風(fēng)電接入真雙極MMC-MTDC系統(tǒng)直流故障穿越協(xié)調(diào)控制策略

王振浩，李金倫，王欣鐸，王尉，李國慶

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

0 引 言

為實現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和的發(fā)展目標(biāo)，減少火力發(fā)電的占比，風(fēng)電近年來已引起廣泛的關(guān)注[1-2]。而柔性直流輸電技術(shù)由于具有有功功率、無功功率解耦控制及供電可靠性高等特點，目前已成為大規(guī)模風(fēng)電遠(yuǎn)距離外送的有效途徑[3-6]。

基于模塊化多電平換流器的柔性直流輸電(modular multilevel converter based high voltage direct current, MMC-HVDC)系統(tǒng)須具備直流故障處理能力以保證可靠運行[7]。隨著直流斷路器(direct current circuit breaker, DCCB)研究的不斷深入，工程上目前已實現(xiàn)其6 ms故障隔離[8]。待故障隔離后，若不采取控制措施將存在大量不平衡功率，嚴(yán)重危害系統(tǒng)的安全運行，為此國內(nèi)外學(xué)者對系統(tǒng)內(nèi)不平衡功率的消納展開了深入的研究。

文獻(xiàn)[9]分析了當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生雙極短路故障時，通過利用風(fēng)電場與換流站間的協(xié)調(diào)配合實現(xiàn)故障穿越。文獻(xiàn)[10]通過設(shè)計DCCB，直流側(cè)耗能電阻以及風(fēng)電場側(cè)制動電阻間的控制策略，并配合風(fēng)電場的降壓減載實現(xiàn)故障穿越。文獻(xiàn)[11]通過混合型MMC的零直流電壓控制有效阻斷故障電流，并針對不同工況調(diào)整對應(yīng)的控制策略及其參數(shù)。但文獻(xiàn)[9-11]均在二端雙極MMC-HVDC系統(tǒng)場景下進行故障穿越，多端柔直系統(tǒng)控制策略的有效性有待進一步驗證。由于真雙極柔直系統(tǒng)具有正負(fù)極獨立運行的特點，在張北實際工程中就采用此聯(lián)結(jié)方式[12]。為充分發(fā)掘正負(fù)極間配合的發(fā)展?jié)摿?，文獻(xiàn)[13]針對于單極線路停運、單極換流站退出運行的情況設(shè)計了換流站間功率轉(zhuǎn)帶控制策略，但其未接入風(fēng)電場，且并未對功率轉(zhuǎn)帶不充足情況進行深入分析。文獻(xiàn)[14]針對系統(tǒng)內(nèi)不同故障位置所產(chǎn)生的不平衡功率分別進行了研究，并設(shè)計了相應(yīng)的控制策略。但上述研究在故障穿越期間，其送端故障極換流站有功類控制由定頻率控制切換至定有功功率控制，存在調(diào)節(jié)指令更新不及時進而影響到送端雙極換流站間有功功率的分配。此外，在故障期間通過投入耗能電阻可快速消納系統(tǒng)內(nèi)不平衡功率，其中文獻(xiàn)[15]利用耗能電阻與風(fēng)機內(nèi)部斬波電阻相互配合實現(xiàn)故障穿越。文獻(xiàn)[16]通過精確投切交流耗能電阻以實現(xiàn)系統(tǒng)交直流故障穿越。考慮到耗能電阻本身需要散熱，上述研究只適用于瞬時性故障，且投入耗能電阻雖然能消納故障極不平衡功率，但對非故障極產(chǎn)生了較大功率消耗。

