图1 新能源大基地接入送端换流站的交流汇集系统
Fig.1 AC collection system of wind farm connected to offshore converter station
摘要 当新能源大基地经柔直送出系统的汇集线路发生故障时，柔性直流换流站可能由于过电流闭锁导致连接的新能源全部脱网。为解决上述问题，该文在考虑新能源并网换流器控制特性的基础上，对柔性直流换流站低电压穿越控制期间保留电压外环的必要性进行分析，提出基于分序限流与等效阻抗法的汇集系统低电压穿越方法，通过正负序分离处理外环输出的参考电流，进而转换到三相坐标系下，以实现对每相的输出电流的独立处理，解决了不对称故障暂态期间故障相电流越限的问题；同时利用等效阻抗法自适应修正外环电压的参考值，避免了内环限流环节生效后，外环控制因饱和而退出的弊端，从而防止故障稳态期间柔直换流站过电流闭锁。在PSCAD中搭建了新能源基地接入柔性直流换流站的交流汇集系统的精细化模型，通过仿真实验验证了所提控制方法的有效性。
关键词：新能源大基地 汇集系统 低电压穿越 等效阻抗法 内环限流
为了实现“双碳”目标，新能源大基地的建设逐渐提速[1]。以藏东南工程为例，大型新能源基地经柔性直流输电远距离送出接入负荷中心成为供电新模式之一[2]。当新能源接入换流站的汇集系统发生故障后，故障点电压瞬间跌落，会导致换流站交流端口的故障电流迅速增大，极有可能触发闭锁保护，致使新能源大面积脱网，因此亟须研究新能源基地汇集线路低电压穿越控制方法。
现有的柔直系统的低电压穿越控制方法的研究主要集中在送出线路发生故障时对于风电有功盈余的解决方法，其中文献[3-6]以直流电压的上升幅度作为判据，当监测到直流电压超过阈值时，柔直换流站主动升高风场汇集系统的频率，风场通过检测频率变化降低有功功率的输出，从而减少源侧输送的有功功率；文献[7]在降低汇集系统电压的同时，采用向汇集系统注入谐波的方式，使风电机组网侧换流器协同限制注入电网的功率，实现了源侧输出功率的迅速降低；文献[8-9]将降压方案与风场降载策略相结合，故障严重时也可不必将汇集系统电压降为0，保障直流系统的安全运行。
然而，针对新能源大基地汇集系统发生故障时柔直换流站的低电压穿越控制方法，主要考虑过电流会导致换流站闭锁的问题，需要考虑对柔直换流站进行限流。目前以限流为目的的低电压穿越控制方法主要集中在电压外环的降压控制、电流内环的限幅控制环节。
对于基于电压外环的降压控制策略，文献[10]提出的分段降压控制方法主要通过设置多段判据以实现分段降压，该方法适用于不对称故障，在稳态阶段能够实现限流，但在暂态阶段存在过电流问题；文献[11]利用端口故障唯一求解虚拟阻抗的值，结合电流参考值越限程度调节降压幅度，但由于该方法的虚拟阻抗的整定值较大且唯一，会使轻度故障下系统电压过低；文献[12]指出上述的虚拟阻抗方法虽可以限制输出电流，但其性能取决于故障位置、所选虚拟阻抗和系统阻抗，在设计虚拟阻抗时，还需要考虑R/X比和连接线的阻抗[13]，这使得该方法在实践中可行性较低，同时其虚拟阻抗值缺乏实时调控的特性，不利于换流站的稳定运行[14-15]。
对于基于电流内环的限幅控制环节，文献[16-20]提出了对整定值设置阈值的直接限幅，但设定的阈值会对参考电流产生削顶现象，这会使换流器在不对称故障时输出电流发生畸变；文献[21-23]对电流参考值进行等比例缩减的限幅，但该方法在不对称故障时，会导致非故障相过电流，且故障相输出电流水平较低，无法充分利用换流器的故障电流输出能力。
针对上述问题，本文提出基于分序限流与等效阻抗法的低电压穿越控制方法。通过正负序分离处理外环输出的参考电流，进而转换到三相坐标系下，以实现对每相输出电流的独立处理，解决了暂态期间故障相电流越限的问题；同时利用等效阻抗法自适应修正外环电压参考值，防止稳态期间柔直换流站过电流闭锁。通过理论分析及仿真实验可得到如下结论：该方法在各种故障类型与过渡电阻下，都可实现低电压穿越的全时间尺度下的安全并网运行，充分利用了柔直换流站的故障电流输出能力。
本文研究对象为新能源大基地汇集线路发生故障时柔性直流换流站的低电压穿越控制策略，拓扑结构如图1所示。
图1 新能源大基地接入送端换流站的交流汇集系统
Fig.1 AC collection system of wind farm connected to offshore converter station
由图1可知，新能源机组通过背靠背电力电子换流器送出，通过升压站经交流汇集线路接入送端柔直换流站。
当新能源的网侧变换器（Grid Side Voltage Source Converter, GSVSC）检测到正序电压跌落到0.8(pu)以下时，控制系统便切换为低电压穿越控制方式，内环电流参考值计算方法[24-25]为
（1）
式中，
、
分别为正序d、q轴电流指令值；
、
