摘要：大容量、远距离输电是实现提升大规模新能源集中发电接纳比例和跨大区资源优化配置的重要途径。随着中国特高压电网的快速发展和跨区输电规模的大幅度提高,电网的安全稳定特性发生了重大变化。特高压直流送出、受入功率在电网容量的占比较大时,一旦发生特高压直流闭锁等故障,将分别在送、受端电网导致严重的过频、低频稳定问题,尤其是跨区输电功率占送、受端电网容量的占比较大时导致的频率稳定问题,对电网安全稳定运行构成严重威胁。
关键词：特高压直流；频率稳定；信息通信
1应对过频风险的系统保护双层结构
对于直流双极闭锁引发的送端全网过频控制问题,相比传统的直流闭锁后切配套电源的控制措施,当被控电源(包括直流调制)站点过多、分散且涉及风、水、火等多种电源类型时,控制系统和控制策略将变得异常复杂。如若控制不当,将导致发电机组频率保护动作(包括机组超速保护控制(OPC)无序动作)、风电机组大量脱网、断面潮流越限、电压异常等,进而引发全网性的频率振荡,甚至频率失稳,最终大面积损失供电负荷直至系统瓦解。因此,系统保护的设计必须满足结构简单、运行可靠、全局优化等要求。
为此,本文遵循尽量简化控制策略、提高通信可靠性、降低装置误动和拒动概率的原则,提出了抵御送端电网过频风险的系统保护双层结构方案,即“主站—执行站”控制结构。其中,主站的功能是判断特高压直流闭锁故障,向各执行站下发切电源或直流调制命令;执行站功能是采集实时信息并上传主站,同时能够执行主站下发的控制命令。
与广泛应用的控制系统三层结构相比,双层结构省去了子站层,主要原因是:对于单一过频功能的控制系统而言,只要求在直流闭锁时切除相应数量的电源保证系统频率稳定,设置中间子站层没有任何实际物理意义,因此人为增加无实际物理作用的中间子站,反而使运行控制策略复杂化。特别是对于单一解决无配套电源场景下直流闭锁故障后送端电网过频问题,需在全区域内选择性切除大量的风、水、火等电源,设置子站将导致控制策略更复杂,安全控制系统的故障环节增加,调度运行操作和运行维护工作量加大。另外,两层结构取消了中间子站转发层,主站直接与执行站实时通信,通信通道结构简化,整体上减少了系统保护的通道数量;其次,取消了没有实际物理意义的中间子站层,避免了子站层故障导致的信息丢失问题,通信可靠性更高。
2面向多对象的实时通信复接技术
该设备采用标准的4U48cm全长机箱,由双电源模块、主控模块以及多个2M接口模块等部分构成。每块2M接口模块可采集9个子站的数据并通过高速通信总线上送到主控模块,主控模块汇集多个2M接口模块的数据,通过对外小型可插拔(SFP)光口与稳定控制主站(简称稳控主站)通信。在处理上行数据时,2M接口模块在收到报文后将2M报文打包成以太网报文,通过模块间自定义的协议将报文送到主控模块,主控模块将协议替换成和稳控主站通信用的协议,将报文转发到与稳控主站连接的端口。在处理下行数据时,连接稳控主站的主控模块以太网接口,在收到稳控主站发送来的以太网报文后,根据和稳控主站间的协议进行解包。将发往同一个2M接口模块的报文按照模块间内部通信格式打包到一个以太网包中,发送到对应的2M接口模块。2M接口模块收到以太网报文后将报文解包,提取2M报文数据发送到对应的2M端口。
通过对上述技术的运用,该通信复接设备可以满足主站与多个执行站直接通信的要求,在运行的可靠性、数据的实时性、传输的稳定性等方面均具有较大的技术优势。1)主站配置1台该设备可与48个执行站之间同时进行数据通信,通信时延为毫秒级。2)主站和通信复接装置间通过以太网通信,能保障大容量的通信带宽,避免了报文数据的丢失。3)多个2M报文通过一个以太网报文传输到主站处理,极大地减少了主站和通信复接装置间的通信频率,减少了稳控主站的通信模块负荷。4)通信复接装置和执行站间通过实时接收、临时缓存的方式,保障了通信的实时性和稳定性。既能保证所有2M报文的通信,又能保证所有2M报文能在1ms延时内到传送到稳控主站。5)不增加占地空间,1面通信柜可安装4个通信复接设备。6)与稳定制控装置之间采用双网连接,运行通道异常可以瞬时自动切换至备用通道,不影响设备正常运行。经实验测试证明,该通信设备运行可靠性高,通信传输速度快,可以满足系统保护的安全稳定控制实时要求。
