基于分散式儲能的風(fēng)電柔直并網(wǎng)直流故障穿越協(xié)調(diào)控制

孫銀鋒，劉宇晗*，郭宇航，李國慶，王振浩，吳學(xué)光

(1.現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色能源新技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（東北電力大學(xué)），吉林 吉林 132012；2.全球能源互聯(lián)網(wǎng)研究院，北京 102211；3.直流電網(wǎng)技術(shù)與仿真北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102211)

為構(gòu)建清潔能源供應(yīng)體系，高比例新能源的輸送與消納能力亟需提升，加大電能替代力度成為首要任務(wù)[1–2]?；谀K化多電平換流器的多端柔性直流輸電系統(tǒng)（multi-terminal HVDC based on MMC，MMC–MTDC）已經(jīng)證明了其在風(fēng)電并網(wǎng)與消納[3]、孤島供電[4]、提升電網(wǎng)穩(wěn)定性[5]等方面的優(yōu)勢，現(xiàn)已成為直流輸電系統(tǒng)的首選方案[6]，在海上風(fēng)電并網(wǎng)與多電網(wǎng)互聯(lián)等領(lǐng)域擁有廣闊的前景[7]。

隨著電力系統(tǒng)電壓等級和傳輸距離的提高，直流線路架空線具有顯著的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，但同時(shí)增加了故障發(fā)生率。在柔直輸電系統(tǒng)中，直流故障發(fā)展更為迅速，對電網(wǎng)沖擊更大。因此，提升系統(tǒng)直流故障穿越能力成為目前研究的重點(diǎn)。現(xiàn)有針對柔性直流輸電系統(tǒng)直流故障穿越措施的研究主要分為以下2個(gè)方面：一是，改進(jìn)換流器或子模塊拓?fù)?，使其具備故障自清除能力。曹帥等[8–9]采用半橋與全橋子模塊組成的混合型MMC，可以在故障期間不閉鎖持續(xù)運(yùn)行，具有良好的故障阻斷能力。王冰冰等[10]提出一種儲能內(nèi)置式子模塊拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，可以實(shí)現(xiàn)故障自我隔離與故障后快速恢復(fù)。但新型子模塊更復(fù)雜的控制方式與更高的成本使得此方法在實(shí)際工程應(yīng)用中受限。二是，采用半橋子模塊與直流斷路器（direct current circuit breaker，DCCB）相互配合迅速隔離故障線路[11–12]。該方案在舟山柔性直流電網(wǎng)與張北500 kV直流電網(wǎng)中已得到實(shí)際工程應(yīng)用[13–14]。

針對直流線路雙極接線方式，在直流線路單極故障期間，可以通過非故障極繼續(xù)傳輸功率，由于非故障極無法承擔(dān)全部的功率輸送，較大的剩余功率會涌入非故障極造成換流站過載[15]。目前工程上針對剩余功率消納問題采用耗能方案進(jìn)行消耗，主要分為以下2種方案：一是，通過在風(fēng)電場交流側(cè)匯流母線處并聯(lián)耗能電阻，以維持故障期間系統(tǒng)的穩(wěn)定性[8–9]。二是，在換流站直流側(cè)配置耗能裝置[16–17]。耗能裝置中全控型電力電子器件較多，拓?fù)鋸?fù)雜且經(jīng)濟(jì)成本高昂[18]?？刂七壿嬙O(shè)計(jì)困難、能源浪費(fèi)與散熱設(shè)施建設(shè)等問題也在制約該方法的進(jìn)一步發(fā)展。

工程中普遍使用的耗能電阻阻值相對固定，只能成組投退，對電網(wǎng)運(yùn)行沖擊性較大。當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行方式不同時(shí)，無法針對不同運(yùn)行狀態(tài)與故障類型準(zhǔn)確消納不平衡功率。因此，相較于采用耗能方式進(jìn)行故障期間的功率消耗，采用風(fēng)力發(fā)電機(jī)配置的儲能系統(tǒng)進(jìn)行故障穿越更具研究價(jià)值。儲能系統(tǒng)吸收剩余功率方案復(fù)雜程度更低，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，當(dāng)故障發(fā)生時(shí)根據(jù)不同故障類型定量計(jì)算不平衡功率，使功率消納更為準(zhǔn)確。鄭子萱等[19]提出了一種依托于儲能裝置的交流故障穿越新方法，通過多種方案的對比證明了在儲能裝置介入的情況下可以更有效的維持直流電壓穩(wěn)定。但單獨(dú)采用儲能系統(tǒng)消納功率的方法需要為儲能系統(tǒng)配置過高的容量，投資成本過高，很難應(yīng)用于實(shí)際。楊航等[20]在風(fēng)電機(jī)組全功率換流器直流鏈路設(shè)置儲能系統(tǒng)，通過DC/DC變換器對儲能系統(tǒng)的控制提高了風(fēng)電機(jī)組的故障穿越能力和故障期間運(yùn)行穩(wěn)定性，但僅關(guān)注交流故障抑制方面，未涉及故障發(fā)生率更高的直流故障。Jannati等[21]提出在風(fēng)電場匯流母線處并聯(lián)儲能系統(tǒng)，通過輸出功率跟蹤和效用約束降低儲能系統(tǒng)容量與損耗，延長儲能單元壽命，變相提高了儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。但研究重點(diǎn)側(cè)重儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)故障期間的能量吸收與故障后的快速恢復(fù)，未能將定量分析與新能源出力相互配合，降低了系統(tǒng)的整體故障穿越能力。

