海上风电经柔直送出系统受端交流故障联合穿越控制策略

2022-10-21杨志超高丙团

可再生能源 2022年10期

薄鑫，杨志超，宋杉，吴倩，高丙团

（1.国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，江苏南京 210008；2.东南大学电气工程学院，江苏南京210096）

0 引言

随着我国“双碳目标”的提出，风电、光伏等新能源将在未来能源消费和低碳转型过程中扮演重要的角色。我国海上风资源丰富且稳定，近年来海上风电发展迅速[1]～[3]。2021年全球海上风电新增装机容量为21.1GW，累计装机容量为57.2GW[4]。我国海上风电新增的装机容量为16.9 GW，累计装机容量为26.39GW，居全球第一位。

当海上风电场离岸距离增大时，传统交流输电方式因电缆电容充电电流的限制，不再适用于远距离海上风电的输送[5]。柔性直流输电系统（Voltage-Source-Converter-Based High-Voltage Direct-Current，VSC-HVDC）凭借其有功、无功解耦控制优势和易于连接弱电网、无容性无功限制等特点，已成为目前规模化海上风电远距离输送的有效方式[6]。由于海上风电经柔直送出系统使用大量的电力电子装置，存在耐压/通流能力不足、动态响应速度快等问题。当岸上受端电网的交流故障引起电压骤升/骤降时，系统会产生快速过压/过流现象，传统的电力系统防护技术已不能满足快速响应要求。当发生受端交流故障时，受端换流站的输送功率下降。若送端风电场的功率未及时减少，产生的盈余功率会给直流侧电容充电，造成直流系统过电压问题，严重时系统将退出运行[7]。针对上述问题，目前有两种解决方案。

一种方案是采用风机或柔直系统控制策略来调整传输功率，风机可通过超速、降压、升频等方式进行减载操作[8]～[10]。这种方法在理论上无须额外投资，但存在通信、响应延时和控制裕度有限等问题。文献[11]针对受端故障引起的直流过电压问题，提出采用面向故障穿越全过程的两阶段降压法和电压自适应恢复法，通过电压跟随型有功电流控制法来进行限流。然而，现有关于风电场降压减载法的研究，未充分考虑故障穿越曲线对风电场低压运行的电压指令和持续时间的限制，忽略了风电场降压减载裕度的影响。根据风电并网导则，当并网点交流电压跌落时，风电并网系统在0.2p.u.电压工况下应保持至少625ms不脱网运行[12]。风电场降压过多或低压运行时间过长，均可能导致风机脱网事故。

另一种方案是引入耗能装置、撬棒电路、储能等硬件设备，吸收盈余功率[13]～[15]。目前，柔直工程普遍采用耗能装置进行能量耗散。现有文献主要围绕耗能装置的拓扑结构、控制方法和安装位置开展研究。耗能装置包括交流耗能装置（如中国张北工程）和直流耗能装置（如中国三峡如东工程、德国BorWin工程等）两种。虽然耗能装置控制技术成熟且响应速度快，但投资和维护成本较高。中国三峡如东工程的直流耗能装置采购价高达5180万元[16]。

目前，将上述两种方案加以糅合的海上风电柔直送出系统联合穿越控制技术受到学术界的关注。为降低卸荷成本，文献[17]分析了柔直系统的能量裕度，通过柔直系统自身储能元件进行盈余功率的吸收/存储，提出柔直系统主动能量控制与交流耗能装置协同控制方案。文献[18]考虑不同故障场景，针对单极直流过电压问题提出一种非故障极功率转代与风电场精确减载控制策略。该策略针对双极直流过电压问题，提出基于电压型附加桨距角控制的风电场减载控制策略，风电场能够跟随直流电压变化进行精确减载，但未考虑减载延时问题。文献[19]针对控制延时导致的直流过压问题，提出一种送端风机降压减载与分布式缓冲电阻协同的故障穿越技术。故障初期通过受端换流站的缓冲耗能电阻进行短时的盈余功率耗散，待送端换流站配合海上风电场快速降压减载后，缓冲电阻退出运行，故障期间无须投入直流耗能装置。文献[20]考虑风电场并网导则对无功电流的要求，提出一种升频法/降压法和直流耗能装置结合的故障穿越控制策略，确保系统稳定穿越故障的同时降低了耗能装置的选型成本。上述策略能够保证海上风电柔直送出系统的经济性和故障穿越能力，但未考虑风电场自身减载能力的控制裕度。当风电场采用降压减载方式来实现系统故障穿越时，快速准确地选取降压指令是十分关键的。快速降压可能造成送端风电场的过流问题，因而须要准确把握降压指令与送端风电场交流电流、柔直系统直流电压的关联性。

