楊大業(yè)，項(xiàng)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(jì)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)?；l(fā)展模式。風(fēng)電機(jī)群送出系統(tǒng)電壓等級(jí)越來越高、線路長(zhǎng)度越來越長(zhǎng)[1-4]，尤其是當(dāng)前海上風(fēng)電發(fā)展表現(xiàn)出規(guī)?；?、集群化的特點(diǎn)[5-6]，容量為幾百兆瓦海上風(fēng)電經(jīng)220 kV長(zhǎng)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(chǎng)多數(shù)采用大容量永磁型風(fēng)電機(jī)組[7]。永磁型風(fēng)機(jī)(permanent magnet synchronous generator，PMSG)控制保護(hù)特性與常規(guī)火電機(jī)組截然不同，其送出系統(tǒng)暫時(shí)過電壓必然會(huì)表現(xiàn)出不同特點(diǎn)[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(huì)造成較高的暫時(shí)過電壓[11]。

風(fēng)電接入系統(tǒng)過電壓?jiǎn)栴}早期出現(xiàn)在丹麥[9]。2005年，丹麥的160 MW Horns Rev海上風(fēng)電場(chǎng)在實(shí)際運(yùn)行過程中出現(xiàn)了高幅值暫時(shí)過電壓?jiǎn)栴}，系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，岸上變電站的主斷路器動(dòng)作而使海上風(fēng)電場(chǎng)與電網(wǎng)脫離連接，進(jìn)而在送出線路岸上變電站側(cè)產(chǎn)生電壓幅值達(dá)到2.0 pu的過電壓。文獻(xiàn)[12]中對(duì)上述事件進(jìn)行了仿真分析，研究指出，暫時(shí)過電壓大小與線路潮流大小(無功及有功)、風(fēng)機(jī)類型、線路無功補(bǔ)償方式、線路長(zhǎng)度等因素有關(guān)。文獻(xiàn)[13]針對(duì)風(fēng)電場(chǎng)發(fā)生故障情況開展系統(tǒng)過電壓?jiǎn)栴}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(xiàn)，如：文獻(xiàn)[14-15]指出在某種情況下存在幅值高于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的工頻過電壓；文獻(xiàn)[16]僅從無功補(bǔ)償角度分析了過電壓特性及抑制措施；文獻(xiàn)[17]認(rèn)為直流母線電壓及其保護(hù)策略是甩負(fù)荷過程中并網(wǎng)型直驅(qū)風(fēng)力發(fā)電機(jī)組網(wǎng)側(cè)電壓升高的影響因素之一；文獻(xiàn)[18]針對(duì)雙饋型機(jī)組風(fēng)電送出線路三相接地故障甩負(fù)荷過程，詳細(xì)給出了雙饋機(jī)組定子電壓變化及分析，但未涉及定子側(cè)換流器對(duì)送出線路過電壓的影響。

國內(nèi)外文獻(xiàn)未從機(jī)理上系統(tǒng)闡釋永磁型風(fēng)機(jī)風(fēng)電送出系統(tǒng)甩負(fù)荷暫時(shí)過電壓的產(chǎn)生過程，對(duì)其影響因素分析不夠全面。目前工程規(guī)劃設(shè)計(jì)中，需要針對(duì)風(fēng)電送出系統(tǒng)暫時(shí)過電壓開展計(jì)算。然而，現(xiàn)有計(jì)算中對(duì)風(fēng)電機(jī)組控制保護(hù)策略并未給予特殊考慮，僅采用典型風(fēng)電機(jī)組，設(shè)計(jì)規(guī)劃單位對(duì)其結(jié)果存較大疑慮，設(shè)計(jì)方案選擇存在困難。

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

1 永磁型風(fēng)機(jī)基本結(jié)構(gòu)及控制保護(hù)原理

永磁型風(fēng)機(jī)結(jié)構(gòu)如圖1所示，風(fēng)力機(jī)直接與發(fā)電機(jī)相連，不需要齒輪箱升速。考慮機(jī)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(jī)定子電壓/電流的頻率隨轉(zhuǎn)速變化，發(fā)電機(jī)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(hù)采用Chopper電路。

