热力发电

部件	项目	数值
风轮机	额定风速v/(m·s^–1)	11
叶轮半径R/m	48
空气密度ρ/(g·m^–3)	1.25
发电机	额定功率P/MW	2.5
额定电压U/V	690
定子漏抗L_s/p.u.	0.357 0
定子电阻R_s/p.u.	0.004 8
转子漏抗L_r/p.u.	0.084 5
转子电阻R_s/p.u	0.008 5
激磁电抗L_m/p.u.	2.963 5
变流器	网侧额P_GSC/MVA	2.00
机侧额P_RSC/MVA	0.75
变压器	箱变变比/kV	0.69/35
主变变比/kV	35/230
电网	电网等效阻/p.u.	0.049

部件	项目	数值
风轮机	额定风速v/(m·s^–1)	11
叶轮半径R/m	48
空气密度ρ/(g·m^–3)	1.25
发电机	额定功率P/MW	2.5
额定电压U/V	690
定子漏抗L_s/p.u.	0.357 0
定子电阻R_s/p.u.	0.004 8
转子漏抗L_r/p.u.	0.084 5
转子电阻R_s/p.u	0.008 5
激磁电抗L_m/p.u.	2.963 5
变流器	网侧额P_GSC/MVA	2.00
机侧额P_RSC/MVA	0.75
变压器	箱变变比/kV	0.69/35
主变变比/kV	35/230
电网	电网等效阻/p.u.	0.049

部件	项目	数值
SVG	额定容量/MVA	7
额定电压U/kV	35
超级电容	额定容量/MVA	5
SOC区间	20%~80%
最高工作电压/V	400
最低工作电压/V	300
最高工作电流/A	60
有功功率比例系数	85
电流环比例系数	0.715
有功功率积分系数	0.75
电流环积分系数	1

部件	项目	数值
SVG	额定容量/MVA	7
额定电压U/kV	35
超级电容	额定容量/MVA	5
SOC区间	20%~80%
最高工作电压/V	400
最低工作电压/V	300
最高工作电流/A	60
有功功率比例系数	85
电流环比例系数	0.715
有功功率积分系数	0.75
电流环积分系数	1

部件	项目	数值
储能侧变流器	额定容量/MVA	5
额定电压U/kV	0.69
直流母线电压U/V	900
开关频率/Hz	10
滤波电感/mH	1.23
有功功率比例系数	1
电流环比例系数	85
无功功率比例系数	2.75
电流环比例系数	100
有功功率积分系数	7.64
电流环积分系数	70
无功功率积分系数	10.5
电流环积分系数	105

部件	项目	数值
储能侧变流器	额定容量/MVA	5
额定电压U/kV	0.69
直流母线电压U/V	900
开关频率/Hz	10
滤波电感/mH	1.23
有功功率比例系数	1
电流环比例系数	85
无功功率比例系数	2.75
电流环比例系数	100
有功功率积分系数	7.64
电流环积分系数	70
无功功率积分系数	10.5
电流环积分系数	105

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.15	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.05	0.20
协调控制	1.00	0.25

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.15	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.05	0.20
协调控制	1.00	0.25

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.29	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.12	0.3
协调控制	1.03	0.2

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.29	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.12	0.3
协调控制	1.03	0.2

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	95	0
协同控制	0	0

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	95	0
协同控制	0	0

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	100	0
协同控制	64	98

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	100	0
协同控制	64	98

利用储能系统与SVG协同控制提高风电场高电压穿越能力

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莫基晟 ¹ , 尹纯亚 ¹ , 秦艳辉 ² , 段青熙 ² , 刘江山 ¹ , 解超 ¹

热力发电 | 储能技术研究 2025,54(3): 22-32

收起

热力发电 | 储能技术研究 2025, 54(3): 22-32

利用储能系统与SVG协同控制提高风电场高电压穿越能力

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莫基晟¹, 尹纯亚¹, 秦艳辉², 段青熙², 刘江山¹, 解超¹

作者信息

^1.新疆大学电气工程学院，新疆　乌鲁木齐　830017

^2.国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆　乌鲁木齐　830017

莫基晟（1998），男，硕士研究生，主要研究方向为新能源并网稳定性分析，1171035908@qq.com。

通讯作者:

