含柔性直流电网紧急频率协调控制策略

章玉杰,单 哲,李卫平,史 阳,王 闻

(国网江苏省电力有限公司超高压分公司,江苏 南京 211102)

0 引言

“双碳”目标及背景下,新能源开发规模与消纳需求不断增长,直流输电被广泛作为新能源发电并网和电力传输的主要方式[1-2]。构建以新能源为发电主体、超特高压直流为主要输电通道、区域电网互联的新型电力系统成为新能源消纳、远距离大容量电力传输、区域电力支援的主要解决方案[3]。

近年来,基于电压源换流器(voltage vource vonverter,VSC)的柔性直流输电技术(high voltage direct current,HVDC)快速发展并得到工程应用,逐渐成为区域大电网异步互联与功率支援、地区及城市电网互联的主流技术趋势[4-7]。随着新能源开发利用的规模日益扩大,跨区交直流输送功率随之增加,区域电网间交流联络线因故障切除、跨区大容量直流闭锁等大扰动故障造成受端电网大功率缺额,电网频率发生较大偏差[8-9],易引发频率稳定性问题[10]。

直流输电因功率调制响应速度快,成为快速功率支援、减少功率缺额、改善系统频率稳定性的重要控制手段。文献[11]提出了一种综合考虑直流过负荷能力、直流运行工况和交流输电能力的多直流功率支援的协调优化控制算法;文献[12]从保障电网安全稳定运行和提高跨区控制资源利用效率的角度,提出了一种综合考虑电网就地和远方信息的直流频率调制与紧急功率支援的协调控制方案;文献[13]针对多直流馈入受端电网直流闭锁故障导致的暂态电压和暂态频率稳定问题,提出了一种综合考虑直流功率紧急提升、调相机紧急控制和切负荷紧急协调控制策略;文献[14]考虑受端换流站交流滤波器与直流功率联锁,提出了一种结合直流功率提升、交流滤波器投切、调相机强励磁及切负荷的多控制手段暂态稳定协调控制方法。

基于常规直流(line commuted converter,LCC)正常运行时需消耗大量无功功率,且随着输送直流功率增加,换流器消耗的无功功率也随之增加。因此,上述方法在通过提升直流功率进行电网紧急频率控制时需消耗受端换流站近区电网大量无功功率,造成受端电网暂态电压稳定裕度降低。柔性直流输电能够动态补偿交流侧母线无功功率和稳定交流电压,且有功和无功功率解耦、独立控制,可为基于直流功率提升的紧急频率控制提供新思路。

本文在前期研究基础上,进一步对含柔性直流输电的交直流互联电网紧急频率协调控制策略进行研究。通过暂态电压稳定裕度减少量对紧急频率控制对系统电压稳定性造成的负面影响进行量化,以电压稳定裕度减少量最小为目标,以各直流功率提升量为控制变量,计及直流功率与交流断面潮流限值约束,建立线性优化模型。对华东电网某实际算例进行仿真分析,验证了所提控制策略有效性,快速提升频率稳定性的同时,可有效缓解对电压稳定性带来的负面影响。

1 提升直流功率实现紧急频率控制原理

区域交流联络线因故障退出运行或跨区大容量直流闭锁等故障造成电网大规模潮流转移和受端电网大功率缺额时,系统频率降低,易发生频率失稳问题,甚至造成低频减载、电网解列等事故。

对于送受端特性明显的交直流互联新型电力系统,可用两机等值系统模型进行描述,如图1所示。

图1 交直流互联电网两机等值系统模型

交流送端电网等值发电机GA输出的电磁功率PE为

(1)

式中:E′为交流送端电网等值发电机电动势;U为交流受端电网等值母线电压;x′AB为送端电网等值发电机联络线电抗;δAB为送受端电网等值母线电压相角差;m、n分别为柔性直流和常规直流输电线路数;Pdck、Pack分别为第k条柔性直流和常规直流输电线路输送的有功功率。

交流送端电网等值发电机转子运动方程为

(2)

式中:TAB、D、PT和PE分别为系统等值发电机惯性时间常数、阻尼系统、机械功率和电磁功率。

联立式(1)、式(2),进一步可得:

(3)

式中:PG为送端交流系统内与直流输电线路无直接电气联系的发电机输送电磁功率总和;PDC为送受端交流系统之间直流线路输送功率总和;“PG+PDC”为等值发电机输送的全部电磁功率。

通过调节PT、PDC和PG使等值发电机不平衡功率降至零以维持暂态稳定性,受限于发电机故有的原动机功率调节特性,PT和PG调节速度较慢,而直流输电可通过调节整流侧和逆变侧触发控制角在极短时间内(1～4 ms)快速调节直流功率,因此,可通过提升直流功率PDC快速减少系统有功功率缺额,提高暂态频率稳定性。

2 柔性直流输电技术特点与功率特性

柔性直流可通过独立控制换流器输出电压幅值和相位实现有功和无功解耦控制,当交流电网发生故障时,VSC换流器仍能向电网提供动态无功支撑。两端柔性直流输电系统结构如图2所示。

以VSC1为例,其有功功率和无功功率描述为

(4)

图2 两端柔性直流输电系统结构

式中:X为交流母线1至VSC1换流器间等值电抗;k为变压器变比;δ1为Us1与Uc1相角差;Ps1、Qs1分别为VSC1侧交流系统输出的有功功率和无功功率;Us1为VSC1侧交流母线电压;Uc1为VSC1换流器交流母线电压。

为保持两端换流器有功平衡,一端换流器为直流电压控制模式,另一端换流器为交流有功控制模式。两端VSC换流器控制模式可根据电网应用场景进行灵活组合,组合模式如表1所示。

表1 不同应用场景下两端VSC单元控制模式组合

3 多直流紧急频率协调控制策略

3.1 多直流参与频率协调控制优化模型

以电压稳定裕度减少量最小为目标,以各参与紧急频率控制直流有功提升量为控制变量,计及功率提升总量与系统有功缺额约束条件,建立线性优化模型为

(5)

(6)

0≤Pvk≤Pvkmax,k∈N*,k∈[1,m]

(7)

0≤Plk≤Plkmax,k∈N*,k∈[1,n]

(8)

式中:λu为紧急频率控制时电网暂态电压稳定裕度减少量;m、n分别为参与控制的柔性直流和常规直流数量;Pvk、Plk分别为第k个柔性直流和常规直流有功功率提升量(优化模型决策变量);Svk、Slk分别为电压稳定裕度对第k个柔性直流和常规直流决策变量的控制灵敏度;Pvkmax、Plkmax分别为第k个柔性直流和常规直流有功功率提升量上限,可由交流断面潮流安全限值根据直流功率与交流断面潮流转移比确定;Ploss为故障后电网有功功率缺额。

式(5)为目标函数,式(6)为参与控制的各直流功率提升量总和与故障后电网有功缺额等式约束条件,式(7)、式(8)分别为参与控制柔性直流和常规直流有功增量上下限约束条件。

3.2 电压稳定裕度控制灵敏度计算

基于多二元表的暂态稳定裕度指标广泛应用于电力系统暂态稳定定量评估和控制,本文采用该指标量化紧急频率控制后的系统电压稳定性。基于时域仿真暂态电压轨迹、采用轨迹灵敏度摄动法计算得到电压稳定裕度对参与紧急频率控制的各直流功率提升量的控制灵敏度。

假设对第i个柔性直流或常规直流有功提升量xi施加摄动量Δxi前后系统暂态电压稳定裕度分别为R(xi)和R(xi+Δxi),则电压稳定裕度对该直流有功提升量的控制灵敏度Si为

(9)

基于控制变量灵敏度,可近似计算得到某条直流提升有功功率后对系统电压稳定裕度的改变量。

3.3 直流功率最大可提升量计算

潮流转移比描述了交直流电网中直流线路功率与交流断面潮流分布的关系,当网架结构确定时,该比值为定值。潮流转移比为

(10)

式中:fi,j为第i条直流线路提升单位功率后交流断面j的潮流变化量;Pj,i为第i条直流线路提升功率ΔPi后交流断面j的潮流;Pj,0为直流线路功率提升前交流断面j的潮流。