分别为负序d、q轴电流指令值；ING为GSVSC的额定电流；Upu为机端电压；Imax为GSVSC最大输出电流；K为动态补偿系数，取值范围为1.5～3。
当汇集线路发生故障时，GSVSC进入低电压穿越控制[26]，外环被切除，采用电流内环控制。在故障稳态阶段，GSVSC可以等效为电流源，特别是在发生不对称故障时，风场侧抑制负序电流输出，不提供负序回路。
送端换流站的控制目标是维持风电场交流母线的电压和频率恒定，采取VF双环控制策略。柔性换流站控制策略如图2所示。图2中，
、
、Vsd、Vsq分别为风电场交流母线d、q轴电压参考值和实测值；idref、iqref、id、iq分别为送端换流站控制外环生成的d、q轴电流内环参考值和实测值；vd_WF、vq_WF分别为送端换流站的d、q轴调制电压。
图2 柔性换流站控制策略
Fig.2 Flexible converter station control strategy
如图2所示，通过给定dq轴电压外环指令直接控制新能源大基地汇集母线电压，并与新能源大基地汇集母线dq轴实际电压做差，经过比例积分环节将指令值通过内环限流环节输入电流内环，电流内环经过比例积分环节以及前馈补偿最终输出送端换流站出口调制电压。
故障期间，GSVSC属于电流源，而若送端换流站也采用切除电压外环的电流源控制方式，当系统发生不对称故障时，以单相接地故障为例，系统的等效序网如图3所示。图中，
为故障电流，Vα为复合序网的电压，其中α为正序、负序、零序，β为MMC柔直换流站侧或新能源侧。此时，若送端换流站与GSVSC都采用抑制负序的方式，则负序的等效阻抗可认为是无穷大。从图3可知，系统中故障相序电流需满足正负零序电流相等。由此可知，故障点的故障相负序电压为趋近于无穷。
对于故障后的相电压，计算关系满足式（2），
图3 汇集系统单相接地故障复合序网图
Fig.3 Composite sequence network diagram of single-phase ground fault of the collection system
因此势必会出现非故障相过电压。
（2）
式中，Va、Vb、Vc分别为a、b、c相电压；V+、V—、V0分别为正、负、零序电压；a为算子，定义为单位相量依逆时针方向旋转120°。
结合上述分析可知，为避免不对称故障下的相电压过电压，在低电压穿越期间，汇集线路两侧应至少有一侧提供负序通路。
由图3可知，系统稳定运行必须满足正负序电流相等的条件，即
（3）
式中，
、
分别为送端换流站提供的正、负序电流；
、
分别为GSVSC提供的正、负序电流。此时，送端换流站与GSVSC注入正序及负序电流之和的任何偏差（包括幅值和相位）都会导致系统运行失稳。因此，故障期间送端换流站的控制外环应当保留。此时，研究难点主要包括两个部分：①内环采用何种限流方法限制暂态期间的瞬时大电流；②交流电压外环采取何种低压限流策略，在避免内环限流控制生效导致外环饱和被迫切除的前提下，保证整个故障期间送端换流站不会过电流闭锁。
本文所提及的汇集系统低电压穿越控制方法包括送端换流站内环限流控制方法以及基于等效阻抗法的送端换流站主动降压控制方法两部分。
2.1.1 常用限流方法及其弊端
目前工程常用的电流内环限流方法主要有两种，第一种对电流控制环的d、q轴参考信号设置阈值。由于该方法简单且易于实现，并提供了较大的稳定裕度，因此已在许多工程中应用。但是该方法在对称故障的暂态期间以及不对称故障时，会导致输出电流发生畸变。
送端换流站的外环电压控制器经PI控制环节后生成参考电流来调节输出电压，将其用idref、iqref表示。此时，柔直换流站输出电流幅值Imag为
（4）
如果该幅值未超过柔直换流站设定的输出电流上限阈值Imax，则参考值保持不变；若超过阈值Imax，则将d、q轴电流参考值等比例缩减，这是第二种方法。最终，参考电流
和
为
（5）
第二种方法可以实现对称故障下的限流功能，以保障低电压穿越的实现。然而，当发生不对称故障时，其性能会下降，存在过电流的风险。
综上所述，目前常用的经典限流方式存在各自的弊端，无法将低电压穿越过程中电流水平限制在安全范围内。
2.1.2 基于分序限流控制方法
本文提出的内环限流控制方法，无论是激活判据的判别还是对参考值的限流处理，都是在abc坐标系下计算完成的。对于PI控制系统而言，其比例、积分参数对整个控制系统的可靠性与稳定性具有巨大的影响，而目前PI参数整定方法（自适应PI、神经网络等）在实际应用中的控制设计太过复杂，因此一般工程仍然采用试凑法。该方法不仅工作繁琐、误差较大，也导致其电压外环生成的内环电流参考值并非平滑的曲线，这会给后续的计算带来较大的影响。因此第一步需要对该参考值进行处理。
针对上述问题，本文首先利用Park反变换将d、q轴电流参考值转换到abc坐标系下，再采用正负序分离技术，将其分离为dq坐标系下的正序和负序成分。变换过程为
（6）
（7）
