CN113193588A - 一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了属于新能源发电并网技术领域的一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法。所述方法考虑柔性直流输电系统与传统输电系统的区别，设计适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略；分析直流耗能装置的工作原理，并指出工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因；针对工程上直流耗能装置的缺点，提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较。本发明克服了工程上所用直流耗能装置额定功率大，投切时间长的问题。

Description

一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法

技术领域

本发明属于新能源发电并网技术领域，特别涉及一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法。

背景技术

我国海上风电近年来发展迅速并逐步向深远海迈进，2019年底累计并网装机容量达593万kW，其中江苏并网容量达423万kW，居全国首位。柔性直流输电技术因具有有功功率和无功功率可独立调节，无需无功补偿等优势，被认为是深远海大规模海上风电并网的首选方式。当陆上电网发生故障时，因交流电压的跌落和换流器的电流限幅会使并网逆变器输出的有功功率快速下降，MMC-HVDC系统两端会出现不平衡功率导致直流电压快速上升，如不能快速限制不平衡功率，将会导致换流器闭锁。故有必要研究可靠的海上风电柔直并网交流侧故障穿越方法。

然而当交流侧发生故障时，网侧换流器输出功率能力降低，风电场输入功率不变，多余功率累积在直流输电线路上，导致直流电压上升。目前，交流侧故障穿越方法主要分为两类：改变故障时的控制策略来降低风电场输出功率和利用直流耗能装置来吸收不平衡功率。改变控制策略主要通过升频法或降压法实现输入功率的降低，但采用升频法，风电机组检测到频率的变化需要一定时间，故障穿越效果不佳；采用降压法，当发生严重故障时，交流电压接近为0，风电机组运行会受到影响，故在工程上没有得到广泛应用。工程上主要应用直流耗能装置来实现故障穿越，但耗能装置容量大，投入时间长，导致造价较高。因此为减小工程造价，有必要研究适合工程应用的海上风电柔直送出系统新型故障穿越方法。

发明内容

本发明的目的是提出一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤1、考虑柔性直流输电系统与传统输电系统的区别，设计适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略；

步骤2、分析直流耗能装置的工作原理，并指出工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因；

步骤3、提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较。

所述步骤1中的适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略，风场侧MMC可看做电压源，为风电场交流母线电压提供稳定的频率和幅值，吸收风电场传递的功率，从而保证风场的稳定运行；实际运行控制方式为直接电压控制，控制策略为：

式中：u_dref,u_qref分别为d、q轴参考电压，θ_passive为参考相位，电网电压定向于d轴，θ₀为初始相位，f₀为交流电压频率，U_WF为风电场交流母线电压，U_acref为其参考值，控制环中取标幺值为1，U_dc为柔直系统直流电压。

为保证MMC-HVDC的直流电压稳定和输出无功功率为0，当d轴与交流系统电压相量重合时，电网侧MMC电流内环表达式为：

式中：i_d、i_q、u_sd、u_sq为GSMMC输出电流和电压；i_d ^*，i_q ^*分别为电流参考值；u_d，u_q代表d，q轴参考电压；K_p，K_i分别为电流内环比例积分系数；L为等值电感；ω为交流电网频率。

所述步骤2中工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因分析，若额定直流电压为U_dcref，DC Chopper动作阈值为kU_dcref，耗能电阻耗散的功率为P_diss，故障期间GSMMC输出功率为P_GSfault，风电场的输出功率为P_WF，则耗能电阻取值为：

为保证在电网电压跌落为0时系统仍能实现故障穿越，根据上式，耗能电阻R_chopper的取值通常为耗散功率为风场额定功率时的计算值；这导致DC Chopper设计容量非常大，造价较贵；

在一个控制周期T内，为实现耗能电阻吸收风电场输出的功率，应满足下式：

P_WFT＝P_WFmaxt_on

上式经过变换可得到耗能电阻投切占空比D为：

式中：P_WFmax为风电场额定功率；t_on为耗能电阻开通时间。

由上式可知，风电场输出功率越大，占空比越大，耗能电阻的投入时间就越长。当P_WF＝P_WFmax时，D＝1，耗能电阻在故障期间一直投入。

所述步骤3的提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较；

根据风电场接入电力系统技术规定，在出口电压跌落10％-80％时，并网逆变器(GSMMC)应向电网提供动态无功支撑以提高电压恢复能力。因此控制策略中设置无功电流和有功电流的参考值为：

