混合直流输电系统电压裕度控制策略研究

严治勇，杨学广，陶敏，焦石，王国强

(1.中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局，广东 广州 510530；2.荣信汇科电气技术有限责任公司，辽宁 鞍山 114051)

直流输电总体可分为两大类，即基于晶闸管(silicon control rectifier，SCR)的传统直流输电和基于全控电力电子器件﹝如绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)﹞等的柔性直流输电，二者各有优势。传统高压直流(high voltage direct current,HVDC )输电系统技术相对成熟，系统容量大、电压等级高、器件成本低；但其依靠电网换向，连接弱交流系统和孤岛时存在困难，且运行时需要大容量无功补偿装置。基于电压源变流器的柔性直流输电(voltage source converter HVDC，VSC-HVDC)可简称“柔直”，其控制灵活、响应速度快，广泛应用于异步交流系统互联、新能源并网、孤岛供电等电力系统，但器件成本相对较高。在功率方向固定的应用场合，采用混合直流输电系统(整流侧采用传统HVDC换流阀，逆变侧采用VSC-HVDC换流阀)，可最大程度降低系统成本。

传统HVDC系统主回路通常采用12脉波变流器，控制技术相对成熟，工程中常规控制方法包括定电流控制、定熄弧角控制和低压限流( voltage-dependent current order limiter,VDCOL)环节控制等[1]。多端VSC-HVDC系统通常由至少一端控制直流电压，其他一端或多端采用定有功功率控制，无功功率由各端变流器级系统分别独立控制。较成熟的控制策略是电网定向的双闭环矢量控制，其中双闭环分为电压或功率外环以及电流内环[2-3]。混合直流输电系统以传统HVDC换流阀作为整流器，可避免系统换相失败风险，而VSC-HVDC换流阀逆变运行，常采用基于半桥结构的模块化多电平换流阀(modular multilevel converter，MMC)[4-5]，但该种拓扑无法处理直流故障[6]。为提高系统暂态抗扰能力，逆变侧可采用全-半桥混合拓扑[7]，即桥臂由一定比例的半桥功率模块和全桥功率模块串联组成，能够兼顾直流故障处理能力和换流阀成本。但混合直流输电系统中传统HVDC换流阀和VSC-HVDC换流阀特性差异较大[8]，实际工程中需要考虑协调控制和故障穿越方法等。文献[9-10]针对两电平VSC和电网换相变流器(line commutate converter,LCC)组成的双端混合HVDC设计了3阶段启动策略和VSC侧换流站的可控充电方法，协调VSC侧和LCC侧的充电顺序和控制目标。文献[11]针对整流站交流故障期间混合HVDC系统中MMC换流站中全桥-半桥模块电压不平衡，提出特定相位和幅值环流注入方法和基于虚拟电阻的暂态电流抑制方法。文献[12]基于动模平台搭建LCC和VSC混合HVDC系统，研究了高阀组在线投入和退出控制策略。文献[13-14]研究了混合HVDC系统交流侧和直流侧故障特性，提出交流系统故障后送端站和受端站直流电压协调控制方法。文献[15]利用全半桥混合VSC换流站的全桥单元能够阻断直流故障电流特性，仿真验证LCC和VSC混合HVDC的直流故障清除和故障重启方法。文献[16-17]研究了混合HVDC受端和送端交流系统故障特性，对受端交流故障工况，提出附加直流电压控制方法，降低逆变侧暂态过程中直流电压，从而提高送端站传输功率，减小过压概率。

由上述已有混合HVDC系统研究成果可知：混合拓扑MMC和传统LCC换流站相互协调控制，可实现直流和交流故障的穿越，具有较好的抗扰特性；但在受端交流系统严重故障工况下，易出现系统过压，以及依赖站间通信协调双端换流站切换的控制方式在长距离输电系统中延时较大等问题。

中国南方电网有限责任公司建设中的乌东德工程首次采用了混合拓扑，送端站采用基于SCR的传统HVDC换流阀，受端采用全-半桥混合拓扑的VSC-HVDC换流阀，共设置2个受端换流站，电压等级和容量分别为±800 kV/3 000 MW和±800 kV/5 000 MW，系统总输电容量为8 000 MW，是目前世界上电压等级最高、容量最大的混合直流输电系统[18]。本文基于乌东德混合直流输电工程进行仿真研究，提出本地电气量检测的电压裕度控制方法，提高受端交流系统故障的穿越能力。

1 系统结构和控制原理

1.1 系统结构

基于乌东德工程参数，搭建双端混合直流输电系统仿真模型，其主回路正极阀组结构如图1所示。负极阀组与正极对称，图1中左端为基于SCR的传统换流站，右端为基于混合拓扑MMC的VSC-HVDC换流站。图1中L为直流平波电抗，传统换流阀为整流站，输出直流电压为Udr，逆变站输出直流电压为Udi。

