【精彩论文】多特高压直流参与受端“强直弱交”电网安全防线的协调控制技术

多特高压直流参与受端“强直弱交”电网安全防线的协调控制技术

袁森¹, 陈得治², 陈涛³, 汤伟⁴, 马世英², 罗亚洲⁵, 宋云亭², 任建文¹, 訾鹏⁵, 王青², 李再华²

（1. 华北电力大学 电气与电子工程学院, 河北 保定 071003; 2. 中国电力科学研究院有限公司, 北京 100192; 3. 国网重庆市电力公司, 重庆 400015; 4. 国网安徽省电力有限公司, 安徽 合肥 230061; 5. 国家电网公司华北电力调控分中心, 北京 100053）

摘要：特高压直流以其快速、灵活的调控特点成为电网运行中有效的控制手段，结合实际电网，研究特高压直流控制在电网安全防御的作用及功能尤其必要。结合中国典型的受端电网“强直弱交”实际场景，仿真分析了强直流冲击弱交流的安全稳定风险，提出了应对直流闭锁风险的特高压直流参与受端电网三道安全防线的控制策略，包括：特高压直流功率预控；特高压直流与切负荷等安控的紧急协调控制策略；弱交流通道解列后特高压直流与低频减载的协调配合策略等。仿真验证了受端电网的直流闭锁冲击特性及直流参与安控防线策略的合理性。

引文信息

袁森, 陈得治, 陈涛, 等. 多特高压直流参与受端“强直弱交”电网安全防线的协调控制技术[J]. 中国电力, 2018, 51(10): 72-79.

YUAN Sen, CHEN Dezhi, CHEN Tao, et al. Coordinated control of multi-HVDC participating in three defense line at the receiving end of the power system with strong DC and weak AC[J]. Electric Power, 2018, 51(10): 72-79.

引言

随着特高压交直流的投运，中国已形成大规模交直流混联电力系统，呈现“强直弱交”的特征。受过渡期交流网架结构相对薄弱、直流配套电源建设滞后以及电网安全稳定约束瓶颈等因素的影响，特高压直流闭锁故障将引起大范围潮流转移，对电网弱联络断面造成冲击^[1]。未来目标年华北电网将投入多条外送、馈入特高压直流，山东区域呈现典型的大受端电网格局，而华北—华中的特高压联络断面相对薄弱，馈入山东的直流闭锁可能使联络断面功率波动越静稳极限，造成区域电网之间失去同步，触发断面解列装置动作，解列后的系统易出现频率稳定等问题^[2-3]。

直流系统本身具有多种附加控制功能^[4-6]，可用于系统失稳的防控^[7-11]。文献[7]对利用华中电网的直流输电系统提高交流系统暂态稳定性的紧急功率支援并采用直流调制改善阻尼缓解特高压线路功率振荡进行了研究；文献[8]提出了计及多约束条件下应对直流闭锁故障的安控装置动作策略；文献[9]提出直流功率调制和快速汽门最优控制的协调控制策略来抑制负荷突变而引起交流系统的频率振荡；文献[11]通过设计HVDC附加频率控制器实现故障后交直流系统的频率控制；文献[12]探讨了直流系统的多种附加控制功能在电力系统安全防御体系中的定位。随着多特高压直流建设、“强直弱交”电网格局的形成，直流控制逐渐成为一种常态化的控制资源，亟需结合实际电网开展直流控制策略研究。

本文在推导特高压直流闭锁冲击弱交流通道暂态失稳机理基础上，仿真分析了实际的冲击暂态特性，从降低代价、提升有效性等角度出发，研究直流系统参与受端电网三道防线的控制策略，以实际电网仿真验证了措施的有效性。

