电网谐波条件下双馈感应风电系统改进控制

沈启平，姚 骏

（重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆400044）

为应对日益凸显的环境危机以及能源危机，风力发电得到了全球各国的高度重视。双馈感应发电机DFIG（doubly-fed induction generator）以其诸多优越的运行性能在大型变速恒频风力发电系统中得到了广泛应用，然而双馈感应风力发电机组定子侧与电网直接相连接的结构决定了其对于电网的各种扰动特别敏感，易产生各种危害[1-15]。受长交流输电线以及大量电力电子装置应用等因素影响，位于电网末端的风电场母线公共接入点PCC（point of common coupling）处往往含有较重程度的低次谐波电压（尤其是5、7 次谐波），这将导致DFIG 定、转子电流出现较大程度畸变，同时引起DFIG 输出功率和电磁转矩脉动，严重影响发电机的安全稳定运行及发电系统的输出电能质量。

目前，已有不少文献对双馈风电系统在电网谐波条件下的运行与控制展开了研究。文献[2]最早研究了双馈感应风电系统在电网谐波条件下的运行与控制，提出在转子的主电流控制器添加谐波电压控制器来消除定子电流中的谐波分量，但是该文献并未完全解释畸变的定子电压会对定、转子电流所产生的影响。此外，该文献的分析是建立在同步参考轴系下，将不可避免地导致控制变量存在6 倍电网频率的波动。文献[5]提出将网侧变流器用做有源滤波器来补偿定子输出的谐波电流，使得输送到电网的电流不存在畸变，但由于定子电流中的谐波分量依然存在，电磁转矩仍然存在波动；文献[16]首先从控制的角度分析了常规的大功率变流器矢量控制方法无法抑制定子谐波电流的原因，提出了一种基于定子谐波电流闭环控制的矢量控制策略，通过单独添加各次定子谐波电流的控制回路来抑制各次定子谐波电流；文献[14]提出通过设计一个转子电流PI 调节器和正序参考坐标轴系下谐振于6 倍电网频率的谐波谐振补偿器来提供不同的运行功能，例如，消除定、转子谐波电流或消除定子输出有功、无功功率的六倍频波动。但是，由于转子侧变换器控制变量的限制，上述文献所提出的方法均不能同时消除电网谐波条件下定、转子谐波电流、DFIG 输出功率以及电磁转矩的波动。因此，定、转子绕组谐波功率损耗或定子输出功率以及电磁转矩波动在DFIG 中仍然存在，这将影响绕组绝缘材料的使用寿命或恶化输出电能质量。此外，上述文献也只讨论了电网谐波条件下转子侧变换器的运行与控制，并未涉及到转子侧变换器和网侧变换器的协调控制来增强整个DFIG 系统的运行性能。

电网谐波条件下定子输出功率以及电磁转矩波动最根本的原因是定子谐波电压的存在。为此，本文利用基于串联网侧变换器SGSC（series gridside converter）的DFIG 系统具有定子电压灵活可控的特性[17-18]，确保了发电机的对称稳定运行，并通过并联网侧变换器PGSC（parallel grid-side converter）的协调控制实现系统总输出有功和无功功率同时无6 倍频波动或系统总输出电流无畸变2种可选功能。最后，通过1 台基于SGSC 的DFIG风力发电系统的仿真研究，验证了本文所提电网谐波条件下DFIG 风电系统改进控制策略的有效性。

1 电压谐波条件下串联网侧变换器控制策略

为实现电网谐波条件下发电机的对称稳定运行，SGSC 应向定子回路注入一定的串联补偿电压，以实现定子正序电压矢量等于电网正序电压矢量。因此在含有5、7 次谐波电网电压下SGSC 的控制目标为

在下文中，下标g 为电网相关物理量；下标s、r分别为DFIG 定、转子相关物理量；上标+/－为正向和反向同步旋转坐标轴系，上标中的5、7 分别为5、7 次同步旋转坐标轴系；下标中的+为基波正序矢量或分量，下标中的5、7 分别为5、7 谐波矢量或分量；下标d、q 分别为同步旋转d、q 轴分量。

