电网对称故障下含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制策略

姚 骏 余梦婷 陈知前 周 特 赵 磊

(输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆 400044)



电网对称故障下含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制策略

姚 骏 余梦婷 陈知前 周 特 赵 磊

(输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆 400044)

针对含双馈异步发电机和永磁直驱同步发电机的混合风电场群的低电压穿越技术进行详细研究。在推导双馈发电机和永磁直驱发电机的无功电流极限表达式的基础上，详细分析电压跌落程度和风速变化对其无功电流极限的影响规律，并获得满足风电场低电压穿越导则要求下双馈风电场和永磁直驱风电场的可控运行区域及其电流分配原则，进而提出无互联通信条件下混合风电场群的协同控制策略，该控制策略通过在电网故障过程中使风电场群输出最大无功电流以提高电网的暂态电压水平，并减少电网故障前后风电场群输出有功功率的变化以避免机群超速运行，使得该混合风电场群在全工况下的低电压穿越性能得到显著提高。通过仿真计算验证了所提控制策略的可靠性和有效性。

风力发电 混合风电场 电网对称故障 无功电流极限 电网导则

0 引言

随着风力发电在电力系统中渗透率的迅速增加，大规模风电接入对电网安全稳定运行造成的不利影响已日趋明显[1]。为了保证电力系统的稳定运行，世界各国的电网运营商纷纷提出了风电并网导则、测试要求及适应性规范，对风电机组低电压穿越(Low Voltage Ride Through，LVRT)提出了明确要求[2-4]。我国风电并网国家标准GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》的9.4节风电场低电压穿越中明确规定[4]：电网故障发生后，风电机组必须不脱网连续运行一段时间，且故障期间风电机组应向电网注入无功电流IQ≥1.5(0.9-UT)IN，其中UT、IN分别为风电场并网点电压标幺值和风电机组额定电流。由上述风电并网导则对风电场输出无功电流的要求可知，故障期间电网希望接纳更多的无功电流以支撑电网电压快速恢复，因此电网故障时风电场向电网提供的无功电流越多，则越有助于提高电网电压暂态水平和风电场的低电压穿越能力。

随着风电产业的迅速发展以及对各类型风电机组性能的深入研究，在旧电场扩容和大规模的新风电场群建设中，可根据风电场群的装机容量、建设成本、电网导则要求及具体地理环境等诸多因素，灵活选择适合投建的多种风电机组类型，形成含有不同风电机组类型的混合风电场群。与含单一机型的风电场群相比，混合风电场群可利用不同类型风电机组各自的特点进行风电场之间的协调运行，从而提高并网安全运行性能[5，6]。但由于不同类型风电机组的运行特性以及对电网的影响不尽相同，因此对含不同风电机组的混合风电场群在电力系统中的运行特性及其控制的研究就显得尤为重要。

目前，双馈异步发电机(Doubly-Fed Induction Generator，DFIG)和永磁直驱同步发电机(Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG)因其各自的优点已成为风电系统的两大主流机型。已有文献对含DFIG或PMSG的混合风电场群的运行性能进行了初步研究。文献[7，8]针对含有DFIG和恒速异步风电机组(Fixed Speed Induction Generator，FSIG)的混合风电场群提出了一种协调控制策略，其通过在电网电压跌落时DFIG输出无功功率提高公共点(Point of Common Coupling，PCC)电压，使FSIG的LVRT能力得到明显改善。文献[9]针对含PMSG和FSIG的混合风电场群提出了一种协调控制策略，其在电压跌落时利用PMSG向电网及FSIG提供无功支撑，提高了FSIG以及整个混合风电场群的LVRT能力，但该方法需要风电场之间进行相互通信，增加了硬件设备，且系统存在延时问题。文献[10，11]研究了含DFIG和PMSG的混合风电场群的运行特性，通过在PCC点加装无功补偿设备输出无功功率，增大电网系统阻尼，从而抑制系统低频振荡。但目前鲜有文献对含有DFIG和PMSG的混合风电场群LVRT运行与控制进行详细研究。

