俞露杰，付子玉，朱介北，李 瑞，彭國平，趙成勇

（1.智能電網(wǎng)教育部重點實驗室（天津大學），天津市 300072；2.哈爾濱工業(yè)大學電氣工程及自動化學院，黑龍江省哈爾濱市 150001；3.廣東安樸電力技術(shù)有限公司，廣東省中山市 528437；4.新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室（華北電力大學），北京市 102206）

0 引言

海上風電由于風速更為穩(wěn)定、空間更加開闊以及對環(huán)境影響更小，正經(jīng)歷快速發(fā)展［1-2］。隨著海上風電開發(fā)的不斷規(guī)?；c遠海化，如何將其經(jīng)濟可靠送出已成為一個極具現(xiàn)實意義的問題。目前工程上的遠海風電送出方式主要采用基于模塊化多電平換流器的高壓直流（modular multilevel converter based high voltage direct current，MMC-HVDC）輸電，如德國DolWin1 和中國如東直流工程等。然而，遠海風電經(jīng)柔性直流送出在惡劣的海上環(huán)境下仍面臨諸多挑戰(zhàn)［3-4］：1）海上換流器體積大、重量沉，使得海上平臺建設(shè)困難；2）海上換流器拓撲結(jié)構(gòu)和控制復(fù)雜，維護成本相對較高；3）投資成本高。

為了提高遠海風電直流送出的經(jīng)濟性和可靠性，工業(yè)界提出了二極管整流單元（diode-rectifierunit，DRU）型高壓直流（HVDC）送出［5］。相比于柔性直流送出，DRU-HVDC 送出方案具有降低80%海上換流站體積、65%平臺承重要求以及30%總投資成本的潛力［6］。但是，海上風電經(jīng)DRU-HVDC送出系統(tǒng)存在以下兩個顯著特點：1）由于DRU 的不可控特性，其無法像模塊化多電平換流器（MMC）那樣構(gòu)建海上電網(wǎng)，構(gòu)網(wǎng)任務(wù)須由海上風電機組通過自身控制實現(xiàn)［7］；2）由于DRU 的單向潮流特性，岸上電網(wǎng)功率難以通過HVDC 反送至海上風電場并為其提供啟動能量。因此，DRU-HVDC 送出系統(tǒng)對海上電網(wǎng)（尤其是風電機組）的運行能力提出了更高的要求。目前，國內(nèi)外針對海上風電機組構(gòu)網(wǎng)控制與啟動方法這兩方面進行了相關(guān)研究并取得了一定成果，通過仿真及硬件在環(huán)實驗驗證了系統(tǒng)的運行可操作性，但缺少細致、體系化的梳理和總結(jié)。

為此，本文首先分析了DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的特點，對比了海上風電經(jīng)DRU-HVDC 送出和柔性直流送出、傳統(tǒng)直流送出的差異。其次，針對DRU 的不可控特點，重點綜述了海上風電機組集中式全構(gòu)網(wǎng)型控制、分散式全構(gòu)網(wǎng)型控制以及分散式半構(gòu)網(wǎng)型控制，對全構(gòu)網(wǎng)型控制采用P-V和Q-f功率控制機理進行了梳理解釋。然后，針對 DRU 的單向潮流特性為系統(tǒng)啟動帶來的技術(shù)挑戰(zhàn)，綜述了輔助中壓交流臍帶電纜、輔助 MMC、海上風電機組配置儲能以及輔助低壓直流電纜等啟動方案，指出使用輔助中壓交流臍帶電纜的方案相對成熟，而海上風電機組采用全構(gòu)網(wǎng)控制并配置儲能的方案，具有較高的靈活性，但現(xiàn)有技術(shù)下仍面臨風電機組塔筒內(nèi)部安裝空間不足、儲能安全隱患等挑戰(zhàn)。最后，展望了DRU-HVDC 系統(tǒng)未來值得深入探索的研究方向。

1 DRU-HVDC 送出系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)與特點

海上風電經(jīng)DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)如圖1 所示。海上風電機組將產(chǎn)生的電能經(jīng)匯集系統(tǒng)（66 kV）輸送至分布式DRU，經(jīng)分布式DRU 整流后通過高壓直流電纜輸送至岸上，逆變后并入岸上主網(wǎng)。

圖1 海上風電經(jīng)DRU-HVDC 送出拓撲結(jié)構(gòu)Fig.1 Topology of offshore wind power transmission via DRU-HVDC

海上風電經(jīng)DRU-HVDC 送出系統(tǒng)主要具有以下特點：

1）海上整流器采用6 個直流側(cè)串聯(lián)、交流側(cè)并聯(lián)的DRU，每個DRU 均為一個12 脈動的二極管整流橋，DRU 交流側(cè)變壓器采用星形-星形和星形-三角形連接方式來減小特征諧波。DRU 兩兩安裝在3 個不同的分布式海上平臺（對應(yīng)于柔性直流送出的海上升壓站平臺，詳見圖2），該布置方式避免了大型集中式海上換流平臺的建設(shè)［8］，有效降低了系統(tǒng)的投資成本。

圖2 海上風電經(jīng)MMC-HVDC 送出拓撲結(jié)構(gòu)Fig.2 Topology of offshore wind power transmission via MMC-HVDC

2）分布式DRU 的直流均壓通過DRU 交流側(cè)母線互聯(lián)實現(xiàn)［9］。由于分布式DRU 直流側(cè)串聯(lián)（各DRU 直流電流相等），各DRU 的直流電壓取決于自身傳輸?shù)挠泄β省．擠RU 的交流側(cè)母線互聯(lián)時，可保證海上風電場的有功功率在DRU 上均衡分配。為了提高直流均壓的可靠性，DRU 交流側(cè)母線建議采用雙回路互聯(lián)［10］。

3）當部分DRU 故障或需要維護時，海上風電可通過剩余的非故障DRU 繼續(xù)送出，HVDC 運行于直流降壓模式。DRU 交流側(cè)配置交流斷路器，直流側(cè)配置直流開關(guān)，岸上MMC 采用全橋型子模塊或者混合型子模塊。當部分DRU 故障或需要維護時，通過跳開故障DRU 的交流斷路器將其與海上交流電網(wǎng)斷開，閉合DRU 的直流開關(guān)將其直流側(cè)旁路［11］，而HVDC 的直流降壓由岸上全橋型或混合型MMC 實現(xiàn)［11-12］。

4）DRU 交流側(cè)需配置無功補償裝置。相比于電網(wǎng)換相換流器（LCC），DRU 雖然沒有觸發(fā)延遲角，但是換相電抗（變壓器漏抗）仍會導(dǎo)致其交流電流明顯滯后于交流電壓。這一特點使得DRU 額定功率運行時需消耗0.4～0.5 p.u.的無功功率［13-14］。但是配置大量無功補償裝置將急劇增加海上換流站的體積和重量，降低DRU-HVDC 送出的經(jīng)濟優(yōu)勢。文獻［15-16］提出讓風電機組承擔部分無功補償，進而使DRU 交流側(cè)無功補償裝置的無功功率配置在0.1～0.2 p.u.。但該方案亦面臨海纜利用率下降、工程經(jīng)濟性降低等挑戰(zhàn)。

