永磁直驱风电机组低电压穿越研究综述

2021-04-08冯子木孙国强滕德红李群刘建坤赵静波

电力工程技术 2021年2期

冯子木，孙国强，滕德红，李群，刘建坤，赵静波

(1.河海大学能源与电气学院，江苏南京 211100；2.国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏南京 211103)

0 引言

在风力发电发展的早期阶段，受制于硬件与技术条件，陆上风电场一直是投资建设的主流方向。然而，陆上风能波动性大、陆上风电场占陆地面积大、单机容量受限等问题越来越制约其发展。相较之下，海上风电具有资源丰富、风力稳定、发电利用小时数高、不占用陆地资源、单机容量易扩展等优点，符合当前单机大容量的发展趋势[1]。悬浮式海上平台的出现以及海上远距离电能传输解决方案的提出[2—6]，为远海风电的发展提供了思路[7—8]。因此，海上风电场装机容量开始呈现稳步增长的趋势[9]。中国东南沿海的负荷集中地区，有着丰富的海上风能资源[10—13]，在未来发展海上风电是解决其用电需求的重要手段。

永磁直驱同步发电机(directly-driven permanent magnet synchronous generator,D-PMSG)相较于双馈与半直驱发电机，无需齿轮箱等机组部件，有效降低了故障率，具有更高的可靠性，且综合成本较低。未来大规模风电场将以D-PMSG作为主要机型。为了保障电力系统的安全性与可靠性，低电压穿越(low voltage ride-through,LVRT)是风电场上网必须达到的技术指标[14]。传统策略使风电场在并网点电压跌落时主动脱网，保障设备安全。但大装机容量的风电场主动脱网势必会导致电网系统内部潮流大幅转移，触发稳控系统动作，造成电力系统解列运行、大范围停电等严重后果[15—16]。

虽然风电并网的LVRT问题研究较多，但大多集中于双馈风机[17]。D-PMSG与双馈风机在结构上存在差异[18]，故二者的LVRT策略也存在差异。文中根据D-PMSG运行及其LVRT期间的特点，从已有LVRT策略中筛选出适用于D-PMSG机组的技术手段进行综述，评价、比较其优缺点。并对LVRT策略进行分类，总结其共性与差异，展望未来的研究方向及工程应用前景。

1 LVRT要求

传统的D-PMSG控制策略通过机侧换流器跟踪功率指令实现最大风能跟踪，通过网侧换流器实现直流侧电压稳定调节和单位功率因数控制[19—21]。

图1中，风力机捕获的风能转化为机械功率Pm；D-PMSG输出的电磁功率为Ps；经机、网侧换流器变换，通过直流线路向电网送出的有功功率为Pg[22—23]。稳态时，若忽略损耗，有Pm=Ps=Pg。当电网故障引起电网电压Ug跌落时，电网侧的功率振荡及换流器自身的限流措施等会引起电网电流Ig变化，导致D-PMSG网侧换流器输出功率Pg不稳定[19]。由于全功率换流器的隔离作用，在电网电压跌落过程中，Ps几乎不变。此时Pm=Ps≠Pg，直流侧功率无法平衡，并联电容C上的直流电压抬升并剧烈波动，影响系统稳定运行，情况严重时会导致风电场主动脱网[24]。

图1 D-PMSG结构Fig.1 The structure of D-PMSG

电力相关部门对风电场LVRT提出了明确要求。风电机组在并网点电压跌落的一定范围内，必须在保证自身系统安全运行的前提下不脱网运行，并应能够向电网提供无功功率，帮助电网恢复电压[25—26]。风电场LVRT要求如图2所示，并网点电压跌落至额定值的20%时，风电机组不脱网连续运行625 ms。在电压跌落2 s内，若并网点电压能恢复到额定电压的90%，风电场内的风电机组应能够保持不脱网运行[27—28]。当风电场并网点处的电压在图2中电压曲线上方时，电网要求风电场机组能够不间断并网运行。当风电场并网点处的电压在图2中电压曲线下方时，风电场的机组允许从电网切出[29—30]。

图2 风电场LVRT要求Fig.2 LVRT requirement of wind farm

目前一些风力发电发达国家已经制定了新的并网导则，定量规定了风电场的脱网条件。只有当电网电压跌落至低于相应的新规曲线时才允许脱网，并且风电场必须具备向电网提供无功功率的能力[31—32]。现有提升LVRT能力的手段可分为：在风电场送出的直流侧加装硬件保护电路；在并网点加装电压调节设备；在风电场加装储能设备；通过改进的协调控制策略实现LVRT。

2 直流侧加装硬件保护电路

加装硬件保护电路是最常见的提升风电场LVRT能力的技术手段，其代表是撬棒(Crowbar)电路。Crowbar电路通过在线路中构建额外通路消纳不平衡功率，其应用范围涵盖所有涉及功率不平衡问题的场合。因此，在D-PMSG全功率换流器内，或者风电场的直流送出侧，可通过加装Crowbar电路提升风电场的LVRT能力。

