直驱永磁风力发电机组（精选9篇）
直驱永磁风力发电机组 第1篇
目前, 大规模风电场大多采用双馈异步发电机, 但其存在很多缺陷。特别在低电压穿越能力方面, 因为双馈机的定子直接与电网相连, 当电网发生故障或电压出现波动时会对发电机的正常运行产生很大影响。永磁直驱同步风力发电机 (permanent magnet synchronous generator, PMSG) 因其没有故障率较高的齿轮传动, 噪音小以及维护成本低等独特优势, 已经成为风力发电领域重要研究方向。
直驱式永磁同步风电机组需经过全功率变流器才能接入电网, 目前应用最多的是“AC-DC-AC”变流方式, 其中采用背靠背四象限电压源型变流器的联网方式由于控制灵活而越来越受到重视。
1 永磁同步风电机组结构
该直驱永磁风力系统主要采用双PWM背靠背方案, 其结构如图1所示。
永磁同步发电机定子通过背靠背变流器和电网连接, 能够实现网侧的独立控制, 并把电网不对称故障的影响最大限度的控制在网侧。机侧PWM变流器的主要作用是控制风力发电机的运行, 并实现最大风能跟踪。网侧PWM变流器的主要作用是提供稳定的直流母线电压, 并实现网侧的单位功率因数控制。
2 双PWM变流器控制策略
2.1 机侧变流器控制策略
机侧变流器将频率和幅值变化的交流电整流成恒定直流, 同时通过调节发电机定子电流的d、q轴分量, 进而控制发电机的电磁转矩来完成最大风能捕获。本文采用定子电压定向的定子电流控制方法, 取同步旋转坐标系的d轴方向为定子电压矢量的方向, 则有usd=us, usq=0。
永磁同步电机电流方程[2]:
发电机的功率为:
由式 (2) 可见, 在定子电压定向的坐标系下, 有功和无功电流是解耦的。但是由式 (1) 可见, 定子的d、q轴电流除了受定子控制电压usd、usq的影响外还存在耦合项。所以, 在发电机的电流内环控制中, 需要对定子的d、q轴电流分量分别进行PI闭环控制。在得到相应的控制定压u′sd和u′sq之后, 分别加上前馈电压交叉项-ωeLisq和ωeLisd+Es, 即可实现电流的解耦控制。
2.2 网侧变流器控制策略
网侧变流器把直流母线电压逆变为与电网电压同频率的交流电, 通过调节接收端电流d、q轴分量可以维持直流母线电压稳定, 同时对流向电网的无功功率进行控制, 实现有功和无功的单独控制。本文以直流电压Vdc和网侧变流器与电网交换的无功功率Qc为控制目标, 采用电网电压定向的矢量控制方案, 实现有功和无功的解耦控制。选取同步旋转坐标系的d轴方向为电网电压矢量方向, q轴顺着旋转方向超前d轴90°, 则ed=E;eq=0。网侧变流器的电压方程为:
式中:ed、eq为电网电压的d、q轴分量;ucd、ucq为网侧变流器电压的d、q轴分量。
网侧变流器与电网交换的有功功率Pc和无功功率Qc分别为[3]:
由 (4) 可知, 网侧的有功和无功功率只与d、q轴电流有关, 实现完全解耦。但是由式 (3) 可见, 网侧变流器动态模型中还存在相互耦合项。通过前馈补偿法分别加上-ωcLcicq和ωcLcicd, 就可以实现解耦。
3 仿真分析
根据上述理论分析, 建立仿真模型, 仿真参数:额定功率1.5MW, 额定电压0.69k V, 额定转速18r/min, 极对数32, 定子电阻0.0001p.u, 直流电容30000μF, 直流电压25k V, 机侧变流器开关频率2k Hz, 网侧变流器开关频率0.5k Hz, 风机数量40台, 总容量60MW。
该系统共有4个发电单元, 每单元出口电压是690V, 然后分别经过一个额定容量为20MVA的机侧PMW变流器, 将幅值、频率变化的交流电整流为25k V直流电。其中两个单元经过10km直流输电电缆, 另外两个单元经过5km直流输电电缆然后共同连接至一个额定容量为65MVA的网侧PWM变流器, 将25k V直流电逆变为频率50Hz的690V交流电。再通过额定容量为65MVA, 额定电压分别为0.69k V/20k V和20k V/110k V的两个升压变压器, 将电能接入110k V的无穷大电网。仿真结果如图2所示。
由图2 (a) 可见, 经历1.159s左右的启动阶段后, 单台发电机的有功功率能够达到额定功率1.5MW并保持稳定。说明在风电场启动之后, 机侧变流器能够控制发电机输出有功功率以实现最佳风能跟踪。由图2 (b) 可见, 在0.74s左右网侧变流器能够实现单位功率因数并网运行;由图2 (c) 可见, 该网侧变流器可以有效维持直流母线电压稳定在25k V;由图2 (d) 可见, 在1.159s时电网高压侧的相电压与给定值相等并且保持稳定, 是63.51k V。说明本文采用的网侧变流器控制策略能够维持直流母线电压稳定, 同时通过电流解耦控制可以满足有功和无功功率的单独控制。
4 结语
本文分析研究了永磁直驱风力发电系统的工作原理, 根据机侧和网侧变流器的控制目标设计了全功率变流器的控制策略。在DIg SILENT/Power Factory仿真平台中建立了完整的基于双PWM变流器并网的永磁直驱风电系统仿真模型, 仿真结果表明系统能很好的跟踪参考值, 实现最大风能跟踪以及并网有功和无功的独立控制, 验证了该发电场并网技术的可行性。
摘要：本文针对兆瓦级的永磁直驱同步风电机组 (D-PMSG) 多运行于并网发电状态, 在DIg SILENT/Power Factory仿真软件中搭建了基于双PWM全功率变流器的D-PMSG并网仿真模型;阐述了系统的运行原理, 对机侧和网侧的变流器的控制策略进行了详细的分析, 该系统能够实现风能最大功率追踪以及并网控制, 仿真结果验证了所建模型的正确性和控制策略的可行性。
关键词：风力发电,永磁直驱同步发电机,双PWM变换器,并网,DIg SILENT/Power Factory
参考文献
[1]李杰.直驱式风力发电变流系统拓扑及控制策略研究[D].上海:上海大学, 2009:23-25.
[2]王涛.永磁同步电机矢量控制系统建模与仿真[J].河北大学学报, 2011 (11) :648-652.
小型永磁式风力发电机的设计 第2篇
摘要：本文根据自己长期小型发电设备设计经验，结合现有小型永磁式风力发电机的特点，介绍了目前对永磁同步电机设计在电机结构和优化设计等方向的研究，提出了永磁同步发电机在定子硅钢片、转子外壳、轴等结构上进行改进的设计和计算方法。
关键词：发电机;永磁式;设计;风力;小型;
前言
我国社会经济发展迅速，对于能源的依赖较多。而能源对我国环境污染严重，需要大力开发清洁能源，加上国家地形复杂，人口又多，居住分散，小型风力发电系统因为属清洁能源，对环境无污染而被广泛利用。
目前的小型风力发电系统中，主要采用的是永磁发电机，由于永磁直流发电机换向装置易出现故障，寿命低，造成了风力发电维护难度，直接影响到其度电成本，因此，除了对电压波形有严格要求的系统之外，一般都使用永磁同步电机。
虽然，永磁同步电机采用永磁体励磁，无需外加励磁装置，无需换向装置，具有效率高、寿命长等优点。但是由于其励磁不能调节，从而使得电压调整率较高，输出电压波动范围较大。传统的全桥式调整依然会存在一些电压尖刺，对蓄电池的寿命影响很大。因此，需要对永磁同步电机进行设计改进，使其具有结构简单、重量轻、高性能的特点，以满足小型风力发电的实际需要。
1.永磁同步电机改进研究方向
1.1.电机结构方面
永磁电机的结构随着其技术发展，已有多种形式，主要有：永磁同步电机、永磁无刷直流电机，另外还有永磁盘式电机、永磁无轴承电机等特种电机。它们的设计准则都是利用稀土永磁体的高矫顽力，增加磁通、减小电枢反应、高速运行提高电磁效率。
1.2.优化设计方面
在稀土永磁材料价格昂贵的情况下，考虑如何合理地选择水磁体的工作点，使之在满足电机性能指标前提下，使所用的永磁材料最少，即电机的成本最低或体积最小。修改电机内部机构尺寸的参数，保证在同等电机性能下，电机的结构更合理，体积最小。
1.3.磁场分析计算和数值方法的研究
传统的电机性能分析方法为等效磁路法，这种分析方法，减少了计算所需要的时间，在初始估算、设计方法比较时比较适用，由于永磁电机内部结构越来越多样化，磁场分布也变得更加复杂，仅依靠这种分析方法已难以描述电机内部磁场的真实情况。
永磁电机设计中，除了电机新结构的发明创造外，最重要的.发展是用有限元方法进行磁场分析。为了充分发挥永磁材料的优异性能，永磁电机的结构和传统电机有很大的差别。永磁电机结构复杂，永磁材料的磁特性为各向异性等，这些都给磁场分析带来了新的课题。对于一些复杂的磁场环境，除了需要进行一维分析外，还需要进行二维分析，除了静态分析外，还需要进行瞬态分析。