基于以上研究背景，本文首先介紹由半橋型MMC和直驅(qū)永磁同步發(fā)電機(direct-drive permanent magnet synchronous generator, PMSG)構(gòu)成的風(fēng)電經(jīng)真雙極柔直并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及運行方式，并分析系統(tǒng)的故障特性。根據(jù)換流站的功率裕度將不平衡功率分為自消納及協(xié)同消納情況。針對于協(xié)同消納情況提出換流站與耗能電阻間的協(xié)調(diào)控制策略，并設(shè)計耗能電阻投入、切除控制判據(jù)，有效提高換流站功率轉(zhuǎn)帶及故障穿越能力。最后，在PSCAD中搭建四端MMC-HVDC系統(tǒng)的仿真模型，并驗證所提協(xié)調(diào)控制策略的有效性。

1 風(fēng)電經(jīng)MMC-MTDC系統(tǒng)并網(wǎng)的結(jié)構(gòu)及運行方式

本文所提柔直系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示，主要包括由PMSG構(gòu)成的風(fēng)電場、交流耗能電阻、風(fēng)電場側(cè)MMC(wind farm MMC, 即WFMMC1及WFMMC2)以及交流系統(tǒng)側(cè)MMC(grid side MMC, 即GSMMC3及GSMMC4)。其中交流耗能電阻通過每相晶閘管串聯(lián)多組耗能電阻R及其開關(guān)Sk組成。WFMMC1和WFMMC2采用有功功率-頻率下垂控制及定交流電壓控制確保風(fēng)電場的穩(wěn)定輸出。GSMMC3(原定功率站)及GSMMC4(原定直流電壓站)均采用有功功率-直流電壓下垂控制及定無功功率控制[17]。

由于圖1采用真雙極接線方式，其包括正極運行層、負(fù)極運行層和金屬回線層，正負(fù)極均可獨立運行。當(dāng)換流站正、負(fù)極因單極短路接地故障不能正常進行功率傳輸時，將原本風(fēng)電場向兩換流站輸送的均等功率進行重新分配。根據(jù)實際換流站的功率裕度、容量以及故障點位置，本文選取WFMMC2進行功率轉(zhuǎn)帶，其具體的功率轉(zhuǎn)帶如圖1所示。

圖1 風(fēng)電經(jīng)真雙極MMC-MTDC系統(tǒng)并網(wǎng)結(jié)構(gòu)

2 故障特性及不平衡功率分析

當(dāng)發(fā)生單極接地故障時，子模塊電容及交流側(cè)會快速向直流系統(tǒng)饋入電流，產(chǎn)生短暫過電流。同時引發(fā)交流側(cè)并網(wǎng)點電壓降低，危及風(fēng)機安全運行。因此，在MMC閉鎖前利用DCCB及時隔離故障，然后進行功率轉(zhuǎn)帶。換流站有功功率裕量ΔPre的表達(dá)式為：

(1)

式中：Sn為換流站額定容量；Pop、Qop分別為正常運行時單極換流站的有功功率和無功功率。

根據(jù)現(xiàn)有設(shè)備制造水平，±500 kV直流斷路器長期允許通過的最大電流為3 kA。若直流線路上出現(xiàn)的故障不會引起同極其他非故障線路電流超過額定載流量，則應(yīng)保證換流站間不進行功率轉(zhuǎn)帶，因此需對功率轉(zhuǎn)帶量乘以安全系數(shù)I′s以起到控制作用，其表達(dá)式為：

(2)

(3)

(4)

當(dāng)直流線路因故障退出運行后，可能導(dǎo)致其他直流線路電流超過額定載流量進而引發(fā)連鎖故障。為避免出現(xiàn)上述情況，將直流線路上電流越限部分的功率視作不平衡功率。本文由于所設(shè)置的故障點位置，其不平衡功率位置在正極換流站1和4間的直流線路上。因此，故障隔離后故障極需消納的不平衡功率Pref1的表達(dá)式為：

Pref1=max(Iw1+Iw2-Imax,0)kUdcI′s

(5)

式中：Iw1、Iw2分別為正常運行時送端換流站1和2輸出的穩(wěn)態(tài)電流值(本文以正極發(fā)生故障為例，具體位置及參考方向詳見圖1)；k為考慮換流器損耗后的系數(shù)；Udc為直流系統(tǒng)電壓值，本文取500 kV。

