功到送至交流側，暫態電壓上升幅度依然很大，甚至比無直流配套電源時還嚴重，近區風機脫網，發生連鎖故障的運行風險仍然存在。
因此，針對新疆哈密地區高密度風電及天中特高壓直流故障引起的電壓問題。以該直流發生雙極閉鎖故障為例，依據配套電源、哈密地區風電場、疆內電源的分布情況，針對不同的穩控切機策略下，分析哈密地區電網運行的電壓分布。
4仿真分析
根據直流輸電系統電力組織情況，考慮直流外送電力2 000 MW與5 000 MW兩種運行工況，當天中直流發生閉鎖故障后仿真分析不同的穩定控制策略下哈密地區電壓分布特性。(說明：哈密交直流混聯系統750 kV交流外送通道的功率不平衡量考慮1 200 MW。)
表1 直流外送電力組織情況
4.1 天中直流輸送2 000 MW時電壓分析
當天中直流輸送功率2 000 MW時，根據電力組織情況其潮流運行如圖3所示。
圖3 電力組織潮流示意圖
當天中直流發生雙極閉鎖時，據新疆750 kV實際交流系統不平衡功率量1 200 MW，穩控應切除800 MW網內上網機組。仿真分析對高密度風電地區電壓波形如圖4所示。
根據圖4仿真結果顯示， 直流閉鎖故障前，風機機端電壓維持范圍為0.95～1.06 p.u，110 kV母線電壓維持范圍為1.035～1.06 p.u，220 kV母線電壓維持范圍為1.045～1.05 p.u。當發生直流閉鎖故障后，該地區電壓均出現上升趨勢,其中風機機端電壓變化幅度為0.017 1～0.017 5 p.u，110 kV母線電壓變化幅度為0.017 1～0.018 3 p.u，220 kV母線電壓變化幅度為0.016 2～0.182 p.u。
圖4 直流故障穩控動作后高密度風電地區電壓變化
4.2 天中直流輸送5 000 MW時電壓分析
當天中直流輸送功率5 000 MW時，根據電力組織情況其潮流運行如圖5所示。
圖5 電力組織潮流示意圖
當天中直流發生雙極閉鎖時，據新疆750 kV實際交流系統不平衡功率量1 200 MW，穩控應切除3 800 MW網內上網機組。此時考慮電力組織潮流中直流配套電源不同的保留情況，構成直流配套電源全切(穩控策略1)與保留2臺機組(穩控策略2)運行的穩控策略。
1)穩控策略1：配套電源2 000 MW機組全切+切哈密風電800 MW+切疆內火電機組1 000 MW。此時高密度風電地區電壓波形如圖6所示。
根據圖6仿真結果顯示， 直流閉鎖故障前，風機機端電壓維持范圍為0.95～1.08 p.u，110 kV母線電壓維持范圍為1.012～1.029 p.u，220 kV母線電壓維持范圍為1.03～1.038 p.u。當發生直流閉鎖故障后，該地區電壓均出現上升趨勢,其中風機機端電壓變化幅度為0.072～0.09 p.u，110 kV母線電壓變化幅度為0.073～0.091 p.u，220 kV母線電壓變化幅度為0.068～0.082 p.u。
圖6 直流故障穩控1動作后高密度風電地區電壓變化
2)穩控策略2：切部分配套電源1 000 MW機組+切哈密風電800 MW+切疆內火電機組2 000 MW。此時高密度風電地區電壓波形如圖7所示。
圖7 直流故障穩控2動作后高密度風電地區電壓變化
根據圖7仿真結果顯示， 直流閉鎖故障前，風機機端電壓維持范圍為0.95～1.08 p.u，110 kV母線電壓維持范圍為1.012～1.029 p.u，220 kV母線電壓維持范圍為1.03～1.038 p.u。當發生直流閉鎖故障后，該地區電壓均出現上升趨勢,其中風機機端電壓變化幅度為0.073～0.106 p.u，110 kV母線電壓變化幅度為0.073～0.086 p.u，220 kV母線電壓變化幅度為0.075～0.092 p.u。
表2 電壓波動幅度對比分析
根據上述不同運行工況的穩控策略作用下，電壓波動范圍對比分析如表2所示。
當直流輸電系統不同的傳輸功率工況下，直流發生雙極閉鎖穩控策略作用后，由表2的對比分析可知：①無論何種工況下三塘湖風電場母線電壓波動幅度均較大；110 kV母線電壓波動幅度較大均出現在煙墩區域，但不同廠站電壓波動幅度差異；220 kV母線電壓波動幅度較大出現在不同的區域。②對比直流配套電源切機情況，全切機組較部分機組保留而言，系統整體穩態壓升幅度較高，易對系統產生較大影響。對疆內機組而言，過多切除機組易造成交流通道功率大規模的轉移，進而帶來系統穩定性問題。③無論何種工況運行下直流故障穩控策略作用后，都易導致哈密高密度風電地區機端暫態電壓過高，風機存在潛在的脫網威脅。
5結論
通過對哈密地區天中直流發生閉鎖故障，對不同的工況下仿真分析電壓分布特性得出如下結論：
1)直流大功率運行配套電源全投入時，當直流發生閉鎖故障后，穩控策略保留部分配套電源運行(1～2臺機組)有利于電壓穩定。同時輔以無功控制利于系統穩定；
