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    LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)湓诖笠?guī)模純新能源發(fā)電基地送出中的應(yīng)用研究

    2022-06-21 06:00:38徐政張哲任徐文哲
    電力電容器與無功補(bǔ)償 2022年3期
    關(guān)鍵詞:受端換流站直流

    徐政,張哲任,徐文哲

    (浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院,杭州 310027)

    0 引言

    根據(jù)中華人民共和國國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展第十四個(gè)五年規(guī)劃和2035 年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要[1],“十四五”期間將重點(diǎn)建設(shè)金沙江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼等清潔能源基地。這些清潔能源基地主要分布在“三北”地區(qū)和西南地區(qū),需要大規(guī)模輸電到中東部地區(qū),輸電距離在1 000~3 500 km 之間。為完成上述輸電任務(wù),采用特高壓直流輸電技術(shù)幾乎是唯一可行的技術(shù)手段[2]。但基于電網(wǎng)換相換流器(line commutated converter,LCC)的常規(guī)直流輸電技術(shù)在輸送純新能源(只有風(fēng)電和光伏)電力時(shí)存在技術(shù)障礙,短期內(nèi)難以克服;因而必須采用具有輸送純新能源能力的柔性直流輸電技術(shù),特別是基于模塊化多電平換流器(modular multilevel converter,MMC)的柔性直流輸電技術(shù)[3-4]。本文將討論直流輸電應(yīng)用于輸送純新能源時(shí)的技術(shù)要求,并針對一種有望應(yīng)用于大規(guī)模純新能源送出的直流輸電拓?fù)洌碙CC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)鋄5],進(jìn)行具體研究。

    1 直流輸電應(yīng)用于輸送純新能源時(shí)的技術(shù)要求

    1.1 跟網(wǎng)型與構(gòu)網(wǎng)型新能源基地的不同特性

    純新能源發(fā)電基地與水電基地或火電基地的根本不同是電源特性不同。水電基地或火電基地采用的是同步發(fā)電機(jī)電源,天然具有構(gòu)網(wǎng)能力和同步運(yùn)行能力;而目前主流的風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電采用的是跟網(wǎng)型非同步機(jī)電源[6-7],其必須接入到有源電網(wǎng)才能運(yùn)行,而且這個(gè)有源電網(wǎng)還必須有相當(dāng)?shù)膹?qiáng)度。電網(wǎng)強(qiáng)度以往是針對同步發(fā)電機(jī)占主導(dǎo)的電網(wǎng)來定義的,用短路比來表示,其等于場站接入點(diǎn)的電網(wǎng)三相短路容量與場站本身容量之比[8],對于跟網(wǎng)型的風(fēng)電場或光伏電站,一般認(rèn)為短路比大于2 時(shí)可以穩(wěn)定運(yùn)行[9];而如果電網(wǎng)中的同步發(fā)電機(jī)在電源中不占主導(dǎo)地位,即電網(wǎng)中包含大量非同步機(jī)電源時(shí),那么短路比本身如何定義將是一個(gè)問題,而電網(wǎng)強(qiáng)度用什么指標(biāo)來表示則是一個(gè)有待解決的問題。

    未來風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電有可能采用構(gòu)網(wǎng)型控制,從而具有構(gòu)網(wǎng)能力,即可以接入有源電網(wǎng)或無源電網(wǎng)[10-12]。對于構(gòu)網(wǎng)型的風(fēng)電場或光伏電站的送出問題,理論上采用常規(guī)直流輸電技術(shù)是可行的。然而,至少到目前為止,世界范圍內(nèi)構(gòu)網(wǎng)型的風(fēng)電場或光伏電站還很少,缺乏實(shí)際工程運(yùn)行經(jīng)驗(yàn),我國在“十四五”期間投運(yùn)的風(fēng)電場或光伏電站仍然以跟網(wǎng)型為主。因此后文將在假定風(fēng)電場或光伏電站為跟網(wǎng)型的前提下討論純新能源基地的直流輸電送出問題。