为满足式（1）的要求，需首先对电网电压以及定子电压进行相序分离，以获得电网电压矢量以及定子电压矢量的正序、5 次和7 次谐波分量。为准确获取该电网条件下电网正序电压的相位和频率，以完成精确的旋转坐标变换和控制定向，采用了改进锁相环，即在传统的锁相环中嵌入截止频率为300 Hz 陷波器，以滤出5、7 次谐波电压的影响，如图1 所示。

图1 电网谐波条件下改进锁相环结构原理Fig.1 Principle of improved PLL for distorted grid voltage conditions

SGSC 控制中采用多同步旋转坐标轴系实现对定子电压的谐波抑制控制。将定子电压矢量通过正向同步旋转坐标变换和截止频率为6ω 的陷波器滤波后可得到定子电压正序矢量；将定子电压矢量分别通过5 倍同步速反向旋转和7 倍同步速正向旋转坐标变换和截频率为6ω、12ω的陷波器滤波后可得到定子5 次、7 次谐波电压矢量，再通过电压闭环控制得到多同步旋转坐标轴系下SGSC 的正序、5 次和7 次谐波电压控制方程，即

式中：Kp1和Ki1、Kp2和Ki2、Kp3和Ki3分别为SGSC正序电压、5 次和7 次谐波电压PI 调节器的比例和积分系数；下标series 为串联网侧变换器相关物理量。SGSC 的控制框图如图2 所示。当通过SGSC 有效控制实现DFIG 机端电压无畸变时，可采用传统的矢量控制方式实现转子侧变换器的控制，发电机的稳定运行能力可得到显著提高。

图2 串联网侧变换器控制框图Fig.2 Control diagram of SGSC

2 电网谐波条件下并联网侧变换器控制策略

2.1 系统运行行为分析

系统总输出有功功率Ptotal和无功功率Qtotal可表示为

由式（3）不难看出，系统总输出功率主要由3部分组成，通过SGSC 的有效控制可使得定子输出功率无波动，因此系统馈入电网的功率波动只与流经SGSC 以及PGSC 的功率有关。在多同步旋转坐标轴系下，流经SGSC 的功率可表示为

式中：下标series_av、series_cos6、series_sin6 分别表示串联网侧变换器功率的平均值、6 倍频余弦脉动分量以及6 倍频正弦脉动分量。其中：

同理，流经PGSC 功率可表示为

式中：下标g_av、g_cosi、g_sini 分别为并联网侧变换器功率的平均值、i 倍频的余弦脉动分量以及i倍频的正弦脉动分量。其相应波动分量的幅值为

由式（4）和式（6）可知，此时SGSC 输出功率含有6 倍频的波动分量，PGSC 输出功率含有6 倍、12 倍频波动分量，但由于12 倍频的正余弦脉动分量幅值较小，对于DFIG 的影响往往可以忽略，因而整个系统输出功率的脉动主要以6 倍频为主。

2.2 并联网侧变换器控制目标

在含5、7 次谐波电网电压下网侧电流中有6个可控变量，分别是因此，除平均有功功率Pg_av和平均无功功率Qg_av以外，还有4个功率波动分量是可控的，则PGSC 可设定如下可选择的控制目标。

目标1：同时消除系统总输出有功和无功功率的6 倍频波动。

目标2：保证系统输出电流对称无畸变。

（1）对于控制目标1，应有

式中，下标g_cos6 和g_sin6 分别为并联网侧变换器功率的6 倍频余弦脉动分量及6 倍频正弦脉动分量。可得PGSC 所需正序和谐波电流给定指令为

其中：

式中，Pseries_cos6、Pseries_sin6、Qseries_cos6及Qseries_sin6可分别由式（5）求得。

（2）对于控制目标2，由于系统输出电流为发电机定子电流与PGSC 电流之和，由于定子电流保持无畸变，为保证系统输出电流无畸变，应有

2.3 并联网侧变换器控制方程

网侧电流控制采用正序电网电压定向的方式，则PGSC 在多同步旋转坐标轴系下的正序、5次和7 次谐波控制电压方程[19]可分别设计为

式中，Rg和Lg分别为网侧变换器进线电抗器的电阻和电感。Kp4和Ki4、Kp5和Ki5、Kp6和Ki6分别为PGSC 正序、5 次和7 次谐波电压PI 调节器的比例和积分系数。PGSC 控制框图如图3 所示。