在诸多类型的风电机组中，DFIG和PMSG均具有可实现最大风能跟踪、变速恒频发电运行及有功、无功解耦控制等明显优势。DFIG还具有调速范围宽、变频器容量小和电机体积小等优点，但其定子与电网直连导致DFIG对电网故障敏感，且其控制策略复杂。而PMSG还具有电网故障穿越能力强、控制简单以及变频器容量大等特点，但该类型电机系统成本较高。另一方面，由于大规模风电场群的地域分布性以及风速的不确定性，各风电场所处地点的风速往往存在差异，风电场群可能不同时处于满载运行状态，则可利用处于轻载运行状态下风电机群的容量向电网提供更大的无功电流。因此，若能综合考虑DFIG系统和PMSG系统的特点以及风电场群的时空分布特点，电网故障期间对由DFIG和PMSG组成的混合风电场群实现无互联通信线条件下的协同控制，从而保证风电场群不脱网运行且向电网提供最大的无功支撑，则有望进一步提高整个风电场群的LVRT能力和并网稳定性，减少系统硬件设备投入及经济建设风电场，将有利于大规模并网风电系统的发展。

本文提出了电网电压对称故障时无互联通信线条件下含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制策略，充分利用各机组容量输出满足电网导则要求的最大无功电流，为电网提供最大暂态无功支撑，并减小故障前后风电机组有功功率变化，从而提高整个风电场群的LVRT能力和电网安全稳定运行能力。首先推导了电网故障时DFIG系统和PMSG系统的无功电流极限表达式，分析了电网电压跌落程度和风速变化对其无功电流极限的影响；其次推导了满足风电场LVRT运行导则下DFIG系统和PMSG系统的可控运行区域，根据该区域提出了混合风电场群的无功电流分配原则及其协同控制策略；最后通过对该混合风电系统进行仿真研究，验证了所提混合风电场群LVRT协同控制策略的有效性。

1 混合风电场群的并网模型

图1为含有DFIG和PMSG的混合风电场群接入电力系统结构示意图，在不考虑风力发电系统的机械过程前提下，对该混合风电场采用集中模型进行等值[12，13]。如图所示，30 MW的永磁直驱风电场与30 MW的双馈风电场经短输电线联结组成60 MW的混合风电场群，再经长输电线路连接到大电网中，图中A点为电网发生三相接地短路的故障点。

图1 含DFIG和PMSG的混合风电场群接入电力系统结构示意图Fig.1 Schematic diagram of a grid-connected hybrid wind farms containing DFIG and PMSG

2 电网对称故障时混合风电场群的无功电流极限分析

2.1 双馈风电场的无功电流极限分析

为了研究电网对称故障期间DFIG机组不脱网运行并可向电网提供无功电流的能力，本文基于双馈风电机组最大风能跟踪理论和DFIG机组的转子侧变换器及网侧变换器功率控制模型，对其定子无功电流极限、转子侧变换器以及网侧变换器输出无功电流极限表达式进行了详细推导，并研究了电网电压跌落以及风速对其无功电流极限的影响规律。

风速变化时DFIG可输出的最大功率为[14]

(1)

式中：PDFIG为DFIG作最大风能跟踪所输出的总有功功率；kW为风力机有关的常数；ωW为叶片旋转角速度；ωr为DFIG转子转速；N为齿轮箱增速比。

由式(1)可得DFIG转子转速ωr与其输出总有功功率PDFIG之间的关系为

(2)

对于DFIG机组，其转差率s为

(3)

式中：ωs为DFIG同步转速；s为转差率。

忽略DFIG定、转子绕组损耗、铁心损耗及变换器损耗，则定子侧输出功率Ps_D与总功率PDFIG之间的关系为

(4)

式中：下标D代表DFIG机组；Ps_D为DFIG定子侧输出有功功率。

另一方面，由文献[14-17]分析可得在dq同步旋转坐标轴系下矢量形式的DFIG电压方程和磁链方程，即

(5)

(6)

