低电压穿越方案设计（共9篇）
低电压穿越方案设计 篇1
0 引言
600 MW及以上并网火力发电机组是我国电网中的发电主力军,大容量火力发电机组一般采用直吹式制粉系统,给煤机和给粉机均配备低压变频器,使给煤量随机组工况变化做到线性连续调整,从而达到节能降耗目的。
近年来,华北、东北电网均出现过因电力系统瞬时故障引起大型火电机组厂用电短时电压降低,导致辅机变频器闭锁退出运行,炉膛灭火保护(MFT)动作,机组跳闸的事故,对于电网安全稳定运行造成了严重威胁。
经过分析,事故原因主要是火电机组辅机变频器不具备低电压穿越能力。为保证电网安全稳定运行,电网企业提出了必须对并网大型火电机组辅机变频器进行低电压穿越改造的要求,不完成改造不能并网运行。因此,在火电机组设计中,对低电压穿越设备的设计已经变得越来越重要,对保障电网及火电机组稳定运行具有重要意义。
1 低电压穿越装置要求
1.1 事故情况分析
电网系统发生故障时,给煤机控制器电压从380 V降低到310 V,发出给煤机停止信号;降至210 V时,变频器发生低电压跳闸。当全部给煤机停止运行后,触发锅炉保护的“全炉膛燃料丧失”,引起机组跳闸。对给煤机稳定运行有影响的是两方面:(1)给煤机控制器交流工作电源降低;(2)电网电压降低时给煤机变频器直流动力电源跳闸。
1.2 电网公司对低电压穿越装置的要求
某电网公司对火力发电厂辅机变频器低电压穿越能力的要求如下:(1)当外部故障或扰动引起变频器进线电压跌落至额定电压85%时,变频器应能持续正常运行;电压跌落至额定电压20%时,应能连续运行1 s。(2)择优选择解决方案,力求方案简化。加装的设备在工作时不应产生较大的电流,对厂用电系统造成较大冲击;不能因加装的设备发生故障导致辅机变频器停机。(3)加装的设备安全可靠,不应给电网或原有设备带来新的安全隐患。
2 低电压穿越方案
2.1 变频器直流母线加装蓄电池
从安全稳定运行的角度考虑,不建议采取这种方案。变频器正常运行时直流母线电压在500 V左右,需要每台机组至少安装一组蓄电池组并接至给煤机变频器直流母线。为了保证蓄电池的正常充电,需单独配备蓄电池组充电屏。
该方案技术理论简单、成熟,但安装蓄电池组和充电屏占地面积较大,需要新建配电室,现场实施难度较大。另外,变频器欠压保护监测的是直流母线电压,每台机组都需配置一组蓄电池,否则变频器直流备用电源发生故障,存在事故扩大的隐患,实施费用也较高。
2.2 变频器加装低电压穿越装置
给变频器加装低电压穿越装置,由低电压穿越装置提供辅机变频器控制器工作电源和辅机变频器工作电源。
该方案现场改造施工方便,装置串接在交流380 V电源与变频器直流母线之间,无需对变频器的配置、设置做改动,实施难度较小,设备造价较低。
3 低电压穿越装置原理简介
目前,国内电力市场上,北京四方、南瑞北京监控、南京国臣等厂家的低电压穿越装置应用较多,设备理论基本一致,均是采用直流升压技术。
装置主要由不控整流桥、电源变换器等部分构成,图1所示为系统主回路结构示意图。交流输入电源经过不控整流桥整流为直流电形式,再经电源变换器输出直流接至变频器直流母线端子。
电源电压正常时,通过交流输入电源直接送入变频器,低电压穿越装置处于热备用状态。电源电压异常降低时,低电压穿越装置监测到交流输入电压降低,通过电源变换器来实现电源电压降低时的升压功能,确保变频器直流母线上加载的电压可满足正常运行。
4 设计方案
4.1 设计规范
(1)分布式供电,模块化设计,方便安装调试;(2)完全后备式运行方式,加装该系统不影响原有变频器系统的正常运行;(3)在发生低电压穿越情况时,可由该系统保持锅炉辅机变频器在电网电压跌落20%的情况下连续正常运转(设计规范要求高于前述某电网公司要求);(4)系统最长工作时间可以根据现场情况选择相应配置;(5)在发生低电压穿越情况时,该系统由后备方式切换到在线工作方式的切换时间<200μs,保证锅炉辅机变频器连续运转;(6)可以扩展与炉膛安全监控系统(FSSS)联锁控制,提高供电方式安全性及锅炉运行安全性;(7)屏柜应有足够的结构强度、防护等级和防电磁干扰的能力,满足IEC规定的标准,屏柜的防护等级不低于IP54。
4.2 设计方案
低电压穿越装置串接在交流电源和变频器之间,变频器控制电源和工作电源由低电压穿越装置引接。
设备尺寸和变频器柜尺寸接近,根据现场情况,一般和变频器设备统一布置,方便维护检修。
4.3 现场应用
从项目现场变频器低电压穿越装置的满载实验可以看出,穿越装置在监测到电网电压跌落和直流母线电压下降到启动阈值时,可以很好地完成调压控制功能,输出稳定的直流电压,进而保证变频器具有稳定的直流电压源。在电网电压出现跌落时可以维持变频器的正常工作,电网电压恢复正常之后,穿越装置自动退出,处于热备用状态。
5 结语
设计方案已在多个项目现场实施,通过现场试验发现,低电压穿越装置单独提供一路UPS电源供变频器控制器工作,同时提供一路直流电源给变频器直流电源,可以充分保证在电网发生低电压故障时,辅机变频器可持续稳定运行,炉膛火焰燃烧不会出现大幅波动,最大限度地保证了机组运行的安全可靠。
设计方案中的技术性能一般需要满足工程项目所在地电网企业的要求,本文中提出的要去为某工程所在省电网公司的要求,在具体工程设计中,需和当地电网公司协商确认低电压穿越能力的要求。
参考文献
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[2]DL/T 5153—2014火力发电厂厂用电设计技术规程[S].
低电压穿越方案设计 篇2
为深入贯彻落实公司六届一次职代会暨2011年工作会议精神，根据《省电力公2011年专项行动工作方案》要求，结合我省实际，特制定农村低电压专项治理行动工作方案。
一、编制依据
1．国家电网公司《关于综合治理农村“低电压”问题的工作意见》（国家电网农〔2010〕543号）
2．国家电网公司《关于印发<孙吉昌主任和李强副主任在国家电网公司农村“低电压”综合治理现场推进会上的讲话（摘要）>的通知》（农安〔2010〕60号）
3．国家电网公司《关于印发<农村“低电压”治理典型方法>的通知》（农安〔2010〕64号）
4．2011年1月19日公司党政联席会议要求 5．省农村低电压治理三年工作方案
二、工作目标
1．2012年8月前，解决全省全部27528个低电压台区的低电压问题。本内，解决全省农村15600个台区的低电压问题，使用户最低电压均能达到198伏以上；滚动修订2012年工作目标。
2．2011年底前，完成**电网**110千伏供电区无功优化项目建设。着手开展**电网无功优化项目评估工作。
三、建立组织
（一）建立农村低电压治理领导小组 组 长： 副组长： 成 员：
（二）主要职责
1．负责宣传落实国家电网公司下达的农村“低电压”综合治理工作有关政策和要求。
2．负责组织协调全省农电系统开展农村“低电压”综合治理工作。3．审批全省农村“低电压”综合治理实施方案。协调有关方面，落实工程资金投入。
4．总结树立农村“低电压”综合治理先进典型，并及时在全省范围内交流经验。
（三）建立农村低电压治理工作小组
成立工作小组，具体落实“低电压”综合治理领导小组安排的各项工作。组 长： 副组长：
成 员：
四、实施步骤
第一阶段：组织发动（1—2月）
1．组织学习上级和公司党政联席会议对低电压治理工作的各项要求和治理措施，编制行动计划。
2．成立省、市、县低电压治理组织机构。第二阶段：全面实施（3—10月）
1．农电部、发展部、财务部负责对各单位低电压治理项目方案进行审查、审批。其中3月底前完成利用2011年升级改造资金项目储备，4月底前，完成利用2010年结余资金项目审批
2．物资部、农电部、监察部在有关项目批复后，一个月内，完成低电压治理项目物资招标工作。
3．农电部对各市进行督导，采取管理措施，在9月底前，解决12900个台区低电压治理问题。
4．农电部、发展部、物资部、审计部、监察部负责在9月底前完成新建、改造配变台区2700个，并准备相关农网升级改造工程的审计、验收工作。
5．农电部、发展部、物资部、审计部、监察部、周口公司在9月底前，完成**供电区无功优化项目建设、验收工作，并完成对**电网无功优化项目实施评估。
第三阶段：总结提升（11—12月）
1．农电部组织各市公司，查漏补缺，针对专项行动实施过程中出现的问题与困难，集中力量破解难题。
2．农电部、发展部、物资部、审计部、监察部联合对公司专项行动完成情况进行统一考评，提出相关的奖惩意见，提交专项行动领导小组。3．农电部全面总结本专项工作经验，结合公司发展实际，联系相关部门，提前筹划2012年专项行动。
