直驅風電系統新型變流控制策略

鄧秋玲 黃守道 姚建剛 彭 曉

（1.湖南大學電氣與信息工程學院 長沙 410082 2.湖南工程學院電氣與信息工程學院 湘潭 411101）

1 引言

由于直驅永磁同步風力發電機組與電網之間通過背靠背（雙PWM）全功率變流器實現了隔離，在發生電網電壓跌落時，如果采取相應的措施，可使風力機與發電機的運行基本不受電網故障的影響，從而使系統在故障消除后能迅速恢復正常工作，因此直驅永磁風電機組在低電壓運行能力上相對于雙饋風力發電機組具有一定的優越性[1-6]，因而獲得了海上風場的青睞。

在直驅風電系統中，傳統的控制策略是，機側變流器實現對永磁同步發電機的無功、有功功率的解耦控制[1-5]，網側變流器實現輸出并網和直流側電壓控制。當風電機組在額定運行情況下發生電網電壓跌落時，變流器的電流將會增加，考慮到變流器熱容量有限，必須對變流器的電流進行限制；這樣一來就會使得直流母線環輸入功率大于輸出功率，直流側電壓將會升高。當電壓跌落幅度較大時，如果直流側不采取措施，就會損壞變流器和直流環電容[5-7]。

目前有許多文獻對直驅風電機組在電網故障下的保護策略進行了研究，比較適用的方法是在直流母線上接耗能電阻[2-4]。有時也通過在機側變流器和網側變流器之間設計一個交叉耦合控制器[8]，當出現電網故障時，將故障信號傳遞到機側變流器，機側變流器開始對發電機功率進行控制以避免直流電容器內部的功率剩余。

另外，由于驅動鏈的扭矩特性，當系統受到激勵，如風速變化或端電壓變化時，變速風輪的發電機速度容易出現振蕩[9,10]。由于直驅永磁同步發電機的結構特點，不能像傳統的方法那樣在同步發電機中安裝阻尼繞組去抑制速度振蕩，因此必須從功率變流器控制方面采取措施。目前國內直驅風機的控制策略中還未考慮這個問題。

本文提出了一種新的控制策略，即機側變流器控制直流母線電壓Udc和發電機定子電壓Us，而用網側變流器控制流向電網的有功和無功功率[11]，并對電網故障時功率變流器的控制和保護策略進行研究；最后用仿真和實驗方法對該控制策略的可行性進行了驗證。

2 新型直驅風電系統控制策略

采用新型控制策略的直驅永磁同步風電系統（DDPMSG）控制框圖如圖1 所示，控制包括兩個大部分：槳距角控制系統和功率變換器控制系統。

圖1 直驅永磁同步風電系統的控制結構Fig.1 Control configuration of DDPMSG

2.1 機側變流器控制策略

與傳統的控制策略一樣，機側變流器仍然采用轉子磁鏈定向控制策略，即將轉子磁鏈方向定為同步旋轉坐標系的d 軸，則用定子電流直軸分量isd來控制定子電壓Us，通過定子電流的交軸分量isq來控制直流電壓Udc。設轉子磁鏈ψf，發電機定子的同步電感Lsd、Lsq恒定，得到永磁同步電機的電流方程 式中，Rs為發電機定子繞組的相電阻；ωe為發電機的電氣角頻率；usd、usq分別為同步發電機的直軸電壓和交軸電壓；其中，空載電動勢Es滿足關系Es=ωeψf。

永磁同步電機穩態控制方程為

機側變流器控制的框圖如圖2 所示，其中直流母線電壓環的輸出作為交軸電流isq的給定量，而定子電壓環的輸出作為直軸電流isd的給定量，圖中ωet為轉子位置角。

圖2 機側變流器控制結構圖Fig.2 Control configuration of generator-side converter

為了避免出現過電壓或變流器的飽和效果，定子電壓被控制在額定值內。直流母線電壓也保持恒定，但是當系統需要電氣阻尼時，可允許直流母線電壓在小的范圍內變化，此時直流母線電壓被控制 為由阻尼系統提供的參考值，這將在后面介紹。這個控制策略的缺點是發電機的無功功率需求是變化的，這個變化的無功功率必須由功率變流器來傳遞，因此增加了功率變換器的額定容量。

