电网电压不平衡下双馈型风电场可控运行区域及其控制策略

电 工 技 术 学 报

TRANSACTIONS OF CHINA ELECTROTECHNICAL SOCIETY

Vol.31 No. 20

Oct. 2016

电网电压不平衡下双馈型风电场 可控运行区域及其控制策略

姚 骏1 郭利莎1 陈知前2 周 特1

（1. 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室（重庆大学） 重庆 400044

2. 国家电网四川电力公司达州供电公司 达州 635000）

摘要 电网电压不平衡条件下，双馈感应发电机（DFIG）风电机组实现电磁转矩无脉动等不同传统控制目标时所需要的负序电流幅值不同。结合电网电压不平衡条件下电网侧变换器（GSC）与转子侧变换器（RSC）实现各传统控制目标时所需的负序电流幅值，通过详细分析等值DFIG风电场GSC与RSC的输出负序电流能力，得到基于不同电网电压不平衡度和系统有功出力的DFIG风电场可控运行区域。以该可控运行区域为基础，提出电网电压不平衡条件下DFIG风电场的多目标协制策略，即根据电网电压不平衡度及系统有功出力选择或切换系统最优控制目标，进而改善不平衡电压下DFIG风电场的运行能力及所并电网的电能质量。仿真与实验结果验证了所提方案的可行性。

关键词：电网电压不平衡 风力发电 双馈感应发电机 风电场 可控运行区域 中图分类号：TM614

Control Strategy of Doubly-Fed Type Based Wind Farm and

Its Controllable Operation Area under Unbalanced

Grid Voltage Condition

Yao Jun1 Guo Lisha1 Chen Zhiqian2 Zhou Te1

（1. State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology

Chongqing University Chongqing 400044 China

2. State Grid Sichuan Electric Power Company Dazhou Electric Power Supply Company

Dazhou 635000 China）

Abstract Under unbalanced grid voltage conditions, doubly-fed induction generator (DFIG) based wind power generation system requires different amplitude negative-sequence current to achieve different control targets, such as zero pulsation of the electromagnetic torque. Combined with the required negative-sequence current of traditional control objectives during network unbalance, this paper analyzed the output capabilities of the negative-sequence current by the grid-side converter (GSC) of DFIG and rotor-side converter (RSC). Then the controllable operation area of DFIG-based wind farm was achieved, based on the degree of grid voltage unbalance and the active power output. Thereafter, this paper proposed a multi-objective coordinated control strategy of DFIG-based wind farm under unbalanced grid voltage conditions. That is, the optimal control target could be selected according to the degree of grid voltage unbalance and active power output, which further improves the operation performance of DFIG wind farm and the grid-tied power quality. The simulation and experimental results verify the proposed scheme.

国家自然科学基金（51477016）和高校基本科研业务费重点项目（106112015CDJR155516）资助。 收稿日期 2015-10-23 改稿日期 2016-02-23

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电 工 技 术 学 报 2016年10月

Keywords：Unbalanced grid voltage, wind power generation, doubly-fed induction generator, wind farm, controllable operation area

0 引言

随着能源危机与环境问题的日益突出，可再生能源的开发及其利用技术得到迅猛发展，风能因其巨大的储量及较低的发电成本等优势，正受到世界各国越来越多的关注。由于双馈感应发电机（Doubly-Fed Induction Generator, DFIG）风电机组具有交流励磁容量小且功率解耦控制等优点，使其在大容量风电场中得到了广泛应用[1-3]。然而，我国风电场的接入点通常为电网结构较为薄弱的电力系统末端，负荷的不平衡及线路阻抗的不对称等因素都将使得风电场的并网端电压出现不平衡现象[4,5]。不平衡电网电压会导致与电网直接相连的DFIG定子侧输出较大的负序电流，进一步引起发电机电磁转矩及风电场输出功率的二倍频脉动，严重威胁风电场的安全稳定及所并电网的电能质量[6]。

