基于VSC-HVDC的风力发电系统低电压穿越协调控制

章心因 ，胡敏强 ，吴在军 ，郝思鹏

（1.东南大学 电气工程学院，江苏 南京 210096；2.南京工程学院 电力工程学院，江苏 南京 211167）

0 引言

通过VSC-HVDC输电系统并网的风电场能否满足低电压穿越（LVRT）要求是一个新的课题。在电网故障时风电场需提供无功支持，而基于VSCHVDC的风电系统，无功支持是由HVDC电网侧受端站（REC）完成的。但若故障发生时风电场接近额定功率运行，而注入电网的功率受限，将使HVDC两端功率不平衡，引起直流线路电压骤升［1］，严重时将导致线路跳闸，无法实现LVRT要求［2］。因此，此类风电系统的LVRT问题与交流并网风电系统有明显的区别，需要同时满足HVDC系统和风电场的功率平衡及电压稳定要求，相对更为复杂。

当前提出的方法主要有以下3类。

a.增大HVDC变流器容量。文献［3］通过提高REC变流器与直流电容额定容量及多个并联安装，使故障期间可通过更大电流。但考虑到成本，增加器件容量是有限的。在长时间和严重故障下，功率不匹配会很严重，仍有可能超出器件容量，因此这种方法较适用于短时的电压跌落故障。

b.在HVDC线路上附加耗能/储能电路，消耗故障期间风电场馈入的多余功率，保持直流电压可控［4-5］。风电场可完全不受故障影响，但需采用全功率斩波电路或储能元件，成本高，控制复杂，且易受耗能电阻热容量的限制，并不是最经济的解决方案。

c.改变控制策略，减少风电场输出功率。文献［6］提出基于直接通信的快速功率降低方法。当REC检测到故障时，将信号传到风电场，风电场根据故障情况重新设置发电功率参考值，控制风机变流器减小功率输出。缺点是需在HVDC与风电场之间装设通信线路，且通信延迟限制了功率降低的速度，通信可靠性也可能成为问题。

因此对基于VSC-HVDC风电系统的LVRT问题，目前还缺乏经济可靠的实现方法和统一的控制算法。鉴于上述情况，本文在对电网提供无功支持的基础上，通过快速降低故障期间风电场注入功率，有效地消除了电压跌落对VSC-HVDC系统的影响；并对比分析风机功率控制算法，提出风电机组分层控制策略，减小风机发电功率。通过HVDC变流站和风电机组的协调配合，可靠地实现了LVRT。最后对所提出的控制策略进行了详细的仿真验证。

1 电压跌落时系统的运行特性

基于VSC-HVDC并网的风电系统模型如图1所示。风机为直驱式PMSG机组，采用背靠背双PWM变流器结构［7］，VSC-HVDC 系统采用端到 端结构［8］。稳态运行时，风电场侧送端站（SEC）控制风电场出口电压及频率，为风电场提供一个给定幅值和频率的电压参考点［9］；电网侧REC维持直流电压稳定，将SEC传送的功率注入电网，此时有功电流具有较高的优先级［10］。

图1 基于VSC-HVDC的并网风电场系统模型Fig.1 Model of wind power system based on VSC-HVDC

当电网发生电压跌落时，根据无功电流与电压支撑的特性，电网电压每跌落1%的额定电压，风电系统需向电网发出2%额定电流大小的无功电流［11］：

其中，iRq为 REC 无功电流；为故障前、后电网侧REC交流电压。

此时，有功电流上限为：

其中，iRd、iR，lim分别为 REC 有功电流、额定电流幅值极限标幺值。

则最大可传输功率Pg，max为：

可见，变流器的电流上限与无功电流优先将导致有功电流减小，且由于电网电压的降低，REC只能将发电功率的一小部分送入电网。

而在此期间，SEC因不能测得故障仍按故障前功率注入直流线路，若此时风电场运行接近额定功率，REC和SEC间将产生严重的功率不平衡并导致直流母线过电压。这也是基于VSC-HVDC的风电系统在LVRT期间需要解决的主要问题［12］。

2 LVRT协调控制

LVRT协调控制是指电网电压跌落期间HVDC变流站和风电机组控制策略的相互配合，包括HVDC控制和风电机组控制两部分，结构如图2所示。SEC通过电压/频率调节减少风电场馈入的功率，同时风电机组采用相应的控制快速减少发电功率，维持直流线路电压稳定，实现系统LVRT功能。

2.1 VSC-HVDC控制策略

检测到电网电压跌落时，REC切换到无功优先，根据式（1）向电网发出无功电流。有功、无功基于电网电压矢量定向解耦，并采用动态响应良好的前馈电流控制［13］，如图 3 所示。

