CN118054462A - 基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种采用推导得到的临界短路比的最大值作为区分风机并网系统强弱的临界值，如果为强电网则采用传统控制策略对DFIG进行控制，如果为弱电网则利用弱电网DFIG稳态模型重新计算DFIG的机械特性以及输电线路对无功输出的限制，在上述限制条件下采用动态无功协调控制策略对DFIG进行控制。本发明通过判断风机并网系统的强度，针对弱电网情况提出相应的控制策略，有效改善了并网点电压的稳定性，同时减少了不必要的有功损耗。

Description

基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法

技术领域

本发明属于风电控制技术领域，更为具体地讲，涉及一种基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法。

背景技术

随着全球科学技术和社会经济的飞速发展，能源问题日益凸显，比如人们对传统能源石油和天然气的使用越来越多，资源短缺的同时，造成严重的环境污染和生态平衡的破坏。在理论研究和工程实际中，人们期望通过新能源来替代传统化石油能源以解决能源矛盾问题，新能源发电技术迅速在国内外发展。作为新能源的代表，风力发电的装机规模快速增长。但是由于其自身不确定性，对系统强度要求较高，并网点电压稳定性问题日益凸显。

大型风电系统通常位于偏远地区，通过长距离输电线路与电力系统相连，线路阻抗较大时，电力系统较弱。在弱电力系统中，由于电压波动，风电机组很容易脱网。即使在较强的电力系统中，电网阻抗也可能因故障或操作而发生显著变化。因此，准确评估系统强度对大规模风电并网的电力系统电压稳定性具有重要意义。

为了提高风电接入弱电网的能力，风电场必须维持并网点电压在电网允许的范围内，而电压的控制离不开风电场无功功率的调节，因此，必须提高风电场的无功补偿能力，才能更加有效地维持电压稳定。由于大型风电场大多数位于偏远地区，外部电网无法及时提供电压支持，并且安装无功补偿设备所需一定的额外基础设施建设和维护成本。双馈异步风力发电机(The Doubly-fed Induction Generator,DFIG)是目前应用最为广泛的风力发电机。随着电力电子技术的提高，具有交－直－交变流器的DFIG具有一定的无功调节能力，所以利用DFIG提供无功功率进行辅助服务成为更经济有效的方法。并且在弱电网情况下，应该在考虑风机有功和无功出力、并网点电压变化和变流器之间的耦合基础下，充分利用DFIG的无功出力能力，来保证并网点电压的稳定。

现阶段，已有大量学者从改进系统强度以及控制方法等方面提升并网点电压的稳定性。但是，现有的DFIG无功控制策略并没有完全调动DFIG的功率输出能力，需要进一步改进。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法，通过判断风机并网系统的强度，针对弱电网情况提出相应的控制策略，有效改善了并网点电压的稳定性，同时减少了不必要的有功损耗。

为了实现上述发明目的，本发明基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法包括以下步骤：

S1：采用如下公式计算风机并网系统的短路比SCR：

其中，U_pcc为并网点电压，S_N为并网双馈异步风力发电机DFIG的额定容量，Z为DFIG的等效阻抗，Z＝R+jX，R和X分别为DFIG的等效电阻和等效电抗；

采用如下公式计算风电机组的临界短路比CSCR：

其中，P、Q分别为DFIG的有功功率和无功功率，S为DFIG注入的视在功率；

S2：判断是否短路比SCR＜2，如果不是，则进入步骤S3，否则进入步骤S4；

S3：采用传统的可调功率因数控制对DFIG进行控制，即根据DFIG并网系统的无功需求计算功率因数要求，然后由DFIG通过定子侧产生所需要的无功功率以支撑并网点电压稳定；

S4：判断是否SCR＞CSCR，如果是，进入步骤S5，否则进入步骤S6；

S5：DFIG采用转子侧变流器RSC恒压单独控制模式进行并网点电压控制，即DFIG根据当前并网点电压U_pcc与预设基准电压U_ref之间的误差，自动从定子侧输出所需的无功功率；

S6：采用如下公式计算定子无功功率输出极限值Q_smax：

其中，U_s为定子电压，L_m、L_s分别为互感系数和定子绕组自感系数，ω₁为定子绕组电流和电压的角频率，P_s为定子侧输出有功功率，I_{r max}为转子电流最大值；

