CN106253326B - 一种柔直应用于电磁环网的孤岛稳定控制方法 - Google Patents

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Abstract

一种柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法。所述控制方法涉及柔直与二、三道防线的协调控制以及动作时序配合，首先，在故障孤岛瞬间基于频率变化率估算系统有功差额，根据有功差额判断确认实施柔直与二道防线稳控的措施，利用柔直可双向动态调节孤岛频率电压的特点补足二道防线措施的执行偏差；随后针对二道防线及柔直协调控制后仍不能恢复系统稳定的情况，通过柔直与第三道防线的协调控制最终使孤岛系统恢复稳定。本发明减少了二、三道防线的执行措施量，使二、三道防线执行措施连续可控，从而提高孤岛频率电压稳定性及运行经济性。

Description

一种柔直应用于电磁环网的孤岛稳定控制方法
技术领域
本发明属于电力系统运行控制技术领域，具体涉及一种柔直应用于电磁环网的孤岛稳定控制方法。
背景技术
电磁环网运行方式使得高低压侧潮流分配不易控制，不能充分利用高压侧线路的输送容量，还会带来母线短路电流较大、保护难于整定等问题。另外，当高压侧故障中断后，潮流转移将导致低压侧线路过负荷、部分站点电压降低，甚至发生电压崩溃及发电机功角失稳。《电力系统安全稳定导则》中明确指出:随着较高一等级电压网络的逐步建成,较低一等级电压网络就应打开运行，最终消除危害系统安全稳定运行的电磁环网现象。
然而，某些电磁环网高一电压等级线路发展受限，比如地理位置处于山林区，山火等自然灾害和外力破坏多发地区，始终不具备解环条件。起初为了得到一部分供电可靠性而采取的环网运行方式，随着地区经济发展，发电及负荷逐年增加，电磁环网输送容量及短路电流逐渐增加，稳定问题将越来越突出，严重威胁电网安全。
柔直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、能向无源网络供电、不会出现换相失败等诸多优势，是有效解决电磁环网问题的新的手段。采用柔直背靠背接入电磁环网低压侧输电通道后，电磁环网诸如短路电流过大、正常运行时潮流分配不灵活、故障后潮流转移等问题将迎刃而解。但同时产生新的问题，目前由于工程造价高昂使得柔直选型容量受限，柔直换流器几乎没有过负荷能力，高压侧输电通道中断后柔直将电磁环网两侧电网隔离，形成区域电网孤岛运行，对于故障后导致有功缺额有功差额较大的孤岛，此时单靠柔直控制难于恢复孤网稳定。故障孤岛由于其旋转惯量较小，单一负荷及机组占总体容量比例较高，单靠传统稳定控制策略难以维持孤岛稳定运行。柔直需要与稳定控制措施协调配合以恢复孤岛系统稳定。目前关于电磁环网中柔性直流与稳控的协调控制措施应用和研究较少。
发明内容
本发明提出一种柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法。当使用柔直背靠背接入电磁环网低压侧输电通道的接线方式作为解环方案时，若高压侧输电通道故障中断形成区域孤岛电网，功率缺额将导致孤岛失去稳定，本发明所公开的方法设计了一种故障孤岛稳定控制策略，涉及柔直与二、三道防线的协调控制方法以及动作配合时序。
本发明技术方案如下：
一种柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，柔直系统与二、三道防线协调控制；其特征在于：
在故障孤岛瞬间计算故障孤岛的有功差额，根据有功差额判断确认实施柔直系统与二道防线稳控的措施，利用柔直系统可双向动态调节孤岛频率电压的特点补足二道防线措施的执行偏差；随后针对二道防线及柔直协调控制后仍不能恢复故障孤岛稳定的情况，采用第三道防线措施，最终使故障孤岛恢复稳定。
一种柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，柔直系统通过背靠背接线方式串联接入电磁环网低压侧输电通道，低压侧输电通道并联高压侧输电通道连接区域小电网和主网；其特征在于，该方法包括如下步骤：
(1)计算区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk，并设定区域小电网故障孤岛时的可接受频率偏差范围；
(2)判断电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果高压侧输电通道中断，则孤岛判别条件满足，进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；