2.永磁同步发电机结构改进的设计
2.1.同步发电机结构
同步电机作为交流电机的一种，其最大的优点是转速与频率间有严格不变的关系n=60f/p，即当电源频率恒定时，电动机转速不变，且与电源频率成正比。异步电机则没有这个优点。而且，同步电机定、转子两方磁场是相互独立、可控的。由于永磁电机不需要直流励磁电源，对于交流同步电机来说省去了励磁机、自励系统等。
2.2.同步发电机结构改进设计
发电机结构上改进设计主要有：定子硅钢片、转子外壳、轴的和轴承等方面设计。
2.2.1.定子硅钢片设计
电机选用硅钢片时需要注意几个要点：低铁损、高磁导率、硬度合适、耐蚀性能良好等。发电机采用牌号为DW360―50的无取向冷轧硅钢片，其厚度为0.5mm。冷轧硅钢片的叠压系数能够达到0.98，比热轧约高3%，考虑到加工工艺，预选取叠压系数为0.93。选择定子槽的槽型，在小功率永磁电机中，常用的电枢槽型有梨形槽、半梨形槽、矩形槽、半闭口矩形槽等，在尺寸特别小的时候还采用圆形槽结构。冲片数量根据电枢计算所得到的定子长度来确定，通过冲片压板将冲片压装在定子支承轴上，并采用斜槽结构，斜槽的扭转宽度正好等于一个槽距。
2.2.2.转子外壳设计
为了便于安装永磁体、便于对电机内部结构进行维护，电机所设计的转子外壳分成三个部分，包括：转子前壳、转子后壳和转子外壳，通过螺栓连接成一个整体。做成三个部分的好处是，各个部分都可以使用钢材或钢管车削而成。在加工过程中，可以根据需要，随时将三个部分临时进行组装，组合起来进行精加工，可以保证整个设备的加工精度。转子外壳用于安装永磁铁，需要在其内表面铣出凹槽。转子前后壳需要安装轴承，其结构根据轴承计算获得尺寸设计。转子后壳还需要和叶片连接。
2.2.3.轴的设计
电机的支承轴可以划分成四个部分：两个用于和轴承装配的轴段，一个安装定子矽钢片的轴段，另一个安装在基座上的轴段。轴的直径首先由轴承计算所确定，再确定其余轴段的直径。在设计轴的长度时，需要注意叶片于塔架之间的间距问题，因此在电机到基座之间，轴应该预留一段长度，并通过后续有限元分析，在保证结构强度的前提下，优化这段尺寸。
2.2.4.轴承的设计
轴承的选用和计算是很关键的一个部分，它的确定，是发电机中几个主要结构尺寸确定的前提条件，如转子前后壳、轴等。
2.2.5.设计时，除了这些主要零部件需要确定外，还需要考虑以下几个方面的问题：
2.2.5.1.发电机整体的密封问题。在发电机的各个连接部分存在防水、防尘问题。如在转子前后壳与转子外壳连接部分做出凸台、轴承盖选用的密封件、转子后壳的一端做成密封形式等。
2.2.5.2.转子后壳二端螺孔问题。由于转子后壳二端是密封的，为了方便维护安装在这个附近的轴承，需要做一个螺孔，用于顶出轴承，并且在平时需要用螺栓将孔密封。
2.2.5.3.叶片叶柄表面保护问题。考虑到新型叶片材料采用的是玻璃钢，为了防止安装时，螺栓将叶片叶柄表面压坏，需要设计一块压板垫在叶片与螺栓头之间。
3.永磁同步发电机计算方法
永磁电机的计算有多种思路，着眼点不同，计算过程中的侧重点也不相同。直接计算方法计算过程简单，误差较大，但在电机设计初步阶段对计算要求不高的前提下，其设计计算的误差尚可以接受，可以与后期的试验分析相结合进行修改，最后得到结果。
在确定了永磁电机的类型、应用的环境以及所需要达到的设计指标后，通过电磁理论计算与电机外形结构计算相结合的方法对电机进行初步设计，然后，再通过后续的试验分析修正所计算的结果，最后达到设计目的。
3.1.设计计算指标
电机的计算指标为：
额定功率PN=2KW;
相数m=3，Y型连接;
极数对P=6;
额定相电压UN=50V;
额定转速nN=300r/min;
额定频率 =30Hz;
功率因数cos=0.9
3.2.主要尺寸设计计算
3.2.1.电枢绕组设计
首先确定电机的电枢绕组分配方案，包括电机中共使用多少对磁极、定子槽数、三相绕组的分配方式、采用单层还是双层绕组等。确定了绕组的分配方式后，根据槽的面积选择合适的槽满率以及导线类型，求出绕组的基本数据，包括：每相串联匝数N、电流密度J。
3.2.2.主要尺寸和参数计算
使用直接磁路计算法设计发电机结构的主要尺寸参数计算过程为：
3.2.2.1.根据小型永磁电机气隙特点选择永磁体的工作点，然后根据工作点选择永磁体类型，得到其性能参数。
3.2.2.2.预取线负荷A，使A/Bδ足够小以保证发电机有较好的外特性。
3.2.2.3.求解出转子尺寸，包括转子内径和转子外径。然后预取合适的气隙长度δ和长径比λ，求出定子外径和电枢长度。
3.2.2.4.永磁体尺寸计算，包括永磁体的磁化方向长bM、径向长度LM、永磁体体积VM、截面积SM、宽hM以及气隙长度修正和工作点气隙磁感应强度有效值计算。
3.2.2.5.由最初选择的绕线尺寸、电枢长度以及材料属性求出定子绕组的电阻;求出所选择的槽型的漏磁导数λS、齿和端部的漏磁导数λZ和λg，由这些导数求出基本漏抗X00和差漏抗Xov，最后求出整个电机的漏电抗Xσ。
3.2.2.6.根据所设计的转子轭形状，求出转子的漏磁导A。
3.2.3.输出特性
由空载磁通密度Φo、基波绕组系数KW一每相匝数N、额定频率?、可以求的发电机的输出空载电压Eo和空载磁势Fo。
3.2.4.参数修改
在直接计算法中，由于很多参数都是凭借经验选取，最后造成的误差可能较大，因此在计算完以后需要根据计算得到的结果修改所用到的参数，保证最后计算得到的结果达到预期目标。
参考文献：
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[2]王金平;周晓燕;唐任远.离网型低速高效永磁风力发电机的研制.中小型电机.-08-01
[3]包广清;李战明;施进浩.一种新型组合式横磁通永磁风力发电机.中国电机工程学报.-01-25
[4]高钰阁.对转双转子永磁同步风力发电机的设计与分析.沈阳工业大学.-12-24
直驱永磁风力发电机组 第3篇
摘 要：在MW级永磁直驱动发电机系统中的变桨系统中，变桨逆变器是变桨系统最为重要的组成部分。本论文主要介绍了变桨逆变器的作用、变桨逆变器各输入输出功能，以及对引发变桨逆变器故障的初步判断和处理办法及改进方法。
关键词：变桨逆变器；运行反馈正常信号；超级电容；数字量输入模块；逆变器监测模块
中图分类号： TM315 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）12-179-2
0 引言
当今人类生存和发展首要解决的问题就是能源给自然环境带来的污染。可再生能源种类繁多，风能、太阳能、潮汐能、生物质能等，其中风能由于其储量丰富地区广泛受到各个国家的广泛重视，风能已经成为水电之外第二大清洁能源来源。
世界上风力发电机组大致可分为定桨失速型、定桨恒速型、变桨失速型、变桨恒速型四种。在变桨距的风力发电机组中，风机能否正常实现变桨功能是风机正常运行的重要保证。大型风力发电机组变桨系统中的逆变器通过变频变速控制变桨电机，实现变桨功能。同时实现了超级电容为备用变桨电源的变桨控制功能。
1 变桨逆变器的概述及作用
1.1 变桨逆变器概述
变桨逆变器异步电机用高频MOSFET逆变器。变桨逆变器使用了当今最为先进的技术（IMS功率模块，微处理器控制，Flash内存，Can Bus总线），它的最大输出电流是450A。
1.2 变桨逆变器作用
变桨逆变器使用异步电动机专用的高频MOSFET逆变器，然后将60V直流电流直接转换成三相频率可变的29V交流电流。变桨逆变器是通过变频变速来调节变桨电机，控制变桨系统的桨叶旋转角度、桨叶速度和旋转的方向。变桨逆变器通过监测其反馈信号是否正常来实现自我保护的功能。
2 引起逆变器反馈信号丢失的故障分析
2.1 变桨逆变器本体导致故障信号触发
变桨逆变器在运行过程中，在看不到装置本体的情况下，数字量输入模块的闪烁次数得出逆变器运行期的故障信息。
2.1.1 电容器保险熔断导致故障
其中超级电容器的高电压在45V至61V区间变化，低电压为固定值16V左右。分析造成逆变器反馈信号丢失的原因是超级电容器的300A保险熔断了，才使得变桨充电器不断地为超级电容充电。
原因：更换超级电容的时候自锁螺母没有更换。
2.1.2 变桨逆变器本体温度高
变桨逆变器程序中设定的保护定值为65摄氏度，逆变器存温度监测装置点，如超过65摄氏度，便停止工作，并向外发出逆变器反馈信号丢失告警。原因：变桨逆变器散热风扇故障
2.1.3 变桨电机动力电源控制电源接线故障
原因：变桨电动机动力电源接线错误或由于机械、电气原因等导致的短路、过流烧损
