舟山多端柔性直流输电系统控制策略分析

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(四川大学电气信息学院，四川 成都 610065)

0 引 言

近年来，随着包括风力和太阳能等可再生能源的分布式发电的兴起，以及将直流并网用于海上风电场的技术日趋成熟，多端直流输电技术受到了越来越多的关注[1-7]。多端直流输电系统是由 3 个或 3个以上的换流站以及连接换流站之间的高压直流输电线路组成，能够实现多电源供电、多落点受电，与传统的两端直流输电相比运行方式更加灵活、便捷，是直流输电的发展方向[8-12]。

随着电力电子技术的发展，半导体开关器件从早期的半控晶闸管发展到了现在的全控型开关，其性能优越性大幅提升。目前在用的晶闸管有：双极型晶体管(bipolar junction transistor，BJT)、绝缘栅双极晶体管(insulated gate bipolor transistor，GBT)、门极管段晶闸管(gate turn-off thyristor，GTO)、场控晶闸管(Mos controlled thyristor，MCT)等。半导体开关器件的进步促进了电力电子变流技术的发展，这就在很大程度上提高了柔性直流输电技术的进步，尤其是电压源型换流器的出现，使得这种基于电压源型换流器的高压直流输电技术成为了新的输电方法，产生通过脉宽调制(plus width modulation, PWM)控制的VSC进行直流输电的概念，这就是新一代的直流输电技术柔性直流输电[1-3](VSC-HVDC)。在VSC-HVDC中，用全控型器件代替了原来的半控型器件，使系统能对有功功率和无功功率进行同时和独立的传输，同时还能实现对无源网络供电。VSC-HVDC输电技术克服了传统的直流输电技术的不足，扩展了直流输电的应用领域。

随着世界能源紧缺和环境问题日益严重，中国开始大力推广和开发风能、太阳能灯可再生清洁能源，来优化能源结构。然而风能和太阳能分散性、小型化、远离负荷中心的特点制约了风电利用规模的扩大，妨碍了传统交流输电技术和CSC-HVDC输电技术的联网。同时，城市配电网的快速扩容要求有限的输电线路能够输送更多的电能，另一方面，大量配电网转入地下，给中国电网发展造成很大的问题。

VSC-HVDC输电技术能够有效解决上述问题，并且已在实际工程中得到应用，尤其是在分布式发电系统接入大电网、城市直流配电网改造、孤岛供电、异步大电网互联等领域VSC-HVDC输电系统取得了良好的效果。然而，当VSC-HVDC两端输电系统中一段VSC发生故障后，系统将被迫处于瘫痪状态，给系统造成了严重影响。VSC在系统潮流翻转式保持极性不变，这个特点可以使运行方式更加灵活，控制更加多样。多端柔性直流输电系统(VSC-multi terminal HVDC，VSC-MTDC)应运而生，VSC-MTDC可以用于的领域包括：大规模新型能源输到远方负荷送电；向弱交流系统、不同区域间电力市场交易；负荷密集的大城市甚至是无源网络供电等。VSC-MTDC仍然处于理论研究和模拟实验阶段，尚没有工程应用。目前对VSC-MTDC的研究多集中在多个换流器的并联运行稳定性，系统的故障穿越能力，换流器间的功率分配等方面，因此，VSC-MTDC的协调控制策略称为了最为关键的问题。

目前国内外学者对VSC-HVDC输电技术的研究主要集中在系统建模和控制策略两个方面。VSC-HVDC系统的控制策略分为直接电流控制和间接电力控制两类。间接电流[4-9]控制优点是结构简单，容易实现，缺点是动态响应慢，无功量和有功量相互耦合，并且无法直接实现电流限流的保护，在现实应用存在使用困难。直接电流控制策略采用电流闭环控制，使电流能够快速响应，并实现限流保护，有功和无功的解耦控制，因此直接电流控制得到了广泛地关注和快速发展。文献[10]在d-q同步旋转坐标系下建立了 VSC-HVDC的连续时间状态空间模型,研究d-q轴解耦控制策略,设计了不完全微分的PI有功和电压控制器。文献[11]通过α-β坐标系，建立了二极管钮位式三电平拓扑结构的变流器数学模型,推导了正负序分离算法并提出了相应的控制策略,着重分析了离散性迟滞对控制器性能的影响。文献[12]推导了二极管钳位式三电平拓扑结构的VSC背靠背直流输电系统在d-q坐标系下的数学模型,设计了 VSC内环和外环控制器。文献[13]推导了 d-q同步旋转坐标系下VSC-HVDC的稳态模型,根据逆系统理论设计了 VSC-HVDC非线性系统的线性化控制无源网络或者弱交流网络供电。文献[14]研究了VSC-HVDC系统对有源和无源网络供电时的控制策略,运用PSCAD/EMTDC软件，仿真验证了不同控制策略的动态响应特性。文献[15-16]建立了 VSC-HVDC向无源网络供电的Matlab仿真模型,仿真验证分析了无源网络侧的定交流电压控制策略。

