楊駿華，陳永強，劉揚

（西華大學電氣與電子信息學院，四川 成都 610039）

直驅永磁同步風電機組的無功功率支撐策略

楊駿華，陳永強，劉揚

（西華大學電氣與電子信息學院，四川 成都 610039）

電網(wǎng)準則要求風力發(fā)電機組應該具有并網(wǎng)點電壓調節(jié)能力?；谶@一問題，提出了直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)無功功率支撐策略。建立了風力渦輪機、永磁同步電機以及電壓源型變換器的數(shù)學模型，分析了網(wǎng)側和機側變換器的控制原理，給出了系統(tǒng)控制框圖。通過Matlab/Simulink仿真軟件建立了1.5 MW直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)的仿真模型，分別對電網(wǎng)正常和電網(wǎng)故障情況進行了仿真研究。實驗結果表明所提出的無功功率支撐策略在直流母線電壓穩(wěn)定的基礎上能夠提升公共耦合點（point of common coupling，PCC）電壓。當風電場中多臺風電機組采用該方法時，能夠幫助PCC電壓恢復至正常范圍。

直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)；無功支撐；最大功率跟蹤控制；并網(wǎng)變換器；矢量控制

能源短缺和全球變暖問題已經引起了世界各國的廣泛關注，快速發(fā)展可再生能源并網(wǎng)發(fā)電技術有利于緩解這一問題。在多種可再生能源中，風力發(fā)電發(fā)展最快，尤其在歐洲國家，如丹麥風力發(fā)電的比例已經達到30%，2010年底全球裝機容量約為200 GW［1］。為了完成減排目標，我國也相繼出臺多種政策和機制鼓勵風力發(fā)電系統(tǒng)發(fā)展，在2010年，總的裝機容量已經達到44.73 GW［2］。

目前應用最為普遍的2種結構分別為雙饋風力發(fā)電系統(tǒng)和直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)［3］。與雙饋風力發(fā)電系統(tǒng)相比，永磁同步風力發(fā)電機具有的優(yōu)勢主要包括：無需變速齒輪箱，減小了維修成本；定子側與電網(wǎng)通過背靠背變換器相連，當電網(wǎng)發(fā)生短路故障期間，對機側變換器的運行影響較小，容易實現(xiàn)故障穿越控制［4-6］。

隨著風力發(fā)電機組裝機容量不斷增加，電網(wǎng)準則要求風力發(fā)電系統(tǒng)應具有并網(wǎng)點電壓調整能力，在大型風電場傳輸系統(tǒng)中，線路阻抗通常為感性，因此可以采用向電網(wǎng)注入無功功率的方式對PCC電壓進行支撐。

針對這一問題，文獻［7］對風電場低電壓穿越無功支撐進行了仿真研究，主要采用靜止同步補償器（static synchronous compensator，SΤAΤCOM）和靜止無功補償器（static var compensator，SVC）作為無功補償裝置，并且比較了兩者的優(yōu)勢。文獻［8］提出了風電場無功電壓協(xié)調控制策略，根據(jù)PCC電壓和功率因數(shù)進行分區(qū)，分別考慮了不同情況，該方法通過調度指令進行下發(fā)，而調度指令下發(fā)時間周期較長，而故障時間較短難以實現(xiàn)快速無功支撐。文獻［9］研究了通過加設儲能裝置來控制直流母線電壓，而網(wǎng)側變換器實現(xiàn)無功支撐控制策略。

從傳統(tǒng)無功功率支撐控制方案可以看出，在PCC電壓發(fā)生跌落時，通常采用靜態(tài)無功補償裝置或者儲能系統(tǒng)來保證風電機組向電網(wǎng)提供無功支撐。盡管該方法能夠實現(xiàn)動態(tài)無功支撐，但是加設的大容量無功補償裝置和儲能系統(tǒng)將會增加系統(tǒng)成本和控制的復雜性。

