用于DFIG风电场接入电网的固态变压器控制策略

李 程，廖 勇

（重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400044）

引言

随着风电装机容量增大，电网与风电场之间的相互影响也越来越大。现行的风电场接入电网的方式存在着许多问题，如低电压穿越（low voltage ride through，LVRT）［1-3］， 现有文献针对作为主流机型的DFIG 的 LVRT 能力进行了讨论［4-9］。文献［4-5］应用外部无功补偿技术提高端电压。文献［6］以DFIG的精确数学模型为依据，提出了计及定子励磁电流动态过程的改进励磁控制策略。文献［7］应用附加网侧变流器进行无功补偿来提高端电压。文献［8-9］应用转子侧改进电流控制调节定子磁通，但上述文献无法适用于发电机母线电压严重骤降的场合。为解决这个问题，更好的风电场接入电网方式受到人们广泛关注。

柔性高压直流输电便于连接弱交流系统，以其为基础的风电场并网方式得到了深入研究［10］。但当直流链电压一定时，两侧交流电压的幅值将受到限制。而SST不仅有隔离故障作用，还有升压功能。因此风电场采用SST的并网方式受到学术界的重视［11］。 文献［12］依靠单相 d-q 矢量控制，提出电压和功率平衡控制策略来控制级联多电平SST。文献［13］借助SST的多个变流器的控制，满足光伏发电的最大功率跟踪、单位功率因数发电并网等要求。文献［14］则引入SVPWM控制技术提高SST的性能。但DFIG机组并入电网有其特点及控制需求，上述文献无法解决其存在的问题。文献［15］利用SST的故障隔离功能缓解公共耦合点电压的下降对风力发电机端电压的影响，但这仅适用于电网电压轻度跌落的场合。

本文针对风场侧电网电压突然跌落引起的DFIG风力发电机电压、电流及电磁转矩冲击，采用SST将DFIG风电场接入电网，通过SST控制风场侧电网电压，抑制DFIG定、转子过电压、过电流，使风机变流器功率器件免受冲击，从而提高并网DFIG的LVRT能力。同时为避免SST的功率器件受过电压和过电流的冲击，本文进一步分析风场侧换流器输出电压变化斜率与能量传递、直流链等效电容容值的关系，以及风场侧电压下降与电网电压下降的关系，以寻求最佳SST下降、上升斜率；最后建立了DFIG系统、SST及其控制系统的模型，并对电网故障进行了仿真，验证所提SST控制策略的正确性和有效性。

1 固态变压器及其控制

固态变压器把电力电子变换技术和基于电磁感应原理的高频电能变换技术相结合，实现了电压（或电流）幅值、频率、相位的变换。图1显示了级联型三相SST的拓扑结构。第1阶段是三相全控整流器，第2阶段是隔离型高频直流/直流转换器，由双向有源桥（dual active bridge，DAB）转换器实现，高频变压器主要起到电气隔离和电压等级变换的作用。第3阶段是三相全控逆变器。图1中Vhabc为公共耦合点（point of common coupling，PCC）的电压，ihabc为从PCC流入SST的电流，Vhdc为高压直流链电压，Vldc为低压直流链电压，Vlabc和ilabc分别为逆变器的输出电压和电流。由于系统的功率双向传输特性，功率还可从低压侧传输到高压侧。

图1 三相SST拓扑结构

SST的基本工作原理为将原边的工频信号由电力电子电路升频转化为高频信号，然后由中间高频隔离变压器耦合到副边，再通过电力电子电路降频还原成工频信号。

图2（a）为整流单元d、q解耦控制框图。控制系统采用电网电压定向控制，其中d轴控制回路调节直流母线电压，以使有功功率及时传送至电网，q轴控制回路实现无功功率传输，控制这两分量可控制电网侧输入端的功率因数。DAB中逆变器和整流器的驱动信号是占空比为50%的互补触发脉冲。当传输的有功和Vhdc保持不变时，通过控制原副边调制信号的移相角差Ddc即可调节Vldc，控制系统如图2（b）所示。三相SST的逆变单元的控制系统采用一个恒定的定向在d轴的虚拟电压矢量V*labc为参考（如图2（c）所示），使风电场网络这个无源网络的电压矢量也定向在d轴上，进而实现了有功和无功的解耦控制，此时 V*l，q＝0。

