抽水蓄能电站接入对重庆电网稳定运行的影响分析及对策

随着化石能源枯竭和环境问题凸显 , 发展以风电、光伏和水电为代表的清洁能源成为能源系统转型的必然趋势 ^[1] 。由于水电、风电、光伏发电的出力具有强随机性 ,加之不断攀升的用电负荷需求 ,供需  强不匹配性迫使以清洁能源为主的新型电力系统对  电网的调节能力提出了更高要求^[2] 。抽水蓄能电站  (Pumped Storage Power Station,PSPS)是目前最经济、 最成熟和最可靠的大型储能设施^[3] ,作为一种清洁、低碳、高效的电网灵活调节资源近年来在学术界和工业界备受关注^[4]。

重庆位于中国的西南地区 ,地势多山 ,拥有丰富 的水电资源^[5]。这些河(江流)在地势多山的地区形成了众多的河谷和峡谷 ,为PSPS建设提供了理想的地理条件。另一方面 ,重庆电网是西南电网的重要组成 部分 ,通过交流联络线与四川电网相连 ,通过渝鄂直 流与湖北电网异步连接 ,在与外界电力交换过程中主要处于受电状态 ,属于典型的受端电网^[6]。根据重庆电网电力系统平衡分析结果 ,“十四五 ”后重庆电 网存在较大的电力缺口和调峰缺口 ,基于上述考虑 , 重庆电网规划建设首个500 kV PSPS ,利用抽水蓄能 的快速灵活调节特性 ,提高电网调峰能力 ,缓解电网供电压力^[7]。

稳定运行是电力系统运营的基本要求。尽管PSPS 建设可为电网带来更多的灵活调节能力和清洁电源^[8], 但作为一种运行工况复杂多变的大容量机械储能 ,它也将给电网稳定运行带来新的问题与挑战。因此 , 明晰PSPS接入对重庆电网稳定运行的影响具有重要 研究意义^[9]。

综合前述 ,本文探究了PSPS接入对重庆电网稳定运行的具体影响及对策 。以重庆电网所规划建设 的500 kV PSPS为研究对象 ,首先介绍了该PSPS的基本运行方式和系统仿真环境 ,然后仿真分析了多种可能极端故障下该PSPS接入对重庆电网运行稳定性的影响 , 同时讨论了对应的控制措施 ,最后详细分析了极端故障后第三道防线安全自动装置的适应性问 题 ,并在此基础上提出了三种有效的改进方案。

1    PSPS运行方式与系统仿真环境

重庆所规划建设的500 kV PSPS拟装机4×300 MW 机组 。按该PSPS总体计划投运安排 , 4台机组计划分别于2023年12月30日、2024年2月29日、2024年4月30日、2024年6月30日投入商业运行。并网方面 ,PSPS 以500 kV电压等级接入系统 , 出线1回至500 kV B变电站 , 出线长度约55 km,具体系统接入方案如图1所示。下面将具体介绍该PSPS的基本运行方式与系统仿真模型。

1.1    运行方式

重庆该500 kV PSPS具有四种运行方式 ,包括丰 大方式、丰小方式、枯大方式以及枯小方式 ,其具体 含义如下。

丰大方式: 水库蓄水量高 、电网处于负荷高峰期 ,PSPS应确保水能充足 , 以便在需要时能够快速放水发电。丰小方式:水库蓄水量较少、电网负荷较低 , PSPS只需释放较少的水量来发电或通过抽水确保水库蓄水量不会过低 , 以备后续使用需求 。枯大方式: 水库蓄水量低 、电网负荷高 , 满足电网高负荷需求时 ,PSPS会释放大量水进行发电 , 以提供稳定的电力供应。枯小方式:水库蓄水量低、电网负荷较低 ,与枯大方式类似 ,PSPS也会释放较少的水量来发电 ,确保水库储水量不会过低。

