双馈风电机组并网次同步振荡研究

禹华军

（上海电气风电设备有限公司，上海200241）

双馈风电机组并网次同步振荡研究

禹华军

（上海电气风电设备有限公司，上海200241）

首先基于次同步振荡理论，研究了双馈风电机组在弱电网并网情况下的机组脱网问题。研究发现，输电线路的串补投入和变流器控制策略对低频振荡敏感的因素导致了次同步振荡的发生；然后提出一种在网侧变流器中加入带阻尼特性的特定滤波器策略，该策略能够有效抑制风电机组与电网之间的振荡；最后，仿真结果验证了该方法的有效性。

双馈风电机组；次同步振荡；滤波

引言

风能是一种清洁的可再生能源，有着良好的经济性和环境影响小的特点。但是，风电装机容量的不断增加，也给电网带来诸多问题。我国风电资源与负荷中心逆向分布，风电的大规模外送成为了亟待解决的问题，远距离输电和跨区间交流输电系统受其暂态稳定极限的制约，在提升传输容量这一发展水平遇到发展瓶颈。

目前提高稳定极限的有效手段之一是利用串联补偿技术，通过在输电线路中增添串联电容器装置，可有效地减小传输线路中的电抗值，进而缩小线路两端相角差，可以得到较大的传输功率，并在稳定裕度上有较大的提升。最近几年，双馈风电场经由串联补偿输电线路接入电网的次同步谐振问题也开始受到关注［1-5］。采用串联补偿措施的输电系统，加上原有的变压器、线路等部件形成的输电网络，对风电接入的整体线路阻抗产生了改变，可能会诱发风电机组的次同步振荡，影响风电场以及外送系统的安全稳定运行。

本文结合华北某风电场的低风速脱网情况，研究了双馈风电机组在弱电网运行条件下的并网特性和次同步振荡产生的原理，提出通过变流器控制策略优化抑制次同步振荡发生的方法，并进行了仿真对比分析。此方法在工程项目上已得到实际应用和有效验证。

1　双馈风电机组次同步振荡特征

1.1现场实测故障特征

某风电场发生批量脱网过程，其故障有以下几个特征：

（1）脱网故障时风场平均风速在4～6 m/s，大风时无此现象。

（2）故障时机组输出表现为：①三相电流不平衡故障，伴随变流器故障停机；②变流器报直流母线电压高，Crowbar动作。这两类故障不同时发生在一台机组上，且没有规律。

（3）故障发生时电网电压未出现明显异常。

图1是在某次典型谐振过程中，风电机组出口测得的电流波形。由图可见网侧变流器电流的振荡现象明显，频率约为8 Hz；变流器转子侧电流并未观察到振荡现象，但波形畸变较为严重；直流母线电压在此次振荡过程中保持恒定，约为1.1 kV；电网电压未出现振荡。分析后发现，此风电场出现低频振荡的现象与电网端串补的投入动作有直接相关性。

图1　变流器录波数据Fig.1 Record data in converter

1.2仿真分析故障特征

为研究此项目的故障特征，参照该项目电网接入以及风电机组的等效模型，建立了风电机组经固定串补接入无穷大系统的结构，如图2所示，并用PSCADA建立了其仿真模型。

图2　双馈风电机组接入无穷大系统结构Fig.2 Sturcture of wind turbines connected into the infinity grid system

对双馈风电系统注入畸变谐波，采用频率扫描，在次同步振荡频率域内连续改变注入电流的频率对风电系统进行频率扫描。应用Matlab进行快速傅立叶变换FFT（fast fourier transform）分析，得到频率阻抗特性曲线，如图3所示。由图得到，串补度为7.6%、总等效串补度为2.6%时，谐振频率为8 Hz，串补度和谐振频率与实际情况相近。进一步研究发现，随着风速降低，风轮转速降低，此时系统阻尼会减小；而随着串补容抗的增加，系统的谐振频率会升高，但整个系统阻尼也会减小。这一特征也符合实际运行时风速小更容易故障脱网的现象。