图2 SST控制框图

2 电网故障情况下SST控制策略

电网对称故障的过渡过程包括电网电压骤降后，风电场从正常运行过渡到故障运行，以及电网电压突然恢复后，风电场从故障运行恢复到正常运行。双馈风电场采用传统变压器时，定子电压幅值会随着电网电压骤降而骤降，进而引发发电机定子磁链出现较大暂态直流分量。因为故障期间定子磁势产生的电枢磁场分量只能经过转子绕组的漏磁路，所以转子绕组中必将感应出较大的电流才能产生足够的磁链来平衡定子磁链。另外，若电网故障过程中发电机仍旧输出较大功率，则由于发电机定子电压的降低，定子电流必将增大，发电机转子切割定子磁场也将在转子绕组中产生较大的转差频率电流分量。现代的风机能在此情况下自动转换到转子电流的恒流控制。

SST的整个运行工况要求其中的两直流链电压的波动尽可能小，它的稳定是网侧换流器（grid side voltage source converter，GSVSC）和风场侧换流 器 （wind farm side voltage source converter，WFVSC）互不干扰，独立控制的前提条件。电网电压因故障发生深度跌落后，GSVSC的输出功率将受到限制，从WFVSC输送到DAB的有功无法全部馈入电网。功率的不平衡使多余的有功在电容积累而引发充电电流，导致其电压随时间大幅上升，威胁直流环节的安全运行，降低系统在电网故障下的稳定性，甚至会导致系统脱网。

要实现低电压穿越，SST需转换控制策略。在GSVSC直流电压控制系统、DAB转换器副边电压控制系统和WFVSC交流电压控制系统分别引入超驰控制模块，使得故障发生后，控制系统一旦接到高压直流链电压超过安全上限这类偏差越限的异常信号，超驰逻辑将根据事故发生的原因立即执行优先增、优先减、禁止增、禁止减等逻辑功能，强制系统运行在预先设定好的安全状态。

2.1 风场侧换流器控制策略

DFIG的转子侧变换器通常采用IGBT作为功率开关器件，为保证故障过渡过程中转子侧变换器的安全运行，关键是要限制在此期间的转子电流小于IGBT允许的最大暂态峰值电流。对采用SST的DFIG系统，控制WFVSC的输出空间电压矢量即可改变风场侧电网电压。当电网故障时，若能有效控制SST，改变发电机定子磁链的变化过程，进而改变发电机的电磁暂态过渡过程，使输出电压抵消掉发电机定子磁链中的暂态直流分量，则可有效“阻隔”电网电压突变对发电机转子侧的不良影响，从而避免过渡期间转子侧过电流的出现。为了确保发电机的定、转子电流均过渡平稳，应充分利用缓冲时间，现表述影响最大缓冲时间Tmax的因素。

由于SST是由功率器件组成的，无法像传统变压器一样承受大于额定值几倍的电压和电流，其中DAB两侧电容器所能承受的电压上限是依照系统正常运行时各直流链电压大小设定的。在兆瓦级全功率的应用上，通过增加电容容量来吸收多余能量无法满足运行的经济效益，只有将从WFVSC流入到直流链的有功在规定的缓冲时间内降低到故障后的平衡功率值才能根本解决问题。风机转子电流在故障过程中被控恒定，于是其输出的有功随着定子电压降低而降低。SST可以通过控制风场侧电网电压来控制传输到直流链的有功功率，使之与被限制的由GSVSC输到电网的有功一致，在电网故障和恢复过程中依据电容电压的运行状况进行有功减小和恢复控制。充分利用SST内逆变器与整流器的动态信息，借助主-从控制思想使两者传输的功率强制匹配，以适应电网故障下的运行。

DC/DC单元的低压直流链相比于高压直流链需承受更大的直流电流，为保持电压稳定，低压侧的电容值比高压侧电容值大很多。电网故障情况下，可利用低压直流链储存一部分多余的有功，以分担一定高压侧电容的压力，相当于增加了该单元的电容值，延长了最大缓冲时间。

