CN107482653B - 直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统与方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统与方法，属于风电领域。该系统包括双馈型发电机、定子侧变流器、转子侧变流器、网侧直流变流器、储能系统。首先储能系统给转子侧变流器提供电源实现逆变；其次风机启动后，定子侧变流器整流升压，网侧直流变流器定功率控制，并控制储能系统充放电，实现功率波动抑制；若电网电压跌落，网侧直流变流器实施定直流电压控制，转子侧变流器和储能系统工作于电压跌落故障控制模式；若电网过电压，储能系统对电网电压钳位；若断线，网侧直流变流器实施定直流电压控制，转子侧变流器使发电机输出功率为零，最后闭锁网侧直流变流器。本发明有益于双馈型风电机组在柔性直流输电系统中使用。

Description

直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统与方法

技术领域

本发明涉及一种控制系统和控制方法，尤其是一种直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统与方法，属于风力发电技术领域。

背景技术

双馈型风力发电机是目前风电市场使用最广泛的主流产品之一。传统的双馈型风电机组采用容量较小的背靠背变流器与发电机转子相连，而发电机的定子直接与电网相接，因此，在电网电压发生跌落故障时会造成发电机定子磁链的振荡，进而使得定子磁链中含有直流成分，对于不对称电网电压跌落还会有负序成分。而双馈型发电机的转速较高，因此定子磁链中的直流成分和负序成分会有较高的转差率，将导致发电机转子回路产生过电流或过电压。

目前传统的双馈型风电机组低电压穿越通常采用撬棒保护电路(Crowbar电路)，其原理是利用电阻消耗转子侧多余的能量，其优点是可以加快故障电流的衰减，以保护转子侧变流器；其缺点是Crowbar电路一旦投入运行，将短接发电机转子绕组，使双馈型发电机变为鼠笼异步发电机运行，需从电网吸收大量无功功率以作励磁，这将不利于电网故障后的电网电压迅速恢复，而且电阻不仅将能量浪费，也会使柜体内温度上升，威胁变流器功率器件的安全。此外，Crowbar电路的投入切除时刻非常重要，选择不当，一方面将引起Crowbar电路多次动作，另一方面将可能引起大电流冲击。

由此可见，传统的双馈型风电机组存在固有缺陷：1)系统低电压穿越能力差：电网电压一旦跌落，发电机定子电压随之跌落，尤其是电网电压大幅跌落时，将在定子、转子绕组中引起很大的故障电流，直流母线电压也将快速上升，严重危及风电机组安全。2)撬棒保护电路控制不好，将会造成更大危害，也不利于电网电压恢复，而且电阻将浪费能量，增加变流器柜体的散热压力。

近年来柔性直流输电技术因其具有运行可靠、控制简单、成本低等诸多优势而深受关注，在风力发电系统应用越来越广泛，出现了基于柔性直流输电的大型风电场并网技术方案，也开始探讨柔性直流输电技术在双馈型风电场中的应用问题，其中直流输电线路有可能发生电压跌落(一般是单相接地导致)、过电压、直流输电线路断线等故障，严重威胁系统安全运行，目前在该方面的研究甚少。

此外，风速变化将引起风力发电机输出功率波动，影响风电机组输出功率的稳定。

总之，为了柔性直流输电技术在双馈型风电场中的使用和推广，建立安全可靠的双馈型风电场的柔性直流输电系统，必须解决功率波动抑制和电压跌落、过电压、断线等故障控制与保护问题。

发明内容

本发明的主要目的在于：针对上述问题，提出一种基于柔性直流输电技术的新型双馈型风电机组功率波动及故障控制系统与方法，实现在风速波动情况下风电机组功率波动抑制，使双馈型风电机组输出功率保持平稳，以及直流输电线路发生电压跌落、过电压、断线等故障时对双馈型风力发电机及其变流器进行保护。

为了达到以上目的，本发明直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，其特征在于，包括：双馈型风电机组、储能系统、第一接触器、第二接触器，所述双馈型风电机组包括风力机、齿轮箱、双馈型发电机、定子侧变流器、转子侧变流器、网侧直流变流器；所述储能系统包括第一储能设备、第二储能设备、第一功率变换器、第二功率变换器、第三功率变换器和储能控制系统；所述储能控制系统包括数据采集模块、风电功率预测模块、电网调度出力指令通信模块，并输出控制信号分别至第一功率变换器、第二功率变换器、第三功率变换器；所述数据采集模块采集风电机组实时功率、所述第一储能设备及第二储能设备的端电压、所述第一储能设备及第二储能设备的充放电电流、直流电网电压及电流、风速。

所述定子侧变流器一端与所述双馈型发电机的定子连接，另一端分别与所述第一接触器、所述网侧直流变流器连接；所述转子侧变流器一端与所述双馈型发电机的转子连接，另一端分别与所述第一接触器的另一端、所述第一功率变换器连接；所述第一功率变换器的另一端与所述第一储能设备连接；所述第二功率变换器的一端与所述双馈型发电机的定子连接，另一端与所述第一储能设备连接；所述网侧直流变流器的另一端与所述第二接触器相接，所述第二接触器的另一端分别与所述第三功率变换器和直流输电线路连接；所述第三功率变换器的另一端与所述第二储能设备连接。

