适用于VSC-MTDC的改进组合控制策略

2022-11-22张成龙韩钰倩

农村电气化 2022年11期

张成龙，韩钰倩

（国网安徽省电力有限公司宿州市城郊供电公司，安徽宿州 234000）

随着我国经济的高速发展和城市供用电形式的深度变革，高可靠性供电、高渗透率分布式能源友好接入对配电网控制运行提出了更高要求[1-3]。近年来，基于电压源换流器（VSC）的VSC-MTDC技术得到快速发展，其基于共用直流母线的多个换流器将交流系统进行AC-DC-AC解耦互联，可实现任意馈线长期安全合环运行，大幅提高电网供电可靠性；风电、光伏等大规模可再生能源友好并网，有效提高配网清洁能源消纳能力；PQ四象限控制，可精确调控电网潮流分布，提高电网运行安全性和经济性[4-5]。

VSC-MTDC换流器数目较多，直流电压控制较复杂，其主要的控制方式有主从控制、电压裕度控制、下垂控制3种[6]。主从控制下系统直流电压稳定性较好且能精确控制换流器的输出功率，但系统的功率仅由主站平衡，多个换流器之间须要通信，当换流器出现故障时系统不能稳定运行，其可靠性不高[7]。为提高系统供电可靠性，有学者提出了电压裕度控制，通过设定电压裕度值来实现不同控制模式的切换，且各换流器间不须要通信[8]。但以上两种控制策略在同一时刻有且仅有一台换流器承担系统的功率平衡，不利于系统的安全稳定运行。而在下垂控制中多个换流器共同承担系统的功率平衡，系统的动态响应性和稳态特性较高，但对控制系统的模型精度要求较高且下垂系数固定，一般只用在结构简单以及功率波动大的系统中[9]。针对单一控制策略无法满足配电网多端柔直系统在复杂多变工况下安全稳定运行的问题，文献[10]提出一种电压组合控制策略，结合电压裕度控制和下垂控制的优点并相互弥补了各自的缺点，但定系数下垂控制在组合控制中存在模式切换过程中功率波动较大以及对模型精度要求较高的问题，不利于系统灵活经济运行。

基于此，本文提出一种改进的组合控制策略。在电压裕度控制中引入变系数下垂控制，并针对主换流器3种典型运行场景设计系统协调控制策略；最后通过仿真验证了所提控制策略和控制器的有效性。

1 VSC-MTDC数学模型

图1为单端VSC-MTDC系统拓扑结构图。

图1 单端VSC-MTDC系统拓扑结构图

为实现PQ独立解耦控制，根据图1可得换流站dq坐标系下数学方程：

式中：Usd、Urd、Usq、Urq、id、iq分别为换流站交流侧电压、电网侧电压、电网侧电流的dq轴分量；ω为电网角频率。

由于阻值R较小其损耗可忽略不计，换流站从交流侧吸收的有功和无功功率为：

若取Us的矢量方向为d轴，则Usq=0，式（2）可表示为：

当VSC-MTDC正常运行时，忽略换流站损耗，系统交流侧和直流侧功率保持平衡，系统的有功功率守恒方程式为：

式中：Udc为直流侧母线电压；C为直流侧电容；n为系统中换流站个数。在VSC-MTDC稳态运行时，系统的直流电压要维持恒定，即公式（4）等式左边要等于0。

2 改进的组合控制策略

2.1 传统组合控制策略

目前已有许多学者研究柔直的协调控制策略，图2是一种传统的协调控制策略，其核心思想是将传统下垂控制和电压裕度控制进行合理组合。

图2 传统组合控制下换流站各端口工作特性

2.2 改进组合控制策略

为更好地实现配电网多端柔直系统在复杂多变工况下安全稳定运行，将变系数下垂控制与电压裕度控制进行结合，设计一种改进组合控制策略。所设计的控制策略换流站各端口的工作特性如图3所示。根据主换流站所处的工作状态不同，可以将VSC-MTDC的运行场景分为以下3种典型模式。

图3 所提改进组合控制下换流站各端口的工作特性

输出功率在主换流站允许范围内，没有超出其输出功率极限，从换流站1工作在定功率模式下，系统的直流电压的稳定由主换流站来维持。当直流母线电压波动超出正负0.01Udcref时，从换流站1自动的切换到变系数下垂控制模式下，由从换流站1补偿系统部分功率缺额，缓解主换流站的调节压力，使系统更快进入稳定状态。

主换流站极限功率下运行，此时输出功率达到主换流站额定值，直流母线电压波动超过正负0.02Udcref时，主换流站迅速切换到定功率控制模式下，此时从换流站1切换到定直流电压控制模式，从换流站2维持原来运行模式不变。

主换流站发生严重故障退出运行时，系统内出现有功功率严重不平衡，直流电压波动超过正负0.03Udcref时，从换流站1进入定功率控制模式，从换流站2按设定的裕度值将控制模式切换到变系数下垂控制模式下。当主换流站故障消除重新投入运行时，系统恢复至初始稳定运行状态。

