電網對稱故障下含DFIG和PMSG的混合風電場群的協同控制策略

姚 駿 余夢婷 陳知前 周 特 趙 磊

(輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學) 重慶 400044)

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電網對稱故障下含DFIG和PMSG的混合風電場群的協同控制策略

姚 駿 余夢婷 陳知前 周 特 趙 磊

(輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學) 重慶 400044)

針對含雙饋異步發電機和永磁直驅同步發電機的混合風電場群的低電壓穿越技術進行詳細研究。在推導雙饋發電機和永磁直驅發電機的無功電流極限表達式的基礎上，詳細分析電壓跌落程度和風速變化對其無功電流極限的影響規律，并獲得滿足風電場低電壓穿越導則要求下雙饋風電場和永磁直驅風電場的可控運行區域及其電流分配原則，進而提出無互聯通信條件下混合風電場群的協同控制策略，該控制策略通過在電網故障過程中使風電場群輸出最大無功電流以提高電網的暫態電壓水平，并減少電網故障前后風電場群輸出有功功率的變化以避免機群超速運行，使得該混合風電場群在全工況下的低電壓穿越性能得到顯著提高。通過仿真計算驗證了所提控制策略的可靠性和有效性。

風力發電 混合風電場 電網對稱故障 無功電流極限 電網導則

0 引言

隨著風力發電在電力系統中滲透率的迅速增加，大規模風電接入對電網安全穩定運行造成的不利影響已日趨明顯[1]。為了保證電力系統的穩定運行，世界各國的電網運營商紛紛提出了風電并網導則、測試要求及適應性規范，對風電機組低電壓穿越(Low Voltage Ride Through，LVRT)提出了明確要求[2-4]。我國風電并網國家標準GB/T 19963—2011《風電場接入電力系統技術規定》的9.4節風電場低電壓穿越中明確規定[4]：電網故障發生后，風電機組必須不脫網連續運行一段時間，且故障期間風電機組應向電網注入無功電流IQ≥1.5(0.9-UT)IN，其中UT、IN分別為風電場并網點電壓標幺值和風電機組額定電流。由上述風電并網導則對風電場輸出無功電流的要求可知，故障期間電網希望接納更多的無功電流以支撐電網電壓快速恢復，因此電網故障時風電場向電網提供的無功電流越多，則越有助于提高電網電壓暫態水平和風電場的低電壓穿越能力。

隨著風電產業的迅速發展以及對各類型風電機組性能的深入研究，在舊電場擴容和大規模的新風電場群建設中，可根據風電場群的裝機容量、建設成本、電網導則要求及具體地理環境等諸多因素，靈活選擇適合投建的多種風電機組類型，形成含有不同風電機組類型的混合風電場群。與含單一機型的風電場群相比，混合風電場群可利用不同類型風電機組各自的特點進行風電場之間的協調運行，從而提高并網安全運行性能[5，6]。但由于不同類型風電機組的運行特性以及對電網的影響不盡相同，因此對含不同風電機組的混合風電場群在電力系統中的運行特性及其控制的研究就顯得尤為重要。

目前，雙饋異步發電機(Doubly-Fed Induction Generator，DFIG)和永磁直驅同步發電機(Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG)因其各自的優點已成為風電系統的兩大主流機型。已有文獻對含DFIG或PMSG的混合風電場群的運行性能進行了初步研究。文獻[7，8]針對含有DFIG和恒速異步風電機組(Fixed Speed Induction Generator，FSIG)的混合風電場群提出了一種協調控制策略，其通過在電網電壓跌落時DFIG輸出無功功率提高公共點(Point of Common Coupling，PCC)電壓，使FSIG的LVRT能力得到明顯改善。文獻[9]針對含PMSG和FSIG的混合風電場群提出了一種協調控制策略，其在電壓跌落時利用PMSG向電網及FSIG提供無功支撐，提高了FSIG以及整個混合風電場群的LVRT能力，但該方法需要風電場之間進行相互通信，增加了硬件設備，且系統存在延時問題。文獻[10，11]研究了含DFIG和PMSG的混合風電場群的運行特性，通過在PCC點加裝無功補償設備輸出無功功率，增大電網系統阻尼，從而抑制系統低頻振蕩。但目前鮮有文獻對含有DFIG和PMSG的混合風電場群LVRT運行與控制進行詳細研究。

