刘欣和1，张浩1，李道洋1，王先为1，吴金龙1，姚为正2(1. 西安许继电力电子技术有限公司，西安710075；2. 许继集团有限公司，河南 许昌461000) 摘要：针对包含新能源孤岛送出、孤岛供电以及双极结构的复杂柔性直流电网，提出了一种协调控制策略。整个协调控制系统包含广域协调控制系统和换流站协调控制系统。发生换流站故障或直流线路故障后，广域协调控制系统根据工况对各柔性直流换流站及其他子系统进行总功率调控，同时各换流站根据工况和指令切换控制模式或改变自身功率，配合进行协调控制。通过对典型柔直电网中典型工况的仿真，验证了本文提出的协调控制策略可明显改善故障情况下的柔性直流电网响应特性，提高柔性直流电网安全稳定运行能力。 关键词：柔性直流电网；协调控制；直流电压偏差；直流电压偏差斜率；极间功率转带控制 0 引言近年来柔性直流输电技术伴随着全控型电力电子器件的发展而飞速发展。与传统直流输电(line commutated converter high voltage direct current, LCC-HVDC)相比，柔性直流输电技术具有不存在换相失败、电压谐波含量少、波形质量高、能快速调节有功功率和无功功率等优势[1 - 2]。这些技术优势使柔性直流技术在电力系统中产生了广泛的应用需求，如大规模清洁能源的接入、汇集与输送，孤岛无源负荷供电，交流电网柔性互联和城市智能供配电等。特别是柔性直流技术具有潮流反转而直流电压保持不变的特点，很容易构建成多端直流输电系统，组建柔性直流电网，实现多电源供电和多落点受电，为提高系统稳定性、优化潮流分布提供良好的技术保障。目前国内已投运的柔性直流输电工程有南澳柔性直流工程、舟山五端柔性直流输电工程、厦门柔性直流输电工程、鲁西背靠背直流异步联网工程等[3 - 6]。 对于柔性直流输电系统，换流站的控制需要确保系统直流电压的稳定，换流阀与直流设备绝缘耐压的设计更是要求直流电压保持在设计范围内。此外一些直流输电设备的电流耐受能力对输送的电流也提出了一定的要求。目前较多文献对柔性直流系统的直流电压协调控制进行了研究，其中典型的协调控制策略有主从控制策略、直流电压偏差控制策略以及直流电压斜率控制策略等[7 - 10]。有些学者在上述基本协调控制策略的基础上做了进一步的研究与探索。文献[11]结合了偏差控制与斜率控制的优点，提出了直流电压偏差斜率控制策略；文献[12]提出了直流电压混合控制策略，通过站间和站内混合配置方案实现直流电压的平滑控制；文献[13]提出了柔性直流电网公共直流电压协同控制方法，该方法通过电网内各单元独立地将公共直流电压控制在规定范围之内。 刘欣和，等：柔性直流电网协调控制策略虽然协调控制策略已有一定的研究成果，但随着柔性直流电网在新能源送出、孤岛供电和多端柔性互联等场合的应用，其自身也向着更复杂的方向发展，单个或多个并网换流站的协调控制已经无法满足柔性直流电网安全稳定运行的需求。本文针对含有新能源孤岛送出、孤岛供电以及采用双极结构的复杂柔性直流电网，提出了一套系统化的协调控制策略，通过上层广域协调控制系统与换流站协调控制系统的配合，将直流电压与线路电流控制在正常范围内。最后通过仿真验证了控制策略的正确性与可行性。 1 柔性直流电网结构由于运行条件和设计要求的不同，柔性直流电网包括并联、串联和混联3种接线方式[14 - 15]。并联方式下，各换流站接入同一个直流网架具有相同等级的直流电压。由于并联型接线方式具有较大的调节范围、灵活的扩展性、更易实现的绝缘设计以及更简易的控制方式，因此一直是科学研究和工程设计的重点。并联结构又包括放射式并联和环网式并联。相比于前者，环网式并联具有更高的可靠性，单条直流输电线路故障后，柔性直流电网可由合环方式转为开环方式继续运行。 柔性直流电网中，电压源换流器(voltage source converter，VSC)是最重要的部件。目前针对高压大容量的应用场合，主要采用多个子模块串联构成的模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)。MMC的子模块类型有半桥式子模块、全桥式子模块以及箝位双子模块等拓扑类型，其中半桥式子模块经济成本最优，但不直接具备直流故障穿越能力。 