式中，iz、sy(2ω)分别为对应坐标系下的电流、二倍频分量，z=a, b, c, d, q, y=d, q；上标+、-表示正序和负序分量；θ为正序电流相位。
此时，输出信号为含有二倍频分量且不平滑的正弦量。进而通过滤波器，便可以提取正序直流分量和负序直流分量，用
、
、
、
表示。利用相应的反变换，就可在abc坐标系下得到平滑的正弦电流波形ia(t)、ib(t)、ic(t)，为后续的计算奠定基础。
假设经过处理得到的正弦电流波形为
（8）
式中，
为处理后的正弦电流幅值；
为处理后的正弦电流初始相位。
（9）
受半导体开关热容量的限制，换流设备的最大电流通常仅为额定值的1.2～1.4倍[27]，在汇集系统故障情况下，柔直换流站不会像同步发电机一样输出大电流。考虑到换流站的运行安全，避免低电压穿越期间过电流闭锁，将柔直换流站在低电压穿越期间允许的最大电流
设置为1.2IN_WF，IN_WF为柔直换流站的额定电流。
将处理获得的ia(t)、ib(t)、ic(t)与阈值进行比较，若该相电流瞬时值大于阈值，则激活内环限流控制，将其幅值限制为。限流控制下的计算式为
（10）
式中，μ=a, b, c。
最后，将该电流参考值经过Park变换转换为dq坐标系下的电流参考值，输入电流内环完成整个内环限流控制过程。
为了确保风电场送出功率在满发状态下仍然能全部通过柔直换流站送出，柔直换流站的耐流能力会比风电场高数倍，同时考虑互感器的误差，可以得到低电压穿越控制判据为
（11）
式中，Iμ为柔直换流站输出电流第μ相的瞬时值的绝对值；IμNmax为风电场正常运行时的最大幅值；Kset为裕度系数，取值为1.2；KCT为误差系数，考虑到互感器的误差，取值为1.1；m为单个风电场的容量与柔直换流站容量的比值。
当汇集系统发生故障时，柔直换流站所控制的汇集母线电压会立即跌落，而其故障相的输出电流会大幅上升，此时汇集系统等效阻抗相较于正常运行时会减小，且故障越严重，其下降的幅度越大。因此可利用汇集系统等效阻抗的变化来表征故障严重程度。
当系统发生对称故障时，汇集系统可由故障处将两端解耦成两个子网络。此时柔直换流站输出电流为
（12）
式中，UMMC为柔直换流站外环控制电压；
为系统的正序等效阻抗。
当系统发生不对称故障时，由1.2节分析可知，两侧的故障电流输出存在耦合。若将整个汇集系统等效为一个变化的阻抗，将柔直换流站看作一个电压源，此时柔直换流站输出电流为
（13）
通过式（12）与式（13）可知，等效阻抗可根据柔直换流站从本地测量系统中获知其控制端口的实际电压以及实际输出电流做比值来间接求取，即
（14）
当故障位置越靠近柔直换流站，电压跌落程度越大，此时计算阻抗较小，电压指令值降低；当过渡电阻较小时，故障点侧电压跌落程度较大，此时测量阻抗减小，计算所得到的电压指令值快速下降；当故障线路新能源出力较小时，其对故障点侧提供的电流减小，导致故障点侧电压抬升程度较低，此时电压指令值下降防止过电流。综上所述，在不同故障位置、过渡电阻及新能源出力的情况下，所提等效阻抗法均能通过自适应调节计算阻抗来调节电压指令值，从而防止柔直换流站过电流。
当汇集系统发生故障时，由式（14）可知，故障相的等效阻抗相较于非故障相更小，且受故障影响越大的相，其等效阻抗越小。因此，柔直换流站的参考电压
可以通过其电流设定阈值和测量的最小相等效阻抗来整定，即
（15）
式中，||
||为对等效阻抗取模值。
对于采用电压电流双闭环控制架构的柔直换流站，该参考电压进入控制系统，经过控制环节响应后，可实现并网点正序电压等于电压外环参考值，而负序电压不受控，其值由所需输出负序电流及系统负序阻抗决定。此时，将式（15）代入式（14）可得
（16）
由式（16）可知，对称故障下，可实现故障最大相输出电流幅值等于设定的阈值
。而系统发生不对称故障时，由于负序电压的存在，其最大相输出电流幅值与设定的阈值并不相等。若小于阈值，无法尽限利用柔直换流站故障电流的输出能力；若大于阈值，又会致使柔直换流站过电流闭锁。因此，在计算等效阻抗时，无论何种故障类型，应当采用正序电压作为计算电压。
而当汇集系统发生轻度不对称故障时，柔直换流站的电压指令值较高，可能导致非故障线路的风机并网换流器无法进入低电压穿越控制。因此需要对柔直换流站电压指令值设计高定值，以确保非故障线路风机并网换流器进入低电压穿越。由于现有国标规定，风机并网换流器在电压跌落到0.8(pu)以下时投入低电压穿越控制，当电压抬升到0.9(pu)以上时退出低电压穿越控制。若确保非故障线路风机并网换流器一定进入低电压穿越控制，则需要满足风电场在满发有功时，能够进入低电压穿越，且在进入低电压穿越满发无功时，保证不退出低电压穿越，即
（17）
式中，Us为柔直换流站侧电压；UN为非故障线路风场侧电压；P、Q分别为风场侧注入的有功功率和无功功率；Rline、Xline分别为非故障线路的等效电阻和等效电感。