2.1 常见Crowbar电路及应用

Crowbar电路通常通过斩波(Chopper)电路的形式实现。文献[33]从应用性和经济性方面，对Chopper电路集中安装在并网点交流侧或直流侧的技术方案进行了对比。与AC Chopper方案相比，DC Chopper方案具有盈余功率与耗能精准匹配、系统波动小、恢复时间短、设备投资少、设备尺寸小、稳态损耗小等优点。装设在风电场侧的AC Chopper和直流线路上的DC Chopper接入示意如图3所示。若接入AC Chopper，其端口直接接入风电场侧换流器的出口交流母线；若接入DC Chopper,其2个端口并联接入换流器间的直流线路。

图3 AC Chopper和DC Chopper接入位置示意Fig.3 Schematic diagram of AC Chopper and DC Chopper insert locations

Crowbar电路通过増加额外的有功能量释放回路，减小注入到直流母线的不平衡能量，避免直流母线过电压。但在消耗不平衡能量的同时，切入的Crowbar硬件保护电路也屏蔽了换流器控制系统对直流电压的控制以及直流两侧间的联系，导致机侧换流器无法有效控制风电场侧的输出功率，降低了风电机组运行稳定性。若故障时间较长，易出现Crowbar电路频繁投切问题，直流电压往复振荡，有功功率在系统和换流器间来回流动，不利于系统恢复。Crowbar电路的主要器件是耗能电阻，故障期间多余的能量以热能形式直接耗散，能量利用效率低，且对器件热稳定性要求高。

为获得更佳的性能，有研究尝试对Crowbar电路结构进行改进。文献[34]为缓解感性元件的瞬态过电压，提出2种改进思路。一是将Chopper电路替换为半桥型电路，实现电路的软开关；二是在换流器的每个子模块上安装制动电阻，实现灵活控制。前者的控制策略较为复杂，后者则不适用于已封装完成的子模块。

2.2 小结

Crowbar电路是最常规的LVRT技术，是换流器与风电场设备的保护装置。受限于Crowbar电路的作用机理，其无法作为电源对系统运行施加主动影响。未来的主要研究方向是Crowbar的开关策略和阻值设计对电力系统恢复特性的影响及其与其他控制策略配合的可能性[35—36]。

3 并网点加装电压调节设备

加装硬件保护电路的方式是在风电场侧增加设备解决LVRT问题，而在电网侧加装附属设备提升风电场LVRT能力的思路是将电网侧的电压大幅跌落变为风机送出端电压的小幅跌落，进而降低对风电场侧LVRT能力的要求。可采用的附属设备主要包括动态无功补偿设备、动态电压调节器(dynamic voltage regulator,DVR)以及串联动态制动电阻(series dynamic braking resistor,SDBR)。

3.1 应用动态无功补偿装置

动态无功补偿装置主要指静止无功补偿器(static var compensator,SVC)、静止同步补偿器(static synchronous compensator,STATCOM)等响应快速的无功补偿设备[37]。SVC和STATCOM可以在不同程度上提高风电场的暂态稳定裕度[38—39],并从两方面辅助风电场实现LVRT。一是在电压跌落时快速注入无功电流，支撑并网点电压；二是对于不平衡故障，将不平衡跌落转化为易于处理的三相平衡跌落。

通用SVC的接入示意如图4所示。风电场中常采用的SVC设备是晶闸管控制电抗器(thyristor controlled reactor,TCR)，其通过控制晶闸管的触发角度[40]，调节并网点的并联阻抗大小，在0到满发范围内调节并网点无功电流。

图4 SVC接入示意Fig.4 Schematic diagram of SVC accessed

STATCOM的接入示意如图5所示。相比于SVC，STATCOM响应速度快，能够承受更长的暂态过程，且补偿的无功电流大小不受电压跌落的影响[37]。由于STATCOM是基于电压源换流器，其可通过更精确的解耦控制实现更多的控制方式组合[41]。

图5 STATCOM接入示意Fig.5 Schematic diagram of STATCOM accessed

采用动态无功补偿装置的缺点是，装置切入的瞬间会向电网注入较大的电流以满足电压恢复过程中所需的能量，而瞬间的大电流会对电力系统造成冲击，影响电力系统的稳定性。

3.2 串联DVR

DVR相当于串联在电网中的动态受控电压源，对其采用适当控制，可使输出电压抵消电力系统扰动对负荷电压造成的不良影响[42—43]。

与切入STATCOM需要瞬时注入大电流相比，DVR的优势在于只需注入较少的能量即可满足电网电压跌落时的LVRT要求。DVR的WINDFACT技术较为典型[44]，如图6所示。DVR投入时，开关1开断。在正常运行状态，开关2均闭合，模块3处于导通状态，所有低压侧电力电子元件均处于热备用状态。当并网点电压跌落时，模块3进入开断模式，低压侧受控设备接入系统，并在并网点产生额外电压，辅助风电场重建并网点电压。当DVR不投入系统时，开关1闭合。当风电场需要被切出系统时，开关1与开关2均开断。