直流线路故障曾是制约柔性直流输电技术发展的主要原因之一[16 - 17]。目前处理直流故障的方法主要有两种，一种是采用具有直流故障穿越能力的换流器，依靠自身控制实现故障穿越，如采用基于全桥子模块或多种子模块混合的MMC，通过直接输出零直流电压或换流器闭锁后提供的与故障电流相反的电动势抑制故障电流，实现故障穿越[18]。但基于全桥子模块的MMC成本高昂，而且一旦发生直流故障，柔性直流电网内的所有换流器都需要采取闭锁或输出零直流电压等故障穿越措施，整个电网的输电功能将暂时性中断。另一方面，该方法也无法在正常运行状态下切除直流线路的永久性故障点。处理直流故障的另一种方法是通过直流断路器隔离故障点[19]，该方法在过去主要受限于直流断路器技术的不成熟，但近年我国在直流断路器方面已取得了一定成果。2016年12月由我国自主研制的200 kV高压直流断路器在舟山投运，这也是世界上首个投入工程应用的直流断路器。 综合以上柔性直流电网的技术特点，图1给出了一个典型的柔性直流电网拓扑结构。该柔性直流电网为五端并联环网结构，站1和站2是功率送端，分别与风电场和风光电站相连，且发电场都未直接连接交流电网，处于孤岛状态；站3、站4和站5为功率受端，其中站3和站5连接交流电网，站4向孤岛系统供电。线路1—4表示其中一极的输电线路，每条直流输电线路两侧均配置了一台直流断路器，发生直流线路故障后可通过跳开两侧的直流断路器隔离故障点。站4功率较小且距离站3和站5较近，考察成本原因仅在直流出口处配置直流断路器。为了适用高电压大容量的应用场合，该方案采用双极主接线型式，一极故障后另一极可继续正常运行，进一步提高了系统的可靠性和可利用率。  图1 柔性直流电网拓扑结构示例 本文将以上述典型柔性直流电网为例进行研究和说明。为了方便后续讨论，表1给出了图1柔性直流电网的主要参数，满载时双极总输送功率12 000 MW。 表1 柔性直流电网主要参数  参数名称参数值参数名称参数值正极对地直流电压/kV500站3单极换流站容量/MW1000负极对地直流电压/kV-500站4单极换流站容量/MW500站1单极换流站容量/MW2000站5单极换流站容量/MW1500站2单极换流站容量/MW1000直流断路器额定电流/A4000 2 柔性直流电网运行方式与协调控制需求柔性直流电网的主要功能是传输功率，以图1所示的柔性直流电网为例，新能源电站产生的电能由站1和站2送入柔性直流电网，经直流线路传输后被站3、站4和站5接收。表2根据各个站的特点给出了各自的控制模式。 表2 柔性直流电网各换流站控制模式  换流站控制模式站1交流电压控制站2交流电压控制站3有功功率控制站4交流电压控制站5直流电压控制 考虑到双极系统，站1、站2和站4的交流电压控制在具体实现时可采用一极换流站控制交流电压另一极控制功率的主从式控制方式，也可采用电压-频率(voltage-frequency，VF)下垂控制等。 当出现异常时，为保障直流电压的稳定，维持直流电网不间断运行，需采取适当的控制策略平稳直流电压。以图1所示柔性直流电网为例，需要进行直流电压协调控制的工况包括： 1)控制直流电压的站5发生故障，包括换流站本体故障、换流站站所连接交流系统故障等； 2)站3或站4故障后引起的功率不平衡，如站3故障后，送端注入直流电网的功率与站4的差额超过了站5的容量。 上述柔性直流电网中可能出现线路过流的情况有： 1)任意一极的线路1故障切除后，该极电网由环网变为开环，原流经该线路1的潮流转为流过线路3，可能导致线路3过流，如图2所示工况； 2)同理，线路3故障切除可能会导致线路1过流。 因此，除了直流电压的异常，对于可能出现的线路过流工况也需要采取适当的控制措施。  图2 线路1故障切除后导致线路3过流示意图 3 柔性直流协调控制策略设计3.1 总体设计 为了提升柔性直流电网的安全稳定运行能力，需要针对直流电压和线路电流的异常工况设计控制策略。对于多端柔性直流电网，功率情况复杂且孤岛站的功率不直接受柔性直流电网控制，仅靠个别换流站自身的控制不能保证整个柔性直流电网的功率平衡，也无法有效地应对电压与电流的异常。