柔性直流输电系统联网转孤岛运行稳控措施对比

2021-05-21陈启超刘建琴孟经纬

哈尔滨理工大学学报 2021年2期

陈启超，李晖，刘建琴，王菲，孟经纬

(1.国网经济技术研究院有限公司，北京 102209；2.清华大学电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室，北京 100084)

0 引言

基于电压源换流器的柔性直流输电(voltage source converter based high voltage direct current transmission, VSC-HVDC)具有谐波含量少、有功无功独立灵活可控，功率调节反转迅速、可向弱交流电网或无源网络供电等优点，可广泛应用于交流电网互联、大规模新能源并网等领域[1-3]。当电网采用VSC-HVDC异步互联后，可大幅降低两侧交流系统的相互影响，消除区域间的振荡现象并解决常规直流换相失败导致的系统暂态失稳问题。

在VSC-HVDC异步互联电网中，若换流母线近区电网与主网联系薄弱，存在输电通道发生严重N-2故障后，形成VSC-HVDC带局域小网孤岛运行状态，此时损失的交流联络线功率全部由孤岛系统承担。由于孤岛电网转动惯量较小，且受限于机组调速器与VSC-HVDC附加频率控制的调节速度与幅度，此功率差额可能会导致孤岛系统频率失稳[4]。因此需启动系统安全稳定的第二道防线——安稳控制措施快速调平孤岛内功率的不平衡，以保障联网转孤岛后系统能够稳定运行。

电力系统常用的安稳措施主要有联锁切机[5-6]、集中切负荷[7-8]以及直流功率紧急控制[9-11]。其中，直流紧急功率控制是通过改变传输功率或电流的参考值来实现对有功功率的快速调节，达到与切机或切负荷相同的稳定控制效果，且控制成本要远小于切机切负荷成本[12]。针对常规直流的功率紧急控制研究较多，如文[13]指出利用直流功率紧急控制措施可以减少华中电网的切机切负荷量，增强特高压互联系统的暂态稳定性。文[14]针对锦苏直流闭锁故障，研究了基于直流紧急功率支援的协调控制策略，可减小切机、切负荷措施量。文[15]指出，直流功率紧急控制不仅能够有效分担区域间不平衡功率，而且能充分抑制联络线功率振荡，从而提高高压联络线的输电能力和互联系统的暂态稳定。文[16]针对多直流馈入电网提出了多直流功率紧急控制的协调方案，有效的改善了大功率缺额故障扰动后系统频率的稳定性。相较于常规直流，VSC-HVDC的功率紧急控制调节速度尤其是功率反转速度更快，交流故障穿越能力更强。文[17]考虑了区域动态ACE，提出了一种柔直紧急功率支援与其相协调的控制策略。文[18]则考虑了暂态、稳态频率的越限程度，对切机、水电机组出力快速调节、直流功率紧急控制等不同措施进行优选排序。

已有文献出发点多为解决交直流故障后存在的频率问题，并未涉及故障后联网转孤岛这种特殊运行工况。形成孤岛后VSC-HVDC若无控制模式切换，则系统电压完全由岛内发电机组提供，其频率暂态特性也会与联网情况下有所不同。本文对不同运行方式下联网转孤岛的稳控策略进行详细分析，选取故障后频率问题突出的运行工况，重点研究暂态恢复期间孤岛系统电压与频率的交互影响，并从频率特性改善的有效性、易实现性及经济性等方面对切机与柔直功率紧急控制进行对比。

1 故障后孤岛系统频率特性分析

1.1 联网转孤岛运行稳控措施

采用VSC-HVDC异步互联的电网结构如图1所示。图中换流母线近区电网的开机为PG(忽略损耗后也视作电磁功率)，负荷为PL，与主网交流联络线上的功率为Pline，柔直传输功率为PDC。功率流动方向假定以流入换流母线为正，流出为负。

如图1中所示的运行方式，忽略损耗后有：

PG-PL-Pline+PDC=0

(1)

换流母线近区局域电网与主网A联系薄弱，严重故障后交流联络线断开，Pline=0。形成孤岛后为了保障系统能够恢复稳定运行，需启动稳控措施补齐功率差额，可采取切机使得：

PG-ΔPG-PL+PDC=0

(2)

或采取功率紧急控制使得：

PG-PL+PDC-ΔPDC=0

(3)

图1只给出了电网B送电、电网A受电的情况，根据运行方式的不同，联网转孤岛详细的稳控策略如表1所示。

表1 不同运行方式下的稳控措施Tab.1 Stability control strategy under different operating modes

1.2 故障后系统频率暂态特性

选取一种故障后频率问题最严重的情况对系统频率暂态特性进行分析，即交流联络线发生三相永久短路故障后跳开双回线路(三永N-2故障)。短路期间机组加速导致频率上升，使得故障后的高频问题更加突出也更为典型。

将孤岛系统中的发电机合并为一台等值机，其转子运动方程可表示为：

(4)

式中，H为孤岛系统标幺惯性常数，若孤岛内有n台发电机，则有：

(5)

