9.19±800kV锦苏直流双极闭锁故障仿真分析

中国电机工程学会2016年年会论文集“9.19”±800kV锦苏直流双极闭锁故障仿真分析胡昊明1,江叶峰2,王大江1，葛亚明2，周程2（1.国网江苏省电力公司电力科学研究院，南京211103；2.国网江苏省电力调度控制中心，南京210024）SimulationAnalysison“9.19”±800KVJinpin-SunanDCBipolarBlockFaultHUHaoming1，JIANGYefeng2，WANGDajiang1，GEYaming2，ZHOUCheng2（StateGridJiangsuElectricPowerResearchInstitute,Nanjing211103;StateGridJiangsuElectricPowerDispatchingandControlCenter,Nanjing210024）ABSTRACT:Theultra-highvoltagedirectcurrent(UHVDC)thatdirectlyflownintotheJiangsuPowerGridhasalleviatedthepowershortageofJiangsuLoadCentereffectively,however,bipolarblockfaultofDCtransmissionsystemduetohighpowermodemayimpactreceiving-endpowergridseverely,andimpactsecurityandstabilityofthelargepowergrid.Inthispaper,thebipolarblockfaultofJinpin-SunanDCsystemispresented,anditsimpactontheJiaugsuPowergridisanalyzedbasedonthePMUfaultrecord.UtilizingtheDynamicStabilitySystem(DSA)systemofJiangsupowerDispatchingandControlCenter,asimulationanalysisofthefaultisgiven,andbycomparingthesimulationcurveandPMUrecord,thecausesofdifferencesbetweencurvesareanalyzed.Adviceonpowergridoperation,modelingandon-linesimulationisgivenatlast.KEYWORDS:High-voltageDirectCurrent,BipolarBlock,On-lineSecurityAssessment摘要:特高压直流接入江苏电网，有效地缓解了江苏负荷中心用电紧张的局面，与此同时，直流输电系统在大功率方式下发生双极闭锁故障，可能严重冲击受端电网，影响大电网的安全稳定性。本文介绍了2015年9月19日±800kV锦苏直流双极闭锁故障经过，基于江苏DSA系统开展了事故的反演仿真，并与PMU事故录波曲线进行了比对分析，探讨了差异产生的原因，从电网运行控制、仿真程序优化等方面给出了相关建议。关键词：高压直流；双极闭锁；在线安全分析0引言随着中国经济快速发展，人民生活水平提高，电力需求、电网规模日益增大。我国幅员辽阔，但经济发展、资源分布并不均衡，为提高电网运行经济性，实现资源的优化分配，大规模跨区送电成为必然，大规模互联电网的建设势在必行[1]。从世界范围来看，全球能源互联网的建设也是大势所趋[2]。上世纪80年来以来，高压直流输电（HighVoltageDirectCurrent，HVDC）技术逐渐成熟，HVDC可以实现异步交流电网的互联，其输电功率大，传送效率高，且可以限制交流系统的短路电流水平，在长距离、大规模输电方面具有极大的优势[3]。因此，HVDC技术在我国国家电网、南方电网均得到了广泛的应用[4，5]。高压直流输电在实现大区电网互联、提高经济效益的同时，也存在着一定的风险。高压直流系统中设备元件多，一次系统、辅助系统、控保系统复杂[6]，输电线路长度可达上千公里，穿越地形多变、环境复杂，同时，多回直流与交流系统之间的交互影响机理尚不明确[7]，基于以上原因，高压直流输电系统的单极、双极闭锁故障是难以避免的。以往的仿真分析与事故后反演分析[8-11]均表明，一旦特高压直流在大功率送电方式下发生单、双极闭锁，送电断面功率将发生大幅度的波动，对送端、受端电网均会形成较大冲击，从受端电网来看，具体表现为失去大电源后电网频率快速跌落，母线电压大幅波动，网内潮流大范围转移，影响系统的稳定运行。随着电网规模日益扩大，系统运行方式日趋复杂、多变，依靠基于离线典型数据的方式计算，已不能满足指导电网运行的要求。同时，调度运行人员的工作面临着从“操作型”向“分析型”的转变，基于真实运行方式开展实时稳定分析与事故反演分析，是十分必要的[12]。江苏省电力调度控制中心于2012年12月部署了在线安全稳定分析系统（DynamicSecurityAssessment,DSA）。DSA系统基于实时电网运行方式与量测数据，进行不间断的在线电网稳定分析，内容包括热稳、暂稳、小干扰等六大类计算[13]。同时，江苏电网已经全面部署了广域测量系统（WideAreaMeasurementSystem，WAMS）[14]，全网各节点装设的向量测量单元（Phase中国电机工程学会2016年年会论文集MeasurementUnit，PMU）以每秒100帧的采样率采集节点功率、电压、发电机相角等信息，通过高速网络传输至位于调度中心的控制主站，并存储于大型数据服务器。DSA与WAMS系统的建立，为电网事故的在线监测，辅助决策，回溯分析提供了极大便利，是建设智能电网的重要基础。