变桨电机动力电源接线烧损。
2.2 控制回路中的监测单元故障导致
如果控制回路中的检测单元出现故障也会使逆变器的反馈信号丢失。检测单元出现故障指示检测不到逆变器的反馈信号，而逆变器本身无故障，因此由检测单元导致的逆变器反馈信号丢失，此类情况变桨系统的桨叶都能够正常收桨。
2.2.1 变桨逆变器监测模块损坏
2.2.2 信号总线故障
故障原因：变桨柜开关主断路器损坏。
主断路器开关导致逆变器反馈信号丢失的情况经常发生。变桨控制器与主控的通信主要通过信号总线传输，很容易受到风力发电机和交流的动力线发电时185电缆产生的谐波干扰，也容易导致变桨逆变器发生故障。由信号干扰导致逆变器的反馈信号丢失，往往会伴随其他的故障一起报出来，如变桨控制系统子站总线故障、变桨电容器电容高电压故障、变桨系统限位开关冲限位故障等，我们把这种故障统称为信号总线故障。处理报变桨系统的信号总线故障。
故障处理时首先检并更换变桨柜内的总线接头，如果更换后仍然报变桨系统子站总线故障，则可以判断为滑环故障，此时需要更换滑环，一般而言更换滑环完成以后，风机多数可以正常运行。
其次此类故障可判断是否由于变桨柜开关内断路器辅助触点接触不良导致反馈信号丢失，手动将变桨开关柜内断路器手动闭合，然后用万用表测量断路器辅助触点两端的电压值。如果电压低于55V，就可认定为辅助触点虚接。处理方法时更换变桨开关柜内断路器。运行中的风机变桨系统是随着叶轮不断旋转的，所以此类故障出现的次数较多。当风机停机后会正常，所以用万用表测量值高于55V时，也有可能是变桨柜内主断路器接触不良。此类故障中，如果是3个子站同时报故障而不是单个子站报故障，则可判定为辅助触点问题，单时如果3个子站同时报出，则可判定为信号总线故障。
3 总结
综上所述，导致逆变器反馈信号丢失的主要原因是轮毂内不清洁，现场对风机进行定检时应加强风机内部清洁工作，特别是轮毂内设备，并且针对内蒙地区风沙、浮沉加大地区在风机设计时应有相应的改进设计针对现场恶劣条件。
参 考 文 献
直驱永磁风力发电机组 第4篇
近年来随着风能大规模开发和快速商业化发展的趋势,风电机组的低电压穿越能力对电网的安全稳定运行起到越来越重要的影响[1,2,3]。各国相继对并网的风电机组故障穿越能力提出了新的要求,并制定了相关标准,我国最近提出风电并网标准也规定风电机组必须具备低电压穿越能力[4,5,6]。
目前,已有相关文献对直驱永磁同步风电机组(PMSG)的低电压穿越控制策略进行了研究。文献[7-10]提出类似于DFIG,在全功率变流器直流环节安装Crowbar电路、储能装置、辅助变流器等硬件设备消纳多余的能量。但是通过增置硬件电路会大大提高变流系统的成本和体积。 文献[11-12]提出通过减小发电机电磁转矩,限制发电机的输出功率。然而机组容易超速甚至导致整个系统震荡失稳。有文献[13-14]提出当转速过大时,通过运行风力机桨距控制器对捕获的风能加以限制。但变桨控制响应时间长,而且变桨过程不利于系统在故障消除后快速恢复正常工况。
本文在理论推导以及对几种LVRT方案的仿真进行详细分析的基础上,综合已有的方法提出了一种结合增大网侧变流器输出有功、调节机侧变流器电磁转矩和直流环节投切Crowbar电路的协调控制方案,并研究了新的控制策略投入Crowbar电阻值与机组转速变化的关系。最后通过Matlab/Simulink仿真验证了该方案可以在严重电网故障时提升PMSG风电机组LVRT性能的结论。
2PMSG矢量控制的数学模型
PMSG全功率变流器传统策略通过机侧变流器对直驱永磁同步发电机电磁转矩进行控制,网侧变流器用以保持直流环节电压稳定和输出有功、无功功率的调节,电网电压跌落瞬间,机组的LRVT控制策略通过投入Crowbar电路消除不平衡功率。图1为PMSG机侧和网侧变流器控制框图。
2.1机侧变流器的运行控制策略
通过Park变换把静止三相坐标下数学模型转换为适合矢量控制的PMSG暂态模型,采用发电机惯例,d轴定向于转子磁链,考虑到Ld≈Lq,若令isd= 0。则有电压方程:
电磁转矩方程:
式中:Usd,Usq,isd,isq为d,q轴定子电压、电流;Ld, Lq为d,q轴定子绕组自感;Rs为定子电阻;ωe为转子电角速度;p为极对数;Ψf为转子气隙磁链。
忽略摩擦损耗,风电机组转矩平衡方程:
式中:J为发电机和风力机总转动惯量;Tw为风力机输出机械转矩;ω为风力机转速。
因此通过控制定子d轴电流分量isd,实现对PMSG机组转速和功率控制。
2.2网侧变流器的运行控制策略
网侧变流器采用电网电压定向,忽略电磁暂态分量,其与电网交换的有功功率和无功功率方程:
式中:Pg,Qg为网侧有功、无功功率;Ud,Uq,Id,Iq为d,q轴电网电压、电流。
通过控制网侧d,q轴电流分量,实现对输入电网的有功、无功进行解耦控制。
3PMSG低电压穿越的控制原理
3.1常见的LVRT控制原理
我国关于低电压穿越的国家标准要求风电机组在并网点电压跌落幅度最大达到80%情况下保持风电机组不脱网运行625 ms。当电网发生短路故障时,网侧变流器需要保持直流电压稳定,这会使网侧变流器输出电流值相应增加。但是为了避免大幅电压跌落时电流超过变流器限值而烧毁,需对网侧变流器输出电流做出以下限制[15]:
式中:Idq - max为网侧变流器安全电流限值。
因此在较大幅度电压跌落时,网侧变流器增大输出到电网有功功率有限,无法保证直流环节功率平衡,将导致直流电压急剧上升而影响机组的稳定运行。如果采用更大容量网侧变流器则明显提高成本,造成冗余浪费。这时PMSG机组一般用Crowbar电路来吸收多余的能量,这部分能量以纯热量的形式消耗,Crowbar电路如图2所示[16,17]。
投入Crowbar电路所补偿的不平衡功率与其电阻值成反比,用公式表示为
式中:Udc为直流电容电压;R为Crowbar电阻值;d为Crowbar电路功率器件的导通占空比。
对于MW级PMSG机组,若发生严重电网电压跌落故障,Crowbar电路将承受很大的瞬间冲击电流,过流在电阻上产生大量的热,按照不同的标准,能坚持的时间要根据电压跌落值来确定。实际上,若能在故障发生时迅速减小永磁电机转矩电流来限制发电机的输出电磁转矩和功率,把直流环节上的不平衡功率转化为风力机机械功率Pw和发电机输出电磁功率Ps的差值,使得风电机组转速上升,即把多余的能量以动能的形式存储于风轮之中。
单独调节电磁转矩进行低电压穿越控制,忽略传动系统的损耗,可以根据电压跌落深度限制发电机输出电磁功率,即:
式中:K为风电机组电磁功率的参数,K=P/ω13,P为风电机组视在功率;a为电压跌落的深度系数, 0<a<1。
惯性时间常数一般由下式计算:
在电压跌落过程中风力机吸收的多余能量将转换为转子动能并促使转子加速,而转子获得的动能增量可表示为
联立式(7)~式(9),可得故障后机组转速为
式中:t为故障持续的时间;ω1,ω2为故障前后机组的转速;J为包含风力机和发电机的总转动惯量, 其大小由H决定,H为发电机组的总惯性时间常数,H=Hw+Hg,Hw为风力机惯性时间常数,典型取值范围为3.0~6.0 s,Hg为发电机转子惯性时间常数,典型取值范围为0.4~0.8 s[18]。
代入上式可知,单独采用调节电磁转矩的方式实现LVRT控制 ,风电机组 转速增加 可达7% ~ 14%。因此对于长时间严重故障,转速急速增加会使传动系统应力超出额定的机械载荷,而且转速波动过大可能会导致系统失稳,需要考虑限制其转速的飞升。
3.2改进的LVRT控制原理
综合考虑增大网侧输出功率、投切Crowbar电路及调节电磁转矩控制的特点,结合3种方案可以优化LVRT控制过程,其原理推导如下:
联立式(6)、式(11)、式(12),可得:
式中:k为网侧变流器补偿有功功率的系数;ΔP为总的不平衡功率;ΔPw为风轮吸收的不平衡功率。
网侧变流器在严重故障时输出的有功功率一般都会达到其限值,因此k可当作常数。考虑电压跌落大于80%情况下,根据式(13)可以得出以下几点:
1)当电网跌落深度a保持不变时,投入的Crowbar电阻值越小,故障后转速ω2越小;
2)当电网跌落深度a保持不变时,投入的Crowbar电阻值越小,转速ω上升速度越慢;
3)当Crowbar电路不投入时,即R=∞,电网跌落深度a越大,故障后转速ω2越大。
当电网电压跌落时,不平衡功率主要由机组增加的旋转机械功率、网侧变流器增大的输出有功功率和投入Crowbar电路的热功率承担。式 (13)表示在一定电压跌落深度和跌落时间下机组转速变化和Crowbar电阻阻值之间的关系。为使直流侧环节电压稳定,需要依据上述原理提出机组新的LVRT协调控制策略。
