黃劍湘，韓建偉，楊濤，李少森，陳諾，孫豪

(中國南方電網(wǎng)有限責任公司超高壓輸電公司昆明局，昆明650217)

0 引言

隨著電力電子器件和控制技術(shù)的發(fā)展，常規(guī)直流(line commutated converter-high voltage direct current，LCC-HVDC)在異步聯(lián)網(wǎng)、大功率遠距離輸電、海底電纜輸電等諸多場景中有著十分廣泛的應(yīng)用[1-3]。20世紀80年代末，我國在浙江舟山投運了首個直流輸電工程。雖然我國直流輸電起步較晚，但經(jīng)過30多年的理論技術(shù)和實踐經(jīng)驗積淀，已成為全球直流大國。伴隨著直流系統(tǒng)核心設(shè)備老化、輔助設(shè)備損壞、控制保護系統(tǒng)落后和接地裝置腐蝕嚴重等問題的不斷凸顯，最早一批投運的直流工程正面臨設(shè)備改造、技術(shù)革新、系統(tǒng)優(yōu)化等問題，以保證這些直流系統(tǒng)的長期穩(wěn)定運行[4]。

近年來，采用電壓源型換流器的柔性直流輸電(voltage source converter-high voltage direct current，VSC-HVDC)因具備有功無功功率解耦控制、無需消耗無功功率、無換相失敗問題等優(yōu)勢而備受關(guān)注[5]。然而，柔性直流存在換流器造價昂貴、電壓等級低、輸電容量小等缺點。因此，有學者提出了混合直流輸電系統(tǒng)[6]，混合直流輸電系統(tǒng)結(jié)合常規(guī)換流器和柔性換流器的技術(shù)特點，通過取長補短形成了一種新型直流輸電拓撲結(jié)構(gòu)?；谶@種拓撲改造思路，將現(xiàn)有常規(guī)直流輸電工程的受端換流站升級改造為柔性直流換流站，能夠在節(jié)省造價、減少損耗的同時，解決換相失敗困擾和提升系統(tǒng)靈活性[7]。

目前，針對常規(guī)直流改造為混合直流輸電系統(tǒng)的研究，文獻[8]從混合直流輸電系統(tǒng)的主回路拓撲、換流器拓撲、控制保護技術(shù)等方面進行了歸納總結(jié)，并指出混合直流的技術(shù)難點和未來前景。文獻[9-11]針對直流系統(tǒng)的直流故障自清除問題，提出了受端柔性化改造的混合直流技術(shù)方案。文獻[12-14]分別基于直流電網(wǎng)、多端直流、新能源的應(yīng)用場景，提出了多換流器混合連接的結(jié)構(gòu)方式及控制策略。文獻[15]研究了串聯(lián)型混合直流輸電系統(tǒng)，根據(jù)常規(guī)換流器和柔性換流器主設(shè)備參數(shù)間的耦合關(guān)系，提出了柔性直流主設(shè)備參數(shù)的非線性規(guī)劃計算方法，并建立了受端LCC和VSC換流站各自承擔400 kV電壓(即LCC和VSC換流站的額定電壓配比為1:1)的電磁暫態(tài)模型。文獻[16]設(shè)計了受端由1個LCC與3個并聯(lián)MMC(模塊化多電平換流器)串聯(lián)形成的特高壓混合級聯(lián)系統(tǒng)，通過分析多個并聯(lián)MMC站間不平衡電流的產(chǎn)生機理，提出了一種基于電流不平衡量的功率補償均衡控制策略。文獻[17]提出將多個并聯(lián)VSC通過直流聯(lián)絡(luò)線串聯(lián)接入雙極LCC系統(tǒng)的混合直流輸電系統(tǒng)，系統(tǒng)中LCC與VSC的電壓比例為500 kV:300 kV， 但對于該電壓比例的選擇依據(jù)并未充分說明。基于上述分析，本文借鑒白鶴灘—江蘇特高壓直流工程的混合級聯(lián)多端思想[18]，構(gòu)建受端串聯(lián)型特高壓混合直流輸電系統(tǒng)，突破傳統(tǒng)高、低端換流器1:1的電壓比例限制，通過優(yōu)化VSC換流站容量，確保經(jīng)濟性的同時維持系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。因此，定量分析系統(tǒng)受端LCC和VSC換流器的電壓比例是本文的研究重點。

