海上风电柔性直流输电系统故障穿越安全研究

薛浩岩，张天慈，王心远，阎向达，赵鹏程

(全球能源互联网发展合作组织，北京 100031)

0 引言

根据全球风能委员会发布的数据显示，截至2020年底，全球海上风电装机总容量已超过3 500万kW，其中，2020年全球海上风电新增装机容量为606.7万kW。英国海上风电装机容量为1 042.8万kW，位居世界第一；中国海上风电装机容量为996万kW，其中，2020年新增容量超过300万kW，占全球新增容量的50.45 %，连续3年在海上风电新增装机容量方面居世界首位；德国海上风电装机容量为768.9万kW，其中，2020年新增容量为21.9万kW。

伴随着海上风电快速发展，国内外海上风电送出主要有高压交流和高压直流输电两种方式。作为以电压源换流器(VSC)为核心的新型直流输电技术，柔性直流输电具备控制方式灵活、功率独立解耦、可连接无源和弱交流系统等优势，为海上风电集中开发和并网送出提供了重要的技术手段。因此，海上风电经柔性直流输电系统并网的安全稳定运行也越发重要。

1 海上风电经柔性直流并网的相关标准

1.1 国外、国际组织标准

美国、欧洲等地区的能源电力领域行业组织已推出多项新能源并网和传统直流输电技术标准，比如美国电气与电子工程师协会(IEEE)《建立高压直流输电保护和控制设备基本要求指南（IEEE 1899-2017）》和德国电气工程师协会(DE-VDE)《用户装置与高压电网连接和运行技术要求（VDEAR-N 4120-2015）》等。

目前，国际电工委员会(IEC)已陆续成立IEC SC 8A“大容量可再生能源接入电网”、IEC/TC 88“风能发电系统”、IEC TC115“100 kV以上高压直流输电”等多个技术/分技术委员会，正在积极推动制定海上风电经柔性直流输电系统并网的相关国际标准。

欧洲输电商联盟(ENTSO-E)于2014年发布了《高压直流输电及其非同步发电装置并网技术标准草案(ENTSO-E 140430-NC)》。

2016年，欧盟委员会(EC)基于ENTSO-E 140430-NC标准草案，推出了EC 2016/1447规例，其适用场景有新能源经柔性直流并网送出、跨国电力系统直流互联、以柔性直流为基础的海岛供电等诸多领域，规例对整流站、逆变站、接入直流的非同步发电装置等列出了相关技术要求。此后，德国Tennet、英国国家电网公司(National Grid)、丹麦Energinet、挪威国家电网公司(Statnett SF)、法国输电网公司(RTE)等诸多欧洲电网运营商分别在EC 2016/1447规例基础上建立和完善各自企业技术标准，并根据各个国家实际运行工况，具体化规例中的非强制性要求。

1.2 中国标准

2021年，国家市场监督管理总局、中国国家标准化管理委员会发布了GB/T 19963.1—2021《风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电》。目前，南方电网科学研究院、中国电工技术学会等企业、机构正积极研究和制定海上风电经柔性直流系统并网的相关技术标准，国内机构也可借鉴欧洲EC 2016/1447规例和相关欧洲电网企业技术标准，进一步细化能够确保海上风电经柔性直流并网安全稳定运行的技术要求。

2 海上风电经柔性直流并网的故障穿越安全要求

根据现行技术标准，海上风电经柔性直流输电系统并网主要涉及三方面故障穿越安全要求。

(1) 低/高电压。风机在规定的电压和时间要求内，应具有持续接入柔性直流运行的能力。

(2) 有功功率恢复。对于电压降落期间未脱网的风机，自电压恢复后，其有功功率应以规定速率恢复至实际工况输出功率。

(3) 无功功率支撑。出现电压降落时，风机快速响应，向系统馈入容性无功电流，起到动态电压支撑作用。

2.1 欧洲标准

欧洲输电商联盟在《高压直流输电及其非同步发电装置并网技术标准草案(ENTSO-E 140430-NC)》中对柔性直流输电系统业主单位、非同步发电装置运行商、输电网运营商和监管机构提出了确保电力系统安全和稳定运行的明确要求，并且规范了非歧视性和高度竞争化的内部电力市场机制。

根据欧盟委员会EC 2016/1447规例，海上风电接入柔性直流输电系统应满足电压稳定性要求，能够在故障后提供有功功率恢复和无功功率支撑。另外，海上风电接入柔性直流输电系统应具备故障穿越能力，其换流站并网处低电压穿越和故障清除时间要求如图1所示，该要求适用于110 kV及以上交流系统。

