基于RMC 的海上风电-HVDC 系统功率协调控制

蒋卫龙，邓文浪，郭有贵，李利娟，刘 和，余 帅

（湘潭大学信息工程学院，湘潭411105）

与陆地风电场相比，海上风电场具有高风速、高能产出、低风切变、低湍流等显著优点。离海岸线越远，风能资源越丰富，风电场输出的电能越高越稳定，建立远海风电场已成为海上风电的发展趋势[1]。在中长距离输电中，高压直流输电HVDC（high voltage direct current）已被证实是最经济有效的传输方式[2]。由于海上运输、安装、维护的成本较高，这就要求海上风电-HVDC 的核心环节——换流器，具有高集成度、高可靠性和高效率等特点。传统换流器不仅效率较低、转换级数较多，而且还需要容易发生故障的电解质电容器，难以满足海上风电的要求[3-4]。

精简矩阵变换器RMC（reduced matrix converter）是一种从传统矩阵变换器拓扑中衍生出来的新型功率变换器，具有结构紧凑、控制自由度大、输入/输出性能优良等优点[5]。由RMC 构成的换流器拓扑具有转换级数少、高功率密度、高可靠性和高效率等优点，在海上风电-HVDC 中有着极大的应用价值。近年来各国学者以海上风电-HVDC 为应用背景，对RMC 换流器的拓扑结构和调制策略等方面进行了研究，并取得了一定的研究成果[5-7]。

风速的波动性导致风电场输出的有功功率不稳定，交流系统故障等情况会使得岸上逆变器输出有功功率受限，失去对直流电压的控制能力，引起HVDC 系统送受端有功传输不平衡，造成直流母线电压泵升，危及设备的安全运行。因此，需要对海上RMC-岸上电压源换流器VSC（voltage source converter）的协调控制策略进行研究，以保证各种运行情况下HVDC 系统有功功率传输的平衡、提高风电场-HVDC 系统在故障条件下的运行特性和持续运行能力。目前，基于RMC 的海上风电-HVDC 系统控制策略研究虽然取得了一定的进展，主要是推导了RMC 双极性电流空间矢量调制，并提出了基于电流型RMC 的HVDC 系统单端换流器控制策略[8]；但尚鲜见文献对RMC 双极性电压空间矢量调制策略进行推导研究，并提出基于电压型RMC 的海上风电-HVDC 系统控制策略，以及该系统在各种工况和故障情况下两端换流器协调控制策略。

本文在分析了RMC 双极性电压空间矢量调制B-V-SVM（bipolar voltage space vector pulse-width modulation）策略的基础上，提出了基于RMC 的直驱海上风电-HVDC 系统控制策略，实现了风电机组的最大功率追踪MPPT（maximum power point tracking）、岸上VSC 逆变器并网有功/无功功率的解耦控制和直流稳压控制。针对岸上电网电压跌落时引起的风电场-HVDC 系统有功传输不平衡问题，提出了一种不依赖数据通信的、基于发电机有功功率指令修正的RMC 换流器功率协调控制策略。根据RMC 换流器侧的直流母线电压信息来实时调节永磁同步发动机PMSG（permanent magnet synchronous generator）的有功输出，并结合变桨距角控制，使HVDC 系统送受端有功传输达到动态平衡，风电机组不脱网运行，有效提高了机组低电压穿越LVRT（low-voltage ride-through）能力。仿真验证了所提控制策略的正确性和有效性。

1 电压型RMC 换流器拓扑结构及其双极性电压空间矢量调制策略

1.1 电压型RMC 换流器拓扑结构

电压型RMC 换流器的拓扑结构如图1 所示，它由RMC、高频变压器以及二极管全桥整流器组成。电压型RMC 换流器在全桥整流器的输出端接入电容滤波器Cdc来减少直流电流纹波。