所述定子侧变流器为电压源变流器(VSC)或不可控整流器与升压变换器的组合，所述转子侧变流器为电压源变流器(VSC)；所述网侧直流变流器为直流升压变流器；所述第一功率变换器和第三功率变换器均为直流双向变换器；所述第二功率变换器为AC/DC变换器。

上述直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，其控制方法包括以下步骤：

步骤1，在风机启动并网前，所述第一接触器处于断开位置，首先由所述储能控制系统控制所述第一功率变换器使其工作于放电模式，由所述第一储能设备为所述转子侧变流器提供逆变电源，并使所述转子侧变流器的直流侧电压U_B稳定；其次控制所述转子侧变流器给所述双馈型发电机的转子提供三相交流励磁电流，风电机组启动。

步骤2，在风电机组启动后，首先控制所述定子侧变流器将发电机定子发出的频率和幅值均可变化的交流电进行整流、升压稳压，当所述定子侧变流器的直流侧电压U_A等于所述转子侧变流器的直流侧电压U_B时，闭合所述第一接触器；其次控制所述网侧直流变流器使其工作于升压模式，当其输出电压U_D等于直流电网电压U_bus时，闭合所述第二接触器，将双馈型发电机发出的功率输送至直流电网。

步骤3，风电机组并网后，在正常运行情况下，使所述网侧直流变流器工作于定功率控制模式，确保所述定子侧变流器输出电压U_A维持稳定；同时采用功率波动抑制方法，控制所述第一功率变换器、所述第三功率变换器使其根据功率平稳输出指令和双馈型风电机组输出功率情况分别对所述第一储能设备、第二储能设备进行充放电，实现系统功率平稳输出。

步骤4，在电网发生电压跌落的情况下，采用电压跌落故障控制方法，分别控制所述第一功率变换器、所述第二功率变换器、所述第三功率变换器和所述转子侧变流器工作于电压跌落故障控制模式，控制所述网侧直流变流器切换至定直流电压控制模式；当电网电压恢复正常后，采用电压恢复控制方法，使所述风电机组逐步恢复正常，并转至步骤3。

步骤5，在电网发生过电压的情况下，使所述第三功率变换器工作于过电压故障控制模式，对所述第二储能设备进行充电，使其作为直流输电线路的快速放电装置，对直流电网电压进行钳位，抑制过电压，确保直流电网电压稳定。

步骤6，在直流输电线路断线的情况下，首先使所述网侧直流变流器切换至定直流电压控制模式；其次使所述第二功率变换器工作于整流状态，对所述第一储能设备进行充电，同时使所述第三功率变换器工作于过电压故障控制模式，对所述第二储能设备进行充电，抑制过电压；第三，使所述转子侧变流器切换至断线故障控制模式，使风力发电机输出功率为零，并停机；第四，使所述定子侧变流器、所述第二功率变换器停机，闭锁所述网侧直流变流器，断开所述第二接触器，使所述第三功率变换器停机，进行线路检修。

所述步骤3中的功率波动抑制方法，具体步骤如下：

31)确定所述储能设备(包括所述第一储能设备、所述第二储能设备，下同)与系统交换能量的约束条件，以防所述储能设备过充过放：根据所述储能控制系统检测到的所述储能设备的端电压值U_es进行判断，如果U_es>U_esmax，则不能充电，如果U_es<U_esmin，则不能放电，其中U_esmax为储能设备端电压最大允许值，U_esmin为储能设备端电压允许最小值；

32)根据风电功率预测模块给出的预测功率和电网调度出力指令模块给出的出力功率两者之一确定当前系统输出功率设定值P_set，经功率变化率限制器，与功率调节信号P_m相加，再经限幅环节，得到系统输出功率参考值P_ref；

33)将此参考值P_ref减去当前发电机实际输出功率值P_T，得到所述第一储能设备和所述第二储能设备的总输出/输入功率参考值P_esref；

34)如果此参考值P_esref小于所述第一储能设备的额定容量P_N1，则执行步骤35)；否则转至步骤36)；

35)将步骤33)得到的参考值P_esref与所述第一储能设备当前的输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到所述第一功率变换器充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与实际测量值I_C之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第一功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；然后返回步骤31)。

36)将所述第一储能设备的额定容量P_N1与所述第一储能设备的当前输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到所述第一功率变换器充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与实际测量值I_C之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第一功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；同时，将步骤33)得到的参考值P_esref减去所述第一储能设备的当前输出/输入功率测量值P_C，再减去所述第二储能设备的当前输出/输入功率测量值P_F，然后经PI控制器，得到所述第二功率变换器充放电电流的参考值I_Fref，此参考值I_Fref与实际测量值I_F之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第二功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；然后返回步骤31)。

所述步骤4中的电压跌落故障控制方法如下：

1)使所述第一功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测所述定子侧变流器的直流侧电压U_A，控制所述第一功率变换器，使其工作于降压状态，对所述第一储能设备进行充电，吸收因电网电压跌落故障导致的过剩功率，将其储存在所述第一储能设备中，并使所述定子侧变流器的直流侧电压U_A维持稳定在其参考值U_A ^*。

2)使所述第二功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测所述双馈型发电机定子的输出电压U_E，控制所述第二功率变换器，使其工作于整流状态，对所述第一储能设备实施充电，吸收因电网电压跌落故障可能导致的过电压，维持所述发电机定子的输出电压U_E稳定。

