永磁直驱风电机组HVRT功能开发及其检验

艾斯卡尔 ，朱永利 ，王海龙

（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）

0 引言

受环保问题和节能减排政策的推动，风电等可再生绿色能源越来越受到重视，对风能大规模并网应用的需求也一直在快速增长。但风是一种可控性较差的能源，其并网友好性问题一直是业内的焦点研究课题。

随着风电装机容量的增加，尤其是风电大规模集中接入电网，风电所起到的作用也变得越来越重要。与此同时，风电与电网间的相互影响也变得越来越明显，尤其是风电机组对电网故障的抵御能力已引起专业人员的重视［1］。

过去，当电网发生故障时，风电机组因自身安全原因，一般都会自动与电网解列。由于当时风力发电规模较小，这种自动解列不会造成电网的安全／稳定性问题。目前，风电在电网中的占比已经达到较高的水平，若风电机组还不具备一定的电网故障抵御能力，一遇到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［2-5］。

因此，为了保证电网的安全稳定运行，各国的电网部门根据自身实际情况对风电场的电力接入提出了严格的技术要求［6］。其中，风电机组高电压穿越 HVRT（High-Voltage Ride-Through）技术被公认是最具挑战性的技术之一，逐渐成为行业内的研究热点。

本文围绕永磁直驱风电机组PMSG（Permanent Magnet Synchronous wind turbine Generator）的 HVRT技术问题，研究了已有的相关文献［7-9］和当今世界主流市场风电并网规程和相关报告［10-17］，探讨了PMSG在电网电压骤升时的暂态特性［18-22］；然后，结合实际PMSG系统，提出了一种能够实现HVRT功能的控制方法；最后，在PSCAD环境下搭建了仿真模型，并进行了仿真分析和现场测试，结果表明所提方法能够有效提高PMSG的HVRT能力。

1 各国HVRT技术要求

通过对各国并网规程的分析研究可知，风电机组应满足的HVRT技术指标主要有如下几项。

1.1 过电压类型

对于风电机组需要穿越的过电压故障类型而言，各国并网规程规定的对应于风电机组HVRT功能的过电压类型有工频过电压（电网过电压的正序分量）、操作过电压或谐振过电压，如约旦标准规定的过电压类型包括了工频过电压和操作过电压。

1.2 过电压幅值及其持续时间

一般而言，并网规程会规定：并网点电压持续x s不超过y p.u.时机组不应脱网，并保持连续联网运行。如澳大利亚NER标准规定，并网点电压大于1.3 p.u.时至少工作 60 ms，并网点电压在 1.1～1.3 p.u.期间至少工作900ms。中国国家标准GB／T 19963—2011对风电机组的HVRT能力并没有明确规定，只提出“当风电场并网点电压超过额定电压的110%时，HVRT特性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

风电机组功率控制要求包括HVRT期间的有功功率和无功功率控制。如德国E.ON标准规定：风电场并网点电压升至 1.2 p.u.时，风电机组应在 1.1～1.2 p.u.期间吸收一定的无功功率。

1.4 其他指标

为了使风电机组具备针对电网过电压故障的抵御能力（HVRT能力），各国并网规程应对风电机组的过电压故障判断速度、HVRT频次等其他指标提出技术要求。目前，各国并网规程对这些问题都没有明确规定。因此，风电机组的HVRT能力的技术开发只能参照风电机组低电压穿越技术对应的技术指标。

可见，各国风电并网规程针对风电机组的HVRT要求主要有：（1）过电压幅值及其持续时间；（2）过电压故障类型；（3）过电压期间风电机组的有功／无功控制方式。

表1汇总了各国并网规程HVRT技术要求（细则可以查看并网规程原文）。

表1 世界主流市场风电并网标准中的HVRT技术要求Table 1 Technical requirements of HVRT stipulated in grid-connection codes for wind farm by different contries

