交直流大电网（精选八篇）
交直流大电网 篇1
自2003年美加8.14大停电事故发生以来, 在世界范围内发生了多起大面积停电事故, 严重影响了当地社会的正常生活, 并造成了巨大的经济损失。这引起国内外学术界和工程界人士对于大停电事故经验教训的反思和研究。大电网安全性评估的系统复杂性理论与分析方法的研究成果表明:大停电事故通常是由一系列复杂的联锁故障造成, 大停电规模与频率间满足幂律 (power law) 关系, 大停电事故发生的概率虽小, 但产生的风险不容忽视。
电网大停电事故按技术性质可分为系统失去同步运行稳定、电压崩溃与频率崩溃3类。除了简单的电压崩溃和频率崩溃事故外, 几乎所有的电网大停电事故, 无不伴随着严重的电网振荡现象。尽管采取了许多预防措施和紧急控制措施, 电网失步振荡的事件较少出现, 但是, 在实际的电力系统运行中, 由于不可预知的多重故障或事件的叠加, 电力系统失步振荡的发生不是不可避免。这是世界上各国电力系统长期的实践所证明的, 不以人们的意志为转移的一条客观规律。
广域量测系统WAMS和同步相量测量单元PMU的应用以及电力通信技术的进步, 使得开发基于广域信息的新型解列控制系统成为可能。一些专家近年提出了可控解列、主动解列、自适应解列、综合解列系统等新思想。研究新型解列控制技术对于满足特/超高压交直流互联大电网解列控制的需要, 完善电力系统第三道防线, 保障电网安全稳定运行具有重要意义。
1 国内外研究现状与分析
新型解列控制的核心思想是构建一个基于广域动态信息和通信技术、自适应捕捉失步解列断面、集中协调各失步解列装置的新型解列控制系统。基于联络线两侧的PMU量测信息可以直观判定振荡中心是否落在联络线上, 但受联络线两侧等值电势源幅值和相角的影响振荡中心会偏移, 甚至偏移到等值电势源内部。由于无功功率反映了振荡过程中联络线两侧的电压波动, 因此基于一个失步振荡周期中对双端或多端无功功率的积分, 通过光纤纵 (互) 联比较积分大小, 也可判断出失步中心所在的一组联络线且预测失步中心的移动方向。但上述研究基于系统两群振荡模式并采用了两机等值系统, 适用于振荡中心落在联络线的情况。
如何自适应确定解列断面是新型解列控制研究的重点。文献[8]提出根据机组同调性和扰动后的临界机群来确定解列断面。该文献提出计算系统特征值和模态分析识别弱连接的决策空间筛选方法, 以及基于有序二元决策图 (Ordered Binary Decision Diagrams, OBDD) 的解列断面搜索算法。文献基于调度分区和同调分群将一个互联大系统划分失稳区和剩余区, 根据节点邻接关系搜索失稳区边界子区域的外层节点与剩余区之间的联络线作为解列断面。但将失稳区合并以及解列断面选择在失稳区和剩余区之间的联络线, 是否有利于解列后各电气孤岛的稳定运行, 将失稳区之间解列, 部分失稳区和剩余区合并, 这种解列控制是否更有利于系统恢复, 这些问题的解决还有待于系统失步振荡和再同步机理上的进一步深入研究。该文献针对系统失稳模式提出解列面快速搜索的多级收缩图分割算法, 指出同一故障下的振荡中心割集并不一定是断面功率最小的解列割集, 按其中任何一个断面解列后, 系统都不再进一步失步。但为了解列后各孤立系统的运行可接受性, 在功率最小断面上解列需要的后续控制量较少。该文献通过对大规模电网的失步仿真研究发现, 当系统失步时失步机群可能会呈现为主要失步机群和次要失步机群2种失步模式, 通过捕捉振荡中心寻找解列断面的方法未必能够将次要失步机群合理分布。
解列后保持各电气孤岛内的同步稳定运行是实施解列控制的目的。现有研究认为, 应该借助切机、低频减载、低压减载等辅助措施保证解列后各电气孤岛内的同步稳定运行, 从而尽快实现全系统恢复。文献在研究南方电网2007年运行方式时发现:部分多重严重故障 (如多回直流同时闭锁) 情况下电压跌落可能较快, 大部分低压减载装置被du/dt闭锁, 导致低压减载装置不能动作, 将引发电压崩溃, 失步解列装置因判不出整定的失步振荡周期次数而不会动作;若此时南方电网的低压减载装置先动作, 振荡中心将落在两广断面, 但失步解列装置装设地点的最低电压值将抬高过多, 仍然可能导致失步解列装置不动作。这实质上涉及到复杂大电网振荡中心迁移问题以及解列装置与低频低压减载装置的协调配合问题。
对于复杂大电网, 多个解列装置的协调配合和动作时序是一个重要问题。文献[9]通过对含多个失步断面彼此相邻的复杂电网研究发现, 如若整定不当, 基于就地量的传统解列装置存在无序解列的潜在风险。目前的协调配合方法有:通过低电压判据 (0.5~0.6pu) 确定装置保护区域;利用不同失步周期数获得装置选择性;利用通信技术实现协调配合。新型解列控制技术在体系结构上就具有利用通信技术协调多个解列装置的突出优点。在解列时机方面, 解列可以分为由故障驱动的预测型解列和由轨迹驱动的失步解列, 解列决策时必须计及随机性的影响, 兼顾解列措施的控制代价和发生概率, 协调优化故障解列与失步解列。现有的各种失步解列装置在系统发生失步后能及时有效地采取相应措施, 但对于系统的同步振荡却无能为力, SCS-500L功率振荡解列装置可用于电力系统稳定控制。
文献提出大规模电网解列控制可行性问题, 认为同调约束是解列可行性的关键约束, 认为时间尺度差异性大、机群模式显著、在拓扑上大到足够形成单体存活的孤岛, 是衡量系统是否具备可解列性的3项关键指标。
2 存在的问题
解列控制系统设计应当从系统角度出发, 根据广域信息动态识别失步机群, 确定解列时刻、解列地点以及各解列装置动作时序。查阅国内外文献资料可知, 可控解列、主动解列、自适应解列等概念是最近几年提出, 尚未形成系统的研究成果和工程应用, 还有大量的理论和技术问题有待深入研究, 突出表现在:
(1) 广域信息的应用过于理想化或简化。新型解列控制系统中广域信息的应用过于理想化, 如假设全网所有机组均装设PMU, 能基于广域实测受扰轨迹给出解列判据。实际上现场还有很多机组特别是小机组未装设PMU (一些小水电集中区域对电网振荡特性有较大影响, 不可忽略) , 出于经济性考虑, 未来也不可能在全网各点都装设PMU。要么对广域信息的应用过于简化, 如基于联络线两侧电动势相角差变化规律实际上只能应用于两群振荡模式, 适用于区域间联络线。考虑到复杂交直流大电网振荡中心的迁移和联锁故障的事先不确定性, 完全依靠有限PMU信息构建新型解列控制是不现实的。将有限的PMU信息和现有的EMS/SCADA相结合, 研究其信息融合分析技术以构建新型解列控制方是可行之道。
(2) 复杂交直流互联大电网的多频振荡机理和解列准则的研究不足。尽管认识到复杂交直流互联大电网多频振荡模式的存在, 当前新型解列控制的研究重点仍然集中于两群振荡解列模式。对于两群振荡模式, 传统的解列控制装置就能成功处理。新型解列控制技术应能处理多群 (频) 振荡模式。某些情况下不在振荡中心解列对电网是否更为有利?在判出系统失步后解列远方联系较弱的电网是否可行?在振荡中心割集与断面功率最小割集不一致时, 到底选择哪个解列断面?这些问题值得深入研究。在解列时机上, 对于交直流复杂大电网, 如能在失步的第一、二个周期内快速地将两个失步的部分解开, 事故的处理将比较简单, 如果没有将电网及时解列, 系统可能由两群振荡演变为复杂的多机群之间失步振荡, 导致事故扩大;而如果在系统失步之前预测解列或在失步振荡过程中任由发电机组或线路跳闸和解列, 则会导致不必要的解列或电网结构的不完整, 甚至电网四分五裂, 其结果仍然是大面积停电。如何保证解列时机、解列时序的可靠性与正确性, 这些问题的解决需要对多频振荡机理和解列准则进行进一步深入研究。
(3) 解列断面搜索算法上还存在选择性和快速性的问题, 基于两群振荡模式的解列断面搜索算法不能满足多频振荡解列控制的需要。
现有研究都认为解列断面搜索算法中考虑机组同调约束非常重要, 但其算法还难以满足交直流互联大电网在线应用的要求。计算特征值和特征向量以及基于慢同调识别系统弱联系需要较大的计算量和计算时间。对于复杂交直流互联大电网解列断面搜索算法, 需要研究在线识别同调机群的算法, 能识别多群振荡并引导解列空间搜索, 以解决搜索的选择性和快速性问题。
3 解决措施
针对上述问题, 提出一种新的智能解列控制技术思路:融合EMS/SCADA和PMU信息, 在线监测和快速识别同调机群, 将同调约束作为硬约束, 基于最小割集理论搜索同调机群间的联络断面作为解列断面候选集, 以割集断面功率之和最小为优化目标确定最优解列断面。其关键问题是找到一种能适应复杂交直流互联大电网的在线监测和快速识别同调机群的算法, 能识别多群振荡并引导解列断面的搜索。而基于Epsilon分解的发电机同调识别算法和人工智能、自学习算法相结合有望实现这一目标。
参考文献
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《特高压交直流电网》于北京首发 篇2
12月6日，特高压电网发展研讨会暨《特高压交直流电网》首发仪式在京举行。据一览电力英才网了解，该书由国家电网公司董事长、党组书记刘振亚编著，全面总结了我国在特高压电网建设方面所取得的研究成果、理论创新和工程实践，是我国特高压理论和实践创新的集大成之作，提出建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网是解决能源和电力发展深层次矛盾的治本之策，能够满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要。国家电网公司副总经理、党组成员、工会主席王敏主持会议并做总结发言。国家新闻出版广电总局出版管理司副司长王然评价《特高压交直流电网》一书是国内先进科技学术出版物的杰出代表之一，具有很高的学术价值。中国工程院院士杨奇逊认为，该书全面总结了我国特高压电网建设取得的成果，较好地回答了特高压电网在建设过程中遇到的各种战略研究问题。中国工程院院士、西安交通大学电气工程学院院长邱爱慈表示，该书展现了我国在特高压电网自主知识产权方面取得的成果。
中国机械工业联合会副会长蔡惟慈，中国科学技术协会学术部副部长刘兴平，中国电力（电力招聘）企业联合会党组成员兼秘书长王志轩，中国电机工程学会常务副理事长陈峰，华北电力大学校长刘吉臻，清华大学、上海交通大学、山东大学、浙江大学有关专家，中国西电集团公司、中国能源建设集团有限公司、中国电力建设集团有限公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司有关同志出席会议并发言。与会领导及专家一致认为，《特高压交直流电网》一书内容丰富、分析透彻、见解深刻，提出“以特高压为特征的大电网接入水电、风电、太阳能发电等电源，构建多能互补的配置平台，推动绿色、清洁能源大发展”的理念，对于科学制定电力和能源发展战略及政策，进一步做好电力和能源可持续发展工作，以及我国产学研协同创新机制建设，具有非常积极的作用。
