CN105958554A - 一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种应用于电磁环网的柔性直流(柔直)协调稳定控制方法。该方法针对柔性直流并联于电磁环网的电网结构，结合柔性直流输电特点，给出了柔直与稳控的协调控制策略，并提出了一种柔直与稳控的协调控制量的计算方法，该计算方法基于等面积准则量化计算协调控制措施量，考虑了柔直、稳控的控制动作延时及稳控切机后导致系统电抗变化的影响因素，最大程度利用柔直容量，减少传统稳控措施的切机总量，并改善交流系统电压稳定性,提高了系统的暂态稳定水平。

Description

一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法

技术领域

本发明属于电力系统运行控制技术领域，具体涉及一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法。

背景技术

高低压电磁环网，是指通过变压器的电磁回路的联系，使得两组不同电压等级的线路并联运行而形成的环形电网。在高电压等级网架建设过程中会形成若干电磁环网,考虑到供电可靠性、输电能力等方面因素,有些电磁环网不具备解环条件,从而给系统安全稳定运行带来一定风险。

目前电网中的电磁环网存在的暂态稳定及过载等问题主要依靠稳控解决。电磁环网问题的症结在于，传统的电磁环网缺乏可控性和灵活性，事故后稳控措施一般较重，代价较大。柔性直流输配电是近年来兴起的一个新的技术领域，旨在增强电力系统的可控性和灵活性，是智能电网的重点发展方向之一。柔性直流技术采用了全控型电力电子器件，具有快速潮流控制、动态无功支撑、多端口协调运行、防止故障范围扩大等多方面优势，是一种有效解决电磁环网问题的新的手段。

柔直可根据电网的无功需求灵活调节无功功率，起到了静止无功补偿器的作用。柔直调节速度快，可被视为无惯量的发电机，可瞬时控制有功及无功功率，为电网提供无功支撑，将有助于优化稳控措施量，保证交流母线电压的恒定。因此，柔直应用于电磁环网能够提高电网运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性，具有良好的应用前景和推广价值。

目前关于柔性直流与稳控的协调控制措施量的计算方法研究和应用较少，尤其针对应用于电磁环网的特定工况更是鲜有提及。已有的研究结果表明：传统暂态稳定控制措施量可基于相对动能计算，主要通过转速差相对功角差变化趋势实时辨识电网暂态稳定性，当判断出系统将会失去功角稳定时，利用系统的动态响应曲线，适应任意复杂的运行方式和故障形式。计算仅使用实测的发电机功角和转速量，基于两机系统中相对动能的概念计算剩余加速面积，进而同步得到稳控的切机措施量。

由于柔性直流IGBT器件的过载能力较差，柔直有功、无功控制措施量应不超过额定容量，避免控制原因导致的换流器过载而致使柔性装置失效，计算柔直有功、无功控制措施量时应以柔直系统在不过载的情况下尽量多发挥有功的传输、电压的紧急支撑为原则。虽然已有研究结论单独使用稳控系统可以计算得到稳控措施量，但研究利用柔直和稳控共同作用，在柔直不过载情况下，最大化利用柔直提供有功、无功支撑，计算其措施量的方法较少。

发明内容

本发明的目的是在电磁环网故障导致暂稳问题时，能够通过柔性直流和稳控的协调控制快速恢复系统稳定。本发明提供了一种柔性直流应用于电磁环网的协调控制措施量的计算方法。

本发明技术方案如下：

一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法，所述计算方法针对柔性直流并联于电磁环网的电网结构，其特征在于：

该计算方法基于等面积准则量化计算协调控制措施量，综合柔直、稳控的控制动作延时及稳控动作切机后导致系统总电抗变化的影响因素，将最大程度利用柔直容量，并减少了传统稳控措施的切机总量。

一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法，柔性直流与电磁环网低压侧输电线路并联，柔性直流在交流电网侧相当于一个幅值和相角可控的交流电压源，能同时对有功和无功类电气量进行完全独立的解耦控制；其特征在于，所述方法包含以下步骤：

(1)实时采集电网中的测量量，所述测量量包括柔性直流输电系统的运行参数和交流系统中相关节点的电压、电流、功角信息；其中，所述相关节点是指变电站和电厂；

(2)判断电网中电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果输电通道中断，则进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；

