CN105048510A - 电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，步骤包括：采集并网点电压并判断是否发生电压跌落；发生电压跌落时，将直驱永磁风力发电系统的机侧变流器启用有功功率自动调节模式，并启动风力机变速变桨控制以防止风力机进入限速保护模式；采集直驱永磁风力发电系统的网侧变流器输出的电压U_Gi及功角θ_i，计算网侧变流器输出的有功功率；将该有功功率作为机侧变流器的有功输出给定，采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节所述机侧变流器的有功输出。本发明具有风力发电场并网点电压跌落时能够避免能量在直流侧堆积引起直流侧过压、响应时间快、可减少风场弃风、方法简单可靠、实施成本低的优点。

Description

电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法

技术领域

本发明涉及直驱永磁风力发电系统，具体涉及一种电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法。

背景技术

直驱永磁风力发电系统机侧变流器有功功率动态控制系统主要包含机侧变流器控制系统及变速变桨控制系统，其中机侧变流器控制系统采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节机侧变流器的有功输出，而且其中机侧变流器的有功功率给定按最大功率曲线获取。但是，这样的控制策略存在下述缺点：1、当并网点电压跌落时，机侧变流器的有功功率给定按最大功率曲线获取，则会导致能量在直流侧堆积，引起直流侧过压；2、存在风场弃风的问题。针对上述问题，目前有通过在直流母线处安装泄放电路稳压的方法、通过在直流母线处安装储能设备稳压的方法，但是通过在直流母线处安装泄放电路稳压的方法，增加了机组的硬件与软件投入，同时也间接的增加了风电场的弃风率；通过在直流母线处安装储能设备稳压的方法，虽然减低了风电场的弃风率，但储能设备成本高，稳定性差。此外，常用的基于超级电容的储能设备应用于风电机组时还存在选型、设计难的问题。

发明内容

本发明要解决的技术问题：针对现有技术的上述问题，提供一种风力发电场并网点电压跌落时能够避免能量在直流侧堆积引起直流侧过压、响应时间快、可减少风场弃风、方法简单可靠、实施成本低的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，步骤包括：

1)采集直驱永磁风力发电系统的并网点电压，判断并网点电压是否低于预设的额定值，如果低于预设的额定值，则判定发生电压跌落并跳转执行步骤2)；

2)将直驱永磁风力发电系统的机侧变流器启用有功功率自动调节模式，并对风力机进行变速变桨控制以防止风力机进入限速保护模式；

3)采集直驱永磁风力发电系统的网侧变流器输出的电压U_Gi及功角θ_i；

4)根据式(1)计算网侧变流器输出的有功功率；

$P_i=\frac{U_{pcc}{U}_{Gi}}{x_i}{\mathrm{sin\θ}}_i---\left(1\right)$

式(1)中，U_pcc为网侧变流器输出的有功功率，U_Gi为网侧变流器输出的电压，θ_i为网侧变流器输出的功角，x_i为网侧变流器交流侧的电感；

5)将网侧变流器输出的有功功率作为所述机侧变流器的有功输出给定，采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节所述机侧变流器的有功输出。

优选地，所述步骤2)中对风力机进行变速变桨控制详细步骤包括：

2.1)检测直驱永磁风力发电系统的风力机转速ω_r；

2.2)判断风力机转速ω_r超出设定限值ω_rth是否成立，如果成立则跳转执行步骤2.3)，否则，则退出变速变桨控制的步骤；

2.3)获取风力机转速ω_r和设定限值ω_rth之间的差值△ω；

2.4)将所述差值△ω进行PI调节；

2.5)将所述PI调节的输出进行桨距角限幅得到桨距角给定初始值；

2.6)将所述桨距角给定初始值采用式(2)所示函数计算得到桨距角给定β*；

$\mathrm{\β}*=\frac{1}{{\mathrm{\τ}}_{\mathrm{\β}}s+1}---\left(2\right)$

式(2)中，β*为桨距角给定，τ_β为变桨执行机构延时，s为拉氏变换因子；

2.7)将桨距角给定β*传输到变桨执行机构。

优选地，所述步骤2.2)中设定限值ω_rth的初始化设定值确定函数关系如式(3)所示；

ω_rth＝(1+a)·ω_RN(3)

