基于换流站无功 /电压控制策略的地区电网电压稳定分析

张忠华,吴晓蓉,王 颖

(东北电力设计院,长春 130021)

近年来,高压及特高压直流输电技术在国内外应用十分广泛,包括远距离、大容量架空输电工程、背靠背直流联网工程等。直流输电也在我国西电东送、全国联网工程中起着关键作用[1-2]。

对于直流换流站,换流器在运行中要消耗大量的无功功率,额定条件下运行时换流器消耗的无功功率约为直流功率的30%～ 60%[3]。目前,已经投运和在建的高压及特高压直流换流站中均配置了无功单元,以补偿换流器在运行中消耗的无功。换流站无功单元一般包括交流滤波器、并联电容器和并联电抗器等不同类型。

为保证换流器的安全可靠运行,需保证无功功率的供给,但无功功率过剩或不足将直接造成交流侧电压的不稳定,严重时危及整个交、直流系统的安全运行[4]。实际工程中,换流站通常通过预先设定的无功控制策略或过电压保护策略投切无功单元以保证站内的无功交换和交流母线电压在一定范围内。

文献[5]～ [8]对于换流站中无功单元的容量配置、控制策略、功能设计、实现方式等进行了深入研究,但其研究更多关注于换流站的直流控制和无功系统配置本身。本文则重点从换流站接入系统的角度出发,利用 PSASP仿真软件研究分析换流站接入某地区电网后,其无功 /电压控制策略对地区电网的影响,特别是对地区电网电压稳定的影响,并针对存在的电压稳定问题,提出有效的安全稳定控制措施及建议。

1 换流站无功及电压控制策略

1．1 换流站无功控制策略

换流站无功功率控制及策略是集成在控制系统内的一个功能,由多个子功能组成,每个子功能按照预先设定的优先级和判据条件实现其特定的控制功能。某个子功能发出的投切指令必须在与更高优先级的子功能的控制要求不产生冲突时才能被有效执行。通过各个子功能的有机配合,达到优化的控制效果,并满足系统运行的基本滤波要求、交流电压和无功交换限制等边界条件。

换流站中无功的投切一般按优先级排序,按照优先级 l最高,优先级 5最低的顺序,换流站无功控制策略见表1。

表1 无功投切优先级及控制策略

1．1．1 绝对最小滤波器组控制

绝对最小滤波器组控制策略在无功控制中处于最高的优先级,其功能是保证换流站具备最基本的滤波条件。控制功能按照预先确定的滤波器的类型选择投入绝对最小滤波器组,并对绝对最小滤波器组条件进行监视。在判断其他优先级无功控制策略提出切除无功单元的请求,而切除后可能造成绝对最小滤波器组条件不满足时,控制功能将闭锁切除操作的执行。

1．1．2 最高电压限制

最高电压限制功能在绝对最小滤波器组控制之后处于无功控制的第二优先级,用以保证在直流系统的运行过程中与换流站相连的交流系统电压不超过其最大和最小限制值。如果在一段预定的时间内电压水平超过了最大限制,将在满足绝对最小滤波器要求的前提下,通过持续切除滤波器来限制电压的进一步升高,在保护允许的范围内保持稳态交流电压水平。

1．1．3 最大无功交换限制

最大无功交换限制通过监视运行情况,根据无功交换值限制投入系统的滤波器和并联电容器组数,通过限制投入的无功功率来改善系统运行情况变化时的系统电压。计算出输出到交流系统的无功功率后,选取下一个要投入的滤波器,与预先设定的无功功率限值QN进行比较,如果QN大于要投入的滤波器容量,该滤波器就会被允许投人。如果输出到交流系统的无功功率大于无功功率限值QN,就会产生一个切除一组滤波器的指令。

1．1．4 最小滤波器组控制

最小滤波器组控制功能以系统是否满足换流站的滤波特性为判据,对最小滤波器组的投切进行控制。根据换流站整流 /逆变运行状态和直流输送功率,计算出满足谐波滤波性能所需投入的滤波器组的最小数量和类型。当滤波条件不满足时选择符合类型要求的滤波器组并发出投入指令。但滤波器是否能够投入,是由更高优先级的无功控制子功能所设定的无功与电压条件限制。同时当低优先级的无功 /电压控制判据对滤波器组的切除将造成不满足最小滤波器组条件时,最小滤波器组控制功功能将限制切除滤波器的操作。