尹纯亚（1994），男，博士，副教授，主要研究方向为交直流系统稳定与控制，1399132297@qq.com。

Improving HVRT capability of wind farm with ultracapacitor and SVG cooperative control

Jisheng MO¹, Chunya YIN¹, Yanhui QIN², Qingxi DUAN², Jiangshan LIU¹, Chao XIE¹

Affiliations

^1.School of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830017, China

^2.State Grid Xinjiang Electric Power Co., Ltd., Electric Power Science Research Institute, Urumqi 830017, China

出版时间: 2025-03-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202405121

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摘要

收起

针对风电高电压穿越（high voltage ride through，HVRT）能力不足导致风电机组脱网的问题，详细阐述了直流故障引起并网点电压升高最终导致风电机组脱网的内在机理，分析了储能系统和静止无功补偿装置（static var generator，SVG）在HVRT期间的动态无功响应特性；通过对并网点电压进行实时监测，高电压穿越期间可将控制策略优先级分解为：风电场内部无功调节（储能系统和双馈异步风力发电机（doubly fed induction generator，DFIG）协同控制）、SVG无功调节。在此基础上，提出了一种储能系统、DFIG和SVG协同控制策略来提高风电场HVRT能力，同时对故障切除后存在的不利情况进行重新设置电压参考值环节，避免了不必要的无功流动。最后，基于MATLAB/Simulink平台搭建仿真模型，验证了理论分析与控制策略的正确性与有效性。研究结果对充分挖掘风电场自身无功调节能力，极大程度减轻SVG无功补偿负担提供了新思路。

关键词

双馈异步风力发电机 / SVG / 储能系统 / 高电压穿越 / 协同控制 / 无功调节

Abstract

收起

Aiming at the problem of wind turbine off-grid due to lack of high voltage ride through (HVRT) capability of wind power, the internal mechanism of wind turbine off-grid due to voltage increase of junction point caused by DC fault is elaborated. The dynamic reactive power response characteristics of energy storage system and static var generator (SVG) during HVRT are analyzed. Through real-time monitoring of the voltage of the junction point, the priority of the control strategy during HVRT crossing is divided into reactive power regulation inside the wind farm (cooperative control of energy storage system and doubly fed induction generator (DFIG)) and SVG reactive power regulation. On this basis, a collaborative control strategy of energy storage system, DFIG and SVG is proposed to improve the HVRT capability of wind farms. At the same time, the voltage reference value for adverse situations after fault removal is reset to avoid unnecessary reactive power flow. Finally, a simulation model is built based on MATLAB/Simulink platform to verify the correctness and effectiveness of the theoretical analysis and control strategy. The research results provide new ideas for fully exploring the reactive power regulation capability of wind farms and greatly reducing the burden of SVG reactive power compensation.

Key words

DFIG / SVG / energy storage system / HVRT / cooperative control / reactive power coordination

引用本文

莫基晟, 尹纯亚, 秦艳辉, 段青熙, 刘江山, 解超. 利用储能系统与SVG协同控制提高风电场高电压穿越能力. 热力发电, 2025 , 54 (3) : 22 -32 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202405121

Jisheng MO, Chunya YIN, Yanhui QIN, Qingxi DUAN, Jiangshan LIU, Chao XIE. Improving HVRT capability of wind farm with ultracapacitor and SVG cooperative control[J]. Thermal Power Generation, 2025 , 54 (3) : 22 -32 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202405121

正文

收起

随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，以风能为代表的新能源并网比例不断增加，逐步替代传统化石能源^[1]。风电的迅速发展将导致电网直流传输系统较弱^[2-5]。直流故障下将引起暂态过电压问题突出，直流近区域风电机组面临的脱网风险增大^[6-9]。故充分挖掘风电场内部的无功调节能力并制定相应的协同控制策略具有重要意义。

在提高风电场高电压穿越（high voltage ride through，HVRT）方面，已有专家学者主要通过3个方面进行了研究与探讨：1）开发挖掘风电机组本身的无功功率补偿能力；2）基于风电场内单一设备（风电机组）与静止无功补偿装置（static var generator，SVG）协调控制；3）投入额外无功补偿装置。

