CN112103986B - 一种风力发电双馈机组及其同步并网控制方法和装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种风力发电双馈机组及其同步并网控制方法和装置，在并网预同步阶段，在双馈发电机的定子与电网之间增加虚拟阻抗，根据电网电压、定子电压和虚拟阻抗，计算虚拟有功功率和虚拟无功功率，进而得到励磁电流幅值矫正值和励磁电流相位角矫正值，以调整励磁电流幅值和相位角，对机侧变流器进行直轴交坐标系下解耦控制，使双馈发电机定子电压幅值及相位角满足并网要求；在设定时间内，若虚拟有功功率持续小于有功功率阈值且虚拟无功功率持续小于无功功率阈值，执行并网操作。本发明涉及的计算量小，自动完成并网预同步阶段双馈发电机定子电压与电网电压的相位角及幅值同步，使双馈发电机定子电压幅值及相位角满足并网要求，减少电流冲击。

Description

一种风力发电双馈机组及其同步并网控制方法和装置

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，具体涉及一种风力发电双馈机组及其同步并网控制方法和装置。

背景技术

21世纪以来，随着世界各国节能减排形势的日益严峻和常规化石能源的日益枯竭，绿色可再生能源受到重视，风力发电得到迅猛发展。目前，我国风电装机总量居世界第一，风力发电机组对电网的影响已经引起高度重视。

目前风电主流机型包括全功率和双馈两种。风力发电机组全功率和双馈的区别在于发电机与变频器。全功率机组在发电机定子与电网间连接了一个与发电机功率相同的变频器，将发电机发出的电压、频率不同的电力，经过整流、逆变后变成与电网电压、频率相同的电力，输入电网。双馈机组是在发电机转子与电网间连接了一个变频器，通过改变转子励磁电流的频率，使得在定子上发出与电网电压幅值及相位角相同的电压，输入电网。

两种机组都可使风机实现变速运行以提高风力发电机捕捉风力的效率。全功率机组一般采用永磁发电机(也可以是其它类型的发电机，但目前多为永磁同步发电机)，成本高一些，但发电机与电网全隔离，发电机受的冲击小，寿命长，故障率低，特别是对电网波动的敏感度小，可不增加任何设备实现低电压穿越功能。双馈机组采用双馈发电机，价格约为永磁发电机的1/3，变流器功率为发电机的转差功率，只是机组功率的1/3，但这也使风机对电网的波动比较敏感，在电网电压波动时，比较容易跳闸脱网，同步及并网控制逻辑略微复杂。

对于风力发电双馈机组，变流器在同步并网过程中，常常由于发电机转子初始位置相位角、发电机参数及变流器控制精度等问题导致计算出来的励磁电流给定值(包括相位角和幅值)出现误差，导致较高的冲击电流，对发电机造成疲劳损伤，并网后转矩及无功控制不精确，若多台机组同时并网将会出现电网电压突变现象，导致其他机组脱网。

目前降低冲击电流有两种方案，一是校准发电机参数，进一步提高励磁电流控制精度，这种方案适合于针对少数电机或电机参数差异性较小的情况，不适合于批量应用；二是分别对电网电压及定子电压进行坐标变换，如图4所示，从三相旋转坐标系折算到两相静止dq坐标系下，对电网电压的d轴分量与定子电压的d轴分量进行闭环控制得到励磁电流幅值校正值，对电网电压的q轴分量与定子电压的q轴分量进行闭环控制得到励磁电流相位角校正值，实现同步并网阶段的定子电压幅值及相位角控制，该种方案因涉及到电网电压及定子电压的坐标变换，计算量及逻辑略微复杂。

发明内容

本发明提供了一种风力发电双馈机组同步并网控制方法，用以解决现有技术中计算励磁电流幅值校正值和励磁电流相位角校正值时计算复杂的问题；本发明还提供了一种风力发电双馈机组同步并网控制装置，用以解决现有技术中计算励磁电流幅值校正值和励磁电流相位角校正值时计算复杂的问题；本发明还提供了一种风力发电双馈机组，用以解决现有技术中计算励磁电流幅值校正值和励磁电流相位角校正值时计算复杂的问题。

