CN109818371B - 谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法，本方法涉及对网侧变换器和转子侧变换器的控制；分别给出了双馈风力发电系统转子侧变换器和网侧变换器不同控制目标的谐波电流指令值计算，在电网电压谐波畸变率不同情况下，根据双馈风力发电系统有功出力范围进行控制目标选取，显著抑制了双馈风力发电系统电磁转矩波动，抑制了双馈风电系统总输出有功功率和无功功率的脉动，提高了系统输出电能质量，保护了传动轴系的运行安全，提高了其使用寿命，降低了运维成本。

Description

谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法

技术领域

本发明涉及一种谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法，以期提高在电网谐波条件下双馈型风电场运行性能，属于新能源发电领域。

背景技术

风力发电占电力系统比例越来越高，其中双馈风电机组因具有变速恒频运行、变换器容量小等优点，已成为风力发电系统的主流机型之一。双馈感应电机包括网侧变换器和转子侧变换器。双馈感应电机定子绕组直接与电网连接，转子侧变换器与网侧变换器通过公共直流母线相互连接。在实际电网中，电力电子变流装置的广泛应用及负荷的非线性等因素，电力系统谐波含量日益增加，当电网电压总谐波畸变率达到一定程度时，双馈风力发电系统实现各控制目标时所需的谐波电流幅值可能超过网侧变换器与转子侧变换器所能提供的最大谐波电流能力，导致某些控制目标无法完全实现。因此，提高谐波电网电压下双馈风力发电系统的运行性能是目前大规模风电发展关键问题之一。目前国内外学者已展开了相关研究，如已公开的下列文献：

(1)年珩，宋亦鹏.考虑谐波电压下双馈异步发电机控制技术[J].电机与控制学报，2013，17(12)：13-21.

(2)Xu Jun，Chen Wenjie，Xu Dehong.Stator harmonic current suppressionstrategy for doubly-fed wind power generation system influenced by low-orderharmonic voltage ofgrid[J].Automation ofElectric Power Systems，2011，35(8)：87-92.

文献(1)针对5、7次谐波电压共存的非理想电网条件下提出了适用于双馈发电系统的优化控制策略，通过分别建立双馈风力发电系统在基波和5、7次谐波旋转坐标系下的数学模型，提出了双馈风力发电系统转子侧变换器的4种增强控制目标，但该文献未进一步研究谐波电网电压下双馈风力发电系统网侧变换器的控制策略与控制目标。

文献(2)提出通过在双馈风力发电系统中设计一个发电机转子电流PI调节器及正向同步旋转坐标轴系下谐振于6倍电网频率的谐波谐振补偿器来提供两种可供选择的运行目标，即抑制双馈感应电机定子端输出功率的6倍频波动分量或消除发电机定、转子电流谐波分量。但是未考虑实际变流器输出电流的能力，控制目标运行受到限制。

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出一种谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法，该方法给出双馈风力发电系统网侧变换器和转子侧变换器在不同控制目标下谐波电流指令值，结合转子侧变换器和网侧变换器输出谐波电流能力、电网谐波畸变率以及双馈型风电场有功出力范围，选择网侧变换器和转子侧变换器的控制目标，最大程度改善双馈风力发电系统的总输出电能质量。

本发明的技术方案是这样实现的：

谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法，其特征在于：本方法涉及对双馈风力发电系统网侧变换器和转子侧变换器的控制；

(A).双馈风力发电系统网侧变换器的控制目标根据以下原则最优选择，其具体控制步骤为：

A1)将采集到的直流母线电压信号U_dc输送至网侧变换器正序电流参考值计算模块，以确定网侧变换器正序电流参考值：

式中，K_p5和τ_i5分别为双馈风力发电系统网侧变换器电压环PI控制器的比例系数和积分时间常数；

为直流电压给定值；

A2)将电网电压正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

网侧变换器正序电流参考值

以及定子电流正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

输送至谐波电流参考值计算模块，确定网侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值：

网侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

网侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

式中，U_gp为双馈风力发电系统并网端电网电压基频分量；U_gd5n、U_gq5n分别为双馈风力发电系统并网端电网电压5次谐波分量在5倍反向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；U_gd7p、U_gq7p分别为双馈风力发电系统并网端电网电压7次谐波分量在7倍正向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；

网侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统总输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

A3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行网侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，网侧变换器控制目标根据双馈风力发电系统有功出力范围进行选择：双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.8p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统网侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤A2)中控制目标2；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D≤0.8p.u.，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；

A4)将步骤A1)、A2)、A3)得到的网侧变换器正序电流参考值、5次谐波电流参考值、7次谐波电流参考值分别输送至网侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到网侧变换器在正向、5倍反向和7倍正向同步角速度旋转坐标系控下的控制电压分量：

A5)将步骤A4)得到的控制电压

进行空间矢量调制，获得网侧变换器PWM驱动信号，实现网侧变换器控制目标；

(B)双馈风力发电系统转子侧变换器控制步骤为：

B1)将双馈风力发电系统定子平均有功功率指令

定子平均无功功率指令

跟对应的反馈量P_s、Q_s之差送至转子侧变换器正序电流参考值计算模块，按下式计算得到转子正序电流参考值

式中，K_p1和τ_i1分别为正序电流参考值计算模块PI控制器的比例系数和积分时间常数；

B2)将定子电压正序基波dq轴分量

5次谐波dq轴分量

7次谐波dq轴分量

以及转子正序电流参考值

输送至转子侧变流器谐波电流参考值计算模块，确定转子侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值

转子侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统定子端输出无功功率与电磁功率的6倍频脉动分量，谐波电流参考值为：

式中，L_m为定转子绕组的等效互感，ω为同步角速度，u_sp为定子电压正序基波分量；

转子侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统定子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

转子侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统转子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

B3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行转子侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标1；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标3；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标2；

B4)将步骤B1)、B2)和B3)得到的转子侧变换器电流参考值分别输送至转子侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到转子侧变换器控制电压分量

B5)将步骤B4)得到的控制电压

进行空间矢量调制，即可获得转子侧变换器PWM驱动信号，实现转子侧变换器控制目标。与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：

本发明在风电场各机组间无互联通信线条件下，综合考虑风电场有功出力及并网端电网电压的总谐波畸变率，结合双馈风力发电系统各控制目标的可控运行区域，实现了谐波电网电压下适用于全工况的双馈风力发电系统多目标协同控制方法，保证了最大程度优化双馈风力发电系统的运行性能及其输出的电能质量，提高了谐波电网电压下双馈风力发电系统的并网稳定性。

附图说明

图1为双馈风力发电系统接入电力系统的结构示意图。

图2为谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制框图。

图3为双馈风力发电系统总有功出力与无功功率分别为0.6p.u.与0p.u.，电网5、7次谐波电压含有率分别为2％、1％(THD＝2.24％)时，双馈风电系统转子侧变换器与网侧变换器实现各控制目标的仿真波形对比图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施方案做详细描述。

图1为30MW双馈风力发电系统接入电力系统的结构示意图，双馈风电机组通过公共连接点接入大电网。

图2表示本发明的谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法的结构框图。它包括的控制对象有：转子侧变换器1，转子侧变换器最优控制目标选择模块2，机侧正序电流控制模块和机侧谐波电流环模块3，网侧变换器4，网侧变换器最优控制目标选择模块5，网侧正序电流控制模块和网侧谐波电流环模块6，锁相环7。

本发明的具体实施步骤如下：

(A).双馈风力发电系统网侧变换器的控制目标根据以下原则最优选择，其具体控制步骤为：

A1)将采集到的直流母线电压信号U_dc输送至网侧变换器正序电流参考值计算模块，以确定网侧变换器正序电流参考值：

式中，K_p5和τ_i5分别为双馈风力发电系统网侧变换器电压环PI控制器的比例系数和积分时间常数；

为直流电压给定值；

A2)将电网电压正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

网侧变换器正序电流参考值

以及定子电流正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

输送至谐波电流参考值计算模块，确定网侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值：

网侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

网侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

式中，U_gp为双馈风力发电系统并网端电网电压基频分量；U_gd5n、U_gq5n分别为双馈风力发电系统并网端电网电压5次谐波分量在5倍反向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；U_gd7p、U_gq7p分别为双馈风力发电系统并网端电网电压7次谐波分量在7倍正向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；

网侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统总输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

A3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行网侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，网侧变换器控制目标根据双馈风力发电系统有功出力范围进行选择：双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.8p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统网侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤A2)中控制目标2；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D≤0.8p.u.，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；

