风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法与流程

本发明涉及电力系统运行控制技术领域，更具体说是涉及一种风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法。

技术背景

近年来，我国风电迅速发展，在风能资源丰富的三北地区和沿海地带规划建设了多个千万千瓦级风电基地。但三北地区负荷水平较低，风电就地消纳能力有限，大规模波动性风电单独外送不利于系统的安全稳定运行。而采用风电与火电打捆特高压直流外送，在降低风电外送功率波动的同时，也提高了运行经济性，已成为大规模风电外送的优选方案。

风火打捆特高压直流外送在带来巨大经济效益的同时，也改变了系统的暂态稳定特性。特高压直流在输送有功功率的同时需要消耗大量的无功功率。在直流闭锁后，输送功率为零，整流站电容器通常全部切除，送端系统出现火电机组加速能量过大，潮流大规模向交流通道转移，造成系统电压稳定性降低等问题。此时若切除全部直流配套电容器和部分风火电机组，所需代价较大。若直流闭锁后保留部分电容器，不仅可以提升近区电网电压水平，还可以提升交流通道输送能力，减少风火电切除量。因此，如何协调风电、火电和电容器组切除量，制定有效的紧急控制方案对保证风火打捆系统的安全运行有着重要意义。

目前关于风火打捆特高压外送系统紧急控制策略的研究较少。文献《风火打捆外送系统暂态稳定切机控制》(电网技术，2012，(01)：58-64)详细分析了风电和火电机组暂态特性的差异性以及各自对系统暂态稳定的影响，提出了故障后火电与风电切机量的计算方法。文献《提升风火打捆哈郑特高压直流风电消纳能力的安全稳定控制措施研究》(电工技术学报，2015，30(13)：92-98)分析了特高压直流投运对送端电网稳定性的影响，给出了提升风电消纳能力的安全稳定控制策略，对比了不同配套火电运行方式下直流闭锁时的切机量。文献《含高密度风电、交直流送端电网直流闭锁故障稳控方案研究》(电力系统保护与控制，2015，43(13)：130-138)分析了不同风火电切机方案对风火打捆送端系统电压的影响，认为切除无功出力较大的火电机组有利于系统稳定。然而上述文献大多考虑不同类型机组切除对暂态稳定影响，对于优化直流闭锁后风火电切除量的研究并没有涉及。文献《大规模风火混合送端系统严重故障下的紧急切机策略分析》(电网技术，2016，40(3)：882-888)给出了切机机组选择原则，并提出了基于紧急切机优先系数的风火协调切机策略。但是该策略的研究对象为风电基地外送通道短路故障时风火电协调切机策略，没有考虑特高压直流外送通道闭锁故障时的紧急控制策略。

因此，对于风火电大规模特高压外送系统，需要研究一种风火电和电容器协调的紧急控制策略以减少特高压直流闭锁后系统的有功功率切除量，提高系统的安全性与经济性。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法，以实现在保证系统恢复稳定的前提下，减少风电和火电的总切机量，提升系统运行的安全性和经济性。

本发明解决上述技术问题所采用的技术方案如下：

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法，所述风火打捆系统是电力系统中将风电和附近地区火电经特高压直流和交流网络进行输送的系统，其特点是所述控制方法是按如下步骤进行：

步骤一、参数初始化，初始参数包括特高压直流整流站配套电容器切除组数i、特高压直流整流站配套电容器切除量ΔQ_i和风电切机步长ΔP_FC，参数初始化为：设i＝0，ΔQ_i＝0，ΔP_FC＝50MW；

步骤二、按火电和风电切机范围，逐台增加火电机组切机量，直至系统稳定或火电机组全部切除；若系统稳定，转入步骤三，若火电机组全部切除后系统未能恢复稳定，转入步骤四；

步骤三、记录此时火电切机量ΔP_G；由于火电机组容量较大，存在过切的可能，因此减少切除一台火电机组，转入切除风电，按风电切机步长ΔP_FC逐步增加切机量，直至系统稳定，对比此时风电和火电总切机量ΔP与ΔP_G，取较小者记为配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i；转入步骤五；