文献[10]提出了一种通过控制转子侧变流器与网侧变流器来降低风电机组有功功率输出，从而提高机组的无功功率的输出极限。文献[11]以电网调度部门对双馈风电场调度部门下达的功率指令约束条件为基础，考虑各个风机的运行情况将双馈风电场需要输出的有功功率重新分配，并在满足系统有功功率需求的前提下，最大程度提高了风电场的无功功率限度。文献[12]提出了在提高无功功率上限的前提下，尽量降低有功功率，以满足电网的无功功率要求。以上研究虽然提升了风力发电系统的无功功率的调控能力，但以降低系统有功功率输出为代价，并未考虑风电机组发电效益，且对含高比例风电的较薄弱送端而言，仅依靠挖掘风电机组的无功功率的补偿能力很难应对当今新型电力系统背景下电网的技术要求。

文献[13-14]提出了一种双馈风机和SVG协同控制策略，在对并网点电压进行实时监控的基础上，以线路的PV下垂曲线为依据，计算出系统的无功功率缺额，并将其与风电机组自身的无功功率调节极限值进行对比。首先，使风电机组能够充分地发出无功功率，而无功功率缺额则由SVG补充。该思路充分利用了风电场无功功率的调节能力，在一定程度上减轻了SVG的补偿负担，但其仅利用风电场内的风电机组作为无功补偿设备，并未充分挖掘风电场内现有的多资源无功功率调节能力，且风电机组无功功率的调节响应速度在直流故障引起并网点电压骤升程度较高时很难满足HVRT标准曲线要求。此外，风电机组在无功调节期间尽可能发出更多的无功功率，但在一定程度上影响了风电机组的有功出力。

文献[15-16]引入静止同步补偿器（static synchronous compensator，STATCOM），提出了以风电场、STATCOM与并网点（point of common coupling，PCC）间的协同控制策略来抑制风电场内无功功率的波动。文献[17]提出了一种利用虚拟同步机的控制实现储能装置稳定充放电的控制方案。文献[18]提出了一种应用超导磁储能-超导故障限流系统来吸收和释放功率以平滑风电机组的有功功率输出，同时故障期间用以吸收直流侧的多余有功功率。以上文献在HVRT期间有效抑制了风电机组直流系统过电压，可以协调网侧变流器向系统提供动态无功支撑，提高了风电机组的HVRT能力，但没有考虑调节速度过慢导致很难满足HVRT标准曲线的问题，同时增加额外的补偿设备并没有考虑经济性。

为此，本文将详细分析直流故障期间送端并网点电压的变化过程，并从影响电压变化的因素中分析得到引起并网点电压变化的主导因素；由此详细阐述直流故障引起风机脱网的内在机理，分析了储能系统和SVG在HVRT期间的动态无功功率响应特性，以此改进储能系统换流器控制系统中的控制策略。在此基础上，提出一种充分调用风电场内现有资源（储能系统、双馈异步风力发电机（doubly fed induction generator，DFIG））与SVG的协同控制策略来提高风电场HVRT能力。同时，对故障切除后存在的不利情况进行重新设置电压参考值环节，避免不必要的无功流动。最后，通过仿真验证理论分析和控制策略的可行性。

1　直流故障引发风机脱网机理分析

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1.1　直流故障引起并网点电压变化过程

直流故障对交流系统影响的等效图见图1。

实际电网运行中，当直流系统发生故障（换相失败或直流闭锁）后，直流系统的有功功率、无功功率会大幅度增大，从而打破系统的功率平衡，有功功率、无功功率不平衡量会大量馈入交流系统，引起并网点电压波动，并网点电压表达式为^[19]：

U c = (1 + Δ Q 1 α scr P d) 2 + (Δ P 1 α scr P d) 2

(1)

式中：U_c为并网点电压；ΔP₁为直流系统有功功率不平衡量；ΔQ₁为直流系统无功功率不平衡量；P_d为直流系统额定传输功率；α_scr为短路比。

由式(1)可以看出，影响并网点电压的因素有：1）直流故障后的直流系统有功功率不平衡量ΔP₁与直流系统无功功率不平衡量ΔQ₁；2）短路比α_scr；3）直流系统额定传输功率P_d。

