王振浩，王欣鐸，李金倫，李國(guó)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(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（東北電力大學(xué)），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(jiǎn)稱“柔直”）輸電具備控制方式靈活、無(wú)需強(qiáng)電網(wǎng)支撐以及可實(shí)現(xiàn)多電源供電和多落點(diǎn)受電等獨(dú)特的技術(shù)優(yōu)勢(shì)［1］，成為大規(guī)模風(fēng)電多區(qū)域匯集、遠(yuǎn)距離輸送的有效方案。

近年來(lái)，大規(guī)模風(fēng)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(guān)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(guò)線路擴(kuò)散到整個(gè)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(fēng)電場(chǎng)在故障期間仍會(huì)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(dǎo)致直流電壓在數(shù)十毫秒內(nèi)越過(guò)安全界限，觸發(fā)過(guò)電壓保護(hù)，進(jìn)而導(dǎo)致?lián)Q流站閉鎖，對(duì)整個(gè)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(yùn)行是風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)外送方案面臨的關(guān)鍵問(wèn)題之一。

目前針對(duì)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(fēng)電場(chǎng)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(cè)，其單組容量越小，功率控制精度越高，電阻投切對(duì)直流電壓的沖擊越小，但工程成本也會(huì)相應(yīng)提高。早期的直流耗能裝置［6-7］一般采用多個(gè)絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）與耗能電阻串聯(lián)組成，裝設(shè)在直流線路上，通過(guò)設(shè)定直流電壓上下閾值的方式來(lái)控制其投切以耗散故障導(dǎo)致的不平衡能量，但隨著直流電網(wǎng)電壓等級(jí)的提高，對(duì)IGBT串聯(lián)閥提出更高的技術(shù)要求。為了解決IGBT直接串聯(lián)帶來(lái)的技術(shù)問(wèn)題，文獻(xiàn)［8-9］提出了模塊化耗能裝置的方案，每一個(gè)耗能裝置模塊都可獨(dú)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(jià)。文獻(xiàn)［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(fù)雜。近年來(lái)，針對(duì)風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略的研究也取得較大進(jìn)展。文獻(xiàn)［11-12］提出基于快速通信法的風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略，但該策略對(duì)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(xiàn)［13-14］提出了降低風(fēng)電場(chǎng)側(cè)電壓和升高風(fēng)電場(chǎng)側(cè)頻率兩種無(wú)需通信的風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略，當(dāng)送端換流站采用交流電壓?jiǎn)伍]環(huán)控制時(shí)，降壓法可以快速響應(yīng)，但該策略下風(fēng)電場(chǎng)快速降載可能會(huì)導(dǎo)致?lián)Q流站閉鎖；而升頻法要求風(fēng)電機(jī)組具有快速的頻率響應(yīng)特性，且頻率的快速變化可能造成風(fēng)電場(chǎng)脫網(wǎng)［15］。文獻(xiàn)［16］在提出故障后提高風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速降低機(jī)組有功出力的控制策略，但因風(fēng)力機(jī)慣性較大，該控制策略難以快速降載，在面對(duì)嚴(yán)重的故障場(chǎng)景時(shí)，難以單獨(dú)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(jià)、占地面積、散熱成本都是該方法面臨的主要問(wèn)題。風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略雖能夠節(jié)約造價(jià)和占地，但一般存在響應(yīng)時(shí)間較長(zhǎng)、降載效果有限的缺陷，難以單獨(dú)完成受端交流故障的穿越。因此，針對(duì)大規(guī)模風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)的場(chǎng)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(xì)分析了受端交流故障下柔直電網(wǎng)的暫態(tài)過(guò)電壓機(jī)理，其次根據(jù)故障期間直流電壓的表達(dá)式提出一種具備限壓功能的自適應(yīng)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(jìn)行了對(duì)比分析；隨后給出ANLM策略與風(fēng)電機(jī)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(chǔ)能潛力和風(fēng)電機(jī)組的自身響應(yīng)，不增設(shè)額外設(shè)備，大大地降低了穿越成本。最后，在PSCAD 仿真軟件中，構(gòu)建了風(fēng)電經(jīng)四端柔直組網(wǎng)系統(tǒng)的仿真模型，對(duì)所提策略的有效性進(jìn)行了驗(yàn)證。

