永磁直驱风力发电机组两种主要功率控制策略的对比研究

董淑惠，王毅

（华北电力大学，河北保定 071003）

随着风力发电在电网穿透率的不断增加，采用全功率变流器并网的永磁直驱风力发电机组（Wind Generation System with Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG）凭借其更加良好、有效的可控性逐渐受到了市场的青睐[1-5]。通过对全功率变流器的合理控制，永磁直驱风力发电机组不仅能够在较宽调速范围内实现最大风能捕获（Maximum Power Point Tracking，MPPT）和输出电能质量控制等；同时，由于全功率变流器对永磁发电机的隔离作用，使永磁直驱风电机组具备更为优秀的低电压穿越和向电网提供无功功率支持的能力[6-8]。因此，对永磁直驱风电机组全功率变流器控制策略的研究越来越多地受到人们的关注。

目前，已有许多文献对永磁直驱风力发电系统全功率变流器的控制策略进行研究。文献[9-11]中主要研究采用传统控制策略实现永磁直驱风电机组稳态并网运行，该控制策略利用机侧变流器对电机转矩进行控制，实现最大风功率跟踪控制；网侧变流器则被用来保证直流母线电压的稳定和实现输出有功无功的解耦控制，使风机功率平稳传输到电网。伴随近年来全球并网风电场容量的持续升高，为了保证电网的安全运行，新的电网导则要求风力发电机组具备低电压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能力，并对电网的故障恢复提供一定的无功支持[12]。研究已证明，永磁直驱风电机组电网故障时实现LVRT的关键问题在于维持变流器直流环节电容电压的稳定[13]。在传统控制策略下，为了有效实现永磁直驱风电机组电网故障时的LVRT，避免电网故障时直流母线两侧不平衡功率使母线电压不稳定，通常需要在风电机组中加装附加装置，吸收或存储故障期间直流母线侧的不平衡能量[14-16]。这种加装辅助设备的方法虽然能够帮助永磁直驱式风电机组实现LVRT，但需增加外部硬件电路，增加了变流器的体积及成本，也使控制复杂化；并且在电网电压跌落时，网侧变流器热容量有限已处于限流状态，无法对电网提供动态的无功支持。

因此，为了进一步提高永磁直驱风力发电机组的LVRT能力和动态无功支持能力，克服上述传统控制策略的缺点，近年来国内外学者又相继提出了一种新型的永磁直驱风电机组变流器控制策略[17-21]，该控制策略中机侧变流器被用来控制直流侧母线电压，而由网侧变流器实现最大风功率跟踪及有功与无功的协调控制。这种新型的控制策略应用，不仅能够实现永磁直驱风电机组在稳定运行时的并网控制，而且该方法利用全功率变流器的隔离作用及风电机组惯性储能，可有效吸收或存储故障期间直流母线侧的不平衡能量，提高永磁直驱风电机组在故障运行时的LVRT能力和其对电网的动态无功支持能力，且无需外加复杂辅助装置，控制简单有效。

本文在深入研究永磁直驱式风电机组运行特性的基础上，首先在理论上分析上述两种主要永磁直驱风力发电机组控制策略的本质区别，并对其优缺点进行了对比。最后，在基于Matlab/Simulink构建的永磁直驱风电机组并网仿真模型上，对传统控制策略和新型控制策略进行了仿真对比验证。

1 永磁直驱风电机组控制策略

采用背靠背双PWM全功率变流器并网的直驱永磁风电机组的系统结构示意图如1图所示，其功率传递的过程为：风推动风力机桨叶旋转，使风能转化为带动风力发电机转子旋转的机械动能Pm；通过永磁同步发电机的电磁感应作用，机械动能Pm被进一步转换为风力发电机输送给机侧变流器的电磁功率Ps，最终通过全功率变流器将电功率Pg输送给电网。

全功率变流器的矢量控制借助于机侧变流器控制器和网侧变流器控制器来实现，控制参数有4个：网侧有功、无功功率、直流母线电压和发电机定子交流电压。变流器的控制可以使用不同的控制策略来实现，分别有各自的优点和缺点。

1.1 传统控制策略

图2为采用传统控制策略的双PWM变流器并网永磁直驱风电机组结构框图。传统控制策略下，机侧变流器实现最大风能跟踪，网侧变流器实现直流侧电压的稳定调节和单位功率因数控制；当电网电压跌落时，通过辅助保护电路消纳多余能量，实现风电机组的低电压穿越。

图2 永磁直驱风电机组传统控制策略框图Fig.2 Schematic diagram of a PMSG-based w ind turbine in traditional control strategy

