一种直驱永磁同步风电系统及其控制方法与流程

本发明属于风力发电
技术领域：
，尤其涉及一种直驱永磁同步风电系统及其控制方法。
背景技术：
：直驱永磁同步风电机组(pmsg)由于其结构简单，传动损耗小，可靠性高，维护成本低等优点，是风力发电机的主流方向。直驱永磁同步风电系统通过变换器与电网解耦，因此具有较高的低/高电压穿越(lvrt/hvrt)能力。传统的pmsg风电机组的lvrt大多采用卸荷电路实现，但其在不对称故障时电流会产生不对称分量，影响变换器的安全运行；以及现有从机组自身控制策略即改变机、网侧变换器的控制策略，在故障时注入无功电流支撑电网电压恢复解决了lvrt的问题，但并未在不对称故障下验证控制的正确性。国内目前针对hvrt的研究主要集中在双馈风电机组，比如采用串联网侧变换器控制方案，在故障期间能有效抑制暂态波动并向电网提供无功支撑，但系统成本高昂。由此可见，现有的直驱永磁同步风电系统普遍存在运行不稳定、安全隐患大以及系统成本高昂，无法实现系统的故障穿越的问题。技术实现要素：本发明实施例的目的在于提供一种直驱永磁同步风电系统，旨在解决现有的直驱永磁同步风电系统普遍存在运行不稳定、安全隐患大以及系统成本高昂，无法实现系统的故障穿越的问题。本发明实施例是这样实现的，一种直驱永磁同步风电系统，包括：风力机，与直驱永磁同步风电机组相连，用于将捕获的风能转化为机械能，带动所述直驱永磁同步风电机组旋转；所述直驱永磁同步风电机组，用于将机械能转化为电能，向机侧变换器输出交流电；所述机侧变换器，用于将所述直驱永磁同步风电机组输出的交流电转换为直流电，以向九开关变换器输出；所述九开关变换器，包括等效网侧变换器以及等效动态电压恢复器，用于将所述机侧变换器输出的直流电转换为交流电，以进行并网；其中，所述等效网侧变换器用于维持直流侧电压的稳定；所述等效动态电压恢复器用于当电网故障时注入补偿电压。本发明实施例的另一目的在于一种直驱永磁同步风电系统的控制方法，包括：将九开关变换器等效为六开关变换器，并采用电网电压定向控制，构建等效gsc数学模型；将九开关变换器等效成三相桥式逆变器结构，并通过三相桥式dvr进行分析，构建等效dvr数学模型；根据所述等效gsc数学模型以及等效dvr数学模型，确定九开关变换器的控制及调制策略；基于svpwm调制方式，根据所述九开关变换器的控制及调制策略，确定九开关变换器中各开关管的开关控制信号，以驱动系统运行。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，包括风力机、直驱永磁同步风电机组、机侧变换器以及九开关变换器，其中，九开关变换器包括等效网侧变换器以及等效动态电压恢复器，分别用于维持直流侧电压的稳定以及当电网故障时注入补偿电压；该系统采用九开关变换器代替直驱风电系统中的网侧变换器，可实现直驱永磁同步风电机组的并网运行及电压补偿功能，通过采用空间矢量脉宽调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。附图说明图1为本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统网侧九开关变换器拓扑结构图；图2为本发明实施例提供的九开关调制原理图；图3为本发明实施例提供的九开关变换器的开关状态图；图4为本发明实施例提供的网侧nsc的(a)spwm和(b)svpwm调制波形图；图5为本发明实施例提供的等效dvr运算电路图；图6为本发明实施例提供的网侧九开关变换器控制框图；图7为本发明实施例提供的一种直驱永磁同步风电系统的控制方法的实现流程图；图8为本发明实施例提供的另一种直驱永磁同步风电系统的控制方法的实现流程图；图9为本发明实施例提供的又一种直驱永磁同步风电系统的控制方法的实现流程图；图10为本发明实施例提供的pmsg变速恒频运行仿真结果图；图11为本发明实施例提供的网侧nsc实现pmsg高电压穿越运行仿真结果图；图12为本发明实施例提供的对称故障工况下低电压穿越运行仿真结果图；图13为本发明实施例提供的严重不对称且电压畸变工况下故障穿越运行仿真结果图。