一种面向海上风电的单极断线过电流抑制方法和装置

1.本发明属于海上风电的柔性直流输电技术领域，更具体地，涉及一种面向海上风电的单极断线过电流抑制方法和装置。


背景技术：

2.真双极海上风电由于其安全性、经济性、扩展性等多方面优势，逐渐成为大规模深远海风电输电的主要结构。模块化多电平变换器(mmc)具有模块化、低谐波、低损耗等特点，是应用于远距离、大容量海上风电直流外送系统直流换流器的主流拓扑。该在结构与拓扑下，由于送端mmc无法控制风力发电系统注入直流线路的功率，一旦直流输电线发生单极断线故障，海上故障极输掉通道阻断，这将导致风电场发出的功率全部由海上故障极转移到海上非故障极，从而引发海上非故障极过电流。过电流若未及时抑制，将触发输电线路过流保护，换流站闭锁，最终导致新能源机组大面积脱网，极大地降低新能源发电系统的可利用率。
3.为解决真双极因断线出现过电流问题，可以采取的措施包括2类：降低风电场输出功率，该方法受通信延时、爬坡速率等因素限制，其作用效果并不理想。在海上换流站交流侧安装耗能装置，然而由于海上平台建设难度大、费用昂贵，这将极大降低工程经济性。
4.随着新能源接入的直流电网电压等级与输送容量的增加，急需一种无需引入耗能装置且限流效果优越的方法，保障电力系统安全稳定运行。


技术实现要素：

5.针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种面向海上风电的单极断线过电流抑制方法和装置，其目的在于真双极海上风电经柔直并网系统海底输电线路单机断线故障发生后，通过岸上换流站与海上换流站的能量、电压协调控制策略，抑制海上非故障极过电流，避免过电压引发直流闭锁、新能源脱网的严重故障，由此解决海上风电经柔性直流外送系统交流过电流抑制能力差的技术问题。
6.为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种面向海上风电的单极断线过电流抑制方法，应用于真双极海上风电经柔直并网系统，包括：
7.s1：当海上换流站与岸上换流站检测到正极海缆电流或负极海缆电流满足电流突变条件时，判定发生海缆单极断线故障；所述海上换流站控制风电场延时后开始减载，直至功率下降至第一阈值；
8.其中，所述海上换流站包括正极换流器和负极换流器，将出现电流突变一极对应的换流器记为故障极换流器，另一个则记为非故障极换流器；在所述风电场的功率下降过程中，所述故障极换流器的内部能量增加；
9.s2：当所述故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制所述故障极换流器闭锁，并向所述非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向所述岸上换流站发送主动升压限流信号；所述主动充能限流控制信号用于使所述非故障极换流器吸收所述风电场的
功率主动升高内部能量并持续第一预设时间；所述主动升压限流信号用于控制所述岸上换流站的直流海缆电压升高并持续第二预设时间；
10.s3：在到达所述第一预设时间之前，若所述非故障极换流器的内部能量上升至所述第二阈值则保持内部能量不变，直至到达所述第一预设时间后的第三预设时间；再控制所述非故障极换流器进行主动能量释放。
11.在其中一个实施例中，所述s1包括：
12.s101：利用海上换流站与岸上换流站均实时监测正极海缆电流和负极海缆电流；当检测到所述正极海缆电流或所述负极海缆电流突变为0时判定发生海缆单极断线故障；
13.s102：控制所述海上换流站向所述风电场发送减载信号，以使其均匀下降功率至所述第一阈值。
14.在其中一个实施例中，所述s102包括：
15.控制所述海上换流站向所述风电场发送所述减载信号，当所述风电场收到所述减载信号后以均匀速率下降功率；
16.当所述风电场的功率减载至0.5pu时，控制所述风电场的输出功率保持不变。
17.在其中一个实施例中，所述s2包括：
18.s201：当所述故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制所述故障极换流器闭锁，并向所述非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向所述岸上换流站发送主动升压限流信号；
19.s202：控制所述非故障极换流器根据所述主动充能限流控制信号携带的能量指令值吸收所述风电场的功率，主动升高内部能量并持续所述第一预设时间；
20.s203：控制所述岸上换流站根据所述主动升压限流信号升高直流海缆电压并持续所述第二预设时间；所述第二预设时间少于所述第一预设时间。