1锦苏直流双极闭锁故障基本情况分析±800kV四川锦屏-苏南特高压直流输电工程为“西点东送”工程的重要组成部分，其输电距离达到2090km，双极最大送电功率达7200MW。锦苏直流将西南地区丰沛的水电资源直接输送到苏南负荷中心，有效缓解了苏南地区供电能力不足的现状，同时解决了西南地区水电送出需要。2015年9月19日21时58分，锦苏直流因送端遭雷击导致双极闭锁，损失直流功率4902MW。由于故障发生于晚间低负荷时段，作为受端电网，江苏受到冲击较大。1.1故障前电网运行方式锦苏直流落点江苏苏州站近区500kV网架结构图如下：图1苏州地区500kV主网结构Fig.1Major500kVGridStructuresinSuzhouArea事故前，华东全网用电负荷139260MW、发电负荷113780MW，江苏全省调度用电负荷56290MW，发电负荷48730MW，系统频率49.97HZ。区外来电方面，江苏电网受锦苏直流双极输送功率490.20MW，从安徽方向受电450MW，从上海方向受电1220MW，送浙江530MW。考察苏州地区关键母线电压，车坊变500kV母线电压为509.2kV，吴江变500kV母线电压为508.2kV。1.2系统频率变化情况考察其故障后约10分钟内的电网频率波动情况，苏州站500kV母线频率PMU录波曲线如下：图2苏州站500kV母线频率曲线Fig.2500KVBusFrequencyCurveofSuzhouStation锦苏直流约在21时58分0秒发生双极闭锁故障，故障后系统频率迅速跌落，故障后13秒（21时58分13秒）下降至最低点49.557HZ，下降幅度为0.413HZ。随后在负荷特性与机组一次调频特性的共同作用下，系统频率回升，故障后30秒内回升至49.7Hz左右。故障后约60秒，自动发电控制系统（AutomaticGenerationControl，AGC）开始动作，系统频率逐步回升，至22时03分35秒恢复到正常水平（49.95HZ以上）。1.3故障后发电机功率波动事故发生约1分钟后，在机组一次调频作用下，发电负荷增加至48850MW，比事故前增加120MW；随后，AGC开始响应，约5分钟后（22时3分），发电负荷达到最大值50850MW，比事故前增加2120MW。1.4故障后关键母线电压跌落情况苏州地区吴江变、木渎变、石牌变三座500kV主变安装有PMU装置，考察上述主变500kV母线线电压变化情况。由于母线电压曲线趋势与形态基本相同，故选择吴江变500kV母线为代表进行分析，其电压变化曲线如下图：图3吴江变500kV母线相电压曲线Fig.3PhaseVoltageofWujiang500kVBus吴江、木渎、石牌三站母线电压故障后瞬时升高，随后随着站内无功补偿切除逐步下降，约2分中国电机工程学会2016年年会论文集钟后下降至最低点。随着系统频率逐步回升，电压缓慢回升至稳态值，稳态值比初值略小。为了定量考察母线电压的变化情况，考察上述500kV母线电压曲线的以下参数（折合到线电压）：初值—母线电压故障前值；最大值—故障后母线电压达到的最大瞬时值；最小值—母线电压下降至最低点时的电压值；稳态值—母线电压最终的稳态值；下降值—初值与稳态值之差。计算结果如下表所示：表1部分母线电压参数计算Tab.1CharactersofBusVoltage母线名称初值(kV)最大值(kV)最小值(kV)稳态值(kV)下降值(kV)木渎510.18529.87504.06506.853.33吴江507.92540.83499.99503.074.85石牌510.57521.45507.80510.020.55故障后，各母线电压始终维持在可接受水平，无电压稳定问题。1.5关键断面潮流变化情况故障后，苏州地区失去大电源支持，苏州电网各500kV受电通道潮流剧烈变化，通道上各断面潮流变化情况如下：表2部分断面潮流变化情况Tab,2InterfaceFlowChanges断面故障前(MW)故障后(MW)稳定限额(MW)木渎-苏州双线（5229/30）1308-994/吴江-苏州三线(5671/74/78)29251488/车坊-苏州单线(5283)756-491/玉山-车坊双线(5649/50)107968/石牌-车坊单线（5657）34315541700常熟-石牌双线（5655/5656）5791284/梅里-木渎双线(5275/76)-9318963000石牌-黄渡双线(5903/13)-342-1760/故障后，苏州近区电网潮流大幅转移，部分断面潮流反向，但未出现断面越稳定限额情况。1.6事故处理情况事故发生后，华东电网动态ACE自动启动，进行全网旋转备用容量紧急调用。江苏电网按年度分摊比例（按照最新的比例，江苏承当30.74%）承担失去的直流容量，联络线口子大幅超用。江苏省调调度员迅速反应，按照《锦苏直流双极闭锁事故处理预案（江苏）》的要求，立即通知苏锡地区电厂紧急加出力。同时，通过一次调频、AGC等手段调出全省旋转备用，使系统频率迅速恢复至正常范围。此外，省调调度员还及时通知常熟二厂暂时取消停机计划，通知大唐吴江、望亭燃机等燃气机组紧急增开机组发电，有力的保障了苏州南部电网的电源支撑，确保了相关500kV线路潮流都在限额之内。2基于DSA的锦苏直流故障仿真分析2.1仿真基础数据故障后，江苏省调依托DSA系统开展了故障仿真分析，取9月19日21:45状态估计潮流数据（即在线数据）作为基础断面。限于当前技术条件，计算所选取断面时间与真实故障时间存在约13分钟的差异，对比在线数据与故障时刻SCADA实测数据，结果如下：表3基础数据与真实数据比对Tab.3ComparisonofBasicDataandActualDataDSASCADA差值差异百分比江苏电网负荷(MW)5062756290-566310.06%锦苏直流功率(MW)490.0490.2-0.20.00%车坊变500kV母线电压(kV)508.72508.7200.00%吴江变500kV母线电压(kV)507.815