低电压穿越控制（精选8篇）
低电压穿越控制 篇1
1 引言
光伏发电系统所发出的电能随太阳光照强度变化而变化,一般不能提供持续稳定的电能。随着近年来光伏发电产业的快速发展,尤其是大规模光伏并网电站的大量投入使用,对电网运行的稳定性构成一定问题,特别是在电网出现低电压跌落情况下如果许多这类电源出现集体瞬间脱网,将加剧电网振荡,甚至导致电网崩溃的重大事故[1]。因此许多国家对光伏并网发电系统的低电压穿越(LVRT)能力提出强制标准。LVRT是指在电网电压跌落处于一定范围内,并网逆变器必须保持和电网的连接,并尽可能向电网提供超前无功功率支持[2]。
电网电压的跌落包括单相跌落、两相跌落、三相对称和不对称跌落,其中三相对称电压跌落出现的概率很小。非对称电压跌落(即除三相对称电压跌落之外的其他电压跌落)使得电网电压中出现较大负序分量。
目前,针对电网电压多数跌落过程含有负序分量的情况,通常采用双同步旋转坐标系控制[3,4,5],即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,并分别对正、负序电流进行前馈解耦控制[6,7,8]。但是该控制方法在数字信号处理器进行运算的过程中,由于采样及运算带来控制延迟,通过角度补偿的办法可以在稳态较好跟踪电网电压,实现电网电压前馈解耦控制;而在电网电压幅值发生快速变化(例如跌落)时,上述延迟使得前馈电压的幅值在动态滞后于实际电压幅值,电流调节器可以在发生电网电压跌落起到一定调节作用,但一般情况下按负载模型设计的电流调节器比例比较小,主要依靠电压前馈解耦控制。此外,由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号(包括正序和负序分量)中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,且即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。因此,仅采用双旋转同步坐标系的解耦控制方法,只能解决电网电压跌落后的稳态(即电压幅值变化率相对小一些的区域)的电流控制,在较大电压跌落情况下逆变器仍可能因初始较大过电流而脱网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时如果并网的逆变器响应滞后,仍然维持数个采样周期输出超前无功,可能导致电网过电压,也可能使逆变器输出过流和脱网。
因此必须研究有效的控制方法,防止逆变器在电网电压跌落过程过流,才能实现并网逆变器LVRT。
2常规并网三相光伏逆变器控制系统及其LVRT能力
2.1 常规光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
常规光伏并网三相逆变器控制系统如图1所示,其中PV为光伏电池阵列,PB为三相逆变器,L1为三相输出滤波电抗器,C1为三相输出滤波电容。光伏逆变器将光伏电池阵列的直流电能变换为三相交流电能,并输向电网。
控制回路通常采用锁相环PLL检测电网电压(正序)矢量。用PLL计算出的电网电压旋转角度φs将逆变器输出交流电流经过矢量变换,分解为有功(d轴)和无功(q轴)的直流分量,以便对有功和无功功率分别进行控制。
控制系统采用MPPT(最大功率点跟踪)计算逆变器直流电压给定U*dc,经直流电压调节器计算出有功电流给定Id*,d轴电流调节器计算出d轴电压调节量△Ud。电网电压正序幅值Ud和逆变器输出无功电流在q轴的电抗压降作为电压给定的前馈解耦分量,用于提高逆变器输出响应。
大功率光伏逆变器通常具有无功调节能力,外环为无功功率调节器,用于控制输出的无功功率,其输出为无功电流给定Iq*,通过q轴电流调节器计算出q轴电压调节量△Uq。逆变器输出有功电流在q轴的电抗压降作为q轴电压给定的前馈解耦分量。
图1所示系统适用于三相电压对称跌落情况下的LVRT,存在控制响应之后问题,在较大电压跌落情况下逆变器会在初始产生过电流。而对于三相电压不对称跌落,则因负序分量失于控制而产生较大过电流以致脱网。
2.2 双旋转坐标系控制的光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
为解决三相电压不对称跌落下的LVRT,通常采用双同步旋转坐标系控制,即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,分别对正、负序电流进行前馈解耦控制。参见图2。
当电网发生单相、两相、或三相非对称电压跌落时,伴随着电网电压的不对称,电网电压中不仅存在正序分量,同时还存在负序分量和零序分量。本文只考虑三相三线制系统,忽略零序分量[9],则不平衡三相电压可以表示成以下形式:
式中:ω为电网电压角频率;Vm+为电网电压正序分量幅值;Vm-为电网电压负序分量幅值;φ+为电网电压正序分量的初始相角;φ-为电网电压负序分量的初始相角。
经坐标变换,可得到旋转坐标系下的电压矢量为
其中V+dq=Vd++j Vq+
式中:下标d和q分别为同步旋转坐标系下的d,q轴分量;上标+和-分别为正序和负序分量。
当负序分量出现时,按常规矢量分解方法得到的正序和负序旋转坐标系d-q轴分量中存在2倍频交变成分,需采用适当的滤波后才可用于调节器反馈或前馈,否则可能导致系统振荡和过电流。
图2所示系统可用于所有电压跌落情况下的LVRT,但响应滞后采样周期,在较大电压跌落情况下逆变器可能在初始以及电网电压恢复时产生过电流。
3 电网电压跌落过程初始过电流分析
逆变器所输出的电压矢量与电网电压矢量的差等于加在交流电抗上的电压矢量,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压关系为
因此,如果交流电感基本不变,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压幅值成正比。
导致逆变器在LVRT初始瞬间过电流的主要原因是系统对电网电压跌落的响应时间滞后,在此时间内逆变器给定电压基本仍按原电压矢量幅值输出,使得交流电抗上的电压瞬间异常增大,导致逆变器输出电流异常快速上升,这是LVRT过程初始过电流的主要原因。因此,解决电网电压前馈滞后问题是保证实现LVRT安全性的关键。
4 电网电压直接前馈控制策略
本节详细叙述基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,鉴于篇幅,其中涉及光伏逆变器的一些其他技术问题这里不作过多叙述。
4.1 控制器硬件组成
光伏逆变器控制器采用数字信号处理器(DSP)和大规模门阵列(FPGA)为核心的硬件结构。通过电压和电流传感器、以及模拟量采集芯片对电网电压、电流以及直流电压和电流进行采样。
对电网电压信号采集平均值和瞬时值,其中平均值采样周期与PWM控制周期同步,用于正常情况下的系统控制;瞬时值采样为数μs级平均值,用于LVRT时的控制。
4.2 系统控制方案
基于前两节中对电网电压跌落故障矢量分析、以及逆变器过流原因分析,改进的系统控制方案如图3所示。
DSP主要执行控制运算功能,FPGA主要完成逻辑控制和脉冲形成等功能。
4.3 电网电压跌落判断
通过对电网电压瞬时值幅值的检测,可及时判断电网电压的跌落。通过检测负序电压分量的幅值判断是否发生电网电压不对称运行。
4.4 负序电流分量控制
电流信号经矢量变换成为负序d-q轴电流Id-和Iq-。在电网正常时,负序有功电流和无功电流实际值基本为零。在电网发生低电压故障时,负序有功电流和无功电流中含有2倍于电网频率的交流量,需经滤波去除,并通过比例积分调节器将负序有功电流和无功电流调节为零,从而达到有效控制系统中产生的负序电流分量,减少对电网产生的偶次谐波[10]。
将负序电流调节器的输出结果△Ud-和△Uq-经矢量变换为三相电压给定负序调节变量△U-*abc;正序电流调节器输出结果△Ud+和△Uq+经矢量变换为三相电压给定正序调节变量△U+*abc;相加后合成三相电压给定调节变量△U*abc。
4.5 电压直接前馈控制策略
为解决电网电压跌落的初始瞬间电压前馈滞后的问题,本文提出了一种电网电压直接前馈控制策略:策略一是将电网电压瞬时值信号经滞后补偿后直接作为电压给定前馈;策略二是在发生电网电压跌落故障时,采用电网电压的采样值作为前馈进行控制。前者解决LVRT稳态控制,并提高逆变器的动态响应;后者解决LVRT开始瞬间的过流控制。
由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,还使得即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。
常规的电压给定前馈分解出的直流分量,与电流调节器输出及交流电抗压降叠加后,经矢量变换后作为给定电压输出(参见图1、图2),这需要进行滞后补偿。电网正常稳态运行时没有问题,而一旦电网电压出现波动或负序,由于前馈电压的滞后以及偶次谐波滤波的滞后,电流就会产生较大动态脉动。
采用上述控制策略一,在不降低电压信号采样精度前提下,使前馈电压的滞后缩短,且避免了对电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中二次谐波的滤波,解决了LVRT稳态控制问题,也同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。
仅采用上述策略一,还有一定滞后,仍会造成LVRT初始产生过流。为此加入上述策略二,当检测到电网电压跌落,使用电网电压瞬时值作为前馈电压。这时可能有4种情况:1)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;2)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可在PWM后半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期;3)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;4)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可以在下一个PWM前半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期。
