0 引言
±500kV张北柔直工程设计建立张北、康保、北京和丰宁四端换流站，首次采用“多电平电压源型换流阀（简称MMC换流阀）+直流断路器+架空输电线”的技术方案，实现了真正意义上的直流组网[1-3]。其中，张北和康保站联接大规模可再生新能源基地，正常方式下通过孤岛运行汇集和输送大规模风电、光伏等新能源。由于直流电网固有特性，张北柔直电网不可避免地存在低惯性、弱阻尼特性。当发生故障时，直流故障发展速度极快，电压、电流变化时间为几ms至几十ms，尤其是当大规模新能源机组孤岛方式接入柔直系统时，低惯性、弱阻尼直流电网的故障发展速度与交流系统安稳装置动作时间、风机（以风电为例）运行特性严重不匹配，安控策略无法满足柔性直流电网故障清除速度的要求。为解决柔直电网故障情况下功率盈余问题导致的系统失稳，张北工程首次采用交流耗能装置，通过耗能电阻毫秒级的快速投入为安控策略争取更多动作时间、避免风电场大面积切机事故。配合投切交流耗能装置的安控策略，可有效平衡柔直电网系统孤岛运行送端站单极闭锁或受端严重故障导致风电功率无法外送工况时的功率盈余 [4-8]。
本文针对张北柔直电网示范工程组网特点和设备参数，建立含有交流耗能装置的张北四端柔直电网仿真模型，结合风电场聚合模型，开展张北柔直电网孤岛方式下换流站稳态和闭锁故障时的仿真研究。复现换流站闭锁时的功率盈余和系统失稳现象，之后将配合投切耗能装置的安控策略作为解决换流站闭锁导致的系统失稳问题的方案，并进一步开展仿真研究。
1 张北柔性直流电网建模
1.1 张北柔直电网模型
基于“外部系统等值/风机聚合模型+换流阀/交流耗能装置等设备+架空输电线路”组网形式建立张北柔性直流电网四端环形结构的完整仿真模型。丰宁、北京换流站外部交流系统进行等值后接入换流站，张北、康保外部风电采取风机聚合模型接入换流站。根据张北四端柔性直流电网工程设计方案，具有大规模新能源接入的张北、康保两站将安装交流耗能装置，其装机情况为张北站安装8套375 MW耗能成套装置，康保站安装4套，含有耗能装置、风机的张北四端柔直网络示意图如图1所示。
图1 张北柔直电网结构图
Fig.1 Structure of Zhangbei VSC-HVDC power grid
张北柔直电网示范工程所用换流阀为±500kV MMC换流阀，采用大量由封装IGBT电力电子元件构成的子模块（sub-module，SM）串联叠加而成，具备高度模块化和可扩展性优势。本文所搭建的MMC换流器电磁暂态模型采用子模块分类方法，即将每个桥臂的所有子模块进行动态分类，分为投入子模块、退出子模块和充电子模块3类。进而可将由两台换流阀串联而成的单极换流器桥臂简化为3段，即充电段、投入段和退出段。与此同时，通过引入外部控制信号实现对整个桥臂开通与关断的控制。将单个桥臂模型进行三相上下桥臂的排布后，便形成单极MMC换流器的完整模型[9-10]。
张北柔直工程的交流耗能装置主要由降压变压器、晶闸管阀、耗能电阻和开关设备4部分构成，其工作原理为利用晶闸管分组投切电阻技术实现不同容量的功率消耗。交流耗能装置配合安控切机策略，成为平衡柔直电网系统孤岛运行送端站单（双）极闭锁或受端严重故障导致风电功率无法外送工况时的功率盈余的解决方案。耗能装置采用三相电路结构，每一相装置主要由单相晶闸管阀（晶闸管反并联构成）和耗能电阻等组成，三相之间采用角接方式，如图2所示。
图2 交流耗能装置拓扑结构
Fig.2 Topology of AC energy dissipator
本文依据电路接线和工程实际参数搭建了交流耗能装置部件级仿真模型。其中，线路上的隔离开关和断路器全部处于闭合（导通）状态，晶闸管阀处于关断或者受触发导通状态。依据实际工程控制原理，晶闸管阀控制系统利用锁相环、插值脉冲产生器等模块实现。仿真时，利用电压表和电流表模块对线路、耗能电阻和晶闸管阀上的电压和电流信号的监测，以此获得不同工况下耗能装置整体和部件上的电气特性。
1.2 风电场聚合模型
