双馈风力发电机组并网特性与安全运行控制策略研究

任小勇（酒泉职业技术大学，甘肃 酒泉 735000）

任小勇（1982.4），男 汉族 甘肃张掖人 学历：本科 职称：教授，从事新能源发电技术研究

摘要：随着风力发电机组的单机容量不断增加，双馈型风力发电机市场份额越来越多，双馈发电机（DFIG）变流时的容量小，在运行过程中效率比较好，总的经济性能较好。是现在陆地风电场的主流机型。但是双馈风机运行过程中定子直接并网，转子需要经过变流器接入拓扑结构，这样就导致风力发电机组对电网的扰动比较敏感，当机组的电压出现波动。电压电路，功率异常等情况下容易出现，过电流、过电压，脱网等情况，严重影响电网的安全平稳运行。为了解决双馈风力发电机组在运行过程中，对电网的冲击大，低电压穿越能力弱，运行不稳定等问题。本文中通过建立双馈风力发电机组的数学模型，分析机组相关问题的原因，提出一种柔性并网方式为解决双馈机组并网冲击大、低电压穿越能力不足、运行稳定性差等问题。通过优化机组控制暂态冲击，结合机组控制方式的改变与直流卸荷电路共同协同高低电压故障穿越，增加阻尼控制，减少机组并网过程中的振荡。搭建仿真模型，用MATLAB/Simulink进行仿真，对比分析传统模式与所提出的控制策略两种情况下，电网的并网特性，故障时的响应速度。仿真结果表明：本文中提出的控制策略方式可以有效降低机组并网时的冲击电流，电压发生跌落时机组不脱网能继续运行，功率抑制效果明显，有效提升大幅提升机组的电压跌落工况下机组无脱网运行，功率振荡抑制效果显著，大幅提升双馈机组并网适配性与安全运行能力。

关键词：双馈风力发电机组；并网特性；安全运行；控制策略

中图分类号：TM315

0引言

在“双碳”背景下，我国风电装机容量越来越大，风力发电已经成为当下可再生能源发电的核心支撑。双馈风力发电机组调速范围宽，风能利用率高，变流器技术比较成熟，价格比较低，占据风机装机容量的75%以上，是现在市场最主流的机型之一。

传统的同步发电机的定子直接与工频电网耦合，转子通过背靠背变流器实现励磁与功率进行调节，电力电子变频技术明显，机组没有惯性支撑，电网发生波动时抗干扰能力较弱，一当出现电压跌落，频率偏移等波动时，风力发电机组容易出现转子侧过电流，直流母线过电压，功率发生振荡等问题，很容易引起风力发电机组脱网等停机事故的发生，影响发电效率及机组的安全稳定运行。

目前国内外专家学者针对双馈风力发电机组并网与安全运行开展了大量的研究工作，文献^[1]对转子侧的矢量控制进行优化，改变了机组的稳定性，提高了机组的并网精度；文献^[2]采用单一撬棒电路，当电网电压突然跌落时，能够实现低电压穿越，但是在保护后容易出现机组失控，连续并网性能较差等问题；文献^[3]增加阻尼控制器抑制同步振荡次数，但是没有把并网过程中的暂态冲击电流和风机发生故障时的稳定运行需求，只是研究了单一工况的运行情况，缺乏对并网过程中的暂态冲击电流和风机发生故障时的稳定运行协同控制，理论建模与仿真验证结合的深度不够。

针对上述问题，本文对双馈风力发电机组进行研究，通过建立双馈风力发电机组的电磁数学模型和并网控制模型，发现并网过程中的暂态冲击电流与电网失效故障原理，提出了能够柔性并网，实现故障穿越，振荡抑制等多协同控制机组的控制策略方式。通过仿真验证所提出的策略在风机运行过程中的并网稳定，故障暂态，功率发生扰动工况下的运行性能，为双馈风力发电机组安全稳定并网运行提供技术参考。

