李 斌，張新雨，何佳偉，謝仲潤，周博昊，盛亞如

（智能電網(wǎng)教育部重點實驗室（天津大學），天津市 300072）

0 引言

“雙碳”目標下，中國新能源發(fā)電裝機容量與占比快速提升，將構建以新能源為主力電源之一的新型電力系統(tǒng)。根據(jù)相關預測，中國風電裝機容量將逐年增高，2030 年預計將達到800 GW［1-2］。隨著并網(wǎng)風電場容量與占比的不斷提升，風電場并網(wǎng)對電壓支撐能力弱的缺點日益凸顯，無功補償問題成為其安全運行與可靠供電的核心問題［3-4］。電網(wǎng)故障以后，風電場并網(wǎng)點電壓產(chǎn)生強烈波動，嚴重時會引起大規(guī)模風機脫網(wǎng)事件，對系統(tǒng)的運行穩(wěn)定性和供電可靠性造成極大影響。因此，一般要求入網(wǎng)風機具備不脫網(wǎng)運行的能力，即可以實現(xiàn)低電壓穿越（LVRT）和高電壓穿越（HVRT）［5-6］。

雙饋風力發(fā)電機（DFIG）因造價低、功率損耗較小等優(yōu)勢脫穎而出，占據(jù)了全球50%以上的風電市場份額［7］。目前國內外針對雙饋風機的低電壓穿越問題研究已經(jīng)相對成熟［8-9］。文獻［10-12］對雙饋風機在低電壓期間的無功出力能力及無功出力優(yōu)先級進行分析。由于雙饋風機的無功出力限制，一般需要引入無功補償裝置以進一步提高風電機組的故障穿越能力。文獻［13］考慮雙饋風機和靜止無功發(fā)生器（SVG）的無功出力，提出優(yōu)先利用SVG、后利用雙饋風電機組進行無功補償?shù)臒o功分配策略。

但需要注意的是，上述文獻主要關注風電場的低電壓穿越問題。事實上，風電場在系統(tǒng)故障以后，還需考慮故障切除以后或重合閘期間的高電壓穿越問題［14-15］。文獻［16］指出發(fā)生在酒泉風電基地的脫網(wǎng)事故中，在故障清除、電網(wǎng)電壓恢復正常運行狀態(tài)后，系統(tǒng)的無功盈余誘發(fā)風電機組高電壓脫網(wǎng)。為抑制高電壓故障期間轉子的過電壓與過電流現(xiàn)象，文獻［17］提出一種轉子側串聯(lián)有源變阻尼的控制策略；文獻［18］對雙饋風機的電流可行域進行分析，并基于模型預測控制提出穿越方法；文獻［19］在雙饋風機兩側換流器分別附加了轉子電流抑制和外環(huán)電網(wǎng)電壓控制；文獻［20］提出一種動態(tài)調整轉子無功電流并結合暫態(tài)定子磁鏈的微分補償策略。為有效提高對電網(wǎng)電壓的支撐作用，文獻［21］提出了一種動態(tài)無功補償策略；文獻［22］協(xié)調控制轉子側換流器與網(wǎng)側換流器，在不同電壓區(qū)間控制無功功率的輸出。文獻［23］提出在直流側電容與轉子側換流器之間連接改進的直流斬波器，在高電壓故障期間穩(wěn)定雙饋風機的直流電壓。

然而，以上所提出的高電壓穿越方法只針對單一電壓驟升的場景，即在已發(fā)生電壓驟升的情況下如何減小對系統(tǒng)的影響從而提高風機的故障穿越能力，并沒有考慮現(xiàn)有的低電壓階段無功補償策略和保護動作后故障隔離的協(xié)調配合。實際系統(tǒng)運行中，電壓驟升在電壓驟降故障恢復后發(fā)生的概率更大［24］，故障切除后，在低電壓階段系統(tǒng)無功功率盈余會引起暫態(tài)過電壓，導致風機高電壓脫網(wǎng)。因此，如何預防在故障清除、電壓恢復后出現(xiàn)的暫態(tài)過電壓問題，仍需進一步研究。

針對上述問題，本文首先推導出雙饋風機的轉子側換流器與網(wǎng)側換流器輸出的無功功率極限值，分析對比了轉子側換流器、網(wǎng)側換流器與SVG 的無功控制動態(tài)響應速度。在此基礎上，提出一種計及保護動作時間的風電場無功補償協(xié)調配合策略，設計了雙饋風機轉子側換流器、網(wǎng)側換流器與SVG 的無功出力曲線，協(xié)調三者間的無功補償占比，從而有效抑制故障清除后的過電壓問題。

