改进的DFIG与VSC-HVDC协调控制改善风电场低电压穿越能力

边晓燕，王本利，陈建平，杨立宁



改进的DFIG与VSC-HVDC协调控制改善风电场低电压穿越能力

边晓燕1，王本利1，陈建平2，杨立宁1

(1.上海电力学院电气工程学院，上海 200090；2.上海虹桥商务区新能源投资发展有限公司，上海 200090)

经VSC-HVDC并网风电系统在风电场侧故障时，风电机组出口母线电压过低，极易引起风力机脱网。而双馈风力发电机(DFIG)传统的Crowbar技术在故障时将转子侧变流器(RSC)短接，使发电机定子侧失去了为电网提供无功的能力，风力机的低电压穿越能力较低。提出一种改进的DFIG模型，加入了主动式DC-Chopper，与传统的Crowbar相配合，降低Crowbar动作的概率，使得DFIG转子侧变流器可以控制定子侧在故障时期继续提供无功功率。并利用此改进的DFIG与VSC-HVDC协调控制，改善风电场侧母线电压水平。通过算例仿真表明，在严重故障时采用改进式DFIG的Crowbar仍未动作。从而大大降低Crowbar动作的概率，双馈风电机组RSC故障期间可以继续投入运行并为电网提供无功支持。完成故障期间DFIG两侧变流器与VSC-HVDC风电场侧变流器(WFVSC)之间的无功协调，使风电场具有更好的低电压穿越能力(Low Voltage Ride Though, LVRT)。

双馈异步发电机；电压源高压直流；DC-Chopper；协调控制策略；低电压穿越

0   引言

VSC-HVDC输电技术是大规模远距离并网风电场较理想的输电方式，此类并网方式可以更好地提升风电的输送能力，改善系统的稳定性，其两侧变流器的无功调节能力可以降低风电场的电压波动，提升风电场的低电压穿越能力[1-4]。现运行的双馈风电机组对于提升风力机的低电压穿越能力采用的是Crowbar保护技术，此技术可以在风力机出口母线电压过低时将双馈风电机组转子侧变流器短接，使风力机不发出功率，降低风力机出口侧的电流，进而提升风电机组的低电压穿越能力。

针对电网发生严重故障情况下，基于Crowbar保护电路的双馈风电机组低电压穿越，文献[5]分析Crowbar阻值与最大短路电流及其出现时间之间的关系和Crowbar阻值及退出时间对DFIG的LVRT效果的影响。文献[6-7]提出了一种Crowbar控制策略，能有效抑制转子过电流、直流母线过电压以及电磁转矩的振荡，并可向电网注入无功电流以帮助电网电压的恢复。文献[8]提出一种基于无功功率判定的Crowbar退出控制方法，能实现Crowbar电路在故障切除后立刻退出，提高了DFIG的LVRT能力。文献[9-11]在传统Crowbar基础上，提出了一种新型的撬棒结构，提高风电场低电压穿越能力。

故障期间上述文献都没有考虑如何利用DFIG定子侧的无功能力，本文将现有的Crowbar保护改为采用主动式DC-Chopper配合传统Crowbar的保护技术，可以大大降低Crowbar动作的概率，故障期间最大可能地利用DFIG的定子侧提供无功功率，并与DFIG网侧变流器(GSC)、WFVSC的无功控制相协调，有效地利用风电场内部所有的无功源，从而提升风电机组出口侧母线电压，使风电机组具有更好的低电压穿越能力[12]。

1  DFIG风电场通过VSC-HVDC接入电网的数学模型

1.1 DFIG风电场经VSC-HVDC并网结构

双馈风电场经VSC-HVDC并网的结构如图1所示。该系统由风电场、VSC-HVDC并网系统及交流电网等部分组成。其中风电场由双馈风力发电机组成，VSC-HVDC并网系统由整流侧变换站、高压直流母线、逆变侧变换站、滤波器等组成[13-14]，交流电网由无穷大系统代替。

