多端柔性直流输电系统中的低电压穿越问题

覃庆良，李梅航，于 飞

（青岛科技大学自动化与电子工程学院，青岛266042）

与常规火力发电、水力发电、核电等发电厂相比，风力发电容量相对很小，所以在电网发生故障时，为了保证风电机组的自身安全，通常简单采取脱离故障电网的自我保护措施，等电网电压恢复到正常时，再投入电网运行。随着国内外大型风电场的投入运行，风力发电在电力能源中所占的比例越来越大，已经不能忽略风力发电系统对电网的影响。对于风电场容量比较大，对电网接入点潮流影响较大时，风力发电机组的离网将会造成电网电压和频率的振荡，甚至崩溃[1-5]。这样会给附近的风场负荷和当地的工农业发展带来很大的损失，给大规模的风力发电系统的应用带来困难，使风电这种洁净能源的应用受到限制。因此，要使风力发电系统成为电网的“好搭档”，在大规模的风电应用中，风力发电机组自动脱网的方法已不再适合新电网规则。为了使风力发电机组在电网电压突然跌落时仍能保持并网，新的电网规则要求风力发电机组要有一定的低电压穿越能力。

为保证电网故障时双馈风机发电系统的安全运行，同时满足电网运行规则的要求，国内外研究人员对电网故障时双馈风机的不脱网运行控制技术进行了很多的研究。目前低电压穿越技术主要分为两类：一是改进拓扑结构和控制方法，二是改进转子励磁变换器的控制策略。文献[6]提出用直流母线斩波电路和Crowbar 保护电路配合使用来实现低电压穿越，其中，Crowbar 电路限制电网故障时转子的过电流，直流斩波电路用来限制直流母线电压，在电网发生严重不对称故障时减小直流母线电压的波动和励磁变换器的功率波动；文献[7]提出在转子励磁变换器的直流母线上并联能量存储装置，将电网在故障期间双馈风机转子中无法输送到电网的过剩能量存储起来，并在电网故障结束后送回电网，以保持直流母线电压的稳定，增强转子变换器的励磁控制能力。

文献[8]通过改进传统双馈风机的数学模型，考虑了定子电流的动态过程，建立了转子励磁控制的精确数学模型，这样就减小了暂态过电流，提高了转子侧功率的控制能力和电压波动时的动态响应速度；文献[9]提出利用定子电阻来对定子的磁链直流分量进行灭磁控制，并采取适当的励磁控制策略限制由定子磁链中的正序分量和负序分量而引起的转子过电压和过电流。

当电网电压跌落时，发电机的输出功率就会迅速降低，如果不控制其捕获的功率，就会导致发电机转速上升。当输入机械转矩较大时，即便是在故障切除后，也很难快速抑制电机转速的上升，吸收的无功功率进一步增大，定子端电压下降，进一步阻碍电网电压恢复，严重时可能导致系统崩溃[10-11]。文献[12]通过变桨控制的策略来迅速减小风机捕获的功率，减少风能的输入，因此发电机的输入机械转矩会相应减少。这样就限制风机转速的上升，减少双馈风机从电网吸收的无功功率，有助于电网电压的迅速恢复。

当电网发生不对称故障时，文献[13]提出抑制转子过电流的励磁控制策略，转子电流在静止坐标系下的直流分量、正序分量和负序分量经过50 Hz的带通滤波器后，直流分量被滤掉，对剩余的正序分量和负序分量采用2 个旋转方向相反的同步旋转坐标系来同时限制转子电流正序分量和负序分量。

本文将风力发电机用于多端柔性直流输电系统中，根据各个换流站交流侧电压的跌落情况，来研究风力发电机的低压穿越特性。

1 低压穿越技术

2009 年我国出台了相关国家试运行标准，对风力发电低电压穿越进行硬性的规定。图1 为我国电网规定的低电压穿越标准曲线。风电场并网点电压在图中电压轮廓线及以上的区域时，场内风电机组必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，场内风电机组允许从电网中切出。该标准要求风电场的风电机组具有在并网点的电压跌落至额定电压20%时能够保证不脱网连续运行625 ms 的能力；风电场并网点电压在发生跌落2 s 内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行[14]。对电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10%额定功率/s 的功率变化率恢复至故障前的值。