式中，Hi为第i台发电机的标幺惯性常数；Si为第i台发电机的额定容量；SB为孤岛系统的基准容量。

图2 故障后系统频率变化示意图Fig.2 Schematic diagram of frequency variation after fault

对式(4)积分，可得到系统频率变化表达式为：

(6)

故障后系统频率变化示意图如图2所示。图中故障发生时刻为0，t1时刻故障清除，t2时刻稳控措施动作，t3时刻频率恢复至调速器死区范围内，之后系统频率趋于稳定。

系统频率具体的变化过程为

1)时段1[0,t1]。发生短路故障期间，电磁功率Pe=0，机组机械功率Pm全部为加速功率，频率上升，t1时刻系统频率为：

(7)

2)时段2[t1,t2]。故障清除后，负荷PL与柔直功率PDC恢复至故障前水平，交流联络线断开后产生的功率盈余Pline仍为加速功率，系统频率继续上升，t2时刻系统频率为

(8)

3)时段3[t2,t3]。稳控措施动作后将功率差额补平，系统频率在机组调速器与柔直附加频率控制的联合调节下开始下降，逐渐恢复至额定频率附近。相对于前两个时段，此调节过程时间较长，具体取决于调速器与附加频率控制参数。

通过上述分析可知，系统频率最高点出现在稳控措施启动时，即fmax=f2。

2 稳控措施对比

2.1 系统电压对频率特性的影响

上一小节为了较清晰的描述故障后系统频率变化的总体趋势，进行了理想化假设，即故障清除后系统电压迅速恢复，各支路功率也能快速恢复至故障前水平。但实际的暂态恢复过程更为复杂，故障形成孤岛后，系统电压完全由岛内机组提供，受机端电压恢复特性影响，系统频率的恢复特性也有所改变。fmax不仅取决于故障前交流联络线功率与孤岛内发电机组的总转动惯量，与系统电压也紧密相关。

孤岛系统内电磁功率主要由负荷与柔直功率构成，分别对其受电压影响特性进行分析。

1)负荷特性。负荷的静态特性模型如式(9)所示，将负荷用一定比例的恒定阻抗、恒定电流、恒定功率负荷拟合。

(9)

式中，a+b+c=1。由式(9)可知，恒阻抗负荷比重a较大时，系统电压恢复过程中，V1

2)VSC-HVDC附加控制策略。交流侧发生短路故障时，为了避免过流导致换流器闭锁，VSC-HVDC将启用交流故障穿越控制[19]，即根据交流电压跌落程度进行等比限值内环电流，因此，V1

采用时域仿真法对图1所示的电网结构进行电磁暂态仿真，进而分析联网转孤岛后系统频率的暂态特性，具体仿真结果如图3所示。7 s时刻发生联络线n-2故障，7.1 s故障清除，7.3 s稳控措施动作。根据仿真结果可知，与上述分析一致，受系统电压恢复缓慢影响，稳控措施动作后机械功率仍大于电磁功率，增加了机组的加速面积，fmax发生在稳控措施动作时刻之后；同时机端电压恢复过程会有一段时间的过压，导致电磁功率大于机械功率，形成了一定的减速面积，导致频率下降，缩短了时段3持续时间。频率最终在机组调速系统与柔直附加频率控制的调节下逐渐恢复稳定。

图3 联网转孤岛运行电磁暂态仿真波形Fig.3 Simulation waveforms from grid-connected to island

根据以上仿真分析可知，系统电压的快速恢复能够在一定程度上改善系统的频率特性，而影响机端电压恢复因素主要有：

①励磁。短路故障发生时一般利用发电机励磁绕组短时过载的能力，为系统提供无功功率，支持系统电压恢复。但现有发电机一般采用自并励系统，其强励能力受机端电压限制，同时也取决于其自身容量。

图4 励磁典型参数与增强参数暂态特性对比Fig.4 Transient characteristics comparison between different excitation parameters

对发电机分别采用典型励磁参数和增强励磁参数进行仿真对比，具体仿真结果如图4所示。根据仿真结果分析可知，增强发电机的励磁能力后，系统电压恢复速度明显更快，频率的暂态特性也得到了有效改善。

②VSC-HVDC无功控制策略。由于VSC-HVDC能够对无功功率进行独立、灵活控制，因此可在故障恢复期间对为系统提供无功支撑，促进系统电压恢复。无功控制策略可采取定交流电压或定无功功率方式。其中，定交流电压控制可进行自动的动态调节，为系统提供无功支撑，但是控制参数需综合考虑联网运行工况，存在由于调节速度导致调节幅度受限，从而导致故障恢复期间对系统的无功支撑能力有限的情况；而定无功功率控制不能实现自动调节，需根据系统运行情况不断整定无功功率参考值。

图5 柔直不同无功控制模式下暂态特性对比Fig.5 Transient characteristics comparison between different reactive power control of VSC-HVDC

对VSC-HVDC分别采用交流电压和定无功功率控制策略进行仿真对比，具体仿真结果如图5所示。其中，定无功功率控制模式参考值设定为：定交流电压控制模式下恢复稳态时所发出的无功功率值。根据仿真结果分析可知，由于定交流电压控制的动态调节，系统电压恢复速度更快，频率的暂态特性要优于定无功功率控制。

