儲能型雙饋風電場聯合STATCOM的無功協調控制

王 鵬,李方媛,胡 陽,郭 浩,朱 琳

[1.東北電力大學 現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室，吉林 吉林 132012；2.內蒙古電力(集團)有限責任公司呼和浩特供電局，內蒙古 呼和浩特 010000；3.國家能源投資集團有限責任公司邯鄲熱電廠，河北 邯鄲 056004]

0 引 言

風電在電力系統中滲透率日益增高，電網對風電機組運行特性的要求也在不斷提升[1-5]。要求并網的風電機組必須具有良好的低電壓穿越(LVRT)能力[6]。風電機組在電網發生低電壓故障時間范圍內不僅不允許脫網運行，而且在故障期內還要向電網提供一定的無功功率支撐電網電壓[6-7]。雙饋異步風電機組在低電壓故障時面臨2個主要難題：(1)低電壓故障時直流側母線過電壓；(2)轉子過電流燒毀變流器導致風機脫網運行。

目前，風機提高LVRT能力，主要是從改進控制策略和增加硬件控制電路結合的辦法來彌補二者單獨控制時的不足[8-11]。文獻[12]利用超導儲能元件并聯到直流側以實現瞬態功率的存、放功能，但是該策略在故障期間沒有對無功功率進行控制，不能較好實現LVRT。文獻[13]采用轉子Crowbar電路和DC-chopper電路，并且通過改進網側變流器(GSC)無功控制來完成雙饋風機(DFIG)的LVRT，此方法中由于直流側過壓的能量被卸荷電路消耗，造成了風機有功輸出恢復減慢，不利于系統有功恢復。風電場通常裝有動態的無功補償設備來確保風電機組穩定運行以及電網安全穩定[14]。文獻[15]研究了STATCOM對改善DFIG暫態電壓穩定性，在故障期間能抑制電壓跌落程度，使電網低電壓故障后電壓得到有效恢復。文獻[16]針對電網故障導致儲能系統保護投入期間，風電場內DFIG轉子側換流器與超導儲能協調控制問題進行了研究。文獻[17-19]針對電網發生低電壓故障時，Crowbar保護電路投入期間，沒有對DFIG機側變流器、GSC與無功補償元件間的無功協調控制問題進行研究分析。

本文在電網故障導致電壓跌落程度不同的情況下，針對改進型DFIG超級電容儲能系統、機側變流器、網側換流器、STATCOM間的協調控制進行了研究，提出了風電場根據不同的跌落程度，DFIG GSC與無功補償元件STATCOM間的優先無功功率分配原則及無功電壓協調控制策略，當電網電壓跌落較深超級電容投入時DFIG兩側變流器與STATCOM共同實現對系統的無功支撐，從而促進故障后電網電壓的快速恢復。

1 DFIG的改進模型

1.1 改進的DFIG模型

DFIG能進行能量雙向流動的基礎是直流側電壓動態性能的穩定。當電網出現故障時，風機向電網輸送的有功功率PA隨之減少，直流電容兩側的變流器存在嚴重不平衡功率就會造成直流母線電壓出現大范圍的波動，嚴重時將燒毀變流器使風機脫網運行。

DFIG在穩定運行時Pg=Pr，直流側電壓穩定，此時直流側電壓可表示為

(1)

式中：Udc、Cdc為直流側母線電壓和直流電容；Pg為直流側向GSC輸出的瞬時有功；Pr為機側變流器流向直流側輸出的瞬時有功。

轉子側和GSC的不平衡功率是造成直流側過電壓的根本原因，因此提出超級電容經隔離型DC/DC變換器連接到直流側的控制方案，以此來平衡不平衡功率。

本文在改進傳統雙饋機組模型的基礎上來分析變流器和STATCOM的協調控制。當電網故障導致直流側電壓變化時，超級電容儲能系統起到快速蓄能或消耗多余能量的作用，解決直流側電壓過高或過低產生的能量不匹配問題。

