基于模块化多电平换流器并联方案的大容量海上风电机组并网一体化测试装置参数设计及验证

赵伟，郭敬梅，刘正富，吴小可，苏雷涛，王朋，杨汾艳，朱良合

(1. 广东电网有限责任公司电力科学研究院，广州510080；2. 广东电科院能源技术有限责任公司，广州510080)

0 引言

国家能源局权威数据显示，2019年我国新增并网风电装机25.74 GW，累计并网装机210.05 GW，其中陆上风电新增并网装机23.76 GW，海上风电新增装机1.98 GW。陆上风电累计并网装机0.204 TW、海上风电累计并网装机5.93 GW，海上风电已经成为国家重要的新能源。随着海上风能资源利用率的提高及机组单位千瓦投资成本的降低，海上风电机组大型化趋势明显[1 - 4]。

大容量的海上风电机组并网，对系统的稳定性影响较大[5 - 9]，但是目前国内还没有针对大容量的海上风电机组涉网试验的相关产品：现有电网适应性测试装置只能通过并联多个共直流母线的二电平或三电平变流器以达到较大的容量，较小的回路阻抗使得对各换流器输出电压不一致性较为敏感进而易造成内部环流，因此只适用于中小型容量机型的电网适应性检测[5]。目前国内厂家如广州智光电气、中电普瑞等，采用模块化级联电力电子变流器结构，典型实现方案如专利文献[5]所示。该方案提供的电网适应性装置由低频扰动和高频扰动装置串联而成，以低压变流器并联控制为实现路径，而典型低压变流器输出交流电压为380 V，设备要达到较大的容量需要并联多个变流器，多个变流器元件参数和运行情况会有一定的差异性和相互作用，极易造成内部环流，对控制系统要求苛刻，因此该方案只适用于中小型容量机型的电网适应性检测。

此外，现有低/高电压故障穿越测试装置国内多采用阻抗分压或阻容并联式装置[10 - 12]，但对大容量(如8 MW)的海上风电机组来说，阻抗分压或阻容并联式装置存在设备数量多、操作复杂等缺陷[13 - 17]。

另外，目前国内风电机组高/低电压穿越测试和电网适应性越测试只能通过两套独立的测试装置来实现。现行标准《GB/T 36995—2018风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》[18]推荐采用阻抗(阻容)分压装置进行高/低电压穿越测试，而《GB/T 36994—2018风力发电机组电网适应性测试规程》[19]推荐的风电机组电网适应性测试装置，因需要模拟电网的频率、电压变化，只能通过电力电子变换器原理。因此目前国内高/低压穿越和电网适应性都是分开独立进行的。如国内深圳禾望、广州智光电气、中电普瑞等厂家将电网适应性测试装置和高/低电压故障穿越测试装置分开设计，占地面积大、运输不便、测试周期长、测试成本高、现场交接频繁。

因此，一体化的大容量海上风电机组涉网试验装置亟待研发。

根据国际电工委员会(IEC)2019年最新发布的风电机组电能质量测试修订标准《Wind energy generation systems-part 21-1:measurement and assessment of electrical characteristics-wind turbines》[20]，风电机组低电压穿越测试除了可以采用阻抗分压原理测试装置外，也可以采用交流电网模拟器或者其它合适的测试系统，并提出可以采用的几种测试装置：基于电容器组的测试单元；基于变压器形式的测试系统；基于电力电子变换器的测试系统，也称为交流电网模拟器。据此，本文考虑采用基于电力电子变换器的高/低电压故障穿越测试装置，进而将基于电力电子变换器的电网适应性测试装置与高/低电压故障穿越测试装置进行一体化设计。

本文主要采用模块化电力电子换流器并联以扩容的总体方案，代替多个共直流母线变流器并联的扩容方式；采用电力电子技术模拟低/高电压故障，代替阻抗分压、阻容并联式装置；将电网扰动发生装置和电网故障模拟发生装置进行一体化设计，以降低测试过程中的人力物力成本和安全风险，适应海上风电机组大型化发展的一体化涉网检测需要。针对以上方案，提出了其主电路参数选择方法及控制策略，最后通过PSCAD/EMTDC软件仿真计算验证其正确性及有效性。

1 大容量海上风电机组一体化并网测试装置拓扑及参数选择

1.1 拓扑结构

本文所设计的大容量高精度隔离型海上风电机组一体化测试装置，以模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)并联拓扑为总体方案，以背靠背的形式组合而成，其拓扑结构如图1所示。两套背靠背装置分布采用集装箱布置，便于移动式运输和扩容。为降低并联环流，两套换流器采用相同的控制模式，且不共直流母线。整流器运行于Vdc/Q模式，以稳定直流电压；逆变器采用分相V/F模式，可以运行于孤岛模式，为风机平稳启动提供稳定电压。

