风电体系变流调控策略
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1引言
由于直驱永磁同步风力发电机组与电网之间通过背靠背（双PWM）全功率变流器实现了隔离，在发生电网电压跌落时，如果采取相应的措施，可使风力机与发电机的运行基本不受电网故障的影响，从而使系统在故障消除后能迅速恢复正常工作，因此直驱永磁风电机组在低电压运行能力上相对于双馈风力发电机组具有一定的优越性[1-6]，因而获得了海上风场的青睐。
在直驱风电系统中，传统的控制策略是，机侧变流器实现对永磁同步发电机的无功、有功功率的解耦控制[1-5]，网侧变流器实现输出并网和直流侧电压控制。当风电机组在额定运行情况下发生电网电压跌落时，变流器的电流将会增加，考虑到变流器热容量有限，必须对变流器的电流进行限制；这样一来就会使得直流母线环输入功率大于输出功率，直流侧电压将会升高。当电压跌落幅度较大时，如果直流侧不采取措施，就会损坏变流器和直流环电容[5-7]。
目前有许多文献对直驱风电机组在电网故障下的保护策略进行了研究，比较适用的方法是在直流母线上接耗能电阻[2-4]。有时也通过在机侧变流器和网侧变流器之间设计一个交叉耦合控制器[8]，当出现电网故障时，将故障信号传递到机侧变流器，机侧变流器开始对发电机功率进行控制以避免直流电容器内部的功率剩余。
另外，由于驱动链的扭矩特性，当系统受到激励，如风速变化或端电压变化时，变速风轮的发电机速度容易出现振荡[9,10]。由于直驱永磁同步发电机的结构特点，不能像传统的方法那样在同步发电机中安装阻尼绕组去抑制速度振荡，因此必须从功率变流器控制方面采取措施。目前国内直驱风机的控制策略中还未考虑这个问题。
本文提出了一种新的控制策略，即机侧变流器控制直流母线电压Udc和发电机定子电压Us，而用网侧变流器控制流向电网的有功和无功功率[11]，并对电网故障时功率变流器的控制和保护策略进行研究；最后用仿真和实验方法对该控制策略的可行性进行了验证。
2新型直驱风电系统控制策略
采用新型控制策略的直驱永磁同步风电系统（DDPMSG）控制框图如图1所示，控制包括两个大部分：桨距角控制系统和功率变换器控制系统。
2.1机侧变流器控制策略
与传统的控制策略一样，机侧变流器仍然采用转子磁链定向控制策略，即将转子磁链方向定为同步旋转坐标系的d轴，则用定子电流直轴分量isd来控制定子电压Us，通过定子电流的交轴分量isq来控制直流电压Udc。设转子磁链f，发电机定子的同步电感Lsd、Lsq恒定，得到永磁同步电机的电流方程式中，Rs为发电机定子绕组的相电阻；e为发电机的电气角频率；usd、usq分别为同步发电机的直轴电压和交轴电压；其中，空载电动势Es满足关系Es=ef。永磁同步电机稳态控制方程为机侧变流器控制的框图如图2所示，其中直流母线电压环的输出作为交轴电流isq的给定量，而定子电压环的输出作为直轴电流isd的给定量，图中et为转子位置角。为了避免出现过电压或变流器的饱和效果，定子电压被控制在额定值内。直流母线电压也保持恒定，但是当系统需要电气阻尼时，可允许直流母线电压在小的范围内变化，此时直流母线电压被控制为由阻尼系统提供的参考值*dcU，这将在后面介绍。这个控制策略的缺点是发电机的无功功率需求是变化的，这个变化的无功功率必须由功率变流器来传递，因此增加了功率变换器的额定容量。
2.2网侧变流器控制策略
在新型控制策略中，网侧变流器对流向电网的有功功率和无功功率实现解耦控制。在两相同步旋转的dq坐标系中，使d轴定向于电网电压矢量[1]，即电压矢量落在d轴上，q轴分量为零，则有在dq轴坐标系下，网侧变流器相对于电网的有功功率和无功功率的计算公式为[12]式中，ugd、ugq分别为电网电压的直轴和交轴分量，igd、igq分别为变流器电流的直轴和交轴分量。由式（4）可以看出，电网有功功率Pg可以通过变流器的直轴电流分量igd来控制，而无功功率Qg可以通过变流器的交轴电流分量igq来控制。网侧变流器的数学表达式为式中，L为网侧变流器与电网之间的等效电感；R为等效电阻；为电网电压的角频率；ud、uq为变流器交流侧输出直、交轴电压分量。网侧变流器控制的框图如图3所示，其中，有功功率环的输出作为直轴电流分量igd的给定量，无功功率环的输出作为交轴电流igq的给定量。