為解決上述問題，本文建立了風(fēng)電接入多端柔直輸電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和數(shù)學(xué)模型；通過多端柔直系統(tǒng)的直流故障特性分析，根據(jù)非故障極換流站的功率傳輸能力，確定了自消納與非自消納情形；根據(jù)斷路器重合閘信息判斷的不同故障類型和功率消納情形調(diào)整換流站控制方式，設(shè)計(jì)分散于風(fēng)力發(fā)電機(jī)組全功率換流器預(yù)裝的儲能設(shè)備參數(shù)，吸收故障期間的不平衡功率，進(jìn)而提出完整的故障穿越協(xié)調(diào)控制策略，有效減小故障的影響范圍，保證風(fēng)電機(jī)組出力和系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。最后通過數(shù)字仿真驗(yàn)證了本文所提控制策略的有效性。

1 風(fēng)電經(jīng)對稱雙極MMC–MTDC并網(wǎng)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)、運(yùn)行方式及控制策略

1.1 MMC–MTDC系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與運(yùn)行方式

風(fēng)電經(jīng)對稱雙極MMC–MTDC系統(tǒng)并網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

由圖1可知，直流電網(wǎng)為對稱雙極接線，正負(fù)極輸電線路分別形成環(huán)網(wǎng)，每一端由正負(fù)極兩個(gè)換流站構(gòu)成，直流輸電線路始末兩端均配備直流斷路器。永磁直驅(qū)風(fēng)力發(fā)電機(jī)通過全功率變流器與電網(wǎng)連接，并采用等值模擬原理構(gòu)建風(fēng)電場。儲能系統(tǒng)并聯(lián)在風(fēng)力發(fā)電機(jī)全功率變流器的直流線路上，主要包含DC/DC變換器及儲能單元兩部分。

圖1 風(fēng)電場經(jīng)MMC–MTDC并網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)浼翱刂瓶驁DFig. 1 Topology and control block diagram of grid connected system of wind farm via MMC–MTDC

相較于兩端輸電系統(tǒng)，多端網(wǎng)絡(luò)需要配置站間協(xié)調(diào)控制策略，用以調(diào)整直流線路電壓、各換流站傳輸功率等指標(biāo)，維持直流電網(wǎng)穩(wěn)定。下垂控制由于具有功率調(diào)節(jié)快、直流電壓穩(wěn)定性好等優(yōu)點(diǎn)，已廣泛應(yīng)用于直流系統(tǒng)的直流電壓控制，相較于單一主站控制還可以避免因主換流站容量不足而限制系統(tǒng)的功率波動調(diào)節(jié)能力。換流站MMC1與MMC2采用直流電壓下垂控制，共同承擔(dān)故障期間系統(tǒng)中的電壓波動。對MMC3和MMC4分別采用孤島控制與定有功功率控制，維持系統(tǒng)功率平衡。

采用對稱雙極接線方式的MMC-MTDC系統(tǒng)具有可靠、靈活的運(yùn)行特性，發(fā)生故障時(shí)可以改變系拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，通過非故障極保證故障期間風(fēng)功率的及時(shí)送出與消納[22]。穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，系統(tǒng)通過正負(fù)極傳輸功率，當(dāng)其中一極發(fā)生故障時(shí)，快速切除故障極線路防止故障電流危害系統(tǒng)穩(wěn)定性，此時(shí)故障極停止傳輸功率，僅由非故障極線路保證故障期間的功率傳輸。

1.2 MMC結(jié)構(gòu)與數(shù)學(xué)模型

三相MMC換流器拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)及原理如圖2所示。由圖2可知，換流器由三相上下橋臂組成，各橋臂含有數(shù)量相同的子模塊（sub module，SM）并與橋臂電感串聯(lián)，交流側(cè)從上下橋臂相連處接入。MMC直流側(cè)輸出電壓由每一相上下橋臂子模塊電容支撐，見式（1）：

圖2 單極MMC換流器拓?fù)銯ig. 2 Topology of unipolar MMC converter

式中，uip與uin分別為每相上、下橋臂子模塊電容電壓之和，Udc為直流線路電壓。為保持穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)直流母線電壓不變，則需保證每相上下橋臂投入子模塊數(shù)量滿足：

式中，nip與nin分別為每相上、下橋臂子模塊投入數(shù)量，N為每相橋臂串聯(lián)子模塊個(gè)數(shù)的一半（不考慮冗余）。

MMC采用矢量控制方式，基本控制策略可分為功率外環(huán)控制與電流內(nèi)環(huán)控制。功率外環(huán)主要是對有功功率、無功功率、直流電壓、交流電壓等物理量進(jìn)行控制，并輸出dq軸的電流參考值至電流內(nèi)環(huán)控制器，內(nèi)環(huán)控制實(shí)現(xiàn)對參考值的快速跟蹤。

建立dq旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下MMCm的時(shí)域輸入輸出基頻表達(dá)式[23]：

式中，Lm和Rm分別為MMCm的等效電阻和等效電感，ω為各換流站交流電網(wǎng)角頻率，usdm和usqm分別為MMCm上、下橋臂差模電壓的d軸和q軸分量，udm、uqm、idm、iqm分別為MMCm交流側(cè)輸入的電壓與電流的d軸和q軸分量。

