引言：
四川省地处中国西南地区,可开发的水利资源蕴藏丰富,已投产的三回特高压直流锦屏—苏州(简称锦苏)输送容量为7.2GW、复龙—奉贤(简称复奉)输送容量为6.4GW和宜宾—金华(简称宾金)输送容量为8GW,是国家电网公司“三交四直”特高压网架中的重要组成部分.特高压直流工程由于电压等级高、输送距离远、容量大,一旦发生换相失败、线路故障再启动、功率闭锁等故障,将对送端和受端电网稳定性造成较大影响.因此,学者们针对特高压直流馈入后受端电网的安全稳定特性和稳控措施配置,以及直流闭锁引起功率大范围转移对送端电网稳定性影响[5G9]做了深入研究,对交直流耦合下的稳定机理以及维持稳定的稳控措施均有大量研究成果.
前述直流功率闭锁后系统的稳定性及稳控措施研究属于电力系统第二道防线范畴,针对川渝电网“强直弱交”的特点,直流功率闭锁后仍需考虑稳控装置拒动的可能性,直流功率大范围转移至500kV交流线路,将引起川渝电网与华中东四省输电断面失步解列装置动作,导致川渝电网孤网运行系统频率升高,配置第三道防线的高频切机方案可使得系统恢复频率稳定.文献提出结合发电机一次调频、连锁切机、高频切机和发电机超速保护等手段来抑制系统高频问题;文献中对于发电机组超速保护定值设定与高频切机协调配合进行了优化研究;文献通过推导区域电网频率偏差的解析式,掌握了频率变化特性,提出了一种基于单机模型快速配置高频切机方案的方法;文献针对地区电网深化研究了机组间超速保护定值的协调配合.
以上文献对于高频切机配置方法及各参数协调配合原则均值得借鉴,但针对大规模直流功率闭锁引起的高频问题及其配置原则暂无详细研究.
本文基于2014年四川电网三回特高压直流满功率送出运行方式,若发生任一回直流双极闭锁稳控拒动故障,鄂渝断面失步解列动作导致川渝电网孤网运行,针对四川电网原有高频切机方案切机量不足和切除机组选择等问题,提出了适应多回特高压直流送出新形势的高频切机方案配置原则,并重新配置和校核了高频切机方案,为多回特高压直流满功率安全稳定送出提供了重要技术支撑.
1原有高频方案适应性仿真分析
1.1特高压直流投运典型运行方式
2014年夏季典型方式,特高压交流北送约5.4GW,华中电网装机容量已经达到146GW,最大
负荷达到119GW.其中,四川电网机组出力达到48.4GW,最大负荷达到21.55GW,此时三回特高压直流均为额定功率送出.重庆电网出力达到10.92GW,最大负荷达到12.12GW,川渝电网总出力达到59.32GW,总负荷达到33.68GW.四川电网三回特高压直流送出联络示意图如图1所示.
由图1可以看出,四川电网具有鲜明的送端电网特点,重庆电网属于受端,需要从四川受电并承担着转送四川电力至华中的任务,所以通常川渝断面的解列装置不启用,川渝电网作为一个整体,而将渝鄂断面的解列装置启用,保证发生大扰动时解列渝鄂断面,川渝电网孤立运行.
1.2四川电网现有高频方案不适应性
四川电网在特高压直流工程投运前,为了解决水电通道送出故障引起的局部电网高频问题,配置了高频切机方案,具体如表1所示.
四川电网原有高频切机方案的各轮次动作延时均为0.5s,各轮次的切机量不超过1.35GW,6轮总计切机量为6.71GW.
三回特高压直流线路投运后,四川电网原有高频方案能否适应需要进行研究.本文暂以锦苏直流发生双极闭锁稳控装置拒动故障为例,说明四川电网原有高频切机方案适应性的不足.算例中考虑火电机组配置超速保护及渝鄂断面解列装置.锦苏直流双极闭锁功率为7.20GW,约占川渝电网总出力12%,故障后大量盈余的直流功率转移至500kV
交流通道,导致川渝电网相对于华中主网失步,渝鄂断面失步解列装置动作,川渝电网孤网运行频率升高,四川高频切机动作两轮,切除机组约2.1GW.川渝电网整体频率升高至51.5Hz附近,由于重庆未切除机组且距离川渝电网惯量中心较远,所以大量机组频率超过51.5Hz,引起超速保护反复动作,发电机组机械功率曲线如图2所示,导致川渝断面潮流大幅波动,又引发四川重庆机组间功角失稳.可见,四川现有高频切机方案已经不能适应大容量特高压直流工程投运的方式,有必要对其进行改进.