為了更好地說明DRU-HVDC 的技術(shù)特點，將DRU-HVDC 與柔性直流輸電、傳統(tǒng)直流輸電（LCC-HVDC）技術(shù)在拓撲結(jié)構(gòu)、控制策略、經(jīng)濟性以及適用領(lǐng)域方面進行對比。

拓撲結(jié)構(gòu)方面：DRU-HVDC 采用二極管整流器，該整流器可靠性最高、結(jié)構(gòu)最為簡單，屬電流源型。柔性直流輸電整流器采用MMC，由半橋或全橋子模塊級聯(lián)構(gòu)成一個橋臂，通過投切子模塊改變交流電壓輸出，屬電壓源型。而LCC-HVDC 采用基于晶閘管的整流器，該整流器與DRU 同屬于電流源型，但由于觸發(fā)延遲角的存在，LCC 需要消耗更多無功功率。需要注意的是，對比圖1 和圖2 可見，DRU-HVDC 將柔性直流送出系統(tǒng)的各升壓站改為DRU 站，更早地實現(xiàn)交流到直流的轉(zhuǎn)變，從而完全避免了高壓交流匯集電纜（220 kV）的使用以及海上MMC 換流平臺的建設(shè)。

送端換流站與風電機組網(wǎng)側(cè)換流器（line-side converter，LSC）控制方面：

1）送端換流站的控制。DRU 不可控，無需控制系統(tǒng)；MMC 控制輸出為參考波的幅值和相位（兩個控制量），可采用開環(huán)控制實現(xiàn)頻率的建立，雙閉環(huán)控制實現(xiàn)dq軸的電壓建立；LCC 控制輸出為觸發(fā)延遲角（一個控制量），可采用閉環(huán)控制實現(xiàn)頻率的建立。

2）風電機組網(wǎng)側(cè)換流器控制。DRU-HVDC 送出時，風電機組網(wǎng)側(cè)換流器采用構(gòu)網(wǎng)型控制；柔性直流送出時，風電機組網(wǎng)側(cè)換流器采用跟網(wǎng)型控制；LCC-HVDC 送出時，風電機組網(wǎng)側(cè)換流器可采用跟網(wǎng)型或構(gòu)網(wǎng)型控制。

經(jīng)濟性方面：

1）成本。與柔性直流相比，DRU-HVDC 總投資成本可降低30%［6］，LCC-HVDC 的成本介于二者之間。在半導(dǎo)體器件數(shù)量上，采用半橋子模塊的MMC 換流站需要12N個絕緣柵雙極型晶體管（insulated gate bipolar transistor，IGBT）和12N個反并聯(lián)二極管，其中，N為每個橋臂子模塊數(shù)?？紤]相同容量和直流電壓等級，則DRU-HVDC 和LCCHVDC 分別需要6N個二極管和晶閘管。不管是從單個器件價格或器件數(shù)量上考慮，DRU 相較于MMC 均更少，成本比LCC 和MMC 更低。相應(yīng)地，DRU 體積更小、更輕型化，從而顯著降低了海上平臺的支撐結(jié)構(gòu)建設(shè)成本。

2）損耗。與柔性直流輸電相比，DRU-HVDC有望降低20%的損耗［6］。半橋型MMC 整流站的整體損耗約為其額定功率的0.7%～0.8%［17-18］，主要包括換流閥、橋臂電感、直流電抗器等損耗，其中，換流閥損耗約占換流站整體損耗的50%，由導(dǎo)通損耗和開關(guān)損耗兩部分組成，占比分別為70%和30%［19］。而二極管僅具有導(dǎo)通損耗，換流閥損耗僅占額定功率的0.11%，而DRU 整流站的損耗占比約為0.5%［20］。根據(jù)文獻［18］，LCC 整流站的整體損耗占比約為0.63%。可見，DRU 整流站的損耗相較于MMC 和LCC 更 低。

3）體積和重量。相比于柔性直流輸電，DRUHVDC 具有降低80%海上換流站體積以及65%重量的潛力［6］。假設(shè)半橋型MMC 換流站的體積重量為1 p.u.，根據(jù)工程經(jīng)驗，MMC 子模塊約占換流站總體積和重量的50%［19］，即0.5 p.u.。其中，子模塊電容約占子模塊體積重量的50%，即0.25 p.u.；半導(dǎo)體器件占子模塊體積重量的40%，即0.2 p.u.，剩下10%為其他部分的占比。即便認為二極管、晶閘管和IGBT 等半導(dǎo)體器件的單位體積重量相同，DRU 和LCC 的半導(dǎo)體器件數(shù)量僅為MMC 的50% 且無需子模塊電容，為此換流閥的體積重量減少了0.2 p.u.×50%+0.25 p.u.=0.35 p.u.。根據(jù)文獻［6］，海上900 MW 的MMC（含變壓器）體積約為50 000 m3（長54 m、寬30 m、高30 m），而1 200 MW 的DRU 體積為6 600 m3（每個DRU 長14 m、寬8 m、高9 m，共6 個）；900 MW 的MMC與3 個海上升壓變壓器的重量合計為26 000 t（每個海上升壓變壓器重量為3 000 t，MMC 重量為17 000 t），而1 200 MW 的DRU 重量為9 000 t（每個DRU 的重量為1 500 t，共6 個）。

適用領(lǐng)域方面：

1）DRU-HVDC 適用領(lǐng)域。現(xiàn)有DRU-HVDC的研究主要集中在大容量遠距離海上風電送出領(lǐng)域。隨著未來沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型風電光伏基地及西電東送工程的建設(shè)，DRU-HVDC 在陸上新能源送出方面也有較大應(yīng)用潛力。

2）柔性直流適用領(lǐng)域。除了用于新能源送出外，柔性直流還可用于實現(xiàn)異步電網(wǎng)互聯(lián)、城市直流輸配供電、孤島供電以及構(gòu)筑多端直流甚至直流電網(wǎng)。

3）LCC-HVDC 適 用 范 圍。LCC-HVDC 主 要用于遠距離大功率輸電場景，例如準東—皖南±1 100 kV 特高壓直流輸電工程的換流容量為24 GW，線路全長為3 324 km。

DRU-HVDC 與柔性直流輸電、傳統(tǒng)直流輸電技術(shù)對比分析總結(jié)如表1 所示。

表1 DRU-HVDC 與柔性直流、傳統(tǒng)直流送出技術(shù)對比Table 1 Comparison among DRU-HVDC, flexible DC and traditional DC transmission technologies

2 風電機組構(gòu)網(wǎng)控制

由于全功率型風電機組的網(wǎng)側(cè)換流器是風電機組與海上電網(wǎng)的接口，構(gòu)建海上電網(wǎng)的任務(wù)主要由該換流器的控制系統(tǒng)實現(xiàn)?，F(xiàn)有研究的風電機組網(wǎng)側(cè)換流器構(gòu)網(wǎng)控制主要可以分為兩大類：集中式控制［21-25］和分散式控制［26-38］。集中式控制的總體思路借鑒柔性直流送出，建立DRU 交流母線公共連接點（point of common coupling，PCC）電壓和頻率。但是由于DRU 交流母線與風電機組的距離有數(shù)千米甚至十幾千米，控制過程中不可避免地需要依賴通信系統(tǒng)。不同于集中式控制，分散式控制以建立換流器自身輸出電壓/頻率為目標，所有的控制變量均為本地采集。

