CN111600334B - 一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，属于电力系统输配电领域。方法包括：检测风电场换流站的直流端口电压，判断四端风电直流电网是否发生故障，若直流端口电压超过正常运行阈值，进行故障位置判断；计算与同一风电场换流站连接的两条直流线路的潮流转移熵差值，根据潮流转移熵差值判断故障位置，并投入耗能电阻吸收故障位置的不平衡功率；分别在耗能电阻投入和退出时，对潮流转移熵差值进行积分判断故障性质；当发生永久性交流故障，通过耗能电阻与风电场功率协调控制实现二次平衡；当发生瞬时性交流故障时，等待系统恢复运行即可。本发明可快速准确定位交流故障位置，并识别故障属性，无需依赖远距离通讯系统。

Description

一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法
技术领域
本发明属于电力系统输配电技术领域，更具体地，涉及一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法。
背景技术
在21世纪传统化石能源向可再生可持续能源转型的过程中，风能被公认为最具前景的能源之一。随着基于模块化多电平转换器(modular multilevel converter，MMC)的高压直流(high-voltage direct current，HVDC)技术的快速发展，陆上风电将在世界电力市场中发挥重要作用。为了实现陆上风电的并网汇集、分配和消纳，基于MMC的多端HVDC(multi-terminal HVDC，MTDC)风电并网系统受到了广泛关注。与使用海底直流电缆传输电力的海上风电系统不同，由于内陆风电资源密集点与负荷距离较远，一般采用架空线进行远距离电力传输。
MTDC风电集成系统具有不受传输距离限制，无换向故障和系统效率提高的优点，但不可否认的是，由于其换流站相互连接耦合，故障易于在直流电网中扩散。一旦在受端换流站(receiving side converter，REC)上发生交流三相对地(three-phase to ground，TPG)短路故障，风电场产生的有功功率就无法传输到交流电网，导致换流器子模块电容电压上升。进而引起直流线路的电压快速升高，对直流电网中的电力电子设备造成危害。
为了检测和解决受端交流故障，Feltes C.等人“Enhanced fault ride-throughmethod for wind farms connected to the grid through VSC-based HVDCtransmission”提出了风电场中的电压降控制，当直流电压上升超过1.1pu时快速降低风电场功率。但是，该策略仅在点对点系统中验证了有效性。R.I.Putri等人提出了一种通过检测直流电压变化来控制风场侧MMC(wind farm side MMC，WFMMC)中的降功率方法。然而该措施无法确定发生交流故障所在的具体端口，并且在故障期间会完全中断电力传输。尽管传统的交流继电保护具有故障定位功能，但测量信号巨大，保护设置计算也十分复杂。到目前为止，仍然缺乏有效的检测和定位方法来定位多端直流电网中的交流故障，尤其是在风电并网的应用场景中。
同时，为了使系统能够应对永久性交流三相短路故障，故障的性质识别也是必不可少的中间环节之一。不同于直流故障，为了保证非故障端尽可能不受影响，交流故障时通常不断开直流断路器，因此无法采用断路器重合闸的方式进行永久性故障判定。而若采用交流断路器，由于其动作时间过长，无法满足HVDC电网对故障处理的时限需求。因此，如何在不依赖断路器动作的前提下识别故障性质是亟待解决的关键问题。
此外，现有的研究大多只能解决某一特定的故障，在另一种故障下往往无效，甚至有可能起反作用。X.Lin等人提出了一种无功功率补偿和交流电压裕量控制，以抑制瞬态交流故障期间直流电压的升高。然而，在永久性故障下，不平衡功率不断注入子模块中，致使电压均衡模块和内环电流控制装置崩溃，这将导致严重的直流过电压危险。A.Beddard提出了使用直流制动电阻器来实现暂态交流故障穿越，但永久性故障中会导致直流制动电阻器工作时间过长引发热保护问题。Y.Li等人提出了一种带有制动电阻的功率协调控制来解决永久性交流故障，但是该方法在瞬时性故障中会减少系统的功率传输并延迟系统恢复时间。此外，上述故障穿越方法在MTDC电网中几乎不具有故障定位能力，无法区分在不同的受端换流站发生故障时所需平衡的功率。
