基于储能优化控制的风电柔直并网直流故障穿越

摘要基于架空线传输的风电柔直并网系统容易发生瞬时直流故障，利用风机内部配置的储能单元消纳故障期间的不平衡功率是一种有效解决方案.然而，现有文献未考虑各个储能单元之间的剩余容量差异，将风电场等值为单台风机进行研究，这容易造成剩余容量较小的储能单元过载，而剩余容量较大的储能单元仍有富余的储能能力未被利用，从而导致故障期间功率不平衡.针对上述问题，本文提出一种基于风电场储能优化控制的直流故障穿越协调控制策略.该策略将荷电状态（State of Charge，SOC）方差作为定量描述储能单元剩余容量差异程度的指标，并以SOC方差下降率最大作为目标函数，将非故障极换流站转带后的剩余不平衡功率优化分配给各个风机内部的储能单元，在保证故障期间系统功率平衡的同时，缩小各储能单元之间的剩余容量的差异.在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建模型将所提出的储能功率优化分配方案与传统平均分配方案进行对比.结果表明，储能功率优化分配方案充分发挥了储能系统的功率消纳能力，提高了系统直流故障穿越能力.关键词风电;柔性直流输电;储能;直流故障穿越

中图分类号TM721.1;TM614

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0 引言

构建以新能源为主体的新型电力系统，既是我国电力系统转型升级的重要方向，也是实现“双碳”目标的关键途径[1].风力发电作为新能源发电中最具规模化的发电形式，其在电网中的渗透率将逐渐提高[2].相比于交流输电和常规直流输电技术而言，基于模块化多电平换流器的柔性直流输电技术（Modular Multilevel Converter-based High Voltage Direct Current，MMC-HVDC）可以接入无源系统，不需要无功补偿设备，也不存在换相失败等问题，是大规模风电并网的优选方案之一[3].

目前，我国已有多个风电经柔直并网工程投入运行，且多采用具有经济与技术优势的架空线传输[4].由于架空线故障率较高，由此产生的风机直流故障穿越问题值得关注.与交流故障穿越不同，直流故障穿越的首要任务是尽可能快速地隔离故障，以防止较大的短路电流对系统中的电力电子器件造成损害.现有的直流故障隔离方法[5-6]主要包括两种：1）采用具有故障隔离能力的子模块拓扑清除直流故障;2）采用直流断路器隔离直流故障.吴婧等[7]详细介绍了三类子模块优化拓扑结构，阐述了直流故障隔离和电流阻断机理，并对比分析了其各方面的优缺点.吴亚楠等[8]指出采用直流断路器隔离直流故障速度更快、适用范围更广.司马文霞等[9]在传统混合式直流断路器拓扑结构的基础上，增加旁路耗能支路，缩短了故障隔离时间.郭铭群等[10]采用具有故障隔离能力的子模块拓扑将导致系统控制复杂、损耗升高.因此，采用直流断路器隔离故障具有广阔的应用前景.

然而，在直流故障隔离后，不平衡功率的消纳情况是影响风电场能否实现直流故障穿越的关键因素.曹帅等[11]针对风电经伪双极MMC-HVDC并网系统直流故障穿越问题提出一种基于全桥子模块的柔性耗能装置，准确吸收暂态能量从而保证风机实现故障穿越.张福的不平衡功率.Jiang等[13]利用转子动能来消纳部分不平衡功率，并通过变桨距控制减少风机捕获功率大小，进而从根源上消除不平衡功率.上述文献所提及的不平衡功率消纳方法主要依靠耗能电阻将功率以热能的形式耗散或将不平衡功率以动能形式储存在转子中.而耗能电阻存在消纳功率相对固定、能量浪费与散热等问题.此外，由于故障严重时风机超速范围有限，如果正常运行时风机转速裕度较小，则将功率转化为转子动能难以满足故障穿越要求.另外，变桨距控制属于机械操作，惯性较大、动作较慢.

