孟沛彧 向 往 潘爾生 趙 崢 李 探 文勁宇

分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)拓?fù)浞桨概c運(yùn)行特性研究

孟沛彧1向 往1潘爾生2趙 崢2李 探2文勁宇1

（1. 強(qiáng)電磁工程與新技術(shù)國家重點(diǎn)實驗室（華中科技大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院） 武漢 430074 2. 國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司 北京 102209）

針對我國西部地區(qū)大規(guī)模可再生能源跨區(qū)輸送場景，提出一種適用于不同地理位置新能源基地接入的分址建設(shè)特高壓直流輸電系統(tǒng)。首先，介紹該系統(tǒng)在常規(guī)直流與柔性直流換流器兩種可行方案下的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)與控制方式?？紤]分址建設(shè)場景下電網(wǎng)強(qiáng)度和地理距離對系統(tǒng)的影響，研究系統(tǒng)在交直流故障下的暫態(tài)響應(yīng)與故障穿越方案。然后，根據(jù)兩種方案的暫穩(wěn)態(tài)運(yùn)行特性，從經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)性的角度對方案進(jìn)行對比，并給出改進(jìn)措施與推薦方案。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建分址建設(shè)特高壓直流輸電系統(tǒng)模型，仿真驗證系統(tǒng)暫穩(wěn)態(tài)下的運(yùn)行特性。

可再生能源 分址建設(shè) 高壓直流輸電 交直流故障穿越

0 引言

“十三五”期間，我國以水風(fēng)光為主的可再生能源實現(xiàn)跨越式發(fā)展，2020年底，三類可再生能源總裝機(jī)容量達(dá)到8.7億kW，占全國總裝機(jī)約40%，是構(gòu)建清潔低碳能源體系的核心組成部分[1]?！笆奈濉睍r期我國可再生能源將進(jìn)入高質(zhì)量躍升發(fā)展新階段，為早日實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)提供主力支撐。

然而，風(fēng)光發(fā)電受天氣影響較大，出力的波動性與隨機(jī)性使其并不具備傳統(tǒng)火電機(jī)組的強(qiáng)可控性，帶來嚴(yán)重的消納問題。隨著可再生能源并網(wǎng)規(guī)模的快速擴(kuò)大，占比不斷提高，輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行等問題進(jìn)一步突出。而可再生能源的多能互補(bǔ)送出是平抑能源波動、解決可再生能源接入難題的重要途徑[2]。常規(guī)水電具有技術(shù)成熟、調(diào)節(jié)能力穩(wěn)定的優(yōu)勢，與風(fēng)光發(fā)電有良好的互補(bǔ)性。因此，充分發(fā)揮水電既有調(diào)峰潛力，實施“水風(fēng)光一體化”統(tǒng)籌開發(fā)是支撐可再生能源可靠消納的有效舉措。依托西南水電基地統(tǒng)籌推進(jìn)水風(fēng)光綜合基地開發(fā)建設(shè)是我國“十四五”期間可再生能源發(fā)展的重大舉措之一[1]。

針對可再生能源大規(guī)模跨區(qū)輸送問題，國內(nèi)外學(xué)者圍繞常規(guī)直流和柔性直流兩種輸電技術(shù)方案開展了大量研究工作[3-5]。基于電網(wǎng)換相換流器（Line Commutated Converter, LCC）的常規(guī)高壓直流輸電（LCC-HVDC）技術(shù)成熟，目前我國已投運(yùn)數(shù)十條±800kV及以上的LCC-HVDC工程[6]?；谀K化多電平換流器（Modular Multilevel Converter, MMC）的柔性直流輸電（MMC-HVDC）具有無需換相支撐電壓、有功和無功功率獨(dú)立控制、可直接連接弱電網(wǎng)與新能源孤島等技術(shù)優(yōu)勢[7]，其在大規(guī)模遠(yuǎn)距離架空線應(yīng)用場景下的可行性也在2020年投運(yùn)的張北工程和昆柳龍工程中得到驗證[8-9]。

然而上述研究場景中送端多是單個換流站，未充分考慮到水風(fēng)光等多類型可再生能源分布于不同地理位置的情況。

綜合考慮可再生能源地理分布情況與可靠消納需求，本文提出一種分址建設(shè)特高壓直流輸電系統(tǒng)。該系統(tǒng)送端高壓換流站布置于以水電為主的能源基地，低壓換流站布置于水風(fēng)光混合能源基地，高低壓閥組通過短距離的直流架空線路串聯(lián)，再經(jīng)長距離直流線路連接受端換流站，從而實現(xiàn)可再生能源的多能互補(bǔ)分址送出。在分址建設(shè)的應(yīng)用場景下，直流輸電系統(tǒng)主要面臨以下問題與挑戰(zhàn)：

1）對于西部地區(qū)的可再生能源特高壓直流輸送，已有工程送端全部采用常規(guī)直流輸電技術(shù)。然而，可再生能源集中于偏遠(yuǎn)地區(qū)，接入點(diǎn)網(wǎng)架相對較弱，隨著風(fēng)電等低慣量的可再生能源大規(guī)模接入，送端系統(tǒng)呈現(xiàn)含高比例新能源弱系統(tǒng)的特點(diǎn)，常規(guī)直流輸電穩(wěn)定性存在惡化風(fēng)險。

2）遠(yuǎn)距離傳輸和分址建設(shè)使得換流站之間存在多條直流架空線路，直流短路故障下存在多電壓等級故障穿越問題，該問題在柔性直流輸電技術(shù)中尤為突出。

3）受端交流故障給常規(guī)直流輸電系統(tǒng)帶來的換相失敗問題以及給柔性直流輸電系統(tǒng)帶來的盈余功率耗散問題。

因此，應(yīng)開展分址建設(shè)特高壓直流拓?fù)錁?gòu)建方案選型與暫穩(wěn)態(tài)運(yùn)行特性研究，以實現(xiàn)分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的拓?fù)鋬?yōu)選與可靠運(yùn)行。

