云广特高压直流输电工程送端孤岛频率控制分析.doc

云广特高压直流输电工程送端孤岛频率控制分析徐攀腾（中国南方电网超高压输电公司广州局，广东省 广州市 510405）摘要：直流工程用于远离主干网架的水电站或火电厂的电力送出时，送端交流系统形成相对独立的“孤岛”，云广直流的孤岛运行方式被确认为一种正常运行方式。本文利用RTDS 实时数字仿真器和控制保护系统SIMATIC TDC，对云广特高压直流工程孤岛运行方式下直流频率控制功能进行了仿真分析。并针对在仿真过程中发现的频率控制功能所存在的缺陷进行了分析，提出了切实可行的改进措施，并通过仿真验证了改进措施的有效性。关键词：特高压；孤岛运行；频率控制；实时数字仿真；SIMATIC TDC0 引言南方电网(CSG)目前已建设世界上第一回800kV、输电容量为5GW的特高压直流(UHVDC)输电工程-云广直流输电工程,以满足“十一五”期间云南向广东送电的需要以及“十二五”初小湾、金安桥等电站向广东送电的需要1-2。云广直流输送容量巨大，对南方电网的安全稳定产生十分大的影响。如果云广直流采取孤岛运行方式，可以较大地提高云电外送的稳定水平，效益显著，并可以简化直流安稳系统的配置。因此，云广直流的孤岛运行方式被确认作为正常运行方式中的一种 3 。在孤岛运行方式下，当交流系统有扰动或调整直流传输功率时，将可能会引起系统的频率波动。与并入交流电网不同，在孤岛运行方式下送端频率调节无法依靠网内机组共同调节，主要由机组自身调节和直流频率控制。因此有必要对直流输电工程中频率控制功能进行深入的研究。1 云广直流孤岛运行方式交直流并列运行时，楚雄换流站除分别通过2回500kV线路与小湾和金安桥电站相连外，还通过2回500kV交流线路与云南主网的500kV和平变电站(昆西北变)相连。当云广直流输电系统与云南主网间没有直接电气联系，小湾和金安桥电站的电力在楚雄换流站汇集，通过云广直流直接送到广东电网负荷中心即进入孤岛运行方式。云广直流主要有两种孤岛运行方式（常规孤岛）：孤岛运行方式A-小湾以二回线接入换流站；孤岛运行方式B-小湾以三回线接入换流站。1.1 孤岛运行方式A小湾以二回线接入换流站，小湾电站机组除送入楚雄换流站外，其余12 台机组单独通过另一回线接入和平变，同时断开至云南主网和楚雄换流站的两回500kV 线路。如图1所示。图1 孤岛运行方式系统接线1.2 孤岛运行方式B小湾六机三线、金安桥以二机一线接入楚雄换流站的接线方式，此方式下小湾和平变线路通过和平变楚雄换流站线路配串倒接至楚雄换流站，实现直流的孤岛运行。如图2所示。图2 孤岛运行方式B系统接线2 直流频率控制孤岛运行方式下，直流系统输送功率较大时，系统的短路比较小，属于弱交流系统，交、直流系统的扰动、故障等将给系统的稳定运行带来极大的风险。整流侧在扰动情况下的系统功率不平衡是导致系统频率稳定破坏的根本原因。因此，消除或减小发电机组输出功率与直流系统传输功率间的不平衡是一种行之有效的解决办法。对于送端孤岛系统，除发电机组自身具有的一次调频能力外，还有必要采取直流频率控制的附加控制功能4-5。频率控制是利用直流输电系统功率的快速可控性，当送端频率变化时，为防止发生频率稳定破坏事故，通过快速调整外送功率来达到控制送端系统频率的目的6-7，如图3所示。图3 频率控制原理图3 云广特高压直流频率控制功能的实现云广特高压直流工程中频率控制功能在极控层通过两个闭环控制器实现，频率控制的原理是:将频率控制功能设定的上、下限值（50Hz0.2Hz或50Hz0.5Hz）与系统实际频率的两个差值，分别经过限幅处理（限幅值为5Hz）后与双极频率控制耦合值（另一极的FLC的功率调制量与本极FLC的功率调制量的差值，经PI控制器处理后所得到的频率调制量）相加，并将该计算的和值输入到两个不同的PI控制器。当实际频率超过定义的上限时，与之相对应的控制器自动投入，逐渐地增加功率调制量直到上限值；当频率低于定义的频率下限时，与之对应的控制器自动投入，逐渐地增加负的功率调制量直到下限值。如果调制量上升或下降的过程中，频率恢复到限制值，即控制器的输入为零，则控制器的输出保持此时的调制量；如果频率已恢复到定义的频率范围内，则控制器的输入为负值，控制器会按定义的速率减少功率调制量直到调制量为零。两个PI控制器的输出相加作为最终的频率控制的输出值。该值与所有其他稳定控制功能的输出相加，反馈到功率定值计算器完成Iref的计算。云广特高压直流工程频率控制的原理图如图4所示。图4 频率控制功能软件逻辑4 仿真实验4.1 RTDS建模按照南方电网的实际情形，采用RTDS 软件搭建控制系统模型，800 kV云广特高压直流系统连接实际直流控制保护装置，并计及交流系统。