送端系统机群摆动对直流功率恢复特性影响研究

近年来,我国交直流混联电网发展初具规模,电网安全稳定特性发生深刻变化,大容量特高压直流输电系统与传统交流电网的交互影响、耦合特性进一步复杂化。该文重点研究送端电网机群摇摆对近区特高压直流功率恢复特性的影响,发现当直流故障激发送端机群振荡后,随着系统戴维南等值电势幅值不断下降,直流换流母线电压跌落将造成直流功率在恢复过程中再次出现塌陷,对交流输电通道形成二次冲击,影响交流薄弱断面输电能力。最后基于实际电网算例,分析受端电网单永故障下多回直流同时发生相继换相失败故障对送端电网稳定性的影响。研究结论可为电网运行人员合理安排运行方式提供依据,有利于保障大区互联电网安全稳定运行。     

应对多回并列直流换相失败的送端系统安全稳定控制措施研究

大容量特高压直流工程的陆续投运进一步加剧电网"强直弱交"特性,送受端系统的耦合作用和相互影响愈发显著,受端系统故障引发的多并列直流同时换相失败会对送受端电网造成巨大的冲击,严重挤压送端电网稳定运行空间,若电网稳定裕度较低,甚至会导致全网崩溃,因此需针对多并列直流送出系统同时换相失败采取一定的安全稳定控制措施。基于三区域交直流互联系统等值模型,该文从机理分析角度提出应对多回直流同时换相失败故障冲击下互联系统安全稳定控制措施,并针对换相失败故障的特殊性对控制措施的适应性进行了分析,最后基于"三华"实际电网算例对控制措施的有效性进行仿真验证。     

考虑条件控制断面的跨区高压直流发输电系统发电计划模型

清洁能源基地的高压直流外送计划较少考虑受端电网的用电需求,随着外送规模的不断扩大,给受端电网带来较大的安全稳定运行压力。为此,文中提出了一种考虑条件控制断面的跨区特高压直流发输电系统与受端电网系统联合优化的发电计划模型。建立了特高压直流功率的步长调整模型,其满足了高压直流联络线运行的各项要求,充分发挥了高压直流联络线可灵活调节的特点,提高了直流联络线计划的可执行性。另一方面,建立送端梯级水电站联合调度模型来满足水电机组振动区特性等各项运行约束,并保证清洁水电资源的优先发电与水电计划的工程实用性。更进一步,建立条件控制断面模型,其能有效处理断面限值与机组开机台数耦合的问题,保证直流功率相关断面的安全稳定运行。基于国内某跨区互联电网系统的实际数据,验证了该模型的有效性,所提方法可促进清洁能源跨区大范围消纳,降低大电网供电成本,并缓解受端电网安全稳定运行压力。     

惯性时间常数对互联系统暂态稳定性影响的仿真研究

通过对单机无穷大系统和等值两机系统进行数学推导,得出系统惯量的变化与互联系统暂态稳定水平的关系;应用EUROSTAG进行时域仿真,在IEEE-39系统中分别验证了受端与送端系统转动惯量对弱互联电网暂态稳定性的影响。系统惯量越大,系统相对角变化速度越慢,在大区弱互联系统中,送端系统与受端系统间相对角变化速度不一致。因此,当送端系统惯量增加时,提高了系统暂态稳定水平;受端系统惯量增加时,降低了系统暂态稳定水平。     

惯性时间常数对互联系统暂态稳定性影响的仿真研究

通过对单机无穷大系统和等值两机系统进行数学推导,得出系统惯量的变化与互联系统暂态稳定水平的关系;应用EUROSTAG进行时域仿真,在IEEE-39系统中分别验证了受端与送端系统转动惯量对弱互联电网暂态稳定性的影响.系统惯量越大,系统相对角变化速度越慢,在大区弱互联系统中,送端系统与受端系统间相对角变化速度不一致.因此,当送端系统惯量增加时,提高了系统暂态稳定水平;受端系统惯量增加时,降低了系统暂态稳定水平.     

