王振浩，王欣鐸，李金倫，李國慶

（現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室（東北電力大學），吉林 吉林 132012）

0 引言

基于模塊化多電平換流器（modular multilevel converter， MMC）的柔性直流（以下簡稱“柔直”）輸電具備控制方式靈活、無需強電網(wǎng)支撐以及可實現(xiàn)多電源供電和多落點受電等獨特的技術優(yōu)勢［1］，成為大規(guī)模風電多區(qū)域匯集、遠距離輸送的有效方案。

近年來，大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)外送方案因其供電可靠性高，單位輸電成本低，受到了廣泛的關注，但由于其網(wǎng)架互聯(lián)特性，局部故障反而更加容易通過線路擴散到整個系統(tǒng)［2-3］。一旦系統(tǒng)發(fā)生受端交流故障，柔直電網(wǎng)的功率送出能力大幅度降低，由于風電場在故障期間仍會持續(xù)向柔直電網(wǎng)注入功率，柔直電網(wǎng)將持續(xù)累積不平衡能量，導致直流電壓在數(shù)十毫秒內(nèi)越過安全界限，觸發(fā)過電壓保護，進而導致?lián)Q流站閉鎖，對整個系統(tǒng)造成較大沖擊。因此，提出有效策略使系統(tǒng)在受端交流故障期間安全穩(wěn)定地持續(xù)運行是風電經(jīng)柔直組網(wǎng)外送方案面臨的關鍵問題之一。

目前針對受端交流故障穿越策略的研究主要包括配備耗能裝置和風電場降載兩種方法，其中最直接有效的解決方法就是配備耗能裝置。交流耗能裝置［4-5］一般采用反并聯(lián)晶閘管與耗能電阻串聯(lián)組成，經(jīng)降壓變分組安裝在送端換流站的交流側，其單組容量越小，功率控制精度越高，電阻投切對直流電壓的沖擊越小，但工程成本也會相應提高。早期的直流耗能裝置［6-7］一般采用多個絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）與耗能電阻串聯(lián)組成，裝設在直流線路上，通過設定直流電壓上下閾值的方式來控制其投切以耗散故障導致的不平衡能量，但隨著直流電網(wǎng)電壓等級的提高，對IGBT串聯(lián)閥提出更高的技術要求。為了解決IGBT直接串聯(lián)帶來的技術問題，文獻［8-9］提出了模塊化耗能裝置的方案，每一個耗能裝置模塊都可獨立投切，提高了耗能裝置的可靠性，但該方案提高了耗能裝置的造價。文獻［10］將耗能電阻分置在各子模塊中，該方法雖能節(jié)省占地成本，但該方法增大了子模塊的制造難度，而且耗能電阻的投切控制較復雜。近年來，針對風電場降載控制策略的研究也取得較大進展。文獻［11-12］提出基于快速通信法的風電場降載控制策略，但該策略對通信系統(tǒng)的可靠性、快速性提出更高要求，通信成本較高。文獻［13-14］提出了降低風電場側電壓和升高風電場側頻率兩種無需通信的風電場降載控制策略，當送端換流站采用交流電壓單閉環(huán)控制時，降壓法可以快速響應，但該策略下風電場快速降載可能會導致?lián)Q流站閉鎖；而升頻法要求風電機組具有快速的頻率響應特性，且頻率的快速變化可能造成風電場脫網(wǎng)［15］。文獻［16］在提出故障后提高風機轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速降低機組有功出力的控制策略，但因風力機慣性較大，該控制策略難以快速降載，在面對嚴重的故障場景時，難以單獨完成故障穿越。

綜上所述，配備耗能裝置雖能夠滿足大多數(shù)工況下受端交流故障的穿越要求，但其工程造價、占地面積、散熱成本都是該方法面臨的主要問題。風電場降載控制策略雖能夠節(jié)約造價和占地，但一般存在響應時間較長、降載效果有限的缺陷，難以單獨完成受端交流故障的穿越。因此，針對大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)的場景，需要提出一種既能滿足大多數(shù)工況下受端交流故障的穿越要求，又可以降低部分成本的受端交流故障穿越策略。