通過Laplace變換將式（3）從時(shí)域變換到頻域，可得：

根據(jù)三相瞬時(shí)功率理論，dq坐標(biāo)系下MMCm與交流系統(tǒng)交換的瞬時(shí)有功功率和無功功率可表示為：

在三相電壓平衡條件下，取三相電壓合成矢量方向?yàn)閐軸方向，則usdm=Us（交流系統(tǒng)電壓幅值），usqm=0。與由式（5）可知，有功功率僅與idm有關(guān)，無功功率僅與iqm有關(guān)。根據(jù)上述原理可設(shè)計(jì)換流站的內(nèi)外環(huán)控制器結(jié)構(gòu)。

1.3 儲能系統(tǒng)參數(shù)設(shè)計(jì)

如圖1所示，儲能系統(tǒng)并聯(lián)在全功率變流器直流線路上，區(qū)別于儲能系統(tǒng)集中式接入交流系統(tǒng)，分布式接入的儲能系統(tǒng)容量小、成本低，并省略雙向DC/AC換流器，減少不必要的電力電子器件。DC/DC變換器根據(jù)故障信號切換運(yùn)行模式，控制儲能系統(tǒng)吸收或發(fā)出有功。系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，儲能系統(tǒng)退出運(yùn)行，與電網(wǎng)不發(fā)生能量交換；故障發(fā)生時(shí)，直流斷路器迅速動作并產(chǎn)生故障信號，DC/DC變換器切換到充電模式，儲能單元吸收有功，消納故障期間電網(wǎng)中的不平衡功率。由于風(fēng)力發(fā)電機(jī)預(yù)裝的儲能裝置有著平滑功率輸出等作用，因此在滿足系統(tǒng)穩(wěn)定性要求與不影響其他功能的前提下，合理配置儲能系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)，盡可能減小儲能系統(tǒng)額定容量，在安全性與經(jīng)濟(jì)性兩方面對于多端直流輸電系統(tǒng)具有重要意義。

儲能系統(tǒng)配置的額定有功功率與風(fēng)電場額定輸出功率和換流站單極最大輸送功率有關(guān)，三者滿足的不平等約束條件為：

式中，Pbess為儲能系統(tǒng)的額定有功功率值，Pmmcmax為單極換流站最大輸送有功功率值，Pwindmax為風(fēng)電場輸出的額定有功功率值，極限情況下式（6）等號成立。同時(shí)，考慮功率冗余與直流電網(wǎng)正負(fù)極對稱性，換流站正常工作傳輸?shù)墓β市∮谧畲筝斔凸β剩瑔螛O換流站最大傳輸有功功率值的2倍不小于風(fēng)電場輸出的額定有功功率，見式（7）：

式中，Pmmc為單極換流站正常工作時(shí)傳輸?shù)挠泄β省?/p>

綜合考慮系統(tǒng)功率平衡原理與經(jīng)濟(jì)性因素，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單極故障時(shí)，非故障極換流站與儲能系統(tǒng)承擔(dān)功率之和與風(fēng)電場輸送功率之間的差值決定了系統(tǒng)的功率冗余，風(fēng)電場輸送功率的最大值為額定有功功率。

從初始充電狀態(tài)開始，對流經(jīng)電池電流積分，確定電池的荷電狀態(tài)與剩余容量。對荷電狀態(tài)上下限進(jìn)行約束，防止儲能系統(tǒng)過量充放電造成元件損壞[24–25]。荷電狀態(tài)Qsoc公式與約束條件為：

式中：Q0為電池的額定容量；Qsoc0為電池的初始充電狀態(tài)，可通過將開路電壓與電池制造商提供的特性進(jìn)行比較來獲得。設(shè)置Qsocmin=20%，Qsocmax=80%。

為保證系統(tǒng)發(fā)生單極故障時(shí)儲能系統(tǒng)與換流站均不發(fā)生過載，考慮故障期間非故障極換流站功率傳輸能力會明顯減小儲能系統(tǒng)容量。根據(jù)分布式儲能裝置特性，儲能設(shè)備的容量為：

式中，n為構(gòu)成風(fēng)電場的風(fēng)機(jī)總臺數(shù)，Ebess為每臺風(fēng)力發(fā)電機(jī)預(yù)裝的儲能系統(tǒng)用于故障穿越功能的額定容量，t0和t1分別為直流斷路器兩次動作的時(shí)間。

2 直流故障特性分析及故障穿越協(xié)調(diào)控制策略

2.1 直流故障特性分析

圖3為子模塊放電回路。由圖3可知，當(dāng)風(fēng)電經(jīng)對稱雙極MMC–MTDC并網(wǎng)系統(tǒng)直流輸電線路發(fā)生單極短路接地故障時(shí)，故障點(diǎn)對地電壓瞬間跌落至0，故障極換流站中的子模塊向故障點(diǎn)迅速放電產(chǎn)生過電流，嚴(yán)重危害電網(wǎng)安全。

