特高压直流投产后东北电网频率稳定问题研究

扎鲁特-青州±800 kV特高压直流输电工程的投运使东北电网的频率稳定特性发生了重大变化,特高压直流闭锁带来了系统高频稳定破坏风险。对此,应用电力系统分析软件PSASP对东北电网系统频率特性进行研究,分析频率特性的影响因素。选取东北电网典型潮流,对直流故障后系统可能出现的高频问题进行研究计算;对系统高频问题采取的控制措施及需要的控制量进行研究;提出了应对高频稳定问题的三道防线及综合控制策略,并给出提高东北电网频率稳定的建议性措施。     

直流紧急功率支援用于第三道防线的研究

直流系统参与安全稳定控制的研究与应用仍局限于属于第一道防线的预防控制和属于第二道防线的紧急控制,挖掘应用直流系统的运行特性和调控能力是提高交直流电网安全稳定水平的重要技术途径。提出将直流系统具有的紧急功率支援能力作为第三道防线候选控制手段的理念,与常用的低频减载/高频切机等措施协调配合,防止系统崩溃;在监测到电网发生频率低/高异常变化时启动利用直流紧急功率支援功能,从而减少切负荷/机组的控制量。从整定计算和控制装置两个方面,阐述实现直流紧急功率支援参与第三道防线中频率异常控制的初步方案。用实际电网的数据仿真分析直流紧急功率支援参与第三道防线取得的有益效果。联系第三道防线发挥作用的时机特点和直流系统运行控制特性,讨论将直流紧急功率支援作为第三道防线措施应注意的问题,对于构筑技术手段更为丰富的电网安全稳定第三道防线,具有重要参考价值。     

异步联网后云南电网直流闭锁故障稳定特性及控制措施

与主网异步联网后,云南电网独立运行,其系统容量小、抗扰动能力差的特性凸显,直流极闭锁后存在功角稳定及频率稳定问题。对此,研究了异步联网后云南境内直流闭锁故障控制措施。因云南电网与主网异步联网后系统特性发生重大变化,原有直流闭锁故障控制措施不再适用。仿真分析在直流过负荷能力范围内利用直流调制及相应控制措施解决直流闭锁故障后的稳定问题,并对高频切机及直流过负荷能力适应性进行校核。     

直流闭锁故障对云南异步联网频率稳定影响研究

云南电网异步联网后,直流闭锁故障对电网频率稳定的影响将成为影响电网运行安全的主要因素。文章结合云南电网异步联网运行特性,通过电网典型运行方式分析了不同直流故障对电网频率稳定的影响,校核了电网安全防线的适应性,展现了云南异步联网后的频率稳定问题。     

一种送端电网单回直流极限承载能力评估方法

大容量特高压直流输电技术为送端电网清洁电能的远距离跨区消纳提供了有效手段,但随着直流馈出数量和容量的增加,“强直弱交”矛盾凸显,直流闭锁故障后的频率稳定问题会对送端电网造成较大威胁,制约送端电网直流馈出能力的进一步提升。为有效量化送端电网直流极限馈出能力、辅助评判目标网架适应性,提出了一种计及频率稳定约束的单回直流极限馈出能力评估方法。首先,对大容量直流双极闭锁场景下送端电网的频率稳定特性进行分析,构建暂态频率指标与直流闭锁量之间的解析表达式。进而,协同考虑稳控切机和直流紧急功率支援等电网第二道防线紧急控制措施,评估频率稳定约束下送端电网可承载的单回直流极限馈出容量。最后,基于四川省电网2030年规划系统进行算例分析,结合BPA软件仿真验证所提方法的有效性。     

基于准东—皖南特高压直流投运后哈郑直流安全稳定控制措施的研究

针对准东-皖南特高压直流规划建设后,根据当前新疆电网的情况,研究哈郑直流闭锁故障直流安全稳定控制措施的可行性,分析直流闭锁故障情况下切机措施的可行性。分析直流闭锁故障情况下切机措施引起的潮流转移、新能源脱网、第3道防线动作等潜在风险,提出了安全稳定控制措施的优化协调方案。对研究疆电外送,提高新疆电网安全稳定运行有实际意义。     

对于准东—皖南特高压直流投运后哈郑直流安全稳定控制措施的思考

结合新疆十三五电网规划目标,研究了准东-皖南特高压直流投运后对当前哈郑直流安全稳定控制措施的影响。针对哈郑直流闭锁故障,研究了基于直流功率紧急调制的协调控制策略应用于哈郑直流安全稳定控制措施的可行性,并对直流闭锁故障情况下切机措施引起的潮流转移、新能源脱网、第三道防线动作等潜在风险,提出了安全稳定控制措施的优化协调方案。分析表明,准东-皖南特高压直流投运后,哈郑直流采用功率紧急调制的协调控制策略能够减少新疆电网内部的切机量,进一步减少直流闭锁故障对新疆电网的冲击,提高电网安全稳定运行水平。     

