基于RMC 的海上風電-HVDC 系統功率協調控制

蔣衛龍，鄧文浪，郭有貴，李利娟，劉 和，余 帥

（湘潭大學信息工程學院，湘潭411105）

與陸地風電場相比，海上風電場具有高風速、高能產出、低風切變、低湍流等顯著優點。離海岸線越遠，風能資源越豐富，風電場輸出的電能越高越穩定，建立遠海風電場已成為海上風電的發展趨勢[1]。在中長距離輸電中，高壓直流輸電HVDC（high voltage direct current）已被證實是最經濟有效的傳輸方式[2]。由于海上運輸、安裝、維護的成本較高，這就要求海上風電-HVDC 的核心環節——換流器，具有高集成度、高可靠性和高效率等特點。傳統換流器不僅效率較低、轉換級數較多，而且還需要容易發生故障的電解質電容器，難以滿足海上風電的要求[3-4]。

精簡矩陣變換器RMC（reduced matrix converter）是一種從傳統矩陣變換器拓撲中衍生出來的新型功率變換器，具有結構緊湊、控制自由度大、輸入/輸出性能優良等優點[5]。由RMC 構成的換流器拓撲具有轉換級數少、高功率密度、高可靠性和高效率等優點，在海上風電-HVDC 中有著極大的應用價值。近年來各國學者以海上風電-HVDC 為應用背景，對RMC 換流器的拓撲結構和調制策略等方面進行了研究，并取得了一定的研究成果[5-7]。

風速的波動性導致風電場輸出的有功功率不穩定，交流系統故障等情況會使得岸上逆變器輸出有功功率受限，失去對直流電壓的控制能力，引起HVDC 系統送受端有功傳輸不平衡，造成直流母線電壓泵升，危及設備的安全運行。因此，需要對海上RMC-岸上電壓源換流器VSC（voltage source converter）的協調控制策略進行研究，以保證各種運行情況下HVDC 系統有功功率傳輸的平衡、提高風電場-HVDC 系統在故障條件下的運行特性和持續運行能力。目前，基于RMC 的海上風電-HVDC 系統控制策略研究雖然取得了一定的進展，主要是推導了RMC 雙極性電流空間矢量調制，并提出了基于電流型RMC 的HVDC 系統單端換流器控制策略[8]；但尚鮮見文獻對RMC 雙極性電壓空間矢量調制策略進行推導研究，并提出基于電壓型RMC 的海上風電-HVDC 系統控制策略，以及該系統在各種工況和故障情況下兩端換流器協調控制策略。

本文在分析了RMC 雙極性電壓空間矢量調制B-V-SVM（bipolar voltage space vector pulse-width modulation）策略的基礎上，提出了基于RMC 的直驅海上風電-HVDC 系統控制策略，實現了風電機組的最大功率追蹤MPPT（maximum power point tracking）、岸上VSC 逆變器并網有功/無功功率的解耦控制和直流穩壓控制。針對岸上電網電壓跌落時引起的風電場-HVDC 系統有功傳輸不平衡問題，提出了一種不依賴數據通信的、基于發電機有功功率指令修正的RMC 換流器功率協調控制策略。根據RMC 換流器側的直流母線電壓信息來實時調節永磁同步發動機PMSG（permanent magnet synchronous generator）的有功輸出，并結合變槳距角控制，使HVDC 系統送受端有功傳輸達到動態平衡，風電機組不脫網運行，有效提高了機組低電壓穿越LVRT（low-voltage ride-through）能力。仿真驗證了所提控制策略的正確性和有效性。

1 電壓型RMC 換流器拓撲結構及其雙極性電壓空間矢量調制策略

1.1 電壓型RMC 換流器拓撲結構

電壓型RMC 換流器的拓撲結構如圖1 所示，它由RMC、高頻變壓器以及二極管全橋整流器組成。電壓型RMC 換流器在全橋整流器的輸出端接入電容濾波器Cdc來減少直流電流紋波。

圖1 電壓型RMC 換流器拓撲結構Fig.1 Topological structure of voltage source RMC

RMC 由基于反向阻斷絕緣柵雙極型晶體管RB-IGBT（reverse blockings insulated gate bipolar transistor）的6 個雙向開關構成，它將發電機輸出的三相交流電直接轉變為正負交變的高頻脈沖電，相當于傳統換流器的AC-DC、DC-AC 兩級變換；高頻脈沖電再通過高頻變壓器升壓、二極管全橋整流器轉換成可用于HVDC 的高壓直流電。與傳統的換流器相比，RMC 換流器減少了轉換的級數、提高了換流器的效率。高頻脈沖電的傳輸有效減少了濾波器和變壓器等元件的體積和重量。因此，RMC 換流器具有功率密度高、效率高的特點。