当直流系统额定传输功率为50 MW时，U_c与ΔQ₁、ΔP₁、α_scr的关系可表示为图2。

由图2可以看出，在短路比α_scr、直流系统额定传输功率ΔP_d一定的情况下，随着交流系统内不平衡有功功率、无功功率的增大，整流侧换流母线暂态过电压将骤升。对于含有大规模新能源并网的送端，不平衡的无功功率对并网点电压的影响远大于有功功率，因此直流系统故障引起的无功功率盈余量是引起整流侧暂态过电压骤升的主要诱因。

1.2　直流故障引发风机脱网机理分析

根据《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》（GB/T 36995—2018），风电机组HVRT技术要求如图3所示。

根据图3风电机组HVRT技术要求曲线：当风电机组并网点电压高于1.3 p.u.或满足风电机组HVRT标准曲线的电压尺度却不满足时间尺度时，保护装置动作切除机组。风电机组大规模脱网会影响电力系统稳定性，严重时会导致电力系统解列，从而出现大面积停电事故，严重影响国民生活。目前，由于多数风电机组耐低电压穿越能力较强，高压脱网的风电机组明显多于低压脱网的风电机组。因此充分利用风电场内现有设备提高HVRT穿越能力对增强电力系统电压稳定性具有重要意义。

2　SVG和储能系统在故障期间的特性

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2.1　SVG特性

电压型静止无功补偿装置的变流器通过电抗器并联到电网系统，其结构如图4所示。

在故障期间SVG发出的无功功率在dq变换下的表达式为：

Q svg = − 32 U s I svg q

(2)

式中：Q_svg、I_svgq分别为SVG发出的无功功率、SVG流向电网电流的q轴分量。在发生直流故障系统电压骤升期间，SVG的无功功率响应能力较强且无功响应速度相当快。

2.2　储能系统特性

本文储能系统为超级电容通过boost-buck电路带变流器串联电抗器与电网相连，具体如图5所示。

按照国家强配储能的要求，风电场会配置5%~30%装机容量的储能，本文旨在充分利用风电场内现有的补偿设备，因此配备20%装机容量的储能。超级电容的储能容量E_s、在t时刻剩余的电量E_c(t)及荷电状态S_c(t)的表达式为：

{E s = 12 C (U max 2 − U min 2) E c (t) = ∫ 0 t η c P c (t) dt S c (t) = E c (t) E s × 100 %

(3)

式中：U_max、U_min分别为超级电容的最高工作电压与最低工作电压；P_c(t)为t时刻超级电容充放电功率；η_c为超级电容充放电效率；E_s为超级电容容量。

储能的功率及荷电状态（state of charge，SOC）约束条件为：

{P cmin ≤ P c (t) ≤ P cmax S cmin ≤ S c (t) ≤ S cmax

(4)

式中：P_cmin、P_cmax、S_cmin、S_cmax分别为超级电容的最小输出功率、最大输出功率、SOC的最小值和最大值。本文取S_cmin为20%，S_cmax为80%。

不计变流器自身的损耗，在dq变换下电网与变流器之间交换的有功功率和无功功率为：

{P s = 32 U S I d c Q s = − 32 U S I q c

(5)

式中：P_s、Q_s、I_dc、I_qc分别为电网和变流器之间交换的有功功率、无功功率、流向电网电流的d轴分量和q轴分量。

现有文献中储能的响应速度如图6所示。由图6可看出，在HVRT期间，储能系统在有功平抑和无功调节的动态响应速度均相当快，完全满足风电机组HVRT技术要求曲线，因此充分利用风电场内的储能系统可提高风电场无功支撑能力且可替代SVG优先进行无功补偿，极大程度减轻SVG的补偿负担。

3　储能系统和SVG协同控制策略

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3.1　超级电容的HVRT控制策略

超级电容控制框图如图7所示。

在HVRT期间，通过调整P_scrf来吸收电网不平衡的有功功率。并网变流器的有功和无功电流参考值、有功功率和无功功率满足以下约束关系：

{I dc d ref 2 + I dc q ref 2 ≤ 1.2 I N P dcref 2 + Q dcref 2 ≤ S 2

(6)

式中：1.2I_N按照新能源储能并网变流器长时耐受电流值整定。

在HVRT期间，新能源储能系统并网点电压可表示为：

E = β U 0

(7)