针对上述方法的不足，学者们提出利用储能系统消纳不平衡功率[14-15].孙银锋等[16]在风电场并网点并联储能装置吸收直流故障期间的不平衡功率，然而这种储能接入方式需要加装交直流变换器，增加设备投资.因此，有研究人员提出在风机内部直流母线上并联储能装置来解决上述问题.王文亮等[17]利用永磁风机直流侧并联的电池储能单元的快速充放电平抑风机输出功率，并提高风机低电压穿越能力.姚骏等[18]通过在风机内部附加飞轮储能单元有效地增强了风电系统的低电压穿越运行性能.Abbey 等[19]利用超级电容吸收不平衡功率，保证故障期间功率平衡.上述文献虽均采用风机内部储能系统消纳不平衡功率，但是仅将风电场等值为单台风机进行研究，并未考虑整个风电场内部的差异[20].当各个风机内部储能单元由于运行状态的不同而造成荷电状态（State of Charge，SOC）的不同时，对故障期间不平衡功率的消纳具有较大影响.

本文提出一种利用直流断路器、风机内部储能、柔直系统实现风机直流故障穿越的协同控制策略.考虑到双极柔直系统非故障极的功率转带能力，将直流故障分为自消纳情形与非自消纳情形.自消纳情形下不平衡功率均由非故障极进行功率转带，储能系统不参与功率交换.而非自消纳情形下通过储能功率优化控制将转带后的不平衡功率优化分配到各个储能单元，保证风机在直流故障期间仍然能够保持并网运行，并缩小各储能单元的差异.最后，基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建仿真模型，验证上述各情形下所提方法的有效性.

1 风电柔直并网系统拓扑结构与直流故障特性分析

1.1 风机经双极柔直并网系统拓扑结构

风电经双极MMC-HVDC并网系统整体拓扑结构如图1所示.柔直系统由基于半桥型子模块的MMC经对称双极联接构成，这种接线方式使得正负极换流站运行互不影响，增强了系统运行的灵活性与可靠性.其中：网侧换流站（Grid Side MMC，GSMMC）采用定直流电压和无功功率控制，保证系统直流电压稳定;风场侧换流站（Wind Farm MMC，WFMMC）采用定交流电压和频率控制，为风电场提供稳定的并网电压.风电场由若干台永磁直驱式风机（Wind Generator，WG）构成，汇集后经升压变压器与风场侧换流站相连接.其中，每台风机中的机侧变流器、网侧变流器与储能变流器以直流侧并联的形式构成统一协同的整体.机侧变流器与网侧变流器仍分别采用传统的最大功率跟踪控制与定直流电压控制[21-22]，储能双向DC/DC变流器在稳态运行时采用定功率控制平抑风机功率波动.柔直系统两端换流站直流侧经架空线路进行连接，相比于电缆线路经济性更高.线路两端分别加装直流断路器（DC Circuit Breaker，DCCB）与限流电抗器Ldc.

1.2 风机经双极柔直并网系统直流故障特性

在风电经双极柔直并网系统中，当直流侧发生单极接地故障时，故障极直流电压瞬间为零，此时交流系统和子模块中的电容向故障点馈入电流，但电容提供的短路电流占主导地位[23]，其通路如图2所示.随着电容电压不断降低，交流系统馈入的短路电流开始上升，从风电场角度来看相当于交流侧发生三相短路故障，并网点电压会严重下降进而威胁风电场安全稳定运行，因此需要快速隔离直流故障，保证并网点电压稳定.

由于直流故障电流上升速度较快，一般在故障后几ms内即可达到几十kA，因此，通常在换流器直流侧加装限流电抗器，降低故障电流上升速度[24].为了保证直流断路器切除故障前故障极MMC不闭锁，限流电抗器应使桥臂电流在故障切除前不超过一定限值（通常为桥臂额定电流的2倍）[25]，即：

式中：Ipamax为A相上桥臂电流最大值，A;Idc_rise为桥臂直流电流增加量，A;Idc为直流电流，A;Ilimit为桥臂电流最大限值，A;Ldc为限流电抗器电感，H;M为调制比;φ为交流侧功率因数角;Udc为直流电压，V;Tmec为直流断路器快速开关动作时间，s.

2 风电柔直并网系统直流故障穿越控制策略

2.1 自消纳情形下直流故障穿越协调控制策略

针对双极柔直系统发生单极接地故障的情况，故障极因直流故障退出运行时，非故障极仍然可以正常传输功率，不受故障影响.若非故障极可以完全输送风电场发出的功率至交流电网，即满足式（2）时，为自消纳情形.

Pwind≤Pmmcmax.（2）

式中：Pwind为风电场捕获的功率，MW;Pmmcmax为非故障极最大传输率，MW.