21.在其中一个实施例中，所述能量指令值为：
[0022][0023]
其中，p
wfmn
为所述海上换流站中非故障极接收到所述风电场的实时功率，p
wfmnn
为非故障极额定传输功率，e
wfmn
为所述海上换流站中非故障极额定内部能量，tr为主动充能限流控制自启动到当前时刻的时长。
[0024]
在其中一个实施例中，所述s3包括：
[0025]
s301：在到达所述第一预设时间之前，当所述非故障极换流器根据所述主动充能限流控制信号提升的内部能量至所述第二阈值时，保持当前内部不变；
[0026]
s302：当到达所述第二预设时间，所述非故障极换流器主动充能限流控制结束，控制所述非故障极换流器进入主动能量保持状态并持续第三预设时间；
[0027]
s303：当到达所述第三预设时间，所述非故障极换流器的主动能量保持状态结束，并进行主动能量释放直至到达第三阈值。
[0028]
在其中一个实施例中，所述s303包括：
[0029]
当到达所述第三预设时间，所述非故障极换流器的主动能量保持状态结束，并以0.002pu/ms的速率匀速进行主动能量释放，直至内部能量下降至1.0pu时保持能量不变。
[0030]
按照本发明的另一方面，提供了一种单极断线过电流抑制装置，应用于真双极海上风电经柔直并网系统，用于执行上述的面向海上风电的单极断线过电流抑制方法，包括：
[0031]
故障检测模块，用于当海上换流站与岸上换流站检测到正极海缆电流或负极海缆电流满足电流突变条件时，判定发生海缆单极断线故障；所述海上换流站控制风电场延时后开始减载，直至功率下降至第一阈值；
[0032]
其中，所述海上换流站包括正极换流器和负极换流器，将出现电流突变一极对应的换流器记为故障极换流器，另一个则记为非故障极换流器；在所述风电场的功率下降过程中，所述故障极换流器的内部能量增加；
[0033]
能量转移模块，用于当所述故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制所述故障极换流器闭锁，并向所述非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向所述岸上换流站发送主动升压限流信号；所述主动充能限流控制信号用于使所述非故障极换流器吸收所述风电场的功率主动升高内部能量并持续第一预设时间；所述主动升压限流信号用于控制所述岸上换流站的直流海缆电压升高并持续第二预设时间；
[0034]
能量释放模块，用于在到达所述第一预设时间之前，若所述非故障极换流器的内部能量上升至所述第二阈值则保持内部能量不变，直至到达所述第一预设时间后的第三预设时间；再控制所述非故障极换流器进行主动能量释放。
[0035]
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有益效果：
[0036]
(1)本发明通过实时检测岸上换流站与海上换流站所连直流线路电流大小，获取故障信息，减小信息传递延时；海上故障极换流器可以在故障发生后先被动吸收风电场功率，为风电场减载争取时间；同时利用海上换流站主动充能限流控制、岸上换流站主动升压限流控制、风电场减载，共同协同增强过电流抑制效果。如此，可实现直流单机断线故障后非故障极过电流的迅速抑制，并为风电场主动将降功率等方案争取启动与爬坡时间，或减少耗能装置容量需求。由此解决海上风电经柔性直流外送系统交流过电流抑制能力差的技术问题。
[0037]
(2)海上非故障极换流器根据实时接收到的风电场功率，计算控制主动充能限流的能量指令值，在其充能期间较好平衡充电过度和过电流抑制的关系。
附图说明
[0038]
图1为本发明一实施例中一种真双极海上风电经柔直并网系统面向海上风电的单极断线过电流抑制方法流程图；
[0039]
图2为本发明一实施例中真双极海上风电经柔性直流外送系统的拓扑及控制结构图；
[0040]
图3为本发明一实施例中故障极换流器闭锁示意图；
[0041]
图4为本发明一实施例中非故障极换流器的能量控制实施方式示意图；
[0042]
图5为本发明一实施例中岸上换流站主动升压限流控制实施方式示意图；
[0043]
图6为本发明一实施例中各换流站与风电场协调控制示意图；
[0044]
图7a为本发明一实施例中是本发明在风电场延时80ms启动减载下对直流过电流的影响效果仿真图；
[0045]
图7b为本发明一实施例中是本发明在风电场延时50ms启动减载下对直流过电流的影响效果仿真图；
[0046]
图7c为本发明一实施例中是本发明在风电场延时20ms启动减载下对直流过电流的影响效果仿真图；
[0047]
图8为本发明一实施例中不同控制方式下直流过电流抑制效果对比图。