圖1為帶有超級電容的DFIG發電系統。

圖1 帶有超級電容的DFIG發電系統

圖1中，Usc為低壓側超級電容兩端的電壓。變換器先進行脈寬調制(PWM)移相控制，再進行不控整流，對超級電容充電模式時，S1～S4工作在逆變狀態，S5～S6處于整流狀態。變換器處于Boost時，S5～S8工作在逆變狀態。利用隔離變壓器進行能量傳送，且該直流變換器很容易實現軟開關，具有較高的系統轉換效率。

加入超級電容后直流側的電壓表達式為

(2)

1.2 超級電容的數學模型

超級電容功率密度大，因此充放電速度快且具有溫度特性好、單位時間釋放能量大、受環境溫度影響小、節能環保、易于維護保養等特點，因此選擇超級電容作為儲能元件。由于超級電容的物理特性十分復雜，蓄能過程中每個單體的多孔電極均會呈現出不同的工作特性。為了便于分析，忽略低頻下作用不明顯的電感和漏電流，只考慮瞬時動態響應，由串聯理想電容CSC和等效電阻RSC組成簡化經典模型。

圖2為超級電容等效電路模型。其吸收或釋放的能量受到外部電壓影響：

(3)

式中：n、m為串聯、并聯電容的個數；Cf為單個電容；U1、U2分別為超級電容的初始電壓、狀態電壓。

圖2 超級電容等效模型

2 風機變流器的控制

2.1 轉子側變流器無功功率優先控制

風機輸出的無功功率受轉子側變流器(RSC)電流的值限制，風機發出的無功在RSC允許通過最大電流限制的條件下有：

(4)

式中：Ls、Lm為定子、勵磁繞組的等效電感；Us為DFIG定子的電壓；Ps、Qs為風機定子側輸出有功與無功；ω0為角頻率；irmax為機側變流器允許通過電流的最大值。

整理式(4)可得：

(5)

式中：Xs、Xm為定子側的自阻抗、互阻抗。

在有功功率Ps確定的情況下，無功功率調節范圍為

(6)

DFIG RSC在電網電壓正常水平時輸出的無功為零。電網發生短路時，超級電容儲能系統平衡了低電壓故障時直流電容兩側的不平衡功率，因此在儲能系統投入時，機側變流器可以進行無功控制，優先確定無功功率再確定有功，提高風機故障期間無功發出能力。機側變流器控制策略如圖3所示。

圖3 機側變流器控制策略

2.2 含超級電容的DC/DC變換器的控制

當直流電壓超過給定值時，變換器應工作在Buck模式下吸收直流側不平衡功率并儲存；超級電容釋放儲存的能量時，變換器應轉變為Boost模式，將超級電容故障期間存儲的能量輸出至直流側，使直流電壓升高至穩定范圍。

如圖4所示，隔離型全橋DC/DC變換器對超級電容端電壓USC、直流母線電壓Udc以及超級電容電流iSC進行電壓電流雙閉環控制。當變換器處在Boost放電模式下，USC作為電壓外環，iSC為電流內環進行雙閉環PI控制。

圖4 變換器的控制策略

2.3 GSC的控制策略

GSC正常情況下運行在單位功率因數模式下，維持直流側電壓的穩定且輸出有功為額定值。電網發生短路故障造成電壓跌落時，需要GSC進行無功功率控制。GSC容量一般按照風電機組的最大轉差功率設計其無功極限：

(7)

式中：Sg為GSC容量；Pg、Qg分別為GSC發出的有功功率和無功功率。

GSC采用超級電容電流協調控制來平衡電能，實現輸出有功的快速恢復，將超級電容電流作為前饋引入到網側控制中，如圖5所示。

圖5 GSC控制策略

3 STATCOM的基本分析

STATCOM作為無功補償元件通常并聯在風電場母線上，通過提供或吸收感性無功功率維持風電場母線電壓穩定。

圖6為STATCOM結構。

圖6 STATCOM結構

由圖6可知，STATCOM吸收的電流為

(8)