图2 LVRT协调控制结构图Fig.2 Structure of coordinated LVRT control

图3 LVRT协调控制原理图Fig.3 Schematic diagram of coordinated LVRT control

同时，SEC根据REC发送的故障信号重新计算交流电压参考值，控制风电场出口电压下降以快速降低风电场馈入HVDC线路的功率，维持直流线路功率平衡：

其中，iGd为机组网侧变流器（GSC）有功电流标幺值；PWF为风电场输出功率；u*WF0、u*WF分别为故障前、后风电场交流电压参考值。

要注意的是，为避免与SEC控制相矛盾，在此期间应停用风机GSC的无功支持功能。但该方法也有以下2个问题需要注意。

a.由于HVDC和风电场之间无需通信，且未直接设定功率降低值，电压下降将造成GSC电流上升，这必须通过SEC进一步降低风电场电压来减小输出功率，因此GSC有功电流极限必须被设定接近额定电流而功率输出则随电压降低相应改变。

b.出口电压突然降低会使风电场出现类似故障的现象，导致PMSG直流侧过电压，必须对风电机组LVRT期间的控制进行统一协调。

2.2 风电机组分层控制

对上述控制策略导致的风电场输出功率受限，风电机组采用功率控制快速减少风机发电功率，确保直流电压稳定。表1为功率控制的几种方法［14］，机侧功率控制需要一定的响应时间，且转速上限限制了功率降低的额度，可能造成直流侧过压，可与直流卸荷电路、桨距角控制配合使用，在不同故障程度下相互补充，形成分层控制，以提升控制的快速性和经济性。由机侧功率控制构成第1层控制，直流卸荷电路与桨距角控制相结合构成第2层控制。

表1 降低风电场输出功率的方法Tab.1 Reduction of wind farm output power

PMSG的机侧功率控制如图3所示。GSC维持直流电压稳定，无功控制在此处并不使用以避免与SEC的电压控制策略相冲突，其全部容量用于有功输出。当SEC控制风电场出口电压uWF下降时，风电场输出功率将受限为PWF=uWFiGd，此时iGd大小为GSC额定电流值；机侧变流器（MSC）则根据输出功率实时调整发电机转速，减小发电功率，采用功率外环、电流内环的级联控制结构［15］。

在本文的风电系统中，由于对电网的无功支持是由REC提供，GSC的全部容量用于有功输出，从而可降低机组卸荷电路的参数要求，只需加装部分功率的卸荷电路。

直流卸荷电路控制简单，响应迅速，但长时间运行可能导致电阻温度超过安全设定值；桨距角控制能从根本上减少风能吸收，控制原理见图4，图中pe、p*e分别为风机发电功率及其参考值；ω、ωN分别为风机转速及其参考值；β为桨距角。但响应较慢，每秒变化最大值为10°～20°，只能作为其他方法的辅助。

图4 桨距角控制图Fig.4 Diagram of pitch angle control

分层控制具体工作原理为：当风电场出口电压下降使GSC电流达到额定值时，启动第1层控制，通过MSC降低发电功率，使PMSG转子加速，脱离最大风能跟踪曲线，将部分风能转化为动能储存在风轮中；当电压跌落较为严重，发电机转速接近上限仍不能满足要求时，启动第2层控制，进行紧急变桨控制，屏蔽部分风能，其间当直流母线电压超过 1.1 p.u.时，开关导通，投入卸荷电阻，以避免由于桨距角变化较慢而出现的直流侧过压，当直流母线电压低于1.1p.u.时切除。

本文中 REC 电流上限设为 1.2 p.u.，发电机转速上限设为 1.4 p.u.。由式（1）—（3）可求出，当电网电压 ug低于 0.86 p.u.时，REC 变流器电流达到上限1.2 p.u.，启动分层控制算法；由于发电机转速变化有一定的惯性，第 2 层控制的转速阈值设为 1.3 p.u.，当转速达到 1.3 p.u.时，其功率输出降为 0.8 p.u.。同时由于风机GSC只发出有功电流，可求出分层控制中风电场出口电压uWF的划分范围，如表2所示。

表2 LVRT分层控制策略Tab.2 Hierarchical LVRT control

3 仿真分析

应用MATLAB/Simulink搭建系统模型进行仿真分析，参数为：HVDC电网侧电压110 kV，风电场侧电压10kV，REC容量10MV·A，直流电容250mF，，线路长10km，通信延时10 ms；风电场容量10MW，由1台PMSG等效；变流器容量10MV·A，直流电容20mF，，出口线电压690 V，电抗器 Lg=1.3 mH，变压器 690 V /10 kV、容量 50 MW。考虑最严重情况，故障前风力发电机以额定风速、单位功率因数运行，输出功率最大。

