带全额变频器的感应风力发电系统控制策略*

潘力强，李 娟，杨高才，余 虎，侯益灵，徐彬焜

(1.国网湖南省电力有限公司，湖南 长沙 410007；2.中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司，湖南 长沙 410007；3.国网湖南省电力有限公司经济技术研究院，湖南 长沙 410007)

随着现代风电机组的额定功率不断上升，风轮桨叶长度逐渐增加而转速逐渐降低[1-2]，导致齿轮箱变速比迅速增长[3]，这给大容量风电机组变速箱的设计和制造在尺寸、重量、摩擦消耗和成本等方面提出了难题.为了满足大容量、小尺寸、可变速运行和低成本的要求，可采用全额变频器以AC/DC/AC方式与电网连接[4].带全额变频器的感应风力发电系统设计，不仅缩小了变速箱，降低了总功率的损耗，而且可通过控制桨距角实现变速运行，输出最优功率，还可通过网侧变流器控制功率或支持电网电压，使得无功功率可控[5-6].但是，较复杂的控制系统在实际应用中受到了一定的限制.为了对发电机励磁进行控制，有学者不惜以跟踪功率为代价，控制全额变频器[7]，但是功率跟踪设备非常昂贵且捕捉困难，容易产生延时，因此会导致控制决策错误.此外，虽然带全额变频器的感应发电机系统的变速运行已经得到认可，但是系统由于全额变频器的隔离作用，在电网遭受大扰动并迅速恢复时仍然可以维持并网运行[8]，因此需要对这种情况下的桨距角控制方式作深入研究.

1 带全额变频器的感应风力发电系统

全额变频器是由直流环节连接2组电力电子变流器而组成的背靠背变频系统，主要包括直流环节、电网网侧变流器和发电机机侧变流器.机侧变流器接收感应发电机产生的有功功率，并将功率通过直流环节送往网侧变流器[4]，如图1所示.同时，机侧变流器通过感应发电机的定子端对感应发电机励磁.这样，机侧变流器不仅具备了发电机输出电能特性，还兼容了直流环节电压特性.而网侧变流器接收通过直流环节输送来的有功功率，通过电流闭环调节，输出满足电网电能质量要求的能源信号.通过全额变频器的控制，全面考虑风机和电网的变化状态，又能将两侧电能控制隔离开来，同时满足发电机和电网的要求.

图1 带全额变频器的感应风力发电系统

带全额变频器的感应风力发电系统采用变比较小的变速箱，可以减少机械速率转换造成的总功率损耗.空载损耗减少了，风机就可以在低速时启动运行.同时，利用全额变频器还可以使转子转速和电网频率解耦，从而保障风机变速运行，发电机系统始终能输出额定频率电能.

2 带全额变频器的感应风力发电机数学模型

2.1 感应发电机数学模型

基于磁场定向原理建立感应发电机数学模型，选取转子磁链方向为d轴方向，q轴领先d轴90°，d-q坐标系以定子电压电气速度ωs逆时针旋转.根据文献[9-10]，建立感应发电机在d-q坐标系下的状态方程

发电机电气转矩Te的计算公式为Te=ψdsiqs-ψqsids.

2.2 轴系数学模型

轴系传动分析采用两质量块模型，状态方程为[10-12]

3 控制系统

3.1 桨距角控制系统数学模型

由于接地故障引起的电网扰动属于大扰动故障，与风速变化对电网扰动影响不同，因此笔者设计了考虑扰动产生原因的自适应桨距角控制系统.针对风速变化对风力发电机输出功率的影响，丁明等[12]设计出利用功率调节的桨距角控制系统，如图2所示.具体来说，图2所示的桨距角控制系统就是利用电磁功率Pm与风轮机械功率参考值Pref的偏差调节桨距角，其数学表达式为

图2 基于功率偏差的桨距角控制系统

其中：x1为中间变量；KP1和KI1为桨距角PI控制器参数；β为桨距角.在出现类似接地故障的大扰动时，采用功率控制的桨距角控制系统显得很乏力.为此，笔者设计了考虑转子角速度的桨距角控制器，其设计方式与考虑机械功率的桨距角控制器一致.不同的是，该控制器以定子电压电气速度作为控制器的输入信号，且为了得到平滑的有功功率，还增加了基于约束因子的限幅控制[13].考虑转子角速度的桨距角控制系统如图3所示.

