双馈风电机组变流器控制方法、系统以及风电机组系统与流程

本发明涉及电气工程的，具体地，涉及一种双馈风电机组变流器控制方法、系统以及风电机组系统，尤其是，优选的涉及一种自同步电压源双馈风电机组变流器控制方法及系统。

背景技术：

1、近年来，风电装机容量不断增加，电力系统呈现出系统强度弱、物理惯性低的特点。双馈风力发电机组由于变流器容量小、造价低等特点而受到广泛的应用。传统的电流源型双馈风电机组在弱电网中的稳定运行、以及构建和支撑电网方面的能力有限，无法完全满足未来新型电力系统对新能源的要求。基于对同步发电机动态特性的模拟，电压源控制技术得到广泛关注，并有望成为未来风电等新能源并网运行的关键技术。

2、公开号为cn113794238a的中国发明专利文献公开了一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置，通过实时采集风机端电压参数，并判断风机端电压参数是否满足预设电压范围，若满足则风机不采取任何措施，否则执行第一协同控制策略，并实时检测是否接收到lcc-hvdc控制站的故障信号，若检测到故障信号则判为发生直流故障，执行第二协同控制策略，直到根据实时检测的lcc-hvdc控制站的故障信号判断直流故障消除；否则继续执行第一协同控制策略，直到根据实时检测的风机端电压参数判断交流故障清除。检索到的该专利文献提出了一种常规双馈风机发生直流故障时的协同故障穿越方法，该专利文献仅针对组网型双馈风机，没有对构网型机组进行测试，且该专利文献并未给出双馈风机在稳态时的控制策略。

3、公开号为cn111555296a的中国发明专利文献公开了一种提升双馈风机低电压穿越能力的换流器控制方法，电压突降后，时刻监测直流电容电压和转子电流ir，判断直流电容电压或转子电流是否超过限制值；在直流电容电压或转子电流ir超过限制值时，触发主动式crowbar保护电路；在直流电容电压和转子电流均低于限制值并保持两个周波内无越限后，退出主动式crowbar保护电路，同时将转子侧和网侧换流器的pi控制切换为综合干扰抑制控制；在电压降落恢复后，切回pi控制，实现电网故障突降下风电场的低电压穿越的目的。检索到的该专利文献提出了一种双馈风机低电压穿越方法，能够充分利用换流器的输出能力，提高风电机组的暂态性能。该专利文献所提方法在电压降落恢复后，切回组网型控制，并未采用构网型控制。

4、公开号为cn104734165a的中国发明专利文献公开了一种风电机组全功率变流器低电压穿越无功功率控制方法，在机组进入低电压穿越瞬间，将全功率变流器接收到的无功功率指令qref冻结，求取对应的无功电流值id’：当qref是感性无功功率指令时，计算得到无功电流值id，变流器实际执行无功电流ireactive＝id；当qref是容性无功功率指令时，计算得到无功电流值id，得到变流器实际执行无功电流ireactive＝-max(id’,id)。

5、电压源型双馈风电机组具备自主电网同步能力，无需锁相环，还可以实现对电网频率和电压的快速支撑。转子侧变流器采用虚拟同步控制，网侧变流器采用惯性同步控制，是实现电压源双馈风电机组的一种有效方法。经以上控制后，双馈风电机组的定子侧和转子侧在电气特性上均等效为电压源，同时在机电外特性上与同步发电机基本一致。

6、针对上述中的相关技术，发明人认为当电网发生电压跌落故障时，双馈风机内部会出现转子过电流、直流母线过电压等一系列问题，虚拟同步和惯性同步控制方法由于没有电流内环，极易出现暂态过电流而使得风电机组退出运行。同时，受到网侧变流器输出功率的限制，无法实现直流母线电压的稳定控制，网侧变流器将失去同步功能。此外，故障期间风电机组必须尽可能地向系统提供无功支撑，帮助电网电压恢复。因此，为满足不同场景下电网工作要求，需要综合考虑电压源型双馈风电机组的稳态与暂态控制策略的切换、故障期间变流器的过电流限制以及无功支撑等问题。

技术实现思路

1、针对现有技术中的缺陷，本发明的目的是提供一种双馈风电机组变流器控制方法、系统以及风电机组系统。

2、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制方法，包括切换控制步骤：采用稳态控制与暂态控制，进行风电机组在稳态运行模式与暂态运行模式下的无缝切换。

3、优选的，在所述切换控制步骤中，稳态控制时采用构网型控制，进行机组电网运行；

4、暂态控制时切换为组网型控制，控制无功电流。

5、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制方法，包括稳态控制步骤：转子侧变换器采用虚拟同步控制，网侧变换器采用惯性同步控制和致稳控制，进行双馈风电机组的无锁相环同步并网运行。

