非耦合型风电机组的低电压故障穿越方法优化

由6.4.1节的分析可知，电网故障下，非耦合型风电机组的低压穿越需要解决两个问题：一是抑制平均有功功率不平衡而导致变流器直流母线电压平均值的增加；二是抑制波动有功功率引起的直流母线电压脉动。第一个问题与故障类型无关；第二个问题则是不对称故障特有的问题。对于非耦合型风电机组，上述问题在其低电压故障穿越的前两个阶段都存在；故障持续阶段，除了解决上述问题，风电机组还需要根据并网导则输出一定的无功电流。与双馈风电机组不同，非耦合型风电机组的发电机与电网不直接相连，低电压故障对发电机冲击较小，又由于变流器响应速度较快，其故障初始阶段持续时间较短，前两个阶段的界限并不明显。下面将根据故障的不同阶段来分析非耦合型风电机组的低电压穿越方法。由于故障恢复阶段系统的控制与正常工况下相似，且并网导则的相关规定较容易满足，因而此阶段的控制方法不作为本节的重点。

6.4.2.1 故障初始阶段的低电压穿越方法

非耦合型风电机组的所有能量均需通过网侧变流器注入电网。由于变流器输出电流能力有限，电网电压跌落时，系统有功功率输出能力降低，若发电机组输出有功功率不能及时减小，则功率平衡被打破，多余能量将储存在直流电容中，导致直流母线电压迅速升高。为避免此现象，可增加额外的能量泄放支路或在故障时主动减小发电机组的输出有功功率。由第3章相关介绍可知，控制风力机的桨距角可有效降低风力机捕获的能量，因而可减小发电机的输出有功功率；然而，风力机桨距角控制的响应较慢，而低电压故障穿越对风电机组的响应速度要求较高，因而桨距角调节在低电压故障穿越过程中，一般只作为辅助手段使用。在故障初始阶段，并网导则仅要求风电机组保持并网运行，因此在本节仿真分析中，均不考虑无功电流的输出问题。

1.直流撬棒方法[57]

与双馈风电机组中（见图6-28）相似，在变流器直流母线上增加斩波电路（也称为直流撬棒），当电网故障时，通过直流撬棒消耗多余能量，可有效抑制直流母线过电压。然而，与双馈风电机组不同，非耦合型风电机组中，发电机的运行状态可不受电网电压跌落的影响，因而，其直流撬棒仅受直流母线电压的控制，与发电机输出电流无关。直流撬棒的控制框图如图6-45所示，直流母线电压与其指令值的偏差经PI调节后，与三角波比较，以确定撬棒支路中IGBT的导通占空比，图中的滞环环节可防止撬棒支路的频繁动作。一般，对于大功率风电机组，撬棒支路中IGBT的开关频率较低，如0.5～1kHz。

图6-45 直流撬棒控制框图

直流撬棒支路中的耗能电阻还可用储能装置代替[58]（见图6-29），一方面，在电网故障时吸收多余能量，以维持直流母线电压；另一方面，在风电机组正常运行或直流母线电压不足时，还可释放储存的能量，提高系统效率和直流母线电压的稳定性。显然，该方法更利于维持直流母线电压，但成本也相应更高。储能系统中电力电子开关的控制仍可采用图6-45所示的方法，图6-29中，一对IGBT的开关信号G₁、G₂为互补信号。

采用直流撬棒穿越故障初始阶段的仿真结果如图6-46所示。仿真中，t=0.5s时，电网发生三相短路故障，电压从1pu跌落到0.2pu，系统参数详见附录B表B-10。故障后，为减少撬棒动作时间，机侧变流器控制发电机主动减小输出有功功率。由图6-46可见，由于机侧变流器的响应延时，故障后一段时间（约60ms）内发电机输出有功功率仍存在，且需要由网侧变流器输出，由于电网电压跌落，网侧变流器输出有功功率的能力减小（至0.2pu），尽管其输出电流已达额定，仍有部分有功能量需要通过直流撬棒泄放，由于图6-45中控制滞环的存在，直流撬棒动作过程中，直流母线电压存在小幅波动。当机侧变流器动态过程结束时，发电机输出有功功率为零，网侧变流器不用再向电网输出能量，其输出电流也减小，仅用于维持直流母线电压，此时，直流撬棒也停止运行；由于发电机输出有功功率减小，剩余的风能转化为动能，使得风力机转速增加；由于采用有功功率、无功功率解耦控制，整个过程中，无功功率可保持为零，若需要一定的无功功率输出，可增加其指令值。