为解决上述技术问题，本发明的技术方案和有益效果为：

本发明的一种风力发电双馈机组同步并网控制方法，包括如下步骤：

1)在并网预同步阶段，计算增加虚拟阻抗后双馈发电机输出的虚拟有功功率和虚拟无功功率，所述虚拟有功功率和虚拟无功功率为在双馈发电机的定子与电网之间增加虚拟阻抗后，根据电网电压、定子电压和虚拟阻抗计算得到；2)将虚拟有功功率经过幅值补偿调节器调节控制，得到励磁电流幅值矫正值，将励磁电流幅值矫正值叠加至励磁电流幅值给定值上；将虚拟无功功率经过相位角补偿调节器调节控制，得到励磁电流相位角矫正值，将励磁电流相位角矫正值叠加至励磁电流相位角给定值上；3)根据叠加后的励磁电流幅值给定值和叠加后的励磁电流相位角给定值，对机侧变流器进行直轴交轴坐标系下解耦控制，改变定子电压幅值及相位角；4)根据改变的定子电压幅值及相位角更新虚拟有功功率和虚拟无功功率，重复步骤2)和步骤3)直至虚拟有功功率持续小于有功功率阈值且虚拟无功功率持续小于无功功率阈值，并在虚拟有功功率持续小于有功功率阈值且虚拟无功功率持续小于无功功率阈值时执行并网操作。

其有益效果：本发明在双馈发电机定子和电网之间增加虚拟阻抗，根据虚拟阻抗实时计算输出的虚拟有功功率和虚拟无功功率，虚拟有功功率反映了电网电压与定子电压的幅值之差，虚拟无功功率反映了电网电压与定子电压的相位之差，根据虚拟有功功率和虚拟无功功率对应计算得到励磁电流幅值矫正值和励磁电流相位角矫正值，进而调整励磁电流幅值和相位角，补偿因发电机转子初始位置角度、发电机参数及变流器控制精度导致的励磁电流相位角及幅值误差，自动完成并网预同步阶段双馈发电机定子电压与电网电压的相位角及幅值同步，在判定虚拟有功功率和虚拟无功功率持续较小的情况下直接执行并网操作，使双馈发电机定子电压幅值及相位满足并网要求，减少了电流冲击，计算量较小且较为简单，提高了并网响应速度，保证并网后转矩及无功控制精确。

作为方法的进一步改进，为了得到稳定的励磁电流幅值矫正值以提高控制精度，得到励磁电流幅值矫正值的步骤之后还包括：将励磁电流幅值矫正值进行幅值限幅控制，使限幅后的励磁电流幅值矫正值限制为双馈发电机总的励磁电流幅值的-20％～20％，将限幅后的励磁电流幅值矫正值叠加至励磁电流幅值给定值上。

作为方法的进一步改进，为了得到稳定的励磁电流相位角矫正值以提高控制精度，得到励磁电流相位角矫正值的步骤还包括：将励磁电流相位角矫正值进行相位角限幅控制，使限幅后的励磁电流相位角矫正值小于等于360°，将限幅后的励磁电流相位角矫正值叠加至励磁电流相位角给定值上。

作为方法的进一步改进，为了得到准确的励磁电流幅值矫正值和励磁电流相位角矫正值，所述幅值补偿调节器为比例积分调节器或者比例积分微分调节器；所述相位角补偿调节器为比例积分调节器或者比例积分微分调节器。

作为方法的进一步改进，为了得到准确的虚拟有功功率和虚拟无功功率，所述虚拟有功功率和虚拟无功功率分别为：P′＝U_aI′_a+U_bI′_b+U_cI′_c、

其中，

P′为虚拟有功功率，Q′为虚拟无功功率，U_a、U_b、U_c为电网相电压，U_ab、U_bc、U_ca为电网线电压，I′_a、I′_b、I′_c为发电机输出的虚拟电流，U_u、U_v、U_w为发电机定子相电压，R′_r、R′_s、R′_t为虚拟阻抗。

本发明还提供了一种风力发电双馈机组同步并网控制装置，包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现上述方法，以实现与方法相同的效果。

本发明还提供了一种风力发电双馈机组，包括双馈发电机，双馈发电机的定子通过定子开关用于连接电网，双馈发电机的转子通过变流器用于连接电网，所述变流器包括机侧变流器和网侧变流器，所述机侧变流器的交流侧连接双馈发电机的转子，所述网侧变流器的交流侧用于连接电网，且所述机侧变流器受机侧控制系统控制，所述机侧控制系统包括风力发电双馈机组同步并网控制装置，该控制装置包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现上述方法，以实现与方法相同的效果。