图3　系统频率阻抗曲线Fig.3 Curves of system frequency impedance

2　次同步振荡的形成机理

对于风电-串补输电系统中的次同步振荡SSO （sub-synchronous oscillation）问题，通常根据其主导固有频率及表征将SSO分为3种形态，即感应发电机效应IGE（induction generator effect）、次同步扭振相互作用SSTI（sub-synchronous torque interaction）和次同步控制相互作用SSCI（sub-synchronous control interaction）［6，7］。

2.1感应发电机效应

感应发电机效应源于发电机转子对次同步频率电流所表现出的视在负电阻特性，当转子对次同步电流的等效负值电阻大于定子和输电系统在该谐振频率下的等效电阻之和时，就会产生电气自激振荡。

图4　感应发电机效应机理分析等效电路Fig.4　Equivalent circuit of mechanism analysis of IGE

根据目标对象风场发生的历次次同步谐振背景的分析，谐振均发生于风速较低情况下，也就是发生在滑差s为负的次同步状态。在该风况下，转子等效电阻导致的负阻尼特性使得系统谐振，具有IGE的基本特征。但是，IGE并不能完全解释目标风场的谐振机理。一方面，根据IGE的原理，只有在系统谐振频率fer与转子频率fr接近时，负阻尼的绝对值最大。而在目标对象谐振中，fer约为8 Hz，而即便在最低转速下，fr达到最小值约33 Hz，二者相差较大。另一方面，双馈风机变流器的控制参数对谐振现象也有影响，控制系统在其中发挥了不可忽视的作用。因此，IGE机理能够部分解释目标对象风电-串补输电系统次同步谐振机理，但还不能完全的利用该机理来进行分析。

2.2次同步扭振相互作用

次同步轴系扭振相互作用是由于高压直流输电HVDC（high voltage direct current）及柔性交流输电系统FACTS（flexible AC transmission system）等电力电子装置控制器参数设置不合理引起［8］。电力电子控制器在次同步频率下对功率、电流等的快速控制或响应，会影响到发电机电磁转矩和转速的相位差，如果电磁转矩和转速的相位差超过90°，这些装置就会给发电机引入负阻尼，从而引起发电机轴系的次同步增幅振荡。与火电机组不同，风机的轴系自然扭振频率较低，需要很高的串补度才能激发轴系扭振模态。

机组振荡时的8 Hz频率与机组传动链固有频率（2～3 Hz）差别较大，所以排除了次同步扭振作用因素。

2.3次同步控制相互作用

次同步控制相互作用是风力发电机组的变流器与串补线路之间的相互作用。SSCI与发电机组的轴系扭振频率无关，振荡频率完全取决于变流器控制以及电气输电系统的结构，因此不存在固定的振荡频率。此外，由于与机械系统无关，其电压和电流的振荡发散速度远快于传统的次同步振荡。当系统发生扰动产生谐波电流后，如果变流器的控制不能在第一时间检测识别到干扰信号的存在并加以控制，则变流器与线路之间就可能产生振荡电流。

该风场风电机组所用变流器采用的是传统的SVPWM控制方式。在此种控制模式下，当系统发生扰动时，电网电压的谐波分量在经过dq变换后会总用在矢量控制的有功分量上，从而使得最终的输出电流（网侧电流）中含有了某种谐波或者振荡的波动特性。而这种波动电流在经过dq变换后，并不能在具有直流特性的控制环路中实现精确有效的控制，因此会加剧输出电流的振荡，并最终导致系统失稳而故障停机。

3　抑制次同步振荡的方法

根据次同步振荡产生的机理，抑制次同步振荡可以从2种途径着手。第1种是改变次同步作用回路特性的方法，是调整线路上串联补偿电容器的运行方式，但是串补电容的取值与输电线路的输送能力密切相关，系统等效串补度过低不利于系统的安全性能稳定，因此不作为本文研究内容；第2种改变次同步作用回路特性的方法，是优化变流器的控制策略。而优化控制策略中一种直接的方法是优化控制器的参数，分析表明风电场次同步振荡对网侧变流器内环电流环的PI控制参数十分敏感。

