多端直流电网（精选6篇）
多端直流电网 篇1
0 引言
在《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》指导下,国内在“大容量远距离直流输电和特高压交流输电”的技术和工程应用领域取得了突破性进展,为国内能源资源的优化配置发挥了重要作用[1,2]。然而,基于传统电网换相换流器(LCC)的直流输电技术存在换相失败、需要吸收大量无功功率、无法向无源网络供电等缺点[3]。
随着全控型开关器件的出现与成熟,以电压源型换流器(VSC)为核心部件的柔性直流技术成为直流输配电领域重要的发展方向[4,5,6]:从负荷需求和电源分布考虑,实现多电源供电及多落点受电的柔性直流电网是电网发展的必然趋势[7];从建设成本和经济性考虑,多端柔性直流输电系统显然比并行多条点对点式直流输电线路更加有利于节约线路走廊,降低投资和减小运行费用[8];从电网供电可靠性和运行灵活性考虑,多端直流电网可以提供更好的供电可靠性和系统冗余性,以及适应性更强的供电模式、灵活和安全的潮流控制等[6];从新能源自身间歇性和分散性的特点考虑,多端柔性直流电网可以有效改善新能源对电网安全稳定运行的影响[9]。
因此,基于柔性直流技术的直流电网被认为能够带来未来电力系统发展的一次重要革命。直流电网是由大量直流端以直流形式互联组成的能量传输系统,可以实现新能源的平滑接入、全局功率的调节互济、长距离大范围的电能传输[10]。在大规模分布式可再生能源接入、海洋群岛供电、海上风电场群集中送出、新型城市电网构建等方面,直流电网被认为是最理想的组网方案,也是未来智能电网发展的重要方向之一。
柔性直流电网的发展尚面临若干关键技术问题亟待解决。其中,有别于传统交流电网和常规高压直流输电系统,多端柔性直流电网特殊的故障暂态特征、复杂快速的换流器故障控制以及直流断路器等一次设备的性能制约对其继电保护赋予了新的挑战和任务。
1 柔性直流系统故障暂态特征
柔性直流系统直流故障暂态特征是直流保护研究的理论基础。而基于不同类型换流器的柔性直流系统故障特性存在明显的差异,相应地对保护的要求也有所不同。针对目前最为典型的两种换流器拓扑结构,该小节分别总结关键故障特征,并分析各自对保护的要求。
1.1 两电平VSC型直流系统故障特征
两极短路故障是柔性直流系统中最为严重的故障类型。两电平VSC型直流系统的两极短路故障仿真结果(仿真参数见附录A表A1)如附录A图A1所示。
根据故障暂态发展过程,可以分成四个阶段[11,12,13]。故障初期(t1至t2),直流故障电流主要由电容放电供给,交流侧仅为交流电抗续流。该阶段内直流电流快速上升,直流电压快速下降。随着直流电压下降,t2时刻以后,交流电压开始大于直流电压,因此交流侧电源开始馈入故障电流,但该阶段直流故障电流仍然主要由电容放电供给。至t3时刻,电容电压下降到零,换流器内部所有续流二极管在短路电抗反电动势作用下同时导通。此时直流故障电流逐渐衰减;交流侧相当于三相短路,快速过流;换流器桥臂同时承受直流故障电流和交流三相短路电流的冲击,急剧过流。最后,故障过程将进入不控整流稳态阶段。
总结而言,两极短路故障以后,直流侧将承受电容放电产生的快速过流。而且由于直流电容直接并联于换流器直流出口,电容放电、故障电流上升均不受换流器动作控制,必须由保护快速动作于直流断路器切除故障。
而从保护交流侧设备和换流器角度出发,由于一旦直流电压过零,交流侧和换流器桥臂就会快速过流,因此希望保护能够在直流电压过零以前实现故障检测、故障识别(故障区段定位)以及故障隔离全套动作。本文仿真算例中故障发生至电压过零这一过程持续时间为10 ms左右,随着电压容量等级、线路参数、故障距离等参数的变化,该持续时间会有所不同,但总体而言在几毫秒至10 ms左右,因此对保护动作速度要求极高。
此外,从全网运行可靠性以及故障后的系统快速恢复考虑,电压跌落到零意味着系统的完全崩溃,且故障消失后需要长时间的恢复过程,事实上柔性直流电网对保护的动作速度要求将进一步提高;而且两电平VSC故障电流上升速度快且不受控的问题在柔性直流电网中将会由于多站叠加而加剧,因此在多端柔性直流电网中的应用存在一定的局限性。
1.2 MMC型直流系统故障特征
随着直流电网电压等级、系统容量的逐渐提高,基于子模块级联的模块化多电平换流器(MMC)在器件均压、谐波抑制、故障电流限制等方面的技术优势开始凸显[14]。MMC型直流系统两极短路故障仿真结果(相应的系统仿真参数见附录A表A2)如附录A图A2所示[15,16]。故障发生以后,处于投入状态的子模块电容经换流器桥臂向故障点放电,因此直流电流和桥臂电流快速上升,直流电压快速下降。过流、欠压判据检测到故障发生以后立即闭锁换流站(t2以后),子模块电容被旁路。换流站闭锁后初期阶段,直流电流主要由桥臂电抗续流提供,逐渐衰减。此时,在桥臂电抗续电流作用下,续流二极管对交流电源不体现单向导通性。因此,对交流侧电源而言,换流器是一个三相对称支路,相当于在换流器处发生三相短路,交流侧出现过电流[15,16]。桥臂电流则是电抗器续电流和交流三相短路电流之和。最后,与两电平VSC型直流系统类似,故障稳态过程将进入不控整流运行状态。
MMC型直流系统发生故障后,直流故障过电流峰值大小主要由换流器闭锁时刻决定,因此故障后换流器的快速闭锁能够有利于降低故障过电流水平,并减小故障隔离的难度。目前,实际工程中能够做到直流故障以后1~2 ms甚至几百微秒级的快速故障检测、闭锁,有效避免了子模块电容的大幅度放电,有利于系统快速恢复,同时有效限制了直流线路故障电流。但是,闭锁以后系统仍将承受不控整流形式的过电流危害,因此需要后续保护快速切除故障。
与两电平VSC相比,MMC直流故障后过流水平、电容放电均受控,从系统安全性和快速恢复等角度考虑更适合于构建多端柔性直流电网。但是,有别于点对点式直流系统,构建直流电网以后,为了保证系统的供电可靠性,直流故障以后并不希望换流站快速闭锁。因此,通过故障限流等措施提高直流电网的故障穿越能力将是理论研究与工程应用的关键点之一。
目前国内外关于柔性直流系统故障暂态特征的研究工作多集中于对换流站的故障出力分析,而随着未来新能源发电的大规模接入,需重点考虑光伏、风机等间歇性电源对故障出力的影响;此外,计及诸如故障限流、故障清除等故障穿越控制策略的多端柔性直流电网故障演化过程及暂态特征同样值得关注。
2 多端柔性直流电网线路保护
直流故障发生后可靠识别故障区间,保证剩余网络的正常运行是保障柔性直流电网供电可靠性的关键技术。相较于传统交流系统保护,柔性直流电网保护选择性的实现难度大大提高,是柔性直流电网继电保护的核心技术难点之一。
2.1 传统保护原理在柔性直流系统中的适用性
过电流保护依靠保护的动作时间级差和可靠的断路器跳闸实现保护动作的选择性,柔性直流电网中相邻直流线路保护动作的低离散性和直流断路器自身性能不完善的现状使得电流保护难以实现保护的选择性[17]。因此虽然现有柔性直流系统工程中一般配置过电流保护[18],但与传统交流系统中电流保护能够同时兼顾保护四性要求不同,其在柔性直流线路保护中一般只能起到故障检测作用。
距离保护应用于柔性直流系统时面临的关键问题在于快速而精确的阻抗测量。文献[19]等对快速距离保护算法进行了研究,由于应用场合多为交流系统,因此阻抗计算往往需要较长的数据窗(如1/2工频周期)。文献[20]探讨了最小二乘算法对提高距离保护阻抗测量精度的作用,文献[21]将该方法应用于变频系统的阻抗测量,可以扩展为直流输电线路的距离保护。但为了保证计算精度,基于最小二乘的阻抗计算方法仍然需要约10 ms甚至更大的数据窗,不满足柔性直流电网对保护动作速度的要求。
电流差动保护从原理上能够实现直流线路的故障识别(故障区段定位),因此目前实际柔直工程中一般配置线路差动保护实现故障的可靠识别[18]。但由于容易受到线路分布电容电流的影响,需要通过延时来防止误动,其动作速动性很难被柔性直流电网接受[22]。基于贝瑞隆线路模型、频变参数模型的电流差动保护原理能够消除分布电容电流的影响,但是会导致算法复杂度的增加,此外数据同步、通道延时等问题亦会对硬件成本、保护动作速度产生不利影响[23],在直流系统中一般只作为后备保护[24]。而且,结合MMC型直流系统故障特性可知,通过接地方式的合理配置,直流电网发生单极接地故障时并不会出现明显的故障电流[18]。因此,电流差动保护在单极接地故障时很难检测到差流,无法可靠动作。
总体而言,传统保护原理很难满足柔性直流电网对保护速动性、选择性的要求。亟须研究适用于柔性直流电网的线路保护新原理。
2.2 常规高压直流输电线路保护原理的借鉴与思考
常规高压直流输电线路采用行波保护、微分欠压保护作为直流线路主保护,具有较好的运行经验,但存在定值整定困难、高阻故障灵敏性差等固有缺陷[25]。文献[26]利用高压直流系统换流站出口装设的平波电抗器、直流滤波器等元件对高频分量的阻隔作用,提出了一种基于边界高频能量差异特性的单端量线路保护方案,实现区内外故障的可靠区分。文献[27]利用平波电抗器对区外故障时高频电流分量的阻滞作用,通过滤波器中流经的高频电流大小来区分区内外故障。文献[28]利用直流滤波器对特定次谐波的吸收作用,通过识别特定次谐波的存在与否判断区内外故障。文献[29]通过比较边界元件两侧暂态能量比值提出高压直流系统线路纵联保护方案。总结而言,高压直流输电系统中,利用如图1(a)所示的平波电抗器、直流滤波器等边界元件导致的区内外故障暂态特征差异作为区内外故障可靠识别的根本依据,能够构造满足选择性要求的保护原理。该思想亦可应用于点对点式的柔性直流系统。
例如,针对如图1(b)所示的两端柔性直流输电系统,文献[30]利用两电平式VSC直流侧存在的并联大电容对高频暂态电流的吸收作用,通过高低频电流的幅值比来实现柔性直流输电线路区内外故障的识别。借鉴文献[28]的思想,文献[31]通过对特定次谐波的识别,进行区内外故障的区分。文献[32]以换流器作为边界元件,通过小波变换提取区内外故障的小波熵差异实现故障识别。
2.3 多端柔性直流电网线路保护的特殊性与研究展望
传统直流输电并未构成电网运行,保护原理及配置方法远不能满足多端柔性直流电网对保护性能的要求。目前柔性直流线路保护原理的研究大多是针对两电平式VSC型、点对点式柔性直流输电线路,真正意义上的多端柔性直流电网线路保护原理研究仍面临诸多难点。
1)换流器类型对保护的影响
MMC以其低开关频率与损耗、高输出电能质量、灵活调制控制、故障电流限制等优良性能成为柔性直流电网发展的主流趋势。与传统直流和两电平VSC相比,MMC型柔性直流输电系统不仅在换流器设备和控制技术方面有所不同,而且也不再需要滤波器、直流侧大电容等元件,这一特点使得可供保护识别的边界元件及其特性大大减少,边界保护思想在MMC型直流系统中的适用性有待进一步分析论证。
而且与两电平VSC不同,直流侧并联大电容被MMC的模块化电容级联所取代,柔性直流系统发生故障时直流线路、故障支路与换流器形成独特的故障回路,因此基于MMC的柔性直流系统故障过程及其暂态特征明显不同,目前常规直流线路、两电平VSC型直流线路保护方法在柔性直流电网中的适用性需要进一步分析验证。此外,MMC型柔性直流系统中直流故障处理与线路保护动作在时间尺度上高度耦合,一次设备与直流电网保护等二次设备在故障处理方面的任务分解与相互协调需要加以明确。
2)多端柔性直流电网线路保护的独特性
新能源发电的大规模集中接入、区域电网的互联等实际需求使得多端柔性直流电网成为未来电力系统的发展趋势之一[33]。理论研究与工程示范的实施逐步明确了柔性直流电网的发展方向:早期的多端柔性直流系统是以换流器为线路两端边界设备,在交流母线形成互联[18,33]。这种方式仍然是点对点的结构形式,控制保护难度相对较低。针对线路保护,仍可借鉴上文中提及的边界保护思想实现故障的可靠识别。
