提升直流并网风电故障穿越能力的新方法

孙世贤，田 杰

（1.国网电力科学研究院，江苏 南京 210003；2.南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211106）

0 引言

风力发电是21世纪最有发展前景的绿色清洁能源，是智能电网低碳可持续发展的一个重要研究方向。但风能具有很强的随机性和间歇性，风电的大规模直接并网将会改变已有电源的结构特点，对电网的影响十分显著[1-2]。而且风电机组多为异步电机，对无功的需求十分严格，其对电网电压的稳定更加不利。而近年来快速发展的柔性直流输电技术，则是解决风电并网问题的重要方式[3-4]。柔性直流输电能够四象限运行，可联接弱源或无源系统，能起STATCOM的作用发出无功，且无需站间通信，不增加系统短路容量[5-7]，在解决风电并网上具有突出优势，特别是基于模块化多电平换流器技术[8]的柔性直流输电。

并网风电的故障穿越（又称低电压穿越）问题历来是风电并网的瓶颈，我国还有多数风电场因不满足并网要求而不能并网发电。所谓风电故障穿越，指风电并网端电压在一定的跌落范围内，其不脱网、持续运行的能力。而目前大多数的风电场应对故障穿越的措施主要有：采用动态无功补偿装置[9]（包括柔性直流输电等能收发无功的输电方式）以快速提升并网端电压，其对穿越能力提升有限；设置快速桨距控制对功率源头进行调节，以减少过剩功率稳定转速，其实现难度极大；双馈风机励磁控制及其特有的转子橇杆保护[10]设计复杂且作用有限；增置辅助设备，如交流侧装设制动电阻[11]或直流侧装设斩波电路[12]，以吸收过剩功率，其增加成本和设计复杂度，不经济。

本文在总结上述故障穿越措施的基础上，结合直流并网风电系统，提出新的故障穿越方法：在系统交流故障时，即保障柔性直流逆变输出不出现过流的情况下进行最大有功输出，以减少过剩功率；同时控制直流输电整流侧，在保障风电场稳定运行情况下减小有功的输入，以抑制直流过压问题。此方法有效地实现了开源节流的目的，本文通过控制实现了这种策略，并建模仿真验证其可行性。

1 并网系统概述

1.1 系统接线简介

结合南汇柔性直流输电示范工程，本文简略取风电经柔性直流并网的主接线形式见图1。其中风电场的风电机组取为普通异步发电机，多台风机并联经柔性直流输电接入系统。该直流系统采用模块化多电平换流器 MMC（Modular Multilevel Converter）技术换流，其谐波极小，故无需滤波装置。柔性直流输电系统的运行方式为：整流侧采用无源网络控制方式，逆变侧采用定直流电压、定交流电压方式。故障扰动点取并网公共端交流母线。

图1 风电经柔性直流并网图Fig.1 Grid-connection of wind farm based on VSC-HVDC

1.2 内环电流控制

电压源型换流器的稳态控制，通常在同步旋转坐标下进行设计[13]，把换流器的交流电压方程进行线性解耦，就可以得到基于PI调节的经典内环电流控制器，如图 2所示，其中 isd、isq和 usd、usq分别代表经旋转坐标变换后的系统d、q轴电流和系统d、q轴电压，ωL为系统等效换流电抗。通过外环功率控制器产生内环电流控制输入指令id、iq值，即可得到换流器的调制电压参考值ucd_ref、ucq_ref，通过波形调制输出，即可实现外环各种调节控制的目的。需强调的是，内环电流控制器的电流指令值必须经过限幅环节的限幅控制，以确保不产生危及换流器件安全的过电流，这也是本文即将要讨论的重点内容。

图2 内环电流控制器Fig.2 Current controller of inner loop

2 逆变限流控制

系统运行过程中由于发生故障或者受到扰动等原因，会产生很大的过电流，从而可能损坏阀器件或其他设备。为了能够保护换流器不产生过电流损坏器件，必须要在内环电流控制器的电流指令值加设一限幅环节，如图2所示电流限幅环节。设直流系统换流器过载能力为K，额定电流幅值为Iam，交流电压额定为UN，系统额定容量为SN，则最大电流允许值为：

