ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－１０２６．２０１２．０３．００７电网电压骤升故障下双馈风力发电机变阻尼控制策略 谢 震１，张 兴１，宋海华１，杨淑英１，曹仁贤２
（１．合肥工业大学电气与自动化工程学院，安徽省合肥市２３０００９；２．阳光电源股份有限公司，安徽省合肥市２３００８８
）摘要：双馈风力发电机在电网电压跌落情况下的不间断运行已成为当前研究热点，而电网电压骤
升对双馈风力发电系统的运行也构成了威胁。为研究双馈风力发电机的高电压穿越特性及其控制策略，分析了电网电压骤升激起的双馈感应发电机的电磁过渡过程。针对不同转速和电网电压骤
升幅度对系统的影响，
提出一种基于变阻尼的转子励磁控制策略，减小了故障情况下转子电流和电磁转矩的冲击，避免了撬棒电路的频繁动作。仿真和实验结果验证了所提出控制策略的有效性，与常规的有源阻尼控制策略相比，提高了双馈风力发电机的高电压穿越能力。关键词：风力发电；双馈感应发电机；变阻尼控制；高电压穿越 收稿日期：２０１１－０７－０９；修回日期：２０１１－１１－
０９。国家自然科学基金资助项目（５１０７７０３４）；安徽省高等学校省级自然科学研究项目（２０１１ＡＪＺＲ００６３）；安徽省自然科学基金资助项目（０９０４１２０４９
）。０ 引言
目前，许多研究都是关于电网电压跌落［１－６］对风电机组的影响及其低电压穿越（ＬＶＲＴ）
技术，电网电压骤升对风电机组的影响以及相应的高电压穿越
（ＨＶＲＴ）技术并没有引起充分的关注。而在实际风电场系统中，单相对地故障可能产生电网电压骤升，风电场负载的突然撤除也可能产生电网电压骤
升［７－
８］，投入大的电容补偿器也可能引起电网电压骤
升。目前使用较多的双馈风力发电机［
９］
，其定子与电网直接相连，转子通过变流器与电网相连，与电网
电压跌落故障类似，当电网电压骤升时，其暂态过程也会对双馈感应发电机（ＤＦＩＧ）的定、转子形成电流、电压冲击。为了规避这些问题并保护变流器，可使风电机组自动离网，当故障恢复后再并网运行，但是这种离网策略已不能满足当今大规模风电场发电
的并网准则要求［１０］
。当前，大多数风电并网准则都要求风电场具有ＬＶＲＴ能力。随着风力发电装机
容量的不断扩大和并网准则的进一步完善，具有ＨＶＲＴ能力也会逐渐成为对风电场的必然要求。德国意昂（Ｅ．ＯＮ）集团的风电并网准则已对风电机组的ＨＶＲＴ能力提出要求：在电网电压升至１．２（标幺值）时，风电机组能保持长期不脱网运行，并要求高电压情况下风电机组需要吸收一定量的无功功率，且无功电流与电网电压的变化率之比为２∶１。
这实际上体现了高电压下的无功补偿控制要求。而澳大利亚则率先制定了真正意义上的并网风力发电
机的ＨＶＲＴ准则［１１］
，即当高压侧电网电压骤升至额定电压的１３０％时，风电机组应维持６０ｍｓ而不
脱网，并提供足够大的故障恢复电流。显然，这一准则要求风力发电机必须具备抵御和穿越高电压的能力。
