提高双馈式风电系统故障穿越能力的控制策略

邓文浪， 陈智勇，2， 段斌

(1．湘潭大学 信息工程学院，湖南湘潭411105;2．湘电风能有限公司，湖南 湘潭411102)

0 引言

双馈式感应发电机(doubly－fed induction generator，DFIG)广泛应用于单机容量为兆瓦级的风力发电系统。其主要优势在于DFIG励磁变频器容量小，成本低。容量仅占同级别永磁同步发电机全功率变频器容量的20% ～30%［1］。与全功率变频器相比，励磁变频器对电网扰动更为敏感，并且要求特殊的变频器保护电路。

为了避免电网故障期间DFIG脱网运行对电网造成不利影响，风力发电普及较高的国家已经制定严格的电网标准:所有新安装的风力机应该具有故障穿越(fault ride－through，FRT)或者低压穿越(low voltage ride－through，LVRT)的能力。这种能力意味着所有的发电厂(包括风电)应该具有故障期间和低压条件下维持并网的能力［2－3］。电网故障期间要求风力发电机能够向电网注入额外的无功功率用以支持公共连接点(point of common coupling，PCC)的电压以及能够在故障清除后立刻恢复有功功率输出。德国E．ON公司分别于2006年4月和2008年4月颁布高压与超高压电网标准［4］和海上风电场并网标准［5］。

为提高电网故障状态下DFIG的LVRT性能，一般有如下3种方式:①加强向电网注入的无功电流量［6－11］;② 优化变频器控制环节［12－13］;③ 采用Crowbar限制转子过流保护变频器［14－20］。

通过对LVRT技术3种常用方式优缺点的总结，本文采用一种新型FRT技术。这种控制技术包含双PWM变频器线路重构、旁路电阻Crowbar装置、无功电流给定和无功电流优先原则4个部分。通过与常规Crowbar故障穿越技术的对比研究，验证所采用的新型FRT技术能够稳定并提升风电场终端电压，加强有功与无功功率输出，保护变频器的安全运行，帮助系统各项性能指标在故障清除后及时恢复。

1 常规Crowbar故障穿越技术

提高DFIG风力发电系统的FRT性能，关键是要能够有效抑制转子过电流、直流母线过电压以及电磁转矩振荡［18］。采用常规Crowbar技术能有效提高DFIG风力发电系统FRT能力。

电网故障发生后，由于风电场终端电压跌落使得DFIG发出的功率不能及时送向电网。于是迫使直流母线电压处于升高趋势，并且在定、转子线路上产生过电流。直流母线电容储能骤升以及转子线路电流甚高将威胁双PWM变频器的安全运行。此时，将旁路电阻Crowbar装置投入转子线路中，为转子过电流提供旁路，抑制并衰减转子短路电流。

然而仅利用旁路电阻Crowbar装置提高DFIG风力发电系统的FRT能力是有限的并且存在以下不足之处:

1)尽管转子侧变频器(rotor－side converter，RSC)功率开关在旁路电阻Crowbar装置投入运行时全部处于封锁状态，但是由于RSC仍然与转子线路存在物理上的连接，Crowbar电阻产生的电压若高于直流母线电压，转子过电流将通过RSC反向并联的二极管流入直流母线［18］，使得直流母线电容储能至更危险的水平。

2)电网电压骤降时，为了维持终端电压的稳定，并且帮助风电场各项性能指标在故障清除后及时恢复，风电场必须向电网输送额外无功电流［9－10］。RSC 在旁路电阻 Crowbar装置动作期间始终保持封锁状态，只能从网侧变频器(grid－side converter，GSC)向电网注入额外无功电流［9，18］。由于DFIG的双PWM励磁变频器容量限制，仅从GSC向电网注入额外无功电流能力十分有限。在设计具有FRT能力的双PWM变频器的容量时，存在容量与其成本之间的矛盾。

3)电网故障发生后，Crowbar装置投入运行之前，直流母线电压瞬间超出额定值，母线电容被迫充电至较高水平。当Crowbar装置投入运行时，RSC处于封锁状态，仅从 GSC 向电网释放电容能量［1，14］。由于GSC容量的限制，电容不足以迅速释放过储能，不利于变频器的安全运行。一般需要在直流母线上加装泄放回路以防止直流电压升高。尽管泄放回路可以将母线电容多余储能以热能的形式释放，但是其频繁动作可能引起直流母线电压的振荡，延长故障清除后的调节时间。同时，泄放回路的散热问题也应该在设计双PWM变频器时予以考虑。

