陳志民，時伯年，龔雁峰

(1.華北電力大學，北京 102206;2.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京 100085)

0 引 言

大容量直流輸電系統(tǒng)采用送端孤島運行方式，緩解了直流閉鎖后大量潮流轉移至交流輸電通道的暫態(tài)功角穩(wěn)定問題，在改善遠距離送電系統(tǒng)穩(wěn)定性，提高送電能力方面有著獨特的優(yōu)勢[1-2]。但是，直流送端孤島系統(tǒng)內有效短路容量較小，系統(tǒng)存在較嚴重的電壓、頻率穩(wěn)定問題。而且，隨著高壓直流輸電技術的廣泛應用，送端孤島多直流送出，受端多直流集中饋入，直流數(shù)量增加及連接形式的復雜給系統(tǒng)安全穩(wěn)定及控制帶來諸多問題[3-4]。

直流系統(tǒng)具有快速性及可控性，并具有短時或持續(xù)的過負荷能力[5]。直流閉鎖故障下，若能發(fā)揮其他非故障直流的過負荷能力，將送端多余功率送至受端功率缺額地區(qū)，可緩解送端及受端系統(tǒng)功率不平衡，對解決系統(tǒng)的頻率及電壓問題將起到積極作用。但是，直流控保特性和機組的調速、勵磁控制聯(lián)系緊密，其控制策略及配合的合理性將直接關系到系統(tǒng)的穩(wěn)定性及設備的安全可靠性。因此，進行緊急狀態(tài)下多直流協(xié)調控制策略研究將顯得十分重要[6]。

文獻[7]指出若能依靠多條直流進行多直流緊急協(xié)調控制，則能大大提高支援效果。文獻[8-9] 指出隨著廣域量測系統(tǒng)技術的發(fā)展以及在電網中的廣泛應用，對多條直流進行協(xié)調控制提供了基礎。文獻[10]提出了基于多饋入相互作用因子和多饋入有效短路比的直流功率支援因子的支援策略研究，但是沒有考慮潮流轉移的影響。文獻[11]提出了基于直流功率綜合支援因子的協(xié)控策略研究，緩解了潮流大量轉移到區(qū)域間交流通道引發(fā)的功角穩(wěn)定問題。但是對于送端異步聯(lián)網，區(qū)域間交流通道斷開，僅靠多回直流連接受端，對直流閉鎖引發(fā)的系統(tǒng)電壓及頻率問題沒有提出相應的協(xié)控策略。文獻[12]提出緊急狀態(tài)下無功功率協(xié)調控制提高受端電壓水平，但是沒有考慮有功功率分配量對受端電壓水平的影響。

緊急功率支援下的有功分配合理性本質上就是潮流轉移對支援效果的影響。如果不同直流功率提升量分配不合理，受端系統(tǒng)出現(xiàn)潮流大范圍轉移，將加重重負荷線路過載并增加無功消耗情況，有可能引發(fā)此地區(qū)的電壓穩(wěn)定問題。因此若故障后能合理分配控制量，即在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的基礎上減少受端系統(tǒng)潮流轉移量，將會對電網的安全穩(wěn)定起到積極作用。

本文從采取異步互聯(lián)的南方電網實際情況出發(fā)，分析了當前云南電網存在的主要穩(wěn)定問題及現(xiàn)有控制手段。其次，分析了多饋入運行有效短路比和潮流轉移系數(shù)對受端電壓水平的影響，進而提出一種考慮受端電壓水平的功率支援分配方案。然后，通過直流功率提升/回降、FLC、穩(wěn)控切機措施以及高周切機的協(xié)調配合，總結出針對直流閉鎖狀態(tài)下的多直流孤島協(xié)調控制策略。最后構建了一套協(xié)調控制系統(tǒng)并通過南方電網2016年夏大方式下的RTDS仿真模型驗證了此系統(tǒng)的有效性。

1 異步互聯(lián)電網主要穩(wěn)定問題及現(xiàn)有控制手段

1.1 電網穩(wěn)定性分析

由表1穩(wěn)定計算結果可以得出:

