变速恒频双馈风力发电系统控制研究

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（南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102）

1 引言

交流励磁变速恒频（ACVSCF）风力发电技术具备运行效率高、电能质量优、变流器容量小等优势，已经成为风力发电领域中应用较为广泛的技术，它可以实现功率的解耦控制和最大风能的跟踪控制［1－2］。在该方案中，将双馈异步发电机（DFIG）的定子接入电网，转子则由电力电子变流器提供励磁电流，当DFIG机械转速发生变化时，实时控制变流器改变转子电流的频率、相位以及幅值实现“交流励磁”，从而保证DFIG在不同工作转速范围内都能正常运行，同时还能实现输出有功和无功功率的解耦。

双馈型风力发电系统是一个系统工程，涉及到电机控制、变流器的控制、无功补偿控制以及电网低压故障控制等。对变流器控制而言，目前一般采用矢量控制技术较为方便，本文在推导基于电动机惯例下的双馈异步发电机数学模型基础上，研究其运行控制原理，给出了基于定子磁链定向控制的矢量控制策略，同时对双馈型风力发电中的低电压穿越（LVRT）问题也作了分析研究和探讨，最后在搭建的样机上做了上述理论分析及实验研究，并给出了相关实验结果。

2 变速恒频风力发电机的原理

图1 交流励磁变速恒频风力发电系统Fig.1 ACVSCF wind power generation system

交流励磁变速恒频风力发电系统见图1，由背靠背的PWM变流器作为DFIG的励磁源，DFIG定子直接接入电网，而其转子则由PWM变流器提供励磁电流，当风速变化时，通过控制变流器改变励磁电流从而实现变速恒频。

由电机学可知：

式中：f1，f2为 DFIG 定、转子电流频率；nr为DFIG机械转速；p为DFIG极对数。

定义DFIG转差率为

式中：np为DFIG额定转速。

根据DFIG的原理可知：

式中：P1为DFIG定子有功功率；P2为DFIG转子有功功率。

由式（3）可知，当DFIG亚同步运行时，P2＞0，DFIG转子通过PWM变流器从电网吸收有功；当DFIG超同步运行时，P2＜0，DFIG转子通过PWM变流器向电网回馈有功；当DFIG同步速运行时，P2＝0，DFIG转子与电网无任何有功交换；DFIG的运行特征要求励磁变流器具备4象限功率运行，而由IGBT组成的PWM变流器具备能量双向流动、动态响应速度快、开关频率高等优势，可以为DFIG理想的励磁源。

由图1可以看出，网侧变流器的控制目标主要是稳定直流电压、功率因数控制以及低压穿越时的无功补偿（static var generate，SVG）控制；而机侧变流器的控制目标主要是对DFIG进行励磁控制实现变速恒频以及功率解耦控制。

3 dq坐标系下DFIG数学模型

为了推导DFIG的数学模型，将电机控制中的矢量控制技术引入变速恒频风力发电控制系统中，建立二相旋转dq坐标系统，同步旋转坐标系中采取定子磁链定向［3－5］，将定子磁链Ψ1定向于d轴，d轴逆时针旋转90°为q轴方向。

图2 DFIG矢量控制坐标变化Fig.2 Coordinate transformation for DFIG vector control

图2中α1，β1为两相静止坐标系，α1轴为定子A相绕组轴线正方向。α2，β2为以转子旋转角速度ω2为参考的两相旋转坐标系，α2轴为转子A相绕组轴线正方向。θr为α2轴与α1轴的夹角，其角度由光电编码器给出。dq轴为两相同步旋转坐标系，旋转角速度ω1为电网电压角频率，uqs为电网电压的q轴分量，d轴与α1轴的夹角为θs，其角度由控制系统软件对电网电压磁链的锁相定位得到。

