0 引言
利用直流异步互联实现大型同步电网的分区运行,是解决大同步电网高度复杂的同步稳定问题[1-3]、降低系统短路电流水平[4-6]的重要手段[7]。2016年,我国云南电网与南方电网主网异步联网运行,这一举措显著提高了输电通道的送电能力,并提升了强直弱交结构下的系统稳定性[8-9]。然而,随着同步电网规模的缩减(由于大型同步电网分裂为多个通过高压直流输电系统异步连接的区域电网)及缺乏频率支撑能力的可再生能源渗透率的不断增加[10-13],电力系统调频资源严重匮乏[14-15]。目前,频率稳定性已成为区域电力系统安全运行的主导限制因素[16-20]。
高压直流输电系统是连接2个区域网络的主干道,在电网的异步互联运行中扮演着极其重要的角色[21]。在不同的HVDC技术中, LCC-HVDC因其强大的输电能力在全球范围内得到了广泛应用[22-25]。与此同时,LCC-HVDC凭借其灵活的有功调节能力[26-29]在异步互联系统频率支撑方面引起了国内外学者的广泛关注。
对于送端系统的频率支撑,文献[30]利用本地的频率偏差调节整流侧电流指令,实现了送端系统的频率支撑。我国南方电网设计了基于比例-积分控制的频率限制控制器(frequency limit controller,FLC),将其广泛用于缺乏常规同步机组的送端系统频率控制。对于受端系统的频率控制,目前较为普遍方法是将受端系统的频率偏差通过的站间通信装置传输到整流侧,然后直接使用或与送端系统频率偏差进行比较,生成直流功率/电流参考值[31]。进一步,文献[32-35]通过将频率的导数纳入频率控制回路,通过LCC-HVDC提供了惯量支撑。
然而,上述研究仅通过调节整流侧的电流指令实现频率支撑,未能实现送受端控制指令的协调配合。为了充分利用LCC-HVDC灵活的功率调节能力,汉南-济州岛直流输电示范工程实施了送受端协调的频率支撑策略,该策略在面对频率跌落事件时,同时增加直流电压和直流电流,在短时间内增加LCC-HVDC的传输功率,从而为济州岛提供更强的频率支撑[36]。进一步文献[37]对此方法进行了改进,构建了基于数据驱动的最优直流电压和直流电流控制方法。汉南-济州岛HVDC系统的逆变侧采用了定电流控制,在进行受端电网频率支撑时,仅需根据本侧频率偏差调节逆变侧电流指令,而无需将频率偏差信息传递到整流侧,从而避免了站间通信带来的各种误差。然而,世界范围内大多数LCC-HVDC工程都采用了传统的控制模式,即整流器采用定电流控制,逆变器采用定电压控制[38-40],这导致了上述方法的应用范围受到了极大的限制。为适应主流的控制模式,文献[41]通过改变逆变器侧的直流电压来传递受端系统的频率动态,在更加广泛的应用场景内避免了站间通信。然而,上述方法在面对功率缺额时同时增加直流电压和直流电流,导致逆变侧的熄弧角减小,加剧了换相失败的风险,极大地限制了该方法的实用价值。
当LCC-HVDC系统增加或减少其传输功率进行频率支撑时,换流器消耗的无功功率消耗也会随之改变。无功功率的变化将导致逆变侧交流电压的波动。当逆变侧交流系统较弱时,这种波动会被进一步加剧,威胁系统的稳定运行。然而,以往关于LCC-HVDC系统频率控制的研究很少考虑到上述情况。尽管文献[31]中提出了LCC的交流电压控制方法,但该方法仅适用于混合HVDC系统(整流器是电压源换流器,逆变器是LCC),不能有效扩展至LCC-HVDC系统。
综上所述, 现有控制方法大多从单侧视角出发,不能灵活地对双侧系统提供有效的频率支撑。受此启发,提出了一种基于LCC-HVDC系统的主动双边频率支撑(active bilateral frequency support,ABFS)控制方法。该方法通过控制送端和受端系统的频率偏差来实现异步互联系统频率的动态双边调节。通过所提控制方法,异步互联电力系统将共享频率调节资源,在正常运行和频率扰动期间双侧系统将实现同频运行。此外,该方法还可通过协调控制电压和电流指令,保持逆变侧消耗无功功率恒定,最大限度地减少由直流功率变化引起的交流电压波动。
本文中的主要贡献如下:
1) 提出了一种基于LCC-HVDC系统的ABFS控制方法,该方法采用同频控制实现了系统频率的双向主动支撑。
2) 利用V-I轨分析了所提ABFS控制的有功/无功特性,结合上述特性,进一步阐述了LCC-HVDC的无功控制机理。然后将无功控制环节纳入所提ABFS控制方法,在不影响频率控制的情况下,实现了交流电压的有效调节。
本文的其余部分安排如下:第1节提出了基于LCC-HVDC的ABFS控制策略。第2节通过在实时数字仿真器进行仿真设计,验证了所提方法的有效性。第3节对本文进行了总结。
