永磁型风机海上风电送出系统甩负荷故障暂时过电压影响因素分析

2022-03-17杨大业项祖涛罗煦之宋瑞华陈麒宇沈琳王晓彤

发电技术 2022年1期

杨大业，项祖涛，罗煦之，宋瑞华，陈麒宇，沈琳，王晓彤

（1. 中国电力科学研究院有限公司，北京市海淀区 100192；2. 电力规划设计总院，北京市西城区 100032）

0 引言

近年来，风力发电发展迅速，并呈现规模化发展模式。风电机群送出系统电压等级越来越高、线路长度越来越长[1-4]，尤其是当前海上风电发展表现出规模化、集群化的特点[5-6]，容量为几百兆瓦海上风电经220 kV长海缆(或陆缆与海缆混合架设)送出系统已成为常规并网形式。海上风电场多数采用大容量永磁型风电机组[7]。永磁型风机(permanent magnet synchronous generator，PMSG)控制保护特性与常规火电机组截然不同，其送出系统暂时过电压必然会表现出不同特点[8-10]，此方面问题相关研究较少。加之电缆线路充电无功大，会造成较高的暂时过电压[11]。

风电接入系统过电压问题早期出现在丹麦[9]。2005年，丹麦的160 MW Horns Rev海上风电场在实际运行过程中出现了高幅值暂时过电压问题，系统发生故障时，岸上变电站的主断路器动作而使海上风电场与电网脱离连接，进而在送出线路岸上变电站侧产生电压幅值达到2.0 pu的过电压。文献[12]中对上述事件进行了仿真分析，研究指出，暂时过电压大小与线路潮流大小(无功及有功)、风机类型、线路无功补偿方式、线路长度等因素有关。文献[13]针对风电场发生故障情况开展系统过电压问题研究，主要从系统角度分析其过电压特性及抑制措施。

国内尚未出现过类似问题，还没有在学术界引起重视。目前仅有部分工频过电压分析相关文献，如：文献[14-15]指出在某种情况下存在幅值高于标准规定的工频过电压；文献[16]仅从无功补偿角度分析了过电压特性及抑制措施；文献[17]认为直流母线电压及其保护策略是甩负荷过程中并网型直驱风力发电机组网侧电压升高的影响因素之一；文献[18]针对双馈型机组风电送出线路三相接地故障甩负荷过程，详细给出了双馈机组定子电压变化及分析，但未涉及定子侧换流器对送出线路过电压的影响。

国内外文献未从机理上系统阐释永磁型风机风电送出系统甩负荷暂时过电压的产生过程，对其影响因素分析不够全面。目前工程规划设计中，需要针对风电送出系统暂时过电压开展计算。然而，现有计算中对风电机组控制保护策略并未给予特殊考虑，仅采用典型风电机组，设计规划单位对其结果存较大疑虑，设计方案选择存在困难。

本文以永磁型风机风电送出系统电网侧甩负荷工况为研究重点，从风机和系统2方面较全面地分析了系统暂时过电压的影响因素及改善措施。一方面，从永磁型风机控制、保护原理出发分析了风机侧影响因素；另一方面，基于常规系统暂时过电压研究基础，分析了系统侧影响因素。针对上述影响因素，采用电磁暂态仿真软件进行了验证。本文的研究结果可为规划设计阶段永磁型风机风电送出系统暂时过电压计算提供参考。

1 永磁型风机基本结构及控制保护原理

永磁型风机结构如图1所示，风力机直接与发电机相连，不需要齿轮箱升速。考虑机侧换流器采用全控桥型换流器结构。永磁同步发电机定子电压/电流的频率随转速变化，发电机定子通过交-直-交换流器与电网相连，在电网侧得到频率恒定的电压。直流母线过电压保护采用Chopper电路。