1 双馈风力发电机组数学建模与运行机理

为准确分析双馈风力发电机组的并网特性，基于双馈风力发电机的多绕组耦合理论，将三相静止坐标系下的双馈风力发电机组模型的交流矢量经派克变换，转换为同步旋转d-q坐标系模型，减少三相交流电的时变特性，能够实现模型结构简单化^[4-6]。在建模过程中发电机的磁滞损耗、涡流损耗都可以忽略不计，并假设发电机磁路线性对称。

1.1 电压方程

在同步旋转坐标系下，双馈风力发电机的定、转子电压方程如式（1）、（2）所示：

（1）

   （1）

（2）

式中，，为定子旋转轴的d，q的轴电压，，为转子d，q轴电压；分别是发电机的定子和转子d，q的轴电流；为发电机定子和转子的绕组；为电网的角速度；是转子的转差角速度；是发电机的定子和转子的磁链分量。

1.2双馈风力发电机的磁链方程表达式

发电机定子和转子由绕组自感和互感相互耦合形成，解耦后的电机磁链方程为：(3)

方程中，为发电子定子和转子的等效电感；为发电机的定转子互感，是机电能量耦合系数。

1.3 发电机的功率方程

根据风力发电机的电压和电流解耦关系，推导出发电机定子的输出有功功率和无功功率方程为：

（4）

风力发电机的转子侧的变流器交换的功率由电机的转差率决定，可以实现电机的亚同步，同步，超同步三种工况变速变频运行，这就是双馈风力发电机组在宽风速范围内高效发电的原因。

1.4 变流器控制模型

双馈风力发电机的背靠背变流器由转子侧（RSC）与网侧（GSC）组成，在控制过程中采用双闭环PI矢量控制。电子转子侧RSC以风力发电机组的功率解耦控制为核心，实现最大风能捕获，提升发电效率；网侧GSC以直流母线电压的稳定、并网电能质量优化为控制目标，实现最优控制。网侧（GSC）变流器控制方程为：

（5）

式中：为直流母线电压的参考数值和实际测得的数值；是电网侧的滤波电感；为PI控制器的参数。

2 双馈风力发电机的并网风险与故障原因分析

2.1 并网暂态冲击原因

风力发电机组在并网合闸的瞬间，假如发电机定子电压与电网的电压在幅值、相位、频率不同步，存在一定的偏差，并网过程中瞬间会产生电磁功率差，引起定子发生较大的冲击电流与转子暂态过流。传统的直接并网方式控制的同步精度较低，调节有滞后性，并网过程中电流畸变严重，电网的冲击电流可达额定电流的1.5——2.5倍，如果不加以制止，长时间冲击会加速绕组绝缘老化、损伤变流器相关器件，同时引发电网功率振荡，电网不稳定。

2.2 电压跌落故障原因

电网在运行过程中发生短路，负荷突然增加引发的电压跌落是双馈风力发电机组最频发故障。由于双馈风力发电机是定子直接并网，电网电压的突然波动会导致发电机定子磁链突变，突变后会产生衰减暂态磁链分量，磁链分量通过电磁耦合在转子绕组感应出幅值较大的暂态电动势。发电机转子绕组阻抗相对较小，会导致转子电流急剧增加，转子过流严重；同时转子过剩的功率向直流母线充电，母线电压突然急剧超限，容易击穿电容与电力电子器件。传统的控制模式发电机组会触发保护跳闸，造成突出性的机组脱网。

2.3 风力发电机组弱电网振荡原因

风电场由于地理位置原理，一般都与电网距离较远，线路的阻抗值大，短路频率低，是典型的弱电网。双馈风力发电机组的电力电子控制环路与电网阻抗存在一定的动态耦合，一旦控制范围有限时会引发同步振荡，发电机的端电压、功率持续会发生低频波动，不能快速衰减，严重时会引发大批量风机脱网。

3 多主体协同安全控制策略的设计

针对上述双馈风力发电机组在并网与运行中存在的问题，本文设计“一种柔性并网优化+复合低电压穿越+振荡阻尼抑制”多主体协同控制策略，来确保风力发电机组平稳并网、发生故障时能够持续运行，提高发电效率，确保风力发电机的安全稳定运行。

