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城市电网分区柔性互联的概念与示范工程论证  

2016-11-14 11:04:20|  分类: 生产工艺 |  标签: |举报 |字号 订阅

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将柔性电力电子技术应用于城市电网是一个新的方向,具有广阔应用前景,目前在动态无功补偿、黑启动、解决短路电流超标以及负荷中心分网运行等方面已有一定研究,但尚缺乏实际工程的研究。为此,本文以正在建设的国内外首个城市电网柔性互联示范工程为背景,介绍分区柔性互联的概念以及示范工程论证的主要结果。

直流输电

  0.引言

  目前,为解决短路电流水平过高以及电磁环网安全隐患等问题,大型城市电网普遍采取220kV电压等级分区分片运行模式。但电网分区运行也存在一些问题,如系统短路电流过大、分区间无法相互提供紧急功率支援、供电能力没有充分发挥、动态无功支撑更显不足等。

  采用柔性电力电子技术进行城市电网间分区柔性互联,是解决上述问题的新技术手段。基于全控型器件的电力电子技术在城市电网中的应用大致可分为2类,一类以柔性交流技术为核心,代表应用是统一潮流控制器(unified power flow controller,UPFC),在南京西环网工程中被用来调节系统侧向负荷侧的潮流传输,同时解决电网内潮流分配不均、部分输电断面轻载等问题;另一类以柔性直流技术为核心,代表应用是本文示范工程中的柔性互联装置,实现城市电网高压供电分区的互联。区别于柔性交流输电(flexible alternative current transmission system,FACTS)技术,基于柔性直流输电(voltage source converter—high-voltage direct current,VSC—HVDC)技术的柔性互联装置具有可双向调节分区间传输功率,能根据2个分区的实际运行需求确定传输功率的大小和方向的优势,因此柔性互联装置更适合应用在大功率双向互供的高压城市电网分区之间。

  柔性直流技术在城市电网中具有广阔应用前景,目前在动态无功补偿、黑启动、解决短路电流超标以及负荷中心分网运行等方面已有一定研究,但尚缺乏实际工程的研究。为此,本文以正在建设的国内外首个城市电网柔性互联示范工程为背景,介绍分区柔性互联的概念以及示范工程论证的主要结果。

  1.分区柔性互联的概念及特点

  1.1分区柔性互联概念

  分区柔性互联是指电网分区间通过柔性电力电子互联装置互联的闭环运行,实现分区间潮流的双向连续可调。分区间功率传输极限值受到柔性互联装置自身容量的约束。

  在分区柔性互联的模式下,当电网正常运行时,柔性互联的分区之间存在有功功率交换,电网的负载均衡程度、供电能力、可靠性等得到提升;当电网内柔性互联的某个分区发生故障时,非故障分区对故障分区进行快速可控的无功功率支援,从而稳定故障分区内母线电压水平。

  1.2柔性互联装置简介

  柔性互联装置的核心结构是模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)。MMC具有高度模块化的结构,装置通过调整功率单元的数量从而实现对传输功率和两端电压水平的控制。此外,装置两端的MMC结构对称、工作原理相同且控制系统独立,使得装置具有快速独立调节有功、无功功率的能力。

  相比于两电平及钳位型多电平换流器等其他结构,模块化多电平换流器在高压大功率的工程应用场合具有更多优势。以两电平换流器为例,为了解决内部功率开关器件的耐压问题,它常常需要在交流系统之间额外连入高频变压器,这不仅增加了装置的占地面积而且不具备经济性。以钳位型多电平换流器为例,随着电平数增多,它会面临电容电压不易平衡等安全问题。以模块化多电平换流器为例,它则相对具备故障穿越及恢复能力、较强的工程适应能力、结构设计灵活、系统开关损耗小等优势和特点,也更适宜大功率高压场合的应用。

1.3分区柔性互联的工作模式

  柔性互联装置可根据电网不同的运行状态而相应调整自身工作模式,具体工作模式可总结为以下3类。

  1)负载均衡模式。在电网正常运行状态下,柔性互联装置控制分区间的有功功率传输。功率传输方向为由容载比大的分区到容载比相对小的分区,以实现负载均衡。同时,柔性互联装置两侧与交流系统相连的公共连接点电压值一般稳定在1.02p.u.。

  2)动态无功支援模式。在电网发生故障后的暂态过程中,柔性互联装置首先采取交流电压控制以稳定公共连接点电压值,然后对故障分区进行动态无功补偿,类似静止同步补偿器的工作原理,从而稳定故障分区内母线电压水平。

  3)稳态功率支援模式。在电网发生故障且进入稳态后,柔性互联装置可采取功率支援模式,快速控制由非故障分区向故障分区进行无功功率支援,消除过载以及电压越限从而恢复电网安全。