1.1.1 机侧变流器控制策略

忽略永磁同步电机定子电阻及定子磁链变化，将同步旋转坐标系的d轴定向在转子磁链矢量上，则电机有功功率Ps、无功功率Qs和电磁转矩Te可表示为[21]

式中，Vs、Is分别为定子电压、电流矢量。

由上式可知，通过控制电机定子电流d轴分量Is_d可以实现对发电机无功功率的调节，通过控制定子电流q轴分量Is_q可以实现电机有功功率和电磁转矩的调节。图3（a）为永磁直驱风电机组机侧变流器控制策略框图。该控制系统内环为快速电流控制环，电流参考指令分别取决于外环控制的定子电压控制和最大功率跟踪控制。

1.1.2 网侧变流器控制策略

基于电网电压定向的网侧变流器，实现有功和无功功率解耦控制[14]，其输出有功功率Pg、无功功率Qg可表达为

从式（2）可以看出，电网有功功率Pg可以通过变流器的直轴电流分量Ig_d来控制，而无功功率Qg可以通过变流器的交轴电流分量Ig_q来控制。在传统控制策略中，通常采用网侧变流器实现直流电压控制及单位功率因数控制。因此在控制系统中，快速电流内环电流参考指令、分别取决于外环控制的直流电压控制及单位功率因数控制。控制策略框图如图3（b）所示。

1.1.3 传统控制策略的LVRT方式

如图2所示，采用传统控制策略的直驱永磁风电机组在稳态运行时，为了最大化捕获风能，并最终转换为电能输送到电网或供给负载，必须使整个系统的输入和输出功率平衡，从而使直流母线电压维持稳定。这就意味着机组捕获的机械功率Pm与经由风力发电机转化输送给机侧变流器的电磁功率Ps，及由网侧变流器向电网输送的有功功率Pg应保持一致，即Pm=Ps=Pg，此时风电机组转速和直流母线电压均保持稳定。

当电力系统由于扰动出现电网电压跌落时，由于系统侧的功率振荡及变流器的控制器设计等因素将导致风力发电机组网侧输出功率Pg的不稳定，而由于全功率变流器的隔离作用，机侧变流器有功输出Ps仅取决于风速的变化，不会随网侧输出功率的变化而变化，最终直流侧功率将不平衡，导致直流电压抬升及剧烈波动而影响其稳定运行。为了抑制直流电压的波动，提高永磁直驱风电机组的故障穿越能力，传统控制策略通常需要在直流侧加装辅助设备，帮助消纳、存储、分流多余的能量，以实现风电机组的LVRT。如在直流侧安装卸荷电路消纳多余的能量[14]；在直流侧安装储能装置，如超级电容等，快速吞吐有功功率[15]；并联辅助变流器增加直流侧功率的输出通道[16]。

1.2 新型控制策略

采用传统控制策略的永磁直驱风电机组通过加装辅助设备虽然可以实现风电机组的LVRT，但是也同时增加了变流器的体积及成本，使控制复杂化。因此，为了进一步提高PMSG风电机组的LVRT能力，一种新型的PMSG控制策略被提出。该控制策略中机侧变流器控制直流电压及发电机交流电压，而网侧变流器实现最大功率跟踪控制及系统侧的无功与电压控制，控制框图如图4所示。

与如图2所示的传统控制策略相比，新型控制策略中直流母线电压由受控于网侧变流器变换为受控于机侧变流器，这一简单的控制变换却十分有利于提高电网故障下永磁直驱式风电机组的运行性能。由于全功率变流器将电网与风力发电机隔离，当电网发生故障时，机侧变流器不会受到网侧影响。因此，与传统控制策略相比，采用在电网故障扰动前后始终不受电网故障干扰的机侧变流器控制直流母线电压，能够有效降低直流母线电压在电网故障期间的电压抬升与波动，更有利于风电机组实现LVRT，同时这种方法利用风机惯性存储电网故障引起的不平衡功率，无需增加额外的辅助设备，可降低风机制造成本。另外，在新的控制策略中，网侧变流器还具备输出有功与无功功率的协调控制的能力，能够在电网故障时向电网提供无功功率支持。

图4 新型控制策略结构图Fig.4 Schematic diagram in the new control strategy

1.2.1 机侧变流器控制策略

与传统的控制策略一样，新型控制策略仍然采用快速电流内环控制及功率外环控制。内环电流参考指令、分别取决于外环控制的定子电压控制和直流母线电压，如控制框图5所示。为维持直流母线电压恒定，直流母线电压外环输出作为q轴定子有功电流给定，控制发电机的电磁转矩，改变风电机组输出电磁功率Ps，使其始终与网侧输出有功Pg相等，进而将电网故障时直流侧功率的不平衡转化为电机机械功率Pm和电磁功率Ps的不平衡，使电容器充放电所引起的直流电压波动转化为电机动能变化引起的转速波动。该控制策略利用永磁同步电机转子惯性储能方式抑制电网电压跌落时直流电压的波动，实现风电机组的低电压穿越，并且不必增加外部硬件电路和附加的直流电压控制环节。