为充分展示该PSPS接入对重庆电网稳定运行的影响 ,本研究选取PSPS以丰大方式运行进行针对性的电网失稳仿真分析。

1.2    系统仿真环境

本研究中,仿真计算采用PSD电力系统分析软件 , PSPS机组采用PSD软件中的考虑阻尼绕组的双轴模型 , 即考虑次暂态过程的“Eq ”和“Ed”变化模型。机组发电状态时额定有功功率为4 ×300 MW ,无功功率上限145.3 Mvar,额定功率因数0.9 ; 电动状态(即抽 水)时额定有功功率为4×330. 12 MW ,并能提供一定无功支撑 ,功率因数0 .975 。PSPS发电状态时计及调 速系统和励磁系统的作用 , 同时考虑电力系统稳定器(PSS);PSPS抽水状态时不计调速系统作用 ,仅考虑励磁系统及PSS 。负荷模型采用40%恒阻+60% 恒功率的综合负荷模型。

2   极端故障下电网失稳仿真及控制措施

本节针对该500 kV PSPS并网接入 ,在多种可能 极端故障情形下对重庆电网的运行失稳进行了详细仿真研究 ,并在此基础上讨论了相应的控制措施。

根据B变电站的主接线图(图2),若故障前PSPS地区QJ—MLY线(简称QM线)处于解环状态 ,则出串 后 ,PSPS、电厂C与B变电站片区形成孤网 ,存在孤网 频率电压稳定问题。针对上述出串问题 ,仿真分析了 以下几种极端故障下的失稳情况及控制措施:故障 情形1——仅PSPS与2#主变出串;故障情形2——仅C 电厂2线与1#主变出串 ,或仅C电厂1线出串;故障情 形3—PSPS与2#主变、C电厂2线与1#主变、C电厂1 线均出串。

2.1    故障情形1下失稳仿真及控制措施

若B变电站变A线500 kV所在第1串的边开关相继跳开(或一台检修另一台跳开 ,下同),或一台检修时发生另一侧母线N—1故障 , 则PSPS与2#主变出串运行 。图3给出了电压和功角失稳仿真结果 ,可以看出 ,PSPS抽水时造成电压失稳及功角失稳 ,并引起频率及功率振荡。

可采取的措施:对于主变过载 ,可采取故障后切PSPS机组、切水泵的控制措施;对于PSPS抽水时的电压及功角失稳 ,则可采取全切水泵、解列PSPS与B变电站间500 kV线路或跳开B变电站中开关的控制措施。若故障前PSPS处于开关检修状态 ,则可通过预控PSPS机组出力、水泵负荷以使故障后系统保持稳定。预控时 ,应避免多台水泵满负荷运行 ,否则易引起功角失稳 。此外 ,还可提高B变电站片区220 kV机组出力 , 以减小故障后主变过载量。

2.2    故障情形2下失稳仿真及控制措施

根据C电厂满发1 320 MW时(HT、ZBN、BD电站 各开一机)的稳定计算结果 ,该故障情形下 , 由于C电 厂另一回线未出串 , 因此故障后系统仍可保持稳定 , 主变不过载。

2.3    故障情形3下失稳仿真及控制措施

PSPS与2#主变 、C电厂2线与1#主变 、C电厂1线均出串 , 同时B变电站地区有孤网运行风险情况。根据 PSPS、C电厂及B变电站地区不同开机及出力, 以及QM线解、合环时的稳定计算结果分为以下四种场景。

场景1——PSPS发电、QM线解环运行:该场景下  B变电站母线N—1—1后 ,B变电站地区孤网频率高周。可采取的措施: 1)切PSPS、C电厂机组。根据故障前B变电站主变下网功率与PSPS、C电厂外送总出力的  差额 ,采取切PSPS、C电厂机组的控制措施 , 可使频  率恢复稳定。2)跳开出串线路中开关。该措施后在事故前主变下网较少时 ,可使频率恢复稳定 ,但若事前主变下网功率较大 ,则措施后可能造成孤网低周。且B变电站侧中开关跳开后 , 电源侧需配合全切机组 ,  否则会引起出串线路两端稳态电压越限。3)预控+切PSPS 。4)预控出力。5)预控合环。

场景2——PSPS发电、QM线合环运行:该场景下B变电站母线N—1—1后 ,B变电站地区有功角失稳和QM线过载风险 ,功角失步振荡中心位于QM线 ,B变电站地区频率振荡失稳 ,PSPS电压稳定。为了展示 ,  图4分别给出了綦马线两侧相角差和PSPS频率偏差  变化曲线。可采取的措施: 1)切机。故障后切PSPS、C电厂机组 ,可使B变电站地区功角稳定 。但功角稳定后 ,QM线仍可能过载 ,需加切HT、PSPS、C电厂机组。 2)跳开出串线路中开关 。故障后直接跳开出串线路的中开关 ,但B变电站地区机组仍可能功角失稳 。B  变电站侧中开关跳开后 , 电源侧需配合全切机组 ,否则会引起出串线路两端稳态电压越限 。3)预控+切PSPS , 同上述场景1中预控+切机措施 。4)预控出力, 同上述场景1中预控合环措施。

