上海交通大学学报, 2024, 58(6): 783-797 doi: 10.16183/j.cnki.jsjtu.2022.416

新型电力系统与综合能源

大规模风电场高电压穿越控制方法研究综述

魏娟1, 黎灿兵2, 黄晟,1, 陈思捷2, 葛睿3, 沈非凡1, 魏来1

1.湖南大学 电气与信息工程学院,长沙 410082

2.上海交通大学 电力传输与功率变换控制教育部重点实验室,上海 200240

3.国家电力调度控制中心, 北京 100031

Review of High Voltage Ride-Through Control Method of Large-Scale Wind Farm

WEI Juan1, LI Canbing2, HUANG Sheng,1, CHEN Sijie2, GE Rui3, SHEN Feifan1, WEI Lai1

1. College of Electrical and Information Engineering, Hunan University, Changsha 410082, China

2. Key Laboratory of Control of Power Transmission and Conversion of the Ministry of Education, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China

3. National Electric Power Dispatching and Control Center, Beijing 100031, China

通讯作者: 黄晟,教授,博士生导师,电话(Tel.):0731-88822461;E-mail:huangsheng319@hnu.edu.cn.

责任编辑: 王历历

收稿日期: 2022-10-20   修回日期: 2022-12-18   接受日期: 2023-03-3  

基金资助: 国家自然科学基金项目(52207050)
国家重点研发计划项目(2022YFF0608700)

Received: 2022-10-20   Revised: 2022-12-18   Accepted: 2023-03-3  

作者简介 About authors

魏娟(1990-),博士,助理研究员,从事风电机组及机群建模、故障穿越及无功电压控制研究.

摘要

大规模发展风电是新能源开发和利用的重大需求,是实现我国“碳达峰、碳中和”战略目标的关键支撑.由外部电网故障造成的风电场电压安全稳定运行问题成为制约风电大规模、集群化、智能化发展的关键瓶颈之一.主要针对电网电压骤升工况,首先从电磁关系和能量流动角度分析常见的双馈风电机组、永磁直驱风电机组以及风电场的高电压穿越(HVRT)暂态特性;然后,基于风电机组不同控制区域归纳总结风电机组HVRT控制策略和风电场HVRT及故障后电压恢复协调优化控制方法,梳理和比较现有各种控制策略的工作原理和优缺点,并从控制结构的角度归纳分析现有大规模风电场的HVRT控制方法的原理、优缺点和效果,总结风电机组和风电场在HVRT控制上的不同点;最后,探讨和预测未来风电场电压智能安全控制的发展趋势和潜在研究热点,为提升我国风电大规模应用和电网安全运行提供借鉴指导作用.

关键词: 风电; 风力发电机; 风电场; 高电压穿越; 电压控制

Abstract

As the major demand for the development and utilization of new energy, the large-scale development of wind power is a key support in achieving the strategic goal of “cabron peaking and carbon neutrality” for China. The problem of safe and stable operation of wind farms caused by external grid faults has become one of the key bottlenecks restricting the large-scale, clustered, and intelligent development of wind power. This paper mainly focuses on the voltage surge condition of the power grid. First, it analyzes the transient characteristics of high voltage ride-through (HVRT) of the doubly-fed induction generator-wind turbine, permanent magnet synchronous generator-wind turbine, and wind farms. Then, it summarizes the corresponding HVRT and post-fault voltage recovery coordinated optimal control strategies based on the different control areas, and it classifies and compares the working principles and advantages and disadvantages of various control strategies. Afterwards, it recapitulates the principle, advantages and disadvantages, and effects of the existing HVRT control method for large-scale wind farms, and analyzes the differences between the single wind turbine and the large-scale wind farms from the perspective of control structure. Finally, it discusses the development trend and potential research hotspots of wind farm voltage intelligent safety control in the future, aiming to provide reference for improving the large-scale application of wind power and the safe operation of power grids in China.

Keywords: wind power; wind power generator; wind farm; high voltage ride-through (HVRT); voltage control

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魏娟, 黎灿兵, 黄晟, 陈思捷, 葛睿, 沈非凡, 魏来. 大规模风电场高电压穿越控制方法研究综述[J]. 上海交通大学学报, 2024, 58(6): 783-797 doi:10.16183/j.cnki.jsjtu.2022.416

WEI Juan, LI Canbing, HUANG Sheng, CHEN Sijie, GE Rui, SHEN Feifan, WEI Lai. Review of High Voltage Ride-Through Control Method of Large-Scale Wind Farm[J]. Journal of Shanghai Jiaotong University, 2024, 58(6): 783-797 doi:10.16183/j.cnki.jsjtu.2022.416

大规模发展风电是新能源开发和利用的重大需求,是实现我国“双碳”目标的关键支撑[1].根据全球风能理事会2022年发布的统计数据,2021年全球风电新增装机容量中并网容量达93.6 GW,其中陆上风电新增72.5 GW,海上风电新增21.1 GW;累计装机容量达837 GW,同比增长12%,已超过800 GW的里程碑[2].根据国家能源局数据,截至2022年3月底,我国风电累计装机容量达337 GW,其中陆上风电累计装机容量为310 GW,海上风电累计装机容量26.65 GW,预计2030年装机容量至少达到800 GW[3].这表明,未来8年风电年均新增装机不低于57.5 GW,相当于每年新增2.56个装机容量为22.5 GW的三峡水电站.大规模发展风电已成为我国抢占新一轮全球能源变革和经济科技竞争制高点的关键.