1  电网格局概述

目标年华北电网实际网架格局为：华北电网和华中电网通过特高压长治—南阳—荆门联络线（简称长南线）互联，且存在2种运行方式—丰水期北送（华中向华北送电）和枯水期南送（华北向华中送电）；同时华北通过多特高压直流与其余区域电网异步互联：通过锡泰、晋南2条特高压直流向华东输电，目标年典型方式输送容量分别为750万kW、800万kW；通过扎青特高压直流从东北受电、通过上临特高压、银东超高压直流从西北受电，目标年典型方式输送容量分别为1 000万kW、1 000万kW及400万kW，呈现特高压交直流送、受并存格局，具有“强直弱交”等特征。本文主要针对此格局下的特高压长南线北送典型方式，馈入特高压直流闭锁故障下的交直流耦合安全问题及防控开展研究。采用PSD-BPA潮流和暂态稳定程序，其中的直流模型为基于ABB实际控制器的准稳态直流模型。

特高压长南线上安装了振荡解列及失步解列两种解列装置，当华北—华中相对失步的振荡中心落在该断面上，且装置动作的条件满足时，解列装置动作，将长南线断开，华北、华中各自形成独立电网，以此来缓解失步振荡对华北、华中电网的冲击。

2  “强直弱交”下直流闭锁冲击机理与特性

2.1  等值系统

以长南线北送方式下发生馈入直流闭锁故障为例，建立符合实际系统特点的等值小系统，分析直流闭锁导致区域间弱交流通道暂态失稳机理。图1为建立的三区域交直流互联等值系统。

图1  特高压交直流互联等值系统（B→A）

Fig.1  Equivalent representation of an interconnected UHV AC and DC system (B→A)

2.2  馈入直流闭锁故障冲击弱交流联络线机理

发生馈入直流闭锁故障时，得出区域A和区域B的转子运动方程为

故障后忽略发电机调速器动作及负荷变化，可得近似单机转子运动方程为

式中：P_D为故障馈入直流的在运容量，发生闭锁故障后为0；等效功角；为等效机械功率；为等效电磁功率。

由式（2）可得到该系统等效功角特性曲线如图2所示。

图2  等值系统功角特性曲线

Fig.2  Power-angle curve of the equivalent power system

馈入直流闭锁故障时系统的等效机械功率增大，在过剩转矩的作用下，转子加速，等效功角逐渐增大，由扩展等面积准则分析可知，加速面积S_abc等于减速面积时，功角达到最大值并逐渐减小，计及阻尼作用后运行点将往复衰减振荡。但若运行点移动到临界稳定点d时，减速面积S_cdc仍小于加速面积S_abc，则系统将再次进入加速区域转速增高而等效功角持续增大，造成系统失稳，失稳模式为第一摆功角失稳。2.3  实际电网的直流闭锁冲击特性

由上述机理分析可知，直流闭锁故障将引起两个区域之间功角相对失步，基于此分析实际系统。长南线北送550万kW方式下，华北馈入的1 000万kW上临（扎青）特高压直流发生双极闭锁故障，系统特性曲线如图3所示。

图3  直流发生闭锁故障后系统特性曲线

Fig.3  Power system dynamics following the occurrence of DC blocking

由仿真结果可知，直流闭锁故障冲击长南线，华北、华中发生相对第一摆功角失稳，引发长南线解列，解列后的华北系统功角能保持稳定，但由于缺失了长南线北送的受电功率以及闭锁的馈入直流功率，解列后的华北系统频率持续降低，降低幅值已超1.5 Hz以上，会触发低频减载动作，存在低频问题；为了维持系统稳定，不触发长南线解列，采用切负荷安控措施，所需安控量为1 005万kW，负荷损失过大。因此，为了增强系统安全防御性并降低控制代价，除常规切负荷安控外，还应计及直流调控能力，将直流调控纳入到防控措施中。

3  多特高压直流参与三道防线的协调控制技术

3.1  第一道防线的直流功率预控策略

为确保山东省内馈入直流发生闭锁故障后长南线不解列，可采取预控直流送电功率的措施。

3.1.1  直流预控改善系统稳定性的机理

根据系统的可承受能力，以闭锁后特高压长南线不解列为目的，对直流输送功率值进行预控，即降低满送的直流功率至恰当值，结合式（2）可知，直流功率P_D降低，则等效机械功率 P′_T 将增大，如图4的等效功角特性曲线，等效机械功率由 P′_T0 改变为 P′_T1 ，直流闭锁故障后的加速面积 S_a′b′c 要小于未采取直流预控的原加速面积S_abc，加速面积的减小有利于系统稳定性。故采取直流送电功率的预控措施可有效提升电网的安全性。