本文圍繞常規(guī)直流與柔性直流兩種方案，首先，介紹分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)并設(shè)計了相應(yīng)的協(xié)調(diào)控制策略。然后，分析兩種方案在交直流故障下的暫態(tài)響應(yīng)與故障穿越策略。在此基礎(chǔ)上，對比常直與柔直方案在分址建設(shè)系統(tǒng)中的適用性。最后，在PSCAD/EMTDC仿真平臺中搭建輸電系統(tǒng)電磁暫態(tài)模型，對系統(tǒng)多種工況下的運(yùn)行情況進(jìn)行仿真驗證。

1 分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)簡介

1.1 系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

以正極系統(tǒng)為例，分址建設(shè)系統(tǒng)的常規(guī)直流輸電方案與柔性直流輸電方案拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖 1所示。送端系統(tǒng)1包含當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)與風(fēng)電基地，接入±400kV換流站；送端系統(tǒng)2主要為水電基地，接入±800kV換流站。送端±400kV換流站與±800kV換流站間通過約110km的直流架空線路連接，實現(xiàn)送端交流系統(tǒng)多能互補(bǔ)的分址建設(shè)系統(tǒng)。為實現(xiàn)大規(guī)模清潔能源的遠(yuǎn)距離跨區(qū)輸送，送端±800kV換流站進(jìn)一步通過約1 940km架空線路與受端±800kV換流站連接。圖1a的常規(guī)直流方案中，整流站與逆變站每極的高低壓閥組均采用12脈動LCC，LCC交流側(cè)配置有交流濾波器和無功補(bǔ)償設(shè)備，過濾交流諧波并提供無功功率。對于圖1b的柔性直流方案，綜合考慮直流故障穿越能力和設(shè)備成本，整流站與逆變站每極高低閥組均采用混合型MMC，并在各換流站出口處裝設(shè)限流電感。由于風(fēng)電與光伏出力特征相似，本文以風(fēng)電場代表新能源基地。

圖1 分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)拓?fù)?/p>

1.2 分址建設(shè)特點(diǎn)分析

常規(guī)的點(diǎn)對點(diǎn)直流輸電系統(tǒng)送端多接入單個能源基地，難以實現(xiàn)不同地理位置下多類型可再生能源的互補(bǔ)接入。為了接入多個交流電網(wǎng)，已有方案采用高、低壓閥組換流站同站建設(shè)，通過交流輸電線路連接能源基地或負(fù)荷中心的分層接入結(jié)構(gòu)[10-11]。而本文所提分址建設(shè)結(jié)構(gòu)則將高、低壓閥組場址設(shè)置于不同能源基地附近，利用直流輸電線路連接換流站。相比于已有方案，分址建設(shè)結(jié)構(gòu)的主要特點(diǎn)有：

（1）風(fēng)光等可再生能源基地多位于偏遠(yuǎn)的高海拔地區(qū)，受地形和環(huán)境限制，單一地塊難以容納大容量換流站及相關(guān)設(shè)備，高、低壓閥組選擇不同場址建設(shè)有利于工程施工。

（2）輸送相同功率時，直流線路造價低、損耗小，且桿塔結(jié)構(gòu)簡單，相比于交流輸電具有良好的經(jīng)濟(jì)性，因此采用直流輸電線路而非交流線路連接距離較遠(yuǎn)的多個能源基地具備經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。

（3）直流輸電通道走廊窄，同等電壓等級下，單位走廊的送電功率是交流的4倍[12]，節(jié)省了寶貴的土地資源，同時降低了高海拔地區(qū)的輸電走廊施工難度。

此外，不同于多端直流輸電系統(tǒng)，分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)具有多電壓等級的特點(diǎn)，可以根據(jù)當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)情況和傳輸容量需求合理選擇高低壓閥組直流電壓配比，降低了低壓換流站的建設(shè)成本與絕緣需求，進(jìn)一步提高了輸電網(wǎng)絡(luò)的運(yùn)行靈活性。

鑒于上述特點(diǎn)，分址建設(shè)結(jié)構(gòu)在西南高海拔地區(qū)水風(fēng)光混合能源基地接入場景下具有明顯優(yōu)勢，可以有效降低工程造價與施工難度。

然而，分址建設(shè)結(jié)構(gòu)在高、低壓閥組換流站間設(shè)置了直流輸電線路，從而增加了直流故障發(fā)生的概率，對換流器的直流故障穿越能力提出了更高的要求。

1.3 系統(tǒng)控制方案

1）常規(guī)直流換流器構(gòu)建方案下系統(tǒng)控制策略

對于常規(guī)直流輸電系統(tǒng)，一般情況下，逆變側(cè)控制直流電壓，整流側(cè)控制直流電流。然而，分址建設(shè)結(jié)構(gòu)在送端不同換流站間引入了直流輸電線路，送端沿用定直流電流控制將導(dǎo)致整流側(cè)高低壓閥組間的直流電壓分配無法主動控制，導(dǎo)致高低壓閥組有功出力不可預(yù)知。此外，高、低壓閥組實際流過的電流并非時刻相等，定直流電流控制將導(dǎo)致串聯(lián)閥組間電壓失衡。因此需要在高壓閥組附加dc-dc下垂環(huán)節(jié)，實現(xiàn)高低壓閥組直流電壓的主動控制，改進(jìn)控制方案如圖2所示。

2）柔性直流換流器構(gòu)建方案下系統(tǒng)控制策略

對于柔性直流方案下的分址建設(shè)輸電系統(tǒng)，穩(wěn)態(tài)下逆變側(cè)采用定直流電壓與子模塊電容電壓控制，整流側(cè)采用有功功率與子模塊電容電壓控制，具體控制回路如圖3a所示。其中，交流控制回路將所有子模塊的電容電壓控制恒定，從而維持交直流系統(tǒng)的有功功率平衡，直流控制回路可選取定有功功率控制或定直流電壓控制[13]。

