一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法与流程

1.本发明涉及电力系统技术领域，具体涉及一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法。


背景技术：

2.我国西部地区的风电、光伏和水电资源丰富，与东部负荷中心在地域上呈现逆向分布。通过建设基于电网换相换流器的高压直流输电工程(下文简称直流)，送端电网形成大规模风光水打捆经直流外送系统，一定程度上解决了电力能源的消纳问题。
3.近年来，随着风光等新能源规模化并网，风光水送端系统的动态支撑能力不断下降。若直流发生单极闭锁故障，一方面会损失输送功率，另一方面会给送端弱交流电网带来较大冲击。由于换流站滤波器分组切除时延至少需要1秒，直流单极闭锁将引起交流系统持续性过电压，严重危害风电、光伏等新能源电力电子器件的可靠性。对于高电压穿越能力相对更弱的风电，甚至可能因此发生大规模脱网事故，从而激发电网的连锁故障。因此，亟需采取必要措施来提高风光水送端系统的动态无功支撑能力，以减小直流单极闭锁和滤波器延时分组切除引起的系统过电压隐患。
4.目前，抑制风光水经直流外送系统送端过电压问题的研究，集中于新能源高电压穿越能力提升与电网电源配置优化。论文“郑重，耿华，杨耕，《新能源发电系统并网逆变器的高电压穿越控制策略》，中国电机工程学报”，感性无功电流控制及运行方式的灵活切换，可增加新能源换流器控制裕度的同时减小电网电压的骤升幅度。但由于换流器容量的限制，该方法能发挥的作用较为有限。论文“叶希，张熙，欧阳雪彤，朱觅，胥威汀，《考虑多直流运行模式的水风光打捆送端系统》，可再生能源”，通过合理确定特高压直流线路的各类型配套电源容量，来提高通道利用率、保障系统安全稳定运行。但对于已经投入运行的电源系统而言，配套电源容量优化方法需要考虑水电丰枯时期出力特性差异大、新能源出力波动性大等问题，有时甚至需通过调度减少新能源发电量来保持水电开机配比，不具备良好经济性与实用性价值。
5.实际工程现场中，配备无功补偿设备是应用最为广泛的抑制过电压方案，其中包括固定电容器、静止同步补偿器、同步调相机等无功补偿设备的配备与投运。电源与电容相协调的网源组合调压方案可通过调整主力电源无功出力与电网电容无功补偿容量，提升发电机无功输出容量。但该方案需要在各发电厂配备更多的静止电容补偿器，稳态运行时降低了系统的功率因数。在直流换流站或新能源场站配备静止同步补偿器具有较好的灵活性，但动态无功补偿设备所需投资费用高昂。同步调相机具有优秀的暂态过电压峰值抑制效果，可提供短路容量，在弱送端系统的场景下具有更强的适用性。额外配置分布式调相机可实现有针对性地在电网薄弱区域规划无功补偿容量，而紧急控制的调相机优化协调配置方案可提升系统暂态电压稳定性。但是同步调相机配备方案所需投资费用不亚于静止电容补偿器，而且同步调相机需常年维护，经济性与设备稳定性均较差。
6.水电机组励磁系统的结构与同步调相机类似，可通过运行状态切换和控制策略改
进较大程度地发掘水电机组无功调压的能力，降低无功支撑的成本。2000年以前，国内部分水电厂将部分水电机组在枯水期调相运行来提高电网系统电压稳定性水平。但是，水电机组只能在常规出力与无功调相运行状态之间切换，运行状态的转换需进行压水操作，转换时间长。因此，该方法难以迅速响应直流故障，更不能对系统电压暂态波动形成实时反馈，已逐渐被淘汰。
7.直流单极闭锁后，系统有功功率大量盈余，水电机组调速器基于调频特性减小有功输出，增加了水电机组的无功裕度。因此，水电机组具备充足的无功裕度，励磁系统未发挥其全部无功调节的潜能。
8.此外，直流送端换流站母线电压可作为判断直流单极闭锁的指标，适用于水电机组的附加励磁控制。换流站母线电压信号增加为水电机组的励磁输入信号之一，可使水电机组具备直接响应直流送端换流站母线电压波动的能力，并充分发挥水电机组励磁系统的吸收与发出无功功率的能力。
9.在上述研究的基础上，本发明提出一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法，通过对直流送端换流站交流母线电压水平的实时监测，实现水电附加励磁控制实时响应直流单极闭锁故障及滤波器分组切除引起的系统电压波动，从而有效提高风光水打捆经直流外送系统的电压稳定性。该方法在直流正常运行时不影响水电机组的有功出力，在直流单极闭锁时能协调抑制风光水送端系统过电压，具有经济性和实用性价值。此外，该方法基于励磁系统输出极限与水电机端电压稳定极限，提供了附加励磁控制器增益系数上限的整定原则，有利于充分发挥水电机组协调抑制风光水送端系统过电压的作用。


技术实现要素：