图5　网侧变流器改进控制框图Fig.5 Block diagram of improved control for grid side converter

为了抑制低频扰动带来的网侧变流器控制不稳定问题，本文提出一种变流器网侧控制的改进方案。变流器网侧电流的波动将会以双倍频方式体现在直流母线电压上，因此在直流侧电压控制的PI输出加低通滤波LPF，通过dq0变换得到参考补偿电流，对网侧电流波动起到抑制作用。传统的dq控制法对振荡电流的跟踪控制误差较大，此改进方案中将两相电流跟踪改为三相瞬时电流跟踪，可以有效提升跟踪精度。改进后的控制框图如图5所示。其中，Udc为直流母线电压，Usa、Usb、Usc分别为网侧三相电压，iabc为网侧电流，LPF为一阶低通滤波器。

为验证该控制策略的有效性，在第1节提到的PSCAD仿真模型中建立了变流器网侧控制的详细模型。根据前述现场故障特征和仿真模型频率扫频结果，该机型对8 Hz的低频扰动最为敏感。图6为仿真100台机组在4～6 m/s风速并网发电的网侧电流波形，在仿真第1.0 s时模拟电网串补投入，由图6（a）可以看到，网侧电流上逐渐叠加出现了约8 Hz的低频分量，此时变流器网侧控制采用传统的dq变换控制。图6（b），为提取A相电流中出现低频分量的局部放大波形。此时，网侧电流不仅出现一定的畸变成份，同时在50 Hz波形上又叠加了约8 Hz的低频分量。这说明该变流器控制模型对8 Hz的低频量敏感，出现次同步控制相互作用的特征。

图7为变流器网侧控制改进后网侧三相电流波形。同样，在仿真第1.0 s时模拟电网串补投入。由图可知，图7（a）中网侧电流未出现低频分量的叠加，图7（b）中局部放大波形无畸变。说明改进控制策略后的网侧电流波形得到了很好的改善，对电网中可能存在的8 Hz低频分量产生有效抑制。同时，此方法对网侧电流的畸变也起到很好的同步抑制作用。

由上述给出的改进控制策略的仿真波形可得到如下结论：网侧变流器对次同步振荡的影响大，采用改进网侧变流器的控制算法，能对振荡产生有效的阻尼作用，改进网侧变流器的三相电流波形，从而达到抑制次同步振荡的作用。虽然在串补投入瞬间仍可能产生振荡，但是新的策略能阻止其进一步扩展。

图6　100台机组并网时网侧电流仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of grid side current for 100 wind turbines

4　结语

双馈风电机组接入弱电网时，如果变流器的控制策略设置不当，将可能导致次同步振荡的出现。本文在研究了风电机组接入网络和机组本身的控制特性基础上，提出了通过变流器控制策略中加入特定滤波环节的方式，能够有效抑制振荡的形成。此方法在某风场得到批量应用，在运行中有效解决了风电场频繁脱网问题。但是，由于输电线路的串补特性也可能随着风电接入容量的变化而发生改变，因此在设计变流器滤波环节时需考虑一定的适用范围。

图7　网侧逆变器改进后网侧电流波形Fig.7 Waveforms of grid side current for improved control converter

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Research on Sub-synchronous Oscillation of Double-fed Wind Turbine

YU Huajun （Shanghai Electric Wind Power Equipment Co.，Ltd.Shanghai 200241，China）

First，the abnormal off-grid failure of double-fed wind turbine connected into weak power grid is researched based on the theory of sub-synchronous oscillation.The excessive serial compensation used in the transmission system and the control of converter sensitive factor to the low frequency components in grid led to the subsynchronous oscillation.One filter with the damping of sub-synchronous oscillation is designed in the control of grid side converter.The oscillation between the wind turbine and the grid can be suppressed by this new control strategy，which is validated with the simulation results.

double-fed wind turbine；sub-synchronous oscillation；filter

禹华军

10.13234/j.issn.2095-2805.2016.4.147

TM921

A

2016-05-23

禹华军（1977-），男，博士，高级工程师，从事风力发电领域电气与控制方面的研究，E-mail：yuhjsh@163.com