柔性直流与常规直流协调的紧急功率支援策略研究

陈 睿， 孙仲卿， 杨银国，刘福锁， 李 威， 郜建良， 吴晨曦

(1. 广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510600；2. 国电南瑞科技股份有限公司，江苏 南京 211106)

柔性直流与常规直流协调的紧急功率支援策略研究

陈 睿1， 孙仲卿2， 杨银国1，刘福锁2， 李 威2， 郜建良2， 吴晨曦2

(1. 广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510600；
2. 国电南瑞科技股份有限公司，江苏 南京 211106)

柔性直流(VSC-HVDC)具有响应速度快、有功无功解耦、可向交流系统提供无功支撑等运行特性。将柔性直流纳入电网紧急控制系统，可在提升交直流电网暂态稳定性基础上降低常规切机切负荷控制的代价。基于扩展等面积法则(EEAC)，研究直流紧急功率支援提高故障后系统暂态安全稳定性的机理；通过对不同类型直流功率调制的对比研究，指出柔性直流与常规直流(LCC-HVDC)的紧急功率支援在改善故障后系统功角恢复方面存在差异，紧急控制应考虑不同类型直流的控制优先级；提出为保障故障后电网暂态稳定所需直流紧急支援功率计算方法，并结合不同故障情况下直流功率支援的优先级制定相应的紧急协调控制策略。

暂态稳定控制；柔性直流；常规直流；紧急功率支援

0 引言

电网互联的规模越来越大，电力电子器件大量投入运行，可再生能源大规模接入电网，这些均使得电网非线性化程度越来越高。传统的电力设备、电网结构及运行技术越发力不从心，现有控制策略已不能完全满足当前电网的安全稳定要求[1-3]。

自1997年以来，柔性直流(voltage source converter based high voltage direct current, VSC-HVDC)已在多个工程中正式投入运行[4-6]，VSC-HVDC输电技术近年来飞速发展，在控制上较基于电流换相的常规直流输电(line commutated converter based high voltage direct current, LCC-HVDC)更为灵活，不存在换相失败的问题[7]；且具备有功无功解耦控制，可向弱联交流电网提供无功支撑的优势[8，9]。

与LCC-HVDC类似，VSC-HVDC的紧急功率支援可以提高故障后系统的暂态安全稳定性[10-13]。文献[10]分析了西班牙风电场的多端VSC-HVDC并网技术，通过DC-DC转换器控制其有功功率输送，从而提高系统稳定性；文献[11]针对LCC-HVDC送端可能出现的功率不平衡问题，提出了LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加器的协调控制策略；文献[14]给出了LCC-HVDC与VSC-HVDC在不同功率分配系数下的定功率控制策略描述，但没有给出具体的故障后功率支援策略，也未能针对功率支援策略及模型给出具体的支援功率控制量计算方法；文献[15]提出考虑危险断面安全裕度的网内快速备用协调优化调度策略，实现特高压直流闭锁后省间的紧急功率支援，并且根据功率缺额研究功率支援策略，但支援功率计算结果不够精确。

文中基于扩展等面积法(extended equal area criterion, EEAC)分析了直流紧急功率支援改善系统暂态稳定性的机理，以系统功角恢复效果最优为目标，研究了多馈入VSC-HVDC和LCC-HVDC共存条件下交直流电网在不同故障形式下功率支援的优先级；在考虑频率、电压波动对电网负荷水平影响基础上，研究了直流紧急功率支援控制量计算方法，并制定了应对不同故障的协调控制策略。

1 直流紧急功率支援改善系统暂态稳定性机理

(1)

式中：Pms，Pes分别为领前群惯量中心的等值机械功率和等值电磁功率；Pma，Pea分别为余下群惯量中心的等值机械功率和等值电磁功率；Ms，Ma分别为领前群和余下群惯量。