在此背景下，本文基于MMC的基本工作原理，首先從能量平衡的角度詳細分析了受端交流故障下柔直電網(wǎng)的暫態(tài)過電壓機理，其次根據(jù)故障期間直流電壓的表達式提出一種具備限壓功能的自適應最近電平逼近策略（adaptive nearest level modulation，ANLM）策略，并將其與傳統(tǒng)最近電平逼近策略（nearest level modulation， NLM）策略進行了對比分析；隨后給出ANLM策略與風電機組內(nèi)部斬波電阻協(xié)同配合的受端交流故障穿越策略。與其他故障穿越策略相比，所提策略僅利用換流站的儲能潛力和風電機組的自身響應，不增設額外設備，大大地降低了穿越成本。最后，在PSCAD 仿真軟件中，構建了風電經(jīng)四端柔直組網(wǎng)系統(tǒng)的仿真模型，對所提策略的有效性進行了驗證。

1 大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結構和MMC基本工作原理

1.1 大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結構

基于永磁同步發(fā)電機（permanent magnet synchronous generators，PMSG）的大規(guī)模風電場經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)采用運行方式靈活的四端真雙極環(huán)形接線，各換流站信息如表1 所示。系統(tǒng)結構如圖1所示。

表1 各換流站的基本信息Tab. 1 Basic information for each converter station

圖1 大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結構Fig1 System structure of large-scale wind power connected to flexible HVDC grid

1.2 半橋型MMC基本工作原理

柔直工程中常用的半橋型MMC 結構如圖2所示。

圖2 MMC基本結構圖Fig. 2 Basic structure of modular multilevel converter

每相上、下橋臂均由N個半橋子模塊（halfbridge sub-module，HBSM）、一個橋臂電阻和一個橋臂電抗串聯(lián)組成。半橋型MMC多采用NLM 策略作為其調(diào)制方式。首先，NLM 策略控制MMC 單相橋臂投入的子模塊數(shù)量始終為N，確保MMC 直流側電壓Ud大小恒定。其次，NLM 策略通過控制橋臂子模塊的投切生成相應的交流側三相電壓波形。MMC的交直流側電壓滿足式（1）。

式中：M為MMC 輸出的調(diào)制比；usm為MMC 交流側輸出電壓的目標值，只有當M在0~1 區(qū)間內(nèi)時，MMC交流側才會輸出理想的交流電壓。

2 風電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)受端交流故障暫態(tài)過電壓機理分析

2.1 系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行分析

設存在一個由m（m≥3）端換流站構成的柔直電網(wǎng)，各站均采用矢量電流控制，各站可實現(xiàn)交流側有功功率和無功功率的獨立控制［17］。對于大規(guī)模風電經(jīng)柔直組網(wǎng)的場景，穩(wěn)態(tài)運行時，送端換流站需為風電場并網(wǎng)提供可靠的電壓，即交流側電壓v的d、q軸分量在送端站的控制下保持不變，其匯集的風電功率僅與風電場出口電流i有關，如式（2）所示；受端換流站交流側電壓由其連接的交流電網(wǎng)給定，本身可以通過控制id，RE和iq，RE實現(xiàn)對其交流側有功功率p的主動控制，如式（3）所示。

式中：pSE和pRE分別為送端換流站和受端換流站的交流側有功功率；qSE和qRE分別為送端換流站和受端換流站的交流側無功功率；vd，SE、vq，SE分別為送端換流站交流側電壓v的d、q軸分量；id，WF、iq，WF分別為風電場出口電流的d、q軸分量；vd，GS、vq，GS分別為受端交流電網(wǎng)交流側電壓v的d、q軸分量；id，RE、iq，RE分別為受端換流站交流側電流的d、q軸分量。

系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行時，各換流站的儲能保持動態(tài)平衡，各站交直流側與子模塊之間進行周期性的電能存儲與釋放，僅為其交直流側提供了一個能量相互交換的場所，在一個交流電壓周波T內(nèi)，整個柔直電網(wǎng)能量平衡表達式（4）所示。

