基于SVPWM 的直驱永磁同步风电系统GS-NSC 研究

陈 烁， 任永峰， 薛 宇， 韩俊飞， 俞超宇

（1.内蒙古工业大学 电力学院， 内蒙古 呼和浩特 010051； 2.北京天润新能投资有限公司， 北京 100029；3.内蒙古电力科学研究院， 内蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

直驱永磁同步风电机组 （Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG） 具有结构简单、传动损耗小、可靠性高、维护成本低等优点[1]～[3]。直驱永磁同步风电系统通过变换器与电网解耦， 因此具有较高的低/高电压穿越 （Low/High Voltage Ride Through，LVRT/HVRT）能力。

传统PMSG 大多采用卸荷电路实现LVRT，但在不对称故障时，其电流会产生不对称分量，影响变换器的安全运行。 文献[4]～[6]在故障时注入无功电流，支撑电网电压恢复，解决了LVRT 的问题，但未在不对称故障下验证控制策略的正确性。文献[7]，[8]将DVR 应用在风电系统中，在故障期间实现了风电系统输出电压稳定， 增强了其低电压穿越能力。 国内目前针对HVRT 的研究主要集中在双馈风电机组，文献[9]采用串联网侧变换器控制方案， 在故障期间能有效抑制暂态波动并向电网提供无功支撑。 文献[10]提出基于变流器动态无功控制的HVRT 控制策略，整个HVRT 期间系统具有较好的动态性能。

九开关变换器由于体积小、 功率密度高等独特优势在风电系统中得到广泛的关注。 文献[11]～[13] 将九开关变换器代替传统背靠背变换器，分别应用在双馈和永磁风力发电系统中， 减小了变换器的体积， 并通过合适的控制策略实现了和传统背靠背变换器相同的控制性能。 文献[14]将NSC 代替直驱风电系统中的机侧变换器，仅用一套变频设备实现了两台小功率PMSG 的并网运行。 文献[15]将NSC 作为UPQC 应用到风电系统中， 同时采用动态调制比的控制策略提高直流电压利用率， 改善系统的电能质量和提升故障穿越能力。 文献[16]用NSC 代替传统DFIG 风电系统中网侧变换器，实现了系统的并网运行与LVRT。文献[17]用NSC 实现了光伏系统并网运行与电网故障下电压串补一体化运行。目前，常用的九开关调制方法主要为空间矢量脉宽调制（Space Vector Pulse Width Modulation，SVPWM） 和正弦脉宽调制（Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM）。文献 [18] 采用SPWM 调制方法， 解决了原有的SPWM 方式在调制深度上的不足， 为九开关结构在更广泛范围的应用打下了良好基础。 文献[19]采用三次谐波注入的SPWM 方式，提高了直流侧电压利用率， 但由于3 次谐波注入时有一定的延时性，该方法并未取得较好的发展。 文献[20]，[21]采用相移SVM 调制策略，可同时适用于共频和异频模式，提高了直流电压利用率，解决了电压和电流畸变问题。

本文采用九开关变换器替代直驱永磁同步风电系统中的网侧变换器 （Grid Side Converter，GSC），仅增加3 个IGBT，便能实现PMSG 的并网控制和电压补偿功能，与其它串补装置相比，节省了系统成本。

1 九开关变换器SVPWM 调制

系统整体拓扑结构如图1 所示。

图1 直驱永磁同步风电系统网侧九开关变换器拓扑结构图Fig.1 Topology of grid-side nine-switch converter of direct-drive permanent magnet synchronous wind power system

图中：G1～G6构成等效网侧变换器，用以维持直流侧电压稳定，输出电流正弦及实现单位功率因数运行等；G4～G9构成等效动态电压恢复器，当电网故障时注入补偿电压；GS-NSC 采用SVPWM调制方式，有效降低了直流电压设计值。

由图1 可知，上、下通道共用开关管G4～G6实现双路输入、输出。 以G1，G4，G7构成的第一桥臂为例，上、下通道的调制信号为

式中：UU，UL分别为上、下通道调制信号幅值；ω1，ω2分别为调制信号角频率， 本文采用同频调制，即ω1=ω2；φ1，φ2分别为调制信号初相位。

由于上、下通道初相位不能确定，为避免上、下通道调制信号交叉，须加入直流偏置量，以满足UU＞UL的条件[17]，其表达式转化为

九开关变换器采用SPWM 调制方式时，其调制原理如图2 所示。

图2 九开关调制原理图Fig.2 Modulation schematic diagram of NSC

由图2 可知：将两路正弦调制信号uUA，uLA分别与三角载波信号uX进行比较（调制信号＞载波信号，输出“1”）得到上、下通道开关信号，中间开关信号通过异或逻辑关系得到。 九开关变换器在工作状态时，每一桥臂必有两个开关是同时处于打开状态，另一开关处于关闭状态。

