考慮變直流母線電壓參考值的直驅風電機組高電壓穿越控制策略

張公生，王維慶，王海云，葛來福，張 攀

（1.新疆大學 教育部可再生能源發電與并網控制工程技術研究中心，新疆 烏魯木齊 830047；2.廣東電網有限責任公司江門供電局，廣東 江門 529000；3.國網新疆電力公司烏魯木齊供電公司，新疆 烏魯木齊830047）

0 引言

隨著大規模高集中度風電并入電網系統，國家并網標準要求風電機組具備低電壓穿越（LVRT）能力和高電壓穿越（HVRT）能力[1]。HVRT是指當電網電壓在短時驟升或長時間輕微驟升時，風電機組能夠連續不脫網運行[2]，[3]。針對電網電壓驟升對雙饋發電機轉子的影響，文獻[4]，[5]提出了基于虛擬阻抗和變阻尼的控制策略，有效縮短了高電壓期間轉子的振蕩過程，在一定程度上提高了機組的高電壓穿越性能。文獻[6]，[7]研究表明，電網電壓驟升期間可以采用靜止同步補償器，動態電壓恢復器等端電壓無功支撐裝置來補償機端電壓。文獻[8]在變流器的直流母線側增加了卸荷電阻和儲能裝置，該方法增加了機組的運行成本。文獻[9]，[10]在直驅永磁同步發電機（PMSG）電網電壓驟升時的暫態特性基礎上，初步探討了卸荷電路的HVRT方案。文獻[11]針對電網電壓驟升對直驅網側變流器的影響，提出了雙模式控制的HVRT控制策略，大大提高了機組在故障期間的無功補償能力。直驅永磁風電機組具有變流器容量大、無變速齒輪箱、啟動風速小、運行效率高等優勢，隨著直驅機組在低風速風電場和海上風電場中大量裝機運行，對直驅永磁機組的HVRT研究顯得十分迫切。

本文在分析電網電壓驟升對PMSG影響基礎上，根據風電并網要求，提出在輕度驟升下充分發揮機組的無功調節能力，深度驟升時結合變直流母線電壓參考值控制策略，充分利用直流側電容儲能和無功調節能力協助風機HVRT。并仿真驗證了該控制策略在HVRT中的有效性和實用性。

1 風電機組HVRT要求與標準

目前，世界其它國家都已經對風電機組的HVRT做出了明確的標準。我國的《風電場接入電網技術規定》中首次對風電機組的HVRT做出了明確的要求[1]，如圖1所示。由圖1可以看出，我國要求的風電機組不脫網運行的最高電壓為1.2 p.u.，并且保持200 ms持續運行，當電網電壓驟升到1.15 p.u.時，要求能夠持續運行10 s，但并沒有對故障期間的無功支撐能力做出具體的要求。

圖1 風電機組高電壓穿越技術規定Fig.1 Specification for high voltage ride through of wind turbines

2 電網電壓驟升下直驅風機故障運行特性分析

2.1 直驅風力發電機模型

永磁直驅風電系統由風力機、永磁同步發電機經全功率雙PWM變流器連接至電網，機組結構如圖2所示。

圖2 永磁直驅風力發電系統Fig.2 Direct drive permanent magnet wind power generation system

正常運行情況下，機側變流器通過對永磁同步發電機轉速的控制，實現有功功率和無功功率的解耦控制和最大風能追蹤。網側變流器在定向電壓矢量控制下通過調節dq旋轉坐標系下d，q電流參考值，實現輸出功率的解耦控制和穩定直流母線側電壓。當發生低電壓故障時，直流側功率的不平衡觸發卸荷DC-chopper保護電路，吸收不平衡功率，協助風機實現低電壓穿越。圖2中：ug，ig分別為電網電壓和電流；R為卸荷電阻；us，is分別為PMSG輸出的電壓和電流；ωr，β，v分別為風機的轉速、槳距角和風速。

2.2 電網電壓驟升下全功率變流器分析

由圖2可知，直驅風力發電機通過全功率變流器將發電機與電網解耦。當電網發生故障時，不會對永磁同步發電機產生直接影響，為便于分析，本文只以網側變流器為研究對象[11]，其拓撲如圖3所示。圖中：Rg，Lg分別為交流進線電阻和電感；udc為直流側電壓。