图3 基于转子角速度的桨距角控制系统

当电网扰动是由接地瞬时故障等因素引起大扰动又迅速恢复时，电网电压、电流会发生较大的变化，容易被检测出.当检测到这种大扰动时，由于感应发电机和电网之间存在全额变频器，因此电网接地故障发生又迅速恢复时对感应发电机的影响不会很大，变频器系统维持不间断运行[8].桨距角控制系统可以迅速切换到图3所示的控制系统.这样，不仅可以保护发电机本身，还可以输出平滑的有功功率.基于转子角速度的桨距角控制系统的数学表达式为

其中：ωsref为定子电压电气速度ωs的参考值，等于额定转子转速ωrate；x2为中间变量.

3.2 全额变频器控制系统

变频器控制系统包括机侧控制系统和网侧控制系统.机侧变流器对发电机负责，根据发电机输出进行闭环控制，实现风速跟踪与力矩控制；网侧变流器对电网负责，根据电网信息进行闭环控制，输出满足电网要求的电能.

由于直流环节的存在，机侧变流器和网侧变流器的控制可以独立进行.其中，机侧变流器控制系统的设计建立在感应发电机数学模型的基础上，由3个PI控制器组成，分成励磁控制和转矩控制两部分.PI1和PI2控制器对网侧励磁进行控制，PI3控制器实现转矩控制[5,14].

图4 机侧变流器控制系统

在励磁控制方面，采取与往常功率控制不同的策略，即限制定子电压的控制策略.该方法无需测量功率，降低了成本，同时避免因功率采集延时而造成的控制错误.

在α-β坐标系下，网侧变流器控制系统同样分成两大部分[5-6,15]，如图5所示.一部分起到平滑直流侧电容输出的作用，由2个PI控制器组成.利用直流侧电压进行闭环控制，可以防止直流侧电压突变，实现平滑输出.另一部分主要是为了保证无功功率输出，由1个PI控制器组成.

图5 网侧变流器控制系统

网侧变流器控制系统的数学表达式为

4 仿真算例

如图6所示，一台额定功率为2 MW带全额变频器的感应风力发电机组通过变压器和2条线路与无穷大系统相连.变压器等值阻抗为j0.1p.u.，2条线路等值阻抗均为j0.4p.u.，线路1在接近变压器节点处发生三相短路故障，0.1 s后通过切除线路1消除故障.

图6 风力发电机并网系统

仿真实验分3种情况进行：

(1)如图7所示，电网无故障，系统运行正常，风速在第5秒从11 m/s 突变到8 m/s，然后在第20秒从8 m/s 阶跃到12 m/s.这种情况下的仿真结果如图8所示.

图7 风速突变波形

图8 突变风作用下的仿真结果

如图8(a)所示，直流侧电压在前5 s是稳定不变的，在第5秒迅速从2 000 V降到1 997 V，之后又回到2 000 V，在第20秒左右，因风速突变，直流侧电压从2 000 V迅速上升到2 001 V.由此可见，在突变风的影响下，采用电压闭环控制能保证直流侧电压的相对稳定.由电网电压曲线(图8(b))的平滑度可以看出，变频器的存在使得发电机和电网相对独立，影响很小；滑差曲线(图8(c))证明了系统的频率是稳定的；网侧有功功率曲线(图8(d))表明，即使风速发生突，变带全额变频器的风力发电系统也可输出平滑变化的有功功率.

(2)如图9所示，电网无故障，系统运行正常，但风速随机变化.这种情况下各变量的变化趋势如图10所示.

图9 随机风

图10 随机风作用下的仿真结果

由图10可见：在风速变化前5 s内，网侧有功功率、网侧电压、直流侧电压和滑差是稳定的；从第5秒开始，网侧电压随着风速的改变而发生变化，但其他参数相对稳定，网侧电压一直稳定在1左右(10(b))，网侧有功功率也相对稳定(图10(d))，滑差变化平滑(图10(c))，这说明全额变频器起到了隔离作用.

(3)第5秒时，系统线路1的节点处发生接地故障，在第5.1秒故障又迅速解除.此时，故障持续时间短，可将风速视为一个常数.这种情况下的仿真结果如图11所示.

图11 接地故障情况下的仿真结果

由图11可见：直流侧电压、网侧电压和网侧有功功率都随着系统故障的发生而突变，但在故障解除以后，又迅速回到稳定状态；桨距角控制器的存在，使得滑差几乎没有变化.这说明在接地故障情况下，接入全额变频器的系统能满足电网要求.

6 结语

结合感应发电机数学模型和双轴系模型搭建了风力发电机模型，在网侧和发电机侧分别进行磁链和转矩、网侧电压和网侧有功功率等的双环控制，保证了直流环节两侧的电压平衡、网侧无功功率可控.突变风、随机风作用和接地故障的仿真实验结果表明，在变风速或接地故障的影响下，带全额变频器的感应风力发电系统能满足发电机控制要求，输出电能质量符合电网标准，可为带全额变频器的感应风力发电系统的实际应用提供理论依据.