直驱风力发电机组全功率变流器网侧甩负荷故障分析及保护策略研究

顾伟峰 杨志千 郭 锐

（北京天诚同创电气有限公司，北京 100176）

风能具有清洁、分布广泛、可再生和无污染的特点，受到世界的普遍重视。随着政府推动节能减排的力度不断加大，我国的风电事业得到迅猛发展。近年来，国内风电市场中风电机组的单机容量持续增大，随着单机容量不断增大和利用效率提高，国内主流机型已经成为1.5～2.5MW[1]。

无齿轮箱的直驱方式能有效地减少由于齿轮箱问题而造成的机组故障，可有效提高系统运行的可靠性和寿命，减少风电场维护成本，已经成为大容量风力发电的主流技术之一。在大功率变流技术和高性能永磁材料日益发展完善的背景下，永磁同步发电机（PMSG）与全功率变流器结合成为直驱方式的主要实现形式[1-2]。

直驱机组的典型组成如图1所示。由于采用全功率变流器作为机组与电网的惟一接口，使得直驱机组相比双馈型机组具有更好的低电压穿越性能和电网友好性[2]。因此这些年对于全功率变流器的研究也成为了业内热门[3-4]。

图1 直驱风力发电机组的典型组成

随着风电机组单机容量的不断增大和风电场规模的不断扩大，风电机组与电网间的相互影响已日趋严重。作为直驱机组的关键部件，全功率变流器的可靠性要求也越来越高，特别是低电压穿越（LVRT）能力，成为国内外研究的热点[5-9]。

本文介绍了一种直驱风力发电机组全功率变流器在现场会遇到的特殊故障工况——网侧甩负荷故障。即在机组正常工作时，变流器和风机控制系统没有收到任何指令的情况下，图1中的变压器低压侧或者高压侧发生跳闸。这时风机叶轮还在吸收功率，而网侧无法输出功率，极限工况是发生在满发的情况下。从整机可靠性角度出发，要求变流器不发生器件损坏，并及时报出故障通过主控系统将风机安全停机。本文分析了无保护策略时此故障工况下变流器的运行特点，并给出了仿真结果。根据分析，提出了保护策略并用仿真结果进行了验证。

1 发生网侧甩负荷故障时的变流器运行特 点分析

为了能更好理解发生网侧甩负荷故障时变流器将出现的非正常工况，本节先对不采取任何保护策略的情况进行分析。

1.1 理论分析

根据上一节中对网侧甩负荷故障的定义可以看出，故障时刻机组从叶轮到发电机到变流器的机侧都没有发生变化，可以看作一个恒定的直流功率输入源。这样可以将机组简化为图2所示的电路图。实际应用对于大容量变流器网侧会采用并联运行的方式[3]，但仍可用图2电路图进行分析。

图2 网侧甩负荷故障时的简化电路

从图2可以看出，无论故障点1 还是故障点2发生断路器跳闸时，机组的Pout突变为0，而因机组的叶片、机侧整流器等工况未变，机侧输入功率Pin仍保持不变。根据PWM 整流器工作原理，直流母线电容上电压会升高[10]，根据能量守恒原理可得到如式（1）所示的直流母线电压和机侧功率输入之间的关系。

式中，C为直流母线电容的容值；Udc1为故障发生后t时刻的直流母线电压值；Udc0为故障发生前正常运行的直流母线电压值；Pin为机侧输入的功率。

根据式（1）可以看出，发生甩负荷故障后直流母线电压会快速上升。例如某型2MW 变流器，直流母线电容容量为32mF，正常工作时直流母线电压为1050V，发生故障后上升到目前绝大部分低压两电平变流器用IGBT 的集、射极击穿电压（VCES）1700V[11]所需的时间仅为0.0143s。对于其他功率等级的变流器，由于母线电容和功率等级之间关系基本一致，故障发生后直流母线电压上升到VCES的时间都在0.015s 左右。

直驱机组中全功率变流器的网侧逆变器实际上是三相电压型PWM 整流器，其控制策略一般都采用应用最为广泛的基于同步旋转坐标变换的电压定向控制（VOC）[3,10,12]，其系统框图如图3所示。