1 大規(guī)模風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)和MMC基本工作原理

1.1 大規(guī)模風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

基于永磁同步發(fā)電機(jī)（permanent magnet synchronous generators，PMSG）的大規(guī)模風(fēng)電場(chǎng)經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)采用運(yùn)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(jié)構(gòu)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(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 MMC基本結(jié)構(gòu)圖Fig. 2 Basic structure of modular multilevel converter

每相上、下橋臂均由N個(gè)半橋子模塊（halfbridge sub-module，HBSM）、一個(gè)橋臂電阻和一個(gè)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(cè)電壓Ud大小恒定。其次，NLM 策略通過(guò)控制橋臂子模塊的投切生成相應(yīng)的交流側(cè)三相電壓波形。MMC的交直流側(cè)電壓滿足式（1）。

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

2 風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)受端交流故障暫態(tài)過(guò)電壓機(jī)理分析

2.1 系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行分析

設(shè)存在一個(gè)由m（m≥3）端換流站構(gòu)成的柔直電網(wǎng)，各站均采用矢量電流控制，各站可實(shí)現(xiàn)交流側(cè)有功功率和無(wú)功功率的獨(dú)立控制［17］。對(duì)于大規(guī)模風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)的場(chǎng)景，穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，送端換流站需為風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)提供可靠的電壓，即交流側(cè)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(fēng)電功率僅與風(fēng)電場(chǎng)出口電流i有關(guān)，如式（2）所示；受端換流站交流側(cè)電壓由其連接的交流電網(wǎng)給定，本身可以通過(guò)控制id，RE和iq，RE實(shí)現(xiàn)對(duì)其交流側(cè)有功功率p的主動(dòng)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(cè)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(cè)無(wú)功功率；vd，SE、vq，SE分別為送端換流站交流側(cè)電壓v的d、q軸分量；id，WF、iq，WF分別為風(fēng)電場(chǎng)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(cè)電壓v的d、q軸分量；id，RE、iq，RE分別為受端換流站交流側(cè)電流的d、q軸分量。

系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，各換流站的儲(chǔ)能保持動(dòng)態(tài)平衡，各站交直流側(cè)與子模塊之間進(jìn)行周期性的電能存儲(chǔ)與釋放，僅為其交直流側(cè)提供了一個(gè)能量相互交換的場(chǎng)所，在一個(gè)交流電壓周波T內(nèi)，整個(gè)柔直電網(wǎng)能量平衡表達(dá)式（4）所示。

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

2.2 暫態(tài)過(guò)電壓機(jī)理

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生受端交流故障后，其送出有功功率會(huì)持續(xù)下降，由式（4）可知，若期間送端換流站交流側(cè)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(huì)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(chǔ)能裝置，承擔(dān)起暫時(shí)存儲(chǔ)不平衡能量的任務(wù)。

受端交流故障期間，與子模塊電容儲(chǔ)能變化相比，換流站中橋臂電感的儲(chǔ)能變化極小，為簡(jiǎn)化分析，可將換流站儲(chǔ)能近似為子模塊電容的儲(chǔ)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(gè)子模塊交替投切，子模塊電壓輪流升高，最終實(shí)現(xiàn)對(duì)不平衡能量的吸納。

設(shè)t=0 時(shí)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(guò)程的表達(dá)式如式（5）所示。

式中：ΔP∑為整個(gè)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(shí)刻子模塊電容電壓；UC(0)為t=0時(shí)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(shè)故障期間整個(gè)柔直電網(wǎng)的不平衡功率是個(gè)定值ΔP［19］，式（5）可進(jìn)一步化為：

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

式中：Ceq為整個(gè)柔直電網(wǎng)的等效電容；Ud(t)為t時(shí)刻MMC 直流側(cè)電壓；Ud(t)為t=0 時(shí)MMC 直流側(cè)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(yán)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(jì)算值與仿真值對(duì)比。

圖3 理論計(jì)算與仿真直流電壓對(duì)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(shí)，直流電壓就會(huì)越過(guò)650 kV（1.3 p.u.），導(dǎo)致柔直電網(wǎng)閉鎖，與圖2所示的仿真結(jié)果（72 ms）十分接近，驗(yàn)證了公式推導(dǎo)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(shí)性不平衡而導(dǎo)致的直流過(guò)電壓。在實(shí)際工程中，在故障期間增大子模塊電容值難以實(shí)現(xiàn)。故本節(jié)提出ANLM 策略，在傳統(tǒng)NLM 策略的基礎(chǔ)上引入了一個(gè)自適應(yīng)限壓系數(shù)α，將換流站的閥級(jí)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(dǎo)致直流電壓快速上升時(shí)，采用附加的限壓控制器給出限壓系數(shù)α來(lái)降低同一時(shí)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(shí)，也充分挖掘了換流站的儲(chǔ)能潛力。

