适用于新能源并网的VSC-MTDC系统协调控制策略

2018-11-09刘英培解赛梁海平王正平邢志坤郑连跃

电力建设 2018年11期

刘英培，解赛，梁海平，王正平，邢志坤，郑连跃

(1.华北电力大学电气与电子工程学院，河北省保定市 071003；2. 国网沧州供电分公司，河北省沧州市 061001；3. 国网海兴供电分公司，河北省沧州市 061200)

0 引言

以风电、光伏为代表的新能源并网时出力具有间歇性和不确定性等特点[1-2]，对所连系统在功率调节方面提出了更高的要求。由于电压源型换流器(voltage source converter, VSC)具有有功功率和无功功率的解耦控制、潮流反转时直流电压极性不变和可以向无源网络供电等诸多功能[3-4]，因此，基于电压源型换流器构建的多端柔性直流(voltage source converter multi-terminal direct current，VSC-MTDC)输电技术可以解决多电源供电以及多落点受电问题，提高电能质量和传输效率，增大供电半径，有效解决电网谐波、三相不平衡等一系列问题，在新能源并网、大容量远距离电能输送以及新增城市直流配电网等领域有着广泛的应用前景[5-7]。

与两端系统相比，多端直流输电系统的多个换流站间可以实现功率的相互协调，因此具备更高的灵活性和可靠性，同时控制策略也更加复杂[8]。主从控制的优势在于采用定直流电压控制的换流站可以平衡系统中的功率变化，将直流电压维持在额定值附近，尤其适用于功率变化频繁的直流配电网中的应用[9]。电压下垂控制的优势在于进行功率调节时可以确保每个具备功率调节能力的换流站都能参与不平衡功率的调节，提高系统的稳定性[10]。文献[10]提出了一种适用于功率共享的自适应下垂控制方法，针对换流站不同的功率裕度，实现不平衡功率的灵活分配，但未考虑多个换流站间直流电压的误差，会导致某一换流站直流电压达到允许波动的极限时，其余换流站仍存在较大可用功率容量。该问题在线路电阻较大的直流配电网的应用中更为明显。文献[11]提出了一种包含功率共享的通用直流电压下垂控制策略，采用分层控制结构，结合3种控制模式，提高了电压下垂控制的功率共享能力，增强了系统的可操作性，但控制较为复杂。文献[12]将平移下垂曲线和改变下垂曲线斜率相结合，消除静态偏差，将直流电压限制在允许范围内，但当换流站下一个稳态的有功功率值为换流站的额定功率时，无法实现消除直流电压静态偏差的效果。文献[13-14]均可实现最优功率分配，但须依赖通信系统。文献[15]指出，在实际工程中，潮流波动过程时间比通信系统所需时间长，因此可以应用通信改进功率调节的实用性，但应考虑当通信中存在较长时间的延迟或通信中断时系统仍可维持稳定运行，降低系统对于通信的依赖性。

针对新能源并网的VSC-MTDC输电系统中各换流站之间功率协调控制的问题，提出一种适用于VSC-MTDC系统的协调控制策略。通过多个换流站分担采用定直流电压控制的主换流站有功功率的方式，使主换流站不易达到满载，从而维持直流电压在额定值附近，尤其适用于新能源并网时出力频繁波动的情况；当主换流站满载或退出运行时，其余不平衡功率由采用自适应下垂控制的换流站承担，根据换流站的功率裕度将系统中的不平衡功率进行合理分配；调节过程中下垂系数固定，使调节更为简单、稳定；由于新能源并网时的电压等级一般较低，线路电阻较大，容易导致多个换流站间直流电压存在较大误差，故引入直流电压极限值调节。当系统中任一换流站直流电压达到允许波动的极限时，所有采用自适应下垂控制的换流站同时达到满载，可以最大限度地利用换流站的有功功率容量，维持直流电压稳定。仿真结果验证所提控制策略的可行性和有效性。

1 VSC-MTDC系统数学模型

五端柔性直流输电系统结构图[16-17]如图1所示。Pi、Qi(i=1，2，…，5)分别为换流站输出的有功功率和无功功率，以注入直流电网为参考正方向；B1、B2分别为输电线路两侧的直流母线。

图1 五端柔性直流输电系统结构图Fig.1 Structure diagram of five-terminal VSC-HVDC transmission system

