含柔性直流電網緊急頻率協調控制策略

章玉杰,單 哲,李衛平,史 陽,王 聞

(國網江蘇省電力有限公司超高壓分公司,江蘇 南京 211102)

0 引言

“雙碳”目標及背景下,新能源開發規模與消納需求不斷增長,直流輸電被廣泛作為新能源發電并網和電力傳輸的主要方式[1-2]。構建以新能源為發電主體、超特高壓直流為主要輸電通道、區域電網互聯的新型電力系統成為新能源消納、遠距離大容量電力傳輸、區域電力支援的主要解決方案[3]。

近年來,基于電壓源換流器(voltage vource vonverter,VSC)的柔性直流輸電技術(high voltage direct current,HVDC)快速發展并得到工程應用,逐漸成為區域大電網異步互聯與功率支援、地區及城市電網互聯的主流技術趨勢[4-7]。隨著新能源開發利用的規模日益擴大,跨區交直流輸送功率隨之增加,區域電網間交流聯絡線因故障切除、跨區大容量直流閉鎖等大擾動故障造成受端電網大功率缺額,電網頻率發生較大偏差[8-9],易引發頻率穩定性問題[10]。

直流輸電因功率調制響應速度快,成為快速功率支援、減少功率缺額、改善系統頻率穩定性的重要控制手段。文獻[11]提出了一種綜合考慮直流過負荷能力、直流運行工況和交流輸電能力的多直流功率支援的協調優化控制算法;文獻[12]從保障電網安全穩定運行和提高跨區控制資源利用效率的角度,提出了一種綜合考慮電網就地和遠方信息的直流頻率調制與緊急功率支援的協調控制方案;文獻[13]針對多直流饋入受端電網直流閉鎖故障導致的暫態電壓和暫態頻率穩定問題,提出了一種綜合考慮直流功率緊急提升、調相機緊急控制和切負荷緊急協調控制策略;文獻[14]考慮受端換流站交流濾波器與直流功率聯鎖,提出了一種結合直流功率提升、交流濾波器投切、調相機強勵磁及切負荷的多控制手段暫態穩定協調控制方法。

基于常規直流(line commuted converter,LCC)正常運行時需消耗大量無功功率,且隨著輸送直流功率增加,換流器消耗的無功功率也隨之增加。因此,上述方法在通過提升直流功率進行電網緊急頻率控制時需消耗受端換流站近區電網大量無功功率,造成受端電網暫態電壓穩定裕度降低。柔性直流輸電能夠動態補償交流側母線無功功率和穩定交流電壓,且有功和無功功率解耦、獨立控制,可為基于直流功率提升的緊急頻率控制提供新思路。

本文在前期研究基礎上,進一步對含柔性直流輸電的交直流互聯電網緊急頻率協調控制策略進行研究。通過暫態電壓穩定裕度減少量對緊急頻率控制對系統電壓穩定性造成的負面影響進行量化,以電壓穩定裕度減少量最小為目標,以各直流功率提升量為控制變量,計及直流功率與交流斷面潮流限值約束,建立線性優化模型。對華東電網某實際算例進行仿真分析,驗證了所提控制策略有效性,快速提升頻率穩定性的同時,可有效緩解對電壓穩定性帶來的負面影響。

1 提升直流功率實現緊急頻率控制原理

區域交流聯絡線因故障退出運行或跨區大容量直流閉鎖等故障造成電網大規模潮流轉移和受端電網大功率缺額時,系統頻率降低,易發生頻率失穩問題,甚至造成低頻減載、電網解列等事故。

對于送受端特性明顯的交直流互聯新型電力系統,可用兩機等值系統模型進行描述,如圖1所示。

圖1 交直流互聯電網兩機等值系統模型

交流送端電網等值發電機GA輸出的電磁功率PE為

(1)

式中:E′為交流送端電網等值發電機電動勢;U為交流受端電網等值母線電壓;x′AB為送端電網等值發電機聯絡線電抗;δAB為送受端電網等值母線電壓相角差;m、n分別為柔性直流和常規直流輸電線路數;Pdck、Pack分別為第k條柔性直流和常規直流輸電線路輸送的有功功率。

交流送端電網等值發電機轉子運動方程為

(2)