图4  计及直流送电功率预控的功角特性曲线

Fig.4  Power-angle curve considering the pre-control measures of active power of HVDC

3.1.2  直流预控在实际电网中的应用

基于典型方式，在长南线北送250万kW下，经计算，山东单条特高压馈入直流功率预控至800万kW可保证其闭锁后长南线不解列。仿真结果如图5所示。由图5可知，采取预控措施后，直流闭锁导致长南线功率波动的最大值可至600万kW，长南线不解列，华北和华中相对功角稳定。同时，在直流预控量800万kW基础上再增加14万kW，特高压直流闭锁故障后，长南线振荡失稳，进一步验证特高压直流最大预控量为800万kW。

图5  计及直流功率预控，直流闭锁后系统特性曲线

Fig.5  Power system dynamics considering the pre-control measures of active power of HVDC and DC blocking

由分析可知，为维持直流闭锁故障后系统的安全稳定，可通过预控直流送电功率的措施改善系统安稳特性。3.2  第二道防线的直流功率紧急调制策略

直流调制可作为第二道防线的控制手段在防止电网失稳、消除其他元件过负荷、平息系统低频振荡等方面发挥作用^[12]。

3.2.1  直流功率紧急调制改善系统暂稳特性的机理

采用直流功率调制协调配合常规安控措施来帮助故障后系统维持稳定，实质上相当于用直流的调制措施量来分担故障后系统不平衡功率的转移量，降低对弱交流断面的冲击。

由于区域内直流较多且馈入、外送方向不一，以是否发生闭锁故障为标准，将直流分为用于调制的正常支援直流及故障直流两类，则式（2）中P_D亦按此标准分为2类，其中，馈入直流D₁闭锁，馈入直流D₂及外送直流D₃为健全直流，修改后转子运动方程为

结合图6的功角特性曲线，分析直流闭锁后其他健全直流采取直流紧急调制措施提升稳定性的机理。D₁直流闭锁，其输送功率由P_D1降低为0，造成等效机械功率增加，在闭锁后的δ_t时刻，D₂和D₃直流分别采取紧急提升和速降的措施，即增加P_D2和减小P_D3，使等效的机械功率P_T0' 减小为P_T1'，由图6的功角曲线可知，与未采取紧急调制相比，相当于增加了故障后的减速面积，系统稳定性升高。

图6  计及直流功率紧急调制的功角特性曲线

Fig.6  Power-angle curve considering power emergency modulation of DC-side active power

（1）直流调制灵敏度。为评估采取直流调制措施对系统安全稳定带来的贡献，定义直流调制措施的灵敏度为

式中：ΔW为故障后所采取直流调制措施量；ΔP_L' 为应用此措施减少的负荷损失量。

直流调制灵敏度含义为：①灵敏度大于1表示直流调制同样的功率量对于系统安全的恢复效果要大于切同样量的负荷；反之，灵敏度小于1则表示直流调制的效果要小于切负荷的效果；②直流调制总量固定，按照各条直流的调制灵敏度由大到小的顺序依次安排直流调制，可得到最优的控制效果。

（2）直流调制幅度。在实际应用中，直流功率调制包含速增与速降两种形式。受直流系统本体过负荷能力的限制，直流过负荷大小与过负荷的运行时间呈“反时限”的关系，一般考虑可长期过载1.05~1.1p.u.，但因计及送、受端网架安全、送端风光等新能源场站的并网可靠性等约束因素，本文设置直流速增调制的幅度为直流在运功率的5%。直流功率速降调制，需要考虑直流系统最小运行功率的限制，最小输送功率主要取决于最小直流电流，原则上直流电流选择为额定值的5%~10%，即最小输送功率可降至10%以下^[6]，但同样考虑到上述网架安全及新能源场站并网可靠性等约束，本文设置最小调制功率的速降幅度为在运功率的10%。同时，由于直流具有快速调控的能力，无论速增还是速降，由当前值调制到目标值的时间间隔为0.2 s。