采用如下公式计算网侧变流器无功功率极限值Q_{g max}：

其中，P_g，S_g分别为电网母线的有功功率和视在功率；

S7：判断是否Q_D＜Q_{s max}+Q_{g max}，如果是，进入步骤S8，否则进入步骤S9；

S8：由转子侧变流器RSC和网侧变流器GSC协同对DFIG进行无功控制，具体步骤包括：

S8.1：采用如下公式计算得到DFIG当前的无功需求Q′_D：

S8.2：采用如下公式计算输电线路的无功损耗Q_loss：

其中，θ为并网点电压和电网母线电压相角差；

S8.3：采用如下公式计算得到无功需求Q_D：

Q_D＝Q′_D+Q_loss

S8.4：确定RSC的无功参考输入Q_sref和GSC的无功参考输入Q_gref，由RSC和GSC基于无功功率进行协调控制，其中RSC的无功参考输入Q_sref采用如下公式确定：

GSC的无功参考输入Q_gref采用如下公式确定：

S9：采用如下公式重新计算定子无功功率输出极限值Q_{s_max}：

其中，I_{rq_max}为转子q轴电流最大值，I_rd为转子d轴电流；L_s为定子自感系数；L_m为定转子绕组之间的互感系数；ψ_s为定子磁链；

令RSC的无功参考输入Q_sref＝Q_{s_max}，有功参考输入为最大功率追踪得到的有功参考输入P_{r_ref}，GSC的无功参考输入Q_gref＝Q_gmax；其中有功参考输入P_{r_ref}采用如下方法计算：

计算定子输出功率Q_s与定子无功功率输出极限值Q_{s_max}的误差Q_{s_max}-Q_s，采用PI控制器根据误差Q_{s_max}-Q_s生成有功功率协调因子P_{r_c}，其最小值设置为0，最大值设置为-P_{r_ref}；最后根据生成的有功功率协调因子P_{r_c}，更新有功参考输入为P_{r_ref}＝P_{r_ref}-P_r-c。

本发明基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法，采用推导得到的临界短路比的最大值作为区分风机并网系统强弱的临界值，如果为强电网则采用传统控制策略对DFIG进行控制，如果为弱电网则利用弱电网DFIG稳态模型重新计算DFIG的机械特性以及输电线路对无功输出的限制，在上述限制条件下采用动态无功协调控制策略对DFIG进行控制。

本发明具有以下技术效果：

(1)本发明在考虑阻抗比的情况下构建准确的临界短路比表示式，并求解了临界短路比在不同阻抗比情况下的极值，将得到的临界短路比极值作为双馈风机并网系统强弱的判断标准。在固定阻抗比下引入了一种风力发电机并网系统电压支持强度评估指标，该指标通过比较实际短路比与临界短路比的大小来判断系统的稳定状态。该指标有严格的理论支撑且推导简单，评估准确。

(2)本发明利用弱电网下的稳态模型得到DFIG机械特性对其无功输出的限制，比使用一般稳态模型计算得到的极限值更加适用于弱电网情况。并增加传输线路对功率传输的限制，使得DFIG无功出力更加符合实际电网情况。

(3)在当前DFIG控制方法研究的基础上，探索基于临界短路比的适用于DFIG在弱电网环境下的最佳电压控制策略。利用转子电流无功极限，构建一个协调因子，在无功需求大于DFIG的总无功输出极限时，动态调节有功出力，提高DFIG的无功输出能力，使得风电系统在电网故障情况下能够迅速稳定，更好的改善并网点电压稳定性。

附图说明

图1是本发明中DFIG并网等效电路图；

图2是弱电网下的DFIG稳态模型示意图；

图3是在各类限制下的DFIG无功输出能力P-Q曲线图；

图4是本发明中DFIG协调控制框图；

图5是本发明基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法的具体实施方式流程图；

图6是本发明中RSC恒压单独控制框图；

图7是本发明RSC与GSC协调控制框图；

图8是本发明中有功功率和无功功率协调控制框图；

图9是本实施例在新英格兰九节点母线系统上试验得到的不同临界短路比情况下DFIG输出有功功率变化曲线图；

图10是本发明和四种对比方法的并网点电压曲线对比图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式进行描述，以便本领域的技术人员更好地理解本发明。需要特别提醒注意的是，在以下的描述中，当已知功能和设计的详细描述也许会淡化本发明的主要内容时，这些描述在这里将被忽略。

