海上VSC－MTDC输电系统协调控制策略

王 伟，石新春，付 超

(华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，河北 保定 071003)

0 引言

海上风力发电具有受环境影响小、风能资源丰富、机组年利用小时数高等优点。风电场离海岸越远，风速越大，风电场输出功率也更高、更稳定［1～2］。在远距离输电中，高压直流输电比交流输电具有更高的经济性、稳定性和可靠性。传统高压直流输电技术已经被广泛应用于分散式电力传输和与交流系统互联。基于电压源型的高压直流输电技术可以实现有功功率和无功功率的独立控制，无需无功补偿，没有换相失败，在潮流反转时保持直流电压极性不变，具备黑启动能力。在未来几十年，基于电压源型高压直流输电技术应用于海上风电场，实现远距离向岸上电网输电将是一个最理想的选择之一。

多端直流输电系统(Multi－terminal DC，MTDC)通过 VSC(Voltage－Sourced Converter，VSC)可将多个交流系统、分布式电源、无源负荷联系在一起，正确有效的控制策略对VSC－MTDC输电系统的稳定运行至关重要。目前，对于VSC－MTDC连接海上风电场的研究主要集中在海上风电场接入陆上电网时的稳态运行情况。文献［3～4］研究了多端系统运行时各换流站电压－电流特性。文献［5～8］介绍了风电场通过VSC－MTDC系统与传统交流电网互联进行功率传输，但仅分析了系统稳态运行情况。文献［5］使用一个换流器作为保证系统稳定运行的控制站，采用定电压控制，相当于一个有功平衡节点，系统所有的有功变化均由其承担，但未考虑该控制站发生故障退出运行的情况。文献［6～7］提出的基于直流电压偏差控制的多点直流电压控制方式，其实质是若直流电压偏差过大，备用VSC由定功率控制转为定直流电压控制，以维持VSC－MTDC系统的稳定，该控制方法不需通信，但采用基于直流电压偏差控制的功率控制器要同时进行高低直流电压的调节，控制器稍显冗余和复杂。文献［8］建立了一个三端VSCMTDC系统，分别连接海上风电场、海上石油钻井平台和陆上电网。虽然在算例中分析了系统的稳态运行特性，但仅有一个电网侧变流站(Grid Side VSC，GSVSC)的情况不涉及多端系统的协调控制。文献［9～11］研究了两个海上风电场通过VSC－MTDC接入两个陆上电网的四端系统，分析了直流网络功率的分配策略，但是其提出的主从式控制策略需要具备上层控制模块和高速通信条件，系统可靠性不高。因此对于风电功率渗透率较高的电力系统，风电场参与平衡直流网络功率和在风电场功率波动，输电线路交流侧、直流侧故障等大扰动情况下的VSC－MTDC系统协调控制还需要进行深入的研究。

本文主要针对多端直流输电系统接入由双馈风机组成的海上风电场的协调控制策略进行研究。为了稳定直流电压，连接电网侧的换流器采用定直流电压的下垂控制，不需要各逆变换流站之间的相互通信即可实现直流电压的稳定和灵活的功率输送。多端直流系统故障运行时，风场侧换流器引入辅助有功功率调节控制，将直流电压所反映有功功率的不平衡信息以频率的形式反映到风电场，然后在风电机组中附加有功功率控制，使得风电机组根据频率的变化调整有功指令，保证在故障期间系统功率的平衡。本文最大的特点是在多端直流输电系统故障运行时，利用多端直流输电系统整流侧换流站减少风功率的吸收，同时保持直流电压的稳定，各换流站与风电场之间不需要高速通信，即可实现自主协调控制。为验证所提出的系统协调控制策略，建立了由2个双馈异步发电机组组成的风电场和2个远距离的岸上电网组成的四端系统。利用Matlab/Simulink仿真平台，针对不同风电功率输送和多端直流系统故障等情况下进行动态仿真验证，结果表明所提控制策略的有效性与优越性。

1 VSC－MTDC输电系统概述

多端直流输电系统由3个或3个以上换流站以及连接换流站之间的直流输电线路组成。本文研究应用于双馈感应发电机系统(Double Feed Induction Generator，DFIG)组成的海上风电场的多端直流输电系统的协调控制，系统拓扑结构如图1所示:

图1 海上风电场VSC－MTDC结构Fig.1 Configuration of VSC－MTDC with wind－farm

通过VSC－MTDC输电系统将海上风电场发出的全部风功率向岸上电网输送，并保证自身多端直流系统直流电压的稳定。风电场侧换流器(WFVSC)工作于定交流电压模式，为海上风电场提供一个恒定的母线电压，吸收所有风功率;网侧换流器(GSVSC)工作于定直流电压模式，向岸上电网输送功率，并维持自身系统功率平衡，保障系统正常可靠运行。