直流紧急控制对于送端相当于负荷波动，对于受端相当于电源出力波动。在正向加减速阶段中提升直流功率可使Pms减小，从而减小正摆加速面积，增加正摆减速面积；反向加减速阶段中回降直流功率可使Pms增大，从而减小回摆加速面积，增加回摆减速面积。因此，在系统正摆期间提升直流功率，回摆期间迫降直流功率将有效提高系统的暂态性能。

2 VSC-HVDC和LCC-HVDC的有功功率协调控制策略

2.1 不同类型直流功率支援对系统暂态稳定的改善作用差异

VSC-HVDC系统可以灵活控制自身发出或吸收的无功功率。从图1所示的VSC-HVDC无功-电压控制环节框图可以看出，在系统发生故障后，无功功率出现异常，频率及电压发生变化，此时该环节可根据电压波动水平快速响应，为系统提供无功支撑，从而有效提高系统的暂态电压稳定性。而图2的LCC-HVDC频率调制环节中直流随着交流站母线频率的降低，在提升自身有功功率的同时需要从交流系统中吸收更多的无功，不利于故障后暂态过程中的电压稳定性。

图1 VSC-HVDC无功-电压控制Fig.1 Model of reactive power-voltage control of VSC-HVDC

图2 LCC-HVDC频率调制Fig.2 Model of LCC-HVDC frequency modulation

图1及图2中，Uacmeans和Uacref分别为换流站母线电压值和反馈值；KP与Ti分别为增益系数与时间常数；Qref为无功功率反馈值；f和f0分别为换流站母线频率及其初始值；Tf为时间常数；ΔP为直流增加的有功功率值。对比发现，送受端近区交流通道及直流闭锁故障后，采用VSC-HVDC时，发电机功角响应和频率响应在暂态过程中功角摆动幅度更小，更快达到稳态[18]。但当系统发生交流故障后需提升直流功率较小时，电压波动不大，优先提升VSC-HVDC功率，可能因低于其无功调节死区而无法动作；而且，优先提升VSC-HVDC功率将降低系统应对后续大容量无功冲击的能力。此时，选择优先提升LCC-HVDC功率可在保留系统无功动态储备的前提下，快速实现电网功率再平衡。

2.2 VSC-HVDC与LCC-HVDC调制的优先级

首先建立含LCC-HVDC与VSC-HVDC接入的电网预想故障集，该预想故障集包括常规电网故障及直流输电系统自身故障。现将电网预想故障集中的故障分为3类：(1) 交流通道故障；(2) LCC-HVDC闭锁故障；(3) VSC-HVDC自身故障。

送受端交流通道故障导致功角、频率和电压波动甚至失稳，当系统所需提升直流功率较小时，优先提升LCC-HVDC；反之则优先提升VSC-HVDC以获得更佳的调制效果。当LCC-HVDC发生闭锁故障时，VSC-HVDC提升效果优于LCC-HVDC提升效果，应优先利用VSC-HVDC的紧急支援能力。当发生VSC-HVDC自身故障导致直流闭锁时，若系统中存在其他VSC-HVDC输电系统，仍优先提升VSC-HVDC，反之则优先提升LCC-HVDC。

2.3 VSC-HVDC与LCC-HVDC的协调控制思路

遵从上节制定的优先级顺序，研究多类型直流参与的紧急协调控制方案，其大体思路为：优先比较不同故障下VSC-HVDC与LCC-HVDC调制的优先级；再计及负荷功率波动及系统一次调频能力计算出故障后直流功率支援水平；进而根据各直流可参与功率支援水平确定各直流调制量及系统切机或切负荷量。

首先需确定系统中的有功缺额，忽略系统的损耗，系统实时的有功功率缺额应为：

Pdef=PM-PL

(2)

式中：Pdef为系统实时有功功率缺额；PM为系统机械功率；PL为系统负荷功率。考虑电压和频率对负荷功率影响，负荷功率可采用式(3)计算：

(3)

式中：m为母线总个数；PL0,i为系统发生故障前母线i的有功负荷；U0,i，Ui分别为系统发生故障前负荷母线i的电压及当前电压值；f0，f分别为系统发生故障前负荷母线i的频率及当前频率值；αi为负荷功率随电压变化的指数；KP为负荷功率随频率变化的调节系数。