3)使所述网侧直流变流器工作于定直流电压控制模式：采用电压—功率斜率控制方式，根据系统输出到电网的功率，得到直流电网电压调节量设定值ΔU_busset，将该值ΔU_busset与直流电网电压设定值U_busset相加，经电压变化率限制器(为了减小直流电网电压参考值U_Dref突变对交直流系统的冲击)，再经限幅环节(为了保证直流电网电压在允许的范围内)，得到直流电网电压参考值U_Dref；该参考值U_Dref与所述网侧直流变流器实际输出电压U_D之差经PI控制器，送入PWM模块产生所述网侧直流变流器的驱动信号，控制所述网侧直流变流器，使直流电网电压稳定。

4)使所述转子侧变流器工作于电压跌落故障控制模式：实时检测直流电网电压U_bus，设其跌落幅度为k，有：

式中，U_Nbus为故障前的直流电网电压。

则此时为确保输入输出功率平衡，令发电机的有功功率参考值P_ref＝kP，式中，P为电压跌落前发电机输出的有功功率；根据P＝T_eω_m，其中，T_e为电磁转矩，ω_m为转子机械转速，得到此时的电磁转矩参考值T_e ^*，即：T_e ^*＝P_ref/ω_m＝kP/ω_m。

采用定子磁链定向矢量控制策略，经abc/αβ、αβ/dq坐标变换，将dq坐标系的d轴定向在定子磁链ψ_s上，则有：

式中，n_p为所述双馈型发电机的极对数，L_m为定转子互感，L_s为定子自感，ψ_s为定子磁通，i_qr为转子电流的q轴分量。

由式(1)可得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*：

同时，根据无功功率给定值Q_s ^*与计算得到的实际值Q_s进行比较后输入PI控制器，得到转子的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，再叠加各自的前馈电压补偿量，得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*，经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，经SVPWM模块调制后产生驱动信号，控制所述转子侧变流器产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率降低，保证风电机组的功率与输出至电网的功率保持平衡。

5)使所述第三功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测直流电网电压U_bus，控制所述第三功率变换器，使所述第二储能设备工作于放电状态，为稳定直流电网电压U_bus提供支撑。

所述步骤4中的电压恢复控制方法，具体步骤如下：

41)使所述第一功率变换器工作于功率波动抑制模式；

42)使所述第二功率变换器停机；

43)使所述网侧直流变流器工作于定功率控制模式，确保所述定子侧变流器的直流侧电压U_A维持稳定；

44)使所述转子侧变流器工作于电压恢复模式：令电磁转矩参考值T_e ^*为：

式中，P_T为当前发电机实际输出功率，P_N为发电机的额定功率，T_s为采样时间，ω_m为转子机械转速。

采用定子磁链定向矢量控制策略，经abc/αβ、αβ/dq坐标变换，将dq坐标系的d轴定向在定子磁链ψ_s上，将式(3)代入式(2)，得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*；同时，根据无功功率给定值Q_s ^*与计算得到的实际值Q_s进行比较后输入PI控制器，得到转子的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，再叠加各自的前馈电压补偿量，得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*，经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，送入SVPWM模块调制后得到驱动信号，控制所述转子侧变流器产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率逐步上升。

45)根据发电机风速-功率特性曲线得到当前风速v_w下的最大功率P_max，如果P_T+10％P_NT_s<P_max，则返回步骤44)，否则令T_e ^*＝P_max/ω_m，使所述转子侧变流器恢复至正常工作模式。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

(1)本发明所述双馈型风电机组系统的拓扑结构使双馈型发电机定子不与电网直接相连，而是经过定子侧变流器、网侧直流变流器与直流电网相连，这样，在电网电压跌落时，无论是小幅跌落还是大幅跌落，定子电压均不会随之跌落，而转子侧变流器均能迅速根据电压跌落幅度调节电磁转矩，有效限制电压跌落时发电机中定子和转子的电流，减小发电机输出功率，使得机组发电功率与输出功率平衡，提高了双馈型风电机组在故障期间对电网电压的支撑能力，因而具有更优越的低电压穿越能力；当电网电压恢复时，转子侧变流器能使发电机输出功率逐步上升，减小电网恢复瞬间发动机电磁转矩和功率的大幅变动，增强了系统稳定性。

(2)在风速变化引起发电机输出功率波动时，储能控制系统根据风电功率预测模块预测的出力功率或电网调度出力指令，使储能设备与系统实现能量互动，有效抑制功率波动，实现风电机组输出功率平稳。

(3)在电网电压跌落或过电压时，储能系统能将多余能量存储在储能设备中，或者对直流电网提供电压支撑，并使发电机定子电压和直流侧电压稳定，有效保护发电机绕组和变流器的安全，进一步增强低电压穿越控制能力，且无需传统的Crowbar电路，可有效利用能源。

