dq同步旋轉坐標系的數學模型，在實現功率解耦以及SPWM控制等方面顯示出較強的優勢。

　　將VSC-HVDC應用于聯結無源網絡，并給出了相應的功率和電壓控制策略。另外，推導了VSC -HVDC系統的數學模型，并給出了相應控制器設計的原理。

　　本文首先提出了多模塊變壓器耦合型柔性直流輸電系統的并網傳輸方案，在此方案中各功率模塊均采用三相三橋臂兩電平拓撲結構；接著介紹了VSC-HVDC的基本原理，重點研究VSC-HVDC在兩相同步旋轉dq坐標系下的數學模型；然后在研究VSC-HVDC的基本控制策略的基礎上，設計了并網側變流站的定直流電壓和定交流電壓PI控制器，重點研究了基于dq坐標系的控制器設計方法，同時給出了海上風電場變流站的定有功功率和定交流電壓控制框圖；比較后設計了基于定槳距恒速風力發電機系統的海上風電場仿真模型，并建立了多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC仿真系統，完成了在風電場風速突升和風機退出運行情況下直流并網系統的仿真分析，為VSC-HVDC在海上風電的并網應用提供了仿真驗證。

　　1基于VSC-HVDC的海上風電場并網系統本文研究的典型海上風電場并網系統如所示，風電場由10臺定槳距恒速風力發電機組成，電機通過變壓器升壓到35kV，然后通過海底交流電纜匯接到海上換流站的交流母線上，通過海上換流站內VSC將交流電能轉化為±150kV的直流電能，再經過海底直流電纜將直流電能傳輸到岸上VSC，岸上VSC再將直流電轉化為交流電，經過變壓器接入電網。

　　這種并網方案的優點是：直流電壓是通過功率模塊輸出電壓疊加得到的，因此可以通過靈活地增減模塊數目m來獲得不同的直流電壓，還可以通過N-1原則來提高系統的冗余性能；使用功率模塊串聯的方式獲取較高的直流電壓，從而可以大幅減少橋臂器件的串聯數目，縮小了均壓電路的規模并降低復雜度，提高了系統的可靠性；當換流站發生故障時，可以通過故障檢測電路迅速定位故障模塊，縮小了故障搜索的范圍，加快了定位故障的速度，并且可以在冗余模塊投入使用后將故障單元退出運行，方便故障模塊的檢修，減少了故障恢復的時間。

　　在所示的風電場并網系統中，采用了一種新型的VSC -HVDC拓撲多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC系統，其結構如所示。左側換流站的正極由m個模塊（P1~Pm）的直流輸出端依次串聯構成，各模塊交流輸入端通過多繞組變壓器進行相互隔離。同理，左側換流站的負極也由m個模塊（N1~Nm）串聯構成，然后正、負極各有一個輸出端子與地相連，剩下的正、負極各有一個輸出端子分別與海底電纜正、負極相連接。右側換流站的結構與左側換流站結構完全對稱。多繞組變壓器為普通的Y/A多繞組變壓器，沒有對多繞組進行移相處理。

　　在海上風電場并網系統中，左側換流器的電源端（Ua，Ub，u.）代表海上風電場的三相交流母線，右側換流器的電源端（<，丨丨-丨丨卜多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC系統壓，ua、ub和uc為VSC父流側輸入電壓、ib和ic為VSC交流側輸入電流，U.為直流側電壓為直流側負荷電流，L為換流電抗器電感，R為等效換流器損耗與換流變壓器（或電抗器）等效電阻，G和C2為直流側電容（CfQ）。

　　在dq0同步旋轉坐標系下，采用基爾霍夫電壓和電流定律建立的VSC數學模型如下：dt-wL-Riquq+CdUd=得到單個功率單元基于dq軸解耦的三相VSC電流內環控制器框圖如所示。

　　略。在并網側的定直流電壓控制和風電場側的定有功功率控制的共同作用下，可以實現兩端換流站的有功功率傳輸，維持兩端換流站的無功功率平衡。而定無功功率控制可以為并網側電網提供無功功率支撐，能夠起到穩定并網側電壓的作用。并網側換流站的功率模塊控制框圖如所示。

　　換流站各功率模塊的定直流電壓和定交流電壓控制器均采用電壓控制外環和電流控制內環組成的雙閉環控制方法，電壓外環的作用是保持直流電壓U.和交流電壓幅值的恒定。直流母線電壓實測值Udc與值Udcrefg過比較后產生的差值，通過調節器PI1處理后得到內環有功電流指令值id，然后經過電流內環控制器得到觸發控制信號的d軸分量Ud，控制注入到交流系統的有功功率，從而控制直流母線電壓。同理，交流電壓控制器可以通過控制注入到交流系統的無功功率來控制交流側母線電壓幅值。