同时考虑系统中一次调频的功率支援为Ppf，则系统中需进行功率紧急支援的量P为：

(4)

对于送端系统，P为正值；对于受端系统，P为负值。上述方法的具体流程如图3所示。

图3 协调控制策略流程Fig.3 Flow chart of developing coordinate control strategy

2.4 应对不同故障类型的协调控制策略

2.4.1 直流闭锁故障

系统发生直流闭锁故障时，VSC-HVDC调节效果优于LCC-HVDC调节效果，应优先利用VSC-HVDC的调节能力。综合考虑系统的旋转备用容量，可安排的紧急控制策略如下。

(1) 当直流闭锁功率小于系统一次调频能力时，系统保持稳定状态；当直流闭锁功率大于系统旋转备用容量时，优先紧急调制VSC-HVDC功率，紧急支援的量ΔPflex按照式(4)进行配置。

(2) 当仅VSC-HVDC功率不足以弥补直流闭锁功率带来的不平衡功率时，需VSC-HVDC与LCC-HVDC同时参与功率支援，控制量为：

ΔPreg=P-ΔPflexmax

(5)

式中：ΔPreg为LCC-HVDC的功率支援控制量；ΔPflexmax为VSC-HVDC的最大支援控制量。

(3) 当VSC-HVDC与LCC-HVDC的功率支援总量仍不能使系统恢复稳定时，则需要采用切机或切负荷的稳控措施来保证系统稳定，切机或切负荷量为：

Pshed=P-ΔPregmax-ΔPflexmax

(6)

式中：Pshed为切机或切负荷的量；ΔPregmax为LCC-HVDC的最大调节量。

需要补充的是对送端系统进行功率支援时，需追加切机措施；而受端系统则追加切负荷措施。

2.4.2 交流通道故障

在交流通道故障时，根据不同的系统来分析其应该调节VSC-HVDC或LCC-HVDC。所需调节的量小于门槛值Pcr(可根据仿真LCC-HVDC功率支援对近区电压的影响水平确定)时，提升LCC-HVDC功率，其提升量按照式(4)进行配置；当需调节直流功率量大于Pcr时，优先提升VSC-HVDC功率，其提升量按照式(4)进行配置；当仅VSC-HVDC功率不足以弥补交流通道故障带来的不平衡功率即VSC-HVDC与LCC-HVDC的功率支援总量仍不能使系统恢复稳定时，直流紧急控制策略与直流闭锁故障策略相同。

2.4.3 VSC-HVDC输电系统自身故障

VSC-HVDC输电系统自身故障时，VSC-HVDC闭锁。系统中若存在其他VSC-HVDC输电系统，则紧急控制策略与LCC-HVDC闭锁故障相同；系统中若仅存在LCC-HVDC输电系统，则优先提升LCC-HVDC功率，支援量按照式(4)进行配置；当仅调节VSC-HVDC功率不足以弥补直流闭锁功率带来的不平衡功率即VSC-HVDC与LCC-HVDC的支援功率总量仍不能使系统恢复稳定时，其情况与直流闭锁故障相同，故直流紧急控制策略相同。

3 算例验证

算例以南方电网2018年度丰大方式为基础，VSC-HVDC和LCC-HVDC过负荷能力均设为1.1倍。

3.1 直流闭锁故障

3.1.1 直流提升优先级验证

以鲁西直流为研究对象，分别考虑鲁西直流采用VSC-HVDC和LCC-HVDC输电类型时， VSC-HVDC与LCC-HVDC参与功率紧急支援的差异。

方式一：鲁西直流采用LCC-HVDC模型。方式二：将鲁西直流一极替换为VSC-HVDC，另一极仍采用LCC-HVDC模型。其中，LCC-HVDC采取定功率控制方式，VSC-HVDC送端采用定直流电压控制，受端采用定功率控制模式。两种方式均不考虑频率调制或电压调制等控制功能。当牛从直流发生四极闭锁故障时，功角失稳，方式一及方式二的功角曲线如图4所示。

