光伏電站經雙變換直流并網拓撲及其特性研究

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(1.廣西大學電氣工程學院，廣西 南寧　530004；2.廣西水利電力職業技術學院，廣西 南寧　530023)

1　引言

中國經濟發展面臨傳統化石能源日益匱乏和環境日趨惡化的嚴峻挑戰，國家十三五規劃制定了綠色低碳可持續發展的戰略舉措[1]。太陽能是取之不盡用之不竭的可再生清潔能源。與水力發電相比，太陽能和風能受地理環境影響更小，更加容易普及應用，對解決能源危機起著舉足輕重的作用[2-3]。

對于大容量光伏電站而言，由于建設地點一般離負荷中心較遠，采用的并網方式一般選取就近的電網線路或變電站進行并網。當電站容量較大且規?；?，本地負荷并不能完全消納，此時光伏電站發出的電能需外送到別的負荷區。當前各種可再生能源大規模接入電網，傳統的電網結構在接納這些龐大復雜的可再生能源表現得力不從心，國內外對基于柔性直流的多端輸電技術及直流電網研究日益深入，我國目前的電網結構，交流輸電線路網架建設較為完備[4]，直流輸電線路網絡在逐步豐富與完善。柔性直流輸電指的是基于電壓源換流器(Voltage Source Converter-High Voltage Direct Current，VSC-HVDC)的高壓直流輸電，其優勢表現在沒有無功補償問題、沒有換相失敗問題等特點，更適合電網之間異步互連，適合構建多端直流輸電系統。因此，可以考慮經VSC-HVDC并網拓撲方案輸送大容量光伏電站的電能[5-7]。

文獻[8]總結多端直流輸電技術的進展，未來直流電網技術的反向，利用柔性直流輸電消納新能源發電的可行性；文獻[9]提出了一種直流升壓后經VSC-HVDC并網的方案，鑒于目前大多數光伏電場還是常規的經DC-AC后匯流升壓并網的現狀，因此該方案暫時不適合推廣，并且直流升壓，對光伏模塊均壓問題也是一個考驗。

本文設計的大容量光伏電站經雙變換后經VSC-HVDC輸電線路并網拓撲方案，光伏電池板發出的直流電經光伏逆變器變成交流電后，送至VSC-HVDC輸電系統完成并網，仿真表明VSC可以根據光伏電站的出力進行無功調節，保持直流電壓穩定性，系統可控性較好，也方便各交流系統通過直流異步互連。

2　大容量光伏電站經雙變換直流并網拓撲方案

2.1　系統構架

本文設計的大容量光伏電站經雙變換后經VSC-HVDC輸電線路并網拓撲方案如圖1所示。光伏子站通過交流柜出線送至變壓器升壓，升壓完成后送至VSC換流站，把交流電變成直流電，電能通過HVDC線路進行電能傳輸，最后通過VSC逆變站變成交流電并網電網，此方案電能經過兩次電能的變化，即DC-AC-DC的雙變換方式。該方案可方便在HVDC線路上構建多端直流輸電系統，提高對新能源發電的消納能力。

圖1　大容量光伏電站經雙變換直流并網拓撲方案

2.2　光伏發電子站

大容量光伏電站由多個子站構成，子站又由多個光伏模組構成，單個子站的設計容量一般為1MWp，圖2為光伏子站的系統圖。

圖2　光伏發電子站

2.2　VSC-HVDC直流輸電系統

VSC-HVDC系統電壓源換流器直流側穩態時電壓Udc，與系統交流側電壓uc關系為：

(1)

這里以交流側電壓相位作為參考。其中，kc：與VSC電路拓撲和PWM調制方式有關系數。λ：PWM調制深度；δ：換流器輸出電壓相對于電網電壓的相位角(超前為正)。

圖3　VSC-HVDC系統等效電路圖

其中us1、us2分別是送端和受端的VSC交流側電壓，在忽略串聯電抗器和電壓源換流器的損耗情況下，交流電網與換流器交換的有功功率和無功功率分別為：

(2)

(3)

這里有功功率以整流為正，無功功率以容性為正。上式中，X為串聯電抗器的基波電抗，X=ωL。

直流側電容的電壓增量ΔUdc是由于換流器交流側有功功率Pac在時間段ΔT=T2-T1引起的，它們之間關系為：

(4)

式中，Pdc為換流器直流側輸電功率。

根據以上各式子，通過控制δ可以調節換流器交流側的有功功率，進而使得直流電壓穩定；控制λ可以調節換流器輸出交流電壓幅值，對換流器的無功功率進行調節，使得交流電源電壓穩定。

3　直流并網控制策略

將VSC輸出的三相交流電壓和電流分別用正交同步旋轉坐標系的兩個正交分量表示和控制的方法稱為矢量控制。一般情況下，電網的三相電壓與旋轉坐標系同步旋轉，旋轉坐標系的d軸與電網A相電壓矢量重合，此時，電流的在旋轉坐標系d軸上的分量為有功電流分量，在q軸上的分量為無功電流分量。