图1 我国规定的低电压穿越标准Fig.1 Standard of low voltage ride-through in China

当双馈电机直接与该交流电网相连时，交流电网电压跌落时会导致转子侧过电流，转子侧电流的迅速增加还会导致直流侧电压升高，发电机侧变流器的电流以及有功、无功功率都会产生振荡[15]。双馈风机在电网电压瞬间跌落的情况下，由于定子磁链不能跟随电压突变，会产生直流分量。而且由于积分量的减小，定子磁链几乎不发生变化，但转子继续旋转，这样就会产生较大的转差，因此便会引起转子回路产生过电压和过电流。而且不对称故障会使这种过电压和过电流的现象更加严重，这是因为在定子电压中含有负序分量，而负序分量可以产生更高的转差。过电流会损坏变流器，而过电压则会损坏发电机的转子绕组。

2 多端VSC-HVDC 的低压穿越

风力发电机通过点到点与柔性直流输电系统VSC-HVDC（voltage source converter high voltage direct current）相连，当电网出现电压跌落时，通过相应逆变器与风力发电机传递的电功率会明显减少，由于风力发电机不停地向直流环节注入电功率，因此就会出现功率不平衡。功率不平衡时，直流环节过多的电功率就会储存在直流电容器中，直流电压就会升高。如果不采取措施，那么直流电压就会达到边缘值。文献[16]采用了能量耗散的方法，当出现电压跌落时要用直流斩波器来消耗风力发电机过多的功率；文献[17]采用低压穿越方法降低风力发电机功率，通过降低风机的功率来恢复直流环节的功率平衡。

但是在多端的VSC-HVDC 中，由于不止一个换流站用于补偿直流环节的功率不平衡，电网中的其中一个换流站所连接的交流电网发生电压跌落时，根据多端系统控制器的调节作用，系统的直流电压可能不变，也可能发生很小的变化（跟系统的初始状态和调节能力有关），这样风力发电机的功率在电压跌落前后仍然可以把功率输送出去，不会造成风力发电机的直流电压的异常升高，但是在运行时其他换流站的状态可能会发生变化。

图2 与风电场连接的VSC-MTDC 结构Fig.2 Structure of VSC-MTDC connected with wind farm

本文多端系统拓扑结构如图2 所示。多端柔性直流输电系统的控制策略有主从控制、多点直流电压控制和电压下降控制等。只要保证在电网故障时，控制器可以协调功率平衡并且让系统重新稳定在新的工作点即可，跟选用哪种控制策略没有关系，因为只要保证风机在电网故障时所发的功率能够输送出去，转子侧就不会出现过电压和过电流现象。本文采用的是基于直流电压-有功功率调节特性的控制策略，通过直流电压来调节各换流站的有功功率输出[18]。

根据图2 设定VSC 换流站1 为直流电压控制模式；VSC 换流站2 和VSC 换流站3 为有功功率模式，可以参与系统功率调节；但是VSC 换流站4交流侧连接的是风力发电机和无源负载，采用定交流电压控制模式，有功功率不可控。根据以上各换流站的运行特性，其对应的上层控制系统如图3所示，各个换流站的参考值由上层控制器给定，根据系统的运行情况，上层控制器实时采集数据进行运算，保证了系统的稳定运行。

图3 上层控制系统框图Fig.3 Control diagram of the upper system

3 仿真结果分析

按图2 所示的结构进行搭建仿真模型，其中VSC 换流站1、换流站2 和换流站3 的额定功率均为50 MW，直流母线电压为120 kV，换流站4 采用交流电压控制，所连接的风力发电机为双馈电机，单个双馈电机的额定功率为1.5 MW，本实验采用10 台风机在风速15 m/s 下并联发电，单个功率输出为1 p.u.，因此10 台风机输送电量为15 MW。为了保证系统稳定运行，每个换流站给定了初始值：换流站1 为直流电压控制，给定值为1 p.u.，即120 kV；换流站2 给定值为0.5 p.u.，即发送25 MW 功率；换流站3 给定值为-1，即吸收50 MW 功率；换流站4 的给定值为1 p.u.，单相峰值电压为55 kV，无源负载单相电阻阻值为0.9 kΩ，因此三相无源负载在此种条件下吸收大约5 MW 有功功率。其中VSC 换流站所连接的交流电网发生85%电压跌落且持续0.2 s，仿真时间为1.5～1.7 s。仿真波形中，Pi（i=1，2，3）代表VSC 换流站i 的有功功率，PL为无源负载吸收的有功功率，Pw为10 台风力发电机发出的有功功率，Qw为无功功率，Udc为多端系统的直流电压，Udw为风力发电机的直流电压。

