柔性直流电网站间协调控制功能及稳控配合研究

卢 宇 姜崇学 汪楠楠 祝 万

柔性直流电网站间协调控制功能及稳控配合研究

卢 宇 姜崇学 汪楠楠 祝 万

（南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102）

张北柔直电网工程是世界首个柔性直流电网试验示范工程，由于电力电子设备过载能力相对较弱，且单站容量可达直流电网容量的三分之一，为了保证直流电网的安全稳定运行，在张北柔直电网工程中配置了站间协调控制主机以实现四站之间的相互配合，确保在各种扰动情况下直流电网潮流和电压处于可控的工作状态，同时在站间协调控制主机中实现柔性直流电网功率传输极限能力的计算，为交直流混联运行时稳控系统切除新能源提供依据。

柔性直流电网；站间协调控制；功率传输极限；直流电压控制；交直流混联系统

0 引言

我国能源资源中心与负荷中心分布极不均衡，大规模能源的开发和全国范围内的资源优化配置决定了我国需要建设远距离的输电通道，以实现大规模能源资源的集约化开发和全国范围内的资源优化配置。与交流输电技术相比，高压直流输电技术具有输送容量大、输电距离远、快速可控且可实现两个电网的非同步联网等优势。端对端直流输电仅能实现点对点的直流功率传送，当多个交流系统间釆用直流互联时，需要多条直流输电线路，这将极大提高投资成本和运行费用[1-5]。

随着化石能源的日益枯竭及改善环境压力的日益增加，我国乃至世界均面临着能源结构的战略性调整，大规模开发和利用新能源势在必行[6-8]。风电、太阳能、潮汐能等新能源发电具有间歇性、随机性的特点，新能源的规模化消纳已成为我国电力系统面临的重大现实问题，传统电力装备、电网结构和运行技术需要进行调整。为了适应未来能源格局的深刻变化，需在电网侧加快新型汇集及送出技术的研发以提高新能源发电的利用效率。采用电压源换流器直流端互联所构成的网格化结构电网，电压源换流器具有有功和无功独立控制能力，在偏远地区和海上可再生能源并网方面具有独特优势，采用直流联网后可实现广域内可再生能源和负荷的时空互补特性，在提升新能源汇集方面具有诸多优势[9-11]。

直流电网的发展，首先要经历多端直流输电的过渡阶段。近年来，我国已投运多个多端直流输电示范工程，如2013年底投运的南澳岛三端柔性直流输电工程，2014年运行的舟山五端柔性直流输电工程[6-7]。然而，多端直流系统只是直流电网的雏形，因为多端直流系统没有网格、没有冗余，而直流电网是一个具有“网孔”的输电系统，换流站之间有多条直流线路通过直流断路器连接，整个系统存在冗余[12-13]。

国家电网有限公司建设了张北±500kV柔性直流电网试验示范工程（简称“张北柔直电网工程”），其四端直流电网拓扑结构如图1所示。该工程采用环形电网结构，可靠性高且能够实现多电源供电或多落点供电。张北柔直电网工程能够为未来电网的风、光、储、抽蓄一体化运作、功率互补输送起到非常好的技术指导和示范作用[14-17]。

图1 四端直流电网拓扑结构

张北柔直电网工程的四端分别为北京站、张北站、康保站和丰宁站，其中北京站为受端，张北站、康保站为直流电网新能源送端，丰宁站与抽蓄电站直接连接，为直流电网功率调节端，四站的额定容量分别为3 000MW、3 000MW、1 500MW、1 500MW。

与高压交流电网相比，直流电网的电源特性、运行方式、控制方式等存在较大差异，使高压大容量等级的直流电网发展在系统稳定运行方面面临巨大挑战。张北柔直电网工程的显著特点是直流网络化、交直流混联、新能源孤岛接入、直流侧低惯性弱阻尼[14]。控制保护系统是柔性直流电网的“大脑”，负责柔性直流电网的潮流控制、运行方式、故障保护，保障电网安全、可靠、灵活、经济运行，考虑到张北柔直电网工程作为世界首个柔性直流电网工程，现阶段设备能力相对较弱，电网运行方式复杂，配置上层控制方案，积累经验。本文分析上层控制的主要功能，以及直流上层控制和系统稳控之间的配合关系，并通过仿真进行验证。

1 直流电网架构和站间协调控制功能

为适应柔性直流电网运行方式复杂且多变的需求，结合柔性直流电网多换流站协调控制的功能要求，四端柔性直流电网配置上层协调控制设备快速调整直流电网的运行状态，扰动后迅速恢复为可控状态，避免长期损失功率，保证直流电网较优性能，适应多种运行方式。同时，将控制功能尽量放在较低的层次，避免上层控制故障对下层控制的影响，提高系统的整体性能，即使失去上层控制，直流电网的稳态运行性能与不配置上层控制相同，设备冗余度更高。

