双馈风机低穿及保护策略对电网稳定影响分析

高杉雪，司大军，孙鹏，游广增，何烨，黄润，陈姝敏，胡泽江，胡馨

（1.云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南 昆明 650200； 2.云南电网有限责任公司昆明供电局，云南 昆明 650011）

0 前言

随着“双碳目标”提出，大量化石能源逐步被风电、光伏等新能源替代，当新能源占比攀升至较高比例时，新能源特别是风机在低电压穿越期间的控制及保护策略将对电网稳定产生较大影响。双馈风机(doubly fed induction generator，DFIG)由于发电效率高、可实现变速恒频运行、造价较低等优点，是现有风电机组的主力机型[1]。但由于定子侧直接与电网相连，DFIG对电压变化十分敏感。当电网电压突变时，由于定子磁链不可突变，导致转子过流和过压，风机内部保护动作后脱网，故障穿越失败[2]。为此国家提出了《风电场接入电力系统技术规定GB_T 19963.1》[3]、《风力发电机组故障电压穿越测试能力规程 GB-T36995》[4]等多项规定，对风机故障穿越能力提出要求。本文根据相关规程对DFIG故障穿越能力的规定，结合电网实际情况，分析了双馈风机低穿策略及保护策略中对电网稳定影响较大的关键因素。DFIG的基本结构如图1所示，其中RSC为机侧变流器，GSC为网侧变流器，转子Crowbar为与转子并联的保护电路。

图1 双馈风机基本结构图

1 风机并网区域电网现状

分析采用某末端区域电网，区域网内电源较少且以小水电为主，在运风电场4座，区域负荷较重，正常运行中需主网注入大量潮流。区域电网网架如图2所示，以A风电场为例开展分析，风机参数取现场实测数据。

图2 区域网架图

2 低穿策略对电网稳定影响分析

风机低电压穿越期间控制策略按满足低穿曲线（见图3）要求制定，同时标准还对对称故障及不对称故障下风机输出无功电流值、无功电流输出及退出响应时间等做了规定。本章主要针对DFIG低穿策略中对电网稳定性影响较大的参数开展仿真分析，详见后文。

图3 风电场低电压穿越要求

2.1 故障后风机输出无功电流响应时间

为提高故障期间风机对电压的支撑能力，相关标准明确了当发生对称故障时，自并网点电压跌落出现时刻起，风机动态无功电流上升时间不大于60 ms。

仿真中将风电场A中双馈风机低穿策略中无功电流响应时间分别置为2 ms（现场实测值）和60 ms，B-C线路故障N-1相关曲线见图4和图5。

图4 不同无功电流响应时间下风机无功功率

图5 不同无功电流响应时间下风机并网点母线电压

如图所示，若电网发生故障导致风机机端电压跌落后进入低穿状态时，风机故障穿越的无功电流响应时间越短，故障期间风机提供无功支撑的速度越快，对电网母线电压跌落的支撑效果越好。同时需注意的是，若网侧发生无需外界干扰即可自动恢复的电压波动，导致风机机端母线电压随之波动时，响应时间过短可能导致风机快速进入低电压穿越状态并输出容性无功电流，反而会加大电网电压波动。

2.2 低穿期间输出容性无功电流值

《风电场接入电力系统技术规定 GB_T 19963.1》[3]规定对称故障时风电场动态无功电流增量应响应并网点母线电压变化，并满足式(1)：

式中：ΔIt为风电场注入动态无功电流增量；K1为风电场动态无功电流比例系数，取值范围应不小于1.5，宜不大于3；Ut为风电场并网点电压标么值；IN为风电场额定电流。

根据标准要求，风机低穿期间输出容性无功电流比例系数在1.5～3内可调。基于此，仿真修改机组低穿期间无功调整系数为1.65 p.u.、3 p.u.，B-C线路故障N-1机组输出无功功率、机端母线电压曲线见图6和图7。

图6 机组无功功率

图7 并网点母线电压

如图所示，在标准规定取值范围内，风电场动态无功电流比例系数越大，同一电压跌落深度下风机无功功率调整速度越快，同一时刻机组输出无功功率越多，低穿期间对网侧母线电压的支撑效果越好。

