肖景良，邵　沖，王　浩，袁力翔，劉天慧，崔懷宇

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)東北電力設(shè)計院有限公司，長春　130021；

2.中國電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計院有限公司，武漢　430071；

3.國網(wǎng)吉林省電力有限公司，長春　130021)

柔性直流輸電相比于交流輸電和常規(guī)直流輸電，在傳輸能量的同時，能靈活地調(diào)節(jié)與之相連的交流系統(tǒng)電壓，具有可控性較好、運行方式靈活、適用場合多等顯著優(yōu)點。柔性直流輸電在可再生能源并網(wǎng)、海上及偏遠(yuǎn)地區(qū)供電、城市電網(wǎng)供電、大電網(wǎng)互聯(lián)、改善配電網(wǎng)電能質(zhì)量等領(lǐng)域具有廣闊的應(yīng)用前景[1]。

全控器件的應(yīng)用使柔性直流輸電控制策略及暫態(tài)過程更加復(fù)雜。在傳統(tǒng)控制模式的基礎(chǔ)上，為適應(yīng)電網(wǎng)不同運行工況的需求，提高系統(tǒng)的暫態(tài)特性，仍需靈活采取其他輔助控制策略。目前主流機(jī)電暫態(tài)仿真商業(yè)軟件中的柔性直流輸電系統(tǒng)機(jī)電暫態(tài)仿真模型都處于缺少或不完善的狀態(tài)，雖然PSS/E中已提供簡單模型，但其無法真實反映直流電壓運行工況，且控制策略單一[2]。本文以大連柔性直流工程為例，采用基于PSS/E模型自定義功能開發(fā)的以dq旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下基頻數(shù)學(xué)模型為基礎(chǔ)的新型柔直模型，分析柔性直流系統(tǒng)的運行特點及其對傳統(tǒng)電網(wǎng)的影響，探討直流電壓裕度控制、直流電壓下垂控制、緊急有功提升/反轉(zhuǎn)控制等的適用場合，提出改善柔性直流有功支援暫態(tài)過程的控制方法。

1　柔性直流輸電拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

柔性直流輸電兩端換流站均采用電壓源換流器(VSC)結(jié)構(gòu)，它由電壓源型換流器、換流變壓器、換流電抗器、直流電容器、交流濾波器和直流輸電電纜等部分組成[3]。

電壓源換流器基頻數(shù)學(xué)模型[4]：

(1)

式中：isd、isq分別表示交流系統(tǒng)電流的d、q軸分量；usd、usq分別表示換流母線處電壓的d、q軸分量；vd、vq分別表示換流器橋臂中點基波電壓的d、q軸分量；R為用于等效換流器損耗的等效電阻；L為交流系統(tǒng)到換流器橋臂中點的等效連接電抗。

直流側(cè)機(jī)電暫態(tài)數(shù)學(xué)模型：

(2)

式中：C為直流側(cè)正負(fù)極之間的等效電容；udc為直流側(cè)正負(fù)極之間的直流電壓；id換流器注入直流網(wǎng)絡(luò)的電流。

2　柔性直流輸電控制策略

柔性直流換流站常見的基本運行模式包括：定直流電壓控制、定有功功率控制、定交流電壓控制、定無功功率控制、定頻率控制。不同應(yīng)用場合兩端柔性直流輸電系統(tǒng)控制模式典型組合如下。

a.雙端有源系統(tǒng)互聯(lián)。換流站1運行模式為：直流電壓控制、交流電壓控制(或無功功率控制)；換流站2運行模式為：有功功率控制、交流電壓控制(或無功功率控制)。

b.向無源負(fù)荷供電。送端換流站與主電網(wǎng)連接，運行模式為：直流電壓控制、交流電壓控制(或無功功率控制)；受端換流器與無源負(fù)荷連接，運行模式為：頻率控制、交流電壓控制。

c.風(fēng)電場接入主電網(wǎng)。接入主電網(wǎng)側(cè)，運行模式為：直流電壓控制、交流電壓控制(或無功功率控制)；風(fēng)電場互聯(lián)側(cè)，運行模式為：有功功率控制(或頻率控制)、交流電壓控制。

3　大連柔性直流輸電工程仿真分析

以大連柔性直流輸電工程為例，分析柔性直流輸電不同運行方式下，送、受端交流電網(wǎng)單一故障和嚴(yán)重故障沖擊對系統(tǒng)暫態(tài)恢復(fù)特性的影響；評估大功率送電條件下，直流閉鎖故障引起潮流轉(zhuǎn)移對交流電網(wǎng)的沖擊影響，提出合理的柔性直流輸電控制策略。大連柔性直流輸電系統(tǒng)主要參數(shù)[5]見表1。

表1　大連柔性直流輸電系統(tǒng)主要參數(shù)

3.1　送端換流站近區(qū)220 kV線路短路

220 kV金家—淮河甲線1.0 s發(fā)生三相金屬性接地故障，故障持續(xù)0.12 s后，該線路跳開，故障清除。220 kV金家—淮河甲線短路響應(yīng)特性見圖1。