忽略双馈电机定转子电阻，在电动机惯例下［5－6］，双馈电机的定转子磁链方程为

双馈电机的转子电压方程为

双馈电机定子有功功率和无功功率方程为

式中：Rs，Rr为定转子绕组电阻；Ls，Lr，Lm为dq坐标系下定、转子等效自感和互感；uds，uqs，udr，uqr为定、转子电压的dq轴分量；ids，iqs，idr，iqr为定、转子电流的dq轴分量；Ψds，Ψqs，Ψdr，Ψqr为定、转子磁链的dq轴分量；ω1，ωsl分别为同步转速和转差；σ为漏磁系数，

图3给出了DFIG的矢量控制框图。

图3 交流励磁变速恒频发电机定子磁链定向矢量控制图Fig.3 Block diagram of stator field oriented control for the AC excited VSCF generator

从图3可以看出，DFIG外环控制可以设计为功率环，通过功率环控制给出定子电流dq轴指令，经过运算可以得到转子电流dq轴指令，根据式（5）设计电流内环，并计算相应的转子电压dq轴补偿分量，最后通过空间矢量脉宽调制（SVPWM）控制转子侧变流器输出励磁电压。

4 网侧变流器数学模型和控制

网侧变流器拓扑结构如图4所示，va，vb，vc为电网电压；va1，vb1，vc1为逆变器电压；L和 R分别为网侧变流器的电感和电阻；ia，ib，ic为网侧电流，以流入变流器为正；C为直流环节的储能电容，Udc是直流环节电压。网侧变换器的控制目标是保持交流侧单位功率因数运行和直流环节电压稳定，根据LVRT的要求还需要在发生电网电压跌落故障情况下作SVG运行以支撑电网电压恢复。

图4 三相PWM整流器电路模型Fig.4 The electrical model of three phase PWM rectifier

显然采取矢量控制技术更加方便，同时也利于功率的解耦控制，为此将控制系统矢量d轴定向于电网电压矢量位置，而q轴超前d轴90°，进行等幅值dq坐标变化，得到在以电网电压矢量角度θs定向下的电压方程如下［7－8］：

系统传递的有功和无功功率为

可以看出，通过电网电压矢量定向控制可以方便地实现有功和无功的解耦控制。其中3／2是等幅值坐标变化的系数，电网电压角度θs可以通过软件锁相得到，由于电网电压矢量被定向于d轴，因此可以认为网侧变流器的电压矢量为vd，其大小即为相电压幅值且恒定，而vq为0。由式（8）可见，变流器传递的有功与无功和id与iq成正比关系。同时可以得出，通过控制＞0则可以使PWM整流器运行在SVG状态。三相PWM整流器控制原理如图5所示。

图5 三相PWM整流器控制原理Fig.5 The control principle of three phase PWM rectifier

5 电网低电压控制

DFIG风电机组定子直接并网，通过励磁变流器控制转子电流频率、幅值等来实现定子侧电流的“变速恒频”，这样的结构不能分离DFIG和电网的联系，导致机组对电网故障非常敏感，当发生电网电压骤降故障时定子电流将急剧增大，转子侧也会发生明显的过电流和过电压现象，直流侧电压也将快速升高，同时风电机组机械系统也会产生扭切力冲击。随着DFIG风电机组在电力系统中所占容量的快速提高，发电机与局部电网之间的相互影响也越来越大。为此要求风电机组在电网电压跌落时能够保持不脱网运行，即要求DFIG风电机组具备低电压穿越能力［9－10］，具体要求如图6所示。

图6 风电场低电压穿越要求Fig.6 LVRT requirements of wind farm

在转子侧装设Crowbar电路是一个行之有效的方法，如图1所示，在发生电网电压跌落后，通过开通Crowbar电路的IGBT促使电阻吸收转子回路能量，从而抑制转子过电流现象和直流母线电压的快速上升，Crowbar电路的投入和退出逻辑由转子侧变流器控制。网侧变流器负责在故障期间向电网提供无功功率以支撑电网电压恢复。

6 实验研究

为验证所研究控制算法的正确性，搭建了30 kW变速恒频风力发电控制系统。在该系统中，由异步电动机带动双馈电机模拟变风速运行，DFIG的转子励磁系统由背靠背的PWM变流器构成。双PWM变流器采用全控型器件IGBT，调制方式为SVPWM，其中双变流器中的网侧变流器控制为整流器运行方式［10－15］，开关频率3 000Hz。机侧变流器控制为逆变器运行方式，开关频率2 000Hz，采取电动机惯例。DSP控制板卡核心控制器为TI浮点控制器TMS28346。