2.3 退出低穿状态时刻状态切换

由于相关标准中并未对风机退出低电压穿越后的无功功率恢复提出具体要求，不同风机厂家对恢复阶段有不同处理。在风机低穿状态与正常运行状态间切换方式处理上，本次分析采用的双馈机组在两状态切换时刻存在无功电流阶跃变化（从输出容性电流到吸收容性容性电流），如图8所示。

图8 现场试验中风机无功功率

将含此阶跃变化的双馈风机参数带入进行仿真后，B-C线路故障N-1后风机无功功率及并网点网侧母线电压曲线见图9。

图9 仿真中风机无功功率及并网点母线电压

由图可知，若风机退出低电压穿越状态时刻无功电流存在如图6所示阶跃，当风机第一次退出低穿状态时刻，风机由输出容性无功电流瞬间变为吸收容性无功电流，此时机端电压随之降低至风机低穿门槛电压之下，风机再次启动低电压穿越策略输出容性无功电流，电压随之恢复，到下一个低穿状态结束时刻再重复上述过程。

由于相关标准仅规定风电机组应具备至少2次低电压穿越能力，对风机低穿次数的上限无规定，若风机策略中不设置其进低穿次数上限，则上文描述的过程将一直循环，风机无功功率在输出容性无功功率和吸收无功功率间持续波动，导致并网点母线电压也持续波动，不利于电网稳定。

2.4 低穿结束后无功功率恢复方式

同样地，由于相关标准中并未对风机退出低电压穿越后的无功功率恢复提出具体要求，不同风机厂家对恢复阶段无功功率有不同处理，常见的方式主要有无功功率直接恢复和按一定时间恢复。

将无功功率恢复方式分别设为直接恢复和按一定时间恢复，同一故障下风机无功功率和并网点母线电压曲线见图10和图11。由图可知，由于风机低穿期间输出容性无功功率，若低穿结束后无功功率不采用一定时间恢复而是立即恢复，则此时风机输出容性无功功率变化量较大，导致风机并网点母线电压随之出现小幅跌落（具体跌落程度取决于无功功率变化量），不利于电网电压恢复。

图10 风机无功功率曲线

图11 风机并网点母线电压曲线

3 Crowbar保护策略对电网稳定影响分析

由DFIG基本结构图可知，DFIG由于定子侧直接与电网相连，当电网故障电压跌落时，双馈风机定子电流增大，继而在转子侧感应出过电流和过电压，造成电磁转矩剧烈变化，对风电机组机械系统产生很大的应力冲击[5]。这种由于电网侧电压跌落导致的DFIG转子不平衡能量经机侧变换器后，一部分通过网侧变换器传递到电网，剩余部分作用于直流侧电容对其充电，使得直流母线电压快速上升，导致换流器、直流侧电容和风机定子及转子的损坏，进而引发多台风机出现连锁故障反应后威胁电网稳定运行。

为避免DFIG在电网侧电压跌落后出现上述现象，一般配置Crowbar或Chopper保护抑制过流和过压。Crowbar保护是一种在DFIG转子侧换流器上并联带Crowbar电阻的过电流/过电压保护电路[6]，Chopper保护则是并联在直流侧电容两侧的过电压保护电路。Crowbar一般以转子电流或直流电容器两端电压升高为保护电路动作条件，动作后相当于短接了DFIG转子侧换流器，阻断了不平衡能量的传输，可从一定程度避免电网侧电压跌落后过电流和过电压导致的设备损坏。但Crowbar保护投入后相当于DFIG的RSC被短接，风机输出有功功率及无功功率突变，电网侧电压及频率将产生更加剧烈的波动，不利于电网稳定。综上，下文通过仿真分析Crowbar保护相关参数对电网稳定性的影响。

3.1 Crowbar对应电阻阻值影响

Crowbar保护对应电阻值大小对降电流、降直流侧电压效果有较大影响：若Crowbar对应阻值较小可能起不到衰减转子过电流的作用；若Crowbar对应阻值较大虽然会加快转子电流衰减速度，但同时也可能造成直流母线电压振幅增大，造成风机输出无功功率、有功功率波动更剧烈，进而引起网侧母线电压、频率的剧烈波动。