1 暫態(tài)過電壓的產(chǎn)生及影響

1.1 暫態(tài)過電壓的產(chǎn)生

風電場內的無功電源主要包括風電機組和無功補償裝置，其中無功補償裝置主要包括并聯(lián)電容器、靜止無功補償器（SVC）、SVG 等。本文重點針對雙饋風機以及SVG 展開討論。由雙饋風機的工作原理可知，其網(wǎng)側換流器能夠輸出一定的無功功率；同時，轉子側換流器同樣能夠控制一定的無功功率，通過風機定子進行輸出。為方便表述，下文將轉子側換流器控制的風機定子無功輸出簡稱為轉子側換流器無功輸出。

針對已有風機脫網(wǎng)事故分析可知，風機高電壓脫網(wǎng)主要出現(xiàn)在電網(wǎng)故障清除后的電壓恢復期間。雙饋風電場系統(tǒng)結構和暫態(tài)過電壓產(chǎn)生過程如圖1 所示。圖中：階段1 為電壓跌落階段；階段2 為過電壓階段；t3為電壓恢復時刻；PM為風力機輸入的機械功率；Ps與Qs分別為定子輸出的有功與無功功率；Pc與Qc分別為網(wǎng)側換流器吸收的有功與無功功率；Pr與Qr分別為轉子輸出的有功與無功功率；Pg與Qg分別為風機總輸出有功與無功功率；T1、T2、T3 為 變 壓 器；l為220 kV 送 出 線 路；U為 并 網(wǎng) 點 電壓標幺值。在電力系統(tǒng)中，無功功率的大小會對并網(wǎng)點電壓產(chǎn)生影響。t1時刻電網(wǎng)發(fā)生短路故障，風機機端電壓降低，在階段1，即電壓跌落期間，系統(tǒng)需要提供無功功率來支撐并網(wǎng)點電壓。此時，系統(tǒng)中的無功補償設備，如雙饋風機的轉子側換流器、網(wǎng)側換流器與SVG 均需要提供無功功率，在這個階段希望盡可能多地提供無功功率來提高風機的低電壓故障穿越能力。t2時刻保護動作，斷路器跳閘以切除故障線路，電壓迅速恢復。此時，由于雙饋風機與無功補償裝置的無功輸出響應需要一定的時間，在保護動作后的一小段時間內，系統(tǒng)中依然有無功功率的產(chǎn)生，系統(tǒng)中的無功功率過剩導致暫態(tài)過電壓，引起風電機組高電壓脫網(wǎng)。

圖1 雙饋風電場結構及暫態(tài)過電壓產(chǎn)生過程示意圖Fig.1 Schematic diagram of structure and transient overvoltage generation process of doubly-fed wind farm

1.2 電壓驟升對雙饋風電機組的影響

定子軸系下，空間矢量形式的雙饋風機電壓方程和磁鏈方程如式（1）所示。

式中：us、ur分別為定、轉子電壓；is、ir分別為定、轉子電流；Ψs、Ψr分別為定、轉子磁鏈空間矢量；Rs、Rr分別為定、轉子電阻；Ls=Lm+Lls為定子自感，Lr=Lm+Llr為轉子自感，其中，Lm為勵磁電感，Lls、Llr分別為定、轉子漏感；ωr為轉子轉速；D 為微分算子。

假設故障期間機端的穩(wěn)態(tài)電壓幅值為Us1，在t=t0時刻，故障清除，機端的穩(wěn)態(tài)電壓幅值上升至Us2，忽 略 定 子 電 阻，可 得 轉 子 感 應 電 動 勢er為［25］：

式中：H=Us2-Us1；τs=Ls/Rs為定子衰減時間常數(shù)；ωs為同步轉速；sg=（ωs-ωr）/ωs為轉差率。

由于轉差率sg一般很小，當風機處于穩(wěn)定狀態(tài)時，轉子感應電動勢的幅值約為sg倍的定子側電壓。在故障清除后，定子側電壓迅速升高，定子磁鏈不能突變，在故障清除后會使得定子磁鏈出現(xiàn)暫態(tài)量，從而使得轉子感應電動勢出現(xiàn)衰減的自由分量增量。此時，若雙饋風機無法提供足夠的勵磁電壓，將導致轉子側電流過大，對換流器造成危害。因此，要求風機、無功補償裝置在故障期間能夠快速補償無功缺額，實現(xiàn)低電壓穿越；而在故障清除以后，則能夠快速降低發(fā)出的無功功率，防止出現(xiàn)無功過剩問題，避免高電壓穿越問題的產(chǎn)生。