1 双向频率控制策略
1.1 所提方法的总体控制结构
图1为所提控制方法的总体控制结构。控制系统可以根据其功能被分为2部分。
图1 所提控制方法的总体结构
Fig.1 The overall structure of the control method
第1部分是ABFS控制模块,负责生成直流电流增量参考值ΔIdcref和直流电压增量参考值ΔVdcref。ABFS控制的具体细节将在2节讨论。由于所提的控制方法只调整直流电流和电压的增量参考值,在正常运行条件下(即ΔIdcref= 0,ΔVdcref = 0),直流电流和电压将保持在其额定值Idc0和Vdc0附近。
第2部分为定电流控制器和定电压控制器,用于在准稳态条件下控制有功功率。图1左侧所示的定电流控制通过调整整流器的触发角(αrec)来控制直流电流Idc达到其参考值。图1右侧所示的直流电压通过调整逆变器的超前触发角(βinv)来控制逆变器侧直流电压Vdi达到其参考值。
需要注意的是,由于本文将定电流控制和定电压控制视为LCC-HVDC系统的主控制,因此图1中没有展示其他控制器,例如逆变侧的定熄弧角角(CEA)控制。
图2利用V-I曲线揭示了所提方法的机理,所提ABFS控制方法的目标是在实现异步互联系统的同频运行的同时,合理地调节直流电流和电压指令,保证逆变侧消耗的无功恒定,进一步抑制交流电压的波动。
图2 所提方法的V-I曲线
Fig.2 The V-I trajectory of proposed method
根据文献 [42-43]中LCC HVDC的无功特性公式,图2(b)展示了在逆变侧消耗无功不变的前提下,直流电压和直流电流的关系。举例来说明本方法的基本思想,当发生功率扰动时,由同频控制器产生直流功率指令,直流功率由Pdc0增加至Pdc,然而图2(a)中曲线l1上任意一点对应的直流电压和直流电流指令都满足同频控制的要求,即直流功率增加至Pdc,那么根据高压直流输电的无功功率方程,计算在有功为Pdc的情况下,无功功率维持不变所需的电压、电流指令,进一步确定直流系统的运行点(A),如图2(b)所示。
由图2可以看出,随着LCC-HVDC传输的有功功率增加,直流电流和直流电压应同时增加以维持恒定的无功功率,反之亦然。由于有功功率等于直流电压与直流电流的乘积,无功功率也与直流电流和电压密切相关,因此ΔVdcref和ΔIdcref的分配至关重要。
1.2 ABFS控制策略
1.2.1 准同频控制
所提出的ABFS控制在频率支撑方面,通过同频控制环节,实现主动的双边频率支持。同频控制的控制结构如图3所示。
图3 同频控制器控制结构
Fig.3 Co-frequency controller
将异步互联系统的送端系统和受端系统分别定义为区域1和区域2,图3中,区域1和区域2的频率变化量作为控制器的输入,经滤波环节和死区环节后,由比例-积分控制器输出直流功率指令。由图3,不考虑滤波器和死区控制的有功功率指令增量可以表示为
(1)
式中,KP和 KI为PI控制器的比例和积分系数。Δf1= fN-f1和Δf2 = fN-f2 分别是区域1和区域2的频率偏差。 f1和 f2分别是区域1和区域2的运行频率。 fN是额定频率。
由式(1),所提出的同频控制模块可以通过调整有功功率增量参考值来实现 Δf1 =Δf2,从而实现2个异步互联系统的同频运行。
1.2.2 无功功率控制
同频控制模块确定了同频运行的有功功率增量参考值ΔPdc,而无功功率控制模块的功能是生成ΔVdcref和ΔIdcref,通过合理的控制ΔVdcref和ΔIdcref将直流功率从 Pdc0 调整到 Pdc0+ΔPdc,同时保持逆变器的无功功率消耗保持不变,并避免逆变侧运行点超过最小熄弧角(γ)约束。
由图4,经过准同频控制和无功功率控制环节,HVDC的运行点将从O点移至B点。由式(1),所提出的同频控制模块可以通过调整有功功率增量参考值来实现 Δf1 =Δf2,从而实现2个异步互联系统的同频运行。
图4 无功功率控制的V-I曲线
Fig.4 The V-I trajectory of reactive power control
基于上述原理,本节从LCC-HVDC系统的特性方程出发,设计了无功功率调节模块。根据LCC-HVDC系统的特性方程,逆变侧有功功率和无功功率如下所示:
Pdc=VdiIdc
(2)
(3)
式中: T为逆变侧换流变压器的变比;B为六脉波整流桥的数量,在本文中 B=2;UPCCi 是逆变侧交流母线电压。
