故障下双馈感应风力发电机无功协调控制策略

周玉琦，李东东，2，梁自超（.上海电力学院电气工程学院，上海 200090；2.上海高校高效电能应用工程研究中心，上海 200090）

故障下双馈感应风力发电机无功协调控制策略

周玉琦1，李东东1，2，梁自超1
（1.上海电力学院电气工程学院，上海 200090；2.上海高校高效电能应用工程研究中心，上海 200090）

摘要：提出基于改进式双馈感应风力发电机模型的无功协调控制策略，以提高电网故障下双馈风机的无功调节能力。在DIgSILENT/PowerFactory平台上，搭建改进双馈风机的详细模型。利用DC-Chopper和串联动态制动电阻代替Crowbar保护电路，以实现背靠背变流器持续为电网提供无功支撑。通过协调分配风电机组定子和网侧变流器及补偿单元之间的无功功率参考值，来提升电压控制点的电压。与传统控制方法相比，所提控制策略可以充分利用变流器的无功发生能力，扩大电网故障时风电场的无功输出范围，减小无功补偿装置的投资，并提高风机的低电压穿越能力。

关键词：双馈感应风力发电机模型；网侧变流器；无功输出极限；协调控制策略

双馈感应风力发电机DFIG（doubly-fed induc⁃tion generator）作为目前应用最广泛的机型之一，可以通过调节转子励磁电流实现有功功率和无功功率的解耦控制，对风电场并网点电压有一定的支撑作用［1-2］。然而，由于双馈风机定子直接与电网相连，且变流器容量较小，使其对电网故障非常敏感。电网故障时，机端电压上升，定、转子电流迅速增大，转矩大幅振荡，严重威胁风电机组和电网的安全稳定运行。因此，针对电网故障的工况，研究双馈风电系统的无功控制策略、充分利用双馈风电机组的快速无功调节能力，对电网的安全稳定运行具有非常重要的意义。

目前已有众多学者对电网故障下双馈风电机组的无功电压控制策略进行了深入研究。文献［3-5］通过附加额外的硬件电路装置改进风机的控制策略，但是控制方法均相对复杂，同时也增大了系统的投资。文献［6］提出电网故障情况下利用网侧变流器GSC（grid side converter）进行无功功率补偿的无功控制策略。文献［7］利用定子和网侧变流器共同向电网提供无功支撑，但没有考虑电网故障时转子侧变流器RSC（rotor side converter）被短接的情况。文献［8］指出同时利用定子和网侧变流器进行无功补偿时，若两者之间不进行协调控制，将引起发电机定子和网侧变流器之间的无功环流，造成无功损失。文献［9-11］都提出了对双馈风电机组自身的运行方式进行控制的方法，但均没有反映电网真实的无功需求，不能充分利用风机内部变流器的无功发生能力，忽略了电网故障时定子将失去无功支撑的可能性。

双馈风机定子向电网注入无功电流的能力随电网电压跌落程度的增加而提高，因此电网故障时，发电机定子的无功发生能力强。但是传统双馈风机多采用Crowbar技术［12-13］，在电网电压严重跌落时，转子侧变流器会被Crowbar电路短接，双馈风机将以传统的恒速异步发电机特性运行，发电机定子从电网吸收无功功率［14-16］，成为消耗感性无功的负荷，此时无法利用定子的无功发生能力。

本文采用改进的双馈风机模型，在直流母线侧加入DC-Chopper，发电机定子串入串联动态制动电阻SDBR（series dynamic braking resistor）代替Crow⁃bar保护电路。故障时，由于DC-Chopper对直流母线的保护和SDBR对转子侧过电流的限制，转子侧变流器能够安全运行，实现了背靠背变流器持续为电网提供动态无功支持的可能。

为了充分发挥电网故障时双馈风机的无功调节能力，提高风电机组应对暂态故障的性能，本文在改进双馈风机模型的基础上提出风电机组定子和网侧变流器及补偿单元之间的无功协调控制策略。本文以某风电系统为例，对电网发生短路故障的工况进行仿真分析，通过与传统Crowbar技术下控制方法的仿真结果进行比较，验证了所提无功控制策略的有效性和可行性。

1 改进的双馈风机模型

为保证双馈风机转子侧变流器始终可控，防止其在电网电压严重跌落时被短接，对传统双馈风电机组进行改进。在直流侧加入DC-Chopper，在发电机定子侧串入SDBR，改进的双馈风机模型如图1所示。

