CN103997050B - 不平衡且谐波畸变电网电压下双馈风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，涉及对串联网侧变换器、并联网侧变换器以及电机侧变换器的控制。本发明串联网侧变换器所采用的电压控制器能够实现对定子负序、5次和7次谐波电压分量的快速抑制，确保了发电机的安全稳定运行，正向同步旋转坐标轴系下的并联网侧变换器参考电流指令包含了基波正序、负序、5次以及7次谐波电流分量，并联网侧变换器所采用的电流控制器能够同时实现对直流分量、2倍以及6倍频交流分量准确、快速调节，保证了该系统总输出电流的平衡无畸变，有效提高了不平衡且谐波畸变电网电压下双馈感应风电系统所并电网的电能质量。

Description

不平衡且谐波畸变电网电压下双馈风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法

技术领域

本发明涉及采用串联网侧变换器的双馈感应风力发电系统技术改进，特别涉及不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，属于电力控制技术领域。

背景技术

随着电力系统中不平衡或非线性负载的大量出现，电网电压中易同时出现不平衡和谐波畸变两种不利的扰动，对于接入弱电网的远距离风电场而言，这两种扰动共存的可能性更大。电网电压不平衡且谐波畸变将导致DFIG定子电压出现不平衡且畸变，进而导致定、转子电流不平衡且畸变，发电机输出功率、电磁转矩以及系统输出有功功率的波动，严重影响发电机的安全稳定运行及系统馈入电网的电能质量。此外，对于大型并网双馈感应风电系统，若其励磁控制策略中缺乏考虑不平衡和谐波畸变电网电压的影响，将可能使得发电机系统因过电压和过电流而从电网中解列，这无法满足现代电力系统对风电并网的要求。目前已有学者就不平衡且谐波畸变电网电压下DFIG系统的运行与控制展开了研究，如已公开的下列文献：

(1)Xu H,Hu J,He Y.Integrated Modeling and Enhanced control of DFIG under unbalancedand distorted grid voltage conditions[J].IEEE Transactions on Energy Conversion,2012,27(3):725-736.

(2)徐海亮，章玮，陈建生，胡家兵，贺益康.电网电压不平衡且谐波畸变时双馈风电机组转矩波动抑制[J].电力系统自动化，2013，37(7)，12-17，54.

文献(1)提出在正向同步旋转坐标轴系下采用比例积分-双频谐振控制器来实现对转子基波电流和谐波电流的无静差跟踪控制，进而提出抑制定子输出有功功率波动，实现定子或转子电流平衡且无畸变，消除电磁转矩波动四个控制目标。所述的控制策略均由于转子电流控制变量的限制无法同时保证定、转子电流平衡无畸变，因此定、转子绕组不均衡发热和谐波损耗或定子功率及电磁转矩波动在DFIG中仍然存在。此外，由于网侧变换器的存在，所提控制策略不能实现对系统总输出有功功率波动的抑制。

文献(2)提出通过设计一个转子电流PI调节器和正序参考坐标轴系双频谐振补偿器来实现对不平衡且谐波畸变电网电压下双馈感应发电机转矩波动的抑制，该方法可在无需转子电流相序分离的前提下实现对基波正序、负序及谐波分量的有效、快速调节。由于转子电流控制变量的限制，所述方法不能同时实现定、转子电流平衡无畸变或发电机输出功率无波动，因此定、转子绕组不均衡发热和谐波损耗或定子功率波动在DFIG中仍然存在。

此外，由于网侧变换器的存在，上述文献在实现各自所提控制方案时，不能实现对系统总输出电流中的负序以及谐波分量的抑制。

发明内容

针对现有技术存在的上述不足，本发明的目的在于提供一种不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，该控制方法在保证发电机安全稳定运行的同时亦实现了对DFIG系统总输出电流中的负序以及谐波分量的有效抑制。

本发明的技术方案是这样实现的：

不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，本方法涉及对串联网侧变换器的控制、并联网侧变换器的控制以及电机侧变换器的控制；

