适用于孤岛风电外送的LCC-DR混合型直流输电系统

2024-04-02李明赵峥孟沛彧李探向往文劲宇

电力建设 2024年4期

李明,赵峥,孟沛彧,李探,向往,文劲宇

(1．国网经济技术研究院有限公司,北京市 102209;2．强电磁技术全国重点实验室(华中科技大学电气与电子工程学院), 武汉市 430074)

0 引言

为了应对能源危机并进一步实现清洁能源转型,我国制定了碳达峰、碳中和战略目标。风电作为目前世界范围内最具前景的新能源之一,将在新能源发展中发挥主导作用[1-3]。截至2022年底,我国风电装机占全国总发电装机的14.23%,其中陆上风电占据主导地位[4]。

沙漠、戈壁、荒漠地区风能与国土空间资源丰富,适合建设大规模陆上风电基地。以沙戈荒地区为重点建设大型新能源基地是我国落实“双碳”战略的重要举措,“十四五”时期规划建设的风光基地总装机约2亿kW,包括外送1.5亿kW。

然而,沙戈荒地区无消纳能力,大型新能源基地需采用直流远距离送出的开发模式。不断推进的新型电力系统建设给直流输电系统带来新的挑战:大规模风电基地接入后,送端交流电网网架更加薄弱,送端系统强度下降;沙戈荒地区甚至缺少就地常规水火电源,呈现为新能源孤岛送出[5]。

为实现孤岛风电接入,文献[6-7]采用模块化多电平换流器(modular multilevel converter, MMC)作为送端换流站。MMC采用构网型(grid forming,GFM)控制,建立稳定交流电压。张北四端电网和江苏如东海上风电工程均采用柔性直流输电方案实现孤岛风电送出[8]。但MMC成本昂贵,且受限于现有器件制造水平,容量相对较小,难以实现大规模风电输送。文献[9-10]提出构网型风机接入二极管整流器(diode rectifier,DR)的孤岛风电送出方案,进一步提升了系统的经济性,且风机的构网能力已经过现场试验验证。然而陆上远距离输电多采用直流架空线路,DR由于缺乏控制能力而无法应对直流故障。文献[11-13]进一步提出了多种基于DR与MMC的混合型输电系统,但上述组合换流器仍适用于基于电缆的孤岛风电送出,并未实现直流故障自清除,且组合式换流器的经济性仍有提升空间。

基于电网换相换流器的高压直流输电(line commutated converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)系统通流能力强、成本低且具备直流故障自清除能力,在远距离大容量输电的应用场景下具有显著优势[14-15]。因此,本文结合各换流站优势,综合考虑技术性与经济性,提出了一种基于电网换相换流器-二极管整流器(line commutated converter-diode rectifier,LCC-DR)的混合型直流输电系统,用于沙戈荒地区的孤岛风电输送。其中,构网型风机建立稳定交流电压并为电网换相换流器(line commutated converter,LCC)和DR提供换相电压,LCC能够有效实现直流故障穿越,DR可以进一步降低系统建造成本。

本文首先介绍了混合型输电系统的拓扑结构,该结构采用了LCC和DR串联的方式,可有效实现大规模风电基地的接入。在此基础上,根据各换流器的数学模型,设计了系统的协调控制策略。针对直流和交流故障情况,本文进一步分析了系统的暂态响应,并提出了相应的故障穿越策略。最后,在PSCAD/EMTDC仿真平台上建立了输电系统的电磁暂态模型,并进行了多种工况下的运行情况仿真验证。

1 LCC-DR混合型输电系统拓扑

本文设计的LCC-DR混合型直流输电系统拓扑结构如图1所示,系统采用对称双极接线方式。送端交流系统为无常规电源支撑的大规模风电基地,每台风机经690 V/66 kV/330 kV/750 kV的多级升压汇集接入到交流母线。输电系统送端采用LCC与DR串联结构,LCC为高压阀组,DR为低压阀组。系统逆变侧采用LCC换流器,接入负荷地区交流系统。整流侧与逆变侧通过特高压远距离架空线路连接,实现风电跨区输送。为最大限度地减少交流谐波对系统的影响,LCC与DR换流站均采用12脉动换流器,并在两端交流母线上配置滤波器。考虑LCC换流器的典型参数,该双极输电系统的电压等级可以达到±800 kV,传输容量可以达到8 000 MW。

