胡雋璇，彭國榮，邸世民，向 往，王 濤，唐治平

（1.中國電建集團(tuán)中南勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，長沙 410014；2.強(qiáng)電磁工程與新技術(shù)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（華中科技大學(xué)），武漢 430074）

隨著化石燃料的大量消耗，全球變暖不斷加劇，世界各主要經(jīng)濟(jì)體為應(yīng)對(duì)氣候變化，從實(shí)際出發(fā)制定了相應(yīng)的“碳達(dá)峰”、“碳中和”戰(zhàn)略[1-3]。我國海上風(fēng)電資源豐富，具有適宜大規(guī)模開發(fā)、利用小時(shí)數(shù)高、靠近負(fù)荷中心等優(yōu)點(diǎn)，其開發(fā)與利用是我國應(yīng)對(duì)氣候變化、推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型升級(jí)的重要組成部分[4]。近年來，全球海上風(fēng)電發(fā)展呈現(xiàn)規(guī)?；?、集群化和深遠(yuǎn)?；奶攸c(diǎn)。依據(jù)全球風(fēng)能理事會(huì)發(fā)布的2021年風(fēng)電發(fā)展報(bào)告，2020年全球新裝機(jī)海上風(fēng)電達(dá)6.1 GW，預(yù)計(jì)到2025年全球海上風(fēng)電總裝機(jī)容量達(dá)105 GW[5]。

目前海上風(fēng)電的并網(wǎng)方式有高壓交流HVAC（high voltage alternating current）傳輸、分頻傳輸系統(tǒng)FFTS（fractional frequency transmission system）和高壓直流HVDC（high voltage direct current）傳輸三種[6]。高壓交流輸電具有結(jié)構(gòu)相對(duì)簡單、技術(shù)成熟的優(yōu)勢(shì)，但受電纜充電電流和充電功率的影響，一般適用于近海、小容量風(fēng)電的并網(wǎng)。分頻傳輸通過降低頻率的方式，克服了電纜載流量的限制，延長了海上風(fēng)電的傳輸距離，但缺乏工程實(shí)踐，其可行性、可靠性尚待驗(yàn)證。高壓直流輸電可避免電纜電容的影響，被廣泛應(yīng)用于深遠(yuǎn)海大規(guī)模海上風(fēng)電傳輸[7-8]。

基于模塊化多電平換流器MMC（modular multilevel converter）的HVDC（MMC-HVDC）輸電技術(shù)不存在換相失敗問題，運(yùn)行調(diào)控靈活，適用于海上風(fēng)電場(chǎng)黑啟動(dòng)[9]，被廣泛應(yīng)用于海上風(fēng)電并網(wǎng)工程，例如，德國HelWin 1-2、DolWin 1-6和英國Sofia、Dogger bank等多個(gè)海上風(fēng)電并網(wǎng)項(xiàng)目[10]。但MMC子模塊數(shù)量眾多，需建立大型海上換流站平臺(tái)，施工難度大、建設(shè)成本高[11]，例如，國內(nèi)±400 kV/1 100 MW級(jí)海上換流站平臺(tái)質(zhì)量高達(dá)2.2×104t。針對(duì)MMCHVDC的問題，文獻(xiàn)[12]提出基于二極管整流器DR（diode rectifier，）的HVDC輸電技術(shù)（DR-HVDC），可降低換流站體積至20%，總投資降低至70%。但DR只能工作在不控整流狀態(tài)，無法建立海上風(fēng)電場(chǎng)的交流電壓，由于電流的單相導(dǎo)通性，無法實(shí)現(xiàn)海上風(fēng)電場(chǎng)的黑啟動(dòng)。

針對(duì)上述問題，文獻(xiàn)[13]為充分發(fā)揮MMC控制裕度高和DR大容量、低成本的優(yōu)勢(shì)，提出一種DR與MMC混合級(jí)聯(lián)多電壓等級(jí)直流輸電系統(tǒng)，闡述了系統(tǒng)控制策略設(shè)計(jì)，進(jìn)行了海上風(fēng)電場(chǎng)黑啟動(dòng)、風(fēng)電功率波動(dòng)等工況的分析和仿真，但該文獻(xiàn)僅介紹了混合級(jí)聯(lián)多電壓等級(jí)直流輸電系統(tǒng)，而對(duì)系統(tǒng)的直流故障機(jī)理和故障隔離方法未做詳細(xì)說明。

