陳 睿， 孫仲卿， 楊銀國，劉福鎖， 李 威， 郜建良， 吳晨曦

(1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510600；2. 國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211106)

柔性直流與常規(guī)直流協(xié)調(diào)的緊急功率支援策略研究

陳 睿1， 孫仲卿2， 楊銀國1，劉福鎖2， 李 威2， 郜建良2， 吳晨曦2

(1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510600；
2. 國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211106)

柔性直流(VSC-HVDC)具有響應(yīng)速度快、有功無功解耦、可向交流系統(tǒng)提供無功支撐等運行特性。將柔性直流納入電網(wǎng)緊急控制系統(tǒng)，可在提升交直流電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性基礎(chǔ)上降低常規(guī)切機切負(fù)荷控制的代價。基于擴展等面積法則(EEAC)，研究直流緊急功率支援提高故障后系統(tǒng)暫態(tài)安全穩(wěn)定性的機理；通過對不同類型直流功率調(diào)制的對比研究，指出柔性直流與常規(guī)直流(LCC-HVDC)的緊急功率支援在改善故障后系統(tǒng)功角恢復(fù)方面存在差異，緊急控制應(yīng)考慮不同類型直流的控制優(yōu)先級；提出為保障故障后電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定所需直流緊急支援功率計算方法，并結(jié)合不同故障情況下直流功率支援的優(yōu)先級制定相應(yīng)的緊急協(xié)調(diào)控制策略。

暫態(tài)穩(wěn)定控制；柔性直流；常規(guī)直流；緊急功率支援

0 引言

電網(wǎng)互聯(lián)的規(guī)模越來越大，電力電子器件大量投入運行，可再生能源大規(guī)模接入電網(wǎng)，這些均使得電網(wǎng)非線性化程度越來越高。傳統(tǒng)的電力設(shè)備、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及運行技術(shù)越發(fā)力不從心，現(xiàn)有控制策略已不能完全滿足當(dāng)前電網(wǎng)的安全穩(wěn)定要求[1-3]。

自1997年以來，柔性直流(voltage source converter based high voltage direct current, VSC-HVDC)已在多個工程中正式投入運行[4-6]，VSC-HVDC輸電技術(shù)近年來飛速發(fā)展，在控制上較基于電流換相的常規(guī)直流輸電(line commutated converter based high voltage direct current, LCC-HVDC)更為靈活，不存在換相失敗的問題[7]；且具備有功無功解耦控制，可向弱聯(lián)交流電網(wǎng)提供無功支撐的優(yōu)勢[8，9]。

與LCC-HVDC類似，VSC-HVDC的緊急功率支援可以提高故障后系統(tǒng)的暫態(tài)安全穩(wěn)定性[10-13]。文獻(xiàn)[10]分析了西班牙風(fēng)電場的多端VSC-HVDC并網(wǎng)技術(shù)，通過DC-DC轉(zhuǎn)換器控制其有功功率輸送，從而提高系統(tǒng)穩(wěn)定性；文獻(xiàn)[11]針對LCC-HVDC送端可能出現(xiàn)的功率不平衡問題，提出了LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加器的協(xié)調(diào)控制策略；文獻(xiàn)[14]給出了LCC-HVDC與VSC-HVDC在不同功率分配系數(shù)下的定功率控制策略描述，但沒有給出具體的故障后功率支援策略，也未能針對功率支援策略及模型給出具體的支援功率控制量計算方法；文獻(xiàn)[15]提出考慮危險斷面安全裕度的網(wǎng)內(nèi)快速備用協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度策略，實現(xiàn)特高壓直流閉鎖后省間的緊急功率支援，并且根據(jù)功率缺額研究功率支援策略，但支援功率計算結(jié)果不夠精確。

文中基于擴展等面積法(extended equal area criterion, EEAC)分析了直流緊急功率支援改善系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性的機理，以系統(tǒng)功角恢復(fù)效果最優(yōu)為目標(biāo)，研究了多饋入VSC-HVDC和LCC-HVDC共存條件下交直流電網(wǎng)在不同故障形式下功率支援的優(yōu)先級；在考慮頻率、電壓波動對電網(wǎng)負(fù)荷水平影響基礎(chǔ)上，研究了直流緊急功率支援控制量計算方法，并制定了應(yīng)對不同故障的協(xié)調(diào)控制策略。