(3)计算得到故障加速面积S1与绝对减速面积S2的差：

$S1-S2=\frac{1}{2}{\mathrm{\ω}}_0{\mathrm{\Δ\ω}}^2-{\∫}_{{\mathrm{\δ}}_k}^{{\mathrm{\δ}}_{cr}}(P_{III}\sin \mathrm{\δ}-P_0)d\mathrm{\δ}---\left(1\right)$

其中ω₀为交流电网额定频率下的角速度，Δω为高压侧输电通道断开时电磁环网两侧区域的角速度差，P_III为故障后电磁环网高低压断面功率特性曲线的最大值，P₀为电磁环网高低压断面初始运行点，δ_k为故障时刻电力系统功角，δ_cr点为无柔直及稳控措施情况下的暂稳临界角；

当0＜S1-S2时，进入步骤(4)，否则说明故障后该电网自身能保持暂态稳定，不需要采取任何措施，即柔直有功、无功控制措施量为0，稳控措施量为0，并返回步骤(1)；

(4)根据柔性直流输电系统的当前有功限幅P_maxrz，计算出当前柔直有功控制措施产生的最大减速面积S3_max＝P_maxrz(δ_cr-δ_t1)，当S1-S2S≤3_xam时，柔直有功控制措施量为：

${\mathrm{\ΔP}}_1=\frac{S1-S2}{{\mathrm{\δ}}_{cr}-{\mathrm{\δ}}_{t1}}---\left(2\right)$

其中ΔP₁为柔直有功措施量，δ_t1点为柔直开始采取有功控制措施时的电网功角；

当S1-S2≤S3_max时，无需采取稳控措施，即稳控措施量为0，仅采取柔直措施，提升柔直有功ΔP₁，便可保持该电力系统暂态稳定，否则进入步骤(5)；

(5)当S1-S2＞S3_max时，需要由柔直和稳控共同采取措施方能使系统恢复稳定，计算稳控措施的最小临界减速面积S4_min＝S1-S2-S3_max，该最小临界减速面积除以稳控的作用时间δ_dp1-δ_t2，求得稳控措施量ΔP_2min，在柔直有功控制措施量P_maxrz以及稳控措施量ΔP_2min作用情况下电网可以恢复稳定，其中δ_dp1点为柔直措施临界角，δ_t2点为稳控开始采取切机措施的电网功角。

本发明进一步优选采用以下方案：

在步骤(1)中，柔性直流输电系统运行参数从柔性直流控制系统获得，交流系统中相关节点的电压、电流、功角信息从广域监测系统WAMS中获得。

在步骤(5)计算稳控措施量ΔP_2min后，按照最小过切原则从电网中可供选切的n台机组中选择一组机组由稳控系统切除，选切机组表达式及约束条件用如下形式描述：

${\mathrm{\ΔP}}_{2\min }+x_0=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{W}_i{y}_i---\left(3\right)$

x₀→0且x₀＞0 (4)

y_i＝0或1，i＝1,2,...n (5)

其中，y_i为1表示该机组保留，y_i为0则表示该机组被切除；W_i表示广域监测系统WAMS数据中记录的该机组故障前功率，存在一个过切量x₀，使得实际选定的切机组合的措施量最接近ΔP_2min，ΔP_2min加x₀即为稳控实际切机措施量

将稳控措施过切x₀产生的减速面积折算到由柔直措施产生，所占用的柔直有功控制措施量为P_XZ，柔直有功控制措施量减少P_XZ，稳控的起始运行点上移P_XZ。

计算稳控过切产生的减速面积占用同等减速面积的修正量P_XZ：

$P_{XZ}=\frac{x_0\×({\mathrm{\δ}}_{dp1}-{\mathrm{\δ}}_{t2})}{{\mathrm{\δ}}_{dp1}-{\mathrm{\δ}}_{t1}}---\left(6\right)$

调整后柔直与稳控的产生的总减速面积S_SUM：

S_SUM＝S3_max-P_XZ(δ_t2-δ_t1)+S4_min+(x₀-P_XZ)(δ_dp1-δ_t2) (7)