具体实施方式
[0048]
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。
[0049]
如图1所示，本发明提供了一种面向海上风电的单极断线过电流抑制方法，应用于真双极海上风电经柔直并网系统，包括：
[0050]
s1：当海上换流站与岸上换流站检测到正极海缆电流或负极海缆电流满足电流突变条件时，判定发生海缆单极断线故障；海上换流站控制风电场延时后开始减载，直至功率下降至第一阈值；
[0051]
其中，海上换流站包括正极换流器和负极换流器，将出现电流突变一极对应的换流器记为故障极换流器，另一个则记为非故障极换流器；在风电场的功率下降过程中，故障极换流器的内部能量增加；
[0052]
s2：当故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制故障极换流器闭锁，并向非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向岸上换流站发送主动升压限流信号；主动充能限流控制信号用于使非故障极换流器吸收风电场的功率主动升高内部能量并持续第一预设时间；主动升压限流信号用于控制岸上换流站的直流海缆电压升高并持续第二预设时间；
[0053]
s3：在到达第一预设时间之前，若非故障极换流器的内部能量上升至第二阈值则保持内部能量不变，直至到达第一预设时间后的第三预设时间；再控制非故障极换流器进行主动能量释放。
[0054]
具体的，s1：如图2所示，海上换流站与岸上换流站实时检测正负极海缆电流，检测到海缆正负双极电流满足某极电流突变为0时，判断发生海缆单极断线故障，断线极称为海上故障极、未断线极称为海上非故障极。判断故障发生后，海上换流站向风电场传递减载信号，风电场收到信号后，开始在以2.5pu/s的速率匀速下降功率；当风电场功率减载至0.5pu时，控制风电场输出功率保持不变。
[0055]
s2：如图3所示，海上故障极换流器内部能量上升至能量阈值2.25pu时，海上故障极换流器将收到闭锁信号s
block
，海上故障极换流器随即闭锁；海上故障极换流器闭锁后，海上故障极换流器向海上非故障换流器传递主动充能限流控制信号，使其吸收风电场功率主动升高内部能量，海上非故障极主动充能限流控制中能量吸收速率根据风电场输出功率实时变化，具体能量指令值为：
[0056][0057]
式中，p
wfmn
为海上换流站海上非故障极接收到海上风电场的实时功率，p
wfmnn
为海上非故障极额定传输功率，e
wfmn
为海上换流站海上非故障极额定内部能量，tr为主动充能限流控制启动到当前时刻的时间；
[0058]
海上故障极换流器向岸上换流站发送主动升压限流信号控制直流海缆电压升高；主动充能控制在启动500ms后结束，主动升压限流控制在启动200ms后结束。
[0059]
s3：海上非故障极换流器内部能量上升至能量阈值2.25pu时，保持能量指令值为2.25pu；海上非故障极换流器主动充能限流控制结束后进入200ms的主动能量保持，将能量指令值维持在主动充能控制结束时刻的能量指令值数值；在主动能量保持结束后，海上非故障极换流器进行匀速的主动能量释放，释放速率为0.002pu/ms，直至内部能量下降至1.0pu时保持能量不变。
[0060]
在其中一个实施例中，s1包括：
[0061]
s101：利用海上换流站与岸上换流站均实时监测正极海缆电流和负极海缆电流；当检测到正极海缆电流或负极海缆电流突变为0时判定发生海缆单极断线故障；
[0062]
s102：控制海上换流站向风电场发送减载信号，以使其均匀下降功率至第一阈值。
[0063]
在其中一个实施例中，s102包括：
[0064]
控制海上换流站向风电场发送减载信号，当风电场收到减载信号后以均匀速率下降功率；
[0065]
当风电场的功率减载至0.5pu时，控制风电场的输出功率保持不变。
[0066]
在其中一个实施例中，s2包括：
[0067]
s201：当故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制故障极换流器闭锁，并向非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向岸上换流站发送主动升压限流信号；
[0068]
s202：控制非故障极换流器根据主动充能限流控制信号携带的能量指令值吸收风电场的功率，主动升高内部能量并持续第一预设时间；
[0069]
s203：控制岸上换流站根据主动升压限流信号升高直流海缆电压并持续第二预设时间；第二预设时间少于第一预设时间。
[0070]
