故障穿越能力（精选7篇）
故障穿越能力 篇1
0 引言
风力发电是21世纪最有发展前景的绿色清洁能源,是智能电网低碳可持续发展的一个重要研究方向。但风能具有很强的随机性和间歇性,风电的大规模直接并网将会改变已有电源的结构特点,对电网的影响十分显著[1,2]。而且风电机组多为异步电机,对无功的需求十分严格,其对电网电压的稳定更加不利。而近年来快速发展的柔性直流输电技术,则是解决风电并网问题的重要方式[3,4]。柔性直流输电能够四象限运行,可联接弱源或无源系统,能起STATCOM的作用发出无功,且无需站间通信,不增加系统短路容量[5,6,7],在解决风电并网上具有突出优势,特别是基于模块化多电平换流器技术[8]的柔性直流输电。
并网风电的故障穿越(又称低电压穿越)问题历来是风电并网的瓶颈,我国还有多数风电场因不满足并网要求而不能并网发电。所谓风电故障穿越,指风电并网端电压在一定的跌落范围内,其不脱网、持续运行的能力。而目前大多数的风电场应对故障穿越的措施主要有:采用动态无功补偿装置[9](包括柔性直流输电等能收发无功的输电方式)以快速提升并网端电压,其对穿越能力提升有限;设置快速桨距控制对功率源头进行调节,以减少过剩功率稳定转速,其实现难度极大;双馈风机励磁控制及其特有的转子橇杆保护[10]设计复杂且作用有限;增置辅助设备,如交流侧装设制动电阻[11]或直流侧装设斩波电路[12],以吸收过剩功率,其增加成本和设计复杂度,不经济。
本文在总结上述故障穿越措施的基础上,结合直流并网风电系统,提出新的故障穿越方法:在系统交流故障时,即保障柔性直流逆变输出不出现过流的情况下进行最大有功输出,以减少过剩功率;同时控制直流输电整流侧,在保障风电场稳定运行情况下减小有功的输入,以抑制直流过压问题。此方法有效地实现了开源节流的目的,本文通过控制实现了这种策略,并建模仿真验证其可行性。
1 并网系统概述
1.1 系统接线简介
结合南汇柔性直流输电示范工程,本文简略取风电经柔性直流并网的主接线形式见图1。其中风电场的风电机组取为普通异步发电机,多台风机并联经柔性直流输电接入系统。该直流系统采用模块化多电平换流器MMC(Modular Multilevel Converter)技术换流,其谐波极小,故无需滤波装置。柔性直流输电系统的运行方式为:整流侧采用无源网络控制方式,逆变侧采用定直流电压、定交流电压方式。故障扰动点取并网公共端交流母线。
1.2 内环电流控制
电压源型换流器的稳态控制,通常在同步旋转坐标下进行设计[13],把换流器的交流电压方程进行线性解耦,就可以得到基于PI调节的经典内环电流控制器,如图2所示,其中isd、isq和usd、usq分别代表经旋转坐标变换后的系统d、q轴电流和系统d、q轴电压,ωL为系统等效换流电抗。通过外环功率控制器产生内环电流控制输入指令id、iq值,即可得到换流器的调制电压参考值ucd_ref、ucq_ref,通过波形调制输出,即可实现外环各种调节控制的目的。需强调的是,内环电流控制器的电流指令值必须经过限幅环节的限幅控制,以确保不产生危及换流器件安全的过电流,这也是本文即将要讨论的重点内容。
2 逆变限流控制
系统运行过程中由于发生故障或者受到扰动等原因,会产生很大的过电流,从而可能损坏阀器件或其他设备。为了能够保护换流器不产生过电流损坏器件,必须要在内环电流控制器的电流指令值加设一限幅环节,如图2所示电流限幅环节。设直流系统换流器过载能力为K,额定电流幅值为Iam,交流电压额定为UN,系统额定容量为SN,则最大电流允许值为:
而针对限幅环节的限值如何设计,相关研究则少有提及[14,15]。多数研究采取的是如图3所示设计:按照dq轴电流优先考虑的情况,将过电流矢量IF限幅到允许电流内,如图中A点对应于无功电流优先方式,B点对应同比例减小方式,C点对应有功电流优先方式。如取无功电流优先方式,则先考虑设定无功电流限值Iqlim,再根据限流圆计算有功电流限值Idlim,即A点所对应坐标矢量。
可见传统电流限幅乃为恒定值限幅,即静止的电流矢量限幅,仅表示了一种情况下的电流限值,而且还极大影响其故障穿越能力的发挥。为此,本文提出,类似常规直流输电的低压限流[16],实行动态限流。考虑在过电流情况时,优先取有功电流限定,以尽量使过剩有功传输出去,提升故障穿越的能力;再通过有功电流限定输出值作为取无功电流限值的基础,求取无功电流限值。其逻辑关系如式2所示。
其中,Lim(·,·,·)是限幅环节的取限函数,其参数分别对应下限、上限和取限变量。结合传统限幅中的优先有功电流方式,即先用最大电流允许值Imax作为其限值,得到d轴电流结果;而后根据有功电流的取限结果,求取无功电流的限值,从而确定无功电流的取限输出。
发生电流扰动时,其有功电流的取限结果是不确定的,故电流的限值坐标是动态的,如图4所示。当电流在圆内扰动,如I1,其不会受到限制,只是其限幅环节的限值不是恒定的,其对应的限值坐标为I1lim;当扰动电流在限流圆和最大允许电流界定的方框之间,如I2,其取法与传统有功电流优先方式相似,取I2lim;当扰动电流超出了最大允许电流界定的方框,其限值恒定为I3lim,只开放有功电流,无功电流为0。
短路故障时,由于电压跌落,有功输出已经受阻,动态限幅在提升功率输出的作用不是很明显;但在故障清除后,电压恢复,其能加大有功的输出,使故障期间积累的过剩能量快速输出释放,具有更好的故障恢复能力。
3 整流功率控制
逆变侧发生交流短路故障期间,虽然采取了上节所述的提升功率输出措施,但仍有大部分功率输出受阻。而整流侧输出不加控制时,其输入直流系统的功率不会改变,从而将会导致直流电容电压不断上升,可能危及器件安全。
要想抑制直流电压的继续上升,较好的办法是让整流侧有功功率与逆变输出功率也同步减少。减少整流功率输入的办法有风机桨距调节、转子旋转储能2种,而桨距调节是缓慢的,故只能考虑风电机组转子暂时提速这种办法,进行旋转储能。从故障开始到故障清除0~t这一过程,根据能量守恒,可知变化的能量关系为:
其中,Pwind为风力机输入功率,Pinv为逆变侧输出功率,ΔWr为转子故障期间的储能变化量,J为转子等效转动惯量,ωr0、ωrt为故障起、止时刻转子转速,ΔWc为直流侧电容故障期间的储能变化量,C为相单元等效电容,uc0、uct为故障起、止时刻直流电压值。
为了提升系统的故障穿越能力,且保证直流电压在安全范围内,就必须让转子暂时升速储能,如式(3)所示。现在的问题是如何通过整流站的控制实现转子升速储能。根据电机特性,由图5知,提速共有2种方法,即降低风电场出口电压和提高出口电压频率。图中Pe为发电机输出功率;Pm为风力机输入功率;s为发电机转差率;scr为临界转差率;Ue为发电机输出电压。图中变量均为标幺值。
降低风电场出口电压,虽然可以提升转子储能,但风机失稳的风险增大,稳定裕度降低。如图5所示,设电压变化到0.7 p.u.,运行点由A转移到C,其稳定裕度降低,不可取。而采取短时提升整流侧出口的交流电压频率,类似变频调速,电机转差不变即稳定裕度不变,而电机转速却能得到提高。
为了实现风电场机组的提速储能,就需要控制整流侧无源方式的输出频率。风电场之所以采用无源控制方式,是因为其电机为异步电机,而异步电机系统没有同步电源,属于无源网络,故柔性直流输电整流侧必须采用无源网络控制方式,即采用角度位置生成器来产生恒定频率变化的角度,如图6所示。图6中带星号变量为参考给定值,其余为实际检测值。图中θ为相位角,供坐标变换模块使用,在给定频率f*下进行三相与两相坐标之间的变换。
调频提速控制正是通过改变无源控制方式的参考频率来实现的。如图7所示,其具体的控制实现,是将直流电压的上升偏差ΔUdc作为检测信号,当其超出死区环节限制,则经放大处理,并以一定速率增大无源控制方式的振荡频率。其中放大倍数KF取系统承受的直流过电压值与风机转速允许超速的限值之比。得到的整流侧转子储能控制如图7所示,其中速率限制器是为了防止整流侧出现过电流。
4 仿真验证分析
4.1 仿真系统参数
风电场为11台恒速异步风电机组,额定输送容量为11×1.5 MW,功率因数为0.85(滞后),单台风机通过0.69 k V/10.5 k V升压变压器后汇集到一起,再经10.5 k V/35 k V升压并网到输电公共端;MMC-HVDC额定交流电压为31 k V,额定直流电压为±30k V,每桥臂20个模块,模块电容为9 m F,直流额定容量为20 MV·A,两换流变为35 k V/31 k V;系统电压为35 k V,系统阻抗为1.736+j 3.84Ω。其主接线如图1所示,在PSCAD/EMTDC中进行建模仿真。
4.2 电流限幅仿真
为便于观察仿真波形,整流侧不加任何控制,取系统逆变站网侧母线在0.5 s时刻发生三相短路,交流电压跌至额定电压的50%时,经历0.2 s后清除故障。过载能力K取1.25,对于传统静止限幅,有功电流限幅取K倍额定有功电流,即为1.03 p.u.,从而无功电流限值为0.708 p.u.。
2种限幅方式对比仿真,其波形如图8所示,图中纵轴均为标幺值,上面两图从上至下分别为采用静止限幅控制、动态限幅控制时的波形。故障期间,2种限幅方式电流姨id2+iq2都达到相同最大值,而动态限幅d轴电流直接升为1.25 p.u.,q轴电流为0;动态限幅故障时有功输出更大,这是d轴电流开放的结果,但其电压则相对更小,这是无功降为0的结果;通过观察功率波形和直流电压波形,可知由于动态限幅开放d轴电流,其故障清除时的恢复时间更短,效果更好。
4.3 故障穿越仿真
逆变侧采用电流动态限幅控制,过载能力K取1.25,整流侧采用提速储能控制,其中放大倍数KF取2,频率变化量Δf限定在±5 Hz。故障仍取逆变网侧在0.5~0.7 s发生三相短路,电压跌至20%。其故障仿真波形如图9、图10所示,图中纵轴除风电出口频率外均为标幺值。
当整流侧采用了调频提速方案后,故障期间储能控制器提升风电出口电压频率,从而转速得到提升;故障过剩能量暂时以动能形式储存在转子中,其结果表现为整流侧的输送功率相应减少;整流侧输送功率几乎与逆变侧输出功率同步减小,从而使得直流电压不会上升过大。
由直流电压波形可知,采用了提速储能方案后,故障期间其上升是很小的,不超过额定的5%;而当没有采取风电机组转子储能控制时,其风电出口的频率不变,转速亦不变,故其整流侧有功的输送保持不变,从而使得过剩能量在直流侧积累,导致直流电压迅速上升,超出了额定的14%。比较可知,当直流电压允许相同的过压能力时,调频提速可大幅增长故障穿越时间,即提高故障穿越能力,且是对整个风电场所有风机进行提速储能,其可储能量十分巨大。