2.2 稳控措施对比

前文分析了系统电压对频率暂态特性的影响，并指出频率峰值fmax并非出现在稳控动作时，而是之后。在发电机励磁以及VSC-HVDC无功控制策略确定的情况下，采取不同的稳控措施对频率的暂态特性也有改善作用。t2时刻采取切机与功率紧急控制后转子运动方程分别如式(11)和式(12)所示。

(11)

(12)

切机后系统惯量变小，因此转速变化更快。但功率紧急控制受斜率限制，有ΔPm>ΔPDC，因此ΔP1<ΔP2。

对采取切机和功率紧急控制两种稳控策略进行仿真对比，具体仿真结果如图6所示。根据仿真结果分析可知，采取切机措施来平衡功率盈余速度更快，频率的暂态特性要比采取功率紧急控制好。

图6 不同稳控措施下暂态特性对比Fig.6 Transient characteristics comparison between different stability control strategy

表2 切机与功率紧急控制对比Tab.2 Comparison between generator tripping and power emergency control

表2给出了两种稳控措施的对比，在调节速度方面，尽管VSC-HVDC具有快速的调节能力，但受限于自身调节速率限制，同时也受系统电压的约束，功率紧急控制要慢于切机措施。稳控量方面，切机产生的调节量等于机组出力，而功率紧急控制可根据需要设定相应的值进行灵活调节。成本上功率紧急控制要远远小于切机方式，但切机相当于就地解决功率盈余问题，而功率紧急控制实际是通过另一侧电网的支援。

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将原张家坝-恩施双回、九盘-龙泉双回500 kV交流联络线改为南北两条背靠背柔性直流输电通道，实现西南电网与华中国电网的异步互联，以提高联络线输电容量及系统运行控制能力。工程投运后，北通道西南侧的九盘地区将形成典型的换流母线近区电网与主网联系薄弱、N-2故障后进入柔直带孤岛运行工况。以渝鄂柔直工程九盘地区为例进行仿真分析，换流母线近区电网结构如图7所示。

在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC对九盘近区进行详细建模，保留了220 kV变电站与负荷，以及发电机组及其励磁系统、调速系统、PSS系统。其余电网采用等值处理。VSC-HVDC控制保护系统模型采用从实际控制保护程序编译而来的动态链接库，可实现与工程相一致的动态特性。运行方式选取横路开两机(每台600 MW)、小负荷(200 MW)方式，根据所搭建的仿真模型对九盘地区联网转孤岛运行稳定性进行分析。

图7 九盘地区电网结构示意图Fig.7 Grid Structure of Jiupan

本文将频率最大51.5 Hz、最小49 Hz作为稳定条件来判断盈缺功率临界值，对交流通道输送能力进行估算。频率超过范围会引发高周切机或低频减载，虽然二者也作为保障孤岛稳定运行的手段[20-21]，但已属于电网安全稳定运行第三道防线，在此不做讨论。

3.2 联网转孤岛运行仿真

交流联络线万盘双回发生三永N-2严重故障断开，300 ms稳控措施动作，保障联网孤岛稳定运行的万盘线潮流预控范围如下：

1)故障前Pline=1 500 MW。

图8 Pline=1 500 MW时联网转孤岛的仿真波形Fig.8 Simulation waveforms under Pline=1 500 MW

故障前PDC已达到额定运行功率2 500 MW，故障发生后300 ms，VSC-HVDC接到稳控指令速降功率1 500 MW至1 000 MW，此种情况的仿真结果如图8所示。即使交流联络线功率为流入，形成孤岛后低频问题也并不严重，受短路期间的加速功率以及系统电压恢复影响，频率上升至50.7 Hz，经过调节后稳定为50 Hz。暂态过程中直流电压波动范围较大约为800～900 kV。

2)故障前Pline=-1 100 MW。故障前PDC为-100 MW，故障发生后300 ms，VSC-HVDC接到稳控指令迅速反转功率至1 000 MW，此种情况的仿真结果如图9所示。系统频率最高达51.5 Hz，趋于稳定为50.1 Hz，直流电压波动范围为815～870 kV。系统电压恢复过程中数次波动过低触发VSC-HVDC低电压故障穿越措施。

上述情况下，保障孤岛稳定运行得到交流联络线功率限额为1 100 MW，主要由横路机组提供， VSC-HVDC的传输功率只有100 MW，华中送电西南的需求受到约束。

图9 Pline=-1 100 MW时联网转孤岛的仿真波形Fig.9 Simulation waveforms under Pline=-1 100 MW

改变稳控策略，采取故障后切1机加功率紧急控制补齐剩余稳控量的措施，对此情况进行仿真，具体结果如图10所示。故障前PDC为-600 MW，故障发生后300 ms，VSC-HVDC接到稳控指令迅速反转功率至400 MW。根据仿真结果分析可知，同样在故障后频率最高为51.5 Hz的限制条件下，交流联络线的功率限额增加至1 600 MW，华中向西南送电增加500 MW。符合前文的分析结果。