計及LVRT控制的直驅風電機組三相短路故障特性研究

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(國網新疆電力有限公司經濟技術研究院，新疆 烏魯木齊 830000)

0 引 言

隨著能源與環境問題的日益加劇，在國家政策大力支持風電發展的背景下，風電發展迅猛，風電容量的不斷增長給系統的安全穩定運行、風電保護配置帶來巨大挑戰。近年來中國甘肅、新疆等風電基地發生多次脫網事故，印證了風電對電網的不利影響[1-4]。為此要求風電并網需具備低電壓穿越(low-voltage ride-throgh,LVRT)能力。直驅風力發電機由于其優越性成為了主流機型并廣泛應用于風電場，而其具備LVRT能力后其故障特征將發生很大變化，對此尚無系統的分析研究，這將對保護配置和整定影響較大。

目前故障特征研究關注點主要集中在不具備LVRT的風電機組，但是對具有LVRT能力的風電機組的故障特征缺乏研究，特別是關于直驅風電機組的故障特征仍然沒有得到深入充分的研究。

下面研究分析了直驅風電機組的數學模型和控制策略[5-7]，并基于直驅風電機組常采用的LVRT策略在PSCAD仿真軟件中建模，仿真驗證機組低電壓穿越能力。在此基礎上仿真對比分析了直驅風電機組三相短路故障特性，并仿真分析了影響其三相短路故障特性的相關因素，這對風電場以電流大小為動作判據的保護配置及整定值修改提供了一定依據。

1 直驅風電機組建模

1.1 直驅風電機組數學模型

直驅永磁同步風電機組主要由風力機、永磁同步發電機、全功率變流器(機側PWM變流器和網側PWM變流器)及控制系統4部分組成，其拓撲結構如圖1所示。

圖 1 直驅風力發電機系統結構

永磁同步發電機在d、q坐標軸下的模型為

(1)

在d、q坐標系下定子磁場的磁鏈方程為

(2)

聯立以上兩式得

(3)

式中：Ud、Uq分別為機端電壓的d、q軸分量；Ld、Lq分別為定子電感d、q軸分量；id、iq分別為機端電流的d、q軸分量；ωr為發電機電磁轉速；ψf為磁通；Rs為定子電阻。

1.2 直驅風電機組變流器控制策略

1.2.1 機側變流器控制策略

發電機側整流器采用轉子磁場定向矢量控制，通過調節定子側d、q軸電流對有功、無功進行解耦控制，實現發電機轉速的控制。

由式(3)可得其定子穩態電壓方程為

(4)

式中：usd、isd和usq、isq分別為d軸和q軸定子電壓、電流分量；Rs、Ls分別為發電機定子的電阻和電感；ωs為發電機轉速；ψ為轉子永磁體磁鏈。

風電機組機側變流器采用三相電壓型變流器，其簡化數學模型如式(5)。

(5)

機側變流器采用外環轉速控制，實現對發電機最佳轉速的跟蹤；采用內環電流控制實現機組單位功率因數運行[8]。控制策略如圖2所示。

圖2 機側變流器控制策略

1.2.2 網側變流器控制策略

網側變流器在d、q坐標系下輸出的有功功率和無功功率分別為

(6)

將d軸定向在電網電壓Eg上，則d軸電壓分量為Eg，q軸分量為0。式(6)可改寫為

(7)

式中：igd、igq分別為電流有功和無功分量。可以看出，電網側PWM逆變器通過調節網側的d軸和q軸電流，可以保持直流側電壓穩定。

風電機組網側變流器采用三相電壓型變流器，其簡化數學模型為

(8)

網側變流器采用基于電網電壓的定向矢量控制[9]，采用電壓外環、電流內環，可實現風電機組單位功率因數運行。控制策略如圖3所示。

圖3 網側變流器控制策略

2 直驅風電機組低電壓穿越

2.1 直驅風電機組低電壓穿越策略

結合機組結構特點，提出適合直驅風電機組的LVRT策略——“直流卸荷電路保護+網側無功控制策略+SVC無功補償”，LVRT策略如圖4所示。

圖4 PMSG低電壓穿越策略

直流卸荷電路[10-11]：由絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)和卸荷電阻串聯構成，并聯在直流側電容兩側。當直流側電壓大于允許值時，IGBT導通卸荷電阻快速投入；當直流側電壓小于允許值時，IGBT關斷卸荷電路退出運行。直流卸荷電路的控制框圖如圖5所示。

