薄 鑫，楊志超，宋 杉，吳 倩，高丙團

（1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，江蘇 南京 210008；2.東南大學(xué) 電氣工程學(xué)院，江蘇 南京210096）

0 引言

隨著我國“雙碳目標”的提出，風(fēng)電、光伏等新能源將在未來能源消費和低碳轉(zhuǎn)型過程中扮演重要的角色。我國海上風(fēng)資源豐富且穩(wěn)定，近年來海上風(fēng)電發(fā)展迅速[1]～[3]。2021年全球海上風(fēng)電新增裝機容量為21.1GW，累計裝機容量為57.2GW[4]。我國海上風(fēng)電新增的裝機容量為16.9 GW，累計裝機容量為26.39GW，居全球第一位。

當海上風(fēng)電場離岸距離增大時，傳統(tǒng)交流輸電方式因電纜電容充電電流的限制，不再適用于遠距離海上風(fēng)電的輸送[5]。柔性直流輸電系統(tǒng)（Voltage-Source-Converter-Based High-Voltage Direct-Current，VSC-HVDC）憑 借 其 有 功、無 功 解耦控制優(yōu)勢和易于連接弱電網(wǎng)、無容性無功限制等特點，已成為目前規(guī)?；Ｉ巷L(fēng)電遠距離輸送的有效方式[6]。由于海上風(fēng)電經(jīng)柔直送出系統(tǒng)使用大量的電力電子裝置，存在耐壓/通流能力不足、動態(tài)響應(yīng)速度快等問題。當岸上受端電網(wǎng)的交流故障引起電壓驟升/驟降時，系統(tǒng)會產(chǎn)生快速過壓/過流現(xiàn)象，傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)防護技術(shù)已不能滿足快速響應(yīng)要求。當發(fā)生受端交流故障時，受端換流站的輸送功率下降。若送端風(fēng)電場的功率未及時減少，產(chǎn)生的盈余功率會給直流側(cè)電容充電，造成直流系統(tǒng)過電壓問題，嚴重時系統(tǒng)將退出運行[7]。針對上述問題，目前有兩種解決方案。

一種方案是采用風(fēng)機或柔直系統(tǒng)控制策略來調(diào)整傳輸功率，風(fēng)機可通過超速、降壓、升頻等方式進行減載操作[8]～[10]。這種方法在理論上無須額外投資，但存在通信、響應(yīng)延時和控制裕度有限等問題。文獻[11]針對受端故障引起的直流過電壓問題，提出采用面向故障穿越全過程的兩階段降壓法和電壓自適應(yīng)恢復(fù)法，通過電壓跟隨型有功電流控制法來進行限流。然而，現(xiàn)有關(guān)于風(fēng)電場降壓減載法的研究，未充分考慮故障穿越曲線對風(fēng)電場低壓運行的電壓指令和持續(xù)時間的限制，忽略了風(fēng)電場降壓減載裕度的影響。根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)導(dǎo)則，當并網(wǎng)點交流電壓跌落時，風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)在0.2p.u.電壓工況下應(yīng)保持至少625ms不脫網(wǎng)運行[12]。風(fēng)電場降壓過多或低壓運行時間過長，均可能導(dǎo)致風(fēng)機脫網(wǎng)事故。

另一種方案是引入耗能裝置、撬棒電路、儲能等硬件設(shè)備，吸收盈余功率[13]～[15]。目前，柔直工程普遍采用耗能裝置進行能量耗散?，F(xiàn)有文獻主要圍繞耗能裝置的拓撲結(jié)構(gòu)、控制方法和安裝位置開展研究。耗能裝置包括交流耗能裝置（如中國張北工程）和直流耗能裝置（如中國三峽如東工程、德國BorWin工程等）兩種。雖然耗能裝置控制技術(shù)成熟且響應(yīng)速度快，但投資和維護成本較高。中國三峽如東工程的直流耗能裝置采購價高達5180萬 元[16]。