直流撬棒实现简单、响应较快、控制效果好，是目前商业化非耦合型风电机组主要采用的技术。然而该装置耗能较大、成本较高，且直流电阻可靠性不高，容易损坏。

图6-46 直流撬棒方法的仿真结果

2.机侧和网侧协调控制方法

通过协调控制机侧和网侧变流器，在电网故障时，人为降低发电机输出的有功功率，也可有效控制直流母线电压。基于上述思路的一种机侧变流器的控制方案的框图如图6-47所示^[59]，此时，网侧变流器的控制策略可保持不变，依然控制直流母线电压恒定。如图6-47所示，故障后，若变流器直流母线电压超过设定值，则机侧变流器的有功功率指令将以某设定斜率成比例地减小，降低涌入直流母线电容的有功功率，抑制直流母线电压的升高。该方法本质上是将过剩的有功功率以动能的形式存储在风力机桨叶中、而非传递到直流侧，因而其会导致风力机转速增加，由于风力机惯性较大，故障期间的风力机增速较小。

图6-47 机侧变流器协调控制（方法一）框图

典型参数下，若电网出现三相短路故障，且电压跌落至0.3pu、故障持续时间为200ms，该方法下，风电机组的动态响应如图6-48所示，可见风力机转速仅增加约2%^[57，60]。为防止风力机转速过高，该方法还可与桨距角控制结合使用。然而，值得注意的是，上述方法属有差调节，只有直流母线电压超过设定值后，机侧变流器的降额控制环才起作用，其控制结果是直流母线电压与设定值有一定偏差（见图6-48b），因此为保证风电机组的正常运行，该方法需要适当增加直流电容量。为减小直流电容电容量，提高动态响应速度，图6-47所示的降额有功功率指令还可根据网侧变流器的有功功率输出能力实时计算得到^[61]。

将传统的机侧和网侧变流器的控制目标互换，即由机侧变流器控制直流母线电压，而由网侧变流器控制发电机的输出功率，也可实现低电压故障时直流母线电压的控制^[61-63]。该方法下，故障发生后，当网侧变流器输出有功功率无法继续增加时，直流母线电压会随之上升，机侧变流器会主动控制发电机转矩，以减小其输出功率，从而使直流母线电压恢复为设定值；同样，该方法会导致风力机转速增加，因而可与变桨距控制结合使用。

图6-48 机侧和网侧协调控制 方法一的仿真结果

该方法下，机侧和网侧变流器的控制框图如图6-49所示。正常工况下，网侧变流器的有功功率指令可设为风力机的最大捕获功率，可根据当前风速、发电机转速和变流器损耗计算得到，无功功率指令可设为零，以使风电机组输出功率因数为1；机侧变流器根据直流母线电压调节发电机输出有功电流，以实现机侧和网侧的功率平衡。电网故障时，网侧变流器的有功和无功功率指令可根据并网导则的规定设置，机侧变流器控制直流母线电压，以实现功率平衡。当网侧变流器输出有功电流受限时，机侧变流器通过控制发电机转矩主动减小其输出功率，以保证直流母线电压恒定。

采用该方法时，系统的动态响应如图6-50所示。仿真条件与图6-46中相同。由图6-50可知，系统响应与图6-46相比，由于网侧变流器直接控制系统输出到电网的功率，在检测到电网电压跌落后，网侧变流器输出功率能迅速减小至0，风力机转速上升；该方法下的直流电压响应较平稳，不存在波动，但与直流撬棒方法相比，直流母线电压响应速度较慢（由于响应较慢，直流母线电压峰值已超过1.2pu），其原因是发电机定子等效电感一般大于网侧变流器的并网电感，因而采用机侧变流器控制直流母线电压，其响应速度要慢于网侧变流器。一般，为保证直流母线电压稳定在一定范围内（如（0.9～1.1）pu），需适当增加直流电容电容量或将该方法与直流撬棒结合起来使用。该方法的突出优点在于：其对网侧输出电流的控制更加灵活、响应速度更快、控制精度更高，这对满足并网导则的要求似乎更具优势^[61]。

