基于柔性直流并网风电场的故障穿越策略述

2018-12-14刘洪波蔡婷婷

东北电力大学学报 2018年6期

李丹，刘洪波，蔡婷婷

(东北电力大学电气工程学院，吉林吉林 132012)

大规模风电经高压交流输电并网，交流电网故障会直接影响风电场的运行.高压直流输电以非同步并网实现送端系统与受端系统解耦，避免故障在两系统间传播.基于电压源换流器的高压直流输电技术(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current，VSC-HVDC)能够对风电输出功率进行快速灵活的控制、动态补偿风电场系统无功功率、稳定并网点母线电压；同时实现有功功率与无功功率的单独控制且陆上受端系统的故障不会传递到海上风电场.这些技术优势使得VSC-HVDC成为一种理想的海上风电场并网方式[1～5].

但与此同时，风电经VSC-HVDC并网会存在故障穿越的问题，由于风电场经柔性直流输电并网时，电网故障导致电网电压跌落后，在VSC的故障隔离作用下，风电场仍然向直流环节注入故障前的功率，网侧换流器(GSVSC)过电流能力有限，而无法将功率输送至交流电网，累积在直流系统的过剩功率会导致直流环节电压急剧上升，危害系统设备安全和绝缘，甚至导致直流线路跳开、风电机组脱网等严重后果.因此，必须采取控制保护措施使风电经柔性直流并网系统能够穿越交流电网故障.

对于上述故障穿越问题，英国电网导则中规定：当交流电网电压降至30%时，直流换流站应能保持384 ms内不脱网运行；降至50%时，直流换流站应能保持710 ms内不脱网运行；降至80%时，直流换流站应至少持续2 500 ms不脱网运行.

针对交流电网故障下，风电经VSC-HVDC并网系统出现直流过电压、风机脱网等问题，国内外学者从快速减少风电场输出功率、应用卸荷电路和协同控制策略三个层面，探究了提高系统故障穿越能力的方法，并对各种方法进行了仿真分析.本文概述了风电经VSC-HVDC并网系统故障穿越研究的进展，遵循现有的导则规范，对故障穿越方法进行了系统的归纳分析，并在此基础上分析了故障发生的机理，展望了风电场经VSC-HVDC联网故障穿越策略的重点研究方向.

1 风电场经VSC-HVDC并网系统

1.1 基于VSC-HVDC的风电场并网系统

基于VSC-HVDC的风电场并网系统结构，如图1所示.包括网侧换流器、两个电缆连接的直流电路和风电场侧换流器(WFVSC)，风电场经WFVSC整流后接入直流网络，再经过GSVSC逆变并入无限大交流电网[6].

正常运行情况下，GSVSC外环采用定直流电压/定无功功率控制模式，作为直流电压控制器运行，维持直流电压稳定.WFVSC采用定交流电压控制模式[7]，将风电场发出的功率输送到直流网络.

图1 风电场经VSC-HVDC并网示意图

图1中，I为直流线路电流，Udc为直流电压，P2为直流线路有功功率，P1为换流站出口有功功率.

为了时刻保证控制器处在一种高性能的控制状态，文献[8]采用了一种基于数据集相似度的性能评估与诊断方法，实现了对VSC-HVDC控制系统的在线实时性能评估与诊断.

1.2 交流系统故障分析

交流电网侧故障引起电网电压跌落、GSVSC传输能力下降，风电功率无法全部传输到电网而堆积在直流系统中(P2≠P1)，直接导致直流电压Udc显著上升，甚至直流环节跳开、风机脱网的严重后果，无法满足并网导则中对故障穿越的要求.为了满足故障穿越的要求，避免故障造成的风机脱网等严重后果，可采取减少风功率输出或消耗直流系统过剩功率的策略实现系统故障穿越.