为分析Crowbar对应阻值大小对风机外特性乃至对电网稳定性的影响，本文根据Crowbar对应阻值取值公式（式(2) ～式(4)）[7]估算了仿真采用的双馈风机Crowbar对应阻值，详见下文。

Crowbar对应阻值Re整定范围内的最小值：

Crowbar对应阻值Re整定范围内的最大值：

式中：Us为定子电压幅值（相电压峰值）；Udc为直流母线正常工作上限值；Lδ为定转子总漏磁，Lδ=Lδs+Lδr；Isafe一般取1.2倍转子额定电流；ωs为同步电机角速度。

由于Crowbar对应阻值应在最佳范围内尽量取大值，考虑安全裕度后Crowbar对应阻值计算公式为：

式中：λ为安全裕度，一般取0.9～0.95。

仿真中采用Crowbar对应电阻值计算采用参数如表1所示。

表1 Crowbar对应阻值计算参数取值

采用式(4)及表1参数估算得到仿真采用双馈风机Crowbar对应电阻值较合理值应为0.2647 p.u.。将其与风机Crowbar对应电阻实测值1.128 p.u.以及另取的较大值2 p.u.及较小值0.0001 p.u.一起开展对比仿真分析，故障采用B-C线路故障N-1，故障后相关曲线见图12～图15。

图12 不同Crowbar对应阻值下机组无功功率对比

图13 不同Crowbar对应阻值下机组有功功率对比

图14 不同Crowbar对应阻值下风机并网点母线电压

图15 不同Crowbar对应阻值下风机并网点母线频率

由图可以看出，采用估算的Crowbar对应电阻值后，相同故障下比其余电阻值来说对故障后DFIG有功功率和无功功率的波动抑制效果更好，电网电压波动及频率波动更小。

3.2 Crowbar动作后退出的转子电流值/退出时间影响

为仿真Crowbar动作后退出时间与故障清除时间先后关系对风机输出无功功率、有功功率、并网点母线电压、频率的影响，在其余参数一致（参数设置见表2）前提下，修改Crowbar动作后退出的转子电流值为0.1 p.u.，0.444 p.u.，1.5 p.u.，使其分别对应故障清除后较长时间后退出、故障清除后较短时间后退出、故障清除前退出3种情况，仿真相关曲线见后图16～19。

图16 机组无功功率

表2 Crowbar保护参数

图17 并网点网侧母线电压

图18 机组有功功率

图19 并网点网侧母线频率

由图可知Crowbar动作后退出的转子电流值和Crowbar返回判断直流电压的时间一起确定了Crowbar退出时间与故障清除时间的先后关系。当判断时间相同时，Crowbar动作后退出的转子电流值越小，Crowbar动作后退出时间在故障清除时间之后的概率越大。

仿真中Crowbar动作后退出的转子电流值与其对应的退出时序关系见表3。

表3 Crowbar返回电流值与退出时序对应表

综上可知：

1）若Crowbar在故障清除前（含清除时刻，返回电流值1.5 p.u.）退出，此时转子侧换流器重新投入，风机按低穿策略输出无功功率突增，第二次引起低穿期间无功功率扰动，进而影响并网点网侧母线电压、频率剧烈波动。

2）若Crowbar在故障清除后（较长时间或较短时间）退出，则在故障清除至Crowbar退出时间段内风机将向电网吸收容性无功，吸收容性无功大小及时长与故障切除时刻风机状态及Crowbar退出时间相关，存在导致风机频繁进出低穿及高穿状态、Crowbar频繁投退可能性，但总的来说引起的电网侧电压、频率波动较Crowbar在故障清除前退出情况下波动更小。

对实际并网运行的DFIG，若风机并网点保护定值能配合Crowbar动作后的退出转子电流值，在不损坏设备的前提上使Crowbar保护在故障清除后再退出，能有效降低故障后由于Crowbar保护存在导致DFIG对电网电压、频率波动的不利影响。

4 结束语

本文分析并采用仿真验证了DFIG低穿策略、Crowbar保护策略相关逻辑参数对电网稳定性的影响，提出以提高电网动态过程稳定性为目标的DFIG相关参数优化方向。从风机角度为后续大规模新能源接入后电网稳定运行提供支撑，对电网顺利接纳大规模新能源提供支撑。