一种应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法与流程

本发明属于电力系统输配电技术领域，更具体地，涉及一种应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法。

背景技术：

随着新能源发电的需求和直流输电技术的发展，柔性直流输电技术目前被广泛认为是适合并网汇集和远距离风电外送的有效方式之一。为了进一步提高系统运行可靠性和经济性，实现风电的多区域汇集、合理分配及消纳，基于mmc(modularmultilevelconverter)的多端风电直流电网受到了广泛的关注。

多端风电采用直流组网，虽然能够提高系统运行效率，降低单位输电成本，但由于其网架互联特性，局部故障反而更加容易通过线路扩散到整个网络。一旦受端换流站发生三相交流短路故障，有功功率无法传送到该换流站所连接的交流电网中，风电场最大功率跟踪控制运行下的暂态过剩功率会导致直流线路和换流站子模块电容发生过电压危害。不同于海上风电外送系统采用海底电缆输送方式，大规模陆上风电远距离输送通常采用架空线进行传输，而架空线路具有故障率高的特点。基于此多端风电直流电网需具备线路故障定位与故障性质识别能力。

为了检测和穿越受端交流故障，feltes,c等提出了在风电场中引入电压下垂控制，当检测到直流电压偏差大于0.1pu时快速降低风电场输出功率以匹配系统功率缺额。虽然该方法满足了交流电网对于连接hvdc系统故障处理时间不超过150ms的规定，但该策略仅在点对点系统中验证了有效性；b.silva等提出了一种通过检测直流电压变化来降低故障期间风电场侧mmc(windfarmsidemmc，wfmmc)接收有功功率的方法。该方法虽然在直流电网中有一定效果，但却无法定位交流故障发生的位置。传统的交流继电保护具有故障定位能力，但其测量信号较多，保护整定计算也相对复杂。此外，针对受端交流故障的本地保护方法仅能保证电网侧mmc(gridsidemmc，gsmmc)的安全，但是不平衡的风电将进一步触发wfmmc的连锁保护。目前来看，柔性直流电网仍然缺乏有效的交流故障定位方法，尤其对于风电并网外送的场景。

技术实现要素：

针对现有技术的缺陷和改进需求，本发明提供了一种应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法，本发明的目的在于解决现有方案无法针对采用柔性直流输电技术进行风电并网构成多端双极直流电网进行故障定位的技术问题。

为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法，所述风电直流电网包括两个规模不同的风电场1和2、两个风电场侧换流站wfmmc1和wfmmc2、两个电网侧换流站gsmmc1和gsmmc2、一个耗能电阻装置；

其中，风电场1、2分别与风电场侧换流站wfmmc1、wfmmc2通过交流三相母线连接，且风电场2输出的额定功率大于风电场1；wfmmc1与wfmmc2通过线路1连接，wfmmc1与gsmmc1通过线路2连接，gsmmc1与gsmmc2通过线路3连接，gsmmc2与wfmmc2通过线路4连接，四条线路均为双回直流架空线，分别连接站内正负极换流器构成“口”字形直流环网；所述耗能电阻装置并联在wfmmc2的交流出口处；

所述方法包括以下步骤：

s1：检测每个换流站的直流端口电压，若直流电压超过正常运行阈值，则判断所述风电直流电网受端换流站发生交流故障，转步骤s2，否则继续进行检测；

s2：计算所述线路1和所述线路4的潮流转移熵hol1和hol4，若线路1和线路4的潮流转移熵的差值δhol14<0，则判定电网侧换流站gsmmc2发生交流故障，转步骤s3；若δhol14>δhth，则判定电网侧换流站gsmmc1发生交流故障，转步骤s3，其中，δhth为上限阈值；

