考虑有功无功协调恢复的风电场高电压穿越策略

doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.24216

考虑有功无功协调恢复的风电场高电压穿越策略

莫基晟¹, 尹纯亚¹, 黄新民², 韩璐¹, 刘江山¹

1.新疆大学电气工程学院，新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 830017

2.国网新疆电力有限公司乌鲁木齐供电公司，新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 830017

High Voltage Crossing Strategy of Wind Farm Considering Active and Reactive Coordinated Recovery

MO Jisheng¹, YIN Chunya¹, HUANG Xinmin², HAN Lu¹, LIU Jiangshan¹

1.College of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830017, Xinjiang Uygur Autonomous Region, China

2.State Grid Xinjiang Electric Power Co. , LTD. , Urumqi Power Supply Company, Urumqi 830017, Xinjiang Uygur Autonomous Region, China

收稿日期: 2024-10-12 修回日期: 2025-02-05

基金资助:

国家自然科学基金项目. 52367013
新疆维吾尔自治区自然科学基金项目. 2022D01C363

Received: 2024-10-12 Revised: 2025-02-05

作者简介 About authors

莫基晟(1998)，硕士研究生，研究方向为新能源并网稳定性分析与控制技术，1171035908@qq.com；

尹纯亚(1994)，男，博士，副教授，研究方向为交直流系统稳定性分析与控制技术，本文通信作者，1399132297@qq.com。

摘要

目的针对直流故障后并网点电压大幅度骤升致使风电场面临严重的高电压穿越(high voltage ride-through，HVRT)问题，提出计及保护动作时间协调配合的“有功优先平衡-无功动态补偿”恢复机制。方法基于双馈风机的双闭环控制函数，揭示了转子侧变流器无功响应速度优于网侧变流器的动态特性，在减载模式下，提出考虑有功无功协调恢复的风电场HVRT策略。结果通过平衡有功功率与无功功率动态补偿，实现了故障期间电压稳定与能量平衡的双重目标。仿真结果表明，该策略可有效抑制暂态过电压风险，提升风电场HVRT能力。结论所提策略通过有功-无功协同调控机制，有效破解了高电压穿越过程中系统功率失衡与设备安全运行的矛盾，为含大规模风电的电力系统暂态电压稳定控制提供了新思路。

关键词： 风力发电 ; 风电并网 ; 直流故障 ; 减载分配策略 ; 高电压穿越(HVRT) ; 暂态过电压 ; 协同调控 ; 功率失衡

Abstract

Objectives To address the serious high voltage ride-through (HVRT) problem faced by wind farms as a result of the large voltage surge at the grid-connected point after a DC fault, a recovery mechanism of “active priority balancing - reactive power dynamic compensation” considering the coordination of protection action time is proposed. Methods Based on the double closed-loop control function of doubly-fed wind turbine, the dynamic characteristics of the reactive power response speed of the rotor side converter is better than that of the grid side converter are revealed. Under the load shedding mode, a HVRT strategy of wind farm considering coordinated recovery of active and reactive power is proposed. Results By balancing active power and reactive power dynamic compensation, the dual objectives of voltage stabilization and energy balance during faults are achieved. Simulation results show that this strategy can effectively suppress the risk of transient overvoltage and improve the HVRT capability of wind farms. Conclusions The proposed strategy effectively solves the contradiction between system power imbalance and safe operation of equipment during HVRT through the active-reactive synergistic regulation mechanism, which provides a new idea for transient voltage stabilization control of power systems containing large-scale wind power.

Keywords： wind power ; wind power integration ; DC fault ; load shedding allocation strategy ; high voltage ride-through (HVRT) ; transient overvoltage ; cooperative regulation ; power imbalance

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本文引用格式

莫基晟, 尹纯亚, 黄新民, 韩璐, 刘江山. 考虑有功无功协调恢复的风电场高电压穿越策略. 发电技术[J], 2025, 46(4): 737-747 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24216

MO Jisheng, YIN Chunya, HUANG Xinmin, HAN Lu, LIU Jiangshan. High Voltage Crossing Strategy of Wind Farm Considering Active and Reactive Coordinated Recovery. Power Generation Technology[J], 2025, 46(4): 737-747 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24216