随着风电渗透率不断提高,风电固有的随机波动性和外部电网扰动会造成风电机组群内部电压大幅波动.尤其是当电网电压骤升后,机组电压波动易造成整个风电机群电压连锁性波动,严重时导致风电机组大规模脱网[4-5],造成巨大经济损失.如在甘肃酒泉、甘肃瓜州、河北张家口风电基地分别发生3起大规模风电机组脱网事故,脱网容量分别达到840、854和 1 006 MW,均是外部电网故障后风电场内电压过低或无功补偿装置未及时撤除导致电压过高造成的.因此,由外部电网故障造成的风电机群电压安全稳定运行问题成为制约风电大规模、集群化、智能化发展的主要技术瓶颈之一.

风电机组的高电压穿越(High Voltage Ride-Through,HVRT)能力是指当电网故障或扰动引起并网点电压升高时,在一定的电压升高范围和时间间隔内,风电机组保证不脱网连续运行的能力[6].在风电场中,断开大负载、单相接地故障导致的单相重合闸或者大电容补偿器突然接入等都会造成电网电压升高[7-8].随着高压直流输电系统(High-Voltage Direct Current, HVDC)[9]的发展和风火打捆直流外送系统的不断投运,由直流系统发生闭锁故障或换相失败造成的风电机组高压脱网事故也越来越多[10].近年来风电场自低电压阶段快速过渡至高电压阶段的连续穿越现象逐渐引起人们的关注,其原因是风电场低电压穿越时风电机组之间无功协调不到位[11]导致并网点电压骤升,严重时可能大面积损坏设备,造成大规模风电机组脱网事故.相比于电网电压骤降,电网电压骤升会使得双馈风电机组(Doubly-Fed Induction Generator,DFIG)出现更高的暂态直流磁通分量,导致更严重的定转子电流振荡及直流母线过电压问题[12-14].例如,2011年我国华北风电场发生的风电机组大规模跳闸故障[15],其原因是风电机组低电压穿越恢复过程中无功装备退出不及时,导致母线端节点过电压而跳闸;澳大利亚“9·28”停电事故由风电机组连续低电压穿越失败[16]造成.上述连锁脱网事故的发生均与风电机组电压穿越能力有关,因此,研究大规模风电场HVRT故障特性及协调优化控制方法具有重要的实际意义.

随着风电场规模日益增大,大规模风电场的电压安全稳定面临新的挑战:风电场内部风速分布与波动更加复杂多变,并网电压节点数量增多导致机组间耦合程度加深,风电机组端电压波动更剧烈;风电大规模接入导致系统短路容量下降,暂态无功变化量增加,使得暂态过电压问题突出,可能超过设备耐受水平,造成风电机组大规模脱网或者设备损坏;风电场遭遇外部扰动后,系统暂态时间尺度较短,导致动态特性极其复杂多变,对系统的稳定性提出严重挑战;风电机组的动态无功支撑能力与常规电源相比更弱,与主网电气距离更远,系统动态无功储备及支撑能力急剧下降,影响系统电压稳定性.

本文从电磁特性和能量流动两个方面分析电网电压骤升工况下双馈和永磁直驱风电机组以及风电场的HVRT暂态特性,从机侧、直流母线侧和网侧3个不同控制区域对现有风电机组HVRT控制策略的优缺点进行梳理和比较;重点针对风电场HVRT时的耦合特性,归纳分析陆上和海上风电场HVRT及故障后电压恢复控制策略,对比分析风电机组和风电场在电网电压骤升工况下的暂态特性和控制策略的区别,最后对风电机组及风电场电压安全控制的发展趋势和潜在研究热点进行探讨和预测.

1 不同类型风电机组与风电场的HVRT暂态特性分析

为避免大规模风电机组脱网对电力系统安全稳定运行造成严重影响,世界各国相继制定了风电机组并网导则[17-21],规定了风电机组及风电场接入电网的技术标准,主要包括风电机组的低电压穿越(Low Voltage Ride-Through,LVRT)[22]、HVRT和连续穿越能力,不同国家关于风电机组HVRT的要求如图1所示.

图1

图1   不同国家关于风电机组HVRT的要求

Fig.1   Requirements for HVRT of wind turbines in different countries


1.1 DFIG在电网故障工况下的暂态特性

当前DFIG广泛应用于风电系统中[23-26].双馈风力发电机属于绕线转子感应发电机类型,其定子绕组直接与三相电网相连,向电网输出有功和无功功率;而转子绕组通过背靠背变流器连接到电网,通过双脉冲宽度调制变流器间接与电网进行功率交换.DFIG的拓扑结构如图2所示.图中:Rcrow为撬棒电路(Crowbar)的电阻;GTO为门极可关断晶闸管;RSC、GSC分别为转子侧、网侧变换器.