圖2 常規(guī)直流輸電系統(tǒng)控制策略

若風(fēng)電占比較高或送端系統(tǒng)1中當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的短路比較低，則圖3a中的跟網(wǎng)型（Grid Following, GFL）控制存在失穩(wěn)風(fēng)險[14]，因此低壓閥組MMC應(yīng)采用構(gòu)網(wǎng)型（Grid Forming, GFM）控制以實現(xiàn)風(fēng)電場的穩(wěn)定接入，本文采用較為常見的功率同步控制，如圖3b所示。此時混合型MMC的交流控制回路控制并網(wǎng)點(diǎn)交流電壓，直流控制環(huán)控制子模塊電容電壓。

此外，由于弱電網(wǎng)下鎖相環(huán)與電網(wǎng)阻抗之間存在強(qiáng)耦合，混合型MMC不再使用鎖相環(huán)測量電網(wǎng)相位信息，而使用功率同步環(huán)（Power Synchronization Loop, PSL）實現(xiàn)與電網(wǎng)的同步，其傳輸函數(shù)為

式中，Pref和Ppu分別為流入換流站有功功率的指令值和實際值；D為系統(tǒng)的阻尼系數(shù)；J為模擬轉(zhuǎn)動慣量；Δω為實際角頻率與額定角頻率的差值，即Δω=ω- ω0。

2 直流故障應(yīng)對分析

大規(guī)模遠(yuǎn)距離輸電一般采用架空線進(jìn)行傳輸，架空線路故障率高，并網(wǎng)系統(tǒng)需具備直流故障處理能力。本節(jié)以圖 4所示的分址建設(shè)輸電系統(tǒng)單極為例，分析系統(tǒng)的直流故障穿越能力。

圖4 分址建設(shè)輸電系統(tǒng)故障示意圖

2.1 常規(guī)直流分址建設(shè)系統(tǒng)故障穿越策略

對于常規(guī)直流輸送方案，其整流側(cè)可以依靠LCC的強(qiáng)制移相清除故障電流，LCC的單向?qū)ㄐ允鼓孀儌?cè)不會向故障點(diǎn)提供短路電流，系統(tǒng)具備直流故障穿越能力。

2.1.1 高壓線路直流短路故障

高壓線路發(fā)生直流對地故障后，整流側(cè)高、低壓閥組LCC均采取強(qiáng)制移相控制，觸發(fā)延遲角快速提升至150°，從而將故障電流快速限制為零。故障電流清除完成后，整流站與逆變站的控制指令值按照預(yù)設(shè)斜率逐步從0升至1(pu)，重新建立系統(tǒng)的直流電壓與直流電流。

2.1.2 低壓線路直流短路故障

送端低壓線路發(fā)生瞬時性對地故障后，整流側(cè)低壓閥組LCC強(qiáng)制移相抑制故障電流，其余換流站無需切換控制。故障清除后，系統(tǒng)所有換流站均使控制指令值逐步從0升至1(pu)，系統(tǒng)恢復(fù)原有功率傳輸。

若低壓輸電線路發(fā)生了永久性直流故障，則在低壓閥組LCC強(qiáng)制移相將故障電流限制為0后，低壓線路上的直流機(jī)械開關(guān)開斷，將低壓閥組切除。隨后逆變站的直流電壓指令值由0上升至0.5(pu)，整流站的直流電流指令值由0上升至1(pu)，系統(tǒng)運(yùn)行在400kV電壓等級下，維持50%的功率傳輸。

值得注意的是，從直流故障發(fā)生到LCC濾波器切除（一般延時200ms）之前，換流站無功消耗為0，大量無功盈余將導(dǎo)致送端交流系統(tǒng)暫態(tài)過電壓。根據(jù)我國風(fēng)電并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)，風(fēng)機(jī)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓超過1.1(pu)時便存在脫網(wǎng)風(fēng)險，電壓超過1.3(pu)時便會立即脫網(wǎng)，直流故障可能引起送端大規(guī)模風(fēng)機(jī)高壓脫網(wǎng)[15]。

2.2 柔性直流分址建設(shè)系統(tǒng)故障穿越策略

柔性直流輸電方案通過控制混合型MMC的交流調(diào)制比和直流調(diào)制比dc，改變橋臂電壓的大小，使其輸出指定的交直流電壓，如式（2）所示。直流故障期間，換流站負(fù)投入全橋子模塊，利用全橋子模塊電容電壓鉗位控制故障點(diǎn)電流，完成直流故障穿越。混合型MMC在零直流電壓下運(yùn)行，可實現(xiàn)直流故障下的不間斷運(yùn)行和快速重啟，無需配置直流斷路器。

2.2.1 高壓線路直流短路故障

檢測到高壓傳輸線路直流短路故障后，所有換流站的直流控制環(huán)均切換為零直流電流控制，以降低直流調(diào)制比dc，同時將故障電流限制為0，如圖 3a中的狀態(tài)Ⅱ所示。故障清除后，逆變站的直流外環(huán)切換為定直流電壓控制，整流站也逐步提升有功功率指令值，系統(tǒng)恢復(fù)功率傳輸。

2.2.2 低壓線路直流短路故障

送端低壓傳輸線路發(fā)生瞬時性對地故障后，低壓線路上直流電壓降為0，由于逆變站仍采用定直流電壓控制，導(dǎo)致整流側(cè)高壓閥組在故障瞬間承擔(dān)近800kV的故障電壓。雖然整流側(cè)高壓換流閥的橋臂電抗器和出口直流電抗器可以短時分擔(dān)直流過電壓，保護(hù)換流器，但長期過電壓將導(dǎo)致?lián)Q流器閉鎖。此外，逆變側(cè)電壓高于整流側(cè)使得高壓直流輸電線路上的電流反向，逆變站向故障點(diǎn)饋入故障電流。因此在低壓線路直流故障發(fā)生后，整流側(cè)的高低壓換流站應(yīng)切換為零直流電流控制以清除故障電流，同時逆變站也切換為零直流電流控制，抑制故障電流的同時快速降低dc，防止整流側(cè)高壓站長時間過電壓，損壞換流器。