式中：Ug为电机机端电压；Rs、Rr分别为定、转子电阻值；Is、Ir分别为定、转子电流；ψs、ψr分别为定、转子磁链；Ls、Lr及Lm分别为定、转子绕组全电感以及定转子绕组之间的互感。

根据式(5)和式(6)可得矢量形式的DFIG等效电路，如图2所示。

图2 dq同步旋转坐标轴系下DFIG的等效电路Fig.2 Equivalent circuit of DFIG under dq-axis synchronous rotating reference frame

采用定子电压定向及恒功率变换方式，可得电动机惯例下DFIG定子侧输出有功功率、无功功率为

(7)

根据式(5)～式(7)及图2所示的DFIG等效电路，可得其定子侧输出有功、无功功率与转子dq轴电流之间的关系为

(8)

式中：Qs_D为DFIG定子侧输出无功功率；isd_D、isq_D分别为定子侧dq轴电流；ird_D、irq_D分别为转子侧dq轴电流。

在定子电压定向下，通过DFIG定子向电网输出的有功、无功功率还可表示为

(9)

由式(4)和式(8)～式(9)可得转子侧dq轴电流为

(10)

由式(10)可知，DFIG转子侧输出的无功电流irq_D一部分作为励磁电流对DFIG进行励磁，另一部分传递至定子侧并馈入电网。将DFIG转子侧变换器允许运行电流最大值Irmax_D设为1.1倍转子侧变换器额定电流，则其转子侧变换器和定子侧最大输出无功电流极限为

(11)

由式(11)可知DFIG定、转子侧输出无功电流极限值受电网电压跌落程度和DFIG机组输出总有功功率的影响，并受转子侧变换器电流限制、定子全电感和定转子之间互感参数影响。如图3所示，DFIG机组总输出有功功率不变时，其转子侧无功电流极限irqmax_D随电网电压降低而减小，直至为零；定子侧无功电流极限isqmax_D随转子侧无功电流极限的减小而减小，当转子侧变频器无法提供励磁电流时，定子侧将从电网吸收无功电流为电机励磁，这将导致电网电压进一步恶化。另一方面，在同一电压跌落程度下，定、转子侧无功电流极限均随着DFIG总有功功率的增加(从0.2 pu增至1 pu)而减小。

图3 DFIG无功电流极限随电网电压和机组有功功率变化的曲线Fig.3 Reactive current limits of DFIG vs.grid voltage and DFIG total active power

相比DFIG定子容量，其网侧变换器容量较小且主要以单位功率因数方式运行，因此故障期间采用优先由DFIG定子侧向电网提供无功支撑的控制方式。当发电机定子侧无功电流无法满足电网导则要求时，再根据网侧变换器的电流裕量输出无功电流。网侧变换器允许运行电流的最大值Igmax_D设为1.1倍网侧额定电流，其最大输出无功电流极限为

(12)

2.2 永磁直驱风电场输出无功电流极限分析

与2.1节类似，为了研究电网对称故障期间PMSG机组不脱网运行并可向电网提供无功电流的能力，本节详细给出了PMSG网侧变换器输出无功电流极限的表达式。

基于电网电压定向和恒功率变换方式，采用电动机惯例的PMSG网侧变换器输出有功功率PPMSG、无功功率QPMSG与网侧dq轴电流之间的关系为[18]

(13)

式中：下标P代表PMSG机组；igd_P、igq_P分别为PMSG网侧dq轴电流。

PMSG网侧变换器允许运行电流最大值Igmax_P设为1.1倍网侧额定电流，则其最大输出无功电流极限为

(14)

PMSG网侧输出的无功电流极限受其有功功率和电网电压跌落程度的影响，如图4所示。当PMSG输出有功功率不变时，网侧无功电流极限igqmax_P随电网电压跌落而减小直至为零；在同一电网电压跌落程度下，网侧无功电流极限随着PMSG输出有功功率的增加(从0.2 pu增至1 pu)而减小。

图4 PMSG网侧输出无功电流极限随电网电压和有功功率变化曲线Fig.4 Reactive current limits of PMSG system vs.the grid voltage and PMSG’s active power

