储能型双馈风电场联合STATCOM的无功协调控制

王 鹏,李方媛,胡 阳,郭 浩,朱 琳

[1.东北电力大学 现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室，吉林 吉林 132012；2.内蒙古电力(集团)有限责任公司呼和浩特供电局，内蒙古 呼和浩特 010000；3.国家能源投资集团有限责任公司邯郸热电厂，河北 邯郸 056004]

0 引 言

风电在电力系统中渗透率日益增高，电网对风电机组运行特性的要求也在不断提升[1-5]。要求并网的风电机组必须具有良好的低电压穿越(LVRT)能力[6]。风电机组在电网发生低电压故障时间范围内不仅不允许脱网运行，而且在故障期内还要向电网提供一定的无功功率支撑电网电压[6-7]。双馈异步风电机组在低电压故障时面临2个主要难题：(1)低电压故障时直流侧母线过电压；(2)转子过电流烧毁变流器导致风机脱网运行。

目前，风机提高LVRT能力，主要是从改进控制策略和增加硬件控制电路结合的办法来弥补二者单独控制时的不足[8-11]。文献[12]利用超导储能元件并联到直流侧以实现瞬态功率的存、放功能，但是该策略在故障期间没有对无功功率进行控制，不能较好实现LVRT。文献[13]采用转子Crowbar电路和DC-chopper电路，并且通过改进网侧变流器(GSC)无功控制来完成双馈风机(DFIG)的LVRT，此方法中由于直流侧过压的能量被卸荷电路消耗，造成了风机有功输出恢复减慢，不利于系统有功恢复。风电场通常装有动态的无功补偿设备来确保风电机组稳定运行以及电网安全稳定[14]。文献[15]研究了STATCOM对改善DFIG暂态电压稳定性，在故障期间能抑制电压跌落程度，使电网低电压故障后电压得到有效恢复。文献[16]针对电网故障导致储能系统保护投入期间，风电场内DFIG转子侧换流器与超导储能协调控制问题进行了研究。文献[17-19]针对电网发生低电压故障时，Crowbar保护电路投入期间，没有对DFIG机侧变流器、GSC与无功补偿元件间的无功协调控制问题进行研究分析。

本文在电网故障导致电压跌落程度不同的情况下，针对改进型DFIG超级电容储能系统、机侧变流器、网侧换流器、STATCOM间的协调控制进行了研究，提出了风电场根据不同的跌落程度，DFIG GSC与无功补偿元件STATCOM间的优先无功功率分配原则及无功电压协调控制策略，当电网电压跌落较深超级电容投入时DFIG两侧变流器与STATCOM共同实现对系统的无功支撑，从而促进故障后电网电压的快速恢复。

1 DFIG的改进模型

1.1 改进的DFIG模型

DFIG能进行能量双向流动的基础是直流侧电压动态性能的稳定。当电网出现故障时，风机向电网输送的有功功率PA随之减少，直流电容两侧的变流器存在严重不平衡功率就会造成直流母线电压出现大范围的波动，严重时将烧毁变流器使风机脱网运行。

DFIG在稳定运行时Pg=Pr，直流侧电压稳定，此时直流侧电压可表示为

(1)

式中：Udc、Cdc为直流侧母线电压和直流电容；Pg为直流侧向GSC输出的瞬时有功；Pr为机侧变流器流向直流侧输出的瞬时有功。

转子侧和GSC的不平衡功率是造成直流侧过电压的根本原因，因此提出超级电容经隔离型DC/DC变换器连接到直流侧的控制方案，以此来平衡不平衡功率。

本文在改进传统双馈机组模型的基础上来分析变流器和STATCOM的协调控制。当电网故障导致直流侧电压变化时，超级电容储能系统起到快速蓄能或消耗多余能量的作用，解决直流侧电压过高或过低产生的能量不匹配问题。

图1为带有超级电容的DFIG发电系统。

图1 带有超级电容的DFIG发电系统

图1中，Usc为低压侧超级电容两端的电压。变换器先进行脉宽调制(PWM)移相控制，再进行不控整流，对超级电容充电模式时，S1～S4工作在逆变状态，S5～S6处于整流状态。变换器处于Boost时，S5～S8工作在逆变状态。利用隔离变压器进行能量传送，且该直流变换器很容易实现软开关，具有较高的系统转换效率。

加入超级电容后直流侧的电压表达式为

(2)

1.2 超级电容的数学模型

超级电容功率密度大，因此充放电速度快且具有温度特性好、单位时间释放能量大、受环境温度影响小、节能环保、易于维护保养等特点，因此选择超级电容作为储能元件。由于超级电容的物理特性十分复杂，蓄能过程中每个单体的多孔电极均会呈现出不同的工作特性。为了便于分析，忽略低频下作用不明显的电感和漏电流，只考虑瞬时动态响应，由串联理想电容CSC和等效电阻RSC组成简化经典模型。

图2为超级电容等效电路模型。其吸收或释放的能量受到外部电压影响：

(3)