五、保障措施
（一）成立市、县公司低电压综合治理领导小组，认真组织开展相关工作，确保各阶段资金、物资、人员到位，督促县公司按时完成各项工作。
（二）严格按照农网工程管理程序，严把工程质量关、进度关和验收关，建精品工程、优良工程。
（三）加强对各县公司工程进度和资金完成的统计与监督，及时掌握进展情况，确保2011低电压治理工作计划的完成。
（四）为保障本专项行动的进度和质量，由农电部牵头、发展策划部、财务资产部、物资部、审计部、监察部在专项行动领导小组统一指挥下开展工作，具体分工如下：
1．农电部负责编制农村低电压治理行动方案；督促市、县公司编制低电压治理实施方案；配合发展部进行低电压治理工程项目的立项、审批；协助物资部、物资公司开展有关物资招标；负责对各地低电压治理项目的实施进行督导；组织发展、财务、审计、物资、监察等部门对低电压治理工程项目的验收和评估。督导各地采取各种管理措施解决低电压问题；联系协作部门对全年低电压治理工作进行总结，确定奖惩方案；实施节点控制，每月向领导小组汇报低电压治理专项行动进展情况。
2．发展策划部负责，农电工作部、财务资产部配合，开展低电压治理工程项目资金计划编制、立项和审批。其中，利用2011年计划资金的低电压治理项目要在3月以前完成项目储备，利用2010年结余资金实施的低电压治理项目，要在4月底前完成审批；参与低电压治理工程项目的验收；参与确定奖惩方案。
3．财务资产部负责项目资金在项目审批后迅速到位；配合发展策划部开展低电压治理工程项目资金计划编制、立项和审批；参与低电压治理工程项目的验收；参与确定奖惩方案。
4．物资部负责，农电工作部、监察部配合，开展低电压治理项目所需物资的招标工作；参与低电压治理工程项目的验收；参与确定奖惩方案。
低电压穿越方案设计 篇3
现阶段，我国对低电压穿越控制策略的研究，注重集中在风电领域，光电领域还比较少。正是因为如此本文以光伏并网发现系统为研究对象，对低电压穿越控制策略进行了探讨分析。笔者认为可以采取电压定向矢量控制的方法，来提高低电压穿越控制能力，以此达到有功与无功解耦。本文首先对光伏并网发电系统及其低电压穿越要求进行了分析，其次对光伏并网发电系统的低电压穿越控制策略进行了探讨，仅供参考借鉴。
一、光伏并网发电系统及其低电压穿越要求
光伏发电系统主要应用的物质是光伏电池，该设施最重要的价值就是将太阳能转换成电能，最终完成发电任务。光伏并网主要是指两大系统连接，分别为光伏系统、电力网系统。两大系统连接之后，不必再借助蓄电池，初期成本比较低，而且更容易维护，后期检修成本也比较低，可以说是现阶段最为经济实用的发电系统。光伏并网发电系统形式依据场合差异而不同，现阶段应用最为广泛的应该是逆潮与无逆潮并网系统、地域并网系统等。早期应用的是光伏发电系统，存在着比较多的缺陷，比如逆充电现象、电网电压波动过于明显等现象，因此在应用的过程中比较麻烦。正是基于此，光伏并网发电系统优势更加突出。但是光伏并网发电系统在应用的过程中，则需要满足非常重要的条件，即低电压穿越要得到控制。这主要是因为发电系统运行过程中，会出现并网点电压跌落情况，此时要求光伏设备依然能够实现并网，如果条件允许，还能够为电网提供无功功率，确保电网在短时间内就可以恢复。
现阶段我国针对光伏并网发电系统的低压电压穿越能力要求已经出台了相应的技术规范，该技术规范中对光伏电站的低电压穿越能力标准要求进行了明确的规定，具体标准如图1所示。
依据图1中显示可知，如果光伏并网电点电压正好处于在轮廓线或者高于轮廓线，同时处于区域之间，此时光伏电站并网运行必须要保证畅通，但是如果并网点电压处于在轮廓线之下，则可以出现线路送电暂停的情况。世界上很多国家都依据自己国情制定了光伏并网低电压穿越要求，其中比较典型的就是德国制定的E.ON标准。该标准对低电压穿越控制要求更加的详细，其中最为重要的是该标准对低压穿越过程中，无功电流比重与电压跌落深度之间的呈现的关系进行了规定。电压跌落过程中，光伏并网发电站一定要为系统提供无功电流，如果子电压跌落深度超过了50%，但是没有超过90%，则无功电流应该满足线性输出条件，而如果电压跌落深度未能超過50%，此时无功电流必须达到100%。
二、光伏并网发电系统的低电压穿越控制策略
光伏并网系统电压跌落过程中，逆变器既要始终处于并网运行状态，同时还需要对有功与无功功率进行有效的协调，以便此时能够提供无功功率，保证光伏并网发电系统能够有足够的电压恢复正常运行，达到低电压穿越要求。
如果光伏并网发电系统电压处于正常状态，逆变器要遵循有功优先的原则，对最大功率进行始终都进行跟踪控制，换言之，就是最大程度的达到有功电流要求，而有功电流值则需要根据电压外环来取得，同时利用最大功率跟踪算法获得相应的信息数据。该信息数据可以作为参考值，其与直流侧电压会出现一定的误差，但是利用PI进行调节之后，误差信号会及时的得以纠正。如果电网电压处于跌落期间，因为逆变器具有限流功能，不能继续遵循有功优先控制原则，否则逆变器状态会发生变化，呈现出功率现幅状态，不能对光伏并网发电系统提供有效的无功支持，所以此时你逆变器遵循的是无功优先控制原则。
在无功优秀控制期间，有关需要借助相应的公式计算出无功电流给定值，之后再按照国家规定的内容：逆变器输出电流可以高于额定电流，但是不能高于1.1倍。
当电网电压发生跌落时，要根据电网电压跌落的深度来调节逆变器的无功电流给定值，改善电压跌落情况，进而提高光伏并网发电系统的低电压穿越能力。低电压穿越期间所需的无功电流百分比的表达式如下：
i*q为所需的无功电流；UN、IN分别为电网的额定电压、电流；U为跌落之后测得的电网电压有效值。在电网电压发生跌落时，可以根据上述公式式得出跌落深度和无功电流之间的关系。光伏并网发电系统的控制流程图如图2所示。当电网电压发生跌落时，根据2中所示的步骤光伏逆变器提供无功给电网，让电压恢复，实现低电压穿越。
三、结语
综上所述，可知借助光伏逆变器来实现低电压穿越控制，此种控制策略属于定向矢量控制。通过调查分析，应用逆变器之后，光伏并网发电系统在电压跌落过程中，能够实现并网运行，同时能够为系统提供无功功率，可以使电网在最短实践脱离故障，继续运行。本文所研究的光伏并网发电系统属于大型系统，其他规模类型的光伏并网发电系统，还需要有关学者进一步研究。
（作者单位：廊坊师范学院）
低电压穿越方案设计 篇4
由于风能的爆发性和随机性以及现场条件的限制,使得风电技术的研究不便在风电场进行。为了加快风电并网遇到的诸多瓶颈问题的解决,不仅有必要在实验室模拟风力机的特性,更重要的是必须建立能验证变流器控制算法的平台。
另一方面,在实际的电网中,会因大功率电机启动、电网短路故障等产生较大的电压跌落。电网电压跌落会产生一系列的电磁暂态响应,容易造成变流器和机组的损坏。要想大规模的风电接入电网运行,风电机组必须具有低电压穿越能力,相比永磁直驱风电发电机组,双馈风力发电机组的低电压穿越更具挑战性[1]。目前的研究提出的主要方法是采用转子回路外接Crowbar电路,使得DFIG在一定的电压跌落时间内不脱网。但是在Crowbar及低电压穿越技术中,关于优化其电路拓扑结构,确定Crowbar的动作电压、动作电流,特别是怎样选择Crowbar的投入和切除时刻以保证风电机组安全实现低电压穿越,国内外鲜有详细研究报道[2]。这就为实验室进一步设计带有低电压穿越功能的风力发电模拟平台提供了必要性。文献[3]概述了Crowbar控制方法,但具体的控制方式没有给出也没有验证效果。文献[2]给出了穿越短时间电压跌落的方法,但没有总结出完整的Crowbar控制策略流程。
针对目前风力发电模拟平台存在问题,本文设计了一种功能完整、接口开放、上位机友好的双馈风电模拟平台。该平台可方便地通过计算机控制变频器,实现三相异步电机的转速调节模拟风机出力;在此基础上,设计了软硬件结构,验证了转子侧按定子电压定向的矢量控制策略和网侧PQ解耦控制策略。基于此平台,应对电压骤降故障,提出并设计了一套采用主动Crowbar保护电路实现双馈电机低电压穿越的方案流程。
该方案通过Crowbar保护电路切入和切出时刻的把握,有效防止了转子过电流和直流过电压对变频器器件的损坏,并在故障期间可向电网注入一定的无功功率帮助电网电压的恢复。实验结果表明,该平台较理想地完成了设定的控制目标,证明了该平台的有效性、实用性。通过此平台验证了提出的Crowbar控制逻辑能够实现双馈风电机组与电网之间的协调控制和双馈电机在不同状态间切换时的平稳过渡。
2 变流器的数学模型
2.1 DFIG转子侧数学模型