式中：Pi為各換流站直流側功率，i=1，2，3，…，m；pi為各換流站交流側功率；Ploss為柔直電網(wǎng)的網(wǎng)損。

2.2 暫態(tài)過電壓機理

當系統(tǒng)發(fā)生受端交流故障后，其送出有功功率會持續(xù)下降，由式（4）可知，若期間送端換流站交流側持續(xù)匯集的有功功率大于受端換流站剩余的功率傳輸極限，柔直電網(wǎng)內(nèi)會持續(xù)累積不平衡能量，換流站作為柔直電網(wǎng)內(nèi)的主要儲能裝置，承擔起暫時存儲不平衡能量的任務。

受端交流故障期間，與子模塊電容儲能變化相比，換流站中橋臂電感的儲能變化極小，為簡化分析，可將換流站儲能近似為子模塊電容的儲能［18］。

在受端交流故障期間，電容電壓排序與均壓算法的共同作用，各站內(nèi)6N個子模塊交替投切，子模塊電壓輪流升高，最終實現(xiàn)對不平衡能量的吸納。

設t=0 時刻故障發(fā)生，則在故障期間柔直電網(wǎng)內(nèi)的子模塊電容電壓持續(xù)抬升過程的表達式如式（5）所示。

式中：ΔP∑為整個柔直電網(wǎng)中的不平衡功率；N為子模塊數(shù)量；m為換流站數(shù)量；子模塊C0i為各換流站的子模塊電容值；UC(t)為t時刻子模塊電容電壓；UC(0)為t=0時刻子模塊電容初始電壓。

由于定直流電壓站的調(diào)節(jié)速度慢于子模塊電容的充電速度，故可假設故障期間整個柔直電網(wǎng)的不平衡功率是個定值ΔP［19］，式（5）可進一步化為：

在傳統(tǒng)NLM 策略的作用下，直流電壓由N個子模塊電壓支撐，故進一步得到不平衡能量引起直流電壓抬升的過程如式（7）所示。

式中：Ceq為整個柔直電網(wǎng)的等效電容；Ud(t)為t時刻MMC 直流側電壓；Ud(t)為t=0 時MMC 直流側初始電壓。

在不考慮系統(tǒng)受端均發(fā)生交流短路故障這種極端情況下，最嚴重的故障情景即為容量較大的受端換流站MMC4發(fā)生近區(qū)三相交流短路故障，考慮定直流電壓站的調(diào)節(jié)作用，系統(tǒng)單極回路中的不平衡功率約為1 300 MW。圖3 給出該故障情景下，柔直電網(wǎng)的直流電壓計算值與仿真值對比。

圖3 理論計算與仿真直流電壓對比Fig.3 Comparison between theoretical calculation and simulation of DC voltage

將表2 的參數(shù)代入式（7）中得到：在故障發(fā)生后75 ms時，直流電壓就會越過650 kV（1.3 p.u.），導致柔直電網(wǎng)閉鎖，與圖2所示的仿真結果（72 ms）十分接近，驗證了公式推導的合理性。

表2 換流站仿真參數(shù)Tab. 2 Parameters of MMC

3 ANLM策略研究

由式（7）可知，若能增大換流站子模塊電容值或者減少換流站投入子模塊數(shù)量，就能夠抑制因輸入輸出能量暫時性不平衡而導致的直流過電壓。在實際工程中，在故障期間增大子模塊電容值難以實現(xiàn)。故本節(jié)提出ANLM 策略，在傳統(tǒng)NLM 策略的基礎上引入了一個自適應限壓系數(shù)α，將換流站的閥級控制器輸出的橋臂單元投入子模塊數(shù)量乘以系數(shù)α，α由限壓控制器給出，其取值范圍為［0，1］。在受端站發(fā)生故障導致直流電壓快速上升時，采用附加的限壓控制器給出限壓系數(shù)α來降低同一時刻換流站投入的子模塊數(shù)量，增大換流站的等效電容值，限制直流電壓的同時，也充分挖掘了換流站的儲能潛力。

3.1 限壓控制器設計

設m端柔直電網(wǎng)中有n端換流站采用ANLM 策略，此時，柔直電網(wǎng)的等效電容值計算如式（8）所示。

式中：Ceq(t)為t時刻整個柔直電網(wǎng)的等效電容；α為限壓系數(shù)，由限壓控制器給出。

設t=0時刻故障發(fā)生，t=tA時刻，子模塊數(shù)量開始自適應減少以限制柔直電網(wǎng)的直流電壓，t=tB時刻故障恢復或不平衡功率被切除，子模塊數(shù)量開始逐漸恢復，t=tC時刻子模塊數(shù)量恢復至額定值。

