风力发电机组高电压穿越问题及其基本解决方案

朱永利，艾斯卡尔，，刘少宇，王海龙，朱 斯

(1.华北电力大学新能源电力系统国家实验室，河北保定071003;2.新疆金风科技股份有限公司，新疆乌鲁木齐830026;3.国网新源张家口风光储示范电站有限公司，河北张家口075000)

0 引言

随着常规化石能源供应不确定性问题、环保问题和节能减排形势的日益严峻，绿色可再生能源越来越受到重视。尤其在中国，风电、光伏发电等可再生绿色能源发展迅速，我国风电装机容量的增长已于2010年底超越美国，成为全球风电装机第一的国家［1］。

风电的大规模接入在很大程度上改变了风电在电力系统中的作用和地位。风电场与电网的相互影响已变得不容忽略。在电网故障情况下的风力发电设备的响应特性及其对电网的影响更不可忽视。

电网故障会导致风电场并网点电压和频率的变化，也会引起风电机组等风电场电气设备一系列的暂态过程，如过流、过电压、过速等。过去，风力发电规模较小，不集中接入，不会远距离外送，因此当发生电网故障时，风电机组因自身安全原因，一般都会自动与电网解列。风电的这种自动解列不会导致电网的安全/稳定性问题。目前，风电在电网中的比例已经到较高的水平，若风电机组还不具备一定的电网故障抵御能力，一遇电网故障就自动解列则会增加局部电网故障的恢复控制难度，恶化电网安全稳定性，甚至会加剧故障、引起连锁反应并导致系统崩溃［2］。

因此，为了维持电网的安全稳定运行，各国电网部门根据自身实际对风电场的电力接入提出了严格的技术要求［3］。另外，随着风力发电规模的逐步扩大，各国电网部门也在不断更新各自对风电场的电力接入技术要求。其中，风电场/风电机组高电压穿越能力(High Voltage Ride Through，HVRT)作为近期被公认的最具挑战性的一项重要的技术要求逐渐变成研究和舆论热点。

一般而言，过电压有4 种类型:工频过电压、操作过电压、谐振过电压和雷电过电压。其中，风电机组的雷电过电压防护可通过风电场/风电机组的雷电防护设计来实现。至于其他3 种过电压类型，在实际风电场运行中，都有可能发生。单相/两相对地短路、突然甩负荷、开关操作等都有可能引起电网侧过电压。可见，风电场/风电机组遭受电网侧过电压的危害是必然的。因此，风电机组HVRT 能力的开发工作势在必行。

本文首先研究了当今世界主流市场风电并网规程和相关报告［4～11］，给出了各国风电并网规程对风电场/风电机组HVRT 能力的关键技术指标。然后分析了两种主流风电机组在电网电压骤升时的暂态特性和风电机组是否具备HVRT 能力对电网稳定性的直接影响［12～14］。最后结合多年工作经验，分析了HVRT 必要性，并给出了基本解决方案。

1 各国HVRT 技术要求

通过对各国并网规程的学习和归纳后发现，风力发电机组必须满足的HVRT 主要指标有如下几项:

1.1 过电压类型

对于HVRT 的故障类型而言，因高电压故障产生的机理比较复杂，原因较多，因此电网电压的骤升一般是指因电网故障而产生的工频过电压(是指故障后电网过电压的正序分量)，有时候还会是操作过电压或谐振过电压。如，在约旦标准里面规定的过电压类型有工频过电压和操作过电压。至于电压骤升是对称电压骤升还是非对称电压骤升问题，各国标准没有明确规定，但原则上要求风电机组/风电场应能承受标准规定的最高暂态过电压。

1.2 过电压幅值及其持续时间

一般而言，标准会规定:并网点电压持续X(s)不超过Y 时风电机组/风电场不应脱网，并保持连续联网运行。如，澳大利亚NER 标准规定:130 %额定电压下至少工作60 ms;在110 %～130 %额定电压期间至少工作900 ms。再以美国WECC 标准为例，1.2 p.u.过电压下要工作至少1 s，1.15 p.u.过电压下要工作至少3 s。在中国国标GB 19963－2011 里面，对风电场/风电机组的高电压穿越能力并没有明确规定，只是提出“当风电场并网点电压在额定电压的90 %～110 %时，风电机组应能正常运行;当风电场并网点电压超过额定电压的110 %时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定”。

