高比例水电多直流送端电网频率稳定协调控制技术及实践

第49卷 第6期 电力系统保护与控制 Vol.49 No.6 2021年3月16日 Power System Protection and Control Mar. 16, 2021 DOI: 10.19783/j.cnki.pspc.200590 高比例水电多直流送端电网频率稳定协调控制技术及实践 刘柏私1，汤 凡1，余 锐1，刘福锁2，张宇栋1 (1.国家电网有限公司西南分部，四川 成都 610094；2.南瑞集团有限公司 (国网电力科学研究院有限公司)，江苏 南京 211006) 摘要：针对异步联网运行后，高水电占比多直流外送西南电网面临的超低频振荡和频率失稳风险，构建了高比例水电多直流送端电网频率稳定控制框架。在传统控制措施基础上引入直流频率控制和紧急调整功能，提高送端电网频率稳定防御能力。基于直流频率控制器对送端电网频率响应特性的影响分析，提出了直流频率控制器与一次调频的配合关系以及考虑直流功率偏差的二次调频方法。提出了兼顾频率稳定和故障后潮流控制的多直流协调紧急功率调制方案。并通过实际故障后交直流协调控制系统实际动作情况，论述了频率稳定协调控制技术的有效性。 关键词：频率稳定；直流FC；一次调频；AGC；紧急功率控制 Frequency stability coordination control technology and practice of a multi-DC outgoing power grid with a high proportion of hydropower LIU Bosi1, TANG Fan1, YU Rui1, LIU Fusuo2, ZHANG Yudong1 (1. Southwest Branch of State Grid Corporation of China, Chengdu 610094, China; 2. NARI Group Corporation/State Grid Electric Power Research Institute, Nanjing 211006, China) Abstract: There is an ultra-low frequency oscillation and frequency instability risk faced by the Southwest Power Grid with its large proportion of hydropower and multi-DC outgoing. Thus a frequency stability control framework for this situation is constructed. Using traditional control measures, the functions of DC frequency control and emergency adjustment are introduced to improve the frequency stability defense capability of the outgoing power grid. Based on the analysis of the influence of a DC frequency controller on the frequency response characteristics of the outgoing power grid, the coordination relationship is considered between the DC frequency controller and primary frequency modulation and secondary frequency modulation considering DC power deviation. A multi-DC coordinated emergency power modulation scheme considering both frequency stability and power flow control after a fault is proposed. Given the actual operation of a AC/DC coordinated control system after actual fault, the effectiveness of the frequency stability coordinated control technology is discussed. This work is supported by the Science and Technology Project of the Headquarters of State Grid Corporation of China (No. 5108-201926029A). Key words: frequency stability; DC frequency control; primary frequency modulation; AGC; emergency power control 0 引言 我国一次能源与负荷呈逆向分布，为满足清洁能源送出、负荷中心电力供应、节能减排等方面的迫切需求，国家电网大力发展适于远距离、大容量输电的特高压交、直流技术[1-2]。但在“强直弱交” 的过渡期内，交流故障引发的直流换相失败造成的 基金项目：国家电网有限公司总部科技项目资助(5108- 201926029A) 功率冲击，将导致远方交流断面功率产生大幅波动，严重时可导致弱送端电网功角暂态失稳[3-6]。 