图2

图2   DFIG的拓扑结构

Fig.2   Topological structure diagram of DFIG


当电网电压骤升时,DFIG的定子由于与电网直接相连,会受到过电压的直接影响,导致定子电压升高,从而引起定子磁链发生变化.定转子之间存在磁链耦合,因此转子感应电动势随定子磁链的变化而动态变化,进而影响转子电流的变化,最终导致转子过电压和过电流现象.假设在t=t0时刻电网电压骤升,则DFIG在正常运行工况和电网电压骤升工况下(t>t0)的定子磁链为

ψs=Usejω1tjω1,  0<tt0(1+Δd)Usjω1ejω1t-ΔdUsjω1ejω1t0e-t-t0τs,t>t0 

式中:Us为定子电压幅值;ω1为同步角速度;Δd为电网电压骤升的幅度;τs=1/jω1为定子时间常数.

由式(1)可以看出,相较于正常运行工况,电网电压骤升后定子磁链的变化分为两部分:一是以同步角速度ω1旋转的强制分量幅值升高1+Δd倍;二是新增幅值衰减且不旋转的瞬态直流自然分量,以确保电网电压骤升瞬间机组的定子磁链连续.

正常运行工况时采用定子电压定向控制[27],因此定子电压始终保持恒定且保持在同步旋转坐标系的d轴方向,即定子电压d轴分量usd=-ω1ψsqq轴分量usq=0.当电网电压骤变后,由于定子磁链发生暂态变化,所以为了抑制转子过电流,需在转子变流器控制环节考虑定子磁链的动态变化.根据DFIG的电压与磁链方程,忽略定子电阻Rs,可推导得到电网电压骤升后定子电流(is)、定子侧输出的有功功率(Ps)、无功功率(Qs)与转子电压(ur)的变化:

isd=ψsdLs-LmLsirdisq=ψsqLs-LmLsirq
Ps=32(usdisd+usqisq)=-32LmLsusdird+  32usdψsdLs+usqψsqLs-LmLsirqQs=32(usqisd-usdisq)=-32usdψsqLs-  LmLsirq+32usqψsdLs-LmLsird
urd=Rrird+σdirddt-σω1irq+  LmLsusd+ωrψsqurq=Rrirq+σdirqdt+σω1ird+  LmLsusq-ωrψsd

式中:ir为转子电流;Ls为定子等效自感值;Lm为定转子间等效互感值;Rr为转子绕组等效电阻;σ=Lr1-Lm2LsLr;ωr为转子电角速度.如式(2)~(4)所示,在定子磁链发生变化后,定子电流产生新增量,ψsd≠0且ψsqψs,定子输入到电网的功率发生变化,转子侧电压发生改变.

由上述磁链暂态全过程的推导可以看出,当电网发生电压骤升故障时,DFIG定子电压会随着电压的骤升而突变,但定子磁链不会随定子电压骤升而突变,因此电压骤升期间定子磁链产生直流分量,以保证故障瞬间定子磁链维持不变.DFIG的HVRT全过程的电磁暂态机理过程为:电网电压骤升后,定子电压升高,定子绕组产生瞬态的直流磁链分量,引起转子暂态过电流;此外,转子侧暂态直流分量会引起直流母线过电压以及GSC过流问题,导致电流和电压发生波形失真,严重时可能会损坏变流器,进而导致脱网事故的发生.DFIG转子侧采用小功率的双向背靠背变流器,变流器容量的限制对流经转子侧的电流和直流母线的电压都有限制,可确保变流器不因过电压或过电流发生损坏.

1.2 永磁直驱同步风电机组在电网故障工况下的暂态特性

永磁直驱同步风电机组的主回路拓扑图[28-30]图3所示.其中Chopper为斩波保护电路.永磁直驱同步发电机经全功率变流器与电网相连,由背靠背变流器的控制实现风电机组在电网稳态和暂态条件下的运行.永磁直驱风电机组通过全功率变流器与电网相连,由于背靠背直流母线的电气隔离,所以不会出现定子磁链增加直流衰减分量的现象.但机侧变流器由于无法感知外部电压的变化,所以风力机的电磁功率输出不变;GSC由于电力电子设备的限辐设置导致无法输出原工况下的有功功率,此时直流母线环节会出现不平衡功率,从而导致直流母线过电压.如同DFIG类似的直流电容击穿或变流器短时过电流的安全隐患威胁着全功率变流器内部电力电子器件的安全.因此,必须提高永磁直驱风电机组的HVRT能力,尤其是随着海上风电的大规模发展,大容量的永磁直驱或半直驱风电机组必须具备HVRT能力,才能满足电网规范要求,并为电网电压恢复提供支撑作用.

图3

图3   永磁直驱风电机组拓扑结构

Fig.3   Topological structure diagram of permanent magnet direct drive wind turbine


与DFIG不同,永磁直驱风电机组由于永磁同步发电机通过全功率变流器与电网相连的结构特性,电网与发电机之间没有直接的电气联系,所以当并网点电压骤升后,发电机与机侧变流器不能直流感应到电网故障情况.因此,永磁直驱风电机组HVRT控制策略主要侧重于GSC和直流母线的电压与电流控制.忽略GSC输出端口滤波电感上的电压降,GSC输出电压与直流母线电压之间的关系可通过调制系数[30]表示,即

M=22Ug3Udc

式中:Ug为GSC输出端口的电压;Udc为直流母线电压.考虑调制过程中的死区时间和最小开关时间,设定GSC调制系数的最大值为1.0.当电网电压骤升后,由于调制系数M的限制,风电机组直流母线电压需保持与GSC输出电压正比例上升的趋势.则故障后直流母线电压可表示为

U'dc=U'gMUgMmaxUdc

式中:U'g为故障后GSC输出端口的电压;Mmax为最大调制系数.