图1 混合直流输电主回路结构Fig.1 Structure of the main circuit of hybrid DC transmission

逆变侧MMC采用全-半桥混合拓扑，结构如图2所示。图中HBn(n=1,2，….)为半桥功率单元，FBn为全桥功率单元，X1—X6为桥臂电抗，T1—T4为功率器件，uc为功率单元电压，Udc为直流侧电压，N、P为直流侧输出端点，其中全桥和半桥功率单元比例根据运行需求确定。在直流短路过程中，全桥功率单元闭锁后具有双向电流阻断能力；因此直流短路能量被全桥功率单元吸收，将导致全桥功单元电压上升，需要将直流电压快速调节为0，通常全半桥模块比例大于1∶1能够满足暂态直流故障穿越需要[19]。

图2 全-半桥混合MMC拓扑Fig.2 Topology of full-half bridge hybrid MMC

1.2 传统HVDC变流器控制

上述混合直流输电系统中基于SCR的整流站采用定电流控制，整流站输出直流电压和电流关系

(1)

图3 传统HVDC定直流电流控制结构Fig.3 Constant DC current control structure of traditional HVDC

1.3 VSC-HVDC变流器控制

上述VSC-HVDC换流站采用全-半桥混合MMC拓扑，控制结构分为上层变流器控制和底层阀级控制。上层控制策略需要与对端传统换流站控制方式相互协调，采用定直流电压控制作为控制结构外环[20]，保证整个系统直流回路电压稳定；同时需要考虑混合拓扑直流故障和交流故障的穿越能力。直流故障需要在直流故障期间输出零直流电压或较小的负直流电压，实现暂态直流故障的快速清除，并且在零直流电压运行阶段仍然需要保持换流阀交流功率和直流功率平衡，该阶段采用定子模块电容电压平均值控制[21]。交流故障在受端系统出现极端的暂态三相接地故障期间，VSC-HVDC变流器级控制需要限制直流侧输入功率，维持换流阀交、直流侧功率平衡，避免换流阀中子模块电容过压；故障期间检测子模块电容电压平均值较高时，应转换控制方式，以稳定子模块电容平均电压为目标，适当提高直流侧输出电压，限制对端换流站输出功率，减小子模块过压程度。因此在暂态交、直流故障穿越过程中均需要设计VSC-HVDC变流器的定直流电压控制和定子模块电容电压平均值控制策略间的平滑切换方法，即电压裕度控制，与文献[20]和文献[21]的主要区别在于增加了定直流电压和定子模块电容电压平均值2种外环控制结构的平滑切换环节。当子模块电容电压平均值超过所设定的上、下限值时，自动转换控制目标，从而保证子模块电容电压在给定裕度范围内工作，具体结构如图4所示。图4中Max为取最大运算模块，uc_min和uc_max分别为系统允许的电容电压最小平均值和最大平均值，uc_avg为电容电压平均值的实际值，Udc_ref和Udc为直流侧电压给定值和反馈值，Idref1—Idref3分别为3种外环输出的d轴电流给定值，Ivdref为最终的d轴电流给定值，PI1—PI3为比例积分调节器。

图4 电压裕度控制结构Fig.4 Voltage margin control structure

暂态平滑切换过程如下：

a)正常运行过程中，uc_max≥uc_avg≥uc_min，因此Idref1和Idref2分别保持在正限幅值1.1(标幺值)和负限幅值-1.1(标幺值)。经过Max和Min运算后输出Ivdref=Idref2,为定直流电压控制。

b)直流暂态故障过程中，如果实际电容电压平均值uc_avg下降，将导致换流阀直流侧电压下降，Idref2上升；而当uc_avg≤uc_min时，调节器PI1退出饱和，则输出Ivdref=Idref1，切换为定电容电压平均值控制。

c)直流暂态故障过程中，如果实际电容电压平均值uc_avg上升，将导致换流阀直流侧电压上升，Idref2下降；而当uc_avg≥uc_max时，PI1退出负饱和，此时Ivdref=Idref3，切换为定电容电压平均值控制。

上述外环控制策略输出为有功电流给定值Idref，无功电流给定值由无功功率外环输出，与常规的VSC-HVDC变流器无功控制策略相同。电流内环采用基于PI调节器闭环控制方法，分别控制dq轴跟踪给定，变流器电流内环数学模型为：

(2)

式中：Usd、Usq、Id、Iq分别为两相旋转坐标系dq下电网电压和电流;ucd和ucq分别为两相旋转坐标系dq下MMC交流侧电压;t为时间变量；ω为角速度；R为变流器电流内环电阻。