5 结论
根据柔性直流输电的内环电流控制特点,本文分析了传统电流指令限幅器的特点,提出了动态限幅的概念。仿真验证所设计的动态限幅器在过电流时能提高换流器的功率输出,其更大的优点在于能极大地提高故障清除后的恢复速度。同时,为了提升风电经直流并网的系统故障穿越能力,提出了调频提速的办法,达到故障期间转子旋转储能的目的,仿真验证其具有很好的储能效果,能极大提高并网系统的故障穿越能力。
故障穿越能力 篇2
目前, 兆瓦级双馈异步发电机 (Double-Fed Induction Generator, DFIG) 广泛用于变速风力发电系统, 其特殊的入网方式及功率的调节手段, 导致机组对电网扰动非常敏感[1]。特别因电网故障引起的DFIG机端电压跌落, 导致DFIG转子绕组的过电流[2,3], 如不采取适当措施加以限制, 必引起转子侧变换器 (Rotor-Side Converter, RSC) 的热损坏。近几年, 许多学者对如何提高双馈异步发电机故障穿越能力进行了大量的研究, 主要研究成果可归纳为三类: (1) 在转子侧或Dc-link直流侧添加Active crowbar[4,5], 其对电网电压对称跌落有效, 但在电网电压严重不对称跌落时, 转子绕组中流过较大的负序电流, 限制了DFIG的故障穿越能力; (2) 在DFIG系统中安装额外的变换器或动态电阻器[6,7], 其对各种电网电压跌落类型都适用, 提高了DFIG的故障穿越能力, 但增加了DFIG系统的费用和复杂性; (3) 对传统控制策略的改进以及定子磁链去磁[8,9], 是目前广大学者较热衷的控制策略, 但在电网故障期间整个控制系统的瞬态性能较差, 达不到DFIG故障穿越的要求。
针对传统控制策略瞬态响应速度慢和控制带宽窄的缺点, 提出一个基于双滞环电流矢量控制器的故障穿越控制策略。所提出的双滞环电流矢量控制器具有非常快的瞬态响应速度和较宽的控制带宽, 可满足电网对DFIG故障穿越的要求。
1 DFIG转子开路电压分析
依据电动机惯例, 在定子坐标系下DFIG定、转子电压及磁链的动态矢量方程分别为[1,2,3]
式中:u, i, ψ分别为电压、电流、磁链矢量;R, L分别为电阻、电感;下标s, r, m分别为定子、转子及激磁参数;上标s为归算到定子侧的参数;r为转子的电角速度。
对RSC来说转子电压是最重要的变量, 消除式 (1) 、式 (2) 中的si及ψrs, 可得转子电压rus的表达式[5]为
式中:usr0为转子开路电压 (由定子磁链产生) , usr0 (28) Lm (d/dt-jr) ψs/Ls, 是影响转子电流动态性能的扰动项;为转子漏磁系数, (28) 1-Lm2/ (LsLr) 。
1.1 正常运行时DFIG的转子开路电压
若忽略定子电阻, DFIG稳态运行时的定子磁链矢量为[5,7]
式中:Us为定子电压幅值;1为同步电角速度。
因此, 由式 (3) 、式 (4) 可得定子磁链产生的转子开路电压usr0为
式中, s为DFIG的转差率, s (28) 1-r/1。
由式 (5) 可知, DFIG在正常运行时, 转子开路电压幅值较小, 为定子电压幅值的Lms/Ls倍。
1.2 机端电压对称跌落时DFIG的转子开路电压
电网发生三相短路故障是最严重的情况, 在此只分析这类故障引起的DFIG机端电压跌落情况。假设t (28) 0时电网发生三相短路故障, 忽略暂态过程中转速的变化, 转子绕组短路时DFIG的定子电压可近似表示为[5]
式中, D为电压跌落系数, 0D1。D (28) 1对应机端对称短路的故障情况。
若忽略DFIG的定子电阻, 其定子磁链近似等于定子电压的积分, 定子磁链中由定子电压产生的稳态分量ψsf为
由磁链守恒原理可知, 电压跌落瞬间DFIG定子磁链不能突变, 因此磁链中必出现暂态直流分量ψsn, 其表达式为
式中, sT为定子暂态时间常数, Ts (28) Ls/Rs, 其中sL为定子瞬态短路电感。
因此, 电网三相短路使DFIG机端电压跌落后的定子磁链可表示为
由式 (3) 、式 (9) 可得定子磁链产生的转子开路电压usr0为
由于定子电阻很小, 可忽略1/Ts。因此, 式 (10) 可简化为
由式 (11) 可知, 在机端电压跌落瞬间 (t (28) 0) , 转子开路电压usr0 (28) LmUs (s-D) /Ls, 若取s (28) -.0 3, D (28) 1, 则转子开路电压幅值约为正常时的2.3倍。在这样高的电压作用下, 若电流调节器没有足够快的瞬态响应速度, 在转子绕组中必将产生过电流。
图1为2 MW双馈异步发电机机端电压跌落1.0 p.u.及电压恢复时, PI电流调节器作用下转子电流的瞬态响应波形。由此可看出, 在机端电压跌落和恢复期间, 由于PI电流调节器较慢的瞬态响应速度和较窄的控制带宽, 转子实际电流不能很好地跟踪参考电流。因此, 在转子绕组中产生很大的振荡冲击电流。由此看来, 如何提高RSC电流调节器的瞬态响应速度, 使转子电流能较好地跟踪参考电流, 可提高DFIG的故障穿越能力。
2 滞环电流矢量控制的电流调节器
滞环电流矢量控制器最初用于有源电力滤波器, 其表现出许多优越性能, 如:非常快的瞬态响应速度、简单的硬件实施以及对系统参数变化的不敏感等[10,11]。
2.1 RSC输出的离散电压矢量
引入开关函数Sa、Sb、Sc, RSC共有8种开关模式, 由分析可知三相桥臂之间存在关联现象[10], RSC输出的各相电压取决于其三相桥臂的总体状态SaSbSc, 其开关状态及输出的对应电压见附录A表A1 (以Udc为基准) 。
为了消除相间影响, 引入空间矢量, 即静止正交α-β坐标。当轴与a轴重合时, 根据表A1可得RSC输出电压矢量为[11,12]
在式 (12) 中, 如果考虑所有的开关状态组合, 可得RSC输出的8个离散电压矢量为
由式 (13) 可知, RSC输出的离散电压矢量由6个非零电压矢量 (1u~6u) 和2个零电压矢量 (u0/u7) 组成, 其空间分布及参考电压区间如图2所示。
2.2 滞环电流矢量控制器的实施
在转子参考坐标中, 由式 (3) 可得DFIG转子侧变换器的输出电压为
若定义电流误差 (35) ir (28) ir*-ir, 由式 (14) 可导出DFIG转子电流误差的矢量方程为
若忽略转子电阻, 要使转子电流误差矢量为零, 定义RSC输出的参考电压矢量为
由式 (15) 、式 (16) 可得简化的DFIG转子电流误差矢量方程为
由式 (16) 、式 (17) 可知, 要完全消除转子侧变换器的电流跟踪误差, 必须计算出参考电压矢量ru*。由于在工程实际中准确获得转子开路电压ur0和参考电流的导数dir*/dt难以实现, 所以不可能准确计算出参考电压矢量ru*。实际上不需要计算参考电压矢量ru*, 只要判断出参考电压矢量ru*所处的空间位置, 适当地选择转子侧变换器输出的电压矢量, 控制转子电流误差矢量 (35) ir的变化率d (35) ir/dt, 就可达到控制转子电流误差矢量 (35) ir。双滞环电流矢量控制器 (Vector-Based Double Hysteresis Current Controller, VBDHCC) 的原理图如图3所示。
在三相abc转子坐标中, 采用两组滞环比较器:一组为滞环带宽为 (10) (35) 的辅滞环比较器, 根据其输出的状态值BaoBboBco来确定参考电压ru*所处的空间位置 (如图2所示) , 由此确定出RSC输出的最优电压矢量集。另一组为滞环带宽为的主滞环比较器, 用于跟踪参考电流。根据其输出的状态值BaiBbiBci, 利用区间侦测器所确定的最优电压集, 选择最优电压作为RSC的输出电压矢量。在控制过程中为了减少转子侧变换器的平均开关频率, 并抑制输出电流的振荡, 根据参考电压ru*所处的空间位置, 主动引入零电压矢量 (u0/u7) 。基于双滞环电流矢量控制采用的开关表如表1所示。
所提出的基于双滞环电流矢量控制器仅需测量转子电流的瞬态值, 变换器的门信号直接用开关表产生, 取消了传统矢量控制的调制单元, 使其具有内在的电流限制属性和非常快的动态响应速度, 由此在DFIG转子等效电路中转子侧变换器可看成一个可控电流源, 对系统参数变化和电压扰动具有很强的鲁棒性。
2.3 两个控制器的过渡策略
所提出的DFIG故障穿越控制策略由两个不同的开关策略组成。正常运行时及电压跌落稳定后, PI电流调节器以最优稳态性能调节转子电流;电压跌落瞬态期间, DFIG转子绕组中将产生较大的冲击振荡电流, PI电流调节器的动态响应速度不足以维持转子瞬态电流的精确控制, 电流跟踪误差将超过PI调节器的误差带宽, 当触击到控制器的电流设计限值Ith_VBDHCC时, 电压跌落监控单元激活双滞环电流矢量控制器, 设其作用时间为50 ms (目的是考察双滞环电流矢量控制器作用的动态过程以及两个控制器之间切换的平稳性) 。电压恢复过程中两个开关控制策略之间的转换原理同电压跌落期间一样。采用的开关策略如图4所示。
由于双滞环电流矢量控制器具有非常快的瞬态响应, 用可以忽略的响应时间, 强迫转子电流保持在滞环带宽内。但从双滞环电流矢量控制器直接过渡到PI控制器是不可取的, 由于PI电流调节器瞬态响应速度慢, 直接过渡将在转子绕组中产生较大的电流振荡。因此, 为了获得一个较稳定的过渡, 过渡时利用双滞环电流矢量控制器的门信号, 经过一阶低通滤波器得到RSC的输出电压矢量, 重新初始化PI电流调节器。
3 故障穿越控制策略仿真研究
为了验证所提出的故障穿越控制策略对提高DFIG故障穿越能力的有效性, 在Matlab/Simulink中构建了仿真模型, 2 MW双馈异步风力发电机参数见附录A表A2。仿真时为达到在不同的电流控制器之间的精确比较, 保持RSC外部功率控制环的功率和转子速度为常数。所提出的DFIG故障穿越控制策略实施框图如图5所示。
设电压跌落前DFIG以转差-2.0且功率因数cos (28) 0.9满载稳定运行。t (28) 0.1 s时机端电压跌落, 电压跌落持续时间为0.1 s。为评估所提出的故障穿越控制策略在机端电压深度跌落时的故障穿越能力, 在此对机端电压三种跌落类型情况进行了仿真研究, 转子电流irabc、dc-link电压Udc和电磁转矩Tem的波形分别如图6 (a) 、图6 (b) 、图6 (c) 所示。并与PI电流调节器作用下的故障穿越能力进行了对比, 其irabc、Udc和Tem的波形见附录A图A1 (a) 、图A1 (b) 、图A1 (c) 。
