柔性直流輸電系統(tǒng)聯網轉孤島運行穩(wěn)控措施對比

陳啟超，李 暉，劉建琴，王 菲，孟經緯

(1.國網經濟技術研究院有限公司，北京 102209；2.清華大學 電力系統(tǒng)及發(fā)電設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，功率調節(jié)反轉迅速、可向弱交流電網或無源網絡供電等優(yōu)點，可廣泛應用于交流電網互聯、大規(guī)模新能源并網等領域[1-3]。當電網采用VSC-HVDC異步互聯后，可大幅降低兩側交流系統(tǒng)的相互影響，消除區(qū)域間的振蕩現象并解決常規(guī)直流換相失敗導致的系統(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)問題。

在VSC-HVDC異步互聯電網中，若換流母線近區(qū)電網與主網聯系薄弱，存在輸電通道發(fā)生嚴重N-2故障后，形成VSC-HVDC帶局域小網孤島運行狀態(tài)，此時損失的交流聯絡線功率全部由孤島系統(tǒng)承擔。由于孤島電網轉動慣量較小，且受限于機組調速器與VSC-HVDC附加頻率控制的調節(jié)速度與幅度，此功率差額可能會導致孤島系統(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)控制措施快速調平孤島內功率的不平衡，以保障聯網轉孤島后系統(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對有功功率的快速調節(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的切機切負荷量，增強特高壓互聯系統(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區(qū)域間不平衡功率，而且能充分抑制聯絡線功率振蕩，從而提高高壓聯絡線的輸電能力和互聯系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定。文[16]針對多直流饋入電網提出了多直流功率緊急控制的協(xié)調方案，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的功率緊急控制調節(jié)速度尤其是功率反轉速度更快，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，并未涉及故障后聯網轉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)電壓完全由島內發(fā)電機組提供，其頻率暫態(tài)特性也會與聯網情況下有所不同。本文對不同運行方式下聯網轉孤島的穩(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、易實現性及經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 聯網轉孤島運行穩(wěn)控措施

采用VSC-HVDC異步互聯的電網結構如圖1所示。圖中換流母線近區(qū)電網的開機為PG(忽略損耗后也視作電磁功率)，負荷為PL，與主網交流聯絡線上的功率為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)局域電網與主網A聯系薄弱，嚴重故障后交流聯絡線斷開，Pline=0。形成孤島后為了保障系統(tǒng)能夠恢復穩(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B送電、電網A受電的情況，根據運行方式的不同，聯網轉孤島詳細的穩(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，即交流聯絡線發(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，其轉子運動方程可表示為：

(4)

式中，H為孤島系統(tǒng)標幺慣性常數，若孤島內有n臺發(fā)電機，則有：

(5)

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

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時刻頻率恢復至調速器死區(qū)范圍內，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恢復至故障前水平，交流聯絡線斷開后產生的功率盈余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)頻率在機組調速器與柔直附加頻率控制的聯合調節(jié)下開始下降，逐漸恢復至額定頻率附近。相對于前兩個時段，此調節(jié)過程時間較長，具體取決于調速器與附加頻率控制參數。

通過上述分析可知，系統(tǒng)頻率最高點出現在穩(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，即故障清除后系統(tǒng)電壓迅速恢復，各支路功率也能快速恢復至故障前水平。但實際的暫態(tài)恢復過程更為復雜，故障形成孤島后，系統(tǒng)電壓完全由島內機組提供，受機端電壓恢復特性影響，系統(tǒng)頻率的恢復特性也有所改變。fmax不僅取決于故障前交流聯絡線功率與孤島內發(fā)電機組的總轉動慣量，與系統(tǒng)電壓也緊密相關。

孤島系統(tǒng)內電磁功率主要由負荷與柔直功率構成，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)電壓恢復過程中，V1

2)VSC-HVDC附加控制策略。交流側發(fā)生短路故障時，為了避免過流導致換流器閉鎖，VSC-HVDC將啟用交流故障穿越控制[19]，即根據交流電壓跌落程度進行等比限值內環(huán)電流，因此，V1

