基于二極管分散整流的風電機組中壓直流匯集直接送出系統

楊明揚，王 晗，蔡 旭，張建文

（上海交通大學電子信息與電氣工程學院，上海市 200240）

0 引言

中國東南沿海地區（廣東、福建等），在離岸距離100 km 以內仍有大量海域適合海上風電開發。上述海域風能資源充足，但海水較深，美國和歐洲也有大片類似海域［1］。對于海上風電接入，傳統的高壓交流輸電或高壓直流輸電需建設海上升壓或換流平臺，而在深水區建設海上平臺成本較高。風電機組中壓直流匯集直接送出技術能省去海上升壓及換流站［2］。該方案采用直流輸出型風電機組將風能轉換為中壓直流電，再經過中壓直流海纜直接接入岸上換流站。研究表明，對于中遠距離、中等規模海上風電，該方案能大幅降低總體投資成本［3-4］，是多電壓等級全直流風電場技術發展的有益補充。

直流輸出型風電機組是實現風場電能直流匯集的關鍵，它將交流發電機發出的交流電經AC/DC電力變換和升壓后實現中壓直流輸出。根據發電機的類型和直流升壓方式，直流輸出型風電機組的拓撲可分為有變壓器式和無變壓器式。無變壓器式直流輸出型風電機組的關鍵是高變比AC/DC 變流器的實現，該方案對發電機絕緣提出更高要求［5-6］。考慮機組絕緣以及風電變流技術等因素，采用AC/DC 與DC/DC 級聯變換的中壓直流風電機組當下更具可行性。在交流變壓器升壓拓撲中，最典型的變流器結構是AC/DC 整流器和升壓型DC/DC 變流器的級聯。這種方案可以保留常規風電變流器的機側變換器不變，無須改變其電路和控制方法［7］。該方案的技術關鍵是高變比升壓DC/DC 變流器的實現方式，它要具備在發電機和直流電網之間提供電氣隔離以及將電壓升至中壓的功能。一般地，隔離型DC/DC 變流器由逆變電路、中頻變壓器和整流電路構成。為了規避大功率中頻隔離變壓器在設計和制造方面存在技術瓶頸［8-9］，結合二極管整流器大容量、低成本、高可靠等優勢，文獻［10］提出一種基于二極管整流器的直流輸出型風電機組，該機組采用工頻變壓器，有利于大容量化實現。

多端直流系統的保護技術是另一關鍵問題，主要技術難點包括故障線路的可靠識別和快速隔離［11-12］。配置直流斷路器是未來直流系統最為理想的故障隔離措施，然而對直流斷路器的動作速度和切除容量提出了很高的要求［13-14］。在直流斷路器成本高、工程應用尚不成熟的背景下，利用換流器自身動作實現直流故障電流的清除是另一種較為經濟、有效的故障隔離方法［15-16］。直流故障保護的另一關鍵在于可靠識別故障線路，減小故障停電范圍，提高直流系統供電可靠性，如何不依靠通信實現精準的故障定位也是當下研究熱點［17-18］。

文獻［10］所提直流輸出型風電機組的直流輸出側無濾波電容器，通過變流器閉鎖即可清除直流短路故障電流，用其構建中壓直流匯集直接送出系統，有望省去直流斷路器，進一步提升經濟優勢。與海上風電場經二極管集中整流送出系統相比［19-21］，該系統將二極管分散布置于每臺風電機組中，省去海上換流站。該系統在多機組網控制與故障保護方面的潛在優勢有待進一步研究。

本文主要工作如下：1）研究分散式二極管整流器直流輸出電流紋波交錯控制，降低直流輸電電流和電壓紋波；2）基于狀態空間建模和小信號分析，研究控制系統全功率段穩定性和穩定性優化提升措施；3）針對直流內網多種故障位置，研究無通信、無直流斷路器故障定位與隔離方法。

1 系統拓撲與控制架構

基于二極管整流器的直流輸出型風電機組，經負荷開關接入中壓直流匯集網，無須升壓直接通過中壓直流海纜接入岸上換流站，岸上換流站采用模塊化多電平換流器（MMC），系統拓撲結構如圖1（a）所示。二極管整流的直流風電機組具有直流側短路故障阻斷能力，組成電網是否需要設置直流斷路器取決于岸上MMC 的直流阻斷能力，如采用半橋型MMC 換流器，需要在送出電纜的末端配置直流斷路器。另一種創新的設想是在電纜末端設置一個用于限定電流單向流動的二極管半導體裝置，目前尚無應用的案例。更加現實的方案是采用具有直流阻斷能力的半橋-全橋混合型MMC，這種混合換流器已有成功運行的案例。本文以設置二極管單向電流限定裝置為例，展開研究工作。與海上風電場經二極管集中整流送出系統相比，二極管整流器被分散布置到每臺風電機組中。因此，將該系統命名為基于二極管分散整流的風電機組中壓直流匯集直接送出并網系統。