式(3)中，ω_rth为设定限值，a为发电机转子的增速参数，发电机转子的增速参数a的取值为4％～8％，ω_RN为发电机的额定转速。

优选地，所述步骤5)中采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节所述机侧变流器的有功输出的详细步骤包括：

5.1)将机侧变流器的三相电流分量i_sa、i_sb、i_sc转换到两相旋转坐标系，得到两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和q轴电流分量i_sq；根据式(4)所示函数表达式计算直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值P_s作为双闭环矢量控制方式的功率外环输入；

$P_s=-\frac{3}{2}(u_{sdref}{i}_{sd}+u_{sqref}{i}_{sq})---\left(4\right)$

式(4)中，P_s为直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值，i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量，i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值；

5.2)将计算得到的发电机实时功率输出值P_s行延时；

5.3)将延时后的发电机实时功率输出值P_s和机侧变流器的有功输出参考值P_sref求差，将差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下输入到发电机的q轴电流参考值；

5.4)将输入到发电机的q轴电流参考值取反转换为发电机输出的q轴电流参考值i_sqref；

5.5)将两相旋转坐标系下的q轴电流分量i_sq作为双闭环矢量控制方式的电流内环的输入，将电流内环的输入和发电机输出的q轴电流的参考值i_sqref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值u_sq，然后对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；将两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和发电机输出的d轴电流的参考值i_sdref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值u_sd，对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

5.8)将两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref与d轴电压分量参考值u_sdref转换到两相静止坐标系，得到两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ；

5.9)将两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ作为SVPWM调制系统的输入得到SVPWM调制量，通过所述SVPWM调制量控制所述机侧变流器的有功输出。

优选地，所述步骤5.5)中具体是指根据式(5)所示函数表达式对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；

u_sqref＝u_sq-ω_sL_sqi_sq(5)

式(5)中，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值，u_sq为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sq为定子电感的q轴分量；i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量。

优选地，所述步骤5.5)中具体是指根据式(6)所示函数表达式对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

u_sdref＝u_sd-ω_sL_sdi_sd(6)

式(6)中，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sd为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sd为定子电感的d轴分量；i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量。

本发明电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法具有下述优点：

1、本发明在检测到发生电压跌落后，将直驱永磁风力发电系统的机侧变流器启用有功功率自动调节模式，并根据网侧变流器输出的电压U_Gi及功角θ_i计算网侧变流器输出的有功功率，将该有功功率作为机侧变流器的有功输出给定，采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节机侧变流器的有功输出，因此在电压跌落故障期间，机侧变流器的有功功率给定不再按最大功率曲线获取，而是根据网侧变流器输出的电压与风力发电场并网点电压大小整定得到，整定得到的机侧变流器有功给定值相比于按最大功率曲线获取的机侧变流器有功功率给定值，可以避免能量在直流侧堆积，引起直流侧过压，具有风力发电场并网点电压跌落时能够避免能量在直流侧堆积引起直流侧过压、响应时间快、方法简单可靠、实施成本低的优点。

2、本发明在检测到发生电压跌落后，对风力机进行变速变桨控制以防止风力机的转速过高，进而导致风力机进入限速保护模式，能够减少风场的弃风。

附图说明

图1为本发明实施例方法的基本面流程示意图。

图2为当并网点电压跌落时网侧变流器的并网等值电路图。

图3为本发明实施例方法中进行变速变桨控制的流程示意图。

图4为本发明实施例方法中进行变速变桨控制的控制原理示意图。

图5为本发明实施例方法中双闭环矢量控制方式的控制原理示意图。

具体实施方式

如图1所示，本实施例电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法的步骤包括：

1)采集直驱永磁风力发电系统的并网点电压U_pcc，判断并网点电压U_pcc是否低于预设的额定值U_pccN，如果低于预设的额定值，则判定发生电压跌落并跳转执行步骤2)；