图6-49 机侧、网侧变流器协调控制（方法二）框图

图6-50 机侧和网侧协调控制方法二的仿真结果

6.4.2.2 故障持续阶段的低电压穿越方法

非耦合型风电机组的发电机与电网不直接相连，而变流器响应速度又较快，因而其故障持续阶段与初始阶段的界限并不明显。与初始阶段相比，在控制直流母线电压的基础上，持续阶段风电机组还需向电网注入无功电流，以满足并网导则的相应要求。由上节分析可知，电网电压跌落时，直流母线电压可通过额外的能量泄放支路或机侧变流器控制，以维持恒定，注入电网的无功电流则由网侧变流器完成，在采用上节方法保证直流母线电压受控的基础上，本节仅关注网侧变流器的控制问题。

1.不同故障下非耦合型风电机组的正序无功电流输出能力

现有并网导则大多针对对称故障而制定，从德国并网导则的发展及其已颁布的并网导则修订草案来看，未来并网导则将明确规定不对称故障下风电机组正序无功电流的控制要求，本节将针对非耦合型风电机组，定量讨论其正序无功电流的输出能力。

与半耦合型（双馈）风电机组不同，非耦合型风电机组的正序无功电流输出能力仅由网侧变流器决定。对称故障下，网侧变流器输出电压可远高于电网电压，因而其电流输出能力仅受变流器电力电子器件额定参数的限制，如为1pu；由上节分析可知，不对称故障下，电网电压负序分量可能会导致网侧变流器输出瞬时功率中的两倍频波动，进而引起直流母线电压的波动，该波动过大则会触发变流器的直流过/欠电压保护，引起风电机组切机。为避免上述现象，需要对网侧变流器输出的负序电流加以控制，然而，由于变流器输出电流额定值的限制，对负序电流的控制势必会影响其正序无功电流的输出能力。若故障期间，控制发电机输出有功电流为零，此时网侧变流器全部容量可用来输出无功电流，在控制负序电流以完全消除直流母线电压波动的条件下，可分析网侧变流器的正序无功电流输出能力。

电网故障条件下，网侧变流器正负序数学模型由式（6-56）所示，由式（6-57）可知，变流器输出电流矢量为

进一步，可得输出电流矢量幅值为

为保证网侧变流器的安全运行，其输出电流受电力电子器件额定容量的限制，则有

式中，I_peak为网侧变流器输出电流最大值，I_peak可设为1pu。

为消除变流器直流母线电压波动，需控制直流侧的功率波动。不对称故障下，对于双馈风电机组，变流器直流侧波动功率更多来自于机侧；而对于非耦合型风电机组（如直驱型），发电机运行状态与电网电压无关，波动功率直接来自于网侧。值得注意的是，网侧变流器并网电感前后的瞬时电压和功率的波动并不相同，即图6-51中，u_c≠u_g，P_c≠P_g，对P_c中波动功率的控制才能抑制变流器直流母线电压的波动。(www.xing528.com)

图6-51 非耦合型风电机组网侧系统示意图

基于模型式（6-56）和式（6-58），不对称故障下的网侧变流器交流侧输出的瞬时功率可以表示为[50]

式中

稳态时，忽略式（6-56）中的微分项，将其代入式（6-81），并经过整理可得

对于非耦合型风电机组，发电机输出功率不受电网电压的影响，故障期间，为使网侧变流器获得最大的无功电流输出能力，可控制发电机输出电磁功率P_e=0。由式（6-76）和式（6-81）可知，若要消除直流母线电压的两倍工频波动，需满足P_ccos=P_csin=0，忽略较小的并网电阻R_g的影响，可得

进一步，若定义正序旋转坐标系的d+轴与正序电压矢量重合（正序电压定向），则。在故障期间，为保证风电机组尽最大能力为电网提供无功电流支撑，可控制风电机组注入电网的正负序有功电流均为零，在忽略变流器损耗时，即，将其代入式（6-83），可得