圖1 基于二極管分散整流的風電中壓直流匯集送出系統的拓撲與控制Fig.1 Topology and control of medium-voltage DC collection and transmission system for wind power based on distributed diode rectifiers

系統基本控制架構如圖1（b）所示。圖1（b）中，岸上MMC 采用常規跟網型控制策略，控制直流輸電電壓恒定。文獻［10］提出的二極管整流型直流風電機組能實現單機啟動、并網和直流側短路故障阻斷。多機協同控制環節實現輸電電流紋波抑制；穩定性優化提升環節實現多機協同算法下的機組全功率段小信號穩定性提升；系統控制保護實現岸上電網故障穿越、直流匯集與送出線路的短路故障定位與隔離等，關于系統控制保護，本文主要探討直流故障保護。

針對多機組網與保護，提出二極管整流型直流風電機組的網側變換器綜合控制框圖，如圖2 所示，機側整流器控制與傳統全功率風電機組保持一致。

圖2 直流機組網側變換器綜合控制框圖Fig.2 Integrated control diagram of grid-side converter for wind turbines

圖中：網側變換器經LC 濾波器接入二極管整流器；Ls1、Ls2分別為整流變低壓繞組漏感、高壓繞組漏感；Cbus為逆變器直流側電容；交流濾波電路由逆變電感L1、濾波電容CF以及阻尼電阻Rd構成；uc為濾波電容CF上的電壓；ugc、igc、ucf、icf、idr分別為逆變電壓、電流矢量、交流濾波電容支路電壓、電流矢量和整流變壓器一次側電流矢量；udcbus表示直流母線電壓；udc和idc分別為直流并網電壓和電流；ucfd、igcd、idrd分別為ucf、igc、idr的d軸分量；ucfq、igcq、idrq分別為ucf、igc、idr的q軸分量；和分別為udcbus和ugc的d軸分量ugcd、ugcq、igcq、ucfd、igcd的參考值；idrqs、idrds分別為idrq、idrd經鎮定得到的變量；ucf0為交流電壓參考幅值的固定數值部分，設置低于二極管整流器的整流閾值；kcp和kci分別為逆變電流內環比例-積分（PI）控制器的比例、積分系數；kup和kui分別為交流電壓環PI 控制器的比例、積分系數；ksp和ksi分別為直流電壓環PI 控制器的比例、積分系數；ω0為固定角頻率；θ0為ω0積分得到的角度，θ0疊加動態移相角θD得到動態移相參考坐標系（dynamic phase shifted reference frame，DPSRF）的參考角度θ。

網側變換器的基本控制結構從內到外依次包括交流電流環、交流電壓環和直流電壓環，分別控制逆變電流、交流側濾波電容電壓和直流母線電壓，基本控制原理參考文獻［10］，本文不再贅述。紋波交錯算法輸出控制系統參考坐標系，實現多臺機組的分散式二極管整流器整流電壓矢量和輸出電流紋波的交錯分布。交流電壓環路的前饋通路中集成鎮定環節，用于優化提升風電機組網側變換器全功率段控制穩定性。直流短路故障發生后，故障保護模塊的選擇開關切換到2，通過機組擾動注入時序與繼電保護邏輯配合，實現無通信系統、無直流斷路器的直流短路故障定位、隔離。

2 分散式二極管整流器輸出電流紋波交錯控制

文獻［10］提出的直流機組單機運行控制，當多機組網運行時，如果多臺風電機組的二極管整流輸出電流紋波同相疊加，會增大風場直流送出電流的脈動。可協同多機輸出電流的紋波交錯疊加，有效抑制風場送出電流的脈動。為此，本文將文獻［10］采用的固定參考坐標系改進為圖2 中的DPSRF。

