故障条件下的风电场无功协调控制策略

刘瑞叶， 陈雯

(哈尔滨工业大学电气工程及自动化学院，黑龙江哈尔滨150001)

0 引言

风力发电技术的快速发展，使得风电的并网容量不断增加，这势必给电网的安全稳定运行和调度带来不利影响。因此在电网发生低电压故障时，风电场的低电压穿越以及并网点的电压支撑、无功补偿等问题受到了广泛关注［1－4］。

我国2009年颁布的《风电场接入电力系统技术规定》［5］中明确要求风电场内的风电机组要具有低电压穿越能力;并且要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。但仅靠风电机组的无功容量是不能满足系统电压调节需要的，还需要在风电场集中加装无功补偿装置。

目前，双馈型风力发电机占据风电装机容量的主导地位。国内外学者对其低压穿越能力进行了大量的研究，主要采用Crowbar电路来实现电压跌落时DFIG(doubly fed induction generator)不间断运行。文献［6］对比了多种适合变速恒频 DFIG的Crowbar电路各自的优缺点。文献［7］研究了转子快速短接IGBT型Crowbar切除时刻对故障电网恢复和变频器保护的影响，但在Crowbar投入后并未采取无功补偿措施。文献［8］引入STATCOM补偿装置以满足Crowbar动作后的电压恢复与DFIG无功需求，提出一种故障时风电场无功电压控制策略。但采用此方法补偿，所需STATCOM容量较大，补偿费用较高。

上述研究均未考虑到故障期间Crowbar动作后，实现功率解耦控制的机组可对故障系统提供无功及电压支持的问题。

文献［9］按接入电网节点的电压偏差量整定风电场无功需求，并以等功率因数方式分配至各个机组。文献［10］考虑了网侧变换器在其功率允许范围内的无功调节能力。提出风电场对当地用户进行就近无功补偿的策略，并给出相应的无功分配策略。上述文献虽然利用了双馈电机可以输出无功的特点，但在故障时刻电网电压跌落较深的情况下，仅靠风电机组提供无功不足以支撑并网点电压。因此，故障时刻在并网点处不仅要通过风电机组提供无功还需要加装无功补偿装置STATCOM。

本文根据并网点电压水平以及Crowbar的动作情况，协调双馈风机和STATCOM对电网进行无功补偿。引入STATCOM补偿单元，提出了带有Crowbar的DFIG与STATCOM新型无功功率协调控制策略。通过这种控制策略，提高风电机组的低压穿越能力，支撑并网点电压，同时减少无功补偿装置的投入容量。

1 风电系统无功协调控制策略

1.1 风电场无功功率的整定

在电网故障导致风电场并网点电压降低时，转子出现暂态过电流，当超过其门槛值时，封锁DFIG转子侧变换器(RSC)且通过Crowbar短接转子回路。此时，DFIG相当于一个超速运行的感应发电机从电网吸收大量无功功率，风电场迅速由无功源变成了无功负荷。此时，如不采取有效的补偿控制策略，故障系统将难以实现低压穿越。

电网故障时刻，风电场检测系统通过对检测到的数据进行处理得到实时风电场无功需求变化。图1给出了风电场无功整定值的计算方法。

图1 风电场无功整定值的计算方法Fig．1 Wind farm var calculator module

根据风电场并网点电压VPCC和 电压的期望值VPCC－ref比较整定得到风电场无功需求Qref。在控制中加入死区控制。若VPCC－ref与VPCC的差值ΔV小于死区设定的阈值，将ΔV置0。即在并网点电压小幅波动时，不进行无功功率的整定。同时经过风电场最大无功约束得到实时风电场无功整定值Qref。图中的两个惯性环节用来模拟采样延时和输出通信延时。

1.2 双层无功分配策略

为了使风电场协调控制系统根据Crowbar的动作状态调整控制策略。设计了两层分配策略将所得到的风电场无功整定值分配给各无功源。

第1层进行无功分配，其工作模式主要有两个阶段。第一阶段，Crowbar电路投入运行时，由风机网侧和STATCOM进行无功补偿支撑电网电压。第二阶段，在切除Crowbar后，重新开启转子侧变换器对DFIG的控制，令风机转子侧和STATCOM进行无功补偿，一直到电网恢复。其无功分配策略如图2所示。