实施例

为了更好地说明本发明的技术方案，首先对本发明的技术原理推导过程进行简要说明。

短路比(short circuit ratio,SCR)是衡量系统电压支撑强度的重要指标，临界短路比(critical short circuit ratio,CSCR)为系统临界稳定状态对应的短路比。通过比较系统当前短路比与其临界短路比可以判断系统的运行状态，评估系统的电压支撑强度，有助于控制新能源并网带来的影响。本发明中为了更好地对风电机组并网点电压进行控制，采用短路比来判断双馈异步风力发电机DFIG的强弱。接下来对本发明短路比的计算方法进行推导：

利用戴维南等值定理，将DFIG接入的交流电网简化为一个理想电源串联等值阻抗。图1是本发明中DFIG并网等效电路图。根据潮流流动，计算并网点的电压为：

其中，为风机并网点电压，/>为长距离线路连接的电网母线电压，/>为并网电流，P、Q分别为DFIG的有功功率和无功功率，j为虚数单位，/>为风机并网点电压/>的共轭。Z为DFIG的等效阻抗，Z＝R+jX，R和X分别为DFIG的等效电阻和等效电抗。

进而推导得到并网点电压U_pcc的二次方程：

对上面公式进行求解，得到并网点电压U_pcc与电网母线电压U_g之比的平方为：

根据短路比的定义，参数λ、μ和短路比SCR的关系可以表示为：

其中，S为DFIG注入的视在功率。

根据短路比SCR和阻抗比进一步推导出λ、μ的表达式为：

电压处于临界稳态时对应的值只有一个，此时方程判别式等于0。

1+4(λ-μ²)＝0

将λ和μ代入到上面式子中可以得到临界短路比CSCR的表达式为：

根据上述公式可知，当0≤Q≤|S|，CSCR的值在[0,2]之间；当-|S|≤Q≤0，CSCR的值在[2,4]之间。

当阻抗比(grid impedance ratio,GIR)大于5时，GIR对于系统的影响很小，其主要影响因素为功率因数。由于风机并网要求风机具有一定的无功输出能力以平衡电网电压稳定，所以0≤Q≤P，此时无论GIR的大小为多少，临界短路比的值均在[0,2]之间。当风机向电网输送无功功率时，临界短路比的最大值为2，则选取最大值2作为临界值区分风机并网系统的强弱。当短路比大于等于2时，系统是坚强的；当阻抗比小于5或短路比小于2时，GIR对系统的影响很大，需要准确计算临界短路比和短路比的值来评估并入电网的强度。短路比和临界短路比之间的距离是系统的稳定裕度，如果短路比低于临界短路比，则系统处于不稳定状态。当系统处于不稳定状态时需要实施相应的控制策略。

图2是弱电网下的DFIG稳态模型示意图。图2中角和/>分别为定子侧的功率因数角和网侧的功率因数角。根据图上关系，可以得到：

其中，θ为并网点电压和电网母线电压相角差，U_sd为定子电流的d轴分量，I_d、I_q分别为并网点电流dq轴分量，I_gd、I_gq为网侧流出电流值dq轴分量，I_sd、I_sq为定子侧流出电流值dq轴分量。

根据DFIG的网侧和定子侧以及转差率之间的关系，定义网侧吸收功率为负，向电网送电为正。可以得到：

其中，s为DFIG的转差率。

将上述式子代入到DFIG有功无功解耦式中可以得到：

其中，P_s、Q_s分别为定子侧输出有功功率和无功功率。

图3是在各类限制下的DFIG无功输出能力P-Q曲线图。为得到该图，首先需要计算DFIG的机械特性对有功和无功传输的约束。DFIG变换器的功率容量决定了其可与电网交换的最大有功、无功功率，以及提供无功功率的运行限制。本发明提出了计算DFIG无功功率极限的方法。当定子电压(由电网施加)、定子电流、转子电流、转子电压、稳态稳定性约束以及GSC的额定视在功率在一定范围内时，DFIG可以安全运行。