式中:TAB、D、PT和PE分別為系統等值發電機慣性時間常數、阻尼系統、機械功率和電磁功率。

聯立式(1)、式(2),進一步可得:

(3)

式中:PG為送端交流系統內與直流輸電線路無直接電氣聯系的發電機輸送電磁功率總和;PDC為送受端交流系統之間直流線路輸送功率總和;“PG+PDC”為等值發電機輸送的全部電磁功率。

通過調節PT、PDC和PG使等值發電機不平衡功率降至零以維持暫態穩定性,受限于發電機故有的原動機功率調節特性,PT和PG調節速度較慢,而直流輸電可通過調節整流側和逆變側觸發控制角在極短時間內(1～4 ms)快速調節直流功率,因此,可通過提升直流功率PDC快速減少系統有功功率缺額,提高暫態頻率穩定性。

2 柔性直流輸電技術特點與功率特性

柔性直流可通過獨立控制換流器輸出電壓幅值和相位實現有功和無功解耦控制,當交流電網發生故障時,VSC換流器仍能向電網提供動態無功支撐。兩端柔性直流輸電系統結構如圖2所示。

以VSC1為例,其有功功率和無功功率描述為

(4)

圖2 兩端柔性直流輸電系統結構

式中:X為交流母線1至VSC1換流器間等值電抗;k為變壓器變比;δ1為Us1與Uc1相角差;Ps1、Qs1分別為VSC1側交流系統輸出的有功功率和無功功率;Us1為VSC1側交流母線電壓;Uc1為VSC1換流器交流母線電壓。

為保持兩端換流器有功平衡,一端換流器為直流電壓控制模式,另一端換流器為交流有功控制模式。兩端VSC換流器控制模式可根據電網應用場景進行靈活組合,組合模式如表1所示。

表1 不同應用場景下兩端VSC單元控制模式組合

3 多直流緊急頻率協調控制策略

3.1 多直流參與頻率協調控制優化模型

以電壓穩定裕度減少量最小為目標,以各參與緊急頻率控制直流有功提升量為控制變量,計及功率提升總量與系統有功缺額約束條件,建立線性優化模型為

(5)

(6)

0≤Pvk≤Pvkmax,k∈N*,k∈[1,m]

(7)

0≤Plk≤Plkmax,k∈N*,k∈[1,n]

(8)

式中:λu為緊急頻率控制時電網暫態電壓穩定裕度減少量;m、n分別為參與控制的柔性直流和常規直流數量;Pvk、Plk分別為第k個柔性直流和常規直流有功功率提升量(優化模型決策變量);Svk、Slk分別為電壓穩定裕度對第k個柔性直流和常規直流決策變量的控制靈敏度;Pvkmax、Plkmax分別為第k個柔性直流和常規直流有功功率提升量上限,可由交流斷面潮流安全限值根據直流功率與交流斷面潮流轉移比確定;Ploss為故障后電網有功功率缺額。

式(5)為目標函數,式(6)為參與控制的各直流功率提升量總和與故障后電網有功缺額等式約束條件,式(7)、式(8)分別為參與控制柔性直流和常規直流有功增量上下限約束條件。

3.2 電壓穩定裕度控制靈敏度計算

基于多二元表的暫態穩定裕度指標廣泛應用于電力系統暫態穩定定量評估和控制,本文采用該指標量化緊急頻率控制后的系統電壓穩定性。基于時域仿真暫態電壓軌跡、采用軌跡靈敏度攝動法計算得到電壓穩定裕度對參與緊急頻率控制的各直流功率提升量的控制靈敏度。

假設對第i個柔性直流或常規直流有功提升量xi施加攝動量Δxi前后系統暫態電壓穩定裕度分別為R(xi)和R(xi+Δxi),則電壓穩定裕度對該直流有功提升量的控制靈敏度Si為

(9)

基于控制變量靈敏度,可近似計算得到某條直流提升有功功率后對系統電壓穩定裕度的改變量。

3.3 直流功率最大可提升量計算

潮流轉移比描述了交直流電網中直流線路功率與交流斷面潮流分布的關系,當網架結構確定時,該比值為定值。潮流轉移比為

(10)

