多端電壓源型直流系統(tǒng)的功率協(xié)調(diào)控制技術

付 媛，王 毅，張祥宇，羅應立

（華北電力大學 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，河北 保定 071003）

0 引言

多端直流 MTDC（Multi-Terminal Direct Current）輸電技術為新能源大規(guī)模并網(wǎng)提供了一種靈活、可靠的技術解決方案。電壓源型MTDC（VSC-MTDC）系統(tǒng)不僅擁有雙端直流輸電所具備的有功/無功功率獨立控制、向無源負荷供電、潮流反轉、穩(wěn)定交流母線電壓等運行特性[1-6]，并且在多電源供電、多落點受電的組網(wǎng)模式下，多端直流輸電能夠將地理位置不同的分布式電源聯(lián)網(wǎng)，向多個負荷中心供電，從而更有效地解決新能源并網(wǎng)消納問題[7-8]。

VSC-MTDC可以隔離各端電網(wǎng)間的相互影響，有利于系統(tǒng)接納具有間歇性、隨機性的新能源，然而系統(tǒng)受到擾動后，多端換流站間則需要通過協(xié)調(diào)控制來增強系統(tǒng)運行可靠性。為確保VSC-MTDC系統(tǒng)安全運行，電網(wǎng)受到擾動后通?？刹捎靡韵?種控制方案維持直流網(wǎng)絡功率平衡：控制直流電壓側換流站故障時，選取系統(tǒng)中具有功率調(diào)節(jié)能力的換流站進行定功率控制與定直流電壓模式切換，確保直流網(wǎng)絡的穩(wěn)定運行[9-12]；控制直流電壓側換流站故障或限流時，各端換流站采用直流電壓下垂控制，共同分擔系統(tǒng)中不平衡功率，有效避免單個換流站過載[13]；系統(tǒng)中各換流站均采用直流電壓下垂運行方式，發(fā)揮各端電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力，但直流電壓會出現(xiàn)一定程度的波動[14-16]。以上控制方案發(fā)揮出了系統(tǒng)多端功率可控的優(yōu)勢，但并未充分考慮多換流站參與功率調(diào)節(jié)后各端電網(wǎng)的安全運行。此外，針對不同類型擾動對系統(tǒng)安全運行造成的影響，VSC-MTDC應采取的解決方案尚需進一步完善。

為保證任一端電網(wǎng)受到擾動后，VSC-MTDC系統(tǒng)能夠維持穩(wěn)定運行，本文提出一種新的有功協(xié)調(diào)控制策略。在判斷擾動位置后，根據(jù)擾動對電網(wǎng)電能質(zhì)量的危害程度，系統(tǒng)可運行在所提出的自由、下垂和限流3種運行模式下，換流站則根據(jù)直流電壓－有功以及有功－頻率調(diào)節(jié)特性，采取相應的功率協(xié)調(diào)方案，削弱因擾動引起的功率不平衡對MTDC系統(tǒng)安全運行的影響。為驗證所提控制方案的有效性，本文建立VSC-MTDC系統(tǒng)及其控制模型，對系統(tǒng)運行在各模式下，各端換流站參與功率協(xié)調(diào)的動態(tài)過程進行仿真研究。

1 VSC-MTDC系統(tǒng)結構與控制策略

常規(guī)火電與分布式新能源聯(lián)合組網(wǎng)以MTDC輸電的形式送至遠方負荷中心，可以大幅提高新能源的輸送能力，降低外送成本。圖1為含風電的MTDC系統(tǒng)環(huán)形拓撲結構圖。風電場換流站W(wǎng)-VSC將匯集的風電功率經(jīng)整流后輸送到直流電網(wǎng)，與常規(guī)電網(wǎng)換流站G-VSC組成送端換流站，通過直流網(wǎng)絡連接遠方負荷中心，并由換流站L-VSC1和L-VSC2組成受端換流站。

