LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑在大规模纯新能源发电基地送出中的应用研究

徐政，张哲任，徐文哲

（浙江大学电气工程学院，杭州 310027）

0 引言

根据中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要[1]，“十四五”期间将重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地。这些清洁能源基地主要分布在“三北”地区和西南地区，需要大规模输电到中东部地区，输电距离在1 000~3 500 km 之间。为完成上述输电任务，采用特高压直流输电技术几乎是唯一可行的技术手段[2]。但基于电网换相换流器（line commutated converter，LCC）的常规直流输电技术在输送纯新能源（只有风电和光伏）电力时存在技术障碍，短期内难以克服；因而必须采用具有输送纯新能源能力的柔性直流输电技术，特别是基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）的柔性直流输电技术[3-4]。本文将讨论直流输电应用于输送纯新能源时的技术要求，并针对一种有望应用于大规模纯新能源送出的直流输电拓扑，即LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑[5]，进行具体研究。

1 直流输电应用于输送纯新能源时的技术要求

1.1 跟网型与构网型新能源基地的不同特性

纯新能源发电基地与水电基地或火电基地的根本不同是电源特性不同。水电基地或火电基地采用的是同步发电机电源，天然具有构网能力和同步运行能力；而目前主流的风力发电或光伏发电采用的是跟网型非同步机电源[6-7]，其必须接入到有源电网才能运行，而且这个有源电网还必须有相当的强度。电网强度以往是针对同步发电机占主导的电网来定义的，用短路比来表示，其等于场站接入点的电网三相短路容量与场站本身容量之比[8]，对于跟网型的风电场或光伏电站，一般认为短路比大于2 时可以稳定运行[9]；而如果电网中的同步发电机在电源中不占主导地位，即电网中包含大量非同步机电源时，那么短路比本身如何定义将是一个问题，而电网强度用什么指标来表示则是一个有待解决的问题。

未来风力发电或光伏发电有可能采用构网型控制，从而具有构网能力，即可以接入有源电网或无源电网[10-12]。对于构网型的风电场或光伏电站的送出问题，理论上采用常规直流输电技术是可行的。然而，至少到目前为止，世界范围内构网型的风电场或光伏电站还很少，缺乏实际工程运行经验，我国在“十四五”期间投运的风电场或光伏电站仍然以跟网型为主。因此后文将在假定风电场或光伏电站为跟网型的前提下讨论纯新能源基地的直流输电送出问题。

1.2 直流输电应用于输送纯新能源时必须考虑的技术因素

当直流输电应用于纯新能源基地的电力送出时，送端电网为跟网型的新能源基地，其需要较强的支撑电源才能稳定运行。因此，直流输电的送端换流站必须为送端新能源基地提供支撑电源。显然，电网换相换流器LCC 不可能为送端电网提供支撑电源，因为LCC 本身必须接入有源电网才能运行[13]，更遑论为送端新能源基地提供支撑电源了。这样纯粹采用LCC 作为送端换流器是不可行的，可行的办法是在送端换流站采用具有构网能力的MMC，并由MMC 为送端新能源基地提供支撑电源。

当基于MMC 的直流输电技术应用于远距离大容量输电时，首先考虑的问题是如何解决架空直流输电线路的故障清除问题。宏观上看，清除直流线路故障的途径只有两种[9]；一种是采用直流断路器[14-15]，另一种是采用具有故障自清除能力的换流器[16-17]。而对于特高压等级的点对点直流输电系统或端数较少的直流输电系统，采用具有故障自清除能力的换流器是目前工程界认可程度更高的技术途径[9]。按照这个思路，基于半桥子模块型的MMC 因无故障自清除能力，不能独立成为直流输电系统的一端换流器。以往，已提出了多种具有直流线路故障自清除能力的直流输电拓扑，典型的有乌东德特高压直流输电工程已采用的全桥-半桥混合型MMC（FHMMC）[18-19]，白鹤滩特高压直流输电工程已采用的送端LCC 受端LCC-MMC 级联换流器拓扑[5，9，20]。