2)将直驱永磁风力发电系统的机侧变流器启用有功功率自动调节模式，并对风力机进行变速变桨控制以防止风力机进入限速保护模式；

3)采集直驱永磁风力发电系统的网侧变流器输出的电压U_Gi及功角θ_i；

4)根据式(1)计算网侧变流器输出的有功功率；

$P_i=\frac{U_{pcc}{U}_{Gi}}{x_i}{\mathrm{sin\θ}}_i---\left(1\right)$

式(1)中，U_pcc为网侧变流器输出的有功功率，U_Gi为网侧变流器输出的电压，θ_i为网侧变流器输出的功角，x_i为网侧变流器交流侧的电感；

5)将网侧变流器输出的有功功率作为机侧变流器的有功输出给定，采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节机侧变流器的有功输出。

当并网点电压跌落时，网侧变流器的并网等值电路如图2所示，U_Gi为网侧变流器输出的电压大小；U_pcc为风力发电场并网点电压大小，θ_i为网侧变流器交流侧电压与接入点电压相角差，x_i为网侧变流器交流侧电感；P_i、Q_i分别为风机网侧变流器输出的有功功率和无功功率。根据图5可知，由上图可知网侧变流器输出的有功功率为式(1)所示。并网点电压跌落时，式(1)中U_pcc减小，网侧变流器有功输出受限，机侧变流器采用最大功率追踪控制会引起过电压故障。因此，并网点电压跌落期间机侧变流器采用有功功率自动控制模式，在有功功率自动控制过程中，机侧变流器有功输出按照并网点电压跌落程度进行调节，即有功输出给定以式(1)为基准，通过有功率外环，电流内环的双闭环矢量控制调节发电机输出的功率，避免功率在直流侧堆积。

当并网点电压发生跌落时，机侧变流器启用有功功率自动调节模式，机侧变流器控制系统由最大功率追踪控制切换为有功功率自动控制，根据当前状态网侧变流器有功输出能力调节机侧变流器的有功功率输出，避免直流侧发生过电压故障。在此期间，变速变桨控制系统实时监测风力机转速ω_r是否超过设定限值ω_rth，若ω_r≥ω_rth，则风力机的变速变桨控制被触发以防止风力机进入限速保护模式。变速变桨控制作为将网侧变流器输出的有功功率作为机侧变流器的有功输出给定的辅助手段，能够克服仅仅通过启动机组变桨控制减少风力机捕获的风能、进而减少发电机输出的方法存在响应时间长、弃风等问题。

如图3和图4所示，本实施例步骤2)中对风力机进行变速变桨控制详细步骤包括：

2.1)检测直驱永磁风力发电系统的风力机转速ω_r；

2.2)判断风力机转速ω_r超出设定限值ω_rth是否成立，如果成立则跳转执行步骤2.3)，否则，则退出变速变桨控制的步骤；

2.3)获取风力机转速ω_r和设定限值ω_rth之间的差值△ω；

2.4)将差值△ω进行PI调节；

2.5)将PI调节的输出进行桨距角限幅得到桨距角给定初始值；

2.6)将桨距角给定初始值采用式(2)所示函数计算得到桨距角给定β*；

$\mathrm{\β}*=\frac{1}{{\mathrm{\τ}}_{\mathrm{\β}}s+1}---\left(2\right)$

式(2)中，β*为桨距角给定，τ_β为变桨执行机构延时，s为拉氏变换因子；

2.7)将桨距角给定β*传输到变桨执行机构。

鉴于发电机转子具有4％～8％的增速范围，因此本实施例利用转子4％～8％的增速范围储存部分能量，当检测到转子超过限制值ω_rth时，启动变桨控制及时限制转速，因此本实施例中步骤2.2)中设定限值ω_rth的初始化设定值确定函数关系如式(3)所示；

