《Energy Conversion and Management-X》：Advanced transmission, control, fault ride-through, and protection strategies for offshore wind farms using VSC-HVDC systems: An integrative review
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本文对基于电压源型换流器的高压直流输电（VSC-HVDC）系统连接的海上风电场进行了综合性综述。本综述聚焦于电力传输技术、风力发电机换流器接口、VSC-HVDC系统架构、控制策略、故障穿越（FRT）及保护标准。特别关注了基于多电平换流器的模块化HVDC系统、多
本文对基于电压源型换流器的高压直流输电（VSC-HVDC）系统连接的海上风电场进行了综合性综述。本综述聚焦于电力传输技术、风力发电机换流器接口、VSC-HVDC系统架构、控制策略、故障穿越（FRT）及保护标准。特别关注了基于多电平换流器的模块化HVDC系统、多端直流（MTDC）网络，以及换流器控制与保护设计之间的相互作用。研究人员从稳定性、动态性能、FRT能力和保护系统协调性等方面，对常规控制、非线性控制、预测控制、智能控制和鲁棒控制策略进行了比较。本综述还讨论了交流和直流两侧的故障行为、直流故障保护、故障电流限制、选择性故障隔离以及故障后恢复。最后指出了尚未解决的主要问题，包括海上多端直流电网的可扩展性、控制-保护协同设计、实时验证、网络安全以及技术经济优化。本文强调，未来的海上VSC-HVDC系统应采用集成的传输-控制-保护方法进行设计，以实现大规模海上风电的可靠、安全且经济的集成。
1. 引言
世界能源领域正经历重大变革，重点在于减少温室气体排放、减缓气候变化以及加速向低碳电力系统转型。在此背景下，可再生能源，特别是海上风能，因其资源丰富、技术成熟度和规模化部署潜力而受到广泛关注。海上风电场（OWF）具有平均风速高、湍流小、土地使用限制少等优势。到2022年，全球海上风电装机容量约为64.3 GW，预计2023至2027年间将新增超过130 GW。这种快速扩张需要开发可靠、高效且可扩展的输电基础设施。远距离输电是OWF并网的一大挑战。高压交流（HVAC）输电在中短距离项目中仍具成本效益，但随着距离增加其性能会下降。为此发展了分数频率输电系统（FFTS）和高压直流（HVDC）等技术方案，其中HVDC被视为长距离OWF并网最具前景的技术。现有综述多将输电技术、换流器控制、故障穿越（FRT）和保护作为独立主题进行研究。控制类综述侧重于稳定性和动态性能，但很少涉及控制器动态如何影响故障电流演变、保护阈值设定和故障后恢复。同样，FRT和保护类综述通常分别讨论交直流侧故障，较少考虑故障行为受所选输电策略和换流器控制系统的影响。本文采用综合性的、面向设计的视角，明确关联了输电拓扑、风机换流器接口、VSC-HVDC系统、换流器控制、故障行为、FRT动作、保护要求和故障后恢复。主要贡献包括：建立了拓扑-控制-FRT-保护映射框架；对比了海上输电技术和HVDC换流器配置；从故障电流演变、直流电压恢复、FRT支持和保护协调角度评估了控制策略；提出了海上VSC-HVDC系统故障类型的结构化分类；综合了未来大容量海上MTDC电网的协调故障处理需求；并识别了控制-保护协同设计、MTDC可扩展性、实时验证、网络安全等开放性研究挑战。
2. 研究方法
本综述遵循结构化的文献检索和筛选流程。研究问题涵盖大型OWF的输电类型、适合海上风电的HVDC拓扑、系统拓扑和风机技术对控制与保护的影响、控制方法的比较，以及主要挑战和未来方向。文献检索利用Scopus、ScienceDirect、IEEE Xplore等多个数据库，主检索期为2010至2026年，最终纳入193篇研究。通过定性评估确保文献的技术可靠性，提取的数据包括出版来源、年份、技术、拓扑、控制策略、故障类型、FRT方法等。保留的研究按六个主题组织：大型OWF的输电技术、风机技术、VSC-HVDC系统架构、控制策略、FRT与保护方法，以及未来开放挑战。
3. 大型海上风电场的输电技术