综上所述，目前亟需一种适用于四端风电直流电网受端多种交流故障的定位和性质识别方法，提高四端风电直流电网运行的稳定性和安全性。
发明内容
针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其目的在于对直流风电网受端交流故障进行定位和性质识别，扩展四端风电直流电网在交流故障期间的不间断运行能力，提高电网运行的稳定性和安全性。
为实现上述目的，本发明提供了一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，所述四端风电直流电网包括第一风电场和第二风电场、两个风电场侧换流站WFMMC1和WFMMC2、两个电网侧换流站GSMMC1和GSMMC2、两套耗能装置；其中，两个风电场分别与WFMMC1、WFMMC2通过交流三相母线连接；WFMMC1、WFMMC2与GSMMC1、GSMMC2之间采用双回直流架空线分别连接站内正负极换流器构成口字形直流环网；两套耗能电阻R1、R2并联在第二风电场侧换流站WFMMC2的交流出口处；所述方法包括：
S1.检测第二风电场换流站WFMMC2的直流端口电压，若检测到的直流端口电压超过正常运行阈值，表明四端风电直流电网发生故障，进入步骤S2；否则继续检测；
S2.计算与第二风电场换流站WFMMC2连接的两条直流线路的潮流转移熵差值，根据潮流转移熵差值判断故障位置，并投入耗能电阻吸收故障位置的不平衡功率，设定时间后自动退出；
S3.分别在耗能电阻投入和退出时，对潮流转移熵差值进行积分判断故障性质；
S4.当系统发生永久性交流故障时，降低风电场功率，实现不同位置永久性交流故障下的功率二次平衡；当系统发生瞬时性交流故障时，无需其他操作，等待系统恢复运行。
进一步地，步骤S2具体包括：
S2.1设与第二风电场换流站连接的两条直流线路为第一线路和第四线路，按照以下公式计算第一线路和第四线路的潮流转移熵差值△HOL14；
△HOL14＝HOL1-HOL4
其中，HOL1、HOL4分别为第一线路和第四线路的潮流转移熵，各线路的潮流转移熵表达式如下：
Figure BDA0002484079200000041
式中，K为增益系数，m为选定线路所包含的回线数；
Figure BDA0002484079200000042
为所选定线路中的单回线路i在t时刻的负载率，P表示线路的负载率；
S2.2.当ΔHOL14超过设定阈值ΔHth时，判定GSMMC1发生交流故障，投入耗能电阻R2，消耗第二风电场一半的额定功率；当ΔHOL14小于0时，判定GSMMC2发生交流故障，同时投入耗能电阻R1和R2，消耗第二风电场的全部额定功率；
S2.4.耗能电阻投入持续时间200ms后，使所有耗能电阻自动退出。
进一步地，步骤S3具体包括：
S3.1.实时监测WFMMC2的子模块平均电容电压
Figure BDA0002484079200000043
S3.2.判断
Figure BDA0002484079200000044
与其上限值Vcavg_lim大小；若
Figure BDA0002484079200000045
则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若
Figure BDA0002484079200000046
则执行步骤S3.3；其中，Vcavg_lim为子模块平均电容电压上限值；
S3.3.判断是否满足：第一检测信号CDH1小于第一检测阈值CDHlim1且第二检测信号CDH2大于第二检测阈值CDHlim2；若是，则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若否，则判定系统发生故障为瞬时性，等待系统恢复稳态运行；其中，第一检测信号CDH1为耗能电阻投入时，对ΔHOL14积分100ms得到；第二检测信号CDH2为耗能电阻退出后，再次对ΔHOL14积分50ms得到；
S3.4.若
Figure BDA0002484079200000051