10.针对现有技术存在的不足，本发明的目的在于提出一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法。
11.为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下。
12.一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法，直流闭锁检测逻辑判断是否发生直流单极闭锁故障，直流单极闭锁故障发生时通过信道传输直流送端换流站的交流电压电压误差信号，水电机组附加励磁控制实时响应直流单极闭锁故障及滤波器分组切除引起的系统电压波动，从而有效提高风光水打捆经直流外送系统的电压稳定性。此外，基于励磁系统输出极限与水电机端电压稳定极限，得到附加励磁控制器增益系数上限的整定原则。
13.作为本发明的一种优选技术方案，该方法包括以下步骤：
14.s1：获取直流的运行状态
15.根据直流送端换流站实时监测的交流母线电压水平，通过直流闭锁检测逻辑判断是否发生直流单极闭锁故障。
16.s2：传输直流送端换流站的交流电压电压误差信号
17.直流的运行状态为直流单极闭锁时，将直流送端换流站的交流电压电压误差信号，通过信道传输至特定水电机组的附加励磁控制器。
18.s3：投入水电机组附加励磁控制器
19.水电机组附加励磁控制器改变励磁系统电压，从而调整水电机组输出的无功功
率，实现水电机组抑制风光水送端系统过电压的功能。
20.步骤s2传输直流送端换流站的交流电压电压误差信号，具体策略为：
21.s21：直流闭锁检测逻辑判断直流为正常运行状态或双极闭锁故障状态时，直流送端换流站仅通过信道传输数字0信号至特定水电机组的附加励磁控制器。
22.s22：直流闭锁检测逻辑判断直流为单极闭锁故障状态时，直流送端换流站通过信道传输直流送端换流站交流母线电压误差信号，至特定水电机组的附加励磁控制器。
23.直流送端换流站交流母线电压误差信号定义为，直流送端换流站交流母线电压参考值与实际有效值的差值，其公式为：
24.u
si
＝u
csref-u
cs
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
25.式中，u
si
为直流送端换流站交流母线电压误差信号，也为附加励磁控制器输入信号，u
csref
为直流送端换流站交流母线电压参考值，u
cs
为直流送端换流站交流母线电压实际有效值。
26.步骤s3投入水电机组附加励磁控制器，附加励磁控制的控制环节为比例环节，具体策略为：
27.s31：水电机组的附加励磁控制器输入信号为数字0时，等效于附加励磁控制器不发挥作用，该场景下输入励磁系统的电压误差信号定义为，水电机组机端电压参考值与水电机组机端电压实际有效值的差值，其公式为：
28.u
err
＝u
ref-u
t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
29.式中，u
err
为输入励磁系统的电压误差信号，u
ref
为水电机组机端电压参考值，u
t
为水电机组机端电压实际有效值。
30.s32：水电机组的附加励磁控制器输入信号为直流送端换流站交流母线电压误差信号时，附加励磁控制器作用。该场景下输入励磁系统的电压误差信号是在公式(2)的基础上，增加直流送端换流站交流母线电压误差信号与附加励磁控制器增益系数的乘积，其公式为：
31.u
err
＝k
·usi
u
ref-u
t
＝k(u
csref-u
cs
) u
ref-u
t
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
32.式中，k为附加励磁控制器增益系数。
33.所述步骤s3投入水电机组附加励磁控制器，附加励磁控制器增益系数k整定原则包括励磁系统输出极限的整定与水电机端电压稳定极限的整定：
34.a1：针对励磁系统输出极限，励磁的输入量与输出量近似为线性关系。将水电机组励磁电压e
fd
与附加励磁控制器增益系数k的表达式线性化处理后，由式(3)以及水电机组励磁系统表达式可估算受限于励磁电压阈值的增益系数上限k
lim0
。水电机组广泛应用的自并励静止励磁系统的表达式为：
[0035][0036]
式中，ki、kv为调节器增益与比例积分，t1至t4为电压调节器时间常数，ka、ta为调压器增益与时间常数，kf、tf为调压器稳定回路增益与时间常数，e
fd
为励磁电压有效值。
[0037]
a2：针对水电机端低电压稳定极限，需要通过电力系统时域仿真验证增益系数k取
值k
lim0
时水电机端的电压稳定性。
[0038]
a21：若增益系数k取值k
lim0