1.1 DC-Chopper原理介绍

故障时变流器之间不平衡的能量流动会造成直流母线电压出现波动［17］，在直流侧加入DC-Chop⁃per可以控制直流母线电压，保护直流侧电容。DCChopper由简单的Chopper电路和电阻组成，当直流侧电压超过设定阈值时，触发绝缘栅双极型晶体管，接通Chopper电路，电阻消耗能量；当直流侧电压低于设定阈值时，切除Chopper电路，如此反复，直至直流侧电压恢复到稳定范围内。

图1 改进的双馈风机模型结构Fig.1 Structure of the improved DFIG model

1.2 SDBR原理介绍

当电网发生三相短路故障时，定子磁链直流分量会在转子回路中感应出较大的电动势和电流［18］。通过在发电机定子侧串入SDBR可以加速定子励磁直流分量的消减。SDBR取值一般较小，其投切判据量为转子电流值。当转子电流超过设定阈值时，开关断开，SDBR接入；转子电流低于设定阈值时，开关接通，SDBR退出。SDBR的投入能有效限制转子过电流，避免转子侧变流器因过电压而失去控制。

2 双馈风机无功功率调节能力

双馈风机通常采用定子电压定向矢量控制，其定子无功功率主要受转子侧变流器电流最大值的限制［19］，即

式中：Ls、Lm分别为定子电感值、互感值；Us为机端电压；Ps、Qs分别为发电机定子侧发出的有功功率、无功功率；ω1为同步电角速度；Ir为转子电流；Ir，max为转子侧变流器电流最大值。

由式（1）可得，双馈风机定子无功功率输出极限［20］为

式中：Qs，max与Qs，min分别为双馈风机定子侧无功功率输出的最大值和最小值；xm为励磁电抗；Xss为定子回路等效电抗。

风速较低时，网侧变流器也可以用来控制与电网进行无功功率的交换。若不计绕组损耗，双馈风机有功功率在定、转子间按转差率分配，可以得出网侧变流器的无功功率输出极限［21］为

式中：Qc，max与Qc，min分别为双馈风机网侧变流器无功功率输出的最大值和最小值；Sc为网侧变流器的容量；Pc与Qc分别为网侧变流器发出的有功和无功功率；s为转差率。

由式（2）和式（3）可得双馈风机无功功率输出极限值为

式中，Qg，max、Qg，min分别为双馈风机无功功率输出的最大值和最小值。

双馈风机的PQ特性曲线如图2所示。在不考虑网侧变流器输出的情况下，双馈风机定子侧的PQ特性曲线如图2中虚线所示，它是一个以为圆心的圆。网侧变流器可调节的无功功率输出范围随着有功出力的大小而发生变化，考虑网侧变流器输出后，双馈风机无功输出的PQ曲线如图2中的实线所示。图2中右侧阴影部分代表双馈风电机组容性无功调节能力，图中QGSC，max代表当前情况下双馈风机网侧变流器的无功功率极限值。显然，定子的无功发生能力大于网侧变流器。

图2 双馈风机的PQ特性曲线Fig.2 PQ characteristic curves of DFIG

3 协调控制策略

3.1 基于Crowbar技术的传统控制方法

传统的双馈风机多采用Crowbar技术，在风机转子侧加入Crowbar保护电路，以实现低电压穿越LVRT（low voltage ride through）。采用基于Crowbar技术的传统控制方法，转子侧变流器在电网电压严重跌落时进行闭锁控制。Crowbar的动作使转子侧变流器被短接，发电机定子将从电网吸收无功，此时仅网侧变流器能向电网提供无功支持。

3.2 基于改进双馈风机模型的无功协调控制策略

3.2.1 无功协调控制策略基本原理

无功协调控制策略以维持电压控制点电压恒定为目标，其原理示意如图3所示。图中，Umea和Uref分别为电压控制点电压测量值和参考值，Qref为网侧所需的总无功功率，Qref_s、Qref_GSC和Qref_com分别为分配给发电机定子、网侧变流器和补偿单元无功功率的参考值。电压控制点电压的测量值和参考值的差经过PI环节即可得出系统中所需求的总无功功率。无功分配环节再将系统总无功需求分配给风机内部和无功补偿单元。风机和无功补偿单元无功功率的变化又将改变电压控制点的电压，对电压控制点的电压测量值Umea进行进一步修正。

图3 协调控制原理示意Fig.3 Schematic of principle of coordinative control strategy

3.2.2 无功分配模块的分配原则

无功功率参考值的分配原则是所提控制策略的关键和核心部分。控制系统需要将无功缺损值在双馈风机内部、风机与补偿单元间进行两级分配：一级是将网侧无功功率需求量分配到双馈风电机组内部，根据风电机组内定子和网侧变流器的无功实时调节范围在两者间进行分配；二级是将网侧无功需求量，根据风机的无功调节范围和补偿单元的无功容量在两者间进行分配。