《特高压交直流电网》全书分12章，共74万字，内容涵盖特高压交直流输电的电压等级选择、网架构建、系统特性、过电压与绝缘配合、电磁环境、设备研制、工程建设和技术应用等方面。该书从电网发展历程、现状和趋势入手，分析了特高压电网发展的历程，论述了交直流输电的技术特点及特高压交直流输电系统的优势，提出了中国特高压交直流电网构建设想及其论证分析，阐述了中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，总结了特高压工程技术应用经验和技术标准。
《特高压交直流电网》是《中国电力与能源》的姊妹篇，《中国电力与能源》从战略层面对我国能源电力发展做了深入系统阐述，《特高压交直流电网》则从技术层面提出了具体解决方案。这本著作是我国特高压持续创新、不断突破的真实记录，将为指导下一步建设好、运营好、管理好特高压电网发挥重要作用。
交直流大电网 篇3
关键词：接口修正方程,柔性直流,潮流计算,收敛性,扩展性
0 引言
随着电力电子技术的不断发展,柔性直流(VSC-HVDC)输电日益成为研究的热点[1,2,3,4]。柔性直流输电技术有功和无功功率控制灵活,易于构成多端网络,损耗低且能向无源系统供电,适用于分布式电源并网、大城市中心和偏远孤岛供电乃至异步电网互联等领域。从1997年世界首个实验性柔性直流工程投运至今,世界范围内欧洲、大洋洲、美洲、亚洲和非洲的16个国家均有柔性直流输电工程在建或投运。2011年7月投运的上海南汇柔性直流工程是中国也是亚洲首个柔性直流工程,之后国内又陆续投运了舟山、南澳多端柔性直流工程和厦门大容量柔性直流工程等多个项目[5,6,7]。
柔性直流输电的模型和仿真技术是目前的研究重点之一。含柔性直流的交直流系统潮流需要同时考虑交流电网潮流、直流网络潮流以及交直流电网之间的换流器潮流的求解。传统上解决这个问题主要有两种方法:一是基于原有交流程序扩展的交替求解法,优点是实现方便、扩展性好,缺点是存在交接误差,收敛性差、精度低,一些情况下可能引发潮流不收敛;二是联立交直流电网及换流器方程统一求解法,优点是收敛性好、精度高,缺点是不能综合利用已有的潮流程序,另外交直流电网耦合导致计算模型的扩展较困难。文献[8]以多端口网络理论和诺顿等值定理为基础,提出了一种新的电力系统多端直流潮流算法。文献[9]提出了一种计及直流变量约束条件的交替迭代潮流算法,但雅可比矩阵元素修改以及矩阵扩维需要大量的程序结构调整,并会对计算收敛性产生影响。文献[10]提出了一种适用于不同的直流电网控制方式的通用交直流交替迭代潮流计算方法。文献[11]将换相电抗电阻以及换流器有功功率消耗用换流变压器电阻附加增量模拟,以避免显著改变原潮流程序结构。文献[12]研究了含柔性直流的交直流混合系统潮流统一迭代求解算法。文献[13]提出的电压源型换流器多端直流/交流系统的潮流求解方法通过修正雅可比矩阵耦合变量改善收敛性。上述文献中算法均能达到各自仿真目的,但存在交替迭代或统一迭代求解算法固有的收敛性或扩展性问题。
为解决这一矛盾,本文提出了一种基于电网潮流接口修正方程的含柔性直流的大电网解耦潮流算法。该算法既保证了同联立求解法一致的收敛性,又实现了交直流电网潮流计算的解耦,便于兼容现有的计算程序及潮流模型的扩展。最后通过编程,在浙江舟山五端柔性直流实际算例上进行了仿真验证,通过与联立求解法及交替求解法计算结果综合对比,验证了本文方法的正确性和收敛性优势。
1 交直流混合电网潮流模型
1.1 换流器潮流模型
交直流电网的互联主要通过电压源型换流器来实现。换流器是连接交直流电网的关键设备,也是实现潮流控制的关键,其模型如图1所示。图中:Bf为并联滤波器的电纳;Gc为等效换流器损耗的电导;Bc为等效连接电纳;Us为换流器交流侧电压幅值;θ为换流器交流侧电压角度;Uc为换流器阀侧电压幅值;δ为换流器阀侧电压与换流器交流侧电压的角度差;Ps和Qs分别为换流器交流侧注入的有功和无功功率;Pc和Qc分别为换流器阀侧流出的有功和无功功率;pc为换流器注入直流线路的有功功率;ic为换流器注入直流线路电流;uc为换流器直流侧单极电压。
换流器的潮流方程主要包括换流器交流侧的有功平衡方程、无功平衡方程和直流侧的功率平衡方程,具体形式为:
式中:上标s和d分别表示交流侧和直流侧分量;Pc和Qc分别为换流器的交流有功功率和无功功率;Uc为换流器的交流电压;uc为换流器的直流电压;ic为换流器的直流电流;δ为换流器滞后角;Gc和Bc分别为换流器的电导和电纳矩阵;Bf为并联滤波器的电纳矩阵。
换流器潮流方程除上述功率方程外,还包括根据换流器控制方式确定的控制方程,如式(2)所示。
式中:上标uc_set,Ps_set,Qs_set,Us_set分别对应换流器定直流电压、定交流有功功率、定交流无功功率和定交流电压4种控制方式;Ccs为交流节点到换流器的转换矩阵;Yd为根据直流网络连接关系和线路导纳形成的节点导纳矩阵(形成方式与交流电网节点导纳矩阵类似);ud为直流电网节点电压;Qs为注入交流节点的无功功率。
1.2 直流电网潮流模型
直流电网的网络模型也分为节点和支路,直流电网的潮流变量主要是节点的电压和支路的电流。直流电网的潮流修正方程见式(3)。
式中:Pd为给定的直流节点注入功率。
1.3 交流电网潮流模型
交流电网的潮流模型主要包括有功修正方程和无功功率修正方程,其基本形式见式(4)[14]。
式中:U为交流电网节点电压幅值;θ为交流电网节点电压角度;Y为交流电网节点导纳矩阵;Csc为换流器到交流节点的转换矩阵;Ps为注入交流节点的有功功率;conj(·)表示求共轭函数。
2 基于接口修正方程的含柔性直流的解耦潮流计算方法
传统电网潮流计算在处理交直流混联电网时主要有两类方法:一是联立求解法,即将式(1)至式(4)联立起来采用牛顿法求解,该方法收敛性好,但需更新整个雅可比矩阵,调整或增加新模型及扩展都较困难;二是交替求解法,即在交流电网潮流计算时认为直流电网已收敛,在直流电网潮流计算时认为交流电网已收敛,交直流计算反复交替进行直至接口误差满足要求,其优点是可利用原有潮流程序,扩展方便,缺点是收敛性较差,某些情况易出现不收敛。
为综合上述两种方法的优点,本文基于接口修正方程技术[15],提出了一种潮流解耦计算方法,应用于含柔性直流的大电网潮流计算。方法的基本原理是,把换流器的交流侧和直流侧节点分裂开,从而形成换流器、交流网络和直流网络三个部分。每一次潮流迭代计算的过程中,以换流器为计算的根节点,交流网络和直流网络通过分裂节点处的接口修正方程来实现交替反复求解。迭代过程中三个部分之间传递的是变量及其修正量的线性关系,而不像传统交替求解法中仅传递接口变量。
交流网络与换流器通过边界节点注入换流器的有功和无功功率相联系,边界节点具有同样的交流电压。直流网络与换流器通过换流器注入直流网络的有功功率相联系,边界节点具有同样的直流电压。这是利用接口修正方程实现潮流计算解耦的原理。
2.1 交流电网接口修正方程
交流电网的潮流平衡方程包括有功功率方程和无功功率方程。对于连接换流器的接口母线的潮流方程,需考虑换流器对潮流平衡方程的影响。增加其注入交流电网的有功功率Pcs和无功功率Qcs为变量后,平衡方程的微分形式如式(5)所示。
式中:Sph为交流电网的潮流。
对于交流电网平衡方程来说,由于引入了换流器注入的有功和无功变量,变量数超过了方程数,不能单独求解。为实现交流电网潮流方程和换流器方程的解耦求解,本文提出了交流电网和换流器的接口修正方程,如式(6)所示。
接口修正方程体现的是在迭代计算过程中交流电网电压修正量与换流器注入功率变量的线性关系。通过这个线性关系可以在各个部分潮流方程求解的时候消去相应的接口变量实现解耦计算。
2.2 直流电网接口修正方程
直流电网的潮流平衡方程主要是功率平衡方程。对于涉及换流器直流母线的平衡方程,需要考虑换流器的影响,增加换流器注入直流网络的电流变量ic后,平衡方程的微分形式如式(7)所示。
式中:Dph为直流电网的潮流。
同交流电网处理方法类似,通过方程变换给出直流电网和换流器的接口修正方程为:
式中:Cdc为直流电网到换流器的转换矩阵。
式(8)体现的是在迭代计算过程中直流电网电压修正量与换流器注入直流电网电流量的线性关系。
2.3 换流器潮流修正方程
换流器平衡方程包括交流侧的功率平衡方程和直流侧的功率平衡方程。换流器平衡方程与交直流电网的接口变量为对应的母线电压,其微分展开形式见附录A式(A1)。该式中每个换流器对应的方程数为3个,变量数为7个,其中5个是换流器内部变量,2个是与交直流电网的接口变量。由于每个换流器需要确定有功和无功控制模式,因此还可从式(2)引入两个控制方程,限于篇幅不再详细列入。
换流器的方程求解需要考虑消去对应的接口变量,通过矩阵变化以及代入接口修正方程(式(6)和式(8)),可以得到换流器的潮流修正方程(见附录A式(A2))。该式中,交直流电网与换流器的接口电压变量已经被消去,在考虑补充相应的控制方程之后,方程数和变量数均为5nc个(nc为换流器个数),方程数和变量数相等,可以直接求解相应的潮流方程,得到该次迭代的变量修正量。
3 大电网解耦潮流算法的计算流程及分析
本文大电网解耦潮流计算方法的流程如下。
步骤1:初始化潮流计算状态变量。
步骤2:根据式(6)和式(8)计算交流、直流电网本次迭代过程中与换流器接口变量的修正方程。
步骤3:根据附录A式(A2)计算换流器的潮流修正方程,得到本次迭代的变量修正量。
步骤4:根据式(6)和式(8)回代消去换流器对交流电网和直流电网的接口变量,求解对应的电压修正量完成本次潮流计算迭代。
步骤5:根据收敛精度要求判断是否收敛,是的话计算结束,否的话转步骤2。
由于本文提出的方法是基于严格的矩阵变化,不造成计算精度的损失,算法的收敛性与联立求解方法一致。同时,算法在计算交流电网、直流电网和换流器的时候可以分开交替计算,相互之间仅需要传递对应接口变量的修正方程。
4 算例验证
本文采用向量化编程处理技术,通过MATLAB编程实现了上述算法。基于含柔性直流的实际大电网算例,首先将本文方法结果与联立求解法结果进行对比,验证本文方法的正确性以及两种方法收敛性是否一致;然后将本文方法结果与交替求解法的计算结果比较,对比收敛性上的优劣。为保证结果的可比性,本文方法、联立求解法以及交替求解法的收敛精度均设为10-4。
本文算例采用含浙江舟山五端柔性直流工程的大电网实际算例(见图2),柔性直流部分包括5条直流母线、4条直流线路和5个换流站。交流电网采用华东电网方式计算数据,包括5 926条母线、4 034条线路和4 434台变压器,负荷总计为162 583 MW。根据换流站控制模式的不同,计算了3种运行方式(换流站模式差异见表1),以对比验证算法性能。
分别利用本文方法和联立求解法求解方式一,得到的直流和交流母线电压结果见表2。