4PMSG新的LVRT协调控制策略
4.1新的网侧变流器LVRT控制策略
图3为网侧变流器新的LVRT控制框图。在电网电压跌落时,可以采用网侧变流器有功电流给定值i*gd跟踪电网电压跌落的参数进行前馈控制的方法。当电网电压发生跌落时,为了维持系统的功率平衡,使得:
式中:Ps为永磁发电机输出有功功率;egd为同步旋转坐标系下电网电压的d轴分量;Usd,Usq,Isd, Isq分别为d,q轴定子电压、电流分量。
当电压跌落时,网侧变流器有功电流给定值is*d根据电压跌落的程度迅速增大,同时在控制回路加入限流环节以保护网侧变流器。该控制能缓解系统功率不平衡,使得直流电压趋于稳定, 有利于故障后机组恢复正常。
4.2新的机侧变流器LVRT控制策略
基于机侧变流器调节电磁转矩的控制策略如图4所示。当电网电压跌落时,对于机侧变流器,让发电机输出功率跟踪网侧变流器输出电网的有功功率,即把Ps与Pg比较得到的差值ΔP送入PI控制器得到定子d轴电流的给定值is*q,之后定子电流实际值isq跟踪给定值变化,使得电磁转矩Te减少,风力机吸收的风能以动能的形式存储在风轮上,而导致转速ω上升。这时不是对转速ω 进行控制使之维持最大功率点跟踪,而是对风轮输出的功率进行限制,同样也维持了直流电压的稳定。
新控制策略的直流环节Crowbar电路控制与3.1节所述控制策略类似,如图2所示。
5仿真分析
5.1传统LVRT控制策略性能分析
为了在不同LVRT控制策略下对系统动态特性进行分析,本文在Matlab/Simulink仿真环境下建立PMSG风力发电系统的仿真模型。仿真参数如下:PMSG额定功率为1.5 MW,定子额定电压690 V,额定频率50 Hz,风轮叶片半径42 m,发电机极对数32,风速恒定为12 m/s,并网点电压跌落80%,持续时间300 ms,为了提高仿真效率, 机组惯性时间常数设置略小。
投入Crowbar电阻和增大网侧变流器有功输出来补偿全部不平衡功率的LVRT仿真如图5所示。电网电压在1 s发生跌落,网侧变流器为了维持输出功率不变而使输出电流Ia增大,电流迅速达到限流值,网侧变流器失去了对直流电压Udc的控制。当直流电压继续上升超出允许值时,投入阻值为R0的Crowbar电路,接着直流电压略有上升之后一直保持稳定直至故障结束。由于发电机和电网不直接耦合,虽然直流环节电压产生了一定波动后才稳定,机侧变流器还是保持可控并以正常方式运行,发电机转速ω和电磁转矩Te几乎不受影响。
调节电磁转矩和增大网侧变流器有功输出的LVRT控制仿真如图6所示,模型的电网电压在1 s发生跌落,直流环节两侧因为功率差值导致电压Udc上升,网侧输出电流Ig迅速增大达到限制,直流环节电压继续上升超出允许值,启动调节电磁转矩Te控制。此时电磁转矩瞬间大幅减小,转速则快速上升,直流电压因两侧功率再次达到平衡而稳定下来。可以观察到在故障过程中,转速ω与电磁转矩波动均较大,其中转速增加到了1.1(标幺值)。
5.2提出的LVRT控制策略性能分析
减小电磁转矩、投入电阻值为2R0的Crowbar电路并增大网侧输出有功的仿真过程如图7所示。电压跌落时,网侧输出电流Ig立即进行补偿。当直流电压Udc继续上升超出允许值时,通过投入Crowbar电路并同时减小电磁转矩Te补偿剩下的不平衡功率,这样直流电压稳定在额定值附近不变。由于电磁转矩减小,机组转速ω增加到1.05(标幺值)直至电压恢复。虽然投入Crowbar电阻只消耗了部分不平衡功率,但该策略达到了较好的控制效果,而转速变化也限制在理想的范围内。
5.3新控制策略下投入Crowbar电阻值R和机组转速ω的关系
为了进一步验证在新的策略下投入Crowbar电阻值R大小对机组转速ω的影响。忽略网侧变流器的功率补偿,电压跌落时间625 ms,其他仿真条件与之前相同。
现分别取R1= R0(即Crowbar吸收100%多余能量),R2= 10/9R0(Crowbar吸收90%多余能量) R3= 2R0(Crowbar吸收50%多余能量),R4= 4R0(Crowbar吸收25%多余能量)进行仿真,得到相应的发电转速ω的变化如图8所示。由图8可以观察出:电阻值R越大,电网故障过程中任一时刻对应发电机转速ω越大;同样增大R值,转速ω上升的速度也越快;而故障后的转速ω2随着阻值R的减小,可以得到很好的控制。该仿真结果与3.2节分析一致,由此验证了所推导公式的正确性。同时上述分析可以在应对不同程度的电网故障下制定更加细化的LVRT协调控制策略提供理论支持。
6结论
本文在Matlab/Simulink中建立了直驱永磁同步发电机组低电压穿越控制模型,分析了几种重要的低电压穿越控制方案,在理论推导的基础上提出了增大网侧输出有功功率、投切Crowbar电路和调节电磁转矩相结合的PMSG风电机组LVRT协调控制方案,使直流电压得到了有效的控制,并提高了机组运行的稳定性。对本文的研究表明:
1)对于严重的电网故障,单独的应用Crowbar电路、增大网侧输出有功功率或者调节电磁转矩任一种控制策略都会产生像过流或超速等问题,并对机组的稳定运行也有较大的影响;
直驱永磁风力发电机组 第5篇
在大功率风力发电技术中交流励磁双馈电机发电机(简称DFIG)和直驱永磁同步风力发电机各占有一席之地 [1,2]。DFIG风力发电系统中,风力机与发电机之间的转速匹配是一个关键问题,低速运转的风力机与发电机一般需要通过升速齿轮箱连接。大容量齿轮箱价格昂贵、故障率高和维护困难,它的存在已成为风力发电系统进一步发展的瓶颈。因此,研究直驱永磁同步风力发电系统是提高效率和可靠性的有效途径之一。
直驱永磁同步风力发电系统具有变速运行,变桨距调解,低转速,高效率,高功率因数等特点[3]。该发电系统的控制系统主要包括:最大功率跟踪控制系统(MPPT)[4],用于跟踪风机的最大功率,提高风能利用率;网侧逆变器的功率解耦控制系统,用于完成有功功率和无功功率的分别调整[5];变桨距控制系统,用于完成在高风速下的恒功率控制。本文建立了直驱永磁同步风力发电系统中并网逆变器的数学模型,在此基础上采用空间矢量脉宽调制(SVPWM)方式和电网电压合成矢量定向的控制策略,实现有功功率和无功功率的解耦控制[6,7,8,9];用经典PI调解器控制Boost电路的占空比,从而实现了MPPT控制;同样在高风速下用经典PI调解器控制桨距角[10],实现了变桨距恒功率控制。通过MATIAB仿真证明了方案的可行性和正确性。
1 驱永磁同步风力发电机系统
直驱永磁同步风力发电机主系统由风机、直驱永磁发电机、不控整流、Boost电路、直流侧储能电容、PWM逆变器、交流侧滤波电抗器等组成。
不控整流电路具有结构简单、功率因数高等特点,因此被广泛用于PMG发电机机端整流系统中;Boost电路(图3所示)用于发电机MPPT控制;PWM逆变器实现发电机并网控制和功率解耦控制;交流侧滤波电抗器用于抑制变流器输出谐波。在本论文中,PWM逆变器主电路采用三电平逆变电路(图2所示),该电路具有:网侧电流畸变率低,开关频率较二电平变流器低,开关损耗小,交流侧滤波电控器容量小等特点[11,12]。
2网侧变流器控制策略
图1中,设三相电网电压为:
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式中Em为相电压峰值;ω为电网角频率。
设网侧线路总电阻为R,可得:
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式中ik,uk分别为并网逆变器输出电流和输出电压。
经两相静止变换和两相旋转变换后得到在两相旋转坐标系下数学模型为[13]:
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(3)式中ud,uq为逆变器输出电压在旋转坐标系下的d轴和q轴电压;id,iq为逆变器输出电流在旋转坐标系下的d轴和q轴电流;ed,eq为网侧电压在旋转坐标系下的d轴和q轴电压。
在以上动态数学模型的基础上,采用以电网电压合成矢量为定向的控制策略,即:ed=Es,eq=0。
将ed=Es,eq=0代入式(3),同时忽略平波电抗器电阻,整理得[14]:
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为了实现 d,q 轴电流分量的解耦控制,达到有功功率和无功功率的解耦控制,令:
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则有:
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从而实现了电流有功分量id和电流无功分量iq的解耦控制。
网侧变换器的主要控制目标为: ① 维持直流母线电压恒定,并稳定地向电网传输有功功率;② 通过无功电流环控制网侧变换器输出无功功率,从而满足电网对无功功率的要求[15]。
由上述理论推导可见,经典的基于 d,q 坐标系下的解耦控制, 配合简化的SVPWM 矢量控制可很好地实现上述要求。将检测到的电流进行 3/2 变换和旋转变换,得到按电网电压合成矢量定向下的电流分量id,iq采用电流 PI 调节器实现闭环控制,电流调节器的输出为逆变侧输出电压的给定值 u*d,u*q,再经过SVPWM控制逆变器输出三相电压。控制框图如图4。
在图4中,电流分量id,iq反应了发电机输出有功功率和无功功率的大小,故id,iq的整定值i*d和i*q由发电机功率控制系统来确定[16,17]。i*d采用直流侧电压Udc经PI 调节器实现闭环控制;i*q由发电机无功功率给定值Q*以及网侧电压的偏差经PI调节器调节后确定,用于控制变换器与系统间的无功功率交换及变流器网侧电压的稳定;同时应当考虑发电机最大电流Imax对i*d和i*q的约束;从而得到i*d和i*q控制算法框图如图5。
3Boost电路控制及变桨距控制
根据空气动力学的原理可以得出,风轮机输出功率的表达式为:
P=CpρAυ3/2 (6)
公式(6)中P为风轮机输出功率,ρ为空气密度,A为转轮旋转截面面积(扫掠面积),υ为风速,Cp=f(λ,α)为风轮功率系数,λ=ωR/υ为风轮叶尖速比,α为风机桨矩角。该公式说明在相同风速下,风力机的不同转速会使其输出的功率不同,要捕获最大风能必须在风速变化时及时调整转速ω,并保持最佳叶尖速比。为实现最大风能捕获,根据风力机的3种典型运行状态可以做出相应调整:① 低风速段实行变速运行,可保持一个恒定的Cp值。调节发电机转速并保持λ不变,直到转速达到极限。根据最佳功率曲线,使风力发电机组具有最高的转换效率;② 风机在额定转速附近运行时,随着风速的变化,调整转速,改变Cp的值,控制风力机运行直到输出最大功率;③ 在高于额定风速时,主要通过改变变桨距系统的桨叶节距来限制风力机获取能量,使风力发电机组输出功率达到极限并趋于稳定。
由于直流侧电压Udc采用恒压控制,所以续流电感电流il的大小反应了发电机输出用功功率的大小。因此Boost电路占空比调节可采用如下控制策略:
采用双闭环控制系统(速度外环和电流内环),在情况①下用最大功率曲线查出当前功率点的最优转速ω*作为转速整定值,调节发电机转速;用PI调节器计算出续流电感电流i*l,由i*l与il的差值调节Boost电路的占空比Duty-cycle,进而调节续流电感电流il,从而控制发电机输出有功功率PG。控制流图如图6所示。
在情况②和情况③下用发电机额定功率PGN查出转速ω*作为转速整定值,通过图3调节Boost电路的占空比Duty-cycle,使发电机输出有功功率稳定在额定功率PGN;同时根据转速调节发电机桨距角Pitch,实现变桨距调节,变桨距控制流图如图7所示。
4 基于MATIAB的仿真
本文在MATIAB中设计了仿真系统,系统的参数:风场有5台2 MW发电机,端电压为597 V、频率f=60 Hz;额定的直流侧电压1 150 V,直流侧电容(DC bus capacitor)=0.075 F,额定风速=12 m/s。
第一种情况:在仿真时要求网侧逆变器运行在单位功率因数状态,因此设定Q*=0;初始风速为8 m/s,在t=10 s时风速上升到10 m/s,在t=20 s时风速上升到13 m/s;仿真时间为30 s。以下仿真图形均根据风速的变化而变化。
由仿真图8和图9可以看出,在低风速段(风速在8 m/s和10 m/s时),当风速发生变化时,发电机转速会随风速的变化而及时调整(图9左),实行了变速运行,有功功率会随发电机转速的变化而快速调整(图8左),实现了最大风能捕捉;当风速接近额定风速或超过额定风速时(风速在13 m/s时),发电机采用变桨距调节(图9右),桨距角随风速的变化而及时调整,有功功率会稳定在发电机额定功率附近(图8左),实现了恒功率控制;由于采用了单位功率因数控制,发电机输出无功功率始终在0附近变化(图8右)。
第二种情况:在仿真时要求网侧逆变器运行Q*=1 MVar,其他仿真条件不变,仿真结果如下:
由仿真图10和图11可以看出,在低风速运行时,有功功率会随发电机转速的变化而快速调整(图10左,图11左),实现了最大风能捕捉;在高风速运行时,有功功率基本稳定在额定功率附近,而桨距角随风速快速调整(图10左,图11右),实现了恒功率控制;发电机输出无功功率稳定后始终在1 MVar附近变化,可见无功功率不会随风速的变化而调整,从而很好地实现了功率解耦控制(图10右)。
5 结束语
本文通过对直驱永磁同步风力发电机控制方法的研究。建立了基于电网电压合成矢量为定向的直驱永磁同步风力发电机功率解耦控制模型,并对网侧逆变器在低风速下采用基于最大功率跟踪控制策略,在高风速下采用恒功率变桨距控制策略。经仿真得出功率、风机转速及桨距角的变化曲线,并分析比较,可以得出:
(1) 基于电网电压合成矢量为定向的直驱永磁同步风力发电机功率解耦控制方法具有较快的调解特性,能适应风速的快速变化。
(2) 在低风速下能完成最大功率捕获控制,能提高风机的能源转化效率。
(3) 在高风速下能完成恒功率变桨距控制,能很好地保护风力发电机组,使之不产生过负荷。
(4) 具有较好的有功、无功解耦控制效果。
直驱永磁风力发电机组 第6篇
由于永磁同步发电机 (PMSG) 定子和转子磁场之间没有相对运动, 不能在阻尼绕组中产生感应电压;再者, PMSG转子上没有磁场绕组, 也不存在磁场绕组中产生感应电流或阻尼作用;另外, 多极低速永磁同步发电机的极距很小, 不能采用传统的阻尼绕组去抑制功率角振荡, 因此连接到直驱风电系统中PMSG是没有阻尼系统的。又由于直驱永磁同步风力发电系统驱动链的特性较软, 当系统受到激励 (如风速变化或发电机端电压变化时) , 变速风轮中发电机容易出现次同步谐振。
风轮速度变化引起的振荡可以通过控制输入到发电机的机械功率或不同的机械控制方案进行阻尼。然而, 这种阻尼方法有一个缺点, 它对风轮注入电网的功率有负面影响, 即:速度振荡使输入到电网的电功率振荡变得明显。本文采用基于次同步谐振抑制措施, 结合直驱风电系统的变流器控制策略, 对直驱风电系统振荡阻尼系统进行设计改革。
2 直驱永磁同步风电系统的阻尼措施
2.1 直驱永磁同步风电系统控制结构
直驱永磁同步风电系统的控制包括桨距角控制和功率变换器控制等2部分, 如图1所示。该功率变换器采用的控制策略是:机侧变流器对发电机定子电压和直流环母线电压进行控制, 网侧变流器对流入电网的有功和无功功率进行控制。
2.2 通过控制桨距角对速度振荡进行阻尼
在直驱风电系统中, 当风速发生变化或电网故障引起发电机机端电压发生变化时, 发电机的电磁转矩和轴上的机械转矩之间会处于不平衡状态, 驱动链会出现扭振现象。通过对桨距角系统进行控制以改变桨距角来控制发电机速度。为防止过速, 将速度控制在额定值内, 可通过增加桨距角气动功率自动地减小速度。因此, 通过控制桨距角, 发电机的动态稳定性将得到加强。
2.3 通过对功率变流器进行控制来抑制振荡
(1) 直驱风电系统中阻尼系统的基本原理。在带全功率变换器的风力发电系统中, 当直流母线上输入的有功功率大于输送到电网的功率时, 将导致直流母线电压上升;相反, 直流母线电压则下降。因此, 有功功率的控制和直流母线电压恒定的控制是密切相关的。直驱永磁同步风力发电机组阻尼速度振荡的方法可从电力系统稳定器 (PSS) 中得到启发。它的基本原理是使用直流电路中的电容器作为发电机和电网之间的能量储存器 (缓冲器) , 为了吸收转矩振荡, 可允许直流母线电压在小范围内发生变化。通过周期性地对电容器短期充、放电, 使能量储存在电容器中, 负载电流相应发生变化, 从而影响转矩, 以致抵消速度振荡和提供有效的阻尼。
(2) 直驱永磁同步风力发电机的电气阻尼系统。将电力系统稳定器 (PSS) 这个阻尼方法应用在多极PMSG风轮时, 需要进行稍微的调整, 因为PMSG的磁场是固定的, 不能像直流励磁同步发电机风轮那样通过改变发电机励磁来改变直流母线电压以阻尼速度振荡, 但是可以从功率变流器控制方面采取措施来抑制振荡。因为通过功率变流器进入电网的功率与直流电压大小无关, 它是通过控制直流母线电压变化来抑制驱动链振荡, 不会影响送入电网的功率。