根据文献的理论推导和单机模型仿真结论:同一时刻采取不同切机量对系统频率偏差最大值和稳态频率偏差均有影响.因此,增加高频切机每轮次切机量将有利于抑制频率升高幅度,特别是越快切除越有利于稳态频率恢复,这也符合物理常识.可见,四川电网原有方案不适应特高压直流投运的新形势的主要原因与切机量不足和切除机组的选择有关系.本文将在配置原则中明确切机量的控制范围和切除机组的选定.
2高频切机方案配置原则
2.1一般性配置原则
1)高频切机措施应重点针对省网或地区电网与主网解列后可能出现的高频情况设置.
2)高频切机需要与低频减载措施配合,避免高频切机动作导致低频减载装置动作.
3)应考虑发电机高频保护与汽轮机超速保护配合问题,避免超速保护先行动作导致发电机出现反复“振荡”过程,影响机组的安全性和系统稳定.
4)高频切机措施应根据网架结构及最大交换功率变化,定期进行必要的校核及调整.
2.2适应特高压直流投运后的配置原则
1)应避免特高压直流发生换相失败期间、线路故障再启动成功后高频切机误动而切除机组,此外应保证发生交流系统短路故障暂态期间不应误动切除机组.
2)针对四川电网三回特高压直流满功率送出方式,高频切机防控的故障应限于单回直流双极闭锁稳控拒动,主要原因一是直流闭锁稳控装置均为一主一备配置,因此单回直流双极闭锁稳控拒动已经属于N-4故障,所以两回及以上直流双极闭锁稳控拒动故障发生的概率极低;二是,防控两回以上直流闭锁故障,需要配置快速、大量的切除机组方案作为稳控装置的后备措施,而这样配置极有可能导致过切引起低频减载动作.
3)高频切机方案每轮次切机量不宜过大,防止过切机组后引起低频减载动作.针对2014年川渝电网的系统规模和第1轮低频减载动作定值,可以计算得到高频切机方案单轮临界切机量.
4)因直流闭锁引发的高频问题,切除机组选取,应该主动由直流配套电源来解决,如果舍近求远的采取切除网内机组可能引起潮流转移越限等问题.
3高频切机方案配置
3.1确定第1轮的启动频率
高频切机方案第1轮的启动频率不宜过低,应避免特高压直流发生换相失败期间、线路故障再启动成功及发生交流系统短路故障暂态期间不应切除机组.以直流再启动成功为例说明定值的设定原则.再启动策略选择工程应用较多的2次全压1次降压,三回直流中输送功率最大的宾金直流稳定曲线如图3所示.
从图3可以看出,宾金直流2次全压启动未成功,第3次降压启动成功,川渝电网最高频率不超过50.8Hz,为了避免因直流再启动成功误切机组,高频切机第1轮频率定值设置应不低于50.8Hz,留有一定裕度后可设置为51.0Hz,同时可与四川电网现有方案第1轮定值匹配.
3.2高频切机方案防控故障
高频切机应主要防控特高压直流任意单回直流双极闭锁稳控拒动故障引起的系统频率升高,而两回及以上直流同时发生双极闭锁故障的概率极低,且若将高频切机作为稳控措施的后备解决暂态功角失稳,则需要增加大量的高频切机量,由此带来过切的隐患.以复奉、宾金直流双极闭锁故障稳控装置拒动为例.四川电网功角曲线如图4所示.
从图4可以看出,向家坝和溪洛渡机组相对于川渝电网暂态功角失稳,导致频率大幅波动后机组超速保护反复动作.需采取快速联切失步机组措施,才能维持川渝电网稳定运行.
