基于VSC-HVDC風電并網系統風電場側故障下系統低電壓穿越能力研究

邊曉燕，王本利，王 靖，楊立寧

（1.上海電力學院，上海 200090；2.上海東海風力發電有限公司，上海 200090）

在全球資源日趨緊張的今天，許多國家把發展風電事業作為緩解能源緊張的一項重要手段。近幾年來，無論是風電場規模還是裝機容量，都取得了快速的發展。大規模風電場并網運行在緩解電網運行負擔的同時，也給電網的安全穩定運行帶來不可忽視的影響，因此研究風電場并網運行的安全穩定對于風電場自身和電網的安全穩定具有重要意義。風電場經柔性直流輸電（VSCHVDC）并網方式，因是有功無功功率獨立控制、可接于無源網絡、具有黑啟動及潮流反轉等優點，一經出現便被認為是一種理想的風電場并網方式。隨著風電比重的快速增加，電網對風電機組及其并網系統的低電壓穿越能力提出了更高的要求，尤其是雙饋風力發電機組因其變流器容量小，所以它對電網電壓擾動的抵御能力較弱，因而成為最難實現低電壓穿越的機型之一。雙饋風力發電機組經VSC-HVDC并網的低電壓穿越（LVRT）問題，成為眾多學者研究的重點。

文獻［1］對于交流電網發生故障擾動的情況，提出了一種基于風電機組慣性支持的故障穿越方法。根據VSC-HVDC直流電壓的波動量，調節風電場出口頻率，使風機輸入的機械功率暫時以發電機轉子動能的形式儲存，從而減少了風電場輸出的電磁功率，提高了系統的故障穿越能力。文獻［2-3］通過HVDC兩端變流站提供無功支持，并采用基于電壓控制的快速功率降低算法控制風電場饋入功率，維持直流系統功率平衡；對風電機組功率控制進行改進，提出分層控制與HVDC控制相協調，保持風電機組的電壓穩定。

這些文獻僅僅研究了電網側故障時系統的故障穿越能力，并非是風電機組的低電壓穿越能力，由于VSC-HVDC具有隔離故障的能力，電網側電壓跌落對風電場側的電壓影響很小，電網電壓的降落并不能直接反映在風機的機端電壓上，因此風電場不會受到低電壓的威脅。本文將針對風電場側故障，風電機組的低電壓穿越能力進行研究，協調雙饋風力發電機組（DFIG）和 VSCHVDC風電場側變流器（WFSVSC）兩個無功源，其目的在于充分發掘風機自身的無功潛能，并結合VSC-HVDC并網這一理想的并網方式，在發生嚴重故障時，共同對系統進行無功支持，提高風電場的低電壓穿越能力。

1 風電場經VSC-HVDC并網系統模型

風電場經VSC-HVDC并網系統結構圖如圖1所示。風電場由DFIG組成，電網由無窮大系統代替。

圖1 風電場經VSC-HVDC并網系統

1.1 DFlG模型

關于DFIG的數學模型，已有很多文獻對這方面進行了描述。DFIG的物理模型［4-6］見圖2。

dq軸坐標系中的DFIG的電壓方程為：

Ls——dq坐標系中定子等效自感，Ls=Lm+Lls；Lr——dq坐標系中轉子等效兩繞組自感，Lr=Lm+Llr。

電磁轉矩表達式為：

式中Te——電機的電磁轉矩；np——電機的極對數。

運動方程為：

式中TL——風機的驅動轉矩；J——轉動慣量。

式（1）至式（4）完整地組成了風機的dq坐標系下DFIG的數學模型。

圖2 dq坐標系中的DFIG物理模型

1.2 VSC-HVDC 的數學模型

VSC-HVDC和DFIG結構上有相似之處，都含有交—直—交的電壓源變流器。因此關于VSC-HVDC兩側換流站及其控制方式的建?？山梃bDFIG的變流器及其控制方式的建模過程。本節首先在dq同步旋轉坐標系下建立VSCHVDC的穩態數學模型，針對風電場側和電網側的控制目標提出兩側換流站的控制策略。同時利用前饋補償環節消除變流器d軸和q軸的耦合，實現系統有功功率和無功功率的解耦。

VSC-HVDC的基本結構如圖1所示，其中右側換流站為整流側換流站，左側換流站為逆變側換流站。T1、T2分別表示兩側換流站內的聯結變壓器，us1、us2表示交流系統的母線電壓，uc1、uc2表示換流站輸出電壓基波分量。R1、R2及L1、L2表示線路的電阻和電感。VSC-HVDC的交流電壓和電流通過Park變化轉換為dq同步坐標系下的方程為：

式中 下標x——換流站標號（x=1、2）。

換流器輸出電壓基波在d軸與q軸分量與直流電壓的關系為：

式中 Kx——直流電壓利用系數；δx——換流站輸出電壓與系統電壓的相角；Kx，δx都是可控量。

通過改變Kx和δx值，調節換流站輸出的電壓幅值和相位值。本文采用交流系統電壓基波定向矢量控制，即usqx=0，將式（5）代入式（4）得

以上是VSC-HVDC的交流側狀態方程，由式（6）可知兩端的換流站在d軸和q軸不完全解耦，同雙饋風機的變流器相同。而對與VSCHVDC的兩端換流站直流側而言又是關聯和耦合的。由圖1可知VSC-HVDC的直流側方程為：