DFIG的参数为：额定功率30kW，定子额定电压380V，定子额定电流71A，转子额定电流72A。极对数为2，同步转速1 500r／min，转子绕组电阻Rr＝0.103Ω，定子绕组电阻Rs＝0.097 Ω，转子绕组电感Lr＝27.81mH，定子绕组电感Ls＝27.46mH，转子开路电压314V。背靠背变流器参数：输入交流额定线电压380V，额定线电流45.58A，考虑到DFIG转子开路电压过小，控制直流母线电压为300V，直流侧电容3 400μF，交流滤波电感2.5mH，功率器件为IGBT。

图7给出了双馈电机在转速为1 400r／min亚同步时网侧PWM变流器的电压和电流波形以及双馈定子侧电压和电流波形。图8给出了双馈电机在转速为1 780r／min超同步时网侧PWM变流器的电压和电流波形以及双馈定子侧电压和电流波形。对比图7和图8可以看出，当电机处于亚同步运行时，网侧变流器运行在整流状态，表明从电网吸收有功后注入DFIG转子回路。而当电机处于超同步运行时，网侧变流器运行在逆变状态，表明DFIG转子通过网侧变流器向电网回馈有功。图9给出了DFIG在跨越同步转速时的转子电流波形，此时转子电流励磁相序由ABC转变成ACB，从而实现了网侧变流器的能量双向流通，而在整个过程中，双馈电机定子电压和电流波形相位始终一致，表示DFIG定子始终向电网传输有功功率，实验结果符合DFIG的运行特征。

图7 亚同步状态，P＝10kW，Q＝0kvar时励磁变流器波形Fig.7 The excitation converter waveforms at sub－synchronizing operation with P＝10kW，Q＝0kvar

图8 超同步状态，P＝20kW，Q＝0kvar时励磁变流器波形Fig.8 The excitation converter waveforms at super－synchronizing operation with P＝20kW，Q＝0kvar

图9 跨越同步转速时的转子励磁电流波形Fig.9 Rotator excitation current waveforms at synchronizing operation

根据交流励磁变速恒频风力发电机的运行特征，在电网发生低电压故障时，转子侧变流器负责Crowbar投入与退出控制，而网侧变流器则需要按照要求作SVG运行。本实验在动态模拟仿真实验室中通过在高压侧模拟三相短路故障的方式模拟电网电压跌落，通过改变短路点，设置电压跌落度为0.4，故障持续时间700ms，待故障恢复后切换至正常运行模式，图10给出了LVRT实验结果。

图10 电压跌落故障波形Fig.10 Waveforms of voltage drop fault

从图10的实验结果可以看出，当发生电压跌落时，网侧变流器迅速发出3.2kvar无功功率，从图10a中可以看出，在电压跌落至0.6标幺值后能上升至0.67标幺值，证明了网侧SVG控制有利于支撑电网电压。而在发生LVRT的过程中，由于Crowbar电路的保护，直流侧电容电压的波动得到抑制，双馈电机转子电流的过电流现象同时得到抑制。在故障消失后恢复至正常运行控制模式，系统运行正常，实验论证了本文提出方案的可行性。

7 结论

随着风电机组装机容量的扩大，风力发电作为新能源产业的优势已经逐步体现出来，而双馈型风力发电系统具有变流器容量小，输入输出特性好等独特的优势，对双馈型风力发电的励磁控制系统而言，主要是针对背靠背PWM变流器的控制研究，包括以下主要技术：1）转子励磁变流器的矢量控制；2）网侧变流器的4象限运行和控制；3）有功和无功功率的解耦控制；4）电网低电压故障时的双变流器控制和SVG运行控制处理。本文对以上技术进行了理论分析和实验研究，论证了技术的正确性和可行性，为兆瓦级大型双馈风力发电机组的工程化实现提供了一定的理论和技术基础。

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