CN104158194A - 一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法，该方法包括以下步骤：建立直流受端交直流混联电网仿真模型；评估受端电网暂态稳定性并设置控制参数；循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足控制启动判据和持续时间的要求；计算直流电流回降指令并执行控制；循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足恢复控制判据；计算直流电流恢复提升指令并执行控制。通过本发明提供的直流指令电流调控方法，利用直流功率快速调控功能，改善直流逆变站动态无功特性，使其作为动态无功源向交流电网输出容性无功，发挥电压支撑作用，从而在不额外追加一次设备投资的前提下，实现提升直流受端电网大扰动冲击下电压稳定水平的目的。

Description

一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法

技术领域

本发明涉及一种电压稳定控制方法，具体讲涉及一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法。

背景技术

我国煤炭资源主要分布在山西、陕西、新疆等西北地区，水能主要分布在四川、云南、西藏等西南地区，风能和太阳能主要分布在甘肃、青海、新疆等西部和北部地区，负荷中心则位于华中东四省、珠三角和长三角等地区。一次能源与负荷中心呈逆向分布的特征，决定了为满足经济社会发展的用能需求，需发展具备大容量、远距离输电优势的高压直流输电技术。

大容量高压直流输电接入受端负荷中心电网后，电压稳定问题将日益突出，并成为威胁电网安全稳定运行和负荷连续可靠供电的重要威胁因素。为提高直流馈入受端电网的电压稳定性，通常采用加强电网结构，或安装SVC、STATCOM等动态无功补装置的措施。两种措施均需要追加大量的电网投资，同时还可能导致电网短路电流增大，产生不利影响。

高压直流输电逆变站由直流逆变器和滤波器两个主要部件构成。正常运行时，逆变器消耗无功功率，滤波器输出无功功率，两者基本平衡，与交流电网无功交换较小。当电网遭受扰动电压跌落时，逆变器无功消耗有所减小，但由于滤波器无功输出随电压跌落成平方倍降低，无功供给减小量多于无功消耗的减小量，因此直流逆变站净无功需求增加，呈现出动态无功负荷特性，将威胁受端电网电压稳定性。

一方面，直流具有快速有功功率调控能力，其传输的有功可快速响应和跟踪指令值变化；另一方面，逆变器无功消耗与其传输有功强关联，因此，通过调控直流电流改变直流传输有功功率，即可改变逆变器的无功功率消耗，减少逆变站无功需求，甚至呈现出向交流电网注入无功功率的动态无功电源特性，支撑交流电网电压恢复，降低电压失稳威胁。由于仅通过二次控制系统实现电压控制，无需追加一次设备投资，因此该方法的经济性较高，可增强直流馈入受端电网电压稳定水平，且能实现对电压稳定的紧急控制。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法，可改善直流逆变站暂态无功功率特性，提升直流馈入受端电网大扰动冲击下的电压稳定能力。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

A.建立直流受端交直流混联电网仿真模型；

B.评估受端电网暂态稳定性并设置控制参数；

C.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足控制启动判据和持续时间的要求；

D.计算直流电流回降指令并执行控制；

E.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足恢复控制判据；

F.计算直流电流恢复提升指令并执行控制。

优选地，步骤A包括：收集交流电网数据和直流输电系统数据，建立所述仿真模型；所述交流电网数据包括：交流输电线路参数和变压器参数；所述直流输电系统数据包括直流输电系统控制器参数；所述仿真模型包括：稳态潮流计算模型和机电暂态仿真计算模型。

优选地，步骤B包括：

B‐1.利用交直流混联电网机电暂态仿真软件PSD‐BPA完成所述评估；所述暂态稳定性为扰动冲击后受端电网电压恢复至正常运行水平的能力；所述扰动包括：直流换流站近区交流线路三相短路开断一回线故障和三相短路开断双回线故障；

B‐2.依据扰动后直流逆变站电压恢复特性，给所述控制参数赋值；所述控制参数包括：电压变化速率ε、电压门槛值U_cth、电压上限U_cH、电压下限U_cL、持续时间△t_d、追加控制系数ρ、直流电流回降的基础控制量Δi_dc以及恢复控制次数N；所述电压变化速率表征电压变化快慢；所述电压门槛值表征电压恢复的程度；所述电压上限和电压下限表征故障后电压的运行水平；所述持续时间为电压变化速率和电压值满足设定条件的时间；所述追加控制系数用于计算追加控制量；所述恢复控制次数为恢复电压稳定控制的实施次数。