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。在本发明实施例中使用的术语是仅仅出于描述特定实施例的目的，而非旨在限制本发明。在本发明实施例和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。还应当理解，本文中使用的术语“和/或”是指并包含一个或多个相关联的列出项目的任何或所有可能组合。应当理解，尽管在本发明实施例中可能采用术语第一、第二等来描述各种信息，但这些信息不应限于这些术语。这些术语仅用来将同一类型的信息彼此区分开。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，包括风力机、直驱永磁同步风电机组、机侧变换器以及九开关变换器，其中，九开关变换器包括等效网侧变换器以及等效动态电压恢复器，分别用于维持直流侧电压的稳定以及当电网故障时注入补偿电压；该系统采用九开关变换器代替直驱风电系统中的网侧变换器，可实现直驱永磁同步风电机组的并网运行及电压补偿功能，通过采用空间矢量脉宽调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。为了进一步阐述本发明为实现预定发明目的所采取的技术手段及功效，以下结合附图及较佳实施例，对依据本发明的具体实施方式、结构、特征及其功效，详细说明如下。图1示出了本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统的结构示意，为了便于说明，仅陈述与本发明实施例相关的部分，详述如下：该直驱永磁同步风电系统，包括风力机101、直驱永磁同步风电机组102、机侧变换器103以及九开关变换器104。所述风力机101，与直驱永磁同步风电机组相连，用于将捕获的风能转化为机械能，带动所述直驱永磁同步风电机组旋转。所述直驱永磁同步风电机组102，用于将机械能转化为电能，向机侧变换器输出交流电。所述机侧变换器103，用于将所述直驱永磁同步风电机组输出的交流电转换为直流电，以向九开关变换器输出。在本发明实施例中，pmsg通过机侧变换器对永磁同步发电机的转速进行控制实现最大功率跟踪。机侧变换器数学模型与转速外环、电流内环的双闭环控制方式为现有技术，此处不再赘述。所述九开关变换器104，包括等效网侧变换器以及等效动态电压恢复器，用于将所述机侧变换器输出的直流电转换为交流电，以进行并网；其中，所述等效网侧变换器用于维持直流侧电压的稳定；所述等效动态电压恢复器用于当电网故障时注入补偿电压。在本发明实施例中，所述九开关变换器由上变换器与下变换器组成；所述上变换器由开关管g1-g6组成；所述下变换器由开关管g4-g9组成；所述上变换器与下变换器共用开关管g4-g6。其中，所述开关管g1的发射极与开关管g4的集电极相连，并输出至三相电路的第一相；所述开关管g2的发射极与开关管g5的集电极相连，并输出至三相电路的第二相；所述开关管g3的发射极与开关管g6的集电极相连，并输出至三相电路的第三相。其中，所述开关管g1-g3依次通过集电极相连；所述开关管g7-g9依次通过发射极相连；所述开关管g4的发射极与开关管g7的集电极相连；所述开关管g5的发射极与开关管g8的集电极相连；所述开关管g6的发射极与开关管g9的集电极相连。本发明实施例采用九开关变换器替代直驱永磁同步风电系统中的网侧变换器(gsc)，仅增加3个igbt，便能实现pmsg的并网控制和电压补偿功能，与其它串补装置相比，节省了系统成本。系统整体拓扑结构如图1所示。