2 雙饋風電場的無功分配方式

2.1 風機與SVG 的無功分配方式

一般情況下，風電場均會配備無功補償裝置。因其投資建設成本較大，現(xiàn)有對無功功率分配的理論研究中多采用將SVG 作為備用無功補償?shù)姆峙浞绞剑?6-27］，這種分配方式可一定程度上減小SVG 的配置容量，從而減少建設成本?？紤]風電場的經(jīng)濟性，為充分調用雙饋風機自身的無功補償能力，將無功功率優(yōu)先分配給雙饋風機，當系統(tǒng)的無功需求Qref小于雙饋風機可發(fā)出的無功功率時，Qref由雙饋風機自身提供。否則，SVG 與雙饋風機共同進行無功補償。

2.2 風機轉子側換流器與網(wǎng)側換流器的無功分配

為了更好地實現(xiàn)風機的故障穿越，充分發(fā)揮雙饋風機自身的無功補償作用，有必要討論雙饋風機的無功出力能力，即轉子側換流器無功出力與網(wǎng)側換流器的無功出力。

2.2.1 轉子側換流器控制的定子側無功極限

由于轉子側換流器采用定子磁鏈定向的矢量控制，由式（1）進一步變換可得dq坐標系下轉子電流與定子功率之間的關系為：

式中：ird、irq分別為轉子電流的d軸分量與q軸分量；us為定子電壓幅值。

由于電力電子器件的過流能力有限且轉子側變流器的過電流能力有限，雙饋風機定子側輸出的功率有限，不能為任意值，即有

式中：Irmax為轉子側變流器允許的最大電流值；ir為轉子電流幅值，有=+。

因此，定子側輸出的無功功率的最大值Qsmax與最小值Qsmin可表示為：

2.2.2 網(wǎng)側換流器的無功極限

雙饋風機的網(wǎng)側換流器采用的是電壓型換流器，在風速波動或發(fā)生故障時，可以通過控制網(wǎng)側換流器使其與系統(tǒng)有無功功率的傳送，可以發(fā)出或者吸收無功功率。但是由于電力電子器件容量的限制，網(wǎng)側換流器輸出的無功功率不能無限大，受到變流器最大容量的限制。假設網(wǎng)側換流器中的電力電子器件的最大功率容量為Scmax，則：

由于網(wǎng)側換流器的有功功率Pc與轉子有功功率Pr相等，即Pc=Pr=sgPs，則式（6）可變?yōu)椋?/p>

由式（7）可知，網(wǎng)側變流器的無功出力主要與定子側的有功功率、轉差率及網(wǎng)側變流器的容量有關。換流器容量一般為0.2～0.3 p.u.，小于風機的額定容量，因此，網(wǎng)側換流器的無功補償能力小于轉子側換流器控制的定子無功調節(jié)能力。

根據(jù)上述分析，定子側的無功極限要大于網(wǎng)側的無功極限，其無功調節(jié)能力大。由于定子側的無功功率是通過控制轉子側換流器得到，轉子側無功功率的大小與轉差率有關，定子側優(yōu)先出力可減少功率變換器所處理的功率。因此，對雙饋風機進行無功功率分配時，應優(yōu)先利用轉子側變流器控制定子為系統(tǒng)提供無功功率。

綜上所述，系統(tǒng)進行無功功率分配時，首先將其分配給風機的轉子側換流器，其次分配給風機的網(wǎng)側換流器，最后分配給SVG。后續(xù)無功補償策略設計時需參考該分配方式。

3 雙饋風機與SVG 的無功補償動態(tài)響應特性分析

風電場的無功支撐是由雙饋風機與SVG 共同提供，按照本文確定的無功出力順序，對轉子側換流器、網(wǎng)側換流器以及SVG 的無功補償響應速度進行分析。在自動控制理論中，系統(tǒng)的控制帶寬能夠反映系統(tǒng)的跟蹤速度，可通過系統(tǒng)的閉環(huán)傳遞函數(shù)的幅頻特性曲線得到。由自動控制理論中的推導可知，對于一、二階系統(tǒng)，單位階躍響應的速度與控制帶寬成正比，對于任意階次系統(tǒng)，這一規(guī)律仍然成立，若系統(tǒng)的帶寬擴大λ倍，系統(tǒng)的響應速度則加快λ倍［28］。因此，對轉子側換流器、網(wǎng)側換流器及SVG的控制帶寬進行分析。

