改进型双馈风机变流器的无功协调控制策略对比分析

中国高等学校电力系统及其自动化专业第29届学术年会，湖北宜昌：三峡大学，2013F-227改进型双馈风机变流器的无功协调控制策略对比分析李东东，叶辰升上海电力学院上海市电站自动化技术重点实验室Email:[e-mail]，[e-mail]摘要：本文对双馈风机模型进行了改进，使用直流斩波器，串联动态制动电阻、代替Crowbar，同时在风电场并网点装设静止同步补偿器STATCOM进行集中补偿。提出了改进双馈风电机组与STATCOM之间的协调控制策略，对比分析了转子侧变流器与网侧变流器在无功协调控制时采用不同先后顺序对系统的影响。电网故障期间，直流母线电压稳定，转子过电流得到抑制，转子侧变流器不退出运行，风电场PCC点的无功与电压得到更加有效的支持。关键词：改进型双馈风机；串联动态制动电阻；静止同步补偿器；协调控制ComparisonandAnalysisontheCoordinatedControlStrategyofConverterintheImprovedModelofDFIGLiDongdong,YeChenshengShanghaiKeyLaboratoryofPowerStationAutomationTechnology,ShanghaiUniversityofElectricPowerEmail:[e-mail]，[e-mail]:Inthispaper,itproposesanimprovedmodelofdoubly-fedinductiongenerator(DFIG)whichusesDC-Chopperandseriesdynamicbrakingresistor(SDBR).Thereactivepowercompensationdeviceisinstalledatthepointofcommoncoupling(PCC).AcoordinatedcontrolstrategybetweenDFIGandSTATCOMisproposed.DifferentorderbetweenRSCandGSCwillaffecttheeffectofthecoordinatedcontrol.Duringtheperiodofgridfault,DCvoltagecanbelimitedandtheover-currentofrotorisreduced,RSCisnotoutofserviceagain.ReactivepowerandvoltageiseffectivelysupportedatPCC.Keywords:ImprovedModelofDFIG;SDBR;STATCOM;CoordinatedControlStrategy1引言双馈风力发电机作为现阶段应用昀为广泛的风力发电机组类型，能充分利用风能，转换效率高，可以实现有功、无功的解耦控制，故障下，DFIG无功功率可调节，对PCC点电压有一定的支持作用。但传统双馈风机采用Crowbar技术，故障时转子侧变流器被短接，DFIG以传统的恒速异步发电机特性运行，成为消耗感性无功的负载，不能对电网电压起到很好的控制作用，且阻碍故障切除后电网电压的恢复[1]。文献[2]指出，网侧变换器控制带宽高于发电机组，对于电网发生的故障可以迅速做出反应，保持内环电流稳定，选择通过网侧变换器直接向电网注入无功功率。当电网电压故障不足触发Crowbar时，文献[3]考虑为减少功率变换器所处理的功率,且电网电压跌落期间DFIG定子侧向电网提供的无功电流远大于网侧变流器向电网提供的无功电流，考虑转子侧变换器控制发电机定子侧输出无功。文献[4]指出，当网侧和转子侧变流器同时采用电压外环控制时，如果在进行无功分配不考虑两者之间的协调控制时，将引起GSC与发电机定子之间的无功环流，造成无功损失。文献[5]考虑GSC与RSC协调控制时Crowbar动作的影响，考虑到RSC被短接时，发电机定子侧将暂时失去为电网提供无功支持的能力。本文为实现故障时GSC与RSC的持续工作，防止RSC故障期间被切除，使用改进的双馈风机模型，在直流母线侧加入直流斩波器DC-Chopper，发电机定子侧串入串联动态制动电阻SDBR代替Crowbar。故障时，由于DC-Chopper对直流母线的保护，SDBR对转子侧过电流的限制作用，使RSC能够安全运行，实现了背靠背变流器持续为电网提供无功的可能。在此基础上考虑研究GSC与RSC之间的无功功率协调控制策略，同时考虑DFIG输出无功不足的情况，在PCC点装设资助信息：国家自然科学基金项目（51177098，51007054），国家863计划子课题(2012AA051703)，上海市重点科技攻关项目（10110502100），上海市教委创新项目（11ZZ169）中国高等学校电力系统及其自动化专业第29届学术年会，湖北宜昌：三峡大学，2013F-227STATCOM进行集中补偿，并研究其与改进双馈风电机组之间的协调控制策略。2DFIG模型改进本文首先改进了传统双馈机组模型。故障时由于变流器之间不平衡的能量流动造成直流母线电压的波动，考虑在直流侧加入DC-Chopper。文献[6]指出在电网发生三相对称短路故障时，电网电压跌落，根据磁链守恒定律，定子磁链中将出现的直流分量，会在转子电路中感生出较大的电势和电流。本文在定子侧串入SDBR，由于串联机制，SDBR将加速发电机定子侧励磁直流分量的消减。SDBR取值一般较小，稳态时，开关处于接通状态，故障时将开关断开，SDBR接入。投入SDBR能控制转子过电压，限制转子过电流，避免了转子侧变流器因过电压而失去控制。而且SDBR接入将增加发电机输出，降低故障时降低转子转速增加。此效果可以改善故障时以及故障恢复后DFIG系统和整个风电场的性能。本文中，当转子电流超过一定限值时投入SDBR，固定时间后投出。改进双馈风机模型通过简单的并联等效为风电场接入三机九节点系统，并在PCC点装设无功补偿装置STATCOM，昀终的系统结构框图如图1所示。