2.1 集中式控制

如前所述，風電機組網(wǎng)側(cè)換流器集中式控制的被控對象是DRU 交流母線的濾波電容Cpcc的電氣量，濾波電容Cpcc在dq坐標系下的動態(tài)可以表示為［21-23］：

式中：vpccd和vpccq分別為DRU 交流母線電壓vpcc的d、q軸 分 量；iwd，i，sum和iwq，i，sum分 別 為 風 電 機 組i輸 出 的有功電流和無功電流總和；ird和irq分別為濾波電容DRU 側(cè) 電 流ir的d、q軸 分 量；ωpcc為 海 上 電 網(wǎng) 的 角頻率。

基于式（1），圖3 展示了集中式控制的具體控制框圖。圖中：Pwt，i和Qwt，i分別為風電機組i輸出的有功功率和無功功率；θpcc為集中鎖相環(huán)（PLL）輸出的PCC 電 壓 相 位；iw，i為 風 電 機 組i輸 出 的 電 流；iw，i，sum為風電場匯集后的總電流；iwd，i和iwq，i分別為風電機組i輸出的有功電流和無功電流；ir為海上換流站濾波電容DRU 側(cè)電流；vf為風電機組的輸出電壓；上標“*”表示對應(yīng)物理量的參考值。集中電壓控制和集中頻率控制通過比例-積分（PI）控制器生成總的風 電 機 組 有 功 電 流 參 考 值d，i，sum和 無 功 電 流 參 考 值q，i，sum，再 通 過 分 配 因 子kd，i和kq，（i分 配 因 子 數(shù) 值 通常為各風電機組容量占總?cè)萘康谋壤┐_定各臺風電機組的有功電流和無功電流參考值［24-25］。集中式控制由于需要依賴通信系統(tǒng)來傳輸控制信號，存在成本增加以及可靠性低等問題。

圖3 海上風電機組LSC 集中控制Fig.3 Centralized control of LSC of offshore wind turbines

2.2 分散式控制

風電機組網(wǎng)側(cè)換流器分散式控制的被控對象是換流器自身的電氣量，主要可以分為全構(gòu)網(wǎng)型控制［26-33］（同時含有交流電壓控制回路以及頻率控制回路）和半構(gòu)網(wǎng)型控制［34-38］（僅有頻率控制回路，無交流電壓控制回路）。

2.2.1 全構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器控制

2.2.1.1 電壓和頻率控制

換流器的全構(gòu)網(wǎng)控制一般含有電壓控制和頻率控制，其中，電壓控制往往通過調(diào)整換流器輸出的有功、無功電流來實現(xiàn)風電機組dq軸電壓對其參考值的閉環(huán)跟蹤［29］。而頻率控制可采用開環(huán)控制，由恒定角頻率直接積分得到用于坐標變化所需的相位［26-29］。不同于文獻［26-29］的開環(huán)頻率控制，文獻［30-31］提出了基于鎖相環(huán)的閉環(huán)頻率控制，如圖4所示。圖中：kf為頻率控制系數(shù)；ω0為頻率基值；θf為生成的參考相位，用于派克變換及其反變換；vfd和vfq分別為風電機組輸出電壓的d、q軸分量；ω為鎖相環(huán)輸出的角頻率；PWM 表示脈寬調(diào)制。該頻率控制通過調(diào)節(jié)q軸電壓參考值來改變鎖相環(huán)以及換流器輸出的頻率。該控制的主要優(yōu)勢在于：當離網(wǎng)風電機組需要接入海上電網(wǎng)時，鎖相環(huán)可用來實現(xiàn)風電機組與海上電網(wǎng)的同步［39-40］。相比于開環(huán)頻率控制，圖4 所示的基于鎖相環(huán)全構(gòu)網(wǎng)控制可以有效避免離/并網(wǎng)過程中控制策略的切換，使風電機組啟動投入過程和正常運行采用統(tǒng)一的構(gòu)網(wǎng)控制，具有“即插即用”的優(yōu)勢。

圖4 基于鎖相環(huán)的海上風電機組LSC 全構(gòu)網(wǎng)型控制Fig.4 Fully-grid-forming control of LSC of offshore wind turbines based on PLL

2.2.1.2P-V和Q-f功率控制

在DRU-HVDC 送出系統(tǒng)中，無論是基于開環(huán)頻率控制還是基于鎖相環(huán)的頻率控制，全構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器功率控制建議采用P-V和Q-f控制（機側(cè)換流器采用定直流電壓控制），如圖5（a）［30-31］和（b）［32-33］所示。圖中：WT 表示風電機組；vf，i為風電機組i的輸出電壓；θi為風電機組i輸出電壓的相位；fpcc為海上電網(wǎng)的頻率；kq為Q-f下垂系數(shù)；Vf0為風電機組交流電壓基值；kG為一階慣性環(huán)節(jié)的增益；kT為一階慣性環(huán)節(jié)的時間常數(shù)。

圖5 全構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器功率控制Fig.5 Power control of fully-grid-forming wind turbine converter

文獻［22，30］把該P-V和Q-f功率控制緣由歸結(jié)于DRU 的交流電壓和有功功率的強耦合特性。但是，由于風電機組換流器與PCC 之間的阻抗主要呈感性（風電機組變壓器漏抗主導(dǎo)），風電機組換流器的有功功率輸出P與相角存在強耦合，無功功率輸出Q與電壓幅值V亦存在強耦合。在DRUHVDC 系統(tǒng)風電機組換流器功率控制的研究中，往往存在為何海上風電機組的功率控制無法借鑒孤島微網(wǎng)的新能源控制（即采用P-f和Q-V控制［41-43］）的疑問。針對這一問題，本文從風電場-DRU 層面以及單臺風機層面，對DRU 系統(tǒng)的風機換流器功率控制進行進一步梳理。

1）風電場-DRU 層面分析功率控制

在孤島微網(wǎng)中，儲能等發(fā)電單元運行于負載跟隨模式。當負載投切時，這些電源跟隨式地通過P-f和Q-V控制改變自身輸出的有功功率和無功功率來確保功率的平衡。在該運行方式下，孤島微網(wǎng)的電壓和頻率能夠維持在額定值附近。但對于DRUHVDC 送出系統(tǒng)來說，所有電源（即海上風電機組）均運行于最大功率跟蹤模式［21-22］，完全沒有負載跟隨類電源。如果此時海上風電機組仍采用P-f和QV功率控制，要確保海上風電場的頻率在有功功率輸出變化時仍保持在合理范圍內(nèi)，負載需運行于電源跟隨模式進行相應(yīng)投切。但是，當把DRUHVDC 當作一個負載時，它更像是一個恒定的負載，無法輕易調(diào)節(jié)。在此情況下，當風電機組采用P-f控制時，為保證海上電網(wǎng)有功功率平衡，海上風電場頻率就成為唯一可以被調(diào)整的變量。圖6（a）展示了風電場層面（即采用1 000 MW 單聚合風電機組）采用P-f控制時海上電網(wǎng)的頻率隨海上風電場有功功率出力的變化。從圖中結(jié)果可見，當海上風電場功率由1 000 MW 下降到920 MW 時，海上交流電網(wǎng)的頻率從50 Hz 增加至59.5 Hz（DRU變壓器參數(shù)和直流側(cè)參數(shù)的不同會對數(shù)值帶來微小變化，但不影響結(jié)論）。這顯然超出了海上風電場頻率的穩(wěn)定運行范圍。