综上所述，将双极直流电网控制系统设计为四层结构，即站间协调控制层、双极控制层、极控制层和阀控制层，如图2所示。

图2 双极直流电网控制系统架构

张北柔直电网工程在北京站和张北站分别配置了一套站间协调控制（station coordinated control, SCC）设备，采用主备方式实现多换流站间协调控制。站间协调控制可以对四站进行总的协调，减少系统运行过程中投退换流阀的扰动，降低站间通信的负载率。当失去站间通信时，通过设置在极控制层的不依赖通信的协调控制策略实现换流站的运行。站间协调控制主机实现站间协调控制层的相关控制功能。

1.1 直流电压协调控制

结合有通信的上层控制和直流电压斜率偏差控制的优点，上层控制必须依赖站间通信，根据电压控制优先级选择承担定电压控制的换流器，通信故障时由下层维持系统功率平衡。上层控制实现对直流电压和功率的精确跟踪，保证稳态控制性能；下层控制采用直流电压斜率偏差控制，适应直流电网多直流站直流电压协调控制需求，保证暂态直流电压稳定[18-21]。

站间协调控制主机主要实现上层控制功能，定直流电压控制模式切换的优先级由高至低依次为丰宁站、北京站、张北站、康保站。当直流电压控制换流器故障停运时，上层控制自动选择下一优先级的换流器切换为直流电压控制模式；当直流电网进入或退出解列运行方式时，在互联的换流器中自动调整优先级高的换流器为定直流电压控制模式。

上层协调控制仅在协调控制主机与正极或负极的四个换流器站间通信均正常时，才对正极或负极换流器执行上述功能。在收到故障信号后，直流电压控制换流器整流过负荷时，降低与该换流器连接的逆变运行的换流器的功率；直流电压控制换流器逆变过负荷时，降低与该换流器连接的整流运行的换流器的功率。直流电压控制换流器逆变过负荷超过5s时，提升受端换流器的下网功率。

1.2 直流电压运行范围控制

柔性直流电网的换流站间通过长线路互联，线路两端压降较大，为了防止运行时直流线路一端出现稳态过电压或欠电压，需要控制全网的直流电压均在设计的运行范围内。稳态运行电压范围为500～527kV，极端运行电压范围为485～535kV。柔性直流电网潮流示意图如图3所示。

图3 柔性直流电网潮流示意图

在站1控制直流电压时，其余三站的直流母线电压相对站1的直流电压偏差由线路电流在线路上产生的电压降引起，为了防止换流器稳态时超出运行范围，在直流电压控制站的指令中加入直流电压偏差修正量，直流电网电压运行范围控制如图4所示，该控制策略需基于站间通信，通过直流电压偏差修正量可实现如下三个目标之一：

图4 直流电网电压运行范围控制

1）全网最高运行电压为设定值。

2）全网最低运行电压为设定值。

3）全网最高运行电压低于最高电压限值，且全网最低运行电压高于最低电压限值。

针对每个直流电压控制换流器，监视其极间电压及与其存在直流线路互联的所有换流器的极间电压，当这些直流极间电压的最大值超出527kV或最小值低于500kV并持续适当的时间如5s时，则启动直流电压运行范围控制，以设定的斜率降低或升高直流电压偏差量。

1.3 直流线路过负荷限制

对于采用环形线路结构的直流电网，在线路故障停运时可能引起其他线路和直流断路器过负荷。四端环形电网站1和站2间断线过负荷如图5所示，在北京站和张北站之间线路1因故障停运时，原线路1的电流将转移至线路3，可能引起线路3电流超出额定值，因此需要通过控制使线路电流降低至额定值。

图5 站1和站2间断线过负荷

站间协调控制主机中配置上层线路过负荷控制，利用双极系统功率转带的优点，以尽可能减少功率损失为目标，避免因长期线路和直流断路器过负荷而损坏。发生直流线路过负荷时，过负荷线路两端分别形成送端子系统和受端子系统，送端子系统需要限制上网功率，受端子系统需要限制下网功率。上层线路过负荷控制基于站间通信，协调多个换流器通过功率转带实现功率损失最小。

对于送端或受端子系统中的上层线路过负荷控制功能，按照如下优先级设计：

1）对于能够通过功率转带不引起功率损失的部分，按照距离过负荷线路由近至远的优先级降低换流器功率，即优先降低过负荷线路连接的换流器功率，降低过负荷线路距离较近的换流器功率。

