混合储能系统直驱风电机不对称故障穿越的控制策略

薛 易， 陈 元， 郭明良， 张 帅

(黑龙江科技大学 电气与控制工程学院， 哈尔滨 150022)

0 引 言

不可再生能源占比日益降低，为保证生态环境的可持续发展，对风能、水力、生物能、太阳能等可再生能源的利用率日渐增高，衍生出一系列可再生能源发电系统，其接入电网时会产生电压和频率波动等问题，尤其在电网发生故障时，会影响电网系统的稳定运行，甚至会使电网系统发生大规模的解列。因此，在电网发生故障时，如何保证系统仍能稳定运行，并可靠避免故障，为系统补偿所缺失的功率成为研究热点[1]。黄可等[2]研究了模糊控制原理下低电压穿越控制模型，在电网不对称故障下，充分利用发电机转子储能，提高不对称故障穿越能力，抑制功率波动对系统产生的安全性和稳定性威胁。戴朋岑等[3]将Crowbar保护电路处理不对称故障期间有功差额存在瞬态波动分量的情况，消除不对称故障下的并网负序电流，减小直流侧二倍工频纹波。

笔者将超级电容和锂电池组成的混合储能系统应用于直驱风电机组，其中，混合储能系统的充放电控制电路采用CUK式电路，减小直流侧电压二倍工频波动，消除不对称故障下网侧电流中负序分量，以提高风电机组不对称故障穿越能力。

1 混合储能模型的建立

超级电容对高频段功率波动反应迅速、能量密度大，用于抑制并网侧输出功率高频段的波动。锂电池对低频段功率波动有较好地反馈及其能量密度低的特点，抑制并网侧输出功率低频段波动。若采用单一的储能单元模块，无法应对电力系统中所有类型的突变情况。

1.1 混合储能系统结构设计

混合储能系统拓扑结构如图 1所示。该连接方式可充分利用锂电池与超级电容的功率密度不同的特性，比单一储能系统有更高的稳定性和安全性。

图1 混合储能系统拓扑Fig. 1 Hybrid energy storage system topology

1.2 充放电控制电路

含超级电容的CUK式双向直流变换器的拓扑结构如图 2所示。

图2 CUK式双向DC-DC变换器Fig. 2 CUK type bidirectional DC-DC converters

采用CUK式电路控制混合储能系统充放电，锂电池与其类似，仅将超级电容更换为锂电池即可，二者工作原理类似，此处，仅分析超级电容的工作原理。充电时开关S2导通，直流侧电容Cdc向电感L2充电，电容C经超级电容Csc和电感L1放电。VD2导通时，直流侧电容Cdc和电感L2向电容C充电，电感L1向超级电容Csc充电。放电时工作过程与充电时相反。

综上所述，通过PWM控制双向DC变换器不同开关器件的导通与关断，使CUK电路在不同模式下工作，即可实现超级电容和锂电池的充放电功能[4-5]，补偿系统所缺失的功率，减小直流侧电压波动幅度。

1.3 混合储能系统控制策略

混合储能系统控制框图如图 3所示。文中设计了带有低通滤波器的电压电流双环控制器模型，电压环给定直流侧参考电压值Ubr与直流侧实际测量值Ub作差后的值经PI控制后得到电流环参考值Ibr[6]。利用锂电池功率密度低，对功率变化响应速度较慢的特点，锂电池参考电流值从直流侧参考电流值Ibr经低通滤波器后分离出的低频分量与实际锂电池电流Ibat作差后的值经PI控制后，得到电压信号后进入脉冲调制环节。利用超级电容的功率密度高，对功率变化响应速度快的特点，其内环参考电流值来源于直流侧参考电流值Ibr与锂电池电流参考值作差所得的偏差值，即相当于直流侧参考电流值Ibr中的高频信号，将此高频信号与实际测量的超级电容电流值Isc作差后的值经PI控制后，得到电压信号，然后进入脉冲调制环节。