判定GSMMC1发生永久性交流故障，再次投入耗能电阻R2耗散风电场2一半的额定功率；若
Figure BDA0002484079200000052
判定GSMMC2发生永久性交流故障，再次同时投入耗能电阻R1和R2，消耗风电场2的全部额定功率。
进一步地，步骤S4具体包括：
S4.1.当GSMMC1发生永久性交流故障时，使风电场2的功率下降为原先的一半；当GSMMC2永久性交流故障时，使风电场2的功率下降为0；
S4.2.等待500ms，退出所有耗能电阻，系统恢复稳态运行。
进一步地，耗能电阻采用快速晶闸管实现投切。
进一步地，WFMMC1和WFMMC2采用定交流电压控制，用于为风电并网系统提供可靠电压；GSMMC1采用定有功功率控制，用于满足其所连接交流电网的负载需求；GSMMC2采用定直流电压控制，用于稳定直流电网的电压，平衡整个电网的功率。
进一步地，两个风电场侧换流站和两个电网侧换流站均包含A、B、C三相，每相由上、下两个桥臂组成，每个桥臂均由半桥型子模块级联组成。
进一步地，各换流站的控制器、耗能电阻的投入策略为直流架空线、直流电缆或直流架空线与直流电缆的混联线路。
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有益效果。
(1)本发明方法利用线路潮流转移熵的差值和双次积分，在风电场侧换流站实现异地交流故障定位与性质识别，由于检测信号与耗能装置分别位于同一换流站的直、交流侧，无需依赖远距离通讯系统，即可快速准确定位交流故障位置，并识别风电直流电网的交流故障属性(瞬时性故障或永久性故障)。
(2)本发明方法通过耗能电阻与风电场功率协调控制策略实现暂态功率平衡，避免直流电压和换流站子模块电容电压过高，能够应对4种不同受端交流故障，使系统在任何受端发生瞬时性或永久性交流故障均能够不间断运行。
(3)正常运行以及交流故障期间，本发明方法对系统中的控制器无需进行任何调整，避免了控制逻辑切换给系统带来的扰动，大大提高了系统运行的安全性。
附图说明
图1为本发明提供的四端风电直流电网拓扑结构图；
图2为本发明提供的风电场的简化控制策略；
图3为本发明提供的直流电网中MMC的简化控制策略；
图4为本发明提供的耗能装置基本结构；
图5为本发明提供的交流故障定位策略；
图6为本发明提供的交流故障性质识别策略；
图7为本发明提供的风电场2协调功率控制；
图8为本发明提供的交流故障诊断与穿越控制方法控制策略；
图9为本发明提供的GSMMC1瞬时性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图9(a)为系统的直流线路电压，图9(b)为各MMC的子模块电容电压，图9(c)为故障期间MMC传输功率，图9(d)为耗能电阻吸收的功率，图9(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值ΔHOL14的波形，图9(f)为ΔHOL14的两次积分值CDH1和CDH2的波形；
图10为本发明提供的GSMMC1永久性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图10(a)为系统的直流线路电压，图10(b)为各MMC的子模块电容电压，图10(c)为故障期间MMC传输功率，图10(d)为耗能电阻吸收的功率，图10(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值ΔHOL14的波形，图10(f)为ΔHOL14的两次积分值CDH1和CDH2的波形，图10(g)为风电场2的输出功率；
图11为本发明提供的GSMMC2瞬时性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图11(a)为系统的直流线路电压，图11(b)为各MMC的子模块电容电压，图11(c)为故障期间MMC传输功率，图11(d)为耗能电阻吸收的功率，图11(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值ΔHOL14的波形，图11(f)为ΔHOL14的两次积分值CDH1和CDH2的波形；