ω_rth＝(1+a)·ω_RN(3)

式(3)中，ω_rth为设定限值，a为发电机转子的增速参数，发电机转子的增速参数a的取值为4％～8％，ω_RN为发电机的额定转速。本实施例中，增速参数a取值为6％。

如图5所示，步骤5)中采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节机侧变流器的有功输出的详细步骤包括：

5.1)将机侧变流器的三相电流分量i_sa、i_sb、i_sc转换到两相旋转坐标系，得到两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和q轴电流分量i_sq；根据式(4)所示函数表达式计算直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值P_s作为双闭环矢量控制方式的功率外环输入；

$P_s=-\frac{3}{2}(u_{sdref}{i}_{sd}+u_{sqref}{i}_{sq})---\left(4\right)$

式(4)中，P_s为直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值，i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量，i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值；

5.2)将计算得到的发电机实时功率输出值P_s行延时；

5.3)将延时后的发电机实时功率输出值P_s和机侧变流器的有功输出参考值P_sref求差，将差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下输入到发电机的q轴电流参考值；

5.4)将输入到发电机的q轴电流参考值取反转换为发电机输出的q轴电流参考值i_sqref；

5.5)将两相旋转坐标系下的q轴电流分量i_sq作为双闭环矢量控制方式的电流内环的输入，将电流内环的输入和发电机输出的q轴电流的参考值i_sqref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值u_sq，然后对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；将两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和发电机输出的d轴电流的参考值i_sdref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值u_sd，对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

5.6)将两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref与d轴电压分量参考值u_sdref转换到两相静止坐标系，得到两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ；

5.7)将两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ作为SVPWM调制系统的输入得到SVPWM调制量，通过SVPWM调制量控制机侧变流器的有功输出。

本实施例中，步骤5.5)中具体是指根据式(5)所示函数表达式对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；

u_sqref＝u_sq-ω_sL_sqi_sq(5)

式(5)中，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值，u_sq为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sq为定子电感的q轴分量；i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量。

本实施例中，步骤5.5)中具体是指根据式(6)所示函数表达式对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

u_sdref＝u_sd-ω_sL_sdi_sd(6)

式(6)中，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sd为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sd为定子电感的d轴分量；i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为步骤包括：

1)采集直驱永磁风力发电系统的并网点电压，判断并网点电压是否低于预设的额定值，如果低于预设的额定值，则判定发生电压跌落并跳转执行步骤2)；

2)将直驱永磁风力发电系统的机侧变流器启用有功功率自动调节模式，并对风力机进行变速变桨控制以防止风力机进入限速保护模式；

3)采集直驱永磁风力发电系统的网侧变流器输出的电压U_Gi及功角θ_i；

4)根据式(1)计算网侧变流器输出的有功功率；

$P_i=\frac{U_{pcc}{U}_{Gi}}{x_i}{\mathrm{sin\θ}}_i---\left(1\right)$

式(1)中，U_pcc为网侧变流器输出的有功功率，U_Gi为网侧变流器输出的电压，θ_i为网侧变流器输出的功角，x_i为网侧变流器交流侧的电感；

5)将网侧变流器输出的有功功率作为所述机侧变流器的有功输出给定，采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节所述机侧变流器的有功输出。

2.根据权利要求1所述的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为，所述步骤2)中对风力机进行变速变桨控制详细步骤包括：