十二脈波二極管整流器的直流側電流紋波頻率是交流輸入電流頻率的12 倍，如果能實現多機二極管整流器交流輸入電流矢量在π/6 相位范圍內的均勻移相，就可以實現多機二極管整流器直流輸出電流紋波的交錯分布。為此，通過控制將各機組二極管整流器輸入電流矢量idr定向到移相參考坐標系（phase shifted reference frame，PSRF）的d軸上，實現二極管整流輸入電流矢量的均勻移相。

均勻移相的PSRF 用式（1）表示。

式中：j為風電機組或對應二極管整流器的編號；NWT表示并網風電機組數量；θps為移相坐標系的參考角度。多機的θ0需要同步，后續闡述同步方式。

如果第j臺機組中二極管整流器的輸入電流矢量idrj定向到PSRF 的d軸，idrj對應的a 相電流idraj可采用式（2）表示。相應地，第j臺機組二極管整流器的整流電壓矢量ucfj對應的a 相電壓ucfaj可用式（3）表示。

式中：idrj為idrj的幅值；ucfj為ucfj的幅值；φj為第j臺機組中二極管整流器的基波功率因數角。

反之，如果分散式二極管整流器的整流電壓矢量ucfj符合式（3），其交流輸入電流矢量將自動定向到PSRF 的d軸上。由于機組網側變換器采用二極管整流器輸入電壓的d軸定向控制［10］，在分散式二極管整流器參數和功率完全相同的條件下，若將文獻［10］中的固定參考坐標系改為PSRF 就能實現輸出電流紋波交錯。其原因如下：此條件下多機二極管整流器的輸入電壓均勻移相，二極管整流器實際功率因數一致，多機二極管整流器輸入電流矢量同步偏移，但實際應用中，多機二極管整流器參數和功率存在差異。因此，需要根據二極管整流器的實時功率因數動態調整移相角，補償上述差異引起的整流電流矢量間不一致偏移。基于上述考慮，在PSRF 的基礎上進一步提出DPSRF，將其作為控制系統的參考坐標系，DPSRF 用式（4）描述。

式中：φjf=φj/(TPSs+1)，時間常數為TPS的一階濾波器用于抑制φj的擾動，φj的計算方法見式（5）。

式中：idrdj和idrqj分別為idrj的d、q軸分量。

分散式二極管整流器輸出電流的紋波交錯控制原理進一步如附錄A 圖A1 所示。圖中：二極管整流器的編號為0 至NWT。以DPSRF 的第j個參考坐標系統為例，如果采用圖2 所示控制算法，將第j個整流電壓矢量ucfj定向在DPSRF 的d軸上，第j個整流變壓器輸入電流矢量idrj則會被定向在PSRF 的第j個d軸上，實現整流電流矢量的交錯分布，電壓、電流矢量關系如附錄A 圖A1 所示。

利用所提電流紋波交錯控制，分散式二極管整流器的輸入電流移相角度為π/（6NWT）。因此，分散式二極管整流器可以等效為12NWT脈波整流器。其中，NWT根據實際并網風電機組數量確定。當風場僅有兩臺風電機組并網時，兩臺機組的十二脈波二極管整流器輸入電流移相π/12，并聯等效為二十四脈波整流器；當3 臺風電機組并網時，3 臺十二脈波二極管整流器輸入電流移相π/18，并聯等效為三十六脈波整流器；以此類推，NWT臺分散式二極管整流器并聯等效為12NWT脈波整流器。如果不協同風電機組輸出電流，分散式二極管整流器輸出電流可能同相。此時，分布式二極管整流器等效為一個十二脈波二極管整流器。顯然，相較于十二脈波二極管整流器，更多脈波數整流器的輸出電流紋波較小，并且NWT越大，紋波抑制優勢越明顯。

電流紋波交錯算法的實現關鍵在于確保多機DPSRF 中的θ0同步，本文考慮采用如下的工程實施方案：每臺風電機組配置一套具有秒脈沖（PPS）輸出功能的GPS 或北斗模塊；由PPS 信號直接產生同步信號，該同步信號不會產生累計誤差。考慮從天線安裝位置到同步信號接收裝置之間的傳輸延遲，該方案可以確保延遲時間在50 μs 以內，足夠紋波交錯算法的實施。注意：紋波交錯算法只是系統優化運行算法，其有效運行與否不會影響系統的正常工作。即使控制系統的參考坐標系輸出的角度達不到期望的最優角度，也不會影響系統的其他必要功能。