2.3 混合风电场群输出无功电流极限分析

根据2.1节和2.2节，将双馈风电场和永磁直驱风电场的无功电流极限与电网电压以及输出有功功率之间的关系重述于图5，对比分析可得以下结论：

1)向电网馈入相同的有功功率时，由于PMSG变换器容量比DFIG转子侧变换器容量大，则PMSG无功电流极限igqmax_P明显大于DFIG定子侧无功电流极限isqmax_D。特别当DFIG处于次同步状态时，其定子侧功率大于同风速下PMSG输出功率，则isqmax_D远小于igqmax_P。但在电压跌落程度较轻且DFIG处于超同步状态时，存在isqmax_D略大于igqmax_P的情况。因此在电压跌落期间同风速条件下PMSG风电场可向电网输出更多无功电流，辅助提高PCC点电压，从而有助于提高DFIG风电场及其整个风电场群的LVRT性能。

2)同一电网跌落程度下，随着机组输出有功功率的减小，双馈风电机组和永磁直驱风电机组的无功电流极限isqmax_D与igqmax_P将增大。由于风速具有不确定性和间歇性，且风电场群所包含的风电场多、地域分布广，故各风电场的风速存在一定差异，风电场群可能不同时处于满载运行状态，因此故障期间可利用处于轻载运行的风电机群的电流裕量输出更多无功电流，这将有助于整个风电场群LVRT性能的提高。

图5 DFIG和PMSG的无功电流极限随电网电压和有功功率变化曲线Fig.5 Reactive current limits of DFIG and PMSG vs.the grid voltage and active power

综上所述，根据故障期间电网电压跌落程度和各风电场馈入电网的有功功率，对由DFIG和PMSG组成的混合风电场群进行协同控制，可充分利用各类型机组的特点和容量输出最大无功电流，使双馈风电场和永磁直驱风电场在全工况下相互辅助提高其LVRT能力，从而提高整个混合风电场的LVRT能力。

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此外，基于式(9)和式(13)计算出混合风电场群向电网输出总有功功率PW和无功功率QW，可根据潮流计算得到PCC点电压为

(15)

由于X3>R3>0，随着混合风电场群馈入电网的功率增加，特别是无功功率的增加，PCC点电压恢复越快，风电场群对电网的暂态支撑能力越强。

3 电网对称故障时混合风电场群的协同控制策略

根据风电并网国家标准GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》中的具体要求[4]，当电力系统发生三相短路故障时，风电场注入电力系统的动态无功电流为

(16)

式中UT为并网点PCC电压标称值。

由式(16)可知，电网电压跌落时我国电网LVRT导则要求风电场至少向电力系统输出1.5(0.9-UT)IN的无功电流，因此实际运行过程中电网可接纳满足该最低要求下更多的无功电流以进一步提高电网暂态电压水平。由于DFIG风电场和PMSG风电场均有输出无功电流的能力，因此本节对两者的无功电流极限大于上述最小无功电流要求时的可控运行区域进行研究，实现风电场群向电网提供满足电网LVRT导则要求的最大暂态无功电流。根据式(11)、式(14)和式(16)可得在电网故障下DFIG和PMSG的无功电流极限满足电网LVRT导则要求时的可控运行区域，即应满足不等式要求

(17)

由于PCC点与各风电场之间线路很短，PCC点电压与风电场母线电压可近似相等，即

UT≈Ug

(18)

结合式(17)和式(18)可得

(19)

(20)

根据式(19)和式(20)得到当电网电压发生对称跌落时，DFIG系统和PMSG系统分别满足电网LVRT导则要求的可控运行区域，如图6所示。在不同电压跌落程度下各风场输出有功功率小于相应的临界有功功率时风电场处于可控运行区域内(图中阴影部分)，其无功电流极限满足LVRT导则要求，可按照无功电流极限向电网输出最大无功电流；反之，当风电场输出的有功功率大于临界有功功率时风电场退出可控运行区域，其无功电流极限小于电网导则要求，则风电场应减小输出有功功率，以输出满足LVRT要求的无功电流优先，为电网提供暂态无功支撑。

