零电压穿越（精选7篇）
零电压穿越 篇1
0 引言
作为清洁能源发电的典型代表, 大型光伏发电技术近年取得了长足的发展和进步, 特别是大型光伏并网逆变器的大规模应用使得其对电网的影响愈来愈受到国内外学者的研究和重视[1,2,3], 光伏并网逆变器的零电压穿越 ( ZVRT) 技术就是其中之一。当光伏并网逆变器在其所占比例不高的电网中发生系统低电压自动脱网时是可以接受的, 但是对于在占有很大比例的电力系统中则会给系统造成电网电压和频率的崩溃, 给生产、生活带来巨大的损失。因此, 为了使大型光伏并网逆变器在电网电压短时跌落时仍然能保持并网, 电网安全运行准则要求光伏并网系统具有一定的零电压运行能力[4]。
现有文献大多针对光伏并网逆变器低电压穿越 ( LVRT) 展开讨论和研究, 例如: 文献[5-8]采用传统电压、电流双闭环控制与电网电压前馈实现光伏并网逆变器LVRT; 文献[9-13]在电网电压不平衡条件下, 给出了光伏并网逆变器正负序电流环控制策略, 保证了当电网电压不对称跌落时的逆变器故障穿越。但是, 对要求更为严苛的ZVRT, 目前鲜有文献对光伏并网逆变器相关控制策略进行讨论。
本文在分析光伏并网逆变器ZVRT标准的基础上, 详细讨论了逆变器实现ZVRT各项关键技术, 包括: 电网电压正负序分离及锁相技术、逆变器有功和无功电流控制技术、不平衡电网条件下的逆变器控制技术等。为了补偿逆变器数字控制固有的一拍延迟[14,15], 以及控制环路中数字滤波、电网电压正负序分量及锁相等环节所造成系统电流环电网电压前馈相位滞后, 本文进一步提出在系统控制环路中引入电网电压前馈分量相位超前补偿环节, 从而有效改善逆变器在ZVRT瞬间的并网电流过冲现象。最后, 利用国网电力科学研究院实验验证中心实时数字仿真器 ( RTDS) 和一台500 k W光伏并网逆变器样机的实验结果验证了本文所分析和讨论的光伏并网逆变器ZVRT控制策略的正确性和有效性。
1 光伏并网逆变系统实现ZVRT的要求
根据《GB /T 19964—2012光伏发电站接入电力系统技术规定》的最新要求, 光伏并网逆变器应实现如下功能。
1) 在附录A图A1 所示的逆变器ZVRT曲线范围内逆变器不得脱网。
2) 电力系统发生不同类型故障时, 若光伏发电站并网点考核电压全部在附录A图A1 电压轮廓线及以上的区域内, 光伏发电站应保证不脱网连续运行; 否则允许光伏发电站切出。
3) 对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站, 其有功功率在故障清除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少30% 额定功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值。
4) 对于通过220 k V (或330 k V) 光伏发电汇集系统升压至500 k V (或750 k V) 电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站, 当电力系统发生短路故障引起电压跌落时, 光伏发电站注入电网的动态无功电流应满足以下要求:1自并网点电压跌落的时刻起, 动态无功电流的响应时间不大于30 ms;2自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9 (标幺值) 期间, 光伏发电站注入电力系统的无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化, 并应满足:
式中: UT为光伏并网逆变器并网点电压标幺值; IN为逆变器额定并网电流。
由附录A图A1 所示的并网逆变器ZVRT曲线可知: 当电网电压三相对称跌落至零时, 仍要求逆变器并网运行0. 15 s并向电网输出接近于额定并网电流1. 05 倍的无功电流。因此, 相比LVRT, ZVRT对于并网逆变器的稳定运行提出了更高的要求。
2 光伏并网逆变器ZVRT控制策略及分析
图1 为典型光伏并网逆变器结构示意图, 其中:Cdc为直流母线支撑电容; Q1 至Q6 为逆变器功率管; iA, iB, iC为三相并网滤波电感电流; L为三相交流输出滤波电感; R为线路寄生电阻; C为交流侧输出滤波电容; eA, eB, eC为三相电网电压。
2. 1 电网电压正负序分离及锁相控制
系统电网电压正负序分离及锁相环节作为光伏并网逆变器的控制核心技术之一, 对逆变器并网稳定运行具有重要的意义。尤其是在应对逆变器ZVRT中所出现的电网电压对称/ 不对称跌落时, 实现对电网电压相位的快速检测、跟踪以及对不平衡电网电压的正负序分离将直接关系到光伏并网逆变器是否可以顺利实现ZVRT。目前, 对于三相并网逆变器应用最多的是基于双二次广义积分 ( DSOGI) 的正负序分离及锁相方案[16,17,18], 其中正负序分离系统控制框图见附录A图A2。
通过对三相电网电压进行Clark变换获得两相静止坐标下电网电压分量eα和eβ, 利用二次广义积分模块分别获得eα所对应的两路正交信号eα' 和eαq', 以及eβ所对应的两路正交信号eβ' 和eβq'。以eα分量所生成的两路正交信号eα' 和eαq' 为例, 根据附录A图A1 所示的控制框图可得eα'和eαq' 到输入信号eα的传递函数D ( s) 和Q ( s) 分别为:
式中: ω0为谐振角频率 ( 即电网电压角速度) ; ks为阻尼系数。
由传递函数D ( s) 和Q ( s) 可以得到其相应的频率曲线如附录A图A3 所示 ( 传递函数中 ω0取314 rad / s, 阻尼系数ks取1) 。
由附录A图A3 所示的传递函数D ( s) 和Q ( s) 频率曲线可知: 二次广义积分实现对电网电压正负序分离的本质是利用低通滤波器和带通滤波器分别对输入电网电压进行滤波, 分别获取滤波后的工频信号, 以及其对应滞后90°信号的正序 ( + 50 Hz) 和负序 ( - 50 Hz) 混合分量。因此, 为了进一步从中对正序和负序分量进行分离, 需要按式 ( 3) 进行四则运算, 从而分别提取出电网电压的正序分量eα +, eβ +和负序分量eα -, eβ -。
根据电网电压正负序分离的结果, 进一步对其在两相旋转坐标系下进行闭环锁相即可分别获得电网电压正序和负序锁相角 θg +, θg -。锁相系统控制框图如附录A图A4 所示, 通过控制电网电压正负序q轴分量eq +, eq -为零, 实现对电网电压正序和负序闭环锁相。
2. 2 逆变器有功和无功电流控制