在諸多類型的風電機組中，DFIG和PMSG均具有可實現最大風能跟蹤、變速恒頻發電運行及有功、無功解耦控制等明顯優勢。DFIG還具有調速范圍寬、變頻器容量小和電機體積小等優點，但其定子與電網直連導致DFIG對電網故障敏感，且其控制策略復雜。而PMSG還具有電網故障穿越能力強、控制簡單以及變頻器容量大等特點，但該類型電機系統成本較高。另一方面，由于大規模風電場群的地域分布性以及風速的不確定性，各風電場所處地點的風速往往存在差異，風電場群可能不同時處于滿載運行狀態，則可利用處于輕載運行狀態下風電機群的容量向電網提供更大的無功電流。因此，若能綜合考慮DFIG系統和PMSG系統的特點以及風電場群的時空分布特點，電網故障期間對由DFIG和PMSG組成的混合風電場群實現無互聯通信線條件下的協同控制，從而保證風電場群不脫網運行且向電網提供最大的無功支撐，則有望進一步提高整個風電場群的LVRT能力和并網穩定性，減少系統硬件設備投入及經濟建設風電場，將有利于大規模并網風電系統的發展。

本文提出了電網電壓對稱故障時無互聯通信線條件下含DFIG和PMSG的混合風電場群的協同控制策略，充分利用各機組容量輸出滿足電網導則要求的最大無功電流，為電網提供最大暫態無功支撐，并減小故障前后風電機組有功功率變化，從而提高整個風電場群的LVRT能力和電網安全穩定運行能力。首先推導了電網故障時DFIG系統和PMSG系統的無功電流極限表達式，分析了電網電壓跌落程度和風速變化對其無功電流極限的影響；其次推導了滿足風電場LVRT運行導則下DFIG系統和PMSG系統的可控運行區域，根據該區域提出了混合風電場群的無功電流分配原則及其協同控制策略；最后通過對該混合風電系統進行仿真研究，驗證了所提混合風電場群LVRT協同控制策略的有效性。

1 混合風電場群的并網模型

圖1為含有DFIG和PMSG的混合風電場群接入電力系統結構示意圖，在不考慮風力發電系統的機械過程前提下，對該混合風電場采用集中模型進行等值[12，13]。如圖所示，30 MW的永磁直驅風電場與30 MW的雙饋風電場經短輸電線聯結組成60 MW的混合風電場群，再經長輸電線路連接到大電網中，圖中A點為電網發生三相接地短路的故障點。

圖1 含DFIG和PMSG的混合風電場群接入電力系統結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of a grid-connected hybrid wind farms containing DFIG and PMSG

2 電網對稱故障時混合風電場群的無功電流極限分析

2.1 雙饋風電場的無功電流極限分析

為了研究電網對稱故障期間DFIG機組不脫網運行并可向電網提供無功電流的能力，本文基于雙饋風電機組最大風能跟蹤理論和DFIG機組的轉子側變換器及網側變換器功率控制模型，對其定子無功電流極限、轉子側變換器以及網側變換器輸出無功電流極限表達式進行了詳細推導，并研究了電網電壓跌落以及風速對其無功電流極限的影響規律。

風速變化時DFIG可輸出的最大功率為[14]

(1)

式中：PDFIG為DFIG作最大風能跟蹤所輸出的總有功功率；kW為風力機有關的常數；ωW為葉片旋轉角速度；ωr為DFIG轉子轉速；N為齒輪箱增速比。

由式(1)可得DFIG轉子轉速ωr與其輸出總有功功率PDFIG之間的關系為

(2)

對于DFIG機組，其轉差率s為

(3)

