雙饋風電場新型功率協調控制策略研究

王小軍，段生強，陳文魁，阿依蘇魯·艾尼瓦爾，趙雁榮，陳旭

(國網新疆克州供電公司，新疆克孜勒蘇柯爾克孜自治州845350)

0 引言

隨著國家對新能源的逐漸重視，風力發電成為新能源發電最為成熟的方式之一，每年風力發電裝機容量也隨之不斷增加，但大規模的風電并網所造成的電能質量問題也越來越多，其中風電場并網點的無功電壓問題就是最為突出的問題之一[1－2]。在現今的風電場中雙饋異步風力發電機組(DFIG)通常不考慮利用自身的無功調節能力，以恒功率因數方式運行，采用一些無功補償設備對風電場所需無功進行補償，但這就忽略了DFIG這一優質無功源，提高了風電場的運行成本[3－4]。

文獻[5]通過分析輸電線路參數對風電系統的影響及發生故障時二次跳機的原因，提出基于LC、SVC與雙饋風電機組的無功協調方法。文獻[6]闡述了在電網發生短路問題而引起撬棒保護投入運行時，針對雙饋風機RSC、GSC與STATCOM之間的協調控制進行了研究。文獻[7]開展了調相機與STATCOM的無功支撐能力論證，STATCOM在動態無功與短路電流協同控制方面具有獨到優勢。文獻[8]通過對多種無功補償裝置的比較，選用TCR＋FC型的協同SVC系統進行無功補償。文獻[9]提出了一套以風電機組無功輸出為主、SVG無功輸出為輔的AVC協同系統優化控制方法抑制諧波。文獻[10]在雙饋風電場中加入靜止同步補償器(STATCOM)，用以補償Crowbar動作后DFIG異步運行時對電網的無功需求。本文將通過無功功率分頻的角度來協調控制DFIG與STATCOM的無功出力。

1 DFIG與STATCOM的控制模型

雙饋風力發電機控制結構包括轉子側變換器(Rotor Side Converter，RSC)與網側變換器(Grid Side Converter，GSC)，為了使變換器直流側電壓保持穩定，讓GSC運行在恒功率模式下，文中不再介紹其控制結構。

RSC與STATCOM調節特性都為連續平滑動態調節，產生感、容性無功，但在響應時間上RSC是秒級，而STATCOM是毫秒級。RSC在響應時間內對應的頻率響應范圍在0～17 Hz，而STATCOM響應迅速可對應全頻段[11]。故可把系統所需無功功率信號頻段的0～17 Hz定義為低頻段，作為RSC控制策略中的無功參考功率，高于17 Hz的頻段定義為高頻段，作為STATCOM控制器中的無功參考功率。

1.1 DFIG控制結構

RSC的控制策略采用基于定子磁鏈定向的DFIG矢量控制策略，即功率外環、電流內環的雙閉環控制系統。在功率外環控制中，P*可以根據風力機捕獲最大風能的原則給出[12]。利用CEEMD分解算法對求得的并網點所需瞬時無功功率進行分頻、重構，得到的低頻段即為RSC控制策略中的無功功率參考值Qs*[13]。反饋功率P、Q則是通過檢測雙饋發電機定子輸出電壓、電流并進行派克坐標變換后經計算求得。

轉子電壓的d、q軸分量可由下式求得:式中，irq、ird分別為轉子電流的轉矩電流分量和勵磁電流分量，ωr為轉子角頻率，Ls、Lr分別為定、轉子自感，Lm為定、轉子互感，ψsd為定子磁鏈的d軸分量。

1.2 STATCOM控制結構

STATCOM控制結構如圖1所示，其控制策略和RSC的控制策略相近，都采用雙閉環控制。由CEEMD算法對系統所需無功調節量進行分頻、重構得到的那個高頻段即為STATCOM無功功率參考值，直流側電壓參考值為，經雙閉環、坐標系反變換控制PWM產生觸發信號作用于STATCOM。

圖1 STATCOM控制框圖

2 基于CEEMD的無功功率分配

對雙饋風電場并網點求出的系統所需無功調節量進行分頻，本質上就是利用一些智能算法對其進行濾波處理[14－15]，采用CEEMD來分解、重構無功功率信號。CEEMD分解算法相比經驗模態分解算法(EMD)具有很大的優勢，例如不存在模態混疊和邊界效應等問題，同時CEEMD可通過增加正負白噪聲能夠完全消除白噪聲對重構信號的影響。

原始無功功率具體分解過程如下:

1)對原始無功功率信號qw(t)中加入正負白噪聲(－1)va0ni(t)后對信號進行一次EMD分解:

式中，v＝1，2；i＝1，2，……M/2，其中M/2是原始無功功率加入的正負白噪聲對數；是無功功率剩余分量，對M個固有模態分量(IMF)F1i(t)求其平均值得到第一個固有模態分量:

式(4)中完成M次集合平均后噪聲對相互抵消，模態分量中不存在白噪聲信號。

2)提取第一個模態分量并得到剩余無功功率分量:

對剩余無功功率加入經EMD分解的噪聲分量，進行EMD分解:

對上式M個固有模態分量F2i(t)結合平均后得到第二個固有模態分量:

無功功率剩余分量為:

3)循環步驟2)，直到提取原始無功功率中所有固有模態分量。

4)經CEEMD分解后重構信號qw(t)可表示為:

式中，RM(t)為殘余信號，Ci(t)為第i(i＝0，1，2……n)層固有模態函數，并以頻率由高到低依次分布。然后將IMF分量通過濾波器重構得到低頻段和高頻段，分別作為DFIG和STATCOM的參考功率。

低頻段為:

式中，k為濾波器的濾波階數。

高頻段為:

3 DFIG與STATCOM的功率協調控制策略

DFIG和STATCOM的功率協調控制如圖2所示。

圖2 無功功率協調控制框圖

DFIG轉子側無功容量Qsmax可由公式(12)求得:

式中，Xm、Xs分別為激磁電抗和定子漏抗，Us、Ps分別為轉子電壓有效值和定子側有功功率，Irmax為最大轉子電流。

風電場并網點所需的無功調節量ΔQ可由公式(13)求出:

式中，S為并網點無功功率關于電壓靈敏度，ΔU為實時測得的風電場并網點電壓偏差。設節點A的無功變化量為?Q，節點B的電壓變化量為?V，那么點A對點B的電壓靈敏度SBA可由下式確定:

然后在滿足RSC無功容量的前提下利用互補式經驗模態分解算法對所求得的雙饋風電場并網點無功功率調節量ΔQ進行分頻、重構得到高頻段分別作為RSC和STATCOM控制器的觸發信號，控制二者對風電場無功功率的變化作出快速響應。

4 仿真分析

利用Matlab/Simulink模擬了某地區DFIG風電場，該風電場共由33臺1.5 MW的DFIG組成。總的裝機量共有49.5 MW，機組出口電壓為690 V，機組通過變壓器T1升壓到35 kV，靜止同步補償器STATCOM接在并網點B35，容量為5 Mvar，在經10 km線路由T2升壓到110 kV，最后接入大電網，相關風機控制參數見表1。本文針對風速連續變化、短路故障兩種情形進行驗證。

表1 風電系統仿真控制參數

4.1 風速連續變化仿真

風電場模擬仿真結果如圖3所示。圖3(a)為該仿真系統所選取的風速模型，圖3(b)為該功率協調控制策略下的風電場并網點電壓，圖3(c)為DFIG和STATCOM的無功出力。

圖3 風速變化下功率協調控制

從圖3(b)中可以看出，在所選擇的風速模型下，采用所提功率協調控制風電系統35 kV并點電壓的最大值僅為1.002 p.u.，最小值為0.995 p.u.，經計算電壓波動率僅為7%，滿足風電并網要求。從圖3(c)中可以看出，DFIG和STATCOM的無功出力，二者在兩個頻段內共同對系統所需無功功率調節量進行補償，充分利用了DFIG的無功調節能力，提高了DFIG風電場運行的經濟性。

4.2 短路故障仿真

為驗證所提功率協調控制策略在短路故障下的優勢，采取以下兩種方式進行仿真，分別為采用所提控制方法和僅采用DFIG的轉子側換流器對風電場所需無功進行補償。設定風速為8 m/s，控制目標是維持母線B35電壓為1.0 p.u.，在時間為0.7 s時發生三相短路故障，電壓跌落幅值為0.8 p.u.，1.0 s后故障恢復，如圖4所示。

圖4 短路故障下功率協調控制

從圖4中可以看出，當電壓幅值跌落為0.8 p.u.時，僅采用雙饋風電機組自身的無功補償能力進行補償可以把風電場并網點電壓升到0.89 p.u.，而采用基于DFIG與STATCOM的功率協調控制策略可以把并網點電壓升到0.94 p.u.，而且在該策略下，短路故障切除后，能夠抑制電壓振蕩，使并網點電壓更快地恢復至穩定狀態。

5 結語

風電的不確定性以及并網系統出現的短路故障都會造成風電場并網點電壓的不穩定。根據DFIG與STATCOM二者無功響應時間的不同，提出了基于風電場并網點實時無功功率分頻的功率協調控制策略，并依此建立了仿真模型，驗證了所提功率協調控制策略的有效性，提高了DFIG雙饋風電場運行的經濟性。