針對這一問題，本文提出了一種新型無功功率支撐控制策略，建立風力渦輪機、全功率變換器以及永磁同步電機的數(shù)學模型，給出了網(wǎng)側變換器和機側變換器的控制策略，并且進行了詳細分析。

為了驗證本文所提出控制策略的可行性和有效性，通過Matlab/Simulink仿真軟件搭建了額定功率為1.5 MW的風力發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)模型，對電網(wǎng)正常和故障情況進行了仿真研究。

1 風力發(fā)電系統(tǒng)的數(shù)學建模

直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)主要由風力渦輪機、永磁同步電機和全功率變換器組成，下面分別建立各個組成部分的數(shù)學模型。

1.1 風力渦輪機數(shù)學模型

風力機從風能吸收的功率可以表示為［10］

式中：ρ,R,V,β,λ分別為空氣密度、槳葉半徑、風速、槳距角和葉尖速比；Cp(λ,β)為風能利用系數(shù)。

風能利用系數(shù)Cp的大小與葉尖速比和漿距角有關。反映了風能轉化為發(fā)電量的效率。Cp(λ,β)可以表示為

1.2 功率變換器的數(shù)學模型

直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)的網(wǎng)側變換器的系統(tǒng)結構框圖如圖1所示，主電路采用電壓源型兩電平變換器，網(wǎng)側接有電感濾波器，直流側接有直流電容，直流電容的接入能夠使風力發(fā)電系統(tǒng)的網(wǎng)側變換器和機側變換器實現(xiàn)解耦，進而保證網(wǎng)側變換器和機側變換器獨立運行。

圖1 網(wǎng)側變換器的結構框圖Fig.1 The structure diagram of grid-side converter

當以d軸電壓進行定向時，網(wǎng)側變換器在兩相同步旋轉坐標系下的數(shù)學模型為［11］

式中：ed,eq分別為PCC電壓的dq軸分量；sd,sq分別為開關函數(shù)的dq軸分量；id,iq分別為逆變器輸出電流的dq軸分量；ω為基波角頻率；Lg為濾波電感；R為濾波電感等效串聯(lián)電阻；C為直流母線電容；udc為直流電壓；idc為直流電流。

1.3 永磁同步電機的數(shù)學模型

將同步坐標系的d軸定向于轉子磁極，而q軸超前于d軸90°，在dq坐標系下能夠得到永磁同步電機的定子電壓方程和電磁轉矩方程為

式中：usd,usq分別為定子電壓的dq軸分量；isd,isq分別為定子電流的dq軸分量；Rs為定子電阻；ωe為轉子電角速度；Ld,Lq為定子dq軸自感；Ψf為轉子永磁鐵磁鏈；Te為電磁轉矩；p為極對數(shù)。

2 風力發(fā)電系統(tǒng)的控制策略

根據(jù)電網(wǎng)準則要求，風力發(fā)電系統(tǒng)在電網(wǎng)發(fā)生短路故障時應具有動態(tài)無功支撐能力。為了實現(xiàn)這一控制目標，本文提出了一種具有無功功率支撐能力的控制策略。下面分別對網(wǎng)側和機側變換器的控制策略進行分析。