① 云南電網在直流閉鎖故障后面臨的主要問題是高頻問題。

表1 云南電網穩(wěn)定特性

注：仿真計算中不考慮直流附加控制功能，直流功率恒定。

② 目前云南電網高周切機動作定值最低設為50.6Hz，根據結果若不采取控制措施，將引發(fā)高周切機動作。

③ 牛從直流四極閉鎖后，閉鎖容量巨大，而僅通過甘永雙線送出，功率送出困難，存在功角穩(wěn)定問題。

1.2 現(xiàn)有調頻控制手段

針對異步聯(lián)網以后存在的嚴重的頻率穩(wěn)定問題，及極端情況下的功角穩(wěn)定問題，目前采取的調頻控制手段主要有直流附加控制、穩(wěn)控切機和高周切機/低頻減載[13-17]等。

直流附加控制主要包括FLC(frequency limit controller)、直流功率提升/回降功能。FLC通過兩個閉環(huán)控制器實現(xiàn)，每個閉環(huán)控制器監(jiān)測一個頻率死區(qū)限值。當頻率超過其死區(qū)上限或者下限時FLC自動被激活，然后改變直流輸出功率來調節(jié)系統(tǒng)頻率；直流功率提升/回降功能基于事件觸發(fā)，直接下發(fā)功率調整指令，調節(jié)系統(tǒng)頻率。在功能及實現(xiàn)環(huán)節(jié)上兩者不沖突，共同實現(xiàn)直流系統(tǒng)調頻控制?？刂平Y構如圖1所示。

圖1 直流附加控制結構圖

圖1中，Δf為系統(tǒng)頻率變化量；PI為比例積分環(huán)節(jié)；Pmodmax、Pmodmin分別為功率調制上、下限；Pset為額定功率指令值；ΔP為功率調整直接下發(fā)指令值；Ud為直流電壓；Iset為實際電流指令值。

穩(wěn)控切機由位于各直流穩(wěn)控系統(tǒng)均在送端整流站設置穩(wěn)控主站，在直流配套送出電廠設置切機執(zhí)行站。當主站檢測到相應故障后開始執(zhí)行切機策略，主站發(fā)送切機命令至電廠切機執(zhí)行站，執(zhí)行站執(zhí)行命令切除相應機組。高頻切機/低頻減載屬于第三道防線范疇，當檢測本地頻率高于/低于定值時切除就地機組/負荷，以維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。

當前云南電網主要采用穩(wěn)控切機+FLC配合，實現(xiàn)送端頻率穩(wěn)定控制[18]。由于FLC響應于頻率變化且存在死區(qū)，而直流功率提升/回降功能直接接受功率調制指令，功率支援可以一步到位。而且，不同直流的FLC參數(shù)具有局部性，在響應速度以及響應量上不一致，可能達不到良好的支援效果。據此，本文利用直流功率提升/回降通道，在緊急狀態(tài)下對支援直流的有功功率的調制量進行協(xié)調控制，緩解送端及受端系統(tǒng)功率不平衡，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

2 考慮受端電壓水平的功率支援分配方案

2.1 影響有功分配的主要因素及定量描述

直流系統(tǒng)換流站消耗的無功大小隨直流系統(tǒng)的傳輸功率變化而變化，以逆變站為例，其傳輸?shù)挠泄β屎拖牡臒o功功率表達式分別為

(1)

(2)

式中:Pdc、Qdc分別代表逆變站傳輸?shù)挠泄β?、無功功率；U2為逆變側的交流母線線電壓有效值；T2為逆變側的換流變壓器變比；Rc2為逆變側比換相壓降；Id為直流電流；γ為逆變器的關斷角。

由上式可見，Pdc和Qdc是U2、T2、Rc2、Id和γ的函數(shù)。將(2)式變換可得

(3)

取U2=525kV，T2=0.33，Rc2=48.33Ω，可得出Id與K、γ之間的關系。由圖2可知，假設U2保持不變，隨著Id的增加，K呈非線性增加趨勢。以γ=15°為例，當Id=1pu時，K=0.496 7; 當Id=1.2pu時，K=0.535 5，此時換流器消耗的無功功率相比于額定狀態(tài)下已經增加了29.37%;當Id=1.5pu時，K=0.592 2；此時換流器消耗的無功功率相比于額定狀態(tài)下已經增加了78.84%。