為保證MTDC系統(tǒng)電壓穩(wěn)定，VSC-MTDC系統(tǒng)內(nèi)通常選取一端具有較強功率調(diào)節(jié)能力的換流站G-VSC控制直流電壓；W-VSC則采用恒壓恒頻控制，保證本端電網(wǎng)的電能質(zhì)量，并實時匯集風電功率；其余各端換流站L-VSC可根據(jù)發(fā)電計劃，采用定功率控制實現(xiàn)功率分配，將風電功率及部分火電廠功率送至負荷中心。分布式風電經(jīng)W-VSC匯集后，可削弱新能源自身的波動性對系統(tǒng)的擾動，而系統(tǒng)相對獨立的送電通道也可避免落點過于集中，從而提高了大規(guī)模風電的集中輸送能力。

目前，VSC-MTDC系統(tǒng)為發(fā)揮多端換流站的功率協(xié)調(diào)能力，各端換流站在控制直流電壓側故障或限流時通常采用下垂特性控制，自然分配系統(tǒng)功率變化量。但該控制方案需改進以下幾點：各端換流站應針對不同位置擾動，采取相應的控制措施實現(xiàn)功率協(xié)調(diào)；各端換流站參與功率協(xié)調(diào)時，應考慮該側電網(wǎng)的電能質(zhì)量；合理整定并啟動下垂控制，避免直流電壓頻繁波動。

圖1 MTDC系統(tǒng)結構圖Fig.1 Structure of MTDC system

2 VSC-MTDC系統(tǒng)的功率協(xié)調(diào)控制策略

2.1 擾動對VSC-MTDC系統(tǒng)的影響

VSC-MTDC系統(tǒng)內(nèi)的擾動可按其發(fā)生位置分為3類，即來自G-VSC端、L-VSC端以及W-VSC端的擾動，確定擾動位置后進而采取相應的功率協(xié)調(diào)控制方案，維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。其中，G-VSC端擾動主要有該側電網(wǎng)負荷變化、換流站故障或退出運行；L-VSC端擾動主要包括本端負荷的變化以及功率外送線路發(fā)生故障，造成外送功率阻塞；W-VSC端擾動主要體現(xiàn)在新能源輸送功率的不穩(wěn)定性，如風速變化、風電機組故障脫網(wǎng)，以及匯流線路發(fā)生故障使饋入直流網(wǎng)絡功率受限。

系統(tǒng)遭受上述擾動后，直流電網(wǎng)內(nèi)將出現(xiàn)不平衡功率，威脅各端換流站及所連電網(wǎng)的安全運行。VSCMTDC系統(tǒng)應首先判定擾動類型，進而采取合適的功率協(xié)調(diào)解決方案，如G-VSC退出運行，系統(tǒng)需重新選取具有較大功率裕量的換流站將其控制模式切換至定直流電壓控制；W-VSC饋入系統(tǒng)功率不穩(wěn)定，則需要G-VSC或與L-VSC共同進行功率調(diào)節(jié)，削弱新能源對系統(tǒng)安全運行的影響；L-VSC端電網(wǎng)無法穩(wěn)定運行時，則需要改變其定功率控制模式，尋求G-VSC端的功率支持。因此，多端換流站之間的功率協(xié)調(diào)控制需要針對不同類型的擾動采取相應的解決方案。