6、优选的，所述稳态控制步骤包括如下步骤：

7、网侧变换器稳态控制步骤：网侧变换器采用惯性同步控制，网侧变换器输出调制电压矢量的角度θsyn由直流母线电容电压积分得到，表达式如下：

8、

9、其中，ωsyn为网侧变换器的控制输出同步角频率；udc为直流母线电压实际值；udcn为直流母线电压的设定值；ωn为电网电压额定角频率；s为拉普拉斯算子；

10、网侧变换器输出调制电压矢量的幅值包括电网相电压幅值的实时值、无功功率闭环输出值和致稳控制补偿量，表达式如下：

11、

12、其中，ut为网侧变换器输出调制电压的幅值；ugm为电网相电压幅值的实时值；kpq1为无功环比例；kiq1为无功环积分系数；qgref为无功功率指令值和；qg为无功功率实际值；kpss为致稳控制补偿量；tdc为滤波时间常数；

13、根据网侧变换器调制电压矢量的幅值和相角得到网侧变换器三相调制电压值，经过脉宽矢量调制得到变换器的触发信号，三相调制电压的表达式如下：

14、

15、其中，uta为网侧变换器a相调制电压；utb为网侧变换器b相调制电压；utc为网侧变换器c相调制电压；π表示圆周率；

16、转子侧变换器稳态控制步骤：转子侧变换器采用虚拟同步控制产生转子侧变换器控制需要的相位信息，转子侧变换器输出调制电压矢量的角频率ωvsg和相角θs由双馈机组的有功功率给定值与反馈值闭环控制得到，通过求解如下表达式得到：

17、

18、其中，psref为有功功率指令值；ps为有功功率实际值；ωvsg为转子侧变换器的控制输出同步角频率；θs为转子侧变换器输出调制电压矢量的相角；ωg为电网角频率；ωr为双馈发电机旋转角速度；h为双馈机组的惯性时间常数；d为双馈机组的阻尼系数；d/dt为微分算子；

19、转子侧变换器采用无功功率、定子电压以及转子电流三闭环控制结构，定子电压给定值的幅值包括双馈机组无功功率控制环输出和电网相电压幅值的实时值，表达式如下：

20、

21、其中，usref为定子电压给定值的幅值；usm为定子相电压幅值的实时值；kpq2为无功环比例；kiq2为无功环积分系数；qsref为定子无功指令值；qs为定子无功实际值；

22、定子电压d轴给定值为定子电压给定值的幅值usref，q轴给定值为0，定子电压给定值和反馈值经过pi控制器输出转子电流给定值，表达式如下：

23、

24、其中，usdref为定子电压给定值的d轴分量；usqref为定子电压给定值的q轴分量；usd为定子电压实际值的d轴分量；usq为定子电压实际值的q轴分量；kpv为定子电压环比例；kiv为定子电压环积分系数；irdref为转子电流给定值的d轴分量；irqref为转子电流给定值的q轴分量；

25、转子侧变换器电流给定值和反馈值经过pi控制器输出转子侧变换器调制电压矢量的d轴和q轴分量，表达式如下：

26、

27、其中，ird为转子电流实际值的d轴分量；irq为转子电流实际值的q轴分量；kpi为转子电流环比例；kii为转子电流环积分系数；σ为漏磁系数；urd为转子侧变换器调制电压的d轴分量；urq为转子侧变换器调制电压的q轴分量；lr为转子自感感抗；ls为定子自感感抗；lm为励磁感抗；usn为双馈机组定子额定电压幅值；

28、根据转子侧变换器调制电压矢量的d轴分量、q轴分量以及相角得到转子侧变换器三相调制电压值，经过脉宽矢量调制得到转子侧变换器的触发信号，转子侧变换器三相调制电压的表达式如下：

29、

30、其中，ura为转子侧变换器a相调制电压；urb为转子侧变换器b相调制电压；urc为转子侧变换器c相调制电压。

31、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制方法，包括故障穿越控制步骤：故障期间网侧变换器切换为电流源控制模式进行网侧变换器暂态电流控制，转子侧变流器采用虚拟阻抗和环形电流限幅器进行转子侧变换器暂态电流控制，直流侧卸荷电路采用滞环控制将直流电压限制在预设范围，进行风电机组在电网故障下的连续运行；通过变换变流器的容量和无功电流支撑系数，进行机组的暂态电压支撑，恢复电网电压。