目前，实现双馈风力发电机ＨＶＲＴ的方法可以分为增加硬件电路和改进系统控制两类。文献［７］在变流器直流侧增加ｃｈｏｐｐｅｒ电路，以抑制电网电压骤升可能导致的网侧变流器能量逆向流动而引起
的变流器直流侧电压上升。文献［１２］提出在转子侧变流器串联电阻以抑制转子过流的方案，从而避免了机侧变流器在电网故障时因撬棒电阻的投入而失 去对发电机的控制，并能够在故障期间持续对电网提供无功支持，减少转矩的脉动。文献［８，１３］比较并研究了电网电压骤升时采用静止同步补偿器（ＳＴＡＴＣＯＭ）和动态电压恢复器（ＤＶＲ）的方案：采用ＤＶＲ方案时，通过补偿正常和故障情况下的电压差值，来维持发电机电网入线端的电压不变；而采用ＳＴＡＴＣＯＭ方案时，
主要是通过控制注入电网的无功电流迫使电网电压下降。显然这种采用ＤＶＲ或ＳＴＡＴＣＯＭ的方案，
由于增加了成套的硬件系统，
使得成本大幅增加，特别在电网阻抗较低时，采用ＳＴＡＴＣＯＭ方案，则需要发出的电流远高于风电机组的额定电流，使得这一方案并不经济。
文献［１４］提出一种ＤＦＩＧ在电网电压骤升时的增强控制策略，即通过建立ＤＦＩＧ定子励磁电流动态过程的精确模型，在常规控制器基础上考虑定子励磁
电流变化的补偿量，从而实现了故障时的控制解耦。
—
９３—第３６卷 第３期２０１２年２月１０
日Ｖｏｌ．３６ Ｎｏ．３
Ｆｅｂ．１０，２０１２
文献［１５］提出正常运行下采用比例—积分（ＰＩ
）控制、在电网故障情况下切换至矢量滞环控制的策略。在双馈风力发电机的ＨＶＲＴ中，
可采用发电机侧的撬棒投切来防止变流器过流。而撬棒电阻投入后将导致电网电压骤升时发电机的转矩骤增和不可控的有功、无功功率输出。为了克服以上问题，使双馈风力发电机具有良好的ＨＶＲＴ性能，本文首先对电网电压骤升下ＤＦＩＧ的电磁暂态过程进行了分
析，
并在讨论了发电机转子串联电阻的无源阻尼方案基础上，研究了风机变流器的转子侧有源阻尼［１６－
１７］控制策略，并且提出了变阻尼的改进控制方案，从而在抑制电网电压骤升下转子过电压的同时，最大限度地抑制转子过电流，提高双馈风力发电机的ＨＶＲＴ性能。仿真和实验结果证明了该方案的可行性。
１ 电网电压骤升时ＤＦＩＧ暂态过程分析
为了研究双馈风力发电机的ＨＶＲＴ特性，
首先研究ＤＦＩＧ的暂态建模［１８］
，以此分析电网电压骤升时的ＤＦＩＧ暂态过程。
将ＤＦＩＧ转子侧参数归算到定子侧，
并采用电动机惯例，则在电机磁路线性条件下，ＤＦＩＧ等效电路如图１所示
。
图１ ＤＦＩＧ等效电路Ｆｉｇ．１ Ｅｑ
ｕｉｖａｌｅｎｔ ｃｉｒｃｕｉｔ ｏｆ ＤＦＩＧ由图１得：
Ｖｓ＝Ｒｓｉｓ＋
ｄψｓ
ｄｔ（１）Ｖｒ＝Ｒｒｉｒ＋ｄψｒｄｔ
－ｊωψｒ（２
）ψｓ＝Ｌ
ｓｉｓ＋Ｌｍｉｒ（３）ψｒ＝Ｌ
ｒｉｒ＋Ｌｍｉｓ（４）式中：ω为电机旋转角速度；Ｒ为电阻；Ｌ为电感；Ｌｍ为互感；ψ为磁链矢量；Ｖ为电压矢量；ｉ为电流矢量；下标ｓ和ｒ分别表示定子和转子。
由式（３）、式（４
）可得转子磁链为：ψｒ＝Ｌｍ
Ｌｓ
ψｓ－Ｌ
ｒσｉｒ（５
）式中：Ｌｒσ＝
Ｌｒ－Ｌ２
ｍ／Ｌｓ，是发电机暂态电感。另外，由式（２）可得转子电压为： Ｖｒ＝
ＬｍＬｓｄｄ
ｔ－ｊ（）ωψｓ＋Ｒｒ＋Ｌｒσｄｄｔ－ｊ（）［］
