陳啟超，李 暉，劉建琴，王 菲，孟經(jīng)緯

(1.國網(wǎng)經(jīng)濟技術(shù)研究院有限公司，北京 102209；2.清華大學(xué) 電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制和仿真國家重點實驗室，北京 100084)

0 引 言

基于電壓源換流器的柔性直流輸電(voltage source converter based high voltage direct current transmission, VSC-HVDC)具有諧波含量少、有功無功獨立靈活可控，功率調(diào)節(jié)反轉(zhuǎn)迅速、可向弱交流電網(wǎng)或無源網(wǎng)絡(luò)供電等優(yōu)點，可廣泛應(yīng)用于交流電網(wǎng)互聯(lián)、大規(guī)模新能源并網(wǎng)等領(lǐng)域[1-3]。當(dāng)電網(wǎng)采用VSC-HVDC異步互聯(lián)后，可大幅降低兩側(cè)交流系統(tǒng)的相互影響，消除區(qū)域間的振蕩現(xiàn)象并解決常規(guī)直流換相失敗導(dǎo)致的系統(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)問題。

在VSC-HVDC異步互聯(lián)電網(wǎng)中，若換流母線近區(qū)電網(wǎng)與主網(wǎng)聯(lián)系薄弱，存在輸電通道發(fā)生嚴重N-2故障后，形成VSC-HVDC帶局域小網(wǎng)孤島運行狀態(tài)，此時損失的交流聯(lián)絡(luò)線功率全部由孤島系統(tǒng)承擔(dān)。由于孤島電網(wǎng)轉(zhuǎn)動慣量較小，且受限于機組調(diào)速器與VSC-HVDC附加頻率控制的調(diào)節(jié)速度與幅度，此功率差額可能會導(dǎo)致孤島系統(tǒng)頻率失穩(wěn)[4]。因此需啟動系統(tǒng)安全穩(wěn)定的第二道防線——安穩(wěn)控制措施快速調(diào)平孤島內(nèi)功率的不平衡，以保障聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島后系統(tǒng)能夠穩(wěn)定運行。

電力系統(tǒng)常用的安穩(wěn)措施主要有聯(lián)鎖切機[5-6]、集中切負荷[7-8]以及直流功率緊急控制[9-11]。其中，直流緊急功率控制是通過改變傳輸功率或電流的參考值來實現(xiàn)對有功功率的快速調(diào)節(jié)，達到與切機或切負荷相同的穩(wěn)定控制效果，且控制成本要遠小于切機切負荷成本[12]。針對常規(guī)直流的功率緊急控制研究較多，如文[13]指出利用直流功率緊急控制措施可以減少華中電網(wǎng)的切機切負荷量，增強特高壓互聯(lián)系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性。文[14]針對錦蘇直流閉鎖故障，研究了基于直流緊急功率支援的協(xié)調(diào)控制策略，可減小切機、切負荷措施量。文[15]指出，直流功率緊急控制不僅能夠有效分擔(dān)區(qū)域間不平衡功率，而且能充分抑制聯(lián)絡(luò)線功率振蕩，從而提高高壓聯(lián)絡(luò)線的輸電能力和互聯(lián)系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定。文[16]針對多直流饋入電網(wǎng)提出了多直流功率緊急控制的協(xié)調(diào)方案，有效的改善了大功率缺額故障擾動后系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。相較于常規(guī)直流，VSC-HVDC的功率緊急控制調(diào)節(jié)速度尤其是功率反轉(zhuǎn)速度更快，交流故障穿越能力更強。文[17]考慮了區(qū)域動態(tài)ACE，提出了一種柔直緊急功率支援與其相協(xié)調(diào)的控制策略。文[18]則考慮了暫態(tài)、穩(wěn)態(tài)頻率的越限程度，對切機、水電機組出力快速調(diào)節(jié)、直流功率緊急控制等不同措施進行優(yōu)選排序。

已有文獻出發(fā)點多為解決交直流故障后存在的頻率問題，并未涉及故障后聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島這種特殊運行工況。形成孤島后VSC-HVDC若無控制模式切換，則系統(tǒng)電壓完全由島內(nèi)發(fā)電機組提供，其頻率暫態(tài)特性也會與聯(lián)網(wǎng)情況下有所不同。本文對不同運行方式下聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島的穩(wěn)控策略進行詳細分析，選取故障后頻率問題突出的運行工況，重點研究暫態(tài)恢復(fù)期間孤島系統(tǒng)電壓與頻率的交互影響，并從頻率特性改善的有效性、易實現(xiàn)性及經(jīng)濟性等方面對切機與柔直功率緊急控制進行對比。