本文針對特高壓混合直流輸電系統(tǒng)中兩種換流器串聯(lián)時的電壓比例問題，提出了一種基于受端換流站無功配置的高低端換流器電壓分配策略。該策略采用VSC換流站和交流濾波器共同提供無功支撐的方案，通過建立VSC換流站額定容量和LCC額定功率的函數(shù)關(guān)系式，并結(jié)合交流濾波器配置容量和系統(tǒng)參數(shù)，推算出特高壓混合直流輸電系統(tǒng)中受端VSC換流器的最佳額定容量值，進而確定LCC和VSC換流器的電壓配置結(jié)果；接著，在PSCAD軟件中構(gòu)建特高壓混合直流輸電系統(tǒng)和常規(guī)特高壓站直流輸電系統(tǒng)的電磁暫態(tài)模型。最后，通過穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)兩種場景仿真驗證了該系統(tǒng)及其電壓分配策略的有效性。

1 特高壓高壓直流輸電工程柔性化改造

1.1 受端串聯(lián)型混合直流輸電系統(tǒng)拓撲

目前國內(nèi)投入運行的常規(guī)直流工程多采用雙極大地回線方式[19]，逆變側(cè)柔性化改造后的拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示。其中，送端LCC采用雙12脈動換流器，受端MMC的正負極分別通過直流母線引出直流聯(lián)絡(luò)線，連接到逆變側(cè)LCC低壓出線端和原接地極，通過串聯(lián)形式即可實現(xiàn)受端換流器的柔性化改造。

圖1 受端串聯(lián)型混合直流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structure scheme of receiving-end series hybrid HVDC system

1.2 運行原理與數(shù)學模型

根據(jù)電路原理，設(shè)直流線路的等效電阻為R，則正極直流電壓關(guān)系為：

Ur=ULCCi+UVSC+RId

(1)

式中：直流電流Id由送端LCC換流器的定電流方式?jīng)Q定；Ur為送端直流電壓；受端LCC和VSC換流器的直流電壓ULCCi和UVSC分別由各自的電壓控制器決定，考慮線路壓降后，送端電壓即由ULCCi和UVSC的大小決定。

在穩(wěn)態(tài)運行中，如果受端的直流電壓指令保持不變，那么受端直流電壓Udi基本保持恒定，受端各換流器的有功功率保持穩(wěn)定；如果受端的直流電壓指令發(fā)生變化，同時受端LCC的直流電壓保持不變，那么直流輸送功率的變化部分由VSC進行支撐或下調(diào)。

記Udi的變化量為ΔUdc，受端VSC接收的直流功率變化量ΔPVSC為：

ΔPVSC= ΔUdc·Id

(2)

送端LCC的直流功率變化量ΔPLCCi為：

ΔPLCCi=ΔPVSC= ΔUdc·Id

(3)

由此可知，該拓撲能夠保證系統(tǒng)快速響應(yīng)直流電壓指令，充分發(fā)揮VSC換流器功率調(diào)節(jié)靈活、對電網(wǎng)沖擊小的優(yōu)點，通過VSC換流站即可獲得功率/電壓調(diào)節(jié)支撐，避免LCC換流器觸發(fā)角頻繁調(diào)節(jié)而造成的功率/電壓沖擊，有利于維持受端系統(tǒng)的穩(wěn)定。

2 基于受端換流站無功配置的高低端換流器電壓分配策略

2.1 受端換流站無功功率需求計算

直流系統(tǒng)LCC換流站的無功功率消耗量通?？紤]系統(tǒng)的換相電抗和運行工況[20]，單個受端LCC換流站的有功功率、無功需求可根據(jù)式(4)—(7)計算。

(4)

(5)

(6)

(7)

式中：PLCCi和QLCCi分別為受端單個LCC換流站的有功功率和無功功率；C為換流變壓器參數(shù)；Ui為受端交流系統(tǒng)的母線電壓；μ為換相角；γ為受端換流器的熄弧角；Xc為每相換相電抗；Id為整個系統(tǒng)的直流電流；Udi為受端系統(tǒng)的直流電壓；Udio為理想空載電壓。