3.1 雙饋風機的無功補償動態(tài)響應分析

雙饋風機轉子側換流器與網(wǎng)側換流器的功率方程與數(shù)學模型見附錄A 式（A1）至式（A4）。通過對轉子側換流器與網(wǎng)側換流器的控制策略分析，可得到兩側換流器的無功功率控制系統(tǒng)的框圖見附錄A圖A1。由此可得到轉子側換流器與網(wǎng)側換流器的無功控制系統(tǒng)的閉環(huán)傳遞函數(shù)Gs（s）與Gc（s）分別為：

其中

式中：s為復變量；kp1s與ki1s、kp2s與ki2s分別為轉子側換流器無功控制的外環(huán)、內環(huán)比例與積分參數(shù)；kp1c與ki1c、kp2c與ki2c分別為網(wǎng)側換流器無功控制的外環(huán)、內環(huán)比例與積分參數(shù)；σ=1-/(LsLr)為電機漏磁系數(shù)；RT和LT分別為網(wǎng)側變流器交流側的等效電阻和等效電感；Us為定子電壓幅值；Em為網(wǎng)側電壓幅值。

由于定子漏感相比于勵磁電感來說很小，因此Lm/Ls≈1。比較兩個傳遞函數(shù)可知，在雙閉環(huán)控制的比例-積分（PI）參數(shù)相同時，兩者主要區(qū)別在于電流響應環(huán)節(jié)中的電感不同。由于轉子側電流響應需要提供勵磁阻抗，且σLr要大于網(wǎng)側換流器出口的電感LT，由轉子側換流器控制的風機的無功控制帶寬要顯著低于網(wǎng)側換流器的無功帶寬，網(wǎng)側換流器的響應速度更快。有些情況下利用電力電子設備補償無功時將外環(huán)閉鎖，只利用內環(huán)對無功電流進行控制，這種情況依然滿足上述所分析的響應速度特性。由于篇幅限制，本文僅對所有裝置均考慮外環(huán)的情況進行討論，其他情況不再進行詳細推導。

本節(jié)以附錄C 表C1 的數(shù)據(jù)為例，計算相應系統(tǒng)閉環(huán)傳遞函數(shù)的伯德（Bode）圖見附錄A 圖A2。轉子側換流器的控制帶寬為2.24 Hz，網(wǎng)側換流器的控制帶寬為26.2 Hz，網(wǎng)側換流器的控制帶寬約為轉子側換流器控制的風機定子側的控制帶寬的10 倍，根據(jù)自動控制原理可知，網(wǎng)側換流器的響應速度比轉子側換流器所控制的風機定子側約快一個量級。

3.2 SVG 的無功補償動態(tài)響應分析

SVG 作為無功補償裝置，通過電抗器或變壓器與電網(wǎng)相連，在交流側能夠得到幅值和相角都可調的交流電壓，實現(xiàn)無功補償?shù)哪芰ΑＦ涔β史匠膛c數(shù)學模型見附錄A 式（A5）和式（A6）。同理，可得到SVG 的無功控制系統(tǒng)的閉環(huán)傳遞函數(shù)Gc（s）為：

其中

式中：kp1和ki1、kp2和ki2分別為外環(huán)、內環(huán)的比例和積分參數(shù)；Rg和Lg分別為SVG 交流側的等效電阻和等效電感；En為網(wǎng)側電壓幅值。

計算相應系統(tǒng)閉環(huán)傳遞函數(shù)的Bode 圖見附錄A 圖A3。SVG 的無功控制帶寬為24 Hz，與網(wǎng)側換流器的控制帶寬相差不大。

通過上述分析可知，網(wǎng)側換流器與SVG 的無功控制帶寬較為接近，皆高于轉子側換流器控制的風機定子側無功帶寬。這表明，風機定子側輸出無功的響應速度慢于網(wǎng)側換流器和SVG，且由第2 章的分析可知，定子側的無功補償能力最大，在無功支撐時其承擔主要的補償作用。因此，系統(tǒng)在故障清除后因無功盈余而導致的過電壓，主要取決于定子無功的響應速度，后續(xù)無功穿越設計時需對其重點關注。