图3 电压定向控制（VOC）系统框图

从图2可以看出当故障1 点发生跳闸故障时，网侧逆变器变为只有网侧滤波器作为负载，当在故障点2 发生跳闸时，网侧逆变器变为网侧滤波器加上变压器低压侧绕组作为负载，而变压器处于空载运行的高阻抗状态。这两种工况对于变流器来说输出的有功功率近似为0。根据图3的系统框图可以看出，当直流母线电压Vdc增加时，网侧输出电压会跟随增加，而不是表现为网侧电压跌落。这种工况与文献[13-14]介绍的孤岛运行方式非常相似，只是甩负荷故障工况更加严重，其输出的有功负载相对于变流器容量来说相当于零。

1.2 不采取任何保护策略时的仿真结果

为了验证上述分析的正确性，建立如图4所示的Matlab/Simulink 仿真模型[15]。模型中机侧部分用根据直流母线电压和功率而计算得到的受控电流源替代；网侧逆变器的控制器根据变压器低压侧和网侧滤波器之间的电压、电流信号和直流母线电压信号作为输入，构成图3所示电压定向控制算法。变流器通过变压器连接到400MVA 的电网中，用来模拟实际风机连接到大电网的情况。在0.2s 时刻控制变压器低压侧断路器断开，可得到如图5、图6所示的仿真波形。可以看出，在故障发生前网侧输出为单位功率因数状态，直流母线电压能很好地跟随给定值，故障发生后直流母线电压快速上升，网侧输出电压幅值也随之增加，而网侧输出电流降为0。当然实际中不能让这种情况出现，否则会对功率模块和网侧滤波电容等造成损坏。

图4 无保护策略时的仿真模型

图5 电压电流波形图

图6 直流母线电压变化曲线

2 网侧甩负荷的保护策略及采取策略后的 仿真波形

通过上述分析可知，网侧甩负荷故障发生后，直流母线电压由于网侧输出功率降为0、机侧输入功率不变而快速上升，这种情况和LVRT 过程中直流母线电压的变化非常相似，因此这是可以利用全功率变流器中的制动单元和制动电阻实现对机侧输入功率进行消耗，抑制直流母线电压的上升。这个保护可以采用LVRT 过程中一样的控制策略[15-16]，这里不再赘述。

当制动单元投入后，直流母线电压会抑制在一个系统能够接受的安全电压水平，网侧电压也会稳定。但是由于制动电阻不可能长期工作，目前大部分变流器根据LVRT 要求会按照在制动电阻上消耗全功率3s的能量进行制动电阻的设计和选型。因此，在制动电阻投入后，变流器的控制系统还应该根据整机控制策略给定扭矩不变，网侧输出功率降为零，制动单元动作等信息给主控系统报出故障，要求主控进入紧急停机状态。变流控制器在报出故障后同时发出指令切断机组发电机侧开关并进入停机控制流程。

根据上述策略，在图4的仿真模型中，增加直流侧制动电路及其控制部分，将制动单元动作阈值设为额定直流母线电压的1.1 倍进行了仿真，得到如图7、图8所示的仿真波形。

从图7、图8可以看出，当直流母线电压上升到额定值的1.1 倍时由于制动电阻的投入，直流母线电压会降低到了额定电压1.04 倍左右，网侧输出电压也就能稳定在一个较低的水平。

图7 采用保护策略后的电压电流波形

图8 采用保护策略后的直流母线电压波形

3 结论

本文对目前集中式并网的大功率直驱风力发电机组网侧甩负荷故障发生后变流器的运行特点进行了详细分析，并给出仿真波形。从分析和仿真结果看，这种故障会导致直流母线电压和网侧输出电压的上升，与LVRT 工况不同，如果不采取正确的保护策略会导致变流器中功率模块等器件的损坏。根据分析本文给出一种保护策略，在故障发生后快速切入制动单元，并根据变流器输入指令和执行结果的差异，在制动单元能够承受全功率负载的时间段内快速报出故障，让主控紧急停机，并切断机侧开关。最后用仿真验证了该策略能有效抑制直流母线电压和网侧输出电压升高。

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