当已知交流断面j的潮流安全限值为Pjmax,受制于该断面潮流越限值,根据潮流转移比可计算直流线路i的功率最大可提升量为

(11)

参与紧急频率控制的每条直流线路可提升功率均同时受到多个交流断面潮流限值约束,因此,单条直流线路i最大可提升功率值为

ΔPimax=min(ΔPi,1max,ΔPi,2max,…,ΔPi,nmax)

(12)

式中:n为参与紧急频率控制柔性直流和常规直流总数。根据式(12)计算得到优化模型约束条件式(7)、式(8)中各直流有功功率提升量上限值。

4 算例分析

以多直流馈入的华东电网为例,验证本文紧急频率协调控制策略有效性。华东电网主要交直流断面结构如图3所示,某方式下,系统内负荷总量为309.15 GW,总发电量为244.7 GW,旋转备用总量为8.78 GW,区外直流受电总量为67.45 GW,占总负荷量21.82%,受端电网特征明显。

图3 华东电网主要交直流断面示意图

当发生大容量直流闭锁故障后,易发生频率稳定性问题,考虑采用多直流功率支援进行紧急频率控制。设置灵韶直流0.1 s时发生双极闭锁故障,故障前双极直流功率为4000 MW,0.2 s时送受端换流站交流滤波器自动退出运行,故障后系统功率缺额4000 MW,频率最低降至49.84 Hz,直流线路功率可提升量主要受制于其交流送出断面潮流限额,各直流受端换流器主要交流送出断面如表2所示。

表2 各直流受端换流站主要交流送出断面

以宾金直流为例,其受端金华换流站一级功率送出交流断面为金华—双龙线、金华—永康线、金华—万象线,根据式(10)计算宾金直流功率与各交流断面潮流转移比分别为0.104、0.094、0.098。其他直流线路功率与交流送出断面潮流转移比计算类似,不再赘述。

基于潮流转移比进一步计算得到各直流线路在其交流送出断面潮流限额约束下的最大可提升功率P1,额定最大可提升功率P2(额定功率Pe与当前功率P0之差),P1、P2两者间取较小者作为直流最大可提升功率Pmax,各功率值如表3所示。

表3 各回直流最大可提升功率 单位:MW

单位:MW

针对常规直流频率控制,选取控制对象为宜华、林枫、龙政、复奉、锦苏、雁淮、宾金等网内常规直流功率,针对常规直流和柔性直流联合频率控制,控制对象除常规直流外,增加了葛南、建苏柔性直流。分别建立优化模型,采用PSD-BPA软件进行时域仿真,仿真时长15 s,仿真步长0.01 s,基于VC++2022环境配置Cplex12.6优化求解器对多直流紧急频率协调控制模型进行求解,得到最优直流功率支援策略如表4所示。

表4 多直流功率支援协调控制策略

应用常规直流和含柔性直流的混合直流功率支援控制策略分别对系统进行紧急频率控制,控制前后系统频率曲线如图4所示。

图4 不同控制策略下系统频率变化曲线

2种控制策略下系统频率、电压、电压稳定裕度等参数如表5所示,混合直流控制策略不仅提高了系统频率稳定性,还少许提升了电压稳定性。

表5 常规控制与含柔直的混合控制策略对比

本文协调控制策略总求解时长15.358 s,其中固有时域仿真时长15 s,策略优化求解时长358 ms,满足稳控策略“在线预算、实时匹配”控制要求。

5 结语

针对新型电力系统频率安全问题,本文在前期基于多常规直流功率支援紧急频率控制研究基础上,进一步采用柔性直流输电技术。以频率控制对系统电压稳定裕度减少最小为目标,以各直流功率提升量为控制变量,计及直流功率与交流断面潮流限值约束,建立优化模型求解得到最优直流功率提升策略。对华东电网实际算例分析表明,相比于常规直流频率协控技术,含柔性直流的紧急频率协调控制策略在快速提升频率稳定性的同时,可有效缓解对电压稳定性带来的负面影响。当系统内非故障直流可支援功率总量不足以支撑系统功率缺额时,协调进行切除负荷等其他频率控制措施将是下一步研究方向。