特高压直流孤岛运行特性与稳定控制研究综述

2017第六届新能源发电系统技术创新大会

中国电工技术学会主办，2017年6月21-24日在河北省张北县举办，大会围绕新能源发展战略、系统关键技术、微电网及储能等重要议题展开交流。浏览会议详情和在线报名参会请长按识别二维码。

新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学）、直流输电技术国家重点实验室（南方电网科学研究院有限责任公司）的研究人员肖湘宁、李伟、罗超、郭琦，在2017年第10期《电工技术学报》上撰文，分析了特高压直流输电系统与配套电源形成送端孤岛运行方式或交流联络线N2被迫形成的孤岛运行方式下系统存在的主要稳定问题及其特征。

概述了特高压直流孤岛系统实时仿真建模技术、频率稳定、电压稳定、过电压、次同步振荡和机组间相互作用等几个方面的研究现状，指出了现有直流孤岛系统仿真建模、稳定分析方法的特点与不足，提出了针对特高压直流孤岛系统运行特性与稳定控制技术研究内容，可为今后在这一领域的工程研究与技术开发提供参考意见。

我国幅员辽阔，能源资源和电力消费分布极不均衡。水力和煤炭资源作为我国发电能源供应的两大支柱，主要集中在西南和西北部，而电力负荷中心主要集中在东、南沿海经济发达地区，随着能源的开发利用，大型能源基地逐渐西移和北移，更加远离负荷中心。

在很长一段时期内，我国电网的建设与运行，大容量、远距离输电势在必行[1]。直流输电作为经济高效的大容量、远距离输电技术在我国的“西电东送”、“北电南送”、“全国联网”战略实施中得到了广泛应用[2-4]。特别是随着新一批巨型能源基地的建设，电压等级更高、容量更大的特高压直流输电系统在全国范围内建成投产。

这些新建的巨型能源基地一般地处偏远，若干个电站经配套的输电线路与特高压直流换流站相连接构成直流送端网络，与主网架往往形成弱联系。容量巨大的特高压直流与交流输电通道并列运行时往往存在故障引起潮流大面积转移而威胁电网安全稳定运行的暂态功角稳定问题[5,6]，因此，在工程规划中，考虑了特高压直流送端采用孤岛运行方式的送电模式。

同时，在电网运行中也存在直流送端系统与主网架交流联络线N2或N3情况下，直流送端网络被迫与主网失去电气联系，形成孤岛运行方式[7]。

目前，全国范围内有6个特高压孤岛运行方式的系统，如国家电网的复奉、宾金、哈郑、锦苏特高压直流，南方电网的楚穗、普侨特高压直流均存在计划性和线路N2情况下的直流孤岛系统，预计到2020年将有超过10个特高压直流孤岛系统。

复奉特高压直流是金沙江水电外送首个投产的直流工程，复龙站通过三回101km的500kV交流线路与川渝电网单点联系，在某些情况下如果失去全部联络线，复奉特高压直流送端换流站及金沙江区域电网将进入孤岛运行[8]。复奉、宾金特高压直流孤岛系统如图1所示。

楚穗特高压直流送端网络通过断开楚雄换流站与和平站的交流联络线或者断开和楚一回线，小和线与和楚线在和平站配串可实现楚穗直流送端孤岛运行方式。孤岛系统根据开机情况和直流功率水平可安排多种运行方式[9-11]。楚穗特高压直流孤岛系统如图2所示。此外，如加拿大的Nelson直流以及巴西的Itaipu直流送端也采用孤岛运行方式[12-19]。

特高压直流送端采用孤岛运行方式，可以避免直流闭锁潮流转移导致的电网暂态失稳；可以增大并列交流通道的输电极限，提高电网运行的经济性；可以解决直流多落点受端电网交流故障引起的多回直流同时换相失败而导致的系统暂态功角失稳问题，提高电网的稳定性。

但是，特高压直流送端配套电源一般远离换流站，送端网络十分薄弱，系统旋转惯量小、有效短路比低，直流孤岛系统存在较严重的频率稳定、电压稳定、过电压及次同步振荡等问题[20-23]。