3 機組全功率段小信號穩定性分析與優化

本章將建立一種計及紋波交錯算法動態移相角的直流機組網側變流電路與控制系統數學模型，用于分析機組在不同功率輸入下的穩定性。基于特征根分析辨識弱阻尼環節，并據此提出一種控制系統全局穩定性增強措施。

3.1 計及紋波交錯算法動態移相角的機組網側建模

首先，在PSRF 中建立風電機組網側變流電路的d-q軸動態模型；接著，在DPSRF 中建立風電機組網側控制環路的d-q軸動態模型；最后，通過旋轉矩陣Trf將兩者結合在一起，建立計及DPSRF 動態移相角的機組網側變流電路與控制系統d-q模型，如圖3 所示。該模型能體現紋波交錯算法的動態移相角對控制系統的擾動作用。機側功率pgen和直流母線電壓參考值是模型輸入。

圖3 計及DPSRF 的機組網側變流電路與控制系統模型框圖Fig.3 Block diagram of the model of the WT grid-side circuit and control system considering DPSRF

圖3 中：旋轉矩陣Trf的旋轉角度取決于二極管整流器輸出電流紋波交錯控制算法中的動態移相角；下標dPS、qPS 分別表示相應變量在PSRF 中的d、q軸分量；ucfd，q為ucf的d、q軸分量；idrd，q和idrd，qs分別為idr的d、q軸和鎮定后的分量；igcd，q為igc的d、q軸分量。

為了在PSRF 中建立二極管整流器的d-q軸動態模型，分別選取整流變壓器輸入電壓矢量ucf和電流矢量idr在PSRF 中的d、q軸分量作為模型的輸入信號和輸出信號。整流變壓器的輸入側電壓矢量和電流矢量（ucf和idr）在PSRF 和DPSRF 下的投影關系見圖4。圖中：φf為PSRF 和DPSRF 之間的夾角，由式（4）決定；φ為二極管整流器的基波功率因數角；σ為ucf與PSRF 的d軸之間的夾角。

圖4 PSRF 和DPSRF 下整流電壓-電流矢量圖Fig.4 Vectorgraph of rectified voltage-current in PSRF and DPSRF

考慮到受端換流站采用定直流電壓控制，二極管整流器的直流側可看作接恒壓源。因此，二極管整流器輸入-輸出一階動態模型見式（6）。

式中：nb為直流風電機組中六脈波二極管整流橋數量，由于本文采用十二脈波整流，nb為2；n為變壓器比；為整流變壓器低壓繞組漏感Ls1和高壓繞組漏感Ls2在高壓側的總等效漏感；ucf為ucf的幅值。

ucf可以用式（7）表示。

根據圖4，idr的幅值idr與idr在PSRF 中的d、q分量（idrdPS，idrqPS）之間的關系可以用式（8）表示。

此外，idr的表達式如式（9）所示。

式中：μ表示二極管整流器的換相重疊角；ku由idr和idc的比值定義。

至此，式（6）所描述的微分方程和式（7）—式（9）所描述的代數方程一起構成了二極管整流器在PSRF 中的d-q軸動態模型。PSRF 下，含阻尼電阻Rd的濾波電容CF支路的d-q軸動態方程見式（10）。

濾波電感L1的動態方程如式（11）所示。

假設從風電機組機側發出的有功功率為pgen，風電變流器直流母線電容Cbus的動態方程則可以表示為：

將圖2 所示控制系統中的鎮定器旁路，圖3 中的開關選擇到0。該條件下風電機組網側變換器控制系統中的直流電壓環、交流電壓環、交流電流環可分別由式（13）—式（15）表示。

式中：igsd和igsq分別為交流電壓環d軸和q軸PI 調節器中的積分項；ucsd為直流電壓外環PI 調節器中的積分項；ugsd和ugsq分別為交流電流環d軸和q軸PI調節器中的積分項。

采用旋轉矩陣Trf將PSRF 下的主電路動態模型和DPSRF 坐標系下的控制系統動態模型連接起來，矩陣Trf如下。

φf取決于式（4），將式（4）變形，得到其微分表達式如下。

在旋轉矩陣Trf的作用下，PSRF 和DPSRF 兩坐標系統中變量之間的關系可以描述如下。

最終，風電機組網側電路的動態模型（式（6）—式（12）），鎮定器旁路條件下風電機組網側變換器控制系統的動態模型（式（13）—式（15）），以及由式（16）—式（18）所描述的坐標轉換關系，三者共同構成鎮定器禁用條件下風電機組直流并網系統的大信號模型。上述大信號模型的輸入信號為風電機組機側發電功率pgen和風電變流器直流母線電壓的參考值udcbus；輸出信號為系統的狀態變量，取決于微分方程式（6）、式（10）—式（15）、式（17）等。

