电网故障下直驱永磁风力发电机组机侧变流器改进控制策略

  作者：杜健昌 

直驱永磁同步风力发电机组(Direct DrivePerma-Nent Magnet Synchronous Generator For  Wind Pou-er System, DPMSG)因其结构简单、运行稳定、功率密度大、能量转换效率高，具备向大容量发展的潜力，成为近年风电行业研究热点。随着分布式风力发电不断发展，电网复杂程度愈来愈高，这就要求风电机组运行能力和处理故障能力越来越强。如果风电机组不具备低电压穿越能力，当电网电压跌落时会造成多次脱网事故，因此急需能够保证机组可靠运行、降低运行成本的解决方案。

    一种低电压穿越方法是在直流母线处或变流器网侧输出端口处增加额外卸荷电路或储能器件，以消耗或储存风机在低压运行时产生的多余能量。通过增加Crowbar电路使直驱永磁风力发电系统具备低电压穿越能力，然而这种方未会使系统增加耗能电路面临散热问题。

增加了储能单元与相应的控制算法，提高了系统运行成本。另一方法是在电网电压跌落时，通过调节桨距角减小风能转化效率，进而减小发电机输出功率。但这种方法调节时间长，响应速度慢，不能满足低压穿越技术要求。考虑了变桨控制策略，并通过机侧变流器稳定直流母线电压，网侧变流器实现最大功率追踪，然而由于这种控制存在控制策略的切换，实际应用中易导致切换后控制算法失效。本文针对采用双PWM变流器的直驱永磁风力发电系统，提出一种用于低压穿越的改进的机侧变流器控制策略=

1风力发电机模型与传统机侧变流器控制

1.1风力机系统模型

    采用双PWM变流器的直驱永磁风力发电系统结构如图1所示。

由图1可知，机侧变流器用于实现风能最大跟踪和恒功率控制，网侧变流器用于稳定直流母

线电压和无功给定。

    风轮转速一般由变桨控制器和转矩控制器控制。在风速未达到额定风速前，桨距角为00吸收最多风能。转矩控制是利用发电机转矩电流分量控制发电机电磁转矩，进而使风机始终运行于最佳风能利用系数下。风力机数学模型如下：

式中：Pm为风机机械功率；Tm为风机机械转矩；Cp为风能利用系数；为叶尖速比；为桨距角；A为风力机扫风面积；为空气密度：r为叶片半径；为风轮转速；为风速；Te为发电机电磁转矩；，J为转动惯量；B为摩擦系数。

    从式(1)可知，为实现最大风能跟踪，根据转速计算风力机输出最佳功率指令发电机功率与风力机功率关系：

1.2发电机模型

    基于转子磁场定向矢量控制，将d轴定位于转子磁场方向，得定子电压方程：

1.3传统的机侧变流器控制策略

    通过风力机模型机械转矩与电磁转矩得出风轮转速，并实现变桨控制与转矩控制。由式(1)可知，在一定风速下，风力机功率曲线上的最佳功率只与转速有关：对于变流器机侧控制，式(3)~(5)构成DPMSG转矩外环控制，调节发电机转速；0一般设为0，内环为dq轴电流的闭环控制二最大风能跟踪控制如图2所示。

2改进的机侧变流器控制策略

    电网电压骤降时网输出电能减小，造成直流母线电压升高，其输入、输出功率不匹配是导致直流母线电压变化的根本原因。传统方法增加耗能电路或储能装置将多余能量消耗或转移．没有真正解决功率不匹配问题。现提出一种改进机侧变流器控制策略解决电压跌落引起的直流母线电压波动问题。直流母线电压与网侧输出功率、机侧输入功率关系：

