CN109066735B - 一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法，通过加装一个串联网侧变换器实现对串联网侧变换器的控制，使得不平衡电网电压下风机的定子侧电压仍保持三相平衡，保证了定转子的三相电流平衡，改善了双馈风机在不平衡电网电压下的运行性能。基于串联网侧变换器产生的功率二倍频波动，进而提出了一种基于比例‑谐振功率补偿器的并联网侧变换器控制策略，最大限度的使得并联网侧变换器产生的功率二倍频分量等于串联网侧变换器产生的二倍频分量，从而实现同时抑制双馈风力发电系统输出的有功、无功功率二倍频波动，提高了系统的输出品质；显著增强了双馈风力发电系统在电网电压故障下的抗干扰能力。

Description

一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法
技术领域
本发明属于双馈风力发电系统的控制技术领域，更具体地，涉及一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法。
背景技术
随着电力电子技术和自动控制技术的不断发展和成熟，以风力发电为代表的清洁能源发电技术取得了长足的进步，其中，变速恒频双馈感应电机(Doubly Fed InductionGenerator，DFIG)以其变流器容量小、有功和无功功率可解耦控制以及运行性能良好等优势，在风力发电系统中得到了广泛的应用。在实际应用中，由于风能资源分布的特殊性，很多风电场处于电网相对薄弱的偏远地区，并通过较长的输电线与主电网连接，输电线路阻抗不对称、三相负荷不平衡以及使用大功率单相负载都可能造成风力发电机并网点处出现电压不平衡的现象，由于DFIG的定子直接与电网相连，若仍采用传统的控制方法，电网电压的不平衡现象将会恶化机组运行状况，很小的定子电压不平衡就会使得定、转子电流出现较大的不平衡，不平衡电流会导致绕组的不均衡发热，可能造成电机局部过热影响绕组绝缘层的效果；转矩波动会产生噪声，并对风电机组转轴系统造成一定的机械应力冲击，降低转轴系统的工作寿命，严重时可能损坏风力机、传动轴和齿轮箱等机械设备；此外，由于电网电压的不平衡以及定子电流的不平衡，DFIG系统的输出功率将包含二倍频波动，降低输出电能质量，影响电网的稳定性。电网电压不平衡同样会影响网侧变换器，引起直流母线电压存在一定程度的二倍频波动，由此会导致直流电容频繁充放电，影响直流电容的使用寿命。当电网电压出现较大的不平衡，为了风电系统的自身安全性，有时风电系统与电网会发生解列，这将对整个电网的运行稳定性产生很大影响。
中国杂志《中国电机工程学报》第32卷第6期名称为“电网电压不平衡下采用SGSC的双馈感应风电系统改进控制”公开了双馈风力发电系统在不平衡电网电压下采用SGSC的控制方法，该文件中指出当电网电压不平衡时，定子电压含有正序和负序分量，通过SGSC向定子回路注入一个负的负序电压以抵消定子电压的负序分量，并利用PI控制器使得定子电压正负分量等于电网电压的正序分量；该文件在PGSC中提出了三个控制目标(实现整个DFIG系统输出有功功率无脉动、实现整个DFIG系统输出无功功率无脉动或实现整个系统无负序电流注入电网)来增强不平衡电网电压下DFIG风电系统的运行能力。
但是以上控制策略存在以下问题：①电网电压出现不平衡时，电网电压的正序分量也发生变化；文中SGSC的控制目标是使得定子电压正序分量等于电网电压的正序分量，并没有使得定子电压等于风机的定子额定电压。②在并联网侧变换器(Parallel GridSide Converter，PGSC)中仍采用PI控制，因受控制变量有限，使得控制目标受到一定的限制，不能同时抑制整个DFIG系统输出有功和无功功率的二倍频波动。
发明内容
针对现有技术的缺陷，本发明提供了一种不平衡电网电压下双馈风力发电系统的控制方法，其目的是在电网电压发生三相不平衡时向定子回路注入一个串联电压，使得定子电压不受电网电压的影响，克服了电网电压不平衡对DFIG本身产生的影响，提高了DFIG在不平衡电网电压下的稳定运行性能。