将式（6-84）和代入式（6-80），可得以为变量的不等式为

不等式（6-85）中，正负序电压分量及相位角与故障类型、电网结构和故障距离等因素有关，其值可由第5章的式（5-5）～式（5-7）计算得到（根据故障点位置和电网结构确定若干组λ、α值，代入式（5-5）～式（5-7）可计算得到正负序电压分量的幅值和相位角）。在此基础上，利用MA-PLE软件求解不等式（6-85），可得不同电网结构和故障类型下的网侧变流器正序无功电流输出极限与故障点距离的关系，如图6-52所示，由此可得如下结论：

1）三相对称故障条件下，由于电网电压负序分量为零，网侧变流器总能输出1pu的最大正序无功电流；不对称故障条件下，为抑制负序电压引起的直流母线波动，变流器的正序无功电流输出能力降低，输出最大正序无功电流小于1pu；故障点距离并网点越远，故障越轻，变流器所能输出的最大正序无功电流越大。

2）与双馈风电机组相似，故障距离一定时，所有不对称故障类型中，相间短路故障条件下，变流器正序无功电流的输出能力最低，其原因是相间短路故障下的并网点电压的负序分量最大。

3）电网结构对风电机组的正序无功电流输出能力有一定影响，同一故障类型和故障距离下，阻抗角α越小，正序无功电流输出能力越弱。

4）所有故障条件下，网侧变流器所能输出最大正序无功电流的最小值大于0.4pu（德国SDLWindV并网导则草案的要求），远高于双馈风电机组。进一步，若控制目标中允许变流器直流母线电压在一定范围内波动，则网侧变流器所能输出的最大正序无功电流值还可进一步增加。

值得注意的是，上述结论并未考虑电力系统传输线和升压变压器阻抗对风电机组并网点处故障电压的影响，因而结论相对保守。

图6-52 不同故障下网侧变流器输出最大正序无功电流曲线

2.对称故障下非耦合型风电机组的控制

对称故障下，在故障持续阶段，非耦合型风电机组的控制方法可参考正常工况下的算法，所做的改变为：机侧变流器控制发电机输出有功电流为零（或根据并网导则的要求输出一定的有功电流）；网侧变流器在控制直流母线电压的基础上，根据并网导则的要求重新设置无功电流控制环指令，此处不再赘述。

3.不对称故障下非耦合型风电机组的控制

不对称故障条件下，电网电压中含有负序分量，根据已知德国SDLWindV并网导则草案的要求，此时需要分别控制风电机组输出的正序和负序电流。由前面分析可知，不对称电网电压会影响风电机组正序无功电流的输出能力，尽管如此，非耦合型风电机组仍可较容易地满足德国SDLWindV并网导则草案的要求（故障下风电机组须保证具有0.4pu正序无功电流的输出能力）。为充分利用风电机组为电网提供无功电流支撑，可设计机组的控制目标为：根据电网调度员或并网导则的要求，注入指定的正序无功电流；在此基础上，变流器的剩余容量用于控制负序电流分量，以减小直流母线电压的波动。若正序无功电流指令较小，则通过控制负序电流分量，可完全消除直流母线电压波动；若为较大的正序无功电流指令，则可利用变流器剩余容量，最大程度地减小直流母线电压波动。

为避免直流电压波动对网侧变流器输出电流的影响，网侧变流器以直流母线电压平均值为被控量，通过闭环调节，使其平均值恒定，为实现此目的，可在直流母线电压反馈通道中加入中心频率为两倍工频的陷波器，以消除直流母线波动的影响。网侧变流器控制框图如图6-53表示。图中，θ⁺为电网正序电压矢量的空间角度，可由锁相环模块得到（详见本书第5章）。为实现网侧变流器输出正负序电流的控制，需基于变流器的正负序模型，分别在正负序双旋转坐标系下设计正负序电流解耦控制器，如图6-53所示。该设计过程与双馈风电机组的网侧变流器控制器设计相似。直流电压环陷波器的中心频率为两倍电网电压频率，ζ为陷波器阻尼系数；正序有功电流指令由电压外环决定；负序有功电流指令为零；正序无功电流指令i_q+⁺∗由电网调度或并网导则给定；负序无功电流指令可由式（6-84）计算，再经式（6-85）限幅后得到，以尽可能地消除直流电压波动。