式中：β为电压升高的比例系数；U₀为正常运行下网侧电网电压。

由式(6)、式(7)可知，若不考虑变流器长时耐受电流的影响，变流器输出的PQ特性曲线是一个以O为圆心、以S为半径的圆，如图8实线所示。由于并网变流器长时耐受电流的约束，并网电压升高比例系数的改变也影响并网变流器的PQ输出，PQ特性曲线将呈现曲线族的形状，如图8虚线所示。

超级电容运行分为2阶段：第1阶段，稳态运行时，超级电容有功功率整定值在忽略变流器损耗和满足式(6)、式(7)约束下与变流器有功整定值相等；第2阶段，电网出现直流故障，电网电压骤升，电网有功盈余，根据无功优先、有功平抑的原则动态调整。

为在充分利用风电场无功调节能力的同时发挥超级电容的有功平抑作用，根据变流器的无功参考值设计了图9所示的稳压范围。

设Q_wmax为变流器的无功限度，U_smax为稳压上限。可确定折现斜率为：

K w = U smax − 1 Q w m a x

(8)

由于储能系统具有较快的暂态响应速度且完全满足HVRT期间的标准曲线，本文提出储能系统无功优先、有功平抑的控制策略，其控制框图如图10所示。

并网逆变器运行分为2种模式。1）稳态运行时，选择上通道，HVRT模块不动作，超级电容发出的有功功率和变流器有功功率在忽略变流器的损耗时相等，I_dcqref为0，不与电网进行无功交换。2）HVRT模式。在网侧电压骤升期间，并网变流器需要输出一定感性无功功率来协同双馈异步风力发电机（doubly fed induction generator，DFIG）和SVG提高风电场的HVRT能力，此时进入HVRT运行模式，工作在感性无功功率补偿状态。当系统需求大于等于风电场无功功率调节限度时，Q_dcref为Q_wmax，此时I_dcdref为0，选择下通道。当系统需求小于风电场无功功率调节限度时，为充分利用风电场无功功率调节能力且发挥超级电容有功平抑的作用，如果ΔU≤0.2，Q_dcref按照Q_g–Q_dmax差值进行无功调节，根据式(5)—式(7)得到变流器可吸收的系统有功最大限度，再根据式(3)、式(4)得到超级电容可吸收的有功最大限度，取二者最小值为超级电容和变流器的有功整定值；如果ΔU>0.2，Q_dcref按照Q_wmax进行无功整定，I_dcdref为0，选择下通道。

3.2　协同控制策略

为提高风电场的无功电压调节能力和对电网电压的主动支撑能力，极大程度减轻SVG的补偿负担，根据优先级将改进的协同控制策略分解为储能系统无功控制、RSC无功控制、GSC无功控制、SVG无功控制。其协同控制策略示意如图11所示。

在此需指定电压偏差范围，其定义如下。

1）电压参考值U_ref及偏差范围U_pc，此时电压死区上限U_sqmax、下限U_sqmin为：

{U sqmax = U ref + U pc U s q m i n = U r e f − U p c

(9)

2）电压偏差ΔU取值为：

Δ U = {0 U sqmin ≤ U ≤ U s q m a x U − U r e f U = 其 他

(10)

当协同控制完成时，风电机组响应速度较慢，需要实时监测风电机组的无功响应状态K₁。K₁=1表示无功补偿尚未完成，K₁=0表示无功功率补偿完成，K_n为此时风电机组的无功功率值，K_g为协同控制中风电机组的指令值。

K 1 = {1 K n K g ≠ 1 且 K g ≠ 0 0 K n K g = 1

(11)

通过无功调整后，电压趋于稳定，但是存在一种不利的情况，即故障时风电机组、储能、SVG参与系统电压调节，同时吸收或发出无功功率，但故障切除瞬间，由于风电机组的响应速度较慢，可能尚未完全完成无功功率调节，此时电压出现反向偏差，电压监测模块将再次触发协同控制，储能与SVG将优先动作而进行反向无功功率的调节，而此时风电机组尚未达到的无功功率调节量将对其产生反作用，因此为避免储能、SVG与风电机组之间无效的无功功率交换，需对此时风电机组的无功状态进行检测以确定是否需要设置新的电压参考值。设置K_v为电压调整标志，K_v=1表示需要重新设置电压参考值，K_v=0则不需要。K_v的取值为：