由于没有转动惯量, 当光伏并网逆变器ZVRT时, 在电网电压跌落期间, 逆变器最大直流母线电压即为开路电压Uoc。为了抑制光伏并网逆变器穿越期间输出过流, 需要确保逆变器功率模块器件安全。同时, 为保证电网电压出现跌落时逆变器不脱网运行, 光伏并网逆变器需要根据电网电压跌落情况向电网输出一定的无功功率, 故需要对电流内环的有功和无功电流指令进行限制。
考虑到逆变器ZVRT期间, 无功量的输入会对电网电压进行一定的抬升, 因此为满足逆变器无功支撑量要求, 将式 ( 1) 中无功电流给定公式修正为:
式 ( 4) 中以电网正序电压标幺值Ed+作为无功电流响应基准, 同时考虑到逆变器无功电流控制环路响应速度的影响, 为了满足逆变器无功支撑量的要求, 可将无功电流给定系数x进行适当的放大。
在电网电压跌落期间, 为了抑制光伏并网逆变器穿越期间输出过流, 确保功率模块器件安全, 需要对电流内环的有功电流指令进行限制, 有
式中: k为逆变器功率模块所能承受的最大额定电流倍数。
联立式 ( 4) 和式 ( 5) 得逆变器有功电流给定限值为:
并网逆变器电流环在两相旋转坐标系下采用传统的电网电压前馈和解耦控制, 控制信号经过Clark反变换在两相静止坐标系下生成调制信号Mα和Mβ, 最后经过空间矢量调制产生控制功率管的占空比信号, 相关控制框图见附录A图A5。
2. 3 电网电压不平衡条件下系统控制
当电网电压不对称跌落时, 为保证逆变器输出电流波形的正弦度及电能输出质量, 需对逆变器采取相应的控制策略以保证逆变器在不平衡电网电压条件下的稳定运行, 即需对并网电流负序分量进行有效控制[19,20,21]: 通过控制逆变器在不平衡电网电压条件下的负序电流分量为零, 有效抑制并网电流负序分量, 进而保证逆变器入网电流的电能质量。因此, 为实现上述目的, 可直接将三相不平衡电网电压中所提取的电网电压负序分量前馈并与正序电流控制器输出直接进行合成以生成调制矢量。即, 由前馈电网电压负序分量与实际电网电压负序分量相抵消, 从而直接控制入网电流的正序分量跟踪电网电压正序分量即可。相关控制框图见附录A图A6。
3 基于电网电压前馈相位补偿的光伏并网逆变器ZVRT控制策略
对于数字控制的光伏并网逆变器而言, 由于数字控制系统固有的一拍滞后以及其他控制环节所引起的延迟, 如电网电压正负序分离、闭环锁相、数字滤波等, 将造成控制系统电流环中的电网电压d, q轴分量前馈不及时, 无法快速反映当前电网电压突变情况, 使得控制系统抗电网电压扰动性能大为下降, 原本前馈引入的电网电压d, q轴分量甚至无法起到前馈控制应有的作用。特别是当光伏并网逆变器进入ZVRT瞬间, 电网电压对称或不对称跌落均可视为电网电压的大幅扰动, 若此时电网电压前馈响应不及时, 将造成并网电流出现大幅过冲, 严重时将会损坏功率器件。
传统的三相并网逆变器系统电流环在离散域的控制框图如图2 ( a) 所示, 其中, Gi ( z) 和Gh ( z) 分别为电流调节器、零阶保持器在z域的传递函数, igref ( z) 为z域的并网电流给定值。由于图2 ( a) 是一个离散域和连续域混合的系统, 为方便分析, 可将系统中的离散域统一至连续域中, 从而得图2 ( b) 所示的逆变器电流环连续域控制框图, 其中Gi ( s) 和Gh ( s) 分别为电流调节器、零阶保持器在s域的传递函数, Ts为开关周期 ( 采样周期) , igref ( s) 为s域的并网电流给定值, 继续对图2 ( b) 进行等效变换从而可得图2 ( c) 所示的系统控制框图。
由图2 ( c) 所示的控制框图可得电网电压e ( s) 到输出电流ig ( s) 的环路增益T1 ( s) 为:
式中: Gd ( s) = e- s Ts ; Gh ( s) = ( 1 - e- s Ts ) / s。
由环路增益表达式可知, 由于数字控制的滞后作用, 即使在逆变器控制系统中引入了电网电压前馈, 环路增益仍然不为0。即当电网电压出现扰动时, 电网电压前馈量并不能实时对扰动量进行抵消。从补偿原理来看, 前馈补偿并不能减轻反馈控制的负担。此外, 当考虑三相电网电压不平衡控制时, 对不平衡电网电压的正负序分离算法、闭环锁相算法等, 更是加剧了上述电网电压前馈的非实时性。
根据上述分析, 为了减轻控制环节所引起的电网电压前馈分量相位滞后现象, 提高逆变器系统对电网电压扰动的动态特性, 本文提出在电网电压前馈分量中引入相位超前补偿环节, 从而补偿由数字控制系统以及其他控制环节所引起的电网电压前馈量的相位滞后, 提高电网电压前馈的动态响应以及电网电压前馈对于系统抗电网电压扰动的控制作用。其中相位超前补偿环节s域传递函数为:
式中: a和b为相位补偿系数; c为增益补偿系数。
根据式 ( 8) 所示的Glead ( s) 传递函数可得当c =1, 相位补偿系数a和b发生变化时, Glead ( s) 频率特性分别如附录A图A7 ( a) ( b) 所示: 当补偿系数b一定时, 传递函数增益随着补偿系数a的增大而减小, 而相位超前角则呈增大趋势; 同理, 当补偿系数a一定时, 传递函数增益随着补偿系数b的增大而增大, 而相位超前角则呈减小趋势。附录A图A7所示的频率曲线表明Glead ( s) 相位角与相位补偿系数a和b大小有关, 当补偿系数b越小, a越大则传递函数相位超前角度越大, 相应的系统增益衰减也越明显。因此, 在控制系统中为维持特定频率处的幅值不变, 需要对所衰减的增益进行一定的补偿。
定义Glead ( s) 相频函数 φ ( ω) 为:
令dφ ( ω) /dt = 0, 即可得到产生最大相位超前补偿处的频率 ωm:
联立式 ( 9) 和式 ( 10) , 从而有此时最大相位超前补偿角度为:
为了保证经过相位超前补偿后的电网电压增益保持不变, 故在补偿处有| Glead ( ωm) | = 1, 从而得:
以在电网电压前馈分量基波50 Hz处相位补偿30°为例, 即 ωm= 314 rad / s, φmax= 30°, 联立式 ( 10 ) 至式 ( 12) 可得此时相位超前补偿环节传递函数为:
式 ( 13) 对应的频率曲线见附录A图A8, 由图可知, 通过上述设计和计算可使得所提出的相位超前补偿环节在工频50 Hz处实现特定相位角超前补偿 ( 30°) , 且保持该频率点处增益为0 d B, 从而使得在引入相位超前补偿环节后的系统控制环路在工频处的增益保持不变。
此外, 所提出的相位补偿方案施加在电网电压前馈通道, 其目的是对由数字控制系统以及其他控制环节所引起的电网电压前馈分量相位延迟进行补偿, 以提高控制环路中的电网电压前馈动态响应速度, 故不会对原有系统控制环路稳定性造成影响。
根据上述分析, 引入电网电压前馈超前补偿环节后的系统整体控制框图如图3 所示。