图4 两种方式下功角响应曲线Fig.4 The power angle curve under two different modes

牛从直流闭锁后云南电网盈余大量功率而导致溪洛渡电厂发电机功角失稳，云南电网电压失稳。与LCC-HVDC相比，采用VSC-HVDC输电时电网暂态功角波动较小，溪洛渡电厂功角失稳的时刻较LCC-HVDC模型延迟3.8 s，暂态稳定性增高。

3.1.2 紧急协调控制策略验证

以南方电网2018年度丰大方式为基础，将楚穗直流模型替换为VSC-HVDC模型，当直流闭锁故障导致Pdef小于3500 MW时，系统保持功角稳定，即电网的一次调频能力提供的功率支援Ppf为3500 MW。当直流闭锁功率为4000 MW时，优先提升楚穗直流500 MW功率，楚穗直流的安排功率为5000 MW，其过负荷能力为500 MW，满足调节要求，系统恢复稳定，其响应曲线如图5所示。

图5 VSC-HVDC功率支援下云南机组相对广东机组功角曲线Fig.5 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after power modulation of VSC-HVDC

当直流闭锁功率为4600 MW时，由式(4)及式(5)可得提升楚穗直流为500 MW且同时提升牛从直流600 MW功率(其最大支援能力为640 MW)，系统恢复稳定，直流提升后云南机组相对广东机组功角曲线如图6所示。

图6 直流提升功率后云南机组相对广东机组功角曲线Fig.6 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after HVDCs power modulation

当直流闭锁功率为5000 MW时，VSC-HVDC与LCC-HVDC可提升功率总和为1140 MW，小于系统稳定所需的调节控制量，需追加切机措施。根据式(6)，需切除一台糯扎渡650 MW机组，系统恢复稳定，其响应曲线如图7所示。

图7 采取直流功率支援及切机措施后云南机组相对广东机组功角曲线Fig.7 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after HVDCs modulation and generator shedding control

3.2 交流通道故障

调整云南送出交流断面功率，以罗平—马窝线路检修方式，研究罗平—百色线路N-2故障。

3.2.1 直流提升优先级验证

在系统所需功率支援量较小时，优先提升LCC-HVDC；在功率支援量较大时，优先提升VSC-HVDC以降低提升LCC-HVDC对系统电压的影响。针对天生桥断面功率提升到3900 MW时，罗平—马窝线路检修，罗平—百色线路N-2故障的方式下，功角失稳，需提升直流功率100 MW，系统功角恢复稳定。由于直流所需提升的量小于Pcr(整定为200 MW)，故优先提升LCC-HVDC。楚穗直流、牛从直流、普侨直流分别提升100 MW后，云南相对广东发电机功角曲线如图8所示。

图8 VSC-HVDC与LCC-HVDC调制后发电机功角曲线Fig.8 Power angle after VSC-HVDC or LCC-HVDC power modulation

可以看出，提升功率100 MW时，LCC-HVDC提升效果略优于VSC-HVDC，但3种提升方式均能使系统恢复稳定。

若在此基础上增加直流功率提升量至500 MW，VSC-HVDC控制效果要优于LCC-HVDC，系统响应如图9所示，验证了文中提出的协调控制策略是有效的。

图9 VSC-HVDC与LCC-HVDC分别提升500 MW的功角曲线对比Fig.9 Power angle curve after VSC-HVDC or LCC-HVDC power modulation

3.2.2 紧急协调控制策略验证

以断面功率3900 MW为例，提升直流功率100 MW，系统能恢复稳定，且提升LCC-HVDC优于提升VSC-HVDC；以断面功率4200 MW为例，超过断面极限5%以上，需根据式(4)提升VSC-HVDC功率500 MW，系统恢复稳定，系统采取策略后曲线如图10所示。

图10 提升VSC-HVDC后云南相对广东发电机功角曲线Fig.10 Relative power angles of Yunnan to Guangdong after power modulation of VSC-HVDC