  2.示范工程概况

  北京电网是典型的受端城市电网,采取500kV外环网、220kV分区运行,预计2017年北京220kV电网共8个分区运行。考虑到实际选址和电网运行现状,示范工程将柔性互联装置的位置确定在昌城分区与城顺朝分区之间的220kV昌平站和220kV怀柔站之间,选定装置的容量为600MVA,即运行过程中最大允许传输功率值。柔性互联示范工程的示意见图1。

图1北京电网220kV分区柔性互联示范工程的示意图

  示范工程实施前,昌城分区的220kV昌平站与城顺朝分区的220kV怀柔站母线以2条联络线相连。正常运行时,联络线两端开关断开,分区独立运行。示范工程实施后,仅在怀柔站侧的一条联络线上安装柔性互联装置,代替常规开关,同时昌平站侧开关闭合。为增强电网运行可靠性,在装置两侧增设旁路开关,一旦装置发生故障可闭合该旁路开关。

  3.论证方法介绍

  为了全面衡量柔性互联装置对电网运行效果的改善程度及工程实用价值,论证过程需对下述电网指标进行比较与分析:电网负载均衡程度、静态安全性评估、暂态电压稳定性分析、供电能力水平、短路电流水平、可靠性、经济性。

  在不同分区间安装柔性互联装置具有不同的互联优势效果。论证还包括装置的选址优化及容量优化,因篇幅有限,另文专题介绍。本文主要针对示范工程实施前后相关指标进行论证,论证方法简述如下。

  3.1正常运行时负载均衡

  柔性互联装置会通过控制分区间的有功功率传输充分发挥分区间的互供能力,并均衡分区负载。论证中,采用PSD—BPA软件计算分区间主变压器负载水平,并通过比较负载率变化范围从而衡量柔性互联装置对负载分布均衡的改善情况。

 3.2静态安全性分析

  电网发生N-1故障时,柔性互联装置会对故障分区进行功率支援,相当于为故障分区提供“虚拟电源”以缓解元件过载问题。在示范工程的静态安全性评估中需考虑以下情况。

  1)分区500kV层面:线路N-1、同塔双回平行线路N-2、主变压器N-1及N-2;

  2)分区220kV层面:线路N-1、同塔双回220kV平行线路N-2、220kV发电厂全停。

  3.3暂态电压稳定性分析

  在分区柔性互联城市电网发生低电压穿越时,柔性互联装置会提供紧急无功补偿以维持节点电压稳定。参考《电力系统安全稳定导则》(DL755—2001)中所规定的常规故障及非常规类型,利用PSD—BPA软件对示范工程实施前后动态电压稳定性仿真校验。系统稳定判据标准:电力系统在受到扰动后的暂态过程中,负荷母线电压能够在1s内恢复至不低于0.75p.u.。

  3.4供电能力分析

  分区最大供电能力是指在满足N-1安全准则及电网实际运行约束的条件下,分区最大负荷的供应水平。分区柔性互联的城市电网的供电能力计算需特别注意下述2个方面:①N-1/N-2负荷转供方案和模型的建立具有多样性;②主网可控元件较多,需考量其运行状态,确立边界条件,尤其是主网的短路电流约束。本文采用连续潮流法的N-1逼近仿真计算供电能力,通过PSD—BPA潮流计算软件分别计算示范工程实施前后电网分区的供电能力水平TTSC和T'TSC。

  3.5短路电流分析

  分区互联装置因可以实现正序电流和负序电流的矢量解耦控制并实现对功率传输的动态限幅,从而限制短路电流。通过PSD—BPA软件可直接计算得到各分区短路电流水平。

  3.6可靠性分析

  柔性互联装置可以通过控制分区间传输的有功及无功解决一些电网面临的安全问题,进而提高分区的可靠性。基于分区数据分别计算安装装置前后的分区失载概率PLOLP、P'LOLP和期望缺供电量EEENS、E'EENS。

  4.示范工程论证

  4.1正常运行负载均衡

  表1为示范工程实施前后500kV主变压器负载均衡情况比较结果。

直流输电

表1?示范工程实施前后主变压器负载率区间变化

  由表1可知,柔性互联装置会缩小分区内主变压器负载范围。具体地,示范工程实施后负载区间的变化范围由7.1%降至5%,相对缩小2.1%。因柔性互联装置具有双向传输功率的特点,故而可以均衡分区间的负载。

  4.2静态安全性评估

  在示范工程实施后,2个分区的网络结构相应改变,昌平分区和城顺朝分区实现互联,分区互联装置可以控制线路潮流进行N-1故障后的功率支援。同时,因昌城分区500kV主变压器负载较重,需要考虑减少由昌城分区向城顺朝分区输送的功率,故而设定通过柔性互联装置由昌城分区向城顺朝分区输送功率50MW。表2为实施示范工程前后静态安全性情况,安装柔性互联装置后,原有电网内存在的静态安全性问题得以解决和改善。

表2柔性互联分区间静态安全性情况

此外,针对以下3个方面对示范工程实施前后电网的静态安全性校验结果进行阐述。

  1)电网正常运行状态。柔性互联装置安装前后,2个分区内的500kV主变压器负载率、500kV母线电压水平、220kV线路负载以及220kV线路电压波动水平均在正常范围内。