所提改进组合控制策略在系统稳定运行范围内，能够严格按照指令值运行，这是单一的下垂控制无法做到的。当主站发生故障退出运行时，多个换流站能够同时承担系统功率缺额，使系统能够快速恢复到稳定状态运行，这是电压裕度控制所不具有的能力。将改进的下垂控制和电压裕度控制进行组合，能够有效抑制系统在故障情况下直流母线电压的波动，提高动态响应性，这是传统组合控制策略所不具有的优势。

3 仿真验证及结果分析

3.1 仿真参数设置

在Matlab/Simulink中搭建如图4所示的配电网五端背靠背柔直系统结构图，在仿真模型中，5个拓扑结构完全相同的VSC直流侧端口通过直流公共母线互联，构成背靠背接线形式。为验证本章所提新型协调控制策略的有效性和优越性，将所提新型协调控制策略与电压裕度控制、传统协调控制在换流站发生故障退出运行场景中进行仿真验证和结果分析。

图4 配电网五端背靠背柔直系统结构图

五端背靠背柔性直流系统仿真参数设置如表1所示。

表1 五端背靠背柔直系统仿真参数

3.2 换流站发生故障退出运行

当主换流站发生故障退出运行时，VSC2取代VSC1成为主换流站采用定直流电压控制，VSC3、VSC4和VSC5根据实际情况从定有功功率控制切换到改进下垂控制。设定初始状态下VSC2的有功功率指令是-5 MW，VSC3、VSC4、VSC5的有功功率指令分别为2 MW、3.5 MW、2.5 MW。VSC1作为逆变站在0.45 s时发生故障并退出运行，经过0.2 s后VSC1排除故障重新投入运行。将所提新型协调控制策略（下垂系数可变）与传统协调控制策略（下垂系数固定）以及电压裕度控制进行对比，仿真结果如图5到12所示。

图5为电压裕度控制下各端口输出功率仿真波形。由图可知，在0.45 s主换流站VSC1输出功率变为0，此时VSC2工作在定直流电压控制模式，VSC3、VSC4和VSC5工作在定功率控制模式下，系统因VSC1发生故障退出运行产生的功率缺额全部由VSC2承担，VSC2输出功率波动幅度较大。从图10可以得知，电压裕度控制下的直流母线电压最大波动幅度超过0.8 kV，恢复到稳定状态的时间为0.32 s。

图5 电压裕度控制下各端口输出功率仿真波形

图6为传统协调控制下各端口输出功率。由图可知，当VSC1发生故障时，VSC2工作在定直流电压控制模式，VSC3、VSC4和VSC5工作在传统下垂控制模式下，VSC4和VSC5下垂系数相同，因此承担的有功功率相同，各自承担了0.5 MW功率，此时系统的功率缺额由4个换流站共同承担，能够缩短系统恢复到稳定状态的时间，但工作在传统下垂控制模式下的换流站在补偿系统功率缺额时，输出有功功率不平滑，功率波动幅度较大，对有功功率的控制精度不高。从图10可以得知，在此控制模式下，母线电压最大波动幅度在0.6 kV左右，直流母线电压恢复到稳定状态的时间约为0.14 s。

图6 传统协调控制下各端口输出功率仿真波形

图7为所提控制下各端口输出功率，各端口输出有功功率相比于传统协调控制平滑，功率波动幅度更小，有功功率控制精度更高。从图8和图9可知，当VSC1退出运行时，VSC4有功功率裕度大，主动承担更多的有功，VSC3和VSC5的有功裕度小，下垂系数减小，承担相应较少的有功，避免过载现象的发生。系统的直流母线波动如图10所示，由图可知，在所提控制下系统直流母线电压的波动幅度小于0.35 kV，直流母线电压恢复到稳定状态的时间约为0.08 s。

图7 所提控制下各端口输出功率仿真波形

图8 VSC3和VSC4输出功率仿真波形

图9 VSC1作为逆变站退出运行时下垂系数仿真波形

图10 不同控制下直流母线电压仿真波形

由以上分析可知，所提组合控制相比于传统组合控制和电压裕度控制，直流母线电压波动幅度和响应时间更小，对换流站输出有功功率波动抑制效果更好，有功功率的控制精度更高，能够更好地保证系统在发生严重故障时快速进入到安全稳定运行状态。

VSC1作为整流站在0.45 s时发生故障退出运行，经过0.2 s后VSC1排除故障重新投入运行，仿真结果如图11和12所示。设定初始状态下VSC2的有功功率指令是3 MW，VSC3、VSC4、VSC5的有功功率指令分别为-1 MW、-2 MW、2.5 MW。

图11为所提控制下各端口输出功率情况，各换流站工作情况和VSC1作为逆变站退出运行时情况基本相同，当VSC1退出运行，系统发出的有功功率减少，直流母线电压要降低，各换流站在补偿系统功率缺额的过程中，输出有功功率较平滑。图12为不同控制方式下直流母线电压波动情况，从中可以看出，在所提新型协调控制策略下，系统直流母线电压波动幅度小于0.2 kV，波动幅度最小，电压恢复到稳定状态的时间约为0.01 s，响应速度最快。