基于混合储能系统的高电压穿越控制策略

2022-03-16蒋子傲崔双喜

电测与仪表 2022年3期

蒋子傲，崔双喜

(新疆大学电气工程学院，乌鲁木齐 830047)

0 引言

双馈感应发电机(Doubly Fed Induction Generator，DFIG)优点是有功无功解耦控制、调速范围宽，缺点是定子绕组与电网直接相连，使其对电网电压故障尤为敏感[1-2]。实现风力发电机组HVRT功能的方法主要从增加外部硬件电路和改进系统控制策略方面着手，改进控制策略，成本较低但只适用于故障穿越较轻情况。相反，需要添加相应硬件装置来提高故障穿越能力。

电网电压升高的主要原因有：(1)大电容投切；(2)大量甩负荷；(3)单相对地故障时，引起非故障相的电压升高等[3]，对双馈机组来说，直流母线电压稳定是系统稳定运行的前提。文献[4-5]提出斩波电路作为卸荷电路，用来抑制直流母线电压波动，但是Chopper保护往往需要闭锁RSC。文献[6]为提高网侧变流器动态控制性能，对其进行双 PI 控制，以消除风电系统输出功率波动；在文献[7]中提出一种反电流跟踪法，即用转子电流反向跟踪定子电流的控制方法；文献[8]提出在故障期间将电网侧变流器切换为无功支撑模式，但需要通过电流限制来控制。在文献[9]中，提出基于直接功率控制。控制DC母线电容的瞬时有功功率为零。文献[8-9]提出的控制策略在实际中容易产生误差，需要引入补偿控制器来补偿电网电压。

针对以上问题，文章以DFIG的数学模型为基础，提出一种改进控制策略和混合储能相结合的HVRT方法。蓄电池采用恒压限流的控制策略，超级电容采用功率前馈控制策略。上述文献提出的网侧和转子侧变流器传统控制策略并未与并网规范的动态无功功率支持相结合，通过电网电压骤升来深入分析电磁暂态过程。分析定子磁链的动态变化对用功、无功解耦的影响，对传统的功率外环进行传统的矢量控制策略进行改进[10-11]，提出对功率外环加前馈补偿。仿真结果验证了理论分析的正确性。

1 DFIG数学模型

HVRT以DFIG数学模型为基础进行暂态分析，忽略磁饱和，采用电动机惯例。电压方程和磁链方程为：

(1)

(2)

式中Lm为定转子间互感；R、L为电阻和电感；U、I、ψ分别为电压、电流、磁链矢量；p为微分算子；下标s、r分别表示定、转子分量。

当t=t0时刻，电网电压上升，定子电压方程为：

(3)

式中Use为定子电压矢量幅值；P为电压骤升度,P=(Us-Use)/Use。由式(1)、式(2)可得定子磁链方程为：

(4)

因此，当电压上升时定子磁链方程为：

(5)

图1是双馈发电系统[12-15]的基本拓扑结构示意图，该系统主要有风力机、DFIG、双向PWM可控变流器、传动系统、并联的超级电容和蓄电池混合储能系统构成。

图1 逆变器级混合储能系统组合示意图

1.1 蓄电池储能系统控制

蓄电池的控制目标是稳定DC母线电压并平衡发电系统内部功率，考虑到风能瞬时出力的大幅波动，充放电过程中会频繁进行大电流充放电且端电压大幅抬升和降低造成蓄电池寿命的降低，因此，本文采用的控制策略是蓄电池恒压限流来限制大电流的冲击。控制算法如图2所示。

图2 蓄电池恒压充放电控制算法

图2中，Imax为充放电电流上限，Ib为充放电电流实际值，Iref为内环充放电电流参考值，Udc和Udc-ref分别为直流母线电压的实际值和参考值。Dboost和Dbuck分别为放电和充电模式下的占空比信号。

1.2 超级电容储能系统控制

电流内环控制基础上加一个功率前馈控制，如图3所示，储能系统的响应速度得到大大提高。

图3中，Pm和Pg分别为机侧和网侧变流器功率，Usc为电容器两端电压，isc为电容器电流，iref为给定值，isc-f为反馈电流。

图3 超级电容控制算法

1.3 协调控制策略

如图4所示，UL1和UL3分别为母线电压波动上下限，UL1和UL2为启动超级电容的临界值。其中,UL3

图4 协调控制示意图

(1)限流充电模式：当发生高电压穿越故障时，直流母线电压急剧上升，当上升峰值超过额定值Udc-ref时，蓄电池通过恒压限流稳定母线电压在Udc-ref，此时超级电容不投入运行;

(2)协调充电模式：当直流母线电压超过上限值UL1，蓄电池电流达到上限Imax时，超级电容投入工作并和蓄电池一起稳定直流母线电压，此时储能系统从限流充电过渡到协调充电模型，当DC母线电压低于UL1时，超级电容退出，系统恢复至限流充电模式;