对经过正负序分离环节之后的电网电压正序分量eα +和eβ +进行相位超前补偿, 然后对补偿后的电网电压正序分量进行Park变换, 从而获得补偿后的两相旋转坐标下的电网电压前馈分量edlead +和eqlead +, 最后将其引入到电流环的前馈控制中。
4 仿真及实验验证
4. 1 参数介绍
针对上述分析, 对光伏并网逆变器ZVRT控制策略进行仿真和实验研究。逆变器具体实验参数如下: 并网逆变器输出额定功率为500 k W, 开关频率为3. 2 k Hz, 直流支撑电容为0. 018 9 F, 三相输出交流滤波电感为100 μH, 三相交流输出滤波电容为80μF ( △形连接) , 输出并网电压为315 V, 频率为50Hz, 逆变器采用FPGA-SPARTAN3A和Power PC8247作为系统控制核心, 主功率模块采用英飞凌FF1400R12IP4 单元。考虑到ZVRT期间无功电流环响应速度, 以及所需满足的无功支撑量等要求, 式 ( 4) 中无功给定系数x实际取4; 考虑到系统控制环路中电网电压前馈分量实际滞后角度, 采用式 ( 13) 所示的相位超前补偿环节传递函数。
4. 2 系统仿真研究
首先, 光伏并网逆变器采用附录A图A6 所示的控制策略。当电网电压对称ZVRT时, 逆变器三相并网电流及电网电压仿真波形如附录A图A9 ( a) 所示, ZVRT瞬间三相电网电压和并网电流局部放大如附录A图A9 ( b) 所示。仿真结果表明, 当电网电压对称跌落瞬间, 逆变器根据电网电压跌落情况快速输出相应的无功, 且跌落期间输出无功量满足相应的标准要求。此外, 逆变器并网电流在电网电压跌落瞬间出现大幅过冲, 其电流尖峰幅值达到近2 000 A。附录A图A9 ( c) 进一步给出了电流环中电网电压前馈分量仿真波形, 仿真波形显示, 由于系统控制环路所存在的数字滤波、控制延迟等环节使得电网电压前馈分量不能适时反映电网电压真实跌落情况, 使得控制系统应对电网电压扰动的动态响应能力变弱。
当引入电网电压前馈分量相位超前补偿环节后, 即光伏并网逆变器采用图3 所示的控制策略, 当电网电压进入对称ZVRT瞬间, 逆变器系统仿真波形如图4 ( a) ( b) 所示, 其中图4 ( a) 给出了电网电压前馈分量相位超前补偿前后 ( ed +和edlead +) 的仿真波形。仿真波形显示: 引入电网电压前馈分量相位超前补偿环节后, 电网电压前馈分量动态响应得到提高, 从而减轻了电网电压跌落瞬间, 电流环反馈回路的控制负担。图4 ( b) 为逆变器三相并网电流及电网电压仿真波形, 仿真结果显示: 随着电网电压前馈分量相位超前补偿的引入, 在电网电压跌落瞬间, 三相并网电流过冲得到了很好的抑制, 其电流尖峰被抑制到1 700 A左右, 与ZVRT期间无功电流额定给定值相当。
图4 ( c) 进一步给出了当电网电压不对称ZVRT时, 逆变器三相并网电流及电网电压仿真波形。仿真波形显示, 在不对称ZVRT瞬间, 逆变器并网电流没有出现明显的过冲; 同时在穿越期间, 逆变器输出无功电流波形仍然是很好的正弦波形, 满足相关电能质量要求。
4. 3 系统实验验证
图5 进一步给出了相关实验波形。 其中图5 ( a) 为未采用电网电压前馈相位超前补偿 ( 即采用附录A图A6 所示的控制策略) , 电网电压对称ZVRT时的三相并网电流和电网电压波形局部放大图 ( 完整波形见附录A图A10 ( a) ) 。图5 ( b) 为引入电网电压前馈分量相位超前补偿后 ( 即采用图3所示的控制策略) , 电网电压对称ZVRT时的三相并网电流和电网电压波形局部放大图 ( 完整波形见附录A图A10 ( b) ) 。实验波形显示, 基于本文所提出的逆变器ZVRT控制策略, 逆变器很好地实现了在电网电压对称ZVRT期间的故障穿越, 同时在电网电压跌落瞬间并网电流过冲也得到了很好的抑制。
图6 ( a) 进一步给出了电网电压不对称ZVRT时, 并网逆变器三相并网电流和电网电压波形局部放大图 ( 完整波形见附录A图A11) 。实验波形显示在不对称ZVRT瞬间, 逆变器输出电流过冲同样得到很好的抑制。此外, 在故障穿越期间, 由于并网电流负序分量得到很好的控制, 从而使得并网电流保持很好的正弦度, 满足相关电能质量要求。
上述实验波形充分表明, 在本文所提出的光伏并网逆变器ZVRT控制策略下, 并网逆变器均很好地实现了在各工况下的故障穿越, 实测结果显示控制效果符合相关标准对于逆变器ZVRT的要求。
5 结语
本文通过分析光伏并网逆变器ZVRT相关标准, 详细讨论了逆变器电网电压正负序分离及锁相环节、有功和无功电流控制、电网电压不平衡条件下系统控制等并网逆变器核心控制环节。同时, 考虑到由于数字控制所固有的系统一拍延迟以及控制环路中滤波等环节将引起电流环电网电压前馈分量相位滞后, 从而导致电网电压跌落瞬间逆变器并网电流出现大幅过冲, 本文提出了电网电压前馈分量相位超前补偿环节, 并给出了引入相位超前补偿环节后的并网逆变器实现ZVRT系统控制框图。改进后的并网逆变器系统控制策略有效抑制了逆变器ZVRT瞬间的入网电流尖峰, 同时在故障穿越期间很好地满足了相关标准及电能质量要求。仿真与实验结果充分表明本文所提出的光伏并网逆变器ZVRT控制策略的正确性和有效性。
零电压穿越 篇2
近年来,国内风电设备制造厂商逐步走出国门,参与国际市场竞争。按国际惯例,风电机组整机出口前应参照出口目的国(地区)的电网导则开展低电压穿越(LVRT)能力测试,取得经行业认可的检测证书。
世界上许多国家已经将风电机组零电压穿越(ZVRT)能力要求纳入本国电网导则中。零电压穿越能力是以低电压穿越概念为基础,指由于电网故障或扰动,引起机组并网点的电压跌落至零时,机组能够不间断并网运行的能力。由于中国尚未明确对零电压穿越能力的检测要求,国内开展的风电机组零电压穿越能力测试研究较少,双馈风电机组零电压穿越能力测试方案更是空白[1,2]。
文献[3]总结了目前双馈风电机组应对低电压穿越的几种方法,即当电网电压跌落程度不深时,机组利用变流器自身容量实现控制目的;当电网电压跌落程度较深时,机组额外增加Crowbar电路等硬件保护措施。然而,当电网电压跌落至零时,根据低电压穿越工况设计的Crowbar电路以及相关控制策略无法满足要求,需要重新调整Crowbar电路设计、控制策略和控制参数设置,更换部分核心元器件,以应对更加严苛的故障状况。这种技术改造的方向和方法需要通过实际测试加以检验,实际测试中面临的Crowbar组件过流能力如何计算、Crowbar阻值如何选取、变流器控制参数如何设置等问题也对风电机组并网能力设计具有指导意义。
本文对比了世界各国具有代表性的零电压穿越能力标准,选取最严格的澳大利亚标准作为测试依据,参考文献[4-6]对电压跌落故障期间机组运行状态的理论分析,对已通过国内低电压穿越能力测试的某2 MW风电机组开展了零电压穿越能力测试,记录了完整的测试过程、结果分析过程以及机组技术改造过程,完成了本次双馈风电机组零电压穿越能力测试研究。