式中：C为直流母线电容；M。。为直流母线电压；Pg为电网电压正常时变流器网侧输出有功功率。

    电网电压发生故障时DPMSG向电网发送功率减小，令：

式中：Pg为故障时网侧变流器输出有功功率；Kg为网侧有功功率波动系数。

    为使机侧和网侧变流器在电压跌落时功率匹配，令机侧输出功率为

式中：Ps为改进后机侧有功功率参考值；Ks为改进后有功功率参考值补偿系数。

电网电压故障时式(6)可改为

    为保证直流母线电压波动较小，则波动前后机侧输出功率为

    由式(7)，(8)可得：机侧转矩补偿系数ks=kg-1。电网电压跌落后，机侧电流内环参考值增加q轴转矩电流补偿项，迅速减小机侧有功功率输出。

    电网电压跌落后，网侧输出功率减小。若保持直流母线电压两端功率平衡，应使机侧输入功率跟随网侧变流器输出功率变化，抑制直流母线电压骤升，但功率调节速度较低，产生转矩误差较大故通过q轴电流直接补偿电磁转矩，电机速度不发生突变．功率调节响应速度快，适合低电压穿越快速响应要求=为协同网侧降低直流母线电压，对机侧变流器d轴电流补偿实现弱磁控制，使d轴电流产生去磁效果，dq轴电流相互配合使电机反电动势减小且功率降低，间接维持直母线电压平衡，实现调转矩与调电压。电流补偿值为

式中;轴抑制变化产生的磁链变化量，即弱磁效果。

    风电机组在电压跌落过程中为降低输入功率，保证系统响应快速性和高精度，根据式(3)．

(4)，(11)可得控制算法为

式中：为d轴电流补偿比例、积分系数。

    在网侧电压跌落时通过增加补偿电流修正发电机的转矩瞬时值。机侧变流器改进后的控制策略如图3所示。

    图3中，设风机并网点电压标幺值为Vg，当1.1>Vg>0.9，即电网电压正常时输出为1，机侧功率补偿项系数为0，按照传统控制策略运行。当0.2<Vg<0.9时输出为2，机侧控制策略按照改进控制策略运行。

    电网电压故障下，为限制风力机输出功率，必须考虑变桨控制在电压跌落过程中的作用。在额定风速以下时，为吸收最大风功率机组桨距角为00，当电压跌落后，通过机侧变流器控制发电机出力减少，导致风轮转速增加，传统的变桨控制会因转速增加而进行收桨二如果发电机吸收功率急剧较少，收桨动作响应缓慢可能会导致飞车。因此为减小风机转速的振荡程度，并且在电网电压恢复后，需要增加变桨控制器，具体控制算法为

式中：为电网故障下变桨控制比例、积分系数。

    当网侧电压跌落后，由于机侧输出功率受到限制，此时风力机吸收风能不变，致使风力机多余能量转换成转子动能，发电机转速增加。在电压跌落过程中转子动能和系统输出功率关系为

式中：J为风电机组转动惯量；W1,W2分别为电压跌落前后发电机转速；

为电压跌落时间。由于机组转动惯量较大，故在规定跌落时间内转子转速波动不大。改进后机侧控制策略限制了动能转换成电能，但由风力机过剩能量产生转速上升很小，可忽略电压跌落过程中转速变化。由于电压跌落时间较短，变桨系统使机组输出功率不足以使风力机动能产生较大增加。因此改进机侧控制策略不仅能有效解决低压穿越过程中直流母线电压骤升问题，且不会影响机组转速。电网电压正常后，多余动能转换为电能输送至电网。

    对于变流器网侧控制策略，传统控制目标为向电网提供有功功率，而当电网电压故障时，电网需要机组无功支撑，辅助抬高电网电压。根据并网技术规范规定风电场在低电压穿越过程中风电场注入电力系统的动态无功电流为

式中：为无功电流给定值；为电流额定值。

    低电压故障持续并超过允许时间625 ms时，风电机组系统需完全退出运行。即使变桨系统已从故障开始时刻紧急收桨，桨叶收桨速度设为10o/s．并已经收桨625 ms．风电机组系统仍需卸荷装置维持2—3 s．保证发电机与变桨系统控制风轮转速，卸荷系统如图4所示。

    超出电压跌落规定时间使用卸荷电路，相比单纯耗能电路，结构简单，能耗较小，不需考虑较多成本与散热难题。卸荷电路由电阻和IGBT组成，直流电压参考值和实际值通过滞环比较控制IGBT通断，其阻值大小表征机组在超过625 ms后退出运行时承受故障能力。

    在电网零电压故障时，机组已不能向电网发出电能，导致风电机组空载运行。零电压故障发生后，直流母线电压增加，机侧改进控制策略迅速减小发电功率，但是发电机仍然通过机侧发出部分 电能，为保护机组安全运行只能直接依靠卸荷电 路消耗。

