CN106953335B - 一种基于交直流连锁故障的最小开机方式确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于交直流连锁故障的最小开机方式确定方法。目前为提高特高压直流换相失败抵御能力，通常需加装调相机、静止无功发生器等无功补偿装置，但是实际电网加装设备需通过核准、建设、测试等复杂流程，耗时较长。本发明基于目标电网的典型运行方式数据，首先通过交流系统故障扫描确定影响特高压直流换相失败的关键故障；并通过短路电流贡献值的大小进行发电机机组排序，确定对特高压直流换流站母线电压支撑能力强的关键机组；在此基础上，进行目标电网交流系统关键故障时域仿真，调整关键机组的开机方式，确定最小开机方式。本发明可用于实际电网运行方式安排，提升交直流混联电网安全稳定水平。
Description
技术领域
本发明涉及电网的电压安全稳定领域，具体地说是一种基于交直流连锁故障的最小开机方式确定方法，适用于交直流混联电网。
背景技术
随着特高压直流馈入规模的增大，直流功率对常规电源的置换效应加剧，电网将出现小开机运行方式，局部地区动态无功支撑能力下降。特别是直流换流站近区缺乏大电源支撑时，若交流系统发生严重故障，将造成直流换相失败。近年来，我国电网已发生数起因交流系统故障引发多回直流同时换相失败或连续换相失败的案例。在交流故障清除后仍然发生后继换相失败，不仅影响电网的电压安全稳定性，同时对电网产生较大的冲击，面临严重的全局性连锁故障风险。
根据当前特高压直流控制保护系统定值，当发生连续3-4次换相失败时将直接触发特高压直流闭锁，以此降低停电事故风险。但直流闭锁也会对受端电网频率、电压稳定造成冲击。当前为提高特高压直流换相失败抵御能力，通常需加装调相机、静止无功发生器等无功补偿装置，但是实际电网加装设备需通过核准、建设、测试等复杂流程，耗时较长。在未采取有效的控制措施前，必须针对直流换流站近区运行特性，合理安排开机方式，预防严重故障下因连续换相失败引发直流闭锁，确保电网安全稳定运行。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是针对交直流连锁故障特性、在电网尚未通过控制手段解决直流连续换相失败前，提供一种直流换流站近区最小开机方式的计算方法，使实际电网运行时至少达到最小开机方式要求，以避免交流系统故障连锁导致直流闭锁。
为此，本发明采用的技术方案如下：一种基于交直流连锁故障的最小开机方式确定方法，其包括：
基于目标电网的典型运行方式数据，首先通过交流系统故障扫描确定影响特高压直流换相失败的关键故障；并通过短路电流贡献值的大小进行发电机机组排序，确定对特高压直流换流站母线电压支撑能力强的关键机组；在此基础上，进行目标电网交流系统关键故障时域仿真，调整关键机组的开机方式，确定最小开机方式，避免因特高压直流连续多次换相失败导致闭锁，防止交直流连锁故障发生。
进一步地，在交流系统故障扫描时，观测暂态过程中特高压直流换流站的母线电压，若在某故障下母线电压低于设定值的时间大于门槛值，则该故障为影响直流换相失败的关键故障。
进一步地，计算全网发电机开启和关闭时特高压直流换流站的短路电流数值，相减后得到各发电机对直流换流站短路电流贡献值。
进一步地，最小开机方式的确定过程如下：若典型运行方式下发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则根据关键机组排序从大到小调整开机方式，直至不连锁发生直流闭锁，该开机方式为最小开机方式；若典型运行方式下不发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则当前运行方式满足要求，即为最小开机方式。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1.本发明流程简单、计算快速，符合电网调度要求，可有效应用于实际电网运行方式安排。
2.主要针对交直流连锁故障特性进行实际电网开机方式调整，能有效避免严重故障下电网失稳以及大停电事故发生。
3.采用短路电流贡献值进行关键机组排序，可有效提高开机后对直流换流站的电压支撑能力，计算便捷、机理性强。
附图说明
图1是本发明的流程框图；
图2-3为典型运行方式下双龙～兰溪三永N-2故障宾金直流仿真结果图；
图4-5为采用本发明最小开机方式下双龙～兰溪三永N-2故障宾金直流仿真结果图。
具体实施方式
换相失败是由换流站交流母线电压的瞬间跌落造成的，工程上常采用临界电压Ucritical近似描述换相失败发生的条件。根据直流输电系统准稳态数学模型，可近似推导得到Ucritical的解析式：
式中：Id0和Id0'分别为直流电流的初始运行值和故障后的值；γmin和γ0分别为逆变器的临界关断角和初始运行值；U0为交流母线初始运行电压；uk为换流变压器的短路阻抗。
