一种基于频率的柔性直流分区互联系统协调控制策略

2022-01-27毛森茂王若愚罗红梅

电力系统及其自动化学报 2022年1期

毛森茂，王若愚，谢岩，罗红梅

（1.深圳供电局有限公司，深圳 518000；2.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192）

习近平总书记2020年已向世界承诺，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，风电、太阳能发电总装机容量达到12×108kW以上，2060年前实现碳中和。我国电能需求还未饱和，2050年全社会总用电量会比现在翻一番，约为15×1012kWh/a。因此，在“双碳”背景下，我国需要大力发展可再生能源。

然而，风电、光伏等可再生能源均有间歇性和波动性的特点，直接并入交流电网会对交流电网安全稳定运行产生较大影响，因此一般利用高压直流HVDC（high voltage direct current）输电技术集中接入大规模可再生能源基地，以提高新能源接入效率和可控性[1-2]。

由于珠三角、长三角、华北等负荷中心区域，是一个多回直流集中馈入的交直流混联电网，存在短路电流超标和多回直流同时发生换相失败等问题[3-6]。而柔性直流VSC（voltage source converter）能够天然地隔离短路电流，不增加受端电网的短路电流水平，无换相失败风险，可动态补偿无功功率，所以利用VSC技术对多直流馈入交直流混联电网进行分区是解决上述问题最直接和有效的手段[7-11]。

最具典型的是广东电网，经过多年规划建设，已成为一个典型的多直流馈入的受端电网，呈现出短路电流大范围超标、交直流互相影响突出、大面积停电风险防控能力不足等多个影响安全稳定运行的问题。因此，广东电网已经提出利用VSC对广东电网不同组团进行异步互联的方案，基本解决了广东电网面临的上述安全稳定风险[12-13]。

综上，多直流馈入受端电网VSC分区是未来新型电力系统的形态之一，而VSC分区需要解决直流电压稳定和分区间功率协调控制的问题。目前针对VSC技术控制方面的研究，主要集中在多端VSC电压协调控制方面[14-18]，较少涉及不同VSC分区间功率协调控制策略。

文献[9]针对VSC分区稳态控制目标，提出计及网络损耗和负载均衡的VSC最优控制策略，针对暂态控制目标，提出VSC自适应下垂控制策略，但均未考虑交流频率对控制策略的影响。文献[11]根据频率偏差大小（与50 Hz相比）判断交流系统故障程度，并提出基于频率偏差的有功功率开环紧急支援策略，但所提出的策略较依赖分区的单位频率调节功率，而该值不易准确确定。文献[19]分析VSC不同控制方式对交流分区频率的的影响，但没有定量分析VSC分区紧急功率策略。

综上所述，目前研究较少涉及VSC分区互联系统协调控制策略，且研究主要涉及异步互联2个分区的协调控制，并未考虑多个VSC分区间的协调控制。随着负荷的增加，2个VSC分区将不能解决多直流馈入受端电网诸如短路电流超标等安全稳定运行问题，需向多VSC分区发展。针对这一问题，本文主要研究多VSC分区间的频率协调控制策略。首先，介绍VSC基本控制方法；在此基础上，研究不同分区频率与紧急功率支援的关系，提出一种适应于多VSC分区的频率协调控制策略；最后，在PSCAD/EMTDC中搭建VSC 3分区系统，验证所提理论的正确性和有效性。

1 VSC基本控制方法

VSC控制架构如图1所示，由图1可知，VSC控制一般包括外环控制和内环控制。其中，外环控制是指通过有功类指令（直流电压Udc，有功功率Pg等指令）生成d轴电流参考值，通过无功类指令（无功功率Qg，交流电压幅值Uac等指令）生成q轴电流参考值的过程。在外环控制中，Ku、KP、Kac、KQ分别为直流电压控制、有功功率控制、交流电压幅值控制、无功功率控制参数。如果控制参数Ku=0，KP≠0，则VSC工作在定有功功率模式；如果控制参数Ku≠0，KP=0，则VSC工作在定直流电压模式；如果控制参数Ku≠0，KP≠0，则VSC工作在下垂控制模式。同理，对于无功类变量控制，如果控制参数Kac=0，KQ≠0，则VSC工作在定无功功率模式；如果控制参数Kac≠0，KQ=0，则VSC工作在定交流电压模式。外环控制生成的电流指令是内环控制的输入量。此外，图1中所示变量中，分别为直流电压、有功功率、无功功率和交流电压幅值的控制参考指令值，PI为比例积分控制器。

图1 VSC控制架构Fig.1 Architecture of VSC control

对于依托VSC背靠背工程的VSC分区，VSC通常工作在一端控制直流电压，另一端控制有功功率的模式。同时，可根据公共连接点交流电压情况实时控制VSC的无功功率，实现VSC无功功率动态补偿。