步骤四、火电机组完全切除后系统不稳定，则按照风电切机步长ΔP_FC逐步增加风电切机量，直至系统稳定并记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i；若风电完全切除后系统仍不稳定，则在此特高压直流整流站配套电容器切除组数i下，系统无法恢复稳定，记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i；转入步骤五；

步骤五、判断特高压直流整流站配套电容器是否完全切除，若未完全切除，则增加切除一组电容器，火电切机量ΔP_G、风电切机量ΔP_F和总切机量ΔP全部置零，将i增加1，重复步骤二至步骤四；若电容器完全切除，则转入步骤六；

步骤六、对比不同配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i，选取最优切机量ΔP_OPT＝min{ΔP_i}，0≤i≤N，其中N为特高压直流整流站配套电容器的组数，并输出ΔP_OPT对应的风电、火电和电容器切除方案为最优控制方案。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤一中所述特高压直流整流站配套电容器以组为单位投入或切除；所述特高压直流整流站配套电容器切除组数i满足：0≤i≤N，N为特高压直流整流站配套电容器的组数。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤一中所述特高压直流整流站配套电容器切除量ΔQ_i为：并且：0≤ΔQ_i≤Q_DC，其中：m为第m组电容器，Q_cm为第m组电容器无功补偿容量，Q_DC为特高压直流整流站配套电容器的无功补偿配置容量。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤一中所述风电切机步长ΔP_FC是指单次切机操作时风电切机量。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤二中所述火电和风电切机范围是指风火打捆系统内所有火电机组和风电机组；所述火电机组是以台为单位进行切除；所述系统稳定是指系统满足暂态稳定约束和静态安全约束：

所述暂态稳定约束是指：各发电机间的最大相对功角小于180°，并且相对功角为减幅振荡，振荡逐步衰减消失；联络线功率振荡呈衰减趋势；系统中枢点电压不低于80％额定电压，且持续时间不超过1.0s，并且电压为减幅振荡，振荡逐步衰减消失；

所述静态安全约束是指：系统经控制稳定后，满足电压和线路潮流的约束，如式(1)所表征：

式(1)中：U为电力系统中各母线电压；U_min和U_max分别为电力系统中各母线电压的上限与下限，P_b和P_bmax分别为电力系统中各线路的潮流值和潮流限制值。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤三中所述火电切机量ΔP_G为：式中，n为控制中已切除的火电机组数量，P_Gj为第j台火电机组有功出力。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：步骤三中所述火电机组容量为100-1000MW；所述火电和风电总切机量ΔP为：ΔP＝ΔP_G+ΔP_F，ΔP_F＝kΔP_FC，k为已执行的风电切机次数。

本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的特点也在于：所述静态稳定约束中电力系统中各母线电压的上限U_max和下限U_min分别取110％额定电压和90％额定电压。

与已有技术相比，本发明的有益效果体现在：

1、本发明能够优化特高压直流闭锁后风电、火电和配套电容器的切除量，与已有技术中风火打捆系统直流闭锁后控制方法相比具有优化风火电切机比例、减少风火电切机量和提升系统安全性与经济性的优点。

2、本发明通过风电较小的切机步长优化风火电切机过程，避免因火电机组切机步长较大而造成的过切现象，优化了风火电切机比例。

3、本发明能够在特高压直流闭锁后保留适量电容器，用以补偿特高压直流闭锁后交流线路的增加无功损耗，提高风火打捆系统的电压水平和交流通道的输电能力，提升了系统的安全性。

4、本发明通过比较不同电容器切除量下风火电切机量得到最优切机量，有效减少了直流闭锁后恢复系统稳定所需的风火电切机量，减少了恢复系统稳定所需代价，提升了系统的经济性。

