柔直异步互联后送端区域电网动态特性变化及稳定控制

郑超1,刘柏私2,摆世彬3,苗淼4,吕思卓1,张鑫1,李惠玲1  

(1.中国电力科学研究院,北京市 海淀区 100192;2.国家电网公司西南分部,四川省 成都市 610000;3.国网宁夏电力公司调度控制中心,宁夏回族自治区 银川市 750001;4.国网青海省电力公司经济技术研究院,青海省 西宁市 810000)

摘要

为减小直流故障对交流电网的冲击影响,降低稳定控制措施的复杂程度,交直流混联区域电网与区外电网间的同步互联格局可转化为纯直流异步互联格局。随互联格局变化,电网动态特性将发生深刻改变。分析了区域电网结构特征;构建了区域电网交直流外送系统模型,从动态行为约束方程和时域受扰响应对比两个方面,研究了区域电网动态特性的变化,并梳理了主要影响因素。在此基础上,针对渝鄂背靠背柔性直流工程投运后的西南区域异步互联电网,提出了改善电网受扰特性的稳定控制措施,大扰动暂态仿真验证了措施的有效性。

关键词 : 同步电网;异步电网;动态特性;关键因素;稳定控制措施

国家自然科学基金项目(51777196);国家电网公司科技项目(XT71-16-030)。

0 引言

电网是电能传输的物质载体,依据电力流向、主要功能定位等特征差异,可将其划分为送端电网、输电电网和受端电网等[1]。由于在电源组成结构、互联拓扑结构、负荷特性结构等方面存在显著区别,不同电网的受扰行为特性和稳定约束形态均有明显不同[2-3]

围绕能源基地开发和外送形成的送端电网,在其构建初期,通常以交流联络线与区外电网互联,以实现电能在临近区域的优化配置。随着电源开发容量不断增大和外送电功率持续增加,送端电网逐步建设投运超/特高压直流,以实现电能大容量远距离跨区优化配置。与纯交流互联格局相比,交直流混联格局下,送端电网运行特性将会发生深刻变化。在送端电网故障的影响方面,文献[4]分析了整流站近区故障引起直流功率瞬间转移冲击,威胁交流强耦合薄弱断面及互联同步电网安全的机理;文献[5]分析了风、光、火多类型电源联合的交直流混联外送系统的稳定性。在受端电网故障的影响方面,文献[6]分析了直流逆变端受扰过程中,送端整流站功率变化特性,并揭示了送端面临过电压冲击威胁的机制;文献[7]研究了逆变端换相失败和直流功率瞬时速降对送端电网功角稳定性的影响。在交直流协调控制方面,文献[8]针对四川多回特高压直流与交流并联的外送系统,提出了交直流协调控制策略,提升了混联电网稳定水平;文献[9]提出了发电机PSS与直流附加控制的协调策略,提升了混联电网动态阻尼水平。

随着大容量特高压直流输电技术日臻成熟和推广应用,交直流混联电网已呈现出“强直弱交”新特性[10-11]。对于送端电网其主要表现形式为:一是,直流闭锁故障导致的潮流转移和激发的系统振荡,使交流电网存在大范围连锁故障,全网面临失稳崩溃的威胁;二是,送受端耦合作用更趋紧密,逆变端换相失败等扰动易引发送端高压、过频等多重威胁;三是,对应直流故障的稳控措施容量大、策略复杂[12-14]。开断交直流混联送端电网的交流外送通道,将同步互联格局转变为纯直流异步互联格局,是缓解“强直弱交”对电网稳定威胁的一种技术方案。为此,云南送端电网已实施直流异步互联工程,并积累了实践经验[15-16]。根据电网发展规划,西南区域电网也将通过实施渝鄂背靠背柔性直流工程,实现与主网异步互联[17]

