戴金水， 朱淼

(1.上海交通大学 国家能源智能电网( 上海) 研发中心，上海　200240； 2.上海交通大学 电气工程系，上海　200240)



VSC-MTDC联网风电场的交流故障穿越控制

戴金水1,2， 朱淼1,2

(1.上海交通大学 国家能源智能电网( 上海) 研发中心，上海200240； 2.上海交通大学 电气工程系，上海200240)

研究了用于风电场并网的柔性多端直流输电系统(VSC-MTDC)交流故障穿越协调控制策略。考虑到实际风电机组的故障保护阈值，提出将升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略，同时故障期间受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先，根据电网电压跌落深度，按一定比例向电网提供无功功率，以帮助电网电压故障后迅速恢复。基于MATLAB/Simulink搭建了风电场经三端柔性直流输电并网系统模型，验证了所提控制策略的有效性。

风力发电;电压源换流器;多端直流输电;故障穿越;协调控制

0　引　言

风电并网导则规定，风电机组必须具备一定的低电压穿越(low-voltage ride-through，LVRT)能力，即当交流电网发生电压跌落故障时，风电机组要保证不脱网继续运行一段时间[1]。图1所示为中国的风电并网导则规定的风电机组低电压穿越标准。其中，图1(a)为并网点电压跌落程度与持续时间的关系，从图中可以看出，在并网点电压跌落到20%以上时，风电机组要求不脱网持续运行625 ms以上，然后电网电压在规定的2.375 s时间内恢复正常，风电机组应该一直保持在并网发电状态。此外，现代电网要求风电机组需要在电网电压跌落情况下，快速向电网提供无功功率，以支持电网电压恢复。如图1(b)所示为无功电流与电压跌落程度的关系，从图中可以看出，当电网电压跌落至额定电压的85%以下时，风电机组根据电网电压的跌落程度按一定比例地向电网提供无功功率，当电网电压跌落至额定电压50%以下，风电机组额定电流的90%用于提供无功电流，以支撑电网电压的恢复。

图1　中国的LVRT标准及无功电流控制要求

随着大规模远距离海上风电的快速发展，如何将海上电能输送到陆上交流电网成为一个亟待解决的问题。柔性直流输电(VSC-HVDC)技术的出现，解决了海上风电长距离、低损耗电能传输的发展瓶颈。柔性直流输电技术可以实现风电场与交流电网的隔离，此外，还具有可灵活独立地控制有功功率和无功功率、可直接连接短路容量较小的弱电网甚至无源网络、能够起到STATCOM的作用、具有黑启动能力以及易于构成并联连接的多端直流输电系统等优点，因此非常适用于大规模远距离海上风电场的并网[2-8]。

柔性直流输电系统可看成是由全功率风电机组的背靠背变流器将直流侧延长后得到，因此，风电场经柔性直流输电系统并网的低电压穿越标准也可按照风电机组的低电压穿越标准[9-10]。基于柔性直流输电的风电场在电网电压跌落时的主要问题是两端换流站有功功率不平衡引起的直流侧过电压，如果不及时采取措施，将导致HVDC线路跳闸，严重时甚至造成直流侧电容或功率开关器件损坏。因此必须采取控制措施使柔性直流输电系统能够穿越受端交流电网的故障，也就是柔性直流输电系统的故障穿越问题(fault ride-through，FRT)。文献[11]提出在柔直系统直流侧安装卸荷电路，将故障时直流系统功率差额以热量的形式消耗掉，但卸荷电路的成本、占地和散热问题较为突出。文献[12]提出通过风场侧换流器端口频率的控制使受端电网故障期间风电场输出功率降低。文献[13-14]提出通过降低风场侧换流器端口电压使受端电网故障期间风电场输出功率降低。但是上述方法都没有考虑实际风电机组的故障保护系统，过大范围的频率或电压变化可能对风电机组产生较大影响，甚至导致切机动作。文献[15]提出将升频法/降压法与模块化卸荷电路法相结合的故障穿越协调控制方法，该方法充分利用风电机组自身特性降低风场出力，同时配合模块化卸荷电阻获得更加理想的故障穿越效果，但是该方法没有考虑风电场并网导则对于无功的要求。

本文在考虑实际风电机组故障保护阈值的基础上，充分利用风电机组自身电压和频率的运行范围，将基于升频法/降压法的软件FRT方法与基于直流卸荷电路的硬件FRT方法相结合，同时按照并网导则规定的风电场无功输出要求，控制电网侧换流器工作在STACOM运行模式。通过这种协调控制策略，不仅可以实现有功功率的自动平衡，还能够满足并网导则对于无功功率的要求。