圖6 P-f 和P-V 控制下海上風電場頻率和PCC電壓幅值波動范圍Fig.6 Fluctuation range of offshore wind farm frequency and PCC voltage magnitude under P-f control and P-V control

另一方面，若風電機組采用P-V控制，當海上風電功率從1 000 MW 變化至0 MW 時，海上風電場的電壓在0.955～1.048 p.u.之間，如圖6（b）所示。這個范圍的電壓波動對于海上風電場是可接受的。因此，從風電場-DRU 層面來看，DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的海上風電機組有功功率控制宜采用P-V控制（控制框圖見圖5）。文獻［33］亦從靈敏度分析的角度出發(fā)，基于有功功率、無功功率對PCC 電壓幅值和頻率的偏導(dǎo)解析式，論證了風電機組采用P-V功率控制的必要性。

針對海上電網(wǎng)的無功功率，風電機組運行于無功負載跟隨模式，主要的無功負載為DRU（如第1章所述，DRU 額定功率運行時需消耗0.4～0.5 p.u.的無功功率）。DRU 消耗的無功功率隨著送出有功功率變化而變化［31，44］。由于風電機組換流器電壓幅值已被用來控制有功功率，另一個構(gòu)網(wǎng)控制的可控變量頻率可被用來控制無功功率。當采用Q-f下垂控制時（如圖5 所示），由于穩(wěn)態(tài)時各風電機組的頻率一致，各風電機組的穩(wěn)態(tài)無功功率輸出亦可維持相同［30］。文獻［32］在Q-f控制中進一步加入了一階慣性環(huán)節(jié)，以期提高控制的動態(tài)性能。

2）單臺風電機組層面分析功率控制

圖6 展示的有功功率分析側(cè)重于風電場-DRU級別，以下就單臺風電機組層面的有功功率傳輸展開進一步梳理分析。由于海上風電機組換流器到DRU 的PCC 阻抗主要呈感性，第i臺風電機組傳輸至PCC 的有功功率Pwt，i主要取決于其自身輸出電壓 相 位θi和PCC 電 壓 相 位 的 相 位 差θi，e，無 功 功 率Qwt，i主 要 取 決 于 風 電 機 組 的 輸 出 電 壓vf，i的 幅值Vf，i［31，45］：

式中：Xi為風電機組i濾波電容到海上PCC 之間的等效電抗；Vpcc為PPC 電壓幅值。

當圖5 中的風電機組WT1 的有功功率參考值下降時，由于P-V控制的作用，風電機組WT1 的交流電壓幅值Vf，1會減小。根據(jù)式（3），Vf，1的下降將導(dǎo)致其無功功率輸出Qwt，1變小。由于風電機組換流器Q-f下垂控制的作用，這將使得WT1 的頻率fwt，1動態(tài)下降，進而帶動海上電網(wǎng)PCC 的頻率fpcc和其他風電機組的頻率（如WT9 的頻率fwt，9）隨之下降。但因為頻率同步需要一個過程，它們相較于fwt，1的變化更慢、幅度更小。在同步過程中，相位差θ1，e會相應(yīng)下降。而由式（2）可得，θ1，e的下降會促使WT1 輸出的有功功率降低，從而實現(xiàn)對功率參考值的追蹤，并達到新的平衡狀態(tài)。

從以上風電場-DRU 以及風電機組層面的功率傳輸分析可以總結(jié)出：

1）單臺風電機組傳輸至PCC 的有功功率主要取決于風電機組與PCC 之間的相位差，這一點和傳統(tǒng)系統(tǒng)類似。而DRU-HVDC 傳輸?shù)挠泄β嗜Q于海上風電場PCC 電壓的幅值［24］。

2）在風電機組輸出的有功功率變化過程中，其相位的改變是通過LSC 的P-V控制、感性阻抗以及Q-f下垂控制協(xié)同作用完成的［31］。具體的調(diào)節(jié)過程如圖7 所示。

圖7 風電機組有功功率變化工作機理Fig.7 Operation mechanism of wind turbine active power change

2.2.2 半構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器控制

不同于全構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器控制，半構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器控制沒有電壓控制環(huán)節(jié)（但保留了頻率控制）。去除電壓環(huán)控制的主要依據(jù)為：當有功功率通過DRU-HVDC 送出時，海上電網(wǎng)PCC 的電壓幅值Vpcc被DRU 自動鉗位在一定范圍內(nèi)［46-47］，見圖6（b）。Vpcc與DRU 傳輸?shù)挠泄β蔖wtt數(shù)學關(guān)系可以表示為［31］：

式中：Vdci為岸上側(cè)直流電壓；n為DRU 個數(shù)；Tdr和Xdr分別為DRU 變壓器變比和漏抗；Rdc為直流電纜的等效電阻。

由于半構(gòu)網(wǎng)型控制避免了交流電壓控制環(huán)，該控制的核心是如何在電流環(huán)控制的基礎(chǔ)上實現(xiàn)各風電機組的頻率控制。值得注意的是，不同于全構(gòu)網(wǎng)型，半構(gòu)網(wǎng)型風電機組可延用現(xiàn)有風電機組機側(cè)換流器控制功率、網(wǎng)側(cè)換流器控制直流電壓的形式，有利于降低風電機組的控制設(shè)計難度。但由于半構(gòu)網(wǎng)型控制沒有電壓控制環(huán)節(jié)，一旦海上風電場與DRU失去連接或者風電場無風，海上電網(wǎng)的電壓維持需要借助外部設(shè)備或者輔助方式實現(xiàn)。現(xiàn)有研究成果的半構(gòu)網(wǎng)型控制主要包括兩種：基于全球定位系統(tǒng)（global positioning system，GPS）的“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制［34-36］和基于無功功率同步的半構(gòu)網(wǎng)型控制［37-38］。

1）基于GPS 的“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制

基于GPS 的“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制如圖8 所示，主要包括4 個部分：內(nèi)環(huán)電流控制、直流電壓控制、GPS 以 及q軸 電 壓vfq下 垂 控 制。其 中，GPS 為各臺風電機組提供相同的恒定頻率和相位參考［34］。圖8 中：和分別為風電機組輸出電流d、q軸參考值；Vdc為風電機組換流器直流電壓。本文針對為何需要GPS 來為各臺風電機組提供相同相位參考做一個梳理。理想情況下各臺風電機組根據(jù)恒定角頻率積分亦可得到相同相位。在實際系統(tǒng)中，各臺風電機組的啟動時間不一樣，不同時刻投入固定角頻率積分將會得到不同的相位參考。當用于風電機組換流器控制的相位參考相差過大時，各風電機組的靜態(tài)穩(wěn)定往往難以滿足要求。

圖8 海上風電機組網(wǎng)側(cè)換流器基于GPS 的半構(gòu)網(wǎng)型控制Fig.8 GPS based semi-grid-forming control of offshore wind turbine line-side converter