互联格局由同步向异步转变,将深刻改变送端区域电网动态行为特性。为保障电网安全,亟需深化对新特性的认识,并制定稳定控制措施。基于此,本文首先分析了区域电网中机群聚合趋同运动的内在结构性决定因素,通过动态约束方程和时域仿真对比,揭示了区域电网互联格局对其受扰响应行为的影响机制;其次,梳理了影响异步互联区域电网受扰响应行为的主要因素;最后,针对渝鄂背靠背柔性直流工程投运后的西南外送型区域异步互联电网,提出了改善电网受扰特性的稳定控制措施,并验证了其有效性。

1 影响区域电网受扰行为的结构性因素

在电源功率大量汇集、网络潮流灵活转运、负荷用电可靠供应等发展内因的驱动下,由邻近若干省级电网通过互联形成的区域电网,其内部交流主干输电网电气联系通常较为紧密—机组间等值互联电纳大、交流支路阻抗小。

公式(1)和(2)分别为多机系统中发电机i的电磁功率Pgi输出方程和交流线路有功Pamn传输方程。式中,Ui、Uj和δi、δj,Um、Un和δm、δn,分别为发电机机端母线以及线路两端母线的电压幅值与电压相位;Bij、Zmn为机组间等值互联电纳以及交流支路阻抗。

由公式(1)和(2)可以看出,对于电气联系紧密的区域电网,其具有如下两方面特征。一是,Bij数值大,机组间较小的功角差,即可引起Pgi显著变化,因此,发电机之间不平衡功率交换能力和同步运行能力强—功角超前,则输出功率增大,制动效应增强;反之,功角滞后,则输出功率减小,驱动效应增强。二是, Zmn数值小,则线路有功传输能力强,静态稳定约束的送电功率极限水平高,不易形成输电瓶颈。

扰动冲击后,因受扰程度、惯量水平、电气参数、调节性能等方面存有差异,区域电网内部各机组之间将呈现出“布朗运动”形态,与此同时,受以上两个内在结构性特征制约,机组间相互运动将影响各自电磁功率,并因此实现机组间相互“牵拉”和“拖拽”,并在整体上表现出机群聚合趋同运动。

2 异步互联后区域电网动态行为特性

2.1 互联电网模型

为分析电气结构紧密型区域电网动态行为变化机制,构建如图1所示的交直流混联外送系统。图中,BA为区域发电机并网母线,BB和BC、BD分别为交直流外送通道的送端母线和受端母线; Pg为区域内多机系统发电机电磁功率;Pd、Pa分别为直流和交流外送通道输电功率;Pl为区域内负荷功率。为便于不同互联格局下动态响应特性对比,正常运行时交流外送通道功率为0 MW。区域发电机由6台600 MW机组构成,区域负荷为1600 MW,直流外送功率为2000 MW。

发电机采用计及阻尼绕组的6阶详细模型,并计及调速系统作用;负荷采用恒功率模型;直流采用基于实际工程控制系统的仿真模型[18]

图1 区域交直流外送系统模型
Fig. 1 Model of AC/DC hybrid sending system

2.2 互联电网动态行为变化

2.2.1 动态行为变化特性分析

对应图1所示系统,发电机的转子运动方程如式(3)和(4)所示。式(3)表征机械振荡,式(4)表征电磁振荡。式中,Δω、Δδ分别为转子转速偏差和电气功角偏差;ΔPm、ΔPg和ΔPd、ΔPl、ΔPa分别为机组总的机械功率、电磁功率的偏差,以及直流功率、负荷功率、交流外送通道功率的偏差;D为阻尼系数;Gm(s)、Gd(s)和Gl(s)分别为调速系统、直流以及负荷响应频率变化的功率调控特性;Ng为机组台数;TJ为发电机转动惯量。对于定功率控制的直流和恒功率运行的负荷,则有ΔPd=ΔPl=0。

