考虑变直流母线电压参考值的直驱风电机组高电压穿越控制策略

张公生，王维庆，王海云，葛来福，张 攀

（1.新疆大学 教育部可再生能源发电与并网控制工程技术研究中心，新疆 乌鲁木齐 830047；2.广东电网有限责任公司江门供电局，广东 江门 529000；3.国网新疆电力公司乌鲁木齐供电公司，新疆 乌鲁木齐830047）

0 引言

随着大规模高集中度风电并入电网系统，国家并网标准要求风电机组具备低电压穿越（LVRT）能力和高电压穿越（HVRT）能力[1]。HVRT是指当电网电压在短时骤升或长时间轻微骤升时，风电机组能够连续不脱网运行[2]，[3]。针对电网电压骤升对双馈发电机转子的影响，文献[4]，[5]提出了基于虚拟阻抗和变阻尼的控制策略，有效缩短了高电压期间转子的振荡过程，在一定程度上提高了机组的高电压穿越性能。文献[6]，[7]研究表明，电网电压骤升期间可以采用静止同步补偿器，动态电压恢复器等端电压无功支撑装置来补偿机端电压。文献[8]在变流器的直流母线侧增加了卸荷电阻和储能装置，该方法增加了机组的运行成本。文献[9]，[10]在直驱永磁同步发电机（PMSG）电网电压骤升时的暂态特性基础上，初步探讨了卸荷电路的HVRT方案。文献[11]针对电网电压骤升对直驱网侧变流器的影响，提出了双模式控制的HVRT控制策略，大大提高了机组在故障期间的无功补偿能力。直驱永磁风电机组具有变流器容量大、无变速齿轮箱、启动风速小、运行效率高等优势，随着直驱机组在低风速风电场和海上风电场中大量装机运行，对直驱永磁机组的HVRT研究显得十分迫切。

本文在分析电网电压骤升对PMSG影响基础上，根据风电并网要求，提出在轻度骤升下充分发挥机组的无功调节能力，深度骤升时结合变直流母线电压参考值控制策略，充分利用直流侧电容储能和无功调节能力协助风机HVRT。并仿真验证了该控制策略在HVRT中的有效性和实用性。

1 风电机组HVRT要求与标准

目前，世界其它国家都已经对风电机组的HVRT做出了明确的标准。我国的《风电场接入电网技术规定》中首次对风电机组的HVRT做出了明确的要求[1]，如图1所示。由图1可以看出，我国要求的风电机组不脱网运行的最高电压为1.2 p.u.，并且保持200 ms持续运行，当电网电压骤升到1.15 p.u.时，要求能够持续运行10 s，但并没有对故障期间的无功支撑能力做出具体的要求。

图1 风电机组高电压穿越技术规定Fig.1 Specification for high voltage ride through of wind turbines

2 电网电压骤升下直驱风机故障运行特性分析

2.1 直驱风力发电机模型

永磁直驱风电系统由风力机、永磁同步发电机经全功率双PWM变流器连接至电网，机组结构如图2所示。

图2 永磁直驱风力发电系统Fig.2 Direct drive permanent magnet wind power generation system

正常运行情况下，机侧变流器通过对永磁同步发电机转速的控制，实现有功功率和无功功率的解耦控制和最大风能追踪。网侧变流器在定向电压矢量控制下通过调节dq旋转坐标系下d，q电流参考值，实现输出功率的解耦控制和稳定直流母线侧电压。当发生低电压故障时，直流侧功率的不平衡触发卸荷DC-chopper保护电路，吸收不平衡功率，协助风机实现低电压穿越。图2中：ug，ig分别为电网电压和电流；R为卸荷电阻；us，is分别为PMSG输出的电压和电流；ωr，β，v分别为风机的转速、桨距角和风速。

2.2 电网电压骤升下全功率变流器分析

由图2可知，直驱风力发电机通过全功率变流器将发电机与电网解耦。当电网发生故障时，不会对永磁同步发电机产生直接影响，为便于分析，本文只以网侧变流器为研究对象[11]，其拓扑如图3所示。图中：Rg，Lg分别为交流进线电阻和电感；udc为直流侧电压。