交流系统发生故障时，若直流落点近区开机水平较低、动态无功不足，将造成换流站母线电压短时间内难以快速恢复。当电压持续低于临界电压，将发生连续换相失败，大量功率盈余冲击交流电网，严重情况下甚至引发送端区域电网局部解列。根据当前特高压直流控制保护系统定值，当发生连续3-4次换相失败时将直接触发特高压直流闭锁，以此降低停电事故风险。但直流闭锁也会对受端电网频率、电压稳定造成冲击。在未采取调相机等有效的电压稳定控制措施前，必须针对直流近区运行特性，合理安排开机方式，预防严重故障下因连续换相失败引发直流闭锁，确保电网安全稳定运行。
基于上述原因，本发明提出一种基于交直流连锁故障的最小开机计算方法，总体流程框图如图1所示。下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。
第一步：根据目标电网的典型运行方式数据，通过交流系统故障扫描，观测暂态过程中特高压直流换流站的母线电压。电网馈入直流均采用完整动态模型，整流侧定功率控制，逆变侧定电压控制。发电机采用六绕组模型及实测参数，负荷采用马达模型。若在某故障下母线电压低于设定值的时间大于门槛值，则该故障为影响直流换相失败的关键故障。根据实际电网运行要求，母线电压设定值取0.8p.u.，时间门槛值取400ms。
第二步：在该目标电网典型运行方式下，计算全网发电机开启和关闭时换流站的短路电流数值，相减后得到各发电机对直流换流站短路电流贡献值，通过贡献值的大小排序确定对换流站母线电压支撑能力强的关键机组。
第三步：在上述步骤的基础上，进行目标电网交流系统关键故障时域仿真。若典型运行方式下会发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则根据关键机组排序从大到小调整开机方式，直至不会连锁发生直流闭锁，该开机方式为最小开机方式；若典型运行方式下不会发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则当前运行方式满足要求，即为最小开机方式。
效果验证：为了测试本发明所述方法的有效性，应用本发明对浙江实际电网宾金特高压直流进行仿真验证。
针对浙江电网某种典型运行方式进行交流系统故障扫描，得到在双龙～兰溪三永N-2故障下，金华换流站的母线电压低于0.8p.u.时间超过400ms，则该故障为影响宾金直流换相失败的关键故障。
然后针对浙江电网发电机进行短路电流贡献值计算，即开启和关闭该机组时金华换流站短路电流的差值，并根据大小进行排序，得到关键机组如表1所示。
表1金华换流站短路电流贡献值排序
进行该典型运行方式下双龙～兰溪三永N-2故障仿真，如图2所示。根据仿真结果可知，宾金直流发生连续3次换相失败后闭锁，此后直流功率一直为0，即发生交直流连锁故障，不满足最小开机要求。
在该典型方式基础上根据表1短路电流贡献值大小，优先开兰溪电厂1台发电机，再进行双龙～兰溪三永N-2故障仿真，如图3所示。根据仿真结果可知，宾金直流发生连续2次换相失败，未导致连锁闭锁，则该开机方式即为最小开机方式。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本领域的技术人员应该了解，本发明不受上述具体实施例的限制，上述具体实施例和说明书中的描述只是为了进一步说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由权利要求书及其等效物界定。
Claims (3)
1.一种基于交直流连锁故障的最小开机方式确定方法，其特征在于，
基于目标电网的典型运行方式数据，首先通过交流系统故障扫描确定影响特高压直流换相失败的关键故障；并通过短路电流贡献值的大小进行发电机机组排序，确定对特高压直流换流站母线电压支撑能力强的关键机组；在此基础上，进行目标电网交流系统关键故障时域仿真，调整关键机组的开机方式，确定最小开机方式，避免因特高压直流连续多次换相失败导致闭锁，防止交直流连锁故障发生；
最小开机方式的确定过程如下：若典型运行方式下发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则根据关键机组排序从大到小调整开机方式，直至不连续发生直流闭锁，该开机方式为最小开机方式；若典型运行方式下不发生直流连续多次换相失败并导致闭锁，则当前运行方式满足要求，即为最小开机方式。
2.根据权利要求1所述的最小开机方式确定方法，其特征在于，在交流系统故障扫描时，观测暂态过程中特高压直流换流站的母线电压，若在某故障下母线电压低于设定值的时间大于门槛值，则该故障为影响直流换相失败的关键故障。
3.根据权利要求1或2所述的最小开机方式确定方法，其特征在于，计算全网发电机开启和关闭时特高压直流换流站的短路电流数值，相减后得到各发电机对直流换流站短路电流贡献值。
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