圖1　220 kV金家—淮河甲線短路響應(yīng)特性

由圖1可知，故障后送端換流站控制直流電壓的能力無法與受端有功功率恢復(fù)速度相匹配，導(dǎo)致直流側(cè)功率不平衡，直流電壓快速下降。若不采取措施，電壓標(biāo)幺值最低達(dá)到0.22，同時送端換流站注入有功功率瞬時超過限值(達(dá)到1 140 MW)。此時應(yīng)采用直流電壓裕度控制或下垂(Droop)直流電壓斜率控制模式[6]。

采用直流電壓裕度控制，當(dāng)受端換流站達(dá)到預(yù)設(shè)的電壓閾值(標(biāo)幺值高于1.05或低于0.90)時，受端換流站切換為定直流電壓控制，之后受端換流站立刻降低其注入交流側(cè)的有功功率以提高直流電壓，直流電壓快速上升，達(dá)到電壓閾值(標(biāo)幺值低于1.03或高于0.92)時切換為定有功功率控制，但之后送端換流站交流母線電壓恢復(fù)速度仍慢于受端換流站交流母線，從而導(dǎo)致受端換流站在定有功功率控制和定直流電壓控制間快速頻繁切換，柔性直流送、受端換流站的有功功率和直流電壓出現(xiàn)較大幅度的高頻振蕩(持續(xù)約0.12 s)。

采用Droop直流電壓斜率控制模式，直流電壓由兩個換流站同時控制無須進(jìn)行切換，且直流電壓波動標(biāo)幺值較小(0.93～1.09)；但直流功率會隨交流系統(tǒng)電壓波動而波動，故障清除后直流功率需經(jīng)較長時間(約0.7 s)才能恢復(fù)至目標(biāo)值。

3.2　500 kV金雁、南雁線故障跳開

雁水500 kV母線1.0 s發(fā)生三相金屬性接地故障，故障持續(xù)0.1 s后，500 kV金雁、南雁線同時跳開，500 kV雁水1號主變壓器(以下簡稱主變)和2號主變同時退出運行，故障清除。500 kV金雁、南雁線故障跳開響應(yīng)特性見圖2。

圖2　500 kV金雁、南雁線故障跳開響應(yīng)特性

故障后柔性直流輸電仍保持原有控制模式，系統(tǒng)能夠保持暫態(tài)穩(wěn)定，但從改善大連電網(wǎng)潮流分布的角度，宜啟動柔性直流輸電功率調(diào)節(jié)。

無延時有功功率支援，受換流站自身特征限制，將導(dǎo)致無功功率支撐能力急劇下降，這將惡化交流電壓的恢復(fù)過程，進(jìn)而限制緊急功率提升的效果。由圖2可知，受端換流站附近交流母線的電壓在故障清除后恢復(fù)緩慢(約0.4 s恢復(fù)到故障前水平)，柔性直流輸送功率在故障清除后約0.3 s才提升至目標(biāo)值。有兩種方法可以改善柔性直流有功功率支援的暫態(tài)過程：柔性直流有功功率支援應(yīng)在兩端換流站交流母線電壓恢復(fù)正常水平后啟動；有功功率指令值提升速度與定直流電壓側(cè)換流站交流母線電壓恢復(fù)速度相適應(yīng)。

考慮通訊、操作等過程共延時0.5 s，之后進(jìn)行有功功率支援。由圖2可知，故障清除后，受端柔性直流換流站快速調(diào)節(jié)無功功率以控制交流母線電壓，受端交流系統(tǒng)的電壓較快(約0.27 s)恢復(fù)到故障前水平；經(jīng)0.5 s延時后，柔性直流輸送功率可迅速提升至目標(biāo)值(約0.05 s)。

3.3　金家變電站故障全停

金家500 kV母線1.0 s發(fā)生三相金屬性接地故障，故障持續(xù)0.1 s后，500 kV金黃甲乙線、金瓦甲乙線、金南線、金雁線同時跳開，500 kV金家1號主變和2號主變同時退出運行，故障清除。金家變電站故障全停響應(yīng)特性見圖3。

圖3　金家變電站故障全停響應(yīng)特性

故障后柔性直流仍保持原有控制模式，系統(tǒng)能夠保持暫態(tài)穩(wěn)定，但220 kV金馬線潮流較重，宜啟動柔性直流功率反轉(zhuǎn)。

故障清除后柔性直流立刻進(jìn)行有功功率階躍反轉(zhuǎn)，送端換流站交流母線電壓、近區(qū)機(jī)組功角在故障后能很快調(diào)整至正常水平，但會有較大的頻率波動。

3.4　金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障

500 kV核南甲乙線、金南線、金雁線1.0 s同時跳開，大連南部電網(wǎng)孤網(wǎng)(含少量電廠)運行。金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障響應(yīng)特性見圖4。