1)定子电流最大值I_smax限制：

其中，U_s为定子电压。

2)转子电流最大值I_rmax限制：

其中，ω₁为定子绕组电流和电压的角频率也即同步转速，L_m、L_s分别为互感系数和定子绕组自感系数。

3)转子电压最大值U_rmax限制：

其中，L_r为转子绕组自感系数。

4)网侧变流器最大容量S_gmax限制：

其中，P_g，Q_g分别为电网母线的有功功率和无功功率。

其次应计算输电线路对DFIG有功功率和无功功率传输的约束。对于刚性电网，由于电网电感和电阻很小，并网点电压几乎与电网电压一致。因此，在刚性电网中，各母线的相角差几乎接近于0，几乎不会对电力传输能力造成影响。但对于弱电网，电网阻抗不可忽视，相角也不可忽视。所以对于弱电网，DFIG功率输出极限除了受到变流器容量的约束，还受到相角以及电压的约束。

根据并网点的电压方程可以推导出有功功率与无功功率表达式为：

达到角度稳定极限的临界有功功率可以通过求解得到：

在短路比等于2时，最大有功功率传输能力达到额定值，但是当短路比小于2时，电网支撑强度变弱，DFIG无法传输额定功率。短路比由电网强度决定，转差率由外部风速决定，功率因数可由控制方式调控。当电网出现故障时，DFIG需要输送一定的无功功率，不再运行在单位功率因数。所以需要设计合适的控制策略保证DFIG有功和无功传输。

对U_pcc求导，并且求出标幺值，最后假设忽略电阻，可以求得含短路比的关系式：

其中，下标pu表示该参数的标幺值。

越小，表示无功对电压的影响越大，即少量的DFIG无功功率输出会导致电网电压的剧烈变化，对无功的控制要求更高。

图4为DFIG协调控制框图。其中无功需求应考虑输电线路阻抗的影响。整个风机并网系统的无功需求为：

本发明主要考虑弱电网情况下的风机并网系统电压稳定性。当系统短路比小于2时，系统属于弱电网，GIR对系统的影响很大，会影响DFIG和电网的潮流传输，所以需要利用DFIG功率输出来补偿这部分有功无功损耗。

输电线路的有功损耗P_loss和无功损耗Q_loss可以表示为：

当系统线路阻抗确定之后，可以计算出当前系统的短路比，当短路比小于2时，启动提出的无功需求计算，其计算方法如下：

P_{r_ref}＝P′_{r_ref}+P_loss

Q_D＝Q′_D+Q_loss

其中，P_{r_ref}、Q_D分别为整个系统的有功参考输入和无功需求，P′_{r_ref}和Q′_D为所需的有功参考输入和无功需求。

若系统无功需求Q_D尚未达到机组定子侧无功输出能力的极限值Q_smax，则系统无功需求Q_D均由机组定子侧提供，网侧变流器不输出无功功率。若无功需求Q_D的值大于机组定子侧无功输出能力极限值Q_smax，该机组定子侧无功输出量按照其极限值Q_smax提供；将无功需求Q_D与机组定子侧无功极限值Q_smax做差，当该差值小于网侧变流器无功极限值Q_gmax时，网侧变流器按照Q_D-Q_smax输出无功功率，若该差值大于网侧变流器无功极限值Q_gmax时，则网侧变流器按照Q_gmax输出无功功率。若无功需求Q_D超过DFIG无功出力极限值且无其他无功功率补给电网时，剩余无功需求由转子侧变流器(rotor side converter，RSC)承担，由于q轴电流限制，定子输出无功功率Q_s无法跟踪Q_sref，但由于协调控制回路的存在，一旦Q_s的瞬时值超过新的定子无功极限值Q_{s_max}，有功功率控制回路的转子电流参考值I_{rd_ref}被迫减小。参考值减小导致转子输出d轴电流I_rd的减小，从而使转子q轴电流极限I_{rq_max}增加，通过q轴功率环和电流环释放更多的无功功率。最后会达到定子输出功率等于其参考功率，变流器减小的有功功率正好补偿了剩余的无功需求。

就有功无功协同控制而言，本发明利用转子电流无功极限，构建一个协调因子，在无功需求大于无功极限时，动态调节有功出力，提高DFIG的无功能力，使得风电系统在电网故障情况下能够迅速稳定，改善并网点电压稳定性。无功极限重新计算为：