目前關(guān)于柔性直流系統(tǒng)故障的研究，主要集中在岸上架空線遠(yuǎn)距離送出場(chǎng)景，包括交流斷路器配合快速隔離開關(guān)、高壓直流斷路器和故障自清除功能換流器配合快速隔離開關(guān)等方法。文獻(xiàn)[14]對(duì)半橋MMC型柔性直流電網(wǎng)自適應(yīng)限流控制進(jìn)行研究，可減小系統(tǒng)直流短路電流峰值，但仍需配置直流斷路器以隔離直流故障線路；文獻(xiàn)[15]針對(duì)陸上兩端混合直流輸電系統(tǒng)，提出一種基于限流器和直流斷路器協(xié)調(diào)的故障隔離方法，可抑制故障電流并降低斷路器的耗散能量。由于海上平臺(tái)體積與重量限制，海上平臺(tái)一般不設(shè)置直流斷路器，因此上述方法均不適用于海上直流送出系統(tǒng)。針對(duì)海上風(fēng)電柔直并網(wǎng)場(chǎng)景，文獻(xiàn)[16]研究了用于海上風(fēng)電傳輸?shù)碾p極性直流輸電系統(tǒng)，并分析了系統(tǒng)發(fā)生永久性直流斷線故障情況下的故障特性，設(shè)計(jì)出故障保護(hù)策略及故障恢復(fù)策略，可有效抑制系統(tǒng)過電壓現(xiàn)象，使系統(tǒng)快速、穩(wěn)定地恢復(fù)正常運(yùn)行，但上述策略都無法應(yīng)對(duì)系統(tǒng)直流短路故障產(chǎn)生的過流問題。

為解決上述問題，本文對(duì)海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)運(yùn)行進(jìn)行潮流分析和控制設(shè)計(jì)，針對(duì)系統(tǒng)內(nèi)三種直流故障進(jìn)行故障分析和故障隔離方案設(shè)計(jì)，并在PSCAD/EMTDC仿真軟件上進(jìn)行了仿真驗(yàn)證。

1 海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)

1.1 海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)拓?fù)?/h3>

針對(duì)目前海上風(fēng)電直流輸電系統(tǒng)存在造價(jià)高、靈活性低等問題，為減少系統(tǒng)的投資成本和運(yùn)行損耗，文獻(xiàn)[13]提出的DR與MMC混合級(jí)聯(lián)多電壓等級(jí)直流送出拓?fù)淙鐖D1所示。

圖1 海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)型直流送出系統(tǒng)拓?fù)銯ig.1 Topology of offshore wind power hybrid cascaded DC transmission system

直流輸電系統(tǒng)整流側(cè)由MMC換流站作為高壓閥組，3個(gè)并聯(lián)的DR換流站作為低壓閥組，高壓閥組和低壓閥組在交流側(cè)為并聯(lián)結(jié)構(gòu)共同接入220 kV交流母線，在直流側(cè)為串聯(lián)結(jié)構(gòu)；整流側(cè)與逆變側(cè)高壓閥組通過電壓等級(jí)為E1的直流電纜相連，整流側(cè)與逆變側(cè)低壓閥組通過電壓等級(jí)為E2的直流電纜相連，構(gòu)成多電壓等級(jí)直流傳輸系統(tǒng)。上述方案充分利用二極管換流器大容量、低損耗和MMC控制運(yùn)行靈活的優(yōu)勢(shì)，通過換流器間交直流側(cè)串并聯(lián)設(shè)計(jì)，僅使用小功率MMC即可傳輸大額風(fēng)電功率。

1.2 潮流分析

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)整流側(cè)由MMC與DR換流器在直流側(cè)串聯(lián)，交流側(cè)接入同一交流母線。DR均采用12脈動(dòng)換流器，在岸上換流站直流電壓及輸電線路參數(shù)固定的情況下，DR傳輸?shù)挠泄β视善浣涣髂妇€電壓決定且與交流電壓正相關(guān)。當(dāng)海上MMC換流站將交流電壓控制為恒定值時(shí)，DR換流站傳輸?shù)挠泄β蕦⑹枪潭ǖ腫17]，即

式中：PDRi為第i個(gè)DR的有功功率，i=1，2，3；E2為DR直流電壓；UL為換流變壓器閥側(cè)空載線電壓；Xr為換流變壓器漏抗；Rdc為直流輸電線路電阻。