场景3——PSPS抽水、QM线解环运行:该场景下B变电站母线N—1—1后 ,B变电站地区有功角及频率电压失稳风险(图5)。可采取的措施: 1)切机切泵。故障后全切PSPS水泵使孤网功角稳定 ,但仍存在频率失稳问题 ,需加切C电厂机组 。2)跳开出串线路中开关。故障后直接跳开出串线路的中开关 ,孤网功角稳定 ,但仍存在频率失稳问题。3)预控+切PSPS。母线检修时预控C电厂机组出力与B变电站主变下网功率相等 ,故障后全切PSPS ,可使孤网频率保持稳定 。4)预控合环。

场景4——PSPS抽水、QM线合环运行:该场景下B变电站母线N—1—1后 ,B变电站地区有功角及频率电压失稳风险(图6)。可采取的措施: 1)切机切泵。故障后全切PSPS水泵、部分切C电厂使孤网功角稳定 ,但可能造成QM线反方向过载(MLY至QJ)。2)跳开出串线路中开关。故障后直接跳开出串线路的中开关,仍可能存在频率失稳问题 。3)预控+切PSPS , 同上述 景3中的预控+切机措施。4)预控出力 , 同上述场景3中的预控合环措施。

3    第三道防线安全自动装置适应性分析

3.1    安全自动装置动作情况分析

结合前述分析 , 为保证严重故障后PSPS机组及水泵的运行安全 , 同时减小PSPS水泵失步振荡、低频低压问题对电网侧的影响 ,针对该PSPS并网在第三道防线配置了双重化的失步解列装置及频率电压紧急控制装置 。功能如下:失步解列装置 , 当系统出现失步运行状态时 ,解列PSPS至B变电站的500 kV线路 。频率电压紧急控制装置 , 当系统低频低压时 ,分轮次切除水泵。低频低压切泵功能仅在机组电动(即抽水)工况下投入 ,机组发电工况下须退出低频低压切泵功能。低频低压切泵设置4轮低频动作定值和延时 ,4轮独立计时。

不同的故障情况需要采用不同的安全自动装置动作方案使电网稳定 。现有动作方案主要围绕PSPS而设计:PSPS失步解列装置 、低频低压切泵装置在PSPS抽水时能正确动作 , 动作后PSPS送出线解列 、水泵负荷全切。PSPS发电时 ,失步解列及低频低压切泵装置则不动作 。然而 ,经仿真发现 ,现有动作方案无法很好地解决电网失稳问题 ,特别是高周失稳。

3.2    提出的改进方案

考虑现有动作方案的局限性 ,本研究联合B变电站提出了三种改进方案,通过仿真分析B变电站500 KV母线N—1—1故障后所在片区第三道防线动作情况及电网稳定情况进行验证。

1)改进方案一:启用B变电站地区高周切机功能。

针对现有方案存在高周失稳的问题 ,考虑进一步启用B变电站地区高周切机功能。通过在PSPS抽水&B变电站孤网状态、PSPS抽水&B变电站联网状态以及PSPS发电状态的多场景仿真发现 ,B变电站地区稳定情况有所提升 ,但仍存在不能恢复稳定的情形。

PSPS抽水&B变电站孤网状态:PSPS解列后孤网高周切机动作 ,并在切机后触发孤网低频减负荷 , 随后系统恢复稳定 。但高周切机可能在功率缺额较大时恶化低频问题 ,仿真显示在功率缺额大于20%后 ,高周切机触发孤网低频减负荷 ,但减负荷量不足 ,仍存在低周失稳问题 。该问题可通过适当增加高周切机延时 ,使高周切机躲过PSPS解列后的频率短时回升 , 以减小切机量及功率缺额。如图7所示 , 当高周切机延时增加0 .5 S ,功率缺额30%时 ,B变电站能够保持稳定。

