交流励磁变速恒频DFIG在电网电压跌落时系统仿真分析

仿真中所用参数如下：双馈发电机：V=690V，50Hz，极对数2，R_s=0.016Ω，L_s=6.854mH，R_r=0.0125Ω，L_r=6.901mH，L_m=6.78mH，J=30kg·m²。风机：空气密度ρ=1.25kg/m³，风机半径R=25m，P_e=850kW，最佳风能系数C_pmax=0.436，最佳叶尖速度比λ=8，额定风速v=12m/s，齿轮箱速比N=62。

图6-13 基于模块化的交流励磁变速恒频双馈发电机风力发电系统仿真模型

6.4.2.1 交流励磁变速恒频DFIG在转速突变时系统仿真分析

为了验证DFIG的变速恒频双馈运行结果，在空载运行模型中电机转速设定为1350r/min～1650r/min均速递增（即转差率从0.1到-0.1），为了作对比分析研究，将风速转换为双馈发电机转速。系统在运行2s时进行并网操作，发电运行模型中电机转速设定为在仿真第3s时转速阶跃下降，在第4s时转速阶跃上升，其主要参数仿真结果如图6-14到图6-18所示。

图6-14a显示随着转速的增加，转子电流的频率变低，在1s时转速达到同步速，此时双馈发电机进行直流励磁，转子电流频率为零，转速超过同步速后，电流反相序且电流频率开始上升，转子电流波形左右对称于同步转速点，与理论分析高度一致，并网过程暂态冲击小、响应快，持续不到0.15s就达到稳态，在转速突降时，电流又反相序，在转速突升时，电流相序再次改变。结合图6-14b可以看出，并网运行状态下转子变流器在同步速上、下功率流向相反，DFIG实现了转子交流励磁和双向馈电。结合图6-14c可以看出，在并网、

转速突降和突升时定、转子电流冲击较小，均不超过额定值的两倍，转速突降时定子电流由360A变为310A，每次运行状态变化大约有0.1 s的暂态后迅速达到稳态。图6-14d显示在各种状态下定子电压几乎实时跟踪电网电压，实现了变速恒频风力发电，经过波形细化分析，看出定子电压在1/2周波内就基本能跟随电网电压，具备了并网条件，只有在并网时刻电压有很小的幅值波动。

图6-15和图6-16分别为转差率为±0.2和±0.3时的系统仿真结果，与转差率为0.1时有相似的分析结果，只是由于转差率变大，转差功率增加，参数的幅值有相应变化，同时在发电运行状态转速突变时，因为转速落差增加导致系统暂态过程略有延长，可采用参数自适应控制来消除这一影响。由仿真结果可看出所建立的系统动态响应很快，双馈发电机可运行于亚同步和超同步两种状态，从转子侧电压、电流和功率的大小和方向以及定子电压可看出DFIG实现了转子交流励磁和定子变速恒频运行，同时由转子侧和定子侧电压、电流稳态时均为正弦波可知，双馈发电机注入电网谐波电流基本为零。

图6-14 转差率在±0.1之间的系统仿真结果

图6-15 转差率在±0.2之间的系统仿真结果

6.4.2.2 交流励磁变速恒频DFIG在电网电压跌落时系统仿真分析

基于DFIG的变速恒频风力发电系统对电网电压跌落等电网扰动非常敏感，研究故障下的DFIG动态特性，提高风电机组对其承受能力已成为国内外研究热点。(www.xing528.com)

随着风力发电机单机容量、风电场规模的增大，如果大规模风电机组从电网解列，会导致电网电压失稳，在高风电穿透功率水平时可能导致电网崩溃。针对此问题，目前国外许多电网运营商对风电场提出了强制性要求，要求风力发电机具有低电压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能力，即在电网电压跌落时，风电场须维持一定时间与电网连接而不解列，甚至要求风电场在此过程中能提供无功以支持电网电压的恢复。本书对发生大幅电网电压跌落时DFIG的动态性能进行了相应的研究。

假设在空载运行中电机转速为同步速上下150、300、450转的正弦波扰动，在第2s时实施并网操作，设定并网后电网电压在第3～4s内发生50%的大幅跌落，转速在第5～6s内发生300、600、900转跌落，系统仿真结果如图6-17到图6-19所示。

图6-16 转差率在±0.3之间的系统仿真结果

由空载运行和并网初期图6-17各子图波形可以看出，DFIG实现了转子侧的“交流励磁”和定子侧的“变速恒频”，由于在转速上升峰值时刻并网，定、转子电流冲击较平滑，并网有所加大，动态响应和定、转子电流暂态略有增加，当发生系统电压跌落时，各参数由约为正常值两倍的冲击暂态后迅速回落到正常值，由于转速不变，定、转子功率之和在稳态时维持恒定，在电网电压恢复后，从各波形幅值可以看出，系统迅速恢复到电压跌落前发电运行的正常状态，在转速跌落时间段内，由图6-17c看出，定、转子电流有所下降，也即风机发出的功率有所下降，转速回升后，各子图波形幅值迅速恢复到跌落前的幅值，图6-17d显示定子电压在各运行阶段几乎实时跟随电网电压。

图6-18和图6-19分别为转速转差率分别为±0.2和±0.3时的系统仿真结果，空载运行时转速相应成正弦波变化趋势，分析结果总体与转差率为±0.1时相似，只是由于转差率变大，转差功率增加，参数的幅值有相应变化，同时，在发电运行状态转速突变时，因为转速落差增加导致系统暂态过程略有延长，可通过对转速外环和电流内环采用参数自适应控制来消除这一影响。通过并网、风速突变、电网电压跌落等工况仿真模拟，可以看出仿真结果与理论分析高度一致，验证了所提仿真系统的正确性，本书的研究工作对并网型交流励磁变速恒频DFIG风力发电系统的计算机仿真建模及理论研究具有现实指导意义。

图6-17 电网电压跌落50%和转差率在±0.1之间的仿真结果

6.4.2.3 风力机在不同风速变化曲线下的仿真分析

作为变速风力发电机组，一个最重要的目标是追求最大限度地将风能转换为电能，提高机组的运行效率。下面针对850kW双馈发电机在转差率为±0.1范围内转速以正弦波、斜坡、阶跃变化时，对风力机主要参数进行了仿真研究，结果如图6-20所示。

由图6-20a可看出，在忽略风机惯性的情况下，风机功率的变化趋势完全等同于风速变化。由图6-20b、c可得出，风力发电机组进入发电运行状态时，通过对发电机的转速控制，主要是通过调节发电机电磁转矩使转速随风速变化，经过大约0.1s的暂态，叶尖速度比和风能利用效率分别达到最佳值，只有在风速突降时有一定的偏离，通过风力机功率与发电机输出功率构成闭环控制系统，迅速回到最佳值，使风力机在各种风速下均按最大功率运行，从而实现最大风能追踪控制，使机组在最佳状态下运行。

图6-18 电网电压跌落50%和转差率在±0.2之间的仿真结果