嚴治勇，楊學(xué)廣，陶敏，焦石，王國強

(1.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司超高壓輸電公司廣州局，廣東 廣州 510530；2.榮信匯科電氣技術(shù)有限責(zé)任公司，遼寧 鞍山 114051)

直流輸電總體可分為兩大類，即基于晶閘管(silicon control rectifier，SCR)的傳統(tǒng)直流輸電和基于全控電力電子器件﹝如絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)﹞等的柔性直流輸電，二者各有優(yōu)勢。傳統(tǒng)高壓直流(high voltage direct current,HVDC )輸電系統(tǒng)技術(shù)相對成熟，系統(tǒng)容量大、電壓等級高、器件成本低；但其依靠電網(wǎng)換向，連接弱交流系統(tǒng)和孤島時存在困難，且運行時需要大容量無功補償裝置?；陔妷涸醋兞髌鞯娜嵝灾绷鬏旊?voltage source converter HVDC，VSC-HVDC)可簡稱“柔直”，其控制靈活、響應(yīng)速度快，廣泛應(yīng)用于異步交流系統(tǒng)互聯(lián)、新能源并網(wǎng)、孤島供電等電力系統(tǒng)，但器件成本相對較高。在功率方向固定的應(yīng)用場合，采用混合直流輸電系統(tǒng)(整流側(cè)采用傳統(tǒng)HVDC換流閥，逆變側(cè)采用VSC-HVDC換流閥)，可最大程度降低系統(tǒng)成本。

傳統(tǒng)HVDC系統(tǒng)主回路通常采用12脈波變流器，控制技術(shù)相對成熟，工程中常規(guī)控制方法包括定電流控制、定熄弧角控制和低壓限流( voltage-dependent current order limiter,VDCOL)環(huán)節(jié)控制等[1]。多端VSC-HVDC系統(tǒng)通常由至少一端控制直流電壓，其他一端或多端采用定有功功率控制，無功功率由各端變流器級系統(tǒng)分別獨立控制。較成熟的控制策略是電網(wǎng)定向的雙閉環(huán)矢量控制，其中雙閉環(huán)分為電壓或功率外環(huán)以及電流內(nèi)環(huán)[2-3]?；旌现绷鬏旊娤到y(tǒng)以傳統(tǒng)HVDC換流閥作為整流器，可避免系統(tǒng)換相失敗風(fēng)險，而VSC-HVDC換流閥逆變運行，常采用基于半橋結(jié)構(gòu)的模塊化多電平換流閥(modular multilevel converter，MMC)[4-5]，但該種拓撲無法處理直流故障[6]。為提高系統(tǒng)暫態(tài)抗擾能力，逆變側(cè)可采用全-半橋混合拓撲[7]，即橋臂由一定比例的半橋功率模塊和全橋功率模塊串聯(lián)組成，能夠兼顧直流故障處理能力和換流閥成本。但混合直流輸電系統(tǒng)中傳統(tǒng)HVDC換流閥和VSC-HVDC換流閥特性差異較大[8]，實際工程中需要考慮協(xié)調(diào)控制和故障穿越方法等。文獻[9-10]針對兩電平VSC和電網(wǎng)換相變流器(line commutate converter,LCC)組成的雙端混合HVDC設(shè)計了3階段啟動策略和VSC側(cè)換流站的可控充電方法，協(xié)調(diào)VSC側(cè)和LCC側(cè)的充電順序和控制目標。文獻[11]針對整流站交流故障期間混合HVDC系統(tǒng)中MMC換流站中全橋-半橋模塊電壓不平衡，提出特定相位和幅值環(huán)流注入方法和基于虛擬電阻的暫態(tài)電流抑制方法。文獻[12]基于動模平臺搭建LCC和VSC混合HVDC系統(tǒng)，研究了高閥組在線投入和退出控制策略。文獻[13-14]研究了混合HVDC系統(tǒng)交流側(cè)和直流側(cè)故障特性，提出交流系統(tǒng)故障后送端站和受端站直流電壓協(xié)調(diào)控制方法。文獻[15]利用全半橋混合VSC換流站的全橋單元能夠阻斷直流故障電流特性，仿真驗證LCC和VSC混合HVDC的直流故障清除和故障重啟方法。文獻[16-17]研究了混合HVDC受端和送端交流系統(tǒng)故障特性，對受端交流故障工況，提出附加直流電壓控制方法，降低逆變側(cè)暫態(tài)過程中直流電壓，從而提高送端站傳輸功率，減小過壓概率。