1.2 RMC 雙極性電壓空間矢量調制策略

RMC 中6 個雙向開關可合成6 個有效狀態空間矢量：As={（ap，bn，cn），（ap，bp，cn），（an，bp，cn），（an，bp，cp），（an，bn，cp），（ap，bn，cp）}，將坐標平面分為6 等份，每份對應一個扇區S，如圖2（a）所示。此外還有8 個零矢量：Zs={（an，bn，cn），（ap，bp，cp），（ap，bp，bn，cp），（an，bp，bn，cp），（ap，an，bn，cn），（ap，bp，cp，cn），（ap，an，bp，bn），（an，bn，cp，cn）}。其中“xp”、“xn”分別表示與p 極、n 極相連的開關導通，“x”表示a、b、c 三相橋臂。

假設RMC 輸出的脈沖電壓為Ut，則輸入參考電壓矢量Ur可表示為

式中：mm為調制系數；φ 為參考輸入電壓矢量與α軸之間的夾角；dk和di為相應狀態矢量占空比；Uk和Ui為相應的電壓矢量。

對常規的電壓型脈沖寬度調制PWM（pulsewidth modulation）整流器而言，其輸出的電壓極性不變，因此采用空間矢量調制SVM（space vector modulation）時，只需參考電壓矢量所在扇區的兩個相鄰有效矢量和零矢量即可合成期望的輸入電壓矢量。RMC 輸出為正負交變的高頻脈沖電，其SVM 方法區別于常規SVM 法，其SVM 是在RMC輸出電壓正負交替變化情況下進行，因而稱其為

2 基于RMC 的直驅海上風電-HVDC系統及其控制策略

基于RMC 的直驅海上風電-HVDC 系統控制框圖如圖3 所示。該系統主要由永磁同步風力發電機組、RMC 換流器、高壓直流輸電線纜、岸上VSC 逆變器以及三相交流電網組成[9]。

2.1 RMC 換流器控制策略

RMC 換流器的作用之一是控制PMSG 輸出有功以實現風電機組的MPPT 控制。當槳距角β 一定時，風力機運行在最佳葉尖速比即可獲得最大風能利用系數，此時風力機捕獲的最佳功率Popt為[10-12]：

圖3 基于RMC 的直驅海上風電-HVDC 系統控制框圖Fig.3 Control block diagram of direct-driven offshore wind power generation-HVDC system based on RMC

式中：ρ 為空氣密度；r 為風輪半徑；Cpmax為最大風能利用系數；λopt為最佳葉尖速比；ω 為風力機轉速；k 為常數。

由式（4）可知風力機捕獲的最佳功率只與轉速ω 有關。風電機組輸出的最佳有功功率指令P*s 為

式中：ΔP=Pfes+Pcus+P0，各項分別代表發電機鐵耗、銅耗和風力機機械損耗。

采用多對極表貼式PMSG，在基于轉子磁鏈定向的同步旋轉坐標系中，將d 軸定向于發電機轉子磁鏈方向上，由此可得PMSG 的數學模型[13]為

其中

式中：Ls和Rs分別為PMSG 定子電感和電阻；ωs為同步電角速度；ψf為轉子永磁體磁鏈；isd、isq與usd、usq分別為定子電流與電壓的d、q 軸分量。

PMSG 電磁轉矩方程為

式中，p 為PMSG 極對數。

由式（7）可知，發電機Tem只受isq的影響，通過控制isq即可調節Tem，進而控制發電機轉速。通過檢測風力機轉速并將其代入到式（5）中，計算出發電機輸出的最佳有功指令。在跟蹤的過程中，風力機輸出的有功功率Ps被逐步調整到最佳功率點，實現了風電機組的MPPT 控制[10]。

如圖3 所示，RMC 換流器控制系統采用雙閉環控制。外環為功率環，其比例-積分PI（proportional ingetral）調節器輸出量作為PMSG 有功電流分量給定軸電流分量給定設為0。內環為電流環，d、q 軸PI 調節器輸出量加上耦合電壓補償Δusd和Δusq，得到d、q 軸控制電壓分量usd和usq，再經dq/abc 變換后得到RMC 的三相輸入電壓參考信號，最后利用B-SVM 策略產生驅動信號來控制RMC 功率開關管通斷。