(3)计算区域小电网在受到高压侧输电通道中断扰动后的总有功差额ΔPΣ，若ΔPΣ低于孤岛稳定门槛值Pmk，进入步骤(4)，否则进入步骤(5)；
(4)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，将对侧即主网侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，通过孤岛控制方式使孤岛侧即区域小电网频率处于步骤(1)设定的可接受频率偏差范围内；
(5)采取根据区域小电网频率降低切除区域小电网中的负荷或升高切除区域小电网中的机组的稳定控制措施，即电力系统的二道防线的控制措施，计算并下发切除负荷或机组的理论值后，在切除机组或切除负荷的实际动作措施量Psj后进入步骤(6)；
(6)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，对侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，并判断当前区域小电网频率是否在步骤(1)中设定的可接受频率偏差范围内，若区域小电网频率处于所述可接受频率偏差范围内，则继续执行本步骤的柔直系统孤岛侧换流器孤岛控制方式；否则需要依靠电力系统的第三道防线即高周切机或低周减载恢复区域小电网频率稳定，若区域小电网当前频率高于频率偏差范围上限且呈上升趋势时则进入步骤(7)，若区域小电网当前频率低于频率偏差范围下限且呈下降趋势时则进入步骤(8)；
(7)采用电力系统第三道防线的高周切机动作，其中，高周切机每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧高于频率偏差上限且呈上升趋势则进入下一轮高周切机动作；当区域小电网频率低于频率偏差范围上限或呈下降趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内；
(8)采用电力系统第三道防线的低周减载动作，低周减载每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧低于频率偏差下限且呈下降趋势则进入下一轮低周减载动作动作，否则当区域小电网频率高于频率偏差范围下限或呈上升趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内。
本发明进一步优选包括以下方案：
区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk用于反映故障后故障孤岛的自平衡能力。
在步骤(1)中，实时采集区域小电网中的发电机单位调节功率参数，计算区域小电网能够接受的有功差额门槛ΔPΣmk：
其中：KGi为区域小电网中发电机i的单位调节功率；Δf为区域小电网故障孤岛时的可接受频率偏差范围；n为区域小电网中发电机的个数；
故障前柔直控制方式为正常控制方式，此时柔直当前可调最大有功功率Przmax，区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk为柔直当前可调最大有功功率Przmax与区域小电网能够接受的有功差额门槛ΔPΣmk之和，即：
Pmk＝ΔPΣmk+Przmax (2)。
在步骤(3)中，所述区域小电网总有功差额ΔPΣ为：
其中Hi为区域小电网中各机组的惯性时间常数，n为区域小电网中发电机的个数，ΔPi为区域小电网中各机组的有功差额，df/dt为区域小电网惯量中心频率变化率。
在步骤(5)中，第二道防线控制措施切除负荷或机组的理论计算值为K(ΔPΣ-Pmk)为二道防线控制措施，其种K为校正系数，实际切除负荷或切除机组的实际动作措施量Psj为区域小电网中最接近K(ΔPΣ-Pmk)的整台发电机或整个负荷。
校正系数K的取值范围1.00～1.05。
在步骤(8)中，根据步骤(5)第二道防线控制措施中实际切除负荷或切除机组的实际动作措施量Psj，计算得到当前有功差额ΔP2＝|Psj-ΔP1|，将低周减载的切除负荷设置为五轮动作，第一轮按照切除40％ΔP2数值下发动作命令，后四轮各切除15％ΔP2下发命令，实际选切最接近下发值的负荷组合。
