海上风电混合级联直流输电系统直流短路故障分析与隔离

2023-03-24胡隽璇彭国荣邸世民唐治平

电力系统及其自动化学报 2023年2期

胡隽璇，彭国荣，邸世民，向往，王涛，唐治平

（1.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司，长沙 410014；2.强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学），武汉 430074）

随着化石燃料的大量消耗，全球变暖不断加剧，世界各主要经济体为应对气候变化，从实际出发制定了相应的“碳达峰”、“碳中和”战略[1-3]。我国海上风电资源丰富，具有适宜大规模开发、利用小时数高、靠近负荷中心等优点，其开发与利用是我国应对气候变化、推进能源转型升级的重要组成部分[4]。近年来，全球海上风电发展呈现规模化、集群化和深远海化的特点。依据全球风能理事会发布的2021年风电发展报告，2020年全球新装机海上风电达6.1 GW，预计到2025年全球海上风电总装机容量达105 GW[5]。

目前海上风电的并网方式有高压交流HVAC（high voltage alternating current）传输、分频传输系统FFTS（fractional frequency transmission system）和高压直流HVDC（high voltage direct current）传输三种[6]。高压交流输电具有结构相对简单、技术成熟的优势，但受电缆充电电流和充电功率的影响，一般适用于近海、小容量风电的并网。分频传输通过降低频率的方式，克服了电缆载流量的限制，延长了海上风电的传输距离，但缺乏工程实践，其可行性、可靠性尚待验证。高压直流输电可避免电缆电容的影响，被广泛应用于深远海大规模海上风电传输[7-8]。

基于模块化多电平换流器MMC（modular multilevel converter）的HVDC（MMC-HVDC）输电技术不存在换相失败问题，运行调控灵活，适用于海上风电场黑启动[9]，被广泛应用于海上风电并网工程，例如，德国HelWin 1-2、DolWin 1-6和英国Sofia、Dogger bank等多个海上风电并网项目[10]。但MMC子模块数量众多，需建立大型海上换流站平台，施工难度大、建设成本高[11]，例如，国内±400 kV/1 100 MW级海上换流站平台质量高达2.2×104t。针对MMCHVDC的问题，文献[12]提出基于二极管整流器DR（diode rectifier，）的HVDC输电技术（DR-HVDC），可降低换流站体积至20%，总投资降低至70%。但DR只能工作在不控整流状态，无法建立海上风电场的交流电压，由于电流的单相导通性，无法实现海上风电场的黑启动。

针对上述问题，文献[13]为充分发挥MMC控制裕度高和DR大容量、低成本的优势，提出一种DR与MMC混合级联多电压等级直流输电系统，阐述了系统控制策略设计，进行了海上风电场黑启动、风电功率波动等工况的分析和仿真，但该文献仅介绍了混合级联多电压等级直流输电系统，而对系统的直流故障机理和故障隔离方法未做详细说明。

目前关于柔性直流系统故障的研究，主要集中在岸上架空线远距离送出场景，包括交流断路器配合快速隔离开关、高压直流断路器和故障自清除功能换流器配合快速隔离开关等方法。文献[14]对半桥MMC型柔性直流电网自适应限流控制进行研究，可减小系统直流短路电流峰值，但仍需配置直流断路器以隔离直流故障线路；文献[15]针对陆上两端混合直流输电系统，提出一种基于限流器和直流断路器协调的故障隔离方法，可抑制故障电流并降低断路器的耗散能量。由于海上平台体积与重量限制，海上平台一般不设置直流断路器，因此上述方法均不适用于海上直流送出系统。针对海上风电柔直并网场景，文献[16]研究了用于海上风电传输的双极性直流输电系统，并分析了系统发生永久性直流断线故障情况下的故障特性，设计出故障保护策略及故障恢复策略，可有效抑制系统过电压现象，使系统快速、稳定地恢复正常运行，但上述策略都无法应对系统直流短路故障产生的过流问题。

为解决上述问题，本文对海上风电混合级联直流输电系统的稳态运行进行潮流分析和控制设计，针对系统内三种直流故障进行故障分析和故障隔离方案设计，并在PSCAD/EMTDC仿真软件上进行了仿真验证。

