海上DFIG風電場的VSC-HVDC控制策略

王輝，汪小，饒志蒙

（湖南大學電氣與信息工程學院，長沙 410082）

海上風電工程中，風力發電機組一般都是遠離海岸線。通過傳統的交流輸電時，系統會吸收大量無功功率，需要設計無功補償，增加成本且影響其風電傳輸效率，而基于電壓源換流器的高壓直流輸電技術VSC-HVDC（voltage source converterhigh voltage direct current）發展迅速。風電場采用VSC-HVDC可提供獨立的有功及無功控制，對輸電線路無需無功補償；在潮流反轉時保持直流電壓極性不變，濾波容量小；且能提供電壓支撐作用，大幅提升風電場在發生故障情況下的低電壓穿越能力，同時改善風電場對系統的抗干擾能力，因此，風電場越來越多地選擇VSC-HVDC傳輸并網[1-3]。

目前，國內已有部分文獻展開了對海上雙饋發電DFIG（doubly fed induction generator）風電場的VSC-HVDC控制研究。文獻[4-6]重點研究的是DFIG兩側變流器的控制方法，對于發出的電能直接交流傳輸并網，不適用于遠距離大規模風力發電場；文獻[7]重點研究海上直流輸電系統中兩端換流站的控制方法，但把風電場用等效電壓源來代替，沒有考慮實際的動態過程；文獻[8-10]提出“電壓幅值相位控制”，是一種間接電流控制，但存在動態響應滯后，不能有效控制過電流，且由于風速的變化性，風電場輸出交流電壓會有波動，采用幅相控制方式很難穩定其輸出電壓；文獻[11]針對風電場風速變化導致電壓波動提出控制方法，但是并沒有實現系統功率的解耦控制，無功功率跟隨有功功率的變化而變化，不能從根本上抑制電壓波動；文獻[12]對VSC-HVDC系統控制采用逆系統模型控制，這種控制過程過于復雜，難以工程實現，并不適用于海上大功率風電場。

針對上述控制方法的不足，本文基于其系統結構建立數學模型，對風電場側換流站采用定交流電壓控制，并通過補償量的設計有效抑制了風電場風速變化導致的電壓波動，提高系統的穩定性。對電網側換流站采用雙閉環結構，其中，內環電流控制器基于反饋線性化的思想對非線性系統設計線性化控制，提高系統的動態響應特性；外環控制器則根據系統的控制要求設計了定直流電壓和無功功率控制，保持直流電壓穩定，平衡系統的傳輸功率。最后，構建系統仿真模型，并對風速突變、電壓跌落及電網故障情況下系統輸出電壓、電流、功率等響應進行仿真分析。

1 系統結構及數學模型

海上DFIG的VSC-HVDC結構如圖1所示。

圖1 系統結構Fig.1 System structure

系統結構主要包括DFIG機組、變壓器、濾波器、兩端換流站及直流輸電路和主電網。其中，DFIG具有定、轉子兩套繞組，定子輸出交流電壓，轉子側通過交直交變流器連接到定子輸出線上，各風機輸出的交流電連接到公共交流母線上，經變壓器升壓后送到風電場側換流站，換流站將交流電變換為直流電后用HVDC海底電纜送到陸上電網側換流站，完成逆變并網。

1.1 DFIG數學模型

按電動機慣例的dq軸坐標系下磁鏈，DFIG電壓動態方程為

式中：L1、L2及Lm分別為等效定、轉子自感及互感，L1=Lm+L3，L2=Lm+L4，Lm=1.5Lm1，其中L3、L4、Lm1為三相繞組定、轉子漏感及互感；i1、i2分別為定、轉子電流分量；ψ1、ψ2分別為定、轉子磁鏈分量；u1、u2分別為定、轉子電壓分量；R1、R2分別為定、轉子繞組電阻；ω1為定子磁場旋轉角速度，ω2為轉子旋轉角速度，ω3為dq軸相對于轉子的旋轉角轉速，ω3=ω1-ω2。根據上述數學模型，得到dq軸坐標系下等效電路，如圖2所示。

圖2 DFIG在dq軸坐標系下等效電路Fig.2 DFIG equivalent circuit in dq-axis coordinate system

1.2 VSC-HVDC數學模型

VSC-HVDC兩端換流站結構相同。其中一端換流站結構如圖3所示。圖中L為系統回路的等效電感，R為系統損耗的等值電阻。直流電容C用于穩定系統的直流電壓。

圖3 電壓源型換流站Fig.3 Voltage source converter station

設三相電網電壓平衡，根據圖3的拓撲結構，可得dq軸坐標系下電壓源換流站數學模型為

式中：usd、usq分別為電網電壓的dq軸分量；ud、uq分別電壓源換流站交流側電壓基波dq軸分量；isd、isq分別電網電流的dq軸分量；ω為電網角頻率。

在dq軸坐標系下有功功率Ps和無功功率Qs可以表示為

當電網電壓矢量定向于d軸，即usq=0時，則式（3）可寫為

由式（4）可知，系統有功和無功功率分別與isd、isq成正比，故可調節dq軸電流分量分別獨立控制有功和無功功率。當忽略換流站開關損耗及傳輸損耗時，其交流側輸入有功功率等于直流側傳輸功率，即