式中 idx——換流站輸出的基波電流值；id——直流線路的電流。

式（7）經dq變換，可得

聯立式（6）和式（8），可得dq坐標系下7階7狀態變量的常系數微分方程組成的VSC-HVDC數學模型。

采用交流系統電壓基波定向矢量控制方式dq坐標下的功率方程為：

2 DFlG與VSC-HVDC協調控制策略

本文針對風電場側故障時DFIG的低電壓穿越能力進行研究，提出了DFIG與VSC-HVDC協調控制策略，充分利用風機自身的無功能力，同時結合VSC-HVDC風電場側變流器，共同對故障處提供無功支持。具體控制框圖如圖3所示。

圖3中，上層為DFIG網側變流器控制，采用定直流電壓、定交流電壓的控制方式，下層為VSC-HVDC風電場側變流器控制，采用定無功功率、定直流電壓的控制方式，二者通過一個V control的模塊連接。V control的作用是通過監測故障處電壓落差，計算出所需的無功缺額，然后依次分配給GSC和WFSVSC變流器。

風電場側母線故障時，風電場和VSC-HVDC變流器都會對其進行無功支持，但是如果不協調好這兩個無功源，必定會對母線電壓造成沖擊，出現電壓波動過大等現象。本文通過增加一個V control模塊，對這兩個無功源進行協調，當風電場側發生故障時，共同對其進行無功支持。由于DFIG自身發出無功能力有限，當無功需求超過機組無功極限時，需要減少有功出力，以擴大機組無功極限，不利于風機的經濟性，相比較VSCHVDC的變流器容量大，可起到STATCOM的作用，動態地對系統進行無功支持，因此，本文優先利用VSC-HVDC風電場側變流器，在其補償無功后，系統還有無功缺額時，再充分利用DFIG機組自身的無功補償能力。這樣既保證了風機的安全，又最大可能地利用了風能，兼顧了經濟性。同時避免了各個變流器的頻繁切換，有利于電壓的恢復。其無功控制流程圖如圖4所示。

VSC-HVDC網側變流器GSVSC的控制本文以直流電壓和無功功率為目標，其控制圖如圖5所示［12］。

3 風電場等值模型下的仿真驗證

3.1 風電場等效仿真模型參數說明

圖3 DFIG與VSC-HVDC協調控制框圖

圖4 無功控制流程圖

圖5 VSC-HVDC的GSVSC控制圖

為了驗證所提方法的有效性，搭建了如圖1所示的仿真模型，其中風電場采用20臺并聯風機組成的等效風力發電系統，每臺風機額定容量為5MW，單機網側變流器容量為2MW，經電抗器接入三繞組變壓器，三繞組變壓器高中低電壓分別為30、3.3、0.69kV。單臺DFIG風機及網側變流器的參數如表1所示。

表1 單臺DFlG風機及其網側變流器參數

3.2 算例仿真

如設置在1s時的風電場并網點PCC母線發生非金屬性三相短路接地故障，其中短路阻抗為6+j6Ω，電壓跌落至約20%，故障持續150ms后清除。電網電壓標幺值由1.0跌落到0.2。仿真波形如圖6所示。

由圖6（a）可以看出，故障清除后采用協調策略的PCC點電壓在1.5s達到穩態，而不采用協調策略的PCC點電壓在2.5s左右達到穩態，并且不采用協調控制的電壓標幺值振蕩幅度達到1.15，高于采用協調控制的電壓標幺值振蕩幅度1.02。由圖6（b）、（c）可以看出，當故障較大時，撬棒保護（Crowbar）動作，風機變成異步機需要吸收無功，并且采取協調控制策略時風機吸收的無功要比無協調控制時小。由圖（d）看出，采取協調控制策略DFIG輸出的有功功率波動要小于無協調控制策略。

由仿真算例可以看出，采用協調控制能加快故障恢復時間，減小震蕩幅度，具有更好的低電壓穿越能力，且風機輸出的有功功率波動更小。

圖6 風電場側非金屬性三相短路故障（電壓跌落至約20%）

4 結論

本文建立了風電場經VSC-HVDC并網方式的數學模型，針對VSC-HVDC風電場側故障，提出了協調控制策略，通過原理分析與仿真，得到如下結論。

（1）風電場側故障，造成PCC點電壓降低，DFIG和WFSVSC都對PCC點電壓進行控制，易造成故障清除后該點電壓波動過大，不利于電壓的恢復。

（2）提出了 WFSVSC和DFIG的GSVSC的協調控制策略，能夠優化對PCC點的無功控制，并與無協調控制進行了對比，可以得出采用協調控制策略能充分協調DFIG和VSC-HVDC變流器向電壓跌落點提供無功支持，有效減小故障恢復時期的電壓波動和風機輸出的有功功率波動，加速故障恢復時間，具有更好的低電壓穿越能力。

（3）采用有功無功控制策略不需要額外增加設備，只需要對DFIG和VSC-HVDC的控制策略進行修改，便能取得較好的效果，具有很高的性價比。

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