图1 电压型RMC 换流器拓扑结构Fig.1 Topological structure of voltage source RMC

RMC 由基于反向阻断绝缘栅双极型晶体管RB-IGBT（reverse blockings insulated gate bipolar transistor）的6 个双向开关构成，它将发电机输出的三相交流电直接转变为正负交变的高频脉冲电，相当于传统换流器的AC-DC、DC-AC 两级变换；高频脉冲电再通过高频变压器升压、二极管全桥整流器转换成可用于HVDC 的高压直流电。与传统的换流器相比，RMC 换流器减少了转换的级数、提高了换流器的效率。高频脉冲电的传输有效减少了滤波器和变压器等元件的体积和重量。因此，RMC 换流器具有功率密度高、效率高的特点。

1.2 RMC 双极性电压空间矢量调制策略

RMC 中6 个双向开关可合成6 个有效状态空间矢量：As={（ap，bn，cn），（ap，bp，cn），（an，bp，cn），（an，bp，cp），（an，bn，cp），（ap，bn，cp）}，将坐标平面分为6 等份，每份对应一个扇区S，如图2（a）所示。此外还有8 个零矢量：Zs={（an，bn，cn），（ap，bp，cp），（ap，bp，bn，cp），（an，bp，bn，cp），（ap，an，bn，cn），（ap，bp，cp，cn），（ap，an，bp，bn），（an，bn，cp，cn）}。其中“xp”、“xn”分别表示与p 极、n 极相连的开关导通，“x”表示a、b、c 三相桥臂。

假设RMC 输出的脉冲电压为Ut，则输入参考电压矢量Ur可表示为

式中：mm为调制系数；φ 为参考输入电压矢量与α轴之间的夹角；dk和di为相应状态矢量占空比；Uk和Ui为相应的电压矢量。

对常规的电压型脉冲宽度调制PWM（pulsewidth modulation）整流器而言，其输出的电压极性不变，因此采用空间矢量调制SVM（space vector modulation）时，只需参考电压矢量所在扇区的两个相邻有效矢量和零矢量即可合成期望的输入电压矢量。RMC 输出为正负交变的高频脉冲电，其SVM 方法区别于常规SVM 法，其SVM 是在RMC输出电压正负交替变化情况下进行，因而称其为

2 基于RMC 的直驱海上风电-HVDC系统及其控制策略

基于RMC 的直驱海上风电-HVDC 系统控制框图如图3 所示。该系统主要由永磁同步风力发电机组、RMC 换流器、高压直流输电线缆、岸上VSC 逆变器以及三相交流电网组成[9]。

2.1 RMC 换流器控制策略

RMC 换流器的作用之一是控制PMSG 输出有功以实现风电机组的MPPT 控制。当桨距角β 一定时，风力机运行在最佳叶尖速比即可获得最大风能利用系数，此时风力机捕获的最佳功率Popt为[10-12]：

图3 基于RMC 的直驱海上风电-HVDC 系统控制框图Fig.3 Control block diagram of direct-driven offshore wind power generation-HVDC system based on RMC

式中：ρ 为空气密度；r 为风轮半径；Cpmax为最大风能利用系数；λopt为最佳叶尖速比；ω 为风力机转速；k 为常数。

由式（4）可知风力机捕获的最佳功率只与转速ω 有关。风电机组输出的最佳有功功率指令P*s 为

式中：ΔP=Pfes+Pcus+P0，各项分别代表发电机铁耗、铜耗和风力机机械损耗。

采用多对极表贴式PMSG，在基于转子磁链定向的同步旋转坐标系中，将d 轴定向于发电机转子磁链方向上，由此可得PMSG 的数学模型[13]为

其中

式中：Ls和Rs分别为PMSG 定子电感和电阻；ωs为同步电角速度；ψf为转子永磁体磁链；isd、isq与usd、usq分别为定子电流与电压的d、q 轴分量。

PMSG 电磁转矩方程为

式中，p 为PMSG 极对数。

由式（7）可知，发电机Tem只受isq的影响，通过控制isq即可调节Tem，进而控制发电机转速。通过检测风力机转速并将其代入到式（5）中，计算出发电机输出的最佳有功指令。在跟踪的过程中，风力机输出的有功功率Ps被逐步调整到最佳功率点，实现了风电机组的MPPT 控制[10]。