1．1．5 无功 /电压判据的无功控制

无功 /电压判据的无功控制模式用来控制与交流电网交换的无功功率,交换功率应该尽量接近预设的目标值,在目标值附近设置一个合适的死区值,死区值大于最大容量的一组滤波器的一半容量以避免重复投切,否则会造成频繁投切滤波器。

最高电压限制模式的输入为交流系统的实际电压U和参考电压Ur,最高电压限制对两者进行比较并发出无功单元的投切命令,控制换流站交流母线电压变化处于设定的Ur±ΔU范围之内。在与换流站相连的交流系统结构比较弱的情况下,无功的增减都将显著引起交流系统的电压波动,所以弱交流系统一般选择最高电压限制模式,以便通过无功单元的投切对系统电压的波动进行更为直接和有效的限制。

1．2 换流站电压控制策略

为保持换流站交流侧的电压稳定,防止过电压对系统和设备造成冲击,换流站通常会采取过电压控制策略,典型换流站中过电压控制策略如表2所示。随着过电压出现幅值的不同,滤波器的切除策略随之调整。

一般情况下,直流系统的调制速率为 0～9999 MW/s连续可调。当直流控制系统接收到直流调制指令时,会在很短的时间内完成直流调制过程。以直流调制速率3000 MW/s、回降600 MW功率为例,直流控制系统将在200 ms内完成直流回降。直流功率在如此短的时间内发生变化,无功单元来不及投切,系统过电压幅值很高,直流控制系统将依据表2所示的电压控制策略投切无功单元,以维持系统的电压稳定。虽然按表2中的过电压控制策略能够保证换流站内的电压保持稳定,避免设备受到高压损害,但却对所在地区电网的电压稳定带来较大的影响。

当直流本身故障导致换流器闭锁或收到其他系统(如安全控制系统)的闭锁信号时,直流控制保护系统判断故障类型,完成闭锁并切除滤波器。对于直流闭锁后切除滤波器的方式,可按照过电压控制策略逐步予以切除,也可以采取闭锁后快切全部滤波器的措施,即直流控制系统在完成闭锁的同时切除投入运行的全部滤波器,全部过程约 100 ms。

表2 换流站过电压控制策略

2 仿真分析

根据电网安全稳定相关导则[9-11]的要求,对某地区换流站接入系统后的电压稳定情况进行仿真计算。仿真计算采用电力系统分析综合程序(PSASP 6．28),电压稳定仿真过程采用前述的无功及电压控制策略。

2．1 系统条件

某地区新建 500 kV直流背靠背换流站,各自经1回500kV线路连接 A、B电网。换流站 A网侧装设1组联络变压器与地区 220 kV系统相连,地区 220 kV电网为长约 1100 km的单线大环网结构,且无大电源接入。

2．2 换流站无功配置

换流站 A网侧交流滤波器及并联电容器分为 2大组,每个大组包括 5小组,每小组额定容量为50 Mvar。换流站联变35 kV侧装设1组静止无功补偿装置 (SVC),调节范围为-64 Mvar(感性)～100 Mvar(容性),SVC控制目标为换流站 220 kV母线电压,控制目标值为(225± 1)kV。换流站A网侧无功补偿系统接线示意图如图 1所示。图中HP12/24为12次和24次谐波滤波器,HP3为3次谐波滤波器,SC为并联电容器。该换流站中绝对最小滤波器组数与直流输送功率之间的对应关系如表3所示。

图1 换流站A网侧无功补偿系统示意图

表3 绝对最小滤波器组数与直流输送功率之间对应关系

2．3 稳态分析

表4是在系统稳态条件下,当换流站输送不同直流功率时,通过站内无功单元的投切和 SVC出力的调整,系统的稳态电压变化情况。

从表4可以看出,随着直流输送功率的下降,投入运行的无功单元逐步达到直流运行的最小滤波器组。当直流输送功率达到200 MW时,在直流运行最小滤波器组(2组)的条件限制下,尽管 SVC已经提供了最大的感性无功,但换流站500 kV母线电压已达到549．1 kV。如果直流功率进一步降低,则换流站500 kV母线电压将超过550 kV,超出电气设备的电压耐受水平。