(7)

(8)

網側無功控制策略[12]：正常并網時，機組無功電流的給定值為i1q=0，只向電網發出有功功率;當電網發生故障時，網側變流器立即切換為靜止無功補償模式，向電網發出一定的無功，從而穩定電網電壓，有助于風電機組的低電壓穿越。具體工作原理為：電壓檢測電路實時檢測網側電壓幅值，當檢測到電壓跌落到一定范圍時，網側變流器立即切換為無功支持模式，見圖6所示。

圖5 直流卸荷電路的控制

圖6 PMSG網側無功控制策略

SVC無功補償：由晶閘管投切的并聯電容器組TSC和晶閘管控制的并聯電抗器TSC組成。其中電容器組的電容器由晶閘管控制分組投入或切除，并聯電抗器通過晶閘管進行平滑控制改變其電抗值。當系統電壓發生變化時，通過測量接入點電壓與SVC運行電壓進行比較，計算出相應參數，通過晶閘管控制投入或切除相應數量的TSC，實現動態調整SVC向系統注入的無功功率，從而控制SVC所連接母線的電壓。SVC結構及控制見圖7所示。

圖7 靜態無功補償器SVC結構及控制器

SVC輸出的無功功率為

(9)

式中，β為晶閘管的導通角，β=π-α，α為觸發角。

2.2 直驅風電機組的LVRT能力驗證

基于低電壓穿越策略，如圖8在PSCAD中搭建了4臺單機容量為1.5 MW的直驅風電機組(相關參數見表1)，主變壓器側無功補償容量為1.5 MVA，仿真驗證風電機組的低電壓穿越能力。仿真算例中，t=2.0 s時風電場升壓變壓器高壓側電壓跌落至0.2 p.u.，電壓跌落持續時間為0.625 s，仿真結果如圖9所示。

圖8 直驅風電系統LVRT仿真模型表1 直驅風電機組參數

額定容量/MW額定頻率/Hz額定風速/(m·s-1)定子電阻/(p.u.)1.550120.005 876轉子電阻/(p.u.)定子電抗/(p.u.)轉子電抗/(p.u.)互感電抗/(p.u.)0.006 6130.9760.163 45.136

圖9 直驅機組低電壓穿越特性

仿真結果表明：發生電壓跌落時，直流母線電壓升高，在卸荷電路作用下，直流母線電壓未超限；跌落期間機組發出無功；在電壓跌落結束后，從電網吸收部分無功，隨后機組有功無功恢復到正常水平。所提策略滿足風電并網規程對風電機組低電壓穿越要求，驗證了直驅風電機組具備低電壓穿越能力[13]。

3 直驅風電機組的三相短路特性

基于上述仿真模型，仿真在t=2.0 s時風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障，故障持續時間為0.1 s，仿真結果如圖10所示。

圖10 三相短路特性

由仿真結果對比可知：直驅風電機組具備低電壓穿越能力后，其故障電壓特性和頻率特性無明顯變化，而其電流特性存在明顯變化且故障電流顯著增大。具備低電壓穿越能力的直驅風電機組機端故障電流值約為額定電流的1.79倍，而不具備低電壓穿越能力的直驅風電機組故障電流約為額定電流的1.5 倍[14]，故障電流大小相差0.29倍左右，這會影響以電流大小為動作判據的保護動作特性，下節將對此展開詳細分析。

4 影響機組三相短路故障特性的因素

從風電機組運行、控制和并網角度出發，分析風速、運行方式、無功控制策略、無功補償、低電壓穿越策略等因素對機組三相短路故障特性的影響。仿真條件：在t=2.0 s時風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障，故障持續時間為0.1 s。

4.1 風速變化

直驅風電機組分別在風速為9 m/s、11 m/s和13 m/s下運行，不同風速下風機出口短路電流及故障電流頻率如圖11所示。

圖11 不同風速下的故障電流

由仿真結果可知，當風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障時，運行在不同風速下的風電機組出口短路電流大小一樣，且在故障期間運行在不同風速下的風電機組故障電流頻率仍為工頻，不受故障前后風速大小的影響。因此可知風速對風電機組故障電流幅值大小及頻率均無影響，只影響故障前機組電流的大小。