若低壓輸電線路發(fā)生了永久性直流故障，所有換流站仍需切換為零直流電流控制，故障電流抑制為0后低壓線路直流機(jī)械開關(guān)動作，切除低壓閥組。然后，逆變站切回定直流電壓控制，直流電壓指令值由0上升至0.5(pu)，整流站的有功功率指令值由0上升至1(pu)，系統(tǒng)運(yùn)行在400kV電壓等級下，維持50%功率傳輸。

由文獻(xiàn)[16]可知，僅考慮橋臂輸出電壓需求時，50%的全橋子模塊即可實現(xiàn)直流故障無閉鎖穿越。然而，逆變站存在長期50%降壓運(yùn)行情況，為滿足橋臂電流過零點(diǎn)的需求，本文參照昆柳龍工程，將混合型MMC的全橋子模塊占比選定為70%。

對于采用功率同步控制的混合型MMC，直流故障發(fā)生后，換流站輸出的直流電流被抑制為0，然而PSL的二階慣性環(huán)節(jié)響應(yīng)速度較慢，交流側(cè)輸入換流站的有功功率難以迅速降為0，盈余的有功功率向子模塊充電，進(jìn)一步導(dǎo)致子模塊過電壓。由于風(fēng)電場出力在故障瞬間保持不變，應(yīng)使當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)和風(fēng)電場注入MMC的有功功率之和為0。在功率同步控制下，送端系統(tǒng)1中當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)注入混合型MMC的有功功率可表示為

式中，g和c分別為送端系統(tǒng)1的交流母線電壓幅值和換流站的交流電壓幅值；為電網(wǎng)與MMC之間的阻抗；為換流站交流電壓滯后于交流母線電壓的角度。

為快速地將交流側(cè)輸入功率降低為0，在式（3）基礎(chǔ)上引入補(bǔ)償相位Δ，直流故障發(fā)生后快速投入，其計算公式為

式中，wpu為風(fēng)電場的有功功率。

根據(jù)本節(jié)分析，將常規(guī)直流系統(tǒng)與柔性直流系統(tǒng)在直流故障下的暫態(tài)響應(yīng)總結(jié)對比見表1。

表1 直流故障暫態(tài)響應(yīng)對比

Tab.1 Transient response comparison under DC fault

3 交流故障應(yīng)對分析

3.1 常規(guī)直流分址建設(shè)系統(tǒng)交流故障

送端交流故障發(fā)生后，交流電壓跌落會引起LCC直流電壓下降，此時整流站仍采用定電流控制，則觸發(fā)延遲角不斷減小以抑制直流電流的下降。當(dāng)交流電壓跌落嚴(yán)重時，整流側(cè)LCC達(dá)到其最小觸發(fā)延遲角限制，將導(dǎo)致功率傳輸中斷。送端交流故障不會使直流側(cè)產(chǎn)生過電壓和過電流，因此無需直流系統(tǒng)停運(yùn)[17]。故障清除后，隨著交流電壓的恢復(fù)，直流功率傳輸快速恢復(fù)。為防止整流站恢復(fù)瞬間過電壓，整流站一般配置交流故障控制器[8]。

當(dāng)逆變側(cè)LCC的交流母線電壓因交流故障跌落時，LCC的直流電壓會隨之減小，進(jìn)一步引起逆變側(cè)直流電流的增大。若此時逆變側(cè)LCC仍然采用穩(wěn)態(tài)下的定直流電壓控制，為了保持直流電壓不變，其關(guān)斷角將不斷減小，從而引發(fā)換相失敗。這將導(dǎo)致逆變側(cè)LCC的直流端口電壓降為零，進(jìn)一步造成直流電流激增和直流功率的損失。在受端換相失敗初期，送端LCC通過增大觸發(fā)延遲角抑制直流電流，需要吸收大量無功功率，導(dǎo)致送端交流電壓下降。而在換相失敗恢復(fù)過程中，送端LCC無功需求小，無功補(bǔ)償裝置的延遲切除將導(dǎo)致送端交流電壓上升，進(jìn)一步引起過電壓問題。對于逆變側(cè)的換相失敗預(yù)測與抑制方法，文獻(xiàn)[18-19]已經(jīng)進(jìn)行了大量研究，本文不再深入介紹。

3.2 柔性直流分址建設(shè)系統(tǒng)交流故障

對于柔性直流輸送方案，其受端交流故障后不會出現(xiàn)與常規(guī)直流類似的換相失敗問題。然而，故障導(dǎo)致受端換流站母線電壓嚴(yán)重跌落時，受端換流站功率輸出受阻。若不采取任何措施，故障期間的盈余功率將注入受端MMC，導(dǎo)致其子模塊過電壓旁路閉鎖，影響系統(tǒng)正常運(yùn)行，因此需要快速抑制送端功率或投入耗能裝置進(jìn)行功率吸收。

對于前一種方案，由于系統(tǒng)傳輸功率較大，受端換流站子模塊電容電壓上升速度相對較快，可在幾十ms內(nèi)突破安全界限[20]?？紤]遠(yuǎn)距離輸電的通信延時，送端功率快速抑制的時間要求十分苛刻?；谏鲜鲈颍捎每煽睾哪苎b置實現(xiàn)系統(tǒng)受端交流故障的無閉鎖穿越更為有效合理。根據(jù)文獻(xiàn)[21]中多種耗能方案的對比，本文選取高壓直串型IGBT閥和耗能電阻等設(shè)備構(gòu)成的直流耗能裝置，并將其安裝于受端換流站直流出口處。