故障極換流站目標(biāo)功率值Paim表達(dá)式為：

(6)

式中：Pwindi(i=1, 2)表示正常情況下風(fēng)電場i向WFMMCi輸送的功率。

因此，通過比較ΔPre與Pref1大小，將系統(tǒng)內(nèi)不平衡功率的消納分成以下2種情況。

情況1：自消納情況，即非故障極換流站能完全轉(zhuǎn)帶故障極換流站的不平衡功率，避免耗能電阻投入。在自消納情況下，功率轉(zhuǎn)帶量Pref1與非故障極有功功率裕量ΔPre最大值(即Qop=0時所對應(yīng)的ΔPre)應(yīng)滿足：

ΔPre≥Pref1

(7)

情況2：協(xié)同消納情況，即非故障極換流站無法完全轉(zhuǎn)帶故障極換流站的不平衡功率，Pref1與ΔPre最大值的關(guān)系無法滿足式(7)，此時應(yīng)合理投入耗能電阻并與功率轉(zhuǎn)帶相互配合。

此情況下需投入的耗能電阻組數(shù)Nski應(yīng)滿足的表達(dá)式為：

(8)

由于耗能電阻裝設(shè)在換流站交流母線出口處，因此投入Nski組耗能電阻對送端雙極換流站所消耗的有功功率Pfn應(yīng)滿足的表達(dá)式為：

(9)

考慮到耗能電阻投入，故障極轉(zhuǎn)帶功率Pref2的表達(dá)式為：

(10)

針對上述2種情況，當(dāng)處于情況1時無論故障性質(zhì)如何，均不需要調(diào)整故障極轉(zhuǎn)帶功率Prefi。而當(dāng)系統(tǒng)處于情況2時，如果故障為永久性故障需采用風(fēng)機切機。此時故障極轉(zhuǎn)帶功率Pref3的表達(dá)式為：

(11)

因此，對于與過載線路同極的送端換流站，該換流站與另一極換流站應(yīng)遵循的功率轉(zhuǎn)帶的表達(dá)式為：

(12)

式中：Pref0表示正常情況下單極換流器的功率參考值；Prefi(i=1, 2, 3)表示故障情況下功率轉(zhuǎn)帶參考值；Pref_n、Pref_f分別表示故障情況下非故障極和故障極功率參考值。

本文以方法1(只投入耗能電阻)、方法2(只進行功率轉(zhuǎn)帶)和方法3(自消納及協(xié)同消納)進行對比。當(dāng)故障極換流站1和2上網(wǎng)功率Pf1和Pf2滿足：

Pf1+Pf2≤ImaxkUdcI′s=1 560 MW

(13)

此時通過同極線路間功率轉(zhuǎn)移即可實現(xiàn)故障穿越。當(dāng)故障極實際上網(wǎng)功率無法滿足式(13)時，對于方法1，由于耗能電阻的安置位置在交流母線處，因此對雙極換流站產(chǎn)生相等的功率損耗。

針對方法1，可得到投入N(N=1,…,4)組電阻邊界條件表達(dá)式為：

Pf1+Pf2=ImaxkUdc+0.5PRNski

(14)

方法2(N=0)及方法3(N=0, 1, 2)的邊界條件表達(dá)式為：

Pf1+Pf2=0.5(Sn1+Sn2+ImaxkUdc)+0.5PRNski

(15)

式中：Sn1、Sn2分別為換流站1和2的額定容量。

將換流器的容量作為不等約束條件，根據(jù)式(14)和(15)，得到風(fēng)電場不同上網(wǎng)功率下系統(tǒng)的故障穿越安全裕度分析圖，如圖2所示。