s3：投入所述耗能电阻装置，吸收系统故障期间不平衡功率，以使系统恢复正常运行。

进一步地，各线路的潮流转移熵的计算表达式为：

其中，k为增益系数，为线路i在t时刻的负载率，pi(t)为线路i的瞬时功率，为两端连接相同mmc的架空线平均传输功率，nl为直流电网中的线路数；

其中，可由下式计算得到：

其中，pwf1和pwf2分别为wfmmc1和wfmmc2的额定功率，nl(wf1-wf2,gs1-gs2)＝nl(wf1-gs1，wf2-gs2)＝4。

进一步地，所述耗能电阻平均分为r1、r2两组，均采用三相对称布置，其中每相的耗能电阻采用四个rmax并联组成；

其中，pn为额定风电场输出功率，vac为交流母线电压。

进一步地，所述耗能电阻装置采用快速晶闸管控制耗能电阻实现投切；当线路1和线路4的潮流转移熵的差值δhol14>δhth时，投入耗能电阻r1；当线路1和线路4的潮流转移熵的差值δhol14<0，投入耗能电阻r1和r2，防止故障期间的风电功率损坏风电场侧换流站wfmmc中的电力电子器件。

进一步地，风电场通过全功率变流器使永磁同步发电机输出功率和频率保持稳定，风电发电机采用桨距角控制实现最大功率跟踪，全功率变流器机侧采用dq矢量控制，全功率变流器电网侧采用定直流电压控制，从而输出稳定的风电功率。

进一步地，所述风电场侧换流站wfmmc1、wfmmc2均采用定交流电压控制，所述电网侧换流站gsmmc1采用定有功功率控制，所述电网侧换流站gsmmc2采用定直流电压控制。

进一步地，两个风电场侧换流站wfmmc1和wfmmc2、两个电网侧换流站gsmmc1和gsmmc2均包含a、b、c三相，每相由上、下两个桥臂组成，每个桥臂均由半桥型子模块级联组成。

进一步地，所述风电场侧换流站和所述电网侧换流站的控制器、耗能电阻的投入策略为架空直流输电线路、直流电缆或者直流电缆与架空直流输电线路混合形式。

进一步地，各换流站中交流电流控制器为基于旋转坐标下的解耦控制器，共包含有功电流控制和无功电流控制两个控制通道。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案，能够取得以下有益效果：

(1)本发明基于潮流转移熵的故障定位方法可以快速准确定位风电直流电网的交流故障位置，且实现了在风电场侧换流站对电网侧受端换流站故障的异地检测。

(2)本发明所提出的故障定位方法检测指标少，计算简便，无需整定计算。

(3)由于检测信号与耗能电阻分别位于同一换流站的直、交流侧，因此本发明提出的故障定位方法无需依赖通讯系统。

附图说明

图1为本发明提供的四端风电直流电网的拓扑结构图；

图2为本发明提供的四端风电直流电网的控制策略；

图3为本发明提供的应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法的流程示意图；

图4为本发明提供的耗能电阻的基本结构；

图5为本发明提供的gsmmc1瞬时性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图5(a)为系统的直流线路电压，图5(b)为各mmc的子模块电容电压，图5(c)为故障期间mmc传输功率，图5(d)为耗能电阻吸收的功率，图5(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值δhol14的波形；

图6为本发明提供的gsmmc2瞬时性交流三相短路故障仿真波形图，其中，图6(a)为系统的直流线路电压，图6(b)为各mmc的子模块电容电压，图6(c)为故障期间mmc传输功率，图6(d)为耗能电阻吸收的功率，图6(e)为线路1和线路4的潮流转移熵差值δhol14的波形。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

图1所示为四端风电直流电网的拓扑结构。风电场1和2采用永磁同步发电机(permanentmagnetsynchronousgenerators，pmsg)分别输出1500mw和3000mw的额定功率。其中每个pmsg连接到一个背靠背式全功率变流器，该变流器由发电机侧vsc(generatorsidevsc，gsvsc)和并网侧vsc(integrationsidevsc，isvsc)组成。在直流电网中，每个换流站均包含数百个半桥子模块(halfbridgesub-module,hbsm)，其中wfmmc1和gsmmc1额定容量相同，wfmmc2与gsmmc2额定容量相同。换流站间通过架空线(ol1～ol4)连接成直流环网。正常运行时，直流电网的潮流按照架空线的阻抗参数进行分布。直流断路器(dccb)装设在每条架空线的两端，用于直流电网中的架空线检查或隔离。为了吸收系统中过剩的能量，在wfmmc2的交流出口布置了由多个电阻并联组成的耗能电阻(r1，r2)，具体的，由于在gsmmc交流故障期间，直流电网不间断运行，因此风电场并网电压依然稳定。因此提出了一种在wfmmc交流侧三相并联耗能电阻，其装设位置如图1中r1、r2所示，所需阻值较小且相对容易实现。