图12为本发明提供的GSMMC2永久性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图12(a)为系统的直流线路电压，图12(b)为各MMC的子模块电容电压，图12(c)为故障期间MMC传输功率，图12(d)为耗能电阻吸收的功率，图12(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值ΔHOL14的波形，图12(f)为ΔHOL14的两次积分值CDH1和CDH2的波形，图12(g)为风电场2的输出功率。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
本发明实施例涉及的各主要变量，缩写物理意义参见表1所示：
表1
Figure BDA0002484079200000071
Figure BDA0002484079200000081
如图1所示，风电直流电网包括两个风电场、两个风电场侧换流站WFMMC1和WFMMC2、两个电网侧换流站GSMMC1和GSMMC2、2套完全相同的耗能装置，其中：风电场1、2分别与风电场侧换流站WFMMC1、WFMMC2通过交流三相母线连接，风电场侧换流站WFMMC1、WFMMC2与电网侧换流站GSMMC1、GSMMC2之间采用双回直流架空线(OL1～OL4)分别连接站内正负极换流器构成“口”字形直流环网，连接成直流环网；正常运行时，直流电网的潮流按照架空线的阻抗参数进行分布。直流断路器(DCCB)装设在每条架空线的两端，用于线路检查或隔离。为了吸收系统中过剩的能量，在WFMMC2的交流出口布置了由多个电阻并联组成的耗能电阻(R1，R2)。两个风电场侧换流站和两个电网侧换流站均包含A、B、C三相，每相由上、下两个桥臂组成，每个桥臂均由半桥型子模块级联组成。
风电场1和2采用永磁同步发电机(permanent magnet synchronous generators，PMSG)分别输出1500MW和3000MW的额定功率。其中每个PMSG连接到一个背靠背式全功率变流器，该变流器由发电机侧VSC(generator side VSC，GS VSC)和并网侧VSC(integrationside VSC，IS VSC)组成。在直流电网中，每个换流站均包含数百个半桥子模块(halfbridge sub-module,HBSM)，其中WFMMC1和GSMMC1额定容量相同，WFMMC2与GSMMC2额定容量相同。正常运行时，WFMMC1和WFMMC2分别汇集1500MW和3000MW风电功率，经过电流变换传送到±500kV直流电网中。GSMMC1和GSMMC2对应的额定功率分别为1500MW和3000MW，与交流电网直接相连。由于在远距离大规模电力传输中一般采用架空线输送，故本发明实施例以架空线为例进行说明，所提出的控制方法同样适用于采用直流电缆或直流电缆与直流架空线混联线路的柔性直流输电系统。
上述系统包含两个控制层，分别为系统级控制和换流器控制；
系统级控制包括风电场控制、WFMMC控制和GSMMC控制。其中风电场采用基于最大功率跟踪算法的定有功功率控制，正常运行时输出恒定额定功率。由于风电场需要依靠稳定的交流电压进行并网，因此WFMMC1和WFMMC2采用定交流电压控制。GSMMC1采用定有功功率控制来平衡整流器和逆变器侧MMC站之间的潮流，GSMMC2采用定直流电压控制来稳定整个直流电网的电压。
换流器级控制根据应用场景的不同，分为风电场内部换流器控制和直流电网换流器控制；风电场内部换流器控制如图2所示，首先永磁同步发电机将机械能转换为电能，机侧变流器(GS VSC)将输出功率Pmec_opt转化为角频率ωm输出至桨距和扭矩控制器，所产生的有功功率参考值与设定的无功功率参考值一并输入至外环控制器，得到dq轴电流参考值
Figure BDA0002484079200000091
进而通过内环dq电流控制器得到参考电压
Figure BDA0002484079200000092
经过PWM调制得到三相电平开关控制信号Sabc。并网侧变流器(IS VSC)的各种控制器结构与GS VSC一致，只是外环控制器更改为对直流电压和无功功率进行控制。直流电网换流器控制如图3所示，外环控制器的控制变量可采用有功功率，直流电压
Figure BDA0002484079200000101