K v = {1 Δ U 1 Δ U 2 ＜ 0 0 Δ U 1 Δ U 2 ≥ 0

(12)

式中：ΔU₁、ΔU₂分别为故障切除前、后的电压偏差。

若K₁=1且K_v=1，则进入设置新的电压参考值环节，需根据风电机组的无功功率补偿量与无功功率指令值的差值由Q-U曲线关系得到并网点电压偏差ΔU₃。为避免储能、SVG与风电机组之间无效的无功功率交换，需重新设置新的电压参考值U_refx，使储能与SVG不考虑风电机组的反向无功补偿量，同时风电机组根据控制系统自动调整自身的无功功率参考值，表达式为：

U refx = U ref + Δ U 3

(13)

根据图11所示，该协调控制策略在HVRT过程中的步骤如下：

1）通过采集监测点的电压并由式(9)与式(10)判断当前电压是否处于设定的期望范围：如果电压超过该范围，则进入电压调整阶段；如果电压在该范围内，无功调整装置不动作。

2）电压超过期望值后，通过线路Q-U计算得到需要补偿的无功功率ΔQ。

3）比较ΔQ与风电场内部无功功率调节限度。第1种情况：ΔQ在风电场自身调节范围内，进入改进的储能系统控制策略，通过并网点监测和计算，如果ΔU≤0.2，DFIG进行无功功率缺额补偿；如果ΔU>0.2，则SVG补偿至ΔU＝0.2后退出运行，DFIG进行无功功率缺额补偿。第2种情况：超出风电场自身调节范围，SVG补偿至满足第1种情况后执行情况1。在此仍需考虑电网运行中可能遇到的其他不利因素导致风电机组无功功率指令值尚未达到时的不可控因素，此时应根据风电机组的无功情况来判定，若未能达到指令值则差额将由SVG进行补偿。

4）结合式(11)与式(12)判断是否需要进行重新设置电压参考值环节，若K₁=1且K_v=1，则表示风电机组尚未完成无功功率补偿且电压反向偏置，此时需要进入重新设置电压参考值阶段，结合式(13)以及线路Q-U关系得到新的电压参考指令值。若K₁=0，则表示风电机组完成无功功率补偿，协同控制过程结束。

4　仿真分析

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为验证本文改进控制策略可有效提高风电场的无功功率调节能力，极大程度减轻SVG的补偿负担，利用MATLAB/Simulink平台搭建了仿真模型，其系统接线图如图12所示。风电场（含10台2.5 MVA的双馈风机）、可变负荷在20 MVar（容性）至20 MVar（感性）之间连续可调；SVG、风电场与监测点均有检测装置，并通过信号传输线接入控制室。DFIG仿真参数见表1，SVG和超级电容系统参数见表2，储能系统并网变流器仿真参数见表3。

4.1　场景1

设定风速为额定风速11 m/s，模拟小负荷变化的情景，设置在5 s时可变负荷由0突变为7 MVar（容性）。并网点电压检测曲线如图13所示，电压变化情况见表4。由图13及表4可以看出，当容性负荷突增导致并网点电压骤升时，传统控制策略相比协同控制策略的电压稳定时间更快，但本文的协同控制策略可使并网点电压维持在更低水平且电压稳定时间完全满足HVRT标准曲线要求。

图14、图15分别为超级电容有功功率变化曲线和小负荷变化时的无功功率曲线。由图14与图15可看出：小负荷变化时，如果采用传统控制策略，在风电场内部满足HVRT穿越标准曲线要求情况下优先调用SVG进行无功调节，将无法充分挖掘风电场内的调节能力而造成资源浪费；如果采用本文协同控制策略，当风电机组无功调节能力在不影响有功出力情况下满足HVRT穿越技术要求时，优先发挥风电机组的无功调节能力可使储能发挥有功平抑作用，吸收系统盈余的有功功率。

4.2　情景2

设置风速为额定风速11 m/s，模拟大负荷变化情形，设置在5 s时可变负荷由0突变为20 MVar（容性），并网点电压检测曲线如图16所示，电压相关变化情况见表5。