1 海上风电混合级联直流输电系统

1.1 海上风电混合级联直流输电系统拓扑

针对目前海上风电直流输电系统存在造价高、灵活性低等问题，为减少系统的投资成本和运行损耗，文献[13]提出的DR与MMC混合级联多电压等级直流送出拓扑如图1所示。

图1 海上风电混合级联型直流送出系统拓扑Fig.1 Topology of offshore wind power hybrid cascaded DC transmission system

直流输电系统整流侧由MMC换流站作为高压阀组，3个并联的DR换流站作为低压阀组，高压阀组和低压阀组在交流侧为并联结构共同接入220 kV交流母线，在直流侧为串联结构；整流侧与逆变侧高压阀组通过电压等级为E1的直流电缆相连，整流侧与逆变侧低压阀组通过电压等级为E2的直流电缆相连，构成多电压等级直流传输系统。上述方案充分利用二极管换流器大容量、低损耗和MMC控制运行灵活的优势，通过换流器间交直流侧串并联设计，仅使用小功率MMC即可传输大额风电功率。

1.2 潮流分析

海上风电混合级联系统整流侧由MMC与DR换流器在直流侧串联，交流侧接入同一交流母线。DR均采用12脉动换流器，在岸上换流站直流电压及输电线路参数固定的情况下，DR传输的有功功率由其交流母线电压决定且与交流电压正相关。当海上MMC换流站将交流电压控制为恒定值时，DR换流站传输的有功功率将是固定的[17]，即

式中：PDRi为第i个DR的有功功率，i=1，2，3；E2为DR直流电压；UL为换流变压器阀侧空载线电压；Xr为换流变压器漏抗；Rdc为直流输电线路电阻。

流经DR直流侧总电流可表示为

式中，IdcRi为流经第i个DR的直流电流。

DR总有功功率PDR可表示为

直流海缆电压之比k1及额定直流电流之比k2可表示为

式中：Idch为通过直流海缆E1的额定直流电流；Idcl为通过直流海缆E2的额定直流电流。

海上风电混合级联系统整流侧MMC1传输的有功功率PMMC1可表示为

MMC换流站与DR换流站在直流侧串联，依据基尔霍夫电流定律，系统送端高低压阀组间的电流关系可表示为

MMC换流站与DR换流站在交流侧并联，共同接入由多片海上风电场汇集的交流母线。各个换流站的有功功率与风电基地出力之间的关系可表示为

式中，Pw为风电基地出力。

联立式（3）～（7）可得风电场有功功率与MMC1换流站有功功率的关系为

当海上风电场的有功功率为2 500 MW、高低压阀组间直流海缆电压之比k1=2、额定电流之比k2=1/3时，MMC1的有功功率为500 MW，仅为海上风电场有功功率的1/5。

1.3 控制策略

为保证海上风电混合级联直流输电系统中海上换流站的稳定运行，岸上MMC换流站需为其建立稳定的直流电压，因此采用外环定直流电压和无功功率的矢量控制[18]，其控制框图如图2所示。

图2 岸上MMC换流站控制策略Fig.2 Control strategy for onshore MMC station

由式（1）可知，在岸上换流站直流电压维持稳定、输电海缆参数固定的情况下，DR换流站传输的有功功率与其交流母线电压正相关。因此，当海上电网母线交流电压由海上MMC换流站控制为恒定值时，DR换流站传输的有功功率将是恒定的。海上风电场因风速变化产生的功率波动将由海上MMC换流站单独承担，在海上风电场送出的有功功率上升时，海上MMC换流站的可控器件会因过流而损坏；在海上风电场送出有功功率小于DR换流站额定有功功率时，海上MMC换流站会因维持海上交流电压而导致潮流反转。

因此，海上MMC换流站应具备对功率和交流电压的控制能力，将海上风电场送出有功功率的偏差作为海上MMC换流站调控海上交流母线电压的指令值，通过对海上交流母线电压有效值的小幅度调整，实现对DR换流站有功功率的主动控制[19]。海上MMC换流站的功率和交流电压控制环节可表示为