采用時域仿真法對圖1所示的電網結構進行電磁暫態(tài)仿真，進而分析聯網轉孤島后系統(tǒng)頻率的暫態(tài)特性，具體仿真結果如圖3所示。7 s時刻發(fā)生聯絡線n-2故障，7.1 s故障清除，7.3 s穩(wěn)控措施動作。根據仿真結果可知，與上述分析一致，受系統(tǒng)電壓恢復緩慢影響，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；同時機端電壓恢復過程會有一段時間的過壓，導致電磁功率大于機械功率，形成了一定的減速面積，導致頻率下降，縮短了時段3持續(xù)時間。頻率最終在機組調速系統(tǒng)與柔直附加頻率控制的調節(jié)下逐漸恢復穩(wěn)定。

圖3 聯網轉孤島運行電磁暫態(tài)仿真波形Fig.3 Simulation waveforms from grid-connected to island

根據以上仿真分析可知，系統(tǒng)電壓的快速恢復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。但現有發(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 勵磁典型參數與增強參數暫態(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和增強勵磁參數進行仿真對比，具體仿真結果如圖4所示。根據仿真結果分析可知，增強發(fā)電機的勵磁能力后，系統(tǒng)電壓恢復速度明顯更快，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能夠對無功功率進行獨立、靈活控制，因此可在故障恢復期間對為系統(tǒng)提供無功支撐，促進系統(tǒng)電壓恢復。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)調節(jié)，為系統(tǒng)提供無功支撐，但是控制參數需綜合考慮聯網運行工況，存在由于調節(jié)速度導致調節(jié)幅度受限，從而導致故障恢復期間對系統(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自動調節(jié)，需根據系統(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，具體仿真結果如圖5所示。其中，定無功功率控制模式參考值設定為：定交流電壓控制模式下恢復穩(wěn)態(tài)時所發(fā)出的無功功率值。根據仿真結果分析可知，由于定交流電壓控制的動態(tài)調節(jié)，系統(tǒng)電壓恢復速度更快，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，具體仿真結果如圖6所示。根據仿真結果分析可知，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，在調節(jié)速度方面，盡管VSC-HVDC具有快速的調節(jié)能力，但受限于自身調節(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，切機產生的調節(jié)量等于機組出力，而功率緊急控制可根據需要設定相應的值進行靈活調節(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電網的支援。

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交流聯絡線改為南北兩條背靠背柔性直流輸電通道，實現西南電網與華中國電網的異步互聯，以提高聯絡線輸電容量及系統(tǒng)運行控制能力。工程投運后，北通道西南側的九盤地區(qū)將形成典型的換流母線近區(qū)電網與主網聯系薄弱、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)電網結構如圖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)、調速系統(tǒng)、PSS系統(tǒng)。其余電網采用等值處理。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，根據所搭建的仿真模型對九盤地區(qū)聯網轉孤島運行穩(wěn)定性進行分析。

圖7 九盤地區(qū)電網結構示意圖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]，但已屬于電網安全穩(wěn)定運行第三道防線，在此不做討論。

3.2 聯網轉孤島運行仿真

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

1)故障前Pline=1 500 MW。

圖8 Pline=1 500 MW時聯網轉孤島的仿真波形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，此種情況的仿真結果如圖8所示。即使交流聯絡線功率為流入，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)電壓恢復影響，頻率上升至50.7 Hz，經過調節(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)控指令迅速反轉功率至1 000 MW，此種情況的仿真結果如圖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)電壓恢復過程中數次波動過低觸發(fā)VSC-HVDC低電壓故障穿越措施。

上述情況下，保障孤島穩(wěn)定運行得到交流聯絡線功率限額為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時聯網轉孤島的仿真波形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)控指令迅速反轉功率至400 MW。根據仿真結果分析可知，同樣在故障后頻率最高為51.5 Hz的限制條件下，交流聯絡線的功率限額增加至1 600 MW，華中向西南送電增加500 MW。符合前文的分析結果。

圖10 Pline=-1 600 MW時聯網轉孤島的仿真波形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)聯網轉孤島穩(wěn)定運行的萬盤線潮流預控范圍為-1 600～1 500 MW。

4 結 論

1)針對柔直異步聯網換流母線近區(qū)電網與主網聯系薄弱，嚴重故障后形成柔直帶局域電網孤島運行的工況，提出了不同運行方式下保障聯網轉孤島穩(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絡線功率、島內機組轉動慣量與系統(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，指出聯網轉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)聯網轉孤島運行系統(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)定運行的交流聯絡線預控范圍，為工程投運后電網的調度運行提供了參考。