直驱风机HVRT两种直流侧卸荷方法对比仿真研究*

李朋宇，何山，王松，王杰，陈先飞，粱继存

(1.新疆大学 电气工程学院，乌鲁木齐 830049；2. 可再生能源发电与并网技术教育部工程研究中心，乌鲁木齐 830049)

0 引 言

面对日益严峻的环境问题，世界各国开始大力发展风电。风电行业在我国经济的长期发展中占有重要地位，因此风电机组的安全稳定运行对电网的影响已经得到国内外学者的广泛关注[1-3]。为了降低风电脱网对电网运行的影响[4-8]，我国《风电并网技术规程》规定并网的风电机组必须具备低电压穿越能力(Low Voltage Ride Through, LVRT)。近些年来的事故表明，在低电压故障消除后，接入风电场的高压线路可能发生电压骤升现象，另外，大量无功补偿设备的投入，风电负荷突然急剧减少等因素也会引起电网电压的骤升，严重的将引起风电场脱网。永磁直驱同步风电机组通过全功率变流系统连接到电网上，省去用于传动的齿轮箱，同时低损耗、维护费用低、调速范围宽、效率高[9-12]。相比于双馈风电机组，由于PMSG与电网实现了解耦，直驱风电机组的电压穿越能力更好[13-14]。

与风电机组的低电压穿越相比，风电机组电压骤升会带来并网逆变器控制裕度下降，若失控将导致能量倒流从而引起直流侧过电压或过电流。按照对于故障期间多余能量的处理方式，主要有以下两种方法：第一种方法是消耗型卸荷电路，其原理主要是通过卸荷电阻来消耗多余能量。文献[15]主要提出一种新的改变网侧变流器的控制策略，通过Crowbar卸荷电路和提供无功电流从而实现直驱风电机组的高电压穿越；文献[16]主要采用直流母线斩波电路实现风电机组的高电压穿越。第二种方法是采用储能型卸荷电路，其原理主要是通过储能装置把多余能量储存起来，待故障结束后再将多余能量释放。文献[17]提出采用超导磁储能提升双馈风机高电压穿越能力；文献[18-20]提出了一种电池和超级电容组成的混合储能技术，从而实现直驱风电机组电压穿越能力的提高。

以2.5 MW直驱风力发电系统为研究对象，网侧变流器在稳态时采用单位功率因数控制，暂态时采用无功优先的控制策略，在电网电压三相对称故障下，对直驱风电机组在直流母线斩波电路卸荷和超级电容储能系统实现高电压穿越进行对比研究。

1 各国对高电压穿越标准

国外最早开始风电机组高电压穿越的研究，不同国家以及地方电网公司，制定了不同的高电压穿越标准。国外部分国家和地区对于高电压穿越的标准如图1所示。

图1 国外高电压穿越要求

并网准则要求风电机组在曲线以上区域不允许脱网，并对时间有严格要求。最早提出风电机组高电压穿越要求的国家是澳大利亚：当电网侧电压骤升至1.3Un，并网机组在60 ms内不脱网，并且提供足够大电流以帮助电网电压恢复；德国某公司制定的并网准则中不仅规定风电机组在电网电压升至1.2Un时不脱网，而且要求机组消耗一定量的无功功率，同时要求无功电流和电网电压的比值为2：1。综上所述，各并网准则提出高电压穿越标准不尽相同，但机组运行时间均不超过1 s。国内尚无此类标准，因此，采用了美国WECC(Western Electricity Coordinating Council)关于高电压穿越的标准，该标准规定了风电机组必须在电网电压升高到1.2Un时，机组能够维持并网1 s。

超级电容储能系统 (Super Capacitor Energy Storage System，SCESS)由超级电容器组和双向Buck/Boost变换器组成。在该电路中，V1和VD2构成了降压斩波电路，主要用来存储多余能量；V2和VD1构成了升压斩波电路，主要用于释放能量。其中对V1与V2采用滞环比较方式触发，为防止同时导通，并对触发信号进行互锁，如图2所示。

图2 基于SCESS的风电变流器拓扑结构

2 直驱风电系统控制策略分析

2.1 机侧变流器控制策略

机侧变流器主要对PMSG控制，实现机械能到电能的转换，一般采用双闭环矢量控制即基于转子磁链定向的转速外环控制以及电流内环控制,如图3所示。

图3 机侧变流器控制框图

PMSG在d-q坐标系的电压方程为：

(1)

式中usd、usq分别为发电机定子电压的d、q轴分量；isd、isq分别为发电机定子电流的d、q轴分量；Rs为定子电阻；Ld和Lq为发电机d、q轴电感；ωr为发电机转速。