圖2 Id與K、γ之間的關系

增大直流功率本質上是通過增大Id。由圖2可以看出，隨著Id的增大，換流站消耗的無功非線性增加。若功率提升過程中，若換流站的無功補償不足且交流系統(tǒng)對換流站的電壓支撐能力較弱，可能引起電壓劇烈波動或者降低。暫態(tài)過程中，若交流系統(tǒng)有足夠的無功補償能力，將可使其逆變站電壓維持在可接受范圍[19]。

短路比可以反映交流系統(tǒng)對換流母線電壓的支撐能力。短路比越大，功率提升過程中交流系統(tǒng)對電壓支撐能力越強。本文考慮系統(tǒng)的不同運行方式下短路比往往不同，采用適用于不同運行方式且用于評估多饋入直流系統(tǒng)的多饋入運行有效短路比EMSR(multi-infeed operating effective short circuit ratio)來量化功率提升對受端換流站電壓的影響。其定義為

(4)

在交流系統(tǒng)對逆變站具有一定的電壓支撐的情況下，直流系統(tǒng)進行功率支援還要考慮潮流轉移導致線路負荷重引發(fā)的電壓降落的問題，將支援直流換流站與功率缺額地區(qū)間的網絡進行等效，等效電路如圖3所示。圖中，UI為逆變側交流母線電壓大小；Um為功率缺額地區(qū)母線電壓幅值；α為逆變側電壓與功率缺額地區(qū)母線電壓的相角差；Zeq線路等效阻抗(下文中Req和Xeq為Zeq的實部和虛部)。

圖3 等值電路圖

對于等效支路有，電壓關系可表示為

(5)

一般來說，電壓降落橫分量δU較小，可略去，簡化后得

(6)

線路功率損耗為

(7)

由公式(2)～(6)可見，假設保持Um不變，當直流向功率缺額地區(qū)轉移一定有功功率時，尤其在負荷較重時，隨著Zeq增大，線路功率損耗ΔS增大，線路電壓降落縱分量ΔU增大，UI將出現(xiàn)大幅跌落。

一般來說，受端系統(tǒng)故障直流附近屬于功率缺額較大的地區(qū)，采用直流系統(tǒng)逆變站間的等效阻抗來描述不同直流支援引起的潮流轉移對受端電壓的影響。若故障直流逆變站與支援直流間等效阻抗越大，此時，支援直流的潮流轉移量越小，越有利于受端電壓水平提高。由此用等效阻抗的倒數(shù)在支援直流中所占的比例來定義潮流轉移系數(shù)Kj,i，其定義如下：

(8)

式中:Zeq_j.i為故障直流j與支援直流i的逆變站之間的等效阻抗。

2.2 考慮受端電壓水平的有功功率分配方法

綜合考慮以上受端電壓水平的因素，本文提出使用多饋入運行有效短路比和潮流轉移系數(shù)作為評價不同健全直流對故障直流支援效果影響大小的指標。當多饋入運行有效短路越大，潮流轉移系數(shù)越大，這樣的直流功率支援越有利于保證受端電壓水平，從而定義直流功率分配因子ηj,i

ηj,i=EMSR,i×Kj,i

(9)

ηj,i表示直流系統(tǒng)i對故障直流系統(tǒng)j的支援效果，ηj,i越大，則直流系統(tǒng)i對直流系統(tǒng)j的支援效果越好。若直流系統(tǒng)j故障，計算各條直流對直流j的直流功率分配因子，然后依據各直流分配因子所占的比例大小進行功率分配。

3 異步互聯(lián)電網協(xié)調控制策略

當大容量直流發(fā)生閉鎖時，送端系統(tǒng)將出現(xiàn)大量功率不平衡，僅依靠直流調制量有可能不足以平衡交流系統(tǒng)內的功率不平衡，因此需要研究直流協(xié)調控制手段與現(xiàn)有穩(wěn)控措施的配合策略。而且，若直流本身受端電壓過低，功率支援中可能引起直流VDCOL等環(huán)節(jié)動作，降低直流功率，需在線監(jiān)測受端電壓水平以保證支援效果。為此，本文提出以下協(xié)調控制策略，其步驟如下：