    1.2 直流輸電應(yīng)用于輸送純新能源時(shí)必須考慮的技術(shù)因素

    當(dāng)直流輸電應(yīng)用于純新能源基地的電力送出時(shí),送端電網(wǎng)為跟網(wǎng)型的新能源基地,其需要較強(qiáng)的支撐電源才能穩(wěn)定運(yùn)行。因此,直流輸電的送端換流站必須為送端新能源基地提供支撐電源。顯然,電網(wǎng)換相換流器LCC 不可能為送端電網(wǎng)提供支撐電源,因?yàn)長CC 本身必須接入有源電網(wǎng)才能運(yùn)行[13],更遑論為送端新能源基地提供支撐電源了。這樣純粹采用LCC 作為送端換流器是不可行的,可行的辦法是在送端換流站采用具有構(gòu)網(wǎng)能力的MMC,并由MMC 為送端新能源基地提供支撐電源。

    當(dāng)基于MMC 的直流輸電技術(shù)應(yīng)用于遠(yuǎn)距離大容量輸電時(shí),首先考慮的問題是如何解決架空直流輸電線路的故障清除問題。宏觀上看,清除直流線路故障的途徑只有兩種[9];一種是采用直流斷路器[14-15],另一種是采用具有故障自清除能力的換流器[16-17]。而對于特高壓等級的點(diǎn)對點(diǎn)直流輸電系統(tǒng)或端數(shù)較少的直流輸電系統(tǒng),采用具有故障自清除能力的換流器是目前工程界認(rèn)可程度更高的技術(shù)途徑[9]。按照這個(gè)思路,基于半橋子模塊型的MMC 因無故障自清除能力,不能獨(dú)立成為直流輸電系統(tǒng)的一端換流器。以往,已提出了多種具有直流線路故障自清除能力的直流輸電拓?fù)?,典型的有烏東德特高壓直流輸電工程已采用的全橋-半橋混合型MMC(FHMMC)[18-19],白鶴灘特高壓直流輸電工程已采用的送端LCC 受端LCC-MMC 級聯(lián)換流器拓?fù)鋄5,9,20]。

    在考慮了具有直流線路故障自清除能力、能夠向送端交流電網(wǎng)提供支撐電壓以及受端交流電網(wǎng)故障時(shí)不產(chǎn)生嚴(yán)重的換相失敗影響3 個(gè)因素后,以往研究過的LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)鋄5]具有潛在的應(yīng)用價(jià)值。LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)湟妶D1,該拓?fù)涫欠裾婺軕?yīng)用于大規(guī)模純新能源發(fā)電基地送出,必須對如下幾個(gè)問題進(jìn)行仔細(xì)考察:1)對送端純新能源發(fā)電基地的電壓支撐能力,需要同時(shí)考察正常運(yùn)行工況及送端交流電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)的故障穿越問題;2)受端交流電網(wǎng)故障時(shí)導(dǎo)致LCC 換相失敗及受端MMC 輸出功率受阻時(shí)的受端故障穿越問題;3)直流線路故障時(shí)的自清除能力,需要考察送端LCC 強(qiáng)制移相控制對送端MMC 過電壓的影響;4)考察LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)淙绾螌?shí)現(xiàn)送端純新能源發(fā)電基地的啟動。

    圖1 純新能源發(fā)電基地經(jīng)LCC-MMC串聯(lián)混合型直流輸電送出系統(tǒng)拓?fù)銯ig.1 Pure sustainable energy base integration scheme by LCC-MMC series hybrid HVDC

