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柔性直流电源技术在负荷中心分网运行的应用

柔性直流技术在负荷中心分网运行的应用

刘嘉超1,袁志昌1,李岩2,李巍巍2

(1.清华大学 电机工程与应用电子技术系,北京市 海淀区 100084;

2.南方电网科学研究院,广东省 广州市 510080)


Application of VSC-HVDC Technology in Synchronous System Segmentation of Load Center

LIU Jiachao1, YUAN Zhichang1, LI Yan2, LI Weiwei2

(1. Department of Electrical Engineering, Tsinghua University, Haidian District, Beijing 100084, China;

2. CSG Technology Research Center, Guangzhou 510080, Guangdong Province, China)

ABSTRACT: UHV DC has been widely used in long-distance bulk-power transmission with increased number of DC terminals located closely in some load centers of China. It presents a number of problems to system operator, such as short-circuit current violation, interactions between DC lines, increasing risk of blackouts etc. Adjusting system operating mode can relieve pressure caused by excessive short-circuit current to a certain extent. However, a more comprehensive solution for all the problems mentioned above is to optimize grid structure. Regarding to present situation, this paper presented a grid optimization scheme, i.e. dividing large-scale synchronous network into smaller sections via VSC-HVDC links. Functional requirements, system level control theory and control structure were analyzed in detail, and future trend and key technical challenges of VSC-HVDC employed for load center segmentation were also summarized.

KEY WORDS: multi-infeed HVDC systems; short-circuit current exceeding standard; VSC-HVDC technology;  asynchronous interconnection between sections; precise control of active power; dynamic reactive power support

摘要:特高压直流电源广泛用于远距离、大容量输电,越来越多的直流落点集中于我国的负荷中心,给系统运行带来了短路电流超标、多直流间相互影响及大面积停电风险增加等问题。调整系统运行方式能一定程度上缓解短路电流超标带来的压力,但要全面有效解决我国负荷中心目前面临的问题需要优化网架结构。基于对负荷中心电网现状的分析,提出了一种网架优化方案——对负荷中心大型同步网进行分区,并利用柔性直流进行区间互联;对该柔直分网方案的功能要求、系统级控制原理及控制架构进行了详细分析,并总结了柔性直流技术用于负荷中心分区互联的发展趋势及关键技

基金项目:国家863高技术基金项目(2015AA050103);国家重点实验室自主课题。

Project Supported by the National High Technology Research and Development of China (863 Program) (2015AA050103);Independent Project of State Key Laboratory。

术难点。

关键词:多直流馈入系统;短路电流超标;柔性直流技术;分区异步互联;有功的精确控制;动态无功支撑

DOI:10.13335/j.1000-3673.pst.2016.03.004

0  引言

我国能源和负荷逆向分布,为优化资源配置,满足中东部负荷中心不断增长的电力需求,需要将西部的能源优势转化为电能送往负荷中心,而高压直流输电在超出等价距离(600~900 km)的跨大区输电方面存在优势,因此高压直流广泛用于远距离、大容量输电是我国未来电力发展的趋势[1]。

特高压直流线路输送容量大且落点集中,直流故障会带来大范围的潮流转移,给电网带来极大的功率扰动。目前,我国中东部负荷中心作为多条特高压直流线路的受端,存在短路电流超标、多直流间相互影响以及抵御严重故障的能力弱等问题[2-3]。柔性直流应用于电网异步互联不增加系统的短路电流且对接入的电网没有特殊要求;因此,柔直分网方案有助于解决负荷中心面临的问题,该方案先对负荷中心的电网进行合理分区,再利用柔性直流技术实现区间互联。

直流异步互联的电网结构受到国内外越来越多的关注,特别是在美加“8.14”大停电事故后,美国的电网规划倡导拆分巨型同步网,并采用直流异步互联[4-6];柔性直流技术在电网异步互联方面的应用也得到了广泛认可。

