編者按
在全球氣候變暖和國(guó)家能源安全緊張的背景下，中國(guó)在2020年9月的第七十五屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)上向世界做出“碳達(dá)峰” “碳中和”的莊嚴(yán)承諾，“十四五”規(guī)劃與2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要也將以“建設(shè)大型清潔能源基地”為首的“構(gòu)建現(xiàn)代能源體系”列入其中。未來(lái)中國(guó)必將持續(xù)大規(guī)模開發(fā)風(fēng)電、光伏等清潔能源。中國(guó)陸上清潔能源主要分布在“三北”與西南地區(qū)，當(dāng)?shù)叵{能力不足，而同中東部負(fù)荷中心距離一般長(zhǎng)達(dá)上千公里，采用特高壓直流輸電送出幾乎成為必然選擇。
《中國(guó)電力》2023年第4期刊發(fā)了徐文哲等人撰寫的《歐洲能源危機(jī)下英國(guó)電網(wǎng)電力保供措施對(duì)中國(guó)的借鑒啟示》一文。文章首先比選了3種適用于純新能源送出場(chǎng)景的混合式直流輸電拓?fù)?，并著重介紹最終選用的送端采用LCC與MMC混合級(jí)聯(lián)、受端采用D-MMC的拓?fù)洹＿M(jìn)而設(shè)計(jì)了系統(tǒng)的基本控制和故障穿越策略：以整流站MMC直流電壓控制表征直流線路送出功率的LCC直流電流指令值，使整流站MMC不僅支撐起送端交流電壓，還實(shí)現(xiàn)了送出功率平衡中轉(zhuǎn)功能；基于三次諧波注入調(diào)制的后備定電流控制使HBSM型MMC具備降直流電壓微調(diào)能力，令本文拓?fù)浼婢呓?jīng)濟(jì)性與故障穿越能力。隨后，提出了一種應(yīng)對(duì)受端分散接入方式下受端交流系統(tǒng)嚴(yán)重故障的故障穿越策略。最后，在PSCAD/EMTDC仿真軟件中建立雙極輸電系統(tǒng)電磁暫態(tài)模型進(jìn)行仿真驗(yàn)證。
摘要
為滿足大規(guī)模純新能源發(fā)電基地送出需求，經(jīng)過(guò)拓?fù)浔冗x，選取在送端采用電網(wǎng)換相換流器（LCC）與模塊化多電平換流器（MMC）混合級(jí)聯(lián)拓?fù)?、受端采用二極管-模塊化多電平換流器（D-MMC）拓?fù)涞幕旌鲜街绷鬏旊姺桨?。其中，由整流站MMC提供送端交流電壓支撐，并與LCC配合作為送出功率平衡中轉(zhuǎn)站。隨后，設(shè)計(jì)系統(tǒng)的基本控制和故障穿越策略，使系統(tǒng)能夠穩(wěn)定送出新能源功率且兼具經(jīng)濟(jì)性與故障穿越能力。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建±800 kV/5000 MW雙極直流輸電仿真模型，驗(yàn)證所提控制與故障穿越策略的有效性，結(jié)果表明：所選拓?fù)溥m用于大規(guī)模純新能源發(fā)電基地送出場(chǎng)景。
1 混合型純新能源直流送出系統(tǒng)拓?fù)?/strong>
1.1 混合型直流送出系統(tǒng)拓?fù)鋵?duì)比
針對(duì)傳統(tǒng)直流輸電，對(duì)比了LCC-D-MMC，送端LCC、受端半橋與全橋子模塊混合型FHMMC，送端LCC、受端LCC與MMC串聯(lián)3種混合拓?fù)涞慕涣鞴收咸匦?。?duì)于純新能源送出場(chǎng)景，只需將三者送端改造為L(zhǎng)CC與MMC串聯(lián)，所得出的結(jié)論依然具有參考價(jià)值，改造后的3種系統(tǒng)拓?fù)湟来蚊麨橥負(fù)?~3，如圖1所示。
圖1 3種混合直流系統(tǒng)拓?fù)?