然而,点对点式的多端直流供电可靠性较低、投资成本很大,因此真正的多端直流电网将是如图2所示的、直流线路直接在直流场经直流母线互联、一点对多点的拓扑结构形式。且为提高供电可靠性,一般会存在网孔结构[18]。该拓扑结构有利于降低投资成本、提高系统供电可靠性,是未来多端柔性直流电网的发展趋势。
但是,图2所示的多端柔性直流电网拓扑形式将会导致线路保护难度大大增加。由于直流线路直接在直流场互连,而结合现有工程实际可知直流电抗器等一次设备一般装设于换流站出口[34],这一特点导致直流线路之间不再存在任何边界元件。因此,点对点式直流系统中的边界保护思想在多端柔性直流电网中只能区分交、直流场的故障,而无法实现相邻线路故障的可靠识别。
3)多端柔性直流电网线路保护的研究展望
多端柔性直流电网“一点对多点”的结构特点使得线路保护难度大大增加。因此,结合工程实际,可以考虑通过一次设备装设方式的调整来构造线路边界。例如,文献[35]提出在每条线路两端安装直流电抗器,利用电抗器构成的边界,基于单端量实现区内外故障的快速可靠区分。事实上,在线路两端安装直流电抗器将有利于降低故障过电流危害、加强系统的故障生存能力[36],是一种可行的研究思路,但是电抗器数量的增加对系统控制响应速度和稳定性的影响也必须加以考虑。
此外,针对常规高压直流输电系统,文献[37]提出的基于无功功率的方向纵联保护思想无需依赖线路边界,而且也无需数据同步,对硬件要求较低。尽管其动作速度无法满足柔性直流电网的要求,但是为多端柔性直流电网线路保护提供了一个研究方向:可以通过构造快速的方向判据,利用方向纵联实现故障的可靠识别。这一思想的关键在于寻求一种满足直流电网动作速度要求的快速故障方向判断方法。虽然其仍然受限于通道延时,但此类方法无需数据同步,不失为一种理想的后备保护方案。
3 直流故障隔离技术
直流故障情况下的系统生存能力是决定多端柔性直流电网运行可靠性的关键指标。尤其是在架空线构成的柔性直流电网中发生故障不可避免。目前工程实际中基于交流断路器跳闸的直流故障隔离方法在供电可靠性、动作速度等方面远远无法满足柔性直流电网的要求[38]。因此研究快速的故障隔离方法是柔性直流电网发展的另一核心问题。根据故障隔离的核心设备区分,适用于柔性直流电网的故障隔离方法主要可以分成直流断路器隔离和换流器自清除两种类型[39]。
3.1 直流断路器技术
1)直流断路器研究现状
从提高直流电网供电可靠性的角度而言,利用直流断路器进行故障隔离能够实现最小范围、有选择性的故障切除,是最理想的直流故障隔离手段。从技术角度出发,直流断路器主要可以分成三种类型:机械式断路器、固态断路器和混合式断路器[40,41,42,43,44,45]。机械式断路器电流分断能力有限,且动作速度较慢;固态断路器切除容量和动作速度较机械式断路器而言有明显提升,但是大量电力电子器件串联导致通态损耗过大;混合式断路器结合固态断路器和机械式断路器的优点,在保证动作速度和切除容量的前提下,通态损耗大为减小,是最具前景的直流断路器类型[43]。
如图3(a)所示是一种由ABB公司提出的典型混合式直流断路器拓扑结构[46,47]。正常运行时,由于旁路支路通态电阻远小于主断路器,因此负荷电流主要流经旁路支路,进而有效降低通态损耗。故障发生以后,由电力电子器件组成的辅助断路器由于断路器内设的过电流判据而立即跳开,将故障电流转移至主断路器,如图3(b)中由蓝色曲线转至红色曲线所示;此后跳开快速隔离开关,消除后续动作中可能横跨于辅助断路器上的过电压;快速隔离开关断开后,当断路器接收到外部跳闸信号后立即跳开主断路器,避雷器动作,在保护电力电子器件的同时快速消耗故障能量,如图3(b)红色曲线所示;最后很小的残余电流就可以由一个小容量直流断路器进行切除。该断路器应用于320 k V直流系统能够在5 ms之内快速分断9 k A故障电流,是目前已公开的最大电压等级、最高容量的混合式直流断路器[43]。
2)直流断路器相关技术发展趋势
整体上而言,由于直流故障时故障电流无自然过零点,导致直流断路器动作时存在熄弧困难的问题,因此具有快速分断较大故障电流能力的高压直流断路器尚未完全成熟。根据2013年国际大电网工作组向Siemens,ABB和ALSTOM等研发单位进行的关于直流断路器研发情况的调研结果可知,分别需要大约10年和15年左右的时间才能完成对500 k V和800 k V的直流断路器的研制工作[42]。鉴于直流断路器的发展瓶颈,通过相关技术的配合降低对直流断路器动作速度和切除容量的要求,成为直流故障隔离的关键和趋势。
在直流电网中装设限流设备降低故障电流上升速度和过电流水平能够有效降低对直流断路器的动作速度和切除容量要求。例如舟山五端柔性直流输电工程中在每个换流站出口均会装设一个20 m H左右的直流电抗器,其本质上讲就是一个故障限流器。但是,考虑到系统稳定性、动态响应速度等因素,直流电网中无法装设限流阻抗过大的限流电抗器,限流能力有限。
超导限流器由于在正常运行时不体现阻抗值,对系统无影响;而在故障后能够快速失超,有效限制故障电流,具有很好的应用前景。文献[11,48]分析研究了电阻型超导限流器在两电平VSC型直流配电网中的适用性,但其也指出,由于在投资成本、设备体积、均匀失超等方面的问题,超导限流器在高压大容量系统中的应用有待于进一步研究。而且柔性直流电网中故障保护、处理各个环节在时间尺度上高度耦合,必须研究超导限流器与直流断路器之间的相互影响,实现高效配合。
此外,由如图3(b)所示的混合式直流断路器工作逻辑可知,虽然主断路器在接收到保护的跳闸信号以后才实施跳闸动作,但是如果其在故障电流到达最大切除电流或避雷器过热保护动作之前未接收到保护跳闸信号,断路器也会快速跳开主断路器[46],如图3(b)中绿色曲线所示。因此,若线路保护无法快速识别故障、确定跳闸断路器,非故障线路上的断路器就会因为故障电流到达最大切除电流或避雷器过热保护动作而误跳闸,此时就无法再实现故障的选择性切除,对多端柔性直流电网的供电可靠性产生不利影响。因此不同于交流系统中保护与断路器工作相互独立的传统思想,多端柔性直流电网中必须考虑保护与直流断路器之间的相互影响与需求。
3.2 换流器自清除型隔离技术
基于换流器自清除的柔性直流系统直流故障隔离方法具有无需机械开关动作、系统恢复速度快等优点[49]。根据故障隔离机理的不同,主要可以分成两种方法:第一种方法通过对换流器子模块拓扑结构的改进,利用二极管的单向导通性,将子模块电容电压反极性投入到故障电流流通路径中,从而实现对直流故障电流的快速清除和交流源的阻断[50],本文将其定义为“电容电压钳位型”隔离方法;第二种方法在直流故障后人为构造交流系统三相对称短路回路,从而将直流故障转化成交流故障,实现直流故障点与交流系统的隔离,使直流线路的故障电流能够自然衰减到零[51,52,53],本文将其定义为“故障转移型”隔离方法。
1)“电容电压钳位型”隔离原理与发展趋势
“电容电压钳位型”隔离方法包含的各种具体实现方式在拓扑结构和控制策略上有所差异:以桥臂交替导通多电平换流器(AAMC)和混合级联多电平换流器(HCMC)为代表的拓扑结构通过导通开关和整形电路的协调配合实现稳态控制目标[54,55];以全桥子模块、钳位双子模块等为代表的拓扑结构则可完全复制传统半桥子模块式MMC的控制策略,只需对调制方式略作调制,工程应用技术条件更加成熟[56,57,58,59,60]。
以全桥子模块型MMC为例,该类型故障隔离方法在发生直流故障后闭锁所有子模块,由于二极管的单向导通性使得子模块电容电压反极性地投入到故障电流流通路径中。这就使得:①故障电流向电容充电,从而快速清除直流线路故障电流,如图4(a)所示,图中浅色部分表示无电流流通,下同;②反向闭锁交流侧电源向故障点馈入故障电流。为实现交流源的完全阻断,投入的反极性电容电压必须大于交流侧线电压幅值,从而防止出现如图4(b)所示的交流源馈流现象。
相较于传统半桥式MMC而言,投资成本是其工程实际应用的一大阻力[61,62]。文献[63,64,65,66]提出混合式MMC的思想,在保证直流故障隔离能力的前提下能够有效降低投资成本和功率损耗。但是目前混合式拓扑结构中各类子模块数量的配置原则尚不明确。需综合考虑故障彻底抑制、低电压过调制运行等因素设计合理的子模块数量混合配置原则[66]。
2)“故障转移型”隔离原理与发展趋势
“故障转移型”隔离方法以文献[52,53]提出的双晶闸管法(DTSS)为典型代表,如图5所示。该方法由工程实际中应用的单晶闸管法(STSS)演化而来。在发生直流故障后利用并联在每个子模块上的一组反并联晶闸管构造交流三相对称短路,直流故障电流失去交流侧馈流后能够实现自然衰减,直至故障清除。
考虑到现有MMC型柔性直流系统工程中一般采用STSS保护续流二极管过流,因此在应用DTSS实现直流故障清除时只需在现有基础上对每个子模块增加一个晶闸管。这一特点使其与“电容电压钳位型”隔离方法相比,在工程实际应用中具有较为明显的经济性优势[52]。然而,DTSS应用于工程实际时仍存在一定的问题亟须解决。
从交流侧看,如图5(c)蓝线所示,直流故障电流清除期间交流系统处于三相短路状态,在直流故障无法快速切除的情况下可能导致交流保护误动作。从直流侧看,如图5(c)红线所示,直流线路故障电流仅依靠线路自身电阻实现缓慢衰减,线路近端金属性故障情况下故障电流持续时间可能很长,导致隔离速度不能满足要求。从换流器角度看,DTSS在直流故障清除以后通过移除所有晶闸管门信号实现对所构造的三相交流短路故障的清除。但是,由于故障以后各相桥臂之间会出现环流,在桥臂电抗直流偏置作用下,可能造成桥臂电流长期不过零,进而导致晶闸管关断失败。显然,这将使得交流侧故障长期存在,导致交流侧保护误动,且对直流电网剩余网络的快速恢复造成不利影响。针对上述问题,文献[67]通过增设阻尼模块进行了有效的解决,但具体阻尼电阻选值等问题尚需结合工程实际进行进一步优化。
总体而言,基于换流器自清除的故障隔离方法能够实现毫秒级的直流故障快速隔离,就动作速度而言能够满足柔性直流系统要求。在点对点式柔性直流系统中,由于仅需故障线路两端换流站动作即可实现故障清除,因此具有较好的适用性。但是上述方法在应用于多端柔性直流电网(直流线路在直流场内直接互连)时均会面临全网短暂停电的问题,对电网供电可靠性及互联交流系统稳定性的影响有待进一步评估、研究。
4 架空线柔性直流输电的故障重合闸策略
由于直流故障隔离技术尚不成熟,为降低故障率,目前柔性直流输电工程均基于直流电缆输电。但是,为降低投资成本、提高输电容量,基于架空线路输电将成为下一代柔性直流技术发展的核心问题[68]。架空线路输电场景下,直流故障发生概率大大提高,基于换流器自清除的故障隔离技术能够实现故障电流的快速清除,因此具有很好的应用前景。但是,考虑到架空线路瞬时性故障概率较大,必须配置有效的故障重合闸方法用以判断故障性质。
在点对点式架空线柔性直流输电系统中,具备故障自清除能力的MMC具有很好的适用性。以全桥子模块型MMC系统为例,直流故障发生以后可以通过闭锁换流站实现故障电流的快速清除,无需依赖直流断路器。
在上述应用场景下,目前采取的故障重合闸方法主要是在清除故障电流、并保持换流站闭锁状态一段时间以后(保证故障线路充分去游离,恢复绝缘性能一般为一百到几百毫秒),在零功率模式下解锁换流站,通过判断是否能够建立直流电压实现对故障点存在与否的判读[14,69]。然而,这种方法以电压建立与否作为判据,若重合于永久性故障,会由于电容二次放电而快速过流,对系统造成二次危害[70]。
针对点对点式柔性直流输电系统,本文提出一种具有低电流危害的新型重合闸方法。通过开通全桥子模块中的T1或T4,同时闭锁子模块中的其他所有绝缘栅双极型晶体管(IGBT),可以使其运行状态与全闭锁的半桥子模块完全相同,本文将全桥子模块的该种运行状态命名为类半桥闭锁模式,如附录A图A3(a)(b)所示。将全桥子模块型MMC内所有全桥子模块投入到类半桥闭锁模式,即可构造换流器的不控整流运行方式,如附录A图A3(c)所示。