电网发生故障后，如果检测到的高压直流链电压幅值高于门限值Vhdc_th，WFVSC的控制系统需在Tmax秒内完成电网故障情况下的控制，以保证两侧直流链电压大小均不超过上限值，计算Tmax的直流链动态方程为

式中：Pw_n和Pw_f分别为故障前后输入到DC/DC单元的有功；PG_n和PG_f分别为故障前后输出到电网的有功；Ch、Cl分别为高压直流链和低压直流链的电容容值。由式（1）和式（2）可得到高压直流链电压从门限值Vhdc_th以及低压直流链电压从正常运行值Vldc_n同时达到各自上限值Vhdc_max、Vldc_max所用的时间，即最大缓冲时间为

选择合适的小于Tmax的缓冲时间T后，可得到故障发生后风机定子电压由正常运行值Vs_n开始降低的降压曲线斜率ks_d和故障消除后风机定子电压增压曲线斜率ks_i的整定方式分别为

控制策略的变换最终是确保风电场有功输出降低到故障时的平衡功率。故障情况下GSVSC馈入电网的有功随着电网电压跌落而降低，本文用电网电压跌落因子ku来衡量电网电压跌落程度，ku定义为

式中：ug_f为电网电压故障时的电压幅值；ug_d为电网电压正常时的d轴分量大小。

控制WFVSC输出的电压幅值，按电网电压跌落因子 ku比例降低， 即令此时 Vl，d的给定 V*l，d_f=kuV*l，d_n。 其中，V*l，d_n为正常运行时Vl，d的给定，降低到该指令的斜率由式（4）确定。控制模式的转换如图3所示。

图3 电网故障下风场侧换流器的故障穿越控制

2.2 双向有源桥转换器控制策略

缓冲时间T也是低压侧电容电压变化的重要依据，得到的低压直流链电压的增压曲线斜率kdc_i和降压曲线斜率kdc_d分别为

电网故障下低压直流链电压超弛控制原理如图4所示。

图4 电网故障下双向有源桥的故障穿越控制

控制系统检测到异常信号后启动该模块，根据检测到的高压直流链电压的标幺值确定低压直流链电压标幺值的给定。其中，两个标幺值的基准值均是正常运行时各自电压大小。低压侧电容电压从正常运行值增加，斜率由式（6）确定，直到两边电容电压的标幺值相同后，低压侧电容电压开始与高压侧电容电压保持同步上升或下降，以达到两边电容器依照各自缓冲能力承担多余有功功率的效果。

2.3 电网侧换流器控制策略

为帮助电网建立电压，加快故障清除，希望SST能在故障期间向电网提供一定无功支持。又为防止换流器电流过大而导致损坏，GSVSC需变换到恒流控制，因此，其输出的无功有限。SST要向电网优先提供尽可能多的无功补偿，超弛控制模块会相对放开对ih，q的限制。无功功率可达的最大值和相应电流q轴分量可达的最大值分别为

式中：Smax为GSVSC输出视在功率最大值，一般取Smax=1.2Pmax，Pmax为其输出最大有功功率值；Pg为当下GSVSC传输的有功功率；ig_max为变换器所能承受的最大电流；ih，d为当下换流器电流的d轴分量。 选择 i*h，q小于但又接近于 ih，q_max，使传输的无功小于但又接近于Qg_max。在这种限定下，GSVSC的无功电流达到尽可能大的同时，还不会出现过电流。

此外，为使直流链电压在故障消除后尽快恢复，需在GSVSC的直流电压外环控制回路引入超弛控制模块。电网故障前，GSVSC的直流电压外环调节器投入PI1，调节器参数kpn、kin按照稳态无差跟踪控制要求选取。当检测到电网故障时，迅速切换至调节器PI2，调节器参数kpf、kif以电压不失稳控制原则选取。对应的超弛控制模块如图5所示。

