故障下雙饋感應風力發電機無功協調控制策略

周玉琦，李東東，2，梁自超（.上海電力學院電氣工程學院，上海 200090；2.上海高校高效電能應用工程研究中心，上海 200090）

故障下雙饋感應風力發電機無功協調控制策略

周玉琦1，李東東1，2，梁自超1
（1.上海電力學院電氣工程學院，上海 200090；2.上海高校高效電能應用工程研究中心，上海 200090）

摘要：提出基于改進式雙饋感應風力發電機模型的無功協調控制策略，以提高電網故障下雙饋風機的無功調節能力。在DIgSILENT/PowerFactory平臺上，搭建改進雙饋風機的詳細模型。利用DC-Chopper和串聯動態制動電阻代替Crowbar保護電路，以實現背靠背變流器持續為電網提供無功支撐。通過協調分配風電機組定子和網側變流器及補償單元之間的無功功率參考值，來提升電壓控制點的電壓。與傳統控制方法相比，所提控制策略可以充分利用變流器的無功發生能力，擴大電網故障時風電場的無功輸出范圍，減小無功補償裝置的投資，并提高風機的低電壓穿越能力。

關鍵詞：雙饋感應風力發電機模型；網側變流器；無功輸出極限；協調控制策略

雙饋感應風力發電機DFIG（doubly-fed induc?tion generator）作為目前應用最廣泛的機型之一，可以通過調節轉子勵磁電流實現有功功率和無功功率的解耦控制，對風電場并網點電壓有一定的支撐作用［1-2］。然而，由于雙饋風機定子直接與電網相連，且變流器容量較小，使其對電網故障非常敏感。電網故障時，機端電壓上升，定、轉子電流迅速增大，轉矩大幅振蕩，嚴重威脅風電機組和電網的安全穩定運行。因此，針對電網故障的工況，研究雙饋風電系統的無功控制策略、充分利用雙饋風電機組的快速無功調節能力，對電網的安全穩定運行具有非常重要的意義。

目前已有眾多學者對電網故障下雙饋風電機組的無功電壓控制策略進行了深入研究。文獻［3-5］通過附加額外的硬件電路裝置改進風機的控制策略，但是控制方法均相對復雜，同時也增大了系統的投資。文獻［6］提出電網故障情況下利用網側變流器GSC（grid side converter）進行無功功率補償的無功控制策略。文獻［7］利用定子和網側變流器共同向電網提供無功支撐，但沒有考慮電網故障時轉子側變流器RSC（rotor side converter）被短接的情況。文獻［8］指出同時利用定子和網側變流器進行無功補償時，若兩者之間不進行協調控制，將引起發電機定子和網側變流器之間的無功環流，造成無功損失。文獻［9-11］都提出了對雙饋風電機組自身的運行方式進行控制的方法，但均沒有反映電網真實的無功需求，不能充分利用風機內部變流器的無功發生能力，忽略了電網故障時定子將失去無功支撐的可能性。

雙饋風機定子向電網注入無功電流的能力隨電網電壓跌落程度的增加而提高，因此電網故障時，發電機定子的無功發生能力強。但是傳統雙饋風機多采用Crowbar技術［12-13］，在電網電壓嚴重跌落時，轉子側變流器會被Crowbar電路短接，雙饋風機將以傳統的恒速異步發電機特性運行，發電機定子從電網吸收無功功率［14-16］，成為消耗感性無功的負荷，此時無法利用定子的無功發生能力。

本文采用改進的雙饋風機模型，在直流母線側加入DC-Chopper，發電機定子串入串聯動態制動電阻SDBR（series dynamic braking resistor）代替Crow?bar保護電路。故障時，由于DC-Chopper對直流母線的保護和SDBR對轉子側過電流的限制，轉子側變流器能夠安全運行，實現了背靠背變流器持續為電網提供動態無功支持的可能。

為了充分發揮電網故障時雙饋風機的無功調節能力，提高風電機組應對暫態故障的性能，本文在改進雙饋風機模型的基礎上提出風電機組定子和網側變流器及補償單元之間的無功協調控制策略。本文以某風電系統為例，對電網發生短路故障的工況進行仿真分析，通過與傳統Crowbar技術下控制方法的仿真結果進行比較，驗證了所提無功控制策略的有效性和可行性。

1 改進的雙饋風機模型

為保證雙饋風機轉子側變流器始終可控，防止其在電網電壓嚴重跌落時被短接，對傳統雙饋風電機組進行改進。在直流側加入DC-Chopper，在發電機定子側串入SDBR，改進的雙饋風機模型如圖1所示。