正常运行时，wfmmc1和wfmmc2分别汇集1500mw和3000mw风电功率，经过电流变换传送到±500kv直流电网中。gsmmc1和gsmmc2对应的额定功率分别为1500mw和3000mw，与交流电网直接相连。由于在远距离大规模电力传输中一般采用架空线输送，故本发明以架空线为例进行说明，所提出的控制方法同样适用于采用直流电缆或直流电缆与直流架空线混联线路的柔性直流输电系统。

图2为本发明所提供的四端风电直流电网的控制策略，包含风电场控制和直流电网控制两部分。其中风电场中，永磁同步风力发电机采用桨距角控制实现最大功率跟踪，机侧变流器采用定功率控制，网侧变流器采用定直流电压控制，从而输出稳定的风电功率。直流电网中，mmc采用内外环控制，其中内环控制电流，外环可根据需求采用定交流电压控制、定直流电压控制和定功率控制。由于风电场自身无法提供稳定的并网电压，因此与其连接的换流站wfmmc1和wfmmc2采用定交流电压控制为并网提供可靠电压。gsmmc1采用定有功功率控制满足其所连接交流电网的负载需求。gsmmc2采用定直流电压控制来稳定直流电网的电压，平衡整个电网的功率。

其中，各换流站均采用dq内外环控制。外环控制回路可根据需求设定为直流电压、交流电压或有功功率控制，输出内环电流参考信号。内环控制dq轴电流跟踪稳定，输出调制比md、mq，经坐标变换后产生三相电压的调制比。

其中，所述电流内环控制为基于旋转坐标下的解耦控制，共包含有功电流控制和无功电流控制两个控制通道。

其中，图2中涉及的各主要变量，缩写物理意义参见表1所示：

表1

图2中，受端换流站gsmmc主要承担以下任务：1、控制直流电压稳定，2、消纳风电功率，因此受端两个换流站分别采用定直流电压控制和定有功功率控制，其中gsmmc1采用定功率控制，gsmmc2采用定直流电压控制。

图2中底层控制包括调制与子模块电容电压均压控制，可以参考已公知的技术手段。

由上述阐述可知，正常运行以及交流故障期间，本发明设计的控制器无需进行任何调整，避免了控制逻辑切换给系统带来的扰动，大大提高了系统运行的安全性。

图3所示为本发明所提供的交流故障定位策略，故障检测期间，各mmc的控制策略与正常运行时保持一致。所提出的系统交流故障定位方法包括：

(1)通过风电场和直流电网控制策略使系统运行稳定。其中风电场通过全功率变流器使永磁同步发电机(pmsg)输出功率和频率保持稳定，风电发电机风电发电机采用桨距角控制实现最大功率跟踪，全功率变流器侧采用dq矢量控制，全功率变流器电网侧采用定直流电压控制，从而输出稳定的风电功率；所述风电场侧换流站wfmmc1、wfmmc2均采用定交流电压控制，电网侧换流站gsmmc1采用定有功功率控制，电网侧换流站gsmmc2采用定直流电压控制；

(2)每个换流站通过检测其直流端口电压，判断四端双极柔直电网是否发生故障，若直流电压超过正常运行阈值vlim(1.05pu)，则双极柔直电网受端换流站发生交流故障，转步骤(3)，否则继续进行检测；

(3)系统发生了交流故障，根据计算公式确定故障位置。计算各线路的潮流转移熵(powerflowtransferentropy，pfte)，若线路1和线路4的潮流转移熵pfte差值δhol14<0则转步骤(4)，若δhol14>δhth则转步骤(5)；