由上述已有混合HVDC系統(tǒng)研究成果可知：混合拓撲MMC和傳統(tǒng)LCC換流站相互協(xié)調(diào)控制，可實現(xiàn)直流和交流故障的穿越，具有較好的抗擾特性；但在受端交流系統(tǒng)嚴重故障工況下，易出現(xiàn)系統(tǒng)過壓，以及依賴站間通信協(xié)調(diào)雙端換流站切換的控制方式在長距離輸電系統(tǒng)中延時較大等問題。

中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司建設(shè)中的烏東德工程首次采用了混合拓撲，送端站采用基于SCR的傳統(tǒng)HVDC換流閥，受端采用全-半橋混合拓撲的VSC-HVDC換流閥，共設(shè)置2個受端換流站，電壓等級和容量分別為±800 kV/3 000 MW和±800 kV/5 000 MW，系統(tǒng)總輸電容量為8 000 MW，是目前世界上電壓等級最高、容量最大的混合直流輸電系統(tǒng)[18]。本文基于烏東德混合直流輸電工程進行仿真研究，提出本地電氣量檢測的電壓裕度控制方法，提高受端交流系統(tǒng)故障的穿越能力。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)和控制原理

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

基于烏東德工程參數(shù)，搭建雙端混合直流輸電系統(tǒng)仿真模型，其主回路正極閥組結(jié)構(gòu)如圖1所示。負極閥組與正極對稱，圖1中左端為基于SCR的傳統(tǒng)換流站，右端為基于混合拓撲MMC的VSC-HVDC換流站。圖1中L為直流平波電抗，傳統(tǒng)換流閥為整流站，輸出直流電壓為Udr，逆變站輸出直流電壓為Udi。

圖1 混合直流輸電主回路結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the main circuit of hybrid DC transmission

逆變側(cè)MMC采用全-半橋混合拓撲，結(jié)構(gòu)如圖2所示。圖中HBn(n=1,2，….)為半橋功率單元，F(xiàn)Bn為全橋功率單元，X1—X6為橋臂電抗，T1—T4為功率器件，uc為功率單元電壓，Udc為直流側(cè)電壓，N、P為直流側(cè)輸出端點，其中全橋和半橋功率單元比例根據(jù)運行需求確定。在直流短路過程中，全橋功率單元閉鎖后具有雙向電流阻斷能力；因此直流短路能量被全橋功率單元吸收，將導(dǎo)致全橋功單元電壓上升，需要將直流電壓快速調(diào)節(jié)為0，通常全半橋模塊比例大于1∶1能夠滿足暫態(tài)直流故障穿越需要[19]。

圖2 全-半橋混合MMC拓撲Fig.2 Topology of full-half bridge hybrid MMC

1.2 傳統(tǒng)HVDC變流器控制

上述混合直流輸電系統(tǒng)中基于SCR的整流站采用定電流控制，整流站輸出直流電壓和電流關(guān)系

(1)

圖3 傳統(tǒng)HVDC定直流電流控制結(jié)構(gòu)Fig.3 Constant DC current control structure of traditional HVDC

1.3 VSC-HVDC變流器控制

上述VSC-HVDC換流站采用全-半橋混合MMC拓撲，控制結(jié)構(gòu)分為上層變流器控制和底層閥級控制。上層控制策略需要與對端傳統(tǒng)換流站控制方式相互協(xié)調(diào)，采用定直流電壓控制作為控制結(jié)構(gòu)外環(huán)[20]，保證整個系統(tǒng)直流回路電壓穩(wěn)定；同時需要考慮混合拓撲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間輸出零直流電壓或較小的負直流電壓，實現(xiàn)暫態(tài)直流故障的快速清除，并且在零直流電壓運行階段仍然需要保持換流閥交流功率和直流功率平衡，該階段采用定子模塊電容電壓平均值控制[21]。交流故障在受端系統(tǒng)出現(xiàn)極端的暫態(tài)三相接地故障期間，VSC-HVDC變流器級控制需要限制直流側(cè)輸入功率，維持換流閥交、直流側(cè)功率平衡，避免換流閥中子模塊電容過壓；故障期間檢測子模塊電容電壓平均值較高時，應(yīng)轉(zhuǎn)換控制方式，以穩(wěn)定子模塊電容平均電壓為目標，適當提高直流側(cè)輸出電壓，限制對端換流站輸出功率，減小子模塊過壓程度。因此在暫態(tài)交、直流故障穿越過程中均需要設(shè)計VSC-HVDC變流器的定直流電壓控制和定子模塊電容電壓平均值控制策略間的平滑切換方法，即電壓裕度控制，與文獻[20]和文獻[21]的主要區(qū)別在于增加了定直流電壓和定子模塊電容電壓平均值2種外環(huán)控制結(jié)構(gòu)的平滑切換環(huán)節(jié)。當子模塊電容電壓平均值超過所設(shè)定的上、下限值時，自動轉(zhuǎn)換控制目標，從而保證子模塊電容電壓在給定裕度范圍內(nèi)工作，具體結(jié)構(gòu)如圖4所示。圖4中Max為取最大運算模塊，uc_min和uc_max分別為系統(tǒng)允許的電容電壓最小平均值和最大平均值，uc_avg為電容電壓平均值的實際值，Udc_ref和Udc為直流側(cè)電壓給定值和反饋值，Idref1—Idref3分別為3種外環(huán)輸出的d軸電流給定值，Ivdref為最終的d軸電流給定值，PI1—PI3為比例積分調(diào)節(jié)器。