圖3 MMC子模塊放電回路Fig. 3 Discharge circuit of MMC sub module

由于換流站所采用的半橋型子模塊無法自動清除故障，子模塊電容不斷放電導(dǎo)致自身電壓不斷降低，無法維持風(fēng)電并網(wǎng)點(diǎn)電壓穩(wěn)定，導(dǎo)致風(fēng)電場交流側(cè)匯流母線電壓迅速降低，等同于風(fēng)電場并網(wǎng)點(diǎn)發(fā)生三相故障，對風(fēng)電場安全運(yùn)行產(chǎn)生極大沖擊。為快速隔離故障線路，抑制故障電流，采用直流斷路器對故障極線路快速切除。由于故障極換流站橋臂電感的存在，故障線路被隔離后換流站內(nèi)部電流無法瞬間降至0，交流側(cè)電流會通過某相橋臂的反并聯(lián)二極管向其他各相所連橋臂中的子模塊持續(xù)充電，造成故障極子模塊的過電壓。此時(shí)如果將故障極換流站切除，當(dāng)故障結(jié)束后換流站的重啟會對電網(wǎng)造成較大沖擊，此種措施在實(shí)際工程中未得到大規(guī)模應(yīng)用。因此，在故障持續(xù)期間，改變故障極換流站控制方式為定直流電壓控制，既可以抑制因交流饋入導(dǎo)致的子模塊電容過度充電，又可以實(shí)現(xiàn)不閉鎖持續(xù)運(yùn)行。

2.2 故障情景與穿越措施分類

2.2.1 單極故障

在實(shí)際工程領(lǐng)域，已實(shí)現(xiàn)直流斷路器在故障發(fā)生6 ms內(nèi)快速隔離故障，有效抑制故障電流的快速上升。通過輔以切換換流站控制方式可以有效控制電壓穩(wěn)定，保證風(fēng)電機(jī)組不脫網(wǎng)持續(xù)運(yùn)行。直流線路發(fā)生單極故障時(shí)，盡可能保證風(fēng)電場輸送到直流電網(wǎng)的功率保持不變，精準(zhǔn)消納故障期間系統(tǒng)產(chǎn)生的不平衡功率成為首要任務(wù)。

此時(shí)系統(tǒng)中產(chǎn)生的不平衡功率ΔP與正常工作時(shí)換流站功率相等，即ΔP=Pmmc，單極故障期間非故障極換流站可吸收的功率為：

式中，Prest為非故障極的裕量功率。根據(jù)Prest與ΔP的大小可分為2種功率消納方案，圖4為兩種方案下故障期間功率流通路徑。具體的功率消納方案如下：

圖4 故障期間功率流通路徑Fig. 4 Power flow path during fault

方案1：非故障極換流站不平衡功率自消納，此時(shí)要求 ?P≤Prest，系統(tǒng)產(chǎn)生的不平衡功率可以完全由非故障極消納。在此情形下系統(tǒng)發(fā)生故障，不需要風(fēng)電場與儲能系統(tǒng)參與系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)，風(fēng)電場與受端網(wǎng)絡(luò)在故障結(jié)束后可快速恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)，一定程度上減小故障影響范圍，提升系統(tǒng)穩(wěn)定性，功率消納路徑如圖4（a）所示。

方案2：非故障極換流站無法完全消納不平衡功率，此時(shí)ΔP>Prest，優(yōu)先控制非故障極換流站達(dá)到滿載運(yùn)行狀態(tài)，系統(tǒng)產(chǎn)生的不平衡功率在非故障極滿載后仍有剩余，這一部分的剩余功率由儲能系統(tǒng)承擔(dān)。此時(shí)儲能系統(tǒng)參與功率流通如圖4（b）所示，將不平衡功率分配到每臺風(fēng)機(jī)配備的儲能單元上，每臺風(fēng)機(jī)的儲能裝置吸收的功率為：

式中，ΔPbess為故障期間每個(gè)分布式儲能系統(tǒng)吸收的功率。

單極故障發(fā)生時(shí)，直流斷路器在6 ms內(nèi)完成對故障線路的隔離，考慮最嚴(yán)重的情況為非故障極換流站滿載，儲能系統(tǒng)參與吸收不平衡功率。儲能系統(tǒng)容量與直流斷路器重合閘時(shí)間存在約束關(guān)系，要求直流斷路器兩次動作時(shí)間差內(nèi)，儲能系統(tǒng)額定功率運(yùn)行不會超出容量限制。當(dāng)重合閘失敗時(shí)，發(fā)出永久故障信號，儲能系統(tǒng)與風(fēng)電場接收信號，儲能系統(tǒng)退出運(yùn)行不再吸收能量，風(fēng)電場減載的功率與故障期間儲能系統(tǒng)吸收的功率關(guān)系為：

式中，ΔPwind為風(fēng)電場減載功率。此時(shí)風(fēng)電場輸出的功率為Pwind–ΔPwind，正常工作條件下系統(tǒng)正負(fù)極換流站完全承擔(dān)風(fēng)電場輸出功率，即Pwind=2Pmmc，將式（12）代入，可得風(fēng)電場減載后輸出功率為Pmmcmax。功率分配改變后系統(tǒng)達(dá)到永久故障下新的穩(wěn)定狀態(tài)。