图1 大容量海上风电机组一体化测试电源装置Fig.1 Large-capacity offshore wind farm integrated test device

MMC每个桥臂由N个功率模块顺序级联构成，每个换流单元可以输出0和Uc两种电压，则桥臂输出电压的状态将在0,Uc,2Uc,…,NUc之间变化，即具有N+1个电平状态。根据该控制原理，该装置可以通过脉宽调制技术直接控制MMC输出的电压波形，因此只需依照实际试验需求，输出预设的调制波形，即可模拟高/低压连锁故障、电网电压不平衡、频率偏差、电网谐波等复杂试验类型，不需要再采用阻抗分压或阻容并联式高低穿发生装置，也不需要将电网适应性测试装置和高/低电压故障穿越测试装置分开设计，降低了操作难度、减少了设备数量。

MMC桥臂通过功率子模块级联的方式，组合出高电压大容量系统，并进行集装箱设计以满足系统的可移动性。如果采用一套大容量MMC进行设计势必整体尺寸过大，因此可以采取将两套模块化多电平换流器并联的方式，这两套换流器应采用相同的控制模式以降低并联环流。其中，功率子模块选用半桥子模块(half bridge sub-module, HBSM)，因其拓扑结构简单、易封装、损耗小、控制简单，适用于外界环境干扰小的集装箱环境[21]。

综上可见，该装置无需分成不同的试验装置，可以解决占地面积大、移动运输难、技术交接复杂的问题；可以在增加变流器容量的同时，降低变流器内部环流；可以通过脉宽调制技术直接控制MMC输出的电压波形，解决阻抗分压或阻容并联式高低穿发生装置的设备数量多、操作复杂、控制不灵活等问题。

1.2 参数选择

1.2.1 装置容量

《GB/T 36995—2018风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》针对阻抗分压式的测试原理，在测试条件中规定“测试点的短路容量至少为风电机组额定容量的3倍”，而未针对电力电子式的风机并网检测设备容量问题进行规定。被测风机属于全功率型风机，考虑到故障期间风机的机械功率不会突变，若采用电力电子方式进行故障模拟，流过电力电子装置的功率不会超过风机满功率运行时的总功率。考虑2倍容量裕度，结合仿真计算结果，每套MMC的容量选择为8 MW。

1.2.2 功率模块

MMC换流器子模块数目将影响其输出电压谐波，通过仿真计算确定本装置采用的子模块数为N=32。

本装置中功率子模块实际工作电压为850 V左右，但考虑到开关器件动作时的尖峰电压及直流电容电压上存在的波动，一般选择功率模块直流电压等级时需考虑留有1.5～2倍裕量。因此功率子模块选择直流电压等级1 700 V。相应地，1 700 V的功率模块大致有3种通流能力：450 A、600 A和800 A。流过子模块的电流Iigbt计算如式(1)所示。

(1)

式中：S为装置容量，S=8 MVA；k为调制比，k≈0.95；N为子模块数，N=32；UC为子模块电容电压，UC=797 V。经计算，Iigbt=281 A，考虑1.5～2.5倍左右的裕量，选择通流能力为600 A，即选择1 700 V/600 A的功率模块。

1.2.3 联接变压器

联结变压器容量考虑为单台风机单功率运行工况，即8 MW。考虑到三相不平衡仿真的需要，并实现闭环控制，变压器一次二次均采用星型连接接法，其中网侧星型接地，阀侧星型不接地。

参考《GB/T 6451—2008油浸式电力变压器技术参数和要求》[22]中推荐高-中压变压器短路阻抗一般为10%～15%，此处变压器短路阻抗选择为12%。

对于变压器变比，一次侧联接电网，为35 kV。为同时具备低穿和高穿功能，且提高设备利用率，本装置设置两个档位，即二次侧分别为低穿档Uac2L和高穿档Uac2H。

低电压穿越时，前面已按照低穿时对谐波的要求进行了子模块数、直流电压等参数选择，在此基础上按照正常运行时设调制比k≈0.95，因此联接变压器的二次侧电压Uac2L可以用式(2)进行估计。

(2)

经计算联接变压器二次侧电压Uac2L≈14.9 kV。

高电压穿越时，考虑在换流器输出1.3倍过压时换流器运行在最大调制比，此时联接变压器的二次侧电压可以用式(3)进行估计。

(3)