图5 新型控制策略机侧变流器外环控制结构图Fig.5 Outer loop control block diagram of the generatorside converter in the new control strategy

1.2.2 网侧变流器控制策略

网侧变流器基于电网电压定向，实现有功和无功功率协调控制。当电网正常稳态运行时，网侧变流器输出有功功率参考值由最大功率跟踪特性决定；而无功功率参考值在不同的文献中有不同的规定，如在文献[19，22]中将无功功率参考值设为0，网侧变流器运行在单位功率因数；在文献[21]中，无功功率参考值由电网电压控制，且在对有功和无功电流限幅控制时，首先满足有功电流优先。

当电网电压受到干扰偏离其额定值时，网侧变流器首要任务为：向电网提供无功功率支持以帮助恢复并网点电压，因而此时网侧变流器不再进行最大功率跟踪优先控制，而进行无功优先控制。文献[19，20]中无功功率参考值由一个抗积分饱和的PI控制器来提供，力图将电网电压控制到额定值内，但是考虑到风电机组在电压跌落过程中只能对系统提供一定的无功支持，实际上并无法将并网点电压恢复到额定值，因此文献[21]不再采用PI控制，而是以电网公司并网技术规范要求为基准，根据电网电压跌落的幅度调节网侧变流器的无功电流，进而改善电压跌落情况，提高风电机组的低电压穿越能力。

2 两种控制策略工作原理对比

传统控制策略中，永磁直驱风电机组的最大功率跟踪控制由机侧变流器完成，机侧变流器仅根据风电机组转速变化调节有功输出，不会伴随网侧输出有功的变化而改变其输出有功，因而在电网故障时，直流母线两侧会出现功率不平衡导致母线电压抬升。以额定容量为2 MW的永磁直驱风电机组为例，其最大功率跟踪控制曲线Popt（ωe）如图6所示，当风速为9 m/s时，运行点稳定在最大功率跟踪曲线上的A点，输出有功功率为PA。当电网发生电压跌落故障时，网侧变流器输出功率受限，限幅值为Plim，而发电机却仍然遵循其控制指令向电网输送功率PA，从而使直流母线两侧出现不平衡功率P=PA-Plim，直流母线电压抬升。为了保持直流母线电压稳定，实现风电机组的LVRT，传统控制策略采用加装辅助设备的方法消耗或储存不平衡功率。

图6 基于转子储能方式实现低电压穿越的工作原理Fig.6 Principles of achieving low voltage ride through based on the rotor energy storage

在新型控制策略中，机侧变流器用于实现变流器直流电压的稳定，利用风电机组惯性将变流器两端的功率不平衡转移到电机的转子上，促使转子加速储存动能，其工作原理也可用图6解释。以9 m/s风速为例，风电机组运行在最大功率跟踪状态，A点是稳定运行点，其输出有功功率为PA；当电网发生电压跌落故障时，网侧变流器输出功率受限，限幅值为Plim，风电机组运行点由A点切换到O点，有功输出箝位在Plim，此时变流器两端的功率不平衡被转移到电机转子上，促使转子加速，从而利用风电机组惯性稳定直流母线电压，而风电机组运行点也由O点切换到B点。当电网电压恢复后，网侧变流器输出功率限幅值恢复到其额定值PN，风电机组的运行点由B点切换至C点；此时发电机的输出功率PC大于风力机的机械功率Pm，发电机转子减速，释放动能，风电机组运行点由C点沿最大功率跟踪曲线Popt移动到A点，恢复至故障前的稳定运行状态。

由上述分析可知，采用新型控制策略的永磁直驱风电机组在电网故障期间，不能通过变流器传递到电网的直流侧不平衡功率被转移到了发电机侧，并储存在风力发电机的旋转势能内，导致发电机加速。

根据文献[21]的理论推导可知，转子增速可由下式表示式中，ωe0_pu和ωe1_pu分别为故障发生前后发电机转子的转速；Tk为电网故障持续时间；H为惯性时间常数。

风力机惯性时间常数Hturb的典型取值范围是3.0～6.0 s，发电机转子惯性时间常数Hgen的典型取值范围是0.4～0.8 s。由式（3）可知，采用基于转子储能方式实现低电压穿越的过程中，发电机转子增速的极限范围为4%～8%，并且风力机变桨调节系统可在转子超速时及时限制转速，因此利用风电机组惯性储能方式的新型控制策略下，永磁直驱风电机组故障穿越时不会引起太大的转速波动及过速保护动作。