ωｉｒ（６
）显然，转子电动势为：
Ｖｒ０＝
ＬｍＬｓｄｄ
ｔ－ｊ（
）
ωψｓ（７
）在电网电压正常且发电机稳态运行情况下，定子电压矢量为一幅值为Ｖｓｅ、以同步角速度ωｓ旋转
的空间矢量，其表达式如下：
Ｖｓ＝Ｖｓｅ
ｅｊωｓｔ（８）如果忽略定子电阻，则相应的定子磁链方程为：
ψｓ＝
Ｖｓｅｊωｓ
ｅ
ｊωｓｔ（９
）稳态时，转子电动势为：
Ｖｒ０＝ｊωｒ
ＬｍＬｓψｓ＝ＬｍＬｓωｒωｓＶｓｅｅｊωｓｔ＝ｓＬｍＬｓ
Ｖｓｅｅｊωｓｔ（１０
）
式中：ωｒ＝ωｓ－ω；ｓ＝ωｒ／ωｓ，
是滑差率。以上分析是在转子开路的情况下得出的转子电
压表达式。然而在变流器驱动转子时，转子电压为：
Ｖｒ＝ｓＬｍＬｓ
Ｖｓｅｅｊωｓｔ＋Ｒｒ＋Ｌｒσ
ｄｄｔ－ｊ（）［
］
ωｉｒ（１１
）考虑到兆瓦级ＤＦＩＧ的转子电阻和暂态电感都非常小，因此，为方便分析，忽略由转子电流产生的电压降，即分析转子开路时的情况即可。
石墨舟
假设在ｔ＝ｔ０时刻，电网电压骤升，相应的定子电压矢量方程为：
Ｖｓ＝
Ｖｓｅｅｊωｓｔ ｔ＜ｔ０
Ｖｓｅｊωｓｔ＝Ｖｓｅｅｊωｓｔ＋ｐＶｓｅｅｊωｓｔ ｔ＞ｔ｛
０
（１２）式中：ｐ＝（Ｖｓ－Ｖｓｅ）／Ｖｓｅ，是电网电压骤升幅度。再结合式（１）、式（３
）可得：ｄψｓｄｔ＝Ｖｓ－Ｒｓ
Ｌｓψｓ
（１３）根据式（１２）、式（１３
），可得电网电压骤升过程中定子磁链方程为：
ψｓ（ｔ＞ｔ０
）＝（１＋ｐ）Ｖｓｅｊωｓｅｊωｓｔ－ｐＶｓｅｊωｓ
ｅｊωｓｔ０ｅ－ｔ－ｔ０τ（１４
）
由式（１４
）可看出：电网电压骤升时，定子磁链可分解为强制磁链和自然磁链。其中，
强制磁链由电网电压Ｖｓ＝（１＋ｐ）Ｖｓｅ决定，并且以同步角速度ωｓ
旋转；自然磁链是为确保电网电压故障情况下电机磁链连续而产生的瞬态分量，其幅值衰减且不旋转。
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电网电压骤升时，相应的转子电动势为：
—
０４—２０１２，３６（３
）
Ｖｒ０（ｔ＞ｔ０）
＝ＬｍＬ［
ｓ
ｓ（１＋ｐ）Ｖｓｅ
ｅｊωｓｔ＋（１－ｓ）·ｐＶｓｅ
ｅｊωｓｔ０ｅ－ｔ－ｔ０τ＋ｐＶｓｅｊωｓ
ｅｊωｓｔ０ｅ－ｔ－ｔ０τ１］
τ（１５
）２ 基于阻尼的ＨＶＲＴ控制
为了抑制ＨＶＲＴ过程中ＤＦＩＧ的振荡，
减小撬棒投切次数及其对双馈风力发电系统的冲击，
可采用基于阻尼的控制策略。２．１ ＤＦＩＧ系统稳定性分析
以ＤＦＩＧ的定子磁链为状态变量，转子电流和定子电压为输入量，则关于ＤＦＩＧ定子磁链的状态方程可表述为：
ｄψｓｑｄｔ＝－ＲｓＬｓψｓｑ－ωｓψｓｄ＋ＬｍＬｓ
Ｒｓｉｒｑ＋ｕｓｄψｓｄｄ
ｔ＝－ＲｓＬｓψｓｄ＋ωｓψｓｑ＋ＬｍＬｓＲｓｉｒ烅烄烆ｄ（１６）由式（１６
）不难求出其特征方程为：λ２＋２ＲｓＬｓλ＋Ｒ２ｓＬ２ｓ
＋ω２
ｓ＝０
（１７）其特征根为：
λ１，２＝－Ｒｓ
Ｌｓ
±ｊωｓ
（１８）自然振荡频率ωｎ和阻尼系数ξ可分别表述为：ωｎ＝
Ｒ２ｓＬ２ｓ
＋ω槡
２
ｓξ＝Ｒｓ
ωｎＬ烅
烄烆
