海上風電經(jīng)柔直送出系統(tǒng)受端交流故障聯(lián)合穿越控制策略

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 電氣工程學院，江蘇 南京210096）

0 引言

隨著我國“雙碳目標”的提出，風電、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。我國海上風資源豐富且穩(wěn)定，近年來海上風電發(fā)展迅速[1]～[3]。2021年全球海上風電新增裝機容量為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電遠距離輸送的有效方式[6]。由于海上風電經(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。

一種方案是采用風機或柔直系統(tǒng)控制策略來調(diào)整傳輸功率，風機可通過超速、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恢復法，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)于風電場降壓減載法的研究，未充分考慮故障穿越曲線對風電場低壓運行的電壓指令和持續(xù)時間的限制，忽略了風電場降壓減載裕度的影響。根據(jù)風電并網(wǎng)導則，當并網(wǎng)點交流電壓跌落時，風電并網(wǎng)系統(tǒng)在0.2p.u.電壓工況下應保持至少625ms不脫網(wǎng)運行[12]。風電場降壓過多或低壓運行時間過長，均可能導致風機脫網(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電柔直送出系統(tǒng)聯(lián)合穿越控制技術(shù)受到學術(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電場減載控制策略，風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]針對控制延時導致的直流過壓問題，提出一種送端風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]考慮風電場并網(wǎng)導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，但未考慮風電場自身減載能力的控制裕度。當風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電場的過流問題，因而須要準確把握降壓指令與送端風電場交流電流、柔直系統(tǒng)直流電壓的關(guān)聯(lián)性。

本文針對海上風電柔直送出系統(tǒng)的受端交流故障問題，提出了基于風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場降壓減載法。針對風電場故障全過程控制策略的研究，根據(jù)風電并網(wǎng)導則確定風電場穩(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)故障時海上風電柔直送出系統(tǒng)的過電壓機理

1.1 系統(tǒng)拓撲

海上風電場柔性直流送出系統(tǒng)主要包括海上風電場、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置于風電場匯集出口處。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。考慮通訊延時及風機自身機械慣性限制，海上風電場不能快速減載，大量有功盈余將導致直流電壓抬升。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 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，相當于在海上風電場匯集點人為設置電壓跌落故障，此時海上風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3個 階 段[24]。穩(wěn)態(tài)時，風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；故障恢復時，風電場有功以不低于0.2p.u./s的速率進行功率恢復，且無功功率很快恢復至穩(wěn)態(tài)初值（輸出為零）?；诖?，構(gòu)建風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 電場故障穿越階段的有功功率和無功功率；PRecovery和QRecovery分別為風電場故障恢復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為機組有功恢復速率；tclear為故障清除的時間。

3.2 考慮風場降壓減載最大裕度的直流耗能裝置配置方案

根據(jù)風電并網(wǎng)導則，風電場必須具備一定的故障穿越能力。當電壓跌落時，風電場在0.2p.u.標稱電壓條件下需保持不脫網(wǎng)運行625ms。考慮低 電 壓 穿 越（Low Voltage Ride Through，LVRT）曲線的風電場降壓穩(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，風電機組可能越限而切出，影響系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。先將風電場降壓減載運行的最低電壓值設置為0.2p.u.，再對風電場降壓減載運行裕度進行計算。設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.，理論計算出風電場運行在0.2p.u.標稱電壓時的有功功率為0.159p.u.，即風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場側(cè)電壓突降的同時，還要避免風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場降壓減載法和直流耗能裝置的配合動作，設計了如圖6所示的送端風電場、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）獲取風場的降壓值，此時風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)的直流電壓恢復正常，送端換流站恢復風電場交流電壓。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電柔直送出工程。送端1100MW風電集群包括3個海上風電場，分別為三峽如東H6風電場 （400MW）、中廣核如東H8風電場（300 MW）和三峽如東H10風電場（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，海上風電場采用直驅(qū)風機，受端系統(tǒng)采用500kV交流電源和阻抗進行等效。當研究關(guān)注風電場的外特性時，為減少系統(tǒng)建模難度和仿真時間，假設場內(nèi)所有風機的運行狀態(tài)一致，采用單機等值模型表征風電場。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 海上風電場基本參數(shù)Table2 Parameters of offshore wind farms

表3 海上風電柔直送出系統(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。控制策略配置情況參數(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)，大量風電功率無法通過受端換流站輸出，將導致直流系統(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.），導致柔直換流站保護動作而閉鎖。在送端風電場側(cè)，由于柔直系統(tǒng)的解耦作用，風場側(cè)無法直接感知受端電網(wǎng)故障，故風電場維持有功功率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。海上風電場側(cè)出口處電壓由220kV降至并網(wǎng)導則規(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。送端風電場電壓由220kV降至118.93kV，通過降壓實現(xiàn)風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，送端風電場電壓由220kV降至118.93kV，該故障場景下風電場同樣能夠?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)恢復穩(wěn)定；當故障時間設置為0.8s時，系統(tǒng)過電壓持續(xù)時間和恢復時間均較長，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中的風電場穩(wěn)定運行域，風電場在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，設置的0.8s未越限，故該場景下風電場不會脫網(wǎng)運行。因此，在風電場不脫網(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??；故障持續(xù)時間越長，柔直系統(tǒng)的直流電壓恢復時間越長。

5 結(jié)論

針對海上風電柔直送出系統(tǒng)的受端交流故障，本文提出了一種風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通過理論推導送端系統(tǒng)交流電壓與風場側(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電場降壓減載法。

②根據(jù)風電并網(wǎng)導則確定風場降壓減載法的穩(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。