本发明提供了一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统，包括：风力涡轮机、齿轮箱、双馈感应发电机、转子侧变换器(Rotor Side Converter，RSC)、并联网侧变换器(Parallel Grid Side Converter，PGSC)和直流滤波电容器；其特征在于，所述双馈风力发电系统还包括：串联网侧变换器(Series Grid Side Converter，SGSC)；RSC和PGSC通过直流电容器背靠背连接，RSC另一端直接接入风机的转子绕组，PGSC另一端通过线路滤波器连接到电网；SGSC经线路滤波器后通过变压器串联的形式接入发电机定子侧与电网之间，用于对定子电压进行补偿，抵消电网电压的负序分量，补偿跌落的正序分量。
更进一步地，双馈风力发电系统还包括：PGSC控制器、SGSC控制器和RSC控制器，PGSC控制器用于保持直流电容电压恒定以及控制风机接入点的功率因数；SGSC控制器用于补偿DFIG的定子电压，使得电网电压发生三相不平衡时DFIG的定子电压维持不变；RSC控制器用于风力机的有功、无功的解耦控制。
其中，PGSC控制器、所述SGSC控制器和所述RSC控制器的主电路均为三相两电平电压源换流器，其共有三个桥臂，每个桥臂均由两组可关断器件及其相应的反并联续流二极管构成。
更进一步地，SGSC包括：主电路、坐标变换模块、延时模块、正负序分量分离模块、锁相环和滞环比较模块；SGSC采样得到DFIG定子电压和SGSC输出的电压，利用锁相环得到坐标变换中的旋转角度，再利用坐标变换模块将定子三相交流电压转换到dq坐标系中，然后通过延时模块以及正负序分量分离模块得到定子电压的正负序分量，再通过计算得到SGSC应输出电压的正负序分量，然后通过坐标变换模块得到SGSC应输出的三相交流电压，最后通过滞环比较SGSC输出的电压与应输出的电压得到主电路的触发信号，以实现SGSC对DFIG定子电压的控制。
本发明还提供了一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统的控制方法，包括如下步骤：
(1)当电网电压出现不平衡时，SGSC对电网电压经变压器变换后的正序分量和负序分量进行检测；
(2)通过坐标变换得到故障前后正、负序分量并对其进行补偿后得到SGSC应输出电压的正、负序分量，然后通过坐标变换得到SGSC应该输出的电压；
(3)通过滞环比较的方法对SGSC的输出电压进行有效的控制，使得SGSC的输出电压等于其应当输出的值，并通过二倍频功率运算方程得到流经SGSC的有功、无功功率的二倍频分量；
(4)通过SGSC的有效控制，DFIG的定子电压将维持不变，不平衡电网电压下DFIG定转子电流仍将保持平衡，那么RSC的控制方法将维持不变，以实现双馈风力发电系统有功、无功功率的解耦控制；
(5)通过二倍频功率计算方程得到PGSC中有功、无功功率的二倍频分量；
(6)采用降阶准谐振控制器对PGSC中有功、无功功率的二倍频分量进行独立控制，使其等于流经SGSC的有功、无功功率的二倍频分量，以实现同时抑制DFIG系统输出有功、无功功率二倍频波动的目的。
其中，串联网侧变换器在电网电压不平衡时对定子电压进行补偿，使得机端定子电压保持三相平衡且等于额定电压。
更进一步地，在步骤(2)中，当电网电压出现不平衡时串联网侧变换器应输出补偿电压表达式为：Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn；其中，Uc表示串联网侧变换器通过串联变压器应输出的补偿电压矢量；Ucp、Ucn分别表示串联网侧变换器应补偿的正序电压矢量和负序电压矢量；Ugp、Ugn分别表示电网正序电压矢量和电网负序电压矢量；U′gp表示正常对称电网电压下的正序电压矢量。
更进一步地，步骤(3)中所述二倍频功率运算方程为
Figure BDA0001781788140000051
Figure BDA0001781788140000052