图1 LCC-DR混合型直流输电系统拓扑

根据实际工程运行数据,同容量LCC和DR的成本分别为MMC的75%和70%,则在MMC与DR(或LCC)容量比例取1∶3时,MMC-DR[11-13]、MMC-LCC[15]和本文LCC-DR混合型换流器的成本分别为77.5%、81.3%和72.8%。由此可见,在陆上大规模风电经架空线远距离输送场景下,LCC与DR串联组合方式综合了两种换流器的优势,既可以实现直流故障清除,同时具备良好的经济性。

2 LCC-DR混合输电系统控制策略设计

永磁同步风电机组的全功率换流器采用背靠背两电平电压源换流器(voltage source converter, VSC)结构,机侧换流器(machine side converter,MSC)与网侧换流器(grid side converter,GSC)不仅需要通过最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制实现正常运行期间的高效风力捕获,还需要采用定直流电压控制确保其直流电压稳定。研究表明,MSC采用定直流电压控制可以实现风机内部直流电压与电网侧动态变化解耦,从而使风机获得更稳定的运行效果[16-17]。在该种控制方式下,风机的风力机、发电机和MSC可以省略,简化为GSC并联直流电压源,本文后续研究延用该简化模型[18]。

除了控制风机发出的有功和无功功率,GSC还必须具备构网能力,即根据指令值产生交流电压的幅值和频率,从而为LCC与DR提供稳定的换相电压[19]。因此,GSC的控制应包含功率、电压和电流三个控制环节,如图2所示。

图2 风机GSC控制策略

电压与电流控制环与文献[20]中的交流电压控制回路类似,即交流电压dq分量指令值与测量值ugd、ugq经PI环节得出交流电流的指令值,并最终由电流控制产生调制信号。

最外层的功率控制分为有功功率控制和无功功率控制,外层控制的合理设计是实现所有风电机组协调稳定运行的关键。

对于整流侧LCC和DR,其正极直流电压VdcL和VdcD可分别表示为:

(1)

(2)

式中:UL和UD分别为LCC与DR的换流变压器阀侧空载线电压;α为LCC触发角;Idc为整流侧直流电流;Xr为LCC和DR的换流变压器漏抗(假定二者相等)。

整流侧的单极有功功率可进一步表示为:

(3)

式中:Vdci为逆变侧直流电压;Rdc为直流输电线路电阻。

由式(3)可知,在逆变侧直流电压及输电线路参数固定的情况下,LCC-DR混合型整流器传输的有功功率由其交流母线电压决定,且与交流电压正相关。稳态下输入混合型整流器的有功功率等于风电场中各风电机组出力之和,因此风机有功功率与其交流电压同样存在正相关关系,依此可设计GSC有功控制外环。通过MPPT获取的有功功率指令值与有功测量值Pg经PI环节后叠加额定工况下d轴电压指令值作为交流电压d轴指令值。

为平衡LCC与DR消耗的无功,每台风机必须具备无功控制能力;同时为了避免风机出现无功过载或无功环流,在控制器设计环节应遵从每台风机无功功率标幺值相等的分配原则。因此,可以设计Q-ugq下垂环节以实现无功功率分配,并且为每台风机设置相同的下垂系数kq。

由于孤岛风电场为无源电网,每台风机均采用压控振荡器(voltage controlled oscillator,VCO)自主生成参考坐标系的旋转频率,并通过全球定位系统(global positioning system,GPS)信号生成初始相角。

