一种适用于MMC-MTDC的主站直流电压控制策略

熊　毅,庞　丹,齐海涛

(1.东北电力大学 研究生院,吉林 吉林 132012; 2.国网吉林省长春供电公司,长春 130000;3.国网江西省电力公司 吉安供电分公司,江西 吉安 343000)



一种适用于MMC-MTDC的主站直流电压控制策略

熊毅1,庞丹2,齐海涛3

(1.东北电力大学 研究生院,吉林 吉林 132012; 2.国网吉林省长春供电公司,长春 130000;3.国网江西省电力公司 吉安供电分公司,江西 吉安 343000)

针对多端直流电网控制方式在紧急情况时存在的不足,提出了一种以UDC为参考信号,允许直流电网中多个换流站参与电压调节,在换流站退出运行的紧急状况下,都能够保证电网运行的可靠性和电压稳定性的控制策略。在RT-Lab中搭建了一个连接海上风场和陆上交流系统五端直流电网模型。分析了换流站运行于UDC-Q控制模式(主换流站)或者P-Q控制模式(下垂控制)或者是UAC-f控制模式,仿真研究了一个换流站退出运行后的动态过程,验证了直流电压控制策略的有效性。

模块化多电平换流器;高压直流输电;多端直流电网;下垂控制;电压稳定性

能源需求的不断增长以及新能源的大量接入,加上碳排放降低的目标都迫使现有的电力网络接近于极限运行,这就迫切需要对现有系统进行强化。欧洲电网建立超级电网的方式就是一种很好地解决方法[1-2],构建多端直流电网以连接海上风场和陆上交流系统,其他国家也在经历相似的情形。中国建设多端直流电网主要是解决风场接入问题,如中国舟山项目就是一个包含海上风场和陆上交流电网的五端直流电网,其中包含五个换流站,风场模型为双馈风机,换流站为模块化多电平换流器(MMC)。该换流器具有较低开关频率、较小损耗,节省了滤波设备,而且模块化设计提升了换流站可靠性,所以它适于构建多端直流电网。

多端直流电网的控制方法可归纳为“定直流电压运行”(主从模式)和“P-U下垂控制”[3]。主从控制中,主换流站是唯一一个调节功率以平衡直流电压的节点,整个直流电网会在主换流站(直流电网的平衡节点)退出运行时受到威胁。P-U下垂控制中,换流站都能够参与到电压控制中,提升了直流电网运行的可靠性;但在高负荷运行情况,该方法并不能精确调控直流电压,一个换流站退出运行时,要求直流电压变化±5%以内。另一方面,所有换流站参与电压控制不可避免产生冲突。本文提出一个不依靠远程通信而能保持电压稳定的控制策略,即搭建有两个主换流站(平衡节点)的多端直流电网,采用改进的电压下垂控制策略,以保证动态工况时直流电压在运行限值内。

1　模块化多电平换流器(MMC)

1.1MMC结构

MMC换流器有3个相,分别由上桥臂、下桥臂组成。子模块(SM)的个数由标称电压决定,子模块串联形成桥臂。每个子模块有两对开关(IGBT和二极管)和一个电容组成。每个桥臂由大量子模块串联组成,从而降低了每个子模块的额定电压值,因而提升了波形质量。文献[4]以嵌套的快速同步方法仿真,能降低电磁暂态仿真的计算时间,对每一个子模块能提供一个精确模型,也能仿真子模块损坏的情形。

1.2MMC控制

MMC控制器分为上层控制(外环、内环控制)和底层控制(电容电压平衡和环流控制),如图1所示。

图1　MMC控制框图

上级控制采用了向量控制:内环控制中,电流通过分解到dq旋转坐标系下实现了有功功率及无功功率的解耦控制;两个外环控制中P、Q、Udc及交流电压用来决定dq轴的电流参考值。下级控制中,环流抑制控制(CCSC)用来降低二次谐波和保护子模块。电容电压平衡控制用来保证运行工况下各子模块电容电压的平衡。

2　模块化多电平换流器的控制

多端直流电网(MTDC)通常采用三种控制方法:传统的主从控制、P-U下垂控制、多电压控制换流站的控制方法。

2.1定直流电压控制(主从控制)

直流电网中直流电压是平衡信号,在运行时必须保持恒定。在主从控制中,主换流站用以控制直流电压,其他换流站控制各自的有功功率。主换流站调节功率维持直流电网的有功功率动态平衡。这种集中控制需要主换流站具有快速的暂态响应速度和足够的有功功率,并与强交流系统相连。但该控制方法在主换流站退出运行后无法保持系统运行的可靠性和稳定性。

为控制直流电网的潮流,维持直流电压与设定值,直流电压控制器调节内环参考值idref。直流电压测量值和设定值之间的差值经过一个PI控制器得到idref。有功功率控制器的控制过程与其类似,如图2所示。

