適用于孤島風電外送的LCC-DR混合型直流輸電系統

李明,趙崢,孟沛彧,李探,向往,文勁宇

(1．國網經濟技術研究院有限公司,北京市 102209;2．強電磁技術全國重點實驗室(華中科技大學電氣與電子工程學院), 武漢市 430074)

0 引 言

為了應對能源危機并進一步實現清潔能源轉型,我國制定了碳達峰、碳中和戰略目標。風電作為目前世界范圍內最具前景的新能源之一,將在新能源發展中發揮主導作用[1-3]。截至2022年底,我國風電裝機占全國總發電裝機的14.23%,其中陸上風電占據主導地位[4]。

沙漠、戈壁、荒漠地區風能與國土空間資源豐富,適合建設大規模陸上風電基地。以沙戈荒地區為重點建設大型新能源基地是我國落實“雙碳”戰略的重要舉措,“十四五”時期規劃建設的風光基地總裝機約2億kW,包括外送1.5億kW。

然而,沙戈荒地區無消納能力,大型新能源基地需采用直流遠距離送出的開發模式。不斷推進的新型電力系統建設給直流輸電系統帶來新的挑戰:大規模風電基地接入后,送端交流電網網架更加薄弱,送端系統強度下降;沙戈荒地區甚至缺少就地常規水火電源,呈現為新能源孤島送出[5]。

為實現孤島風電接入,文獻[6-7]采用模塊化多電平換流器(modular multilevel converter, MMC)作為送端換流站。MMC采用構網型(grid forming,GFM)控制,建立穩定交流電壓。張北四端電網和江蘇如東海上風電工程均采用柔性直流輸電方案實現孤島風電送出[8]。但MMC成本昂貴,且受限于現有器件制造水平,容量相對較小,難以實現大規模風電輸送。文獻[9-10]提出構網型風機接入二極管整流器(diode rectifier,DR)的孤島風電送出方案,進一步提升了系統的經濟性,且風機的構網能力已經過現場試驗驗證。然而陸上遠距離輸電多采用直流架空線路,DR由于缺乏控制能力而無法應對直流故障。文獻[11-13]進一步提出了多種基于DR與MMC的混合型輸電系統,但上述組合換流器仍適用于基于電纜的孤島風電送出,并未實現直流故障自清除,且組合式換流器的經濟性仍有提升空間。

基于電網換相換流器的高壓直流輸電(line commutated converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)系統通流能力強、成本低且具備直流故障自清除能力,在遠距離大容量輸電的應用場景下具有顯著優勢[14-15]。因此,本文結合各換流站優勢,綜合考慮技術性與經濟性,提出了一種基于電網換相換流器-二極管整流器(line commutated converter-diode rectifier,LCC-DR)的混合型直流輸電系統,用于沙戈荒地區的孤島風電輸送。其中,構網型風機建立穩定交流電壓并為電網換相換流器(line commutated converter,LCC)和DR提供換相電壓,LCC能夠有效實現直流故障穿越,DR可以進一步降低系統建造成本。

本文首先介紹了混合型輸電系統的拓撲結構,該結構采用了LCC和DR串聯的方式,可有效實現大規模風電基地的接入。在此基礎上,根據各換流器的數學模型,設計了系統的協調控制策略。針對直流和交流故障情況,本文進一步分析了系統的暫態響應,并提出了相應的故障穿越策略。最后,在PSCAD/EMTDC仿真平臺上建立了輸電系統的電磁暫態模型,并進行了多種工況下的運行情況仿真驗證。

1 LCC-DR混合型輸電系統拓撲

本文設計的LCC-DR混合型直流輸電系統拓撲結構如圖1所示,系統采用對稱雙極接線方式。送端交流系統為無常規電源支撐的大規模風電基地,每臺風機經690 V/66 kV/330 kV/750 kV的多級升壓匯集接入到交流母線。輸電系統送端采用LCC與DR串聯結構,LCC為高壓閥組,DR為低壓閥組。系統逆變側采用LCC換流器,接入負荷地區交流系統。整流側與逆變側通過特高壓遠距離架空線路連接,實現風電跨區輸送。為最大限度地減少交流諧波對系統的影響,LCC與DR換流站均采用12脈動換流器,并在兩端交流母線上配置濾波器。考慮LCC換流器的典型參數,該雙極輸電系統的電壓等級可以達到±800 kV,傳輸容量可以達到8 000 MW。