式中：ωs為DFIG同步轉速；s為轉差率。

忽略DFIG定、轉子繞組損耗、鐵心損耗及變換器損耗，則定子側輸出功率Ps_D與總功率PDFIG之間的關系為

(4)

式中：下標D代表DFIG機組；Ps_D為DFIG定子側輸出有功功率。

另一方面，由文獻[14-17]分析可得在dq同步旋轉坐標軸系下矢量形式的DFIG電壓方程和磁鏈方程，即

(5)

(6)

式中：Ug為電機機端電壓；Rs、Rr分別為定、轉子電阻值；Is、Ir分別為定、轉子電流；ψs、ψr分別為定、轉子磁鏈；Ls、Lr及Lm分別為定、轉子繞組全電感以及定轉子繞組之間的互感。

根據式(5)和式(6)可得矢量形式的DFIG等效電路，如圖2所示。

圖2 dq同步旋轉坐標軸系下DFIG的等效電路Fig.2 Equivalent circuit of DFIG under dq-axis synchronous rotating reference frame

采用定子電壓定向及恒功率變換方式，可得電動機慣例下DFIG定子側輸出有功功率、無功功率為

(7)

根據式(5)～式(7)及圖2所示的DFIG等效電路，可得其定子側輸出有功、無功功率與轉子dq軸電流之間的關系為

(8)

式中：Qs_D為DFIG定子側輸出無功功率；isd_D、isq_D分別為定子側dq軸電流；ird_D、irq_D分別為轉子側dq軸電流。

在定子電壓定向下，通過DFIG定子向電網輸出的有功、無功功率還可表示為

(9)

由式(4)和式(8)～式(9)可得轉子側dq軸電流為

(10)

由式(10)可知，DFIG轉子側輸出的無功電流irq_D一部分作為勵磁電流對DFIG進行勵磁，另一部分傳遞至定子側并饋入電網。將DFIG轉子側變換器允許運行電流最大值Irmax_D設為1.1倍轉子側變換器額定電流，則其轉子側變換器和定子側最大輸出無功電流極限為

(11)

由式(11)可知DFIG定、轉子側輸出無功電流極限值受電網電壓跌落程度和DFIG機組輸出總有功功率的影響，并受轉子側變換器電流限制、定子全電感和定轉子之間互感參數影響。如圖3所示，DFIG機組總輸出有功功率不變時，其轉子側無功電流極限irqmax_D隨電網電壓降低而減小，直至為零；定子側無功電流極限isqmax_D隨轉子側無功電流極限的減小而減小，當轉子側變頻器無法提供勵磁電流時，定子側將從電網吸收無功電流為電機勵磁，這將導致電網電壓進一步惡化。另一方面，在同一電壓跌落程度下，定、轉子側無功電流極限均隨著DFIG總有功功率的增加(從0.2 pu增至1 pu)而減小。

圖3 DFIG無功電流極限隨電網電壓和機組有功功率變化的曲線Fig.3 Reactive current limits of DFIG vs.grid voltage and DFIG total active power

相比DFIG定子容量，其網側變換器容量較小且主要以單位功率因數方式運行，因此故障期間采用優先由DFIG定子側向電網提供無功支撐的控制方式。當發電機定子側無功電流無法滿足電網導則要求時，再根據網側變換器的電流裕量輸出無功電流。網側變換器允許運行電流的最大值Igmax_D設為1.1倍網側額定電流，其最大輸出無功電流極限為

(12)

2.2 永磁直驅風電場輸出無功電流極限分析

與2.1節類似，為了研究電網對稱故障期間PMSG機組不脫網運行并可向電網提供無功電流的能力，本節詳細給出了PMSG網側變換器輸出無功電流極限的表達式。

基于電網電壓定向和恒功率變換方式，采用電動機慣例的PMSG網側變換器輸出有功功率PPMSG、無功功率QPMSG與網側dq軸電流之間的關系為[18]

(13)

式中：下標P代表PMSG機組；igd_P、igq_P分別為PMSG網側dq軸電流。

PMSG網側變換器允許運行電流最大值Igmax_P設為1.1倍網側額定電流，則其最大輸出無功電流極限為

(14)