1 故障后孤島系統(tǒng)頻率特性分析

1.1 聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行穩(wěn)控措施

采用VSC-HVDC異步互聯(lián)的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。圖中換流母線近區(qū)電網(wǎng)的開機為PG(忽略損耗后也視作電磁功率)，負荷為PL，與主網(wǎng)交流聯(lián)絡(luò)線上的功率為Pline，柔直傳輸功率為PDC。功率流動方向假定以流入換流母線為正，流出為負。

如圖1中所示的運行方式，忽略損耗后有：

PG-PL-Pline+PDC=0

(1)

換流母線近區(qū)局域電網(wǎng)與主網(wǎng)A聯(lián)系薄弱，嚴重故障后交流聯(lián)絡(luò)線斷開，Pline=0。形成孤島后為了保障系統(tǒng)能夠恢復(fù)穩(wěn)定運行，需啟動穩(wěn)控措施補齊功率差額，可采取切機使得：

PG-ΔPG-PL+PDC=0

(2)

或采取功率緊急控制使得：

PG-PL+PDC-ΔPDC=0

(3)

圖1只給出了電網(wǎng)B送電、電網(wǎng)A受電的情況，根據(jù)運行方式的不同，聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島詳細的穩(wěn)控策略如表1所示。

表1 不同運行方式下的穩(wěn)控措施Tab.1 Stability control strategy under different operating modes

1.2 故障后系統(tǒng)頻率暫態(tài)特性

選取一種故障后頻率問題最嚴重的情況對系統(tǒng)頻率暫態(tài)特性進行分析，即交流聯(lián)絡(luò)線發(fā)生三相永久短路故障后跳開雙回線路(三永N-2故障)。短路期間機組加速導(dǎo)致頻率上升，使得故障后的高頻問題更加突出也更為典型。

將孤島系統(tǒng)中的發(fā)電機合并為一臺等值機，其轉(zhuǎn)子運動方程可表示為：

(4)

式中，H為孤島系統(tǒng)標(biāo)幺慣性常數(shù)，若孤島內(nèi)有n臺發(fā)電機，則有：

(5)

式中，Hi為第i臺發(fā)電機的標(biāo)幺慣性常數(shù)；Si為第i臺發(fā)電機的額定容量；SB為孤島系統(tǒng)的基準(zhǔn)容量。

圖2 故障后系統(tǒng)頻率變化示意圖Fig.2 Schematic diagram of frequency variation after fault

對式(4)積分，可得到系統(tǒng)頻率變化表達式為：

(6)

故障后系統(tǒng)頻率變化示意圖如圖2所示。圖中故障發(fā)生時刻為0，t1時刻故障清除，t2時刻穩(wěn)控措施動作，t3時刻頻率恢復(fù)至調(diào)速器死區(qū)范圍內(nèi)，之后系統(tǒng)頻率趨于穩(wěn)定。

系統(tǒng)頻率具體的變化過程為

1)時段1[0,t1]。發(fā)生短路故障期間，電磁功率Pe=0，機組機械功率Pm全部為加速功率，頻率上升，t1時刻系統(tǒng)頻率為：

(7)

2)時段2[t1,t2]。故障清除后，負荷PL與柔直功率PDC恢復(fù)至故障前水平，交流聯(lián)絡(luò)線斷開后產(chǎn)生的功率盈余Pline仍為加速功率，系統(tǒng)頻率繼續(xù)上升，t2時刻系統(tǒng)頻率為

(8)

3)時段3[t2,t3]。穩(wěn)控措施動作后將功率差額補平，系統(tǒng)頻率在機組調(diào)速器與柔直附加頻率控制的聯(lián)合調(diào)節(jié)下開始下降，逐漸恢復(fù)至額定頻率附近。相對于前兩個時段，此調(diào)節(jié)過程時間較長，具體取決于調(diào)速器與附加頻率控制參數(shù)。

通過上述分析可知，系統(tǒng)頻率最高點出現(xiàn)在穩(wěn)控措施啟動時，即fmax=f2。

2 穩(wěn)控措施對比

2.1 系統(tǒng)電壓對頻率特性的影響

上一小節(jié)為了較清晰的描述故障后系統(tǒng)頻率變化的總體趨勢，進行了理想化假設(shè)，即故障清除后系統(tǒng)電壓迅速恢復(fù)，各支路功率也能快速恢復(fù)至故障前水平。但實際的暫態(tài)恢復(fù)過程更為復(fù)雜，故障形成孤島后，系統(tǒng)電壓完全由島內(nèi)機組提供，受機端電壓恢復(fù)特性影響，系統(tǒng)頻率的恢復(fù)特性也有所改變。fmax不僅取決于故障前交流聯(lián)絡(luò)線功率與孤島內(nèi)發(fā)電機組的總轉(zhuǎn)動慣量，與系統(tǒng)電壓也緊密相關(guān)。