2.1 網(wǎng)側變換器的控制策略

假設變換器額定容量為S，逆變器輸出有功功率為P，無功功率為Q，根據(jù)三者之間的關系能夠得到：

當有功功率一定時，根據(jù)式（6）能得到最大輸出無功功率為

為了實現(xiàn)無功功率支撐，設置無功功率最大值為無功功率參考值，當以d軸電網(wǎng)電壓進行定向時，逆變器輸出有功和無功功率可以表示為

根據(jù)式（9）可以算出電網(wǎng)故障期間無功電流參考值為

網(wǎng)側變換器的控制策略既要保證直流電壓恒定，又要實現(xiàn)動態(tài)無功支撐，其控制結構如圖2所示。電壓外環(huán)控制直流母線電壓，其誤差信號經過PI調節(jié)器得到d軸電流參考值，而q軸電流參考值與電網(wǎng)電壓狀況有關，當電網(wǎng)電壓大于0.9（標幺值）時，電網(wǎng)電壓正常，此時q軸電流參考值為0，運行在單位功率因數(shù)模式；當電網(wǎng)電壓小于0.9（標幺值）時，電網(wǎng)電壓發(fā)生跌落，此時q軸電流參考值可以根據(jù)式（10）進行計算得到，工作在無功功率支撐模式，可控開關動作可以根據(jù)電網(wǎng)電壓幅值情況進行控制。為了消除dq軸之間的耦合和PCC電壓對系統(tǒng)的影響，采用解耦和前饋控制，通過合成最終得到三相調制信號，將其送入SPWM調制模塊得到驅動信號。

圖2 網(wǎng)側變換器的控制策略Fig.2 The control strategy of grid-side converter

2.2 機側變換器的控制策略

機側變換器的主要控制目標是實現(xiàn)最大功率跟蹤控制，為了說明最大功率跟蹤原理，根據(jù)表1能夠得到風力渦輪機特性曲線。

表1 風力渦輪機的主要參數(shù)Tab.1 The main parameters of wind turbine

從圖3可以看出，系統(tǒng)的輸出功率與風力渦輪機的轉矩隨著風速的逐漸增加而相應增加，反之亦減小。在風速一定的情況下，存在唯一的最佳轉速對應著最大功率點，因此可根據(jù)最大功率跟蹤算法獲得最佳轉速，再通過轉速的閉環(huán)控制，實現(xiàn)最大功率跟蹤運行［12］。

圖3 風力渦輪機特性曲線Fig.3 The characteristic curves of wind turbine

機側變換器的控制結構如圖4所示，主要采用轉速外環(huán)和電流內環(huán)控制策略。首先通過最大功率跟蹤控制策略得到轉速外環(huán)參考值，將其與實際轉速相減經過PI調節(jié)器得到轉矩電流指令，設置勵磁電流為0。將電流指令值與實際值相減經過PI調節(jié)器得到調制信號，根據(jù)式（4）同樣可以看出機側變換器的dq軸之間也是存在耦合的，因此為了消除耦合加入了解耦環(huán)節(jié)，最終將調制信號通過SPWM模塊生成IGBΤ驅動信號。

圖4 機側變換器的控制策略Fig.4 The control strategy of machine-side converter

3 仿真研究

為了驗證本文研究控制算法的有效性，通過Matlab/Simulink仿真軟件搭建了直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)仿真模型，系統(tǒng)結構如圖5所示。電網(wǎng)線電壓有效值為35 kV，主網(wǎng)與風電機組通過690 V/35 kV變壓器連接，PCC線電壓有效值為690 V，升壓變與主網(wǎng)之間的線路距離為37 km，變換器的額定容量為1.5 MV·A，網(wǎng)側濾波電感為5 mH，直流母線電容為10 mF，直流母線電壓為1 200 V，風力渦輪機參數(shù)如表1所示，永磁同步電機定子電壓有效值為690 V，極對數(shù)為32，額定磁鏈為5.7 Wb。

圖5 直驅永磁同步風力發(fā)電系統(tǒng)結構Fig.5 The system structure of direct drive PMSG

3.1 電網(wǎng)正常情況

首先對電網(wǎng)正常情況下進行仿真研究，仿真結果如圖6所示。

圖6給出了電網(wǎng)電壓正常情況下的仿真結果。在初始條件下風速為9 m/s，通過網(wǎng)側和機側變換器的控制能夠實現(xiàn)最大功率跟蹤，并且保證直流電壓為1 200 V。在1 s和2 s時，風速分別由9 m/s突變到11 m/s，11 m/s突變到10 m/s，從圖中可以看出，在風速突然增加或者突然減小時，采用本文研究的控制方法能夠根據(jù)風速的變化實現(xiàn)最大功率點運行，于此同時能夠保證直流電壓穩(wěn)定，逆變器的并網(wǎng)電流總諧波畸變率小于5%，滿足IEEE std 519規(guī)定的并網(wǎng)要求，仿真結果驗證了所提控制算法的可行性和有效性。