2）仍不能满足要求时，有损降低调节端的换流器功率。

3）仍不能满足要求时，有损降低过负荷线路连接的换流器功率。

2 直流电网稳控接口及功率极限计算

2.1 直流电网控制系统和稳控接口

直流控制系统与安稳装置的信号采用光纤通信方式，采用IEC 60044—8协议，交叉连接，其中康保换流站、丰宁换流站内单套稳控装置与柔性直流控保四套极控、两套站控装置均通信。康保站和丰宁站内稳控与直流控制接口如图6所示。

图6 康保站和丰宁站内稳控与直流控制接口

北京换流站、康保换流站内单套稳控装置与柔性直流控保四套极控、两套站控、两套站间协调控制主机装置均通信。北京站和张北站内稳控与直流控制接口如图7所示。

图7 北京站和张北站内稳控与直流控制接口

直流电网控制系统和稳控系统之间应采取合理的接口信号，一般而言依据信号性质的不同，稳控系统与直流极控系统之间的交换信息分为模拟量和开关量两种。模拟量信号主要有功率提升信号、功率回降信号、换流站最大输送能力和极层的最大输送能力等信号，开关量信号主要有直流极解锁、极闭锁、运行方式等信号。

2.2 直流电网输电极限计算及切机策略

张北柔直电网工程正常运行时，送端为孤岛运行站，在张北或康保两个送端站发生故障时，直流电网的稳定运行仅和发生故障的站有关，此时切机策略比较简单：发生送端单极闭锁时，稳控按照送端单换流器能力切除冗余功率，考虑与耗能设备配合，减少系统冲击，采用分组切机方式，第一组无延时切机400MW，后续间隔40ms逐级切除；发生送端双极闭锁时，稳控无延时一次性切除全部机组。

由于直流电网输电极限不仅与直流电网的主接线拓扑密切相关，还依赖于每站换流器的控制模式，因此输电能力计算在站间协调控制主机进行，并与稳控主机配合实现。

直流站间协调控制主机系统综合四端柔性直流换流站和线路情况，分为两个维度计算四端直流电网输送能力上送稳控系统，包括按站计算各站的最大输送能力和按极层计算各极层的最大输送能力，其中按站计算的四站最大输送能力和大于等于按极层计算的最大输送能力和。

首先，确定单换流器能力与控制模式的关系见表1。

表1 单换流器能力与控制模式的关系

单站能力的计算不简单取换流器能力，还需要基于拓扑考虑，首先分极层计算本站各极能力，再将本站两极能力相加。

根据上述单换流器能力与控制模式的对应关系，获得单换流器最大能力。本极层线路最大能力通过判断本极层张北-北京、康保-丰宁线路投运个数获得：假设两条投运，能力为2 250MW；若一条投运，能力为1 500MW；若没有投运，能力为0MW。本站本极连接的受端换流器最大能力通过拓扑判断，将与本站本极换流器存在电气连接的受端换流器的能力相加，假设丰宁站和北京站都与本站本级换流器相连，且运行在额定功率，则该换流器能力为2 250MW。

根据上述设定，单站换流器能力可由式（1）、式（2）计算得出。

单个层级能力的计算需综合送端极层最大能力、单极线路最大能力及受端极层最大能力得出。首先判断张北站与北京站或丰宁站是否存在连接，若存在电气连接，则将张北站本极的换流器能力考虑进送端能力，若不存在电气连接，则不考虑张北站能力；然后用同样方式计算康保站能力，将上述二者相加得到本极层送端能力。计算受端极层最大能力首先判断北京站与张北站或康保站是否存在连接，若存在电气连接，则将北京站本极的换流器能力考虑进受端能力，若不存在电气连接，则不考虑北京站能力；然后用同样方式计算丰宁站能力，将上述二者相加得到本极层受端能力，即

稳控系统根据式（2）、式（3）可以从站间协调控制主机获得的能力包括张北换流站最大可运行能力、康保换流站最大能力、极1层最大能力、极2层最大能力。可以通过下列步骤计算张北站和康保站的切机量。