ｓ（１９）由于兆瓦级ＤＦＩＧ的定子电阻较小，因此ＤＦＩＧ具有欠阻尼特性，并且其自然振荡频率在电网工频附近，这样当电网电压骤升时，系统容易产生振荡。为此，可考虑增加系统阻尼的控制方案，主要包括无源阻尼控制和有源阻尼控制。２．２ 无源阻尼控制
在电网电压骤升所激励的ＤＦＩＧ电磁暂态过程中，当电网电压骤升时，转子感应出很高的反电动势，由于兆瓦级ＤＦＩＧ的转子电阻和漏抗都较小，因而引起了转子的过电流。为此可引入无源阻尼控制，即在发电机转子侧串入动态电阻。显然，当电网电压骤升时，这种在发电机转子侧串入动态电阻的无源阻尼方案能有效增加系统阻尼，减小转子电流
的峰值振荡［１５
］。同时，转子侧串入动态电阻也减小
了转子回路的时间常数，
加快了转子电流的衰减。然而，动态电阻的引入会增加系统损耗，降低系统效率，而且电阻的设计也较为复杂。为此，可考虑采用电子玻璃
控制算法来模拟动态电阻，
即有源阻尼控制。２．３ 有源阻尼控制
针对上述实际动态电阻的缺点，下面采用基于虚拟电阻的有源控制策略，同样可以增加系统阻尼，
提高ＤＦＩＧ的ＨＶＲＴ性能。图２为基于虚拟电阻
的ＤＦＩＧ有源控制策略结构图。
图２ 基于虚拟电阻的ＤＦＩＧ有源控制策略结构图
Ｆｉｇ．２ Ｂｌｏｃｋ ｄｉａｇ
ｒａｍ ｏｆ ｖｉｒｔｕａｌ ｒｅｓｉｓｔｏｒ ｂａｓｅｄａｃｔｉｖｅ ｃｏｎｔｒｏｌ ｔｏ
ＤＦＩＧ为了便于分析，可将ＤＦＩＧ的转子电压重新表
述为：
Ｖｒ＝Ｒｒ＋Ｌ２ｍＬ２ｓ
Ｒ（）
ｓｉｒ＋Ｌｒσｄｉｒ
ｄｔ＋ｊωｓｌＬｒσ
ｉｒ＋Ｅ（２０）Ｅ＝ＬｍＬｓＶｓ－ＬｍＬｓＲｓ
Ｌ
ｓ＋ｊω（）
ｒψｓ
（２１）式中：Ｅ为反电动势。
根据式（２０）和式（２１），可得ＤＦＩＧ电流内环控
制结构图如图３所示。图中：Ｃ（ｓ）
为电流调节器传递函数；Ｔ（ｓ）为功率主电路传递函数；Ｇ（ｓ）为电流内环被控对象传递函数。由图３不难看出：反电动势是电流内环的扰动项，它影响了电流内环的动态性能。为了更好地抑制反电动势Ｅ对系统动态性
能的影响，
采用虚拟电阻来降低被控对象的时间常数，提高系统的动态响应速度。引入虚拟电阻的ＤＦＩＧ电流内环控制结构图如图４所示。
图３ ＤＦＩＧ电流内环控制结构图
Ｆｉｇ．３ Ｂｌｏｃｋ ｄｉａｇｒａｍ ｏｆ ｉｎｎｅｒ－ｌｏｏｐ
ｃｕｒｒｅｎｔｃｏｎｔｒｏｌ ｔｏ
ＤＦＩＧ图４ 引入虚拟电阻的ＤＦＩＧ电流内环控制结构图
Ｆｉｇ．４ Ｂｌｏｃｋ ｄｉａｇｒａｍ ｏｆ ｉｎｎｅｒ－ｌｏｏｐ
ｃｕｒｒｅｎｔ ｃｏｎｔｒｏｌｔｏ ＤＦＩＧ ｗｉｔｈ ｖｉｒｔｕａｌ
ｒｅｓｉｓｔｏｒ为便于分析，可将电流内环被控对象的传递函
数Ｇ（ｓ
）表述为：—
１４—·绿电力自动化· 谢 震，等 电网电压骤升故障下双馈风力发电机变阻尼控制策略
Ｇ（ｓ
）＝Ｋｇ
Ｔｇｓ＋１（２２
）式中：Ｋｇ＝１／（Ｒｒ＋ＲｓＬ２ｍ／Ｌ２
ｓ）；Ｔｇ＝Ｌｒσ
／（Ｒｒ＋ＲｓＬ２ｍ／Ｌ２ｓ）
。由于主电路功率器件的开关频率通常较高，为简化分析，可以忽略其延迟惯性作用，其传递函数为：
Ｔ（ｓ）＝Ｋｔ（２３
）令Ｃｆ（
ｓ）＝Ｒａ，联合式（２２）、式（２３）并考虑图４，可得引入虚拟电阻后ＤＦＩＧ电流内环被控对象的传