圖6 電網(wǎng)正常情況的仿真結果Fig.6 The simulation results of normal grid condition

3.2 所提控制算法的電網(wǎng)電壓跌落

前面對電網(wǎng)正常情況下的風力發(fā)電系統(tǒng)最大功率跟蹤控制算法進行了可行性驗證。下面考慮電網(wǎng)附近處三相短路，此時仿真結果如圖7所示。

圖7給出了電網(wǎng)短路故障情況下的仿真結果，初始條件與圖6一致。從圖7a中可以看出，采用本文提出的控制策略向電網(wǎng)注入無功功率能夠幫助PCC電壓抬升，且逆變器輸出有功功率不變，維持有功功率平衡，保持直流母線電壓恒定。在2 s時電網(wǎng)故障清除，網(wǎng)側變換器恢復至單位功率因數(shù)運行模式，此時無功功率為0。

圖7 電網(wǎng)短路故障情況的仿真結果Fig.7 The simulation results of grid short circuit fault condition

本文提出的控制策略能夠進一步拓展到風電場，在風電場中一個節(jié)點將會接入多個風電機組，此時輸出無功功率能力更強，輸出無功功率越大PCC電壓抬升越高，如表2所示?？梢钥闯觯捎帽疚奶岢龅姆椒?，當同時接入6臺風電機組時可以保證PCC電壓幅值達到0.9（標幺值）以上，使其處于正常范圍內。

表2 多臺風電機組接入情況的PCC電壓幅值Tab.2 PCC voltage amplitude of multiple wind turbines

4 結論

針對風力發(fā)電系統(tǒng)的動態(tài)無功支撐問題，本文提出了一種新型無功功率支撐控制策略，與以往的無功支撐方案相比，在沒有配置儲能系統(tǒng)的情況下，在電網(wǎng)故障期間本文提出的策略仍然能夠保證直流母線電壓穩(wěn)定，并且實現(xiàn)風力發(fā)電系統(tǒng)最大功率跟蹤運行，同時最大限度實現(xiàn)無功功率支撐，抬升PCC電壓。當節(jié)點中接入多個風電機組時，能夠使得PCC電壓恢復至0.9（標幺值）以上，使其處于正常范圍內。采用本文的控制策略能夠減小儲能裝置和無功補償裝置配置容量，降低了系統(tǒng)投資成本以及控制的復雜性，具有一定的工程應用價值。

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Reactive Power Support Strategy for Direct Drive Permanent Magnet Synchronous Wind Turbine

YANG Junhua，CHEN Yongqiang，LIU Yang
（School of Electrical and Information Engineering，Xihua University，Chengdu 610039，Sichuan，China）

Grid criterion requires that the wind power generating system should have PCC voltage regulation ability.Based on this problem，the reactive power support strategy was proposed for direct drive permanent magnet synchronous wind power generation system.The mathematical model of wind turbine，permanent magnet synchronous motor and voltage source converter was established，the control principles of the grid side and the machine side converter were analyzed，and the control graphs were also given.The simulation model of 1.5 MW direct drive permanent magnet synchronous wind power generation system was established by Matlab/Simulink simulation software.Simulation results show that the proposed control strategy can improve the point of common coupling（PCC）voltage on the basis of DC bus voltage stability.When the proposed control strategy is applied for multiple wind turbine generators in the wind farm，it can restore the PCC voltage to the normal range.

direct drive permanent magnet synchronous wind power generation system；reactive support；maximum power tracking control；grid-connected converter；vector control

TM614

A

10.19457/j.1001-2095.20170209

2016-01-15

修改稿日期：2016-07-08

楊駿華（1990-），男，碩士，Email：460235560@qq.com