将直流电压和直流电流表达为增量形式后,方程式(2)和(3)可以重新表述如下:
(4)
(5)
(6)
如前所述,所提控制策略的目标是保持直流侧无功功率Qdc,ΔQdc=0。因此,结合式(4)和式(5),可以计算出ΔVdcref和 ΔIdcref可以由下式计算:
(7)
(8)
在图4中,经由式(6)和式(7)调整直流电压和直流电流的参考值后,高压直流输电系统(HVDC)的运行点可能会从点O转移至点C,这导致了逆变侧熄弧角小于了最小熄弧角。因此,在无功功率控制模块中还需要考虑最小熄弧角约束对电流、电压指令进行修正。
基于常规直流输电的准稳态方程[44-48],逆变侧的直流电压可以被表达为
(9)
将式(2)代入到式(9)中,逆变侧直流电压可以表示为
⟹
(10)
式中,
(11)
Ci=3XTiPdi/π
(12)
式中:XTi为逆变侧换流变压器的漏感。假设高压直流输电系统(HVDC)的最小熄弧角约束为 γlim,将其带入式(10),可以推得最高允许的直流电压:
(13)
其中,
(14)
根据方程(13),最大允许的直流电压增量可以表达为
(15)
最终,考虑到逆变侧的最小熄弧角约束,ΔVdcref可以表示为
ΔVdcref=min{Eq.(6),Eq.(16)}
(16)
当ΔVdcref达到最大值时,,表示LCC-HVDC缺乏足够的控制裕度以维持无功功率恒定。在这种情况下,应优先考虑同频运行控制,牺牲部分无功功率调节的性能。基于上述分析,所提出控制策略的总体流程如图5所示。
图5 控制流程图
Fig.5 Control flow chart of proposed method
总结来说,与现有方法相比,所提出的方法具有以下优势:
1) 该方法能够在实现异步互联系统双侧频率支撑的同时,保持逆变侧消耗无功功率恒定,有效抑制交流电压波动。
2) 该方法考虑了逆变器的最小熄弧角约束,能够有效减轻流功率调节带来的换相失败风险。
2 算例分析
在本文中,以文献[49]中的四机两区域系统作为测试系统,系统拓扑结构如图6所示。其中线路L为额定电压为500 kV,额定功率为400 MW的常规直流输电线路;G1-G4为同步机;Load1和Load2为母线7和母线9处的等效负载;C1和C2代表母线7和母线10处的无功补偿装置G1-G2的惯量大小分别为6.5 s,G3-G4的惯量大小分别为6.175 s,阻尼为0,额定容量和额定电压分别为900 MW和20 kV,以额定电压和额定容量为基准值,励磁阻抗为0.002 5+j0.2,其余参数见表2。
图6 四机两区域系统
Fig.6 Four machines two areas system
为了验证所提控制策略的有效性,设计了3个算例进行分析。
算例1中,设在t=5 s时,母线7上负荷减少100 MW(如图6所示)。设置2种策略进行对比,策略1为本文所提出的方法;策略2为直流不参与系统频率支撑,通过2种策略的对比展示所提策略在提升系统频率响应方面的有效性。
算例2中,设在t=5 s时,母线7上的负荷减少100 MW,设置2种控制策略进行对比,策略1为本文所提出的方法;策略2为通过下垂控制改变整流侧电流指令实现的送端频率支撑控制。通过2种控制策略的对比,展示了所提方法在进行双侧频率支撑的同时,实现电压波动的最小化。
算例3中,在母线7和母线10上施加连续的负荷扰动,来验证所提控制策略的动态频率控制能力,负载的变化情况见表1。
表1 同步机参数
Table 1 The parameters of synchronous machine
q轴参数取值d轴参数取值电抗1.7电抗1.8暂态电抗0.55暂态电抗0.3次暂态电抗0.25次暂态电抗0.25暂态时间常数0.4s暂态时间常数8s次暂态时间常数0.05s次暂态时间常数0.03s
表2 负荷扰动情况
Table 2 Load change conditions MW
母线t=5.0st=7.0st=8.0st=10.0st=11.0s7-800100070100600700
2.1 算例1
图7展示了算例1的仿真结果,在图7中,子图(a1)—(g1)为直流不参与调频的仿真结果(策略1),子图(a2)—(g2)为本文所提方法的仿真结果(策略2)。
图7 算例1仿真结果
Fig.7 Simulation results of Case 1