在定子磁链定向控制中要对定子磁链进行观测,在一定程度上增加了控制的复杂度。由于DFIG定子与电网直接相连,电压恒定且易检测,按定子电压定向矢量控制策略[4]降低了控制复杂难度,同样可以达到较好的控制效果。
在忽略定子电阻Rs的情况下,当同步速ω旋转坐标系的d轴定向于定子电压矢量Us上时,有电压方程和磁链方程如下[4]:
将式(2)代入式(1),得:
式中:Us为定子电压矢量的幅值;σ为发电机的漏磁系数;Ψsd,Ψsq,Ψre,Ψrq分别为定、转子磁链的d,q轴分量;isd,isq,ird,irq分别为定、转子电流的d,q轴分量;Lm,Lr分别为dq坐标系定转子同轴等效绕组间互感和转子等效两相绕组自感;usd,usq,rd,urq分别为定、转子电压的d,q轴分量。Rs,Rru分别为定子电阻、转子电阻;ωs为转差角速度。
根据式(2)可绘制出基于定子电压定向矢量控制的转子电流闭环控制框图,如图1所示。
2.2 网侧变流器的控制方法
网侧变流器主要有两方面功能:一是维持直流母线电压恒定;二是调节输入功率因数。在电网电压恒定的情况下,对输入电流有功分量的控制,其实质是对交流侧有功功率的控制;对输入电流无功分量的控制,其实质是对输入功率因数的控制[5]。
整个网侧变流器的控制系统分为两环控制,电压外环控制和电流内环控制,具体如图2所示。直流母线电压环和d轴电流环负责将风力机捕获的有功功率传递到电网,q轴电流环根据电网的需求产生所需的无功功率。如果系统要求变流器运行在单位功率因数状态,此时q轴电流应为0。
3 基于主动Crowbar电路的低电压穿越控制策略
对于DFIG而言,由于双馈电机定子与电网直接相连接,因而变流器仅能对发电机实施部分的控制,并且双馈电机定子电压方程又具有欠阻尼特性,这样在电网电压发生跌落时,双馈电机会产生较大的电磁暂态过渡过程,表现为电机转子回路的过流或者过压。
从能量守恒的角度考虑,电网电压骤降会使DFIG产生的电能不能全部送出,因此这部分未能输出的能量将消耗在机组内部。首先,定子电压骤降会引起定子电流增大,由于定、转子之间的强耦合,使得转子侧也感应出过流和过压。再考虑到大电流会导致电机铁心饱和、电抗减小,使定、转子电流进一步增大。转子能量一部分被网侧变流器传递到电网,剩下的给直流电容充电,导致直流母线电压的快速升高。如果不及时采取保护措施,仅靠定、转子绕组自身漏阻抗不足以抑制浪涌电流,过大的电流和电压将导致励磁变频器、定转子绕组绝缘以及直流母线电容的损坏[7]。本文研究的是最典型的电网电压三相对称骤降故障。
当电网电压骤降时,为了保护励磁变频器,一种常用的方法是通过电阻短接转子绕组以旁路转子侧变换器(RSC),为转子侧的浪涌电流提供一条通路,即Crowbar电路。当切入转子Crowbar电路时,转子侧被旁路而得到保护,网侧变流器仍保持与电网连接。等转子过电流消失并保持稳定一段时间以后,切除转子Crowbar保护,转子侧变流器恢复工作,从而实现DFIG在电压跌落时不脱离电网,而变流器也免受过流损坏。适合于DFIG的Crowbar有多种拓扑结构,本平台采用的主动式Crowbar电路如图3所示,转子侧Crowbar电路由二极管整流桥后采用IGBT和电阻构成。
转子Crowbar电路触发时,转子电压和电流会瞬态跳变,然后通过转子Crowbar旁路后在Rcrow的作用下快速衰减。一定范围内Rcrow越大,转子电流衰减越快,但Rcrow过大会导致转子变频器中的功率开关上产生过电压,所以其大小受到功率开关耐压的限制。当Rcrow上的电压高于直流母线电压时,转子变频器中的反并联二极管导通,转子侧能量流入母线电容,反而导致直流母线电压增大[7]。又需要顾及Rcrow电阻在故障期间的发热问题,本平台选取Rcrow=10Ω,功率为1 kW。
考虑到以上因素,本文提出并设计了一套完整的DFIG的低电压穿越策略Crowbar控制逻辑,撬棒保护电路被触发和被禁止的逻辑关系可描述如下。
1)首先通过对网侧电压和双馈电机转子电流的监视,一旦发现网侧电压大幅度骤降或转子电流超过1.5倍的额定值,即刻触发转子Crowbar电路动作,短路双馈电机的转子电路。
2)在Crowbar保护电路被触发动作后,继续监视电机转子电流,当转子电流低于设定值,并且衰减一段时间如40 ms,则进入切除Crowbar电路动作。在切除Crowbar电路且转子变流器重新恢复工作时,为避免转子变流器PI控制器引起的电流跳变再次触发Crowbar电路,需要将电流调节器的积分项复位,将转子电流控制指令设定为实时的转子电流的实际值。
3)在Crowbar被禁止后,此时如果依然处于电网电压骤降期间,双馈电机需迅速增加对无功功率的控制,以对电网电压进行最大限度的补偿。如果Crowbar保护电路被禁止时,电网电压已经恢复,则双馈电机和网侧变流器恢复正常无功功率控制。
4)电压恢复时刻和电压跌落时刻的系统暂态变化类似,暂态磁链矢量同样会造成定、转子绕组过电流。此时也要监测转子电流的变化,一旦发现转子电流到达额定电流的1.5倍,则进入撬棒电路动作。待转子电流低于设定值,切除撬棒电路动作,转子变频器按有功功率优先的原则,恢复有功功率到电压跌落之前的水平。
4 模拟平台的设计与研究
4.1 模拟平台结构和功能设计
根据上述原理,搭建了一台以TMS320F2812为控制核心,功率为7.5 kW的变速恒频双馈风力发电模拟平台,电气连接图如图4所示。
拖动电机为异步电机,额定功率为9 kW,额定电压为380 V,额定转速为1 200 r/min;双馈发电机额定功率为7.5 kW,额定电压为380 V,额定转速为1 200 r/min。
变流器采用TMS320F2812作为主控芯片,双PWM开关频率为10 kHz;网侧进线电感为3mH;通过控制双PWM变流器,验证了变流器算法,实现最大功率跟踪,稳定直流母线电压,并控制流向电网的有功和无功功率。定子并网电压为380 V。转子通过双PWM变流器并网电压为220 V。当网侧电压跌落时,通过转子侧外加Crowbar电路,实现系统的低电压穿越功能。
4.2 模拟平台实验监控
基于美国NI公司的Lab View软件设计研发了试验平台的上位机监控系统。监控界面分为4个部分:主界面、风力机模拟界面、曲线观测界面和低电压实验界面。上位机监控系统通过RS485通讯与变频器、电压跌落控制器、机侧变流器和网侧变流器相联,如图5所示为双馈风力发电模拟平台的上位机主界面。该主界面包括:状态变量观测区域、网侧通讯区域、变频器通讯区域、机侧通讯区域、低电压通讯区域和数据保存区域。
主界面包括主电路合闸、主电路断开、启动网侧、启动原动机、励磁、并网、脱网等按钮,通过上位机的操作控制整个系统的正常运行和故障穿越,一些故障信号的复位也可以通过主界面清除。
如图6为模拟平台并网功率7.0 kW,原动机转速1 100 r/min时的上位机曲线观测界面。如图6所示,直流母线电压稳定在400 V左右,显示机侧发出有功功率7.0 kW左右。
4.3 实验结果与波形深入分析
以下是针对平台的实验结果和波形分析。如图7所示为额定功率时定子电流波形,从图7中可以看出定子并网波形良好。如图8所示为电机运行状态从次同步到同步到超同步状态时的转子电流波形,图8中稀疏部分为电机同步运行状态,频率为0.6 Hz,从图8中可以看出转子电流波形良好,电机从次同步到同步再到超同步状态过渡平稳。从图7和图8可以看出平台可以实现转子侧变流器的控制目标。
Fig.8 The current waveform of the stator at power rating
如图9所示分别为电压跌落60%,持续时间为1 409 ms时的电网电压(CH7)、转子三相电流(CH2,CH3,CH4)、定子单相电流(CH9)和Crowbar电阻电流(CH10)波形图。
图9反应了Crowbar保护电路被触发和被禁止的逻辑关系,显示了机组顺利实现了低电压穿越目标。在电压跌落瞬间定子、转子过流(从幅值12 A突变到25 A),Crowbar切入,此时转子电流被旁路,持续40 ms后Crowbar电路切出,定子电流呈斜坡下降。电压跌落期间提供了一定的无功功率,电网恢复时刻定子、转子过流,Crowbar再次切入并持续40 ms,然后以有功功率优先的原则有功功率恢复到电压跌落前的水平。从图9中Crowbar电阻电流波形可以看出Crowbar电路的动作。机组顺利实现低电压穿越。
5 结论