本文提出的重合闸方法在利用换流器清除直流故障电流并经历一段时间的去游离过程后,将换流器运行于不控整流桥方式。若故障仍然存在,交流侧电源将立即向故障点以不控整流运行方式馈入故障电流;相反如果故障已经消失,那么交流侧电源将无法形成馈流通路,因此直流线路上不会出现电流。所以,可以通过判断直流线路是否再次出现电流来判断故障是否已经消失:若直流线路不再出现电流,则故障已经消失,为瞬时性故障,可重启换流站;若再次出现电流,则故障仍然存在,判定为永久性故障,立即重新闭锁换流站。相应的重合闸判断逻辑如附录A图A4所示。
与传统直接解锁换流器,基于电压建立与否的重合闸方法相比,这种方法在重合于永久性故障时避免了电容放电,有效降低了二次过流上升速度;而且由于只需判断电流存在与否,因此可以在很小的线路电流情况下快速重新闭锁换流器,能够彻底避免重合闸对系统造成的二次过流冲击。同时,对于半桥MMC型直流系统,本文所设计的方法同样具有适用性。半桥MMC自身不具备故障清除能力,需要配置直流断路器实现故障隔离。直流故障发生后快速闭锁换流站防止故障危害加剧,然后利用直流断路器切除故障。此后,经过一段时间的去游离过程以后重合直流断路器。此时半桥MMC换流站仍处于闭锁状态,就相当于不控整流器,因此通过判断电流有无同样可以实现故障性质的判断。
在多端柔性直流电网中,最理想的故障隔离方法是利用直流断路器选择性切除故障线路。即使是通过换流器实现故障自清除,为了保证剩余网络的快速恢复运行,也需要利用直流开关在故障电流清除以后快速切除故障线路,此后立即重启换流站,恢复剩余网络的正常运行。本文所设计的方法要求重合闸判断时换流站运行于不控整流方式,应用于直流电网时会对剩余网络的持续供电造成不利影响。因此,结合直流电网的故障处理特点,研究具有故障性质预判能力、不会对剩余网络持续运行产生不利影响的自适应重合闸方法将是架空线路应用于直流电网的关键。
5 结语
针对线路保护原理和直流故障处理两大核心技术问题,本文详细介绍、分析了柔性直流系统继电保护领域的国内外研究、应用现状。结合直流故障暂态特征以及多端柔性直流电网中直流线路经直流母线直接互连的固有特性,研究分析了传统交流系统保护的适用性以及常规直流输电线路保护原理的借鉴意义,并据此探讨多端柔性直流电网线路保护的可行思路。同时,考虑故障隔离能力、投资成本、控制保护高度耦合等因素,阐述了直流故障隔离技术进一步的发展趋势。此外,由于架空线路输电故障率(尤其是瞬时性故障发生率)大大提高,本文设计提出了一种适用于点对点式直流系统、具有低电流危害的重合闸方法,能够有效降低对系统的二次过流危害;同时讨论了多端柔性直流电网中对重合闸策略的性能要求。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
多端直流电网 篇2
多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成[1,2]。与两端直流输电系统相比,多端直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,输电方式更为灵活、快捷;但由于其控制保护、设备制造等更为复杂,许多关键问题尚未得到合理解决[3,4,5,6,7,8,9,10,11]。多端直流输电系统在大扰动下的性能研究,主要可分为交流系统故障和直流侧故障两大类[12]。中国大容量远距离直流输电系统中,直流侧故障约占直流系统故障的50%[13]。为了快速清除直流侧故障,减轻直流系统直流侧故障对交流系统的影响,多端直流输电系统有必要装设直流断路器。但从目前发展状况来看,虽然直流断路器的研发测试已经取得了较大的突破,但尚未在工程中广泛使用[14,15]。因此,在不使用直流断路器的情况下,研究多端直流输电系统直流侧发生故障时的控制策略与保护措施,提高交直流输电系统的运行稳定性,具有十分重要的意义。
本文根据多端直流输电系统的运行特性,采用常规交流断路器代替直流断路器[16],利用PSCAD/EMTDC软件建立了双极四端直流输电系统仿真模型,提出了四端直流输电系统在直流输电线路不同故障点下的控制保护策略及其动作时序。
1 测试系统结构
多端直流输电系统由多个换流站和多条直流输电线路组成,根据运行条件和工程设计要求,可以采用不同的拓扑结构和接线方式。并联放射式的双极四端直流输电系统结构如图1所示,包括2个双极12脉动整流站(整流站Ⅰ、整流站Ⅱ)和2个双极12脉动逆变站(逆变站Ⅰ、逆变站Ⅱ),每个换流站由交流滤波器、换流变压器、12脉动换流器、平波电抗器、直流滤波器和接地极构成。整流站Ⅰ与整流站Ⅱ之间的距离为500km;整流站Ⅱ与逆变站Ⅰ之间的距离为1 000km;逆变站Ⅰ与逆变站Ⅱ之间的距离为500km。
2 控制系统模型
本文所述的多端直流输电系统是两端直流输电系统的简单扩展,因此可沿用两端直流输电系统的控制结构与策略。基于国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统控制方式,图1所示的四端直流输电系统将逆变站Ⅱ用于控制系统直流电压,采用定关断角与定电流控制;逆变站Ⅰ配置定电压与定电流控制以及定关断角与定电流控制2套可切换控制方式,其中定电压控制用于电压限幅;整流站Ⅰ和整流站Ⅱ采用定电流控制和最小触发角限制。一般工况下,逆变站Ⅰ采用定电压与定电流控制,此时系统各换流站控制特性如图2所示。当因一些系统故障引起逆变站Ⅱ闭锁时,为保证系统始终有一个换流站控制直流电压,逆变站Ⅰ的控制方式将切换至定关断角与定电流控制,用于控制直流电压。
多端直流输电系统需要多个换流站同时控制直流电流,因此有必要设计一个上层控制器来计算和分配电流指令。设计的基本原则为所有换流站电流指令之和为0,即∑Iord=0。每个换流器所存在的直流电流限制很可能影响上述设计原则,设计过程中,特别需要将其考虑在内。上层控制器的结构框图如图3所示[5],其中:IrecⅠ,IrecⅡ,IinvⅠ和IinvⅡ分别表示整流站和逆变站的直流电流指令变量;IorecⅠ,IorecⅡ,IoinvⅠ和IoinvⅡ分别表示整流站和逆变站直流电流指令的给定值;直流电流指令比例系数Ki(i=1,2,3,4;∑Ki=1)可以根据各换流站的交流系统强度和功率裕量变化[6];由于限幅环节的存在,整流站直流电流整定值的总和与逆变站的直流电流值可能存在不平衡,采用积分反馈方式可消除这种不平衡。
3 直流侧故障时的控制保护策略
图4给出了双极四端直流输电系统简图,每个换流站分别表示四端系统每一端的正负极换流站,S1,S2,S3,S4表示直流侧常规交流断路器。针对f1,f2,f3处分别发生暂时性故障和永久性故障的情况,本文提出了相应的控制保护策略。
3.1 直流线路暂时性故障
当f1,f2或f3处发生直流线路暂时性故障时,可采用相同的控制保护策略。具体控制时序如下:当检测到故障时,相应极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲强制移相至120°~150°,转入逆变运行状态,经过一段无电流时间(0.2~0.5s)充分去游离后,解除强制移相并重启动。如果一次重启动失败,则表示故障仍然存在,再进行多次全压重启动和一次降压启动,全压重启动次数按照所连交流系统强度和直流系统承受能力确定。如果重启动次数超过所设定的次数,可认为是永久性故障。
3.2 直流线路永久性故障
本文以系统重启动次数为依据,将重启动次数少于设定次数的故障情况定为暂时性故障,多于设定次数的视为永久性故障。
3.2.1 AB线路内f1处发生永久性故障
当最后一次重启动失败时,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲再次移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S1的电流减小至0时,断开S1并闭锁相应极整流站Ⅰ的触发脉冲,常规交流断路器S2,S3,S4保持闭合状态。解除整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。整流站Ⅰ所损失的功率可以由其余换流站的过载运行来补偿。
3.2.2 BC线路内f2处发生永久性故障
最后一次重启动失败后,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲移相至大于90°的某个角度,待各换流站的直流电流和直流电压均降低至最小值时,先将故障极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ闭锁,再闭锁相应极的逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ。
3.2.3 CD线路内f3处发生永久性故障
判定为永久性故障后,将触发脉冲移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S4的电流减小至0时,断开S4并闭锁相应极逆变站Ⅱ的触发脉冲,常规交流断路器S1,S2,S3保持闭合状态。解除整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。
由于多端直流输电系统要求至少有1个换流站控制直流电压,因此在断开S4的同时将逆变站Ⅰ的控制方式从定电压与定电流控制切换为定关断角与定电流控制,使其控制直流电压。
4 仿真验证
本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1所示的双极四端直流输电系统进行仿真。设置电流指令比例系数K1∶K2∶K3∶K4的值为1∶3∶2∶2;整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的额定电流值分别为1kA,3kA,2kA,2kA,每极每站过载能力为33%。系统采用标幺制形式,直流电压和直流功率的基准值分别为800kV和800MVA;稳态下,整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的直流功率标幺值分别为1,3,2,2。直流线路故障发生在t=0.1s时刻,触发脉冲强制移相角为120°。如果发生暂时性故障,设定0.3s作为线路去游离时间;如果发生永久性故障,故障发生后0.6s(包含一次重启动失败和去游离时间)故障极直流侧相应交流断路器动作。
4.1 直流线路暂时性故障的响应特性
当f1,f2或f3处发生暂时性故障时,虽然不同故障点在故障时刻对每个换流站引起的直流电流、直流电压以及功率的影响有所不同,但由于采用相同的控制保护策略,其响应特性基本相似。下面以f1处发生暂时性故障为例给出故障响应特性。图5为距离A端250km处发生暂时性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和直流功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图5可以看出,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率瞬时减小,流经直流侧交流断路器S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发角强制移相至120°,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,故障极重启动,直流电压经0.1s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.35s重新回到稳定状态。故障恢复后,故障极每个换流站的输入/输出功率与故障前相同,直流系统的传输功率保持不变。从上述分析可以看出,当直流侧发生暂时性故障时,系统恢复速度较快,并且能够在不过载的情况下,满足系统功率传输要求,对整个交直流系统影响较小。