分别表示流经SGSC的二倍频有功、无功功率；Uc、ic分别表示SGSC输出的补偿电压和流经SGSC的电流，下标0、2分别表示各电量的直流分量和二倍频分量；下标d、q分别为电压在dq坐标系下的d、q轴分量；上标p电量转换到正向dq坐标系中。
更进一步地，步骤(5)中所述二倍频功率计算方程为
Figure BDA0001781788140000053
Figure BDA0001781788140000054
分别表示PGSC输出的二倍频有功、无功功率。Ugd、Ugq分别表示电网三相交流电压的d、q轴分量；igd、igq分别表示PGSC三相交流电流的d、q轴分量；下标0、2分别表示各电量的直流分量和二倍频分量；上标p电量转换到正向dq坐标系中。
RSC通过采用矢量控制策略以实现换流器对电动机转速及有功、无功的解耦控制；PGSC的控制目标是保持直流电容电压恒定以及控制风力机接入点的功率因数，本发明添加的辅助控制器控制其产生的功率二倍频分量最大限度的与SGSC产生的相等；SGSC用于在电网电压发生故障时维持定子电压不变。
串联网侧变换器的有效控制使得定子电压和电流保持平衡，无需改变转子侧变换器，避免了高阶矩阵的复杂运算。且机端定子输出的有功和无功功率无二倍频波动。基于降阶准谐振功率补偿的辅助控制器可以实现对二倍频分量的独立控制，最大限度地使得并联网侧变换器输出的有功和无功功率等于流经串联网侧变换器的有功和无功功率。基于降阶准谐振功率补偿的辅助控制器能够同时抑制系统总输出有功和无功功率的二倍频波动。协调控制策略有很好的响应性能，显著增强了双馈风力发电系统在电网电压故障下的抗干扰能力。
本发明考虑不平衡电网电压对双馈风力发电系统的影响，针对不平衡电网电压下双馈风机定转子电流出现较大不平衡的现象以及系统输出功率出现二倍频波动的问题，分析了加装串联网侧变换器(Series Grid Side Converter，SGSC)维持定子电压平衡的机理，通过SGSC的有效控制，保证了风机定子三相电压与正常电网电压一致，实现了定转子三相电流平衡，改善了双馈风机的并网运行性能。在此基础上，计及SGSC产生的功率二倍频分量，通过分析PGSC在电网电压不平衡条件下的数学模型，推导并建立了PGSC在不平衡电网电压条件下二倍频功率的控制方程，提出了一种基于降阶准谐振功率补偿器的PGSC控制策略，达到了同时抑制系统输出有功、无功功率的二倍频波动的目的，在保证双馈风机正常运行的状态下，提高了双馈风力发电系统的输出品质。协调SGSC和PGSC可以提高双馈风力发电系统在不平衡电网电压下的运行性能，增强双馈风力发电系统在电网电压故障下的抗干扰能力。
附图说明
图1是本发明的双馈风力发电系统拓扑结构图；
图2(a)是本发明的SGSC主电路结构图；
图2(b)是本发明的SGSC控制系统框图；
图3是本发明的PGSC主电路拓扑结构图；
图4是本发明的基于降阶准谐振控制器的功率补偿控制框图；
图5是本发明的降阶准谐振控制器的实现原理；
图6是本发明的整个双馈风力发电系统控制框图；
图7(a)是本发明的电网电压仿真波形图；
图7(b)是本发明的补偿前定子电压仿真波形图；
图7(c)是本发明的SGSC输出补偿电压仿真波形图；
图7(d)是本发明的补偿后定子电压仿真波形图；
图8(a)是本发明的定子电流仿真波形图；
图8(b)是本发明的转子电流仿真波形图；
图9(a)是仅采用SGSC的系统输出有功功率仿真波形图；
图9(b)是仅采用SGSC的系统输出无功功率仿真波形图；
图10(a)是本发明的系统输出有功功率仿真波形图；
图10(b)是本发明的系统输出无功功率仿真波形图；
图11(a)是本发明的系统输出有功功率二倍频分量仿真波形图；
图11(b)是本发明的系统输出的无功功率二倍频分量仿真波形图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明在传统双馈风力发电系统的基础上，在定子回路串联接入SGSC，直流侧接入背靠背PWM变换器的直流电容环节，其作用是在电网电压发生三相不平衡时向定子回路注入一个串联电压，使得定子电压不受电网电压的影响，克服了电网电压不平衡对DFIG本身产生的影响，提高了DFIG在不平衡电网电压下的稳定运行性能。在此基础上，通过分析PGSC在电网电压不平衡条件下的数学模型，推导并建立了PGSC在不平衡电网电压条件下2倍频功率的控制方程，计及该控制方程和SGSC产生的功率2倍频分量，在PGSC中添加了一种功率补偿器，该控制器在保证DFIG正常运行的状态下，达到了同时抑制了整个双馈风力发电系统输出有功、无功功率的2倍频波动的目的。