图6-53 网侧变流器电流指令设计

图6-54 三种不对称故障下工作点曲线

不对称故障情况下，若正序无功电流指令较小，由图6-53可知，风电机组可以输出足量负序电流，以完全消除直流母线电压的波动；而当正序无功电流指令较大时，风电机组可根据式（6-85）计算出当前最大可注入的负序无功电流，尽可能减小直流电压波动。三种不对称短路故障且λ=0条件下，考虑输出电流的限制，网侧变流器输出正负序无功电流关系可由式（6-84）和不等式（6-85）求得，求解结果可由图6-54所示曲线表示，图中，，曲线上各点即为系统的可运行工作点。可见，系统可运行工作点可根据图6-54中的曲线斜率分为两部分，斜率为正的曲线段，网侧变流器输出负序无功电流随正序无功电流指令（由电网调度或并网导则给定）的增大而增大，此时变流器容量足以完全消除直流母线电压的波动；斜率为负的曲线段，随着正序无功电流指令的增加，由于容量限制，网侧变流器负序无功电流的输出能力减小，此时，变流器直流母线电压波动无法完全消除，若需系统工作在此区间，需适当增加变流器直流侧电容电容量或采取额外的直流母线稳压措施，如增加储能装置等。

在单相接地故障（λ=0，α=0°，对应下，采用上述控制策略的仿真结果如图6-55～图6-57所示。仿真中，系统参数详见附录B表B-10。若以德国SDLWindV并网导则草案为标准，即要求故障持续期间风电机组输出0.4pu正序无功电流，电网电压、三相并网电流波形、变流器直流母线电压和正负序有功无功电流如图6-55所示。t=1.0s时发生不对称短路故障，由于变流器容量足够，通过控制网侧变流器输出负序电流分量，可完全消除直流母线电压波动；正序无功电流在故障后迅速跟踪指令，稳态时输出0.4pu；故障后正负序有功指令迅速降为零，负序无功电流迅速跟踪其指令（由式（6-84）计算得到），其注入使直流母线电压波动完全消除。从输出三相电流可见，网侧变流器还有一定的剩余电流输出裕量。若增加正序无功电流指令以支撑电网，网侧变流器剩余电流输出裕量将减小，由式（6-85）可计算得知，当正序无功电流指令值达到0.7pu时，网侧变流器输出电流达到额定值，此时，系统响应如图6-56所示。可见，稳态时网侧变流器向电网注入的正序无功电流为0.7pu，通过控制负序电流分量，也可完全消除直流电压波动，然而，此时，网侧变流器a相电流达到额定值，与计算结果一致。若进一步增大正序无功电流指令，由于网侧变流器输出电流限制，此时，只能减小负序电流指令，直流母线电压波动将无法完全抑制，此时，网侧变流器运行于图6-54所示折线的下垂段，且正序无功电流指令越大，直流母线电压波动越明显，当正序无功电流指令为1pu时，直流母线电压波动达到最大，此时对应的系统响应如图6-57所示。可见，故障后，网侧变流器向电网注入1pu的正序无功电流，注入负序电流分量为零；变流器直流母线电压波动较大，但仍在其允许运行范围（额定电压的±10%范围）内，为减小直流电压波动或增加网侧变流器的安全运行裕度，可适当降低其正序无功电流输出值或增加直流电容电容量。

6.4.2.3 故障恢复阶段的低电压穿越方法

故障恢复阶段，因非耦合型风电系统的输出有功和无功功率可独立受控，并网导则规定的功率恢复要求较容易得到满足。此时，系统的控制策略与正常工况下相似。值得注意的是，与双馈风电机组相似，电网故障切除时，由于检测或控制延时，故障持续期间风电场的无功输出不可能立即停止，电网过电压的现象也会存在。然而，由于非耦合型风电机组，发电机与电网由背靠背变流器隔离，电网过电压对发电机组的影响较小，此高电压过程会引起网侧变流器过电流或直流母线电压幅值过高，因此，此过程中，额外的卸载措施（如直流撬棒）需要接入，以保护变流器的安全。为降低高电压带来的负面影响，网侧变流器在可控范围内还可吸收一定的无功电流，以降低电网的过电压。上述过程与双馈风电机组的高电压穿越过程类似，此处不再赘述。

图6-55 不对称故障下非耦合型风电机组控制方法仿真结果（输出0.4pu正序无功电流）

图6-56 不对称故障下非耦合型风电机组控制方法仿真结果 （消除直流母线电压波动且输出最大正序无功电流）