楊大業(yè)，項祖濤，羅煦之，宋瑞華，陳麒宇，沈琳，王曉彤

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

0 引言

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

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

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

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

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

1 永磁型風(fēng)機基本結(jié)構(gòu)及控制保護原理

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

圖1 永磁型風(fēng)機結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of PMSG

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

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

圖2 風(fēng)電機組網(wǎng)側(cè)換流器控制Fig.2 GSC control diagram of wind turbine

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

2 風(fēng)電送出系統(tǒng)甩負荷暫時過電壓的特點

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

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

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

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

3 風(fēng)電送出系統(tǒng)暫時過電壓的影響因素分析

3.1 風(fēng)電機組控制系統(tǒng)參數(shù)

風(fēng)電送出系統(tǒng)暫時過電壓與風(fēng)電機組網(wǎng)側(cè)交流電壓大小直接相關(guān)。

考慮風(fēng)電機組網(wǎng)側(cè)換流器采用兩電平換流器、單極SPWM調(diào)制技術(shù)，網(wǎng)側(cè)換流器調(diào)制比為

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

3.2 風(fēng)電機組保護定值及其動作時序

3.2.1 直流母線過電壓保護

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

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

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

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

因此，直流母線電壓最大值將被限制在1.1VNdc。

3.2.2 風(fēng)電機組過電壓保護

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

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

風(fēng)電機組過電壓保護定值(動作值及延時)可按圖5中的要求進行整定。

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

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

3.3 系統(tǒng)無功補償方式

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

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

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

4 仿真驗證

4.1 仿真條件

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

圖6 海上風(fēng)電場結(jié)構(gòu)示意圖Fig.6 Schematic diagram of offshore wind farm

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

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

4.2 風(fēng)電機組控制系統(tǒng)參數(shù)的影響

4.2.1 直流母線電壓

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

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

4.2.2 調(diào)制波限幅

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

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

4.3 風(fēng)電機組保護定值及其動作時序的影響

4.3.1 直流母線過電壓保護影響

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

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

4.3.2 風(fēng)電機組過電壓保護影響

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

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

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

4.4 系統(tǒng)無功補償方式的影響

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

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

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

5 結(jié)論

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

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

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

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