CN105119288B - 一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，其采用在线自适应方式、通过协调配合多回直流输电系统频率限制控制器平衡多直流送端系统直流闭锁故障下的功率波动，提高系统频率稳定性。这种多回直流频率限制控制器的协调控制方法可应用于电力系统调度控制中心。与现有技术相比，本发明能够更加有效地发挥多回直流频率限制控制器在系统故障期间对频率稳定性的提升作用，并且对电力系统运行方式的自适应性能力更强，控制方式更为有效、灵活。
Description
技术领域
本发明属于电力系统稳定控制技术领域，具体涉及一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法。
背景技术
高压直流输电系统具有大容量、远距离输电的优势，可实现大范围的资源优化配置，是目前世界上解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的重要手段，在我国西电东送和全国联网工程中发挥着重要作用。云南电网作为南方电网的主要能源送出基地，随着电力外送规模的不断扩大，到2016年，鲁西直流背靠背工程和±500kV永仁至富宁直流工程建成投运后，云南电网将通过6回直流输电系统与南方电网主网实现异步联网。云南电网异步联网运行后，由于各回直流输送功率大，当发生直流闭锁故障时，送端系统的频率稳定问题将成为影响系统安全运行的重要因素。
目前对于多直流送端电网在发生直流闭锁故障后的措施主要包括稳控切机措施、高周切机措施、直流紧急功率支援以及直流频率限制控制(frequency limit control，FLC)等。稳控和高周切机措施作为常规的保护措施，是以牺牲电厂连续运行性为代价的，因此通常希望在保证系统能够稳定运行的前提下，切机量尽可能小；直流紧急功率支援能够根据直流功率调节指令快速提升非故障直流的输送功率，缓解送受端系统的功率不平衡，但提升的直流功率量是基于预想事故整定，无法根据系统实际运行情况进行调节；频率限制控制本质上与紧急功率支援类似，区别在于频率限制控制能够根据交流系统实时频率偏差，调整直流功率参考值，控制方式更为有效、灵活。
配有FLC功能的直流输电系统可以等效的看成一台具有调频能力且调节速度较快的大容量发电机组。陈亦平、程哲、张昆等人在标题为高压直流输电系统孤岛运行方式调频策略(中国电机工程学报，2013，第33卷，96-102)的文献中指出FLC能够有效提高送端孤岛系统抵御功率扰动的能力，增强孤岛系统频率稳定性；杜斌，柳勇军，涂亮，付超等人在标题为糯扎渡直流频率限制控制器研究(南方电网技术，2013，第7卷，27-31)的文献中通过糯扎渡实际工程算例分析了直流孤岛FLC各环节参数灵敏度，给出了直流孤岛FLC参数整定建议。
但是，上述研究主要局限于单回直流孤岛运行方式下的FLC应用，对多回直流联网运行构成的多直流送端系统下各回直流FLC之间的协调控制方法研究还未涉及。
发明内容
针对现有技术所存在的上述技术缺陷，本发明提供了一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，能够充分发挥各回直流FLC在系统故障期间平衡功率波动的作用，提高多直流送端系统频率稳定性。
这种多回直流频率限制控制器的协调控制方法可以被应用于电力系统调度控制中心，其包括如下步骤：
(1)对一个含有多回直流送出的交流系统，分别对各回直流进行双极闭锁故障计算，确定各回直流系统闭锁故障后对应的领先机组以及其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合{S(i,j)|i＝1～n,j＝1～n,i≠j}；
(2)根据能量管理系统和广域测量系统的实时测量数据，确定当前电力系统的运行状态；
(3)判断系统是否发生直流闭锁故障。如果系统发生直流闭锁故障，则进入步骤(4)，对各回非故障直流频率限制控制器的投入顺序和参数整定重新进行协调优化；否则，返回步骤(2)；
(4)根据闭锁故障直流功率量和非故障直流灵敏度集合，选择需要投入频率限制控制器的直流；
(5)构建投入直流频率限制控制器后系统频率偏差的协调优化数学模型，并采用Lagrange乘数法，对各个直流频率限制控制器的参数整定值进行协调优化；
