基于MPPT切换的VSC-HVDC低电压穿越控制策略

陈赟，王毅

（华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，河北保定071003）

1 引言

近年来，风电比重的快速增加对大电网的安全运行带来了新的挑战。为维护电网稳定，风电场在电网故障时应具备一定的故障穿越能力。对于交流联网的风电场，已有较成熟的通过风机控制实现低电压穿越的方法［1-2］。而基于电压源型换流器的高压直流输电技术（VSC-HVDC）在提高系统的稳定性和输电能力等方面具有优势，被认为是一种理想的大规模风电场并网方式［3-4］。但在电网电压跌落时，由于VSC-HVDC变流站的故障隔离作用，将引起受端与送端变流站功率失衡，导致直流电压大幅抬升，严重时将导致系统崩溃［5］。目前，实现VSC-HVDC风电并网系统低电压穿越已成为亟待解决的热点问题［1-7］。

针对VSC-HVDC 风电并网系统低电压穿越问题的研究中，文献［6］提出在直流线路中加入可控泄放电阻吸收多余功率，保证风机正常运行，但该装置成本较高，并不具有经济性。文献［7］提出通过HVDC风电场侧变流器功率解耦控制减少有功电流，该方法无需通讯，但会造成HVDC与风电场之间功率失衡，导致风电场出口过电压。

本文针对VSC-HVDC风电并网系统，提出了一种基于风机最大功率跟踪曲线切换的低电压穿越控制策略。该策略将VSC-HVDC 直流侧电容存储的有功不平衡信息反映为风电场的频率变化指令，同时切换发电机MPPT曲线，使风机有功输出响应频率变化，增大转子转速，存储动能，缓解系统有功不平衡。基于Matlab/Simulink 搭建了VSC-HVDC风电并网仿真系统，验证了在不同风速下发生电网电压跌落时，该策略均能迅速响应，限制VSC-HVDC 直流过电压幅值，支持系统低电压穿越。

2 VSC-HVDC风电并网系统稳态控制策略

图1为VSC-HVDC风电并网系统的结构图，风电场输出功率经升压汇流后由VSC-HVDC 输送到交流电网。本文风电场采用双馈感应发电机组（DFIG）。VSC-HVDC系统由风电场侧换流站（WFVSC）和网侧换流站（GSVSC）以及直流网络组成。

图1 基于VSC-HVDC风电并网系统结构Fig.1 The system structure of wind farm integration with VSC-HVDC

DFIG 的最大功率跟踪（MPPT）曲线如图2所示，有功参考指令Popt由式（1）给出。在DFIG 最大功率跟踪控制过程中，kopt为常数，有功参考指令由风机转速决定。由于风机变频器的功率解耦作用，当电网出现扰动时，风机转速不受系统频率波动的影响，风电场仍然按最大风能跟踪向电网输送功率，不能响应系统有功不平衡。

图2 最大功率跟踪曲线Fig.2 Maximum power point tracking curves

式中：ω0为风机切入角速度；ω1为转速恒定区切入角速度；ωmax为角速度限值；kopt为MPPT 曲线比例系数；Pmax为有功输出限值。

在VSC-HVDC 风电并网系统中，WFVSC 采用图3 所示的定交流电压矢量控制策略，决定风电场母线电压、交流频率和相位值。

图3 WFVSC侧控制策略Fig.3 The control strategy of WFVSC

正常运行时，WFVSC 自动将风电场发出的功率输送到直流网络，相当于一个幅值、频率恒定的交流电源，有

式中：PWF为风电场输出有功；Udc_WF，Idc_WF分别为WFVSC 的直流电压和直流电流，两者呈反比例关系。

为保证系统稳定运行，GSVSC 采用图4 所示的内环电流反馈解耦控制、外环定直流电压和定无功功率的控制策略，将功率输送到交流网络。

图4 GSVSC侧控制策略Fig.4 The control strategy of GSVSC

3 基于MPPT曲线切换的VSC-HVDC低电压穿越控制策略

当电网电压跌落时，GSVSC 的功率传输能力下降，WFVSC输送功率不变，导致VSC-HVDC直流侧功率不平衡，直流电压抬升。如果不采取措施直流电压将上升到很高的水平，导致系统崩溃。

实现VSC-HVDC 风电并网系统低电压穿越的关键是保持VSC-HVDC 传输功率的平衡，本文将直流电压的抬升作为交流电网电压跌落的标志，其存储的有功不平衡信息反映为风电场的频率变化指令，同时切换发电机MPPT 曲线，使风机有功输出响应频率变化，增大转子转速，存储动能，缓解系统有功不平衡，支持系统低电压穿越。