3.2 無鎮定措施下穩定性分析

本節通過小信號模型研究鎮定器旁路條件下風電機組網側變換器控制系統的穩定性。為此，首先將圖3 所示大信號模型中的開關選擇到0；接著，在穩態工作點將其線性化得到小信號模型，通過小信號模型的特征值來進行穩定性分析。風電機組直流并網系統的小信號模型如下。

式中：Δx=［Δφf，Δucsd，Δigsd，Δigsq，Δugsd，Δugsq，Δudcbus，ΔigcdPS，ΔigcqPS，ΔucdPS，ΔucqPS，Δidc］T并且Δu=［Δpgen］，Δ 表示相應變量的小信號分量；A和B分別為狀態空間方程的狀態矩陣和輸入矩陣。

附錄A 圖A2 展示了不同有功輸入條件下的系統特征值，分析模型參數見附錄A 表A1。一共分析了50 個不同的功率點下的系統特征值，功率變化范圍是0.02～1.0 p.u.。圖A2 中箭頭指向有功功率增長條件下的特征值運動方向。圖A2 中所有特征值位于虛軸的左半平面，說明控制系統在所有功率點下都能穩定運行。隨著有功功率的增加，系統阻尼提升。然而，當有功輸入較小時，特征值λ5、λ6靠近虛軸，阻尼較弱，說明系統在輕載下的運行穩定性不強。附錄A 表A2 展示了鎮定器禁用條件下的參與因子分析結果，找到弱阻尼特征根的主導狀態變量Δidc。

3.3 控制系統穩定性增強方法

本節通過前述弱阻尼狀態變量對控制系統擾動路徑進行分析，針對性給出鎮定方法。式（14）所描述的交流電壓環中存在與二極管整流器交流側電流idr關聯的前饋項。根據式（9）可知，二極管整流器交流側電流idr與直流輸出電流idc具有代數關系，而小信號模型中的狀態變量Δidc受弱阻尼特征值λ5、λ6影響較大。因此，該前饋項可能將Δidc的弱阻尼擾動引入控制系統，降低控制系統穩定性。為了抑制該前饋項引入的擾動，采用一階濾波器1/（Tstas+1）對其進行濾波（Tsta為濾波時間常數）。圖3 中的鎮定器即為該一階濾波器，將開關置于1 時則使能該鎮定器。鎮定器使能條件下的交流電壓環用式（20）表示。

進一步，建立鎮定器使能條件下的風電機組直流并網系統的小信號模型如下。

式中：Δxsta=［Δφf，Δucsd，Δigsd，Δigsq，Δugsd，Δugsq，Δudcbus，ΔigcdPS，ΔigcqPS，ΔucdPS，ΔucqPS，Δidc，Δidrds，Δidrqs］，Δu=［Δpgen］；Asta和Bsta分別為狀態空間方程的狀態矩陣和輸入矩陣。

接著，基于特征值評估鎮定器使能條件下控制系統的小信號穩定性。附錄A 圖A3 展示了式（21）所描述小信號模型在不同有功功率輸入條件下的特征值分布。與附錄A 圖A2 所示特征值分布相比，狀態變量Δidc所對應的特征值整體向遠離虛軸的方向移動，系統穩定性有效提升。

然后，對比鎮定器使用前后系統最小阻尼比隨有功輸入變化的情況，評估鎮定器對控制系統全局穩定性改善效果。附錄A 圖A4 描述了控制系統小信號模型的最小阻尼比與系統輸入功率變化之間的關系。結果表明，當輸入功率小于0.63 p.u.時，鎮定器能顯著改善系統穩定性。當輸入功率較大時，系統最小阻尼比主要取決于附錄A 圖A2 和圖A3 中的特征值λ3和λ4。對比發現鎮定器的引入使得特征值λ3和λ4的阻尼略有所降低。這使得系統在高功率段的最小阻尼比有所降低，但仍具有較好的阻尼水平，并且輸入功率越大，系統阻尼特性越好。值得注意的是，在風電機組實際運行過程中，半載和輕載工況占總運行時間較大比重，因此輕載運行穩定性極為重要。

