基于背靠背双pwm变流器的直驱永磁同步风力发电系统的控制策略

基于背靠背双pwm变流器的直驱永磁同步风力发电系统的控制策略

电力能源能源电网的比例逐年增加。因此，有必要考虑电网故障时各种运行状态对电网稳定性的影响。电网故障引起电压跌落会带来一系列暂态过程,如过电压、过电流或转速升高等。风力发电机组在这种情况下立即解列以自我保护。当风电在电网中占有较大比例时,这种自我保护式解列会增加系统恢复难度,甚至使故障恶化。新的入网规则要求,电网电压跌落时,风力发电机应不脱网运行,向电网提供无功功率,直到电压恢复,这就是低电压穿越(Lowvoltageridethrough,LVRT)。风力发电技术领先的国家,如丹麦和德国等已经相继发布了风力发电系统低电压穿越的定量标准。因此,研究风电系统的低电压穿越具有现实意义。直驱永磁同步风力发电系统(Directlydrivenwindturbinewithpermanentmagnetsynchronousgenerator,D-PMSG)以其结构简单、维护成本低、可靠性高等优点代表了风力发电未来的发展方向。已经证明,D-PMSG具有很好的低电压穿越能力。文献分析了电网电压跌落对变流器的影响。当电网电压跌落时,网侧逆变器输出功率减小,发电机输出功率不变,这种功率不平衡导致直流电压上升,危及电力电子器件的安全。如果控制直流电压稳定,则必然引起网侧逆变器电流的激增,同样也会损坏电力电子器件。文献在直流环节加装耗能电阻或储能系统,在电压跌落时,将逆变器电流限制所致的直流侧多余能量消耗或储存起来,防止直流电压升高,从而实现低电压穿越。文献通过在网侧逆变器交流侧加装带通滤波器,以滤除电网电压不对称时的负序电压,使逆变器交流侧只有正序电压,以实现电网电压不对称跌落的穿越。综上可知,上述这些方法都要增加专门元件,降低了系统的可靠性和经济性,同时也使控制变得更为复杂。文献研究了D-PMSG各部分的控制方法,提出了结合桨距角控制提高其低电压穿越能力的必要性。针对上述问题,本文分析了电压跌落对风电系统的影响和风力机的输出功率特性,将电网电压信号引入机侧整流器功率外环参考功率的计算。电网电压跌落时,按电压跌落幅度减小发电机输出功率,防止网侧逆变器过电流和直流过电压;辅以桨距角控制,减小风力机输出功率,防止机组超速。基于电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC对这一控制策略进行仿真研究,验证其正确性和有效性,以期为直驱式永磁同步风力发电系统低电压穿越能力的提高提供技术支持。1低压功能分析1.1工作原理本文采用的直驱式永磁同步风力发电系统如图1所示,其中的风力机直接驱动永磁同步发电机经背靠背双PWM变流器并入电网。风力发电系统注入电网的功率Pe可由式(1)表示:Pe=uaia+ubib+ucic。(1)式中:ua、ub、uc与ia、ib、ic分别为电网三相的瞬时电压和电流。转换到两相同步旋转坐标系,则式(1)可以表示为:Pe=usid+uqiq。(2)式中:ud、uq与id、iq分别为电网电压与电流的d、q轴分量。取q轴与电网电压矢量方向一致,d轴落后其90°,则ud=0,于是式(2)可以化简为:Pe=uqiq。 (3)电压跌落时,假定逆变器工作于单位功率因数且已经达到额定电流,iq被限制不能增加。这时,注入电网的有功功率下降,并且下降幅度与电压跌落幅度一致,其表达式为:Ρf=uqfiq=uqiq⋅uqfuq=Ρe⋅uqfuqPf=uqfiq=uqiq⋅uqfuq=Pe⋅uqfuq。(4)式中:Pf、uqf分别为电压跌落后注入电网的功率和q轴电压。在直流侧,由于发电机输出功率没有减小,导致功率不平衡引起直流电压升高,危及变流器电力电子器件的安全。