g1-g6构成等效网侧变换器，用以维持直流侧电压稳定，输出电流正弦及实现单位功率因数运行等；g4-g9构成等效动态电压恢复器，当电网故障时注入补偿电压；gs-nsc采用空间矢量脉宽(svpwm)调制方式有效降低了直流电压设计值。由图1的九开关变换器拓扑可知上、下通道共用开关管g4-g6实现双路输入/输出。以g1、g4、g7构成的第一桥臂为例，上、下通道的调制信号为式中：uu、ul分别为上、下通道调制信号幅值，ω1、ω2分别为调制信号角频率，本文采用同频调制，即ω1＝ω2，分别为调制信号初相位。由于上、下通道初相位不能确定，为避免上、下通道调制信号交叉，需要加入直流偏置量，以满足uu＞ul的条件，表示为：九开关变换器采用spwm调制方式时，其调制原理如图2所示。将两路正弦调制信号uua、ula分别与三角载波信号ux与进行比较(调制信号＞载波信号输出“1”)得到上、下通道开关信号，中间开关信号通过“异或”逻辑关系得到。可以得出，九开关变换器在工作状态时，每一桥臂必有两个开关是同时处于打开状态，另一开关处于关闭状态。图3显示了在一个周期内采用spwm调制时的开关状态。可以看出，在每个周期内，上、下通道的开关状态均发生6次改变。由上述分析可得nsc的开关状态如表1所示(以第一桥臂为例)。可见，nsc的每一桥臂共有3种状态，分别用1，0，-1表示。其中护1，4，7；b＝2，5，8；c＝3，6，9。考虑到九开关变换器的三个桥臂的独立性，共有27种开关状态。表1桥臂开关状态gagbgc1onoffon0offonon-1ononoff由图1系统拓扑结构可以看出，本文采用的网侧九开关变换器上、下通道承担不同作用，因此在考虑其调制时，应能保证上、下两通道能独立输出。计及其27种开关状态，其中共有15种开关状态可使上、下通道完全解耦，如表2所示。nsc的上端和下端六个开关管的开关控制信号可通过svpwm调制得到，中间三个开关管的开关控制信号由上下开关信号异或(xor)得到，其调制原理如图6所示。表2svpwm开关矢量上、下通道分别由u1、u2和u3、u4的线性组合构成期望的电压矢量，在一个开关周期t中，作用时间分别为t1、t2、t3、t4。其时间可以由下式计算：式中mu和ml分别为上、下通道的调制比。由于t1+t2+t3+t4≤t，结合式(3)可得由式(4)可以看出，采用svpwm调制时，nsc的直流电压利用率提高约15.5％，可有效降低直流电压设计值。为验证所提出svpwm的正确性，在并网点电压upcc对称跌落10％时，分别采用spwm和提出的svpwm进行仿真，其部分仿真结果如下图所示(三相波形趋势相同时，以单相波形表示，下同)。从图中可以看出，在故障期间pmsg的输出电压ug基本保持不变，nsc补偿效果明显。采用svpwm调制时，其直流侧电压为2200v，仅为spwm调制时的84.6％，可有效降低直流电压设计值，与理论相一致。在本发明实施例中，网侧变换器控制目标为维持直流母线电压稳定，选取合适控制策略成为关键。在理想电网条件下，将九开关变换器等效成为传统六开关变换器，并采用电网电压定向控制(即vgd＝vg，vgq＝0)实现有功电流与无功电流的解耦。其在两相同步旋转坐标系下的电压和功率方程为：式中，ugd、ugq、igd、igq分别为网侧变换器电压和电流的d、q轴分量；vgd、vgq为电网电压的d、q轴分量；pg、qg为网侧变换器输出有功和无功功率；rg为线路电阻；lg为滤波器电感；ωg为电网同步旋转角速度。根据我国最新《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》(gb/t36995-2018)的要求，在电网故障期间，风力发电系统需要向电网注入一定的无功电流支撑电网电压恢复。在并网点电压变化量小于10％时，此时网侧变换器的直流电压外环能较好的控制直流侧电压，系统仍运行在单位功率因数模式，即q轴参考电流在并网点电压处于0.2-0.9pu时，网侧变换器应能优先发出无功电流支撑并网点电压恢复，其无功和有功参考电流由式(7)和式(8)给出。