VSC结构图如图2所示。在abc三相坐标系下，Usa、Usb、Usc分别为电网电压的向量；Ua、Ub、Uc分别为VSC交流侧电压的向量；Isa、Isb、Isc分别为电网电流的向量；R、X分别为VSC交流侧等效电阻和电抗；Udc为直流侧电压。

图2 VSC结构图Fig.2 VSC structure diagram

在两相旋转dq坐标系下VSC的数学模型为[18-19]

(1)

式中：L为VSC交流侧等效电感；usd、usq分别为电网电压的d、q轴分量；ud、uq分别为VSC交流侧电压的d、q轴分量；isd、isq分别电网电流的d、q轴分量；ω为电网电压矢量同步旋转角速度。

2 VSC-MTDC系统协调运行策略

假设VSC-MTDC系统中共有n个换流站，选取额定容量较大的1个换流站作为主换流站，如选取VSC1作为主换流站，采用定直流电压控制。当系统中的不平衡功率在主换流站调节范围内时，由主换流站单独进行调节。当主换流站满载或退出运行时，多余的不平衡功率由采用下垂控制的换流站进行调节，如VSC2，VSC3，…，VSCm采用下垂控制；系统中的不平衡功率会导致直流侧电压发生变化，采用下垂控制的换流站根据变化后的直流电压自动调节换流站输出的有功功率，使系统功率重新达到平衡[10]。其余n-m个换流站采用定有功功率控制，用于新能源接入。

2.1 多个换流站分担主换流站功率

(2)

将Plim与所有采用下垂控制换流站的功率之和按采用下垂控制换流站的额定有功功率重新分配，避免换流站满载。主换流站功率处于-Plim～Plim时功率分配不动作，避免了功率的频繁调节。设Udcref为换流站直流电压额定值，传统的定直流电压控制特性曲线如图3所示，新型的定直流电压控制特性曲线如图4所示，图中P为换流站的有功功率。

图3 传统的定直流电压控制特性曲线Fig.3 Characteristic curve of traditional fixed DC voltage control

图4 新型的定直流电压控制特性曲线Fig.4 Characteristic curve of new fashioned fixed DC voltage control

2.2 换流站自适应下垂控制

在定斜率下垂控制策略下，采用直流电压定斜率下垂控制的换流站具有承担系统不平衡功率和稳定直流电压的作用，其特性曲线如图5所示[20-21]，Udcmax、Udcmin分别为直流电压允许波动范围的上限和下限。当直流电压发生变化时，换流站根据下垂特性调节输出的有功功率，从而达到新的稳定运行点。

图5 传统的定斜率下垂控制特性曲线Fig.5 Characteristic curve of traditional fixed slope droop control

图5中，换流站下垂系数K的表达式为

(3)

在自适应下垂控制策略下，定义换流站可用功率变化量的绝对值|Pcan|为换流站的功率裕度。以下推导过程中，将判别系统处于稳态时记为t-1时刻，对所有下标为t-1的变量重新赋值；将当前时刻记为t时刻，对所有下标为t的变量重新赋值。换流站可用功率变化量Pcan表达式为：

(4)

ΔUdc=Ut-Ut-1

(5)

式中：Ut为t时刻换流站直流侧电压；Ut-1为t-1时刻换流站直流侧电压。

Ucan为允许的直流电压变化量，其表达式为

(6)

下垂系数K的表达式为

(7)

则换流站有功功率指令值变化量ΔP的表达式为

(8)

(9)

为了防止换流站有功功率指令值频繁调整，在直流电压变化量ΔUdc上引入滞环控制，环宽为2Udm。电压偏差在环宽以内，则ΔP为0，即换流站有功功率指令值保持不变。

(10)

新型的自适应下垂控制示意曲线如图6所示。假设换流站某一时刻的运行状态处于A点，当直流电压上升时，运行状态由A点沿曲线1运行至B点；当直流电压下降时，运行状态由B点沿曲线2运行至C点；当直流电压再次上升时，运行状态由C点沿曲线3运行至D点。可以看出，当直流电压变化时，自适应下垂控制以当前时刻换流站的运行状态为基准，以直流电压允许波动极限值和换流站的额定功率为限制条件，制定相应的调节关系曲线。当某一时刻换流站的运行状态由A点转换至A*点时，自适应下垂控制可以依据A*点的运行状态重新制定调节关系曲线。