图5 电网故障下网侧换流器的故障穿越控制

3 仿真分析

本文所提的故障穿越运行控制策略的可行性由图6所示的2 MW双馈风力发电机组验证。其中，有两个DFIG通过SST连接到电网。风力发电机组的基本风速、切入风速、切出风速分别为9 m/s、4 m/s、25 m/s。将风速为基准值时的风机角速度标幺值设为1，在基准风速下风机产生额定功率及功率因数。

图6 采用固态变压器的双馈风力发电机组

三相SST的拓扑结构依照图1，控制系统依照图2，并根据图3～图5对应3部分的控制系统进行改进。第1阶段的整流单元将11 kV工频交流电转换为30 kV高压直流电；第2阶段的DC/DC变换单元中，高频变压器频率为5 kHz，原边电压为30 kV，副边电压为1 200 V；第3阶段的逆变单元将1 200 V低压直流电转换为690 V的工频交流电。

针对上述系统，利用Matlab/Simulink搭建仿真模型，选用的单个风机参数为：额定功率Pn=1 MW，功率因数 cos φ=0.9，定子端额定电压 Vn=690 V，电网的额定线电压为Vs=11 kV，且在1 s时阶跃到2.2 kV，1.625 s时又阶跃回 11 kV。 整个 SST 容量为2.4 MW，高压直流链电压的门限值设定为1.1 p.u.，上限值设为 1.2 p.u.，低压直流链电压的上限值也设为 1.2 p.u.。 对电网电压 625 ms 的 80%三相对称跌落进行仿真验证，仿真波形如图7所示。

图7（a）为电网发生三相对称短路故障时采用传统变压器的DFIG仿真结果。DFIG机组转子侧出现过电流，系统电磁转矩大幅震荡，直流母线电压快速泵生。随着暂态直流磁链的衰减，转子过电流及电磁震荡均相应衰减。

图7（b）为电网发生三相对称短路故障时采用SST的DFIG仿真结果。故障发生和切除时，在SST的隔离作用下，定子电压的变化较为缓慢。整个故障过程中，发电机的定、转子电流均过渡平稳，故障电流峰值仅在额定值附近，有效地抑制了转子侧过电流的出现。直流母线电容电压波动不大，处于安全范围内。发电机电磁转矩在所提故障控制策略下波动较小，因此对风机的机械冲击较小。电磁转矩的减小使其与原有风机轴上的机械转矩形成了不平衡，造成了风机转速的短暂上升，完成了将多余的能量转换为风机叶轮机械能的过程。由于风力发电机组的转动惯性，在短暂的情况下，风机角速度上升幅度相对比较小，而且风机是变速恒频控制方式，转速的上升不会带来风机稳定控制方面的问题。故障排除后，靠WFVSC的控制，机组迅速恢复正常运行，为故障后电网的稳定运行提供支持。

图7 电网发生三相对称短路故障时采用传统变压器和采用SST的DFIG机组仿真结果对比

图7（c）为对应的SST仿真结果，电网电压跌落后，GSVSC输送到电网的有功明显下降。在恒流控制作用下，GSVSC的电流过冲没有超出30%，在短暂的过渡后平稳在大约高于额定电流20%处。电流的增大一是为了提供无功补偿，其q轴分量变大；二是为了尽量输出更多的有功，其d轴分量也变大。故障消除后都恢复到正常运行值。在超弛控制的作用下，WFVSC输出的交流电压缓慢下降，传输的有功也跟着下降，这样的下降配合了GSVSC的有功传输，使两直流链母线电压过多的上升被抑制，增幅都不足17%，有效地保护了电容。低压侧电容电压的上升吸收了一部分有功，缓解了高压侧电容的压力，且由于移相角差的调节作用，低压侧电容电压的波动比高压侧的小。

4 结语

通过对比可知，采用SST以及本文的控制方案，避免了DFIG风力发电机电压、电流及电磁转矩的冲击，使整个DFIG系统具有良好的低电压穿越运行性能。故障发生后，风场侧电网电压下降斜率的大小与流通过DAB两侧的有功及直流链等效电容容值有关，下降值的大小与电网电压跌落因子有关。仿真结果表明，改进的SST控制策略减小了crowbar在某些情况下投入的机率，提高了双馈风力发电机低电压穿越的能力。

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