1.1 DC-Chopper原理介紹

故障時變流器之間不平衡的能量流動會造成直流母線電壓出現波動［17］，在直流側加入DC-Chop?per可以控制直流母線電壓，保護直流側電容。DCChopper由簡單的Chopper電路和電阻組成，當直流側電壓超過設定閾值時，觸發絕緣柵雙極型晶體管，接通Chopper電路，電阻消耗能量；當直流側電壓低于設定閾值時，切除Chopper電路，如此反復，直至直流側電壓恢復到穩定范圍內。

圖1 改進的雙饋風機模型結構Fig.1 Structure of the improved DFIG model

1.2 SDBR原理介紹

當電網發生三相短路故障時，定子磁鏈直流分量會在轉子回路中感應出較大的電動勢和電流［18］。通過在發電機定子側串入SDBR可以加速定子勵磁直流分量的消減。SDBR取值一般較小，其投切判據量為轉子電流值。當轉子電流超過設定閾值時，開關斷開，SDBR接入；轉子電流低于設定閾值時，開關接通，SDBR退出。SDBR的投入能有效限制轉子過電流，避免轉子側變流器因過電壓而失去控制。

2 雙饋風機無功功率調節能力

雙饋風機通常采用定子電壓定向矢量控制，其定子無功功率主要受轉子側變流器電流最大值的限制［19］，即

式中：Ls、Lm分別為定子電感值、互感值；Us為機端電壓；Ps、Qs分別為發電機定子側發出的有功功率、無功功率；ω1為同步電角速度；Ir為轉子電流；Ir，max為轉子側變流器電流最大值。

由式（1）可得，雙饋風機定子無功功率輸出極限［20］為

式中：Qs，max與Qs，min分別為雙饋風機定子側無功功率輸出的最大值和最小值；xm為勵磁電抗；Xss為定子回路等效電抗。

風速較低時，網側變流器也可以用來控制與電網進行無功功率的交換。若不計繞組損耗，雙饋風機有功功率在定、轉子間按轉差率分配，可以得出網側變流器的無功功率輸出極限［21］為

式中：Qc，max與Qc，min分別為雙饋風機網側變流器無功功率輸出的最大值和最小值；Sc為網側變流器的容量；Pc與Qc分別為網側變流器發出的有功和無功功率；s為轉差率。

由式（2）和式（3）可得雙饋風機無功功率輸出極限值為

式中，Qg，max、Qg，min分別為雙饋風機無功功率輸出的最大值和最小值。

雙饋風機的PQ特性曲線如圖2所示。在不考慮網側變流器輸出的情況下，雙饋風機定子側的PQ特性曲線如圖2中虛線所示，它是一個以為圓心的圓。網側變流器可調節的無功功率輸出范圍隨著有功出力的大小而發生變化，考慮網側變流器輸出后，雙饋風機無功輸出的PQ曲線如圖2中的實線所示。圖2中右側陰影部分代表雙饋風電機組容性無功調節能力，圖中QGSC，max代表當前情況下雙饋風機網側變流器的無功功率極限值。顯然，定子的無功發生能力大于網側變流器。

圖2 雙饋風機的PQ特性曲線Fig.2 PQ characteristic curves of DFIG

3 協調控制策略

3.1 基于Crowbar技術的傳統控制方法

傳統的雙饋風機多采用Crowbar技術，在風機轉子側加入Crowbar保護電路，以實現低電壓穿越LVRT（low voltage ride through）。采用基于Crowbar技術的傳統控制方法，轉子側變流器在電網電壓嚴重跌落時進行閉鎖控制。Crowbar的動作使轉子側變流器被短接，發電機定子將從電網吸收無功，此時僅網側變流器能向電網提供無功支持。

3.2 基于改進雙饋風機模型的無功協調控制策略

3.2.1 無功協調控制策略基本原理

無功協調控制策略以維持電壓控制點電壓恒定為目標，其原理示意如圖3所示。圖中，Umea和Uref分別為電壓控制點電壓測量值和參考值，Qref為網側所需的總無功功率，Qref_s、Qref_GSC和Qref_com分別為分配給發電機定子、網側變流器和補償單元無功功率的參考值。電壓控制點電壓的測量值和參考值的差經過PI環節即可得出系統中所需求的總無功功率。無功分配環節再將系統總無功需求分配給風機內部和無功補償單元。風機和無功補償單元無功功率的變化又將改變電壓控制點的電壓，對電壓控制點的電壓測量值Umea進行進一步修正。

圖3 協調控制原理示意Fig.3 Schematic of principle of coordinative control strategy

3.2.2 無功分配模塊的分配原則

無功功率參考值的分配原則是所提控制策略的關鍵和核心部分。控制系統需要將無功缺損值在雙饋風機內部、風機與補償單元間進行兩級分配：一級是將網側無功功率需求量分配到雙饋風電機組內部，根據風電機組內定子和網側變流器的無功實時調節范圍在兩者間進行分配；二級是將網側無功需求量，根據風機的無功調節范圍和補償單元的無功容量在兩者間進行分配。

