双馈风电机组低电压穿越功能的仿真分析

双馈风电机组低电压穿越功能的仿真分析

0风电机组的并网限制随着电动汽车装置的增加，电动汽车在能源系统中的地位也发生了变化。风电装机容量较小时,风电场的运行对系统稳定性的影响可以不予考虑;当风电装机容量越来越大,在系统中所占比例逐年增加时,风电场的运行对系统稳定性的影响变得不容忽视。世界各国电力系统对风电场接入电网时的要求越来越严格,甚至用常规电源的标准来要求风电场。在风电场容量相对较小并且分散接入电网时,风电场被视作分布式电源,在系统故障时可立刻退出运行。随着新能源应用技术的快速发展,风电场数量和单个风电场的装机容量不断增大,风电总装机容量在系统中所占比例越来越高,对电力系统的影响也越来越大。为维持电力系统的稳定运行,除要求提高风电机组自身的技术水平外,各国电网公司都相继对风电场/风电机组的并网提出了更严格的技术要求,包括低电压穿越(lowvoltageride-though,LVRT)能力、无功控制能力以及输出功率控制能力等,其中LVRT被认为是对风电机组设计制造技术的最大挑战。要提高风电场/风电机组的LVRT能力,必然会导致风电机组/风电场的工程造价增加,而且对LVRT能力要求越严格则工程造价就越高。因此,在风电场规划设计阶段提出对风电机组LVRT能力的具体要求是非常经济的,即根据风电场所用风电机组的类型,在风电场规划阶段对风电机组LVRT功能曲线的定值提出要求。本文将详细分析双馈变速风电机组LVRT功能的实现原理,并在电力系统仿真分析软件DIgSILENT/PowerFactory中建立双馈变速风电机组模型和LVRT功能模型,采用地理接线图直观地表示风电场外部系统故障对风电机组端电压的影响,并以我国某区域电网为例分析在风电场接入点不同的情况下系统故障对风电机组的影响,最后根据仿真结果给出对风电机组LVRT能力的最低电压限值要求。1风电机组的lvrt能力风电机组的LVRT能力是指其在端电压降低到一定值的情况下不脱离电网而继续维持运行,甚至还可为系统提供一定无功支持以帮助系统恢复电压的能力。德国E.ON公司对风电场/风电机组LVRT能力的具体要求见图1,其中阴影部分表示风电机组不但不脱离系统而且还向系统提供一定的无功支持,当端电压跌至额定电压的15%时要求风电机组能够维持运行625ms,当风电机组端电压在其额定电压的90%及以上时要求风电机组能够持续运行。不同类型的风电机组可采取不同技术措施来实现其LVRT功能。对于采用普通异步电机作为发电机的固定转速风电机组,文献提出采用无功补偿的方案来实现风电机组的LVRT功能,以满足风电机组并网标准对其LVRT能力的要求,该方案需要采用静止无功补偿装置。文献提出通过改变转子回路励磁方式来实现风电机组的LVRT功能。文献分别讨论了普通异步发电机、直驱风电机组和双馈风电机组实现LVRT功能的方式,其中双馈变速风电机组可以依靠机组本身实现LVRT功能,在外部系统故障引起风电机组端电压跌落时,风电场仍然维持运行,因此完全满足风电并网标准对于风电机组LVRT能力的要求。在风电场外部系统发生故障时,风电机组的LVRT功能能够对系统起到积极的作用,而不会进一步加重系统故障的影响。但是从另外一个角度看,现阶段风电上网电价是制约风力发电进一步发展的瓶颈,并网标准对风电场风/电机组LVRT能力的要求进一步增加了风电机组造价。文献对几种提高风电机组LVRT能力的方案所增加的投资进行了对比,分析结果表明提高风电机组的LVRT能力加重了风电的高电价问题上。此外,在某些电网结构和风电场接入位置情况下,外部系统故障并不会使风电机组端电压降低很多,因此没有必要要求风电机组严格遵守图1中规定的最低维持运行端电压和时间限制。文献通过计算风电场接入点的短路容量对上述观点进行了说明,即接入点短路容量较大时可以对风电机组LVRT的要求降低一些,这样不会对系统稳定性产生影响。