3.1 一种自适应柔性并网控制方式

本文中放弃传统控制中固定参数的同步控制，采用模糊自适应PID控制算法实时修正同步转速的参数。在并网准备阶段，根据情况动态调节风力发电机转子励磁电流，时刻校准发电机定子电压与电网电压的幅值、相位、频率偏差；在风力发电机组并网的暂态阶段，通过增加冲击抑制环节，来抵消电磁暂态的分量，实现平稳并网。该控制策略可以适应风速波动频繁，电网参数变化等各种现象的并网问题，可以彻底结局刚性并网过程中存在的各类问题。

3.2 分级复合故障低电压穿越控制策略

风力发电机组在运行过程中，经常会发生电压跌落等故障，如果机组出现故障时，你采取相应的措施进行补救，很容易出现触发自身的保护动作自动脱网，不仅影响了风力发电机组的发电效率，还影响了电网的支撑能力，从而影响故障对电网的影响，在实际运行过程中，电压故障引起的跌落深度，持续时间经常不同，对电压影响程度的差异性也很大，对风力发电机组的变流系统变流器和保护系统的影响也不一样，所以说，不能简单地用一种方式和策略来对应相应的故障，而需要根据发电机并网过程中存在的电压故障的不同等级，设计分级控制策略，从根本上解决脱网失控问题：

当风力发电机组出现低电压穿越过程中主要面临的突出问题是，机组故障时候电磁功率与机械功率的不平衡。电网电压跌落时，发电机的电磁转矩随电压的平方关系快速下降，但风力发电机组的机械转矩在短时间内保持不变，就会发生失衡，使转子转速迅速上升，发电机会出现超速的风险。与此同时，发电机定子端电压降低后，转子侧的变流器为了确保励磁和功率的平衡，转子侧的电流会急剧增加，会造成过流的情况；直流侧的电容因快速的功率突变传递不平衡，冲入过剩的能量，直流母线的电压上升，会影响直流电容和功率器件的安全性。这些问题都是低电压穿越必须解决的核心问题，解决的方式主要看故障的严重程度，同时，电网对风力发电机组的低电压穿越也提出了相应的要求，机组出现故障时还要能够确保上网，并且能够持续向电网输送无功支撑，无功电流的增加应随跌落深度的增加而增加，帮助电网尽快回复跌落的电压，这就要求低电压穿越不只是保护机组的自身安全，还要负责电网电业的支撑，分级复合策略正是围绕这两方面开展的。

（1）轻度电压跌落（0.7—0.9pu）：当电网电压跌落不明显的时候，跌落后的电压维持在额定电压的0.7—0.9倍时，机组的变流器以及功率器件还在可承受的范围内，不需要投入撬棒、卸荷等硬件保护电路，只需要优化变流器的软件，就可以完成低电压穿越。通过增加无功功率来支撑电网电压恢复，保证风力发电机组正常并网发电；

（2）深度电压跌落（<0.7pu）：当电网电压跌落比较明显，跌落后的电压维持在额定电压的0.7倍以下时，在电路中增加撬棒电路来限制转子过流现象，同步启动在直流侧装的卸荷电路来消耗母线过剩的能量，减小过压；通过控制，当故障消除恢复后，自动退出硬件保护电路。切换到常规的控制模式，确保风力发电机组平稳安全稳定并网。

3.3 阻尼振荡抑制控制策略

在风力发电机组的网侧变流器控制环路中增加次同步阻尼控制电路，该电路可以实时采集功率振荡信号，采集信号后通过阻尼调节指令修正无功功率，抵消电网中的振荡能量，削减电网中的耦合振荡功率，提升风力发电机组的弱电网适配性。确保风力发电机组连续并网。

4 仿真建模与结果分析

4.1 仿真模搭建

基于MATLAB/Simulink搭建2.0MW双馈型风力发电机组并网仿真模型，模型主要包括模拟风速、风力发电机的传动系统、双馈发电机、背靠背变流器、控制模块、电网模块等，仿真参数如表1所示。