式中，imax为网侧变换器允许的最大电流值(本文imax＝1.1pu)；ugpu为并网点电压标幺值；in为机组的额定电流。在电网电压高于1.1pu时，此时系统应快速响应，通过注入感性无功电流支撑电压恢复，其大小按式(9)给出。高电压故障期间由能量守恒可知有功电流值必然减小，此时有功电流保持原有的运行状态。改进后的等效网侧变换器控制策略如图6所示。无功电流可分为三个通道：上通道为高电压运行模式，此时无功电流的参考值由式(9)给出；中通道为单位功率因数运行模式，此时下通道为低电压运行模式，无功电流的参考值由式(7)给出，同时有功电流也切换至相应的运行状态。在本发明实施例中，将注入变压器原边回路折算至副边，并忽略电网内阻抗及滤波电抗的阻抗，注入变压器为理想变压器。将九开关变换器等效成三相桥式逆变器结构，其控制策略可通过三相桥式dvr进行分析。在注入变压器变比为1，滤波电抗和滤波电容初始储能为0的情况下，等效dvr运算电路如图5所示。由基尔霍夫定律可得网侧九开关变换器的电压补偿单元的数学模型为：式中，lf，cf分别为滤波电感和滤波电容；ulfk，ilfk分别为滤波电感上的电压和电流；ucfk，icfk分别为滤波电容上的电压和电流；ugk，igk分别为pmsg输出电压和电流；upcck为并网点电压。在本发明实施例中，根据上述等效gsc及等效dvr的数学模型，得出网侧九开关变换器的控制及调制策略如图6所示。等效gsc单元采用电压外环、电流内环的双闭环控制方式。等效dvr单元采用前馈和负反馈相结合的复合控制策略。电压前馈控制可有效抑制电压波动，提高系统的动态性能。由于常规的pi控制器无法对时变变量进行无差控制，故采用比例谐振控制器尽量减小系统的稳态误差。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，包括风力机、直驱永磁同步风电机组、机侧变换器以及九开关变换器，其中，九开关变换器包括等效网侧变换器以及等效动态电压恢复器，分别用于维持直流侧电压的稳定以及当电网故障时注入补偿电压；该系统采用九开关变换器代替直驱风电系统中的网侧变换器，可实现直驱永磁同步风电机组的并网运行及电压补偿功能，通过采用空间矢量脉宽调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。如图1所示，本发明实施例还提供了另一种直驱永磁同步风电系统，为了便于说明，仅示出与本发明实施例相关的部分，其与上述实施例类似，不同之处在于，所述直驱永磁同步风电系统，还包括卸荷电路201；所述卸荷电路201，分别与所述机侧变换器103以及九开关变换器104相连，用于当并网点电压幅值深度对称跌落时，泄放掉多余的能量；以及在不对称电网故障时，抑制直流侧电压二倍频波动。在本发明实施例中，当并网点电压幅值深度对称跌落时，根据能量守恒定理可知，直流侧电压会迅速泵升，为保护变换器及直流侧电容，采用卸荷电路泄放掉多余的能量；同时在不对称电网故障时，投入卸荷电路可以有效抑制直流侧电压二倍频波动，提高直流侧电容的使用寿命，进一步提升直驱风电系统的故障穿越能力。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，通过网侧nsc、改进控制策略和卸荷电路的共同作用，系统能同时应对低/高电压故障工况下实现故障穿越，且在故障期间可根据标准优先向电网注入一定的无功电流有助电网电压恢复。如图1所示，本发明实施例还提供了再一种直驱永磁同步风电系统，为了便于说明，仅示出与本发明实施例相关的部分，其与上述实施例类似，不同之处在于，所述直驱永磁同步风电系统，还包括旁路开关301；所述旁路开关301，与所述九开关变换器104相连，用于将所述九开关变换器104输出的交流电进行并网。