4.2 直流线路永久性故障的响应特性
4.2.1 f1处发生永久性线路故障时的响应特性
图6给出了距离A端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图6可知,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率快速减小,流经整流站侧S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S1的直流电流在零值附近有较小波动,在直流电流过零点时断开S1,将整流站Ⅰ和AB直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,为保证功率的正常输送,同时尽量减少流经接地极的电流,上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后经0.25s直流电压基本达到稳定,经0.5s直流电流和直流功率亦重新回到稳定状态。逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ输入功率分别达到2,整流站Ⅱ的输出功率则达到4,故障极在故障恢复后所传输的功率与稳定运行条件下相同,且各换流站均未超出过载限制。可见,在另一极输送功率不变的情况下,依靠故障极整流站Ⅱ在允许范围内的过载运行,可维持整个直流系统的输送功率基本不变。
4.2.2 f3处发生永久性线路故障时的响应特性
图7给出了距离C端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图7可以看出,t=0.1s后,系统检测到线路故障立即触发整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极解除强制移相,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S4的直流电流为0,断开断路器S4,将逆变站Ⅱ和CD直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,重启动过程中上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后直流电压经0.15s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.45s重新回到稳定状态。整流站Ⅰ和整流站Ⅱ输出功率分别达到1和1.67,逆变站Ⅰ输入功率达到2.67。通过余下换流站和另一极的过载运行,整个直流系统的输送功率为6.67,输送能力仅下降16.6%,仍能较好地满足功率输送要求,有利于维持所连交流系统的稳定性。
摘要：在多端直流输电系统中使用直流断路器有利于故障的快速切除,但目前直流断路器的制造工艺尚不成熟,难以在工程中推广应用。文中在直流输电系统直流侧采用常规交流断路器作为直流断路器的替代方案,提出了一种针对多端直流输电系统直流侧故障的控制保护策略。利用PSCAD/EMTDC软件建立了±800kV双极四端直流输电系统仿真模型,并进行了仿真。仿真结果表明,基于常规交流断路器的多端直流输电系统控制保护策略能够实现系统故障后的快速恢复,较好地满足功率输送要求,有效提高所连交流系统的稳定性。
多端直流电网 篇3
1. 串联多端直流输电介绍以及其无功理论
1.1 串联多端直流输电介绍
串联多端直流输电是指采用串联的形式将电网中的不同环节站相互连接, 在线路中设置一个接地点, 将所有电流汇集到一起流入到同一个直流电流, 然后通过改变直流电压来对功率在不同换流站的具体分配进行调整, 进而实现电流的输送。通常情况下, 串联多端直流电压的分配是由一个换流站完成的, 通过对直流电压进行科学地分配, 能够实现对线路电流的调节, 满足了电网多点同时供电的需求。
1.2 串联多端直流输电无功理论
串联多端直流输电的换流站主要有基于电流源的换流器和基于电压源的换流器两种形式, 两者可以单独使用也可以混合使用, 本文主要对基于电流源的换流器进行研究, 其无功补偿的理论基础包括换流器无功消耗以及交流系统无功支持能力。换流器无功消耗主要涉及到换流器功率因数以及换流器无功功率轨迹, 其中换流器吸收的无功功率随换流器功率的变化所形成的曲线就叫作换流器无功功率运行轨迹。根据换流器的工作原理以及相关函数知识可以得知, 换流器的功率因数与触发角以及整流器和逆变器的换相角大小有关, 当线路中的直流功率相同时, 交流侧功率因数与触发角以及整流器和逆变器的换相角成反比关系, 会随着角度的增加而减小, 此时换流器吸收的无功功率将会增大。
换流站的无功补偿在很大程度上是由交流系统无功支持能力决定的, 当交流系统无功能力较强时, 较小容量的无功补偿便可以满足换流站的运行需求, 可以适当减少无功补偿设备, 节约了大量的系统运行资金, 当直流系统突然停运时, 能够有效避免因甩负荷引起的过电压现象, 所以在设计串联多端直流输电无功补偿装置的时候, 要对交流系统的无功支持能力加以充分利用。
2. 串联多端直流输电无功补偿设置
2.1 无功补偿原则
在设置串联多端断直流输电无功补偿时, 为了缩短传输距离、减少无功损耗, 要坚持分层分区、就地平衡的基本原则。在规划直流系统路线的时候, 要根据用户的实际需求进行分类, 合理布置线路。当直流系统运行负荷较大时, 为了减少容性无功补偿装置数量, 可以对部分无功电源加以利用;当直流系统运行负荷较小时, 为了减少感性无功补偿设备装置数量, 可以通过发电机减少无功补偿大小, 进而实现无功平衡。除此之外还需要对无功设计进行校核, 主要包括容性无功补偿装置容量的校核、感性无功补偿装置容量的校核以及无功补偿设备分组投切是电压变化率的校核, 通过对无功设计进行检验, 能够保证无功补偿设置科学性以及合理性, 满足直流系统实际运行需求。
2.2 无功补偿设计
在进行无功补偿设计的时候, 首先要明确无功平衡方式, 并根据具体方式选择不同的无功平衡配置方案, 常见的无功平衡方式主要有无功独立平衡方式、单站独配方式以及无功整体平衡方式3种, 基于这3种平衡方式可以提出多种无功平衡配置方案, 本文所用的无功平衡配置方案为结合与换流站相连的交流系统的无功支持能力, 以满足换流站的无功消耗需求进行平衡配置。根据具体的系统参数以及无功边界条件, 结合计算公式, 运用数学知识分别对换流站无功消耗、换流站无功分容量进行计算, 得出较为准确的计算结果, 确定换流站的大组、小组以及无功分组数的方案;然后在对无功小组容量进行计算, 推算出无功小组的最大容量;最后根据计算以及估算得出的具体数值确定无功配置方案。
2.3 无功补偿与配置方案的校核
为了保证无功补偿配置方案满足实际需求, 需要对无功补偿与配置方案进行校核。换流站的无功消耗情况与其运行方式有着直接影响, 通过对换流站不同运行方式下的无功消耗情况进行校核, 能够满足实际运行需求;无功补偿总容量是有一定的条件要求的, 所以需要分别对整流站逆变站的无功补偿容量进行校核;除此之外还需要对感性无功补偿设备容量、投切无功分组电压波动以及无功分组投切工程进行校核, 以保证无功补偿配置方案满足直流系统实际运行需求。
3. 串联多端直流输电无功补偿控制策略
3.1 评估直流系统故障对暂态电压的影响
当直流系统中出现运行故障的时候, 会对暂态电压的稳定性造成影响, 利用暂态电压稳定指标可以对所产生的影响进行评估, 进而能够清楚地了解到暂态电压可能出现的问题, 制定针对性的应对措施, 所以在对串联多端直流输电无功补偿进行控制的时候, 首先要明确暂态电压稳定指标, 当直流系统出现故障的时候, 利用相关指标能够得出故障对暂态电压稳定性的具体影响, 为优化电力系统的无功补偿提供了可靠的参考依据。将暂态电压稳定指标与有关的计算指标相结合, 采用时域仿真法对故障情况进行模拟, 然后得出故障情况对暂态电压稳定性的影响程度, 根据评估结果提出无功补偿优化措施, 故障所造成的风险降到最低。同时还需要以时间为划分标准将动态无功备用分为不同等级, 以满足不同时间段的实际需求。
3.2 基于模型预测控制的动态无功协调优化
在对直流系统进行动态无功协调进行控制的时候, 如果仅仅是对当前运行状态进行考虑, 是很难实现有效的控制效果的, 无法保证控制的连续性。在对无功装置进行调节的过程中, 因装置特性的不同彼此之间可能会存在竞争关系, 所以在对串联多端直流输电无功补偿进行控制的时候, 需要采用MPC动态无功协调优化控制方法建立模型, 对每一个时间层未来的运行状况进行模拟和预测, 确定响应特性与之匹配的无功设备的动作量及动作时刻, 根据预测结果对各类离散、连续无功设备进行协调, 提前响应系统中预见变化, 满足电压安全并预留快速无功备用。
3.3 不基于负荷模型的暂态电压稳定快速评估
因为组成电力系统负荷具有多变、灵活的特点, 很难通过构建负荷模型将其基本情况反映出来, 所以在对暂态电压稳定性进行评估的时候, 如果采用负荷模型评估方法, 是无法得出准确的结果的, 便无法实现对直流系统无功补偿的有效控制。针对这种状况, 通过利用李雅普诺夫指数, 可以在不构建负荷模型的情况下, 根据PMU数据的动态情况得出电力系统所发生的具体变化, 进而得知暂态电压稳定性, 然后对无功补偿进行调控。
3.4 自律、协同的暂态电压稳定紧急控制体系
在对串联多端直流输电无功补偿进行控制的时候, 经常会遇到紧急情况, 需要通过就地切负荷方式迅速完成控制过程, 但是就当前的紧急控制装置来看, 是很难实现就地智能控制的, 所以就需要建立一套有效的紧急控制体系, 来减少切负荷量。通过将动态无功装置与发电机组相结合, 然后将快速切负荷控制与两者结合形成的协调控制器相互配合, 能够使负荷感应电动机在故障期间转子转速下降减少, 提高负荷节点在故障切除后的电压恢复能力, 可以有效减少暂态电压稳定的故障切除所需时间, 实现紧急控制系统的构建。
结语
与常规的高压直流输电相比, 串联多端直流输电具有多方面的应有优势, 首先是扩大了直流传输容量以及传输距离;拓宽了直流功率的调节范围;并且当换流器出现故障的时候, 系统中的其他运行环节仍然可以继续工作。但是同时也增加了换流站数量以及线路段的增加, 也会提高直流系统的复杂程度, 加大了无功补偿难度, 并且换流过程中会造成大量的电能损耗, 电能利用率较低, 所以需要优化无功补偿配置, 制定科学、有效的无功补偿控制策略。
摘要：多端直流输电属于直流输电的一种形式, 能够实现多电源供电以及多落点受电, 对于提高供电质量以及供电可靠性具有重要意义。但是基于晶闸管的传统换流技术在换流过程中需要消耗大量无功功率, 加大了电能的损耗, 不利于电能的充分利用, 严重影响了多端直流输电的推广及应用, 阻碍了我国电力事业的发展, 针对这种状况必须通过无功补偿技术加强对线路耗能情况的控制。本文简要介绍了串联多端直流输电及其无功理论, 对无功补偿的具体设置进行了分析, 并提出了有效的串联多端直流输电无功补偿控制策略。
关键词：串联多端直流输电,无功补偿,理论,技术,控制策略
参考文献
[1]朱晟毅.串联多端直流输电无功补偿及控制策略的研究[D].华北电力大学, 2012.
[2]孙冬梅.串联多端直流输电系统控制策略的研究[D].华北电力大学, 2012.
[3]武娜.高压直流输电控制策略与无功补偿技术研究[D].太原理工大学, 2015.
[4]胡永瑞.多端直流输电系统若干问题研究[D].浙江大学, 2013.