附图说明

图1是本发明的风力发电双馈机组的原理图；

图2是本发明的风力发电双馈机组同步并网控制方法的控制框图；

图3是本发明的一种风力发电双馈机组同步并网控制方法的测试波形图；

图4是现有技术的风力发电双馈机组同步并网控制方法的控制框图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚，下面结合附图及实施例，对本发明作进一步的详细说明。

风力发电双馈机组实施例：

该实施例提供了一种风力发电双馈机组，该机组的原理图如图1所示。该机组包括双馈发电机DFIG(下简称发电机)，双馈发电机的定子通过定子开关连接电网，双馈发电机的转子通过变流器连接电网，以通过变流器实现对双馈发电机DFIG输出功率的并网控制及功率控制。这里的变流器包括机侧变流器和网侧变流器，机侧变流器的交流侧通过du/dt滤波器连接双馈发电机的转子，网侧变流器的交流侧通过LC滤波器连接电网，且机侧变流器和网侧变流器之间设置有Chopper(斩波器)。网侧变流器主要用于控制直流母线电压稳定、兼具调节网侧电能的功率因数；机侧变流器主要是通过矢量控制算法(如基于定子磁链定向矢量控制、基于气隙磁链定向矢量控制和基于定子电压定向矢量控制)分别控制发电机转子电流的转矩分量和励磁分量，调节机组输出的有功功率和无功功率，实现解耦控制。

同时，还设置有网侧控制系统和机侧控制系统以对应控制网侧变流器和机侧变流器。该实施例中的机侧控制系统包括一个风力发电双馈机组同步并网控制装置，该装置包括存储器和处理器，存储器和处理器之间直接或间接地电性连接以实现数据的传输或交互。这里的处理器可以是通用处理器，例如中央处理器CPU，也可以是其他可编程逻辑器件，例如数字信号处理器DSP。处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现一种风力发电双馈机组同步并网控制方法。下面对该方法进行详细的说明。

该方法主要针对机侧变流器，能够在并网预同步阶段自动补偿发电机转子初始位置相位角、发电机参数及变流器控制器精度导致的励磁电流相位角及幅值误差，使定子电压与电网电压同频同相。具体的控制框图如图2所示。

首先，变流器在并网预同步阶段，在发电机定子与电网之间增加虚拟阻抗R′_r、R′_s和R′_t，实时计算发电机输出的虚拟电流、虚拟有功功率和虚拟无功功率：

其中，P′为虚拟有功功率，Q′为虚拟无功功率，U_a、U_b、U_c为电网相电压，U_ab、U_bc、U_ca为电网线电压，I′_a、I′_b、I′_c为发电机输出的虚拟电流，U_u、U_v、U_w为发电机定子相电压，R′_r、R′_s、R′_t为虚拟阻抗。R′_r、R′_s、R′_t的取值一般取相同，这里可设置为10Ω。虚拟电阻的取值与并网条件设置相关，与下文中的P_limit和Q_limit一般为1:50的关系(具体P_limit、Q_limit的解释见下文)，如电阻取10欧姆，则P_limit及Q_limit取500kW(kVar)，可以根据工程需要适当放大或缩小。需说明的是，这里计算P′和Q′时所使用的是发电机定子相电压，在实际采集时可采集发电机定子线电压，经过转换折算到发电机定子相电压即可。

然后，对发电机励磁电流幅值进行改进，使得发电机励磁电流幅值中包括两部分，一部分为励磁电流幅值给定值

该值根据发电机励磁电感、发电机匝比、直流母线电压、电网电压实时计算得到，另一部分为对虚拟有功功率进行控制计算得到的限幅后的励磁电流幅值矫正值

其中，将虚拟有功功率经过幅值补偿调节器调节控制，并经过幅值限幅控制，便可得到限幅后的励磁电流幅值矫正值

并将限幅后的励磁电流幅值矫正值

叠加至励磁电流幅值给定值

上，从而动态调节励磁电流幅值，达到调节定子电压幅值的目的。

幅值补偿调节器可为PI调节器(比例积分调节器)、PID调节器(比例积分微分调节器)或者其他现有技术中的调节器，具体可根据实际情况选择。因励磁电流幅值计算误差较小，幅值限幅可根据实际情况按照双馈发电机总的励磁电流幅值的-20％～20％进行限制，在增加了控制稳定性的同时也提高了控制精度。例如，虚拟有功功率经过幅值补偿调节器调节控制得到的为0.23If，再经过限幅得到的限幅后的励磁电流幅值矫正值为0.2If，其中，If是指双馈发电机总的励磁电流幅值。