电网电压骤升后永磁直驱风电机组GSC输出的有功功率和直流母线电压的暂态变化过程如图4所示.其中,0~t1表示正常运行状态下机侧变流器和GSC输出的功率相同;t1~t2表示当电网电压骤升后,如其p.u.值为1.3,GSC调制系数由当前值0.976上升到最大值1.0而直流母线电压Udc尚未增大的过程,此时由于电网电压骤升,输出电流下降为原来的1/1.3.根据式(6)可知,GSC输出电压变为1.025Ug,故GSC有功输出降为原来的0.788.由于机侧变流器输入有功不变,所以会有不平衡功率堆积在直流母线电容上,导致直流母线电压增大.t2~t3时GSC输出电压随着直流母线电压的增大而升高,网侧有功输出也在增加;t3~t4时当直流母线电压增大到一定程度后,GSC有功输出能力恢复到正常范围,系统达到一个暂态稳定过程;但由于堆积在直流母线电容中不平衡功率的存在,若无外部控制策略,直流母线电压将一直处于过压状态.

图4

图4   HVRT过程中直驱风电机组有功输出与直流母线的变化过程

Fig.4   Profile of the active power output and DC-link voltage for PMSG-based wind turbine during the HVRT


1.3 风电场在电网故障工况下的暂态特性

随着风电场内风电机组数量增大,并网电压节点数量也随之增多,且电压节点之间的耦合程度呈几何级数增长,节点之间存在复杂的电-磁-力交互影响.一方面,风电场中不同位置的风电机组由于与公共连接点(Point of Common Coupling,PCC)电气距离不同、瞬时输出功率不同,导致机端电压差异较大;另一方面,当发生HVRT时,不同位置风电机组的无功输出也呈现差异化,进一步影响机端电压分布.这些特性使得机端电压与单个风电机组无功输出呈现高度耦合特性,模型时变性强,导致风电场的暂态特性呈现出更大的速变性、复杂性、多态性和不确定性.此外,由于大型风电场通常位于远离负载中心的位置,所以系统的短路比例很低,外部电网的微弱干扰可能会导致风电场内部电压发生大范围波动,甚至导致大型风电机组级联跳闸[31].尤其是当电网发生电压骤变时,外部电压扰动和机组电压波动易造成整个风电机组群的电压连锁性波动,严重时造成风电场脱网,威胁整个系统的安全稳定运行[32].在这种复杂工况下,对于大规模集群化的风电场来说,风电场内部风速分布与波动更加复杂多变,且风电场模型维度高、耦合性强.当电网电压骤升后,由于故障穿越过程要求响应时间很短,而故障切除后有相对较长时间尺度的恢复过程,所以对于电网电压骤变后强耦合、强不确定性的大规模风电场,风电场和风电机组间的耦合特性对故障穿越和电压恢复过程的影响机理和演化过程更加复杂,故障工况下的电压控制应考虑多时间尺度内风电场及场内风电机组之间无功和有功的最优协调,以实现全局范围内电压的最优精确快速调节.

综上,DFIG和永磁直驱风电机组在电网电压升高后都会在直流母线电容上产生不平衡功率,导致直流母线过电压.但是由于DFIG发电机定子侧与电网直接相连,相比永磁直驱风电机组,DFIG在电网电压过高的暂态过程中受影响更大,会出现转子过电流等不良后果.风电场在电网故障工况下的暂态特性不仅需要考虑单台风电机组内部电磁力等参数的影响,还要综合考虑场域内多台风电机组之间功率与电压的耦合影响关系,暂态过程更加复杂多变.

2 风电机组HVRT控制方法

2.1 机侧控制方法

风电机组在HVRT过程中,DFIG的机侧会受到定子侧磁链变化的影响产生过电流,直驱风电机组由于网侧机侧解耦并不会受影响.采用虚拟阻抗或者电流控制等软件控制策略[33-39]是当前提升风电机组HVRT能力的主要方式之一.增加虚拟电阻或虚拟阻抗[33-34]可以抑制转子过电流,降低DFIG的转子电流振荡,达到提升风电机组HVRT能力的效果.联合转子电流抑制和电网电压控制可以解决因撬棒保护装置频繁动作带来的转子侧变流器短接的难题[6].文献[25]中采用无源阻尼与转子侧换流器协调控制的方法来消除HVRT过程中DFIG转子电流和电磁转矩的冲击,同时抑制转子过电压.文献[36]中将一种基于向量形式的磁滞电流调节器用于降低DFIG的转子电流振荡,同时提升风电机组的故障穿越能力;文献[37]中采用串联动态电阻和Crowbar保护电路的协调控制策略来降低转子电压的波动,抑制大规模风电场中DFIG的过电流情况.文献[38]中提出一种不考虑磁链和系统参数的反向电流跟踪控制策略,以加快HVRT过程中瞬变磁通量的衰减率.文献[39]中基于HVRT过程中DFIG的电磁关系提出一种无需磁链观测和系统参数的反向电流追踪控制策略,加快了暂态磁链的衰减速度,抑制了电磁转矩的脉动.