对比本文方法与联立求解法的结果可见,两者的结果完全一致,验证了本文方法的正确性。同时,本文方法迭代次数与联立求解法同为5次,两者收敛性一致。为了充分对比算法的收敛性,分别利用本文方法和交替求解法对表1中3种方式进行潮流计算。本文方法迭代过程如表3所示。交替求解法迭代过程见附录A表A1至表A3,可知,此时方式一、二、三的迭代次数分别为10,19,13次。可见,本文方法在不同方式下收敛次数基本不变且远少于交替求解法,而交替求解法收敛次数受方式影响较大。本文方法的收敛性远优于交替求解法。
5 结语
本文通过方程的变换推导了交直流电网与换流器之间的接口修正方程,基于接口修正方程提出了含柔性直流的大电网解耦潮流计算方法。该方法经理论分析和算例验证具有如下优势:①同时具有交替求解法和联立求解法的优点,能在保证算法收敛性的基础上实现交直流电网的解耦计算;②在实际算例上的应用表明,其收敛性与联立求解法完全一致,优于交替求解法;③具有良好的扩展性,在模型扩展以及交直流电网动态仿真方面具有推广前景。
当电网规模比较大的时候,矩阵规模增加,本文方法同样计算量较大。如果通过网络分割把计算内容并行化,可以提高计算效率。如何更合理地分割网络提升并行计算效率是下一步的研究方向。
交直流大电网 篇4
关键词：交直流混合电力系统,状态估计,主从分裂法,现场应用
0 引言
状态估计是能量管理系统 (EMS) 的核心, 为后续EMS应用软件提供可靠的实时电网模型, 美加“8·14”大停电使人们进一步认识到状态估计在电网安全运行中的基础性地位[1]。
南方电网是目前中国唯一一个交直流混合的区域电网, 区域内已建成了“六交三直”的西电东送大通道, 其示意图见附录A。不同于常规的高压直流 (HVDC) 输电的非同步互联, 南方电网的远距离大容量并列交直流输电线路之间存在交互影响, 运行方式复杂多变、运行难度较大。当前又适逢南方电网调度中心新建EMS, 迫切需要研制一套满足实际应用的交直流混合实时状态估计软件。
鉴于南方电网的特点, 新的状态估计器需要满足以下要求:①高精度:计及交直流的交互影响, 除了在交流网和HVDC输电网内部获得一致的实时模型之外, 交直流边界的功率和状态失配量足够小;②高可靠性:不但算法收敛性要好, 而且对现有EMS状态估计软件的改动要小, 尽可能保护成熟软件, 此外, 能适应现场恶劣条件, 具备可观测性分析、坏数据检测和辨识等功能;③灵活性:在线应用时, 采用的计算模型需要在南方电网全模型 (含广东、广西、云南、贵州、海南5省 (区) 所有220 kV及以上输电网) 和核心模型 (南方电网总调直调的500 kV主网架) 之间灵活切换;④高效率:在近2 000个计算节点的南方电网全模型上, 计算速度需满足在线应用要求。
针对交直流混合状态估计问题, 文献[2,3]利用直角坐标统一建立了AC/MTDC系统的量测方程同步估计, 需要对原成熟软件做较大改动。文献[4,5,6,7]实现了交直流之间的解耦, 但文献[4]忽略了交直流之间的耦合, 容易引入交接误差, 文献[5,6]难以适应目前广泛应用于交流状态估计的快速分解法, 文献[7]未考虑直流系统量测残差对交流系统的影响。文献[8]对直流系统自身的状态估计问题做了深入研究。文献[9,10]利用扩展状态平均法对多端直流系统的状态估计问题进行了分析。迄今为止, 尚未见文献报道在实际交直流混合电网应用的经验。
本文在文献[11]提出的数学上严格的主从分裂法的基础上, 分析了直流系统电阻估计的必要性和直流系统的可观测性, 并对直流系统内部某些非线性较高的量测进行了处理, 以提高算法在现场的实用性。进而, 通过对现有成熟状态估计软件的较小修改, 实现了实用的交直流混合状态估计软件, 并投入了现场运行。最后分别针对南方电网的核心模型和全模型, 给出了详细的现场应用结果, 验证了算法的精度、效率、收敛性和24 h持续运行的可靠性。
1 南方电网HVDC输电量测模型
南方电网的直流系统是典型的双极双端直流系统, 其量测方程参考文献[11], 其基本模型见图1。将HVDC输电系统看做双端口元件, 其有功、无功和电流的实际方向如图1所示, 图中, Id, Pd, Ud分别为直流电流、有功功率和电压, Qd为换流站吸收的无功功率。整个系统按照电压正负分为正负两极, 有功功率从整流侧传输至逆变侧。正常情况下, 直流系统为双极对称运行方式。同时, 直流系统也可能以双极不对称、单极金属回流、单击大地回流等方式运行。
2 交直流混合状态估计算法
当前普遍用于实际系统的状态估计方法是加权最小二乘法, 其状态估计的最优性条件为:
式中:H (x) 为量测雅可比矩阵;W为权重矩阵;Z为量测向量;h (x) 为由状态变量计算量测向量的函数。
以式 (1) 为最优性条件基础, 本文按照文献[11]所介绍的方法进行交直流混合系统的状态估计计算。其基本思想是, 将规模较大的交流系统看做主系统, 将直流系统看做从系统, 通过引入边界注入虚拟量测 (ZB′, ZB″) , 将交流和直流系统解耦, 通过主从迭代, 获得全局一致的实时模型, 如图2所示。此方法称为交直流混合系统状态估计的主从分裂算法, 它在数学上是严格的。
3 实现技术
本文基于文献[11]提出的主从分裂法开发了南方电网实时状态估计器。为了保证软件的可靠运行, 在实现中采取了一系列技术措施。
3.1 主程序流程
基于主从分裂算法, 开发的南方电网交直流混合状态估计程序流程见图3。
3.2 直流线路电阻的参数辨识
在系统实际运行时, 直流线路的电阻会随着温度等外界条件的变化而发生较大改变, 图4是基于SCADA数据估计所得的南方电网高肇直流线路电阻24 h变化曲线。由图4可知, 高肇线路的电阻在24 h内变化幅度超过10%。由于直流线路无电抗, 如果状态估计不考虑电阻变化, 将导致直流系统估计中出现显著的系统误差, 无法满足工程需要。
为消除直流线路电阻参数偏差对估计结果造成的影响, 本文将直流线路电阻加入直流系统待估计量中, 则扩展后的直流状态估计的最优性条件为:
式中:H*DD (xd, rd) 为扩展后的雅可比矩阵,
xd为直流系统的状态变量;rd为直流线路电阻。
由式 (2) 替换文献[11]中的直流状态估计方程进行状态估计计算。由于直流系统内部量测精度往往较高, 其量测误差对估计解的影响一般会弱于电阻变化, 这为直流线路电阻估计提供了可能。本文将在4.2节给出直流参数辨识前后的对比结果。
3.3 直流系统可观测性分析
直流系统的状态变量目前设定为线端直流电压Ud和换流变压器变比T。从直流系统的量测方程[11]可以看出, 仅与直流电压Ud相关的量测量有:直流有功量测量Pdm、直流电流量测量Idm、直流电压量测量Udm, 而其余的几个量测量, 包括换相角量测量θm以及换流站吸收无功量测量Qdm与Ud和T都相关。因此, 将量测量分为2个集合:
由双端直流模型可以看出, 每个极都是直流系统中的一个独立单元, 每个单元中包含状态变量Ud和T各2个变量, 同时最多包含A组量测量6个, B组量测量6个。对于特定的直流单元, 任意2个集合A的量测量线性无关, 集合B也同样。因此, 在每个直流单元上有至少2个A集合的量测量即可保证Ud可观测。在直流线路电阻参与估计的情况下, 要使得直流系统可观测, 必须得到A集合中3个线性无关的量测量。由量测方程可知, 此条件等价于A集合中存在3个量测量, 同时双端直流线路的每一端至少有一个Ud量测量或Pd量测量。由于B集合量测的量测方程仅与本侧T相关, 因此对于B集合的量测量需要两端各有至少一个才能保证整个直流单元的变比T可观测。
另外, 虽然B集合中的量测量也与Ud相关, 但属于弱相关, 因此实际应用中, 即使B集合中的量测量能充分计算直流电压Ud, 也往往缺乏足够精度。
3.4 直流系统某些量测量的特殊处理
由于涉及众多非线性元件, 直流系统的量测方程要比交流系统的量测方程复杂得多, 因此在利用给定的状态变量计算量测函数hd (xd, xd) 时, 往往会对状态变量的初值要求较高。例如, 直流系统吸收无功的计算式带有根号, 如果状态变量初值给定与实际相差较大, 则很可能出现根号下小于0的错误。例如, 在实际估计中, 将量测量θm变换为量测量Tm, 变换公式为:
式中:Tm为变换后的新量测量, 在计算Tm时Ud和Ud′就由当前状态估计的结果给出。设ξ为换相器量测所在换流站的状态开关量, 整流时取1, 逆变时取-1, 可避免由于量测误差过大导致θm出现根号下小于0的情况。
4 现场应用
根据本文技术开发的交直流状态估计软件于2008年8月在南方电网调度中心投入现场运行, 为南方电网新EMS后续的高级应用功能的开发提供了可靠的实时模型。本节报告了分别利用南方电网核心模型和全模型进行估计的结果, 对2种模型的估计精度、收敛性、效率和运行可靠性进行了分析, 并对直流参数辨识前后的估计结果进行了对比。
4.1 核心模型
南方电网核心模型是指南方电网调度中心直控电网部分的模型, 主要由500 kV骨干网和HVDC输电网组成, 该模型的基本数据和1 d内3个典型断面 (高峰、平峰和低谷) 情况分别见表1和表2。
主从迭代收敛的门槛值设为0.001 (标幺值) , 对于500 kV收敛门槛约为0.5 kV, 有效保证了交直流边界状态的匹配。图5给出了高肇直流线路高峰断面估计结果及其量测配置。表3给出了3个典型断面的估计结果, 所有均方根数据均取标幺值。由图5及表3可知, 针对核心模型, 有功功率残差均方根为0.03 MW～0.11 MW, 无功功率残差均方根为0.22 Mvar～0.67 Mvar, 直流系统有功功率残差均方根为0.002 MW～0.045 MW, 主从迭代4次～7次即可收敛, 耗时约200 ms～350 ms, 精度和效率完全满足实际工程需要。
图6给出了针对高峰断面的主从迭代收敛曲线。可以看出, 主从迭代6次即告收敛, 具有良好的收敛性, 满足了实际工程的需要。
4.2 全模型
南方电网全模型是指当前含南方5省 (区) 220 kV以上的完整的南方互联电网模型, 该模型的基本数据和典型断面情况分别见表4和表5。
为验证软件24 h持续运行的效果, 本文选取某天每隔10 min左右进行一次现场采样, 得到针对南方电网全模型的24 h交直流混合估计结果。
南方电网全模型日有功和无功功率的残差均方根分别约为0.13 MW和0.58 Mvar, 最大有功和无功功率残差均方根分别为0.58 MW和1.38 Mvar, 平均每个断面辨识出的坏数据约337个, 以高坡换流站为例, 交直流有功失配量的日平均值为1.10 MW, 最大值为3.03 MW, 无功失配量的平均值为3.98 Mvar, 最大值为5.79 Mvar, 满足了现场运行的精度要求。日平均主从迭代约5次, 最大迭代次数为8次;日平均状态估计耗时约492 ms, 最大耗时约656 ms, 满足了现场运行的实时性要求。综合上述结果可以看出, 所开发的交直流状态估计器可以在现场实现24 h的可靠、高效和高精度运行。南方电网24 h持续运行效果的曲线见附录B。