图3 网侧变流器Fig.3 Network side converter

由式（4）可知，电网电压的上升不仅会引起直流侧电压上升，还可能导致网侧变流器的过调制，使网侧变流器失去控制，引起电网能量的逆向流动。同时，当网侧变流器的单位功率因数为1时，即igq=0，直流母线电压udc会高于电网线电压峰值。以1.5 MW全功率风能变流器为例，直流侧额定电压为1 050 V，网侧输出额定电压为690 V，根据我国HVRT标准，当电网电压骤升到1.2 p.u.时，母线电压会达到1 170 V，可能导致直驱风机因直流母线电压过高而脱网。

3 高电压穿越控制策略

3.1 考虑变直流母线电压参考值的控制策略

由于网侧变流器不能及时输出机侧变流器功率，导致变流器直流侧能量不平衡，触发了保护装置动作，造成PMSG机组LVRT脱网[14]。由前文分析可知，当电网电压骤升，会引起直流侧电压泵升，还可能导致变流器过调制，使得变流器可控性变差。然而，直流侧电压具有一定的调节裕度，上限约束可以达到1.1 p.u.[15]。在高电压暂态期间内，在允许的范围内可以通过调高直流侧的电压参考值，来改变直流侧电压的可控性。同时，使直流侧电容吸收部分不平衡能量缓解直流侧电压泵升。本文提出两种参考值调节方案，一是根据电网电压的骤升程度，二是根据高电压故障的持续时间。采用方案二时，并网要求轻度骤升下可持续运行10 s，不利于直流电容。另外，直流侧电压的持续波动，不利于控制策略的运行。因此本文选择方案一。假设电网电压每骤升0.1 p.u.，直流电压参考值udcref提升Δudc，Δudc为0～1。据此设计直流母线变电压参考值控制器，控制器在高电压暂态期间改变电压的参考值，在udc约束范围内提升电压参考值，使直流侧电容充电。调节后的udcref如图4所示。

图4 直流电压参考值变化曲线Fig.4 Curve of reference value of DC voltage

由图4可知，为防止直流侧电压剧烈变化对直流电容瞬间充电造成的冲击，须将Δudc添加一个惯性环节给定到udcref端，使得-ωsLgigq沿曲线方式上升，最高提升到1.1 p.u.，惯性环节的时间常数不超过故障的持续时间。此外，引入惯性环节使得-ωsLgigq速率提升，有利于抑制直流侧电压波动。

3.2 高电压暂态期间网侧无功优先控制

电网电压骤升时，会对网侧变流器产生影响，因此为保证网侧变流器的正常工作和高电压故障的快速恢复，需要网侧变流器产生一定的感性无功。由于网侧变流器无功电流受到电网电压骤升幅度的影响[16]，[17]，为避免过补偿，风电机组需要按照电网电压骤升值与额定无功补偿电流值至少2∶1的原则对电网就地补偿，即：

具体控制策略如图5所示。图中：i*gd1，i*gd2为网侧变流器输出有功电流通道；i*gq1，i*gq2为网侧变流器输出无功电流通道。控制策略分为正常、故障两种状态，当正常运行时，网侧变流器实现发电机单位功率因数运行和直流母线电压的稳定。当电网电压骤升到1.1 p.u.以上时，网侧控制目标以优先输出感性无功为主，控制策略切换到故障模式。d轴直流电压外环控制经PI调节后得到有功电流参考值i*gd，q轴电流由式（5）给定。同时，为不超出网侧最大允许电流，有功电流由式（6）限定，限定值i*gd1与原有功电流i*gd2比较取小值，作为d轴有功电流通道的参考值。当原有功电流i*gd1超过限定值i*gd2时，说明直流侧电压外环已不能有效稳定直流侧电压，须投入其他装置或控制策略，吸收直流侧剩余的功率，使直流侧电压稳定在安全运行范围内。