3.2.2  直流紧急调制在实际电网中的应用

（1）单直流紧急调制与常规安控协调配合。当馈入直流发生闭锁故障时，可将区域内其余外送直流进行功率紧急速降调制，直流速降幅度为在运功率的10%，其余馈入直流进行速增调制，直流速增幅度为在运功率的5%。因此，在应对馈入的上临特高压直流闭锁故障时，目标年华北电网可用于配合常规切负荷安控措施的直流功率调制资源如表1所示。

表1  华北电网可用的直流功率调制资源

Table 1  Available resources of DC power modulation in North China Power Grid

在长南线北送550万kW的典型方式下，馈入华北的1 000万kW上临直流发生双极闭锁故障时，常规安控需采取切1 005万kW负荷的措施才能维持系统稳定，长南线不解列。在此分别应用各直流调制配合切负荷安控措施，故障后仿真结果如图7、表2所示。由仿真结果可知，采取直流调制配合常规切负荷安控措施后，长南线不解列，系统稳定，可有效降低负荷损失。由表2可知：（1）各条直流调制的灵敏度都大于1，则各条直流调制对于系统安全的恢复效果都大于切负荷；（2）直流调制的灵敏度从大到小依次为扎青、晋南、锡泰、银东直流，如果调制同样量，扎青直流的调制效果最为有效。

图7  单直流功率紧急调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线

Fig.7  Power fluctuations of Changnan line after the coordinated implementation of load shedding and power emergency modulation of single HVDC

表2  单直流采取功率紧急调制可减小的负荷损失及灵敏度

Table 2  Load loss reduction and sensitivity when power emergency modulation measures are implemented for single HVDC

（2）多直流协调控制配合常规安控措施。由上述分析可知，单一直流调制仍需配合切除大量负荷，控制代价仍较大，故进行多直流的协调紧急调制，以进一步减少切负荷代价。综合考虑区内直流调制的灵敏度及幅度，建立多直流协调调制基本原则：同等调制幅度下，按照调制灵敏度由大到小的顺序依次安排直流参与调制；若每条直流调制幅度不等，则综合调制灵敏度和幅度，按照降低负荷损失量由大到小的顺序进行各直流调制优先级的安排。

降低负荷损失量由大到小的顺序依次为：晋南、锡泰、扎青及银东直流，按此顺序进行各直流调制。多直流协调调制的仿真结果如图8、表3所示。由仿真结果可知，采取多直流协调调制并配合安控切负荷措施，在故障发生后依照事先定好的优先级依次投入应对措施，在有效提升系统安全性的同时，降低的负荷损失量依次增大，当全部直流都进行调制，可最大降低负荷损失318.8万kW。

图8  多直流协调调制配合切负荷安控措施下长南线功率波动曲线

Fig.8  Power fluctuations of Changnan line after the coordinated implementation of load shedding and modulation measures of DC lines

表3  多直流协调调制下减小的负荷损失

Table 3  Load loss reduction when coordinated modulation measures of DC lines is applied

综上，对于实际受端系统，可以采用直流调制配合第二道防线的切负荷等常规安控措施，以实现维持系统安全稳定的同时降低电网安控代价的优化目标。

3.3  与第三道防线低频减载配合的直流功率紧急调制

直流功率的紧急调制支援可与第三道防线的低频减载等措施协调配合，防止系统崩溃。

3.3.1  直流功率紧急调制与低频减载协调配合的机理

正常情况下，直流系统常规运行方式为定功率或定电流模式，其对于送、受端电网而言分别相当于刚性负荷、电源，即不响应电网频率变化。而可用于响应频率变化的直流功率紧急调制等同于为直流系统弥补了可控的频率特性，使直流系统根据交流电网的频率变化优化调整传输有功功率，即从功率平衡的本质角度来看，故障后其改善系统频率稳定性即是快速缓解交流系统中存在的不平衡功率^[13]。当直流系统采用响应频率的功率紧急调制功能时，相当于故障后系统功率不平衡量ΔP可发生改变，即在ΔP的基础上叠加了直流系统的功率可控量ΔP_DC，系统等效频率动态方程为式中：ΔP为由于直流故障引发的功率不平衡量；ΔP_G和ΔP_L分别为发电机组和负荷由于频率变化引起的相应变化。直流功率调制方向为促进系统安全有利的调制方向，即ΔP＜0时，ΔP_DC为正；ΔP＞0时，ΔP_DC为负。直流调制的作用相当于缓解了系统的功率不平衡量，从而减小了系统调频的压力，有助于系统频率的改善。