1.3 HVRT 期间风电机组功率控制要求

该指标包括在HVRT 期间的有功/无功控制。大多数国家并网规程都没有明确提出风机在HVRT 期间应如何控制风机的有功出力和无功功率。但在一部分国际并网规程里还可以找到一定的线索。如，德国E.ON 标准规定，风电场并网点电压升至1.2 p.u.时，风电场/风电机组在1.1 p.u.～1.2 p.u.期间需要吸收一定的无功功率，其中无功电流与电网电压的变化率之比应为2:1 以上。如，按约旦技术规定，在HVRT 期间应减少有功电流以便更多地发出无功电流来支持电网电压的快速恢复。

1.4 故障恢复后的控制要求

对HVRT 结束后的无功功率控制问题而言，该指标的要求是:故障结束(电压恢复到90 %～110 %额定电压区域)后使风电机组的电网侧电压尽快恢复到标称电压范围。可见，故障后的无功功率及其持续时间的控制取决于电压的恢复情况。目前，各国并网规程对此并无明确规定。

1.5 控制响应速度

包括两个要素:故障类型判别速度和故障发生瞬间后无功电流响应速度。一般而言，当电网发生故障时，风电机组先试图对故障类型进行快速判别以确定故障期间的有功/无功电流的控制方式。此外，风电机组控制器对电网故障类型快速完成定性后，还要快速进行无功电流调节以支持电网电压的恢复。目前，各国并网规程关于HVRT 的技术条款对此并无明确要求。

可见，各国风电并网规程针对风电机组的HVRT 要求主要有如下几项:

(1)过电压幅值及其持续时间;

(2)HVRT 类型;

(3)HVRT 期间的功率控制等。表1 和图1，汇总了一下各国标准HVRT 要求关键的共性技术要求。

表1 世界风电主流市场风电并网规程HVRT 技术要求汇总Tab.1 HVRT requirements of main wind power markets in the world

图1 世界风电主流市场风电并网规程HVRT技术要求汇总Fig.1 HVRT requirements of main wind power markets in the world

2 电网高电压对不同风电机组的影响

目前，市场上的主流风电机组有两类，它们分别是双馈异步风电机组(Doubly-Fed Induction Generator，DFIG)和直驱永磁同步风电机组(Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG)。电网电压的骤升对上述两种风电机组的不利影响简述如下:

2.1 电网电压骤升对DFIG 的影响

DFIG 主回路拓扑如图2所示。通过对相关文献［12～14］内容的总结可知，对DFIG 而言，电网电压的骤升(对称和非对称骤升)会导致风电机组定子磁链的大幅振荡。其中，对称电压骤升引起的定子磁链衰减直流分量和非对称电压骤升引起的定子磁链负序分量相对于高速运行的异步发电机形成较大的转差率，进而引起转子侧过电流、过电压，最终会危害转子侧变流器。另外，电网电压的骤升不仅会引起变流器对直流电压等环节控制能力的减弱，而且也会引起风机系统绝缘薄弱环节的绝缘老化或绝缘下降，甚至会引起绝缘击穿或设备损坏。

图2 DFIG 系统主回路拓扑结构Fig.2 Main circuit diagram of DFIG system

2.2 电网电压骤升对PMSG 的影响

对PMSG 而言，从图3 可知，发电机经过ACDC-AC 全功率变流器与电网相接，发电机输出侧与风电机组的电网侧已被“频率/电压解耦”，PMSG 的HVRT 能力等并网特性主要跟电网侧变流器有关。当电网侧电压骤升时，从风机注入到电网的潮流方向将改变，电网向风电机组注入一定的逆向能量。另外，在HVRT 期间，按照PMSG设计理念，因风机变桨系统不工作，从发电机注入到变流器的功率不变。因此，在变流器整流侧注入进来的能量和变流器逆变侧逆向能量的叠加作用下，变流器DC 电压会急剧上升。可见，直流侧过电压是因DC 回路输入能量和输出能量的不平衡引起，释放这一部分多余的能量是实现直驱风机HVRT 能力的重要途径。