1）计算总需切机量，用启动前送端两站的总出力减去正负极层总运行能力，得到总需切机量为

2）在送端换流站，先用启动前整站功率减去换流站的最大可运行能力，若大于零，则需要在本站切除对应的机组量。

3）用总切机量减去第二步两站的需切量，若余量大于0，则将余量再按故障前送端两站的功率比例进行分配。

4）将上述送端各站步骤2）和步骤3）的切机量相加得到各站的总切机量。

3 仿真研究和策略验证

基于张北柔直电网工程组建了四端实时数字仿真系统（real time digital simulation system, RTDS）平台，由RTDS实时仿真器与研制的控制保护样机组成闭环仿真系统，控制保护样机通过硬接点或光纤与RTDS连接和通信。RTDS模拟一次主电路部分，包括四端双极拓扑的换流器、架空线路、等值电源及风机、光伏电源等。RTDS实时仿真器由如下部分组成：四个换流站各配置一个Rack，均接入真实外部控制器；Rack间通过架空线进行解耦；单站双极采用6块现场可编程门阵列（field- programmable gate array, FPGA）模拟换流阀；两站交流侧具备接入新能源条件；其余交流系统采用等值系统。控制保护系统包括站间协调控制主机、极控主机、极保护主机、三取二主机、直流母线保护主机、直流线路保护主机和阀控主机等。

通过组建RTDS试验平台对柔性直流电网协控功能和稳控功能进行验证。首先针对有无直流电压协调控制功能进行验证，采用联网方式下双极功率控制，丰宁站定电压，故障前功率分别为北京站下网2 000MW，张北站上网2 000MW，康保站上网1 000MW。有协控功能和无协控功能的直流电压控制效果对比如图8所示。

图8 有无协控功能的直流电压控制效果对比

从图8可以看出，有协控功能时北京站直接接管直流电压控制，电压保持在500kV附近，没有协控功能时电压略偏离500kV达到534kV，但仍能满足最大极端运行电压535kV的设计范围，继续保持稳定运行。

针对柔性直流电网故障后，稳控需要切除相应新能源的要求，以下面的案例进行切机说明。故障前状态为张北（孤岛）、康保（孤岛）、丰宁（定直流电压）、北京（定功率）四站双极运行，其中张北站和康保站为功率送端，送出功率分别为2 800MW和1 000MW，北京站和丰宁站为功率受端，下网功率分别为3 000MW和800MW。除北京-丰宁双线停运外其他线正常运行，故障前四端网络结构和潮流如图9所示。

此时站间协调控制主机给稳控的能力分别是张北站能力为3000MW；康保站能力为1 500MW；正极层能力为2 250MW；负极层能力为2 250MW。

发生负极层张北-北京线路永久故障后，此时站间协调控制主机给稳控的能力分别是张北站能力为2 250MW；康保站能力为1 500MW；正极层能力为2 250MW；负极层能力为750MW。根据上述能力和故障前功率，可计算张北站切机量为734MW，康保站切机量为66MW。切机完成，故障后四端网络结构和潮流分布如图10所示。

图9 故障前四端网络结构和潮流

图10 故障后四端网络结构和潮流

在RTDS中对上述故障进行仿真，故障前后功率波形如图11所示。

图11 故障前后功率波形

图11中，故障发生于1.5s时刻，根据波形，丰宁站为定电压站，直流电压在正常范围内，两个极的功率因为双极不对称运行略有偏差，四站功率与设计值基本一致。

4 结论

本文介绍了柔性直流电网中控制保护系统的构架设计，详细描述了上层协调控制实现的直流电压协调控制和范围控制及过负荷控制等功能，满足直流电网初期的应用需求；针对直流电网接入新能源孤岛方式，提出了协调控制和稳控系统配合实现直流电网传输功率极限的计算方法和切机策略，兼顾了新能源发电送出要求和直流电网运行稳定要求，本文策略已经在张北柔直电网工程中应用。但是由于协调控制层级的配置对大范围的直流电网建设带来了一定限制，因此有必要继续开展大规模直流电网应用场合下的稳定控制研究。

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Research on inter-station coordinated control and stability control cooperation in flexible DC grid

LU Yu JIANG Chongxue WANG Nannan ZHU Wan

(NR Electric Co., Ltd, Nanjing 211102)

Zhangbei flexible DC grid project is the first flexible DC grid demonstration project in the world. Due to the weak overload ability of electronic device, and the single station capacity can reach 1/3 of the DC grid capacity, in order to ensure the safe and stable operation of the DC grid, the inter-station coordinated control system is configured in this project. This system realizes the cooperation between the four stations to ensure the stability of power flow and voltage under various disturbance conditions. At the same time, the power transmission limit capacity of the DC grid is calculated in the coordinated control system, which provides a basis for the stability control system to cut off new energy during the AC/DC hybrid operation.

flexible DC grid; inter-station coordinated control; power transmission limit capacity; DC voltage control; hybrid AC/DC power transmission system

国家自然科学基金委智能电网联合基金资助项目（U1866205）

2021-11-29

2021-12-25

卢 宇（1979—），男，硕士，高级工程师，从事直流输电和电力电子设备研发工作。