构网型与跟网型混合直驱风电场并网稳定域研究

传统的风机变流器控制采用跟网型(grid-following，GFL)控制，需依赖于锁相环跟踪电网电压的频率/相位信息，以实现与电网的同步。随着能源电力系统的转型，电网逐渐转变为呈现低短路比（short-circuitratio，SCR）的“薄弱电网”。GFL直驱风机并入弱电网时，由于在该振荡模态频率上表现为“负电阻容性阻抗”，因此存在次同步振荡问题。

基于构网型(grid-forming，GFM)控制的风机通过有功功率同步或通过直流侧电容的惯性实现对电网的自主同步。由于GFM变流器体现为“正电阻”特性，能削弱GFL变流器控制环节引入的负阻尼特性，可解决传统风机在弱电网下的稳定运行问题。

GFL风机和GFM风机混合运行将成为未来风电的发展趋势，但考虑风电场改造和建设成本，如何配置GFL/GFM风机在混合风电场中的比例成为需要解决的核心问题之一。

1 混合直驱风电场结构和模型

1.1 混合直驱风电场拓扑和控制结构

风电场包含多个片区，各片区包含数十台风机，为定量计算，进行等值降阶。以并网变流器控制类型（GFL，GFM）为分群指标，将混合风电场等值为GFL和GFM两台风机（各由8台5MW的机组组成，各40MW），如下图所示。

电网强度通常采用短路比(shortcircuitratio，SCR)(记为RSCR)量化衡量，短路比是指表征系统短路容量除以设备容量的比值。短路比可由电网等效阻抗表示：

式中：Sac为交流系统短路容量；SN为整个GFL与GFM混合风电场额定容量；Zs*为电网等效阻抗标幺值。

电网侧由等值戴维南电压源和等效阻抗ZS表示，如下式所示。等效阻抗ZS可通过电网短路比计算得（推导见2.1）：

式中：UN为电网电压；SN为整个GFL与GFM混合风电场额定容量；r为短路比。

如图1，将风电场中的N台GFL风电机组(或N台GFM风电机组)采用容量加权方法等值为一台，各机组电气参数相同，等值前后的一次系统电气参数关系为（推导见2.2）：

式中：Cdc、Cf、Lf与Cedc、Cef、Lef分别为聚合前与聚合后的直流电容、滤波电容、滤波电感。

变压器参数（推导见2.3）：

式中：ST、XT∗与SeT、XeT∗分别为聚合前与聚合后变压器的容量、短路电抗。

发电机参数（推导见2.4）：

式中：Sg、Xg∗与Seg、Xeg∗分别为聚合前与聚合后发电机的容量、电抗。

GFL直驱风机采用经典控制方式：

机侧变流器采用定子电压定向的矢量控制，外环采用定功率控制来控制功率传输；
网侧变流器采用电网电压定向的矢量控制，利用锁相环跟踪交流电网电压的频率和相位实现同步。有功外环为定直流电压，通过控制直流电压实现功率从机侧传向网侧；无功外环采用零q轴电流控制使风机单位功率因数运行。

GFM直驱风机采用下图所示的控制方式，即虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator，VSG)控制，模拟了同步发电机惯性环节和下垂特性。其中，机侧变流器控制直流电压，网侧变流器采用具有下垂特性的功率同步控制。

1.2 混合直驱风电场并网系统稳态数学模型

混合直驱风电场并网系统稳态模型如下图所示。

潮流计算中电压降落的计算公式：

因此，混合直驱风电场稳态潮流满足如下方程（推导见2.5）：

式中：UWF∠δWF、PWF+jQWF分别为风电场并网点电压和功率；UPCC∠δPCC为逆变侧PCC处电压；Ut，WT1∠δt，WT1、Pt，WT1+jQt，WT1分别为GFL风电机组汇集点电压和功率；Ut，WT2∠δt，WT2、Pt，WT2+jQt，WT2分别为GFM风电机组汇集点电压和功率；风机集电线路的建模采用Γ形电路，Rl1+jXl1、Rl2+jXl2分别为GFL风电机组和GFM风电机组到PCC处的集电线路阻抗；jXTS为33kV/220kV升压变压器的等效阻抗。

各子系统功率接口稳态数学模型为（功率守恒，推导见2.6）：

式中：Cl1、Cl2分别为GFL风电机组和GFM风电机组到PCC处的集电线路等效电容；ω为系统角频率。

1.3 混合直驱风电场并网系统状态空间模型

混合直驱风电场并网系统中各子系统坐标系存在差别，相对位置如下图所示：

将所有子系统的坐标系转化到GFL风机的坐标系下，接口方程如下所示（推导见2.7）：

式中：ωGFL、ωGFM、ωG和θGFL、θGFM、θG分别为GFL风机、GFM风机和电网侧等效戴维南电源的频率和相位；UdGFM、UqGFM分别为GFM风机侧d、q坐标系下节点电压；UdGFM1、UqGFM1分别为由GFM风机侧转化到GFL风机侧d、q坐标系下后的节点电压；UdG、UqG分别为电网侧d、q坐标系下节点电压；UdG1、UqG1分别为由