直驱式永磁同步风力发电机组的仿真分析

直驱式永磁同步风力发电机组的仿真分析

0d-pmsg的建模与仿真风力发电是一种具有潜力的可支配能源，自10多年来一直在迅速发展。目前主流变速风力发电机组有2种:双馈感应风力发电机组和直驱永磁同步风电机组。国内外对基于双馈感应发电机(doublyfedinductiongenerators,DFIG)的变速风力发电技术的研究很多,已经发展得很成熟。关于直驱永磁同步风力发电机组(D-PMSG)的研究则相对较少,但其以效率高、噪声小、发电机结构简单和维护工作量小等特点,在风力发电领域受到了越来越多的重视。目前,对于D-PMSG的建模与仿真是研究的热点。一些文献研究了D-PMSG的建模问题,但比较简单,如文献中给出了变频器系统的控制框图,但没有详细论述其解耦控制的原理。文献建立了包括风力机模型、传动系统模型和发电机模型的D-PMSG数学模型,并提出了桨距角及发电机转速的控制策略,但忽略了网侧变频器的影响。文献采用不同的控制策略,对经由不可控整流和可控逆变电路构成的变频器并网的D-PMSG系统进行了研究,实现了最大风能跟踪控制及并网有功和无功功率的解耦控制。文献研究了D-PMSG的桨叶控制及相应的功率和转速的变化过程。文献建立了基于MTLAB/SIMULINK软件的D-PMSG仿真模型,对机组的输出特性进行了分析。文献研究了一种用于D-PMSG并网的中性点箝位变频器系统,并提出了变频器相应的控制策略。文献着重分析了双脉宽调制(PWM)D-PMSG发电机侧变频器的控制问题,提出了增加约束方程来确定发电机端电压的稳定控制方案。这些文献基本集中于风电机组或机组所采用变频器的研究,没有在实际电网中对模型的特性进行仿真,不能突出D-PMSG的并网运行特性。本文介绍了D-PMSG的工作原理,建立了PMSG、变频器模型及轴系的两质块数学模型,提出了全功率变频器的解耦控制策略,实现了有功和无功的解耦控制;在电力系统仿真软件DIgSILENT/PowerFactory中建立了D-PMSG的仿真模型,并结合某实际地区电网,通过对有功功率突变、调整功率因数设定值以及电网三相短路故障时风电机组的动态响应分析,验证了该模型的正确性和控制策略的可行性。仿真结果较全面地反映了D-PMSG的并网运行特性。1风力机和pmsg组合耦合控制原理D-PMSG主要包括风力机、PMSG、全功率变频器以及控制系统4部分,其基本结构如图1所示。其中全功率变频器系统又可分为:发电机侧变频器(generator-sideconverter)、直流环节(DC-link)和电网侧变频器(grid-sideconverter)。风力机和PMSG通过轴系直接耦合,提高了系统的可靠性,大大减少了系统的运行噪声,降低了发电机的维护工作量。PMSG经全功率变频器系统与电网相连,通过施加在变频器系统上的控制系统作用,来实现风电机组的变速运行。PMSG的输出经发电机侧变频器整流后由电容支撑,再经网侧变频器将能量馈送给电网。2d-pmsg数学模型2.1风力机叶轮转速cp的测量风力机的机械功率与风速的关系为:相应的风力机机械输入转矩方程为:式中:ρ为空气密度;R为风力机转子半径;β为桨叶的桨距角;叶尖速比λ=ωwR/Vw,ωw为风力机叶轮的转速;CP为与桨距角β和叶尖速比λ有关的功率系数。对于给定的桨距角β和叶尖速比λ,功率系数CP的近似计算表达式为:其中:2.2发电机转子n、ks、dun本文采用风力机与发电机的两质块模型来表示风电机组的轴系,其数学模型为:式中:Htur与Hgen分别为风力机及发电机的惯性时间常数(单位:s);Ks为两质块间的刚度系数(kgm2/s2);Dtur、Dgen分别为风力机转子与发电机转子的自阻尼系数(Nm/rad);θs为两质块之间相对角位移(rad);Te为发电机电磁转矩;ωS为发电机转子转速,ω0为同步转速(rad/s)。