自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统及方法与流程

1.本发明涉及风电机组控制技术领域，具体地，涉及一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统及方法。


背景技术：

2.可再生能源发电装置在电力系统中的占比正逐渐提升，据估计到2060年我国风力发电的装机容量将达到30 亿千瓦，在总电力装机容量中占比超过45％。随着大量风电变流器的接入，当前电力系统呈现出高度电力电子化的特征，与传统基于同步发电机的系统相比，基本不具备惯量，无法主动参与频率调节，也无法在电网暂态故障期间进行电压支撑。电压源控制能够使得功率变流器模拟同步发电机，具备惯量以及阻尼特性，提升了支撑电网能力，是解决上述问题的有效途径。
3.电压源型控制方式是一种全新的控制方式，其不依赖锁相环检测电网电压以实现变流器与电网的同步，通过模拟同步发电机的转子运动方程实现与电网的自主同步，并且具备惯量响应能力，能够自主支撑电网。自同步电压源控制方式利用直流母线电容惯性实现自主同步，其直流母线电压能够映射电网频率变化从而映射到机侧控制环路实现无需电网频率检测环节的惯量响应功能。
4.受限于风电变流器中功率器件的最大电流耐受能力限制，当前关于电压源风电机组的暂态问题研究，大多聚焦于将其故障电流限制于1.1p.u.以符合并网章程要求，无法输出类似同步发电机在电网暂态故障下的多倍短路电流。为此，需要研究具有短路电流输出能力的电压源风电机组设计和控制方法，并改善变换器调制策略和控制方法，提出可大幅减小功率器件热应力的自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升控制方法。
5.在公开号为cn108418241a的中国专利文献中，公开了一种大型风电机组惯量响应优化控制方法，包括以下步骤：1)检测得到发电机、电网频率、风速、桨距角； 2)判断风电机组是否运行在变速阶段，是否进入惯量响应控制模式；3)如果是，存储进入该运行模式时刻的初始风速和初始发电机转速；4)对风速进行低通滤波；5)计算得到发电机最优目标控制转速；6)计算得到变速控制环输出的期望发电机转矩； 7)计算得到实际输出的发电机期望转矩；8)发电机期望转矩输出给风电机组变流器控制发电机电磁力矩的控制；9)根据电网频率判断惯量响应控制模式是否退出，如果退出，发电机期望转矩以设定斜率恢复跟踪到发电机最优转矩。
6.在公开号为cn107732943a的中国专利文献中，公开了一种基于双馈异步风力发电机的风电并网调频方法，所述风力发电机连接有用于控制风力发电机参考转矩的变频器，包括以下步骤：判断风力发电机的转子是否已经达到额定转速；若否，则采用惯量响应调频方法；若是，则采用一次调频方法；采用改变风力发电机的有功功率输出，而改变风力发电机的转速，从而实现电网调频。还公开了一种调频系统，包括风力发电机、变频器以及控制器，所述控制器内配置有惯量响应调频模块以及一次调频模块。


技术实现要素：

7.针对现有技术中的缺陷，本发明的目的是提供一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统及方法。
8.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统，包括：
9.机侧变换器控制模块：实现全功率风电机组机侧变换器的矢量控制；
10.网侧变换器控制模块：将网侧变换器与电网进行自主同步以及稳态下按照电压源特性运行；将网侧变换器在电网电压暂态故障下与电网自主同步，控制短路电流幅值；
11.短路电流提升控制模块：用于测量风电机组运行过程中的功率器件结温和功率器件损耗，判断短路电流是否超过系统的耐受能力边界，改变开关频率和调制策略降低电网电压故障器件自同步电压源风电机组的功率器件结温。
12.优选地，所述机侧变换器控制模块中，将有功功率指令值p
mref
与机侧变换器输出有功pm的差值输入pi调节器后作为q轴电流指令值i
sqref