总之,在风电场规划设计阶段应详细分析电网结构和风电场接入方案,确定系统故障对风电场/风电机组的影响程度,并以此来决定风电机组LVRT能力应满足的要求。2转子侧变流器的控制双馈电机运行在次同步转速时转子吸收有功功率,运行在超同步转速时转子输出有功功率,此时定子和转子同时向系统提供功率输出。双馈变速风电机组的控制系统如图2所示,其中:Pgridmeas、Qgridmeas为M点输出的有功功率和无功功率测量值;Udcmeas为直流电压测量值;Iacmeas为在N点测量的变流器交流电流;ωgenmeas为发电机转速测量值;Igenmeas为转子电流测量值。双馈电机的最大特点就是转子通过一个背靠背脉冲宽度调制(pulse-widthmodulation,PWM)变流器与电网相连。电网侧变流器的主要功能是控制电容电压使其恒定,从而为转子侧变流器提供电源支持;转子侧变流器为转子绕组提供幅值、相位和频率可变的励磁电流,从而可对有功和无功进行独立控制。从图2可见,整个风电机组的控制系统分为电机控制系统和风机控制系统。电机控制系统共有3个参考值输入量:①M点有功参考值Pgridconv,ref由风机控制系统输入;②M点无功参考值Qgridconv,ref可以设定;③直流电压参考值Udcref决定于变流器容量和定、转子变比以及变流器调制系数。风机控制系统产生2个输出量:①电机控制系统的有功参考值Pgridcomv,ref,由转速测量值ωgenmeas和M点有功测量值计算得出;②风机的桨距角θ,在风电机组正常运行时由有功功率测量值Pgridmeas和额定有功功率Pgridrated,ref计算得出。Pgridrated,ref一般为风电机组额定功率,可根据控制要求进行设定。在外部系统发生故障时,风电机组端电压降低,定子电流增大,转子侧电流由于定、转子间的相互磁场耦合而增大,此时LVRT功能使风电机组能够持续运行而不从电网脱离。在外部系统发生故障且故障导致的低电压持续存在的情况下,双馈变速风电机组的控制过程如下(故障后保护迅速动作则不考虑过程(2)):(1)当转子侧电流或变流器直流电压超过设定限值时,转子侧变流器被转子短路器(crowbar)旁路,电网侧变流器仍通过变压器与电网相连。(2)风机控制系统的桨距角控制功能立刻启动,以减少风机捕获的功率并重新建立风电机组机端电压。(3)故障清除后,机组端电压恢复,转子侧变流器恢复正常运行。需要指出的是,当转子侧电流的升高不足以危害转子侧变流器时,转子短路器不会动作,转子侧变流器仍正常工作,此时如果机端电压降低则完全可以依靠电机本身的调节能力实现LVRT功能而无需调节桨距角。3外部系统故障下的转子结构不同类型的风电机组实现LVRT功能的原理不同。对于双馈变速风电机组,应用电力电子设备可控制其输出的有功功率、无功功率以及与电网的无功交换,但这也使得其控制系统更加复杂。在外部系统发生短路故障时,双馈电机定子电流增加,定子电压和磁通突降,在转子侧感应出较大的电流。转子侧变流器直接串连在转子回路上,为了保护变流器不受损失,双馈变速风电机组在转子侧都装有转子短路器。当转子侧电流超过设定值一定时间时,转子短路器被激活,转子侧变流器退出运行,电网侧变流器及定子侧仍与电网相连。图3为保护转子侧变流器的转子短路器结构。转子各相都串连一个可关断晶闸管和一个电阻器,并且与转子侧变流器并联。电阻器阻抗值不能太大,以防止转子侧变流器过电压,但也不能过小,否则难以达到限制电流的目的,具体数值应根据具体情况而定。外部系统故障清除后,转子短路器晶闸管关断,转子侧变流器重新投入运行。