2.2 交流濾波器配置方案

常規(guī)直流系統(tǒng)的交流濾波器主要考慮以下6個因素：1)諧波限制水平；2)交流系統(tǒng)強弱；3)濾波器容量；4)外部環(huán)境條件；5)系統(tǒng)控制方式；6)直流輸電工程可靠性及設(shè)備可用率要求等。

一般而言，交流濾波器包括調(diào)諧濾波器和阻尼濾波器兩種。調(diào)諧濾波器包括單調(diào)諧、雙調(diào)諧和三調(diào)諧濾波器；阻尼濾波器包括單調(diào)諧、雙調(diào)諧和三調(diào)諧阻尼濾波器。目前工程多采用阻尼濾波器，圖2即為3種濾波器的電路圖。

圖2 典型交流濾波器電路圖Fig.2 Circuit diagram of typical AC filters

根據(jù)文獻[21]的優(yōu)化分析結(jié)果，向家壩—上海直流工程的受端換流站采用交流濾波器的型式為11/13雙調(diào)諧高通型濾波器、3/24/36三調(diào)諧高通型濾波器和并聯(lián)電容器(SC)的組合濾波方案，受端需配置上述3種濾波器以滿足諧波抑制和無功補償?shù)男枨蟆?/p>

為充分挖掘VSC換流器的無功支撐能力，本文考慮交流濾波器和VSC共同提供無功的方案。對于受端單極系統(tǒng)，交流濾波器設(shè)置雙調(diào)諧、三調(diào)諧、SC的組數(shù)均為1組，即滿足基本的諧波抑制要求和補償部分LCC換流器的無功功率需求，而LCC換流器剩余的無功功率需求則由VSC換流器來滿足。本文所研究的混合直流系統(tǒng)參照向家壩—上海工程，故受端交流母線的額定電壓設(shè)為500 kV。

忽略電阻的影響，設(shè)濾波器所要抑止的諧波次數(shù)為Ni，母線基波電壓為Ufi，流過濾波器的基波電流為Ifi，濾波器電容為Cfi、電感為Lfi，則單調(diào)諧濾波器輸出的無功功率Qfi如式(8)所示[22]。

(8)

式中ω為角頻率。

由此可知，濾波器輸出的無功功率與所連交流系統(tǒng)母線電壓的平方成正比。以單極系統(tǒng)為例，每組容量為260 Mvar，設(shè)置的3組濾波器輸出無功功率Qf為：

Qf=260×3=780 Mvar

(9)

2.3 高低端換流器電壓分配策略

考慮到柔性化改造的投資成本，需要在受端串聯(lián)的LCC和VSC換流器之間尋找一個適合的電壓比例。確定電壓比例的關(guān)鍵要素是優(yōu)化系統(tǒng)總費用，作為換流站的核心設(shè)備，VSC換流器價格明顯高于LCC換流器，需要將VSC額定容量作為柔性化改造工程成本控制的主要目標。因此，本文從VSC換流器額定容量入手，建立了VSC換流器容量關(guān)于LCC換流器額定功率的函數(shù)。根據(jù)高壓直流輸電送端系統(tǒng)的額定功率(Porder)、受端換流站總功率(Porderi)和逆變側(cè)LCC換流器的額定功率(PLCCi)，可得到VSC換流器的額定功率PVSC為：

(10)

VSC換流器所需產(chǎn)生的無功功率QVSC為：

QVSC=k·PLCCi-Qf

(11)

式中k為LCC變換器的無功功率需求與受端換流站總功率的比例，并且這部分無功功率需求應(yīng)由交流濾波器和VSC共同滿足。

基于上述分析，VSC換流器的額定容量為：

(12)

根據(jù)文獻[23]，將式(10)—(11)代入式(12)，則：

(13)

為獲得最佳的高低換流器電壓配比，需要對價格相對昂貴的VSC換流器進行成本最小化處理，故可通過將VSC額定容量對LCC額定功率的導數(shù)設(shè)為零，進而計算出VSC的最佳容量，即有：

(14)