Fig.1 Topological diagram of three hybrid HVDC systems
然而，基于半橋子模塊（half bridge sub-module，HBSM）型MMC不具備降直流電壓能力這一前提。通過(guò)引入3次諧波注入調(diào)制和無(wú)功功率動(dòng)態(tài)調(diào)整策略，使HBSM型MMC具備了一定的降直流電壓運(yùn)行能力，需要對(duì)3種拓?fù)渲匦逻M(jìn)行評(píng)估，評(píng)估結(jié)果見表1。
表1 3種混合直流輸電系統(tǒng)對(duì)比
Table 1 Comparison of three hybrid HVDC systems
從表1可知，本文選取的拓?fù)?兼具經(jīng)濟(jì)性與故障穿越能力；由于MMC采用HBSM，相較拓?fù)?降低了系統(tǒng)投資與損耗；受端純MMC結(jié)構(gòu)徹底消除了拓?fù)?存在的換相失敗風(fēng)險(xiǎn)；通過(guò)引入受端直流電壓微調(diào)控制策略，使送端交流故障穿越能力得到提升，如仿真證實(shí)能成功穿越故障，則無(wú)須選用降壓能力更強(qiáng)但投資偏大的拓?fù)?。
1.2 本文系統(tǒng)拓?fù)?/strong>
本文基于±800 kV/5000 MW純新能源送出場(chǎng)景，系統(tǒng)采用真雙極接線，整體拓?fù)淙鐖D2所示。
圖2 純新能源發(fā)電基地經(jīng)混合直流輸電送出系統(tǒng)拓?fù)?
Fig.2 System topological diagram of pure new energy power base transmitted by hybrid HVDC
其中，送端系統(tǒng)換流站由高壓閥組12脈動(dòng)LCC與低壓閥組MMC組成，兩者在直流側(cè)串聯(lián)、交流側(cè)并聯(lián)。LCC閥組交直流側(cè)均需配置濾波器，送端換流站交流母線為整流站公共連接點(diǎn)（point of common coupling，PCC），由MMC支撐送端交流電壓并為L(zhǎng)CC提供換相電壓。受端換流站高低壓閥組均采用HBSM型MMC，逆變站直流出口串接大功率二極管閥以使逆變站MMC具備直流故障自清除能力。送受端近中性母線處設(shè)置阻波器。
送端新能源基地額定電壓500 kV，采用3個(gè)跟網(wǎng)型VSC集總表示。為與新能源電源采用的跟網(wǎng)型控制策略相一致，圖2中3個(gè)VSC采用定直流側(cè)電壓控制，其輸出功率大小取決于直流側(cè)電流源大小。等值VSC分別使用兩回500 kV交流線路送出，距離各設(shè)置為50 km、100 km和150 km。受端可以采用集中接入或分散接入交流系統(tǒng)2種方式，受端交流系統(tǒng)額定電壓500 kV，采用戴維南等值電路模擬，短路比設(shè)置為6。
2 混合型純新能源直流送出系統(tǒng)的基本控制
2.1 整流站MMC控制策略
采用跟網(wǎng)型非同步機(jī)電源的純新能源基地本身并不具備交流電壓支撐能力，等同于無(wú)源網(wǎng)絡(luò)。為使新能源功率有效送出，需要由送端換流站的低壓MMC建立穩(wěn)定的交流電壓。因此，整流站MMC必須工作在V/f控制模式下，控制送端交流電網(wǎng)電壓幅值和頻率。整流站MMC的外環(huán)控制策略框圖如圖3 a)所示。
圖3 換流器控制框圖
Fig.3 Block diagram of converter controllers
2.2 整流站LCC控制策略
新能源基地出力的隨機(jī)波動(dòng)導(dǎo)致經(jīng)直流系統(tǒng)送出的有功功率無(wú)法確定，整流站LCC不能像傳統(tǒng)直流輸電那樣直接采用定電流控制。