在0—tC內(nèi)，直流電壓均滿足式（9）。

式中：ΔP為0—tC內(nèi)柔直電網(wǎng)的不平衡功率；Ceq(0)為t=0 時刻柔直電網(wǎng)的等效電容。為使直流電壓在tA—tC期間被限制在AUd（0）附近，Ceq（t）需要滿足式（10）。

式中A為直流電壓目標值與穩(wěn)態(tài)值的比值。

聯(lián)立式（6）和式（7），式（10）可化為：

進而得到，若要直流電壓tA—tC期間被限制在AUd（0）附近，限壓系數(shù)α需要滿足：

式中：B（t）=UC（t）/UC（0），可由式（6）和式（9）聯(lián)立求得。

特別地，當m=n，k1=1，k2=0時，有：

由式（15）可知，當柔直電網(wǎng)內(nèi)各換流站均采用ANLM 策略時，只要求限壓系數(shù)α能自適應于柔直電網(wǎng)子模塊電容電壓平均值的變化，直流電壓就會被限制在目標值附近。且此時可認為故障期間柔直電網(wǎng)的子模塊電容電壓都近似等于Ud（t）/αN，這使得限壓控制器的設計更為方便。

基于上述分析，柔直電網(wǎng)中各換流站均采用ANLM 策略時，ANLM 策略的實現(xiàn)方式如圖4所示。

圖4 ANLM策略的實現(xiàn)方式Fig.4 Realization method of ANLM strategy

圖4中：系數(shù)KG的大小取決于子模塊數(shù)量自適應變化期間直流電壓的目標值，受端交流故障期間，柔直電網(wǎng)需要通過增大受端站的有功電流分量以提高功率送出能力，故直流電壓目標值的選取應大于直流電壓穩(wěn)態(tài)值，且應低于直流電壓的安全界限值。

由式（1）可知，在ANLM 策略限制直流電壓期間，只要健全站交流電壓目標值在0~A區(qū)間，換流站輸出的調(diào)制比就不會越限，依舊在可調(diào)制范圍內(nèi)，不會影響健全站交流側運行安全。

3.2 子模塊數(shù)量恢復過程分析

tB時刻，不平衡功率被清除，子模塊電容儲能開始逐漸釋放，各換流站子模塊投入數(shù)量逐漸恢復。在tB—tC內(nèi)，整個柔直電網(wǎng)的能量變化滿足式（16）。

式中：α(tB)為tB時刻的限壓控制器輸出的限壓系數(shù)；KG為比例系數(shù)，其大小取決于故障期間直流電壓的目標值；EN0i為換流站i穩(wěn)態(tài)運行時的儲能。

穩(wěn)態(tài)時，由于換流站能量的產(chǎn)生與消耗是個動態(tài)平衡的過程，故可認為此時換流站i的儲能是一個大小為EN0i的定值。

由式（16）可以看出，子模塊數(shù)量恢復過程所需時間的長短取決于柔直電網(wǎng)輸出輸入功率的差值。

3.3 ANLM策略與傳統(tǒng)NLM策略的對比分析

在故障期間，若α為1 且保持不變，則直流電壓和子模塊電容電壓的上升趨勢保持一致，為了保證直流電壓增量不超過最大允許值ΔUdmax，單個子模塊電容的儲能增量ΔECmax1有如下限制。