为解决实验室验证风力发电变流器算法,建立了开放性的双馈风力发电实验平台,平台较理想地完成了设定的控制目标。为了达到实现平台的低电压穿越功能,进一步基于此平台,验证了提出的完整的Crowbar保护电路动作逻辑,实现了故障期间风力发电机与电网之间的协调控制和双馈电机在不同运行状态间切换时的平稳过渡。此平台可方便用于实验室条件下风力发电技术的研究。
参考文献
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低电压穿越方案设计 篇5
光伏发电系统所发出的电能随太阳光照强度变化而变化,一般不能提供持续稳定的电能。随着近年来光伏发电产业的快速发展,尤其是大规模光伏并网电站的大量投入使用,对电网运行的稳定性构成一定问题,特别是在电网出现低电压跌落情况下如果许多这类电源出现集体瞬间脱网,将加剧电网振荡,甚至导致电网崩溃的重大事故[1]。因此许多国家对光伏并网发电系统的低电压穿越(LVRT)能力提出强制标准。LVRT是指在电网电压跌落处于一定范围内,并网逆变器必须保持和电网的连接,并尽可能向电网提供超前无功功率支持[2]。
电网电压的跌落包括单相跌落、两相跌落、三相对称和不对称跌落,其中三相对称电压跌落出现的概率很小。非对称电压跌落(即除三相对称电压跌落之外的其他电压跌落)使得电网电压中出现较大负序分量。
目前,针对电网电压多数跌落过程含有负序分量的情况,通常采用双同步旋转坐标系控制[3,4,5],即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,并分别对正、负序电流进行前馈解耦控制[6,7,8]。但是该控制方法在数字信号处理器进行运算的过程中,由于采样及运算带来控制延迟,通过角度补偿的办法可以在稳态较好跟踪电网电压,实现电网电压前馈解耦控制;而在电网电压幅值发生快速变化(例如跌落)时,上述延迟使得前馈电压的幅值在动态滞后于实际电压幅值,电流调节器可以在发生电网电压跌落起到一定调节作用,但一般情况下按负载模型设计的电流调节器比例比较小,主要依靠电压前馈解耦控制。此外,由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号(包括正序和负序分量)中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,且即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。因此,仅采用双旋转同步坐标系的解耦控制方法,只能解决电网电压跌落后的稳态(即电压幅值变化率相对小一些的区域)的电流控制,在较大电压跌落情况下逆变器仍可能因初始较大过电流而脱网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时如果并网的逆变器响应滞后,仍然维持数个采样周期输出超前无功,可能导致电网过电压,也可能使逆变器输出过流和脱网。
因此必须研究有效的控制方法,防止逆变器在电网电压跌落过程过流,才能实现并网逆变器LVRT。
2常规并网三相光伏逆变器控制系统及其LVRT能力
2.1 常规光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
常规光伏并网三相逆变器控制系统如图1所示,其中PV为光伏电池阵列,PB为三相逆变器,L1为三相输出滤波电抗器,C1为三相输出滤波电容。光伏逆变器将光伏电池阵列的直流电能变换为三相交流电能,并输向电网。
控制回路通常采用锁相环PLL检测电网电压(正序)矢量。用PLL计算出的电网电压旋转角度φs将逆变器输出交流电流经过矢量变换,分解为有功(d轴)和无功(q轴)的直流分量,以便对有功和无功功率分别进行控制。
控制系统采用MPPT(最大功率点跟踪)计算逆变器直流电压给定U*dc,经直流电压调节器计算出有功电流给定Id*,d轴电流调节器计算出d轴电压调节量△Ud。电网电压正序幅值Ud和逆变器输出无功电流在q轴的电抗压降作为电压给定的前馈解耦分量,用于提高逆变器输出响应。
大功率光伏逆变器通常具有无功调节能力,外环为无功功率调节器,用于控制输出的无功功率,其输出为无功电流给定Iq*,通过q轴电流调节器计算出q轴电压调节量△Uq。逆变器输出有功电流在q轴的电抗压降作为q轴电压给定的前馈解耦分量。
图1所示系统适用于三相电压对称跌落情况下的LVRT,存在控制响应之后问题,在较大电压跌落情况下逆变器会在初始产生过电流。而对于三相电压不对称跌落,则因负序分量失于控制而产生较大过电流以致脱网。
2.2 双旋转坐标系控制的光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
为解决三相电压不对称跌落下的LVRT,通常采用双同步旋转坐标系控制,即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,分别对正、负序电流进行前馈解耦控制。参见图2。
当电网发生单相、两相、或三相非对称电压跌落时,伴随着电网电压的不对称,电网电压中不仅存在正序分量,同时还存在负序分量和零序分量。本文只考虑三相三线制系统,忽略零序分量[9],则不平衡三相电压可以表示成以下形式:
式中:ω为电网电压角频率;Vm+为电网电压正序分量幅值;Vm-为电网电压负序分量幅值;φ+为电网电压正序分量的初始相角;φ-为电网电压负序分量的初始相角。
经坐标变换,可得到旋转坐标系下的电压矢量为
其中V+dq=Vd++j Vq+
式中:下标d和q分别为同步旋转坐标系下的d,q轴分量;上标+和-分别为正序和负序分量。
当负序分量出现时,按常规矢量分解方法得到的正序和负序旋转坐标系d-q轴分量中存在2倍频交变成分,需采用适当的滤波后才可用于调节器反馈或前馈,否则可能导致系统振荡和过电流。
图2所示系统可用于所有电压跌落情况下的LVRT,但响应滞后采样周期,在较大电压跌落情况下逆变器可能在初始以及电网电压恢复时产生过电流。
3 电网电压跌落过程初始过电流分析
逆变器所输出的电压矢量与电网电压矢量的差等于加在交流电抗上的电压矢量,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压关系为
因此,如果交流电感基本不变,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压幅值成正比。
导致逆变器在LVRT初始瞬间过电流的主要原因是系统对电网电压跌落的响应时间滞后,在此时间内逆变器给定电压基本仍按原电压矢量幅值输出,使得交流电抗上的电压瞬间异常增大,导致逆变器输出电流异常快速上升,这是LVRT过程初始过电流的主要原因。因此,解决电网电压前馈滞后问题是保证实现LVRT安全性的关键。
4 电网电压直接前馈控制策略
本节详细叙述基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,鉴于篇幅,其中涉及光伏逆变器的一些其他技术问题这里不作过多叙述。
4.1 控制器硬件组成
光伏逆变器控制器采用数字信号处理器(DSP)和大规模门阵列(FPGA)为核心的硬件结构。通过电压和电流传感器、以及模拟量采集芯片对电网电压、电流以及直流电压和电流进行采样。
对电网电压信号采集平均值和瞬时值,其中平均值采样周期与PWM控制周期同步,用于正常情况下的系统控制;瞬时值采样为数μs级平均值,用于LVRT时的控制。
4.2 系统控制方案
基于前两节中对电网电压跌落故障矢量分析、以及逆变器过流原因分析,改进的系统控制方案如图3所示。
DSP主要执行控制运算功能,FPGA主要完成逻辑控制和脉冲形成等功能。
4.3 电网电压跌落判断
通过对电网电压瞬时值幅值的检测,可及时判断电网电压的跌落。通过检测负序电压分量的幅值判断是否发生电网电压不对称运行。
4.4 负序电流分量控制
电流信号经矢量变换成为负序d-q轴电流Id-和Iq-。在电网正常时,负序有功电流和无功电流实际值基本为零。在电网发生低电压故障时,负序有功电流和无功电流中含有2倍于电网频率的交流量,需经滤波去除,并通过比例积分调节器将负序有功电流和无功电流调节为零,从而达到有效控制系统中产生的负序电流分量,减少对电网产生的偶次谐波[10]。
将负序电流调节器的输出结果△Ud-和△Uq-经矢量变换为三相电压给定负序调节变量△U-*abc;正序电流调节器输出结果△Ud+和△Uq+经矢量变换为三相电压给定正序调节变量△U+*abc;相加后合成三相电压给定调节变量△U*abc。
4.5 电压直接前馈控制策略