所述串联网侧变换器的控制步骤为：

A1)利用电压霍尔传感器采集电网三相电压信号u_gabc以及双馈感应发电机定子三相电压信号u_sabc；

A2)将采集的电网三相电压信号u_gabc经过数字锁相环PLL后得到电网正序电压电角度θ_g+以及同步电角速度ω；

A3)将采集的电网三相电压信号u_gabc、发电机定子三相电压信号u_sabc分别经过静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压信号，即u_gαβ，u_sαβ；

A4)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3所得u_gαβ经相序分离，分别提取出正向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压基波正序分量反向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压负序分量5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下电网电压5次谐波分量和7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下电网电压7次谐波分量

A5)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3所得u_sαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换后，得到定子电压在正向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A6)在正向同步角速度旋转坐标轴系下，将步骤A4得到的和步骤A5得到的两者的差值送入电压控制器进行调节；

A7)将步骤A6电压调节器的输出作为串联网侧变换器抑制定子负序及谐波电压的控制电压u_seriesdq；

A8)将步骤A7所得到的串联网侧变换器控制电压u_seriesdq经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换，得到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_seriesαβ；

A9)将步骤A8所得的串联网侧变换器控制电压u_seriesαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生串联网侧变换器PWM驱动信号；

所述并联网侧变换器的控制步骤为：

B1)利用电压霍尔传感器采集电网三相电压信号u_gabc，电流霍尔传感器采集并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc；

B2)利用电压霍尔传感器采集直流侧电压信号U_dc；

B3)将采集得到的电网三相电压信号u_gabc以及并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc分别经静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换后，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压、电流信号，即u_gαβ，i_gαβ；

B4)将步骤B3得到的u_gαβ，i_gαβ分别经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标系的恒功率变换后，得到电网电压以及并联网侧变换器电流在正向同步旋转坐标轴系下dq轴分量

B5)并联网侧变换器的直流母线电压调节采用PI调节器控制，其调节器输出和直流母线电压给定值构成直流母线电压平均有功功率给定值计算如下，

$P_{g\_\mathrm{av}}^{*}=(K_{\mathrm{pu}}+K_{\mathrm{iu}}/s)(U_{\mathrm{dc}}^{*}-U_{\mathrm{dc}})\·U_{\mathrm{dc}}^{*}$

其中：表示并联网侧变换器维持直流母线电压稳定所需的平均有功功率指令，为直流母线电压给定值，K_pu和K_iu分别为直流母线电压调节器比例系数和积分系数；

B6)并联网侧变换器采用正序电网电压定向于d轴，则将步骤A4、B5所得送入并联网侧变换器参考电流指令计算模块，获得正向同步角速度旋转坐标轴系下包含基波正序、负序以及谐波成分在内的并联网侧变换器参考电流指令

B7)将步骤B6所得和B4所得的差值送入电流控制器进行调节，电流控制器输出为

B8)根据步骤B4、B6所得到及步骤B7电流控制器的输出计算并联网侧变换器控制电压

B9)将B8所得并联网侧变换器控制电压经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换，可得到到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_cαβ；

B10)将步骤B9所得到的并联网侧变换器控制电压u_cαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生并联网侧变换器PWM驱动信号；

电机侧变换器的控制策略

(C1)电机侧变换器采用传统矢量控制策略，其控制电压和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生电机侧变换器PWM驱动信号。

步骤A4)包括以下子步骤：

A4.1)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω、6ω陷波器滤波后得到电网电压正序分量在正向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.2)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω、4ω、8ω陷波器滤波后得到电网电压负序分量在反向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.3)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到5倍同步角速度反向旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过4ω、6ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压5次谐波分量在5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.4)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到7倍同步角速度正向旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过6ω、8ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压7次谐波分量在7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下dq轴分量

步骤A6)所述的电压控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{\mathrm{uPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)=K_{\mathrm{up}}+\frac{K_{\mathrm{ui}}}{s}+\frac{s{K}_{\mathrm{ur}1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ur}2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的C_uPI-DFR(s)为电压控制器的传递函数；K_up、K_ui分别为电压控制器的比例系数、积分系数；K_ur1、K_ur2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_cu1、ω_cu2分别为两个谐振调节器的截止频率；ω为同步电角速度；s为复变量。

步骤B6)包括以下步骤：

B6.1)计算并联网侧变换器基波正序电流参考指令：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{\mathrm{gd}+}^{+*}=P_{g\_\mathrm{av}}^{*}/u_{\mathrm{gd}+}^{+}\\ i_{\mathrm{gq}+}^{+*}=-Q_{g\_\mathrm{av}}^{*}/u_{\mathrm{gd}+}^{+}\end{array}\right.$

