抑制风电场电压闪变联合控制策略研究

杨颀，纪志成(江南大学，江苏无锡214122)

摘要：双馈感应风力发电机(DHG)在连续运行中会出现电压闪变问题，为了稳定风机的输出功率，提出变换器和桨距角联合控制策略，额定风速以下时采用变换器控制使风能利用系数达到****，额定风速以上时采用桨距角和变换器联合控制使风机输出功率维持在额定功率：通过仿真分析表明，提出的控制策略在不同风速条件下达到了预期的效果。

关键词：风电场；电压闪变；双馈感应发电机；联合控制

O引  言

随着接人电网的风电场的装机容量越来越大，风电注入电网后引起的节点电压波动问题的严重性不容忽视。在大型风电机组中，导致并网风机出现电压闪变的原因很多，如电网故障、风速的快速变化、风机的起动与停止、塔影效应等：由于公共电网设施对电能质量的要求，闪变强度可能会成为限制风机并入电网的主要因素。

    风力发电引起电压波动和闪变的根本原因是并网风电机组输出功率的波动。“。风电机组输出功率的波动来源于风速的变化、塔影效应、风剪切作用以及叶片重力偏差等因素的影响。风况对于风电机组引起的电压波动和闪变具有直接影响，特别是湍流强度和平均风速。湍流强度对电压波动和闪变的影响很大，两者几乎呈正比例增长关系“。风电机组所接人电网的电网结构对其产生的电压波动和闪变也有较大影响。比如公共连接点的短路比和电网线路的X／R比。公共连接点的短路比越大，那么电压波动和闪变就越小。研究表明，并网风电机组引起的电压波动和闪变与线路X／R比呈非线性关系，当对应的阻抗角为60°～70°时，电压波动和闪变将最小塔筒前的叶片上的风能密度相对较低，造成输出功率低，因而也是原因之一。在制造过程中，各叶片的重力会因为种种原因存在差异，这种差异不可避免地会对风力机轮毂产生附加的转矩作用，而且安装的角度差可能带来转矩震荡，这些都导致了输出功率的波动。。

    国内外近些年针对抑制风机电压闪变策略也做了一些相关研究。文献[6]介绍了改善风机电压波动与闪变的补偿装置，主要介绍了四种补偿器：静止无功补偿器(sVc)、静止同步补偿器(sTATM)、有源电力滤波器(APF)、动态电压恢复器(DVR)。

文献[7]采用有功功率控制策略对永磁同步风力发电机并网所产生的电压闪变进行抑制，通过PscAD／EMTDc仿真表明它设计的闪变抑制控制器对由风剪切和塔影效应引起的3p频率震荡有良好的抑制效果。文献[8 9]研究表明当电网阻抗角和功率因数角之差为-／2时，风机电压闪变级数最小。

本文选用目前风电主流机型双馈感应风机(以下简称DFIG)，为了稳定风机的输出功率，采用变换器控制和桨距角控制的联合控制策略。通过仿真分析表明，本文提出的控制策略在不同风速条件下达到了预期的效果。

 

 

1桨距角控制

风力发电机组由于机械结构以及电气负荷承受能力的限制存在着转速限制和功率限制，额定风速以上时，需要通过控制桨距角来实现额定恒功率输出，同时保持转速在额定转速处。桨距角控制图如图1所示。

 

0.4

 

    图1中积分器的2 DFIG变换器

 

0.5

 

 

 

控制策略转子侧变换器采用基于定子磁链定向的矢量控制，整个系统采用双闭环控制结构，外环为转子转速控制环和定子无功功率控制环，内环为转子电流控制环。具体控制策略如图2所示。

0.6

 

 

 

 

    电网侧变换器采用基于电网电压定向的矢量控制，网侧变换器控制系统采用双环控制，即电压外环和电流内环。电压外环控制直流侧电容电压的稳定，而电流内环按电压外环输出的电流指令进行电流控制。具体控制策略如图3所示。

 

0.7

 

 

 

0.13

 

 

3 Matlab仿真风机

系统仿真基本参数如表1所示。

0.14

 

 

 

    现在以额定风速以下的均值风为例对并网双馈风力发电系统进行仿真，如图4～图6所示。额定风速以下，即未达到额定功率时，桨距角控制器一直限制B值为零。仿真结果表明，风机出口处有功功率波动系数小，稳定性能好。定子侧输出无功功率为零，对下一步电能的传输没有影响，转子侧输出无功功率由于高频开关的影响，存在一定的波动，但平均值在零附近：

 

0.15

 

 

 

 

    现在以渐变风为例对并网双馈风力发电系统进行仿真，如图7～图10所示。在3 s时，风速超过了

 

额定风速，此时桨距角控制器开始作用，实现恒功率控制。仿真结果表明，在额定风速以上，通过桨距角控制，风机输出功率继续保持稳定，波动系数小。

 

 

 

0.16

 

 

4结语

本文针对并网双馈风力发电系统的电压闪变问题，从导致电压闪变的根源风机输出功率的波动出发，提出了桨距角控制和变换器控制的联合控制策略，通过Matlab仿真表明了该控制策略的有效性。