式中：kp为比例常数；ki为积分常数。

依据上述分析，海上MMC换流站的控制策略如图3所示。

图3 海上MMC换流站控制策略Fig.3 Control strategy for offshore MMC station

在此控制策略下，海上MMC换流站不仅为海上风电场和DR换流站提供了稳定的交流电压，并实现了对DR换流站有功功率的主动控制。

正常运行时海上风电场采用跟网型控制策略，对海上MMC换流站建立的海上电网电压Us进行采样，依靠锁相环PLL（phase locked loop）跟随交流电网电压频率/相位角来实现电网同步，同时还通过控制馈入电网的电流来控制传输功率。当海上MMC换流站因故障或检修退出运行时，海上交流电网将失去支撑，交流电压频率和幅值将发生紊乱，可能引起陆上电网功率缺额及系统解裂等问题。为保证海上风电场与陆上电网安全稳定运行，海上风电场需要由跟网型控制切换至构网型控制策略。当检测到E1侧直流海缆故障电流降为0后，海上风电场控制由标志位Flag=0切换至Flag=1，此时海上风电场的控制频率自主生成，海上电网交流电压由海上风电场建立，为DR换流站提供稳定的换相电压。当检测到MMC闭锁信号解除时，海上风电场的控制可由标志位Flag=1切换回Flag=0，海上风电场继续做跟网型控制。海上风电场控制策略切换如图4所示。

图4 海上风电场控制策略切换Fig.4 Switching of control strategies for offshore wind farm

2 系统直流故障分析

海上风电混合级联直流输电系统直流故障类型按组成部分可分为换流器短路故障和直流海缆故障两类。

受海上平台限制，海上平台一般不设置直流断路器。当直流海缆发生短路故障时，直流电流将陡然上升，为隔离直流故障、保障海上设备，MMC可采用自阻型子模块或全桥型子模块，在直流故障时将子模块闭锁，从而阻断短路电流进一步发展。为阐明故障隔离机理，本文以自阻型子模块为例，对直流海缆出口短路故障和接地故障进行理论分析。

2.1 E1对E2出口短路故障

当直流海缆E1对E2出口发生短路故障时，直流海缆间的电压差将迅速跌落，闭锁MMC1全部自阻型子模块，换流器所有的绝缘栅双极型晶体管IGBT（insulated gate bipolar transistor）将处于关断状态，此时系统等效电路如图5所示。取A、B两相进行分析，图5中的实线为MMC1换流器ia＞0时潜在的一种故障电流导通路径。此时ia将经过A相上桥臂的Larm、Da1、Carm、Da2，以及直流正极的Ldc、故障点和B相下桥臂的构成故障电流通路。

设子模块额定电容电压为UC，MMC直流侧电压为Udch，每相桥臂额定子模块数目为N，子模块电容电压UC=（E1-E2）/N。

每相桥臂等效电容电压Uarm为

式中，UCi为单相桥臂第i个子模块的输出电压。

记图5中，A相第i个子模块电容电压为Ua_Ci；A相上桥臂电容电压之和为Ua_up；B相第i个子模块电容电压为Ub_Ci；B相下桥臂电容电压之和为Ub_dn。则它们的关系可表示为

在图5所示故障电流通路上，二极管承受的正向电压Udio可表示为

图5 E1对E2出口短路故障系统等效电路Fig.5 Equivalent circuit of system underE1-to-E2shortcircuit fault

式中，uab为交流侧A、B线电压峰值。

二极管承受的正向电压极值可表示为

式中，Uab为阀侧线电压峰值。

在稳态运行时，线电压峰值Uab与直流侧电压Udch的关系[20]可表示为

式中，M为电压调制比。

由于自阻型MMC的调制比0＜M≤1，则式（13）可改写为

由式（14）可知，等效电路中二极管承受反向电压而无法导通，图5中的潜在故障电流流通路径实际上无法导通。由上述分析可知，当直流海缆E1对E2出口发生短路故障时，自阻型MMC在闭锁后具有阻断直流故障电流的能力，可将E1对E2出口短路故障隔离。