由圖2可知，雙饋風機無功輸出極限隨有功功率的變化而存在波動性，因此選取STATCOM作為補償單元，安裝在風電場升壓變的低壓側，以抑制雙饋風機風電場無功輸出的波動性，保證為系統提供連續的無功補償。本文將風電場并網點PCC（point of common coupling）作為電壓控制點，以維持并網點電壓穩定為協調控制的目標，具體無功分配流程如圖4所示。圖中，QN為補償單元STATCOM的無功輸出容量，m、n、k分別為轉子側變流器控制的定子、網側變流器及補償單元STATCOM的無功裕度系數，虛框內數據為控制系統待分配的總無功功率參考值，實框內定子、網側變流器和STATCOM分別表示需各自輸出無功功率的情況。

圖4 無功分配流程Fig.4 Flow chart of reactive power distribution

由無功功率的分配原則可得出以下規律。

（1）當Qref＜mQs，max時，將Qref作為無功參考值分配給發電機定子，即

式中，Qref_STATCOM為分配給STATCOM的無功功率參考值。

（2）當0＜Qref-mQs，max≤nQGSC，max時，分配給發電機定子和網側變流器的無功分別為mQs，max和Qref-mQs，max，即

（3）當Qref-mQs，max-nQGSC，max＞0時，補償單元STATCOM將提供部分無功支持，則有

Qref-mQs，max-nQGSC，max-kQN＞0代表在滿足無功裕度的情況下，雙饋風機和補償單元無功補償的總量小于網側無功需求量的情況。

4 仿真分析

本文采用DIgSILENT/PowerFactory軟件進行時域仿真分析。以某風電系統為例，建立18×5 MW雙饋風電場及其接入系統的仿真模型，如圖5所示。改進雙饋風機經箱變Ti、線路Li和集中升壓變T2升至110 kV，再經線路L和變壓器T1接入220 kV輸電網；無功補償單元STATCOM接入風電場升壓變低壓側，考慮到實際需要，將其總容量設定為25 MW。仿真系統的參數如表1和表2所示。

圖5 仿真系統結構示意Fig.5 Schematic of structure of simulation system

表1 單臺雙饋風機仿真參數Tab.1 Simulation parameters of single DFIG

表2 線路仿真參數Tab.2 Simulation parameters of lines

將所提基于改進模型的無功協調控制策略和傳統控制方法在時域仿真中進行對比，運行仿真模型以驗證所提無功控制策略的有效性和可行性。

仿真系統中風機的變流器均采用變功率因數控制，設置t=0 s時節點9母線處發生三相對稱短路故障，故障持續時間為0.15 s。DC-Chopper在直流母線電壓超過1.1 p.u.時投入，低于0.8 p.u.時投出。SDBR在故障后轉子電流超過4 kA時投入，35 ms后投出。

圖6為定、轉子電流和直流母線電壓波形對比圖。如圖6所示，采用傳統控制方法，定、轉子電流在故障發生時刻迅速上升，轉子電流瞬時值可達11.41 kA，此時Crowbar動作，轉子側變流器被短接；采用改進雙饋風機模型的控制策略，在電網故障瞬間，定、轉子電流得到限制，轉子電流在故障切除后能更快恢復穩定，為轉子側變流器的正常工作和定子向系統持續提供無功功率創造了條件。

從圖6（c）可以看出，采用基于Crowbar技術的傳統控制方法，在電網故障期間，直流母線電壓始終保持在1.7 p.u.以上，嚴重威脅直流側電容的安全；采用無功協調控制策略，故障時通過投切DCChopper能將直流母線電壓控制在設定范圍內，減小直流側電壓的波動，保護直流側電容，為網側變流器向電網提供無功支持創造了條件。

圖6 定子、轉子電流和直流母線電壓波形對比Fig.6 Comparison of waveforms among stator current，rotor current and DC voltage

圖7為定子、網側變流器和STATCOM提供無功功率的波形對比。從圖7可以看出，采用基于Crowbar的傳統控制方法，發電機定子在電網故障期間失去無功支持能力，在故障切除后要從電網吸收大量無功功率。故障期間及故障切除后，STAT?COM均需向電網發出13 Mvar左右的無功。

在改進模型下的協調控制策略中，在電網故障期間，發電機定子能夠向電網提供20 Mvar以上的無功支持，網側變流器能夠配合定子為電網提供更多無功功率。故障切除后定子和網側變流器能更快恢復穩定，有利于雙饋風機有功出力的恢復。在整個過程中風機本身就能滿足系統所需的無功功率，STATCOM基本無需提供無功，從而可減少系統所需配置無功補償裝置的容量，體現了所提控制策略的經濟性。顯然，所提控制策略可以充分發揮雙饋風機定子和網側變流器的無功支撐能力，提高風機應對電網暫態故障的性能。