2)考慮不同穩控策略的影響，直流閉鎖故障后需綜合考慮風電、疆內火電和配套電源的穩控策略，避免止疆內過多切除火電導致線路過載，同時避免風電過多切除導致高電壓的問題，將進一步導致風電大規模脫網；
3)對于直流閉鎖故障穩控策略后，風電集群接入區域電壓波動較大，尤其是煙墩區域、出現電壓波動幅度較大，需要提升風機的耐高壓(1.15 p.u)能力，進一步提升風電穩定運行能力。
因此，針對哈密高密度風電、交直流混聯系統的穩定運行及電壓分布特性研究，有一定的工程應用價值。
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常喜強(1976)，高級工程師，從事電力系統分析與控制、調度運行控制工作；
樊艷芳(1971)，副教授、碩士生導師，研究方向為電力系統穩定與控制；
張鋒(1978)，高級工程師，從事電力系統分析與控制、調度運行控制工作；
王衡(1984)，工程師，從事電力系統分析與控制工作；
鄭少鵬(1985)，工程師，從事電力系統分析與控制工作；
魏威(1985)，學士，主要從事電網調度與控制工作；
鐘顯(1989)，碩士研究生，研究方向為電力系統穩定與控制。
中圖分類號：TM711
文獻標志碼：A
文章編號：1003-6954(2015)04-0005-05
基金項目：國家自然科學基金項目(51467019)
作者簡介：
(收稿日期：2015-06-24)
Abstract：Recently, the AC-DC hybrid systems develop rapidly with large scale and complex structure, which makes the security and reliability of power grid being more difficult to be controlled. With the wind power, solar energy and other intermittent energy come to the sending end of DC, the operating characteristics of AC-DC systems have become more complicated, and bring other new problems. DC blocking faults which affect the voltage stability is a major factor limiting power transmission, and because of its sudden occurrence and concealment, it is difficult to see through their signs clearly in the earlier stage of an accident and unable to take effective measures in time. Therefore, the principles of voltage fluctuations in the integrated wind farms and the operating characteristics of AC-DC hybrid system are analyzed. When blocking faults occur in UHVDC transmission system, the differences about voltage in AC-DC hybrid system will be analyzed through different control measures according to the voltage distribution characteristics of a wind farm in Xinjiang, and the measures for improving the voltage stability are proposed. Therefore, through simulating DC blocking faults, the analyses provide an important reference to improve the voltage stability of AC-DC hybrid system and reduce the impacts of voltage fluctuations on the off-grid wind turbines.
Key words：high-density wind power; HVDC; voltage influence; voltage stability; bipole tripping
