風電接入真雙極MMC-MTDC系統直流故障穿越協調控制策略

王振浩，李金倫，王欣鐸，王尉，李國慶

(現代電力系統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)，吉林省吉林市 132012)

0 引 言

為實現碳達峰、碳中和的發展目標，減少火力發電的占比，風電近年來已引起廣泛的關注[1-2]。而柔性直流輸電技術由于具有有功功率、無功功率解耦控制及供電可靠性高等特點，目前已成為大規模風電遠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，嚴重危害系統的安全運行，為此國內外學者對系統內不平衡功率的消納展開了深入的研究。

文獻[9]分析了當系統發生雙極短路故障時，通過利用風電場與換流站間的協調配合實現故障穿越。文獻[10]通過設計DCCB，直流側耗能電阻以及風電場側制動電阻間的控制策略，并配合風電場的降壓減載實現故障穿越。文獻[11]通過混合型MMC的零直流電壓控制有效阻斷故障電流，并針對不同工況調整對應的控制策略及其參數。但文獻[9-11]均在二端雙極MMC-HVDC系統場景下進行故障穿越，多端柔直系統控制策略的有效性有待進一步驗證。由于真雙極柔直系統具有正負極獨立運行的特點，在張北實際工程中就采用此聯結方式[12]。為充分發掘正負極間配合的發展潛力，文獻[13]針對于單極線路停運、單極換流站退出運行的情況設計了換流站間功率轉帶控制策略，但其未接入風電場，且并未對功率轉帶不充足情況進行深入分析。文獻[14]針對系統內不同故障位置所產生的不平衡功率分別進行了研究，并設計了相應的控制策略。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，存在調節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內不平衡功率，其中文獻[15]利用耗能電阻與風機內部斬波電阻相互配合實現故障穿越。文獻[16]通過精確投切交流耗能電阻以實現系統交直流故障穿越。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和直驅永磁同步發電機(direct-drive permanent magnet synchronous generator, PMSG)構成的風電經真雙極柔直并網系統結構及運行方式，并分析系統的故障特性。根據換流站的功率裕度將不平衡功率分為自消納及協同消納情況。針對于協同消納情況提出換流站與耗能電阻間的協調控制策略，并設計耗能電阻投入、切除控制判據，有效提高換流站功率轉帶及故障穿越能力。最后，在PSCAD中搭建四端MMC-HVDC系統的仿真模型，并驗證所提協調控制策略的有效性。

1 風電經MMC-MTDC系統并網的結構及運行方式

本文所提柔直系統拓撲結構如圖1所示，主要包括由PMSG構成的風電場、交流耗能電阻、風電場側MMC(wind farm MMC, 即WFMMC1及WFMMC2)以及交流系統側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多組耗能電阻R及其開關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電場的穩定輸出。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、負極運行層和金屬回線層，正負極均可獨立運行。當換流站正、負極因單極短路接地故障不能正常進行功率傳輸時，將原本風電場向兩換流站輸送的均等功率進行重新分配。根據實際換流站的功率裕度、容量以及故障點位置，本文選取WFMMC2進行功率轉帶，其具體的功率轉帶如圖1所示。

圖1 風電經真雙極MMC-MTDC系統并網結構

2 故障特性及不平衡功率分析

當發生單極接地故障時，子模塊電容及交流側會快速向直流系統饋入電流，產生短暫過電流。同時引發交流側并網點電壓降低，危及風機安全運行。因此，在MMC閉鎖前利用DCCB及時隔離故障，然后進行功率轉帶。換流站有功功率裕量ΔPre的表達式為：

(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。

根據現有設備制造水平，±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，則應保證換流站間不進行功率轉帶，因此需對功率轉帶量乘以安全系數I′s以起到控制作用，其表達式為：

(2)

(3)

(4)

當直流線路因故障退出運行后，可能導致其他直流線路電流超過額定載流量進而引發連鎖故障。為避免出現上述情況，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輸出的穩態電流值(本文以正極發生故障為例，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；Udc為直流系統電壓值，本文取500 kV。

故障極換流站目標功率值Paim表達式為：

(6)

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

因此，通過比較ΔPre與Pref1大小，將系統內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時所對應的ΔPre)應滿足：

ΔPre≥Pref1

(7)

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

此情況下需投入的耗能電阻組數Nski應滿足的表達式為：

(8)

由于耗能電阻裝設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應滿足的表達式為：

(9)

考慮到耗能電阻投入，故障極轉帶功率Pref2的表達式為：

(10)

針對上述2種情況，當處于情況1時無論故障性質如何，均不需要調整故障極轉帶功率Prefi。而當系統處于情況2時，如果故障為永久性故障需采用風機切機。此時故障極轉帶功率Pref3的表達式為：

(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遵循的功率轉帶的表達式為：

(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(只進行功率轉帶)和方法3(自消納及協同消納)進行對比。當故障極換流站1和2上網功率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移即可實現故障穿越。當故障極實際上網功率無法滿足式(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，根據式(14)和(15)，得到風電場不同上網功率下系統的故障穿越安全裕度分析圖，如圖2所示。

圖2 不同方法下系統的故障穿越安全裕度分析

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

通過圖2(b)中與2(a)中對應區域的對比可以看出，采用方法2和3有效減少了耗能電阻的投入數量，可以實現對故障極不平衡功率的精確消納，且通過功率轉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。對于系統滿載，采用方法3可預先投入3組耗能電阻以提高換流站自身的功率裕度，并配合功率轉帶實現故障穿越。

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電壓對比

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

3 直流故障穿越協調控制策略

3.1 送端換流站控制策略

在正常情況下，正負極換流站由于拓撲結構、參數及控制方式均相同，所以風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。

為實現功率轉帶，在保證下垂系數固定的情況下，調整轉帶功率參考值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式為：