附图说明

图1是本发明中风火电和电容器协调控制方法流程图；

图2是本发明实施例中风火打捆系统网架结构图；

图3是本发明实施例中不同控制方法下系统发电机功角对比图；

图4是本发明实施例中不同控制方法下部分母线电压对比图；

具体实施方式

本实施例中风火打捆系统是电力系统中将风电和附近地区火电经特高压直流和交流网络进行输送的系统，风火电和电容器协调控制方法流程参见图1，是按如下步骤进行：

步骤一、参数初始化，初始参数包括特高压直流整流站配套电容器切除组数i、特高压直流整流站配套电容器切除量ΔQ_i和风电切机步长ΔP_FC，参数初始化为：设i＝0，ΔQ_i＝0，ΔP_FC＝50MW。

特高压直流整流站正常运行时消耗的无功功率约为其输送容量的40％。为保证直流系统的正常运行，整流站交流侧装设有大量电容器组，对系统进行无功补偿。特高压直流闭锁后，输送的有功功率降为零，直流消耗的无功功率也随之降为零。直流闭锁后，风火打捆系统剩余大量有功功率，火电机组产生加速功率，转子转速增加，极易造成机组功角失稳。为减少系统加速功率，恢复功角稳定，需要对火电和风电进行切机控制。同时，有功功率向交流线路转移，造成交流通道输送功率明显上升。

直流闭锁后，由于整流站配套电容器的存在，造成系统无功功率大量盈余，系统内火电机组励磁系统快速动作，调节系统无功功率。由于有功功率向交流线路大规模转移，造成交流线路外送功率和线路无功损耗明显增加。交流线路无功损耗ΔQ_L为：

其中：I为线路电流；X为线路电抗；P、Q分别为线路有功和无功功率；U为母线电压。一般来说，电力系统无功功率就地平衡，即Q＜＜P，因此潮流转移会增加交流线路无功损耗，降低交流外送线路电压。直流闭锁后若切除全部整流站电容器，对于电压支撑能力较低或负荷中心地区，大规模潮流转移会明显降低电压水平，造成交流通道局部低电压，甚至影响系统的安全运行；若保留全部电容器，则可能超过风火打捆系统无功调节能力，造成系统电压过高失稳。在闭锁后保留适量电容器，可以补偿交流通道的无功损耗，提升电网电压水平，提高发电机等动态无功电源的功率因数，从而改善系统电压稳定性。本发明优化整流站配套电容器切除量，提升交流线路电压水平和外送容量，从而减少特高压直流闭锁后恢复系统稳定所需有功功率切除量，并提高系统的安全性与经济性。

具体实施例中，特高压直流整流站配套电容器以组为单位投入或切除；特高压直流整流站配套电容器切除组数i满足：0≤i≤N，N为特高压直流整流站配套电容器的组数。

特高压直流整流站配套电容器切除量ΔQ_i为：并且：0≤ΔQ_i≤Q_DC，其中：m为第m组电容器，Q_cm为第m组电容器无功补偿容量，Q_DC为特高压直流整流站配套电容器的无功补偿配置容量。

由于火电机组容量通常在100-1000MW之间，直流闭锁后切除火电时，切机量增值较大，可能造成有功功率切除量过多，增加恢复系统稳定所需代价。因此选取风电较小的切机步长，以优化风火电切机量，风电切机步长ΔP_FC是指单次切机操作时风电切机量，选取ΔP_FC＝50MW。

步骤二、按火电和风电切机范围，逐台增加火电机组切机量，直至系统稳定或火电机组全部切除；若系统稳定，转入步骤三，若火电机组全部切除后系统未能恢复稳定，转入步骤四；

风火打捆系统通过直流和交流线路外送电能，在直流闭锁后切机控制中，选取火电和风电切机范围为风火打捆系统内所有火电和风电机组。火电机组是以台为单位进行切除；系统稳定是指系统满足暂态稳定约束和静态安全约束：