流經(jīng)DR直流側(cè)總電流可表示為

式中，IdcRi為流經(jīng)第i個(gè)DR的直流電流。

DR總有功功率PDR可表示為

直流海纜電壓之比k1及額定直流電流之比k2可表示為

式中：Idch為通過直流海纜E1的額定直流電流；Idcl為通過直流海纜E2的額定直流電流。

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)整流側(cè)MMC1傳輸?shù)挠泄β蔖MMC1可表示為

MMC換流站與DR換流站在直流側(cè)串聯(lián)，依據(jù)基爾霍夫電流定律，系統(tǒng)送端高低壓閥組間的電流關(guān)系可表示為

MMC換流站與DR換流站在交流側(cè)并聯(lián)，共同接入由多片海上風(fēng)電場(chǎng)匯集的交流母線。各個(gè)換流站的有功功率與風(fēng)電基地出力之間的關(guān)系可表示為

式中，Pw為風(fēng)電基地出力。

聯(lián)立式（3）～（7）可得風(fēng)電場(chǎng)有功功率與MMC1換流站有功功率的關(guān)系為

當(dāng)海上風(fēng)電場(chǎng)的有功功率為2 500 MW、高低壓閥組間直流海纜電壓之比k1=2、額定電流之比k2=1/3時(shí)，MMC1的有功功率為500 MW，僅為海上風(fēng)電場(chǎng)有功功率的1/5。

1.3 控制策略

為保證海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)中海上換流站的穩(wěn)定運(yùn)行，岸上MMC換流站需為其建立穩(wěn)定的直流電壓，因此采用外環(huán)定直流電壓和無功功率的矢量控制[18]，其控制框圖如圖2所示。

圖2 岸上MMC換流站控制策略Fig.2 Control strategy for onshore MMC station

由式（1）可知，在岸上換流站直流電壓維持穩(wěn)定、輸電海纜參數(shù)固定的情況下，DR換流站傳輸?shù)挠泄β逝c其交流母線電壓正相關(guān)。因此，當(dāng)海上電網(wǎng)母線交流電壓由海上MMC換流站控制為恒定值時(shí)，DR換流站傳輸?shù)挠泄β蕦⑹呛愣ǖ?。海上風(fēng)電場(chǎng)因風(fēng)速變化產(chǎn)生的功率波動(dòng)將由海上MMC換流站單獨(dú)承擔(dān)，在海上風(fēng)電場(chǎng)送出的有功功率上升時(shí)，海上MMC換流站的可控器件會(huì)因過流而損壞；在海上風(fēng)電場(chǎng)送出有功功率小于DR換流站額定有功功率時(shí)，海上MMC換流站會(huì)因維持海上交流電壓而導(dǎo)致潮流反轉(zhuǎn)。

因此，海上MMC換流站應(yīng)具備對(duì)功率和交流電壓的控制能力，將海上風(fēng)電場(chǎng)送出有功功率的偏差作為海上MMC換流站調(diào)控海上交流母線電壓的指令值，通過對(duì)海上交流母線電壓有效值的小幅度調(diào)整，實(shí)現(xiàn)對(duì)DR換流站有功功率的主動(dòng)控制[19]。海上MMC換流站的功率和交流電壓控制環(huán)節(jié)可表示為

式中：kp為比例常數(shù)；ki為積分常數(shù)。

依據(jù)上述分析，海上MMC換流站的控制策略如圖3所示。

圖3 海上MMC換流站控制策略Fig.3 Control strategy for offshore MMC station

在此控制策略下，海上MMC換流站不僅為海上風(fēng)電場(chǎng)和DR換流站提供了穩(wěn)定的交流電壓，并實(shí)現(xiàn)了對(duì)DR換流站有功功率的主動(dòng)控制。