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，采用网侧nsc结构实现了pmsg的并网控制及电压补偿功能，通过采用svpwm调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。如图1所示，本发明实施例还提供了再一种直驱永磁同步风电系统，为了便于说明，仅示出与本发明实施例相关的部分，其与上述实施例类似，不同之处在于，所述直驱永磁同步风电系统，还包括无源滤波器401；所述无源滤波器401，与所述九开关变换器104相连，用于对所述九开关变换器104输出的交流电进行降噪。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，采用网侧nsc结构实现了pmsg的并网控制及电压补偿功能，通过采用svpwm调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值；并且，网侧nsc能有效治理电压谐波，可向电网注入友好型清洁能源。如图1所示，本发明实施例还提供了又一种直驱永磁同步风电系统，为了便于说明，仅述出与本发明实施例相关的部分，其与上述实施例类似，不同之处在于，所述直驱永磁同步风电系统，还包括电容器c；所述电容器c，分别与所述转子侧变换器103以及九开关变换器104相连，用于为所述转子侧变换器103以及九开关变换器104提供直流电压支撑。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统，采用九开关变换器代替直驱风电系统中的网侧变换器，可实现直驱永磁同步风电机组的并网运行及电压补偿功能，通过采用空间矢量脉宽调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。图7示出了本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统的控制方法的实现流程，为了便于说明，仅示出与本发明实施例相关的部分，详述如下：在步骤s701中，将九开关变换器等效为六开关变换器，并采用电网电压定向控制，构建等效gsc数学模型。在本发明实施例中，如图8所示，所述步骤s701，具体包括：在步骤s801中，将九开关变换器等效为六开关变换器，并在两相同旋转坐标系下，根据网测变换器电压的d及q轴分量、电网电压的d及q轴分量、线路电阻、网侧变换器输出有功和无功功率、滤波器电感以及电网同步旋转角速度，构建等效gsc数学模型。在本发明实施例中，网侧变换器控制目标为维持直流母线电压稳定，选取合适控制策略成为关键。在理想电网条件下，将九开关变换器等效成为传统六开关变换器，并采用电网电压定向控制(即vgd＝vg，vgq＝0)实现有功电流与无功电流的解耦。其在两相同步旋转坐标系下的电压和功率方程为：式中，ugd、ugq、igd、igq分别为网侧变换器电压和电流的d、q轴分量；vgd、vgq为电网电压的d、q轴分量；pg、qg为网侧变换器输出有功和无功功率；rg为线路电阻；lg为滤波器电感；ωg为电网同步旋转角速度。根据我国最新《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》(gb/t36995-2018)的要求，在电网故障期间，风力发电系统需要向电网注入一定的无功电流支撑电网电压恢复。在并网点电压变化量小于10％时，此时网侧变换器的直流电压外环能较好的控制直流侧电压，系统仍运行在单位功率因数模式，即q轴参考电流i*gq＝0。在并网点电压处于0.2-0.9pu时，网侧变换器应能优先发出无功电流支撑并网点电压恢复，其无功和有功参考电流由式(7)和式(8)给出。式中，imax为网侧变换器允许的最大电流值(本文imax＝1.1pu)；ugpu为并网点电压标幺值；in为机组的额定电流。