2.4 直驱风电系统的阻尼设计
(1) 设计直驱风电系统的阻尼系统思路是:将速度振荡转换成一个与速度有相同频率和相同相位角的直流参考电压UDCref, 这可以通过在发电机侧变流器控制器内的一个主动阻尼模块产生一个直流电压参考值来实现。与PSS的情况类似, 当提供给一个与速度振荡同相的发电机电气转矩分量时, 可以实现多极PMSG风轮驱动链振荡的抑制。一般情况下, 直流母线电压要保持恒定, 但是当需要系统的电气阻尼时, 可以允许直流母线电压有一个小的变化。发电机侧变流器的一般控制结构单元如图2所示。
(2) 直驱风电系统的阻尼系统如图3所示, 它由2个基本模块组成:1个带通过滤器和1个相位补偿器。阻尼系统的输入是发电机速度, 将阻尼系统的输出△μdamp迭加在直流电压设置点UDCset上, 从而为发电机侧变流器控制器提供直流电压参考信号。
△μdamp是一个频率为fdamp的正弦干扰信号。直流电压参考UDCref是一个有正弦偏移△μdamp, 并围绕平均值UDCset波动的电压信号。
在本文中, 阻尼系统的带通滤波器设计成只通过自由频率的振荡, 而对其它所有的频率进行阻止。带通滤波器不能改变输入信号的相位, 可用一个低通滤波器作为相位补偿器来引入一个90°相位滞后。通过设计一个很窄的带宽, 带通滤波器允许相位补偿器只对自由频率的振荡起作用, 而不对系统中现有的其它频率起作用。
直驱永磁风力发电机组 第7篇
关键词：风电机组,永磁同步发电机,参数辨识,优选初值—微变搜索算法,可辨识性
0 引言
精确获取风电机组的特性参数,对于提高机组运行控制水平,从而提高机组发电效益,具有重要的意义。
对于风电机组的特性参数,国外有很多文献涉及,给出的参数各种各样,针对某具体机组,取什么样的一组参数来表征其特性,需要进一步研究。文献[1-5]进行双馈风力发电机组仿真算例研究,直接给出了机组特性参数。文献[6]针对定桨距风力机进行基于机组实际测量数据的参数辨识,取得了较好的效果,但不适用于变桨距风力机。文献[7]对双馈机组建模,进行机组的控制策略研究,并仿真辨识风力机模型的参数。文献[8]运用最小二乘法,仿真辨识了最大风能捕获控制的参数。文献[9]进行双馈风力发电机参数辨识,运用线性化的方法,变化模型,推导参数计算的表达式,并以输出检验调整参数的设置,验证了算法的有效性。文献[10]运用频域法基于实验研究,辨识了风力机桨距控制环节的模型。文献[11]根据实际系统的测量数据,运用MATLAB/Simulink仿真工具,对双馈风电机组的各个环节进行详细建模,并辨识了机组及其控制系统的参数。仿真计算参量与实测参量对比,具有一定的精确度。
国内关于风电机组参数辨识的研究文献较少。研究工作中需要运用机组参数时,一般是直接引用国外文献,或者直接假设仿真研究进行模型选择和参数及输入的假定[12,13,14],对于机组运行和控制规律的研究具有重要意义。但这些参数是否能准确描述具体某台机组的特性,迫切需要进一步验证。
直驱永磁同步风力发电机(direct-driven permanent magnet synchronous generator wind turbine)取消了齿轮箱,相应的机械故障率大大降低,全功率变流器的价格成本随技术发展逐步下降,使得该型机组越来越成为风电机组的主流机型之一[15]。而对于以辨识的方法获取直驱永磁同步风力发电机的特性参数,国内外鲜有文献涉及。
本文采取辨识的方法,研究了直驱永磁同步风力发电机的电气参数辨识问题,给出了有效的辨识算法,得到了高精度的电气参数。
1 数学模型
文献[15]给出了直驱永磁同步风力发电机的电气数学模型,形式如下:
式中:ud,uq,id,iq分别为发电机定子d轴和q轴的电压、电流;Ld和Lq分别为发电机定子直轴和交轴电感;r为定子电阻;ω=npωr,为定子电角速度,np为发电机转子的极对数,ωr为发电机转子转速;Ψ为永磁体磁链,与火电机组采用的普通同步发电机不同,直驱永磁同步风力发电机的永磁体磁链Ψ为定值。
2 参数可辨识性分析
参数可辨识性分析,是研究由可行的已知条件如何辨识求解参数,既检测已知条件是否足够,又为参数辨识方法的构建提出依据,防止参数不可辨识导致无用功。
式(1)中,ud,uq,id,iq可由直驱永磁同步风力发电机机端电压、电流的测量值计算而得,转子转速ωr可测量,则定子电角速度ω可计算,待辨识参数为Ld,Lq,r,Ψ。
2.1 Ψ的可辨识性
发电机空载时,id=0,iq=0,由式(1)有ud=0,uq=ωΨ,则Ψ=uq/ω。由于uq的大小就等于发电机三相出口电压瞬时值的合成矢量U的大小,可通过测量值计算求得,ω可测量,则Ψ可辨识。
2.2 Ld,Lq,r的可辨识性
对于大型风电机组,虽然风速随机变化,但由于机组的惯性环节和调节系统的平稳性需求,以及采样测量的高频特性(如采样频率可高达10kHz或50kHz),测量数据中容易捕捉到机组的稳定状态。根据式(1),取did/dt=0,diq/dt=0,由图1可知,δ为机组出口电压相量合成矢量与q轴的夹角,φ为电压和电流合成矢量的夹角,下面分析中记为φui,有ud=Usinδ,uq=Ucosδ,id=Isin(δ+φui),iq=Icos(δ+φui),则
根据式(3)中的第1式,变换可得:
风电机组为维持调节系统的平稳性,在风速变化很小时,调节系统会维持调节目标指令恒定,这时机组会运行于稳定状态,高采样频率测量时,容易找到δ值的连续不变测点(如δ1=δ2,δ3=δ4,δ5=δ6,…)。由式(4)有:
式(5)—式(7)中,只有Ld,Lq,r共3个未知参数,所以可以求解,则Ld,Lq,r是可辨识的。
3 辨识算法
仿真发现,如果采用自己构造的算例数据,运用上述计算式构成的方程组,直接求解得到Ld,Lq,r,Ψ,参数的辨识精确度很高。而工程化辨识时,采用机组实际测试数据来辨识参数,由于功角精确相等的运行点不存在,只能选取功角近似相等的运行点条件,且实测数据谐波特性明显,噪声含量高。取不同组数据辨识计算参数,每次计算的结果相差很大,导致无法确信哪一组参数辨识结果可信,以不同的辨识结果结合模型方程,计算发电机输出电流,检验其与实测电流的拟合度,找不到拟合度好的情况,有的变化规律完全不相类似。
本文在上述分析的基础上进行进一步研究,借鉴模拟进化类辨识算法的搜索逼近思想和在同步汽轮发电机参数辨识的成功经验,构建优选初值—微变搜索辨识算法,有效地解决了直驱永磁同步风力发电机参数辨识问题。具体算法步骤如下。
步骤1:优选初值。
根据测量所得空载时的发电机端口电压和转速,得到旋转合成电压矢量U,根据2.1节,辨识得到永磁体磁链Ψ的近似值。
取若干组实测数据,按照式(5)—式(7)分别计算r,Ld,Lq值,再分别结合模型方程计算发电机的输出电流,比较计算输出电流和实测输出电流的拟合度,选取两者变化规律大致相似情况下的r,Ld,Lq值,作为下一步搜索辨识的r,Ld,Lq初值。
步骤2:微变搜索。
以步骤1求得的r,Ld,Lq,Ψ值作为初值,在r,Ld,Lq,Ψ四维空间中,在初值点的r0,Ld0,Lq0,Ψ0的每一维分量上,运用排列组合方式,分别叠加微小变化量Δr,ΔLd,ΔLq,ΔΨ,得到在原初值点周围均匀分布的若干新的可行解点,如(r+Δr,Ld,Lq,Ψ),(r-Δr,Ld,Lq,Ψ),(r+Δr,Ld+ΔLd,Lq,Ψ),(r-Δr,Ld-ΔLd,Lq,Ψ),…。以这些可行解点代入模型方程,计算目标评价函数值,比较和选择保留最好的点,再一次叠加微小变化量Δr′,ΔLd′,ΔLq′,ΔΨ′,如此不断进行微变搜索,直至满足停止条件,输出结果。
辨识过程中选取的目标评价函数I为:
式中:k为测量点数;idk和idk′分别为d轴电流在第k点的测量值和辨识计算值。
I值越大,表明计算电流和实测电流的拟合度越高,对应的参数辨识精度也越高。
4 辨识实例
对某型号1.5MW直驱永磁同步风力发电机进行参数辨识,测试数据的电压、电流波形如图2所示,数据的测量间隔为Δt=20μs。运用上述方法进行参数辨识,辨识结果见表1。辨识到10 000代耗时约10min;辨识到5 706代之后,参数辨识值稳定不变。以此辨识参数结合模型方程计算得到机端电流,将其与实测电流进行对比,如图3所示。可见,电流拟合度较高。
5 分析与结论
1)由于测量数据谐波特性明显,且噪声误差大,基于实际测量数据辨识直驱永磁同步风力发电机的电气参数,无法直接计算辨识得到高精度参数。
2)进行参数的可辨识性分析,可得到r,Ld,Lq可辨识的方程组求解表达式。此表达式可用来计算和选取进一步搜索算法的初值。
