交流励磁用双脉宽调制变换器的故障分析

交流励磁用双脉宽调制变换器的故障分析

0控制方案研究随着网络操作交流励磁矩阵叶片的体积的不断增加，交流磁体网络系统在电网短路故障期间的低压穿越操作能力得到了广泛关注和研究[1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12和13]。当外部电网发生短路故障引起发电机定子电压骤降时,交流励磁风电机组应具有不间断运行能力,并能为系统提供一定的频率和电压支持,提高电网运行的稳定性[6,7,8,9,10,11,12,13]。由于交流励磁用双脉宽调制(PWM)变换器容量较小,电网短路故障时转子侧变换器将极易发生过电流并引起中间直流环节电压大幅度波动,因此须采取合适的措施限制故障时转子过电流及减小直流链电压波动,达到保护转子励磁电源和发电机的目的。尽管目前有不少文献对故障时转子侧变换器的控制方案进行了详细分析和研究[6,7,8,9,10,11,12,13],通过采用适当的改进控制方案可有效限制故障时转子过电流并实现转子侧变换器安全运行,然而对于故障时电网侧变换器和直流电容电压的控制策略则鲜见探讨。目前广泛采用转子短路保护技术(Crowbarprotection)实现电网短路故障时交流励磁发电机的不间断运行。在该方案中,当故障切除、发电机定子电压恢复时,电网侧变换器将重新投入以恢复直流电容电压。在直流链电压重新建立的过程中,直流电压的波动将可能影响发电机重新投入正常运行时的励磁控制效果。另外,采用该方案时保护电阻和功率主回路的投切及相关控制应满足严格的时序要求,从而增加了控制难度。文献对电网电压骤降时交流励磁风电系统的运行特性进行了研究,研究结果表明电网短路故障时由于转子侧变换器不脱网励磁控制将产生转子功率变化,则直流电容电压将会出现较大幅度波动。直流链电压的大幅度波动会对直流侧电容造成冲击,并将直接影响发电机不间断运行的控制效果,同时也不利于故障切除时发电机重新恢复正常励磁控制。文献提出故障过程中电网侧变换器闭锁并随故障切除后重新投入运行的控制方案。该方案可减小故障时电网侧变换器的电流,并在定子电压恢复时重新稳定直流链电压。但由于故障时能量仅在直流电容与转子间流动,直流链电压的大小就取决于转子功率的流向和大小,因此,直流链电压的变化趋势无法控制,直流链电压在短路起始阶段大幅度波动,若其下跌过大甚至崩溃则必将限制发电机系统的故障穿越运行能力。考虑到电网短路故障时实现发电机不间断运行的关键是转子侧变换器应能提供足够的励磁电压,因此,要求故障时在确保电网侧变换器安全工作、防止出现过电流的前提下应尽可能维持直流链电压稳定,保护直流电容,这将有利于转子侧变换器输出足够的励磁电压,有助于发电机不脱网运行。本文在文献的基础上提出一种电网短路故障时电网侧变换器的控制方案,详细分析并建立了故障过程中电网侧变换器的控制模型。1电网侧变换器的控制策略1.1转子侧变换器的双闭环控制电网正常运行时交流励磁发电机的定子电压保持稳定,电网侧变换器输入电压正常,这时通常采用基于电网电压定向的电压、电流双闭环矢量控制策略来实现电网侧变换器的控制。根据文献的分析可知,由于直流电容是一个大惯性环节,电网侧变换器直流电压调节环的调节速度较慢,造成电流内环d轴电流给定量i*gd在交流励磁发电机运行状态突变时变化缓慢,使得采用传统双闭环控制方案的电网侧变换器无法及时输入所需的瞬时功率来平衡转子侧变换器所需的励磁功率,直流侧电容将释放或吸收部分能量进而造成直流链电压波动较大。因此,采用电网侧变换器传统控制方案时,电机运行状态的改变将使得直流链电压出现一定波动后再恢复稳定,这将影响发电机正常励磁控制的效果。对于电网短路故障而言,当故障切除、发电机定子电压恢复正常时,发电机转子侧功率将迅速发生变化以实现故障切除时发电机的不间断运行。采用传统的双闭环电压控制方式时,转子侧变换器输出瞬时功率的迅速变化必定会引起直流链电压的大幅度波动,非常不利于故障切除时发电机的不脱网励磁控制。