永磁型風機海上風電送出系統(tǒng)甩負荷故障暫時過電壓影響因素分析

楊大業(yè)，項祖濤，羅煦之，宋瑞華，陳麒宇，沈琳，王曉彤

（1. 中國電力科學研究院有限公司，北京市 海淀區(qū) 100192；2. 電力規(guī)劃設計總院，北京市 西城區(qū) 100032）

0 引言

近年來，風力發(fā)電發(fā)展迅速，并呈現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展模式。風電機群送出系統(tǒng)電壓等級越來越高、線路長度越來越長[1-4]，尤其是當前海上風電發(fā)展表現(xiàn)出規(guī)模化、集群化的特點[5-6]，容量為幾百兆瓦海上風電經(jīng)220 kV長海纜(或陸纜與海纜混合架設)送出系統(tǒng)已成為常規(guī)并網(wǎng)形式。海上風電場多數(shù)采用大容量永磁型風電機組[7]。永磁型風機(permanent magnet synchronous generator，PMSG)控制保護特性與常規(guī)火電機組截然不同，其送出系統(tǒng)暫時過電壓必然會表現(xiàn)出不同特點[8-10]，此方面問題相關研究較少。加之電纜線路充電無功大，會造成較高的暫時過電壓[11]。

風電接入系統(tǒng)過電壓問題早期出現(xiàn)在丹麥[9]。2005年，丹麥的160 MW Horns Rev海上風電場在實際運行過程中出現(xiàn)了高幅值暫時過電壓問題，系統(tǒng)發(fā)生故障時，岸上變電站的主斷路器動作而使海上風電場與電網(wǎng)脫離連接，進而在送出線路岸上變電站側產(chǎn)生電壓幅值達到2.0 pu的過電壓。文獻[12]中對上述事件進行了仿真分析，研究指出，暫時過電壓大小與線路潮流大小(無功及有功)、風機類型、線路無功補償方式、線路長度等因素有關。文獻[13]針對風電場發(fā)生故障情況開展系統(tǒng)過電壓問題研究，主要從系統(tǒng)角度分析其過電壓特性及抑制措施。

國內(nèi)尚未出現(xiàn)過類似問題，還沒有在學術界引起重視。目前僅有部分工頻過電壓分析相關文獻，如：文獻[14-15]指出在某種情況下存在幅值高于標準規(guī)定的工頻過電壓；文獻[16]僅從無功補償角度分析了過電壓特性及抑制措施；文獻[17]認為直流母線電壓及其保護策略是甩負荷過程中并網(wǎng)型直驅風力發(fā)電機組網(wǎng)側電壓升高的影響因素之一；文獻[18]針對雙饋型機組風電送出線路三相接地故障甩負荷過程，詳細給出了雙饋機組定子電壓變化及分析，但未涉及定子側換流器對送出線路過電壓的影響。

國內(nèi)外文獻未從機理上系統(tǒng)闡釋永磁型風機風電送出系統(tǒng)甩負荷暫時過電壓的產(chǎn)生過程，對其影響因素分析不夠全面。目前工程規(guī)劃設計中，需要針對風電送出系統(tǒng)暫時過電壓開展計算。然而，現(xiàn)有計算中對風電機組控制保護策略并未給予特殊考慮，僅采用典型風電機組，設計規(guī)劃單位對其結果存較大疑慮，設計方案選擇存在困難。

本文以永磁型風機風電送出系統(tǒng)電網(wǎng)側甩負荷工況為研究重點，從風機和系統(tǒng)2方面較全面地分析了系統(tǒng)暫時過電壓的影響因素及改善措施。一方面，從永磁型風機控制、保護原理出發(fā)分析了風機側影響因素；另一方面，基于常規(guī)系統(tǒng)暫時過電壓研究基礎，分析了系統(tǒng)側影響因素。針對上述影響因素，采用電磁暫態(tài)仿真軟件進行了驗證。本文的研究結果可為規(guī)劃設計階段永磁型風機風電送出系統(tǒng)暫時過電壓計算提供參考。