上述风电机组HVRT的机侧控制方法主要通过增加Crowbar保护电路、控制机侧变流器无功电流或者去磁控制等方式抑制故障瞬间转子冲击电流的影响,以实现抑制转子过电压或过电流的目标.但存在转速失控、受励磁变流器容量限制导致控制效果有限而无法成功穿越严重故障等缺点.

2.2 直流母线控制方法

无论是双馈还是直驱风电机组,HVRT过程中都会有不平衡功率聚集在直流母线上,导致直流母线过电压,存在风电机组脱网的风险.因此HVRT过程中抑制直流母线过电压是提升风电机组HVRT能力的一个重要目标.有学者通过结合Chopper等保护电路与相应的控制策略[40-41]来调节高电压过程中产生的不平衡功率,抑制转子过电流或直流母线过电压,从而提升风电机组的HVRT能力.文献[42-43]中提出一种变直流母线电压参考值的直驱永磁风电机组HVRT策略,通过提高因受调制系数限制的GSC电压参考值的方式,增大GSC在HVRT时的可控范围,从而提高机组HVRT能力.文献[44-45]中提出一种动态无功电流补偿或与定子磁链微分补偿相结合的控制策略,可根据电网电压抬升情况进行分段优化,以支撑电网电压的快速恢复.文献[46]中通过构建双馈风电系统小信号模型的方式,来分析HVRT过程中系统的稳定性.在电力电子转换器直流母线两端连接额外的储能系统可以抑制HVRT过程中产生的不平衡功率,并防止直流母线过电压.文献[47]中提出利用超级电容储能系统吸收直流母线环节的不平衡功率,提高永磁直驱风电机组的HVRT能力.文献[48-49]中基于模型预测控制、滑膜控制等控制理论方法,提出基于模型预测控制与超级电容储能系统协调的DFIG控制策略,针对电网电压骤升的不同程度,通过协调控制风电机组和超级电容储能系统的有功输出,可以最大化利用风电机组自身提供的无功电流,实现直流母线过电压的有效抑制,保证风电机组的不间断安全稳定运行.文献[50]中提出一种基于RSC无功电流控制定子侧吸收无功功率的DFIG的HVRT方法.

上述风电机组HVRT的直流母线控制方法主要通过在直流母线环节增加Chopper保护电路或储能系统、增大GSC输出容量范围、变流器动态无功补偿与定子磁链微分补偿相结合以及GSC与超级电容储能系统协调等方式,抑制直流母线过电压情况,但是会造成风功率的浪费,且分布式储能系统的增加会增加系统成本.

2.3 网侧控制方法

文献[30]中提出一种考虑GSC电流运行边界的永磁直驱风电机组HVRT控制策略,利用可变运行因数定量地提供无功支撑,实现有效抑制直流母线过电压、保证风功率正常稳定输出的作用.文献[51-52]中提出GSC无功电流控制与正负序电流控制协调的HVRT控制策略,通过分析GSC的最大短路电流能力,建立电网电压骤升时GSC的可控区域,并提出考虑实际测量值的直流母线电压参考值的自适应调整算法.文献[53]中提出协调无功-电压和有功-电压卸载控制的DFIG高压穿越控制策略,考虑HVRT过程中无功最大利用率,通过减载控制有效抑制瞬态过电压.基于模型预测控制理论的电压故障穿越方法能够更精确地调节故障过程中电压的波动情况,文献[54-57]中提出基于模型预测控制协调有功无功的风电机组故障穿越控制方法,根据并网点电压与转子电流的解析关系,结合模型预测控制的滚动预测与反馈矫正,实现并网点电压波动的快速抑制.此外,近年来许多风电场或者场内风电机组都配备了无功补偿设备,如增加静止无功补偿器或动态电压恢复器[58-62]来消除HVRT过程中产生的不平衡功率,支撑电网电压快速恢复.

上述风电机组HVRT的网侧控制方法主要通过协调无功-电压与有功-电压减载、设计基于模型预测控制的新型鲁棒控制器或增加静止无功补偿器和动态电压恢复器等额外装置的方式,帮助风电机组快速恢复端电压,提升电网电压恢复能力;但也存在软控制策略对参数依赖性较高、控制效果受到励磁变频器容量限制等问题,同时增加硬件装置的控制需要与风电机组协调控制,控制逻辑复杂且会增加系统成本.风电机组HVRT不同控制策略的特点比较、归纳和总结如表1所示.

表1   风电机组HVRT不同控制策略的特点比较

Tab.1  Characteristic comparison of different HVRT control schemes of wind turbines