附图说明

图1为本发明直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统构成图。

图2为本发明网侧直流变流器定功率控制框图。

图3为本发明系统功率波动抑制控制框图。

图4为本发明第一功率变换器功率波动抑制控制框图。

图5为本发明第三功率变换器功率波动抑制控制框图。

图6为本发明电网电压跌落情况下第一功率变换器的控制框图。

图7为本发明网侧直流变流器的定直流电压控制框图。

图8为本发明电网电压跌落、直流输电线路断线故障情况下转子侧变流器控制框图。

图9为某一风速下风力机功率与转速特性关系曲线。

图10为本发明电网电压跌落、电网过电压情况下第三功率变换器的控制框图。

图11为本发明模拟直流电网电压跌路情况下的实验波形。

图12为本发明电网电压恢复时转子侧变流器控制框图。

图13为本发明模拟直流电网过电压情况下的实验波形。

其中，1-定子侧变流器；2-转子侧变流器；3-网侧直流变流器；4-第一功率变换器；5-第一储能设备；6-第三功率变换器；7-第二储能设备；8-储能控制系统；9-双馈型风力发电机转子；10-双馈型风力发电机定子；11-第一接触器；12-第二接触器；13-直流输电线路；14-第二功率变换器；15-选择器；16-功率变化率限制器；17-电压—功率斜率控制器；18-电压变化率限制器。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明作进一步详细说明。

如图1所示，本发明直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，包括：双馈型风电机组、储能系统、第一接触器11、第二接触器12；所述双馈型风电机组包括风力机、齿轮箱、双馈型发电机、定子侧变流器1、转子侧变流器2、网侧直流变流器3；所述储能系统包括第一储能设备5、第二储能设备7、第一功率变换器4、第二功率变换器14、第三功率变换器6和储能控制系统8；储能控制系统8包括数据采集模块、风电功率预测模块、电网调度出力指令模块，并输出控制信号分别至第一功率变换器4、第二功率变换器14、第三功率变换器6；数据采集模块采集双馈型风力发电机定子电压U_E、定子侧变流器1直流侧的电压U_A和电流I_A、转子侧变流器2直流侧的电压U_B和电流I_B、网侧直流变流器3高压侧的电压U_D和电流I_D、第一储能设备5的端电压U_C、第二储能设备7的端电压U_F、第一储能设备5的充放电电流I_C、第二储能设备7的充放电电流I_F、直流电网电压U_bus和电流I_bus、风速v_w；双馈型风力发电机实时功率由定子侧变流器1直流侧的电压U_A和电流I_A、转子侧变流器2直流侧的电压U_B和电流I_B计算获得。

定子侧变流器1一端与双馈型发电机的定子10连接，另一端分别与第一接触器11、网侧直流变流器3连接；转子侧变流器2一端与双馈型发电机的转子9连接，另一端分别与第一接触器11的另一端、第一功率变换器4连接；第一功率变换器4的另一端与第一储能设备5连接；第二功率变换器14的一端与双馈型发电机的定子10连接，另一端与第一储能设备5连接；网侧直流变流器3的另一端与第二接触器12相接，第二接触器12的另一端分别与第三功率变换器6和直流输电线路13连接；第三功率变换器6的另一端与第二储能设备7连接。

上述直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，其控制方法包括以下步骤：

步骤1，在风机启动并网前，第一接触器11处于断开位置，首先由储能控制系统8控制第一功率变换器4使其工作于放电模式(升压状态)，由第一储能设备5为转子侧变流器2提供直流侧电源，并使转子侧变流器2的直流侧电压U_B稳定；其次控制转子侧变流器2给双馈型发电机的转子9提供三相交流励磁电流，风电机组启动。

步骤2，在风电机组启动后，首先控制定子侧变流器1将发电机定子10发出的频率和幅值均可变化的交流电进行整流、升压稳压，当定子侧变流器1直流侧电压U_A等于转子侧变流器2的直流侧电压U_B时，闭合第一接触器11；其次控制网侧直流变流器3使其工作于升压模式，当其输出电压U_D等于直流输电线路13的电网电压U_bus时，闭合第二接触器12，将双馈型发电机发出的功率输送至直流电网。

步骤3，风电机组并网后，在正常运行情况下，使网侧直流变流器3工作于定功率控制模式，如图2所示，定子侧变流器1的直流侧电压参考值U_A ^*与其测量值U_A之差，经PI控制器后限幅，限幅的目的是保证网侧直流变流器3的输出电流I_D在允许的范围内；经限幅后，得到网侧直流变流器3的输出电流的参考值I_D ^*，I_D ^*与其测量值I_D之差经限幅PI控制器送入PWM模块，产生驱动信号，控制网侧直流变流器3，确保定子侧变流器1的直流侧电压U_A维持稳定；

同时采用功率波动抑制方法，控制第一功率变换器4、第三功率变换器6使其根据功率平稳输出指令和双馈型风电机组输出功率情况分别对第一储能设备5、第二储能设备7进行充放电，这样即可通过储能设备储存的能量与系统进行交换，实现系统功率平稳输出。具体过程如下：

31)确定储能设备(即第一储能设备5和第二储能设备7，下同)与系统交换能量的约束条件：根据储能控制系统8检测到的储能设备的端电压值U_es进行判断，如果U_es>U_esmax，则不能对该储能设备充电，如果U_es<U_esmin，则该储能设备不能放电，以防该储能设备过充过放，其中U_esmax为储能设备的端电压最大允许值，U_esmin为储能设备的端电压最小允许值；

32)如图3所示，根据实际要求，由选择器15选择风电功率预测模块给出的预测功率或电网调度出力指令模块给出的出力功率，作为当前系统输出功率设定值P_set，为确保系统输出功率平缓变化，加入功率变化率限制器16，然后与功率调节信号P_m相加，再经限幅环节，得到系统输出功率参考值P_ref，加入限幅环节的目的是使P_ref在网侧变流器3的容量允许范围内；