由图7(a1)可以看出,在未采用所提方法的情况下,区域1的频率上升,而区域2的频率保持不变。这是因为直流电流(图7(f1))和电压(图7(e1))的参考值不随频率变化而变化。区域1的不平衡功率仅通过同步机G1和G2的调速器进行调节,而G3和G4的输出功率保持不变(图7(b1))。同时,由于发电机的励磁系统对交流电压进行了自动调节,区域1的负载增加对交流电压(图7(h1))和无功功率交换(图7(d1))产生了影响,。
由图7(a2),采用所提方法后,直流功率的增加(图7(c2))导致了区域1的频率最高点明显降低。这是因为所提控制策略同时增加了直流电流(图7(e2))和直流电压(图7(f2)),通过改变直流传输功率进行了频率调节。此外,由图7(a2),t=15 s后,区域1和区域2的频率基本一致,证实了所提同频控制模块的有效性。
在同频控制器的作用下,区域2的机组也参与了区域1不平衡功率的调节。如图7(b2)所示,区域1和区域2的所有发电机的输出功率都有所降低。随着直流功率的增加,逆变侧吸收的无功功率应当相应增加。然而,在采用所提控制策略的下,逆变侧消耗的无功功率基本保持不变(图7(d2))。这最小化了变流器母线的交流电压波动,如图7(h2)所示。
2.2 算例2
图8展示了算例2的仿真结果,其中子图(a1)—(g1)为仅用p/f下垂控制进行频率制成的仿真结果,下文简称策略1。而子图(a2)—(g2)为所提方法的仿真结果,下文简称策略2。
图8 算例2仿真结果
Fig.8 Simulation results of Case 2
使用策略1时,区域1和区域2的频率都有所上升(图8(a1)),且区域1的频率最高点有所改善。这是因为策略1在保持直流电压不变的同时增加了直流电流参考值(图8(f1)),导致直流电流(图8(f1))和直流功率(图8(c1))增加。由于区域2也参与调节不平衡功率,区域2的同步机G3和G4的输出功率也有所减少(图8(b1))。随着直流功率的增加,逆变侧换流器消耗的无功功率增加(图8(d1)),这导致了逆变侧换流母线交流电压有所下降(图8(h1))。此外,可以预见的是,当功率扰动出现在受端时,策略一并不能有效的支撑受端频率,即不能实现频率的双侧支撑。
采用所提出的方法时,如图8(a2)所示,区域1和区域2的频率都有所上升。这是因为所提控制策略同时增加了直流电流(图8(f2))、直流电压(图8(e2))以及最终的直流功率(图8(c2))。此外,t=15 s后,区域1和区域2的频率达到一致(图8(a2)),实现了异步互联系统的同频运行。在同频运行状态下,区域2也参与不平衡功率的调节,区域1和区域2的所有发电机的输出功率都有所降低(图8(b2))。随着直流功率的增加,逆变侧吸收的无功功率也相应增加。然而,在采用所提控制策略的情况下,逆变侧消耗的无功功率基本保持不变,这减小了逆变侧的电压波动,达到稳态时,逆变侧的交流电压基本与扰动前一致(图8(h2))。
上述仿真结果表明,所提控制策略能够实现有效的双边频率支持,同时最大程度减少交流电压的波动。
2.3 算例3
算例3的仿真结果如图9所示,其中2个区域设置了连续的负荷扰动,由图9可以看到,在所提控制策略的作用下,区域1频率和区域2频率展现出相似的变化趋势,并在t=30 s后趋于一致。所提控制策略灵活调整直流电流(图9(e))和直流电压(图9(f)),实现了直流功率的灵活调节(图9(c))。且通过在直流控制器中附加频率控制环,2个区域的调频资源实现了共享(图9(b))。
图9 算例3仿真结果
Fig.9 Simulation results of Case 3
算例3的仿真结果如图9所示,其中2个区域设置了连续的负荷扰动,由图9可以看到,在所提控制策略的作用下,区域1频率和区域2频率展现出相似的变化趋势,并在t=30 s后趋于一致。所提控制策略灵活调整直流电流(图9(e))和直流电压(图9(f)),实现了直流功率的灵活调节(图9(c))。且通过在直流控制器中附加频率控制环,两个区域的调频资源实现了共享(图9(b))。
3 结论
1) 基于 LCC-HVDC的主动双边频率支持控制策略,通过协调控制直流电流指令和直流电压指令,能够实现异步互联系统的同频运行,还能够维持逆变器的无功功率消耗保持恒定,有效地减轻由直流功率变化引起的交流电压波动。
2) 该策略考虑了逆变侧的熄弧角约束,有效避免了换相失败的风险。
3) 鉴于LCC-HVDC系统的高功率容量和高可控性,所提出的控制策略在提升异步互联电力系统的频率响应方面具有一定的工程应用价值。本文提出了一种基于LCC-HVDC的主动双边频率支持控制策略。
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