正常運(yùn)行時(shí)海上風(fēng)電場(chǎng)采用跟網(wǎng)型控制策略，對(duì)海上MMC換流站建立的海上電網(wǎng)電壓Us進(jìn)行采樣，依靠鎖相環(huán)PLL（phase locked loop）跟隨交流電網(wǎng)電壓頻率/相位角來實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)同步，同時(shí)還通過控制饋入電網(wǎng)的電流來控制傳輸功率。當(dāng)海上MMC換流站因故障或檢修退出運(yùn)行時(shí)，海上交流電網(wǎng)將失去支撐，交流電壓頻率和幅值將發(fā)生紊亂，可能引起陸上電網(wǎng)功率缺額及系統(tǒng)解裂等問題。為保證海上風(fēng)電場(chǎng)與陸上電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，海上風(fēng)電場(chǎng)需要由跟網(wǎng)型控制切換至構(gòu)網(wǎng)型控制策略。當(dāng)檢測(cè)到E1側(cè)直流海纜故障電流降為0后，海上風(fēng)電場(chǎng)控制由標(biāo)志位Flag=0切換至Flag=1，此時(shí)海上風(fēng)電場(chǎng)的控制頻率自主生成，海上電網(wǎng)交流電壓由海上風(fēng)電場(chǎng)建立，為DR換流站提供穩(wěn)定的換相電壓。當(dāng)檢測(cè)到MMC閉鎖信號(hào)解除時(shí)，海上風(fēng)電場(chǎng)的控制可由標(biāo)志位Flag=1切換回Flag=0，海上風(fēng)電場(chǎng)繼續(xù)做跟網(wǎng)型控制。海上風(fēng)電場(chǎng)控制策略切換如圖4所示。

圖4 海上風(fēng)電場(chǎng)控制策略切換Fig.4 Switching of control strategies for offshore wind farm

2 系統(tǒng)直流故障分析

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流故障類型按組成部分可分為換流器短路故障和直流海纜故障兩類。

受海上平臺(tái)限制，海上平臺(tái)一般不設(shè)置直流斷路器。當(dāng)直流海纜發(fā)生短路故障時(shí)，直流電流將陡然上升，為隔離直流故障、保障海上設(shè)備，MMC可采用自阻型子模塊或全橋型子模塊，在直流故障時(shí)將子模塊閉鎖，從而阻斷短路電流進(jìn)一步發(fā)展。為闡明故障隔離機(jī)理，本文以自阻型子模塊為例，對(duì)直流海纜出口短路故障和接地故障進(jìn)行理論分析。

2.1 E1對(duì)E2出口短路故障

當(dāng)直流海纜E1對(duì)E2出口發(fā)生短路故障時(shí)，直流海纜間的電壓差將迅速跌落，閉鎖MMC1全部自阻型子模塊，換流器所有的絕緣柵雙極型晶體管IGBT（insulated gate bipolar transistor）將處于關(guān)斷狀態(tài)，此時(shí)系統(tǒng)等效電路如圖5所示。取A、B兩相進(jìn)行分析，圖5中的實(shí)線為MMC1換流器ia＞0時(shí)潛在的一種故障電流導(dǎo)通路徑。此時(shí)ia將經(jīng)過A相上橋臂的Larm、Da1、Carm、Da2，以及直流正極的Ldc、故障點(diǎn)和B相下橋臂的構(gòu)成故障電流通路。

設(shè)子模塊額定電容電壓為UC，MMC直流側(cè)電壓為Udch，每相橋臂額定子模塊數(shù)目為N，子模塊電容電壓UC=（E1-E2）/N。

每相橋臂等效電容電壓Uarm為

式中，UCi為單相橋臂第i個(gè)子模塊的輸出電壓。

記圖5中，A相第i個(gè)子模塊電容電壓為Ua_Ci；A相上橋臂電容電壓之和為Ua_up；B相第i個(gè)子模塊電容電壓為Ub_Ci；B相下橋臂電容電壓之和為Ub_dn。則它們的關(guān)系可表示為

在圖5所示故障電流通路上，二極管承受的正向電壓Udio可表示為

圖5 E1對(duì)E2出口短路故障系統(tǒng)等效電路Fig.5 Equivalent circuit of system underE1-to-E2shortcircuit fault

式中，uab為交流側(cè)A、B線電壓峰值。

二極管承受的正向電壓極值可表示為

式中，Uab為閥側(cè)線電壓峰值。

在穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，線電壓峰值Uab與直流側(cè)電壓Udch的關(guān)系[20]可表示為

式中，M為電壓調(diào)制比。

由于自阻型MMC的調(diào)制比0＜M≤1，則式（13）可改寫為

由式（14）可知，等效電路中二極管承受反向電壓而無法導(dǎo)通，圖5中的潛在故障電流流通路徑實(shí)際上無法導(dǎo)通。由上述分析可知，當(dāng)直流海纜E1對(duì)E2出口發(fā)生短路故障時(shí)，自阻型MMC在閉鎖后具有阻斷直流故障電流的能力，可將E1對(duì)E2出口短路故障隔離。