根据式（17）计算可知，当代入实际线路参数的取值之后，Us的取值在0.7(pu)～0.8(pu)之间，在考虑一定裕度的基础上，最终将高定值设计为0.7(pu)。结合前文整定，最终将参考电压取为
（18）
综上所述，柔直换流站电压控制外环的参考值整定方法如图4所示。
图4 柔直换流站电压控制外环取值方法
Fig.4 Flexible DC converter station voltage control loop value method
从图4中可以看出，若相电流幅值超过低电压穿越判据整定阈值，则表明汇集系统发生故障，按照式（18）计算电压外环参考值，实现低压限流；若未超过该阈值，则不对外环电压参考值进行降压操作。
用上述整定方法，可以确保柔直换流站的稳态相电流不会超过其上限阈值。然而，参考电压的调整以及控制响应都需要一定的时间，才可到达稳定状态。因此，在控制的暂态期间，为防止柔直换流站过电流闭锁，致使大片风机脱网，需要在电流内环控制回路之前放置2.1节的限流模块，如图5所示。同时，本文利用故障电流信息来计算外环电压参考值，可实现外环电压与内环电流相配合，避免了采用内环限流环节致使外环控制饱和而退出的隐患。
图5 柔直换流站控制策略
Fig.5 Flexible DC converter station control strategy
为了检验所提低电压穿越控制性能，以如东柔直工程的相关参数为例，在PSCAD中搭建了新能源大基地柔直系统模型，如图1所示。在低电压穿越过程中采取保留外环电压控制架构的合理性，以及基于等效阻抗法的汇集系统低电压穿越控制的有效性，其中，系统参数详见附表1，以换流站额定电流为基准计算电流标幺值。
在系统中设置0时刻风电场1汇集线路发生a相接地故障，故障持续时间为200 ms。为对比保留外环与切除外环的控制效果，在上述故障工况下设置了两组场景进行对比。其中，场景1保留外环电压控制，在发生故障后将电压参考值降为0.5(pu)；场景2切除外环电压控制，发生故障后主动控制内环电流。通过1.2节的分析可知，现在既不清楚柔直换流站正序电流的计算方法，同时在未知对侧风电场输出正序电流以及故障类型的情况下，又无法确定负序电流的大小，因而将场景1中dq轴参考电流的直流分量作为场景2中dq轴参考电流值。
场景1中，系统相关电气量波形如图6所示。根据图6a可知，经PI控制系统跟踪后，系统的正序电压等于该参考电压，负序电压在d轴电压中以二倍频分量的形式存在，其大小无法利用该控制系统进行主动控制。据图6b、图6c可知，当发生不对称故障时，在保留控制外环的情况下，柔直换流站可为汇集系统提供负序通路，负序电流以二倍频的形式呈现控制环节中。同时，在控制过程中，其d轴实际电流的上、下限分别为0.51(pu)、-0.47(pu)，q轴实际电流的上、下限分别为0.384(pu)、-0.58(pu)，通过计算可知故障期间输出的d轴负序电流幅值为0.98(pu)、q轴负序电流幅值为0.964(pu)。利用dq轴实际电流的上、下限计算得到其直流偏置分别为0.02(pu)、-0.098(pu)，该数值对应故障期间柔直换流站向汇集系统输出正序电流的大小。通过对比可以看出，由于系统中负序电流全部由柔直换流站提供，因此不对称故障下其输出的负序分量往往大于正序分量。
图6 场景1电压电流波形
Fig.6 Scenario 1: voltage and current waveforms
图7为场景2中系统相关电气量波形。其中，内环电流参考值的设置为前文计算所得的直流偏置，即d轴参考电流为0.02(pu)、q轴参考电流为 -0.098(pu)。从图7b、图7c的波形信息可以看出，经PI控制的实际dq轴电流中虽然同时存在正序电流与负序电流，但其实际跟踪效果不是标准的二倍频，这会给汇集系统带来很大的谐波分量，不利于故障期间的稳定运行。同时，柔直换流站控制的汇集母线电压也发生了畸变，图7a呈现了滤除谐波后的波形信息，由此可见，缺失电压外环后，无法实现主动的降压功能，其汇集母线电压是根据实际输出电流以及功率电压平衡关系被动构建的电压。且在故障期间，虽然ab相电压略有降低，但是c相电压幅值高达553 kV，是正常运行时相电压幅值（408.25 kV）的1.35倍。由于各风电场汇集线路是并联接入柔直换流站，因此汇集母线处c相过电压会使整个汇集系统呈现c相过电压的特征，这会触发过电压保护，进而切除所有汇集线路。
图7 场景2电压电流波形
Fig.7 Scenario 2: voltage and current waveforms
经过上述对比分析可知，故障后为便于实现低电压穿越，应当保留柔直换流站的电压控制外环。