圖1 LCC-DR混合型直流輸電系統拓撲

根據實際工程運行數據,同容量LCC和DR的成本分別為MMC的75%和70%,則在MMC與DR(或LCC)容量比例取1∶3時,MMC-DR[11-13]、MMC-LCC[15]和本文LCC-DR混合型換流器的成本分別為77.5%、81.3%和72.8%。由此可見,在陸上大規模風電經架空線遠距離輸送場景下,LCC與DR串聯組合方式綜合了兩種換流器的優勢,既可以實現直流故障清除,同時具備良好的經濟性。

2 LCC-DR混合輸電系統控制策略設計

永磁同步風電機組的全功率換流器采用背靠背兩電平電壓源換流器(voltage source converter, VSC)結構,機側換流器(machine side converter,MSC)與網側換流器(grid side converter,GSC)不僅需要通過最大功率點跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)控制實現正常運行期間的高效風力捕獲,還需要采用定直流電壓控制確保其直流電壓穩定。研究表明,MSC采用定直流電壓控制可以實現風機內部直流電壓與電網側動態變化解耦,從而使風機獲得更穩定的運行效果[16-17]。在該種控制方式下,風機的風力機、發電機和MSC可以省略,簡化為GSC并聯直流電壓源,本文后續研究延用該簡化模型[18]。

除了控制風機發出的有功和無功功率,GSC還必須具備構網能力,即根據指令值產生交流電壓的幅值和頻率,從而為LCC與DR提供穩定的換相電壓[19]。因此,GSC的控制應包含功率、電壓和電流三個控制環節,如圖2所示。

圖2 風機GSC控制策略

電壓與電流控制環與文獻[20]中的交流電壓控制回路類似,即交流電壓dq分量指令值與測量值ugd、ugq經PI環節得出交流電流的指令值,并最終由電流控制產生調制信號。

最外層的功率控制分為有功功率控制和無功功率控制,外層控制的合理設計是實現所有風電機組協調穩定運行的關鍵。

對于整流側LCC和DR,其正極直流電壓VdcL和VdcD可分別表示為:

(1)

(2)

式中:UL和UD分別為LCC與DR的換流變壓器閥側空載線電壓;α為LCC觸發角;Idc為整流側直流電流;Xr為LCC和DR的換流變壓器漏抗(假定二者相等)。

整流側的單極有功功率可進一步表示為:

(3)

式中:Vdci為逆變側直流電壓;Rdc為直流輸電線路電阻。

由式(3)可知,在逆變側直流電壓及輸電線路參數固定的情況下,LCC-DR混合型整流器傳輸的有功功率由其交流母線電壓決定,且與交流電壓正相關。穩態下輸入混合型整流器的有功功率等于風電場中各風電機組出力之和,因此風機有功功率與其交流電壓同樣存在正相關關系,依此可設計GSC有功控制外環。通過MPPT獲取的有功功率指令值與有功測量值Pg經PI環節后疊加額定工況下d軸電壓指令值作為交流電壓d軸指令值。

為平衡LCC與DR消耗的無功,每臺風機必須具備無功控制能力;同時為了避免風機出現無功過載或無功環流,在控制器設計環節應遵從每臺風機無功功率標幺值相等的分配原則。因此,可以設計Q-ugq下垂環節以實現無功功率分配,并且為每臺風機設置相同的下垂系數kq。

由于孤島風電場為無源電網,每臺風機均采用壓控振蕩器(voltage controlled oscillator,VCO)自主生成參考坐標系的旋轉頻率,并通過全球定位系統(global positioning system,GPS)信號生成初始相角。

需要指出的是,雙饋風電機組同樣可以實現上述控制目標,即本文拓撲對兩種主流風機均適用[21]。

整流側LCC與逆變側LCC的控制策略分別如圖3和圖4所示。其中,αr和αi分別為整流側和逆變側LCC的觸發角;γ為逆變側LCC的關斷角;βCV、βCI和βCG依次為定直流電壓、定直流電流和定關斷角控制輸出的逆變側LCC超前觸發角; MIN和MAX分別為最小值、最大值選擇環節;上標“*”代表各電氣量的參考值。為逆變側LCC配置了低壓限流控制(voltage dependent current limiting,VDCOL)和電流偏差控制(current error control,CEC)環節。