目前，將上述兩種方案加以糅合的海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)聯(lián)合穿越控制技術(shù)受到學(xué)術(shù)界的關(guān)注。為降低卸荷成本，文獻[17]分析了柔直系統(tǒng)的能量裕度，通過柔直系統(tǒng)自身儲能元件進行盈余功率的吸收/存儲，提出柔直系統(tǒng)主動能量控制與交流耗能裝置協(xié)同控制方案。文獻[18]考慮不同故障場景，針對單極直流過電壓問題提出一種非故障極功率轉(zhuǎn)代與風(fēng)電場精確減載控制策略。該策略針對雙極直流過電壓問題，提出基于電壓型附加槳距角控制的風(fēng)電場減載控制策略，風(fēng)電場能夠跟隨直流電壓變化進行精確減載，但未考慮減載延時問題。文獻[19]針對控制延時導(dǎo)致的直流過壓問題，提出一種送端風(fēng)機降壓減載與分布式緩沖電阻協(xié)同的故障穿越技術(shù)。故障初期通過受端換流站的緩沖耗能電阻進行短時的盈余功率耗散，待送端換流站配合海上風(fēng)電場快速降壓減載后，緩沖電阻退出運行，故障期間無須投入直流耗能裝置。文獻[20]考慮風(fēng)電場并網(wǎng)導(dǎo)則對無功電流的要求，提出一種升頻法/降壓法和直流耗能裝置結(jié)合的故障穿越控制策略，確保系統(tǒng)穩(wěn)定穿越故障的同時降低了耗能裝置的選型成本。上述策略能夠保證海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的經(jīng)濟性和故障穿越能力，但未考慮風(fēng)電場自身減載能力的控制裕度。當風(fēng)電場采用降壓減載方式來實現(xiàn)系統(tǒng)故障穿越時，快速準確地選取降壓指令是十分關(guān)鍵的?？焖俳祲嚎赡茉斐伤投孙L(fēng)電場的過流問題，因而須要準確把握降壓指令與送端風(fēng)電場交流電流、柔直系統(tǒng)直流電壓的關(guān)聯(lián)性。

本文針對海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的受端交流故障問題，提出了基于風(fēng)場降壓減載與直流耗能裝置配合的聯(lián)合穿越控制技術(shù)。通過分析送端系統(tǒng)交流電壓與風(fēng)場側(cè)電流、直流側(cè)電壓的耦合關(guān)系，提出基于前饋直流電壓補償?shù)娘L(fēng)場降壓減載法。針對風(fēng)電場故障全過程控制策略的研究，根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)導(dǎo)則確定風(fēng)電場穩(wěn)定運行域及減載裕度。在受端故障超過減載調(diào)節(jié)裕度時，投入優(yōu)化配置后的直流耗能裝置，提出風(fēng)場降壓減載和直流耗能裝置配合的聯(lián)合穿越控制方法?；诮K如東海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)開展的多種工況仿真結(jié)果表明，聯(lián)合穿越控制方法能夠提升風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的經(jīng)濟性和故障穿越能力，實現(xiàn)直流電壓的穩(wěn)定控制。

1 受端電網(wǎng)故障時海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的過電壓機理

1.1 系統(tǒng)拓撲

海上風(fēng)電場柔性直流送出系統(tǒng)主要包括海上風(fēng)電場、柔直系統(tǒng)和岸上受端電網(wǎng)等，其拓撲如圖1所示。柔直系統(tǒng)包括送端換流站、直流海纜、耗能裝置、受端換流站。換流站采用由半橋式子模塊構(gòu)成的模塊化多電平變流器（Modular Multilevel Converter，MMC）。交流耗能裝置一般設(shè)置于風(fēng)電場匯集出口處。直流耗能裝置既可以安裝在海上換流站直流側(cè)，也可以安裝在陸上換流站直流側(cè)。由于直流耗能裝置無需變壓器且無需三相布置，占地面積較小，因此海上風(fēng)電柔直送出工程通常采用直流耗能裝置。受高成本海上平臺的空間限制，一般將直流耗能裝置安裝在陸上換流站側(cè)。圖1中，直流耗能裝置采用可控型閥組進行開通/關(guān)斷控制，udc為柔直系統(tǒng)的直流電壓。

1.2 過電壓分析

如圖1可見，海上風(fēng)電場通過柔性直流向受端電網(wǎng)輸送電能。換流站的有功功率為[21]