假设DFIG 机组的转子转速从ωr0变化Δωr，转子的动能变化量为

式中：λ为转速调节系数，λ=Δωr/Δωe；ωr0，Δωr分别为风机初始角速度及角速度增量；Δωe为对应同步角速度增量；JDFIG，p分别为发电机的转动惯量和极对数。

对式（3）进一步变形，得n 台DFIG 动能变化量为

式中：Δf 为频率变化量标幺值；SN_DFIG为DFIG 的额定容量；HDFIG为DFIG的惯性时间常数。

3.1 WFVSC的控制

由于风电场出口电压受WFVSC恒压恒频控制，不能响应系统的有功变化，需采取相应策略将直流电压所反映的有功不平衡信息反映为风电场的频率变化指令。

电网电压跌落时，VSC-HVDC直流电容存储的有功不平衡信息可表示为

式中：Udc0，Udc分别为电压跌落前、后的直流电压。

根据式（4）和式（5），将有功不平衡信息反映为风电场频率的变化指令，即

当交流电网发生电压跌落后，直流电压抬升，WFVSC根据式（6）调节风电场出口电压的频率指令，其控制策略如图5所示。

图5 WFVSC控制策略Fig.5 The control strategy of WFVSC

3.2 风电机组的控制

为了使风电场有功输出快速响应频率变化，本文采用了基于风机MPPT 曲线切换的控制策略［8］。

DFIG 机组的最大功率跟踪曲线取决于比例系数kopt，在频率指令变化过程中，通过改变比例系数kopt，切换功率跟踪曲线，控制机组运行点变化，进而获得风电机组的虚拟惯性响应，其原理如图6 所示。假设风速为12 m/s，DFIG 机组运行在最大功率跟踪状态，初始运行点为A 点。若此时风电场收到WFVSC 频率变化指令，DFIG 迅速将MPPT 曲线Popt切换至曲线P2，运行点从A 点移动至B 点，转速增加，功率暂时以转子动能的形式存储。故障消失后，运行点沿曲线P2由B点移动至C 点，再切换回曲线Popt，恢复最大功率跟踪。

图6 MPPT曲线切换原理图Fig.6 Scheme of the MPPT switching

曲线P2的比例系数可由下式计算：

若曲线切换过程中，转子转速超过限定值，则需辅助桨距角控制，控制原理图如图7 所示。当频率上升，双馈机组转速增大，曲线切换控制首先使运行点由A 点向B 点移动，若频率指令进一步增大，要求风机进一步减小有功出力，转速继续增大并达到限值后，启动桨距角控制，桨距角增大，运行点由B点变化到D点，进一步减少有功输出。

图7 桨距角辅助控制原理图Fig.7 Scheme of auxiliary pitch angle control

综上所示，风机曲线切换控制框图如图8所示。

图8 MPPT曲线切换控制框图Fig.8 The control block diagram of MPPT switching strategy

常规增加耗能电路或将风电场作为储能装置等策略在实现过程中更多需依靠载体的机械性能进行功率协调，机械响应存在延迟，而电压跌落是一个瞬态过程，需要的是系统的瞬态支持，这是机械响应难以协调之处。本文所提MPPT曲线切换控制策略能够在电网电压跌落瞬间将有功不平衡信息迅速传输到风电场的功率控制系统，通过对电磁功率的快速调节，迅速降低风电场馈入直流线路的功率，使储存在直流电容中的多余能量得以限制，实现对系统低电压穿越的快速动态支持。

分析图6曲线切换原理图，可以看出，在低风速阶段，风机转子转速较低，转速可提高幅度较大。当电网电压跌落时，通过MPPT 曲线切换控制，虽不能大幅度减少有功输出，但可大幅提升转速以存储更多动能来缓解系统有功不平衡。随着风速的增大，风机有功输出增大，风机沿运行曲线有功输出可降低幅度增大，该策略可同时存储动能和减小有功输出以支持系统低电压穿越。在高风速阶段，风机转子转速逐渐达到限定值，MPPT曲线切换控制过程中，转速可提高幅度受风机机械性能的限制，此时可通过桨距角辅助控制，实现有功输出进一步减小。综上所述，在不同风速下，该策略均能迅速响应，缓解系统有功不平衡，限制VSC-HVDC 直流过电压幅值，支持系统低电压穿越。