圖3 整流側LCC控制策略

圖4 逆變側LCC控制策略

逆變側LCC在穩態下采用定直流電壓控制,交流故障下的后備控制策略為直流電流控制和定關斷角控制。根據前述風機控制策略分析,整流側傳輸的功率由MPPT環節和GSC的外環功率控制決定,風電基地出力情況難以預測,整流側LCC無法采用定直流電流控制以維持額定功率傳輸。因此,整流側LCC應采用定直流電壓控制以完成穩態運行下LCC與DR的直流電壓分配。同時,為整流側LCC配置了交流故障下的定直流電流后備控制和直流故障下的強制移相環節。

3 直流故障特性與穿越策略

本節以正極系統為例,分析LCC-DR混合型直流輸電系統在直流故障后的響應特性與直流故障穿越策略。

當混合型直流輸電系統的正極輸電線路發生接地故障時,故障點的電壓幾乎跌落至0。對于逆變側,晶閘管的單向導電性將故障回路阻斷,使其無法向故障點提供短路電流。然而整流側仍能形成故障電流通路。

一種限制整流側短路電流的通用方法是LCC強制移相,利用整流側LCC輸出負壓的能力,即可快速釋放直流側儲存的能量,將整流側的直流故障電流減小為0。由于DR自身并無控制能力,其在直流故障期間仍輸出正壓,因此故障電流有效抑制的關鍵在于整流側LCC強制移相后輸出的直流電壓絕對值大于DR在故障期間的直流電壓。

根據上述分析并結合式(1)、(2),在直流故障發生后到故障清除的時間內,整流側LCC與DR的直流電壓應始終滿足:

(4)

在直流電流限制為0時,應繼續滿足LCC與DR的直流電壓之和不大于0以確保故障去游離,同時考慮到LCC與DR網側交流電壓相同且直流故障期間換流變壓器電壓比不變,式(4)可進一步表示為:

ULcosα+UD≤0

(5)

為防止整流側LCC換相失敗,一般限定其強制移相時觸發角不超過150°。據此可進一步確定LCC與DR閥側空載線電壓的最小比值為:

(6)

該比值同樣可以用于確定額定工況下整流側LCC與DR的直流電壓配置關系。

此外,直流故障期間故障極功率傳輸受阻,若由健全極轉帶功率,則健全極的最大直流電流將達到額定值的2倍,遠超其過負荷能力[22]。因此,直流故障期間還需要投入耗能裝置進行盈余功率吸收,本文參照張北柔性直流電網工程在送端交流母線上仿照SVC的拓撲通過降壓變壓器接入耗能電阻[23]。

綜上,直流故障穿越流程可總結為:1)故障檢測;2)檢測到故障發生之后,整流側LCC強制移相以清除故障電流,交流耗能裝置投入耗散盈余功率;3)待直流故障清除之后,保持上述控制策略150 ms,以完成故障電弧的去游離;4)去游離過程完成之后,整流側LCC恢復定直流電壓控制,隨后切除交流耗能裝置,系統恢復至穩態運行狀態,直流故障穿越結束。

4 交流故障特性與穿越策略

4.1 受端交流故障

當直流輸電系統受端發生交流故障時,LCC逆變站的直流電壓會隨交流母線電壓的跌落而減小。若逆變側LCC此時仍保持穩態下的定直流電壓控制,則其發生換相失敗的概率將大大增加,進一步對系統造成沖擊[24]。因此,當受端系統發生交流故障時,雙端LCC應及時切換控制策略,削弱故障影響,并且當交流故障清除之后,LCC應該切換回穩態下的控制策略。

根據這一原則,本文第二節參照CIGRE直流輸電系統標準測試模型設計了受端交流故障下整流側與逆變側LCC的后備控制及其切換策略[25]。受端發生交流故障后,由于系統直流電壓跌落,整流側LCC定直流電流控制自動投入,提升其觸發角以限制直流電流的增大。逆變側LCC的控制目標從定直流電壓切換為定關斷角,以降低暫態過程中換相失敗的概率。當受端交流故障清除后,整流側與逆變側LCC切換回穩態下的定直流電壓控制,系統重新恢復穩態運行。