式中：n、m为串联、并联电容的个数；Cf为单个电容；U1、U2分别为超级电容的初始电压、状态电压。

图2 超级电容等效模型

2 风机变流器的控制

2.1 转子侧变流器无功功率优先控制

风机输出的无功功率受转子侧变流器(RSC)电流的值限制，风机发出的无功在RSC允许通过最大电流限制的条件下有：

(4)

式中：Ls、Lm为定子、励磁绕组的等效电感；Us为DFIG定子的电压；Ps、Qs为风机定子侧输出有功与无功；ω0为角频率；irmax为机侧变流器允许通过电流的最大值。

整理式(4)可得：

(5)

式中：Xs、Xm为定子侧的自阻抗、互阻抗。

在有功功率Ps确定的情况下，无功功率调节范围为

(6)

DFIG RSC在电网电压正常水平时输出的无功为零。电网发生短路时，超级电容储能系统平衡了低电压故障时直流电容两侧的不平衡功率，因此在储能系统投入时，机侧变流器可以进行无功控制，优先确定无功功率再确定有功，提高风机故障期间无功发出能力。机侧变流器控制策略如图3所示。

图3 机侧变流器控制策略

2.2 含超级电容的DC/DC变换器的控制

当直流电压超过给定值时，变换器应工作在Buck模式下吸收直流侧不平衡功率并储存；超级电容释放储存的能量时，变换器应转变为Boost模式，将超级电容故障期间存储的能量输出至直流侧，使直流电压升高至稳定范围。

如图4所示，隔离型全桥DC/DC变换器对超级电容端电压USC、直流母线电压Udc以及超级电容电流iSC进行电压电流双闭环控制。当变换器处在Boost放电模式下，USC作为电压外环，iSC为电流内环进行双闭环PI控制。

图4 变换器的控制策略

2.3 GSC的控制策略

GSC正常情况下运行在单位功率因数模式下，维持直流侧电压的稳定且输出有功为额定值。电网发生短路故障造成电压跌落时，需要GSC进行无功功率控制。GSC容量一般按照风电机组的最大转差功率设计其无功极限：

(7)

式中：Sg为GSC容量；Pg、Qg分别为GSC发出的有功功率和无功功率。

GSC采用超级电容电流协调控制来平衡电能，实现输出有功的快速恢复，将超级电容电流作为前馈引入到网侧控制中，如图5所示。

图5 GSC控制策略

3 STATCOM的基本分析

STATCOM作为无功补偿元件通常并联在风电场母线上，通过提供或吸收感性无功功率维持风电场母线电压稳定。

图6为STATCOM结构。

图6 STATCOM结构

由图6可知，STATCOM吸收的电流为

(8)

STATCOM吸收的有功功率和无功功率为

(9)

式中：X为连接电抗器的电抗；α为电网电压矢量U1相对于 STATCOM交流侧电压矢量US的相角差。

忽略STATCOM的各种损耗及对有功功率的影响，可得：

(10)

STATCOM控制框图如图7所示。d轴电压外环是基于直流电压参考值Udcref与实际Udc差值然后通过PI控制器构成。而对于q轴电压外环而言，主要是基于并网点所对应的无功输出参考值即QSref，继而得到iqref和实际反馈值iq的差值，以输出相应的无功功率。

图7 STATCOM控制框图

4 超级电容与STATCOM联合改善风机LVRT能力

应用超级电容储能系统能够平稳变流器直流母线电压，但通过损失有功发出量增加DFIG无功发出量，在电压故障跌落强度不深时功率会严重波动，影响电网的稳定运行。因此，DFIG投入超级电容储能只适合电网电压跌落较深的情况。综上所述，投入超级电容的DFIG与无功补偿器均可以向电网发出一定量的无功，因此研究低电压故障时投入超级电容的DFIG与无功补偿器联合投入应用，并且协调无功功率发出量。

图8为双馈风电场无功电压协调控制框图。

图8 双馈风电场无功电压协调控制框图

图8中，风机在LVRT过程中需要提供的无功功率Qref可以由电压控制点参考电压Uref实际电压U经PI计算得到。其无功分配制定的准则因GSC无功响应速度较快，优先利用DFIG GSC无功功率，无功缺额根据超级电容保护是否投入的情况在DFIG定子侧及STATCOM之间进行分配。

当并网点电压降低到额定电压kD倍时(即并网电压为kDp.u.)，电压跌落程度不是特别低，DFIG系统自身即可实现LVRT，因此超级电容与STATCOM均不需要投入。当并网点电压跌落到额定电压的kDp.u.以下时，为了风机系统的稳定运行，则要投入STATCOM使其对并网点进行无功功率补偿，提高其并网点额定电压的效果为kSp.u.。当并网点额定电压在kSSp.u.以下时，超级电容和机侧变流器需要投入。根据关系可得：

kSS=kD-kS

(11)