1 直流緊急功率支援改善系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性機理

(1)

式中：Pms，Pes分別為領(lǐng)前群慣量中心的等值機械功率和等值電磁功率；Pma，Pea分別為余下群慣量中心的等值機械功率和等值電磁功率；Ms，Ma分別為領(lǐng)前群和余下群慣量。

直流緊急控制對于送端相當(dāng)于負(fù)荷波動，對于受端相當(dāng)于電源出力波動。在正向加減速階段中提升直流功率可使Pms減小，從而減小正擺加速面積，增加正擺減速面積；反向加減速階段中回降直流功率可使Pms增大，從而減小回擺加速面積，增加回擺減速面積。因此，在系統(tǒng)正擺期間提升直流功率，回擺期間迫降直流功率將有效提高系統(tǒng)的暫態(tài)性能。

2 VSC-HVDC和LCC-HVDC的有功功率協(xié)調(diào)控制策略

2.1 不同類型直流功率支援對系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的改善作用差異

VSC-HVDC系統(tǒng)可以靈活控制自身發(fā)出或吸收的無功功率。從圖1所示的VSC-HVDC無功-電壓控制環(huán)節(jié)框圖可以看出，在系統(tǒng)發(fā)生故障后，無功功率出現(xiàn)異常，頻率及電壓發(fā)生變化，此時該環(huán)節(jié)可根據(jù)電壓波動水平快速響應(yīng)，為系統(tǒng)提供無功支撐，從而有效提高系統(tǒng)的暫態(tài)電壓穩(wěn)定性。而圖2的LCC-HVDC頻率調(diào)制環(huán)節(jié)中直流隨著交流站母線頻率的降低，在提升自身有功功率的同時需要從交流系統(tǒng)中吸收更多的無功，不利于故障后暫態(tài)過程中的電壓穩(wěn)定性。

圖1 VSC-HVDC無功-電壓控制Fig.1 Model of reactive power-voltage control of VSC-HVDC

圖2 LCC-HVDC頻率調(diào)制Fig.2 Model of LCC-HVDC frequency modulation

圖1及圖2中，Uacmeans和Uacref分別為換流站母線電壓值和反饋值；KP與Ti分別為增益系數(shù)與時間常數(shù)；Qref為無功功率反饋值；f和f0分別為換流站母線頻率及其初始值；Tf為時間常數(shù)；ΔP為直流增加的有功功率值。對比發(fā)現(xiàn)，送受端近區(qū)交流通道及直流閉鎖故障后，采用VSC-HVDC時，發(fā)電機功角響應(yīng)和頻率響應(yīng)在暫態(tài)過程中功角擺動幅度更小，更快達(dá)到穩(wěn)態(tài)[18]。但當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生交流故障后需提升直流功率較小時，電壓波動不大，優(yōu)先提升VSC-HVDC功率，可能因低于其無功調(diào)節(jié)死區(qū)而無法動作；而且，優(yōu)先提升VSC-HVDC功率將降低系統(tǒng)應(yīng)對后續(xù)大容量無功沖擊的能力。此時，選擇優(yōu)先提升LCC-HVDC功率可在保留系統(tǒng)無功動態(tài)儲備的前提下，快速實現(xiàn)電網(wǎng)功率再平衡。

2.2 VSC-HVDC與LCC-HVDC調(diào)制的優(yōu)先級

首先建立含LCC-HVDC與VSC-HVDC接入的電網(wǎng)預(yù)想故障集，該預(yù)想故障集包括常規(guī)電網(wǎng)故障及直流輸電系統(tǒng)自身故障?，F(xiàn)將電網(wǎng)預(yù)想故障集中的故障分為3類：(1) 交流通道故障；(2) LCC-HVDC閉鎖故障；(3) VSC-HVDC自身故障。

