柔性直流電網站間協調控制功能及穩控配合研究

盧 宇 姜崇學 汪楠楠 祝 萬

柔性直流電網站間協調控制功能及穩控配合研究

盧 宇 姜崇學 汪楠楠 祝 萬

（南京南瑞繼保電氣有限公司，南京 211102）

張北柔直電網工程是世界首個柔性直流電網試驗示范工程，由于電力電子設備過載能力相對較弱，且單站容量可達直流電網容量的三分之一，為了保證直流電網的安全穩定運行，在張北柔直電網工程中配置了站間協調控制主機以實現四站之間的相互配合，確保在各種擾動情況下直流電網潮流和電壓處于可控的工作狀態，同時在站間協調控制主機中實現柔性直流電網功率傳輸極限能力的計算，為交直流混聯運行時穩控系統切除新能源提供依據。

柔性直流電網；站間協調控制；功率傳輸極限；直流電壓控制；交直流混聯系統

0 引言

我國能源資源中心與負荷中心分布極不均衡，大規模能源的開發和全國范圍內的資源優化配置決定了我國需要建設遠距離的輸電通道，以實現大規模能源資源的集約化開發和全國范圍內的資源優化配置。與交流輸電技術相比，高壓直流輸電技術具有輸送容量大、輸電距離遠、快速可控且可實現兩個電網的非同步聯網等優勢。端對端直流輸電僅能實現點對點的直流功率傳送，當多個交流系統間釆用直流互聯時，需要多條直流輸電線路，這將極大提高投資成本和運行費用[1-5]。

隨著化石能源的日益枯竭及改善環境壓力的日益增加，我國乃至世界均面臨著能源結構的戰略性調整，大規模開發和利用新能源勢在必行[6-8]。風電、太陽能、潮汐能等新能源發電具有間歇性、隨機性的特點，新能源的規?；{已成為我國電力系統面臨的重大現實問題，傳統電力裝備、電網結構和運行技術需要進行調整。為了適應未來能源格局的深刻變化，需在電網側加快新型匯集及送出技術的研發以提高新能源發電的利用效率。采用電壓源換流器直流端互聯所構成的網格化結構電網，電壓源換流器具有有功和無功獨立控制能力，在偏遠地區和海上可再生能源并網方面具有獨特優勢，采用直流聯網后可實現廣域內可再生能源和負荷的時空互補特性，在提升新能源匯集方面具有諸多優勢[9-11]。

直流電網的發展，首先要經歷多端直流輸電的過渡階段。近年來，我國已投運多個多端直流輸電示范工程，如2013年底投運的南澳島三端柔性直流輸電工程，2014年運行的舟山五端柔性直流輸電工程[6-7]。然而，多端直流系統只是直流電網的雛形，因為多端直流系統沒有網格、沒有冗余，而直流電網是一個具有“網孔”的輸電系統，換流站之間有多條直流線路通過直流斷路器連接，整個系統存在冗余[12-13]。

國家電網有限公司建設了張北±500kV柔性直流電網試驗示范工程（簡稱“張北柔直電網工程”），其四端直流電網拓撲結構如圖1所示。該工程采用環形電網結構，可靠性高且能夠實現多電源供電或多落點供電。張北柔直電網工程能夠為未來電網的風、光、儲、抽蓄一體化運作、功率互補輸送起到非常好的技術指導和示范作用[14-17]。

圖1 四端直流電網拓撲結構

張北柔直電網工程的四端分別為北京站、張北站、康保站和豐寧站，其中北京站為受端，張北站、康保站為直流電網新能源送端，豐寧站與抽蓄電站直接連接，為直流電網功率調節端，四站的額定容量分別為3 000MW、3 000MW、1 500MW、1 500MW。

與高壓交流電網相比，直流電網的電源特性、運行方式、控制方式等存在較大差異，使高壓大容量等級的直流電網發展在系統穩定運行方面面臨巨大挑戰。張北柔直電網工程的顯著特點是直流網絡化、交直流混聯、新能源孤島接入、直流側低慣性弱阻尼[14]?？刂票Ｗo系統是柔性直流電網的“大腦”，負責柔性直流電網的潮流控制、運行方式、故障保護，保障電網安全、可靠、靈活、經濟運行，考慮到張北柔直電網工程作為世界首個柔性直流電網工程，現階段設備能力相對較弱，電網運行方式復雜，配置上層控制方案，積累經驗。本文分析上層控制的主要功能，以及直流上層控制和系統穩控之間的配合關系，并通過仿真進行驗證。