式中：I_dref和I_qref分别为网侧换流器电流内环d轴和q轴参考值；u_d为网侧d轴电压；I_N为换流站额定电流；I_m为网侧换流器能输出的最大电流。

交流侧发生故障，当直流电压超过直流耗能装置投入阈值(1.05pu)时，直流耗能装置被触发，吸收一部分的功率，但短时间内直流电压仍会上升，当直流电压超过1.075pu时，WFMMC启动降压法来降低风电场的输入功率。通过降低风电场交流母线电压参考值来减小输入功率可表示为：

U_WFref′＝U_WFref-K_FRT(U_dc-U_dcthr)

式中：U_WFref和U_Wfref’分别为风电场交流母线电压参考值和修正值；U_dc和U_dcthr分别为直流电压量测值和启动降压法的直流电压阈值；K_FRT为故障穿越系数。

为保持风电场正常运行，WFMMC控制器降压深度不宜过大，故K_FRT可设计为：

式中：U_dcmax和U_WFmin分别为直流电压允许达到的最大值和风电场交流母线最大降压深度。

为保持风电场交流母线电压不降低为0而导致风电机组脱网，虽然限制了WFMMC控制器最大降压深度，但易导致WFMMC降功率效果不好而使直流电压上升，故风电场也需依靠自身能力降载来保证系统实现可靠的故障穿越。

GSVSC稳态下采用矢量控制策略，外环定直流电压和无功功率，通过改变电流内环d轴电流参考值可改变其输出的有功功率。故在故障时可断开外环，利用故障时风电场交流母线电压的降低，将风电场交流母线电压引入到GSVSC电流内环来修正d轴电流参考值，从而实现风电场降载。考虑到系统稳态运行时，交流电压允许±5％的波动，故稳态时和故障期间GSVSC电流内环d轴电流参考值可表示为：

其中：

式中：i_dref，i_dref’分别为d轴电流参考值和修正值；V_dcref，V_dc分别为风机直流电压参考值和风机直流电压量测值；K_p，K_i分别为电压外环比例积分系数。

通过设置直流耗能装置和降压法启动阈值不同，两者可通过协调配合来实现故障穿越，并且可减小直流耗能装置的容量。通过协调配合，耗能电阻的取值和投入时间下式所示：

式中：P_GS(1.05)和P_GS(1.075)分别为直流电压达到1.05pu和1.075pu时GSMMC的输出功率。

通过与WFMMC降压，风电场降载协调配合，直流耗能装置吸收直流电压达到1.05pu和1.075pu之间的功率即可，这大大减小了直流耗能装置的设计容量，同时也减小了耗能电阻的投入时间。

本发明的有益效果是

(1)通过直流耗能装置和风场侧MMC降压、风电场降载的协调配合，大大减小了直流耗能装置的额定容量和投切时间。

(2)与单独使用直流耗能装置进行故障穿越的方法相比，所提方法可更快速的将直流电压限制在允许值范围内，直流电压上升的幅值较小，故障穿越效果更佳。

附图说明

图1为海上风电柔性直流送出系统拓扑结构图；

图2为风场侧MMC换流器控制框图；

图3为电网侧MMC换流器控制框图；

图4为直流耗能装置拓扑图；

图5为直流耗能装置投切策略；

图6为GSMMC出口发生A相短路故障时直流电压波形对比图；

图7为GSMMC出口发生三相短路故障时直流电压波形对比图；

图8为海上风电柔性直流送出系统故障穿越流程图。

具体实施方式

本发明提出一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，该方法步骤如下：(如图8所示的海上风电柔性直流送出系统故障穿越流程图)

步骤1、考虑柔性直流输电系统与传统输电系统的区别，设计适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略；

步骤2、分析直流耗能装置的工作原理，并指出工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因；

步骤3、提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较。

下面结合附图，对本发明作详细说明。

图1所示为海上风电柔性直流送出系统拓扑结构图，海上风电场输送容量为1000MW，图1所示，多个风电机组(PMSG)各通过35kV集电系统并联接至220kV海上升压站，经海上升压站升压后接入海上换流站(WFMMC)，再经直流海缆连接至陆上换流站(GSMMC)，最后通过双回线路接入220kV交流电网。柔直换流站由海上换流站(WFMMC)经直流海缆连接至陆上换流站(GSMMC)组成；采用模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)，MMC-HVDC输电系统采用对称单极接线，直流电压等级为±320kV。在图1中，本发明提出海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法具体包括如下步骤：

所述步骤1中的适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略，实际运行控制方式为直接电压控制，控制策略为：

上式中，u_dref,u_qref分别为d、q轴参考电压，θ_passive为参考相位，电网电压定向于d轴，θ₀为初始相位，f₀为交流电压频率，U_WF为风电场交流母线电压，U_acref为其参考值(控制环中取标幺值为1)，U_dc为柔直系统直流电压。