目前，已有大量文献对电网电压不平衡条件下DFIG风电机组的运行方式及其控制策略进行了研究[5-13]。文献[6-8]提出电网电压不平衡故障期间通过控制DFIG风电机组电压、电流分量以实现抑制发电机定子侧功率波动或电磁转矩波动的控制策略，保证了DFIG风电机组的稳定运行，但上述方案忽略了直流母线电压波动和并网电流负序分量对所并电网电能质量的影响。在此基础上，文献[9]通过增加串联网侧变换器，提出电网电压不平衡下串、并联网侧变换器的协同控制策略，在实现电磁转矩无波动及定、转子电流平衡等多个控制目标的同时，可进一步抑制DFIG系统总输出有功或无功功率波动，增强了电网电压不平衡下系统所并电网的稳定性，但该方案增加了DFIG风电机组的硬件成本。文献[10-12]将静止坐标系下的比例-谐振或同步旋转坐标系下的比例-积分-谐振控制器引入DFIG系统控制中，实现了对多个优化目标的选择控制，增强了DFIG风电机组对电网电压不平衡条件下的整体适应能力。文献[13]提出当电网电压不平衡达到一定程度时，风电场各机组转子侧电流幅值可能超过变流器的设计容量，此时各机组必须降载甚至脱网运行。由此可见，在电网电压不平衡条件下，大规模的DFIG风电场对各控制目标的实现能力受电网电压不平衡度及风电场有功出力影响。当DFIG

运行不同工况时，根据DFIG风电场对各控制目标的实现能力合理选择或切换各控制目标，将可能在一定程度上改善风电场各机组的运行性能并提高风电场所并电网的运行稳定性。

因此，为研究电网电压不平衡条件下DFIG风电场对各传统控制目标的实现能力及各传统控制目标的选择与切换原则，本文进一步对等值DFIG风电场中电网侧变压器（Grid-Side Converter, GSC）与转子侧变压器（Rotor-Side Converter, RSC）的输出负序电流能力进行分析，在确定不平衡电压条件下各控制目标可控运行区域的基础上，提出一种改进的DFIG风电场多目标协制策略。最后，通过仿真和实验验证了电网电压不平衡条件下各控制目标可控运行区域的正确性及所提改进控制策略的有效性。

1 不平衡电压下等值DFIG风电场传统控制

目标

有关DFIG系统在电网电压不平衡条件下的建模及其分析、实现功率二倍频波动抑制等多目标切换的传统控制策略在文献[14,15]中进行了详细研究，本节将直接给出采用传统控制策略的等值DFIG风电场GSC与RSC在正反转双同步旋转坐标轴系下实现各传统控制目标时的负序电流指令。 1.1 不平衡电压下GSC传统控制目标

电网电压不平衡条件下，GSC共有i++

gd+、igq+、i−和i−

gd−gq−四个电流分量作为控制变量，其中，正序电流分量i++gd+、igq+用以实现系统平均有功功率（直

流母线电压）与平均无功功率的解耦控制，负序电

流分量i−−

sd−、isq−共有4个目标可供选择，结合GSC 在电网电压不平衡下的数学模型与瞬时功率表达式，采用d+轴正序电网电压定向时，GSC实现各控制目标的负序电流指令如下。

（1）目标1。消除DFIG风电场总输出电流负序分量，此时GSC负序电流指令为

⎧⎪i−*−gd

−=−isd−⎨ （1）

⎪⎩i−*−i−gq

−=sq−

式中，i−−

sd−、isq−分别为定子负序电流d、q分量。

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姚 骏等 电网电压不平衡下双馈型风电场可控运行区域及其控制策略 183