针对舟山多端柔性直流输电工程进行了分析，绘制了舟山工程的拓扑机构，并提出相应的控制策略。通过仿真验证舟山系统采用电压偏差控制、无源孤岛控制以及无功功率和交流电压斜率偏差控制时，能够提高舟山系统在交流故障、换流站退出、孤岛运行以及远方电压降落时稳定运行的能力，增强了舟山系统运行的可靠性和灵活性。

1 舟山VSC-MTDC工程

舟山地区电网规模较小，短路容量不高，大容量风电集中送出后对该区域电网有一定影响。舟山电网系统实现岛屿间联网时，要充分考虑风电场的影响。风电场的接入采用传统交流接入方式时，随着传输距离的增加，输电线路电压降落较大，需要大量补充无功，这将严重制约其功率输送能力。采用全控器件的柔性高压直流输电 (VSC-HVDC) 方式，可以对风电输出功率进行快速、灵活控制的同时还能够动态补偿风电场系统无功功率，稳定并网母线电压，能直接连接短路容量小的弱交流系统，甚至向无源网络供电等特点，较为适合岛屿众多、岛屿间距离较远、同时又包含一定容量风电场的舟山电网系统[17]。

舟山电网的风电场多集中于定海、衢山和泗礁。若采用VSC-HVDC将各个包含风场的岛屿电网系统接入主电网时，虽然VSC可以独立控制有功和无功潮流，控制结构简单可靠，但是仍有不足：①每个岛屿接入电网都需要一套完整的直流输电系统，造价较高；②风电场作为间歇性、多变化的电源，在大容量分散接入电网时，受端电网对多馈入直流系统支撑能力不足，不利于系统安全稳定运行；③两端直流输电系统，其控制方式相对简单、可靠，但是它在灵活性、经济性、可靠性等方面仍存在许多不足之处。而VSC-MTDC系统能够在必要时对本地电网提供频率支撑，解决高风电渗透率对系统的不利影响，有利于建设“电网友好型”风电场。因此通过VSC-MTDC系统汇集风电功率，联合舟山电厂的火电功率重新分配潮流，从而实现岛屿间联网，成为了最佳方案。

本工程在舟山本岛、岱山岛、衢山岛、洋山岛及泗礁岛分别建设定海换流站、岱山换流站、衢山换流站、洋山换流站和泗礁换流站，并通过构建5端柔性直流输电系统实现各岛屿电网连接。

1.1 舟山VSC-MTDC拓扑结构

在PSCAD/EMTDC仿真软件中构建了舟山工程的仿真模型，其拓扑结构如图1所示。

图1 发电机转速运行示意图

图1中定海、岱山、衢山、泗礁、洋山5个换流站分别同5个岛屿的交流电网相连，其中定海换流站通过220 kV的交流线路同陆地主网相连，岱山换流站通过220 kV的交流线路同定海站相连，并通过110 kV线路与衢山换流站相连，泗礁换流站和衢山换流站之间通过110 kV线路相连，洋山换流站与陆地主网S无直接电气联系，是通过110 kV线路同陆地主网Z相连，陆地主网S和Z通过500 kV网络相连。

1.2 舟山VSC-MTDC拓扑结构

舟山多端柔性直流输电系统中，当系统正常运行时，此时定海站作为系统的主导站，系统中5个换流站的交直流系统基本参数如表1所示。

表1 正常运行时换流站交直流系统参数

柔性直流输电系统中，联结变压器的作用是使系统交流电压变换到与换流器直流侧电压相匹配的二次侧电压，使换流站工作在最佳的电压范围之内，从而减小输出电流和电压中谐波的含量。本工程中各换流站均采用三相三绕组变压器，第三绕组用于提供站用电源。

桥臂电抗器在多端柔性直流输电系统中起到联结交流系统与直流系统的纽带作用，本模型采用5端换流站每相上下桥臂各安装1台，共6台。其中定海换流站电感值为9 Mh、岱山为120 Mh、衢山、洋山、泗礁均为360 Mh。