根据电网的无功需求而设定；

B6.2)计算并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流参考指令为：

$\left\{\begin{array}{cc}{i}_{\mathrm{gd}-}^{-*}=0,& i_{\mathrm{gq}-}^{-*}=0\\ i_{\mathrm{gd}5-}^{5-*}=0,& i_{\mathrm{gq}5-}^{5-*}=0\\ i_{\mathrm{gd}7+}^{7+*}=0,& i_{\mathrm{gq}7+}^{7+*}=0\end{array}\right.$

B6.3)将计算得到的并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流指令，即： 分别经反向同步角速度旋转坐标轴系、5倍同步角速度反向旋转坐标轴系、7倍同步角速度正向旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系恒功率变换，可分别得到正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流给定值再将与并联网侧变换器基波正序电流指令相加，可得正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器的电流指令即：

$i_{\mathrm{gdq}}^{+*}=i_{\mathrm{gdq}+}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}-}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}5-}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}7+}^{+*}=i_{\mathrm{gdq}+}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}-}^{-*}{e}^{{-j2\mathrm{\θ}}_g}+i_{\mathrm{gdq}5-}^{5-*}{e}^{{-j6\mathrm{\θ}}_g}+i_{\mathrm{gdq}7+}^{7+*}{e}^{{j6\mathrm{\θ}}_g}.$

步骤B7)所述的电流控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{\mathrm{iPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)=K_{\mathrm{ip}}+\frac{K_{\mathrm{ii}}}{s}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ir}1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{ci}1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ir}2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{ci}2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的C_iPI-DFR(s)为电流控制器的传递函数；K_ip、K_ii分别为电流控制器的比例系数、积分系数；K_ir1、K_ir2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_ci1、ω_ci2分别为两个谐振调节器的截止频率；ω为同步电角速度；s为复变量。

本方法的有益效果是：

本方法实现了不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈风力发电系统定、转子三相电流平衡无畸变、电机输出功率以及电磁转矩无波动，保证了发电机的安全稳定运行，同时亦使得系统总输出电流中的负序以及谐波分量得到了抑制，从而改善了不平衡且谐波畸变电网电压下DFIG系统整体运行性能和所并电网电能质量。

附图说明

图1为采用串联网侧变换器双馈感应风电系统控制框图。

图2为电网电压相序分离模块。

图3为正向同步旋转坐标轴系下并联网侧变换器电流指令计算模块。

图4为电网电压不平衡度为4％，5次、7次谐波电压含量均为3％的电网条件下，采用传统控制策略得到的系统仿真波形。

图5为电网电压不平衡度为4％，5次、7次谐波电压含量均为3％的电网条件下，采用本发明控制方法得到的系统仿真波形。

具体实施方式

如图1所示，本发明不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法,它包括的控制对象有：直流链电容1，电压霍尔传感器2，电流霍尔传感器3，串联网侧变换器4，空间矢量调制模块5，并联网侧变换器参考电流指令计算模块6，静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换模块7，静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块8，静止两相αβ坐标轴系到反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块9，静止两相αβ坐标轴系到5倍同步角速度反向旋转坐标轴系的恒功率变换模块10，静止两相αβ坐标轴系到7倍同步角速度正向旋转坐标轴系的恒功率变换模块11，反向同步角速度旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块12，5倍同步角速度反向旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块13，7倍同步角速度正向旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块14，正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块15，锁相环(PLL)16。

本发明涉及对串联网侧变换器的控制、并联网侧变换器的控制以及电机侧变换器的控制；其具体实施步骤如下：

(A)所述串联网侧变换器控制步骤：

A1)利用电压霍尔传感器2采集电网三相电压信号u_gabc以及双馈感应发电机定子三相电压信号u_sabc；

A2)将采集的电网三相电压信号u_gabc经过数字锁相环(PLL)16后得到电网正序电压电角度θ_g+以及同步电角速度ω；

A3)将采集的电网、发电机定子的三相电压信号u_gabc、u_sabc分别经过静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换模块7，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压信号，即u_gαβ，u_sαβ；