1 风电机组零电压穿越能力要求分析
零电压穿越概念在低电压穿越概念的基础上被专门指出,是因为当并网点电压骤降到零时,电网侧基本处于短路状态,机组故障电流会大大超过低电压穿越过程中故障电流范围,这将导致已经通过低电压穿越测试的机组被迫脱网自保。零电压穿越对风电机组的控制策略、设备容量以及测试调试方法提出了更高的要求,在进行检测前应先对零电压穿越的要求进行深入了解,并对现有控制策略和设备容量进行分析,对不满足要求的算法、参数及设备硬件进行优化替换,确保零电压穿越测试期间机组安全稳定不脱网。
世界各国的低(零)电压穿越能力标准如表1所示,可知,澳大利亚电网对零电压穿越的要求最为严苛,其要求的细节波形可参考附录A图A1,因此,本文研究将以澳大利亚零电压穿越要求作为测试标准开展[2,7]。
2 零电压跌落故障对机组影响的理论分析
2.1 电压跌落故障分析
电网电压故障通常出现在电力传输系统的高压输电端,持续半个电网周期到一分钟,其故障类型大致有4 种:三相电压等幅(对称)跌落故障、单相对地短路故障、两相对地短路故障以及相间电压故障。电网电压跌落故障会引起双馈异步发电机端三相电压出现对应跌落故障。其中,三相电压对称跌落期间,机端电压仅含正序交流分量,不对称跌落期间,机端电压还包含负序和直流分量,由此可知,不对称的电网电压跌落故障对机组的影响更大。
双馈风电机组发电机定子绕组直接接入电网,变流器控制能力有限,抗电压扰动能力薄弱。电网电压出现跌落时,机组容易出现过流过压、转矩冲击,输出振荡、谐波等情况。低(零)电压故障期间,双馈变流器的控制策略基于转子电流(电压)变化制定,因此,应获取转子电流(电压)的解析式作为变流器控制设计的参考依据。
2.2 三相对称跌落时的双馈风电机组瞬态分析
双馈风电机组转子侧变换器与发电机的等效电路如图1所示[4,5]。
图中,Ψ 表示磁链,ω 表示转速,U表示电压,I表示电流,R表示电阻,L表示电感,下标s和r分别为定子和转子变量的标记,下标 σ为漏感标记,下标m为互感标记。变量的相量表达为:
由图1可得:
假设t0时刻,电网发生三相对称电压跌落故障,跌落程度(相对归一值)为p,p∈[0,1],参考式(1)、式(2)可得:
式中:为跌落残压形成的磁链稳态分量;为随时间常数Ts=Ls/Rs衰减的磁链暂态分量。
综合式(5)、式(6),可知故障时刻转子电压的表达式如式(7)所示。
式中:ks=Lm/Ls;rf和rn分别为分量对应的转子电压分量;s=(ωs-ωr)/ωs为转差率;r0为故障时刻转子开路电压[4,5,8,9]。
2.3 三相不对称跌落时的双馈风电机组瞬态分析
假设发电机阻抗对称,则定子磁链中的正、负序分量大小相等,旋转方向相反且分别对应由电网残压形成的两个定子磁链稳态分量,同时,发电机存在与跌落时刻和跌落类型相关的自由衰减磁链。参考式(1)得到式(8)、式(9)。
式中:U1和U2分别为发电机的正序和负序电压。
零序电压不产生磁链。式(8)、式(9)代入式(6)可得:
式中:r1和r2分别为对应的转子电压。
自由磁链对应的转子电压rn为:
定子磁链分量为:
由式(10)至式(12)可知不对称跌落故障时刻的转子电压表达式为[5,8,9]:
2.4 Crowbar动作后的双馈风电机组瞬态分析
本文使用的双馈风电机组拓扑图可参考附录A图A2。由式(3)和式(17)可得式(18)。
式中:Tr′=σLr/Rr,为转子暂态时间常数,其中σ=1-Lm/(LsLr),为漏磁系数。
由图1可知,定子端阻抗Zs如式(19)所示,进而可得式(20)。
式中:Ts′=σLs/Rs,为定子暂态时间常数;rf(t)和rn(t)分别为Crowbar动作时转子电流的稳态分量和不断衰减的自由分量[5,6,8,9]。
3 零电压穿越机组技术改造
3.1 优化后的控制策略
零电压穿越期间机组运行控制的难点在于同时抑制发电机转子过电流和变流器直流母线过电压。
电网电压出现不对称跌落时,双馈发电机定子磁链包含正序交流、负序交流和暂态直流3种分量,需要通过控制转子励磁电压,使发电机产生与定子磁链中的负序分量和暂态直流分量有相反相位关系的转子电流及其对应漏磁场,以此抵消定子磁链中的负序分量和暂态直流分量,即灭磁控制方法。受转子侧变换器容量限制,电网电压跌落较深时,转子侧变换器容量将全部用来产生灭磁转子电流,无余力控制双馈发电机的无功电流输出,无法满足目前大部分穿越标准中的机组无功支撑要求。尤其是面对零电压跌落等极端情况时,应以增加主动式交流Crowbar装置配合灭磁控制的方法加以应对[3]。
当转子电流增大至触发点阈值时,瞬时投入Crowbar装置,同时断开转子侧变换器与转子回路的连接,相当于在转子回路中串入Crowbar电阻,增加转子阻抗;在设置的Crowbar动作时间到达后,Crowbar装置切出,为无功支撑预留足够的响应时间,此时转子侧变换器同时进行灭磁控制和无功支撑控制至故障完全消除。
低(零)电压穿越期间,双馈发电机转子故障电流会对变流器直流母线电容进行充电进而引起直流母线过电压,在控制策略中应增加直流母线电压触发Crowbar动作设置。该设置也可防止电压跌落幅度不深时,转子故障电流未达到触发点阈值却对直流母线电容缓慢充电引起直流母线过电压的情况。
零电压穿越期间,电网侧基本短路,网侧变换器不再具备调节直流母线电压能力,可以考虑增加Chopper电路(直流电阻),限制直流母线过电压;也可以测试分析直流母线承载能力后调整直流母线触发点阈值,同时增大Crowbar装置过电流释放能力。
综上所述,Crowbar装置中的电阻阻值选取十分关键,阻值越大,转子感应故障电流越小,可是阻值过大也会导致转子侧变换器和转子绕组上产生过电压,影响直流母线电压。Crowbar投入和切除时刻的控制也很重要,触发点阈值的选择也应予以充分考虑。此外,Crowbar装置投入期间将短接转子绕组,双馈发电机变成以大转差运行的并网笼式异步发电机,从电网中吸收大量无功功率,加重故障电网的无功负担,不利于电网电压恢复[3]。
3.2 测试与仿真
3.2.1 预测试结果及分析
由于本次零电压穿越能力测试系国内首次针对双馈风电机组开展的400ms级零电压穿越测试,在测试前,应先进行零电压跌落预测试监控零电压穿越期间转子电流并掌握变流器脱网时的其他技术参数,大功率三相不对称零电压跌落工况预测试变流器监控结果如图2所示。
由图2可知,在7ms左右未脱网的零电压穿越期间,按比例折算后的转子电流峰值超过1 600A(图中幅值,实际值超过2 300 A),转子电流触发Crowbar动作后无法限制直流母线电压在安全阈值内,导致机组自保脱网。而且,零电压穿越期间转子过电流幅值较大且波动频繁,以直流母线电压触发Crowbar动作后Crowbar装置响应时间不足,也会引起直流母线过电压导致脱网。因此,初步判断转子电流触发阈值不合适应加以调整。