圖4　金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障響應(yīng)特性

金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障后，柔性直流仍保持原有控制模式，單純依靠大連南部電網(wǎng)機(jī)組旋轉(zhuǎn)備用容量無法補(bǔ)償4回500 kV交流線路輸入功率，大連南部孤網(wǎng)產(chǎn)生較大的功率缺額，電網(wǎng)頻率嚴(yán)重降低(故障后8.0 s達(dá)到最低值約46.1 Hz)，整個過程中大連南部孤網(wǎng)頻率低于47.0 Hz持續(xù)14.5 s，這將導(dǎo)致南部孤網(wǎng)無法正常運行。大連南部發(fā)電機(jī)組出力在南部孤網(wǎng)解列后10.8 s達(dá)到額定出力上限，并進(jìn)一步利用機(jī)組超發(fā)能力，但仍然無法使南部孤網(wǎng)頻率恢復(fù)至可接受范圍(故障后50.0 s穩(wěn)定至約48.3 Hz)。為改善南部孤網(wǎng)暫態(tài)頻率特性，需在故障后利用柔性直流對南部孤網(wǎng)進(jìn)行緊急功率支援。

金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障后，柔性直流進(jìn)行緊急功率支援，由于僅考慮斷線未含短路故障，故障后送、受端交流系統(tǒng)電壓降幅不大，柔性直流輸送功率可在較短時間內(nèi)提升至目標(biāo)值。該過程中，大連南部孤網(wǎng)仍然無法保持頻率穩(wěn)定，大連南部電網(wǎng)頻率在故障后4.5 s達(dá)到最低值約49.0 Hz，之后緩慢上升，并在故障后約11.8 s穩(wěn)定至約49.7 Hz。大連南部孤網(wǎng)發(fā)電機(jī)組有功出力在南部孤網(wǎng)解列后均有所增加，但并未達(dá)到滿發(fā)。

金州灣與大連灣間發(fā)生嚴(yán)重故障后，受端換流站采用定頻率控制，與地區(qū)機(jī)組共同對地區(qū)頻率進(jìn)行控制，柔性直流輸送的有功功率按較大斜率快速提升，約經(jīng)過0.17 s達(dá)到910 MW。該過程中，大連南部孤網(wǎng)無法保持頻率穩(wěn)定，大連南部電網(wǎng)頻率在故障后5.6 s達(dá)到最低值約48.8 Hz，之后緩慢上升，并在故障后約11.6 s穩(wěn)定至約49.7 Hz。整個過程中大連南部孤網(wǎng)頻率低于49.0 Hz持續(xù)4.2 s，這將導(dǎo)致低頻減載裝置動作。

4　大連柔性直流輸電工程控制策略研究

a.正常運行控制策略：送端(淮河)換流站采用定直流電壓+定交流電壓控制，受端(港東)換流站采用定有功功率+定交流電壓控制+直流電壓裕度控制(或送、受端換流站均采用Droop直流電壓斜率控制)。一般故障下系統(tǒng)均可保持穩(wěn)定；在某些嚴(yán)重故障下，需要通過安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)修改柔性直流輸電系統(tǒng)的控制策略和控制參數(shù)才能保證系統(tǒng)穩(wěn)定。

b.為防止大連電網(wǎng)在多重嚴(yán)重故障下暫態(tài)失穩(wěn)，大連柔性直流輸電工程應(yīng)具備緊急有功功率提升/反轉(zhuǎn)能力，該功能主要用于暫態(tài)頻率控制和調(diào)整潮流以防止元件過載，建議歸入電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)中的第二道防線，采用事件型觸發(fā)方式，柔性直流輸電的功率調(diào)節(jié)量應(yīng)按照工況和故障組合進(jìn)行整定。此外，大連柔性直流輸電工程受端換流站應(yīng)具備定頻率控制能力，在通訊、操作等延時時間較長時改善故障下大連南部電網(wǎng)的頻率特性；并實現(xiàn)極端孤島故障下的無源供電。

c.柔性直流緊急功率提升/反轉(zhuǎn)應(yīng)在兩端換流站交流母線電壓恢復(fù)正常后啟動，有兩種方法可以改善柔性直流輸電有功功率支援的暫態(tài)過程：柔性直流輸電有功功率支援應(yīng)在兩端換流站交流母線電壓恢復(fù)正常水平后啟動；有功指令值提升速度與定直流電壓側(cè)換流站交流母線電壓恢復(fù)速度相適應(yīng)。

5　結(jié)論

a.為改善直流電壓運行特性，對于兩端柔性直流輸電系統(tǒng)，受端換流站采用定有功功率+直流電壓裕度控制(或送、受端換流站均采用Droop直流電壓斜率控制)。

b.為靈活調(diào)整潮流分布、改善系統(tǒng)暫態(tài)特性，柔性直流輸電應(yīng)具備緊急有功功率提升/反轉(zhuǎn)能力，建議歸入電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)中的第二道防線，采用事件型觸發(fā)方式，柔性直流輸電的功率調(diào)節(jié)量應(yīng)按照工況和故障組合進(jìn)行整定。

c.改善柔性直流輸電有功功率支援暫態(tài)過程的方法為：柔性直流輸電有功功率支援應(yīng)在兩端換流站交流母線電壓恢復(fù)正常水平后啟動；有功功率指令值提升速度與定直流電壓側(cè)換流站交流母線電壓恢復(fù)速度相適應(yīng)。

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