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

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。