（2）目标2。消除DFIG风电场输出总有功功率的二倍频脉动，此时GSC负序电流指令为

⎧−+*−+*⎪⎪

i−*2Pscos2usd−igd+gd−=−+−⎨3usd+u−usq−igq+

sd+

++usd+ （2） ⎪⎪i−*2Pssin2usq−−i+*gd+usd−−i+*

gq+

⎩

gq−=−3u+−sd+u+sd++usd+

+式中，Pscos2、Pssin2分别为定子有功功率余弦和正弦 二倍频脉动分量幅值；usd−−

−、usq−分别为定子负序电

压d、q分量；u++*

sd+为定子正序电压d轴分量；igd+、

i+*gq+分别为GSC正序电流d、q分量给定值。

（3）目标3。消除直流母线电压的二倍频波动，当RSC实现电磁转矩二倍频波动抑制时，GSC负序电流指令为

⎧−+*−+*⎪⎪i−*2(Pscos2−PXcos2)usd−iusqgd−=−−gd+−−igq+

⎨3u+

sd+usd++usd++

⎪−+*−+*

（3） ⎪i−*2(Pssin2−PXsin2)−usq−igd++usd−igq+⎩

gq−=−3u+

sd+usd++usd++式中，PXcos2、PXsin2分别为GSC并网电抗器中消耗的有功功率余弦与正弦二倍频波动分量幅值。

（4）目标4。消除DFIG风电场输出总无功功率的二倍频脉动，当RSC选择实现电磁转矩二倍频波动抑制时，GSC负序电流指令为

⎧−+*−+*⎪−*usd−igd+⎪igd−=⎪u++usq−igq++

sd+usd+

⎨

（4）

⎪⎪⎪i−*usq−+*−igd+usd−+*−igq+⎩

gq−=usd+−++usd+对于安装相同机组型号并采用相同控制策略的DFIG风电场，当各机组出力相同时，可建立如图1所示的等值DFIG风电场[16-18]模型。不失一般性，文中选取30 MW等值DFIG风电场作为研究对象。

图1 等值DFIG风电场模型

Fig.1 Model of equivalent value DFIG wind farm

在采用最大风能跟踪控制的DFIG风电场中，其转速与风电场有功出力成正相关，当发电机运行

于次同步状态时，其有功出力较小，实现各控制目标所需要的负序电流幅值较小。同时，考虑到GSC实现各控制目标所需要的负序电流幅值受DFIG电磁转矩的影响较大，故本文仅给出超同步状态下DFIG风电场RSC抑制电磁转矩二倍频波动时，GSC实现各控制目标所需负序电流幅值（以标幺值表示），见表1。仿真系统参数见附录。

表1 GSC实现各控制目标所需负序电流 Tab.1 Required negative-sequence current for different

control targets achieved by GSC

负序电流(pu)

转速(pu)

目标

2% 4% 6% 7%

1 0.014 0.028 0.042

0.01.1

2 0.027 0.052 0.0810.0983 0.029 0.058 0.00.1084 0.011 0.021 0.0310.0351 0.017 0.034 0.052

0.01.2

2 0.033 0.066 0.1020.1233 0.036 0.073 0.1120.1374 0.018 0.033 0.0520.0601 0.020 0.039 0.061

0.0721.3

2 0.040 0.082 0.1240.1513 0.044 0.090 0.1380.169 4 0.026 0.050 0.075

0.095

由表1可以得出以下结论：

（1）DFIG风电场GSC实现各控制目标所需要的负序电流幅值均随电网电压不平衡度及发电机转速的增大而增大。

（2）当DFIG风电场运行于相同工况（相同的电网电压不平衡度及发电机转速）时，GSC实现各控制目标所要的负序电流幅值不同，其中控制目标1与4所需的负序电流幅值较小，而控制目标2与3所需要的负序电流幅值较大。

1.2 不平衡电压下RSC传统控制目标

由电网电压不平衡下DFIG风电系统的数学模

型可知，RSC也有四个电流分量i++−、i−

rd+、irq+、ird−rq−

可供控制，其中，正序电流分量i++rd+、irq+用以实现

DFIG定子侧输出有功与无功功率的解耦控制，负

序电流分量i−i−

rd−、rq−共有4个目标可供选择，当采用d+轴正序定子电压定向时，RSC实现各控制目标的负序电流指令如下。

（1）目标1。消除DFIG定子侧输出有功功率的二倍频脉动，此时RSC负序电流指令为

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⎧−⎪sq−u−+*−+*−*2usd−iusq−irq+⎪