2.2 網側變流器控制策略

在新型控制策略中，網側變流器對流向電網的有功功率和無功功率實現解耦控制。在兩相同步旋轉的dq 坐標系中，使d 軸定向于電網電壓矢量[1]，即電壓矢量落在d 軸上，q 軸分量為零，則有

在dq 軸坐標系下，網側變流器相對于電網的有功功率和無功功率的計算公式為[12]

式中，ugd、ugq分別為電網電壓的直軸和交軸分量，igd、igq分別為變流器電流的直軸和交軸分量。由式（4）可以看出，電網有功功率Pg可以通過變流器的直軸電流分量igd來控制，而無功功率Qg可以通過變流器的交軸電流分量igq來控制。網側變流器的數學表達式為

式中，L為網側變流器與電網之間的等效電感；R為等效電阻；ω為電網電壓的角頻率；ud、uq為變流器交流側輸出直、交軸電壓分量。

網側變流器控制的框圖如圖3 所示，其中，有功功率環的輸出作為直軸電流分量igd的給定量，無功功率環的輸出作為交軸電流igq的給定量。

圖3 網側變流器控制框圖Fig.3 Control configuration of grid-side converter

在該控制策略中，考慮到發電機與風力機的功率調節在網側變流器中實現，因此，與傳統控制策略不同的是，此處發電機的轉速并不由風力機的輸出功率決定，即轉速是給定量。通過給定風力機或者發電機一個轉速，使其輸出與之對應的功率，再對該功率進行調節，就可以實現能量的有效傳遞。

需要指出的是，網側變流器采用的是電網電壓定向矢量控制，為了能使風電機組正常運行，快速而準確的檢測電網電壓基波的正序分量大小和相位在變流器的控制策略設計中是至關重要的，通常在網側變流器控制中采用鎖相環（PLL）來實現網側變流器與電網之間的同步[13]，如圖3 所示。

2.3 電網故障下PMSG 風輪的保護策略

當采用傳統的控制策略在故障發生時，機側可以不受影響地繼續將功率從風輪傳遞到機側變流器，而網側變流器自動地受到電網故障的影響，輸送到電網的功率減小。多余的能量給直流母線電容器充電，則直流母線電壓升高很快，同時風輪機轉子加速，如果在控制上不采取措施就會增加變流器和直流環電容器損壞的危險，甚至危及整個機組。因此采用傳統的控制策略時，電網故障期間需要對直流側采取措施來釋放或轉移多余的能量。

采用如圖1 所示的新型控制策略，當發生電網電壓跌落故障時，網側變流器直接受到電網故障的影響，向電網傳遞的功率小于正常運行時的功率。同時機側變流器為了保持直流母線電壓恒定，開始控制電機定子電流來降低發電機發出的功率和流向直流母線的功率。當發電機側變流器平衡了直流母線電壓，它就確保了將來自發電機端的功率傳輸到了電網一端[14]。

通過以上分析可知，在直驅風電系統中采用傳統的控制策略時，功率不平衡出現在直流環節，當采用新的控制策略后，功率不平衡轉移到了發電機側。電網故障期間不能通過變流器傳遞到電網的這部分功率可以儲存在風力發電機的旋轉勢能內，這將導致發電機的加速。當發電機的速度增加到額定值后，發電機的加速可以通過槳距控制器來抵消。

使用這種新的控制策略的同時，再結合直驅風電系統的故障保護策略，即使用斬波器可以進一步提高直驅風電系統的故障保護能力。斬波器由一個卸荷電阻和一個電力電子開關組成，與直流環中的電容器并聯，如圖1 所示。卸荷電阻的關斷是由電力電子開關來控制的，當直流母線電壓上升到超過臨界值時就會觸發斬波器，結果，電容器放電，多余的能量將消耗在卸荷電阻中，直流母線電壓下降到低于臨界電壓時，斷開斬波器卸荷電阻。因此使得功率不平衡的問題得到解決。