大型OWF需要能够长距离输送大量电能的输电基础设施。HVAC是中短距离项目的成熟解决方案，但其技术局限性随距离和功率等级增加而显著，如海底电缆电容产生的大量充电电流和无功需求会降低有功传输能力。FFTS通过降低运行频率来减小电缆感性电抗和容性充电电流，被视为HVAC和HVDC之间的中间方案，但仍面临变压器体积增大和变频控制复杂等挑战。HVDC被认为是长距离、大容量海上风电输送的最适方案。其中，LCC-HVDC技术成熟但需要强交流电网且易发生换相失败；VSC-HVDC/MMC-HVDC因具备独立有功/无功控制、黑启动能力和弱电网运行能力成为首选，但直流故障电流上升迅速；混合HVDC结合了VSC的灵活性和LCC的经济性；二极管整流器型HVDC（DR-HVDC）降低了海上平台成本和损耗，但缺乏主动控制；全直流OWF配置减少了变换环节，但面临直流故障保护和绝缘协调等挑战。输电技术的选择决定了控制灵活性和保护复杂性。在风机技术方面，Type IV型永磁同步发电机（PMSG）全功率换流器因完全解耦于电网、可控性强、FRT能力强，最适合VSC-HVDC连接的OWF。
4. 使用VSC-HVDC输电的海上风电场系统架构
双端VSC-HVDC架构是海上风电并网的基本配置。模块化多电平换流器（MMC）已成为海上应用的主导拓扑，其由多个串联子模块（SM）构成，能合成高质量电压波形，开关损耗低、可扩展性好。海上换流站负责维持交流汇集电网的电压和频率，陆上换流站则控制直流链路电压并与主网交换功率。近年来，海上VSC-HVDC项目正向更高容量和更远距离发展，例如Dogger Bank项目采用1.2 GW HVDC平台，TenneT的2 GW计划采用±525 kV级HVDC系统。这些趋势推动了改进的MMC设计、紧凑型平台、故障电流限制和更快的保护/恢复策略的发展。多端直流（MTDC）系统通过连接多个换流站和OWF，提高了供电可靠性和灵活性，但也带来了直流电压共享、功率潮流控制和选择性故障隔离等新的控制与保护挑战。海上直流电网的协调控制通常采用电压裕度控制或下垂控制策略。
5. 海上HVDC系统的控制策略
控制策略是确保VSC-HVDC系统稳定运行的关键。常规PI/PID控制在工业中广泛应用，但在非线性、参数变化和扰动条件下性能受限。非线性控制如滑模控制（SMC）、反馈线性化（FL）和反步法可提高鲁棒性和动态响应。模型预测控制（MPC）能处理多变量约束，但对计算要求高。智能控制包括模糊逻辑、人工神经网络（ANN）和自适应神经模糊推理系统（ANFIS），可适应不确定性，但依赖训练数据和泛化能力。鲁棒控制如H∞控制能在最坏情况下保证稳定性。此外，跟网型和构网型控制策略对于弱电网条件下的系统运行至关重要。本文不仅从稳定性和动态性能，还从故障电流演变、直流电压恢复、FRT支持和保护协调角度对这些控制策略进行了评估。
6. 故障穿越与保护
FRT和保护是确保系统在故障下不脱网运行的关键。故障分为陆上交流故障、海上交流电网故障、直流电缆/极间故障、换流器内部故障以及海上电网/MTDC故障。交流侧FRT要求换流器提供无功支撑以维持电压稳定。直流侧故障电流上升极快，需采用快速故障检测、换流器闭锁、直流断路器（DCCB）、故障电流限制器（FCL）或故障阻断型子模块等措施。保护策略需实现选择性故障隔离，并支持故障后恢复。本文综合了协调故障处理需求，强调了集成故障检测、电流限制、选择性支路隔离、通信弹性保护和分阶段故障后恢复的必要性。
7. 主要开放挑战与未来研究方向
主要未解决问题包括：控制与保护的协同设计，确保两者在故障期间互不冲突；MTDC系统的可扩展性，包括标准化和协调控制；构网型控制在海上孤岛电网中的应用；实时硬件在环（HIL）验证；针对通信攻击的网络安全防护；基于人工智能的保护方法在数据质量和可解释性方面的局限；FRT和保护硬件的标准化与技术经济优化。
8. 综合拓扑-控制-FRT-保护框架
本文综合了前述各方面，建立了一个集成框架，将输电拓扑、换流器控制、FRT动作和保护要求系统地联系起来。该框架表明，拓扑选择决定控制需求，控制动态影响故障行为和FRT性能，进而约束保护设计和故障后恢复。因此，未来海上VSC-HVDC系统应采用集成方法进行设计。
9. 结论
本文对基于VSC-HVDC的海上风电场在传输、控制、FRT和保护方面进行了全面综述。强调应采用集成的传输-控制-保护方法来应对未来的技术挑战，确保大规模海上风电的可靠、安全和低成本并网。