图3 永磁直驱风力发电系统主回路拓扑结构Fig.3 Main circuit diagram of PMSG system

3 风机HVRT 能力对电力系统的影响

目前已有一些文献初步探讨了风电机组/风电场HVRT 特性对系统的影响。工程实践也足以说明风电机组/风电场的HVRT 特性对电力系统有着不可忽视的影响。主要表现在以下几个方面:

(1)对电力系统稳定性的影响:

工程经验说明具备HVRT 能力的风电场区域电网比不具备此能力的风电场区域电网具有更好的稳定性。在像中国酒泉地区这种大规模高度集中接入的区域，如果风电机组不具备一定的HVRT能力，则当电网发生故障时上千台风电机组一起脱网，对电网必将是很大的冲击，甚至是灾难。

(2)对系统电压控制的影响

一般而言，一个风电场群会含有多种风电机组机型，而各个风电机组机型在故障情况下的电压调节特性不同。另外，风电场主变低压侧也会配各种类型的无功功率补偿设备，如并联电容器组、SVC、SVG 等。可见，风电机组在故障期间的故障判别速度及其对应的功率控制(有功功率控制和无功功率控制)方式不仅影响到故障期间的系统无功功率需求和系统潮流分布，而且对电压控制的精度和效果也带来一定的不利影响，因此风电机组应按照标准要求严格执行相关HVRT 控制任务。

(3)对系统发电计划，系统规划等的影响

按照目前的电网现状，假设风电机组可以不具备故障穿越能力，则整个系统的架构都要发生改变，如风电场的接入规模、系统安稳装置配备、系统保护配置及其设定等。该问题会涉及到很多方面，在此不再细述。

4 风电机组具备HVRT 特性的必要性

中国风电目前的发展特点是:大规模集中接入、弱电网联接，高电压远距离外送。结合这3点，风电机组具备HVRT 能力的必要性问题可以从以下几个方面展开讨论。

(1)风电机组具备一定的HVRT 能力可以减少风电机组批量脱网规模，避免连锁反应式事故扩大的可能。这类必要性应以2011年在西北电网发生的诸多批量脱网事故为例说明。当时，主变低压侧电缆头的短路事故直接引起了不具备低电压穿越能力的一批风电机组的批量脱网。紧接着，因为主变低压侧无功功率补偿设备不具备自投切功能，造成局部区域无功功率的过剩、电压骤升，进而导致了不具备一定HVRT 能力的第二批风电机组的批量脱网。经当时的调查情况来看，第二批脱网的风电机组数量远远超过了第一批脱网的风电机组数量。其实，当时的最终后果不算极度恶劣，因为并没有引起电网频率的大幅下降，也没有引起附近区域其他风电场的低频保护跳闸。

(2)风电机组具备一定的HVRT 能力是各国并网规程之要求。目前，在中国并没有明确的HVRT 并网规程要求(只是一部分区域电网根据自身要求确定了各自的高电压保护整定值要求。如新疆电网要求:持续2 s 超过110 %额定电压可跳闸;持续1 s 超过115 %额定电压可跳闸)，但相关工作正在进行中。

(3)未来电网的发展必将对风电机组的HVRT 能力提出更加严格的技术要求。先从国际市场来看，加拿大Quebec 等电网运营公司已根据自身实际要求升级了相关的技术要求(140 %额定电压，持续时间为33ms)。在中国，随着800 V DC 输电线路的逐步投入，针对风电机组HVRT 能力的实际需求将变为现实。

5 风电机组HVRT 解决方案

5.1 DFIG 风机HVRT 解决方案

一般而言，可以通过2 种技术措施——硬件改造措施和控制策略优化措施来使DFIG 满足并网规程HVRT 技术要求。简述如下:

(1)对较小的电压骤升，可通过文献［13，14］推荐的几种方法:基于定子励磁电流动态过程精确模型的励磁电流补偿解耦控制法;基于矢量滞环控制的事故解耦控制法;基于直流电压柔性控制技术的比例控制法等。但这些方法的工程可用性和有效性有待进一步检验。