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

永磁型風(fēng)機(jī)的機(jī)側(cè)和電網(wǎng)是隔離開的。機(jī)側(cè)換流器(rotor side converter，RSC)控制的目標(biāo)是發(fā)電機(jī)有功功率能夠跟蹤風(fēng)機(jī)的輸入功率，同時(shí)控制無功電流為零，使得發(fā)電機(jī)的損耗最小。機(jī)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(duì)機(jī)側(cè)換流器控制特性對(duì)送出系統(tǒng)過電壓的影響開展工作。本文相關(guān)研究中機(jī)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(gè)環(huán)節(jié)：電壓外環(huán)控制和電流內(nèi)環(huán)控制[19]?；陔娋W(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(biāo)系中d軸、q軸分量；“*”表示變量的目標(biāo)參考值。

圖2 風(fēng)電機(jī)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(gè)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(jìn)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(jī)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(biāo)準(zhǔn)GB/T 36995—2018[20]中相關(guān)規(guī)定。

2 風(fēng)電送出系統(tǒng)甩負(fù)荷暫時(shí)過電壓的特點(diǎn)

風(fēng)電送出系統(tǒng)暫時(shí)過電壓與風(fēng)電機(jī)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(jī)組(單機(jī)容量5 MW)采用全數(shù)字仿真模型時(shí)，送出線路風(fēng)電場(chǎng)側(cè)斷路器三相無故障跳閘過程中風(fēng)電機(jī)組690 V側(cè)線電壓U波形。100 ms時(shí)刻風(fēng)電場(chǎng)側(cè)斷路器三相無故障跳閘，214 ms 時(shí)刻風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)動(dòng)作(過電壓保護(hù)定值設(shè)置為1.32 pu，延時(shí)100 ms閉鎖網(wǎng)側(cè)變流器，1.00 pu對(duì)應(yīng)的線電壓有效值為風(fēng)電機(jī)組機(jī)端額定電壓，即690 V)，風(fēng)電機(jī)組網(wǎng)側(cè)變流器閉鎖。斷路器三相跳閘后，機(jī)端電壓突然升高，由于失去同步電源約2 個(gè)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(yàn)證仿真中所采用的風(fēng)電機(jī)組模型的準(zhǔn)確性，安排了基于RT-LAB 平臺(tái)的實(shí)時(shí)仿真驗(yàn)證性試驗(yàn)。試驗(yàn)系統(tǒng)中，直驅(qū)型風(fēng)機(jī)控制采用廠家提供真實(shí)控制器，主電路模型采用數(shù)字仿真。風(fēng)電機(jī)組單機(jī)容量為2 MW。仿真時(shí)序?yàn)椋?0.0 s時(shí)連接風(fēng)電送出線路風(fēng)電機(jī)組側(cè)斷路器三相無故障跳閘，約4 個(gè)半周波后風(fēng)電機(jī)組保護(hù)動(dòng)作，風(fēng)電機(jī)組停機(jī)。圖4為風(fēng)機(jī)機(jī)端線電壓Uab的波形圖。由圖4 可知，斷路器三相跳閘后，機(jī)端電壓突然升高，由于失去同步電源約一個(gè)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(jī)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(jī)組模型的可信度。

圖3 風(fēng)電機(jī)組機(jī)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(jī)機(jī)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(shí)過電壓的影響因素分析

3.1 風(fēng)電機(jī)組控制系統(tǒng)參數(shù)

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

考慮風(fēng)電機(jī)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(yùn)行時(shí)，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(jìn)行上述分析。

3.2 風(fēng)電機(jī)組保護(hù)定值及其動(dòng)作時(shí)序

3.2.1 直流母線過電壓保護(hù)

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(yùn)行時(shí)，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(hù)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(jī)組輸出的額定功率。

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

式中：Rdc為耗能電阻，Ω；PGN為風(fēng)機(jī)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(jī)組過電壓保護(hù)