渝鄂背靠背柔性直流工程投运后，由四川、重庆、西藏电网互联构成的西南电网，通过复奉、锦苏、宾金、宜昌、施州、德宝、柴拉7回直流分别与华东、华中、西北电网异步互联，呈现典型的弱送端多直流外送电网特征。 西南电网异步联网运行后，有利于缓解特高压直流换相失败功率冲击引发的功角失稳风险，释放长距离水电通道的送电能力。但西南电网成为独立Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved. - 182 - 电力系统保护与控制 的频率控制区，水电占比达到71%，因水电机组“水锤效应”[6-14]和参数不匹配[15-18]等，导致电网存在振荡频率约为0.05 Hz的超低频振荡。同时，西南电网装机规模仅为原“西南-华中-华北”同步电网的1/6左右，电网可承受的功率不平衡量大幅下降。由于超低频振荡问题的抑制需求，降低了大量主力水电机组的调频能力，频率安全稳定问题异常突出[19-20]。亟需针对电网面临的实际风险，研究交直流协调的控制技术，保障电网安全稳定运行。 本文针对异步联网运行后，高水电占比多直流外送西南电网面临的超低频振荡和频率失稳风险，构建了频率稳定控制框架，在传统控制措施基础上，引入直流频率控制(FC)和紧急调整功能，系统研究了直流FC与一次调频、AGC的配合策略以及多直流协调紧急控制策略，提高送端电网频率稳定防御能力，并基于事故后实际动作情况分析了多直流协调紧急控制策略的有效性。 1 西南电网频率风险和频率稳定防控体系 1.1 异步运行后西南电网频率风险 西南电网是我国重要的水电基地，截至2019年底，水电装机达到83 459 MW，占总装机容量的71%，最大外送规模30 200 MW，占总装机容量的25.7%。大渡河、雅砻江、岷江等流域的水电群通过5大长距离水电通道汇集、再经直流外送至华东、华中和西北电网，如图1所示。 的主力电源，加之转动惯量变为异步联网前的1/6。水电机组的水锤效应和一次调频参数与电网工况不匹配[5]，可导致电网发生超低频振荡，严重影响电网的安全稳定运行。 研究表明，在基于西南-华中交流联网方式整定的调速器参数下，西南电网异步联网运行后存在振荡周期14~17 s的超低频振荡风险，最大振幅可达到±0.4 Hz左右。电网频率的持续振荡除恶化电能质量、造成用户损失外，还可能导致机组原动机执行机构故障、引发连锁跳机导致发生连锁故障等问题，严重威胁电网安全。 为解决上述问题，西南电网共计138台、共5 070万kW水电机组调速器新增了“小网控制模式”，优化调速器控制死区、PI环节参数，通过降低控制速率、改善相位特性，达到降低水电调速系统的负阻尼效应的目的。但优化水电机组控制参数是以牺牲机组一次调频性能为代价，导致电网抗功率冲击的能力被弱化。 2) 低频及高频失稳风险 异步联网运行后，西南电网可承受的功率不平衡量大幅下降，且与电网开机方式密切相关。仿真表明，不计旋转备用，按暂态频率跌落不超过1 Hz (不导致第三道防线低频减载动作)为约束条件，西南电网可承受的电源损失量仅占开机容量的4%的左右，如图2所示。 图2 电网开机容量与可承受电源损失量的关系 Fig. 2 Relationship between the unit-operating capacity and the loss of power supply 图1 西南电网跨区互联情况 Fig. 1 Cross-regional interconnection of Southwest Power Grid 异步联网运行后，西南电网面临的频率控制风险主要包括超低频振荡风险和低频/高频失稳风险。主要特征如下。 1) 超低频振荡风险 西南电网异步联网运行后，水电成为同步电网西南电网运行的季节性特征明显，丰水期全网开机容量约65 000~80 000 MW，枯水期全网开机容量约30 000~60 000 MW。小开机方式下，1 200 MW的电源损失即可能导致低周减载动作，切除大量负荷。网内30余处交直流设备N2故障(包括同塔电源通道中断、受电直流闭锁、解决暂态失稳风险的安控切机等)引发的电源损失均可能导致低周减载动作。 高频失稳问题主要由外送直流闭锁引发，若直流配套安控系统拒动，电网高周过程可能引发火电Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved. 刘柏私，等 高比例水电多直流送端电网频率稳定协调控制技术及实践 - 183 - 机组OPC无序动作、新能源机组脱网、高周切机等。 1.2 西南电网频率稳定防控体系 针对上述电网频率控制风险，西南电网频率稳定防控体系除常规的机组一次调频、AGC、安控切机、高周切机、低周减载措施外，增加了直流FC和直流紧急功率调制措施，充分利用直流的快速调节能力，降低电网频率振荡风险、增强电网频率控制能力，如图3所示。 根据图4所示直流频率控制器框图，以直流外送启用整流侧频率控制为例，忽略测量环节和惯性环节时间常数T1R、T2R，直流FC传递函数为 min(Dmax1,K2R(f))(f≥)PFC0(f) (1) max(Dmax2,K2R(f))(f≤)式中：Δf为送端电网频率偏差；ε、K2R分别为FC整流侧频率控制死区和放大倍数。 有功负荷的静态特性采用恒功率、恒电流、恒阻抗的综合负荷模型描述[16]，并考虑负荷的频率依赖特性。其中，AP+BP+CP=1，FP为负荷的有功频率指数，FP的典型取数范围为1~3；NP为有功电压指数，NP=2；f为送端西南电网频率[21]。 V2NPfVPloadP0AP(2)BP()CP()FP (2) V0V0f0将直流视为负荷，并忽略频率变化过程的电压波动，则考虑直流FC及有功负荷的静态特性的总的负荷频率特性为 n