為了驗證新型控制策略在不對稱電網故障下的保護能力，運用Matlab/Simulink 工具箱中的Three-Phase Fault 模塊對兩相短路故障進行了仿真。假定在電網連接點（PCC）處發生了兩相短路故障，擬采用在直流環節增加斬波器來釋放多余能量的保護控制策略，設直流母線電壓的最大值Udc_max為1.1(pu)，耗能電阻R為1Ω。

圖4 所示為發生兩相短路故障時網側相電壓、相電流和直流母線電壓的仿真波形。從圖中可以看出，發生兩相短路故障時網側電壓出現了不平衡跌落，但通過采用新型控制策略，故障持續時間100ms 后（采用傳統控制策略時故障持續時間大于200ms），直流母線電壓恢復穩定。結果表明采用新型控制策略后，系統響應速度加快了。同時，在直流側增加了斬波器和耗能回路，對電網故障引起的直流側瞬時過電壓進行了控制，將直流側電壓控制在1.1(pu)范圍內，并且在故障清除后快速恢復到了額定值。

圖4 電網發生兩相短路接地故障時仿真波形Fig.4 Simulation waveforms under two-phase short-circuit fault

2.4 阻尼振蕩控制策略

當電網發生故障時，由于電磁轉矩和機械轉矩之間的不平衡，會使風輪機組速度出現振蕩現象。由于直驅永磁同步發電機不能像傳統同步發電機那樣采用阻尼繞組，阻尼速度振蕩的方法可從電力系統中大容量同步發電機的電力系統穩定器（PSS）[15,16]中得到啟發。在直流勵磁同步發電機風輪中，可通過改變發電機的勵磁控制直流母線電壓來阻尼速度振蕩。其設計思路是使用直流電路中的電容器作為發電機和電網之間的能量儲存器（緩沖器），通過周期性地對電容器短期充、放電，能量儲存在電容器中，負載電流發生變化，轉而影響轉矩，以致抵消速度振蕩和提供有效的阻尼。

將這個阻尼方法應用在多極PMSG 風輪時，需要進行稍微的調整。因為PMSG的磁場是固定的，在這種情況下，抑制速度振蕩不能通過控制電氣勵磁來實現，但是可以通過控制功率變換器來實現，即利用主動阻尼模塊系統在發電機側變流器控制器內產生一個參考信號，如圖2 所示。當系統需要電氣阻尼時，將直流母線電壓控制為由阻尼系統提供的參考值。

式中，Δuosc為與發電機速度振蕩頻率fosc相同的正弦干擾信號，將它迭加在直流電壓設置點上。

式中，k為剛度系數；Jeq是驅動鏈模型的等效轉動慣量，由下式決定

式中，Jrot表示風輪機轉子慣量；Jgen等效于發電機轉子慣量。

圖5 表示當系統突然受到激勵使風速變化1m/s時，阻尼系統對直驅永磁同步風輪振蕩的阻尼效果。從圖中可以看出：沒有阻尼系統時，風速變化會激勵大的振蕩，發電機速度的振幅增加，結果使系統變得不穩定。而使用阻尼系統后這些振蕩很快地被抑制了。因此，附加的阻尼系統可以增加直驅風電系統的運行穩定性。

圖5 阻尼系統的效果Fig.5 Effect of damping system

3 仿真與實驗研究

為了對新型控制策略的可行性進行驗證，進行了仿真，并與傳統的控制策略進行了對比。系統主要參數為：變流器額定容量為2MW，限流幅值為1.5(pu)；直流母線電壓為1 200V，電容C為25×470μF；交流側正常電網相電壓幅值為400V。LCL 濾波器參數為：變流器側電感L1為0.1mH，網側電感Lg為0.04mH，濾波電容為40μF，阻尼電阻Rd為0.1Ω。

圖6 傳統控制策略中的仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of the traditional control strategy