图1 海上风电接入柔性直流输电系统低电压穿越要求

图1所示为故障穿越时的电压—时间包络线下限，电压单位为标幺值，时间单位为s。当柔性直流输电系统换流站并网处电压位于该包络线上方，直流和交流系统能够保持安全和稳定的连接。根据系统受到安全干扰的影响，图1中含有三个关键区域，分别为故障前稳定运行(t＜0)、故障期间(0≤t≤tcle)和故障后系统恢复(t＞trec1)，其中电压和时间关键参数如表1所示。根据EC 2016/1447规例6.3.17节，故障清除后0.5 s，有功功率需恢复至故障前1 p.u.且并网点电压大于故障前0.9 p.u.。

表1 低电压穿越关键参数范围

2.2 中国标准

目前，我国尚未发布海上风电经柔性直流输电系统并网的故障穿越针对性标准。图2所示为GB/T 19963.1—2021《风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电》给出的风机低电压穿越要求。对照国标GB/T 36995—2018《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》，两个规程对于并网风机低电压穿越的要求是一致的，而后者明确“本标准适用于并网型风电机组”，故图2也适用于海上风机经交流系统并网。低电压穿越要求规定风机在一定电压跌落和时间范围内具有不脱网运行能力，并具备有功功率恢复和无功功率支撑。与欧洲EC 2016/1447规例相比，技术要求具有显著区别，在故障清除后(t=0.625 s)，国标采用双折线来确定电压恢复的幅度和时间，当电压位于包络线下方时，风机可以退出运行。

图2 风电场低电压穿越要求

2.3 进一步研究内容

根据以上分析，为保障海上风电接入柔性直流系统安全稳定运行，在故障穿越及其标准方面需进一步研究以下技术要求。

(1) 海上风电主要以孤岛方式运行，其弱交流系统特性对故障穿越的影响。

(2) 电网故障期间和故障后，柔性直流换流器控制模式对故障穿越的影响。

(3) 柔性直流换流器控制下的暂态过电压特性对高电压穿越要求的影响。

(4) 柔性直流换流器在电磁暂态仿真程序中的建模方式及其仿真精度和性能。

下面将采用标准电磁暂态仿真程序EMTPRV，结合欧洲和国内现有安全标准，对典型海上风电经柔性直流输电系统并网进行仿真分析，研究以上内容对系统安全和稳定运行的影响。

3 故障穿越仿真分析

下面选取欧洲某±320 kV实际柔性直流输电工程作为故障穿越电磁暂态仿真分析的基础算例，系统接线结构如图3所示。该系统额定有功功率1 000 MW，换流器采用MMC柔性直流输电技术，整流侧MMC-1如图4 (a)所示，为半桥式结构；每个子模块电路如图4 (b)所示，每个桥臂单元由400个子模块串联组成。

图3 欧洲某±320 kV柔性直流输电工程拓扑

图4 MMC及其子模块结构

两个远端分别通过母线1和母线2与交流系统相连，交流侧额定电压400 kV，工频50 Hz，其中，交流母线1为海上风电汇集升压母线。换流变压器一次和二次侧额定电压比值为400/333 kV，容量1 059 MVA，采用YNd接线方式。桥臂电感Larm和子模块直流电容C+分别为50 mH和10 mF。

采用电磁暂态程序EMTP-RV开展仿真分析，仿真时间步长设置为10 μs。MMC换流器将分别采用详细模型(Type 1型-Detailed Model)、详细等效模型(Type 2型-Detailed Equivalent Model)、桥臂切换功能模型(Type 3型-Switching Function Arm Model)和均值模型(Type 4型-Averaged Value Model)进行仿真建模，研究MMC模型对故障穿越仿真的影响。

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换流站之间由总长70 km的高压直流海底电缆连接，采用基于相域频变理论的Wide-Band模型进行建模，每相直流电缆物理参数详见参考文献。

3.1 交流系统强度

电力系统强度主要指其在稳态或受到故障干扰后，能够保持、控制系统中给定位置电压的能力，该强度决定了电压在无功功率发生变化后的恢复速度。与高压直流输电系统相连的交流系统强度可由短路比(SCR)确定，即：

式中：pSCR为短路比的值；PSCC为交流系统短路容量；Pdc为直流输电系统有功容量。

电力系统强度与短路比(SCR)成正比，系统强度越弱，SCR值越低。当无功功率发生改变，较强系统的电压变化程度也较低。海上风电汇集后的交流系统强度相对较低，因此，在发生由故障引起的无功功率变化时，其弱电网特性可能诱发电压、有功和无功功率振荡，造成风机脱网、直流系统闭锁等安全和稳定运行问题。考虑交流母线1为海上风电汇集母线，具有相对较弱系统强度，故在后续仿真分析中，SCR取值范围设置为3～5。交流母线2侧为新能源受端系统，强度较高，故SCR设置为15。