大区互联电网动态稳定风险评估指标及应用

提出了大区互联电网动态稳定风险评估的概念及指标,并对某实际运行的大区互联电网进行了评估。提出了含多个送端的互联电网,可以通过协调各个送端的外送出力来降低系统动态失稳的风险;证明了广泛配置PSS和投入直流调制可以减少系统的动态失稳风险;给出了在电网公司承担风险的情况下输电能力的提高数值,可供电网运行人员在权衡经济性与安全性时参考。     

大区互联电网的动态稳定风险评估研究与应用

传统的概率性评估方法仅从安全性方面考虑了事故发生的概率,而未能从经济性方面量化事故发生的后果,为解决上述问题,提出考虑上述两种因素的大区互联电网动态稳定风险评估的模型以及相应的评估方法,并结合实际电网运行数据给出基于该模型的动态稳定判据,最后以云南电网为研究对象进行研究与应用。通过算例中不同的外送功率方案,提出协调互联电网各送端外送出力可以降低系统动态稳定风险值,给出新的动态稳定判据下云南电网的最大外送功率值及相应的电网运行方式的确定方法,同时证明了电力系统稳定器的合理配置以及正确的直流调制方案能够降低系统的动态稳定风险值,可作为当系统发生动态失稳故障时降低风险值的措施。     

异步互联格局下川渝送端电网的频率稳定特性与控制策略

川渝电网与三华电网、西北电网异步互联后,大容量特高压直流输电系统(ultra high voltage direct current,UHVDC)一旦发生双极闭锁故障,会造成川渝送端电网的巨大功率盈余,导致系统频率急剧升高甚至诱发频率失稳、系统解列等重大安全事故。因此,迫切需要研究异步互联格局下,直流闭锁故障对川渝送端电网频率稳定的影响及其控制策略。该文基于异步互联后川渝送端电网2020年大方式运行数据,考虑送端系统一次调频特性,研究了任一回大容量特高压直流通道(向家坝—上海、宜宾—金华、锦屏—苏州、雅中—江西)发生单极闭锁或双极闭锁故障后川渝送端电网的频率稳定特性。为保障频率稳定,提出了相应的直流调制、稳控切机及协调控制等策略。仿真结果验证了所提稳定控制策略的有效性。     

计及频率稳定的多直流异步外送电网切机容量优化

异步互联格局下,送端电网惯性大幅下降,因直流闭锁引发的高频问题较为严重,传统应对高频问题的稳控切机策略存在切机量不精确（过切或欠切）以及切机后系统转动惯量匮乏等风险。针对现有稳控切机方案的不适应性,提出一种计及系统频率稳定需求的多直流异步外送电网切机容量优化模型。模型中耦合大容量直流闭锁故障下各种频率指标约束、网络潮流约束、备用及切机量约束,考虑系统内各类型机组调节性能及位置的差异性,利用理想点法和优序图法得到各类型机组的切机惩罚因子,通过切机综合代价最小化目标确定大容量直流闭锁事故下送端电网的最优切机方案。以改进的IEEE RTS-79系统为例进行了算例分析,验证了所构建模型的有效性与频率适应性。     

基于源荷状态的跨区互联系统协调优化调度

随着跨区互联结构的日益完善及分布式电源的大规模接入电网,为充分利用区域间现有调度资源的互补效益,研究了基于源荷状态的跨区互联系统协调优化调度。以送、受端电网总运行成本及网损为目标函数,首先根据送、受端源荷状态,判断送端储能设备充放电状态及功率跨区流动状态。其次,考虑实际系统运行的各项约束,利用改进的基于粒子群优化算法的多目标搜索算法寻优,优化送端储能充放电功率、跨区联络计划及受端调峰火电机组出力。最后,以中国新疆地区实际电网为算例进行仿真计算。仿真结果表明,所提跨区优化调度策略可显著提升送、受端电网运行效益,充分发挥互联区域的互济合作。     