A4)将步骤A1)、A2)、A3)得到的网侧变换器正序电流参考值、5次谐波电流参考值、7次谐波电流参考值分别输送至网侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到网侧变换器在正向、5倍反向和7倍正向同步角速度旋转坐标系控下的控制电压分量：

A5)将步骤A4)得到的控制电压

进行空间矢量调制，获得网侧变换器PWM驱动信号，实现网侧变换器控制目标；

(B)双馈风力发电系统转子侧变换器控制步骤为：

B1)将双馈风力发电系统定子平均有功功率指令

定子平均无功功率指令

跟对应的反馈量P_s、Q_s之差送至转子侧变换器正序电流参考值计算模块，按下式计算得到转子正序电流参考值

式中，K_p1和τ_i1分别为正序电流参考值计算模块PI控制器的比例系数和积分时间常数；

B2)将定子电压正序基波dq轴分量

5次谐波dq轴分量

7次谐波dq轴分量

以及转子正序电流参考值

输送至转子侧变流器谐波电流参考值计算模块，确定转子侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值

转子侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统定子端输出无功功率与电磁功率的6倍频脉动分量，谐波电流参考值为：

转子侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统定子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

转子侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统转子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

B3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行转子侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标1；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标3；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标2；

B4)将步骤B1)、B2)和B3)得到的转子侧变换器电流参考值分别输送至转子侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到转子侧变换器控制电压分量

B5)将步骤B4)得到的控制电压

进行空间矢量调制，即可获得转子侧变换器PWM驱动信号，实现转子侧变换器控制目标。

本发明效果说明：

图3给出了双馈风力发电系统总有功出力与无功功率分别为0.6p.u.与0p.u.，电网5、7次谐波电压含有率分别为2％、1％(THD＝2.24％)时，双馈风力发电系统转子侧变换器与网侧变换器实现各控制目标的仿真波形图。U_abc为双馈风力发电系统并网点三相电压，U_dc为直流母线电压，P_s、Q_s分别为定子有功功率和无功功率，T_e为电磁转矩，P_D、Q_D分别为双馈风力发电系统总输出有功功率、总输出无功功率，I_{d_D}、I_{q_D}为双馈风力发电系统总输出电流dq轴分量。图3中0.1s～0.5s为转子侧变换器抑制电磁转矩与定子无功功率波动时，网侧变换器实现控制目标1～4的仿真波形；0.5s～0.9s为网侧变换器抑制网侧变换器输出有功与无功功率波动时，转子侧变换器实现控制目标1～4的仿真波形；0.9s～1.0s为网侧变换器选择实现网侧变换器输出有功与无功功率无波动且转子侧变换器选择实现电磁转矩与定子无功功率无波动时的仿真波形。由图3(a)可见，该工况下的双馈风力发电系统网侧变换器与转子侧变换器的最大输出谐波电流能力较强，系统工作于可控运行区内，各控制目标均能完全实现。图3(b)中0.1s～0.5s为转子侧变换器抑制定子5、7次谐波电流时，网侧变换器实现控制目标1～4的仿真波形，其余各仿真时间段所选控制目标与图3(a)中一一对应。由图3(b)可见，该工况下的双馈风力发电系统仍工作于可控运行区内，即各控制目标也能完全实现，故双馈发电系统网侧变换器与转子侧变换器在0.9s～1.0s仍根据所提多目标协同控制策略选择实现最优控制目标。

综上，本发明所述的一种谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法在可以实现双馈风电系统在谐波电网电压情况下不脱网运行，具有如下有益效果：1)给出了双馈风力发电系统转子侧变换器和网侧变换器不同控制目标的谐波电流指令值计算，在电网电压谐波畸变率不同情况下，根据双馈风力发电系统有功出力范围进行控制目标选取。2)显著抑制了双馈风力发电系统电磁转矩波动，抑制了双馈风电系统总输出有功功率和无功功率的脉动，提高了系统输出电能质量，保护了传动轴系的运行安全，提高了其使用寿命，降低了运维成本。

最后需要说明的是，本发明的上述实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。尽管申请人参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，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 (1)