考慮到直流系統(tǒng)中，直流電壓是反映系統(tǒng)功率平衡水平的基本指標(biāo)。對(duì)本文拓?fù)?，可以用送端MMC直流電壓反映送端功率平衡程度。送端MMC的功率平衡方程為
式中：N、C分別為送端MMC子模塊數(shù)目和單個(gè)子模塊的電容值；UdcMMCrec為送端MMC直流電壓；Ps為送端MMC交流輸入有功；Idc為直流電流。
式（1）表示送端MMC除控制交流母線電壓恒定外，還承擔(dān)著平衡新能源基地所發(fā)功率與直流線路輸送功率的任務(wù)。不平衡的功率被儲(chǔ)存在MMC子模塊電容中，將UdcMMCrec與基準(zhǔn)值作差，經(jīng)PI環(huán)節(jié)得到表征直流送出功率的整流站LCC直流電流Idc指令值，實(shí)現(xiàn)功率穩(wěn)定送出。若UdcMMCrec小于指令值，代表送出功率大于新能源基地出力，需要減小LCC電流指令值以減少直流功率送出。反之亦然，而其中的功率差額由送端MMC子模塊電容儲(chǔ)存的能量提供。本系統(tǒng)UdcMMCrec的指令值取為400 kV。
基于此，送端LCC采用如圖3 b)所示的定直流電流配最小觸發(fā)角控制策略。
2.3 逆變站MMC控制策略
逆變站MMC需要承擔(dān)定直流線路電壓的任務(wù)：有功類控制定直流電壓，將直流線路送端出口電壓維持在±800 kV，單個(gè)MMC站直流電壓指令值圖片按式（2）給出；無(wú)功類控制定交流出口無(wú)功為0。其外環(huán)控制框圖如圖3 c)所示。
式中：Rdcline為直流輸電線路等值電阻。
3 混合型純新能源直流送出系統(tǒng)的故障穿越
3.1 交流側(cè)故障穿越策略
送端交流故障可能使送端交流電壓發(fā)生跌落，造成整流站LCC直流電壓下降。為緩解相應(yīng)的整流側(cè)功率送出受阻，參考傳統(tǒng)直流輸電，為逆變站MMC配置如圖4所示的后備定電流控制。
圖4 逆變站MMC后備定電流控制
Fig.4 Stand-by control for constant current of inverter station MMC
直流電流參考值圖片來(lái)自整流側(cè)（見圖3 b)），考慮到送受端間的輸電距離，需要經(jīng)20 ms延時(shí)。同時(shí)為了避免控制投切過(guò)于頻繁，影響穩(wěn)態(tài)運(yùn)行，需要對(duì)經(jīng)延時(shí)后的圖片乘以0.9作為最終參考值。當(dāng)逆變側(cè)直流電流低于該參考值時(shí)，降低逆變站MMC直流電壓使直流電流上升。正常運(yùn)行時(shí)，圖4中的PI輸出應(yīng)限幅在0，使逆變站MMC直流電壓指令值為Udcsteady。
不過(guò)，受限于MMC調(diào)制比，在受端交流電壓健全時(shí)，所述后備定電流控制不能大幅降低逆變站MMC直流電壓，否則將使受端交流電流產(chǎn)生大的畸變。只能通過(guò)三次諧波注入和無(wú)功功率動(dòng)態(tài)調(diào)整等手段來(lái)盡可能增大HBSM型MMC的降壓幅度。本文采用如式（3）所示的1/6三次諧波注入。
式中： udiff 為調(diào)制波；M為基頻調(diào)制波幅值；θ為基頻調(diào)制波相角。
此時(shí)，調(diào)制波幅值降到最低圖片/2。若取正常運(yùn)行時(shí)MMC調(diào)制度為0.85，則引入1/6三次諧波注入后逆變站MMC最多能降壓到0.736 p.u.，據(jù)此對(duì)圖4中PI輸出上限幅值做出限制。
此外，為解決受端交流系統(tǒng)故障下功率送出受阻的問題，參考張北柔直電網(wǎng)工程設(shè)計(jì)，在送端換流站交流母線處裝設(shè)交流耗能裝置，根據(jù)送端MMC直流電壓及閉鎖情況進(jìn)行投切。
3.2 直流側(cè)故障穿越策略