为保证MMC-HVDC的直流电压稳定和输出无功功率为0，当d轴与交流系统电压相量重合时，电网侧MMC电流内环表达式为：

式中：i_d、i_q、u_sd、u_sq为GSMMC输出电流和电压；i_d ^*，i_q ^*分别为电流参考值；u_d，u_q代表d，q轴参考电压；K_p，K_i分别为电流内环比例积分系数；L为等值电感；ω为交流电网频率。

所述步骤2的分析直流耗能装置的工作原理，并指出工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因。

若额定直流电压为U_dcref，DC Chopper动作阈值为kU_dcref，耗能电阻耗散的功率为P_diss，故障期间GSMMC输出功率为P_GSfault，风电场的输出功率为P_WF，则耗能电阻取值为：

为保证在电网电压跌落为0时系统仍能实现故障穿越，根据上式，耗能电阻R_chopper的取值通常为耗散功率为风场额定功率时的计算值。这导致DC Chopper设计容量非常大，造价较贵。

在一个控制周期T内，为实现耗能电阻吸收风电场输出的功率，应满足下式：

P_WFT＝P_WFmaxt_on

上式经过变换可得到耗能电阻投切占空比D为：

式中：P_WFmax为风电场额定功率；t_on为耗能电阻开通时间。

由上式可知，风电场输出功率越大，占空比越大，耗能电阻的投入时间就越长。当P_WF＝P_WFmax时，D＝1，耗能电阻在故障期间一直投入。

所述步骤3的提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较。

根据风电场接入电力系统技术规定，在出口电压跌落10％-80％时，并网逆变器(GSMMC)应向电网提供动态无功支撑以提高电压恢复能力。因此控制策略中设置无功电流和有功电流的参考值为：

式中：I_dref和I_qref分别为网侧换流器电流内环d轴和q轴参考值；u_d为网侧d轴电压；I_N为换流站额定电流；I_m为网侧换流器能输出的最大电流。

图1中，当交流侧发生故障，当直流电压超过直流耗能装置投入阈值(1.05pu)时，直流耗能装置被触发，吸收一部分的功率，但短时间内直流电压仍会上升，当直流电压超过1.075pu时，WFMMC启动降压法来降低风电场的输入功率。通过降低风电场交流母线电压参考值来减小输入功率可表示为：

U_WFref′＝U_WFref-K_FRT(U_dc-U_dcthr)

式中：U_WFref和U_Wfref’分别为风电场交流母线电压参考值和修正值；U_dc和U_dcthr分别为直流电压量测值和启动降压法的直流电压阈值；K_FRT为故障穿越系数。

为保持风电场正常运行，WFMMC控制器降压深度不宜过大，故K_FRT可设计为：

式中：U_dcmax和U_WFmin分别为直流电压允许达到的最大值和风电场交流母线最大降压深度。

为保持风电场交流母线电压不降低为0而导致风电机组脱网，虽然限制了WFMMC控制器最大降压深度，但易导致WFMMC降功率效果不好而使直流电压上升，故风电场也需依靠自身能力降载来保证系统实现可靠的故障穿越。

GSVSC稳态下采用矢量控制策略，外环定直流电压和无功功率，通过改变电流内环d轴电流参考值可改变其输出的有功功率。故在故障时可断开外环，利用故障时风电场交流母线电压的降低，将风电场交流母线电压引入到GSVSC电流内环来修正d轴电流参考值，从而实现风电场降载。考虑到系统稳态运行时，交流电压允许±5％的波动，故稳态时和故障期间GSVSC电流内环d轴电流参考值可表示为：

其中：

式中：i_dref，i_dref’分别为d轴电流参考值和修正值；V_dcref，V_dc分别为风机直流电压参考值和风机直流电压量测值；K_p，K_i分别为电压外环比例积分系数。

通过设置直流耗能装置和降压法启动阈值不同，两者可通过协调配合来实现故障穿越，并且可减小直流耗能装置的容量。通过协调配合，耗能电阻的取值和投入时间下式所示：

式中：P_GS(1.05)和P_GS(1.075)分别为直流电压达到1.05pu和1.075pu时GSMMC的输出功率。

通过与WFMMC降压，风电场降载协调配合，直流耗能装置吸收直流电压达到1.05pu和1.075pu之间的功率即可，这大大减小了直流耗能装置的设计容量，同时也减小了耗能电阻的投入时间。