2 减少风电机组有功输出提高系统故障穿越能力

2.1 风电机组检测故障信号的方法

2.1.1 通信方法传输故障信号

交流网络电压和直流电压可作为判断故障发生的依据.交流电压检测由电压跌落深度和风机实时输出功率计算出降低因数，经通信系统传输到风电场后，风机根据指令相应地减少输出功率.通信系统如图2所示.借助通讯系统的故障穿越方法要求风力机和风电场侧换流器之间具有较高的通信可靠性[9]，而直流电压检测故障信号基本不依赖通信系统且具有较为快速的响应，常用于故障的检测.

图2 两端VSC-HVDC通信系统示意图

2.1.2 直流电压检测故障

系统发生交流故障时，把直流电压作为故障指示器可以在很大程度上提高系统的反应速度.交流系统故障导致直流电压升高到超过保护阈值时，风电场侧换流站依据故障信息进行调节桨距角、提高转子转速等相关操作，辅助系统在短时间内实现故障穿越.

2.2 桨距角控制

桨距角控制借助控制技术和动力系统控制风机的桨距角，改变桨叶的迎风角度与输入的机械量，从而控制风电机组的功率输出[10]，维持系统功率平衡.

风电机组把捕获的风能转化为机械能，机械功率表示为

(1)

式中：PM为风力机组机械功率；ρ为空气密度；R为风机叶轮半径；λ为叶尖速比；β为桨距角；CP为风机的风能转换效率系数；V为风速.在系统发生故障引起电网电压跌落时，如果调度要求调整风电场出力，可以通过控制桨距角系统，使风电机组按要求进行功率输出.

桨距角控制的优势在于从根本上减少了有功功率的产生，解决风电场联网VSC-HVDC系统的有功功率不平衡的问题.但是桨距角控制动作时间相比电气调节较长，且存在延时，无法及时有效应对电网发生的短时间故障.

2.3 转子转速控制

在风速较大时，调节桨距角大小可以改变机械转矩，改变转子转速；当风速较小时，常通过调节电磁转矩来控制转子转速，改变输出的电磁功率，属于电磁过程.

定速风力机可以通过减小电磁转矩来增加转子转速，其稳态时的转速电磁转矩特性为

(2)

式中：V为风电机组端电压；R1、R2为定转子电阻；X1、X2为定转子电抗；ωs为同步速；s为转差率.式(2)表明，降低端电压、提高同步速可以减小电磁转矩，其中端电压随风电场电压下降而减小，同步速ωs随风电场侧网络频率的升高而增大.

2.3.1 采用升频法实现故障穿越

风电场侧换流器(WFVSC)的快速控制能够瞬间改变频率.当检测到直流电压超过阈值，风电场侧换流器动作提高风电场网络频率，降低风电机组输出功率.

由电力电子变流器控制的变速恒频风电机组，发电机转速与电网频率没有耦合关系，无法对电网频率作出反应[11].如基于双馈感应发电机的双馈变速风电机组，其对有功和无功的独立解耦控制，使得转速不能有效跟随系统频率变化[12]，此时需要附加快速频率控制环节，把发电机出口频率信号引入风电机组的控制系统，得到与普通感应电机类似的频率响应[13].频率控制环节实现系统频率变化时，改变转子转速，将输入的机械功率以动能形式储存，以响应系统频率变化，降低机组输出电磁功率.交流电网电压恢复正常时，释放储存的动能，系统正常运行，风电机组过渡到最大功率跟踪运行状态.机组输出的电磁功率

(3)

式中：Ek为转子动能；ω为转子机械角速度；J为转子的转动惯量.

系统频率不变时，频率控制环节不作用；系统频率发生变化时，修正原有功率控制环节，使得风电机组有效响应风机侧网络频率变化，在短时间内增加或减少输出功率.即在网络频率升高的情况下，双馈风电机组吸收部分电磁功率以动能形式储存，转子转速升高，输出功率降低.普通异步风机对频率变化敏感，风机的有功输出跟随频率迅速变化，有可能产生机组脱网等不利后果.双馈风电机组对交流频率变化不敏感，但是其转子侧连接的背靠背换流器中的电力电子器件对频率变化敏感，应用升频法时需要考虑开关器件能否承受较大的频率变化.升频法的WFVSC控制器，如图3所示.图中Vωf为风电场出口交流电压幅值，Vωf_ref为风电场出口交流电压幅值参考值，Udc为直流电压，Uthr为阈值，kf为频率调节系数.故障时，WFVSC控制器实现按一定比例降低风电场输出功率.频率控制环节实现系统频率变化时，改变转子转速，将输入的机械功率以动能的形式储存，响应系统频率的变化，降低机组输出的电磁功率.交流电网电压恢复正常时，释放存储的动能，系统正常运行.