以断面功率5300 MW为例，总体需提升1600 MW直流功率，由于VSC-HVDC最大提升量仅为500 MW，所以需同时提升VSC-HVDC与LCC-HVDC来保证系统稳定运行。按照牛从直流提升600 MW、普侨直流提升500 MW、楚穗直流提升500 MW策略，系统恢复稳定。

4 结论

文中针对含VSC-HVDC与LCC-HVDC的交直电网，研究了计及不同类型直流紧急功率支援的紧急协调控制策略，并得出以下结论：

(1) 通过比较VSC-HVDC与LCC-HVDC的调制环节得出，VSC-HVDC在动态过程中基于频率及电压的波动提供的无功支撑是其在系统暂态稳定中使系统更快恢复稳定性的主要原因。

(2) 直流闭锁故障时，优先提升VSC-HVDC功率进行紧急功率支援；交流通道故障时，系统损失功率较小的情况下，优先提升LCC-HVDC功率，系统损失功率较大的情况下，优先提升VSC-HVDC功率；VSC-HVDC输电系统自身发生故障时，若系统中存在其他VSC-HVDC输电系统，应优先提升VSC-HVDC功率，否则，优先提升LCC-HVDC功率。

(3) 基于系统负荷模型及系统一次调频能力的功率支援，确立了系统中直流功率支援量计算方法，即直流调制量为机械功率与一次调频能力之和减去系统当前负荷总量。

(4) 综合直流功率支援的优先级及直流功率支援量计算方法，针对不同的故障制定了直流功率支援的策略。通过算例验证，可得大部分故障中，VSC-HVDC在实现电网暂态稳定控制方面的能力优于LCC-HVDC。

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陈 睿

陈 睿(1989—)，女，广东广州人，工程师，从事电力系统稳定控制和直流控制保护仿真分析工作(E-mail：chenrui_csg@qq.com)；

孙仲卿(1992—)，男，江苏南京人，助理工程师，从事电力系统分析与计算等方面工作(E-mail: sunzhongqing@sgepri.sgcc.com.cn)；

杨银国(1980—)，男，广东广州人，博士，教授级高级工程师，从事电力系统稳定分析、管理工作(E-mail：hb3yyg@163.com)；

刘福锁(1981—)，男，江苏连云港人，高级工程师，从事电力系统安全稳定分析与控制工作；

李 威(1976—)，男，江苏徐州人，研究员级高级工程师，从事电力系统安全稳定分析与控制工作；

郜建良(1990—)，男，河北石家庄人，助理工程师，从事电力系统分析与计算等方面工作；

吴晨曦(1990—)，男，江苏南通人，助理工程师，从事电力系统分析与计算等方面工作。

(编辑方 晶)

EmergencyPowerSupportControlStrategyofVSC-HVDCandLCC-HVDCCoordination

CHEN Rui1, SUN Zhongqing2, YANG Yinguo1, LIU Fusuo2, LI Wei2, GAO Jianliang2, WU Chenxi2

(1. Electric Power Dispatch and Control Center of Guangdong Power Grid Co., Ltd.， Guangzhou 510600, China； 2. Nari Technology Co., Ltd.，Nanjing 211106, China)

The VSC-HVDC has the characteristics of fast responding, active and reactive power decoupling and AC bus voltage stabilizing. Emergency control system with VSC-HVDC control can enhance the level of transient stability of power grid while reduce the conventional control costs of generator tripping and load shedding. The mechanism of improving transient stability by emergency HVDC power support based on Extended Equal Area Criterion (EEAC) is proposed. Based on the comparison of different kinds of HVDC power modulation, the difference control effect on power angle recovery between VSC-HVDC and LCC-HVDC is shown. The priority of different kinds of HVDC in the emergency control should be taken into consideration. A method to calculate the amount of HVDC power support and the emergency coordination control strategy considering both the priority and the amount of HVDC power support in different fault conditions are proposed.

transient stability control; VSC-HVDC; LCC-HVDC; emergency power support

TM712

A

2096-3203(2017)06-0014-06

2017-06-17；

2017-07-27