4 仿真分析

为验证本文所提控制策略，利用Matlab/Simulink 仿真软件搭建了如图9 所示的仿真系统，风电场由150 台2 MW 的双馈机组等值，VSC-HVDC额定直流电压为300 kV，直流侧电容为150 μF。仿真结果中，功率、电压均采用标幺值给出，选取风电场的额定容量为其功率基值，额定电压为电压基准值。

图9 仿真系统结构图Fig.9 The simulation system diagram

系统正常运行，风速12 m/s，交流电网在2 s时电压跌落80%，持续时间为0.5 s，仿真时间6 s，图10为有无惯性控制策略仿真结果对比图。

图10 仿真结果对比图Fig.10 Comparisons of the simulation results

在电网电压跌落前，风电场发出的有功约为0.9（标幺值），发电机转速约为0.86（标幺值）。风电场通过VSC-HVDC向电网输送功率，直流电压稳定在1.0（标幺值），系统有功功率传输平衡。电网电压跌落后，GSVSC 进入内部限流状态，功率传输失衡。如未采取控制策略，VSC-HVDC直流侧功率过剩，导致直流电压大幅度抬升至2.2（标幺值）的峰值。若采取本文所提控制方法，当直流电压上升至1.05（标幺值）的限值后，WFVSC根据直流电压的波动升高风电场出口电压的频率，DFIG 收到频率变化指令后迅速切换功率跟踪曲线，转子转速上升约0.2（标幺值），存储动能，有功输出下降至0.3（标幺值），以缓解系统有功不平衡，直流电压上升峰值显著减小至1.5（标幺值）。

故障消除后，GSVSC 迅速恢复功率传输能力，直流电压下降，风电场频率变化指令随之下降。直流电压下降至下限值0.98（标幺值）时，WFVSC 切换到电压源控制模式，风电场恢复最大功率跟踪运行，转子释放功能，GSVSC 运行在最大过电流能力1.2（标幺值），将风电场发出的能量和故障期间风机储存的动能输送到交流电网，风电场频率恢复到额定频率50 Hz。

为了分析不同风速下该控制策略对系统低电压穿越的支持能力，仿真了不同风速下电网电压跌落80%，持续0.5 s 的情形。表1 统计了采用本文所提控制策略后，系统相关参数的响应数据。

根据表1，给出图11～图13所示曲线分析图。图11为转子动能变化量随风速的变化曲线，由图11可以看出，当风速较低时，转子转速可根据控制指令大幅增加存储动能，而在高风速区，转子动能变化量很小，此时只能通过增大桨距角来实现有功输出的进一步降低。图12为频率指令峰值随风速的变化曲线，由图12 可以看出，随着风速的增加，风电场有功输出增大，导致电网电压跌落时VSC-HVDC 直流侧出现更大的有功不平衡，WFVSC传输给风电场的频率调节指令也随之增大。图13为Udc峰值降低率随风速变化曲线，由图13可以更直观地看出，在不同风速下发生电网电压跌落时，该策略均能控制VSC-HVDC直流电压峰值降低50%左右，其控制效果并没有因风速变化大幅度波动，本文提出的控制策略在不同风速下均能提供稳定的低电压穿越支持能力。

表1 不同风速下电网电压跌落时响应数据Tab.1 The response data of grid voltage drop under different wind speed

图11 转子动能变量ΔEkFig.11 The variation of Ek

图12 频率最大值fmaxFig.12 Maximum of frequency

图13 Udc峰值降低率Fig.13 The reduction of Udcmax

5 结论

本文提出了一种基于MPPT 曲线切换的VSC-HVDC低电压穿越的控制策略，运行该策略可以使风电并网系统具备一定的低电压穿越能力。通过对所提控制策略的仿真分析，可以得出如下结论。

1）在交流电网电压跌落后，为了满足风电场并网的要求，设计了基于DFIG 最大功率跟踪曲线切换VSC-HVDC低电压穿越控制策略，将直流侧电容存储的有功不平衡信息反映为风电场的频率变化指令，同时切换发电机MPPT曲线，桨距角控制辅助调节，使风机有功输出响应频率变化，缓解系统有功不平衡。电磁功率的快速调节实现了对系统低电压穿越的瞬时动态支持。

2）利用Matlab/Simulink 仿真，验证了该控制策略能在电网故障时限制VSC-HVDC 直流过电压幅值，缓解系统有功不平衡。在不同风速下发生电网电压跌落时，该策略均能迅速响应，控制VSC-HVDC直流电压峰值降低50%左右，即其性能不会因风速变化而受到明显的影响，能提供稳定的低电压穿越支持能力。

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