图1改进模型结构框图3协调控制策略研究3.1DFIG背靠背变流器无功协调控制策略GSC容量一般按风电机组的昀大转差功率设计,当风速较低时可以发挥其无功功率调节能力，其无功极限[7]为：2222cccccPSQPS−≤≤−−(1)式中：cS为GSC容量；cP与cQ分别为GSC发出的有功功率和无功功率。对双馈风机定子侧无功功率研究，主要考虑对RSC电流的限制[8]：2max22123232rrmsssmsssmsIiLUQULLPULL≤=⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎝⎛++⎟⎟⎠⎞⎜⎜⎝⎛ω(2)式中：sQ为发电机定子侧发出的无功；maxrI为转子侧变换器的电流昀大值。DFIG中RSC和GSC均采用变功率因数控制，改进模型下的协调控制策略，如图2所示：图2协调控制原理图图中，refU为并网点电压参考值；totalrefQ_为系统总的无功缺损值；GSCrefQ_，RSCrefQ_分别为分配给GSC和RSC的无功功率参考值。协调控制策略中，无功功率参考值分两种情况考虑。优先考虑GSC输出无功：(1)totalrefQ_-GSCQmax_≤0时，只有GSC发出无功，且GSCrefQ_=totalrefQ_，其中GSCQmax_为网侧变流器无功功率昀大值；(2)0totalrefQ_-GSCQmax_≤RSCQmax_时，GSC发出的无功为GSCrefQ_=GSCQmax_，RSCrefQ_=totalrefQ_-GSCrefQ_作为无功参考值分配给RSC，此时发电机定子侧发出的无功实际值考虑公式（2）中maxrI对其的限制，其中RSCQmax_为转子侧变流器无功功率昀大值。优先考虑RSC输出无功：(1)totalrefQ_-RSCQmax_≤0时，RSCrefQ_=totalrefQ_作为无功参考值分配给RSC，此时发电机定子侧发出的实际值考虑到maxrI对其的限制作用；(2)0totalrefQ_-RSCQmax_≤GSCQmax_时，发电机定子侧发出无功RSCQmax_，GSC发出的无功为GSCrefQ_=totalrefQ_-RSCQmax_；3.2DFIG与STATCOM之间无功协调控制策略传统情况下STATCOM接入不与DFIG进行协调控制时，GSC采用单位功率因数控制，STATCOM为电网提供主要的无功支持。本文为了提高风力发电系统故障发生后电压的恢复能力，以昀少利用STATCOM容量为原则，提出两者间的无功协调控制策略。当DFIG自身无功不足，即totalrefQ_-GSCQmax_-RSCQmax_0时，STATCOM为电网提供无功支持，且发出的无功考虑自身容量的限制。4仿真结果与分析本文在DIgSILENT/PowerFactory中搭建仿真模型如图3所示,对所提出的模型与控制策略改进进行了仿真对比验证。中国高等学校电力系统及其自动化专业第29届学术年会，湖北宜昌：三峡大学，2013F-227Wind-GeneratorSDCSLVDC_earthedWT2WT1PCCU11U12DCBus2Bus1Bus6Bus4Bus5Bus9Bus8Bus7SDBRSDBRT4T4SDC-Shunt/Filter1STATCOMSTATCOMIGBTIGBTSDBR_SwitchSDBR_SwitchDCValveDCValveDC_ChopperDC_ChopperC1G~DFIGDFIGG~G2T3WT1T3WT1T3WT1T3T3L1L1PWMPWMT2T2G~G1T1T1Line4-6Line4-6Line4-5Line4-5LoadALoadBLine5-7Line5-7Line6-9Line6-9Line8-9Line8-9LoadCLine7-8Line7-8图3仿真系统图系统采用IEEE三机九节点系统，PCC点处为18台风机并联组成的等效风力发电系统，每台风机额定容量为5MW，单机网侧变流器容量为2MW经电抗器接入三绕组变压器，STATCOM总容量为25MW，三绕组变压器高中低电压分别为30kV、3.3kV、0.69kV。其他仿真参数见表1。表1单机双馈风力发电机参数参数数值参数数值定子电压3.3kV直流母线电压1.15kV直流侧电容4.81uF电抗器电感0.24mH定转子互感2.5p.u.定子电阻0.0029p.u.定子电抗0.125p.u.转子电阻0.004p.u..转子电抗0.05p.u.转动惯量101.7kgm2DC-Chopper电阻Ω05.0SDBR阻值0.05p.u.仿真中设置t=0s时PCC点发生三相对称故障，电网电压由标幺值1p.u.跌落到0.3p.u.，故障持续时间为0.15s。DC-Chopper在直流母线电压超过标幺值1.1p.u.时投入，低于0.8p.u.时投出。SDBR在故障后转子电流超过4kA时投入，35ms后投出。实现表示协调控制时优先考虑RSC为电网提供无功支持，点线表示优先考虑GSC。传统Crowbar技术下的协调控制策略为，故障情况下，首先是双馈风机定子侧与网侧变流器协调，当系统无功需求仍无法满足时，利用STATCOM为系统提供无功支持；当Crowbar动作时，转子侧变流器退出运行，此时网侧变流器与STATCOM协调为电网提供无功支持，由虚线表示。图4直流母线电压波形对比图图5转子电流波形对比图从图4和图5可以看出，传统Crowbar技术下的协调控制策略中，故障时直流母线电压出现阶跃，过高的电压得不到控制将损坏直流母线电容，转子侧电流也发生突变，昀高飙升至9.6kA已严重越限，威胁到转子侧变流器的安全，此时Crowbar动作将转子侧变流器短接，发电机定子侧将失去为电网提供无功支持的能力。改进模型下的协调控制策略通过投切DC-Chopper能够将直流母线电压控制在0.8p.u.至1.1p.u.合理的范围内，且电压波动较小，0.15s故障切除后，直流母线电压较