式中：Pv為從受端換流器向受端電網(wǎng)輸送的有功功率；U1為受端電網(wǎng)電壓；U2為換流器端口電壓；δ為功角；X為系統(tǒng)等效電抗。

陸上受端電網(wǎng)發(fā)生對稱接地故障時，交流電壓幅值跌落，受端換流站送出功率隨之下降。由于柔性直流的物理解耦特性，海上風(fēng)電場無法直接感知受端電網(wǎng)的電壓波動。考慮通訊延時及風(fēng)機自身機械慣性限制，海上風(fēng)電場不能快速減載，大量有功盈余將導(dǎo)致直流電壓抬升。目前常用的直流過電壓抑制方法有如下5種：①采用交流耗能裝置或直流耗能裝置；②基于送端（風(fēng)場側(cè)）換流站功率控制的減載方式；③基于機組轉(zhuǎn)子超速和槳距角控制的減載方式；④基于頻率控制的減載方式；⑤基于送端換流站降壓控制的減載方式。采用耗能裝置來耗散盈余功率，直流系統(tǒng)的直流電壓變化量為

式中：Ceq為直流系統(tǒng)的等效電容，包括直流電纜電容、直流側(cè)電容以及換流閥電容；t0為故障發(fā)生時刻；tc為系統(tǒng)投入耗能裝置的時間；Pw為風(fēng)電功率。

根據(jù)式（2），當tc時刻投入直流耗能裝置來耗散盈余功率時，系統(tǒng)處于暫態(tài)穩(wěn)定狀態(tài)。當受端電網(wǎng)交流故障消失后，受端換流站可快速恢復(fù)功率傳輸能力。

2 基于前饋直流電壓補償?shù)乃投藫Q流站降壓控制

2.1 柔直換流站基本控制策略

當海上風(fēng)電場通過柔直系統(tǒng)輸送電能時，送端換流站通常采用定交流電壓/定頻率控制，為海上風(fēng)電場提供穩(wěn)定的并網(wǎng)電壓。受端換流站采用定直流電壓/定無功功率控制，用于維持直流系統(tǒng)直流電壓和網(wǎng)側(cè)無功功率的穩(wěn)定。柔直換流器控制通常包括基于幅相控制的間接電流控制、基于電壓矢量定向的直接電流控制等[22]。采用直接電流控制的雙閉環(huán)控制結(jié)構(gòu)如圖2所示。圖中：us為送端系統(tǒng)三相交流電壓實際值；usd，usq分別為送端系統(tǒng)交流電壓的dq軸分量；usdref為送端系統(tǒng)交流電壓d軸分量的參考值；usqref為送端系統(tǒng)交流電壓q軸分量的參考值；id，idref為送端換流器輸出的交流電流d軸分量及參考值；iq，iqref為送端換流器輸出的交流電流q軸分量及參考值；uref為送端換流器輸出的交流電壓。

圖2 送端換流站定交流電壓控制框圖Fig.2 Constant AC voltage control of sending-end convertor station

對于受端換流站控制器，除外環(huán)控制量不同外，其基于直接電流控制的雙閉環(huán)控制架構(gòu)與送端換流站類似。

2.2 基于前饋控制的送端換流站降壓法

送端換流站采用定交流電壓控制，送端系統(tǒng)降壓運行的功能須通過送端換流站實現(xiàn)。在進行降壓減載控制時，準確選取故障期間的電壓指令十分重要。圖3為構(gòu)建的海上風(fēng)電場、送端換流站和直流線路的等效電路圖[23]。圖中：idc1為系統(tǒng)流經(jīng)等效電容前的直流電流；idc2為系統(tǒng)流經(jīng)等效電容后的直流電流；Pdc為送端換流站的有功功率。

圖3 風(fēng)電柔直送端系統(tǒng)等效圖Fig.3 Equivalent diagram of offshore wind power via VSC-HVDC