進一步可得LCC的最優(yōu)額定功率PLCCi(opt)為：

(15)

因此，MMC的最優(yōu)額定功率PVSC(opt)為：

(16)

根據(jù)該結(jié)果，能夠確定合適的LCC和VSC額定功率比例。雖然LCC吸收的無功功率均可由VSC提供，但為了吸收LCC所產(chǎn)生的諧波，仍需設(shè)置濾波器(Qf≠0)。在額定工況時，送端LCC換流站所需的無功功率約為直流功率的30%～50%，受端LCC換流器約為40%～60%。由式(11)算得k=56%，按照最大無功功率需求設(shè)定k=60%。根據(jù)上文算得的Qf值，并設(shè)單極系統(tǒng)的額定功率Porder=3 200 MW。考慮線路壓差，取直流線路的等效電阻R為10.0 Ω，可求得受端換流站總功率Porderi=3 040 MW，代入式(15)—(16)，可確定高低端換流器LCC和VSC的額定功率分別為2 579.4 MW和460.6 MW。由于送端換流器整體的直流電壓Uref為800 kV，額定直流電流為4 kA，可得高低端換流器電壓ULCCiref和UVSCref分別如式(17)—(18)所示。

(17)

(18)

3 受端串聯(lián)型系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制

送端LCC的控制目標是系統(tǒng)直流電流，采用定直流電流控制，并配置最小觸發(fā)角限制(5 °)和低壓限流控制(VDCOL)，控制邏輯如圖3所示。系統(tǒng)采集直流電壓Ud和直流電流Id，Ud經(jīng)過低壓限流環(huán)節(jié)后直流電流的參考值Idref進行比較，其中較小的電流值將作為送端換流器的實際指令，該指令與Id產(chǎn)生的偏差值通過PI調(diào)節(jié)器后，再與π作差便可得到送端的觸發(fā)延遲角αr。

圖3 送端LCC定電流控制框圖Fig.3 Block diagram of constant current control of sending-end LCC

受端LCC的控制目標是直流電壓，采用定直流電壓控制和定γ角控制方式，具體控制邏輯如圖4所示。受端LCC實際電壓值ULCCi與電壓指令ULCCiref作差后得到偏差值，該偏差值與超前熄弧角γ二者取較大值，然后通過PI調(diào)節(jié)器產(chǎn)生逆變器的觸發(fā)超前角β。根據(jù)β與α的關(guān)系，即可得到的延遲觸發(fā)角αi。

圖4 受端LCC定電壓控制框圖Fig.4 Block diagram of constant voltage control of receiving-end LCC

逆變側(cè)VSC有兩個控制目標，采用定直流電壓和定無功功率控制，控制邏輯圖如圖5所示。采用內(nèi)外環(huán)控制方式，外環(huán)控制器將VSC的實際值UVSC與直流電壓指令UVSCref作差后經(jīng)過PI環(huán)節(jié)，通過計算得到內(nèi)環(huán)控制器的d軸電流參考值，進而控制直流電壓；同理，內(nèi)環(huán)控制器的q軸分量也由外環(huán)提供，但其用來控制無功變量。

圖5 受端VSC定電壓控制框圖Fig.5 Block diagram of constant voltage control of receiving-end VSC

基于上述分析，建立整個串聯(lián)型混合直流輸電系統(tǒng)的控制框圖如圖6所示。送端的LCC控制系統(tǒng)的直流電流，受端的LCC和MMC共同控制系統(tǒng)的直流電壓。其中，LCC和MMC的額定電壓ULCCiref和UVSCref由高低端換流器功率分配控制器給定。

圖6 整個系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制框圖Fig.6 Coordination control diagram of the total system

4 仿真與分析

基于±800 kV向家壩-上海特高壓直流輸電工程，本文考慮常規(guī)換流器和柔性換流器在電壓等級和傳輸容量上的不匹配，額定直流功率設(shè)置為6 400 MW，額定電壓為±800 kV，故額定電流為4 kA。由于雙極系統(tǒng)對稱運行，故以單極系統(tǒng)為對象建立電磁暫態(tài)模型，場景包括穩(wěn)態(tài)運行和故障運行兩種情況。特高壓混合直流輸電系統(tǒng)主要參數(shù)的具體設(shè)置如表1所示。