STATCOM吸收的有功功率和無功功率為

(9)

式中：X為連接電抗器的電抗；α為電網電壓矢量U1相對于 STATCOM交流側電壓矢量US的相角差。

忽略STATCOM的各種損耗及對有功功率的影響，可得：

(10)

STATCOM控制框圖如圖7所示。d軸電壓外環是基于直流電壓參考值Udcref與實際Udc差值然后通過PI控制器構成。而對于q軸電壓外環而言，主要是基于并網點所對應的無功輸出參考值即QSref，繼而得到iqref和實際反饋值iq的差值，以輸出相應的無功功率。

圖7 STATCOM控制框圖

4 超級電容與STATCOM聯合改善風機LVRT能力

應用超級電容儲能系統能夠平穩變流器直流母線電壓，但通過損失有功發出量增加DFIG無功發出量，在電壓故障跌落強度不深時功率會嚴重波動，影響電網的穩定運行。因此，DFIG投入超級電容儲能只適合電網電壓跌落較深的情況。綜上所述，投入超級電容的DFIG與無功補償器均可以向電網發出一定量的無功，因此研究低電壓故障時投入超級電容的DFIG與無功補償器聯合投入應用，并且協調無功功率發出量。

圖8為雙饋風電場無功電壓協調控制框圖。

圖8 雙饋風電場無功電壓協調控制框圖

圖8中，風機在LVRT過程中需要提供的無功功率Qref可以由電壓控制點參考電壓Uref實際電壓U經PI計算得到。其無功分配制定的準則因GSC無功響應速度較快，優先利用DFIG GSC無功功率，無功缺額根據超級電容保護是否投入的情況在DFIG定子側及STATCOM之間進行分配。

當并網點電壓降低到額定電壓kD倍時(即并網電壓為kDp.u.)，電壓跌落程度不是特別低，DFIG系統自身即可實現LVRT，因此超級電容與STATCOM均不需要投入。當并網點電壓跌落到額定電壓的kDp.u.以下時，為了風機系統的穩定運行，則要投入STATCOM使其對并網點進行無功功率補償，提高其并網點額定電壓的效果為kSp.u.。當并網點額定電壓在kSSp.u.以下時，超級電容和機側變流器需要投入。根據關系可得：

kSS=kD-kS

(11)

其中，kD根據風機低電壓承受能力得出，kS根據STATCOM對風機低電壓補償效果得出，在本文中，kD取值0.9，kS取值0.25，則可得kSS為0.65。

超級電容保護未投入時，先由STATCOM提供無功缺額；超級電容保護動作時，由于超級電容穩定了直流側的電壓，定子側工作在無功功率優先控制向電網提供無功支撐。

圖9為無功協調分配流程圖。

圖9 無功協調分配流程圖

圖9中，Qs為DFIG定子側發出的無功功率，Qg為GSC發出的無功功率，QST為STATCOM發出的無功功率，QSTmax為STATCOM的無功容量極限值。

5 仿真分析

5.1 仿真建模

利用MATLAB/Simulink搭建整體仿真模型，拓撲結構如圖10所示。風電場由6臺DFIG組成。DFIG的額定功率為1.5 MW，額定風速為12 m/s，穩定運行時直流母線電壓為1.15 kV。在結合風電場容量及實際需求的基礎上，將STATCOM裝配公共并網點處，其額定容量為3 MVA。