在直流海纜E1對(duì)E2出口發(fā)生短路故障后，海上MMC1換流站與岸上MMC2換流站將全部子模塊閉鎖，使故障隔離。圖5中的虛線為12脈波DR換流器A、B相同且導(dǎo)通時(shí)的電流路徑。岸上MMC3保持定直流電壓控制方式，維持直流海纜E2電壓穩(wěn)定。在風(fēng)機(jī)切換為構(gòu)網(wǎng)型控制，穩(wěn)定海上交流電壓后，系統(tǒng)整流側(cè)低壓閥組DR換流站可正常運(yùn)行，不受故障影響。

2.2 直流海纜E1對(duì)地短路故障

圖1中的海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)包含4條直流海纜，其中，與MMC正極相連的直流海纜電壓為E1；3條與DR換流站正極相連的直流海纜電壓為E2。

當(dāng)直流海纜E1發(fā)生對(duì)地短路故障后，自阻型MMC將全部閉鎖，所有的IGBT被關(guān)斷，系統(tǒng)等效電路如圖6所示。

圖6 直流海纜E1故障系統(tǒng)等效電路Fig.6 Equivalent circuit of system under DC submarine cableE1fault

以A、B兩相進(jìn)行分析，圖6為ia＞0時(shí)潛在的一種故障電流導(dǎo)通路徑。此時(shí)ia將同樣經(jīng)過A相上橋臂的Larm、Da1、Carm、Da2，以及直流正極的Ldc、故障點(diǎn)、DR換流站和B相下橋臂的，而構(gòu)成故障電流通路。由于自阻型子模塊閉鎖后，子模塊電容只能正向充電，閉鎖后的電容電壓將大于閉鎖前電容電壓。

由分析可得二極管承受的正向電壓為

二極管始終承受反向電壓，圖6中的潛在故障電流流通路徑實(shí)際上無法導(dǎo)通。由上述分析可知，當(dāng)直流海纜E1發(fā)生對(duì)地短路故障時(shí)，自阻型MMC在閉鎖后具有阻斷直流故障電流的能力，可將直流海纜E1對(duì)地短路故障隔離，但MMC子模塊電容存在過壓風(fēng)險(xiǎn)。

2.3 直流海纜E2故障

當(dāng)直流海纜E2發(fā)生對(duì)地短路故障后，自阻型MMC將全部閉鎖，所有的IGBT被關(guān)斷，系統(tǒng)等效電路如圖7所示。

圖7 直流海纜E2故障系統(tǒng)等效電路Fig.7 Equivalent circuit of system under DC submarine cableE2fault

以自阻型MMC的C相橋臂和DR的A、B兩相進(jìn)行分析，圖7為潛在的一種故障電流I1導(dǎo)通路徑。此時(shí)故障電流將經(jīng)過直流海纜E1、直流正極的 Ldc和C相上橋臂的Dc3、Carm、Dc2、Larm，以及DR換流站和C相下橋臂的及故障點(diǎn)，而構(gòu)成故障電流通路。由于自阻型子模塊閉鎖后，子模塊電容只能正向充電，閉鎖后的電容電壓將大于閉鎖前電容電壓。

由分析可知，二極管承受的正向電壓可表示為

二極管始終承受反向電壓，圖7中的潛在故障電流I1流通路徑實(shí)際上無法導(dǎo)通。由上述分析可知，當(dāng)直流海纜E2發(fā)生對(duì)地短路故障時(shí)，自阻型MMC在閉鎖后具有阻斷直流海纜E1與E2故障電流的能力，可將直流海纜E2對(duì)地短路故障與直流海纜E1隔離。與E1故障類似，MMC子模塊電容亦存在過壓風(fēng)險(xiǎn)。

故障電流I2導(dǎo)通路徑上的二極管承受的正向電壓可表示為

二極管承受正向電壓，故障電流I2的流通路徑無法阻斷，因此在當(dāng)直流海纜E2發(fā)生對(duì)地短路故障后應(yīng)斷開DR交流側(cè)斷路器，從而阻斷故障電流進(jìn)一步發(fā)展。