本文针对海上风电柔直送出系统的受端交流故障问题，提出了基于风场降压减载与直流耗能装置配合的联合穿越控制技术。通过分析送端系统交流电压与风场侧电流、直流侧电压的耦合关系，提出基于前馈直流电压补偿的风场降压减载法。针对风电场故障全过程控制策略的研究，根据风电并网导则确定风电场稳定运行域及减载裕度。在受端故障超过减载调节裕度时，投入优化配置后的直流耗能装置，提出风场降压减载和直流耗能装置配合的联合穿越控制方法。基于江苏如东海上风电柔直送出系统开展的多种工况仿真结果表明，联合穿越控制方法能够提升风电柔直送出系统的经济性和故障穿越能力，实现直流电压的稳定控制。

1 受端电网故障时海上风电柔直送出系统的过电压机理

1.1 系统拓扑

海上风电场柔性直流送出系统主要包括海上风电场、柔直系统和岸上受端电网等，其拓扑如图1所示。柔直系统包括送端换流站、直流海缆、耗能装置、受端换流站。换流站采用由半桥式子模块构成的模块化多电平变流器（Modular Multilevel Converter，MMC）。交流耗能装置一般设置于风电场汇集出口处。直流耗能装置既可以安装在海上换流站直流侧，也可以安装在陆上换流站直流侧。由于直流耗能装置无需变压器且无需三相布置，占地面积较小，因此海上风电柔直送出工程通常采用直流耗能装置。受高成本海上平台的空间限制，一般将直流耗能装置安装在陆上换流站侧。图1中，直流耗能装置采用可控型阀组进行开通/关断控制，udc为柔直系统的直流电压。

1.2 过电压分析

如图1可见，海上风电场通过柔性直流向受端电网输送电能。换流站的有功功率为[21]

式中：Pv为从受端换流器向受端电网输送的有功功率；U1为受端电网电压；U2为换流器端口电压；δ为功角；X为系统等效电抗。

陆上受端电网发生对称接地故障时，交流电压幅值跌落，受端换流站送出功率随之下降。由于柔性直流的物理解耦特性，海上风电场无法直接感知受端电网的电压波动。考虑通讯延时及风机自身机械惯性限制，海上风电场不能快速减载，大量有功盈余将导致直流电压抬升。目前常用的直流过电压抑制方法有如下5种：①采用交流耗能装置或直流耗能装置；②基于送端（风场侧）换流站功率控制的减载方式；③基于机组转子超速和桨距角控制的减载方式；④基于频率控制的减载方式；⑤基于送端换流站降压控制的减载方式。采用耗能装置来耗散盈余功率，直流系统的直流电压变化量为

式中：Ceq为直流系统的等效电容，包括直流电缆电容、直流侧电容以及换流阀电容；t0为故障发生时刻；tc为系统投入耗能装置的时间；Pw为风电功率。

根据式（2），当tc时刻投入直流耗能装置来耗散盈余功率时，系统处于暂态稳定状态。当受端电网交流故障消失后，受端换流站可快速恢复功率传输能力。

2 基于前馈直流电压补偿的送端换流站降压控制

2.1 柔直换流站基本控制策略

当海上风电场通过柔直系统输送电能时，送端换流站通常采用定交流电压/定频率控制，为海上风电场提供稳定的并网电压。受端换流站采用定直流电压/定无功功率控制，用于维持直流系统直流电压和网侧无功功率的稳定。柔直换流器控制通常包括基于幅相控制的间接电流控制、基于电压矢量定向的直接电流控制等[22]。采用直接电流控制的双闭环控制结构如图2所示。图中：us为送端系统三相交流电压实际值；usd，usq分别为送端系统交流电压的dq轴分量；usdref为送端系统交流电压d轴分量的参考值；usqref为送端系统交流电压q轴分量的参考值；id，idref为送端换流器输出的交流电流d轴分量及参考值；iq，iqref为送端换流器输出的交流电流q轴分量及参考值；uref为送端换流器输出的交流电压。

图2 送端换流站定交流电压控制框图Fig.2 Constant AC voltage control of sending-end convertor station