3.2 电磁暂态仿真

柔性直流系统运行控制方式如表2所示，其中，送端换流器MMC-1采用两种控制模式，以此研究对比电网规程中功率和并网点电压合规性。

表2 换流器控制模式

此外，采用柔性直流系统潮流计算结果对电磁暂态仿真进行初始化，MMC换流器模型选为Type 3型。在t=1 s时，交流母线1发生三相对称接地故障，故障清除时间为0.14 s。

3.2.1 控制模式-1

MMC-1换流器采用控制模式-1时的电磁暂态仿真结果如图5所示。当交流母线1侧系统强度pSCR=3.3，并网点有功、无功功率和电压出现失稳现象。交流母线1侧系统强度SCR增加至4，在故障清除后，系统能够快速恢复至稳定状态。

MMC-1换流器并网点电压和低电压穿越(FRT)要求包络线对比如图5 (c)所示。其中，低电压穿越包络线参数trec1和Vrec1参考欧洲输电商联盟和英国国家电网公司标准，取值分别为1.5 s和0.85 p.u.。

图5 换流器MMC-1并网点功率和电压暂态过程

当交流母线1侧pSCR=4，故障后暂态电压波形始终位于FRT包络线之上，最低电压值为0.34 p.u.。当故障后暂态电压低于FRT包络线，如图中pSCR=3.3所示，系统失去稳定性，其电压最小值为0.22 p.u.，此时直流系统应采取闭锁措施。交流母线1侧pSCR=3.4为该直流系统稳定的边际状态，其故障后暂态电压最小值位于FRT包络线之上。

图5(c)中的MMC-1换流器并网点过电压特性如表3所示。当系统强度降低，暂态过电压峰值显著升高。

表3 MMC-1换流器并网点过电压特性(控制模式-1)

3.2.2 控制模式-2

图6所示为MMC-1换流器采用控制模式-2时的功率和电压仿真结果。当采用定有功功率和定交流电压控制模式时，能够改善直流系统边际状态稳定性，交流母线1侧电网强度pSCR下降至3.1时，系统失稳。另外，交流母线1侧pSCR=3.2为该控制模式下直流系统稳定的边际状态。尽管在t=1.37 s和t=1.49 s时，并网点电压最低值已多次越过FRT包络线，系统仍然能够恢复稳定。

图6 换流器MMC-1并网点功率和电压暂态过程

在控制模式-2下的MMC-1换流器并网点过电压特性如表4所示，其最大暂态过电压较控制模式-1的计算结果显著升高。

表4 MMC-1换流器并网点过电压特性(控制模式-2)

3.2.3 换流器模型的影响

MMC-1换流器建模方式对暂态电压仿真结果的影响如图7所示。两侧换流器控制方式采用模式-1，故障方式与图5所示一致，交流母线1侧电网强度pSCR=3.4。

根据图7，以Type 1型换流器模型仿真结果作为参考，Type 4型换流器模型在暂态仿真过程中存在精度欠佳的问题，在电磁暂态过程中无法对FRT能力进行分析验证。

图7 换流器MMC-1并网点电压暂态过程

由表5可知，Type 3型换流器模型兼具仿真精度和计算效率，与Type 1型相比，其计算速度提升约330倍。

表5 不同换流器模型计算效率

4 结论

以上对比了现有海上风电经柔性直流输电系统并网的故障穿越安全标准，并采用电磁暂态程序EMTP-RV进行了仿真分析，结论如下。

(1) 海上风电汇集后的交流系统具有弱电网特性，当发生故障时，其交流系统强度会直接影响柔性直流的暂态稳定性。

(2) 由于弱交流电网中的源阻抗值较大，电压对无功功率较为敏感，故障期间和故障后，会产生更为严重的电压降和过电压特性以及持续时间更长的电压振荡。

(3) 柔直换流器控制模式-2较控制模式-1能够提升弱交流电网故障穿越的稳定性，但是会引发潜在的高电压穿越不规范特性。

(4) 综合仿真速度和计算精度，柔性直流换流器在电磁暂态仿真中可采用桥臂切换功能模型（Type 3型）。

(5) 以上研究为故障穿越安全标准的更新和制定提供了研究参考和仿真依据。