直驱式PMSG风力发电系统LVRT分段控制研究

章心因,李皓宇,朱一闻

(南京工程学院电力工程学院, 江苏 南京 211167)

伴随着风能作为一种清洁能源在发电领域的广泛应用,直流输电技术也成为了新的技术热点.直流输电过程中需将同步发电机发出的三相正弦交流电变换成直流电输送,再将直流电于电网一端变回三相交流电使用.通过整流器将发电机产生的交流电压变换成直流电压,经直流母线送至逆变器GSC,GSC将直流电压变回交流电馈入电网.因此,研究交直流变换过程中的变流器控制策略问题,对于风力发电的稳定性和可靠性具有积极意义.文献[1]阐述了无功功率补偿在电压跌落时对电压恢复所起到的积极作用,但只是研究了无功功率补偿作用,并没有提出采用怎样的设备实现;文献[2-3]提出了低电压穿越(low voltage ride through,LVRT)过程中通过改变双变流器控制策略实现两侧功率平衡的实现方法,并给出了数学模型;文献[4-7]介绍了目前已较为成熟的几种低电压故障穿越方法,并通过实时仿真验证了方案可行性;文献[8]在双馈异步风力发电机(doubly fed induction generator,DFIG)传统三相短路电流解析模型的基础上,计及定转子耦合影响及撬棒电阻在故障暂态中的影响,提出了一种计及撬棒电路(Crowbar)保护的DFIG三相短路电流解析式;文献[9]给出了LVRT模型中的相关参数整定方法;文献[10]研究了基于Boost电路的两极式光伏逆变器并网运行时的稳定性,提出了使用Boost调节直流母线电压配合负序电压前馈的电流控制策略.

本研究参考了文献[2-3]中的基本模型设计,并进行拓展,构建出主副逆变器协同工作的模型;通过对文献[4-7]中的低电压故障穿越方法进行对比分析,选出了符合未来发展趋势且考虑到一定经济效益的两种方法,即外侧耗能电路及网侧逆变器解耦控制方法;根据文献[8]中的研究进一步通过电力电子器件实现Crowbar电路的合理投切,解决了仅靠耗能电路进行功率平衡所带来的散热、电阻损耗等问题;采用文献[9]中的方法对建模相关模型参数进行整定;基于文献[10]的研究对网侧逆变器进行建模,实现了逆变器的电流控制.

本研究通过调节逆变器的输出电流实现无功功率补偿,使用电网换相换流器(line-commuted converter,LCC)实现换流过程,提高了换流效率和换流电压等级,实现了最高电压等级1 200 kV特高压直流输电系统的设计仿真,避免了使用电压源换流器(voltage source converter,VSC)换流时出现开关损耗带来的谐波影响,使得故障仿真即便采用较激进手段如将直流母线电压钳制在额定电压附近时，也不会导致逆变后的三相交流电波形产生较严重的畸变.本设计中,1 200 kV特高压直流输电系统在低电压故障穿越过程中直流母线只在变流器改变输出电流的瞬间出现较小幅度的过电压,一定程度上避免了特高压直流输电工程中直流母线电压短期持续性过电压带来的线路稳定性隐患.

永磁同步发电机(permanent magnet synchronous generator,PMSG)风力发电系统使用的两个基本变流器分别位于整个系统的机网两侧,一般采用背向式双PWM变流器,机侧与PMSG定子相连的PWM变流器为MSC变流器,起整流作用,网侧与电网相连的PWM变流器为GSC变流器,起逆变作用[5],其拓扑结构如图1所示.

图1 双PWM变流器风力发电系统拓扑结构图

在实际生产中,网侧变流器采用三相三线制接入电网,当电网电压对称时,从发电机获得的电压平衡方程在三相静止坐标系下的矩阵方程为：

(1)

(2)

将式(1)、式(2)进行Park变换得到dq旋转坐标系下矩阵：

(3)

通过式(3)可将同步发电机定子电感系数矩阵变成常数矩阵.