2 适用于VSC－MTDC系统协调控制策略

2.1 风电场端换流器

根据上文所述，与风电场相连的WFVSC采用定交流电压控制模式。为风场建立一个恒定的交流电压并吸收风电场所发出的全部风功率。该换流器所吸收的风功率即为风场侧换流器的直流电压 Ewf与直流电流 Iwf的功率，Pwf=EwfIwf。

在交流电网故障时，GSVSC的功率传输能力下降，VSC－MTDC不能将风电场发出的功率全部送到岸上交流电网，从而导致直流侧功率过剩，直流电压抬升。当直流电压超过限值后，即Ewf＞Ewf_thr，WFVSC做辅助有功功率调节控制，增加风电场出口的频率，协调风电机组使得风电机组根据频率的变化调整有功指令，保证在故障期间多端直流系统功率的平衡。

如图2所示，整流侧控制器引入偏差Δf来增加其风场侧的频率:

式中:k1是一个比例系数来微调风场侧母线频率;Ewf_thr为直流系统电压限定值;Ewf为系统实际直流电压值。

图2 风场侧整流器控制框图Fig.2 Controller of the wind farm side converter

在系统正常运行时，设定频率偏差Δf=0，整流侧为风场建立一个恒定的交流电压，其交流电压的幅值为|Vwf|，频率为50 Hz。

当整流侧的直流电流超过其限值Iwf_thr，即风功率注入直流系统超过其换流器的额定容量时，同样在整流侧引入偏差Δf增加其风场侧的频率:

式中:k2是一个比例系数来微调风场侧母线频率;Iwf_thr为设定系统直流电流限定值;Iwf为系统实际直流电流值。

在本文中，当多端直流输电系统过电压时，需要系统整流侧换流器WFVSC1和WFVSC2动作来使2个风场减少向直流系统注入风功率。而当风场向多端直流输电系统注入的风功率超过其对应换流站的输送能力时，只有该换流站来协调相应风场减发风功率，其他风场保持原有出力。

2.2 风电机组辅助功率控制器

对于变速恒频风力发电方式，如DFIG其输出功率由电力电子变流器控制。正常运行时，发电机功率按照最大风能追踪输出，发电机的转速和电网频率之间不存在耦合关系，风电机组对电网频率的变化没有任何响应。因此，将发电机出口的频率信号引入到风电机组的控制系统，从而在频率变化时调节风电机组的功率输出以得到与普通感应电机类似的频率响应。风电机组有功功率控制环节如图3所示。

图3 风电机组附加控制Fig.3 Auxiliary input control to DFIG

2.3 电网侧换流控制器

网侧逆变器控制直流电压的稳定并向电网输送功率。在多端直流输电系统中，由多个逆变器组成。为避免逆变器间快速的通信要求，采用直流电压下垂控制来协调各逆变器，实现直流电压稳定。在正常运行时，各逆变器采用下垂控制。

式中:Igs为网侧逆变器的直流电流值;E*gs是逆变器的直流电压参考值;Egs0为直流电流为0时的直流电压值;kgs为下垂系数。

随着注入直流系统的功率增加，逆变侧的直流电流上升。基于下垂控制的特性，逆变侧的直流电压也会随之上升，而上升的直流电压又抑制了其直流电流的增加。最终，通过多端直流输电系统向电网输送的功率与风功率注入到多端系统达到平衡，直流电压会保持在某一恒定值。

当直流系统过载时，由于逆变器本身有最大输出功率即额定容量的限定，随着向电网输送的功率增加，网侧逆变器的交流电流增加到最大值，当达到最大交流限值时，网侧逆变器工作于限电流控制模式，从而维护系统的安全运行。该运行模式下，其最大直流电流IgsH不是一个定值，其主要取决于通过该逆变器向交流电网输送的最大有功功率和电网的交流电压。

在逆变换流器工作于限电流控制模式时，忽略换流器本身功率损耗，经过逆变器的功率等于向交流电网注入的实际功率，可以通过式(4)来描述:

其最大的直流电流为

逆变侧控制模式可以通过式(6)、(7)表示:

图4为网侧逆变器的控制框图。该控制器由内、外双环结构组成，外环为直流电压控制环和无功功率控制环。根据式(3)，直流电压参考值是根据网侧逆变器的下垂特性方程得出的。在内环中d轴电流分量和q轴电流分量的参考值是由外环控制器产生，d轴电流分量限值id_max决定向电网输送的最大有功功率，q轴电流分量限值iq_max决定向电网输送的最大无功功率