在南方电网24 h的SCADA数据中, 每隔10 min左右进行一次断面取样, 对每个断面估计各直流线路电阻, 将其结果与直流线路电阻值给定的情况进行对比。由结果可知, 在直流电阻估计之前, 直流电压量测残差最大可达到18 kV以上, 平均残差为4.45 kV, 而直流线路电阻估计可使得所有断面的电压量测的残差均值保持在1 kV以下, 平均值为0.26 kV。直流电阻估计前后, 量测残差均值对比曲线见附录C。
表6给出了3个典型断面直流电阻估计前后对比的详细结果, 其中方法1为未对直流电阻进行估计的计算结果, 方法2为对直流电阻进行估计后的计算结果。由表中数据可知, 对断面1和3, 由于电阻实际值与给定值相差较大, 因此在方法1中, 整流、逆变侧的电压残差达到了±6 kV以上, 而有功也存在6 MW左右的残差;断面2的给定电阻与实际值很接近, 方法1的估计结果中直流电压的残差小于0.5 kV。而在方法2的计算结果中, 电压估计精度要高得多, 在断面1和3中, 电压残差不超过0.5 kV, 有功残差也很小。
5 结语
本文基于数学上严格的主从分裂法, 通过对现有成熟交流状态估计软件的较小修改, 开发了南方电网交直流混合实时状态估计软件, 并投入了现场试运行。分析了实现中提出的特殊问题, 提出了多种技术措施。分别针对南方电网核心模型和全模型, 详细报告了现场应用结果, 特别针对全模型报告了24 h持续运行的详细情况, 验证了算法的精度、效率、收敛性和24 h持续运行的可靠性, 并对直流线路电阻估计前后的结果进行了对比, 验证了直流线路电阻估计环节在交直流状态估计中的必要性。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
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交直流大电网 篇5
根据规划,西南水电将通过向家坝—南汇、溪洛渡右—浙西、锦屏—苏南等特高压直流输送到华中与华东电网,同时金沙江的溪洛渡电站、向家坝电站及锦屏Ⅰ、Ⅱ级电站将与四川电网通过500 k V交流线路实现互联,四川西部水电将通过1 000 k V特高压交流线路送往华中及华东地区,从而形成特高压交直流并列运行的格局。为保证规模大、系统特性复杂的交直流电网安全可靠运行,必须采用合理的仿真手段对其展开多方面的深入研究[1]。
同时,随着计算机技术、微电子技术、电力系统仿真技术的飞速发展,各种仿真工具和手段应用到了电力系统研究领域,概括起来主要有物理模拟仿真、数字仿真(离线和实时)、数字物理混合仿真。物理仿真与数字仿真各有所长,将两者结合起来将会更有效和更真实地反映原始系统信息。实践证明,用全数字实时仿真模型仿真大部分交流系统和一部分直流输电系统,用物理模型仿真需要深入研究物理响应特性的交、直流输电系统,并将它们连接起来形成大规模交直流输电仿真电网,是目前进行特高压大电网规划仿真试验研究的最佳方案[2]。
为了对规划中的国家特高压电网进行研究,特别是对西南水电外送的系统接入和受端交直流系统相互影响特性以及华中—华北—华东特高压同步电网进行深入研究[3],国家电网仿真中心数模混合仿真实验室建立了大规模特高压交直流电网数模混合实时仿真系统,模拟特高压交直流跨区大电网。实时仿真系统选用Linux操作系统,采用Hypersim全数字实时仿真软件,通过信号接口和功率接口实现了全数字仿真程序与一次直流物理仿真装置和二次控制保护装置的互联,基于SGI超级计算机实现了大规模交直流电网的数模混合实时仿真,并将其应用于多个实际工程。实践表明,数模混合实时仿真系统能够为特高压交直流大电网的研究提供强有力的技术支持。
1 系统结构
我国特高压电网的发展,要求实时仿真系统能够在以下方面提供强有力的研究手段[3,4]:提高电网运行可靠性、安全稳定控制技术,初期、中期和远期国家电网特高压骨干网架的仿真实验,特高压交、直流混合输电系统规划方案的试验,直流多馈入受端系统交、直流系统相互影响,直流控制保护系统集成试验,特高压交/直流输电系统运行特性试验研究等。
为满足对特高压交直流大电网进行深入研究的要求,并充分利用仿真中心现有技术设备,综合采用目前最先进的计算机技术、通信技术、电子技术等,本文提出了基于SGI超级计算机和全数字仿真程序Hypersim的特高压交直流大电网数模混合仿真系统。据此搭建的特高压交直流电网数模混合仿真系统如图1所示。
仿真平台由软件平台和硬件平台组成。软件平台基于Linux操作系统,核心是大型电力系统电磁暂态仿真软件Hypersim。硬件平台由多个超级并行计算机SGI以及高速数据采集卡组成,主要完成计算和数字量与模拟量的输入/输出。SGI超级计算机的计算能力与Hypersim的强大功能为实现大规模电网数字物理混合实时仿真提供了有力保障。下面将从系统、硬件资源和软件资源3个方面详细阐述仿真系统的具体实现。
2 系统实现
2.1 软件实现
实现数模混合实时仿真的关键在于数字网络的分网并行计算,以及采用合适的接口实现实际物理仿真装置与数字仿真系统的信号和功率交互。系统的硬件与软件资源是实现数模混合实时仿真的保障。
2.1.1 软件平台及操作系统
操作系统是计算机与用户之间的接口,作为操作人员与SGI并行计算机联系的桥梁。服务器的作用至关重要。服务器操作系统对于混合仿真的速度、实时性、稳定性各方面都会产生重要影响。Linux操作系统支持多用户、多进程,实时性好,功能强大而且稳定,同时具有良好的兼容性和可移植性。在相关软件的支持下,可实现WWW、FTP、DNS、DHCP、E-mail等服务。由于Linux具有实时内核以及稳定性方面的优异表现,实时仿真系统选择Linux操作系统为并行计算操作的软件环境。
2.1.2 全数字实时仿真程序Hypersim
实现交直流电网的数模混合实时仿真,必须选择合适的仿真软件。根据前面分析,首先,软件能够仿真的系统规模要足够大;其次,为详细研究交直流系统相互影响,特别是直流输电系统的电磁暂态过程,仿真软件应为电磁暂态实时仿真软件。Hypersim是加拿大HYDRO-QUEBEC公司开发的一种基于并行计算技术、采用模块化设计、面向对象编程的电力系统全数字实时仿真软件,目前具有Unix、Linux、Windows等版本[5]。这种实时仿真软件,既可在SUN Unix工作站或Linux/Windows PC机上进行离线仿真计算,也可运行在SGI Unix超级计算机或Linux PC Cluster上与实际的电力系统安控装置联接进行实时在线仿真。
Hypersim由一系列软件组成,除Hypersim的核心程序外,还包括Testview、Hyperview和Scopeview等程序。Hypersim组织结构框图如图2所示。图中,Testview负责定义仿真任务,数据通过应用接口传递给Hypersim核心程序,仿真计算的数据通过Esi服务器保存在结果数据库中。此外,Testview可以通过编程连接到任何类型的仿真器和定义各种不同的仿真任务,采用Java语言实现对断路器等各种元件的操作。
Hyperview是Hypersim的集中控制平台,主要完成潮流计算、实时监控、Snapshot等功能。Scopeview是图形化的数据采集和处理软件,能够实时读取Hypersim软件的数据信息,同时通过时序操作也可实现对Hypersim中数字模型的控制。
由于输电线路传输信号具有传输延迟,且这种延迟随线路长度变化而变化。因此,当仿真步长小于传输延迟时,对电站和线路进行并行仿真是可行的。此外,电站控制系统的时间常数远大于仿真步长,因此,这些控制系统也可独立仿真,与电站节点方程并行处理,整体准确性不受影响,如图3所示。执行仿真任务时,Hypersim利用传输信号的延迟对网络方程进行解耦,把网络分解成多个可在并行处理器上求解的子任务。每一仿真时步开始时,并行处理器分别计算每个子任务。当仿真时步结束时,各子任务相互交换信息。
2.2 系统硬件构成及其实现
2.2.1 SGI超级计算机
为保证交直流大电网数模混合仿真的实时性,计算能力显得尤为重要。传统的PC机已无法满足大规模实时仿真对计算能力的需求,超级计算机和服务器已成为主流。SGI Altix 4700就是分布式共享存储结构DSM(Distributed Shared Memory)中的杰出代表。
SGI Altix 4700将高带宽、低延迟的Craylink互联技术与可扩展IRIX操作环境充分结合,创造了一种先进的体系结构,将分布式存储并行处理及集群处理的诸多优点集于一身。SGI Altix 4700服务器都基于NUMA并行结构(见图4),采用超标量MIPS R10000及更高一级的处理器,运行基于Linux的64位操作系统,Hypersim与SGI Altix 4700通过以太网通信,此外,通过在SGI自带软件内部定义端口,经由A/D、D/A板卡可实现数字信号与模拟信号的交互。
国家电网仿真中心数模混合仿真实验室现有4台SGI Altix 4700、1台SGI Altix 450和1台SGI Origin350,一共6台超级计算机。目前系统配置了128个Intel安腾Ⅱ1.6 GHz/8 MB双核处理器,共256个核;2.4 TB的共享内存,安装SUSE Linux操作系统,并配有磁盘阵列,作为数据交换和存储之用。既可用单个SGI计算机单独完成小规模电网计算任务,也可将多个SGI计算机合并完成大规模电网的仿真计算,SGI超级计算机的计算能力和灵活性为实现大规模交直流电网的数字物理混合实时仿真提供了强有力的硬件支持。
2.2.2 高速通信网络
为实现资源共享和保证超级计算机与服务器之间、工作站与服务器之间、服务器与服务器之间的高速通信,需要构建合适的通信网络。基于经济性和安全性的考虑,选择以太网技术实现整个数模混合实时仿真系统的局域网络通信。以太网主要通信媒介为双绞线以及相关的路由设备,通过在服务器中定义各个网络节点的IP地址及用户权限管理,实现网络资源的分配和访问。
数模混合仿真平台网络结构示意图如图5所示,其中,工作站与服务器之间、工作站与工作站之间、服务器与SGI计算机之间的访问均通过以太网通信。SGI超级计算机主要用来计算,用户通过服务器访问SGI Altix和编译Hypersim的仿真任务,计算结束后,Hypersim软件将计算结果输出给Scopeview或保存为相应格式的数据文件,在Scopeview里通过加载数据即可实时查看监测信号波形和参数。
3 全数字仿真程序与物理仿真装置的互联
3.1 全数字仿真程序与二次控制保护装置的互联
直流输电系统的控制保护装置是直流仿真系统的核心部分。在实现全数字仿真程序Hypersim与直流仿真系统控制保护装置互联时需要选择相应的接口和适当的通信方式进行互联。
全数字仿真程序Hypersim与控制保护装置交互的仅为(控制)信号量,电压一般在-15~+15 V之间,此时的接口为信号接口。接口交互的信号量主要有换流阀触发脉冲、变压器分接头位置及控制信号、交直流场开关状态信号、交直流场开关投切信号等。由于信号量大多转换成电平信号,电压水平与A/D、D/A、D/I、D/O接近,经过相应电平转换芯片即可实现信号量的交互,仿真程序经D/A或D/O将输出控制信号送给直流控制保护装置,直流控制保护装置将开关量、分接头位置信息等通过A/D、D/I反馈至仿真程序,交互信号传输由专用电缆实现,保证信号不失真。全数字仿真程序与控制保护装置的互联如图6所示。
