应用直流调制改善水电能源基地交流电网运行特性
摘要：直流输电具有远距离、大容量、无稳定问题等特点，适用于大型能源基地电力集中开发和外送场景。随着我国能源基地的开发建设，直流工程数量以及送电规模不断提高，直流系统的调制功能对系统稳定运行的影响日益凸显。西南地区水电资源丰富，目前通过多回特高压直流工程送电至华东地区。水电基地电网独立运行时系统阻尼特性相对较差，故障时交流系统易发生超低频振荡现象。频率控制器是直流系统附加控制之一，能够根据交流系统频率变化快速调整直流输送功率，进而改善交流系统的频率特性和阻尼特性。西南电网仿真结果表明，利用直流频率控制器能够有效改善西南电网阻尼特性，提高系统频率稳定水平。
关键词：直流输电；附加频率控制器；频率稳定；系统阻尼；超低频振荡
0引言
直流输电具备远距离、大容量、无系统稳定问题等优势[1]，已成为我国远距离输电的主要技术手段之一。目前，我国已建成超过20回直流输电工程，将我国西北、西南等地区的大量电力送至中东部地区消纳。未来随着“三北”、西南等地区能源基地的进一步开发，我国还规划建设多回跨区直流输电工程[2-3]，将能源基地的富余电力送至负荷中心地区消纳。
随着我国直流工程规模以及单回直流工程输电容量不断提高，直流输电的控制及运行方式对交流系统的稳定影响更加突出。与受端负荷中心系统相比，送端能源基地的交流系统普遍具有规模小、装机规模大、网架结构薄弱等特点，系统发生扰动后送端交流系统的电压、频率问题突出。与火电机组相比，水电机组由于水锤效应导致阻尼特性相对较差，扰动后系统发生振荡失稳的风险更高。通过改造水轮机调速器[4]以及合理配置安控措施，能够有效抑制高水电占比交流系统的振荡发生；在此基础上，通过配置合理的附加控制功能、优化直流系统控制特性，能够进一步降低系统振荡的风险。附加频率控制器(auxiliaryfrequencycontroller，AFC)是直流工程的附加控制功能之一，能够根据交流系统频率变化调整直流输送功率，实现对交流系统紧急支援[5]。目前，关于采用直流调制改善系统运行和稳定特性已取得了丰富的研究成果：文献[6]梳理和分析了直流附加控制功能的特点，提出了直流附加控制的系统定位；文献[7]提出利用直流功率调制抑制交直流互联电网不同模式、区域下的功率振荡；文献[8-11]研究了利用直流调制满足直流送端孤岛系统频率控制需求；文献[12-14]研究了利用直流功率调制改善交直流并列运行的区域电网间交换功率的振荡和频率特性：文献[15]综合考虑了直流调制和机组快速气门等措施，提出了针对负荷突变引起的混联系统频率振荡最优控制策略；文献[16]分析了不同直流调制方案对南方电网系统暂态稳定裕度的影响；文献[17]设计了阻尼交直流混联输电系统在孤岛运行方式下发生次同步振荡和低频振荡的多通道直流附加控制器。上述关于直流附加控制研究的重点是通过直流调制提高大系统稳定水平以及改善孤岛系统的调频能力等方面；而在控制器模型、参数整定，改善直流送端能源基地交流系统动态特性等方面的关注较少。本文首先对比了2类典型附加频率控制器的结构和特点，在此基础上提出了附加频率控制器的模型、参数设计原则；其次，分析了西南电网独立运行存在的问题及机理，设计了阻尼超低频振荡的附加频率控制器；最后，通过仿真校核以及现场试验验证了本文设计控制器的正确性及有效性。
1附加频率控制器模型及设计原则
1.1模型及响应特性
1）典型频率控制器模型。直流系统投入附加频率控制器功能后，当检测到一侧交流系统频率波动时，控制器将产生一个调制量，调节直流工程的实时传输功率值，从而实现另一侧交流系统对本侧交流系统的有功功率支援。目前，常用的附加频率控制器主要有2种型式：一种是基于一阶惯性环节，另一种是基于比例积分环节，其传递函数分别见图1(a)、1(b)。
图中：T1R、T1I分别为整流侧、逆变侧滤波时间常数；ε为控制器调节死区；K2R、K2I分别为整
流侧、逆变侧比例增益系数；T2R、T2I分别为整流侧、逆变侧控制环节的时间常数；Dmax为控制器功率调制限值；ΔP为直流输送功率调制量。2）控制器模型响应特性。采用一阶惯性环节的控制器，响应速度相对较慢且为有差调节，相当于系统一次调频。采用比例积分环节的控制器，响应速度快且能够实现无差调节，相当于系统的二次调频。与一阶惯性环节相比，采用比例积分环节的控制器，需要及时对积分器清零以避免调制后直流功率偏离预定值。