由图2可知，双馈风机无功输出极限随有功功率的变化而存在波动性，因此选取STATCOM作为补偿单元，安装在风电场升压变的低压侧，以抑制双馈风机风电场无功输出的波动性，保证为系统提供连续的无功补偿。本文将风电场并网点PCC（point of common coupling）作为电压控制点，以维持并网点电压稳定为协调控制的目标，具体无功分配流程如图4所示。图中，QN为补偿单元STATCOM的无功输出容量，m、n、k分别为转子侧变流器控制的定子、网侧变流器及补偿单元STATCOM的无功裕度系数，虚框内数据为控制系统待分配的总无功功率参考值，实框内定子、网侧变流器和STATCOM分别表示需各自输出无功功率的情况。

图4 无功分配流程Fig.4 Flow chart of reactive power distribution

由无功功率的分配原则可得出以下规律。

（1）当Qref＜mQs，max时，将Qref作为无功参考值分配给发电机定子，即

式中，Qref_STATCOM为分配给STATCOM的无功功率参考值。

（2）当0＜Qref-mQs，max≤nQGSC，max时，分配给发电机定子和网侧变流器的无功分别为mQs，max和Qref-mQs，max，即

（3）当Qref-mQs，max-nQGSC，max＞0时，补偿单元STATCOM将提供部分无功支持，则有

Qref-mQs，max-nQGSC，max-kQN＞0代表在满足无功裕度的情况下，双馈风机和补偿单元无功补偿的总量小于网侧无功需求量的情况。

4 仿真分析

本文采用DIgSILENT/PowerFactory软件进行时域仿真分析。以某风电系统为例，建立18×5 MW双馈风电场及其接入系统的仿真模型，如图5所示。改进双馈风机经箱变Ti、线路Li和集中升压变T2升至110 kV，再经线路L和变压器T1接入220 kV输电网；无功补偿单元STATCOM接入风电场升压变低压侧，考虑到实际需要，将其总容量设定为25 MW。仿真系统的参数如表1和表2所示。

图5 仿真系统结构示意Fig.5 Schematic of structure of simulation system

表1 单台双馈风机仿真参数Tab.1 Simulation parameters of single DFIG

表2 线路仿真参数Tab.2 Simulation parameters of lines

将所提基于改进模型的无功协调控制策略和传统控制方法在时域仿真中进行对比，运行仿真模型以验证所提无功控制策略的有效性和可行性。

仿真系统中风机的变流器均采用变功率因数控制，设置t=0 s时节点9母线处发生三相对称短路故障，故障持续时间为0.15 s。DC-Chopper在直流母线电压超过1.1 p.u.时投入，低于0.8 p.u.时投出。SDBR在故障后转子电流超过4 kA时投入，35 ms后投出。

图6为定、转子电流和直流母线电压波形对比图。如图6所示，采用传统控制方法，定、转子电流在故障发生时刻迅速上升，转子电流瞬时值可达11.41 kA，此时Crowbar动作，转子侧变流器被短接；采用改进双馈风机模型的控制策略，在电网故障瞬间，定、转子电流得到限制，转子电流在故障切除后能更快恢复稳定，为转子侧变流器的正常工作和定子向系统持续提供无功功率创造了条件。

从图6（c）可以看出，采用基于Crowbar技术的传统控制方法，在电网故障期间，直流母线电压始终保持在1.7 p.u.以上，严重威胁直流侧电容的安全；采用无功协调控制策略，故障时通过投切DCChopper能将直流母线电压控制在设定范围内，减小直流侧电压的波动，保护直流侧电容，为网侧变流器向电网提供无功支持创造了条件。

图6 定子、转子电流和直流母线电压波形对比Fig.6 Comparison of waveforms among stator current，rotor current and DC voltage

图7为定子、网侧变流器和STATCOM提供无功功率的波形对比。从图7可以看出，采用基于Crowbar的传统控制方法，发电机定子在电网故障期间失去无功支持能力，在故障切除后要从电网吸收大量无功功率。故障期间及故障切除后，STAT⁃COM均需向电网发出13 Mvar左右的无功。

在改进模型下的协调控制策略中，在电网故障期间，发电机定子能够向电网提供20 Mvar以上的无功支持，网侧变流器能够配合定子为电网提供更多无功功率。故障切除后定子和网侧变流器能更快恢复稳定，有利于双馈风机有功出力的恢复。在整个过程中风机本身就能满足系统所需的无功功率，STATCOM基本无需提供无功，从而可减少系统所需配置无功补偿装置的容量，体现了所提控制策略的经济性。显然，所提控制策略可以充分发挥双馈风机定子和网侧变流器的无功支撑能力，提高风机应对电网暂态故障的性能。