4 直流匯集與送出線路的故障保護

本章針對塔筒電纜、直流匯集電纜、直流送出線路等不同位置線路的短路故障，制定基于機組擾動注入的故障定位策略，實現無通信依賴的直流內網故障定位與隔離。以岸上MMC 采用半橋拓撲，風場輸電電纜末端配置二極管單相限流裝置為例，系統中負荷開關和保護用電壓、電流測量配置情況如圖5 所示。圖中：SP1至SP4表示風電機組塔筒電纜上負荷開關；SLP1至SLP4表示匯集電纜上負荷開關；iPk和uPk分別為機組開關的電流和電壓檢測量；iLPk和uLPk分別為線路開關的電流和電壓檢測量；k為開關編號。

圖5 繼電保護系統電壓、電流測量位置Fig.5 Voltage and current measurement position of relay protection system

考慮到電纜線路暫時性故障發生概率較低，為盡可能減少送電中斷時間，按照非故障區域風電機組優先恢復、故障區域風電機組盡快恢復的方式，提出以下故障保護方案。以故障線路上的負荷開關作為分界點，劃分故障區域與非故障區域，如附錄A圖A5 所示。故障發生后，定位故障點并快速隔離故障，位于非故障區域的風電機組優先恢復運行。若故障類型為暫時性故障，待故障消失后，故障區域風電機組再恢復運行。

為避免使用通信系統，制定了基于風電機組擾動注入的故障定位策略，配合繼電保護邏輯實現故障定位與隔離。故障定位與隔離過程依次有：待跳閘開關選取、待跳閘開關跳閘、風電機組擾動注入、非故障線路開關重合閘等步驟，具體如下：1）直流短路發生后，整個直流場產生過流和欠壓現象，風電機組的網側變換器過流閉鎖；負荷開關檢測到反向過流和線路欠壓后準備跳閘；2）故障電流衰減為0 后，待跳閘開關跳閘；3）負荷開關跳閘后，風電機組向故障線路注入電壓或電流擾動；4）檢測到電壓擾動的負荷開關重合閘。綜上，直流負荷開關的繼電保護邏輯如附錄A 圖A6 所示。圖中：idcmax和udcmin分別為過流和低壓檢測閾值，后者也是擾動電壓檢測閾值。

基于擾動注入的故障定位與隔離的原理如下：如果故障發生在某條饋線上，那么故障點與饋線匯集點之間的線路負荷開關會檢測到電流反向和線路欠壓現象，其余負荷開關則無法檢測到反向電流。檢測到反向電流的開關跳閘后，故障饋線上從饋線末端到故障點之間的機組仍然與故障點相連，其余機組則與故障點隔離。因此，在機組擾動注入控制下，故障區域風電機組向故障點注入電流擾動，其余風電機組向非故障線路注入電壓擾動。檢測到線路電壓擾動的負荷開關重合閘后，非故障區域風電機組全部接入送出線路。如果故障發生在機組塔筒電纜上，故障所在機組的負荷開關跳閘，保護原理和前述饋線故障類似，不再贅述。如果故障發生在送出線路上，無負荷開關跳閘。

機組擾動注入方法為：機組正常運行時，風電機組的網側變換器采用定直流母線電壓控制，直流短路故障發生后，網側變換器過流閉鎖。閉鎖信號持續一段時間，一直到直流負荷開關跳閘后，網側變換器切換到故障電流控制模式。如果故障電流無法注入，則判定故障切除，網側變換器切換回直流母線電壓控制。如果故障電流注入成功，則判定故障未切除，考慮到暫時性故障可能，重新閉鎖網側變換器，并重復上述擾動注入步驟。累計注入3 次擾動后，若故障仍未切除，則準備停機。

綜上，形成繼電保護邏輯與風電機組擾動注入時序的配合方式如圖6 所示。圖中：tf表示故障時刻；tisc表示直流開關跳閘時刻；tci1、tci2、tci3分別表示風電機組第1 次、第2 次和第3 次擾動注入時刻；trcl表示直流開關重合閘時刻；trec表示暫時性故障恢復時刻；trth表示機組恢復運行時刻。

圖6 繼電保護與風電機組擾動注入時序配合Fig.6 Timing coordination between relay protection and wind turbine disturbance injection