① 在線獲取直流傳輸功率、逆變側換流母線電壓、直流解閉鎖狀態(tài)及保護跳閘信號，對直流閉鎖狀態(tài)進行實時監(jiān)測及在線判別。

② 根據閉鎖判據(詳細內容請見文獻 [20])，判斷直流閉鎖情況，從而確定送端功率盈余量Ptotal、各直流最大支援量之和∑Pmax。

③ 若逆變側電壓低于最低限制值(本文取0.8p.u.)，則此直流應退出支援，重新計算∑Pmax。

④ 若Ptotal>∑Pmax， 需要進行穩(wěn)控切機。由于切機量呈離散特性，不能實現(xiàn)連續(xù)功率調節(jié)而直流具有快速性及連續(xù)調節(jié)特性，可通過預估切機數(shù)量來重新分配直流功率支援量：首先，根據最小過切原則，切機量與∑Pmax之和要略大于Ptotal；其次，根據欠切原則，送端系統(tǒng)應保有一定功率冗余量；然后，根據切機量及冗余量返回校正Ptotal。

⑤ 若Ptotal≤∑Pmax，設直流功率總支援量為Pspt，則第i條直流功率支援量為

(10)

式中:ΔPmax為該直流最大傳輸功率與當前實際傳輸功率差值。

⑥ 若功率指令及切機指令下達完成以后，若頻差超出FLC死區(qū)，利用FLC自動調節(jié)直流功率。

⑦ 若頻率超出高周切機第一輪動作死區(qū)(freq_cut)，將啟動高周切機，穩(wěn)定系統(tǒng)頻率。

綜合以上步驟后形成了如圖4所示的流程圖策略。該策略由直流功率提升/回降功能、FLC、穩(wěn)控切機、高周切機協(xié)調配合實現(xiàn)。

圖4 異步互聯(lián)電網協(xié)調控制流程圖

4 協(xié)調控制系統(tǒng)構建及驗證

4.1 系統(tǒng)構建

本文基于以上策略設計了一套異步互聯(lián)電網協(xié)調控制系統(tǒng)。其結構見圖5，共包括3個模塊：控制子站、廣域通信網絡、電力系統(tǒng)時間同步裝置(GPS)和控制主站。控制子站包括同步向量測量單元(PMU)和執(zhí)行控制單元(CSS-200/5C)，分布在各可控直流系統(tǒng)及配套電廠，可進行同步相量測量并能執(zhí)行控制命令；廣域通信網絡以以太網交換機為媒介，實現(xiàn)主站與子站間的數(shù)據交換；電力系統(tǒng)時間同步裝置通過光纖連接各站，具有對時功能，實現(xiàn)全站數(shù)據同步；控制主站是具有數(shù)據分析和處理功能的高性能服務器，通過廣域通信網絡獲得各控制子站上傳的數(shù)據，以此進行系統(tǒng)故障判別和協(xié)調控制的決策，并對需要控制的子站下達控制執(zhí)行命令。所有這些功能模塊構成了異步互聯(lián)電網協(xié)調控制系統(tǒng)結構。

圖5 協(xié)調控制系統(tǒng)結構圖

4.2 各站點布置及主要功能

在云南送端的牛寨換流站、楚雄換流站、普洱換流站、魯西背靠背換流站布置采集單元和控制執(zhí)行裝置，在廣東受端的從西換流站、穗東換流站、僑鄉(xiāng)換流站布置采集單元，在溪洛渡電廠、金安橋電廠、糯扎渡電廠等廠站布置采集單元和控制執(zhí)行裝置。

楚雄協(xié)控主站接受各直流子站的直流解閉鎖信號以及換流變電氣量變化狀態(tài)判斷該直流是否閉鎖；若直流發(fā)生閉鎖，根據協(xié)調控制策略向支援直流下發(fā)功率提升指令和切除該直流配套電廠中的部分機組。