式中ΔUdmax為直流電壓增量最大允許值。

同時，其還受子模塊電容耐壓約束ΔECmax2的限制。

式中：ΔUCmax為子模塊電容電壓增量最大允許值；UC0為子模塊電容電壓額定值。

故在柔直電網(wǎng)功率不平衡期間，傳統(tǒng)NLM 策略下，單個子模塊電容的儲能增量約束ΔEC如式（19）所示。

但若在故障期間，α可根據(jù)子模塊電容電壓平均值的抬升而自適應變化，將直流電壓限制穩(wěn)定，子模塊電容儲能只需滿足式（18）約束即可。

在實際工程中，子模塊電容和IGBT 的耐壓倍數(shù)大于系統(tǒng)直流電壓安全界限值，即ΔUdmax

進而得到，ANLM 策略可為系統(tǒng)處理故障爭取的最少時間t'表達式如式（21）所示。

式中ΔPmax為故障導致的最大不平衡功率。

綜合上述分析，ANLM 策略與傳統(tǒng)NLM 策略相比有如下優(yōu)勢。

1） 從能量利用率角度考慮。ANLM 策略在不超出子模塊耐壓的情況下通過減少各站子模塊數(shù)量的方式適當?shù)靥岣咦幽K電壓，充分利用子模塊的電壓裕度吸納受端交流故障導致的不平衡能量。在受端恢復正常后，將子模塊電容吸納的不平衡能量平穩(wěn)地釋放到受端電網(wǎng)中，提高了能量的利用效率。

2） 從故障處理時間角度考慮。ANLM 策略為精確投切耗能裝置和風電場降載爭取了更充裕的時間，提升了系統(tǒng)的故障穿越能力。

直流電壓的安全界限值為1.3p.u.，而子模塊通常具有2p.u. 的耐壓極限［20］，但由于在故障結束瞬間子模塊電壓會出現(xiàn)較大波動，故將其安全界限值設為1.5p. u. 更為合適。將表2 的參數(shù)代入式（20）和（21）中可得到：與傳統(tǒng)NLM 策略相比，ANLM 策略使得柔直電網(wǎng)的儲能上限提高了約128 MJ，同時可以為系統(tǒng)至少爭取約為98 ms 的故障處理時間。即在ANLM策略下，柔直電網(wǎng)的儲能上限約為270 MJ，可以實現(xiàn)持續(xù)時間不超過170 ms 的任意類型受端交流故障的穿越。

但若受端交流故障持續(xù)時間較長，導致子模塊因吸納過多不平衡能量其電壓上升至安全邊界值，則子模塊會被損壞，威脅換流站運行安全，此時所提出的ANLM策略無法單獨實現(xiàn)不平衡能量引起直流過電壓的故障穿越，需與其他控制策略協(xié)同配合才能完成。

4 ANLM 策略與風電機組內(nèi)部斬波電阻協(xié)同配合的受端交流故障穿越策略

4.1 風電場快速降載控制策略

由式（2）可知，通過降低風電場匯流母線電壓的d軸分量，就可以實現(xiàn)風電場快速降載。為避免因降壓速率過快而導致送端換流站閉鎖，工程中多采用交流電壓-交流電流雙閉環(huán)控制結構，附加降交流電壓環(huán)節(jié)的送端換流站控制器設計如圖5所示。

圖5 附加降交流電壓環(huán)節(jié)的送端換流站控制器Fig.5 With an additional control for AC voltage drop of sendingend converter

圖5 中：uWF，abc、iWF，abc分別為風電場匯流母線的電壓和電流；uWF，d、uWF，q分別為風電場匯流母線電壓的d軸分量和q軸分量；iWF，d，ref、iWF，q，ref、iWF，d、iWF，q分別為風電場匯流母線電流的d軸目標值、q軸目標值、d軸分量及q軸分量；ω為風電場匯流母線電壓的角頻率；θ為風電場匯流母線電壓的相位；L為送端換流站出口處的電感；M、Md、Mq分別為換流站的調(diào)制比、調(diào)制比的d軸分量和q軸分量，T為一階低通濾波器的時間常數(shù)。

當滯環(huán)比較器檢測到直流電壓快速升高時，控制器判定受端交流故障發(fā)生，將通過調(diào)低風電場匯流母線的電壓目標值來降低風電場饋入至柔直電網(wǎng)的不平衡能量。

uWF，q在送端換流站的控制下接近于0，可近似認為uWF，d為風電場匯流母線電壓，按照最嚴重的故障情景考慮，匯流母線電壓需逐漸下降至0.2p.u. 附近才能讓風電場不再向柔直電網(wǎng)饋入不平衡能量。在匯流母線電壓下降過程中，為了讓電壓快速跟蹤目標值，iWF，d的絕對值會一直增加，但是由于內(nèi)環(huán)電流限幅環(huán)節(jié)的存在，最終|iWF，d|=iSE，max，其中iSE，max為送端換流站的限流幅值，風電場匯流母線電壓的變化近似滿足式（22）。