图5 HVRT故障控制策略Fig.5 HVRT fault control strategy

3.3 基于综合控制策略的HVRT实现

综上所述，本文提出一种直驱永磁机组高电压穿越控制策略，控制流程如图6所示。

图6 HVRT故障控制流程框图Fig.6 Flow chart of HVRT fault control

电网电压在正常范围（ug＜1.1 p.u.）时，网侧采用单位功率运行模式。根据风电并网规范，将电网电压骤升分为轻度骤升（1.1＜ug＜1.15 p.u.）和深度骤升（1.15＜ug＜1.2 p.u.）两种故障状态。当检测到电网电压骤升到1.1 p.u.以上时，为稳定直流母线电压和满足变流器的调制要求，网侧变流器单位功率运行模式切换到优先无功支撑模式。在轻度骤升下仅通过机组的无功补偿，调节注入电网的感性无功电流快速恢复故障电压。深度骤升下，由于直流侧电压波动较大，在无功补偿的基础上，投入直流变母线电压参考值控制器，使直流侧电容储存一定的能量缓解直流电压波动，若直流侧电压超过上限（本文设为1.1 p.u.），则投入卸荷电阻，快速吸收不平衡能量。

4 仿真分析

本文在Simulink平台搭建发电模型。具体参数：PMSG额定功率为1.5 MW，极对数为24对，网侧额定输出电压为690 V，额定频率为50 Hz，直流母线侧额定电压为1 050 V，直流侧平波电容为0.05 F，额定风速为12 m/s。分别采用常规的单位功率因数控制方法和本文所提方法进行仿真对比。根据风电并网要求，设置电网电压轻度骤升1.15 p.u.，故障持续10 s，设置电网电压深度骤升1.2 p.u.，故障持续200 ms。两种故障工况的仿真波形如图7，8所示。

图7 电网电压骤升1.15 p.u.时HVRT控制策略仿真Fig.7 HVRT simulation of control strategy for grid voltage soaring to 1.15 p.u.

由图7可知，当电网电压骤升到1.15 p.u.时，直流母线电压泵升到1 080 V，虽然在变流器最大可操作电压范围内，但较长时间的高压将影响变流器直流侧母线。当投入综合HVRT控制策略后，网侧变流器优先向电网注入无功功率以保证电压的快速恢复和稳定直流母线电压，注入0.3 p.u.的感性无功功率后，电网电压回落到1.1 p.u.内，而直流母线电压也几乎回到原值，仅在故障开始和结束时有微小波动，且远远小于故障时的波动。故障后运行平稳无波动。由图8可知，当电网电压骤升到1.2 p.u.时，常规控制下直流母线电压上升到1 180 V，已超过变流器最大可操作电压1 150 V，触发电压异常保护而脱网。投入无功优先控制策略后，网侧变流器优先向电网注入0.4 p.u.的无功功率，直流母线电压仍有较大波动。为减小波动，采用考虑变直流母线电压参考值的控制后，直流母线电压虽然高于额定值10 V左右，但明显比不加变直流母线控制平滑，且完全在直流母线电压的波动范围之内。有功输出波动相比较小，电网电压回落到1.15 p.u.内，在机组的电压承受范围内，机组不会脱网。

图8 电网电压骤升1.2 p.u.时HVRT控制策略仿真Fig.8 HVRT simulation of control strategy for grid voltage soaring to 1.2 p.u.

5 结论

本文提出了一种考虑变直流母线电压参考值和网侧无功控制相结合的HVRT控制策略，并在不同电压骤升幅度下进行仿真验证，得出以下结论。①电网电压在骤升到1.15 p.u.内时，机组不会脱网。仅通过网侧变流器向电网注入无功功率，便能有效减轻电网电压骤升对机组的影响，稳定机组的运行。②当电网电压骤升到1.2 p.u.最严重情况时，机组直流母线电压已超过最大可操作电压，机组有脱网的风险。此时，通过投入综合控制策略后，能够实现机组HVRT，且提高了机组的抗暂态振荡的能力和稳定运行的能力。③本文仅通过控制策略实现了机组的HVRT，避免了DC-chopper的频繁投入运行。依据并网规范进行研究，对当前风电机组HVRT改造有着实际的借鉴意义。