PMSG網側輸出的無功電流極限受其有功功率和電網電壓跌落程度的影響，如圖4所示。當PMSG輸出有功功率不變時，網側無功電流極限igqmax_P隨電網電壓跌落而減小直至為零；在同一電網電壓跌落程度下，網側無功電流極限隨著PMSG輸出有功功率的增加(從0.2 pu增至1 pu)而減小。

圖4 PMSG網側輸出無功電流極限隨電網電壓和有功功率變化曲線Fig.4 Reactive current limits of PMSG system vs.the grid voltage and PMSG’s active power

2.3 混合風電場群輸出無功電流極限分析

根據2.1節和2.2節，將雙饋風電場和永磁直驅風電場的無功電流極限與電網電壓以及輸出有功功率之間的關系重述于圖5，對比分析可得以下結論：

1)向電網饋入相同的有功功率時，由于PMSG變換器容量比DFIG轉子側變換器容量大，則PMSG無功電流極限igqmax_P明顯大于DFIG定子側無功電流極限isqmax_D。特別當DFIG處于次同步狀態時，其定子側功率大于同風速下PMSG輸出功率，則isqmax_D遠小于igqmax_P。但在電壓跌落程度較輕且DFIG處于超同步狀態時，存在isqmax_D略大于igqmax_P的情況。因此在電壓跌落期間同風速條件下PMSG風電場可向電網輸出更多無功電流，輔助提高PCC點電壓，從而有助于提高DFIG風電場及其整個風電場群的LVRT性能。

2)同一電網跌落程度下，隨著機組輸出有功功率的減小，雙饋風電機組和永磁直驅風電機組的無功電流極限isqmax_D與igqmax_P將增大。由于風速具有不確定性和間歇性，且風電場群所包含的風電場多、地域分布廣，故各風電場的風速存在一定差異，風電場群可能不同時處于滿載運行狀態，因此故障期間可利用處于輕載運行的風電機群的電流裕量輸出更多無功電流，這將有助于整個風電場群LVRT性能的提高。

圖5 DFIG和PMSG的無功電流極限隨電網電壓和有功功率變化曲線Fig.5 Reactive current limits of DFIG and PMSG vs.the grid voltage and active power

綜上所述，根據故障期間電網電壓跌落程度和各風電場饋入電網的有功功率，對由DFIG和PMSG組成的混合風電場群進行協同控制，可充分利用各類型機組的特點和容量輸出最大無功電流，使雙饋風電場和永磁直驅風電場在全工況下相互輔助提高其LVRT能力，從而提高整個混合風電場的LVRT能力。

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此外，基于式(9)和式(13)計算出混合風電場群向電網輸出總有功功率PW和無功功率QW，可根據潮流計算得到PCC點電壓為

(15)

由于X3>R3>0，隨著混合風電場群饋入電網的功率增加，特別是無功功率的增加，PCC點電壓恢復越快，風電場群對電網的暫態支撐能力越強。

3 電網對稱故障時混合風電場群的協同控制策略

根據風電并網國家標準GB/T 19963—2011《風電場接入電力系統技術規定》中的具體要求[4]，當電力系統發生三相短路故障時，風電場注入電力系統的動態無功電流為

(16)

式中UT為并網點PCC電壓標稱值。

由式(16)可知，電網電壓跌落時我國電網LVRT導則要求風電場至少向電力系統輸出1.5(0.9-UT)IN的無功電流，因此實際運行過程中電網可接納滿足該最低要求下更多的無功電流以進一步提高電網暫態電壓水平。由于DFIG風電場和PMSG風電場均有輸出無功電流的能力，因此本節對兩者的無功電流極限大于上述最小無功電流要求時的可控運行區域進行研究，實現風電場群向電網提供滿足電網LVRT導則要求的最大暫態無功電流。根據式(11)、式(14)和式(16)可得在電網故障下DFIG和PMSG的無功電流極限滿足電網LVRT導則要求時的可控運行區域，即應滿足不等式要求

(17)