因此，有必要在柔性直流电网发生异常工况时通过上层控制系统对整个柔直电网进行功率调控。柔性直流电网协调控制系统结构如图3所示。  图3 柔性直流电网协调控制系统结构 柔性直流电网协调控制系统总体可分为2个层级：上层广域协调控制系统和换流站协调控制系统。广域协调控制系统负责总体调控，在柔性直流电网工况变化后，对各柔性直流换流站、新能源电站和孤岛负荷等下发功率调控指令。该功能在工程应用时可集成在调度系统或安稳控制系统中，也可开发独立的广域协调控制装置。 换流站协调控制通过改变换流站自身功率对直流电压和线路电流进行协调控制，该功能无须独立的控制装置，可直接集成在换流站控制系统中。 3.2 广域协调控制 广域协调控制系统在收到柔性直流电网工况变化信息后，首先在单极电网内以系统功率平衡和线路电流不过流为调控目标，对柔性直流换流站和新能源电站等进行功率调整和限制；然后，结合每个极的调控情况，对孤岛端的双极总功率进行调控和限制。例如，正极控制直流电压的站5出现故障后，需要送端站1和站2的正极送入功率之和不大于剩余的受端站容量之和，以保持功率平衡。 由于调整目标明确，可预先对柔性直流电网的故障工况进行扫描。表3给出了图1所示的柔性直流电网单极系统内的工况扫描结果和对应的功率调整措施。 表3 柔性直流电网工况与对应的功率调整措施  编号工况描述功率调整措施考虑因素1正常工况各站功率上限为各自容量2站5故障站1与站2功率之和上限为1500MW功率平衡3站4故障站1与站2功率之和上限为2500MW功率平衡4站3故障站1与站2功率之和上限为2000MW功率平衡5线路1故障切除站1与站2功率之和上限为2000MW线路过流6线路3故障切除站1与站2功率之和上限为2000MW线路过流 柔性直流电网发生换流站故障或线路故障后，可根据表3对送端送出功率进行相应的限制，使送受两端功率进入平衡范围、线路电流进入正常范围。送端功率之和的限值可根据预先设计好的规则进一步转化为站1和站2的限值，例如考虑线损最小时，在线路1故障切除后会优先限制站1的送出功率。 图4给出了广域协调控制的总体工作流程。首先，柔性直流电网换流站或线路发生故障后，通过查询表3得到对应工况下每极换流站的功率限值；然后，将正负极换流站功率限值相加后得到各个换流站双极功率之和的限值；广域协调控制系统直接对新能源发电站或负荷下发功率限值指令，将各站的双极功率之和限制在要求范围内。另一方面，换流站每极的功率也需要被限制在限值以下：联网定功率运行的换流站可以直接响应上层系统下发的功率限值指令；而孤岛端的功率不直接受换流站控制，其双极总功率由对应的新能源发电站或负荷决定，正常状态下孤岛端功率在双极间平均分配，需通过双极间的功率转带控制将各个极的功率控制在限值范围内。  图4 广域协调控制的总体工作流程 3.3 换流站协调控制 3.3.1 孤岛换流站协调控制 对于双极系统中的孤岛端换流站，不论是主从式控制，还是VF下垂控制或VSG控制，都可以实现功率在双极间的分配转带控制。 根据前文所述，柔性直流电网发生异常导致工况改变后，孤岛换流站会收到广域协调控制系统下发的功率限值指令。若孤岛端一极换流站的功率超过限值而另一极未超过时，可使用极间功率转带控制，在另一极能力范围内，将超过限值一极的功率转带至另一极。功率转带控制可配置在其中一极换流站中。图5给出了功率转带控制中功率额度的计算过程。  图5 极间功率转带计算过程 图5中P为孤岛端双极总实际功率，除以2表示平均分配后每极的功率；Plimit_p为正极功率限值，Plimit_n为负极功率限值；ΔP表示需要由正极转带至负极的功率，ΔP为0时表示双极功率平均分配。该极间转带功率计算应周期性地执行。 3.3.2 联网换流站协调控制 柔性直流电网中，联接交流电网的柔性直流换流站可通过改变自身功率对直流电压进行调控，这是柔性直流电网安全稳定运行的又一重要保障。具体策略方面，主从式控制可实现控制模式的完全切换，电压控制效果好，但高度依赖站间高速通讯系统，不适合作为唯一的协调控制策略。因此，采用主从式控制与直流电压偏差/偏差斜率控制的组合能更好地满足协调控制的要求。前述柔性直流电网中，可将控制直流电压的站5配置为主站，联网控制功率的站3配置为从站。 