永磁电机低电压穿越的协调控制策略研究
PMSG Low Voltage Ride Through Based on Coordinated Control Strategy
收稿日期: 2019-03-08
Received: 2019-03-08
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张召鹏.
ZHANG Zhaopeng.
0 引言
当前,风力发电并网点的电压瞬时跌落故障是占风电工程故障比重较大的一类[1]。发生电网电压跌落时,如果不加以控制使风力发电机自动拖网,则会导致大面积停电甚至有可能使局部电网瘫痪[2],因此,各国相继提出了很严格的故障穿越标准。当电网电压发生跌落时,要求系统不脱网运行,甚至风电场还应具有一定的无功补偿能力,能够在电网发生故障时按照规定标准的时间要求进行并网运行[3,4]。国内外的研究学者针对如何实现同步永磁风力发电机组(permanent magnetic synchronous generator,PMSG)的低电压穿越(low-voltage ride through,LVRT)问题提出了各自的控制思路及控制策略,但都是解决部分问题,如稳定直流母线电压或是用一般的控制算法解决单一的电压问题[5,6];而现实中电压故障复杂多样,需要一种全新的控制策略来应对。本文旨在合理地运用PMSG的优势,设计一种能够确保PMSG持续联网运行的LVRT方案,并能在电网电压跌落时,做出准确快速反应。对PMSG LVRT技术的研究具有重大意义,它能够促进风电的大规模发展,同时能改善风电联网的运行性能[7]。
1 直驱永磁风力发电机组故障运行特性
在abc三相坐标系下,将注入电网的有功功率表示为
式中:ua、ub、uc为电网三相电压的瞬时值;ia、ib、ic为三相电流瞬时值;udc和ig分别为直流侧电压和电流。为实现解耦控制,将式(1)变换到dq坐标系下,有
式中ugd、ugq和igd、igq分别为电网测的电压和电流,d、q表示轴分量。
假设电网电压与d轴电压重合,则d轴和q轴的电压分量分别为ugd=ug,ugq=0,此时注入电网的有功功率可简写为
机侧输出的有功功率在dq坐标系下表示为
式中:is为机侧电流;isd、isq为变换到dq轴的电流;usd、usq为变换到dq轴的机侧电压。
当电网正常工作时,直流母线电压稳定,注入电网的功率等于发电机输出的功率;当电网发生故障时,电压会突然跌落,使Pg瞬间减小,而由于风能未发生变化,所以机械功率不变,输出的机侧功率Ps不变,这样会使直流电容两侧的功率不平衡,此时产生的差值公式为
式中C为中间直流侧的电容容量。
这部分产生的能量ΔP将对直流电容直接充电,累积在电容上的能量使其两端电压迅速升高。当电压值超出限值则导致风力机拖网,对电网系统造成冲击[9]。
根据已有的保护策略,设计一种基于网侧双二阶广义积分提取正负序快速检测的方法,将网侧逆变器无功补偿配合卸荷电路协调控制策略。控制策略为:首先利用双二阶广义积分快速地检测电网侧电压故障,快速精确判断故障类型,并得出需补偿的无功功率大小;然后通过PI调节网侧逆变器与卸荷电阻的不同切入阈值,达到互相配合的目的,网侧逆变器可进行无功补偿,多余的电能通过投切卸荷电路来释放,从而实现电网故障的LVRT。
2 基于卸荷电路的直流制动系统控制策略
依照我国对风电系统LVRT的要求,需要保证风力发电系统在电压跌落后的一段时间保持系统不脱网运行[10]。按照第1节叙述则需及时将电容的电荷迅速卸掉,同时控制网侧逆变器,对系统进行一定的无功补偿,以联合协调控制的方法实现风力发电系统的LVRT运行。
图2是卸荷保护电路的控制原理图:系统稳定运行时,卸荷电路不工作;当电网发生故障时,从整流侧输入的有功功率Ps与风力机吸收的功率成正比,不会突变;但是经过逆变侧馈入电网的功率由于故障会骤减,从而产生不平衡功率ΔP。当ΔP大小超过阈值ΔPt时,ΔP经过PI调节器控制脉宽调节器的输出信号,投入卸荷电路释放该部分不平衡功率。在PI调节器里设置一个滞环,使ΔP在临界点时不会频繁地输出动作信号,以起到减少投切动作,减少设备损耗及提高系统稳定性的作用。
3 锁相及正负序电压提取
正常运行时,网侧逆变器是将电容两侧直流电逆变成与电网相位、幅值相同的三相电并入电网。当并网点电压瞬间跌落时,电网侧会瞬间产生大量无功功率,此时除了投入卸荷电路之外,还需要网侧逆变器发出一定的无功功率实现无功补偿[11]。按照LVRT要求,逆变器发出无功功率必须反应迅速,为实现逆变器准确动作,提出一种基于双二阶广义积分的锁相环技术,用于并网点的电压检测。