圖2 不同方法下系統(tǒng)的故障穿越安全裕度分析

圖2(a)中，Ⅰ區(qū)域表示同極線路功率轉(zhuǎn)移；Ⅱ—Ⅵ區(qū)域分別表示投入1～5組耗能電阻。圖2(b)中Ⅰ區(qū)域與(a)相同；Ⅱ區(qū)域表示換流站間功率轉(zhuǎn)帶(方法2和3)；Ⅲ—Ⅴ區(qū)域分別表示投入1～3組耗能電阻(方法3)。

通過圖2(b)中與2(a)中對應(yīng)區(qū)域的對比可以看出，采用方法2和3有效減少了耗能電阻的投入數(shù)量，可以實現(xiàn)對故障極不平衡功率的精確消納，且通過功率轉(zhuǎn)帶可以緩解非故障極換流站部分功率缺額。此外，解決了方法2造成非故障極換流站過載的情況。對于系統(tǒng)滿載，采用方法3可預(yù)先投入3組耗能電阻以提高換流站自身的功率裕度，并配合功率轉(zhuǎn)帶實現(xiàn)故障穿越。

為進一步分析所提方法的有益性，本文在瞬時性故障下針對方法1及方法3進行對比，其受端換流站相同控制下的仿真如圖3所示。

圖3 不同方法下非故障極直流電網(wǎng)電壓對比

圖3是以非故障極換流站上網(wǎng)功率之和為2 000 MW及滿功率運行為例進行的仿真。由圖3可以看出，隨著實際上網(wǎng)功率的不斷增大以及投入電阻數(shù)量的不斷增加，在故障穿越期間，方法1非故障極直流電網(wǎng)電壓短期內(nèi)呈欠壓波動趨勢。而采用方法3通過轉(zhuǎn)帶彌補了部分投入電阻造成的非故障極功率缺額，電壓呈現(xiàn)穩(wěn)定趨勢。

3 直流故障穿越協(xié)調(diào)控制策略

3.1 送端換流站控制策略

在正常情況下，正負(fù)極換流站由于拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)、參數(shù)及控制方式均相同，所以風(fēng)電場向兩換流站輸送相同的有功功率，因此兩換流站可視為采用相同的下垂曲線。

為實現(xiàn)功率轉(zhuǎn)帶，在保證下垂系數(shù)固定的情況下，調(diào)整轉(zhuǎn)帶功率參考值Pref_i，使換流站P-f下垂曲線進行左右平移的方式。此時下垂特性曲線表達(dá)式為：

(16)

式中：P為MMC網(wǎng)側(cè)交流有功功率；f為MMC網(wǎng)側(cè)電壓頻率；fo為交流電網(wǎng)基準(zhǔn)頻率；km為下垂系數(shù)；fref_f、fref_n分別為故障情況下故障極和非故障極頻率參考值。

通過式(16)得到其參考相位θ的表達(dá)式為：

(17)

將生成的參考相位θ代入到相應(yīng)的控制器中，其具體控制框圖如圖4所示，通過改變Pref_i即可實現(xiàn)換流站間的功率轉(zhuǎn)帶。

圖4 送端非故障極換流站控制框圖

3.2 受端換流站的控制策略

當(dāng)直流側(cè)發(fā)生接地故障后，由于接地點的存在降低了系統(tǒng)的直流電壓，且故障極轉(zhuǎn)帶部分功率。根據(jù)受端換流站等效電容電壓幅值與其兩側(cè)流入流出的功率表達(dá)式(18)可知故障極直流電壓在故障穿越期間呈欠壓狀態(tài)。

(18)

式中：C為受端換流站的等效電容；Pdc為流入受端換流站的有功功率；Pac為流出受端換流站的有功功率。

由于現(xiàn)有功率轉(zhuǎn)帶相關(guān)的文獻(xiàn)將研究的重點放在送端換流站控制上，而忽略了轉(zhuǎn)帶過程中系統(tǒng)直流電壓的大幅度波動，其受端換流站均采用主從控制方式，存在系統(tǒng)傳輸功率動態(tài)調(diào)節(jié)能力不足、系統(tǒng)功率變化易引起較大直流電壓波動等缺點[18-19]。為比較主從控制和P-Vdc下垂控制下直流電壓的調(diào)節(jié)能力，在相同外環(huán)參數(shù)情況下的仿真對比如圖5所示。

