基于PSS/E的柔性直流输电系统仿真计算研究

2018-04-02肖景良袁力翔刘天慧崔怀宇

吉林电力 2018年1期

肖景良，邵　冲，王　浩，袁力翔，刘天慧，崔怀宇

(1.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春　130021；

2.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，武汉　430071；

3.国网吉林省电力有限公司，长春　130021)

柔性直流输电相比于交流输电和常规直流输电，在传输能量的同时，能灵活地调节与之相连的交流系统电压，具有可控性较好、运行方式灵活、适用场合多等显著优点。柔性直流输电在可再生能源并网、海上及偏远地区供电、城市电网供电、大电网互联、改善配电网电能质量等领域具有广阔的应用前景[1]。

全控器件的应用使柔性直流输电控制策略及暂态过程更加复杂。在传统控制模式的基础上，为适应电网不同运行工况的需求，提高系统的暂态特性，仍需灵活采取其他辅助控制策略。目前主流机电暂态仿真商业软件中的柔性直流输电系统机电暂态仿真模型都处于缺少或不完善的状态，虽然PSS/E中已提供简单模型，但其无法真实反映直流电压运行工况，且控制策略单一[2]。本文以大连柔性直流工程为例，采用基于PSS/E模型自定义功能开发的以dq旋转坐标系下基频数学模型为基础的新型柔直模型，分析柔性直流系统的运行特点及其对传统电网的影响，探讨直流电压裕度控制、直流电压下垂控制、紧急有功提升/反转控制等的适用场合，提出改善柔性直流有功支援暂态过程的控制方法。

1　柔性直流输电拓扑结构

柔性直流输电两端换流站均采用电压源换流器(VSC)结构，它由电压源型换流器、换流变压器、换流电抗器、直流电容器、交流滤波器和直流输电电缆等部分组成[3]。

电压源换流器基频数学模型[4]：

(1)

式中：isd、isq分别表示交流系统电流的d、q轴分量；usd、usq分别表示换流母线处电压的d、q轴分量；vd、vq分别表示换流器桥臂中点基波电压的d、q轴分量；R为用于等效换流器损耗的等效电阻；L为交流系统到换流器桥臂中点的等效连接电抗。

直流侧机电暂态数学模型：

(2)

式中：C为直流侧正负极之间的等效电容；udc为直流侧正负极之间的直流电压；id换流器注入直流网络的电流。

2　柔性直流输电控制策略

柔性直流换流站常见的基本运行模式包括：定直流电压控制、定有功功率控制、定交流电压控制、定无功功率控制、定频率控制。不同应用场合两端柔性直流输电系统控制模式典型组合如下。

a.双端有源系统互联。换流站1运行模式为：直流电压控制、交流电压控制(或无功功率控制)；换流站2运行模式为：有功功率控制、交流电压控制(或无功功率控制)。

b.向无源负荷供电。送端换流站与主电网连接，运行模式为：直流电压控制、交流电压控制(或无功功率控制)；受端换流器与无源负荷连接，运行模式为：频率控制、交流电压控制。

c.风电场接入主电网。接入主电网侧，运行模式为：直流电压控制、交流电压控制(或无功功率控制)；风电场互联侧，运行模式为：有功功率控制(或频率控制)、交流电压控制。

3　大连柔性直流输电工程仿真分析

以大连柔性直流输电工程为例，分析柔性直流输电不同运行方式下，送、受端交流电网单一故障和严重故障冲击对系统暂态恢复特性的影响；评估大功率送电条件下，直流闭锁故障引起潮流转移对交流电网的冲击影响，提出合理的柔性直流输电控制策略。大连柔性直流输电系统主要参数[5]见表1。

表1　大连柔性直流输电系统主要参数

3.1　送端换流站近区220 kV线路短路

220 kV金家—淮河甲线1.0 s发生三相金属性接地故障，故障持续0.12 s后，该线路跳开，故障清除。220 kV金家—淮河甲线短路响应特性见图1。

图1　220 kV金家—淮河甲线短路响应特性

由图1可知，故障后送端换流站控制直流电压的能力无法与受端有功功率恢复速度相匹配，导致直流侧功率不平衡，直流电压快速下降。若不采取措施，电压标幺值最低达到0.22，同时送端换流站注入有功功率瞬时超过限值(达到1 140 MW)。此时应采用直流电压裕度控制或下垂(Droop)直流电压斜率控制模式[6]。

采用直流电压裕度控制，当受端换流站达到预设的电压阈值(标幺值高于1.05或低于0.90)时，受端换流站切换为定直流电压控制，之后受端换流站立刻降低其注入交流侧的有功功率以提高直流电压，直流电压快速上升，达到电压阈值(标幺值低于1.03或高于0.92)时切换为定有功功率控制，但之后送端换流站交流母线电压恢复速度仍慢于受端换流站交流母线，从而导致受端换流站在定有功功率控制和定直流电压控制间快速频繁切换，柔性直流送、受端换流站的有功功率和直流电压出现较大幅度的高频振荡(持续约0.12 s)。

采用Droop直流电压斜率控制模式，直流电压由两个换流站同时控制无须进行切换，且直流电压波动标幺值较小(0.93～1.09)；但直流功率会随交流系统电压波动而波动，故障清除后直流功率需经较长时间(约0.7 s)才能恢复至目标值。

3.2　500 kV金雁、南雁线故障跳开

雁水500 kV母线1.0 s发生三相金属性接地故障，故障持续0.1 s后，500 kV金雁、南雁线同时跳开，500 kV雁水1号主变压器(以下简称主变)和2号主变同时退出运行，故障清除。500 kV金雁、南雁线故障跳开响应特性见图2。