考虑新能源不确定性的互联电网交换功率鲁棒优化模型

高比例新能源及其不确定性增加了多区域交流互联系统交换功率控制的难度,为保证区域间联络线传输功率的协调分布及其波动相对均衡,提出了一种考虑互联电网外特性的交换功率稳定控制模型。考虑互联系统自动发电控制(AGC)参与因子与联络线潮流分布的关联关系,推导并构建了互联系统AGC下的潮流模型。进而,以联络线功率波动幅值最小为目标函数,建立了基于鲁棒优化的区域交换功率稳定控制模型,并提出了一种基于松弛法的协同演化算法对该模型进行求解。以双IEEE 14节点和IEEE 118节点测试系统为例进行仿真分析,将无优化与鲁棒优化计算结果进行对比,结果表明鲁棒优化可以有效应对新能源随机出力的影响,对于外特性的稳定性具有明显改善效果,并验证了所提算法的有效性和实用性。     

基于相对增益矩阵的惯量响应空间耦合特征分析

随着风电、光伏等新能源占比的不断提高,电力系统的惯性逐步降低,受扰动后惯量响应引起的频率变化率增大,给频率安全稳定带来了威胁。受电网拓扑结构的影响,惯量响应的频率变化情况与功率扰动位置之间存在空间上的耦合特征。针对惯量响应在空间上的差异性,通过计算多机系统惯量响应模型的相对增益矩阵,量化了发电机惯量响应与有功功率扰动之间在空间上的耦合关系。仿真结果表明,相对增益能直观地表征不同位置和类型的功率扰动对发电机惯量响应的影响,对功率事故下低惯量系统的频率安全稳定分析与控制具有重要意义。     

基于相对增益矩阵的惯量响应空间耦合特征分析

随着风电、光伏等新能源占比的不断提高,电力系统的惯性逐步降低,受扰动后惯量响应引起的频率变化率增大,给频率安全稳定带来了威胁。受电网拓扑结构的影响,惯量响应的频率变化情况与功率扰动位置之间存在空间上的耦合特征。针对惯量响应在空间上的差异性,通过计算多机系统惯量响应模型的相对增益矩阵,量化了发电机惯量响应与有功功率扰动之间在空间上的耦合关系。仿真结果表明,相对增益能直观地表征不同位置和类型的功率扰动对发电机惯量响应的影响,对功率事故下低惯量系统的频率安全稳定分析与控制具有重要意义。     

通道型电磁环网解环量化评估方法分析

在大型的通道型电磁环网中线路传输的功率一般较大,高电压等级线路跳闸将引起大规模潮流向低电压等级线路转移,系统存在引发连锁故障的风险。文中分析总结出通道型电磁环网的主要特点,从网架结构、送受端系统规模等因素出发,构建了以静态稳定裕度、热稳裕度、潮流转移比、安控措施量为核心的通道型电磁环网解环判据指标体系。在此基础上,采用变异系数法计算各指标权重,得出一种判断电磁环网是否解环的综合指标。通过对青海电网通道型电磁环网解环必要性的分析,验证了所提通道型电磁环网解环判据的合理性和有效性。     

混合双馈入高压直流系统最大传输功率控制方法

常规高压直流(LCC-HVDC)与柔性高压直流(VSC-HVDC)落点之间存在电气通路时就构成了混合双馈入高压直流系统。VSC-HVDC系统具有有功、无功功率独立可调的特点,通过调节VSC-HVDC系统输出的有功、无功功率,可以提高在同等受端电网强度下LCC-HVDC系统的功率输送能力。在建立混合双馈入高压直流系统的数学模型和仿真模型的基础上,通过给出求解混合双馈入高压直流系统临界稳定状态的数值解法,分析了混合双馈入高压直流系统在不同受端电网强度下的功率输送能力,总结出调节VSC-HVDC系统输出的有功、无功功率对LCC-HVDC系统功率输送能力的作用规律,并在此基础上根据系统状态参数随受端电网强度的变化规律提出了混合双馈入高压直流系统基于定虚拟点电压控制的最大传输功率控制方法,该控制模式能针对受端电网强度的变化自动调节系统的功率参考值,使得混合双馈入高压直流系统能始终运行在输送最大有功功率的工作状态。     