(4)

GSC变流器送入电网一侧的有功功率和无功功率分别为：

(5)

上述功率变换到dq旋转坐标系为：

(6)

实现对发电机输出功率的调节,即是实现对iqs的调节.式(6)中分解出了电网电流和电动势的dq轴分量,可以借此实现有功功率和无功功率的解耦控制[6].网侧GSC变流器控制原理图如图2所示.

图2 网侧GSC变流器(逆变器)控制原理

并网稳定运行后,系统的有功功率传输特性为：

(7)

由式(7)可知,udc稳定时,Pm≈Pg.

直流母线电压与电网电流在d轴上的投影大小成正比,调节id可以实现电容充放电来控制直流母线电压.

当电网电压跌落时,为了缓解网线两侧功率不平衡,网侧GSC变流器应当增大输出电流.在较小的电压跌落范围内,变流器通过改变输出电流能维持整个系统的安全运行.然而受变流器的容量限制,GSC变流器输出电流的变化量存在上限.当电网电压跌落较深时,GSC变流器输出电流达到其额定水平的限制,此时机侧经MSC整流器馈入网侧的功率保持不变,MSC整流器与GSC变流器之间将出现功率不平衡情况.这部分功率不平衡量流入直流母线上的电容,导致直流母线电压升高,最终破坏GSC变流器对直流母线的闭环控制.

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风力发电系统在电网电压跌落时常采用的方法可以总结为三种:1) 改变两个PWM变流器的控制策略;2) 快速减小发电机的发电功率;3) 利用外加电路消耗或存储故障期间馈入直流侧的多余能量[5].

目前,市面上有多种常用的应对风电系统低电压穿越问题的解决方案.

1) 直流侧卸荷电路.通过在直流母线上并联卸荷电阻来实现降低直流母线电压的效果[4].可以通过Buck电路降低冲击电流带来的影响.本方案优点是响应迅速,缺点是卸荷电阻散热压力大.

2) 直流侧储能电路.将直流侧卸荷电路中的卸荷电阻改为储能装置,如能量存储系统ESS、超级电容等,储能电路由电力电子开关控制,能量可以双向流动.故障时将多余的能量存储在ESS中,故障恢复后再将所储存的能量馈入电网[1].本方案成本极高且储能装置容量有限,不能满足大型风电机组电压跌落较深时故障穿越的需要.

可见,这两种方案都是以二次设备处理多余的有功和无功功率为主要思路,对网侧电压跌落情况只能做到拖延解列时间,等待网侧电压恢复正常水平.

电网发生电压跌落时电力系统不仅要求大型并网风电场保持在线运行不脱网,而且还要求机组快速地向电网提供无功功率来恢复网侧电压[5].本文提出一种通过先对GSC逆变器进行有功无功解耦控制,再利用电力电子装置控制二次设备合理投切,从而实现PMSG风电机组低压穿越的LVRT分阶段控制方法.副逆变器与Growbar电路分层控制的LVRT拓扑结构及控制策略如图3所示.在并网逆变器 GSC1处投入第二个逆变器GSC2,容量为GSC1的1/2.正常工作时,GSC2作为APF进行有源滤波;电网电压突降时,GSC2由有源滤波模式切换至无功补偿模式,GSC1、GSC2协同工作向电网输出一定的有功功率,并提高无功电流输出以支持电压恢复;电压跌落非常严重时,Crowbar耗能电路的控制电路检测到网侧电压互感器电压值跌至设定值以下,向控制Crowbar电路导通的晶闸管发送单位脉冲使其导通,Crowbar卸荷电路投入直流母线消耗有功功率,进一步缓解两侧变流器功率不平衡情况.电压跌落故障结束后,晶闸管关断,Crowbar电路切出,同时GSC1变流器切换回正常工作状态,GSC2变流器则继续有源滤波过程.整个设计构成一个三段式分阶段控制方式,以应对实际生产中出现的不同程度的故障状况.