图1风电场经VSC-HVDC并网接入电网示意图

1.2 改进的DFIG模型

传统双馈风电机组中的Crowbar目的在于保护转子侧变流器，避免故障时被烧毁[15]，虽然保护了转子侧变流器，但是Crowbar动作时DFIG变成常规的异步发电机，需要从电网吸收大量无功，而且牺牲了风电机组在故障时的无功支持能力。因此，本文对此进行了改进，采用主动式DC-Chopper配合Crowbar代替传统的Crowbar保护技术，根据直流母线电压来控制DC-Chopper开关的投入。当电网电压跌落时网侧变流器(GSC)输出功率受到限制，能量在直流侧积累造成直流母线电压DC升高，当达到一定值时触发DC-Chopper电路中的IGBT导通，卸荷电阻投入运行，以分担过量的电流及功率，保护变流器安全及直流母线的电压稳定。恢复正常工况后IGBT截止，DC-Chopper被切除。其结构示意图如图2。

1.3 VSC-HVDC换流站模型

VSC-HVDC将两个交流系统隔离，两侧交流系统的频率可以不相同，并网条件更加简单，且具有故障隔离的作用。

图2 改进的DFIG结构示意图

图3 Park变换-轴参考系

Fig. 3-reference frame of Park vector transformation

换流器输出电压基波在轴与轴分量与直流 电压的关系为

以上是VSC-HVDC的交流侧状态方程，由上式可知两端的换流站在轴和轴不完全解耦，同双馈风电机组的变流器相同。而对于VSC-HVDC的两端换流站直流侧而言又是关联和耦合的。VSC-HVDC的直流侧方程为

联立式(4)和式(5)，可得坐标系下7阶7状态变量的常系数微分方程组成的VSC-HVDC数学模型。

采用交流系统电压基波定向矢量控制方式坐标下的功率方程为

2 基于改进的DFIG风电场VSC-HVDC接入系统下的协调控制策略

2.1  DFIG风电场控制方案

主动式DC-Chopper的投入目的在于维持直流母线的电压稳定，本文设定当DC线路电压超过1.2 kV时，主动式DC-Chopper投入，其中的电阻消耗并联电容中的容量，当电压低于1.15 kV时，退出运行。主动式DC-Chopper阻值与消耗功率的关系如图4所示。

图4主动式DC-Chopper阻值与消耗功率的关系

2.2 DFIG与VSC-HVDC的换流站协调控制方案

2.2.1无功分配方案

本文所提出的协调控制策略最大的不同在于，较大故障时DFIG的RSC不再退出，RSC、GSC和WFVSC三者共同对系统进行无功支持，其无功协调控制框图和无功控制流程图如图5、图6所示。

DFIG在正常情况下采用单位功率因数运行方式，输出的无功几乎为零，而当风力机出口侧发生短路尤其是三相短路故障时，为了维持电压的稳定，需要大量的无功支持，此时需要改变风力机的控制策略，使其在非单位功率因数下运行。当风电场侧发生故障时，DFIG和VSC-HVDC的风电场侧变流器均有对其进行无功支持的能力，但是由于DFIG自身输出无功的能力有限，当无功需求超过机组无功极限时，需要减少有功出力，以扩大机组无功极限，不利于风力机的经济性，相比较，VSC-HVDC的变流器容量大，能够动态地对系统进行无功支持，可起到STATCOM的作用，因此，本文优先利用VSC-HVDC风电场侧变流器，在其补偿无功后，系统还有无功缺额时，再充分利用DFIG机组自身的无功补偿能力。这样既保证了风力机的安全，又最大可能地利用了风能，兼顾了经济性。同时避免了各个变流器的频繁切换，有利于电压的恢复。

图5 三者无功协调控制框图

图6无功控制流程图

2.2.2 DFIG与VSC-HVDC变流器的控制策略

风电场转子侧变流器和网侧变流器均采用双环的PI控制方式，根据控制目标的不同，采用不同的外环控制。转子侧变流器采用有功功率和无功功率控制方式，而网侧变流器采用直流电压控制方式，内环采用电流控制[16]。

VSC-HVDC的换流站包括风电场侧换流站和电网侧换流站。风电场侧换流站的控制目标是将风电场发出的功率输送到电网中，同时保证风电场并网电压的要求。本文借鉴传统的矢量控制结构，构建了电压外环电流内环的双环控制结构[17]。