3直流和风、水、火电源全局优化控制策略
3.1系统保护控制流程设计
参考已有电网频率稳定控制系统方案,在特高压直流闭锁时,首先要根据闭锁前各直流单元运行状态和直流功率、其他运行直流的可调制量确定需要在送端电网切除的出力总量;其次将该出力总量经在线优化选择后分解下发到各执行站。优化控制原则包括以下内容。1)不能引起其他安全稳定问题和连锁反应,诸如频率振荡、线路过载、电压越限、超安全限额、地区越最小安全运行方式、威胁供热安全等。2)确保切机控制和直流本身重启协调配合,不能出现已切机又重启直流提升功率的情况。3)充分利用系统自身频率调节能力,在满足频率偏差控制的前提下,保证控制量即是切机量最小量。4)控制措施排序遵循对网内安全影响最小优先的原则:优先级由高到低分别为调制本直流、调制其他跨区直流、切近区风电、切远区风电、切水电,最后切火电。1)主站检测到直流故障,且直流损失功率大于设定值,计算控制策略。2)控制策略计算中,优先调制直流,若直流可调制量不满足要求,则根据程序内置算法,计算所需的总切机量。3)根据各类型可控机组的实时可切容量,按照上文所述对网内安全影响最小优先的原则,优化分配控制量。在装置发出切机命令的同时,向直流集控系统发出禁止直流重启提升功率,有效避免送端系统频率过低问题。
3.2切机总量计算方法
假设特高压直流单极或双闭极锁故障导致的损失功率为PD,故障后需要切除的发电出力为PS,则总切机量为:
（1）
式中:f0为送端电网的额定频率;Δf0为送端电网恢复后允许的频率偏差;PZ为送端电网的总发电出力;PM为其他运行直流可调制量;KG为系统的频率特性系数,它可以表示为式(2),表征送端电网发电出力增量为ΔP时,引起的频率增量为
(2)
由式(1)可见,除了频率特性系数外,其他变量均为已知或通过实测可得到的参数。故障下实时计算切机控制总量,关键是求取频率特性系数。理论上,频率特性系数与系统规模、发电机组及负荷的调节特性、旋转备用、风电机组出力占比等多种因素有关,上述因素每时每刻都在变化,实时、精确地求取频率特性系数KG十分困难。
3.3频率特性系数工程计算方法
基于实际电网分析表明,对于直流闭锁后的高频问题,频率特性系数主要和总发电出力以及风电机组出力密切相关。本文提出了一种适用于系统过频情况下的频率特性系数工程实用求取方法,可有效提高切机量计算的精度,满足实际系统精准控制要求。在实际工程应用中,频率特性系数KG可以近似表示为式(3)的函数形式:
（3）
式中:Pw为系统日风电机组出力。
KG与PZ和Pw的关系可通过离线仿真工具计算得出,并预先存入策略表中。具体计算步骤如下所示。
1)通过和电网实际故障下响应曲线比对拟合,得到能反映电网实际频率特性的电网仿真模型及其参数。2)将不同的日发电出力和日风电机组出力曲线进行组合,形成电网可能出现的多种运行方式。3)仿真计算各种运行方式的频率特性系数KG,事先存入策略表中。
结论
本文针对特高压直流没有配套电源的送端电网,设计了覆盖送端全网风、水、火电源的高可靠性系统保护双层结构,提出的面向多对象的实时信息通信复接技术,有效满足了主站和多个执行站实时通信的需求。同时提出了一种基于电网规模和风电机组出力占比的系统过频时直流调制和风、水、火电源全局优化控制策略。仿真结果验证了所提控制策略的有效性,切电源量的计算结果可以满足工程精准控制的要求。
参考文献：
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[2]金维刚,李勇,印永华,等.特高压输电通道风火打捆配置方案及其概率灵敏度分析[J].电力系统自动化,2016,40(6):126-133.
论文作者:梁建龙1,陈苹苹2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第26期
论文发表时间:2019/1/15
标签：电网论文; 频率论文; 报文论文; 主站论文; 通信论文; 模块论文; 系统论文; 《电力设备》2018年第26期论文;