fFP

PLP0()(PDCiPFCi) (3) f0i1式中：PL、P0、f0分别表示计入直流功率的总负荷、额定频率下的送端电网实际负荷、送端电网额定频率；PDCi、PFCi表示第i条直流的计划功率、FC调节量。 按照西南电网负荷P0=30 000 MW、负荷有功频率指数FP=1.5，复奉、宾金、锦苏三回直流总外送21 600 MW并启用FC，三回直流FC总的最大可调节量Dmax1=1 080 MW、Dmax2=-2 160 MW、频率死区为ε=±0.07 Hz考虑，计及上述三回直流FC的总的负荷频率特性如图5所示。 图3 西南电网频率稳定防控体系 Fig. 3 Frequency stability prevention and control system of Southwest Power Grid 当电网频率偏差超过FC控制死区时，直流FC动作，承担频率快速调节、限制频率波动幅度、提升电网阻尼；当电网发生严重电源损失时，基于事件触发的直流紧急功率调制措施动作，根据预定策略回降外送直流功率或提升受入直流功率，避免低周减载动作。 2 直流FC与一次调频、AGC的协调配合 2.1 计及直流FC的送端电网负荷特性 西南电网相关直流FC采用惯性环节+比例放大的控制模式，如图4所示。 图4 西南电网直流频率控制器 Fig. 4 DC frequency controller for Southwest Power Grid 其中，T1R、T1I为频率测量环节的时间常数，ε为FC的频率控制死区，K2R、K2I和T2R、T2I为FC的核心参数，直接决定了频率控制性能，T2R、T2IK2R、K2I主要决定FC对高频振荡分量的滤除效果，主要决定FC的调节速率和调节量。限幅环节Dmax1、Dmax2限制了FC输出的最大调节量。 图5 考虑FC的负荷频率特性 Fig. 5 Load frequency characteristics considering frequency control 可见，启用直流FC后，电网总的负荷频率特性呈现明显的非线性特征： Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved. - 184 - 电力系统保护与控制 1) 当频率偏差小于FC控制死区或FC调节量达到限幅值后，总的负荷频率特性主要决定于实际用户负荷的频率响应(A-E、B-C、D-F)。 2) 当直流FC参与调节且处于线性控制区时，总的负荷频率特性主要取决于FC的响应(A-B、C-D)。 其中，直流FC动作且控制量未达到限幅时，电网总的负荷频率调节效应系数为1 170 MW/ 0.1 Hz，直流FC不动作或控制量达到限幅时，电网总的负荷频率调节效应系数仅为90 MW/0.1 Hz。 2.2 直流FC与一次调频的配合 直流FC与一次调频的配合关系主要考虑兼顾良好的调频效果和抑制超低频振荡的作用。 发电机的静态特性主要由机组调差系数R决定，如式(4)所示，式中ΔPG为发电机功率调节量，ΔfG为发电机频率，西南电网典型的机组调差系数为4%~5%。 PGfG/R (4) 考虑直流FC的一次调频效果如图6所示。可见，投入直流FC后，电网频率控制能力得以提升，损失相同发电功率情况下，投入直流FC后，频率跌落幅度明显降低(f1f2)。并且，机组调频能力越弱，直流FC减小频率波动幅度的效果越明显，如图6(a)所示。 若机组一次调频死区大于直流FC控制死区，当出现负荷扰动量不足以导致调速器动作时，电网 频率调整将主要由负荷频率特性和直流FC决定，这将使得直流FC长期响应于负荷的随机波动，导致直流功率频繁波动。而当一次调频死区小于直流FC控制死区时，机组调速器将率先响应频率变化，有利于减小频率波动幅度(f22kt2fpmax2,PP1)

(6) 