在考虑了具有直流线路故障自清除能力、能够向送端交流电网提供支撑电压以及受端交流电网故障时不产生严重的换相失败影响3 个因素后，以往研究过的LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑[5]具有潜在的应用价值。LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑见图1，该拓扑是否真能应用于大规模纯新能源发电基地送出，必须对如下几个问题进行仔细考察：1）对送端纯新能源发电基地的电压支撑能力，需要同时考察正常运行工况及送端交流电网发生故障时的故障穿越问题；2）受端交流电网故障时导致LCC 换相失败及受端MMC 输出功率受阻时的受端故障穿越问题；3）直流线路故障时的自清除能力，需要考察送端LCC 强制移相控制对送端MMC 过电压的影响；4）考察LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑如何实现送端纯新能源发电基地的启动。

图1 纯新能源发电基地经LCC-MMC串联混合型直流输电送出系统拓扑Fig.1 Pure sustainable energy base integration scheme by LCC-MMC series hybrid HVDC

为了对上述4 个方面的问题进行研究，本文采用典型案例的研究方法。为此，先构造一个典型测试系统。该系统为±800 kV、5 000 MW 的双极系统；每极由1 个LCC 和1 个MMC 串联构成，如图1 所示；LCC 为1 个12 脉动阀组，额定电压400 kV，额定容量1 250 MW；MMC 的额定电压为400 kV，额定容量1 250 MW；直流线路长度2 000 km；该LCC-MMC串联混合型直流输电系统的详细参数见表1。送端新能源基地额定电压为500 kV，采用3 个跟网型电压源换流器（VSC）来集总表示所有的风电和光伏发电场站，见图2。为了与风电和光伏所采用的跟网型控制策略相一致，图2 中3 个VSC 采用定直流侧电压控制，其输出功率大小决定于直流侧电流源的大小。设定每个跟网型VSC 交流侧额定电压为500 kV，额定容量为2 000 MW，并通过2 回500 kV线路接入到送端换流站交流母线；3 个跟网型VSC与送端换流站的距离分别设定为50 km、100 km 和150 km。送端新能源基地完整电气接线如图2 所示，交流线路单位长度参数见表1。受端交流电网用戴维南等值电路表示，受端换流站交流母线的短路比取6。

表1 系统参数Tab.A1 System parameters

图2 送端新能源基地的电气接线示意图Fig.2 Schematic diagram of pure sustainable energy base at sending end

2 LCC-MMC串联混合型直流输电系统基本控制策略

送端换流站需要为送端新能源基地提供支撑电源，因此送端MMC 需要一直采用V/f 控制策略。送端新能源基地发出的所有功率将通过送端换流站送出，送端换流站相当于功率平衡站，不具备直流功率（直流电流）主动控制能力。直流送出系统的直流电压需要由受端换流站进行控制，正常状态下受端MMC 和受端LCC 都需要采用定直流电压控制策略。

送端LCC 采用定直流电流控制策略对整个直流送出系统的稳定运行有利。但由于送端换流站实际上担负着整个送端交流电网功率平衡站的职能；而送端交流电网是新能源发电基地，其发出的功率大小是不确定的，这样LCC 定直流电流控制的直流电流指令值必然是随送端新能源基地发出的功率大小而变化的，如何确定这个直流电流指令值就成为送端LCC 采用定直流电流控制的关键问题。

对此问题，本文的解决思路如下：如果送端LCC采用定直流电流控制，那么送端LCC 本身已不能履行功率平衡换流器的职能；这样送端MMC 是唯一履行送端交流电网功率平衡职能的换流器。当送端交流电网发出的功率增大时，由于送端换流站是按定直流电流控制的，送端MMC 必然以升高直流电压来平衡送端交流电网多发的有功功率；同理，当送端交流电网发出功率降低时，送端MMC必然以降低直流电压来平衡送端交流电网少发的有功功率。因而送端MMC 的直流侧电压就是送端换流站功率是否平衡的标志，当送端MMC 直流侧电压超出其额定值时，表示送端换流站内功率有盈余，需要提升直流电流指令值以加速功率送出；而当送端MMC 直流侧电压低于其额定值时，表示送端换流站内功率有欠缺，需要降低直流电流指令值以减小送出的功率。送端和受端LCC 控制框见图3。

图3 送端和受端LCC控制器框图Fig.3 Block diagram of LCC controllers

按照上述思路，本文设计的直流电流指令值控制策略如图3（a）所示，送端MMC 的直流电压与其指令值作差，经PI 控制器得到送端LCC 的直流电流指令值。若送端MMC 的直流电压超过其指令值，在控制器作用下LCC 将提高送端直流电流，从而提升MMC 送出的直流功率；根据能量守恒原理，当MMC 直流功率超过其交流侧有功功率时，子模块电容将提供这部分功率缺额，会导致MMC 直流电压下降，从而达到维持送端MMC 直流电压在其指令值的目的。