1 永磁型風機基本結構及控制保護原理

永磁型風機結構如圖1所示，風力機直接與發(fā)電機相連，不需要齒輪箱升速?？紤]機側換流器采用全控橋型換流器結構。永磁同步發(fā)電機定子電壓/電流的頻率隨轉速變化，發(fā)電機定子通過交-直-交換流器與電網(wǎng)相連，在電網(wǎng)側得到頻率恒定的電壓。直流母線過電壓保護采用Chopper電路。

圖1 永磁型風機結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of PMSG

永磁型風機的機側和電網(wǎng)是隔離開的。機側換流器(rotor side converter，RSC)控制的目標是發(fā)電機有功功率能夠跟蹤風機的輸入功率，同時控制無功電流為零，使得發(fā)電機的損耗最小。機側換流器通過直流電容器與網(wǎng)側換流器(grid side converter，GSC)連接，與電網(wǎng)側無直接聯(lián)系，因此本文未針對機側換流器控制特性對送出系統(tǒng)過電壓的影響開展工作。本文相關研究中機側換流器控制邏輯及參數(shù)保持不變。

網(wǎng)側換流器的控制系統(tǒng)可以分為2個環(huán)節(jié)：電壓外環(huán)控制和電流內(nèi)環(huán)控制[19]?；陔娋W(wǎng)電壓定向的網(wǎng)側換流器直流電壓、電流雙閉環(huán)矢量控制框圖如圖2所示。其中，Udc、Q、ω1、Lg分別為直流母線電壓、網(wǎng)側換流器輸出無功、電網(wǎng)電壓角頻率、網(wǎng)側換流器與電網(wǎng)之間的連接電感；igd、igq、ugd、ugq分別為網(wǎng)側換流器電流和電壓在dq坐標系中d軸、q軸分量；“*”表示變量的目標參考值。

圖2 風電機組網(wǎng)側換流器控制Fig.2 GSC control diagram of wind turbine

低電壓穿越和高電壓穿越控制策略從功率控制及硬件技術2 個角度制定。功率控制包含有功功率及無功功率控制；硬件技術改進為直流側增加Chopper，通過軟件控制吸收跌落過程中換流器無法正常輸出的能量。Chopper電路具體結構因發(fā)電機組廠家不同而不同，但其基本原理相同。功率控制方面則滿足國家標準GB/T 36995—2018[20]中相關規(guī)定。

2 風電送出系統(tǒng)甩負荷暫時過電壓的特點

風電送出系統(tǒng)暫時過電壓與風電機組網(wǎng)側交流電壓大小直接相關。圖3為直驅型風電機組(單機容量5 MW)采用全數(shù)字仿真模型時，送出線路風電場側斷路器三相無故障跳閘過程中風電機組690 V側線電壓U波形。100 ms時刻風電場側斷路器三相無故障跳閘，214 ms 時刻風電機組過電壓保護動作(過電壓保護定值設置為1.32 pu，延時100 ms閉鎖網(wǎng)側變流器，1.00 pu對應的線電壓有效值為風電機組機端額定電壓，即690 V)，風電機組網(wǎng)側變流器閉鎖。斷路器三相跳閘后，機端電壓突然升高，由于失去同步電源約2 個周波后電壓發(fā)生明顯畸變，最大峰值約為2.10 kV(故障前電壓峰值約為1.03 kV)。