图5为电网电压跌落情况，图中ug为标幺值。0.15 s之前，系统运行于正常状态，有功输出为1 p.u.，功率因数为1；0.15 s时电网电压跌落至0.75 p.u.，持续100 ms；0.25 s时电网电压跌落至0.2 p.u.，持续650ms；0.9s后，电网恢复正常。

图5 电网电压跌落Fig.5 Grid voltage drop

图6描述了电网电压跌落时REC对电网无功支持及输出功率受限的情况，图中纵轴均为标幺值。当电压跌落至0.75 p.u.时，REC发出无功0.375 p.u.，电流达到上限，有功输出受限为0.818 p.u.；当电压跌至0.2 p.u.时，REC发出无功0.24 p.u.，有功输出几乎为0。可见电压下降与无功优先是REC有功受限的主要原因。

图6 REC电流ig、有功功率Pg和无功功率QgFig.6 Current ig，active power Pgand reactive power Qgof REC

图7描述了协调控制时风电场出口电压、功率和HVDC直流母线电压的变化过程，图中纵轴均为标幺值。SEC根据式（4）控制风电场出口电压下降，快速地降低了风电场输出功率，较好地稳定了HVDC直流母线电压，说明协调控制策略是可行的。

图7 SEC协调控制策略时的结果Fig.7 Result of coordinated control strategy of SEC

图8是风电机组分层控制的情况，图中ω、PWT、udc为标幺值。当电网电压跌落至0.75 p.u.时，SEC控制风电场出口电压降低至0.82 p.u.，风电机组启动第1层控制，MSC控制发电机加速降低发电功率。由于转速变化有一定延迟，机组直流侧电压有短暂上升；当电网电压跌至0.2 p.u.时，SEC进一步调低风电场电压，发电机转速达到1.3 p.u.仍不能满足系统能量平衡的要求，启动第2层控制，变桨距机构动作，由于变桨控制响应时间长，发电功率下降较慢，期间直流电压不断上升，超过1.1 p.u.时，触发直流卸荷电路，消耗多余的能量，维持直流电压稳定。可以看出，理论计算与仿真结果基本一致，变桨控制与直流卸荷电路相结合具有较好的控制效果和响应速度。

从电网电压不同程度跌落时的仿真可得出以下结论。

a.与交流并网风电场不同，此处是通过REC向电网注入无功电流支撑电网电压，且动态无功补偿均能在电压跌落后的30 ms内响应。

b.协调控制策略通过风电场出口交流电压控制，可快速、有效抑制HVDC系统功率不平衡，稳定直流母线电压，且能在电压跌至20%、持续时间625 ms的最严重情况下实现系统的不脱网运行。

c.机侧功率控制使发电机加速，减少电能输出，但有一定延迟，只适用于转速变化范围较大的多极低速PMSG，且只能短暂运行在1.4倍的额定转速左右。

d.桨距角控制可以有效减少风能捕获，但响应时间较长，直流卸荷电路控制简单，反应迅速，将这2种方法结合使用不仅可避免风电机组直流母线过电压，而且降低了对卸荷电阻热容量的限制。

e.电网故障解除后，有功功率能快速恢复，满足LVRT对有功功率恢复时间的要求。

图8 风电机组分层控制策略时的结果Fig.8 Result of hierarchical control strategy of wind turbine

4 结论

本文针对基于VSC-HVDC并网风电系统的LVRT问题，设计了一种新的协调控制策略。通过调整HVDC系统与风电机组的控制算法，并设计风电机组分层控制，实现了基于VSC-HVDC并网风电场的LVRT。

a.协调控制策略不仅充分利用HVDC的变流器容量向电网提供无功支持，并且能根据电网电压跌落深度，改变控制方式，快速减少风电场发电功率，维持系统能量平衡和直流线路电压稳定，具有较好的快速性和有效性。

b.协调控制策略合理利用风电机组装配的直流卸荷电路，并大幅降低了对电阻参数的要求，相比在HVDC直流线路上装设全功率斩波电路具有更好的经济性；同时，VSC-HVDC系统与风电场间无需通信连接，具有较高的可靠性。

c.协调控制策略操作简单，只需对变流器的控制算法稍作修改，而不需要增加其他设备，并在同一系统内把风力发电直流并网、无功补偿、LVRT功能结合在一起，有较高的性价比和利用率；并且适用于VSC-HVDC各种拓扑结构，具有较好的移植性。