图2为风场侧MMC控制策略框图。由图2所示，风电场交流电压实际值U_WF与风电场交流电压参考值U_acref作比较，再经过PI环节，其输出与直流电压前馈补偿项相加得到d轴电压参考值u_dref，设置q轴电压参考值u_qref为0，经过坐标变换得到三相电压参考值U_abcref，再引入相位参考θ_passive，最后生成风场侧MMC的调制电压。控制策略的设计保证了风电场交流电压能够准确跟踪到其参考值，从而实现了风场侧MMC控制风电场交流母线电压的目的。

图3为电网侧MMC控制策略框图。由图3所示，电网侧MMC换流器的d轴控制直流系统的直流电压，故d轴的电压外环由直流电压量测值U_dc和直流电压参考值U_dcref作比较，再经过PI环节生成d轴电流参考值i_d ^*。电流内环由d轴电流参考值i_d ^*和电流量测值i_d作比较，再经过PI环节，输出信号通过交叉解耦后输出d轴参考电压u_d；q轴控制换流器的无功功率，将无功功率量测值Q与无功功率参考值Q_ref相比较，经过PI环节后输出q轴电流参考值i_q ^*，再与q轴电流量测值i_q相比较，经过PI环节，输出信号通过交叉解耦后输出q轴参考电压u_q。双闭环的设计保证了直流电压量测值和无功功率量测值能够准确跟踪到其参考值，保证了d轴电流和q轴电流准确跟踪到其参考值，从而达到了控制直流电压和无功功率的目的。

图4为所用的直流耗能装置拓扑。该直流耗能装置为集中式拓扑结构，其由若干个相同的IGBT阀串联和一个集中式电阻构成，结构紧凑，成本较低。直流耗能装置位于电网侧MMC直流端近端出线处，通过检测该处直流电压作为投切判据。当电网侧发生故障时，系统将出现功率差额，MMC子模块电容将上升，使得直流电压上升。为维持直流电压的平衡，直流耗能装置在检测到直流电压超过阈值后投入电路中，维持功率平衡。

图5为直流耗能装置的投切策略。U_dc为直流电压量测值，kU_dcref为直流电压阈值(取1.05pu)。当量测值小于阈值时，比较器的输出为0，IGBT处于关断状态，耗能电阻不投入；当量测值大于等于阈值时，比较器的输出为1，经过一定的延时后将控制信号发送到IGBT，IGBT收到信号后将被导通，耗能电阻接入到电路中，直流耗能装置将会被触发，吸收系统中的不平衡功率，维持直流电压的稳定。

图6为GSMMC出口发生A相短路故障时直流电压波形对比图。当直流电压超过1.05pu(约80ms)时，直流耗能装置投入吸收不平衡功率，但直流耗能装置额定容量小，耗能电阻阻值较大，吸收的能量有限，直流电压会继续上升。当直流电压超过1.075pu时，WFMMC启动降压法来降低输入功率，风电场检测到交流母线电压低于0.95pu后主动修正电流内环d轴电流参考值进一步降低风电场输出功率。在故障期间，改变控制策略可实现输入功率快速降低，直流电压低于1.05pu后，直流耗能装置被切除，在故障期间使得VSC-HVDC系统有功功率可近似匹配，直流电压保持在允许值范围内。与只配置直流耗能装置进行故障穿越相比，在故障期间，直流电压的波动大大减小，系统可实现可靠的故障穿越，有效保障了系统的安全性。

图7为GSMMC出口发生三相短路故障时直流电压波形对比图。如图可知，在受端电网发生严重故障时依然可实现直流电压快速降低，与单独使用直流耗能装置的方法相比，直流电压波动减小了10％，有利于MMC-HVDC系统的稳定。直流耗能装置投入时间约为100ms，而单独使用DC Chopper进行故障穿越时耗能电阻需要投入625ms，所提方法可大大缩短耗能电阻投入时间。

Claims (5)

1.一种海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤1、考虑柔性直流输电系统与传统输电系统的区别，设计适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略；

步骤2、分析直流耗能装置的工作原理，并指出工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因；

步骤3、提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较。

2.根据权利要求1所述的海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，所述步骤1中的适合海上风电送出的柔性直流输电系统控制策略，风场侧MMC可看做电压源，为风电场交流母线电压提供稳定的频率和幅值，吸收风电场传递的功率，从而保证风场的稳定运行；实际运行控制方式为直接电压控制，控制策略为：

式中：u_dref,u_qref分别为d、q轴参考电压，θ_passive为参考相位，电网电压定向于d轴，θ₀为初始相位，f₀为交流电压频率，U_WF为风电场交流母线电压，U_acref为其参考值，控制环中取标幺值为1，U_dc为柔直系统直流电压；

