基于非对称故障的海上风电接入柔性直流换流站控制策略＊

李道洋,杨美娟,吴庆范,宋延涛,范雪峰

（1．西安许继电力电子技术有限公司，陕西西安 710075；2．许继集团有限公司，河南许昌 461000）

1 引言

海上风电与其他新能源发电方式相比，具有资源丰富、发电利用小时高、不占用土地和适宜大规模开发等特点[1]。近年来全球海上风电装机容量迅速增加。海上风电可通过交流和直流两种方案接入电网。其中交流方案适用于距离较近、输送功率较小的风电并网场合，而长距离、大容量海上风电场并网通常采用直流送出方案[2]。例如德国北海海域已经投运的BorWin2、BorWin3、Dolwin3 等工程以及国内正在建设阶段的如东海上风电场送出工程均采用柔性直流输电送出方案[3]。

传统的柔性直流输电工程，通常以锁相环为基础跟踪电网电压和相位，在双同步旋转坐标系下实现电流及功率闭环控制[4]。但在海上风电场柔性直流输电送出工程中，海上没有交流电网接入，需要由柔直海上换流站为海上交流系统提供电压与频率支撑[5]。由于控制对象和目标的差异性，若仍采用传统柔性直流控制策略，将难以同时兼顾故障相的电流限制和非故障相的交流电压稳定，造成换流器或其他设备过流、过压，最终导致故障穿越失败。

文献[6]采用单交流电压环实现孤岛风电场的柔性直流换流站控制，但是该策略仅适用于稳态控制，在交流系统故障时易产生过电流导致故障穿越失败。文献[7-8]提出了具有交流电压外环与阀侧电流内环的双环控制策略，在故障期间通过限幅限制阀侧电流，但是该方案仅适用于早期配置了交流滤波器的柔性直流输电系统。而近年绝大多数柔性直流输电工程均采用MMC 拓扑，不再配置交流滤波器，交流电压与电流之间没有直接的数学关系，电压电流双环控制策略也无法实现其控制功能。考虑到海上非对称故障下故障电流中存在负序分量，文献[9-10]将电压、电流的正、负序分量在旋转坐标系下分别进行控制，同时为防止非故障相过压，对正序电压指令进行了调整，但由于仍然是基于电压电流双环控制结构，并不适用于无交流滤波器的应用场合。此外文献[10]中还论证了在海上交流系统非对称故障时，若采用传统柔直控制策略，将换流器负序电流限制为0，则无法起到支撑交流电压的作用。

文中在建立系统正、负序电压与正、负序电流小信号量数学关系的基础上，提出一种非对称故障下应用于海上风电接入的孤岛柔性直流换流站控制策略。该策略能够在海上非对称故障期间自动为系统提供部分负序电流支撑，从而提升故障相电压，降低风机脱网概率，加快故障恢复速度，同时通过合理的电流限幅避免桥臂过流导致的换流阀闭锁，提升系统的故障穿越能力。最后，通过在PSCAD中搭建仿真模型，在近端及远端的多种非对称故障工况下的对控制策略进行了仿真验证，仿真结果表明文中所提策略能够有效限制过电流、同时抬升故障相交流电压，提升故障穿越成功概率。

2 海上风电柔性直流送出系统数学模型

2.1 海上风电柔性直流送出系统拓扑特点

典型的海上风电柔性直流送出系统拓扑结构包含海上风电场、海上升压站、海上换流站、高压直流海缆、陆上换流站等几个主要部分，如图1所示。其中海上风场中的所有风机通过中压交流海缆连接到风场中心的海上升压站，不同风场中心海上升压站通过各自的高压交流海缆将风能汇集至柔直海上换流站，再通过直流海缆输送到陆上换流站最终实现并网。

图1 典型海上风电柔性直流送出系统拓扑

海上风电场柔性直流送出系统中陆上换流站需要控制直流电压，通常采用定直流电压控制，而海上换流站需要控制海上交流电压及频率，其控制效果决定了海上交流系统的安全与稳定运行。

当一条海上高压交流海缆出现短路故障时，保护系统将在最多数百毫秒内通过其两端断路器将故障海缆切除，若配置合理的海上换流站故障穿越策略，则非故障海上交流海缆及其相连的风电场可在故障后快速回复至原运行状态，系统具备故障穿越能力。

2.2 海上换流站数学模型

为了得到合适的海上换流站故障穿越控制策略，首先对海上换流站及交流系统进行数学建模。换流阀采用MMC拓扑结构，通过控制子模块的投切改变阀端口电压幅值，从而影响输出电压，海上换流站主回路结构如图2所示。