0 引言

全球能源危机问题日益严重，为了实现“双碳”目标，具有资源丰富、效率高、技术更加成熟特点的风力发电技术得到了迅速发展^[1-6]。然而，大规模的风电并网将导致电网直流传输系统变弱，而直流故障所带来的电网电压问题也愈加突出，这些都对风电高电压穿越(high voltage ride-through，HVRT)能力提出了更高的要求^[7-11]。因此，充分挖掘风电机组本身的HVRT能力具有重要意义。

国内外学者在提高风电机组HVRT能力的关键技术研究方面取得了一定研究成果，研究主要集中于投入额外无功补偿装置和挖掘机组本身的HVRT能力2个方面。

目前，在投入额外无功补偿装置方面，文献[12]提出了一种结合电容器与静止无功补偿器(static var compensator，SVC)的并联无功补偿方案，并在无功补偿的基础上，针对双馈风电机组集群构成的并网风电场，提出一种电压协同控制策略，提高了风电机组的故障穿越能力。文献[13-14]引入静止同步补偿器(static synchronous compensator，STATCOM)，提出了以风电场、STATCOM与并网点间的协同控制策略，有效抑制了风电场内无功功率的波动。文献[15-16]提出了一种综合控制策略，该策略以监测并网点电压稳定为目标，通过双馈风电机组与静止无功发生器(static var generator，SVG)的协同运行，实现对电压的调控。文献[17]通过在风电机组直流母线侧增加卸荷电阻和储能装置来平抑直流侧不平衡的有功，从而提高了风电机组的故障穿越能力。以上研究虽然在一定程度上提高了风电机组的故障穿越能力，但系统运行受到随机风速的影响较大，若加入额外的电力电子器件势必会增加风电机组的运行成本，此外，也未能充分挖掘风电机组本身面对直流故障时的电压穿越能力。

目前，在双馈风电机组的HVRT控制方面，文献[18-20]针对风电机组的HVRT穿越问题，提出了“虚拟阻抗”“动态无功协调策略”等控制方法，提高了风电机组故障期间的无功调节能力，并增强了风机的可控性。文献[21]通过对机侧和网侧变流器的控制进行对比，提出了一种定子侧无功控制优先的控制策略，提高了风电机组的HVRT能力。文献[22]根据双馈风电机组定子和网侧变流器的调节能力确定两者的无功分配方案，该方案在保证最大发电效益的基础上减少最小有功出力的同时提高风电机组的无功出力，以满足系统的无功需求，最后通过改进的遗传算法得到最优的控制器参数。以上研究虽然在一定程度上提高了风电场的无功极限，但存在以下问题：没有考虑盈余的有功问题；风电机组的无功输出容量受到有功输出的挤压，无法实现最大程度的电压支撑；在考虑减少有功出力时采用的是等功率分配机制，并没有考虑风电场因风电机组的运行状态不同而导致分配减载功率不合理的问题。

针对以上问题，本文首先阐明盈余有功功率与无功功率对暂态过电压的耦合作用，挑战了传统“无功主导”的认知范式；其次，明确了2种变流器在无功控制性能上的差异，为优化控制策略提供了依据；再次，改进了传统减载控制策略，提出基于转速监测的功率动态分配方法；最后，进一步融合减载控制与无功补偿机制，提出了考虑有功-无功协同恢复的双馈风机HVRT本体控制策略，通过仿真验证了所提协同控制策略的有效性与技术优越性。

1 直流故障对并网点电压的影响分析

1.1 直流故障对换流母线电压的影响分析

直流故障后对于交流系统影响的等效电路图如图1所示，其中：U_Lr为换流母线电压；Z_Line为线路等效阻抗； $Δ P$ 、 $Δ Q$ 分别为馈入换流母线处的不平衡有功、无功功率； $Δ P_{1}$ 、 $Δ Q_{1}$ 分别为馈入风电场并网点处的不平衡有功、无功功率； $Δ P_{2}$ 、 $Δ Q_{2}$ 分别为馈入其他交流系统并网点处的不平衡有功、无功功率。

图1

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图1 直流故障后的交流系统等效电路图

Fig. 1 Equivalent circuit diagram of AC system after DC fault

根据图1可得出馈入交流系统的不平衡有功功率与无功功率，其表达式为

\{\begin{array}{l} Δ P = P_{M} - P_{r} \\ Δ Q = Q_{M} - Q_{r} \end{array}

(1)