在直流海缆E1对E2出口发生短路故障后，海上MMC1换流站与岸上MMC2换流站将全部子模块闭锁，使故障隔离。图5中的虚线为12脉波DR换流器A、B相同且导通时的电流路径。岸上MMC3保持定直流电压控制方式，维持直流海缆E2电压稳定。在风机切换为构网型控制，稳定海上交流电压后，系统整流侧低压阀组DR换流站可正常运行，不受故障影响。

2.2 直流海缆E1对地短路故障

图1中的海上风电混合级联直流输电系统包含4条直流海缆，其中，与MMC正极相连的直流海缆电压为E1；3条与DR换流站正极相连的直流海缆电压为E2。

当直流海缆E1发生对地短路故障后，自阻型MMC将全部闭锁，所有的IGBT被关断，系统等效电路如图6所示。

图6 直流海缆E1故障系统等效电路Fig.6 Equivalent circuit of system under DC submarine cableE1fault

以A、B两相进行分析，图6为ia＞0时潜在的一种故障电流导通路径。此时ia将同样经过A相上桥臂的Larm、Da1、Carm、Da2，以及直流正极的Ldc、故障点、DR换流站和B相下桥臂的，而构成故障电流通路。由于自阻型子模块闭锁后，子模块电容只能正向充电，闭锁后的电容电压将大于闭锁前电容电压。

由分析可得二极管承受的正向电压为

二极管始终承受反向电压，图6中的潜在故障电流流通路径实际上无法导通。由上述分析可知，当直流海缆E1发生对地短路故障时，自阻型MMC在闭锁后具有阻断直流故障电流的能力，可将直流海缆E1对地短路故障隔离，但MMC子模块电容存在过压风险。

2.3 直流海缆E2故障

当直流海缆E2发生对地短路故障后，自阻型MMC将全部闭锁，所有的IGBT被关断，系统等效电路如图7所示。

图7 直流海缆E2故障系统等效电路Fig.7 Equivalent circuit of system under DC submarine cableE2fault

以自阻型MMC的C相桥臂和DR的A、B两相进行分析，图7为潜在的一种故障电流I1导通路径。此时故障电流将经过直流海缆E1、直流正极的 Ldc和C相上桥臂的Dc3、Carm、Dc2、Larm，以及DR换流站和C相下桥臂的及故障点，而构成故障电流通路。由于自阻型子模块闭锁后，子模块电容只能正向充电，闭锁后的电容电压将大于闭锁前电容电压。

由分析可知，二极管承受的正向电压可表示为

二极管始终承受反向电压，图7中的潜在故障电流I1流通路径实际上无法导通。由上述分析可知，当直流海缆E2发生对地短路故障时，自阻型MMC在闭锁后具有阻断直流海缆E1与E2故障电流的能力，可将直流海缆E2对地短路故障与直流海缆E1隔离。与E1故障类似，MMC子模块电容亦存在过压风险。

故障电流I2导通路径上的二极管承受的正向电压可表示为

二极管承受正向电压，故障电流I2的流通路径无法阻断，因此在当直流海缆E2发生对地短路故障后应断开DR交流侧断路器，从而阻断故障电流进一步发展。

3 直流故障隔离策略

由第2节故障分析可知，当海上风电混合级联直流输电系统直流侧发生E1对E2出口短路故障、直流海缆E1对地短路故障和直流海缆E2对地短路故障时，具备故障自清除能力的MMC换流站闭锁后，子模块电容将只充电而不放电，可能导致子模块电容电压过高而被击穿，因此需对海上MMC换流站的故障自清除型子模块进行配比设计。

在子模块闭锁时间相同的情况下，海上风电混合级联直流输电系统发生直流海缆E1出口对地短路故障时，流经MMC1的直流电流峰值最大，因此以该故障为例，假设直流电流只从单相桥臂流过，对桥臂电容电压的最大值进行理论计算，并依据子模块电容的安全裕度，进行配比设计。

记MMC桥臂电感为Larm，直流出口电感为Ldc，则等效电感为；记MMC桥臂电阻为Rarm，直流线路电阻为Rdc，故障电阻为Rf，则等效电阻；等效时间常数τeq=Leq/Req，由直流故障发生至自阻型MMC闭锁，直流短路电流idc[14]可表示为