其中，I_rd为转子d轴电流；I_{rq_max}、I_{rq_min}分别为转子q轴电流最大值和最小值；L_s为定子自感系数；L_m为定转子绕组之间的互感系数；ψ_s为定子磁链。

根据以上分析，本发明提出了基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法。图5是本发明基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法的具体实施方式流程图。如图5所示，本发明基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法的具体步骤包括：

S501：计算短路比和临界短路比：

采用如下公式计算风机并网系统的短路比SCR：

其中，U_pcc为并网点电压，S_N为并网DFIG的额定容量，Z为DFIG的等效阻抗，Z＝R+jX，R和X分别为DFIG的等效电阻和等效电抗。

采用如下公式计算DFIG的临界短路比CSCR：

其中，P、Q分别为DFIG的有功功率和无功功率，S为DFIG注入的视在功率。

由于之前推导得出了临界短路比的最大值为2，因此本发明中将最大值2作为系统强弱的判断标准。

S502：判断是否短路比SCR＜2，如果不是，说明系统是强电网，则进入步骤S503；否则系统属于弱电网，进入步骤S504。

S503：可调功率因数控制：

当系统为强电网，则采用传统的可调功率因数控制对DFIG进行控制，即根据DFIG并网系统的无功需求计算功率因数要求，然后由DFIG通过定子侧产生所需要的无功功率以支撑并网点电压稳定。

S504：判断是否SCR＞CSCR，如果是，说明系统处于稳定状态，进入步骤S505；否则说明系统处于不稳定状态，此时进入步骤S506。

S505：RSC恒压单独控制：

DFIG采用RSC恒压单独控制模式进行并网点电压控制，即DFIG根据当前并网点电压U_pcc与预设基准电压U_ref之间的误差，自动从定子侧输出所需的无功功率。

图6是本发明中RSC恒压单独控制框图。如图6所示，在RSC恒压单独控制模式下，DFIG只采用无功功率控制来控制并网点电压，但是由于RSC变流器容量有限，不一定能输出充足的无功功率来稳定并网点的电压，不能最高限度的发挥DFIG的无功输出能力。

S506：计算DFIG输出无功功率极限值：

当系统处于不稳定状态，为了最大限度地利用DFIG的无功输出能力，本发明基于DFIG的输出无功功率极限值来进行并网点电网控制，因此需要首先计算定子侧输出无功功率极限值Q_smax和网侧变流器无功功率极限值Q_gmax。本发明中利用DFIG的弱电网方程计算DFIG无功功率极限。当定子电压(由电网施加)、定子电流、转子电流、转子电压、稳态稳定性约束以及网侧变流器(grid side converter，GSC)的额定视在功率在一定范围内时，DFIG可以安全运行。

定子侧无功极限由以下三个约束条件共同确定：

1)定子电流最大值I_smax限制：

2)转子电流最大值I_rmax限制：

3)转子电压最大值U_rmax限制条件：

DFIG所产生的无功功率受到转子电流的限制，而定子电流则决定了其无功吸收能力。综上，定子无功功率输出极限值Q_smax为：

其中，U_s为定子电压，L_m、L_s分别为互感系数和定子绕组自感系数，ω₁为定子绕组电流和电压的角频率，P_s为定子侧输出有功功率，I_rmax为转子电流最大值。

网侧变流器无功功率极限由其最大容量S_gmax确定：

综上，网侧变流器无功功率极限值Q_gmax：

其中，P_g，S_g分别为电网母线的有功功率和视在功率。

S507：判断是否Q_D＜Q_smax+Q_gmax，如果是，进入步骤S508，否则进入步骤S509。

S508：RSC与GSC无功协调控制：

由于系统处于不稳定状态，因此需要由RSC和GSC协同对DFIG进行无功控制，以输出更多的无功功率，以保持并网点电压稳定。图7是本发明RSC与GSC协调控制框图。如图7所示，本发明RSC与GSC协调控制的具体步骤包括：