(3)限流放电模式：当发生低电压穿越时，DC母线电压突然下降，并且当DC母线电压低于额定值时，蓄电池通过恒压限流稳定母线电压在Udc-ref，此时超级电容不投入运行;

(4)协调放电模型：当DC母线电压低于下限并且蓄电池电流达到上限时，超级电容投入运行并和蓄电池一起把直流母线电压稳定在UL2，此时储能系统从限流放电过渡到协调放电模式，当DC母线电压高于UL2时，超级电容退出，系统恢复至限流放电模式;

2 改进网侧变流器(GSC)控制策略

如图5所示，改变GSC传统控制策略有功电流参考值，进一步对传统控制策略进行优化。

图5 网侧变流器改进控制策略

根据直流母线和电网电压矢量控制的数学模型，忽略开关和线损得：

Pc=UdcCdcpUdc=Pg-Pr=(idcg-idcr)Udc

(6)

(7)

(8)

式中idcg和idcr分别为网侧和转子侧直流电流，igd和igq为网侧变流器交流侧dq轴电流。由式(6)～式(8)可以得到：

(9)

通过前馈补偿来优化网侧变流器有功电流的参考值，目的是减小由转子电流冲击引起的DC母线电压波动。系统稳定运行时，DC母线电压为定值，电容两端电压PC=0可以得到PUdc=0则得：

(10)

即igd=2Udcidcr/3Us，原理：前馈补偿量和PI调节器输出的直流母线电压叠加作为新的有功电流的参考值，不仅提高了系统的调节速度而且还减小了流入电容的瞬态电流。

3 改进转子侧变流器(RSC)控制策略

由定子磁链定向矢量控制模型得：ψsd=ψs、usd=0，由式(2)可知定子、转子间电流关系为：

(11)

(12)

当发生高电压穿越时，定子磁链不在为零，进而usd=0不成立，Ps和Qs在定子侧的值也发生相应的变化。

(13)

通过式(12)、式(13)对比，可以看出定子磁链变化对有功功率和无功功率的影响，Ps和Qs分别增加usd[(ψsd-Lmird)/Ls]和-usd[(Lmirq)/Ls]。系统稳定运行时，这两项都是零，但是在高电压穿越期间，这两个附加量不能忽略，文中将附加量作为功率外环的前馈补偿分量，但是大多数文献在改进网侧变流器控制策略时，只考虑定子磁链变化对电流内环的影响，而忽略对功率外环的影响。改进后的控制策略如图6所示。

图6 转子侧变流器改进控制策略

4 仿真实验与分析

4.1 仿真分析

为验证混合储能的协调控制策略，仅考虑高电压穿越(即充电模式)。表1为风电系统仿真参数。图7为参数波形图。

图7 参数波形图

表1 风电系统仿真参数

在MATLAB/Simulink平台进行仿真，设定的DC母线额定电压Ue=540 V,蓄电池充电电流的上限为Imax=20 A。协调充电的超级电容启动电压设为648 V(1.2Ue)。仿真过程中，借助于MCGS和MATLAB得DEE通讯设计，可以实现对超级电容、蓄电池、母线在内的电压，电流，功率等电气参数进行记录。

从图7可知，当系统处于稳定状态时，发电功率等于负载功率，直流母线电压稳定在540 V，设负载从最大负载变为最小负载，在00:50:38时刻，负载功率突然降低，蓄电池进入限流充电模式，当充电电流达到上限(20 A)，维持母线电压稳定，在00:51:18时刻，负载功率减小到零，并且蓄电池仍以最大电流值充电，此时启动超级电容开始投入工作，混合储能系统协调控制直流母线电压，维持母线电压稳定。

4.2 仿真分析

电网电压从0.8 s骤升至1.3 p.u.，1.7 s故障结束。传统控制策略下直流母线电压、网侧无功、网侧有功、电磁转矩、转子电流波形，如图8所示。母线电压的骤升程度和波动比较大，电磁转矩和有功功率波动较大，提供的无功功率较小。

图8 传统控制策略波形

图9所示的改进控制策略+混合储能方案能迅速稳定直流母线电压，故障恢复阶段波动比较小。

图9 改进控制策略波形

图9所示的是GSC有功功率、无功功率曲线相比于传统控制策略，有功功率从0.95 MW降到0.75 MW，波动较小。由无功功率的波形得出，在电网电压骤升过程中，采用改进的控制策略+混合储能较传统控制策略能够输出更多的感性无功功率，避免系统无功过剩，电磁转矩的振荡幅度也较传统控制策略有所降低，更好抑制转子电流的波动，减小对直流母线电压的冲击。