1　系统结构及控制

1.1系统结构

图2所示为研究的三端直流系统结构示意图。系统包含两个送端换流站(Sending-end Converter, SEC)和一个受端换流站(Receiving-end Converter, REC)。其中，由鼠笼定速风电机组构成的风电场接入送端站1，由双馈变速风电机组构成的风电场接入送端站2。正常运行情况下，送端站负责控制风电场PCC(Point of Common Coupling)点电压的幅值和频率，为风电场提供稳定的交流电源；受端站负责控制直流母线电压稳定，同时能够向交流电网提供一定的无功功率。

图2　系统结构

1.2受端站控制

受端站的控制目标是维持直流电压稳定，并能够向电网提供一定的无功功率。受端站采用电网电压定向的矢量控制方法，有功和无功解耦控制。正常情况下，受端站的有功电流控制优先，而在电网故障情况下，受端站要由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先，以帮助电网电压快速恢复。由于受端站采用有功电流和无功电流解耦控制，只需要按照要求改变无功电流指令即可实现受端换流站的无功功率控制，如图3(a)所示。

在故障穿越期间，受端站输出无功功率控制成为首要控制目标，按照图1(b)所示的无功功率曲线要求，LVRT控制中无功电流指令的计算公式为:

(1)

式中enm、egd和ignm分别代表额定电网电压幅值、电网电压d轴分量和受端站额定电流幅值。

根据式(1)可得，LVRT控制中受端站能够输出的最大有功电流计算公式为:

(2)

在LVRT控制中，受端站发出的有功功率可能与风电场输入的有功功率不匹配，因此根据风电场输入功率来考虑受端站的有功电流指令比较合理。则对应的有功电流指令为:

(3)

式中Pwf代表风电场输出的有功功率。

实际上受端站有功电流的给定值应该取igd_max和igd_wf中的最小值，具体分为两种情况：

1)igd_max>igd_wf：这种情况下受端站能够发出的有功功率大于风电场输入的有功功率，对应于风电场捕获风能较小的情况，受端站尚有能力控制直流母线电压，此时电网低电压故障对于柔直系统没有任何影响，受端站和送端站的控制策略也可以不发生任何改变；

2)igd_max

综上所述，可得受端站有功电流指令的计算公式为:

(4)

受端站依旧采用电网电压定向控制，但是只有电流内环，受端站优先保证容性无功功率控制以支撑电网电压恢复，有功电流的指令按照公式(4)给出，因此可得受端站的电流指令产生框图如图3(b)所示。

图3　受端站控制策略

1.3送端站控制

图4　送端站控制策略

送端站的控制目标是维持风电场PCC点电压的稳定，为风电场提供理想的交流电源。此外，在交流电网故障情况下，通过送端站的电压和频率控制迅速降低风电场输出的有功功率。图4所示为送端站控制策略，由于采用直接电流控制，因此该系统具有限流和动态响应速度快等优点。

2　提出的故障穿越协调控制策略

在实际工程应用中，由于风电机组和柔直换流站都具有故障保护系统，一旦发生故障，达到故障保护阈值并持续一定时间，就会触发相应的故障保护动作，导致风电机组停机脱网或柔直换流站停运。因此，降压法和升频法的应用必须配合故障保护系统，降压和升频的范围必须在故障保护系统允许的范围以内。而往往故障保护阈值范围都很小，也就是说，降压或升频的范围很小，这样一来，如果只是采用降压法或升频法，可能无法实现系统的故障穿越。这时，必须考虑采用几种故障穿越控制策略相配合的方法，软件和硬件相结合，从而实现经济、可靠、有效的系统故障穿越控制方案。

基于VSC-HVDC连接的风电场，主要就是通过协调控制换流站和风电场之间的有功功率实现故障穿越，来解决直流电压升高的问题。如果采用通讯来协调控制，需要在风电场侧换流站与每台风电机组之间安装通讯设备，不仅要确保通讯设备的快速和安全可靠，还要考虑到通讯延迟会造成直流电压大幅上升，这些问题都不利于在工程实际中的应用。

鉴于升频法对定速风电机组效果明显而对双馈风电机组效果不明显，而降压法对定速风电机组和双馈风电机组都有明显效果，针对由定速风电机组和双馈风电机组组成的多类型风电场群，本文提出一种基于升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略，同时受端站按照并网导则对于无功的要求，根据电网电压跌落程度按一定比例向电网发出无功功率，以帮助电网电压快速恢复。