3 仿真验证研究

为了对传统控制策略和新型控制策略进行对比和验证，本文基于MATLAB/Simulink搭建了直驱式永磁同步风力发电系统的仿真模型，仿真系统结构如图7所示，风电机组和电网参数见表1。

图7 永磁直驱风电机组并网仿真结构图Fig.7 Structure diagram of the grid-connected PMSG-based w ind generation system

表1 PMSG仿真模型主要参数Tab.1 Parameters of PMSG simulation system

图8所示为采用传统控制策略时的仿真波形。如图所示，电网在0 ～2 s内正常运行，若忽略各类损耗，风电机组捕获的机械功率Pm、发电机输出的电磁功率Ps以及通过网侧变流器送入电网的有功功率Pg应保持相等，即Pm=Ps=Pg，此时直流母线电压恒定在1200 V。当电网在2 s时发生电压跌落故障，电压跌落深度为额定电压的80%，持续时间为0.625 s时，在传统控制策略下，网侧变流器进入限流模式，输出有功Pg下降至20%，并且由于Ig_d限幅已不能再控制直流电压；然而故障期间机侧变流器仍处于最大功率跟踪控制状态，PMSG捕获的机械功率Pm和机侧变流器有功Ps均未发生变化，即Pm=Ps＞Pg，从而引起直流侧电容两端功率不平衡，造成直流电压Vdc升高4%，触发Crowbar电路中功率开关动作来维持直流侧电压的稳定。电网电压恢复后，网侧变流器输出有功Pg恢复至故障前的水平，并退出限流状态恢复对直流电压的控制作用，但在与Crowbar切换控制直流电压过程中，会引起直流侧电容的短暂跌落，之后迅速稳定在额定值。

图8 传统控制策略下仿真波形图Fig.8 Simulation waveform s in the traditional control strategy

图9为新型控制策略的仿真波形，可以看出，电网电压跌落发生后，网侧变流器进入限流模式而不再进行最大功率跟踪控制，输出有功Pg受限；由于机侧变流器一直处于直流电压控制状态，因而为了保持直流母线电压的稳定，机侧的各个电气量快速跟随直流母线电压的动态过程，并将直流母线两侧功率的不平衡转化为发电机机械功率Pm与电磁功率Ps的不平衡，引起转子转速ωe的加速（转子转速增加幅度约为额定转速的3%），从而使转子储存了低电压穿越过程中的不平衡能量。在电压恢复后，网侧变流器重新运行于最大功率跟踪状态，转子转速逐渐降至故障前水平，从而释放了所存储的电压跌落过程未输出的能量。

图9 新型控制策略下仿真波形图Fig.9 Simulation waveform s in the new control strategy

同时，在新型控制策略下，由于直流母线电压的调节在机侧PWM变流器中完成，因此发电机本身具有自动调节输出功率的能力，因此在机侧的转矩、功率、定子电流及直流母线电压不仅超调量较小，而且收敛速度快，动态响应特性好[18]。但是因为发电机转矩脉动所产生的反电动势脉动使得直流母线电压的稳定性与传统控制策略相比要差些，转矩和功率的波动也稍大。为了更好地稳定直流母线电压，文献[19-20，22]中通过在直流母线侧加装斩波器、制动电阻解决了这个问题。

4 结语

本文从理论上详细对比研究了永磁直驱风电系统两种主要控制策略的主要工作原理，并在此基础上采用MATLAB/Simulink对这两种控制策略下的直驱式永磁同步风力发电系统进行仿真验证，结果显示：

1）当电网正常运行时，传统控制策略和新型控制策略均可实现最大风功率跟踪，并在保证直流母线电压稳定的前提下将风机功率平稳传输到电网上；同时与传统控制策略相比，在新型控制策略下机侧发电机的转矩、功率、定子电流及直流母线电压不仅超调量较小，而且收敛速度快，动态响应特性好。

2）当电网故障运行时，在传统控制策略下，变流器直流母线两侧会出现不平衡能量，为了抑制直流电压的波动，提高永磁直驱风电机组的故障穿越能力，传统控制策略通常需要在直流侧加装辅助设备，帮助消纳、存储、分流多余的能量，以实现风电机组的LVRT。而新型控制策略可以利用风力机惯性将不平衡能量储存在风力机系统的动能里，并且由此引起的转子转速的变化并不大，因此大大增强直驱风电系统在电网故障下的保护能力，且无需安装辅助装置，降低了控制的难度和成本。

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