调整转子电流触发点阈值后相同工况下第二次预测试转子电流结果如图3所示。
由图3可知,零电压穿越期间,机组不脱网时转子电流最大幅值超过5 500A,怀疑Crowbar组件(绝缘栅双极型晶体管(IGBT))过流能力(容量)不足,需进一步仿真评估。
3.2.2 Crowbar组件过流能力仿真实验
预测试中,Crowbar组件选取两个IGBT并联,每个IGBT有上下两个桥臂,参考转子电流最大幅值,流过IGBT单个桥臂的电流(即Ic)不会超过1 500A(将转子电流按6 000A估算,Ic计算方法下同),仿真时长设置为100 ms,仿真结果如图4(a)和(b)所示。图中:工况1 为两个IGBT并联,Ic<1 500 A;工况2 为两个IGBT并联,Ic<1 500A(10ms),Ic<900A(80ms);工况3为三个IGBT并联,Ic< 1 000A (10ms),Ic<600A(80ms);Tj-D和Tj-IGBT分别为二极管和IGBT的结温。
由图4(b)可知,最高结温超过200 ℃(结温上限175 ℃),说明Crowbar组件过流能力不足。需要指出的是,第二次预测试结果(见图3)显示Crowbar组件内两个IGBT并联也可以保持机组不脱网,似乎与IGBT过流能力不足的结论不一致,进一步分析图3可知,预测试中故障期间的转子电流只有在第一个10ms内峰值达到5 500A,随后的时间里峰值基本保持在3 000A左右,所以将仿真工况设置为转子电流峰值6 000A流入时间10ms以及3 600A流入时间80 ms(实际过电流流入Crowbar组件的时间小于80 ms)更为合适,即工况2。仿真结果如图4(c)所示。
从图4(c)可知,最高结温低于150 ℃,虽然没有超过结温上限,但考虑仿真误差及设置安全余量,将Crowbar组件改为三个IGBT并联,仿真结果如图4(d)所示。可知,最高结温不超过90 ℃,可以满足测试需求,且余量较大,因此确定正式测试方案Crowbar组件内三个IGBT并联。
3.2.3 Crowbar阻值选取仿真实验
从上文可知,为保护变流器设备安全,需选择合适阻值的Crowbar电阻释放过电流产生的能量。为确定阻值,使用基于MATLAB/Simulink环境的风电机组数学模型进行仿真,工况设定为发电机转速1 800r/min(满发状态)、电压在t=2s时刻开始三相对称跌落、跌落时间430 ms,直流母线电压过压保护门限为1 344V,结果如图5所示。
图5(a)和(b)中,Rcb=0.25Ω 为机组通过国内低电压穿越标准时选取的阻值,零电压跌落时,机组转子电流剧烈振荡,直流母线电压超过门限值,变流器自保脱网,可知该阻值已不适用于零电压跌落工况。调整Rcb=0.15Ω 时,如图5(a)所示,直流母线电压低于1 300 V,可完成穿越。为确保实测时设备安全,选取Rcb=0.13Ω,仿真结果如图5(c)所示,可知结果满足穿越要求。
综上,最终确定Crowbar装置内三个IGBT并联,电阻为0.13Ω×3,对应容量为360kJ×3。
4 测试结果
本次研究过程中,实际测试了满发功率、10%~30%功率的三相对称跌落和AC相(不对称)跌落共四种零电压穿越工况。图6是满发功率三相对称零电压跌落工况下35kV侧实际测试结果,可知测试结果满足澳大利亚零电压穿越测试标准要求。
5 结论
1)低(零)电压穿越期间风电机组运行控制的核心是变流器的控制,目的是既要保证机组不脱网运行又要保证自身设备安全。零电压穿越对机组的技术性能要求更高,需要对已通过低电压穿越测试的机组进行技术改造,改造内容包括调整变流器控制策略和更换硬件。变流器控制策略调整需要综合判断转子侧变换器过电流和直流母线过电压情况,重置部分控制参数,尤其是相关阈值;更换硬件旨在提高设备容量,增强故障期间运行能力。此外,开展测试前应进行预测试,根据预测试结果对现有设备进行仿真评估并参考计算结果适度设置安全冗余。
2)风电机组低(零)电压穿越能力依赖于高性能大容量耐压电力电子元器件,提高IGBT,Crowbar电阻以及直流母线等器件过流耐压性能将极大提升机组面对电网故障情况下的运行控制能力。
3)现有双馈发电机及励磁变流器的数学模型精度还有提升空间,现有模型不能精细模拟电压故障条件下设备的电磁环境,降低了参数设置和保护装置设计的准确性。而且,现有测试均是基于单个机组开展,未来低(零)电压穿越技术研究可重点考虑搭建更高精度的数学模型或是以风电场为单位的电力系统仿真模型[10]。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
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零电压穿越 篇3
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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并网光伏系统低电压穿越策略综述 篇4
关键词：光伏系统,低电压穿越,综述
0引言
随着社会的发展,能源需求与日俱增,但化石能源的储备有限,因此可再生能源成为大家关注的重点。光伏作为一种公认的清洁可再生能源,装机容量逐年递增[1]。随着光伏渗透率增加,光伏接入点电压跌落后不能再简单地切除光伏,否则可能会导致故障范围扩大[2]。在此背景下,我国的光伏发电站低电压穿越检测技术规程对光伏发电站低压穿越能力提出了明确要求。光伏低电压穿越( low voltage ride through,LVRT)是指当电网发生故障或扰动以后造成光伏并网点电压跌落,光伏发电站能在一定的电压跌落范围和时间内保证不脱网连续运行,并提供动态无功功率来提高并网点电压[3]。同时,光伏并网点电压跌落会给光伏设备带来一系列动态过程,如出现过电压、过电流和功率波动等,严重危害光伏设备本身及其控制系统的安全运行[4],因此有必要研究光伏低电压穿越策略。
目前光伏低电压穿越策略的研究已经取得了不少研究成果。本研究对光伏低电压穿越策略各方面取得的主要技术成果进行梳理和综述,对今后还需要解决的问题提出自己的看法。
1光伏低电压穿越要求
我国对光伏低电压穿越最新要求是当电力系统发生故障时,光伏并网点电压跌落到图1 中折线以下时,光伏可以被切除退出运行,否则保持并网运行[5]。
如图1 所示,Vpcc为光伏接入点电压标幺值,在故障发生后0 ~ 2 s需要光伏具有低压穿越能力,即使光伏并网点电压跌落到0,光伏也要并网运行150 ms。
目前光伏实现低电压穿越主要有两大类途径:①通过外加辅助设备; ②通过光伏逆变器控制策略来实现。它们的特点及实现方式都不同,以下分别对这两类方式进行分析。