图2 故障工况下海上换流站电气原理简图

主要电气量之间存在如下数学关系：

其中L表示等效交流电抗，由桥臂电抗器Larm与变压器漏抗Ltrans计算得到，其计算方法为：

此处阀侧电流由故障电流与风电场电流共同决定。式中Zfx(x表示不同相，a/b/c)即为故障点阻抗，在稳态下Zfx趋于无穷大，iL=io。

对式(1)进行转换，可以得到旋转坐标系下的频域形式如下。

由于换流阀的三相等效阻抗对称，因此可以得到独立的正序与负序方程。而将式(2)可按照如下方法转换为正、负、零序表达式：

式中T为abc到正、负、零序转换矩阵，T-1为其逆矩阵：

其中α为转换算子α=ej2/3π。将(5)带入(2)可得：

从上式可以看出，在三相故障阻抗不对称时，各正、负、零序电气量间相互耦合，无法进行独立控制。

而在海上交流系统发生非对称故障时(以A相接地故障为例)，Zfa＜＜Zfb=Zfc，且Zfb、Zfc趋于无穷大，1/Zfb、1/Zfc约等于0，因此式(7)变为：

式(8)中，可得V++V-+V0=3Zfa(iL--io-)。

而根据式(6)中T-1定义，Va=(V++V-+V0)/3，带入上式可得，Va=Zfa(iL--io-)。

由此可知，单相接地故障时，故障相电压幅值由换流器输出负序电流iL-及海上风电场输出负序电流io-两者共同决定。而在实际海上风电工程中，风电变流器通常会将负序电流控制为0，此时故障相电压幅值仅由换流器输出的负序电流io-决定，若采用传统将负序电流限制为0 的控制策略，则会导致无论故障阻抗多大、故障位置如何(无故障时除外)，故障相电压始终为0，从而无法起到支撑故障相电压的作用，可能导致风机脱网。因此需要针对该问题重新设计非对称故障下的海上换流站控制策略。

3 柔性直流海上换流站控制策略

3.1 海上换流站稳态控制策略

稳态下，iL=io，根据式(1)海上换流器的控制目标交流电压Vdq由换流阀输出电压Vidq、风电场电流iwdq的微分项及其耦合项共同决定。其中iwdq在稳态下由风电场风机控制器自身决定，海上换流站自身无法主动调节，因此选择Vidq作为受控量调节系统交流电压，控制框图如图3所示。

图3 海上换流站稳态控制框图

图中，通过Vdqref指令直接控制交流电压幅值及相位偏差，同时增加PI控制闭环提升稳态控制精度，并根据数学模型添加交流电流解耦项；交流电压相位wt，由控制器系统根据50Hz频率自生成，从而实现了海上交流电压频率、相位和幅值的独立控制。

3.2 海上换流站不对称故障下的控制策略

海上风电场柔直送出系统中，为防止零序电流流入换流器造成过流损坏，通常均采用变压器阀侧经大电阻接地或星型电抗器经大电阻接地，因此柔直换流器通常也不会控制零序分量，仅针对正序及负序分量进行控制。

根据式(7)，不对称故障下，正负零序分量之间严重耦合无法进行独立控制。但式(4)中由于换流器内部阻抗L与RL是对称的，可以扩展为独立的正序与负序方程，因此可以根据式(4)中电压、电流关系为基础构建电流控制器如下所示。

其中需要注意的是，对于海上换流站来说即使在故障期间仍然需要将交流电压作为首要控制目标，因此不能采用上图中所示的实时电网电压前馈，而应该采用电网电压指令值作为前馈量。原因在于若采用实时电网电压前馈，换流器输出电压将跟踪系统交流电压，故障期间无法为海上交流系统提供支撑，甚至在极端工况下即使故障点被隔离后也无法实现交流电压恢复，例如风电场未并网，风电场与柔直换流站均不会向故障点馈入故障电流工况。

另一方面，采用电网电压指令值作为前馈量，可能会出现在交流系统故障期间故障电流过大，从而引起换流器过流闭锁。为防止换流器过流可将图4中的电流控制环进行改造，改为仅在故障期间有效的电流限制控制器。具体实现方法见图5。

图4 非对称故障下的电流控制框图

根据图5，可以把控制器分为三个部分电压控制器、电流限幅控制器与电压指令修正控制器三部分。其中电压控制器承担直接交流电压控制的职责，由PI 控制器与电压指令前馈组成。电压控制器中的PI控制环节仅为消除稳态误差设置，比例及积分系数较小，且在故障暂态期间将其输出锁定，不再起作用。