圖6 所示為采用傳統控制策略時的仿真波形。由于本研究采用了電動機慣例，因此發電機輸出的轉 矩和功率用負值表示。在傳統控制策略中，機側變流器控制的是功率，因此，系統剛開始啟動時，風力機的功率輸出與參考功率之間的巨大反差造成了PI 調節器的飽和，使得電流輸出負的限幅值。當實際功率接近參考功率時，功率回路的PI 調節器退出飽和狀態，輸出的電流值恢復正常。在傳統控制控策中，網側變流器控制直流母線電壓。直流母線電壓的穩定時間大約為0.3s 左右，穩定前波動較大，超調也較大，這和系統在起始時刻機側能量出現回流有關，在0.075s 左右時刻，當發電機的電磁轉矩達到最大值時，母線電壓超調量達到最大，穩態后的母線電壓波動較小，波動范圍不超過10V。

圖7 為新型控制策略的仿真波形，可以看出，發電機側的轉矩、功率和定子電流不僅超調量較小，而且收斂速度快，動態響應特性好，機側相電流的正弦性也特別好，機側的各個電氣量能快速跟隨直流母線電壓的動態過程。但直流母線電壓穩定后的波動較大，波動范圍為15V 左右，這是由于發電機轉矩脈動引起反電動勢脈動使得直流母線電壓穩定性變差，而母線電壓的波動經過PI 調節器以后引起了電流的波動，繼而產生了反電動勢脈動。

為了便于比較，將采用兩種控制策略時控制系統中的多項參數列于下表中。結果表明采用新型控制策略可獲得良好的控制效果。

表 兩種控制策略多項參數的綜合對比Tab. Comparison of parameters in two types of different control strategies

為了用實驗驗證直驅風電系統所用新型控制策略的可行性，建立了直驅風電系統的實驗模擬平臺。實驗模擬裝置中永磁同步發電機的參數為：額定功率7.5kW，額定電壓380V，額定頻率50Hz，極對數為2，定子電阻2.655Ω，定子漏感8.718mH，轉子磁鏈0.804Wb。

圖7 新型控制策略中的仿真波形Fig.7 Simulation waveforms of the new control strategy

在傳統控制策略中，首先通過變壓器將輸出線電壓調至270V，啟動網側變流器工作于整流狀態，用直流電動機拖動永磁同步發電機至額定轉速1 500r/min，然后再并上機側變流器。網側線電壓和相電流的實驗波形如圖8 所示。考慮到實驗與仿真時一樣，也采用了單位功率因數的控制方式（下同）。

圖8 采用傳統控制策略時的網側波形圖Fig.8 Grid-side waveforms of conventional control strategy

在新型控制策略中，直流機拖動永磁同步發電機至額定轉速1 500r/min 后，再啟動機側變流器工作在整流狀態，然后再并上網側變流器，并通過給定網側功率來調節并網輸入功率，得到線電壓和相電流的實驗波形如圖9 所示。

圖9 采用新型控制策略時的網側波形圖Fig.9 Grid-side waveforms of new-type control strategy

從圖8 和圖9 可以看出，兩種控制策略下網側線電壓和相電流的波形相差并不大，但新型控制策略的并網相電流比傳統控制策略的大，故并網發電功率也相對要大些，效率也較傳統控制策略的高，這與仿真分析結果一致。

4 結論

本文為直驅風電系統提出了一種新的變流控制策略，相比于傳統控制策略，新型控制策略可以增強直驅風電系統在電網故障下的保護能力。而且，新型控制策略的收斂速度快、動態響應性好、機側的各個電氣量能快速跟隨直流母線電壓的動態過程，網側相電流的波形也很好。雖然采用新型控制策略時母線電壓穩定性變差，但通過使用斬波器后有效地解決了這個問題。因此新型控制策略為電網故障下直驅風電系統的控制提供了一種最優選擇。

[1]胡書舉,李建林,許洪華.直驅風電系統變流器建模和跌落特性仿真[J].高電壓技術,2008,34(5):949-954.Hu Shuju,Li Jianlin,Xu Honghua.Modeling on converters of direct-driven wind power system and its performance during voltage sags[J].High Voltage Engineering,2008,34(5):949-954.