2外加辅助设备策略
外加辅助设备有3 种方式实现: ①直流侧增设辅助设备; ②交流侧增设辅助设备; ③增设储能设备。
2. 1 直流侧增设辅助设备
通过两级并网的光伏,在低电压穿越的时候,可以在逆变器直流侧加装卸负荷设备[6,7]。其实现方式如图2 所示,当电网电压跌落时,系统通过卸负载控制来实现直流电压的稳定,进而实现光伏的低电压穿越。
光伏在进行低电压穿越时,由于交流侧电压跌落,如果不改变逆变器有功功率输入,会导致有功电流快速增大,进而导致逆变器保护动作而退出电网运行。为维持其并网运行,在直流侧通过卸负荷控制动态调整输入有功大小,实现光伏的有功平衡,从而实现光伏的低电压穿越。
2. 2 交流侧增设辅助设备
除了在直流侧添加辅助设备外,也可以在交流侧增加辅助设备来实现光伏低电压穿越[8]。其实现方式如图3 所示,在光伏与电网间串联一个动态电阻,通过控制动态制动电阻来实现光伏的低电压穿越。
当检测到电网侧电压跌落,本研究根据跌落程度控制旁路开关的打开和闭合。低电压穿越时,光伏输出的有功不变,通过旁路开关的闭合可以把一部分有功消耗在旁路电阻上,从而实现光伏的低电压穿越。
以上两种辅助设备都是在低电压穿越时通过消耗光伏面板产生的多余有功功率,减少光伏对电网的有功输出,从而实现不脱网运行。
2. 3 增设储能设备
除了消耗电网电压跌落时多余的有功功率,也可以通过增设储能设备来实现光伏的低电压穿越。一般情况下储能设备分两种,一种是超级电容,一种是储能电池。
其实现方式的示意图如图4 所示。
增设的储能电池是并联在逆变器交流侧。通过光伏和储能电池协调控制来实现光伏的低电压穿越[9]。在电压跌落时通过储能电池吸收光伏系统冗余的能量,同时储能电池也可以向电网注入无功功率。而增设的超级电容是并联在逆变器直流侧[10,11,12]。在电网电压跌落时,超级电容吸收直流侧冗余能量,维持直流侧电压平衡,从而实现光伏的低电压穿越。
3逆变器控制策略
更多学者研究通过改进光伏并网逆变器控制策略来实现光伏的低电压穿越,其实现方式为: 当检测到电压跌落时,在保证逆变器安全运行的约束下,按控制目标重新分配光伏有功功率和无功功率的输出。逆变器控制方式主要有PI控制,PR控制和预测电流控制。
3. 1 PI控制
大量学者提取逆变器交流侧正序电压和电流对逆变器进行控制[13,14,15,16,17,18,19,20,21,22],通过对电压电流的坐标变换,实现逆变器有功和无功解耦控制[23]。
其控制框图如图5 所示。
其低电压穿越控制可以通过开关K选择dq轴电流设定值I*dq来实现[24]。当检测到电网电压跌落,根据并网点电压跌落情况[25]或者无功功率[26]设置q轴电流参考值Iq*,再根据图中虚线框1 所示考虑逆变器容量限制设置d轴电流参考值Id*。该方法参数少易于调试和实现,但系统控制速度较慢,系统交流电流可能由于调节器设计不合适而出现超限,造成系统不稳定或故障[27],因此如图中虚线框2 中所示,有学者在d轴外环引入负荷电流和直流电压等前馈量,加快系统电流对扰动的响应,同时保持直流侧电压稳定[28]。
上述方法都只针对三相电压对称跌落,而电网电压不对称跌落也是一种常见情况,上述方法不能有效地实现电压不对称跌落的低电压穿越。在不对称电压跌落时,根据对称分量法可知电网中会存在负序分量,如果对其不采取相应的控制措施,会在电网产生有功和无功的二倍频波动,严重影响逆变器的稳定运行和电网的电能质量[29],严重时甚至可能导致光伏因过电流脱网[30]。
因此在电压不对称跌落时需要对负序分量进行单独控制,通过结构完全对称的正、负序旋转坐标系对正、负序电流独立进行控制[31,32]。
控制框图如图6 所示。
在低电压穿越时,常见的控制目标有3 种: 保证三相输出电流平衡、消除有功波动和消除无功波动。根据不同的控制目标,可以计算不同正负序电流参考值I*dq+和I*dq-,另外采用瞬时值或平均值来计算,也会影响到控制的目标效果[33]。
上述控制都未考虑滤波电容电感的影响,在大容量光伏并网条件下,LCL滤波器可显著降低滤波电感设计值,减小系统的体积和损耗,但存在谐振问题。为解决这个问题,本研究引入滤波电容电流作为前馈量,如图6 中虚线框中所示,可以防止谐振并保证逆变效率[34,35]。
此外,正、负序PI控制虽然可以实现对负序电流的控制,但是前提是对电压电流进行正、负序分离。也就是说,正、负序PI控制的效果很大程度上受正负序分离方法的准确性和快速性影响。常用的正负序分离方法及缺点如表1 所示。
为准确快速地进行正负序分离,有学者提出准无延迟正负序分离算法[36],从而提高正负序PI控制动态响应速度。
正负序PI控制虽然能有效地抑制直流侧波动、交流侧有功无功波动和满足逆变器安全运行约束[37,38],但是其控制参数多,不利于调试,且控制效果受正负序分离方法延时影响。为简化控制方法,文献[39]通过基波负序电压前馈控制策略和改进逆变器的开关函数来消除不对称故障时的负序基波电压和三次谐波,但是其不能实现直流侧电压稳定。为进一步简化控制方法,有很多学者用比例谐振( PR) 控制来实现光伏的低电压穿越控制。
3. 2 PR控制
PR控制是由一个比例环节和一个谐振环节组成。PR控制器被认为是对交流信号控制的“比例积分器”。在静止坐标系中利用PR控制能够实现对交流信号的零稳态误差控制。对三相并网逆变器利用PR控制时,由于在 αβ 坐标系中可以完成控制目标,控制步骤减少,无需转换到dq坐标系中,与此同时不需要进行解耦控制。PR控制的引入大大简化了系统的控制,且有效减小了基于正负序PI控制算法引入的系统延时[40]。采用PR控制的典型框图[41]如图7 所示。
为了进一步提高静止坐标系控制对于电网电压突变的抗干扰能力、降低过电流,本研究在已有静止坐标系比例谐振控制的基础上,引入了采用带有比例系数的正序网压前馈控制方法[42],如图7 中虚线框所示。由于大容量光伏并网多采用LCL滤波,本研究引入电容电流反馈,采取多环控制方式,通过对逆变器直流侧电压和网侧电压的分开控制实现对谐振点的抑制[43]。以上改进都是在PR控制上进行的,能提高并网稳定性或抑制谐振。
理想的PR控制在控制器对谐振点处信号具有无限大增益,非谐振点处信号几乎无增益作用,但电网电压频率允许 ± 0. 5 Hz的波动,同时考虑其对模拟器件的参数精度和数字系统精度要求很高,所以有学者采用更容易实现的准PR控制实现光伏低电压穿越[44]。
3. 3 预测电流控制
预测电流控制( predictive current control,PCC) 就是强迫逆变器输出电流在一个开关周期内跟随一个预先给定的电流参考值变化[45],因其具有良好的动静态特性,近年来广泛地应用于逆变器控制。