国外已投运的用于电网互联的柔直工程包括美国Eagle Pass工程,澳大利亚Direct-link工程及Murraylink工程,爱沙尼亚-芬兰联网工程Estlink,纳米比亚Caprivi Link工程及英国和爱尔兰间Britain-Ireland工程等[7],这些工程重点发挥柔性直流有功、无功独立可控的优势,实现既存同步电网间的异步互联,并不涉及大型同步网的分网。我国已投运的柔直工程侧重于离岸风电并网和海岛供电,在建的柔直工程包括云南鲁西直流背靠背工程以及福建厦门柔性直流科技示范工程,前者着眼于送端系统,采用常规直流和柔性直流相混合的方式,实现云南电网与南方电网主网架的异步互联[8];后者侧重于强化厦门的交流网架,实现负荷中心的可靠供电。

针对我国负荷中心所面临的特殊问题,基于柔性直流技术在电网异步互联方面的应用经验,探索柔直分网方案在负荷中心地区的应用对于增强我国受端电网的稳定性以及柔直技术的推广应用具有重要意义。

本文在充分分析负荷中心电网现状的基础上,提出了一种解决负荷中心当前问题的网架优化方案——柔直分网,即对负荷中心大型同步网进行分区,并利用柔直背靠背进行区间互联。详细分析了该方案具体的功能要求、系统级控制原理和控制架构,并结合柔直技术的特点及其发展趋势,总结了应用柔直分网方案需要解决的技术难题,为柔直技术在负荷中心地区的进一步应用提供理论参考。

1  我国负荷中心电网的现状分析

目前,以我国华东和广东地区为代表的负荷中心负荷密度大,网架结构复杂;外电受入比例高,直流落点密集,负荷中心电网存在问题及解决措施如下。

1)短路电流超标。

我国负荷中心交流主网架的电压等级为500 kV,

厂站间的电气距离较近,存在部分500 kV变电站短路电流已接近甚至超过开关设备遮断水平(63 kA)

的问题,且随着500 kV站点以及大型电源的投产,短路电流超标问题将愈发严重。

针对短路电流超标问题,解决措施可分为改变网架结构和调整运行方式两个方面[9-12]。网架结构的改变包括建设1000 kV特高压交流网架,并对

500 kV网进行分区及直流分网;调整电网运行方式的措施主要有线路开断、电磁环网解环、分区供电及使用高阻抗设备(如高阻变压器、限流电抗器等)。调整运行方式的措施均不同程度破坏了网架结构的完整性,是以降低系统运行的灵活性和可靠性为代价换取短路电流的减小;解决短路电流超标问题的根本在于网架结构的改变。

2)多直流间相互影响。

西电东送的直流线路落点比较密集,彼此间相互影响,多直流馈入问题比较突出,受端交流系统故障有造成多回直流同时换相失败的风险,电网的安全稳定问题十分复杂[13-14]。

针对多直流馈入问题,目前侧重于对其相互影响的程度进行理论分析,提出了包括多馈入交互因子、多馈入短路比、暂态电压支撑指数等在内的诸多评价指标[15-16]。解决措施有基于故障限流器的电网动态分区技术、柔性直流代替传统直流用于远距离输电以及混合直流输电技术等[4]。

3)大面积停电风险增加。

负荷中心电网结构复杂,部分线路潮流较重,直流故障带来的大范围潮流转移给系统潮流的控制带来了很大压力,交流潮流断面受限以及动态无功储备有限等问题均降低了受端系统抵御严重故障的能力,负荷中心大面积停电的风险增加。

大面积停电事故是自由联网的电网结构、系统失步、过负荷连锁跳闸、电压崩溃、频率崩溃等各种因素相互作用造成的。应对策略有建设特高压交流网架和直流分网2种,前者通过提高交流网架的故障潮流转移能力,并依靠可靠的继电保护及安稳策略降低大停电事故的风险,但复杂同步网在连锁故障下按照预定解列点解列的难度较大;后者对同步网进行分区,适当缩减同步网的范围,并用直流实现区间异步互联,目前缺乏足够的理论基础。

综合来看,调整系统运行方式能在一定程度上缓解负荷中心短路电流超标带来的压力,要有效解决当前负荷中心面临的问题并适应电网未来的发展,必须优化电网结构。电网结构的优化有建设特高压电网和直流分网2种思路,前者符合大电网发展的一般思路,但1000 kV特高压交流对绝缘可靠性及运行安全性的要求极高,方案的可行性及技术经济性有待进一步论证;后者可以充分发挥直流可控性强的优势,且随着柔直技术的进步,对负荷中心所面临问题的解决效果会越来越优,但缺乏理论基础,是一种值得深入研究的优化策略。