3)基于计算电流与实测电流拟合度较好的初值,进一步采取微变搜索策略,可以得到更好的辨识结果。
4)一般仿真辨识算例中,由于采用的是理想数据,没有谐波和误差影响,辨识过程中的目标评价函数可达108数量级。本文辨识实例中,在5 706代以后,目标评价函数稳定在0.268 647不变,与初值的目标评价函数相比,提高了10多倍,此时的计算电流与实测电流的拟合度已经很好,说明微变搜索策略是有效的。
5)辨识结果显示,Lq值略大于Ld值,这符合直驱永磁同步风力发电机结构特征的物理意义。
直驱永磁风力发电机组 第8篇
直驱永磁同步发电机组吸收风能通过发电机转化为恒定电压的直流电, 经直流链稳压后在网侧逆变器的调解下将电能并入电网, 在这整个过程中, 双PWM变换器发挥着关键性的作用。PWM (Pulse Width Modulation) 就是脉冲宽度的调制技术, 即一系列脉冲宽度在电子元器件的开关闭合下进行调制, 来等效地获得所需要的目标波形 (含形状和幅值) 。双PWM变换器中机侧变换器通过矢量控制调节电机在不同风速下达到最优化效率, 而网侧PWM变流器主要作用是向电网提供波形接近正弦波的电流, 同时减少谐波电流对电网的影响[1,2]。
本文结合文献的分析, 通过软件Matlab/Simulink搭建了基于背靠背PWM变换器的直驱永磁风力发电系统模型并且对运行特点进行了分析。根据提高直流链电压的静态稳定性和动态调节能力来加强发电系统稳定性的要求, 力求提出一种非线性抗积分饱和的PI控制器应用于发电系统中的控制环节。
2 机侧与网侧PWM控制策略
作为直驱式永磁风力发电系统系统中的关键部位, 永磁同步发电机常用的分析方法为dq轴数学模型, 此种方法适用于发电机的稳态运行性能和瞬态性能的分析。以转子逆时针旋转为参考, 设定发电机永磁体的基波磁场轴线方向为d轴, 逆时针超前旋转90° (即顺旋转方向) 为q轴, 转子速度为转子参考坐标旋转速度, 电角度θr取值决定空间坐标轴。
机侧变换器的控制原理:根据当下风速大小, 参考最佳叶尖速比, 通过最大功率点跟踪策略, 计算得到此时发电机的最佳转速ωref并作为参考值, 与实际发电机转速ω相比较, 通过PI控制器得到输入参考电流isq_ref。忽略转子磁场的凸极效应, 通过电压前馈补偿的方法来消除d、q轴电压之间的耦合项, isq_ref与实际电流isq进行大小比较后, 通过PI控制器可以得到参考电压Usq_ref。同样, d轴参考电流为id_ref=0时, 与实际id相比较后, 经过PI控制器可以得到参考电压Usd_ref。d、q轴参考电压在变换后可以得到输入空间矢量控制器 (SVPWM) 的信号电压, 这样就实现了根据实际风速产生PWM控制信号波形来调节机侧部分整流器的目的。机侧控制策略如图1所示。
网侧PWM变换器的控制策略也是根据矢量控制策略来实施的, 通过将电网电压综合矢量定向在d轴上且电网电压在q轴上投影为0, 来达到控制直流链电压的稳定以及调节并网的无功需求, 网侧控制策略如图2所示。网侧变换器在dq坐标系下的数学模型为:
式中R和L分别为网侧变换器进线电抗器的电阻和电感;Ud和Uq分别为网侧变换器控制电压的d、q轴分量;uq、ud、iq、id分别为d、q轴分量下的电网电压和电流的;ω为电网同步角速度。容易发现只需要调节在d、q轴上的电流分量就可以达到独立控制变换器的有功和无功功率 (功率因数) 。对网侧变换器采用电压环和电流环双闭环控制。外环为电压控制环, 通过直流电压侧的PI控制器确定参考电流id_ref来控制变流器输出的有功功率, 此时, 无功功率设定为0, 可保持系统运行在单位功率因数状态;内环为电流环, 通过跟踪电压外环输出的有功电流id以及设定的无功电流iq_ref, 以达到对电流控制的迅速控制。对d、q轴电流可分别进行闭环PI调节控制, 可得到最终的d、q轴控制电压分量Ud和Uq, 结合换算得到电网电压的矢量位置角θ和直流电容电压Udc, 经SVPWM调制后可得到电网侧变换器所需的PWM驱动信号。这样在控制发电系统无功功率的同时发电机输出的有功功率能及时经网侧变换器送入电网。
3 非线性抗饱和PI控制器
传统的PI控制器 (比例积分控制器) 中比例调节部分的作用是:按比例反应系统的偏差, 系统一旦出现了偏差, 比例调节立即产生调节作用用以减少偏差。比例作用大, 可以加快调节, 减少误差, 但是过大的比例, 使系统的稳定性下降, 甚至造成系统的不稳定。积分调节部分作用:使系统消除稳态误差, 提高无差度。因为有误差, 积分调节就进行, 直至无差, 积分调节停止, 积分调节输出一常值。积分作用的强弱取决于积分时间常数Ti, Ti越小, 积分作用就越强, 反之使系统稳定性下降, 动态响应变慢。传统型的PI控制器存在积分饱和现象, 即无法进一步调节控制值往更优的方向发展。本文依据文献[3]提出内容, 如图3所示, 使用新型非线性抗饱和PI控制算法改进PWM变换器中的传统型PI控制器, 提高系统并网稳定性以及反应速度, 并最终得到一新型非线性的抗饱和PI控制器。在图3中, K为抗饱和增益, 它的值应选取得足够大, 以使得抗饱和回路在所有误差下保持进入积分器的输入都很小。
4 系统仿真研究
为验证新型非线性抗饱和PI控制器在系统稳定性及响应速度上的提升, 本文以一台2MW永磁直驱风力发电系统模型为研究对象进行了仿真试验。系统相关参数值为:风力机桨距角0°, 空气密度1.225kg/m3, 风轮半径33m, 额定转速23rpm;永磁同步发电机额定功率2MW, 极对数60, 额定转速23rpm, 电感2.7m H, 电阻0.006Ω;网侧变换器, 直流参考电压1200V, 直流侧电容值为6000μF。
利用Matlab/Simulink软件, 搭建风力机仿真模型, 将新型非线性抗饱和PI控制器应用于系统中, 仿真结果分析发现, 在Matlab/Simulink环境下所搭建的改进型直驱式永磁风力发电系统正确有效。在同样的风速下, 风力机产生同样的有功功率, 新型非线性抗饱和PI控制器对于机侧电流iq和id的控制相较于传统PI控制器更加平稳, 反应更加迅速。对于变化的风速来说, 风力机的功率输出效益更稳定。同时, 在风速变化时, 新型非线性抗饱和PI控制器可控制直流电压稳定维持在参考值1200V上, 避免了传统PI控制器的电压波动。另外, 回馈给电网的电流电压在风速变化时响应时间更短, 更加平稳。这样, 对于变速风力机来说, 应用新型PI控制器的风力发电系统在保持高效率的同时, 可更加平稳地回馈电网, 提高风电场在并网时的稳定性。
5 结论
本文在分析永磁同步风力发电系统控制模型的基础上, 针对提高风力机组并网性能的要求, 使用了新型PI控制器算法改进传统控制器, 通过对模型的仿真计算与结论分析, 可以发现在变风速情况下风力机机侧控制以及并网控制性能有了明显的提升, 直流链电压更稳定。这样不但验证了双PWM控制器下直驱永磁风力发电系统控制策略的有效性, 也使得风力机系统更加稳定, 风力机并网能力提高, 为装备直驱永磁风力机的风电场并网模型分析奠定了基础。
摘要：本文基于d-q同步旋转坐标轴的永磁同步发电机数学模型与空间矢量控制原理, 介绍了永磁同步风力发电机机侧控制器与网侧控制器的PWM控制方式。根据提升系统性能的要求, 设计提出了一种改进型非线性抗积分饱和PI控制器, 利用Matlab/Simulink软件对应用这种控制器的风力发电系统进行了仿真, 结果表明, 改进型PWM控制系统稳定性更高, 电压波动小, 实现了理论要求与控制器可行性的统一。
关键词：直驱永磁同步发电机,PWM变换器,PI控制器,仿真
参考文献
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直驱永磁风力发电机组 第9篇
目前的风力发电机组有恒速恒频和变速恒频2种类型[1,2,3]。恒速恒频风力发电机组无法根据风速的变化有效地利用风能,而变速恒频风力发电机组可以在很宽的风速变化范围内实现最大风能捕获,成为目前风力发电的主流。变速恒频风电机组主要有双馈风力发电系统[3,4,5]和直驱式永磁同步风力发电系统[6,7,8,9]。其中,直驱式风电机组的电机转子与风力机直接相连,省去了齿轮箱,采用全功率的变换器装置接入电网,具有运行效率高、功率控制更加灵活且对电网波动的适应性好等特点,逐渐成为国内外研究热点。