暂态稳定约束是指：各发电机间的最大相对功角小于180°，并且相对功角为减幅振荡，振荡逐步衰减消失；联络线功率振荡呈衰减趋势；系统中枢点电压不低于80％额定电压，且持续时间不超过1.0s，并且电压为减幅振荡，振荡逐步衰减消失；

静态安全约束是指：系统经控制稳定后，满足电压和线路潮流的约束，如式(1)所表征：

式(1)中：U为电力系统中各母线电压；U_min和U_max分别为电力系统中各母线电压的上限与下限，P_b和P_bmax分别为电力系统中各线路的潮流值和潮流限制值，静态稳定约束中电力系统中各母线电压的上限U_max和下限U_min分别取110％额定电压和90％额定电压。

步骤三、记录此时火电切机量ΔP_G；由于火电机组容量较大，存在过切的可能，因此减少切除一台火电机组，转入切除风电，按风电切机步长ΔP_FC逐步增加切机量，直至系统稳定，对比此时风电和火电总切机量ΔP与ΔP_G，取较小者记为配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i；转入步骤五。

具体实施例中，火电切机量ΔP_G为：n为控制中已切除的火电机组数量，P_Gj为第j台火电机组有功出力；火电和风电总切机量ΔP为：ΔP＝ΔP_G+ΔP_F，ΔP_F＝kΔP_FC，k为已执行的风电切机次数。

步骤四、火电机组完全切除后系统不稳定，则按照风电切机步长ΔP_FC逐步增加风电切机量，直至系统稳定并记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i；若风电完全切除后系统仍不稳定，则在此特高压直流整流站配套电容器切除组数i下，系统无法恢复稳定，记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i；转入步骤五。

风电完全切除后系统仍不稳定时的ΔP_i为风火打捆系统内所有火电机组和风电机组的容量之和，以保证每个i均有相对应的ΔP_i，便于步骤六进行比较。

步骤五、判断特高压直流整流站配套电容器是否完全切除，若未完全切除，则增加切除一组电容器，火电切机量ΔP_G、风电切机量ΔP_F和总切机量ΔP全部置零，将i增加1，重复步骤二至步骤四；若电容器完全切除，则转入步骤六；

步骤六、对比不同配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i，选取最优切机量ΔP_OPT＝min{ΔP_i}，0≤i≤N，其中N为特高压直流整流站配套电容器的组数，并输出ΔP_OPT对应的风电、火电和电容器切除方案为最优控制方案。

实施例

本实施例中，风火打捆系统结构参见图2。特高压直流额定电压±800kV，整流站接入新疆电网。风火打捆系统火电机组有功出力为6600MW(10×660MW)。风电有功出力共2850MW。特高压直流整流站共配置16组交流电容器，总无功补偿容量3880Mvar。假设第100周波发生特高压直流闭锁，整流站电容器闭锁后延时10个周波切除，风电与火电再延时5个周波动作切除。

第1步、参数初始化。设ΔP_FC＝50MW，i＝0，ΔQ_i＝0。

选取单次切机操作时风电切机量ΔP_FC＝50MW。配套电容器以组为单位切除，切除组数i满足：0≤i≤N，N为特高压直流整流站配套电容器的组数，N＝16。配套电容器切除量ΔQ_i为：m为第m组电容器，Q_cm为第m组电容器无功补偿容量。配套电容器切除量ΔQ_i满足：0≤ΔQ_i≤Q_DC，Q_DC为特高压直流整流站配套电容器的无功补偿配置容量，即Q_DC＝3880Mvar。

第2步、风电和火电切机范围是风火打捆系统全部10台火电机组和全部风电机组。逐台切除火电机组，直至系统稳定或火电机组全部切除；若系统稳定，转入第3步，若火电机组全部切除后系统未能恢复稳定，则转入第4步；