根据1.2节故障特性分析可知，直流侧发生单极接地故障后，直流断路器应立即动作隔离故障.然而，当直流断路器断开后，由于故障极换流站桥臂电流不会立即为零，此时交流侧会向子模块电容充电，会导致子模块电压过高而损坏.因此在检测到直流故障时，故障极有功类控制模式应立即切换为定直流电压控制模式，防止交流侧向子模块电容充电，保证故障极直流电压稳定.此外，将故障极无功类控制切换为定无功功率控制，使得非故障极流过的无功功率为零，从而保证非故障极能够最大限度地传输有功功率，降低交流电网功率缺额的风险，该情形下的功率流通情况与控制框如图3所示.

由上述分析可知，自消纳情形下的直流故障穿越控制策略可以归纳如下：

步骤1，直流故障检测与隔离.保护系统检测到系统直流故障后向DCCB发出信号，DCCB在6 ms左右切断故障电流，将故障从系统中隔离[26].

步骤2，换流站控制模式切换.故障隔离后，故障极换流站控制模式切换为定直流电压与无功控制.由于非故障极仍保持定交流电压与频率控制，故障极功率自动转带至非故障极传输.

步骤3，经过200 ms线路去游离后，直流断路器重合闸[27].在重合闸成功后，故障极换流站切换为故障前正常控制模式，系统完成自消纳情形下的瞬时直流故障穿越过程.

2.2 非自消纳情形下的故障穿越协调控制策略

2.2.1 储能功率优化分配方案

当风电场发出的功率不满足式（2）时为非自消纳情形，在此情形下，故障极仍需按照2.1节所提的控制模式运行，最大限度地保证风电场功率传输.但由于非故障极无法传输所有不平衡功率，转带后的剩余功率则需储能系统存储来保证功率的平衡，故障期间储能系统需要吸收的不平衡功率为

PESS=Pwind-Pmmcmax.（3）

式中：PESS为储能系统需要吸收的总功率，MW.

针对安装在风机内部的分散式储能系统，故障前各个储能单元的运行状态不尽相同，因此其剩余容量也存在差异性，定量反映为各储能单元SOC大小的不同，其定义为储能单元剩余容量与总的可用容量之比.SOC越小的储能单元，其可充电量越大，可承担的不平衡功率就越多，反之则越小.如果将不平衡功率按照平均分配的原则分配给每台风机内部的储能单元，SOC接近上限的储能单元可能无法吸收给定大小的能量，从而导致不平衡功率仍然存在，威胁系统安全稳定运行.因此，本文提出一种依据储能单元SOC值进行不平衡功率优化分配方案，保证储能系统最大限度地消纳不平衡功率.具体分配方案如下.

利用SOC方差作为衡量各储能单元剩余容量的差异程度的指标.当SOC较小的储能单元分配较多不平衡功率，而SOC较大的储能单元分配较少的不平衡功率时，SOC方差将逐渐减小.基于此分配原则，可将各储能单元SOC方差递减速度最快，即导数值最小作为目标函数.同时，为简化分配过程，避免储能功率参考值频繁改变，每间隔Δt时间段对储能分配的功率参考值进行修正求解，在Δt时间段内各储能单元所分配的功率为恒定值，则目标函数可表示为

式中：SSOC为各储能单元的SOC，%;f（·）为关于SOC的方差函数;Δt为功率参考值修正求解的时间间隔，s.

将不平衡功率分配给各储能单元时应满足以下约束条件，即各储能单元吸收功率总和应等于总不平衡功率，各储能单元分配的功率不能超过其额定功率，并保证SOC始终保持在允许范围内.

式中：n为风机台数即储能单元个数;PESU_refi为第i个储能单元分配的功率，MW;PESU_nom为储能单元额定功率，MW;EESU_nom为储能单元额定容量，MW·h;SSOC_i、SSOC_max、SSOC_min分别为第i个储能单元的SOC及其上下限（一般分别取10%和90%）[28].

利用非线性规划方法（内点法）求解上述问题，即可得出各储能单元分配的功率.

2.2.2 储能系统参数设计

由上述分析可知，储能系统的吸收不平衡功率的能力直接影响到系统直流故障穿越的效果，因此有必要对储能单元额定功率与额定容量进行说明.

在正常稳态运行时，储能系统不参与功率交换，忽略全功率变流器的损耗，风电场中每台风机捕获到的功率均传输到WFMMC，此时风电场捕获的功率在双极换流站传输能力范围内，即：

Pwind≤2Pmmcmax.（6）

在系统单极直流故障时，非故障极换流站无法传输风电场发出的全部功率，储能系统投入吸收不平衡功率，即：

Pwind=PESS+Ptrans≤PESS+Pmmcmax.（7）

式中：Ptrans为单极故障时风电场传输到柔直系统的功率，MW.