一般情况下, 在转子侧变换器过调制运行下Dc-link的安全限制电压为额定电压的1.3倍, 允许的转子安全限制电流为额定电流的2倍[10]。由图6及图A1的分析比较可知, 在所提出的复合控制器作用下, DFIG能很好地满足电网要求的故障穿越要求, 仿真分析比较结果如表2所示。在机端电压跌落至电压恢复期间, 对称跌落时控制器的切换时刻分别为0.100 2 s、0.210 7 s;电网相间故障时控制器的切换时刻分别为0.100 1 s、0.160 5 s;一相跌落时控制器的切换时刻分别为0.100 4 s、0.164 9 s。
4 结论
为深入理解PI电流调节的双馈式风力发电机故障穿越能力弱的原因, 详细分析了因电网三相短路导致DFIG机端电压对称跌落时转子开路电压的动态特性。由于PI电流调节器有限的瞬态响应速度和控制带宽, 机端电压跌落时在转子端感应较高的开路电压是引起转子绕组过电流的本质原因。
为提高双馈异步风力发电机组的故障穿越能力, 在此提出了基于双滞环电流矢量控制的故障穿越策略。电网故障及故障清除期间, 应用两个不同的开关控制策略。在两个控制器切换时应用了重新初始化技术, 使其达到一个稳定的过渡。为评估所提出的DFIG故障穿越策略, 对电网对称和不对称短路故障引起的机端电压跌落进行了仿真研究, 通过图6及图A1的对比分析, 所提出的基于双滞环电流矢量控制器的故障穿越策略具有非常快的瞬态响应速度, 有效地限制了转子中的振荡冲击电流和Dc-link直流电压的冲击值, 使其保持在安全限度以下, 提高了DFIG的故障穿越能力。
附录A
(1) RSC的开关状态及输出电压
(2) 2 MW双馈式风力发电机主要参数
(3) PI电流调节器作用下的irabc、Udc和Tem的波形
参考文献
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故障穿越能力 篇3
近年来世界风电发展十分迅猛,自2010年中国已成为风电装机容量最多的国家。截止2011年底,我国风电累积装机容量已达62.364 GW,占世界风电总装机容量的25%。预计到2015年,风电装机将达到100 GW[1]。尤其是内蒙、甘肃、辽宁等地区风电发展很快,但其大规模接入对当地电网的影响越来越明显,其中风电机组脱网事故及其对电网安全运行的影响已成为电力系统领域当前备受关注的热点问题[2]。
尽管我国已出台相关风电并网导则,明确规定风电机组必须具备低电压穿越能力[3]。但为保证故障下风电机组能不脱网运行,需研究其所接电网保护能否与保护风电机组本身为目标的低电压穿越策略相配合[4]。而大量风电机组对所接电网保护影响评估是建立在全面理解和认识风电机组故障特性基础上的。对于目前应用广泛的双馈风电机组来说,其故障特性与常规同步发电机有较大区别,是发电机本身和变换器控制与保护策略的综合响应[5,6]。
但是现有双馈风力发电机组故障特性分析多数是基于故障期间转子绕组一直经Crowbar电阻短接[7,8]或转子Crowbar电路未投入运行[9,10]两种假定情形。在故障持续时间较长情况下,认为转子绕组始终经Crowbar电阻短接的故障分析思路与风电机组低电压穿越运行要求并不相符。而未投入转子Crowbar电路的故障分析思路仅适用于电网远端故障时双馈发电机端电压跌落较小的情况。
为此,本文在简述双馈风力发电机组电磁暂态模型的基础上,从理论角度推导了具有低电压穿越能力的双馈风力发电机组在故障不同时间段的短路电流计算公式;并通过实时仿真分析揭示了从故障发生到其切除全时间尺度下双馈风力发电机组的运行机理及各主要电气量的变化规律与相互影响关系,为所接电网相关保护问题研究奠定理论基础。
1 双馈风力发电机组电磁暂态模型
含转子Crowbar电路和直流卸荷电路的并网型双馈风力发电机组的主电路拓扑结构如图1所示。
静止坐标系下双馈发电机定转子电压、电流和磁链矢量之间表达式为
式中:Us、Ur、Is、Ir、ψs、ψr为发电机定转子电压、电流和磁链矢量;ω为转子电角速度。
发电机的电磁转矩方程为
风力机发出的机械转矩为
式中:A=πR2为风轮机面积;ρ为空气密度;Cp为风能利用系数;vw为风速;ωt为风力机转速。
正常运行时,双馈发电机受由背靠背变换器构成的励磁电源控制,其发出的有功和无功功率可独立调节。其中,网侧变换器多采用基于电网电压定向的矢量控制策略,由直流母线电压外环和网侧电流内环构成双闭环控制回路,实现维持直流母线电压恒定和变换器交流侧单位功率因数运行的目标。转子侧变换器采用基于定子磁链定向的矢量控制策略,由发电机转速外环和转子电流内环构成双闭环控制回路,实现发电机最优转速追踪和单位功率因数运行的目标。
电网故障时,由于机端电压突然跌落,双馈发电机转子绕组中将感应产生较大暂态电压和电流,转子侧变换器将极易损坏。为此,目前商用的主流技术是在直流母线处增设卸荷电路、在转子绕组侧引入Crowbar电路[5,6,7,8,9],以保证双馈风力发电机组具有电网所要求的低电压穿越运行能力。作为后续故障特性分析的基础模型,本文所采用的低电压穿越控制策略如图2所示。
电网故障后,当转子电流大于Crowbar电路门槛值时,转子Crowbar将投入,同时闭锁转子变换器;当转子电流小于变换器最大允许电流值且crowbar电路投入时长为Tr时,Crowbar电路闭锁,转子变换器在重启控制策略作用下运行。为保证故障期间发电机不失控,转子电流无功分量参考值应逐步增大,使发电机向电网提供所需的无功支撑。故障切除后,恢复控制策略作用于转子侧变换器,以使风电机组能够迅速恢复到正常状态。另外,故障过程中,由于电网电压跌落经网侧和转子侧变换器流入或流出直流母线的功率不平衡,导致直流电压波动,直流卸荷电路用于保证直流电压在安全范围之内。
2 故障特性理论分析
当风速或定子电压跌落程度不同时,双馈发电机故障运行模式不同。当转子电流小于Crowbar电路门槛值时,发电机的故障特性主要由其本身暂态响应特性和转子变换器正常运行控制策略决定。当转子电流增大到能够启动Crowbar电路时,发电机故障特性与其本身暂态特性、Crowbar投切控制策略、转子侧变换器重启和恢复控制策略等有关。
故障后尚未投入转子Crowbar电路情况下,忽略定子电压突变引起的发电机暂态响应过程,单位功率因数运行发电机提供的稳态故障电流幅值为
式中:Ps为故障前发电机输出的有功功率;Usm为故障前定子电压幅值;γ为电压跌落系数。
若转子Crowbar电路投入,转子绕组被短接,其电压矢量Ur=0,根据式(1)和式(2),可得到发电机故障电流的拉氏表达式为
式中,ψs[0],Is[0]分别为故障前双馈发电机定子磁链和电流矢量。
根据式(6),发电机故障电流时域表达式为
其中,α和β为式(6)的特征根,计算公式为
式中,Lσ=1-Lm2(LrLs)。进一步,根据式(6)可以得到定子电流各分量表达式为
所以,故障初始阶段转子Crowbar投入期间,发电机定子电流中包含衰减时间常数接近σs的分量Issψ(接近直流分量),时间常数接近σr的周期衰减分量Isrψ(频率接近发电机转速角频率)和周期为ω1的稳态分量f(Us(t))。因此,发电机故障电流大小与定子电压跌落程度、故障前运行状态、故障期间转速、转子Crowbar阻值以及电机参数等紧密相关。
故障期间转子Crowbar切除后,发电机受控于转子变换器重启控制策略作用,转子电压Ur不再等于零。且在其初始阶段定子磁链的直流分量仍相对较大,同时式(6)中σr应替换为σ′r=σr(Rr+Rcrow)/Rr,由于σ′r>>σr,所以双馈发电机故障电流仍主要由式(7)中Issψ项决定。实际上,在重启控制策略下由于转子电流的有功参考值为0,无功电流分量从0逐渐增加到发电机低电压穿越运行要求值。所以,随着转子无功电流参考值增加和定子磁链直流分量的衰减,发电机定子电流表达式为
式中,若重启控制下电流控制回路闭环带宽足够大,转子电流能无差地跟踪其参考值,转子电流矢量为
故障切除后,由于发电机定子电压突然上升,定子磁链中又将产生较大直流分量,流过定转子绕组电流也迅速增大。若转子电流始终小于Crowbar电路门槛值,双馈发电机的故障特性主要受转子变换器的恢复控制策略影响。而当转子电流大于Crowbar门槛值时,Crowbar电路投入运行,双馈发电机的故障特性将不仅受恢复控制策略影响,还与Crowbar投切控制策略相关。故障切除后初始阶段,为保证发电机不失控,在恢复控制策略中转速控制环输入差信号的变化率需受限,此情况下发电机故障电流与该变化率的限制值有关。当转速恢复为正常值附近时,发电机故障电流将主要由转速决定,转速又与风电机组惯性时间常数、风速大小等有关。
以上主要讨论了双馈发电机组的故障特性,对于网侧变换器而言,由于其容量仅为发电机额定容量的20%~30%,从电网侧看其所提供的故障电流相对很小。因此,双馈风力发电机组的故障电流可仅考虑发电机本身提供的故障电流。
3 故障全过程电磁暂态特性仿真分析
本文基于RTDS仿真平台搭建如图3所示含双馈风力发电机组的电网模型,其中双馈风力发电机组通过变压器T2接于电压等级为10 k V的母线D处,线路OA、BC、CD长度分别为2.0 km、5.5 km、1.6 km,主要相关参数如下。变压器T1、T2的变比分别为121/10 k V、0.69/10 k V;双馈发电机额定容量为1.5 MW,定子电阻和漏感分别为0.008 06 pu和0.168 pu,转子电阻和漏感为0.006 pu和0.152 pu,励磁电感为3.48 pu;直流母线电压为1.26 k V,网侧滤波器等效电感为0.0004 H;直流侧卸荷电路中电阻值为2Ω,转子Crowbar电阻值为0.5Ω。
因为故障期间双馈风力发电机组由正常运行控制策略作用的模式相对较简单,这里将不再獒述,本文主要分析双馈风力发电机组运行于低电压穿越控制模式下的故障特性。设故障前双馈风力发电机组处于额定运行状态(输出功率为1 pu),t=0.5 s时线路BC末端发生三相短路故障(持续0.65 s)。图4 a)为定子电压跌落曲线,故障初始时刻电压跌落到0.05 pu,在重启控制策略无功补偿作用下,定子电压逐渐增加,故障期间最大约增加至0.36 pu。