[2]肖磊.直驅型永磁風力發電系統低電壓穿越技術研究[D].長沙：湖南大學,2009.

[3]胡書舉,李建林,許洪華.變速恒頻風電系統應對電網故障的保護電路分析[J].變流技術與電力牽引,2008(1):45-50,55.Hu Shuju,Li Jianlin,Xu Honghua.Analysis on protection circuits suitable for vscf-wecs to cope with grid faults[J].Converter Technology & Electric Traction,2008(1):45-50,55.

[4]張憲平.直驅式變速恒頻風力發電系統低電壓穿越研究[J].大功率變流技術,2010(4):28-31.Zhang Xianping.Study on low voltage ride through for direct-drive VSCF wind power system[J].High Power Converter Technology,2010(4):28-31.

[5]肖磊,黃守道,黃科元,等.不對稱電網故障下直驅永磁風力發電系統直流母線電壓穩定控制[J].電工技術學報,2010,25(7),123-129,158.Xiao Lei,Huang Shoudao,Huang Keyuan,et al.DC voltage of stability in directly-driven wind turbine with PM synchronous generator during the asymmetrical faults[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2010,25(7),123-129,158.

[6]黃守道,肖磊,黃科元,等.不對稱電網故障下直驅型永磁風力發電系統網側變流器的運行與控制[J].電工技術學報,2011:26(2),173-180.Huang Shoudao,Xiao Lei,Huang Keyuan,et al.Operation and control on grid-side converter of directly-driven wind turbine with pm synchronous generator during the asymmetrical faults[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2011,26(2):173-180.

[7]賀益康,周鵬.變速恒頻雙饋異步風力發電系統低電壓穿越技術綜述[J].電工技術學報,2009,24(9):140-146.He Yikang,Zhou Peng.Overview of the low voltage ride-through technology for variable speed constant frequency doubly fed wind power generation systems[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2009,24(9):140-146.

[8]Hansen A D,Michalke G.Multi-pole permanent magnet synchronous generator wind turbines’ grid support capability in uninterrupted operation during grid faults[J].IET Renewable Power Generation,2009,3(3):333-348.

[9]馬洪飛,徐殿國,Chen Zhe.雙饋風力發電系統故障不脫網運行能力研究[J].太陽能學報,2009,30(10):1408-1413.Ma Hongfei,Xu Dianguo,Chen Zhe.Fault ride through capability of doubly-fed induction generation wind power generation system[J].Acta Energiae Solaris Sinica,2009,30(10):1408-1413.

[10]Conroy J F,Watson R.Low-voltage ride-through of a full converter wind turbine with permanent magnet generator[J].IET Renew Power Generation,2007,1(3):182-189.

[11]鄧秋玲,姚建剛,黃守道,等.直驅永磁風力發電系統可靠性技術綜述[J].電網技術,2011,35(16):144-151.Deng Qiuling,Yao Jiangang,Huang Shoudao,et al.An overview on reliability technology for direct drive permanent magnet wind power generation system[J].Power System Technology,2011,35(16):144-151.

[12]陳自強.永磁直驅式風電變流器控制策略的對比研究[D].長沙:湖南大學,2011.

[13]Masoud Karimi,Ghartemani M,Reza Iravani.A method for synchronization of power electronic converters in polluted and variable-frequency environments[J].Transactions on Power Systems,2004,19(3):1263-1270.

[14]葉杭冶.風力發電機的設計、運行與維護[M].北京:電子工業出版社,2010.

[15]蘇淵.三峽左岸電站電力系統穩定器現場試驗[J].中國電力,2006,39(2):10-13.Su Yuan.Field tests of power system stabilizer in Three Gorges left bank power plant[J].Electric Power,2006,39(2):10-13.

[16]藺紅,晁勤.新疆電網電力系統穩定器設計與仿真[J].電網技術,2009,33(9):40-43.Lin Hong ,Chao Qin.Design and simulation of power system stabilizer for xinjiang power grid[J].Power System Technology,2009,33(9):40-43.