(6)将步骤(5)中得到的直流频率限制控制器参数的优化结果发送至步骤(4)选中的直流并投入各回直流的频率限制控制器；
(7)频率调节过程结束后，重置各回直流频率限制控制器，返回步骤(2)。
所述的步骤(1)中，确定各回直流系统闭锁故障后对应的领先机组以及非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合方法如下：
A1.假定系统有1～n回直流，记为D1～Dn。依次仿真计算各回直流双极闭锁故障对应的机组转速变化曲线，分别把转速变化最快的发电机组确定为各回直流故障后对应的“领先机组”，领先机组在t时刻转速变化量为Δω(t，0)；
A2.首选首先针对直流D1进行计算：D1双极闭锁后，若投入Di回直流的频率限制控制器(直流功率调制上限为ΔPi)，得到机组功角曲线，计算出此时领先机组在t时刻转速变化量为Δω(t,ΔPi。则D1双极闭锁后，Di投入频率限制控制器对于提高送端系统频率稳定性的灵敏度S(i,1)的计算公式为：
S(1,i)＝[Δω(t,ΔPi)-Δω(t,0)]/ΔPi
A3.依次针对1～n回直流进行计算，得到各回直流双极闭锁后其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合{S(i,j)|i＝1～n,j＝1～n,i≠j}。
所述的步骤(4)中，选择需要投入频率限制控制器的直流方法如下：
根据能量管理系统和广域测量系统检测到的闭锁故障直流功率量ΔPblock，从灵敏度集合中选取在该直流闭锁故障下灵敏度最高的非故障直流D1投入频率限制控制器，D1的直流功率调节上限为ΔP1；接着选择灵敏度第二高的非故障直流D2投入频率限制控制器，D2的直流功率调节上限为ΔP2；以此类推，直到满足得到参与投入直流频率限制控制器的全部1～m回直流。其中，各回直流的功率调节上限ΔPi均设定为额定运行功率的20％。
所述的步骤(5)中，直流频率限制控制器后系统频率偏差的协调优化数学模型如下：
Min(maxΔfmax) (1)
0＝g(t,x(t),y(t),k) (3)
ΔPDCi(t)＝hi(t,x(t),y(t),k)(i＝1,2,...m) (5)
上述数学模型中，式(1)为优化模型的目标函数，其物理意义是将系统发生闭锁故障后暂态频率偏差的峰值最小化；式(2)和式(3)是表征当前运行方式下电力系统动态特性的微分代数方程组；式(4)是故障发生后系统频率偏差的计算公式；式(5)是直流频率限制控制器的调制功率量表达式；式(6)是式(4)中因子A的计算公式。进一步地，式(1)～(6)中各变量的物理意义如下：t为时间；x(t)为电力系统状态变量向量；y(t)为电力系统代数变量向量；k＝[k1,k2,...,km]为直流频率限制控制器参数向量；Δf(t)为故障发生后t时刻系统的频率偏差值；f0为系统稳态频率值；Pm(t)为故障发生后t时刻系统的发电机电磁功率，PL(t)为故障发生后t时刻系统的负荷功率；ΔPDCi(t)为故障发生后t时刻投入直流频率限制控制器的第i回直流调制功率量；Pm0为系统稳态运行时的发电机电磁功率；PL0为系统稳态运行时的负荷功率；KL为系统负荷频率因子；ω0为系统稳态运行时发电机转子角速度；M为系统的惯性常数。
本发明与现有技术相比，上述多回直流频率限制控制器协调控制方法有以下优点：
(a)协调控制多直流送端系统中各回直流FLC在系统故障期间的作用，与只采用直流孤岛FLC相比，多回直流FLC协调控制对系统频率稳定性的提升效果将更加显著。
(b)各回直流FLC的投入方式灵活，能够根据不同的故障类型选择参与频率调节的直流系统及其投入顺序，充分发挥直流FLC对系统频率稳定性的提升作用。
(c)对电力系统的运行方式具有自适应性，直流FLC的增益参数能够跟随系统故障类型进行调节，避免了采用同一套FLC参数在不同故障下对系统频率调节效果变差的问题。
综合上述三方面原因，可以看出：与现有技术相比，本发明能够更加有效地发挥多回直流频率限制控制器在系统故障期间对频率稳定性的提升作用，并且对电力系统运行方式的自适应性能力更强，控制方式更为有效、灵活。
附图说明