直流分网方案即对负荷中心的大型同步网进行合理分区,将特高压直流落点分散于各个分区中,区域之间采用直流异步互联,简单示意如图1所示。

直流系统可以进行定电流控制,不会为互联的交流系统增加额外的短路电流,且分区可以增大区间电气距离,从而解决系统短路电流超标问题;分区还可以将特高压直流的落点分散于各个分区中,从而减弱了直流间的相互影响;分区方案缩减了负荷中心大型同步网的范围,将交流故障的影响限定

 利用柔性直流对负荷中心进行分区的示意图

图1  利用柔性直流对负荷中心进行分区的示意图

Fig. 1  Diagram of VSC-HVDC technique

applying in the load center segmentation

在分区范围内,降低了系统大面积停电的风险。

用于分区间异步互联的直流可以是常规直流,也可以是柔性直流,甚至可以采用两者相混合的方式,常规直流和柔性直流的基本特点如表1所示,从控制的灵活性和适用扩展性来看,柔性直流是负荷中心大型同步网分区后区间互联的较优方式。

表1  常规直流和柔性直流的对比

Tab. 1  Comparisons between HVDC and VSC-HVDC

类别

优点

缺点

常规直流

HVDC

(半控型

开关器件)

技术成熟,运行可靠性高;损耗相对较小;可用于高电压、大容量场合;直流故障能可靠隔离;单位容量造价低

存在换相失败问题;需要大量的无功补偿;谐波含量高,需要的滤波装置多,占地大;潮流反转复杂、困难

柔性直流

VSC-HVDC

(全控型

开关器件)

不存在换相失败问题;需要的滤波装置少,占地小;潮流反转容易;控制速度快,有功、无功独立可控

损耗相对较大;电压等级和输送容量有限;直流故障难以自清除;单位容量造价高

此外,柔直分网方案用于土地资源紧缺的大型负荷中心,且目前常用的模块化多电平拓扑(multi-

modular converter,MMC)难以实现直流故障的自清除,因此,占地相对较小且直流电缆部分极短的柔直背靠背更适宜负荷中心的分区互联。

2  利用柔性直流技术优化电网运行

采用柔直背靠背实现负荷中心分区互联,柔直技术的优势体现在精确控制有功、动态无功支撑以及故障后快速恢复等方面。柔直系统反应速度快且可控性好,能够优化交直流混合电网的运行并提高其安全稳定性。

2.1  精确控制有功

柔直背靠背系统有功功率的精确快速控制,能够实现分区间的潮流互济、紧急功率支援及潮流的快速反转。柔直系统的控制为ms级,远快于交流系统自身的一次、二次调频,因此,借助柔直系统能够实时调控交流系统的有功和频率,增强异步互联系统的频率稳定性。

柔直背靠背系统有功控制框图如图2所示,其中,f为交流系统频率的实时监测值,Δf为频率偏差,频率偏差超过0.5 Hz则认为交流系统发生严重故障,闭锁柔直换流站;Ks为互联分区的系统单位调节功率的加和(综合了发电机和负荷的频率特性);由Δf、Ks可以得到ΔP,ΔP是使得系统频率恢复正常需要流经分区联络线的有功功率即功率的紧急支援值,ΔP与调度下发的有功指令值Pset之和经限幅环节处理后即为柔直换流站本地控制的有功参考值Pref。

柔直背靠背系统有功控制框图

图2  柔直背靠背系统有功控制框图

Fig. 2  Control block diagram of active

power in back to back VSC-HVDC

1)分区间潮流互济。

在正常运行方式下,Δf很小且接近于0,基本不需要有功支援,用于分区间互联的柔直背靠背系统流过基本的稳态有功潮流。柔直系统定功率站可以根据有功参考值Pref调节换流站发出/吸收的有功功率,即可以精确控制分区间的稳态潮流。

2)紧急功率支援。

当汇入交流分区的(特)高压直流出现功率闭锁时,对应的交流分区会出现有功缺额、频率下跌的情况,此时Δf增大,由Δf、Ks得到的紧急支援功率ΔP经柔直背靠背系统汇往故障分区。