即式(6)代入式(7)后可得S_SUM＝S3_max+S4_min，因此调整后其总减速面积并没有减少。

因此在柔直有功控制措施量P_maxrz-P_XZ以及稳控措施量为ΔP_2min共同作用下电网可恢复稳定。

δ_dp1点柔直的有功控制措施量小于柔直的当前有功限幅P_maxrz，柔直容量一定的情况下，此时可以提高柔直的无功限幅，柔直系统跟踪交流电压为系统提供无功支撑。

从δ_t1点开始，工程上跟踪交流电压调控时间一般实测在50-100ms，100ms后δ_t3处柔性直流输电系统判别实际无功消耗小于事先设定的无功限幅，则可降低柔直无功限幅，无功限幅降低后则可调高有功限幅，增大有功限幅将进一步增大柔直产生的减速面积，进一步增强系统暂态稳定性。δ_t3点为改变柔性直流输电系统中有功限幅及无功限幅参数时刻。

本发明具有以下有益的技术效果：

在柔性直流并接于电磁环网的接线方式下，本发明通过计算柔直与稳控协调控制措施量及切换各个阶段柔直的有功、无功调节措施，充分利用柔直的四象限快速调节特性，最大化发挥柔直在暂态过程中的有功及无功支撑能力，起到减少稳控切机措施量，提高交直流系统的的暂态稳定水平以及电压稳定性的作用。

附图说明

图1所示为柔性直流应用于电磁环网的运行方式示意图；

图2所示为功角特性示意图；

图3临界措施量等面积调整示意图；

图4协调控制试验结果功角曲线图；

图5协调控制试验结果电压曲线图；

图6为本发明柔性直流应用于电磁环网的协调控制措施量的计算方法流程图。

具体实施方式

下面结合说明书附图对本发明的技术方案进一步详细表述。

柔性直流应用于电磁环网的典型结构如图1所示，本申请以附图1所示的电磁环网结构为例详细介绍本发明柔直及稳控措施量计算方法的技术方案。

在附图1中，某电网A侧电源区域通过500kV与220kV线路并联的电磁环网向B侧区域输送功率。当500kV侧输电通道故障中断后，两侧的联络阻抗将会大大增加，而其电压等级又降低，因此传输功率极限要小得多，导致静稳极限功率降低，高压侧功率转移到低压侧线路上则很可能超过这个静稳极限，引起两侧系统间的功率振荡，导致系统暂态稳定问题。为便于研究，将其等效为单机无穷大系统，A侧区域等效为电源通过电磁环网向B侧无穷大电网区域输送功率，机组与系统的等值角度差为δ，其输送断面正常运行、故障中、故障后的功率特性如图2所示，对应正弦曲线最大值分别为(P_I、P_II、P_III)。常规电磁环网导致的暂态稳定问题主要由稳控措施单独解决，其切机措施量大，因此经济代价较大。通过与220kV侧线路并联方式将容量为300MVA的柔性直流应用于该电磁环网，根据柔性直流几乎可以瞬时地在PQ平面的4个象限内实现有功功率和无功功率的独立控制的特点，利用柔直与稳控协调控制措施解决电力系统暂态稳定问题，最大限度发挥柔性直流系统不同时间阶段的调控作用。

本发明所采用的柔直与稳控的协调控制措施量的计算方法如附图6所示，包括以下步骤：

(1)实时采集电网中的测量量，所述测量量包括柔性直流输电系统的运行参数和交流系统中相关节点的电压、电流、功角信息；其中，所述相关节点是指变电站和电厂；

(2)判断电网中电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果输电通道中断，则进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；

(3)计算得到故障加速面积S1与绝对减速面积S2的差：

$S1-S2=\frac{1}{2}{\mathrm{\ω}}_0{\mathrm{\Δ\ω}}^2-{\∫}_{{\mathrm{\δ}}_k}^{{\mathrm{\δ}}_{cr}}(P_{III}\sin \mathrm{\δ}-P_0)d\mathrm{\δ}---\left(1\right)$

其中ω₀为交流电网额定频率下的角速度，Δω为高压侧输电通道断开时电磁环网两侧区域的角速度差，P_III为故障后电磁环网高低压断面功率特性曲线的最大值，P₀为电磁环网高低压断面初始运行点，δ_k为故障时刻电力系统功角，δ_cr点为无柔直及稳控措施情况下的暂稳临界角；

当0＜S1-S2时，进入步骤(4)，否则说明故障后该电网自身能保持暂态稳定，不需要采取任何措施，即柔直有功、无功控制措施量为0，稳控措施量为0，并返回步骤(1)；