同步互联格局中,不平衡功率驱动下产生的Δω将引起Δδ变化,并因此改变交流互联通道有功,如式(5)所示,式中SEq为同步功率系数[19]。由式(5)可以看出,机械振荡与电磁振荡两者间具有强耦合作用—联合表现为机电振荡,对应的稳定形态为区内聚合机群与区外机群间的功角稳定。其中,电磁振荡对机械振荡具有自适应负反馈抑制作用,即Δω增大,Δδ拉大,ΔPa升高,增加的转子制动功率将抑制Δω增大;反之,Δω减小,Δδ缩小,ΔPa降低,增加的转子驱动功率将抑制Δω减小。与机组调速系统控制的ΔPm的调节响应速度相比,电磁振荡引起的ΔPa响应速度更快,是决定机电振荡特征的主导因素。

异步互联格局中,交流通道开断使式(5)所示的ΔPa与Δδ之间的关联关系消失,机械振荡与电磁振荡两者解耦—单独表现为区内聚合机群的机械振荡,对应的稳定形态为频率稳定。如式(3)所示,调速系统的调节特性将是决定机械振荡特征的重要因素。

2.2.2 不同互联格局下动态行为仿真对比

对应图1所示系统,分别针对交直流同步互联格局,以及开断交流通道后的直流异步互联格局,考察母线BB三相瞬时性短路故障冲击下系统动态行为的差异。

交直流同步互联格局对应的系统受扰响应如图2所示。可以看出,在电磁振荡的负反馈抑制作用下,发电机电磁功率可较快的逼近慢速变化的机械功率,从而消除机组不平衡功率,平息振荡。振荡频率为0.73 Hz,属于区域机群间低频功角振荡。

直流异步互联格局对应的系统受扰响应如图3所示。可以看出,在调速系统调控作用下,发电机机械功率缓慢趋近恒定的电磁功率,从而消除机组不平衡功率,平息振荡。振荡频率为0.04 Hz,属于区域内机群超低频频率振荡。

图2 同步互联格局下受扰动态行为
Fig. 2 Dynamic behavior under synchronous interconnection

图3 异步互联格局下受扰动态行为
Fig. 3 Dynamic behavior under asynchronous interconnection

2.3 主要影响因素及稳定控制措施

2.3.1 主要影响因素

结合异步互联电网表现出的稳定形态—频率稳定,以及与公式(3)、(4)和(5)相对应的如图4所示的发电机组海佛容—飞利浦斯(Heffron-Philips)模型,可以看出,影响异步互联电网频率动态响应行为的主要因素包括3个方面。

其一是,调速系统调控特性Gm(s)。调速系统类型—水轮机调速系统、汽轮机调速系统等,以及关键控制参数,能够影响机组机械功率ΔPm逼近电磁功率ΔPg消除不平衡功率的性能,可改变电网频率的动态响应行为。

其二是,直流功率调制特性Gd(s)。响应频率变化的直流功率调制量ΔPd,能够大幅减少ΔPg与ΔPm之间的偏差,加快消除机组不平衡功率,可改善电网频率的动态响应行为。

其三是,负荷功率响应特性Gl(s)。响应频率变化的负荷功率变化量ΔPl,能够一定程度的减少ΔPg与ΔPm之间的偏差,辅助消除机组不平衡功率,可优化电网频率的动态响应行为。

图4 发电机Heffron-Philips模型
Fig. 4 Heffron-Philips model of generator

2.3.2 改善异步互联电网动态特性的稳定控制措施

对应上述3个主要影响因素,可相应通过以下3项措施,提升异步互联电网频率稳定性。

措施一:优化机组调速系统调控特性。对于既定的电网及其机组类型,通过调整关键控制参数—比例增益系数和积分时间常数,改善特定频段内的调速系统调控特性。

措施二:配置直流频率限制器(frequency limit controller, FLC)功能。通过如图5所示的直流FLC,响应电网频率偏差Δf,自动调制直流功率。图5中,f和f0分别为电网运行频率与额定频率;Tf为测量时间常数;Δfmax、Δfmin和Pmax、Pmin分别为频率偏差和调制有功的上下限值;Kp、Ti为比例积分调节器的比例增益系数和积分时间常数;fb为偏差死区。