图1 永磁型风机结构示意图Fig.1 Schematic diagram of PMSG

永磁型风机的机侧和电网是隔离开的。机侧换流器(rotor side converter，RSC)控制的目标是发电机有功功率能够跟踪风机的输入功率，同时控制无功电流为零，使得发电机的损耗最小。机侧换流器通过直流电容器与网侧换流器(grid side converter，GSC)连接，与电网侧无直接联系，因此本文未针对机侧换流器控制特性对送出系统过电压的影响开展工作。本文相关研究中机侧换流器控制逻辑及参数保持不变。

网侧换流器的控制系统可以分为2个环节：电压外环控制和电流内环控制[19]。基于电网电压定向的网侧换流器直流电压、电流双闭环矢量控制框图如图2所示。其中，Udc、Q、ω1、Lg分别为直流母线电压、网侧换流器输出无功、电网电压角频率、网侧换流器与电网之间的连接电感；igd、igq、ugd、ugq分别为网侧换流器电流和电压在dq坐标系中d轴、q轴分量；“*”表示变量的目标参考值。

图2 风电机组网侧换流器控制Fig.2 GSC control diagram of wind turbine

低电压穿越和高电压穿越控制策略从功率控制及硬件技术2 个角度制定。功率控制包含有功功率及无功功率控制；硬件技术改进为直流侧增加Chopper，通过软件控制吸收跌落过程中换流器无法正常输出的能量。Chopper电路具体结构因发电机组厂家不同而不同，但其基本原理相同。功率控制方面则满足国家标准GB/T 36995—2018[20]中相关规定。

2 风电送出系统甩负荷暂时过电压的特点

风电送出系统暂时过电压与风电机组网侧交流电压大小直接相关。图3为直驱型风电机组(单机容量5 MW)采用全数字仿真模型时，送出线路风电场侧断路器三相无故障跳闸过程中风电机组690 V侧线电压U波形。100 ms时刻风电场侧断路器三相无故障跳闸，214 ms 时刻风电机组过电压保护动作(过电压保护定值设置为1.32 pu，延时100 ms闭锁网侧变流器，1.00 pu对应的线电压有效值为风电机组机端额定电压，即690 V)，风电机组网侧变流器闭锁。断路器三相跳闸后，机端电压突然升高，由于失去同步电源约2 个周波后电压发生明显畸变，最大峰值约为2.10 kV(故障前电压峰值约为1.03 kV)。

为验证仿真中所采用的风电机组模型的准确性，安排了基于RT-LAB 平台的实时仿真验证性试验。试验系统中，直驱型风机控制采用厂家提供真实控制器，主电路模型采用数字仿真。风电机组单机容量为2 MW。仿真时序为：30.0 s时连接风电送出线路风电机组侧断路器三相无故障跳闸，约4 个半周波后风电机组保护动作，风电机组停机。图4为风机机端线电压Uab的波形图。由图4 可知，断路器三相跳闸后，机端电压突然升高，由于失去同步电源约一个周波后电压发生明显畸变，最大峰值约为1 471 V(故障前电压峰值约为990 V)。与图3 比较，风电机组暂态电压变化过程具有较高的相似度，增加了仿真所用风电机组模型的可信度。

图3 风电机组机端线电压波形图Fig.3 Line-to-line voltage U at the terminal of wind turbine

图4 风机机端线电压Uab波形图Fig.4 Line voltage Uab at the terminal of wind turbine

3 风电送出系统暂时过电压的影响因素分析

3.1 风电机组控制系统参数

风电送出系统暂时过电压与风电机组网侧交流电压大小直接相关。

考虑风电机组网侧换流器采用两电平换流器、单极SPWM调制技术，网侧换流器调制比为

从式(2)可以看出，网侧换流器输出交流电压幅值由直流母线电压、调制比决定。考虑三角波峰值为恒定值，调制比由调制波峰值决定。正常运行时，网侧变流器控制系统中调制比一般处于线性区域，取值为0.85～0.95；故障期间，调制比受调制波限幅限制，限幅一般取1.1～1.2。另外，若采用SVPWM 调制技术，直流母线电压利用率将得到提高，可参照进行上述分析。