33)将此参考值P_ref减去当前发电机实际输出功率值P_T，P_T＝P_s+P_r＝U_AI_A+U_AI_B，得到第一储能设备5和第二储能设备7的总输出/输入功率参考值P_esref，即P_esref＝P_ref-U_A(I_A+I_B)；

34)如果P_esref小于第一储能设备5的额定容量P_N1，则执行步骤35；否则转至步骤36)；

35)将步骤33)得到的参考值P_esref与第一储能设备5当前的输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到第一功率变换器4充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与充放电电流的实际测量值I_C之差经PI控制器，得到占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生第一功率变换器4的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电。然后返回步骤31)。

36)如图4所示，将第一储能设备5的额定容量P_N1与第一储能设备5当前的输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到第一功率变换器4充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与其实际测量值I_C之差经PI控制器，得到占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生第一功率变换器4的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；同时，如图5所示，将步骤33)得到的参考值P_esref减去第一储能设备5当前的输出/输入功率测量值P_C，再减去第二储能设备7当前的输出/输入功率测量值P_F，然后经PI控制器，得到第三功率变换器6充放电电流的参考值I_Fref，此参考值I_Fref与其实际测量值I_F之差经PI控制器，得到占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生第三功率变换器6的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电。然后返回步骤31)。

步骤4，在电网发生电压跌落的情况下，采用电压跌落故障控制方法，分别控制第一功率变换器4、第二功率变换器14、第三功率变换器6和转子侧变流器2工作于电压跌落故障控制模式，控制网侧直流变流器3切换至定直流电压控制模式。具体如下：

1)使第一功率变换器4工作于电压跌落故障控制模式：如图6所示，定子侧变流器1的直流侧电压给定值U_A ^*与实际测量值U_A之差，经PI控制器，限幅后得到第一储能设备5的充电电流参考值I_Cref，I_Cref与其实际测量值I_C之差经PI控制器，送入PWM模块，产生驱动信号，控制第一功率变换器4，使其工作于降压状态，对第一储能设备5进行充电，吸收因电网电压跌落故障导致的过剩功率，将其储存在第一储能设备5中，并使定子侧变流器1的直流侧电压U_A维持稳定。

2)使第二功率变换器14工作于电压跌落故障控制模式：检测发电机定子10的输出电压U_E，控制第二功率变换器14，使其工作于充电模式(整流状态)，将过剩功率储存在第一储能设备5中，并维持发电机定子10的输出电压U_E稳定。

3)使网侧直流变流器3工作于定直流电压控制模式：如图7所示，系统输出到电网的功率P_bus＝U_busI_bus，经电压—功率斜率控制器17，得到直流电网电压调节量设定值ΔU_busset，将该值ΔU_busset与直流电网电压设定值U_busset相加，经电压变化率限制器18，再经限幅环节(为了保证直流电网电压在允许的范围内)，得到直流输电线路电压参考值U_Dref；U_Dref与网侧直流变流器3的输出电压U_D的测量值之差经PI控制器，送入PWM模块生成驱动信号，控制网侧直流变流器3，使直流输电线路电压U_bus稳定。其中，电压变化率限制器18的作用是：减小直流电网电压参考值U_Dref突变对交直流系统的冲击。

4)使转子侧变流器2工作于电压跌落故障控制模式：

图8给出了电压跌落时转子侧变流器2的控制框图。如图8所示，首先实时检测直流电网电压U_bus，设其跌落幅度为k，有：

式中，U_Nbus为故障前的直流电网电压。

由于此时系统输入电网的电流I_bus不会突变，则系统输入电网的功率下降了k倍。为确保输入输出功率平衡，令风力发电机输出功率参考值P_ref＝kP，式中，P为电压跌落前发电机输出的有功功率；

根据

P＝T_eω_m

式中，T_e为电磁转矩，ω_m为转子机械转速，ω_m＝ω_r/n_p，其中，ω_r为转子电角速度，ω_r＝dθ_r/dt，其中θ_r为转子位置角，由编码器测得，n_p为双馈型风力发电机的极对数；

得到此时的电磁转矩参考值T_e ^*，即：

T_e ^*＝P_ref/ω_m＝kP/ω_m

采用定子磁链定向矢量控制策略，经abc/αβ、αβ/dq坐标变换，将dq坐标系的d轴定向在定子磁链ψ_s上，则有：

式中，L_m为定转子互感，L_s为定子自感，i_qr为转子电流的q轴分量。

由式(1)可得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*：

定子磁通ψ_s经ψ_s计算模块得到，即：ψ_s＝u_qs/ω₁，式中，u_qs为定子电压的q轴分量，ω₁为定子旋转磁场角速度，且有ω₁＝dθ_s/dt，其中θ_s为定子电压矢量角，它由θ_s计算模块得到：θ_s＝arctan(u_βs/u_αs)，其中u_αs、u_βs分别为定子电压的α轴分量和的β轴分量。

同时，无功功率Q_s计算模块经过计算得到实际值Q_s＝u_qsi_ds，式中，i_ds为定子电流的d轴分量；无功功率给定值Q_s ^*(一般设为0)与Q_s实际值之差经PI控制器，得到转子的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，分别得到u_dr’和u_qr’：