本发明提供了一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法，包括如下步骤：
(1)在定子回路串联接入SGSC，当电网电压出现不平衡时，通过坐标转换定子电压的正、负序分量，计算得到SGSC应输出的补偿电压；当电网电压出现不平衡时SGSC应输出补偿电压表达式为：Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn；其中，Uc表示SGSC通过串联变压器应输出的补偿电压矢量；Ucp、Ucn分别表示SGSC应补偿的正序电压矢量和负序电压矢量；Ugp、Ugn分别表示电网正序电压矢量和电网负序电压矢量；U′gp表示正常对称电网电压下的正序电压矢量。
(2)通过串联变压器向定子回路注入补偿电压，使得机端定子电压保持三相平衡且等于额定电压；SGSC的直流侧接入背靠背双PWM换流器的直流环节。
(3)SGSC的有效控制使得定子电压和电流保持平衡，无需改变转子侧变换器(Rotor Side Converter，RSC)的控制，避免了高阶矩阵的复杂运算，且保证了机端定子输出的有功和无功功率无二倍频波动。
(4)流经SGSC的电流三相平衡，SGSC输出的电压含有正序分量和负序分量，通过坐标变换和SGSC的二倍频功率计算公式分别计算得到流经SGSC有功和无功功率的二倍频分量。
(5)对PGSC的拓扑结构进行分析并得到PGSC的数学模型，并得到PGSC的二倍频电压控制方程。
(6)根据通过坐标变换得到PGSC有功和无功功率的二倍频分量方程；进一步地对PGSC有功和无功功率的二倍频分量方程进行求导，结合二倍频电压控制方程得到功率二倍频分量的独立控制方程。
(7)在PGSC中添加基于降阶准谐振功率补偿的辅助控制器实现对二倍频分量的独立控制。进一步地，通过复变函数理论来实现降阶准谐振控制器的工程应用。
(8)辅助控制器的目标是最大限度地使得PGSC输出有功和无功功率的二倍频分量分别等于流经SGSC有功和无功功率的二倍频分量，从而实现整个双馈风力发电系统输出的有功和无功功率无二倍频波动。
(9)协调SGSC和PGSC可以增强双馈风力发电系统在不平衡电网电压下的运行能力。
为了更进一步的说明本发明实施例提供的不平衡电网电压下的双馈风力发电系统及其控制方法，现结合附图详述如下：
如图1所示，本发明实施例提供的加装SGSC的双馈风力发电系统拓扑结构图，整个系统主要包括风力涡轮机、齿轮箱、双馈感应发电机、RSC、直流滤波电容器、PGSC以及SGSC；其中，DFIG的定子不再与电网直接相连；RSC和PGSC通过直流电容器背靠背连接，RSC另一端直接接入风机的转子绕组，PGSC另一端则是通过线路滤波器连接到电网；SGSC经线路滤波器后通过变压器串联的形式接入发电机定子侧与电网之间，用于对定子电压进行补偿(抵消电网电压的负序分量，补偿跌落的正序分量)。不平衡电网电压下通过对SGSC的有效控制，可使得发电机定子电压与正常对称电网电压条件下保持一致，因此，双馈风力发电系统的RSC仍可采用常规的矢量控制策略，以实现换流器对发电机转速及有功、无功功率的解耦控制，同时可以控制风力机最大限度的捕获风能。
在本发明实施例中，SGSC包括：主电路及其控制系统，其中，主电路的结构如图2(a)所示，主电路共有三个桥臂，每个桥臂均由两组可关断器件及其相应的反并联续流二极管构成。SGSC控制器的结构如图2(b)所示，控制系统由坐标变换模块、延时模块、正负序分量分离模块、锁相环以及滞环比较模块构成。图中Ug和Uc分别表示电网电压和SGSC输出的补偿电压；U′gp表示正常对称电网电压下的正序电压矢量；下标α、β分别为电压在αβ坐标系下的α、β轴分量；下标d、q分别为电压在dq坐标系下的d、q轴分量；下标p、n分别为电压的正序和负序分量，上标p、n表示电量转换到正向和反向dq坐标系中。