3 直流故障隔離策略

由第2節(jié)故障分析可知，當(dāng)海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流側(cè)發(fā)生E1對(duì)E2出口短路故障、直流海纜E1對(duì)地短路故障和直流海纜E2對(duì)地短路故障時(shí)，具備故障自清除能力的MMC換流站閉鎖后，子模塊電容將只充電而不放電，可能導(dǎo)致子模塊電容電壓過高而被擊穿，因此需對(duì)海上MMC換流站的故障自清除型子模塊進(jìn)行配比設(shè)計(jì)。

在子模塊閉鎖時(shí)間相同的情況下，海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)發(fā)生直流海纜E1出口對(duì)地短路故障時(shí)，流經(jīng)MMC1的直流電流峰值最大，因此以該故障為例，假設(shè)直流電流只從單相橋臂流過，對(duì)橋臂電容電壓的最大值進(jìn)行理論計(jì)算，并依據(jù)子模塊電容的安全裕度，進(jìn)行配比設(shè)計(jì)。

記MMC橋臂電感為Larm，直流出口電感為Ldc，則等效電感為；記MMC橋臂電阻為Rarm，直流線路電阻為Rdc，故障電阻為Rf，則等效電阻；等效時(shí)間常數(shù)τeq=Leq/Req，由直流故障發(fā)生至自阻型MMC閉鎖，直流短路電流idc[14]可表示為

式中，Idc為系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)直流電流。

由式（19）可知，在自阻型MMC閉鎖時(shí)刻，直流短路電流達(dá)到最大值Imax，此時(shí)橋臂電抗器中存儲(chǔ)的能量[21]可表示為

假設(shè)橋臂電感儲(chǔ)能全部都饋入單相橋臂等效電容Carm中，則橋臂等效電容最大值可表示為

自阻型MMC每個(gè)橋臂共包括N個(gè)子模塊，每個(gè)子模塊的額定電容電壓UC0可表示為

工程上為提升系統(tǒng)輸電可靠性，子模塊電容額定電壓UCN一般大于其設(shè)計(jì)的工作電壓UC0。以如東海上換流站為例，其子模塊電容額定電壓為2.8 kV，設(shè)計(jì)工作電壓為2 kV，參照IEC 61071-2017對(duì)電容器過壓標(biāo)準(zhǔn)，以1.3倍額定電壓為例，如東海上換流站子模塊電容短時(shí)可耐受的理論最大電壓為3.64 kV，安全裕度達(dá)到82%。以此為標(biāo)準(zhǔn)，設(shè)橋臂子模塊冗余數(shù)為Nr，可得

式中，UC_max為子模塊電容電壓最大值。

表1為多電壓等級(jí)混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)換流站仿真參數(shù)。以表1中參數(shù)為例，當(dāng)海上MMC換流站正極出口處對(duì)地金屬性短路故障，2 ms子模塊閉鎖后，直流故障電流達(dá)到最大峰值，由式（19）～（21）計(jì)算可得 Imax=15.9 kA、UC_max=463 kV，再由式（23）可得，單相橋臂子模塊冗余數(shù)為Nr=2?？紤]到MMC通常配置8%的冗余子模塊，因此無需再額外配置。

表1 換流站仿真參數(shù)Tab.1 Simulation parameters of converter station

當(dāng)海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)發(fā)生直流海纜E2出口對(duì)地短路故障時(shí)，流經(jīng)MMC1的直流電流將發(fā)生反向；當(dāng)直流故障發(fā)生至自阻型MMC閉鎖時(shí)，直流短路電流可表示為

由于MMC直流電流反轉(zhuǎn)，在閉鎖前子模塊已進(jìn)入正向充電狀態(tài)，同樣假設(shè)橋臂電感儲(chǔ)能全部都饋入單相橋臂等效電容中，則橋臂等效電容最大值需要在式（21）基礎(chǔ)上進(jìn)行修正，即

當(dāng)直流海纜E2出口對(duì)地短路故障、MMC換流站經(jīng)2 ms子模塊閉鎖后，直流故障電流達(dá)到最大峰值，由式（24）、（25）計(jì)算可得 Imax=4.8 kA、UC_max=373 kV，再通過式（23）可得單相橋臂子模塊冗余數(shù)為Nr=-18，因此僅需配置72個(gè)具備故障自清除能力子模塊即可實(shí)現(xiàn)故障隔離。