本文采用双PWM变换器搭建单台风机模型，通过控制参数的调整搭建完成风电场聚合模型，以此有效模拟张北柔直电网工程所联风电场出力和电气特性。
单台风机模型借助双PWM变换器实现，该变换器能够实现能量的双向流动，其控制具有独立性，不但能够实现有功和无功的控制，而且谐波污染小、闭环控制动态响应快。双PWM变换器的拓扑结构如图3所示，它是由两个三相电压源型PWM变换器经直流侧电容背靠背连接而成。其中，与电网相连的称为网侧变换器，与双馈风机（本文以双馈风机开展建模）转子相连的称为机侧变换器。
图3 双PWM变换器的拓扑结构
Fig.3 Topology of dual PWM converters
为了有效模拟真实风电场，需要根据工程实际参数对网侧变流器的控制参数进行调整，得到最终的风电场聚合模型。在变流器输出角度较小的情况下，系统呈现线性，将电气参数缩小相应倍数，即可实现相应的聚合控制模型。聚合后，变流器输出电压保持不变，而相应的参考电流与反馈电流变为原来的N倍，为了保持输出电压不变，则相应的内环比例控制系数和内环积分控制系数需要变为原来的1/N。风场聚合模型控制参数的具体变量修改如表1所示。
表1 网侧变流器聚合参数变化
Table1 Variation of aggregation parameters of grid-side converters
电容/μF 200 20000连接电抗/mH 3 0.03内环比例kip 10 0.1内环积分时间常数Tii 0.1 10
单台风机转子侧变流器的拓扑结构与网侧变流器结构相同。根据网侧变流器的分析可知，在一定范围内，变流器呈现线性，为此将电机相应参数扩大相应倍数，则可以实现电机容量的扩大，以此可实现对真实风场的模拟。基于相同原理，转子侧变流器风电场聚合模型的控制参数变化如表2所示。
表2 转子侧变流器聚合参数变化
Table2 Variations in aggregation parameters of rotor-side converters
转子内环比例kip 2 0.02内环积分时间常数Tii 0.1 10机械阻尼Dm/pu 0.01 0.01定子电阻Rd/pu 0.022 0.022转子电阻Rz/pu 0.026 0.026
2 张北柔直电网孤岛方式下功率送出仿真
2.1 稳态功率输出
张北柔直工程中新能源风电场接入送端换流站张北和康保两站，两换流站正常运行方式为孤岛运行，大规模风电通过柔直电网实现了友好接入和能源传输。
孤岛运行方式下送端柔直换流器具有静态稳定性和暂态稳定性均强的特点，其主要原因为：静态运行工况下，送端换流器对新能源侧体现出强系统特征，而交直流扰动暂态工况下，新能源侧暂态电流会受到送端换流器站控、极控、阀控等多层次控制策略的限制，其数值不会很大[11-12]。针对该特点，本文针对孤岛运行方式下的柔直电网不同稳态功率输出开展仿真研究。
张北站单极额定1500 MW换流器孤岛送出50～150 MW风功率时的电压、电流和功率波形如图4所示。其中，Uac(MMC)为换流器交流侧电压（kV），Uac(wind)为折算成单台风机的电压（kV），Iac（MMC）为换流器交流侧电流（kA），Iac(wind)为风机侧的电流（kA），I*ac(wind)为折算成单台风机的电流（kA），PZBBJ为输送功率（MW）。图4中，在风机有功变化的情况下，换流器功率提升平稳，交流电压始终稳定在230kV左右。可以看出，当新能源送出容量与柔直换流器容量相比较小时，送端柔直换流器对新能源来说相当于强系统，体现出较好的电压特性。
2.2 送端换流器闭锁
柔直电网孤岛运行方式下，当发生送端换流站闭锁故障时，风机馈出功率和换流器直流送出功率会出现严重不平衡，功率盈余的产生会对柔直系统电气特性产生复杂影响[11-13]。本文针对该闭锁工况，开展了孤岛方式下送端单极换流器闭锁的功率仿真研究，其仿真边界条件如下：
1）正常工况，张北双极3000 MW满功率送出。
2）1500 MW单极闭锁后，另一极不进行功率转带。
3）限功率1500 MW运行。