表1 串聯(lián)型特高壓混合直流輸電系統(tǒng)的主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of series hybrid UHVDC system

4.1 穩(wěn)態(tài)響應(yīng)特性

為便于PSCAD電磁暫態(tài)模型搭建，換流站所連交流系統(tǒng)均采用等值模型，通過恒壓源表示交流電網(wǎng)，等值阻抗反應(yīng)交流系統(tǒng)的強弱程度?？刂撇呗匀缜拔乃觯O(shè)置穩(wěn)態(tài)仿真時間5 s。系統(tǒng)輸送功率、直流電壓、直流電流的仿真波形如圖7所示。

圖7 系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)響應(yīng)特性Fig.7 Steady-state response characteristics of the system

由圖7(a)—(b)可知，考慮線路壓差后，特高壓混合直流系統(tǒng)的送端和受端直流電壓分別為800 kV和760 kV，直流電流穩(wěn)態(tài)時維持在4 kA，極1和極2對稱運行，均符合系統(tǒng)指令的運行要求。圖7(c)—(d)表明系統(tǒng)按照本文的高低端換流器電壓分配策略對LCC和VSC進行電壓分配，其直流電壓分別為644.85 kV和115.15 kV。根據(jù)圖7(e)，送端LCC換流器的觸發(fā)角約在1.32 s時達到穩(wěn)定，維持在18.59 °；受端LCC換流器的關(guān)斷角約在1.55 s達到穩(wěn)定，維持在15.42 °。由圖7(f) —(g)可知，受端換流站總功率為3 040 MW，VSC換流器提供的無功補償量為767.64 Mvar，配合780 Mvar的交流濾波器，能夠保證受端LCC換流器的無功需求。由此可知，特高壓混合直流系統(tǒng)的各個參數(shù)量均能達到設(shè)定值下的穩(wěn)定狀態(tài)，仿真結(jié)果驗證了所提受端換流器電壓分配策略及協(xié)調(diào)控制的穩(wěn)態(tài)特性。

4.2 暫態(tài)響應(yīng)特性

為驗證該系統(tǒng)應(yīng)對交流系統(tǒng)故障的恢復(fù)能力，分別設(shè)置受端交流系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障和三相短路故障，并給出電磁暫態(tài)仿真結(jié)果。

4.2.1 受端交流系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障

設(shè)置受端的交流系統(tǒng)于2 s時發(fā)生單相接地故障，交流母線電壓下降至432.8 kV，故障持續(xù)0.05 s，并對比常規(guī)特高壓直流輸電系統(tǒng)的運行特性，仿真波形如圖8所示。

圖8(a)—(b)為特高壓混合直流輸電系統(tǒng)的仿真模擬結(jié)果，而圖8(c)—(f)為特高壓混合直流輸電系統(tǒng)與常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)的對比圖。當受端交流系統(tǒng)在2 s時發(fā)生單相接地故障時，交流電壓下降到438.8 kV，特高壓混合直流輸電系統(tǒng)的直流電壓也隨之下降。如圖8(c)—(d)所示，常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)的直流電壓跌至0，直流電流出現(xiàn)短時的突增后開始下跌，約0.32 s后系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定；相比于常規(guī)特高壓直流的直流電壓跌至0的情況，特高壓混合直流輸電系統(tǒng)的直流電壓僅跌至638.4 kV，直流電流恢復(fù)更快，因而其抗擾動能力更強。圖8(e)—(f)展示了特高壓混合直流輸電系統(tǒng)與常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)的觸發(fā)角、關(guān)斷角曲線，前者觸發(fā)角的抬升幅度小于后者，后者的關(guān)斷角在單相接地故障期間跌至零，并且圖8(c)中直流電壓跌至0，因而判定常規(guī)特高壓直流發(fā)生換相失敗，而特高壓混合直流輸電系統(tǒng)并未出現(xiàn)晶閘管換相失敗的情況。因此，受端換流站在LCC與MMC串聯(lián)的情況下，系統(tǒng)的換相失敗抵御能力得到有效提升。