由于PCC點與各風電場之間線路很短，PCC點電壓與風電場母線電壓可近似相等，即

UT≈Ug

(18)

結合式(17)和式(18)可得

(19)

(20)

根據式(19)和式(20)得到當電網電壓發生對稱跌落時，DFIG系統和PMSG系統分別滿足電網LVRT導則要求的可控運行區域，如圖6所示。在不同電壓跌落程度下各風場輸出有功功率小于相應的臨界有功功率時風電場處于可控運行區域內(圖中陰影部分)，其無功電流極限滿足LVRT導則要求，可按照無功電流極限向電網輸出最大無功電流；反之，當風電場輸出的有功功率大于臨界有功功率時風電場退出可控運行區域，其無功電流極限小于電網導則要求，則風電場應減小輸出有功功率，以輸出滿足LVRT要求的無功電流優先，為電網提供暫態無功支撐。

圖6 滿足電網LVRT導則要求的DFIG/PMSG風電場的可控運行區域Fig.6 Controllable operation regions of DFIG/PMSG which meeting the LVRT requirement

基于上述滿足電網LVRT運行導則要求的風電場可控運行區域及其電流分配原則，本文提出電網對稱故障時含DFIG和PMSG的混合風電場群的協同控制方案：在各風電場之間無互聯通信線的基礎上，實時檢測DFIG和PMSG風電場的機端電壓Ug及其分別輸出的有功功率PDFIG和PPMSG，判斷各風電場是否在各自的可控運行區域內運行。對于DFIG機組，故障初始階段，其轉子側crowbar電路投入且封鎖轉子側變換器，從而保護DFIG轉子側變換器；進入故障維持階段后，轉子側crowbar電路切出，且轉子側變換器恢復對DFIG的控制，并按上述DFIG的可控運行區及電流分配原則輸出無功電流。對于PMSG機組，故障發生后即按上述PMSG的可控運行區及電流分配原則向電網輸出無功電流。通過上述控制策略實現混合風電場群在全工況下均能發出滿足電網LVRT導則要求的最大無功電流，為電網提供最大暫態無功支撐。混合風電場控制策略具體如圖7所示。

圖7 電網對稱故障下混合風電場控制策略框圖Fig.7 Control scheme of the hybrid wind farms under symmetrical grid fault

4 仿真研究

在Matlab/Simulink中建立如圖1所示的混合風電場模型，對含有30 MW的雙饋風電場和30 MW的永磁直驅風電場的混合風電場群進行LVRT仿真研究。如圖8所示，2～2.625 s時A點發生三相接地短路故障，A點電壓跌落至50%。為進一步說明混合風電場群的LVRT運行特性及其采用所提協調策略的有效性，以60 MW單一雙饋風電場群作為對比研究，當電壓跌落時該單一機型風電場采用傳統控制方式，即輸出1.5(0.9-Ug) pu無功電流。系統仿真中以30 MV·A作為容量基值Pb。

圖8a為電網電壓對稱故障時60 MW雙饋風電場的仿真波形，其中30 MW的DFIG機群處于低風速運行狀態，剩余30 MW的DFIG機群處于高風速運行狀態，向電網輸出的有功功率分別為0.2 pu和0.9 pu。故障第一階段2～2.1 s，DFIG轉子側crowbar電路投入，DFIG從定子側吸收無功功率勵磁導致PCC點電壓進一步降低為0.48 pu，惡化故障中風電場的運行性能，如圖8a(2)和圖8a(3)所示。而對于混合風電場而言，故障發生時PMSG立即向電網輸出無功功率，可避免故障第一階段電壓的進一步跌落。2.1～2.625 s故障維持期間，60 MW DFIG風電場輸出無功電流，低風速區域機群和高風速區域機群輸出的無功電流均為0.421 pu，則輸出的無功功率QDFIG1和QDFIG2均為0.263 pu，如圖8a(4)～圖8a(7)所示，此時PCC點電壓升高至0.625 pu。但故障期間高風速區域DFIG機群輸出的有功功率從0.9 pu減小至0.53 pu，導致該區域機群超速運行，如圖8a(8)所示；而低風速區域DFIG機群的有功電流isd_D1僅為0.41 pu，其轉子側電流并未達到最大值，仍可向電網輸出更多的無功電流，因此故障期間可充分利用低風速機群的電流裕量向電網提供更多無功。