式中：uWF為風電場母線電壓；CWF為風電場聚合在風電場匯流母線上的等效電容；iWF，d0為穩(wěn)態(tài)時風電場出口電流的d軸分量。

當風電場滿載運行時，iWF，d0為1 p.u.。換流站通常擁有1.1 倍的過負荷運行能力，即iSE，max為1.1 p.u.。

因此可得風電場匯流母線電壓變化0.8p.u. 所需時間計算如式（23）所示。

式中ub和ib分別為風電場匯流母線電壓與電流的基準值。

取電壓和電流的基準值如式（24）所示。

式中Sb為風電場的功率基準值。

聯(lián)立式（23）和式（24），可以計算出滿載運行的風電場匯流母線電壓變化0.8 p.u. 所需的時間大約為150 ms 左右，考慮30 ms 的控制器延時，匯流母線電壓下降至0.2 p.u. 所需時間約為180 ms。

4.2 風電機組的低電壓穿越控制

基于PMSG 的大規(guī)模風電場內(nèi)部機組常見結構如圖6所示。

圖6 永磁直驅(qū)風電機組結構Fig.6 Structure of PMSG

風電場中的每個PMSG 都經(jīng)一個全功率變換器（full power converter， FPC）連接到柔直電網(wǎng)，每個FPC 都由機側電壓源型換流器（machine side VSC，MSVSC）和網(wǎng)側電壓源型換流器（grid side VSC，GSVSC）構成，MSVSC 采用最大功率點跟蹤（maximum power point tracking， MPPT）控制，控制目標是希望其作為一個PV 節(jié)點，與變槳距控制配合，確保PMSG 輸出功率恒定，GSVSC 采用定直流電壓控制，穩(wěn)定FPC 的直流電壓的同時也對無功功率進行控制。為保證風電場具備低電壓穿越的能力，在每個FPC 的直流線路正負極之間均需裝設斬波電阻R。

當風電場匯流母線電壓下降至0.9 p. u. 以下時，風電機組進入低電壓穿越模式，GSVSC 需運行在無功電流優(yōu)先的限流控制模式，在整個降壓過程中，GSVSC 的無功電流目標值iqref如式（25）所示［21］。

式中：uWF，N為風電場匯流母線電壓的額定值；imax為GSVSC可承受的最大電流。

同時，GSVSC 的有功電流目標值idref如式（26）所示。

由式（26）可知，隨著風電場匯流母線電壓的下降，GSVSC 輸出有功將大幅度降低，而期間MSVSC持續(xù)匯集電能，因此會有大量的不平衡能量累積在FPC的直流母線上，使得直流母線電壓Udc，WT快速升高。此時需要裝設在FPC 正負極母線上的斬波電阻投入使用，吸收風電機組內(nèi)部的不平衡能量，抑制FPC直流過電壓，保證風電機組穩(wěn)定運行。

工程上通過設定FPC 直流母線電壓上下閾值的方式控制斬波電阻的投切，設其上限閾值為Udc，WT，max（本文選為1.15 倍的額定直流電壓），則斬波電阻R的大小設計如式（27）所示。

式中PWT，max為風電機組可發(fā)出的最大功率。

4.3 故障穿越的時序邏輯

通過ANLM策略及風電場降載控制策略的協(xié)同配合可以確保在故障穿越的規(guī)定時間內(nèi)系統(tǒng)安全穩(wěn)定地持續(xù)運行，時序邏輯如圖7所示。