式中，Idc为系统稳态直流电流。

由式（19）可知，在自阻型MMC闭锁时刻，直流短路电流达到最大值Imax，此时桥臂电抗器中存储的能量[21]可表示为

假设桥臂电感储能全部都馈入单相桥臂等效电容Carm中，则桥臂等效电容最大值可表示为

自阻型MMC每个桥臂共包括N个子模块，每个子模块的额定电容电压UC0可表示为

工程上为提升系统输电可靠性，子模块电容额定电压UCN一般大于其设计的工作电压UC0。以如东海上换流站为例，其子模块电容额定电压为2.8 kV，设计工作电压为2 kV，参照IEC 61071-2017对电容器过压标准，以1.3倍额定电压为例，如东海上换流站子模块电容短时可耐受的理论最大电压为3.64 kV，安全裕度达到82%。以此为标准，设桥臂子模块冗余数为Nr，可得

式中，UC_max为子模块电容电压最大值。

表1为多电压等级混合级联直流输电系统换流站仿真参数。以表1中参数为例，当海上MMC换流站正极出口处对地金属性短路故障，2 ms子模块闭锁后，直流故障电流达到最大峰值，由式（19）～（21）计算可得 Imax=15.9 kA、UC_max=463 kV，再由式（23）可得，单相桥臂子模块冗余数为Nr=2。考虑到MMC通常配置8%的冗余子模块，因此无需再额外配置。

表1 换流站仿真参数Tab.1 Simulation parameters of converter station

当海上风电混合级联直流输电系统发生直流海缆E2出口对地短路故障时，流经MMC1的直流电流将发生反向；当直流故障发生至自阻型MMC闭锁时，直流短路电流可表示为

由于MMC直流电流反转，在闭锁前子模块已进入正向充电状态，同样假设桥臂电感储能全部都馈入单相桥臂等效电容中，则桥臂等效电容最大值需要在式（21）基础上进行修正，即

当直流海缆E2出口对地短路故障、MMC换流站经2 ms子模块闭锁后，直流故障电流达到最大峰值，由式（24）、（25）计算可得 Imax=4.8 kA、UC_max=373 kV，再通过式（23）可得单相桥臂子模块冗余数为Nr=-18，因此仅需配置72个具备故障自清除能力子模块即可实现故障隔离。

综上所述，针对混合级联直流输电系统直流短路接地故障，海上MMC换流站除了需要采用100%具备故障自清除能力的子模块外，还需冗余配置2%具备故障自清除能力的子模块。

在海上风电混合级联直流输电系统发生直流海缆间短路故障和直流海缆E1对地短路故障时，通过海上MMC换流站与快速隔离开关的配合控制，可快速完成故障隔离。在系统直流故障电流降为0后，海上风电场由跟网型控制切换为构网型控制策略，系统可运行在DR-HVDC模式。在海上风电混合级联直流输电系统发生直流海缆E2对地短路故障时，海上MMC换流站直流侧电流和电压都会发生反转，通过对海上MMC换流站与快速隔离开关的控制配合，同样可以实现故障隔离。此时，海上风电场仍保持跟网型控制策略不变，系统可运行在MMC-HVDC模式。

4 仿真验证

本文在PSCAD/EMTDC仿真平台中搭建图1所示的混合级联直流输电系统和图2、图3所示的控制系统；采用具备故障自清除能力的自阻型MMC作为高压阀组与低压阀组DR串联；系统参数见表1。在仿真模型中，将风电场等效为5台等值风机组，每台等值风电机组经海上交流升压站汇集升压后，与混合级联换流站相连，直流海缆E1为500 kV、E2为250 kV。为尽量消除谐波对系统稳定运行的影响，在DR换流站的交流侧与直流侧均设置了滤波装置[22]。