送受端交流通道故障導(dǎo)致功角、頻率和電壓波動甚至失穩(wěn)，當(dāng)系統(tǒng)所需提升直流功率較小時，優(yōu)先提升LCC-HVDC；反之則優(yōu)先提升VSC-HVDC以獲得更佳的調(diào)制效果。當(dāng)LCC-HVDC發(fā)生閉鎖故障時，VSC-HVDC提升效果優(yōu)于LCC-HVDC提升效果，應(yīng)優(yōu)先利用VSC-HVDC的緊急支援能力。當(dāng)發(fā)生VSC-HVDC自身故障導(dǎo)致直流閉鎖時，若系統(tǒng)中存在其他VSC-HVDC輸電系統(tǒng)，仍優(yōu)先提升VSC-HVDC，反之則優(yōu)先提升LCC-HVDC。

2.3 VSC-HVDC與LCC-HVDC的協(xié)調(diào)控制思路

遵從上節(jié)制定的優(yōu)先級順序，研究多類型直流參與的緊急協(xié)調(diào)控制方案，其大體思路為：優(yōu)先比較不同故障下VSC-HVDC與LCC-HVDC調(diào)制的優(yōu)先級；再計及負(fù)荷功率波動及系統(tǒng)一次調(diào)頻能力計算出故障后直流功率支援水平；進(jìn)而根據(jù)各直流可參與功率支援水平確定各直流調(diào)制量及系統(tǒng)切機或切負(fù)荷量。

首先需確定系統(tǒng)中的有功缺額，忽略系統(tǒng)的損耗，系統(tǒng)實時的有功功率缺額應(yīng)為：

Pdef=PM-PL

(2)

式中：Pdef為系統(tǒng)實時有功功率缺額；PM為系統(tǒng)機械功率；PL為系統(tǒng)負(fù)荷功率?？紤]電壓和頻率對負(fù)荷功率影響，負(fù)荷功率可采用式(3)計算：

(3)

式中：m為母線總個數(shù)；PL0,i為系統(tǒng)發(fā)生故障前母線i的有功負(fù)荷；U0,i，Ui分別為系統(tǒng)發(fā)生故障前負(fù)荷母線i的電壓及當(dāng)前電壓值；f0，f分別為系統(tǒng)發(fā)生故障前負(fù)荷母線i的頻率及當(dāng)前頻率值；αi為負(fù)荷功率隨電壓變化的指數(shù)；KP為負(fù)荷功率隨頻率變化的調(diào)節(jié)系數(shù)。

同時考慮系統(tǒng)中一次調(diào)頻的功率支援為Ppf，則系統(tǒng)中需進(jìn)行功率緊急支援的量P為：

(4)

對于送端系統(tǒng)，P為正值；對于受端系統(tǒng)，P為負(fù)值。上述方法的具體流程如圖3所示。

圖3 協(xié)調(diào)控制策略流程Fig.3 Flow chart of developing coordinate control strategy

2.4 應(yīng)對不同故障類型的協(xié)調(diào)控制策略

2.4.1 直流閉鎖故障

系統(tǒng)發(fā)生直流閉鎖故障時，VSC-HVDC調(diào)節(jié)效果優(yōu)于LCC-HVDC調(diào)節(jié)效果，應(yīng)優(yōu)先利用VSC-HVDC的調(diào)節(jié)能力。綜合考慮系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)備用容量，可安排的緊急控制策略如下。

(1) 當(dāng)直流閉鎖功率小于系統(tǒng)一次調(diào)頻能力時，系統(tǒng)保持穩(wěn)定狀態(tài)；當(dāng)直流閉鎖功率大于系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量時，優(yōu)先緊急調(diào)制VSC-HVDC功率，緊急支援的量ΔPflex按照式(4)進(jìn)行配置。

(2) 當(dāng)僅VSC-HVDC功率不足以彌補直流閉鎖功率帶來的不平衡功率時，需VSC-HVDC與LCC-HVDC同時參與功率支援，控制量為：

ΔPreg=P-ΔPflexmax

(5)

式中：ΔPreg為LCC-HVDC的功率支援控制量；ΔPflexmax為VSC-HVDC的最大支援控制量。

(3) 當(dāng)VSC-HVDC與LCC-HVDC的功率支援總量仍不能使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定時，則需要采用切機或切負(fù)荷的穩(wěn)控措施來保證系統(tǒng)穩(wěn)定，切機或切負(fù)荷量為：