2.2 岸上VSC 逆變器控制策略

岸上VSC 逆變器的主要作用是在正常運行情況下穩定HVDC 直流母線電壓，實現風電場-HVDC 系統有功傳輸平衡、以及并網有功/無功功率的獨立控制。采用電網電壓定向的矢量控制技術，在dq 坐標系中可得VSC 的數學模型[13]為

其中

式中：igd、igq與ugd、ugq分別為VSC 的d、q 軸電流和電壓分量；ωg為電網同步電角速度；La和Ra分別為進線電抗器電感和電阻；egd為電網電壓在d 軸上的電壓分量；Δugd與Δugq分別為解耦的電壓補償項。

在d-q 坐標系中，經VSC 并入三相交流電網的有功/無功功率為

式中，Pg、Qg分別為并網有功、無功功率。由式（9）可知，通過分別控制d、q 軸上的電流分量igd和igq即可獨立控制并網有功/無功功率。

如圖3 所示，VSC 采用雙閉環控制。外環為直流電壓環，其PI 調節器輸出量作為有功電流給定并網無功控制通過設定無功電流給定實現，本文設為0。內環為電流環，其PI 調節器輸出量加上耦合電壓補償得到VSC 控制電壓參考信號，再利用SVM 產生驅動信號來控制開關管通斷。

3 系統LVRT 控制策略

3.1 RMC 換流器功率協調控制策略

當電網電壓跌落時，由于岸上換流器的電流限幅作用使得并網有功受限[14-16]。若此時風力機仍工作在MPPT 狀態，則HVDC 系統送受端有功傳輸不再保持平衡，過剩的有功功率將引起直流母線電壓泵升，嚴重威脅到系統的安全穩定運行。為提高系統的LVRT 能力，本文提出了RMC 換流器功率協調控制策略：在RMC 換流器功率外環中引入有功功率修正量，當檢測到本地直流電壓異常時，根據直流電壓偏差信息按設定的K 曲線修正PMSG 的有功功率指令，在岸上VSC 并網有功受限時相應降低PMSG 的有功輸出，以保證HVDC系統送受端有功功率傳輸平衡，使得機組不脫網運行，其控制框圖如圖4（a）所示。

設直流電壓偏差Δudr為

式中：udr為RMC 換流器側直流電壓為其給定值。對于RMC 換流器系統來說，udr可本地測量，因此采用該控制策略后不再依賴數據通信就可獲取岸上電網的故障情況，減少了通信延遲時間，增強了系統控制的實時性。

在HVDC 系統中的功率傳輸關系為

式中：Cdc為直流母線電容；Ps為PMSG 輸出有功功率；ΔPs為直流傳輸功率差。

由式（12）可知，ΔPs和電壓偏差Δudr之間存在著二次函數關系，因此可據此設計功率修正曲線K，如圖4（b）所示，并將ΔPs作為有功功率修正量。

圖4 功率協調控制策略Fig.4 Coordinated power control strategy

當電壓偏差大于設定值Δudr0時，按照圖4（b）所示功率修正曲線，根據電壓偏差產生PMSG 有功功率指令的修正量。當電壓偏差達到安全值Δudrm時，功率修正量ΔPs等于有功指令，此時PMSG 向HVDC 系統注入的有功功率為零。

3.2 槳距角控制

當風力機轉速接近安全轉速時，需要調節槳距角以減少風能捕獲，將風力機轉速限制在安全轉速以下。槳距角控制在這里僅作為一種輔助控制手段，可進一步提高系統的LVRT 能力。槳距角控制器結構框圖如圖5 所示，ωm為風力機轉速安全值。

圖5 槳距角控制器結構框圖Fig.5 Block diagram of pitch angle control

4 仿真結果及分析

利用Matlab/Simulink 搭建仿真模型。參數為PMSG 額定功率PN=1 MW，極對數p=28，定子電阻Rs=0.006 Ω，電感Ls=2.56 mH；槳距角β=0°，風輪半徑r=30 m，空氣密度ρ=1.225 kg/m3；直流輸電線總長l=75 km，線路電阻為0.007 3 Ω/km，直流母線電容Cdc=25 mF；岸上VSC 進線電抗器電感La=0.45 mH，電阻Ra=0.1 Ω，電網電壓頻率f=50 Hz。