从上述4种情况看,采用电网电压瞬时值直接前馈,其对电网电压跌落的最短响应时间为数μs,最长响应时间约半个PWM周期,因此可以有效解决LVRT开始瞬间的过流问题。
4.6 逆变器输出电流控制策略
为满足电网需要,提出逆变器输出电流的控制策略:在电网正常时,DSP中的正序有功电流给定为MPPT控制的、或由电网调度控制的电流,由直流电压调节器给出,正序无功电流给定为0(功率因数为1)、或在逆变器样本规定的无功输出范围由电网调度控制;当电网发生电压跌落故障时,限制最大有功电流给定为额定值的80%,同时令超前无功电流给定等于100%减去有功电流给定平方后的开方值,使总输出电流维持100%额定,从而最大限度输出超前无功电流以支撑电网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时,如果并网的逆变器由于控制滞后仍维持数个采样周期输出超前无功,则可能导致电网过电压,并可能使逆变器输出过流和脱网。因此,当检测到电网电压接近90%额定电网电压时,提前取消超前无功电流支撑电网功能,避免LVRT结束时过多无功加剧电网过电压。
5 实验结果
根据本文提出的基于电网电压瞬时值前馈的LVRT控制策略,在250 k W光伏逆变器装置上进行了LVRT功能实验,交流电源采用某知名品牌公司生产的800 k W电网电源模拟装置进行测试,逆变器工作在额定功率向电网送电状态。
图4、图5分别是电网发生单相跌落和两相跌落时的LVRT试验波形,通道1,2和3分别为三相电网电压波形,通道4,5和6分别为逆变器三相输出电流波形(图4,图5中纵坐标1 V对应1 A)。从波形上可以看出,A相电压发生跌落后,逆变器输出电流在经过短暂调整后恢复额定电流(380 A)输出,没有过流发生,实现了并网逆变器低电压安全穿越。
6 结论
本文所提出的基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,具有以下若干特点:在电网发生低电压故障时,可快速准确地判断出当前电网进入低电压故障状态;有效地抑制了电网电压跌落过程、特别是初始和结束时逆变器输出过流,防止逆变器脱网;最大限度输出超前无功电流支撑电网;在电网电压跌落结束前,提前退出无功电流支撑电网功能,避免电网电压恢复时过多超前无功对电网电压造成过压冲击;避免了对电网电压在d-q轴同步旋转坐标系下,电压电流信号中二次谐波的滤波产生的响应滞后问题,解决了LVRT稳态控制问题,同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。经试验证明该策略简单可行,实现了光伏并网逆变器的低电压安全穿越。
参考文献
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低电压穿越控制 篇2
【关键词】风电机组；低电压穿越能力；测试；技术
0.前言
近年来，风电在电网中的渗透比率越来越大，带来了很好的社会效益，同时也取得了相当可观的经济效益。但风电机组由于没有具备低电压穿越能力，而导致大面积脱网事故的现象时有发生，引起了国家有关部门的高度重视。为此，国家电网颁布了《关于开展并网风电机组低电压穿越专项检测工作的通知》和《关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知》[1]，要求对风电机组低电压穿越能力进行测试，检测不合格的应进行升级改造，以确保风电接入电网的安全运行。
1.低电压穿越测试的原理和内容
1.1低电压穿越测试的原理
根据低电压穿越测试的原理要求，电压跌落必须以阻抗分压的形式出现。而串联阻抗能够减少短路电流对电网的冲击力度，且对风机无显著的暂态响应。电压跌落前后，串联阻抗可连接其中一个旁路开关，依靠并联阻抗连接短路开关产生电压跌落。
世界上现有两种低电压穿越测试设备：低压侧低电压穿越测试设备、中压侧低电压穿越测试设备。这两种测试设备具有相同的基本原理，具有等效的并网点电压跌落效果，并得到国际认证。
1.2低电压穿越测试的内容
影响风电机组低电压穿越特性的因素很多，诸如主控系统、变桨系统、变频器等，任意一项出现问题都可能会影响低电压穿越特性，造成潜在的脱网事故隐患。因此，对风电机组进行低电压穿越能力检测非常重要。
⑴低电压穿越测试的形式：一般分为低电压穿越能力抽检测试、低电压穿越能力认证测试两种。低电压穿越能力抽检测试是指风电机组已经在风电场，且具备了低电压穿越能力认证合格证书之后，对其再次进行抽样试验的测试。而低电压穿越能力认证测试则是对厂家生产的风电机组进行型式试验，验证风电机组的低电压穿越能力的测试[2]。
⑵低电压穿越能力认证测试：进行风电机组的低电压穿越能力认证测试的资格单位应具备CNAS资质。目前符合要求的单位有辽宁电科院、中国电科院等。测试内容：在小功率输出达到10%～30%，大功率输出超过90%的工况下，风电机组电压跌落到20%、35%、50%、90%时，则应进行风电机组低电压穿越能力验证，并做到每种情况进行2次验证。
⑶低电压穿越能力抽检测试：仅验证在两种工况下，风电机组电压跌落到20%时的穿越能力。
⑷不同电压跌落对应的跌落时间：剩余电压20%—跌落时间625ms、剩余电压35%—跌落时间920ms、剩余电压50%—跌落时间1214ms、剩余电压75%—跌落时间1705ms、剩余电压90%—跌落时间2000ms[3]。
2.低电压穿越测试相关参数的选择分析
2.1短路容量
目前，我国对于短路容量的限定值标准还未明确，但在国外一些国家，尤其是风电发展较快的国家，对于低电压穿越测试的短路容量有非常明确的要求，即短路容量必须是风机容量的3倍或以上，有些甚至要求达到5倍以上10倍以下。根据相关的测试结果显示，当工况相同、电压跌落相同的情形下，风电机组低电压穿越的容易程度随着短路容量的增大而增大。按照相关规定，在低电压穿越产生的装置中，串联阻抗应起到限流的功效，且串联阻抗大小不会对风电机组产生明显的暂态响应。短路容量越小，串联阻抗就越大，短路容量越大，串联阻抗就越小，两者呈反比例关系。若选择串联阻抗过大时，则会对风电机组暂态响应产生影响，造成低电压穿越失败。总结实际测试相关经验，若短路容量设定小于2倍，电压跌落到50%以下时，低电压的穿越能力就会受到较大的串联阻抗影响，从而产生切机情况。但若工况相同、电压跌落相同，短路容量设定超过3倍，风电机低电压穿越测试则可顺利完成。
2.2跌落电压
在每个并网的风电场对风电机组的低电压穿越进行抽检测试，是保证风电接入电网安全运行的必要措施。抽检测试中可在每种机型中抽选1台检测，检测在两种工况下，电压跌落到20%时低电压的穿越能力。但总结测试经验，若单只检验电压跌落到20%时的低电压，难以全面反映风电机组低电压的穿越能力。因为有时候电压跌落到20%时可通过，但当电压跌落达到90%时，则可能无法通过。但由于我国目前有资格进行风电机组低电压穿越检测的单位有限，因此，很难确定低电压的测试周期，这也决定了我国低电压的穿越测试工作需经过很长时间才能完成。
2.3转子短路的保护
当前很多制造商会在发电机转子侧装上crowbar电路，以提供旁路，保证发电机不脱网运行。其主要作用是在检测到电网系统出现故障，导致电压跌落时，能够闭锁双馈感应发电机励磁变流器。与此同时投向转子回路的旁路，以对电流、转子绕组通过电压形成限制和阻碍，从而达到保证发电机不脱网运行的目的。在主流侧并接入制动电阻和制动单元，可以很好的消耗掉充电电容中的电压，从而有效降低变流器的直流侧电压。
但保护电路存在一些缺陷，例如在出现电网故障时，按感应电动机方式运行的机组会吸收大量功率，从而降低电网电压的稳定性。另外，进行crowbar保护电路操作时，还会对系统产生暂态冲击。因此，在crowbar触发后，可保证发电机不脱网，但不能支撑电网电压。
Crowbar一般通过可控硅来控制导通，有效防止转子和直流母线过流或过压现象。但可控硅不能控制其关断，一旦可控硅导通，直流母线电压释放就会归0，变流器无法工作。随着技术的不断发展，制造商制造出能够控制其关断的crowbar回路，即有源 crowbar，很好地解决了以上问题。
电网出现故障期间，励磁变流器会与电网、转子绕组始终保持连接状态，由此不受故障影响，保证双馈感应发电机能正常运行。电网故障消除后，即可关断功率开关，切除旁路电阻，使双馈感应发电机正常运作。
2.4有功功率的恢复速度
根据我国最新的《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963—2011），仅对风电场故障消除后的有功功率恢复速度有相关要求，而对单台风电机组并无明确的规定要求。根据实际的检测结果显示，风电机组的有功功率恢复一般可分为两种：瞬间恢复有功功率、按一定速率恢复有功功率。总结检测经验，就单台风电机组而言，瞬间恢复有功功率占有优势。另外，变流器与主控变桨系统间的互相配合作用也至关重要，在满足功率恢复速度时，还应避免恢复过快造成的暂态冲击。
3.加强风电机组低电压穿越测试相关意见
虽然风电机组的性能越来越高，但暴露出来的问题也不少。尤其是风电机组部件和参数设定中存在问题。因此，需对这些部件版本进行必要的升级。但从目前的情况来看，在进行风电机组低电压穿越能力认证测试中，测试人员往往只考虑了参数配置问题，而忽略了参数对风电机组运行的相关影响作用。建议发电企业与电网公司互相协作共同解决。发电企业应在低电压抽检后，详细记录风电机组调整前后相关信息，并将调整情况反馈到调度部门，由调度部门决定是否需要重新进行低电压穿越抽检测试工作。另外，调度部门还应做好抽检测试备案工作，包括记录风电机组相关配置和参数，制定核查计划书。
4.小结
综上所述，做好风电机组低电压穿越测试工作对预防风电脱网具有重要意义。因此，要熟练掌握低电压穿越测试相关原理和内容，更要选择好低电压穿越测试相关参数，以确保电压跌落期间不脱网运行，达到电网安全、稳定运行的要求。 [科]
【参考文献】
[1]董鹤楠，王刚，邢作霞，姚兴佳.风电场低电压穿越测试方法对比研究[J].可再生能源，2013，31（07）：25-28.
[2]赵清松，徐建源，刘劲松，王刚，戈阳阳.风力发电机低电压穿越测试变流器中电流特性分析[J].东北电力技术，2013（01）：13-17.