第3步、记录此时火电切机量ΔP_G。由于火电机组容量较大，存在过切的可能，因此减少切除一台火电机组，转入切除风电，按风电切机步长ΔP_FC逐步增加切机量，直至系统稳定，并对比此时风电和火电总切机量ΔP与ΔP_G，取较小者记为配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i。转入第5步。

火电机组容量通常在100-1000MW之间。火电切机量ΔP_G计算公式为：n为控制中已切除的火电机组数量，P_Gj为第j台火电机组有功出力。火电和风电总切机量ΔP为：ΔP＝ΔP_G+ΔP_F，ΔP_F＝kΔP_FC；ΔP_F为风电切机量，k为已执行的风电切机次数。

第4步、火电机组完全切除后系统不稳定，则按照风电切机步长ΔP_FC逐步增加风电切机量，直至系统稳定并记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i。若风电完全切除后系统仍不稳定，则在此特高压直流整流站配套电容器切除组数i下，系统无法恢复稳定，记录此时风电和火电总切机量ΔP为ΔP_i。转入第5步。

第5步、判断特高压直流整流站配套电容器是否完全切除，若完全切除，则增加切除一组电容器，将i增加1，火电切机量ΔP_G、风电切机量ΔP_F和总切机量ΔP全部置零，重复第2步至第4步；若电容器完全切除，则转入第6步；

按照第2步至第5步在PSD-BPA暂态稳定计算程序中进行仿真计算，得到如表1所示的风火电和电容器协调的控制计算过程表。

表1风火电和电容器协调的控制过程表

第6步、对比不同配套电容器切除组数i时风电和火电优化切机量ΔP_i，选取ΔP_i最小值为最优切机量ΔP_OPT，并输出ΔP_OPT对应的风电、火电和电容器切除方案为最优控制方案。

最优切机量ΔP_OPT的计算公式为：ΔP_OPT＝min{ΔP_i}，0≤i≤N，可得当切除6组电容器，即电容器切除量ΔQ_i＝1580Mvar时，紧急控制效果最优，此时ΔP_OPT＝3550MW。

从表1可以看出，随着电容器切除量的减少，恢复系统稳定所需风火电总切机量也随之减少；当电容器切除量为1580Mvar时，所需火电和风电总切机量最小，为3550MW。当电容器切除量继续减少时，送端系统无法平衡盈余的无功，造成送端系统电压不断升高，系统电压失稳。

为说明本发明一种风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的有效性，本实施例中，在如图2所示风火打捆系统中，还分别进行基于火电机组、基于风电机组优先和切除全部电容器的风火电协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法的计算。上述三种控制方法分别记为方法一、方法二和方法三，且三种方法在特高压直流闭锁后均切除全部配套电容器，其中基于风电优先的控制方法在直流闭锁后优先切除风电机组，再切除火电机组，直至系统稳定。将本发明风火电和电容器协调的风火打捆系统直流闭锁后控制方法记为方法四。上述四种方法控制效果对比结果如表2所示。

表2四种控制方法效果对比

对比上述四种控制方法，可以看出方法二所需切机量最多，本发明方法所需切机量最少。与方法三相比，本发明方法减少了风火电切机量810MW。四种控制方法下风火打捆系统配套火电机组功角对比参见图3，可以看出四种控制方法均可保证发电机功角恢复稳定。在图2所示的风火打捆系统中，青海电网鱼卡地区为负荷中心，且电压支持能力不强，潮流转移会导致鱼卡节点电压跌落最为明显。四种控制方法下风火打捆系统鱼卡母线电压对比如图4，可以看出在四种控制方法下，鱼卡母线电压水平均满足暂态稳定约束和静态安全约束，均能使风火打捆系统恢复稳定。由此可见，本发明提出的控制方法通过协调风火电和电容器切除量，有效减少了特高压直流闭锁后恢复系统稳定所需的有功功率切除量，提升了风火打捆系统运行的安全性和经济性。