为解决电网电压跌落的初始瞬间电压前馈滞后的问题,本文提出了一种电网电压直接前馈控制策略:策略一是将电网电压瞬时值信号经滞后补偿后直接作为电压给定前馈;策略二是在发生电网电压跌落故障时,采用电网电压的采样值作为前馈进行控制。前者解决LVRT稳态控制,并提高逆变器的动态响应;后者解决LVRT开始瞬间的过流控制。
由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,还使得即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。
常规的电压给定前馈分解出的直流分量,与电流调节器输出及交流电抗压降叠加后,经矢量变换后作为给定电压输出(参见图1、图2),这需要进行滞后补偿。电网正常稳态运行时没有问题,而一旦电网电压出现波动或负序,由于前馈电压的滞后以及偶次谐波滤波的滞后,电流就会产生较大动态脉动。
采用上述控制策略一,在不降低电压信号采样精度前提下,使前馈电压的滞后缩短,且避免了对电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中二次谐波的滤波,解决了LVRT稳态控制问题,也同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。
仅采用上述策略一,还有一定滞后,仍会造成LVRT初始产生过流。为此加入上述策略二,当检测到电网电压跌落,使用电网电压瞬时值作为前馈电压。这时可能有4种情况:1)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;2)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可在PWM后半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期;3)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;4)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可以在下一个PWM前半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期。
从上述4种情况看,采用电网电压瞬时值直接前馈,其对电网电压跌落的最短响应时间为数μs,最长响应时间约半个PWM周期,因此可以有效解决LVRT开始瞬间的过流问题。
4.6 逆变器输出电流控制策略
为满足电网需要,提出逆变器输出电流的控制策略:在电网正常时,DSP中的正序有功电流给定为MPPT控制的、或由电网调度控制的电流,由直流电压调节器给出,正序无功电流给定为0(功率因数为1)、或在逆变器样本规定的无功输出范围由电网调度控制;当电网发生电压跌落故障时,限制最大有功电流给定为额定值的80%,同时令超前无功电流给定等于100%减去有功电流给定平方后的开方值,使总输出电流维持100%额定,从而最大限度输出超前无功电流以支撑电网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时,如果并网的逆变器由于控制滞后仍维持数个采样周期输出超前无功,则可能导致电网过电压,并可能使逆变器输出过流和脱网。因此,当检测到电网电压接近90%额定电网电压时,提前取消超前无功电流支撑电网功能,避免LVRT结束时过多无功加剧电网过电压。
5 实验结果
根据本文提出的基于电网电压瞬时值前馈的LVRT控制策略,在250 k W光伏逆变器装置上进行了LVRT功能实验,交流电源采用某知名品牌公司生产的800 k W电网电源模拟装置进行测试,逆变器工作在额定功率向电网送电状态。
图4、图5分别是电网发生单相跌落和两相跌落时的LVRT试验波形,通道1,2和3分别为三相电网电压波形,通道4,5和6分别为逆变器三相输出电流波形(图4,图5中纵坐标1 V对应1 A)。从波形上可以看出,A相电压发生跌落后,逆变器输出电流在经过短暂调整后恢复额定电流(380 A)输出,没有过流发生,实现了并网逆变器低电压安全穿越。
6 结论
本文所提出的基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,具有以下若干特点:在电网发生低电压故障时,可快速准确地判断出当前电网进入低电压故障状态;有效地抑制了电网电压跌落过程、特别是初始和结束时逆变器输出过流,防止逆变器脱网;最大限度输出超前无功电流支撑电网;在电网电压跌落结束前,提前退出无功电流支撑电网功能,避免电网电压恢复时过多超前无功对电网电压造成过压冲击;避免了对电网电压在d-q轴同步旋转坐标系下,电压电流信号中二次谐波的滤波产生的响应滞后问题,解决了LVRT稳态控制问题,同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。经试验证明该策略简单可行,实现了光伏并网逆变器的低电压安全穿越。
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低电压穿越方案设计 篇6
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。
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变频器低电压穿越装置的研究 篇7
由于系统故障导致变频器低电压跳闸, 从而危及机组安全运行, 此类事故引起了有关管理部门和科研部门的高度重视。经调查, 事故的主要原因是火电厂内部辅机系统变频器不具备低电压穿越能力, 当系统由于故障造成电压降低时, 辅机系统变频器不能躲过系统保护隔离故障元件时间, 在系统保护正确动作未完成前, 变频器由于低压保护动作跳闸, 引起辅机循环系统停运, 进而造成机组跳闸或锅炉灭火。此类非计划停机事故, 直接影响生产的连续性和经济性, 并造成电气设备损坏[1]。
1 变频器拖动系统停机分析
变频器拖动系统, 由变频器、拖动电机和控制箱组成。各种故障造成的电网电压跌落, 会导致变频器拖动系统停止运行, 进而造成停机事故, 分析变频器拖动系统停机的过程, 有两个原因可诱发此问题:变频器动力电源和控制电源。首先, 直流动力电源跌落会造成变频器停机。其次, 控制电源掉电也会造成变频器系统的停运。在变频器拖动系统中, 变频器并非独立运行, 有相应的控制电路板、采样反馈系统、继电器和接触器与其配合工作, 这些部件均需稳定的控制电源供电。电网发生低电压故障时, 控制电源也会发生跌落, 进而造成控制系统与继电器系统的瘫痪, 变频器同样无法正常运行, 变频器拖动系统停运。
2 变频器低电压穿越电源
为满足工业现场对变频器低电压穿越的实际需求, 变频器低电压穿越电源装置成为解决问题的关键[2]。
2.1 变频器低电压穿越电源装置构成
变频器低电压穿越电源拓扑如图1所示。
该设备的主功率输入为系统三相交流电源和直流保安电源, 主功率输出包括一路三相交流电源和一路直流电源。其中直流保安电源输入为可选择项。
交流三相电源分为两路为变频器进行供电:一路为交流供电通路, 可通过原有送电线路或设置旁路开关, 将三相交流电直接送入变频器A/B/C三相交流输入端子;另一路为直流供电通路, 三相交流电能经手动断路器QF1送入二极管整流桥TM1-3构成的整流回路, 再经过电控开关KM1变换为直流电能并储存于电容C1和C2。电感L1与IGBT构成BOOST型式的升压斩波电路, 可将C1/C2上的直流电能变换为电压等级更高的直流电能储存于电容C3/C4, 并经二极管防反回路和熔断器后, 送入变频器的直流输入端子。电动开关KM1与电阻YR1构成预充电回路, 当预充电结束之后闭合KM1, 实现在装置初始上电时为电容C1/C2/C3/C4的平稳充电功能。
直流保安电源输入为可选择项。直流保安电源并联于C1/C2的直流母线处, 当系统电压低于20%时, 由保安电源为后续升压回路供电, 从而保证装置在0~100%的全电压范围内均可保证变频器的稳定运行。
在现场改造施工中, 变频器低电压穿越电源串接在系统三相380 V电源与变频器之间, 无需对变频器的配置、设置做任何改动, 并可利用现场已铺设的电缆, 无需新增任何电力线缆。
2.2 变频器低电压穿越电源装置工作原理
变频器低电压穿越电源装置的控制目标为在系统电压跌落时保证变频器及其拖动电机系统的转速、功率、转矩不变。其工作原理介绍如下。