(1)得到电网电压的正、负序分量后，将正序分量转换到正向dq坐标系中，负序分量转换到反向dq坐标系中；
(2)通过式子Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn运算得到SGSC应输出电压的正、负序分量；
(3)将得到的电压正、负序分量再分别转换到三相对称坐标系中，并进行相加得到SGSC应输出的补偿电压；
(4)采用滞环比较的方法实现对定子电压的补偿控制。
那么正向同步旋转坐标系下流经SGSC的二倍频有功、无功功率可分别表示为：(坐标系d轴固定在定子电压矢量上)
Figure BDA0001781788140000101
其中，
Figure BDA0001781788140000102
分别表示流经SGSC的二倍频有功、无功功率。
如图3所示的PGSC主电路拓扑结构图，其中Ega、Egb、Egc和iga、igb、igc分别为PGSC三相交流电压和电流；Uga、Ugb、Ugc为电网三相交流电压；Rg和Lg分别为换流器的连接电阻和电感；C为直流滤波电容器；idc为换流器输出电流；Udc为直流电压。在电网电压三相平衡条件下，PGSC在同步旋转坐标系下的数学模型可表示为：
Figure BDA0001781788140000103
其中，Ugd、Ugq分别表示电网三相交流电压的d、q轴分量；igd、igq分别表示PGSC三相交流电流的d、q轴分量；Egd、Egq分别表示换流器交流三相电压的d、q轴分量；ωg表示电网电压的角频率；p表示微分算子。
PGSC的在不平衡电网电压下运行分析如下：
(1)当电网电压出现不平衡时PGSC各电量在正向dq坐标系中均含二倍频分量，因此电网电压、电流在正向dq坐标系下可表示为：
Figure BDA0001781788140000111
其中，下标0、2分别表示各电量的直流分量和二倍频分量，上标p表示转换到正向dq坐标系。
(2)通过功率计算公式得到正向dq坐标系下PGSC输出的二倍频功率方程，其可表示：(坐标系d轴固定在电网电压矢量上)
Figure BDA0001781788140000112
其中，
Figure BDA0001781788140000113
分别表示PGSC输出的二倍频有功、无功功率。
(3)从图1的系统功率流动方向可知，采用SGSC的双馈风力发电系统总输出功率可表示为：
Figure BDA0001781788140000114
其中，Pt、Qt分别表示整个系统总输出有功、无功功率；Ps、Qs分别表示DFIG机端定子输出的有功、无功功率；Pg、Qg分别表示PGSC输出的有功、无功功率；Pc、Qc分别表示流经SGSC的有功、无功功率。不平衡电网电压下，通过对SGSC的有效控制可以使得机端定子电压、电流保持三相平衡，从而使得定子输出的功率无二倍频波动，流经SGSC和PGSC的功率均含有二倍频分量，因此，整个系统总的输出功率包含有二倍频分量，其可表示为：
Figure BDA0001781788140000115
其中，Pt2、Qt2分别表示系统总的输出有功、无功功率二倍频分量。系统输出功率含有二倍频分量将会降低整个双馈风力发电系统的并网电能质量，因此需要对PGSC采取合适的补偿措施，最大限度地使PGSC的输出功率二倍频分量等于流经SGSC的功率二倍频分量，实现系统总输出有功、无功功率同时无二倍频波动，改善双馈风力发电系统在不平衡电网电压下的输出品质以满足不同运行工况下的并网要求。
(4)为了实现对PGSC的输出功率二倍频分量的控制，需要得到功率二倍频分量的独立控制方程，其步骤如下：
①首先对PGSC的输出功率二倍频分量方程进行求导，结果可表示为：
Figure BDA0001781788140000121
②通过PGSC在电网电压正常条件下的电压控制方程可得PGSC的二倍频电压方程：
Figure BDA0001781788140000122
③对①和②中的式子进行联立，得到功率二倍频分量的独立控制方程，其可表示为：
Figure BDA0001781788140000123