根据文献,电网电压正常时,其d轴分量egd为常数,从而有:Cegdudcdudcdt=igd−uraira+urbirb+urcircegd=igd−pregd(1)Cegdudcdudcdt=igd-uraira+urbirb+urcircegd=igd-pregd(1)式中:igd为电网电流d轴分量;C为直流电容;udc为直流链电压;ura,urb,urc分别为转子侧变换器三相输出电压瞬时值;ira,irb,irc分别为转子侧变换器三相电流瞬时值;pr为转子侧变换器输出瞬时功率,pr=uraira+urbirb+urcirc。式(1)中的pr/egd项反映了转子侧变换器输出瞬时功率的变化情况,若将此项作为一个前馈补偿量与网侧变换器直流电压比例积分(PI)调节器的输出一起作为网侧变换器电流内环的d轴电流给定值i*gd,则在故障切除时i*gd将会及时改变,网侧变换器电流内环可以控制d轴电流快速跟踪指令电流,当电压恢复后网侧变换器输入的瞬时功率能立即跟随转子励磁功率的变化,从而可大大减小直流电压变化率,因此可在最大程度上减小直流链电压的波动范围。这十分有利于电压恢复时直流链电压迅速趋于稳定,有利于转子侧变换器输出足够的励磁电压。另一方面,当发电机故障励磁控制过程结束、重新恢复正常励磁控制时,采用带前馈的双闭环电压控制策略还能够维持直流链电压近似不变,这也有助于故障后发电机为电网提供及时的支持。因此,电网电压正常时网侧变换器的控制策略仍可采用文献提出的基于转子侧变换器瞬时功率反馈控制的双PWM控制策略。图1给出了发电机定子电压恒定时电网侧变换器控制原理框图。1.2转子侧变换器输出电压+gd根据文献,直流电容的瞬时功率可表示为:Cudcdudcdt=egdigd−pr=ΔP(2)Cudcdudcdt=egdigd-pr=ΔΡ(2)式中:ΔP为电网侧变换器输入瞬时功率egdigd与转子侧变换器输出瞬时功率pr之间的功率偏差。电网发生短路故障将引起发电机定子电压骤降,故障时转子功率的变化将加剧直流链电压的波动,电网侧变换器输入电压减小及最大输入电流的限制将减小电网侧变换器输入的瞬时功率,这将造成电网侧变换器输入瞬时功率egdigd与转子侧变换器输出瞬时功率pr之间的功率偏差ΔP1增大,从而极大地限制电网侧变换器对直流链电压的控制作用,采用以直流链电压恒定为目标的双闭环控制方法将很难减小电压跌落时直流链电压的波动,直流链电压将出现剧烈波动。实际上,电网短路故障持续过程比较短暂,在电压跌落期间无需控制直流链电压保持恒定,只需将直流链电压的波动限制在一定范围内即可满足发电机不脱网励磁控制的要求。根据1.1节的分析,转子侧变换器瞬时功率反馈量反映了双PWM变换器与发电机转子的功率交换情况,在电压跌落时根据转子功率的变化及时调节电网侧变换器的d轴电流可最大限度地减小直流链电压的波动,有效控制直流链电压在电压跌落过程中的变化趋势。因此,电压跌落时电网侧变换器可仅采用电流内环控制,d轴电流给定量i*gd设定为转子侧变换器输出瞬时功率反馈量pr/egd,这样电网侧变换器的d轴电流给定量和输入瞬时功率都将及时跟随转子功率变化,将直流链电压的波动限制在一定范围内。图2给出了定子电压跌落时电网侧变换器控制原理框图。由式(2),若电压跌落时网侧变换器能提供足够的电流和瞬时功率egdigd来平衡转子侧变换器瞬时功率pr,则功率偏差ΔP2将趋于0,即直流电压变化率为0,直流链电压将保持恒定。实际上,如果定子电压骤降程度较大,即当电压egd下降过多时,电网侧变换器输入瞬时功率将无法完全平衡转子侧瞬时功率,从而很难维持ΔP2为0。因此,当输入电压跌落后,由于仅采用电流内环控制,电网侧变换器的最大输入瞬时功率就由下述2个因素决定:故障过程中的输入电网电压egd和电网侧变换器的最大电流igd。当egd跌落至某一固定值时,直流链电压的波动范围决定于电网侧变换器的最大电流igdmax,即变换器功率器件运行允许的最大峰值电流。因此,电网侧变换器的d轴电流给定量最大值i*gdmax可设定为功率器件的最大电流值以充分利用功率器件的电流容量。