对于受端换流站控制器，除外环控制量不同外，其基于直接电流控制的双闭环控制架构与送端换流站类似。

2.2 基于前馈控制的送端换流站降压法

送端换流站采用定交流电压控制，送端系统降压运行的功能须通过送端换流站实现。在进行降压减载控制时，准确选取故障期间的电压指令十分重要。图3为构建的海上风电场、送端换流站和直流线路的等效电路图[23]。图中：idc1为系统流经等效电容前的直流电流；idc2为系统流经等效电容后的直流电流；Pdc为送端换流站的有功功率。

图3 风电柔直送端系统等效图Fig.3 Equivalent diagram of offshore wind power via VSC-HVDC

送端风电场的有功功率：

令usq=0，则有：

送端换流站的有功功率：

忽略换流器、线路损耗后，系统功率平衡方程为PW=Pdc，进而可得送端风电场交流电压d轴分量：

系统处于故障穿越状态时，根据电容公式有：

假设控制器的采样周期为T，在k·T～（k+1）·T内，直流电压从udc（k）变化为udc（k+1），则有：

将式（6）代入式（8），可得：

由式（9）可知，送端交流电压参考值由送端风电场交流电流isd和直流电压udc决定。

图4为构建的送端换流站降压控制图。图4（a）所示为基于前馈直流电压控制的降压法，图4（b）所示为常规降压法。图4中，降压控制器输出的usdref作为图2的外环输入，图2中的usdref则取值为0。在受端电网发生交流故障时，送端换流站检测到交流电压跌落且直流电压大于1.05p.u.时，调整交流电压指令，发生严重故障时交流电压赋值为0.2p.u.。送端换流站检测直流电压，经过一个滞环控制，并采用一阶低通滤波器以防止交流电压变化过快。

图4 送端换流站降压控制器框图Fig.4 Voltage reduction control of sending-end station

3 受端交流故障联合穿越控制策略

3.1 风电场低电压穿越过程分析

送端换流站采用降压控制模式时，相当于在海上风电场汇集点人为设置电压跌落故障，此时海上风电场处于低电压运行状态。根据不同运行状态，可将风电场分为故障前稳态、故障穿越（Fault Ride Through，FRT）和故障恢复3个阶段[24]。稳态时，风电场处于最大功率跟踪状态，控制方式为有功功率输出优先，而无功功率输出为零；故障穿越时，风电场进入低压运行模式，控制方式为无功控制优先，从而支撑电网电压稳定；故障恢复时，风电场有功以不低于0.2p.u./s的速率进行功率恢复，且无功功率很快恢复至稳态初值（输出为零）。基于此，构建风电场在各阶段的有功功率、无功功率方程为

式中：PStable和QStable分别为风电场稳态阶段的有功功率和无功功率；PFault和QFault分别为风电场故障穿越阶段的有功功率和无功功率；PRecovery和QRecovery分别为风电场故障恢复阶段的有功功率和无功功率；3个阶段的有功功率最大值为1.0p.u.；ugd，ugq分别为网侧电压的dq轴分量；Ui为机端电压；kq为故障穿越时期无功电流控制系数；Imax为变流器最大电流；kd为机组有功恢复速率；tclear为故障清除的时间。

3.2 考虑风场降压减载最大裕度的直流耗能装置配置方案

根据风电并网导则，风电场必须具备一定的故障穿越能力。当电压跌落时，风电场在0.2p.u.标称电压条件下需保持不脱网运行625ms。考虑低电压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）曲线的风电场降压稳定运行域见图5。如图5所示，若电压下降过多或低电压运行时间过长，风电机组可能越限而切出，影响系统运行稳定性。先将风电场降压减载运行的最低电压值设置为0.2p.u.，再对风电场降压减载运行裕度进行计算。设定变流器能承受的最大电流为1.1p.u.，故障期间Iq取值为1.0p.u.，理论计算出风电场运行在0.2p.u.标称电压时的有功功率为0.159p.u.，即风电场降压减载运行可实现的最大有功减载量为0.841p.u.。

图5 风电场降压稳定运行域Fig.5 Voltage-reduction operation area of wind farm

当系统电压跌落严重时，若风电场降压减载控制方式无法完全消除系统中的盈余功率，则须进一步通过直流耗能装置耗散剩余的功率，此时直流耗能装置的配置容量为0.159p.u.。以额定功率1100MW的风电场为例，直流耗能装置的配置容量为175MW。如表1所示，与1∶1的1100 MW满功率配置方式相比，本文所提故障穿越方法的直流耗能装置容量降为175MW（约为风电场额定功率的16%），较传统1∶1配置方式可节约84%的直流耗能电阻，显著地节约了占地面积及工程成本。