2.1)检测直驱永磁风力发电系统的风力机转速ω_r；

2.2)判断风力机转速ω_r超出设定限值ω_rth是否成立，如果成立则跳转执行步骤2.3)，否则，则退出变速变桨控制的步骤；

2.3)获取风力机转速ω_r和设定限值ω_rth之间的差值△ω；

2.4)将所述差值△ω进行PI调节；

2.5)将所述PI调节的输出进行桨距角限幅得到桨距角给定初始值；

2.6)将所述桨距角给定初始值采用式(2)所示函数计算得到桨距角给定β*；

$\mathrm{\β}*=\frac{1}{{\mathrm{\τ}}_{\mathrm{\β}}s+1}---\left(2\right)$

式(2)中，β*为桨距角给定，τ_β为变桨执行机构延时，s为拉氏变换因子；

2.7)将桨距角给定β*传输到变桨执行机构。

3.根据权利要求2所述的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为，所述步骤2.2)中设定限值ω_rth的初始化设定值确定函数关系如式(3)所示；

ω_rth＝(1+α)·ω_RN(3)

式(3)中，ω_rth为设定限值，α为发电机转子的增速参数，发电机转子的增速参数α的取值为4％～8％，ω_RN为发电机的额定转速。

4.根据权利要求1或2或3所述的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为，所述步骤5)中采用功率外环、电流内环的双闭环矢量控制方式调节所述机侧变流器的有功输出的详细步骤包括：

5.1)将机侧变流器的三相电流分量i_sα、i_sb、i_sc转换到两相旋转坐标系，得到两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和q轴电流分量i_sq；根据式(4)所示函数表达式计算直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值P_s作为双闭环矢量控制方式的功率外环输入；

$P_s=-\frac{3}{2}(u_{sdref}{i}_{sd}+u_{sqref}{i}_{sq})---\left(4\right)$

式(4)中，P_s为直驱永磁风力发电系统的发电机实时功率输出值，i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量，i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值；

5.2)将计算得到的发电机实时功率输出值P_s行延时；

5.3)将延时后的发电机实时功率输出值P_s和机侧变流器的有功输出参考值P_sref求差，将差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下输入到发电机的q轴电流参考值；

5.4)将输入到发电机的q轴电流参考值取反转换为发电机输出的q轴电流参考值i_sqref；

5.5)将两相旋转坐标系下的q轴电流分量i_sq作为双闭环矢量控制方式的电流内环的输入，将电流内环的输入和发电机输出的q轴电流的参考值i_sqref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值u_sq，然后对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；将两相旋转坐标系下的d轴电流分量i_sd和发电机输出的d轴电流的参考值i_sdref求差，将求差得到的差值进行PI调节得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值u_sd，对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

5.8)将两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref与d轴电压分量参考值u_sdref转换到两相静止坐标系，得到两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ；

5.9)将两相静止坐标系下的α轴电压分量参考值u_sα和β轴电压分量参考值u_sβ作为SVPWM调制系统的输入得到SVPWM调制量，通过所述SVPWM调制量控制所述机侧变流器的有功输出。

5.根据权利要求4所述的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为，所述步骤5.5)中具体是指根据式(5)所示函数表达式对q轴电压分量参考中间值u_sq进行前馈补偿得到两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值u_sqref；

u_sqref＝u_sq-ω_sL_sqi_sq(5)

式(5)中，u_sqref为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考值，u_sq为两相旋转坐标系下的q轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sq为定子电感的q轴分量；i_sq为两相旋转坐标系下的q轴电流分量。

6.根据权利要求5所述的电压跌落时直驱永磁风力发电系统有功功率动态控制方法，其特征为，所述步骤5.5)中具体是指根据式(6)所示函数表达式对d轴电压分量参考中间值u_sd进行补偿得到两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值u_sdref；

u_sdref＝u_sd-ω_sL_sdi_sd(6)

式(6)中，u_sdref为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考值，u_sd为两相旋转坐标系下的d轴电压分量参考中间值，ω_s为转子角速度，L_sd为定子电感的d轴分量；i_sd为两相旋转坐标系下的d轴电流分量。