创新控制策略：提升能效实现新突破

图7-24　传统控制策略中网侧变流器控制策略结构图

1.电压跌落时直流电压波动及抑制原理

风力发电机组机械功率为Pm，由图7-20可知，PMSG输出的电磁功率Ps经机侧变流器后馈入直流侧，网侧变流器通过控制直流电压控制送入电网的有功功率为Pg。在稳态并忽略损耗的情况下，Pm=Ps=Pg，转速和直流电压均保持稳定。

系统发生扰动后，由式（7-31）可知，电网电压的跌落与恢复引起Ug变化、系统侧的功率振荡及变流器的限流控制等因素引起Ig变化，从而导致PMSG网侧变流器输出功率Pg不稳定。由于全功率变流器的隔离作用，风力发电机组仍工作于最大功率跟踪状态，由图7-22可知，机侧变流器有功输出Ps仅取决于转子转速，由于风力发电机组惯性较大，在电网扰动过程中Ps变化不大，因而捕获的风电功率并未因电压跌落而变化。此时Ps≠Pg，即直流侧功率无法平衡。由式（7-30）可得，PMSG直流侧电容器的充放电功率为

由式（7-32）可知，功率的不平衡将导致直流电压抬升及剧烈波动从而影响系统稳定运行。

为抑制直流电压的波动，实现风力发电机组的低电压穿越，传统控制方案通常需要在直流侧安装卸荷电路（如Crowbar保护电路）消纳多余的能量。实际上，若能在电网出现扰动时利用机侧变流器及时控制调节PMSG功率输出，保持Ps=Pg，则直流电压波动也能得到有效抑制。而此时系统功率的不平衡将转变为PMSG的机械功率Pm和电磁功率Ps的不平衡，引起发电机转速变化［18］，即

式中　ΔPc——PMSG有功变化量；

ωc——PMSG转子转速；

JP——PMSG的转动惯量。

由上述分析可知，在电网扰动的动态过程中，若将变流器能量不平衡转化为PMSG旋转动能的变化，则可使直流电压波动转化为转速的波动。将式（7-32）和式（7-33）在相同时间段Tk内积分，在同样的功率不平衡情况下，引起的转速变化和直流电压变化之间的关系为

式中　ωc0、ωc1——PMSG在Tk时间段前后的转子转速；

Udc＿N——直流电压额定值。

将式（7-34）转换为标幺值形式，得

式中　ωc＿N——PMSG的额定转速；

Ec——电容额定电压时储存的电能；

Ek——PMSG额定转速时储存的动能。

在电网发生扰动后，由于变流器限流或输出功率振荡，PMSG输出的电磁功率无法和捕获的风功率相平衡。式（7-35）反映了在相同的不平衡功率作用下引起的发电机转速变化和电容直流电压变化的关系。通常风力发电机组的机械储能Ek远大于电容器储能Ec，若PMSG的功率不平衡由机械储能系统承担，此时所引起的转速波动会远小于由直流电容承担不平衡功率时引起的电压波动。并且变桨距系统可以调节机械功率Pm，限制转速，从而使PMSG在故障扰动过程中具有更好的稳定性。为使不平衡功率只作用在机械系统而不影响直流电压，需要对变流器的传统控制策略进行优化。

2.系统的控制结构

图7-25为永磁同步风力发电机组的新型控制策略图，其中机侧变流器控制直流电压及发电机交流电压，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。在该控制策略中，直流电压在电网故障扰动前后始终由不受电网故障干扰的机侧变流器控制，稳定性更好；由于输出有功与无功功率的控制都在网侧变流器中完成，在故障穿越过程中易于协调控制，该控制策略无需增加直流卸荷电路。

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图7-25　基于转子储能方式的变流器控制策略图

为维持直流电压稳定，由图7-25（a）可知，机侧变流器外环采用直流电压控制和定子电压控制。根据直流母线电压的偏差，直流电压环利用PI控制器调节输出发电机定子有功电流参考指令，使PMSG自动调整输出的电磁功率Ps与网侧输出有功功率Pg相等，进而将直流侧功率的不平衡转化为PMSG的机械功率Pm和电磁功率Ps的不平衡，即将电容器充放电所引起的直流电压波动转化为PMSG动能变化引起的转速波动。该控制策略可有效抑制电网电压跌落时直流电压的波动，实现PMSG风力发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7-25（b）中，网侧变流器通过判断电网电压Ug实现网侧有功和无功功率的协调控制。当电网电压正常时，为有功优先的最大功率跟踪控制，即在对有功和无功电流限幅时，首先满足有功电流；当电网电压发生跌落时，由于网侧变流器的限流作用，若继续执行有功优先控制，则网侧变流器仅处于功率限幅状态，无法对系统提供无功支持，因此采用无功优先控制。在网侧变流器输出的有功电流控制环节加入限流控制，防止有功电流突变所引起的直流侧电容充放电电流的突变，从而有效抑制因网侧变流器工作模式切换而引起的直流电压的波动。

风力发电机组在电压跌落过程中只是对系统提供一定的无功支持，并不能使并网点电压恢复到额定值，因此不再采用PI控制，而是根据电网电压跌落的幅度调节网侧变流器的无功电流，改善电压跌落情况，进而提高风力发电机组的低电压穿越能力。国家电网公司的并网技术规范要求总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，每个风电场在低电压穿越过程中风电场注入电力系统的动态无功电流为

式中　——风电场并网点电压标幺值；

IN——风电场额定电流。

3.基于转子储能方式实现PMSG低电压穿越控制策略

图7-26　基于转子储能方式实现低电压穿越的工作原理

图7-26为基于转子储能方式实现PMSG低电压穿越控制策略的工作原理。以9m/s风速为例，PMSG运行在最大功率跟踪状态，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，风力发电机组运行点由A点切换到O点，有功输出钳位在Plim。采用机侧变流器实现变流器直流电压的稳定，将变流器两端的功率不平衡转移到PMSG的转子上，促使转子加速储存动能，风电机组运行点由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，风力发电机组的运行点由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，风力发电机组运行点由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。

根据式（7-33）可得

式中　t0——电网故障发生时刻；

Tk——电网故障持续时间；

ωc0、ωc1——故障发生前、后转子的转速。

额定风速时，网侧变流器输出额定功率为PN，此时电网发生电压跌落故障最不利于风力发电系统实现低电压穿越。若电网电压跌落深度为额定电压的100%，则网侧变流器输出功率的限幅值Plim为0。在这种极端情况下的故障持续时间Tk内，发电机转子转速的变化量可表示为

由式（7-38）可知，在整个故障持续时间内，发电机转子转速的变化可表示为

惯性时间常数H的定义为

将式（7-40）代入式（7-39）可得

风力机惯性时间常数Hturb的典型取值范围3.0～6.0s，发电机转子惯性时间常数Hgen的典型取值范围是0.4～0.8s。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%，并且风力机变桨距调节系统可在转子超速时及时限制转速，因此该方法不会引起太大的转速波动及过速保护动作。