即控制直流電壓穩定，用于平衡系統傳輸的有功功率。

2 系統控制研究

2.1 DFIG運行控制策略

對DFIG中交直交變流器的有效控制是實現風力發電并網的重要前提。與轉子側連接的變流器采用定子磁鏈定向矢量控制，控制結構包括外環功率環和內環轉子電流環。其中有功功率給定值是基于當前風速得到的對應于DFIG最佳葉尖速比[1]的功率參考值。與定子側連接的變流器采用定子電壓定向矢量控制，控制結構包括電壓外環和電流內環，電壓外環主要控制直流側電壓穩定，確保DFIG在不同運行狀態下都能正常工作。具體控制過程可借鑒換流站的控制研究。

2.2 風電場側換流站控制

海上風電場應用VSC-HVDC并網時，由于風速變化性會對風電場電壓產生波動，不利于系統正常運行。風電場側換流站控制的目的是抑制電壓波動，穩定風電場母線電壓，并且能夠瞬時將海上DFIG風電場發出的功率輸送到主電網[13-14]。因此，風電場側換流站采用定交流電壓控制。

根據換流站的數學模型，為使系統控制簡便，設定風電場母線電壓矢量uws定向于d軸方向上，則其dq軸分量為uwsdref=uws，uwsqref=0，設定電壓頻率ωw，進而風電場側換流站交流側基波dq軸電壓控制分量uwd、uwq分別為

式（6）中，Δuwd和Δuwq為風電場母線電壓前饋補償量。前饋補償的設計，抑制了風電場風速變化導致的電壓波動，同時實現了換流站dq軸電流iwd和iwq獨立控制，提升換流站運行性能。從控制原理角度來看，Δuwd和Δuwq的設計，本質上是通過開環方式來對檢測的波動信號進行的補償。uwd′和uwq′與dq軸電流分量呈微分關系，可作為換流站的控制解耦項，實際控制過程中，通過引入PI環節得到uwd′和uwq′等式，即

式中：iwdref、iwqref分別為dq軸電流給定值，由電壓環控制得到。穩態狀況下，風電場數學模型為

由式（8）看出，dq軸控制分量uwd、uwq與ωwL iwq、ωwL iwd呈比例關系，系統實際運行過程中，電感參數變化比電阻參數的變化對系統影響更大，故d軸電流iwdref由q軸電壓PI調節得到，而q軸電流iwqref由d軸電壓PI調節得到。

基于以上分析，得到控制器輸出的基波電壓dq軸分量，其換流站控制結構如圖4所示。圖中，通過對電壓頻率積分得到dq坐標變換角?；谳敵龅膁q軸基波電壓控制分量，采用空間電壓矢量脈寬調制原理，最終得到換流站的驅動信號，實現對風電場側換流站的控制。

圖4 風電場側換流站的控制結構Fig.4 W ind farm side converter controlstructure

2.3 電網側換流站控制

電網側換流站與風電場側換流站控制不同，電網側換流站控制系統功率和穩定直流電壓，保證兩側換流站之間的有功功率平衡，使風電場發出電能有效并網[15-16]。為實現上述控制效果，電網側換流站采用基于反饋線性化思想[3，17]的非線性系統控制方法，利用狀態反饋和dq變換，將電網側換流站非線性系統轉為線性控制，提高控制性能。

設定x=[x1，x2]=[isd，isq]為控制器狀態變量，u=[us1，us2]=[usd，usq]為控制器輸入變量，h1[x（t）]=ud，h2[x（t）]=uq為控制器輸出變量?；谏鲜鲈O定，式（2）改寫為

其中：

將式（9）改為

式（10）中dq軸電流又存在耦合關系，根據反饋線性化的控制思想，設計dq軸電流isd、isq用新的變量xd、xq表示，消除isd、isq之間耦合關系，基于式（10），新的變量xd、xq與isd、isq存在的關系為

式中，λ1、λ2為控制參數。則式（10）、式（11）改寫為

由式（12）得出其控制器輸出變量u=[ud，uq]為

由式（13）可看出，新構建的變量xd、xq與dq軸電流變為線性關系，同時實現了對控制器的解耦控制，使得整個控制變得更準確。根據上述分析，最終得到電網側換流站的內環控制器結構。

對式（11）進行頻域變換，得

式（14）表示的是一階慣性環節，選擇合適的系統控制參數λ1、λ2，使內環控制器達到良好的控制效果?？刂破鞯妮敵鲎兞縰d、uq結合鎖相環輸出的同步變換角θ，經脈寬調制生成觸發脈信號，實現對換流站的控制。其中，引入新的變量xd、xq分別為外環控制器的直流電壓偏差和無功功率偏差的PI調節輸出指令。電網側換流站控制框圖如圖5所示。