文献[14]为风机的换流器设计了基于功率同步控制(PSC)的频率控制方案，调节海上交流工作频率，由功率同步环提供快速下垂型频率响应，而无需外部的风机频率控制器.文献[15]提出在交流电网故障后提高风电场并网点频率，利用频率控制器使频率的增加与直流电压超过阈值的程度相匹配，进而降低风电场的输出功率.在交流电压跌落80%，持续400 ms的故障情况下，仿真显示直流过电压最大值为1.1 pu，故障期间风电场功率降低，约为原来的33%，满足穿越要求.

图3 升频法的WFVSC控制器

采用升频法实现故障穿越无需换流器和风机间的通讯，但是含换流器的风机需附加快速频率控制，存在故障检测、频率测量的延迟，控制器增益有限等问题，系统需要经过一定的时间来减少输出功率.

2.3.2 采用降压法实现故障穿越

降压法利用WFVSC控制风电场网络电压，在几毫秒内降低风电场电压幅值，风电功率自动降低.最严重故障下可将风电场电压降至零.

图4 降压法的WFVSC控制器

降压法的WFVSC控制器，如图4所示.与图3中的控制器类似，在电压跌落期间应注意，对于含换流器的风机(双馈风机和直驱永磁风机)，不允许通过无功电流提供电压支持，否则会影响降压法的作用效果.

风电场侧换流器(WFVSC)控制风电场侧电压突然降落的现象类似于传统风电场发生短路故障的情况.对于双馈异步式风机(DFIG)来说，电压骤降引起含较高直流分量的短路电流，会对风机的传动系统、IGBT模块、DFIG的换流器等产生较高的机械应力和电应力，甚至导致发电机系统失去其可控性.

以上两种方法都是通过WFVSC的控制来降低风电场输出的电磁功率，注意到风电场频率和电压变化过大，会对风机产生较大的机械应力和电应力、甚至导致风机脱网等严重后果.因此，在满足故障穿越的前提下，要求升频法、降压法只能在一定范围内使用.降低风电场输出功率会引起风机转速上升，为了保证转速不越限，必要时需要桨距角控制系统配合动作.文献[16]在仿真中设置了150 ms的三相接地短路故障，并分别测试了升频法、降压法的穿越表现，仿真结果显示在故障发生后50 ms，两种方法都能降低直流电压的幅值，限制直流电压的超调量在1.05 pu以下，但是故障后的恢复过程均有不同程度的延长，并不能保证有效的故障穿越.文献[17]中模拟了最严重的故障情况，即故障发生时GSVSC的输出功率立即降至零，由于故障检测和频率测量的延迟，无法通过频率控制瞬间降低风电场输出功率，此时直流过电压超调量高达1.45 pu，大大超出保护阈值1.3 pu，无法满足故障穿越的要求.因此当使用此类方法时，仍需要卸荷电阻作为附加的保护设备，以防直流电压超调量过高，损坏直流设备.

3 卸荷电阻提高系统故障穿越能力

交流电网故障时，系统可借助卸荷电路消耗累积在直流环节的过剩功率，实现交流电压不同跌落程度下快速可靠的故障穿越，无需WFVSC与风电场的协调作用，被认为是最可靠的故障穿越方法.本小节从卸荷电路的拓扑结构、安装位置、控制方法三方面着手，详述了这种最可靠的故障穿越方法.

3.1 卸荷电路拓扑结构及其比较

文献[18]中提出了卸荷电路的三种主要拓扑结构，如图5所示.