式中： $P_{M}$ 、 $Q_{M}$ 分别为正常运行状况下的有功、无功功率； $P_{r}$ 、 $Q_{r}$ 分别为故障期间的有功、无功功率。

1.2 并网点电压骤升现象分析

当直流系统发生换相失败或直流闭锁故障时，其有功功率和无功功率会大幅增加，打破系统功率平衡。大量有功和无功功率馈入交流系统，导致并网点电压骤升与骤降快速交替。尤其在直流闭锁后，若并网点电压仍维持在较高水平，将引发过电压。此过电压会进一步传导至风电机组直流侧，最终导致机组因高压而脱网。因此，抑制交流侧并网点电压(特别是骤升现象)是提升风电机组故障穿越能力的关键。并网点电压的表达式为

U_{p c c} = \sqrt[]{{(1 + \frac{Δ Q_{1}}{k_{S C R} P_{1}})}^{2} + {(\frac{Δ P_{1}}{k_{S C R} P_{1}})}^{2}}

(2)

式中：P₁为直流额定传输有功功率； $k_{S C R}$ 为短路比(short circuit ratio，SCR)。

由式(2)可以看出，影响并网点电压 $U_{p c c}$ 的因素有：故障后馈入并网点不平衡有功功率 $Δ P_{1}$ 与无功功率 $Δ Q_{1}$ 、直流额定传输有功功率 $P_{1}$ 、短路比k_SCR。当直流额定传输功率为50 MW时， $U_{p c c}$ 与 $Δ P_{1}$ 、 $Δ Q_{1}$ 、k_SCR的关系如图2所示。

图2

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图2 并网点电压与不平衡功率及短路比的关系曲线

Fig. 2 Converter bus voltage to unbalance power and short circuit ratio curve

由图2可知，在SCR一定的情况下，随着交流系统内不平衡无功功率 $Δ Q_{1}$ 与有功功率 $Δ P_{1}$ 的增大，并网点电压也随之增大；当 $Δ Q_{1}$ 与 $Δ P_{1}$ 数值相等时， $Δ Q_{1}$ 对并网点电压的影响要大于 $Δ P_{1}$ 的影响。对于实际电网而言，其SCR与额定传输有功功率 $P_{1}$ 无论在正常运行情况下还是在故障情况下都是不变的，因此只需要考虑直流故障后不平衡功率对于并网点电压的影响。虽然不平衡有功功率对并网点电压的影响远小于不平衡无功功率，但在解决系统功率盈余问题时，利用有功功率却展现出双重作用：一方面，它能有效抑制电网频率波动；另一方面，如式(2)和图2所示，它也能在一定程度上抑制并网点电压骤升。但值得注意的是，这种有功出力会限制风电机组的无功调节能力。为此，需要通过减载运行来释放更大的无功调节裕度。因此，在抑制并网点电压骤升和提高风电场的HVRT能力方面仍需考虑 $Δ P_{1}$ 的影响。

2 考虑风电机组运行状态的减载分配策略

超速减载主要通过提高转子转速来储存动能从而降低风电机组的有功出力。忽略阻尼带来的影响，系统转子运动方程为

P_{T} - P_{E} = 2 H \frac{d Δ ω_{s}}{d t}

(3)

式中： $P_{T}$ 、 $P_{E}$ 分别为机械输入功率、电磁输出功率；H为电力系统的惯量； $Δ ω_{s}$ 为风电机组的转子转速变化量；t为时间。

转子在旋转中会受到风阻、转轴与转承之间的摩擦力，从而产生阻尼转矩。考虑阻尼效果的转子运动方程为

Δ P_{d} = 2 H \frac{d Δ ω_{s}}{d t} + D Δ ω_{s}

(4)