控制类别控制方法优点缺点
机侧控制方法①机侧变流器q轴电流分量补偿策略;②加入虚拟电阻或虚拟阻抗[33-34]、无源阻尼与转子侧换流器协调控制[25];③基于定子磁链或电压定向的矢量控制[36];④串联动态电阻和Crowbar保护电路[37].①将机侧多余的风能转化为转子的动能,提高了能量利用率;②通过去磁控制或者电流调节器抑制故障瞬间转子冲击电流,避免变流器被破坏或者引发更大的损害;③适用于各种类型的对称和不对称电网故障;④在严重故障下可实现故障穿越.①调节时间较长,可能会使风轮转速过快而超过额定转速导致失控;②控制效果受到励磁变流器容量限制,在严重故障下可能无法成功穿越故障,存在可行性区域的限制;③RSC的全部容量都用来产生与定子磁链暂态分量相反的转子电流,控制效果受到变流器容量的限制;④增加额外电路使得系统更加复杂,维护和建设成本较高.
直流母线控制方法①直流母线环节增加Chopper保护电路[41];②变直流母线电压控制策略[42-43];③直流母线环节加入储能系统[44-49].①加入Chopper保护电路可消耗直流母线的不平衡功率,抑制直流母线过电压;②可以扩大变流器的电压输出范围,提高风电机组HVRT的能力;③储能装置的使用可以快速有效地响应HVRT过程中直流母线电压的波动.①采用Chopper保护电路会消耗掉系统的部分功率,造成风功率的浪费;②使直流母线电压抬升,会造成一定的波动影响;③分布式储能系统的增加会大大提高设备的成本.
网侧控制方法①协调无功-电压与有功-电压减载控制[53];②基于模型预测控制的新型鲁棒控制器[54-57];③增加静止无功补偿器和动态电压恢复器[58-62]等额外装置.①通过减载可以避免转子过电压,从而保护变流器电力电子器件免遭击穿的损害;②在外部干扰或参数有误差情况下控制效果依然较好,对系统参数敏感性较低;③可以帮助风电机组快速恢复端电压,提升电网电压恢复能力.①控制逻辑较复杂,HVRT的控制效果对参数依赖性较高;②控制效果受到励磁变频器容量限制,在严重故障下可能无法成功穿越故障,存在可行性区域的限制;③与风电机组协调控制较复杂,同时会增加系统成本.

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3 风电场HVRT控制方法

随着风电场并网适应性规程规范[17-19]的逐步完善和公布,大规模风电场复杂工况下的电压控制研究逐渐引起学者的广泛关注.与单台风电机组HVRT控制策略不同,风电场受到外部扰动或故障工况时内部风速分布与电压波动更加复杂多变,因此对于电网电压骤变后强耦合强不确定性的大规模风电场,其故障穿越和电压恢复过程的控制策略逻辑结构更加复杂,除了考虑单机在电网电压骤升工况下的影响因素之外,还应考虑风电场内不同风电机组之间的耦合特性对风电机组端电压的影响.

风电场HVRT与电压恢复的特点总结如表2所示.从控制结构上可以将控制方式概括为集中式控制、分散式控制、分级分布式(或称分层分布式)控制以及综合协调控制.

表2   风电场HVRT与电压恢复不同控制策略的特点比较

Tab.2  Characteristic comparison of different HVRT and voltage recovery control schemes of wind farms

控制方式优点缺点
集中式控制[55,58 -59,61,63 -64]要求获取风电场内所有风电机组的具体信息,中央控制器执行优化计算,然后将功率给定值下发给风电机组.可与电网联动,实现特定的优化目标.需要获取风电场内所有电机组信息,中央控制器的计算负担重,系统可靠性和灵活性低.
分散式控制[65-69]风电机组由本地控制独立调节,无需与中央控制器通信,在HVRT过程中可以快速抑制风电机组波动.与电网互动能力不足,支撑电网及提供辅助能力弱,无法实现风电场群的全局最优运行.
分级(分层)分布式控制[70-73]计算任务由中央控制器和风电机组控制器共同分担,需要中央控制器协调所有风电机组控制器,计算负担有效降低.只能针对某些特定的问题结构进行处理.

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3.1 集中式控制方法

集中式电压控制功能的风电场无功要求根据PCC的状态计算得出,可以由中央控制器分配给风电场中的所有风电机组来调节电压偏差.如文献[63]中针对全功率风电机组组成的大规模风电场无功电压最优控制问题,提出基于模型预测控制的大规模风电场电压集中式控制方法,将其应用于连接风电场的北欧32节点系统三相短路故障工况,保证低电压穿越过程中PCC端、中压母线端和风电机组端的电压在0.2 s内恢复到正常允许范围内.文献[65]中考虑风电场运行在正常模式和矫正模式两种工况,当中压母线实际电压与额定电压偏差超过一定范围时,启动所提出的电压矫正模式控制策略,通过协调大规模海上风电场的动态无功补偿设备和风电机组的无功输出,使风电机组在大扰动工况或故障穿越过程能够快速响应电压的波动.文献[64]中提出一种自适应无功功率控制交流母线电压的策略,在电网电压发生故障后,使具有较大无功功率的DFIG注入更多无功电流,保证电压快速恢复.针对HVDC直流双极闭锁造成的电压骤升问题,有学者提出一种协调有功与无功的DFIG高压穿越控制策略[25,59],通过考虑故障过程中有功减载来增大风电机组的无功调节范围,从而有效抑制直流闭锁导致的暂态过电压.针对风电高比例渗透的电力系统电压稳定性问题,有学者提出动态最优无功分配的方法[73]来保证风电场在电网电压骤变工况下风电机组端电压的正常运行.上述电网电压骤升故障工况下风电场的集中式电压控制方法,既考虑了单台风电机组在电网电压骤升工况下的动态暂态特性,同时考虑风电场层面不同风电机组在不同时间尺度范围内电压与无功以及有功的最优协调控制,针对故障过程的暂态特性,在不同的控制方式之间切换旨在提升风电机组在故障穿越过程响应电压波动的能力,降低风电机组端过电压,保证风电机组能够不脱网持续运行.