在电网电压高于1.1pu时，此时系统应快速响应，通过注入感性无功电流支撑电压恢复，其大小按式(9)给出。高电压故障期间由能量守恒可知有功电流值必然减小，此时有功电流保持原有的运行状态。改进后的等效网侧变换器控制策略如图6所示。无功电流可分为三个通道：上通道为高电压运行模式，此时无功电流的参考值由式(9)给出；中通道为单位功率因数运行模式，此时下通道为低电压运行模式，无功电流的参考值由式(7)给出，同时有功电流也切换至相应的运行状态。在步骤s702中，将九开关变换器等效成三相桥式逆变器结构，并通过三相桥式dvr进行分析，构建等效dvr数学模型。在本发明实施例中，如图9所示，所述步骤s702，具体包括：在步骤s901中，将九开关变换器等效成三相桥式逆变器结构，基于基尔霍夫定律，根据滤波电感上的电压和电流、滤波电容上的电压和电流、直驱永磁同步风电机组的输出电压和电流以及并网点电压，构建等效dvr数学模型。在本发明实施例中，将注入变压器原边回路折算至副边，并忽略电网内阻抗及滤波电抗的阻抗，注入变压器为理想变压器。将九开关变换器等效成三相桥式逆变器结构，其控制策略可通过三相桥式dvr进行分析。在注入变压器变比为1，滤波电抗和滤波电容初始储能为0的情况下，等效dvr运算电路如图5所示。由基尔霍夫定律可得网侧九开关变换器的电压补偿单元的数学模型为：式中，lf，cf分别为滤波电感和滤波电容；ulfk，ilfk分别为滤波电感上的电压和电流；ucfk，icfk分别为滤波电容上的电压和电流；ugk，igk分别为pmsg输出电压和电流；upcck为并网点电压。在步骤s703中，根据所述等效gsc数学模型以及等效dvr数学模型，确定九开关变换器的控制及调制策略。在本发明实施例中，根据上述等效gsc及等效dvr的数学模型，得出网侧九开关变换器的控制及调制策略如图6所示。等效gsc单元采用电压外环、电流内环的双闭环控制方式。等效dvr单元采用前馈和负反馈相结合的复合控制策略。电压前馈控制可有效抑制电压波动，提高系统的动态性能。由于常规的pi控制器无法对时变变量进行无差控制，故采用比例谐振控制器尽量减小系统的稳态误差。在步骤s704中，基于空间矢量脉宽调制方式，根据所述九开关变换器的控制及调制策略，确定九开关变换器中各开关管的开关控制信号，以驱动系统运行。在本发明实施例中，所述九开关变换器中各开关管的开关控制信号中，中间三个开关管的开关控制信号由上下开关控制信号异或得到。在本发明实施例中，由图1的九开关变换器拓扑可知上、下通道共用开关管g4-g6实现双路输入/输出。以g1、g4、g7构成的第一桥臂为例，上、下通道的调制信号为式中：uu、ul分别为上、下通道调制信号幅值，ω1、ω2分别为调制信号角频率，本文采用同频调制，即ω1＝ω2，分别为调制信号初相位。由于上、下通道初相位不能确定，为避免上、下通道调制信号交叉，需要加入直流偏置量，以满足uu＞ul的条件，表示为：九开关变换器采用spwm调制方式时，其调制原理如图2所示。将两路正弦调制信号uua、ula分别与三角载波信号ux与进行比较(调制信号＞载波信号输出“1”)得到上、下通道开关信号，中间开关信号通过“异或”逻辑关系得到。可以得出，九开关变换器在工作状态时，每一桥臂必有两个开关是同时处于打开状态，另一开关处于关闭状态。图3显示了在一个周期内采用spwm调制时的开关状态。可以看出，在每个周期内，上、下通道的开关状态均发生6次改变。由上述分析可得nsc的开关状态如表1所示(以第一桥臂为例)。可见，nsc的每一桥臂共有3种状态，分别用1，0，-1表示。其中a＝1，4，7；b＝2，5，8；c＝3，6，9。考虑到九开关变换器的三个桥臂的独立性，共有27种开关状态。由图1系统拓扑结构可以看出，本文采用的网侧九开关变换器上、下通道承担不同作用，因此在考虑其调制时，应能保证上、下两通道能独立输出。计及其27种开关状态，其中共有15种开关状态可使上、下通道完全解耦，如表2所示。