2 新型故障穿越技术

所设计的新型FRT技术将优化基于旁路电阻Crowbar装置的FRT暂态控制性能，在一定程度上解决常规Crowbar故障穿越技术的不足。

2.1 双PWM变频器的控制

采用常规FRT技术，仅GSC工作，不能及时释放母线电容过量储能，而且通过GSC向电网注入的额外无功电流严重不足。若能将闲置的RSC通过重构线路与GSC并联，通过滤波器接入电网，就可以提高变频器的容量。若RSC与GSC容量相同，并联变频器组合将GSC容量扩大了一倍。在不需要额外功率器件及选择更高容量功率开关的前提下，一定程度上解决了设计具有FRT能力的双PWM变频器容量与其成本之间的矛盾。

图1 新型FRT技术控制框图Fig．1 Control block diagram for novel FRT technology

图1为改进常规Crowbar技术的新型FRT技术控制框图。正常工作状态下开关S1处于封锁，开关S2导通a侧。电网故障发生后，如果转子电流或者直流母线电压超过变频器稳态控制的阈值(分别为2pu和1.2pu)时，启动新型 FRT技术，开关 S1导通，旁路电阻Crowbar装置投入运行，开关S2封锁a侧导通b侧。采用新型FRT技术后，转子侧线路通过旁路电阻Crowbar装置串联，而RSC不再与转子线路物理连接。因此，避免了Crowbar电阻高压威胁直流母线电容安全。

当电网故障清除后，风电场终端电压恢复至0.85pu，认为风电场成功穿越故障［4］。此时Crowbar应从转子线路中切除，变频器应恢复正常工作状态，即开关S1封锁，开关S2导通a侧封锁b侧。

正常工作状态下，RSC脉宽调制(PWM)的控制开关选择a侧，实现风能跟踪以及输出有功功率与无功功率的解耦控制;电网故障状态下，采用新型FRT技术时，开关选择b侧，此时两个变频器共用同一组PWM信号，实现并联逆变器的暂态优化控制。

正常工作状态下，RSC工作在滑差频率，暂态控制时切换至电网频率。开关S2动作瞬间要求RSC功率开关有短暂封锁，避免频率切换暂态过程对电网造成影响。

正常工作状态下，GSC的控制前向通道上的三个控制开关全部选择a侧，实现维持直流母线电压的稳定和励磁功率的调节;电网故障状态下，采用新型FRT技术时开关全部选择b侧，实现无功电流的暂态优化控制和限制直流母线过压。

图1 中 u、I、R、L 表示电压、电流、电阻、电感;下标g、r表示双PWM变频器网侧、转子侧分量;下标s、r、m表示定子、转子、励磁分量;上标*表示参考量;ut为终端电压;ωg、ωr为电网电压、转子电压角速度;Lf、Rf网侧滤波器等效电感、电阻(正常工作状态时，Lf应为Lf1和L2串联有效值;逆变器并联工作时，Lf应为 Lf1、L1、L2串并联有效值);Ig为 GSC 电网端电流;udc直流母线电压;T*e为电磁转矩给定值;Q无功功率;ψs定子磁链幅值;Δurd、Δurq转子电压补偿d、q分量。

2.2 无功电流的控制

电网故障期间FRT控制应该能够向电网注入额外无功电流以支持电网电压并帮助其尽快恢复。控制系统的无功电流给定量应该遵循相应的电网标准。例如，德国E．ON公司颁布的高压与超高压电网标准［4］指出:当DFIG终端电压有效值跌落超过正常水平的10%时，就必须通过发电机变压器的低压侧向电网注入额外无功电流。无功电流注入应该在发电厂识别电网故障后的20ms以内开始。当电压恢复至死区范围内(见图2)，额外无功电流注入必须继续维持500ms以上。故障清除后发电厂终端电压恢复至正常水平的暂态平衡过程必须在300ms内结束。所设计的新型FRT技术的无功电流给定量按E．ON无功电流注入原则进行。图2中:In为额定电流;Iq为无功电流分量;Iq0为故障前无功电流分量;ut为故障期间终端电压;ut0为故障前终端电压;un为额定终端电压。