基于N-1静态安全约束的输电断面有功潮流控制

输电断面的有功潮流控制是电网运行中的重要预防控制手段，基于直流潮流研究了输电断面的N-1静态安全潮流约束，分析表明断面潮流是节点注入功率的线性组合。运用支路开断分布系数分析了断面潮流与N-1状志下线蹄潮流的关系，指出其随着系统发电模式以及负荷模式的变化而改变，并提出了采用各种运行方式下断面潮流与N-1状态下线路潮流的比值变化范围来衡量断面潮流控制的合理性。算例针对实际电网运行中的输电断面有功潮流控制问题，结果表明．采用断面潮流控制必然趋于保守．在电网实时运行数据非常可靠的前提下，运行监视及控制直接采用线路开断后的计算潮流值将会显著提高受N-1静态安全约束的断面输送能力，对提高区域间的功率交换能力具有重要意义。     

考虑多层耦合特性的电力信息物理系统建模方法

从信息物理融合的角度出发,综合考虑电力网、通信网和信息网的关联关系和耦合特性,提出了一种电力信息物理系统分层建模方法。首先,提出了考虑多层耦合特性的电力信息物理系统三层模型框架。然后,基于电网稳态潮流方程,考虑通信传输过程和信息决策过程,对电力网、通信网和信息网进行了分层次建模。针对信息网的监控功能和信息流的传递方向不同,建立了负责信息传递的上行/下行通信通道模型,再以网间接口模型关联电力网、通信网和信息网,推导出考虑多层耦合的电力信息物理系统一体化模型,显现了电力网、通信网和信息网的功能关系。最后,用IEEE 9节点和39节点系统构建的电力信息物理系统模型,基于潮流计算和拓扑分析方法,以最小切负荷为优化目标,定量推演信息网的感知决策过程和模型参数的变化对电网运行状态的影响,验证了所提出建模方法的有效性,适用于分析网络攻击、连锁故障演化机理等场景。     

华中电网的直流紧急功率支援问题

研究了1 000 kV交流特高压试验示范线建成后,直流输电调制对华北—华中互联电网运行安全稳定的作用。分析了直流紧急功率支援的机制以及实现方法,并对华中电网内直流系统发生双极闭锁故障时,华北—华中互联电网和特高压交流输电通道承受故障冲击的能力及系统的安全稳定水平进行了仿真分析。通过一回直流双极闭锁故障时,华中电网中4回直流输电线路之间紧急功率支援的仿真研究结果表明,采用直流输电系统紧急功率支援对保持互联系统稳定性和供电可靠性具有良好的效果。     

750 kV伊库线投运对新疆电网安全稳定特性的影响

新疆750 kV伊犁—库车输变电工程2016年建成投运后,将形成环天山西段大环网。针对伊库线投运前后新疆电网潮流分布、安全稳定水平、短路电流水平和小干扰稳定性等方面进行了计算分析,同时研究了伊库线投运对重要断面输电能力的提升效果。计算结果表明,伊库线的投运实现了南北疆电力互供、水电与光伏互补的格局,降低了伊苏线跳闸后伊犁地区孤网运行风险,提高了南疆电网的功角稳定性和小干扰稳定性,提升了伊犁、库车的外送能力。     

高压直流输电系统故障后电网安全控制装置调制策略

大容量高压直流输电系统(high-voltage DC system,HVDC)一旦故障,对送端、受端交流系统产生较大影响,需要安控装置确保系统稳定运行。以包含多个直流输电通道的互联系统为研究对象,基于HVDC系统快速调制功率的特点,提出了单条通道故障后的安控装置动作策略。该策略考虑关键断面限额、潮流、机组出力、系统稳定等约束条件,通过其他直流转带损失功率确保机组调减功率最小。最后以CEPRI-36系统和实际互联系统为例验证文中模型的有效性和实用性。