圖3 網側變流器Fig.3 Network side converter

由式（4）可知，電網電壓的上升不僅會引起直流側電壓上升，還可能導致網側變流器的過調制，使網側變流器失去控制，引起電網能量的逆向流動。同時，當網側變流器的單位功率因數為1時，即igq=0，直流母線電壓udc會高于電網線電壓峰值。以1.5 MW全功率風能變流器為例，直流側額定電壓為1 050 V，網側輸出額定電壓為690 V，根據我國HVRT標準，當電網電壓驟升到1.2 p.u.時，母線電壓會達到1 170 V，可能導致直驅風機因直流母線電壓過高而脫網。

3 高電壓穿越控制策略

3.1 考慮變直流母線電壓參考值的控制策略

由于網側變流器不能及時輸出機側變流器功率，導致變流器直流側能量不平衡，觸發了保護裝置動作，造成PMSG機組LVRT脫網[14]。由前文分析可知，當電網電壓驟升，會引起直流側電壓泵升，還可能導致變流器過調制，使得變流器可控性變差。然而，直流側電壓具有一定的調節裕度，上限約束可以達到1.1 p.u.[15]。在高電壓暫態期間內，在允許的范圍內可以通過調高直流側的電壓參考值，來改變直流側電壓的可控性。同時，使直流側電容吸收部分不平衡能量緩解直流側電壓泵升。本文提出兩種參考值調節方案，一是根據電網電壓的驟升程度，二是根據高電壓故障的持續時間。采用方案二時，并網要求輕度驟升下可持續運行10 s，不利于直流電容。另外，直流側電壓的持續波動，不利于控制策略的運行。因此本文選擇方案一。假設電網電壓每驟升0.1 p.u.，直流電壓參考值udcref提升Δudc，Δudc為0～1。據此設計直流母線變電壓參考值控制器，控制器在高電壓暫態期間改變電壓的參考值，在udc約束范圍內提升電壓參考值，使直流側電容充電。調節后的udcref如圖4所示。

圖4 直流電壓參考值變化曲線Fig.4 Curve of reference value of DC voltage

由圖4可知，為防止直流側電壓劇烈變化對直流電容瞬間充電造成的沖擊，須將Δudc添加一個慣性環節給定到udcref端，使得-ωsLgigq沿曲線方式上升，最高提升到1.1 p.u.，慣性環節的時間常數不超過故障的持續時間。此外，引入慣性環節使得-ωsLgigq速率提升，有利于抑制直流側電壓波動。

3.2 高電壓暫態期間網側無功優先控制

電網電壓驟升時，會對網側變流器產生影響，因此為保證網側變流器的正常工作和高電壓故障的快速恢復，需要網側變流器產生一定的感性無功。由于網側變流器無功電流受到電網電壓驟升幅度的影響[16]，[17]，為避免過補償，風電機組需要按照電網電壓驟升值與額定無功補償電流值至少2∶1的原則對電網就地補償，即：

具體控制策略如圖5所示。圖中：i*gd1，i*gd2為網側變流器輸出有功電流通道；i*gq1，i*gq2為網側變流器輸出無功電流通道。控制策略分為正常、故障兩種狀態，當正常運行時，網側變流器實現發電機單位功率因數運行和直流母線電壓的穩定。當電網電壓驟升到1.1 p.u.以上時，網側控制目標以優先輸出感性無功為主，控制策略切換到故障模式。d軸直流電壓外環控制經PI調節后得到有功電流參考值i*gd，q軸電流由式（5）給定。同時，為不超出網側最大允許電流，有功電流由式（6）限定，限定值i*gd1與原有功電流i*gd2比較取小值，作為d軸有功電流通道的參考值。當原有功電流i*gd1超過限定值i*gd2時，說明直流側電壓外環已不能有效穩定直流側電壓，須投入其他裝置或控制策略，吸收直流側剩余的功率，使直流側電壓穩定在安全運行范圍內。