图4(b)为故障发生及切除全过程中,定子磁链幅值的变化曲线,其中曲线振荡部分的包络线为磁链中包含的衰减直流分量。可以看出,在故障发生和切除初始阶段定子磁链中均存在直流分量。但是由于故障发生时刻定子电压的变化量大于故障切除时刻电压变化量,所以故障发生初始阶段定子磁链的直流分量相对较大。
图5为上述故障下转子电流幅值的变化规律,可看出,故障初始阶段转子电流迅速增大。t=0.52 s时,该电流值超过转子Crowbar电路门槛值(1.5pu),Crowbar电路将转子绕组短接。Crowbar电路投入时长30 ms后,t=0.55 s时,转子侧变换器重启控制策略作用,但此时由于定子磁链直流量仍相对较大,通过变换器提供的无功补偿电流较小,转子电流主要受定子磁链直流分量影响,其值逐渐减小。
在图5中t=0.64 s后,随着定子磁链直流分量的衰减和转子无功电流参考值的增加,转子电流将逐渐增加,t=0.86 s后转子电流基本维持为恒定值,其大小与故障期间电网要求的无功功率注入量有关。t=1.15 s时故障切除,定子电压迅速回升,转子电流快速增大,t=1.17 s时转子Crowbar电路投入,30 ms后退出,恢复控制策略发生作用。
在恢复控制策略作用初始阶段,由于定子磁链直流分量相对较大,转子电流主要与该直流分量有关。随着定子磁链直流分量衰减,转子电流有功分量主要受发电机转速差(实际值与参考值之差)及变化率、实际转速影响,而无功分量恢复为故障前运行值。由于故障切除前在重启控制策略作用下转子电流有功分量为0,发电机转速大于故障前转速,所以故障切除后发电机转速偏离参考转速较大,如图5 t=1.25 s后转子电流将快速增大,发电机发出的有功功率随之增加。当该有功功率大于风力机发出的机械功率时,发电机转速减小,如图5中t=1.388s转子电流也随之减小。经过一段调整时间后,转子电流最终恢复正常。
从图6可看出,故障全过程中直流母线电压也会相应发生变化,在本文采用的低电压穿越控制策略作用下,其变化范围并未超过直流电压的临界允许值(1±0.15 pu)。事实上,直流母线电压的变化趋势与其两侧所接网侧变换器和转子侧变换器之间的功率大小及方向直接相关。
故障初始阶段,由于电网电压跌落,网侧变换器送出的功率减小。而此时从转子侧变换器流向直流母线侧的功率基本不变,多余的能量将在直流母线电容上积累,使直流电压迅速增大。当该电压大于直流卸荷电路门槛值(1.1 pu)时,卸荷电路投入运行,直流电压将逐渐减小。t=0.71 s后,卸荷电路退出运行,直流母线电压主要由网侧变换器控制策略调节。故障切除后,在恢复控制策略作用,由转子侧变换器流入直流侧的功率迅速增加,直流电压增加,t=1.163 s时卸荷电路再次投入,直流电压随之减小,t=1.985 s后该电压基本达到故障前运行值。
图7为发电机定子电流变化曲线,故障发生初始阶段,定子电流迅速增大,其增加量主要是直流分量。在t=0.52 s转子Crowbar电路投入时,定子电流快速衰减,在30 ms内定子电流直流分量衰减为0.1 k A,基频分量减小为0.14 k A。t=0.55 s时重启控制策略开始作用,定子电流中出现了较大的接近直流的衰减分量,其大小随时间周期性波动,但幅值以较快速度衰减,这与式(7)~式(12)的理论分析结果一致。
t=0.64 s后发电机定子电流的基波分量随着转子电流无功分量的增加而明显增加。t=0.86 s以后发电机输出电流幅值恒为1.43 k A,该电流略小于风力发电机故障前的额定运行值,其大小主要与重启控制策略下转子电流的无功分量参考值有关。而转子电流无功分量的大小又与风电机组低电压穿越无功功率要求值直接相关。这里需要特别指出的是,该电流无功分量受转子变换器的最大允许电流限制。
故障切除后初始阶段,发电机定子电流迅速增大,t=1.17 s时由于转子Crowbar电路投入,定子电流快速减小。t=1.20 s时,尽管转子变换器在重启控制策略下开始作用,但是定子磁链中较大直流分量使定子绕组中感应产生相对较大的直流电流。随着定子磁链直流分量的衰减,定子电流中基频分量将增加,在t=1.3 s以后,发电机定子电流主要包含基频分量,其大小与转速有关。
4 结论
本文在综合考虑典型并网控制和低电压穿越控制的基础上,从理论定性和定量两个角度,全面分析并揭示了双馈风电机组在故障发生、切除全过程中的电磁暂态特性,得到如下结论:
1)双馈风力发电机的故障运行模式有两种。当风速或定子电压跌落程度较小时,故障下双馈风力发电机组仍主要由正常运行控制策略作用。在风速较大或定子电压跌落较严重情况下,双馈发电机组故障特性主要与其低电压穿越控制策略有关。
2)故障发生或切除后初始阶段,由于定子磁链直流分量较大,任意一种故障运行模式下的双馈风电机组的故障电流特性均主要与定子磁链有关。
3)故障发生或切除一段时间后,发电机故障特性与转子侧变换器控制策略直接相关。故障发生后在重启控制策略作用下,发电机定转子电流与转子无功电流参考值的变化率及电网低电压穿越要求的无功补偿量有关。故障切除后在恢复控制策略作用下,发电机定转子电流与转速调节模式有关。
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故障穿越能力 篇4
随着光伏发电在电力能源中所占比重增加, 其对电网的影响日趋显著。提高光伏系统性能, 特别是对电网故障响应能力, 成为光伏发电技术发展的迫切需要。为了适应新的电网导则对光伏发电系统低电压穿越 (LVRT) 能力的要求, 国内外学者已经开始关注光伏发电系统的LVRT控制[1]。
在光伏并网发电系统控制策略研究过程中, 一般假设三相电网电压是对称的, 但这一假设条件并不总成立[2]。在电网电压不对称情况下, 以三相电网电压对称为约束条件设计的光伏并网发电系统就会呈现不正常运行状态。一方面将在网侧产生大量谐波, 污染电网, 降低电能质量[2,3];另一方面光伏阵列发出功率与并网功率不平衡, 导致逆变器直流侧电压上升, 输出电流增大, 可能导致逆变器过流保护而停机脱网。
本文针对电网电压不对称的情况, 分析了逆变器的运行特性。在此基础上引入结构完全对称的正、负序双电流内环控制, 以实现对正、负序电流的独立控制[4]。本文采用了抑制交流侧负序电流的平衡电流算法, 并对该算法进行仿真验证。
2 光伏逆变器的基本结构
光伏并网发电系统拓扑结构如图1所示, 采用单级式拓扑, 逆变器采用三相桥式无中线电压型PWM逆变器。
3 传统的双闭环控制策略
两相同步旋转坐标系下基于PI调节器的电压电流双闭环控制方式目前应用最为广泛, 控制结构如图2所示。电压外环输出作为内环有功电流指令值, 电流内环控制并网电流[4,5]。
传统的双闭环控制方式在电网电压不对称故障下, 由于负序电网电动势和负序交流电流的存在, 逆变器输出功率会发生2倍工频的正弦波动, 直流侧电压含有2倍工频纹波, 输出电流波形发生畸变[1,4]。故必须提出新的控制方案。
4 不对称电压下的控制策略
4.1 不对称电压下瞬时复功率计算
电网电压不对称故障下逆变器输出的瞬时有功功率P和无功功率Q表达式为[3,4,5,6]
式中:P0, Q0分别为有功、无功功率平均值;Pc2, Ps2和Qc2, Qs2分别为2次有功和无功余弦、正弦项谐波峰值;edp, eqp, edN, eqN和idp, iqp, idN, iqN分别为电网电动势矢量和电流矢量在正负序坐标系d, q轴上的投影。
平均有功功率指令P0*由电压外环计算给出:
式中:kvp, kvi为电压外环的PI参数。
本文采用在正负序同步旋转坐标系中, 电网正、负序电压分别定向的矢量控制策略[2,4]。
4.2 抑制交流侧负序电流的LVRT控制策略
电网电压不对称故障时, 网侧电流的限幅作用使得并网总功率下降, 功率不平衡导致直流侧电压升高[7]。根据光伏池板PV与IV特性曲线分析, 光伏池板输出功率减少同时向最大功率点右侧移动。当前控制目标为电网故障前后并网电流实现平稳过渡, 有效抑制电流上升;同时要求电流负序分量得到有效抑制, 并网电流具有高平衡度。
为抑制交流侧负序电流, 令idN*=0, iqN*=0;为保证单位功率因数, 令Q0=0。得正序电流指令
求得idP*, iqP*, idN*, iqN*后, 电流内环采用传统PI调节器和前馈解耦控制策略, 则正、负序调制电压控制方程如下:
式中:kp, ki分别为电流内环PI调节器参数。
根据以上各式得到电压不对称故障时抑制网侧负序电流的双电流内环控制框图, 如图3所示。
由图3可知LVRT控制策略可概括为:逆变器采用外环控制中间直流电压, 内环采用正负序双电流环控制的闭环控制策略。直流电压外环PI调节器输出作为平均有功功率参考值。并网电流的正负序分量分别经过正反向同步旋转坐标系旋转, 转化为直流量, 经过PI调节器, 对正负序参考电流分别进行跟踪[8]。引入电网电压前馈控制环节。考虑逆变器电流安全限值, 根据电压跌落深度U计算出合适的有功电流系数K, 确保逆变器不因过流保护而停机脱网, 实现低电压穿越运行。
5 仿真分析
在Matlab/Simulink中建立了图4所示容量为220 k W的光伏并网发电系统仿真模型。
PV模拟电源参数如下:开路电压735.6 V, 短路电流461.44 A, 最大功率点电压为578.4 V, 最大功率点电流为381.21 A。逆变器主要参数如表1所示。直流电压给定采用恒压法, 调制方法为SVPWM。
本文只对单相接地故障进行仿真分析。仿真条件为0.6~0.7 s时发生A相电压跌落, 跌落到0.2 (标幺值) 。发生故障前系统运行于额定功率下, 最大电流限幅为1.2 (标幺值) 。在故障发生时, 对采用传统的双闭环控制方法与本文采用的LVRT控制方法时逆变器运行情况进行分析, 仿真波形如图5、图6所示。
通过上面的仿真波形可以看出:电网电压发生单相跌落80%故障时, 若采用传统的双闭环稳态控制方法, 逆变器输出电流瞬间增大, 且跌落相电流幅值超过最大电流限幅1.2 (标幺值) , 导致逆变器过流保护、停机脱网;并网电流含有负序分量引发电流不平衡, 交流侧电流畸变较大, 3次谐波明显, 污染电网;不对称电压和电流中的负序分量导致逆变器输出瞬时有功功率P、无功功率Q中含有2倍工频的波动分量, 功率波动会在直流侧母线电压上产生2倍工频振荡, 有功电流呈2倍工频振荡。
