直驱永磁同步风力发电系统控制策略研究

马安仁，王彩霞，周志文，吴韬，王晓燕

(西北民族大学 电气工程学院，甘肃 兰州 730124)

0 引言

在大功率风力发电技术中交流励磁双馈电机发电机(简称DFIG)和直驱永磁同步风力发电机各占有一席之地[1－2]。DFIG风力发电系统中，风力机与发电机之间的转速匹配是一个关键问题，低速运转的风力机与发电机一般需要通过升速齿轮箱连接。大容量齿轮箱价格昂贵、故障率高和维护困难，它的存在已成为风力发电系统进一步发展的瓶颈。因此，研究直驱永磁同步风力发电系统是提高效率和可靠性的有效途径之一。

直驱永磁同步风力发电系统具有变速运行，变桨距调解，低转速，高效率，高功率因数等特点[3]。该发电系统的控制系统主要包括:最大功率跟踪控制系统(MPPT)[4]，用于跟踪风机的最大功率，提高风能利用率;网侧逆变器的功率解耦控制系统，用于完成有功功率和无功功率的分别调整[5];变桨距控制系统，用于完成在高风速下的恒功率控制。本文建立了直驱永磁同步风力发电系统中并网逆变器的数学模型，在此基础上采用空间矢量脉宽调制(SVPWM)方式和电网电压合成矢量定向的控制策略，实现有功功率和无功功率的解耦控制[6－9];用经典 PI调解器控制Boost电路的占空比，从而实现了MPPT控制;同样在高风速下用经典PI调解器控制桨距角[10]，实现了变桨距恒功率控制。通过MATIAB仿真证明了方案的可行性和正确性。

1 驱永磁同步风力发电机系统

直驱永磁同步风力发电机主系统由风机、直驱永磁发电机、不控整流、Boost电路、直流侧储能电容、PWM逆变器、交流侧滤波电抗器等组成。

图1 直驱永磁同步风力发电系统的结构

不控整流电路具有结构简单、功率因数高等特点，因此被广泛用于PMG发电机机端整流系统中;Boost电路(图3所示)用于发电机MPPT控制;PWM逆变器实现发电机并网控制和功率解耦控制;交流侧滤波电抗器用于抑制变流器输出谐波。在本论文中，PWM逆变器主电路采用三电平逆变电路(图2所示)，该电路具有:网侧电流畸变率低，开关频率较二电平变流器低，开关损耗小，交流侧滤波电控器容量小等特点[11－12]。

2 网侧变流器控制策略

图1中，设三相电网电压为:

式中Em为相电压峰值;ω为电网角频率。

设网侧线路总电阻为R，可得:

式中ik，uk分别为并网逆变器输出电流和输出电压。

经两相静止变换和两相旋转变换后得到在两相旋转坐标系下数学模型为[13]:

(3)式中ud，uq为逆变器输出电压在旋转坐标系下的d轴和q轴电压;id，iq为逆变器输出电流在旋转坐标系下的d轴和q轴电流;ed，eq为网侧电压在旋转坐标系下的d轴和q轴电压。

在以上动态数学模型的基础上，采用以电网电压合成矢量为定向的控制策略，即:ed=Es，eq=0。

将ed=Es，eq=0代入式(3)，同时忽略平波电抗器电阻，整理得[14]:

为了实现 d，q轴电流分量的解耦控制，达到有功功率和无功功率的解耦控制，令:

则有:

从而实现了电流有功分量id和电流无功分量 iq的解耦控制。

网侧变换器的主要控制目标为:① 维持直流母线电压恒定，并稳定地向电网传输有功功率;② 通过无功电流环控制网侧变换器输出无功功率，从而满足电网对无功功率的要求[15]。

由上述理论推导可见，经典的基于 d，q坐标系下的解耦控制，配合简化的SVPWM矢量控制可很好地实现上述要求。将检测到的电流进行3/2变换和旋转变换，得到按电网电压合成矢量定向下的电流分量id，iq采用电流 PI调节器实现闭环控制，电流调节器的输出为逆变侧输出电压的给定值 u*d，u*q，再经过SVPWM控制逆变器输出三相电压。控制框图如图4。

图4 直驱永磁同步风力发电网侧变流器控制图

在图 4中，电流分量 id，iq反应了发电机输出有功功率和无功功率的大小，故 id，iq的整定值和由发电机功率控制系统来确定[16－17]。采用直流侧电压Udc经 PI调节器实现闭环控制由发电机无功功率给定值Q*以及网侧电压的偏差经PI调节器调节后确定，用于控制变换器与系统间的无功功率交换及变流器网侧电压的稳定;同时应当考虑发电机最大电流 Imax对和的约束;从而得到和控制算法框图如图5。

图5 和控制算法图

3 Boost电路控制及变桨距控制

根据空气动力学的原理可以得出，风轮机输出功率的表达式为:

公式(6)中P为风轮机输出功率，ρ为空气密度，A为转轮旋转截面面积(扫掠面积)，υ为风速，Cp=f(λ，α)为风轮功率系数，λ=ωR/υ为风轮叶尖速比，α为风机桨矩角。该公式说明在相同风速下，风力机的不同转速会使其输出的功率不同，要捕获最大风能必须在风速变化时及时调整转速ω，并保持最佳叶尖速比。为实现最大风能捕获，根据风力机的3种典型运行状态可以做出相应调整:① 低风速段实行变速运行，可保持一个恒定的Cp值。调节发电机转速并保持λ不变，直到转速达到极限。根据最佳功率曲线，使风力发电机组具有最高的转换效率;② 风机在额定转速附近运行时，随着风速的变化，调整转速，改变Cp的值，控制风力机运行直到输出最大功率;③ 在高于额定风速时，主要通过改变变桨距系统的桨叶节距来限制风力机获取能量，使风力发电机组输出功率达到极限并趋于稳定。

由于直流侧电压Udc采用恒压控制，所以续流电感电流il的大小反应了发电机输出用功功率的大小。因此Boost电路占空比调节可采用如下控制策略:

采用双闭环控制系统(速度外环和电流内环)，在情况①下用最大功率曲线查出当前功率点的最优转速ω*作为转速整定值，调节发电机转速;用PI调节器计算出续流电感电流，由与il的差值调节Boost电路的占空比Duty-cycle，进而调节续流电感电流il，从而控制发电机输出有功功率 PG。控制流图如图6所示。

图6 Boost电路控制算法图

图7 变桨距控制算法图

在情况②和情况③下用发电机额定功率 PGN查出转速 ω*作为转速整定值，通过图3调节 Boost电路的占空比Duty-cycle，使发电机输出有功功率稳定在额定功率 PGN;同时根据转速调节发电机桨距角 Pitch，实现变桨距调节，变桨距控制流图如图7所示。

4 基于MATIAB的仿真

本文在MATIAB中设计了仿真系统，系统的参数:风场有5台2 MW发电机，端电压为597 V、频率f=60 Hz;额定的直流侧电压1 150 V，直流侧电容(DC bus capacitor)=0.075 F，额定风速 =12 m/s。

第一种情况:在仿真时要求网侧逆变器运行在单位功率因数状态，因此设定Q*=0;初始风速为8 m/s，在t=10 s时风速上升到10 m/s，在t=20 s时风速上升到13 m/s;仿真时间为30 s。以下仿真图形均根据风速的变化而变化。

由仿真图8和图9可以看出，在低风速段(风速在8 m/s和10 m/s时)，当风速发生变化时，发电机转速会随风速的变化而及时调整(图9左)，实行了变速运行，有功功率会随发电机转速的变化而快速调整(图8左)，实现了最大风能捕捉;当风速接近额定风速或超过额定风速时(风速在13 m/s时)，发电机采用变桨距调节(图9右)，桨距角随风速的变化而及时调整，有功功率会稳定在发电机额定功率附近(图8左)，实现了恒功率控制;由于采用了单位功率因数控制，发电机输出无功功率始终在0附近变化(图8右)。

第二种情况:在仿真时要求网侧逆变器运行Q*=1 MVar，其他仿真条件不变，仿真结果如下:

由仿真图10和图11可以看出，在低风速运行时，有功功率会随发电机转速的变化而快速调整(图10左，图11左)，实现了最大风能捕捉;在高风速运行时，有功功率基本稳定在额定功率附近，而桨距角随风速快速调整(图10左，图11右)，实现了恒功率控制;发电机输出无功功率稳定后始终在1 MVar附近变化，可见无功功率不会随风速的变化而调整，从而很好地实现了功率解耦控制(图10右)。

5 结束语

本文通过对直驱永磁同步风力发电机控制方法的研究。建立了基于电网电压合成矢量为定向的直驱永磁同步风力发电机功率解耦控制模型，并对网侧逆变器在低风速下采用基于最大功率跟踪控制策略，在高风速下采用恒功率变桨距控制策略。经仿真得出功率、风机转速及桨距角的变化曲线，并分析比较，可以得出:

(1)基于电网电压合成矢量为定向的直驱永磁同步风力发电机功率解耦控制方法具有较快的调解特性，能适应风速的快速变化。

(2)在低风速下能完成最大功率捕获控制，能提高风机的能源转化效率。

(3)在高风速下能完成恒功率变桨距控制，能很好地保护风力发电机组，使之不产生过负荷。

(4)具有较好的有功、无功解耦控制效果。

因此，该控制方法对于兆瓦级风力发电系统具有现实的指导意义，对利用新能源进行发电具有一定的参考价值。

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