送端風(fēng)電場的有功功率：

令usq=0，則 有：

送端換流站的有功功率：

忽略換流器、線路損耗后，系統(tǒng)功率平衡方程為PW=Pdc，進而可得送端風(fēng)電場交流電壓d軸分量：

系統(tǒng)處于故障穿越狀態(tài)時，根據(jù)電容公式有：

假 設(shè) 控 制 器 的 采 樣 周 期 為T，在k·T～（k+1）·T內(nèi)，直 流 電 壓 從udc（k）變 化 為udc（k+1），則 有：

將 式（6）代 入 式（8），可 得：

由式（9）可知，送端交流電壓參考值由送端風(fēng)電場交流電流isd和直流電壓udc決定。

圖4為構(gòu)建的送端換流站降壓控制圖。圖4（a）所示為基于前饋直流電壓控制的降壓法，圖4（b）所示為常規(guī)降壓法。圖4中，降壓控制器輸出的usdref作為圖2的外環(huán)輸入，圖2中的usdref則取值為0。在受端電網(wǎng)發(fā)生交流故障時，送端換流站檢測到交流電壓跌落且直流電壓大于1.05p.u.時，調(diào)整交流電壓指令，發(fā)生嚴重故障時交流電壓賦值為0.2p.u.。送端換流站檢測直流電壓，經(jīng)過一個滯環(huán)控制，并采用一階低通濾波器以防止交流電壓變化過快。

圖4 送端換流站降壓控制器框圖Fig.4 Voltage reduction control of sending-end station

3 受端交流故障聯(lián)合穿越控制策略

3.1 風(fēng)電場低電壓穿越過程分析

送端換流站采用降壓控制模式時，相當于在海上風(fēng)電場匯集點人為設(shè)置電壓跌落故障，此時海上風(fēng)電場處于低電壓運行狀態(tài)。根據(jù)不同運行狀態(tài)，可將風(fēng)電場分為故障前穩(wěn)態(tài)、故障穿越（Fault Ride Through，F(xiàn)RT）和 故 障 恢 復(fù)3個 階 段[24]。穩(wěn)態(tài)時，風(fēng)電場處于最大功率跟蹤狀態(tài)，控制方式為有功功率輸出優(yōu)先，而無功功率輸出為零；故障穿越時，風(fēng)電場進入低壓運行模式，控制方式為無功控制優(yōu)先，從而支撐電網(wǎng)電壓穩(wěn)定；故障恢復(fù)時，風(fēng)電場有功以不低于0.2p.u./s的速率進行功率恢復(fù)，且無功功率很快恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)初值（輸出為零）?；诖耍瑯?gòu)建風(fēng)電場在各階段的有功功率、無功功率方程為

式中：PStable和QStable分別為風(fēng)電場穩(wěn)態(tài)階段的有功功率和無功功率；PFault和QFault分 別為風(fēng) 電場故障穿越階段的有功功率和無功功率；PRecovery和QRecovery分別為風(fēng)電場故障恢復(fù)階段的有功功率和無功功率；3個 階 段 的 有 功 功 率 最 大 值 為1.0p.u.；ugd，ugq分別為網(wǎng)側(cè)電壓的dq軸分量；Ui為機端電壓；kq為故障穿越時期無功電流控制系數(shù)；Imax為變流器最大電流；kd為機組有功恢復(fù)速率；tclear為故障清除的時間。

3.2 考慮風(fēng)場降壓減載最大裕度的直流耗能裝置配置方案

根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)導(dǎo)則，風(fēng)電場必須具備一定的故障穿越能力。當電壓跌落時，風(fēng)電場在0.2p.u.標稱電壓條件下需保持不脫網(wǎng)運行625ms?？紤]低 電 壓 穿 越（Low Voltage Ride Through，LVRT）曲線的風(fēng)電場降壓穩(wěn)定運行域見圖5。如圖5所示，若電壓下降過多或低電壓運行時間過長，風(fēng)電機組可能越限而切出，影響系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。先將風(fēng)電場降壓減載運行的最低電壓值設(shè)置為0.2p.u.，再對風(fēng)電場降壓減載運行裕度進行計算。設(shè)定變流器能承受的最大電流為1.1p.u.，故障期間Iq取值為1.0p.u.，理論計算出風(fēng)電場運行在0.2p.u.標稱電壓時的有功功率為0.159p.u.，即風(fēng)電場降壓減載運行可實現(xiàn)的最大有功減載量為0.841p.u.。