A4)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3)所得u_gαβ经相序分离模块，分别提取出正向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压基波正序分量反向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压负序分量5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下电网电压5次谐波分量和7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下电网电压7次谐波分量

参照图2，本发明所提出的相序分离模块具体实施步骤如下：

A4.1)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块8，再经过2ω、6ω陷波器滤波后得到电网电压正序分量在正向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.2)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块9，再经过2ω、4ω、8ω陷波器滤波后得到电网电压负序分量在反向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.3)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到5倍同步角速度反向旋转坐标轴系的恒功率变换模块10，再经过4ω、6ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压5次谐波分量在5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.4)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到7倍同步角速度正向旋转坐标轴系的恒功率变换模块11，再经过6ω、8ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压7次谐波分量在7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下dq轴分量

A5)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3)所得u_sαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块8，得到定子电压在正向同步角速度旋转坐标系下dq轴分量

A6)在正向同步角速度旋转坐标轴系下，将步骤A4得到的和步骤A5得到的两者差值送入电压控制器进行调节；

其中，电压控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{\mathrm{uPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)=K_{\mathrm{up}}+\frac{K_{\mathrm{ui}}}{s}+\frac{s{K}_{\mathrm{ur}1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ur}2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的K_up、K_ui分别为电压控制器的比例系数、积分系数；K_ur1、K_ur2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_cu1、ω_cu2分别为两个谐振调节器的截止频率，主要用于增加谐振调节器的响应带宽以降低其对谐振点频率波动的敏感程度，实际系统中可取5～15rad/s；ω为同步电角速度；

A7)将步骤A6电压控制器的输出作为串联网侧变换器抑制定子负序及谐波电压的控制电压u_seriesdq，即：

$u_{\mathrm{seriesdq}}=[K_{\mathrm{up}}+\frac{K_{\mathrm{ui}}}{s}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ur}1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ur}2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cu}2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}](u_{\mathrm{gdq}+}^{+}-u_{\mathrm{sdq}}^{+})$

A8)将步骤A7所得到的串联网侧变换器控制电压u_seriesdq经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块15，可得到到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_seriesαβ；

A9)将步骤A8所得到的串联网侧变换器控制电压u_seriesαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制模块5产生串联网侧变换器PWM驱动信号。

(B)所述并联网侧变换器的控制步骤为：

B1)利用电压霍尔传感器2采集电网三相电压信号u_gabc，电流霍尔传感器3采集并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc；

B2)利用电压霍尔传感器2采集直流侧电压信号U_dc；

B3)将采集得到的电网三相电压信号u_gabc以及并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc分别经静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换模块7，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压、电流信号，即u_gαβ，i_gαβ；

B4)将步骤B3得到的u_gαβ，i_gαβ分别经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标系的恒功率变换模块8，得到电网电压以及并联网侧变换器电流在正向同步旋转坐标轴系下dq轴分量

B5)并联网侧变换器的直流母线电压调节采用PI调节器控制，其调节器输出和直流母线电压给定值构成直流母线电压平均有功功率给定值参见图1，即：

$P_{g\_\mathrm{av}}^{*}=(K_{\mathrm{pu}}+K_{\mathrm{iu}}/s)(U_{\mathrm{dc}}^{*}-U_{\mathrm{dc}})\·U_{\mathrm{dc}}^{*}$

其中：表示并联网侧变换器维持直流母线电压稳定所需的平均有功功率指令，为直流母线电压给定值，K_pu和K_iu分别为直流母线电压调节器比例系数和积分系数；

B6)并联网侧变换器采用正序电网电压定向于d轴，则将步骤A4、B5所得送入并联网侧变换器参考电流指令计算模块6，获得正向同步角速度旋转坐标轴系下包含基波正序、负序以及谐波成分在内的并联网侧变换器参考电流指令

本发明并联网侧变换器参考电流指令计算模块6见图3，具体实施步骤如下：

B6.1)计算并联网侧变换器基波正序电流参考指令：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{\mathrm{gd}+}^{+*}=P_{g\_\mathrm{av}}^{*}/u_{\mathrm{gd}+}^{+}\\ i_{\mathrm{gq}+}^{+*}=-Q_{g\_\mathrm{av}}^{*}/u_{\mathrm{gd}+}^{+}\end{array}\right.$