图8为风电场1汇集线路三相对称故障时（故障持续时间400 ms），柔直换流站相关电气量波形。如图8a所示，汇集系统发生三相故障后，在1 ms左右，故障相电流最大值满足低电压穿越判据，柔直换流站电压外环参考值立刻降为0.7(pu)，令整个汇集系统进入低电压穿越。随着故障电流的上升，28 ms后，等效阻抗法计算的电压参考值低于0.7(pu)，参考值选择切换为计算路径。再经过42 ms，控制进入稳态阶段，汇集系统电压水平维持在 0.396 3(pu)。根据图8b可知，由于柔直换流站与接入风电场的容量比为3:1，因此在正常运行时，输出电流值仅为其额定电流的1/3。在整个低电压穿越阶段，柔直换流站三相输出电流幅值稳定在设定的1.2IN_WF阈值（有名值为6.46 kA），避免低电压穿越期间柔直换流站过电流闭锁。
图8 三相故障下柔直换流站相关电气量波形
Fig.8 Waveforms of WFMMC related electrical quantity under three-phase fault
图8c展示了内环限流控制响应信息。在故障开始，外环生成的电流参考值呈上升状态，在21 ms后，参考电流的瞬时值达到设定阈值，触发内环限流控制。此时未经内环限流控制限幅处理的电流参考值（以a相为例）波形如图中蓝色实线，而经限幅处理后进入内环的参考电流如绿色虚线所示。经过对比可以看出，内环限流控制将三相参考电流限制在1.2(pu)，可充分利用柔直换流站提供故障电流的能力；若限流控制未生效，电流参考值将会高达1.5(pu)，此输出电流会触发柔直换流站闭锁保护，无法实现低电压穿越。
当0时刻风电场1汇集线路发生a相接地故障时（故障持续时间400 ms），柔直换流站的相关电气量波形如图9所示。根据图9a可知，故障发生后，柔直换流站控制系统以故障电流上升为特征，检测到数值超过设定的阈值而判别为外部故障，进而将外环电压参考值降为0.7(pu)，以满足对侧风电场可靠进入低电压穿越的要求。由图9b可知，低电压穿越期间最大故障相电流远远低于设定阈值，因此并未触发内环限流环节。
图9 单相故障下柔直换流站相关电气量波形
Fig.9 Waveforms of WFMMC related electrical quantity under single-phase fault
从图9c可以看出，若要实现低电压穿越期间最大相故障电流为1.2(pu)，外环电压参考值应该为0.925 4(pu)，但这会导致对侧风电场无法进入低电压穿越。因此本场景下，主动将汇集系统的电压水平控制为0.7(pu)，便可满足限流要求，保证低电压穿越的成功实现。
在系统中设置0时刻风电场1汇集线路发生ac相相间故障，故障持续时间为400 ms。为与现有低电压穿越控制方法作对比，在上述故障工况下设置了三组场景进行对比，其中，场景1中柔直换流站电压外环采用所提的等效阻抗法的低电压穿越控制，内环采用传统电流内环限幅；场景2中柔直换流站电压外环采用文献[10]提出的基于系统参数设置的虚拟阻抗控制方法，内环采用本文所提的内环限流方法；场景3中柔直换流站电压外环与电流内环均采用本文所提的低电压穿越控制方法。三种场景的对比如图10～图12所示。
图10 场景1相关电气量波形
Fig.10 Scenario 1: related electrical waveforms
图11 场景2相关电气量波形
Fig.11 Scenario 2: related electrical waveforms
图10为场景1中柔直换流站输出电流波形。故障发生后，故障处电压瞬时跌落，柔直换流站输出电流急剧上升，暂态期间的最大电流达到7.185 kA，数值上是额定电流的1.33倍，超过本文设定的阈值1.2IN，会触发柔直换流站过电流闭锁保护，使得接入的风电场全部脱网。
图11为场景2中柔直换流站输出电流波形。由于采用基于系统参数设置的虚拟阻抗控制方法进行降压，虚拟阻抗的值为定值，缺乏动态调节能力。不对称故障发生100 ms后进入故障稳态，此时故障电流最大相输出应为1.2IN，但由图11b可知，c相电流在暂态期间最大值达到1.263(pu)，而a相电流的稳态期间达到1.263(pu)，说明采用基于虚拟阻抗的控制方法在暂态阶段与稳态阶段均无法完全抑制故障电流，存在柔直换流站闭锁导致风场脱网的风险。
图12 场景3相关电气量波形
Fig.12 Scenario 3: related electrical waveforms
图12为场景3中柔直换流站相关电气量波形。如图12a、图12b所示，采用本文的内环限流控制方法，低电压穿越穿期间故障相电流的最大值为6.46 kA，限制在设定阈值之内；同时，根据图12c可知，采用正序电压计算等效阻抗，稳态期间控制电压在0.637 1(pu)，此时最大故障相稳态电流大小刚好等于设定阈值，控制效果满足预期，充分利用了换流站的电流输出能力，同时使得汇集系统在低电压穿越期间有着较高的电压水平，有利于低电压穿越的实现。
本文针对新能源大基地汇集线路发生故障时柔直换流站因过电流闭锁导致大规模新能源脱网的问题，提出了基于分序限流与等效阻抗法的低电压穿越控制方法，具体结论如下：