圖4 電壓裕度控制結(jié)構(gòu)Fig.4 Voltage margin control structure

暫態(tài)平滑切換過程如下：

a)正常運行過程中，uc_max≥uc_avg≥uc_min，因此Idref1和Idref2分別保持在正限幅值1.1(標幺值)和負限幅值-1.1(標幺值)。經(jīng)過Max和Min運算后輸出Ivdref=Idref2,為定直流電壓控制。

b)直流暫態(tài)故障過程中，如果實際電容電壓平均值uc_avg下降，將導(dǎo)致?lián)Q流閥直流側(cè)電壓下降，Idref2上升；而當uc_avg≤uc_min時，調(diào)節(jié)器PI1退出飽和，則輸出Ivdref=Idref1，切換為定電容電壓平均值控制。

c)直流暫態(tài)故障過程中，如果實際電容電壓平均值uc_avg上升，將導(dǎo)致?lián)Q流閥直流側(cè)電壓上升，Idref2下降；而當uc_avg≥uc_max時，PI1退出負飽和，此時Ivdref=Idref3，切換為定電容電壓平均值控制。

上述外環(huán)控制策略輸出為有功電流給定值Idref，無功電流給定值由無功功率外環(huán)輸出，與常規(guī)的VSC-HVDC變流器無功控制策略相同。電流內(nèi)環(huán)采用基于PI調(diào)節(jié)器閉環(huán)控制方法，分別控制dq軸跟蹤給定，變流器電流內(nèi)環(huán)數(shù)學(xué)模型為：

(2)

式中：Usd、Usq、Id、Iq分別為兩相旋轉(zhuǎn)坐標系dq下電網(wǎng)電壓和電流;ucd和ucq分別為兩相旋轉(zhuǎn)坐標系dq下MMC交流側(cè)電壓;t為時間變量；ω為角速度；R為變流器電流內(nèi)環(huán)電阻。

變流器電流內(nèi)環(huán)具體結(jié)構(gòu)如圖5所示。電流調(diào)節(jié)器輸出的dq軸調(diào)制信號經(jīng)坐標反變換得到三相交流調(diào)制信號uca、ucb、ucc。

圖5 VSC-HVDC變流器電流內(nèi)環(huán)控制結(jié)構(gòu)Fig.5 Current inner loop control structure of VSC-HVDC converter

對于換流閥級控制，主要采用最近電平逼近調(diào)制方法跟蹤上層控制下發(fā)的調(diào)制信號(uca、ucb、ucc)，根據(jù)橋臂電流方向進行電容電壓排序和子模塊投入、切除狀態(tài)的倒換，實現(xiàn)橋臂內(nèi)電容電壓平衡；同時基于二倍頻旋轉(zhuǎn)坐標系計算二倍頻環(huán)流抑制分量，疊加在上層控制下發(fā)的調(diào)制信號中。