對于架空輸電線路，直流側(cè)單極故障的發(fā)生是最為頻繁的，故障類型分為瞬時(shí)故障與永久故障兩種情況。本研究以直流斷路器重合閘情況判斷故障類型：若直流斷路器成功重合閘，則為瞬時(shí)故障，否則為永久故障。考慮功率消納方案與不同的故障類型，共計(jì)4種情形。本文提出的完整故障穿越流程如圖5所示。由圖5可知：自消納前提下的瞬時(shí)故障。此時(shí)風(fēng)功率可完全由非故障極傳輸，發(fā)生瞬時(shí)故障后，儲能系統(tǒng)與風(fēng)電場不動作，非故障極換流站增大傳輸功率至故障前的2倍。故障結(jié)束后將直流網(wǎng)絡(luò)每一端的故障極換流站從定直流電壓控制切換回穩(wěn)態(tài)控制模式，不再參與額外的功率消納。非自消納功率情況下發(fā)生瞬時(shí)故障，故障期間由非故障極換流站和儲能系統(tǒng)共同承擔(dān)不平衡功率，待直流斷路器重合閘后儲能系統(tǒng)退出運(yùn)行，控制非故障極換流站減小功率承擔(dān)至與故障極換流站相等，完成故障穿越。自消納前提下的永久故障不需要儲能系統(tǒng)與風(fēng)電場參與功率轉(zhuǎn)移，可完全由非故障極換流站承擔(dān)，功率分配方案與瞬時(shí)故障相同。

圖5 系統(tǒng)故障穿越協(xié)調(diào)控制流程Fig. 5 System fault ride-through coordination control process

圖6為系統(tǒng)在非自消納前提下發(fā)生永久性故障的功率流通示意圖。直流斷路器第1、2次動作期間功率流通與瞬時(shí)故障相同。由圖6可知，重合閘后儲能系統(tǒng)停止吸收功率，風(fēng)電場輸出功率減小并僅由非故障極換流站傳輸。

圖6 非自消納前提下永久故障功率流通情況Fig. 6 Permanent fault power flow under the premise of non-self absorption

2.2.2 雙極故障

系統(tǒng)發(fā)生雙極短路故障時(shí)，由于雙極短路時(shí)無法通過換流站消納部分功率，式（9）與（11）中Pmmcmax為0，可得儲能系統(tǒng)滿足雙極故障穿越條件的容量應(yīng)大于單極故障時(shí)容量，因此設(shè)置儲能系統(tǒng)容量應(yīng)以雙極故障情形為準(zhǔn)。

雙極故障穿越流程：當(dāng)直流線路發(fā)生雙極短路時(shí)，直流斷路器動作將正負(fù)極線路隔離，直流線路無法傳輸功率。正負(fù)極換流站均需改變控制模式至定直流電壓控制以防止交流側(cè)電流饋入子模塊電容造成過載。儲能系統(tǒng)接收斷路器跳開信號進(jìn)行功率消納至斷路器第2次動作時(shí)刻。若為瞬時(shí)故障，重合閘成功后系統(tǒng)恢復(fù)至故障前狀態(tài)；若為永久性故障，則風(fēng)電場減載，減載功率根據(jù)式（12）計(jì)算。從故障穿越措施角度而言，雙極故障本質(zhì)上為不含非故障極換流站配合的協(xié)調(diào)控制措施，屬于單極故障穿越措施的一部分，因此本文并未對于雙極故障進(jìn)行單獨(dú)仿真研究。

3 仿真分析

為驗(yàn)證本文提出的故障穿越方案的有效性，在PSCAD/EMTDC仿真平臺搭建如圖1所示的風(fēng)電經(jīng)對稱雙極MMC–MTDC并網(wǎng)系統(tǒng)的仿真模型，通過穩(wěn)態(tài)仿真驗(yàn)證模型合理性后，對自消納與非自消納前提下的單極短路故障穿越措施進(jìn)行仿真驗(yàn)證。

模型中采用等值模擬方法構(gòu)建額定有功功率為1 000 MW風(fēng)電場，由210臺額定功率為5 MW的風(fēng)機(jī)組成，交流匯流母線電壓為380 kV。風(fēng)電機(jī)組出口電壓為0.69 kV，經(jīng)全功率變流器與匯流母線相連，匯流后并入MMC3。設(shè)置直流斷路器兩次動作時(shí)間間隔為0.3 s，進(jìn)行雙極故障條件下的儲能系統(tǒng)容量配置計(jì)算，根據(jù)式（9）與（11）計(jì)算可得式（13）：

預(yù)裝儲能單元用于故障穿越的容量約為0.41 kWh?？紤]儲能系統(tǒng)的平滑風(fēng)機(jī)出力及風(fēng)電場黑啟動等作用[26]，容量以需要的最大值為準(zhǔn)為1 kWh[27–28]。其他仿真參數(shù)見表1，功率流動以流向直流電網(wǎng)為正方向。

表1 系統(tǒng)仿真相關(guān)參數(shù)Tab. 1 System simulation related parameters

3.1 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行驗(yàn)證

為驗(yàn)證搭建仿真模型的合理性，系統(tǒng)在穩(wěn)態(tài)情況下運(yùn)行時(shí)仿真如下。

圖7為直流線路正負(fù)極電壓。由圖7可知：系統(tǒng)啟動后，MMC1的正負(fù)極換流站在0.2 s時(shí)解鎖并投入運(yùn)行，建立直流電壓，并維持電壓穩(wěn)定在400 kV，為其他換流站投入運(yùn)行創(chuàng)造電壓穩(wěn)定條件。MMC2與MMC4分別在0.4和0.6 s解鎖，與風(fēng)電場相連的MMC3在0.8 s時(shí)解鎖，為風(fēng)電場端提供交流側(cè)穩(wěn)定電壓。風(fēng)電場與全功率變流器在0.8 s時(shí)接入，直流線路電壓因建立全功率變流器直流電壓而產(chǎn)生波動，待風(fēng)電場端完全啟動后，系統(tǒng)直流線路電壓恢復(fù)穩(wěn)定。