送端系統(tǒng)交流故障發(fā)生后，考慮到送端換流站的最大功率輸送能力與換流站母線電壓呈比例關(guān)系，系統(tǒng)的功率傳輸在故障期間相應(yīng)減少。而故障后瞬間受端換流站輸出功率不變，有功功率缺額將由送端MMC子模塊電容放電補(bǔ)償，從而導(dǎo)致故障初期送端換流站橋臂電流過電流以及直流電壓跌落。為減少子模塊電容放電并抑制橋臂電流，可以在檢測到整流站的電容電壓低于下限值時將直流電流指令值切換為0，同時對交流電流進(jìn)行限幅控制。更進(jìn)一步地，文獻(xiàn)[22]提出了一種有源型柔直輸電技術(shù)，解決送端交流故障對直流側(cè)系統(tǒng)的功率沖擊，保證直流系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。而對于功率同步控制下的換流站，交流故障期間可以通過切換為電流矢量控制、電流限幅控制或虛擬阻抗控制來限制故障電流并實現(xiàn)故障穿越[14, 23-25]。

風(fēng)電場側(cè)交流故障對常規(guī)直流與柔性直流輸電系統(tǒng)的影響與送端交流電網(wǎng)故障類似，主要問題為風(fēng)電場自身的故障穿越[26]。文獻(xiàn)[27-28]提出了詳細(xì)的風(fēng)電場低壓穿越配套裝備與協(xié)調(diào)控制，本文不再贅述。

根據(jù)本節(jié)分析，將常規(guī)直流系統(tǒng)與柔性直流系統(tǒng)在交流故障下的暫態(tài)響應(yīng)總結(jié)對比見表2。

表2 交流故障暫態(tài)響應(yīng)對比

Tab.2 Transient response comparison under AC fault

4 技術(shù)方案對比

為了選取更適合于分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的技術(shù)路線，本節(jié)從經(jīng)濟(jì)性、可行性以及暫態(tài)響應(yīng)等方面對基于常規(guī)直流和柔性直流換流器的兩種分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)可行方案進(jìn)行對比。

4.1 經(jīng)濟(jì)性對比

在現(xiàn)有設(shè)備制造水平下，單位容量半橋型MMC的成本相比LCC提升了約32%，混合型MMC相比于半橋型MMC的成本進(jìn)一步提升，全橋子模塊占比為70%的混合型MMC成本相比LCC提升了約52%[29]。此外，混合型MMC的運(yùn)行損耗（0.6%～0.8%）高于LCC（0.35%），使得常規(guī)直流方案相比于柔性直流方案具備明顯的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。

4.2 可行性對比

常規(guī)直流輸電系統(tǒng)具有耐受電壓高、通流能力大的優(yōu)勢，適合遠(yuǎn)距離大容量電能輸送。柔直換流閥正在向特高壓大容量方向發(fā)展，已有±500kV/ 3 000MW和±800kV/5 000MW的柔直換流站投入運(yùn)行。但是相比于常直換流站±800kV/10 000MW的輸送能力，柔直換流站目前仍有一定差距。

隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的不斷深入，大規(guī)?？稍偕茉催h(yuǎn)距離直流外送將面臨兩個新的挑戰(zhàn)：送端大規(guī)模風(fēng)光電基地接入的本地電網(wǎng)網(wǎng)架越來越薄弱；隨著高比例電力電子設(shè)備的接入，受端系統(tǒng)的慣量和電網(wǎng)強(qiáng)度逐漸降低[30]。

常規(guī)直流輸電系統(tǒng)難以接入弱交流電網(wǎng)，其兩端電網(wǎng)必須要有足夠的強(qiáng)度才能保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，而柔性直流輸電系統(tǒng)可以連接弱交流系統(tǒng)甚至無源系統(tǒng)。因此，針對分址建設(shè)直流系統(tǒng)送端高比例新能源接入的輸電場景，采用柔直技術(shù)更為適合，常規(guī)直流輸電系統(tǒng)則需要配套調(diào)相機(jī)等輔助設(shè)備以提供無功和電壓支撐，這將極大地削弱其經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢[29]。

4.3 暫態(tài)響應(yīng)對比

常規(guī)直流輸電系統(tǒng)與基于混合型MMC的柔性直流輸電系統(tǒng)都具備直流故障穿越的能力，均可以有效應(yīng)對高低壓直流輸電線路故障。但常規(guī)直流輸電系統(tǒng)在直流故障期間面臨濾波器無功盈余導(dǎo)致的風(fēng)電機(jī)組高壓脫網(wǎng)問題，而柔性直流輸電系統(tǒng)可以在直流故障期間穩(wěn)定控制交流電壓。

送端交流故障發(fā)生后，送端換流站母線電壓跌落均會導(dǎo)致整流站的直流電壓和輸出功率降低。若交流電壓嚴(yán)重跌落，柔直輸電系統(tǒng)將會出現(xiàn)短時的功率反送，而LCC的單相導(dǎo)通性使常規(guī)直流不存在此問題。

在受端交流故障下，LCC可能會發(fā)生換相失敗，導(dǎo)致輸送功率直接降到零，多次連續(xù)換相失敗將使直流功率大幅波動，甚至?xí)斐芍绷鏖]鎖，給交流電網(wǎng)帶來巨大沖擊[31]。此外，逆變站換相失敗將造成送端交流暫態(tài)過電壓，引發(fā)大規(guī)模風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)脫網(wǎng)，嚴(yán)重危害電網(wǎng)安全[19, 32]。而MMC不存在換相失敗問題，對交流故障耐受能力很強(qiáng)，故障期間功率損失小，故障清除后恢復(fù)迅速。

基于LCC的常規(guī)直流和基于混合型MMC的柔性直流方案對比總結(jié)見表3。

表3 技術(shù)方案對比總結(jié)

Tab.3 Summary of technical solution comparison

4.4 改進(jìn)措施與推薦方案

由總結(jié)可知，動態(tài)無功補(bǔ)償和電壓穩(wěn)定是限制常規(guī)直流大規(guī)模跨區(qū)輸送新能源的主要因素。為解決上述問題，在常規(guī)直流輸電系統(tǒng)的送受端分別加裝同步調(diào)相機(jī)是切實有效的方案。