紧急支援的有功功率ΔP可以来源于落点在健全交流分区的(特)高压直流线路,对应于常规直流的紧急功率提升,示意图如图3所示,直流线路L2发生功率闭锁,L2所在的交流分区2出现功率缺额,

图3  直流紧急功率支援示意图

Fig。 3  Diagram of DC emergency power support

此时除故障直流外的其余直流线路L1、L3、L4、L5均可以通过紧急功率提升一定程度上承担故障直流L2的功率,其中,直流L4、L5的紧急功率提升值ΔP4、ΔP5需要经分区1和2间的柔直背靠背送到存在功率缺额的分区2。

此外,紧急支援的有功功率ΔP还可以来源于柔直换流站直流侧的电容放电,在极短时间内提供少量有功支援,一般用于故障分区对有功支援的时间要求很高的极特殊情况。

3)潮流快速反转。

柔性直流基于电压源换流器,潮流反转不需要改变电压极性,直流电流的反向即意味着潮流的反转。柔直系统潮流反转的实现不涉及系统控制模式的切换,改变定功率站功率指令值的符号即可。整个过程可以在毫秒内完成,这对于异步互联的两个分区间的功率支援十分有利。

2.2  动态无功支撑

柔直背靠背系统可以灵活控制自身吸收/发出的无功功率,不仅不需要所连交流系统的无功支撑,而且当系统电压出现异常时,还能迅速响应,在交流系统旋转备用启动投运的反应时间内,充当无功电源及时向系统提供无功支援,支撑交流系统的电压,防止分区内常规直流发生功率闭锁,有效提高交流系统的暂态电压稳定性。

除暂态电压支撑以外,柔直背靠背系统还可以以部分无功参与系统正常运行的稳态电压调节,具体控制框图如图4所示。

图4  柔直背靠背无功控制框图

Fig. 4  Control block diagram of reactive

power in back to back VSC-HVDC

以交流系统关键母线各相电压的监测值作为决定系统运行状态的依据,对应系统不同的运行状态,柔直换流站以不同的无功输出值参与交流系统电压的调节,4种基本状态如表2所示,柔直换流站的无功输出需要兼顾换流站自身无功输出的能力范围和整体的视在功率限值,即无功设定值满足

,其中,Sn、Pn

分别为柔直换流站的额定视在功率及额定有功   功率。

表2  柔直系统动态无功支撑情况

Tab. 2  Dynamic reactive power support of VSC-HVDC

基本状态

柔直系统无功支撑情况

稳态

无功设定值Qset1较小,留有足够的动态无功储备

稳态

波动

小干扰下母线电压围绕稳态值小幅波动,柔直换流站以部分无功Qset2参与稳态电压调节,仍留有一定动态无功储备

暂态

大干扰下电压明显跌落,柔直换流站以最大无功值Qset3提供无功支撑,提高系统暂态电压稳定性

故障态

严重故障状态下暂时闭锁柔直系统,待电压恢复后再解锁

特别地,当交流系统关键母线电压的监测值恰好为2种系统状态间的临界值时,为避免柔直换流站无功控制模式及无功参考值的频繁切换,通常加入滞回比较控制。

2.3  事故后快速恢复及黑启动

在交流系统发生电压崩溃甚至大停电等严重事故情况下,整个柔直系统会停运,电网恢复时先进行柔直系统的黑启动,可以加速故障后电网的恢复,缩短重要负荷的断电时间。

柔直系统的启动是指在限制过电压、过电流的前提下,使直流电压快速上升至额定值的过程。定直流电压控制的换流站是整个柔直系统启动的关键,具有优先启动权。柔直系统经典的两阶段启动包括带限流电阻的不控启动阶段及解除阀闭锁后的可控启动阶段。