假设暂态过程持续时间为t1～t3，储能系统在t2时刻投入运行，此时，风电场、储能系统和柔直系统三者的能量关系为

式中：Pmmc为故障前单极MMC传输的功率，MW;ΔPmmc为故障期间非故障极额外转带功率，MW.

因此，每台风机内部配置的储能单元额定功率和额定容量应满足：

在满足式（9）的条件下进行储能单元参数配置，可以保证非故障极换流器在故障期间不过载.

2.2.3 非自消纳情形下的故障穿越协调控制策略

如图4所示，非自消纳与自消纳情形下的故障穿越协调控制策略的不同之处主要在于储能系统的功率分配.非自消纳情形下的控制策略也分为4步，其中，直流故障隔离（步骤1）、故障极控制模式切换（步骤2）与自消纳情形下基本相同，此处不再赘述.

步骤3，储能功率优化分配.故障极切换控制模式后，利用通信系统将储能系统吸收总功率（PESS）信号传递至风电场.储能系统接收到此信号后，启动功率优化分配方案，将转带后的不平衡功率根据储能单元剩余容量的差异分配到各个储能单元中.

步骤4，经过200 ms线路去游离后，直流断路器重合闸.在重合闸成功后，故障极换流站切换为稳态运行控制模式，风电场内部储能系统停止功率优化分配方案，系统完成非自消纳情形下的瞬时直流故障穿越过程.

综上所述，自消纳情形下通过非故障极的功率转带即可完成风机故障穿越过程，而非自消纳情形下还需要风机内部储能单元吸收不平衡功率.具体故障穿越协调控制策略流程如图5所示.

3 仿真验证

3.1 仿真模型主要参数说明

在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的系统仿真模型，其中，风电场由120台5 MW永磁直驱式风机构成，按照内部储能单元SOC的差异分别聚合为3台等值机，风机内部储能系统额定功率为2 MW，风机与储能系统具体参数如表1所示.柔直系统具体参数如表2所示.

3.2 自消纳情形仿真验证

设定风电场总共发出400 MW功率，WFMMC正负极各传输200 MW，系统稳定运行后，在t=6 s发生直流侧单极接地故障.

如图6所示，故障持续6 ms后直流断路器完成故障隔离，系统启动故障穿越协调控制策略.如图6a—c所示：在t=6.006 s故障极换流站切换控制模式，故障极直流电压稳定在400 kV，传输的有功功率降为0，同时为系统提供约30 Mvar的无功功率，保证非故障极向交流系统传输400 MW有功功率，不传输无功功率.如图6d所示，整个故障期间风电场并网电压基本稳定，保证了风电场安全稳定并网运行.在t=6.202 s，直流断路器进行重合闸，在t=6.204 s重合闸成功，故障极切换为正常控制模式，系统恢复至故障前的稳定运行状态，至此，自消纳情形下的系统瞬时直流故障穿越过程完毕.

3.3 非自消纳情形仿真验证

非自消纳情形下设定风电场向系统发出600 MW的功率，稳态运行时风场侧两极换流站各传输300 MW有功功率.直流断路器在t=6.006 s实现故障隔离，同时故障极换流站切换控制模式，经过24 ms的通信延时后，风电场内部储能系统在t=6.03 s开始吸收不平衡功率，具体仿真结果如图7所示.如图7b所示，非故障极换流站经过功率转带后只能传输400 MW的有功功率，剩余200 MW的不平衡功率需要由储能系统消纳.如图7e所示，根据储能功率优

化分配方法，整个故障期间，WG1内部储能单元分配0.67 MW，WG2与WG3内部储能单元各分配2 MW.储能系统投入后非故障极换流站无法传输的200 MW不平衡功率被吸收，保证了系统故障期间的功率平衡.经过200 ms线路去游离后直流断路器进行重合闸，在t=6.204 s直流断路器重合成功，判别为瞬时故障并发出信号，故障极换流站控制模式切换为故障前稳态运行控制，风电场内部储能系统在t=6.228 s停止吸收功率.如图7c所示，整个过程中风电场并网点电压维持稳定，确保风电场在故障期间稳定并网运行.此外，如图7g、h所示，储能功率优化分配方法使得储能单元SOC方差按照最快下降速度由5.2下降至4.1，缩小了各储能单元之间剩余容量的差异.