  2)电网500kV电压等级单一元件N-1及平行元件N-2故障校验。示范工程实施前,仅昌平分区内昌平II站2#变压器、3#变压器同时跳闸就会造成城北2#变压器过载,可通过调整运行方式将负载率由113.9%降至94.3%,而城顺朝分区内相关校验均通过。示范工程实施后,针对上述故障,可调整怀柔单回线中互联装置并断掉昌平到怀柔的正常线路,使怀柔向昌平输送200MW功率,则城北2#变压器的负载率由116.3%降至满载运行,同时城顺朝分区内相关校验均通过。

  3)电网220kV电压等级单一元件N-1及平行元件N-2故障校验。

  具体结果详见表3。

表3示范工程实施前后出现的故障列举

  综上,柔性互联装置可明显提升500kV层面和220kV层面电网的静态安全性。柔性互联工程实施前,电网需通过调整运行方式,如开启备用电厂等,以解决分区内主变压器及线路的重载和过载问题。将备用电厂投入运行的方式具有速度慢且经济性差的特点。而柔性互联工程实施后,因柔性互联装置具有可在分区间快速双向传输功率的特点,调节方式灵活。

  4.3暂态电压稳定性分析

  示范工程实施前,电网故障会导致负荷中心动态电压支撑能力不足,若故障分区电压跌落至0.79p.u.,会存在失稳的风险。示范工程实施后,柔性互联装置对故障分区进行动态无功补偿,可提升母线电压、降低失稳风险。以柔性互联分区内的某主变压器发生故障为例,表4、表5分别为示范工程实施前后的暂态电压稳定情况及故障改善情况的相关参数。

表4示范工程实施前后暂态电压稳定情况

  由表4知,常规故障下,柔性互联装置可提升故障所在主变压器的母线最低电压水平并缩短恢复时间,如在本例中,母线最低电压由0.17477p.u.提升至0.17495p.u.,提升0.1%;电压恢复时间有所减少,由1000ms降至712ms,降低28.8%。而在非常规故障下,母线最低电压同样有所提升,由0.06672提升至0.07173,提升7.5%;电压恢复时间明显减少,由3054ms降至1413ms,降低53.7%。

在表5中量化了柔性互联装置对于故障的改善程度,同时可以看出示范工程实施后,分区内母线最低电压水平均有所提升,电压恢复时间普遍减少,且非常规故障的通过率也显著增加。

直流输电

表5示范工程实施后故障改善情况

  4.4供电能力分析

  示范工程实施前,一旦电网内某分区发生故障,若直接合入分区联络线以进行功率支援,则潮流不可控,易导致事故范围扩大;若断开分区联络线运行,则故障分区内供电能力水平不足。示范工程实施后,在分区间加入柔性互联装置,则该装置可以精确灵活地控制分区间功率传输,对故障分区进行紧急功率支援,从而提高故障分区供电能力水平。同时,柔性互联装置在电网中运行时会因内部全控型器件开关的频繁切换而具有一定的有功损耗。表6为示范工程实施前后供电能力效果比较。示范工程实施后,分区的供电能力得到提升。

表6示范工程实施前后供电能力水平

  4.5短路电流分析

  若电网内分区发生故障,柔性互联装置会起到隔离故障的作用,此时故障与非故障分区之间不存在功率传输,故障分区的短路电流水平也不会增加。而传统分区模式下,合环运行会导致短路电流水平增加。220kV电网的额定短路电流Ie=50kA,500kV电网额定短路电流I'e=63kA,利用Ie可判断出短路电流过大的母线,从而计算得到安装装置后的短路电流降低率。表7为示范工程实施前后,通过装置互联的分区内短路电流水平比较情况。

表7示范工程实施前后短路电流水平

  4.6可靠性分析

  在示范工程实施前,考虑分区内较为严重的故障,一旦城顺朝分区某终端双回线故障,则导致相邻线路严重越限,被继保装置切除,造成负荷损失610.7MW;通过柔性互联装置进行分区间的互联,相关越限线路会低频低压减载,从而将负荷损失量降低至110.7MW。表8为示范工程实施前后可靠性比较结果。安装柔性互联装置后,指标PLOLP和EEENS值均有所降低,说明分区可靠性相对提升。

表8示范工程实施前后可靠性比较

  5.结语

  在北京电网220kV分区柔性互联示范工程的论证中,柔性互联装置对电网分区间的主变压器、静态安全性、故障分区母线电压水平、供电能力、可靠性等均有不同程度的改善,其中提升电网安全性方面的效果尤为重要:分区间有功快速支援提高静态安全性;动态无功快速支援提高暂态电压稳定安全。这对于保证大型城市电网的安全运行十分有利,城市电网分区间的柔性互联以及示范工程对未来大型城市电网的发展方向以及柔性电力电子技术在城市电网中的应用都具有参考价值。

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