，取d轴电流指令值i
sdref
＝0，将 d轴和q轴电流反馈值i
sd
与i
sq
作分别与其指令值差后输入电流控制的pi调节器，再消除交叉解耦环节作为d轴电压调制信号和q轴电压调制信号，随后该调制电压通过d-q 旋转-abc静止坐标系坐标变换模块生成对应的三相调制电压u
ma
、u
mb
、u
mc
输入调制波生成模块，用于与载波进行比较，若调制波幅值大于三角波幅值，则输出信号“1”，触发变换器机侧变换器导通；若调制波幅值小于三角波幅值，则输出信号“0”，闭锁机侧变换器触发脉冲。
13.优选地，所述网侧变换器控制模块包括：
14.网侧变换器稳态控制模块：将网侧变换器的输出三相电流i
gabc
和并网点三相电压 u
cabc
相乘得到网侧变换器的输出有功功率pg，对u
cabc
进行锁相后得到并网点电压幅值 um，将直流电压指令值u
dcref
以及反馈值u
dc
作差后输入直流电压控制器h
dc
，直流电压控制器的输出作为功率指令与pg作差后输入功率控制器h
jd
，随后功率控制环节的输出叠加上基准角频率ω0后输入同步相位角生成环节hw，得到同步角度θ1；
15.将网侧变换器输出电压参考值u
mref
与反馈值um作差后经过一个电压控制环节hq，其输出与基准电压u
t0
叠加，得到gsc输出端口电压幅值u
t
；根据所述幅值u
t
与相位θ生成网侧变流器的调制电压ua、ub及uc用于输入调制模块，与载波进行比较，若调制波幅值大于载波幅值，则输出信号“1”，触发网侧变换器导通；若调制波幅值小于三角波幅值，则输出信号“0”，闭锁网侧变换器触发脉冲，生成的脉冲信号为s
gabc1
；
16.网侧变换器暂态控制模块：p
gref
为暂态下风电机组的输出有功功率指令，h
jd
为功率同步控制器，其输出叠加上基准角频率ω0后输入同步相位角生成环节hw，最后可得电网暂态下的同步角度θ2。gsc输出电压参考值u
mref
与反馈值um作差后经过一个电压控制环节hq，其输出与基准电压u
t0
叠加可得gsc内电势幅值uc；uc与θ2共同输入坐标变换模块生成d-q轴下gsc内电势幅值分量，随后通过相量限流器进行限幅，随后可得电网电压故障下风电机组的调制电压d-q轴分量u
td
与u
tq
，其中，u
cdmax
与u
cqmax
分别为 gsc内电势幅值在dq轴下的分量的最大指令值，u
cdmin
与u
cqmin
分别为gsc内电势幅值在dq轴下的分量的最小指令值。将u
t
d与u
tq
通入坐标变换模块转化至α-β轴分量u
tα0
与 u
tβ0
，将短路电流的α-β轴分量i
gα
与i
gβ
通过冲击电流限制器乘以非线性虚拟阻抗xv后得到调制电压在α-β轴下的补偿分量δu
tα
与δu
tβ
，与u
tα0
与u
tβ0
叠加后得到最终风电机组在α-β轴的暂态调制电压u
tα
与u
tβ
，将二者输入调
制模块进行调制可得脉冲信号为 s
gabc2
。
17.优选地，所述短路电流提升控制模块包括：
18.风电机组温度监控模块：输入信号包括igbt结温上限t
jmax
，二极管结温上限t
dmax
，壳温上限t
cmax
，散热器温度上限t
hmax
输出信号包括igbt结温tj，二极管结温td，壳温tc，散热器温度th；实时输出功率器件结温信息，用于判断结温是否超过上限值，是否投入风电机组短路电流耐受能力提升控制策略以降低器件所受热应力；
19.风电机组损耗计算模块：输入信号包括功率器件的饱和导通压降u
ce
、器件正向导通电流ic，调制度m；输出信号包括igbt器件的导通损耗p
l
ogc，igbt器件的开关损耗 p
logs
，二极管器件的导通损耗p
lodc
，二极管器件的开关损耗p
lods
；该模块实时输出功率器件损耗值信息，用于判断是否投入风电机组短路电流耐受能力提升控制策略，选取最小损耗的调制方式以降低器件结温；
20.风电机组短路电流耐受能力提升控制模块：根据当前风电机组的功率器件结温、损耗状态判断短路电流是否超过系统的耐受能力边界，选择性改变开关频率f
sw
、改变调制策略以最大程度降低电网电压故障期间风电机组的功率器件结温，最大程度输出短路电流以支撑电网电压恢复。