式中，R_r为转子电阻，α₁＝-L_m/L_s，α₂＝L_r-L_m ²/L_s，p为微分算子。

再叠加各自的前馈电压补偿量Δu_dr、Δu_qr：

式中，ω_s为转差角频率，且有ω_s＝ω₁-ω_r。

得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*：

再经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，送入SVPWM模块调制后得到驱动信号，控制转子侧变流器2产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率降低，保证风电机组的功率与输出至电网的功率保持平衡。

如图9所示，风力机和发电机原来的工作点均为A点，假设此时风速不变，发电机输出功率由P_A降为P_B，由于惯性滞后，风力机仍工作在原来的工作点A点，发电机的输入功率大于其输出功率，致使其转速上升(转速从ω_m1升至ω_m2)，发电机的运行点将从A点跳至B点，致使风力机捕获的部分风功率以动能的形式存储在转子中；进一步地，转速上升后，风力机的叶尖速比λ偏离最佳叶尖速比λ_opt，从而叶片的功率系数C_p下降，使得风力机捕获的风功率减小，最终也稳定运行在B点，从而使发电机的输入功率与输出功率达到平衡。

5)使第三功率变换器6工作于电压跌落故障控制模式：如图10所示，直流电网电压U_bus ^*与测量值U_bus之差，经PI控制器和限幅环节，得到第二储能设备7的放电电流参考值I_Fref，I_Fref与测量值I_F之差，经PI控制器送入PWM模块，得到驱动信号，控制第三功率变换器6，使其工作于放电模式(升压状态)，维持电网电压U_bus稳定。

图11为一直流电网额定电压为90V的模拟电压跌路实验波形，图中波形1为直流电网电压U_bus波形，波形2为第三功率变换器6高压侧电压U_D波形，波形3为第一储能设备7充放电电流波形。从图中可以看出，当直流电网电压U_bus从约110V迅速跌落至10V时，第二储能设备7迅速转为放电状态，U_D保持90V不变，而直流电网电压U_bus也被钳位在90V。

当电网电压恢复正常后，采用电压恢复控制方法，使双馈型风电机组逐步恢复正常，恢复正常后，转至步骤3。

电压恢复控制方法的具体步骤如下：

41)使第一功率变换器4工作于功率波动抑制模式；

42)使第二功率变换器14停机；

43)使网侧直流变流器3切换至定功率控制模式，如图2所示，确保定子侧变流器1直流侧电压U_A维持稳定；

44)使转子侧变流器2工作于电压恢复模式：图12给出了电压恢复时转子侧变流器2的控制框图。

如图12所示，根据当前发电机实际输出功率P_T、转子机械转速ω_m和风速v_w，根据国标规定，电压恢复速度应为10％P_N/s，因而令电磁转矩参考值T_e ^*为：

式中，P_N为发电机的额定功率，T_s为采样时间。

同样，与图8相似，采用定子磁链定向矢量控制策略，将式(3)代入式(2)，得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*；同时，将无功功率给定值Q_s ^*与计算得到的实际值Q_s之差输入PI控制器，得到转子10的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，分别得到u_dr’和u_qr’(如式(4)所示)，再叠加各自的前馈电压补偿量Δu_dr、Δu_qr(如式(5)所示)，得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*(如式(6)所示)，经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，送入SVPWM模块调制后得到驱动信号，控制转子侧变流器2产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率逐步上升。

45)根据发电机风速-功率特性曲线得到当前风速v_w下的最大功率P_max，如果P_T+10％P_NT_s<P_max，则返回步骤44，否则令T_e ^*＝P_max/ω_m，使转子侧变流器2恢复至正常工作模式。

步骤5，在电网发生过电压的情况下，使第三功率变换器6工作于过电压故障控制模式，如图10所示，直流电网电压参考值U_bus ^*与测量值U_bus之差，经PI控制器和限幅环节，得到第二储能设备7的充电电流参考值I_Fref，I_Fref与测量值I_F之差，经PI控制器送入PWM模块，得到驱动信号，控制第三功率变换器6，使其工作于降压状态，对第二储能设备7进行充电，使其作为直流输电线路13的快速放电装置，对直流电网电压U_bus进行钳位，抑制过电压，确保直流电网电压U_bus稳定。图13为一直流电网额定电压为90V的模拟过电压的实验波形，图中波形1为直流电网电压U_bus波形，波形2为第三功率变换器6高压侧电压U_D波形。从图中可以看出，当直流电网电压U_bus升高至110V后，第二接触器12闭合(模拟电网过电压)，U_D保持90V不变，而直流电网电压U_bus立即被钳位在90V。

步骤6，在直流输电线路断线的情况下，即检测到I_bus＝0，网侧直流变流器3的输出端电压U_D持续升高，如果U_D过高，将会导致系统崩溃。由于断线故障为永久性故障，所以必须立即闭锁网侧直流变流器3并拉闸检修。此时，为了有效抑制过电压，在闭锁前首先使网侧直流变流器3切换至定直流电压控制模式，如图7所示；其次使第二功率变换器14工作于整流状态，对第一储能设备5进行充电，同时使第三功率变换器6工作于过电压故障控制模式，如图10所示，对第二储能设备7进行充电，抑制过电压；第三，使转子侧变流器2切换至断线故障控制模式，如图8所示，令图8中的风力发电机输出功率参考值P_ref＝0，使发电机输出功率为0，并停机；第四，使定子侧变流器1、第二功率变换器14停机，闭锁网侧直流变流器3，断开第二接触器12，使第三功率变换器6停机，进行线路检修。