ird−=−

⎨ω−rd+

1Lmusd+−++usd+ ⎪⎪i−*2u−+*− （5） sd−⎩

rq−uiui+*−=−sq−rd+sd−rq+

ω−u+1Lmsd++

+usd+式中，ω1为发电机同步转速。

（2）目标2。平衡DFIG转子侧电流，此时RSC负序电流指令为

i−*−*rd−=irq−=0 （6）

（3）目标3。平衡DFIG定子侧电流，此时RSC负序电流指令为

⎧−

⎪−*usq−⎪

ird−=−

⎨

ω1Lm （7） ⎪⎪i−*2u−⎩

rq=

sd−−

ω1Lm（4）目标4。消除DFIG电磁转矩的二倍频脉

动，此时RSC负序电流指令为

⎧⎪u−−+*−*sdi+*usq

−irq+⎪

ird−=−rd+

⎪u+

++sd+usd+⎨

（8）

⎪−+*−⎪⎪i−*ui+*sq−ird+usd−rq+⎩

rq−=usd+−+usd++由式（6）与式（7）可知，电网电压不平衡下，RSC实现控制目标2与3时所需负序电流大小与正序电流指令无关，即与风电机组的有功出力无关。在电网电压不平衡度小于10%时，其值一般较小，满足变流器电流裕量。而控制目标1与4所需负序电流幅值与风电机组有功出力以及电网电压不平衡度均有关，且根据式（5）与式（8）可知，该幅值与GSC所选控制目标无关，故本文仅给出当GSC抑制直流母线电压波动时，不同不平衡度下RSC实现控制目标1与4所需负序电流的幅值，见表2。

表2 RSC实现各控制目标1与4所需负序电流幅值 Tab.2 Required negative-sequence current for control

targets 1 and 4 achieved by RSC

电流幅值(pu)

转速(pu)

目标

2% 4% 6% 7%

1.1

1 0.01 0.018 0.024 0.02 0.004 0.009 0.015 0.0181.2

1 0.012 0.021 0.027 0.0294 0.005 0.010 0.017 0.0211.3

1 0.013 0.024 0.031 0.0344

0.006 0.012 0.019 0.024

由表2同样得出：①DFIG风电场RSC实现各控制目标所需的负序电流幅值均随电网电压不平衡度及发电机转速的增大而增大；②当DFIG风电场运行于相同工况下时，RSC实现各控制目标所需要的负序电流幅值不同，其中，实现控制目标4所需的负序电流幅值小于控制目标1。

2 不平衡电压下DFIG风电场可控区域及

其控制策略

电网电压不平衡条件下，DFIG风电场的可控运行区域由GSC与RSC负序电流能力共同决定，由于二者输出负序电流能力影响因素各不相同，本节将分别对二者的可控运行区域进行详细分析，并在此基础上提出电网电压不平衡条件下DFIG风电场的多目标协制策略。

2.1 GSC输出负序电流能力及其可控区域

GSC输出负序电流能力主要受其电流容量与直流母线电压。为避免损坏变流器，流经GSC的瞬时电流幅值Ig必须小于最大允许电流Igmax，即

Ig=I+−

g+Ig≤Igmax （9）

故GSC能够输出的电流负序分量幅值最大值Igmax

−

为 I−I+

gmax=Igmax−g （10）

式中，I+g

与Ig−

分别为GSC瞬时电流正、负序分量幅值，其中I+

g与流经GSC的平均有功功率和平均

无功功率有关。由于GSC通常工作于单位功率因数状态，故其有功功率与DFIG系统的转差功率有关。

当直流母线电压一定时，GSC输出的最大交流

电压有限，其峰值为kmUdc，故Igmax

−

还应满足 I

−

kmUdc−Ug+

−Us−

gmax

=

ω （11）

1Lc

式中，km为调制系数，当采用SPWM时km=1/2，

当采用SVPWM时km=1/3；Ug+

、Us−分别为GSC 输出电压的正序分量幅值与定子端电压的负序分量幅值；Lc为进线电抗器电感。

结合式（10）与式（11）可知，GSC输出负序电流能力主要受正序电流分量幅值和负序电压分量幅值影响。在电网电压不平衡时，对工作于单位功率因数下的GSC而言，其输出负序电流能力主要受转差功率和电网电压不平衡度影响。令不平衡度δ 为

=U−=Us−δU+

U （12）

s+

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式中，U+、U−分别为电网电压的正、负序分量。 根据式（10）～式（12）可得DFIG风电场GSC输出负序电流能力如图2所示。图2中，ωr为发电机转子转速。