與圖8a對比，圖8b為30 MW雙饋風電場處于低風速運行而30 MW永磁直驅風電場處于高風速運行時，混合風電場群采用所提控制策略的仿真結果。故障點電壓跌落50%時，低風速雙饋風電場處于圖6所示的可控運行區域，即按照其無功電流極限向電網饋入無功電流isq_D為0.652 pu，饋入電網無功功率QDFIG為0.422 pu，且其有功功率PDFIG基本維持不變；而高風速永磁直驅風電場并未在其可控運行區域內，以輸出滿足LVRT要求的無功電流優先，igq_P為0.374 pu，饋入電網無功功率QPMSG為0.244 pu，如圖8b(4)～圖8b(7)所示。故障期間，該混合風電場群輸出總無功電流為1.026 pu，相比于60 MW DFIG機群輸出的0.842 pu的無功電流增大了19.12%；而其輸出的總無功功率為0.661 pu，相比于60 MW DFIG機群輸出的0.526 pu的無功功率增大了26.72%，因而其PCC點電壓提高至0.648 pu，增加了0.023 pu，且此時饋入電網的總有功功率為0.89 pu，相比于60 MW DFIG機群輸出的0.731 pu的有功功率增加了21.92%，且此時高風速區域機群未超速運行。由此可見，風電場群的LVRT運行性能得到有效提高。

圖8c為電壓跌落時，DFIG風電場處于高風速而PMSG風電場處于低風速條件下混合風電場群的仿真結果。故障點電壓跌落至50%時，處于低風速條件下的永磁直驅風電場比雙饋風電場的無功電流極限更大。因此，該混合風電場群輸出的總無功電流進一步增加為1.411 pu，相比于60 MW DFIG機群增大了67.58%，其總無功功率增加至0.983 pu，相比于60 MW DFIG機群增大了86.88%，此時PCC點電壓提高至0.693 pu，而此時饋入電網的總有功功率增加至0.82 pu，且高風速區域機群未超速運行，如圖8c(4)～圖8c(8)所示。此外，DFIG轉子crowbar電路投入階段，由于PMSG發出較大無功電流，提供了DFIG所吸收的無功功率，避免了PCC點電壓進一步降低，如圖8c(3)所示。

(1)故障點A點電壓UA/kV；(2)公共點PCC電壓UPCC/kV；(3)各風電場機端電壓幅值Ug(pu)；(4)低風速機群dq軸電流(pu)；(5)高風速機群dq軸電流(pu)，圖(d)亦為低風速機群dq軸電流；(6)低風速機群功率(pu)；(7)高風速機群功率(pu)，圖(d)亦為低風速機群dq軸電流；(8)DFIG和PMSG風機轉速ω_D、ω_P(pu)圖8 故障點電壓跌落50%時不同風速下混合風電場群LVRT運行性能Fig.8 LVRT performances of the hybrid farms under 50% grid voltage drip with different operation conditions

當整個混合風電場群均處于低風速運行時，其輸出無功電流的能力更強，可為電網提供更多的無功支撐。如圖8d(4)和圖8d(5)所示，混合風電場群輸出的總無功電流和無功功率分別達到1.743 pu和1.227 pu，使得PCC點電壓升高至0.702 pu，顯著提升了故障過程中電網的暫態電壓水平。

此外，當整個混合風電場均處于高風速運行時，各風電機群輸出有功功率均較大，導致其電流裕量很小，因此各風電場均未處于可控運行區域內，應以輸出滿足LVRT要求的無功電流優先，其仿真波形可分別參考圖8b(5)、圖8c(5)、圖8b(7)和圖圖8c(7)。因此，整個混合風電場均處于高風速運行時的仿真波形與圖8a采用傳統控制策略下的仿真波形相似，限于篇幅，僅將該運行狀態下混合風電場群的仿真數據列入表1中進行對比分析。