图1为一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法的流程图。
图2为直流输电系统的频率限制控制器结构框图。
图3为采用本发明前后云南电网异步联网下楚穗直流双极闭锁故障后系统频率响应曲线。
具体实施方式
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明进行详细说明。
本实施方式所研究的电力系统为中国云南电网(2016年异步联网运行方式)，研究目的是提高云南电网异步联网方式直流闭锁故障下送端系统的频率稳定性。如图1所示，针对上述电力系统，多回直流频率限制控制器的协调控制方法工作流程如下：
(1)对云南电网多直流送端系统(共6回直流)，分别计算各回直流双极闭锁故障，确定各回直流系统闭锁故障后对应的领先机组以及其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合{S(i,j)|i＝1～6,j＝1～6,i≠j}。
各回直流故障后对应的领先机组如下表：
表1各回直流故障后对应的领先机组
| 故障直流 | 领先机组 |
| 糯扎渡直流 | 糯扎渡电厂 |
| 楚穗直流 | 金安桥电厂 |
| 溪洛渡直流(同塔双回) | 溪洛渡电厂 |
| 金中直流 | 梨园电厂 |
| 永富直流 | 观音岩电厂 |
| 鲁西直流(背靠背) | 滇东电厂 |
各回直流故障后对应的FLC作用灵敏度集合计算结果如下表：
表2各回直流故障后对应的灵敏度集合表
注：灵敏度从高到低依次对应表中1～5。
(2)根据能量管理系统和广域测量系统的实时测量数据，确定当前云南电网的运行状态。
(3)判断系统是否发生直流闭锁故障。如果系统发生直流闭锁故障，则进入步骤(4)，对各回非故障直流频率限制控制器的投入顺序和参数整定重新进行协调优化；否则，返回步骤(2)。
(4)根据闭锁故障直流功率量和非故障直流灵敏度集合，选择需要投入频率限制控制器的直流。
当前故障为云南电网楚穗直流发生双极闭锁，根据灵敏度集合表，选择溪洛渡直流、金中直流、糯扎渡直流投入直流频率限制控制器。所采用的直流调制控制器的结构如图2所示(该结构为现有工程应用中采用的控制结构，非本发明提出)。在图2中，Fband为频率调节死区，取为±0.1Hz；DFmax、DFmin分别为频差的最大值和最小值，分别取1.5Hz和-1.2Hz；Tf为滤波器时间常数，取为0.1s；Kp为比例增益，待整定；KI为积分增益，待整定；Pmodmin、Pmodmax分别为直流功率调节的下限和上限，分别取为-40％和20％。
(5)构建投入直流频率限制控制器后系统频率偏差的协调优化数学模型，并采用Lagrange乘数法，对各个直流频率限制控制器的参数整定值进行协调优化。
在当前故障下，溪洛渡直流频率限制控制器比例增益Kp取为25、积分增益KI取为18；金中直流频率限制控制器比例增益Kp取为22、积分增益KI取为16；、糯扎渡直流频率限制控制器比例增益Kp取为30、积分增益KI取为20。
(6)将步骤(5)中得到的直流频率限制控制器参数的优化结果发送至步骤(4)选中的直流并投入各回直流的频率限制控制器。
(7)频率调节过程结束后，重置各回直流频率限制控制器，返回步骤(2)。
为了验证本实施方式的实际作用效果，图3给出了没有控制时、采用现有的单回直流FLC控制方法后和采用本发明提出的多回直流FLC协调控制方法后云南电网异步联网下楚穗直流双极闭锁故障后系统频率响应对比曲线。其中在采用现有技术时，仅投入糯扎渡直流输电系统的直流频率限制控制器。从图3的对比结果可以看出：与现有技术相比，采用本发明方法后对多直流送端系统直流闭锁故障下的频率稳定性提升效果将更加显著，即本发明的控制效果优于现有技术。
Claims (4)
1.一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，包括如下步骤：
(1)对一个含有多回直流送出的交流系统，分别对各回直流进行双极闭锁故障计算，确定各回直流系统闭锁故障后对应的领先机组以及其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合{S(i,j)|i＝1～n,j＝1～n,i≠j}；
(2)根据能量管理系统和广域测量系统的实时测量数据，确定当前电力系统的运行状态；