3.1 限壓控制器設(shè)計(jì)

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

式中：Ceq(t)為t時(shí)刻整個(gè)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(shè)t=0時(shí)刻故障發(fā)生，t=tA時(shí)刻，子模塊數(shù)量開(kāi)始自適應(yīng)減少以限制柔直電網(wǎng)的直流電壓，t=tB時(shí)刻故障恢復(fù)或不平衡功率被切除，子模塊數(shù)量開(kāi)始逐漸恢復(fù)，t=tC時(shí)刻子模塊數(shù)量恢復(fù)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(shí)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(biāo)值與穩(wěn)態(tài)值的比值。

聯(lián)立式（6）和式（7），式（10）可化為：

進(jìn)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(dāng)m=n，k1=1，k2=0時(shí)，有：

由式（15）可知，當(dāng)柔直電網(wǎng)內(nèi)各換流站均采用ANLM 策略時(shí)，只要求限壓系數(shù)α能自適應(yīng)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(huì)被限制在目標(biāo)值附近。且此時(shí)可認(rèn)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(shè)計(jì)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(shí)，ANLM 策略的實(shí)現(xiàn)方式如圖4所示。

圖4 ANLM策略的實(shí)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(yīng)變化期間直流電壓的目標(biāo)值，受端交流故障期間，柔直電網(wǎng)需要通過(guò)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(biāo)值的選取應(yīng)大于直流電壓穩(wěn)態(tài)值，且應(yīng)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(biāo)值在0~A區(qū)間，換流站輸出的調(diào)制比就不會(huì)越限，依舊在可調(diào)制范圍內(nèi)，不會(huì)影響健全站交流側(cè)運(yùn)行安全。

3.2 子模塊數(shù)量恢復(fù)過(guò)程分析

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

式中：α(tB)為tB時(shí)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(biāo)值；EN0i為換流站i穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)的儲(chǔ)能。

穩(wěn)態(tài)時(shí)，由于換流站能量的產(chǎn)生與消耗是個(gè)動(dòng)態(tài)平衡的過(guò)程，故可認(rèn)為此時(shí)換流站i的儲(chǔ)能是一個(gè)大小為EN0i的定值。

由式（16）可以看出，子模塊數(shù)量恢復(fù)過(guò)程所需時(shí)間的長(zhǎng)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(duì)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(shì)保持一致，為了保證直流電壓增量不超過(guò)最大允許值ΔUdmax，單個(gè)子模塊電容的儲(chǔ)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(shí)，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(gè)子模塊電容的儲(chǔ)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(yīng)變化，將直流電壓限制穩(wěn)定，子模塊電容儲(chǔ)能只需滿足式（18）約束即可。

在實(shí)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(jìn)而得到，ANLM 策略可為系統(tǒng)處理故障爭(zhēng)取的最少時(shí)間t'表達(dá)式如式（21）所示。

式中ΔPmax為故障導(dǎo)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(shì)。

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(guò)減少各站子模塊數(shù)量的方式適當(dāng)?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(dǎo)致的不平衡能量。在受端恢復(fù)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(shí)間角度考慮。ANLM 策略為精確投切耗能裝置和風(fēng)電場(chǎng)降載爭(zhēng)取了更充裕的時(shí)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(jié)束瞬間子模塊電壓會(huì)出現(xiàn)較大波動(dòng)，故將其安全界限值設(shè)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(chǔ)能上限提高了約128 MJ，同時(shí)可以為系統(tǒng)至少爭(zhēng)取約為98 ms 的故障處理時(shí)間。即在ANLM策略下，柔直電網(wǎng)的儲(chǔ)能上限約為270 MJ，可以實(shí)現(xiàn)持續(xù)時(shí)間不超過(guò)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(shí)間較長(zhǎng)，導(dǎo)致子模塊因吸納過(guò)多不平衡能量其電壓上升至安全邊界值，則子模塊會(huì)被損壞，威脅換流站運(yùn)行安全，此時(shí)所提出的ANLM策略無(wú)法單獨(dú)實(shí)現(xiàn)不平衡能量引起直流過(guò)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(fēng)電機(jī)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(fēng)電場(chǎng)快速降載控制策略