（a）转速影响 （b）不平衡度影响

图2 GSC输出负序电流能力

Fig.2 Capability of the negative-sequence current

provided by GSC

由图2a可看出，在同步转速时，流经GSC的转差功率最小，此时正序电流分量对输出负序电流能力的影响最小。由图2b可知，在直流母线电压下，其输出负序电流能力随电网电压不平衡度的增大而迅速减小，当电网电压不平衡度升至7.7%时，GSC将无法输出负序电流。

根据GSC输出负序电流的能力以及实现各控制目标所需的负序电流幅值，在风电场有功出力PDFIG和电网电压不平衡度δ 变化的情况下，可分别计算电网电压不平衡条件下DFIG风电场RSC抑制电磁转矩无波动时，GSC实现各控制目标的可控运行区域，如图3所示。

（a）目标1 （b）目标2

（c）目标3 （d）目标4

图3 GSC实现各控制目标的可控运行区域 Fig.3 Controllable operation area of GSC to achieve

different control targets

结合表1与图3可看出，对于运行于相同工况下的风电场，GSC实现各控制目标所需的负序电流幅值不等，各控制目标的可控运行区域也不同。在

选择GSC的控制目标时，应考虑其可以输出足够的负序电流，即当风电场有功出力与电网电压不平衡度满足图3中阴影部分时，所选控制目标可完全实现。 2.2 RSC输出负序电流能力及其可控区域

由于DFIG的定子绕组过电流能力较强，其短时间内所能承受的电流容量远大于由电力电子器件构成的RSC，在不考虑定子绕组电流容量的情况下，RSC输出负序电流能力主要受其电流容量与直流母线电压。同理可得，RSC能够输出的电

流负序分量最大值I−

rmax

为 I−

rmax=Irmax−ksrIr+ （13）

式中，Irmax为RSC最大允许电流幅值；Ir+为RSC 瞬时电流正序分量幅值；ksr为定、转子匝比。

为方便分析，可考虑定子侧输出无功功率为零的情况，则RSC电流正序分量幅值只与定子有功功率有关。若采用标幺值系统表示，则定子电流正序

分量Is-pu

+

为 Is-pu+

=

Ps-pu

U+

（14）

s-pu

当风电场风速在额定风速以下时，为提高风能利用率，DFIG风电场将采用最大风能跟踪控制，忽略机械损耗，式（14）中Ps-pu可表示为

Pkoptw3

r-pu

s-pu=

Popt-pu2

1−s

=1−

ww=koptwr-pu （15）

N-pu−r-pu

wN-pu

式中，s为转差率；kopt为折算比例系数；Popt-pu为

最大风能跟踪时风力机捕获的有功功率。此时Is-pu

+

可表示为 I+s-pu=

Ps-pu

U+

=koptw2

r-pu （16）

s-pu

根据DFIG转子侧电流表达式可得电网电压定向时转子电流的正、负序分量幅值分别为

⎧⎪Ls-puIs-pu

+⎪

Ird+

=−

L⎨m-pu （17） ⎪ψ⎪I+

=−s-pu+

⎩

rq

Lm-pu

故式（13）可进一步表示为

I−rd+2+Irq+2rmax=Irmax−ksrI （18）

同理，当直流母线电压一定时，RSC输出负序电流最大值还应满足

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I

−

kmksrUdc−sUg+

−(2−s)Us−

rmax

=

(2−s)σωksr （19）

1Lc

式中，σ 为漏感系数。结合式（13）与式（19）可知，RSC输出负序电流能力主要受正序电流分量、转差率及负序电压的影响。而由式（16）可知，在最大风能跟踪时，RSC输出正序电流分量及转差率由风速决定。故RSC输出负序电流能力受风电场有功出力变化以及电网电压不平衡度的影响。根据式（16）～式（19）可得，DFIG风电场RSC输出负序电流能力，如图4所示。

（a）电流容量 （b）直流母线电压

图4 RSC输出负序电流能力

Fig.4 Capability of the negative-sequence current

provided by RSC

由图4a可看出，在采用最大风能跟踪控制的DFIG风电场中，随着电机转速的增大，风电场有功出力增大，导致RSC输出负序电流的能力因电流正序分量的增大而减小。而如图4b所示，由于受直流母线电压，RSC输出负序电流能力在同步转速时最强。