式中： $Δ P_{d}$ 为风电机组的有功减载量；D为电力系统的阻尼系数。

在电力系统中，电力系统惯量H相对于阻尼系数D要大得多，此时只需要满足惯量剩余部分大于等于阻尼系数的剩余部分，就可忽略阻尼项的影响。超速控制相比于浆距角控制响应速度更快，而目前变浆距角控制延时已不超过1 s且最小变桨速度达到5 °/s。此外，转子转速从正常运行状态达到最大转速的响应时间在0.25 s以内，远远小于1 s。综合以上分析，可在式(4)中忽略阻尼系数D项对 $Δ P_{d}$ 的影响，在减载分配时，可按照不同风电机组转子转速与最大转速的差值进行分配。设 $ω_{n}$ 为第n台风电机组的转子转速，则该风电机组的最大转速差 $Δ ω_{n m a x}$ 为

Δ ω_{n m a x} = ω_{m a x} - ω_{n}

(5)

式中 $ω_{m a x}$ 为转子最大转速，机组运行转速通常为0.7~1.2 pu，故本文 $ω_{m a x}$ 取值为1.2 pu。

风电场的减载量根据不同风电机组的转子转速进行分配。为了方便处理，并让风电机组保持一定的裕度，本文取0.05 pu为变化量，并将不同转速下的风电机组分为6组，具体分组信息见表1。

表1 不同转速下风电机组的分组情况

Tab. 1 Group information about wind turbines at different speeds

分组	转速/pu	整定值/pu
0 1 2	>1.15	1.2
	1.1 $\pm$ 0.5	1.1
	1.0 $\pm$ 0.5	1.0
3 4 5	0.9 $\pm$ 0.5	0.9
	0.8 $\pm$ 0.5	0.8
	0.7 $\pm$ 0.5	0.7

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对每组的具体转速值进行相应的参数整定后，风电机组可调转速为

Δ ω_{i} = 0.1 i

(6)

式中 $Δ ω_{i}$ 为第i组风电机组转速可调节量。

此时，只需要求得6组风电机组的转速总调节量 $\sum_{i = 0}^{5} 0.1 n i$ (n为第i组风电机组的数量)即可完成分配策略。

权重系数 $K_{i}$ 表达式为

K_{i} = \frac{0.1 i}{\sum_{i = 0}^{5} \frac{n i}{10}}

(7)

不同转速差下风电机组的减载量表达式为

Δ P_{d i} = K_{i} Δ P_{d}

(8)

式中 $Δ P_{d i}$ 为第i组中单台风电机组的减载量。

设第i组单台风电机组在最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)运行模式下的有功功率输出为 ${P_{d n}}_{i}$ ，在减载模式下的有功功率输出为 ${P_{d m}}_{i}$ ，根据式(7)可得到各风电机组的转速参考值。 ${P_{d m}}_{i}$ 计算式如下：

{P_{d m}}_{i} = {P_{d n}}_{i} - Δ {P_{d}}_{i} = 0.5 ρ π R^{2} v^{3} C_{p} (\frac{{ω_{d}}_{i} R}{v}, 0)

(9)

式中 $ρ$ 、 $R$ 、 $v$ 、 $C_{p}$ 分别为空气密度、叶片半径、风速、风能利用系数； ${ω_{d}}_{i}$ 为转速参考值。

改进的超速减载分配策略如图3所示，其中： $ω_{r e f}$ 为转子转速参考值； $f_{m e a s}$ 、 $f_{r e f}$ 分别为系统频率实测值、参考值； $K_{d}$ 、 $Δ P_{12}$ 分别为惯性环节调节系数、惯性环节产生的有功功率； $K_{p}$ 、 $Δ P_{22}$ 分别为一次调频系数、一次调频产生的有功功率；P_ref为有功功率参考值。

图3

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图3 改进的超速减载分配策略

Fig. 3 Improved control strategy for overspeed load shedding

当发生直流故障引起系统有功盈余且电网电压骤升时，风电场从MPPT运行模式转换为减载运行模式，这样一方面可以缓解系统有功盈余的问题，一定程度上抑制电网频率的波动，且由式(2)及第1节分析可知，在一定程度上也抑制了电网电压的骤升；另一方面可以提高风电场的无功调节限度，进一步抑制电网电压骤升。系统调度中心将系统盈余有功功率下发至风电场控制中心，控制中心根据风电场各风电机组的运行情况按照式(8)、(9)分配减载功率，需要注意的是，如果风电场内有功减载量过大(超过了风电场内的可减载限度)，则按照上述权重分析法分配到各个风电机组的减载量也会超过限度。为保证转子转速不超过允许最大转速，应比较第i组中单台风电机组通过转速计算得到的转速参考值 $ω_{d i}$ 与转子转速最大值 $ω_{m a x}$ 的数值关系，若 $ω_{d i} \geq ω_{m a x}$ ，说明各个风电机组的减载量均超过了限度，此时，所有风电机组均应将转速设定值整定为最大值；相反，则各个风电机组按照各自计算的转子转速参考值 $ω_{d i}$ 进行整定。