电网有功功率参考值*gP是由速度-功率最大功率点跟踪（MPPT）特性来决定的。运行在单位功率因数时，无功功率参考值*gQ一般设为0。然而，当电网电压受到干扰偏离其额定值时功率变流器必须对电网电压提供支持，无功功率参考值*gQ可以由一个抗积分饱和的PI控制器来提供。利用它可以将电网电压控制到额定值内。控制器的输入是测量的实际电网电压Ug和额定电网电压*gQ之间的误差信号。在该控制策略中，考虑到发电机与风力机的功率调节在网侧变流器中实现，因此，与传统控制策略不同的是，此处发电机的转速并不由风力机的输出功率决定，即转速是给定量。通过给定风力机或者发电机一个转速，使其输出与之对应的功率，再对该功率进行调节，就可以实现能量的有效传递。需要指出的是，网侧变流器采用的是电网电压定向矢量控制，为了能使风电机组正常运行，快速而准确的检测电网电压基波的正序分量大小和相位在变流器的控制策略设计中是至关重要的，通常在网侧变流器控制中采用锁相环（PLL）来实现网侧变流器与电网之间的同步[13]，如图3所示。
2.3电网故障下PMSG风轮的保护策略
当采用传统的控制策略在故障发生时，机侧可以不受影响地继续将功率从风轮传递到机侧变流器，而网侧变流器自动地受到电网故障的影响，输送到电网的功率减小。多余的能量给直流母线电容器充电，则直流母线电压升高很快，同时风轮机转子加速，如果在控制上不采取措施就会增加变流器和直流环电容器损坏的危险，甚至危及整个机组。因此采用传统的控制策略时，电网故障期间需要对直流侧采取措施来释放或转移多余的能量。采用如图1所示的新型控制策略，当发生电网电压跌落故障时，网侧变流器直接受到电网故障的影响，向电网传递的功率小于正常运行时的功率。同时机侧变流器为了保持直流母线电压恒定，开始控制电机定子电流来降低发电机发出的功率和流向直流母线的功率。当发电机侧变流器平衡了直流母线电压，它就确保了将来自发电机端的功率传输到了电网一端[14]。通过以上分析可知，在直驱风电系统中采用传统的控制策略时，功率不平衡出现在直流环节，当采用新的控制策略后，功率不平衡转移到了发电机侧。电网故障期间不能通过变流器传递到电网的这部分功率可以储存在风力发电机的旋转势能内，这将导致发电机的加速。当发电机的速度增加到额定值后，发电机的加速可以通过桨距控制器来抵消。使用这种新的控制策略的同时，再结合直驱风电系统的故障保护策略，即使用斩波器可以进一步提高直驱风电系统的故障保护能力。斩波器由一个卸荷电阻和一个电力电子开关组成，与直流环中的电容器并联，如图1所示。卸荷电阻的关断是由电力电子开关来控制的，当直流母线电压上升到超过临界值时就会触发斩波器，结果，电容器放电，多余的能量将消耗在卸荷电阻中，直流母线电压下降到低于临界电压时，断开斩波器卸荷电阻。因此使得功率不平衡的问题得到解决。为了验证新型控制策略在不对称电网故障下的保护能力，运用Matlab/Simulink工具箱中的Three-PhaseFault模块对两相短路故障进行了仿真。假定在电网连接点（PCC）处发生了两相短路故障，拟采用在直流环节增加斩波器来释放多余能量的保护控制策略，设直流母线电压的最大值Udc_max为1.1(pu)，耗能电阻R为1。图4所示为发生两相短路故障时网侧相电压、相电流和直流母线电压的仿真波形。从图中可以看出，发生两相短路故障时网侧电压出现了不平衡跌落，但通过采用新型控制策略，故障持续时间100ms后（采用传统控制策略时故障持续时间大于200ms），直流母线电压恢复稳定。结果表明采用新型控制策略后，系统响应速度加快了。同时，在直流侧增加了斩波器和耗能回路，对电网故障引起的直流侧瞬时过电压进行了控制，将直流侧电压控制在1.1(pu)范围内，并且在故障清除后快速恢复到了额定值。
2.4阻尼振荡控制策略