由式（2）可知，通過(guò)降低風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓的d軸分量，就可以實(shí)現(xiàn)風(fēng)電場(chǎng)快速降載。為避免因降壓速率過(guò)快而導(dǎo)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(jié)構(gòu)，附加降交流電壓環(huán)節(jié)的送端換流站控制器設(shè)計(jì)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(fēng)電場(chǎng)匯流母線的電壓和電流；uWF，d、uWF，q分別為風(fēng)電場(chǎng)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(fēng)電場(chǎng)匯流母線電流的d軸目標(biāo)值、q軸目標(biāo)值、d軸分量及q軸分量；ω為風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓的角頻率；θ為風(fēng)電場(chǎng)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(shí)間常數(shù)。

當(dāng)滯環(huán)比較器檢測(cè)到直流電壓快速升高時(shí)，控制器判定受端交流故障發(fā)生，將通過(guò)調(diào)低風(fēng)電場(chǎng)匯流母線的電壓目標(biāo)值來(lái)降低風(fēng)電場(chǎng)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(rèn)為uWF，d為風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓，按照最嚴(yán)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(fēng)電場(chǎng)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(guò)程中，為了讓電壓快速跟蹤目標(biāo)值，iWF，d的絕對(duì)值會(huì)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(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓的變化近似滿足式（22）。

式中：uWF為風(fēng)電場(chǎng)母線電壓；CWF為風(fēng)電場(chǎng)聚合在風(fēng)電場(chǎng)匯流母線上的等效電容；iWF，d0為穩(wěn)態(tài)時(shí)風(fēng)電場(chǎng)出口電流的d軸分量。

當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)滿載運(yùn)行時(shí)，iWF，d0為1 p.u.。換流站通常擁有1.1 倍的過(guò)負(fù)荷運(yùn)行能力，即iSE，max為1.1 p.u.。

因此可得風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓變化0.8p.u. 所需時(shí)間計(jì)算如式（23）所示。

式中ub和ib分別為風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓與電流的基準(zhǔn)值。

取電壓和電流的基準(zhǔn)值如式（24）所示。

式中Sb為風(fēng)電場(chǎng)的功率基準(zhǔn)值。

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

4.2 風(fēng)電機(jī)組的低電壓穿越控制

基于PMSG 的大規(guī)模風(fēng)電場(chǎng)內(nèi)部機(jī)組常見(jiàn)結(jié)構(gòu)如圖6所示。

圖6 永磁直驅(qū)風(fēng)電機(jī)組結(jié)構(gòu)Fig.6 Structure of PMSG

風(fēng)電場(chǎng)中的每個(gè)PMSG 都經(jīng)一個(gè)全功率變換器（full power converter， FPC）連接到柔直電網(wǎng)，每個(gè)FPC 都由機(jī)側(cè)電壓源型換流器（machine side VSC，MSVSC）和網(wǎng)側(cè)電壓源型換流器（grid side VSC，GSVSC）構(gòu)成，MSVSC 采用最大功率點(diǎn)跟蹤（maximum power point tracking， MPPT）控制，控制目標(biāo)是希望其作為一個(gè)PV 節(jié)點(diǎn)，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(shí)也對(duì)無(wú)功功率進(jìn)行控制。為保證風(fēng)電場(chǎng)具備低電壓穿越的能力，在每個(gè)FPC 的直流線路正負(fù)極之間均需裝設(shè)斬波電阻R。

當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓下降至0.9 p. u. 以下時(shí)，風(fēng)電機(jī)組進(jìn)入低電壓穿越模式，GSVSC 需運(yùn)行在無(wú)功電流優(yōu)先的限流控制模式，在整個(gè)降壓過(guò)程中，GSVSC 的無(wú)功電流目標(biāo)值iqref如式（25）所示［21］。

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

同時(shí)，GSVSC 的有功電流目標(biāo)值idref如式（26）所示。

由式（26）可知，隨著風(fēng)電場(chǎng)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(huì)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(shí)需要裝設(shè)在FPC 正負(fù)極母線上的斬波電阻投入使用，吸收風(fēng)電機(jī)組內(nèi)部的不平衡能量，抑制FPC直流過(guò)電壓，保證風(fēng)電機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行。