VSC輸出電壓分別在旋轉坐標系d軸和q軸上的分量即為矢量控制目標，在控制過程中，為實現限流功能，通常采用雙環控制結構方式，即電流內環控制和目標外環控制，目標外環目標控制一般為有功、無功、電壓等電量控制。雖然電流d軸分量只與HVDC的有功控制目標有關，電流q軸分量只與HVDC的無功控制目標有關，但兩者都與電壓的d軸分量和q軸分量有關，存在嚴重耦合，故一般在電流內環控制算法上采用解耦算法[11-12]，控制框圖如圖4所示。

圖4　VSC-HVDC解耦矢量控制框圖

4　仿真分析

4.1　仿真系統的搭建

根據圖1所示大容量光伏電站經雙變換后經VSC-HVDC輸電線路并網拓撲方案，如圖5所示。

圖5　光伏電站經雙變換直流并網拓方案

在PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件中搭建該方案仿真模型，以驗證本設計光伏電站直流并網拓撲方案及其并網特性的分析。本方案仿真中，光伏電站設計容量為5MW，光伏發電子站為1MW，VSC換流站直流電壓參考值為30kV，Udcmin=26kV，Udcmax=34kV，Ppref=4.6MW，ΔP=0.7WM。

4.2　并網運行特性分析

在t=0s時，系統啟動，1s時刻，受端換流器投入運行工作，并運行于定直流電壓方式(Udc=30kV)，2s時刻，受端VSC工作于STATCOM方式(Udc=30kV,Q2=2Mvar)，3s時刻送端VSC工作于STATCOM模式(P1=0,Q1=-2Mvar)，在4s時刻，VSC-HVDC工作于輸電方式，送端VSC有功功率P1=5MW，無功功率Q1=-2Mvar，受端Udc=30kV，Q2=2Mvar。仿真圖如圖6所示。可以看出光伏電站經雙變換后經VSC-HVDC輸電線路并網拓撲方案能獨立靈活控制有功功率和無功功率，直流電壓和功率控制平穩。

圖6　VSC-HVDC送端與受端功率

圖7　直流輸電線路電壓

4.3　光照強度變化時系統的仿真分析

模擬天氣變化時光伏電站出力的變化，研究該系統的穩定性。在相同的光照條件下，5個光伏子站輸出功率相同，當其中的一個子站因受天氣情況(如光照條件)影響，出力下降，由于VSC-HVDC的受端采用了定直流電壓控制方式，此時直流母線電壓基本不變。如圖，仿真設置在0.8s(A處)處1號光伏發電子站光照強度下跌20%，其他子站保持光照強度1000W/m2不變，此時各子站的出力情況如圖8所示。

由于受端VSC采用定直流電壓控制方式，可以看到直流測電壓總體能維持在30kV附近，因為1號光伏發電子站輸出功率下降，可以看待直流側電壓發生了波動，如圖9所示，在t=1s附件標記B處，t=2.2s附件標記C處，設置系統t=2s后，進行無功補償，觀察無功補償后，對直流側電壓的影響。

圖8　光伏發電子站的出力情況

圖9　不同條件下直流側電壓仿真曲線

將圖9中標記為“B”處位置放大，如圖10所示。

圖10　標記為“B”處仿真的曲線

由圖9可以看到，當1號光伏子站在0.8s輸出功率下降后，導致了直流電壓偏差波動變大(圖中標記為“B”處)。

圖10中，以30kV為基準線，電壓波動正向偏差為0.25kV，負向偏差為0.75kV，正向偏差百分比為0.83%，負向偏差百分比為2.5%，負向偏差為正向偏差3倍，正負電壓波動偏差幅值為1kV。此時，可以利用VSC系統換流站無功功率補償控制特點，對系統進行一定無功功率補償，以減小直流電壓波動偏差。如圖11所示，系統在2s處開始進行無功功率補償。

圖11　VSC系統無功功率補償真曲線

通過無功功率補償，直流側電壓波動偏差有所減小(圖中標記為“C”處)，將圖9中標記為“C”處位置放大，如圖12所示。

圖12　標記為“C”處仿真曲線

從上圖可以看到，無功功率補償后，直流側電波動負向偏差有所減小，負向偏差減小至0.25kV，，正負電壓波動偏差幅值減小至0.5kV，偏差幅值為原來未補償前幅值的一半，說明一定范圍無功補償可以減小光伏發電站輸出功率波動引起的直流電壓波動偏差。

5　結論

本文設計了光伏電站通過雙變換后經VSC-HVDC輸電線路并網拓撲方案，光伏電站經過常規變換為交流電后，接入VSC-HVDC輸電線路系統完成并網，利用了VSC能獨立調節有功和無功功率的優勢，驗證該方案的靈活性，并采用了PSCAD/EMTDC電磁暫態軟件對本方案控制策略進行了驗證，主要結論如下：

(1)光照強度是影響光伏電站出力的主要原因，當光伏電站出力變化時，對VSC進行有效控制，適當調節無功功率輸出，可以保持直流電壓的穩定性，減小直流電壓波動幅值。

(2)目前工程上光伏電站是通過一次DC/AC變換后匯流升壓接入電網，本方案是在實際電站電能變

換基礎上，提出經VSC-HVDC并網，可以充分利用柔性直流輸電的優勢，提高對可再生能源的消納能力，可以在受端交流并網，也可以為更好接入其它新能源的直流系統，構建直流電網，更好地接納間歇性電源。

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