3.2 风电机组保护定值及其动作时序

3.2.1 直流母线过电压保护

由3.1节可知，网侧换流器输出交流电压幅值与直流母线电压直接相关。正常运行时，直流母线电压被控制为额定值；故障期间，直流母线电压最大值由chopper电路的耗能电阻阻值和保护定值决定。

耗能电阻阻值应满足：极限工况下耗能电阻消耗的功率不小于风电机组输出的额定功率。

直流母线过电压保护动作定值一般为(1.02～1.1)VNdc，考虑直流母线过电压保护动作定值为1.1VNdc，则有

式中：Rdc为耗能电阻，Ω；PGN为风机额定有功功率，MW；VNdc为直流母线额定电压。

因此，直流母线电压最大值将被限制在1.1VNdc。

3.2.2 风电机组过电压保护

国家标准GB/T 36995—2018 给出了风电机组高电压穿越曲线，要求风电机组具备一定的高电压穿越能力，如图5所示。

风电机组机端电压为1.3 pu时，风电机组需连续运行500 ms；大于1.3 pu时，风电机组可以脱网。

风电机组过电压保护定值(动作值及延时)可按图5中的要求进行整定。

图5 风电机组高电压穿越测试用例Fig.5 Test voltage of high voltage ride through of wind turbine

风电机组过电压保护出口后的动作时序因厂家、风电机组型号不同而各异。其动作形式主要为闭锁机侧换流器、闭锁网侧换流器、断开并网断路器、断开机侧断路器。本文中采用逻辑为：闭锁网侧换流器并同时断开并网断路器(并网断路器断开时间按接到开断信号后50 ms考虑)。

3.3 系统无功补偿方式

风电送出系统无功配置分为变电站内及送出线路无功配置。风电送出线路较长时，需要在线路两端装设并联高压电抗器，同时起到无功补偿及抑制工频过电压的作用。

变电站内一般装设有动态无功补偿装置，采用STATCOM+FC型及全STATCOM型。电容器组设置过电压保护，保证电容器组在电压超过限值后迅速断开，减少电网内的无功过剩量，防止风电机组高电压脱网事故影响进一步加重。电容器组过电压保护延时一般大于0.5 s。

另外，与常规工程相同，线路长度、布置、单位长度参数、换位方式、电缆金属护套和铠装沿线及两端的接地方式及线路潮流(不同机组台数及出力水平)等均会影响系统暂时过电压。

4 仿真验证

4.1 仿真条件

本文以图6 所示的典型海上风电场为例分析其电缆送出线路电网侧甩负荷工况下的暂时过电压，并通过比较暂时过电压最大值来判断不同因素的影响大小和趋势。风电场由40 台5.0 MW 的永磁型风机构成，海上升压站的主变为1 台容量为240 MV·A、变比为220/35 kV 的低压侧双分裂变压器，220 kV 海缆为三芯交流电缆，长度为80 km，线路两端共配置有130 Mvar 并联高压电抗器。采用PSCAD/EMTDC 电磁暂态软件仿真平台建立风电场的仿真模型，为了简化系统，将40台风力发电机简化为一台，风力发电机组满出力运行，220 kV海缆采用PI模型。风电机组过电压保护保护定值采用1.32 pu(延时0 ms闭锁网侧变流器，延时50 ms断开网侧断路器)。

图6 海上风电场结构示意图Fig.6 Schematic diagram of offshore wind farm

图7 为电缆送出线路电网侧甩负荷工况下的线路电网侧典型暂时过电压曲线。图中100 ms时刻电缆送出线路电网侧断路器三相偷跳，即无故障甩负荷。此时，风电场侧形成风电机组带空载海缆线路的孤立网络。风电机组机端电压在其控制保护的作用下呈现先升后降的特性，且其波形呈现较明显的正弦特点。依据标准GB 311.1—2012，故障发生20 ms 后的过电压为暂时过电压波形范围。由图7 可知，暂时过电压在几十毫秒内超过1.00 pu(1.00 pu对应的线电压有效值为系统最高运行电压，即252 kV)，随后逐渐衰减。与图3中波形相比，由于空载线路的存在，谐波明显减小，同时电压衰减变缓。