图6 满足电网LVRT导则要求的DFIG/PMSG风电场的可控运行区域Fig.6 Controllable operation regions of DFIG/PMSG which meeting the LVRT requirement

基于上述满足电网LVRT运行导则要求的风电场可控运行区域及其电流分配原则，本文提出电网对称故障时含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制方案：在各风电场之间无互联通信线的基础上，实时检测DFIG和PMSG风电场的机端电压Ug及其分别输出的有功功率PDFIG和PPMSG，判断各风电场是否在各自的可控运行区域内运行。对于DFIG机组，故障初始阶段，其转子侧crowbar电路投入且封锁转子侧变换器，从而保护DFIG转子侧变换器；进入故障维持阶段后，转子侧crowbar电路切出，且转子侧变换器恢复对DFIG的控制，并按上述DFIG的可控运行区及电流分配原则输出无功电流。对于PMSG机组，故障发生后即按上述PMSG的可控运行区及电流分配原则向电网输出无功电流。通过上述控制策略实现混合风电场群在全工况下均能发出满足电网LVRT导则要求的最大无功电流，为电网提供最大暂态无功支撑。混合风电场控制策略具体如图7所示。

图7 电网对称故障下混合风电场控制策略框图Fig.7 Control scheme of the hybrid wind farms under symmetrical grid fault

4 仿真研究

在Matlab/Simulink中建立如图1所示的混合风电场模型，对含有30 MW的双馈风电场和30 MW的永磁直驱风电场的混合风电场群进行LVRT仿真研究。如图8所示，2～2.625 s时A点发生三相接地短路故障，A点电压跌落至50%。为进一步说明混合风电场群的LVRT运行特性及其采用所提协调策略的有效性，以60 MW单一双馈风电场群作为对比研究，当电压跌落时该单一机型风电场采用传统控制方式，即输出1.5(0.9-Ug) pu无功电流。系统仿真中以30 MV·A作为容量基值Pb。

图8a为电网电压对称故障时60 MW双馈风电场的仿真波形，其中30 MW的DFIG机群处于低风速运行状态，剩余30 MW的DFIG机群处于高风速运行状态，向电网输出的有功功率分别为0.2 pu和0.9 pu。故障第一阶段2～2.1 s，DFIG转子侧crowbar电路投入，DFIG从定子侧吸收无功功率励磁导致PCC点电压进一步降低为0.48 pu，恶化故障中风电场的运行性能，如图8a(2)和图8a(3)所示。而对于混合风电场而言，故障发生时PMSG立即向电网输出无功功率，可避免故障第一阶段电压的进一步跌落。2.1～2.625 s故障维持期间，60 MW DFIG风电场输出无功电流，低风速区域机群和高风速区域机群输出的无功电流均为0.421 pu，则输出的无功功率QDFIG1和QDFIG2均为0.263 pu，如图8a(4)～图8a(7)所示，此时PCC点电压升高至0.625 pu。但故障期间高风速区域DFIG机群输出的有功功率从0.9 pu减小至0.53 pu，导致该区域机群超速运行，如图8a(8)所示；而低风速区域DFIG机群的有功电流isd_D1仅为0.41 pu，其转子侧电流并未达到最大值，仍可向电网输出更多的无功电流，因此故障期间可充分利用低风速机群的电流裕量向电网提供更多无功。

与图8a对比，图8b为30 MW双馈风电场处于低风速运行而30 MW永磁直驱风电场处于高风速运行时，混合风电场群采用所提控制策略的仿真结果。故障点电压跌落50%时，低风速双馈风电场处于图6所示的可控运行区域，即按照其无功电流极限向电网馈入无功电流isq_D为0.652 pu，馈入电网无功功率QDFIG为0.422 pu，且其有功功率PDFIG基本维持不变；而高风速永磁直驱风电场并未在其可控运行区域内，以输出满足LVRT要求的无功电流优先，igq_P为0.374 pu，馈入电网无功功率QPMSG为0.244 pu，如图8b(4)～图8b(7)所示。故障期间，该混合风电场群输出总无功电流为1.026 pu，相比于60 MW DFIG机群输出的0.842 pu的无功电流增大了19.12%；而其输出的总无功功率为0.661 pu，相比于60 MW DFIG机群输出的0.526 pu的无功功率增大了26.72%，因而其PCC点电压提高至0.648 pu，增加了0.023 pu，且此时馈入电网的总有功功率为0.89 pu，相比于60 MW DFIG机群输出的0.731 pu的有功功率增加了21.92%，且此时高风速区域机群未超速运行。由此可见，风电场群的LVRT运行性能得到有效提高。