表1 直流耗能装置配置参数Table1 Parameters of DC chopper

3.3 风场降压减载和直流耗能装置配合的联合穿越控制

受端交流电网发生故障时，及时处理直流侧功率不平衡问题的关键是在控制送端换流器使风场侧电压突降的同时，还要避免风机因电压越限而脱网。当受端换流站处于严重故障状态且风场降压减载方式不能满足能量完全耗散的要求时，须考虑投入直流耗能装置。本文考虑前馈直流电压补偿的风场降压减载法和直流耗能装置的配合动作，设计了如图6所示的送端风电场、送端换流站和受端换流站动作时序图。

图6 所提故障穿越控制的动作时序Fig.6 Operation sequence of proposed fault ride through control

当受端电网发生短路故障时，送端的风电功率大于受端换流站剩余功率极限，直流电压将持续上升。直流电压在1～1.05p.u.时，通过受端换流站的直流电压控制器进行调节，同时受端换流站进行一定的无功支撑。当电压＞1.05p.u.时，送端换流站的降压运行控制器将触发。依据式（9）获取风场的降压值，此时风电场进入低电压穿越运行模式；依据式（10）优先输出无功功率。故障穿越期间，若直流电压＞1.08p.u.，则投入直流耗能装置。当直流电压恢复至≤1.05p.u.或者直流耗能装置持续运行时间超过200ms时，退出直流耗能装置。当系统检测到交流故障清除时，直流耗能装置退出运行，风电场降压运行模式转为额定电压运行模式。此时柔性直流系统的直流电压恢复正常，送端换流站恢复风电场交流电压。与仅采用直流耗能装置的故障穿越方式相比，本文所提联合故障穿越控制方法，既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。

4 仿真分析

为验证本文所提联合故障穿越策略的有效性，基于江苏如东海上风电柔直送出工程搭建仿真模型。该工程于2021年12月实现所有风电机组并网运行，是全世界输电容量最大、电压等级最高的海上风电柔直送出工程。送端1100MW风电集群包括3个海上风电场，分别为三峡如东H6风电场（400MW）、中广核如东H8风电场（300 MW）和三峡如东H10风电场（400MW）。柔直系统采用伪双极型柔直结构，额定功率为1100 MW，电压±400kV。送端换流站连接风电机集群，受端换流站通过一回500kV交流输电线路向江苏电网供电。

在PSCAD软件建模时，海上风电场采用直驱风机，受端系统采用500kV交流电源和阻抗进行等效。当研究关注风电场的外特性时，为减少系统建模难度和仿真时间，假设场内所有风机的运行状态一致，采用单机等值模型表征风电场。采用滤波器对柔直系统的直流电压进行滤波，使其输出波形更加光滑。海上风电柔直送出系统的仿真拓扑及控制如图7所示，其具体参数列于表2，3。

图7 如东海上风电柔直送出系统拓扑及控制示意图Fig.7 Topology and controller of Rudong offshore wind power via VSC-HVDC

表2 海上风电场基本参数Table2 Parameters of offshore wind farms

表3 海上风电柔直送出系统的基本参数Table3 Parameters of VSC-HVDC

4.1 典型工况下的故障穿越策略对比

设置受端交流系统于4.0s时发生三相接地故障，持续时间0.1s，分别研究策略1、策略2和策略3的故障穿越效果。控制策略配置情况参数见表4。仿真结果示于图8～11。

表4 3种控制策略配置情况Table4 Configurations of three control strategies

图8 受端交流系统交流电压故障曲线Fig.8 Receiving-end AC voltage under three-phase fault

图8所示，受端系统发生较为严重的三相接地故障后，交流电压由500kV降为0。此时若未采用任何故障穿越技术，大量风电功率无法通过受端换流站输出，将导致直流系统电压升高。

由图9可见，受端电网在4s发生三相接地故障，受端换流站功率很快降为0，而送端换流站维持1100MW的输出功率，柔直系统的直流电压最高抬升至534.4kV，超过直流电压保护阈值520kV（1.3p.u.），导致柔直换流站保护动作而闭锁。在送端风电场侧，由于柔直系统的解耦作用，风场侧无法直接感知受端电网故障，故风电场维持有功功率1100MW，基本不输出无功功率，汇集线路处的交流电压稳定在220kV。