圖5 風機GSC控制切換策略

4.2 送端交流故障

由式(1)—(2)可知,送端交流故障引發的交流電壓跌落將導致LCC與DR直流電壓下降,若交流電壓下降很小,則整流側LCC可以通過快速減小觸發角使直流電壓恢復。此時風機同樣需要按照圖5切換其控制策略,為送端系統提供電壓支撐。

當交流電壓跌落幅度較大時,整流側LCC的觸發角達到最低限制,可能造成系統功率傳輸中斷。此時逆變側LCC的后備定電流控制投入,降低逆變側LCC的直流電壓,從而在一定程度上維持系統的直流電流和直流功率。

此外,交流電壓嚴重跌落將導致風電機組內部功率不平衡,可能造成風機脫網。實際工程中可參照文獻[29-31]為風電場配置低壓穿越裝備與協調控制策略,如DC Chopper、Crowbar電路和槳距角控制等,有效保障風力發電系統安全并網運行,實現風電機組低壓穿越。由于本文研究采用風電機組簡化模型,因此暫不涉及風電機組低壓穿越問題。

5 仿真驗證

5.1 算例介紹

在PSCAD/EMTDC中搭建如圖1所示的±800 kV/8 000 MW LCC-DR混合型直流輸電系統仿真算例。其中,根據CIGRE標準模型搭建LCC與DR換流器,根據文獻[32]建立風機模型,架空線路參數與文獻[14]中保持一致。根據式(6)的直流電壓約束并考慮一定裕度,將單極LCC的額定直流電壓設置為450 kV。

為更貼進工程實際,總裝機容量為8 000 MW的風電場包含4種容量的風機:10臺容量為20 MW的風機經π型等值線路相連,采用鏈型連接方式[33],每臺風機間距離為1 000 m,編號依次為W1.1—W1.10;2臺容量為400 MW的等效風機,編號分別為W2.1和W2.2,每臺風機間距離為4 000 m;2臺容量為2 000 MW的等效風機,編號分別為W3.1和W3.2,每臺風機間距離為6 000 m;1臺3000 MW等效風機,編號為W4,經15 000 m線路連接至交流母線。測試系統的參數如表1所示。

表1 輸電系統參數

5.2 輸電系統啟動過程仿真

為簡化啟動過程,假定風機中有能量存儲且機側換流器已經建立穩定直流電壓[9],系統啟動流程如表2所示,圖6給出了混合型輸電系統的啟動過程仿真結果。

表2 啟動過程時間表

圖6 啟動過程仿真結果

首先,閉合風機W1.1與交流母線間的開關,并由逆變側LCC建立系統直流電壓。0.50 s時,風機W1.1的網側換流器解鎖,建立送端系統交流電壓并開始輸出有功功率,同時整流側LCC解鎖,定直流電壓控制啟動。由式(3)可知,此時系統傳輸功率較低,風機建立的交流電壓同樣低于額定值,約為0.85 pu。為防止整流側LCC達到最小觸發角限制,將其直流電壓指令值設置為0.95 pu。

1.00～8.00 s,各風機依次閉合開關并解鎖控制,同時輸出額定有功功率,如圖6(a)所示。隨著風電場有功出力的上升,系統直流電流上升,送端交、直流電壓逐漸達到額定值,如圖6(b)—(d)所示。

各風機采用VCO生成頻率并通過GPS同步,因此在整個啟動過程中,送端系統頻率均維持在50 Hz附近,如圖6(e)所示。

5.3 風電出力波動仿真

系統穩態運行至11.00 s時,通過改變GSC的有功功率指令值,可以調整風電場有功功率,各風電機組出力變化情況如表3所示,仿真結果如圖7所示。

表3 風電出力變化時間表

圖7 風電出力波動仿真

圖7(a)展示了各風電機組的出力變化情況,隨著風機出力下降,系統直流電流同樣下降,進一步導致整流側直流電壓下降,如圖7(b)—(c)所示。由于本文整流側LCC采用定直流電壓控制,故直流電壓波動將由DR承擔,DR直流電壓的變化趨勢與風電出力變化趨勢相同。由圖2中GSC的控制策略可知,功率指令值下降將導致交流電壓下降,圖7(d)中的仿真結果與理論分析吻合。在壓控振蕩器作用下,系統的頻率可以較好地維持在50 Hz。