（1）VSC 换流站2（整流站）所连交流电网电压跌落。在1.5 s 时，VSC 换流站2 所连接交流电网发生电压跌落，1.7s 时电压恢复。仿真结果如图4 所示。

图4 VSC 换流站2 电压跌落各换流站状态及风力发电机的响应特性Fig.4 VSC station status and dynamic response of DFIG when AC voltage sag occurred in VSC station 2

从图4 可以看出，在1.5 s 发生故障时，VSC 换流站3 的有功功率突然升高，补偿VSC 换流站2所减少的有功功率；并且系统直流电压Udc发生了比较小的波动，但是对于风力发电机并没有影响，风机一直保持着功率的稳定输出，风机的直流侧电压也保持稳定。风机在故障前后运行状态非常稳定，说明在故障时，上层控制器起到调节作用，VSC 换流站2 所连接的交流电网减少的有功功率的输出完全由VSC 换流站1 所连接的交流电网补偿，并没有造成直流网络的功率不平衡。1.7 s 电压恢复，整个系统重新回到原运行点。

（2）VSC 换流站3（逆变站）所连交流电网电压跌落。在1.5 s 时，VSC 换流站3 所连接交流电网发生电压跌落，1.7 s 电压恢复。仿真结果如图5 所示。

图5 VSC 换流站3 电压跌落各换流站状态及风力发电机的响应特性Fig.5 VSC station status and dynamic response of DFIG when AC voltage sag occurred in VSC station 3

从图5 可以看出，在1.5 s 发生故障时，VSC 换流站3 的有功功率突然降低，由整流状态变为逆变状态，从向交流系统发有功功率变为吸收有功功率；并且系统直流电压Udc发生了比较小的波动，但是对于风力发电机并没有影响，风机在故障前后运行状态非常稳定。说明在故障时，上层控制器起到调节作用，VSC 换流站3 所连接的交流电网吸收的有功功率减小，这部分有功功率完全由VSC 换流站1 所连接的交流电网吸收，并没有造成直流网络的功率不平衡。1.7 s 时电压恢复，整个系统重新回到原运行点。

（3）VSC 换流站1（主导站）所连交流电网电压跌落。在1.5 s 时，VSC 换流站1 所连接交流电网发生电压跌落，1.7 s 时电压恢复。仿真结果如图6 所示。

图6 VSC 换流站1 电压跌落各换流站状态及风力发电机的响应特性Fig.6 VSC station status and dynamic response of DFIG when AC voltage sag occurred in VSC station 1

从图6 可以看出，在1.5 s 发生故障时，VSC 换流站1 的吸收的有功功率突然降低，相比于之前的2 种故障，由于主导站的退出，系统直流电压Udc发生了比较大的波动。但是对于风力发电机几乎没有影响，风机在故障前后运行状态非常稳定。说明在故障时，上层控制器起到调节作用，VSC 换流站1 所连接的交流电网发出的有功功率减小，因此VSC 换流站3 吸收的有功功率减小，并没有造成直流网络的功率不平衡。1.7 s 时电压恢复，整个系统重新回到原运行点。

4 结语

在单端或者两端直流输电系统中，当一端所连电网发生电压跌落时，风机所发出的有功功率就不能及时输送出去，如果不采取措施来消耗这部分功率，那么风力发电机只能脱网运行，而这样会对整个电网产生很大的影响。但是多端直流网络接入风力发电系统，在多端系统控制策略调控下，当整流站、逆变站或者主导站所连交流侧电网发生电压跌落时，各站的有功功率进行了重新分配，这样风力发电机产生的有功功率就会顺利输送，不会造成转子侧直流电压的升高，保证了风机的安全稳定运行，因此也不会出现低电压穿越的问题。

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