CN105207254A - 一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，步骤包括：检测电网a、b、c三相的输出电流，将a、b、c三相的输出电流相加得到并联网侧变流器输出的环流分量i_z；将并联网侧变流器输出的环流分量i_z和预设的环流分量参考值i_z ^ref做差，将做差得到的差值通过比例谐振调节器调节实现对零序电流的无差控制，得到环流抑制分量U_z1；将环流抑制分量U_z1进行定标匹配，得到抑制分量参考值U_z2；将抑制分量参考值U_z2分别叠加至电网的各相的输出电压参考值。本发明能够抑制并联变流器之间的环流，可灵活应用于各类风力发电控制算法，能够在不改变现有控制策略、不增加成本的前提下高效抑制环流。

Description

一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电机网侧变流器，具体涉及一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法。

背景技术

风力发电机组连接的多台网侧变流器交错并联运行，采用交错并联运行方式，如图1所示，并联变流交错并联方式即两个变流器共母线连接，同时在交流侧后经过滤波电感L进行并联，单个变流器均采用三相桥式电压源型变流器。不同变流器，并联变流器各对应相驱动脉冲信号互错180°，从而部分电流高次谐波互相抵消，改善了网侧电流波形。采用交错并联运行方式可以增大系统容量，改善输出电能质量。但是，采用交错并联运行方式同时会导致并联单元之间存在较大的环流，使得变流设备无法正常工作。目前交错并联变流器之间环流的抑制方法一般采用硬件抑制方法，在硬件上消除环流通道，即在并联PWM变流器交流侧串入隔离变压器，利用隔离变压器阻断交流侧环流回路，但是这种方法增大了风电变流系统成本，增大了装置的体积，降低了使用的灵活性，而且使得系统损耗变大。

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，提供一种能够抑制并联变流器之间的环流，可灵活应用于各类风力发电控制算法，能够在不改变现有控制策略、不增加成本的前提下高效抑制环流的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，步骤包括：

1)检测电网a、b、c三相的输出电流，将所述a、b、c三相的输出电流相加得到并联网侧变流器输出的环流分量i_z；

2)将所述并联网侧变流器输出的环流分量i_z和预设的环流分量参考值i_z ^ref做差，将做差得到的差值通过比例谐振调节器调节实现对零序电流的无差控制，得到环流抑制分量U_z1；

3)将所述环流抑制分量U_z1进行定标匹配，得到抑制分量参考值U_z2；

4)将所述抑制分量参考值U_z2分别叠加至电网的a、b、c三相的输出电压参考值，分别得到电网的a、b、c三相的电压调制值。

优选地，所述步骤2)中比例谐振调节器的传递函数如式(1)所示；

$G_{PR}\left(s\right)=K_p+\frac{2K_{ri}{\mathrm{\ω}}_{c}s}{s^2+2{\mathrm{\ω}}_{c}s+{\mathrm{\ω}}^2}---\left(1\right)$

式(1)中，G_PR(s)为比例谐振调节器的输出结果，s为比例谐振调节器的输入，K_p为比例谐振调节器的比例增益，K_ri为比例谐振调节器的谐振环节增益，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，ω为比例谐振调节器的控制角频率。

优选地，所述比例谐振调节器的输出由比例部分输出和谐振部分输出叠加构成，所述比例谐振调节器在第k个控制周期的输出如式(2)所示；

U(k)＝U_p(k)+U_ri(k)(2)

式(2)中，U(k)为比例谐振调节器第k个控制周期的输出，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，U_p(k)的计算表达式如式(3)所示；U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，U_ri(k)的计算表达式如式(4)所示；

U_p(k)＝K_p×e_r(k)(3)

式(3)中，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，K_p为比例谐振调节器的比例增益，e_r(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的输入；

U_ri(k)＝U_ri(k-1)-[U_r(k)-V_i(k-1)-U_ri(k-1)×2×ω_c]×T_s(4)