为提高机组容量,发电机可选多相电机,变流器可采用多重并联结构[1]。并联运行能够增大机组总容量,提高系统工作的可靠性,是大功率风电机组中常采用的运行方式。本文介绍的风力发电机组采用双PWM变流器并联运行控制方式,发电机则采用六相双Y移30°绕组电机,2套绕组分别连接2套独立的双PWM变频器将风能送到电网。本文针对直驱六相永磁同步风力发电系统,提出了一种结合风力机最佳特性曲线和实际输出功率的最大风能跟踪的方法,同时给出了基于六相电机矢量控制技术的最佳风能追踪的控制方案和仿真。
1 全功率变流器拓扑结构
风电机组发电机采用了六相双Y移30°绕组电机,不仅能提高机组容量,而且动态特性优于三相电机。采用双电枢绕组使相同容量电机在不改变电压的情况下相电流减小一半,这对于电力电子的变频装置是非常有意义的,对于缺相运行或逆变桥臂失败等故障状态时也有更多的冗余选择,从而提高系统的可靠性[2]。
系统采用全控的PWM变换器电路结构[1]。因此可以通过调节定子电流有效控制发电机的转矩,更有效地进行最大功率追踪、优化发电机的运行性能。图1所示风电机组中六相永磁同步发电机PMSG(Permanent Magnet Synchronous Generator)具有2套定子绕组,分别连接2套独立运行的双PWM变频器,每套变频器都由一个PWM整流器和PWM逆变器构成,此外直流母线上还并联有充电支路和制动单元。变频器机侧采用LC滤波器;而为了提高网侧谐波的抑制能力、得到更好的输出电流,在网侧采用LCL滤波器。2套变频器同步运行,并联于低压电网,通过主变压器将风电机组的功率输送至高压电网。
2 最佳风能追踪原理
2.1 风力机的输出特性
风力机通过桨叶把风能转化成机械能[10]。设风力机扫风面积为S,空气密度为ρ,风速为v,按照贝兹原理,风力机从风中捕获的机械功率为
其中,Cp(λ,β)为风力机的风能利用系数,反映风力机将风能转换为机械能的效率,它是叶尖速比λ和桨叶节距角β的函数[11],λ=rω/v,ω为风力机的转速,r为风轮半径。
风速确定时,风力机吸收的风能只与Cp(λ,β)有关。桨叶节距角β一定时,Cp(λ,β)是叶尖速比λ的函数,如图2所示,此时存在一个最佳叶尖速比λopt,对应最大的风能利用系数Cpmax。
当风力机运行于最佳叶尖速比的状态时,风速与风力机的转速成正比:
此时,风力机轴上输出的机械功率和机械转矩分别为
式(3)(4)给出的风力机输出的机械功率、机械转矩与转速之间的关系称为最佳功率曲线和最佳转矩曲线。当风力发电系统稳定运行于某一风速下的最大功率点处,风速与叶尖线速度之间满足式(2),即风力机处于最佳叶尖速比状态,此时风力机的输出功率与转速之间满足式(3)所给出的最佳功率曲线关系,风力机的输出转矩与转速之间满足式(4)所给出的最佳转矩曲线关系。不同风速下,风力机输出的机械功率特性曲线如图3所示(图中,虚线为最佳功率曲线,v1
2.2 最佳风能追踪方法
变速恒频风力发电系统在额定风速下风力机定桨距运行,通过控制风机转速调节叶尖速比,实现最佳功率追踪;在额定风速以上风力机变桨距运行来减少吸收风能,防止风电机组超出转速极限和功率极限运行。风场在大部分时间内风速较低,因此机组主要处于捕获最大风能的工作模式[12,13,14]。
最佳风能追踪的过程如图4所示(图中,v1
最优叶尖速比法和爬山法是风力机最佳风能追踪的2种常用方法。
最优叶尖速比法:测出风速信号,查表得此风速下的最优叶尖速比λopt,然后根据ω=vλopt/r来调节发电机转速。该方法调节速度快,但风速很难准确测量,通常需要补偿措施。
爬山法:由风力机的机械功率-转速特性曲线可以发现,其最大功率点的两侧均为单调曲线。因而,可以利用风力机功率在顶点两侧的单调性,逐步追踪靠近顶点采样,获取最大功率点的位置。不过对于大惯性系统,爬山法所需时间较长,风速持续变化的情况下其控制性能将受到影响。
本文把最佳叶尖速比法和爬山法相结合(见图5):由测得的风速根据最优叶尖速比得到发电机最佳转速ωopt,以此作为初步设定值调节电机转速,快速跟踪风速变化;然后再用爬山法根据实际输出功率变化不断调整转速设定值补偿量Δω,令ΔPe(n)=Pe(n)-Pe(n-1),Pe(n)、Pe(n-1)分别是n、(n-1)时刻的输出功率。|ΔPe(n)|的边界表示为ΔPe*(n)。则补偿量Δω可以由下面的方法得到:
a.当ΔPe(n)<-ΔPe*(n)时,Δω=-|KtΔPe(n)|;
b.当ΔPe(n)>ΔPe*(n)时,Δω=|KtΔPe(n)|;
c.当-ΔP*e(n)<ΔPe(n)<ΔP*e(n)时,Δω=0。
其中,参数Kt是经验值。通过不断改变发电机转速使机组输出功率逐步逼近最优值,对系统参数的变化不敏感;最终以转速给定值ω*=ωopt+Δω来控制电机。
3 六相电机最佳风能矢量控制
3.1 转子磁场定向的六相PMSG数学模型
分析六相PMSG理想模型[15],满足以下假设:忽略电机铁心剩磁、饱和效应;不计涡流和磁滞损耗;转子上没有阻尼绕组,永磁体没有阻尼作用;电机定子绕组完全对称,产生的磁动势波和磁场在空间上都按正弦分布;不计定子表面齿、槽的影响。
六相双Y移30°绕组同步电机定子上有a1、b1、c1和a2、b2、c22组绕组,a1、b1、c1绕组超前a2、b2、c2绕组30°。为简化六相PMSG数学模型、降低其阶数,考虑以转子永磁磁势ψf的轴线为中线建立以同步速度旋转的两相正交的dq旋转坐标系,坐标变换过程中保持总的磁势和功率不变,电压和电流取同一变换阵。定子电流和电压从六相静止坐标系统到dq坐标系的变换为
而从dq坐标系到六相静止坐标系统的变换为
两变换矩阵有如下关系:
六相双Y绕组电机矢量控制坐标参考图如图6所示。
在磁势不变和功率不变的原则下,dq坐标系下六相PMSG定子侧的电压方程和磁链方程为
电磁转矩方程为
六相风力发电机运动方程为
其中,ud、uq、id、iq为定子电压和电流d、q轴分量;R为定子绕组相电阻;p为微分算子;ωs为电角速度;ψd、ψq为定子磁链d、q轴分量;ψf为永磁体产生的磁链;Ld、Lq为定子绕组d、q轴分量;id、iq为定子电流d、q轴分量;Tem为电磁转矩;TL为负载转矩;B为阻力系数;ω=ωs/np,np为极对数;J为转动惯量。
3.2 最佳风能矢量跟踪控制策略
为使六相电机转速和电流解耦,令id*=0。通过改变q轴电流分量iq的值可以独立控制电磁转矩。结合最佳叶尖速比法和爬山法得到转速给定值ω*=ωopt+Δω,与实际转速值相比较经PI控制得到q轴电流分量给定值iq*。六相PMSG矢量控制系统原理框图如图7所示,系统仿真采用双闭环控制方案,其中子模块包括风速跟踪调节模块、电流调节模块、坐标变换模块、SVPWM模块、电压逆变模块和PMSG本体模块。
4 仿真结果分析
利用Matlab/Simulink搭建了六相PMSG及其矢量控制模型,对风速突变时六相PMSG追踪最佳功率过程进行了仿真。六相PMSG参数:电阻R=2.45Ω,Ld=Lq=4 m H,J=3.78×10-3kg·m2,B=2.4×10-4N·m·s/rad,np=4,ψf=0.232 Wb。风轮半径r=0.84 m,空气密度ρ=1.25 kg/m3。如图8所示,设风速在0.1 s时刻由4.5 m/s突然升高到6 m/s,最佳叶尖速比λopt由4变为4.5,Cpmax由0.317变为0.468,此时风力发电机转子转速ω需跟随风速变化由20 rad/s提高到30 rad/s以追踪最佳功率。
发电机转速的调节是通过改变定子电流大小来实现的。定子d、q轴电流和六相电流变化如图9、10和11所示。
由式(13)可知,d、q轴电感值一样时可通过减小定子q轴电流值来减小电磁转矩。图12中,在0.1 s时风速突变,风机输出机械转矩T突然变大,输出功率也突然变大,但此时风机转速并非最佳转速,通过调节风机转速使输出功率逐渐达到最大值,实现最佳风能的追踪。输出功率变化过程如图13所示。
5 结语
随着风电技术的不断发展,直驱式风电系统中采用六相PMSG并联双变频器的方式已成为一种提高风电机组容量的有效方法。本文将目前常用的2种最佳风能追踪方法结合起来,给出六相PMSG最佳风能矢量控制策略,并利用Matlab/Simulink工具对其进行仿真。仿真结果验证了所提方案可行。
摘要：为提高直驱式风力发电系统的机组容量和可靠性,采用六相永磁同步发电机并联双PWM变频器的方案。根据风力机输出特性,分析风电机组追踪最佳风能过程,比较最优叶尖速法和爬山法的优劣,提出一种将两者相结合的风力发电最佳风能追踪控制方法。分析六相永磁同步发电机数学模型,基于所提出的最佳风能追踪方法,给出六相电机矢量控制策略。基于Matlab/Simulink构建了六相电机和风电变流器模型,对风速突变时六相电机的最佳风能追踪过程进行了仿真,仿真结果验证了提出的控制策略可行。