    当上述故障发生后，如果机侧所采用的控制算法失效，多余能量都由卸荷电路和母线电容承受，并且机组紧急收桨，避免卸荷电路及母线电容承受过多能量。

  3直驱永磁风力发电机组仿真分析

    风力发电系统参数：定子额定电压为690V；电网频率50 Hz;额定功率1500 kW；额定风速11m/s；极对数60;直流电压1 100 V;dq定子绕组电感1.7 mH;转子磁通4.744 Wb；转子磁通4.744Wb;转动惯量11258 kg .m2;逆变器开关频率2000 Hz;电抗器电感0.2 mH；变压器一次／二次绕组线电压35 000 V/690 V，并设风速为11 m/s、空气密度1.04 kg/m3，叶片半径30 m，最大风能利用系数0.438，最佳叶尖速比6.325。DPMSG经输电线路并入电网，输电线阻抗为0.676 4+j1.352 8 ，电网等效电抗为j0.000 1，长度为30 km：风电系统如图5。

    根据DPMSG数学模型及变流器控制策略在Simulink中搭建模型，控制原理框图如图6所示。

    当电网电压正常时输出为1，机侧优先控制转矩，网侧优先控制有功功率。当电网电压故障时输出为2，机侧优先控制磁场，网侧优先控制无功功率。

    比较传统控制与本文提出控制方法，仿真0.375 s时，电网发生对称三相电压跌落故障，故障持续时间为625 ms．在1s时电网电压恢复正常二故障期间网侧变流器端电压U由690 V骤降到138V，即并网点电压跌至20%额定电压。传统控制下故障后电网电压为0.2 pu.直至电网电压恢复。改进控制下电网电压如图7所示

    由图7可知，故障后依靠风机发出无功使电网电压为0.25 pu，1s时电网电压恢复。

    不同控制策略的风电机组有功、无功功率如图8.9所示。

    由图8，9可知．传统控制下有功功率将为0.2 pu，无功功率依旧为0左右，而改进后通过调节电磁转矩使吸收功率迅速有效减小，有功功率降为

1. pu，无功为0.3 pu左右。

    电网故障后网侧变流器输出功率下降，而传统控制下机侧变流器输入功率不变，造成直流母线电容两端功率不匹配。电压不断升高如图10所示。

    由图10可知，改进机侧控制策略后，由于降低了给定值，充分降低了机侧输入功率，因此直流母线电压波动较小，保证了直流母线电压稳定。在1s时电网电压恢复后，有功功率逐渐恢复达到额定值。

    电网故障时，不同控制策略下发电机转速和桨角距分别如图11，12所示。

  由图11可看出，改进机侧控制策略下部分功率储存于转子动能当中，在电网故障恢复后转换为电能。由图12可知，改进后的控制在电网故障后马上开始收桨动作，减少风轮吸收功率，配合机侧控制器减少发电机发出功率。

4结论

    采用改进控制策略，故障时多余能量储存于转子动能和电容中。提出直流母线电压调节桨距角的方法，减少风轮吸收能量。通过采用直接补偿机侧q轴电流参考值的方法抑制直流母线电压波动，并加入机侧d轴弱磁控制，可实现迅速降低发电机输出功率至0.1 pu，使风电系统具备低电压穿越能力，并维持变流器直流母线两端功率平衡，保持风电机组正常运行。

利用网侧变流器发出无功，相比传统控制方法使风机接入点电压增加0.05 pu，对电网电压恢复起到了一定作用。当电网电压跌落时间过长时．降低发电机输出功率会使整个风电机组转速上升，增加卸荷电路为变桨距控制系统保证了一定时间。机组可充分降低风力机吸收风能，保证在低电压穿越、零电压穿越以及机侧控制算法失效时 机组安全退出运行，控制方法简单，对于短时电网故障有较好的经济性。  

5摘要：

文章对电网电压跌落时的直驱永磁同步风力发电机组的低电压穿越过程进行深入研究，在电网电压跌落时．通过分析发电机机侧变流器最大风能跟踪控制策略，提出一种补偿q轴电流参考值抑制直流母线电压 的新方法，并加入弱磁控制，使发电机输出功率迅速有效降低，进而维持机侧与网侧变流器的功率平衡及母线电压稳定。电网持续故障且超出规定时间时，为风电机组增加了卸荷电路，保证机组安全退出运行。分析结果验证了所提方案的正确性和有效性．