圖10 仿真模型拓撲結構圖

5.2 仿真分析

電網電壓跌落30%，超級電容不投入情況下的傳統控制、聯合控制和協調控制時系統仿真波形如圖11所示。

圖11 電壓跌落不嚴重時仿真波形

3.0 s時電網電壓跌落至0.7 p.u.，由圖11(b)可以看出，風機運行在傳統控制模式下，GSC處于單位功率因數模式下，故障期間向系統注入的無功功率為零，在聯合控制中，風機GSC向電網注入了無功功率，支撐了并網處的電壓，比傳統控制下PCC電壓提升了約0.06 p.u.，在協調控制策略中DFIG注入電網0.2 p.u.的無功功率，在故障切除后比聯合控制電壓波動小。在故障切除后采用協調控制時，電壓迅速回歸至在穩定范圍內。圖11(c)的聯合控制中當直流側電壓超過給定值時超級電容投入吸收直流側的不平衡功率，協調控制下超級電容沒有投入運行，直流側電壓雖然達到了1 265 V，但仍處于允許的范圍內。與傳統控制相比，圖11(d)中聯合控制和協調控制在故障期間均有利于風機有功功率的輸出。聯合控制中在故障切除以后，超級電容釋放電能的過程中造成了輸出有功功率的波動，而協調控制策略更加有利于系統的穩定運行。

電網電壓跌落80%,超級電容投入情況下的傳統控制、聯合調控制和協調控制時系統仿真波形如圖12所示。

圖12 電壓跌落嚴重時仿真波形

3.0 s時并網處的電壓跌落至0.16 p.u.，此時電壓嚴重下降，協調控制策略中超級電容儲能系統應處于投入狀態，圖12(b)的協調控制策略中GSC能根據并網要求，處于無功補償模式對系統進行無功支撐，協調控制中能夠根據系統的無功要求進行補償，故障期間GSC向電網輸出約為0.4 p.u.的無功功率，而且在故障切除后依舊輸出無功功率，PCC處電壓得到了有效的恢復；從圖12(c)可以看到，故障期間STATCOM也向系統注入1.5 Mvar的無功功率，與聯合控制相比，能向系統輸入穩定的無功電流。其中，機側變流器在無功功率不足時也向系統注入無功電流(工作在有功受限，無功優先控制模式下)向系統注入約為0.18 p.u.的無功功率。通過圖12(a)可以看出，協調控制策略比傳統的控制模式和聯合控制能更有效支撐故障期間的電壓，故障切除后電壓迅速地恢復至穩定值。圖12(e)為三種控制方式下的直流電壓響應,由于超級電容儲能系統的投入及協調控制下的無功功率控制,協調控制下的直流側過電壓抑制效果最為明顯。從圖12(f)可以看出，風機輸出的有功功率在故障期間嚴重下降，而采用協調控制策略時，故障期間提高了風機輸出有功的能力，且風機在故障切除后有功恢復較快且比較平穩。

由圖13(a)中轉子轉速的響應曲線可以看出，協調控制與傳統控制、聯合控制相比，抑制轉速上升效果明顯，其中采用協調控制策略時轉速最大為1 244 r/min，比傳統控制的DFIG降低了16 r/min。圖13(b)表示轉子暫態電流的響應，傳統控制方式下，故障瞬間，轉子的沖擊電流達到3.5 p.u.，極不利于風電機組的穩定運行。然而，在所提控制方案下，轉子暫態沖擊電流約為2.5 p.u.，與傳統控制相比，降低了28.6%。圖13(c)為超級電容的電流，可以看到超級電容充電過程(充電電流約為300 A)和放電過程，這也證明了變換器控制策略的正確性。

圖13 DFIG仿真波形

6 結 語

本文在改進型DFIG模型的基礎上，改進了DFIG兩側變流器的控制策略，使其當電網發生短路故障造成PCC電壓跌落時，從單位功率因數模式迅速轉換到無功補償模式提供穩定的無功支撐。直流側儲能系統將風機直流母線電壓控制在允許范圍內。采取了DFIG和STATCOM之間的協調控制策略能充分利用DFIG的無功調節能力，提升了并網點電壓穩定性和風機故障穿越能力。