在确定了送端LCC 定直流电流控制的指令值后，其定直流电流控制本身采用常规策略，控制框图如图3（b）所示。

送端MMC 需要为送端交流电网提供支撑电源，因此必须采用构网型控制，本文采用定换流站交流母线电压幅值和频率控制，即V/f 控制。V/f 控制通过双环控制实现，具体结构参见文献[9]。

如前所述，受端换流站接入受端交流电网，且认为受端交流电网为强电网；而整个直流送出系统的直流侧电压控制职能由受端换流站来履行，即受端MMC 和受端LCC 都采用定直流电压控制策略。由于受端交流电网为强电网，因此受端换流站采用跟网型控制。跟网型MMC 的定直流电压控制策略为常规策略，具体结构参见文献[9]。受端LCC 采用定直流电压控制策略，同时为了降低暂态过程中受端LCC 换相失败的风险，受端LCC 还需具备后备定关断角控制功能，这样完整的受端LCC 控制器框图如图3（c）所示。

此外，为了解决各种故障下MMC 直流过电压问题，需要在送端换流站装设交流耗能装置。交流耗能装置的输入为送端MMC 和受端MMC 的直流电压测量值。考虑到送受端之间的输电距离，受端MMC 直流电压需要经过20 ms 的延时才能作为交流耗能装置的输入信号。交流耗能装置的基本参数如表1 所示。

3 对送端新能源基地的电压支撑能力及送端交流电网故障时的穿越能力

3.1 送端纯新能源基地功率突变时系统稳定性仿真分析

假设系统已进入稳定运行状态，并且3 个等效新能源单元的出力均为1 600 MW。在2 s 时刻，改变新能源单元1 的有功指令至1 000 MW。直流系统的动态响应特性见图4。

图4 送端功率突变的仿真结果Fig.4 Simulation results of active power step change

根据仿真结果可以发现，直流系统采用所提出的控制策略之后，送端功率突变情况下直流系统可以平稳过渡到新的运行状态，整个过程在0.4 s 内可以基本完成。在功率阶跃过程中，送端PCC 交流电压几乎没有变化，说明电压支撑能力很强。

3.2 送端纯新能源基地交流电网故障时系统稳定性仿真分析

对送端换流站PCC 施加单相金属性交流故障。故障在系统稳态运行至2.0 s 时施加，持续0.1 s 后清除。送端换流站交流故障的仿真结果见图5。

从图5 中可以看出，在送端PCC 单相金属性短路会导致送端换流站（主要是LCC）直流电压下降；于此同时，受端换流站LCC 将从定直流电压控制切换为后备定熄弧角控制，受端LCC 的直流电压也将会有所下降。可以发现故障期间直流电流最低跌落到0.5 p.u.附近，直流电流不存在断流现象；故障期间送端/受端直流功率分别保持在0.75 p.u. 和0.67 p.u.以上，说明系统还具有一定的功率输送能力。故障清除后，系统可以快速地恢复到稳定运行状态。

图5 送端换流站PCC单相金属性故障的仿真结果Fig.5 Simulation results of single phase⁃to⁃ground fault at rectifier PCC

4 受端交流电网故障系统稳定性仿真分析

对受端换流站PCC 施加单相金属性交流故障。故障在系统稳态运行至2.0 s 时施加，持续0.1 s后清除。受端换流站交流故障的仿真结果见图6。

图6 受端换流站PCC单相金属性故障的仿真结果Fig.6 Simulation results of single phase⁃to⁃ground fault at inverter PCC

逆变侧故障后，逆变侧LCC 将发生换相失败而导致逆变侧LCC 直流侧电压下跌到0 附近。与此同时，在定直流电流控制器的作用下，整流侧LCC也会主动降低其直流电压，故障期间直流系统将运行在半压状态。在不考虑主动降低送端新能源基地有功出力的情况下，对于受端MMC 而言，由于故障期间其交流有功功率输出能力受阻，多余的能量将导致其直流电压上升，仿真中通过投入送端交流耗能装置，吸收新能源基地发出的多余有功来缓解受端MMC 直流过电压问题。仿真结果表明，故障期间有功功率跌落至0.4 p.u.，受端换流站直流过电压被抑制在1.3 p.u.；故障清除后系统可以在100 ms内恢复有功功率传输。