图5 非对称故障下海上换流站控制框图

电流限幅控制器主要起到在交流故障时的限电流作用。以正序d轴电流限值控制器为例，设置正序d轴电流限幅上限Id+max与下限Id+min。其中Id+max之后PI 控制器限幅为[-1，0]，所以当实际正序d 轴电流小于Id+max时，对应PI 控制器输出为0，当实际正序d轴电流大于Id+max时，PI控制器将输出一定调节量，减小电压控制器电压指令值；同理，Id+min之后PI 控制器限幅为[0，1]，当实际正序d 轴电流大于Id+min时，对应PI 控制器输出为0，当实际正序d 轴电流小于Id+min时，PI控制器将输出一定调节量，增大电压控制器电压指令值。综上，电流限幅控制器仅在电流超过限幅上下限范围时工作，调节交流电压指令，电流未超限时维持输出为0。负序电流分量的限幅方法与正序类似。

最后，电压直流修正控制器将在非对称故障期间调节正序电压指令，防止非对称故障相出现过压。在非对称故障期间，负序电流增大达到门槛值，限幅控制器产生输出，控制负序电压不再为0，该负电压与额定正序电压叠加后，非故障相电压将大于1pu，可能导致系统因过电压保护停运，造成故障穿越失败。因此需要电压指令修正控制器对正序电压指令进行限幅[10]。具体策略图6所示。

图6 电压指令修正控制策略框图

原理为将当前dq 轴下正序电压指令与负序电压实际值，转换至abc坐标系下相加得到三相电压幅值Vabc，取其中最大值，与设定的电压幅值上限Vmax进行比较，若小于Vmax则输出原指令，若大于Vmax则等比例缩小Vdref与Vqref，从而避免非故障相电压超过安全范围。

4 仿真验证

为验证文中所提策略有的有效性，在PSCAD 中搭建了1500MW、±400kV 的柔性直流输电系统模型进行仿真模拟。海上额定交流电压220kV，额定阀侧交流电压416kV，额定阀侧交流电流2082A，额定桥臂电流1685A。

工况1，1．5s时海上交流系统发生换流器近端单相金属性短路故障，故障持续200ms 后，由海缆两端交流断路器切除。根据图7，故障发生后故障相电压迅速变为0，换流器根据文中所提策略限制交流电流，同时限制正序电压幅值保证了非故障相没有过压。由于文中所提策略故障期间一直有注入部分负序电流，在1．7s故障结束后，交流电压迅速恢复，整个过程中未发生过压及过流现象，故障穿越过程平稳。

图7 采用文中策略近端单相接地故障海上换流站波形

工况2，1．5s时海上交流系统发生换流器近端两相金属性短路故障，故障持续200ms 后，由海缆两端交流断路器切除。根据图8，故障穿越期间未发生过压及过流现象，故障结束后交流电压及功率迅速恢复，穿越过程平稳。

图8 采用传统策略近端两相短路故障海上换流站波形

工况3，1．5s时海上交流系统发生换流器远端单相金属性短路故障，故障持续200ms 后，由海缆两端交流断路器切除。图9为采用文中所述控制策略后海上换流站网侧交流电压、三相交流电压有效值、交流电流。图10中换流器未采用文中所述控制策略，而是采用传统柔性直流控制策略——将负序电流控制为0。

图9 采用文中策略远端交流故障下海上换流站波形

图10 采用传统策略轻微直流故障下海上换流站波形

对比图9与图10，可以看出1．5s 发生远区相接地故障后，采用文中所述策略可以令换流器输出部分负序电流，对故障相电压进行支撑，有效值超过0．25pu，使得海上交流系统中其余风机不容易出现脱网，增加了故障穿越成功率；而采用传统控制策略的海上柔直换流站无法提供负序电流支撑，导致故障相电压为0，可能导致风机大面积脱网，故障穿越失败。

5 结束语

文中在建立系统正、负序电压与正、负序电流小信号量数学关系的基础上，提出一种非对称故障下应用于海上风电接入的孤岛柔性直流换流站控制策略。该策略在海上非对称故障期间将自动为系统提供部分负序电流支撑，提升故障相电压，降低风机脱网概率，加快故障恢复速度，同时通过合理的电流限幅避免了桥臂过流导致的换流阀闭锁，增强了系统的故障穿越能力。仿真结果表明文中所提非对称故障下海上换流站控制侧策略能够有效限制过电流、同时抬升故障相交流电压，提升故障穿越能力。