需要指出的是,双馈风电机组同样可以实现上述控制目标,即本文拓扑对两种主流风机均适用[21]。

整流侧LCC与逆变侧LCC的控制策略分别如图3和图4所示。其中,αr和αi分别为整流侧和逆变侧LCC的触发角;γ为逆变侧LCC的关断角;βCV、βCI和βCG依次为定直流电压、定直流电流和定关断角控制输出的逆变侧LCC超前触发角; MIN和MAX分别为最小值、最大值选择环节;上标“*”代表各电气量的参考值。为逆变侧LCC配置了低压限流控制(voltage dependent current limiting,VDCOL)和电流偏差控制(current error control,CEC)环节。

图3 整流侧LCC控制策略

图4 逆变侧LCC控制策略

逆变侧LCC在稳态下采用定直流电压控制,交流故障下的后备控制策略为直流电流控制和定关断角控制。根据前述风机控制策略分析,整流侧传输的功率由MPPT环节和GSC的外环功率控制决定,风电基地出力情况难以预测,整流侧LCC无法采用定直流电流控制以维持额定功率传输。因此,整流侧LCC应采用定直流电压控制以完成稳态运行下LCC与DR的直流电压分配。同时,为整流侧LCC配置了交流故障下的定直流电流后备控制和直流故障下的强制移相环节。

3 直流故障特性与穿越策略

本节以正极系统为例,分析LCC-DR混合型直流输电系统在直流故障后的响应特性与直流故障穿越策略。

当混合型直流输电系统的正极输电线路发生接地故障时,故障点的电压几乎跌落至0。对于逆变侧,晶闸管的单向导电性将故障回路阻断,使其无法向故障点提供短路电流。然而整流侧仍能形成故障电流通路。

一种限制整流侧短路电流的通用方法是LCC强制移相,利用整流侧LCC输出负压的能力,即可快速释放直流侧储存的能量,将整流侧的直流故障电流减小为0。由于DR自身并无控制能力,其在直流故障期间仍输出正压,因此故障电流有效抑制的关键在于整流侧LCC强制移相后输出的直流电压绝对值大于DR在故障期间的直流电压。

根据上述分析并结合式(1)、(2),在直流故障发生后到故障清除的时间内,整流侧LCC与DR的直流电压应始终满足:

(4)

在直流电流限制为0时,应继续满足LCC与DR的直流电压之和不大于0以确保故障去游离,同时考虑到LCC与DR网侧交流电压相同且直流故障期间换流变压器电压比不变,式(4)可进一步表示为:

ULcosα+UD≤0

(5)

为防止整流侧LCC换相失败,一般限定其强制移相时触发角不超过150°。据此可进一步确定LCC与DR阀侧空载线电压的最小比值为:

(6)

该比值同样可以用于确定额定工况下整流侧LCC与DR的直流电压配置关系。

此外,直流故障期间故障极功率传输受阻,若由健全极转带功率,则健全极的最大直流电流将达到额定值的2倍,远超其过负荷能力[22]。因此,直流故障期间还需要投入耗能装置进行盈余功率吸收,本文参照张北柔性直流电网工程在送端交流母线上仿照SVC的拓扑通过降压变压器接入耗能电阻[23]。

综上,直流故障穿越流程可总结为:1)故障检测;2)检测到故障发生之后,整流侧LCC强制移相以清除故障电流,交流耗能装置投入耗散盈余功率;3)待直流故障清除之后,保持上述控制策略150 ms,以完成故障电弧的去游离;4)去游离过程完成之后,整流侧LCC恢复定直流电压控制,随后切除交流耗能装置,系统恢复至稳态运行状态,直流故障穿越结束。

4 交流故障特性与穿越策略

4.1 受端交流故障

当直流输电系统受端发生交流故障时,LCC逆变站的直流电压会随交流母线电压的跌落而减小。若逆变侧LCC此时仍保持稳态下的定直流电压控制,则其发生换相失败的概率将大大增加,进一步对系统造成冲击[24]。因此,当受端系统发生交流故障时,双端LCC应及时切换控制策略,削弱故障影响,并且当交流故障清除之后,LCC应该切换回稳态下的控制策略。