图5展示了双馈风机因张北站换流器单极闭锁功率馈出受阻时的电压、电流和功率波形图，图中，双馈风机电压存在0.012 pu/ms的电压上升率，100 ms内上升至最大电压1.2 pu，存在张北换流站交流母线电压过充情况，同时换流器（双馈风机）输出功率及电压、电流信号存在严重失稳情况。
3 孤岛方式下投切交流耗能装置仿真分析
3.1 交流耗能装置的安控策略
针对上述柔直电网孤岛运行方式下换流器单极闭锁后的功率失稳和电压过充问题，工程引入了配合投切交流耗能装置的安控策略（以下简称安控策略）[16]，如图6所示。以张北站单极闭锁为例配合耗能装置投切的安控策略主要特点为：在换流器发生闭锁故障后及时切除部分风机（以160 ms的时间步长），保持换流器交直流侧有功平衡，同时引入交流侧耗能装置（闭锁10 ms内），防止有功盈余情况下（160 ms之前风机未切机时）换流站两侧极母线电压快速上升对设备造成危害。
图4 新能源小功率孤岛运行
Fig.4 Small power isolated island operation of renewable energy
图5 双馈风机满功率送出送端单极闭锁仿真
Fig.5 Simulation of monopole blocking of sending end at full power feed-out situation of double-fed wind turbine generator
图6 换流器单极闭锁时的耗能装置安控策略
Fig.6 Security strategy of energy dissipation device while the converter is unipolar blocking
本文针对采取投切耗能装置的安控策略后的孤岛方式下换流器闭锁故障开展仿真研究。根据工程实际工况，仿真时所设边界条件如下：
1）张北站单极换流器容量1500 MW，康保站单极换流器容量750 MW，北京站单极换流器容量1500 MW，丰宁站单极换流器容量750 MW。
2）直流线路输送能力受限于直流断路器最大通流能力3000 A，单极直流线路最大输送能力约为1500 MW。
3）正常方式下张北、康保为定交流母线电压控制的孤岛运行方式，北京站为恒功率控制模式，丰宁作为定直流电压控制的调节端，负责平衡柔直电网功率。
4）正常方式下张北、康保站上送功率不超4500 MW，其中张北站上送功率3000 MW、康保站上送功率1500 MW、北京站下网功率3000 MW。将上述各站满功率运行方式作为换流站单极闭锁故障前的基本运行方式。
3.2 送端换流站闭锁工况
对于张北单（双）极闭锁、张北到北京单（双）回线退出的情况，安控策略只需要张北侧切风机，张北安控执行本地切机命令，丰宁子站和北京子站与张北主站通信，执行本地极控命令，各站功率分配情况满足公式（1），其中Pz代表张北站直流功率、Pb代表北京站直流功率、Pf代表丰宁站直流功率、Pk代表康保站直流功率，i和j分别表示张北站和康保站投入的交流耗能装置台数，下同。
由于张北站满功率运行，该站单极闭锁时，风功率出现1500 MW功率盈余（换流器直流功率出现1500 MW功率缺额），根据张北站8×375 MW耗能装置的设置，即需要在单极闭锁后的10 ms内投切4台耗能装置（1500 MW=4×375 MW），以此平衡盈余的风功率。
张北站单极闭锁时，张北站由满功率3000 MW降至1500 MW，4台耗能装置在10 ms内迅速投入，平衡安控切机策略实施前（160 ms）的风功率盈余，160 ms后张北切机站根据安控策略以160 ms为步长依次切机并退出耗能装置，最终实现张北站的功率平衡。图7所示为张北站单极（正极）闭锁时闭锁换流站的交流母线电压、直流侧极母线电压和张北站输出功率的仿真结果，通过波形图可见，耗能装置10 ms内投入前后，张北换流站交流侧母线电压在出现短暂振荡和过充后，于200 ms后逐渐平稳，并最终稳定在230kV（1 pu）左右；而直流侧母线电压在闭锁瞬间会出现电压大幅降低，但经过耗能装置投切和风机切机过程后最终平稳在530kV（1 pu）以内；在站功率方面，张北站在闭锁瞬间送出功率突降，采取配合耗能装置投切的安控策略后，功率最终平稳在张北站单极额定功率附近。由于存在耗能装置的投切，张北站单极闭锁后，换流站交流电压、直流电压经过短暂振荡过渡后，最终平稳在额定值附近，电压特性良好，而张北站功率在闭锁后经过短暂功率突降后也最终平稳在1400 MW（低于单极额定输出功率的原因为风机存在过切情况），功率盈余得到有效平衡。