3.3.2  直流功率紧急调制在实际电网中的应用

华北区域低频减载具体设置参数如表4所示。

表4  华北区域低频减载设置参数

Table 4  Parameters related to under-frequency load shedding in North China Power Grid

在长南线北送550万kW的典型方式下，馈入华北的1 000万kW上临直流发生双极闭锁故障，若第二道防线的切负荷或者直流紧急调制等安控措施拒动，则长南线解列，解列后系统频率下跌并触发第三道防线的低频减载动作，通过自动减负荷帮助系统频率恢复稳定。

与低频减载方案配合的响应频率特性的直流功率紧急调制控制策略为：（1）设置直流调制响应频率的动作阈值为49.3 Hz，大于低频减载第一轮动作设定值49.25 Hz，以确保在低频减载动作之前进行直流调制，减小负荷损失。（2）设置响应频率的直流功率调制幅度与3.2节二道防线中的相同，其紧急速增、速降幅度分别为在运功率的5%、10%，功率调制至目标值的时间也相同。可用于协调配合低频减载的直流控制资源如表1所示。

直流闭锁，二道防线安控拒动，采取直流调制与低频减载配合的仿真结果如图9所示。

图9  响应频率的多直流功率紧急调制与低频减载协调配合的系统频率仿真曲线

Fig.9  Time-domain simulation results when power emergency modulation of DC lines in response to frequency dynamics and under-frequency load shedding are coordinated

由仿真结果可知，无措施下依靠第三道防线低频减载动作，解列后减载764.1万kW，系统频率在20 s时恢复到49.4 Hz以上；采取多直流功率紧急调制与低频减载的协调配合策略，在解列后频率跌至49.3 Hz以下且低频减载动作前进行多直流调制，直流调制225万kW，低频减载动作555.9万kW，系统频率在20 s时恢复到49.5 Hz以上。综上，采用多直流功率紧急调制配合第三道防线低频减载的措施，可提升故障后频率恢复的稳定性，同时，可有效减少故障后系统低频减载的动作量，降低负荷损失。

3.4  直流参与三道防线的协调控制功能定位

“强直弱交”格局下直流系统参与三道防线协调控制的功能定位如图10所示。

图10  直流参与电网安全稳定控制的功能定位示意

Fig.10  The functional positioning schematic of HVDC participating in the the security and stability control for power grid

充分发挥多直流，尤其是多特高压直流的“可控、能控”资源，通过多直流集中协调控制参与到电网三道安全防线当中，可有效提升“强直弱交”网架格局下电网的安全防御性，并降低控制代价。但在实施过程中，由于直流系统的跨区输送，任何一种直流控制功能都将同时影响直流系统的送、受端，具体的控制策略还需兼顾送、受两端电网的情况进行深入研究，也是直流控制的难点所在。

4  结论

（1）给出了“强直弱交”场景下直流控制在电网安全稳定控制中的功能定位，提出与受端电网三道安全防线的协调配合策略，包括：第一道防线的直流预控；第二道防线的提升暂态稳定性的直流功率紧急调制与切负荷安控协调配合策略；第三道防线中响应频率特性的直流功率紧急调制与低频减载的协调控制策略。

（2）结合华北实际受端电网的故障场景，分析了直流控制参与三道防线提升稳定性的机理，仿真验证了控制效果，仿真结果表明：提出的协调控制策略可有效降低“强直弱交”下系统的运行风险，并大大缩减了应对相关问题的控制代价。

（责任编辑　李博）

作者介绍

袁森(1994—)，男，硕士研究生，从事电力系统分析、安全和控制研究，E-mail：[e-mail]

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编辑：杨彪

审核：方彤

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