但是當僅有內(nèi)環(huán)電流控制、直流電壓控制、GPS且q軸電流參考值=0 時，風電機組換流器輸出的無功功率將隨著有功功率的增加而增加［35］。以圖9（a）所示的2 臺風電機組為例，當風電機組WT2輸出的電流I?2幅值小于WT1 輸出的電流I?1幅值時，依據(jù)基爾霍夫電流和電壓定律可以得到如圖9（b）所 示 的WT1 和WT2 的 電 壓 相 量V?1和V?2。從 圖9（b）可見，電壓相量V?1和V?2的幅值以及各自功率因數(shù)角相差不大。根據(jù)無功功率輸出公式，風電機組WT1 由于電流更大，在有功功率出力大時反而需要輸出比WT2 更多的無功功率。為解決這一問題，“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制采用q軸電壓vfq下垂控制來調(diào)整36］。從圖9（b）可 以發(fā)現(xiàn)，當幅值小于幅值時，風電機組1 換流器輸出電壓q軸分量v1q總是小于風電機組2 換流器輸出電壓q軸分量v2q。當采用vfq下垂控制來調(diào)整時，可以促使＞，進而確保WT2 的功率因數(shù)角θ2得到有效增大（如圖9（c）所示），輸出更多的無功功率。圖中：I?1c和I?2c分別為風電機組1 和2 的換流器經(jīng)濾波電容后的輸出電 流；I?1f和I?2f分 別 為 風 電 機 組1 和2 換 流 器 出 口 濾 波電容電流。

圖9 海上風電機組LSC 基于GPS 的半構(gòu)網(wǎng)型控制原理Fig.9 Principle of GPS based semi-grid-forming control of offshore wind turbine LSC

基于GPS 的“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制還存在以下特點：雖然GPS 為各臺風電機組網(wǎng)側(cè)換流器提供相同的相位參考，但由于控制器并不把vfq控制在零，所以換流器輸出電壓vf的實際相位并不等于GPS 提供的相位θ*。此外，由于vfq不為零，換流器輸出電流的dq軸分量并不是嚴格意義上的有功電流和無功電流。但由于換流器輸出電壓向量與d軸相位差較?。ㄒ妶D9（c）），d軸電流主要成分還是有功電流，這也解釋了為何圖8 中的直流電壓控制輸出仍為d軸電流參考值。

2）基于無功功率同步的半構(gòu)網(wǎng)型控制

不同于基于GPS 的“FixReF”半構(gòu)網(wǎng)型控制，基于無功功率同步的半構(gòu)網(wǎng)型控制通過Q-f下垂控制生成各臺風電機組的相位［37］，如圖10 所示。此外，為了確保換流器輸出的電壓向量vf和d軸重合，vfq控制環(huán)節(jié)經(jīng)過PI 控制器生成無功電流參考值［38］，這部分控制的原理和全構(gòu)網(wǎng)型控制的q軸電壓控制類似。在該控制下，風電機組的功率變化過程如下：當風電機組的有功功率指令增大時，內(nèi)環(huán)電流控制將促使換流器輸出電壓vfq增大，進而減小iwq以及增大風電機組無功功率Qwt；無功功率同步控制環(huán)節(jié)（即Q-f下垂控制）再使得換流器功角增大，促使風電機組輸出的有功功率增加并最終穩(wěn)定在指令值。從本質(zhì)上來說，該控制和基于無功功率同步的全構(gòu)網(wǎng)型控制［30-33］在風電機組功率輸出的動態(tài)上具有一定的相似性，差別主要在于該控制沒有d軸的電壓控制回路。

圖10 海上風電機組LSC 基于無功功率同步的半構(gòu)網(wǎng)型控制Fig.10 Semi-grid-forming control of offshore wind turbine LSC based on reactive power synchronization

表2 總結(jié)了各類風電機組換流器構(gòu)網(wǎng)控制策略的特點。雖然集中式控制原理簡單，但對通信的依賴對其應(yīng)用限制較大，未來的主要發(fā)展方向仍為靈活的分散式控制。在分散式控制方案中，依據(jù)是否控制交流電壓將其分為全構(gòu)網(wǎng)型和半構(gòu)網(wǎng)型兩類。全構(gòu)網(wǎng)型由于具有電壓環(huán)控制，當海上風電場與DRU 失去連接或者風電場無風時，在維持構(gòu)網(wǎng)方面具有顯著優(yōu)勢。而基于鎖相環(huán)的全構(gòu)網(wǎng)型控制可以有效避免離/并網(wǎng)過程中控制策略的切換，具有“即插即用”的優(yōu)勢。但全構(gòu)網(wǎng)型風電機組的控制環(huán)節(jié)多，且需要改變風電機組機側(cè)換流器的控制。半構(gòu)網(wǎng)型控制結(jié)構(gòu)相對簡單，無須改變機側(cè)換流器的控制。但利用GPS 的控制策略會顯著增加額外的成本和系統(tǒng)復(fù)雜度。而利用無功功率同步的半構(gòu)網(wǎng)型控制雖避免了GPS 的使用，但在風電機組離/并網(wǎng)過程中仍需控制策略的切換。此外，由于半構(gòu)網(wǎng)型風電機組沒有電壓環(huán)控制，一旦失去DRU 的交流電壓鉗位作用，構(gòu)網(wǎng)的維持需要借助外部設(shè)備或者輔助方式實現(xiàn)。

表2 海上風電機組LSC 控制策略對比Table 2 Comparison of LSC control strategies of offshore wind turbines

3 啟動方法

由于二極管的單向?qū)ㄌ匦裕珼RU-HVDC 無法像柔性直流那樣將岸上電網(wǎng)功率直接反送至海上風電場提供啟動能量。因此，啟動是DRU-HVDC送出技術(shù)走向應(yīng)用必須解決的問題。

海上電網(wǎng)啟動過程中的功率需求主要來源于兩部分［48］：1）風電機組輔助設(shè)備的啟動功率，包括變槳和偏航驅(qū)動、冷卻系統(tǒng)、通信系統(tǒng)和控制系統(tǒng)等，其主要以有功功率為主，占風電機組容量的1%～5%；2）匯集系統(tǒng)設(shè)備的啟動功率，包括風電機組變壓器和海底交流電纜等，其主要以無功功率為主。

現(xiàn)有研究的啟動方法大體可分為兩大類：輔助交流源和輔助直流源。輔助交流源主要包括輔助中壓交流臍帶電纜［10，36，49-50］、輔助模塊化多電平換流器（MMC）［2，51-59］、并聯(lián)運行的柔性直流送出或高壓交流送出［60-66］以及配置柴油發(fā)電機［67-68］。輔助直流源主要包括海上風電機組的儲能配置［30，69］和輔助低壓直流電纜［70］。典型的DRU-HVDC 送出系統(tǒng)啟動方法如圖11 所示。值得注意的是，由于輔助交流源可為海上電網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓和頻率，啟動過程中海上風電機組采用全構(gòu)網(wǎng)或半構(gòu)網(wǎng)型控制均可；而輔助直流源無法為海上電網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓和頻率，啟動過程中海上風電機組宜采用全構(gòu)網(wǎng)型控制。

圖11 DRU-HVDC 系統(tǒng)典型啟動方法Fig.11 Typical start-up methods for DRU-HVDC system

3.1 輔助交流源啟動

3.1.1 輔助中壓交流臍帶電纜

針對DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的啟動問題，工業(yè)界率先提出了并聯(lián)輔助中壓交流臍帶電纜的啟動方法［50］，其電壓等級與海上風電匯集系統(tǒng)電壓一樣（66 kV）。使用該啟動方法的一個主要原因是海上風電經(jīng)交流啟動技術(shù)相對成熟。為保留DRUHVDC 送出的經(jīng)濟性優(yōu)勢，輔助中壓交流臍帶電纜的容量不宜過大。文獻［49］指出，對于1 200 MW的海上風電場，輔助中壓交流臍帶電纜的容量可選取為50 MV·A（4.2%的總?cè)萘浚?/p>

