舟山多端柔性直流輸電系統控制策略分析

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(四川大學電氣信息學院，四川 成都 610065)

0 引 言

近年來，隨著包括風力和太陽能等可再生能源的分布式發電的興起，以及將直流并網用于海上風電場的技術日趨成熟，多端直流輸電技術受到了越來越多的關注[1-7]。多端直流輸電系統是由 3 個或 3個以上的換流站以及連接換流站之間的高壓直流輸電線路組成，能夠實現多電源供電、多落點受電，與傳統的兩端直流輸電相比運行方式更加靈活、便捷，是直流輸電的發展方向[8-12]。

隨著電力電子技術的發展，半導體開關器件從早期的半控晶閘管發展到了現在的全控型開關，其性能優越性大幅提升。目前在用的晶閘管有：雙極型晶體管(bipolar junction transistor，BJT)、絕緣柵雙極晶體管(insulated gate bipolor transistor，GBT)、門極管段晶閘管(gate turn-off thyristor，GTO)、場控晶閘管(Mos controlled thyristor，MCT)等。半導體開關器件的進步促進了電力電子變流技術的發展，這就在很大程度上提高了柔性直流輸電技術的進步，尤其是電壓源型換流器的出現，使得這種基于電壓源型換流器的高壓直流輸電技術成為了新的輸電方法，產生通過脈寬調制(plus width modulation, PWM)控制的VSC進行直流輸電的概念，這就是新一代的直流輸電技術柔性直流輸電[1-3](VSC-HVDC)。在VSC-HVDC中，用全控型器件代替了原來的半控型器件，使系統能對有功功率和無功功率進行同時和獨立的傳輸，同時還能實現對無源網絡供電。VSC-HVDC輸電技術克服了傳統的直流輸電技術的不足，擴展了直流輸電的應用領域。

隨著世界能源緊缺和環境問題日益嚴重，中國開始大力推廣和開發風能、太陽能燈可再生清潔能源，來優化能源結構。然而風能和太陽能分散性、小型化、遠離負荷中心的特點制約了風電利用規模的擴大，妨礙了傳統交流輸電技術和CSC-HVDC輸電技術的聯網。同時，城市配電網的快速擴容要求有限的輸電線路能夠輸送更多的電能，另一方面，大量配電網轉入地下，給中國電網發展造成很大的問題。

VSC-HVDC輸電技術能夠有效解決上述問題，并且已在實際工程中得到應用，尤其是在分布式發電系統接入大電網、城市直流配電網改造、孤島供電、異步大電網互聯等領域VSC-HVDC輸電系統取得了良好的效果。然而，當VSC-HVDC兩端輸電系統中一段VSC發生故障后，系統將被迫處于癱瘓狀態，給系統造成了嚴重影響。VSC在系統潮流翻轉式保持極性不變，這個特點可以使運行方式更加靈活，控制更加多樣。多端柔性直流輸電系統(VSC-multi terminal HVDC，VSC-MTDC)應運而生，VSC-MTDC可以用于的領域包括：大規模新型能源輸到遠方負荷送電；向弱交流系統、不同區域間電力市場交易；負荷密集的大城市甚至是無源網絡供電等。VSC-MTDC仍然處于理論研究和模擬實驗階段，尚沒有工程應用。目前對VSC-MTDC的研究多集中在多個換流器的并聯運行穩定性，系統的故障穿越能力，換流器間的功率分配等方面，因此，VSC-MTDC的協調控制策略稱為了最為關鍵的問題。

目前國內外學者對VSC-HVDC輸電技術的研究主要集中在系統建模和控制策略兩個方面。VSC-HVDC系統的控制策略分為直接電流控制和間接電力控制兩類。間接電流[4-9]控制優點是結構簡單，容易實現，缺點是動態響應慢，無功量和有功量相互耦合，并且無法直接實現電流限流的保護，在現實應用存在使用困難。直接電流控制策略采用電流閉環控制，使電流能夠快速響應，并實現限流保護，有功和無功的解耦控制，因此直接電流控制得到了廣泛地關注和快速發展。文獻[10]在d-q同步旋轉坐標系下建立了 VSC-HVDC的連續時間狀態空間模型,研究d-q軸解耦控制策略,設計了不完全微分的PI有功和電壓控制器。文獻[11]通過α-β坐標系，建立了二極管鈕位式三電平拓撲結構的變流器數學模型,推導了正負序分離算法并提出了相應的控制策略,著重分析了離散性遲滯對控制器性能的影響。文獻[12]推導了二極管鉗位式三電平拓撲結構的VSC背靠背直流輸電系統在d-q坐標系下的數學模型,設計了 VSC內環和外環控制器。文獻[13]推導了 d-q同步旋轉坐標系下VSC-HVDC的穩態模型,根據逆系統理論設計了 VSC-HVDC非線性系統的線性化控制無源網絡或者弱交流網絡供電。文獻[14]研究了VSC-HVDC系統對有源和無源網絡供電時的控制策略,運用PSCAD/EMTDC軟件，仿真驗證了不同控制策略的動態響應特性。文獻[15-16]建立了 VSC-HVDC向無源網絡供電的Matlab仿真模型,仿真驗證分析了無源網絡側的定交流電壓控制策略。