设电网电压的三次跌落分别为0.8、0.6、0.3 p.u..在电网电压跌落的第一阶段,网侧电压大于0.6 p.u.时,有关系：

(8)

在电网电压跌落的第二阶段,网侧电压小于0.6 p.u.时,有关系：

(9)

进入电网电压跌落第三阶段,网侧电压小于0.3 p.u.时,Crowbar电路处于导通状态,耗能电阻接入直流母线,消耗逆变器无法处理的不平衡电能.此后两逆变器的无功电流受到钳制,由于两逆变器额定电流是固定的,因此有功电流也将受到钳制,设此时两变流器有功电流为idg1+idg2,则网侧功率为：

(10)

GSC1、GSC2的控制原理图如图4、图5所示.

图4 网侧GSC1主逆变器控制策略

设负载侧采用线电压有效值为575 kV交流电压,以受控电压源的形式实现.仿真时,受控电压源相电压波形变化为：4.5 s时相电压降至0.8 p.u.;5 s时相电压降至0.6 p.u.;5.5 s时跌落至0.3 p.u..系统频率为国标工频50 Hz,仿真时长为7 s.

本设计中,PMSG发电机组总额定功率为5 000 MW,变流器MSC、GSC1容量为6 000 MVA,副逆变器容量为主逆变器1/2,电抗Lg为1.5 mH,直流电容为10 mF,直流母线电压额定值为1 200 kV.故障前后的风力机均在额定风速下保持额定转矩状态工作.

故障前后主、副逆变器解耦后的PQ曲线如图6所示.由图6可见:4.5 s时,电压跌落至0.8 p.u.,主逆变器发出的有功功率迅速跌落至0.67 p.u.,同时向外发出0.28 p.u.的无功功率,副逆变器承载了0.33 p.u.的有功功率,同时向外发出0.14 p.u.的无功功率;5.0 s时,电压跌落至0.6 p.u.,主逆变器发出0.48 p.u.的有功功率和0.42 p.u.的无功功率,副逆变器发出0.24 p.u.的有功功率和0.21 p.u.的无功功率;5.5 s时，电压跌落至0.3 p.u.,此时主、副逆变器分别发出0.22 p.u.、0.1 p.u.的有功功率并终止无功补偿行动,在电压互感器和触发电路的控制下晶闸管导通,Crowbar电路投入直流母线进行耗能,从而实现线路功率平衡.

(a) 主逆变器

单台发电机输出电流图如图7所示,为保证机组的稳定性,假定发电机额定状态工作.由图7可见:当电网电压跌落至0.8 p.u.时,直流母线电压产生较大幅度波动,但主、副逆变器控制策略的改变使得直流母线电压未出现较大程度变化,电压稳定在额定值附近;电网电压跌落至0.6 p.u.时,直流母线电压出现明显升高,变流器发出更多无功电流,使得直流母线电压很快恢复至额定水平;5.5 s时电压跌落至0.3 p.u.,主、副逆变器能发出的功率受限,晶闸管导通,Crowbar电路接入直流母线，开始消耗不平衡的有功功率;6.0 s时故障结束,随着主、副逆变器控制策略的改变和Crowbar电路的关闭,直流母线电压恢复正常.网侧电压跌落至特定p.u.时的直流母线电压波形图如图8所示.

图7 单台发电机输出电流

(a) 系统运行期间

本文通过仿真试验验证了分阶段控制LVRT方案的合理性：在电网电压跌落较轻时,仅靠主、副逆变器的控制策略对电网进行无功补偿,即可保证直流母线电压不越限;当电网电压跌落较深时,通过主、副逆变器的无功补偿与Crowbar电路的共同作用可以维持直流母线电压的稳定并支持网侧电压恢复至正常水平,证明整体系统设计可行.本试验设计依然存在不足之处,即没有在电压跌落较深情况下启动同步电机调速,只研究了相关的变流器控制策略,在后续的研究中将会继续改进.

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