图5 直流FLC控制器结构
Fig. 5 Controller’s structure of FLC

措施三:增设动态无功补偿装置的附加电压控制。利用如图6所示附加控制器,响应频率偏差Δf输出电压调控量ΔU,并叠加作用于静止无功补偿器(static var compensator, SVC)或静止无功发生器(static synchronous compensator, STATCOM)等动态无功补偿装置的主控制器,改变无功输出,调节电网电压。变化的电压作用于负荷中的恒阻抗分量,可间接改变负荷功率,进而达到改善功率平衡特性的目的。图6中,Km、Tm为测量环节增益和时间常数;T1、T2、T3和T4为超前滞后环节时间常数;Ks为控制器增益。

图6 动态无功补偿装置附加控制器
Fig. 6 Controller’s structure of SVC additional control

3 西南柔直异步互联电网特性及稳定控制

3.1 西南电网及其异步互联结构

西南电网是我国“西电东送”的重要能源基地,由四川(川)、重庆(渝)和西藏(藏)3个省(自治区)电网组成,境内水电占比高。当前,电网通过德宝、柴拉直流与西北电网互联;通过复奉6400 MW、锦苏7200 MW和宾金8000 MW 3回±800 kV特高压直流与华东电网互联;通过渝鄂间万县—龙泉、张家坝—恩施2个500 kV交流通道与华中主网互联。西南电网与区外电网呈现交直流混联同步互联格局。

为降低特高压直流故障对川渝交流电网的冲击影响,以及对华北—华中特高压交流跨大区互联通道的冲击威胁[20],根据电网发展规划,将实施渝鄂间九盘—龙泉和张家坝—恩施交流通道开断工程和背靠背柔性直流并网工程。如图7所示。

渝鄂柔直工程投运对西南电网结构的影响,即对应如图1所示开断BB-BD间交流外送通道。由第2节分析可知,电网特性将发生显著变化。

图7 西南电网柔直异步互联新格局
Fig. 7 Asynchronous interconnection new pattern of southwest power grid of China

3.2 西南电网暂态响应特性分析

为考察西南电网异步互联后的受扰特性,基于电力系统机电暂态仿真软件PSD-BPA,模拟川渝互联交流通道中的洪沟—板桥线路三相永久短路跳开双回线故障。仿真中,西南电网主力水电和火电机组及其励磁系统、调速系统,均采用基于实测的仿真模型,负荷采用60%恒阻抗与40%感应电动机组合的模型。

对应上述故障,西南电网暂态响应如图8所示。从图8(a)和8(b)中可以看出,因机组距离故障点电气距离不同,其不平衡功率存有差异,受扰冲击后的初始阶段,各机组转速大小交替变化。由于电网电气联系较为紧密,机组间转速偏差引起的相对功角变化,可使不平衡功率在机组间快速分摊,且不受网内输电能力约束。各机组相互“牵拉”并同一的趋向于频率为0.067 Hz的超低频振荡,如图8(c)所示。

水电高占比的西南异步互联电网,因水电机组调速系统滞后效应[21],受扰冲击后电网呈现出超低频频率振荡,威胁电网安全运行,需采取应对措施。

图8 西南电网受扰特性
Fig. 8 Disturbed characteristic of southwest power grid of China

3.3 西南电网特性稳定控制措施及效果

3.3.1 水电机组调速系统参数优化

相关研究已表明,水电机组调速系统对超低频频域内的频率振荡具有负阻尼效应[22]。为此,调整四川境内向家坝、溪洛渡等大型水电机组调速系统PID调节器参数,即将比例和积分环节增益减至1/3,以缓解调速系统对振荡的不利影响,其效果如图9所示。可以看出,振荡可得以有效抑制。

3.3.2 直流频率限制器控制

西南电网复奉、锦苏和宾金3回特高压外送直流均配置如图5所示FLC功能,对应上述故障扰动,西南电网的暂态响应如图10所示。可以看出,直流响应电网频率变化,动态调节其送电功率,可快速平抑频率振荡,效果显著。此外,值得关注的是,直流功率仅在扰动初期有短时波动,FLC功能不会对直流本体及受端电网稳定运行产生明显的不利影响。