或交流电压
Figure BDA0002484079200000102
以满足不同的应用场合。dq电流控制器根据来自外环控制器的输出信号
Figure BDA0002484079200000103
产生调制比
Figure BDA0002484079200000104
然后，内部MMC控制器将动态子模块开关数目Narm发送到桥臂控制器，以生成每个相单元的桥臂臂电压Varm。
对于风电并网系统而言，在WFMMC交流侧三相并联耗能电阻能够从源侧吸收过剩功率，保护整个直流电网及其组网设备。由于交流故障期间不平衡功率最大为3000MW，因此只需在WFMMC2的交流侧装设耗能电阻即可满足需求。为了确保双向导通和响应时间，耗能电阻采用图4所述拓扑结构，由反并联的快速晶闸管控制，其导通时间小于1ms。
耗能电阻的额定功率需要根据最大的风电场输出功率进行设计。为了在不同故障情况下吸收合适的功率，耗能电阻平均分为R1、R2两组，均采用三相对称布置，其中每相的耗能电阻采用四个Rmax并联组成，Rmax可通过下式求得：
Figure BDA0002484079200000105
其中PN为额定风电场输出功率，Vac为交流母线电压。
针对上述四端风电直流电网，本发明提出了一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，包括：
S1.检测四端风电直流电网中第二风电场换流站WFMMC2的直流端口电压，判断四端风电直流电网是否发生故障，若直流端口电压超过正常运行阈值，进入步骤S2；否则继续检测；其中，正常运行阈值Vlim为1.05pu；
S2.计算与第二风电场换流站WFMMC2连接的两条直流线路的潮流转移熵差值，根据潮流转移熵差值判断故障位置，并投入耗能电阻吸收故障位置的不平衡功率，设定时间后耗能电阻自动退出；其中，各线路的潮流转移熵描述了该线路的暂态能量变化；
进一步地，步骤S2具体包括：
S2.1与WFMMC2连接的两条直流线路为线路1和线路4，按照以下公式计算线路1和线路4的潮流转移熵差值△HOL14；
△HOL14＝HOL1-HOL4
其中，HOL1、HOL4分别为与线路1和线路4的潮流转移熵，各线路的潮流转移熵表达式如下：
Figure BDA0002484079200000111
式中，K为增益系数，本发明实施例中K＝200，m为选定线路所包含的回线数；
Figure BDA0002484079200000112
为所选定线路中的单回线路i在t时刻的负载率，其计算公式为：
Figure BDA0002484079200000113
式中Pi(t)为线路i的瞬时功率，
Figure BDA0002484079200000114
为两端连接相同MMC的架空线平均传输功率，Nl为直流电网中的架空线数。在图1所示的直流电网中，额定运行工况下，
Figure BDA0002484079200000115
可由下式计算得到：
Figure BDA0002484079200000116
S2.2.当ΔHOL14超过设定阈值ΔHth时，判定GSMMC1发生交流故障，投入耗能电阻R2，消耗风电场2一半的额定功率；当ΔHOL14小于0时，判定GSMMC2发生交流故障，同时投入耗能电阻R1和R2，消耗风电场2的全部额定功率；
具体地，本发明实施例分别采用SS1和SS2作为耗能电阻R1和R2的控制信号，初始时，令SS1＝0、SS2＝0；在额定工况下，由于最大不平衡功率为3000MW，因此只需在风电场2的并网母线吸收过剩功率即可，风电场1可保持额定出力不变。当系统检测ΔHOL14上升超过设定阈值ΔHth时，判定GSMMC1发生交流故障，令SS2＝1，使耗能电阻R2投入消耗风电场2一半的额定功率，即1500MW的剩余风能；当系统检测ΔHOL14小于0时，判定GSMMC2发生交流故障，令SS1＝1，使投入耗能电阻R1投入，与R2一起消耗风电场2的全部额定功率，即3000MW过剩功率。其中，设定阈值ΔHth根据系统参数和实际运行状态取值，需高于正常运行时的波动上限幅值，同时为保证检测的速动性，阈值也不宜过高，本发明实施例ΔHth取400。
S2.4.耗能电阻投入持续时间200ms后，使所有耗能电阻自动退出。
具体地，令SS1＝0，SS2＝0，即可使所有耗能电阻自动退出。