1）本文对柔直换流站控制策略需要考虑外环的必要性进行分析，考虑了实际系统中对侧风电场的低电压穿越控制策略，验证了柔直换流站低电压穿越控制期间不能仅通过电流内环进行控制。
2）通过分序限流控制解决了不对称故障后非故障相过电流的问题，并提出了基于等效阻抗法的外环降压控制方法。通过判断故障严重程度自适应地调节电压指令值，并和现有的虚拟阻抗法作对比，验证了所提低电压穿越控制方法具有更好的限流能力。
附 录
附表1 PSCAD模型参数
App.Tab.1 Simulation model parameters
模型参数数值 风电场单机额定容量/MW风电场1/2/3风机台数GSVSC额定容量/(MV·A)GSVSC直流额定电压/kVGSVSC交流额定电压/kV5 60/80/80 5.8 1.0 0.69 柔直换流站MMC半桥子模块个数换流站额定容量/MW子模块电容/μF桥臂电感/mH直流额定电压/kV76 1 100 2 800 50 ±500 主变压器电压比35/220 短路阻抗(%)8 容量/(MV·A)400 换流变电压比220/400 短路阻抗(%)6 容量/(MV·A)1 100 汇集线路长度/km10/20/20 正/负序参数单位电阻/(Ω/km)0.076 单位感抗/(Ω/km)0.338 单位电容/(μF/km)0.008 零序参数单位电阻/(Ω/km)0.250 单位感抗/(Ω/km)0.800 单位电容/(μF/km)0.006
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Low Voltage Ride Through Methods for Flexible DC Converter Stations Connected to the Gathering System of New Energy Base
Abstract When the collection line of the flexible direct current (DC) transmission system of a new energy mega-base experiences a fault, the flexible DC converter station may, due to overcurrent blocking, result in the disconnection of the entire connection to the new energy source.
For the existing approach, either setting a threshold for the setting value directly limits the amplitude, but the set threshold will cause a clipping phenomenon on the reference current, which will result in distortion of the output current of the converter in asymmetric faults; Either the current reference value can be proportionally reduced by limiting. This method can cause overcurrent in non fault phases during asymmetric faults, and the output current level of the fault phase is low, which cannot fully utilize the fault current output capability of the converter.
There are also methods that suggest that the proposed segmented voltage reduction control method mainly achieves segmented voltage reduction by setting multiple criteria. This method is suitable for asymmetric faults and can achieve current limiting in the steady-state stage, but there are overcurrent problems in the transient stage; Alternatively, the virtual impedance value can be uniquely calculated based on port faults, and the voltage reduction amplitude can be adjusted by combining the current reference value with the degree of exceeding the limit. Due to the large and unique setting value of the virtual impedance in this method, the system voltage may be too low under mild faults.