圖5 風(fēng)電場降壓穩(wěn)定運行域Fig.5 Voltage-reduction operation area of wind farm

當系統(tǒng)電壓跌落嚴重時，若風(fēng)電場降壓減載控制方式無法完全消除系統(tǒng)中的盈余功率，則須進一步通過直流耗能裝置耗散剩余的功率，此時直流耗能裝置的配置容量為0.159p.u.。以額定功率1100MW的風(fēng)電場為例，直流耗能裝置的配置容量為175MW。如表1所示，與1∶1的1100 MW滿功率配置方式相比，本文所提故障穿越方法的直流耗能裝置容量降為175MW（約為風(fēng)電場額定功率的16%），較傳統(tǒng)1∶1配置方式可節(jié)約84%的直流耗能電阻，顯著地節(jié)約了占地面積及工程成本。

表1 直流耗能裝置配置參數(shù)Table1 Parameters of DC chopper

3.3 風(fēng)場降壓減載和直流耗能裝置配合的聯(lián)合穿越控制

受端交流電網(wǎng)發(fā)生故障時，及時處理直流側(cè)功率不平衡問題的關(guān)鍵是在控制送端換流器使風(fēng)場側(cè)電壓突降的同時，還要避免風(fēng)機因電壓越限而脫網(wǎng)。當受端換流站處于嚴重故障狀態(tài)且風(fēng)場降壓減載方式不能滿足能量完全耗散的要求時，須考慮投入直流耗能裝置。本文考慮前饋直流電壓補償?shù)娘L(fēng)場降壓減載法和直流耗能裝置的配合動作，設(shè)計了如圖6所示的送端風(fēng)電場、送端換流站和受端換流站動作時序圖。

圖6 所提故障穿越控制的動作時序Fig.6 Operation sequence of proposed fault ride through control

當受端電網(wǎng)發(fā)生短路故障時，送端的風(fēng)電功率大于受端換流站剩余功率極限，直流電壓將持續(xù)上升。直流電壓在1～1.05p.u.時，通過受端換流站的直流電壓控制器進行調(diào)節(jié)，同時受端換流站進行一定的無功支撐。當電壓＞1.05p.u.時，送端換流站的降壓運行控制器將觸發(fā)。依據(jù)式（9）獲取風(fēng)場的降壓值，此時風(fēng)電場進入低電壓穿越運行模式；依據(jù)式（10）優(yōu)先輸出無功功率。故障穿越期間，若直流電壓＞1.08p.u.，則投入直流耗能裝置。當直流電壓恢復(fù)至≤1.05p.u.或者直流耗能裝置持續(xù)運行時間超過200ms時，退出直流耗能裝置。當系統(tǒng)檢測到交流故障清除時，直流耗能裝置退出運行，風(fēng)電場降壓運行模式轉(zhuǎn)為額定電壓運行模式。此時柔性直流系統(tǒng)的直流電壓恢復(fù)正常，送端換流站恢復(fù)風(fēng)電場交流電壓。與僅采用直流耗能裝置的故障穿越方式相比，本文所提聯(lián)合故障穿越控制方法，既能夠保證系統(tǒng)故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。

4 仿真分析

為驗證本文所提聯(lián)合故障穿越策略的有效性，基于江蘇如東海上風(fēng)電柔直送出工程搭建仿真模型。該工程于2021年12月實現(xiàn)所有風(fēng)電機組并網(wǎng)運行，是全世界輸電容量最大、電壓等級最高的海上風(fēng)電柔直送出工程。送端1100MW風(fēng)電集群包括3個海上風(fēng)電場，分別為三峽如東H6風(fēng)電場 （400MW）、中廣核如東H8風(fēng)電場（300 MW）和三峽如東H10風(fēng)電場（400MW）。柔直系統(tǒng)采用偽雙極型柔直結(jié)構(gòu)，額定功率為1100 MW，電壓±400kV。送端換流站連接風(fēng)電機集群，受端換流站通過一回500kV交流輸電線路向江蘇電網(wǎng)供電。

在PSCAD軟件建模時，海上風(fēng)電場采用直驅(qū)風(fēng)機，受端系統(tǒng)采用500kV交流電源和阻抗進行等效。當研究關(guān)注風(fēng)電場的外特性時，為減少系統(tǒng)建模難度和仿真時間，假設(shè)場內(nèi)所有風(fēng)機的運行狀態(tài)一致，采用單機等值模型表征風(fēng)電場。采用濾波器對柔直系統(tǒng)的直流電壓進行濾波，使其輸出波形更加光滑。海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的仿真拓撲及控制如圖7所示，其具體參數(shù)列 于 表2，3。