图3 混合储能系统控制Fig. 3 Control for hybrid energy storage systems

1.4 混合储能系统仿真验证

不对称故障期间，锂电池和超级电容的各项指标的变化情况，见图4和5。

图4 锂电池波形Fig. 4 Battery waveforms

根据CUK变换器的工作过程，当流经超级电容和锂电池的电流反向时，双向直流变换器工作在充电状态[6]。由超级电容和锂电池共同作用吸收直流侧多余能量，超级电容和锂电池的端电压及荷电量均增加。由图 4a、5a的锂电池和超级电容电流波形，以及图 4b、5b的锂电池和超级电容电压波形可知，超级电容对系统突发故障变化的反应比锂电池快，因此，在系统故障初期主要由超级电容作用，而锂电池的充放电过程较慢，平稳状态下主要实现功率交换[7]。由图 4c、5 c的锂电池和超级电容的充电波形可见，故障初期，超级电容对充电反应迅速，吸收直流侧多余的能量，锂电池进行平稳状态下的功率交换，缓冲了负载突变对系统的不利影响。

采用文中控制策略，分析锂电池和超级电容对不同频段能量波动的响应速度不同，通过低通滤波器分离二者参考值，并进行不同的比较得各自的偏差值，最终输出不同频段的电压信号，进入脉冲调制环节。该方式减少了高频段能量波动对锂电池的冲击影响，为锂电池提供保护，进一步延长锂电池的寿命，提高混合储能的可靠性和安全性，延长了锂电池的寿命，提高了混合储能系统的可靠性和安全性。

图5 超级电容波形Fig. 5 Supercapacitor waveforms

2 不对称故障下功率

直驱式风电机拓扑如图 6所示。图中：Pm为原动机输出的机械功率；Pe为机侧输出的有功功率；Pg为网侧输出的有功功率；Pdc为直流侧功率；Udc为直流侧电压。正常运行下的电网，功率关系为

Pm=Pe=Pg。

(1)

电网发生不对称故障时，原动机机械功率Pm可视为定值。直驱式风电机系统中一般采用中性点不接地运行方式，不对称故障下不存在零序分量通路，不考虑零序分量，由对称分量法可知，不对称故障时网侧三相电压中仅含有正序和负序分量[8]。此时，网侧输出有功功率为

(2)

式中：Pg0——网侧输出平均有功功率；

Qg0——网侧输出平均无功功率；

Pgs2——2次有功功率正弦峰值；

Pgc2——2次有功功率余弦峰值；

edp、eqp、edn、eqn——正负序电压dq轴分量；

idp、iqp、idn、iqn——正负序电流dq轴分量。

由式(2)可知，网侧输出有功功率Pg为

Pg=Pg0+Pgs2sin 2ωt+Pgc2cos 2ωt。

(3)

由上述分析可知，网侧输出有功功率会产生二倍频正弦波动,从而引起直流侧电压产生二倍频波动。

图6 直驱式风电机拓扑Fig. 6 Topology for direct-drive wind turbines

3 二阶广义积分锁相环SOGI

锁相环(Phase-locked loop，PLL)可以令逆变器和电网之间在受到扰动后保持同步运行，电网静态稳定性及暂态稳定性均得到大幅度提升[9]。出现上述各自不对称故障时，根据对称分量法，构建复合序网分析可得，并网侧电流中负序分量不为0，若此时网侧变流器依然釆用传统控制方式，输出有功功率中会产生二倍频分量，引起直流侧电压倍频波动，使电容使用寿命周期降低，影响网侧变流器的安全性。因此，文中采用二阶广义积分锁相环进行正负序分量的分离，在网侧变流器中采取相应的控制策略使负序分量为0，保证网侧变流器及直流侧电容的安全。