To address these issues, this paper, considering the control characteristics of the new energy grid-connected converter, analyzes the necessity of retaining the voltage outer loop during the low penetration control period of the flexible converter station. Subsequently, a method for low voltage ride through of the collection system is proposed based on sequence current limitation and equivalent impedance. This involves separating the reference currents output by the outer loop into positive and negative sequences, then transforming them into the three-phase coordinate system to achieve independent processing of the output currents for each phase, thus solving the problem of asymmetrical fault transient overcurrent of the faulted phase. Simultaneously, the paper utilizes the equivalent impedance method to adaptively adjust the reference values of the outer loop voltage, avoiding the drawback of the outer loop control exiting due to saturation after the inner loop current limiting section becomes effective. This helps prevent overcurrent blocking of the flexible DC converter station during the fault steady-state period. The authors constructed a refined model of the AC collection system for the new energy mega-base connected to the flexible converter station in PSCAD and validated the effectiveness of the proposed control method through simulation experiments.
Keywords：Renewable energy base, collection system, low voltage ride through, equivalent impedance method, inner ring current limiting
中图分类号：TM615
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.240025
国家重点研发计划资助项目（2022YFB4202302）。
收稿日期 2024-01-04
改稿日期 2024-03-11
刘昊霖 男，1999年生，博士研究生，研究方向为新能源大基地并网系统保护与控制。
E-mail：871100549@qq.com
贾 科 男，1986年生，教授，博士生导师，研究方向为新能源电力系统保护与控制、新型配电网故障定位与系统恢复控制等。
E-mail：ke.jia@ncepu.edu.cn（通信作者）
（编辑 赫 蕾）