图5(a)中的开关由层叠的串联开关构成.卸荷电路投入运行时，串联开关同时开通，直流电压全部加在卸荷电阻R上.图5(b)所示卸荷电路具有模块化结构，每个独立单元包含分布式的卸荷电阻R.图5(c)所示卸荷电路同样具有模块化结构，卸荷电阻安置在模块单元之外，与图5(a)中的电阻相同.

图5 三种卸荷电路拓扑结构

卸荷电路图5(a)由集中式电阻R和串联开关器件组成，结构更加紧凑，需要的半导体器件少.但是开关器件的直接串联会带来动静态均压、dv/dt和di/dt较大等问题.在设计时，要求卸荷电阻的容量与系统传输容量相同，从而在交流电网发生严重故障、GSVSC失去功率传输能力时，WFVSC和风电场不受到任何影响.对于电压等级较高，需要串联大量开关器件的直流系统，应配备专门且复杂的驱动技术，存在实现难度大和运行可靠性差的问题.脉冲调制作用下，直流电压全部施加在卸荷电路图5(a)和图5(c)的集中式电阻元件上，会引起产生较大的功率波动.卸荷电路图5(c)的模块化结构使施加在电阻上的脉冲伴随受控的dv/dt，产生受控的电流脉冲di/dt，使得换流器具有更好的性能.此外，改变分布式卸荷电阻电路投入的子模块数目，可连续调节卸荷电路所消耗的功率，实现阶梯式的功率消耗，呈现相对平滑的工作特性，易于适应各种不同程度的故障，同时也避免了开关器件的直接串联，子模块越多，功率调节越平滑.卸荷电路图5(b)和图5(c)的模块化设计为系统应对不同电压跌落故障提供了较好的扩展性.

3.2 卸荷电路安装位置

卸荷电路可安装在含换流器的风机中或者VSC-HVDC系统的直流环节中.

3.2.1 风电机组安装卸荷电路实现故障穿越

图6 卸荷电阻安装在永磁直驱同步发电系统中

文献[19]提出在交流系统故障后投入卸荷电路，由卸荷电阻消耗部分风机功率，从而减少注入到直流系统的有功功率.卸荷电阻的安装位置，如图6所示.

对于含全功率换流器(FSC)的直驱式风机(WTG)，卸荷电阻可以设置在风力机的直流回路中.直流过电压期间，风电场侧VSC-HVDC控制器动作，降低HVDC的电压，减少注入HVDC系统的功率.风力机的输出功率无法传输到VSC-HVDC系统，堆积在WTG-FSC中的不平衡功率引起直流环节过电压，超过阈值即投入风机中的卸荷电路来消耗过剩功率，维持系统功率平衡.风机侧安装的卸荷电路电阻阻值以风机侧的额定电压为基准，具有分散性小负荷的特点.此方法要求每台风机的直流环节中都加装卸荷电路，考虑经济性和协同控制的复杂程度，大多数学者更倾向于在VSC-HVDC系统的直流环节中安装卸荷电路.

3.2.2 直流环节安装卸荷电路实现故障穿越

在故障期间，直流环节的卸荷电路消耗累积的过剩功率，维持功率平衡，可以辅助系统实现故障穿越的目标[20～22].其作用原理与风机系统中的卸荷电路类似.

图7 直流环节安装卸荷电路的结构图

直流环节安装卸荷电路的结构图，如图7所示.与风电机组中的分散式小型卸荷负载不同，直流环节中的卸荷电路以高压负载的形式并联在直流侧高压直流母线上.故障时应用该保护方案，风电场完全不受影响，风机的输出功率保持恒定，减少了对风力机传动系统的机械应力；卸荷电阻的可靠性比较高，但是卸荷电阻工作中浪费掉大量的电能，有可能造成电污染；卸荷电路无法短时间内反复使用、散热装置的设计困难加大了成本；卸荷电路高昂的成本、卸荷电阻的功率在很大程度上限制了该方法的应用.因此，应用卸荷电路实现系统快速可靠故障穿越的同时，须充分考虑该方法是否满足具体工程需要.