基于仿真分析的800kv特高壓直流輸電實(shí)時(shí)閉環(huán)仿真系統(tǒng)

基于仿真分析的800kv特高壓直流輸電實(shí)時(shí)閉環(huán)仿真系統(tǒng)

0送端孤島運(yùn)行方式為了節(jié)省能源走廊的資源，提高能源資源的利用率，中國(guó)開始建設(shè)高壓直流供電800kv?！笆晃濉逼陂g云南新增外送廣東的電力將通過新建的1回云南—廣東±800kV特高壓直流輸電線路送到負(fù)荷中心。云廣特高壓直流工程在2010年實(shí)現(xiàn)雙極投運(yùn)后，可能采用孤島運(yùn)行方式，即小灣電廠和金安橋電廠全部或部分機(jī)組通過500kV交流線路接入楚雄換流站，與云南主網(wǎng)架不進(jìn)行交流連接。孤島運(yùn)行方式下，系統(tǒng)運(yùn)行條件與聯(lián)網(wǎng)方式會(huì)有很大變化。目前世界上采用孤島運(yùn)行方式的直流工程都靠近發(fā)電站，而楚雄換流站與主要電源的距離在250km以上，因此，研究送端孤島運(yùn)行方式下系統(tǒng)的穩(wěn)定水平、交直流系統(tǒng)的相互影響、對(duì)直流控制保護(hù)的要求等問題，具有重要意義，可為今后類似的特高壓直流系統(tǒng)建設(shè)和運(yùn)行提供技術(shù)支持。本文利用實(shí)時(shí)數(shù)字仿真器(real-timedigitalsimulator,RTDS)和特高壓直流控制保護(hù)系統(tǒng)，建立了云南—廣東±800kV特高壓直流輸電閉環(huán)實(shí)時(shí)數(shù)字仿真模型，在此基礎(chǔ)上對(duì)孤島運(yùn)行方式下系統(tǒng)穩(wěn)定問題進(jìn)行研究，分析系統(tǒng)失穩(wěn)的原因，提出相應(yīng)的解決措施。1基于rtds的直流系統(tǒng)孤島運(yùn)行仿真RTDS是當(dāng)今優(yōu)秀的實(shí)時(shí)數(shù)字仿真系統(tǒng)之一，可用于控制保護(hù)設(shè)備的閉環(huán)測(cè)試、系統(tǒng)分析研究及仿真培訓(xùn)?；陔姶艜簯B(tài)數(shù)字仿真原理的RTDS能夠?qū)崟r(shí)詳細(xì)地模擬直流輸電系統(tǒng)，具備全面分析直流輸電系統(tǒng)特性的能力。采用實(shí)際特高壓直流控制保護(hù)系統(tǒng)參與的閉環(huán)控制仿真更貼近實(shí)際，仿真結(jié)果對(duì)實(shí)際工程更具參考價(jià)值。RTDS的基本組成部分稱為組(Rack)，Rack的數(shù)量決定了可仿真系統(tǒng)的規(guī)模。基于RTDS的云廣±800kV直流系統(tǒng)孤島運(yùn)行仿真模型如圖1所示，在本次建模中，共采用4個(gè)Rack：分別利用1個(gè)Rack模擬特高壓直流輸電系統(tǒng)整流側(cè)和逆變側(cè)一次電氣系統(tǒng)，2個(gè)Rack之間通過直流輸電線路連接；利用2個(gè)Rack分別搭建云廣特高壓直流送端系統(tǒng)小灣和金安橋電廠的機(jī)組及其出線，形成“八機(jī)四線”孤島運(yùn)行方式，受端廣東交流系統(tǒng)采用內(nèi)阻抗表示系統(tǒng)強(qiáng)度的等值電壓源模擬。RTDS通過接口板卡與實(shí)際控制保護(hù)系統(tǒng)直接相連，形成閉環(huán)控制，具體連接方式如圖2所示。2故障線路分析在我國(guó)±500kV直流輸電工程中，通常采用定功率控制方式運(yùn)行。對(duì)于云廣特高壓直流工程，在孤島運(yùn)行方式下，由于送端系統(tǒng)較弱，采用定功率控制方式運(yùn)行時(shí)，送端交流系統(tǒng)發(fā)生接地故障，可能會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)失穩(wěn)?，F(xiàn)以最嚴(yán)重的三相永久性短路故障為例進(jìn)行說(shuō)明，并據(jù)此提出相應(yīng)的穩(wěn)定控制策略。小灣至楚雄換流站500kV雙回交流線路中的1回線在楚雄側(cè)發(fā)生三相永久性短路故障，故障后0.1s兩側(cè)的主保護(hù)正確動(dòng)作，切除故障相，仿真結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，斷開故障線路后，送端交流系統(tǒng)電壓失穩(wěn)。