工程上通過(guò)設(shè)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(shè)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(shè)計(jì)如式（27）所示。

式中PWT，max為風(fēng)電機(jī)組可發(fā)出的最大功率。

4.3 故障穿越的時(shí)序邏輯

通過(guò)ANLM策略及風(fēng)電場(chǎng)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(shí)間內(nèi)系統(tǒng)安全穩(wěn)定地持續(xù)運(yùn)行，時(shí)序邏輯如圖7所示。

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

設(shè)系統(tǒng)發(fā)生受端交流故障（t=t0），導(dǎo)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(cè)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(biāo)值設(shè)為0.2 p.u.，短暫的控制延遲后，送端換流站配合風(fēng)電機(jī)組內(nèi)部斬波電阻開(kāi)始實(shí)現(xiàn)風(fēng)電場(chǎng)降載（t=t2），在風(fēng)電場(chǎng)降載完成（t=t4）前，風(fēng)電場(chǎng)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(huì)導(dǎo)致直流過(guò)電壓，而本文提出的ANLM策略可抑制不平衡能量導(dǎo)致的直流過(guò)電壓。為避免送端換流站誤認(rèn)為故障已恢復(fù)，ANLM 策略接管直流電壓控制期間（t3-t5）的目標(biāo)電壓值應(yīng)大于1.05 p.u.。若在規(guī)定時(shí)間內(nèi)受端交流故障恢復(fù)，則子模塊數(shù)量和直流電壓會(huì)逐漸恢復(fù)至額定值（t4—t6），為確保子模塊電容儲(chǔ)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(cè)到直流電壓恢復(fù)至1 p. u. 后，再逐漸升高風(fēng)電場(chǎng)匯流母線電壓的目標(biāo)值，使風(fēng)電場(chǎng)恢復(fù)正常運(yùn)行，隨后整個(gè)系統(tǒng)會(huì)逐漸恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)運(yùn)行。若在規(guī)定時(shí)間內(nèi)受端交流故障未恢復(fù)，則送端換流站斷開(kāi)其交流側(cè)斷路器，隨后風(fēng)電場(chǎng)會(huì)脫網(wǎng)并停止運(yùn)行。

在所提策略作用的過(guò)程中，故障導(dǎo)致的不平衡能量由換流站存儲(chǔ)逐漸轉(zhuǎn)由各風(fēng)電機(jī)組內(nèi)部斬波電阻吸收。為使風(fēng)電機(jī)組具備應(yīng)對(duì)故障風(fēng)險(xiǎn)的能力，每個(gè)機(jī)組內(nèi)部均會(huì)裝設(shè)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(shí)吸納不平衡能量，因此該策略無(wú)需增設(shè)額外設(shè)備，不增加額外成本。而且斬波電阻是分置在各風(fēng)電機(jī)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(shí)因?yàn)樽柚敌?，也可有效緩解散熱壓力?/p>

根據(jù)柔性直流一次設(shè)備的當(dāng)前研制進(jìn)展，換流站閥控系統(tǒng)控制子模塊投切的時(shí)間響應(yīng)尺度約為180~315 μs［24-25］，足夠匹配直流故障過(guò)電壓的暫態(tài)響應(yīng)，而且斬波電阻的投切也僅依賴風(fēng)電機(jī)組的本地信號(hào)，不需要遠(yuǎn)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(fēng)電經(jīng)四端柔直組網(wǎng)系統(tǒng)仿真模型。各站的詳細(xì)仿真參數(shù)見(jiàn)表2，風(fēng)電場(chǎng)1 和2 分別由750 臺(tái)和1 500 臺(tái)額定功率為2 MW 的等值風(fēng)電機(jī)組采用單機(jī)倍乘法聚合而成，風(fēng)電機(jī)組結(jié)構(gòu)如圖6 所示。為確保仿真精度，本文將仿真步長(zhǎng)和控制步長(zhǎng)分別設(shè)置為25 μs和200 μs。

本節(jié)以MMC4發(fā)生持續(xù)時(shí)長(zhǎng)不同的近區(qū)三相交流短路故障為例，對(duì)3 種不同的受端交流故障穿越策略進(jìn)行了仿真和對(duì)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(jí)控制策略均采用ANLM策略，子模塊自適應(yīng)變化期間直流電壓的目標(biāo)值選為1.12 p.u.。設(shè)置故障開(kāi)始時(shí)間為t=2.0 s，持續(xù)時(shí)長(zhǎng)為170 ms。仿真結(jié)果見(jiàn)圖8。