5 架空线路故障清除技术仿真分析

在正极直流线路的中点处施加金属性接地故障，于系统稳态运行2.0 s 时施加。故障发生后直流系统的故障清除策略如下[5]。

1）参考LCC 常见的保护设置，直流电流检测故障阈值设定为1.5 p.u.。

2）系统完成故障检测后，闭锁故障极整流侧MMC 并对故障极整流侧LCC 强制移相。先将整流侧LCC 触发角αR设置为115°，等短路电流降低到1.0 p.u.以下，再设置为140°。另外在从发生故障到系统恢复的暂态过程中，逆变侧LCC 触发角αI始终设置为90°。

3）待故障电流清除后，继续保持上述的控制0.2 s，以完成故障点的去游离过程。

4）去游离过程完成后，系统重新启动，解锁故障极MMC，然后设置αR从45°线性减小到15°，αI从120°线性增大到150°。整个启动过程耗时0.2 s，启动完成后，切换到稳态下的控制方式。

仿真结果见图7，可以看出所提出的控制策略对于直流线路故障具有清除能力。在故障回路中，由LCC 强制移相产生的负电压可以抵消MMC 在闭锁状态下输出的正电压，使得短路电流在170 ms 内被清除。故障期间及恢复过程中，送端新能源基地发出的多余有功功率由送端交流耗能装置吸收，送端MMC 不会出现严重的直流过电压。系统从发生故障到重新启动至恢复额定功率输送，历时约0.5 s，这是一个可以接受的时间范围。

图7 直流线路故障的仿真结果Fig.7 Simulation results of DC fault

6 LCC-MMC串联混合型直流输电拓扑送端电网启动问题

对于送端纯新能源发电基地的启动问题，理论上可以分解为两项技术内容：LCC-MMC 串联混合型直流输电系统的启动；送端新能源发电基地的启动。对于送端新能源发电基地的启动，只要送端MMC 建立了对送端交流电网的电压支撑，新能源发电基地的启动就与接入常规交流电网时的启动类似。因此，LCC-MMC 串联混合型直流输电系统的启动就成为了送端新能源发电基地启动的关键。原则上，考虑到LCC 不具备电流反向能力，因此LCC-MMC 串联混合型直流输电系统在启动初期只考虑低压MMC 阀组的启动，此时LCC 换流阀处于强制移相状态且直流侧电流转移开关处于闭合状态。直流系统的启动策略如下：

1）假设1.0 s 前低压MMC 阀组已经完成启动且建立送端交流电压，其启动时序和控制策略可以参考海上风电直流送出工程。在1.0 s 将新能源发电基地接入，新能源场站和单元采用常规策略启动，并将输出功率维持在较低水平（如0.1 p.u.）。

2）1.5 s 时新能源基地已稳定运行，触发LCC 的旁通对，然后断开电流转移开关，并将整流侧LCC和逆变侧LCC 切换至正常触发状态。随后将整流侧LCC 触发角由90°线性降低至15°，同时逐步提高逆变侧电压指令值直至系统进入稳定运行状态。在这个过程中，可以将新能源基地的输出功率增大到0.2 p.u.以使稳态直流电流保持不变。

3）待系统运行稳定后，（于2.5 s 时）逐步提升送端新能源发电基地出力至1.0 p.u.，完成整个启动过程。

LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑送端电网启动过程的仿真结果见图8。可以看出启动过程中直流侧均未产生明显过电流，系统可以平稳完成启动过程。

图8 直流系统启动的仿真结果Fig.8 Simulation results of start⁃up

7 结语

本文提出了采用LCC-MMC 串联混合型直流输电拓扑解决大规模纯新能源发电基地送出问题，通过时域仿真验证了稳态下和故障期间所采用拓扑的有效性。具体来说：1）整流侧交流故障下，直流系统不会出现断流；2）逆变侧交流故障下，即使发生换相失败，直流系统也能送出部分直流功率；3）直流线路故障期间，非故障极可以保持正常运行，故障极可以通过换流器控制实现故障穿越；4）启动过程中通过送端MMC 建立送端交流系统支撑电压，通过合理控制LCC 可以实现系统平滑启动。