为保证MMC-HVDC的直流电压稳定和输出无功功率为0，当d轴与交流系统电压相量重合时，电网侧MMC电流内环表达式为：

式中：i_d、i_q、u_sd、u_sq为GSMMC输出电流和电压；i_d ^*，i_q ^*分别为电流参考值；u_d，u_q代表d，q轴参考电压；K_p，K_i分别为电流内环比例积分系数；L为等值电感；ω为交流电网频率。

3.根据权利要求1所述的海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，所述步骤2中工程上直流耗能装置设计功率大，投切时间长的原因分析，若额定直流电压为U_dcref，DC Chopper动作阈值为kU_dcref，耗能电阻耗散的功率为P_diss，故障期间GSMMC输出功率为P_GSfault，风电场的输出功率为P_WF，则耗能电阻取值为：

为保证在电网电压跌落为0时系统仍能实现故障穿越，根据上式，耗能电阻R_chopper的取值通常为耗散功率为风场额定功率时的计算值；这导致DC Chopper设计容量非常大，造价较贵；

在一个控制周期T内，为实现耗能电阻吸收风电场输出的功率，应满足下式：

P_WFT＝P_WFmaxt_on

上式经过变换可得到耗能电阻投切占空比D为：

式中：P_WFmax为风电场额定功率；t_on为耗能电阻开通时间；

由上式可知，风电场输出功率越大，占空比越大，耗能电阻的投入时间就越长，当P_WF＝P_WFmax时，D＝1，耗能电阻在故障期间一直投入。

4.根据权利要求1所述的海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，所述步骤3的提出直流耗能装置与风场侧换流器降压、风电场主动降载的故障穿越控制策略，并与只投入直流耗能装置进行故障穿越的方法进行比较；

根据风电场接入电力系统技术规定，在出口电压跌落10％-80％时，并网逆变器(GSMMC)应向电网提供动态无功支撑以提高电压恢复能力；因此控制策略中设置无功电流和有功电流的参考值为：

式中：I_dref和I_qref分别为网侧换流器电流内环d轴和q轴参考值；u_d为网侧d轴电压；I_N为换流站额定电流；I_m为网侧换流器能输出的最大电流；

交流侧发生故障，当直流电压超过直流耗能装置投入阈值(1.05pu)时，直流耗能装置被触发，吸收一部分的功率，但短时间内直流电压仍会上升，当直流电压超过1.075pu时，WFMMC启动降压法来降低风电场的输入功率。通过降低风电场交流母线电压参考值来减小输入功率可表示为：

U_WFref′＝U_WFref-K_FRT(U_dc-U_dcthr)

式中：U_WFref和U_Wfref’分别为风电场交流母线电压参考值和修正值；U_dc和U_dcthr分别为直流电压量测值和启动降压法的直流电压阈值；K_FRT为故障穿越系数；

为保持风电场正常运行，WFMMC控制器降压深度不宜过大，故K_FRT可设计为：

式中：U_dcmax和U_WFmin分别为直流电压允许达到的最大值和风电场交流母线最大降压深度；

为保持风电场交流母线电压不降低为0而导致风电机组脱网，虽然限制了WFMMC控制器最大降压深度，但易导致WFMMC降功率效果不好而使直流电压上升，故风电场也需依靠自身能力降载来保证系统实现可靠的故障穿越。

5.根据权利要求1所述的海上风电柔性直流送出系统故障穿越方法，其特征在于，GSVSC稳态下采用矢量控制策略，外环定直流电压和无功功率，通过改变电流内环d轴电流参考值可改变其输出的有功功率，故在故障时可断开外环，利用故障时风电场交流母线电压的降低，将风电场交流母线电压引入到GSVSC电流内环来修正d轴电流参考值，从而实现风电场降载。考虑到系统稳态运行时，交流电压允许±5％的波动，故稳态时和故障期间GSVSC电流内环d轴电流参考值可表示为：

其中：

式中：i_dref，i_dref’分别为d轴电流参考值和修正值；V_dcref，V_dc分别为风机直流电压参考值和风机直流电压量测值；K_p，K_i分别为电压外环比例积分系数；

通过设置直流耗能装置和降压法启动阈值不同，两者可通过协调配合来实现故障穿越，并且可减小直流耗能装置的容量。通过协调配合，耗能电阻的取值和投入时间下式所示：

式中：P_GS(1.05)和P_GS(1.075)分别为直流电压达到1.05pu和1.075pu时GSMMC的输出功率。

通过与WFMMC降压，风电场降载协调配合，直流耗能装置吸收直流电压达到1.05pu和1.075pu之间的功率即可，这大大减小了直流耗能装置的设计容量，同时也减小了耗能电阻的投入时间。

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