低电压穿越控制 篇3
1 风力机运行特性分析
在直驱永磁风力发电系统中, 风力机将捕获的风能转化成转动势能去带动永磁发电机工作。风力机捕获的风能的大小跟发电机转速和桨距角有着密切的关系。
风力机从空气中捕获的风能方程[12]为
其中:
式中:ρ为空气的密度, kg/m3;R为风力机叶片半径, m;vw为风速, m/s;Cp为风能利用系数;β为叶片的桨距角;λ为风力机叶尖速比;ω为风力机的转速, rad/s。
在风速vw和空气密度ρ不变的情况下, 由式 (1) —式 (4) 可知, 风力机所捕获的风能只和发电机的转速有关, 即某风速下风力机只有运行在特定的转速下, 才可以获得最大的风能。将不同风速时风力机捕获最大风能的转速值连线, 得到的就是此风力机的最大风能捕获曲线。最大风能捕获曲线可以通过风力机的数学模型直接计算或通过试验的方法进行确定。为了保证曲线的准确性, 通常分别对风力机运行状态的启动区、最大风能捕获区、衡转速区和恒功率输出区进行试验, 以获得最优风能给定曲线[13]。
2 飞轮储能单元数学模型
飞轮储能单元控制系统的主要作用, 是控制飞轮转速转化为飞轮转动势能的大小, 以达到稳定直流侧电容电压的目的。
飞轮电机数学模型与永磁发电机类似, 飞轮电机控制电压可表示为
式中:ufd为飞轮电机定子d轴电压, ufq为飞轮电机q轴电压;Rf为定子电阻;ifd为飞轮电机定子d轴电流, ifq为飞轮电机q轴电流;Lfd为飞轮电机定子d轴电感, Lfq为飞轮电机q轴电感;ωsf为电机的电转速且ωsf=pfωf (其中:pf为飞轮电机极对数;ωf为电机的机械转速) ;ψf为飞轮电机的转子磁链[14]。
在d、q轴系、飞轮电机转子磁场定向、ifd=0的矢量控制下。电机的电磁转矩可表示为
当飞轮系统处于加速储能状态时, 飞轮电机作电动机运行, 电机驱动飞轮转动, 飞轮相当于电机的负载;当飞轮系统处于释放能量的减速状态时, 驱动电机以发电机形式运行, 飞轮驱动电机转动, 飞轮相当于电机的驱动装置。因此, 飞轮可等效为具有一定转动惯量的质量块, 以飞轮的转矩量表示的数学模型为
式中:Jfm为飞轮等效转动惯量, 且Jfm=Jf+Jm;Jm为驱动电机转动惯量。
飞轮通过转速的变化获得相应的转矩, 储存或释放需求的功率。若忽略损耗, 则在稳态的情况下, 作用在飞轮上的转矩Tf即等于驱动电机的电磁转矩Tfe, 其表达式为
在转速恒定或者转速已知的情况下, 通过控制电机转矩可控制电机输出功率, 即通过控制定子q轴电流, 可控制飞轮系统的功率Pf (飞轮系统通过直流链与电网交换的功率) , 其表达式为
3 直驱永磁风力发电系统控制策略
3.1 机侧变流器控制策略
用发电机侧变流器实现发电机转速的控制。永磁同步发电机的电压方程[15]可写成:
式中:usd、usq和isd、isq分别为发电机出口电压和电流的d轴、q轴分量;Ld、Lq、Rs分别为定子d轴、q轴电感、定子电阻;ωs为发电机转速;ψf为永磁磁通。
永磁同步发电机的电磁转矩方程为
式中, p0为发电机极对数。
在直驱永磁发电机中, 永磁体磁链和定子极对数都是固定不变的, 且对于径向式转子磁路结构有Ld=Lq, 因此电磁转矩不受isd的影响, 发电机的电磁转矩方程可写为
机侧变流器采用基于磁链定向的双闭环控制, 如图1所示。q轴有功功率外环控制中, 发电机输出的参考有功功率由发电机的转速确定, 跟发电机实际输出有功功率进行差值比较, 经过PI控制器可以得到q轴电流的参考值。其中, 由于发电机实际输出有功功率含有较多的高次谐波分量, 所以在其反馈量前加入滤波环节。d轴控制发电机的运行状态, 若采用id=0的控制方式, 可直接令d轴参考电流等于零。
3.2 网侧变流器控制策略
网侧的脉宽调制 (pulse width modulation, PWM) 变流器能实现发电机组的单位功率因数运行和对直流侧电容电压的稳定控制。
在d-q同步旋转坐标系下网侧变流器输出的有功功率和无功功率为
式中:ugd、ugq和igd、igq分别为电网电压和电流的d轴、q轴分量;Pg和Qg分别为网侧变流器输入到电网的有功功率和无功功率。
经电网电压矢量定向, d轴电压分量ugd=ug, q轴电压分量ugq=0, 则有功功率和无功功率又可以表示为
这样实现了有功和无功的解耦控制, 有功功率仅和d轴电流有关, 无功功率仅和q轴电流有关。网侧变流器控制框图如图2所示。
d轴外环以直流侧电容电压uDCref为目标量, 通过跟直流电容电压uDC进行比较, 经比例-积分 (proportional integral, PI) 控制器PI4输出d轴电流给定值。q轴采用外环无功功率, 其输出值为无功电流的给定值。无功功率参考值可以直接根据控制要求给定, 可以选择恒定电压控制或者单位功率因数控制等。
3.3 飞轮储能控制
当电网电压跌落时, 直驱永磁发电机组的发输电不平衡, 不平衡能量累计在直流侧。此时在直流侧并入飞轮将不平衡能量转化成动势能, 以达到降低直流电容电压和抑制并入电网有功功率波动的作用, 提高直驱永磁风力发电机组的低电压穿越能力。飞轮储能系统控制策略如图3所示。
首先对直驱永磁发电机发出有功Ps和网侧变流器并入电网的有功Pg进行作差, 然后对其差值做出判断。若差值没有超过给定上限值, 控制系统给定值为0, 即此时直流侧可以通过自身控制系统抑制不平衡能量产生的电压波动;若差值超过给定上限值, 则功率差值ΔPref作为控制系统的有功给定值, 通过闭环控制实现对飞轮系统的控制, 将多余能量转化为飞轮的转动势能。其中d轴采用ifdref=0控制[16]。
3.4 卸荷电阻控制
增加直流侧卸荷电路, 在电网电压发生故障时, 可以有效地防止直流侧过电压, 保护直流侧电容。相比于控制方法的改进, 增加卸荷电路可以更大程度提高机组的低电压穿越能力[17]。卸荷电阻控制策略如图4所示。
控制器通过判断发电机输出有功Ps和系统输入到电网有功Pg的差值ΔP来得到卸荷电阻的触发信号。为防止ΔP作为判断条件时控制不够快, 而导致直流侧电容电压UDC快速上升, 卸荷电阻电路控制选择UDC作为辅助的判断条件, 实现卸荷电阻的及时投入。当卸荷电阻由不平衡功率ΔP或直流侧电容电压UDC触发投入工作后, 直到卸荷电阻本次动作退出, 都只以使其投入运行的条件作为判断依据, 防止两种判断条件产生交错影响[18]。
4 系统的新型低电压穿越控制策略
电网电压发生跌落时, 网侧变流器为了维持直流电压不变会增大输出电流, 但变流器热容量有限, 网侧电流被限制在额定电流以下, 系统传输有功功率的能力下降。而发电机发出的有功功率保持不变, 直流侧电容上的输入和输出有功出现不平衡, 导致电容电压上升。因此, 将飞轮储能模块和卸荷电阻模块加入仿真系统, 以进一步提高系统的低电压穿越能力。
电压发生跌落时, 为防止网侧变流器过电流, 网侧变流器电流被限定在某一额定值, 此时网侧变流器的有功输送能力下降, 发电机发出的有功不变。所以, 为防止直流电容过电压, 采用直流侧加入飞轮储能控制系统。飞轮储能系统通过三相变流器将因电网电压跌落产生的不平衡功率转化为飞轮同步电机的转动势能。当电网电压跌落时, 飞轮同步电机投入, 消耗直流侧电容上产生的不平衡功率, 稳定直流电容电压。当永磁同步飞轮电机转速超过额定转速时, 飞轮电机模块退出, 同时卸荷电阻模块投入, 消耗掉直流电容上的不平衡功率。通过协调投入和退出飞轮电机模块和卸荷电阻模块可使直驱永磁风力发电系统成功实现低电压穿越。新型低电压穿越控制策略流程如图5所示。
5 仿真分析
5.1 轻度电网电压跌落仿真
为了验证本文提出的低电压穿越协调控制策略的有效性, 本文基于PSCAD/EMTDC对电网电压不同深度跌落的2个算例进行仿真试验。仿真系统参数如表1所示。
故障前, 风力发电系统运行在额定风速下, 以单位功率因数状态运行, 在4 s时, 机端发生三相对称电压跌落故障, 故障持续时间为1 s, 电压恢复。故障期间电网电压由0.690 k V跌落至0.552 k V, 跌落深度为20%, 仿真结果如图6所示。
故障发生后, 电网电压跌落, 如图6a所示。故障发生后系统输送有功能力下降, Pg减少至1.20 MW, 如图6b所示。直流侧电容上输入和输出有功功率的差值瞬间增大, 故障发生后直流电压UDC有一个上冲, 如图6c所示。飞轮电机控制器检测到机端电压跌落后, 电机转速开始上升, 直流侧电容上的多余功率转化为发电机的转动势能, 如图6e所示。从图6c和图6f可以看出, 卸荷电阻投入的两个条件均不满足, 所以, 卸荷电阻没有被投入。期间发电机发出有功功率保持不变, 如图6d所示。
5.2 深度电网电压跌落仿真
在4 s时, 机端发生三相对称电压跌落故障, 5 s时, 故障消失。故障期间电网电压由0.690 k V跌落至0.345 k V, 跌落深度为50%, 仿真结果如图7所示。
故障发生后, 电网电压跌落, 如图7a所示。系统输送有功能力下降, Pg减少至0.80 MW, 如图7b所示。飞轮电机转速ωs开始升高, 过剩功率由飞轮电机承担, 如图7e所示。当ωs超过ω0, 飞轮电机控制器退出。多余的不平衡功率再次由直流电容承担, 如图7f所示, 此时Ps和Pg的差值ΔP大于卸荷电阻控制器的阈值ΔPmax, 卸荷电阻投入, 消耗ΔP。
故障切除后, Pg恢复至1.5 MW, ΔP<Pt, 卸荷电阻电路退出。在电网电压深度跌落时, 由于卸荷电阻的投入, 飞轮电机转速没有超过额定转速, 因此, 在协调控制策略的作用下, 直驱永磁风力发电机组同样能实现低电压穿越。
6 结论
本文针对电压跌落过程中出现的变流器直流电容和发电机的能量不平衡问题, 提出了一种新的低电压穿越协调控制策略, 并在轻度和深度电网电压跌落2种工况下, 基于PSCAD/EMTDC, 对系统进行了仿真分析。仿真结果表明, 当轻度电网电压跌落时, 飞轮电机在不超过额定转速的情况下, 有能力将多余的功率转化为自身的转动势能;当电网电压跌落较严重时, 飞轮电机超过额定转速后, 卸荷电阻投入, 消耗多余功率。故障期间飞轮电机转速和直流电容电压都没有超过设定的上限值, 所以直驱永磁风力发电机组成功地实现了低电压穿越。
摘要：针对风力发电机组并网后出现的电网电压跌落状况, 分析了风力机组运行特性, 建立了飞轮储能单元数学模型。提出了一种新的低电压穿越控制策略, 即低电压穿越协调控制策略。基于PSCAD/EMTDC对电网电压不同深度跌落的2个算例进行仿真, 其结果验证了该控制策略的有效性和正确性。
低电压穿越控制 篇4