S701：计算DFIG无功需求：

采用如下公式计算得到DFIG当前的无功需求Q′_D：

S702：计算无功功率损耗：

采用如下公式计算输电线路的无功损耗Q_loss：

其中，θ为并网点电压和电网母线电压相角差。

S703：计算无功需求：

采用如下公式计算得到无功需求Q_D：

Q_D＝Q′_D+Q_loss

S704：RSC和GSC协调控制：

确定RSC的无功参考输入Q_sref和GSC的无功参考输入Q_gref，由RSC和GSC基于无功功率进行协调控制。

本发明中，对于RSC而言，若系统无功需求Q_D尚未达到机组定子侧无功输出能力的极限值，则Q_D均由机组定子侧提供，若Q_D的值大于机组定子侧无功输出能力极限值，该机组定子侧无功输出量按照其极限值Q_smax提供。从而可以采用如下公式确定RSC的无功参考输入Q_sref：

对于GSC而言，若Q_D尚未达到机组定子侧无功输出能力极限值，该网侧变流器不动作，即不输出无功功率；否则将Q_D与机组定子侧无功极限值Q_smax做差，当该差值小于网侧变流器无功极限值Q_gmax时，网侧变流器按照Q_D-Q_smax输出无功功率，若该差值大于Q_gmax时，则网侧变流器按照Q_gmax输出无功功率。从而可以采用如下公式确定GSC的无功参考输入Q_gref：

S509：有功无功协调控制：

当RSC和GSC的无功控制仍不能达到要求时，就需要引入有功功率控制，即采用有功无功协调控制。图8是本发明中有功功率和无功功率协调控制框图。如图8所示，本发明中有功无功协调控制的具体方法为：

采用如下公式重新计算定子无功功率输出极限值Q_{s_max}：

其中，I_{rq_max}为转子q轴电流最大值，I_rd为转子d轴电流；；L_s为定子自感系数；L_m为定转子绕组之间的互感系数；ψ_s为定子磁链。

令RSC的无功参考输入Q_sref＝Q_{s_max}，有功参考输入为最大功率追踪得到的有功参考输入P_{r_ref}；GSC的无功参考输入Q_gref＝Q_gmax。其中功率参考值P_{r_ref}采用如下方法计算：

计算定子输出功率Q_s与定子无功功率输出极限值Q_{s_max}的误差Q_{s_max}-Q_s，采用PI控制器根据误差Q_{s_max}-Q_s生成有功功率协调因子P_{r_c}，其最小值设置为0，最大值设置为-P_{r_ref}。最后根据生成的有功功率协调因子P_{r_c}，更新有功参考输入为P_{r_ref}＝P_{r_ref}-P_r-c。

为了更好地说明本发明的技术效果，采用具体实例对本发明进行实验验证。图9是本实施例在新英格兰九节点母线系统上试验得到的不同临界短路比情况下DFIG输出有功功率变化曲线图。如图9所示，编号1设置临界短路比为0.8，GIR为5；编号2设置临界短路比为0.8，GIR为6；编号3设置临界短路比为2，GIR为0；编号4设置临界短路比为2，GIR为无穷大；对于CSCR＝0.8的风机并网系统，当GIR＝5时，其值小于5.19，系统处于稳定区域，当故障发生后可以恢复稳定；当GIR＝6时，系统处于不稳定区域，电网故障后系统失稳。说明当GIR＝5.19时，计算得到的CSCR＝0.8能够区分出系统的强弱。当CSCR＝2时，无论GIR的值从0到无穷大变化，电力系统都是稳定的。

本实施例中，选用了四种现有控制方法作为对比方法，其中：

方法a为可调功率因数控制：风电调度员通常根据监测到的DFIG运行点和电网无功需求计算功率因数，然后由DFIG通过定子侧产生所需的无功以支撑电压，网侧无功参考值设置为0；

方法b为通过RSC控制恒电压：转子q轴电流参考值由并网点电压确定，即并网点电压支持仅由RSC单独承担，GSC的无功参考值始终为0。

方法c为采用RSC和GSC两种恒压控制：根据DFIG运行状态动态确定容量，并网点电压由RSC和GSC共同支撑；

方法d为有功与无功控制相协调的电压主动控制方法：利用动态变化的风速与运行条件做出曲线，找到主动控制临界工作点。如果无功需求超出主动控制临界工作点，则主动降低有功功率。