采用抑制网侧负序电流的LVRT控制方法时, 成功抑制并入电网的有功电流2倍工频振荡, 逆变器输出电流正旋度较好且平衡, 实现了平稳过渡;有效抑制电流上升, 保证逆变器继续并网运行。
2种控制方法中网侧电流的限幅作用导致并网功率P的直流分量减小, 功率不平衡导致直流侧电容电压升高。采用抑制负序电流的LVRT控制方法时直流母线电压和无功功率的波动较小, 并网电流3次谐波被成功抑制且THD值明显减小。
6 结论
本文对光伏并网逆变器在电网电压发生不对称故障时的运行状况进行分析研究, 采用了一种根据瞬时有功功率和无功功率给定计算正负序参考电流、以抑制交流侧负序电流为目标的低电压穿越控制策略。仿真结果表明, 本文采用的控制方案无需增加额外硬件保护装置, 只需改变光伏并网逆变器的控制策略, 即可实现电网电压不对称故障下光伏并网逆变器的低电压穿越运行。
参考文献
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故障穿越能力 篇5
柔性直流输电 (VSC-HVDC) 是应用可关断电力电子器件构成的电压源换流器 (VSC) 输电方式, 它实现了有功功率和无功功率的独立控制, 具备良好的动态无功支撑能力, 可改善系统的故障特性;另外, VSC-HVDC系统实现了送端系统与受端系统的解耦, 若应用于风电场并网[1], 可改善风电场抵抗来自电网系统干扰的能力, 也能在一定程度上防止风电场的电压波动对电网的影响。因此, VSC-HVDC系统是大型风电场并网的较好选择[2]。
在新型输电方式逐渐步入工程实际的背景下, 风电机组故障穿越[3,4]这一概念被赋予了新的内涵。在VSC-HVDC系统中, 风电场通过整流站接入高压直流系统, 并通过逆变站并入交流电网, 当交流电网发生短路故障时, 电网侧换流站 (GSVSC) 输出功率减少, 而风电场输出功率不变, 从而引起系统输入和输出功率不平衡, 使得直流电压上升[5], 严重情况下可能导致整个直流系统的崩溃。因此, 必须对换流站进行控制以实现整个系统的故障穿越。针对这一问题, 很多学者展开了相关研究[6,7,8,9]。文献[6]提出在交流电网短路故障后增加风电场频率以迅速降低风电场电磁功率, 该方法设计了频率控制器, 当直流电压超过阈值时按比例提高风电场频率。文献[7]提出降低风电场交流电压的方法, 将直流电压与阈值的差值输入到比例—积分 (PI) 控制器中, 并将产生的电压负增量作为风电场侧换流器参考电压的下降值, 从而迅速降低风电场的电磁功率。然而, 文献[8]注意到, 风电场交流电压迅速降低会带来典型风电机组短路电流, 因此基于降压法引入虚拟变流器磁通以达到去磁的目的, 其优点在于在允许快速电压削减的同时避免了电力和机械设备的高应力。同时, 文献[9]提出在交流电网故障期间短时闭锁风电场侧换流器, 并设计了故障检测处理控制器以减轻故障后的暂态扰动, 该方法并未从根本上降低风电机组的电磁功率, 而是通过强制手段阻止功率输入直流系统, 控制效果不是很好。上述研究均专注于风电场VSC-HVDC系统交流电网短路故障时系统的故障穿越问题, 虽然可以抑制直流电压的上升, 实现系统的故障穿越, 但各种故障穿越方法必然会对风电机组造成一定的影响。因此, 从风电机组安全保护的角度而言, 需要考虑新型输电方式下交流电网发生故障时选择故障穿越方法的原则。
本文为研究风电场VSC-HVDC的故障穿越问题, 在PSCAD/EMTDC中建立了含有普通异步/双馈风电场详细模型的两端VSC-HVDC系统仿真模型, 并采用升频法/降压法作为其典型的故障穿越方法。验证了两种故障穿越方法的可行性, 并在此基础上研究了不同类型风电机组在不同故障穿越方法下的特性和差异。最后, 得出相关结论, 并从风电机组安全保护的角度分别给出普通异步/双馈风电场VSC-HVDC系统选择故障穿越方法的建议。
1 风电场VSC-HVDC系统建模方法
1.1 系统介绍
本文对两端VSC-HVDC系统进行研究, 其示意图如图1所示。风电场类型为普通异步或双馈, 经过风电场侧换流站 (WFVSC) 整流后接入高压直流网络, 再经GSVSC逆变后并入无限大交流电网。
1.2 风电场建模与控制
对风电场进行详细建模。普通异步发电机是国内普遍采用的风力发电机。其结构简单, 如图2所示, 由定速风轮机和鼠笼式异步发电机[10]构成, 依靠从系统吸收无功功率来建立磁场, 它的控制可通过并联电容器组的投切来实现。为建立大型风电场模型, 本文参照文献[11]的等效电流源法, 将其余N-1台风电机组等值成N-1个受控电流源, 控制量即为原风电机组模型出口电流iabc, 从而在利用单台风电机组模型真实模拟实际风电机组参数的同时节省大量仿真时间。对该方法进行适当改进, 根据实际情况计入尾流效应因子, 可通过函数耦合到自定义风电机组模型参数k中, 不计入时取k=1。
双馈感应发电机 (DFIG) 是目前比较流行的风力发电机, 可以实现变速恒频功能, 将会在将来的风力发电系统中占有重要地位[12]。双馈风电场建模与控制如图3所示。
双馈风电机组结构类似于普通异步风电机组, 不同之处在于转子经过背靠背变流器接入电网。网侧变流器控制直流环节电压及转子向电网输送无功功率, 转子侧变流器则实现整个风电机组有功功率和无功功率的解耦。
对双馈风电机组模型采用两个简化手段。首先, 由于脉宽调制 (PWM) 控制变流器的开关频率高, 电磁暂态仿真效率受到极大约束, 因此根据文献[13]对背靠背变流器进行等效简化, 并进行部分改进。网侧变流器采用dq解耦的动态电流控制, 交流侧电压uc受调制比M和移相角δ控制, 具有受控电压源[13]特性:
式中:ud为变流器直流电压;f为交流侧电压频率 (即电网基频50Hz) 。
uc用受控电压源u代替, 控制量为三相参考电压值。
对于网侧变流器直流侧, 注入功率和直流电压决定直流注入电流id, 具有受控电流源[13]特点:
式中:Pc为变流器功率 (即通过网侧变流器的功率, 方向为直流侧至交流侧或交流侧至直流侧) ;ucx和icx分别为变流器交流侧x相电压和电流。
转子侧变流器采用三相abc下的直接电流滞环控制, 变流器直流侧同样用受控电流源等效;而对于转子侧变流器交流侧, 由于采用不规则的PWM控制, 无法模拟基波受控电压源的特性, 因此利用滞环原理控制受控电压源u, 当上开关管导通时令受控电压值为ud/2, 反之为-ud/2。
双馈风电场等值建模方法与普通异步风电场相同。
1.3 换流站建模与控制
正常运行状态下, GSVSC采用dq解耦的动态电流控制, 外环为定直流电压/定无功功率控制模式, 以维持直流线路电压Udc的稳定;WFVSC采用定交流电压控制模式, 直接控制变流器电压的调制比和相角, 为风电场提供电压源接口[14]。
当交流电网发生短路故障时, 直流系统两端功率不平衡导致直流电压迅速上升, 必须通过快速控制降低直流过电压。在文献[6-9]的基础上且考虑实际工程情况, 故障穿越控制均由WFVSC完成, 而GSVSC控制策略不变。
重点考虑WFVSC的控制。本文假设在没有任何通信手段的情况下, 交流电网故障的检测只能通过高压直流联络线直流电压的测量来进行。本文设计了一种防止功率振荡的故障检测器, 如图4所示。WFVSC通过测量直流电压信号Udc并与阈值Uthr比较得到过电压参考信号BRK, 该信号直观反映了直流线路上电压越限的情况。为了防止BRK信号导致故障穿越控制器的多次启动, 增设单稳触发器, 仅采用BRK的第一个有效区间。图4中的Control信号可直接作为故障穿越控制器的触发信号。
故障穿越方法从原理上可分为升频法、降压法和换流器短时闭锁法3种。其中, 升频法和降压法均是通过WFVSC的控制降低风电场的电磁功率, 而换流器短时闭锁法则是强行阻止功率输入直流系统, 控制效果较差, 因此采用升频法或降压法作为风电场VSC-HVDC系统的典型故障穿越方法。
文献[6, 15]将控制方法简单化, 设计的两种WFVSC控制器如图5所示。
如图5 (a) 所示, 实现PWM必须获得M和δ。Vwf为风电场出口交流电压幅值, Vwf_ref为风电场出口交流电压幅值参考值, M可由二者得到;δ可由相应频率得到, 频率的计算方法如下。
当直流电压Udc≤Uthr时, WFVSC处于正常运行模式, f是风电场交流电网的基频数值 (50 Hz) , 可为风电场提供50 Hz的电压源接口;当直流电压Udc>Uthr时, WFVSC将交流风电场频率提高为:
其中, kf可设计为:
式中:Δfmax为最大频率变化量;Umax为未采取故障穿越控制时直流电压所能达到的最大值。
通过频率的提升可迅速降低风电场输出的电磁功率。
如图5 (b) 所示, 控制频率为50 Hz;M的计算方法如下。正常运行模式下M的计算方法与升频法的相同;在故障运行模式中, 降低WFVSC参考电压, 并通过PI控制器使得交流风电场电压无差跟踪参考电压:
其中, kv可设计为:
通过电压的降低同样可迅速降低风电场输出的电磁功率, 最严重情况下将风电场电压降至零。
同时, 由于WFVSC输出的电压存在谐波, 为给风电场提供较为理想的电压源接口, 需要根据谐波情况设计滤波器。
2 故障穿越控制对风电机组的影响
为验证模型的有效性与控制效果, 进而探讨风电场VSC-HVDC系统的故障穿越方法对风电机组的影响, 按照以上介绍的建模方法在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的两端VSC-HVDC系统。两个换流站额定容量均为200 MW, 交流侧额定电压为86.89kV, 采用两电平结构, 开关频率为3.2kHz。100台额定容量为1 MW的风电机组组成风电场, 风电机组出口电压为0.69kV, 经升压、汇流及整流接入额定电压为±80kV的直流输电系统, 再逆变及升压至110kV并汇入交流电网。在仿真进行5s时设置持续0.15s的瞬时性交流电网三相接地短路故障, 用以代表瞬时性短路故障的典型情况。
2.1 故障穿越控制效果
以普通异步风电场为例, 交流电网故障时的直流系统响应如图6所示。由图6 (a) 和 (b) 可知, 未采取故障穿越控制时GSVSC输出功率Pgs下降且故障后存在较大波动, 而WFVSC持续不变地向直流系统注入有功功率Pwf, 略去系统损耗的输入和输出功率差额使GSVSC输出电流达到极限, 失去电压控制能力, 导致直流电压Udc迅速上升至182.5kV, 达到额定电压的114.1%。由图6 (c) 和 (d) 可知, 采用升频法后, 直流电压上升并激活故障穿越控制器, 最终上升至167.5kV (104.7%额定电压) , 采用降压法后直流电压上升至169 kV (105.6%额定电压) , 控制效果大致相同。