(4)根据柔性直流输电系统的当前有功限幅P_maxrz，计算出当前柔直有功控制措施产生的最大减速面积S3_max＝P_maxrz(δ_cr-δ_t1)，当S1-S2S≤3_xam时，柔直有功控制措施量为：

${\mathrm{\ΔP}}_1=\frac{S1-S2}{{\mathrm{\δ}}_{cr}-{\mathrm{\δ}}_{t1}}---\left(2\right)$

其中ΔP₁为柔直有功措施量，δ_t1点为柔直开始采取有功控制措施时的电网功角；

当S1-S2≤S3_max时，无需采取稳控措施，即稳控措施量为0，仅采取柔直措施，提升柔直有功ΔP₁，便可保持该电力系统暂态稳定，否则进入步骤(5)；

(5)当S1-S2＞S3_max时，需要由柔直和稳控共同采取措施方能使系统恢复稳定，计算稳控措施的最小临界减速面积S4_min＝S1-S2-S3_max，该最小临界减速面积除以稳控的作用时间δ_dp1-δ_t2，求得稳控措施量ΔP_2min，在柔直有功控制措施量P_maxrz以及稳控措施量ΔP_2min作用情况下电网可以恢复稳定，其中δ_dp1点为柔直措施临界角，δ_t2点为稳控开始采取切机措施的电网功角。

但工程中稳控实际切机量一定会大于ΔP_2min，将按照最小过切原则从电网中可供选切的n台机组中选择一组机组由稳控切除。选切机组表达式及约束条件可用如下形式描述：

${\mathrm{\ΔP}}_{2\min }+x_0=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{W}_i{y}_i---\left(3\right)$

x₀→0且x₀＞0 (4)

y_i＝0或1，i＝1,2,...n (5)

其中，y_i为1表示该机组保留，y_i为0则表示该机组被切除；W_i表示广域监测系统WAMS数据中记录的该机组故障前功率，存在一个过切量x₀，使得实际选定的切机组合的措施量最接近ΔP_2min，ΔP_2min加x₀即为稳控工程实际切机措施量

将稳控措施过切x₀产生的减速面积折算到由柔直措施产生，所占用的柔直有功控制措施量为P_XZ，柔直措施量减少P_XZ，如图3所示，相当于稳控的起始运行点上移P_XZ，而新的柔直与稳控产生的总减速面积为图3粗实线包络面积。

计算稳控过切产生的减速面积占用同等减速面积的修正量P_XZ：

$P_{XZ}=\frac{x_0\×({\mathrm{\δ}}_{dp1}-{\mathrm{\δ}}_{t2})}{{\mathrm{\δ}}_{dp1}-{\mathrm{\δ}}_{t1}}---\left(6\right)$

调整后柔直与稳控的产生的总减速面积S_SUM：

S_SUM＝S3_max-P_XZ(δ_t2-δ_t1)+S4_min+(x₀-P_XZ)(δ_dp1-δ_t2) (7)

即式(6)代入式(7)后可得S_SUM＝S3_max+S4_min，因此调整后其总减速面积并没有减少。

因此在柔直有功控制措施量P_maxrz-P_XZ以及稳控措施量为ΔP_2min共同作用下电网可恢复稳定。

图3中，δ_dp1点柔直的有功控制措施量小于柔直的当前有功限幅P_maxrz，柔直容量一定的情况下，此时可以提高柔直的无功限幅，柔直系统跟踪交流电压为系统提供无功支撑。

从δ_t1点开始，工程上跟踪交流电压调控时间一般实测在50-100ms，100ms后δ_t3处柔性直流输电系统判别实际无功消耗小于事先设定的无功限幅，则可降低柔直无功限幅，无功限幅降低后则可调高有功限幅，增大有功限幅将进一步增大柔直产生的减速面积，进一步增强系统暂态稳定性。δ_t3点为改变柔性直流输电系统中有功限幅及无功限幅参数时刻。

对以下三种情况进行试验分析：故障后不采取任何措施；故障后仅通过稳控切除A侧区域3台300MW机组；故障后柔性直流50ms提升100MW有功，100ms稳控切除2台280MW机组，210ms再提升100MW有功。三种情况功角曲线对比如图4所示，从图4可以得出，通过柔直与稳控措施协调控制方法，可以有效减少稳控措施量；三种情况电压曲线对比如图5所示，从图5可以得出，通过柔直与稳控措施的协调控制方法，可提升系统电压稳定性。