綜上所述，針對(duì)混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流短路接地故障，海上MMC換流站除了需要采用100%具備故障自清除能力的子模塊外，還需冗余配置2%具備故障自清除能力的子模塊。

在海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)發(fā)生直流海纜間短路故障和直流海纜E1對(duì)地短路故障時(shí)，通過海上MMC換流站與快速隔離開關(guān)的配合控制，可快速完成故障隔離。在系統(tǒng)直流故障電流降為0后，海上風(fēng)電場(chǎng)由跟網(wǎng)型控制切換為構(gòu)網(wǎng)型控制策略，系統(tǒng)可運(yùn)行在DR-HVDC模式。在海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)發(fā)生直流海纜E2對(duì)地短路故障時(shí)，海上MMC換流站直流側(cè)電流和電壓都會(huì)發(fā)生反轉(zhuǎn)，通過對(duì)海上MMC換流站與快速隔離開關(guān)的控制配合，同樣可以實(shí)現(xiàn)故障隔離。此時(shí)，海上風(fēng)電場(chǎng)仍保持跟網(wǎng)型控制策略不變，系統(tǒng)可運(yùn)行在MMC-HVDC模式。

4 仿真驗(yàn)證

本文在PSCAD/EMTDC仿真平臺(tái)中搭建圖1所示的混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)和圖2、圖3所示的控制系統(tǒng)；采用具備故障自清除能力的自阻型MMC作為高壓閥組與低壓閥組DR串聯(lián)；系統(tǒng)參數(shù)見表1。在仿真模型中，將風(fēng)電場(chǎng)等效為5臺(tái)等值風(fēng)機(jī)組，每臺(tái)等值風(fēng)電機(jī)組經(jīng)海上交流升壓站匯集升壓后，與混合級(jí)聯(lián)換流站相連，直流海纜E1為500 kV、E2為250 kV。為盡量消除諧波對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的影響，在DR換流站的交流側(cè)與直流側(cè)均設(shè)置了濾波裝置[22]。

4.1 E1對(duì)E2出口金屬性短路故障

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流海纜E1對(duì)E2出口處發(fā)生金屬性短路故障的仿真波形如圖8所示。在t1=2.000 s時(shí)，直流海纜E1對(duì)E2出口處發(fā)生金屬性短路故障，由圖8（a）可以看出，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流迅速上升，MMC子模塊電容向故障點(diǎn)放電，電容電壓下降；在t2=2.002 s時(shí)，采用自阻型子模塊的MMC1換流站閉鎖，自阻型子模塊電容負(fù)投入，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流開始迅速下降，在2 ms后降為0，將直流海纜E1對(duì)E2出口短路故障隔離。由于橋臂電感的續(xù)流作用，負(fù)投入的子模塊電容將處于充電狀態(tài)，電容電壓隨之增大。由于各橋臂電流過零點(diǎn)時(shí)刻不同，導(dǎo)致各橋臂等效電容電壓終值不同。設(shè)上橋臂等效電容電壓為Uup_eq、下橋臂等效電容電壓為Udn_eq，由圖8（b）～（d）可知，B相下橋臂等效電容電壓最高為308 kV，為工作電壓的1.14倍，在所設(shè)計(jì)的安全裕度范圍內(nèi)。

在t3=2.1 s時(shí)，海上風(fēng)電場(chǎng)切換至構(gòu)網(wǎng)型控制策略[23]，有功功率下降至1 500 MW，系統(tǒng)切換為DR-HVDC運(yùn)行。受直流海纜E2額定電流限制，DR換流站降功率運(yùn)行。由圖 8（e）、（f）可知，切換控制后海上交流電網(wǎng)電壓能保持穩(wěn)定，有效值較故障前略有降低。

圖8 E1對(duì)E2出口短路故障仿真波形Fig.8 Simulation waveforms underE1-to-E2shortcircuit fault

4.2 E1對(duì)地金屬性短路故障

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流海纜E1發(fā)生對(duì)地金屬性短路故障的仿真波形如圖9所示。在t1=2.000 s時(shí)，直流海纜E1發(fā)生金屬性短路故障，由圖9（a）可以看出，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流迅速上升，MMC子模塊電容向故障點(diǎn)放電，電容電壓下降；在t2=2.002 s時(shí)，采用自阻型子模塊的MMC1換流站閉鎖，自阻型子模塊電容負(fù)投入，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流從峰值19.3 kA開始迅速下降，在6 ms后降為0，將直流海纜E1對(duì)地金屬性短路故障隔離。由于橋臂電感的續(xù)流作用，負(fù)投入的子模塊電容將處于充電狀態(tài)，電容電壓隨之增大。由于各橋臂電流過零點(diǎn)時(shí)刻不同，導(dǎo)致各橋臂等效電容電壓終值不同。由圖 9（b）～（d）可知，B相下橋臂等效電容電壓最高，其值為432 kV，是工作電壓的1.60倍，在所設(shè)計(jì)的安全裕度范圍內(nèi)。