接下來是機組擾動注入時序整定。由于機組網側變換器的過流閉鎖操作時間極短，并且直流風電機組無輸出側濾波電容器，故障電流衰減快，一般能在幾十毫秒內衰減為0。考慮直流負荷開關的空載跳閘時間，本文將機組擾動注入時刻整定為故障發生后150 ms。150 ms 包括了故障電流衰減時間和負荷開關空載跳閘時間，如果負荷開關動作慢，則需要適當延長該整定時間。另外，計及繼電保護系統擾動信號可靠檢測，將擾動注入的持續時間整定為50 ms。因此，機組3 次擾動注入時刻分別整定為故障發生后150、350、550 ms，每次擾動注入持續時間為50 ms。按照上述整定時間，3 次擾動注入總時間為600 ms，小于常規機組規定的低電壓穿越625 ms 時間，因此完成3 次擾動注入無需額外的機組卸荷能力。

綜上，本章通過繼電保護邏輯和風電機組擾動注入時序的配合，實現無直流斷路器條件下，無須通信定位的直流匯集與送出線路故障保護。

5 仿真驗證

在PSCAD 中按照圖1（a）所示系統構建仿真模型，包含8 臺8.0 MW 風電機組，仿真采用詳細開關模型，仿真參數見附錄A 表A1 和圖A7 至圖A9。仿真案例測試了輸入功率階躍變化下風電變流器的動態響應、直流輸電系統的穩態特性、直流匯集線路故障保護。此外，通過平均值模型和開關詳細模型的動態特性的對比，進一步驗證了所提平均值模型的精確性。

5.1 并網系統功率階躍響應

本仿真案例通過輸入功率的兩次階躍變化測試風電變流系統動態特性，對比鎮定器使用前后系統動態響應情況以及輕載穩定裕度。風電變流器初始功率為1.0 p.u.，在4 s 時階躍到0.25 p.u.。接著，在4.1 s 時階躍到0.05 p.u.。附錄A 圖A10 和圖A11 分別為無鎮定器和有鎮定器條件下直流風電機組變流器功率階躍響應波形。由圖A10 和圖A11 可知：不采用鎮定器時，風電變流系統在功率階躍過程中存在明顯振蕩，并且功率越小，振蕩越難衰減，對應系統阻尼越小。使用鎮定器后，系統在功率階躍過程中不存在明顯振蕩，即使在輕載條件下也具有較好的動態特性，系統阻尼特性有效改善。上述結果與附錄A 圖A4 對鎮定器使用前后系統穩定性的理論評估吻合。另外，本案例采用了平均值模型和詳細開關兩種模型，結果表明兩種模型的時域響應結果在動態和穩態過程中均保持較好的一致性，這也證明了3.1 節和3.3 節建立的平均值模型的精確性。

5.2 直流輸電系統穩態特性

本仿真案例將紋波交錯算法使能前后系統的穩態特性進行對比，驗證風電機組并網數量對紋波交錯算法的影響。風電機組網側變換器控制系統的參考角度分別由固定參考坐標系和動態移相參考坐標系產生。仿真中8 臺風電機組并網功率依次從1.0 p.u.減少至0 p.u.，仿真結果如附錄A 圖A12 所示。仿真結果表明，風電機組并網數量越少，輸電電壓和電流紋波越小。并網風電機組數量越多，紋波交錯算法在降低紋波幅值上的比較優勢越明顯，與第2 章原理分析一致。

5.3 直流匯集線路故障保護

本仿真案例針對饋線直流短路故障工況，對第4 章直流保護方法進行驗證。仿真電路如圖5 所示，開關SLP3所在匯集線路在3.5 s 時發生永久性短路故障，仿真結果如圖7 所示。

圖7 直流內網永久性故障保護Fig.7 Permanent fault protection of DC internal network

圖7（a）表示故障狀態；圖7（b）和（c）分別是機組WT3和WT4的波形，包括機組直流輸出電流idc和風電變流器直流母線電壓udcbus；圖7（d）和（e）分別是負荷開關SLP3和SLP4的波形，包括開關所在線路的電壓uLP、電流iLP以及開關狀態；圖7（f）是直流輸電電流idcTL的波形。

故障發生前系統滿載運行，饋線短路瞬間，直流匯集線路出現過流和欠壓現象。直流送出線路電流在反向后迅速衰減為0，反向沖擊電流幅值不超過0.5 p.u.。負荷開關SLP3和SLP4檢測到反向故障電流和線路欠壓信號，被選取為待跳閘開關，此時的系統狀態如附錄A 圖A13（a）所示。圖中：機組沿紅色箭頭方向對故障點注入故障電流，故障點與饋線匯集點之間線路電流反向，其余線路電流方向不變。因此，只有負荷開關SLP3和SLP4被選為待跳閘開關，用紅色對號標識待跳閘開關。電纜、開關和風電變流器的運行狀態用右上角的圖例標識，其中，電纜用藍色和黑色分別表示有壓和欠壓狀態，負荷開關用紅色和黑色表示開關打開和閉合，風電變流器的直流端口用紅色短線和黑色短線分別表示直流升壓變換器的閉鎖和運行。