圖7 故障穿越時序邏輯Fig.7 Sequential logic of fault ride-through

設系統(tǒng)發(fā)生受端交流故障（t=t0），導致柔直電網(wǎng)的直流電壓持續(xù)上升，直至送端換流站檢測到受端交流故障（t=t1）后，送端換流站將匯流母線電壓的目標值設為0.2 p.u.，短暫的控制延遲后，送端換流站配合風電機組內(nèi)部斬波電阻開始實現(xiàn)風電場降載（t=t2），在風電場降載完成（t=t4）前，風電場持續(xù)向柔直電網(wǎng)注入不平衡能量，若不采取措施的話，可能會導致直流過電壓，而本文提出的ANLM策略可抑制不平衡能量導致的直流過電壓。為避免送端換流站誤認為故障已恢復，ANLM 策略接管直流電壓控制期間（t3-t5）的目標電壓值應大于1.05 p.u.。若在規(guī)定時間內(nèi)受端交流故障恢復，則子模塊數(shù)量和直流電壓會逐漸恢復至額定值（t4—t6），為確保子模塊電容儲能快速地釋放，需要送端換流站控制器中的滯環(huán)比較器檢測到直流電壓恢復至1 p. u. 后，再逐漸升高風電場匯流母線電壓的目標值，使風電場恢復正常運行，隨后整個系統(tǒng)會逐漸恢復至穩(wěn)態(tài)運行。若在規(guī)定時間內(nèi)受端交流故障未恢復，則送端換流站斷開其交流側斷路器，隨后風電場會脫網(wǎng)并停止運行。

在所提策略作用的過程中，故障導致的不平衡能量由換流站存儲逐漸轉(zhuǎn)由各風電機組內(nèi)部斬波電阻吸收。為使風電機組具備應對故障風險的能力，每個機組內(nèi)部均會裝設斬波電阻，而ANLM策略也僅利用子模塊的電壓裕度使得換流站暫時吸納不平衡能量，因此該策略無需增設額外設備，不增加額外成本。而且斬波電阻是分置在各風電機組中的，其大小通常為2~5 Ω［22-23］，體積很小，與直接配備耗能裝置相比，可降低占地成本，同時因為阻值小，也可有效緩解散熱壓力。

根據(jù)柔性直流一次設備的當前研制進展，換流站閥控系統(tǒng)控制子模塊投切的時間響應尺度約為180~315 μs［24-25］，足夠匹配直流故障過電壓的暫態(tài)響應，而且斬波電阻的投切也僅依賴風電機組的本地信號，不需要遠距離通信，所提策略的可靠性和快速性也滿足要求。

5 仿真分析

在PSCAD 中搭建了圖1 所示的風電經(jīng)四端柔直組網(wǎng)系統(tǒng)仿真模型。各站的詳細仿真參數(shù)見表2，風電場1 和2 分別由750 臺和1 500 臺額定功率為2 MW 的等值風電機組采用單機倍乘法聚合而成，風電機組結構如圖6 所示。為確保仿真精度，本文將仿真步長和控制步長分別設置為25 μs和200 μs。

本節(jié)以MMC4發(fā)生持續(xù)時長不同的近區(qū)三相交流短路故障為例，對3 種不同的受端交流故障穿越策略進行了仿真和對比分析。

5.1 僅采用ANLM策略

該仿真工況中柔直電網(wǎng)中各換流站的閥級控制策略均采用ANLM策略，子模塊自適應變化期間直流電壓的目標值選為1.12 p.u.。設置故障開始時間為t=2.0 s，持續(xù)時長為170 ms。仿真結果見圖8。

圖8 ANLM策略仿真結果Fig.8 Simulation results of adaptive NLM strategy

由圖8（a）—（c）可以看出，在故障穿越期間ANLM 策略通過子模塊自適應投切的方式將柔直電網(wǎng)的直流電壓限制在560 kV（1.12 p. u.）附近。且期間各站子模塊電壓均不超過3.3 kV（1.5 p. u.），遠低于耐壓極限，不會被損壞。由圖8（d）可以看出，在整個故障過程中，柔直電網(wǎng)依靠換流站持續(xù)吸納了約為268 MJ 的不平衡能量。由圖8（e）、（f）可以看出，故障穿越期間健全站的調(diào)制比均在可調(diào)制范圍內(nèi)，健全站交流側電壓會保持穩(wěn)定，ANLM策略并不會影響健全交流側的功率傳輸。圖8 的仿真結果與本文3.3 小節(jié)的推論基本一致。但若故障持續(xù)時間更長，子模塊有被損壞的風險。綜上，ANLM 策略通過子模塊短時儲能可實現(xiàn)短時受端交流故障的穿越，但不能單獨實現(xiàn)持續(xù)時間較長的受端交流故障穿越。