常规控制策略中的电压锁相是应用于电网电压平衡状态下,当电动势出现不平衡时存在致命的缺陷[12]。基于双二阶广义积分的锁相环实现风力发电并网逆变系统的锁相,检测出不对称电网电压中的正序和负序分量。其中锁频环的暂态对称分量是由基于二阶广义积分器的自适应滤波器获得,根据如下变化式:
将不对称电压向量uabc分解为瞬时正序、负序和零序分量:
式中:T为矩阵变换量;a为瞬时正弦输入信号中加入基波频率的相移,它等值为120°相移,是Fortescue算子的特殊形式。对三相并网变换器的研究主要集中在电压正序和负序分量的控制上,uabc中的各序分量通过如下变换矩阵:
变换为
式中:
应用变换逆矩阵[Tαβ]-1,有
最后,运算这些矩阵,可得到
式中
双二阶广义积分器的三相锁相环结构如图3所示。
信号uα和uβ作为双二阶广义积分器锁频环系统的输入,具有相同的频率,而α和β信号发生器产生的频差信号是利用计算平均误差信号的方法来合并:
式中:εf为合并频差信号;εf(α)和εf(β)分别为α和β频差信号。双二阶广义积分器锁频环实现了对α和β参考坐标上三相电压的对称分量解耦估计和电网频率的估计。该检测控制算法可实现电网故障的快速、精确检测,尤其针对电网侧的不对称故障,能在第一时间对故障做出判断。
4 网侧变流器的无功补偿控制
当电网电压发生深度跌落时,电网侧会产生大量的无功需求。对网侧脉宽调制变流器采用的是定向dq轴的解耦控制,其中d轴和q轴分别为控制直流电压及无功电流,所以可通过对q轴电流大小的调节,来实现对电网电压的无功补偿。
当电网侧电压跌落时,网侧变流器工作在无功补偿状态,此时重新设定dq轴的电流参考值,通过电网电压外环的PI调节器计算出用于无功补偿的有功电流ireactive。借助下式计算出电压外环在无功补偿时提供的最大有功电流iactive:
式中imax为网侧变流器允许通过的最大电流值。逻辑判断iactive与原有功电流参考值igdref的大小,如果iactive较大,则代表电压外环的无功补偿能力足够稳定直流电压,能够保证系统稳定;如果iactive较小,则代表电压外环的无功补偿能力无法稳定直流电压,要保证系统的稳定性,需要再经过PI调节器控制投入卸荷电路,以消耗多余的无功功率。
提取网侧正序电压与额定电压的90%对比。当网侧变流器检测到电网正序电压低于额定电压的90%时,延迟30 ms进入LVRT,在LVRT期间无功电流优先控制,网侧变流器按照电压跌落的深度发无功电流,以支撑电网电压恢复。电网电压恢复后,变流器延迟20 ms,退出LVRT运行模式。
LVRT期间无功电流控制方式如下:
式中IN为风电场额定电流。
5 优化后LVRT控制策略仿真分析
故障工况:PMSG系统在实验风速(9.3 m/s)、电网中压侧电压28.5 kV下运行,在1.5 s时电网发生三相对称电压跌落故障,故障持续时间为1.85 s,跌落深度为50%。
采用本文控制理论的仿真结果如图6所示。控制策略经过改进之后,相同电网故障期间网侧有功功率减少约58.26%,无功补偿约53.39%,功率因数下降约33%,有功无功参数已达到标准,虽然损失些功率因数,但是能够保证电网故障期间风机不脱网运行,并保障高质量电能输出。
针对风电场实际运行中遇到的各种工况(包括大风即大功率对称及非对称电压跌落、小风即小功率对称及非对称电压跌落),通过以上仿真及对比检测可看到:在电网故障期间,直流电容上功率瞬间增大,导致直流母线电压出现抬升,但波动值均在安全运行范围之内;网侧有功功率因机网两侧功率不平衡而出现跌落,但是无论平均偏差还是最大偏差均在允许安全运行范围之内;网侧无功功率在故障期间需要对电网提供无功补偿,以使电网电压尽快回升而出现抬升,不仅提供了足够的无功补偿,而且无论平均偏差还是最大偏差均在允许安全运行范围之内。以上完全保障了风力发电机组在故障期间实现LVRT,不脱网运行,避免了因电网故障而造成的直接或间接的经济损失。
6 结论
本文对PMSG机组的数学模型以及运行控制的方法进行研究,通过分析机网两侧功率不平衡引起直流侧电容电压波动的原因与常规的直流制动控制策略,总结出PMSG机组的常规控制策略在实现LVRT过程中的优点和不足。选择了一种新的LVRT协调控制策略,即将卸荷电阻控制、锁相控制、提取电网电压正负序以及网侧无功控制的综合协调控制,提高电网电压稳定性,实现风电机组在低电压故障期间的安全穿越,提高了系统稳定性与实用性。搭建仿真模型,解决了常规控制方法只能符合理论,实现低穿,却不能并网发电的问题,验证了新型的LVRT控制策略的有效性和优越性。
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