圖5 不同控制策略下故障極直流電網(wǎng)電壓對比

通過上述仿真對比能看出，采用P-Vdc下垂控制能有效改善故障極在故障穿越期間直流電壓，其原定功率站的控制框圖如圖6所示。

圖6中，Pvi(i=3, 4)和Pvrefi分別表示受端換流站i輸出功率及其參考值；Udci(i=3, 4)和Udcrefi分別表示受端換流站i直流電壓及其參考值；Kv表示直流電壓斜率系數(shù)，其具體表達(dá)式參見文獻(xiàn)[20]。

圖6 有功功率-電壓下垂控制框圖

為保證故障極在故障穿越期間的功率平衡，此時需要將其待轉(zhuǎn)帶量Pref1考慮進去。因此，原定直流電壓站有功功率參考值Pvref4的表達(dá)式為：

(19)

式中：Pvref3表示原定功率站功率參考值；Ploss表示系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)損耗。但由于采用P-Vdc下垂控制存在穩(wěn)態(tài)時動態(tài)傳輸功率偏差較大的問題，本文通過在故障穿越前后將故障極原定功率站下垂系數(shù)調(diào)整至1以保證功率的傳輸，在故障穿越期間將其調(diào)整至Kv以改善直流電壓調(diào)節(jié)能力。

3.3 耗能電阻投入及切除控制策略

當(dāng)直流側(cè)發(fā)生永久性故障時，通過風(fēng)機切機來降低送端功率是常用的技術(shù)手段。但由于切機延時至少為150 ms[16,21]，本文通過在交流側(cè)投入耗能裝置以消納部分不平衡功率。

耗能電阻的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示，其投入策略如圖7所示。其中Pth和Pm分別表示換流站功率上限閾值與實際值；Idcmin和Idc分別表示系統(tǒng)內(nèi)電流的下限閾值與實際值；Udcmin和Udc分別表示系統(tǒng)內(nèi)電壓的下限閾值與實際值；Tas為耗能電阻所連晶閘管觸發(fā)信號；Ski表示與電阻Rmax串聯(lián)開關(guān)的控制信號。

圖7 耗能電阻投入控制策略

通過將WFMMC的直流電壓及電流與其對應(yīng)閾值作比較。同時在功率轉(zhuǎn)帶過程中為避免非故障極嚴(yán)重過載，當(dāng)換流站功率實際值大于閾值時，判定系統(tǒng)發(fā)生直流故障，觸發(fā)耗能電阻所連晶閘管導(dǎo)通。通過式(8)計算耗能電阻需投入對應(yīng)組數(shù)并控制對應(yīng)Ski觸發(fā)以吸收有功功率。

耗能電阻的分組退出策略如圖8所示。P′wref和P′w分別表示預(yù)計減載后的風(fēng)電場有功參考值和實際輸出值；Pwth表示設(shè)定的有功閾值；k表示切機后輸出功率是否達(dá)到預(yù)設(shè)值。

圖8 耗能電阻切除控制策略

需根據(jù)故障實際情況在合理的時間點分批次退出耗能電阻。當(dāng)故障為瞬時性故障時，此時斷路器重合閘后系統(tǒng)內(nèi)直流電流能夠滿足條件，耗能電阻依次退出運行。當(dāng)故障為永久性故障時，此時滿足k=1時，耗能電阻依次退出運行。具體流程如圖9所示。

圖9 直流故障穿越基本流程

4 仿真驗證

本文在PSCAD中搭建如圖1所示的真雙極四端系統(tǒng)仿真模型，對自消納和協(xié)同消納情況及不同故障性質(zhì)下的直流故障穿越策略進行了驗證。其中風(fēng)電場1和2的容量分別為1 500、3 000 MW，均由PMSG單機聚合模型組成，并在交流并網(wǎng)出口處分別裝設(shè)5組和10組每組總耗散功率為300 MW的耗能裝置，其具體仿真參數(shù)詳見表1。