截止2009年底,欧美一些国家(如丹麦和美国)风力发电供电比例已超过20%,中国一些区域(如内蒙古自治区)电网风力发电供电比例已达到了12.8%。当电网发生故障引起电压骤降时,若将风电机组从系统切除,则导致风电机组承担的功率份额缺失,造成系统潮流的大幅变化,带来系统稳定问题。为了维持系统的稳定运行,欧美国家都相继提出了风力发电的运行规范,要求电力系统发生事故或扰动引起电压跌落时,在一定的电压跌落范围和时间间隔内风电机组能够保证不脱网连续运行。风电机组的这种能力被称为低电压穿越能力,即LVRT (Low Voltage Ride Through)[1,2,3,4]。同年,中国国家电网公司也出台了类似的运行规范。因此,研究风电机组LVRT能力对电网稳定具有重要的理论和现实意义。本文基于双馈风电机组的数学模型,应用输入输出反馈线性化的理论来设计电机的运行控制策略,以强化双馈式风电机组的LVRT能力。
1输入输出反馈线性化的控制原理
对于双馈式风电机组的LVRT能力的研究,较多的文献使用撬棒(Crowbar)保护控制方法来增强LVRT能力[5,6,7,8]。这种方法是在电机转子侧串联旁路电阻,发生故障时通过控制策略控制电力电子器件动作,将转子绕组从变换器处切换到旁路电阻。该方法的缺点是出现故障期间保护电路动作,使电机转子侧变换器失去控制能力。为了改善这种情况,引用了反馈线性化(Feedback Linearization)理论,即采用状态反馈线性化和适当的坐标变换,在一定的条件下将1个非线性系统进行线性化[9]。本文结合控制模型和控制目标,使用多输入、多输出反馈线性化模型,其表达式为
式中x∈Rn为状态向量;ui∈R1为控制量;y∈Rm为输出向量;f(x)及g(x)为状态空间中n维向量场;h(x)是m维向量,每一维是x的标量函数。这类非线性系统的特点:对于状态向量x是非线性的,对于控制量u却是线性的关系,通常称为仿射非线性系统[11]。
引入反馈线性化理论中的重要概念——相对阶(Relative Degree),有的文献称为关系度。
定义:设x0∈x,若存在x0的邻域U以及正整数ri(i=1,2,…,m),满足条件
则称输出hi对系统的相对阶为ri,所有输出对系统的相对阶之和r(r=r1+r2+…+rm)为系统在x0点处的相对阶[12]。假设系统的相对阶r与模型阶数n(或状态变量的个数)相等,则可选择坐标映射z= Φ(x),将式(1)所表述的系统转化成如下形式[13],表示式为
式(2)称为布鲁诺夫斯基标准型(Brunovsky Norm Form)。Φ(x)称为x和z坐标之间的微分同胚(differential homeomorphism);v1、v2、…、vm为z坐标下的控制变量。布鲁诺夫斯基标准型是1个线性系统,因而可通过线性控制方法来设计控制策略,然后回代到原非线性系统,即可得到原系统的控制策略。
2 双馈风力发电机LVRT控制策略的设计
实际上,设计双馈风力发电机LVRT控制策略就是分别设计转子侧变换器和电网侧变换器的控制策略。
2.1转子侧变换器控制策略的设计
当外部系统发生故障导致风电机组并网点电压发生较大值跌落时,若按照LVRT技术规范维持风电机组并网运行,则双馈感应发电机转子绕组中会产生极大的故障电流。该故障电流会冲击与转子绕组直接相连的电力变换器,严重时会造成功率晶体管损坏,导致电力变换器失去控制能力[14,15]。因此,转子侧变换器的控制目标是抑制电机转子绕组流入转子侧变换器的故障电流,故障期间还能维持控制转子侧变换器的能力,以支持风电机组并网运行。转子侧变换器主要由二极管(Diode)和绝缘栅双极晶体管(IGBT)构成,结构如图1所示。
转子侧变换器控制策略的设计需要研究双馈感应发电机的暂态模型,对于并网型风力发电系统常采用三阶简化模型,将其写成多输入、多输出的非线性标准型[16],表示式为
式中
;
u1=vrd,u2=vrq;Lr=Lrr+Lm;Xs=Ls=Lss+Lm;
Xsp=Lss-L
通过分析电压骤降过程中电机动态特性以及变换器控制目标,选择系统的输出变量为
式中|vt|为双馈异步电机定子端电压模值;vtref为其故障前的稳态值;s0为电机转子故障前的稳态值。将dq同步旋转坐标系中的d轴定向到与vt矢量上时,vsq=0,可将y2做如下化简,表示式为
对于任意的isd、isq,只要其中之一不为0,可得y1对系统的相对阶为r1=2;y2对系统的相对阶为r2=1。r1+r2=3为模型的阶数,所以原系统满足非线性反馈线性化的条件,因而可通过坐标映射z=Φ(x)将原系统转化为z表述的线性系统,表示式为
式中
。
由式(4)可得v、u之间的关系,表示式为
式中
。
根据式(5)可得控制变量,表示式为
。 (6)
在式(6)中,只有v是尚未被确定的,考虑到v是布鲁诺夫斯基标准型线性系统中的控制变量,因此最合理的途径是运用具有二次型性能指标的线性最优控制设计方法(Linear Quadratic Regulator,LQR方法)得到v[17]。由最优控制理论可得最优控制规律,表示式为
v*=-K*z=-R-1BTP*z,
式中v*表示最优控制向量;K*为最优反馈增益矩阵;P*为黎卡梯(Riccati)矩阵方程
ATP+PA-PBR-1BTP+Q=0 (7)
的解;R和Q分别为权重因子矩阵和权重矩阵。确定R和Q阵就可以求解式(7),进而求得最优的控制向量v*,表示式为
。 (8)
将式(8)代入式(6)即可求得控制策略,表示式为
在故障情况下,双馈电机发出的有功功率和其端电压可能会远离其正常运行值,导致上式计算的vrd和vrq超过变换器的电压容量,因此要对双馈电机发出的有功功率和其端电压的数值加以限制。
若
rrd=vrdvr max/vr,vrq=vrqvr max/vr。
2.2电网侧变换器控制策略的设计
在并网点电压跌落和恢复期间内,由于网侧变流器容量有限,将无法完全输出转子侧变换器输入的功率,这种功率的不平衡将会导致直流侧母线(DC-link)电压波动。当波动深度较大时,会影响2个变换器的运行性能,进而影响到整个风电机组的性能[4]。因此,电网侧变换器的控制目标是保持直流侧母线电压在很小的范围内波动。电网侧变换器主要由Diode、IGBT和直流侧电容器构成,结构如图2所示。为了方便叙述问题,这里将耦合变压器纳入到电网侧变换器结构中。从图2可以看出,该结构就是1个VSC-STATCOM结构,因而对STATCOM的控制策略均可应用到电网侧变换器的控制中来。
将电网侧变换器的dq坐标系下的数学模型改写成多输入多输出的非线性标准型[18],表示式为
式中vsd、vsq分别为双馈电机定子电压的d、q轴分量;vzld、vzlq分别为电网侧变换器交流侧电压的d、q轴分量;izld、izlq分别为电网侧变换器流向变压器的电流的d、q轴分量;Rzl、Lzl分别为图2中变压器的电阻和电感;C、Vdc分别为直流侧电容和端电压;idcr为转子侧、电网侧变换器之间的电流。
为了保持变换器功率因数为1和跟踪直流侧母线电压的波动,可选择系统的输出变量为
可求y1的相对阶数为r1=1。对于任意的vsd,只要其不为0,则y2的相对阶数r2=2。由r1+ r2=3为模型的阶数,可知原系统满足非线性反馈线性化的条件,因而可通过坐标映射z=Φ(x)将原系统转化为z表述的线性系统,表示式为
式中
。
与转子侧变换器相类似,通过LQR方法可以设计式(10)所表述的线性系统的控制策略,再代入原系统即可求出原非线性系统的控制策略。由计算可知此控制规律非常复杂,为了简化控制器的设计,忽略idcr的影响,即电网侧变换器以STATCOM方式运行,可得到如下控制策略,表示式为
3算例分析
采用修改的WSCC 9节点系统对本文所设计的控制策略进行仿真实验。该系统用风电机群和架空线路代替了原系统中的3号发电机,仿真系统如图3所示[19]。架空线路参数:正序阻抗为0.21+j0.398 Ω;零序阻抗为0.63+j1.194 Ω。风电系统由20台2 MW的双馈风电机组构成,单台双馈感应电机仿真电路参数(自身额定容量和电压为基准)如下:额定功率为2 MVA;额定电压为13.8 kV;额定频率为50 Hz;转动惯量为5 s;定子电阻和漏感分别为 0.005 5 pu和0.103 pu;转子电阻和漏感分别为 0.006 2 pu和0.111 pu;激磁电感为3.363 pu。
使用PSCAD搭建图3所示的系统进行仿真实验,仿真初始值选用潮流计算数据。为了产生极端的低电压情况,取系统故障点位置:t=3 s时,在Bus 3和Bus pcc之间的架空线中点处发生三相接地短路;t=3.3 s时故障被切除。仿真时长为10 s,时间步长为0.01 ms。为了对比控制效果,做2组仿真实验:1组仿真中风电机组的控制采用交流电机自身的矢量控制;另1组仿真中风电机组的控制为本文提出的非线性控制。仿真结果如图4—图8所示。
从图4、图5可以看出:采用矢量控制时,电机输出的有功功率和无功功率在故障发生后出现了较大的振荡,导致电机失去了控制,恶化了系统的稳定水平。采用非线性控制时,功率能在短暂的时间内返回到运行前的值,仍可维持正常运转,但电机需要从电网吸收大量的无功功率以建立所需要的励磁,对系统会产生不利影响。
从图6可以看出:在电压跌落期间,非线性控制时的机端电压比矢量控制时的机端电压略高,有利于系统电压的恢复。
从图7可以看出:采用矢量控制时,直流侧电容电压在故障发生后急剧上升,然后维持在较高的水平,危及电容器的安全和变换器的运行性能。采用非线性控制时,直流侧电容电压变化的幅度不太大,接近起初的运行值,有利于变换器的稳定运行。
从图8可以看出:采用矢量控制时,电机转子转速大于同步转速而且一直在上升,同步转速与转子转速之差越来越大,使发电机失去同步运行,破坏系统的稳定性。采用非线性控制时,转子转速小幅增加后逐渐变小,电机可运行在同步转速附近,有利于系统的稳定性。
4结论
该控制策略经仿真实验表明, 风电机组的有功功率和无功功率在低电压发生以后能快速地恢复到稳定值;电机需要从电网吸收大量的无功功率以建立所需要的励磁,对系统会产生不利影响。 电机转子转速和直流侧电容电压经过小幅变化后,也恢复到新的稳定值。 风电机组机端电压略有提升,有利于系统的恢复。
低电压穿越控制 篇5
近几年, 随着风电技术的日趋进步, 设备造价下降, 风力发电在我国得到了大力发展, 单机容量和装机规模都不断扩大, 风力发电在电网中所占比重逐步上升, 在某些电网, 风电装机容量已占到总容量的50%, 风电机组与电网的相互影响日趋严重。当出现电网故障时, 风电机组将会实施自我保护, 从电网中切除, 从而更大地增加了整个系统的恢复难度, 甚至可能加剧故障。为此必须采取有效措施, 实现风机的低电压穿越功能。
为实现低电压穿越功能, 目前直驱风力发电系统基本都采用带卸荷电阻的直流侧Crowbar电路, 在系统发生电压跌落时, 投入卸荷电阻, 以消耗多余的电能, 维持直流母线电压的稳定, 以实现低电压穿越功能。
2 带卸荷电阻的直流侧Crowbar电路
直流侧带卸荷电阻的直驱式永磁发电机系统结构图如图1所示。正常运行时, 中间直流支撑电压设定值由网侧和机侧变流器根据各自运行工况协同控制。其低电压穿越控制策略如下:
当电网电压出现电压跌落时, 为防止出现过流, 损坏功率器件, 网侧变流器功率开关器件短暂强制封锁。同时为减少发电机的转矩脉动带来的风力机和转动链的机械应力增大, 机侧变流器的控制策略保持不变。直流撬棒卸荷电路会根据检测的直流电压值和设定的直流电压滞环宽度进行Bang-Bang控制, 卸荷机侧发电能量。