調(diào)相機(jī)可以有效提升系統(tǒng)短路容量，增強(qiáng)電網(wǎng)電壓支撐強(qiáng)度，在送端保障新能源安全穩(wěn)定接入，在受端降低換相失敗風(fēng)險。根據(jù)文獻(xiàn)[29, 33-34]的研究結(jié)果，送受端均配置系統(tǒng)傳輸容量1/3的同步調(diào)相機(jī)，調(diào)相機(jī)單位容量的成本為LCC換流站的117%，運(yùn)行損耗為1.15%。在沒有配置同步調(diào)相機(jī)時，LCC抵御換相失敗的能力只有MMC的20%，而配置調(diào)相機(jī)可以使LCC抵御換相失敗能力提升至40%[34]。

對基于混合型MMC的柔直系統(tǒng)來說，換流站成本與運(yùn)行損耗是制約其發(fā)展的瓶頸。因此考慮成本更低的半橋型MMC，對四種方案進(jìn)行統(tǒng)一對比，對比結(jié)果如圖 5所示。圖5中，得分代表每種方案在該項考核指標(biāo)的表現(xiàn)，得分越高，優(yōu)勢越明顯。需要說明的是，成本、運(yùn)行損耗和輸送容量的評分是根據(jù)工程數(shù)據(jù)定量計算得出，而其余指標(biāo)則通過調(diào)研已有研究定性給出粗略評分。

圖5 四種方案對比雷達(dá)圖

由圖5可知，配置同步調(diào)相機(jī)后，常規(guī)直流的技術(shù)可行性得到了明顯提升，且在經(jīng)濟(jì)性上相比于混合型MMC仍具備一定優(yōu)勢，但調(diào)相機(jī)也只能在一定程度上降低換相失敗發(fā)生的概率，而無法徹底杜絕風(fēng)險。半橋型MMC在成本和運(yùn)行損耗上的評分較高，但無法有效處理直流故障，使其可靠性較差。

綜合多種技術(shù)方案的優(yōu)缺點(diǎn)，在交流系統(tǒng)較強(qiáng)且新能源占比不高時，分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)優(yōu)選常直技術(shù)；而在經(jīng)濟(jì)預(yù)算充足時，分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)應(yīng)優(yōu)先考慮基于混合型MMC的柔直技術(shù)；若要綜合考慮經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性，可以采取LCC配置同步調(diào)相機(jī)的折中方案。在實際工程中，可以根據(jù)具體場景對各個考核指標(biāo)合理分配權(quán)重，加權(quán)計算各方案得分，選取最優(yōu)方案。

此外，根據(jù)本文對分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)暫穩(wěn)態(tài)運(yùn)行情況的分析，送、受端不同閥組對換流站的運(yùn)行需求不同，可以進(jìn)一步討論適用于分址建設(shè)的LCC-MMC混合型直流輸電系統(tǒng)的潛在方案，如圖 6所示。

圖6 分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的混合型結(jié)構(gòu)

圖6a為送端采用柔性直流、受端采用常規(guī)直流的端間混合方案，既可發(fā)揮柔性直流為可再生能源送出提供電壓支撐的技術(shù)優(yōu)勢，又能有效降低工程造價。圖 6b為送受端都采用LCC與MMC混聯(lián)結(jié)構(gòu)的方案，該方案同樣綜合了兩種換流器的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，可利用LCC處理長距離架空線路的直流故障問題，受端混聯(lián)結(jié)構(gòu)可以充分發(fā)揮MMC的無功支撐能力抑制換相失敗。隨著IGBT、子模塊電容等柔直關(guān)鍵器件的進(jìn)一步升級，柔直換流閥正在向特高壓大容量方向發(fā)展，分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的混合型結(jié)構(gòu)未來將具有較強(qiáng)的工程實用性，值得進(jìn)一步研究。

5 仿真驗證

為進(jìn)一步研究分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)在穩(wěn)態(tài)與暫態(tài)下的運(yùn)行情況，以其正極系統(tǒng)為例，在PSCAD/EMTDC中搭建如圖1所示直流系統(tǒng)的電磁暫態(tài)仿真模型，仿真參數(shù)見表 4。其中，風(fēng)電場由單臺功率10MW的永磁同步發(fā)電機(jī)經(jīng)電流放大環(huán)節(jié)等效。單極LCC換流器的電壓功率等級選取為+800kV/5 000MW，單極MMC換流器為+800kV/ 2 500MW。兩種輸電方案中，送端高壓站和受端換流站所連接的交流系統(tǒng)短路比均為8（且g/g=8），風(fēng)電出力在低壓閥組的占比均為30%。

表4 仿真參數(shù)

Tab.4 Parameters of the simulation model

5.1 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行仿真

本節(jié)驗證分址建設(shè)系統(tǒng)在送端系統(tǒng)1中，當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)強(qiáng)度不斷變?nèi)醯那闆r下系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)運(yùn)行情況。

常規(guī)直流輸電系統(tǒng)的仿真結(jié)果如圖7所示，在當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)阻抗為1.57+j12.57Ω時，系統(tǒng)可以平穩(wěn)起動，交直流電壓與有功功率均能維持在額定值。當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)阻抗增大至2.36+j18.85Ω時，系統(tǒng)交流電壓由額定運(yùn)行時的330kV下降至321kV。而當(dāng)阻抗進(jìn)一步增大至2.75+j21.99Ω時，系統(tǒng)失穩(wěn)，證明了常規(guī)直流輸電系統(tǒng)在弱交流電網(wǎng)接入下存在穩(wěn)定性惡化的問題。

在送端系統(tǒng)1中配置800Mvar的同步調(diào)相機(jī)后，常規(guī)直流輸電系統(tǒng)在不同電網(wǎng)強(qiáng)度下運(yùn)行情況的仿真結(jié)果如圖8所示。配置調(diào)相機(jī)后，LCC-HVDC在弱電網(wǎng)下的運(yùn)行情況得以改善，可在低壓閥組當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)阻抗為4.73+j37.69Ω時穩(wěn)定運(yùn)行，相比于無同步調(diào)相機(jī)時的2.36+j18.85Ω有明顯提升，然而在電網(wǎng)阻抗進(jìn)一步增大時同樣出現(xiàn)了穩(wěn)定性惡化問題。