為驗證仿真中所采用的風電機組模型的準確性，安排了基于RT-LAB 平臺的實時仿真驗證性試驗。試驗系統(tǒng)中，直驅型風機控制采用廠家提供真實控制器，主電路模型采用數(shù)字仿真。風電機組單機容量為2 MW。仿真時序為：30.0 s時連接風電送出線路風電機組側斷路器三相無故障跳閘，約4 個半周波后風電機組保護動作，風電機組停機。圖4為風機機端線電壓Uab的波形圖。由圖4 可知，斷路器三相跳閘后，機端電壓突然升高，由于失去同步電源約一個周波后電壓發(fā)生明顯畸變，最大峰值約為1 471 V(故障前電壓峰值約為990 V)。與圖3 比較，風電機組暫態(tài)電壓變化過程具有較高的相似度，增加了仿真所用風電機組模型的可信度。

圖3 風電機組機端線電壓波形圖Fig.3 Line-to-line voltage U at the terminal of wind turbine

圖4 風機機端線電壓Uab波形圖Fig.4 Line voltage Uab at the terminal of wind turbine

3 風電送出系統(tǒng)暫時過電壓的影響因素分析

3.1 風電機組控制系統(tǒng)參數(shù)

風電送出系統(tǒng)暫時過電壓與風電機組網(wǎng)側交流電壓大小直接相關。

考慮風電機組網(wǎng)側換流器采用兩電平換流器、單極SPWM調制技術，網(wǎng)側換流器調制比為

從式(2)可以看出，網(wǎng)側換流器輸出交流電壓幅值由直流母線電壓、調制比決定?？紤]三角波峰值為恒定值，調制比由調制波峰值決定。正常運行時，網(wǎng)側變流器控制系統(tǒng)中調制比一般處于線性區(qū)域，取值為0.85～0.95；故障期間，調制比受調制波限幅限制，限幅一般取1.1～1.2。另外，若采用SVPWM 調制技術，直流母線電壓利用率將得到提高，可參照進行上述分析。

3.2 風電機組保護定值及其動作時序

3.2.1 直流母線過電壓保護

由3.1節(jié)可知，網(wǎng)側換流器輸出交流電壓幅值與直流母線電壓直接相關。正常運行時，直流母線電壓被控制為額定值；故障期間，直流母線電壓最大值由chopper電路的耗能電阻阻值和保護定值決定。

耗能電阻阻值應滿足：極限工況下耗能電阻消耗的功率不小于風電機組輸出的額定功率。

直流母線過電壓保護動作定值一般為(1.02～1.1)VNdc，考慮直流母線過電壓保護動作定值為1.1VNdc，則有

式中：Rdc為耗能電阻，Ω；PGN為風機額定有功功率，MW；VNdc為直流母線額定電壓。

因此，直流母線電壓最大值將被限制在1.1VNdc。

3.2.2 風電機組過電壓保護

國家標準GB/T 36995—2018 給出了風電機組高電壓穿越曲線，要求風電機組具備一定的高電壓穿越能力，如圖5所示。

風電機組機端電壓為1.3 pu時，風電機組需連續(xù)運行500 ms；大于1.3 pu時，風電機組可以脫網(wǎng)。

風電機組過電壓保護定值(動作值及延時)可按圖5中的要求進行整定。

圖5 風電機組高電壓穿越測試用例Fig.5 Test voltage of high voltage ride through of wind turbine

風電機組過電壓保護出口后的動作時序因廠家、風電機組型號不同而各異。其動作形式主要為閉鎖機側換流器、閉鎖網(wǎng)側換流器、斷開并網(wǎng)斷路器、斷開機側斷路器。本文中采用邏輯為：閉鎖網(wǎng)側換流器并同時斷開并網(wǎng)斷路器(并網(wǎng)斷路器斷開時間按接到開斷信號后50 ms考慮)。

3.3 系統(tǒng)無功補償方式

風電送出系統(tǒng)無功配置分為變電站內(nèi)及送出線路無功配置。風電送出線路較長時，需要在線路兩端裝設并聯(lián)高壓電抗器，同時起到無功補償及抑制工頻過電壓的作用。