2 PMSG的HVRT暂态特性

PMSG主回路拓扑如图1所示。

图1 PMSG主回路拓扑图Fig.1 Main circuit topology of PMSG system

从图1可知，发电机经过AC-DC-AC全功率变流器与电网相连，发电机输出侧与风电机组电网侧已被频率／电压解耦，因此机组的HVRT等并网特性主要与电网侧变流器有关。当电网侧电压骤升时，注入电网的潮流方向将改变，电网将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，机组变桨系统不工作，从发电机注入变流器的功率大小不发生变化。因此，在变流器整流侧注入的能量和电网侧变流器逆向能量的叠加作用下，变流器直流电压会急剧上升。可见，直流侧过电压是因直流回路输入、输出能量的不平衡引起，如果直流回路的多余能量没能得到转移或消耗，则会导致直流电容的损坏，进而导致设备停机。

3 PMSG的HVRT功能开发

3.1 PMSG的HVRT解决方案基本思路

HVRT期间PMSG的能量平衡关系如图2所示。

图2 PMSG系统在HVRT运行时的能量平衡关系Fig.2 Energy balance of PMSG system during HVRT

从图2可知，PMSG在HVRT期间的主回路功率平衡关系可用式（1）表示。

其中，Pgen为发电机输出有功功率；Pgrid为PMSG注入电网的有功功率；Pneg为电网注入PMSG的逆向有功功率；Pdc为直流母线有功功率；PR为直流侧卸荷电阻所消耗的有功功率；Udc为直流侧电压；Idc为直流侧电流。

从式（1）可知，Pdc能承载的功率是一定的，因为直流侧电容能储存的功率是一定的。当电网侧出现高电压时，由于Pgrid的减少和逆向功率Pneg的存在，式（1）所示的平衡关系会被破坏。因此，为了保证直流电压处于允许范围内，并使PMSG具备HVRT能力，可使用以下3种方法。

（1）减少 Pgen。

因变桨系统速度问题很难快速减少Pgen，无法实现式（1）所示的功率平衡关系。另外，按照PMSG设计理念，为了实现电网故障对传动系统的零机／电暂态冲击，不推荐使用快速变桨技术。

（2）减少 Pneg或增加 Pgrid。

因为电网侧过电压通常是由电网的暂态行为引起的，且因为电网侧过电压引起的逆向潮流的存在，Pneg无法避免，Pgrid也很难增加，故该方法不可行。

（3）把剩余Pdc快速转移或消耗掉。

该方法实际上就是通过加装额外设备消耗／转移直流环节中的多余能量，从而使Pdc始终处在正常直流电压所对应的功率范围内。

可见，方案3是比较可行的方法。

3.2 PMSG低成本HVRT实现方法

在两相同步旋转坐标系中，使d轴定向于电网电压向量，则逆变器的数学模型可以表示为：

其中，ud、uq分别为逆变器输出侧电压d、q轴分量；Ls、Rs分别为输出侧电感和电阻；Ns为电磁转速；id、iq分别为逆变器电流d、q轴分量；usd为电网电压d轴分量。

同理，功率方程推导如下：

其中，Qgrid为机组注入电网的无功功率。

与式（2）和式（3）对应的机组电网侧逆变器和直流Chopper回路的HVRT控制框图如图3所示。

图3 PMSG系统的HVRT控制原理Fig.3 Schematic diagram of HVRT control for PMSG system

图3中，UABC为机组电网侧三相电压；IABC为机组电网侧三相电流；Idref为有功电流给定值；Iqref为无功电流给定值；Udcref为直流母线电压给定值；Qref为外部无功功率控制指令；θ为电网侧电压的相位角。

从图3可知，在正常运行模式下，运行模式控制器按照UABC信号对运行模式进行判断。若机端电压在 0.9～1.1 p.u.之间，则进入正常运行模式。 此时，Iqref的计算按Qref执行，Idref的计算按照Udcref执行。Qref的最大值按照式（4）计算获得，并用于限幅环节，实际值由风电场无功功率管理系统下发。在正常工作模式下，直流Chopper电路不工作。

其中，SN为视在功率；PN为额定功率。

若机端电压大于 1.1 p.u.，则进入 HVRT 运行模式。此时，无功电流的控制优先级最高，因此先按照式（5）来确定Iqref。为了有效支撑电网电压的快速恢复，需要尽量提高Iqref；同时，应把Idref限制到比较小的值。