图4 网侧逆变器控制框图Fig.4 Controllers of the grid side inverter

3 仿真分析

为了验证本文所提出的协调控制策略，利用Matlab/Simulink仿真软件建立如图1所示的四端直流输电系统。该系统由2个风电场(250台×2 MW，DFIG风电机组 (WF1，WF2))和2个交流电网(220 kV Grid1和500 kV Grid2)组成。仿真结果中功率、电压均采用标幺值，其中风电场为等值机组，每个换流站的额定容量与风场的容量相同，每个换流站有20%的过载能力，风电场侧换流器WFVSC和网侧换流器GSVSC输送功率为500 MW。

高压直流输电系统的直流线路电压为300 kV，直流输电系统中的电容值为600 μF。风场侧的交流母线电压为11 kV，风场侧全功率换流器直流电压为1.2 kV，交流电网电压为0.69 kV。直流线路为50 km，由电感L=0.1 mH/km与电阻R=0.01 Ω/km 组成。

表1 MTDC系统参数Tab.1 Parameters of MTDC system

3.1 风电场端功率突变

为验证所设计控制器的有效性，通过暂时改变风机最大功率跟踪来快速改变风电功率注入到多端直流输电系统。风场1工作输出为0.475 p.u.风场2工作输出为0.95 p.u.。图5(a)表示风功率向直流输电系统注入，在2 s时，风场1风功率从0.475 p.u.突增到0.95 p.u.，4 s时又恢复到0.475 p.u.。图5(b)中静态功率通过2个换流器向交流电网输送的功率比值为Pg2/pg1≈0.8，这个比值约等于其下垂系数kgs1/kgs2=0.8的比值。通过逆变器的下垂控制特性，可以根据有功功率的实际需要，通过改变2个换流站的下垂系数可以灵活地对功率进行输送。图5(c)表示当注入风功率增加时，网侧逆变站GSVSC1，GSVSC2的直流电压不能保持在某一恒定值。

图5 风场功率突变下的直流系统响应Fig.5 System subject to wind power mutations

3.2 网侧电压跌落故障

风场1和风场2输出风功率为0.9 p.u.，连接交流电网的GSVSC1在2 s时刻一个625 ms三相电压跌落故障，其电压幅值跌落到0.2 p.u.。假设2个电网分开相互不受影响，短路故障不能造成GSVSC2端的电网电压下降。

整流侧换流器WFVSC根据直流电压的抬升来升高风电场出口电压的频率;DFIG检测到频率变化后根据频率的变化迅速减少有功出力，从而维持直流系统有功功率的平衡。由于DFIG的输入机械功率基本不变，电磁功率输出减少导致电机的转子转速升高，能量以转子动能的形式存在。在海上风电场接入VSC－MTDC中，可以根据风电场在实际运行中处于不同的关系，在风电机组附加控制中设计不同的控制增益Kd。如图6(a～e)，在故障期间MTDC系统的直流电压上升到1.15 p.u.，风电场减少向直流系统注入风功率，发电机转速分别升高了0.05 p.u.和0.07 p.u.。故障消除后，GSVSC迅速恢复功率传输能力，多端直流系统恢复到初始运行状态。

图6 三相交流故障下的系统响应Fig.6 System subject to three－phase AC fault

在不采用本文所设计的控制器时，系统故障期间，延迟的通信情况可能造成系统在暂时故障期间不能及时动作来减弱故障的影响。如图6(a'～e')所示，WFVSC自动吸收风电场功率，风电场功率继续送向直流网络，多端直流系统功率过剩导致直流电压迅速上升至1.45 p.u.。在真实系统中，较严重的过电压早已使系统保护而退出运行，从而导致海上风场大面积脱网。

4 结论

本文提出了一种应用于海上风电场的多端直流输电系统的协调控制策略。基于电压源型换流器的特性和系统功率平衡的思想，网侧换流器采用直流电压下垂控制，实现了直流系统的电压稳定和灵活的风电功率的传输。为避免各换流器与风场间的快速通信要求，风场侧换流器引入辅助有功功率控制，将MTDC的直流电压波动量与风电场频率联系起来，使得风电场可以根据频率的变化调节输出有功功率，而无需快速通信即可实现多端系统的协调控制。最后在Matlab/Simulink环境下搭建了四端直流输电系统仿真模型。通过对提出的协调控制策略的原理和仿真分析，得出如下结论:

(1)下垂控制便于多变流器之间的协调控制，可有效抑制多端直流系统运行状态转变引起的电压冲击，实现运行状态的平滑过渡。但下垂控制下的直流电压随系统运行状态不同而略有变化，无法实现对直流电压的恒定控制。

(2)在多端直流系统故障期间，将风场母线频率作为直流过压信号来使风场减少出力，以此来减少对直流输电系统风功率的注入，从而抑制多端直流系统过电压，增加了系统的可靠性。所提协调控制策略具有有效性及优越性，在直流系统大扰动情况下可以保持直流系统相对稳定，保障了系统的安全可靠运行。

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