3.2 全数字仿真程序与一次物理仿真装置的互联
在实现全数字仿真程序Hypersim与一次物理仿真装置(HVDC或FACTS装置等)的互联时,需完成两者之间的功率传递。由于数字侧输出端口的功率为毫瓦级,而物理仿真装置端口的功率一般在几十瓦左右,因此必须选择适当的能量转换装置。由于此时接口交互的为功率信号,故接口也被称为功率连接接口。
基于Hypersim的数模混合仿真功率连接接口的硬件实现如图7所示,数字侧将计算得到的节点电压通过D/A转换送出,通过功率放大器和变压器后给模拟仿真装置提供电源。模拟侧接口处电压、电流信号经电流互感器测量后作为反馈模拟量经A/D转换后注入数字仿真系统,从而实现数字侧与模拟侧功率的交互。
4 系统的应用
特高压交直流电网数模混合实时仿真系统的实现为研究交直流电力系统提供了强有力的技术支持,目前该系统已在多个项目中得到应用,主要包括:
a.呼辽直流系统次同步振荡问题分析及数模混合仿真研究;
b.三华特高压电网数模混合实时仿真研究;
c.特高压电网送受端交直流相互影响的仿真研究;
d.电力系统控制保护装置的试验研究;
e.直流输电工程仿真研究及系统调试;
f.特高压直流电关键技术的仿真试验研究。
实践证明,特高压交直流电网数模混合实时仿真系统具备了对特高压交直流电力系统进行全方位试验研究的能力,能够满足目前电网发展的需求。
5 系统的扩展
仿真系统接口的标准化和功能的通用性也是集成化仿真系统的设计目标,通过硬件资源的配置和重构来尽可能多地满足各种应用。系统的扩展性是衡量其是否具有通用性的重要依据,仿真系统扩展示意图如图8所示。
采用功率连接接口和信号量接口,可方便地实现全数字仿真程序与物理HVDC、UHVDC、VSC-HVDC、背靠背直流、直流控制保护系统以及系统安稳装置和各种继电保护装置等的互联。同时,仿真系统应充分考虑与其他仿真设备的接口,如TCSC、STATCOM等电力电子设备,风力发电、太阳能发电等可再生能源以及储能装置等。数字装置与物理装置的互联既可对大规模交直流输电系统进行实时的仿真研究,未来还将实时地跟踪电网的数据变化,与整个大电网的安全控制、在线监测系统有机地融为一体。混合仿真系统的实现也将进一步扩大数模混合仿真的研究领域和应用范围,如控制系统、动力系统等。
6 结论
为满足我国特高压电网发展对仿真手段的要求,国家电网仿真中心数模混合仿真实验室利用实验室现有设备,采用各种先进技术手段,构建并实现了适合特高压交直流大电网数模混合仿真试验系统。实际应用表明,所设计的平台在硬件和计算资源方面都有良好的扩展性,能较好地满足不同应用场合的要求。由于实际电网规模庞大,完全模拟实际电力系统在现阶段是不可行的,因此,如何对实际电网进行有效等值,如何简化接口设备,扩展数据采集通道,扩展平台运算能力,提升平台的利用率和仿真规模,这些将是下一步的研究方向。
摘要：国家电网仿真中心数模混合仿真实验室建立了特高压交直流电网数模混合实时仿真系统,模拟特高压交直流跨区大电网。实时仿真系统选用Linux操作系统,采用Hypersim全数字实时仿真软件,通过信号接口和功率接口实现了全数字仿真程序与一次直流物理仿真装置和二次控制保护装置的互联,基于SGI超级计算机实现了大规模交直流电网的数模混合实时仿真,并将其应用于多个实际工程。实践表明,数模混合实时仿真系统能够为特高压交直流大电网的研究提供强有力的技术支持。
关键词：电力系统,数模混合,仿真,功率连接,接口,交直流大电网,特高压输电
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交直流大电网 篇6
现代电力系统正朝着大规模交直流互联的趋势发展, 对其动态行为进行分析是电力工作者的研究重点, 但这项工作费时费力。因此, 可进行大规模化简又能同时保留原有系统动态特性的动态等值工作将突显出重要的现实意义。
在动态等值常用的方法中, 同调等值法物理透明度大, 理论成熟, 适合大规模非线性系统的暂态稳定分析。该方法主要包括同调发电机判别、等值发电机参数聚合及网络化简等方面的内容, 为大多动态等值软件所采用。目前广泛使用的动态等值软件, 包括美国电科院的DYNEQ、安大略水电局的DYNRED以及中国电科院的PS⁃DEP, 都是依托同调等值法设计与开发[1,2]。近些年来众多学者在电网动态等值方法上仍有持续深入的研究, 提出许多有效的方法来改善等值效果[3,4,5,6,7,8,9,10], 具有重要的借鉴价值。
传统的动态等值软件只重点关注于交流系统在故障前后的相似性, 甚少考虑直流系统在动态等值过程中的处理方法。同时, 在等值过程中对于等值效果的检验问题上也鲜有总结。此外, 传统等值软件多是算法种类固定且基于面向过程所开发, 执行效率较低, 难以满足目前大规模系统等值精确性和快速性的要求, 软件的封闭性不利于以后功能的扩展和维护。
本文将直流系统的处理纳入到交直流互联电网的动态等值过程中, 提出了相应的化简与检验原则, 以确保等值系统具有较好的等值效果和精度。本文所开发的新型等值软件, 采用面向对象技术实现对电力系统元件软件的统一建模, 并利用插件技术提供多种算法作为支撑, 从而使软件更具有通用性及可扩展性, 大大提高了执行效率和精度。最后以南方电网某年含多回直流的运行方式为例, 结合本文提出的直流系统处理方法、化简与效果检验准则进行等值处理, 并与PSDEP等值结果及原始系统进行对比, 验证所开发软件的有效性。
1 交直流互联电网动态等值关键问题分析
1.1 直流系统的等值处理
直流输电系统的等值处理是交直流互联电网动态等值中的新问题。对于直流的处理, 可以根据直流整流站、逆变站的特性, 由潮流计算求出直流整流站和逆变站的节点功率后进行恒等功率变换。整流站则从交流系统吸收功率, 相当于是在该节点挂有负荷, 因此可将其等效为PQ节点, 负荷的大小则为相应的直流功率;逆变站向交流系统输送功率, 因此可将其等效为惯性时间常数较大的发电机节点, 发电机出力值则为直流功率。
这种依托功率的直流处理方案可将含有直流的交直流互联电网等值转化为纯交流电网等值, 显著降低等值工作的难度。但这种处理方案会降低区域互联电网的整体性, 对研究局部的地区电网较为有效。
也可在此基础上进一步改进, 即保留交流系统侧与直流换流站联接有换流变压器的节点, 在完成纯交流电网等值后, 再将相应的直流模型重新加入。这种方案考虑到等值过程中交流主网架结构与故障状态下直流系统的动态, 因而具有较好的等值效果。
1.2 交流系统的等值处理
发电机参数聚合是交流电网动态等值的核心内容。发电机聚合通常采用的是寻优方法来拟合原始的传递函数, 因而在计算量、寻优方向上有一定要求。需要指出的是, 对于电磁回路的聚合也可以根据方程结构的一致性用解析法求解[5,6], 故具有更快的解算速度。但这种方法仅适用于发电机四阶和六阶模型, 但不适宜于五阶模型。因此, 选择科学、合理、高效和易于实现的聚合算法对于动态等值软件开发非常关键。
网络化简也是交直流电网动态等值的一项重要内容。对于动态负荷与静态负荷并存的情况, 可先将动态负荷移至公共母线上, 参考发电机聚合方式;静态负荷则转化为标准ZIP模型, 采用电流沟法或REI法合并。
1.3 等值化简与检验准则
为确保等值系统具有原系统的主要特征, 需要明确合理的等值准则, 实现对网络的适度化简。
通常, 需要将500 k V及以上的主网络和重要的节点 (包括负荷节点、直流落点) 予以保留;而发电机则结合实际的地理位置是否相近、电气距离是否相近以及是否满足同调性三方面的综合要求进行等值。
在等值效果检验上, 本文认为除了把三相故障作为等值效果检验原则以外, 还需将其他故障条件考虑在内, 提出了表1所示的三条准则来检验等值效果。
满足潮流一致是动态等值的最基本条件, 是进行暂态稳定仿真比较的前提;短路容量校验, 一般可以选取等值前后关键节点母线、换流站母线等重要节点进行考察;检验暂态效果, 通常需在重要线路设置对称故障、不对称故障以及保留直流系统的单极闭锁等故障后分别仿真, 进行充分比较分析。
若等值系统满足上述三个检验准则要求, 则认为该系统具有较好的等值效果。反之, 则需要采取修改等值方案、检查发电机同调划分、调整等值系统参数, 以获得合理的等值效果。
2 软件架构
2.1 基本框架
本文所开发的动态等值软件 (Dynamic Equiv⁃alent Software, 以下简称DES) 的系统框架如图1所示。核心功能模块由C#编写而成, 主要功能上由同调识别、同调发电机聚合以及网络化简三部分组成。这三部分功能各自实现的算法种类繁多, 为方便用户选择, 不同的算法以Fortran编写成插件的形式嵌入到相应的功能中, 同时配以接口实现Fortran和C#的混合编程, 可在不影响程序主体功能上更新、增加、删除插件。
另外程序还包含统一元件模型库和稀疏矩阵求解库, 两者囊括了等值计算过程中需要用到的元件模型、网络信息以及利用稀疏矩阵求解的算法。
此外, 在程序的执行中采用并行的方法对每一步的过程信息进行实时监控, 包括发生的错误信息, 对元件模型缺省处理, 必要的计算过程及结果信息, 并以日志的形式进行详细记录, 以便用户及时掌握等值过程信息。
图1动态等值程序系统结构框图
2.2 数据交换
同调算法的实现需要依赖已有的网架拓扑参数、系统潮流以及稳定数据。而这些数据的格式随着所使用的电力系统分析软件的不同而不同。为使等值程序能从不同类型的软件中获取所需数据, 因而构造数据转换接口和数据输出接口以统一数据格式, 实现与动态等值程序的数据交换。
PSD-BPA是目前国内广泛采用的电力系统分析软件, 其数据特点是以卡片形式记录复杂的潮流模型和稳定模型, 软件设计时考虑了数据兼容与转换的要求, 设计思路如图2所示。
2.3 可扩展性
前述已提到各功能模块算法以及元件模型的种类较多且在不断更新。为使等值软件能适应日后技术的发展和需要, 使用插件体系结构进行程序开发, 增强软件的扩展能力[12,13]。
图3所示为以网络化简功能模块为例的插件体系。该插件体系主要有插件管理程序、插件接口程序以及各插件程序组成。
在插件体系下, 化简的算法、非线性负荷折算、直流系统特殊处理、潮流偏差校正等功能是作为插件程序独立存在, 所以不存在功能间的交互影响。
插件接口程序则是插件管理程序与插件程序的交互媒介, 可在系统动态插入或删除插件时实现智能识别, 提供有效的通信机制使插件与插件管理程序协调工作, 自动调用。
而插件管理程序为插件程序创建运行环境和分配相应的资源空间, 根据功能模块的需要或用户的要求进行插件的调用。
3 基于面向对象的统一建模