2 基于频率的VSC分区互联系统协调控制策略

2.1 VSC分区间频率特性

VSC分区互联系统如图2所示，由图2可知，VSC分区前交流电网是一个多直流馈入的受端电网，面临短路电流超标、多回直流同时发生换相失败等问题；采用VSC背靠背技术把受端电网分成多个异步互联的分区，各个分区间有功功率协调控制是保障VSC分区互联系统安全稳定运行的关键。

图2 VSC分区互联系统Fig.2 VSC-DC segmented system

在稳态时，各个分区异步互联，各个分区间传递的有功功率接受调度指令，以保障各个分区间的频率均维持在额定频率。

一旦发生功率扰动，例如，在分区1发生功率扰动ΔP，假设分区间传递功率不发生变化，则对于分区1有

式中：KS1为分区1的单位频率调节功率（综合了发电机和负荷的频率特性）；Δf1为分区1的频率与额定频率的偏差；ΔP为分区1发生的功率扰动。

由式（1）可得，如果分区间不进行功率互济，则在1个分区发生功率扰动后，会引起本分区频率发生较大的频率偏移，影响本分区频率稳定，因此需要快速调节VSC背靠背功率，以使各分区频率相等，即发生功率扰动后，所有互联分区互相协作，共同承担功率扰动，即

式中：KSi为分区i的单位频率调节功率（综合了发电机和负荷的频率特性）；Δfi为分区i的频率与额定频率的偏差。

VSC分区互联系统最理想的频率响应是各个分区的频率相同，即所有异步联网的分区像“同步网”一样共同响应功率扰动，使各个分区频率相同，即

联立式（2）、（3）可得

分区i承担的功率扰动份额为

一旦分区1发生功率扰动，则分区2和3向分区1紧急传递的互济有功功率为

式中，ΔPij为分区i向分区j传递的有功功率增量。

一旦分区1发生功率扰动ΔP，相邻分区2和分区3为分区1提供紧急功率支撑为式（6），则分区1承担的功率扰动为

则分区1、分区2和分区3的频率均为式（4）所述频率，使整个VSC分区互联系统的频率偏差最小。

2.2 基于频率的VSC分区互联系统协调控制策略

由第2.1节分析可知，一旦一个分区发生大的功率扰动，在分区间传递功率不变的情况下，发生功率扰动的分区频率会偏离额定值，从而进一步触发紧急功率支援策略。本文所提基于频率的VSC分区互联系统协调控制策略如图3所示。

图3 基于频率的VSC分区互联系统协调控制策略Fig.3 Frequency-based coordinated control strategy for VSC-DC segmented system

由图3可知，为了避免紧急功率支援模式频繁动作，对频率做了死区限制，如果频率偏差超过0.1 Hz，则按照式（6）启动紧急功率支援；否则，分区内自平衡。

对每个VSC，其外环控制中的有功功率控制框图如图4所示。

图4 VSC背靠背系统有功控制框图Fig.4 Block diagram of back-to-back VSC-DC system under active power control

3 算例分析

为了验证所提策略的正确性和有效性，建立如图2所示的VSC分区互联系统，系统的具体参数见表1。其中，BTB12为分区1和分区2之间的VSC背靠背；BTB13为分区1和分区3之间的VSC背靠背；BTB23为分区2和分区3之间的VSC背靠背。每个VSC背靠背工程均采用主从控制，即一端控制直流电压，另一端控制有功功率。

表1 VSC分区互联系统参数Tab.1 Parameters of VSC-DC segmented system

系统扰动设计为当仿真时间t=0.2 s时，分区1处负荷突然减少200 MW，若不对系统进行控制，这一扰动将最终导致分区1频率上升至50.2 Hz。基于本文所提的VSC分区互联系统协调控制策略，系统的仿真结果如图5～6所示。

由图5～6可知，当分区1的负荷突然降低后，在系统惯量作用下，其系统频率逐渐升高。当t=0.35 s时，分区1的系统频率偏差达到了0.1 Hz阈值，于是BTB12和BTB13的有功功率指令开始增加，其增加值分别为Δf1KS2与Δf1KS3；由于分区3的单位调节功率更大，其所参与的功率调节程度也更强，3个换流站在调节分区系统频率时的最终功率见图6；当分区2和分区3向分区1传输的功率逐渐减小后，分区1的系统频率立刻达到峰值并逐渐下降，分区2和分区3的系统频率逐渐上升，直至3个分区的系统频率相等；3个分区的系统频率最终稳定在50.067 Hz附近，这与理论计算值相一致。