多端直流电网 篇4
关键词：多端,柔性直流输电,V-I特性,电压控制,功率分配
1 引言
相比于传统的相控换流器高压直流输电, 基于电压源换流器的柔性直流输电 (VSC-HVDC) 具备很多优势[1,2,3,4,5], 包括能独立地控制有功和无功, 避免换相失败等, 正因为这些优点, VSC-HVDC被认为是接入分布式能源如大型海上风电场的一种很有前景的方式[3,4,5,6,7]。在VSC-HVDC中, 基于VSC的多端直流输电 (VSC-MTDC) 具有多个功率发送端和多个功率接受端, 能将多个地方的分布式能源送到多个负荷中心, 相比于两端的VSC-HVDC更具经济性、灵活性和可靠性, 但其运行和控制也更为复杂。尤其是在有多个受端的系统当中, 必须考虑到受端换流站之间的功率分配, 以及受端换流站对直流系统电压的协调控制。针对VSC-MTDC系统的控制, 国内外许多学者开展了广泛的研究[7,8,9]。文献[7]提出了一种单点控制方法, 这种方法的不足之处是要求主导换流站的容量很高, 并且没有考虑在主导换流站故障或者退出运行时会导致多端系统直流电压失去控制的情况。文献[8]提出了一种采用电流匹配控制的方法, 这种控制方法需要依赖通信设备, 不适用于远距离直流输电。文献[9]提出了一种基于本地信号的多端系统的控制策略, 采用多点控制, 由所有具备功率调节能力的换流站来承担功率平衡, 这种策略在一定程度上弥补了文献[7, 8]的不足, 但其不能充分利用各个换流站的容量将整体吸收的功率以一定比例在受端换流站之间分配, 且上层控制需要设定的参数较多, 控制较为复杂。
为解决以上控制策略的不足, 本文提出了一种在电压外环采用比例控制的方法, 该方法基于换流站直流V-I调节特性, 采用多点控制, 不需要依赖通信设施, 同一时刻让多个受端换流站同时控制直流电压, 参与功率调节, 能根据换流站的容量, 按照系统设定实时改变受端换流站吸收的功率之比, 调节灵活。仿真验证了该方法的正确性和有效性。
2 多端柔性直流输电系统结构
如图1所示是本文建立的一个两个发送端, 两个接收端的VSC-MTDC系统的结构图。两个海上风场作为典型的分布式电源通过两个风场侧换流站 (WFVSC) 接入到直流网络, 经过直流电缆传输, 再通过两个电网端换流站 (GSVSC) 接入到不同地点的交流电网中。WFVSCs (WFVSC1和WFVSC2) 将交流转化为直流, 并将风场发出的功率传输到直流网络, 其在并网点 (PCC) 采用定交流电压和定频率控制。直流网络由直流电缆组成, 将功率传送到交流电网, GSVSCs (GSVSC1和GSVSC2) 将直流转化为交流, 并将功率传输到交流电网AC gird 1和AC gird 2。换流站GSVSCs具备直流电压控制功能从而能稳定直流电压和保证功率按照设定的比例分配。
3 控制策略
在正常运行情况下, MTDC系统的直流电压必须保持稳定。直流电压过高会导致系统退出运行, 直流电压过低会使换流站工作在非线性区域, 影响正常运行。直流电压稳定也意味着直流输电系统能够将注入的交流有功功率全部输出, 保证传输能量的实时平衡。因此换流站GSVSCs的控制目标是控制直流电压, 保证换流站WFVSCs吸收的功率能传输到交流电网中, 并保证功率在GSVSC1与GSVSC2之间按照预先设定的比例分配。WFVSCs分别控制各自PCC点的交流电压和频率, 本文主要研究受端换流站GSVSCs的控制策略。
3.1 受端换流站的V-I特性
如图2所示是图1中所提出的四端柔性直流输电系统的直流网络的等效电路。图中, R1~R4表示直流网络cable1~cable4的等效电阻。Vdc1~Vdc4, Idc1~Idc4为相应四个换流站的直流电压与直流电流。对受端换流站GSVSCs, 它们的直流电压可表示为:
由式 (1) 可得:
本文提出的控制方法是基于GSVSCs的V-I特性曲线的, 如图3所示, 这条曲线上的点代表系统稳态运行时受端换流站的工作点。设这两条曲线的方程式分别为:
Vmin是系统设定的最小直流电压, k1和k2分别是GSVSC1和GSVSC2的V-I特性曲线的斜率, 设GSVSC1和GSVSC2之间的功率分配之比为n。由于系统的直流电压都在额定值附近, 近似相等, 因此功率分配之比为:
将式 (3) 代入式 (2) 中, 可得:
将式 (5) 代入式 (4) , 有:
即可得:
式 (7) 表明, 如果已知直流电缆的电阻R1和R2值, 则通过调节k1和k2的值即可改变受端换流站的功率分配之比n。
3.2 受端换流站的控制
对于VSC-HVDC的换流站的控制已有文献进行了详细的研究[4,5], 本文主要是研究多端柔性直流输电系统的直流电压控制和功率分配策略。图4为受端换流站GSVSCs的控制框图。采用了比例控制的方法来控制直流电压。与常用的比例积分调节不同, 比例调节是一种有差调节。达到稳态时, 直流电压Vdc不能跟踪到参考电压Vdcref, 而会与之有一定的差值。输出的id*和iq*分别是网侧系统电流的d轴和q轴参考值, 它们分别与有功功率和无功功率相关。内环电流控制是用来控制id和iq使之分别跟踪到id*和iq*, 同时生成d轴参考电压Vdref和q轴参考电压Vqref从而最终控制受端换流站GS-VSCs。
图4中, 设比例控制系数为kp, 为了将直流电压Vdc, 参考电压Vdcref和受端换流站的V-I特性曲线联系起来, 由图4可以得到:
在旋转坐标系中, 设d轴电压Vd的相量与相电压Va重合, 则q轴电压为零, 在采用正交变换时, 忽略功率损耗, 则受端换流站功率平衡方程可表示为:
采用PWM控制时, 调制比为:
因此, 直流电流Idc和d轴电流id的比值为:
在式 (11) 中, kc是一个与调制比M成正比的常量。将式 (11) 代入到式 (8) 中, 有:
设K=1/kckp, 则由式 (12) 可得:
此即受端换流站实际运行时的V-I特性曲线。将式 (13) 与式 (3) 对比可知, Vdcref与式 (3) 的Vmin相对应, K则与斜率k1、k2相对应。因此, 根据式 (7) 和式 (13) 可知, 通过调节比例系数kp来改变K的值, 则能按照系统设定来调节功率分配比n的值, 换言之, 功率分配之比是由各个受端换流站的比例控制系数kp决定的。
4 仿真分析
为验证以上提出的控制策略, 在PSCAD/EMT-DC中搭建了如图1所示的四端直流输电系统, 并对其进行了仿真分析。接入到直流网络中的两个风场的容量为200MW。四个换流站均采用两电平的结构, 开关频率为3.2k Hz, 两个风场用等效的集中电源代替, 每个换流站的额定容量均为300MW, 直流电压的额定值为300k V。连接各个换流站的直流电缆用等效的π模型代替, 其参数为R=0.2Ω, L=0.005H, C=5μF。图4中的直流参考电压Vdcref设为0.95pu, 即285k V。
4.1 输入功率变化
风场1输入到直流网络的功率在7s时从0.5pu变化到1.0pu, 在t=12s时恢复为0.5pu。风场2输入的功率保持1.0pu不变。调节受端换流站GS-VSCs的比例控制系数, 使得k1=k2=30。因此两受端换流站吸收的功率之比为1:1。仿真结果如图5所示。
如图5 (a) 和5 (b) 所示, 直流电流和直流电压随着输入功率的变化而变化。但是当系统达到稳态时直流电压几乎保持为一个定值, 这也意味着稳态时系统的功率是平衡的。风场输入的功率被交流电网按照1:1的比例吸收。在0~6s和14~16s间两个受端电网吸收的功率均为142.5MW。由于换流站和直流电缆的损耗, 吸收的功率之和略小于输入的功率之和。仿真结果表明, 当风场侧功率波动时多端系统具有良好的动态响应特性。
4.2 功率分配之比变化
采用功率分配之比变化时系统的响应情况来验证之前推导的功率分配策略以及进一步评价控制器的性能。由之前的理论推导可知, 调节比例控制系数kp能够改变受端换流站吸收的功率之比n。风电场1输入的功率保持为1.0pu, 风电场2输入的功率保持为0.5pu。设功率分配之比在t=6s时从n=2变化到n=1.5, 在t=11s时又变化为n=2。图6是得到的仿真结果。
如图6所示, 直流电流随着功率分配之比变化, 直流电压达到稳态时保持不变。总共输入的功率是300MW, 在0~6s和12~16s之间两受端交流电网吸收功率分别为189.8 MW和95.2 MW, 实际的功率之比时1.994:1。在7~11s之间两受端交流电网吸收的功率分别为171.3 MW和114.7MW, 实际的功率之比为1.493∶1。仿真表明实际的功率分配之比和理论上的设定的功率分配之比几乎完全一致, 系统的动态响应特性也较好。
4.3 三相短路接地故障
设t=4s时在GSVSC2的耦合变压器的一次侧发生了一个持续0.2s的三相短路接地故障。功率分配之比设为2∶1。仿真结果如图7所示。
如图7所示, 故障前, 两受端电网吸收的功率分别为190MW和96MW。当在t=4s发生三相短路故障时, 交流电网AC gird 2由于短路吸收的功率迅速变为零, 由于短路造成GSVSC2损失的功率转移到换流站GSVSC1。因此交流电网AC gird 1吸收的功率迅速上升。直流电压也迅速上升, 尤其是GS-VSC2的直流电压在t=4.1s升高到325k V, 比额定电压高8.33%。系统在1.5s内恢复到正常运行。然而, 如果由于短路而转移到GSVSC1的功率超过了换流站GSVSC1的最大容量, 那么直流电压将会进一步升高, 可能引起系统由于保护而推出运行。在这种情况下, 需要采用其他的控制方法来控制直流电压。如在受端换流站安装电阻, 在发生故障时消耗掉多余的有功功率[10]。
5 结论
本文建立了一个典型的具有两个送端, 两个受端的四端柔性直流输电系统。提出了一种该多端系统的控制策略, 该控制策略采用多点控制, 无需依赖通信设施, 将直流电压控制与受端换流站的V-I特性结合起来使之能够调节直流电压, 协调交流电网的功率分配, 本文推导了交流电网之间功率分配之比与提出的控制方法中比例控制系数的关系。仿真结果验证了控制策略的正确性, 系统在风场功率波动以及功率分配之比发生变化时均具有良好的动态响应特性。当交流电网侧发生大的扰动, 例如发生三相短路故障时, 系统能在一定程度上恢复稳定, 并保持良好的响应特性。
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多端直流电网 篇5
随着传统能源短缺和环境恶化等问题的不断加剧,绿色可再生能源等清洁能源的开发和利用已迫在眉睫。近年来,风能、太阳能等技术得到了快速发展,但由于其具有间歇性、随机性等特点,使得接纳超大规模可再生能源的传统技术受到越来越多的限制。而多端直流和直流电网(如欧洲SuperGrid)技术是解决这一问题的有效技术之一[1,2,3,4,5]。
目前,国内外研究人员就多端直流输电的相关技术及应用进行了多方面的研究[6,7,8,9,10]。其中,环网式并联结构相比于其他拓扑具有更好的灵活性和冗余度,尤其是在直流电网中。但是,环网式并联结构存在潮流控制自由度不够的问题,环网潮流因不能得到有效控制进而可能出现环网内某条线路过负荷运行的情况[11]。对此,文献[12]提出了一种晶闸管潮流控制器,它能够有效控制直流环网内的潮流分布,同时还能扩大直流网络的功率运行范围。但是,当环网直流侧或潮流控制器的变压器阀侧发生接地故障时,晶闸管潮流控制器上的桥臂(晶闸管阀)将承受十几倍甚至几十倍的反向过电压,易导致晶闸管阀损坏。
本文在借鉴上述缺陷的情况下,提出了一种基于全桥模块化 多电平换 流器 (full-bridgemodularmultilevelconverter,F-MMC)的直流潮流控制器,又可称为 模块化多 电平潮流 控制器 (modularmultilevelpowerflowcontroller,MMPFC)。FMMC具有直流电压、直流电流双向运行能力[13],符合潮流控制器的要求,同时,绝缘栅双极型晶体管(insulatedgatebipolartransistor,IGBT)与二极管反并联的结构能够有效解决故障引起的过电压问题,确保设备安全运行。