步骤S1,S2为本发明提出的交流故障定位策略，具体流程可参考图5。
S3.分别在耗能电阻投入和退出时，对潮流转移熵差值进行积分判断故障性质；
进一步地，步骤S3为本发明提出的交流故障性质识别策略，如图6所示，具体包括：
S3.1.实时监测WFMMC2的子模块平均电容电压
Figure BDA0002484079200000121
S3.2.判断
Figure BDA0002484079200000122
与其上限值Vcavg_lim大小；若
Figure BDA0002484079200000123
则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若
Figure BDA0002484079200000124
则执行步骤S3.3；
S3.3.判断是否满足：第一检测信号CDH1小于第一检测阈值CDHlim1且第二检测信号CDH2大于第二检测阈值CDHlim2；若是，则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若否，则判定系统发生故障为瞬时性，等待系统恢复稳态运行即可；其中，第一检测信号CDH1为耗能电阻投入时，对ΔHOL14积分100ms得到；第二检测信号CDH2为耗能电阻退出后，再次对ΔHOL14积分50ms得到；其中，检测阈值CDHlim1和CDHlim2根据系统参数和实际运行状态取值，CDHlim1需能够区别不同位置的交流故障，CDHlim2需能够区别不同性质的交流故障，本发明实施例CDHlim1和CDHlim2均取200。
S3.4.若
Figure BDA0002484079200000131
判定GSMMC1发生永久性交流故障，再次投入耗能电阻R2耗散风电场2一半的额定功率；若
Figure BDA0002484079200000132
判定GSMMC2发生永久性交流故障，再次同时投入耗能电阻R1和R2，消耗风电场2的全部额定功率。
本发明实施例采用FNreset作为永久性故障判定信号，FNreset＝1表示系统发生故障为永久性，FNreset＝0表示系统发生瞬时性交流故障，在SS1＝0，SS2＝0时，FNreset有效；因此，采用图6中K4作为耗能电阻退出信号，K4＝0表示耗能电阻全部退出。
S4.当系统发生永久性交流故障时，降低风电场功率，实现不同位置永久性交流故障下的功率二次平衡；当系统发生瞬时性交流故障时，无需其他操作，等待系统恢复运行。
进一步地，步骤S4具体包括：
S4.1.当GSMMC1发生永久性交流故障时，使风电场2的功率下降为原先的一半；当GSMMC2永久性交流故障时，使风电场2的功率下降为0；
S4.2.等待500ms，退出所有耗能电阻，系统恢复稳态运行。
风电场2协调功率控制如图7所示，图7中K6为能量耗散规模判定信号，当永久性故障发生在GSMMC1时，K6＝0，表示风电场功率下降0.5pu(1500MW)；当永久性故障发生在GSMMC2时，K6＝1，风电场功率控制下降为0，考虑到风电场的惯性延时，在风电场输出功率下降期间，耗能电阻需同时配合使用，以保证系统的暂态安全。风电场降功率控制仅在FNreset跳变为1时，即系统发生永久性交流故障有效。
本发明方法完整的控制策略如图8所示，在整个系统无闭锁运行控制策略中，交流故障在故障发生后30ms之内被准确定位，随后投入耗能电阻进行过剩功率吸收，同时对ΔHOL14进行初次积分。200ms后，耗能电阻自动退出，此时对ΔHOL14进行第二次积分，采用图6所示的策略判定故障性质。若为瞬时性故障，则风电场输出额定功率，系统直接恢复正常；若为永久性故障，则耗能电阻再次紧急投入，同时配合图7所示风电场功率协调控制降低风电场出力。风电场经500ms后功率下调至预设值，耗能电阻退出，系统功率重新达到平衡。