的时域仿真过程中水电机端的电压保持稳定，电压波形没有发生振荡现象，则增益系数上限k
lim
取值为k
lim0
。
[0039]
a22：若增益系数k取值k
lim0
的仿真过程中水电机端的电压失去稳定，电压波形发生振荡现象，则需要进一步减小增益系数k的取值，并基于时域仿真的结果不断逼近水电机端的电压稳定限值，从而求得增益系数上限k
lim
。
[0040]
本发明的有益效果如下：在直流为正常运行状态或双极闭锁故障状态时，水电机组附加励磁控制器不发挥作用。在直流为单极闭锁故障状态时，通过信道传输直流送端换流站交流母线电压误差信号，经由附加励磁控制器作用于水电机组的励磁系统，从而使水电机组励磁系统具备直接响应直流故障、滤波器分组切除造成的系统电压波动的能力，有效、灵活抑制系统过电压。此外，基于励磁系统输出极限与水电机端电压稳定极限，得到附加励磁控制器增益系数上限的整定原则，从而在参数配置上充分发挥水电机组吸收风光水送端系统盈余无功的作用。对于实际风光水直流送端系统而言，本发明可改善送端系统的电压分布，缓解新能源场站的过电压冲击。
[0041]
由此，可概括本发明的优异性如下：首先，与特高压直流系统形成配合。直流闭锁检测单元可灵敏判断直流单极闭锁，励磁系统的控制对象可从水电机端电压单一目标快速转换至以直流换流站母线电压为主的双重控制目标。其次，电网非故障状态下，水电机组能始终保持正常发电运行状态，无需常年调相运行，具有经济性和实用性。再次，信道延迟和控制延迟小，响应速度快。该策略在滤波器动作前即可实现稳定调压控制，从而填补了风光水送端系统无功调节延时性的缺陷。最后，附加励磁控制器增益系数上限具有准确可行的整定原则，易于配置合理的控制参数。
附图说明
[0042]
图1为本发明提供的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法控制流程图。
[0043]
图2为本发明提供的抑制风光水送端电力系统过电压的示意图。
[0044]
图3为某风光水打捆经直流送出系统算例结构图，用于验证抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法。
[0045]
图4为风光水打捆经直流送出系统中，直流发生单极闭锁故障时，配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法前后无功功率的动态响应对比图。其中，图4(a)为水电机组的无功输出波形，图4(b)为水电机组-直流送端换流站的线路无功波形，图4(c)为新能源场站-直流送端换流站的线路无功波形，图4(d)为直流与送端电网的无功交换量的波形。
[0046]
图5为风光水打捆经直流送出系统中，直流发生单极闭锁故障时，配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法前后各母线电压的动态响应对比图。其中，图5(a)为直流送端换流站母线电压波形，图5(b)为直流送端换流站近区光伏并网点母线电压波形，图5(c)为新能源场站母线电压波形，图5(d)为新能源场站内风电并网点母线电压波形。
[0047]
图6所示风光水打捆经直流送出系统中，已配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法，直流发生单极闭锁故障时，在附加励磁控制增益系数k取值0、0.9、1.2、1.5、1.8时水电站及直流送端换流站各电气参数的动态响应对比图。其中，图6(a)为水电机组励
磁电压与限幅的比值波形，图6(b)为水电站无功送出波形，图6(c)为水电站母线电压波形，图6(d)为直流送端换流站母线电压波形。
具体实施方式
[0048]
本发明提供了一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法，为使本发明目的、技术方案及效果更加清晰，以下结合附图与实例对本发明的具体实施方案做详细描述。本发明描述的具体实例仅用于解释本发明，不用于限定本发明。
[0049]
1.发明具体实施方式介绍
[0050]
图1为本发明提供的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的控制流程图，图2本发明提供的抑制风光水送端电力系统过电压的示意图。参照图1与图2，本发明所描述的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法包括：
[0051]
s1：获取直流的运行状态；
[0052]
s2：传输直流送端换流站的交流电压电压误差信号；
[0053]
s3：投入水电机组附加励磁控制器。
[0054]
进一步的，包括以下具体步骤：
[0055]