3.2 分散式控制方法

分散式电压控制如下垂控制,是指通过使用本地测量而无需任何通信可以实现PCC处的电压和无功的本地控制.如文献[66]中针对大规模风电场集中式优化控制存在“维数灾难”导致计算时间长、无法快速响应电网电压骤升带来的脱网风险,创建基于多时间尺度自适应下垂的大规模风电场HVRT及故障后恢复阶段电压分散式优化控制方法,实现风电机组端故障电压的快速降低,攻克了故障工况下大规模风电场电压优化问题无法快速求解的技术难题.针对电网电压骤降时经MMC-HVDC连接的海上风电场直流母线过电压问题,有学者提出两阶段电压分散式控制策略[72],考虑海上减载效率和风电机组运行稳定性提出自适应电压升高控制策略,在保证风电机组不间断运行的同时快速降低直流母线过电压,提升故障后有功功率的恢复速率.分散式控制利用其本地通信的快速性和便捷性,在风电场故障穿越的短时间尺度内能够实现风电机组电压波动的快速响应,但无法实现风电场群全局最优运行的目标.

3.3 分级(分层)分布式控制方法

分级式控制策略结合了集中式与分布式控制的双重优势,可以实现风电机组无功的最优分配,同时降低中央控制器的计算负担.如文献[5]中考虑风电场群间及场群与系统间电压的交互影响规律,提出考虑风力发电机与变流器耦合动态特性的大规模风电场群电压双层优化控制策略.所提控制策略在风电场群发生电网电压骤降及其后由于无功功率未及时退出导致电网电压骤升的工况下,能够最大化风电机组无功输出,使得并网点电压和风电机组端电压能够成功穿越LVRT及其后的HVRT故障.针对大规模风电场HVRT和事件后电压恢复过程中采用时间触发导致风电场中央控制器计算负担繁重的问题,有学者提出一种基于事件触发模型预测控制的风电场分级分布式电压协调优化方法[67],在快速抑制风电机组端过电压和缩短故障后电压恢复时间的同时实现局部最优,并显著降低风电场中央控制器的计算负担.针对经VSC-HVDC并网的海上风电场在外部扰动及通信故障下风电场电压波动的问题,有学者提出基于交替方向乘子法的风电场分级分布式电压优化控制方法[74],在快速响应风电场电压波动的同时降低了风电场集中控制器的计算负担.上述文献表明,在电网电压骤升的工况下,采用分级分布式的电压控制方法既可以在故障穿越过程中快速响应电压的波动,又可以在故障后电压恢复阶段实现无功的近似全局最优分布,对于提升大规模风电场的电压抗扰动能力效果明显.

3.4 海上风电场电压协调控制方法

由于海上风电场一般通过柔性直流输电系统[68-69,75]并入岸上电网系统,当并网点电压骤升后,柔直系统的电气隔离作用使得电压波动不会直接影响风电场内部风电机组端电压的分布,所以所采用的控制策略与陆上风电场侧重点不同.有学者针对海上风电柔直并网系统在低电压穿越过程中的直流电压稳定与系统功角稳定问题,提出考虑自同步电压源控制模型[76]、考虑故障过程中主动能量分配原则[77]、机组协同-分布卸荷协调控制[70]及考虑谐波注入信息传递的海上风电并网故障穿越方法[71],以确保柔直直流电压在正常允许范围内或提升通过直流母线电压向送端换流器传递电网频率时的抗扰性能;针对DFIG组成的大规模风电场故障穿越能力提升问题,有学者将超导磁储能系统通过变压器连接到PCC点,建立超导磁储能系统的三阶相量模型,通过超导磁储能系统与风电机组无功支撑的动态协调,降低电网电压浪涌时直流母线电压的振荡和超调量,提高风电场的HVRT能力和动态响应速度[61].目前我国针对海上风力发电低电压穿越要求较为完整,但是HVRT标准主要面向单台风力发电机组[78-79],对于海上风电场HVRT特性及其与所并电网的交互影响研究较少;同时,目前执行的海上风电经柔性直流并网相关标准是否适应这些新型电力系统安全运行的新要求,亟需进一步探究.

3.5 小结

风电机组与大规模风电场HVRT特性与控制特性的比较如表3所示.其中风电机组的控制主要基于电磁关系和能量流动,从机侧、直流侧、网侧不同控制区域改进,旨在减小由于变流器输出电压幅值有限引起的机侧-网侧不平衡功率,提高风电机组的HVRT能力;大规模风电场的控制不仅要从风电机组控制出发,还要充分考虑不同机组之间复杂的电-磁-力耦合关系,实现风电场内所有机组的全局最优分配,保证不同风电机组均能满足HVRT要求,提高风电场整个区域的稳定性.