正常运行时柔直换流器控制方式称为柔直正常控制方式。为了尽量利用电磁环网高压侧输电通道的输电能力，正常运行时将潮流尽量控制分布到高压侧，送端换流站采用定有功功率和定无功功率的控制方式，为在故障孤岛时获得更多的柔直灵活调节幅度，应尽量控制柔直输送有功及无功最低。此外，为了维持柔直有功功率和直流电压的稳定，系统中必须有一个换流站采用定直流电压控制，此时受端换流站通常采用定直流电压和定无功(交流电压)控制。
当高压侧通道发生故障中断导致区域小电网与主网被柔直隔离，区域小电网孤岛运行，此时须通过柔直与稳控的协调控制使孤岛快速恢复稳定运行。控制过程中柔直换流器切换为孤岛控制方式，孤岛侧换流器控制策略转为定频率及定交流母线电压控制，孤岛控制方式时柔直控制器可跟踪母线电压及频率参考值，随交流侧电压及频率的变化而动态调节换流器与交流系统交换的功率，其控制目标是将交流系统电压幅值及频率保持在规定范围内，相当于在外环控制器前增加控制环确定无功、有功参考值。对侧主网侧换流器为定直流电压及定无功(交流电压)控制。
本发明具有以下有益的技术效果：
在柔性直流背靠背接于电磁环网电压侧输电通道的接线方式下，本发明通过计算故障孤岛有功差额，切换柔直换流器的控制方式，并计算二、三道防线措施量，充分利用柔直的四象限快速调节特性，最大化发挥柔直在故障孤岛后的有功及无功支撑能力，起到对二、三道防线措施量动态补足，实现二、三道防线的连续控制，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所示为小方式协调控制电气量示意图；
图3所示为大方式协调控制电气量示意图；
图4为本发明柔性直流应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法流程图。
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应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法。
在附图1中，某电网B侧电源区域通过500kV与220kV线路并联的电磁环网向A侧大电网输送功率，B侧区域小电网共4台发电机，相关参数如下表1所示。通过与220kV侧线路背靠背方式将容量为200MVA的柔性直流应用于该电磁环网电压侧输电通道。当500kV侧输电通道故障中断后，柔直将A侧电网与B侧电网隔离，由于B侧电网旋转惯量较小，单一负荷及机组占总体容量比例较高，传统稳定控制策略难以维持孤岛稳定运行。根据追踪母线频率电压动态调节柔直输送有功及无功特点，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。
表1计算有功门槛和故障有功差额的主要参数
区域电网发电单元Gi G1 G2 G3 G4
Si(MW) 280 280 300 300
Hi(pu/s) 4.0 3.8 4.2 4.4
KGi(pu/Hz) -0.17 -0.18 -0.19 -0.19
其中Si为区域小电网中发电机i的容量，Hi为发电机i的惯性时间常数，KGi为中发电机i的单位调节功率。
区域小电网可接受频率偏差范围为±0.5Hz，即频率偏差范围上限值为50.5Hz，频率偏差范围下限值为49.5Hz。
本发明所采用的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法如附图4所示，包括以下步骤：
(1)计算区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk，并设定区域小电网故障孤岛时的可接受频率偏差范围；
(2)判断电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果高压侧输电通道中断，则孤岛判别条件满足，进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；
(3)计算区域小电网在受到高压侧输电通道中断扰动后的总有功差额ΔPΣ，若ΔPΣ低于孤岛稳定门槛值Pmk，进入步骤(4)，否则进入步骤(5)；
(4)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，将对侧即主网侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，通过孤岛控制方式使孤岛侧即区域小电网频率处于步骤(1)设定的可接受频率偏差范围内；
(5)采取根据区域小电网频率降低切除区域小电网中的负荷或升高切除区域小电网中的机组的稳定控制措施，即电力系统的二道防线的控制措施，计算并下发切除负荷或机组的理论值后，在切除机组或切除负荷的实际动作措施量Psj后进入步骤(6)；