s1：获取直流的运行状态
[0056]
参照图1，直流闭锁检测逻辑实时监测直流状态，判断直流是否发生单极闭锁故障。
[0057]
s11：直流正常运行时，电力系统电压保持稳定，水电机组原励磁系统正常运行即可，无须投入附加励磁控制器。
[0058]
s12：直流双极闭锁故障时，直流送端换流站交流滤波器实行快切策略，200毫秒切除全部滤波器，同样无须水电机组投入附加励磁控制器来参与系统调压。
[0059]
s13：直流单极闭锁故障时，直流送端换流站交流滤波器实现分组延时切除，每组滤波器切除至少需要延时1秒，此情景下电力系统过电压时间较长，需要水电机组投入附加励磁控制器抑制系统过电压。
[0060]
s2：传输直流送端换流站的交流电压电压误差信号
[0061]
s21：直流闭锁检测逻辑判断直流为正常运行状态或双极闭锁故障状态时，直流送端换流站仅通过信道传输数字0信号，至特定水电机组的附加励磁控制器。
[0062]
s22：直流闭锁检测逻辑判断直流为单极闭锁故障状态时，直流送端换流站通过信道传输直流送端换流站交流母线电压误差信号，至特定水电机组的附加励磁控制。
[0063]
直流送端换流站交流母线电压误差信号定义为，直流送端换流站交流母线电压参考值与实际有效值的差值，其公式为：
[0064]usi
＝u
csref-u
cs
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0065]
式中，u
si
为直流送端换流站交流母线电压误差信号，也为附加励磁控制器输入信号，u
csrcf
为直流送端换流站交流母线电压参考值，u
cs
为直流送端换流站交流母线电压实际有效值。
[0066]
s3：投入水电机组附加励磁控制器
[0067]
s31：水电机组的附加励磁控制器输入信号为数字0时，等效于附加励磁控制器不发挥作用。该场景下输入励磁系统的电压误差信号定义为，水电机组机端电压参考值与水
电机组机端电压实际有效值的差值，其公式为：
[0068]uerr
＝u
ref-u
t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0069]
式中，u
err
为输入励磁系统的电压误差信号，u
ref
为水电机组机端电压参考值，u
t
为水电机组机端电压实际有效值。
[0070]
s32：水电机组的附加励磁控制器输入信号为直流送端换流站交流母线电压误差信号时，附加励磁控制器作用。该场景下输入励磁系统的电压误差信号，基于公式(2)增加直流送端换流站交流母线电压误差信号与附加励磁控制器增益系数的乘积，其公式为：
[0071]uerr
＝k
·usi
u
ref-u
t
＝k(u
csref-u
cs
) u
ref-u
t
ꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0072]
式中，k为附加励磁控制器增益系数。
[0073]
进一步地，附加励磁控制器增益系数k整定原则包括励磁系统输出极限的整定与水电机端电压稳定极限的整定：
[0074]
a1：针对励磁系统输出极限，励磁的输入量与输出量近似为线性关系。将水电机组励磁电压e
fd
与附加励磁控制器增益系数k的表达式线性化处理后，由式(3)以及水电机组励磁系统表达式可估算受限于励磁电压阈值的增益系数上限k
lim0
。水电机组广泛应用的自并励静止励磁系统的表达式为：
[0075][0076]
式中，ki、kv为调节器增益与比例积分，t1至t4为电压调节器时间常数，ka、ta为调压器增益与时间常数，kf、tf为调压器稳定回路增益与时间常数，e
fd
为励磁电压有效值。
[0077]
a2：针对水电机端低电压稳定极限，需要通过电力系统时域仿真验证增益系数k取值k
lim0
时水电机端的电压稳定性。
[0078]
a21：若增益系数k取值k
lim0
的时域仿真过程中水电机端的电压保持稳定，电压波形没有发生振荡现象，则增益系数上限k
lim
取值为k
lim0
。
[0079]
a22：若增益系数k取值k
lim0
的仿真过程中水电机端的电压失去稳定，电压波形发生振荡现象，则需要进一步减小增益系数k的取值，并基于时域仿真的结果不断逼近水电机端的电压稳定限值，从而求得增益系数上限k
lim
。
[0080]
2.本发明技术可行性验证
[0081]
工程仿真算例系统模型如图3所示，仿真结果如图4、图5、图6所示，对本发明的有效性进行验证。
[0082]
图4为风光水打捆经直流送出系统中，直流发生单极闭锁故障时，配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法前后无功功率的动态响应对比图。图5为风光水打捆经直流送出系统中，直流发生单极闭锁故障时，配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法前后各母线电压的动态响应对比图。