由于串接在逆變站直流出口的大功率二極管閥具有單向?qū)ㄌ匦?，直流線路發(fā)生故障后，受端MMC不會(huì)向故障點(diǎn)輸出故障電流，直流側(cè)故障清除只需考慮送端LCC-MMC混合拓?fù)洹ａ槍?duì)該混合拓?fù)?，詳?xì)論證了一種利用整流站LCC和MMC協(xié)同控制以清除直流故障的方法：利用LCC強(qiáng)制移相和MMC閉鎖使整流側(cè)直流電壓降為負(fù)值，阻斷故障電流。然而，該文獻(xiàn)中送端交流系統(tǒng)足夠強(qiáng)，對(duì)于本文由送端MMC提供交流電壓支撐的純新能源送出場(chǎng)景，需仿真驗(yàn)證該方法的適用性。以下為具體故障清除策略。
1） 參考直流輸電工程常見保護(hù)設(shè)置，直流電流故障檢測(cè)閾值設(shè)為1.5 p.u.。2） 檢測(cè)到直流故障后，對(duì)故障極整流站，閉鎖MMC并對(duì)LCC強(qiáng)制移相，同時(shí)投入一半組數(shù)的交流耗能裝置。強(qiáng)制移相時(shí)為防止LCC換相失敗，先將觸發(fā)角αR設(shè)置為110°，待短路電流低于1.0 p.u. 后再將αR斜坡抬升至135°。3） 待直流故障電流清除后，繼續(xù)保持上述控制動(dòng)作0.2 s，以完成故障點(diǎn)的去游離過(guò)程。4） 待絕緣恢復(fù)和去游離過(guò)程完成后，系統(tǒng)重新啟動(dòng)。解鎖故障極MMC，切除閉鎖MMC時(shí)投入的交流耗能裝置。設(shè)置αR從45°線性減小到15°，逆變站MMC直流電壓指令值先減小至0.75 p.u.，待故障極直流電流恢復(fù)至1.0 p.u.后再線性抬升至穩(wěn)態(tài)值。整個(gè)啟動(dòng)過(guò)程耗時(shí)0.2 s，啟動(dòng)完成后，切換回穩(wěn)態(tài)控制方式。逆變站MMC的降壓能力由3.1節(jié)中的1/6三次諧波注入調(diào)制保證。
其中，步驟2）中將觸發(fā)角αR抬升至135°的理論依據(jù)為所提出的結(jié)論，即
式中：kmin為穩(wěn)態(tài)時(shí)整流站LCC直流電壓URL與MMC直流電壓URM的最小比值；15°為常規(guī)直流工程中LCC穩(wěn)態(tài)觸發(fā)角。本文算例取URL=URM，故根據(jù)式（4），觸發(fā)角αR大于133.08°即可。
此外，由于LCC直流電流指令值是根據(jù)各自極的送端MMC直流電壓得到的，并不具備主動(dòng)控制能力。在發(fā)生正負(fù)極不對(duì)稱故障后，可能出現(xiàn)LCC觸發(fā)角α達(dá)到下限幅而直流電流仍無(wú)法跟上指令值的情況，使正負(fù)極直流電流出現(xiàn)不對(duì)稱。為此，圖5給出了相應(yīng)的正負(fù)極功率不平衡控制策略及其原理分析。
圖5 正負(fù)極功率不平衡控制及其原理
Fig.5 Power imbalance control and its principle of positive and negative poles
圖5中：下標(biāo)P、N分別代表正、負(fù)極，正、負(fù)極電流之差 ΔIdc 經(jīng)PI環(huán)節(jié)疊加至圖3 a)中整流站MMC交流電壓幅值指令上。若正極電流大于負(fù)極，以正極為例，響應(yīng)過(guò)程按圖5 b)給出，通過(guò)增大、減小正、負(fù)極MMC交流電壓指令值，最終實(shí)現(xiàn)正負(fù)極功率平衡。需要說(shuō)明的是，本文參考方向以流出MMC為交流側(cè)電流的正方向，故圖5b)中圖片為負(fù)；而usd實(shí)際值由于正負(fù)極指令抵消，變化很小。MMC交流輸入有功為
3.3 受端分散接入方式下受端交流電網(wǎng)嚴(yán)重故障穿越策略
針對(duì)一種近年來(lái)被提出的受端換流器分散接入交流系統(tǒng)的混合直流系統(tǒng)拓?fù)?，本文提出了一種受端交流電網(wǎng)嚴(yán)重故障下的故障穿越策略。對(duì)受端分散接入方式重畫如圖6所示。