4 計及保護動作時間的雙饋風電場故障穿越策略

中國對風機低電壓穿越與高電壓穿越的要求見附錄B 圖B1［6］。當并網(wǎng)點電壓在低電壓穿越曲線以下或高電壓穿越曲線以上時，風電機組才允許被切出。

為使風電機組不脫網(wǎng)運行，在低/高電壓穿越中風電機組需要提供無功，其提供的無功電流值（標幺值）見附錄B 式（B1）。低電壓運行時需輸出無功功率，高電壓運行時需吸收無功功率。

4.1 計及風機自身與SVG 無功出力的無功補償策略

系統(tǒng)發(fā)生低電壓故障時，要求風電場有無功支撐能力，系統(tǒng)中的無功功率需求由雙饋風機與SVG共同提供，從而使得并網(wǎng)點電壓穩(wěn)定在安全運行的區(qū)間。在風電場無功需求已知的情況下，研究雙饋風機轉子側換流器、網(wǎng)側換流器與SVG 的無功出力情況。

由第2 章分析可知，優(yōu)先利用轉子側變流器控制定子為系統(tǒng)提供無功，其次用網(wǎng)側換流器提供無功，最后由SVG 提供。當系統(tǒng)總無功需求量Qref低于轉子側換流器的無功功率極限Qsmax時，則全部無功需求由轉子側換流器提供；否則，其提供最大無功功率輸出Qsmax，再由網(wǎng)側換流器提供無功。若網(wǎng)側換流器提供無功極限Qcmax后仍不能滿足系統(tǒng)的無功功率需求，則剩余無功需求由SVG 提供。

但這種分配情況仍存在過電壓的可能，由第3章分析可知，轉子側換流器控制的定子無功控制帶寬要比網(wǎng)側換流器與SVG 的控制帶寬低。因此，在故障清除、電壓恢復的時刻，轉子側換流器的無功出力跟隨其無功參考值的速度較慢。

4.2 計及保護動作時間的無功補償策略

在系統(tǒng)發(fā)生故障后，保護裝置會快速動作于斷路器以清除故障。由前文分析可知，風機轉子側換流器無功出力（指的是轉子側換流器控制的風機定子無功輸出）極限最大，在現(xiàn)有策略中一般作為主要的無功補償元件。但其無功輸出對參考值的跟蹤響應速度慢，在故障清除后無法快速將無功降低到零，是導致系統(tǒng)無功過剩、出現(xiàn)暫態(tài)過電壓的主要原因。

因此，本文提出將風機轉子側換流器無功出力參考進行反時限設計，即離保護動作時間（包含斷路器跳閘時間）越近，轉子側換流器的無功功率參考值越小，剩余缺額分配給網(wǎng)側換流器和SVG。在該設計參考下，風機轉子側換流器無功輸出能夠隨著接近故障清除時刻而逐漸降低，從而保證在故障清除后各無功補償設備的無功出力能夠快速降低（風機網(wǎng)側換流器、SVG 的無功響應速度很快）。此外，考慮到主保護拒動的可能性，需考慮該情況下無功補償與后備保護動作時間之間的協(xié)調配合。若判定出主保護未動作，轉子側換流器無功參考值初始量恢復為無功出力極限值，然后再進行反時限設計。上述的轉子側換流器無功出力參考Qs2max反時限設計可具體表示為：

式中：t=0 為故障發(fā)生時刻，此時風機轉子側換流器的無功出力為Qsmax；tp1為主保護及斷路器動作時間之和（根據(jù)典型值給出）；tp2為后備保護及斷路器動作時間之和。設Qsref、Qcref、Qsvgref分別為風機轉子側換流器、網(wǎng)側換流器及SVG 的無功功率指令值，Qsmax、Qcmax、Qsvgmax分別為轉子側換流器、網(wǎng)側換流器與SVG 的最大無功輸出能力，則計及保護動作時間的無功協(xié)調控制流程如圖2 所示。在tp1時刻判斷主保護是否動作，若檢測到電壓恢復（U≥0.9 p.u.且持續(xù)一段時間tdelay），說明此時主保護動作；否則主保護拒動，按照后備保護動作時間重新進行無功曲線設計。

圖2 計及保護動作時間的無功協(xié)調控制流程Fig.2 Reactive power coordination control process considering protection operation time