3.3.3 动态无功补偿装置的附加电压控制

为提高负荷中心的电压支撑能力,四川电网环成都负荷中心的尖山电站和重庆电网板桥电站各安装有2×120 MVA的SVC。由于与负荷电气距离近,SVC对电压控制可明显的改变恒阻抗负荷分量消耗的有功功率。有无配置如图6所示的附加控制器,对应上述故障扰动,西南电网的暂态响应如图11所示。可以看出,响应电网频率变化的SVC动态无功调节,可改变系统电压,并因此间接改变负荷功率,为机组提供制动功率,从而改善了频率恢复特性。

4 结论

(1)区域电网具有电气联系较为紧密的结构特征,对应机组间同步运行能力强、静态稳定约束的送电功率极限水平高。受扰冲击后,区内机组整体上通常表现为机群聚合趋同运动。

(2)区域交直流同步互联格局转变为直流异步互联格局后,机械振荡与电磁振荡两者相互解耦,电磁振荡对机械振荡的自适应负反馈抑制机制消失。区域电网主要振荡形式由机电振荡转化为机械振荡,对应的主导稳定形态由区内外机群间的功角稳定,转化为区内机群的频率稳定。

图9 水电机组调速系统优化抑制超低频振荡
Fig. 9 Suppression of ultra-low frequency oscillation by optimization of hydro turbine governing system

图10 直流FLC抑制超低频振荡
Fig. 10 Suppression of ultra-low frequency oscillation by frequency limit controller of HVDC

图11 SVC附加电压控制抑制超低频振荡
Fig. 11 Suppression of ultra-low frequency oscillation by additional controller of SVC

(3)为改善区域异步互联电网受扰频率稳定性,可从优化机组调速系统、配置直流频率限制器功能,以及设置动态无功补偿装置的附加电压控制等三方面采取稳定控制措施。

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Study on the Dynamic Characteristic and Stability Control Measures for Asynchronous Interconnection Regional Power Grid with VSC-HVDC

ZHENG Chao1, LIU Bo-si2, BAI Shi-bin3, MIAO Miao4, LYU Si-zhuo1, ZHANG Xin1, LI Hui-ling1
(1. China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China; 2. Southwest Branch of State Grid Corporation of China, Chengdu 610000, Sichuan Province, China; 3. Dispatching & Control Center of State Grid Ningxia Power Corporation, Yinchuan 750001, Ningxia Hui Autonomous Region, China; 4.State Grid Qinghai Electric Power Company Economic Research Institute, Xining 810000, Qinghai Province, China)

Abstract: In order to reduce the influence of HVDC fault on AC power grid, and to reduce the complexity of stability control measures, the AC and HVDC hybrid regional synchronous power grid can be evolved into an asynchronous power grid with HVDC interconnected. Therefore, the dynamic characteristics of the power grid will change profoundly. This paper analyzes the structural characteristics of regional power grid by constructing the grid’s mathematical model and simulation model. The dynamic behavior of regional power grid is studied from two aspects, such as the constraint equations and time domain simulation. The key factors affecting the dynamic behavior of the asynchronous interconnected power grid are analyzed. On this basis, aiming to the southwest power grid of China with VSC-HVDC asynchronous interconnected, the stability control measures to improve the disturbance characteristics are put forward, and the effectiveness is verified.

Keywords: synchronous grid; asynchronous grid; dynamic characteristic; critical factor; stability control measures


Project Supported by National Natural Science Foundation of China(51777196) and Science and Technology Foundation of SGCC(XT71-16-030).


作者简介:

郑超

郑超(1977),男,博士,教授级高级工程师,研究方向为电力系统稳定与控制、交直流系统分析、新能源并网技术、FACTS应用,E-mail:zhengch@epri.sgcc.com.cn。

刘柏私(1980),男,硕士,工程师,从事电力系统运行和电网稳定方面的研究。

摆世彬(1984),男,工程师,从事电力系统稳定性分析工作。

(责任编辑 夏雪)

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