具體分析如下：在交流系統(tǒng)發(fā)生故障后，換流站交流母線電壓降低，導(dǎo)致直流電壓下降，由于直流采用定功率控制，因此直流電流在直流控制系統(tǒng)的作用下迅速增加以維持直流功率的恒定，導(dǎo)致直流消耗的無(wú)功依然較大，而此時(shí)交流系統(tǒng)提供的無(wú)功嚴(yán)重不足，最終導(dǎo)致了交流系統(tǒng)電壓不斷降低，無(wú)功不平衡進(jìn)入惡性循環(huán)，系統(tǒng)交流電壓低于400kV不能恢復(fù)，系統(tǒng)電壓最終失穩(wěn)。由于楚雄換流站計(jì)劃安裝的靜止無(wú)功補(bǔ)償器(staticvarcompenstator,SVC)容量只有240Mvar，對(duì)系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生故障后的穩(wěn)定性影響較小，僅僅由于提供了一定的無(wú)功，使換流母線電壓略有提高。在直流定功率控制方式下，安裝SVC后，小灣出線楚雄站側(cè)三永故障后楚雄換流站母線電壓幅值較沒有安裝SVC時(shí)提高了10kV左右。3提高系統(tǒng)穩(wěn)定性的控制措施3.1直流孤島控制系統(tǒng)故障后直流延時(shí)1s降低直流功率可大大提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。在云廣直流孤島額定滿載運(yùn)行，直流定功率控制方式下，小灣電廠出線換流站側(cè)發(fā)生三相永久性故障，故障發(fā)生后延時(shí)1s降低直流功率100MW，系統(tǒng)維持穩(wěn)定，云廣直流輸電系統(tǒng)的主要電氣量變化軌跡如圖4所示。3.2s內(nèi)快速投出流動(dòng)在云廣直流孤島雙極額定功率運(yùn)行、直流定功率控制方式下，采用直流控制系統(tǒng)的交流濾波器/補(bǔ)償電容器組的快投策略，可實(shí)現(xiàn)在故障后2s內(nèi)快速投入剩余的3組交流濾波器。仿真表明，該策略可有效提高系統(tǒng)故障后的穩(wěn)定性，防止系統(tǒng)電壓失穩(wěn)。在云廣直流孤島運(yùn)行、定功率控制方式下，采用交流濾波器/補(bǔ)償電容器組的快投策略，小灣電廠出線換流站側(cè)發(fā)生三相永久性故障，系統(tǒng)維持穩(wěn)定，云廣直流輸電系統(tǒng)的主要電氣量變化軌跡如圖5所示。3.3電路治療參數(shù)對(duì)svc容性無(wú)功容量的影響為了研究SVC容性容量對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響，恒定投入SVC的高通三次諧波濾波器組(容量為120Mvar)，并使SVC的晶閘管控制電抗器(thyristorcontrolledreactor,TCR)穩(wěn)態(tài)觸發(fā)角為110°左右，故障后可以盡可能發(fā)揮SVC-TCR儲(chǔ)存的無(wú)功，通過改變SVC無(wú)功補(bǔ)償電容器的容量來(lái)研究SVC容性無(wú)功容量對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。圖6是送端“八機(jī)四線”孤島運(yùn)行方式下，直流采用定功率控制、輸送功率為5000MW、小灣電廠單回出線換流站側(cè)發(fā)生三相永久性故障、設(shè)置SVC補(bǔ)償電容器組容量分別為120、240和360Mvar，并在故障500ms后迅速投入SVC補(bǔ)償電容器組時(shí)，系統(tǒng)換流母線電壓和直流輸送功率的軌跡圖。由圖6可見，故障后快速投入SVC固定補(bǔ)償電容器組可提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性，且SVC的容性容量越大，越利于系統(tǒng)電壓的恢復(fù)。4系統(tǒng)故障失穩(wěn)后穩(wěn)定性1）云廣特高壓直流送端“八機(jī)四線”孤島運(yùn)行方式下，當(dāng)直流運(yùn)行采用定功率控制方式，送端一回交流線三永故障時(shí)，由于故障導(dǎo)致電壓降低，直流控制系統(tǒng)試圖通過增大直流電流去維持功率恒定，導(dǎo)致無(wú)功嚴(yán)重不平衡，系統(tǒng)有可能失去電壓穩(wěn)定性。2）系統(tǒng)故障失穩(wěn)后，采用延時(shí)1s快速降低100MW直流功率的策略或快投交流濾波器/補(bǔ)償