利用輔助中壓交流臍帶電纜的啟動過程大體包括［49］：1）中壓交流臍帶電纜與海上匯集系統(tǒng)互聯(lián)，使匯集系統(tǒng)的交流電纜帶電；2）逐一連接風電機組并解鎖風電機組，使風電機組網(wǎng)側(cè)設(shè)備帶電并吸收/提供無功功率；3）連接DRU；4）首臺風電機組輸出有功功率；5）連接DRU 的濾波器；6）所有風電機組運行于最大功率跟蹤模式；7）斷開中壓交流臍帶電纜；8）調(diào)整海上風電場的頻率。在上述啟動過程中，海上風電送出系統(tǒng)有3 種運行模式：1）交流運行模式（風電場僅與中壓交流臍帶電纜連接）；2）直流運行模式（風電場僅與DRU-HVDC 連接）；3）并聯(lián)運行模式（風電場同時與中壓交流臍帶電纜以及DRU-HVDC 連接）。為了減小上述運行模式變化對系統(tǒng)造成的擾動，風電機組的控制策略須盡可能具備不同運行模式下的穩(wěn)定工作能力。而第2 章的風電機組控制策略在梳理與分析時主要針對直流運行模式，其在交流運行模式下的穩(wěn)定工作能力仍有待進一步研究，如P-V/Q-f控制下的全構(gòu)網(wǎng)型風電機組在交流運行模式下的穩(wěn)定性。

此外，在啟動過程中的并聯(lián)運行模式下，為確保風電功率在DRU-HVDC 和中壓交流臍帶電纜的合理潮流分配，需要配置額外的集中式控制（將中壓交流臍帶電纜的有功功率控制在零［49-50］）。由于該中壓交流電纜的有功功率流動主要取決于海上電網(wǎng)PCC 與岸上電網(wǎng)母線的相位差。因此，該集中式控制可通過調(diào)整風電機組的頻率間接控制海上電網(wǎng)PCC 的相位，從而控制有功功率在DRU-HVDC 和中壓交流電纜之間的分配。為避免上述集中控制，文獻［36］提出在輔助中壓交流臍帶電纜的岸上側(cè)配置AC/AC 變換器。在啟動初期的交流運行模式下，該AC/AC 變換器運行于構(gòu)網(wǎng)控制模式，為海上電網(wǎng)提供穩(wěn)定的電壓和頻率。在后續(xù)的并聯(lián)運行模式下，AC/AC 變換器切換至有功功率控制，控制中壓交流臍帶電纜的有功功率為零。但此方法下的額外AC/AC 變換器會進一步增加投資成本。

3.1.2 配置海上MMC

通過配置海上MMC 為DRU-HVDC 送出系統(tǒng)啟動的方法主要可分為兩大類：MMC 與DRU 直流側(cè) 串 聯(lián)［2，51-54］以 及MMC 與DRU 直 流 側(cè) 并 聯(lián)［55-59］。串聯(lián)方法的啟動過程包括［51］：1）岸上逆變器直流降壓運行，維持直流電壓為海上串聯(lián)MMC 額定直流電壓的2 倍；2）將DRU 旁路，使岸上能量通過直流回路送至海上MMC，并將海上MMC 子模塊的直流電壓充至額定值；3）岸上逆變器直流電壓降低至海上MMC 的額定值；4）海上MMC 運行于構(gòu)網(wǎng)控制并連接匯集系統(tǒng)，進而啟動匯集系統(tǒng)核心設(shè)備；5）連接并啟動風電機組；6）投入DRU 使其與海上MMC串聯(lián)運行；7）岸上MMC 直流電壓提升至額定值；8）風電機組輸出功率。在啟動完成后，串聯(lián)式MMC 通常處于持續(xù)運行狀態(tài)（而非退出），傳輸部分海上風電。

另一啟動方法為配置與DRU 直流側(cè)并聯(lián)的輔助MMC。在該方法下，海上電網(wǎng)的啟動過程可以很好地借鑒柔性直流送出系統(tǒng)的啟動方案［71］。但是直流側(cè)并聯(lián)的輔助MMC 需承受整個直流電壓，致使子模塊冗余度過高［55］。為提高輔助MMC 的經(jīng)濟效益，文獻［56-57］提出了一種高變比輔助換流器的拓撲結(jié)構(gòu)，通過子模塊串的DC/DC 變換作用，使輔助MMC 直流電壓等級降低。文獻［58-59］在此基礎(chǔ)上，還對該輔助換流器的拓撲結(jié)構(gòu)進行了優(yōu)化，并給出了相應(yīng)的預(yù)充電策略。

綜上所述，串聯(lián)MMC 和并聯(lián)MMC 都具備解決海上電網(wǎng)啟動問題的能力，且均具有構(gòu)網(wǎng)控制能力。但是海上MMC 的使用不可避免地降低了DRU-HVDC 的經(jīng)濟優(yōu)勢，且系統(tǒng)各部分交互作用復(fù)雜，出現(xiàn)問題時較難劃分責任。另外，如何保證串聯(lián)DRU 和MMC 直流電壓的合理分配以及并聯(lián)DRU 和MMC 的潮流分布也是需要重點關(guān)注的問題。

3.1.3 與柔性直流或高壓交流線路并聯(lián)運行

文獻［60-63］提出了通過柔性直流或高壓交流線路并聯(lián)運行來實現(xiàn)DRU-HVDC 海上電網(wǎng)啟動，但這種方法往往基于已有柔性直流或高壓交流輸送線路的海上風電場擴建［64-66］，不具備一般通用性。其與3.1.1 節(jié)或3.1.2 節(jié)中啟動方法主要的差別在于，啟動后HVDC 或高壓交流線路一般會用于傳輸功率，而非退出或者單用于構(gòu)網(wǎng)。鑒于啟動過程與3.1.1 節(jié)、3.1.2 節(jié)較為相似，這里不再贅述。

3.1.4 配置柴油發(fā)電機

配置柴油發(fā)電機為海上風電場提供啟動能量是工程上較為成熟的選擇［67-68］，其啟動過程與上述方案大致相同，這里不再贅述。但使用海上柴油發(fā)電機不可避免地增加了投資和維護成本并會對環(huán)境造成污染。

3.2 輔助直流源啟動

3.2.1 風電機組配置儲能

在風電機組層面配置儲能，可以使海上風電機組具備自啟動的能力［30，69］。儲能裝置可通過DC/DC 換流器直接連接至風電機組換流器的直流側(cè)，并通過LSC 為風電機組輔助設(shè)備供電。風電機組層面配置儲能后系統(tǒng)的啟動過程具體為：1）配置了儲能的各臺風電機組首先啟動，風電機組運行于全構(gòu)網(wǎng)型控制模式；2）將各風電機組逐一與匯集系統(tǒng)連接，確保各風電機組之間不會出現(xiàn)環(huán)流；3）在匯集系統(tǒng)啟動后，將未配置儲能的風電機組啟動；4）連接DRU；5）首臺風電機組輸出有功功率；6）連接DRU的濾波器；7）所有風電機組運行于最大功率跟蹤模式。