與4.1 節(jié)中的無功功率分配策略相比，所提方法同樣優(yōu)先發(fā)揮轉子側換流器的無功輸出能力，但其無功功率參考值進行反時限設計，隨著靠近保護動作時間而逐漸減小。其次，該方法將無功分配給網(wǎng)側換流器與SVG。這種分配方法可以在故障期間使得風機轉子側換流器輸出的無功功率隨時間逐漸減小，網(wǎng)側換流器與SVG 輸出的無功功率增大?？紤]到轉子側換流器無功響應速度慢、網(wǎng)側換流器與SVG 的無功響應速度快，在故障清除后能夠減小系統(tǒng)盈余無功。

雖然在故障清除時刻轉子側的無功功率參考值已經(jīng)為0，但是由于其無功響應速度不是很快，實際仍舊在發(fā)出少量無功功率。因此，考慮在電壓恢復階段對SVG 的無功功率參考值曲線進行設計，使得SVG 在此階段吸收無功功率，從而減小過電壓。具體電壓區(qū)間SVG 無功功率參考值Qsvgref1設計曲線如下：

在低電壓故障階段，SVG 的無功功率參考值按照前面所述的分配方式進行分配；在電壓恢復后，SVG 根據(jù)式（14）吸收更多無功功率，從而更有效地降低過電壓程度。

5 仿真驗證

5.1 仿真模型

為了驗證上文所提出無功補償策略的可行性，本文在實時數(shù)字仿真（RTDS）平臺中搭建雙饋風電場并網(wǎng)系統(tǒng)見附錄C 圖C1，仿真實驗平臺見附錄C圖C2。所建立的仿真模型中，風電場共有60 個1.55 MW 雙 饋 風 電 機 組，220 kV 的 輸 電 線 路L為90 km。在35 kV 母線處并聯(lián)SVG，容量為60 Mvar。

系統(tǒng)具體仿真參數(shù)見附錄C 表C1。在此基礎上，分別對主保護動作、主保護拒動后備保護動作以及考慮保護動作時間不確定性的情況進行仿真，對比驗證了本文所提方法和傳統(tǒng)方法在過電壓抑制方面的性能。

5.2 仿真分析

以下仿真算例中均設定風電場并網(wǎng)高壓送出線路發(fā)生三相短路，故障距離為15 km。

5.2.1 不同無功補償策略的效果對比分析

設定故障時刻為0.4 s，故障后0.1 s 主保護動作以切除故障。為驗證本文設計方法的有效性，將定電壓無功補償、常規(guī)無功分配策略、本文所提無功分配策略進行對比。其中，定電壓無功補償策略為SVG 與雙饋風機網(wǎng)側換流器在故障期間均為定電壓控制［29-30］；常規(guī)無功分配策略為4.1 節(jié)所述依照總無功需求依次分配給轉子側換流器（用于控制定子無功出力）、網(wǎng)側換流器、SVG 進行無功補償；本文所提無功分配策略為計及保護動作時間的雙饋風機與SVG 的協(xié)調控制策略。并網(wǎng)點電壓仿真結果如圖3 所示，直流母線電壓、無功出力與有功出力仿真圖見附錄D 圖D1 至圖D3。

圖3 主保護動作時不同控制策略下的電壓對比Fig.3 Comparison of voltages under different control strategies when main protection operates

1）基于定電壓控制方法仿真分析

如圖3 所示，在定電壓無功補償方式下，故障期間并網(wǎng)點電壓提升至0.760 p.u.，然而在故障清除以后，電壓升高至1.148 p.u.，產(chǎn)生過電壓現(xiàn)象。這是由于在并網(wǎng)點電壓恢復瞬間，PI 控制器的輸入電壓變化量，即參考值與實際值的差值很小，因而PI 控制器的輸出很小，導致無功電流變化不快。在電網(wǎng)電壓恢復瞬間，會使得無功功率出現(xiàn)明顯過沖現(xiàn)象，導致無功功率過剩。

2）雙饋風機與SVG 協(xié)調控制仿真分析

如圖3 所示，采用常規(guī)無功分配策略進行無功補償時，故障清除以后，由于轉子側換流器無功撤回速度過慢，使得系統(tǒng)中有剩余無功功率，電壓升高至1.133 p.u.。由附錄D 圖D2 可知，轉子側換流器所控制的定子無功出力是逐漸增大的，這是因為定子側無功功率的響應速度較慢，最初SVG 所分配到的無功功率值較大，其無功出力先增大。當定子無功出力增大后，分配給SVG 的無功功率將會有所減小，SVG 的無功功率先增大后減小。