32、优选的，所述故障穿越控制步骤包括如下步骤：

33、功率计算步骤：根据故障点电压跌落幅值计算机组输出无功功率给定值，故障期间机组无功功率给定值计算公式如下：

34、

35、其中，qwref为机组有功功率指令值；ut为机组并网点电压的标幺值；iqv为无功电流设定值；ugn为电网额定电压的幅值；

36、无功电流设定值的计算公式如下：

37、

38、其中，kf为短路电流耐受能力系数；

39、故障期间，机组提供的有功功率受变流器容量的限制，考虑变流器容量约束的机组有功功率限值的计算公式如下：

40、

41、其中，pwref1为考虑变流器容量约束的机组有功功率第一限值；swnf为双馈机组的暂态短路容量；swn为双馈机组的额定容量；

42、故障期间机组输出的有功功率参考值取mppt功率和考虑变流器容量约束的机组有功功率限值之间的最小值，表达式如下：

43、

44、其中，pwref为故障期间机组输出的有功功率参考值；popt为双馈发电机组的最优捕获风功率；

45、根据双馈发电机机侧变换器和网侧变换器的分配规律，得到机组定子侧和网侧有功功率给定的上限值为：

46、

47、其中，sr为双馈发电机的转差率；psref1为机组定子侧有功功率第一限值；pgref1为按照定子侧功率约束的网侧变换器有功功率第一限值；

48、网侧变换器暂态控制步骤：故障期间网侧变流器无功功率给定值计算公式如下：

49、

50、其中，qgref为故障期间网侧变换器无功功率给定值；sgn为网侧变换器的额定容量；sgnf为网侧变换器的暂态短路容量；

51、故障期间，网侧变换器可提供的有功功率受无功功率的约束，考虑变流器容量约束的网侧变换器有功功率限值计算公式为：

52、

53、其中，pgref2为按照变换器容量约束的网侧变换器有功功率限值；

54、根据暂态期间按照定子侧功率约束的网侧变换器有功功率限值，计算网侧变换器有功电流的第一限值，计算公式如下：

55、

56、其中，igd1为网侧变换器有功电流的第一限值；ugm为网侧变换器电网电压幅值；

57、根据网侧变流器暂态短路电流水平和无功功率大小，计算网侧变换器有功电流的第二限值，计算公式如下：

58、

59、其中，igd2为网侧变换器有功电流的第二限值；

60、直流电压闭环输出的有功电流参考值为：

61、

62、其中，kpudc为直流电压环的比例；kiudc为直流电压环的积分系数；udcdref为直流电压设定值；igd0为故障期间直流电压闭环输出的有功电流给定值；

63、网侧变换器有功电流的指令值取直流电压闭环输出值、有功电流的第一限值和有功电流的第二限值之间的最小值，表达式如下：

64、igdref＝min{igd0,igd1,igd2}

65、其中，igdref为故障期间网侧变换器有功电流给定值；

66、网侧变换器无功电流指令值由网侧变换器无功闭环控制得到，表达式如下：

67、

68、其中，igqref为故障期间网侧变换器无功电流给定值；kpqg为网侧无功功率环的比例；kiqg为网侧无功功率环的积分系数；qg为故障期间网侧变换器输出无功功率；

69、暂态故障期间网侧变换器电流的输出电压矢量由网侧变换器电流给定值和反馈值经过pi控制器输出，表达式如下：

70、

71、其中，igd为网侧变换器电流实际值的d轴分量；igq为网侧变换器电流实际值的q轴分量；ugd为电网电压的d轴分量；ugq为电网电压的q轴分量；kpgi为网侧变换器电流环比例；kigi为网侧变换器电流环积分系数；utd为网侧变换器调制电压的d轴分量；utq为网侧变换器调制电压的q轴分量；lf为网侧变换器滤波器电感；

72、网侧变换器三相调制电压的表达式如下：

73、

74、其中，θg为电网电压矢量的相位信息，由锁相环电路得到；uta为网侧变换器a相调制电压；utb为网侧变换器b相调制电压；utc为网侧变换器c相调制电压；

75、转子侧变换器暂态控制步骤：故障期间双馈发电机定子侧无功功率给定值计算公式如下：

76、qsref＝1.5×ut×iqv

77、其中，qsref为故障期间定子侧无功功率给定值；

78、故障期间，双馈发电机定子侧输出的有功功率上限值为：

79、

80、其中，psref2为机组定子侧有功功率第二限值；ssn为双馈发电机定子的额定容量；ssnf为双馈发电机定子的暂态短路容量；

81、双馈发电机定子侧有功功率的指令值取有功功率设定值psref1和定子侧有功功率限值psref2之间的最小值，其表达式为：

82、psref＝min{psref1,psref2}

83、故障期间在转子侧变换器的定子电压控制环路中引入虚拟阻抗环节，将定子电流通过虚拟阻抗环节得到定子电压的补偿值，表达式如下：

84、

85、其中，δusd为故障期间转子侧变换器定子d轴电压补偿量；δusq为故障期间转子侧变换器定子q轴电压补偿量；rv为虚拟阻抗值；isd为定子d轴电流；isq为定子q轴电流；ωc为滤波器截止频率；