2 仿真和分析

2.1 穩(wěn)態(tài)運行仿真

根據(jù)圖1所示結(jié)構(gòu)，利用PSCAD搭建仿真模型，對所采用控制方法進行驗證。仿真中整流側(cè)采用12脈波整流器，由2臺6脈波整流器串聯(lián)組成，分別經(jīng)Y/△和Y/Y變壓器與電網(wǎng)連接。網(wǎng)側(cè)交流電壓525 kV，換流閥單閥組側(cè)電壓172 kV。逆變站采用全-半橋混合拓撲的MMC，交流網(wǎng)測電壓535 kV，閥側(cè)電壓244 kV。系統(tǒng)直流側(cè)額定電壓±800 kV，額定容量8 000 MW。t=0.2 s時交流側(cè)斷路器閉合，設(shè)置t=0.8 s時系統(tǒng)解鎖，功率按給定斜率上升，在約t=1.8 s時進入穩(wěn)態(tài)。仿真結(jié)果如圖6所示,其中:圖6(a)所示為直流線路側(cè)正負極直流電壓，根據(jù)實際工程，線路設(shè)置較長，因此仿真中直流電線數(shù)值略高于額定; 直流電壓外環(huán)給定值和反饋值如圖6(b)所示，直流電壓反饋值測點為定直流電壓站直流側(cè)端口電壓，穩(wěn)態(tài)時反饋值跟蹤給定值為1(標幺值，基準值為額定值800 kV)，略低于直流線路側(cè)電壓；圖6(c)所示為正極單閥組橋臂電流；圖6(d)所示為無功功率給定和反饋值;圖6(e)和圖6(f)所示分別為dq軸電流的給定值和反饋值，穩(wěn)態(tài)時均跟蹤給定，無穩(wěn)態(tài)誤差。

圖6 滿功率穩(wěn)態(tài)運行仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results of rated power steady state operation

2.2 交流網(wǎng)側(cè)故障穿越仿真

為驗證本文所提出的電壓裕度控制性能，設(shè)置t=3 s時發(fā)生交流網(wǎng)側(cè)三相接地故障，持續(xù)時間50 ms，仿真結(jié)果如圖7所示，其中:圖7(a)所示為網(wǎng)側(cè)三相電壓波形，交流故障期間，網(wǎng)側(cè)電壓幅值幾乎為0;圖7(b)和圖7(c)所示分別為A相上橋臂(包括半橋和全橋)子模塊電壓最大值和6個橋臂電容電壓總平均值，子模塊平均電壓峰值約2.6 kV，電壓上升幅度在換流閥耐受能力范圍之內(nèi);圖7(d)所示為正極單閥組橋臂電流;圖7(e)所示為直流電壓給定值和反饋值，暫態(tài)故障期間，由于子模塊電容電壓升高，導(dǎo)致直流電壓實際值高于給定值，利用Max-Min環(huán)節(jié)，外環(huán)定直流電壓控制切換為子模塊電容電壓平均值控制，同時為避免故障恢復(fù)后直流電壓調(diào)節(jié)器深度飽和造成沖擊，故障期間以實際直流電壓經(jīng)低通濾波后作為給定值，故故障期間直流電壓〔圖7(e)中〕給定值高于額定值1.0(標幺值)，故障切除后給定值恢復(fù)為額定；圖7(f)所示為子模塊平均電壓外環(huán)給定值和反饋值，給定值上下限分別為1.1(標幺值)和0.7(標幺值)，反饋值在給定值上下限范圍之內(nèi)，表明暫態(tài)過程中，所提出控制方法能夠限制子模塊電壓平均值不會超過所設(shè)置的容許范圍。

圖7 網(wǎng)側(cè)三相交流接地故障仿真結(jié)果Fig.7 Simulation results of grid-side three-phase AC grounding fault

2.3 直流故障穿越仿真

為驗證系統(tǒng)直流故障處理能力，設(shè)置t=3 s時發(fā)生正極直流線路接地故障，持續(xù)時間120 ms，仿真結(jié)果如圖8所示，其中：圖8(a)所示為正負極直流母線電壓；圖8(b)所示為正極單個閥組橋臂電流。故障期間VSC-HVDC換流站將調(diào)制信號直流分量設(shè)置為0，傳統(tǒng)換流站快速移相，均輸出直流電壓為0，清除故障值后按照給定斜率恢復(fù)直流電壓和傳輸功率至額定。

圖8 正極直流母線接地故障仿真結(jié)果Fig.8 Simulation results of positive DC line grounding fault

3 結(jié)論

本文基于烏東德工程參數(shù)搭建混合直流輸電仿真模型，對所提出的VSC-HVDC換流閥交流電壓裕度控制方法進行仿真驗證。結(jié)果表明:故障期間直流電壓外環(huán)和子模塊電容電壓平均值外環(huán)能夠自動平滑切換，保持換流閥交、直流側(cè)功率平衡;限制子模塊電容電壓平均值在給定范圍內(nèi)波動，能夠?qū)崿F(xiàn)交流故障穿越，在長距離、大容量輸電領(lǐng)域兼顧系統(tǒng)性能和成本優(yōu)勢;具備清除直流故障能力,提高了系統(tǒng)暫態(tài)抗擾能力。