其中，Imax为变流器最大允许电流；Id为变流器实测电流的d轴分量。

3.3 硬件升级及技术方案验证

至于在硬件上的技术升级方案而言，本文工作对现有系统的Chopper电路进行了评估，并对Chopper电路中的卸荷电阻进行了升级。其中，目标风电机组为由金风科技研制的2.5 MW直驱风电机组，电网侧额定电压为690 V。Chopper电路由两路制动系统构成。对单个制动系统而言，选取直流侧额定电压为1050 V，选取直流侧最高电压为1150 V，选取前置IGBT最大电流为1600 A，选取单个卸荷电阻额定能耗能力为1600 kW（因为需要考虑HVRT过程中的逆向潮流，两路制动系统额定能耗能力合计为3200 kW）。卸荷电阻最新取值可通过式（6）计算获得。

其中，Umax为变流器直流过电压保护整定值；IRmax为卸荷电阻前置IGBT过电流保护整定值；Pmax为卸荷电阻需要消耗的功率最大值。

通过式（6）可知，卸荷电阻取值范围为0.72～0.83 Ω。通过计算机仿真分析和实验室测试修正后最终取值为 0.75 Ω。

为了验证该方法的有效性，在PSCAD环境下搭建了风电场-无穷大系统计算机仿真模型，如图4所示。仿真模型中的风电场由1台金风科技2.5 MW级PMSG构成。仿真模型中设计的电压骤升发生器能够模拟各种电网侧过电压。同时，为了验证该方法在工程上的可实用性，按照计算机仿真结果，在现场也进行了实际测试。计算机仿真和现场测试参数都按照表2执行（参照 IEC61400-21—2008［22］）。

图4 仿真和现场实际测试结果Fig.4 Results of simulation and site test

表2 PMSG机组HVRT仿真／实测参数设置Table 2 Parameter of HVRT during simulation and site test

计算机仿真和现场测试结果数据如图5所示，图中纵轴数据均为标幺值。

从图5（a）和图5（b）可知，在电网电压升至1.15 p.u.并持续 20 s的 HVRT 运行期间，无功功率和无功电流均增加到 1.5p.u.，较好地支撑了电网电压的恢复。另外，从图5（a）和图5（b）的比较分析可知，仿真结果和实测数据比较吻合。

从图5（c）、（d）可知，在电网电压升至 1.25 p.u.并持续0.2 s的HVRT运行期间，有功功率的减少幅度非常明显；无功功率和无功电流均增加到1.7 p.u.，较好地支持了电网电压的恢复。另外，从图5（d）可知，在实际测试过程中，风电机组并没有因电网侧电压的骤升而停机，而是顺利穿越了电网侧过电压，完成了HVRT运行过程。

从图5（e）和图5（f）可知，在电网电压升至1.3 p.u.并持续0.2 s的HVRT运行期间，风电机组维持了联网运行状态。同时，风电机组输出的无功功率和无功电流均增加至接近1.8 p.u.。

从以上分析可知，计算机仿真数据和现场的测试数据非常吻合，本文所提技术升级方案有效提高了PMSG的HVRT能力。

图5 计算机仿真和现场实际测试结果数据Fig.5 Results of simulation and site test

4 结论

风电场集中接入弱电网会降低电网的安全稳定裕度。在较高的风电比重下，如何提高风电机组的故障抵御能力将会引起业内人士更大的关注度。其中，风电机组在电网侧过电压时的HVRT功能已成为行业内技术研究的热点。

本文所提PMSG的HVRT技术方案，在不改变现有系统主回路硬件配置的情况下，通过卸荷电阻的升级和相关控制环节的优化升级，实现了PMSG较好的HVRT功能。同时，该技术方案通过了现场实测验证，技术改造所需的硬件成本低，工程上易于实现，可作为PMSG的HVRT技术升级方案。此外，本文归纳了中外并网规程HVRT技术要求，具有一定的参考价值。

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