2.2 G-VSC端受擾動后的功率協(xié)調(diào)控制策略

G-VSC（或與常規(guī)電網(wǎng)交流連接的遠方電網(wǎng)2）端受到擾動，常規(guī)電網(wǎng)和遠方電網(wǎng)2可在自身功率裕量內(nèi)進行功率調(diào)節(jié)，但如果擾動期間無法保證該側電網(wǎng)電能質(zhì)量，則需其余端電網(wǎng)參與功率協(xié)調(diào)，為其提供有效的支持。因此，綜合考慮擾動對系統(tǒng)造成的影響，根據(jù)G-VSC端電網(wǎng)頻率和電流，將VSC-MTDC系統(tǒng)分為自由運行、下垂運行和限流運行3種運行模式，對應圖2中分別用N=1，2，3表示。和It2分別為控制模式切換處的門檻頻率和門檻電流。本文考慮到電網(wǎng)的電能質(zhì)量和常規(guī)電網(wǎng)的功率裕量，和It2分別選定為0.2 Hz及1.2 p.u.。為避免運行過程中工作方式的頻繁切換，在切換點處分別采用頻率和電流滯環(huán)控制。量滿足，電流滿足 I＜1.2 p.u.，對應于圖2中N=1。該模式下，VSC-MTDC系統(tǒng)始終能夠為用戶提供優(yōu)質(zhì)的電能質(zhì)量。當系統(tǒng)經(jīng)受擾動時，G-VSC和L-VSC2端交流電網(wǎng)共同承擔系統(tǒng)全部不平衡功率，并維持直流電壓恒定，各端換流站無需參與有功協(xié)調(diào)控制。當G-VSC的功率調(diào)節(jié)超出一定容量致使電網(wǎng)電能質(zhì)量得不到保障時，VSC-MTDC系統(tǒng)進入下垂運行模式。

圖2 VSC-MTDC系統(tǒng)的3種運行模式Fig.2 Three operating modes of VSC-MTDC system

b.下垂運行模式。

a.自由運行模式。

自由運行模式中，G-VSC端交流電網(wǎng)頻率的變化圖2中N=2。為保證電網(wǎng)的頻率質(zhì)量，需要與G-VSC直接聯(lián)網(wǎng)的L-VSC2進行有功功率/系統(tǒng)頻率（P/f2）下垂控制，以便多端共同參與功率協(xié)調(diào)。L-VSC2的有功功率可表示為：

其中，P*dc_L2為L-VSC2端換流站功率Pdc_L2的基準值；kL2為 P/f2的下垂系數(shù)，kL2=ΔPL2_max/0.5，ΔPL2_max為L-VSC2功率最大調(diào)節(jié)量；ΔfL為L-VSC2端電網(wǎng)頻率。

圖3為L-VSC2的控制結構圖。

圖3 L-VSC2控制結構圖Fig.3 Control structure of L-VSC2

在此基礎上，G-VSC由定直流電壓控制變?yōu)橹绷麟妷?/直流電流（Udc/Idc）下垂控制，使各端共同分擔G-VSC的功率調(diào)節(jié)壓力。Udc/Idc下垂特性表示為：

其中，kG為 Udc/Idc的下垂系數(shù)，kG=0.1/Idc_Gmax，Idc_Gmax為G-VSC直流側電流Idc_G的最大值；U*dc_G為直流電壓Udc_G的參考值。

G-VSC控制結構如圖4所示。

圖4 G-VSC控制結構圖Fig.4 Control structure of G-VSC

G-VSC采用Udc/Idc下垂控制，使得L-VSC1和W-VSC可以根據(jù)直流電壓的變化量參與功率協(xié)調(diào)。L-VSC1在定功率P*dc_L1基礎上增加功率變化量ΔPL1，分擔系統(tǒng)不平衡功率。直流電壓/有功功率（Udc/P）下垂特性可表示為：

其中，kL1為 Udc/P 的下垂系數(shù)，kL1=0.1/ΔPL1_max；U*dc_L1為L-VSC1側直流電網(wǎng)電壓Udc_L1的參考值。

L-VSC1的控制結構如圖5所示。

圖5 L-VSC1控制結構圖Fig.5 Control structure of L-VSC1

c.限流運行模式。

當G-VSC電流 I≥1.2 p.u.后，VSC-MTDC系統(tǒng)進入限流運行模式，對應于圖2中N=3。在限流模式下，G-VSC功率調(diào)節(jié)能力已達到極限，直流網(wǎng)絡電壓將出現(xiàn)劇烈波動。此時，系統(tǒng)需重新選擇具有較大功率裕量的L-VSC1控制直流電壓，維持系統(tǒng)功率平衡，G-VSC則保持極限功率恒定，控制結構如圖4和圖5所示。