3 基于减载模式下的HVRT控制策略

3.1 机侧变流器的控制策略

根据前文的分析可知，直流故障期间，系统有功盈余，通过降低风电机组的有功出力，不仅可以抑制电网电压骤升，还可以提高风电机组的无功极限值，使系统能够应对无功需求较大的情况。本文基于减载模式下机侧变流器的无功附加控制如图4所示。其中： $P_{s}$ 、 $P_{s r e f}$ 分别为机侧变流器有功功率实测值、参考值； $P_{s r e f}^{*}$ 为减载模式下机侧变流器有功功率参考值； $I_{r}$ 、 $i_{r d}$ 、 $i_{r q}$ 分别为机侧流向电网的电流及其d、q轴分量； $L_{r}$ 为机侧的滤波电感； $Q_{s}$ 、 $Q_{s r e f}$ 分别为机侧变流器的无功功率实测值和参考值； $Q_{r e f}$ 为新的无功功率参考值； $Δ Q_{g}$ 为电网的无功缺额； $i_{r r e f d}$ 、 $i_{r r e f q}$ 为转子侧电流d、q轴分量指令值； $U_{r}$ 为转子电压指令值； $ω$ 为系统角速度； $Q_{s m a x}$ 、 $Q_{s m a x}^{*}$ 分别为机侧变流器无功功率极限值、指令值； $U_{r r e f d}$ 、 $U_{r r e f q}$ 分别为转子侧电压d、q轴分量指令值； $Δ P_{s}$ 为系统有功功率缺额；a、b、c均为轴分量； $Δ Q_{s}$ 为对转子侧变流器无功极限值修正后的新极限值。

图4

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图4 机侧变流器的无功附加控制

Fig. 4 Control of reactive power additions to the machine-side converter

机侧变流器的控制策略包含2种运行模式：第1种为稳态运行模式，有功功率通道中以MPPT运行方式下的有功功率作为参考值，无功通道中的无功附加控制动作；第2种为减载模式，有功通道中的有功功率参考值由第2节中的减载分配策略来确定，无功附加控制不动作，由有功缺额经过PI控制器得到无功功率增量，通过对转子侧变流器的无功极限值进行修正得到新的无功极限值 $Δ Q_{s}$ ，然后将其与电网无功缺额比较，选择其中的较小值作为新的无功功率参考值。

3.2 网侧变流器的控制策略

网侧变流器与电网交换的有功功率和无功功率的表达式分别为：

\{\begin{array}{l} P_{w c} = U_{d c} I_{2} = 1.5 U_{g d} i_{g d} \\ Q_{w c} = - 1.5 U_{g d} i_{g q} \end{array}

(10)

式中： $U_{d c}$ 为直流母线电压参考值； $I_{2}$ 为流出直流母线的电流； $U_{g d}$ 为电网电压在d轴上的分量； $i_{g d}$ 、 $i_{g q}$ 分别为电网电流在d、q轴上的分量。

在HVRT期间，风电机组实施减载运行模式会对直流母线侧有功功率产生影响。网侧变流器直流母线电流与功率的关系式为

\{\begin{array}{l} I_{1} = I_{c} + I_{2} \\ K P_{z l} = I_{c} U_{d c} + I_{2} U_{d c} \\ I_{c} = C \frac{d u_{d c}}{d t} \end{array}

(11)

式中： $I_{1}$ 为流向直流侧电流； $I_{c}$ 为流向直流母线电容电流；K为风电机组减载期间转子侧对直流侧功率的影响系数，其取值为(0,1)； $P_{z l}$ 为风电机组正常运行时传输到直流侧的有功功率； $C$ 为直流侧电容； $u_{d c}$ 为直流母线电压。

将式(11)代入式(10)，可得

K P_{z l} - C \frac{d u_{d c}}{d t} U_{d c} = 1.5 U_{g d} i_{g d}

(12)