在其中一个实施例中，能量指令值为：
[0071][0072]
其中，p
wfmn
为海上换流站中非故障极接收到风电场的实时功率，p
wfmnn
为非故障极额定传输功率，e
wfmn
为海上换流站中非故障极额定内部能量，tr为主动充能限流控制自启动到当前时刻的时长。
[0073]
在其中一个实施例中，s3包括：
[0074]
s301：在到达第一预设时间之前，当非故障极换流器根据主动充能限流控制信号提升的内部能量至第二阈值时，保持当前内部不变；
[0075]
s302：当到达第二预设时间，非故障极换流器主动充能限流控制结束，控制非故障极换流器进入主动能量保持状态并持续第三预设时间；
[0076]
s303：当到达第三预设时间，非故障极换流器的主动能量保持状态结束，并进行主动能量释放至第三阈值。
[0077]
在其中一个实施例中，s303包括：
[0078]
当到达第三预设时间，非故障极换流器的主动能量保持状态结束，并以0.002pu/ms的速率匀速进行主动能量释放，直至内部能量下降至1.0pu时保持能量不变。
[0079]
本发明提供的一种真双极海上风电经柔直并网系统的单极断线过电流抑制方法的海上非故障极控制器能量控制实施方式、岸上换流站主动升压限流控制实施方式、换流站与风电场协调控制示意图分别如图4、图5和图6所示。
[0080]
为验证本发明提供方法的有效性，在pscad/emtdc电磁仿真平台上搭建了如图2所示的海上风电经柔性直流外送系统，主要参数如表1所示。
[0081]
表1海上风电经柔性直流外送系统主要参数
[0082]
系统参数数值系统直流电压u
dc
±
320kv半桥型mmc换流站子模块电容c
sm
12500uf半桥型mmc换流站子模块个数n320*6半桥型mmc换流站子模块额定电压u
sm
2kv风电场输出功率p
wind
1200mw
[0083]
仿真设置1：额定运行的海上风电经柔直并网系统在3s时刻负极电缆发生短线故障。分别假设海上换流站向风电场传递减载信号的时间为80ms、50ms、20ms。配置本发明后，正负极直流电流、直流功率、非故障直流电压、海上换流站正负极换流器内部能量、风电场输出功率仿真结果分别如图7a、图7b、图7c所示。
[0084]
从图7a、图7b、图7c可见：1)本发明所提控制策略均可正确响应；2)通过本发明，在不同的风电场与海上换流站通讯延时下，海上非故障极过电流均能得到较好抑制；3)延时越短，抑制效果越明显。
[0085]
仿真设置2：分别设置6类控制方案：scheme 1为仅风电场减载；scheme 2为风电场减载 主动升压限流；scheme 3为风电场减载 定斜率主动充能限流控制；scheme 4为风电场减载 变斜率主动充能限流控制；scheme 5为风电场减载 主动升压限流 定斜率主动充能限流控制；scheme 6为风电场减载 主动升压限流 变斜率主动充能限流控制(完整的本发明)，3s时负极电缆发生断路故障，海上换流站向风电场传递减载信号的时间为50ms。海上非故障极电流如图8所示。
[0086]
由图8可见，应用本发明方案相对传统方案(仅风电场减载)，可将过电流从2.12pu抑制至1.33pu，在6类方案中，抑制效果最佳，极大提升电流安全性。
[0087]
按照本发明的另一方面，提供了一种单极断线过电流抑制装置，应用于真双极海上风电经柔直并网系统，用于执行上述的面向海上风电的单极断线过电流抑制方法，包括：
[0088]
故障检测模块，用于当海上换流站与岸上换流站检测到正极海缆电流或负极海缆电流满足电流突变条件时，判定发生海缆单极断线故障；海上换流站控制风电场延时后开始减载，直至功率下降至第一阈值；
[0089]
其中，海上换流站包括正极换流器和负极换流器，将出现电流突变一极对应的换流器记为故障极换流器，另一个则记为非故障极换流器；在风电场的功率下降过程中，故障
极换流器的内部能量增加；
[0090]
能量转移模块，用于当故障极换流器的内部能量上升至第二阈值时，控制故障极换流器闭锁，并向非故障极换流器发送主动充能限流控制信号，向岸上换流站发送主动升压限流信号；主动充能限流控制信号用于使非故障极换流器吸收风电场的功率主动升高内部能量并持续第一预设时间；主动升压限流信号用于控制岸上换流站的直流海缆电压升高并持续第二预设时间；
[0091]
能量释放模块，用于在到达第一预设时间之前，若非故障极换流器的内部能量上升至第二阈值则保持内部能量不变，直至到达第一预设时间后的第三预设时间；再控制非故障极换流器进行主动能量释放。
[0092]
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。