1 直流電網架構和站間協調控制功能

為適應柔性直流電網運行方式復雜且多變的需求，結合柔性直流電網多換流站協調控制的功能要求，四端柔性直流電網配置上層協調控制設備快速調整直流電網的運行狀態，擾動后迅速恢復為可控狀態，避免長期損失功率，保證直流電網較優性能，適應多種運行方式。同時，將控制功能盡量放在較低的層次，避免上層控制故障對下層控制的影響，提高系統的整體性能，即使失去上層控制，直流電網的穩態運行性能與不配置上層控制相同，設備冗余度更高。

綜上所述，將雙極直流電網控制系統設計為四層結構，即站間協調控制層、雙極控制層、極控制層和閥控制層，如圖2所示。

圖2 雙極直流電網控制系統架構

張北柔直電網工程在北京站和張北站分別配置了一套站間協調控制（station coordinated control, SCC）設備，采用主備方式實現多換流站間協調控制。站間協調控制可以對四站進行總的協調，減少系統運行過程中投退換流閥的擾動，降低站間通信的負載率。當失去站間通信時，通過設置在極控制層的不依賴通信的協調控制策略實現換流站的運行。站間協調控制主機實現站間協調控制層的相關控制功能。

1.1 直流電壓協調控制

結合有通信的上層控制和直流電壓斜率偏差控制的優點，上層控制必須依賴站間通信，根據電壓控制優先級選擇承擔定電壓控制的換流器，通信故障時由下層維持系統功率平衡。上層控制實現對直流電壓和功率的精確跟蹤，保證穩態控制性能；下層控制采用直流電壓斜率偏差控制，適應直流電網多直流站直流電壓協調控制需求，保證暫態直流電壓穩定[18-21]。

站間協調控制主機主要實現上層控制功能，定直流電壓控制模式切換的優先級由高至低依次為豐寧站、北京站、張北站、康保站。當直流電壓控制換流器故障停運時，上層控制自動選擇下一優先級的換流器切換為直流電壓控制模式；當直流電網進入或退出解列運行方式時，在互聯的換流器中自動調整優先級高的換流器為定直流電壓控制模式。

上層協調控制僅在協調控制主機與正極或負極的四個換流器站間通信均正常時，才對正極或負極換流器執行上述功能。在收到故障信號后，直流電壓控制換流器整流過負荷時，降低與該換流器連接的逆變運行的換流器的功率；直流電壓控制換流器逆變過負荷時，降低與該換流器連接的整流運行的換流器的功率。直流電壓控制換流器逆變過負荷超過5s時，提升受端換流器的下網功率。

1.2 直流電壓運行范圍控制

柔性直流電網的換流站間通過長線路互聯，線路兩端壓降較大，為了防止運行時直流線路一端出現穩態過電壓或欠電壓，需要控制全網的直流電壓均在設計的運行范圍內。穩態運行電壓范圍為500～527kV，極端運行電壓范圍為485～535kV。柔性直流電網潮流示意圖如圖3所示。

圖3 柔性直流電網潮流示意圖

在站1控制直流電壓時，其余三站的直流母線電壓相對站1的直流電壓偏差由線路電流在線路上產生的電壓降引起，為了防止換流器穩態時超出運行范圍，在直流電壓控制站的指令中加入直流電壓偏差修正量，直流電網電壓運行范圍控制如圖4所示，該控制策略需基于站間通信，通過直流電壓偏差修正量可實現如下三個目標之一：

圖4 直流電網電壓運行范圍控制

1）全網最高運行電壓為設定值。

2）全網最低運行電壓為設定值。

3）全網最高運行電壓低于最高電壓限值，且全網最低運行電壓高于最低電壓限值。

針對每個直流電壓控制換流器，監視其極間電壓及與其存在直流線路互聯的所有換流器的極間電壓，當這些直流極間電壓的最大值超出527kV或最小值低于500kV并持續適當的時間如5s時，則啟動直流電壓運行范圍控制，以設定的斜率降低或升高直流電壓偏差量。

1.3 直流線路過負荷限制

對于采用環形線路結構的直流電網，在線路故障停運時可能引起其他線路和直流斷路器過負荷。四端環形電網站1和站2間斷線過負荷如圖5所示，在北京站和張北站之間線路1因故障停運時，原線路1的電流將轉移至線路3，可能引起線路3電流超出額定值，因此需要通過控制使線路電流降低至額定值。

圖5 站1和站2間斷線過負荷

站間協調控制主機中配置上層線路過負荷控制，利用雙極系統功率轉帶的優點，以盡可能減少功率損失為目標，避免因長期線路和直流斷路器過負荷而損壞。發生直流線路過負荷時，過負荷線路兩端分別形成送端子系統和受端子系統，送端子系統需要限制上網功率，受端子系統需要限制下網功率。上層線路過負荷控制基于站間通信，協調多個換流器通過功率轉帶實現功率損失最小。