面向风火打捆的特高压直流输电工程弱送端强直弱交耦合特性研究

哈郑特高压直流是我国首个大容量风火打捆直流外送工程,送端电网存在多种安全稳定问题。分析了直流运行特性,提出了过渡期联网运行和孤岛运行的条件。研究了弱送端电网不平衡功率分配特性,为故障后保障重要交流通道安全稳定控制策略的制定奠定了基础。研究了特高压直流输电系统与750 k V交流电网耦合特性,指出配套火电的投运将使吐哈断面稳定问题由动态稳定转变为暂态稳定,二通道同时存在电压大幅波动和暂态稳定问题,给出了故障约束下特高压直流与二通道输电能力。分析了直流对青藏直流及藏中电网频率稳定的影响规律,研究了风火不同比例下直流故障引起的电压波动问题,为西北电网的运行控制提供了参考依据。     

南方电网同步运行网架向异步运行网架的转变研究

研究论证了南方电网同步运行网架向异步运行网架转变的必要性和可行性,指出云南电网与南网主网实施异步联网,可有效化解南方交直流同步运行电网中多回直流极闭锁等复杂故障引起的系统失稳风险,显著提升南网主网功角稳定性。同时,建立预防频率失稳的三道技术防线,即直流输电频率限制控制与发电机组调速器、响应故障事件的集中式切机、响应频率变化的分布式多轮次切机,可保障异步联网后云南电网的频率稳定性。此外,分析了实现云南异步联网的两个直流集中馈入弱交流系统引发的换流站无功补偿小组容量小数量多的问题,以及交流故障后直流振荡闭锁的问题,提出了综合应用静止同步补偿器(static synchronous compensator,STATCOM)、串联补偿、柔性直流和常规直流相结合的解决措施。     

多特高压直流参与受端“强直弱交”电网安全防线的协调控制技术

特高压直流以其快速、灵活的调控特点成为电网运行中有效的控制手段,结合实际电网,研究特高压直流控制在电网安全防御的作用及功能尤其必要。结合中国典型的受端电网“强直弱交”实际场景,仿真分析了强直流冲击弱交流的安全稳定风险,提出了应对直流闭锁风险的特高压直流参与受端电网三道安全防线的控制策略,包括：特高压直流功率预控;特高压直流与切负荷等安控的紧急协调控制策略;弱交流通道解列后特高压直流与低频减载的协调配合策略等。仿真验证了受端电网的直流闭锁冲击特性及直流参与安控防线策略的合理性。     

适应多回特高压直流的四川电网高频切机优化

四川电网锦苏、复奉和宾金三回特高压直流输电线路相继投产后,若任一直流工程发生双极闭锁稳控拒动故障,大量盈余功率转移将导致渝鄂输电断面失步解列装置动作,川渝电网孤立运行。由于四川电网原有高频切机方案切机量不足以及切除机组选择不当,将引发川渝电网高频问题且失去稳定。对此,针对多回特高压直流投运新形势,提出的高频切机方案配置原则包括:应避免特高压直流发生换相失败期间和线路故障再启动成功后误切机组;高频切机防控故障应限于单回直流故障;为避免过切机组,每轮次切机量不宜过大;直流闭锁引发的高频问题,应该由直流配套电源来解决等。最后,重新配置并校核了高频切机方案,研究结论已得到实际应用,切机定值已下发至机组,应用效果良好。     

强直弱交区域互联大电网运行控制技术与分析

结合华中西南电网运行实际,提出在特高压工程建设过渡期系统强直弱交背景下,区域互联大电网的主要运行风险和控制措施。首先阐述了华中西南电网的强直弱交、直流送受并重的结构特征,分析了华中西南强直弱交区域互联大电网的主要安全风险,包括特高压交流联络线功率波动、特高压直流故障、直流受端交流系统故障和送端500 k V交流系统故障,对比了交直流故障影响。最后,针对当前的运行风险,提出防控措施,主要包括运行方式预控、配置和优化安全控制措施、优化电网第三道防线等。     

特高压交直流接入对江西电网暂态稳定的影响分析

雅中特高压直流及华中特高压交流环网接入江西电网后,电网特性发生根本性变化,暂态稳定约束成为江西电网运行及控制主要约束条件。深入研究交直流混联背景下江西电网暂态稳定水平及其影响因素具有现实指导意义。基于PSASP程序建立江西电网220 kV以上交流系统及±800 kV分层直流模型,仿真分析了直流系统典型故障、直流近区交流系统典型故障及交流环网对电网暂态稳定的影响。提出了提升暂态稳定水平的控制策略及应对措施,为特高压入赣后电网安全稳定运行奠定了基础。     