5.4 直流故障仿真

LCC-DR混合型輸電系統穩態運行至9.99 s時在送端換流站出口處發生正極對地故障,故障電阻0.1 Ω,故障持續時間為0.25 s,故障維持電流為0.01 kA。交流耗能裝置分為兩組,經一臺110 kV /750 kV升壓變接入交流母線。耗能電阻最大需要耗散4 000 MW盈余功率,因此每組單相耗能電阻阻值為18.15 Ω[23]。系統直流故障穿越過程如圖8所示。

圖8 直流故障仿真

直流故障發生后,經過10 ms的故障檢測與通信延遲,整流側正極LCC強制移相,同時投入交流耗能裝置。為防止直接采用較大觸發角導致換相失敗,先將觸發角設置為125°,再逐漸增大至145°,如圖8(a)所示。

由圖8(b)—(c)可知,強制移相后,LCC輸出負電壓,抵消DR在直流故障期間輸出的正電壓,從而抑制故障電流,最終在200 ms內清除故障電流。

故障電流清除后,繼續保持上述控制以完成故障點去游離。隨后,整流側LCC于10.35 s恢復定直流電壓控制,耗能裝置分別于10.40 s和10.50 s分兩組切除,其投切信號與耗能結果分別如圖8(d)—(e)所示。故障期間兩組耗能電阻分別吸收能量800 MJ和1 000 MJ,實際工程中,可以根據耗能電阻能量限制選擇主動降低風電出力或切除部分風電機組。

由圖8(f)—(h)可知,直流故障期間,風機仍能維持交流電壓在額定值附近,因此故障清除后系統能快速恢復正常運行。此外,由仿真結果可知,正極發生直流故障后,負極仍能保持直流電壓穩定與有功功率傳輸。

5.5 交流故障仿真

5.5.1 受端交流故障

在系統穩態運行至10.00 s時,對逆變側交流系統施加三相交流故障,使其交流電壓跌落到額定值的50%,持續時間為0.10 s。仿真結果如圖9所示。

從圖9的仿真結果中可以看出,受端交流故障發生后,其交流電壓大幅跌落,關斷角也立刻降為0,說明發生換相失敗,進一步導致直流電壓跌落,逆變側LCC自動切換為定熄弧角控制,從而避免連續換相失敗。整流側LCC在故障發生后自動切換為定直流電流控制,其觸發角增大到135°,抑制直流電流上升。

交流故障初始階段,隨著直流電流與LCC觸發角增大,送端換流站無功需求上升,送端交流電壓下降。為避免風機脫網,GSC在故障發生后20 ms按照圖5指示切換控制策略[34],在送端換流站無功需求上升時增加無功輸出,在無功需求減小時吸收盈余功率,從而將送端交流電壓峰值限制在850 kV(1.13 pu)。

5.5.2 送端交流故障

與受端交流故障類似,在10.00 s時對送端交流系統施加三相短路故障,故障持續時間為0.10 s,系統在故障期間的運行情況如圖10所示。

圖10 送端交流故障仿真

送端交流故障發生后,母線電壓跌落至額定運行時的50%,跌落程度較大,整流側LCC達到其最小觸發角限制,直流電壓同樣跌落。逆變側LCC后備定電流控制投入,快速降低受端直流電壓,消除了直流電流斷流風險,系統仍具備一部分功率傳輸能力。圖10(f)展示了風電機組輸出的無功功率和送端換流器吸收的無功功率,由于故障期間功率傳輸受阻,LCC與DR的無功需求減少,而風電機組則輸出大量無功功率以支撐交流電壓。故障期間,系統的頻率同樣出現較大波動。故障清除后,系統可以快速地恢復到穩態。

6 結 論

本文提出了一種適用于孤島風電大規模外送的LCC-DR混合型直流輸電系統,設計了系統在暫穩態下協調控制方案。該混合型輸電系統能夠有效地解決沙戈荒地區新能源大規模遠距離輸送中面臨的問題,為新能源開發提供了一種可靠選擇。其主要特點有:

1)LCC-DR混合型輸電系統充分發揮各換流器的優勢,兼顧了經濟性與運行可靠性。

2)風電機組采用電壓-頻率構網型控制,為孤島系統建立穩定交流電壓,同時各機組均附加功率控制外環,以實現多臺風機間的電壓和功率協調。

3)通過合理配置LCC與DR的額定直流電壓,串聯組合方式可以實現直流故障自清除,同時具備良好的經濟性。

4)通過時域仿真,驗證了系統對于交流故障和直流故障都具有穿越能力。