根据这一原则,本文第二节参照CIGRE直流输电系统标准测试模型设计了受端交流故障下整流侧与逆变侧LCC的后备控制及其切换策略[25]。受端发生交流故障后,由于系统直流电压跌落,整流侧LCC定直流电流控制自动投入,提升其触发角以限制直流电流的增大。逆变侧LCC的控制目标从定直流电压切换为定关断角,以降低暂态过程中换相失败的概率。当受端交流故障清除后,整流侧与逆变侧LCC切换回稳态下的定直流电压控制,系统重新恢复稳态运行。

图5 风机GSC控制切换策略

4.2 送端交流故障

由式(1)—(2)可知,送端交流故障引发的交流电压跌落将导致LCC与DR直流电压下降,若交流电压下降很小,则整流侧LCC可以通过快速减小触发角使直流电压恢复。此时风机同样需要按照图5切换其控制策略,为送端系统提供电压支撑。

当交流电压跌落幅度较大时,整流侧LCC的触发角达到最低限制,可能造成系统功率传输中断。此时逆变侧LCC的后备定电流控制投入,降低逆变侧LCC的直流电压,从而在一定程度上维持系统的直流电流和直流功率。

此外,交流电压严重跌落将导致风电机组内部功率不平衡,可能造成风机脱网。实际工程中可参照文献[29-31]为风电场配置低压穿越装备与协调控制策略,如DC Chopper、Crowbar电路和桨距角控制等,有效保障风力发电系统安全并网运行,实现风电机组低压穿越。由于本文研究采用风电机组简化模型,因此暂不涉及风电机组低压穿越问题。

5 仿真验证

5.1 算例介绍

在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的±800 kV/8 000 MW LCC-DR混合型直流输电系统仿真算例。其中,根据CIGRE标准模型搭建LCC与DR换流器,根据文献[32]建立风机模型,架空线路参数与文献[14]中保持一致。根据式(6)的直流电压约束并考虑一定裕度,将单极LCC的额定直流电压设置为450 kV。

为更贴进工程实际,总装机容量为8 000 MW的风电场包含4种容量的风机:10台容量为20 MW的风机经π型等值线路相连,采用链型连接方式[33],每台风机间距离为1 000 m,编号依次为W1.1—W1.10;2台容量为400 MW的等效风机,编号分别为W2.1和W2.2,每台风机间距离为4 000 m;2台容量为2 000 MW的等效风机,编号分别为W3.1和W3.2,每台风机间距离为6 000 m;1台3000 MW等效风机,编号为W4,经15 000 m线路连接至交流母线。测试系统的参数如表1所示。

表1 输电系统参数

5.2 输电系统启动过程仿真

为简化启动过程,假定风机中有能量存储且机侧换流器已经建立稳定直流电压[9],系统启动流程如表2所示,图6给出了混合型输电系统的启动过程仿真结果。

表2 启动过程时间表

图6 启动过程仿真结果

首先,闭合风机W1.1与交流母线间的开关,并由逆变侧LCC建立系统直流电压。0.50 s时,风机W1.1的网侧换流器解锁,建立送端系统交流电压并开始输出有功功率,同时整流侧LCC解锁,定直流电压控制启动。由式(3)可知,此时系统传输功率较低,风机建立的交流电压同样低于额定值,约为0.85 pu。为防止整流侧LCC达到最小触发角限制,将其直流电压指令值设置为0.95 pu。

1.00～8.00 s,各风机依次闭合开关并解锁控制,同时输出额定有功功率,如图6(a)所示。随着风电场有功出力的上升,系统直流电流上升,送端交、直流电压逐渐达到额定值,如图6(b)—(d)所示。