變電站內(nèi)一般裝設有動態(tài)無功補償裝置，采用STATCOM+FC型及全STATCOM型。電容器組設置過電壓保護，保證電容器組在電壓超過限值后迅速斷開，減少電網(wǎng)內(nèi)的無功過剩量，防止風電機組高電壓脫網(wǎng)事故影響進一步加重。電容器組過電壓保護延時一般大于0.5 s。

另外，與常規(guī)工程相同，線路長度、布置、單位長度參數(shù)、換位方式、電纜金屬護套和鎧裝沿線及兩端的接地方式及線路潮流(不同機組臺數(shù)及出力水平)等均會影響系統(tǒng)暫時過電壓。

4 仿真驗證

4.1 仿真條件

本文以圖6 所示的典型海上風電場為例分析其電纜送出線路電網(wǎng)側甩負荷工況下的暫時過電壓，并通過比較暫時過電壓最大值來判斷不同因素的影響大小和趨勢。風電場由40 臺5.0 MW 的永磁型風機構成，海上升壓站的主變?yōu)? 臺容量為240 MV·A、變比為220/35 kV 的低壓側雙分裂變壓器，220 kV 海纜為三芯交流電纜，長度為80 km，線路兩端共配置有130 Mvar 并聯(lián)高壓電抗器。采用PSCAD/EMTDC 電磁暫態(tài)軟件仿真平臺建立風電場的仿真模型，為了簡化系統(tǒng)，將40臺風力發(fā)電機簡化為一臺，風力發(fā)電機組滿出力運行，220 kV海纜采用PI模型。風電機組過電壓保護保護定值采用1.32 pu(延時0 ms閉鎖網(wǎng)側變流器，延時50 ms斷開網(wǎng)側斷路器)。

圖6 海上風電場結構示意圖Fig.6 Schematic diagram of offshore wind farm

圖7 為電纜送出線路電網(wǎng)側甩負荷工況下的線路電網(wǎng)側典型暫時過電壓曲線。圖中100 ms時刻電纜送出線路電網(wǎng)側斷路器三相偷跳，即無故障甩負荷。此時，風電場側形成風電機組帶空載海纜線路的孤立網(wǎng)絡。風電機組機端電壓在其控制保護的作用下呈現(xiàn)先升后降的特性，且其波形呈現(xiàn)較明顯的正弦特點。依據(jù)標準GB 311.1—2012，故障發(fā)生20 ms 后的過電壓為暫時過電壓波形范圍。由圖7 可知，暫時過電壓在幾十毫秒內(nèi)超過1.00 pu(1.00 pu對應的線電壓有效值為系統(tǒng)最高運行電壓，即252 kV)，隨后逐漸衰減。與圖3中波形相比，由于空載線路的存在，諧波明顯減小，同時電壓衰減變緩。

圖7 電纜線路電網(wǎng)側發(fā)生無故障甩負荷時線路三相電壓典型波形Fig.7 Typical waveform of three-phase voltage in case of no fault load rejection at grid side of cable line

4.2 風電機組控制系統(tǒng)參數(shù)的影響

4.2.1 直流母線電壓

考慮風電機組直流母線電壓不同，仿真計算220 kV 海纜線路電網(wǎng)側無故障甩負荷條件時線路兩側暫時過電壓。表1 為設置不同風機直流母線電壓控制值時海纜線路兩側暫時過電壓最大值?？梢?，直流母線電壓越大，線路暫時過電壓問題越嚴重。

表1 直流母線電壓不同情況下線路暫時過電壓Tab.1 Temporary overvoltage considering different values of DC bus voltage

4.2.2 調制波限幅

考慮風電機組換流器控制中調制波限幅不同，仿真計算220 kV海纜線路電網(wǎng)側無故障甩負荷條件時線路兩側暫時過電壓。表2 為不同調制波限幅時海纜線路兩側暫時過電壓最大值?？梢?，調制波限幅越大，線路暫時過電壓越高。

表2 調制波限幅不同情況下線路暫時過電壓Tab.2 Temporary overvoltage considering differentmagnitude limits of modulation wave