圖6 受端分散接入方式下嚴(yán)重故障
Fig.6 Serious failure of distributed access at receiving end
假設(shè)受端一處交流系統(tǒng)發(fā)生嚴(yán)重故障，則有功功率送出將大量受阻，若不采取相應(yīng)措施，受端積聚的能量將導(dǎo)致對(duì)應(yīng)MMC子模塊電容電壓迅速上升并超過(guò)1.4 p.u.閉鎖，影響故障后恢復(fù)。為此，需要減少故障系統(tǒng)所連MMC吸收的有功功率。對(duì)于圖6拓?fù)?，一個(gè)方法是在檢測(cè)到受端嚴(yán)重故障后迅速降低對(duì)應(yīng)MMC的直流電壓。
對(duì)于送端交流系統(tǒng)故障，由于受端交流電壓健全，受端MMC直流電壓受限于調(diào)制度并不能大幅降低；但對(duì)受端交流系統(tǒng)嚴(yán)重故障，其交流電壓本身大幅降低，受端MMC直流電壓不再受此限制。故上述策略在原理上不存在問題。
所提故障穿越策略框圖如圖7所示，以圖6中低壓MMC 3出口處發(fā)生嚴(yán)重故障為例。當(dāng)檢測(cè)到故障后，降低MMC 3直流電壓指令值以減少功率積聚，過(guò)剩有功由送端交流耗能裝置消耗。對(duì)于交流故障的檢測(cè)，采用受端三相交流電壓瞬時(shí)有效值經(jīng)一階慣性環(huán)節(jié)完成，出于響應(yīng)速度的要求，此慣性環(huán)節(jié)時(shí)間常數(shù)不宜過(guò)大。故障期間，MMC 3直流電壓指令值即取受端交流系統(tǒng)電壓有效值，送端LCC直流電流指令值可以不做改變以保持未發(fā)生故障的MMC 5正常傳輸功率。
圖7 受端嚴(yán)重故障穿越策略
Fig.7 Serious fault ride-through strategy at receiving end
4 仿真驗(yàn)證
4.1 算例介紹
在PSCAD/EMTDC中建立圖1所示±800 kV/5000 MW純新能源雙極直流送出系統(tǒng)電磁暫態(tài)模型。算例中的換流器參數(shù)（正極）如表2所示；直流線路采用PSCAD中的Frequency Dependent（Phase） Model，長(zhǎng)度2 000 km，等效直流電阻11.12 Ω；交流線路采用Bergeron Model，單位長(zhǎng)度R、L、C分別為0.008 3 Ω/km、0.789 6 mH/km、0.014 3 μF/km。送端母線上的交流耗能裝置總額定容量為5 000 MW，投入電壓為1.2 p.u.，切除電壓為1.05 p.u.（根據(jù)整流站MMC直流電壓和閉鎖情況投切）。
表2 換流器參數(shù)
Table 2 Converter parameters
4.2 新能源出力波動(dòng)
初始時(shí)各新能源基地均滿發(fā)1 667 MW有功，2.0 s后，基地1所發(fā)功率階躍降至667 MW，2.5 s時(shí)恢復(fù)原值，系統(tǒng)響應(yīng)特性如圖8所示，為直觀起見，正負(fù)極對(duì)稱工況只作出正極波形。
圖8 新能源出力波動(dòng)仿真結(jié)果
Fig.8 Simulation results of new energy power fluctuation
由圖8可知，所建系統(tǒng)能夠穩(wěn)定運(yùn)行，送端MMC很好地支撐起了送端交流母線電壓，且能平穩(wěn)送出純新能源基地功率。系統(tǒng)跟隨新能源出力波動(dòng)的特性良好，整流側(cè)送出的功率在0.1 s內(nèi)基本完成響應(yīng)，驗(yàn)證了2.2節(jié)所提出的控制策略。盈余的功率儲(chǔ)存在送端MMC的子模塊電容中，因此送端MMC的直流電壓響應(yīng)時(shí)間較長(zhǎng)，可以通過(guò)調(diào)節(jié)PI參數(shù)在響應(yīng)時(shí)間與MMC過(guò)壓程度間進(jìn)行取舍。