由图16与表5可以看出：当大负荷（容性负荷）突增时，如果采用传统控制，电压稳定时间较长，电压虽有所降低但未能达标；而采用协同控制策略可将电压维持在较低水平且稳定时间较短。

当大负荷变化时，传统控制与协同控制策略下各个补偿设备的无功出力情况如图17所示。由图17可以看出：虽然在传统控制中风电机组与SVG均进入满发状态，但结合图16及表5可看出电压仍未达标；协同控制中充分发挥了风电场内部的无功调节能力，极大程度减轻了SVG的无功补偿负担。

4.3　场景3

设置风速为额定风速11 m/s，模拟负荷投切的情形，设置5.0 s时负荷由0突变至20 MVar（容性），5.2 s时突变为0。是否采用重新设置参考电压环节的2种情况下，并网点电压变化如图18所示，储能、风电机组及SVG的无功出力情况如图19所示。

由图18与图19可看出，在5.2 s负荷被切除后：如果不采取重新设置电压参考值环节，电压波动时间较长且风电机组在负荷切除后仍未完全完成负荷切除前的无功补偿任务，将导致电压偏离标准值，另外风电机组尚未完成无功补偿量将增大SVG补偿负担，造成不必要的无功流动；如果采用重新设置电压参考值环节，电压波动较小且电压稳定效果更好，另外消除了SVG与风电机组之间不必要的无功流动，减轻了SVG的无功补偿负担。

4.4　场景4

设置风速从5 s时开始从额定风速11 m/s降低，模拟无功调整期间风速对风电机组的影响如图20、图21所示。

由图21可以看出，5 s时，负荷突增，风机参与无功调压过程，虽然风速由额定值开始变化，但风速变化的影响将在风机无功调节结束后延迟到达，故在暂态过程中风速的变化对风机调节能力的影响可以忽略不计。

通过理论分析与仿真验证可知，由于风电场按照国家强配储能的要求，会配置5%~30%装机容量的储能，因此采用本文协同控制策略在小负荷波动时仅仅通过发电机组的调节作用就可以满足HVRT的技术要求，相较传统控制策略大大缓解了SVG的无功补偿负担（表6）。在大负荷波动时，通过本文控制策略为SVG预留了极大（36%）的裕度（表7），说明在大负荷波动时仅通过风电场内现有设备与SVG的部分容量便可满足HVRT的技术要求，相较传统控制策略可极大减少SVG的容量配置。根据文献[20-22]，在考虑无功补偿设备寿命周期内建设、运行维修直至报废等成本因素后，减少无功补偿设备SVG的容量配备可减少投资，带来极大的经济效益。故本文控制策略在满足HVRT技术要求的前提下，相较传统策略可带来更大的经济效益。

5　结论

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1）根据DFIG的运行特性方程，详细阐述了直流故障引起风电机组脱网的内在机理，分析了HVRT期间储能系统、SVG动态响应特性，在此基础上采用风电场内部无功调节（储能系统、DFIG）与SVG改进的协调控制策略可以有效抑制并网点电压骤升，极大程度减轻SVG的补偿负担，且在一定程度上解决电网有功盈余的问题。

2）若并网点电压骤升较低，协同控制策略仅通过风电场内部无功调节即可维持并网点电压在期望范围内，SVG可以不参与无功调节；若并网点电压骤升较高而风电场内部无功调节不能满足HVRT技术要求，协同控制策略通过储能系统、DFIG与SVG协同有序动作使并网点电压维持在期望范围内。

3）在故障切除后可能存在的不利情况下，通过重新设置电压参考值环节，可使电压波动更小且稳定效果更好，消除SVG与风电机组之间不必要的无功流动，极大减轻SVG的补偿负担以应对后续的电压突发事件。

4）通过仿真验证了本文提出的控制策略的可行性，对充分挖掘风电场自身无功调节能力，极大程度减轻SVG无功补偿负担提供了新思路。

基金

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新疆维吾尔自治区重点研发项目(2022B01016-4)

参考文献

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2025年第54卷第3期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202405121

接收时间：2024-05-13
首发时间：2026-03-06
出版时间：2025-03-25

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收稿日期：2024-05-13

基金

Key Research and Development Project of Xinjiang Uygur Autonomous Region(2022B01016-4)