    為了對上述4 個(gè)方面的問題進(jìn)行研究,本文采用典型案例的研究方法。為此,先構(gòu)造一個(gè)典型測試系統(tǒng)。該系統(tǒng)為±800 kV、5 000 MW 的雙極系統(tǒng);每極由1 個(gè)LCC 和1 個(gè)MMC 串聯(lián)構(gòu)成,如圖1 所示;LCC 為1 個(gè)12 脈動閥組,額定電壓400 kV,額定容量1 250 MW;MMC 的額定電壓為400 kV,額定容量1 250 MW;直流線路長度2 000 km;該LCC-MMC串聯(lián)混合型直流輸電系統(tǒng)的詳細(xì)參數(shù)見表1。送端新能源基地額定電壓為500 kV,采用3 個(gè)跟網(wǎng)型電壓源換流器(VSC)來集總表示所有的風(fēng)電和光伏發(fā)電場站,見圖2。為了與風(fēng)電和光伏所采用的跟網(wǎng)型控制策略相一致,圖2 中3 個(gè)VSC 采用定直流側(cè)電壓控制,其輸出功率大小決定于直流側(cè)電流源的大小。設(shè)定每個(gè)跟網(wǎng)型VSC 交流側(cè)額定電壓為500 kV,額定容量為2 000 MW,并通過2 回500 kV線路接入到送端換流站交流母線;3 個(gè)跟網(wǎng)型VSC與送端換流站的距離分別設(shè)定為50 km、100 km 和150 km。送端新能源基地完整電氣接線如圖2 所示,交流線路單位長度參數(shù)見表1。受端交流電網(wǎng)用戴維南等值電路表示,受端換流站交流母線的短路比取6。

    表1 系統(tǒng)參數(shù)Tab.A1 System parameters

    圖2 送端新能源基地的電氣接線示意圖Fig.2 Schematic diagram of pure sustainable energy base at sending end

    2 LCC-MMC串聯(lián)混合型直流輸電系統(tǒng)基本控制策略

    送端換流站需要為送端新能源基地提供支撐電源,因此送端MMC 需要一直采用V/f 控制策略。送端新能源基地發(fā)出的所有功率將通過送端換流站送出,送端換流站相當(dāng)于功率平衡站,不具備直流功率(直流電流)主動控制能力。直流送出系統(tǒng)的直流電壓需要由受端換流站進(jìn)行控制,正常狀態(tài)下受端MMC 和受端LCC 都需要采用定直流電壓控制策略。

    送端LCC 采用定直流電流控制策略對整個(gè)直流送出系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行有利。但由于送端換流站實(shí)際上擔(dān)負(fù)著整個(gè)送端交流電網(wǎng)功率平衡站的職能;而送端交流電網(wǎng)是新能源發(fā)電基地,其發(fā)出的功率大小是不確定的,這樣LCC 定直流電流控制的直流電流指令值必然是隨送端新能源基地發(fā)出的功率大小而變化的,如何確定這個(gè)直流電流指令值就成為送端LCC 采用定直流電流控制的關(guān)鍵問題。

    對此問題,本文的解決思路如下:如果送端LCC采用定直流電流控制,那么送端LCC 本身已不能履行功率平衡換流器的職能;這樣送端MMC 是唯一履行送端交流電網(wǎng)功率平衡職能的換流器。當(dāng)送端交流電網(wǎng)發(fā)出的功率增大時(shí),由于送端換流站是按定直流電流控制的,送端MMC 必然以升高直流電壓來平衡送端交流電網(wǎng)多發(fā)的有功功率;同理,當(dāng)送端交流電網(wǎng)發(fā)出功率降低時(shí),送端MMC必然以降低直流電壓來平衡送端交流電網(wǎng)少發(fā)的有功功率。因而送端MMC 的直流側(cè)電壓就是送端換流站功率是否平衡的標(biāo)志,當(dāng)送端MMC 直流側(cè)電壓超出其額定值時(shí),表示送端換流站內(nèi)功率有盈余,需要提升直流電流指令值以加速功率送出;而當(dāng)送端MMC 直流側(cè)電壓低于其額定值時(shí),表示送端換流站內(nèi)功率有欠缺,需要降低直流電流指令值以減小送出的功率。送端和受端LCC 控制框見圖3。