(6)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，对侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，并判断当前区域小电网频率是否在步骤(1)中设定的可接受频率偏差范围内，若区域小电网频率处于所述可接受频率偏差范围内，则继续执行本步骤的柔直系统孤岛侧换流器孤岛控制方式；否则需要依靠电力系统的第三道防线即高周切机或低周减载恢复区域小电网频率稳定，若区域小电网当前频率高于频率偏差范围上限且呈上升趋势时则进入步骤(7)，若区域小电网当前频率低于频率偏差范围下限且呈下降趋势时则进入步骤(8)；
(7)采用电力系统第三道防线的高周切机动作，其中，高周切机每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧高于频率偏差上限且呈上升趋势则进入下一轮高周切机动作；当区域小电网频率低于频率偏差范围上限或呈下降趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内；
(8)采用电力系统第三道防线的低周减载动作，低周减载每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧低于频率偏差下限且呈下降趋势则进入下一轮低周减载动作动作，否则当区域小电网频率高于频率偏差范围下限或呈上升趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内。
对以下两种情况进行试验分析：
情况一：区域电网小方式下，开机容量少，负荷为最小时，多见于枯小、汛小，此方式下高压侧输送功率较小，孤岛有功差额数值很小。
正常运行时高压侧通道送出功率为241.2MW，机组G1、G2出力为230MW，机组G3、G4停机。通过公式(1)计算可得区域小电网有功差额门槛ΔPΣmk为49MW，假定柔直系统给出当前可调最大有功功率Przmax为190MW，根据公(2)(请核实各公式)得到故障孤网稳定门槛值Pmk为229MW。当高压侧N-2后瞬间，测得孤网侧惯量中心df/dt约为2.42Hz/s，根据公式(3)计算得区域小电网有功差额ΔPΣ为211.7MW，ΔPΣ＜ΔPΣmk，柔直切换为孤岛控制方式后，孤岛侧恢复稳定运行，其电压及频率如图2所示，当电网有功差额低于门槛值时，将柔直孤网侧控制器控制模式切换为孤岛控制方式，通过利用柔直的动态调节能力，追踪额定频率电压调控柔直有功无功功率便可恢复系统频率电压稳定。
情况二：区域电网大方式下，最大合理开机、最大负荷时，多见于枯大、汛大，此方式下高压侧输送功率较大，上网功率比例过大的情形。
正常运行时高压侧通道送出功率为518.7MW，机组G1～4出力分别为230、230、280、220MW。通过公式(1)计算可得区域小电网有功差额门槛ΔPΣmk为106MW，假定柔直系统给出当前可调最大有功功率Przmax为190MW，因此高压侧输电线路故障孤网稳定门槛值Pmk为296MW。当高压侧N-2后瞬间，测得孤网侧惯量中心df/dt约为2.28Hz/s，根据公式(2)计算得电网有功差额ΔPΣ为430.7MW，ΔPΣ＞ΔPΣmk，首先，假如二道防线误动作，先切机G1、G2、G4，实际切机740MW，将柔直切换为孤岛控制方式后，孤网侧系统频率仍不能恢复正常，待到2.5s三道防线低周减载第一轮动作切除0.4(Psj-ΔPΣ)约90MW负荷后，柔直孤岛控制方式有功及无功动态调节弥补三道防线不足，其电压及频率如图3所示，通过柔直与二道防线的稳控措施协调控制方法，如仍不能恢复稳定，在第三道防线低周低压动作后，柔直与三道防线协调控制恢复系统稳定。
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 (6)

1.一种柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，柔直系统通过背靠背接线方式串联接入电磁环网低压侧输电通道，低压侧输电通道并联高压侧输电通道连接区域小电网和主网；其特征在于，该方法包括如下步骤：
(1)计算区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk，并设定区域小电网故障孤岛时的可接受频率偏差范围；