表3   风电机组与大规模风电场HVRT控制策略与电压恢复的特点比较

Tab.3  Characteristic comparison of different HVRT control schemes of HVRT and voltage recovery for wind farms

暂态特性的区别控制策略的区别
风电机组风电机组HVRT主要研究不同类别单台风电机组的暂态特征:
①直驱风电机组由于GSC输出电压受限于调制系数,当电网电压骤升后,GSC会由于过调制而导致风电机组失控;②DFIG在HVRT期间,不仅要保证GSC不过调制,还要考虑定子磁链变化的问题.由于GSC输出电压幅值有限,将在直流侧产生不平衡功率,进而引起直流母线过电压,带来风电机组脱网的风险.
①直驱风电机组以防止GSC过调制为目的,在直流母线处适当抬升电压、通过GSC向电网输送动态的感性无功功率;②DFIG需分析风电机组功率流动机理,以减小不平衡功率、过电流冲击和过调制为目的,分别在风电机组机侧、直流母线处、网侧增加硬件和软件控制设备或措施.
大规模风电场①大规模风电场HVRT和电压恢复过程的暂态特性更加复杂,除了考虑单机在电网电压骤升工况下的影响因素之外,还应考虑风电场内不同风电机组之间的耦合特性对风电机组端电压的影响;②大规模风电场中不同风电机组由于位置不同,潮流分布不同,在HVRT时会呈现差异性暂态特征;③风电机组节点之间存在复杂的电-磁-力交互影响,耦合程度指数级增长,当发生故障时会发生大范围波动,甚至出现风电机组级联跳闸,因此对控制策略的计算速度和精准性要求更高.①大规模风电场HVRT和电压恢复过程的控制策略逻辑结构更加复杂,不仅要考虑单台风电机组的控制策略,还要根据电网拓扑结构与无功最优分配结果精确调节电压幅值,保障所有风电机组不脱网运行;②通过分级优化计算,使风电场中央控制器与风电机组本地控制器高度配合,保证控制的快速性和稳定性,提高大规模风电场的HVRT与电压恢复能力.

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4 讨论与展望

作为提高风电智能运维与安全控制的一项关键技术,大规模风电场HVRT及其恢复的控制逐渐获得广泛关注和较为深入的研究,但目前仍有一些问题有待进一步探索:

(1) 精细化暂态建模.在电网电压骤升等暂态过程中,DFIG的定子磁链会产生更强的瞬态直流磁链分类,导致定转子电流可能超过额定值,引起电机磁路饱和、绕组温度升高等问题,致使风电机组的等效阻抗等参数发生变化,因此在电网电压深度骤升等情况下暂态模型还应计及发电机和开关器件的非理想特性.尤其是随着15、20 MW等大型化风电机组概念的提出和样机的研制,大型化风电机组的故障穿越特性由于风电机组内部发电机等关键设备复杂的串并联拓扑特性,致使电网电压骤升工况下风电机组的暂态模型更加复杂,所以研究大型化风电机组的精细化暂态建模是实现风电场故障成功穿越的主要研究方向之一.

(2) 机群多层级多时间尺度协同控制.随着大规模风电场内设备数量呈级数增长,系统的集群特性导致多状态变量耦合和非线性特征,尤其是当风电场遭遇故障工况时,系统的暂态时间尺度缩短,导致动态特性极其复杂多变.为应对这些挑战,克服设备数量多、分布广、可控性差、不确定性等难题,需要构建面向风电场动态特性复杂多变的风电场群-风电场-风电机组的多层级优化协调控制策略,分别从场站级、设备级等多层面提高系统的电压抗扰动能力.目前对于大规模风电场的HVRT控制,由于风电场集中式优化控制存在“维数灾难”导致计算时间长、无法快速响应电网电压骤升带来的脱网风险,所以分散式或分层分布式等方法更适用于大规模风电场在故障工况下的电压优化控制领域;而且大规模风电场故障后恢复过程中的电压扰动呈现多样性,与风电场集电线路的系统结构和配置有关,因此根据具体场景探究故障后电压恢复过程中的稳定性问题,研究考虑拓扑结构变化的风电场动态电压安全恢复技术是需要攻克的技术难点之一.

(3) 柔性直流并网模式下的故障穿越.未来随着我国风力发电与柔性直流输电的大规模发展,电网结构愈加复杂、网络耦合程度加深,风力发电与柔性直流输电系统由于其变流器在运行模式、控制策略等方面呈现的多样性,导致故障时电压电流呈现出更大的速变性、复杂性、多态性和不确定性.而目前电网电压骤升故障工况下海上风电场的故障电压控制方法主要集中在柔性直流电压环节或者通信故障后风电场电压波动的角度,由于外部电网故障、海上风电换流阀故障或重合闸失败、风电场内部故障等情况都可能导致柔性直流环节出现穿越故障的工况,所以需要综合考虑不同故障位置,在故障穿越与恢复时应协调风电场功率输出、系统集中无功补偿设备以及柔直系统的无功调节能力,结合海上风电故障穿越过程的暂态特性,提升海上风电经柔直并网的故障穿越能力,以保证风电机组不脱网运行.

5 结语

随着电网电压骤升事件的频繁发生,研究大规模风电场的HVRT特性及相应的控制策略对于保证风电场的智能安全高效运行具有重要的实际意义.为此,紧密围绕国家新能源发展重大战略需求,针对大规模风电场HVRT导致的安全风险,深入分析单机及风电场HVRT期间的故障暂态特性,归纳总结当前常见的单机及风电场的电压控制策略,并指出风电未来的发展趋势和风电场安全控制面临的挑战,为风电的大规模集群化发展提供可以借鉴的思路.

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对国内外海上风电经柔性直流并网标准的现状进行介绍,选取具有代表性的海上风电经柔性直流并网标准,从功率控制、故障穿越、电能质量、稳定性等几个方面进行对比,分析海上风电经柔性直流并网标准的发展趋势.对中国海上风电经柔性直流并网标准的制修订提供合理建议,以促进海上风电行业的发展.

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