传统的等值程序设计思路是以结构化程序设计为主。实际上软件需适应需求变化而改变, 使得其整体结构也随之改变, 这严重制约了软件的维护和扩展。采用面向对象的设计方法对电力系统进行建模, 通过封装可以隐藏模型的内部细节, 有效减少外部的干预和代码间的依赖程度, 利用继承提高了代码的重用性, 也有利于程序的扩展[14,15,16]。
不同电力系统分析软件的数据格式不尽相同, 采用的模型也存在差异。如PSD-BPA软件对线路模型包括了对称线路模型、不对称线路模型、变压器或移相器等模型。使用元件统一模型可有效解决等值软件与多种电力系统分析软件间的兼容需求。
这里以线路模型为例, 利用面向对象技术进行统一建模, 将各种线路模型的特征结合在一起, 如图4所示。该统一线路模型可通过改变两端理想变压器变比或是两端母线的对地导纳参数即可模拟普通支路、变压器支路、线路高抗等不同的线路模型。
采用线路两端的节点名称作为关键字, 即可快速调用和操作对应的数据, 而无需关注具体的线路类别。类似地, 其他模型可以按照具有相同特性来定义新的类。还可利用继承的方式, 来派生更多模型类, 如图5所示的发电机模型Generator类可以派生出Exciter、Governor等更多的类。
图5简化的电力系统主要元件类视图
4 案例分析
本文以南方电网某年丰大运行方式下的系统为案例进行了主网的动态等值化简, 以检验所设计软件的有效性。该运行方式含有513台发电机, 2 648个交流节点, 5回直流输电线路。综合考虑同调性及各发电机电气距离的远近, 将510台原始发电机聚合为38台等值发电机。保留5回直流线路及相连接的交流节点, 除个别带有重要负荷的低电压等级节点外, 化简主干网500 k V以外电压等级的节点, 剩余372个节点, 消去规模为85.9%。如表2和表3所示为等值前后系统部分节点和线路潮流比较。表4则为等值前后系统的三相短路容量对比。
通过表2~4, 可以看出等值系统与原始系统相比, 在关键节点和重要线路的潮流偏差都满足潮流一致的准则, 主要母线的三相短路容量偏差在10 MVA以内。
为了更好地验证所开发软件的等值效果, 将其与PSDEP等值软件在PSD-BPA环境下分别与原系统暂态性能的比较。需要说明的是PSDEP无法完整保留直流系统, 可采用本文所提方案。
在天广直流设置双极闭锁故障, 验证处理直流系统方案的有效性, 其暂态仿真结果如图6。可见DES等值后母线电压暂态过程的幅值波动均能保持在0.015p.u.以内, 而线路的有功功率也能与原始系统较好吻合, 振荡特性基本一致。可见, 本文提出的直流处理方案合理。
在PSD-BPA环境下分别对等值前后系统设置三相故障、不对称故障, 进行暂态性能综合对比。图7为安高线发生三相故障时等值前后系统中肇庆站点母线电压和梧州-罗洞线路功率的相关曲线。可以看出, 两者均都能较好的逼近原始系统的动态特性。
在安高线安顺母线侧设置A相故障, 等值前后系统母线电压和线路功率曲线如图8所示。从图8可以看出, PSDEP等值系统的暂态曲线与原系统在故障后5 s内有较大区别, 尤其是前2 s的振荡摆幅偏大。相比之下DES能更好地与原始系统动态特性保持一致。
5 结论
本文将直流系统的等值处理方式纳入了交直流互联系统的动态等值范畴, 提出了保留直流系统的等值化简方案, 明确了电网化简与检验准则, 通过面向对象技术进行电力系统元件统一模型的软件建模, 设计开发了高效、易于维护和扩展的适用于交直流互联系统的动态等值软件。以南方电网某年丰大运行方式为例, 与PSDEP和原系统进行了等值效果比较。计算机仿真结果表明了所开发的软件具有良好的等值效果。
摘要：提出了一种适用于交直流互联电网的动态等值软件设计方法。首先, 深入研究了交直流互联电网动态等值中的关键问题;然后按照功能需求, 以模块独立、数据交换分离、灵活扩层的设计思路搭建了软件框架;最后采用面向对象的元件统一建模技术开发出了可与多种电力系统分析软件交互的、易于扩展的新型动态等值软件, 并通过实际运行数据检验了所开发软件的有效性。
交直流大电网 篇7
由于大规模、远距离输配电技术发展的推动,世界上绝大部分电力采用交流输/配电作为主流的传输模式。但近年来随着电力电子技术的发展,直流配电或用电设备越来越普遍。传统配电网主要采用交流配电模式,直流配用电设备必须采用DC/AC换流器或AC/DC整流器。直流配电系统可以简化现有配用电设备中大量的交直流变换环节,减少能源在传输过程中的损耗,提高能源利用效率。绝大多数的新能源发电和负载都是直流设备,电网很容易采用直流供电方式,当前采用交流供电,因此有必要探索直流供电方式[1]。
由于电力技术发展主流方向已经形成,目前世界上尚没有大规模、商业化的直流公共配电网的应用实例。直流配电技术要想在电力系统中得到广泛应用,还有很长的路要走,交直流混合配电更有可能成为可行的过渡技术模式。
南京供电公司在“十二五”期间,通过开展 “一流配电网”的规划建设,开展了主动配电网规划等方面的研究。在此基础上,又开展了交直流微电网的研究和示范应用,对南京地区交直流混供模式的探索有开创性意义。
1 交直流混供模式的发展现状
据了解,荷兰能源研究中心(ECN)于1997年系统地提出在住宅中采用直流配电技术的实施方案,国际能源机构(IEA)对此予以肯定。瑞典兰德大学研究了直流配电系统的电压控制和功率分配,研究的对象为五端环形电网,探讨了直流配电网的特征。欧洲已经出现了采用直流300V供电的体育场试验项目、采用直流350V住宅供电试验项目以及其他一系列直流供电技术验证项目,侧重于直流微电网的研究。日本政府有关部门以及日本新能源与产业技术开发机构(NEDO)等组织了多家日本企业和大学,开展住宅直流配电技术的研发工作。2007年,美国弗吉尼亚理工大学CPES中心提出了“Sustainable Building Initiative (SBI)”研究计划,主要为未来住宅和楼宇提供电力。随着研究的深入,CPES于2010将SBI发展为SBN (Sustainable Building and Nanogrids),其典型结构中具有两个电压等级的直流母线DC 380V和DC 48V,分别给不同等级的负载供电。在SBN研究的基础上,结合高压直流输电的发展,CPES还提出了交直流配电分层连接的混合配电系统结构。在该结构中,交流配电网和直流配电网是同时存在的,系统根据电压等级从低到高依次分为皮网、纳网、微网、子网,这些网络系统均通过电力电子变换器与上层配电母线连接,由此采用分层的结构组成了一个交直流混合的配电网络。
目前,国内对于直流配电网的研究仍处于起步阶段,交直流活配电技术从规划设计、调度运行、控制与保护、关键设备、经济分析等方面还有大量问题需研究。许多关于交直流配电技术的研究成果并没有得到实践的检验,还需要不断完善。借鉴国外经验开展相关试验项目,探索适合中国国情的直流配电适用技术及运行模式,作为技术储备,有必要开展相应的前瞻性研究。
2 低压交直流混合供电模式研究
当前,能源领域正在发生生产方式和消费方式的新变革,各种新能源和多样性负荷的接入,对电网的发展形成了新的挑战和机遇。电力系统稳定运行要求供需实时平衡,而风力、光伏等可再生能源发电具有间歇性、不确定性的特性,其所发电能存在无法完全消纳的问题。同时,随着多样性负荷的接入,直流负荷亦体现出其优越性。而应用分布式储能技术与风电、光伏等分布式电源以及用户多种负荷组建成能够实现自我控制、保护和管理的微电网正是一项可有效解决这一问题的关键技术。交直流混合微电网使处于电力系统管理边缘的大量分布式电源并网成为可能,有效弱化了分布式电源接入电力系统后的不可控、不安全和不稳定情况,解决了分布式发电面临的许多技术障碍和质疑。通过加入分布式储能装置将地域相近的分布式电源与负荷结合起来形成微电网系统进行协调控制,对配电网来说则表现为“电网友好型”的单个可控集合,既可以与大电网进行能量交换,又可在大电网发生故障时独立运行。因此,开展交直流混合微电网示范应用,不仅可以促进示范区内各类可再生能源的有效消纳,还可以对示范区内多种不同类型的负荷进行有效管理和控制,同时还可以有效提高示范区内的供电可靠性,具有积极的示范作用[2]。
2.1 直流电压等级的选取
2.1.1 直流电压等级的理论计算方法[3,4]
根据芬兰Elenia Oy配电网公司的研究成果,直流电压等级选择的方法见式(1):
式中:F为目标函数;Ctot为全寿命周期内直流系统的总成本;U为额定电压;Ccapex为设备的初始投资成本;Copex为运行成本(如损失、检修费用等);Cout为设备及用户停电成本。
通过计算,最优的直流电压在600~1000V之间。馈线长度越长,最优电压等级越高。电压等级越高,总成本越高。
2.1.2 用户端低压直流电压等级的设置[5,6]
参考现有特殊直流供电场合标准(数据中心用380V,通信基站用4 8 V ), 已有较成熟设备和供电方案。同时考虑到用双极接线的方式,可选择从48V(+/-24V双极接线方式)单相供给24V直流入户,是满足家庭一般用电设备的安全电压等级。用户端低压建议采用380V和48V。
2.1.3 公共配网端低压直流电压等级的设置
参考欧盟标准(EU LVD 72/23/EEC)将1k V交流/1.5k V直流及以下的设备划分为公共配电网区域的低压直流设备[7]。1.5k V直流相比380V(0.4k V)和1k V交流系统可输送能力大大提高,1.5k V直流采用双极接线的方式,可方便通过单相接出750V直流电压,利用成熟变换设备,作为原380V交流系统及规划中入户低压直流系统的备用供电支路。因此,公共配网端低压直流电压建议选取1.5k V。
2.1.4 中压直流电压等级的设置
考虑到以下因素:1在存量10k V手拉手配电网络基础上,增加直流配电互联,可以实现环网供电;2大规模分布式能源供给支路,可提供城市在紧急状况时独立于原交流系统运行所需的大容量有源接入。在现状交流10k V的基础上以绝缘、整流器为约束条件,得出直流极对地电压可选范围为8.49~13.45k V。
2.2 直流接地模式的研究[8]
接线方式可以采用不接地、高阻接地和低阻接地等方式,大地也可以与两电极中的一极或者变换器和电池的中性点连接。直流单极和双极系统的接地模式分别见图1和图2。
2.3 直流供电的典型接线模式
直流供电网分为单极和双极供电两种模式。在低负荷密度时,单极LVDC系统和双极LVDC系统的系统损耗和可靠性成本差别不大。在高负荷密度时,双极系统的可靠性成本较低,双极系统的LVDC最小经济百分比比单极系统低。直流单极和双极系统的典型接地模式见图3和图4。
3 南京低压交直流混合微电网应用示范
3.1 示范区的选取
南京众彩农副产品物流配送中心总占地面积3000亩,规划总建筑面积107万m2,是南京城市居民农副产品消费、农产品交易平台,现代化农副产品物流基地,供电可靠性要求较高(地理区位图见图5)。目前,区内已接入装机容量达6.18MWp的分布式屋顶光伏以及5MW的填埋气发电等可再生能源发电。区内已投运的用电负荷主要包含有农副产品物流区、交易和展示区、冷库区以及商务办公、商业服务、酒店餐饮娱乐、滨水娱乐中心等业态,负荷性质多样。
