dq同步旋转坐标系的数学模型，在实现功率解耦以及SPWM控制等方面显示出较强的优势。

　　将VSC-HVDC应用于联结无源网络，并给出了相应的功率和电压控制策略。另外，推导了VSC -HVDC系统的数学模型，并给出了相应控制器设计的原理。

　　本文首先提出了多模块变压器耦合型柔性直流输电系统的并网传输方案，在此方案中各功率模块均采用三相三桥臂两电平拓扑结构；接着介绍了VSC-HVDC的基本原理，重点研究VSC-HVDC在两相同步旋转dq坐标系下的数学模型；然后在研究VSC-HVDC的基本控制策略的基础上，设计了并网侧变流站的定直流电压和定交流电压PI控制器，重点研究了基于dq坐标系的控制器设计方法，同时给出了海上风电场变流站的定有功功率和定交流电压控制框图；比较后设计了基于定桨距恒速风力发电机系统的海上风电场仿真模型，并建立了多模块变压器耦合型VSC-HVDC仿真系统，完成了在风电场风速突升和风机退出运行情况下直流并网系统的仿真分析，为VSC-HVDC在海上风电的并网应用提供了仿真验证。

　　1基于VSC-HVDC的海上风电场并网系统本文研究的典型海上风电场并网系统如所示，风电场由10台定桨距恒速风力发电机组成，电机通过变压器升压到35kV，然后通过海底交流电缆汇接到海上换流站的交流母线上，通过海上换流站内VSC将交流电能转化为±150kV的直流电能，再经过海底直流电缆将直流电能传输到岸上VSC，岸上VSC再将直流电转化为交流电，经过变压器接入电网。

　　这种并网方案的优点是：直流电压是通过功率模块输出电压叠加得到的，因此可以通过灵活地增减模块数目m来获得不同的直流电压，还可以通过N-1原则来提高系统的冗余性能；使用功率模块串联的方式获取较高的直流电压，从而可以大幅减少桥臂器件的串联数目，缩小了均压电路的规模并降低复杂度，提高了系统的可靠性；当换流站发生故障时，可以通过故障检测电路迅速定位故障模块，缩小了故障搜索的范围，加快了定位故障的速度，并且可以在冗余模块投入使用后将故障单元退出运行，方便故障模块的检修，减少了故障恢复的时间。

　　在所示的风电场并网系统中，采用了一种新型的VSC -HVDC拓扑多模块变压器耦合型VSC-HVDC系统，其结构如所示。左侧换流站的正极由m个模块（P1~Pm）的直流输出端依次串联构成，各模块交流输入端通过多绕组变压器进行相互隔离。同理，左侧换流站的负极也由m个模块（N1~Nm）串联构成，然后正、负极各有一个输出端子与地相连，剩下的正、负极各有一个输出端子分别与海底电缆正、负极相连接。右侧换流站的结构与左侧换流站结构完全对称。多绕组变压器为普通的Y/A多绕组变压器，没有对多绕组进行移相处理。

　　在海上风电场并网系统中，左侧换流器的电源端（Ua，Ub，u.）代表海上风电场的三相交流母线，右侧换流器的电源端（<，丨丨-丨丨卜多模块变压器耦合型VSC-HVDC系统压，ua、ub和uc为VSC父流侧输入电压、ib和ic为VSC交流侧输入电流，U.为直流侧电压为直流侧负荷电流，L为换流电抗器电感，R为等效换流器损耗与换流变压器（或电抗器）等效电阻，G和C2为直流侧电容（CfQ）。

　　在dq0同步旋转坐标系下，采用基尔霍夫电压和电流定律建立的VSC数学模型如下：dt-wL-Riquq+CdUd=得到单个功率单元基于dq轴解耦的三相VSC电流内环控制器框图如所示。

　　略。在并网侧的定直流电压控制和风电场侧的定有功功率控制的共同作用下，可以实现两端换流站的有功功率传输，维持两端换流站的无功功率平衡。而定无功功率控制可以为并网侧电网提供无功功率支撑，能够起到稳定并网侧电压的作用。并网侧换流站的功率模块控制框图如所示。

　　换流站各功率模块的定直流电压和定交流电压控制器均采用电压控制外环和电流控制内环组成的双闭环控制方法，电压外环的作用是保持直流电压U.和交流电压幅值的恒定。直流母线电压实测值Udc与值Udcrefg过比较后产生的差值，通过调节器PI1处理后得到内环有功电流指令值id，然后经过电流内环控制器得到触发控制信号的d轴分量Ud，控制注入到交流系统的有功功率，从而控制直流母线电压。同理，交流电压控制器可以通过控制注入到交流系统的无功功率来控制交流侧母线电压幅值。