图2　换流站直流电压控制及有功功率控制

2.2P-U下垂控制

下垂控制是为了维持某一换流站退出运行时多端柔性直流输电系统的功率平衡，这种模式使得所有换流站都能够参与到功率平衡控制中,减少了主从控制中主换流站功率不匹配的问题。对于多平衡节点会带来冲突问题,可以通过随直流电压波动的下垂控制环节保证潮流的控制。P-U下垂控制流程类似于交流系统中的频率下垂控制;但是由于线路的电阻而导致直流电压并不是一个单一值。下垂控制的实现解决了MTDC中必须有一个主换流站的问题。按设计需求直流电网电压必须保持在-0.95～+1.05 V之间。P-U下垂控制的流程如图3所示。

图3　P-Q控制站的P-UDC下垂控制

检测到直流电压变化时可以通过下垂控制调节有功功率的参考值。下垂常数β决定了不同换流站之间功率分配的不同。相同的下垂常数会导致所有换流站的有功功率平均分配。如果各换流站选取不同的下垂系数,则下垂系数较大的换流站会对控制环节做出更多响应。通过灵敏度分析可以选取最合适的下垂控制常数β。

文献[5-6]对使用下垂控制的多端直流电网进行了应急分析。定义Pi是第i个换流站的有功功率输出,Pi*是功率参考值,Ploss是直流导线电压降造成的总损耗,稳态下,它们的计算表达式分别为

(1)

Ploss=-ΣiPi

(2)

(3)

换流站n退出运行后,换流站的功率参考值变为

(4)

假设所有换流站拥有相同的功率额定值,并且忽略直流功率损耗,简化后的功率表达式(n换流站退出运行后,剩下的n-1个换流站平均分配功率。为

(5)

2.3主从下垂控制(UDC-Q换流站)

一般情况下,直流电网中同时有两个平衡节点换流站,会引起控制冲突。在主换流站退出运行时,定直流电压控制和P-U下垂控制都不能保证电网运行的可靠性和直流电压的稳定性。为解决这一问题,本文提出一种控制策略,即多电压控制换流站的控制方法。

主控站直流电压控制如图4所示,电压的参考

值通过下垂控制获得,并引入换流站测得的直流电流IDC。选择直流电流IDC是因为换流站退出运行时,最直接的变化就是IDC。下垂控制常数γ随着运行工况和换流站额定参数而改变。γ值通过灵敏度求解确定,其取值有严格要求;若γ<γmin,下垂控制不起作用,若γ>γmax,电压设定值偏差太大,严重影响系统的稳定。主下垂控制可以在某个主控制站退出运行时保证电压的快速恢复。

图4　主控站直流电压控制

3　建立多端直流系统模型

在RT-Lab中建立的5端柔性直流输电系统模型如图5所示。

该系统包含了陆上交流电网及海上风场:换流站1号、2号、3号、5号与理想电压源表示的交流系统连接;换流站4号与海上风场相连接,其中海上风场为双馈式感应风机。所有换流站均采用上述描述的模块化多电平换流器(MMC),各换流站通过100 km长的地下直流电缆相连。算例柔性直流输电系统的参数如表1、2所示。

表1　风电机组参数

图5　RT-Lab系统中建立5端直流电网模型

交流系统侧直流系统侧直流电缆SCR220kV±320kVR0.0127Ω/km1000MW14mHL0.93mH/km203e7ΩC12.74nF/km

在该系统中,换流站1号是主换流站运行于UDC-Q模式,换流站2号、3号、5号为P-Q运行方式。风场控制交流电压UAC及频率f保证风场的功率最大限度的注入电网。由于电压源型换流器(VSC)拥有双向传输功率的能力,每个换流站都能够根据运行需求运行于整流模式或逆变模式。

4　仿真及结果

用上述在RT-Lab中建立5端柔性直流输电系统进行仿真试验,以验证本文提出的控制策略的有效性。常数系数β和γ通过灵敏度分析方法确定。稳态情况下系统的潮流状态如图6所示,在1 s时换流站1号退出运行。之后分两种情形分析系统的动态特性。

情形1:换流站1号是算例系统的唯一的主换流站;换流站2号、3号、5号运行于P-UDC下垂控制或运行于P-Q模式;换流站4号运行于UAC-f模式。

情形2:换流站1号和2号均为主换流站,换流站3号运行于P-UDC下垂控制,换流站4号运行于UAC-f模式,换流站5号运行于P-Q模式。

4.1P-UDC下垂控制

通过换流站1号的退出运行检验系统的动态特性。常数系数β的取值范围为βmin<β<βmax。β<βmin(=β1)时整个系统都无法保持稳定,系统潮流可变范围很小,能量的不匹配需要较长时间才能达到平衡,直流电压也会超出限值范围。而当β>βmax(=β3)时P-UDC下垂控制的影响可忽略不计。事故前系统电压维持在1 p.u.;事故状态电压允许调整范围为(+1.05 p.u.;-0.95 p.u.)。可以看到由于β1数值太小，当β=β1时电压相应最差,上升到1.4 p.u.;而选择较大数值的β2、β3时能有效补偿能量的不匹配并只引起电压轻微上升至1.3 p.u.(β2)、1.15 p.u.(β3)。