[0083]
由图4(a)可知，配备抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的水电机组，在直流单极闭锁时吸收接近常规水电机组2倍的无功功率。由图4(b)至图4(d)，直流送端换流站内交直流交换的无功功率不变，同时直流送端换流站作为近区新能源场站与水电站的功率交换中枢，其送往水电站的线路无功增加，送往新能源场站的线路无功减小。这说明，水
电机组协调控制策略的配备，不影响直流送端换流站送往送端交流系统的无功盈余量，但等额盈余无功在送端系统中的分配情况有所改变。水电站从系统中吸收了更多的无功功率，缓解了新能源场站所承受的无功冲击。
[0084]
由此，如图5所示，配备抑制风光水经直流外送系统送端过电压的方法后直流送端换流站、新能源场站母线电压及各场站内风电、光伏公共点母线的过电压幅值均得到有效抑制。图4、图5算例的结果验证了本发明所述的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的有效性、可行性。
[0085]
为验证附加励磁控制器增益系数k整定原则的可行性，针对同一工程仿真算例，进行系数整定估算与时域仿真。
[0086]
首先，基于未配备抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的时域仿真得到直流单极闭锁后水电机组机端电压u
t
以及直流送端换流站交流母线电压误差信号u
si
，联立式(3)与式(4)估算得到增益系数上限k
lim0
为1.55。
[0087]
然后，针对不同附加励磁控制增益系数k进行时域仿真分析。图6为配置抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的风光水打捆经直流送出系统中，直流设置单极闭锁故障，在附加励磁控制增益系数k取值0、0.9、1.2、1.5、1.8时，水电站及直流送端换流站各电气参数的动态响应对比图。
[0088]
由图6可知，随着附加励磁控制增益系数k的增加，水电机组送出的无功功率随之增加，直流送端换流站母线电压进一步下降，即抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法的效果得到增强。所选各增益系数k的仿真过程中，玛尔挡水电站均保持良好的电压稳定性。即使在增益系数k高达1.8的场景下，水电机端电压最小值为0.9768p.u.，远未触及低电压稳定极限。此外，随着增益系数k的增加，励磁电压e
fd
占励磁最小输出限值v
min
的比例逼近100％，附加励磁控制所发挥的作用逐渐受限。如增益系数k从1.5增加至1.8后，励磁电压e
fd
占输出限值比例为100％的时长延长了97.7％，而第一组滤波器切除前其无功吸收量仅增加6.35％。
[0089]
因此，综合考虑励磁系统输出极限与水电机端电压稳定极限的影响，该场景下附加励磁控制增益系数k的合理上限约为1.5，与估算得到增益系数上限k
lim0
相近。仿真分析的结果验证了附加励磁控制系数整定原则的有效性。
[0090]
综上，本发明所述的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法，可在直流发生单极闭锁故障时，水电机组投入附加励磁控制器，励磁系统从水电机端电压的单一控制对象，快速转换至协同直流送端换流站交流母线电压的双重控制目标，从而提升水电机组输出的无功功率，实现水电机组参与抑制系统过电压的功能。直流发生单极闭锁故障、滤波器分组切除时水电机组能实时响应直流送端换流站交流母线电压的动态变化。由于水电机组无需常年调相运行或额外配备动态无功补偿设备，该控制策略具有经济性和实用性价值。此外，本发明所述的一种抑制风光水经直流外送系统送端过电压方法，还包括附加励磁控制器增益系数k的整定原则，该整定原则有利于水电机组在参数配置上充分发挥吸收风光水送端系统盈余无功的作用。
[0091]
最后需要说明的是，本发明的上述实例仅仅是为说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。尽管申请人参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化和
变动。这里无法对所有的实施方式予以穷举。凡是属于本发明的技术方案所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。