圖7 直流線路電壓Fig. 7 DC line voltage

圖8為風(fēng)電場交流側(cè)匯流母線電壓與注入系統(tǒng)的有功功率和無功功率仿真結(jié)果圖。由圖8可知，在t=0.8 s前，風(fēng)電場處于閉鎖狀態(tài)，未向系統(tǒng)注入功率，匯流母線電壓與傳輸功率均為0，風(fēng)電場自0.8 s接入系統(tǒng)，匯流母線處交流電壓在t=1.2 s達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。此后風(fēng)電場輸出的有功功率不斷增大，在t=3.3 s達(dá)到最大值約為1 000 MW，

圖8 穩(wěn)態(tài)下風(fēng)電場匯流母線電壓及輸出功率Fig. 8 Wind farm bus voltage and output power in steady state

穩(wěn)態(tài)仿真中，有功功率傳輸情況如圖9所示。由圖9可知：風(fēng)電場在3.3 s后達(dá)到額定輸出功率，風(fēng)電輸出不再增加，各換流站功率傳輸趨于穩(wěn)定。穩(wěn)態(tài)期間儲能系統(tǒng)不參與功率流通。上述仿真結(jié)果可以表明，所搭建的仿真模型在系統(tǒng)穩(wěn)定后可以較好地反映系統(tǒng)狀態(tài)，為后續(xù)提出故障穿越措施提供驗(yàn)證平臺。

圖9 穩(wěn)態(tài)下各換流站有功功率Fig. 9 Active power of each converter station in steady state

3.2 非自消納情形下直流故障

3.2.1 非自消納情形下瞬時(shí)故障

為驗(yàn)證非自消納情形下瞬時(shí)故障的故障穿越措施，在t=5 s時(shí)于MMC1出口處設(shè)置正極直流母線瞬時(shí)故障，持續(xù)0.2 s后結(jié)束。直流斷路器在故障發(fā)生2 ms后發(fā)出故障信號，在6 ms后隔離故障線路。

系統(tǒng)接收直流斷路器動作信號后轉(zhuǎn)變?yōu)楣收洗┰侥Ｊ剑涸诜亲韵{前提下，非故障極換流站無法完全傳輸風(fēng)電場輸出功率，根據(jù)非故障極換流站與儲能系統(tǒng)容量，由式（11）計(jì)算功率分配方案。系統(tǒng)接收直流斷路器動作信號后轉(zhuǎn)變?yōu)楣收洗┰侥Ｊ剑河泄β释Ｖ惯M(jìn)入故障極換流站，改變故障極換流站控制方式為定直流電壓控制，防止交流側(cè)電流饋入對換流站子模塊進(jìn)行過充電。令非故障極換流站滿載，有功功率由穩(wěn)態(tài)的500 MW上升至700 MW。儲能系統(tǒng)接收故障信號轉(zhuǎn)變?yōu)槌潆娔Ｊ?，從直流線路吸收能量，承擔(dān)的有功功率之和為300 MW。分配到每臺風(fēng)機(jī)的儲能單元吸收的有功功率約為1.36 MW。

圖10為單一儲能單元功率傳輸情況。由圖10可知，在非自消納前提下，儲能系統(tǒng)于5.002 s接收故障信號，開始向電池充電，此時(shí)產(chǎn)生持續(xù)時(shí)間約20 ms的較大波動。故障持續(xù)期間穩(wěn)定從全功率變流器的直流線路吸收約1.36 MW，防止風(fēng)機(jī)產(chǎn)生的不平衡功率過量涌入非故障極換流站造成換流站過載。

圖10 儲能系統(tǒng)吸收有功Fig. 10 Active power absorbed by the energy storage system

圖11為風(fēng)電場輸出功率與匯流母線電壓電流波形。由圖11（a）可知，風(fēng)電場對外輸送功率由穩(wěn)態(tài)的1 000 MW經(jīng)儲能系統(tǒng)吸收后，故障期間穩(wěn)定在700 MW，符合單極換流站最大容量要求。圖11（b）表明風(fēng)電場交流側(cè)匯流母線三相電壓在故障持續(xù)期間未發(fā)生較大波動，可以保證風(fēng)機(jī)的不脫網(wǎng)持續(xù)運(yùn)行。由圖11（c）可以看出，由于部分有功功率被儲能系統(tǒng)吸收，風(fēng)電場對系統(tǒng)注入功率的下降導(dǎo)致匯流母線三相電流在故障期間維持在較低水平且保持相對穩(wěn)定狀態(tài)。故障結(jié)束后，電流快速恢復(fù)至正常水平。

圖11 風(fēng)電場輸出功率及匯流母線電壓電流Fig. 11 Wind farm output power and bus voltage and current

圖12為故障期間各換流站功率流通情況。由圖12可以得到：由于直流斷路器在故障發(fā)生后隔離故障線路時(shí)間有所延遲，MMC1與故障點(diǎn)直接相連，直流線路電流瞬間增大，造成MMC1功率上升且流向故障點(diǎn)。與交流電網(wǎng)相連的MMC2缺少來自MMC1的功率輸送，從直流線路吸收的功率值有所下降。隨著故障線路的切除，MMC1功率恢復(fù)正常值。風(fēng)電場向直流電網(wǎng)注入功率因儲能系統(tǒng)吸收而小于穩(wěn)態(tài)注入功率，MMC2從直流電網(wǎng)吸收的功率值在故障持續(xù)期間均維持在較低水平。在t=5.3 s時(shí)斷路器重合閘成功，儲能系統(tǒng)退出運(yùn)行，各換流站有功恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)值。