4.3 送端單相故障
圖9展示的是對(duì)系統(tǒng)送端PCC在2.0 s施加單相金屬性短路故障后的響應(yīng)結(jié)果，故障持續(xù)0.1 s。
圖9 送端換流站PCC單相金屬性故障的仿真結(jié)果
Fig.9 Simulation results of single-phase metallic fault of convertor station PCC at sending end
從圖9可以看出，送端PCC單相金屬性短路會(huì)造成整流站LCC直流電壓下降；與此同時(shí)，逆變站MMC將從定直流電壓控制切換為后備定電流控制，逆變站MMC直流電壓有所下降以適應(yīng)直流電流變化。故障期間，直流電流最低跌落至0.5 p.u.附近，不出現(xiàn)斷流；系統(tǒng)仍具備一定的功率傳輸能力，直流功率傳輸維持在0.66 p.u.以上。故障清除后，除交流不對(duì)稱故障引起的小幅振蕩恢復(fù)時(shí)間較長(zhǎng)外，系統(tǒng)可以快速恢復(fù)到穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)。因此，本文選取的拓?fù)渑浜虾髠涠娏鹘抵绷麟妷何⒄{(diào)策略能穿越送端最常發(fā)生的單相金屬性故障，無(wú)須采用投資更大的FHMMC方案。
4.4 直流線路故障
2.0 s時(shí)在系統(tǒng)正極直流線路中點(diǎn)處施加金屬性接地故障，故障清除過(guò)程按3.2節(jié)時(shí)序進(jìn)行。仿真結(jié)果如圖10所示，說(shuō)明直流故障清除策略在純新能源送出場(chǎng)景下依然適用。
圖10 直流線路故障的仿真結(jié)果
Fig.10 Simulation results of DC fault
故障發(fā)生后，逆變站出口二極管閥使得故障極逆變側(cè)直流電流瞬間被限制到零；整流側(cè)則由LCC強(qiáng)制移相產(chǎn)生負(fù)壓以抵消MMC在閉鎖狀態(tài)下輸出的正電壓，整流側(cè)短路電流約180 ms被清除。經(jīng)0.2 s去游離過(guò)程，2.38 s左右開始恢復(fù)過(guò)程：逆變側(cè)直流電壓小幅下降，整流站MMC解鎖，LCC角度逐漸拉小。到2.55 s，功率傳輸恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)，且不存在正負(fù)極功率不平衡現(xiàn)象。期間，非故障極功率傳輸未中斷，故障極受阻功率由整流側(cè)交流耗能裝置吸收，送端MCC未過(guò)電壓。
4.5 受端交流故障
4.5.1 受端單相故障對(duì)比
分別對(duì)受端集中接入方式下的本文拓?fù)渑c拓?fù)?在受端PCC于2.0 s施加持續(xù)時(shí)間0.1 s的單相金屬性短路故障，關(guān)鍵波形對(duì)比如圖11展示。其中，拓?fù)?方案采用的換流器與線路參數(shù)與本文拓?fù)湟恢拢斠?.1節(jié)算例介紹。
圖11 受端換流站PCC單相金屬性故障對(duì)比仿真結(jié)果
Fig.11 Simulation results of comparison of single-phase metallic fault of convertor station PCC at receiving end
由圖11可知，受端故障情況下，本文拓?fù)漭^拓?fù)?所表現(xiàn)出的特性更好。由于受端為純MMC結(jié)構(gòu)，不存在換相失敗問題，在故障期間表現(xiàn)平穩(wěn)，直流電流與新能源場(chǎng)站送出功率均未受太大影響。而拓?fù)?由于存在LCC，發(fā)生換相失敗，直流電流波動(dòng)大，受端功率傳輸進(jìn)一步受阻，觸發(fā)交流耗能裝置，使新能源場(chǎng)站送出功率受損。