Pshed=P-ΔPregmax-ΔPflexmax

(6)

式中：Pshed為切機或切負(fù)荷的量；ΔPregmax為LCC-HVDC的最大調(diào)節(jié)量。

需要補充的是對送端系統(tǒng)進(jìn)行功率支援時，需追加切機措施；而受端系統(tǒng)則追加切負(fù)荷措施。

2.4.2 交流通道故障

在交流通道故障時，根據(jù)不同的系統(tǒng)來分析其應(yīng)該調(diào)節(jié)VSC-HVDC或LCC-HVDC。所需調(diào)節(jié)的量小于門檻值Pcr(可根據(jù)仿真LCC-HVDC功率支援對近區(qū)電壓的影響水平確定)時，提升LCC-HVDC功率，其提升量按照式(4)進(jìn)行配置；當(dāng)需調(diào)節(jié)直流功率量大于Pcr時，優(yōu)先提升VSC-HVDC功率，其提升量按照式(4)進(jìn)行配置；當(dāng)僅VSC-HVDC功率不足以彌補交流通道故障帶來的不平衡功率即VSC-HVDC與LCC-HVDC的功率支援總量仍不能使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定時，直流緊急控制策略與直流閉鎖故障策略相同。

2.4.3 VSC-HVDC輸電系統(tǒng)自身故障

VSC-HVDC輸電系統(tǒng)自身故障時，VSC-HVDC閉鎖。系統(tǒng)中若存在其他VSC-HVDC輸電系統(tǒng)，則緊急控制策略與LCC-HVDC閉鎖故障相同；系統(tǒng)中若僅存在LCC-HVDC輸電系統(tǒng)，則優(yōu)先提升LCC-HVDC功率，支援量按照式(4)進(jìn)行配置；當(dāng)僅調(diào)節(jié)VSC-HVDC功率不足以彌補直流閉鎖功率帶來的不平衡功率即VSC-HVDC與LCC-HVDC的支援功率總量仍不能使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定時，其情況與直流閉鎖故障相同，故直流緊急控制策略相同。

3 算例驗證

算例以南方電網(wǎng)2018年度豐大方式為基礎(chǔ)，VSC-HVDC和LCC-HVDC過負(fù)荷能力均設(shè)為1.1倍。

3.1 直流閉鎖故障

3.1.1 直流提升優(yōu)先級驗證

以魯西直流為研究對象，分別考慮魯西直流采用VSC-HVDC和LCC-HVDC輸電類型時， VSC-HVDC與LCC-HVDC參與功率緊急支援的差異。

方式一：魯西直流采用LCC-HVDC模型。方式二：將魯西直流一極替換為VSC-HVDC，另一極仍采用LCC-HVDC模型。其中，LCC-HVDC采取定功率控制方式，VSC-HVDC送端采用定直流電壓控制，受端采用定功率控制模式。兩種方式均不考慮頻率調(diào)制或電壓調(diào)制等控制功能。當(dāng)牛從直流發(fā)生四極閉鎖故障時，功角失穩(wěn)，方式一及方式二的功角曲線如圖4所示。

圖4 兩種方式下功角響應(yīng)曲線Fig.4 The power angle curve under two different modes

牛從直流閉鎖后云南電網(wǎng)盈余大量功率而導(dǎo)致溪洛渡電廠發(fā)電機功角失穩(wěn)，云南電網(wǎng)電壓失穩(wěn)。與LCC-HVDC相比，采用VSC-HVDC輸電時電網(wǎng)暫態(tài)功角波動較小，溪洛渡電廠功角失穩(wěn)的時刻較LCC-HVDC模型延遲3.8 s，暫態(tài)穩(wěn)定性增高。

3.1.2 緊急協(xié)調(diào)控制策略驗證

以南方電網(wǎng)2018年度豐大方式為基礎(chǔ)，將楚穗直流模型替換為VSC-HVDC模型，當(dāng)直流閉鎖故障導(dǎo)致Pdef小于3500 MW時，系統(tǒng)保持功角穩(wěn)定，即電網(wǎng)的一次調(diào)頻能力提供的功率支援Ppf為3500 MW。當(dāng)直流閉鎖功率為4000 MW時，優(yōu)先提升楚穗直流500 MW功率，楚穗直流的安排功率為5000 MW，其過負(fù)荷能力為500 MW，滿足調(diào)節(jié)要求，系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定，其響應(yīng)曲線如圖5所示。