4.1 E1对E2出口金属性短路故障

海上风电混合级联直流输电系统直流海缆E1对E2出口处发生金属性短路故障的仿真波形如图8所示。在t1=2.000 s时，直流海缆E1对E2出口处发生金属性短路故障，由图8（a）可以看出，流经直流海缆E1的直流电流迅速上升，MMC子模块电容向故障点放电，电容电压下降；在t2=2.002 s时，采用自阻型子模块的MMC1换流站闭锁，自阻型子模块电容负投入，流经直流海缆E1的直流电流开始迅速下降，在2 ms后降为0，将直流海缆E1对E2出口短路故障隔离。由于桥臂电感的续流作用，负投入的子模块电容将处于充电状态，电容电压随之增大。由于各桥臂电流过零点时刻不同，导致各桥臂等效电容电压终值不同。设上桥臂等效电容电压为Uup_eq、下桥臂等效电容电压为Udn_eq，由图8（b）～（d）可知，B相下桥臂等效电容电压最高为308 kV，为工作电压的1.14倍，在所设计的安全裕度范围内。

在t3=2.1 s时，海上风电场切换至构网型控制策略[23]，有功功率下降至1 500 MW，系统切换为DR-HVDC运行。受直流海缆E2额定电流限制，DR换流站降功率运行。由图 8（e）、（f）可知，切换控制后海上交流电网电压能保持稳定，有效值较故障前略有降低。

图8 E1对E2出口短路故障仿真波形Fig.8 Simulation waveforms underE1-to-E2shortcircuit fault

4.2 E1对地金属性短路故障

海上风电混合级联直流输电系统直流海缆E1发生对地金属性短路故障的仿真波形如图9所示。在t1=2.000 s时，直流海缆E1发生金属性短路故障，由图9（a）可以看出，流经直流海缆E1的直流电流迅速上升，MMC子模块电容向故障点放电，电容电压下降；在t2=2.002 s时，采用自阻型子模块的MMC1换流站闭锁，自阻型子模块电容负投入，流经直流海缆E1的直流电流从峰值19.3 kA开始迅速下降，在6 ms后降为0，将直流海缆E1对地金属性短路故障隔离。由于桥臂电感的续流作用，负投入的子模块电容将处于充电状态，电容电压随之增大。由于各桥臂电流过零点时刻不同，导致各桥臂等效电容电压终值不同。由图 9（b）～（d）可知，B相下桥臂等效电容电压最高，其值为432 kV，是工作电压的1.60倍，在所设计的安全裕度范围内。

在t3=2.1 s时，海上风电场切换至构网型控制策略，有功功率下降至1 500 MW，系统切换为DRHVDC运行[24]。受直流海缆E2额定电流限制，DR换流站降功率运行。由图 9（e）、（f）可知，切换控制后DR-HVDC可正常运行，海上交流电网电压能保持稳定，有效值较故障前略有降低。

图9 E1对地金属性故障仿真波形Fig.9 Simulation waveforms underE1-to-ground metallic fault

4.3 E2对地金属性短路故障

海上风电混合级联直流输电系统直流海缆E2发生对地金属性短路故障的仿真波形如图10所示。在t1=2.000 s时，直流海缆E2发生金属性短路故障，由图10（a）可以看出，流经直流海缆E1的直流电流迅速下降，在2.000 4 s时电流发生反向；在t2=2.002 s时，采用自阻型子模块的MMC1换流站闭锁，自阻型子模块电容负投入，流经直流海缆E1的直流电流从-4.5 kA开始下降，在12 ms后降为0，将直流海缆E2对地金属性短路故障与直流海缆E1隔离。由于桥臂电感的续流作用，负投入的子模块电容将处于充电状态，电容电压随之增大。由于各桥臂电流过零点时刻不同，导致各桥臂等效电容电压终值不同。由图 10（b）～（d）可知，B相上桥臂等效电容电压最高，其值为353 kV，是工作电压的1.31倍，在所设计的安全裕度范围内。

在t3=2.1 s时，DR交流断路器动作，MMC1换流站解锁，海上风电场有功功率下降至500 MW，系统切换为MMC-HVDC运行[25]。由图 10（e）、（f）可知，系统切换后，子模块解锁，电容电压恢复至额定值，MMC-HVDC可正常运行，系统各电气量保持稳定。