4.5.2 受端分散接入方式受端嚴(yán)重故障
為驗(yàn)證本文所提嚴(yán)重故障穿越策略，將雙極系統(tǒng)受端改為圖6所示的分散接入方式。2.0 s系統(tǒng)運(yùn)行至穩(wěn)定后，于正極低壓MMC 3出口施加三相金屬性接地故障，2.1 s切除故障，正極故障響應(yīng)特性如圖12所示(由于負(fù)極遭受沖擊小于發(fā)生故障的正極，故圖12只展示正極波形)。
圖12 受端低壓PCC三相金屬性故障的仿真結(jié)果（正極）
Fig.12 Simulation results of three-phase metallic fault of low voltage PCC at receiving end (positive pole)
由圖12可知，所提受端交流嚴(yán)重故障下的降電壓穿越策略有效。故障發(fā)生后，故障檢測(cè)環(huán)節(jié)迅速完成檢測(cè)，MMC 3直流電壓迅速降低到較低水平。而由于整流站LCC定直流電流的控制，正極LCC觸發(fā)角α馬上增大，直流電流并不會(huì)因?yàn)槭芏薓MC直流電壓的大幅降低而上升過(guò)高，仿真中上升至1.34 p.u.，未超過(guò)直流故障檢測(cè)值。受端故障對(duì)應(yīng)的MMC 3由于直流電壓的快速響應(yīng)，并未吸收過(guò)多有功功率，其子模塊電容電壓最高上升至1.22 p.u.，橋臂電流最大值上升至1.65 p.u.；受端非故障閥組在整個(gè)故障期間所受影響不大，仍能維持接近額定功率送出；系統(tǒng)受阻的有功功率由送端PCC交流耗能裝置消耗，整流站MMC子模塊電容電壓值最大1.21 p.u.，橋臂電流最高達(dá)到1.49 p.u.。送受端MMC均未觸發(fā)過(guò)壓、過(guò)流保護(hù)。故障清除后150 ms系統(tǒng)基本恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)。
經(jīng)仿真驗(yàn)證，該故障穿越策略同樣能夠穿越兩相金屬性接地故障與受端集中接入方式下的嚴(yán)重故障，但對(duì)參數(shù)整定要求較高；直流電流容易超過(guò)1.5 p.u.而觸發(fā)直流故障保護(hù)；送受端MMC存在易過(guò)壓、過(guò)流等問題。其實(shí)用性尚有待改進(jìn)，需要對(duì)控制流程做進(jìn)一步的優(yōu)化。
5 結(jié)論
本文基于大規(guī)模純新能源發(fā)電基地送出場(chǎng)景，采用一種對(duì)既有LCC-D-MMC混合直流輸電系統(tǒng)進(jìn)行改造的拓?fù)?，將送端改造為L(zhǎng)CC與MMC串聯(lián)拓?fù)洌肕MC為送端純新能源基地提供電壓支撐。并提出與之配套的基本控制與故障穿越策略?；诜抡娼Y(jié)果，主要結(jié)論如下。1）所采用的混合直流輸電拓?fù)浼捌渑涮谆究刂撇呗阅軌蚝芎玫刂嗡投私涣麟妷?，以無(wú)源方式實(shí)現(xiàn)了100%的純新能源送出。根據(jù)送端MMC直流電壓調(diào)節(jié)直流系統(tǒng)送出功率的控制策略能夠很好地適應(yīng)新能源基地的出力波動(dòng)。2）該混合直流輸電系統(tǒng)具有較強(qiáng)的故障穿越能力，逆變站MMC的后備定電流控制和整流側(cè)PCC裝設(shè)的交流耗能裝置保證了系統(tǒng)的交流故障穿越能力；同時(shí)也繼承了LCC-D-MMC拓?fù)鋵?duì)遠(yuǎn)距離直流架空線路的故障清除能力。3）提出了一種受端交流電網(wǎng)嚴(yán)重故障下的降直流電壓穿越策略，在受端分散接入方式下，故障受端不會(huì)發(fā)生嚴(yán)重過(guò)壓、過(guò)流，非故障受端仍能基本維持額定功率送出。