图8c为电压跌落时，DFIG风电场处于高风速而PMSG风电场处于低风速条件下混合风电场群的仿真结果。故障点电压跌落至50%时，处于低风速条件下的永磁直驱风电场比双馈风电场的无功电流极限更大。因此，该混合风电场群输出的总无功电流进一步增加为1.411 pu，相比于60 MW DFIG机群增大了67.58%，其总无功功率增加至0.983 pu，相比于60 MW DFIG机群增大了86.88%，此时PCC点电压提高至0.693 pu，而此时馈入电网的总有功功率增加至0.82 pu，且高风速区域机群未超速运行，如图8c(4)～图8c(8)所示。此外，DFIG转子crowbar电路投入阶段，由于PMSG发出较大无功电流，提供了DFIG所吸收的无功功率，避免了PCC点电压进一步降低，如图8c(3)所示。

(1)故障点A点电压UA/kV；(2)公共点PCC电压UPCC/kV；(3)各风电场机端电压幅值Ug(pu)；(4)低风速机群dq轴电流(pu)；(5)高风速机群dq轴电流(pu)，图(d)亦为低风速机群dq轴电流；(6)低风速机群功率(pu)；(7)高风速机群功率(pu)，图(d)亦为低风速机群dq轴电流；(8)DFIG和PMSG风机转速ω_D、ω_P(pu)图8 故障点电压跌落50%时不同风速下混合风电场群LVRT运行性能Fig.8 LVRT performances of the hybrid farms under 50% grid voltage drip with different operation conditions

当整个混合风电场群均处于低风速运行时，其输出无功电流的能力更强，可为电网提供更多的无功支撑。如图8d(4)和图8d(5)所示，混合风电场群输出的总无功电流和无功功率分别达到1.743 pu和1.227 pu，使得PCC点电压升高至0.702 pu，显著提升了故障过程中电网的暂态电压水平。

此外，当整个混合风电场均处于高风速运行时，各风电机群输出有功功率均较大，导致其电流裕量很小，因此各风电场均未处于可控运行区域内，应以输出满足LVRT要求的无功电流优先，其仿真波形可分别参考图8b(5)、图8c(5)、图8b(7)和图图8c(7)。因此，整个混合风电场均处于高风速运行时的仿真波形与图8a采用传统控制策略下的仿真波形相似，限于篇幅，仅将该运行状态下混合风电场群的仿真数据列入表1中进行对比分析。

当电网电压深度跌落至20%时，采用所提控制策略的混合风电场群运行性能如图9所示，其中图9a为双馈风电场处于低风速运行而永磁直驱风电场处于高风速运行时混合风电场的运行性能。该电压跌落程度下处于高风速运行的永磁直驱风电场和处于低风速运行的双馈风电场均不在图6所示的可控运行区域内，则其均按电流分配原则向电网输出满足LVRT要求的无功电流，使得PCC点电压从0.2 pu上升至0.382 pu，如图9a(3)～图9a(5)所示。而图9b为DFIG机群处于高风速运行而PMSG机群处于低风速运行时的混合风电场的仿真结果，与图9a(4)相比，低风速运行的PMSG机群输出的无功电流明显大于低风速下DFIG机群，因此在该状态下混合风电场可向电网提供更多的无功电流，此时PCC点电压上升至0.408 pu。由以上分析可知，即使电网发生严重短路故障，本文所提控制策略仍能使整个混合风电场群输出满足LVRT要求的无功电流，从而为电网提供有效的无功支撑。