网侧变流器检测到电网的稳态过程后, 为实现变流器的快速挂网运行, 其根据DDSPF-SPLL锁相的电网电压正序角度进行电网正序电压定向的并网电流环控制, 以设定的最大正序并网电流向电网馈送能量, 此刻网侧变流器的直流电压外环饱和;直流电压值由直流撬棒电路根据检测的直流电压值和设定的直流电压滞环宽度进行Bang-Bang控制, 机侧变流器仍然处于正常的工作状态。
网侧变流器检测出电网电压恢复, 为防止出现过流, 损坏功率器件, 网侧变流器功率开关器件短暂性的强制封锁;机侧变流器正常工作;直流撬棒电路根据检测的直流电压值和设定的直流电压滞环值进行Bang-Bang控制, 卸放机侧发电能量。
网侧变流器检测到电网电压恢复并稳定后, 为实现变流器的快速挂网运行, 其会根据DDSPF-SPLL锁相的电网电压正序角度进行电网正序电压定向的并网电流环控制或直流电压稳定控制。两种控制策略的切换依据为:在进行并网控制的时刻, 如直流撬棒已经工作, 为抑制撬棒工作从电网吸收功率, 此刻需要网侧变流器工作在并网电流环状态以屏蔽网侧能量的整流反灌过程;反之如果在网侧变流器进行电流调节的瞬间, 直流撬棒没有工作, 则网侧变流器便进入直流电压稳定控制过程。
网侧变流器进入了并网电流环控制后, 因网侧电网电压已经恢复, 则机侧的发电能量不足以支撑撬棒的卸荷和网侧馈入电网的能量, 直流侧电压下降, 撬棒电路退出工作状态, 网侧变流器重新进入直流电压稳定控制过程, 从而也实现一个周期的电网LVRT穿越过程。
3 工程实践
西南某风电场采用永磁直驱风力发电机组, 经过一条110k V线路并入电网。根据电网要求, 通过了低电压穿越能力测试。但由于并网对侧也是一个110k V变电站, 与主网连接薄弱, 加上该变电站连接大量工业冲击负荷及铁路牵引变, 电网电压波动频繁, 在实际运行中, 仍经常发生风机脱网事故。分析其控制策略, 主要存在以下不足之处:
3.1 直流侧带卸荷电阻的直驱式永磁发电机系统, 为保护撬棒及其开关器件回路, 对撬棒动作次数做出了限制。
每次电压波动时, 虽然电压跌落并不大, 但根据其控制原理, 网侧变流器只要检测到电压跌落就会启动低电压穿越, 短暂关闭网侧变流器的功率元件, 投入撬棒。这样一来, 终因撬棒动作次数超过多而切出风机, 降低了风力发电系统对电网异常情况的适应性。
3.2 根据控制策略, 在低电压穿越过程中, 作并网电流环控制时, 以设定的最大正序并网电流向电网馈送能量。
而此时电网电压下降, 系统无功本已严重不足, 如再向系统输送更大的有功电流, 一方面会进一步加大系统无功缺额, 加重了电网电压下降的趋势, 另一方面, 在电压严重下降的情况下, 增加有功电流的输出对增加向电网馈送能量的作用并不明显, 增加的空间也非常有限。
4 解决方案
现变流器失量控制技术已经成熟, 理论上全功率变流系统可以在任意功率因数下运行, 为实现网侧电压闭环控制提供了可能。虽受开关元件及电容器容量限制, 但将额定功率因数做到0.9仍没有太大难度, 这样对系统电压波动及电压跌落将会有很大的改善。具体控制方式如图2
利用失量控制技术, 有功电流采用直流支撑电压闭环控制, 无功电流由网侧电压闭环控制。当网侧电压跌落时, 无功电流将会根据电网电压的跌情况与设定值的偏差自动增加, 向系统送出大量无功, 稳定电网电压。电网电压被抬高之后, 有功电流不变的情况下, 变流器向系统馈出的能量仍能达到平衡, 而无须投入撬棒单元。如果电压跌落过大, 在额定功率因数时电流达到限制值后, 仍无法全部送出机侧能量, 出现直流支撑电压过高, 则再投入撬棒。这样一方面减少了撬棒投入次数, 另一方面在电网电压波动时, 向系统提供了大量无功, 更有利于电网恢复, 同时, 还满足了电网对风力发电机组恒电压运行的要求, 为实现AVC功能提供了可能。
5 结束语
随着风电开发的推进, 风电装机规模不断增大, 为维护电网的稳定, 电网对风电运行的稳定性及无功电压控制方面提出了更高的要求, 只有解决好了风电机组对电网的不利影响才能使这种清洁能源得到更好、更快的发展。
摘要：文章主要分析了直驱风力发电系统直流撬棒控制原理, 指出了控制方式中存在的不足, 并提出了解决方案。
关键词：风电,低电压,穿越
参考文献
[1]张宪平.直驱式变速恒频风力发电系统低电压穿越研究[J].大功率变流技术, 2010第4期.[1]张宪平.直驱式变速恒频风力发电系统低电压穿越研究[J].大功率变流技术, 2010第4期.
[2]马鹏.风电场低电压穿越研究[J].云南电力技术, 2011第39期.[2]马鹏.风电场低电压穿越研究[J].云南电力技术, 2011第39期.
低电压穿越控制 篇6
国内外进行的一些研究表明[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10],当电网电压跌落到一定数值的时候,如果不加任何处理措施,风电系统将会被电网切除,这在风力发电所占比例不高的电力系统中是可以接受的。但是当风电系统发展到一定规模,其发电量在整个电网中所占比例较大时,跌落故障条件下的脱网会进一步造成电网电压和频率崩溃,给工业生产带来巨大的损失。这一问题若不能得到妥善解决,会对风力发电系统大规模应用带来困难,进而使风力这种清洁能源的应用受到限制。因此需要研究在电网电压故障下如何使风力发电系统能够保持和电网的连接,并且能够对电网提供支撑作用来提高电力系统的稳定性。
新的系统运行导则要求在电网电压跌落时交流励磁风电机组仍具有不间断运行能力。在故障期间,发电机和电网仍旧继续保持连接,故障切除后,发电机迅速恢复正常运行,为系统提供必要的有功和无功功率支持,减少电压崩溃的危险,提高系统的稳定性。国内知名高校均对此展开了研究[5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15],取得了一系列成果。
尽管目前双馈型风力发电系统仍占主流,然而直驱型风力发电机组以其固有的优势也开始受到关注。直驱型风力发电系统是一种新型的风力发电系统,它采用风轮直接驱动多极低速永磁同步发电机发电,然后通过功率变换电路将电能进行转换后并入电网,极大提高了系统效率,减少了维护成本,得到了市场青睐。国内外学者对双馈电机的低电压穿越特性进行了深入的研究,但是有关直驱永磁风力发电机的低电压穿越特性方面的正式文献报道却屈指可数[20,21,22,23,24],鉴于此,本文列出了直接驱动型风力发电系统低电压穿越控制中涉及的关键技术。
1 系统结构和控制策略
图1为背靠背全功率变流器永磁同步发电机(PMSG)并网风电系统。全功率变流器由电机侧PWM变流器和电网侧PWM变流器构成,电机侧PWM变流器实现对PMSG的控制,实现有功和无功的解耦控制和转速调节;电网侧PWM变流器实现输出并网,输出有功和无功的解耦控制和直流侧电压控制;直流侧卸荷电路用于在电网故障条件下保持直流侧电压稳定,由功率器件和卸荷电阻串联构成。
图2为背靠背全功率变流器整体控制结构图,采用双DSP分别对电机侧变流器和电网侧变流器进行控制,并在2个DSP之间进行通信以协调2个变流器之间的工作。电机侧变流器的控制过程如下:测量定子电流ia、ib、ic,利用abc坐标系到dq0坐标系的变换得到id、iq;ω*为某风速下对应的最佳转速,ω*与实测转速ω的差值经过PI调节器得到参考电流iq*,iq*与实际iq的差值经过PI调节器和电压补偿环节ωψf、ωLd得到参考电压uq;d轴参考电流id*与实际id的差值经过PI调节器和电压补偿环节ωLq得到参考电压ud;ud、uq经过dq0坐标系到abc坐标系的变换得到参考电压u′a、u′b、u′c,再通过PWM得到电机侧变流器控制信号S′a、S′b、S′c。电网侧变流器的控制过程为:电网电压usa、usb、usc和电网电流isa、isb、isc从abc坐标系变换到dq0坐标系下,θ为电网电压的电角度;U*dc与实测值Udc的差值经过PI调节器得到i*sq,i*sq与实测值isq的差值经过PI调节器和电压补偿环节得到ud;无功功率实测值Q与给定值Q*的差值经PI调节器得到i*sd,再与实测值isd相比较后经过PI调节器和电压补偿得到参考电压ud;ud、uq经过dq0坐标系到abc坐标系的变换得到参考电压ua、ub、uc,再通过PWM得到电网侧变流器的控制信号Sa、Sb、Sc。利用电压检测环节所得信号来协调控制卸荷电路、变桨机构、网侧变流器运行在STATCOM模式。当风力发电机额定功率较大时,可以采用带有载波相移技术的并联模式运行的背靠背双PWM变流器进行功率变换。
实验结果如图3(a)所示,d轴电流给定值从0突变到15 A,变流器输出电流(a相)能够很好地跟踪给定,上升时间很快,且无超调,动态特性良好。图3(b)为平衡负载情况下的三相电压实验波形,三相电压不平衡度ε<1%,三相电压THD均小于2%。
2 基于自适应控制的PMSG优化控制研究
对于永磁直驱风电系统,通常认为永磁磁通是恒定的,但是由于电机设计、运行条件和其他因素的影响,实际中磁通可能存在一定的波动,对于定子电感、电阻等参数,也会因为运行条件的变化发生偏离,采用自适应内模控制,实现电机的电流闭环控制,对PMSG的控制进行优化。通过构建自适应控制模型,可以把这些波动因素集成到控制中,从而获得更加精确的电机参数和更好的电机控制性能,PMSG的自适应内模电流控制原理框图如图4所示。图中,虚线框内为自适应内模电流控制器,下方的方程为同步发电机观测模型的状态方程,A0、B0为电机矩阵系数,γ为自适应增益,P为根据李雅普诺夫稳定判据确定的矩阵系数,e为状态变量误差。控制策略如下:测量定子电流经过坐标变换得到id、iq,与电流给定值i*进行比较,经过自适应内模电流控制器得到参考电压u*,再经过坐标变换和PWM得到电机侧变流器控制信号。
这种控制方法中自适应内部模型的建立是重点,内部模型在电机基本方程的基础上考虑了扰动的影响,记为d赞,根据现代控制理论确定自适应率。在扰动条件下,自适应模型通过自适应率的调节可以估计出扰动量对电压的影响,在控制模型中补偿后可以达到理想的控制效果。图5是相应的试验结果,表明自适应控制方式具有良好的调速及电流控制性能。
3 用于提高低电压穿越能力的直流侧crowbar电路
3.1 直流侧crowbar保护电路控制
直流侧crowbar保护电路拓扑结构图如图6(a)所示。图中,SC表示超级电容器。
3.1.1 正常运行时crowbar保护电路的作用
风电机组正常运行时,通过直流侧crowbar电路中储能单元的作用,使直流侧电压更加稳定,对直流侧功率波动进行快速调节;直流侧电压过高时,由直流侧电压对储能单元进行充电;直流侧电压过低时,由储能单元对直流侧电容进行充电,对直流侧提供功率支持。
3.1.2 电网电压跌落时crowbar保护电路的作用