表 1仿真模型核心参数

参数名称	参数数值	参数名称	参数数值
额定功率	2.5MW	定子电阻Rs	0.020Ω
额定电压	690V	转子电阻Rr	0.016Ω
直流母线电压	1160V	互感Lm	3.0H
电网频率	50Hz	定转子自感	0.13H

在三种典型工况下进行仿真：①常规并网工况，传统控制与多主体协同安全控制策略的并网冲击特性进行对比；②遇到电网电压跌落时的故障工况，验证发生故障时的故障穿越能力；③出现弱电网扰动工况，测试振荡抑制效果。

4.2 并网暂态特性仿真分析

2.5MW双馈型风力发电机组并网暂态特性仿真如图1所示，传统刚性连接并网方式与本文中提出的柔性并网策略的定子电流、有功功率波形对比如下：从图中可以看出传统刚性连接并网的机组在并网瞬间（0.5s）出现大幅电流冲击，最大值达到1.8倍额定电流，并且有功功率调节时间长，振荡幅度大、1s后才逐渐趋于稳定；但柔性并网策略在机组并网过程中冲击电流小、有功功率平滑过渡，无超调，并网稳态精度显著提升。仿真结果证明，所提出的柔性控制策略可彻底抑制风力发电机组并网暂态扰动，实现风力发电机组平稳并网，提升发电效率。

图1 2.5MW双馈型风力发电机组并网暂态特性仿真对比

4.3 电压跌落故障仿真分析

电压跌落故障仿真如图2所示，从图中可以看出，在仿真过程中，假设0.6s时电网电压跌落至0.5pu，持续0.4s后恢复到原电压。传统单一Crowbar保护动作后，风力发电机组失去励磁控制，有功功率和无功功率突然下降，脱离电网，当故障恢复后有功功率和无功功率存在二次波动；本文柔性复合控制策略在电压跌落瞬间能够快速限制转子过流、稳定直流母线电压，确保风力发电机组持续输出无功功率支撑电网恢复，在电压跌落的过程中不会出现脱网、停机，风力发电机组的故障穿越性能较好。当故障恢复后，风力发电机组功率迅速回到稳态状态，动态响应速度较快，响应速度优于传统控制策略。

图2 电压掉落故障下机组暂态响应对比

4.4 弱电网振荡抑制仿真分析

弱电网振荡抑制仿真分析如图3所示，从图中可以看出，在弱电网工况下，传统单一Crowbar控制的风力发电机组并网后出现持续性低频功率振荡，电压波形畸变比较明显，不能稳定运行；加入阻尼抑制策略后，风力发电机组振荡在0.3s内就能够快速衰减，发电机的端电压、有功功率在并网过程中平稳运行，并且无波动，解决了弱电网适配性差、次同步振荡频发的问题，大幅提升了风力发电机组对复杂电网工况的适应能力，确保风力发电机组的运行效率。

图3弱电网工况下机组振荡抑制比

5 结论

本文针对双馈风力发电机组在并网过程中，因刚性并网对电网的扰动较大、故障耐受能力不强、弱电网运行过程中不稳定等问题，提出柔性控制策略，通过建模分析、原因分析、策略设计、仿真验证完成得出以下结论：

（1）双馈型风力发电机组定子直接并网的拓扑特性导致风力发电机组对电网扰动影响较大，在并网过程中会受到电磁冲击、电压跌落时会引发机组过流过压的故障、弱电网阻抗耦合振荡是制约机组安全运行的核心因素；

（2）所设计的柔性并网控制策略可以有效抑制风力发电机组在并网瞬间电流与功率的冲击，确保风力发电机组平稳并网，提高风力发电机组的并网稳态运行的精度；

（3）加入阻尼抑制策略后，解决了弱电网适配性差、次同步振荡频发的问题，大幅提升了风力发电机组对复杂电网工况的适应能力，确保风力发电机组的运行效率。

参考文献

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