可根据电网的无功需求而设定。

B6.2)计算并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流参考指令为：

$\left\{\begin{array}{cc}{i}_{\mathrm{gd}-}^{-*}=0,& i_{\mathrm{gq}-}^{-*}=0\\ i_{\mathrm{gd}5-}^{5-*}=0,& i_{\mathrm{gq}5-}^{5-*}=0\\ i_{\mathrm{gd}7+}^{7+*}=0,& i_{\mathrm{gq}7+}^{7+*}=0\end{array}\right.$

B6.3)将计算得到的并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流指令，即： 分别经反向同步角速度旋转坐标轴系、5倍同步角速度反向旋转坐标轴系、7倍同步角速度正向旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系恒功率变换模块12、13、14，可分别得到正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流给定值 再将与并联网侧变换器基波正序电流指令相加，可得正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器的电流指令即：

$i_{\mathrm{gdq}}^{+*}=i_{\mathrm{gdq}+}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}-}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}5-}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}7+}^{+*}=i_{\mathrm{gdq}+}^{+*}+i_{\mathrm{gdq}-}^{-*}{e}^{{-j2\mathrm{\θ}}_g}+i_{\mathrm{gdq}5-}^{5-*}{e}^{{-j6\mathrm{\θ}}_g}+i_{\mathrm{gdq}7+}^{7+*}{e}^{{j6\mathrm{\θ}}_g}$

B7)将步骤B6所得和B4所得的差值送入电流控制器进行调节，电流控制器输出为即：

$u_{\mathrm{cdq}}^{+\′}=C_{\mathrm{iPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)(i_{\mathrm{gdq}}^{+*}-i_{\mathrm{gdq}}^{+})$

其中，电流控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{\mathrm{iPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)=K_{\mathrm{ip}}+\frac{K_{\mathrm{ii}}}{s}+\frac{s{K}_{\mathrm{ir}1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{ci}1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{\mathrm{ir}2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{ci}2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的K_ip、K_ii分别为电流控制器的比例系数、积分系数；K_ir1、K_ir2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_ci1、ω_ci2分别为两个谐振调节器的截止频率，主要用于增加谐振调节器的响应带宽以降低其对谐振点频率波动的敏感程度，实际系统中可取5～15rad/s；ω为同步电角速度；

B8)根据步骤B4、B6所得到及步骤B7电流控制器的输出计算并联网侧变换器控制电压即：

$\begin{array}{c}{u}_{\mathrm{cdq}}^{+}=u_{\mathrm{cdq}}^{+\′}+u_{\mathrm{gdq}}^{+}-R_g{i}_{\mathrm{gdq}}^{+}-\mathrm{j\ω}{L}_g{i}_{\mathrm{gdq}}^{+}\\ =C_{\mathrm{iPI}-\mathrm{DFR}}\left(s\right)(i_{\mathrm{gdq}}^{+*}-i_{\mathrm{gdq}}^{+})+u_{\mathrm{gdq}}^{+}-R_g{i}_{\mathrm{gdq}}^{+}-\mathrm{j\ω}{L}_g{i}_{\mathrm{gdq}}^{+}\end{array}---\left(1\right)$

其中ω为同步电角速度，R_g、L_g分别为并联网侧变换器进线电抗器电阻、电感。

B9)将B8所得并联网侧变换器控制电压经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块13，可得到到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_cαβ；

B10)将步骤B9所得的并联网侧变换器控制电压u_cαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制模块5产生并联网侧变换器PWM驱动信号。

(C)所述电机侧变换器的控制步骤为：

(C1)电机侧变换器采用传统矢量控制策略，其控制电压和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制模块5产生电机侧变换器PWM驱动信号。