新疆维吾尔自治区重点研发项目(2022B01016-4)

作者信息

^1.新疆大学电气工程学院，新疆　乌鲁木齐　830017

^2.国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆　乌鲁木齐　830017

通讯作者:

尹纯亚（1994），男，博士，副教授，主要研究方向为交直流系统稳定与控制，1399132297@qq.com。

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

部件	项目	数值
风轮机	额定风速v/(m·s^–1)	11
叶轮半径R/m	48
空气密度ρ/(g·m^–3)	1.25
发电机	额定功率P/MW	2.5
额定电压U/V	690
定子漏抗L_s/p.u.	0.357 0
定子电阻R_s/p.u.	0.004 8
转子漏抗L_r/p.u.	0.084 5
转子电阻R_s/p.u	0.008 5
激磁电抗L_m/p.u.	2.963 5
变流器	网侧额P_GSC/MVA	2.00
机侧额P_RSC/MVA	0.75
变压器	箱变变比/kV	0.69/35
主变变比/kV	35/230
电网	电网等效阻/p.u.	0.049

部件

项目

数值

风轮机

额定风速v/(m·s^–1)

叶轮半径R/m

空气密度ρ/(g·m^–3)

1.25

发电机

额定功率P/MW

2.5

额定电压U/V

690

定子漏抗L_s/p.u.

0.357 0

定子电阻R_s/p.u.

0.004 8

转子漏抗L_r/p.u.

0.084 5

转子电阻R_s/p.u

0.008 5

激磁电抗L_m/p.u.

2.963 5

变流器

网侧额P_GSC/MVA

2.00

机侧额P_RSC/MVA

0.75

变压器

箱变变比/kV

0.69/35

主变变比/kV

35/230

电网

电网等效阻/p.u.

0.049

部件	项目	数值
SVG	额定容量/MVA	7
额定电压U/kV	35
超级电容	额定容量/MVA	5
SOC区间	20%~80%
最高工作电压/V	400
最低工作电压/V	300
最高工作电流/A	60
有功功率比例系数	85
电流环比例系数	0.715
有功功率积分系数	0.75
电流环积分系数	1

部件

项目

数值

SVG

额定容量/MVA

额定电压U/kV

超级电容

额定容量/MVA

SOC区间

20%~80%

最高工作电压/V

400

最低工作电压/V

300

最高工作电流/A

有功功率比例系数

电流环比例系数

0.715

有功功率积分系数

0.75

电流环积分系数

部件	项目	数值
储能侧变流器	额定容量/MVA	5
额定电压U/kV	0.69
直流母线电压U/V	900
开关频率/Hz	10
滤波电感/mH	1.23
有功功率比例系数	1
电流环比例系数	85
无功功率比例系数	2.75
电流环比例系数	100
有功功率积分系数	7.64
电流环积分系数	70
无功功率积分系数	10.5
电流环积分系数	105

部件

项目

数值

储能侧变流器

额定容量/MVA

额定电压U/kV

0.69

直流母线电压U/V

900

开关频率/Hz

滤波电感/mH

1.23

有功功率比例系数

电流环比例系数

无功功率比例系数

2.75

电流环比例系数

100

有功功率积分系数

7.64

电流环积分系数

无功功率积分系数

10.5

电流环积分系数

105

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.15	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.05	0.20
协调控制	1.00	0.25

控制情况

电压稳定值/p.u.

电压稳定时间/s

不加任何控制

1.15

无

传统控制（SVG与DFIG）

1.05

0.20

协调控制

1.00

0.25

控制情况	电压稳定值/p.u.	电压稳定时间/s
不加任何控制	1.29	无
传统控制（SVG与DFIG）	1.12	0.3
协调控制	1.03	0.2

控制情况

电压稳定值/p.u.

电压稳定时间/s

不加任何控制

1.29

无

传统控制（SVG与DFIG）

1.12

0.3

协调控制

1.03

0.2

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	95	0
协同控制	0	0

控制情况

SVG容量使用情况

储能容量使用情况

传统控制

协同控制

控制情况	SVG容量使用情况	储能容量使用情况
传统控制	100	0
协同控制	64	98

控制情况

SVG容量使用情况

储能容量使用情况

传统控制

100

协同控制