nsc的上端和下端六个开关管的开关控制信号可通过svpwm调制得到，中间三个开关管的开关控制信号由上下开关信号异或(xor)得到，其调制原理如图6所示。上、下通道分别由u1、u2和u3、u4的线性组合构成期望的电压矢量，在一个开关周期t中，作用时间分别为t1、t2、t3、t4。其时间可以由下式计算：式中mu和ml分别为上、下通道的调制比。由于t1+t2+t3+t4≤t，结合式(3)可得由式(4)可以看出，采用svpwm调制时，nsc的直流电压利用率提高约15.5％，可有效降低直流电压设计值。为验证所提出svpwm的正确性，在并网点电压upcc对称跌落10％时，分别采用spwm和提出的svpwm进行仿真，其部分仿真结果如下图所示(三相波形趋势相同时，以单相波形表示，下同)。从图中可以看出，在故障期间pmsg的输出电压ugabc基本保持不变，nsc补偿效果明显。采用svpwm调制时，其直流侧电压为2200v，仅为spwm调制时的84.6％，可有效降低直流电压设计值，与理论相一致。本发明实施例提供的直驱永磁同步风电系统的控制方法，采用九开关变换器代替直驱风电系统中的网侧变换器，可实现直驱永磁同步风电机组的并网运行及电压补偿功能，通过采用空间矢量脉宽调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值；另外，网侧nsc能有效治理电压谐波，可向电网注入友好型清洁能源。以下以具体仿真实验检验本发明实施例提供的网侧九开关变换器新型拓扑结构实现故障穿越的有效性，详述如下：为验证所提出的网侧九开关变换器新型拓扑结构实现故障穿越的有效性，在matlab/simulink平台下，建立如图1所示的直驱永磁同步风电系统的网侧九开关变换器仿真模型。设计4种运行工况对系统进行仿真分析：pmsg风电系统变速恒频仿真：电网正常工况下pmsg风电系统稳定运行，为下文电网电压非正常状态下运行提供保证，在变风速时间尺度下验证机侧及等效网侧变换器的控制策略的正确性，仿真结果如图10所示。整个仿真过程中，风速由额定风速9m/s自0.6s开始下降至7m/s，然后在1.5s左右升至超同步速11m/s，pmsg在额定风速下达到额定转速，且在风速变换过程中其转速较好的跟踪风速的变化。pmsg的输出电压ug在仿真期间保持不变，定子电流is和网侧变换器流过的电流ig跟随风速变化，在超同步速时由于变桨系统的作用，其大小保持在额定值。直流侧电压ude及网侧变换器输出有功功率pg和无功功率qg在风速变化时，均出现短暂的暂态变化恢复至稳定值，直流侧电压稳定在1200v左右，无功功率近似为0mvar，系统控制性能良好。并网点电压对称骤升30％工况：为验证网侧九开关变换器提升pmsg在对称骤升工况下的高电压穿越能力，设计风速条件为pmsg的额定风速9m/s保持不变，新标准要求在电压对称骤升至130％工况时，要求在500ms内能保持不脱网运行，并注入感性无功电流支撑电压恢复。模拟在0.3-0.8s时设计pcc点电压upcc对称骤升30％故障工况，其仿真结果如图11所示。pmsg的网侧变换器电压ug在故障时刻经过dvr单元输出补偿电压udvr补偿至额定工况，仅在故障发生和恢复时有微小的暂态变化，为网侧变换器控制提供稳定的电压与正弦电流。在整个故障期间，d轴电流id为1782a左右，q轴电流iq约为704a，基本与理论值相同，改进控制策略的控制性能良好。并网点电流ipcc在故障期间由于存在无功分量，其值相比单位功率因数并网时有所升高。由于网侧变换器输出电压在整个期间基本维持不变，在故障期间等效gsc输出约1.52mw有功功率pg，向电网注入0.61mvar左右的感性无功功率qg。pcc点的有功功率ppcc和无功功率qpcc分别为2mw和0.83mvar左右，与理论值基本一致，仅在故障开始和结束时刻有不到20ms且波动幅值不到25％的微小暂态变化。