图3 显示了在一个周期内采用SPWM 调制时的开关状态。 可以看出，在每个周期内，上、下通道的开关状态均发生6 次改变。

图3 九开关变换器的开关状态Fig.3 Switching states of nine-switch converter

由上文可得NSC 的开关状态, 如表1 所示（以第一桥臂为例）。

表1 桥臂开关状态Table 1 Switching states of legs

由表1 可知，NSC 的每一桥臂共有3 种状态， 分 别 用1，0，-1 表 示。 其 中：a=1，4，7；b=2，5，8；c=3，6，9。考虑到九开关变换器的3 个桥臂的独立性，共有27 种开关状态。

GS-NSC 调制时，应保证上、下两通道能独立输出。GS-NSC 的27 种开关状态中，有15 种开关状态可使上、下通道完全解耦，如表2 所示。 NSC的上端和下端6 个开关管的开关控制信号可通过SVPWM 调制得到， 中间3 个开关管的开关控制信号由上下开关信号异或（XOR）得到。

表2 SVPWM 开关矢量Table 2 Switching vectors of SVPWM

上、下通道分别由u1，u2和u3，u4的线性组合构成期望的电压矢量， 在一个开关周期T 中，作用时间分别为T1，T2，T3，T4。 其时间的表达式为

式中：mU，mL分别为上、下通道的调制比。

由于T1+T2+T3+T4≤T，结合式（3）可得：

由式（4）可知，采用SVPWM 调制的NSC 直流电压利用率提高约15.5%。

2 直驱永磁同步风电系统控制

PMSG 通过机侧变换器对永磁同步发电机的转速进行控制， 实现最大功率跟踪。 根据相关标准，在并网点电压变化量小于10%时，系统仍运行在单位功率因数模式，即i*gq=0。 在并网点电压处于0.2～0.9 p.u.时，网侧变换器应能优先发出无功电流支撑并网点电压恢复， 其无功和有功参考电流为

式中：imax为网侧变换器允许的最大电流值（本文imax=1.1 p.u.）；ugpu为并网点电压标幺值；IN为机组的额定电流。

在电网电压高于1.1 p.u.时，系统注入感性无功电流支撑电压为

高电压故障期间，由能量守恒可知，有功电流值必然减小，有功电流保持原有运行状态。

本文得出网侧九开关变换器的控制及调制策略如图4 所示。 等效GSC 单元采用电压外环、电流内环的双闭环控制方式。等效DVR 单元采用前馈和负反馈相结合的复合控制策略。 电压前馈控制可有效抑制电压波动，提高系统的动态性能。由于PI 控制器无法对时变变量进行无差控制，故采用比例谐振控制器尽量减小系统的稳态误差。

图4 网侧九开关变换器控制框图Fig.4 Control diagram of grid-side nine-switch converter

3 直流侧加卸荷电路

当并网点电压幅值深度对称跌落时，直流侧电压会迅速泵升，为保护变换器及直流侧电容，采用卸荷电路释放多余的能量。 在不对称电网故障时，投入卸荷电路可以有效抑制直流侧电压二倍频波动，提高直流侧电容的使用寿命，提升直驱风电系统的故障穿越能力。

4 仿真结果及分析

为验证本文所提GS-NSC 实现故障穿越的有效性，在Matlab/Simulink 中建立图1 的直驱永磁同步风电系统的网侧九开关变换器仿真模型。 设计4 种工况对系统进行仿真分析。

4.1 PMSG 风电系统变速恒频仿真

在变风速时间尺度下，为验证机侧及等效网侧变换器控制策略的正确性， 其仿真结果如图5所示。

图5 PMSG 变速恒频运行仿真Fig.5 Simulation of PMSG variable speed constant frequency operation

由图5 可知，0.6 s 时，风速由9 m/s 降 至7 m/s， 在1.5 s 升至超同步速11 m/s，PMSG 在风速变换过程中， 其转速较好地跟踪风速的变化。PMSG 的输出电压Ug保持不变，定子电流Is和网侧变换器流过的电流Ig跟随风速变化，在超同步速时由于变桨系统的作用， 一直保持在额定值。Udc，Pg，Qg在风速变化时，均出现短暂的暂态变化恢复至稳定值，直流侧电压稳定在1 200 V 左右，无功功率近似为0 MVar，系统控制性能良好。

4.2 并网点电压对称骤升30%工况

为验证GS-NSC 在对称骤升工况下提升PMSG 的HVLT，模拟在0.3～0.8 s 时，PCC 点电压UPCC对称骤升30%故障工况， 仿真结果如图6 所示。

图6 网侧NSC 实现PMSG 高电压穿越运行仿真Fig.6 Simulation of PMSG High Voltage ride-through by grid-side NSC