特高压电网对福建电网安全稳定影响研究

分析了交、直流特高压电网对福建电网安全稳定的影响,研究了特高压交流电网、特高压直流系统发生故障时福建电网的安全稳定性以及受端换流站附近交流电网单一或严重故障对直流系统的影响及系统安全稳定水平。分析了特高压电网对福建电网短路电流和无功补偿的影响以及1 000 kV/500 kV电磁环网的解环等问题。结果表明：大容量直流输电系统单极/双极闭锁后主要问题是引起局部500 kV网架过载;交流特高压线路单一乃至个别多重故障情况下福建电网均能保持稳定运行。福建电网具有较大的抗扰动能力。     

风电对孤立电网第三道防线的影响

通过对实际系统建立模型并仿真,分析了风电并网后对孤立电网第三道防线高频切机和低频减载装置动作情况。结果表明风电接入电网后,不可避免地会过切造成系统失稳情况,系统原有的高频切机和低频减载方案已不适合。提出将风电机组高频/低频保护与孤立电网第三道防线建设合理配置方案,对于保证故障后孤立电网第三道防线可靠运行有着重要的现实意义。     

异步互联格局下川渝送端电网的频率稳定特性与控制策略

川渝电网与三华电网、西北电网异步互联后,大容量特高压直流输电系统(ultra high voltage direct current,UHVDC)一旦发生双极闭锁故障,会造成川渝送端电网的巨大功率盈余,导致系统频率急剧升高甚至诱发频率失稳、系统解列等重大安全事故。因此,迫切需要研究异步互联格局下,直流闭锁故障对川渝送端电网频率稳定的影响及其控制策略。该文基于异步互联后川渝送端电网2020年大方式运行数据,考虑送端系统一次调频特性,研究了任一回大容量特高压直流通道(向家坝—上海、宜宾—金华、锦屏—苏州、雅中—江西)发生单极闭锁或双极闭锁故障后川渝送端电网的频率稳定特性。为保障频率稳定,提出了相应的直流调制、稳控切机及协调控制等策略。仿真结果验证了所提稳定控制策略的有效性。     

南方电网连锁故障大扰动及应对措施

南方电网大容量、远距离、交直流并联送电,结构性稳定问题十分突出。基于南方电网的特点和运行经验,分析了南方电网目前主要面临的4类连锁故障风险:特高压、高压直流双极闭锁扰动引发的连锁故障风险,极端天气导致的多重线路故障风险,主设备故障叠加继电保护隐性障碍引发的多元件跳闸风险和低频振荡引发的连锁故障风险;提出了三道防线协同配合防御策略,以及在线安全稳定控制技术、基于WAMS的稳定控制技术、RTDS大规模电网仿真技术和直流孤岛运行技术等新技术研发方向。     

云广特高压直流送端谐波不稳定问题研究

云南-广东特高压直流嵌入交流系统运行,将使送端云南电网面临诸多挑战。文章首先介绍送端云南电网的特点,然后应用电磁暂态仿真程序PSCAD/EMTDC对2010年云广特高压直流送端的谐波不稳定问题进行研究。进行了频率扫描分析、故障激发试验和谐波注入分析,仿真结果表明,除极个别运行方式外,系统不存在发生谐波不稳定的可能。     

异步联网后云南电网的稳定特性与控制措施

与主网异步联网后云南电网独立运行,系统容量小、抗扰动能力差的特性凸显,直流极闭锁后存在功角稳定及系统高频等稳定问题,大机组跳闸存在低频问题。对异步联网后云南电网的稳定特性尤其是频率稳定特性进行了分析,通过仿真对五种稳定控制措施组合的效果进行了对比分析和评估,最后提出了高频问题通过稳控切机+FLC配合解决,低频问题通过FLC减少直流功率或切负荷解决的控制方案。     

送端弱系统对特高压直流工程调试和运行的影响

特高压直流系统输送容量大、无功消耗大、控制复杂,而弱送端系统网架和电源构成简单,直流故障或扰动给电网运行控制带来诸多问题,分析特高压直流工程弱送端系统在电网安全稳定运行、直流启动与功率升降、过电压、机网协调等方面诸多问题,给出了相应的控制策略,并结合复奉特高压直流工程系统调试情况提出了弱送端系统特高压直流工程调试项目优化、电网运行方式和稳定控制措施、电压/无功控制、直流线路保护配置等方面需注意的问题及相应控制措施,同时分析了在特高压直流工程弱送端系统运行时的一些其他现象,文中结论对特高压直流工程规划、建设和运行具有一定的指导意义。