应用SVC提高双馈感应发电机并网的风电场暂态电压稳定性

张超，卢新良，孙心洲

（中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西西安 710065）

应用SVC提高双馈感应发电机并网的风电场暂态电压稳定性

张超，卢新良，孙心洲

（中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西西安 710065）

采用SVC改善双馈感应型风电场并网时暂态电压稳定性。通过仿真软件DIgSILENT/Power Factory建立静止无功补偿器（SVC）的控制模型。以实现风电场的低电压穿越（low voltage ride through，LVRT）的前提下应用SVC改善风电场的电压稳定性。仿真结果表明，采用SVC的并网风电场具有良好的动态性能，并且提高了风电机组在系统出现故障时的LVRT能力，确保了风电机组的连续运行和电网的安全稳定。

双馈感应发电机（DFIG）；静止无功补偿器（SVC）；低电压穿越（LVRT）

双馈感应型的变速风电机组可以变速运行实现了风电机组的风能最大利用率，是为电网提供无功电压支撑的前提[1]，并且采用变频器控制系统可以实现风力发电机组的PQ解耦控制[2-3]，风电场功率因数和电压稳定性能够得到改善，因此其无论是静态还是暂态时的电压稳定性较普通异步发电机的恒速风电机组都有所提高。

若短路故障发生在风电场出口处时，转子电流会突然增大导致连接在转子侧短路器保护（Crowbar protection）动作，因此转子侧变频器停止工作，双馈机组没有了控制能力，整个双馈感应发电机的运行方式与普通异步发电机一样，此时接入点的无功和电压通过网侧变频器来控制，桨距角控制器可以降低风机的机械功率来降低转子速度。当故障切除电压频率恢复后，转子侧变频器重启，风机正常运行。但是，当风电场连接的弱电网发生故障时，由于变频的容量很小，不能向电网侧提高足够的无功功率以帮助电压重建[4-5]。因此，为了维持风电机组不间断运行，风电机出口的电压稳定性至关重要。

目前，已有大量的文献采用SVC和STATCOM这2种无功补偿装置解决定速风电机（FSWT）和鼠笼感应发电机（SCIG）的风电场的暂态电压稳定性[6-7]。但由于双馈感应发电机应用了电力电子变频器装置且控制相对复杂，很少将动态无功补偿装置运用到基于双馈感应发电机的风电场中。

本文采用SVC提高基于双馈感应型风电机组并网运行时电网发生故障风电场的电压稳定性。通过在仿真软件DIgSILENT/Power Factory中仿真模型，验证本文所提方案对稳定并网风电场暂态电压的作用。

1 DFIG模型及其控制策略

双馈感应发电机的结构如图1所示。从图中可知，双馈感应发电机的结构与把连接在定子与转子滑环之间的四象限变频器及其控制系统加在普通绕线式异步电机相同[8-9]。通过双馈电机的变频器对整个双馈电机进行PQ的控制，并与电网进行转差功率交互。当电网发生故障时，转子短路器保护（Crow-bar protection）动作防止转子侧变频器（RSC）被电流过大而损毁。通过控制网侧变频器（GSC）和转子侧变频器（RSC）可以实现整个双馈感应发电机的控制[10]。

转子侧变频器（RSC）是通过对双馈感应电机的PQ解耦控制来实现控制风电机组变速运行，并为电网提供无功电压支撑。本文采用定子电压定向的转子电流控制方法，以实现PQ解耦控制。图2为转子侧变频器（RSC）矢量控制策略图：idr、iqr分别为定子电压参考坐标系（Stator Voltage Reference Frame，SVRF）下的转子电流的d轴和q轴分量，它们与参考值与参考值进行比较，差值分别经过PI调节器得到电压信号vdr1、vqr1，为实现电压的解耦控制，加入前馈输入vdr2、vqr2后得到电压控制信号vdr、vqr，此信号通过PWM得到IGBT控制信号，通过对IGBT中各个开关的控制，实现对发电机PQ的解耦控制。

图1 双馈风力系统结构图Fig.1 Structure diagram of double fed wind power system

图2 转子侧变频器矢量控制图Fig.2 The block diagram of rotor-side converter control system

采用基于电网侧变频器电压定向的矢量控制是电网侧变频器的控制方案，此矢量控制方案可应用在转子侧与电网侧变频器之间的PQ解耦控制。图3为电网侧变频器（GSC）矢量控制策略图。idg、idg分别为定子电压参考坐标系（stator voltage reference frame，SVRF）下的电网电流的d轴和q轴分量，idg用于控制直流环节电容电压在一个预先设定的恒定值，iqg用于控制点网侧变频器（GSC）发出的无功功率未设定的参考值，它们与参考值i*dg、i*qg与参考值进行比较，差值分别经过PI调节器得到电压信号vdg1、vqg1，为实现电压的解耦控制，加入前馈输入ωsLgiqg，－ωsLgidg后得到电压控制信号vdg、vqg。此信号通过PWM得到IGBT控制信号，从而驱动变流器中各个开关，最终通过控制电网电流达到间接控制发电机有功无功的目的。