2.3 L-VSC1端受擾動后的功率協(xié)調(diào)控制策略

L-VSC1端電網(wǎng)自身受到擾動時，由于換流站定功率控制，使直流電網(wǎng)內(nèi)功率平衡狀態(tài)未受影響，但這將造成該端電網(wǎng)缺乏功率調(diào)節(jié)能力，導致擾動后電能質(zhì)量下降。為保證電網(wǎng)的頻率質(zhì)量以及從直流網(wǎng)絡中獲得功率支持，需要L-VSC1仿照式（1）進行有功功率/系統(tǒng)頻率（P/f1）下垂控制，以便多端共同參與功率協(xié)調(diào)。

L-VSC1采用P/f1下垂控制后，G-VSC和L-VSC2端電網(wǎng)即可進行功率支持。若L-VSC1端電網(wǎng)出現(xiàn)嚴重擾動，則需要G-VSC啟動Udc/Idc下垂控制，甚至進入限流模式，使得其余換流站W(wǎng)-VSC能夠進一步分擔不平衡功率。

2.4 W-VSC端受擾動后的功率協(xié)調(diào)控制策略

W-VSC采用恒壓恒頻控制策略，保證了新能源側電網(wǎng)的電能質(zhì)量，并且機組輸出功率保持最大功率跟蹤，因此，VSC-MTDC系統(tǒng)其余端擾動對新能源電網(wǎng)運行的影響很小。W-VSC端電網(wǎng)若參與功率協(xié)調(diào)控制，減小功率突變初期的沖擊，可在系統(tǒng)進入下垂運行模式后，通過直流電壓/新能源機組輸出功率（Udc/Pg）下垂控制為系統(tǒng)提供短時的功率支持，可仿照式（3）表示。

然而，當W-VSC端電網(wǎng)出現(xiàn)擾動后，G-VSC和L-VSC2端電網(wǎng)應首先承擔功率調(diào)節(jié)，若系統(tǒng)進入下垂運行，G-VSC采用Udc/Idc下垂控制，則L-VSC1可通過Udc/P控制參與功率協(xié)調(diào)，直至G-VSC功率調(diào)節(jié)能力達到極限，換流站切換控制模式使得平衡點轉移。

綜上，任一端電網(wǎng)受到擾動后，VSC-MTDC系統(tǒng)各端換流站采取的功率協(xié)調(diào)控制策略如表1所示。

首先確定VSC-MTDC系統(tǒng)的擾動類型，進而根據(jù)受擾動程度分成3種運行模式，并分別采取相應的功率協(xié)調(diào)控制方案，合理啟動下垂控制，避免直流電壓頻繁波動，保證各端電網(wǎng)為直流系統(tǒng)提供功率支持的同時，改善VSC-MTDC系統(tǒng)的可靠性和供電質(zhì)量。

表1 各端換流站的功率協(xié)調(diào)控制策略Tab.1 Power coordinated control strategies of different terminal converters

3 仿真分析

3.1 系統(tǒng)簡介

為驗證在所提控制策略下，VSC-MTDC系統(tǒng)通過各端間功率協(xié)調(diào)，對擾動承受能力的改善作用，利用MATLAB/Simulink仿真軟件建立了如圖6所示的交直流混聯(lián)仿真系統(tǒng)。系統(tǒng)中3個常規(guī)火電廠（G2、G3和 G4）裝機容量分別為 1800 MV·A、800 MV·A 和600 MV·A，2個風電場分別由300臺2 MW雙饋風電機組組成，風電場和火電廠均視為等值機組。下面給出具體參數(shù)（未注明單位的均為標幺值）。2 MW風機參數(shù)為：定子電阻Rs=0.0108，定子電感Ls=0.102，轉子電阻Rr=0.01，轉子電感Lr=0.11，勵磁電感Lm=3.362，轉動慣量H=3 s。同步發(fā)電機G2參數(shù)為：直軸電抗Xd=2，暫態(tài)直軸電抗X′d=0.35，次暫態(tài)直軸電抗Xd″=0.252，交軸電抗 Xq=2.19，次暫態(tài)交軸電抗 Xq″=0.243，定子電阻 Rs=0.0045，定子電抗 X1=0.117，直軸暫態(tài)時間常數(shù)T′d0=8，直軸次暫態(tài)時間常數(shù)T″d0=0.0681，交軸暫態(tài)時間常數(shù)T″q0=0.9，轉動慣量H=5.2s。同步發(fā)電機G3和G4參數(shù)為：直軸電抗Xd=2.13，暫態(tài)直軸電抗Xd′=0.308，次暫態(tài)直軸電抗Xd″=0.234，交軸電抗Xq=2.07，次暫態(tài)交軸電抗Xq″=0.234，定子電阻Rs=0.005，定子電抗Xl=0.117，直軸暫態(tài)時間常數(shù)Td0′=6.09，直軸次暫態(tài)時間常數(shù)Td0″=0.033，交軸次暫態(tài)時間常數(shù)Tq0″=0.029，轉動慣量H=3.84 s。系統(tǒng)穩(wěn)定運行時，各端換流站功率分配情況見表2。下面給出在所提控制方案下，直流網(wǎng)絡出現(xiàn)功率不平衡后，各端換流站的動態(tài)響應。仿真結果中功率、電壓均采用標幺值，下標0表示采用協(xié)調(diào)控制前的響應情況。