    圖3 送端和受端LCC控制器框圖Fig.3 Block diagram of LCC controllers

    按照上述思路,本文設(shè)計(jì)的直流電流指令值控制策略如圖3(a)所示,送端MMC 的直流電壓與其指令值作差,經(jīng)PI 控制器得到送端LCC 的直流電流指令值。若送端MMC 的直流電壓超過其指令值,在控制器作用下LCC 將提高送端直流電流,從而提升MMC 送出的直流功率;根據(jù)能量守恒原理,當(dāng)MMC 直流功率超過其交流側(cè)有功功率時(shí),子模塊電容將提供這部分功率缺額,會導(dǎo)致MMC 直流電壓下降,從而達(dá)到維持送端MMC 直流電壓在其指令值的目的。

    在確定了送端LCC 定直流電流控制的指令值后,其定直流電流控制本身采用常規(guī)策略,控制框圖如圖3(b)所示。

    送端MMC 需要為送端交流電網(wǎng)提供支撐電源,因此必須采用構(gòu)網(wǎng)型控制,本文采用定換流站交流母線電壓幅值和頻率控制,即V/f 控制。V/f 控制通過雙環(huán)控制實(shí)現(xiàn),具體結(jié)構(gòu)參見文獻(xiàn)[9]。

    如前所述,受端換流站接入受端交流電網(wǎng),且認(rèn)為受端交流電網(wǎng)為強(qiáng)電網(wǎng);而整個(gè)直流送出系統(tǒng)的直流側(cè)電壓控制職能由受端換流站來履行,即受端MMC 和受端LCC 都采用定直流電壓控制策略。由于受端交流電網(wǎng)為強(qiáng)電網(wǎng),因此受端換流站采用跟網(wǎng)型控制。跟網(wǎng)型MMC 的定直流電壓控制策略為常規(guī)策略,具體結(jié)構(gòu)參見文獻(xiàn)[9]。受端LCC 采用定直流電壓控制策略,同時(shí)為了降低暫態(tài)過程中受端LCC 換相失敗的風(fēng)險(xiǎn),受端LCC 還需具備后備定關(guān)斷角控制功能,這樣完整的受端LCC 控制器框圖如圖3(c)所示。

    此外,為了解決各種故障下MMC 直流過電壓問題,需要在送端換流站裝設(shè)交流耗能裝置。交流耗能裝置的輸入為送端MMC 和受端MMC 的直流電壓測量值。考慮到送受端之間的輸電距離,受端MMC 直流電壓需要經(jīng)過20 ms 的延時(shí)才能作為交流耗能裝置的輸入信號。交流耗能裝置的基本參數(shù)如表1 所示。

    3 對送端新能源基地的電壓支撐能力及送端交流電網(wǎng)故障時(shí)的穿越能力

    3.1 送端純新能源基地功率突變時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)定性仿真分析

    假設(shè)系統(tǒng)已進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài),并且3 個(gè)等效新能源單元的出力均為1 600 MW。在2 s 時(shí)刻,改變新能源單元1 的有功指令至1 000 MW。直流系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)特性見圖4。

    圖4 送端功率突變的仿真結(jié)果Fig.4 Simulation results of active power step change

    根據(jù)仿真結(jié)果可以發(fā)現(xiàn),直流系統(tǒng)采用所提出的控制策略之后,送端功率突變情況下直流系統(tǒng)可以平穩(wěn)過渡到新的運(yùn)行狀態(tài),整個(gè)過程在0.4 s 內(nèi)可以基本完成。在功率階躍過程中,送端PCC 交流電壓幾乎沒有變化,說明電壓支撐能力很強(qiáng)。

    3.2 送端純新能源基地交流電網(wǎng)故障時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)定性仿真分析

    對送端換流站PCC 施加單相金屬性交流故障。故障在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行至2.0 s 時(shí)施加,持續(xù)0.1 s 后清除。送端換流站交流故障的仿真結(jié)果見圖5。