图9 未采取任何穿越控制方法的系统暂态响应曲线Fig.9 Transient response without FRT strategy

由图10可知，采用本文所提联合穿越策略时，送端换流站主动降压后，送端换流站的功率下降至175MW，受端换流站功率为0，二者之间的不平衡功率由原先的1100MW降至175MW，直流电压最大值为426.13kV。海上风电场侧出口处电压由220kV降至并网导则规定的最低运行电压44kV（约0.2p.u.），有功功率降至175MW，无功功率则升至667Mvar。

图10 采用所提穿越控制方法的系统暂态响应曲线Fig.10 Transient response with proposed FRT strategy

图11显示，策略1、策略2和策略3投入的直流耗能装置容量分别为0，175，1100MW。采用降压法时系统的过电压抑制效果最差，直流电压约为464.73kV。仅采用直流耗能装置的效果其次，直流电压约为453.87kV。采用本文所提方案后，直流电压为426.13kV。由此可见，本文所提出的方法既减少了直流耗能装置的使用，又能明显抑制直流系统的过电压问题。

图11 不同穿越控制方法的对比Fig.11 Transient response with different FRT strategy

4.2 不同故障条件下的系统暂态特性

(1)不同故障电压跌落程度

设置受端交流系统于4.0s时发生三相接地故障，持续时间0.1s，电压分别跌落至75%，50%和25%。海上风电柔直送出系统采用联合穿越控制策略，电压跌落至50%的仿真结果见图12。3种故障跌落深度下的柔直系统直流电压曲线如图13所示。

图12 电压跌落程度为50%的系统暂态响应曲线Fig.12 Transient response with voltage dip of50%

图13 不同故障跌落程度对直流电压的影响Fig.13 DC voltage of VSC-HVDC under different voltage dip

由图12可见，当受端电网电压跌落50%时，交流电压由500kV降至250kV。采用本文所提联合故障穿越策略后，受端换流站的功率由1100 MW降至412MW。送端风电场电压由220kV降至118.93kV，通过降压实现风电场快速减载的目标，有效遏制了系统功率的不平衡。此时，风电场的无功输出能力因减载操作而得到提升，能够发出602Mvar的无功功率。

图13显示，由于直流侧电容吸收了不平衡功率，导致直流电压抬升。当受端电网电压跌至75%时，直流电压约为409.56kV；当受端电网电压跌至50%时，直流电压约为415.84kV；当受端电网电压跌至25%时，直流电压约为418.53kV。由此可见，电压跌落越多，系统不平衡功率越大，产生的过电压问题越明显。

(2)不同故障电压持续时间

设置受端交流系统于4.0s时发生三相接地故障，跌落程度为50%，故障持续时间分别为0.2，0.5，0.8s。

采用本文所提联合穿越控制策略，故障持续时间为0.8s的仿真结果见图14。3种故障电压持续时间作用下的柔直系统直流电压如图15所示。

图14 故障持续时间为0.8s的系统暂态响应曲线Fig.14 Transient response with fault duration of0.8s

图15 不同故障持续时间对直流电压的影响Fig.15 DC voltage of VSC-HVDC under different fault duration conditions

图14（a）为受端电压跌落50%且持续时间为0.8s的交流故障曲线。采用本文所提联合故障穿越策略后，受端换流站的功率由1100MW降至412MW。与图12相比，图14场景下的故障持续时间更长。当送端换流站执行降压运行指令后，送端风电场电压由220kV降至118.93kV，该故障场景下风电场同样能够实现有功快速下降的目标，受端换流站功率、风电场功率、出口电压均能够在故障期间维持暂态稳定。

图15显示，故障时间为0.2s时，系统直流电压最高达到415.8kV，并且能够在故障清除后的0.15s内恢复稳定；当故障时间设置为0.8s时，系统过电压持续时间和恢复时间均较长，但3个不同故障持续时间场景下的过电压幅值基本一致。根据图5中的风电场稳定运行域，风电场在0.5 p.u.标称电压作用下不脱网运行的最短时间约为1.21s，设置的0.8s未越限，故该场景下风电场不会脱网运行。因此，在风电场不脱网运行的前提下，系统故障持续时间对直流过电压幅值影响较小；故障持续时间越长，柔直系统的直流电压恢复时间越长。