圖12 換流站傳輸功率Fig. 12 Power transmitted by converter station

3.2.2 非自消納情形下永久故障

在非自消納前提下，為驗(yàn)證本文的故障穿越措施對永久故障有較好效果，在t=5 s時(shí)于MMC1換流站出口處設(shè)置正極線路永久故障。直流斷路器于故障發(fā)生2 ms后動作并發(fā)出故障信號，系統(tǒng)進(jìn)入故障穿越模式。在直流斷路器二次動作信號發(fā)出前，故障穿越流程與瞬時(shí)故障情形相同。在t=5.302 s時(shí)直流斷路器重合閘并發(fā)出永久故障信號，儲能系統(tǒng)接收信號后退出運(yùn)行防止過充電，風(fēng)電場減載功率與故障期間儲能系統(tǒng)吸收功率相等。

圖13為風(fēng)電場輸出功率及匯流母線電壓電流波形圖。在永久故障條件下，儲能系統(tǒng)投切方案與瞬時(shí)故障完全相同，投入期間的吸收功率相對穩(wěn)定，功率流通大小與瞬時(shí)故障情形一致。如圖13所示：在t=5.3 s時(shí)重合閘失敗發(fā)出永久故障信號，儲能系統(tǒng)自動切除，風(fēng)電場減載功率與故障期間儲能系統(tǒng)吸收功率相等，風(fēng)電場輸出功率產(chǎn)生波動后迅速消失。自故障發(fā)生后，風(fēng)電場輸出功率與非故障極換流站最大容量基本相等，匯流母線三相電壓與三相電流相對穩(wěn)定，為風(fēng)電場持續(xù)運(yùn)行提供良好條件。

圖13 風(fēng)電場輸出功率及匯流母線電壓電流Fig. 13 Wind farm output power and bus voltage and current

圖14為直流線路電壓及負(fù)極傳輸?shù)挠泄β史抡娼Y(jié)果。

圖14（a）為換流站間正負(fù)極直流線路電壓。由圖14（a）可以看出：故障發(fā)生瞬間正極線路直流電壓劇烈波動后變?yōu)榱?，?fù)極線路直流電壓由穩(wěn)定狀態(tài)的–400 kV變?yōu)楣收虾蟮抹C380 kV。在永久故障發(fā)生后，直流斷路器隔離正極線路致使正極傳輸功率為0，負(fù)極線路承擔(dān)全部的功率輸送任務(wù)，負(fù)極線路電壓的穩(wěn)定關(guān)系到系統(tǒng)整體的穩(wěn)定性。自故障發(fā)生后，經(jīng)歷直流斷路器2次動作，最后到新的穩(wěn)定狀態(tài)，負(fù)極線路電壓均未產(chǎn)生劇烈波動，可以通過負(fù)極線路穩(wěn)定傳輸功率。圖14（b）為各換流站間負(fù)極線路功率傳輸情況仿真結(jié)果，其中，Pij為MMCi與MMCj兩換流站間傳輸?shù)墓β?。由圖14（b）可知：在直流斷路器2次動作期間功率流通存在較大波動。在t=5.3 s時(shí)刻，直流斷路器重合閘，因線路故障仍然存在，線路電壓與負(fù)極功率產(chǎn)生劇烈變化。重合閘失敗后直流斷路器再次隔離線路，系統(tǒng)拓?fù)涓淖儾⑦_(dá)到新的穩(wěn)定狀態(tài)，功率分配方案為負(fù)極線路在t=5.3 s后穩(wěn)定時(shí)刻所傳輸?shù)墓β省?/p>

圖14 直流電壓及負(fù)極傳輸有功Fig. 14 DC voltage and active power transmitted by negative pole

3.3 自消納情形下直流故障

3.3.1 自消納情形下瞬時(shí)故障

為驗(yàn)證自消納情景下故障穿越方案的可行性，設(shè)置相同條件下的瞬時(shí)故障。自消納情形下風(fēng)電場輸出功率為500 MW，小于單極換流站的最大容量，故障期間儲能系統(tǒng)不參與功率調(diào)節(jié)。

圖15為風(fēng)電場輸出功率波形。由圖15可知：風(fēng)電場向直流網(wǎng)絡(luò)輸出的有功功率在故障前后保持穩(wěn)定，無功功率在直流斷路器動作時(shí)刻產(chǎn)生較小波動后快速消失。風(fēng)電場交流側(cè)匯流母線三相電壓與三相電流在故障持續(xù)期間相比于穩(wěn)態(tài)產(chǎn)生少許偏差，在故障結(jié)束后恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)水平。因此，自消納情形下風(fēng)電場未受到故障影響，本文提出的故障穿越措施有效減小了故障影響范圍，顯著提升系統(tǒng)整體穩(wěn)定性。

