基于MMC的风电场柔性直流输电启动控制策略

岳伟，易荣，张海涛，许树楷，丁雅丽

（1. 荣信电力电子股份有限公司，辽宁 鞍山 114051；2. 南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510080）

近年来由于清洁能源理念的提倡，风电资源受到了国内外电力行业的关注。随着国内装机容量的逐年提升和风电资源地理环境的限制，使得风电资源具有了大容量和远距离的特点。又因风能具有随机波动性，引起风电场功率的波动，风电场的稳态运行和风电场并入电网时都会对电网稳定性造成影响。风能的这些特点限制和制约了风电的发展。

由于MMC-HVDC在减少开关损耗、容量升级、电磁兼容、故障管理等方面具有明显的优势，使得MMC（Modular Multilevel Converter）获得了越来越多的研究与关注[1-6]。世界第一条MMC-HVDC用于旧金山供电的Trans Bay Cable工程于2010年投入运行，其额定参数为400 MW，±200 kV。国内2011年7月25日上海南汇风电场示范工程作为我国首个MMCHVDC工程正式投入运行[7]。2013年12月25南澳多端柔性直流输电示范工程，作为世界首个多端柔性直流输电工程投入运行，现场对整个黑启动的测试过程展示了良好的送端受端控制特性[8]。

1 风电MMC-HVDC结构

1.1 MMC结构及工作原理

图1 MMC结构Fig. 1 MMC structure

模块化多电平换流器（MMC）由6个桥臂构成，每相有上下2个桥臂桥臂之间由桥臂电抗器连接，每个桥臂由多个功率单元子模块级联构成，如图1所示，级联个数可依据实际工程电压和容量需求而确定，桥臂间电抗器可依据工程中实际电流而确定[9-11]。功率单元子模块如图2所示，分别由IGBT、反并联二极管VD1和VD2、放电电阻Rc、电容Csm和旁路晶闸管Tr组成。从MMC结构与两电平或三电平VSC相比，桥臂子模块执行动作有多种组合，即每个功率单元子模块可通过IGBT1和IGBT2的开通和关断来达到使功率单元子模块投入和切出的目的，通过对每个子模块控制使得MMC输出电压电平数随着子模块级联数的提高而增加。因此，MMC输出电压更逼近正弦波谐波含量小[12]。

图2 功率单元子模块结构图Fig. 2 Power unit module structure

1.2 风电MMC-HVDC结构

南柔性直流输电示范工程接人大型风电场的方案如图3所示，其中，青澳换流站通过变压器接入青澳和南亚风电场，云澳风电场和牛头岭风电场经变压器接入金牛换流站，青澳风电场和金牛风电场电力通过直流架空线和电缆混合线路送出至陆地换流站塑城站，塑城换流站通过变压器、充电电阻和旁路开关连接到交流电网系统[13]。

如图3中所示换流站均由MMC组成，充电方式采用自励充电方式，即从交流侧直接充电；柔性直流输电系统直流电压为±160 kV；换流器侧交流电压为110 kV；送端金牛换流站和青澳换流站建造在南澳岛上，容量分别为100 MW和50 MW；受端塑城换流站容量为200 MW。

图3 风电场MMC-HVDC系统原理图Fig. 3 Principle diagram of MMC-HVDC system of wind farm

2 风电场MMC-HVDC控制策略

2.1 受端塑成站控制策略

2.1.1 定直流电压控制

塑城站为主站，通过控制直流电压达到平衡各节点功率，稳定整个系统工作点的目的。换流站收到上级传来的直流电压控制方式以及直流电压给定值Vdc_ref后，将其与反馈值进行比较，将误差经PI调节器计算，经限幅后作为有功轴电流给定值。如图4所示。

2.1.2 无功功率控制

根据系统运行情况，在保证有功功率传输跟踪给定的前提下，变流器可提供一定容量的无功功率。变流器收到上级传来的直流电压指令信号Qref，与无功反馈值进行比较，将误差经PI调节器计算，经限幅后作为无功轴电流给定值。如图5所示。