1系统描述及分析
1.1系统描述
本文以图1所示的三端环网式单极直流系统为例进行分析说明。
其中,U1~U3,I1~I3 分别为各换流站直流侧电压和电流,I12,I13和I23为输电线路L12,L13和L23 上流过的直流电流,Ux为潮流控制器(PFC)输出的直流电压。换流站内的换流器可采用传统晶闸管换流器或新型电压源换流器,依实际需要而定。三条输电线具有相同的线路参数:R=0.02Ω/km,L=0.862mH/km,C=0.013μF/km,各线路的等效参数如表1所示。稳态情况下,换流站3控制直流电压为500kV,换流站1和换流站2分别向直流母线注入功率1000 MW和500 MW。
1.2系统分析
图1还给出了各电流的正方向,根据基尔霍夫定律,可以解算得到:
式中:R13,R12和R23分别为线路L13,L12和L23上的等效电阻。
进而可以获得每条输电线路上的直流电流为:
将稳态运行条件及各输电线路等效电阻代入上述各式,并取Ux的变化范围为-10~10kV,可以得到各线路电流和节点电压关于Ux的关系,如图2所示。
从图2可以看出,随着Ux的变化,线路上的电流将跟着发生改变,且-10~10kV的变化范围已能充分调节线路上的电流。另外,从式(3)—式(5)可以看出,潮流控制器的电流调节能力与直流母线的电压等级无关。因此,潮流控制器相较于换流器的容量是很小的,稳态运行时,桥臂所承受的电压也较小。
2晶闸管潮流控制器过电压分析
图3给出了带有详细晶闸管潮流控制器的三端直流拓扑,其中,ST1—ST3为图1所示的换 流站1~3,晶闸管潮流控制器的交流端通过变压器与ST2 所在的交流系统相连。假设稳态运行时,线路L12 上电流I12的方向如红色箭头所示,则左侧换流桥处于解锁运行状态,右侧换流桥处于闭锁状态。故障设置点:1线路L12靠近潮流控制器侧;2换流站2直流出口侧;3潮流控制器的变压器阀侧;4交流系统侧。
利用PSCAD/EMTDC仿真软件,取仿真步长为50μs,得到如下结论:桥臂(晶闸管阀)承受最大反向过电压来自故障点3,达530kV;其次为故障点1,275 kV;故障点4引起桥臂 反向过电 压为50kV;而故障点2不引起桥臂过电压。其中,3处发生三相接地短路和1处发生接地故障的仿真结果分别如图4(a)和图4(b)所示。
当1处发生接地故障瞬间,由于线路电容的存在,换流站2直流出口侧的电压不会立即跌 落,因而,换流站上的桥臂T1—T6将承受瞬间的反向电压。而后线路上残余的能量沿着图3中虚线所示的方向逐渐泄放,桥臂上承受的反向过电压也将逐渐降低。而当2处发生接地故障时,由于瞬间引发的电压差方向与运行方向一致,因而在桥臂上不引起过电压,而是直接穿越。
在3处发生三相接地故障瞬间,同样因线路电容的存在,换流站2直流出口侧的电压不会立即跌落,此时,桥臂T1,T3,T5上将承受瞬间反向电压,线路能量同样沿着图3虚线所示方向进行泄放。
从上述分析可以看出,故障情况下,引起晶闸管潮流控制器桥臂过电压的原因是:故障导致晶闸管桥臂上的电压特性发生变化,因晶闸管只具有单相导通性,故而在故障瞬间,桥臂两侧的电压差将会出现被钳制的现象,致使桥臂出现明显的反向过电压,与稳态运行下的小幅电压形成鲜明反差。
桥臂反向过电压等级与直流电压的等级是相一致的,并且为稳态下桥臂电压的十几倍甚至是几十倍,这将对设备的安全运行带来极大隐患,即便在两侧配置避雷器,也很难有效解决。
3模块化多电平潮流控制器
为解决晶闸管潮流控制器的上述过电压问题,同时,满足潮流控制器电压电流需要双向运行的要求,本文提出 了MMPFC,其本质就 是FMMC。图5(a)和(b)分别给出 了带有详 细MMPFC的三端直 流拓扑以 及全桥子 模块 (fullbridgesub-module,FBSM)拓扑结构。MMPFC含有六个桥臂,每个桥臂由多个相互连接且结构相同的子模块与一个电抗器串联组成。每个子模块内,GT1—GT4代表IGBT,D1—D4代表反并 联二极管,C代表子模块电容,Uc为子模块电容额定电压。
3.1MMPFC四象限运行能力
MMPFC与通用的半桥型MMC除子模块结构不相同外,整体结构都类似,因而两者的外特性也基本相同,故两者的内外环控制策略是可以相互借鉴的。FBSM能够输出 +1,0,-1三种电平,因而MMPFC拥有电压电流双向运行 (四象限运行)能力,能够满足直流环网潮流控制的要求。
3.2MMPFC过电压穿越能力分析
每个桥臂由多个全桥子模块级联构成,因而,桥臂特性最终必然由子模块的响应特性决定。本文从全桥子模块的特性入手来分析MMPFC的过电压穿越能力。
当MMPFC的附近某点发生故障时,子模块两端承受的电压会发生相应的变化,流过子模块的电流方向也会出现反转等现象。对于全桥子 模块而言,其状态有4种:正电压投入模式、负电压投入模式、切除模式以及闭锁模式,分别如图6中的(a)~(d)所示,其中,切除模式 以GT1,GT2导通为例。红色标注部分为电流流向A→B的情况,蓝色标注部分为电流流向B→A的情况。
从图6可以看出,无论子模块处于何种状态,都具有电流双向流通性,且电流方向的变化不需要额外控制,直接由施加在两侧的电压决定。因此,当发生故障,子模块A和B两端出现瞬时不确定的电压差时,子模块的电力电子器件(IGBT和二极管)上不会出现类似于晶闸管的电流阻塞、电压钳制现象,电力电子器件两端的电压差可直接穿越,即实际情况下,电力电子器件两端的电压差几乎始终 为0。另外,子模块电容电压在故障瞬间不会 发生突变。因此,由FBSM级联构成的桥臂具有过电压穿越能力,IGBT等电力电子器件上不会出现过电压。
3.3MMPFC过流保护
故障发生后,将有较大的过电流流过MMPFC,当过电流超出电力电子器件的过流能力时,将导致这些器件的损毁。因此,需要采取过流保护措施。本文借鉴了MMC-HVDC的过流保护措施[14,15],并结合MMPFC自身特点以及直流环网特定情景,提出了如下三点主 要的过流 保护措施:1适当增大MMPFC直流侧电抗器的电感,更好地抑制电流上升;2在桥臂上加入限流电阻Rc和旁路开关K,如图7(a)所示,正常工作情况下,K处于闭合状态,限流电阻被旁路;3每个FBSM中,添加四个与二极管同向并联的旁路晶闸管,如图7(b)所示。故障发生后,无论FBSM的IGBT是否关断,从图6可以看出,电流都将流过二极管,对其安全运行构成极大威胁。晶闸管具有更大的通流能力,能够使得大部分电流从其上流过,起到保护二极管的作用。
故障后,过电流保护控制时序及各措施的作用叙述如下:故障发生后,流过MMPFC及其电力电子器件的电流迅速增加,此时直流侧的电抗器在抑制电流上升率方面能够起到一定作用;当电流持续升高,超过IGBT等过流阈值时,闭锁所有子模块,同时触发旁路晶闸管并迅速断开开关K。限流电阻Rc 的投入能够进一步抑制过电流的增大,缓解过电流对电力电子器件的威胁。子模块闭锁后,其等效电路如图6(d)所示,此时,IGBT上没有电流流过,而二极管上将继续留有故障电流,旁路晶闸管的投入能够有效分担二极管的过流压力,保障其正常运行。从图6(d)还可以看出,闭锁后,任何电流通路都将对子模块电容形成充电效应,由电容电压级联形成的反电势能够有效抑制交流系统对故障点能量的馈入。当电 容电压增 大至一定 程度时,流过MMPFC的电流也 将衰减至 零,因此,与半桥型MMC不同,MMPFC在故障下不需要通过断开交流侧断路器退出运行,在顺利度过过电流危机后,即可进入重启动阶段,实现系统快速恢复。
4MMPFC控制策略
MMPFC的控制主要可分为换流站级控制和阀级控制。本文采用的总控制框架如 图8所示。其中,j(j=a,b,c)表示交流三相,k (k=p,n)表示上、下桥臂。
4.1换流站级控制
换流站级控制直接借鉴了半桥型MMC的内外环控制策略[16,17]。内环控制器输出桥臂控制所需的参考电压,其表达式如下:
式中:isd,isq,idref和iqref分别为d轴和q轴电流分量的测量值和参考值;usd,usq,udref和uqref分别为d轴和q轴电压分量的测量值和参考值;ω为电网角频率;kp1,ki1和kp2,ki2分别为d轴分量和q轴分量的比例系数和积分系数。
在外环控制方面,q轴可采用无功功率或交流电压控制,依据实际 需要而定。 对于d轴而言,MMPFC的控制目标为传输线路上的电流。以图1所示的系统为例,MMPFC安装于线路L12上,得出的式(3)—式(5)表达了MMPFC输出的直流电压Ux 与各线路电流之间的关系。虽然MMPFC安装于线路L12上,但是实际上MMPFC可以潜在控制三条线路 中任意一 条线路上 的电流Idmes,利用式(3)—式(5)可以计算得到具体需要被调节的线路电流参考值Idref与Ux之间的对应关系,进而获得电压控制参考值Uxref。
从式(3)—式(5)可以看出,I13和Ux成反比例关系,I12,I23和Ux成正比例关系,因而信号fi的确定方式如下:
另外,信号fv的确定方式如下:
4.2阀级控制
正如上文所述,MMPFC在稳态运行下输出的电压等级较低,容量也较小,因而,MMPFC每个桥臂级联的子模块个数N也将比较少。从谐波优化等角度出 发,本文采用 载波移相 脉冲宽度 调制(phase-shiftedcarrier-basedpulsewidthmodulation,PSC-PWM)方法,将桥臂参考信号ujk与间隔角为360°/N的三角载波进行比较后求和,获得每个桥臂所需提供的电平数njk。
由于半桥子模块只输出 +1,0电平,因此在取得桥臂电平数njk后,可以直接根据电容电压均衡策略选定触发信号。然而,全桥子模块能够输出+1,0,-1三种电平,桥臂电平的输出存在多种选择情况,还需要通过子模块投切策略的选定才能进行后续动作。
以A相上桥臂为例,设桥臂中第i个子模块输出的电平为ui。假定ui=+1的子模块个数为J,ui=-1的子模块个数为K,则ui=0的子模块个数Z=N-J-K。桥臂输出的电平为:
每个桥臂内,各类电平的子模块数应满足如下条件:
假设N为偶数,化简得:
式中:函数floor(x)表示对变量x去尾取整。
由式(9)可知,J与K成正比例关系,当K取得最大值时,J也为最大值,反之亦然。当S>0,K值的选择决定J值的大小,反之,J值的选择决定K值的大小。从而有
从式(12)和式(13)可以看出,根据选择投入的电平数的多少,MMPFC可运行在多种工作模式下,最常见的两种模式为:S>0(或S<0)情况下,若K(或J)取最小值0,则此时零电平子模块数Z最多,可以称为最多零电平模式;若K(或J)取最大值,则此时Z最多为1,称为最少零电平模式。本文采用最多零电平模式,以N=2为例,全桥子模块投切策略见附录A表A1。
选定子模块投切策略后,便需要根据电容电压大小以及充放电情况的不同对子模块进行选择性地触发。文献[18]对F-MMC的电容电压均衡策略进行了较为详细的阐述,在此不再详细展开。
5仿真验证
为了验证所提出的MMPFC对直流环网输电线路上潮流的调节能力及其过电压穿越能力,在电磁暂态时域仿真软件PSCAD/EMTDC内搭建了一个如图5所示的详细模型。输电线路参数如表1所示,换流站1~3均采用传统12脉动晶闸管换流器。稳态下,换流站3控制直流电压为500kV,换流站1和换流站2馈入直流母线的功率分别为1000 MW和500 MW,简略的控制框架见附录A图A1。
根据第1节的分析,MMPFC直流电压输出能力若能达到-10~10kV,则能够较大范围地调节三条输电线路的直流电流,为保留更多的裕量,本文设定其额定直流电压为18kV。MMPFC具体参数见附录A表A2。
5.1MMPFC线路电流调节能力
从式(3)—式(5)可以看出,当Ux输出为0,即MMPFC不起作用时,三条线路上的电流I12,I13和I23 分别为0.25kA,1.75kA,1.25kA。在此,设立两种仿真情景:1MMPFC控制I12为1kA,在t=1.5s时刻,换流站1输出的直流电流I1从2kA跳变为1.5kA;2 MMPFC控制I13为1kA,在t=1.5s时刻,换流站1输出的直流电流I1从2kA跳变为1.5kA。图9和图10分别给出了情景1和情景2下的仿真结果。