2.3发电机的表面电路设计在本文中,PMSG的模型在d-q同步旋转坐标下实现。定子d轴和q轴的电压方程为:式中:isd、isq、usd和usq分别为定子d轴、q轴电流和电压;rs为定子电阻;ωe为发电机的电角频率,且有ωe=nωs,n为发电机转子的极对数;ψsd和ψsq分别为定子d轴、q轴的磁链。定子d轴和q轴的磁链方程为:式中:Ld和Lq为发电机的d轴和q轴电感。电磁转矩为Te:2.4最大扰动下标c变频器系统等效电路见图2,主要由发电机侧变频器、平波电感、电网侧变频器和直流环节(DC-link)组成。对于直流环节,根据能量守恒定理有:式中:下标c代表电网侧变频器;Ps,loss和Pc,loss分别为发电机侧变频器和电网侧变频器的有功损耗。稳态运行时,假设变频器的损耗为零,则Ps=Pc(Ps、Pc分别为发电机侧和网侧变频器的有功功率),直流电压udc为其初始值。当系统发生扰动时,直流电容中将有电流idc=iv-id流动。在这种情况下,任意时刻t直流电压udc可用下式计算:变频器的开关损耗是变频器的主要损耗,由于该损耗较小,在本文中忽略不计,同时忽略变频器中串联电阻的损耗。3分辨率控制策略3.1发电机侧滤波器本文采用定子电压定向的定子电流控制方法,来实现发电机有功和无功功率的解耦控制。取同步旋转参考坐标系的d轴方向为定子电压矢量的方向,则有usd=us,usq=0。由于转子为对称结构,可假设Ld=Lq=L。由式(6)和(7)联立可得:发电机的功率为:可见,在定子电压定向坐标系下,有功电流和无功电流是完全解耦的,但是相应的控制电压矢量存在耦合项。在d轴、q轴电流控制器中分别增加前馈输入ωeisq和-ωeisd,即可实现电流的解耦控制。此外,对于PWM变频器,其AC/DC电压值之间的关系可以表示为:式中:Pmd和Pmq为变频器调制系数Pm在d-q轴的分量。图3为发电机侧变频器的控制系统框图。有功功率的参考值由最大功率跟踪(MPT)特性确定,其目标是使发电机在任何时刻都能运行在转速-功率关系曲线的最优运行点上;无功功率的参考值根据风电机组的无功电压控制要求及静态潮流计算得到,若风电机组为恒功率因数(cosφ=1.0)控制,则可设定Qref=0。3.2网侧变压器ugd、ugq电压本文在d-q同步旋转参考坐标系下,以直流电压udc和网侧变频器与电网交换的无功功率Qg为控制目标,采用电网电压定向的矢量控制方案,实现其解耦控制。取参考坐标系的d轴方向与电网电压矢量方向一致,q轴沿旋转方向超前d轴90°,则ug=ugd+jugq=ugd;ugq=0。网侧变频器的电压为:式中:ugd、ugq为电网电压在d、q轴的分量;igd、igq、ucd与ucq分别为电网侧变频器电流、电压在d、q轴的分量;ωg为电网电压电气角速度;Rg和Lg为电网侧变频器串联的电阻和电感。电网侧变频器与电网之间交换的有功功率Pg与无功功率Qg的表达式为:忽略网侧变频器的开关损耗以及串联电阻的损耗,则变频器可以看作理想变频器。可以得到直流电压udc与电网电流有功分量igd之间的有效传递函数,如式(16)所示:由式(14)可知,d轴和q轴之间存在耦合项(ωgLgigq和-ωgLgigd),通过前馈补偿的方法可消除二者之间的耦合。令:4d-pmsg建模模拟基于nisticge软件的功率范录软件的d-pmsg4.1风力发电机的模型根据前面阐述的D-PMSG的数学模型,以及变频器的控制策略,在DIgSILENT/PowerFactory软件中搭建了仿真模型。