装置挂网运行时, 断路器QF1与电动开关KM1均处于闭合状态。在系统电压正常的状态下, 电能通过交流送电回路送入变频器交流输入端子, 装置中的电力电子器件均处于旁路状态, 不参与装置运行。在系统电压发生跌落, 进而造成C1/C2上整流得到的直流电压跌落时, 装置内置的控制系统实时监测到此电压跌落趋势, 将电感L1与IGBT构成的BOOST斩波升压回路快速投入运行, 保证在A/B/C三相电压跌落期间, C3/C4上的直流电压被举高, 维持到可保证变频器输出功率、电机转矩、电机转速均不变的电压水平。在系统电压跌落结束, 系统电压恢复正常后, IGBT停止运行, BOOST回路退出工作状态, 变频器的供电仍由三相交流送电回路提供。装置中, 交流送电通道与直流送电通道的切换由电力电子器件 (SCR) 完成, 切换动作时间小于1ms, 为无缝切换, 对变频器的稳定运行不会造成冲击[3]。
2.3 变频器低电压穿越电源的特点
1) 更高的安全可靠性。保留原有送电线路或设置旁路开关作为旁路电路, 在系统电压正常的情况下, 装置工作于旁路模式, 变频器由电力系统直接供电, 电源变换模块部分处于休眠状态, 不参与装置运行。由此降低装置中电力电子器件投入使用的工作时间, 从而降低故障概率。2) 高效的定期自检与故障自诊断, 免维护应用。装置采用免维护设计, 其使用过程中无需工作人员对其进行任何操作和维护[4]。该装置集成定期自检功能, 对于自检中发现的问题, 具备强大的故障自诊断功能, 并可将故障诊断结果通过硬接点、通讯等多种方式送至后台管理系统, 方便故障的统计与记录。3) 宽温度范围, 长运行寿命。核心部件为目前世界上最先进的第五代IGBT, 其耐受能力达到150℃以上。装置整机的稳定运行温度范围可达到-20℃~+55℃。可实现各种恶劣工况下的长寿命运行。4) 定制化产品, 接线简单, 界面友好, 易于操作。接线方式非常简单, 基本配置中仅包含交流动力电缆、直流动力电缆与二次硬接点端口。同时, 依据现场需要, 可扩展以太网、CAN网、485等多种通讯方式与后台连接。5) 分布式供电解决方案, 提高系统整体可利用效率。可以为每台变频器配备独立的装置, 任意一台变频器的故障均不会影响到其他变频器系统的安全运行, 提高了系统整体的可利用效率与可靠性。同时在安装方式上, 装置与变频器就近安装, 最大限度地缩短了电缆连接线的长度, 极大地降低了连接线路短路的风险。
3 技术解决方案
根据现场实际情况, 采取如下技术解决方案。在变频器直流母线上, 加设大功率变频器低电压穿越电源装置。维持原有变频器供电线路不变, 为变频器低电压穿越电源装置引入AC380V的交流动力电源, 另外可以选择接入直流保安电源作为直流输入[5]。将变频器低电压穿越电源装置的直流输出, 接入变频器的直流母线。线路连接如图2所示。
为解决低电压时, 变频器控制电源的问题, 将厂内备用UPS电源引入变频器控制柜, 为控制柜中的控制器、接触器、继电器等器件提供控制电源[6]。线路连接如图3所示。
经过改造, 可实现在电网电压发生跌落过程中, 变频器及其拖动系统输出转矩、转速、功率均不变, 进而保证低电压过程中, 系统稳定运行;实现系统稳定、可靠的低电压穿越;避免低电压造成的生产事故, 提高整体生产安全的可靠性。
参考文献
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低电压穿越方案设计 篇8
然而,目前国内外的光伏电站几乎不具有LVRT的能力,对光伏电站LVRT关键技术的研究也几乎是空白。在新能源并网的LVRT方面,风电场的LVRT可为光伏电站LVRT技术提供借鉴。文献[6-7]主要分析了目前光伏电站实现LVRT的重要性和必要性。光伏电站同风电场相比,都是通过电力电子器件并网,电力电子器件的耐受能力制约电站的LVRT能力;不同的是光伏电站没有转动惯量,且根据光伏组件的输出特性,直流侧的电压在电网故障时不会升高很多,因此制约光伏电站LVRT的瓶颈是逆变器交流侧输出电流的大小,若超过额定电流过大,则会损害电力电子器件。因此文中提出了一种基于光伏逆变器的光伏电站LVRT技术,在电网故障时能保持并网,并向电网输出一定的无功功率以支撑并网点电压恢复,减少了因光伏电站的突然脱网给电网带来的不利影响。
1 光伏电站LVRT技术研究背景
2011年国家电网公司出台的《光伏电站接入电网技术规定》(企标)明确指出[8]:“大中型光伏电站应具备一定的LVRT能力;电力系统发生不同类型故障时,若光伏电站并网点考核电压全部在图中电压轮廓线及以上的区域内时,光伏电站应保证不间断并网运行;否则光伏电站停止向电网线路送电。”光伏电站的LVRT能力需要由逆变器实现。LVRT能力要求如图1所示,一般选择UL1设定为0.2倍额定电压。
德国关于分布式电压接入电网时的低电压穿越要求如图2所示[9]。在电压跌落到0时,分布式电源至少要坚持150 ms不脱网。在区域3可以脱网运行,当然能并网运行也是可以的。电压必须在故障后1 500 ms内恢复到90%以上。其关于无功电流和电压跌落的关系如图3所示。
可见电压降落期间,光伏电站必须提高其无功电流以支持电网电压,当电压跌落超过10%时,每1%的电压跌落,光伏电站至少需要提供2%的无功电流,其响应速度应该在20 ms以内,必要时可以提供100%的无功电流。
1区为不脱离电网穿越故障;2区为在短时中断情况下,不脱离电网穿越故障;3区为允许短时中断;4区为允许切机
UN为额定电压;U0为故障前电压;U为当前电压;IN为额定电流;IB0为故障前无功电流;IB为无功电流ΔU=U-U0;ΔIB=IB-IB0
2 光伏电站LVRT控制策略
光伏电站LVRT控制技术的核心是光伏逆变器,不需要额外增加硬件设备,通过改变光伏逆变器的控制策略就可以实现。
2.1 光伏逆变器模型及其控制策略
光伏阵列输出的直流电能通过三相六桥逆变器转变为所需的三相电能。其控制目标是输出稳定、高质量的正弦波电流,且与并网点电压同频、功率因数满足要求,因此需要对逆变桥进行精确的控制。图4为三相并网逆变器Udc-Q并网控制框图[10]。
逆变器通过最大功率点跟踪(MPPT)算法得到Udc_ref,该参考值与直流侧电压之间的误差信号经过PI调节得到内环的电流d轴分量参考值,有功电流的参考值id*与逆变器出口电流d轴分量之间的误差信号经过电流环PI调节、dq解耦过程后得到逆变器脉冲宽度调制(PWM)调制波Ud;同理控制无功功率。
2.2 LVRT有功电流控制策略
制约光伏电站LVRT能力的主要是光伏逆变器出口处的电流,不应过流而导致光伏逆变器跳开,所以既要保持逆变器不脱网,又不能损坏逆变器。由于电压跌落期间逆变器输出的电流主要是有功分量id,因此使输出电流不过流(一般不超过额定电流的1.1倍)主要是控制电流内环的有功电流给定值id*(见图4)。其控制策略如图5所示。
图中,控制器检测并网点电压是否跌落,若电压跌落,则直接给定输出不过流时的id*值作为参考值(可用正常运行时的id*值作为参考值);若电压没有跌落,则id*继续用电压外环计算出的结果进行计算。另一种方法是用逆变器正常运行时的id*值作为限制值,通过限幅环节限制id*的增大,从而限制id的增加。
新的并网要求还规定,在电网故障期间,光伏电站不仅需要保持并网状态,而且最好能够动态发出无功功率,支撑电网电压,并尽快恢复电气有功出力。正常情况时逆变器运行在单位功率因数,id=i=1 pu,逆变器输出电流i在电网电压跌落时不能超过额定电流的1.1倍,id以1 pu作为限制,则最大无功电流给定有:
即最大的无功电流给定不能超过额定电流的46%。否则会造成交流侧输出电流过流。如要进一步增大无功电流给定,则必须减小有功电流给定值。
2.3 有功电流和无功电流的协调策略
设U为光伏并网点电压(0.2≤U≤0.9 pu),逆变器输出的额定电流为iN,有功电流和无功电流分别为id和iq。根据并网准则对电压跌落与无功电流关系的要求,设光伏电站在电压跌落到90%以下时,电压每跌落1%,至少提供x%无功电流。即无功电流为:
根据网侧电流不能超过额定电流的1.1倍的规定,则有:id2+iq2≤(1.1iN)2,即:
因此有:
设A=[1.21-x2(0.9-U)2]iN2,又由于x>0,0.2≤U≤0.9,因此有:
把式(5)代入式(4),可得:
即1%的电压跌落时,最大允许提供1.571%的无功电流,此时id=0。
若id=1,则1≤1.21-0.72x2,x≤0.655。即id=1(不降低id时)时,最大允许提供0.655%的无功电流。若要多提供无功电流,就要减少id。