式中k0为联接变压器的二次侧电压。经计算，联接变压器二次侧电压Uac2H≈11.3 kV。

1.2.4 子模块电容

子模块的直流支撑电容应能起到能量存储和直流电压支撑的作用。子模块的直流支撑电容与MMC额定功率、桥臂模块个数、子模块直流电压、之间的关系如式(4)所示：

(4)

式中：C为子模块的支流支撑电容；S为MMC变流器额定功率，S=8 MVA；ω0为额定角频率，ω0=314 rad/s；ε为直流电压波动系数，ε=3.75%；cosφ为单位功率因数，cosφ=1。经计算，子模块电容选择为8 000 μF。

1.2.5 阀电抗器

从3个方面确定MMC阀电抗值。

1)MMC等效联结电抗器由两部分组成，如式(5)所示。

(5)

考虑电网背景基波负序电压限值为额定电压的1.5%，在此背景基波负序电压下，为使没有配置负序电流抑制器的MMC能够长期运行，要求流过联接电抗器的负序电流大约为MMC额定电流的5%～10%，即MMC等效联结电抗器还应满足式(6)。

(6)

式中：δN为联接电抗器两侧的额定工况下的相角差(以PCC点为电压基准)，δN的范围为8.6 °～17.5 °。第1.2.3节中已选择变压器电抗XT=0.12 p.u.，则桥臂电抗XL0选择范围为0.03～0.17 p.u.。

2)指定环流大小下的桥臂串联电抗L0应满足式(7)。

(7)

式中：ω0为额定角频率；C0为子模块电容；Udc为直流母线电压，Udc=25.5 kV；Ikm为桥臂环流。

由此表明，即使没有任何环流抑制措施，Ikm的占比为总桥臂电流的30%，桥臂电流增加约5%。此外，桥臂电抗与桥臂子模块电容为电感电容串联电路，相单元串联谐振角频率ωres如式(8)所示。

(8)

为避免发生串联谐振，选择电抗器L0使得ωres在1.0ω0附近是合理的。

3)桥臂电抗Ls越大，桥臂电流波动越小，电流的谐波性能也就越好。但是当Ls过大时，会降低电流的跟踪速度。

电流过零时电流的变化率最大，为满足柔性直流输电系统的迅速响应的要求，电流的跟踪速度应该高于电流变化率的最大值，如式(9)所示。

(9)

式中：Δi为一定时段内电流变化量；Ii为电流峰值；ω为电流角频率；Ls为桥臂电抗；Tc为直流电流控制的周期；usi为系统i相电压瞬时值，取usi=0；Ucimax为换流器输出的最大相电压，若电流跟踪控制方法采用直接电流控制法，则在一个控制时段内，Ucimax最大可达±Udc/2，这里取Ucimax=10 kV。

综合上述3点因素考虑，本装置选择的桥臂电抗器为10 mH。

1.2.6 平波电抗器

考虑抑制直流侧的谐波，设置10 mH的平波电抗器。

1.2.7 启动电阻

启动电阻设计主要考虑预充期间的累积能量及充电时间。理论推导及试验表明，启动电阻在预充期间所累积的能量等于换流器预充电结束后模块电容所储存的能量。因此，对两套换流器充电时，单相电阻的累积能量W可由式(10)计算。

(10)

N=32、UC=797 V、C=8 mF。经计算，预充期间所积累能量W为325.2 kJ。

预充电时间与启动电阻和桥臂等效电容的等效时间常数有关。设定预充电时间为1 s，预充电阻R与桥臂等效电容Ceq的等效时间常数为τ=2RCeq(输入输出端各有一个充电电阻)，根据RC回路充电原理即3τ=1 s。其中，桥臂等效电容可由式(11)计算得到。

(11)

N=32、C=8 mF。经计算，启动电阻R=111 Ω。考虑电容充电电压和充电时间留取裕量，实际启动电阻取100 Ω。

2 大容量海上风电机组一体化并网测试装置控制策略

本文以背靠背形式组合而成的大容量高精度隔离型海上风电机组测试电源，控制保护系统按照装置的功能需求进行设计，两套MMC运行在不同模式：网侧MMC运行在Udc/Q模式，机侧MMC运行在分相V/F控制模式。控制两套MMC之间直流电压稳定运行在±12.75 kV。