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

風(fēng)電機(jī)組機(jī)端電壓為1.3 pu時(shí)，風(fēng)電機(jī)組需連續(xù)運(yùn)行500 ms；大于1.3 pu時(shí)，風(fēng)電機(jī)組可以脫網(wǎng)。

風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)定值(動(dòng)作值及延時(shí))可按圖5中的要求進(jìn)行整定。

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

風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)出口后的動(dòng)作時(shí)序因廠家、風(fēng)電機(jī)組型號(hào)不同而各異。其動(dòng)作形式主要為閉鎖機(jī)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(jī)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(shí)斷開并網(wǎng)斷路器(并網(wǎng)斷路器斷開時(shí)間按接到開斷信號(hào)后50 ms考慮)。

3.3 系統(tǒng)無功補(bǔ)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(zhǎng)時(shí)，需要在線路兩端裝設(shè)并聯(lián)高壓電抗器，同時(shí)起到無功補(bǔ)償及抑制工頻過電壓的作用。

變電站內(nèi)一般裝設(shè)有動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置，采用STATCOM+FC型及全STATCOM型。電容器組設(shè)置過電壓保護(hù)，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(jī)組高電壓脫網(wǎng)事故影響進(jìn)一步加重。電容器組過電壓保護(hù)延時(shí)一般大于0.5 s。

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

4 仿真驗(yàn)證

4.1 仿真條件

本文以圖6 所示的典型海上風(fēng)電場(chǎng)為例分析其電纜送出線路電網(wǎng)側(cè)甩負(fù)荷工況下的暫時(shí)過電壓，并通過比較暫時(shí)過電壓最大值來判斷不同因素的影響大小和趨勢(shì)。風(fēng)電場(chǎng)由40 臺(tái)5.0 MW 的永磁型風(fēng)機(jī)構(gòu)成，海上升壓站的主變?yōu)? 臺(tái)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(zhǎng)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(tái)建立風(fēng)電場(chǎng)的仿真模型，為了簡(jiǎn)化系統(tǒng)，將40臺(tái)風(fēng)力發(fā)電機(jī)簡(jiǎn)化為一臺(tái)，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組滿出力運(yùn)行，220 kV海纜采用PI模型。風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)保護(hù)定值采用1.32 pu(延時(shí)0 ms閉鎖網(wǎng)側(cè)變流器，延時(shí)50 ms斷開網(wǎng)側(cè)斷路器)。

圖6 海上風(fēng)電場(chǎng)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(fù)荷工況下的線路電網(wǎng)側(cè)典型暫時(shí)過電壓曲線。圖中100 ms時(shí)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(fù)荷。此時(shí)，風(fēng)電場(chǎng)側(cè)形成風(fēng)電機(jī)組帶空載海纜線路的孤立網(wǎng)絡(luò)。風(fēng)電機(jī)組機(jī)端電壓在其控制保護(hù)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(diǎn)。依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB 311.1—2012，故障發(fā)生20 ms 后的過電壓為暫時(shí)過電壓波形范圍。由圖7 可知，暫時(shí)過電壓在幾十毫秒內(nèi)超過1.00 pu(1.00 pu對(duì)應(yīng)的線電壓有效值為系統(tǒng)最高運(yùn)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(shí)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(fù)荷時(shí)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(jī)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(jī)組直流母線電壓不同，仿真計(jì)算220 kV 海纜線路電網(wǎng)側(cè)無故障甩負(fù)荷條件時(shí)線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓。表1 為設(shè)置不同風(fēng)機(jī)直流母線電壓控制值時(shí)海纜線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓最大值?？梢?，直流母線電壓越大，線路暫時(shí)過電壓?jiǎn)栴}越嚴(yán)重。

表1 直流母線電壓不同情況下線路暫時(shí)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(jī)組換流器控制中調(diào)制波限幅不同，仿真計(jì)算220 kV海纜線路電網(wǎng)側(cè)無故障甩負(fù)荷條件時(shí)線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓。表2 為不同調(diào)制波限幅時(shí)海纜線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓最大值?？梢?，調(diào)制波限幅越大，線路暫時(shí)過電壓越高。