由式(12)可知，当电网电压骤升，网侧逆变器仍工作在单位功率因数时，会导致网侧变流器直流侧的功率不平衡，进一步引起直流侧电压骤升，使网侧变流器出现过调制而失去控制。此时，一方面可通过减载控制降低机侧变流器流向直流侧的有功功率，另一方面可通过抬高直流侧母线电压参考值来吸收不平衡功率。通过上述2个控制策略，可最大限度地降低 $i_{g d}$ 。为避免变流器产生过电流，可按式(13)电流的约束条件确定网侧变流器无功电流 $i_{g q}$ 的最大允许电流，并结合式(10)确定网侧变流器最大的无功功率。

|I_{g q}| \leq \sqrt[]{I_{m a x}^{2} - I_{g d}^{2}}

(13)

式中 $I_{m a x}$ 为网侧变流器工作允许的最大电流。

变直流母线电压的控制策略如图5所示，其中： $Δ U_{d c}$ 为直流母线电压参考值的增量； $U_{d c r e f}$ 为直流母线电压参考值；I_g、U_g分别为流向网侧变流器的电流和网侧电压；Q_d为无功功率实测值； $Q_{d r e f}$ 、 $Q_{d c}$ 分别为网侧变流器输出的无功功率参考值与实测值； $Δ Q_{d}$ 为机侧变流器无功调节后系统的无功缺额； $i_{g r e f d}$ 、 $i_{g r e f q}$ 分别为电流d、q轴分量指令值； $L_{g}$ 为等效电感； $U_{g r e f d}$ 、 $U_{g r e f q}$ 分别为电压d、q轴分量指令值； $Q_{d r e f 0}$ 为经比较后选择的新无功功率指令值； $Q_{w}$ 、 $Q'_{w}$ 分别为网侧变流器的无功极限值及其修正后的新极限值。

图5

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图5 变直流母线电压的控制策略

Fig. 5 Control strategies for variable DC bus voltage

变直流母线电压控制策略包含2种运行模式：1）稳态运行模式，此时网侧变流器需选择单位功率因数运行和稳定直流母线电压，而并网逆变器只与电网进行有功功率交换；2）HVRT模式，电网电压骤升期间进入HVRT运行模式，优先通过风电场控制中电压信号计算模块得到直流母线电压的增量 $Δ U_{d c}$ ，通过对稳态运行时直流母线电压参考值进行修正得到新的指令值，无功附加控制做出动作，由直流母线电压增量经过PI控制器得到无功功率增量，通过对网侧变流器的无功极限值 $Q_{w}$ 进行修正得到新的极限值 $Q'_{w}$ ，然后将其与电网无功缺额比较，并选择其中的较小值作为新的无功参考值。此外，直流母线电压长时间维持在较高水平将影响直流母线的稳定性，故无功调节结束后，需要动态调整直流母线电压参考值，以系统电压的微小波动为代价去释放电容上盈余的功率。

3.3 综合控制策略

综上所述，本文提出一种提高风电机组HVRT能力的综合控制策略，其具体控制流程如图6所示，其中 $Δ P i$ 为每台风机的有功减载量； $U_{d c i}^{*}$ 为直流母线电压参考值； $P_{r e f i}$ 为第i台风机的有功参考值； $U_{d c i}$ 为第i台风机的直流母线电压参考值； $Q_{i}^{*}$ 为第i台风机的无功功率参考值。

图6

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图6 HVRT控制流程图

Fig. 6 HVRT Control Flowchart

电网电压在理想范围内(U_g≤1.05 pu)时，风电机组处于稳态运行模式。由于风电机组的协调控制会导致一定延时，在电网电压骤升程度较大时很难满足HVRT技术要求，故需要考虑时间尺度。将电网电压骤升分为轻度骤升(1.05 pu<U_g≤1.25 pu)和重度骤升(1.25 pu<U_g)2个故障类型：当电网电压轻度骤升时，调度部门下发电网不平衡的有功功率与无功功率，风电场控制中心按照本文所述的减载分配策略、减载模式下基于有功缺额的无功附加控制策略和变母线电压参考值策略获取每台风电机组的有功功率参考值P_ref、母线电压参考值U_dcref和无功功率参考值Q_ref；当电网电压重度骤升时，风电机组不能满足HVRT的时间要求，因此需要其他无功补偿装置协同风电机组实现HVRT。