　　4仿真分析4.1模型建立及參數設置為分析海上風電場直流并網系統的暫穩態過程，驗證VSC 2種控制器抑制電壓波動的性能，基于Matlab/Simulink建立了風電場模型和多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC模型。風電場由10臺定槳距恒速風力發電機組成，每臺風力發電機的額定輸出功率為10MW，輸出電壓為3.3kV/50Hz.VSC-HVDC換流站由正極和負極換流器組成，正極和負極換流器分別由5個功率模塊構成。每個功率模塊額定輸入電壓為10.5kV，額定功率為10MW，額定直流電壓為20kV，開關損耗等效電阻取R=0.m，電感L=15mH，電容C=3500xF，交流系統額定頻率為50Hz，功率器件開關頻率為1050Hz. VSC-HVDC控制方式為：風電場側采用定有功功率、定交流電壓控制；電網側采用定直流電壓、定交流電壓控制。

　　4.2仿真結果及分析4.2.1風速突升情況風電場的額定風速為8m/s，在1.6s時，風速增加到8.5m/s，并持續0.8s后回到額定風速，仿真結果如所示。圖中，v為風速，Pw為單臺風力發電機輸出的有功功率，PT為變流站輸出的有功功率，Uc為交流電壓幅值（標幺值），/d.為直流電流，U.為直流電壓，P1、P3分別為正極功率模塊1、3的輸入有功功率，P-2、P-4分別為負極功率模塊2、4的輸入有功功率，后同。

　　從（a）可以看出，在風速v增加過程中，風力發電機輸出的有功功率也隨風速的增加而變大，但受慣性的影響，有功功率的增加稍滯后于風速變化。

　　由于風電場換流器采用定有功功率的控制策略，且其指定值為風電場輸出的有功功率，而并網側采用了定直流電壓的控制策略，在這2種控制策略的配合下，并網側換流站輸出的有功功率能夠較好地跟蹤風電場有功功率的變化，說明整個并網系統具有較好的抗擾動性能。由于風速的變化，導致風力發電機吸收的無功功率增加，打破了風電場的無功平衡，導致風電場交流電壓幅值發生變化，但由于風電場換流站采用了定交流電壓的控制策略，當電壓發生波動時，換流站輸出的無功功率也隨著變化，從而削弱了風電場交流電壓的波動。

　　王書征，等：用于海上風電場并網的多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC技術從（b）可以看出，由于并網側換流站采用定直流電壓控制，因此其直流母線電壓能夠準確跟蹤100kV）。當風電場輸出的有功功率隨風速增加而發生波動時，直流母線電壓會發生微小的波動，但不會因外加擾動而劇烈地偏離指定電壓，并且在克服擾動后直流電壓能重新回到值。

　　（c）為輸入到風電場換流站單個功率模塊的有功功率波形，可以看出輸入各模塊的有功功率的大小和變化趨勢基本相同，各模塊均能跟蹤其有功值（風電場輸出有功功率/換流站功率模塊個數），說明了風電場換流站各功率模塊采用的定功率控制策略是可行的。

　　風電場的額定風速為8m/s，在2s時，將風機1和2退出運行，在2.5s時，再將風機3和4退出運行，仿真結果如所示。

　　柳A/風機1、2并網側風機3、4其他風機風電場側并網側（c）輸入到單個功率模塊的有功功率波形風機退出時海上風電場直流并網系統仿真波形如（a）所示，當風機分2次退出運行時，風電場輸出的有功功率分別減小到80MW和60MW，并網側輸出的有功功率也相應地減小了約20MW和40MW，風電場側交流電壓幅值有較小的波動，但在風電場換流站和無功補償裝置的共同作用下，能夠減小電壓波動。

　　從（b）可以看出，當風機退出運行瞬間，直流母線電壓會有小幅跌落，但能夠很快地恢復到指定電壓，直流電流則能夠跟蹤風電場有功功率的波動，保證其向并網側交流電網的傳輸。

　　從（c）可以看出，當風機分2次退出運行時，風電場換流站各功率模塊的有功功率大小與變化趨勢基本保持致，單個功率模塊能夠跟蹤風電場有功功率變化，驗證了本文所給控制策略的有效性。

　　綜上所述，VSC-HVDC并網系統能夠較好地跟蹤風電場輸出有功功率的變化，穩定地將海上風電場輸出的有功功率傳輸到岸上交流系統，并且能夠較好地抑制VSC-HVDC系統兩端的交流電壓波動，提高了風電并網的穩定性；該并網系統中各功率模塊能夠實現獨立控制，功率模塊的各種電氣參數的大小與變化趨勢基本相同，能夠達到多模塊變壓器耦合型柔性直流輸電系統的設計目標。

　　5結論本文分析了并網風電場引起系統電壓波動的原因，提出了多模塊變壓器耦合型VSC-HVDC系統，并給出了其抑制電壓波動的方法有功功率控制和定電壓控制。通過Matlab/Simulink建立了基于定槳距恒速風力發電機系統的海上風電場直流并網仿真模型，驗證了2種控制器的可行性。仿真結果表明本文設計的控制系統具有較好的性能，驗證了在風電場并網中采用VSC-HVDC能夠很好地抑制交流電壓波動和跟蹤海上風電場輸出的有功功率，提高了海上風電場的并網性能，從而為VSC-HVDC在海上風電的并網應用提供了仿真驗證。