PMSG 的网侧变换器电压Ug在故障时刻经过DVR 单元输出补偿电压UDVR补偿至额定工况，仅在故障发生和恢复时有微小的暂态变化，为网侧变换器控制提供稳定的电压与正弦电流。 在故障期间，id约为1 782 A，iq约为704 A， 基本与理论值相同，改进控制策略的控制性能良好。并网点电流IPCC 在故障期间由于存在无功分量，其值相比单位功率因数并网时有所升高。 由于网侧变换器输出电压在整个期间基本维持不变， 在故障期间等效GSC 输出约1.52 MW 有功功率Pg，向电网注入0.61 MVar 左右的感性无功功率Qg。PCC 点的有功功率PPCC和无功功率QPCC分别为2 MW 和0.83 MVar 左右，与理论值基本一致，仅在故障开始和结束时刻有不到20 ms 且波动幅值不到25%的微小暂态变化。PPCC，QPCC与Pg，Qg的差值则是DVR 单元的有功和无功功率。在整个高电压穿越期间，卸荷电路没有投入运行，在故障起始时有35 V 左右的超调。 整个高电压故障期间，机组的运行不受任何影响， 网侧变换器的运行在可控范围内， 同时GS-NSC 可优先注入一定的无功电流帮助电网电压恢复， 实现了PMSG 的高电压故障穿越。

4.3 并网点电压对称跌落50%工况

为验证GS-NSC 提升PMSG 在对称跌落工况下的低电压穿越能力，在0.3～1.514 s 时对称跌落至额定工况的50%，仿真结果如图7 所示。

由图7 可知，故障发生时，由于电压跌落，直流侧出现过电压情况， 投入卸荷电路释放掉累积能量，直流电压依然维持在2 200 V，仅在故障开始和结束时有不到20 V 的超调。当并网点电压跌落至50%时，PCC 有功功率PPCC跌落至0.94 MW，卸荷电路消耗约0.8 MW 的功率。 故障期间，由式（8） 可得网侧变换器应向电网注入1 410 A 的无功电流， 此时有功电流的理论值为2 166.6 A，由图9 中id，iq波形可以看出，id约为2 167 A，iq约为1 409 A，与理论值相符。 等效GSC 单元由于有功电流的减小，其输出的有功功率也随之减小，在故障开始和结束时刻有微小的超调。 整个故障期间，系统运行稳定，在模式切换过程中没有出现较大的波动和冲击， 且GS-NSC 在故障期间能稳定向电网提供约0.56 MVar 的无功功率， 满足电网对机组无功补偿的要求， 可有效提升PMSG 的低电压穿越运行。

图7 对称故障工况下低电压穿越运行仿真Fig.7 Low voltage ride through simulation under condition of symmetrical fault

4.4 并网点电压不对称跌落且畸变工况

为验证网侧九开关变换器在不对称故障且畸变工况下改善系统运行的特性，整个仿真期间，设计并网点电压包含幅值分别为基波幅值10%和5%的5 次和7 次谐波，且在0.6～1 s 时，并网点电压A，C 相跌落13%，B 相跌落至额定工况的20%的严重不对称跌落故障，其仿真结果如图8 所示。

图8 严重不对称且电压畸变工况下故障穿越运行仿真Fig.8 Fault ride through simulation under condition of severely asymmetric and voltage distortion

由并网点电压UPCC波形可看出，在整个仿真期间，PCC 电压由于含有较严重的谐波畸变，经过DVR 补偿后，变换器输出电压Ug基本维持稳定。无论在畸变还是跌落工况下，仅维持一个周期的暂态变化，DVR 作用效果明显。由id，iq可以看出，在故障期间，iq基本维持在1 172 A 左右， 此时id约为2 291 A，与理论值基本一致，网侧九开关变换器在故障期间可向电网注入稳定的无功电流有助于并网点电压恢复。 在0.2～0.4 s 时，由于未投入DVR 单元，Ug在此期间波形畸变率达到11.18%，在0.4～0.6 s 时，由于DVR 单元注入补偿电压，Ug恢复正弦，电压谐波含量为1.39%。 并网点功率由于电压中含有谐波含量且发生不对称故障，功率波动较大，在故障期间产生2 倍频分量。在整个运行过程中直流侧电压维持在2 200 V 左右，仅在未投入DVR 期间产生±5 V 的波动，在不对称故障期间，由于卸荷电路的投入，很好抑制了直流电压2 倍频分量， 有效提升了直流侧电容寿命。在整个不对称且电压畸变工况下，系统稳态运行， 且网侧九开关变换器优先向电网注入无功电流帮助并网点电压恢复。

5 结论

本文采用GS-NSC 拓扑并改进网侧控制策略， 提升了PMSG 的故障穿越能力， 治理电压谐波。 通过仿真得出：①采用网侧NSC 结构实现了PMSG 的并网控制及电压补偿功能， 通过采用SVPWM 调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值； ②在网侧NSC、改进控制策略和卸荷电路的共同作用下， 系统能应对低、高电压故障工况下故障穿越，且在故障期间可根据标准优先向电网注入一定的无功电流，有助电网电压恢复；③网侧NSC 能有效治理电压谐波，可向电网注入友好型可再生能源。