递函数为：
Ｇｐ′（ｓ
）＝ＫｇＫｔ
１＋ＲａＫｇＫｔ
１
Ｔｇ
１＋ＲａＫｇＫｔ
ｓ＋１
（２４
）通过对比式（２２）和式（２４）
可以看出，通过引入虚拟电阻，其时间常数减小到原时间常数的
对接接头１＋ＲａＫｇＫｔ倍。显然，
改造后的电流内环被控对象的惯性得以减小。
引入虚拟电阻前，电流内环控制系统的扰动传递函数为：
ＧＥｉ（ｓ）＝ｉｒ（ｓ）Ｅｓ＝ｓ（ｓ＋Ｋｃ）
Ｔｇ
ＫｇＫｔｓ＋１ＫｇＫ（）
ｔ
（２５）式中：Ｋｃ为电流内环带宽。
引入虚拟电阻后，电流内环的扰动传递函数为：
ＧＥｉ
′（ｓ）＝ｉｒ（ｓ）Ｅ（ｓ）＝ｓ（ｓ＋Ｋｃ（）ＴｇＫｇＫｔｓ＋１ＫｇＫｔ
＋Ｒ）
ａ
（２６
）通过调节虚拟电阻Ｒａ的大小，可以改变电流内环对电网电压扰动的动态响应。图５为引入虚拟电阻前后，反电动势到转子电流的幅频特性和相频特性。
图５ 引入虚拟电阻前后反电动势到转子电流的伯德图
Ｆｉｇ．５ Ｂｏｄｅ ｄｉａｇ
ｒａｍ ｏｆ ｄｉｓｔｕｒｂ ｔｒａｎｓｆｅｒ ｆｕｎｃｔｉｏｎｂａｓｅｄ ｏｎ ｖｉｒｔｕａｌ
ｒｅｓｉｓｔｏｒ与无虚拟电阻的控制相比，基于虚拟电阻的有
源阻尼控制在低频区域具有较强的扰动抑制作用，而在高频区域，有虚拟电阻控制与无虚拟电阻控制几乎具有相同的扰动抑制特性。２．４ 变阻尼控制策略
由以上分析可知，基于虚拟电阻的有源阻尼控制与在转子侧串入动态电阻的无源阻尼控制具有等效性。采用虚拟电阻的控制方式虽然能够抑制电网电压骤升时转子电流、电磁转矩的振荡，提高了
ＤＦＩＧ转子侧阻尼，
但是，随着虚拟电阻的增加，将致使转子电动势增加，同时也将影响到ＤＦＩＧ的暂态响应过程，因此选择合适的虚拟电阻非常重要。
生物打印机
附录Ａ图Ａ１给出了转速、故障时间不变时，转子ｑ轴电流、ｑ轴电压、电磁转矩与电网电压骤升幅度、虚拟电阻之间的３维关系图。分析表明，转速和故障时间一定时：随着电网电压骤升幅度的增加，转
子电流、
转子电压和电磁转矩都随之增加；而随着虚拟电阻的增加，转子电流和电磁转矩随之减小，转子电压随之增加。
附录Ａ图Ａ２给出了转速、电网电压骤升幅度不变时，转子ｑ轴电流、ｑ轴电压、电磁转矩与电网电压骤升持续时间、虚拟电阻之间的３维关系图。分析表明，转速和电网电压骤升幅度一定时：当电网电压骤升持续时间为电网电压半个周期的奇数倍时，此时的转子电流、电压和电磁转矩较大；当电网电压骤升持续时间为电网电压半个周期的偶数倍时，此时的转子电流、电压和电磁转矩较小；随着虚
拟电阻的增加，
转子电流和电磁转矩随之减小，转子电压随之增加。
附录Ａ图Ａ３给出了电网电压骤升幅度、电网电压骤升持续时间不变时，转子ｑ轴电流、ｑ轴电压、电磁转矩与转速、虚拟电阻之间的３维关系图。分析表明，电网电压骤升持续时间和电网电压骤升幅
度一定时：随着转差的增加，转子电流、电压和电磁转矩都随之增加，且超同步情况相比次同步情况更加严重；随着阻尼系数的增加，转子电流和电磁转矩随之减小，转子电压随之增加。