图3 并联网侧变换器控制框图Fig.3 Block diagram of PGSC control

3 系统仿真研究

利用Matlab/Simulink 软件对一台基于SGSC的2 MW DFIG 风电系统进行了仿真研究。仿真系统相关参数如表1 所示。

表1 基于SGSC 的2MW DFIG 风电系统Tab.1 Parametors of 2 MW DFIG wind turbine system based on SGSC

采用传统控制策略及所提控制策略时系统运行参数对比分析结果如表2 所示。由表2 的分析结果不难看出，通过SGSC 的有效控制，定子5、7次谐波电压含量由4.93%和3.12%降到了0.16%和0.07%，这使得定、转子电流畸变程度和发电机输出功率波动程度大大降低，显著增强了发电机在电网电压下的安全稳定运行能力。对于所提控制目标1，系统总输出有功和无功功率的6 倍频波动同时得到抑制；对于所提控制目标2，有效降低了系统总输出电流的谐波含量。对实际系统而言，可灵活选择并联网侧变换器的控制目标来满足电网谐波条件下风电场的不同需求，进而提高电网谐波条件下整个DFIG 系统的并网电能质量及所并电网的稳定性。

仿真中设定DFIG 转子转速为1 950 r/min（转差率为-0.3），系统输出总有功和无功功率分别为2 MW 和0 var，电网电压5、7 次谐波含量分别为5%和3%。针对上述电网条件和发电机的运行状态进行了传统控制与本文所提的控制策略的对比仿真研究。在t=1.5～1.6 s 时段采用传统控制方式控制，此时SGSC 和PGSC 控制中均未考虑电网电压谐波分量；t = 1.6 s 后采用本文所提控制方式，PGSC 按不同控制目标计算其所需电流指令，仿真结果如图4 所示。从图4 可以看出，在传统控制时段，由于SGSC 和PGSC 分别在正向同步旋转坐标系下采用单PI 调节器实现对定子电压和网侧电流的控制，受PI 调节器带宽的限制无法实现对含谐波分量的定子电压、网侧电流的有效调节，定、转子电流畸变严重，进而造成定子输出功率、电磁转矩及系统输出功率的波动，严重影响了发电机的安全稳定运行性能及并网电网电能质量。t=1.6 s切换为所提控制方式，通过SGSC 的有效控制消除了定子电压中的谐波分量，使得定、转子电流保持对称无畸变，定子输出功率、电磁转矩均无波动，有效增强了发电机安全稳定运行能力。在1.6～1.7 s时段内，系统总输出有功和无功功率的6 倍频波动同时得到抑制；在1.7～1.8 s 时段内，系统总输出电流中的谐波分量得到了抑制。

表2 不同控制策略下DFIG 系统运行参数对比Tab.2 Comparisons of operational parameters of DFIG system with different control strategies

图4 电网谐波条件下基于SGSC 的DFIG 系统采用不同控制策略时仿真结果Fig.4 Simulation results of DFIG system based on SGSC with different control strategies under distorted grid voltage conditions

5 结论

（1）为消除电网电压谐波对DFIG 系统的不利影响，提出了该电网条件下串联网侧变换器的控制策略。通过串联网侧变换器的有效控制实现了发电机的对称稳定运行，为所提并联网侧变换器的控制目标的实现奠定了基础。

（2）通过对该电网条件下基于串联网侧变换器的DFIG 系统总输出功率波动的分析，并结合电网的实际运行需求，提出了该电网条件下并联网侧变换器的控制策略，即通过并联网侧变换器和串联网侧变换器的协调控制可实现系统总输出有功和无功功率同时无6 倍频波动，或系统总输出电流保持对称无畸变2 种不同运行功能。

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