常用的预测电流控制有无差拍电流控制( deadbeat predictive current control,DPCC)[46]和模型预测电流控制( model predictive current control,MPCC)[47,48]。无差拍电流控制是当开关频率较高时,根据光伏系统的状态方程和输出的反馈电流信号推算出下一个控制周期逆变器的开关时间,使得下一个开关周期的给定电流信号和实际电流信号误差为零。其典型控制框图[49]如图8 所示。
通过增加电网电压前馈环节[50]可以抑制或消除电网中的谐波,如图8 中虚线框所示。但上述控制方式主要针对光伏网侧发生三相对称电压跌落。对不对称电网电压跌落,基于电压空间矢量调制( SVM) ,可以实现正序负序电流的精确控制[51]。其控制框图如图9 所示。
模型预测控制首先要建立一个能预测将来行为的系统模型。通常构造一个价值函数来预测将来行为,选择下一个采样周期的最佳变量作为控制变量使这个价值函数达到最小值[52]。该控制方法具备实时性好与精度高的优点,其控制框图如图10 所示。
不对称电压跌落时,该控制能实现抑制有功功率波动和消除负序电流等多目标的控制,提高输出电流质量,且动态响应快。除此之外,该控制不需要对网侧的电流进行、正负序分离,从而减小电流在该过程中产生的延时和误差。虽然模型电流预测控制具有上述众多优点但由于价值函数选取方式不同,可能存在逆变器开关频率不固定的缺陷[53,54]。
光伏低电压穿越时,预测电流控制策略相对传统的PI和PR控制策略具有更良好的静动态特性,但现阶段研究并未考虑光伏并网滤波器对其控制效果的影响。
4光伏LVRT策略优、缺点及研究建议
采用外加辅助设备进行电压穿越,其明显的优点是对逆变器控制要求不高,实现简单; 其最大缺点是要增添硬件设备,增加投资成本。而采用改进逆变器控制策略实现低电压穿越,不一定需要增加硬件成本,同时还能在电网电压跌落时提供一定的无功功率,对电网电压起支撑作用。不同光伏低电压穿越策略的优缺点如表2 所示。
由此可见,光伏低电压穿越问题尚未完全妥善解决,还有较大研究空间。下面给出几个问题的研究建议,供同行参考:
( 1) 如何实现电网不对称电压跌落时同时抑制有功波动,无功波动,电流畸变问题,提高电能质量;
( 2) 如何充分合理利用逆变器无功输出能力,以实现对电压提供支持作用;
( 3) 如何分析并提高光伏电站内多台逆变器协同低电压穿越能力;
( 4) 基于电流预测控制的低电压穿越策略较传统控制有明显优势,但在大容量光伏并网多采用LCL滤波,如何消除滤波电路的谐振问题。
5结束语
本研究总结了现有的光伏低电压穿越策略,对这些策略进行了详细的介绍与分析,比较和总结了不同低电压穿越策略的优缺点并提出了还需解决的问题。
变频器低电压穿越方法研究 篇5
在工业生产中, 许多设备是感应电机类负载, 该类负载存在无功功率大、功率因数低的问题, 多采用变频器设备来改善线路的功率因数, 降低能量损耗。变频器属于敏感设备, 对电压的要求较高, 当电网中出现电压暂降时有可能触发变频器的低压保护动作使变频器退出运行, 导致负载非正常停机, 造成巨大的经济损失。
本文简要总结已有变频器低电压穿越方法, 针对变频器的特点设计一种简单的低电压穿越方法并分析参数配置原理, 维持变频器的持续运行。
2 火电厂辅机变频器低电压穿越方法
目前, 对于变频器低电压穿越的研究主要集中于火电厂辅机变频器, 采用的措施主要有以下几种。
2.1 改进变频器
对变频器的改进主要有以下两种:
(1) 免跳闸强化设计。施耐德ATV71系列变频器设计抗电压扰动功能, 在电源电压降至50%时不跳闸。这类变频器在电压暂降幅度低时可以防止跳闸, 在电压降落比较严重时无法避免跳闸断电[1]。对于一般的工业生产线, 将普通变频器更换为ATV71系列变频器不能保证完全的低电压穿越能力, 且在资产投入上大大增加, 该方法不可取。
(2) 增加备用升压电源电路。对变频器的电源系统进行双路改造, 备用电路是从电源经过升压泵连接到变频器直流环节。变频器正常运行时采用主电路供电, 在电源电压下降时, 采用备用电路供电, 将降低的电源电压经升压泵上升至合适电压供给变频器直流母线, 维持变频器的持续运行。
该种方法有较好的低电压穿越能力, 但主备电路转换开关的速度不能保证, 无法避免电压暂降严重时的变频器低压停机。
2.2 加入外部电源支撑
变频器低压退出运行主要是直流母线的电压过低造成的, 因此, 在直流母线处加入外部电源支撑可以实现变频器的低电压穿越。目前, 使用的外部电源主要是蓄电池, 通过检测电源电压的幅值大小来控制蓄电池的充放电状态, 实现电压暂降期间对直流母线电压的支撑[2]。该方法可维持直流母线电压的稳定性, 但需要对蓄电池进行定期维护工作, 也需要较大的现场空间来安装各项设备, 推广使用受到限制。
3 变频器低电压穿越方法
在工业生产中, 上述低电压穿越方法的推广使用受到较大限制, 因此, 研究简易可行的变频器低电压穿越方法具有非常重要的意义。本文针对变频器交直交的结构特点, 设计一种基于并联电容的低电压穿越方法。
并联电容的变频器结构如图1所示。该方法基本原理是:在正常稳态运行条件下, 电容器充满电, 电容器两端的电压为直流母线电压, 此时不会有充放电现象;在出现电压暂降时, 变频器的交流输入电压会降低, 整流得到的直流母线电压也会相应降低, 因电容两端的电压不会发生突变, 导致电容两端的电压高于整流得到的直流电压, 此时, 变频器的不可控整流模块将会处于不导通状态, 将交流输入电压与直流母线电压隔绝, 直流母线失去交流电源的支撑, 电容储存的能量对直流母线放电来维持母线电压和变频器所带负荷的持续运行。
电容储存的能量是有限的, 随着放电时间的增长, 电容储存的能量逐渐减少, 端电压也会下降, 因此, 保证变频器可靠运行只需保证最严重电压暂降情况下, 电容放电导致的端电压下降不会低至变频器的低压保护定值, 即电容在电压暂降期间释放的能量可保证所带负载的正常运行。因此, 并联电容的大小由下式计算
式中, C为电容, 单位F;Udc为直流母线电压, 单位V;Ulow为变频器低压保护定值, 单位V;P为负载额定容量, 单位W;t为低电压穿越时间, 单位s。
应用上述方法, 对不同容量的负载进行最严重电压暂降下的仿真, 直流母线电压下降情况如表1所示。仿真结果表明该方法可以保证变频器的低电压穿越, 证实该方法的可行性。
4 结语
本文简要总结变频器低电压穿越的方法, 针对工业生产中的变频器设计一种简单的并联电容的低电压穿越方法, 配置电容参数并进行仿真, 证实该方法的有效性。
参考文献
[1]刘耀中, 马永岗, 王国庆等.火电厂辅机变频器低电压穿越电源的设计[J].电力电子技术, 2014, 48 (11) :13-15.