图6 新型的自适应下垂控制示意曲线Fig.6 Schematic curve of new fashioned adaptive droop control

2.3 附加直流电压极限值调节

由于新能源并网时的电压等级一般较低，线路电阻较大，容易导致多个换流站间直流电压存在较大误差，当某一换流站直流电压达到允许波动的极限时其余换流站仍具备较大可用功率容量。为了解决上述问题，可以通过采集每一换流站的直流电压数据，调节各个换流站允许直流电压的波动极限值，以实现当某一换流站满载时，其余换流站也同时达到满载状态，充分利用换流站的有功功率容量，同时将直流电压限制在允许范围内。

假设某时刻系统中直流电压最高的换流站为VSC2，直流电压最低的换流站为VSC3，Udci(i=2,3,…,m)为换流站的实际直流电压，则VSCi(i=2,3,…,m)允许波动范围的上限和下限值Udcmaxi、Udcmini应修改为

(11)

将修改后的Udcmaxi、Udcmini作为VSCi的直流电压允许波动极限值，即各换流站的直流电压允许波动极限值根据系统的实际运行状态实时修改，可以实现当某一换流站直流电压达到极限时所有采用自适应下垂控制的换流站均达到满载，充分利用了换流站的可用功率容量，提高系统的稳压能力。此外，直流电压极限值调节只是修改本地换流站设定的允许波动极限值，对换流站的稳态运行并无影响，直流电压极限值调节不会导致换流站的实际有功功率发生变化，避免了有功功率的频繁调整。

新型的直流电压极限值调节示意曲线如图7所示。假设直流电压最高与最低的换流站分别为VSC2与VSC3，对应的运行状态分别处于A、B两点，由于VSC2、VSC3的直流电压存在一定的误差，故进行功率调节时通过修改本地换流站的电压极限值制定调节关系曲线。由于2个换流站的直流电压存在误差，由式(11)修改VSC2的直流电压下限值和VSC3的直流电压上限值，使得当直流电压降低时，VSC2运行状态由A点沿曲线1运行。VSC3运行状态由B点沿曲线2运行，VSC3的直流电压达到允许波动的极限时，VSC3达到满载，此时VSC2同时满载；当直流电压上升时，VSC2和VSC3分别由A、B两点沿曲线3、4同时达到满载。通过直流电压极限值调节，在极端情况下仍可实现2个换流站同时满载，并同时将直流电压限制在允许范围内，充分利用了换流站的有功功率容量，增强了系统的稳压能力。

图7 新型的直流电压极限值调节示意曲线Fig.7 Schematic curve of new fashioned DC voltage limit value regulation

由上述分析可知，所提控制策略通过多个换流站分担采用定直流电压控制的主换流站有功功率的方式，使主换流站不易满载，尤其适用于新能源出力频繁波动的情况；当主换流站满载或退出运行时，不平衡功率依据采用自适应下垂控制换流站的功率裕度灵活分配；调节过程中下垂系数为定值，使调节更为简单、稳定；引入直流电压极限值调节可以实现当直流电压达到允许的波动极限时，所有采用自适应下垂控制的换流站几乎同时达到满载，降低了新能源并网时出力的随机性与间歇性导致的多个换流站间直流电压的误差对功率调节的影响，可以最大限度地利用换流站的有功功率容量，维持直流电压稳定。

3 仿真结果分析

为验证本文所提控制策略的可行性和有效性，基于PSCAD/EMTDC搭建了如图1所示的五端柔性直流输电系统仿真模型。VSC1采用定直流电压控制，VSC2与VSC3采用直流电压下垂控制，VSC4与VSC5采用定有功功率控制。选取有功功率增大、主换流站退出运行以及使采用下垂控制的换流站满载3种工况进行仿真验证，并将新型的控制策略(如图4、6、7所示)与传统的控制策略(如图3、5所示)进行了对比分析，系统主要仿真参数见表1。

表1 系统主要仿真参数Table 1 Main simulation parameters of the system

3.1 算例1：有功功率增大

初始状态下，直流电压指令值为400 kV，VSC2和VSC3的有功功率指令值分别为100 MW和-200 MW，VSC4和VSC5的有功功率指令值分别为100 MW和-100 MW。由于新能源出力的不确定性，t=2 s时,VSC4的有功功率指令值变为-50 MW，VSC5的有功功率指令值变为-150 MW；t=4 s时,VSC4的有功功率指令值变为-200 MW，VSC5的有功功率指令值变为-250 MW。新型的控制策略和传统的定斜率下垂控制策略下的仿真结果如图8所示。