直流电压偏差/偏差斜率控制策略的选择可遵循如下思路：若柔性直流电网中存在多个可支撑直流电压的换流站，采用直流电压偏差斜率控制方式可使多个换流站按照配置的比例共同支撑直流电压；若柔性直流电网中可支撑直流电压的换流站较少，则直流电压偏差控制可最大程度地发挥从站的电压支撑能力。因此本算例中更适合对站3配置直流电压偏差控制，当该柔性直流电网扩建接入更多换流站后，可再修改为直流电压偏差斜率控制。 另外，本算例中由于定直流电压站为功率受端，故障后直流电压会失控上升，因此直流电压偏差控制中的高限控制器起主要作用，为提高可靠性可保留低限控制器。 4 典型工况仿真分析为了验证本文控制策略的正确性和有效性，在Matlab/Simulink仿真平台上搭建了图1中柔性直流电网仿真模型，系统主要参数与控制策略如前所述。 4.1 线路过流协调控制仿真分析 设初始时刻柔性直流电网正常环网运行，站1总送出功率为3 600 MW(每极1 800 MW)，站2总送出功率为2 000 MW(每极1 000 MW)。0.6 s时刻，线路1正极发生接地故障，线路两侧直流断路器随之动作，线路1被切除，原线路1的功率转流经线路3，导致线路3过流。仿真结果如图6所示。  图6 线路过电流协调控制仿真结果 如图4所示流程，正极线路1故障后，广域协调控制系统首先查询表3的工况5，得到正极站1和站2送出功率之和限值为2 000 MW，并根据线损最小的原则优先限制站1，站1功率限值为1 000 MW(实际功率为1 800 MW，已超出限值)，站2的功率限值为1 000 MW(实际功率满足限值要求)；同时计算负极各站限值，由于负极仍正常环网运行，各站的功率限值为自身容量；然后，将正负极限值相加后得到站1双极总限值为3 000 MW，站2的功率总限值为2 000 MW，最后广域协调控制系统将该功率限值指令下发至各新能源发电子站，站1风电子站需降低功率600 MW。 在站1正负极功率之和降低600 MW的过程中，正负极换流站也需要将各自功率降低到限值以下。站1正极换流站根据图5所示流程计算极间可转带功率为200 MW，在0.93 s时刻完成转带，线路3过流现象减轻。在1.1 s时刻，站1风电子站完成了对上层功率限值指令的响应，站1送出总功率降低至3 000 MW。随着总功率的降低，站1正极换流站计算可转带功率更新为500 MW，在1.2 s时刻完成转带，稳态后站1正极送出功率为1 000 MW，负极送出功率为2 000 MW，正极线路3的电流降低至4 000 A，过流问题得以解决。 4.2 直流电压协调控制仿真分析 设初始时刻站1双极共送出功率为3 000 MW，站2共送出功率为2 000 MW，站3定有功运行接受功率为1 000 MW，站4孤岛运行接受功率为1 000 MW，站5定直流电压运行接受功率为3 000 MW。0.6 s时刻，正极站5发生故障闭锁，且站5与站3之间通信异常。仿真结果如图7所示。  图7 直流电压协调控制仿真结果 站5故障后，根据图4的步骤，处理过程如下：1)首先计算各站功率限值：广域协调控制系统根据表3的工况2，得到正极站1和站2送出功率限值指令分别为1 000 MW和500 MW，与负极各站限值相加后，得到站1正负极功率限值之和为3 000 MW，站2正负极功率限值之和为1 500 MW；2)广域协调控制系统迅速采取切机降功率措施将站2总功率降低至1 500 MW(站1总功率限值3 000 MW无需降低)；3)站1和站2的正极分别向负极转带功率500 MW和250 MW，实现每极每站的功率限值控制；4)直流电压暂时失控，电压上升至站3的高限控制值1.03 p.u.后高限控制器自动投入，站3正极功率增大至1 000 MW，将直流电压控制在高限值1.03 p.u.；5)负极始终正常运行，稳态后传输功率增大500 MW。可见在广域协调控制系统、联网换流站与孤岛换流站的配合下，实现了系统扰动情况下对直流电压的可靠协调控制。 5 结语本文提出的协调控制系统能通过上层广域协调控制系统和换流站协调控制系统的配合，在柔性直流电网发生异常后，维持系统功率平衡并将直流电压和线路电流控制在正常范围内。