1.2控制器设计及参数整定原则
1）控制器设计原则。为适应跨区互联大电网通过直流系统相互支援的技术要求，在进行控制器设计时应考虑如下原则：①附加频率控制器不宜改变交流主网频率控制的基本原则；②控制器动作不能激发或者激化两侧交流系统的振荡；③控制器动作不宜导致交流电网的关键断面出现功率越限；④控制器设计应合理利用直流的过负荷能力。
2）参数整定原则。直流附加频率控制器主要有死区ε、比例增益系数K、功率调制限值Dmax、滤波时间常数T1以及控制环节时间常数T2。其整定原则如下：①死区ε、控制器时间常数T2的设定既要避免功率超调，又要防止错失直流调制的控制时机；②比例增益系数K、功率调制限值Dmax的设定既要保证控制器的调制有效性，还要避免由于直流调制导致直流换相失败、分接开关和交流滤波器频繁动作；③滤波时间常数T1应具备良好的抗扰动能力，能够滤除频率测量时出现的白噪声，避免控制器频繁动作；④附加频率控制器的参数不仅要与直流系统自身的安控措施相匹配，还应与近区关键断面安控策略相协调，避免与安控措施配合复杂化。
2西南电网直流外联运行的特点及问题
2.1西南电网的特点根据规划，2018年将投产渝鄂背靠背工程，工程投产后西南电网将通过多回直流工程与区外电网相连。图2为渝鄂背靠背投产后西南电网结构图。
西南电网独立运行后，电网结构和特性将发生显著变化，主要表现为网内水电装机占比将超过装机总容量的70%，电网呈现高水电占比、多直流大容量外送、网内负荷相对较小等特点，是典型的大规模水电能源基地开发外送场景。
2.2存在的问题
1）水电机组超低频振荡。根据仿真分析表明，西南电网独立运行后，在小负荷方式下，网内超过50%的交流线路故障与直流换相失败和闭锁故障均可引发电网频率的持续的超低频振荡，振荡频率约0.05~0.08Hz，且随着直流外送电力规模的提高，超低频振荡现象愈发严重。图3为洪沟—板桥线路N–1故障，直流外送规模对系统超低频振荡的影响。
2）机理分析
文献[18]的研究表明，水轮机组及其调速系统会向系统提供负阻尼转矩，当系统自身阻尼较弱时，将导致系统振荡。文献[19-20]研究表明水轮机组的水锤效应系数TW是影响系统超低频振荡的主要因素，随着TW变大，水轮机环节在低频率段(0.01~1Hz)将降低系统相位裕度；随着系统规模以及频率特性的降低系统稳定裕度也进一步恶化，在此工况下，调速器稳定性对TW将更加敏感。一般机组满载时TW在0.5~4.0s之间，随着水轮机组容量的增加，机组的导水管道长度、水头高度也相应增加，水锤效应系数也随之增加，导致机组振荡的频率更低，负阻尼更加严重。图4给出了四川网内某水轮机组孤岛运行时，水锤效应系数TW对系统超低频振荡的影响。
表1给出了图4中不同水锤效应系数下，水轮机系统振荡的周期和振幅。由表中数据可见，随着水锤效应系数TW的提高，水轮机系统的振荡频率和振幅也相应增大。
西南电网水电装机占比高，在丰水期小负荷、直流大容量外送的工况下，网内水电开机比例较大，水轮机组负阻尼特性进一步凸显，系统扰动后极易诱发超低频振荡。
3利用直流调制阻尼超低频振荡
3.1附加频率控制器设计
1）模型选择。直流工程配置附加频率控制器后，其对于送端电网将由刚性负荷转变为频率可控的柔性负荷，进而改善系统调速器的稳定水平[20]。
考虑到复奉、锦苏、宾金3大直流送端换流站电气距离较近，若采用多个积分环节实现相同控制功能，存在控制器相互影响导致振荡的风险；同时，考虑到附加频率控制器动作时间一般为秒级，属于系统一次调频范畴，控制器控制原则宜与交流系统一次调频技术要求相协调。因此，选择基于一阶惯性环节的模型开展控制器
设计。
2）参数整定。控制器的输出特性主要由死区ε、功率调制范围Dmax和比例增益系数K等参数确定。为阻尼西南电网的超低频振荡，控制器参数整定如下。①死区ε。根据负荷预测，2018年西南电网最大负荷将超过60000MW，属于大型系统，网内频率控制原则不宜被影响；考虑到基于一阶惯性环节的附加频率控制器在功能定位上与系统一次调频一致，因此控制器死区ε不宜小于网内机组一次调频死区，即ε≥0.05Hz。