同时，对发电机励磁电流相位角进行改进，使得发电机励磁电流相位角包括两部分，一部分为励磁电流相位角给定值θ_G，该值根据电网角度值和发电机转子机械角度值之差得到，另一部分为对虚拟无功功率进行控制计算得到的限幅后的励磁电流相位角矫正值θ_Δ。其中，将虚拟无功功率经过相位角补偿调节器调节控制，并经过相位角限幅控制，便得到限幅后的励磁电流相位角矫正值θ_Δ，并将限幅后的励磁电流相位角矫正值叠加至励磁电流相位角给定值θ_G上，从而动态调节励磁电流相位角，达到调节定子电压相位角的目的。

相位角补偿调节器可为PI调节器、PID调节器或者其他现有技术中的调节器，具体可根据实际情况选择。相位角限幅按照角度360°(或者折算到相应标幺值)进行限幅。

接着，根据叠加后的励磁电流幅值给定值和叠加后的励磁电流相位角给定值，对机侧变流器进行dq坐标系下解耦控制，使双馈发电机定子电压、频率满足并网要求，实现并网。具体的dq坐标系下解耦控制如图2所示，转矩电流给定值

与转矩电流实际值i_q作差，经过转矩电流调节器进行闭环控制，得到q轴电压u_q；将励磁电流幅值给定值

和励磁电流幅值矫正值

相加后，与励磁电流实际值i_d作差，经过励磁电流调节器进行闭环控制，得到d轴电压u_d；根据q轴电压u_q、d轴电压u_d以及(θ_G+θ_Δ-θ_r)(θ_r为励磁电流相位角实际值)，得到机侧变流器的控制信号SVPWM，以对机侧变流器进行控制。

在对机侧变流器进行控制后，会改变定子电压幅值及相位角，根据改变后的定子电压幅值及相位角更新虚拟有功功率和虚拟无功功率。若在设定时间T内，当计算得到的虚拟有功功率P′持续小于有功功率阈值P_limit，且虚拟无功功率Q′持续小于无功功率阈值Q_limit，此时执行并网操作，闭合定子开关，并禁能机组虚拟功率计算，以及幅值补偿调节器、相位角补偿调节器的功能。P_limit、Q_limit和T可根据实际情况进行调节，P_limit、Q_limit设置的越小，T设置的越大，并网条件就越苛刻，并网冲击电流越小，但是并网同步时间会延长。

采用该方法，并网后励磁电流幅值矫正值及励磁电流相位角矫正值维持并网合闸前值不变，保证并网后励磁电流幅值及相位角正确，机组变流器转矩及无功功率控制正确。

本发明的实质是通过增加虚拟阻抗并计算增加虚拟阻抗后的虚拟功率，来反映电网电压与定子电压的幅值及相位角之差，虚拟有功功率反映了电网电压与定子电压的幅值之差，虚拟无功功率反映了电网电压与定子电压的相位角之差。通过以虚拟有功功率及虚拟无功功率为目标的闭环控制，实时调整励磁电流的大小及相位角，实现电网电压与定子电压的同幅值同相位角控制，进而实现零冲击电流并网。

下面对上述方法进行验证。其中，R′_r、R′_s、R′_t设置为10Ω，幅值补偿调节器选择PI调节器，幅值限幅选择输出限幅5％，相位角补偿调节器选择PI调节器，P_limit选择500kW，Q_limit选择500kVar，设定时间T选择2s。测试结果如图3所示，该图的横坐标的时间，从上往下依次为电网线电压U_ab&定子线电压U_uv、转子电流、定子电流，从该图中可以看出，风力发电双馈机组同步并网时间可以控制到3s以内，基本可以实现定子电流零冲击并网。