变频器低电压穿越装置的研究 篇6
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
[1]胡坤, 胡坤, 孙岩洲, 等.火力发电辅机变频器低电压穿越装置实际应用[J].电源技术应用, 2012 (9) :49-50.
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[3]张明光, 林冠吾, 宫有民, 等.电网故障不脱网运行的研究[J].电力电子技术, 2011 (8) :54-56.
[4]钟彦儒, 金舜.高性能通用型变频器开发及软件设计[J].电力电子, 2004 (1) :27-30.
[5]蔚兰.分布式并网发电系统低电压穿越问题的若干关键技术研究[D].上海大学, 2009.
零电压穿越 篇7
关键词：零相线,一点接地,零序电压,两点接地
1 引言
2007-09-28T16:30左右, 110 k V尖山变电站110 k V线路安尖1699线、三尖1616线的线路保护ISA-311动作跳闸, 显示均为“突变量距离动作”。
安尖1699线事件:2007-09-28T16:28:18:68, 突变量距离动作, Ia=4.15 A, 3Io=5.42 A, 故障距离为363.11 km, 动作时间为23 ms, 相别为A相。
三尖1616线事件:2007-09-28T16:28:18:63, 突变量距离动作, Ia=2.54 A, 3Io=4.35 A, 故障距离为334.69 km, 动作时间为18 ms, 相别为A相。
2 具体情况分析
2.1 动作前系统运行方式
9月28日, 尖山变110 k V系统的运行方式为安尖1699线、三尖1616线接110 k V I母运行, #1主变110 k V开关接110 k V I母运行 (110 k V尖山变110 k V主接线为单母线接线方式) , 如图1所示。
2.2相关保护配置情况
三尖1616保护:深圳南瑞ISA-311型微机线路保护装置;安尖1699保护:深圳南瑞ISA-311型微机线路保护装置;110 k V I段母线故障解列:深圳南瑞ISA-338G型故障解列装置。
2.3 开关跳闸情况
2.3.1 跳闸说明
安尖1699线路保护动作可跳三尖1616、安尖1699开关, 正常方式投跳三尖1616开关并闭锁重合闸;三尖1616线路保护动作跳本开关, 并停用重合闸;110 k V I段母线故障解列动作延时1 s跳三尖1616线、尖岭3711、下尖3699、尖湖3712、黄公202、五丈204、湖田203尖山201、尖区200、胡宅207开关并闭锁重合闸。
2.3.2 保护装置报文结合后台报文的动作情况记录
(1) 三尖1616保护跳三尖1616开关, 跳闸灯亮。2007-09-28T16:28:18:63, △Z继电器动作Ia=2.54 A, 3Io=4.35 A;故障距离为334.69 km;跳闸时间为18 ms;相别为A相。
(2) 安尖1699保护跳三尖1616开关, 跳闸灯亮。2007-09-28T16:28:18:68, △Z继电器动作Ia=4.15 A, 3Io=5.42 A;故障距离为363.11 km;跳闸时间为23 ms;相别为A相。
(3) 110 k V I段母线故障解列动作跳三尖1616线、尖岭3711、下尖3699、尖湖3712、黄公202、五丈204、湖田203、尖山201、尖区200、胡宅207。2007-09-28T16:28:18:58, I段零序过压解列动作为3Uo=299.95 V;II段零序过压解列动作为3Uo=299.95 V。
3 事故分析
3.1 现场检查情况
故障后线路巡线, 故障发生在安尖线, 为A相单相接地。推出三尖1616线保护为不正确动作。故障发生后, 对2条线的线路保护装置录波和其他记录进行了查看。发现2条线的录波是一致的。三尖线装置的录波情况如图2所示。
从图2中可看出, 故障发生后, ABC三相电压同时升高, 幅值达到140 V (有效值) , 而电流只有A相变化比较大。从电流上看, 符合A相接地的特征, 而从电压上看却异常, 导致了保护动作不正确。分析故障波形, 认为只有电压二次回路的两点接地或误接线才有可能导致电压波形的异常。
3.2 P T回路两点接地分析
按国家规程, PT的二次回路的零相线必须一点接地, 要求将变电站内的PT的零相线与控制室的小母线连在一起, 选择该小母线在保护屏内一点接地, 如图3所示。
按规程, 接地点应该在控制室的N点。若PT的零相线还存在另一点M也接地 (人为误接或绝缘损坏) 时, 则为两点接地。当系统发生接地故障时, 地中电流在MN两接地点间流过, 在两接地点间产生电压差△U, 导致引入保护的电压不是真正的UA、UB、UC, 而是U'A、U'B、U'C即公式1、公式2、公式3。
△U是随机的, 可导致零序方向误判和突变量距离误动作, 也可导致距离保护拒动。
4 检查处理情况
10月14日, 停役110 k V I段母线压变, 并进行了下列工作: (1) 检查保护屏、电度表屏、母设屏时只发现一处接地点, 其位于母设屏中; (2) 检查电压二次接线均牢固可靠; (3) 图实核对正确, 二次接线和图纸相符, 图纸设计原理正确; (4) 检查母线压变放电间隙, 绝缘正常; (5) 母线压变二次电缆绝缘正常; (6) 用数万测量装置输入的N600时发现与母线压变引出的N600有电位差, 经仔细检查其间的接线情况后, 发现为三尖线保护屏屏顶引下的N600在设备安装时误从L601小母线引接。
5 保护动作分析
5.1 反向动作原因
由于输入保护装置的电压量为UA、UB、UC和L601, 当发生A相接地单相故障时, 则L601为二次输入100 V的电压, 其相位为UA的反方向, 和正确的N600接线相量图产生电压差△U, 导致引入保护的电压不是真正的UA、UB、UC, 而是U'A、U'B、U'C, 即公式4、公式5、公式6。
△U为和A相反方向的100 V零序电压, 可导致零序方向误判和突变量距离误动作, 也可导致距离保护拒动。
5.2 突变量动作分析
单相突变量距离继电器的动作判据为:
当误接线后, 引入电压差△U后, △U'变为:
△U较大, 为100 V, 使△U'>U'0满足, 造成突变量距离不正确动作。
6 结语
按国家规程, 电压互感器的二次回路的零相线必须一点接地, 要求将变电站内的电压互感器的零相线与控制室的小母线连在一起, 选择该小母线在保护屏内一点接地。一般情况下, 我们采取将保护屏内N600线与屏顶小母线N600相连接, 最后在电压屏内将N600一点接地的方式。但由于零序电压L在无故障状态时电位通常为零, 如不仔细核对, 会造成N600误接零序电压的情况发生。即使通过带负荷试验, 如无故障发生也很难发现接线错误。所以在工程施工时我们要着重注意电压互感器的二次回路的零相线接线的正确性。
参考文献