图2 E．ON电网标准无功电流要求Fig．2 Reactive current injection for E．ON grid code

然而，励磁变频器容量的限制(即变频器额定电流值较小)，为了使得并联逆变器向电网注入的无功电流量在电网故障期间始终满足图2所示的要求，应该采取无功电流优先原则，描述为

采用无功电流优先后，当发电机终端电压跌落至0.5pu以下时，无功电流优先注入电网，变频器满负荷运行，其冗余容量分配给有功电流。

2.3 共母线电容并联逆变器环流产生条件

在新型FRT技术下，两台SPWM逆变器并联是否产生环流现分析如下:

若某一时刻，逆变器1、2的开关序列分别为110、011，对应的导通状态见图3所示。

图3 并联逆变器导通状态Fig．3 Conduction state of parallel inverters

并联逆变器对应的A、B、C三相通过各自输出电感串联后形成三个电感并联回路。图3对应的A、B、C三条并联支路的环流电路图分别如图4所示。

图4 并联逆变器环流电路简化图Fig．4 Simplified diagrams for circulating circuit of parallel inverter

若电容串联在各项输出电感形成的串并联支路中，会形成环流回路［21］。因此，A、C 相形成环流，仅B相不形成环流。由以上分析可知:只要在同一时刻共用直流母线电容并联运行的逆变器开关状态保持一致，理论上不会产生环流。

为了满足低损耗要求，一般利用载波移相技术消除并联大功率逆变器的谐波。各个并联逆变器共用一个调制信号，不同的逆变器之间的三角载波移相Tc/n个周期(Tc载波周期，n并联逆变器数)。载波移相技术使得各个逆变器的功率开关状态不同步，因此并联单元之间形成环流回路。采用载波移相技术消除谐波的同时不得不通过有效的控制途径抑制环流。实际应用时，电感L1、L2能够抑制由于开关误动作产生的环流。

提高双馈式风电系统LVRT性能的主要矛盾不在于解决电网故障后风电系统的谐波问题，而在于尽可能维持风力机的并网运行与励磁变频器承受过电流和过电压之间的矛盾。同时，电网电压跌落持续时间短暂(往往几十至几百毫秒)，FRT暂态控制逆变器并联工作时间因此也很短。加之，励磁变频器容量相对较小，产生的谐波对电网影响不大。基于以上分析，新型FRT技术采用两并联SPWM逆变器共用同一组调制和载波信号。

图5为风电场输出电压的a相谐波含量图。电力系统及环境参数见3.1节，双PWM变频器的开关频率为1 620Hz。风电场正常工作时，输出电压的总谐波畸变THD=2.08%，见图5(a)。当电网发生三相接地短路故障(电网电压严重跌落)，抽取暂态过程中4个周期的电压进行频谱分析。采用常规Crowbar故障穿越技术，风电场输出电压的THD=11.37%，见图5(b)。采用新型FRT技术时输出电压的 THD=8.37%，见图5(c)。另外，采用新型FRT技术但不提供额外无功电流支持，输出电压的THD=10.59%，见图 5(d)。对比图5(b)、5(c)，可以推断:暂态过程中并联逆变器对电网的谐波影响不大。对比图 5(b)、5(c)、5(d)，可以推断:新型FRT技术向电网注入额外无功电流能够稳定终端电压，使得输出电压谐波含量比常规Crowbar故障穿越技术时有所减少。

3 仿真实现

3.1 电力系统环境

9MW的风电场由6台容量为1.5MW的DFIG风力机组组成。6台机组与25kV配电系统连接。风电场由经30公里25kV馈线向电力系统(120kV 2500MVA)输送功率。同时风电场575V输出总线上连有500kW阻性负载和0.9MVar滤波器，见图6。

三相接地短路故障发生在30km馈线远离风电场端。故障发生在T=0.2s，通过隔离故障输电线，故障在T=0.3s清除。故障对整个风电场的6台风电机造成的影响相同。

图5 两种FRT技术的谐波比较Fig．5 Contrast for harmonic between two different FRT technologies