2.2 网侧变流器控制策略

当直驱风电机组正常运行时，网侧变流器采用电压外环双、电流内环双闭环控制。将电网电压合成矢量定向于同步坐标系的d轴，即ud=ugd，ugq=0，在d-q坐标轴上，网侧变流器的电压和功率分别为：

(2)

(3)

式中usd、usq分别为网侧变流器电压的d、q分量；igd、igq分别为网侧变流器电流的d、q轴分量；R、L分别为滤波器电阻和电感；ω为电网角频率；ugd、ugq分别为电网电压的d轴分量以及q轴分量。

由式(3)可知采用电网电压定向，能够实现有功电流和无功电流的解耦，控制d轴电流即控制有功功率，同样控制q轴电流即控制无功功率。

3 仿真分析

随着风机单机容量越来越大，本文以2.5 MW直驱风机为仿真模型，并网电压690 V，经过升压变压器与35 kV电网相连，风电机组和电网参数见表1所示。

图4 网侧变流器控制框图

参数名称参数值额定电压/V690额定转速/(r/min)14极对数p42定子电阻/Ω0.001 5直轴电感/mH1.2交轴电感/mH1.2直流电压额定值/V1 100串联电阻/Ω0.54直流侧电容器/mF8电网额定频率/Hz50

文中对于风机在发生三相对称故障下，使用斩波电路和加超级电容电路两种运行方式进行仿真验证。根据第一节介绍的WECC标准，现设定电网电压在0.8 s时升高到1.2Un，1 s后电网电压恢复到额定电压，同时为叙述方便本文所提到的电压、电流均采用标幺值。

3.1 斩波电路作为卸荷电路

图5和图6分别是电网发生故障后的电压波形和电流波形，0.8 s时电压骤升至1.2Un电流降至0.4In，到1.8 s逐步恢复正常。图7所示直流母线电压，0.8 s直流母线电压骤升至最大约1 188 V，最小约1 045 V，故障初期网侧变流器变化平滑，有效地保护了网侧变流器，但是故障恢复时波动较大。图8所示为网侧变流器输出有功功率、无功功率曲线，故障前按照单位功率因数运行，故障期间有功功率降至1 MW，降幅60%，同时提供约0.3 Mvar感性无功用以帮助电网电压恢复。可见在电压骤升情况下，风电机组仍可以正常并网运行，斩波卸荷电路能够提升风电机组的HVRT能力。

图5 电网电压波形

图6 网侧电流波形

图7 直流母线电压

图8 电网侧有功功率与无功功率曲线

3.2 超级电容作为卸荷电路

在电网电压骤升时，利用超级电容储能系统吸收多余能量，抑制直流侧电压升高，故障结束后，超级电容再将能量释放到电网。相比于卸荷电路，系统效率得到提高。图9为电网电压波形。图10为电网电流波形。图11为直流母线电压，直流电压最大1 155 V，最小值1 078 V，超级电容能够迅速稳定直流母线电压，且故障恢复阶段波动较小。图12所示为网侧变流器有功功率、无功功率曲线，相比于斩波卸荷电路，有功功率降至0.8 MW，且波动较小，同时提供约0.3 Mvar无功功率以帮助电网电压恢复。可见在电网电压骤升情况下，机组仍能保持并网运行，通过超级电容储能系统不但能够有效抑制了直流电容上的波动，提升了直流电容安全稳定运行能力，更有利于提升风电系统的HVRT能力、加速系统有功恢复过程。有关两种电路HVRT结果的对比如表2所示。

图9 电网电压波形

图10 网侧电流波形

图11 直流母线电压

图12 电网侧有功功率与无功功率曲线

对比项目斩波电路超级电容直流母线电压波动范围/pu.[0.95,1.09][0.98,1.05]故障恢复超调量0.050.02有功功率波动范围/MW[0.5,2.6][0.8,2.8]跌落深度0.60.68提供无功功率/Mvar0.50.3

4 结束语

在Matlab/Simulink中建立了PMSG并网发电系统及HVRT控制模型，在电网电压骤升至相同工况下，分别投入斩波卸荷电路和超级电容储能系统进行仿真研究，结果表明：

(1)在直驱风电机组平抑直流母线波动方面，相比于斩波卸荷电路，超级电容器的响应更快，能把直流母线电压波动维持在很小范围内;

(2)在直驱风电机组出力方面，斩波电路和超级电容系统均可以控制有功功率输出，提供感性无功电流以帮助电网电压恢复，斩波电路网侧变流器输出有功功率始终在额定功率以下，超级电容系统网侧变流器输出有功功率最大约3 MW;

(3)在机组故障穿越结束后恢复稳态时，超级电容能加速使并网永磁风机系统恢复，且超调量小，稳定性最好。