4 算例分析

为验证本文所提控制策略的有效性，基于MATLAB/Simulink平台上搭建了风电场仿真模型，并分别模拟了并网点电压轻度骤升与重度骤升2种场景。该仿真模型如图7所示，其中风电场(含20台2 MV⋅A的双馈风电机组)、可变有功负荷、可变无功负荷在0~20 MV⋅A (容性)连续可调；并网点有检测装置，并通过信号传输线接入风电场控制中心。风电机组的仿真参数如表2所示。

图7

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图7 风电场仿真模型

Fig. 7 Wind farm simulation model

表2 风电机组的仿真参数

Tab. 2 Parameters to wind turbine simulation

部件	参数	数值
风轮机	额定风速/(m/s)	12
风轮机	叶轮半径/m	45
发电机	额定功率/MW	2
	定子额定电压/kV	0.69
	定子电阻/pu	0.002 5
	定子漏抗/pu	0.082 4
	转子电阻/pu	0.007 6
	转子漏抗/pu	0.098 5
	励磁电抗/pu	2.759 8
	基准功率/MW	10
	基准电压/V	690

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1）场景1

场景1为模拟小负荷变化导致并网点电压轻度骤升的情形，设定5 s时可变有功功率由5 MW突变为0 MW，可变无功功率由0 MV⋅A突变为20 MV⋅A(容性)。电压轻度骤升时风电机组转速分布情况及运行状况如表3所示。风电场有功功率变化情况如图8所示。

表3 电压轻度骤升时风电机组转速分布情况及运行状况

Tab. 3 Speed distribution and operating conditions of wind turbines during mild voltage surge

风机所处转速/pu	风机台数	单台最大功率/MW	单台风机减载功率/MW	减载后转速/pu
0.7 $\pm$ 0.5	5	1.42	0.37	1.12
0.8 $\pm$ 0.5	5	1.68	0.30	1.12
0.9 $\pm$ 0.5	5	1.91	0.22	1.12
1.0 $\pm$ 0.5	3	2.00	0.15	1.12
1.1 $\pm$ 0.5	1	1.95	0.08	1.12
>1.15	1	1.78	0

注：空白表示此组风机不参与转速调节。

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图8

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图8 小负荷变化时风电场有功功率变化曲线

Fig. 8 Curve of active power change of wind farm during small load change

由表3和图8可以看出，当小负荷波动时，按照风速划分不同区间的传统减载策略不能满足系统的减载要求，而采用本文不同权重系数的减载分配策略不仅满足了系统的减载要求，而且转子转速均在正常运行范围内，避免了传统控制策略中因划分风速区间及风速的随机性而导致减载过程中转子转速越限的情形，并为风电场保留了一定的裕度。

在有功减载基础上，电网电压轻度骤升时，采用本文风电机组无功改进的综合控制策略的仿真波形如图9所示，传统控制与本文控制下的风电机组无功极限与无功出力变化情况如表4所示。

图9

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图9 电网电压轻度骤升时综合控制策略仿真图

Fig. 9 Simulation diagram of integrated control strategy during mild grid voltage surge

表4 不同控制策略下风电机组无功变化情况

Tab. 4 Changes in turbine reactive power under different control strategies

类型	参数	传统控制策略/pu	本文控制策略/pu
机侧变流器	无功功率极限值	0.30	0.7
机侧变流器	无功功率实际值	0.30	0.6
网侧变流器	无功功率极限值	0.15	0.5
网侧变流器	无功功率实际值	0.15	0.3

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由图9及表4可看出：当电网电压骤升至1.2 pu时，在传统控制策略下，双馈风机转子侧变流器(rotor side converter，RSC)与网侧变流器(grid side converter，GSC)的无功出力均达到极限，但并网点电压仍维持在1.1 pu (不满足HVRT要求)，直流母线电压超限至1 250 V (安全阈值1 200 V)，触发保护装置而产生高压脱网；本文提出的综合控制策略通过动态调整直流电压参考值来降低电网电流的d轴分量，从而提高网侧变流器的无功功率输出极限，将RSC与GSC无功功率极限分别提升0.4 pu和0.3 pu，使并网点电压稳定于1.0 pu，但若直流母线电压长时间维持在较高水平，将影响直流母线的稳定性，故无功调节结束后，需动态调整直流母线电压参考值，以电网电压的微小波动(±4%)为代价来平抑直流侧不平衡功率。