圖8 ANLM策略仿真結(jié)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(guò)子模塊自適應(yīng)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(guò)3.3 kV（1.5 p. u.），遠(yuǎn)低于耐壓極限，不會(huì)被損壞。由圖8（d）可以看出，在整個(gè)故障過(guò)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(cè)電壓會(huì)保持穩(wěn)定，ANLM策略并不會(huì)影響健全交流側(cè)的功率傳輸。圖8 的仿真結(jié)果與本文3.3 小節(jié)的推論基本一致。但若故障持續(xù)時(shí)間更長(zhǎng)，子模塊有被損壞的風(fēng)險(xiǎn)。綜上，ANLM 策略通過(guò)子模塊短時(shí)儲(chǔ)能可實(shí)現(xiàn)短時(shí)受端交流故障的穿越，但不能單獨(dú)實(shí)現(xiàn)持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)的受端交流故障穿越。

5.2 僅采用風(fēng)電場(chǎng)快速降載控制策略

該仿真工況中，MMC2控制器設(shè)計(jì)如圖5所示，各站閥級(jí)控制策略均為傳統(tǒng)NLM策略。設(shè)置故障開(kāi)始時(shí)間為t=2.0 s，持續(xù)時(shí)長(zhǎng)為600 ms，考慮風(fēng)電場(chǎng)和送端站的控制延遲為30 ms。仿真結(jié)果見(jiàn)圖9。

圖9 風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略仿真結(jié)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(shí)的影響，本文4.1—4.2 節(jié)提出的風(fēng)電場(chǎng)降載控制策略無(wú)法在故障初期及時(shí)降載。在風(fēng)電場(chǎng)大幅度降載前，柔直電網(wǎng)仍會(huì)持續(xù)累積不平衡能量，導(dǎo)致直流電壓超過(guò)安全閾值650 kV（1.3 p. u.）。因此，4.1—4.2節(jié)提出的風(fēng)電場(chǎng)降載控制不能單獨(dú)實(shí)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(shè)計(jì)如圖5 所示，各換流站的閥級(jí)控制策略均采用ANLM策略。故障情景及風(fēng)電場(chǎng)和送端站的控制延遲與5.2 小節(jié)一致。仿真結(jié)果見(jiàn)圖10。

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

由圖10（a）可以看出，在整個(gè)故障穿越過(guò)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(fēng)電場(chǎng)大幅度降載前，ANLM 策略通過(guò)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(fēng)電場(chǎng)降載爭(zhēng)取時(shí)間。2.20 s 后，不平衡能量基本由風(fēng)機(jī)內(nèi)部的斬波電阻吸收，風(fēng)電場(chǎng)不再向柔直電網(wǎng)饋入不平衡能量。

對(duì)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(jié)束后，子模塊釋能由風(fēng)電場(chǎng)2 和MMC3 共同調(diào)節(jié)，子模塊電壓快速恢復(fù)至額定值，與單獨(dú)采用ANLM策略相比，所提協(xié)同配合穿越策略對(duì)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(duì)比圖。

圖11 仿真結(jié)果對(duì)比Fig.11 Comparison of simulation results

由圖11 可以看出，ANLM 策略雖略微影響風(fēng)電場(chǎng)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(duì)本文4.1—4.2 節(jié)提出的風(fēng)電場(chǎng)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(shí)間長(zhǎng)、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(jié)論

本文從能量平衡的角度詳細(xì)分析了風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)系統(tǒng)受端交流故障下直流過(guò)電壓機(jī)理，得到故障期間直流電壓的表達(dá)式，得出結(jié)論如下。

提出了可以實(shí)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(chǔ)能上限，能為系統(tǒng)處理故障爭(zhēng)取更充裕的時(shí)間，提高系統(tǒng)故障穿越的能力。

提出了ANLM策略與風(fēng)電機(jī)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(shí)該策略不依賴于遠(yuǎn)距離通信，其可靠性取決于原風(fēng)電經(jīng)柔直組網(wǎng)統(tǒng)的控保系統(tǒng)，沒(méi)有引入額外的不可靠因素，且該穿越策略不需要增設(shè)額外的設(shè)備，充分利用換流站的儲(chǔ)能潛力和風(fēng)電機(jī)組的自身響應(yīng)，能夠減少故障穿越的成本。