2.3 多电力电子系统精准协调配合困难
张北工程是世界首个具备网络特性的直流电网,控制保护的架构、功能和策略直接决定了直流电网的运行特性和安全稳定性能,柔直电网的控制保护系统整体架构应体现直流电网的基本特性,即直流电网的运行可不依赖于站间通信,在无通信情况下,换流站控制功能应保证直流电网稳定运行,直流电网各点的直流电压不超过电网中设备的安全耐压水平,各处的运行电流不超过电网中设备的
安全通流能力,系统架构应考虑与新能源机组变流器控制、耗能装置控制、系统安控可靠接口和协同控制,满足直流电网的未来自由拓展要求。张北工程本阶段四个换流站,新能源机组孤岛方式接入张北、康保换流站;丰宁站接入抽水蓄能机组,要求具备孤岛运行能力,北京站要求供电负荷稳定,这些边界条件给张北工程控制保护设计带来巨大困难,为保证直流电网协调运行,还需要研究设置电网协调控制层来优化直流电网运行控制能力。
张北柔性直流电网示范工程的显著特点是柔直网络化、交流直流混联、新能源机组孤岛接入。新能源机组、柔直换流器、耗能装置和交流系统之间能量转换转移过程复杂,故障发展速度快,整个系统包括风机、光伏、耗能装置、柔直换流器、直流断路器等大量由基于电力电子构成的设备,新能源机组、柔直电网、耗能装置和交流安控装置在系统运行和故障处理过程中,相互耦合关系强,配合逻辑复杂,加上故障发展速度及控制保护系统响应时间均为毫秒级,IGBT设备电流耐受安全裕度仅为几百安培,必须精准配合才能实现系统安全稳定运行,如图11所示。
图11 直流电网控制保护、安控、耗能装置配合示意
张北工程换流站控制系统在传统的双极控制层、极控层的基础上增加了站间协调控制层,在张北和北京站各配置一套站间协调控制系统,北京站为协调控制为主站,张北站为后备控制站。站间协调控制系统主要用于调节直流电网电压、线路过负荷、顺控联锁和直流电网潮流优化,在站间协调控制系统失去后直流电网仍能正常运行。
直流电网极控系统采用直流电压斜率偏差控制[23],定直流电压控制主站控制直流电压在参考值,其他换流站在参考值偏差范围内不参与电压调节。当直流电压变化超过死区后,其他换流站按照设定好的斜率调整功率,使直流电压运行在新的稳态值,如图12所示。
图12 直流电压斜率偏差控制策略工作模式
张北工程直流电网控制系统架构如图13所示,直流电网极控系统与安控系统、站间协调控制系统接口,双极控制系统与交流耗能装置接口。在交直流系统故障情况下,换流站极控系统快速调节直流电网功率,如果系统功率盈余则快速投入交流耗能装置,同时下发安控切机指令,使得直流电网在新的稳态运行点工作。站间协调控制系统属于慢速控制系统,在直流电网功率达到平衡之后,优化直流电网内部潮流分布,确保直流电网在最优状态运行。
图13 张北直流电网控制系统架构
2.4 故障穿越仿真验证
以张北工程参数搭建四端环形柔性直流电网EMTDC仿真模型,仿真模拟送端单极故障时的穿越过程。
初始时四站均双极运行,其中张北站和康保站接入孤岛系统,分别输送风电功率2650 MW和1500 MW,丰宁站下网功率1500 MW,北京站定直流电压运行。当张北站发生单极闭锁时,仿真波形如图14。
在t=0.1 s时,张北站极1发生故障闭锁,极2检测到对极闭锁后立即投入4组375 MW交流耗能装置,220 ms后,稳控系统切除750 MW容量风电功率,退出2×375 MW交流耗能装置,100 ms后稳控系统切除375 MW容量风电功率,退出375 MW交流耗能装置,100 ms后稳控切除25 MW容量风电功率,退出最后一组交流耗能装置,张北站极2继续输送1500 MW功率,实现了接入新能源孤岛系统情况下送端单极故障的穿越。
图14 孤岛方式下单极闭锁仿真
3 结论与建议
张北工程是世界首个具有网络特性的直流工程,也是国家电网公司探索未来电网形态的重大工程,经过对张北工程的系统分析与成套设计,得到如下结论。
1）直流电网要求具备故障穿越能力,故障穿越过程中直流功率传输不能中断,因此设备推荐采用“半桥MMC+直流断路器”的技术方案。
2）直流电网要求具备扩展能力,换流阀、直流断路器等关键设备应预留足够的安全裕度,各站控制保护系统之间应该相互独立,减小扩展对既有直流电网结构、设备的影响。
3）直流电网呈现低惯性、弱阻尼特性,故障发展迅速,传统交流安控策略无法满足直流电网故障清除速度要求。
4）IGBT器件的额定电流和故障电流耐受能力小,对柔性直流设备和直流电网支撑能力不足,需要附加交流耗能装置、站间协调控制系统、分桥臂闭锁策略、优化控制保护动作时间等多种方案才能维持直流电网正常运行。
5）直流电网交直流系统包含风机、光伏、交流耗能装置、柔直换流阀、直流断路器等大量电力电子设备,各设备需要在几个毫秒时间内完成相互之间的协调配合,控制保护系统极其复杂,设备可靠性有待工程验证。
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