本发明效果说明：

图4给出了在正向同步角速度旋转坐标系下采用传统控制策略的系统仿真结果。由于串联网侧变换器和并联网侧变换器分别在正向同步旋转坐标系下采用单PI调节器实现对定子电压和网侧电流的控制，受PI调节器带宽的限制，将使得定子电压和网侧电流中仍存在较大含量的负序、5次、7次谐波分量，不能消除定子电压负序及谐波分量对整个系统带来的不良影响。此外，整个系统总输出电流存在明显的不平衡且谐波畸变。图5给出了采用本发明控制方法系统仿真结果。从图5(o)可以看出，不平衡且谐波畸变电网电压下，通过对串联网侧变换器的有效控制消除了DFIG的定子电压中的负序及谐波分量，发电机处于对称稳定运行状态，定、转子三相电流平衡无畸变，发电机输出功率以及电磁转矩均无波动，如图5(c)、(d)、(f)和(g)所示。另外，通过对网侧电流的有效控制(图5(k)～(n))，实现了对系统总输出电流中的负序及谐波分量的有效抑制，有效提高了不平衡且谐波畸变电网电压下DFIG系统的整体运行性能及所并电网的稳定性，如图5(e)所示。

本发明的上述实施例仅仅是为说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化和变动。这里无法对所有的实施方式予以穷举。凡是属于本发明的技术方案所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (4)

1.不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，其特征在于，本方法涉及对串联网侧变换器的控制、并联网侧变换器的控制以及电机侧变换器的控制；

所述串联网侧变换器的控制步骤为：

A1)利用电压霍尔传感器采集电网三相电压信号u_gabc以及双馈感应发电机定子三相电压信号u_sabc；

A2)将采集的电网三相电压信号u_gabc经过数字锁相环PLL后得到电网正序电压电角度θ_g+以及同步电角速度ω；

A3)将采集的电网三相电压信号u_gabc、发电机定子三相电压信号u_sabc分别经过静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压信号，即u_gαβ，u_sαβ；

A4)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3所得u_gαβ经相序分离，分别提取出正向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压基波正序分量反向同步角速度旋转坐标轴系下电网电压负序分量5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下电网电压5次谐波分量和7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下电网电压7次谐波分量

A5)采用电网正序电压定向方式，将步骤A3所得u_sαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换后，得到定子电压在正向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A6)在正向同步角速度旋转坐标轴系下，将步骤A4得到的和步骤A5得到的两者的差值送入电压控制器进行调节；

A7)将步骤A6电压调节器的输出作为串联网侧变换器抑制定子负序及谐波电压的控制电压u_seriesdq；

A8)将步骤A7所得到的串联网侧变换器抑制定子负序及谐波电压的控制电压u_seriesdq经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换，得到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_seriesαβ；

A9)将步骤A8所得的静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_seriesαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生串联网侧变换器PWM驱动信号；

所述并联网侧变换器的控制步骤为：

B1)利用电压霍尔传感器采集电网三相电压信号u_gabc，电流霍尔传感器采集并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc；

B2)利用电压霍尔传感器采集直流侧电压信号U_dc；

B3)将采集得到的电网三相电压信号u_gabc以及并联网侧变换器的三相电流信号i_gabc分别经静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系恒功率变换后，转换为静止两相αβ坐标轴系下电压、电流信号，即u_gαβ，i_gαβ；

B4)将步骤B3得到的u_gαβ，i_gαβ分别经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标系的恒功率变换后，得到电网电压以及并联网侧变换器电流在正向同步旋转坐标轴系下dq轴分量

B5)并联网侧变换器的直流母线电压调节采用PI调节器控制，其调节器输出和直流母线电压给定值构成直流母线电压平均有功功率给定值计算如下，

$P_{g\_av}^{*}=(K_{pu}+K_{iu}/s)(U_{dc}^{*}-U_{dc})\·U_{dc}^{*}$

其中：表示直流母线电压平均有功功率给定值，为直流母线电压给定值，K_pu和K_iu分别为直流母线电压调节器比例系数和积分系数；

B6)并联网侧变换器采用正序电网电压定向于d轴，则将步骤A4、B5所得送入并联网侧变换器参考电流指令计算模块，获得正向同步角速度旋转坐标轴系下包含基波正序、负序以及谐波成分在内的并联网侧变换器参考电流指令

步骤B6)包括以下步骤：

B6.1)计算并联网侧变换器基波正序电流参考指令：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{gd+}^{+*}=P_{g\_av}^{*}/u_{gd+}^{+}\\ i_{gq+}^{+*}=-Q_{g\_av}^{*}/u_{gd+}^{+}\end{array}\right.$