對于送端或受端子系統中的上層線路過負荷控制功能，按照如下優先級設計：

1）對于能夠通過功率轉帶不引起功率損失的部分，按照距離過負荷線路由近至遠的優先級降低換流器功率，即優先降低過負荷線路連接的換流器功率，降低過負荷線路距離較近的換流器功率。

2）仍不能滿足要求時，有損降低調節端的換流器功率。

3）仍不能滿足要求時，有損降低過負荷線路連接的換流器功率。

2 直流電網穩控接口及功率極限計算

2.1 直流電網控制系統和穩控接口

直流控制系統與安穩裝置的信號采用光纖通信方式，采用IEC 60044—8協議，交叉連接，其中康保換流站、豐寧換流站內單套穩控裝置與柔性直流控保四套極控、兩套站控裝置均通信?？当Ｕ竞拓S寧站內穩控與直流控制接口如圖6所示。

圖6 康保站和豐寧站內穩控與直流控制接口

北京換流站、康保換流站內單套穩控裝置與柔性直流控保四套極控、兩套站控、兩套站間協調控制主機裝置均通信。北京站和張北站內穩控與直流控制接口如圖7所示。

圖7 北京站和張北站內穩控與直流控制接口

直流電網控制系統和穩控系統之間應采取合理的接口信號，一般而言依據信號性質的不同，穩控系統與直流極控系統之間的交換信息分為模擬量和開關量兩種。模擬量信號主要有功率提升信號、功率回降信號、換流站最大輸送能力和極層的最大輸送能力等信號，開關量信號主要有直流極解鎖、極閉鎖、運行方式等信號。

2.2 直流電網輸電極限計算及切機策略

張北柔直電網工程正常運行時，送端為孤島運行站，在張北或康保兩個送端站發生故障時，直流電網的穩定運行僅和發生故障的站有關，此時切機策略比較簡單：發生送端單極閉鎖時，穩控按照送端單換流器能力切除冗余功率，考慮與耗能設備配合，減少系統沖擊，采用分組切機方式，第一組無延時切機400MW，后續間隔40ms逐級切除；發生送端雙極閉鎖時，穩控無延時一次性切除全部機組。

由于直流電網輸電極限不僅與直流電網的主接線拓撲密切相關，還依賴于每站換流器的控制模式，因此輸電能力計算在站間協調控制主機進行，并與穩控主機配合實現。

直流站間協調控制主機系統綜合四端柔性直流換流站和線路情況，分為兩個維度計算四端直流電網輸送能力上送穩控系統，包括按站計算各站的最大輸送能力和按極層計算各極層的最大輸送能力，其中按站計算的四站最大輸送能力和大于等于按極層計算的最大輸送能力和。

首先，確定單換流器能力與控制模式的關系見表1。

表1 單換流器能力與控制模式的關系

單站能力的計算不簡單取換流器能力，還需要基于拓撲考慮，首先分極層計算本站各極能力，再將本站兩極能力相加。

根據上述單換流器能力與控制模式的對應關系，獲得單換流器最大能力。本極層線路最大能力通過判斷本極層張北-北京、康保-豐寧線路投運個數獲得：假設兩條投運，能力為2 250MW；若一條投運，能力為1 500MW；若沒有投運，能力為0MW。本站本極連接的受端換流器最大能力通過拓撲判斷，將與本站本極換流器存在電氣連接的受端換流器的能力相加，假設豐寧站和北京站都與本站本級換流器相連，且運行在額定功率，則該換流器能力為2 250MW。

根據上述設定，單站換流器能力可由式（1）、式（2）計算得出。

單個層級能力的計算需綜合送端極層最大能力、單極線路最大能力及受端極層最大能力得出。首先判斷張北站與北京站或豐寧站是否存在連接，若存在電氣連接，則將張北站本極的換流器能力考慮進送端能力，若不存在電氣連接，則不考慮張北站能力；然后用同樣方式計算康保站能力，將上述二者相加得到本極層送端能力。計算受端極層最大能力首先判斷北京站與張北站或康保站是否存在連接，若存在電氣連接，則將北京站本極的換流器能力考慮進受端能力，若不存在電氣連接，則不考慮北京站能力；然后用同樣方式計算豐寧站能力，將上述二者相加得到本極層受端能力，即