当电网发生故障时，由于电磁转矩和机械转矩之间的不平衡，会使风轮机组速度出现振荡现象。由于直驱永磁同步发电机不能像传统同步发电机那样采用阻尼绕组，阻尼速度振荡的方法可从电力系统中大容量同步发电机的电力系统稳定器（PSS）[15,16]中得到启发。在直流励磁同步发电机风轮中，可通过改变发电机的励磁控制直流母线电压来阻尼速度振荡。其设计思路是使用直流电路中的电容器作为发电机和电网之间的能量储存器（缓冲器），通过周期性地对电容器短期充、放电，能量储存在电容器中，负载电流发生变化，转而影响转矩，以致抵消速度振荡和提供有效的阻尼。将这个阻尼方法应用在多极PMSG风轮时，需要进行稍微的调整。因为PMSG的磁场是固定的，在这种情况下，抑制速度振荡不能通过控制电气励磁来实现，但是可以通过控制功率变换器来实现，即利用主动阻尼模块系统在发电机侧变流器控制器内产生一个参考信号，如图2所示。当系统需要电气阻尼时，将直流母线电压控制为由阻尼系统提供的参考值*dcU。图5表示当系统突然受到激励使风速变化1m/s时，阻尼系统对直驱永磁同步风轮振荡的阻尼效果。从图中可以看出：没有阻尼系统时，风速变化会激励大的振荡，发电机速度的振幅增加，结果使系统变得不稳定。而使用阻尼系统后这些振荡很快地被抑制了。因此，附加的阻尼系统可以增加直驱风电系统的运行稳定性。
3仿真与实验研究
为了对新型控制策略的可行性进行验证，进行了仿真，并与传统的控制策略进行了对比。系统主要参数为：变流器额定容量为2MW，限流幅值为1.5(pu)；直流母线电压为1200V，电容C为25×470F；交流侧正常电网相电压幅值为400V。LCL滤波器参数为：变流器侧电感L1为0.1mH，网侧电感Lg为0.04mH，滤波电容为40F，阻尼电阻Rd为0.1。
图6所示为采用传统控制策略时的仿真波形。由于本研究采用了电动机惯例，因此发电机输出的转矩和功率用负值表示。在传统控制策略中，机侧变流器控制的是功率，因此，系统刚开始启动时，风力机的功率输出与参考功率之间的巨大反差造成了PI调节器的饱和，使得电流输出负的限幅值。当实际功率接近参考功率时，功率回路的PI调节器退出饱和状态，输出的电流值恢复正常。在传统控制控策中，网侧变流器控制直流母线电压。直流母线电压的稳定时间大约为0.3s左右，稳定前波动较大，超调也较大，这和系统在起始时刻机侧能量出现回流有关，在0.075s左右时刻，当发电机的电磁转矩达到最大值时，母线电压超调量达到最大，稳态后的母线电压波动较小，波动范围不超过10V。
图7为新型控制策略的仿真波形，可以看出，发电机侧的转矩、功率和定子电流不仅超调量较小，而且收敛速度快，动态响应特性好，机侧相电流的正弦性也特别好，机侧的各个电气量能快速跟随直流母线电压的动态过程。但直流母线电压稳定后的波动较大，波动范围为15V左右，这是由于发电机转矩脉动引起反电动势脉动使得直流母线电压稳定性变差，而母线电压的波动经过PI调节器以后引起了电流的波动，继而产生了反电动势脉动。
为了便于比较，将采用两种控制策略时控制系统中的多项参数列于下表中。结果表明采用新型控制策略可获得良好的控制效果。为了用实验验证直驱风电系统所用新型控制策略的可行性，建立了直驱风电系统的实验模拟平台。实验模拟装置中永磁同步发电机的参数为：额定功率7.5kW，额定电压380V，额定频率50Hz，极对数为2，定子电阻2.655，定子漏感8.718mH，转子磁链0.804Wb。
在传统控制策略中，首先通过变压器将输出线电压调至270V，启动网侧变流器工作于整流状态，用直流电动机拖动永磁同步发电机至额定转速1500r/min，然后再并上机侧变流器。网侧线电压和相电流的实验波形如图8所示。考虑到实验与仿真时一样，也采用了单位功率因数的控制方式（下同）。在新型控制策略中，直流机拖动永磁同步发电机至额定转速1500r/min后，再启动机侧变流器工作在整流状态，然后再并上网侧变流器，并通过给定网侧功率来调节并网输入功率，得到线电压和相电流的实验波形如图9所示。
从图8和图9可以看出，两种控制策略下网侧线电压和相电流的波形相差并不大，但新型控制策略的并网相电流比传统控制策略的大，故并网发电功率也相对要大些，效率也较传统控制策略的高，这与仿真分析结果一致。
4结论
本文为直驱风电系统提出了一种新的变流控制策略，相比于传统控制策略，新型控制策略可以增强直驱风电系统在电网故障下的保护能力。而且，新型控制策略的收敛速度快、动态响应性好、机侧的各个电气量能快速跟随直流母线电压的动态过程，网侧相电流的波形也很好。虽然采用新型控制策略时母线电压稳定性变差，但通过使用斩波器后有效地解决了这个问题。因此新型控制策略为电网故障下直驱风电系统的控制提供了一种最优选择。