由上述结果可知, 升频法和降压法均可抑制两端功率不平衡所导致的直流过电压, 并可通过调节故障穿越控制方法的控制参数使得直流电压的控制效果大致相同。故障结束后系统功率和直流电压均恢复正常运行水平, 从而验证了故障检测器防止功率振荡的效用。
2.2 故障穿越控制对普通异步风电机组的影响
两种故障穿越方法下普通异步风电机组的响应如图7所示, 下标F代表升频法下的响应, 下标U代表降压法下的响应。由图7 (a) 和 (b) 可知, 交流电网故障后采用降压法时转速Wpu-U (标幺值) 和有功功率Pwf-U恢复更快且波动幅度较小。由图7 (c) 和 (d) 可知, 采用降压法时风电场交流母线电压Vwf-U (标幺值) 跌落程度较深, 从直流系统吸收的无功功率Qwf-U较多;而采用升频法时, 虽然WFVSC的参考电压幅值不变, 但风电场汇流母线电压Vwf-F仍会受到一定影响, 电压幅值下降, 风电场仍需吸收一定无功功率Qwf-F。
由上述仿真结果可知, 升频法下风电场汇流母线电压波动较小, 但普通异步风电机组的有功出力对频率变化的敏感程度高于电压变化, 迅速下降的风电场电磁功率可能导致风电场脱网。
2.3 故障穿越控制对双馈风电机组的影响
两种故障穿越方法下双馈风电机组的响应如图8所示。由图8 (a) 和 (b) 可知, 交流电网故障后采用升频法时转速Wpu-F (标幺值) 和有功功率Pwf-U恢复更慢, 且波动幅度较小。同样, 由图8 (c) 和 (d) 可知, 采用升频法时, 风电场汇流母线电压Vwf-F (标幺值) 波动较小, 从电网吸收的无功功率Qwf-F较少, 与普通异步风电场特性相同。但图8 (e) 和 (f) 表明, 在降压法下双馈风电机组转子电流Ir-U水平较低, 且变流器直流电压Ecap-U较为稳定, 对变流器危害较小。
由上述仿真结果可知, 双馈风电机组的动态性能较普通异步风电机组有所不同。前者与后者相同点为在升频法下的动态电压特性较好。不同点在于双馈风电机组对于频率变化的敏感程度较普通异步风电机组降低, 这是转子的控制作用造成的。转子变流器虽然可以控制风电机组降低频率敏感度, 但其本身对于频率变化较为敏感, 在升频法下面临失效的危险, 对风电机组的正常运行造成威胁。
2.4 故障穿越方法对风电机组的影响
不同的故障穿越控制方法会对各类风电机组的动态性能产生不同的影响。值得说明的是, 下述总结的影响规律适用于普通异步风电机组和双馈风电机组, 对于永磁直驱式风电机组的适用性有待验证。
升频法利用频率的改变来改变风电场的电磁功率。一方面, 由于WFVSC所控制的电压、频率并不是完全解耦的, 另外考虑到风电场和WFVSC之间的相互作用, 使得在升频法下风电场汇流母线电压会产生波动, 但波动较小, 风电机组较易运行在低电压穿越 (LVRT) 所要求的安全电压范围之内。另一方面, 升频法虽然使得风电场具有较好的动态电压特性, 但若风电机组的电磁功率对交流电网的频率变化较为敏感, 则频率的变化会使得风电场电磁功率变化十分迅速, 甚至可能造成风电场脱网的危险, 例如普通异步风电机组。另外, 尽管风电机组的电磁功率对交流电网的频率变化不敏感, 但假如风电机组内部存在电力电子器件, 则应考虑电力电子器件能否承受较大的频率变化, 例如双馈风电机组。
降压法则是利用电压的改变来改变风电场的电磁功率。从风电场的角度考虑, 降压法对风电场的影响与传统交流并网的风电场发生交流线路短路故障的特性一致。不同点在于在降压法中, 由于电压跌落的幅值可以被WFVSC直接控制, 因此可以保证风电机组运行在LVRT所规定的标准电压曲线之上。当直流系统功率过剩较多时, 则需要较低的LVRT曲线, 即较强的LVRT能力, 才能保证故障穿越控制效果。
3 结语
本文介绍了为研究风电场VSC-HVDC系统的故障穿越问题而在PSCAD/EMTDC中建立的两端VSC-HVDC系统仿真模型, 通过仿真得知当升频法和降压法对于直流系统的故障穿越效果大致相同时有如下结论。
1) 对于普通异步风电机组, 若风电机组LVRT能力较强, 即能够应对风电场电压跌落幅值较大的情况, WFVSC应该采用降压法直接控制风电场电磁功率, 降低风电机组因对频率变化敏感度高而造成的脱网危险;若风电机组LVRT能力较弱, 为保证电压稳定性, WFVSC应采用升频法, 并应事先确定风电机组所能承受的最大频率变化量。
2) 对于双馈风电机组, 当风电机组LVRT能力较强时, WFVSC可以采用降压法, 减小采用升频法对双馈风电机组转子变流器的危害;当风电机组LVRT能力较弱时, 为保证电压稳定性, WFVSC可采用升频法, 同时加强对转子变流器的保护。
故障穿越能力 篇6
风电并网导则规定,风电机组必须具备一定的低电压穿越( low - voltage ride - through,LVRT) 能力,即当交流电网发生电压跌落故障时,风电机组要保证不脱网继续运行一段时间[1]。图1所示为中国的风电并网导则规定的风电机组低电压穿越标准。其中,图1( a) 为并网点电压跌落程度与持续时间的关系,从图中可以看出,在并网点电压跌落到20% 以上时,风电机组要求不脱网持续运行625 ms以上,然后电网电压在规定的2. 375 s时间内恢复正常,风电机组应该一直保持在并网发电状态。此外,现代电网要求风电机组需要在电网电压跌落情况下,快速向电网提供无功功率,以支持电网电压恢复。如图1( b) 所示为无功电流与电压跌落程度的关系,从图中可以看出,当电网电压跌落至额定电压的85% 以下时,风电机组根据电网电压的跌落程度按一定比例地向电网提供无功功率,当电网电压跌落至额定电压50%以下,风电机组额定电流的90% 用于提供无功电流,以支撑电网电压的恢复。
随着大规模远距离海上风电的快速发展,如何将海上电能输送到陆上交流电网成为一个亟待解决的问题。柔性直流输电( VSC-HVDC) 技术的出现,解决了海上风电长距离、低损耗电能传输的发展瓶颈。柔性直流输电技术可以实现风电场与交流电网的隔离,此外,还具有可灵活独立地控制有功功率和无功功率、可直接连接短路容量较小的弱电网甚至无源网络、能够起到STATCOM的作用、具有黑启动能力以及易于构成并联连接的多端直流输电系统等优点,因此非常适用于大规模远距离海上风电场的并网[2,3,4,5,6,7,8]。
柔性直流输电系统可看成是由全功率风电机组的背靠背变流器将直流侧延长后得到,因此,风电场经柔性直流输电系统并网的低电压穿越标准也可按照风电机组的低电压穿越标准[9,10]。基于柔性直流输电的风电场在电网电压跌落时的主要问题是两端换流站有功功率不平衡引起的直流侧过电压,如果不及时采取措施,将导致HVDC线路跳闸,严重时甚至造成直流侧电容或功率开关器件损坏。因此必须采取控制措施使柔性直流输电系统能够穿越受端交流电网的故障,也就是柔性直流输电系统的故障穿越问题( fault ride-through,FRT) 。文献[11]提出在柔直系统直流侧安装卸荷电路,将故障时直流系统功率差额以热量的形式消耗掉,但卸荷电路的成本、占地和散热问题较为突出。文献[12]提出通过风场侧换流器端口频率的控制使受端电网故障期间风电场输出功率降低。文献[13 - 14]提出通过降低风场侧换流器端口电压使受端电网故障期间风电场输出功率降低。但是上述方法都没有考虑实际风电机组的故障保护系统,过大范围的频率或电压变化可能对风电机组产生较大影响,甚至导致切机动作。文献[15]提出将升频法/降压法与模块化卸荷电路法相结合的故障穿越协调控制方法,该方法充分利用风电机组自身特性降低风场出力,同时配合模块化卸荷电阻获得更加理想的故障穿越效果,但是该方法没有考虑风电场并网导则对于无功的要求。
本文在考虑实际风电机组故障保护阈值的基础上,充分利用风电机组自身电压和频率的运行范围,将基于升频法/降压法的软件FRT方法与基于直流卸荷电路的硬件FRT方法相结合,同时按照并网导则规定的风电场无功输出要求,控制电网侧换流器工作在STACOM运行模式。通过这种协调控制策略,不仅可以实现有功功率的自动平衡,还能够满足并网导则对于无功功率的要求。
1 系统结构及控制
1. 1 系统结构
图2 所示为研究的三端直流系统结构示意图。系统包含两个送端换流站( Sending-end Converter,SEC) 和一个受端换流站( Receiving-end Converter,REC) 。其中,由鼠笼定速风电机组构成的风电场接入送端站1,由双馈变速风电机组构成的风电场接入送端站2。正常运行情况下,送端站负责控制风电场PCC( Point of Common Coupling) 点电压的幅值和频率,为风电场提供稳定的交流电源; 受端站负责控制直流母线电压稳定,同时能够向交流电网提供一定的无功功率。
1. 2 受端站控制
受端站的控制目标是维持直流电压稳定,并能够向电网提供一定的无功功率。受端站采用电网电压定向的矢量控制方法,有功和无功解耦控制。正常情况下,受端站的有功电流控制优先,而在电网故障情况下,受端站要由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先,以帮助电网电压快速恢复。由于受端站采用有功电流和无功电流解耦控制,只需要按照要求改变无功电流指令即可实现受端换流站的无功功率控制,如图3( a) 所示。
在故障穿越期间,受端站输出无功功率控制成为首要控制目标,按照图1( b) 所示的无功功率曲线要求,LVRT控制中无功电流指令的计算公式为:
式中enm、egd和ignm分别代表额定电网电压幅值、电网电压d轴分量和受端站额定电流幅值。
根据式( 1) 可得,LVRT控制中受端站能够输出的最大有功电流计算公式为:
在LVRT控制中,受端站发出的有功功率可能与风电场输入的有功功率不匹配,因此根据风电场输入功率来考虑受端站的有功电流指令比较合理。则对应的有功电流指令为:
式中Pwf代表风电场输出的有功功率。
实际上受端站有功电流的给定值应该取igd_max和igd_wf中的最小值,具体分为两种情况:
1) igd_max> igd_wf: 这种情况下受端站能够发出的有功功率大于风电场输入的有功功率,对应于风电场捕获风能较小的情况,受端站尚有能力控制直流母线电压,此时电网低电压故障对于柔直系统没有任何影响,受端站和送端站的控制策略也可以不发生任何改变;
2) igd_max< igd_wf: 这种情况下受端站能够发出的有功功率小于风电场输入的有功功率,对应于风电场捕获风能较大的情况,表明受端站已经不能控制直流母线电压的稳定,电网低电压故障将严重影响柔直系统的运行,此时需要增加其他额外措施来保证直流母线电压的稳定。
综上所述,可得受端站有功电流指令的计算公式为:
受端站依旧采用电网电压定向控制,但是只有电流内环,受端站优先保证容性无功功率控制以支撑电网电压恢复,有功电流的指令按照公式( 4) 给出,因此可得受端站的电流指令产生框图如图3( b) 所示。
1. 3 送端站控制
送端站的控制目标是维持风电场PCC点电压的稳定,为风电场提供理想的交流电源。此外,在交流电网故障情况下,通过送端站的电压和频率控制迅速降低风电场输出的有功功率。图4所示为送端站控制策略,由于采用直接电流控制,因此该系统具有限流和动态响应速度快等优点。
2 提出的故障穿越协调控制策略
在实际工程应用中,由于风电机组和柔直换流站都具有故障保护系统,一旦发生故障,达到故障保护阈值并持续一定时间,就会触发相应的故障保护动作,导致风电机组停机脱网或柔直换流站停运。因此,降压法和升频法的应用必须配合故障保护系统,降压和升频的范围必须在故障保护系统允许的范围以内。而往往故障保护阈值范围都很小,也就是说,降压或升频的范围很小,这样一来,如果只是采用降压法或升频法,可能无法实现系统的故障穿越。这时,必须考虑采用几种故障穿越控制策略相配合的方法,软件和硬件相结合,从而实现经济、可靠、有效的系统故障穿越控制方案。
基于VSC-HVDC连接的风电场,主要就是通过协调控制换流站和风电场之间的有功功率实现故障穿越,来解决直流电压升高的问题。如果采用通讯来协调控制,需要在风电场侧换流站与每台风电机组之间安装通讯设备,不仅要确保通讯设备的快速和安全可靠,还要考虑到通讯延迟会造成直流电压大幅上升,这些问题都不利于在工程实际中的应用。
鉴于升频法对定速风电机组效果明显而对双馈风电机组效果不明显,而降压法对定速风电机组和双馈风电机组都有明显效果,针对由定速风电机组和双馈风电机组组成的多类型风电场群,本文提出一种基于升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略,同时受端站按照并网导则对于无功的要求,根据电网电压跌落程度按一定比例向电网发出无功功率,以帮助电网电压快速恢复。
图5 所示为不同故障穿越控制策略下的直流电压示意图。从图中可以看出,当交流电网发生故障时,采取不同的故障穿越控制策略会产生以下几种不同的控制效果。
2. 1 无任何故障穿越策略
曲线A - B - D表示不采取任何故障穿越措施时的柔直系统直流电压响应曲线。故障发生前,柔直系统运行在额定工况下,t0时刻交流电网发生电压跌落故障,由于有功功率的不平衡,导致柔直系统直流侧电压迅速升高,直至大于柔直系统直流过压保护阈值Udc_ov_thr( 本文取1. 1 p. u. ) ,柔直系统因故障保护动作而闭锁停运。图5 中D点对应的时刻为柔直换流站闭锁时刻。
2. 2 升频法/ 降压法
曲线A - C - E表示只采用升频法/降压法时的直流电压响应曲线。当直流电压高于Udcmax1( 本文取1. 05 p. u. ) 时,如果送端站采用升频法/降压法来降低风电场注入到柔直系统中的有功功率,直流电压将按照A - C曲线上升。由于升频/降压的范围非常有限,降低的功率不足以使有功功率达到平衡,直流电压将沿着C - E曲线继续上升,直至超过柔直系统直流过压保护阈值Udc_ov_thr,柔直系统因故障保护动作而停运。图5 中E点对应的时刻为柔直换流站闭锁时刻。
2. 3 直流卸荷电路
曲线A - B - F表示只采用直流卸荷电路时的直流电压响应曲线。当直流电压大于Udcmax2( 本文取1. 08 p. u. ) 时,投入直流卸荷电路,将多余的能量耗散掉,此时直流电压将按照A - B - F曲线变化,直至t1时刻故障清除,柔直系统成功实现故障穿越,t2时刻系统恢复正常运行。
2. 4 升频法/ 降压法和直流卸荷电路相结合
曲线A-C-F表示同时采用升频法/降压法和直流卸荷电路时的直流电压响应曲线。当直流电压高于Udcmax1时,首先升频法/降压法使能,尽量快速降低故障期间风场功率输出,此时直流电压将沿着A-C曲线上升;当直流电压大于Udcmax2时,投入直流卸荷电路,将多余的能量耗散掉,直流电压被限制在Udcmax2以内,直至t1时刻故障清除,柔直系统成功实现故障穿越,t2时刻系统恢复正常运行。
3 仿真结果与分析
为了验证所提出的故障穿越协调控制策略的控制效果,基于MATLAB / Simulink搭建了风电场接入三端柔性直流输电系统模型,系统结构如图2 所示。为提高仿真效率,根据实际风电场情况,将定速风电场等值成四台风机,额定容量为81. 75 MW,将双馈风电场等值成一台风机,额定容量为45. 05 MW。送端站1、送端站2 和受端站的额定容量分别为100 MW、50 MW和200 MW,柔直系统额定直流电压为 ± 160 k V。15 s时刻交流电网发生三相接地故障,接地点如图2 所示,电压跌落到额定电压的20% ,持续时间为625 ms。故障期间,送端站1 同时使能升频法和降压法,而送端站2 仅使能降压法。故障发生前,系统运行在额定条件下,相应的风电机组故障保护阈值如表1 所示。
图6所示为不同FRT控制策略下的柔直系统直流电压仿真波形。从图中可以看出,如果不采取任何故障穿越措施,柔直系统最终将触发直流过压保护动作而闭锁停运。如果只采用升频法/降压法,考虑风电机组故障保护阈值,升频/降压的范围非常有限,降低的功率不足以实现有功功率的平衡,只能使直流电压上升的稍慢一点,但最后也将触发直流过压保护动作而闭锁停运。只有采用直流卸荷电路时,整个系统才能成功实现故障穿越。当交流电网发生电压跌落故障时,需要柔直受端站向电网提供一定的无功功率,以帮助电网故障清除后尽快恢复,但这意味着柔直受端站将切换到无功电流控制优先模式,有功功率输出能力受到限制,将造成更多的能量聚集在直流电容上,这将加大DC chopper的动作次数,如图6所示。
图7 ~ 9 所示为采用本文提出的FRT协调控制策略下的三端柔直系统仿真波形。图7 所示为交流电网发生三相接地故障下的送端站1 的仿真波形,图中从上到下依次为风电场PCC点的交流电压、交流电流、有功和无功功率以及频率波形。从图中可以看出,故障期间,由于送端站1 同时采用降压法和升频法,风电场PCC点电压的幅值被控制到额定电压的85% 左右( 如图7( a) 所示) ,同时交流电压的频率被控制到51 Hz( 如图7( d) 所示) 。需要注意的是,在频率上升过程中,送端站1 所接的风电场输出的有功功率几乎降至零,但是当频率达到限幅后,风电场输出的有功功率又重新恢复到故障前的水平( 如图7( c) 所示) ,这是因为频率稳定后,风电机组又重新进入另一个新的稳态运行。
图8 所示为交流电网发生三相接地故障下的送端站2 的仿真波形,图中从上到下依次为风电场PCC点的交流电压、交流电流、有功和无功功率以及频率波形。从图中可以看出,由于送端站2 只采用降压法,风电场PCC点电压幅值被控制到额定电压的82% 左右( 如图8( a) 所示) ,而交流母线频率基本保持不变(如图8(d)所示)。值得注意的是,风电场PCC点电压降低后,由于双馈风机变流器具有一定的电流裕度,因此风电场输出的电流会相应增加(如图8(b)所示),这样一来,送端站2所接的风电场输出的有功功率降低得非常有限(如图8(c)所示)。
图9所示为交流电网发生三相接地故障下的受端站的仿真波形,图中从上到下依次为交流电网电压、交流电网电流、有功和无功功率以及直流电压波形。故障穿越期间,受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先,根据电网电压跌落深度,按一定比例向电网提供无功功率,如图9(c)所示。此时,受端站的有功输出能力进一步降低,更多的能量积聚在直流电容上,导致直流电压迅速升高,当直流电压超过105%时,送端站的升频法/降压法使能,但是由于升频/降压的范围非常有限,直流电压继续升高到108% ,此刻直流卸荷电路投入运行,直流电压被限制在108% 以内,如图9( d) 所示。当电网故障清除后,系统经过短暂的调节过程又重新恢复到故障前的状态。
4 结束语
经柔性直流输电并网的风电场在电网电压发生跌落时的主要问题是直流网有功功率不平衡引起的直流侧过电压。由于实际风电机组的电压和频率变化范围非常有限,仅采用升频法/降压法远不足以实现有功功率的平衡。考虑到实际风电机组的故障保护阈值,本文提出了将升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略,同时故障期间受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先,根据电网电压跌落深度,按一定比例向电网提供无功功率,以帮助电网电压故障后迅速恢复。本文提出的故障穿越协调控制策略不仅能够保证系统安全稳定运行,还能满足并网导则对于无功的要求。此外,由于充分利用了基于升频法/降压法的软件故障穿越控制方法,进一步降低了卸荷电阻的选型压力,减小了直流卸荷电路的体积和成本。基于MATLAB/Simulik搭建了风电场经三端柔性直流输电并网系统模型,仿真结果验证了所提出的故障穿越协调控制策略的有效性,为实际工程提供重要参考。
摘要：研究了用于风电场并网的柔性多端直流输电系统(VSC-MTDC)交流故障穿越协调控制策略。考虑到实际风电机组的故障保护阈值,提出将升频法/降压法和直流卸荷电路相结合的故障穿越协调控制策略,同时故障期间受端站控制方式由有功电流控制优先切换到无功电流控制优先,根据电网电压跌落深度,按一定比例向电网提供无功功率,以帮助电网电压故障后迅速恢复。基于MATLAB/Simulink搭建了风电场经三端柔性直流输电并网系统模型,验证了所提控制策略的有效性。
故障穿越能力 篇7