而针对限幅环节的限值如何设计，相关研究则少有提及[14-15]。多数研究采取的是如图3所示设计：按照dq轴电流优先考虑的情况，将过电流矢量IF限幅到允许电流内，如图中A点对应于无功电流优先方式，B点对应同比例减小方式，C点对应有功电流优先方式。如取无功电流优先方式，则先考虑设定无功电流限值Iqlim，再根据限流圆计算有功电流限值Idlim，即A点所对应坐标矢量。

图3 传统电流限幅矢量图Fig.3 Vector plot of traditional current limiter

可见传统电流限幅乃为恒定值限幅，即静止的电流矢量限幅，仅表示了一种情况下的电流限值，而且还极大影响其故障穿越能力的发挥。为此，本文提出，类似常规直流输电的低压限流[16]，实行动态限流。考虑在过电流情况时，优先取有功电流限定，以尽量使过剩有功传输出去，提升故障穿越的能力；再通过有功电流限定输出值作为取无功电流限值的基础，求取无功电流限值。其逻辑关系如式2所示。

其中，Lim（·，·，·）是限幅环节的取限函数，其参数分别对应下限、上限和取限变量。结合传统限幅中的优先有功电流方式，即先用最大电流允许值Imax作为其限值，得到d轴电流结果；而后根据有功电流的取限结果，求取无功电流的限值，从而确定无功电流的取限输出。

发生电流扰动时，其有功电流的取限结果是不确定的，故电流的限值坐标是动态的，如图4所示。当电流在圆内扰动，如I1，其不会受到限制，只是其限幅环节的限值不是恒定的，其对应的限值坐标为I1lim；当扰动电流在限流圆和最大允许电流界定的方框之间，如I2，其取法与传统有功电流优先方式相似，取I2lim；当扰动电流超出了最大允许电流界定的方框，其限值恒定为I3lim，只开放有功电流，无功电流为0。

图4 电流动态限幅矢量图Fig.4 Vector plot of dynamic current limiter

短路故障时，由于电压跌落，有功输出已经受阻，动态限幅在提升功率输出的作用不是很明显；但在故障清除后，电压恢复，其能加大有功的输出，使故障期间积累的过剩能量快速输出释放，具有更好的故障恢复能力。

3 整流功率控制

逆变侧发生交流短路故障期间，虽然采取了上节所述的提升功率输出措施，但仍有大部分功率输出受阻。而整流侧输出不加控制时，其输入直流系统的功率不会改变，从而将会导致直流电容电压不断上升，可能危及器件安全。

要想抑制直流电压的继续上升，较好的办法是让整流侧有功功率与逆变输出功率也同步减少。减少整流功率输入的办法有风机桨距调节、转子旋转储能2种，而桨距调节是缓慢的，故只能考虑风电机组转子暂时提速这种办法，进行旋转储能。从故障开始到故障清除0～t这一过程，根据能量守恒，可知变化的能量关系为：

其中，Pwind为风力机输入功率，Pinv为逆变侧输出功率，ΔWr为转子故障期间的储能变化量，J为转子等效转动惯量，ωr0、ωrt为故障起、止时刻转子转速，ΔWc为直流侧电容故障期间的储能变化量，C为相单元等效电容，uc0、uct为故障起、止时刻直流电压值。

为了提升系统的故障穿越能力，且保证直流电压在安全范围内，就必须让转子暂时升速储能，如式（3）所示。现在的问题是如何通过整流站的控制实现转子升速储能。根据电机特性，由图5知，提速共有2种方法，即降低风电场出口电压和提高出口电压频率。图中Pe为发电机输出功率；Pm为风力机输入功率；s为发电机转差率；scr为临界转差率；Ue为发电机输出电压。图中变量均为标幺值。

图5 异步发电机转差-功率曲线Fig.5 Slip-power curve of induction generator

降低风电场出口电压，虽然可以提升转子储能，但风机失稳的风险增大，稳定裕度降低。如图5所示，设电压变化到0.7 p.u.，运行点由A转移到C，其稳定裕度降低，不可取。而采取短时提升整流侧出口的交流电压频率，类似变频调速，电机转差不变即稳定裕度不变，而电机转速却能得到提高。

为了实现风电场机组的提速储能，就需要控制整流侧无源方式的输出频率。风电场之所以采用无源控制方式，是因为其电机为异步电机，而异步电机系统没有同步电源，属于无源网络，故柔性直流输电整流侧必须采用无源网络控制方式，即采用角度位置生成器来产生恒定频率变化的角度，如图6所示。图6中带星号变量为参考给定值，其余为实际检测值。图中θ为相位角，供坐标变换模块使用，在给定频率f*下进行三相与两相坐标之间的变换。