圖8 常規(guī)直流輸電運(yùn)行仿真（配置800Mvar調(diào)相機(jī)）

圖 9展示了跟網(wǎng)型控制下柔性直流輸電系統(tǒng)的運(yùn)行情況。風(fēng)電場出力在2.0～2.2s時由1(pu)下降至0.2(pu)，在3.0～3.2s時上升至0.7(pu)，在4.0～4.2s時恢復(fù)至1(pu)，與其相連的當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)同樣調(diào)整其有功出力以維持整流站的有功功率不變，如圖9a所示。由圖9b可知，跟網(wǎng)型控制的MMC相比于LCC仍具有較強(qiáng)的弱系統(tǒng)接入能力，當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)阻抗從2.36+j18.8Ω增大到7.07+j56.5Ω時，交流電壓從額定運(yùn)行的330kV下降到287kV，但系統(tǒng)仍能保持穩(wěn)定運(yùn)行。而在阻抗增大到7.5+j60Ω時，跟網(wǎng)型的功率控制已經(jīng)不能維持系統(tǒng)穩(wěn)定，有功功率與交流電壓開始振蕩。而采取構(gòu)網(wǎng)型控制的MMC則可以繼續(xù)在弱電網(wǎng)下穩(wěn)定運(yùn)行，如圖10所示。在當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)阻抗由7.07+j56.6Ω增大到10.6+j84.8Ω的過程中，低壓閥組的交流電壓始終維持在額定值，且在弱電網(wǎng)下仍能較好地響應(yīng)風(fēng)電出力變化。

圖9 柔性直流輸電運(yùn)行仿真（GFL控制）

圖10 柔性直流輸電運(yùn)行仿真（GFM控制）

上述仿真結(jié)果表明，在接入含高比例可再生能源弱電網(wǎng)的場景下，柔性直流輸電方案的適用性更好。

5.2 直流故障測試

5.2.1 常規(guī)直流分址建設(shè)系統(tǒng)直流線路故障

對常直輸電系統(tǒng)施加三種直流故障：①LCC2正極出口處發(fā)生單極對地故障，持續(xù)0.2s，記為故障A；②LCC1正極出口處發(fā)生單極對地故障，持續(xù)0.2s，記為故障B；③LCC1正極出口處發(fā)生單極對地永久性故障，記為故障C。故障在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行至2.985s時施加，故障檢測與動作延遲為15ms，故障電阻0.1Ω，故障維持電流為0.01kA，故障的仿真結(jié)果如圖11～圖13所示。

圖11 直流故障A的暫態(tài)仿真結(jié)果

圖12 直流故障B的暫態(tài)仿真結(jié)果

圖13 直流故障C的暫態(tài)仿真結(jié)果

由圖11可以看出，高壓輸電線路直流故障發(fā)生后，整流側(cè)LCC強(qiáng)制移相可快速降低直流電壓，從而在20ms內(nèi)將故障電流抑制為0。低壓輸電線路直流故障發(fā)生后，LCC1強(qiáng)制移相，80ms內(nèi)將故障電流抑制為0，如圖 12所示。瞬時性故障清除后，系統(tǒng)經(jīng)過0.5s的啟動過程恢復(fù)額定電壓與功率傳輸。對于低壓直流線路的永久性故障，仿真結(jié)果如圖13所示。80ms內(nèi)故障電流被抑制為0后，低壓線路直流機(jī)械開關(guān)動作，切除低壓換流站，3.3s時其余換流站重新起動，直流電壓降為400kV，傳輸功率為2 500MW。

5.2.2 柔性直流分址建設(shè)系統(tǒng)直流線路故障

對GFM控制下的柔直輸電系統(tǒng)施加兩種直流故障：①M(fèi)MC2正極出口處發(fā)生單極對地故障，持續(xù)0.2s，記為故障D；②MMC1正極出口處發(fā)生單極對地永久性故障，記為故障E。直流故障設(shè)置和動作延遲與5.2.1節(jié)一致，故障的仿真結(jié)果如圖14和圖15所示。

在圖14a和圖14b中，系統(tǒng)直流電壓因高壓線路故障迅速下降到零，換流站檢測到直流電壓跌落后切換為零直流電流控制，將故障電流迅速抑制為0。由于混合型MMC在故障期間無閉鎖運(yùn)行，換流站子模塊電容電壓維持在額定值附近，如圖14c所示。3.2s故障清除后，MMC3、MMC4在3.3s切換回直流電壓控制，逐步建立直流電壓，MMC1、MMC2在3.4s恢復(fù)功率傳輸。由圖14d可知，MMC1的功率同步控制在直流故障期間仍可以維持交流電壓穩(wěn)定。為進(jìn)一步驗證所提附加相角控制的有效性，圖 14e～圖14g展示了附加相角控制的效果。采用附加相角控制后，直流故障期間風(fēng)電場的盈余功率被當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)重新分配而不流入換流站。在沒有附加相角的情況下，即使故障發(fā)生后MMC1迅速將功率指令值ref切換為0，功率同步控制的響應(yīng)速度十分緩慢，仍將導(dǎo)致MMC1的子模塊電容電壓升至2.1(pu)，在實際工程中，該值必將導(dǎo)致?lián)Q流站閉鎖以保護(hù)子模塊。采用附加相角控制后，故障后MMC1的有功功率響應(yīng)速度加快，子模塊電容電壓峰值為1.2(pu)，可以實現(xiàn)無閉鎖故障穿越。

圖14 直流故障D的暫態(tài)仿真結(jié)果

在圖 15a和圖15b中，低壓輸電線路直流故障導(dǎo)致MMC1直流電壓降為0，各換流站切換為零直流電流控制，150ms內(nèi)將故障電流抑制為0，隨后開斷低壓線路直流機(jī)械開關(guān)。2.3s逆變站恢復(fù)定直流電壓控制，直流電壓指令值為0.5(pu)，MMC2恢復(fù)定功率控制，功率指令值為1(pu)，系統(tǒng)維持 1 250MW的功率傳輸，如圖15d所示。