目前大型变速恒频风力发电系统中双馈电机占了很大比重,随着双馈感应风力发电机组单机容量和装机容量的不断增大,发电机与电网的相互影响变得越来越重要[1]。然而风电场大都处于偏远地区,与电力主干网连接较弱,电网电压容易发生波动、不平衡。当电网处于这种不平衡状态时,为实现自我保护,风电机组常采取立即切断与电网的连接的方式。随着风电总装机容量在电网中所占比重的上升,电力系统对风电机组的运行要求也越来越严格。电网运行规程要求风电机组在电网故障时不得与系统解列,须承受暂态最大5%、稳态最大2%的电网不对称电压[2,3]。
通常变换器的控制方法都是假设三相电网平衡,但是当实际电网不平衡时,按电网电压对称来控制的设计的变换器的直流电压会产生偶数次谐波,交流电流会产生奇数次谐波,这会影响系统的控制性能。风电系统容量较大会对与风电场相连的电力系统的稳定性产生非常大的影响。因此,风电机组的不对称故障穿越成为风电行业中一项非常重要的研究课题[4]。文献[5]通过引入二倍电网频率陷波器和改进定开关频率直接功率控制(CSF-DPC)参数不匹配带来的误差,使CSF-DPC可适用于不对称性故障穿越运行控制;文献[6]给出了负序控制系统4类不同控制目标时转子负序电流指令值,得到适应于电网电压不平衡的DFIG在正、负序坐标下的励磁矢量控制策略,但没有给出每一种控制目标的具体控制方法;文献[7]提出了基于αβ—PCC策略在两相静止坐标系下消除直流侧纹波的控制方案,并采用基于预测电流的跟踪控制,实现了电流的无差跟踪,但是仅有网侧变换器的控制方法;文献[8]给出了转子侧和网侧的协调控制策略,但是没有任何正、负序检测分离装置,控制精度受到很大影响。
针对以上问题,本文在分析电网电压不平衡对DFIG的影响的基础上,针对电网电压不对称时负序电流对定子侧有功功率、无功功率、电磁转矩的影响,提出电流正序分量跟踪控制策略,并在转子侧和网侧变换器的控制中对电网电压的正、负序分量分别处理,以提高DFIG的不对称故障穿越能力。应用PSCAD/EMTDC建立DFIG仿真模型,在电网不对称故障情况下对DFIG的性能进行仿真研究,验证所提策略的正确性和有效性。
1 不对称电压产生的影响及原因
造成电网不对称主要有以下几个方面的原因[8]:
(1)三相电网配电时,三相负载不平衡;
(2)大容量单相负载的使用;
(3)不对称故障造成系统三相不对称;
(4)非全换位输电线或紧凑型输电线造成系统不对称;
(5)非全相运行造成系统三相不对称。
故障引起的电网电压跌落有对称的,更多的却是不对称的,即使是对称故障,大多也是由不对称故障发展而来。因此由不对称故障引起的电网电压不对称成为研究的热点。
图1中Zf表示故障点到母线1的阻抗,Zs表示系统阻抗。故障发生时,母线1上的电压为:
式中,Uf表示故障时母线1上的残余电压。一般情况下Zf远小于负荷阻抗,因此短路故障都伴随着电压跌落。
当电网电压不对称时,电网电压的负序分量加在并网运行的DFIG定子侧,会产生负序励磁电流,导致定、转子电流的不对称。负序的定、转子电流在正序d、q轴产生两倍频的谐波。同时,由于定、转子电流负序分量的存在,DFIG的有功功率、无功功率、电磁转矩以及转速不再是常数,存在两倍于基频的周期性脉动。不对称电流、功率、转矩的脉动将导致如下后果[9]:(1)负序的定、转子电流将加重定、转子绕组的发热,同时使定、转子三相绕组发热不对称,而定、转子电流不对称度严重时还会引起过流;(2)脉动的有功功率和无功功率会使系统的稳定性受到很大的影响;(3)电磁转矩的周期性脉动严重时会损坏风电系统的机械部件(如转轴、齿轮箱、叶片等)。
当电网电压不对称时,变换器性能也发生变化。变换器的交流侧存在负序电流,使得三相电流不平衡;直流侧电压存在偶数次纹波,通过PWM调制导致交流侧电流有奇数次谐波。
当发生程度严重的电网电压不对称故障时,为了风电系统的安全性,需要从电网中切除风电系统。当并网运行的风电系统容量较大时,风电系统从电网切除将对整个系统的运行稳定性产生非常大的影响。
2 DFIG在正、负序下的数学模型[5,6]
图2示出双馈感应发电机定子A B C坐标系、转子abc坐标系、正序和负序dq坐标系的关系。abc坐标系以ωr电角速度逆时针旋转,正序dq坐标系以1ω转速逆时针旋转,负序dq坐标系以1ω转速顺时针旋转。
运用坐标变换对三相定、转子坐标系下DFIG的电压方程和磁链方程进行变换,得到DFIG在正、负序坐标系下的正、负序电压方程和磁链方程。
正序电压方程为:
正序磁链方程为:
其中:u、ψ、i分别表示电压、磁链、电流;下标d、q表示在d、q轴上的分量;下标s、r表示定、转子侧的分量;上标P、N分别表示正、负序分量;sR、rR表示等效之后的定、转子电阻;sL、rL为定、转子自感;0L为定、转子之间等效的互感;ω2为转差角速度,ω2=ω1-ωr;p为微分算子。
负序电压方程为:
负序磁链方程为:
3 电网电压不平衡时DFIG的功率分析
基于定子正、负序磁链定向情况下,假设:
(1)将ΨsP定义在dP轴上,并忽略其暂态过程,将ΨsN定义在dN轴上,并忽略其暂态过程;
(2)忽略定子电阻sR,则有:
转子正序电压与正序电流之间的关系为:
其中,σ=1-L02 Ls Lr,为漏抗因子。
转子负序电压与负序电流之间的关系为:
定子输出有功功率sP和无功功率sQ为:
由式(14)和式(15)可以看出,定子侧输出的有功功率sP和无功功率sQ存在两倍频的脉动。
电磁转矩eT为:
由式(16)可以看出,电磁转矩eT同样含有两倍频脉动。
4 电网电压不对称时DFIG的控制策略
4.1 机侧变换器控制
由电网电压不对称时DFIG的功率分析可以看出,定子侧有功功率、无功功率以及发电机电磁转矩的两倍频脉动都是由电网电压不对称引起的,通过控制转子电流负序分量可以抑制这些脉动物理量。因此,在DFIG正序数学模型中,不将脉动量作为控制目标,可得如图3的DFIG正序数学模型[10]。
图中,ku=UsN UsP,kid=UNdr UPdr,kiq=UNqrUqPr。
图4是电网电压不对称时,在正、负序坐标系下的基于定子正、负序磁链定向的DFIG转子侧励磁矢量控制策略图。ISCM(Instantaneous Symmetrical Components Method)是瞬时对称分量法[11],采用瞬时对称分量法分别得到转子电压和电流,电网电压的正序、负序分量,通过锁相环PLL对电网电压进行锁相,得到电网电压正、负序分量的相位。再通过坐标变换矩阵将电网电压和转子电流分别变换到正序坐标系和负序坐标系中,正序分量iqPr、idPr作为正序控制系统的反馈量输入。正序控制系统输出的转子正序控制电流iqPr和idPr变换到静止的转子两相坐标系中得到iαPr和iβPr;负序控制系统输出的转子负序控制电流iqNr和idNr变换到静止的转子两相坐标系中得到iαNr和iNβr。将正序控制电流iPαr和iPβr以及负序控制电流iαNr和iNβr进行叠加,得到两相坐标系中的转子控制电流,再经过两相静止坐标到三相静止坐标变换作为控制电流iar、ibr和icr。在功率变换器控制系统中,滞环比较方式[12]同时兼有两种职能,一是作为闭环电流调节器,二是起着PWM调制器的作用。因此本文转子侧变换器采用电流滞环比较方式,以转子电流的正序分量iaPr、ibPr和icPr作为三相电流指令信号,与控制电流iar、ibr和icr比较,驱动转子变换器。
4.2 网侧整流器控制
网侧逆变器把机侧整流器输出直流电逆变成符合并网条件的交流电,并维持变流器直流电压的稳定。当电网不对称故障时,控制逆变器使输出电流保持三相对称。
图5是网侧逆变器控制框图。图5中,采用瞬时对称分量法ISCM得到电网电压的正序、负序分量,并在电流内环中分别处理。负序参考电压矢量为电网负序电压,正、负序参考电压在αβ两相静止坐标系中叠加,其合成电压作为空间电压矢量PWM的参考矢量。这样,逆变器交流侧电压负序分量等于电网负序电压,注入电网的电流中不含负序分量,保持三相对称。
5 仿真分析
本文在PSCAD/EMTDC中建立了一台DFIG风力发电机系统仿真模型,对电网不对称短路故障时发电机系统进行了仿真。参数设置如下:
双馈发电机(DFIG)参数:额定功率为500k VA,定子额定电压为13.8 k V,额定频率为50 Hz,额定转速为380 rad/s,定子电阻为0.005 4 p.u,定子漏感为0.102 p.u,转子电阻为0.006 07 p.u,转子漏感为0.11 p.u。
风速为额定风速、风力发电机组以单位功率因数运行时,电网高压侧发生两相短路故障时,分别对常规控制策略下和本文提出的不对称控制策略下进行仿真比较。故障发生在3 s,故障持续的时间均为0.25 s。
图6是常规对称控制策略下DFIG的仿真结果。系统发生断路故障使得电压跌落,电压跌落时电磁转矩也减小,因为电压减小,磁链减小,因而电磁转矩减小,而风力机在额定风速下输入的机械转矩不变,所以发电机的转速会增大,因为发电机定转子的耦合作用,转子电流也变大。由于系统采用的是无功功率控制,所以定子侧的无功功率基本保持不变,而有功功率则降低,故障后定子磁链减小,造成定子无功功率偏离原来的运行点。直流电压是升高的,但是由于直流母线之间装设了电容,而电容是个惯性环节,使得直流侧响应非常慢,所以直流母线电压的变化也就非常小。可以看出在电网电压出现不对称跌落时,直流电压、定子侧有功功率、定子侧无功功率和发电机电磁转矩呈现出二倍频的纹波,这是由于电网电压包含负序分量所致,与前面的分析结果一致。
图7是本文提出的不对称控制策略下DFIG的仿真结果。可以看出在同样的故障下,相比于图6,系统直流电压、定子侧有功功率、定子侧无功功率和发电机电磁转矩均没有出现二倍频的纹波。证明了该控制方法的正确性和快速性。
6 结论
通过对所提出的控制方法理论分析、仿真研究可知:
(1)在电网不对称故障时,这种控制策略可以有效、快速地消除负序电流产生的定子侧有功功率、无功功率、电磁转矩和直流侧电压的二倍频谐波,实现不对称故障穿越。
(2)转子侧变流器电流跟踪控制与传统采用电压补偿法的转子电流闭环控制相比,本文采用的滞环控制的电流指令无需再进行电压补偿环,省略了转子电流指令再解耦和电压补偿的环节,使得控制环大为简化,而且电流跟踪误差范围固定易于控制。
(3)网侧逆变器控制内环采用电流前馈控制,并控制负序电流为零,外环采用电压环以稳定直流电压。电网电压实时信号的直接引入使得对电网故障的动态反应更快,控制及时,控制方法简单易行。
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