Claims (6)

1.一种直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，其特征在于，包括：双馈型风电机组、储能系统、第一接触器、第二接触器，所述双馈型风电机组包括风力机、齿轮箱、双馈型发电机、定子侧变流器、转子侧变流器、网侧直流变流器；所述储能系统包括第一储能设备、第二储能设备、第一功率变换器、第二功率变换器、第三功率变换器和储能控制系统；所述储能控制系统包括数据采集模块、风电功率预测模块、电网调度出力指令通信模块，并输出控制信号分别至第一功率变换器、第二功率变换器、第三功率变换器；所述数据采集模块采集风电机组实时功率、所述第一储能设备及第二储能设备的端电压和充放电电流、直流电网电压及电流、风速。

2.根据权利要求1所述的直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统，其特征在于，所述定子侧变流器一端与所述双馈型发电机的定子连接，另一端分别与所述第一接触器、所述网侧直流变流器连接；所述转子侧变流器一端与所述双馈型发电机的转子连接，另一端分别与所述第一接触器的另一端、所述第一功率变换器连接；所述第一功率变换器的另一端与所述第一储能设备连接；所述第二功率变换器的一端与所述双馈型发电机的定子连接，另一端与所述第一储能设备连接；所述网侧直流变流器的另一端与所述第二接触器相接，所述第二接触器的另一端分别与所述第三功率变换器和直流输电线路连接；所述第三功率变换器的另一端与所述第二储能设备连接。

3.一种如权利要求1或2所述的直流输电双馈型风电机组功率波动及故障控制系统的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，在风机启动并网前，所述第一接触器处于断开位置，首先由所述储能控制系统控制所述第一功率变换器使其工作于放电模式，由所述第一储能设备为所述转子侧变流器提供逆变电源，并使转子侧变流器的直流侧电压U_B稳定；其次控制所述转子侧变流器给所述双馈型发电机的转子提供三相交流励磁电流，风电机组启动；

步骤2，在风电机组启动后，首先控制所述定子侧变流器将发电机定子发出的频率和幅值均可变化的交流电进行整流、升压稳压，当所述定子侧变流器的直流侧电压U_A等于所述转子侧变流器的直流侧电压U_B时，闭合所述第一接触器；其次控制所述网侧直流变流器使其工作于升压模式，当其输出电压U_D等于直流电网电压U_bus时，闭合所述第二接触器，将双馈型发电机发出的功率输送至直流电网；

步骤3，风电机组并网后，在正常运行情况下，使所述网侧直流变流器工作于定功率控制模式，确保所述定子侧变流器输出电压U_A维持稳定；同时采用功率波动抑制方法，控制所述第一功率变换器、所述第三功率变换器使其根据功率平稳输出指令和双馈型风电机组输出功率情况分别对所述第一储能设备、第二储能设备进行充放电，实现系统功率平稳输出；

步骤4，在电网发生电压跌落的情况下，采用电压跌落故障控制方法，分别控制所述第一功率变换器、所述第二功率变换器、所述第三功率变换器和所述转子侧变流器工作于电压跌落故障控制模式，控制所述网侧直流变流器切换至定直流电压控制模式；当电网电压恢复正常后，采用电压恢复控制方法，使所述风电机组逐步恢复正常，并转至步骤3；

步骤5，在电网发生过电压的情况下，使所述第三功率变换器工作于过电压故障控制模式，对所述第二储能设备进行充电，使其作为直流输电线路的快速放电装置，对直流电网电压进行钳位，抑制过电压，确保直流电网电压U_bus稳定；

步骤6，在直流输电线路断线的情况下，首先使所述网侧直流变流器切换至定直流电压控制模式；其次使所述第二功率变换器工作于整流状态，对所述第一储能设备进行充电，同时使所述第三功率变换器工作于过电压故障控制模式，对所述第二储能设备进行充电，抑制过电压；第三，使所述转子侧变流器切换至断线故障控制模式，使风力发电机输出功率为零，并停机；第四，使所述定子侧变流器、所述第二功率变换器停机，闭锁所述网侧直流变流器，断开所述第二接触器，使所述第三功率变换器停机，进行线路检修。

4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述步骤3中的功率波动抑制方法，具体步骤如下：

31)确定所述储能设备与系统交换能量的约束条件，以防所述储能设备过充过放：根据所述储能控制系统检测到的所述储能设备的端电压值U_es进行判断，如果U_es>U_esmax，则不能充电，如果U_es<U_esmin，则不能放电，其中U_esmax为储能设备端电压最大允许值，U_esmin为储能设备端电压最小允许值；

32)根据风电功率预测模块给出的预测功率和电网调度出力指令模块给出的出力功率两者之一确定当前系统输出功率设定值P_set，经功率变化率限制器，与功率调节信号P_m相加，再经限幅环节，得到系统输出功率参考值P_ref；

33)将此参考值P_ref减去当前发电机实际输出功率值P_T，得到所述第一储能设备和所述第二储能设备的总输出/输入功率参考值P_esref；

34)如果此参考值P_esref小于所述第一储能设备的额定容量P_N1，则执行步骤35)；否则转至步骤36)；

35)将步骤33)得到的参考值P_esref与所述第一储能设备当前的输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到所述第一功率变换器充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与实际测量值I_C之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第一功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；然后返回步骤31)；