　　4仿真分析4.1模型建立及参数设置为分析海上风电场直流并网系统的暂稳态过程，验证VSC 2种控制器抑制电压波动的性能，基于Matlab/Simulink建立了风电场模型和多模块变压器耦合型VSC-HVDC模型。风电场由10台定桨距恒速风力发电机组成，每台风力发电机的额定输出功率为10MW，输出电压为3.3kV/50Hz.VSC-HVDC换流站由正极和负极换流器组成，正极和负极换流器分别由5个功率模块构成。每个功率模块额定输入电压为10.5kV，额定功率为10MW，额定直流电压为20kV，开关损耗等效电阻取R=0.m，电感L=15mH，电容C=3500xF，交流系统额定频率为50Hz，功率器件开关频率为1050Hz. VSC-HVDC控制方式为：风电场侧采用定有功功率、定交流电压控制；电网侧采用定直流电压、定交流电压控制。

　　4.2仿真结果及分析4.2.1风速突升情况风电场的额定风速为8m/s，在1.6s时，风速增加到8.5m/s，并持续0.8s后回到额定风速，仿真结果如所示。图中，v为风速，Pw为单台风力发电机输出的有功功率，PT为变流站输出的有功功率，Uc为交流电压幅值（标幺值），/d.为直流电流，U.为直流电压，P1、P3分别为正极功率模块1、3的输入有功功率，P-2、P-4分别为负极功率模块2、4的输入有功功率，后同。

　　从（a）可以看出，在风速v增加过程中，风力发电机输出的有功功率也随风速的增加而变大，但受惯性的影响，有功功率的增加稍滞后于风速变化。

　　由于风电场换流器采用定有功功率的控制策略，且其指定值为风电场输出的有功功率，而并网侧采用了定直流电压的控制策略，在这2种控制策略的配合下，并网侧换流站输出的有功功率能够较好地跟踪风电场有功功率的变化，说明整个并网系统具有较好的抗扰动性能。由于风速的变化，导致风力发电机吸收的无功功率增加，打破了风电场的无功平衡，导致风电场交流电压幅值发生变化，但由于风电场换流站采用了定交流电压的控制策略，当电压发生波动时，换流站输出的无功功率也随着变化，从而削弱了风电场交流电压的波动。

　　王书征，等：用于海上风电场并网的多模块变压器耦合型VSC-HVDC技术从（b）可以看出，由于并网侧换流站采用定直流电压控制，因此其直流母线电压能够准确跟踪100kV）。当风电场输出的有功功率随风速增加而发生波动时，直流母线电压会发生微小的波动，但不会因外加扰动而剧烈地偏离指定电压，并且在克服扰动后直流电压能重新回到值。

　　（c）为输入到风电场换流站单个功率模块的有功功率波形，可以看出输入各模块的有功功率的大小和变化趋势基本相同，各模块均能跟踪其有功值（风电场输出有功功率/换流站功率模块个数），说明了风电场换流站各功率模块采用的定功率控制策略是可行的。

　　风电场的额定风速为8m/s，在2s时，将风机1和2退出运行，在2.5s时，再将风机3和4退出运行，仿真结果如所示。

　　柳A/风机1、2并网侧风机3、4其他风机风电场侧并网侧（c）输入到单个功率模块的有功功率波形风机退出时海上风电场直流并网系统仿真波形如（a）所示，当风机分2次退出运行时，风电场输出的有功功率分别减小到80MW和60MW，并网侧输出的有功功率也相应地减小了约20MW和40MW，风电场侧交流电压幅值有较小的波动，但在风电场换流站和无功补偿装置的共同作用下，能够减小电压波动。

　　从（b）可以看出，当风机退出运行瞬间，直流母线电压会有小幅跌落，但能够很快地恢复到指定电压，直流电流则能够跟踪风电场有功功率的波动，保证其向并网侧交流电网的传输。

　　从（c）可以看出，当风机分2次退出运行时，风电场换流站各功率模块的有功功率大小与变化趋势基本保持致，单个功率模块能够跟踪风电场有功功率变化，验证了本文所给控制策略的有效性。

　　综上所述，VSC-HVDC并网系统能够较好地跟踪风电场输出有功功率的变化，稳定地将海上风电场输出的有功功率传输到岸上交流系统，并且能够较好地抑制VSC-HVDC系统两端的交流电压波动，提高了风电并网的稳定性；该并网系统中各功率模块能够实现独立控制，功率模块的各种电气参数的大小与变化趋势基本相同，能够达到多模块变压器耦合型柔性直流输电系统的设计目标。

　　5结论本文分析了并网风电场引起系统电压波动的原因，提出了多模块变压器耦合型VSC-HVDC系统，并给出了其抑制电压波动的方法有功功率控制和定电压控制。通过Matlab/Simulink建立了基于定桨距恒速风力发电机系统的海上风电场直流并网仿真模型，验证了2种控制器的可行性。仿真结果表明本文设计的控制系统具有较好的性能，验证了在风电场并网中采用VSC-HVDC能够很好地抑制交流电压波动和跟踪海上风电场输出的有功功率，提高了海上风电场的并网性能，从而为VSC-HVDC在海上风电的并网应用提供了仿真验证。