2）场景2

场景2为模拟大负荷变化导致并网点电压重度骤升的情形，设定5 s时可变有功功率由10 MW突变为0 MW，可变无功功率由0 MV⋅A突变为25 MV⋅A (容性)。电压重度骤升时风电机组转速分布情况及运行状况如表5所示。风电场有功功率及系统频率变化情况分别如图10、11所示。

表5 电压重度骤升时风电机组转速分布情况及运行状况

Tab. 5 Speed distribution and operation of wind turbines during heavy voltage surge

风机所处转速/pu	风机台数	单台最大功率/MW	单台最大减载功率/MW	单台风机减载功率/MW	减载后转速/pu	转速整定值/pu
0.7 $\pm$ 0.5	5	1.42	0.46	0.75	1.3	1.2
0.8 $\pm$ 0.5	5	1.68	0.40	0.59		1.2
0.9 $\pm$ 0.5	5	1.91	0.32	0.45		1.2
1.0 $\pm$ 0.5	3	2.00	0.25	0.30		1.2
1.1 $\pm$ 0.5	1	1.95	0.12	0.15		1.2
>1.15	1	1.78	0	0		1.2

注：空白表示此组风机不参与转速调节。

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图10

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图10 大负荷变化时风电场有功功率变化曲线

Fig. 10 Curve of active power change of wind farm during large load change

图11

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图11 系统频率变化曲线

Fig. 11 System frequency variation curve

由表5可看出，当大负荷波动时，采用本文不同权重系数的减载分配策略分配到每台风电机组的减载功率显然已超过各台风电机组的最大减载量，因此此时需将转速整定值设置为最大值。结合图10、11可看出，本文控制策略虽也未能满足系统的减载要求，但系统频率的波动仍在正常范围内，并不是引起风电机组脱网的内因，而暂态过电压问题仍是风电机组脱网的主要原因。在有功减载基础上，电网电压重度骤升仿真波形见图12。

图12

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图12 电网电压重度骤升时综合控制策略仿真图

Fig. 12 Simulation diagram of integrated control strategy during grid voltage redundancy surge

由图12可看出，当电网电压骤升到1.27 pu时，在传统控制策略下，RSC与GSC均已达到无功输出极限，且电网电压仍维持在较高水平(1.17 pu)，不满足风电机组HVRT技术要求，直流母线电压也骤升到1 280 V，已超过直流母线电压的安全阈值(1 200 V)，从而触发保护装置而产生高压脱网；在本文综合控制策略下，由前文分析可知，虽有功减载不满足系统要求，但暂态电压仍是风机脱网的主要原因，此时电网电压维持在较低水平(1.0 pu)，RSC与GSC的无功出力实际值也均达到无功调节极限。

5 结论

针对直流故障引发送端电网暂态过电压导致风电场高电压穿越失效问题，提出“有功平衡-无功补偿”协同优化的HVRT控制策略，从而实现故障期间功率平衡与电压稳定。通过仿真分析，得出以下结论：

1）与传统等功率分配方案相比，所提减载策略基于机组实时转速动态调整有功出力分配，充分挖掘机组的有功调节潜力，进一步提高了风电场的HVRT能力，有效抑制了暂态过电压风险。

2）若小负荷波动引起并网点电压骤升程度较低时，通过双馈风电机组本体有功/无功协调控制即可将并网点电压维持在较低水平；若大负荷波动引起并网点电压骤升程度较高时，所提控制策略通过其他补偿设备与风电场协调将并网点电压维持在期望范围内。

3）电压稳定期间，通过直流母线电压参考值自适应调整策略，以允许范围内的电网电压微小波动(±4%)为代价，平抑直流侧不平衡功率，显著提升了变流器与直流链的稳定性，同时兼顾了电网电压的暂态耐受要求。

参考文献

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文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

陶思钰，江福庆．

集群化发展模式下风电场预测、规划及控制关键技术综述

[J]．电力工程技术，2024，43(1)：86-99．