圖7 定子、網側變流器和STATCOM提供無功功率波形對比Fig.7 Comparison of reactive power waveforms among stator，GSC and STATCOM

當電網電壓三相對稱跌落至20%時，風電場PCC點的電壓和風機變流器提供的無功電流如圖8所示。由圖可知，電網故障導致PCC點電壓跌落至0.2 p.u.，根據本文所提無功協調控制策略，機組向電網提供的無功電流值IQ是定子和網側變流器提供的無功電流之和。采用傳統控制方法，故障時機組不能向電網提供無功電流，對電網電壓無支撐作用；采用所提控制策略，電網電壓的恢復效果更好，機組向電網提供的無功電流IQ約為0.98 p.u.，其中定子向電網提供的無功電流大于網側變流器提供的無功電流，仿真結果與理論分析相符。

改變電網故障的條件，當電網電壓三相對稱跌落至50%時，PCC點電壓和風機變流器提供的無功電流如圖9所示。由圖可知，電網PCC點電壓跌落到0.5 p.u.時，采用本文所提控制策略，由發電機定子單獨提供約為0.5 p.u.的無功電流，仿真結果和理論分析相符；而在傳統控制方法下，機組仍然不能提供無功電流，不能為電網提供動態無功支持，且故障恢復時PCC點電壓出現超調。

圖8 電壓跌落到20%時PCC點電壓和變流器無功電流Fig.8 PCC voltage and converter reactive current under the condition of 20%grid voltage drop

圖9 電壓跌落到50%時PCC點電壓和變流器無功電流Fig.9 PCC voltage and converter reactive current under the condition of 50%grid voltage drop

5 結論

（1）在電網故障時，改進的雙饋風力發電機組，可防止轉子側變流器被短接，保護直流側電容，為定子和網側變流器持續向系統提供動態無功支持創造了條件，增強了風機的無功調節能力。

（2）基于改進風機模型的無功協調控制策略，能充分利用風機定子和網側變流器的無功發生能力，減少無功補償裝置的投資，提升故障情況下電網的電壓水平，協助雙饋風機風電場實現低電壓穿越。

文中采用的改進風機模型在電網不對稱故障時對負序電流引起的直流側電壓和轉子電流的抑制作用不明顯，后續將進一步研究雙饋機組在電網不對稱故障下負序分量的抑制方法和運行特性。

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周玉琦（1991—），女，碩士研究生，研究方向為風力發電與系統電壓穩定控制等。Email：loljinx@163.com

李東東（1976—），男，博士，教授，研究方向為風力發電與電力系統穩定控制、智能用電等。Email：upwgrp@163.com

梁自超（1987—），男，碩士研究生，研究方向為風力發電與系統電壓穩定控制等。Email：liangqichao8@126.com

中圖分類號：TM614

文獻標志碼：A

文章編號：1003-8930（2016）07-0012-07

DOI：10.3969/j.issn.1003-8930.2016.07.003

作者簡介：

收稿日期：2015-01-26；修回日期：2015-12-28

基金項目：國家自然科學基金資助項目（51507100）；上海市“科技創新行動計劃”資助項目（14DZ1200905）；上海市人才發展基金資助項目（201365）；上海市科委基金資助項目（15YF1404600，13DZ2251900，10DZ2273400）

Coordinative Reactive Power Control Strategy for DFIG Under Fault

ZHOU Yuqi1，LI Dongdong1，2，LIANG Zichao1
（1.School of Electrical Engineering，Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200090，China；2.Shanghai Higher Institution Engineering Research Center of High Efficiency Electricity Application，Shanghai 200090，China）

Abstract：Based on an improved model of doubly-fed induction generator（DFIG），a coordinative reactive power con?trol strategy is proposed to strengthen its reactive power adjustment under fault in power network.A comprehensive im?proved model of DFIG is built on DIgSILENT/PowerFactory platform.Instead of protective Crowbar，DC-Chopper and series dynamic braking resistor（SDBR）are used to assist back-to-back converters with the capability of providing reac?tive power continually for the grid.The voltage of control point is improved by distributing the reference value of reactive power among stator，grid side converter and compensation unit.Compared with the traditional control method，the pro?posed control strategy can make full use of reactive power output of converters，enlarge the reactive power output of wind farm under fault，reduce the investment of reactive compensation devices and enhance the capability of low volt?age ride through（LVRT）.

Key words：model of doubly-fed induction generator（DFIG）；grid side converter；reactive power output limit；coordi?native control strategy