本发明申请人结合说明书附图对本发明的实施例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法，所述计算方法针对柔性直流并联于电磁环网的电网结构，其特征在于：

该计算方法基于等面积准则量化计算协调控制措施量，综合柔直、稳控的控制动作延时及稳控动作切机后导致系统总电抗变化的影响因素，将最大程度利用柔直容量，并减少了传统稳控措施的切机总量。

2.一种应用于电磁环网的柔性直流协调稳定控制方法，柔性直流与电磁环网低压侧输电线路并联，柔性直流在交流电网侧相当于一个幅值和相角可控的交流电压源，能同时对有功和无功类电气量进行完全独立的解耦控制；其特征在于，所述方法包含以下步骤：

(1)实时采集电网中的测量量，所述测量量包括柔性直流输电系统的运行参数和交流系统中相关节点的电压、电流、功角信息；其中，所述相关节点是指变电站和电厂；

(2)判断电网中电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果输电通道中断，则进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；

(3)计算得到故障加速面积S1与绝对减速面积S2的差：

其中ω₀为交流电网额定频率下的角速度，Δω为高压侧输电通道断开时电磁环网两侧区域的角速度差，P_III为故障后电磁环网高低压断面功率特性曲线的最大值，P₀为电磁环网高低压断面初始运行点，δ_k为故障时刻电力系统功角，δ_cr点为无柔直及稳控措施情况下的暂稳临界角；

当0＜S1-S2时，进入步骤(4)，否则说明故障后该电网自身能保持暂态稳定，不需要采取任何措施，即柔直有功、无功控制措施量为0，稳控措施量为0，并返回步骤(1)；

(4)根据柔性直流输电系统的当前有功限幅P_maxrz，计算出当前柔直有功控制措施产生的最大减速面积S3_max＝P_maxrz(δ_cr-δ_t1)，当S1-S2≤S3_max时，柔直有功控制措施量为：

其中ΔP₁为柔直有功措施量，δ_t1点为柔直开始采取有功控制措施时的电网功角；

当S1-S2≤S3_max时，无需采取稳控措施，即稳控措施量为0，仅采取柔直措施，提升柔直有功ΔP₁，便可保持该电力系统暂态稳定，否则进入步骤(5)；

(5)当S1-S2＞S3_max时，需要由柔直和稳控共同采取措施方能使系统恢复稳定，计算稳控措施的最小临界减速面积S4_min＝S1-S2-S3_max，该最小临界减速面积除以稳控的作用时间δ_dp1-δ_t2，求得稳控措施量ΔP_2min，在柔直有功控制措施量P_{max rz}以及稳控措施量ΔP_2min作用情况下电网可以恢复稳定，其中δ_dp1点为柔直措施临界角，δ_t2点为稳控开始采取切机措施的电网功角。

3.根据权利要求2所述的柔性直流应用于电磁环网的协调稳控措施量的计算方法，其特征在于：

在步骤(1)中，柔性直流输电系统运行参数从柔性直流控制系统获得，交流系统中相关节点的电压、电流、功角信息从广域监测系统WAMS中获得。

4.根据权利要求2所述的柔性直流应用于电磁环网的协调稳控措施量的计算方法，其特征在于：

所述计算方法还进一步包括在步骤(5)计算稳控措施量ΔP_2min后，按照最小过切原则从电网中可供选切的n台机组中选择一组机组由稳控系统切除，选切机组表达式及约束条件用如下形式描述：

x₀→0且x₀＞0 (4)

y_i＝0或1，i＝1,2,...n (5)

其中，y_i为1表示该机组保留，y_i为0则表示该机组被切除；W_i表示广域监测系统WAMS数据中记录的该机组故障前功率，存在一个过切量x₀，使得实际选定的切机组合的措施量最接近ΔP_2min，ΔP_2min加x₀即为稳控实际切机措施量

5.根据权利要求2所述的柔性直流应用于电磁环网的协调稳控措施量的计算方法，其特征在于：

将稳控措施过切x₀产生的减速面积折算到由柔直措施产生，所占用的柔直有功控制措施量为P_XZ，柔直有功控制措施量减少P_XZ，稳控的起始运行点上移P_XZ。