由图8可知，t=2 s时VSC4和VSC5输出的有功功率减小后，系统中出现了-200 MW的不平衡功率。由于VSC1采用定直流电压控制，不平衡功率在VSC1调节范围内，故-200 MW的不平衡功率由VSC1独自承担。在新型的控制策略下，VSC1有功功率变为300 MW，此时P1>Plim，故根据式(2)令VSC1有功功率的Plim部分由VSC2与VSC3承担，同时将VSC2与VSC3之前承担的有功功率与Plim之和按照VSC2与VSC3的有功功率容量重新分配，避免换流站满载。通信所需时间设定为0.2 s 。

t=4 s时，VSC4和VSC5输出的有功功率减小后，系统中出现了-250 MW的不平衡功率，在传统的定斜率控制策略下，VSC1因达到满载失去有功功率调节能力，切换至定有功功率运行，其余不平衡功率由VSC2与VSC3承担，直流电压偏离400 kV。在新型的控制策略下，由于VSC2和VSC3可以在主换流站VSC1功率裕度较小时及时分担VSC1的有功功率，故VSC1仍具备调节能力，处于定直流电压控制模式以应对系统中新能源出力的频繁变化，直流电压稳定在400 kV左右，与传统的控制策略相比，提高了电压质量。

图8 有功功率增大时仿真波形Fig.8 Simulation waveforms of active power increase

3.2 算例2：主换流站退出运行

任何VSC-MTDC系统都要满足N-1原则，即任一换流站退出都不会影响系统的稳定运行。考虑最严重的一种情况，即主换流站VSC1退出运行。初始状态下，直流电压指令值为400 kV，VSC2和VSC3的有功功率指令值分别为50 MW和150 MW，VSC4和VSC5的有功功率指令值分别为100 MW和-200 MW。t=2 s时，VSC1退出运行；t=4 s时，VSC4的有功功率指令值变为-100 MW，VSC5的有功功率指令值变为-250 MW。新型的控制策略和传统的定斜率下垂控制策略下的仿真结果如图9所示。

图9 主换流站退出运行时仿真波形Fig.9 Simulation waveforms when main converter station exits

由图9可知，t=2 s时，VSC1退出运行后，直流电压升高，VSC2与VSC3根据变化后的直流电压调节输出的有功功率，使系统重新达到平衡。t=4 s时，VSC4和VSC5输出的有功功率减小后，直流电压下降。在传统的定斜率下垂控制策略下，VSC3在调节过程未结束便达到满载，其余不平衡功率由VSC2独自承担。在新型的控制策略下，不平衡功率根据换流站的功率裕度灵活分配，VSC2与VSC3均未达到满载。由图8可见，主换流站退出不会影响到系统的稳定运行。

3.3 算例3：采用下垂控制的换流站满载

初始状态下，VSC2直流电压指令值为400 kV，VSC3直流电压指令值为396 kV，2个换流站间直流电压相差0.01Udcref,VSC2和VSC3的有功功率指令值分别为-50 MW和50 MW，VSC4和VSC5的有功功率指令值分别为-100 MW和-50 MW。t=2 s时，VSC1退出运行；t=4 s时，VSC4的有功功率指令值变为-250 MW，VSC5的有功功率指令值变为-150 MW。新型的控制策略和传统的定斜率下垂控制策略下的仿真结果如图10所示。

图10 采用下垂控制的换流站满载时仿真波形Fig.10 Simulation waveforms when full load in converter station with droop control

由图10可知，t=3 s时，VSC1退出运行后，直流电压降低。VSC2与VSC3分担这部分功率，使系统重新达到稳态。t=4 s时，VSC4和VSC5输出的有功功率减小后，直流电压再次降低。在传统的定斜率下垂控制策略下，VSC3在调节过程未结束便达到满载，其余不平衡功率由VSC2独自承担，导致VSC2与VSC3的直流电压越限。在新型的控制策略下，由于引入了直流电压极限值调节，VSC2与VSC3几乎同时达到满载，且直流电压均在允许范围内，降低了换流站间直流电压误差对功率调节的影响，充分利用了换流站的有功功率容量。