孤島系統(tǒng)內(nèi)電磁功率主要由負荷與柔直功率構(gòu)成，分別對其受電壓影響特性進行分析。

1)負荷特性。負荷的靜態(tài)特性模型如式(9)所示，將負荷用一定比例的恒定阻抗、恒定電流、恒定功率負荷擬合。

(9)

式中，a+b+c=1。由式(9)可知，恒阻抗負荷比重a較大時，系統(tǒng)電壓恢復(fù)過程中，V1

2)VSC-HVDC附加控制策略。交流側(cè)發(fā)生短路故障時，為了避免過流導(dǎo)致?lián)Q流器閉鎖，VSC-HVDC將啟用交流故障穿越控制[19]，即根據(jù)交流電壓跌落程度進行等比限值內(nèi)環(huán)電流，因此，V1

采用時域仿真法對圖1所示的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進行電磁暫態(tài)仿真，進而分析聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島后系統(tǒng)頻率的暫態(tài)特性，具體仿真結(jié)果如圖3所示。7 s時刻發(fā)生聯(lián)絡(luò)線n-2故障，7.1 s故障清除，7.3 s穩(wěn)控措施動作。根據(jù)仿真結(jié)果可知，與上述分析一致，受系統(tǒng)電壓恢復(fù)緩慢影響，穩(wěn)控措施動作后機械功率仍大于電磁功率，增加了機組的加速面積，fmax發(fā)生在穩(wěn)控措施動作時刻之后；同時機端電壓恢復(fù)過程會有一段時間的過壓，導(dǎo)致電磁功率大于機械功率，形成了一定的減速面積，導(dǎo)致頻率下降，縮短了時段3持續(xù)時間。頻率最終在機組調(diào)速系統(tǒng)與柔直附加頻率控制的調(diào)節(jié)下逐漸恢復(fù)穩(wěn)定。

圖3 聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行電磁暫態(tài)仿真波形Fig.3 Simulation waveforms from grid-connected to island

根據(jù)以上仿真分析可知，系統(tǒng)電壓的快速恢復(fù)能夠在一定程度上改善系統(tǒng)的頻率特性，而影響機端電壓恢復(fù)因素主要有：

①勵磁。短路故障發(fā)生時一般利用發(fā)電機勵磁繞組短時過載的能力，為系統(tǒng)提供無功功率，支持系統(tǒng)電壓恢復(fù)。但現(xiàn)有發(fā)電機一般采用自并勵系統(tǒng)，其強勵能力受機端電壓限制，同時也取決于其自身容量。

圖4 勵磁典型參數(shù)與增強參數(shù)暫態(tài)特性對比Fig.4 Transient characteristics comparison between different excitation parameters

對發(fā)電機分別采用典型勵磁參數(shù)和增強勵磁參數(shù)進行仿真對比，具體仿真結(jié)果如圖4所示。根據(jù)仿真結(jié)果分析可知，增強發(fā)電機的勵磁能力后，系統(tǒng)電壓恢復(fù)速度明顯更快，頻率的暫態(tài)特性也得到了有效改善。

②VSC-HVDC無功控制策略。由于VSC-HVDC能夠?qū)o功功率進行獨立、靈活控制，因此可在故障恢復(fù)期間對為系統(tǒng)提供無功支撐，促進系統(tǒng)電壓恢復(fù)。無功控制策略可采取定交流電壓或定無功功率方式。其中，定交流電壓控制可進行自動的動態(tài)調(diào)節(jié)，為系統(tǒng)提供無功支撐，但是控制參數(shù)需綜合考慮聯(lián)網(wǎng)運行工況，存在由于調(diào)節(jié)速度導(dǎo)致調(diào)節(jié)幅度受限，從而導(dǎo)致故障恢復(fù)期間對系統(tǒng)的無功支撐能力有限的情況；而定無功功率控制不能實現(xiàn)自動調(diào)節(jié)，需根據(jù)系統(tǒng)運行情況不斷整定無功功率參考值。

圖5 柔直不同無功控制模式下暫態(tài)特性對比Fig.5 Transient characteristics comparison between different reactive power control of VSC-HVDC