在t3=2.1 s時(shí)，海上風(fēng)電場(chǎng)切換至構(gòu)網(wǎng)型控制策略，有功功率下降至1 500 MW，系統(tǒng)切換為DRHVDC運(yùn)行[24]。受直流海纜E2額定電流限制，DR換流站降功率運(yùn)行。由圖 9（e）、（f）可知，切換控制后DR-HVDC可正常運(yùn)行，海上交流電網(wǎng)電壓能保持穩(wěn)定，有效值較故障前略有降低。

圖9 E1對(duì)地金屬性故障仿真波形Fig.9 Simulation waveforms underE1-to-ground metallic fault

4.3 E2對(duì)地金屬性短路故障

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)直流海纜E2發(fā)生對(duì)地金屬性短路故障的仿真波形如圖10所示。在t1=2.000 s時(shí)，直流海纜E2發(fā)生金屬性短路故障，由圖10（a）可以看出，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流迅速下降，在2.000 4 s時(shí)電流發(fā)生反向；在t2=2.002 s時(shí)，采用自阻型子模塊的MMC1換流站閉鎖，自阻型子模塊電容負(fù)投入，流經(jīng)直流海纜E1的直流電流從-4.5 kA開始下降，在12 ms后降為0，將直流海纜E2對(duì)地金屬性短路故障與直流海纜E1隔離。由于橋臂電感的續(xù)流作用，負(fù)投入的子模塊電容將處于充電狀態(tài)，電容電壓隨之增大。由于各橋臂電流過零點(diǎn)時(shí)刻不同，導(dǎo)致各橋臂等效電容電壓終值不同。由圖 10（b）～（d）可知，B相上橋臂等效電容電壓最高，其值為353 kV，是工作電壓的1.31倍，在所設(shè)計(jì)的安全裕度范圍內(nèi)。

在t3=2.1 s時(shí)，DR交流斷路器動(dòng)作，MMC1換流站解鎖，海上風(fēng)電場(chǎng)有功功率下降至500 MW，系統(tǒng)切換為MMC-HVDC運(yùn)行[25]。由圖 10（e）、（f）可知，系統(tǒng)切換后，子模塊解鎖，電容電壓恢復(fù)至額定值，MMC-HVDC可正常運(yùn)行，系統(tǒng)各電氣量保持穩(wěn)定。

圖10 E2對(duì)地金屬性故障仿真波形Fig.10 Simulation waveforms ofE2-to-ground metallic fault

5 結(jié)論

海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)通過直流側(cè)串聯(lián)結(jié)構(gòu)，可用小容量的高壓閥組傳輸大額有功功率。本文針對(duì)系統(tǒng)三種典型故障進(jìn)行分析和仿真，提出混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)子模塊設(shè)計(jì)和直流故障隔離策略，得出如下結(jié)論。

（1）發(fā)生E1與E2線間短路故障和E1對(duì)地短路故障時(shí)，海上MMC需采用具備直流故障隔離能力的子模塊拓?fù)洹ｏL(fēng)機(jī)需切換為構(gòu)網(wǎng)型控制策略，此時(shí)海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)切換為DRHVDC模式運(yùn)行。

（2）發(fā)生E2對(duì)地短路故障時(shí)，海上MMC需先閉鎖，在DR交流集電系統(tǒng)交流斷路器斷開后再解鎖，此時(shí)海上風(fēng)電混合級(jí)聯(lián)直流輸電系統(tǒng)切換為MMC-HVDC模式運(yùn)行。

（3）為防止海上MMC換流站在隔離直流故障時(shí)產(chǎn)生電容過電壓問題，考慮混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)E1側(cè)直流海纜出口對(duì)地金屬性短路故障的極端情況，海上MMC換流站需采用100%具備故障自清除能力的子模塊，并冗余配置2%具備故障自清除能力的子模塊。