其中，实时检测线路1和线路4的潮流转移熵进行比较，输出投切信号给耗能电阻。其表达式如下：

δhol14＝hol1-hol4

其中，各线路的潮流转移熵描述了该线路的暂态能量变化，其表达式如下：

式中，k为增益系数，为架空线i在t时刻的负载率，其计算公式为：

式中，pi(t)为线路i的瞬时功率，为两端连接相同mmc的架空线平均传输功率，nl为直流电网中的架空线数。在图1所示的直流电网中，额定运行工况下，可由下式计算得到：

式中，pwf1和pwf2分别为wfmmc1和wfmmc2的额定功率，nl(wf1-wf2,gs1-gs2)＝nl(wf1-gs1，wf2-gs2)＝4。

(4)判定gsmmc2发生交流故障，转到步骤(6)；

(5)判定gsmmc1发生交流故障，转到步骤(6)；

(6)系统控制下发耗能电阻的控制晶闸管投入指令，耗能电阻投入合适的规模，吸收系统故障期间不平衡功率；其中，为保证耗能电阻能够准确投切，采用反并联的晶闸管控制其关断，关断时间在微秒级别；

(7)系统恢复正常运行。

由于hol1和hol4均为wfmmc2的直流侧信号，因此该策略无需远距离通信。

图4为本发明中耗能电阻的装设位置和基本结构。对于风电并网系统而言，在wfmmc交流侧三相并联耗能电阻能够从源侧吸收过剩功率，保护整个直流电网及其组网设备。由于交流故障期间不平衡功率最大为3000mw，因此只需在wfmmc2的交流侧装设耗能电阻即可满足需求。为了确保双向导通和响应时间，耗能电阻采用图4所述拓扑结构，由反并联的快速晶闸管控制，其导通时间小于1ms。

耗能电阻的额定功率需要根据最大的风电场输出功率进行设计。为了在不同故障情况下吸收合适的功率，耗能电阻平均分为r1、r2两组，均采用三相对称布置，其中每相的耗能电阻采用四个rmax并联组成，rmax可通过下式求得：

其中，pn为额定风电场输出功率，vac为交流母线电压。

根据上述的故障定位策略，在额定工况下，由于最大不平衡功率为3000mw，因此只需在风电场2的并网母线吸收过剩功率即可，风电场1可保持额定出力不变。当δhol14>δhth时，系统即判定gsmmc1发生交流三相短路故障，耗能电阻r1的快速开关ski(i＝1,2,3,4)闭合，以耗散1500mw的剩余风能。当δhol14<0时，系统即判定gsmmc2发生交流三相短路故障，耗能电阻r1和r2同时运行，共吸收3000mw过剩功率。

图5为gsmmc1瞬时性交流三相短路故障波形。图5(a)(b)表明故障发生后，系统的直流电压和mmc的子模块电容电压迅速升高。在故障期间，gsmmc1的接收功率逐渐降低，但由于风电场的出力不变，因此wfmmc1和wfmmc2的接收功率仍保持正常，如图5(c)故障初期所示。图5(d)为耗能电阻吸收的功率，投入持续时间为200ms。图5(e)为δhol14的波形。当其上升到上限阈值400时，耗能电阻r1触发投入，吸收1500mw过剩功率。耗能电阻退出后系统即可恢复正常。

图6为gsmmc2瞬时性交流三相短路故障波形。图6(a)(b)为系统直流电压和mmc子模块电容电压，由于故障发生在定直流电压站，故障期间定直流电压控制失效，二者的上升更为剧烈，但仍在1.3pu的安全阈值以下。故障期间gsmmc1的传输功率也会受到一定影响，但仍能继续传输部分功率，如图6(c)所示。系统检测到δhol14下降低于0时耗能电阻r1、r2投入，持续200ms后退出运行，如图6(d)(e)所示。系统经过pi控制器调节，在耗能电阻完全退出约300ms后恢复正常。

本发明公开了一种应用于四端风电直流电网的交流故障定位方法，系统主要由直驱式风电场、mmc、架空线和耗能电阻构成，在交流三相短路故障时，通过计算线路潮流转移熵的差值实现交流故障的异地检测与定位，进而利用耗能电阻吸收不平衡功率，使系统维持不间断运行。故障消除后，耗能电阻退出运行，系统可自动恢复正常。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。