4.1 算例1——風速變化情況下的仿真實驗

風速變化情況為t=0.3 s 時風速從8 m/s 突變為7 m/s，在t=0.6 s 時突變為9 m/s。風速變化下系統仿真波形如圖6 所示。圖6（a）中的Usa、Isa分別為RMC 的A 相輸入電壓/電流。因RMC 輸入側無電容濾波，故圖6（a）中RMC 的輸入電壓為三相PWM 波。如圖6（b）所示，RMC 輸出電流Iout波形為正負交變的高頻脈沖波。由圖6（c）和圖6（d）可知并網有功功率Pg跟隨發電機輸出有功功率Pdc變化且基本相等，表明發電機輸出有功及時并入了電網。由圖6（d）可知，并網有功變化時無功穩定在設定值零，實現了并網有功/無功功率的獨立控制。由圖6（e）可知，當風速變化時，直流電壓快速穩定，系統響應快。

4.2 算例2——電網電壓跌落情況下的仿真實驗

電網電壓跌落時分為額定風速（12 m/s）和低于額定風速（8.5 m/s）兩種情況下的仿真；在額定風速時又針對電網電壓跌落的不同深度進行了仿真驗證。

圖6 風速變化時系統仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of the system with wind speed variation

在額定風速時，設置t = [0.2，0.4]s 三相電網電壓跌落80%幅度，系統仿真結果如圖7 所示。電網電壓跌落時，由圖7（a）和圖7（b）可知網側電流達到限幅值，并網有功受限，故障消除后快速恢復正常。由圖7（b）和圖7（c）可知，當并網有功受限時相應減少發電機有功輸出，使得HVDC 系統送受端有功傳輸平衡，直流母線電壓在電網故障時不超過安全值。由圖7（d）可知當電網電壓跌落時發電機轉速上升，將多余的能量轉化為動能儲存在轉子中；當轉速上升至安全設定值1.2（p.u.）時，啟動變槳距角控制系統，調節槳距角以減少風力機風能捕獲，維持轉速不變。由圖7（e）可知未采用有功功率指令修正時，電網故障時直流母線電壓泵升，危機系統安全運行。

圖7 額定風速時電網電壓跌落80%仿真波形Fig.7 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 80%with rated wind speed

當風速為額定風速時，三相電網電壓跌落30%幅度的仿真波形如圖8 所示。

圖8 額定風速時電網電壓跌落30%仿真波形Fig.8 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 30%with rated wind speed

由圖8 可知，在電網電壓跌落過程中系統有功傳輸平衡、直流母線電壓在限值之內、轉子轉速未達到安全值。因轉子轉速未上升至安全值，故在電網電壓小幅跌落時無需開啟變槳控制系統即可使系統平穩實現了LVRT。

圖9 為低于額定風速時，電網電壓跌落80%幅度的仿真波形。在LVRT 過程中HVDC 系統有功傳輸平衡，直流電壓和轉子轉速都在安全值以內。因低于額定風速，風力機捕獲風能較少，當電網電壓跌落時不平衡能量也較少，多余的能量轉化為動能儲存在轉子中而不需開啟變槳控制。

5 結論

本文分析了電壓型RMC 的B-V-SVM 調制策略，提出了基于RMC 的直驅海上風電-HVDC 系統功率協調控制策略。

圖9 低于額定風速時電網電壓跌落80%仿真波形Fig.9 Simulation waveforms of the system when grid voltage sags 80%with low rated wind speed

（1）采用B-V-SVM 調制，PMSG 輸出的三相交流電經RMC 直接轉換成高頻脈沖電，高頻脈沖電的傳輸有效減少了變壓器和濾波器的體積和重量。

（2）提出了基于RMC 的直驅海上風電-HVDC系統控制策略。RMC 換流器控制實現了風電機組的最大風能捕獲，岸上VSC 控制實現了HVDC 系統穩壓控制以及并網有功/無功功率的獨立控制。

（3）提出了RMC 換流器功率協調控制策略，根據RMC 換流器側直流母線電壓信息來實時調節發電機輸出的有功功率。當岸上電網電壓跌落時實現了HVDC 系統送受端有功傳輸平衡，有效提高了風電機組的LVRT 能力。

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