對VSC-HVDC分別采用交流電壓和定無功功率控制策略進行仿真對比，具體仿真結(jié)果如圖5所示。其中，定無功功率控制模式參考值設(shè)定為：定交流電壓控制模式下恢復(fù)穩(wěn)態(tài)時所發(fā)出的無功功率值。根據(jù)仿真結(jié)果分析可知，由于定交流電壓控制的動態(tài)調(diào)節(jié)，系統(tǒng)電壓恢復(fù)速度更快，頻率的暫態(tài)特性要優(yōu)于定無功功率控制。

2.2 穩(wěn)控措施對比

前文分析了系統(tǒng)電壓對頻率暫態(tài)特性的影響，并指出頻率峰值fmax并非出現(xiàn)在穩(wěn)控動作時，而是之后。在發(fā)電機勵磁以及VSC-HVDC無功控制策略確定的情況下，采取不同的穩(wěn)控措施對頻率的暫態(tài)特性也有改善作用。t2時刻采取切機與功率緊急控制后轉(zhuǎn)子運動方程分別如式(11)和式(12)所示。

(11)

(12)

切機后系統(tǒng)慣量變小，因此轉(zhuǎn)速變化更快。但功率緊急控制受斜率限制，有ΔPm>ΔPDC，因此ΔP1<ΔP2。

對采取切機和功率緊急控制兩種穩(wěn)控策略進行仿真對比，具體仿真結(jié)果如圖6所示。根據(jù)仿真結(jié)果分析可知，采取切機措施來平衡功率盈余速度更快，頻率的暫態(tài)特性要比采取功率緊急控制好。

圖6 不同穩(wěn)控措施下暫態(tài)特性對比Fig.6 Transient characteristics comparison between different stability control strategy

表2 切機與功率緊急控制對比Tab.2 Comparison between generator tripping and power emergency control

表2給出了兩種穩(wěn)控措施的對比，在調(diào)節(jié)速度方面，盡管VSC-HVDC具有快速的調(diào)節(jié)能力，但受限于自身調(diào)節(jié)速率限制，同時也受系統(tǒng)電壓的約束，功率緊急控制要慢于切機措施。穩(wěn)控量方面，切機產(chǎn)生的調(diào)節(jié)量等于機組出力，而功率緊急控制可根據(jù)需要設(shè)定相應(yīng)的值進行靈活調(diào)節(jié)。成本上功率緊急控制要遠遠小于切機方式，但切機相當(dāng)于就地解決功率盈余問題，而功率緊急控制實際是通過另一側(cè)電網(wǎng)的支援。

3 算例分析

3.1 渝鄂背靠背柔性直流工程

渝鄂背靠背柔性直流工程將原張家壩-恩施雙回、九盤-龍泉雙回500 kV交流聯(lián)絡(luò)線改為南北兩條背靠背柔性直流輸電通道，實現(xiàn)西南電網(wǎng)與華中國電網(wǎng)的異步互聯(lián)，以提高聯(lián)絡(luò)線輸電容量及系統(tǒng)運行控制能力。工程投運后，北通道西南側(cè)的九盤地區(qū)將形成典型的換流母線近區(qū)電網(wǎng)與主網(wǎng)聯(lián)系薄弱、N-2故障后進入柔直帶孤島運行工況。以渝鄂柔直工程九盤地區(qū)為例進行仿真分析，換流母線近區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖7所示。

在電磁暫態(tài)仿真軟件PSCAD/EMTDC對九盤近區(qū)進行詳細建模，保留了220 kV變電站與負荷，以及發(fā)電機組及其勵磁系統(tǒng)、調(diào)速系統(tǒng)、PSS系統(tǒng)。其余電網(wǎng)采用等值處理。VSC-HVDC控制保護系統(tǒng)模型采用從實際控制保護程序編譯而來的動態(tài)鏈接庫，可實現(xiàn)與工程相一致的動態(tài)特性。運行方式選取橫路開兩機(每臺600 MW)、小負荷(200 MW)方式，根據(jù)所搭建的仿真模型對九盤地區(qū)聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行穩(wěn)定性進行分析。

圖7 九盤地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.7 Grid Structure of Jiupan

本文將頻率最大51.5 Hz、最小49 Hz作為穩(wěn)定條件來判斷盈缺功率臨界值，對交流通道輸送能力進行估算。頻率超過范圍會引發(fā)高周切機或低頻減載，雖然二者也作為保障孤島穩(wěn)定運行的手段[20-21]，但已屬于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行第三道防線，在此不做討論。