針對舟山多端柔性直流輸電工程進行了分析，繪制了舟山工程的拓撲機構，并提出相應的控制策略。通過仿真驗證舟山系統采用電壓偏差控制、無源孤島控制以及無功功率和交流電壓斜率偏差控制時，能夠提高舟山系統在交流故障、換流站退出、孤島運行以及遠方電壓降落時穩定運行的能力，增強了舟山系統運行的可靠性和靈活性。

1 舟山VSC-MTDC工程

舟山地區電網規模較小，短路容量不高，大容量風電集中送出后對該區域電網有一定影響。舟山電網系統實現島嶼間聯網時，要充分考慮風電場的影響。風電場的接入采用傳統交流接入方式時，隨著傳輸距離的增加，輸電線路電壓降落較大，需要大量補充無功，這將嚴重制約其功率輸送能力。采用全控器件的柔性高壓直流輸電 (VSC-HVDC) 方式，可以對風電輸出功率進行快速、靈活控制的同時還能夠動態補償風電場系統無功功率，穩定并網母線電壓，能直接連接短路容量小的弱交流系統，甚至向無源網絡供電等特點，較為適合島嶼眾多、島嶼間距離較遠、同時又包含一定容量風電場的舟山電網系統[17]。

舟山電網的風電場多集中于定海、衢山和泗礁。若采用VSC-HVDC將各個包含風場的島嶼電網系統接入主電網時，雖然VSC可以獨立控制有功和無功潮流，控制結構簡單可靠，但是仍有不足：①每個島嶼接入電網都需要一套完整的直流輸電系統，造價較高；②風電場作為間歇性、多變化的電源，在大容量分散接入電網時，受端電網對多饋入直流系統支撐能力不足，不利于系統安全穩定運行；③兩端直流輸電系統，其控制方式相對簡單、可靠，但是它在靈活性、經濟性、可靠性等方面仍存在許多不足之處。而VSC-MTDC系統能夠在必要時對本地電網提供頻率支撐，解決高風電滲透率對系統的不利影響，有利于建設“電網友好型”風電場。因此通過VSC-MTDC系統匯集風電功率，聯合舟山電廠的火電功率重新分配潮流，從而實現島嶼間聯網，成為了最佳方案。

本工程在舟山本島、岱山島、衢山島、洋山島及泗礁島分別建設定海換流站、岱山換流站、衢山換流站、洋山換流站和泗礁換流站，并通過構建5端柔性直流輸電系統實現各島嶼電網連接。

1.1 舟山VSC-MTDC拓撲結構

在PSCAD/EMTDC仿真軟件中構建了舟山工程的仿真模型，其拓撲結構如圖1所示。

圖1 發電機轉速運行示意圖

圖1中定海、岱山、衢山、泗礁、洋山5個換流站分別同5個島嶼的交流電網相連，其中定海換流站通過220 kV的交流線路同陸地主網相連，岱山換流站通過220 kV的交流線路同定海站相連，并通過110 kV線路與衢山換流站相連，泗礁換流站和衢山換流站之間通過110 kV線路相連，洋山換流站與陸地主網S無直接電氣聯系，是通過110 kV線路同陸地主網Z相連，陸地主網S和Z通過500 kV網絡相連。

1.2 舟山VSC-MTDC拓撲結構

舟山多端柔性直流輸電系統中，當系統正常運行時，此時定海站作為系統的主導站，系統中5個換流站的交直流系統基本參數如表1所示。

表1 正常運行時換流站交直流系統參數

柔性直流輸電系統中，聯結變壓器的作用是使系統交流電壓變換到與換流器直流側電壓相匹配的二次側電壓，使換流站工作在最佳的電壓范圍之內，從而減小輸出電流和電壓中諧波的含量。本工程中各換流站均采用三相三繞組變壓器，第三繞組用于提供站用電源。

橋臂電抗器在多端柔性直流輸電系統中起到聯結交流系統與直流系統的紐帶作用，本模型采用5端換流站每相上下橋臂各安裝1臺，共6臺。其中定海換流站電感值為9 Mh、岱山為120 Mh、衢山、洋山、泗礁均為360 Mh。