(2)判断电磁环网高压侧是否发生故障导致高压侧输电通道中断，如果高压侧输电通道中断，则孤岛判别条件满足，进入步骤(3)，否则返回步骤(1)；
(3)计算区域小电网在受到高压侧输电通道中断扰动后的总有功差额ΔPΣ，若ΔPΣ低于孤岛稳定门槛值Pmk，进入步骤(4)，否则进入步骤(5)；
(4)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，将对侧即主网侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，通过孤岛控制方式使孤岛侧即区域小电网频率处于步骤(1)设定的可接受频率偏差范围内；
(5)采取根据区域小电网频率降低切除区域小电网中的负荷或切除区域小电网中的机组的稳定控制措施，即电力系统的第二道防线的控制措施，计算并下发切除负荷或机组的理论值，在切除机组或切除负荷的实际动作措施量Psj后进入步骤(6)；
(6)将柔直系统孤岛侧换流器控制方式切换为追踪交流母线电压及频率的孤岛控制方式，对侧换流器采用定直流电压及交流电压或无功控制方式，并判断当前区域小电网频率是否在步骤(1)中设定的可接受频率偏差范围内，若区域小电网频率处于所述可接受频率偏差范围内，则继续执行本步骤的柔直系统孤岛侧换流器孤岛控制方式；否则需要依靠电力系统的第三道防线即高周切机或低周减载恢复区域小电网频率稳定，若区域小电网当前频率高于频率偏差范围上限且呈上升趋势时则进入步骤(7)，若区域小电网当前频率低于频率偏差范围下限且呈下降趋势时则进入步骤(8)；
(7)采用电力系统第三道防线的高周切机动作，其中，高周切机每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧高于频率偏差上限且呈上升趋势则进入下一轮高周切机动作；当区域小电网频率低于频率偏差范围上限或呈下降趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内；
(8)采用电力系统第三道防线的低周减载动作，低周减载每一轮动作后重新判断区域小电网频率，若区域小电网频率依旧低于频率偏差下限且呈下降趋势则进入下一轮低周减载动作，否则当区域小电网频率高于频率偏差范围下限或呈上升趋势时，返回到步骤(6)，直至区域小电网频率恢复正常即处于步骤(1)所设定的可接受频率偏差范围内。
2.根据权利要求1所述的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，其特征在于：
区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk用于反映故障后故障孤岛的自平衡能力。
3.根据权利要求1所述的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，其特征在于：
在步骤(1)中，实时采集区域小电网中的发电机单位调节功率参数，计算区域小电网能够接受的有功差额门槛ΔPΣmk：
其中：KGi为区域小电网中发电机i的单位调节功率；Δf为区域小电网故障孤岛时的可接受频率偏差范围；n为区域小电网中发电机的个数；
故障前柔直控制方式为正常控制方式，此时柔直当前可调最大有功功率Przmax，区域小电网故障孤岛稳定门槛值Pmk为柔直当前可调最大有功功率Przmax与区域小电网能够接受的有功差额门槛ΔPΣmk之和，即：
Pmk＝ΔPΣmk+Przmax (2)。
4.根据权利要求1所述的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，其特征在于：
在步骤(3)中，所述区域小电网总有功差额ΔPΣ为：
其中Hi为区域小电网中各机组的惯性时间常数，n为区域小电网中发电机的个数，ΔPi为区域小电网中各机组的有功差额，df/dt为区域小电网惯量中心频率变化率。
5.根据权利要求1所述的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，其特征在于：
在步骤(5)中，第二道防线控制措施切除负荷或机组的理论计算值为K(ΔPΣ-Pmk)，其种K为校正系数，实际切除负荷或切除机组的实际动作措施量Psj为区域小电网中最接近K(ΔPΣ-Pmk)的整台发电机或整个负荷。
6.根据权利要求5所述的柔直应用于电磁环网的故障孤岛稳定控制方法，其特征在于：
校正系数K的取值范围1.00～1.05。
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