通过控制减少发电机输出功率Pg使得Pg=Pf,就可保持直流侧功率平衡,限制直流电压升高,实现风电系统的低电压穿越。1.2风速不变时,风力机风能利用系数为最大的风速约束条件,转速、桨距角、最佳叶尖速比根据贝兹理论,风力机从空气中吸收的功率Pw为:Ρw=12ρπR2V3CpPw=12ρπR2V3Cp。(5)式中:ρ为空气密度;R为风力机风轮半径;V为风速;Cp为风力机风能利用系数,是叶尖速比λ和桨叶桨距角β的函数。风速不变时,功率Pw是Cp的比例函数。对λ,有:λ=ωR/V。(6)式中:ω为风力机机械角速度。则:其中λl=1/[1λ-0.02β-0.03β3+1]λl=1/[1λ−0.02β−0.03β3+1]。图2是风速不变时,风力机风能利用系数与转速λ和桨距角β的关系。从图2可知,对每一个桨距角β都对应一条风力机Cp-λ曲线,每一条曲线都有一个Cp最大值的叶尖速比λ。桨距角为0时可以获得最大的风能利用系数Cpmax,如图2中的点A,对应的叶尖速比为最佳叶尖速比λopt。在额定风速以下正常运行时,为了从空气中最大限度地吸收能量,风力机桨距角被控制在β=0°,且以最佳叶尖速比λopt在点A稳定运行。此时输出功率Pw等于最大功率Pmax。如果不考虑损耗,Pmax也就是注入电网的功率Pe。电压跌落后,假定风速不变,按电压跌落幅度控制发电机输出的有功功率Pg=Pf,此时,由于惯性,风力发电机还运行在最佳叶尖速比λopt,如果不进行桨距角调节,由于这时风力机输出的功率Pw仍为Pmax,大于Pg,发电机开始加速,离开最佳运行点A,其输出功率Pw逐渐减小;当减小到Pw=Pg时,发电机停止加速,稳定运行在点B。当电网电压恢复时,控制发电机输出功率恢复为Pmax,这时Pg大于Pw,发电机又开始减速,沿Cp-λ曲线从点B回到点A正常运行。但这种方法会导致转速过高。如果进行桨距角调节,在保持转速不变的同时减小Pw,运行点由β=0°曲线上的点A变化到β=8°曲线上的点C运行。在电网电压恢复时,再控制桨距角和发电机功率,使运行点由点C回到点A运行。这相当于汽轮发电机调节汽门以减小原动机输出功率。在这个过程中,保持了发电机功率平衡和变流器的功率平衡,防止了发电机转速和变流器直流电压的升高。2控制战略2.1桨距角控制器设计变桨距风机比定桨距风机在技术上更具优势,也是当前风力机普遍采用的技术。如前所述,桨距角对Cp影响较大,调节桨距角即可调节风电机组的功率。图3是本文采用的桨距角控制器,图中ωge、ωg分别为发电机额定和实际角速度;Pge、Pg分别为发电机额定功率和实际功率;K为比例调节器。如图3所示,对桨距角β的调节分为两路:一路对机组机械转速和其额定转速的差值进行PI调节;另一路对机组功率与额定功率的差值进行比例调节,当机组功率大于额定功率时起作用。这样,在机组转速不等于额定转速或发电机功率超过额定功率时,控制器增大桨距角以减小机组风能利用系数Cp,从而保持机组转速和功率不超过额定值。2.2发电机的传动机侧整流器的控制,就是通过控制发电机定子电流,调节发电机电磁转矩Te,进而控制发电机的转速。在dq两相同步旋转坐标系中,q轴定向于发电机感应电动势空间矢量,并假定发电机d、q轴电感相等,基于此建立的永磁同步发电机的数学模型为:{ud=Raid+Ladiddt-ωeLaiq‚uq=Raiq+Ladiddt-ωeLaid+ωeψ。(8)式中:ud、uq为发电机电压ug的d、q轴分量;Ra为定子电阻;La为定子电感;id、iq分别为发电机d、q轴的电流;ωe=npωg,为发电机的电角速度,其中np为极对数,ωg为发电机的机械角速度;ψ为永磁体磁链。而发电机的电磁转矩Te为:Te=npiqψ。(9)Te和输入发电机的机械转矩Tm一起决定了发电机的转速ωg:dωgdt=1J(Τe-Τm-ωgBm)。