36)将所述第一储能设备的额定容量P_N1与所述第一储能设备的当前输出/输入功率测量值P_C之差经PI控制器，得到所述第一功率变换器充放电电流的参考值I_Cref，此参考值I_Cref与实际测量值I_C之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第一功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；同时，将步骤33)得到的参考值P_esref减去所述第一储能设备的当前输出/输入功率测量值P_C，再减去当前所述第二储能设备的输出/输入功率测量值P_F，然后经PI控制器，得到所述第二功率变换器充放电电流的参考值I_Fref，此参考值I_Fref与实际测量值I_F之差经PI控制器，其输出为占空比偏差Δα，该偏差加上0.5即为占空比α，送入PWM模块产生所述第二功率变换器的驱动信号，如果占空比大于0.5，则充电；反之，则放电；然后返回步骤31)。

5.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述步骤4中的电压跌落故障控制方法如下：

1)使所述第一功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测所述定子侧变流器的直流侧电压U_A，控制所述第一功率变换器，使其工作于降压状态，对所述第一储能设备进行充电，吸收因电网电压跌落故障导致的过剩功率，将其储存在所述第一储能设备中，并使所述定子侧变流器的直流侧电压U_A维持稳定在其参考值U_A ^*；

2)使所述第二功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测所述双馈型发电机定子的输出电压U_E，控制所述第二功率变换器，使其工作于整流状态，对所述第一储能设备实施充电，吸收因电网电压跌落故障可能导致的过电压，维持所述发电机定子的输出电压U_E稳定；

3)使所述网侧直流变流器工作于定直流电压控制模式：采用电压—功率斜率控制方式，根据系统输出到电网的功率，得到直流电网电压调节量设定值ΔU_busset，将该值ΔU_busset与直流电网电压设定值U_busset相加，经电压变化率限制器，再经限幅环节，得到直流电网电压参考值U_Dref；该参考值U_Dref与所述网侧直流变流器实际输出电压U_D之差经PI控制器，送入PWM模块产生所述网侧直流变流器的驱动信号，控制所述网侧直流变流器，使直流电网电压稳定；

4)使所述转子侧变流器工作于电压跌落故障控制模式：首先实时检测直流电网电压U_bus，设其跌落幅度为k，有：

式中，U_Nbus为故障前的直流电网电压；则此时为确保输入输出功率平衡，令发电机的有功功率参考值P_ref＝kP，式中，P为电压跌落前发电机输出的有功功率；根据P＝T_eω_m，其中，T_e为电磁转矩，ω_m为转子机械转速，得到此时的电磁转矩参考值T_e ^*，即：T_e ^*＝P_ref/ω_m＝kP/ω_m；

采用定子磁链定向矢量控制策略，经abc/αβ、αβ/dq坐标变换，将dq坐标系的d轴定向在定子磁链ψ_s上，则有：

式中，n_p为所述双馈型发电机的极对数，L_m为定转子互感，L_s为定子自感，ψ_s为定子磁通，i_qr为转子电流的q轴分量；

由式(1)可得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*：

同时，根据无功功率给定值Q_s ^*与计算得到的实际值Q_s进行比较后输入PI控制器，得到转子的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，再叠加各自的前馈电压补偿量，得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*，经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，经SVPWM模块调制后产生驱动信号，控制所述转子侧变流器产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率降低，保证风电机组的功率与输出至电网的功率保持平衡；

5)使所述第三功率变换器工作于电压跌落故障控制模式：检测直流电网电压U_bus，控制所述第三功率变换器，使所述第二储能设备工作于放电状态，为稳定直流电网电压U_bus提供支撑。

6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于，所述步骤4中的电压恢复控制方法，具体步骤如下：

41)使所述第一功率变换器工作于功率波动抑制模式；

42)使所述第二功率变换器停机；

43)使所述网侧直流变流器工作于定功率控制模式，确保所述定子侧变流器的直流侧电压U_A维持稳定；

44)使所述转子侧变流器工作于电压恢复模式：令电磁转矩参考值T_e ^*为：

式中，P_T为当前发电机实际输出功率值，P_N为发电机的额定功率，T_s为采样时间，ω_m为转子机械转速；

采用定子磁链定向矢量控制策略，经abc/αβ、αβ/dq坐标变换，将dq坐标系的d轴定向在定子磁链ψ_s上，将式(3)代入式(2)，得到转子的q轴电流参考值i_qr ^*；同时，根据无功功率给定值Q_s ^*与计算得到的实际值Q_s进行比较后输入PI控制器，得到转子的d轴电流参考值i_dr ^*；i_dr ^*和i_qr ^*分别与各自的实际测量值比较后输入带限幅的PI控制器，再叠加各自的前馈电压补偿量，得到转子电压控制量u_dr ^*和u_qr ^*，经dq/αβ坐标变换后得到u_αr ^*和u_βr ^*，送入SVPWM模块调制后得到驱动信号，控制所述转子侧变流器产生所需的励磁电压和电流，实现发电机有功功率和无功功率解耦，使发电机输出功率逐步上升；

45)根据发电机风速-功率特性曲线得到当前风速v_w下的最大功率P_max，如果P_T+10％P_NT_s<P_max，则返回步骤44)，否则令T_e ^*＝P_max/ω_m，使所述转子侧变流器恢复至正常工作模式。