圖8 受端交流系統(tǒng)單相接地故障時的暫態(tài)特性Fig.8 Transient characteristics of receiving-end AC system with single phase to ground fault

4.2.2 受端交流系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障

設(shè)置受端的交流系統(tǒng)于2 s時發(fā)生三相短路故障，交流母線電壓下降約20%，故障持續(xù)0.05 s，并對比常規(guī)特高壓直流輸電系統(tǒng)的運行特性，仿真波形如圖9所示。

圖9 受端交流系統(tǒng)三相短路故障時的暫態(tài)特性Fig.9 Transient characteristics of receiving-end AC system with three-phase short circuit fault

圖9分別給出了特高壓混合直流和常規(guī)特高壓直流模型在受端電網(wǎng)發(fā)生三相短路故障時的暫態(tài)響應(yīng)特性。根據(jù)圖9(a)，受端交流母線電壓由原先的500 kV降至398 kV(約80%)，交流電壓約在3.25 s時恢復(fù)正常。由圖9(b)可知，受端LCC換流器最多跌至482.75 kV，而VSC換流器則因具備較好的電壓支撐能力，其兩端的直流電壓不減反增，最高達到127.1 kV，一定程度上減少了直流系統(tǒng)整體直流電壓的跌落幅度，對系統(tǒng)直流電壓起到了支撐作用。

如圖9(c)—(d)所示，故障發(fā)生時，兩個系統(tǒng)的直流電壓和直流電流均發(fā)生迅速跌落，特高壓混合直流系統(tǒng)的直流電壓下跌程度較小，約為609.85 kV，而常規(guī)特高壓直流則跌至零以下。兩個系統(tǒng)的直流電流均有短時的小幅度上升，但隨后便發(fā)生跌落。根據(jù)圖9(e)—(f)，兩個系統(tǒng)的觸發(fā)角在故障期間均有較大幅度的增加，常規(guī)特高壓直流的觸發(fā)角下降至0，說明其發(fā)生了換相失敗。常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)在換相失敗期間，由于關(guān)斷角下降到0，受端LCC換流器由定電壓控制轉(zhuǎn)為定關(guān)斷角控制，以此來限制系統(tǒng)的直流電流。在送端定電流控制與受端定關(guān)斷角控制的配合作用下，直流電壓和直流電流逐漸上升，關(guān)斷角也隨之上升，系統(tǒng)結(jié)束換相失敗。由于特高壓混合直流系統(tǒng)低端VSC換流器的快速電壓支撐能力，高端LCC換流器的關(guān)斷角在故障期間僅下降至12.76 °，系統(tǒng)未發(fā)生換相失敗，一定程度上提升了LCC換相失敗抵御能力。因此，本文所建立的特高壓混合直流輸電系統(tǒng)具備換相失敗抑制能力，電壓分配策略通過優(yōu)化VSC換流器的額定容量，在滿足受端LCC無功需求的同時，還保留了一定量的有功裕度，保證了直流系統(tǒng)的故障穿越能力。

5 結(jié)語

本文針對特高壓混合直流輸電系統(tǒng)中串聯(lián)換流器的額定電壓比例問題，提出了一種基于受端無功配置的高低端換流器電壓分配策略，主要結(jié)論如下。

對常規(guī)特高壓直流系統(tǒng)進行低端換流器柔性化改造，使其形成受端LCC和VSC串聯(lián)型式的特高壓混合直流拓撲，相比于受端全部柔性化改造方案，節(jié)約工程造價的同時也能解決常規(guī)直流換相失敗困擾。

基于受端無功配置的高低端換流器電壓分配策略綜合考慮了VSC換流站和交流濾波器共同提供系統(tǒng)無功支撐的方案，通過建立VSC額定容量與LCC額定功率的函數(shù)關(guān)系式，優(yōu)化獲得LCC和VSC換流器的電壓分配結(jié)果。當受端交流系統(tǒng)發(fā)生故障時，VSC換流器能夠在LCC換流器無功需求減少的同時降低其無功輸出，騰出一定的有功輸出空間。同時，VSC能夠靈活提升自身的直流電壓水平以緩解系統(tǒng)直流電壓的整體下跌幅度，從而保證系統(tǒng)直流電壓的穩(wěn)定。