(10)式中:Bm为转动粘滞系数,J为机组转动惯量。图4是机侧整流器控制框图。控制器内环为电流环,外环为功率环。内环控制中,令idref=0,iqref由功率外环得到,并对d、q轴分量进行电流前馈解耦,实现P、Q的解耦控制;外环控制中,参考功率与实际功率比较后经PI环节得到q轴电流参考值iqref。而参考功率Pref由最大风能捕获算法得到的风力机最大输出Pmax和电网电压水平决定,如式(11)所示:Ρref=Ρmax⋅usquqe。(11)式中:usq为电网电压跌落后的实际q轴电压,uqe为电网电压正常时的q轴电压。usa、usb、usc为电网三相电压的瞬时值。2.3交流侧q1网侧逆变器的控制目标是将机侧整流器整流的直流电变换成符合并网条件的交流电,并维持直流电压的稳定。在电网电压定向的同步旋转坐标系(q轴定向电网电压空间矢量,d轴落后90°)中,网侧逆变器的数学模型为:{utd=-Risd-Ldisddt+ωsLisq‚utq=-Risq-Ldisqdt+ωsLisd+usq。(12)式中:utd、utq为逆变器交流侧d、q轴电压,L、R为连接电抗器的电感和等效电阻,ωs为电网电压角频率,isd、isq为d、q轴电流,usq为电网电压空间矢量。图5为网侧逆变器控制框图。内环为电流环,外环为电压环。内环控制中,应用电流前馈解耦实现P、Q解耦控制。q轴电流参考值isqref由电压外环的电压误差信号经PI调节后产生,d轴电流参考值isdref根据式(13)、(14)中的较小者确定,即:isdref=Q/usq。(13)或isdref=√i2-i2sq。(14)式中:Q为电网需要的无功功率,i为逆变器允许电流。图5中,usa、usb、usc为电网电压瞬时值,isa、isb、isc为逆变器输出电流瞬时值,θ1为电网电压矢量的相位角。3d-pmsg的运行及仿真应用电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC建立直驱式永磁同步风力发电系统的仿真模型。其仿真参数如下:永磁同步发电机额定风速13m/s,额定容量2.5MW,额定电压690V,极对数np=40,额定频率15.885Hz,定子电阻Ra=0.001Ω,电感La=0.0015H;变换器方面,额定容量2.5MW,直流电容C=10000μF,连接电抗器电阻R=0.001Ω,电感L=0.0005H,并网变压器低压侧线电压690V。取转动粘滞系数为0,转动惯量J=16000kg·m2。本文在额定风速、风力发电系统以单位功率因数运行、且发生三相对称电压跌落情况下,对D-PMSG的性能进行仿真。电压三相对称跌落幅度为50%,持续时间0.5s,2s跌落开始,2.5s电压恢复。图6为不进行桨距角调节时的仿真结果。由图6可以看出,当只控制发电机功率而不进行桨距角控制时,虽然可以平衡直流侧功率,限制直流过电压,但机组转速上升了43%,这在实际中是不能接受的。图7所示为控制发电机功率的同时进行桨距角控制的仿真结果。图7(a)是电网电压有效值变化波形。图7(b)、(c)、(f)分别为电压跌落期间变流器的直流电压、逆变器电流和机组转速波形,在电压跌落时,发电机功率不能突变,变流器输入功率大于输出功率,直流电压上升。随后机侧整流器控制减小发电机输出功率,维持变流器功率平衡,限制直流电压升高;对发电机而言,输入机械功率大于输出电功率,机组转速升高。这时桨距角控制器增大了桨距角,减小了输入发电机的机械功率,使发电机的功率维持平衡,并可使机组转速升高不超过1%。图7(d)表明,电压跌落期间风力机风能利用系数被减小了。图7(g)表明,电压跌落期间D-PMSG向系统输送了一定的无功功率。电网电压恢复后,系统又恢复正常运行。4d-pmsg控制策略面对新的入网规