优选地，步骤C中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其变化率和电压数值是否满足公式(1)和公式(2)构成的所述控制启动判据；

0＜|dU_c/dt|＜ε  (1)

U_cth＜U_c＜U_cL(2)

若连续满足公式(1)和公式(2)，且超过设定时间Δt_d，则执行步骤D，否则仍执行步骤C。

优选地，步骤D包括：

D‐1.用公式(3)和公式(4)计算所述直流电流回降指令i_de；公式中，ζ为数值大于1.0的惩罚因子；

i_de＝ρζΔi_dc  (3)

$\mathrm{\ζ}=1+\frac{U_{\mathrm{cL}}-U_c}{U_{\mathrm{cL}}}\×100\%---\left(4\right)$

D‐2.步骤D中的所述执行控制包括：将i_de输入直流控制系统中的指令电流生成环节，并与该环节中生成的原指令电流i_dref按式(5)进行叠加，生成新的指令电流i_{dref_new}：

i_{dref_new}＝i_dref-i_de  (5)

优选地，步骤E中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其电压数值是否满足如公式(6)所示的所述恢复控制判据：

U_c＞U_cH  (6)

若满足，则执行步骤F，否则，继续执行步骤E。

优选地，步骤F包括：

F‐1.利用公式(7)计算所述直流电流恢复提升指令i_p：

i_p＝ρζΔi_dc/N  (7)

F‐2.步骤F中的所述执行控制包括：将i_p输入直流控制系统中的指令电流生成环节，并与步骤D中生成的指令电流i_{dref_new}按式(8)进行叠加，生成新的指令电流i'_{dref_new}；

i′_{dref_new}＝i_{dref_new}+i_p  (8)

F‐3.重复步骤F‐1和F‐2，直至指令电流恢复到电流回降控制前的水平，即i'_{dref_new}＝i_dref。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

通过本发明提供的直流指令电流调控方法，利用直流功率快速调控功能，改善直流逆变站动态无功特性，使其作为动态无功源向交流电网输出容性无功，发挥电压支撑作用，从而在不额外追加一次设备投资的前提下，达到提升直流受端电网大扰动冲击下电压稳定水平的目的。

附图说明

图1为本发明中以直流逆变站为动态无功源的受端电网电压控制方法的流程图；

图2为本发明中计及电压稳定控制的直流指令电流生成环节；

图3为实施例中嘉禾-汝州嘉禾侧三相永久短路跳开双回线故障时直流受端电网电压失稳曲线图；

图4为实施例中大扰动故障冲击下直流逆变站电压恢复典型轨迹曲线图；

图5为实施例中不同控制措施下直流电流响应曲线图；

图6为实施例中不同控制措施下直流功率响应曲线图；

图7为实施例中不同控制措施下直流逆变站无功功率响应曲线图；

图8为实施例中不同控制措施下直流逆变站电压响应曲线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法，用于改善直流逆变站暂态无功功率特性，提升直流馈入受端电网大扰动冲击下的电压稳定能力，包括以下步骤：

1.建立直流受端交直流混联电网仿真模型；

2.评估受端电网暂态稳定性并设置控制参数；

3.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足控制启动判据和持续时间的要求；

4.计算直流电流回降指令并执行控制；

5.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足恢复控制判据；

6.计算直流电流恢复提升指令并执行控制。

在所述步骤1中，收集交流电网数据和直流输电系统数据，建立所述仿真模型；所述交流电网数据包括：交流输电线路参数和变压器参数；所述直流输电系统数据包括直流输电系统控制器参数；所述仿真模型包括：稳态潮流计算模型和机电暂态仿真计算模型。

在所述步骤2中，收集交流电网数据和直流输电系统数据，建立所述仿真模型；所述交流电网数据包括：交流输电线路参数和变压器参数；所述直流输电系统数据包括直流输电系统控制器参数；所述仿真模型包括：稳态潮流计算模型和机电暂态仿真计算模型。所述暂态稳定性为直流受端电网暂态电压稳定性；依据扰动后直流逆变站电压恢复特性，给所述控制参数赋值；所述控制参数包括：电压变化速率ε、电压门槛值U_cth、电压上限U_cH、电压下限U_cL、持续时间△t_d、追加控制系数ρ、直流电流回降的基础控制量Δi_dc以及恢复控制次数N；所述电压变化速率表征电压变化快慢；所述电压门槛值表征电压恢复的程度；所述电压上限和电压下限表征故障后电压的运行水平；所述持续时间为电压变化速率和电压值满足设定条件的时间；所述追加控制系数用于计算追加控制量；所述恢复控制次数为恢复电压稳定控制的实施次数。