对于RSC，当选择控制目标2与3时，RSC对负序电流的抑制能力只受直流母线电压输出交流能力，故其可控运行区域为如图4b中各曲线下方阴影区域。而由式（5）与式（8）可以看出RSC实现控制目标1与4时的负序电流给定值和风电场的有功出力有关，由此需进一步计算得到电网电压不平衡下风电场GSC实现直流母线电压无波动时，RSC

实现控制目标1与4时的可控运行区域，如图5 所示。

（a）目标1 （b）目标4

图5 RSC实现控制目标1与4的可控运行区域 Fig.5 Controllable operation area of RSC to achieve

control targets 1 and 4

不考虑电网电压不平衡度为10%以上区域，结合表2、图4b与图5可看出，当风电场各机组有功出力为额定有功功率及以下时，控制目标2与3均能完全实现，而实现目标1与4时RSC的可控运行区域却不同。与GSC一样，在选择RSC的控制目标时，其所需负序电流幅值必须满足其输出负序电流能力，即需在其可控运行区域内，否则所选控制目标将无法实现。

2.3 不平衡电压下DFIG风电场控制策略

由以上分析可知，当电网电压不平衡达到一定程度时，DFIG风电场实现各传统控制目标时所需的负序电流幅值可能超过其GSC与RSC所能提供的最大负序电流能力，导致这些控制目标无法完全实现甚至不能实现。本节将根据DFIG风电场的可控运行区域，提出一种电网电压不平衡下DFIG风电场的多目标协制策略。

在风电场各机组间无互联通信线条件下，为最大限度优化DFIG风电场的运行性能及其输出电能的质量，综合考虑风电场有功出力及机端电压不平衡度，结合图3与图5所示的各控制目标可控运行区域，提出以下多目标协制策略。

（1）当电网电压不平衡度较低（δ≤3%）时，由图3和图5可知，此时各控制目标的可控运行区域较宽，即DFIG风电场对各控制目标的实现能力较强，DFIG风电场可根据以下原则对各控制目标进行最优选择：①若风电场有功出力较小（PDFIG≤0.8(pu)），GSC可选择实现抑制母线电压二倍频波动以保护直流链电容，RSC可选择实现抑制DFIG电磁转矩二倍频脉动以保护系统中的升速齿轮箱；②若风电场有功出力较大（PDFIG＞0.8(pu)），考虑风电场并网电能质量及其稳定性，GSC选择实现消除风电场总输出有功功率脉动，转子侧仍选择实现

消除电磁转矩脉动。

（2）当电网电压不平衡度较大（δ＞3%）时，DFIG风电场对各控制目标的实现能力受限，此时需根据风电场各控制目标的可控运行区域确定最优控制目标：①若风电场有功出力较小（PDFIG≤0.8(pu)），此时各目标的可控运行区域仍较大，GSC与RSC所选控制目标可与控制策略（1）中的①一致；②若风电场有功出力较大（PDFIG＞0.8(pu)），此时GSC应选择可控运行区域最大的控制目标（最优控制目标），即抑制系统总输出负序电流（平衡总输出电流）以最大程度改善DFIG风电场的运行性能，同理RSC也选择最优控制目标，即实现消除电

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磁转矩二倍频脉动。

3 仿真

为进一步证明DFIG风电场实现各控制目标的可控运行区域及所提多目标协制策略的有效性，在Matlab/Simulink软件中，对不同风电场有功出力与电网电压不平衡度情况下实现各控制目标的等值DFIG风电场进行仿真研究。设定DFIG风电场额定功率为1.0(pu)，变换器容量为0.3(pu)，转速为1.3(pu)时输出总有功功率为1.0(pu)。GSC电流裕度取1.1倍额定电流，仿真系统具体参数见附录。当DFIG风电场有功出力为0.5(pu)、无功功率为0、电网电压不平衡度为3%时（即风电场有功出力与电网电压不平衡度均较低），GSC与RSC实现各控制目标的仿真结果如图6所示。图6中，1.0s～1.4s为RSC抑制电磁转矩二倍频波动时，GSC实现控制目标1～4的仿真波形；1.4s～1.8s为GSC抑制直流母线电压二倍频波动时，RSC实现控制目标