式(4)中，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，U_ri(k-1)为比例谐振调节器在第k-1个控制周期的谐振部分输出，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，T_s为处理器的控制周期，U_r(k)为第k个周期的谐振常数计算值，V_i(k-1)为_第k-1个周期的谐振增益计算值；U_r(k)的计算表达式如式(5)所示，Vi(k)的计算表达式如式(6)所示；

U_r(k)＝2×ω_c×K_ri×U_p(k)(5)

式(5)中，ω_c为截止频率，K_ri为谐振环节增益，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出；

V_i(k)＝V_i(k-1)+ω×ω×U_ri(k)×Ts(6)

式(6)中，V_i(k)为第k个周期的谐振增益计算值，V_i(k-1)为第k-1个周期的谐振增益计算值，ω为比例谐振调节器的控制角频率，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，T_s为处理器的控制周期。

优选地，所述步骤3)的详细步骤包括：

3.1)根据式(7)计算空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值U_max；

$U_{max}=U_{dc}/\sqrt{3}---\left(7\right)$

式(7)中，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值，U_dc为变流系统的直流母线电压；

3.2)根据式(8)计算得到抑制分量参考值U_z2；

U_z2＝U_z1/U_max(8)

式(8)中，U_z2为抑制分量参考值，U_z1为环流抑制分量，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值。

优选地，所述步骤2)中预设的环流分量参考值i_z ^ref的值为0。

优选地，所述步骤2)中得到环流抑制分量U_z1后，还包括在比例谐振调节器输出的环流抑制分量U_z1中叠加电网电压零序分量e_z的步骤，在电网正常状态下所述电网电压零序分量e_z为零，在电网发生接地故障时，所述电网电压零序分量e_z的如式(9)所示；

$e_z=\frac{1}{3}(e_a+e_b+e_c)---\left(9\right)$

式(9)中，e_z为电网电压零序分量，e_a、e_b、e_c分别为电网的a、b、c三相的电压值。

本发明抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法具有下述优点：本发明采用改进调制方法抑制并联变流器之间的环流，通过将a、b、c三相的输出电流相加得到并联网侧变流器输出的环流分量i_z，将并联网侧变流器输出的环流分量i_z和预设的环流分量参考值i_z ^ref做差，将做差得到的差值通过比例谐振调节器调节实现对零序电流的无差控制，再进行定标匹配后分别叠加至电网的a、b、c三相，能够抑制并联变流器之间的环流，可灵活应用于各类风力发电控制算法，能够在不改变现有控制策略、不增加成本的前提下高效抑制环流。

附图说明

图1为现有网侧变流器的交错并联主电路的拓扑图。

图2为本发明实施例方法的基本流程示意图。

图3为本发明实施例方法的基本控制策略示意图。

具体实施方式

如图2和图3所示，本实施例抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法的步骤包括：

1)检测电网a、b、c三相的输出电流，将a、b、c三相的输出电流相加得到并联网侧变流器输出的环流分量i_z；

2)将并联网侧变流器输出的环流分量i_z和预设的环流分量参考值i_z ^ref做差，将做差得到的差值通过比例谐振调节器调节实现对零序电流的无差控制，得到环流抑制分量U_z1；本实施例中，步骤2)中预设的环流分量参考值i_z ^ref的值为0；

3)将环流抑制分量U_z1进行定标匹配，得到抑制分量参考值U_z2；

4)将抑制分量参考值U_z2分别叠加至电网的a、b、c三相的输出电压参考值，分别得到电网的a、b、c三相的电压调制值。

本实施例中，步骤2)中比例谐振调节器的传递函数如式(1)所示；

$G_{PR}\left(s\right)=K_p+\frac{2K_{ri}{\mathrm{\ω}}_{c}s}{s^2+2{\mathrm{\ω}}_{c}s+{\mathrm{\ω}}^2}---\left(1\right)$

式(1)中，G_PR(s)为比例谐振调节器的输出结果，s为比例谐振调节器的输入，K_p为比例谐振调节器的比例增益，K_ri为比例谐振调节器的谐振环节增益，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，ω为比例谐振调节器的控制角频率。截止频率ω_c与比例谐振调节器的控制带宽有关，本实施例中电网电压频率的波动范围为±0.5Hz，则有ω_c/π＝1Hz，ω_c＝π。由于环流分量为零序分量，所以比例谐振调节器的控制角频率ω取值为100π。