21.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统，包括：故障逻辑及卸荷回路控制模块：用于风电机组对电网稳态运行及暂态电压故障的逻辑判断，以及在电网发生故障时，网侧变压器没有能力送出有功功率的情况下，直流母线电压升高时维持直流电压在设定值。
22.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统，所述故障逻辑及卸荷回路控制模块包括：
23.故障逻辑模块：u
cabc
为并网点电压幅值，通过滞环比较器1后可得故障信号f1，用于判断交流电压一场；u
dc
通过滞环比较器2后可得故障信号f2，用于判断直流电压异常。二者共同输入逻辑“与”门生成同步环节切换信号f
p
，仅在交流电压故障以及直流电压异常两个时间同时发生时f
p
输出为1，风电机组的同步环节由稳态切换至暂态控制；
24.风电机组卸荷电路控制模块：ka为卸荷回路动作系数，当直流电压u
dc
高于ka*u
dcref
时卸荷回路投入使用，否则不动作。将u
dc
与ka*u
dcref
的差值输入pi调节器生成卸荷回路控制电压u
cp
，随后与三角波进行比较生成卸荷回路的触发脉冲。
25.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升方法，包括：
26.机侧变换器控制步骤：对全功率风电机组机侧变换器进行矢量控制；
27.网侧变换器控制步骤：将网侧变换器与电网进行自主同步以及稳态下按照电压源特性运行；将网侧变换器在电网电压暂态故障下与电网自主同步，控制短路电流幅值；
28.短路电流提升控制步骤：测量风电机组运行过程中的功率器件结温和功率器件损耗，判断短路电流是否超过系统的耐受能力边界，改变开关频率和调制策略降低电网电压故障器件自同步电压源风电机组的功率器件结温。
29.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升方法，包括故障逻辑及卸荷回路控制步骤：用于风电机组对电网稳态运行及暂态电压故障的逻辑判断，以及在电网发生故障时，网侧变压器没有能力送出有功功率的情况下，直流母线电压升
高时维持直流电压在设定值。
30.根据本发明提供的一种自同步电压源风电机组，包括上述的自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统。
31.根据本发明提供的一种存储介质，所述存储介质中有计算机可执行程序，所述计算机可执行程序被运行时执行上述的自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统方法。
32.与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
33.1、本发明实现了电网电压故障下自同步电压源风电机组不脱网运行，且始终保持电压源特性、保持与电网的同步。
34.2、本发明实现了电网电压故障下自同步电压源风电机组的短路电流幅值、相位控制。
35.3、本发明实现了电压源风电机组针对电网电压故障的智能判别、控制方式无缝切换。
36.4、本发明实现了自同步电压源风电机组的功率器件结温和损耗的实时计算、比较，并根据温度、损耗信息实时改变开关频率，选取最小损耗的调制策略以降低大短路电流下功率器件发热。
附图说明
37.通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：
38.图1为自同步电压源风电机组总体控制框图；
39.图2为自同步电压源机侧变换器控制模块框图；
40.图3为自同步电压源网侧变换器稳态控制模块框图；
41.图4为自同步电压源网侧变换器暂态控制模块框图；
42.图5为自同步电压源短路电流耐受能力提升控制模块框图；
43.图6为自同步电压源故障逻辑及卸荷回路控制模块框图。
具体实施方式