风力发电机组的原动机部分由变速风力机、轴系和桨距角控制系统组成;PMSG由DIgSILENT/PowerFactory中的内建同步发电机模型和恒定励磁电流控制器构成;发电机侧的变频器用于实现对风电机组有功和无功功率的解耦控制,完成风电机组的最大功率追踪;电网侧变频器则用于实现其无功功率与直流环节直流电压的解耦控制。仿真平台结构如图5所示。4.2风电机组仿真结果基于DIgSILENT/PowerFactory电力系统仿真软件搭建D-PMSG仿真模型,以我国某实际电网(见图6)为算例系统进行研究。其中风电场由31台D-PMSG构成,单机容量为1.5MW,机端电压3.3kV;机端变压器和风电场升压变的额定容量分别为1.6MVA和50MVA,额定电压分别为35kV/3.3kV和220kV/35kV;风电场内集电线路为导线型号LGJ-185、长1km的架空线,风电场送出线路选用导线型号为LGJ-400、长度为35km的架空线路。通常,变速风力发电机组具有恒功率因数控制和恒电压控制2种模式,本文以恒功率因数控制模式进行分析(功率因数为1.0)。为说明D-PMSG的无功调节特性,本文假定由于风速变化,在仿真时间第0.1s时,风电场中某台风电机组出力由1.0MW增加到1.2MW,0.5s时降到1.1MW;在0.3s和0.7s时将机组功率因数设定值分别调整到0.95(超前)和0.95(滞后),仿真结果如图7a)所示。计算表明风电机组的无功功率与有功功率之间不存在相互影响,从而说明本文设计的机组控制策略可实现PMSG有功和无功的解耦控制。风电机组有功和无功的解耦控制将对优化风电场的并网特性起到重要作用。假定在仿真时间第0.2s时,风电场接入电网的输电线路中部发生三相短路故障,短路阻抗为30Ω(相-相之间),故障持续时间0.3s。图7b)、c)分别为电网故障时考虑保护与不考虑保护2种情况下风电机组的动态响应过程。由图7b)可以看出,故障期间,PMSG的有功功率、机端电压和转速波动很小,说明变频器的控制作用有效地实现了风电机组与电网之间的故障隔离;风电机组机端电压及有功功率在故障瞬间迅速降低,故障期间分别保持在1.32MW和0.83p.u.左右;网侧变频器与电网之间交换的无功功率在故障瞬间迅速增加,扰动之后迅速恢复到稳定状态;直流电压在故障期间不断增大,故障消失瞬间达到最大值,之后不断减小并恢复到稳定状态。本文保护系统采取的控制策略为:当监测到直流母线电压超过限值时,发电机侧变频器控制系统用于跟踪网侧变频器的有功功率变化;网侧变频器控制系统由恒功率因数控制模式转换为风电机组机端电压控制模式,风电机组发出无功功率向电网提供电压支持。由图7c)可以看出,故障期间,发电机侧变频器的有功功率与网侧变频器的有功率变化基本一致;由于机械功率大于电磁功率,PMSG加速,当转速超过限值时,转速桨距角控制系统启动,桨距角不断增大,至仿真时间2.4s左右逐渐减小至0;故障期间风电机组能够向电网提供无功支持,故障消失后网侧变频器迅速转换为恒功率因数控制模式;在仿真时间约6s时,整个风电机组恢复到故障前的稳定状态。图7d)为风电场升压变高压侧的短路电流曲线(此曲线为持续短路故障时的短路电流),可见D-PMSG能够为系统提供持续恒定的短路电流,在风电场接入系统的保护设置上应给予注意。5d-pmsg的运行模型(1)对于D-PMSG的发电机侧和电网侧变频器,在d-q同步旋转坐标系下,采用电压定向矢量控制方案,通过前馈补偿的方法,可实现有功和无功的解耦控制;通过对D-PMSG全功率变频器的有效控制,可以实现风力发电机组对电网故障的有效隔离。(2)风电场送出线路发生短路故障期间,D-PMSG能提供持续的短路电流,在风电场