穩控系統根據式（2）、式（3）可以從站間協調控制主機獲得的能力包括張北換流站最大可運行能力、康保換流站最大能力、極1層最大能力、極2層最大能力。可以通過下列步驟計算張北站和康保站的切機量。

1）計算總需切機量，用啟動前送端兩站的總出力減去正負極層總運行能力，得到總需切機量為

2）在送端換流站，先用啟動前整站功率減去換流站的最大可運行能力，若大于零，則需要在本站切除對應的機組量。

3）用總切機量減去第二步兩站的需切量，若余量大于0，則將余量再按故障前送端兩站的功率比例進行分配。

4）將上述送端各站步驟2）和步驟3）的切機量相加得到各站的總切機量。

3 仿真研究和策略驗證

基于張北柔直電網工程組建了四端實時數字仿真系統（real time digital simulation system, RTDS）平臺，由RTDS實時仿真器與研制的控制保護樣機組成閉環仿真系統，控制保護樣機通過硬接點或光纖與RTDS連接和通信。RTDS模擬一次主電路部分，包括四端雙極拓撲的換流器、架空線路、等值電源及風機、光伏電源等。RTDS實時仿真器由如下部分組成：四個換流站各配置一個Rack，均接入真實外部控制器；Rack間通過架空線進行解耦；單站雙極采用6塊現場可編程門陣列（field- programmable gate array, FPGA）模擬換流閥；兩站交流側具備接入新能源條件；其余交流系統采用等值系統?？刂票Ｗo系統包括站間協調控制主機、極控主機、極保護主機、三取二主機、直流母線保護主機、直流線路保護主機和閥控主機等。

通過組建RTDS試驗平臺對柔性直流電網協控功能和穩控功能進行驗證。首先針對有無直流電壓協調控制功能進行驗證，采用聯網方式下雙極功率控制，豐寧站定電壓，故障前功率分別為北京站下網2 000MW，張北站上網2 000MW，康保站上網1 000MW。有協控功能和無協控功能的直流電壓控制效果對比如圖8所示。

圖8 有無協控功能的直流電壓控制效果對比

從圖8可以看出，有協控功能時北京站直接接管直流電壓控制，電壓保持在500kV附近，沒有協控功能時電壓略偏離500kV達到534kV，但仍能滿足最大極端運行電壓535kV的設計范圍，繼續保持穩定運行。

針對柔性直流電網故障后，穩控需要切除相應新能源的要求，以下面的案例進行切機說明。故障前狀態為張北（孤島）、康保（孤島）、豐寧（定直流電壓）、北京（定功率）四站雙極運行，其中張北站和康保站為功率送端，送出功率分別為2 800MW和1 000MW，北京站和豐寧站為功率受端，下網功率分別為3 000MW和800MW。除北京-豐寧雙線停運外其他線正常運行，故障前四端網絡結構和潮流如圖9所示。

此時站間協調控制主機給穩控的能力分別是張北站能力為3000MW；康保站能力為1 500MW；正極層能力為2 250MW；負極層能力為2 250MW。

發生負極層張北-北京線路永久故障后，此時站間協調控制主機給穩控的能力分別是張北站能力為2 250MW；康保站能力為1 500MW；正極層能力為2 250MW；負極層能力為750MW。根據上述能力和故障前功率，可計算張北站切機量為734MW，康保站切機量為66MW。切機完成，故障后四端網絡結構和潮流分布如圖10所示。

圖9 故障前四端網絡結構和潮流

圖10 故障后四端網絡結構和潮流

在RTDS中對上述故障進行仿真，故障前后功率波形如圖11所示。

圖11 故障前后功率波形

圖11中，故障發生于1.5s時刻，根據波形，豐寧站為定電壓站，直流電壓在正常范圍內，兩個極的功率因為雙極不對稱運行略有偏差，四站功率與設計值基本一致。

4 結論

本文介紹了柔性直流電網中控制保護系統的構架設計，詳細描述了上層協調控制實現的直流電壓協調控制和范圍控制及過負荷控制等功能，滿足直流電網初期的應用需求；針對直流電網接入新能源孤島方式，提出了協調控制和穩控系統配合實現直流電網傳輸功率極限的計算方法和切機策略，兼顧了新能源發電送出要求和直流電網運行穩定要求，本文策略已經在張北柔直電網工程中應用。但是由于協調控制層級的配置對大范圍的直流電網建設帶來了一定限制，因此有必要繼續開展大規模直流電網應用場合下的穩定控制研究。

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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

國家自然科學基金委智能電網聯合基金資助項目（U1866205）

2021-11-29

2021-12-25

盧 宇（1979—），男，碩士，高級工程師，從事直流輸電和電力電子設備研發工作。