综上所述，随着虚拟电阻的增加，控制系统对转子电流振荡的抑制能力增强，但转子电压也随之增加。由于ＤＦＩＧ的转子电压不仅与电机转速有关，还与电网电压骤升幅度有关，因此必须选取合适的虚拟电阻，保证在一定的转速和电网电压骤升幅度条件下，既要抑制转子电流振荡，也要保证转子电压不至于过高，暂态时间不至于加长。
转子故障电流与电网电压骤升幅度、转速均相关。针对不同的电网故障情况，有必要选择合适的
虚拟电阻。通过改变虚拟电阻大小，
可改变转子时间常数，增加转子侧阻尼，抑制电网电压骤升时转子电流峰值，虚拟电阻的选择必须满足Ｉｒ≤Ｉｒｍａｘ，
—
２４—２０１２，３６（３
）
Ｖｒ≤Ｖｒｍａｘ。Ｉｒｍａｘ和Ｖｒｍａｘ分别为转子侧变流器所允许
的电流、电压最大值。在电网电压骤升幅度较大时，考虑满足转子电压限制条件，选择较小的虚拟电阻；在电网电压骤升幅度较小时，考虑满足转子电流限制条件，选择较大的虚拟电阻。附录Ａ图Ａ４给出
了ＤＦＩＧ超同步运行于１
８００ｒ／ｍｉｎ时，虚拟电阻与电网电压骤升幅度间的关系曲线。显然，随着电网电压骤升幅度的增加，虚拟电阻呈单调递减，以使转子电压被限制在最大允许值范围内。附录Ａ图Ａ５给出了电网电压骤升幅度为３０％时，虚拟电阻与转速间的关系曲线。可知，随着转差的增加，虚拟电阻
呈单调递减，
同步转速点的虚拟电阻最大，并且超同步比次同步虚拟电阻递减的斜率更陡。
３ 仿真与实验验证
３．１ 仿真分析
为了验证上述理论分析的正确性，本文以
２ＭＷ ＤＦＩＧ参数为例，
进行了仿真研究。首先利用ＭＡＴＬＡＢ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ搭建了基于阻尼控制的双
馈风力发电系统机侧变流器仿真模型，２ＭＷ ＤＦＩＧ参数如下：定子额定电压６９０Ｖ，
定子额定电流１．４ｋＡ，转子开路电压２ｋＶ，转子额定电流５５０Ａ，
极对数ｎｐ＝
２，定子自感Ｌｓ＝０．０１２ ５Ｈ，转子自感Ｌｒ＝
０．０１２ ６Ｈ，互感Ｌｍ＝０．０１２ ３Ｈ，定子绕组电阻Ｒｓ＝０．００４ ３Ω，转子绕组电阻Ｒｒ＝０．００４ １Ω。附录Ｂ图Ｂ１给出了电网电压骤升幅度分别为
３０％，２５％，２０％且故障持续时间为８０ｍｓ时，
分别采用固定阻尼和变阻尼控制，转子电流ｑ轴分量
ｉｒｑ、电磁转矩Ｔｅ、转子电压ｑ轴分量ｕｒｑ的仿真波形。分析可知，当电网电压骤升幅度较低时，采用变阻尼控制对转子电流和电磁转矩的抑制效果比固定阻尼
控制更为明显，
并且转子电压并没有超出故障幅度最大时的上限电压。
３．２ 实验验证
喷砂工艺
为了进一步验证所提出的控制策略的有效性，在１１ｋＷ变速恒频双馈风力发电模拟平台上对上述控制策略进行了实验验证。该平台使用变频器驱动一台三相鼠笼式异步电动机在实验室条件下模拟运行于风电场中的风力机，并且采用了基于变压器抽头跳变的电网电压骤升模拟器。该模拟平台中的
ＤＦＩＧ为一台绕线式感应电动机，其参数如下：额定功率１１ｋＷ，额定转速１
４７５ｒ／ｍｉｎ，定子额定电压３８０Ｖ、定子额定电流１７．６Ａ，转子额定电压８５８Ｖ、
转子额定电流８．１Ａ，定子绕组电阻Ｒｓ＝０．２８５ ８Ω，转子绕组电阻Ｒｒ＝０．２９８ ３Ω，定子漏抗Ｌｓ＝
０．００１ ３２３Ｈ，转子漏抗Ｌｒ＝