针对云广直流进入送端孤岛运行方式，送端发电机组模型包括发电机、调速器、励磁系统和电力系统稳定器，其参数基本与系统分析用的BPA 数据一致。送端发电机组的每台发电机额定功率为700MW，小湾电厂的6台发电机通过两条输电线连接至楚雄换流换流站，一条输电线路连接至和平站，线路参数与实际工程一致。直流输电系统仿照云广直流工程建模，额定直流电压为800kV，额定直流功率为5000 MW，整流站和逆变站均配置有交、直流滤波器，整流侧交流母线另加装有2组容量为120MVar的SVC。基本控制策略是整流侧选为定电流控制，逆变侧选为定电压控制。频率控制的输出用于修正基本电流参考值，以实现直流系统快速调整直流功率的目的。4.2 频率控制功能仿真基于所建立的交直流混合系统实时仿真实验平台，对云广直流送端由联网转入孤岛运行过程中频率控制功能进行了仿真实验。通过调整发电机出力和电网潮流，与电网交换功率低于40MW的情况下，使云广直流系统从联网状态进入孤岛运行方式B，考虑到金安桥电厂尚未发电，故本实验只考虑小湾6机三线孤岛运行。直流初始功率设为3940MW，在云广直流稳定进入孤岛运行方式后，将无功控制模式由定无功功率模式设为定交流电压模式，换流变分接头由角度模式设为电压模式，同时提升直流功率至4000 MW，在直流功率上升的过程中投入频率控制功能，设定调整频率限制值为50Hz0.2Hz。频率控制功能投入时仿真波形图如图5所示。图5 频率控制功能投入时仿真波形图由实验结果可以看到，当频率控制功能未投入时，由于发电机组的自身调节功能，随着直流功率的上升，发电机组的出力可以满足有功功率的平衡，保持系统频率在50Hz0.2Hz范围内，约为49.899 Hz，此时即使频率控制功能投入也不应使能。但是在频率控制功能投入后，频率控制功能使能调整直流功率，使得直流输送功率大幅上升，导致系统频率大幅下降，最低跌落至48.711 Hz。这样非但没有改善系统的频率反而使得系统频率进一步恶化。 5 仿真实验异常分析及改进措施图6为频率控制功能频率上、下限参考值初始化功能图，由图可知，在极控装置上电启动以后，MFP模块的输出为0，使得PAR13模块的输出为4000000ms（约66.7min）,这就意味着当设定调整频率限制值为50Hz0.2Hz后，需要经过4000000msPRAMPUL模块才能够输出频率上、下限值参考值。在实验过程中，极控装置上电约30min 就开始了仿真实验，此时上下限值参考值尚未到达正常设定的50Hz0.2Hz，系统实际频率远大于当前PRAMPUL模块输出的频率参考值，故频率控制功能使能提升直流功率，以满足系统的频率降低到当前PRAMPUL模块输出的频率参考值。当直流功率得到大幅提升后，孤岛运行方式下的发电机出力将无法满足有功功率的平衡，系统频率大幅下降。图6 频率上、下限参考值初始化功能图针对上述初始化模块的设计缺陷，本文对初始化模块进行了修改，使用PDE+NOT 两个模块来替换MFP模块，如图7所示。经过修改后，极控装置上电以后，PDE+NOT模块输出为1， PAR13模块输出为1000ms，即在极控装置启动1000ms后频率上、下限值参考值就能达到设定的50Hz0.2Hz。图7 改进后频率上、下限参考值初始化功能图重复以上仿真实验，频率控制功能投入时仿真波形图如图8所示。图8 改进后仿真波形图随着直流功率上升至3985MW时，通过发电机组的自身的调节使得系统频率为49.911 Hz，此时系统频率在50Hz0.2Hz的限制值范围内，频率控制功能投入也未使能。随着直流功率的缓慢提升，频率控制功能未使能，系统频率一直保持在控制范围之内。6 结论1）在云广直流送端孤岛运行方式下，综合利用机组调频能力、直流频率控制，能够实现对送端孤岛系统频率的有效控制。2）改进后的频率上、下限参考值初始化功能，能够有效保证在极控装置启动后，准确而快速的到达频率限制的参考值，实现频率控制功能的正确性。3）直流频率控制功能，反映系统功率不平衡而导致的系统频率上升或下降，通过改变直流系统的功率指令而达到系统功率平衡，能够有效改善送端频率稳定性。参考文献1 中国南方电网公司. 800 kV直流输电技术研究M .北京:中国电力出版社, 2006. 2 - 60.2 徐政,杨靖萍,高慧敏. 南方电网多直流落点系统稳定性分析J . 高电压技术, 2004 , 30 (11) : 21-23.3 南方电网技术研究中心.楚雄换流站孤岛运行研究总结M .2008.06.4 余涛，沈善德，任震华中华东多回HVDC 紧急功率转移控制的研究J电网技术，2004，28(