图7 电缆线路电网侧发生无故障甩负荷时线路三相电压典型波形Fig.7 Typical waveform of three-phase voltage in case of no fault load rejection at grid side of cable line

4.2 风电机组控制系统参数的影响

4.2.1 直流母线电压

考虑风电机组直流母线电压不同，仿真计算220 kV 海缆线路电网侧无故障甩负荷条件时线路两侧暂时过电压。表1 为设置不同风机直流母线电压控制值时海缆线路两侧暂时过电压最大值。可见，直流母线电压越大，线路暂时过电压问题越严重。

表1 直流母线电压不同情况下线路暂时过电压Tab.1 Temporary overvoltage considering different values of DC bus voltage

4.2.2 调制波限幅

考虑风电机组换流器控制中调制波限幅不同，仿真计算220 kV海缆线路电网侧无故障甩负荷条件时线路两侧暂时过电压。表2 为不同调制波限幅时海缆线路两侧暂时过电压最大值。可见，调制波限幅越大，线路暂时过电压越高。

表2 调制波限幅不同情况下线路暂时过电压Tab.2 Temporary overvoltage considering differentmagnitude limits of modulation wave

4.3 风电机组保护定值及其动作时序的影响

4.3.1 直流母线过电压保护影响

考虑风电机组chopper电路动作定值不同，仿真计算220 kV海缆线路电网侧无故障甩负荷条件时线路两侧暂时过电压。表3为不同chopper电路动作定值时海缆线路两侧暂时过电压最大值。可见，chopper电路动作定值越大，线路暂时过电压越高。

表3 chopper电路动作电压不同情况下线路暂时过电压Tab.3 Temporary overvoltage considering different activated values of chopper circuit

4.3.2 风电机组过电压保护影响

根据风电机组过电压保护整定要求，当电压超过1.3 pu 时，风机保护可以零延时出口。风电机组过电压保护出口逻辑：闭锁网侧换流器，同时断开并网断路器。上述过程中涉及保护动作延时、并网断路器动作时间2个变量。表4给出了保护取不同动作延时时海缆线路两侧暂时过电压最大值。可见，保护动作延时对暂时过电压影响很大，10 ms延时情况下，线路暂时过电压最大值达到1.56 pu，超过了标准规定的限值。因此，在风电机组设计及相关计算中需重点考虑过电压保护动作延时。通过仿真研究，并网断路器动作时间对暂时过电压最大值无影响，主要是因为暂时过电压最大值一般出现在断路器动作之前。表5 为并网断路器动作时间不同情况下线路暂时过电压情况。

表4 过电压保护动作延时不同情况下线路暂时过电压Tab.4 Temporary overvoltage considering different delays of overvoltage protection

表5 并网断路器动作时间不同情况下线路暂时过电压Tab.5 Temporary overvoltage considering different action time of grid connected breaker

4.4 系统无功补偿方式的影响

与常规工程工频过电压计算相同，并联高压电抗器配置容量及分布均会对线路暂时过电压产生影响。这里仅针对风电汇集站内装设不同类型的无功补偿装置对线路暂时过电压的影响进行分析。

考虑无功总容量相同(60 Mvar)，分别装设50% FC+50%STATCOM、100% 容量STATCOM 2 种类型的无功补偿装置情况，仿真计算220 kV海缆线路电网侧无故障甩负荷条件时线路两侧暂时过电压，其结果如表6所示。可见，采用100%容量STATCOM 方式更有利于抑制系统暂时过电压，但效果并不明显。