其中，
Figure BDA0001781788140000124
分别为正向dq坐标系下的二倍频电压指令，令
Figure BDA0001781788140000125
④根据ROQR的控制原理，功率补偿控制器的电压指令可设计为：
Figure BDA0001781788140000131
Figure BDA0001781788140000132
图4是本发明的基于降阶准谐振控制器的功率补偿控制框图，其中
Figure BDA0001781788140000133
分别表示PGSC中有功、无功功率的二倍频分量参考值。
Figure BDA0001781788140000134
Figure BDA0001781788140000135
中的后三项已包括在常规矢量控制中，只需考虑上式中的前两项进行前馈补偿，又因前馈补偿项对降阶准谐振控制器不会产生影响，因此在系统实际运行中不做考虑，降低控制系统的复杂程度。
图5给出了降阶准谐振控制器的实现原理图，由于降阶准谐振控制器存在复数j，因此需要利用复变函数理论对其进行转换以实现工程应用。在dq坐标系中，
Figure BDA0001781788140000136
与
Figure BDA0001781788140000137
满足关系
Figure BDA0001781788140000138
其中
Figure BDA0001781788140000139
利用这一关系可以实现降阶准谐振控制器的设计。
图6是本发明的整个双馈风力发电系统协调控制框图，图中θg为通过锁相环(Phase Locked Loop，PLL)计算得到的电网电压角度。
本发明还提供了一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统的其控制方法，包括下述步骤：
(1)当电网电压出现不平衡时，SGSC对电网电压经变压器变换后的正序分量和负序分量进行检测；
(2)为实现DFIG定子电压故障前后保持不变，通过坐标变换得到故障前后正、负序分量并根据Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn得到SGSC应输出电压的正、负序分量，然后通过坐标变换得到SGSC应该输出的电压；
(3)通过滞环比较的方法对SGSC的输出电压进行有效的控制，使得SGSC的输出电压等于其应当输出的值，并通过二倍频功率运算方程
Figure BDA0001781788140000141
得到流经SGSC的有功、无功功率的二倍频分量；
(4)SGSC的有效控制可以克服不平衡电网电压造成的DFIG定转子电流不平衡，且RSC的控制方法可以维持不变，以实现双馈风力发电系统有功、无功功率的解耦控制；
(5)通过二倍频功率计算方程
Figure BDA0001781788140000142
得到PGSC中有功、无功功率的二倍频分量；
(6)采用降阶准谐振控制器对PGSC中有功、无功功率的二倍频分量进行独立控制，使其最大限度的等于流经SGSC的有功、无功功率的二倍频分量，以实现同时抑制DFIG系统输出有功、无功功率二倍频波动的目的。
下面以一个具体的例子来说明：
为验证本发明所提控制策略的有效性和可行性，搭建了如图1所示的模型。本例子设置风速为12m/s不变，输出无功功率参考值设为0MVar。设置0～6s为正常运行状态，6s后B、C两相电网电压同时跌落80％，6s～8s只采用SGSC电压补偿控制策略，8s后同时采用PGSC功率补偿策略。
从图7(a)可以看出，在6s后电网发生不对称故障，B、C两相电压同时跌落。图7(b)是加装SGSC前机端定子电压，经变压器变换后，该电压将不包含零序分量，只包含正、负序分量。7(c)是SGSC输出的补偿电压。由图7(d)波形可知，经过对SGSC的有效控制，6s后经较短的暂态过程，双馈风机定子电压与6s前正常电网电压条件下保持一致，并且SGSC具有良好的动态响应特性。
从图8可以看出，在采用SGSC电压补偿策略后，定子和转子电流保持三相平衡，无需改变RSC的控制策略，提高了DFIG系统在不平衡电网电压下的运行稳定性。