(16)

式中：P為MMC網側交流有功功率；f為MMC網側電壓頻率；fo為交流電網基準頻率；km為下垂系數；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的表達式為：

(17)

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

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

當直流側發生接地故障后，由于接地點的存在降低了系統的直流電壓，且故障極轉帶部分功率。根據受端換流站等效電容電壓幅值與其兩側流入流出的功率表達式(18)可知故障極直流電壓在故障穿越期間呈欠壓狀態。

(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。

由于現有功率轉帶相關的文獻將研究的重點放在送端換流站控制上，而忽略了轉帶過程中系統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，存在系統傳輸功率動態調節能力不足、系統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節能力，在相同外環參數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，其具體表達式參見文獻[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的表達式為：

(19)

式中：Pvref3表示原定功率站功率參考值；Ploss表示系統的網絡損耗。但由于采用P-Vdc下垂控制存在穩態時動態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調整至1以保證功率的傳輸，在故障穿越期間將其調整至Kv以改善直流電壓調節能力。

3.3 耗能電阻投入及切除控制策略

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

耗能電阻的拓撲結構如圖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分別表示系統內電流的下限閾值與實際值；Udcmin和Udc分別表示系統內電壓的下限閾值與實際值；Tas為耗能電阻所連晶閘管觸發信號；Ski表示與電阻Rmax串聯開關的控制信號。

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閾值作比較。同時在功率轉帶過程中為避免非故障極嚴重過載，當換流站功率實際值大于閾值時，判定系統發生直流故障，觸發耗能電阻所連晶閘管導通。通過式(8)計算耗能電阻需投入對應組數并控制對應Ski觸發以吸收有功功率。

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

圖8 耗能電阻切除控制策略

需根據故障實際情況在合理的時間點分批次退出耗能電阻。當故障為瞬時性故障時，此時斷路器重合閘后系統內直流電流能夠滿足條件，耗能電阻依次退出運行。當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仿真模型，對自消納和協同消納情況及不同故障性質下的直流故障穿越策略進行了驗證。其中風電場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，并在交流并網出口處分別裝設5組和10組每組總耗散功率為300 MW的耗能裝置，其具體仿真參數詳見表1。

表1 柔直系統換流站參數

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，設定正常情況下，風電場1和2輸送功率分別為1 300、2 400 MW，GSMMC3下網功率為2 800 MW。設置t=2.000 s時，WFMMC2與GSMMC3之間的正極直流輸電線路發生永久性單極短路接地故障，待故障持續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表示功率轉帶，R-T表示自消納及協同消納)。

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表示風機切機時段，T3表示耗能電阻退出后功率恢復時段。

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，且后續需切除與所投入耗能電阻近似相等的風機功率，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進行功率轉帶，非故障極換流站主動承擔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機切機。

4.2 協同消納情況仿真驗證

本節從故障性質角度對協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

為驗證在協同消納情況下的有效性，設定正常情況下，風電場1和2輸送功率分別為1 400、2 800 MW，GSMMC3下網功率為2 800 MW。設置t=2 s時，WFMMC2與GSMMC3之間的正極直流輸電線路發生瞬時性單極短路接地故障且持續0.2 s。由于非故障極換流站的功率裕度有限，因此在調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種消納方法下系統的仿真對比。

圖11(b)中，T1表示功率轉帶與耗能電阻協同消納時段，T2表示結束轉帶后功率恢復時段，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只進行功率轉帶的情況下，功率轉帶量約為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。在采用功率轉帶與耗能電阻協同配合的情況下，調整WFMMC2兩極換流站功率轉帶參考值并觸發耗能電阻投入，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進行波動，避免了非故障極換流站過載實現直流故障穿越。此外，通過圖11(e)中藍色及紅色實線分析可知，故障穿越前后通過調整GSMMC3的P-Vdc下垂系數至1可以保證功率的正常傳輸。

圖11 協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

為驗證該故障下協調策略的有效性。設置t=2 s時，WFMMC2與GSMMC3間的正極直流輸電線路發生永久性單極短路接地故障，其他參數與瞬時性故障相同。為便于比較，本文以切機后是否調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個換流站傳輸的電流。

通過仿真對比能看出，在不調整WFMMC2的功率參考值情況下，風機切機后換流站間功率轉帶量約為246 MW，雖然避免了非故障極換流站過載，但I14fb電流值約為3.1 kA，超過了線路額定載流量，如圖12(d)中藍色虛線所示。為避免上述情況的發生，隨著風機輸出功率的變化，換流站有功功率參考值須做出進一步調整(即功率轉帶量約為323 MW)以減少系統內不平衡功率，有效避免故障極線路電流越限，如圖12(d)中藍色實線所示。在此過程中，風機共計切除444 MW有功功率。考慮到存在切機延遲，因此系統在t=2.315 s發送切機命令并在t=2.465 s進行切機。非故障極換流站通過P-f下垂控制主動調節風電場輸送功率，最終實現滿載運行，如圖12(c)中紅色實線所示。

圖12 協同消納情況下永久性故障仿真對比

5 結 語

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

(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調節能力。在故障穿越前后，通過調整下垂系數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，耗能電阻及風電場無需參與功率調節即可實現直流故障穿越。

(3)協同消納情況下，故障初期通過換流站功率轉帶與耗能電阻配合，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直流電壓更穩定，同時避免了非故障極換流站功率過載的發生。當判定系統發生瞬時性故障后，耗能電阻分批次退出運行。當判定系統發生永久性故障后，通過風機切機方式從源側減少一部分不平衡功率。

本文重點研究了四端MMC-HVDC風電并網系統中換流站間功率轉帶及耗能電阻與功率轉帶間的協調控制策略，后續進一步研究風電場減載及三者間的協調配合。