圖15 直流故障E的暫態(tài)仿真結(jié)果

5.3 交流故障測試

關(guān)于LCC-HVDC的交流故障已有大量文獻(xiàn)進(jìn)行了仿真研究[19,35-36]，因此本節(jié)主要關(guān)注分址建設(shè)柔直輸電系統(tǒng)的交流故障響應(yīng)情況。

系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行至1.5s時，逆變站變壓器網(wǎng)側(cè)發(fā)生三相接地短路故障，持續(xù)0.1s后清除，仿真結(jié)果如圖16所示。

圖16 受端交流故障的暫態(tài)仿真結(jié)果

交流故障發(fā)生后，逆變站的交流電壓瞬間跌落至0，有功功率傳輸受阻，如圖16a和圖16b所示。由于直流側(cè)仍有完整的電流通路，所以系統(tǒng)的直流電壓與直流電流并未受到嚴(yán)重影響，如圖 16c和圖16d所示。圖 16e為受端直流耗能裝置的投切信號，為防止耗能裝置頻繁投切，為其加入遲滯比較環(huán)節(jié)：當(dāng)子模塊電容電壓超過1.25(pu)時，投入耗能電阻，而在子模塊電容電壓低于1(pu)時，切除耗能電阻。故障期間耗能裝置共吸收能量250MJ。圖 16g為是否配置耗能裝置的電容電壓對比，無耗能裝置時，逆變站子模塊電容電壓峰值達(dá)到1.95(pu)，而有耗能裝置時該值僅為1.27(pu)。

對于送端交流系統(tǒng)故障，系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行至1.5s時在MMC2交流側(cè)設(shè)置持續(xù)0.1s的三相接地短路故障，仿真結(jié)果如圖17所示。

圖17 送端交流故障的暫態(tài)仿真結(jié)果

圖 17a和圖17b為MMC2交流電壓與整流側(cè)輸出功率，交流電壓跌落至0導(dǎo)致有功功率同樣快速跌落，并在最低點(diǎn)從逆變側(cè)吸收300MW功率。故障發(fā)生后，MMC2子模塊電容放電導(dǎo)致整流側(cè)直流電壓跌落，由于逆變站仍保持定直流電壓控制，系統(tǒng)直流電流快速下降，當(dāng)整流側(cè)直流電壓低于逆變側(cè)時，直流電流反向，如圖 17c和圖17d所示。為防止子模塊長時間放電，檢測到MMC2子模塊電容電壓低于0.8(pu)時，將其直流電流指令值切換為0，同時觸發(fā)交流電流限幅控制，將限幅值取為±0.1(pu)。由圖 17e和圖17f可知，限制故障期間MMC2的交直流電流可以有效減少子模塊電容放電并抑制橋臂電流。

6 結(jié)論

本文針對大規(guī)模可再生能源的多能互補(bǔ)、遠(yuǎn)距離輸送問題，開展如下研究工作：

1）提出了一種分址建設(shè)特高壓直流輸電系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，在送端高低壓閥組間引入直流架空線路，從而實現(xiàn)多類型可再生能源基地跨區(qū)接入。

2）圍繞常規(guī)直流輸電與柔性直流輸電兩種可行技術(shù)方案，考慮分址建設(shè)場景下地理距離對系統(tǒng)的影響，分別分析了分址建設(shè)系統(tǒng)的暫穩(wěn)態(tài)運(yùn)行情況，提出了高、低壓輸電線路直流故障和送、受端系統(tǒng)交流故障的應(yīng)對策略。

3）根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行特性、控制能力和設(shè)備投資情況，從技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)性等方面對兩種方案進(jìn)行了對比分析，給出了不同場景下的優(yōu)選方案，并討論了LCC-MMC混合型分址建設(shè)直流輸電系統(tǒng)的潛在方案。

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Research on Topology and Operation Characteristics of HVDC Transmission System Based on Site-Division Construction

Meng Peiyu1Xiang Wang1Pan Ersheng2Zhao Zheng2Li Tan2Wen Jinyu1

(1. State Key Laboratory of Advanced Electromagnetic Engineering and Technology School of Electrical and Electronic Engineering Huazhong University of Science and Technology Wuhan 430074 China 2. State Grid Economic and Technological Research Institute Co. Ltd Beijing 102209 China)

Aiming at the large-scale cross-regional transmission of renewable energy in the western region of China, a site-division construction of the UHVDC transmission system suitable for the integration of renewable energy bases in different locations was proposed. Firstly, the topology and control methods of the system under two feasible schemes of LCC-HVDC and MMC-HVDC were introduced. Considering the influence of grid’s strength and geographic distance on the system in the site-division construction scenario, the transient response and fault ride-through scheme of the system under AC and DC faults were researched. Then, according to the transient and steady-state operation characteristics of the two schemes, the schemes were compared from the economic and technical aspects. The improvement measures and recommended schemes were given. Finally, the site-division construction HVDC system was built in PSCAD/EMTDC, and the operation characteristics of the system under the transient and steady state were verified.

Renewable energy, site-division construction, HVDC transmission, AC and DC fault ride-through

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.221374

TM721

國家電網(wǎng)有限公司總部管理科技項目“4000米高海拔下接入弱交流系統(tǒng)的分址建設(shè)特高壓直流設(shè)計關(guān)鍵技術(shù)研究”（5200-202256077A-1-1-ZN）資助。

2022-07-16

2022-08-17

孟沛彧 男，1997年生，博士研究生，研究方向為直流輸電系統(tǒng)建模與控制。E-mail：pennymeng1@foxmail.com

向 往 男，1990年生，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向為柔性直流輸電技術(shù)、直流電網(wǎng)、交直流電網(wǎng)運(yùn)行與控制等。E-mail：xiangwang1003@hust.edu.cn（通信作者）

（編輯 郭麗軍）