图9给出了仅采用SGSC电压补偿策略下整个系统的输出有功、无功功率的仿真波形，可以看出整个系统的输出有功、无功功率的二倍频分量的幅值分别为0.126MW和0.120Mvar。
图10给出了采用SGSC和PGSC功率补偿协调控制策略下系统总输出有功功率、输出无功功率的仿真波形，系统总输出有功、无功功率二倍频分量的幅值分部降为0.035MW和0.032Mvar，相比于仅采用SGSC电压补偿策略，分别下降了72.2％和73.3％。
图11给出了系统总输出有功功率二倍频分量以及无功功率二倍频分量的波形图，从图中可以看出，8s时系统添加PGSC的功率补偿策略，系统输出的有功、无功功率的二倍频分量能够同时得到抑制，协调控制策略在保证DFIG正常运行的状态下，提高了双馈风力发电系统的输出品质。
以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于以上所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述基本方案，对本领域普通技术人员而言，根据本发明的教导，设计出各种变形的模型、公式、参数并不需要花费创造性劳动。在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变型仍落入本发明的保护范围内。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种不平衡电网电压下的双馈风力发电系统，包括：风力涡轮机、齿轮箱、双馈感应发电机DFIG、转子侧变换器RSC、并联网侧变换器PGSC和直流滤波电容器；其特征在于，所述双馈风力发电系统还包括：串联网侧变换器SGSC、PGSC控制器和SGSC控制器；
转子侧变换器RSC和并联网侧变换器PGSC通过直流电容器背靠背连接，转子侧变换器RSC另一端直接接入风机的转子绕组，并联网侧变换器PGSC另一端通过线路滤波器连接到电网；
串联网侧变换器SGSC经线路滤波器后通过变压器串联的形式接入发电机定子侧与电网之间，用于对定子电压进行补偿，抵消电网电压的负序分量，补偿跌落的正序分量；
所述SGSC控制器用于补偿双馈感应发电机DFIG的定子电压，使得电网电压发生三相不平衡时双馈感应发电机DFIG的定子电压维持不变；具体为：当电网电压出现不平衡时，串联网侧变换器SGSC对电网电压经变压器变换后的正序分量和负序分量进行检测；通过坐标变换得到故障前后正、负序分量并对其进行补偿后得到串联网侧变换器SGSC应输出电压的正、负序分量，然后通过坐标变换得到串联网侧变换器SGSC应该输出的电压；通过滞环比较的方法对串联网侧变换器SGSC的输出电压进行控制，使得串联网侧变换器SGSC的输出电压等于其应当输出的值，以实现双馈风力发电系统有功、无功功率的解耦控制；其中，当电网电压出现不平衡时串联网侧变换器SGSC应输出补偿电压表达式为：Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn；Uc表示串联网侧变换器SGSC通过串联变压器应输出的补偿电压矢量；Ucp、Ucn分别表示串联网侧变换器SGSC应补偿的正序电压矢量和负序电压矢量；Ugp、Ugn分别表示电网正序电压矢量和电网负序电压矢量；U′gp表示正常对称电网电压下的正序电压矢量；还用于通过二倍频功率运算方程得到流经串联网侧变换器SGSC的有功、无功功率的二倍频分量；
所述PGSC控制器用于保持直流电容电压恒定以及控制风机接入点的功率因数；具体为：通过二倍频功率计算方程得到并联网侧变换器PGSC中有功、无功功率的二倍频分量；采用降阶准谐振控制器对并联网侧变换器PGSC中有功、无功功率的二倍频分量进行独立控制，使其等于流经串联网侧变换器SGSC的有功、无功功率的二倍频分量，以实现同时抑制双馈感应发电机DFIG系统输出有功、无功功率二倍频波动的目的。
2.如权利要求1所述的双馈风力发电系统，其特征在于，所述双馈风力发电系统还包括：RSC控制器；
所述RSC控制器用于风力机的有功、无功的解耦控制。