Udc/Q模式这里不再赘述。分相V/F控制模式通过设置不同参数实现输出交流电压的幅值、相位、频率的可调，输出电压目标值由基准电压、基频电压差值、谐波指令电压三者合成，频率独立设置。给定基准电压值后，分别独立检测和计算ABC三相电压的实际偏差量后，输出电压闭环控制，电压环以合成的输入电压基准值为目标指令进行PI变换调节，输出电压指令补偿值与输出电压基准相加作为输出电压指令。如需进行谐波补偿，则在计算基准电压与三相电压的实际偏差量叠加的同时，再叠加需要补偿次数谐波的调制量以输出三相电压基准值。分相V/F控制策略如图2所示，其中K为系统正常运行时的调制比(0.8～1.0)，参考电压幅值、参考电压角度、频率、谐波电压的生成需满足《GB/T 15543—2008电能质量 三相电压不平衡》[23]、《GB/T 36995—2018风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》、《Q/CSG 1211017—2018风电场接入电网技术规范》[24]等标准的相关定义和要求。

图2 分相V/F控制策略Fig.2 Split-phase V/F control strategy

3 大容量海上风电机组一体化并网测试装置并联均流仿真验证

本测试装置采用两套MMC并联的方案，可能由于主回路参数和控制参数不一致造成设备内部的环流。为研究主回路参数和控制参数对并联均流效果的影响，本部分以桥臂电感、变压器短路阻抗、从控制器延时的不同偏差为例进行对比计算分析。表1以桥臂电感和变压器参数相差5%、10%、控制时刻相差10 μs、30 μs为例，仿真验证了不同主回路参数及控制参数下两套MMC的输出差异。

表1 不同主回路参数及控制参数下两套MMC输出差异Tab.1 Output differences between two MMCs with distinguished main circuit parameters and distinguished control parameters

从仿真结果来看，当控制参数一定、主回路参数存在差异时，两套装置输出功率差别较小，装置并联均流容易实现；当两套装置输出电压幅值有差异时，输出功率差别较大，功率将转移到输出电压比较高的那一侧；当控制参数差异较大时，两套装置输出功率差别较大。由此可以得出结论，当两套MMC控制参数一致时，两套MMC并联运行即从原理上可行，环流问题能够较好解决。

4 大容量海上风电机组一体化并网测试装置仿真验证

本文基于PSCAD/EMTDC仿真软件，搭建了基于两套MMC并联方案的大容量海上风电机组一体化涉网试验系统。模型由两套MMC装置并联组成，其中每套装置由网侧降压变压器、电网侧换流阀、负载侧换流阀、负载侧升压变压器构成。风机升压变压器与换流阀间有5 km海底电缆模型。

4.1 稳态谐波分析

为验证设计方案的运行特性，本节首先对稳态情况下装置输出波形进行谐波校验。由于全功率型风机也包含背靠背变换器且也具备故障穿越控制策略，相比于空载或阻感性负载，与测试装置的控制策略相互作用影响控制效果，因此选择带8 MW风机为例进行本装置的稳态运行情况说明，并通过快速傅里叶变换(FFT)计算PCC点处三相交流电压谐波分析，结果如图3所示。

图3 本装置带8 MW风机稳态运行波形Fig.3 Steady state operation waveform under 8 MW load condition

4.2 低压穿越试验仿真

在空载和带8 MW风机两种工况下，进行低穿仿真试验。我国标准《GB/T 19963—2011风电场接入电力系统技术规范》[25]规定：风电场并网点电压跌至20%标称电压时，风电场内的风力发电机组能够保证不脱网连续运行625 ms；风电场并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。

在空载情况下，设置并网点PCC点处AB两相线电压幅值跌落至0.5 p.u.并持续1 214 ms，仿真结果如图4所示。仿真证明该系统能够满足空载情况下进行低压穿越试验的要求。

图4 空载低穿仿真中PCC点电压设定值与实际值Fig.4 Set value and actual value of PCC point voltage in low voltage ride-through simulation under no-load condition

在带8 MW风机情况下，设置并网点PCC点处BC两相线电压幅值跌落至0.5 p.u.并持续1 214 ms，仿真结果如图5所示。仿真证明该系统能够满足带8 MW风机情况下进行低压穿越试验的要求。

图5 本装置带8 MW风机低穿仿真中PCC点电压设定值与实际值Fig.5 Set value and actual value of PCC point voltage in low voltage ride-through simulation under 8 MW load condition

4.3 高压穿越试验仿真

在空载和带8 MW风机两种工况下，进行高穿仿真试验。

在空载情况下，设置并网点PCC点处AB两相线电压幅值抬升至1.2 p.u.并持续2 s，仿真结果如图6所示。仿真证明该系统能够满足空载情况下进行高压穿越试验的要求。