当逆变器额定运行时,可以发出的无功电流最大为,若规定每1%的电压跌落提供1.5%的无功电流,在不降低id的情况下,最大可以允许跌落的程度为(0.9-0.46/1.5)≈0.593pu,即跌落到59.3%以下时,若要满足并网要求,就必须降低有功电流的输出id。跌落程度在59.3%以上时,可以不降低有功电流输出,输出电流的1.1倍裕度可以保证其满足并网要求。当电压跌落程度越大时,需要提供的无功电流就越多,则有功电流需要降低程度就越大。有功电流降低的程度为(降低至):
若光伏逆变器不是满功率运行时,即正常运行时0≤id≤1。id若较小时,本身已经有足够裕量用于无功电流的发送,此时不需要降低id。
3 算例仿真
文中采用PSCAD/EMTDC平台对光伏电站LVRT的可行性与正确性进行验证。算例如图6所示。10 MW光伏电站,每个等值发电单元容量为5MW,光伏逆变器出口为400 V母线,经过升压变压器升高到35 k V,经过一定距离的线路与大电网相连。正常运行时光伏电站功率因数为1。
3.1 并网点电压深跌落至20%
假设图6中线路line在0.5 s时发生三相短路故障,故障持续1.2 s,并网点电压跌落至额定值的20%左右。故障期间并网点电压和电流情况如图7所示。选择电网到光伏电站方向为电流正方向。
由图可见,在低电压期间光伏电站的输出电流增大到额定电流的约1.1倍,由于已限制住了有功电流,因此电流增大的部分主要是无功电流。
低电压期间光伏电站直流侧电压会略有增大,直流侧电流减小,因此输入逆变器的功率减小,不会有过多的电能积累在直流侧电容上。光伏电站有无提供无功功率时并网点电压的对比如图8所示。
可见由于逆变器对电网提供了无功功率,对电网的电压起到了一定的支撑作用,能将跌落的电压从0.2 pu提升到约0.25 pu。但总体来说,光伏电站无功控制对并网点电压的支撑作用不算很大,这是光伏电站的渗透率较低的缘故。图9和10分别为光伏电站输出的有功、无功电流和有功、无功功率。
由于逆变器进行无功控制,网侧电压跌落到25%时需要提供的无功电流为1.5×(0.9-0.25)=0.975 pu。此时受到逆变器容量的限制,必须降低有功电流。此时有功电流为,总输出电流为1.1 pu。理论计算与仿真结果一致。有功电流降低,无功电流增大,因此可知总电流增大的部分是无功电流。
此时有功电流输出为0.509 pu,无功电流输出为0.975 pu,则有功功率和无功功率分别为0.509×0.25=0.127 pu,0.975×0.25=0.244 pu。由图可见理论计算与仿真结果一致。
3.2 并网点电压浅跌落至80%
假设图6中线路line在0.5 s时发生三相短路故障,故障持续1.2 s,并网点电压跌落至额定值的80%左右。故障期间并网点电压和电流情况如图11所示。仍选择电网到光伏电站方向为电流正方向。
由图可见,由于并网点电压跌落程度很小,因此光伏电站输出电流在故障期间几乎没有增大。
光伏电站有无提供无功功率时并网点电压的对比如图12所示。
由于逆变器对电网提供了无功功率,对电网的电压起到了一定的支撑作用,能将跌落的电压从0.8pu提升到约0.86 pu。
综上所述,并网点电压由于故障而导致的深跌落和浅跌落情况下,光伏电站采用控制策略之后均能实现LVRT,保持并网运行并使逆变器交流侧输出不过流。
4 结束语
文中提出了一种光伏电站LVRT控制策略,能够在并网点电压深跌落和浅跌落时保持光伏电站并网运行,同时交流侧电流不过流,不损害光伏逆变器,还可以在电网故障期间向电网提供无功功率以支撑局部电网电压,并通过仿真结果验证了控制策略的有效性。
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低电压穿越方案设计 篇9
大容量并网型风电系统在电网故障情况下的持续运行能力直接影响电网对风电的消纳能力和风电场的经济效益,风电机组的低电压穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)能力正是衡量这种持续运行能力的重要指标,其意义在于:电网电压跌落时,风电机组可以通过功率支持帮助电网恢复正常电压而不是脱离电网[1]。 因此,对风电系统LVRT能力的研究具有十分重要的工程应用价值。
在实际的电力系统中,三相短路故障发生的概率不大,但造成的后果最严重;单相接地短路和两相短路故障等引起的电网电压不对称跌落,将导致风电系统直流母线产生2次纹波[2-3],并网电流产生3次谐波[4],对系统中功率器件造成严重安全威胁。 在电网不对称故障下实现LVRT的方法主要有以下几种。
a. 采用硬件方式,在并网逆变器交流侧加装带通滤波器,以滤除三相不平衡电压中的负序分量。 此方法需要额外的滤波器件,成本较高。
b. 改进控制方法[4-5],有代表性的是在PI控制支路上并联RES控制器(非理想谐振控制器),构成一种新型的PI-RES控制器,实现对2倍频交流信号的稳态无差控制。 文献[4]采用3个PI-RES控制器来调节直流电压和瞬时功率,省去了正负序分解与合成计算,减少了计算量,但其控制系统较为复杂。
c. 在控制算法上,采用对称分量法,将不对称电压、电流作正负序分解后分别控制[6]。 此方法计算量较大,但控制效果好。
综合考虑,风电机组实现LVRT的实用方法是在直流侧增加Crowbar电路,通过快速吸收故障情况下直流母线的不平衡能量来实现。 很多文献都采用Crowbar电路实现LVRT[7-9], 但对电路中储能元件选择、容量计算及具体的控制方法都没有做深入的研究。
本文提出一种基于固态变压器[10-11]结构的永磁风电系统,以超级电容为储能元件构成Crowbar电路,采用同步坐标变换下的正负序电压定向控制策略,实现不对称故障下的LVRT功能,构建了一种全新的具备良好LVRT能力的永磁风电并网系统。
1风电系统模型及LVRT要求
1.1新型风电并网系统结构
如图1所示,自然界的清洁风能通过风力机转换成机械能,驱动永磁同步发电机输出电能。 发电机定子侧输出的交流电通过PWM整流器转换为低压直流,再通过单相全桥逆变器调制成高频交流,然后通过高频变压器升压,经单相全桥整流器还原为直流, 并网PWM逆变器将高压直流电转换成恒频恒压的交流电,经由线路等效电感输送至电网。 直流侧采用超级电容构成Crowbar电路实现LVRT功能。
该系统的特点是,在常规的风电系统变流器结构中加入高频变压器,形成固态变压器结构,实现整流和逆变电气隔离的同时,使并网电压升高至10 kV, 大幅度减小并网电流,有利于减小风电的间歇性对电网的频繁冲击,对提高电网对风电的消纳能力十分有利。 随着高电压、大容量IGBT器件的不断推出, 基于固态变压器技术的高压风电并网系统将得到更多的关注与研究。
1.2风电系统的LVRT要求
根据2009年12月22日颁布的国家电网公司企业标准Q-GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》第8章规定,风电场LVRT要求如图2所示, 图中t为电压跌落时间,U/UN为跌落深度。
对不同故障类型引起的并网点电压跌落,要求风电场具备以下运行能力。
a. 三相短路故障引起并网点电压跌落,当各线电压位于曲线上方时,风电机组必须保持并网运行;当任一线电压位于曲线下方时,允许风电机组脱网。
b. 单相接地故障引起并网点电压跌落,当各相电压位于曲线上方时,风电机组必须保持并网运行; 当任意一相电压位于曲线下方时,允许风电机组脱网。
c. 两相短路故障引起并网点电压跌落,当各线电压位于曲线上方时,风电机组必须保持并网运行; 当任一线电压位于曲线下方时,允许风电机组脱网。
2基于超级电容的Crowbar电路
2.1超级电容模型
超级电容采用活性炭多孔电极和电解质组成双电层结构,将电能存储在双电层中,是一种介于物理电容器和蓄电池之间的理想短期储能元件[12-13]。 它是一种复杂网络,具有复杂的物理特性,可以用分布式参数来描述其数学模型,常用的超级电容二分支模型如图3所示。
图中,CF为可变电容,由一个恒值电容和一个电容值与超级电容静置端电压成正比的可变电容组成:CF=C0+kU;RES为等效串联电阻,表征充放电过程中的能量损耗;REP为等效并联电阻,表征超级电容器的漏电流情况,也称为漏电电阻。超级电容自放电时间通常长达数十个小时,所以在工程应用中,REP的影响可以忽略。包含CF的主分支反映超级电容充放电时能量的变化;由R2和C2构成的第二分支反映电容内部能量在中长期发生转移的现象。电路中的等效串联电感LES表现超级电容的脉冲响应特性,电感值很小,绝大多数应用中可以忽略不计[14]。