4.3 系統(tǒng)驗證

本文基于南方電網2016夏大方式下的RTDS仿真模型，驗證了協(xié)調控制系統(tǒng)的有效性。電網結構如圖6所示。

圖6 異步互聯(lián)電網結構圖

依據第2節(jié)理論可計算出4回直流多饋入運行有效短路比和潮流轉移系數(shù)，如表2和表3所示。然后計算不同支援直流對應的功率分配因子，如表4所示。

表2 多饋入運行有效短路比EMSR

表3 潮流轉移系數(shù)Kj,i

表4 直流功率分配因子ηj,i

當某一回直流出現(xiàn)閉鎖故障后，根據表3中的直流分配因子的大小可以看出某條直流支援效果的優(yōu)劣，然后依據指標大小來對支援直流進行有功功率量分配。例如，當楚穗直流發(fā)生閉鎖故障時，在支援效果的優(yōu)劣上：牛從直流>普僑直流>羅平直流，且牛從對應的功率分配因子大小遠遠大于另外兩條線路，說明牛從直流具有最佳的支援效果，可以承擔更多的支援功率。

以楚穗直流發(fā)生雙極閉鎖嚴重故障為例，2s發(fā)生雙極閉鎖故障，云南電網盈余功率5 000MW，由于閉鎖容量很大，需要協(xié)調控制系統(tǒng)與穩(wěn)控切機配合動作。穩(wěn)控在2.3s切除4臺糯扎渡機組(2 600MW)；協(xié)控主站從接收到故障信息到下發(fā)控制指令大約經過240ms的通信延時，支援直流在2.3s接收協(xié)控主站下發(fā)的功率指令(送端欠切400MW)，普僑直流、牛從直流、羅平直流支援量分別為520MW、1 280MW和200MW，隨后開始直流功率調制。直流僅靠FLC+穩(wěn)控切機與投入協(xié)控系統(tǒng)的運行對比曲線見圖7～圖9。

圖7 送端楚雄換頻率對比變化曲線

圖8 受端穗東換頻率對比變化曲線

圖9 增加阻抗后，受端楚穗換母線電壓變化曲線

圖7中，由于實驗中RTDS中的直流功率提升/回降通道速率被限制為100MW/s，在暫態(tài)過程中支援效果與FLC接近，但在隨后的動態(tài)響應過程，由于支援量的增加，采取協(xié)控系統(tǒng)后的頻率動態(tài)特性更加平滑，頻率波動大幅減少。據此，若能提高直流功率提升/回降通道限制速率，將能獲得更好的頻率暫態(tài)響應。圖8中，功率缺額造成受端系統(tǒng)出現(xiàn)低頻問題，僅依靠FLC+切機動作，低頻仍達到49.6Hz；采取協(xié)控后，最低頻率得到明顯提升，并逐步回升到49.9Hz左右。

圖9為考慮受端電壓的協(xié)控策略與不考慮受端電壓的策略對應的受端楚穗母線電壓曲線。為了突出比較，通過增加楚穗與普僑直流換流站間的線路阻抗，以增加兩者間的等效阻抗。若采用不考慮受端電壓的協(xié)控策略，普僑直流、牛從直流、羅平直流支援量分別設為1 000MW、800MW和200MW。由圖9可看出，在不考慮受端電壓的支援方案中，由于普僑直流與楚穗直流間的阻抗較大，大量潮流經高阻抗線路轉移至重負荷地區(qū)，隨著支援功率的增加，受端電壓明顯降低，最終保持在0.94pu左右。而采取協(xié)控措施后，受端電壓在經過短暫波動后，基本恢復到故障前水平。

綜上分析結果，可以看出，采取本文提出的協(xié)調控制措施對送端及受端系統(tǒng)的頻率和電壓均具有很好的支援效果，所得結果與理論分析一致。

5 結 論

① 針對異步聯(lián)網后的多直流孤島電網直流閉鎖故障，通過綜合考慮交流電網強弱、潮流轉移的影響，提出了考慮受端電壓水平的有功功率分配策略。

② 對直流功率提升/回降、FLC、穩(wěn)控切機以及分輪次切機進行協(xié)調配合，提出一套針對直流閉鎖狀態(tài)下的多直流孤島協(xié)調控制策略。

③ 構建了一套與南方電網RTDS相連的協(xié)調控制系統(tǒng)并驗證了系統(tǒng)的有效性，為后續(xù)工程應用提供一定的參考價值。

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