表2 各端換流站的功率分配Tab.2 Power distribution among different terminal converters

3.2 G-VSC端的負荷變化

仿真過程中，G-VSC端負荷L1在3s時由300MW增至450 MW，13 s時再減至300 MW，引起該側電網(wǎng)頻率突變。圖7為負荷變化后，系統(tǒng)采用所提功率協(xié)調(diào)控制策略前后，G-VSC端電網(wǎng)頻率、直流電壓以及其余各端換流站功率支持的動態(tài)響應。

圖6 仿真系統(tǒng)結構圖Fig.6 Structure of simulation system

圖7 G-VSC端負荷變化下VSC-MTDC系統(tǒng)的動態(tài)響應Fig.7 Dynamic responses of VSC-MTDC system to load variation at G-VSC side

如圖7所示，G-VSC端3 s時負荷增加，在交流聯(lián)網(wǎng)的兩端共同功率支持下，G-VSC側電網(wǎng)頻率降低，此時需要直流網(wǎng)絡為其提供功率支持，維持電網(wǎng)的頻率質(zhì)量。首先與G-VSC交流聯(lián)網(wǎng)的L-VSC2進行P/f2下垂控制，G-VSC獨立進行功率支持，當G-VSC提供的功率不足以維持本端電網(wǎng)電能質(zhì)量時，系統(tǒng)由自由運行模式進入下垂運行階段。G-VSC通過Udc/Idc下垂控制，系統(tǒng)直流電壓出現(xiàn)明顯降落，達到0.96 p.u.，直流網(wǎng)絡的其他端根據(jù)直流電壓的變化參與系統(tǒng)內(nèi)功率協(xié)調(diào)。L-VSC1通過檢測直流電壓信號，減小了受電需求，而W-VSC則通過增加饋入系統(tǒng)功率，緩解了擾動對G-VSC側電網(wǎng)安全運行的影響。另外，該側電網(wǎng)負荷在13 s減小后，在多端功率共同協(xié)調(diào)下，G-VSC端電網(wǎng)頻率始終保持在允許值范圍（0.2 Hz）內(nèi)，使得系統(tǒng)的功率協(xié)調(diào)能力得到了顯著增強。

3.3 W-VSC端的風速變化

初始風速為8 m/s，風電機組采用最大功率跟蹤控制。仿真過程中，在3s時風速由8m/s增至9m/s，在13 s時再減至7 m/s，引起風電功率的突變，導致VSC-MTDC系統(tǒng)內(nèi)功率不平衡。圖8為系統(tǒng)采用有功協(xié)調(diào)控制方案前后，W-VSC端電網(wǎng)頻率、直流電壓和各端換流站的動態(tài)響應。