图2中，Qref为前面计算出的风电场无功整定值。Qg为风电场中风机网侧无功极限值。Qsvgref、Qgref为补偿单元的的无功参考值。Crowbar投入时优先利用风机网侧进行无功补偿，当网侧无功功率极限Qg小于电网实时整定的无功参考值Qref时，投入STATCOM进行联合无功补偿;Crowbar切除后且故障仍然存在时，转子侧变换器重启，网侧变换器停止提供无功，由转子侧通过电压内环控制自动向系统提供无功，由STATCOM承担Qref的补偿任务。第2层在各DFIG之间进行无功分配，依据各机组的无功实时调节范围进行分配。各风力发电机组间的无功功率分配原则为

式中:Qgiref为第i台风机网侧无功的参考值。Qgimax、Qgmax分别为第i台DFIG和所有DFIG网侧无功最大值。这一原则保证了各机组留有相同的无功裕度，充分发挥了其无功发生的能力。

图2 风电系统无功分配策略Fig．2 Wind power system reactive power allocation strategy

2 各无功源协调控制策略的实现

2.1 STATCOM的控制策略

图中STATCOM采用双模式控制，其控制策略如图3所示。

图3 STATCOM在电网故障下控制策略图Fig．3 STATCOM control block during fault

图中，d轴为直流侧电压控制轴，电压参考信号Udref与采样信号Ud的差值经过一个PI调节器进行整定，得到d轴电流参考信号。q轴电流取决于电网是处于故障状态还是正常运行状态。在电网正常运行即Crowbar不动作时，STATCOM采用恒电压控制模式，并网点(PCC)电压参考信号VPCC－ref与采样信号VPC的差值经过一个PI调节器进行整定，用来维持电压恒定。在Crowbar动作一直到电网故障清除这段时间，STATCOM采用恒功率控制模式。STATCOM接收风电场无功调节系统的无功指令，将其设定为无功参考值Qsvgref。通过PI调节器的控制，发出相应的无功，为风电系统提供无功功率。其d、q轴控制的数学模型为

式中的Kp、Ki分别为比例常数和积分常数。参考值Iqref、Idref和反馈值 Iq、Id通过 PI调节后，可以实现ess=0的控制。式(3)、(4)分别为Crowbar动作前后Isq的数学模型。

2.2 DFIG网侧无功控制策略

在故障发生后，转子回路通过Crowbar短路，转子变换器退出，但网侧变换器依然保持运行且可以向电网提供无功。因此，Crowbar的动作情况是网侧无功控制的关键指令。

在风机网侧的控制策略中，Crowbar动作前令Qgiref=0;Crowbar动作后，系统给定的无功指令Qgiref与实时无功Qgi的差值经由PI控制器及限幅环节整定出q轴电流参考信号，从而为系统提供无功功率。图4为DFIG网侧的控制框图。

图4 电网侧变流器在电网故障下控制框图Fig．4 Grid-side converter control block during fault

图中，d轴为电压控制轴，有维持直流侧母线电压稳定的作用，d轴电流的误差信号经过PI调节器产生交流侧电压信号。q轴电流限幅环节的上下限表达式为

这里的电流信号I由变换器自身决定。DFIG网侧控制电压的数学模型为

式中Kp为比例增益常数，Ki为积分增益常数。最后将d－q坐标系下的参考电压值送到SVPWM模块产生网侧三相电压调制信号。

2.3 DFIG转子侧无功控制策略

DFIG转子侧无功控制策略采用无功偏差和电压偏差共同控制。电网正常运行情况下，DFIG运作于功率控制方式，外环无功控制用来调节其无功输出以服从系统侧调度需求。当电网电压跌落时，外环无功控制整定出内环的电压值Vref与实时电压Vrmes做差，通过PI调节器及限幅环节得到转子侧无功电流参考值，对系统进行无功补偿，进而实现了双环控制。此控制方法加快了转子侧的无功响应速度，增强了其无功调节的灵活性。在本文仿真系统中转子侧无功参考值Qref为0。图5为DFIG网侧的控制框图。

