云廣特高壓直流輸電工程送端孤島頻率控制分析

徐攀騰

(中國南方電網超高壓輸電公司廣州局，廣州市，510405)

0 引言

云南—廣東特高壓直流輸電線路(簡稱云廣直流)輸送容量巨大，對南方電網的安全穩定影響顯著［1-2］。如果云廣直流采取孤島運行方式，可較大提高云電外送的穩定水平，并簡化直流安全穩定系統的配置。因此，云廣直流的孤島運行方式被確認為正常運行方式之一［3］。在孤島運行方式下，當交流系統有擾動或調整直流傳輸功率時，可能會引起系統的頻率波動。與并入交流電網不同，在孤島運行方式下送端頻率調節無法依靠網內機組共同調節，主要由機組自身調節和直流頻率控制。因此，有必要對直流輸電工程中頻率控制功能進行深入的研究。

1 云廣直流孤島運行方式

交直流并列運行時，楚雄換流站除分別通過2回500 kV線路與小灣和金安橋電站相連外，還通過2回500 kV交流線路與云南主網500 kV和平變電站(昆西北變)相連。當云廣直流與云南主網間沒有直接電氣聯系，小灣和金安橋電站的電力在楚雄換流站匯集，通過云廣直流直接送到廣東電網負荷中心即進入孤島運行方式。云廣直流主要有2種孤島運行方式(常規孤島):孤島運行方式A，小灣以2回線接入換流站;孤島運行方式B，小灣以3回線接入換流站。

1.1 孤島運行方式A

小灣以2回線接入換流站，小灣電站機組除送入楚雄換流站外，其余1～2臺機組單獨通過另1回線接入和平變，同時斷開至云南主網和楚雄換流站的2回500 kV線路，系統接線如圖1所示。

圖1 孤島運行方式A系統接線Fig.1 Sending end in mode A of island operation

1.2 孤島運行方式B

小灣6機3線、金安橋以2機1線接入楚雄換流站的接線方式，此方式下小灣—和平變線路通過和平變—楚雄換流站線路配串倒接至楚雄換流站，實現直流的孤島運行，系統接線如圖2所示。

圖2 孤島運行方式B系統接線Fig.2 Sending end in mode B of island operation

2 直流頻率控制

孤島運行方式下，直流系統輸送功率較大時，系統的短路容量比較小，屬于弱交流系統，交、直流系統的擾動、故障等將給系統的穩定運行帶來極大的風險。整流側在擾動情況下的系統功率不平衡是導致系統頻率穩定破壞的根本原因，因此，消除或減小發電機組輸出功率與直流系統傳輸功率間的不平衡是一種行之有效的解決辦法［4］。

對于送端孤島系統，除發電機組自身具有的一次調頻能力外，還有必要采取直流頻率控制的附加控制功能［5-6］。頻率控制利用了直流輸電系統功率的快速可控性，當送端頻率變化時，為防止發生頻率穩定破壞事故，通過快速調整外送功率來達到控制送端系統頻率的目的，其原理如圖3所示。

圖3 頻率控制原理Fig.3 Schematic diagram of frequency control function

3 云廣直流頻率控制功能的實現

云廣直流工程中頻率控制功能在極控層通過2個閉環控制器實現，頻率控制原理為:將頻率控制功能設定的上、下限值(50±0.2 Hz或50±0.5 Hz)與系統實際頻率的2個差值，分別經過限幅處理(限幅值為5 Hz)后與雙極頻率控制耦合值(另一極的頻率限制功能(freqency limit control，FLC)的功率調制量與本極 FLC的功率調制量的差值，經比例積分(proportional integral，PI)控制器處理后所得到的頻率調制量)相加，并將該計算結果輸入到2個不同的PI控制器。當實際頻率超過定義的上限時，自動投入相對應的控制器，逐漸增加功率調制量直到上限值;當頻率低于定義的頻率下限時，對應的控制器自動投入，逐漸減少功率調制量直到下限值。如果在調制量上升或下降過程中，頻率恢復到限制值，即控制器的輸入為0，則控制器的輸出保持此時的調制量;如果頻率已恢復到定義的頻率范圍內，則控制器的輸入為負值，控制器會按定義的速率減少功率調制量直到調制量為0。2個PI控制器的輸出相加作為最終的頻率控制的輸出值，該值與所有其他穩定控制功能的輸出相加，反饋到功率定值計算器完成Iref的計算。