图6 DVR的WINDFACT技术Fig.6 WINDFACT technology of DVR

3.3 应用SDBR

文献[45—46]通过安装SDBR使风电场在电网故障时尽量维持功率送出，SDBR接入示意如图7所示[47—48]。SDBR的工作原理是：在电网故障时，通过将电阻元件接入电网，增加机端到接地点的过渡电阻，缓解机端的电压跌落，并通过电阻耗能形式消纳多余有功功率。文献[49]在此基础上提出了灵活串联制动电阻(flexible series braking resistors,FSBR)，FSBR结构如图8所示。相较于传统SDBR，FSBR增加了机端电压与LVRT过程的可控性。文献[50]将电阻换成了电容器，在电网出口处采用电容器串联补偿的方法，缓解作用到风电场上的电压降落。相较于电阻，电容的优势是损耗小、电压抬升效果明显，但弊端是可能引起过电压，且会影响线路保护动作。

图7 SDBR接入示意Fig.7 Schematic diagram of SDBR accessed

图8 FSBR结构Fig.8 Structure of FSBR

3.4 小结

电压调节装置可在系统发生故障时缓解并网点的电压跌落幅度，通过保证风电场侧的功率输送能力使风电场实现LVRT。其缺陷在于，基于无功补偿和电压调节手段无法从根本上解决功率不平衡问题。在近并网点故障严重时，依然无法支撑电压。今后，功能更全面、占地面积更小的设备以及更加灵活的接入与控制策略将成为主要的研究方向。

4 风电场加装储能设备

在风电场侧或电网侧加装设备可以改善电压跌落，但不能很好地应对LVRT过程中的功率不平衡问题。随着储能技术的发展，有研究提出使用充放电迅速、损耗低的新一代储能设备替代耗能电阻吸收不平衡功率，再通过适当的方式将能量回送电网，实现LVRT的同时将损耗降至最低。

4.1 超导储能

文献[51]提出应用超导储能系统(superconducting magnetic energy storage，SMES)解决风电场LVRT过程中的直流母线过电压问题。SMES是近代新生的储能系统，具有存储能量密度高以及无损耗的优良特性[52]。相较于传统直流保护系统，SMES可以大电流充放电，具备优良的可控性与高效的稳压能力，可在故障时实现电能的快速消纳。SMES接入示意如图9所示。在故障排除后，网侧换流器可根据SMES的储能状态与并网点的电压情况，判断是否执行恢复策略。恢复过程中，网侧换流器以SMES的标准状态为基准，控制向电网输出的有功量，进而改变直流母线电压。为了稳定直流电压，SMES会进入相应的充放电状态。当SMES的状态回归正常水平后，网侧换流器转回正常运行控制策略。全恢复流程如图10所示[53]。

图9 SMES接入示意Fig.9 Schematic diagram of SMES accessed

图10 基于网侧换流器的SMES电能平衡策略Fig.10 The balance strategy of SMES power based on grid side converter

4.2 超级电容

基于超级电容储能(supercapacitor energy storage system,SCESS)的LVRT将Crowbar中的电阻器件替换成SCESS，避免器件发热的同时，提高了系统的LVRT能力[54]。SCESS接入系统示意如图11所示。由于目前超导条件要求高，SMES设备的投入和运营维护成本高。SCESS在降低储能环境要求的同时，具备响应速度快、可循环使用次数多和功率密度高的优点，因此当前SCESS应用于D-PMSG风电场的可行性更高。当LVRT结束后，可与网侧换流器的功率指令配合，将SCESS中的能量释放给电网，使整个系统回到初始状态[55]。

图11 SCESS接入示意Fig.11 Schematic diagram of SCESS accessed

4.3 小结

储能技术不仅是解决LVRT的重要策略，也是解决新能源消纳问题的重要技术手段。在利用新一代储能设备解决LVRT的同时，也应当利用其控制和调节层面的延展性，主动对系统施加有利影响。比如通过配合适当的控制策略，在系统正常运行时使风电场具备参与调频的能力[56]。当前该方向的技术难题除了设备制造安装维护外，还有在海上这类特殊应用场合下储能状态的维持问题，今后可考虑利用海上悬浮波浪发电等就地发电装置解决[57]。