圖5 VSC-HVDC功率支援下云南機組相對廣東機組功角曲線Fig.5 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after power modulation of VSC-HVDC

當(dāng)直流閉鎖功率為4600 MW時，由式(4)及式(5)可得提升楚穗直流為500 MW且同時提升牛從直流600 MW功率(其最大支援能力為640 MW)，系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定，直流提升后云南機組相對廣東機組功角曲線如圖6所示。

圖6 直流提升功率后云南機組相對廣東機組功角曲線Fig.6 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after HVDCs power modulation

當(dāng)直流閉鎖功率為5000 MW時，VSC-HVDC與LCC-HVDC可提升功率總和為1140 MW，小于系統(tǒng)穩(wěn)定所需的調(diào)節(jié)控制量，需追加切機措施。根據(jù)式(6)，需切除一臺糯扎渡650 MW機組，系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定，其響應(yīng)曲線如圖7所示。

圖7 采取直流功率支援及切機措施后云南機組相對廣東機組功角曲線Fig.7 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after HVDCs modulation and generator shedding control

3.2 交流通道故障

調(diào)整云南送出交流斷面功率，以羅平—馬窩線路檢修方式，研究羅平—百色線路N-2故障。

3.2.1 直流提升優(yōu)先級驗證

在系統(tǒng)所需功率支援量較小時，優(yōu)先提升LCC-HVDC；在功率支援量較大時，優(yōu)先提升VSC-HVDC以降低提升LCC-HVDC對系統(tǒng)電壓的影響。針對天生橋斷面功率提升到3900 MW時，羅平—馬窩線路檢修，羅平—百色線路N-2故障的方式下，功角失穩(wěn)，需提升直流功率100 MW，系統(tǒng)功角恢復(fù)穩(wěn)定。由于直流所需提升的量小于Pcr(整定為200 MW)，故優(yōu)先提升LCC-HVDC。楚穗直流、牛從直流、普僑直流分別提升100 MW后，云南相對廣東發(fā)電機功角曲線如圖8所示。

圖8 VSC-HVDC與LCC-HVDC調(diào)制后發(fā)電機功角曲線Fig.8 Power angle after VSC-HVDC or LCC-HVDC power modulation

可以看出，提升功率100 MW時，LCC-HVDC提升效果略優(yōu)于VSC-HVDC，但3種提升方式均能使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定。

若在此基礎(chǔ)上增加直流功率提升量至500 MW，VSC-HVDC控制效果要優(yōu)于LCC-HVDC，系統(tǒng)響應(yīng)如圖9所示，驗證了文中提出的協(xié)調(diào)控制策略是有效的。

圖9 VSC-HVDC與LCC-HVDC分別提升500 MW的功角曲線對比Fig.9 Power angle curve after VSC-HVDC or LCC-HVDC power modulation

3.2.2 緊急協(xié)調(diào)控制策略驗證

以斷面功率3900 MW為例，提升直流功率100 MW，系統(tǒng)能恢復(fù)穩(wěn)定，且提升LCC-HVDC優(yōu)于提升VSC-HVDC；以斷面功率4200 MW為例，超過斷面極限5%以上，需根據(jù)式(4)提升VSC-HVDC功率500 MW，系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定，系統(tǒng)采取策略后曲線如圖10所示。

圖10 提升VSC-HVDC后云南相對廣東發(fā)電機功角曲線Fig.10 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after power modulation of VSC-HVDC

以斷面功率5300 MW為例，總體需提升1600 MW直流功率，由于VSC-HVDC最大提升量僅為500 MW，所以需同時提升VSC-HVDC與LCC-HVDC來保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。按照牛從直流提升600 MW、普僑直流提升500 MW、楚穗直流提升500 MW策略，系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定。