n1

Pnmin(Pktn,Pfpmaxn,PPi)i1

式中：n表示直流调制次序，按照1→n的次序分配调制功率；ΔPn、Pktn，Pfpmaxn分别表示次序n直流的分配调制功率、实际可调制量、策略预分配调制量限幅；ΔP为目标调制功率，等于故障引发的电源损失量减去预设欠控量，欠控量按电网可承受功率缺额确定。 2) 充分利用各直流的可调制空间，对安控整组动作时间内的相继故障设防。由直流控保实时计算直流可调制量，同一安控整组动作时间内，在总调制量不超预设限幅的情况下，可多次调制单一直流。采用命令同步启动和周期延展技术，确保准确识别同一整组周期内的相继故障引发的多次功率损失量。 3) 基于故障事件触发。由安控决策主站根据故障断面功率、本站切机策略等计算功率损失量，切机执行站不上送功率损失量，保证功率损失量统计准确、唯一，快速上送。 4) 与直流FC互补。安控调制直流功率时，直流FC保持投入，对预设门槛、欠控量范围内的功率损失量进行补偿调节，进一步提升电网频率控制能力。 5) 多台机组相继跳闸采取频率防误措施。实现第二、三道防线措施解耦，避免高周切机、手动拍机等触发调制直流，加剧电网高周失稳风险。 通过整合西南电网原有水电送出通道安控、直流系统安控，构建了西南电网交直流协调控制系统，如图9所示。为提高可靠性，系统总站及主站按照异地双主站模式建设，下辖6个直流协控子站和12个交流协控子站。其中，两套系统总站采用主备运行模式，并具备自动/手动切换主用权功能，主用站出口功率调制命令。 Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved. - 186 - 电力系统保护与控制 网的频率稳定性。 4 结论 西南电网成为独立频率控制区后，频率稳定问题凸显，直流频率控制器、直流紧急功率调制是西南电网频率稳定防控体系中重要环节。本文针对西南电网控制需求，构建了西南电网频率稳定防控体系，提出了直流频率控制器与一次调频、AGC的协调配合策略，以及多直流协调紧急功率调制措施。主要结论包括： 1) 直流频率控制器有利于提升电网频率控制能力，其控制死区略大于机组一次调频死区可以兼顾保障电能质量、抑制超低频振荡和发挥机组调频作用。 2) 直流频率控制器存在抵消AGC调频效果的问题，通过在区域控制偏差中引入直流功率偏差，可有效提升电网二次调频能力。 3) 基于事件触发的多直流紧急功率协调调制能够在电网频率发生严重跌落前完成直流功率调制，大幅度提高电网的频率稳定性。 参考文献 [1] 刘振亚. 全球能源互联网[M]. 北京: 中国电力出版社, 2015. [2] 汤涌, 郭强, 周勤勇, 等. 特高压同步电网安全性论证[J]. 电网技术, 2016, 39(4): 97-104. TANG Yong, GUO Qiang, ZHOU Qinyong, et al. Security evaluation for UHV synchronized power grid[J]. Power System Technology, 2016, 39(4): 97-104. [3] 李明节. 大规模特高压交直流混联电网特性分析与运行控制[J]. 电网技术, 2016, 40(4): 985-991. LI Mingjie. Characteristic analysis and operational control of large-scale hybrid UHV AC/DC power grids[J]. Power System Technology, 2016, 40(4): 985-991. [4] 郑超, 马世英, 盛灿辉, 等. 跨大区互联电网与省级电网大扰动振荡耦合机制[J]. 中国电机工程学报, 2014, 34(10): 1556-1565. ZHENG Chao, MA Shiying, SHENG Canhui, et al. Study on the oscillation coupling mechanism between interconnected power system and provincial power grid[J]. 图9 西南电网交直流协调控制系统架构 Fig. 9 AC/DC coordinated control system architecture of Southwest Power Grid 3.2 交直流协调控制实际动作效果 2019年5月6日，西南电网某枢纽变电站因电缆绝缘损坏导致两条500 kV母线失电，电网损失发电功率2 342 MW(其中交直流协调控制系统监视电厂共计损失1 453 MW)，电网频率最低跌落至49.78 Hz，交直流协调控制系统正确动作，提升德宝直流受入功率600 MW，回降锦苏直流外送功率53 MW。相关电网频率录波曲线及安控装置动作情况如图10所示。 从实际动作情况来看，从发生母线故障到直流子站调制命令出口，总耗时仅169 ms，其中安控指令经4级传递、3级决策，共耗时44 ms，各安控装置决策、转发命令时间均在1 ms左右，站间通信平均耗时10 ms左右。 图10 交直流协调控制系统实际动作情况 Fig. 10 Actual operation of AC/DC coordinated control system Proceedings of the CSEE, 2014, 34(10): 1556-1565. [5] 屠竞哲, 张健, 王建明, 等. 大规模直流异步互联系统受端故障引发送端稳定破坏的机理分析[J]. 中国电机工程学报, 2015, 35(21): 5492-5499. TU Jingzhe, ZHANG Jian, WANG Jianming, et al. Mechanism analysis on the sending-side instability caused by the receiving-side contingencies of large-scale HVDC asynchronous interconnected power systems[J]. 由于母线故障站点部署的交流子站采用纯电气量判据，导致故障判断耗时相对较长，但总体而言，交直流协调控制系统响应及时，能够在电网频率发生严重跌落前完成直流功率调制，较大幅度提高电Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved. 刘柏私，等 高比例水电多直流送端电网频率稳定协调控制技术及实践 - 187 - Proceedings of the CSEE, 2015, 35(21): 5492-5499. [6] 韩连山, 杨可, 刘进, 等. 换相失败条件下大容量电力电子电气制动技术应用研究[J]. 智慧电力, 2019, 47(3): 71-76. HAN Lianshan, YANG Ke, LIU Jin, et al. Application of large capacity power electronic and electric braking technology under commutation failure condition[J]. Smart Power, 2019,47(3):71-76. [7] CHEN G, TANG F, SHI H B, et al. Optimization strategy of hydro-governors for eliminating ultra low frequency oscillations in hydro-dominant power systems[J]. IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics, 2018, 6(3): 1086-1094. [8] VILLEGAS H N. 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