大规模风电直流外送系统单极闭锁场景下，送端系统的协调控制策略
输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室（重庆大学）、国网新疆电力调度控制中心的研究人员骆悦、姚骏、张田、裴金鑫、张锋，在2019年第19期《电工技术学报》上撰文指出，当高压直流输电系统送端换流站发生单极闭锁故障时，换流站交流侧无功功率将出现过剩，导致换流站交流侧电压骤升，从而进一步引起送端电网末端风电场机端电压的骤升。
为了保证送端系统的安全稳定运行，分析高压直流输电系统发生单极闭锁故障后送端系统的潮流分布和送端系统过电压产生的原因，结合典型双馈风电机组的功率可控运行区域及直流换流站的短时过载能力，提出计及双馈风电场及换流站的协调故障穿越控制策略。
仿真结果表明，该方案既能够有效抑制直流单极闭锁故障下换流站交流侧暂态过电压，又能够保证大规模双馈风电机组在高压直流输电系统单极闭锁下不脱网运行，有效地增强了故障下送端系统的暂态稳定运行能力。
近年来，由于电力需求的增大和环保意识的增强，大力发展以风电为代表的可再生能源成为保障我国能源电力可持续发展的重要选择之一。然而，我国风能资源多分布在东北、西北、华北北部地区（以下简称“三北”地区），这些地区的风电就地消纳能力十分有限，而我国的负荷中心又主要位于人口稠密、经济发达的东、中部地区。
为解决风能资源与负荷需求区域逆向性分布的矛盾，需采取远距离输电和扩大风电消纳范围等措施。相比于交流输电系统，高压直流输电系统在大规模远距离输电上有着显著的优势。目前，我国“三北”地区已建成哈密—郑州、锡盟—泰州、扎鲁特—青州、上海庙—临沂等多个特高压直流输电系统。
然而，高压直流输电系统在拥有众多优点的同时也带来了一系列安全问题，如直流线路故障、换流站故障及交流系统故障等均可能导致直流单极闭锁甚至双极闭锁。当高压直流输电系统发生单极闭锁故障，换流站所需无功功率骤减，造成交流侧无功功率过剩，会引起交流电网电压骤升。
此外，由于大规模开发风能资源的地区一般都处于电网末端，此处网架结构比较薄弱，当换流站交流侧电压抬升时，将引发风电场并网点电压进一步恶化，对于电压突变耐受能力弱的风力发电基地而言，容易引发连锁脱网事故。因此，进一步研究直流单极闭锁故障下，送端交流系统设备间的协调故障穿越控制策略具有重要的现实意义。
针对直流闭锁故障引起的暂态过电压问题及双馈风电机组（Doubly Fed Induction Generator, DFIG）的高电压穿越控制策略，国内外学者已进行了一些研究。
有学者结合实际系统发生单极闭锁的故障过程录波，分析了无功补偿装置的切除时间对送端电网暂态电压的影响。
有学者通过直流输电系统的短路比分析了直流系统功率大扰动下换流站交流侧的过电压水平。
有学者采用系统等效的方法，推导出换流站母线暂态电压的解析表达式，进而分析得到系统强度、闭锁容量等因素对送端交流暂态过电压的影响。
对于双馈风电机组的高电压穿越控制策略，有学者提出“虚拟阻抗”、“动态无功支撑”、“比例-谐振控制”等方法，这些方法主要通过改变控制器结构来提高双馈风电机组的高电压穿越能力。
有学者主要通过增加如静止无功补偿装置（Static Var Compensator, SVC）、静止同步补偿器（Static Synchronous Compensator, STATCOM）等无功功率调节设备来提高机组的故障穿越能力，但该方案需要增加系统的硬件成本及维护成本。
上述文献所提控制策略主要是从风机本身的角度出发，对直流单极闭锁故障下考虑送端系统多样化设备间相互协调控制的故障穿越问题则研究较少。
有学者以云广直流孤岛系统作为工程背景，研究了单极闭锁故障下同步机调速器与直流换流站的协调控制策略，对故障后系统频率动态过程进行了优化。但是该文献仅对单极闭锁故障下，送端系统频率问题进行了研究，对故障后送端系统的过电压问题研究较少。
有学者则基于新疆电网2014年底的网架结构，研究了高压直流输电系统发生双极闭锁故障后综合考虑新疆网内火电、哈密地区风电及直流配套电源，协调优化切机不平衡量的稳定控制方案，但其主要对系统故障后风电机组和同步机的切机策略进行研究，对于故障下不切除风电机组的送端多样化设备间的协调控制策略则研究较少。
有学者提出了在直流系统发生闭锁故障时风电场内动态无功补偿装置（SVC）与换流站无功补偿装置切除时序相结合的高电压穿越控制策略，但未考虑充分利用换流站的无功控制能力。
有学者通过改进触发直流闭锁的紧急停机策略，减缓直流闭锁的触发过程，改变保护措施的触发顺序，并与安全稳定控制系统配合以抑制送端并网母线的暂态过电压，然而其尚未考虑非故障极在故障过程中的配合控制。
为进一步增强直流单极闭锁故障下送端系统的暂态稳定运行能力，本文首先分析了高压直流输电系统发生单极闭锁故障后送端电网的潮流分布以及过电压的产生机理，根据双馈风电机组的控制方法和运行特性，推导了风电场的功率可控范围；然后结合换流站交流侧滤波器的投切时序及换流站非故障极的短时过载能力，提出了一种直流单极闭锁故障下计及双馈风电场与换流站的系统协调故障穿越控制策略；最后仿真结果证明了所提策略的有效性。
图6 送端系统协调控制流程
图7 送端系统协调控制策略框图
本文对大规模风电直流外送下系统发生单极闭锁故障时送端交流系统多样化装备间的协调故障穿越控制问题进行了深入研究，结论如下：当直流系统发生单极闭锁故障时，送端系统无功功率过剩，为了平衡换流站消耗的无功功率及无功补偿装置提供的无功功率，结合换流站及无功补偿装置的无功功率特性，采用切除部分无功补偿装置的方案可以使系统电压恢复到故障前水平。
针对直流单极闭锁下采用切除无功补偿装置方案后，由于无功补偿装置的响应时间导致的送端交流系统短时无功功率过剩问题，适当增加故障期间非故障极输出的有功功率，可以增大换流站消耗的无功功率，进而可减小送端系统过剩的无功功率。结合风电场的功率可控运行区域，在故障期间风电场吸收部分无功能够有效抑制其机端过电压。
本文所提的协调控制策略综合考虑了双馈风电场的快速无功调节能力及换流站的短时过负荷能力，进一步提高了单极闭锁故障下送端系统的故障穿越能力，为大规模新能源发电基地直流外送系统的暂态安全稳定运行奠定基础。