从图9可以看出,在I1从2kA跳变至1.5kA的过程中,I12能够维持在1kA,表明MMPFC能够控制本身所连接线路L12上的电流。MMPFC输出的直流电压Ux从9kV变化至11kV,从波形上可以看出,Ux存在较多的毛刺,这主要是由晶闸管换流器产生的直流电压谐波引起。整个调节过程中,电容电压波动较小。
从图10可以看出,在I1变化过程中,I13能够较好地保持在1kA左右,表明MMPFC能够有效控制非直接相连线路上的电流。Ux从9kV变化至5.08kV,整个调节过程电容电压发生波动较大,波动率为16%,但在调节过程结束后,电容电压能够回归至额定值。
在附录B中,表B1和表B2分别给出了上述两种仿真情景下,环网电流及Ux经式(3)—式(5)计算出的理论值与仿真计算值之间的对应关系。对比结果发现两者具有很好的一致性,表明MMPFC具有准确的电流调节能力。
5.2MMPFC双向运行能力
设定初始情况下,MMPFC控制I12为0.5kA,在t=1.5s时刻,将I12调节至-0.5kA。图11给出了相关仿真结果。从图中可以看出,整个调节过程能够在0.1s内实现,电容电压虽有波动但能够很好地维持稳定。调节之前,流过MMPFC的直流电流为0.5kA,输出的直流电压为3kV,调节后,电流变为 -0.5kA,直流电压 为 -9 kV,表明MMPFC具有直流电压和直流电流双向运行能力。
附录B表B3给出了此仿真情景下,环网电流及Ux经式(3)—式(5)计算出的理论值与仿真计算值之间的对应关系。对比结果发现两者具有很好地一致性,进一步证实了MMPFC具有较好的电流调节能力。
5.3MMPFC过电压穿越能力
通过PSCAD/EMTDC对各种故障进行仿真,发现MMPFC桥臂均不会出现如图4所示的严重过电压。以 下以图3 1处接地故 障为例,将MMPFC的A相上桥臂 作为观察 对象进行 说明。稳态下,I12被控制在1kA,在t=1.5s时刻发生接地故障后,MMPFC在5 ms内执行闭锁动作,换流站1和换流站2内的晶闸管换流器在监测到故障后,迅速将触发角增大至120°[19]。仿真结果如图12所示。从图中可以看出,无论是换流器出口侧的直流电流还是传输线上的电流,都将出现较大的过流,但经过20ms后,直流电流均下降至0值附近。从图12(c)可以看出,整个故障过程,MMPFC的桥臂电压均不出现严重的过电压现象,其中1.5s后电压幅值的升高主要是由子模块闭锁引起所有电容电压级联导致。子模块闭锁后,电容电压进入快速充电阶段,一方面吸收直流线路残余的能量,另一方面钳制交流系统通过桥臂向故障点馈入能量。图12(d)为相同仿真参数和故障点下,采用晶闸管潮流控制器后,其桥臂所承受的过电压波形。与图12(c)比较可以明显看出MMPFC在过电压穿越方面的优势。图12(e)表明,最终电容电压稳定在1.52kV左右,超出额定电压52%。因此,在设计阶段,子模块的电容应具有较高的电压承受能力。
6结语
1)晶闸管潮流控制器在其变压器阀侧发生接地故障所引起的反向过电压最为严重,且过电压倍数为稳态情况下的几十倍,严重威胁其安全运行。
2)本文提出 的控制策 略能够较 好地控制MMPFC实现线路上的电流调节。MMPFC不仅能够控制所连线路上的直流电流,还能控制环网内其他线路上的电流。仿真结果还验证了MMPFC具有直流电压直流电流双向运行能力。
3)无论是桥臂的特性分析还是仿真验证,都表明MMPFC不存在类似晶闸管潮流控制器的严重过电压问题。
多端直流电网 篇6
近年来,针对中国大规模新能源并网和远距离传输及消纳的实际需要,采用直流输电技术被认为是一种能够满足这些实际需要的有效方案[1,2,3]。在众多解决方案中,基于电压源型换流器(voltage source converter,VSC)的多端直流输电系统(multi-terminal direct current,MTDC)技术受到了广泛关注,相关的研究已有大量报道[4,5,6,7,8]。
MTDC的安全稳定运行要求控制系统能有效控制MTDC的直流电压在允许的区间内,且任一换流站退出运行时,剩余换流站可以自动调整功率缺额,保证功率平衡并维持直流电压稳定[7]。目前,直流电压的控制策略主要有主从控制、电压裕度控制和电压下垂控制三种。早期的主从控制可视为两端HVDC控制策略的拓展,即一端控制直流电压(主站),其余的VSC控制各自传输的功率[9]。控制直流电压的VSC换流站为系统的功率平衡节点,承担在扰动时维持MTDC系统的功率平衡以及稳态时承担系统功率损耗的任务[10]。因此主站的容量必须保持一定的裕度,且需连接到强交流系统[11]。当主站丢失时,系统电压会发生严重波动,因此系统的可靠性较低。为了弱化常规主从控制对功率主站的依赖性,文献[12]提出了一种改进的主从控制策略,即电压裕度控制。通过合理设计各个换流站的直流电压—直流功率特性曲线,在主站退出运行,系统直流电压上升或下降超过一定裕度时,备用主站将自动进入定电压控制模式从而使得无主站时系统仍能安全运行。但主从裕度控制在系统发生扰动时,从扰动前运行点转换到扰动后运行点存在不可预知的振荡问题[12],且电压裕度值的选择较为困难[12,13]。
下垂控制是应用于MTDC的一种分布式多点电压控制策略,直流电压下垂控制利用给定的各个换流站的直流功率(或电流)与直流电压的斜率关系来实现多个站共同承担直流电压控制[14,15,16]。相比于前两种控制策略,在系统发生扰动时,下垂控制具有更高的可靠性。尽管下垂控制具有很多优点,但其无法实现换流站对有功功率的无差控制。此外,下垂控制本质上为比例控制,下垂系数选择不当,会导致系统发生振荡[17]。
针对不同的应用场合,国内外学者在主从控制、裕度控制和下垂控制的基础上提出了更多的控制策略,以满足电网实际运行的需求。文献[16]对现有下垂控制进行了改进,提出了一种适用于VSC-MTDC的直流电压自适应斜率控制,可实现直流网络不平衡功率的合理分配,该控制策略需合理选取电压斜率系数范围。文献[18]将电压裕度控制与下垂控制结合,提出了一种新型的直流电压控制策略实现多点电压控制,该方法需要合理选择裕度以防止系统出现振荡。文献[19,20]将主从裕度控制与下垂控制结合,通过设计多段直流电压—直流功率特性实现对多端直流系统直流电压的多点控制。这类方法需要合理设计直流电压—直流功率特性曲线。文献[17,21]先后提出了直流电网潮流的分层控制方法,包括调度层,直流电压控制层和内环电流控制层。该控制能保证系统稳定性同时消除下垂控制的稳态功率偏差。由于每个换流站均包含直流电压控制环,当系统存在风电功率波动时,每个换流站均需调整各自的电压指令值。
为了利用主从控制的无差调节能力,同时消除主从控制在功率不平衡时可能存在的主站过载的隐患,克服电压裕度控制存在的裕度值整定困难以及下垂控制存在的稳态时无法精确控制功率的缺陷,本文提出了一种适用于多端直流输电系统的双限幅功率协调控制。
1 双限幅控制
1.1 双限幅控制原理
图1所示为双限幅协调控制器控制框图。
图1主体部分为定有功功率的换流站控制框图,所提出的双限幅控制如图1虚线框所示,由一个“上限幅环”和一个“下限幅环”构成。其中V*high,V*low分别为直流电压的上限幅值和下限幅值。典型值为V*high=1.05,V*low=0.95。图1中下标ref代表指令值,pu代表以标幺值为单位的实测值,下标d,q分别代表d轴、q轴分量。本文以逆变方向为有功功率/电流的正方向。
双限幅控制原理如下:正常运行时,换流器直流端电压Vdcpu介于V*low和V*high之间。由于Vdcpu<V*high,“上限幅环”的输出始终为零。同理,由于Vdcpu>V*low,“下限幅环”的输出也始终为零。即正常工作时,双限幅不起作用。
当MTDC存在过量的注入功率时,每个换流器的端口直流电压Vdcpu将上升。当Vdcpu超过V*high时,上限幅环将输出一个正的ΔIref叠加在IdrefOri上从而减小整流站的d轴电流指令值的绝对值,起到防止直流电压进一步上升的目的。过量注入功率下,由于Vdcpu始终高于V*low,下限幅环在过量注入功率情况下不起作用。
当MTDC存在过量的吸收功率时,每个换流器的端口直流电压Vdcpu将下降,当Vdcpu低于V*low时,下限幅环将输出一个负的ΔIref叠加在IdrefOri上从而减小逆变站的d轴电流指令值的绝对值,防止直流电压进一步下跌。过量吸收功率下,由于Vdcpu始终低于V*high,上限幅环不起作用。
1.2 双限幅控制中积分器限幅值的设置
图1中上限幅环积分器的下限设为0,下限幅环积分器的上限设为0。采用此种设置的好处在于正常工作时,积分器累计的误差限制为0,发生扰动时,积分器的输出可以从零开始累计差值从而提高了积分器的响应速率。
1.3 双限幅控制下各换流站工作状态分析
采用双限幅控制的MTDC,正常运行时将设立一个主站用于维持全网的直流电压,其他各换流站则为功率站,如用于控制直流功率的换流站、连接风电场的换流站、连接无源负荷的换流站等。
正常运行时,主站作为平衡节点,将平衡全网的损耗以及未使主站过载的功率波动。当系统发生功率失衡时,双限幅控制将起作用。
存在过量注入功率时,所有功率站的双限幅控制将产生一个正的ΔIref。以逆变方向为正方向,对于逆变站,其初始电流指令值IdrefOri为正值,正的ΔIref将有进一步增大Idref的趋势,此时逆变站的定有功功率控制环会自动减小IdrefOri使得最终的Idref与当前功率指令值Pref匹配,为此,在过量注入功率工况下,逆变站的功率可以控制在其指令值。
对于整流站,其初始电流指令值IdrefOri为负值,正的ΔIref将有增大Idref从而减小整流功率的趋势,整流站的定有功功率控制环会进一步减小IdrefOri直至IdrefOri达其下限值-Ilim(典型值Ilim=1.2(标幺值))。Idref最终值为-Ilim+ΔIref,是一个小于零的值,并且其绝对值小于初始的IdrefOri的绝对值。
存在过量吸收功率时,其过程分析类似。
综上所述,采用双限幅控制的MTDC,各种工况下,各换流站的稳态工作点为:
1)存在功率主站且功率主站未过载时,主站为平衡节点,所有整流站和逆变站均可以控制其传输的功率至其指令值,MTDC工作在主从控制模式。
2)存在过量注入功率时,主站工作于逆变状态,且满载运行,所有逆变站控制其逆变功率至各自指令值,所有整流站将因双限幅控制而自动降低其注入至MTDC的功率。
3)存在过量吸收功率时,主站工作于整流状态,且满载运行,所有整流站控制其整流功率至各整流站功率指令值,所有逆变站将因双限幅控制而自动降低从MTDC吸收的功率。
4)无功率主站时,则系统存在两种稳定工作状态,整流功率指令大于逆变功率指令时,所有逆变站可以精确跟踪其功率指令值,而所有整流站工作于限幅状态;逆变指令大于整流指令时,所有整流站能精确跟踪其功率指令值,而所有逆变站工作于限幅状态。
1.4 双限幅控制与常规下垂控制及主从控制的性能对比
根据上文阐述及现有文献关于下垂控制和主从控制的研究,双限幅控制具备以下优点:
1)相比于常规下垂控制,常规下垂控制即使在全网功率指令平衡并且存在功率主站时,每个换流站仍无法做到功率的无差控制,而双限幅控制在存在主站且主站不过载时,所有功率站都能实现功率的无差控制。
2)相比于通过最优潮流[14]或级联控制[17,21]更改下垂控制电压参考指令值的方法,双限幅控制不需要反复调整下垂控制的参考指令值,而改进下垂控制需要频繁调整下垂控制的参考指令值,从而使得双限幅控制特别适用于接纳了风力发电的MTDC。
3)相比于主从控制,双限幅控制可以像下垂控制一样保障系统的安全稳定性,而主从控制在发生突发性功率失衡事件时,功率主站有可能因过载而损毁。
2 连接风电场的VSC功率协调控制