ppcc、qpcc与pg、qg的差值则是dvr单元的有功和无功功率。在整个高电压穿越期间，卸荷电路没有投入运行，在故障起始时有35v左右的超调。整个高电压故障期间，机组的运行不受任何影响，网侧变换器的运行在可控范围内，同时gs-nsc可优先注入一定的无功电流帮助电网电压恢复，实现了pmsg的高电压故障穿越。并网点电压对称跌落50％工况：为验证网侧九开关变换器提升pmsg在对称跌落工况下的低电压穿越能力，根据新标准设计pcc电压在0.3-1.514s时对称跌落至额定工况的50％，仿真结果如图12所示。故障发生时，由于电压跌落，直流侧出现过电压情况，投入卸荷电路释放掉累积能量，直流电压依然维持在2200v，仅在故障开始和结束时有不到20v的超调。当并网点电压跌落至50％时，由图12可以看出，pcc有功功率ppcc跌落至0.94mw，卸荷电路消耗约0.8mw的功率。故障期间，由式(8)可得网侧变换器应向电网注入1410a的无功电流，此时有功电流的理论值为2166.6a，由图12中id、iq波形可以看出，id约为2167a，iq约为1409a，与理论值相符。等效gsc单元由于有功电流的减小，其输出的有功功率也随之减小，在故障开始和结束时刻有微小的超调。整个故障期间，系统运行稳定，在模式切换过程中没有出现较大的波动和冲击，且gs-nsc在故障期间能稳定向电网提供约0.56mvar的无功功率，满足电网对机组无功补偿的要求，可有效提升pmsg的低电压穿越运行。并网点电压不对称跌落且畸变工况：为验证网侧九开关变换器在不对称故障下且畸变工况下改善系统运行特性，整个仿真期间，设计并网点电压包含幅值分别为基波幅值10％和5％的5次和7次谐波，且在0.6-1s时，并网点电压a、c相跌落13％，b相跌落至额定工况的20％的严重不对称跌落故障，其仿真结果如图13所示。由并网点电压upcc波形可看出，在整个仿真期间，pcc电压由于含有谐波畸变较严重，经过dvr补偿后，变换器输出电压ug基本维持稳定。无论在畸变还是跌落工况下，仅维持一个周期的暂态变化，dvr作用效果明显。由id、iq可以看出，在故障期间，iq基本维持在1172a左右，此时id约为2291a，与理论值基本一致，网侧九开关变换器在故障期间可向电网注入稳定的无功电流有助于并网点电压恢复。在0.2-0.4s期间，由于dvr单元未投入，ug在此期间波形畸变率达到11.18％，在0.4-0.6s时间，由于dvr单元注入补偿电压，ug恢复正弦，电压谐波含量为1.39％。并网点功率由于电压中含有谐波含量且发生不对称故障，功率波动较大，在故障期间产生2倍频分量。直流侧电压在整个运行过程中维持在2200v左右，仅在未投入dvr期间产生±5v的波动，在不对称故障期间，由于卸荷电路的投入，很好抑制了直流电压2倍频分量，能有效提升直流侧电容寿命。在整个不对称且电压畸变工况下，系统能稳态运行，且网侧九开关变换器优先能向电网注入无功电流帮助并网点电压恢复，整个过程向电网注入友好型清洁能源。综上，本发明提出了采用gs-nsc拓扑结构及改进网侧控制策略提升pmsg的故障穿越能力和治理电压谐波，通过仿真研究得出以下结论：1)采用网侧nsc结构实现了pmsg的并网控制及电压补偿功能，通过采用svpwm调制提升了变换器的直流电压利用率，有效降低了直流侧电压设计值。2)通过网侧nsc、改进控制策略和卸荷电路的共同作用，系统能同时应对低/高电压故障工况下实现故障穿越，且在故障期间可根据标准优先向电网注入一定的无功电流有助电网电压恢复。3)网侧nsc能有效治理电压谐波，可向电网注入友好型清洁能源。以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。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。当前第1页12