图5所示为不同故障穿越控制策略下的直流电压示意图。从图中可以看出，当交流电网发生故障时，采取不同的故障穿越控制策略会产生以下几种不同的控制效果。

2.1无任何故障穿越策略

曲线A-B-D表示不采取任何故障穿越措施时的柔直系统直流电压响应曲线。故障发生前，柔直系统运行在额定工况下，t0时刻交流电网发生电压跌落故障，由于有功功率的不平衡，导致柔直系统直流侧电压迅速升高，直至大于柔直系统直流过压保护阈值Udc_ov_thr(本文取1.1 p.u.)，柔直系统因故障保护动作而闭锁停运。图5中D点对应的时刻为柔直换流站闭锁时刻。

2.2升频法/降压法

曲线A-C-E表示只采用升频法/降压法时的直流电压响应曲线。当直流电压高于Udcmax1(本文取1.05 p.u.)时，如果送端站采用升频法/降压法来降低风电场注入到柔直系统中的有功功率，直流电压将按照A-C曲线上升。由于升频/降压的范围非常有限，降低的功率不足以使有功功率达到平衡，直流电压将沿着C-E曲线继续上升，直至超过柔直系统直流过压保护阈值Udc_ov_thr，柔直系统因故障保护动作而停运。图5中E点对应的时刻为柔直换流站闭锁时刻。

2.3直流卸荷电路

曲线A-B-F表示只采用直流卸荷电路时的直流电压响应曲线。当直流电压大于Udcmax2(本文取1.08 p.u.)时，投入直流卸荷电路，将多余的能量耗散掉，此时直流电压将按照A-B-F曲线变化，直至t1时刻故障清除，柔直系统成功实现故障穿越，t2时刻系统恢复正常运行。

2.4升频法/降压法和直流卸荷电路相结合

图5　故障穿越协调控制策略示意图

曲线A-C-F表示同时采用升频法/降压法和直流卸荷电路时的直流电压响应曲线。当直流电压高于Udcmax1时，首先升频法/降压法使能，尽量快速降低故障期间风场功率输出，此时直流电压将沿着A-C曲线上升；当直流电压大于Udcmax2时，投入直流卸荷电路，将多余的能量耗散掉，直流电压被限制在Udcmax2以内，直至t1时刻故障清除，柔直系统成功实现故障穿越，t2时刻系统恢复正常运行。

3　仿真结果与分析

为了验证所提出的故障穿越协调控制策略的控制效果，基于MATLAB/Simulink搭建了风电场接入三端柔性直流输电系统模型，系统结构如图2所示。为提高仿真效率，根据实际风电场情况，将定速风电场等值成四台风机，额定容量为81.75 MW，将双馈风电场等值成一台风机，额定容量为45.05 MW。送端站1、送端站2和受端站的额定容量分别为100 MW、50 MW和200 MW，柔直系统额定直流电压为±160 kV。15 s时刻交流电网发生三相接地故障，接地点如图2所示，电压跌落到额定电压的20%，持续时间为625 ms。故障期间，送端站1同时使能升频法和降压法，而送端站2仅使能降压法。故障发生前，系统运行在额定条件下，相应的风电机组故障保护阈值如表1所示。

表1　相关的风电机组故障保护阈值

图6所示为不同FRT控制策略下的柔直系统直流电压仿真波形。从图中可以看出，如果不采取任何故障穿越措施，柔直系统最终将触发直流过压保护动作而闭锁停运。如果只采用升频法/降压法，考虑风电机组故障保护阈值，升频/降压的范围非常有限，降低的功率不足以实现有功功率的平衡，只能使直流电压上升的稍慢一点，但最后也将触发直流过压保护动作而闭锁停运。只有采用直流卸荷电路时，整个系统才能成功实现故障穿越。当交流电网发生电压跌落故障时，需要柔直受端站向电网提供一定的无功功率，以帮助电网故障清除后尽快恢复，但这意味着柔直受端站将切换到无功电流控制优先模式，有功功率输出能力受到限制，将造成更多的能量聚集在直流电容上，这将加大DC chopper的动作次数，如图6所示。