4.2 運行方式

考慮到風電出力、風電投切機組數目及檢修停運等因素造成風電場運行方式的多變，故在以下3個方式下仿真比較分析風電場在不同運行方式下的風電機組三相短路電流特性，找出影響其故障電流特性的主要原因，仿真結果如圖12所示。

圖12 不同運行方式下的故障電流

方式1：相同風電機組數目下不同風電出力；方式2：相同風電出力下不同風電機組數目；方式3：不同風電機組數目下不同風電出力。

當風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障時，由圖12(a)可知，在相同風電機組數目、不同風電出力的方式下，風電機組出口短路電流大小一樣；由圖12(b)可知，在相同風電出力、不同風電機組數目的方式下，短路電流隨著風電投運機組數目的增加而增加；由圖12(c)可知，在不同風電機組數目、不同風電出力的方式下，風電機組數目不同短路電流大小也不一樣。綜上可知，在運行方式的變化中影響短路電流特性的主導因素是風電投運機組數目，這與風電場自身運行及檢修方式有關，短路電流大小并不受風電出力大小的變化而變化。

4.3 無功控制策略

直驅風電機組在額定風速下運行，仿真比較故障時風電機組網側變流器采用不同功率因數時的直驅風電機組出口短路電流，仿真結果如圖13所示。

圖13 不同無功控制策略下的故障電流

由仿真結果可知，當風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障時，運行在不同功率因數下的風電機組出口短路電流大小不一，短路電流大小隨著功率因數的降低而逐漸增大，對于風電場整體而言其對故障電流的影響不容忽視。

4.4 無功補償

直驅風電機組在額定風速下運行，仿真比較風電場無功補償容量分別為0 MVA、1.5 MVA、3 MVA時直驅風電機組出口短路電流，仿真結果如圖14所示。

圖14 不同無功補償容量下的故障電流

由仿真結果可知，風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障時，風電場無功補償容量為0 MVA時，風電機組短路電流最大值為0.156 kA；風電場無功補償容量為1.5 MVA時，風電機組短路電流最大值為0.16 kA；風電場無功補償容量為3 MVA時，風電機組短路電流最大值為0.166 kA。由此可知風電機組短路電流隨著風電場無功補償容量的增加而增加。對于風電場整體而言其對故障電流的影響同樣不容忽視[15]。

4.5 低電壓穿越策略

直驅風電機組在額定風速下運行，仿真比較采取不同低電壓穿越策略下的直驅風電機組出口短路電流，仿真結果如圖15所示。

圖15 不同低電壓穿越策略下的故障電流

策略1：風電機組采用“直流卸荷電路+無功補償”策略。

策略2：風電機組采用“直流卸荷電路+網側變流器發無功控制”策略。

策略3：風電機組采用“直流卸荷電路+網側變流器發無功控制+無功補償”策略。

由仿真結果可知，風電場升壓變壓器高壓側發生三相短路故障時，風電機組采用不同的低電壓穿越控制策略，其提供的故障電流大小也不同。由此可知風電機組采取的低電壓穿越策略也是影響風電場短路電流特性的因素之一。

5 結 語

結合直驅機組結構特點，提出適合直驅風電機組的LVRT策略——“直流卸荷電路保護+網側無功控制策略+SVC無功補償”。系統全面地分析了直驅風電機組的低電壓穿越特性及故障特性，研究表明直驅風電機組具備低電壓穿越能力前后，其故障電壓特性和頻率特性無明顯變化，而其故障電流特性存在差異且電流幅值明顯增大。分別從風電場運行風速、機組無功控制策略、風電場運行方式、機組低電壓穿越策略、風電場無功補償5個方面，研究了影響其三相短路故障特性的因素，并指出其三相短路故障特性主要受運行方式、無功控制策略、LVRT策略以及無功補償等因素的影響。這對風電場保護及涉網保護的整定產生一定的影響，同樣會對保護動作特性產生影響，特別是會影響以電流為動作判據的保護動作特性。在風電場保護整定分析中應考慮上述影響，尤其是大規模接入的風電基地。

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