其中，kD根据风机低电压承受能力得出，kS根据STATCOM对风机低电压补偿效果得出，在本文中，kD取值0.9，kS取值0.25，则可得kSS为0.65。

超级电容保护未投入时，先由STATCOM提供无功缺额；超级电容保护动作时，由于超级电容稳定了直流侧的电压，定子侧工作在无功功率优先控制向电网提供无功支撑。

图9为无功协调分配流程图。

图9 无功协调分配流程图

图9中，Qs为DFIG定子侧发出的无功功率，Qg为GSC发出的无功功率，QST为STATCOM发出的无功功率，QSTmax为STATCOM的无功容量极限值。

5 仿真分析

5.1 仿真建模

利用MATLAB/Simulink搭建整体仿真模型，拓扑结构如图10所示。风电场由6台DFIG组成。DFIG的额定功率为1.5 MW，额定风速为12 m/s，稳定运行时直流母线电压为1.15 kV。在结合风电场容量及实际需求的基础上，将STATCOM装配公共并网点处，其额定容量为3 MVA。

图10 仿真模型拓扑结构图

5.2 仿真分析

电网电压跌落30%，超级电容不投入情况下的传统控制、联合控制和协调控制时系统仿真波形如图11所示。

图11 电压跌落不严重时仿真波形

3.0 s时电网电压跌落至0.7 p.u.，由图11(b)可以看出，风机运行在传统控制模式下，GSC处于单位功率因数模式下，故障期间向系统注入的无功功率为零，在联合控制中，风机GSC向电网注入了无功功率，支撑了并网处的电压，比传统控制下PCC电压提升了约0.06 p.u.，在协调控制策略中DFIG注入电网0.2 p.u.的无功功率，在故障切除后比联合控制电压波动小。在故障切除后采用协调控制时，电压迅速回归至在稳定范围内。图11(c)的联合控制中当直流侧电压超过给定值时超级电容投入吸收直流侧的不平衡功率，协调控制下超级电容没有投入运行，直流侧电压虽然达到了1 265 V，但仍处于允许的范围内。与传统控制相比，图11(d)中联合控制和协调控制在故障期间均有利于风机有功功率的输出。联合控制中在故障切除以后，超级电容释放电能的过程中造成了输出有功功率的波动，而协调控制策略更加有利于系统的稳定运行。

电网电压跌落80%,超级电容投入情况下的传统控制、联合调控制和协调控制时系统仿真波形如图12所示。

图12 电压跌落严重时仿真波形

3.0 s时并网处的电压跌落至0.16 p.u.，此时电压严重下降，协调控制策略中超级电容储能系统应处于投入状态，图12(b)的协调控制策略中GSC能根据并网要求，处于无功补偿模式对系统进行无功支撑，协调控制中能够根据系统的无功要求进行补偿，故障期间GSC向电网输出约为0.4 p.u.的无功功率，而且在故障切除后依旧输出无功功率，PCC处电压得到了有效的恢复；从图12(c)可以看到，故障期间STATCOM也向系统注入1.5 Mvar的无功功率，与联合控制相比，能向系统输入稳定的无功电流。其中，机侧变流器在无功功率不足时也向系统注入无功电流(工作在有功受限，无功优先控制模式下)向系统注入约为0.18 p.u.的无功功率。通过图12(a)可以看出，协调控制策略比传统的控制模式和联合控制能更有效支撑故障期间的电压，故障切除后电压迅速地恢复至稳定值。图12(e)为三种控制方式下的直流电压响应,由于超级电容储能系统的投入及协调控制下的无功功率控制,协调控制下的直流侧过电压抑制效果最为明显。从图12(f)可以看出，风机输出的有功功率在故障期间严重下降，而采用协调控制策略时，故障期间提高了风机输出有功的能力，且风机在故障切除后有功恢复较快且比较平稳。

由图13(a)中转子转速的响应曲线可以看出，协调控制与传统控制、联合控制相比，抑制转速上升效果明显，其中采用协调控制策略时转速最大为1 244 r/min，比传统控制的DFIG降低了16 r/min。图13(b)表示转子暂态电流的响应，传统控制方式下，故障瞬间，转子的冲击电流达到3.5 p.u.，极不利于风电机组的稳定运行。然而，在所提控制方案下，转子暂态冲击电流约为2.5 p.u.，与传统控制相比，降低了28.6%。图13(c)为超级电容的电流，可以看到超级电容充电过程(充电电流约为300 A)和放电过程，这也证明了变换器控制策略的正确性。

图13 DFIG仿真波形

6 结 语

本文在改进型DFIG模型的基础上，改进了DFIG两侧变流器的控制策略，使其当电网发生短路故障造成PCC电压跌落时，从单位功率因数模式迅速转换到无功补偿模式提供稳定的无功支撑。直流侧储能系统将风机直流母线电压控制在允许范围内。采取了DFIG和STATCOM之间的协调控制策略能充分利用DFIG的无功调节能力，提升了并网点电压稳定性和风机故障穿越能力。