如图3 所示，RMC 换流器控制系统采用双闭环控制。外环为功率环，其比例-积分PI（proportional ingetral）调节器输出量作为PMSG 有功电流分量给定轴电流分量给定设为0。内环为电流环，d、q 轴PI 调节器输出量加上耦合电压补偿Δusd和Δusq，得到d、q 轴控制电压分量usd和usq，再经dq/abc 变换后得到RMC 的三相输入电压参考信号，最后利用B-SVM 策略产生驱动信号来控制RMC 功率开关管通断。

2.2 岸上VSC 逆变器控制策略

岸上VSC 逆变器的主要作用是在正常运行情况下稳定HVDC 直流母线电压，实现风电场-HVDC 系统有功传输平衡、以及并网有功/无功功率的独立控制。采用电网电压定向的矢量控制技术，在dq 坐标系中可得VSC 的数学模型[13]为

其中

式中：igd、igq与ugd、ugq分别为VSC 的d、q 轴电流和电压分量；ωg为电网同步电角速度；La和Ra分别为进线电抗器电感和电阻；egd为电网电压在d 轴上的电压分量；Δugd与Δugq分别为解耦的电压补偿项。

在d-q 坐标系中，经VSC 并入三相交流电网的有功/无功功率为

式中，Pg、Qg分别为并网有功、无功功率。由式（9）可知，通过分别控制d、q 轴上的电流分量igd和igq即可独立控制并网有功/无功功率。

如图3 所示，VSC 采用双闭环控制。外环为直流电压环，其PI 调节器输出量作为有功电流给定并网无功控制通过设定无功电流给定实现，本文设为0。内环为电流环，其PI 调节器输出量加上耦合电压补偿得到VSC 控制电压参考信号，再利用SVM 产生驱动信号来控制开关管通断。

3 系统LVRT 控制策略

3.1 RMC 换流器功率协调控制策略

当电网电压跌落时，由于岸上换流器的电流限幅作用使得并网有功受限[14-16]。若此时风力机仍工作在MPPT 状态，则HVDC 系统送受端有功传输不再保持平衡，过剩的有功功率将引起直流母线电压泵升，严重威胁到系统的安全稳定运行。为提高系统的LVRT 能力，本文提出了RMC 换流器功率协调控制策略：在RMC 换流器功率外环中引入有功功率修正量，当检测到本地直流电压异常时，根据直流电压偏差信息按设定的K 曲线修正PMSG 的有功功率指令，在岸上VSC 并网有功受限时相应降低PMSG 的有功输出，以保证HVDC系统送受端有功功率传输平衡，使得机组不脱网运行，其控制框图如图4（a）所示。

设直流电压偏差Δudr为

式中：udr为RMC 换流器侧直流电压为其给定值。对于RMC 换流器系统来说，udr可本地测量，因此采用该控制策略后不再依赖数据通信就可获取岸上电网的故障情况，减少了通信延迟时间，增强了系统控制的实时性。

在HVDC 系统中的功率传输关系为

式中：Cdc为直流母线电容；Ps为PMSG 输出有功功率；ΔPs为直流传输功率差。

由式（12）可知，ΔPs和电压偏差Δudr之间存在着二次函数关系，因此可据此设计功率修正曲线K，如图4（b）所示，并将ΔPs作为有功功率修正量。

图4 功率协调控制策略Fig.4 Coordinated power control strategy

当电压偏差大于设定值Δudr0时，按照图4（b）所示功率修正曲线，根据电压偏差产生PMSG 有功功率指令的修正量。当电压偏差达到安全值Δudrm时，功率修正量ΔPs等于有功指令，此时PMSG 向HVDC 系统注入的有功功率为零。

3.2 桨距角控制

当风力机转速接近安全转速时，需要调节桨距角以减少风能捕获，将风力机转速限制在安全转速以下。桨距角控制在这里仅作为一种辅助控制手段，可进一步提高系统的LVRT 能力。桨距角控制器结构框图如图5 所示，ωm为风力机转速安全值。

图5 桨距角控制器结构框图Fig.5 Block diagram of pitch angle control

4 仿真结果及分析

利用Matlab/Simulink 搭建仿真模型。参数为PMSG 额定功率PN=1 MW，极对数p=28，定子电阻Rs=0.006 Ω，电感Ls=2.56 mH；桨距角β=0°，风轮半径r=30 m，空气密度ρ=1.225 kg/m3；直流输电线总长l=75 km，线路电阻为0.007 3 Ω/km，直流母线电容Cdc=25 mF；岸上VSC 进线电抗器电感La=0.45 mH，电阻Ra=0.1 Ω，电网电压频率f=50 Hz。