在所述步骤3中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其变化率和电压数值满足公式(1)和公式(2)。

0＜|dU_c/dt|＜ε  (1)

U_cth＜U_c＜U_cL  (2)

若连续满足式(1)和式(2)超过设定时间Δt_d，则执行步骤(4)，否则仍返回对U_c进行采样和判断。

在所述步骤4中，利用公式(3)和公式(4)计算直流电流回降指令i_de。公式中，ζ为数值大于1.0的惩罚因子。

i_de＝ρζΔi_dc  (3)

$\mathrm{\ζ}=1+\frac{U_{\mathrm{cL}}-U_c}{U_{\mathrm{cL}}}\×100\%---\left(4\right)$

将i_de输入直流控制系统中的指令电流生成环节，与原指令电流i_dref按式(5)进行叠加，生成新的指令电流i_{dref_new}。

i_{dref_new}＝i_dref-i_de  (5)

在所述步骤5中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其电压数值是否满足如公式(6)所示的恢复控制判据；若满足，执行步骤6，否则，继续执行步骤5。

U_c＞U_cH(6)

在所述步骤6中，包括：

6‐1.利用公式(7)计算直流电流恢复提升指令i_p。

i_p＝ρζΔi_dc/N  (7)

6‐2.将i_p输入直流控制系统中的指令电流生成环节，与原指令电流i_{dref_new}按式(8)进行叠加，生成新的指令电流i'_{dref_new}。

i′_{dref_new}＝i_{dref_new}+i_p  (8)

重复步骤(6‐1)和(6‐2)，直至电流指令恢复至控制前的水平，即i'_{dref_new}＝i_dref。

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。

(1).建立直流受端交直流混联电网仿真模型

以河南电网±800kV/8000MW呼盟‐豫西特高压直流受端电网为例，收集电网交流输电线路和变压器等静态参数、发电机及其励磁调节器和调速系统模型与参数，以及高压直流输电系统控制器参数等数据，建立特高压直流受端交直流混联电网的稳态潮流计算模型和机电暂态仿真模型。

(2).评估受端电网暂态稳定性并设置控制参数

利用交直流混联电网机电暂态仿真软件PSD‐BPA，对呼盟‐豫西特高压直流受端电网进行故障扫描仿真。计算分析表明，大扰动故障冲后，由于受端电网电压支撑能力不足，存在电压失稳现象。

嘉和‐汝州一回线嘉和侧金属性三相接地短路故障，1.1s切除故障线路，同时并联运行另一回线路跳开，豫西直流逆变站电压将无法恢复，局部电网失去电压稳定，如图3所示。依据受端电压失稳特性，设置控制参数分别如下：ε＝5.0、△t_d＝0.15s、U_cth＝0.5p.u.、U_cL＝0.75p.u.、U_cH＝0.9p.u.、ρ＝1.1、△i_dc为30％额定电流即1.5kA、N＝1。

(3).循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足控制启动判据和持续时间的要求

故障切除后，如图3所示，豫西直流逆变站电压U_c瞬间提升至0.7p.u.左右，并经短时平缓波动后开始跌落，持续满足直流控制的启动判据，即满足公式(1)和公式(2)，因此经0.15s延时后，执行步骤(4)，启动直流控制。

0＜|dU_c/dt|＜ε  (1)

U_cth＜U_c＜U_cL  (2)

(4).计算直流电流回降指令并执行控制

依据图4所示大扰动故障冲击下直流逆变站电压恢复典型轨迹曲线各特征量定义，并结合图5所示豫西逆变站受扰轨迹，利用公式(3)和公式(4)计算直流电流回降指令i_de。

启动时刻，豫西直流逆变站电压U_c为0.66p.u.且dU_c/dt<0，因此利用公式(3)和(4)可计算出控制电流指令i_de为1.848kA，即0.367p.u.。

i_de＝ρζΔi_dc  (3)

$\mathrm{\&zeta;}=1+\frac{U_{\mathrm{cL}}-U_c}{U_{\mathrm{cL}}}\&times;100\%---\left(4\right)$

将i_de叠加值如图2所示的计及电压稳定控制的直流指令电流生成环节，如公式(5)所示，计算生成新的直流电流控制指令值i_{dref_new}。

i_{dref_new}＝i_dref-i_de  (5)