图3 电网侧变频器矢量控制图Fig.3 The block diagram of grid-side converter control system

2 风轮机模型

风轮机的空气动力模型[11]是基于Cp－λ－β曲线建立的。叶尖速比λ如下公式定义：

式中：ω为风轮角速度，rad/s；R为风力机叶轮的半径；vw为风轮转速，r/min。

风能转换率系数Cp是λ与β的函数，是叶片的风能转换效率系数。其取值由风机厂商给定，风电机组从风中获取的能量并转化为其机械功率Pm的表达式为：

式中：ρ为空气密度，Ar=πR2是叶片扫过的面积。图4为不同桨距角β下的Cp（λ，β）变化曲线，从图中可以看出：对于给定的β有且仅有一个固定的λopt使Cp达到最大值Cpmax。

图4 Cp（λ，β）曲线图Fig.4 The Cp（λ，β）curve

本文采用的桨距角控制框图如图5所示。机组转速的测量值是输入信号，误差信号由其与最大功率参考值相比较后得到，附加PI控制器，得到桨距角的参考值βref，并与实际桨距角对比，再将桨距角误差信号输入到桨距角控制系统的伺服机构。伺服机构的模型可以提高仿真中的响应结果和反映出桨距控制系统伺服机构的响应特性的真实性，在仿真模型中常用伺服时间常数Tp、桨距变化的梯度限值和桨距调节的限值βmax、βmin来表示。

图5 桨距角控制图Fig.5 The block diagram of pitch angle control

3 SVC模型

一般的实际工程通常采用TCR+FC型无功补偿装置实现对系统无功的补偿[12-13]。其中，采用FC（固定电容器）实现滤波的功能。故本文研究的SVC模型也是FC+TCR组成。图6为TCR+FC型SVC的单相结构图。

图6 TRC+FC型SVC单相结构图Fig.6 The single diagram of SVC with TRC and FC

综合SVC控制器模块框图（DigSilent Frame）如图7所示。本文将静止无功补偿器SVC安装至风电场低压变压器低压母线处，然后利用检测装置检测风电场的电压信号，并作DQ变换。通过将电压控制环节中控制变量的测量值与基准值的差值信号输入到传递函数中，并且，电压控制环节的输出是整个SVC电纳的标幺值信号Bsvc，再经过电纳计算模块输出晶闸管控制并联电抗器（TCR）组的电纳基准信号，通过该信号控制脉冲的触发，从而达到控制SVC的作用。

图7 DIgSILENT中的SVC控制器框图Fig.7 The control diagram of SVC in DIgSILENT

因晶闸管阀关断后，TCR装置的电压为系统电压，其电压耐受水平需与系统电压等级匹配。众多晶闸管串联在一起，不仅降低了晶闸管阀的经济性，而且增加了TCR的故障率。因此，本文中将TCR型SVC接在电压为35 kV的母线上。

4 风电场及电网模型

一个风电场内每台风机间都有很密切电气关联，系统在受到大扰动时，风电机组的表现也很相似，因此把风电场简化成一个整体得到的结论的误差并不大。因此本文将整个风电场容量等值于1台容量相等的风电机组模型，如图8所示。

图8 DIgSILENT中建立的风电场模型Fig.8 The wind farm model in DIgSILENT

从图8中可以看出：每台双馈型风机连接到风电场的母线WT1，经过变比为0.69/35 kV的升压变压器Tr2与MV母线连接，再经过变比为35/220 kV的升压变压器Tr1与公共母线连接，再接入到实际电网中。

模型中接有33台1.25 MW的双馈型风机，电机参数见表1（注：r1、r2是转子、定子电阻；L1、L2是转子、定子电感；Lm是励磁电感）。

表1 电机参数Tab.1 The motor parameters

图9 算例系统地理位置接线示意图Fig.9 The wiring diagram of system

图9是算例系统地理位置接线示意图，区域主网是共有30个节点，原动机、励磁系统和调速系统为各电厂的同步机组的子模型；负荷模型为50%恒阻抗和50%感应电动机模型；同步发电机模型采用计及E′d、E′q和E″d、E″q变化的6阶模型；其他相关参数都采用实际电网的参数。

5 算例分析

本文对系统出现三相短路故障时的风电场进行仿真分析。系统在t=2 s时刻发生三相短路故障，故障发生在风电场出口与系统连接线Line2上，故障持续时间为0.2 s。DFIG的仿真条件如下：

1）DFIG滑差率为S=－0.2 pu。

2）DFIG励磁电压：udr=0.171 pu、uqr=0.018 9 pu。

3）Crow-bar动作的门槛电流是1.5 pu。

4）由于从检测故障到投入Cow-bar的时间很短，只需1～2 ms，因此，可以认为发生短路故障后crow-bar立即投入。

图10显示在线路发生故障时，转子电流Ir的变化情况，仿真结果显示在故障期间故障电流超过其限制（1.5 kA），故障电流过大导致转子侧的Crowbar保护动作，此时将转子侧变频器停止工作。由于变频器的不工作造成双馈风机失去了对其有功、无功功率的控制作用，此时的双馈风机相当于普通异步机运行。