与大电网相比，特高压直流孤岛系统本身是一个精密小系统，扰动引起的系统运行状态量可能严重偏离额定值，控制器与电网设备的电气特性可能穿越较宽阔的运行范围，对其分析研究时，需对孤岛系统进行详细建模，考虑各控制器和元件的非线性特性。

为了保证特高压直流孤岛系统稳定运行，亟待开展包含精细的大型机组控制、直流控制系统，能真实反映交直流相互作用的“大机小网”精密系统详细仿真模型研究；计及发电机调速控制、直流功率控制、交直流故障扰动下的直流孤岛系统频率稳定特性研究；考虑发电机运行范围、直流无功控制、换流变档位控制动作下的直流孤岛系统电压稳定特性研究；弱直流送端孤岛系统还可能存在的低频不稳定、次同步振荡、机组间相互作用等问题及其稳定控制措施的研究。

特高压直流孤岛系统的稳定性与大电网比较起来，表现出不一样的特性。传统的暂态稳定分析模型、直接法稳定分析模型已不能满足分析的需要。对特高压直流孤岛系统运行特性与稳定控制技术的研究，需要精确的仿真建模技术。

在特高压直流孤岛系统精确仿真建模技术的基础上可以对孤岛系统主要稳定问题的频率稳定性进行详细研究。电力系统的频率稳定主要受发电机和负荷的功率-频率特性影响。系统频率变化时，引起发电机输出功率变化，这是发电系统的频率特性，称之为发电频率调节效应。

频率变化时，引起负荷消耗功率的变化，这是负荷的频率特性，称之为负荷频率调节效应。系统的频率特性是发电频率特性、负荷频率特性及电压影响的综合结果，电力系统功率不平衡时系统频率变化的特性如图11所示[5]。

特高压直流电网的旋转惯量小，同时由于缺少负荷的频率调节效应，电网承受扰动的能力差，频率的波动性远大于大电网[25]。由于特高压直流输电系统容量巨大，孤岛系统在大功率水平运行时经受故障扰动，孤岛系统的频率可能长时间偏离额定值。同时，当直流侧在定功率控制模式下，其负荷特性表现为“刚性”，输送功率不受频率波动的影响，孤岛系统缺少常规负荷的频率调节效应。

因此，特高压直流孤岛系统存在严重的频率稳定问题，包括由于机组调速控制与直流功率控制不协调而引起的超低频振荡；由于旋转惯量小而引起的频率大幅波动；由于机组间相互作用而引起的机组调相运行等。

特高压直流孤岛系统中的机组一次调频与直流输电系统的频率限制控制器FLC是孤岛系统频率调节的主要手段。水轮发电机组调速控制系统在0.02Hz附近的超低频段表现为负阻尼，基于频域分析法的调速器阻尼特性灵敏度分析表明，描述水轮机时间常数Tw越大，负阻尼频带越宽、阻尼越弱[28,29]。

当孤岛系统内机组一次调频死区小于直流FLC动作死区或功率变动幅值超过直流FLC调节范围时，故障扰动有可能激发由水轮机调速器负阻尼引起的超低频振荡。图12所示为南方电网直流送端孤岛运行现场调试时出现的超低频振荡问题示意图。

在图12所示的超低频振荡过程中，小湾机组出力与频率波动几乎同相位，机组提供了负阻尼；直流在FLC控制下增大直流功率，能够起到阻尼振荡的作用，该振荡频率大约为0.01Hz。相比大电网，送端配套电源为大型水轮发电机组的特高压直流孤岛系统，由于缺乏常规负荷以及火电机组对频率波动的阻尼作用，因而更容易出现超低频振荡。

目前，现场调试已出现了超低频振荡，也有文献[24]对振荡的机理和阻尼特性进行了分析，但未对振荡的频率和优化的控制措施进行研究。

特高压直流孤岛系统频率主要由机组一次调频与直流输电系统的频率限制控制器FLC来调节，如图13所示。为抑制超低频振荡，往往将一次调频的死区整定得比FLC死区大。孤岛系统的功率和频率调节主要依靠快速的直流FLC控制，其调节范围为直流额定功率的50%～20%，而机组一次调频的功率调节范围为机组额定容量的6%～6%。