根据电网的无功需求而设定；

B6.2)计算并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流参考指令为：

$\left\{\begin{array}{cc}{i}_{gd-}^{-*}=0,& i_{gq-}^{-*}=0\\ i_{gd5-}^{5-*}=0,& i_{gq5-}^{5-*}=0\\ i_{gd7+}^{7+*}=0,& i_{gd7+}^{7+*}=0\end{array}\right.$

B6.3)将计算得到的并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流指令，即： 分别经反向同步角速度旋转坐标轴系、5倍同步角速度反向旋转坐标轴系、7倍同步角速度正向旋转坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系恒功率变换，可分别得到正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器负序、5次、7次谐波电流给定值再将与并联网侧变换器基波正序电流指令相加，可得正向同步角速度旋转坐标轴系下并联网侧变换器参考电流指令即：

$i_{gdq}^{+*}=i_{gdq+}^{+*}+i_{gdq-}^{+*}+i_{gdq5-}^{+*}+i_{gdq7+}^{+*}=i_{gdq+}^{+*}+i_{gdq-}^{-*}{e}^{-j2{\mathrm{\θ}}_g}+i_{gdq5-}^{5-*}{e}^{-j6{\mathrm{\θ}}_g}+i_{gdq7+}^{7+*}{e}^{j2{\mathrm{\θ}}_g};$

B7)将步骤B6所得和B4所得的差值送入电流控制器进行调节，电流控制器输出为

B8)根据步骤B4、B6所得到及步骤B7电流控制器的输出计算并联网侧变换器控制电压

B9)将B8所得并联网侧变换器控制电压经正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换，可得到静止两相αβ坐标轴系下控制电压u_cαβ；

B10)将步骤B9所得到的并联网侧变换器控制电压u_cαβ和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生并联网侧变换器PWM驱动信号；

电机侧变换器的控制策略为：

(C1)电机侧变换器采用传统矢量控制策略，其控制电压和直流侧电压U_dc通过空间矢量调制产生电机侧变换器PWM驱动信号。

2.根据权利要求1所述的不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法,其特征在于，步骤A4)包括以下子步骤：

A4.1)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω、6ω陷波器滤波后得到电网电压正序分量在正向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.2)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω、4ω、8ω陷波器滤波后得到电网电压负序分量在反向同步角速度旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.3)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到5倍同步角速度反向旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过4ω、6ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压5次谐波分量在5倍同步角速度反向旋转坐标轴系下dq轴分量

A4.4)将u_gαβ经静止两相αβ坐标轴系到7倍同步角速度正向旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过6ω、8ω、12ω陷波器滤波后得到电网电压7次谐波分量在7倍同步角速度正向旋转坐标轴系下dq轴分量

3.根据权利要求1所述的不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法，其特征在于，步骤A6)所述的电压控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{uPI-DFR}\left(s\right)=K_{up}+\frac{K_{ui}}{s}+\frac{{\mathrm{sK}}_{ur1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{cu1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{ur2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{cu2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的C_uPI-DFR(s)为电压控制器的传递函数；K_up、K_ui分别为电压控制器的比例系数、积分系数；K_ur1、K_ur2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_cu1、ω_cu2分别为两个谐振调节器的截止频率；ω为同步电角速度；s为复变量。

4.根据权利要求1所述的不平衡且谐波畸变电网电压下采用串联网侧变换器的双馈感应风电系统实现总输出电流平衡无畸变方法,其特征在于，步骤B7)所述的电流控制器由一个传统PI调节器加上两个谐振频率分别为2倍、6倍电网频率的谐振调节器组合而成，其传递函数为：

$C_{iPI-DFR}\left(s\right)=K_{ip}+\frac{K_{ii}}{s}+\frac{{\mathrm{sK}}_{ir1}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{ci1}s+{(\±2\mathrm{\ω})}^2}+\frac{{\mathrm{sK}}_{ir2}}{s^2+{\mathrm{\ω}}_{ci2}s+{(\±6\mathrm{\ω})}^2}$

式中的C_iPI-DFR(s)为电流控制器的传递函数；K_ip、K_ii分别为电流控制器的比例系数、积分系数；K_ir1、K_ir2分别为两个谐振调节器的谐振系数；ω_ci1、ω_ci2分别为两个谐振调节器的截止频率；ω为同步电角速度；s为复变量。