图5 转子侧变流器在电网故障下控制框图Fig．5 Rotor-side converter control block during fault

3 Crowbar电阻阻值对风电场无功协调控制的影响

当封锁转子侧变频器，投入Crowbar后，转子侧Crowbar电阻必须能阻尼转子暂态过电流。Crowbar的阻值也会影响感应发电机从电网吸收的无功。

假设从电网电压跌落到转子电流最大值所需的时间为Δt，在电机转速接近同步速时，电流经过半个周期达到最大值，其值为

电网发生故障时，转子电流发生突变，在连接Crowbar的情况下，式(7)将变为

其中，Rcb为Crowbar放电电阻。

由公式(8)可以看出:当电网电压跌落时，Crowbar外接电阻阻值Rcb越大转子瞬态电流的峰值越小。如果故障时刻转子回路仅由低阻值的Crowbar闭合，发电机将会作为感应电机运行，且需要吸收很大的无功电流。

Crowbar电路吸收无功功率与Rcb阻值大小负相关。Rcb越小，DFIG吸收的无功功率越多。

因此，Crowbar的电阻值大小的选取对风电场的无功协调控制的效果会产生非常大的影响。在保证转子侧不超过最大允许电压的前提下，Crowbar的阻值应较大，以保证保护动作后双馈电机从电网吸收较少的无功。

4 算例分析

4.1 仿真模型

以某风电系统为例，建立30×1.5 MW风电场及其地区接入系统的仿真模型。风电场侧经变压器升压至25 kV，接入地区电网;地区电网经变压器接入120 kV输电网;STATCOM接入风电场升压变压器低压侧，结合实际需求及成本考虑，其额定容量为30 Mvar。风电场与接入系统结构如图6所示。

图6 仿真系统结构图Fig．6 Simulation system

DFIG额定功率1.5 MW，定子额定电压575 V。额定直流母线电压1 200 V。设定机组转速为1.2，且整个运行过程中DFIG的输入机械功率保持为1.0，风速为恒风速11 m/s。系统电压从0.2～0.6 s跌落0.5 pu。Crowbar于0.2 s检测到过流投入，0.4 s切除，Crowbar阻值为1 pu。

4.2 Crowbar电阻阻值对协调策略的影响

图7所示为Crowbar的阻值对输出无功的影响，由图可以看出:电网故障时刻，Crowbar的投入使得双馈电机作为异步电机运行，需要吸收无功功率以维持其并网运行。随着Crowbar电阻阻值的增加，双馈电机吸收的无功功率减少。因此在保证转子侧不超过最大允许电压的前提下，Crowbar的阻值应尽量大，这会减少Crowbar动作期间无功协调控制系统的无功出力。

图7 不同Crowbar阻值DFIG定子侧输出的无功Fig．7 DFIG stator-side output of the reactive power in different Crowbar resistance conditions

4.3 风电场无功协调控制策略的仿真

采用本文提出的无功协调控制策略前后，并网点处的电压水平如图8所示。

图8 电网故障时并网点处电压Fig．8 The voltage level of PCC during fault

由图8可看出:在未采用协调控制策略的情况下，并网点PCC的电压在0.2 s迅速降到最低值0.5，由于Crowbar在0.4 s切除，风电场双馈电机转子侧重新投入运行，虽然使电压得到一定抬升，但还远未恢复到原先水平。而采用本文设计的协调控制策略后，电压迅速恢复到故障前的水平。

图9 协调控制下个无功源发出的无功Fig．9 The reactive power of various source under the coordination control

各个无功源的出力如图9所示，可以看出，风电场的双馈电机网侧和转子侧在Crowbar投入前后分别发出了一定无功功率，在和STATCOM的协调控制下实现了风电场的低压故障时的无功补偿及并网点的电压支撑。充分发挥了风电场作为无功源的运行能力。

5 结论

本文针对风电场故障的时刻电压大幅跌落的情况，提出了一种的新型无功协调控制策略。在故障穿越过程中，该策略结合Crowbar动作情况，利用风电机组单元及动态无功补偿装置STATCOM对故障系统进行无功补偿，该策略维持了并网点电压水平，提升了风电场低压穿越能力，充分调动了风机无功调节能力，使得风电场表现出了灵活的无功电压调节特性。从电网的安全可靠性与经济性协调的角度，对风电场故障时刻进行了有效的控制，确保了电网的安全可靠运行。

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