3.如权利要求2所述的双馈风力发电系统，其特征在于，所述PGSC控制器、所述SGSC控制器和所述RSC控制器的主电路均为三相两电平电压源换流器，其共有三个桥臂，每个桥臂均由两组可关断器件及其相应的反并联续流二极管构成。
4.如权利要求1-3任一项所述的双馈风力发电系统，其特征在于，所述串联网侧变换器SGSC包括：主电路、坐标变换模块、延时模块、正负序分量分离模块、锁相环和滞环比较模块；
串联网侧变换器SGSC采样得到双馈感应发电机DFIG定子电压和串联网侧变换器SGSC输出的电压，利用锁相环得到坐标变换中的旋转角度，再利用坐标变换模块将定子三相交流电压转换到dq坐标系中，然后通过延时模块以及正负序分量分离模块得到定子电压的正负序分量，再通过计算得到串联网侧变换器SGSC应输出电压的正负序分量，然后通过坐标变换模块得到串联网侧变换器SGSC应输出的三相交流电压，最后通过滞环比较串联网侧变换器SGSC输出的电压与应输出的电压得到主电路的触发信号，以实现串联网侧变换器SGSC对双馈感应发电机DFIG定子电压的控制。
5.一种权利要求1-4任意一项所述的不平衡电网电压下的双馈风力发电系统的控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)当电网电压出现不平衡时，串联网侧变换器SGSC对电网电压经变压器变换后的正序分量和负序分量进行检测；
(2)通过坐标变换得到故障前后正、负序分量并对其进行补偿后得到串联网侧变换器SGSC应输出电压的正、负序分量，然后通过坐标变换得到串联网侧变换器SGSC应该输出的电压；其中，当电网电压出现不平衡时串联网侧变换器应输出补偿电压表达式为：Uc＝Ucp+Ucn＝(U′gp-Ugp)-Ugn；Uc表示串联网侧变换器SGSC通过串联变压器应输出的补偿电压矢量；Ucp、Ucn分别表示串联网侧变换器SGSC应补偿的正序电压矢量和负序电压矢量；Ugp、Ugn分别表示电网正序电压矢量和电网负序电压矢量；U′gp表示正常对称电网电压下的正序电压矢量；
(3)通过滞环比较的方法对串联网侧变换器SGSC的输出电压进行控制，使得串联网侧变换器SGSC的输出电压等于其应当输出的值，以实现双馈风力发电系统有功、无功功率的解耦控制；
(4)通过二倍频功率运算方程得到流经串联网侧变换器SGSC的有功、无功功率的二倍频分量；
(5)通过二倍频功率计算方程得到并联网侧变换器PGSC中有功、无功功率的二倍频分量；
(6)采用降阶准谐振控制器对并联网侧变换器PGSC中有功、无功功率的二倍频分量进行独立控制，使其等于流经串联网侧变换器SGSC的有功、无功功率的二倍频分量，以实现同时抑制双馈感应发电机DFIG系统输出有功、无功功率二倍频波动的目的。
6.如权利要求5所述的控制方法，其特征在于，串联网侧变换器SGSC在电网电压不平衡时对定子电压进行补偿，使得机端定子电压保持三相平衡且等于额定电压。
7.如权利要求5-6任一项所述的控制方法，其特征在于，步骤(3)中所述二倍频功率运算方程为
Figure FDA0003514707130000041
Figure FDA0003514707130000043
分别表示流经串联网侧变换器SGSC的二倍频有功、无功功率；Uc、ic分别表示串联网侧变换器SGSC输出的补偿电压和流经串联网侧变换器SGSC的电流，下标0、2分别表示各电量的直流分量和二倍频分量；下标d、q分别为电压在dq坐标系下的d、q轴分量；上标p电量转换到正向dq坐标系中。
8.如权利要求5-6任一项所述的控制方法，其特征在于，步骤(5)中所述二倍频功率计算方程为
Figure FDA0003514707130000042
Figure FDA0003514707130000044
分别表示并联网侧变换器PGSC输出的二倍频有功、无功功率；Ugd、Ugq分别表示电网三相交流电压的d、q轴分量；igd、igq分别表示并联网侧变换器PGSC三相交流电流的d、q轴分量；下标0、2分别表示各电量的直流分量和二倍频分量；上标p电量转换到正向dq坐标系中。
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