一般地，直流FLC调节能实现对直流功率快速调整，但在交直流扰动后，直流FLC控制会受到其他环节限制，特别是故障暂态过程中，FLC不能发挥其功率调节功能，孤岛系统频率会快速上升[30]。

图13a中，KP、KD、KI分别为调速器PID控制器的比例、微分、积分环节的增益，bp为调速器静态调差系数。

文献[23]针对云广特高压直流孤岛运行方式下单极闭锁这种最严重情况下的频率升高过程，提出了优化直流过负荷运行控制，提高单极闭锁下加速功率面积，从而加快频率回降速度，同时提出了发电机的加速型电力系统稳定器（Power SystemStabilizer, PSS）在频率上升与回降阶段的反调作用会恶化孤岛系统的频率稳定性。

文献[24]对直流双极闭锁甩负荷引起的部分机组调相运行现象，采用扰动分配三阶段分析方法研究了闭锁初始阶段不同电厂、不同机组由电气距离、转动惯量不协调而存在调相运行的机理，对于长时间调相运行未分析其机组调速控制存在的不协调控制原理。

文献[31]对配套电源为火电机组的直流孤岛系统最小功率启动过程进行了研究，分析了启动过程可能存在的机组与直流间控制配合问题，但未对启动过程的系统频率降落过程以及电压跌落可能引起整流侧最小控制过程进行分析。

综上，特高压直流孤岛系统的频率稳定问题可以归纳为稳态功率升降-频率调节控制、甩负荷频率升高过程控制优化、直流双极闭锁机组间相互作用引起的机组调相运行、直流孤岛系统最小功率启动过程的频率跌落控制、系统超低频振荡等问题，这些频率稳定性的研究可以指导孤岛系统电源及配套送出线路规划设计与运行控制。

对于特高压直流孤岛系统，除频率失稳外，导致系统失稳的另一主要形式是电压失稳。电力系统电压稳定性是系统维持电压稳定的能力，它使得当负荷导纳增加时，负荷功率也增加，即功率和电压都是可控的。电压失稳可表现为静态电压失稳、大扰动暂态电压失稳及大扰动动态电压失稳或长过程电压失稳。

当系统在紧急事故之后经受突然无功需求增加时，增加的无功需求是由发电机和无功补偿设备的无功储备来平衡的。当系统有足够的无功储备时，系统电压可调整到稳定的电压水平；而当无功储备紧张时，无功不平衡可能导致电压失稳[31]。

电压失稳过程特征包括：①电压失稳前的系统往往处于重负荷运行状态，系统无功备用紧张；②电压崩溃的起因可能是系统负荷持续增加、大扰动、失去发电机等；③低电压下，线路距离保护动作，使并行输电线路相继跳闸、发电机励磁限制器动作、有载调压（On Load TapChanger, OLTC）动作；④电压失稳通常是由于许多电压控制设备和保护系统相互作用积累的结果，表现为缓慢的电压衰减过程；⑤过分使用并联电容补偿而使得系统电压稳定性恶化。

上述电压失稳的各种原因和运行特征在特高压直流孤岛系统中均有体现，如楚穗特高压直流孤岛系统，发电厂离直流换流站很远，线路均有250km左右，系统短路容量小；线路输送功率均超过1000MW，线路处于重载状态，电厂出线N1导致的功率转移使得线路的无功损耗大大增加，换流站母线电压降低；换流站大量使用并联电容器和滤波器进行无功补偿，不利于电压稳定；换流变压器抽头调整相当于交流系统OLTC的调节效果，不利于电压稳定。在低电压情况下，整流侧触发延迟角会自动降低，最小低至5°，触发延迟角的减小会降低换流站的无功消耗，有利于电压稳定[32]。