本实施例中，比例谐振调节器的具体数字设计方法如下：比例谐振调节器的输出由比例部分输出和谐振部分输出叠加构成，比例谐振调节器在第k个控制周期的输出如式(2)所示；

U(k)＝U_p(k)+U_ri(k)(2)

式(2)中，U(k)为比例谐振调节器第k个控制周期的输出，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，U_p(k)的计算表达式如式(3)所示；U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，U_ri(k)的计算表达式如式(4)所示；

U_p(k)＝K_p×e_r(k)(3)

式(3)中，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，K_p为比例谐振调节器的比例增益，e_r(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的输入；

U_ri(k)＝U_ri(k-1)-[U_r(k)-V_i(k-1)-U_ri(k-1)×2×ω_c]×T_s(4)

式(4)中，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，U_ri(k-1)为比例谐振调节器在第k-1个控制周期的谐振部分输出，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，T_s为处理器的控制周期，U_r(k)为第k个周期的谐振常数计算值，V_i(k-1)为_第k-1个周期的谐振增益计算值；U_r(k)的计算表达式如式(5)所示，V_i(k)的计算表达式如式(6)所示；

U_r(k)＝2×ω_c×K_ri×U_p(k)(5)

式(5)中，ω_c为截止频率，K_ri为谐振环节增益，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出；

V_i(k)＝V_i(k-1)+ω×ω×U_ri(k)×T_s(6)

式(6)中，V_i(k)为第k个周期的谐振增益计算值，V_i(k-1)为第k-1个周期的谐振增益计算值，ω为比例谐振调节器的控制角频率，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，T_s为处理器的控制周期。

本实施例中，步骤3)的详细步骤包括：

3.1)根据式(7)计算空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值U_max；

$U_{max}=U_{dc}/\sqrt{3}---\left(7\right)$

式(7)中，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值，U_dc为变流系统的直流母线电压；

3.2)根据式(8)计算得到抑制分量参考值U_z2；

U_z2＝U_z1/U_max(8)

式(8)中，U_z2为抑制分量参考值，U_z1为环流抑制分量，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值。

为了提高本实施例方法的故障穿越，使电网即使发生接地故障本实施例方法仍然可以正常工作，本实施例步骤2)中得到环流抑制分量U_z1后，还包括在比例谐振调节器输出的环流抑制分量U_z1中叠加电网电压零序分量e_z的步骤，在电网正常状态下电网电压零序分量e_z为零，在电网发生接地故障时，电网电压零序分量e_z的如式(9)所示；

$e_z=\frac{1}{3}(e_a+e_b+e_c)---\left(9\right)$

式(9)中，e_z为电网电压零序分量，e_a、e_b、e_c分别为电网的a、b、c三相的电压值。结合式(9)可知，电网电压零序分量e_z实质上似是比例谐振调节器的前馈分量。

本实施例步骤4)将抑制分量参考值U_z2分别叠加至电网的a、b、c三相的输出电压参考值U_a1、U_b1、U_c1后，a相电压调制值U_a＝U_a1+U_Z2，其中b相电压调制值U_b＝U_b1+U_Z2，其中c相电压调制值U_c＝U_c1+U_Z2。其中，相输出电压参考值U_a1、U_b1、U_c1由电网的主控制系统产生。通过包含抑制分量参考值U_z2的电压调制值U_a、U_b、U_c，能够达到抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的目的。本实施例技术方案的环流控制与功率控制是解耦的，相互之间无影响，因此具有适普性的优点，功率控制具体可以根据需要采用直接功率控制、间接功率控制、直接电流控制等控制方法。

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)

1.一种抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于步骤包括：

1)检测电网a、b、c三相的输出电流，将所述a、b、c三相的输出电流相加得到并联网侧变流器输出的环流分量i_z；

2)将所述并联网侧变流器输出的环流分量i_z和预设的环流分量参考值i_z ^ref做差，将做差得到的差值通过比例谐振调节器调节实现对零序电流的无差控制，得到环流抑制分量U_z1；