表1 柔直系統(tǒng)換流站參數(shù)

4.1 自消納情況仿真驗證

為驗證在自消納情況下的有效性，設(shè)定正常情況下，風(fēng)電場1和2輸送功率分別為1 300、2 400 MW，GSMMC3下網(wǎng)功率為2 800 MW。設(shè)置t=2.000 s時，WFMMC2與GSMMC3之間的正極直流輸電線路發(fā)生永久性單極短路接地故障，待故障持續(xù)6 ms后，DCCB隔離故障并實施該控制策略，待t=2.306 s故障線路兩端DCCB實現(xiàn)重合閘[22]。為方便比較，本文以方法1和3進行對比。

圖10表示2種消納方法下系統(tǒng)的仿真對比。圖中PXYZ表示第X個換流站交流輸入功率，Y表示故障極或非故障極(即f為故障極，n為非故障極)，Z表示不同消納方法(即R表示投入耗能電阻，T表示功率轉(zhuǎn)帶，R-T表示自消納及協(xié)同消納)。

圖10 自消納情況下永久性故障仿真對比

圖10(c)和(d)中，T1表示投入耗能電阻時段，T2表示風(fēng)機切機時段，T3表示耗能電阻退出后功率恢復(fù)時段。

通過仿真對比能看出，在只投入耗能電阻的情況下，系統(tǒng)故障極實際不平衡功率約為296.4 MW，此情況下耗能電阻需投入2組，通過投入耗能電阻以減少故障范圍，如圖10(b)及(c)、(d)中綠色虛線T1時段所示。但與此同時對非故障極造成了不必要的功率損耗，且后續(xù)需切除與所投入耗能電阻近似相等的風(fēng)機功率，如圖10(a)及(c)、(d)中綠色虛線T2時段所示。而采用本文方法選取WFMMC2進行功率轉(zhuǎn)帶，非故障極換流站主動承擔(dān)了故障極全部的不平衡功率，如圖10(c)和(d)中紅色實線所示，有效避免了投入耗能電阻以及風(fēng)機切機。

4.2 協(xié)同消納情況仿真驗證

本節(jié)從故障性質(zhì)角度對協(xié)同消納情況進行了分析，具體仿真算例如下。

4.2.1 瞬時性故障仿真分析

為驗證在協(xié)同消納情況下的有效性，設(shè)定正常情況下，風(fēng)電場1和2輸送功率分別為1 400、2 800 MW，GSMMC3下網(wǎng)功率為2 800 MW。設(shè)置t=2 s時，WFMMC2與GSMMC3之間的正極直流輸電線路發(fā)生瞬時性單極短路接地故障且持續(xù)0.2 s。由于非故障極換流站的功率裕度有限，因此在調(diào)整換流站有功功率參考值的同時投入耗能電阻以減輕對系統(tǒng)造成的影響。為便于比較，本文以方法2和3進行仿真對比。圖11給出了2種消納方法下系統(tǒng)的仿真對比。

圖11(b)中，T1表示功率轉(zhuǎn)帶與耗能電阻協(xié)同消納時段，T2表示結(jié)束轉(zhuǎn)帶后功率恢復(fù)時段，T3及T4分別表示退出一組耗能電阻時段。

通過仿真對比看出，在WFMMC2只進行功率轉(zhuǎn)帶的情況下，功率轉(zhuǎn)帶量約為546 MW，非故障極換流站承受的有功功率明顯超過換流站自身額定容量，如圖11(b)中綠色虛線所示，且隨著非故障極有功功率的不斷流入造成直流電壓不斷升高，如圖11(c)中紅色虛線所示。在采用功率轉(zhuǎn)帶與耗能電阻協(xié)同配合的情況下，調(diào)整WFMMC2兩極換流站功率轉(zhuǎn)帶參考值并觸發(fā)耗能電阻投入，如圖11(d)中虛線所示。此時流入非故障極換流站有功功率低于換流站額定功率，且非故障極直流電壓在允許范圍內(nèi)進行波動，避免了非故障極換流站過載實現(xiàn)直流故障穿越。此外，通過圖11(e)中藍(lán)色及紅色實線分析可知，故障穿越前后通過調(diào)整GSMMC3的P-Vdc下垂系數(shù)至1可以保證功率的正常傳輸。

