云广特高压直流输电工程送端孤岛频率控制分析

2011-06-06徐攀腾

电力建设 2011年11期

徐攀腾

(中国南方电网超高压输电公司广州局，广州市，510405)

0 引言

云南—广东特高压直流输电线路(简称云广直流)输送容量巨大，对南方电网的安全稳定影响显著［1-2］。如果云广直流采取孤岛运行方式，可较大提高云电外送的稳定水平，并简化直流安全稳定系统的配置。因此，云广直流的孤岛运行方式被确认为正常运行方式之一［3］。在孤岛运行方式下，当交流系统有扰动或调整直流传输功率时，可能会引起系统的频率波动。与并入交流电网不同，在孤岛运行方式下送端频率调节无法依靠网内机组共同调节，主要由机组自身调节和直流频率控制。因此，有必要对直流输电工程中频率控制功能进行深入的研究。

1 云广直流孤岛运行方式

交直流并列运行时，楚雄换流站除分别通过2回500 kV线路与小湾和金安桥电站相连外，还通过2回500 kV交流线路与云南主网500 kV和平变电站(昆西北变)相连。当云广直流与云南主网间没有直接电气联系，小湾和金安桥电站的电力在楚雄换流站汇集，通过云广直流直接送到广东电网负荷中心即进入孤岛运行方式。云广直流主要有2种孤岛运行方式(常规孤岛):孤岛运行方式A，小湾以2回线接入换流站;孤岛运行方式B，小湾以3回线接入换流站。

1.1 孤岛运行方式A

小湾以2回线接入换流站，小湾电站机组除送入楚雄换流站外，其余1～2台机组单独通过另1回线接入和平变，同时断开至云南主网和楚雄换流站的2回500 kV线路，系统接线如图1所示。

图1 孤岛运行方式A系统接线Fig.1 Sending end in mode A of island operation

1.2 孤岛运行方式B

小湾6机3线、金安桥以2机1线接入楚雄换流站的接线方式，此方式下小湾—和平变线路通过和平变—楚雄换流站线路配串倒接至楚雄换流站，实现直流的孤岛运行，系统接线如图2所示。

图2 孤岛运行方式B系统接线Fig.2 Sending end in mode B of island operation

2 直流频率控制

孤岛运行方式下，直流系统输送功率较大时，系统的短路容量比较小，属于弱交流系统，交、直流系统的扰动、故障等将给系统的稳定运行带来极大的风险。整流侧在扰动情况下的系统功率不平衡是导致系统频率稳定破坏的根本原因，因此，消除或减小发电机组输出功率与直流系统传输功率间的不平衡是一种行之有效的解决办法［4］。

对于送端孤岛系统，除发电机组自身具有的一次调频能力外，还有必要采取直流频率控制的附加控制功能［5-6］。频率控制利用了直流输电系统功率的快速可控性，当送端频率变化时，为防止发生频率稳定破坏事故，通过快速调整外送功率来达到控制送端系统频率的目的，其原理如图3所示。

图3 频率控制原理Fig.3 Schematic diagram of frequency control function

3 云广直流频率控制功能的实现

云广直流工程中频率控制功能在极控层通过2个闭环控制器实现，频率控制原理为:将频率控制功能设定的上、下限值(50±0.2 Hz或50±0.5 Hz)与系统实际频率的2个差值，分别经过限幅处理(限幅值为5 Hz)后与双极频率控制耦合值(另一极的频率限制功能(freqency limit control，FLC)的功率调制量与本极 FLC的功率调制量的差值，经比例积分(proportional integral，PI)控制器处理后所得到的频率调制量)相加，并将该计算结果输入到2个不同的PI控制器。当实际频率超过定义的上限时，自动投入相对应的控制器，逐渐增加功率调制量直到上限值;当频率低于定义的频率下限时，对应的控制器自动投入，逐渐减少功率调制量直到下限值。如果在调制量上升或下降过程中，频率恢复到限制值，即控制器的输入为0，则控制器的输出保持此时的调制量;如果频率已恢复到定义的频率范围内，则控制器的输入为负值，控制器会按定义的速率减少功率调制量直到调制量为0。2个PI控制器的输出相加作为最终的频率控制的输出值，该值与所有其他稳定控制功能的输出相加，反馈到功率定值计算器完成Iref的计算。