PSPS抽水&B变电站联网状态:PSPS解列、孤网高周切机后 ,B变电站地区仍存在功角失稳、频率电压振荡问题 ,振荡中心位于QM线。

PSPS发电状态:PSPS失步解列及低频低压切泵装置不动作 ,稳定结果与现有方案基本一致 , 当孤网功率缺额大于25%后 ,存在高周切机误动、低频减负荷量不足、孤网仍低周失稳问题。当增加高周切机延时0.5 S后 ,高周切机仍动作 ,建议控制功率缺额不大于25%。

2)改进方案二:考虑启用B变电站地区机组失步解列功能。

进一步 ,考虑到改进方案一在QM线合环情形仍无法使系统恢复稳定 ,改进方案二考虑启用B变电站地区机组失步解列功能。通过在PSPS抽水&B变电站孤网状态、PSPS抽水&B变电站联网状态以及PSPS发电状态的多场景仿真结果发现 ,相比方案一 , 启用B变电站地区电站失步解列功能后 ,B变电站地区稳定情况基本不变 ,仍存在不适应性:

PSPS抽水&B变电站孤网状态:在功率缺额不大于30%、高周切机延时1.0 S时 ,孤网可保持稳定。故障期间BD、ZBN、C电厂失步解列均不动作 ,HT电厂失步解列功能仅在A水泵负荷较大时动作 ,动作后会触发孤网低频减负荷 , 随后孤网能保持稳定。

PSPS抽水&B变电站联网状态:PSPS解列后的功角失稳、QM线振荡问题仍然存在。主要原因为C电厂远离振荡中心，其失步解列装置不满足动作条件，因此即使其他电厂相继解列，B变电站地区功角失稳问题仍始终存在。

PSPS发电状态:在孤网功率缺额不大于25%时 ，可使系统恢复暂态稳定(QM线过载问题仍存在), 失步解列装置不会误动。

3)改进方案三:考虑故障后解列QM线 ,将B变电站转为孤网进行孤网控制。

进一步 ,针对QM线合环、PSPS抽水情形 ,前述方案均无法使B变电站地区保持稳定。方案三考虑故障后解列QM线 ,将B变电站转为孤网进行孤网控制。计算时考虑故障后B变电站功率缺额或过剩的情形。对于功率过剩情形 ,通过仿真发现当控制功率过剩比例不大于25%时 , 故障后QM线失步解列装置 、电厂高周切机装置动作后可使系统恢复暂态稳定 。对于功率缺额情形 ,可以发现 , 当B变电站地区功率缺额比例在一定范围内时 ,第三道防线方案可满足适应性要求 ,具体如下:

QM线解环状态:仿真结果与方案一相同 。PSPS发电时 ,孤网功率缺额需控制在25%以内 ,PSPS抽水时 ,孤网功率缺额需控制在30%以内 , 同时高周切机延时按1.0 S考虑 , 则第三道防线安全自动装置动作后可保持稳定。

QM线合环状态&PSPS抽水:故障后PSPS、QM线均解列 ,B变电站转为孤网 ,在孤网功率缺额不大于20%时,第三道防线安全自动装置动作后可保持稳定。

QM线合环状态&PSPS发电:QM线失步解列装置可能误动引起孤网低频减负荷 ,建议将QM线失步解列电压定值下调至0.5 pu , 同时B变电站地区功率缺额控制在20%以内。

4    结束语

通过仿真分析 ,本文探究了重庆某500 kV PSPS接入对重庆电网稳定运行的影响及对策 。主要开展了两方面研究: 1)在多种可能极端故障下仿真分析PSPS接入对重庆电网稳定运行(比如功角稳定、频率电压问题等)的影响 , 并据此讨论了相应控制措施; 2)分析了极端故障后PSPS安全自动装置的难适应问题 ,为避免对网侧的影响 ,提出了三种有效的改进动作方案。总体而言 ,PSPS的接入可显著提高电网的稳定性 ,减少电力系统中的不稳定因素 ,但具体不利影响取决于PSPS规模、位置、技术特性以及电网的特点和需求 。因此 ,在部署建设PSPS时 ,需要进行详细的规划和分析 , 以最大程度实现其对电网稳定性的正面影响。

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2024年第19期第1篇