4 結(jié)論

文中針對含VSC-HVDC與LCC-HVDC的交直電網(wǎng)，研究了計及不同類型直流緊急功率支援的緊急協(xié)調(diào)控制策略，并得出以下結(jié)論：

(1) 通過比較VSC-HVDC與LCC-HVDC的調(diào)制環(huán)節(jié)得出，VSC-HVDC在動態(tài)過程中基于頻率及電壓的波動提供的無功支撐是其在系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定中使系統(tǒng)更快恢復(fù)穩(wěn)定性的主要原因。

(2) 直流閉鎖故障時，優(yōu)先提升VSC-HVDC功率進(jìn)行緊急功率支援；交流通道故障時，系統(tǒng)損失功率較小的情況下，優(yōu)先提升LCC-HVDC功率，系統(tǒng)損失功率較大的情況下，優(yōu)先提升VSC-HVDC功率；VSC-HVDC輸電系統(tǒng)自身發(fā)生故障時，若系統(tǒng)中存在其他VSC-HVDC輸電系統(tǒng)，應(yīng)優(yōu)先提升VSC-HVDC功率，否則，優(yōu)先提升LCC-HVDC功率。

(3) 基于系統(tǒng)負(fù)荷模型及系統(tǒng)一次調(diào)頻能力的功率支援，確立了系統(tǒng)中直流功率支援量計算方法，即直流調(diào)制量為機械功率與一次調(diào)頻能力之和減去系統(tǒng)當(dāng)前負(fù)荷總量。

(4) 綜合直流功率支援的優(yōu)先級及直流功率支援量計算方法，針對不同的故障制定了直流功率支援的策略。通過算例驗證，可得大部分故障中，VSC-HVDC在實現(xiàn)電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定控制方面的能力優(yōu)于LCC-HVDC。

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陳 睿

陳 睿(1989—)，女，廣東廣州人，工程師，從事電力系統(tǒng)穩(wěn)定控制和直流控制保護(hù)仿真分析工作(E-mail：chenrui_csg@qq.com)；

孫仲卿(1992—)，男，江蘇南京人，助理工程師，從事電力系統(tǒng)分析與計算等方面工作(E-mail: sunzhongqing@sgepri.sgcc.com.cn)；

楊銀國(1980—)，男，廣東廣州人，博士，教授級高級工程師，從事電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析、管理工作(E-mail：hb3yyg@163.com)；

劉福鎖(1981—)，男，江蘇連云港人，高級工程師，從事電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析與控制工作；

李 威(1976—)，男，江蘇徐州人，研究員級高級工程師，從事電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析與控制工作；

郜建良(1990—)，男，河北石家莊人，助理工程師，從事電力系統(tǒng)分析與計算等方面工作；

吳晨曦(1990—)，男，江蘇南通人，助理工程師，從事電力系統(tǒng)分析與計算等方面工作。

(編輯方 晶)

EmergencyPowerSupportControlStrategyofVSC-HVDCandLCC-HVDCCoordination

CHEN Rui1, SUN Zhongqing2, YANG Yinguo1, LIU Fusuo2, LI Wei2, GAO Jianliang2, WU Chenxi2

(1. Electric Power Dispatch and Control Center of Guangdong Power Grid Co., Ltd.， Guangzhou 510600, China； 2. Nari Technology Co., Ltd.，Nanjing 211106, China)

The VSC-HVDC has the characteristics of fast responding, active and reactive power decoupling and AC bus voltage stabilizing. Emergency control system with VSC-HVDC control can enhance the level of transient stability of power grid while reduce the conventional control costs of generator tripping and load shedding. The mechanism of improving transient stability by emergency HVDC power support based on Extended Equal Area Criterion (EEAC) is proposed. Based on the comparison of different kinds of HVDC power modulation, the difference control effect on power angle recovery between VSC-HVDC and LCC-HVDC is shown. The priority of different kinds of HVDC in the emergency control should be taken into consideration. A method to calculate the amount of HVDC power support and the emergency coordination control strategy considering both the priority and the amount of HVDC power support in different fault conditions are proposed.

transient stability control; VSC-HVDC; LCC-HVDC; emergency power support

TM712

A

2096-3203(2017)06-0014-06

2017-06-17；

2017-07-27