44.下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对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，还可以做出若干变化和改进。这些都属于本发明的保护范围。
45.本发明公开一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统，如图1所示，包括：机侧变换器控制模块、网侧变换器控制模块、短路电流提升控制模块。
46.机侧变换器控制模块：如图2所示，该模块用于实现全功率风电机组机侧变换器的矢量控制，其中ωr为发电机的转子电角度，θr为永磁同步发电机转子位置角度，pmsg 为永磁同步发电机，msc为机侧变换器，is为pmsg流入msc的电流，kc为惯量传递系数，s为微分控制器，1/(tms+1)为惯性环节，tm为时间常数，s
mabc
为机侧变换器的触发脉冲信号。取d轴电流指令值i
sdref
＝0，有功功率指令值p
mref
与msc输出有功pm的差值输入pi调节器后作为q轴电
流指令值i
sqref
。随后d-q轴电流反馈值i
sd
与i
sq
作分别与其指令值差后输入电流控制的pi调节器，再消除交叉解耦环节作为d-q轴电压调制信号，随后该调制电压通过d-q旋转-abc静止坐标系坐标变换模块生成对应的三相调制电压u
mabc
输入调制波生成模块，用于与载波进行比较，若调制波幅值大于三角波幅值，则输出信号“1”，触发变换器msc导通；若调制波幅值小于三角波幅值，则输出信号“0”，闭锁变换器msc触发脉冲。
47.网侧变换器控制模块包括如下模块：
48.1、网侧变换器稳态控制模块。如图3所示，该模块用于风电机组gsc与电网的自主同步以及稳态下按照电压源特性运行。其中，i
gabc
为gsc的输出三相电流，u
cabc
为并网点三相电压，二者相乘可得gsc的输出有功功率pg，通过对u
cabc
进行锁相(pll)后可得并网点电压幅值um，u
dcref
与u
dc
对应直流电压指令值以及反馈值，h
dc
为直流电压控制器，其输出作为功率指令与pg作差后输入功率控制器h
jd
，随后功率控制环节的输出叠加上基准角频率ω0后输入同步相位角生成环节hw，最后可得同步角度θ1。
49.gsc输出电压参考值u
mref
与反馈值um作差后经过一个电压控制环节hq，其输出与基准电压u
t0
叠加，随后可得gsc输出端口电压幅值u
t
；根据所述幅值u
t
与相位θ生成网侧变流器的调制电压ua、ub及uc用于输入调制模块，与载波进行比较，若调制波幅值大于载波幅值，则输出信号“1”，触发gsc导通；若调制波幅值小于三角波幅值，则输出信号“0”，闭锁gsc触发脉冲，生成的脉冲信号为s
gabc1
。
50.2、网侧变换器暂态控制模块。如图4所示，该模块用于风电机组gsc在电网电压暂态故障下与电网的自主同步以及短路电流幅值控制。其中，p
gref
为暂态下风电机组的输出有功功率指令，h
jd
为功率同步控制器，其输出叠加上基准角频率ω0后输入同步相位角生成环节hw，最后可得电网暂态下的同步角度θ2。gsc输出电压参考值u
mref
与反馈值um作差后经过一个电压控制环节hq，其输出与基准电压u
t0
叠加可得gsc内电势幅值uc。uc与θ2共同输入坐标变换模块生成d-q轴下gsc内电势幅值分量，随后通过相量限流器进行限幅，随后可得电网电压故障下风电机组的调制电压d-q轴分量u
td
与 u
tq
，其中，u
cdmax
与u
cqmax
分别为gsc内电势幅值在dq轴下的分量的最大指令值，u
cdmin
与u
cqmin
分别为gsc内电势幅值在dq轴下的分量的最小指令值。将u
td
与u
tq
通入坐标变换模块转化至α-β轴分量u
tα0
与u
tβ0
，将短路电流的α-β轴分量i
gα
与i
gβ
通过冲击电流限制器乘以非线性虚拟阻抗xv后得到调制电压在α-β轴下的补偿分量δu
tα
与δu
tβ
，与 u
tα0
与u
tβ0
叠加后得到最终风电机组在α-β轴的暂态调制电压u
tα
与u
tβ
，将二者输入调制模块进行调制可得脉冲信号为s
gabc2
。
51.短路电流耐受能力提升控制模块包括如下模块：