3)将所述环流抑制分量U_z1进行定标匹配，得到抑制分量参考值U_z2；

4)将所述抑制分量参考值U_z2分别叠加至电网的a、b、c三相的输出电压参考值，分别得到电网的a、b、c三相的电压调制值。

2.根据权利要求1所述的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于，所述步骤2)中比例谐振调节器的传递函数如式(1)所示；

$G_{PR}\left(s\right)=K_p+\frac{2K_{ri}{\mathrm{\ω}}_{c}s}{s^2+2{\mathrm{\ω}}_{c}s+{\mathrm{\ω}}^2}---\left(1\right)$

式(1)中，G_PR(s)为比例谐振调节器的输出结果，s为比例谐振调节器的输入，K_p为比例谐振调节器的比例增益，K_ri为比例谐振调节器的谐振环节增益，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，ω为比例谐振调节器的控制角频率。

3.根据权利要求2所述的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于，所述比例谐振调节器的输出由比例部分输出和谐振部分输出叠加构成，所述比例谐振调节器在第k个控制周期的输出如式(2)所示；

U(k)＝U_p(k)+U_ri(k)(2)

式(2)中，U(k)为比例谐振调节器第k个控制周期的输出，Up(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，Up(k)的计算表达式如式(3)所示；Uri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，Uri(k)的计算表达式如式(4)所示；

U_p(k)＝K_p×e_r(k)(3)

式(3)中，Up(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出，K_p为比例谐振调节器的比例增益，e_r(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的输入；

U_ri(k)＝U_ri(k-1)-[U_r(k)-V_i(k-1)-U_ri(k-1)×2×ω_c]×T_s(4)

式(4)中，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，U_ri(k-1)为比例谐振调节器在第k-1个控制周期的谐振部分输出，ω_c为比例谐振调节器的截止频率，T_s为处理器的控制周期，U_r(k)为第k个周期的谐振常数计算值，V_i(k-1)为_第k-1个周期的谐振增益计算值；U_r(k)的计算表达式如式(5)所示，V_i(k)的计算表达式如式(6)所示；

U_r(k)＝2×ω_c×K_ri×U_p(k)(5)

式(5)中，ω_c为截止频率，K_ri为谐振环节增益，U_p(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的比例部分输出；

V_i(k)＝V_i(k-1)+ω×ω×U_ri(k)×T_s(6)

式(6)中，V_i(k)为第k个周期的谐振增益计算值，V_i(k-1)为第k-1个周期的谐振增益计算值，ω为比例谐振调节器的控制角频率，U_ri(k)为比例谐振调节器在第k个控制周期的谐振部分输出，T_s为处理器的控制周期。

4.根据权利要求3所述的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于，所述步骤3)的详细步骤包括：

3.1)根据式(7)计算空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值U_max；

$U_{max}=U_{dc}/\sqrt{3}---\left(7\right)$

式(7)中，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值，U_dc为变流系统的直流母线电压；

3.2)根据式(8)计算得到抑制分量参考值U_z2；

U_z2＝U_z1/U_max(8)

式(8)中，U_z2为抑制分量参考值，U_z1为环流抑制分量，U_max为空间矢量调制时相电压输出的逆变器输出的不失真最大正弦相电压幅值。

5.根据权利要求4所述的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于，所述步骤2)中预设的环流分量参考值i_z ^ref的值为0。

6.根据权利要求1～5中任意一项所述的抑制风力发电机网侧变流器交错并联环流的控制方法，其特征在于，所述步骤2)中得到环流抑制分量U_z1后，还包括在比例谐振调节器输出的环流抑制分量U_z1中叠加电网电压零序分量e_z的步骤，在电网正常状态下所述电网电压零序分量e_z为零，在电网发生接地故障时，所述电网电压零序分量e_z的如式(9)所示；

$e_z=\frac{1}{3}(e_a+e_b+e_c)---\left(9\right)$

式(9)中，e_z为电网电压零序分量，e_a、e_b、e_c分别为电网的a、b、c三相的电压值。