3.2 聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行仿真

交流聯(lián)絡(luò)線萬盤雙回發(fā)生三永N-2嚴重故障斷開，300 ms穩(wěn)控措施動作，保障聯(lián)網(wǎng)孤島穩(wěn)定運行的萬盤線潮流預(yù)控范圍如下：

1)故障前Pline=1 500 MW。

圖8 Pline=1 500 MW時聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島的仿真波形Fig.8 Simulation waveforms under Pline=1 500 MW

故障前PDC已達到額定運行功率2 500 MW，故障發(fā)生后300 ms，VSC-HVDC接到穩(wěn)控指令速降功率1 500 MW至1 000 MW，此種情況的仿真結(jié)果如圖8所示。即使交流聯(lián)絡(luò)線功率為流入，形成孤島后低頻問題也并不嚴重，受短路期間的加速功率以及系統(tǒng)電壓恢復(fù)影響，頻率上升至50.7 Hz，經(jīng)過調(diào)節(jié)后穩(wěn)定為50 Hz。暫態(tài)過程中直流電壓波動范圍較大約為800～900 kV。

2)故障前Pline=-1 100 MW。故障前PDC為-100 MW，故障發(fā)生后300 ms，VSC-HVDC接到穩(wěn)控指令迅速反轉(zhuǎn)功率至1 000 MW，此種情況的仿真結(jié)果如圖9所示。系統(tǒng)頻率最高達51.5 Hz，趨于穩(wěn)定為50.1 Hz，直流電壓波動范圍為815～870 kV。系統(tǒng)電壓恢復(fù)過程中數(shù)次波動過低觸發(fā)VSC-HVDC低電壓故障穿越措施。

上述情況下，保障孤島穩(wěn)定運行得到交流聯(lián)絡(luò)線功率限額為1 100 MW，主要由橫路機組提供， VSC-HVDC的傳輸功率只有100 MW，華中送電西南的需求受到約束。

圖9 Pline=-1 100 MW時聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島的仿真波形Fig.9 Simulation waveforms under Pline=-1 100 MW

改變穩(wěn)控策略，采取故障后切1機加功率緊急控制補齊剩余穩(wěn)控量的措施，對此情況進行仿真，具體結(jié)果如圖10所示。故障前PDC為-600 MW，故障發(fā)生后300 ms，VSC-HVDC接到穩(wěn)控指令迅速反轉(zhuǎn)功率至400 MW。根據(jù)仿真結(jié)果分析可知，同樣在故障后頻率最高為51.5 Hz的限制條件下，交流聯(lián)絡(luò)線的功率限額增加至1 600 MW，華中向西南送電增加500 MW。符合前文的分析結(jié)果。

圖10 Pline=-1 600 MW時聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島的仿真波形Fig.10 Simulation waveforms under Pline=-1 600 MW

綜合以上分析，可得到橫路開兩機運行方式下，保障九盤地區(qū)聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島穩(wěn)定運行的萬盤線潮流預(yù)控范圍為-1 600～1 500 MW。

4 結(jié) 論

1)針對柔直異步聯(lián)網(wǎng)換流母線近區(qū)電網(wǎng)與主網(wǎng)聯(lián)系薄弱，嚴重故障后形成柔直帶局域電網(wǎng)孤島運行的工況，提出了不同運行方式下保障聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島穩(wěn)定運行的詳細穩(wěn)控策略。

2)針對故障后功率盈缺導(dǎo)致的孤島系統(tǒng)頻率問題，提出了頻率暫態(tài)特性的影響因素有交流聯(lián)絡(luò)線功率、島內(nèi)機組轉(zhuǎn)動慣量與系統(tǒng)電壓。采用時域仿真分析法分析了系統(tǒng)電壓對頻率暫態(tài)特性的影響，并對比了切機與柔直緊急功率控制兩種穩(wěn)控措施的優(yōu)劣，指出聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島情況下切機要比功率緊急控制更具優(yōu)勢。

3)以渝鄂背靠背柔性直流工程為例，通過對九盤地區(qū)聯(lián)網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行系統(tǒng)穩(wěn)定性的仿真分析，進一步驗證了在改善故障后頻率暫態(tài)特性方面，采取切機的穩(wěn)控措施要優(yōu)于柔直功率緊急控制。并給出了保障孤島穩(wěn)定運行的交流聯(lián)絡(luò)線預(yù)控范圍，為工程投運后電網(wǎng)的調(diào)度運行提供了參考。