以一个典型的五端柔性直流电网为例，对协调控制策略的设计过程和工作机制进行了详细说明，仿真结果验证了协调控制策略在应对柔性直流电网故障方面的可行性和有效性。与现有策略相比，该方案更适用于双极型式且包含多个孤岛换流站的柔性直流电网；同时，方案适应性好，对于不同的柔性直流电网，仅需适当修改表3的工况与数值，因此适合工程应用。 参考文献 [1] 徐政，陈海荣. 电压源换流器型直流输电技术综述[J]. 高电压技术，2007，33(1)：1-10. 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Foundation item: Supported by the Science and Technology Project of SGCC (XT71-16-012). Coordinated Control Strategy for VSC-HVDC Power GridLIU Xinhe1, ZHANG Hao1, LI Daoyang1, WANG Xianwei1, WU Jinlong1, YAO Weizheng2 (1. Xi’an XJ Power Electronics Technology Corporation, Xi’an 710075 , China; 2. Xuji Group Corporation, Xuchang, Henan 461000, China) Abstract： Aiming at complex VSC-HVDC power grid with bipolar structure which contains renewable energy island power sent and isolated power supply, a coordinated control strategy is proposed. The coordinated control system includes wide-area coordinated control system(WCCS) and VSC coordinated control system(VCCS). After VSC fault or DC line fault, WCCS adjusts power of each converter station and other subsystems according to the operation conditions, and each converter station also changes its own control mode or power according to operation conditions and instructions by VCCS. Based on the typical VSC-HVDC power grid, simulation under typical conditions verifies that the proposed strategy can obviously improve the response characteristics of VSC-HVDC power grid under the fault conditions and improve the security and stability of VSC-HVDC power grid. Key words： VSC-HVDC power grid; coordinated control; DC voltage margin; DC voltage margin-droop; bipolar power transfer control 基金项目：国家电网公司科技项目(XT71-16-012)。 文章编号：1674-0629(2017)09-0001-07 中图分类号：TM721.1 文献标志码：A DOI：10.13648/j.cnki.issn1674-0629.2017.09.001 |
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