此外，各换流站负荷分别为岱山150 MW、衢山50 MW、泗礁75 MW、洋山60 MW

2 舟山控制系统设计

控制系统是舟山柔性直流输电系统的核心组成部分,直接关系着柔性直流输电运行的性能、安全、效益。相比于两端柔性直流输电系统,多端柔性直流输电系统的协调控制策略更为复杂,需要考虑多端系统之间的直流电压协调稳定。

2.1 舟山系统控制策略分析

多端柔性直流输电系统的主要控制策略中，系统中换流站应该同时具备有功功率类或无功功率类的控制量， 根据交直流电网实际情况，模型中舟山5 端柔性直流中有功类控制方式定海站和岱山站具备定直流电压控制的能力，要具备直流电压控制方式，岱山、衢山、泗礁、洋山换流站采用定有功功率控制。无功控制类采取无功功率和交流电压斜率偏差控制策略。

采用无功功率和交流电压斜率偏差控制的优点是：具备交流电压斜率控制器的换流站能够迅速地对网络的潮流变化做出响应，调整其无功功率，因此这种控制方式比较适合应用于潮流频繁变化的柔性直流输电系统中。

当系统发生故障时，系统中各个换流站可以根据自身的无功功率容量调节自身无功功率的送出，能够对系统需求的无功功率进行合理的分配，有利于维持系统的稳定性，降低系统故障引发的振荡。此外，当换流站同交流系统失去电气联系后，换流站无功类控制自动转换为定交流电压控制。

2.2 舟山系统控制器设计

针对无功控制类提出交流电压斜率控制策略，即在PI型控制器的参考交流电压叠加一个辅助控制量，从而有

(1)

(2)

进入稳态时，柔性直流输电接入点的交流电压由下式决定。

(3)

(4)

其中，调节斜率k满足

(5)

无功功率和交流电压斜率控制策略通过多个换流站来稳定交流电压，所有具备功率调节能力的换流器都参与功率调节。采用无功功率和交流电压斜率控制策略的换流站可以根据其所测得的交流电压的数值时刻调整其无功功率的设定值，以满足交流输电网络对无功功率的需求，能够迅速地实现无功功率快速平衡的分配，并且各换流站之间不需要通信，也不需要进行控制模式的切换。图1中换流站的外环控制器都采用无功功率和交流电压斜率控制器。当换流站的无功功率变化的时候，换流站会沿着各自的斜率曲线搜寻新的运行点以满足交流系统功率的平衡。控制特性图和控制器结构分别如图2图3所示。

图2 交流电压斜率控制特性图

图3 基于交流电压斜率控制的外环控制器

由上分析，舟山系统各个换流站直流类功率采取的控制方式：定海站为定直流电压；岱山站为有功功率/定直流电压；衢山、泗礁和洋山站均采用定有功功率/孤岛控制方式。无功功率类采取的控制方式为：5个换流站均采用定交流电压斜率方式。

3 仿真分析

为了验证舟山系统控制策略的实用性，对舟山系统远方电压降落情况进行了仿真验证。系统1.5 s时远方电网电压降落，仿真结果如图4～图6所示。

图4 远方电网电压降落220 kV母线电压

图5 远方电网电压降落各换流站无功功率

图6 远方电网电压降落各换流站直流功率

按照式(5)所示的曲线对各个换流站的无功和交流电压斜率进行设定。系统中各换流站调节斜率：定海站为1/30(即交流电压每变化1%时无功功率变化30 Mvar)；岱山为1/20；泗礁为1/10；衢山为1/10。

由图4可知电压由0.995跌落到0.978，系统电压压降为3.15%，此时对应的各换流站无功功率变化分别为定海站51.3 Mvar；岱山站34.2 Mvar；衢山站17.1 Mvar；泗礁站17.1 Mvar。

分析图5(忽略各换流器中的滤波器和无功补偿装置影响)可知，各换流站无功功率变化值同计算结果相同，实现了系统无功功率的合理分配。分析图5可知当远方电网电压降落时系统直流功率传输没有受到影响，实现了系统有功和无功的单独传输，验证了无功功率和交流电压斜率偏差控制的实用性和有效性。

4 结 语

针对舟山多端柔性直流输电工程进行了分析，绘制了舟山工程的拓扑机构，并提出相应的控制策略。通过仿真验证舟山系统采用电压偏差控制、无源孤岛控制以及无功功率和交流电压斜率偏差控制时，能够提高舟山系统在交流故障，换流站退出，孤岛运行以及远方电压降落时稳定运行的能力，增强了舟山系统运行的可靠性和灵活性。

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