    從圖5 中可以看出,在送端PCC 單相金屬性短路會導(dǎo)致送端換流站(主要是LCC)直流電壓下降;于此同時(shí),受端換流站LCC 將從定直流電壓控制切換為后備定熄弧角控制,受端LCC 的直流電壓也將會有所下降??梢园l(fā)現(xiàn)故障期間直流電流最低跌落到0.5 p.u.附近,直流電流不存在斷流現(xiàn)象;故障期間送端/受端直流功率分別保持在0.75 p.u. 和0.67 p.u.以上,說明系統(tǒng)還具有一定的功率輸送能力。故障清除后,系統(tǒng)可以快速地恢復(fù)到穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)。

    圖5 送端換流站PCC單相金屬性故障的仿真結(jié)果Fig.5 Simulation results of single phase?to?ground fault at rectifier PCC

    4 受端交流電網(wǎng)故障系統(tǒng)穩(wěn)定性仿真分析

    對受端換流站PCC 施加單相金屬性交流故障。故障在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行至2.0 s 時(shí)施加,持續(xù)0.1 s后清除。受端換流站交流故障的仿真結(jié)果見圖6。

    圖6 受端換流站PCC單相金屬性故障的仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results of single phase?to?ground fault at inverter PCC

    逆變側(cè)故障后,逆變側(cè)LCC 將發(fā)生換相失敗而導(dǎo)致逆變側(cè)LCC 直流側(cè)電壓下跌到0 附近。與此同時(shí),在定直流電流控制器的作用下,整流側(cè)LCC也會主動降低其直流電壓,故障期間直流系統(tǒng)將運(yùn)行在半壓狀態(tài)。在不考慮主動降低送端新能源基地有功出力的情況下,對于受端MMC 而言,由于故障期間其交流有功功率輸出能力受阻,多余的能量將導(dǎo)致其直流電壓上升,仿真中通過投入送端交流耗能裝置,吸收新能源基地發(fā)出的多余有功來緩解受端MMC 直流過電壓問題。仿真結(jié)果表明,故障期間有功功率跌落至0.4 p.u.,受端換流站直流過電壓被抑制在1.3 p.u.;故障清除后系統(tǒng)可以在100 ms內(nèi)恢復(fù)有功功率傳輸。

    5 架空線路故障清除技術(shù)仿真分析

    在正極直流線路的中點(diǎn)處施加金屬性接地故障,于系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行2.0 s 時(shí)施加。故障發(fā)生后直流系統(tǒng)的故障清除策略如下[5]。

    1)參考LCC 常見的保護(hù)設(shè)置,直流電流檢測故障閾值設(shè)定為1.5 p.u.。

    2)系統(tǒng)完成故障檢測后,閉鎖故障極整流側(cè)MMC 并對故障極整流側(cè)LCC 強(qiáng)制移相。先將整流側(cè)LCC 觸發(fā)角αR設(shè)置為115°,等短路電流降低到1.0 p.u.以下,再設(shè)置為140°。另外在從發(fā)生故障到系統(tǒng)恢復(fù)的暫態(tài)過程中,逆變側(cè)LCC 觸發(fā)角αI始終設(shè)置為90°。

    3)待故障電流清除后,繼續(xù)保持上述的控制0.2 s,以完成故障點(diǎn)的去游離過程。

    4)去游離過程完成后,系統(tǒng)重新啟動,解鎖故障極MMC,然后設(shè)置αR從45°線性減小到15°,αI從120°線性增大到150°。整個(gè)啟動過程耗時(shí)0.2 s,啟動完成后,切換到穩(wěn)態(tài)下的控制方式。

    仿真結(jié)果見圖7,可以看出所提出的控制策略對于直流線路故障具有清除能力。在故障回路中,由LCC 強(qiáng)制移相產(chǎn)生的負(fù)電壓可以抵消MMC 在閉鎖狀態(tài)下輸出的正電壓,使得短路電流在170 ms 內(nèi)被清除。故障期間及恢復(fù)過程中,送端新能源基地發(fā)出的多余有功功率由送端交流耗能裝置吸收,送端MMC 不會出現(xiàn)嚴(yán)重的直流過電壓。系統(tǒng)從發(fā)生故障到重新啟動至恢復(fù)額定功率輸送,歷時(shí)約0.5 s,這是一個(gè)可以接受的時(shí)間范圍。