图2　500 kV金雁、南雁线故障跳开响应特性

故障后柔性直流输电仍保持原有控制模式，系统能够保持暂态稳定，但从改善大连电网潮流分布的角度，宜启动柔性直流输电功率调节。

无延时有功功率支援，受换流站自身特征限制，将导致无功功率支撑能力急剧下降，这将恶化交流电压的恢复过程，进而限制紧急功率提升的效果。由图2可知，受端换流站附近交流母线的电压在故障清除后恢复缓慢(约0.4 s恢复到故障前水平)，柔性直流输送功率在故障清除后约0.3 s才提升至目标值。有两种方法可以改善柔性直流有功功率支援的暂态过程：柔性直流有功功率支援应在两端换流站交流母线电压恢复正常水平后启动；有功功率指令值提升速度与定直流电压侧换流站交流母线电压恢复速度相适应。

考虑通讯、操作等过程共延时0.5 s，之后进行有功功率支援。由图2可知，故障清除后，受端柔性直流换流站快速调节无功功率以控制交流母线电压，受端交流系统的电压较快(约0.27 s)恢复到故障前水平；经0.5 s延时后，柔性直流输送功率可迅速提升至目标值(约0.05 s)。

3.3　金家变电站故障全停

金家500 kV母线1.0 s发生三相金属性接地故障，故障持续0.1 s后，500 kV金黄甲乙线、金瓦甲乙线、金南线、金雁线同时跳开，500 kV金家1号主变和2号主变同时退出运行，故障清除。金家变电站故障全停响应特性见图3。

图3　金家变电站故障全停响应特性

故障后柔性直流仍保持原有控制模式，系统能够保持暂态稳定，但220 kV金马线潮流较重，宜启动柔性直流功率反转。

故障清除后柔性直流立刻进行有功功率阶跃反转，送端换流站交流母线电压、近区机组功角在故障后能很快调整至正常水平，但会有较大的频率波动。

3.4　金州湾与大连湾间发生严重故障

500 kV核南甲乙线、金南线、金雁线1.0 s同时跳开，大连南部电网孤网(含少量电厂)运行。金州湾与大连湾间发生严重故障响应特性见图4。

图4　金州湾与大连湾间发生严重故障响应特性

金州湾与大连湾间发生严重故障后，柔性直流仍保持原有控制模式，单纯依靠大连南部电网机组旋转备用容量无法补偿4回500 kV交流线路输入功率，大连南部孤网产生较大的功率缺额，电网频率严重降低(故障后8.0 s达到最低值约46.1 Hz)，整个过程中大连南部孤网频率低于47.0 Hz持续14.5 s，这将导致南部孤网无法正常运行。大连南部发电机组出力在南部孤网解列后10.8 s达到额定出力上限，并进一步利用机组超发能力，但仍然无法使南部孤网频率恢复至可接受范围(故障后50.0 s稳定至约48.3 Hz)。为改善南部孤网暂态频率特性，需在故障后利用柔性直流对南部孤网进行紧急功率支援。

金州湾与大连湾间发生严重故障后，柔性直流进行紧急功率支援，由于仅考虑断线未含短路故障，故障后送、受端交流系统电压降幅不大，柔性直流输送功率可在较短时间内提升至目标值。该过程中，大连南部孤网仍然无法保持频率稳定，大连南部电网频率在故障后4.5 s达到最低值约49.0 Hz，之后缓慢上升，并在故障后约11.8 s稳定至约49.7 Hz。大连南部孤网发电机组有功出力在南部孤网解列后均有所增加，但并未达到满发。

金州湾与大连湾间发生严重故障后，受端换流站采用定频率控制，与地区机组共同对地区频率进行控制，柔性直流输送的有功功率按较大斜率快速提升，约经过0.17 s达到910 MW。该过程中，大连南部孤网无法保持频率稳定，大连南部电网频率在故障后5.6 s达到最低值约48.8 Hz，之后缓慢上升，并在故障后约11.6 s稳定至约49.7 Hz。整个过程中大连南部孤网频率低于49.0 Hz持续4.2 s，这将导致低频减载装置动作。

4　大连柔性直流输电工程控制策略研究

a.正常运行控制策略：送端(淮河)换流站采用定直流电压+定交流电压控制，受端(港东)换流站采用定有功功率+定交流电压控制+直流电压裕度控制(或送、受端换流站均采用Droop直流电压斜率控制)。一般故障下系统均可保持稳定；在某些严重故障下，需要通过安全稳定控制系统修改柔性直流输电系统的控制策略和控制参数才能保证系统稳定。

b.为防止大连电网在多重严重故障下暂态失稳，大连柔性直流输电工程应具备紧急有功功率提升/反转能力，该功能主要用于暂态频率控制和调整潮流以防止元件过载，建议归入电网安全稳定控制系统中的第二道防线，采用事件型触发方式，柔性直流输电的功率调节量应按照工况和故障组合进行整定。此外，大连柔性直流输电工程受端换流站应具备定频率控制能力，在通讯、操作等延时时间较长时改善故障下大连南部电网的频率特性；并实现极端孤岛故障下的无源供电。

c.柔性直流紧急功率提升/反转应在两端换流站交流母线电压恢复正常后启动，有两种方法可以改善柔性直流输电有功功率支援的暂态过程：柔性直流输电有功功率支援应在两端换流站交流母线电压恢复正常水平后启动；有功指令值提升速度与定直流电压侧换流站交流母线电压恢复速度相适应。