根据图6无功协调控制流程图，本文对DFIG的RSC、GSC和VSC-HVDC的WFVSC变流器的无功参考电压协调分配，具体控制框图如图7所示。

图7 DFIG与VSC-HVDC协调控制框图

其中V CONTROL模块计算出故障时系统总的无功缺额，然后根据图5分配给WFVSC与Q CONTROL模块，Q CONTROL再依据优先级分配给双馈风电机组的RSC和GSC。

VSC-HVDC电网侧换流站的控制以直流电压和无功功率为目标，其控制图如图8所示。

图8 VSC-HVDC的GSC控制图

3   风电场等值模型下的仿真验证

3.1 风电场等效仿真模型参数说明

本文搭建了如图1所示的仿真模型，其中风电场采用22台双馈风电机组并联等效组成，每台风力机额定容量为5 MW，单机网侧变流器容量为2 MW，经电抗器接入三绕组变压器，三绕组变压器高、中、低电压分别为30 kV、3.3 kV、0.69 kV。主动式DC- Chopper电阻值为0.5 Ω。单台DFIG风力机及网侧变流器的参数如表1所示。

表1单台DFIG风力机及其网侧变流器参数

Table 1 Parameters of single DFIG and the network side converter

3.2 算例仿真

3.2.1 PCC点b、c两相对地故障仿真

图9~图12给出了PCC点发生b、c两相短路接地时故障仿真对比。电压跌落至约20%，故障持续0.15 s后清除。

如图9所示，故障清除后传统DFIG的PCC点电压恢复时间约在2 s，且PCC点会出现一个1.47 p.u.的过电压，而改进DFIG的PCC点则无过电压现象，电压约在1.6 s恢复稳定，电压恢复时间更短。从图10可以看出，在发生故障时，传统DFIG直流母线电压峰值约为1.26 kV，改进DFIG直流母线电压峰值约为1.18 kV，之后电压波动也更平稳。图11中改进的DFIG转子电流峰值更小，波动也更小。图12中，传统的DFIG由于Crowbar动作，变为普通的异步发电机，故障后需要从电网吸收大量无功，改进的DFIG能够在故障情况下发出一定无功，帮助电压的恢复。

图9 PCC点电压波形对比图

图10直流母线电压波形对比图

图11 转子电流波形对比图

图12 DFIG定子提供无功波形对比

3.2.2 PCC点三相短路接地故障仿真

设置在1 s时风电场并网点PCC母线发生非金属性三相短路接地故障，电压跌落至约20%。故障持续0.15 s后清除。仿真结果如图13～图17所示。

由图13可看出，传统DFIG不采用协调控制时，PCC点电压在故障切除后升高至接近1.5 p.u.，然后缓慢下降至正常值，大约在2  s恢复稳态；采用改进DFIG的协调策略，故障期间DFIG的RSC依然能够为电网提供无功支持，从故障恢复的曲线可以看出，PCC点电压在故障切除后迅速恢复至1 p.u.附近，在1.4 s即进入稳定状态，故障恢复时间进一步缩短。

由图14可以看出，在发生故障时，传统DFIG直流母线电压峰值达到2.4 kV，改进DFIG直流母线电压峰值约为1.5 kV，相比之下减小了很多，有效地保护了直流电容的安全，1.15 s时故障切除瞬间直流母线电压发生波动，但仍在合理的范围内，验证了改进式DFIG能够起到很好的控制直流母线电压的作用。

图13 PCC点电压波形对比图

图14直流母线电压波形对比图

图15转子电流波形对比图

图16 定子侧提供无功功率波形对比图

图17网侧变流器提供无功功率波形对比图

由图15可以看出，1 s发生故障时，传统的DFIG转子侧电流迅速升高到9 kA，Crowbar投入，采用改进式DFIG通过监测转子侧电流，当故障时主动式DC-Chopper投入将转子电流控制在4.5 kA，在5 kA以下，没有达到触发Crowbar 动作的电流值，且当电压跌落至0.2 p.u.时，Crowbar仍未动作，说明转子侧未出现过电压及过电流现象，验证了主动式DC-Chopper的使用可以大大降低Crowbar动作的概率，起保护风力机的作用，为严重故障时实现转子侧变流器参与协调控制提供了前提条件。