图6 无源网络控制方式Fig.6 Passive network control

调频提速控制正是通过改变无源控制方式的参考频率来实现的。如图7所示，其具体的控制实现，是将直流电压的上升偏差ΔUdc作为检测信号，当其超出死区环节限制，则经放大处理，并以一定速率增大无源控制方式的振荡频率。其中放大倍数KF取系统承受的直流过电压值与风机转速允许超速的限值之比。得到的整流侧转子储能控制如图7所示，其中速率限制器是为了防止整流侧出现过电流。

图7 调频提速控制器Fig.7 Rotor energy storage controller

4 仿真验证分析

4.1 仿真系统参数

风电场为11台恒速异步风电机组，额定输送容量为11×1.5 MW，功率因数为0.85（滞后），单台风机通过0.69kV／10.5kV升压变压器后汇集到一起，再经10.5kV／35kV升压并网到输电公共端；MMCHVDC额定交流电压为31kV，额定直流电压为±30kV，每桥臂20个模块，模块电容为9 mF，直流额定容量为20 MV·A，两换流变为35kV／31kV；系统电压为35kV，系统阻抗为1.736＋j3.84 Ω。其主接线如图1所示，在PSCAD／EMTDC中进行建模仿真。

4.2 电流限幅仿真

为便于观察仿真波形，整流侧不加任何控制，取系统逆变站网侧母线在0.5 s时刻发生三相短路，交流电压跌至额定电压的50%时，经历0.2 s后清除故障。过载能力K取1.25，对于传统静止限幅，有功电流限幅取K倍额定有功电流，即为1.03 p.u.，从而无功电流限值为0.708 p.u.。

2种限幅方式对比仿真，其波形如图8所示，图中纵轴均为标幺值，上面两图从上至下分别为采用静止限幅控制、动态限幅控制时的波形。故障期间，2种限幅方式电流都达到相同最大值，而动态限幅d轴电流直接升为1.25 p.u.，q轴电流为0；动态限幅故障时有功输出更大，这是d轴电流开放的结果，但其电压则相对更小，这是无功降为0的结果；通过观察功率波形和直流电压波形，可知由于动态限幅开放d轴电流，其故障清除时的恢复时间更短，效果更好。

图8 2种电流限幅方式仿真波形Fig.8 Simulative waveforms of two current limiters

4.3 故障穿越仿真

逆变侧采用电流动态限幅控制，过载能力K取1.25，整流侧采用提速储能控制，其中放大倍数KF取2，频率变化量Δf限定在±5 Hz。故障仍取逆变网侧在0.5~0.7 s发生三相短路，电压跌至20%。其故障仿真波形如图9、图10所示，图中纵轴除风电出口频率外均为标幺值。

图9 采用调频提速控制仿真Fig.9 Simulative waveform with rotor energy storage control

图10 取消调频提速控制仿真Fig.10 Simulative waveform without rotor energy storage control

当整流侧采用了调频提速方案后，故障期间储能控制器提升风电出口电压频率，从而转速得到提升；故障过剩能量暂时以动能形式储存在转子中，其结果表现为整流侧的输送功率相应减少；整流侧输送功率几乎与逆变侧输出功率同步减小，从而使得直流电压不会上升过大。

由直流电压波形可知，采用了提速储能方案后，故障期间其上升是很小的，不超过额定的5%；而当没有采取风电机组转子储能控制时，其风电出口的频率不变，转速亦不变，故其整流侧有功的输送保持不变，从而使得过剩能量在直流侧积累，导致直流电压迅速上升，超出了额定的14%。比较可知，当直流电压允许相同的过压能力时，调频提速可大幅增长故障穿越时间，即提高故障穿越能力，且是对整个风电场所有风机进行提速储能，其可储能量十分巨大。

5 结论

根据柔性直流输电的内环电流控制特点，本文分析了传统电流指令限幅器的特点，提出了动态限幅的概念。仿真验证所设计的动态限幅器在过电流时能提高换流器的功率输出，其更大的优点在于能极大地提高故障清除后的恢复速度。同时，为了提升风电经直流并网的系统故障穿越能力，提出了调频提速的办法，达到故障期间转子旋转储能的目的，仿真验证其具有很好的储能效果，能极大提高并网系统的故障穿越能力。