图7 定子、网侧变流器和STATCOM提供无功功率波形对比Fig.7 Comparison of reactive power waveforms among stator，GSC and STATCOM

当电网电压三相对称跌落至20%时，风电场PCC点的电压和风机变流器提供的无功电流如图8所示。由图可知，电网故障导致PCC点电压跌落至0.2 p.u.，根据本文所提无功协调控制策略，机组向电网提供的无功电流值IQ是定子和网侧变流器提供的无功电流之和。采用传统控制方法，故障时机组不能向电网提供无功电流，对电网电压无支撑作用；采用所提控制策略，电网电压的恢复效果更好，机组向电网提供的无功电流IQ约为0.98 p.u.，其中定子向电网提供的无功电流大于网侧变流器提供的无功电流，仿真结果与理论分析相符。

改变电网故障的条件，当电网电压三相对称跌落至50%时，PCC点电压和风机变流器提供的无功电流如图9所示。由图可知，电网PCC点电压跌落到0.5 p.u.时，采用本文所提控制策略，由发电机定子单独提供约为0.5 p.u.的无功电流，仿真结果和理论分析相符；而在传统控制方法下，机组仍然不能提供无功电流，不能为电网提供动态无功支持，且故障恢复时PCC点电压出现超调。

图8 电压跌落到20%时PCC点电压和变流器无功电流Fig.8 PCC voltage and converter reactive current under the condition of 20%grid voltage drop

图9 电压跌落到50%时PCC点电压和变流器无功电流Fig.9 PCC voltage and converter reactive current under the condition of 50%grid voltage drop

5 结论

（1）在电网故障时，改进的双馈风力发电机组，可防止转子侧变流器被短接，保护直流侧电容，为定子和网侧变流器持续向系统提供动态无功支持创造了条件，增强了风机的无功调节能力。

（2）基于改进风机模型的无功协调控制策略，能充分利用风机定子和网侧变流器的无功发生能力，减少无功补偿装置的投资，提升故障情况下电网的电压水平，协助双馈风机风电场实现低电压穿越。

文中采用的改进风机模型在电网不对称故障时对负序电流引起的直流侧电压和转子电流的抑制作用不明显，后续将进一步研究双馈机组在电网不对称故障下负序分量的抑制方法和运行特性。

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周玉琦（1991—），女，硕士研究生，研究方向为风力发电与系统电压稳定控制等。Email：loljinx@163.com

李东东（1976—），男，博士，教授，研究方向为风力发电与电力系统稳定控制、智能用电等。Email：upwgrp@163.com

梁自超（1987—），男，硕士研究生，研究方向为风力发电与系统电压稳定控制等。Email：liangqichao8@126.com

中图分类号：TM614

文献标志码：A

文章编号：1003-8930（2016）07-0012-07

DOI：10.3969/j.issn.1003-8930.2016.07.003

作者简介：

收稿日期：2015-01-26；修回日期：2015-12-28

基金项目：国家自然科学基金资助项目（51507100）；上海市“科技创新行动计划”资助项目（14DZ1200905）；上海市人才发展基金资助项目（201365）；上海市科委基金资助项目（15YF1404600，13DZ2251900，10DZ2273400）

Coordinative Reactive Power Control Strategy for DFIG Under Fault

ZHOU Yuqi1，LI Dongdong1，2，LIANG Zichao1
（1.School of Electrical Engineering，Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200090，China；2.Shanghai Higher Institution Engineering Research Center of High Efficiency Electricity Application，Shanghai 200090，China）

Abstract：Based on an improved model of doubly-fed induction generator（DFIG），a coordinative reactive power con⁃trol strategy is proposed to strengthen its reactive power adjustment under fault in power network.A comprehensive im⁃proved model of DFIG is built on DIgSILENT/PowerFactory platform.Instead of protective Crowbar，DC-Chopper and series dynamic braking resistor（SDBR）are used to assist back-to-back converters with the capability of providing reac⁃tive power continually for the grid.The voltage of control point is improved by distributing the reference value of reactive power among stator，grid side converter and compensation unit.Compared with the traditional control method，the pro⁃posed control strategy can make full use of reactive power output of converters，enlarge the reactive power output of wind farm under fault，reduce the investment of reactive compensation devices and enhance the capability of low volt⁃age ride through（LVRT）.

Key words：model of doubly-fed induction generator（DFIG）；grid side converter；reactive power output limit；coordi⁃native control strategy