图10 转子电流的变化Fig.10 The rotor current

此时加入的控制策略如下：

1）投入桨距角控制以降低机械转矩。

2）控制网侧变换器持续向电网提供适当无功以协助电网电压恢复。

3）考虑到网侧变频器的容量较小其无功支持能力有限，需投入动态无功补偿装置如SVC用于电压快速恢复和转子侧变频器的快速重启。

下面的仿真算例为加入静态无功补偿装置SVC对风电场电压稳定性影响的仿真分析。

算例一：当在线路2上发生三相短路故障，系统不加SVC时，风电场变化情况如图11所示。

由图11（a）中风电场PCC电压曲线可以看出：当风电场不安装任何动态无功补偿设备，线路Line2发生三相短路故障期间PCC即风电场220 kV母线电压跌落幅度较大（跌落至0.22 pu），且电压在发生故障后2 s内未能恢复到额定电压的90%，无法重建，故未能满足我国LVRT的要求。

图11 未采用SVC补偿时故障后风电场变化情况Fig.11 The wind farm changes under the system fault without SVC

由图11（a）中风电场有功无功功率曲线可以看出：风电场的电磁有功功率无法按额定送出。且由于切除故障线路的三相短路故障后，导致整个地区电网网架变弱，电压水平过低，转子侧变频器在闭锁状态无法重启，电网侧变频器发出的无功功率无法满足风电场电压的重建，整个双馈感应发电机的运行方式为普通异步发电机时，风电场不能保证发生故障后在并网点风电机组与电网没有无功功率交互，而是需要吸收部分无功，从图12（a）中可以看出发生故障后风电场需从电网中吸收30 MV·A的无功。

由图11（b）中转速ωr、桨距角β曲线可以看出：虽然转速变化引起桨距角控制动作，桨距角β增加，但转速ωr仍呈现增幅震荡的趋势，无法恢复到故障前稳定运行的状态；因此风电机组的不平衡转矩使风电机组转速继续增大；如果不进行控制，风电机组的转速将会继续增加，最终引起极端电压和导致区域电网的电压崩溃。如果考虑到风电机组的超速保护或低电压保护，则所有风电机组会在故障后切除，其LVRT功能无法实现。

图12 采用SVC补偿故障后风电场变化情况Fig.12 The wind farm changes under the system fault with SVC

算例二：在风电场35 kV的母线上装设容量为30 MV·A的容性无功SVC进行动态补偿，其中电容器为30 MV·A；电抗器40 MV·A，图12为故障后风电场变化情况。

对比图12（a）、11（a）风电场PCC变化曲线可以看出，在安装了SVC装置的风电场中，虽然故障线路切除减弱电网架构，但风电场220 kV的母线电压在SVC的动态无功补偿下发生故障后425 ms就可以恢复到故障前的值，风电机组可以连续运行，从而有效提高了风电场的暂态电压稳定性。故能满足我国LVRT的要求。

对比图12（a）、11（a）风电场有功、无功变化曲线可以看出，在安装了SVC装置后，风电机组输出电磁有功功率在故障后不会受到损失，由于风电场电压在SVC的支撑下恢复到故障前的值，这时转子侧变频器重启成功后发出8 MV·A的无功功率以保证风电场与外部电网的无功功率交换为0。整个风电场的额定运行状态可以以自身的无功支撑来维持，能够实现LVRT能力。

对比图12（b）、11（b）转速ωr、桨距角β曲线可以看出，风电机组桨距角β最终保持在2°，通过降低部分风电机组出力使降低的电磁功率与之平衡；转速ωr可以保证系统恢复到故障前的稳定运行转速。

6 结语

本文在DIgSILENT/PowerFactory中建立了双馈感应发电机和静止无功补偿器（SVC）模型，并在实际电网中针对风电出口联络线三相短路故障进行了仿真，仿真结果表明：SVC的接入不仅能提高DFIG风电场并网时的暂态电压稳定性，还能实现风电机组的LVRT。

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（编辑 李沈）

Applying SVC to Enhance Transient Voltage Stability of Wind Farms with Doubly Fed Induction Generator Installations

ZHANG Chao，LU Xinliang，SUN Xinzhou
（China Electric Power Construction Group Northwest Survey and Design Research Institute Co.，Ltd.，Xi’an 710065，Shaanxi，China）

The SVC（static var compensator）is used to enhance the transient voltage stability of the wind farm of doubly fed induction when it is integrated with the power grid.The SVC control model is established in the DIgSILENT/Power Factory.On the basis of realization of low voltage ride through（LVRT），application of the SVC can improve the transient voltage stability of the wind farm.The simulation results show that the grid-connected wind farm equipped with SVC has good dynamic performance with improved LVRT ability under the system fault，therefore the continuous operation and safety and stability of the wind turbine are guaranteed.

doubly-fed induction generator；static var compensator；low voltage ride through

国家自然科学基金青年基金（51507141）。

Project Supported by the Youth Foundation of the National Natural Science Foundation of China（51507141）.

1674-3814（2016）10-0153-07

TM712

A

2016-02-10。

张 超（1988—），男，硕士，助理工程师，从事水电、风电及系统稳定性设计研究工作。