3.2 示范区的供电现状
南京众彩农副产品物流配送中心目前由位于区域南侧的220k V高桥变电站新出的4回10k V线路提供电源,分别为10k V佘村线、大理线 、 谢家1号线和谢 家2号线。其中,10k V佘村线和大理线接入位于交易市场1区的1号中心站供电,10k V谢家1号线和谢家2号线接入10k V开闭所后分别接入位于交易市场5区的2号中心站和位于冷库区的润恒物流配电室。物流园局部现状中压配电网接线见图6,分布式电源接入接线见图7。
3.3 示范区的建设目标[9]
通过试点 构建中压 交直流混合微电网,研究交直流混合供电的可行性,掌握交直流混合微电网运行、供电的数据,获得相关运行经验,为直流供电积累经验。并主要实现以下目标:1分布式能源 基本实现 就地消纳:充分发挥园区分布式能源优势,应用分布式能源及微电网规划技术和分布式储能技术,实现区域源—储—荷的综合协调运行和分布式能源的基本就地消纳。2区域微电网安全、可靠、稳定运行:应用区域微电网协调运行控制 技术 , 通过源 —储—荷间的相互协调运行,显现区域 微电网安 全 、 可靠、稳定运行。3交直流负荷优化配置:构建交直流混合微电网,集中展示交直流混合微电网运行水平和供电质量。
3.4 交直流混合网试点建设方案
在电源侧,逆变器型分布式电源发出的电力均为直流电或经简单整流变为直流电,这些直流电源如并入直流配电网,则可省去大量的换流环节。在用电侧,直流配电技术的应用,主要体现在用电负荷,如办公用电、商业用电、居民用电。可用于直流供电的用电设备主要包括:照明(白炽灯和荧光灯),烹饪和加热,直流电动机(采用直流变频技术的空调、冰箱、洗衣机),计算机和办公设备,电动汽车充电等[10]。
目前物流园区的负荷主要为仓储、照明、空调、办公、冷库、电梯、电动汽车充电桩等。先对现有的主要用点设备进行梳理,找出潜在可能改造的直流用电设备(负荷)[11]。物流园区内潜在直流用电设备统计见表1。
考虑到先期试点应用,不影响物流园用电可靠性,构造中压交直流混合微电网宜选取部分方便改造、易于接入的设备。最终选取物流园水果区的屋顶光伏、水果区办公楼及酒店的部分负荷接入,构建中压交直流混供微电网。最终选取的负荷设备清单及进线电缆截面见表2。
此外 , 再选取5台物流园 区内直流 快速充电 桩(DC750V,60k W)接入交直流混合网。选取1台(300k W)园区内已有的储能装置接入网络。
物流园区交直流混合微电网的构建方案为:从物流园水果区的屋顶太阳能光伏板的2个汇流母线箱分别引出两路直流电源至新建的直流母线箱,考虑到日后直流负荷的发展,本次新建的直流母线箱预留2个可扩展接口,方便新增的直流负荷接入。同期新建5台DC/DC转换装置,物流园水果区的LED照明、酒店餐厨等用电设备通过DC/DC转换器接入直流母线箱。物流园低压交直流混供接线见图8。
3.5 低压交直流混合微电网建设投资估算
该工程共计新建低压直流电缆约200m,DC/DC转换装置6套,直流母线箱一面(直流断路器型),总投资约25万元。物流园区试点工程一次设备规模见表3。
4 效益分析
为便于分析,将该试点交直流混供微电网的经济效益简单分为2个部分:1运行产生的效益;2未来直流负荷接入产生的效益。
第一部分运行的效益涉及的因素较多,为了简化计算便于理解,本文只计及交直流变换环节减少后带来的能耗的减少。一台逆变器的年损耗约为65.7万k Wh,折算成电费约为45万元/年。
第二部分,经咨询园区管委会,近两年物流园区为配套净菜配送业务,将新建100座直流电动汽车充电桩。由于直流充电桩具有快速充电的优势,充电效率为交流充电桩的1倍左右,如改为交流充电桩,为满足园区净菜配送的需求,则需配备160座交流充电桩。目前同功率的交、直流充电桩市场价格相差不大,按照每台8万元考虑,使用直流充电桩,园区节约480万元的设备采购成本。
综上,一年内,采用交直流混合微电网供电,潜在的经济效益约为45万元+480万元=525万元,去除改造费用25万元,经济效益为500万元。
5 结语
交直流电网故障暂态功率倒向解析 篇8
随着国内“西电东送,南北互供,全国联网”电网发展战略的全面实施,交直流混合电力系统的格局已在华东、华中、华南电网中形成。这种交直流并重的输电模式,其工作机理、运行方式、故障电气特征与传统交流电力系统有很大差异。理论分析和实践经验表明:直流输电系统中的逆变器对受端交流系统的故障相当敏感,与逆变站在物理距离很远的交流故障都有可能引起直流系统的换相失败。直流控制系统非线性的快速响应,特别是换相失败及其恢复过程中直流输电系统电气量的快速变化给交流系统带来巨大冲击,对纯交流系统中继电保护设计时所考虑的工况和时序配合关系提出了挑战。迄今为止,国内电网中已出现多次由于直流换相失败引起的交流保护误动事故[1,2,3,4],充分暴露出:传统基于局部开环控制的继电保护在当前交直流互联系统运行条件下存在安全隐患。
现有研究多限于对某次特定故障的定性分析,并且将直流换相失败引起的保护误动问题解释为谐波问题。实际上,这仅仅是对故障波形畸变现象一种形式上的理解。交直流电网故障响应的复杂非线性特征,超越了现有常规的基于工频特征量的保护分析方法的适用范围。因此,迫切需要引入新的研究思想和分析方法,从理论上揭示复杂交直流混合大系统中引发保护误动特征变异发生的机理和条件。
本文从继电保护的视角出发,在扰动后的电磁暂态时间框架内深入分析交、直流系统的相互作用机理,提出在换相失败电磁暂态过程的解析分析、特征变异对保护性能的影响评估方法和评价指标,进而给出了交直流混合电网界定暂态功率倒向的计算模型和方法。
1 暂态快速功率倒向问题的提出
1.1 纯交流系统功率倒向的内涵
目前,高压及超高压线路普遍配置了纵联方向元件。其中变化量方向元件由于不受负荷和振荡的影响且灵敏度高,应用较广泛[5,6,7]。
对于变化量网络而言,仅在扰动点处存在变化量电源。当系统中只存在一个故障点时,遵循反方向元件灵敏度优于正方向元件灵敏度的原则的突变量方向保护能准确、可靠地判别故障点位置。事实上,对于纯交流输电系统也可能出现多个故障电源叠加的情况,如被保护线路的正反方向均发生雷击事故。此时由于正反方向故障电源的叠加作用,变化量方向元件的正确判别会受到影响。但从简化逻辑、提高可靠性的角度出发,传统继电保护设计一般不考虑2个电气无关联关系的故障源同时发生的情况,即忽略2个小概率事件叠加的这种复故障。
考虑到保护判别的连续性,当出现存在时序关联的电气变化时,必须重点解决数据窗跨扰动前后时保护判别的可靠性。例如:必须保证方向元件在区外故障线路两侧开关不同时跳开时不会误动作。这也就是传统意义上的功率倒向。考虑到开关动作时间不会太快,因此,一般方向纵联保护采用启动元件动作经过一段时间(如40 ms)后尚未跳闸,就认为是外部故障,延迟方向纵联保护的动作时间以躲过功率倒向过程。
1.2 暂态快速功率倒向的概念与特点
若受端交流电网故障引起直流换相失败,从整个电网的角度来看,则相当于出现了复故障[4]。为了与传统功率倒向区分开,本文将这种由直流系统对交流系统故障的暂态响应引起的输电线路电流方向快速改变,定义为暂态功率倒向。
常规直流输电系统中,逆变器必须在受端交流系统提供的换相电压支持下才能正常工作,因此对受端交流系统的故障相当敏感。在电气联系较紧密的电网中,距离直流逆变站很远的交流线路故障都有可能引起直流换相失败故障。目前,国内电网500kV主网架的环网,特别是双环网结构使得电网各点间的电气距离大为缩小,因此,在更大的地理范围中的交流故障均有可能导致直流换相失败的发生,甚至会出现多个直流同时或相继换相失败。
与纯交流电网故障不同,直流换相失败有如下特点:(1)直流工作特性决定了其工频周期内对交流系统表征为两相短路与三相开路快速交替变化的一种特殊复故障;(2)在逆变侧交流故障则可能引起直流系统发生1次换相失败或连续2次换相失败,这2种换相失败类型在交流侧表征出故障类型的时间特性也具有差异性;(3)直流控制作用下暂态过程中电量变化具有复杂性;(4)直流恢复具有快速性,与交流故障切除不具有同时性。
从大量的电网运行统计数据和研究来看,这种特殊形式的复故障已成为当前受端交流电网故障后的一种常态模式。但出现引发保护不正确动作的暂态功率倒向仅在某种特定条件下才会被激发。本文把这种特殊情况对继电保护的不利影响,理解为故障特征出现了变异性。值得注意的是,这些事故无论是电网结构、故障类型、故障位置及电网潮流分布等因素均不同。充分暴露出这一问题不仅表征在某个特定换流站、变电站或某次事故中,更是在新的电网运行环境下出现的新问题。
2 暂态功率倒向的时空特性分析
直流系统对交流系统故障的响应特性完全突破了纯交流系统故障的模式,使得具有特殊电气关联关系的复故障成为可能。这种复故障不但突破了原有纯交流系统复故障的电气关联模式,而且突破了传统故障分析区域的限制。
在深入分析和理解继电保护工作机理的基础上,本文将“竞争”的概念引入保护分析中,认为继电保护区外故障误动、区内拒动是满足一定电气和时序条件下存在竞争关系的2个不同扰动源(如本文所分析的直流控制响应与交流故障)同时作用于电网元件的必然结果。这种全新的分析视野将有助于从电网全局角度分析交直流系统故障特征变异的机理和产生条件。
2.1 扰动下直流系统动态特性分析
从本质来看,直流输电系统只是相比与交流输电系统不同的输电形式,其传输的仍然是功率。从这个角度,直流输电并没有特别增加不同的电气特征量。交直流互联引发的电气特征变异是由直流系统的特殊性所决定的。
正常情况下,整流侧通过触发角调节维持直流功率或电流恒定,逆变侧则通过维持直流电压或关断角恒定来控制直流电压。当发生扰动或故障时,直流控制系统应尽量使直流功率或直流电流稳定在设定值。根据调节方式,对于逆变侧交流系统而言,如图1所示,直流系统可以等效为一个由换流变压器交流侧母线电压控制的可控电流源。
当直流系统发生扰动时,直流系统在控制作用下产生“持续的快速动态变化”,使得等值电源表现出快速性和复杂性。但控制的影响总可以看做是直流系统等效电源的变强或变弱,甚至投入或退出。另外,从时间尺度上又可以分为快速变化和慢速变化2种。对直流系统的慢速变化,如直流的启动、停止或在正常运行中,直流系统调节功率的幅度和速度都较慢,对交流系统的影响主要表现为功率的逐渐变化,相对保护来讲是比较缓慢的,对保护的影响比较小。对直流系统的快速变化,如换相失败、单极闭锁、双极闭锁、直流故障及其重启、丢触发脉冲等。其中,电量变化最快速和最剧烈的是换相失败及恢复这一暂态过程。
直流发生换相失败时,由于同一桥臂的2个阀同时导通,从而形成直流侧短路,此时逆变器输出到交流侧的电流为0,即相当于交流侧三相断路,因此,在该段时间段内相当于等效电流源由正常时的值突变为0。从分解与叠加的角度来看,直流系统换相失败相当于交流系统瞬时损失了一个电流源;直流系统换相失败后的恢复过程相当于交流系统瞬时投入了一个电流源。