1.谐波电网电压下双馈风力发电系统多目标协同控制方法，其特征在于：本方法涉及对双馈风力发电系统网侧变换器和转子侧变换器的控制；

(A)双馈风力发电系统网侧变换器控制步骤为：

A1)将采集到的直流母线电压信号U_dc输送至网侧变换器正序电流参考值计算模块，以确定网侧变换器正序电流参考值：

式中，K_p5和τ_i5分别为双馈风力发电系统网侧变换器电压环PI控制器的比例系数和积分时间常数；

为直流电压给定值；

A2)将电网电压正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

网侧变换器正序电流参考值

以及定子电流正序基波、5次谐波、7次谐波dq轴分量

输送至谐波电流参考值计算模块，确定网侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值：

网侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

网侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统网侧变换器输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

式中，U_gp为双馈风力发电系统并网端电网电压基频分量；U_gd5n、U_gq5n分别为双馈风力发电系统并网端电网电压5次谐波分量在5倍反向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；U_gd7p、U_gq7p分别为双馈风力发电系统并网端电网电压7次谐波分量在7倍正向同步旋转坐标轴系中d、q轴分量；

网侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统总输出有功、无功功率的6倍频波动分量，谐波电流参考值为：

A3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行网侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，网侧变换器控制目标根据双馈风力发电系统有功出力范围进行选择：双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.8p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统网侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤A2)中控制目标2；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.,网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D≤0.8p.u.，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标2；双馈风力发电系统有功出力满足0.8p.u.<P_total-D，网侧变换器控制目标设定为步骤A2)中控制目标3；

A4)将步骤A1)、A2)、A3)得到的网侧变换器正序电流参考值、5次谐波电流参考值、7次谐波电流参考值分别输送至网侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到网侧变换器在正向、5倍反向和7倍正向同步角速度旋转坐标系下的控制电压分量：

A5)将步骤A4)得到的网侧变换器在正向、5倍反向和7倍正向同步角速度旋转坐标系下的控制电压分量

进行空间矢量调制，获得网侧变换器PWM驱动信号，实现网侧变换器控制目标；

(B)双馈风力发电系统转子侧变换器控制步骤为：

B1)将双馈风力发电系统定子平均有功功率指令P_s ^*、定子平均无功功率指令Q_s ^*跟对应的反馈量P_s、Q_s之差送至转子侧变换器正序电流参考值计算模块，按下式计算得到转子正序电流参考值

式中，K_p1和τ_i1分别为正序电流参考值计算模块PI控制器的比例系数和积分时间常数；

B2)将定子电压正序基波dq轴分量

5次谐波dq轴分量

7次谐波dq轴分量

以及转子正序电流参考值

输送至转子侧变流器谐波电流参考值计算模块，确定转子侧变换器不同控制目标下谐波电流参考值

转子侧变换器控制目标1设定为抑制双馈风力发电系统定子端输出无功功率与电磁功率的6倍频脉动分量，谐波电流参考值为：

式中，L_m为定转子绕组的等效互感，ω为同步角速度，u_sp为定子电压正序基波分量；

转子侧变换器控制目标2设定为抑制双馈风力发电系统定子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

转子侧变换器控制目标3设定为抑制双馈风力发电系统转子电流的5、7次谐波分量，谐波电流参考值为：

B3)检测双馈风力发电系统并网点电压总谐波畸变率和双馈风力发电系统有功出力，按如下条件进行转子侧变换器控制目标选择：(1)当电网电压总谐波畸变率THD≤3％时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标1；(2)当电网电压总谐波畸变率为3％<THD≤5％时，双馈风力发电系统有功出力满足P_total-D≤0.6p.u.时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标1；双馈风力发电系统有功出力满足0.6p.u.<P_total-D时，转子侧变换器控制目标设定为步骤B2)中控制目标3；(3)当电网电压总谐波畸变率为5％<THD时，双馈风力发电系统转子侧变换器控制目标在不同有功出力范围内均设定为步骤B2)中控制目标2；

B4)将步骤B1)、B2)和B3)得到的转子侧变换器电流参考值分别输送至转子侧变换器正序、5次谐波、7次谐波电流内环控制环节，得到转子侧变换器控制电压分量

B5)将步骤B4)得到的转子侧变换器控制电压分量

进行空间矢量调制，即可获得转子侧变换器PWM驱动信号，实现转子侧变换器控制目标。

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