黑启动控制框图如图5所示,先启动定直流电压的换流站,待直流电压达到额定值后,解除对故障侧换流站触发脉冲的闭锁,并将故障侧换流站的控制模式设定为定交流电压控制。

定直流电压站解锁前依靠限流电阻防止过电流,定直流电压站投运后依靠换流站直接电流控制中附加的限流控制来防止过电流[17-18]。

图5  柔直背靠背系统黑启动控制框图

Fig. 5  Control block diagram of back

to back VSC-HVDC black start

完成黑启动的柔直系统可以将健全系统的功率支援送至停电侧,且其自身有功、无功的灵活控制也能一定程度上加速停电系统的恢复。

总之,在系统不同运行模式下,柔直背靠背系统影响所连交流系统的频率稳定、电压稳定及功角稳定等。柔直系统有功功率的精准控制及紧急支援可以提高交流系统的频率稳定性;柔直系统动态无功支撑能力可以提高交流系统的电压稳定性;此外,柔直系统还可以通过有功、无功的灵活独立控制一定程度上阻尼系统振荡,从而提高交流系统的功角稳定性。

3  柔直背靠背系统的基本控制架构

用于分网的柔直背靠背系统基本控制架构分统一控制和底层控制2层,前者对应柔直背靠背的系统级控制,后者包括换流站级控制和阀控。同时,整个柔直系统在电网的统一调度下,接受优化调度指令并反馈运行信息,具体控制架构如  图6所示。

1)优化调度。

图6  用分网的柔直系统基本控制架构

Fig. 6  Basic control framework of VSC-HVDC system applied in grid segmentation

优化调度综合考虑分区内交直流间的协调、分区间潮流的统一控制及负荷预测值等因素,得到电压、功率等参数的优化指令值并下发给柔直系统级控制。优化调度控制周期较长,基本为min级。

2)统一控制。

统一控制对应于柔性直流系统级控制,基本功能包括系统的启停控制、控制模式切换、优化指令可行性分析以及紧急功率支援。柔直系统级控制周期很短,基本可以达到ms级实时控制。

3)底层控制。

底层控制包括换流站级控制和阀级控制,前者完成直接电流控制,为阀控提供电压参考值;后者则根据站控给出的参考值产生开关驱动信号。

4  结论与展望

随着特高压直流越来越广泛地应用于远距离、大容量输电,负荷中心短路电流超标、交直流相互影响、大面积事故风险高等问题会日益严重。要有效解决当前负荷中心的问题并适应电网未来的发展,必须优化电网结构。本文重点分析了利用柔性直流技术对负荷中心进行分区的电网优化方案,充分发挥柔性直流精确控制有功功率、动态无功支撑、故障恢复能力强等优势,优化交直流混合电网的运行,提高电网的安全稳定性。

鉴于柔性直流技术的特点及其发展趋势,要发挥其解决负荷中心诸多问题的能力,亟需解决的技术难点如下:

1)合理规划分区及柔直背靠背系统。

负荷中心的网架结构复杂,分区位置的确定需要综合考虑源荷平衡程度、直流落点分散布局、跨区潮流大小、施工难易等问题,此外,柔直背靠背系统的位置选择会影响其调控性能的发挥。

2)建立相对准确的柔直机电暂态模型。

目前,能够对大电网进行机电暂态分析的软件有PSASP、BPA等,而柔直系统的仿真建模主要以PSCAD/EMTDC、RT-LAB等平台的详细电磁暂态模型为主,尚没有适用于大电网仿真的相对准确的机电暂态简化模型,且为全面反映柔直系统接入交流电网后的动态特性,需要将柔直系统级控制策略纳入机电暂态模型中,因而,准确的柔直系统机电暂态模型需要进一步研究。

3)柔直系统控制方法的优化。

柔直背靠背系统的控制方法需要满足限制短路电流、解决多直流馈入问题、分区间功率支援等多方面要求,需要综合考虑稳态、暂态运行条件及控制模式快速切换等问题。在柔性直流现有控制策略的基础上,控制方法需要进一步优化。

4)含有柔性直流的交流系统保护配置。

柔直背靠背系统的故障特性对负荷中心地区交直流系统的保护配置及整定方法有较大影响,现有文献缺乏对这一问题的深入分析,实用化的保护配置及整定方法有待进一步研究。

总之,柔性直流技术用于负荷中心分网运行是解决我国受端电网诸多问题并适应未来发展的有效策略,技术难点的突破决定了其优势发挥的具体效果,柔性直流技术在提高电网稳定性方面的进一步应用还需要更加深入的研究。

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