图16显示了定子侧提供无功功率波形对比，传统DFIG在Crowbar的作用下，故障时定子侧是不具有无功发生能力的，故障切除后发电机运行在常规异步发电机状态，需要从电网吸收大量无功功率，不利于电网电压的恢复，严重时可能导致电网电压的崩溃。而改进的DFIG定子侧在严重故障时仍有为电网持续提供无功的能力，且故障切除后不再从电网吸收无功功率，有利于电压的恢复。

图17为网侧变流器提供无功功率波形对比图，可以看出改进的DFIG无功波动更小，低电压穿越更为平滑。

4 结论

本文通过改进双馈风电机组控制，通过增加用主动式DC-Chopper配合Crowbar，使故障期间Crowbar动作概率大大降低，最大程度利用转子侧变流器在故障时期为电网提供无功支持，在此基础上提出双馈风电机组RSC、GSC及WFVSC三者协调控制策略，并通过算例仿真得出如下结论：

(1) 在故障时期，传统DFIG的 Crowbar动作，将转子侧变流器短接，双馈风电机组变成常规的异步发电机，需要从电网吸收大量无功，改进DFIG的Crowbar未投入，降低了Crowbar动作的概率，较好地稳定直流母线电压，抑制转子过电流，故障时最大程度地利用转子侧变流器为电网提供无功支持，配合网侧变流器和VSC-HVDC风电场侧变流器的无功能力提升LVRT能力。

(2) 本文的无功协调控制策略是在综合分析三者的无功特性基础上提出，优先利用WFVSC，不仅因为其响应速度快，容量大，而且为了保证风电场故障时期的有功输出能力兼顾了其经济性。

(3) 本文的控制策略对主动式DC-Chopper开关元件的灵敏性要求较高。如何控制开关投入及切除时间以及阻值选取的合理性，还需要进一步完善。

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(编辑 魏小丽)

Improvement of low voltage ride through capability of wind farm using coordinated control of the improved DFIG and VSC-HVDC

BIAN Xiaoyan1, WANG Benli1, CHEN Jianping2, YANG Lining1

(1. Electric Power Engineering, Shanghai University of Electric Power, Shanghai 200090, China;2.Shanghai Hongqiao New Energy Investment Corp, Shanghai 200090, China)

When failures occurred in the wind farm side of the VSC-HVDC system, the grid voltage of wind farm was too low, leading to the typical tripping events of wind turbines. However, traditional DFIG uses Crowbar technology, the rotor side converter (RSC) is short circuited and the stator side of wide turbine loses its ability of providing reactive power for grid during the failures, the low voltage ride through ability of DFIG is low. This paper presents a new improved model of DFIG using active DC-Chopper to match the Crowbar. The RSC is controlled to make the stator side of wide turbine provide part of reactive power in a failure. Reactive power coordinated control strategy of the improved DFIG and VSC-HVDC is adopted, which improves voltage stability of system. The simulation results demonstrate that when the failure is serious, the improved type of DFIG Crowbar does still not act, so as to reduce the probability of the Crowbar action, and RSC can still provide reactive power support to grid. Reactive power coordinated control strategy of the two sides’ converters and wind farm side of VSC-HVDC (WFVSC) makes the wind farm have a better ability of low voltage ride through.

This work is supported by National Natural Science Foundation of China (No. 51177098).

doubly fed induction generator (DFIG); VSC-HVDC; DC-Chopper; coordinate control strategy; LVRT

TM721.1

1674-3415(2016)01-0009-08

2015-03-16；

2015-06-17

边晓燕(1976-)，女，博士，教授，研究方向为海上风电，电力系统分析、电力系统稳定与控制；E-mail: kuliz@ 163.com

王本利(1989-)，男，通信作者，硕士研究生，研究方向为风电并网暂态稳定性分析。E-mail: wangbenli_2008@ 126.com

上海市科委科技创新项目(14DZ1200905)；上海绿色能源并网工程技术研究中心(13DZ2251900)；国家自然科学基金资助项目(51177098)