图7 张北站单极闭锁时换流站交流侧、直流侧母线电压和输出功率
Fig.7 Bus voltage at AC/DC side of converter station and its output power during unipolar blocking at Zhangbei station
由于耗能装置的投入，张北站交流侧母线电压最终平稳在额定水平。功率平衡过程中，耗能装置10 ms内投入，而160 ms后张北切机站以160 ms为步长开始依次切机以最终消除盈余风功率，每切1台风机（400 MW）退出1台耗能装置（375 MW），其中，耗能装置退出时刻一般滞后风机切机时刻40 μs。图8所示为张北站单极闭锁后，换流站交流电压、风机切机和耗能装置退出情况的对应关系，图8（a）为换流站交流母线电压，图8（b）为4台风机切机时刻，图8（c）为4台耗能装置退出时刻。由图中可见，每切一台风机的时刻，换流站交流母线电压会出现短暂突降，对应图中标注的波形毛刺，而耗能装置在风机切机时刻滞后一小段时长（μs级）再退出。4台风机的切除实现了4台耗能装置的退出，从而最终实现了风功率盈余的消除，使得换流站输出功率平衡在1400 MW左右（因风机每台400 MW，耗能装置每台375 MW，存在过切情况），耗能装置的投入为滞后的安控策略（即切机措施）争取时间确保盈余功率的平衡。
图8 张北站单极闭锁时交流电压和风机切机、耗能装置退出时刻的对应关系
Fig.8 Corresponding relations between AC voltage and time of wind turbine generator cut-off and energy dissipation devices exit during unipolar blocking at Zhangbei station
对于康保单（双）极闭锁、康保到丰宁单（双）回线退出的情况，安控策略只需要康保侧切风机，康保安控执行本地切机命令，丰宁子站和北京子站与张北主站通信，执行本地极控命令，功率分配情况满足公式（2）。
康保主站单极闭锁时，根据仿真边界条件，由于康保站满功率运行，单极闭锁时，风功率出现750 MW功率盈余（换流器直流功率出现750 MW功率缺额），根据康保站4×375 MW耗能装置的设置，即需要在单极闭锁后的10 ms内投切2台耗能装置平衡功率（750 MW=2×375 MW），以此平衡功率盈余。160 ms后风电机组依次切机，以160 ms为步长，每切一组风机退出一组耗能装置，直至盈余的风电功率通过切机完成平衡，完成对耗能装置平衡功率的功能替代。与张北站单极闭锁仿真过程相同，康保站单极闭锁时，2台耗能装置在10 ms内的快速投入实现了160 ms前康保站未进行切机（即安控策略）时盈余风功率的平衡，通过耗能装置为安控策略的实施争取了时间。仿真结果表明，配合交流耗能装置投切的安控策略的实施有效保证了送端康保站功率平衡，同时将换流站直流极母线电压稳定在520kV以内，避免了功率盈余造成的电压过充。
4 结论
本文依据张北柔性直流电网实际工程设计方案与设备参数，建立了风电场聚合模型和含有耗能装置的张北四端柔性直流电网仿真模型。
针对换流站闭锁出现的系统失稳问题，采取投切耗能装置的安控策略，可以有效平衡孤岛方式下送端换流站闭锁故障时的风功率盈余，极大缓解闭锁换流站两侧极母线电压过充问题和系统失稳问题。
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