图6 电压不平衡度为3%时DFIG风电场仿真结果 Fig.6 Simulation results of DFIG-based wind farm

with 3% grid voltage unbalance

1～4的仿真波形；1.8s～1.9s为GSC选择实现直流母线电压无脉动且RSC选择实现电磁转矩无脉动时的仿真波形。由图6可见，该工况下的DFIG风电场GSC与RSC输出负序电流能力较强，系统工作于可控运行区内，各控制目标均能完全实现，此时风电场GSC与RSC在1.8s～1.9s可根据本文所提多目标协制策略（1）选择实现最优控制目标。图7给出了DFIG风电场输出有功功率为1.0(pu)、无功功率为0、电网电压不平衡度为6%时（即风电场有功出力与电网电压不平衡度均较高），GSC与RSC实现各控制目标的仿真结果。仿真各时间段（t =1.0s～1.8s）实现的控制目标与图6中一一对应。由图7可以看出，由于DFIG风电场的GSC与RSC输出负序电流能力减弱，同时各控制目标所

需负序电流较大，使得GSC的控制目标1基本可实

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图7 电压不平衡度为6%时DFIG风电场仿真结果 Fig.7 Simulation results of DFIG-based wind farm

with 6% grid voltage unbalance

现，而控制目标2、3与4无法实现。同时，由图7和图l可以看出，RSC无法实现控制目标1，但控制目标2、3与4因可控运行区域较大，故基本可实现。此时，风电场应优先选择具有最大可控制运行区的控制目标，即本文所提协同控制策略（2），GSC选择抑制DFIG风电场总电流负序分量，RSC选择实现抑制电磁转矩二倍频波动，如图7中1.8s～1.9s的仿真波形。

4 实验

为进一步验证DFIG风电场对各传统控制目标可控运行区域研究的正确性及所提DFIG风电场多目标协制策略的可行性，搭建了2kW小功率DFIG风电系统实验平台，系统参数见附录。

图8给出了电网电压不平衡度为3%、有功出

（a）电网电压 （b）电网电流（0～0.20s）

（c）电网电流（2.50s～2.70s） （d）电网电压不平衡度

（e）DFIG总有功输出 （f）DFIG总无功输出

（g）直流母线电压交流分量 （h）DFIG电磁转矩

（i）DFIG定子有功输出 （j）DFIG转子电流

图8 电网电压不平衡度为3%时DFIG风电

系统实验结果

Fig.8 Experiment results of DFIG wind power system

with 3% grid voltage unbalance

力在t =0.7s由0.3(pu)增至0.9(pu)时，DFIG风电系统的实验波形。需要说明的是，实验中电网电压、系统总电流、转子电流及直流母线电压波形均为示波器记录的实际波形，其余波形为经DSP控制芯片采样存储得到；有功功率为负，表示系统向电网输出正有功功率。

根据2.3节所提多目标协制策略（1），在电网电压不平衡度较低的情况下，DFIG对各控制目标的实现能力较强，此时RSC应选择实现DFIG电磁转矩无二倍频波动；但当DFIG风电系统有功出力为0.3(pu)（t =0.7s前）时，为保护直流链电容，GSC应选择抑制直流母线电压二倍频脉动。由图8g及图8h可看出，在0.7s以前，发电机电磁转矩和系统直流母线电压的二倍频波动得到有效抑制。当系统有功出力逐渐增至0.9(pu)时，为提高DFIG系

第31卷第20期

姚 骏等 电网电压不平衡下双馈型风电场可控运行区域及其控制策略 1

统所并电网电能的质量，GSC应选择抑制系统总有功功率波动。由图8e及图8h可看出，当根据系统运行状态实时切换控制目标后，发电机电磁转矩及系统总有功功率仍保持无二倍频脉动，而由于GSC所选控制目标的改变，使得直流母线电压的交流分量未得到抑制，如图8b所示，这进一步验证了理论分析的正确性。

图9给出了电网电压不平衡度为6%，有功出力在t =0.7s由0.3(pu)增至0.9(pu)时，DFIG系统的实验波形。根据2.3节所提多目标协制策略（2），在电网电压不平衡度较高的情况下，DFIG对各控制目标的实现能力受限，当DFIG系统有功出力为0.3(pu)（t =0.7s前）时，RSC应选择实现DFIG电磁转矩无二倍频波动，GSC应选择抑制直流母线电压二倍频脉动，由图9g及图9h可看出，此时发电