由于在交直流输电系统的相互作用下,控制系统调节作用很难用数学或理论公式精确计算其电气量的变化规律。但从保护的角度,更关心电气量变化的最极端情况。换相失败后造成直流短路,直流电流迅速增大,但因直流控制系统的迅速响应,即使在直流控制系统响应之前的极短时间内,由于线路平波电抗器的抑制作用,直流电流的增长也是有限的。从这个意义来说,直流系统换相失败时注入交流系统的附加电气量的扰动强度是有限的。从大量实际故障录波、实时数字仿真器(RTDS)仿真结果和EMTDC仿真结果中可看出,额定功率情况下换相失败逆变器的阀侧三相电流的最大幅值均在直流额定电流的2倍以下。
2.2 交直流混合电网故障分析方法
由叠加原理可知,故障后扰动量大小可将交流系统网络结构保留,所有电源置零,由故障点加入等值电源作用。根据上述分析,直流系统的影响可在逆变站母线增加直流等值注入电流源。因此,考虑交流系统单重故障下直流控制保护动作对交流电网中任意节点电压和回路电流的影响,可用图2所示的故障网络进行分析。
无论故障具体位置在何处,由故障叠加原理可知:故障后节点i电压突变量是由交流故障点电流I·acf和直流系统等值电流源I·dc共同作用的结果;非故障线路上电流取决于两侧母线电压变化及线路阻抗的大小。即网络节点的电压和电流变化量为:
式中:Zi,dc,Zi,acf,Zj,dc,Zj,acf分别为直流逆变站和故障点对交流网络中母线节点i和j的互阻抗;ΔUi·和ΔUj·分别为母线节点i和j的电压突变量;ΔI·ij为线路(i,j)的电流突变量。
2.3 故障变异的电气条件
对式(1)进行适当变形,有
式中:分别为直流逆变站和故障点对交流网络中线路(i,j)的电压和电流变化量。
因此,故障后交直流故障分量电流对交流电网中母线电压影响要能使交流系统故障性质产生变异,必须两者在幅值上相当、相位相反。不妨定义故障交直流扰动比kdc/ac为:
考虑到直流在整个暂态过程中电气量的波动,能发生故障变异必须kdc/ac≥1。这样利用式(3),可以对大电网进行短路计算,满足此电气条件的区域可能会出现暂态功率倒向,即可对能出现暂态功率倒向的区域进行评估分析。
根据线路所连接母线与交流故障点、直流逆变站之间电气距离的远近,可以将系统中所有母线分为4种情况,如表1所示。
根据故障网络可知,距离交流故障点电气距离越近的节点,故障对其母线电压影响越大;而距离直流换流母线电气距离越近的节点,直流换相失败及其恢复对其母线电压影响越大。若直流和交流故障点对线路两侧母线的电气距离远近性质相同(情况1和4),则故障暂态过程中两者的竞争一般不会引发暂态功率倒向。反之,若故障后直流和交流故障点对线路两侧母线的电气距离远近性质相异,则故障暂态过程中两者的竞争可能引发暂态功率倒向,即当一条线路所连接两端母线出现一个距离故障较近而另一个距离直流逆变站较近时(情况2与3),在交流系统故障引发直流系统换相失败时,交流故障点和直流电流属于竞争关系,在此过程中可能引起区外故障误动、区内拒动。
2.4 故障变异的时序条件
由2.3节故障变异的电气条件,在当前交流受端电网的支撑强度下,要发生故障变异只能是直流站近端的非严重故障或远离直流站故障。此时交流故障发生引发直流换相失败,交流故障切除前直流换相就已恢复。此情况下交直流行为可分为以下4个不同阶段。
阶段1:交流系统发生故障尚未引起直流换相失败。此阶段中故障性质完全由交流系统故障决定,保护能正确判别。
阶段2:交流系统故障引发直流换相失败。此阶段中直流换相失败与交流故障点属于故障性质相互竞争的关系,可能引起保护区外故障误动、区内故障拒动。
阶段3:直流换相失败后恢复过程。此阶段中直流换相恢复与交流故障点属于故障性质相互加强的关系。在此过程中保护能正确判别。
阶段4:交流故障点切除。此阶段中故障性质完全由交流系统故障决定,保护能正确判别。
此时系统扰动与保护判别情况的时序逻辑如图3所示。
从继电保护的角度看,分析交流系统故障时刻到直流系统换相失败发生对交流系统产生作用的时间间隔是必要的。
1)情况1:如果时间间隔较长,大于保护的判别时间,则在故障初始阶段保护判别故障所获取的电气量完全由交流故障产生。此时,方向元件判别的灵敏度取决于交流故障的严重程度以及保护安装点距离故障点的远近。
2)情况2:如果时间间隔很短,小于保护的启动时间,则保护判别故障所获取的电气量完全由交流故障和换相失败共同作用产生。
3)情况3:如果时间间隔介于两者之间,则保护判别故障所获取的数据窗数据将有一部分是换相失败前的,而有一部分是换相失败后的,即数据窗由突变前后的数据组成。
其中第3种情况对保护影响最大。此时两侧保护数据窗包含了短路故障电流倒向前后的双重叠加数据。计及现场两侧电流互感器变比不同造成两侧启动灵敏度不同,以及通道命令有延时展宽等因素,可能造成两侧突变量反方向判别失效或启动滞后,进而引发在交流故障量不大时的非故障线路保护误动。
从以上对故障变异时序的分析可知:如果方向元件的延时能躲开暂态功率倒向,保护也不会误动。这实际上从延时配合的角度,给出了突变量方向元件正反方向元件防止暂态功率倒向的基本策略。
3 2次典型故障的实例分析
3.1 2003年北涌乙线误动事件分析
广州西北片网中220kV北涌甲、乙线是同杆并架双回线,全长约34km。2003年6月27日,北涌甲线B相线路距北郊变电站约14km,遭雷击发生单相接地故障。直流逆变站换流失败引起非故障的北涌乙线两侧高频突变量方向保护动作。
表2给出了直流和交流故障点对北郊站220kV母线、罗涌站220kV母线的互阻抗的标幺值(取SB=100 MW,VB=Vavr,以下同)。可以看出:从电气距离的角度,北郊站靠近直流逆变站背离交流故障点,而罗涌站背离直流逆变站靠近交流故障点。
由表2可知,此次故障位置十分特殊:故障点在平行双回线靠近功率分点处,使得故障点距离非故障线路物理距离很近,但感受到的交流故障电量不大[2]。这是电网中非故障线路上故障分流最小的一种极端情况。
考虑到2003年天广直流短路比约为5,故障点靠近直流逆变站,因此,近似认为交流故障电流为直流额定电流的5倍。此时交直流扰动之比为:
因此由2.3节可知,北涌乙线满足了故障暂态过程中交直流电气竞争引起区外故障误动的条件。故障引发直流系统换相失败,使得非故障线路误动。
3.2 2005年横东甲乙线误动事件分析
2005年12月15日惠州下级220kV出线惠三甲线在距惠州4km处发生AB相间短路故障,三广直流系统换相失败,500kV线路横(沥)—东(莞)甲乙线东莞侧保护动作。
表3给出了直流和交流故障点对博罗站、横沥站、东莞站、惠州站、花都站的互阻抗情况。从电气距离的角度可以看出:横沥站靠近直流逆变站背离交流故障点;而东莞站背离直流逆变站靠近交流故障点。
根据短路电流计算程序,可得故障点短路电流折算到500kV后,与三广直流额定电流之比为1.7,因此交直流扰动之比为:
因此,由2.3节可知,横东甲乙线满足了故障暂态过程中交直流相互竞争引起区外故障误动的条件。
4 仿真验证测试
为检验交直流系统中暂态功率判别的有效性和普适性,利用直流控制保护设备与RTDS连接构成实时闭环交直流互联电网仿真系统进行测试。其中:RTDS负责完成仿真一次系统,而直流控制保护系统采用与现场的三广直流完全一致的控制保护功能与逻辑。本测试系统以2007年广东电网参数为基础,模拟三广交直流输电等值系统,网络拓扑结构如图4所示。各交流等值系统采用利用内阻抗模拟其等值系统强度的电压源模拟。
2005年12月,博横至花都甲乙线尚未投产,三广直流短路比为7.5;而到2007年500kV花博甲乙线投产后,短路比上升为10.1,逆变站的电源支撑能力加强。为在实时闭环仿真系统上再现2005年横东甲乙线故障时的电网结构特点,在搭建模型中断开博花甲乙线,并将故障前仿真工况调整为2005年横东线误动事件前实际潮流。在博—惠等值支路离博罗侧80%处设置AB两相短路(0.600~0.680s),且在故障期间(0.660s)跳开横东甲乙线的两侧开关,可在一定程度上仿真再现横东甲乙线保护误动事件。仿真结果表明:横沥站横东甲线电气特征与实际故障录波相类似,在故障后的10ms左右横东甲线出现暂态功率倒向。
为进一步验证暂态功率倒向现象并不局限于某一固定电网运行环境,在图4所示的2007年交流网络中设置不同故障点进行测试。为不失一般性,取故障点K1为博横乙线距离博罗站90%处、K2为博横等值线距离博罗站90%处、K3为博惠等值线距离博罗站90%处、K4为横东等值线距离横沥站90%处。
图5分别给出了上述一组故障位置下AB两相故障时,横东甲线B相有功和无功功率的变化情况。由图5(a)可知,在0.615~0.632s有功功率的正方向变为横沥→博罗,在0.627~0.635s无功功率的正方向变为横沥→博罗。由图5(b)可知,在0.625~0.634s有功功率的正方向变为横沥→博罗,在0.627~0.639s无功功率的正方向变为横沥→博罗。由图5(c)可知,在0.625~0.635s有功功率的正方向变为横沥→博罗,在0.627~0.639s无功功率的正方向变为横沥→博罗。由图5(d)可知,在0.626~0.633s有功功率的正方向变为横沥→博罗,在0.629~0.637s无功功率的正方向变为横沥→博罗。即在4个不同位置故障均出现暂态功率倒向现象。图6给出了图5(a)横沥站横东甲线电气特征,保护判别可能在功率倒换过程中误动。
2005年和2007年广东电网结构下暂态功率倒向问题在RTDS试验中的再现,充分说明了暂态功率倒向是交直流系统互联后满足一定条件下必然会引发的一个基本问题,而且不拘于一种电网结构和一种运行方式。
5 结语
本文从继电保护的视角出发,深入分析了交直流系统相互作用而引发的暂态功率倒向机理,明确了该问题是交流故障和直流系统快速变化引起的2个不同扰动源同时作用于电网元件,且满足一定条件下“电气竞争”的必然结果。
从电网安全性的角度出发,将“竞争”的思想引入故障和保护特性分析中。作为继电保护动作评估的一种新思路,突破了传统保护一时一地分析的局限性,不仅能促进从整个电网层面对继电保护动作性能在新运行环境下的影响进行分析,而且通过破坏特征变异的影响条件,也可以为继电保护对策研究提供一种新的研究思路和改进策略的指导性参考。
摘要：针对交直流电网出现的暂态功率倒向现象而导致继电保护误动的问题,从继电保护的视角出发,在电磁暂态时间框架下研究交直流系统相互影响机理和交流故障特征的变异机理,提出在换相失败电磁暂态过程的解析分析、特征变异对保护性能的影响评估方法和评价指标,进而给出了交直流混合电网界定暂态功率倒向的计算模型和方法。交直流系统相互作用而引发的暂态功率倒向是由交流故障和直流系统快速变化引起的2个不同扰动源同时作用于电网元件,且满足一定电气和时序条件下“竞争”的必然结果。仿真结果验证了所述模型和方法的正确性。
关键词：交直流混合系统,继电保护,电磁暂态,暂态功率倒向,故障特征变异,电气竞争,时序竞争
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