4 仿真試驗

4.1 建模

按照南方電網的實際情形，采用實時數字仿真軟件搭建控制系統模型，±800 kV云廣特高壓直流系統連接實際直流控制保護裝置，并計及交流系統。針對云廣直流進入送端孤島運行方式，送端發電機組模型包括發電機、調速器、勵磁系統和電力系統穩定器，其參數基本與系統分析用的BPA數據一致。送端發電機組的每臺發電機額定功率為700 MW，小灣電廠的6臺發電機通過2條輸電線連接至楚雄換流換流站，1條輸電線路連接至和平站，線路參數與實際工程一致。直流輸電系統仿照云廣直流工程建模，額定直流電壓為±800 kV，額定直流功率為5000 MW，整流站和逆變站均配置有交、直流濾波器，整流側交流母線另加裝有2組容量為120 Mvar的靜態無功補償裝置(static var compensator，SVC)。基本控制策略是整流側選為定電流控制，逆變側選為定電壓控制。頻率控制的輸出用于修正基本電流參考值，以實現直流系統快速調整直流功率的目的［4］。

4.2 頻率控制功能仿真

基于所建立的交、直流混合系統實時仿真試驗平臺，對云廣直流送端由聯網轉入孤島運行過程中頻率控制功能進行了仿真試驗。通過調整發電機出力和電網潮流，與電網交換功率低于40 MW時，使云廣直流系統從聯網狀態進入孤島運行方式B，考慮到金安橋電廠尚未發電，故本試驗只考慮小灣6機3線孤島運行。直流初始功率設為3940 MW，在云廣直流穩定進入孤島運行方式后，將無功控制模式由定無功功率模式設為定交流電壓模式，換流變分接頭由角度模式設為電壓模式，同時提升直流功率至4000 MW，在直流功率上升的過程中投入頻率控制功能，設定調整頻率限制值為50±0.2 Hz。頻率控制功能投入時仿真波形如圖4所示。

圖4 頻率控制功能投入時仿真波形Fig.4 Simulated waves under frequency control function

由圖4可知，當頻率控制功能未投入時，由于發電機組的自身調節功能，隨著直流功率的上升，發電機組的出力可以滿足有功功率的平衡，保持系統頻率在50±0.2 Hz范圍內，約為49.899 Hz。在頻率控制功能投入后，頻率控制功能使能調整直流功率，使得直流輸送功率大幅上升，導致系統頻率大幅下降，最低跌落至48.711 Hz，這樣非但沒有改善系統的頻率，反而使得系統頻率進一步惡化。

4.3 仿真試驗分析及改進措施

在極控裝置上電啟動以后，MFP模塊的輸出為0，使得PAR13模塊的輸出為4000000 ms(約為66.7 min)，這就意味著當設定調整頻率限制值為50±0.2 Hz后，需要經過 66.7 min PRAMPUL 模塊才能夠輸出頻率上、下限值參考值。試驗過程中，極控裝置上電約30 min就開始了仿真試驗，此時上下限值參考值尚未到達正常設定的50±0.2 Hz，系統實際頻率遠大于當前PRAMPUL模塊輸出的頻率參考值，故頻率控制功能使能提升直流功率，以滿足系統的頻率降低到當前PRAMPUL模塊輸出的頻率參考值。當直流功率得到大幅提升后，孤島運行方式下的發電機出力將無法滿足有功功率的平衡，系統頻率大幅下降。

針對上述初始化模塊的設計缺陷，本文對初始化模塊進行了修改，使用PDE+NOT模塊來替換MFP模塊。經過修改后，極控裝置上電以后，PDE+NOT模塊輸出為1，PAR13模塊輸出為1000 ms，即在極控裝置啟動1000 ms后頻率上、下限值參考值就能達到設定的50±0.2 Hz。重復以上仿真試驗，頻率控制功能投入時仿真波形如圖5所示。

圖5 改進后仿真波形Fig.5 Improved waves

5 結論

(1)在云廣直流送端孤島運行方式下，綜合利用機組調頻能力、直流頻率控制，能夠實現對送端孤島系統頻率的有效控制。

(2)改進后的頻率上、下限參考值初始化功能，能夠有效保證在極控裝置啟動后，準確而快速地到達頻率限制的參考值，實現頻率控制功能的正確性。

(3)直流頻率控制功能，反映系統功率不平衡而導致的系統頻率上升或下降，通過改變直流系統的功率指令而達到系統功率平衡，能夠有效改善送端頻率穩定性。

［1］中國南方電網公司.±800 kV直流輸電技術研究［M］.北京:中國電力出版社，2006:2-60.

［2］徐政，楊靖萍，高慧敏.南方電網多直流落點系統穩定性分析［J］.高電壓技術，2004，30(11):21-23.

［3］南方電網技術研究中心.楚雄換流站孤島運行研究總結［R］.廣州，南方電網技術研究中心，2008:1-2.

［4］馬玉龍，石巖，殷威揚，等.HVDC送端孤島運行方式的附加控制策略［J］.電網技術，2006，30(24):222-225.

［5］余濤，沈善德，任震.華中華東多回HVDC緊急功率轉移控制的研究［J］.電網技術，2004，28(12):1-4.

［6］劉紅超，李興源，王路，等.多饋入直流輸電系統中直流調制的協調優化［J］.電網技術，2004，28(1):5-9.