4 仿真试验

4.1 建模

按照南方电网的实际情形，采用实时数字仿真软件搭建控制系统模型，±800 kV云广特高压直流系统连接实际直流控制保护装置，并计及交流系统。针对云广直流进入送端孤岛运行方式，送端发电机组模型包括发电机、调速器、励磁系统和电力系统稳定器，其参数基本与系统分析用的BPA数据一致。送端发电机组的每台发电机额定功率为700 MW，小湾电厂的6台发电机通过2条输电线连接至楚雄换流换流站，1条输电线路连接至和平站，线路参数与实际工程一致。直流输电系统仿照云广直流工程建模，额定直流电压为±800 kV，额定直流功率为5000 MW，整流站和逆变站均配置有交、直流滤波器，整流侧交流母线另加装有2组容量为120 Mvar的静态无功补偿装置(static var compensator，SVC)。基本控制策略是整流侧选为定电流控制，逆变侧选为定电压控制。频率控制的输出用于修正基本电流参考值，以实现直流系统快速调整直流功率的目的［4］。

4.2 频率控制功能仿真

基于所建立的交、直流混合系统实时仿真试验平台，对云广直流送端由联网转入孤岛运行过程中频率控制功能进行了仿真试验。通过调整发电机出力和电网潮流，与电网交换功率低于40 MW时，使云广直流系统从联网状态进入孤岛运行方式B，考虑到金安桥电厂尚未发电，故本试验只考虑小湾6机3线孤岛运行。直流初始功率设为3940 MW，在云广直流稳定进入孤岛运行方式后，将无功控制模式由定无功功率模式设为定交流电压模式，换流变分接头由角度模式设为电压模式，同时提升直流功率至4000 MW，在直流功率上升的过程中投入频率控制功能，设定调整频率限制值为50±0.2 Hz。频率控制功能投入时仿真波形如图4所示。

图4 频率控制功能投入时仿真波形Fig.4 Simulated waves under frequency control function

由图4可知，当频率控制功能未投入时，由于发电机组的自身调节功能，随着直流功率的上升，发电机组的出力可以满足有功功率的平衡，保持系统频率在50±0.2 Hz范围内，约为49.899 Hz。在频率控制功能投入后，频率控制功能使能调整直流功率，使得直流输送功率大幅上升，导致系统频率大幅下降，最低跌落至48.711 Hz，这样非但没有改善系统的频率，反而使得系统频率进一步恶化。

4.3 仿真试验分析及改进措施

在极控装置上电启动以后，MFP模块的输出为0，使得PAR13模块的输出为4000000 ms(约为66.7 min)，这就意味着当设定调整频率限制值为50±0.2 Hz后，需要经过 66.7 min PRAMPUL 模块才能够输出频率上、下限值参考值。试验过程中，极控装置上电约30 min就开始了仿真试验，此时上下限值参考值尚未到达正常设定的50±0.2 Hz，系统实际频率远大于当前PRAMPUL模块输出的频率参考值，故频率控制功能使能提升直流功率，以满足系统的频率降低到当前PRAMPUL模块输出的频率参考值。当直流功率得到大幅提升后，孤岛运行方式下的发电机出力将无法满足有功功率的平衡，系统频率大幅下降。

针对上述初始化模块的设计缺陷，本文对初始化模块进行了修改，使用PDE+NOT模块来替换MFP模块。经过修改后，极控装置上电以后，PDE+NOT模块输出为1，PAR13模块输出为1000 ms，即在极控装置启动1000 ms后频率上、下限值参考值就能达到设定的50±0.2 Hz。重复以上仿真试验，频率控制功能投入时仿真波形如图5所示。