故障后極短時間內，風電機組的網側變換器過流閉鎖，負荷開關SLP3和SLP4所在線路故障電流在幾十毫秒內衰減至0，上述負荷開關跳閘。圖7 中跳閘時刻標記為tisc，此時系統狀態如附錄A 圖A13（b）所示。圖中：風電機組的網側變換器閉鎖，故障電流消失，SLP3和SLP4斷開，其余開關保持閉合狀態，匯集和送出電纜失電欠壓。機組WT1、WT2和WT3與故障點保持連接，其余風電機組與故障隔離。

接下來是風電機組的擾動注入。第1 次擾動注入時刻為3.65 s，圖7 中將該時刻標記為tci1。包括機組WT4等與故障點隔離的風電機組，給線路注入擾動電壓，機組WT1、WT2和WT3則向故障點注入擾動電流。此時的系統狀態如附錄A 圖A13（c）所示。圖中：風電機組在非故障饋線和故障饋線匯集點到故障點之間的匯集線路上建立了擾動電壓，其余線路保持欠壓狀態。

負荷開關SLP4檢測到線路擾動電壓信號，重新合閘，圖7 中將重合閘時刻標記為trcl。成功在線路上建立擾動電壓的機組判定故障切除，恢復運行；其余機組在3.85 s 和4.05 s 又注入兩次持續50 ms 的擾動，但均無法建立線路擾動電壓。因此，判定故障為永久性且無法切除，準備停機，此時的系統狀態如附錄A 圖A13（d）所示。圖中：負荷開關SLP3將故障線路切除，接入送出線路的風電機組恢復運行，其余機組準備停機。仿真結果表明，利用所制定直流故障保護方法，能有效實現直流匯集系統無通信故障定位和無直流斷路器故障保護。

6 實驗驗證

在基于RT-LAB 實時仿真器和F28335 控制器的半實物仿真平臺上搭建機組仿真模型，對鎮定器禁用和使能條件下系統動態特性進行比較，實驗平臺如附錄A 圖A14 所示，機組參數見表A1，RTLAB 仿真步長為10 μs，F28335 控制器采樣周期為50 μs。

實驗中，機組功率從1.0 p.u.階躍到0.25 p.u.，無鎮定器和有鎮定器條件下風電變流系統的實驗波形比較如圖8 所示。圖中包括：二極管整流器交流側a 相輸入電流idra和輸入電壓ucfa、直流母線電壓udcbus和二極管整流器直流輸出電流idc。實驗結果表明，針對機組輸出功率階躍變小過程，不采用鎮定器時二極管輸出電流存在明顯振蕩，說明機組輕載穩定裕度較小。而采用鎮定器能有效改善系統動態特性，系統穩定性提升。實驗結果與第3 章理論分析及5.1 節仿真結果吻合。

圖8 鎮定器禁用和使能條件下系統動態特性比較Fig.8 Comparison of dynamic characteristics of systems with disabled and enabled stabilizers

7 結語

本文提出一種基于二極管分散整流的風電機組中壓直流匯集直接送出并網系統，研究其組網控制與保護，主要結論如下：

1）利用所提電流紋波交錯控制，有效降低了直流輸電電流和電壓紋波，風電機組數量越多，算法優勢越顯著。

2）基于小信號狀態空間建模和特征根分析，辨識弱阻尼狀態變量及其在控制系統中關聯的前饋項。在該前饋項中串聯一階濾波器能有效提升風電機組全功率段穩定性。

3）依靠繼電保護邏輯與風電機組擾動注入時序配合，實現了直流短路故障定位與隔離，無須使用通信系統和直流斷路器。最終，通過PSCAD 仿真和RT-LAB 硬件在環實驗，驗證了所提控制策略的有效性。

本文所研究系統的輸電電壓等級受限于風電機組的輸出電壓。未來，可結合基于直流變壓器的海上換流站，進一步拓展為多電壓等級全直流風電場，研究該系統的控制與保護。

附錄見本刊網絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網絡全文。