变流器电流内环具体结构如图5所示。电流调节器输出的dq轴调制信号经坐标反变换得到三相交流调制信号uca、ucb、ucc。

图5 VSC-HVDC变流器电流内环控制结构Fig.5 Current inner loop control structure of VSC-HVDC converter

对于换流阀级控制，主要采用最近电平逼近调制方法跟踪上层控制下发的调制信号(uca、ucb、ucc)，根据桥臂电流方向进行电容电压排序和子模块投入、切除状态的倒换，实现桥臂内电容电压平衡；同时基于二倍频旋转坐标系计算二倍频环流抑制分量，叠加在上层控制下发的调制信号中。

2 仿真和分析

2.1 稳态运行仿真

根据图1所示结构，利用PSCAD搭建仿真模型，对所采用控制方法进行验证。仿真中整流侧采用12脉波整流器，由2台6脉波整流器串联组成，分别经Y/△和Y/Y变压器与电网连接。网侧交流电压525 kV，换流阀单阀组侧电压172 kV。逆变站采用全-半桥混合拓扑的MMC，交流网测电压535 kV，阀侧电压244 kV。系统直流侧额定电压±800 kV，额定容量8 000 MW。t=0.2 s时交流侧断路器闭合，设置t=0.8 s时系统解锁，功率按给定斜率上升，在约t=1.8 s时进入稳态。仿真结果如图6所示,其中:图6(a)所示为直流线路侧正负极直流电压，根据实际工程，线路设置较长，因此仿真中直流电线数值略高于额定; 直流电压外环给定值和反馈值如图6(b)所示，直流电压反馈值测点为定直流电压站直流侧端口电压，稳态时反馈值跟踪给定值为1(标幺值，基准值为额定值800 kV)，略低于直流线路侧电压；图6(c)所示为正极单阀组桥臂电流；图6(d)所示为无功功率给定和反馈值;图6(e)和图6(f)所示分别为dq轴电流的给定值和反馈值，稳态时均跟踪给定，无稳态误差。

图6 满功率稳态运行仿真结果Fig.6 Simulation results of rated power steady state operation

2.2 交流网侧故障穿越仿真

为验证本文所提出的电压裕度控制性能，设置t=3 s时发生交流网侧三相接地故障，持续时间50 ms，仿真结果如图7所示，其中:图7(a)所示为网侧三相电压波形，交流故障期间，网侧电压幅值几乎为0;图7(b)和图7(c)所示分别为A相上桥臂(包括半桥和全桥)子模块电压最大值和6个桥臂电容电压总平均值，子模块平均电压峰值约2.6 kV，电压上升幅度在换流阀耐受能力范围之内;图7(d)所示为正极单阀组桥臂电流;图7(e)所示为直流电压给定值和反馈值，暂态故障期间，由于子模块电容电压升高，导致直流电压实际值高于给定值，利用Max-Min环节，外环定直流电压控制切换为子模块电容电压平均值控制，同时为避免故障恢复后直流电压调节器深度饱和造成冲击，故障期间以实际直流电压经低通滤波后作为给定值，故故障期间直流电压〔图7(e)中〕给定值高于额定值1.0(标幺值)，故障切除后给定值恢复为额定；图7(f)所示为子模块平均电压外环给定值和反馈值，给定值上下限分别为1.1(标幺值)和0.7(标幺值)，反馈值在给定值上下限范围之内，表明暂态过程中，所提出控制方法能够限制子模块电压平均值不会超过所设置的容许范围。

图7 网侧三相交流接地故障仿真结果Fig.7 Simulation results of grid-side three-phase AC grounding fault

2.3 直流故障穿越仿真

为验证系统直流故障处理能力，设置t=3 s时发生正极直流线路接地故障，持续时间120 ms，仿真结果如图8所示，其中：图8(a)所示为正负极直流母线电压；图8(b)所示为正极单个阀组桥臂电流。故障期间VSC-HVDC换流站将调制信号直流分量设置为0，传统换流站快速移相，均输出直流电压为0，清除故障值后按照给定斜率恢复直流电压和传输功率至额定。

图8 正极直流母线接地故障仿真结果Fig.8 Simulation results of positive DC line grounding fault

3 结论

本文基于乌东德工程参数搭建混合直流输电仿真模型，对所提出的VSC-HVDC换流阀交流电压裕度控制方法进行仿真验证。结果表明:故障期间直流电压外环和子模块电容电压平均值外环能够自动平滑切换，保持换流阀交、直流侧功率平衡;限制子模块电容电压平均值在给定范围内波动，能够实现交流故障穿越，在长距离、大容量输电领域兼顾系统性能和成本优势;具备清除直流故障能力,提高了系统暂态抗扰能力。