当电网电压发生短时跌落故障时,如果风电机组和发电机保持正常运行,则直流侧输入功率不变,而输出功率随电网电压的跌落而降低,直流侧输入功率大于输出功率,将导致直流侧电压上升。为了消除电网短时故障对风力发电机组的影响,在直流侧增加crowbar保护电路,当电压跌落幅度较小时,依靠电网侧变流器直流侧电压外环稳定直流侧电压;当电压跌落幅度较大时,直流侧电压会上升,此时投入crowbar保护电路,利用储能单元吸收直流侧多余的能量,从而使电网的短时故障对风电机组的运行基本不产生影响。crowbar保护电路由DC/DC双向变换器和储能单元构成,投入运行时,由DC/DC双向变换器对储能单元进行充放电控制,对电网故障造成的直流侧电压升高做出快速响应,同时,故障消除后,切除crowbar保护电路,使风电系统迅速恢复正常运行。
crowbar保护电路控制器通过检测输入、输出有功功率值,以功率偏差作为主要判断条件,当功率偏差超过一定值时,投入crowbar保护电路;将直流侧电压作为辅助判断条件,以应对直流侧电压突然升高的情况,增强控制的可靠性。
3.2 超级电容器控制
直流侧SC控制框图如图6(b)所示。超级电容器通过DC/DC双向变换器与直流侧连接,DC/DC双向变换器可以工作在2种状态:升压(Boost)模式使用存储在超级电容器中的能量,而降压(Buck)模式则给超级电容器充电。采用状态空间平均法,导出双向变换器在升压和降压模式的小信号模型,在外环电压环的时域补偿器可以用极点位置法来设计,内环电流环使用状态方程来直接计算占空比。2种模式的主要区别在于外环电压环的控制,升压模式控制直流侧电压,而降压模式控制超级电容器电压。
如图6所示,直流侧DC/DC双向变换器的控制策略如下:超级电容器端电压Udc与参考电压Udcref比较得到误差信号,经过PI调节器和补偿环节得到内环电流参考值ISCref;内环电感电流采样值ISC与参考值ISCref相比较,经电流环PI调节器产生变化的占空比,经过PWM得到功率管的开关信号。
4 用于实现动态无功支持的电网侧变流器STATCOM运行模式
当电网发生跌落等故障时,通过使直驱风电系统电网侧变流器运行在STATCOM模式,快速向电网提供无功功率支持,稳定电网电压,同时有利于直驱风电机组实现低电压穿越功能。图7为故障条件下电网侧变流器STATCOM运行模式控制策略框图。当电网电压正常时,电网电压外环输出为0,即电网侧变流器无功电流给定为0,运行在单位功率因数状态,只向电网输送有功功率。
当电网电压发生跌落时,电网电压外环开始工作,电网侧变流器STATCOM运行模式控制策略是在原有控制的基础上,对无功电流和有功电流的参考值重新分配来实现的。其中无功电流参考值通过电网电压外环PI调节器得到,由于STATCOM运行模式以无功电流为主要控制对象,因此通过对有功参考电流进行限制。U*dc与实测值Udc做差后经过PI调节器得到原有功电流的参考值i*dref1,然后再与有功参考电流限制值i*dref2进行比较判断,得到最终的有功电流参考值i*dref。当原有功参考电流小于限制值时,说明电网侧变流器直流侧电压外环尚能对直流侧电压进行调节;当原有功参考电流大于限制值时,直流侧电压外环已经不能有效保持直流侧电压稳定,此时需要投入直流侧crowbar电路,消耗掉直流侧积累的多余能量,使直流侧电压保持在安全范围内。
电网侧变流器STATCOM运行模式下,一个关键问题是考虑向电网提供的无功功率与变流器无功参考电流间的关系,这与电网电压跌落深度、故障点与变流器之间的线路阻抗等都有关系;另一个关键问题是STATCOM运行模式与正常运行模式间的顺利切换,需要对电网电压进行快速精确的检测,当电网电压在正常范围内波动时,不应投入STATCOM运行模式,当电网电压低于正常波动范围的下限时,则要通过STATCOM运行模式向电网快速提供无功支持。
图8为电网侧变流器控制结果,显示电网侧变流器可以运行在单位功率因数和无功支撑2种模式下,分别实现在正常情况下最大限度发送风力发电系统有功功率和在故障情况下对电网进行无功支撑的功能。通过切换控制策略可以达到有效利用大容量电网侧变流器提高直接驱动型风力发电系统低电压穿越能力的目的。
5 结语
低电压穿越控制 篇7
液压型风力发电机组采用定量泵-变量马达柔性传动与励磁同步发电机配合, 降低了风力发电机组机舱重量, 提高了发电质量, 降低了对电网的冲击, 国内外相关学者对该机型展开了一系列的研究[1,2,3]。
液压型风力发电机组采用定量泵-变量马达闭式液压调速系统作为风力机与发电机之间的功率传输系统, 通过控制变量马达的摆角实现发电机转速的实时调整, 从而控制发电机工作于同步转速, 控制励磁同步发电机并网发电。
低电压穿越是风力发电技术研究的一个重要方向, 液压型风力发电机组同样需要具备低电压穿越能力。针对液压型风力发电机组低电压穿越控制技术, 国内外鲜见相关文献报道。对于双馈型风力发电机组, 文献[4]提供了一种在电网故障时通过将捕获的风能合理分配给转子和电网从而实现低电压穿越的控制方法;文献[5]提出了基于磁通跟踪的低电压穿越控制策略, 当检测到电网故障时, 控制定子磁通跟踪以减小转子电流;文献[6]在双馈发电机定子端安装一系列转换器以减轻短路效果, 从而缓解不平衡短路故障的影响。对于直驱永磁风力发电机组, 文献[7]提出了一种新型控制策略, 由网侧变流器完成有功无功协调与最佳功率跟踪, 机侧变流器实现直流电压的稳定控制。液压型风力发电机组在国外尚处于中试阶段, 其中只有ChapDrive公司的专利针对液压型机组低电压穿越 (low voltage ride through, LVRT) 控制方法给出了简要的描述, 即通过节流发热的方法实现低电压穿越控制[8]。
本文提出一种基于直接控制变量马达摆角的低电压穿越控制方法, 重点解决低电压穿越过程中液压系统瞬态功率快速调整问题。
1 液压型风力发电机组低电压穿越控制要求与关键问题
1.1 风力发电机组低电压穿越控制要求
低电压穿越, 指风电场并网点由于电网故障或扰动而发生跌落时, 机组在不间断并网运行的前提下, 向电网提供一定的无功支撑, 直到电网恢复正常, 最终“穿越”这个低电压阶段[9]。
我国依据相关行业标准[10]对风电发电机组低电压穿越控制提出的具体要求如图1所示。
1.2 液压型风力发电机组低电压穿越控制关键问题
当风电场并网点电压由于故障或扰动而跌落时, 液压型风电机组需要解决两个问题:首先, 当电网电压跌落时, 发电机瞬态有功功率不变, 会导致发电机电流瞬时增大, 易烧毁发电机;其次发电机瞬态电磁转矩在电网电压跌落瞬时产生振荡, 变量马达输入转矩不能快速跟随调整。此时, 转子上产生的不平衡转矩导致其发生转速波动。因此需要对系统进行控制, 防止机组发生脱网事故。
为克服上述问题, 液压型风电机组首先需要液压主传动系统快速调整传输的有功功率, 尽量减少发电机定子过载电流持续时间, 减小对发电机的损伤;其次需要根据发电机动态电磁转矩的变化规律, 控制变量马达转速使发电机稳定工作于工频转速保持并网;最后, 在电压恢复后, 快速提升注入电网的有功功率。
2 液压主传动系统数学模型
图2所示为机组液压主传动系统原理图, 依据其工作原理建立定量泵-变量马达调速系统数学模型[11]。
变量马达角速度的传递函数为
式中, ωp为定量泵的角速度;Dp为定量泵的输出流量;γ为变量马达摆角与最大摆角的比值, 0≤γ≤1;γ0为γ的初始值;Dm0为变量马达的最大排量;V0为单个腔室的总容积;ph0为调节变量马达时高压侧初始压力;ωm0为变量马达的初始角速度;βe为有效体积弹性模量;TL为作用在变量马达轴上的任意外负载力矩;Bm为变量马达黏性阻尼系数;Jm为变量马达和负载的总惯量;Ct为总泄漏系数。
变量马达输出转矩传递函数为
式中, Th为变量马达输出的液压转矩;Km为变量马达排量梯度。
变量马达输出功率传递函数为
式中, Ph为变量马达输出的功率。
3 液压型风力发电机组低电压穿越控制策略
针对低电压穿越过程中液压系统功率需要快速调整的要求, 本文提出基于变量马达摆角直接控制的方法。
文献[12]采用斜坡限幅环节完成给定功率, 从而实现机组低电压穿越的控制, 但由于斜坡限幅环节的存在, 液压系统不能满足低电压穿越过程中功率快速调整的要求。
因此, 本文提出一种基于直接摆角控制的低电压穿越控制方法, 其控制框图如图3所示。控制框图中, 摆角计算器由输入的功率给定值与马达摆角基准值计算得出对应的补偿的基准值;积分控制器利用功率给定值与功率反馈值得出的偏差信号计算变量马达的摆角补偿调整值, 最终提高功率控制精度。
依据上述控制原理, 可得基于直接摆角控制的液压型风力发电机组低电压穿越控制框图, 如图4所示。
采用直接摆角控制实现低电压穿越, 其基本控制策略如下:首先, 监控到电网跌落后, 通过实时调整变量马达摆角, 快速下调系统输出的有功功率, 使发电机转子转矩平衡, 进而控制发电机稳定于工频转速;其次, 依据同步发电机动态电磁转矩的变化规律, 控制发电机的转速工作于工频转速保持并网;最后, 当发电机励磁系统输出无功功率支撑电网恢复到额定电压的90%时, 机组以每秒10%额定功率的变化率向发电机输入有功功率, 实现发电功率的快速恢复。通过上述控制策略, 即可满足机组的控制要求, 实现低电压穿越。
在低电压穿越过程中, 采用变量马达摆角直接控制方法, 通过增大变量马达排量, 使液压系统功率迅速降低, 从而使定量泵转速提高, 将多余的能量储存到风力机中。机组既满足液压系统功率快速调整的要求, 又避免了能源的浪费, 实现了能量的有效利用。
4 液压型风力发电机组低电压穿越控制仿真与实验研究
以上述低电压穿越控制原理为基础, 搭建30kV·A液压型风力发电机组模拟实验台, 依托该实验台完成仿真与实验研究。模拟实验台整体结构如图5所示, 分为控制系统、并网发电系统、液压传动系统和风力机模拟系统四部分。工作原理如下:变频器控制变频电机转动来模拟风力机;变频电机驱动定量泵转动, 输出高压油经管道进入变量马达, 从而驱动变量马达旋转;与马达输出轴刚性连接的发电机在马达的驱动下以同步转速运行, 实现并网发电。实验台采用30kV·A无刷励磁同步发电机、55kW变频电机、ABB公司ACS550变频器、高性能电量采集仪表Shark200、ABB自动电压调节器UN1000-7等。
4.1 液压型风力发电机组的低电压穿越控制实验平台与仿真模型
4.1.1 液压型风力发电机组的低电压穿越控制实验平台
30kV·A液压型风力发电机组模拟实验台如图6所示, 其液压系统工作参数见表1。
4.1.2 液压型风力发电机组的低电压穿越控制仿真模型
仿真模型采用联合仿真技术实现, 其中液压系统仿真模块采用AMESim软件搭建, 控制系统、并网系统、液压传动系统和风力机模拟系统采用MATLAB/Simulink软件搭建, 最后通过相关接口实现联合仿真。仿真模型包括低电压穿越控制模块、同步发电机与并网控制模块和液压系统仿真模块;联合仿真参数的设定见表2和表3。