与传统双闭环控制方案相比,本文提出的控制策略可实现d轴电流给定量的快速变化,在电流内环的作用下可使网侧电流igd迅速达到最大电流igdmax,从而使功率偏差|ΔP2|≪|ΔP1|,直流电压变化率和直流链电压的波动范围可被限制在较小范围内。当电网故障切除后,电网侧变换器将切换为图1的按直流链电压恒定为目标进行控制的方案,为故障切除后发电机继续保持不脱网运行提供稳定的直流链电压支持。2转子侧变换器故障扰动控制仿真分析为验证所述电网故障时电网侧变换器控制策略的有效性,本文在电网三相对称故障条件下对一台2MW交流励磁风力发电机系统进行了仿真计算,对比研究了采用传统双闭环直流链电压控制和本文所提出的直流链电压控制2种方案。图3为用于仿真研究的交流励磁发电机系统配置图,图中,交流励磁发电机通过升压变压器与风电场母线相连,系统的配置参数见文献。在仿真中做如下假定:假设发电机在故障过程中转速基本保持不变;对2种控制方案,转子侧变换器均采用过调制技术以提高不脱网励磁控制的效果,在过调制运行下其最大励磁电压均可达到额定输出电压的1.35倍,对电网侧变换器也都采用过调制技术,其最大控制电压均可达到额定控制电压的1.5倍。在故障发生前分别采用传统双闭环控制策略以及图1所示的带前馈的控制策略控制电网侧变换器,直流链电压设定值为1200V。采用基于定子磁链定向的矢量控制算法控制转子侧变换器实现发电机有功和无功功率解耦控制。故障前发电机以最高转速1950r/min(假设最大运行范围为s=±0.3)按1.0的功率因数满载稳定运行。设定风电场母线三相短路故障在t=3.5s时发生,并于t=3.61s时切除,短路发生后发电机定子电压骤降至大约0.6(标幺值),采用文献提出的电网故障励磁控制算法对故障时的转子侧变换器进行控制。短路发生后分别采用传统控制策略以及图2所示的单电流环控制策略控制电网侧变换器,当故障切除后,从t=3.61s开始又重新恢复为采用传统控制策略以及图1所示的带前馈的控制策略分别控制电网侧变换器。t=4s时,电网故障励磁控制结束,将励磁控制算法切换为基于定子磁链定向的矢量控制算法重新控制发电机恢复正常运行。对于这2种控制方案,由于直流链电压动态情况下波动的幅值与电压闭环控制PI调节器的参数和d轴电流给定量的最大值密切相关,因此本文在相同条件下进行仿真比较:电压外环比例系数均为4,积分系数均为200,电网侧变换器d轴电流给定量的最大值均为2000A。图4和图5分别为三相对称故障时电网励磁控制作用下发电机系统的仿真结果。图4为采用以直流链电压恒定为目标的双闭环控制方法进行控制的仿真结果,图5为采用本文提出的控制方法对故障发生和切除后电网侧变换器进行控制的仿真结果。由仿真结果可知,当定子电压下降至0.6时,这2种电网侧变换器控制方案均可以实现发电机的不脱网运行。但采用传统双闭环电压控制方法时,直流链电压随输入电压的突降和恢复而剧烈波动。由图4(b)可知,转子侧变换器瞬时功率反馈项Igdc随输入电网电压的变化而快速变化,然而d轴电流给定值Igdset则变化缓慢,即直流电压外环控制器的输出给定值变化缓慢,且其远未达到d轴电流给定量的最大值,由此造成网侧电流Igd变化缓慢,导致整个故障过程中网侧变换器的输入电流峰值仅为1000A左右,无法及时为直流电容和转子侧变换器提供足够的瞬时功率支持。对于传统控制方案,在电网电压恢复时变换器电网电流变化缓慢,无法将多余能量回馈给电网,导致直流链电压的最大值为1520V,远超过设定电压值,这将直接危及直流电容的安全运行;而当定子电压骤降时直流链电压最小值为960V,当定子电压在故障时严重下降而限制网侧变换器的输入功率时,该值还将进一步减小,发电机转子将可能无法输出足够的励磁电压,这将限制发电机系统的故障穿越控制能力。另外,当故障励磁控制过程结束、发电机重新恢复正常运行时,采用传统控制方案的直流链电压也会出现一定波动。而采用本文所提出的方法控制网侧变换器时,故障发生和切除时电网侧变换器的d轴电流给定值Igdset随瞬时功率项Igdc快速变化,且其达到d轴