圖5 電網側換流站的控制框圖Fig.5 Grid side converter control block diagram

3 系統仿真分析

利用Matlab/Simulink仿真軟件，基于上述控制策略研究，搭建仿真模型，驗證系統在風速變化、電壓跌落及接地故障下控制策略的運行效果。

海上DFIG風電場由10臺DFIG風機組成，每臺發電機額定功率為1.5MW，額定線電壓690 V，定子、轉子漏感0.35mH，互感6.93mH，極對數P=2，額定風速11m/s。實際仿真過程中，發電機采用等效模型[18]，即用單臺DFIG近似等效整個DFIG風電機組發出的功率。變壓器T1為0.69/11 kV，T2為11/33 kV，海底直流電纜線路長D=120 km，兩端換流站容量為20MVA，兩端換流站等效電感L1=L2=5.61mH，等效電阻損耗R1=R2=0.017 6Ω，直流線路等效電阻0.5Ω，兩端直流電容為500μF，換流站控制開關頻率為1.5 kHz。

3.1 風速階躍下仿真實驗

設風電場風速在0.5 s和1.0 s時發生階躍，即初始風速為8m/s，在0.5 s時階躍至12m/s，1.0 s后階躍至10m/s。風電場DFIG有功功率Pref初始為10MW，在0.5 s時，變為15MW，1.5 s后變為13MW，交流母線電壓d軸給定值為690 V，q軸設為0。電網側換流站直流電壓給定值為15 kV，無功功率給定為0。仿真算法odel5 s，最大步長取1×10-4，絕對誤差1×10-3。本文規定系統功率的正方向為直流網絡向換流站輸送功率方向，整個仿真結果如圖6所示。

圖6 仿真結果Fig.6 Simulation results

從圖6可以看出，仿真開始階段，風電場輸出有功功率和電網側吸收有功功率經過短暫調整之后迅速趨于穩定，表明基于本文的控制策略在風速不變時能夠正常工作。在風速變化時，系統兩端換流站能夠及時跟隨風電場輸出功率變化，并快速達到新的穩定狀態。觀察風電場母線電壓可知，其輸出值保持不變，頻率也維持為50Hz左右，表明DFIG在輸出有功變化的過程中，也能達到系統的并網條件。系統直流電壓udc在開始階段迅速上升經過短暫超調穩定在給定值，風速變化時直流電壓沒有表現出大的抖動，保證了系統的有功平衡。在仿真過程中，無功功率一直保持在0Mvar的給定值附近，實現了有功無功獨立控制，驗證了本控制策略的正確性和有效性。

3.2 風電場電壓跌落下仿真實驗

設風電場開始處于額定工作狀態下，0.5 s時母線電壓跌落15%，0.1 s后清除故障，功率及電壓變化結果如圖7所示。

從圖7可見，風電場側母線電壓發生跌落時，輸出功率減小，直流母線電壓發生輕微跌落，換流站直流電壓控制及時響應，穩定直流電壓，穩定向電網側輸送的有功功率，表明系統采用VSCHVDC結構電網端對風電場側故障具有一定的隔離作用，整個運行過程中無功并未跟隨有功功率的改變而改變。故障切除后，系統很快重新回到穩態運行，說明該系統有較好的快速故障恢復能力。

3.3 電網側單相接地故障下仿真實驗

電網故障中最為常見的是單相接地故障，設系統開始工作于額定狀態，0.5 s時網側發生a相接地故障，0.1 s后清除故障。仿真結果如圖8所示。

圖7 電壓跌落情況下仿真結果Fig.7 Simulation results with voltage drop

從圖8可見，電網發生單相接地故障時，電網端換流站吸收有功功率減小，而對風電場換流站輸出功率的影響很小，風電場側繼續將風電功率送入至直流系統中，系統有功功率不平衡，從而使得VSC-HVDC直流電壓升高來控制系統波動的進一步加劇，減小故障危害。故障切除后，整個系統就可以重新恢復到穩定運行狀態，再次驗證了基于本文控制策略在VSC-HVDC柔性直流輸電快速故障恢復方面的優越性。

圖8 接地故障情況下仿真結果Fig.8 Simulation results with ground fault

4 結語

針對海上DFIG風電場的VSC-HVDC輸電并網控制，本文提出了相應的控制策略，并在Matlab/Simulink中建立了仿真模型。仿真結果表明所提出的控制策略具有良好的控制效果，控制簡單精準。在風速變化、電壓跌落及電網接地故障的情況下，系統表現出較快的動態響應和較強的抗干擾能力，能夠快速調整達到新的穩態輸出，提高了風電場輸出并網性能，實現了系統在不同工況下都能夠正常穩定工作，對于大規模開發海上風電具有重要的意義。

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