(3)判断系统是否发生直流闭锁故障，如果系统发生直流闭锁故障，则进入步骤(4)，对各回非故障直流频率限制控制器的投入顺序和参数整定重新进行协调优化；否则，返回步骤(2)；
(4)根据闭锁故障直流功率量和非故障直流灵敏度集合，选择需要投入频率限制控制器的直流；
(5)构建投入直流频率限制控制器后系统频率偏差的协调优化数学模型，并采用Lagrange乘数法，对各个直流频率限制控制器的参数整定值进行协调优化；
(6)将步骤(5)中得到的直流频率限制控制器参数整定值的优化结果发送至步骤(4)选中的直流并投入各回直流的频率限制控制器；
(7)频率调节过程结束后，重置各回直流频率限制控制器，返回步骤(2)。
2.根据权利要求1所述的一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，其特征在于：所述的步骤(1)中，确定各回直流系统闭锁故障后对应的领先机组以及其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合方法如下：
A1.假定系统有1～n回直流，记为D1～Dn，依次仿真计算各回直流双极闭锁故障对应的机组转速变化曲线，分别把转速变化最快的发电机组确定为各回直流故障后对应的“领先机组”，领先机组在t时刻转速变化量为Δω(t，0)；
A2.首先针对直流D1进行计算：D1双极闭锁后，若投入Di回直流的频率限制控制器，直流功率调制上限为ΔPi，得到机组功角曲线，计算出此时领先机组在t时刻转速变化量为Δω(t,ΔPi)，则D1双极闭锁后，Di投入频率限制控制器对于提高送端系统频率稳定性的灵敏度S(1,i)的计算公式为：
S(1,i)＝[Δω(t,ΔPi)-Δω(t,0)]/ΔPi
A3.依次针对1～n回直流进行计算，得到各回直流双极闭锁后其余非故障直流频率限制控制器作用下的灵敏度集合{S(i,j)|i＝1～n,j＝1～n,i≠j}。
3.根据权利要求1所述的一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，其 特征在于：所述的步骤(4)中，选择需要投入频率限制控制器的直流方法如下：
根据能量管理系统和广域测量系统检测到的闭锁故障直流功率量ΔPblock，从灵敏度集合中选取在该直流闭锁故障下灵敏度最高的非故障直流D1投入频率限制控制器，D1的直流功率调节上限为ΔP1；接着选择灵敏度第二高的非故障直流D2投入频率限制控制器，D2的直流功率调节上限为ΔP2；以此类推，直到满足得到参与投入直流频率限制控制器的全部1～m回直流；其中，各回直流的功率调节上限ΔPi均设定为额定运行功率的20％。
4.根据权利要求1所述的一种多回直流频率限制控制器的协调控制及参数优化方法，其特征在于：所述的步骤(5)中，构建投入直流频率限制控制器后系统频率偏差的协调优化数学模型如下：
Min(maxΔfmax) (1)
0＝g(t,x(t),y(t),k) (3)
ΔPDCi(t)＝hi(t,x(t),y(t),k)(i＝1,2,...m) (5)
上述数学模型中，式(1)为优化模型的目标函数，其物理意义是将系统发生闭锁故障后暂态频率偏差的峰值最小化；式(2)和式(3)是表征当前运行方式下电力系统动态特性的微分代数方程组；式(4)是故障发生后系统频率偏差的计算公式；式(5)是直流频率限制控制器的调制功率量表达式；式(6)是式(4)中因子A的计算公式；式(1)～(6)中各变量的物理意义如下：t为时间；x(t)为电力系统状态变量向量；y(t)为电力系统代数变量向量；k＝[k1,k2,...,km]为直流频率限制控制器参数向量；Δf(t)为故障发生后t时刻系统的频率偏差值；f0为系统稳态频率值；Pm(t)为故障发生后t时刻系统的发电机电磁功率，PL(t)为故障发生后t时刻系统的负荷功率；ΔPDCi(t)为故障发生后t时刻投入直流频率限制控制器 的第i回直流调制功率量；Pm0为系统稳态运行时的发电机电磁功率；PL0为系统稳态运行时的负荷功率；KL为系统负荷频率因子；ω0为系统稳态运行时发电机转子角速度；M为系统的惯性常数。
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