二阶广义积分器控制模型如图 7所示。由锁相二阶广义积分器，派克变换器、PI控制器和积分器构成。三相电压信号Ua、Ub、Uc经过SOGI后，产生两个相互正交的信号Uα和Uβ，通过Park变换器，变为dq轴直流信号Ud和Uq，进而得到dq轴分量下的电压正负序分量。同理，采用此方法也可得到电流正负序分量。其中，PI控制器和积分器的作用分别是使输入输出间0误差，以及将旋转的角速度转换为一定角度。

图7 二阶广义积分器控制模型Fig. 7 Second order generalised integrator control model

4 网侧变流器控制策略

基于上节分析，需要在发生不对称故障时，使电压电流中的负序分量为0，来保证网侧变流器和直流侧电容的安全性[10-13]。文中采用双矢量电流控制器实现对正、负序电流的无静差跟踪控制，在要求负序分量为0的情况下，由式(2)令Pgs2=Pgc2=0，通过矩阵运算可得

(4)

(5)

图8 网侧变流器控制原理Fig. 8 Network-side converter control principle

5 仿真与结果分析

采用Matlab实验平台建立了混合储能系统的直驱永磁风电机仿真模型。故障时间持续0.5 s。仿真参数直驱永磁风电机额定功率2 MW，定子侧额定电压690 V，定子侧电阻0.006 ，额定频率50 Hz，直流侧额定电压1 200 V，直轴电感0.3 mH，交轴电感0.3 mH。

传统控制下直流侧电压波形如图 9所示。传统控制下未考虑直流侧电压倍频波动分量，不对称故障时电网电压降低，直流侧电压升高，波动幅度较大，电压偏移量约为33.3%。

图9 传统控制下直流侧电压波形Fig. 9 DC-side voltage waveform under conventional control

混合储能系统直流侧电压波形如图 10所示。采用混合储能系统的方法降低直流侧电压倍频波动幅值后，电压偏移量降至约14%。故障期间，直流侧电压经过短时波动可在混合储能稳压单元的作用下很快恢复到1 200 V的额定值。

图10 混合储能系统直流侧电压波形Fig. 10 DC-side voltage waveforms for hybrid energy storage systems

网侧电流波形如图 11所示。消除了负序分量，网侧电流对称，故障消除后，混合储能系统的释放多余能量，导致故障期间网侧电流比额定值高。网侧电压波形如图 12所示。故障类型设定为相间故障，网侧电压波形出现了不同程度的跌落。

图11 网侧电流波形Fig. 11 Network-side current waveform

图12 网侧电压波形Fig. 12 Network-side voltage waveforms

网侧变流器有功和无功功率变化波形如图 13所示。由图13可见，在故障期间，机器侧的有功功率输入不需要改变，而网络侧的有功功率和无功功率均有不同程度的波动，混合储能系统需要向电网补偿约1.7 MW的有功功率，以消除二倍的直流侧电压波动，还需要向电网补偿约0.3 MVar无功功率来保障故障期间的电压恢复。

图13 网侧变流器功率变化波形Fig. 13 Network-side converter power variation waveforms

电流电压序分量波形如图 14、15所示。由图14、15可见，采用文中的网侧变流器控制策略后，实现了正负序分量的分离，由波形可知，已消除负序分量，保证了直流侧电容和网侧变流器的安全。

图14 电流序分量变化波形Fig. 14 Current sequence component change waveform

图15 电压序分量变化波形Fig. 15 Voltage sequence component change waveform

6 结 论

(1)提出一种含混合储能系统的直驱式风电机组不对称故障穿越控制策略，根据故障时的复合序网不对称故障时有负序分量，引起直流侧电压二倍频波动，影响系统安全。

(2)提出的混合储能系统的控制策略，利用超级电容和锂电池吸收直流侧多余能量，并向电网提供一定的无功支撑，直流侧电压波动值相比传统控制策略下降低了19.3%，消除负序分量，降低直流侧电压倍频波动程度，提升了系统不对称故障穿越能力。