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

4.3 風(fēng)電機(jī)組保護(hù)定值及其動(dòng)作時(shí)序的影響

4.3.1 直流母線過電壓保護(hù)影響

考慮風(fēng)電機(jī)組chopper電路動(dòng)作定值不同，仿真計(jì)算220 kV海纜線路電網(wǎng)側(cè)無故障甩負(fù)荷條件時(shí)線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓。表3為不同chopper電路動(dòng)作定值時(shí)海纜線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓最大值?？梢?，chopper電路動(dòng)作定值越大，線路暫時(shí)過電壓越高。

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

4.3.2 風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)影響

根據(jù)風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)整定要求，當(dāng)電壓超過1.3 pu 時(shí)，風(fēng)機(jī)保護(hù)可以零延時(shí)出口。風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)出口邏輯：閉鎖網(wǎng)側(cè)換流器，同時(shí)斷開并網(wǎng)斷路器。上述過程中涉及保護(hù)動(dòng)作延時(shí)、并網(wǎng)斷路器動(dòng)作時(shí)間2個(gè)變量。表4給出了保護(hù)取不同動(dòng)作延時(shí)時(shí)海纜線路兩側(cè)暫時(shí)過電壓最大值?？梢姡Ｗo(hù)動(dòng)作延時(shí)對(duì)暫時(shí)過電壓影響很大，10 ms延時(shí)情況下，線路暫時(shí)過電壓最大值達(dá)到1.56 pu，超過了標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的限值。因此，在風(fēng)電機(jī)組設(shè)計(jì)及相關(guān)計(jì)算中需重點(diǎn)考慮過電壓保護(hù)動(dòng)作延時(shí)。通過仿真研究，并網(wǎng)斷路器動(dòng)作時(shí)間對(duì)暫時(shí)過電壓最大值無影響，主要是因?yàn)闀簳r(shí)過電壓最大值一般出現(xiàn)在斷路器動(dòng)作之前。表5 為并網(wǎng)斷路器動(dòng)作時(shí)間不同情況下線路暫時(shí)過電壓情況。

表4 過電壓保護(hù)動(dòng)作延時(shí)不同情況下線路暫時(shí)過電壓Tab.4 Temporary overvoltage considering different delays of overvoltage protection

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

4.4 系統(tǒng)無功補(bǔ)償方式的影響

與常規(guī)工程工頻過電壓計(jì)算相同，并聯(lián)高壓電抗器配置容量及分布均會(huì)對(duì)線路暫時(shí)過電壓產(chǎn)生影響。這里僅針對(duì)風(fēng)電匯集站內(nèi)裝設(shè)不同類型的無功補(bǔ)償裝置對(duì)線路暫時(shí)過電壓的影響進(jìn)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(bǔ)償裝置情況，仿真計(jì)算220 kV海纜線路電網(wǎng)側(cè)無故障甩負(fù)荷條件時(shí)線路兩側(cè)暫時(shí)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(shí)過電壓，但效果并不明顯。

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

5 結(jié)論

針對(duì)永磁型風(fēng)機(jī)風(fēng)電送出系統(tǒng)，分析了系統(tǒng)出現(xiàn)甩負(fù)荷故障時(shí)系統(tǒng)暫時(shí)過電壓的影響因素，并通過仿真進(jìn)行了驗(yàn)證，得出如下結(jié)論：

1）永磁型風(fēng)機(jī)結(jié)構(gòu)及控制保護(hù)特性與常規(guī)火電機(jī)組截然不同，對(duì)系統(tǒng)故障的響應(yīng)也具有新的特點(diǎn)，其送出系統(tǒng)暫時(shí)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(jī)組的控制保護(hù)配置方面。

2）永磁型風(fēng)電機(jī)組控制保護(hù)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(hù)定值和風(fēng)電機(jī)組過電壓保護(hù)定值及其動(dòng)作策略為系統(tǒng)暫時(shí)過電壓主要影響因素，在風(fēng)電機(jī)組設(shè)計(jì)及暫態(tài)過電壓計(jì)算中需全面考慮。

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