０．００１ ７８１Ｈ，励磁电抗Ｌｍ＝０．０６７
６Ｈ。图６—图８是电网电压三相对称骤升３０％、
故障持续时间为１００ｍｓ
、有无虚拟电阻控制情况下，ＤＦＩＧ分别运行于次同步、
同步以及超同步时的转子电流ｑ轴分量ｉｒｑ、转子电压ｑ轴分量ｕｒｑ以及转子ａ相电流ｉｒａ的实验波形。
由图６—图８可以看出，加入虚拟电阻控制后，虽然转子电流的振荡得到了抑制，但是转子电压却变大了，因此，虚拟电阻的选取必须考虑变流器转子电压的限制
。
图６ 次同步转速下虚拟电阻控制前后转子电压、电流
Ｆｉｇ．６ Ｒｏｔｏｒ ｖｏｌｔａｇｅ ａｎｄ ｃｕｒｒｅｎｔ ｗｉｔｈ ａｎｄ ｗｉｔｈｏｕｔ ｖｉｒｔｕａｌ ｒｅｓｉｓｔｏｒ ｂａｓｅｄ ｃｏｎｔｒｏｌ ｉｎ ｓｕｂ－ｓｙ
ｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎ—
３４—·绿电力自动化· 谢 震，等 电网电压骤升故障下双馈风力发电机变阻尼控制策略
图７ 同步转速下虚拟电阻控制前后转子电压、电流Ｆｉ
ｇ．７ Ｒｏｔｏｒ ｖｏｌｔａｇｅ ａｎｄ ｃｕｒｒｅｎｔ ｗｉｔｈ ａｎｄ ｗｉｔｈｏｕｔ ｖｉｒｔｕａｌ ｒｅｓｉｓｔｏｒ ｂａｓｅｄ ｃｏｎｔｒｏｌ ｉｎ ｓｙ
ｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎ图８ 超同步转速下虚拟电阻控制前后转子电压、电流Ｆｉｇ．８ Ｒ
ｏｔｏｒ
ｖｏｌｔａｇｅ ａｎｄ ｃｕｒｒｅｎｔ ｗｉｔｈ ａｎｄ ｗｉｔｈｏｕｔ ｖｉｒｔｕａｌ ｒｅｓｉｓｔｏｒ ｂａｓｅｄ ｃｏｎｔｒｏｌ ｉｎ ｓｕｐｅｒ－ｓｙ
ｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎ 附录Ｃ图Ｃ
１—图Ｃ３给出了电网电压三相对称骤升３０％、故障持续时间为１００ｍｓ
、虚拟电阻分别为０．５，１．０，１．５时，ＤＦＩＧ分别运行于次同步、同步以及超同步时的转子电流ｄ轴分量ｉｒｄ、
ｑ轴分量ｉｒｑ以及转子ａ相电流ｉ
ｒａ的实验波形。分析可知：随着虚拟电阻的增加，控制系统对电网电压骤升所造
成的转子电流振荡的抑制能力也随之增强；电网电压恢复时转子电流的振荡幅度比电网电压骤升时转子电流的振荡幅度要大，这主要是由故障持续时间和电网电压的恢复时刻造成的，若故障切除时刻，
电网电压骤升所激起的电磁振荡过程还没有结束，则电网恢复时所激起的振荡过程将会叠加在前一振荡
过程之上；显然，超同步运行比次同步运行所造成的转子电流振荡幅度更大。
４ 结语
本文对电网电压骤升故障下ＤＦＩＧ的电磁暂态过程进行了分析，在研究了无源阻尼控制的基础上，将有源阻尼控制引入到ＤＦＩＧ转子励磁控制过程中，并提出了变阻尼的改进控制策略。研究结果表
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４４—２０１２，３６（３
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