圖7 如東海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)拓撲及控制示意圖Fig.7 Topology and controller of Rudong offshore wind power via VSC-HVDC

表2 海上風(fēng)電場基本參數(shù)Table2 Parameters of offshore wind farms

表3 海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的基本參數(shù)Table3 Parameters of VSC-HVDC

4.1 典型工況下的故障穿越策略對比

設(shè)置受端交流系統(tǒng)于4.0s時發(fā)生三相接地故障，持續(xù)時間0.1s，分別研究策略1、策略2和策略3的故障穿越效果?？刂撇呗耘渲们闆r參數(shù)見表4。仿真結(jié)果示于圖8～11。

表4 3種控制策略配置情況Table4 Configurations of three control strategies

圖8 受端交流系統(tǒng)交流電壓故障曲線Fig.8 Receiving-end AC voltage under three-phase fault

圖8所示，受端系統(tǒng)發(fā)生較為嚴重的三相接地故障后，交流電壓由500kV降為0。此時若未采用任何故障穿越技術(shù)，大量風(fēng)電功率無法通過受端換流站輸出，將導(dǎo)致直流系統(tǒng)電壓升高。

由圖9可見，受端電網(wǎng)在4s發(fā)生三相接地故障，受端換流站功率很快降為0，而送端換流站維持1100MW的輸出功率，柔直系統(tǒng)的直流電壓最高抬升至534.4kV，超過直流電壓保護閾值520kV（1.3p.u.），導(dǎo)致柔直換流站保護動作而閉鎖。在送端風(fēng)電場側(cè)，由于柔直系統(tǒng)的解耦作用，風(fēng)場側(cè)無法直接感知受端電網(wǎng)故障，故風(fēng)電場維持有功功率1100MW，基本不輸出無功功率，匯集線路處的交流電壓穩(wěn)定在220kV。

圖9 未采取任何穿越控制方法的系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)曲線Fig.9 Transient response without FRT strategy

由圖10可知，采用本文所提聯(lián)合穿越策略時，送端換流站主動降壓后，送端換流站的功率下降至175MW，受端換流站功率為0，二者之間的不平衡功率由原先的1100MW降至175MW，直流電壓最大值為426.13kV。海上風(fēng)電場側(cè)出口處電壓由220kV降至并網(wǎng)導(dǎo)則規(guī)定的最低運行電壓44kV（約0.2p.u.），有功功率降至175MW，無功功率則升至667Mvar。

圖10 采用所提穿越控制方法的系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)曲線Fig.10 Transient response with proposed FRT strategy

圖11顯示，策略1、策略2和策略3投入的直流耗能裝置容量分別為0，175，1100MW。采用降壓法時系統(tǒng)的過電壓抑制效果最差，直流電壓約為464.73kV。僅采用直流耗能裝置的效果其次，直流電壓約為453.87kV。采用本文所提方案后，直流電壓為426.13kV。由此可見，本文所提出的方法既減少了直流耗能裝置的使用，又能明顯抑制直流系統(tǒng)的過電壓問題。

圖11 不同穿越控制方法的對比Fig.11 Transient response with different FRT strategy

4.2 不同故障條件下的系統(tǒng)暫態(tài)特性

(1)不同故障電壓跌落程度

設(shè)置受端交流系統(tǒng)于4.0s時發(fā)生三相接地故障，持續(xù)時間0.1s，電壓分別跌落至75%，50%和25%。海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)采用聯(lián)合穿越控制策略，電壓跌落至50%的仿真結(jié)果見圖12。3種故障跌落深度下的柔直系統(tǒng)直流電壓曲線如圖13所示。

圖12 電壓跌落程度為50%的系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)曲線Fig.12 Transient response with voltage dip of50%

圖13 不同故障跌落程度對直流電壓的影響Fig.13 DC voltage of VSC-HVDC under different voltage dip

由圖12可見，當受端電網(wǎng)電壓跌落50%時，交流電壓由500kV降至250kV。采用本文所提聯(lián)合故障穿越策略后，受端換流站的功率由1100 MW降至412MW。送端風(fēng)電場電壓由220kV降至118.93kV，通過降壓實現(xiàn)風(fēng)電場快速減載的目標，有效遏制了系統(tǒng)功率的不平衡。此時，風(fēng)電場的無功輸出能力因減載操作而得到提升，能夠發(fā)出602Mvar的無功功率。