（a）电网电压 （b）电网电流（0～0.20s）

（c）电网电流（2.50s～2.70s） （d）电网电压不平衡度

（e）DFIG总有功输出 （f）DFIG总无功输出

（g）直流母线电压交流分量 （h）DFIG电磁转矩

（i）DFIG定子有功输出 （j）DFIG转子电流

图9 电网电压不平衡度为6%时DFIG风电

系统实验结果

Fig.9 Experiment results of DFIG wind power system

with 6% grid voltage unbalance

机电磁转矩、系统直流母线电压的二倍频波动基本得到抑制；而当系统有功出力逐渐增至0.9(pu)时，GSC与RSC均需选择可控区域最大的控制目标，即GSC应选择抑制系统总输出负序电流，RSC应选择抑制发电机电磁转矩二倍频波动。由图9b、图9c及图9h可知，通过实时切换控制目标后的发电机电磁转矩可基本实现无二倍频波动，系统总输出电流可保持对称。

由上述实验结果可知，DFIG系统可根据系统的实时运行状态（有功出力和机端电压不平衡度）灵活切换系统控制目标，有效提高了不平衡电压下DFIG风电系统的运行性能。

5 结论

通过分析电网电压不平衡条件下，DFIG风电场实现各传统控制目标的负序电流参考指令大小及其影响因素，结合DFIG风电场GSC与RSC的输出负序电流能力，得到基于DFIG风电场可控运行区域的多目标协制策略。通过仿真与实验进一步验证得出如下结论：

1）通过分析电网电压不平衡条件下，DFIG风电场GSC与RSC实现各自控制目标时所需负序电流值，结合GSC与RSC输出负序电流能力，确定

了DFIG风电场对各控制目标的可控运行区域。

2）根据各控制目标的可控运行区域，当电网电压不平衡度较低（δ ≤3%）时，DFIG风电场对各控制目标实现能力均较强；当电网电压不平衡度较高（δ ＞3%）时，DFIG风电场对各控制目标的实现能力受风电场有功出力。

3）所提多目标协制策略综合考虑DFIG风电场有功出力及电网电压不平衡度，进一步改善了DFIG风电场对不平衡电网电压条件的适应能力及其所并电网电能的质量。

附录 仿真与实验系统参数

1. 仿真系统

（1）等值DFIG风电场参数额定容量15×2MW，定子额定电压690V/50Hz，直流侧电容15×38mF，进线电

抗器0.6/15mH，定、转子互感Lm=3.952 7(pu)，定、转子绕组电阻与漏感：Rs=0.004 88(pu)、Rr=0.005 49(pu)、Lσs=0.138 6(pu)、Lσr=0.149 3(pu)。

（2）电网：220kV/50Hz。

（3）输电联络系统：变压器T1电压比220kV/110kV，变压器T2电压比110kV/35kV，变压器T3电压比35kV/690V，

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电 工 技 术 学 报 2016年10月

线路阻抗Z1=0.06+j0.436Ω/km、Z2=0.105+j0.383Ω/km、Z3=0.17+j0.38Ω/km。

2. 实验系统

（1）DFIG参数：额定功率2kW，额定频率50Hz，极对数2，同步转速1 500r/min，联结方式Y/Y，额定电流5.4A，实验中线电压220V，定子电阻0.39Ω，定子漏抗6.53Ω，转子电阻2.72Ω，转子漏抗8.39Ω，励磁电抗296.99Ω，定、转子匝比0.517。

（2）GSC参数：进线电抗器电感5mH，进线电抗器电阻0.1Ω，直流侧电容C=1.1mF，直流侧电压400V，开关频率10kHz。

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作者简介

姚 骏 男，1979年生，博士，教授，博士生导师，研究方向为电机及其控制、电力电子与电力传动、风电技术以及新能源电能变换技术。

E-mail: topyj@163.com（通信作者）

郭利莎 女，1992年生，硕士研究生，研究方向为电机及其控制、风电技术以及新能源电能变换技术。 E-mail: guolisha1008@sina.com