3）計及保護動作時間的雙饋風機與SVG 協(xié)調控制仿真分析

如圖3 所示，采用本文所提控制策略時，在故障期間并網(wǎng)點電壓跌落至0.760 p.u.，仍可在故障期間提高并網(wǎng)點電壓，在故障清除后，并網(wǎng)點的電壓最高值為1.043 p.u.。以額定電壓為基準，在故障清除、電壓驟升期間，與定電壓無功補償策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了10.5%；與常規(guī)無功分配策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了9%。

由附錄D 圖D2 對各補償元件的無功出力進行分析可知，本文所提方法能夠使得定子側輸出無功功率有所減小，并且離保護動作時間越近，輸出越小，從而使得分配給網(wǎng)側換流器及SVG 的無功功率增大，因其無功響應速度快，有效減小了因轉子側換流器的無功響應速度慢而引起系統(tǒng)無功功率的盈余。在故障清除后的高電壓階段，SVG 根據(jù)其無功參考值能夠吸收一定的無功功率，抑制了過電壓。由圖D1 可知，本文所提策略在故障清除后也可有效抑制直流母線電壓的過電壓。

5.2.2 保護拒動時不同無功補償策略的效果對比分析

設定故障時刻為0.4 s，故障后0.1 s 主保護拒動而未切除故障，經(jīng)過0.4 s 后線路后備保護動作，故障被切除，故障總持續(xù)時間為0.5 s。并網(wǎng)點電壓仿真結果如圖4 所示，直流母線電壓、無功出力與有功出力仿真圖見附錄D 圖D4 至圖D6。

圖4 后備保護動作時不同控制策略下的電壓對比Fig.4 Comparison of voltages under different control strategies when backup protection operates

如圖4 所示，采用3 種策略時，故障期間并網(wǎng)點電壓均可提升至0.763 p.u.左右，在低電壓階段的無功補償能力基本一致。本文所提方法在故障清除以后可使得并網(wǎng)點電壓最高值為1.031 p.u.，以額定電壓為基準，與前兩種策略相比，并網(wǎng)點電壓分別降低了11.7%和9.7%，有效地抑制了過電壓現(xiàn)象的發(fā)生。

如附錄D 圖D5 所示，對各補償元件的無功出力進行分析可知，線路故障時間持續(xù)0.1 s 后，主保護應動作跳開，但在某些原因而導致保護拒動的情況下，需要后備保護動作切除故障，從而保證系統(tǒng)的安全。采用本文所提策略，線路故障時間持續(xù)0.1 s 后主保護拒動。此時，轉子側換流器的無功功率參考值已變?yōu)?，其控制的定子實際無功出力減小。但此時故障依舊存在，為了保證風機的低電壓穿越，仍需要定子側提供無功功率。因此，令轉子側換流器的無功功率參考值變?yōu)槠錈o功極限值，實際控制定子無功出力增加，又為了減小其響應時間過慢而導致的無功盈余，離后備保護動作時刻越近，其輸出的無功功率逐漸減小，剩余無功需求分配給網(wǎng)側換流器與SVG，在此情況下仍可以減小無功盈余。

5.2.3 考慮保護動作時間不確定性時不同無功補償策略的效果對比分析

本文所提方法按照主保護與后備保護的動作時間分別為0.1 s 與0.5 s 進行無功功率參考值曲線的設計?？紤]到實際中保護和斷路器的動作時間有一定的不確定性，在本文提出方法中若檢測到電壓上升，即保護動作故障清除，此時會使得轉子側換流器、網(wǎng)側換流器的無功功率變?yōu)?，令SVG 按照式（14）所示給定無功功率參考值。此時，盡管保護動作時間（包含斷路器動作時間）有一定的不確定性，但本文所提方法仍對過電壓限制的抑制有一定的效果。

1）故障后經(jīng)0.09 s 保護動作時的仿真分析

設定故障時刻為0.4 s，經(jīng)過0.09 s 保護動作切除故障，對3 種策略進行仿真驗證，并網(wǎng)點電壓仿真結果如圖5 所示，直流母線電壓、無功出力與有功出力仿真圖見附錄D 圖D7 至圖D9。如圖5 所示，采用本文所提方法時，在故障清除后，并網(wǎng)點的電壓最高值為1.045 p.u.。以額定電壓為基準，在故障清除電壓驟升期間，與定電壓無功補償策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了10%；與常規(guī)無功分配策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了8.6%。如圖D8 所示，盡管在故障清除時刻轉子側換流器的無功功率參考值并沒有降低至0，但在故障期間其無功功率的輸出相比于常規(guī)無功分配策略也是有所減小的，且在故障清除時刻會將其參考值設置為0，對過電壓現(xiàn)象也會有所抑制。