从图6可知,β3产生了最佳电压响应,所以P-UDC下垂控制最佳常数系数β取值为β3。在换流站1号退出运行，P1减小为0 p.u.时,P-UDC下垂控制可控制换流站2号、3号及5号的功率补偿系统功率不匹配,维持了电网能量的均衡(Pin=Pout+Ploss),上述动态测试可得出P-UDC下垂控制虽然能够维持换流站间功率的平衡,但无法保证直流电压UDC维持在正常范围内。

图6　情形1换流器直流母线电压及潮流状态

4.2多主站控制

换流站1号、2号作为直流电网的主换流站,通过直流电压信号UDC进行电压控制。1s时换流站1号退出运行,直流电网直流电压和功率特性曲线如图7所示。通过灵敏度分析可以确定常数系数γ,其值确定了主下垂控制的特性。常数系数γ的取值范围为γmin<γ<γmax,其中γmin=0.01,γmax=0.1。γ<γmin时主下垂控制无效,而γ>γmax时两个主换流站的电压背离太大,导致电压值上升至限值,系统的稳定也无法保证。考虑P-UDC下垂控制中β=β3选择γ。直流电压UDC在γmin、γ2时维持在可接收限值内,首先升高至1.05 p.u.,之后下降至标称电压值,则在γmin、γ2之间取值时可得到很好的电压特性,这样取γ=γ2。在故障发生的暂态瞬间小范围内受到P-UDC下垂控制的影响,P3和P5降低以弥补P2的变化。次主控站(2号)主要负责功率的平衡。

由图7可知,本文提出的控制策略在保证功率分配平衡的同时具有快速的电压恢复特性。

图7　情形2换流器直流母线电压及潮流状态

5　结　语

本文提出了一种可选择的控制策略,保证主控站退出运行时并满足电压稳定的前提下维持直流电网功率平衡,通过两个主控站的配合克服了其他控制策略的不足。在控制回路中直流电压UDC参考信号得到修改防止了电压控制的冲突。为验证所提出控制策略的合理性与有效性,在RT-Lab系统中建立了基于MMC的5端直流电网，并进行仿真试验，结果表明,该控制策略可以保证在电压稳定的前提下维持直流电网功率的合理分配。

[1] AHMED N, HAIDER A, VAN HERTEM D, et al. Prospects and challenges of future HVDC Super Grids with modular multilevel converters[J].in Power Electronics and Applications (EPE 2011),Proceedings of the 2011-14th European Conference on, 2011, pp.

[2] VAN HERTEM D,GHANDHARI M.Multiterminal VSC HVDC for the euro pean super grid: Obstacles[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews,2010,14(9):3156-3163.

[3] HAILESELASSIE T M,UHLEN K. Impact of DC line voltage drops on power flow of MTDC using droop control[J].Power Systems, IEEE Transactions on, 2012,27(3):1441-1449.

[4] GNANARATHNA U N, GOLE A M, JAYASINGHE R P.Efficient modeling of modular multilevel HVDC converters (MMC) on electro magnetic transient simulation programs[J]. Power Delivery, IEEE Transactions on, 2011,26(1):316-324.

[5] CHAUDHURI N R,CHAUDHURI B. Adaptive droop control for effectivepower sharing in multi-terminal DC (MTDC) grids[J]. Power Systems, IEEE Transactions on, 2013,28(1):21-29.

[6] ABDELWAHED, MOHAMED A, ELSAADANY, EHAB. Adaptive droop based power sharing control algorithm for offshore multiterminal VSC-HVDC transmission[C]//Electrical Power and Energy Conference (EPEC), 2015 IEEE. IEEE, 2015.

(责任编辑郭金光)

DC voltage control strategy for main station of MMC-MTDC

XIONG Yi1, PANG Dan2, QI Haitao3

(1.Graduate School, Northeast Dianli University, Jilin 132012, China; 2.State Grid Jilin Electric Power Supply Company, Changchun 130000, China; 3.Ji′an Power Supply Branch, State Grid Jiangxi Electric Power Company, Jian 343000, China)

Aiming at the shortcomings of the existing multi-terminal DC power control mode in emergency circumstances, this paper proposed the control strategy which allowed multiple converter stations to regulate grid voltage, takingUDCas the referential signal, so as to ensure reliability and voltage stability of power grid operation. In the RT-Lab, the five-terminal DC power gird model connecting offshore wind farm and onshore AC system was established. The paper analyzed the converter station operating underUDC-Qcontrol mode (main station),P-Qcontrol mode (droop control) orUAC-fcontrol mode, and simulated the dynamic process of the converter station after the operation, and verified the effectiveness of DC voltage control strategy.

MMC; HVDC; MTDC,Droop control; voltage stability

2016-01-17；

2016-03-04。

熊毅(1986—),男,硕士研究生,主要从事柔性直流输电系统的控制策略研究。

TM761

A

2095-6843(2016)03-0204-05