圖11 協(xié)同消納情況下瞬時性故障仿真對比

4.2.2 永久性故障仿真分析

為驗證該故障下協(xié)調(diào)策略的有效性。設(shè)置t=2 s時，WFMMC2與GSMMC3間的正極直流輸電線路發(fā)生永久性單極短路接地故障，其他參數(shù)與瞬時性故障相同。為便于比較，本文以切機后是否調(diào)整功率參考值進行對比。圖12為永久性故障下采用控制策略前后仿真對比。圖中Ixyf/nb(即圖中虛線)和Ixyf/na(即圖中實線)分別表示控制前、后某極第x個換流站向第y個換流站傳輸?shù)碾娏鳌?/p>

通過仿真對比能看出，在不調(diào)整WFMMC2的功率參考值情況下，風(fēng)機切機后換流站間功率轉(zhuǎn)帶量約為246 MW，雖然避免了非故障極換流站過載，但I(xiàn)14fb電流值約為3.1 kA，超過了線路額定載流量，如圖12(d)中藍(lán)色虛線所示。為避免上述情況的發(fā)生，隨著風(fēng)機輸出功率的變化，換流站有功功率參考值須做出進一步調(diào)整(即功率轉(zhuǎn)帶量約為323 MW)以減少系統(tǒng)內(nèi)不平衡功率，有效避免故障極線路電流越限，如圖12(d)中藍(lán)色實線所示。在此過程中，風(fēng)機共計切除444 MW有功功率?？紤]到存在切機延遲，因此系統(tǒng)在t=2.315 s發(fā)送切機命令并在t=2.465 s進行切機。非故障極換流站通過P-f下垂控制主動調(diào)節(jié)風(fēng)電場輸送功率，最終實現(xiàn)滿載運行，如圖12(c)中紅色實線所示。

圖12 協(xié)同消納情況下永久性故障仿真對比

5 結(jié) 語

本文分別對自消納及協(xié)同消納情況，采取不同的控制手段有效降低故障影響范圍。根據(jù)仿真結(jié)果得出如下結(jié)論：

(1)在故障穿越期間，受端換流站通過采用P-Vdc下垂控制可改善故障極直流電壓動態(tài)調(diào)節(jié)能力。在故障穿越前后，通過調(diào)整下垂系數(shù)可保證功率的正常傳輸。

(2)自消納情況下，在不改變送端換流站原有控制方式前提下使非故障極換流站自主消納不平衡功率，耗能電阻及風(fēng)電場無需參與功率調(diào)節(jié)即可實現(xiàn)直流故障穿越。

(3)協(xié)同消納情況下，故障初期通過換流站功率轉(zhuǎn)帶與耗能電阻配合，與單一方法相比既減少了非故障極換流站的功率缺額且系統(tǒng)直流電壓更穩(wěn)定，同時避免了非故障極換流站功率過載的發(fā)生。當(dāng)判定系統(tǒng)發(fā)生瞬時性故障后，耗能電阻分批次退出運行。當(dāng)判定系統(tǒng)發(fā)生永久性故障后，通過風(fēng)機切機方式從源側(cè)減少一部分不平衡功率。

本文重點研究了四端MMC-HVDC風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)中換流站間功率轉(zhuǎn)帶及耗能電阻與功率轉(zhuǎn)帶間的協(xié)調(diào)控制策略，后續(xù)進一步研究風(fēng)電場減載及三者間的協(xié)調(diào)配合。