各风机采用VCO生成频率并通过GPS同步,因此在整个启动过程中,送端系统频率均维持在50 Hz附近,如图6(e)所示。

5.3 风电出力波动仿真

系统稳态运行至11.00 s时,通过改变GSC的有功功率指令值,可以调整风电场有功功率,各风电机组出力变化情况如表3所示,仿真结果如图7所示。

表3 风电出力变化时间表

图7 风电出力波动仿真

图7(a)展示了各风电机组的出力变化情况,随着风机出力下降,系统直流电流同样下降,进一步导致整流侧直流电压下降,如图7(b)—(c)所示。由于本文整流侧LCC采用定直流电压控制,故直流电压波动将由DR承担,DR直流电压的变化趋势与风电出力变化趋势相同。由图2中GSC的控制策略可知,功率指令值下降将导致交流电压下降,图7(d)中的仿真结果与理论分析吻合。在压控振荡器作用下,系统的频率可以较好地维持在50 Hz。

5.4 直流故障仿真

LCC-DR混合型输电系统稳态运行至9.99 s时在送端换流站出口处发生正极对地故障,故障电阻0.1 Ω,故障持续时间为0.25 s,故障维持电流为0.01 kA。交流耗能装置分为两组,经一台110 kV /750 kV升压变接入交流母线。耗能电阻最大需要耗散4 000 MW盈余功率,因此每组单相耗能电阻阻值为18.15 Ω[23]。系统直流故障穿越过程如图8所示。

图8 直流故障仿真

直流故障发生后,经过10 ms的故障检测与通信延迟,整流侧正极LCC强制移相,同时投入交流耗能装置。为防止直接采用较大触发角导致换相失败,先将触发角设置为125°,再逐渐增大至145°,如图8(a)所示。

由图8(b)—(c)可知,强制移相后,LCC输出负电压,抵消DR在直流故障期间输出的正电压,从而抑制故障电流,最终在200 ms内清除故障电流。

故障电流清除后,继续保持上述控制以完成故障点去游离。随后,整流侧LCC于10.35 s恢复定直流电压控制,耗能装置分别于10.40 s和10.50 s分两组切除,其投切信号与耗能结果分别如图8(d)—(e)所示。故障期间两组耗能电阻分别吸收能量800 MJ和1 000 MJ,实际工程中,可以根据耗能电阻能量限制选择主动降低风电出力或切除部分风电机组。

由图8(f)—(h)可知,直流故障期间,风机仍能维持交流电压在额定值附近,因此故障清除后系统能快速恢复正常运行。此外,由仿真结果可知,正极发生直流故障后,负极仍能保持直流电压稳定与有功功率传输。

5.5 交流故障仿真

5.5.1 受端交流故障

在系统稳态运行至10.00 s时,对逆变侧交流系统施加三相交流故障,使其交流电压跌落到额定值的50%,持续时间为0.10 s。仿真结果如图9所示。

从图9的仿真结果中可以看出,受端交流故障发生后,其交流电压大幅跌落,关断角也立刻降为0,说明发生换相失败,进一步导致直流电压跌落,逆变侧LCC自动切换为定熄弧角控制,从而避免连续换相失败。整流侧LCC在故障发生后自动切换为定直流电流控制,其触发角增大到135°,抑制直流电流上升。

交流故障初始阶段,随着直流电流与LCC触发角增大,送端换流站无功需求上升,送端交流电压下降。为避免风机脱网,GSC在故障发生后20 ms按照图5指示切换控制策略[34],在送端换流站无功需求上升时增加无功输出,在无功需求减小时吸收盈余功率,从而将送端交流电压峰值限制在850 kV(1.13 pu)。

5.5.2 送端交流故障

与受端交流故障类似,在10.00 s时对送端交流系统施加三相短路故障,故障持续时间为0.10 s,系统在故障期间的运行情况如图10所示。

图10 送端交流故障仿真

送端交流故障发生后,母线电压跌落至额定运行时的50%,跌落程度较大,整流侧LCC达到其最小触发角限制,直流电压同样跌落。逆变侧LCC后备定电流控制投入,快速降低受端直流电压,消除了直流电流断流风险,系统仍具备一部分功率传输能力。图10(f)展示了风电机组输出的无功功率和送端换流器吸收的无功功率,由于故障期间功率传输受阻,LCC与DR的无功需求减少,而风电机组则输出大量无功功率以支撑交流电压。故障期间,系统的频率同样出现较大波动。故障清除后,系统可以快速地恢复到稳态。