5.2 僅采用風電場快速降載控制策略

該仿真工況中，MMC2控制器設計如圖5所示，各站閥級控制策略均為傳統(tǒng)NLM策略。設置故障開始時間為t=2.0 s，持續(xù)時長為600 ms，考慮風電場和送端站的控制延遲為30 ms。仿真結果見圖9。

圖9 風電場降載控制策略仿真結果Fig.9 Simulation results of the power reduction control of wind farm

由圖9 可以看出，由于電流環(huán)的限制以及控制延時的影響，本文4.1—4.2 節(jié)提出的風電場降載控制策略無法在故障初期及時降載。在風電場大幅度降載前，柔直電網(wǎng)仍會持續(xù)累積不平衡能量，導致直流電壓超過安全閾值650 kV（1.3 p. u.）。因此，4.1—4.2節(jié)提出的風電場降載控制不能單獨實現(xiàn)系統(tǒng)程度較深地受端交流故障的穿越。

5.3 采用本文所提出的協(xié)同配合故障穿越策略

該仿真工況采用4.3 小節(jié)提出的協(xié)同配合故障穿越策略，MMC2 控制器設計如圖5 所示，各換流站的閥級控制策略均采用ANLM策略。故障情景及風電場和送端站的控制延遲與5.2 小節(jié)一致。仿真結果見圖10。

圖10 所提故障穿越策略的仿真結果Fig.10 Simulation result of the proposed fault ride-through strategy

由圖10（a）可以看出，在整個故障穿越過程中，所提策略將直流電壓限制在650 kV（1.3 p. u.）以下。由圖10（d）—（g）可以看出，僅在風電場大幅度降載前，ANLM 策略通過減少子模塊數(shù)量增大換流站等效電容的方式吸納柔直電網(wǎng)累積的不平衡能量，為風電場降載爭取時間。2.20 s 后，不平衡能量基本由風機內(nèi)部的斬波電阻吸收，風電場不再向柔直電網(wǎng)饋入不平衡能量。

對比圖10（b）和圖8（b）可以看出，所提協(xié)同配合策略中，故障期間各站的子模塊電容電壓峰值較低，且故障結束后，子模塊釋能由風電場2 和MMC3 共同調(diào)節(jié)，子模塊電壓快速恢復至額定值，與單獨采用ANLM策略相比，所提協(xié)同配合穿越策略對子模塊電容的耐壓要求較低。

圖11給出了圖10（c）與圖9（c）、圖10（d）與圖9（d）的仿真對比圖。

圖11 仿真結果對比Fig.11 Comparison of simulation results

由圖11 可以看出，ANLM 策略雖略微影響風電場匯流母線電壓的波形質(zhì)量，但未影響其幅值，因此ANLM 策略幾乎未對本文4.1—4.2 節(jié)提出的風電場降載控制效果產(chǎn)生影響。

綜上，本文4.3 節(jié)所提出的協(xié)同配合穿越策略能夠?qū)崿F(xiàn)持續(xù)時間長、故障程度深地受端交流故障的穿越，能夠滿足大多數(shù)工況下受端交流故障的穿越要求。

6 結論

本文從能量平衡的角度詳細分析了風電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)受端交流故障下直流過電壓機理，得到故障期間直流電壓的表達式，得出結論如下。

提出了可以實現(xiàn)直流電壓緊急限制的ANLM策略，采用ANLM 策略的換流站有著更高的儲能上限，能為系統(tǒng)處理故障爭取更充裕的時間，提高系統(tǒng)故障穿越的能力。

提出了ANLM策略與風電機組內(nèi)部斬波電阻協(xié)同配合的受端交流故障穿越策略。所提策略能夠滿足大多數(shù)工況下受端交流故障穿越的要求，同時該策略不依賴于遠距離通信，其可靠性取決于原風電經(jīng)柔直組網(wǎng)統(tǒng)的控保系統(tǒng)，沒有引入額外的不可靠因素，且該穿越策略不需要增設額外的設備，充分利用換流站的儲能潛力和風電機組的自身響應，能夠減少故障穿越的成本。