图9为本发明提供的GSMMC1瞬时性交流三相短路故障仿真波形图。系统首先启动，1s后进入额定稳态运行。交流三相短路故障设置在GSMMC1联络变压器高压侧，故障发生时刻为1.3s，持续0.1s。故障期间系统交直流断路器保持闭合，风电场持续额定出力。其中，图图9(a)～9(b)表明故障发生后，系统的直流电压和MMC的子模块电容电压迅速升高。在故障期间，GSMMC1的接收功率逐渐降低，但由于风电场的出力不变，因此WFMMC1和WFMMC2的接收功率仍保持正常，如图9(c)故障初期所示。图9(d)为耗能电阻吸收的功率，投入持续时间为200ms。图9(e)为ΔHOL14的波形。当其上升到上限阈值400时，耗能电阻R1触发投入，吸收1500MW过剩功率。图9(f)显示了ΔHOL14两次的积分值，其中CDH1判定该故障发生在GSMMC1，CDH2判定故障为瞬时性故障，因此耗能电阻退出后系统即可恢复正常。
图10为本发明提供的GSMMC1永久性交流三相短路故障仿真波形图。故障发生初期，系统的直流电压及MMC子模块电容电压与瞬时性故障表现一致，在所提出的故障检测方法和耗能装置的配合下，故障期间过电压在1.2pu以内，如图10(a)～图10(b)所示。系统无闭锁运行期间，非故障端MMC依然维持了功率传输，如图10(c)所示。图10(d)～(f)可以看出，耗能电阻R1、R2首先在ΔHOL14上升到上限阈值时投入，持续工作200ms后自动退出。而后根据两次积分值与其阈值比较确定GSMMC1为永久性故障，耗能装置再次紧急投入500ms。与此同时，风电场的输出下降到原来的一半，见图10(g)。待耗能电阻退出后，系统恢复正常运行，不过此时WFMMC2的单极接收功率比额定运行时减少了750MW。
图11为本发明提供的GSMMC2瞬时性交流三相短路故障仿真波形图。图11(a)(b)为系统直流电压和MMC子模块电容电压，由于故障发生在定直流电压站，故障期间定直流电压控制失效，二者的上升更为剧烈，但仍在1.3pu的安全阈值以下。故障期间GSMMC1的传输功率也会受到一定影响，但仍能继续传输部分功率，如图11(c)所示。系统检测到ΔHOL14上升到上限阈值时耗能电阻R1投入，下降低于0时R2继续投入，持续200ms后退出运行，如图11(d)～图11(e)所示。图11(f)展示了ΔHOL14两次积分值，其中通过CDH1确定耗能电阻投入规模为3000MW，通过CDH2判定为瞬时性故障，因此无需附加措施，系统经过PI控制器调节，在耗能电阻完全退出约300ms后恢复正常。
图12为本发明提供的GSMMC2永久性交流三相短路故障仿真波形图。系统的直流电压及MMC子模块电容电压与瞬时性故障表现一致，在所提出的故障检测方法和耗能装置的配合下，故障期间最严重过电压不超过1.3pu，如图12(a)～图12(b)所示。图12(c)为各MMC的接收功率，在耗能电阻R1和R2首次投入期间，WFMMC2接收功率下降为0；在耗能电阻与风电场降功率控制同时作用期间，由于风电场2输出功率与耗能电阻吸收功率不匹配，耗能电阻会通过WFMMC2从直流电网吸收部分功率。图12(d)～(f)可以看出，耗能电阻R1和R2首先在ΔHOL14上升到上限阈值时投入，吸收3000MW功率，持续工作200ms后自动退出。而后根据两次积分值与其阈值比较确定GSMMC2为永久性故障，耗能装置再次紧急投入500ms。与此同时，风电场的输出下降到原来的一半，见图12(g)。待耗能电阻退出后，系统恢复正常运行，不过此时WFMMC2的单极接收功率比额定运行时减少了1500MW。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，所述四端风电直流电网包括第一风电场和第二风电场、两个风电场侧换流站WFMMC1和WFMMC2、两个电网侧换流站GSMMC1和GSMMC2、两套耗能电阻；其中，第一风电场与WFMMC1通过交流三相母线连接，第二风电场与WFMMC2通过交流三相母线连接；WFMMC1、WFMMC2与GSMMC1、GSMMC2之间采用双回直流架空线分别连接站内正负极换流器构成口字形直流环网；两套耗能电阻R1、R2并联在第二风电场侧换流站WFMMC2的交流出口处；所述方法包括：
S1.检测第二风电场换流站WFMMC2的直流端口电压，若检测到的直流端口电压超过正常运行阈值，表明四端风电直流电网发生故障，进入步骤S2；否则继续检测；
S2.计算与第二风电场换流站WFMMC2连接的两条直流线路的潮流转移熵差值，根据潮流转移熵差值判断故障位置，并投入耗能电阻吸收故障位置的不平衡功率，设定时间后自动退出；步骤S2具体包括：
S2.1设与第二风电场换流站连接的两条直流线路为第一线路和第四线路，按照以下公式计算第一线路和第四线路的潮流转移熵差值ΔHOL14；