本文中的超级电容主要用于系统故障时直流母线的能量快速平衡,时间按照秒级考虑,并不涉及第二分支中的能量转移,因此采用简化等效电路,也称之为经典模型,如图4所示。
2.2超级电容的充放电特性分析
由图4可得电压、电流之间的关系式:
若不计等效电感LES的影响,设充电电流为icf,可得:
其中,uc(0)为电容的初始电压。
根据图2所示的LVRT要求,可以计算出在电压跌落期间直流母线两侧产生的能量差值,按最严重的三相短路情况计算:
其中,积分时间指电压跌落未脱网时间。
再对应图2的数据,可得到:
其中,PN为额定并网功率;ΔP为电压跌落期间并网功率与额定并网功率的差值。
而超级电容的理想储能容量为:
其中,Uw为超级电容的工作电压。
由此可以计算出超级电容的取值范围。 由于超级电容本身物理结构十分复杂,实际应用中,数量众多的电容单体串并联会引起各种损耗,并考虑电网故障在一段时间内多次发生的可能,因此,实际的电容值应在理论计算值的基础上乘以一个较大的可靠系数,以保证超级电容能可靠地吸收直流母线上多余的能量,保持直流母线电压的稳定。
根据图1风电系统的配置参数,本文Crowbar电路中的超级电容选择50 F、540 V,实际电路由200个10000 F、2.7 V的单体串联而成。 根据图4所示的经典等效电路分析其充放电特性,仿真时间20 s,结果如图5所示。
仿真分析表明,超级电容的充放电过程十分迅速,充电及放电电流均小于1200 A。 大约在1 s时充电功率达到最大值,总计充电能量达到3.6 MJ,而在电网电压跌落期间,由于并网功率减小而导致在直流母线两侧产生的不平衡能量总和约为1.2 MJ,在超级电容的充电能量范围以内,因此该超级电容能够有效吸收直流母线上的多余能量,使直流电压维持在稳定值,从而不影响整个系统的正常运行。
2.3 Crowbar电路的控制
采用超级电容的Crowbar电路如图6所示。
双向半桥Buck-Boost电路的工作模式由直流母线两端功率的不平衡状况决定。设发电机发出的功率为Ps,系统输出的并网功率为Pg。稳态时,Ps与Pg近似相等,电路不投入工作;当Ps>Pg时,VT1触发,电路工作于Buck模式,超级电容吸收能量;当Ps
3并网逆变器的控制
3.1电压定向矢量控制
并网逆变器的控制目标为:保持直流母线电压恒定;实现有功功率和无功功率的解耦控制。 其模型表示为:
其中,L、C、R分别为并网逆变器的滤波器等效电感、电容和电阻,udc和idc分别为低压直流侧电压和电流,ud、uq分别为并网电压的d、q轴分量,ugd、ugq为电网电压ug的d、q轴分量;id、iq为并网电流的d、q轴分量;ω为电网角频率;Sd、Sq为开关函数。
风电机组馈入电网的有功和无功功率为:
令d轴定向于电网电压矢量,将直流侧电压误差送入PI控制器,输出i*d为参考值,控制输出有功功率,无功功率设定为0,使系统运行在单位功率因数状态。 得到逆变器的双环解耦控制框图见图8。
3.2正负序电压定向矢量控制
当风电并网点的电压发生不对称跌落时,直流母线电压将产生2次纹波,并网电流产生3次谐波。 而直驱式永磁风电系统通常采用三相无中性线并网, 零序分量不能以中性线为通路。 因此三相不平衡电压和电流可用对称分量法分解成正序和负序分量, 而不存在零序分量。 分解后的正序和负序分量分别对称,可分别控制。
风电系统的功率传输方程为:
其中,PC为电容的充放电功率;Ps为发电机的输出功率;Pg为并网功率,P0、P1和P2分别为并网有功功率的稳态分量、2次谐波余弦和正弦量的峰值。
不对称故障下,风电系统传输的功率中存在2次谐波分量,P1、P2不为0,从而引起直流母线电压2倍工频波动,继而影响发电机侧的正常运行。需要采用不同于对称故障的控制方法,令功率方程式(9)中的P1=0、P2=0。
由文献[2,6,15],将不对称电压和电流作正负序分解,得到正序与负序同步旋转坐标系下的电压方程:
其中,上标“P”、“N”分别表示正序、负序。
将电网电压定向控制策略引入正负序网络,在正序网络中令dP轴定向于正序电压方向,在负序网络中令dN轴定向于负序电压方向[6],得到逆变器的电流给定与功率输出的关系:
其中,D=(UPm)2-(UNm)2,UPm、UNm为正序、负序电压幅值。
由此得到正负序电压定向矢量控制框图如图9所示。
4仿真分析
4.1系统参数和仿真工况
在MATLAB/Simulink环境下建立图1所示风电系统的仿真模型,系统参数如下:对于风力机,额定风速12 m/s,桨叶半径31 m,额定转速20 r/min,最佳叶尖速比5.6,风能利用系数0.33;永磁发电机,额定功率1 MW,发电机端线电压690 V,永磁体磁链6.27 Wb,极对数48,定子d、q轴电感Ld=Lq=2 mH,转动惯量2.5×104kg/m2;对于系统,直流母线电压uc1=1200 V、udc=1.8×104V,并网线电压ug=10 kV;对于超级电容器,等效电容CF=50 F,等效串联电阻RES=0.1Ω,等效并联电阻REP=2×104Ω。
三相电压对称跌落时,对比仿真Crowbar电路接入前后风电系统的直流电压、并网电流和功率的变化情况,验证Crowbar电路控制效果和能量消纳性能。
电压不对称跌落时,分别对单相跌落和两相跌落2种情况进行仿真。 并对比了三相电压平衡控制策略和正负序电压定向控制策略下LVRT的实际效果。
4.2三相电压对称跌落
4.2.1未接入Crowbar电路时的工况
风电系统直流侧未加储能电路时,仿真结果如图10所示,图中ug、uc1为标幺值,系统对称,交流电压只取a相说明。
由仿真结果可知,并网点电压跌落期间,直流侧电压上升幅度较大,近于2倍额定值。
4.2.2接入Crowbar电路后的工况
为了提高风电系统的LVRT能力,在直流侧增加图6所示由超级电容组成的Crowbar电路。 在同样的运行条件下仿真结果如图11所示,图中uc1、ug、 ig、Pg为标幺值。
仿真结果表明,电网电压跌落期间,并网电流不超过1.5 p.u.,直流电压维持在1.1 p.u.以内,超级电容从初始电压400 V开始充电,充电电流峰值约为800 A,0.5 s电网电压跌落至20 % 额定值,并网功率减小。 在后续的仿真中,均采用图6所示Crowbar电路,重点比较2种控制策略的效果。
4.3单相电压跌落
仿真结果表明,并网点发生单相电压跌落时,仅靠逆变器出口的支撑电容就可以平抑直流母线的功率波动,超级电容构成的Crowbar电路不需要投入工作,风电系统即可继续并网运行。
采用传统的逆变器控制方式时,不能对负序电流实现无差调节,直流母线电压出现明显的2次纹波,并网电流有较大的3次谐波分量。 采用了正负序电压定向的控制方法后,直流电压的2次纹波得到了很好的消除,并网电流的谐波也得到了明显的抑制。 具体仿真结果如图12所示,图中uc1为标幺值,幅值为占基波百分比。
4.4两相电压跌落
发生两相电压跌落时,超级电容构成的Crowbar电路投入工作,使直流侧电压维持在1.1 p.u.以内,实现了LVRT功能。 超级电容的充电电流峰值约为300 A,比三相电压跌落时的充电电流小很多。 与单相电压跌落相似,采用传统的电网电压定向控制时, 直流母线电压同样出现明显的2次纹波,并网电流中有3次谐波分量,采用了正负序电压定向控制方法后,2项指标均得到明显改善。 定量分析表明,相比于单相电压跌落,两相电压跌落所引起的母线电压纹波和并网电流谐波均有所减弱,这也符合对称分量法的推导结果。 图13给出了对比仿真波形,图中uc1为标幺值,幅值为占基波百分比。
5结语
本文将超级电容的经典模型应用于风电系统LVRT电路的分析,并给出基于电容充放电特性的超级电容容量计算方法。 建立了基于固态变压器结构的永磁同步风电系统仿真模型,逆变器并网控制采用正负序电压分别定向控制策略。 仿真研究表明,所提出的LVRT电路的参数选择合理,控制方法有效, 所设计的风电系统具备可靠的LVRT能力。
本文所提出的基于超级电容的LVRT功能分析与计算方法对大容量风电并网系统的理论研究与工程设计都具有参考意义。
摘要：提出一种基于固态变压器的新型永磁风电并网系统,采用超级电容构建Crowbar电路实现低电压穿越功能,并网逆变器采用正负序电压定向控制策略。研究了超级电容工程模型的充放电特性,根据低电压穿越要求,计算出Crowbar电路中超级电容的容量,通过直流母线功率平衡要求在Crowbar电路控制中采用电压差检测的方法,控制超级电容的充放电。仿真结果表明,该系统在各种电压跌落情况下均能维持直流母线电压稳定,并网电流保持正弦。