②比例增益系数K。在阻尼超低频振荡时，比例增益系数K与死区ε具有较强的正相关性，即ε取值越小，K取值也可相应减小；反之亦然。图5为ε取0.05Hz、K分别取0.2PN、0.3PN和0.4PN时控制器对阻尼超低频振荡的校核结果。从校核结果看，为有效阻尼超低频振荡，单回直流控制器的比例增益系数K不宜小于0.4PN。
③功率调制范围Dmax。表2给出了3大直流外联线路在额定功率运行工况下，不同功率调制量ΔP引起的整流侧、逆变侧直流电压波动ΔUrec、ΔUinv以及无功功率交换变化量ΔQrec、ΔQinv。
1）换流母线电压波动ΔU。直流功率调制不超过±0.05PN时，换流母线电压变化量|ΔU|最大达到1.20%<1.25%，不会引起换流变分接头动作；若功率调制达到±0.10PN，三大直流的整流站以及锦苏、宾金直流的逆变站换流母线|ΔU|>1.25%，将引起分接开关动作。2）无功功率交换变化量ΔQ。直流功率调制不超过±0.05PN时，锦苏直流整流站|ΔQ|达到343Mvar、超过无功功率控制死区，需要通过延长滤波器投切控制的延时时间或提高控制器阻尼超低频振荡的效果等方式，避免滤波器投切；其余整流站、逆变站|ΔQ|均不超无功功率控制死区，不会引起交流滤波器动作。若直流功率调制达到±0.10PN时，3大直流整流站、逆变站|ΔQ|均超过无功控制死区限制，将引起交流滤波器动作。3）直流过负荷能力。西南电网超低频振荡主要出现在水电大发阶段、且振荡周期一般在13s以上，因此直流功率调制不应考虑2s级过负荷能力，而应该采用2h级过负荷能力：即复奉直流功率调制范围±0.10PN，锦苏、宾金直流功率调制范围±0.05PN。
综合考虑上述因素，单回直流调制的功率调制范围Dmax不宜超过0.05PN。
3.2仿真分析
1）正常方式校核。以2018年西南电网丰水期小负荷方式为例进行仿真校核，计算中复奉、锦苏和宾金3大直流输送功率分别为5800MW、5600MW和5600MW。各直流附加频率控制器参数均按ε=0.05Hz、K=0.5PN、Dmax=0.05PN设计。图6、7分别给出了洪沟—板桥线路N–1、二滩电厂跳机2×550MW的校核结果，由图可知，本文设计的控制器是有效的。
2）敏感性校核。针对西南直流调制有效性进行校核，校核结果表明：若仅有宾金、锦苏2回直流参与调制，二滩电厂跳机2×550MW后，无法对超低频振荡进行有效抑制；若要保障跳机后西南电网稳定运行，在本文设计的控制参数条件下，需要3大直流同时参与系统调制。图8给出了仅宾金、锦苏2回直流投入调制功能的控制效果。
3.3见证试验及工程实践
2017年初，为配合酒泉—湖南特高压直流跨越施工，计划安排重庆—湖北多回500kV线路停运检修，其中包括500kV盘龙双线停运(2月15日—22日)、500kV渔兴、渔宜四线停运(2月23日—3月2日)。线路检修期间，西南电网与华中电网仅通过1个通道、2回同杆并架500kV线路相连，若该联络通道由于故障停运，西南电网将与华中电网解列。为避免西南电网独立运行时出现超低频振荡，3大直流均按本文提出的原则进行了附加频率控制器设计和参数整定，见证试验校核了控制器响应特性，并在施工期间将频率控制器投入了实际运行。图9为复奉直流在双极运行——双极功率控制模式下，交流系统发生频率阶跃–0.145Hz、持续时间1s的扰动，现场见证试验结果图。
4结论
大型水电基地交流系统独立运行时，受水锤效应影响，系统稳定水平较差。直流附加频率控制器为直流增加了可控的负荷频率特性，从而改善了水电系统的稳定特性。本文以渝鄂背靠背投产后的西南电网为例，研究了阻尼超低频振荡的直流附加频率控制器设计原则及方法，得到以下主要结论：
1）梳理了基于一阶惯性环节、比例积分环节2类频率控制器特点，提出了直流附加频率控制器的模型及参数的设计原则。
2）提出了计及工程运行条件的直流附加频率控制器设计原则，并通过仿真校核验证了该设计原则的可行性。
3）本文提出的原则已在西南3大直流附加频率控制器设计中得到了应用，设计的控制器通过了现场见证试验并投入了工程应用。
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