对于如图1所示的特高压直流孤岛电网，其电压稳定性既受到电源侧发电机组励磁控制、送出线路网架强度、直流输电功率水平的影响，又受到直流控制模式、故障扰动特征的影响。

发电机组的运行范围受到励磁控制各种限制器的限定，包括低励限制器（Under Excitation Limiter,UEL）、PQ限制器、最小励磁电流限制器Ifmin、定子电流过励限制器Igind、最大励磁电流限制器Ifmax等，在故障紧急情况下这些限制器很可能动作限制机组的无功出力从而影响电压稳定性。

直流输电系统的无功控制、换流变抽头控制模式均有可能影响孤岛系统的电压稳定性。比如，当直流的无功控制采用Q控制模式或Uac控制模式时，直流孤岛系统的PV曲线表现出不同特征，如图14所示。

一般地，当直流采用无功Uac控制模式时，实际上提高了换流母线电压幅值的下限，在相同的输送功率水平下，直流系统会投入更多的无功小组，系统稳态电压水平更高，但是其电压稳定性变差，离电压失稳边界更近。

应用于纯交流系统的电压稳定评估方法并不适用于特高压直流孤岛系统。采用功率极限来表示电压稳定边界过于保守。有必要研究在考虑精细的直流功率、电压动态控制作用下的特高压直流孤岛系统电压稳定特性及其评估指标。

一般来讲，对于直流孤岛系统内的瞬时性故障，系统均能恢复稳定运行，但是由瞬时故障激发的负阻尼次同步振荡可能使得电网不能运行。直流输电系统的直流电流闭环控制系统通常在低于系统工频的某个次同步频段内表现为负阻尼，当直流孤岛系统内的汽轮发电机组轴系自然振荡频率落入这个互补频段内时，在故障扰动的激发下有可能导致系统发生危及发电机组轴系安全的次同步振荡[33]。

在评估直流引起次同步振荡问题时一般采用IEC 609193标准推荐的机组作用系数（Unit InteractionFactor, UIF）法来评估机组参与次同步振荡的风险，该方法适用于交直流并联运行架构的电网[33,34]。

在特高压直流孤岛系统中，直流输电系统在次同步频段内的负阻尼将由孤岛系统内的机组全部承担，UIF法将不再适用。当孤岛系统内存在多个电厂时，需要采用新的方法来评估不同电厂机组参与次同步振荡的风险以及系统的阻尼特性[34-44]。

目前，还未有文献报道关于特高压直流引起的电力系统次同步振荡的现象。对于特高压直流的单极双12脉动阀组拓扑结构的系统，对其次同步振荡的阻尼特性需要深入研究，提出特高压直流孤岛系统次同步振荡阻尼特性，分析次同步振荡负阻尼的形成机理；在特高压直流孤岛系统中，直流与电源侧的附加阻尼控制多种多样，在次同步振荡过程中的阻尼作用需要进一步研究。

特高压直流采用送端孤岛运行方式可以解决交直流并联运行暂态稳定问题，提高交流通道输电极限，在我国能源开发利用和电力输送上表现得尤为突出。但是，直流孤岛系统本身的稳定分析与控制研究亟待开展：

1）研发准确反映特高压直流孤岛系统机网相互作用下的“大机小网”运行特性的仿真建模技术与稳定分析方法。

2）研究影响直流孤岛系统安全稳定运行的系统频率稳定、电压稳定、次同步振荡、机组间相互作用等的失稳特征与稳定控制措施。

3）提出指导特高压直流孤岛系统电源及配套送出线路规划设计与孤岛系统稳定运行的调度控制建议。

针对特高压直流孤岛系统运行特性与稳定控制的研究内容，目前国内外特高压直流孤岛运行的实际经验很少，尚未形成完整的分析方法与稳定控制措施，还有待进一步研究。

特高压直流孤岛系统稳定控制技术的研发对我国大型能源基地开发、大容量特高压直流输电工程建设、超大规模交直流电网安全经济优化运行具有重要意义。

【原】特高压直流孤岛运行特性与稳定控制研究综述