4.3 風電機組保護定值及其動作時序的影響

4.3.1 直流母線過電壓保護影響

考慮風電機組chopper電路動作定值不同，仿真計算220 kV海纜線路電網(wǎng)側無故障甩負荷條件時線路兩側暫時過電壓。表3為不同chopper電路動作定值時海纜線路兩側暫時過電壓最大值?？梢姡琧hopper電路動作定值越大，線路暫時過電壓越高。

表3 chopper電路動作電壓不同情況下線路暫時過電壓Tab.3 Temporary overvoltage considering different activated values of chopper circuit

4.3.2 風電機組過電壓保護影響

根據(jù)風電機組過電壓保護整定要求，當電壓超過1.3 pu 時，風機保護可以零延時出口。風電機組過電壓保護出口邏輯：閉鎖網(wǎng)側換流器，同時斷開并網(wǎng)斷路器。上述過程中涉及保護動作延時、并網(wǎng)斷路器動作時間2個變量。表4給出了保護取不同動作延時時海纜線路兩側暫時過電壓最大值?？梢?，保護動作延時對暫時過電壓影響很大，10 ms延時情況下，線路暫時過電壓最大值達到1.56 pu，超過了標準規(guī)定的限值。因此，在風電機組設計及相關計算中需重點考慮過電壓保護動作延時。通過仿真研究，并網(wǎng)斷路器動作時間對暫時過電壓最大值無影響，主要是因為暫時過電壓最大值一般出現(xiàn)在斷路器動作之前。表5 為并網(wǎng)斷路器動作時間不同情況下線路暫時過電壓情況。

表4 過電壓保護動作延時不同情況下線路暫時過電壓Tab.4 Temporary overvoltage considering different delays of overvoltage protection

表5 并網(wǎng)斷路器動作時間不同情況下線路暫時過電壓Tab.5 Temporary overvoltage considering different action time of grid connected breaker

4.4 系統(tǒng)無功補償方式的影響

與常規(guī)工程工頻過電壓計算相同，并聯(lián)高壓電抗器配置容量及分布均會對線路暫時過電壓產(chǎn)生影響。這里僅針對風電匯集站內(nèi)裝設不同類型的無功補償裝置對線路暫時過電壓的影響進行分析。

考慮無功總容量相同(60 Mvar)，分別裝設50% FC+50%STATCOM、100% 容量STATCOM 2 種類型的無功補償裝置情況，仿真計算220 kV海纜線路電網(wǎng)側無故障甩負荷條件時線路兩側暫時過電壓，其結果如表6所示?？梢姡捎?00%容量STATCOM 方式更有利于抑制系統(tǒng)暫時過電壓，但效果并不明顯。

表6 采用不同類型無功補償裝置時線路暫時過電壓Tab.6 Temporary overvoltage considering different types of reactive power compensation device

5 結論

針對永磁型風機風電送出系統(tǒng)，分析了系統(tǒng)出現(xiàn)甩負荷故障時系統(tǒng)暫時過電壓的影響因素，并通過仿真進行了驗證，得出如下結論：

1）永磁型風機結構及控制保護特性與常規(guī)火電機組截然不同，對系統(tǒng)故障的響應也具有新的特點，其送出系統(tǒng)暫時過電壓的影響因素較常規(guī)系統(tǒng)更多，尤其體現(xiàn)在風力發(fā)電機組的控制保護配置方面。

2）永磁型風電機組控制保護系統(tǒng)中直流母線電壓額定值、網(wǎng)側變流器調制比、直流母線過電壓保護定值和風電機組過電壓保護定值及其動作策略為系統(tǒng)暫時過電壓主要影響因素，在風電機組設計及暫態(tài)過電壓計算中需全面考慮。

3）風電匯集站采用100%容量STATCOM 無功補償方式有利于抑制系統(tǒng)暫時過電壓，但效果不明顯，建議結合工程實際需求及經(jīng)濟性進行選擇。