ΔHOL14＝HOL1-HOL4
其中，HOL1、HOL4分别为第一线路和第四线路的潮流转移熵，各线路的潮流转移熵表达式如下：
Figure FDA0003279575560000011
式中，K为增益系数，m为选定线路所包含的回线数；
Figure FDA0003279575560000012
为所选定线路中的单回线路i在t时刻的负载率，P表示线路的负载率；
S2.2.当ΔHOL14超过设定阈值ΔHth时，判定GSMMC1发生交流故障，投入耗能电阻R2，消耗第二风电场一半的额定功率；当ΔHOL14小于0时，判定GSMMC2发生交流故障，同时投入耗能电阻R1和R2，消耗第二风电场的全部额定功率；
S2.4.耗能电阻R1和R2投入持续时间200ms后，使所有耗能电阻自动退出；
S3.分别在耗能电阻投入和退出时，对潮流转移熵差值进行积分判断故障性质；步骤S3具体包括：
S3.1.实时监测WFMMC2的子模块平均电容电压
Figure FDA0003279575560000021
S3.2.判断
Figure FDA0003279575560000022
与其上限值Vcavg_lim大小；若
Figure FDA0003279575560000023
则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若
Figure FDA0003279575560000024
则执行步骤S3.3；其中，Vcavg_lim为子模块平均电容电压上限值；
S3.3.判断是否满足：第一检测信号CDH1小于第一检测阈值CDHlim1且第二检测信号CDH2大于第二检测阈值CDHlim2；若是，则判定系统发生故障为永久性，执行步骤S3.4；若否，则判定系统发生故障为瞬时性，等待系统恢复稳态运行；其中，第一检测信号CDH1为耗能电阻R1或R2投入时，对ΔHOL14积分100ms得到；第二检测信号CDH2为耗能电阻R1或R2退出后，再次对ΔHOL14积分50ms得到；
S3.4.若
Figure FDA0003279575560000025
判定GSMMC1发生永久性交流故障，再次投入耗能电阻R2耗散第二风电场一半的额定功率；若
Figure FDA0003279575560000026
判定GSMMC2发生永久性交流故障，再次同时投入耗能电阻R1和R2，消耗第二风电场的全部额定功率；
S4.当系统发生永久性交流故障时，降低风电场功率，实现不同位置永久性交流故障下的功率二次平衡；当系统发生瞬时性交流故障时，无需其他操作，等待系统恢复运行。
2.根据权利要求1所述的一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，步骤S4具体包括：
S4.1.当GSMMC1发生永久性交流故障时，使第二风电场的功率下降为原先的一半；当GSMMC2永久性交流故障时，使第二风电场的功率下降为0；
S4.2.等待500ms，退出所有耗能电阻，系统恢复稳态运行。
3.根据权利要求2所述的一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，耗能电阻R1及R2采用快速晶闸管实现投切。
4.根据权利要求1所述的一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，WFMMC1和WFMMC2采用定交流电压控制，用于为风电并网系统提供可靠电压；GSMMC1采用定有功功率控制，用于满足其所连接交流电网的负载需求；GSMMC2采用定直流电压控制，用于稳定直流电网的电压，平衡整个电网的功率。
5.根据权利要求4所述的一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，两个风电场侧换流站和两个电网侧换流站均包含A、B、C三相，每相由上、下两个桥臂组成，每个桥臂均由半桥型子模块级联组成。
6.根据权利要求5所述的一种四端风电直流电网的交流故障诊断与穿越控制方法，其特征在于，连接各换流站的直流线路为直流架空线、直流电缆或直流架空线与直流电缆的混联线路。
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