相比于集中式配置儲能，在風電機組層面配置儲能具有不增加換流平臺、提高風電場啟動靈活性等優(yōu)勢，但對風電機組的空間和尺寸有額外的要求，如何提高儲能的安全可靠性亦是需要解決的重要問題［72］。

3.2.2 使用輔助低壓直流電纜

文獻［70］提出通過輔助低壓直流電纜為海上電網(wǎng)啟動提供能量。該方法在啟動時通過額外的低壓直流電纜將DRU 的直流側(cè)與風電機組換流器的直流側(cè)連接起來，從而使能量可以通過岸上逆變器直接傳輸至海上風電機組。在啟動過程中，為保證DRU 的直流電壓和風電機組直流電壓的匹配，由岸上逆變器控制的直流電壓需要大幅降低至風電機組直流側(cè)電壓等級。在具備啟動能量源后，風電機組、匯集系統(tǒng)以及DRU 的啟動過程和配置儲能裝置的啟動過程類似，這里不再贅述。該方法具有經(jīng)濟性好、無需功率變換裝置等優(yōu)點。但問題在于，在海上無風工況下，風電機組以及匯集系統(tǒng)需要能量源時，岸上逆變器為風電機組再次提供時操作復(fù)雜且不易實施。

表3 總結(jié)對比了DRU-HVDC 系統(tǒng)典型的啟動方案。其中，成熟度一欄“+”數(shù)量越多代表成熟度越高。利用輔助中壓交流臍帶電纜和海上柴油發(fā)電機實現(xiàn)海上風電場的啟動，是目前工業(yè)界最成熟的兩種方法。但當利用輔助中壓交流臍帶電纜啟動時，海上風電送出系統(tǒng)存在交流運行、直流運行以及并聯(lián)運行3 種模式，風電機組的控制策略需具備不同運行模式下的穩(wěn)定工作能力。采用輔助MMC 除了可以提供啟動能量外，還可兼具無功補償、濾波和構(gòu)網(wǎng)控制功能，但會增加換流平臺體積，降低DRU的經(jīng)濟優(yōu)勢。在部分風電機組層面設(shè)置儲能作為一種可分散式提供啟動能量的方案，配合全構(gòu)網(wǎng)型控制具有較高的靈活性，但現(xiàn)有技術(shù)下仍面臨塔筒內(nèi)部安裝空間不足、安全隱患較難克服等問題。

表3 海上風電場啟動方法對比Table 3 Comparison of start-up methods for offshore wind farm

4 技術(shù)展望與熱點問題討論

在學術(shù)研究方面，國內(nèi)外針對遠海風電DRUHVDC 送出系統(tǒng)風電機組控制與啟動方法已取得了一些成果；在應(yīng)用方面，新疆達坂城已規(guī)劃了一個±10 kV/12 MW 的不控整流風電送出示范工程［73］。然而在以下關(guān)鍵問題上仍然有待進一步突破：

1）穩(wěn)定性研究。近年來，海上風電柔性直流送出的振蕩穩(wěn)定性問題已引發(fā)工業(yè)界和學術(shù)界高度關(guān)注［74-75］，引發(fā)振蕩的主要原因在于海上電網(wǎng)換流器之間存在復(fù)雜的交互作用。對于海上風電DRUHVDC 送出系統(tǒng)而言，換流器的交互作用也同樣存在。但不同的是，DRU-HVDC 系統(tǒng)送端換流器是一個電流源換流器，且其交流端口動態(tài)特性無控制系統(tǒng)參與。此外，風電機組換流器運行于構(gòu)網(wǎng)控制模式而非并網(wǎng)模式。文獻［76］雖然對海上風電DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的振蕩穩(wěn)定性進行了前期研究，但仍然局限于少量聚合風電機組的分析，缺少百臺級別的風電機組構(gòu)網(wǎng)型換流器相互作用以及構(gòu)網(wǎng)型風電機組與DRU 相互作用后的系統(tǒng)穩(wěn)定性深入研究。運行點變化、風電機組并網(wǎng)數(shù)量變化等對系統(tǒng)的振蕩穩(wěn)定影響研究并未深入全面。在暫態(tài)穩(wěn)定性研究方面，現(xiàn)有研究主要聚焦在并網(wǎng)型換流器，針對DRU-HVDC 送出系統(tǒng)的構(gòu)網(wǎng)型換流器暫態(tài)穩(wěn)定問題還未開展。但可以預(yù)見的是，在海上電網(wǎng)大擾動后，構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器的頻率控制、Q-f控制、有功電流和無功電流的分配以及故障后DRU 與故障支路的并聯(lián)等效阻抗大小均會對系統(tǒng)暫態(tài)同步穩(wěn)定性產(chǎn)生重要影響。此外，當個別DRU 直流側(cè)故障后，構(gòu)網(wǎng)型風電機組易出現(xiàn)交流過電壓問題，若多構(gòu)網(wǎng)型風電機組同時并聯(lián)運行于限電壓模式，存在環(huán)流以及同步失穩(wěn)等風險?？傊h海風電經(jīng)DRU-HVDC 送出系統(tǒng)存在復(fù)雜的多數(shù)量、多類型換流器相互作用，在研究這些換流器小擾動下如何相互作用、故障下構(gòu)網(wǎng)型風電機組換流器間如何保持暫態(tài)穩(wěn)定等問題時，缺乏有效的基礎(chǔ)理論和分析方法。亟待剖析該系統(tǒng)海上電網(wǎng)穩(wěn)定運行機理、提出適用的穩(wěn)定性分析方法。

2）分散式儲能+構(gòu)網(wǎng)型風電機組研究。分散式儲能和構(gòu)網(wǎng)型控制可使海上風電機組具備自啟動的能力，一定程度模擬同步機的運行特性，但該方案在現(xiàn)有技術(shù)下仍面臨如何縮小儲能體積以及降低安全隱患等挑戰(zhàn)。此外，現(xiàn)有研究在優(yōu)化配置、經(jīng)濟性分析以及可靠性研究方面均存在不足。對于海上風電DRU-HVDC 送出系統(tǒng)而言，針對部分海上風電機組配置儲能雖有解決啟動問題的潛力，但是儲能容量配置方案仍須考慮以下因素：一方面，當風電場處于長時間無風狀態(tài)時，儲能是否能夠持續(xù)為海上風電機組和匯集系統(tǒng)相關(guān)輔助設(shè)備提供能量；另一方面，若儲能容量配置過剩，系統(tǒng)的經(jīng)濟性將受到顯著影響。此外，在惡劣的海上環(huán)境以及困難的維護條件下，如何有效提高分散式儲能和海上風機的協(xié)同運行可靠性也亟待進一步研究。

3）匯集系統(tǒng)頻率方案研究。由于換相電抗（變壓器漏抗）導(dǎo)致DRU 交流電流明顯滯后于交流電壓，使得DRU 工頻、額定功率運行時需要消耗0.4～0.5 p.u.的無功功率。工頻下，配置的大量無功補償裝置將急劇增加海上換流站的體積和重量，削弱DRU-HVDC 送出的經(jīng)濟優(yōu)勢。采用中頻匯集方案不僅可以減小DRU 濾波器的體積，還可以降低換流平臺的建設(shè)成本，進一步提升DRU-HVDC 送出方案的經(jīng)濟性。但是提高運行頻率將導(dǎo)致海纜載流量下降［77-79］。此外，中頻匯集對系統(tǒng)的振蕩穩(wěn)定性以及暫態(tài)穩(wěn)定性影響也還有待進一步研究。