(5).循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足恢复控制判据

实施直流控制后，如图5和6所示，随着直流电流快速降低，直流送电功率减少，对应直流逆变站将向交流电网输出容性无功功率，起到动态无功源的功能，发挥支撑交流电压恢复的作用，如图7所示。

持续测量豫西逆变站高压母线电压是否满足撤销判据，如公式(6)所示，即U_c是否大于0.9p.u，若满足则执行步骤6。

U_c＞U_cH  (6)

(6).计算直流电流恢复提升指令并执行控制

利用公式(7)，计算呼盟‐豫西特高压直流电流回升控制量i_p，由于N设置为1，因此直流电流一次提升的控制量为1.848kA，直接恢复至正常运行水平。

i_p＝ρζΔi_dc/N  (7)

实施直流电流提升控制后，豫西逆变站高压母线电压如图8所示，可抑制电压恢复过程中的冲击，降低过电压威胁。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.一种以直流逆变站为动态无功源的电压稳定控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤： 

A.建立直流受端交直流混联电网仿真模型； 

B.评估受端电网暂态稳定性并设置控制参数； 

C.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足控制启动判据和持续时间的要求； 

D.计算直流电流回降指令并执行控制； 

E.循环测量逆变站高压母线电压并判断是否满足恢复控制判据； 

F.计算直流电流恢复提升指令并执行控制。 

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤A包括：收集交流电网数据和直流输电系统数据，建立所述仿真模型；所述交流电网数据包括：交流输电线路参数和变压器参数；所述直流输电系统数据包括直流输电系统控制器参数；所述仿真模型包括：稳态潮流计算模型和机电暂态仿真计算模型。 

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤B包括： 

B‐1.利用交直流混联电网机电暂态仿真软件PSD‐BPA完成所述评估；所述暂态稳定性为扰动冲击后受端电网电压恢复至正常运行水平的能力；所述扰动包括：直流换流站近区交流线路三相短路开断一回线故障和三相短路开断双回线故障； 

B‐2.依据扰动后直流逆变站电压恢复特性，给所述控制参数赋值；所述控制参数包括：电压变化速率ε、电压门槛值U_cth、电压上限U_cH、电压下限U_cL、持续时间△t_d、追加控制系数ρ、直流电流回降的基础控制量Δi_dc以及恢复控制次数N；所述电压变化速率表征电压变化快慢；所述电压门槛值表征电压恢复的程度；所述电压上限和电压下限表征故障后电压的运行水平；所述持续时间为电压变化速率和电压值满足设定条件的时间；所述追加控制系数用于计算追加控制量；所述恢复控制次数为恢复电压稳定控制的实施次数。 

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤C中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其变化率和电压数值是否满足公式(1)和公式(2)构成的所述控制启动判据； 

0＜|dU_c/dt|＜ε  (1) 

U_cth＜U_c＜U_cL(2) 

若连续满足公式(1)和公式(2)，且超过设定时间Δt_d，则执行步骤D，否则仍执行步骤C。 

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤D包括： 

D‐1.用公式(3)和公式(4)计算所述直流电流回降指令i_de；公式中，ζ为数值大于1.0的惩罚因子； 

i_de＝ρζΔi_dc  (3) 

D‐2.步骤D中的所述执行控制包括：将i_de输入直流控制系统中的指令电流生成环节，并与该环节中生成的原指令电流i_dref按式(5)进行叠加，生成新的指令电流i_{dref_new}： 

i_{dref_new}＝i_dref-i_de  (5) 。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤E中，对直流逆变站高压母线电压U_c进行测量采样，判断其电压数值是否满足如公式(6)所示的所述恢复控制判据： 

U_c＞U_cH  (6) 

若满足，则执行步骤F，否则，继续执行步骤E。 

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤F包括： 

F‐1.利用公式(7)计算所述直流电流恢复提升指令i_p： 

i_p＝ρζΔi_dc/N  (7) 

F‐2.步骤F中的所述执行控制包括：将i_p输入直流控制系统中的指令电流生成环节，并与步骤D中生成的指令电流i_{dref_new}按式(8)进行叠加，生成新的指令电流i'_{dref_new}； 

i′_{dref_new}＝i_{dref_new}+i_p  (8) 

F‐3.重复步骤F‐1和F‐2，直至指令电流恢复到电流回降控制前的水平，即i'_{dref_new}＝i_dref。