图10是本发明和四种对比方法的并网点电压曲线对比图。从图10中可以看出，方法a的可调功率因数控制下的DFIG并网点电压波动较大，暂态过电压水平高，恢复时间慢。在方法b控制方法下，暂态过电压水平降低，但由于RSC所能提供的无功不足以补偿无功需求，无功不足，导致电压在后续仍有持续的波动。在方法c中，加入GSC控制后，电网电压在故障情况下波动变小，并且其恢复速度变快，有利于并网点电压稳定性。在t＝2时的电力系统三相故障下，并网点电压均发生不同程度的跌落，由于两种方法最后都进入协调控制阶段，DFIG无功能力提升，补偿系统无功需求，并网点电压在故障切除后一段时间内恢复稳定。对比两种方法的并网点电压曲线，本发明所提出的协调控制在系统三相接地故障发生后的3s内电压跌落水平更低，暂态过电压值比方法d更小，并且其恢复速度更快。可见，本发明方法相对于其他协调控制方法更有利于并网点的电压稳定性。

尽管上面对本发明说明性的具体实施方式进行了描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。

Claims (1)

1.一种基于临界短路比的风电机组并网点电压协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：采用如下公式计算风机并网系统的短路比SCR：

其中，U_pcc为并网点电压，S_N为并网双馈异步风力发电机DFIG的额定容量，Z为DFIG的等效阻抗，Z＝R+jX，R和X分别为DFIG的等效电阻和等效电抗；

采用如下公式计算风电机组的临界短路比CSCR：

其中，P、Q分别为DFIG的有功功率和无功功率，S为DFIG注入的视在功率；

S2：判断是否短路比SCR＜2，如果不是，则进入步骤S3，否则进入步骤S4；

S3：采用传统的可调功率因数控制对DFIG进行控制，即根据DFIG并网系统的无功需求计算功率因数要求，然后由DFIG通过定子侧产生所需要的无功功率以支撑并网点电压稳定；

S4：判断是否SCR＞CSCR，如果是，进入步骤S5，否则进入步骤S6；

S5：DFIG采用转子侧变流器RSC恒压单独控制模式进行并网点电压控制，即DFIG根据当前并网点电压U_pcc与预设基准电压U_ref之间的误差，自动从定子侧输出所需的无功功率；

S6：采用如下公式计算定子无功功率输出极限值Q_smax：

其中，U_s为定子电压，L_m、L_s分别为互感系数和定子绕组自感系数，ω₁为定子绕组电流和电压的角频率，P_s为定子侧输出有功功率，I_rmax为转子电流最大值；

采用如下公式计算网侧变流器无功功率极限值Q_gmax：

其中，P_g，S_g分别为电网母线的有功功率和视在功率；

S7：判断是否Q_D＜Q_smax+Q_gmax，如果是，进入步骤S8，否则进入步骤S9；

S8：由转子侧变流器RSC和网侧变流器GSC协同对DFIG进行无功控制，具体步骤包括：

S8.1：采用如下公式计算得到DFIG当前的无功需求Q′_D：

S8.2：采用如下公式计算输电线路的无功损耗Q_loss：

其中，θ为并网点电压和电网母线电压相角差；

S8.3：采用如下公式计算得到无功需求Q_D：

Q_D＝Q′_D+Q_loss

S8.4：确定RSC的无功参考输入Q_sref和GSC的无功参考输入Q_gref，由RSC和GSC基于无功功率进行协调控制，其中RSC的无功参考输入Q_sref采用如下公式确定：

GSC的无功参考输入Q_gref采用如下公式确定：

S9：采用如下公式重新计算定子无功功率输出极限值Q_{s_max}：

其中，I_{rq_max}为转子q轴电流最大值，I_rd为转子d轴电流，L_s为定子自感系数；L_m为定转子绕组之间的互感系数；ψ_s为定子磁链；

令RSC的无功参考输入Q_sref＝Q_{s_max}，有功参考输入为最大功率追踪得到的有功参考输入P_{r_ref}，GSC的无功参考输入Q_gref＝Q_gmax；其中有功参考输入P_{r_ref}采用如下方法计算：

计算定子输出功率Q_s与定子无功功率输出极限值Q_{s_max}的误差Q_{s_max}-Q_s，采用PI控制器根据误差Q_{s_max}-Q_s生成有功功率协调因子P_{r_c}，其最小值设置为0，最大值设置为-P_{r_ref}；最后根据生成的有功功率协调因子P_{r_c}，更新有功参考输入为P_{r_ref}＝P_{r_ref}-P_r-c。