图4 直流电压外环控制器Fig. 4 Outer loop controller of DC voltage

图5 无功功率外环控制结构Fig. 5 Outer loop control structure of reactive power

2.2 送端金牛站和青澳站控制策略

在纯直流运行方式下，青澳和金牛站变流器可采用孤岛电压频率控制模式，变流器接收上级电压幅值VAC_ref和频率fref指令信号，以定V/f模式控制变流器运行。将相角和幅值转化为三相对称调制电压，对变流器进行电压闭环频率开环的控制方式，如图6所示。

2.3 内环控制策略

内环控制环节接受来自外环控制的有功、无功电流的参考值idref和iqref。并快速跟踪参考电流，实现换流器交流侧电流波形和相位的直接控制。内环控制主要包括内环直接电流控制、电流平衡控制、负序电压控制和电压分相控制等。内环控制主要功能如图7所示。

3 风电场黑启动和并网策略

南澳岛风电场在没有建立柔性直流输电系统前，采用交流系统输电。在假设交流系统故障时，岛上整个风电场和换流站失去交流电压，此时风电场和换流站启动可依靠柔性直流输电经塑成站建立交流电压和系统频率，具体风电场孤岛模式启动流程如下所示：

图6 定交流电压-频率控制方式结构图Fig.6 Fixed AC voltage-frequency control mode structure

1）塑成站经过电阻R开始充电，在充电过程中，塑成站经过直流电缆给金牛和青澳换流站充电。

2）金牛、青澳换流站由于从直流侧充电，按照图1MMC结构，充电结束后金牛、青澳子模块电容电压为正常从交流充电电压的一半。为了使得金牛、青澳换流站子模块电容电压达到解锁前的额定值，需要对其子模块进行解锁充电，充电调制波如图8所示，M为调制度，t为充电时间。充电完成后闭锁金牛青澳换流站。

3）金牛和青澳换流站直流侧可控充电时间由实际工程中电容期间所决定。塑城、金牛、青澳换流站充电完成后旁路充电电阻，分别一次解锁塑城、金牛、青澳换流站。

4）塑成站采用定直流电压和无功功率控制，金牛、青澳换流站采用定交流电压和频率控制即纯直流控制模式，同时为了较小风电场变压器励磁涌流对换流站的冲击，金牛、青澳换流站纯直流控制模式解锁时交流电压幅值为0.1 pu，以确保变压器励磁结束后后再按照斜率逐渐抬升。

5）风电场变压器二次侧电压达到额定值后，依次逐渐投入风机运行。

4 南澳工程实际波形分析

第3节控制策略使用于南澳柔性直流输电实际工程，考虑到避免风电场功率波动引起交流电压的扰动，交流电压闭环和频率开环的控制方式，控制效果如图9所示，从图9波形可见，由于解锁瞬间系统交流电压幅值为0.1 pu，因此变压器励磁涌流比较小，对换流器冲击几乎可忽略。

图10为在三站解锁后交流电压幅值参考值保持0.1 pu，变压器励磁完成后后逐渐抬升到1 pu，金牛站调制波和阀侧交流电压幅值跟随随交流电压参考值的变化，从0.1 pu逐渐抬升到1.0 pu。

图11为并入风电场变压器波形。在并入风电场变压器瞬间，换流变压器低压侧波形产生了轻微畸变后逐渐恢复，阀侧电压未受到影响，塑成站控制直流电压稳定在±160 kV。

5 结语

图9 解锁瞬间桥臂电流Fig. 9 Bridge arm current at the unblocking moment

图10 纯直流模式充电完成后解锁调制波Fig. 10 Unlock modulation wave after the completion of the pure DC charging pattern

图11 并入风电场变压器波形Fig. 11 The transformer wave after connecting with wind farm

本文提出了基于MMC的风电场柔性直流输电经直流侧充电方法、风电场黑启动并网控制方法以及送端和受段的控制策略，现场波形证实了所使用启动方法和控制策略的正确性。风电场柔性直流输电优势不仅仅体现在风电场孤岛模式启动及并网运行方面，更进一步可体现在风电场无功补偿，交流电压控制以及风电场低压穿越等方面。

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