风力发电双馈机组同步并网控制方法实施例：

该实施例提供了一种风力发电双馈机组同步并网控制方法，该方法已在风力发电双馈机组实施例中做了详细说明，这里不再赘述。

风力发电双馈机组同步并网控制装置实施例：

该实施例提供了一种风力发电双馈机组同步并网控制装置，该装置包括存储器和处理器，处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现本发明的风力发电双馈机组同步并网控制方法。在风力发电双馈机组实施例中已对该装置做了详细说明，这里不再赘述。

尽管本发明的内容已经通过上述优选实施例作了详细介绍，但应当认识到上述的描述不应被认为是对本发明的限制。在本领域技术人员阅读了上述内容后，对于本发明的多种修改和替代都将是显而易见的。因此，本发明的保护范围应由所附的权利要求来限定。

Claims (6)

1.一种风力发电双馈机组同步并网控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)在并网预同步阶段，计算增加虚拟阻抗后双馈发电机输出的虚拟有功功率和虚拟无功功率，所述虚拟有功功率和虚拟无功功率为在双馈发电机的定子与电网之间增加虚拟阻抗后，根据电网电压、定子电压和虚拟阻抗计算得到；

所述虚拟有功功率和虚拟无功功率分别为：P′＝U_aI′_a+U_bI′_b+U_cI′_c、

其中，

P′为虚拟有功功率，Q′为虚拟无功功率，U_a、U_b、U_c为电网相电压，U_ab、U_bc、U_ca为电网线电压，I′_a、I′_b、I′_c为发电机输出的虚拟电流，U_u、U_v、U_w为发电机定子相电压，R′_r、R′_s、R′_t为虚拟阻抗；

2)将虚拟有功功率经过幅值补偿调节器调节控制，得到励磁电流幅值矫正值，将励磁电流幅值矫正值叠加至励磁电流幅值给定值上；将虚拟无功功率经过相位角补偿调节器调节控制，得到励磁电流相位角矫正值，将励磁电流相位角矫正值叠加至励磁电流相位角给定值上；

3)根据叠加后的励磁电流幅值给定值和叠加后的励磁电流相位角给定值，对机侧变流器进行直轴交轴坐标系下解耦控制，改变定子电压幅值及相位角；

4)根据改变的定子电压幅值及相位角更新虚拟有功功率和虚拟无功功率，重复步骤2)和步骤3)直至虚拟有功功率持续小于有功功率阈值且虚拟无功功率持续小于无功功率阈值，并在虚拟有功功率持续小于有功功率阈值且虚拟无功功率持续小于无功功率阈值时执行并网操作。

2.根据权利要求1所述的风力发电双馈机组同步并网控制方法，其特征在于，得到励磁电流幅值矫正值的步骤之后还包括：

将励磁电流幅值矫正值进行幅值限幅控制，使限幅后的励磁电流幅值矫正值限制为双馈发电机总的励磁电流幅值的-20％～20％，将限幅后的励磁电流幅值矫正值叠加至励磁电流幅值给定值上。

3.根据权利要求1所述的风力发电双馈机组同步并网控制方法，其特征在于，得到励磁电流相位角矫正值的步骤之后还包括：

将励磁电流相位角矫正值进行相位角限幅控制，使限幅后的励磁电流相位角矫正值小于等于360°，将限幅后的励磁电流相位角矫正值叠加至励磁电流相位角给定值上。

4.根据权利要求1～3任一项所述的风力发电双馈机组同步并网控制方法，其特征在于，所述幅值补偿调节器为比例积分调节器或者比例积分微分调节器；所述相位角补偿调节器为比例积分调节器或者比例积分微分调节器。

5.一种风力发电双馈机组同步并网控制装置，其特征在于，包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现如权利要求1～4任一项所述的风力发电双馈机组同步并网控制方法。

6.一种风力发电双馈机组，包括双馈发电机，双馈发电机的定子通过定子开关用于连接电网，双馈发电机的转子通过变流器用于连接电网，所述变流器包括机侧变流器和网侧变流器，所述机侧变流器的交流侧连接双馈发电机的转子，所述网侧变流器的交流侧用于连接电网，且所述机侧变流器受机侧控制系统控制，其特征在于，所述机侧控制系统包括风力发电双馈机组同步并网控制装置，该控制装置包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现如权利要求1～4任一项所述的风力发电双馈机组同步并网控制方法。

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