此外，各換流站負荷分別為岱山150 MW、衢山50 MW、泗礁75 MW、洋山60 MW

2 舟山控制系統設計

控制系統是舟山柔性直流輸電系統的核心組成部分,直接關系著柔性直流輸電運行的性能、安全、效益。相比于兩端柔性直流輸電系統,多端柔性直流輸電系統的協調控制策略更為復雜,需要考慮多端系統之間的直流電壓協調穩定。

2.1 舟山系統控制策略分析

多端柔性直流輸電系統的主要控制策略中，系統中換流站應該同時具備有功功率類或無功功率類的控制量， 根據交直流電網實際情況，模型中舟山5 端柔性直流中有功類控制方式定海站和岱山站具備定直流電壓控制的能力，要具備直流電壓控制方式，岱山、衢山、泗礁、洋山換流站采用定有功功率控制。無功控制類采取無功功率和交流電壓斜率偏差控制策略。

采用無功功率和交流電壓斜率偏差控制的優點是：具備交流電壓斜率控制器的換流站能夠迅速地對網絡的潮流變化做出響應，調整其無功功率，因此這種控制方式比較適合應用于潮流頻繁變化的柔性直流輸電系統中。

當系統發生故障時，系統中各個換流站可以根據自身的無功功率容量調節自身無功功率的送出，能夠對系統需求的無功功率進行合理的分配，有利于維持系統的穩定性，降低系統故障引發的振蕩。此外，當換流站同交流系統失去電氣聯系后，換流站無功類控制自動轉換為定交流電壓控制。

2.2 舟山系統控制器設計

針對無功控制類提出交流電壓斜率控制策略，即在PI型控制器的參考交流電壓疊加一個輔助控制量，從而有

(1)

(2)

進入穩態時，柔性直流輸電接入點的交流電壓由下式決定。

(3)

(4)

其中，調節斜率k滿足

(5)

無功功率和交流電壓斜率控制策略通過多個換流站來穩定交流電壓，所有具備功率調節能力的換流器都參與功率調節。采用無功功率和交流電壓斜率控制策略的換流站可以根據其所測得的交流電壓的數值時刻調整其無功功率的設定值，以滿足交流輸電網絡對無功功率的需求，能夠迅速地實現無功功率快速平衡的分配，并且各換流站之間不需要通信，也不需要進行控制模式的切換。圖1中換流站的外環控制器都采用無功功率和交流電壓斜率控制器。當換流站的無功功率變化的時候，換流站會沿著各自的斜率曲線搜尋新的運行點以滿足交流系統功率的平衡。控制特性圖和控制器結構分別如圖2圖3所示。

圖2 交流電壓斜率控制特性圖

圖3 基于交流電壓斜率控制的外環控制器

由上分析，舟山系統各個換流站直流類功率采取的控制方式：定海站為定直流電壓；岱山站為有功功率/定直流電壓；衢山、泗礁和洋山站均采用定有功功率/孤島控制方式。無功功率類采取的控制方式為：5個換流站均采用定交流電壓斜率方式。

3 仿真分析

為了驗證舟山系統控制策略的實用性，對舟山系統遠方電壓降落情況進行了仿真驗證。系統1.5 s時遠方電網電壓降落，仿真結果如圖4～圖6所示。

圖4 遠方電網電壓降落220 kV母線電壓

圖5 遠方電網電壓降落各換流站無功功率

圖6 遠方電網電壓降落各換流站直流功率

按照式(5)所示的曲線對各個換流站的無功和交流電壓斜率進行設定。系統中各換流站調節斜率：定海站為1/30(即交流電壓每變化1%時無功功率變化30 Mvar)；岱山為1/20；泗礁為1/10；衢山為1/10。

由圖4可知電壓由0.995跌落到0.978，系統電壓壓降為3.15%，此時對應的各換流站無功功率變化分別為定海站51.3 Mvar；岱山站34.2 Mvar；衢山站17.1 Mvar；泗礁站17.1 Mvar。

分析圖5(忽略各換流器中的濾波器和無功補償裝置影響)可知，各換流站無功功率變化值同計算結果相同，實現了系統無功功率的合理分配。分析圖5可知當遠方電網電壓降落時系統直流功率傳輸沒有受到影響，實現了系統有功和無功的單獨傳輸，驗證了無功功率和交流電壓斜率偏差控制的實用性和有效性。

4 結 語

針對舟山多端柔性直流輸電工程進行了分析，繪制了舟山工程的拓撲機構，并提出相應的控制策略。通過仿真驗證舟山系統采用電壓偏差控制、無源孤島控制以及無功功率和交流電壓斜率偏差控制時，能夠提高舟山系統在交流故障，換流站退出，孤島運行以及遠方電壓降落時穩定運行的能力，增強了舟山系統運行的可靠性和靈活性。

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