52.1、风电机组温度监控模块。如图5所示，该模块用于测量风电机组运行过程中的功率器件结温。其中，输入信号包括igbt结温上限t
jmax
，二极管结温上限t
dmax
，壳温上限t
cmax
，散热器温度上限t
hmax
输出信号包括igbt结温tj，二极管结温td，壳温tc，散热器温度th；实时输出功率器件结温信息，用于判断结温是否超过上限值，是否投入风电机组短路电流耐受能力提升控制策略以降低器件所受热应力。
53.2、风电机组损耗计算模块。该模块用于测量风电机组运行过程中的功率器件损耗。其中，p
logc
为igbt器件的导通损耗，p
logs
为igbt器件的开关损耗，p
lodc
为二极管器件的导通损耗，p
l
ods为二极管器件的开关损耗。该模块实时输出功率器件损耗值信息，用于判断是否投入风电机组短路电流耐受能力提升控制策略，选取最小损耗的调制方式以降低器件
结温。
54.3、风电机组短路电流耐受能力提升控制模块。该模块用于根据当前风电机组的功率器件结温、损耗状态判断短路电流是否超过系统的耐受能力边界，选择性改变开关频率f
sw
、改变调制策略以最大程度降低电网电压故障期间风电机组的功率器件结温，最大程度输出短路电流以支撑电网电压恢复。
55.自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统还包括故障逻辑及卸荷回路控制模块，具体的，包括如下模块：
56.1、故障逻辑模块。如图6所示，该模块用于风电机组针对电网稳态运行以及暂态电压故障的逻辑判断，同步方式的精准切换。其中，u
cabc
为并网点电压幅值，通过滞环比较器1后可得故障信号f1，用于判断交流电压一场；u
dc
通过滞环比较器2后可得故障信号f2，用于判断直流电压异常。二者共同输入逻辑“与”门生成同步环节切换信号 f
p
，仅在交流电压故障以及直流电压异常两个时间同时发生时f
p
输出为1，风电机组的同步环节由稳态切换至暂态控制。
57.2、风电机组卸荷电路控制模块。该模块用于当电网发生故障时，网侧变换器没有能力送出有功功率的情况下，直流母线电压升高时维持直流电压在设定值。其中，ka为卸荷回路动作系数，当直流电压u
dc
高于ka*u
dcref
时卸荷回路投入使用，否则不动作。将u
dc
与ka*u
dcref
的差值输入pi调节器生成卸荷回路控制电压u
cp
，随后与三角波进行比较生成卸荷回路的触发脉冲。
58.本发明还公开了一种自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升方法，包括：机侧变换器控制步骤：对全功率风电机组机侧变换器进行矢量控制；
59.网侧变换器控制步骤：将网侧变换器与电网进行自主同步以及稳态下按照电压源特性运行；将网侧变换器在电网电压暂态故障下与电网自主同步，控制短路电流幅值；
60.故障逻辑及卸荷回路控制步骤：执行风电机组对电网稳态运行及暂态电压故障的逻辑判断，在电网发生故障时且网侧变压器没有能力送出有功功率的情况下，直流母线电压升高时维持直流电压在设定值；
61.短路电流提升控制步骤：测量风电机组运行过程中的功率器件结温和功率器件损耗，判断短路电流是否超过系统的耐受能力边界，改变开关频率和调制策略降低电网电压故障器件自同步电压源风电机组的功率器件结温。
62.本发明还公开了一种自同步电压源风电机组，该风电机组包括上述的自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统。
63.本发明还公开了一种存储介质，所述存储介质中有计算机可执行程序，所述计算机可执行程序被运行时执行自同步电压源风电机组短路电流耐受能力提升系统方法。存储介质可以是u盘、固态硬盘等。
64.以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变化或修改，这并不影响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本技术的实施例和实施例中的特征可以任意相互组合。