    圖7 直流線路故障的仿真結(jié)果Fig.7 Simulation results of DC fault

    6 LCC-MMC串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)渌投穗娋W(wǎng)啟動問題

    對于送端純新能源發(fā)電基地的啟動問題,理論上可以分解為兩項(xiàng)技術(shù)內(nèi)容:LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電系統(tǒng)的啟動;送端新能源發(fā)電基地的啟動。對于送端新能源發(fā)電基地的啟動,只要送端MMC 建立了對送端交流電網(wǎng)的電壓支撐,新能源發(fā)電基地的啟動就與接入常規(guī)交流電網(wǎng)時(shí)的啟動類似。因此,LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電系統(tǒng)的啟動就成為了送端新能源發(fā)電基地啟動的關(guān)鍵。原則上,考慮到LCC 不具備電流反向能力,因此LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電系統(tǒng)在啟動初期只考慮低壓MMC 閥組的啟動,此時(shí)LCC 換流閥處于強(qiáng)制移相狀態(tài)且直流側(cè)電流轉(zhuǎn)移開關(guān)處于閉合狀態(tài)。直流系統(tǒng)的啟動策略如下:

    1)假設(shè)1.0 s 前低壓MMC 閥組已經(jīng)完成啟動且建立送端交流電壓,其啟動時(shí)序和控制策略可以參考海上風(fēng)電直流送出工程。在1.0 s 將新能源發(fā)電基地接入,新能源場站和單元采用常規(guī)策略啟動,并將輸出功率維持在較低水平(如0.1 p.u.)。

    2)1.5 s 時(shí)新能源基地已穩(wěn)定運(yùn)行,觸發(fā)LCC 的旁通對,然后斷開電流轉(zhuǎn)移開關(guān),并將整流側(cè)LCC和逆變側(cè)LCC 切換至正常觸發(fā)狀態(tài)。隨后將整流側(cè)LCC 觸發(fā)角由90°線性降低至15°,同時(shí)逐步提高逆變側(cè)電壓指令值直至系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)。在這個(gè)過程中,可以將新能源基地的輸出功率增大到0.2 p.u.以使穩(wěn)態(tài)直流電流保持不變。

    3)待系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定后,(于2.5 s 時(shí))逐步提升送端新能源發(fā)電基地出力至1.0 p.u.,完成整個(gè)啟動過程。

    LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)渌投穗娋W(wǎng)啟動過程的仿真結(jié)果見圖8??梢钥闯鰡舆^程中直流側(cè)均未產(chǎn)生明顯過電流,系統(tǒng)可以平穩(wěn)完成啟動過程。

    圖8 直流系統(tǒng)啟動的仿真結(jié)果Fig.8 Simulation results of start?up

    7 結(jié)語

    本文提出了采用LCC-MMC 串聯(lián)混合型直流輸電拓?fù)浣鉀Q大規(guī)模純新能源發(fā)電基地送出問題,通過時(shí)域仿真驗(yàn)證了穩(wěn)態(tài)下和故障期間所采用拓?fù)涞挠行浴>唧w來說:1)整流側(cè)交流故障下,直流系統(tǒng)不會出現(xiàn)斷流;2)逆變側(cè)交流故障下,即使發(fā)生換相失敗,直流系統(tǒng)也能送出部分直流功率;3)直流線路故障期間,非故障極可以保持正常運(yùn)行,故障極可以通過換流器控制實(shí)現(xiàn)故障穿越;4)啟動過程中通過送端MMC 建立送端交流系統(tǒng)支撐電壓,通過合理控制LCC 可以實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)平滑啟動。

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