图6 风电场电力系统结构Fig．6 Structure of wind farm

风电系统基准值:基准功率为10MVA;基准电压为575V;基准频率为60Hz;基准旋转速度为1 000r/min;基准风速为11m/s。

DFIG和环境参数:极对数P=3;额定功率Pnom=10MVA;额定频率f=60Hz;直流母线额定电压Udc=1 200V;直流母线电容:C=60mF;变频器容量(网侧逆变器的额定电流):0.5pu;风速保持10m/s不变。

3.2 两种FRT技术的暂态特性比较

当三相接地短路故障发生在图6所示的30km馈线远离风电场端时，故障程度最为严重，发电机终端电压跌落至0.1pu。根据图2无功电流注入原则，无功电流注入量应当最大化至1pu。由于双PWM变频器额定电流为0.5pu，并联逆变器单个变频器额外无功电流注入量应达0.5pu，见图7(a)。通过额外无功补偿，发电机终端电压得到抬升并有助于电压的及时恢复，见图7(b)。(本文发电机吸收功率时功率值为负，输出功率时功率值为正。)

图7 新型FRT技术应对电网电压跌落后的无功补偿Fig．7 Reactive compensation during grid fault in novel FRT technologies

风电场正常运作时，发电机组吸收0.35pu的无功功率。电网故障时，并联逆变器无功发生能力比常规Crowbar控制提高近一倍，见图8(a)。由于发电机终端电压跌落至0pu附近，见图7(b)，定子吸收的无功功率相应的降低至0pu，见图8(b)。通过并联逆变器的无功补偿，发电系统能够在故障期间向电网输出0.1pu的无功功率，见图8(c)。

图8 两种FRT技术的暂态无功功率特性比较Fig．8 Contrast for transient reactive power between two different FRT technologies

并联逆变器的无功补偿能够稳定并提升故障期间发电机的终端电压，见图7(b)。稳定终端电压能够使得故障清除后发电机及时恢复有功功率输出，见图9(a)。重构变频器线路后，直流母线电容过量储能能够通过并联逆变器及时释放，见图9(b)。

图9 两种FRT技术的有功功率特性及母线电压比较Fig．9 Contrast for active power and DC-link voltage between two different FRT technologies

由于两种FRT技术都采用Crowbar装置，故障期间定子和转子过电流都能得到有效衰减。故障清除后的恢复期间，新型FRT技术能提早使得转子和定子电流恢复正常，见图10(a)、10(b)。故障期间，两种FRT技术对电磁转矩的脉动都能有效抑制，见图10(c)。新型FRT技术能够使发电机转速过渡过程在电网故障清除后尽早结束，见图10(d)。由于故障期间电磁转矩的绝对值变小，发电机转速因此有小幅度上升，见图10(d)。

图10 两种FRT技术的定子和转子电流、电磁转矩、发电机转速比较Fig．10 Contrast for stator current，rotor current，electromagnetic torque and rotation speed between two different FRT technologies

若图6所示的大电网远离风电场端电压跌落至0.5pu，电网故障时间从0.2s至0.3s。依据图2的无功电流注入原则，通过单个并联逆变器的无功电流补偿量0.4pu，见图11(a)。无功补偿后，发电机终端电压在故障期间比采用常规Crowbar技术有所提高，见图11(b)。终端电压的提高使得发电机输出的有功功率得到了提高，见图11(c)。同时，补偿的无功功率能够降低发电机组对电网的无功需求量，见图11(d)，必要时还能够向电网提供无功功率，稳定电网电压。电网电压跌落程度不太严重时，两种FRT技术都能够及时抑制定子和转子过电流，见图11(e)和图11(f)。直流母线电容过储能不高时，两种FRT策略都能合理释放电容过储能，母线电压保持在安全范围内，见图11(g)。

图11 应对电网电压非严重跌落时两种FRT技术对比仿真Fig．11 Contrast for two different FRT technologies response to non-severe voltage sags in grid

4 结语

针对DFIG风力发电系统，设计具有FRT能力的双PWM变频器时，存在容量与成本之间的矛盾。本文在不扩充功率器件容量以及数量的前提下，通过变频器线路的结构调整，扩充了逆变器的容量，使得电网故障状态下，提高了逆变器的无功发生能力。同时能够确保直流母线电容过量储能及时释放以及变频器的安全运行。足量的无功补偿能够稳定并且提升发电机终端电压，帮助发电系统各项指标在故障清除后的及时恢复。今后还将完善相应的实验研究。

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