4）DRU 多端系統(tǒng)研究。相比于點對點的直流送出，多端直流送出具有高靈活性、高傳輸可靠性以及低成本等優(yōu)勢［80-81］。當DRU-HVDC 接入多端系統(tǒng)時，如何確保DRU 和多端系統(tǒng)相互作用后系統(tǒng)的穩(wěn)定運行仍需深入研究。此外，為了保證多端直流系統(tǒng)在直流故障后的可靠運行，各換流器配置直流斷路器是潛在的解決方案。但是海上側(cè)直流斷路器的配置將使得投資成本顯著增加、海上平臺建設(shè)愈發(fā)困難。不在海上DRU 側(cè)配置直流斷路器，而通過風電機組自身的控制實現(xiàn)直流故障電流的主動抑制以及海上風電送出的快速恢復(fù)是未來的潛在研究點。

5）DRU-HVDC 技 術(shù) 的 陸 上 應(yīng) 用?！半p 碳”背 景下，國家能源局把以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型風電光伏基地建設(shè)及西電東送工程作為“十四五”新能源發(fā)展的重中之重，正全力推動以上述地區(qū)為重點的大型風光電基地建設(shè)［82］。而在新能源技術(shù)層面，構(gòu)網(wǎng)型新能源在滲透率提升背景下的逐步規(guī)?；瘧?yīng)用呈現(xiàn)不可逆轉(zhuǎn)的趨勢。這些新能源西電東送工程的需求以及構(gòu)網(wǎng)型新能源的快速發(fā)展，使得低成本的DRU-HVDC 技術(shù)在陸上應(yīng)用亦受到空前關(guān)注。但是相比于海上風電送出，DRU-HVDC 用于陸上沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型風電光伏基地送出須額外考慮直流故障穿越問題。在海上風電送出背景下，直流輸電線路為海底電纜，故障率較低，且通常為永久性故障，因此，海上DRU-HVDC 系統(tǒng)對直流故障穿越需求并不高。而當DRU-HVDC 用于陸上新能源送出時，往往采用直流架空線路，系統(tǒng)需具備直流故障穿越能力。在點對點送出系統(tǒng)中，解決DRU-HVDC 直流故障穿越的潛在思路包括：a）新能源故障電流饋入主動控制，直流故障后，送端換流站故障電流主要由交流電流經(jīng)DRU 饋入形成，通過降低新能源輸出電流，可抑制直流故障電流上升甚至將其控制為零；b）通過輔助設(shè)備將DRU 交流側(cè)電壓控制為零，對于DRU 而言，其直流電壓和交流電壓存在強耦合關(guān)系，降低DRU 交流側(cè)電壓可以降低直流電壓，進而減小直流故障電流，潛在的實現(xiàn)方案包括為DRU 交流側(cè)配置輔助靜止同步補償器、在DRU 直流側(cè)串聯(lián)VSC（交流側(cè)兩者為并聯(lián)）、在各橋臂的二極管處反并聯(lián)晶閘管實現(xiàn)交流側(cè)短路［83］等；c）為DRU-HVDC 配置直流斷路器，在直流連續(xù)故障后，跳開直流斷路器實現(xiàn)熄?。?4］，但該方案會不可避免地增加系統(tǒng)投資成本，其與基于全橋型子模塊或者復(fù)合子模塊的柔性直流［85］經(jīng)濟性對比有待進一步研究分析。在多端系統(tǒng)/直流電網(wǎng)中，為提高系統(tǒng)直流故障后的送電可靠性，不管是基于DRU還是MMC 的系統(tǒng)，均可在各線路兩端配置直流斷路器。在此背景下，DRU 系統(tǒng)和MMC 系統(tǒng)的直流故障穿越方案具有相似性。

5 結(jié)語

1）相較于海上風電柔性直流送出，DRUHVDC 送出系統(tǒng)將原交流升壓站改為分布式DRU站，更早地實現(xiàn)交流到直流的轉(zhuǎn)變，從而完全避免了高壓交流匯集電纜以及海上MMC 換流站和換流平臺，有效降低了海上風電送出技術(shù)的投資成本。此外，DRU 的分布式布置使得部分DRU 故障或退出運行時，海上風電仍能通過剩余的非故障DRU 繼續(xù)送出，提高了系統(tǒng)運行的可靠性和靈活性。而分布式DRU 的直流均壓問題可通過DRU 交流側(cè)母線互聯(lián)實現(xiàn)。

2）由于DRU 的不可控特性，構(gòu)建海上電網(wǎng)的任務(wù)須由海上風電機組通過自身的控制實現(xiàn)。相比于風電機組網(wǎng)側(cè)換流器的集中式控制，分散式控制的所有控制變量均為本地采集，具有更高的可行性。全構(gòu)網(wǎng)型的分散式控制同時含有交流電壓控制回路和頻率控制回路，即使在海上風電失去DRU 的交流電壓鉗位作用，海上電網(wǎng)的構(gòu)建仍能通過自身實現(xiàn)。而全構(gòu)網(wǎng)型風電機組的功率送出機理存在以下兩個層面：在風電場-DRU 層面，傳輸?shù)挠泄β嗜Q于海上風電場PCC 電壓的幅值；在風電機組層面，單臺風電機組傳輸至PCC 的有功功率主要取決于風電機組與PCC 之間的相位差，而且在風電機組輸出的有功功率變化過程中，其相位的改變是通過網(wǎng)側(cè)換流器的P-V控制、感性阻抗以及Q-f下垂控制協(xié)同作用完成。不同于全構(gòu)網(wǎng)型控制，半構(gòu)網(wǎng)型控制結(jié)構(gòu)相對簡單，無須改變機側(cè)換流器的控制。但在風電機組離/并網(wǎng)過程中仍需控制策略的切換。此外，由于半構(gòu)網(wǎng)型風電機組沒有電壓環(huán)控制，一旦失去DRU 的交流電壓鉗位作用，構(gòu)網(wǎng)的維持需要借助外部設(shè)備或者方式實現(xiàn)。

3）由于DRU 的單向?qū)ㄌ匦?，DRU-HVDC 無法像柔性直流那樣將岸上電網(wǎng)功率反送至海上風電場，為其提供啟動能量。利用輔助中壓交流臍帶電纜啟動技術(shù)相對成熟，但仍然需要解決好啟動過程中交流運行、直流運行以及并聯(lián)運行模式的無縫穩(wěn)定切換問題。而在部分風電機組層面配置儲能并采用全構(gòu)網(wǎng)型風電機組具有較高的靈活性，但現(xiàn)有技術(shù)下仍面臨風電機組塔筒內(nèi)部安裝空間不足、儲能安全隱患較難克服等問題。

4）穩(wěn)定性研究、儲能配置規(guī)劃、匯集系統(tǒng)頻率方案以及“沙漠、戈壁、荒漠”地區(qū)的新能源送出應(yīng)用等將是未來值得探索的研究方向。