圖13顯示，由于直流側(cè)電容吸收了不平衡功率，導(dǎo)致直流電壓抬升。當受端電網(wǎng)電壓跌至75%時，直流電壓約為409.56kV；當受端電網(wǎng)電壓跌至50%時，直流電壓約為415.84kV；當受端電網(wǎng)電壓跌至25%時，直流電壓約為418.53kV。由此可見，電壓跌落越多，系統(tǒng)不平衡功率越大，產(chǎn)生的過電壓問題越明顯。

(2)不同故障電壓持續(xù)時間

設(shè)置受端交流系統(tǒng)于4.0s時發(fā)生三相接地故障，跌落程度為50%，故障持續(xù)時間分別為0.2，0.5，0.8s。

采用本文所提聯(lián)合穿越控制策略，故障持續(xù)時間為0.8s的仿真結(jié)果見圖14。3種故障電壓持續(xù)時間作用下的柔直系統(tǒng)直流電壓如圖15所示。

圖14 故障持續(xù)時間為0.8s的系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)曲線Fig.14 Transient response with fault duration of0.8s

圖15 不同故障持續(xù)時間對直流電壓的影響Fig.15 DC voltage of VSC-HVDC under different fault duration conditions

圖14（a）為受端電壓跌落50%且持續(xù)時間為0.8s的交流故障曲線。采用本文所提聯(lián)合故障穿越策略后，受端換流站的功率由1100MW降至412MW。與圖12相比，圖14場景下的故障持續(xù)時間更長。當送端換流站執(zhí)行降壓運行指令后，送端風(fēng)電場電壓由220kV降至118.93kV，該故障場景下風(fēng)電場同樣能夠?qū)崿F(xiàn)有功快速下降的目標，受端換流站功率、風(fēng)電場功率、出口電壓均能夠在故障期間維持暫態(tài)穩(wěn)定。

圖15顯示，故障時間為0.2s時，系統(tǒng)直流電壓最高達到415.8kV，并且能夠在故障清除后的0.15s內(nèi)恢復(fù)穩(wěn)定；當故障時間設(shè)置為0.8s時，系統(tǒng)過電壓持續(xù)時間和恢復(fù)時間均較長，但3個不同故障持續(xù)時間場景下的過電壓幅值基本一致。根據(jù)圖5中的風(fēng)電場穩(wěn)定運行域，風(fēng)電場在0.5 p.u.標稱電壓作用下不脫網(wǎng)運行的最短時間約為1.21s，設(shè)置的0.8s未越限，故該場景下風(fēng)電場不會脫網(wǎng)運行。因此，在風(fēng)電場不脫網(wǎng)運行的前提下，系統(tǒng)故障持續(xù)時間對直流過電壓幅值影響較?。还收铣掷m(xù)時間越長，柔直系統(tǒng)的直流電壓恢復(fù)時間越長。

5 結(jié)論

針對海上風(fēng)電柔直送出系統(tǒng)的受端交流故障，本文提出了一種風(fēng)場降壓減載與直流耗能裝置配合的故障穿越控制技術(shù)。

①通過理論推導(dǎo)送端系統(tǒng)交流電壓與風(fēng)場側(cè)電流、直流側(cè)電壓的耦合方程，提出基于前饋直流電壓補償?shù)娘L(fēng)電場降壓減載法。

②根據(jù)風(fēng)電并網(wǎng)導(dǎo)則確定風(fēng)場降壓減載法的穩(wěn)定運行區(qū)間及減載裕度，在故障程度超過降壓減載調(diào)節(jié)裕度時投入優(yōu)化配置后的直流耗能裝置，可有效抑制直流過電壓問題。

③通過多種仿真工況驗證，本方案在提升海上風(fēng)電場柔直送出系統(tǒng)故障穿越能力的同時，顯著降低了故障穿越成本。與傳統(tǒng)的1∶1耗能配置方式相比，本方案可節(jié)約84%的耗能電阻。