电压源型的风电场

蔡　旭

上海交通大学电子信息与电气工程学院

教授

1　概要描述与关键研究热点

1.1　电压源型的风电场概要描述

随着风电比重的不断增加，其对电网的安全稳定运行将产生重要影响。目前，我国风电以大规模开发、集中式接入为主，风的波动性、反调峰特性、输送通道建设的滞后性以及现有新能源发电并网技术的单一性等，严重限制了风电的有效并网，出现大量“弃风”现象，能源利用率低。为改善风电“弃风”现状和提高接入率，发展“电网友好型风电场”是一种有效思路，即要求风电从被动的发电向主动的参与电网调整转变，因此，提升网–源协调能力和促进网–源友好互动是近几年风电发展所关注的热点问题。

目前针对大型风电场/风电机组“拟常规电源”控制相关的研究主要有以下几个方面：风电参与系统频率调整、风电机组的惯量响应模拟、风电机组虚拟励磁控制、风电机组PSS阻尼控制等，研究的整体思路是保留现有风电机组底层并网机制，即基于PLL快速定向的矢量解耦控制技术，在原有的有功、无功控制环增加具有以上功能的辅助控制回路，实现“常规电源”的外特性模拟。

电压源型的风电场，如图1所示，电压源型的风电场是一种具有自主惯量响应、阻尼注入、励磁调节端电压以及主动电网同步能力的风电场。风电机组电压源型控制需考虑机组的两种运行模式：MPPT模式下风电机组的电压源型控制，实现系统的惯量响应，提高电网的暂态频率稳定性；降功率运行模式下风电机组的电压源型控制，实现类似火电机组的一次调频功能。

图1　电压源型风电场风电机组控制结构图

1.2　电压源型的风电场关键研究热点

电压源型的风电场风电机组控制技术主要包括：

1）电压源型风机机组中的风力发电机原动力控制

风能的随机波动性导致风力发电机原动力不完全可控，风电机组功率缓冲能力取决于风机机械物理惯量，惯量释放与转速变化相关联，最大风能捕获与转速变化存在制约关系。

2）电压源型风机机组中的风电变流器的控制

针对全功率变换机型，网侧变流器可以实现自同步，最优功率捕获以及下垂控制（如有需要），其惯量可等价为风机和发电机的总惯量，可设定为电网参考频率。机侧变流器拟设计为频率跟踪控制，即动态跟踪网侧变流器输出频率，其频率跟踪调节器可以是PI调节器，或其他性能优越的调节器，等价为直流母线惯量，可设定为切入风速对应的发电机转速。由于全功率变换机组发电机机–电网解耦，所以机侧变流器也可设计为矢量控制。

针对双馈机型的控制，其机侧、网侧变流器均与电网同步，所以，频率跟踪调节器（frequency tracking Regulator, FTR）对应双馈机型至关重要，网侧变流器采用FTR控制，而机侧采用与全功率机型一致的自同步电压源控制，区别在于电压相角为转差角，机侧控制中等价为风机和发电机总惯量，如果该惯量很小，该控制环等价为直接功率控制并具备快速锁相功能，网侧变换器控制中，等价为直流母线电容惯性时间常数。

2　应用领域与前景

常规电源具有大惯量、阻尼、强励磁以及自同步能力等特征，这些特征反映了同步机的主要同步机制，即电压源特性，该机制是保障同步机安全、可靠并列运行的关键；然而，以风电为代表的可再生能源大多经电力电子变换装置接入电网，具有小惯量、无阻尼、弱励磁以及原动力难以调节等特征，体现为电流源特性，风电无法主动感知和参与电网关键参数调整，如：惯量支撑、调频、调压等，与电网基本解耦，大规模风电并网等效降低了电力系统惯量，削弱了电网的调控能力，对系统动态行为和稳定性产生巨大影响，是导致风电接入率低的直接原因。因此，在可再生能源尤其是风电大规模开发的背景下，为提高电网对风电的接纳能力，不仅需要从“网”端入手提高电网接纳风电的能力，更需要从“源”端入手，改进风电并网、运行机制，使风电成为与电网紧密耦合、相互支撑的等效同步电源。需要寻求一种电压源型的风电场，使其暂态时对电网体现出一定的惯量和阻尼，稳态时能适度参与电网的一次调频。电压源型的风电场是解决电网高比例接入风电的关键技术手段。