86、暂态故障时考虑补偿项的定子电压给定值为：

87、

88、式中，usdref为定子d轴电压给定值；usqref为定子q轴电压给定值；usref为转子侧无功环输出定子电压幅值参考值；

89、采用环形限幅器实现转子侧变换器暂态电流的抑制，使得变换器输出电流大小在预设范围内，环形限幅器的表达式如下：

90、

91、

92、式中：irnf为转子侧变换器最大允许的输出电流幅值；irdref为定子电压环路控制输出的d轴电流给定值；irqref为定子电压环路控制输出的q轴电流给定值；irdgv为转子d轴电流给定值经环形限幅器的输出值；irqgv为转子q轴电流给定值经环形限幅器的输出值；

93、直流电压控制步骤：chopper电路采用滞环控制，当直流母线电压超过直流电压设定值的ch倍时，直流chopper电路动作；当直流母线电压小于直流电压设定值的cl倍时，直流chopper电路退出运行。

94、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制系统，包括切换控制模块：采用稳态控制与暂态控制，进行风电机组在稳态运行模式与暂态运行模式下的无缝切换。

95、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制系统，包括稳态控制模块：转子侧变换器采用虚拟同步控制，网侧变换器采用惯性同步控制和致稳控制，进行双馈风电机组的无锁相环同步并网运行。

96、根据本发明提供的一种双馈风电机组变流器控制系统，包括故障穿越控制模块：故障期间网侧变换器切换为电流源控制模式进行网侧变换器暂态电流控制，转子侧变流器采用虚拟阻抗和环形电流限幅器进行转子侧变换器暂态电流控制，直流侧卸荷电路采用滞环控制将直流电压限制在预设范围，进行风电机组在电网故障下的连续运行；通过变换变流器的容量和无功电流支撑系数，进行机组的暂态电压支撑，恢复电网电压。

97、根据本发明提供的一种风电机组系统，包括风电机组以及双馈风电机组变流器控制系统。

98、与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：

99、1、本发明提出一种自同步电压源双馈风电机组变流器控制方法，包括稳态控制与暂态控制方法，可保证风电机组在稳态运行模式与暂态运行模式下的平滑无缝切换；

100、2、本发明提出一种自同步电压源双馈风电机组的稳态控制方法，转子侧变换器采用虚拟同步控制，网侧变换器采用惯性同步控制和致稳控制，可实现双馈风电机组的无锁相环同步并网运行，具有极弱电网下的稳定运行能力；

101、3、本发明提出一种自同步电压源双馈风电机组的故障穿越控制方法，故障期间网侧变换器切换为电流源控制模式实现网侧变换器暂态电流控制，转子侧变流器采用虚拟阻抗和环形电流限幅器实现转子侧变换器暂态电流控制，直流侧卸荷电路采用滞环控制将直流电压限制在安全范围，实现风电机组在电网故障下的连续运行；通过提高变流器的容量和无功电流支撑系数，可有效提升机组的暂态电压支撑能力，帮助电网电压恢复；

102、4、本发明提供的自同步电压源双馈风电机组稳态时可实现转子侧和网侧变换器的无锁相环并网自同步功能，加入的电流内环控制结构可使背靠背变换器动态响应速度更快；

103、5、本发明提供的自同步电压源双馈风电机组暂态时直流母线电压由卸荷电路控制稳定，网侧变换器切换至电流源控制，转子侧变换器通过附加虚拟阻抗和环形限流，可有效抑制网侧变换器和转子侧变换器的暂态过电流，使风电机组在电网暂态故障期间保持连续运行能力；同时通过提高变流器的暂态容量和暂态无功电流幅值，可有效提供故障期间风电机组的暂态电压支撑能力；

104、6、本发明提出了一种基于自同步电压源双馈风电系统的综合控制方法，其分为稳态控制方法和暂态控制方法两部分，从而使机组在电网电压跌落时能提供足够的动态无功支撑，提高了双馈风机的暂态和稳态性能；

105、7、本发明提出了一种双馈风电机组电压源电流源双模式运行的控制策略，稳态时采用构网型控制方法，暂态时切换为组网型控制方法，从而使机组在稳态时具备弱电网运行能力，暂态时能够有效控制无功电流，提高了双馈风机的暂态和稳态性能。