3.4 储能功率优化分配与平均分配对比验证

为了突出说明储能功率优化分配方法的有效性，本小节在储能系统剩余容量较大的极端情况下将储能功率优化分配方案与平均分配方案进行对比（图8）.此时设定风电场内部储能参数如表3所示.

图8为系统分别采用功率平均分配方案与优化分配方案时的仿真结果.当t=6.03 s储能系统接收到故障信号时，如图8d所示，根据式（4）—（5）优化分配方案可计得，整个故障期间WG1内部储能单元分配0.67 MW有功，WG2与WG3内部储能单元各分配2 MW有功.而若按照平均分配方案，如图8c所示，各个储能单元各分配1.67 MW有功.

故障期间，两种分配方案下各储能单元均按照给定的有功参考值吸收不平衡功率，同时各储能单元SOC逐渐上升.如图8a、e所示，由于WG1内部储能单元可充电量较小，平均分配方案下其SOC在t=6.18 s达到上限90%并在故障结束前退出运行，这导致多余的50 MW有功功率涌入非故障极换流站，造成非故障极换流站过载，对系统安全稳定运行造成威胁.相比于平均分配方案，如图8b、f所示，优化分配方案下的WG1内部储能单元SOC在故障结束（t=6.24 s）时仅达到89.7%，避免了平均分配方案中WG1内部储能单元退出导致的非故障极换流站过载问题.

由图8g、h可见，采用优化分配方案时，各储能单元SOC方差自故障穿越控制策略开始作用时按照最快速度下降，故障结束后降至4.1左右，而平均分配方案下SOC方差保持恒定，表明储能功率优化分配方案具有缩小各储能单元剩余容量差异、充分发挥储能系统消纳不平衡功率的能力.

4 结论

本文针对风电经双极柔直并网系统提出一种基于储能功率优化分配的直流故障穿越方案，通过理论分析与仿真验证，得出以下结论：

1）针对自消纳情形，通过DCCB与故障极换流站控制模式切换的协调配合即可保证系统在故障期间功率平衡，储能系统无需参与功率转换.该控制策略充分利用双极柔直系统运行灵活性的优点，提高了系统直流故障穿越能力.

2）针对非自消纳情形，考虑储能单元SOC差异化的功率优化分配方案以SOC方差下降速度最快为目标函数，不仅可以保证系统不平衡功率的消纳，同时也缩小了各储能单元剩余容量的差异.与平均分配方案相比，该方案可以最大限度地发挥储能系统的消纳能力，有效降低非故障极换流站过载的风险.

本文所提出的直流故障穿越策略可以保证风电场在故障期间并网运行，但仅考虑了不同储能单元的SOC差异，后续将考虑各风机运行状态与储能单元SOC均存在差异时的故障穿越控制策略.

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DC fault ride-through of MMC-HVDC-connected wind

farm via optimized energy storage control

Abstract The Modular Multilevel Converter-based High Voltage Direct Current （MMC-HVDC） overhead line transmission scheme is susceptible to instantaneous DC faults，and utilizing the Energy Storage Units （ESUs） installed within each wind turbine to absorb unbalanced power during faults is an effective solution.However，existing literature often considers the wind farm as a single Wind Generator （WG），neglecting the differences in residual capacities among individual ESUs.This approach easily leads to overloading of ESUs with smaller residual capacities，while those with larger residual capacity still have unutilized reserve capacities，resulting in power imbalance during faults.To address these issues，this paper proposes a coordinated control strategy for DC fault ride-through based on optimized control of ESUs within WGs.The strategy adopts the variance of the State of Charge （SOC） as an indicator to quantitatively describe the differences in residual capacities of ESUs，and takes the maximum decline rate of SOC variance as the objective function.The residual unbalanced power after the conversion of non-fault pole converter station is optimally allocated to the ESUs within individual WGs，so as to reduce the differences of residual capacities while ensuring the power balance of the system during faults.A model is developed on the PSCAD/EMTDC simulation platform to compare the proposed optimized power allocation scheme with the traditional average allocation scheme.The results show that the optimized allocation scheme fully utilizes the power absorption capacities of ESUs，thereby improving the DC fault ride-through capability of the system.

Key words wind power;flexible DC transmission;energy storage;DC fault ride-through