當電網電壓深度跌落至20%時，采用所提控制策略的混合風電場群運行性能如圖9所示，其中圖9a為雙饋風電場處于低風速運行而永磁直驅風電場處于高風速運行時混合風電場的運行性能。該電壓跌落程度下處于高風速運行的永磁直驅風電場和處于低風速運行的雙饋風電場均不在圖6所示的可控運行區域內，則其均按電流分配原則向電網輸出滿足LVRT要求的無功電流，使得PCC點電壓從0.2 pu上升至0.382 pu，如圖9a(3)～圖9a(5)所示。而圖9b為DFIG機群處于高風速運行而PMSG機群處于低風速運行時的混合風電場的仿真結果，與圖9a(4)相比，低風速運行的PMSG機群輸出的無功電流明顯大于低風速下DFIG機群，因此在該狀態下混合風電場可向電網提供更多的無功電流，此時PCC點電壓上升至0.408 pu。由以上分析可知，即使電網發生嚴重短路故障，本文所提控制策略仍能使整個混合風電場群輸出滿足LVRT要求的無功電流，從而為電網提供有效的無功支撐。

圖9 電壓跌落至20%時混合風電場群LVRT運行性能Fig.9 LVRT performances of the hybrid farms under 20% grid voltage drip with different operation conditions

不同電網電壓跌落程度時該混合風電場群在全工況運行下的LVRT性能對比如表1所示。與60MW雙饋風電場相比，采用所提控制策略的混合風電場并網點暫態電壓水平得到顯著提升，表明所提協調控制策略使得含DFIG和PMSG的混合風電場群在全工況下向電網輸出更多的無功功率，從而使整個風電場群LVRT運行性能得到有效提高。

5 結論

本文提出了電網對稱故障時在相互無通信條件下含DFIG和PMSG的混合風電場群的協同控制策略。與單一機型的風電場群采用傳統LVRT控制策略相比，所提控制策略的混合風電場群能在全工況下更好的滿足風電場LVRT運行要求，向電網提供更多暫態無功支撐。通過仿真進一步驗證了所提控制策略的有效性，并得到以下結論：

1)通過分析電壓跌落程度和風速變化對DFIG系統和PMSG系統的無功電流極限的影響規律，獲得滿足電網LVRT導則下DFIG系統和PMSG系統的可控運行區域及其電流分配原則，可實現混合風電場群輸出滿足電網LVRT導則的最大無功電流。

2)故障期間，低風速風電場可輔助高風速風電場LVRT能力的提高；同時PMSG系統有助于提高DFIG系統的LVRT運行性能。因此，所提協調控制策略通過利用不同機組特點及其電流裕量向電網輸出最大無功電流，使得風電場群在全工況下得到更好的LVRT運行性能。

表1 不同電網電壓跌落下混合風電場群LVRT性能對比Tab.1 Performances comparisons of the hybrid wind farms under different grid voltage dip conditions

3)故障期間所提協同控制策略有助于電網的暫態電壓水平的提升，從而減小了故障過程中風電場群輸出有功功率的變化，可有效避免風電機組超速運行，有利于提高風電場群的運行穩定性。

本文所提協同控制策略加強了電網對稱故障時混合風電場群的LVRT能力，還可為電網不對稱故障時混合風電場的控制策略研究提供參考。下一步將對電網電壓不對稱故障時含DFIG和PMSG的混合風電場群的運行特性及其控制策略展開深入研究。

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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

國家自然科學基金(51477016)、中央高校基本科研業務費專項項目(106112015CDJZR155516)和輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室自主研究項目(2007DA10512713201)資助。

2014-12-24 改稿日期2015-03-09

TM614

姚 駿 男，1979年生，博士，教授，博士生導師，研究方向為電機及其控制、電力電子與電力傳動、風電技術及新能源電能變換技術。(通信作者)

余夢婷 女，1991年生，碩士研究生，研究方向為電機及其控制、風電技術。