5 改进型控制策略

上述通过加装硬件设备解决LVRT问题的方法均会增加实际制造、运行和维护成本。因此有研究尝试通过改进既有设备的运行控制模式，直接或间接解决功率不平衡问题或实现与外部设备类似的功能。由于控制方式设计灵活、种类繁多，文中仅从控制对象上对该类方法进行总结。

5.1 变桨距角控制

变桨距角的控制逻辑如图12所示。Pe为风力机实际发出的电磁功率；Pe,ord为系统电磁功率的指令值；θmax为最大可调节桨距角；θord为桨距角控制指令。在检测到并网点电压跌落、有功送出能力下降时，可通过改变桨距角减小风力机的风能捕获量，从而减小D-PMSG出力，缓解直流线路过电压。文献[58]采用了一种独立桨距角控制模式，在传统桨距角控制的基础上提高了调度灵活性，同时避免了个别执行器故障影响系统整体可靠性。

图12 追踪功率指令的桨距角控制逻辑Fig.12 The pitch angle control logic following the power order

然而变桨距角控制存在固有缺陷，从发现故障到变桨距角开始调节存在响应时间。变桨距角调节是通过风机上的专用电机实现，与电力系统的故障响应不在同一时间尺度，调节功率速度慢，无法达到快速响应要求，因此该方法通常只作为辅助控制手段。在应对非瞬时性故障，需要对输出功率做长期调节时，该方法效果较好[59—60]。

5.2 机侧与网侧换流器控制方式调整

有研究提出可改变机、网侧换流器的控制模式，充分发挥全功率换流器作用，提升风电场的LVRT能力[61—62]。该策略采用与传统方式相反的控制模式，通过机侧换流器控制直流母线电压，通过网侧换流器实现最大风功率追踪[63—65]。该方案下机侧换流器的控制策略如图13所示。比较直流侧电压Udc与其参考值Udc,ref、交流侧电压Uac与其参考值Uac,ref后，经比例积分环节得到电流dq轴分量的指令值。经有功优先限流控制后，电流指令值与实际电流dq分量Id，Iq作比较，经比例积分调节后输出电压dq轴指令值Vd,ord，Vq,ord到机侧换流器。

图13 机侧电压控制策略Fig.13 Control scheme of machine side voltage

该方案下网侧换流器的控制策略如图14所示，分为有功优先控制模式和无功优先控制模式。

图14 网侧功率控制策略Fig.14 Control scheme of grid side power

图14中,Pmppt,ord为风机采用最大功率跟踪策略的电磁功率指令值；Qref为根据需要自定的无功功率指令;Q为实发无功功率值;Upcc,nom为正常运行时并网点的电压;Upcc为实际并网点的电压，用于低电压判断;Id,Iq为实际电流的dq轴分量;Vd,ord,Vq,ord为输出到换流器的电压指令。正常运行时采用有功优先控制模式，限流策略优先限制无功电流，保证有功功率的有效追踪。在电网电压发生跌落时，网侧换流器将被调整运行在无功优先状态，机侧不平衡功率对直流母线充电，使直流母线电压升高。检测到电压升高后，机侧换流器及时调节发电机电磁转矩，降低电磁功率输出[66—67]，保证直流侧的功率平衡与电压稳定。此时发电机输出电磁功率将小于风力机的机械功率，发电机的转速增加，即不平衡能量转化为转子机械能[68]。当并网点电压恢复后，可通过适当的控制策略释放过剩的转子动能，使转子转速恢复到正常水平。

采用转子储能存在弊端，当电压跌落程度较深或持续时间较长时，发电机转子转速上升，可能超出安全运行范围。当发电机转子转速临界时，风电机组将无法继续对有功输出进行主动调节。若在正常运行中用机侧换流器平衡直流电压，风速波动可能直接导致直流电压不稳定。因此仅建议在故障状态下进行控制策略切换。

文献[69]提出在LVRT期间，使网侧换流器运行在STATCOM模式，实现与加装无功补偿设备相似的功能。文献[70—71]提出利用虚拟同步机技术控制常态下的风电场机、网侧换流器的运行，在并网点发生电压跌落时，通过模拟系统惯性实现LVRT。文献[72]提出保持电网侧换流器控制策略不变，通过风电场侧换流器实现风电场电网侧升频和直流侧电压降低，进而快速降低外送的电磁功率，实现LVRT。

也有研究提出，机、网侧换流器可与其他控制方法协调配合，通过适当的顶层控制策略获得更好的效果。文献[73]以模糊控制策略作为顶层策略，实现风机侧换流器与储能装置的协调控制，利用储能装置快速吸收不平衡功率，同时在可控范围内减小机侧换流器输出的电磁功率。文献[74]提出将换流器控制、转子储能控制以及Crowbar电路相联合的LVRT模式，由网侧换流器提供无功支撑网侧电压，由转子侧惯性储能和Crowbar电路消纳不平衡功率。