4.1 算例1——风速变化情况下的仿真实验

风速变化情况为t=0.3 s 时风速从8 m/s 突变为7 m/s，在t=0.6 s 时突变为9 m/s。风速变化下系统仿真波形如图6 所示。图6（a）中的Usa、Isa分别为RMC 的A 相输入电压/电流。因RMC 输入侧无电容滤波，故图6（a）中RMC 的输入电压为三相PWM 波。如图6（b）所示，RMC 输出电流Iout波形为正负交变的高频脉冲波。由图6（c）和图6（d）可知并网有功功率Pg跟随发电机输出有功功率Pdc变化且基本相等，表明发电机输出有功及时并入了电网。由图6（d）可知，并网有功变化时无功稳定在设定值零，实现了并网有功/无功功率的独立控制。由图6（e）可知，当风速变化时，直流电压快速稳定，系统响应快。

4.2 算例2——电网电压跌落情况下的仿真实验

电网电压跌落时分为额定风速（12 m/s）和低于额定风速（8.5 m/s）两种情况下的仿真；在额定风速时又针对电网电压跌落的不同深度进行了仿真验证。

图6 风速变化时系统仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of the system with wind speed variation

在额定风速时，设置t = [0.2，0.4]s 三相电网电压跌落80%幅度，系统仿真结果如图7 所示。电网电压跌落时，由图7（a）和图7（b）可知网侧电流达到限幅值，并网有功受限，故障消除后快速恢复正常。由图7（b）和图7（c）可知，当并网有功受限时相应减少发电机有功输出，使得HVDC 系统送受端有功传输平衡，直流母线电压在电网故障时不超过安全值。由图7（d）可知当电网电压跌落时发电机转速上升，将多余的能量转化为动能储存在转子中；当转速上升至安全设定值1.2（p.u.）时，启动变桨距角控制系统，调节桨距角以减少风力机风能捕获，维持转速不变。由图7（e）可知未采用有功功率指令修正时，电网故障时直流母线电压泵升，危机系统安全运行。

图7 额定风速时电网电压跌落80%仿真波形Fig.7 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 80%with rated wind speed

当风速为额定风速时，三相电网电压跌落30%幅度的仿真波形如图8 所示。

图8 额定风速时电网电压跌落30%仿真波形Fig.8 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 30%with rated wind speed

由图8 可知，在电网电压跌落过程中系统有功传输平衡、直流母线电压在限值之内、转子转速未达到安全值。因转子转速未上升至安全值，故在电网电压小幅跌落时无需开启变桨控制系统即可使系统平稳实现了LVRT。

图9 为低于额定风速时，电网电压跌落80%幅度的仿真波形。在LVRT 过程中HVDC 系统有功传输平衡，直流电压和转子转速都在安全值以内。因低于额定风速，风力机捕获风能较少，当电网电压跌落时不平衡能量也较少，多余的能量转化为动能储存在转子中而不需开启变桨控制。

5 结论

本文分析了电压型RMC 的B-V-SVM 调制策略，提出了基于RMC 的直驱海上风电-HVDC 系统功率协调控制策略。

图9 低于额定风速时电网电压跌落80%仿真波形Fig.9 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 80%with low rated wind speed

（1）采用B-V-SVM 调制，PMSG 输出的三相交流电经RMC 直接转换成高频脉冲电，高频脉冲电的传输有效减少了变压器和滤波器的体积和重量。

（2）提出了基于RMC 的直驱海上风电-HVDC系统控制策略。RMC 换流器控制实现了风电机组的最大风能捕获，岸上VSC 控制实现了HVDC 系统稳压控制以及并网有功/无功功率的独立控制。

（3）提出了RMC 换流器功率协调控制策略，根据RMC 换流器侧直流母线电压信息来实时调节发电机输出的有功功率。当岸上电网电压跌落时实现了HVDC 系统送受端有功传输平衡，有效提高了风电机组的LVRT 能力。

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