4.2 液压型风力发电机组的低电压穿越控制仿真分析
4.2.1 发电机有功功率快速调整仿真分析
当电网故障引起机端电压瞬时跌落时, 通过直接控制马达摆角, 满足低电压穿越过程中机组有功功率快速调整的要求。
模拟风力机典型工况, 设置定量泵转速为800r/min, 研究马达摆角直接控制对机组有功功率调整的影响, 得到的仿真结果如图7所示。
4.2.2 直接控制马达摆角实现机组低电压穿越控制仿真分析
当电网电压大幅度跌落, 超过强励装置负荷能力时, 马达摆角比值直接控制发挥作用。模拟电网电压跌落典型工况, 在仿真模型中于第0s时设定电网电压跌落为50%, 持续1s后故障切除, 得到的仿真结果如图8所示。
由同步发电机定子电压变化曲线可知, 第0s时电压幅值跌落50%到0.5 (标幺值) , 故障切除后 (第1s时) 定子电压快速恢复。由马达摆角比值响应曲线可知, 在第0s时, 马达摆角比值由0.65阶跃至0.75, 故障切除后 (第1s时) 逐渐恢复稳定。由马达转速响应曲线可知, 马达转速在电压跌落和电压恢复瞬时都存在一定波动, 恢复到同步转速的稳定时间为2s。由液压系统高压压力响应曲线可知, 系统压力迅速下跌到10.8MPa后逐步回升。由励磁电压变化曲线可知, 励磁电压幅值瞬时增大至3.5 (标幺值) 后逐渐恢复稳定。由同步发电机输出的有功功率响应曲线可知, 电压跌落和电压恢复瞬时有功功率存在明显的振荡, 故障切除后 (第1s时) 有功功率按2.5kW/s的速率快速提升。由励磁系统无功功率变化曲线可知, 在电压跌落过程中同步发电机励磁系统向电网提供了一定的无功支撑。由同步发电机的电磁转矩响应曲线可知, 电磁转矩在电压跌落和电压恢复瞬时振荡后逐渐趋于稳定。
仿真结果表明, 低电压穿越过程中, 采用直接摆角控制方法, 可以保证变量马达转速基本稳定, 防止脱网, 发电机输出的有功功率快速下降, 同时为电网提供一定的无功支撑, 最终在故障切除后有功功率快速恢复至故障前状态。
4.3 液压型风力发电机组的低电压穿越控制实验分析
由于条件所限, 实验室尚不具备模拟电网电压大幅跌落的条件, 因此, 实验主要针对液压系统输出功率快速调整进行验证。设定定量泵转速为700r/min, 给定不同的初始发电功率。试验台模拟低电压穿越过程中变量马达摆角的快速调整过程, 为研究液压系统输出功率动态响应特性, 快速调整马达摆角分析系统输出响应, 具体实验结果如图9所示。
由实验结果可知, 马达摆角快速调整过程中, 系统高压压力迅速降低, 同时发电功率在1s左右快速下调至49%~66%, 马达转速 (发电机转速) 存在一定波动 (±6r/min) , 最终基本稳定于工频转速。实验结果表明, 基于变量马达摆角直接控制的低电压穿越方法使发电机稳定于工频转速同时系统瞬态有功功率能够快速调整, 即对低电压穿越具有良好的控制效果。
5 结束语
采用基于变量马达摆角直接控制的低电压穿越方法, 建立了液压型风力发电机组定量泵-变量马达调速系统数学模型。以发电机稳定于工频转速、液压系统瞬态调整时间短为控制目标, 提出一种摆角直接控制的低电压穿越控制方法。通过仿真平台和实验模拟得出基于摆角直接控制的低电压穿越方法的动态响应参数, 最终表明该方法对发电机功率快速调整最终实现低电压穿越具有良好控制效果。
摘要：以液压型风力发电机组作为研究对象, 根据机组低电压穿越控制过程对液压系统功率快速调整的要求, 以发电机稳定于工频转速和液压系统瞬态调整时间最短为控制目标, 提出一种基于直接控制变量马达摆角的低电压穿越控制方法。以30kV·A液压型风力发电机组模拟实验台为仿真和实验平台, 针对提出的低电压穿越控制方法展开研究, 仿真和实验分析表明, 直接控制变量马达摆角的方法具有较好的低电压穿越控制效果。
关键词：风力发电,同步发电机,液压传动,低电压穿越,摆角直接控制
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低电压穿越控制 篇8
随着风电容量不断增加,电网对风电机组的运行规则日益增多[1,2,3]。其中,最为严峻的是要求风电机组在电网出现连续对称或不对称短路故障时都能保持与电网连接,甚至还能向系统提供有功和无功支撑。双馈风电机组采用的双馈感应发电机(DFIG)定子直接与电网相连,电网电压变化会通过定、转子之间的感应在转子侧引起高电压和大电流,对容量仅相当于机组容量三分之一的变流器造成极大威胁。因此,双馈风电机组的低电压穿越(LVRT)实现较为复杂,是本文的研究重点。
为保证DFIG在电网故障情况下的安全不脱网运行,满足风电并网的LVRT要求,国内外学者对风电机组的控制策略和保护原理进行了大量研究,大致可分为软件与硬件2类方案。软件技术方案[4,5]通过对控制策略进行改进以实现LVRT,适用于电网电压轻微跌落的情况,对严重故障导致的较大幅度的电网电压跌落,很难满足要求。硬件技术方案需要额外增加硬件电路[6,7],按照安装位置不同,又分为转子侧、定子侧和变流器直流环节增加硬件的方法,硬件电路的加入增加了机组的设计难度和制造成本,同时增加了风电机组的发电成本。上述2种方案各有利弊,适用于不同程度的电网故障,需要根据实际情况采取合适的方法。
目前双馈风电机组LVRT常采用的方案[8]是:电网发生严重故障时,采用增加额外硬件设备来抑制DFIG转子侧瞬间能量浪涌,保护变流器;电网发生不严重故障时,通过改变DFIG的控制策略来实现发电机组的不间断运行。文献[9]采用在转子侧加入撬棒(Crowbar)电路,为电网故障下的双馈风电机组的转子浪涌电流提供通路,限制转子电流增大,保护变流器,从而实现机组的不间断运行;但其只分析了对称故障下的控制策略,没有涉及不对称故障下的控制策略。文献[10]提出了采用Crowbar硬件保护电路与机侧变频器消磁控制策略相结合的方法实现LVRT运行,但并没有提到网侧变流器的控制和DFIG的无功支撑问题。文献[11]采用了Active Crowbar和直流侧卸荷电路实现LVRT,并在电网电压轻微跌落时闭环发送无功功率,但没有研究不对称故障下的LVRT及电网电压跌落较深时的无功支撑问题。
同时,对于多种故障下均能实现LVRT且能向系统提供有功和无功支撑的研究更少,因此,本文针对这一问题进行研究,在分析DFIG短路电流和Crowbar电阻设计方法的基础上,提出集成网侧变流器不对称加强控制与Crowbar优化投切的LVRT综合控制策略。为了提高故障适应能力和无功支撑能力,网侧变流器在采用不对称控制的基础上增加了无功输出补偿控制目标,DFIG转子侧采用了Crowbar电路及基于转子电流瞬时最大值、电网电压、直流母线电压和固定时延的优化投切判据。该Crowbar优化投切判据的灵活性及适用性更强:对于严重对称故障,只在故障发生时段和电网恢复时段投入Crowbar,其他时间机侧变流器投入运行;而对于不对称故障,可以根据故障程度,自动判断最优Crowbar投入时间。这种控制方式可最大限度发挥机侧变流器的能力,提高双馈风电机组故障响应能力。最后,在多类故障下对LVRT综合控制策略进行了实验研究,验证了策略的正确性与有效性。
1 Crowbar阻值选取原理
1.1 DFIG短路电流分析
DFIG矢量形式的电压、磁链方程如下:
式中:us和ur分别为定、转子电压矢量;is和ir分别为定、转子电流矢量;ψs和ψr分别为定、转子磁链矢量;ω1为同步角速度;ωr为转子角速度;Ls=Lsσ+Lm,Lr=Lrσ+Lm,Lsσ和Lrσ分别为定、转子漏感,Lm为定、转子互感。
由式(1)和式(2)得出DFIG的暂态等效电路如图1所示。
根据式(2)得出定、转子电流矢量分别为:
式中:Ls′=Lsσ+LrσLm/(Lrσ+Lm);Lr′=Lrσ+LsσLm/(Lsσ+Lm);ks=Lm/Ls;kr=Lm/Lr。
以最严重故障即电机出口处发生三相短路故障分析其空载短路电流,由于定、转子电阻远小于其漏感,故可忽略。假设DFIG工作在同步速下,此时转子起直流励磁作用,令转子电流幅值Ir=0,则定子电流和定、转子磁链方程分别为:
式中:ωs为定子角速度;Is为定子电流幅值;ψs和ψr分别为定、转子磁链幅值;Us为定子电压幅值。
假设t=0时刻发生三相短路故障,根据磁链守恒定律有:
将式(6)代入式(3)中得到定子电流矢量为:
从式(7)可知,此时的定子电流包括2个部分:第1部分是自由分量,以时间常数Ts=Ls′/Rs衰减;第2部分为转子电流的自由分量感应到的定子绕组上的交流分量,以时间常数Tr=Lr′/Rr衰减。考虑2个时间常数,式(7)变成:
由于定子电压滞后定子磁链90°,设定子电压初相角为α,当t=0时,定子A相电流为:
虽然在半个周期时电流矢量不是精确地达到最大值,但接近其最大值[12]。因此,用半个周期的时刻(t=0.5T)来估算定子最大电流为:
由于DFIG能够运行在较大滑差下,故障时定子磁链与转子磁链不再重合。当DFIG运行在超同步速时转子磁链将会领先定子磁链,在小于半个周期的时间内,定子磁链就会和转子磁链反向,此时定子短路电流达到最大;当DFIG运行在次同步速时,在大于半个周期的时间内,定子磁链才会和转子磁链反向,从而定子电流达到最大。当发电机出口处发生三相短路时,定子电压跌落为0,定子磁链和转子磁链的变化率为0,定、转子磁链应该停止旋转,并保持空间位置不变[12],但由于Crowbar电阻接入,定、转子磁链不会停止旋转,只是旋转速度变慢,Crowbar电阻越大,时间常数越小,磁链旋转越快,这也将导致DFIG最大短路电流在小于半个周期内出现。
图2给出了一种含Crowbar保护电路的典型双馈风电机组结构。
当Crowbar切入,等效串联电阻RC′接入,DFIG定子最大短路电流由式(10)修正为:
式中:Δt为定子电流首次达到最大值的时刻,由电机滑差和接入电阻决定;Tr′=Lr′/(RC′+Rr),为转子绕组的惯性常数。
定子电流最大值近似为:
典型的兆瓦级双馈风电机组滑差运行范围为[-0.3,0.3],转子漏阻抗约为0.1~0.2(标幺值),若故障前发电机以最大转速1.3运行,由式(3)可知,出口处发生三相短路时发电机最大转子电流将达到约6~12倍额定电流。严重时极易损坏转子侧变流器功率器件和直流电容。当电网发生不对称短路故障时,定子磁链中除直流分量外,还含有负序分量,该分量将以-(ω1+ωr)相对于转子绕组旋转,同样可能造成转子过压和过流。由于网侧变流器和机侧变流器的容量限制,故障严重时无法消除这种危害,本文采取加装Crowbar电路措施,实现限流。
1.2 Crowbar阻值选取范围
LVRT的Crowbar阻值取值受转子侧变流器电流和直流侧电压的两方面约束。当电网发生短路故障时,若Crowbar阻值过小,则不能有效抑制转子侧的短路电流,将损坏转子侧变流器;若Crowbar阻值过大,则可能导致变流器直流侧出现过电压,将损坏变流器。由于转子的热时间常数比较大,能够承受一定的短路电流,因此接入电阻的最大值更重要。在合理取值范围内,Crowbar阻值越大对转子侧过电流的抑制效果就越明显[12]。