圖5 HVRT故障控制策略Fig.5 HVRT fault control strategy

3.3 基于綜合控制策略的HVRT實現

綜上所述，本文提出一種直驅永磁機組高電壓穿越控制策略，控制流程如圖6所示。

圖6 HVRT故障控制流程框圖Fig.6 Flow chart of HVRT fault control

電網電壓在正常范圍（ug＜1.1 p.u.）時，網側采用單位功率運行模式。根據風電并網規范，將電網電壓驟升分為輕度驟升（1.1＜ug＜1.15 p.u.）和深度驟升（1.15＜ug＜1.2 p.u.）兩種故障狀態。當檢測到電網電壓驟升到1.1 p.u.以上時，為穩定直流母線電壓和滿足變流器的調制要求，網側變流器單位功率運行模式切換到優先無功支撐模式。在輕度驟升下僅通過機組的無功補償，調節注入電網的感性無功電流快速恢復故障電壓。深度驟升下，由于直流側電壓波動較大，在無功補償的基礎上，投入直流變母線電壓參考值控制器，使直流側電容儲存一定的能量緩解直流電壓波動，若直流側電壓超過上限（本文設為1.1 p.u.），則投入卸荷電阻，快速吸收不平衡能量。

4 仿真分析

本文在Simulink平臺搭建發電模型。具體參數：PMSG額定功率為1.5 MW，極對數為24對，網側額定輸出電壓為690 V，額定頻率為50 Hz，直流母線側額定電壓為1 050 V，直流側平波電容為0.05 F，額定風速為12 m/s。分別采用常規的單位功率因數控制方法和本文所提方法進行仿真對比。根據風電并網要求，設置電網電壓輕度驟升1.15 p.u.，故障持續10 s，設置電網電壓深度驟升1.2 p.u.，故障持續200 ms。兩種故障工況的仿真波形如圖7，8所示。

圖7 電網電壓驟升1.15 p.u.時HVRT控制策略仿真Fig.7 HVRT simulation of control strategy for grid voltage soaring to 1.15 p.u.

由圖7可知，當電網電壓驟升到1.15 p.u.時，直流母線電壓泵升到1 080 V，雖然在變流器最大可操作電壓范圍內，但較長時間的高壓將影響變流器直流側母線。當投入綜合HVRT控制策略后，網側變流器優先向電網注入無功功率以保證電壓的快速恢復和穩定直流母線電壓，注入0.3 p.u.的感性無功功率后，電網電壓回落到1.1 p.u.內，而直流母線電壓也幾乎回到原值，僅在故障開始和結束時有微小波動，且遠遠小于故障時的波動。故障后運行平穩無波動。由圖8可知，當電網電壓驟升到1.2 p.u.時，常規控制下直流母線電壓上升到1 180 V，已超過變流器最大可操作電壓1 150 V，觸發電壓異常保護而脫網。投入無功優先控制策略后，網側變流器優先向電網注入0.4 p.u.的無功功率，直流母線電壓仍有較大波動。為減小波動，采用考慮變直流母線電壓參考值的控制后，直流母線電壓雖然高于額定值10 V左右，但明顯比不加變直流母線控制平滑，且完全在直流母線電壓的波動范圍之內。有功輸出波動相比較小，電網電壓回落到1.15 p.u.內，在機組的電壓承受范圍內，機組不會脫網。

圖8 電網電壓驟升1.2 p.u.時HVRT控制策略仿真Fig.8 HVRT simulation of control strategy for grid voltage soaring to 1.2 p.u.

5 結論

本文提出了一種考慮變直流母線電壓參考值和網側無功控制相結合的HVRT控制策略，并在不同電壓驟升幅度下進行仿真驗證，得出以下結論。①電網電壓在驟升到1.15 p.u.內時，機組不會脫網。僅通過網側變流器向電網注入無功功率，便能有效減輕電網電壓驟升對機組的影響，穩定機組的運行。②當電網電壓驟升到1.2 p.u.最嚴重情況時，機組直流母線電壓已超過最大可操作電壓，機組有脫網的風險。此時，通過投入綜合控制策略后，能夠實現機組HVRT，且提高了機組的抗暫態振蕩的能力和穩定運行的能力。③本文僅通過控制策略實現了機組的HVRT，避免了DC-chopper的頻繁投入運行。依據并網規范進行研究，對當前風電機組HVRT改造有著實際的借鑒意義。