圖5 動作時間為0.09 s 時不同控制策略下電壓對比Fig.5 Comparison of voltages under different control strategies with operation time of 0.09 s

2）故障后經(jīng)0.3 s 保護動作時的仿真分析

設定故障時刻為0.4 s，經(jīng)過0.3 s 保護動作切除故障，對3 種策略進行仿真驗證，并網(wǎng)點電壓仿真結果如圖6 所示，直流母線電壓、無功出力與有功出力仿真圖見附錄D 圖D10 至圖D12。

圖6 動作時間為0.3 s 時不同控制策略下電壓對比Fig.6 Comparison of voltages under different control strategies with operation time of 0.3 s

如圖6 所示，采用本文所提方法時，在故障清除后，并網(wǎng)點的電壓最高值為1.062 p.u.。以額定電壓為基準，在故障清除電壓驟升期間，與定電壓無功補償策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了8.4%；與常規(guī)無功分配策略相比，并網(wǎng)點電壓降低了7%。如附錄D圖D11 所示。在此仿真算例中，保護動作時間為0.3 s。此時，定子無功功率參考值已隨著保護動作時刻的接近逐漸減小，在故障清除時刻，按照無功功率參考值設計曲線，其參考值雖未減小至0，但檢測到電壓上升后立刻使其參考值切換為0。相比于常規(guī)控制策略，其定子側實際輸出的無功功率仍是有所減小的。此時，對于減小系統(tǒng)故障清除后的盈余無功功率的問題仍有所改善。

綜上，本文所提方法在保護動作時間不確定的情況下，依然有較好的抑制過電壓現(xiàn)象發(fā)生的作用，有一定的魯棒性。

需要指出的是，本文所提方法是針對故障程度不是很深的情況，主要解決的是抑制故障清除后的暫態(tài)過電壓問題，嚴重故障階段下的故障穿越問題（屬于低電壓穿越問題）不是本文研究的重點。若系統(tǒng)發(fā)生嚴重故障，雖然仍可以提高低電壓穿越能力，但此時系統(tǒng)所提供的最大限度無功功率值無法滿足風電機組的低電壓穿越需求，這種情況下需要與硬件電路相配合，如增加撬棒電路、直流側卸荷電路等。

6 結語

風電場并網(wǎng)線路故障以后，除了故障期間的低電壓穿越問題，在故障清除以后由于電力電子設備的響應延時，還會導致過電壓問題。本文在雙饋風電場并網(wǎng)系統(tǒng)不同無功補償設備（主要包括雙饋風機的轉子側換流器、網(wǎng)側換流器以及SVG）無功補償極限和動態(tài)響應速度分析的基礎上，提出了計及無功補償設備動態(tài)響應能力及保護動作時間的無功補償協(xié)調配合策略。主要結論如下：

1）為充分發(fā)揮雙饋風機的無功補償能力，減小對附加無功補償裝置的需求，在故障期間需要轉子側換流器和網(wǎng)側換流器提供無功功率。其中，轉子側換流器控制的定子無功補償能力強，但響應速度較慢；網(wǎng)側換流器無功補償能力弱，但響應速度快，與SVG 無功補償響應時間在一個量級。

2）提出了計及線路主后備保護動作時間的雙饋風機與SVG 的無功協(xié)調控制策略。故障發(fā)生以后，將系統(tǒng)的無功需求優(yōu)先分配給風機轉子側換流器，其補償無功參考值隨著故障發(fā)展時間按反時限下降進行設計。剩余的無功缺額先后分配給風機網(wǎng)側換流器和SVG。此外，在電壓抬升以后，SVG 吸收剩余的無功功率。

3）本文所提方法充分考慮了不同無功補償設備的補償能力和響應速度，通過與保護動作時間的協(xié)調配合，在保證故障期間實現(xiàn)低電壓穿越的前提下，充分考慮無功補償設備的響應傳遞延時，通過無功補償參考值的預先調整，實現(xiàn)故障清除后無功出力的快速降低。此方法屬于預防控制策略，抑制了無功過剩導致的暫態(tài)過電壓，降低風電機組的高電壓脫網(wǎng)風險。

本文針對故障跌落程度不是很深的情況，未考慮嚴重故障下的故障穿越問題，下一步研究將考慮在嚴重故障情況下與硬件電路如撬棒電路等配合的雙饋風電場故障穿越策略。

附錄見本刊網(wǎng)絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡全文。