式中:fi,j為第i條直流線路提升單位功率后交流斷面j的潮流變化量;Pj,i為第i條直流線路提升功率ΔPi后交流斷面j的潮流;Pj,0為直流線路功率提升前交流斷面j的潮流。

當已知交流斷面j的潮流安全限值為Pjmax,受制于該斷面潮流越限值,根據潮流轉移比可計算直流線路i的功率最大可提升量為

(11)

參與緊急頻率控制的每條直流線路可提升功率均同時受到多個交流斷面潮流限值約束,因此,單條直流線路i最大可提升功率值為

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

(12)

式中:n為參與緊急頻率控制柔性直流和常規直流總數。根據式(12)計算得到優化模型約束條件式(7)、式(8)中各直流有功功率提升量上限值。

4 算例分析

以多直流饋入的華東電網為例,驗證本文緊急頻率協調控制策略有效性。華東電網主要交直流斷面結構如圖3所示,某方式下,系統內負荷總量為309.15 GW,總發電量為244.7 GW,旋轉備用總量為8.78 GW,區外直流受電總量為67.45 GW,占總負荷量21.82%,受端電網特征明顯。

圖3 華東電網主要交直流斷面示意圖

當發生大容量直流閉鎖故障后,易發生頻率穩定性問題,考慮采用多直流功率支援進行緊急頻率控制。設置靈韶直流0.1 s時發生雙極閉鎖故障,故障前雙極直流功率為4000 MW,0.2 s時送受端換流站交流濾波器自動退出運行,故障后系統功率缺額4000 MW,頻率最低降至49.84 Hz,直流線路功率可提升量主要受制于其交流送出斷面潮流限額,各直流受端換流器主要交流送出斷面如表2所示。

表2 各直流受端換流站主要交流送出斷面

以賓金直流為例,其受端金華換流站一級功率送出交流斷面為金華—雙龍線、金華—永康線、金華—萬象線,根據式(10)計算賓金直流功率與各交流斷面潮流轉移比分別為0.104、0.094、0.098。其他直流線路功率與交流送出斷面潮流轉移比計算類似,不再贅述。

基于潮流轉移比進一步計算得到各直流線路在其交流送出斷面潮流限額約束下的最大可提升功率P1,額定最大可提升功率P2(額定功率Pe與當前功率P0之差),P1、P2兩者間取較小者作為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 單位:MW

單位:MW

針對常規直流頻率控制,選取控制對象為宜華、林楓、龍政、復奉、錦蘇、雁淮、賓金等網內常規直流功率,針對常規直流和柔性直流聯合頻率控制,控制對象除常規直流外,增加了葛南、建蘇柔性直流。分別建立優化模型,采用PSD-BPA軟件進行時域仿真,仿真時長15 s,仿真步長0.01 s,基于VC++2022環境配置Cplex12.6優化求解器對多直流緊急頻率協調控制模型進行求解,得到最優直流功率支援策略如表4所示。

表4 多直流功率支援協調控制策略

應用常規直流和含柔性直流的混合直流功率支援控制策略分別對系統進行緊急頻率控制,控制前后系統頻率曲線如圖4所示。

圖4 不同控制策略下系統頻率變化曲線

2種控制策略下系統頻率、電壓、電壓穩定裕度等參數如表5所示,混合直流控制策略不僅提高了系統頻率穩定性,還少許提升了電壓穩定性。

表5 常規控制與含柔直的混合控制策略對比

本文協調控制策略總求解時長15.358 s,其中固有時域仿真時長15 s,策略優化求解時長358 ms,滿足穩控策略“在線預算、實時匹配”控制要求。

5 結語

針對新型電力系統頻率安全問題,本文在前期基于多常規直流功率支援緊急頻率控制研究基礎上,進一步采用柔性直流輸電技術。以頻率控制對系統電壓穩定裕度減少最小為目標,以各直流功率提升量為控制變量,計及直流功率與交流斷面潮流限值約束,建立優化模型求解得到最優直流功率提升策略。對華東電網實際算例分析表明,相比于常規直流頻率協控技術,含柔性直流的緊急頻率協調控制策略在快速提升頻率穩定性的同時,可有效緩解對電壓穩定性帶來的負面影響。當系統內非故障直流可支援功率總量不足以支撐系統功率缺額時,協調進行切除負荷等其他頻率控制措施將是下一步研究方向。