圖15 風(fēng)電場輸出功率Fig. 15 Wind farm output power

換流站傳輸功率及直流電壓波形圖見圖16。

圖16 換流站傳輸功率及直流電壓Fig. 16 Transmission power and DC voltage of converter station

從圖16（a）可以看出：換流站有功功率變化在故障前后未發(fā)生失穩(wěn)情況。由于直流網(wǎng)絡(luò)低慣性特點(diǎn)，與故障點(diǎn)直接相連的換流站MMC1的有功功率在故障發(fā)生時(shí)刻流向故障點(diǎn)，導(dǎo)致正極功率瞬間增大，故障恢復(fù)階段正負(fù)極功率平穩(wěn)回歸穩(wěn)態(tài)值。由圖16（b）可知：負(fù)極線路電壓在故障發(fā)生時(shí)刻與恢復(fù)時(shí)刻受到擾動產(chǎn)生變化，總體電壓情況在故障穿越前后保持穩(wěn)定。正極直流電壓在故障持續(xù)期間為0，故障結(jié)束0.5 s內(nèi)恢復(fù)至400 kV。直流線路電壓在故障前后的相對穩(wěn)定為直流電網(wǎng)故障穿越功率分配方案提供先決條件。

3.3.2 自消納情形下永久故障

在t=5 s時(shí)設(shè)置MMC1出口處正極直流線路永久性故障，自消納情形下無需使用儲能系統(tǒng)平衡功率，故障期間非故障極換流站承擔(dān)全部功率傳輸，不產(chǎn)生不平衡功率。直流斷路器在第1次動作后間隔300 ms進(jìn)行第2次動作，在t=5.302 s時(shí)重合閘，由于直流線路故障未清除，在t=5.304 s重合閘失敗后發(fā)出永久故障信號，風(fēng)電場接收信號不減載，輸出功率保持恒定。風(fēng)電場控制措施與瞬時(shí)故障一致，因此未繪制相關(guān)曲線。

圖17為直流線路電壓仿真結(jié)果。由圖17可知：在故障發(fā)生后，正極電壓由于線路切除變?yōu)?。在t=5.3 s時(shí)因重合閘改變系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)但正極線路故障仍然存在，正極直流線路電壓產(chǎn)生劇烈波動，重合閘失敗后直流斷路器再次跳開，電壓波動逐漸消失。在t=5.4 s后，電壓波動完全消失，正負(fù)極電壓達(dá)到相對穩(wěn)定狀態(tài)。

圖17 換流站間直流線路電壓Fig. 17 DC line voltage between converter stations

圖18為電網(wǎng)直連換流站MMC2與風(fēng)電場直連換流站MMC3故障期間功率流通情況。由圖18可知：MMC2與MMC3的正極換流站有功功率在故障期間因正極線路隔離而停止與直流網(wǎng)絡(luò)交換功率，自消納情形下故障期間功率均由負(fù)極換流站傳輸，MMC2與MMC3的負(fù)極有功在經(jīng)歷短暫波動后變?yōu)楣收锨暗?倍，完全承擔(dān)故障期間的功率輸送。在t=5.304 s后，系統(tǒng)因永久故障繼續(xù)隔離正極線路使得拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)與故障持續(xù)期間相同，因此，故障期間即為新的穩(wěn)定狀態(tài)，重合閘前后正負(fù)極換流站流通功率相等。

圖18 換流站功率傳輸Fig. 18 Power transmission of converter station

圖19為各換流站有功功率。由圖19可以看出：各換流站有功功率在故障信號與故障類型信號發(fā)出時(shí)刻因系統(tǒng)結(jié)構(gòu)改變發(fā)生變化，系統(tǒng)拓?fù)洳辉侔l(fā)生變化后達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。自消納前提下，負(fù)極換流站利用功率裕量在故障期間傳輸全部功率，換流站整體傳輸功率故障前后不變。直流斷路器因永久故障重合閘失敗再次跳開，重合閘前后系統(tǒng)穩(wěn)定于相同狀態(tài)。

圖19 各換流站有功功率Fig. 19 Active power of each converter station

4 結(jié) 論

本文針對適用于高滲透率風(fēng)電經(jīng)MMC–MTDC并網(wǎng)系統(tǒng)的直流故障穿越方案開展研究。得出以下結(jié)論：

1）根據(jù)故障前系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)與故障后產(chǎn)生的不平衡功率能否自主消納分為不同工況，協(xié)調(diào)控制分散儲能系統(tǒng)與風(fēng)電場有功出力，改變換流站控制方式進(jìn)行裕量功率消納，所提針對不同工況采用相應(yīng)的故障穿越策略，能夠有效減小故障影響范圍，并實(shí)現(xiàn)直流故障平穩(wěn)穿越。

2）基于功率平衡原理的儲能系統(tǒng)投切迅速，消納功率數(shù)值依運(yùn)行工況定量調(diào)整。僅在非自消納永久故障情形下，當(dāng)重合閘后風(fēng)電場主動減小出力時(shí)出現(xiàn)一定情況的棄風(fēng)現(xiàn)象，在非自消納瞬時(shí)故障與自消納情形下，故障前后均無能量損失。對于直流故障的單極與雙極兩種故障類型，本文采用的故障穿越措施均能保證在故障持續(xù)期間風(fēng)機(jī)不脫網(wǎng)，故障后可快速恢復(fù)穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)。

本文采用等值模擬方法構(gòu)建風(fēng)電場，假定所有風(fēng)力發(fā)電機(jī)初始狀態(tài)相同，統(tǒng)一控制儲能系統(tǒng)的投切，未考慮風(fēng)電場中各風(fēng)機(jī)出力不同的實(shí)際情況，可能會產(chǎn)生一定誤差，這將是作者后續(xù)的重點(diǎn)研究內(nèi)容之一。