第1节所述双限幅控制器为安装于定功率控制的VSC上的功率协调控制器。类似地,若VSC交流侧连接于风电场,则风电场侧VSC对于MTDC而言为不可控的直流功率源。当MTDC无法吸收风电场发出的全部功率时,需要通过一定的功率协调控制自动降低风电场的出力。
图2虚线框所示为本文设计的风电场侧VSC功率协调控制,其原理在于降低风电场交流端电压从而降低风电场输出有功功率[22]。对于全功率变频器的风电机组,其输出功率会随交流侧电压的下降而下降[22]。对于双馈型风力发电机组,为了防止交流电压下降时触发风电机组的低电压穿越模块,需要额外的措施精确控制交流电压的下降速率[22]。本文后续仿真验证中仅考虑采用全功率变频器的风电机组。虚线框中的Flag信号为上层控制给定的使能信号,若风电场可参与MTDC功率协调则将此信号置1,若为了尽量优先利用新能源,则将此信号置0,从而使得风电场无法参与功率协调。
正常工作时,风电场侧VSC用于控制风电场的交流电压。该控制包括外环交流电压控制及内环电流控制。其中Vdref为交流电压d轴指令值,Vdpu及Vqpu分别为交流电压d轴及q轴实测值,Vdcpu为VSC直流端口电压实测值。
正常运行时,Vdcpu<V*high,协调控制器的输出为零,不起作用。
当MTDC无法吸收全部风电功率时,风电场侧VSC的直流端口电压将上升。若Flag取1,当风电场侧VSC的直流端口电压高于V*high时,协调控制器将输出一个负的ΔVref降低风电场侧的交流电压,从而减小风电场侧VSC传输的功率。由于捕获的风能并未全部传输到网侧,多余的风能将由风机内部的卸荷电路耗散掉。
图2虚线框中积分器的上限设置为0从而使得正常工作时,积分器不累积V*high与Vdcpu之间的差值,积分器在动作前其初始值为0从而提高了限幅控制在系统发生扰动时的响应速率。
3 双限幅控制限幅参数确定方法
图1至图2中限幅参数V*low和V*high的选取会影响系统的控制动态性能和直流电压运行范围。V*low和V*high选得过于接近Vdcpu的正常波动范围(例如连接于风电场的VSC的Vdcpu),可能使得双限幅控制在系统正常电压波动范围内产生不必要的动作。若V*low和V*high过于偏离Vdcpu的额定值,将使得系统在功率失衡情况下出现过电压或持续欠压问题。
为避免控制器不必要的动作,并使系统直流电压在功率失衡情况下维持在合理范围内且各换流器在功率失衡时能共同参与功率协调,V*low和V*high按下式选取:
式中:Vdcpusteady为上层潮流计算程序计算得到的换流站直流电压稳态值,若因通信丢失导致换流站无法接收到上层潮流控制计算得到的直流电压值,则该换流站以上一控制周期得到的直流电压计算值或者锁存本地测量得到的Vdcpu的稳态值作为Vdcpusteady的值;ΔV为电压裕量,根据文献[17]取典型值0.05。
不同VSC端口电压在发生功率不平衡至系统达到新的稳态运行点的期间内,因输电线路电阻压降不同,相比于各自V*low和V*high的偏离程度也不尽相同。由于式(1)Vdcpusteady已考虑了平衡工况下,输电线路电阻压降的影响,按式(1)设置各V*low和V*high的值可尽可能地使得各VSC均等地承担不平衡功率。
系统发生突发性功率失衡时,上层集中控制系统由于存在通信与信号处理延迟(10ms左右),难以维持系统的稳定性[17,21]。双限幅控制的主要优势在于不依赖通信系统即可维持系统的稳定性。现有的下垂控制[7]、三级级联控制[17]、分层控制[21]也不能解决功率不平衡发生后数十毫秒内的不平衡功率精确分配问题,而主要用于功率不平衡发生后,维持系统稳定性。不平衡功率的进一步优化分配则依赖带通信的上层集控中心实现[17,21]。
4 仿真验证
4.1 测试系统参数
为了验证本文提出的控制器的效果,在PSCAD/EMTDC下对图3所示四端口MTDC系统进行了仿真测试,系统参数如图3和表1所示。其中,主站VSC1采用定直流电压控制,VSC2,VSC4采用如图1所示的双限幅控制,VSC3连接外部风电场,采用图2所示的功率协调控制。本文仿真分析中,逆变方向为有功功率和交流电流的正方向。
4.2 不平衡功率下双限幅控制效果及与下垂控制对比
图4为不平衡功率下,双限幅控制策略的有效性仿真验证。稳态时,VSC3,VSC4分别向MTDC注入500MW和2 000MW有功功率,VSC1,VSC2分别从MTDC吸收1 000 MW和1 500 MW有功功率(考虑系统损耗,VSC1吸收的功率略低于1 000 MW)。
所施加的扰动为:4s时,VSC2的功率指令从吸收1 500 MW变为注入1 500 MW,此时MTDC有3 000 MW的过量注入功率。5s时,VSC2功率指令恢复至正常值。7s时,VSC4的功率指令从注入2 000 MW变为吸收2 000 MW,此时VSC2,VSC4共需从MTDC吸收3 500 MW有功功率,而VSC1,VSC3总共只能提供1 500 MW有功功率,系统存在2 000 MW的有功功率缺额。8s时,VSC4功率指令值恢复至额定值。为测试本文所提控制器的效果,本小节中设定风电场参与功率协调。
图4(a)为VSC1,VSC2和VSC4的d轴电流原始指令值IdrefOri,可知4~5s期间,IdrefOri1达到其上限值1.2(标幺值),而IdrefOri2和IdrefOri4达到其下限值-1.2(标幺值);7~8s期间,IdrefOri1达到其下限值-1.2(标幺值)而IdrefOri2和IdrefOri4达到其上限值1.2(标幺值)。
图4(b)为VSC2和VSC4的双限幅控制产生的ΔIref2和ΔIref4及VSC3处的交流电压Vac3。可知4~5s期间,ΔIref2和ΔIref4为一个正的值,从而降低VSC2和VSC4向MTDC注入的有功功率,同时Vac3降低从而减少风电场注入MTDC的功率。7~8s期间,ΔIref2和ΔIref4为一个负的值从而降低VSC2和VSC4从MTDC吸收的有功功率,Vac3保持不变。
图4(c)为VSC1至VSC4的功率。可知4~5s期间,PVSC1达其上限值约1 200 MW而PVSC2至PVSC4均自动降低其注入MTDC的有功功率;7~8s,PVSC1达其下限值,PVSC2和PVSC4均降低其从MTDC吸收的有功功率。当系统功率指令恢复到平衡状态时,各换流器的功率均能恢复到其指令值。
图4(d)为VSC1端口直流电压。可知4~5s期间,由于有过量注入功率指令值,直流电压维持在其上限值1.05附近。7~8s期间,由于存在过量吸收功率,直流电压维持在其下限值0.95附近。当系统功率指令值恢复到平衡状态时,VSC1端口直流电压也恢复到1。
为比较双限幅控制的控制性能,附录A图A1至图A3给出了在相同工况下,采用下垂控制的MTDC系统对不平衡功率的响应,此处仅选择了6s之前的仿真工况进行对比,6s之后的分析同理。为了公平地对比,VSC1控制方式不变,仍为定直流电压控制,VSC2和VSC4改为下垂控制,VSC3采用带下垂控制的定交流电压控制[22]。图A1至图A3分别为下垂系数取3,6,9时系统的响应。对比图4与图A1至图A3可知:
1)即使存在功率主站,采用下垂控制的VSC换流站无法实现稳态时功率的精确控制,而采用双限幅控制的VSC换流站可将其功率精确控制为其指令值。
2)发生功率不平衡时,下垂控制模式下,所有换流站都将调整其功率输出来维持系统功率平衡;采用双限幅控制时,仅与不平衡功率方向相同的换流站会调整功率,参与功率协调。
3)下垂系数对控制效果影响较大。下垂系数过小,换流站功率的稳态误差小但发生功率不平衡时系统电压波动较大;下垂系数增大,发生功率不平衡时的电压波动变小但稳态时功率偏差增大;进一步增大下垂系数则可能导致系统出现振荡。
4.3 主站退出运行工况测试
图5为双限幅控制下MTDC主站退出运行时的仿真结果,为尽可能多利用新能源,本小节设置风电场不参与功率协调。系统初始工况与4.2节相同。施加的扰动为:4s时,VSC1闭锁,模拟主站退出运行,此时MTDC会存在过量注入功率,且系统运行在无主站模式,仅靠双限幅控制维持系统稳定。
图5(a)为各VSC换流站功率。可知,4s时由于VSC1闭锁,PVSC1降为0MW,系统存在过量注入功率。PVSC2被控制在其指令值1 500 MW,由于风电场不参与功率协调,因此PVSC3保持不变,PVSC4自动从-2 000 MW变为-1 000 MW左右。
图5(b)为电缆1直流电压Vdc1和VSC3交流电压。可知,VSC1闭锁后,由于MTDC系统存在过量注入功率,直流电压稳态值达到上限值约1.05,而Vac3则由于风电场未参与功率协调,其稳态值维持在1.0。
4.4 风场功率波动工况下双限幅控制与下垂控制对比
本小节通过设置额定风速±20%的随机波动来模拟风电功率波动。附录A图A4为双限幅控制下,MTDC对风电功率波动的响应,系统初始工况与4.2节相同。附录A图A4(a)和(b)分别为风电场出力波动时(4s开始波动)各换流站的功率波形和VSC1直流端口的直流电压波形。
附录A图A5为下垂控制下,MTDC对风电功率波动的响应。为公平地与双限幅控制对比,本仿真中VSC1为功率主站用于控制系统直流电压,VSC2,VSC4均为安装了下垂控制的定功率站,VSC3采用带下垂控制的定交流电压控制[22]。
对比附录A图A4(a)和图A5(a)可知,采用双限幅控制,所有风电功率的波动均由功率主站VSC1平衡,功率控制站可以精确控制各自的功率至其指令值。采用下垂控制时,风电功率的波动会波及全网。
对比附录A图A4(b)和图A5(b)可知,两种控制模式下系统直流电压的波动范围基本相同,风电功率的波动不会触发双限幅控制。
需要指出的是,实际大容量风电场的风电功率短时间内的波动不会如附录A图A4、图A5这般迅速[23]。附录A图A4表明,即使在较为极端的风电功率波动工况下,稳态运行时双限幅控制达到了与主从控制类似的功率无差调节的性能。而对于下垂控制,即使包含了功率主站,风电功率波动仍然会波及全网。当风电功率因风电场突然切机等原因而超出主站调节容量时,系统将出现功率不平衡,双限幅控制将会启动,分析过程如前文所述,此处不再复述。
5 结语
本文提出了一种应用于多端直流输电系统的双限幅功率协调控制器。
1)相比于常规主从控制,系统未发生功率失衡时,双限幅控制等同于常规主从控制,各定功率站能精确控制其有功功率;系统发生功率失衡时,双限幅控制可以有效遏制系统直流电压的持续上升或下跌,保证系统安全,而常规主从控制可能导致功率主站因过载而损毁。
2)相比于下垂控制,系统未发生功率失衡时,采用下垂控制的换流站无法精确控制其有功功率至指令值,而采用双限幅控制的换流站可以精确控制其有功功率至指令值;系统发生功率失衡时,双限幅控制和下垂控制均能有效地遏制系统直流电压的持续上升或下降。
3)以一个四端直流输电测试系统为例,在PSCAD/EMTDC上仿真验证了不平衡功率、主站丢失以及风电功率波动情况下,双限幅控制的有效性。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：为了克服常规主从控制存在的功率主站丢失或达到其功率极限时,多端直流输电系统直流电压不受控以及常规下垂控制存在的正常运行时,各换流站无法精确控制其有功功率的缺陷,提出了一种双限幅功率协调控制器。该双限幅功率协调控制器包括一个上限幅环和一个下限幅环,上限幅环仅在直流电压高于某上限值时起作用并降低换流站整流方向上的有功功率,下限幅环仅在直流电压低于某下限值时起作用并降低换流站逆变方向上的有功功率。正常运行时,换流器直流端电压介于上限幅值和下限幅值之间,双限幅功率协调控制器输出被限幅至零,不起作用。文中进一步设计了连接风电场的VSC换流站功率协调控制。以一个四端口MTDC系统为例,仿真验证了双限幅功率协调控制器在不平衡功率指令、主站退出运行、风电功率波动工况下的有效性。研究结果表明,所提出的双限幅功率协调控制器综合了常规主从控制正常工作时各换流站能精确控制其有功功率以及常规下垂控制在功率失衡或故障工况下能够维持系统稳定性的优点,并克服了两种常规控制的缺陷。