图6 空载高穿仿真中PCC点电压设定值与实际值Fig.6 Set value and actual value of PCC point voltage in how voltage ride-through simulation under no-load condition

在带8 MW风机情况下，设置并网点PCC点处AB两相线电压幅值抬升至1.2 p.u.并持续2 s，仿真结果如图7所示。仿真证明该系统能够满足带8 MW风机情况下进行高压穿越试验的要求。

图7 本装置带8 MW风机高穿仿真中PCC点电压设定值与实际值Fig.7 Set value and actual value of PCC point voltage in how voltage ride-through simulation under 8 MW load condition

4.4 电压不平衡输出仿真

文献[23]中定义负序(或零序)电压的不平衡度为负序(或零序)电压的均方根值与正序电压的均方根值的比值。分别设置10%与20%的负序不平衡度，在空载情况下进行电压不平衡输出仿真，装置输出波形如图8所示。文献[19]规定，并网适应性测试装置在三相电压不平衡适应性测试上的量化指标应满足：三相电压不平衡度设定值不小于4.0%，且幅值或相位可调，三相电压不平衡度输出步长不大于0.1%，最大允许偏差不大于±0.5%。仿真证明该系统能够稳定输出指定的不平衡电压。

图8 空载情况下负序不平衡仿真输出Fig.8 Negative unbalance voltage signal simulation output under no-load condition

4.5 频率偏差仿真

在空载情况下，进行48 Hz和51.5 Hz的频率偏差输出仿真试验，装置输出如图9所示。文献[19]规定，并网适应性测试装置在频率偏差适应性测试上的量化指标应满足：频率范围不小于48.0～51.5 Hz，频率输出步长不大于0.1 Hz，频率变化率输出步长不大于0.1 Hz/s，频率偏差最大允许偏差不大于±0.1 Hz，频率变化率最大允许偏差不大于±0.1 Hz/s。仿真证明该系统能够稳定输出指定频率的电压信号。

图9 空载情况下频率偏差电压输出Fig.9 Output voltage signal in various frequency simulation under no-load condition

4.6 谐波输出仿真

文献[19]规定，并网适应性测试装置在谐波电压适应性测试上的量化指标应满足：输出的间谐波电压的频率应为5nHz(n为整数且1≤n≤19)， 1 kV以上的电压的间谐波电压含有率限值应为：100 Hz以下的含有率限值0.16%，100～800 Hz的含有率限值0.4%；输出的谐波电压最小范围为2～25次，可输出的各次谐波电压应满足GB/T 14549规定的限值范围如表2所示。

表2 公用电网谐波电压(相电压)限值Tab.2 Harmonic voltage-limit (phase voltag-limit) in public power grid

在空载情况下，进行3次谐波和8次谐波输出仿真试验，装置输出如图10所示。仿真证明该系统能够稳定输出指定谐波的电压信号。

图10 空载情况下谐波电压输出Fig.10 Output voltage signal with harmonics under no-load condition

4.7 电压波动仿真

进行电压波动仿真，电压幅值以5 Hz频率按正弦规律波动，波动幅值±20%，装置输出如图11所示。仿真证明该系统能够稳定输出指定频率及幅值的波动电压信号。

图11 装置输出5 Hz、波动±20%的电压波动信号Fig.11 Output voltage fluctuation signal under 5 Hz and 20% voltage fluctuation condition

4.8 小结

通过上述仿真算例可以看到，本文所设计的大容量海上风电机组一体化并网测试装置能够同时实现高/低压穿越测试装置与并网适应性装置需要的功能，包括稳态谐波分析、高/低压穿越试验、电压不平衡输出试验、频率偏差输出、谐波输出、电压波动及闪变输出的功能；该装置在带8 MW大容量风机情况下能够正常工作。

5 结论

本文采用基于HBSM的模块化多电平换流器并联的系统，详细阐述了大容量海上风电机组并网一体化集成测试装置的一次侧设计原理及参数选择方案，进行了大容量海上风电机组一并网体化测试装置设计，以期向被测风电机组提供电网适应性测试所需要的电压波形，稳定输出指定幅值、频率和波形的电压信号。

本文通过PSCAD/EMTDC仿真计算，验证了该装置设计方案能够满足高/低电压穿越、电压不平衡、频率偏差、谐波输出、电压波动及闪变等并网适应性测试需求；验证了该装置能够以换流器本身控制策略代替阻抗分压或阻容并联式测试装置方便、定量控制并网点电网在0.2～1.3 p.u.之间连续可调满足高/低穿故障穿越的测试要求。此外，一体化的集成设计有利于减小设备占地及成本。