由于转子参数全部折算到定子侧,转子的最大短路电流近似等于定子短路电流。DFIG转子电压为:
式中:Ur为转子电压有效值;ir,max为转子电流最大值。
将式(12)代入式(13),得出折算后接入电阻的最大值为:
式中:Ur,max为转子电压最大值。
考虑折算系数,Crowbar电阻的最大值为:
式中:s为滑差;k为定、转子匝数比。
2 LVRT综合控制策略
本文所提出的双馈风电机组的LVRT综合控制策略由两部分组成:DFIG机侧采用Crowbar电路方案;网侧变流器采用以恒定直流母线电压和无功输出补偿为控制目标的不对称控制算法。
2.1 Crowbar优化控制策略
目前Crowbar投切策略可以分为两大部分:一是考虑电网电压跌落时间的Crowbar投切策略[13,14];二是不考虑电网电压跌落时间的Crowbar投切策略[15,16]。所用到的投切判据量为电网电压、转子电流、直流母线电压、固定时延等。文献[13]采用基于电网电压的投切策略,电压跌落几百毫秒后Crowbar退出,在故障期间可以向电网提供无功支撑,实现电压恢复。文献[14]给出了短时间和长时间电压跌落时不同的Crowbar投切策略,Crowbar在电网电压恢复时无需动作,保证了DFIG能在电网故障清除后立即恢复向电网供电。文献[15-16]根据电网电压跌落控制Crowbar的投入,根据转子电流(定子磁链直流分量衰减)控制Crowbar的切出,没有考虑电压跌落时间长短,避免电压恢复时Crowbar的再次触发。但是,这些投切策略存在如下一些弊端。
1)考虑电网电压跌落时间的投切策略是在已知故障时间的情况下,选用设定的延时时间,且短时和长时电网电压跌落设定时间没有给出明确、合理的区分,而实际中故障时间是未知的。
2)不考虑电网电压跌落时间的Crowbar投切策略中投切时间采用了固定时限,灵活性很差,使得机侧变流器不能发挥更大的作用,比如三相短路故障,需要Crowbar动作的区域为短路发生时段和短路消除时段,其他故障时间区域,由于DFIG已经达到另一个稳态过程,机侧变流器应该投入运行,发挥对系统功率的支撑。
3)2种投切策略仅考虑了对称故障的情况,没有考虑不对称故障的情况,而实际中不对称故障出现的概率较大,如单相接地短路,因此不适用于所有的故障,可操作性和可实现性不高。
本文在对Crowbar投切策略和DFIG短路电流分析的基础上,提出了一种基于转子三相电流瞬时最大值、电网电压、直流母线电压和固定时延的Crowbar优化投切策略。
所提出的投切策略控制框图如图3所示。
当转子三相电流瞬时值的最大值高于其设定值上限或直流母线电压高于其设定值时,Crowbar投入,并延时一段时间,该时间根据DFIG短路电流最大值衰减至转子三相电流设定下限值时计算所得。当转子三相电流瞬时值的最大值低于下限值或电网电压恢复后延时同一时间且直流母线电压低于设定值时,Crowbar切出。该投切策略考虑了对称故障和不对称故障的特点,增加了一对切出判据:对称故障下,DFIG经过暂态过程后,将达到新的磁链平衡,这时转子三相电流瞬时值的最大值趋于稳态值,因此,Crowbar只在短路发生时段和短路消除时段动作,最大限度地发挥了机侧变流器的作用;为了抑制不对称故障对DFIG的不利影响,在不对称故障期间,Crowbar会多次动作,依据转子电流、电网电压、直流母线电压自动决定投入时间,Crowbar发生多次动作,但不会引起对机侧变流器的冲击。该控制策略引入了间歇投这一投切方式,即Crowbar在故障期间根据检测量的值实时进行投切,不固定于只动作一次,能够适用于多种故障情况,灵活性及适用性更强。
2.2 网侧变流器的控制策略
电网不对称故障下,由于负序分量的存在,会导致直流母线电压发生2倍频振荡,削弱机侧变流器的响应能力。综合考虑对称、不对称故障的特点,本文中网侧变流器采用不对称控制策略,并采用基于电网电压定向的结构对称的正、反向同步旋转坐标系中的正序、负序双dq电流控制[17]。
电网发生严重故障时,需投入Crowbar电路保护机侧变流器以实现LVRT。这时DFIG类似于一台并网鼠笼式异步发电机,运行滑差较大,将从电网吸收大量无功功率致使电网难以迅速恢复正常。因此,需要充分发挥网侧变流器的作用尽可能地为系统提供无功支撑。本文在对网侧变流器采用不对称控制的基础上增加无功补偿的控制目标[14],实现故障期间DFIG无功支撑作用。与网侧变流器常规不对称控制方法相比,本文控制策略中的4个电流指令中的一对负序电流指令用于消除直流母线电压脉动,维持恒定电压;一对正序电流指令用于实现无功支撑,其中,正序d轴电流指令置0,正序q轴电流指令的计算根据网侧变流器能够发出的最大无功功率计算得出。表1显示了常规不对称控制指令与本文指令的区别。
表1中:p*g0和q*g0分别为网侧变流器的有功和无功功率指令;u+gd+为电网电压的正序分量在正转dq坐标系下的d轴分量;u-gd-和u-gq-分别为电网电压的负序分量在反转dq坐标系下的d,q轴分量;k1=(u+gd+)2-(u-gd-)2-(u-gq-)2≠0;k2=(u+gd+)2+(u-gd-)2+(u-gq-)2≠0。
3 LVRT控制策略实验研究
为验证LVRT控制策略的有效性,分别通过模拟三相接地短路实验和两相接地短路实验进行了研究。本实验采用艾普斯电源模拟电网短路故障,实验接线图见图4。具体实验参数如下:DFIG额定功率PN=30kW,额定电压UN=380V,额定频率f=50Hz,定子电阻Rs=0.000 17(标幺值),定子漏感Xs=0.053(标幺值),转子电阻Rr=0.000 15(标幺值),转子漏感Xr=0.042(标幺值),定、转子互感Xm=1.228(标幺值),极对数p=2。变流器参数如下:直流测电容Cdc=0.4mF,网侧变流器交流侧电抗Lg=0.06mH,Crowbar电阻RC=1Ω,直流母线电压设定值为750V,变流器开关频率为2kHz。
根据式(15),Crowbar阻值选取范围为0~3Ω,分别对0.4,1.0,1.5,2.0,3.0Ω进行仿真,根据直流母线电压、机侧变流器电流及转子电流波形效果,选取Crowbar阻值为1Ω。
其中Crowbar优化判据如下:转子三相电流瞬时最大值的设定值上、下限分别为1.3倍和0.7倍额定电流;直流母线电压设定值为1.13倍额定直流母线电压。
3.1 三相接地故障
为了研究LVRT控制策略效果,选取如下最严酷的工况条件:双馈风电机组满载,电机转速为1 800r/min,在t1时刻发生三相短路故障,电网电压跌落到0.2(标幺值),故障持续时间678ms,t2时刻电网恢复后电网电压恢复到正常值。实验波形见附录A图A1。
当t1时刻发生三相短路故障时,依判据Crowbar投入,机侧变流器退出运行,经过59.6ms后,电磁暂态过程过渡到机侧变流器的安全域时,Crowbar退出运行,机侧变流器立刻恢复运行。在t2时刻电网恢复时,发电机再次经历与电网电压骤降时类似的暂态过程,Crowbar再次投入,机侧变流器退出运行,经57ms后,当发电机由暂态过程过渡到变流器的安全域时,Crowbar退出运行,机侧变流器立即恢复运行,且从故障发生到电网恢复过程中直流母线电压较平稳,电网电流、转子电流、机侧变流器电流和Crowbar电流都没有过大的冲击电流,过渡过程比较平稳,如附录A图A1(b)所示。
故障发生后,经过Crowbar投入及机侧变频器投入2个暂态过程(262 ms)后,DFIG输出有功功率稳定在2.5kW左右,暂态过程中输出有功最大值为35.554kW,最小值为1.475 8kW。电网恢复后,同样经过2个暂态过程后,有功输出趋于稳定。类似地,故障发生后242ms,DFIG向系统发出无功功率0.178 48kvar,故障期间,DFIG输出的最大无功功率为4.416 4kvar,电网恢复且过渡过程结束后,无功输出趋于稳定,如附录A图A1(c)所示。有功分量、无功分量分别与有功功率和无功功率的变化一致,表明了功率解耦的准确性,验证了在故障期间双馈风电机组能够向系统提供有功和无功功率支撑。
3.2 两相接地故障
为研究不对称故障下LVRT控制策略的效果,选取故障最为极端的情况进行实验研究:双馈风电机组满载,电机转速为1 800r/min,在t1时刻发生两相接地短路故障,电网电压跌落到0.2(标幺值),故障持续时间515ms,t2时刻电网恢复后电网电压直接恢复到正常值。实验波形见附录B图B1。
当t1时刻发生两相接地短路故障时,依判据Crowbar投入,机侧变流器退出运行,故障期间,由于转子三相电流存在不对称,因此,转子三相电流瞬时值的最大值始终会大于限定值,Crowbar会一直投入。在t2时刻电网恢复,电网电压、直流母线电压小于限定值,经64 ms延时后,Crowbar退出运行,机侧变流器恢复运行,如附录B图B1(b)所示。故障期间,直流母线保持稳定且没有负序分量,验证了所采用的网侧不对称控制策略的有效性,且从故障发生到电网恢复整个过程中直流母线电压比较平稳,电网电流、转子电流、机侧变流器电流和Crowbar电流都没有过大的冲击电流,过渡过程平稳。
故障发生后,经Crowbar投入引起的暂态过程(123ms)后,DFIG输出有功电流稳定在14.463A,暂态过程中最大输出有功电流为64.953A。电网恢复且经过暂态过程后,输出有功电流趋于稳定。类似地,故障发生后240ms,DFIG向系统输出无功电流0.064 A,故障期间,最大输出无功电流为1.21A,电网恢复且过渡过程结束后,无功电流输出趋于稳定,如附录B图B1(c)所示。有功电流、无功电流反映了有功功率、无功功率的变化,表明了在故障期间,Crowbar一直处于投入状态,DFIG呈鼠笼机运行时,通过网侧变流器无功输出补偿控制,DFIG机组可以向电网提供有功和无功支撑。
4 结语
本文提出的集成网侧变流器不对称控制与DFIG转子侧Crowbar优化投切判据的LVRT综合控制策略具有如下特点。
1)基于转子三相电流瞬时最大值、电网电压、直流母线电压和固定时延的优化投切判据,可以利用对称故障和不对称故障特点进行Crowbar的适时投切,采用2种切出策略,并引入间歇投的投切方式,不局限于Crowbar只投切一次,具有故障应对能力强、灵活性高、适用性更强的优点。
2)消除了直流母线电压脉动对变流器的影响。
3)故障期间双馈风电机组能对系统提供无功支撑。
对一台30kW双馈风电机组进行了最严峻工况下三相接地短路实验和两相接地短路实验。实验结果表明,对于多类故障DFIG都能够很好地实现LVRT,且可以向电网提供无功和有功功率的支撑,以帮助电网提高系统稳定性。实验结果验证了所提出的LVRT综合控制策略的有效性与正确性。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。