3.3确定每轮次最大切机量
为避免过切机组引起低频减载动作,本文采取如下方式确定每轮次最大切机量.首先,调整渝鄂断面为零功率,随后无故障解列渝鄂断面,形成川渝电网孤网运行,再通过不断增加川渝电网的切机容量寻求达到低频减载第1轮定值49.0Hz的切机量边界.川渝电网不同切机量的频率曲线如图5所示.从图5可以看出,切除2.45GW机组后川渝电网频率最低达到49.03Hz,且低频减载特殊轮动作一轮.切除2.20GW机组,川渝电网频率最低达到49.53Hz.
根据上述计算结果,川渝电网负荷水平33GW方式下,过切2.20~2.45GW机组将面临低频减载误动风险.随着系统损失机组数量增多,系统规模降低,系统旋转备用容量减少,能容忍的切除机组容量就越少,面临更大的过切风险.所以,四川电网高频切机每轮次的切机容量应不超过2.20GW,留有一定裕度后不超过2GW为宜.
3.4确定高频切机方案需切除机组
基于四川电网原有高频切机方案,需要在第1轮增加切机量,考虑到高频问题主要由直流闭锁故障引起,所以新增加的切除机组可有两类选择,第1类直流近区机组,第2类直流远端机组.以宾金直流双极闭锁稳控装置拒动故障为例,说明切除不同机组对系统频率恢复的影响.假设两类新增切除机组的切机量一致,新增切除直流近区机组对最低频率和稳态频率恢复更有利.即切除闭锁直流近端的机组,频率恢复周期短,恢复速度快;而切除四川电网内部直流远端机组与切除重庆电网机组对于频率第1摆过后的恢复速度影响不大.所以,从系统频率恢复速度角度考虑,应尽量采取切除直流近端的机组.
3.5确定高频切机方案
文献[17]中区域电网高频切机方案配置方法可以借鉴,而本文重点是基于四川电网原有方案,结合特定的配置原则来改进四川电网高频切机方案.根据计算结果,需要在原有高频切机方案第1轮增加直流近区机组,确定为锦西电厂一台机组加上溪洛渡电厂一台机组,并且每轮次切机量不超过2GW.
国家电力调度通信中心召开了专题研讨会后,认可了本文提出的适应大规模直流输电的四川电网高频切机方案优化调整原则.此外,四川电网根据国家电网调度通信中心的意见,重新调整高频切机方案,具体如表2所示.
四川电网最终高频切机方案的各轮次动作延时仍为0.5s,各轮次的切机量不超过2GW,6轮总计切机量约为9.67GW.
4高频切机方案校核
确定四川电网最终高频切机方案后,需要对任一特高压直流闭锁故障进行校核.选取复奉和宾金为例,故障形式为双极闭锁,直流极控0.3s切除滤波电容器,直流稳控装置拒动,故障后的系统频率曲线如图6所示.
计算结果表明,复奉直流双极闭锁故障,川渝电网稳定运行,四川电网高频切机动作两轮,共计切除2.05GW机组,四川电网最高频率升高至51.2Hz,最低频率49.8Hz,恢复频率为50.1Hz.宾金直流双极闭锁故障,川渝电网稳定运行,四川电网高频切机动作两轮,共计切除3.93GW机组,最高频率51.4Hz,最低频率49.7Hz,恢复频率为50.0Hz.
5结语
“十二五”期间,四川省三回特高压直流输电线路相继投产,直流满功率送出方式下若发生任一单回直流双极闭锁稳控拒动故障,均将导致渝鄂断面失步解列,川渝电网孤立运行频率升高.本文计算结果表明,四川电网原有高频切机方案已不能适应多回特高压直流投运的新形势,因此基于原有高频方案,结合避免误切机组、防控单回直流双极闭锁故障、单轮切机量不宜超过2GW和宜切除直流近区机组等配置原则,在第1轮中增加了锦西和溪洛渡各一台机组,重新调整并校核了四川电网切机方案,研究结论已得到实际应用,切机定值已下发至机组,应用效果较好,为多回特高压直流满功率安全稳定送出提供了重要技术支撑.