图9 电压跌落至20%时混合风电场群LVRT运行性能Fig.9 LVRT performances of the hybrid farms under 20% grid voltage drip with different operation conditions

不同电网电压跌落程度时该混合风电场群在全工况运行下的LVRT性能对比如表1所示。与60MW双馈风电场相比，采用所提控制策略的混合风电场并网点暂态电压水平得到显著提升，表明所提协调控制策略使得含DFIG和PMSG的混合风电场群在全工况下向电网输出更多的无功功率，从而使整个风电场群LVRT运行性能得到有效提高。

5 结论

本文提出了电网对称故障时在相互无通信条件下含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制策略。与单一机型的风电场群采用传统LVRT控制策略相比，所提控制策略的混合风电场群能在全工况下更好的满足风电场LVRT运行要求，向电网提供更多暂态无功支撑。通过仿真进一步验证了所提控制策略的有效性，并得到以下结论：

1)通过分析电压跌落程度和风速变化对DFIG系统和PMSG系统的无功电流极限的影响规律，获得满足电网LVRT导则下DFIG系统和PMSG系统的可控运行区域及其电流分配原则，可实现混合风电场群输出满足电网LVRT导则的最大无功电流。

2)故障期间，低风速风电场可辅助高风速风电场LVRT能力的提高；同时PMSG系统有助于提高DFIG系统的LVRT运行性能。因此，所提协调控制策略通过利用不同机组特点及其电流裕量向电网输出最大无功电流，使得风电场群在全工况下得到更好的LVRT运行性能。

表1 不同电网电压跌落下混合风电场群LVRT性能对比Tab.1 Performances comparisons of the hybrid wind farms under different grid voltage dip conditions

3)故障期间所提协同控制策略有助于电网的暂态电压水平的提升，从而减小了故障过程中风电场群输出有功功率的变化，可有效避免风电机组超速运行，有利于提高风电场群的运行稳定性。

本文所提协同控制策略加强了电网对称故障时混合风电场群的LVRT能力，还可为电网不对称故障时混合风电场的控制策略研究提供参考。下一步将对电网电压不对称故障时含DFIG和PMSG的混合风电场群的运行特性及其控制策略展开深入研究。

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Coordinated Control Strategy for Hybrid Wind Farms with DFIG and PMSG Under Symmetrical Grid Faults

YaoJunYuMengtingChenZhiqianZhouTeZhaoLei

(State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology Chongqing University Chongqing 400044 China)

This paper investigates the low voltage ride through (LVRT) techniques for hybrid wind farms with double fed induction generators (DFIG) and direct-driven permanent-magnet synchronous generators (PMSG).Based on the deduced reactive current limit expressions of DFIG and PMSG，the impacts of voltage dip degree and wind speed on the reactive current limits are analyzed in detail.The controllable operation regions and currents allocation principles of DFIG and PMSG are obtained accordingly to meet the grid code LVRT requirements.Based on the proposed controllable operation regions，a coordinated control strategy for hybrid wind farms without intercommunication is proposed.With the proposed strategy，the hybrid wind farms can deliver the maximum reactive currents to enhance the transient grid voltage level under symmetrical grid faults；and the change of the output active powers before and after grid faults can be reduced to avoid generators’ over speed.Consequently，the LVRT performance of hybrid wind farms under all operation conditions can be significantly improved.Finally，the simulation results verify the validity of the proposed coordinated control strategy.

Wind power generation，hybrid wind farms，symmetrical grid fault，reactive current limit，grid code

国家自然科学基金(51477016)、中央高校基本科研业务费专项项目(106112015CDJZR155516)和输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室自主研究项目(2007DA10512713201)资助。

2014-12-24 改稿日期2015-03-09

TM614

姚 骏 男，1979年生，博士，教授，博士生导师，研究方向为电机及其控制、电力电子与电力传动、风电技术及新能源电能变换技术。(通信作者)

余梦婷 女，1991年生，硕士研究生，研究方向为电机及其控制、风电技术。