图7　送端站1仿真波形

图8　送端站2仿真波形

图9　受端站仿真波形

图7～9所示为采用本文提出的FRT协调控制策略下的三端柔直系统仿真波形。图7所示为交流电网发生三相接地故障下的送端站1的仿真波形，图中从上到下依次为风电场PCC点的交流电压、交流电流、有功和无功功率以及频率波形。从图中可以看出，故障期间，由于送端站1同时采用降压法和升频法，风电场PCC点电压的幅值被控制到额定电压的85%左右(如图7(a)所示)，同时交流电压的频率被控制到51 Hz(如图7(d)所示)。需要注意的是，在频率上升过程中，送端站1所接的风电场输出的有功功率几乎降至零，但是当频率达到限幅后，风电场输出的有功功率又重新恢复到故障前的水平(如图7(c)所示)，这是因为频率稳定后，风电机组又重新进入另一个新的稳态运行。

图8所示为交流电网发生三相接地故障下的送端站2的仿真波形，图中从上到下依次为风电场PCC点的交流电压、交流电流、有功和无功功率以及频率波形。从图中可以看出，由于送端站2只采用降压法，风电场PCC点电压幅值被控制到额定电压的82%左右(如图8(a)所示)，而交流母线频率基本保持不变(如图8(d)所示)。值得注意的是，风电场PCC点电压降低后，由于双馈风机变流器具有一定的电流裕度，因此风电场输出的电流会相应增加(如图8(b)所示)，这样一来，送端站2所接的风电场输出的有功功率降低得非常有限(如图8(c)所示)。

图9所示为交流电网发生三相接地故障下的受端站的仿真波形，图中从上到下依次为交流电网电压、交流电网电流、有功和无功功率以及直流电压波形。故障穿越期间，受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先，根据电网电压跌落深度，按一定比例向电网提供无功功率，如图9(c)所示。此时，受端站的有功输出能力进一步降低，更多的能量积聚在直流电容上，导致直流电压迅速升高，当直流电压超过105%时，送端站的升频法/降压法使能，但是由于升频/降压的范围非常有限，直流电压继续升高到108%，此刻直流卸荷电路投入运行，直流电压被限制在108%以内，如图9(d)所示。当电网故障清除后，系统经过短暂的调节过程又重新恢复到故障前的状态。

4　结束语

经柔性直流输电并网的风电场在电网电压发生跌落时的主要问题是直流网有功功率不平衡引起的直流侧过电压。由于实际风电机组的电压和频率变化范围非常有限，仅采用升频法/降压法远不足以实现有功功率的平衡。考虑到实际风电机组的故障保护阈值，本文提出了将升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略，同时故障期间受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先，根据电网电压跌落深度，按一定比例向电网提供无功功率，以帮助电网电压故障后迅速恢复。本文提出的故障穿越协调控制策略不仅能够保证系统安全稳定运行，还能满足并网导则对于无功的要求。此外，由于充分利用了基于升频法/降压法的软件故障穿越控制方法，进一步降低了卸荷电阻的选型压力，减小了直流卸荷电路的体积和成本。基于MATLAB/Simulik搭建了风电场经三端柔性直流输电并网系统模型，仿真结果验证了所提出的故障穿越协调控制策略的有效性，为实际工程提供重要参考。

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A Control Strategy for AC Fault Ride-through of Wind Farm Integration Through VSC-MTDC

DAI Jin-shui1,2, ZHU Miao1,2

(1. State Energy Smart Grid (Shanghai) R&D Center, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China;2. Department of Electrical Engineering,Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China)

A control strategy for AC fault ride-through of wind farm integration through VSC-MTDC is discussed in this paper. Considering the fault protection threshold of actual wind turbines, this paper presents a coordinated control strategy of fault ride-through which combines voltage drop/frequency increase method with DC unloading circuit. Furthermore, in the duration of the fault, the control method at the receiving end is switched from preference of active current control to preference of reactive current control. Depending on the grid voltage sag, reactive power is supplied to the grid at a certain proportion so as to help the grid voltage recover quickly after the fault is over. A model of wind farm integration through three-terminal VSC-MTDC is established via MATLAB/Simulink, and the effectiveness of the proposed control strategy is verified.

wind power generation; voltage source converter (VSC); multi-terminal DC transmission; fault ride-through; coordinated control

10.3969/j.issn.1000-3886.2016.01.009

TM46；TM7

A

1000-3886(2016)01-0026-05

戴金水(1987-),女，江苏启东人，工程师，研究方向：主要从事柔性直流输电的研究。朱淼(1978-)，男，江苏无锡人，教授，博士生导师，主要从事电能质量控制技术和柔性直流输电的研究。

定稿日期: 2015-05-26