出现上述状况的主要原因是由于地区 220 kV系统网架为长距离大环网结构,比较薄弱,缺乏大电源提供无功支撑,地区电压无功调整较为困难。同时由于直流运行对最小滤波器组数提出要求,使得换流站的最小直流输送功率受到一定的限制。

2．4 暂态分析

在换流站直流功率满输送的方式下,不同元件故障时的系统暂态电压稳定情况以及相应控制措施和效果如表5所示,主要结论如下：

表4 不同直流功率条件下系统电压情况

表5 不同元件故障方式下系统电压稳定情况

图2 直流闭锁、分级切除滤波器

图3 直流闭锁、快切全部滤波器

图4 500kV出线故障

图5 500kV出线故障、回降直流

图6 500kV出线故障、闭锁直流

图7 500kV联络变压器故障

图8 500kV联络变压器故障、回降直流

图9 220kV单回出线故障

图10 220kV双回出线跨线故障

图11 220kV双回出线跨线故障、回降直流

a．当直流换流器本身发生故障闭锁时,无论采取何种切除滤波器的控制措施,系统电压均能够保持稳定运行;但分级切除滤波器电压回降较慢,而快切全部滤波器则能够在最短的时间内降低交流系统电压。

b．当 500 kV出线发生故障时,对系统冲击较大,采取回降直流功率、分级切除滤波器的措施,不能使系统电压保持稳定运行,必须采取闭锁直流、快切全部滤波器的控制措施。

c．当500 kV联络变压器发生故障时,对系统冲击相对较小,通过采取回降直流功率、分级切除滤波器或闭锁直流、快切全部滤波器的措施,均能够使系统电压保持稳定运行。

d．当220 kV单回出线发生故障时,不需要采取控制措施,系统电压能够保持稳定;但当220 kV双回出线发生跨线故障时,需要采取回降直流功率、分级切除滤波器的措施以保持系统电压稳定。

3 建议采取的控制措施

结合前述安全稳定计算分析结论,由于换流站所接入的地区电网较为特殊,无功调整较为困难,在换流站既定的无功和电压控制策略条件下,某些方式下系统仍存在电压稳定问题。针对换流站接入地区电网后存在的安全稳定问题,建议从运行方式、安全稳定控制装置配置、系统强化等多方面入手来保证系统的安全、稳定运行,主要措施及建议如下：

a．由于地区 220 kV交流系统与换流站联系较弱,无功变化对地区电网电压波动影响较大,因此,建议换流站无功控制选择最高电压控制模式。

b．运行方式上应保证直流输送的最小功率,避免因直流最小滤波器组数的限制而造成交流侧电压过高。

c．配置双重化的安全稳定控制装置,作为保证系统稳定运行的紧急控制措施,主要功能包括：检测直流输送功率及运行状态;检测 500 kV出线、联络变压器及220 kV出线的运行工况及故障信息(包括跨线故障);根据系统的运行状态、故障信息及预先制定的控制策略实现回降直流和闭锁直流。

d．当直流系统本身故障发生闭锁或者接收到安全稳定控制装置发出的闭锁信号时,建议采取快切全部滤波器的措施,以尽快降低交流系统电压。

e．为抑制直流小方式下交流系统母线电压过高,建议在换流站内增加配置一定容量的感性无功补偿装置,降低交流系统的稳态电压。

f．由于 500 kV出线和联络变压器均为单一元件,故障后造成地区电网网架结构变化较大,从而加重了对地区电网的冲击,建议通过扩建500 kV出线和联络变压器等措施,加强系统网架结构,减轻由于单一元件故障造成电网结构发生重大变化。

4 结束语

目前直流换流站建设过程中,往往重点关注对换流站本身直流设备、无功设备等方面的设计及研究,而忽略了换流站接入系统后对地区电网的影响,特别是直流输送功率、无功电压控制策略等。深入研究直流换流站无功配置及控制策略对地区电网的影响,有利于换流站接入系统后与地区电网相互适应和运行安全,对系统的安全、稳定运行具有重要的现实意义。

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