如圖8所示，風速在3 s時突增至9 m/s，風電場的功率增至0.3 p.u.，在交流聯(lián)網(wǎng)的兩端共同支持下，直流電網(wǎng)電壓保持穩(wěn)定，系統(tǒng)頻率fG0增加到50.3Hz。為改善該側電網(wǎng)電能質(zhì)量，系統(tǒng)需進入下垂運行，由直流網(wǎng)絡的L-VSC1換流站分擔不平衡功率。在所提功率協(xié)調(diào)控制策略下，G-VSC采用Udc/Idc下垂控制，直流電壓Udc_G快速升高至1.07 p.u.。而L-VSC1根據(jù)直流電壓變化，在Udc/P下垂控制下，增加了部分功率需求，吸收系統(tǒng)內(nèi)過剩的功率，從而分擔了G-VSC的功率調(diào)節(jié)壓力，該側電網(wǎng)頻率升高幅度減小了33%。另外，13 s時，風速減小，G-VSC和L-VSC2端電網(wǎng)共同補償風功率引起的功率缺額，造成該側頻率跌落。然而，通過G-VSC、L-VSC1和L-VSC2功率協(xié)調(diào)控制，G-VSC側頻率質(zhì)量得到改善，削弱了風電功率波動對系統(tǒng)安全運行的影響。

圖8 W-VSC端風速變化下VSC-MTDC系統(tǒng)的動態(tài)響應Fig.8 Dynamic responses of VSC-MTDC system to wind speed variation at W-VSC side

3.4 L-VSC端的負荷變化

仿真過程中，在3s時負荷L31由300MW增至450 MW，在13 s時再減至300 MW，引起該側電網(wǎng)頻率發(fā)生突變。圖9為采用功率協(xié)調(diào)控制前后，G-VSC端電網(wǎng)頻率、直流電壓和各端換流站功率的動態(tài)響應。

由圖9知，采用所提協(xié)調(diào)控制策略后，L-VSC1在P/f1下垂控制下增加受電需求，G-VSC和L-VSC2端電網(wǎng)無法承擔150MW突增負荷，系統(tǒng)頻率大幅跌落。系統(tǒng)進入下垂運行，直流電網(wǎng)電壓Udc_G快速減小。而風電在根據(jù)直流電壓變化，在UdcW/Pg下垂控制下，調(diào)整有功功率輸送，從而分擔了G-VSC的功率調(diào)節(jié)壓力，也使電網(wǎng)頻率質(zhì)量得到了明顯改善。13 s時，負荷L31減小，通過功率協(xié)調(diào)，L-VSC1端電網(wǎng)剩余功率被其余端共同分擔，保證了該側電網(wǎng)的供電質(zhì)量。

圖9 L-VSC1端負荷變化下VSC-MTDC系統(tǒng)的動態(tài)響應Fig.9 Dynamic responses of VSC-MTDC system to load variation at L-VSC1side

4 結論

本文研究了VSC-MTDC系統(tǒng)的有功協(xié)調(diào)控制技術。針對任一端的電網(wǎng)擾動，各端換流站可通過相應的控制方案，削弱其對系統(tǒng)安全運行的影響，得出如下結論。

a.綜合考慮換流站功率裕量及電網(wǎng)頻率質(zhì)量，根據(jù)擾動對系統(tǒng)的影響程度將其分為自由、下垂、限流3種運行模式，進而合理啟動下垂控制，避免直流電壓頻繁波動，并可利用各端換流站的功率協(xié)調(diào)能力，增強系統(tǒng)運行可靠性。

b.當系統(tǒng)進入下垂運行后，換流站可根據(jù)各自的下垂特性協(xié)調(diào)分配系統(tǒng)內(nèi)的不平衡功率，發(fā)揮系統(tǒng)內(nèi)多端功率可控的優(yōu)勢，有效避免單個換流站限流，但下垂控制下，直流電壓不再維持恒定。

c.系統(tǒng)應根據(jù)遭受擾動情況分析擾動來源，本文通過直流電壓－有功及有功－頻率調(diào)節(jié)特性設定下垂控制環(huán)節(jié)，確保任一端電網(wǎng)出現(xiàn)擾動，系統(tǒng)均可采取相應的功率協(xié)調(diào)措施，在保證各端電網(wǎng)電能質(zhì)量的同時，使多端共同參與功率調(diào)節(jié)。