在定子电压和磁通跌落的同时,双馈电机的输出功率和电磁转矩下降,如果此时风机机械功率保持不变则电磁转矩的减小必定导致转子加速,所以在外部系统故障导致的低电压持续存在时,风电机组输出功率和电磁转距下降,保护转子侧变流器的转子短路器投入的同时需要调节风机桨距角,减少风机捕获的风能及风机机械转矩,进而实现风电机组在外部系统故障时的LVRT功能。外部故障情况下桨距角控制框图如图4所示,其中:Veq是等效风速;PW-lim是系统外部故障时风机机械功率限制;P0是由风速计算出的风功率;Cp-lim是与PW-lim相关的功率系数;θref-nor是额定运行时桨距角参考值;θref-emer是故障情况下桨距角参考值;θref是桨距角控制模块参考值。正常运行时桨距角参考值可根据风速通过查表得出,在外部系统故障时可根据事先给定的PW-lim(通常是额定功率的一个百分比)计算出相关的Cp-lim。θref-emer可通过Cp-lim和叶尖速比λ计算得出。θref可根据图1中M点电压测量值来选择θref-nor或θref-emer。转子短路器(变流器保护)与紧急桨距角控制相互配合共同完成双馈变速风电机组的LVRT功能。4风电场接入方案在各种外部系统故障中,属三相短路故障时电压降低最为严重,故本文对外部系统发生三相短路故障时风电场电压降低值进行仿真计算,并针对不同母线发生的三相短路故障给出对应于风电场电压降低幅度的短路母线范围。风电机组采用恒功率因数(=1.0)控制的双馈变速风电机组。需要指出的是,由于风电机组的电压保护设置是以其额定电压为基准的,因此本文给出的电压标幺值均以额定电压为基准。图5为我国某区域电网中的220kV电网结构图,图中还给出了风电场接入位置,风电场装机容量为300MW;数字代表不同的变电站。考虑2种风电场接入方案:①变电站1为风电场升压站,风电场电量主要是经过火电厂8及变电站4输送到220kV系统;②变电站17为风电场升压站。在仿真计算中同时考虑2种情况:(1)风电场刚开始并网发电(即风速刚达到切入风速)时外部系统各母线分别发生三相短路故障;(2)风电场处于满发状态,所有风电机组都在额定运行时,外部系统各母线分别发生三相短路故障。风电场的其他运行情况均介于这2种情况之间,因此外部系统故障对风电场的影响也介于这2种情况之间。在对风电场进行仿真时考虑所有风电机组都以相同规律变化,因此可将其等效为1台机组。在仿真计算时观察该机组的机端电压,将发生短路时使该电压在相同范围内变化的母线在地理接线图上划入相同的圆内,2种风电场接入方案的情况分别见图6、7。图中标幺值为圆内母线发生三相短路时的风电机组端电压。采用风电场接入方案(1)时,图6(a)中变电站4母线、火电厂8母线和变电站2母线短路时风电场风电机组端电压下降到0.6pu,而变电站3母线、火电厂2母线和火电厂1母线短路时风电机组端电压在0.6~0.7pu之间。图6(b)中火电厂8母线短路时风电机组端电压只下降到0.7pu。由此可见,在风电场接入方案(1)的情况下,风电机组LVRT的最低电压要求值可定为0.6pu,持续时间可根据系统稳定分析结果而定。采用风电场接入方案②时,在风电场并网运行初始阶段,火电厂3母线短路时风电机组端电压下降到0.4pu,变电站5母线短路时风电机组端电压下降到0.6pu,如图7(a)所示。在风电机组处于额定运行状态时,外部系统故障对风电机组影响较小,火电厂3母线短路时风电机组端电压下降到0.5pu,变电站7母线短路时风电机组端电压下降到0.7pu,如图7(b)所示。因此,在风电场接入方案②的情况下需要严格要求风电机组的LVRT能力,其最低电压限值应该不低于0.4pu。以上仿真计算未考虑风电场接入点发生三相短路时风电机组的运行情况,这需要根据系统稳定计算的结果来确定,在系统稳定性允许的条件下,风电场接入点发生短路时风电机组可退出运行,否则需进一步要求风电机组满足更严格的标准。5风电机组的lvrt能力本