(2)对大一些的电压骤升，为了限制直流过电压与转子侧过电压/电流，应合理使用已有Crowbar 电路，同时应在变流器DC 回路增加Chopper电路。实际上，基于硬件的DFIG 风机HVRT 解决方案会有多种方式。在不计成本的情况下，可以通过风机机端的专用设备(如STATCOM，DVR、储能装置等)来使DFIG 风机满足并网规程HVRT 技术要求。

5.2 PMSG 风机HVRT 技术方案

从图3 知，PMSG 主回路功率平衡方程式为

式中:Pgen为发电机输出有功功率;Pgrid为风机系统注入电网的有功功率;Pneg为从电网注入到风机系统的逆向能量;Pdc为变流器直流母线功率，Udc为直流侧电压;Idc为直流侧电流;Cdc为直流侧稳压电容。

从式(1)可知，为了保证PMSG 满足HVRT，可有以下2 种方法:

(1)减少Pgen快速使Pdc=0，但因变桨速度问题很难进行快速功率调节，Pneg无法避免，该方法不可行。

(2)把Pdc快速转移出去或消耗掉。该方法实际上就是指通过加装额外设备消耗DC 环节的多余能量。一般都使用Chopper 电路并通过卸荷电阻以热量形式进行能耗制动。可见，最佳方式就是第二种方法。

实际上，直驱风机实现HVRT 的主要措施还有:(1)在DC-Link 上加装储能单元以转移多余能量;(2)在电网侧并联或串联一套基于低成本电力电子器件的辅助设备(如STATCOM，DVR 等)，当检测到电网电压骤升时，启用辅助设备转移多余能量或限制电压，进而实现电压穿越。

6 结论

大规模风电场集中接入弱电网时会降低电网的安全稳定裕度，增加电压控制的难度。在较高的风电比重下，如何提高电力系统的安全稳定裕度必将引起更多更大的重视。

虽然，风电机组HVRT 能力的实现问题可以通过风电场层面的电压控制措施、风电场电气设计、一次系统施工质量和电网继电保护合理匹配(电网继电保护必须遵从维护系统稳定)等措施得以实现，但为了增强系统的安全稳定裕度，为了减轻系统电压控制难度，并为了提高风电机组技术性能，最终还是需要开发风电机组的HVRT 能力或加大风电机组高电压保护实际整定值。

［1］World Wind Energy Association (WWEA)［R］.World Wind Energy Report 2010，2011.

［2］力戈，宋新甫，常喜强.直驱永磁风力发电系统低电压穿越改进控制策略研究［J］.电力系统保护与控制，2011，39 (12):73－38.

［3］吴杰，孙伟.应用STATCOM 提高风电场低电压穿越能力［J］.电力系统保护与控制，2011，39(24):47－51.

［4］中国国家标准化管理委员会.GB/T 19963－2011 风电场接入电力系统技术规定［S］.北京:中国标准出版社2012.

［5］Fichtner.Technical requirements and evaluation of grid code compliance for wind power plants in Jordan［R］.May，2014.

［6］E ON Netz.Grid code high and extra high voltage［R］.E.ON Netz GmbH，Bayreuth，2006.

［7］Technical Regulation TF 3.2.5.Wind turbines connected to grids with voltages above 100 kV［C］.Denmark:Elkraft System and Eltra，2004.

［8］Technical requirements for connection of power plants to the transmission network of Quebec［R］.Hydro-Quebec，19，2012.

［9］WECC Low Voltage Ride Through Standard［S］.WECC USA，2005.

［10］Australian Energy Market Commission.National electricity rules-Chapter 5－ grid connection.Version 51，2.

［11］Grid connection code for renewable power plants(RPPs)connected to the electricity transmission system(TS)or the distribution system (DS)in South Africa［S］.National Energy Regulator of South Africa，2012.

［12］叶希，鲁宗相.大规模风电机组连锁脱网事故机理分析初探［J］.电力系统自动化，2012，8 (36):11－17.

［13］Mansour Mohseni，Mohammad A S Masoum，Syed M IsIam.Low and high voItage ride through of DFIG wind turbines using hybird current controlled converters［J］.EIectric power systems research，2011.

［14］Liu Chang-jun，Huang Xiao-bo.Flexible control of DClink voltage for DFIG during grid voItage swell［J］.Energy Conversion Congress and Exposition，2010:3091－3095.