近年来，我国风电装机容量保持高速增长，其中风电机组可以分成两大类：恒速恒频机组(constantspeedconstantfrequency，cscf)和变速恒频机组(variablespeedconstantfrequency，vscf)。vscf机组允许风力机根据风速的变化调整发电机的转速，这种柔性控制策略可吸收阵风能量，减少机械应力，同时风力机可以最大限度地捕获能量，提高风能利用率，这些优点都是cscf机组无法比拟的，因而vscf技术是当前国内外风力发电领域的研究热点。
vscf机组主要有双馈感应异步发电机组(doublyfedinductiongenerator，dfig)和直驱永磁同步发电机组(direct-drivenpermanentmagnetsynchronousgenerator，d-pmsg)，其中有刷双馈发电机组是其主流机组，通常采用高速电机，需要变速齿轮箱进行增速，同时电机存在碳刷和滑环，导致系统结构复杂，维护不便。而d-pmsg省去齿轮箱，减少机械传动部件和维修费用，增加了系统的可靠性和整体效率，同时机组采用全功率变换器，增加系统应对电网故障的能力，所以可以预测d-pmsg将成为未来风力发电的主流。
2风力机建模及其特性模拟
风力机的种类繁多，但按照风力机轴的方向可分为水平轴风力发电机组和垂直轴风力发电机组，在商业运行中风电系统多采用水平轴风力机。
目前风力机建模主要有基于叶素理论和基于流体能量转换理论两种方法。叶素理论将叶片分为若干个微元(叶素)，通过对叶素的受力分析求得微元转矩，再将所有微元转矩相加得到风力机总的输出转矩;基于流体能量转换理论是通过风力机空气动力学公式以及设计参数求得风能利用系数，再根据风能捕获公式得到风力机输出功率。以上是针对风力机静态特性的模拟分析，但在实际系统中风力机还存在动态特性，主要包括塔影效应和剪切效应，这两种效应会造成转矩的脉动，所以要想精确地反映风力机输出转矩，就必须在建模过程中考虑风力机的动态特性。
风速模型是风力机模拟系统中的重要组成部分，风速模型决定风力机模拟过程的动态特性，因此建立可靠的风速模型是必要的。目前国内、外许多专家对风速模型进行了研究，比如：采用weibull分布建立风速模型，并与指数分布相结合形成四对数混合模型;利用风速的湍流效应，在平均风速分量上叠加湍流分量建立风速模型，湍流分量求解则根据随机过程理论，利用风速功率谱和相干函数，求出风速的傅立叶谱，进行傅立叶逆变换求得;从功率谱密度出发建立风速模型，采用自回归滑动平均模型(autoregressivemovingaverage，arma)建立了满足一定功率谱密度特性的风速模型。这些模型由于考虑的影响因素比较多，模型过于复杂，并且有些参数获取比较困难，所以在实验室中可采用由基本风、阵风、渐变风和随机风组合而成的四分量风速模型，这种模型简单，物理意义明确，实用性比较强。
风力机模拟系统中原动机通常采用直流电动机或异步电动机。直流电机控制系统主要采用直流脉宽调制技术，根据计算所得的最佳转矩，控制直流电机稳定运行在风力机特性曲线中的最佳转矩点;异步电机风力机模拟系统主要采用矢量控制技术，对已解耦的转矩分量控制完成控制，实现风力机的模拟，但也有采用直接转矩控制策略实现异步电机的灵活控制。
3d-pmsg的拓扑结构
d-pmsg采用全功率变换器，根据风力机容量的不同，变换器一般可分成低压系统和中压系统两类。低压系统的电网电压等级在690v以下，多采用两电平结构;中压系统中电网电压等级在690v以上，采用多电平结构。目前，风力发电机的电压水平通常在690v。
采用背靠背的双pwm变换器拓扑结构，机侧变换器通过控制电机的转速从而实现最大功率点跟踪(mppt)，网侧变换器稳定直流母线电压以及调节网侧的有功功率和无功功率。变换器的解耦控制可灵活实现电机转矩、效率控制，提高系统运行特性。这种结构控制复杂，大功率igbt数量多，系统成本偏高，但很好地提高了系统性能，具有一定的应用前景。国内合肥阳光电源有限公司生产型号为wg2000kfp的2兆瓦全功率变换器即采用这种结构。
对于变换器并联运行，可在不增加变换器电压等级情况下，增加系统的电流容量，将一个大容量变换器分解为几个较小容量的变换器来实现。通常有两种方法，一种是将直驱永磁风力发电机的多相绕组分别接到几个小容量的变换器上，各变换器在电网侧进行并联，在网侧经升压变压器连接到电网，另外一种是风力机通过齿轮箱拖动多台永磁同步发电机，再分别通过小容量变换器在网侧并联后，经升压变压器连接到电网，这种结构减小了单台发电机和相应的电力电子变换器的容量。但这两种方法都存在传输电流大、线路和开关损耗大、升压变压器增加成本等缺点。
风电系统中多电平变换器拓扑结构主要有中点箝位型变换器(neutralpointclamped，npc)和级联h桥型变换器两种类型。给出了背靠背中点箝位型拓扑结构，这是前端和后端均采用中点箝位结构，也可采用前端不控整流后端中点箝位形式的拓扑约结构。背靠背中点箝位型变换器与两电平背靠背变换器相比，在相同的直流母线电压情况下，器件的耐压水平更高，输出电压的谐波更少，因此在2mw以上风电系统中，多电平变换器更具有优势。级联h桥型变换器一般与多相永磁同步发电机直接耦合，这种拓扑结构需要独立的直流电流来实现箝位功能，随着输出波形电平数的增加，串级单元使用的直流电源数也将增加。
4d-pmsg变换器控制策略
4.1最大输出功率调节
d-pmsg在不同风速下变速恒频运行状态是不同的，在风速低于额定风速时，风力机捕获的风能小于额定功率，为提高风力机运行效率，必须调节电机转速来实现mppt;在风速等于或大于额定风速时，需要调节风力机的桨距角，对其捕获的风能进行限制，保持额定的输出功率，并在风速大于切出风速时，控制机组退出运行。
目前最大功率点捕捉主要有下面三种方法：
(1)叶尖速比控制。在风速变化时及时调整转速，保持最优的叶尖速比和最佳功率输出，但风速检测困难，转速调节精度低，同时精确的风速计增加了成本和维护难度;
(2)功率信号反馈。将风轮机输出的功率与风速对应起来，根据输出功率与风速曲线来调整转速，但由于每个风轮不同，功率与风速曲线很难统一，实用价值不高;
(3)爬山搜索法(hillclimbsearching，hcs)。这种方法采用不间断地对风轮转速施加小的扰动，根据发电机输出功率的变化确定风机转速的增量，通过反复搜索直到运行于最大功率点其搜索的步长有固定步长和变步长两种。但是这种方法不适合于大转动惯量的风机，同时存在步长与系统稳定性、系统效率如何协调以及如何避免追踪错误转速方向等问题。
为解决上述问题，许多学者提出了改进型hcs法，并与智能控制技术相结合，形成了混合控制策略。如利用小信号扰动法，实现系统平均功率达到最大值;依据灰色理论，利用动态gm(1，1)模型进行预测，用最小二乘法进行拟合，计算出最大功率点;采用工作点校正模块和方向监测模块实现自适应控制策略的训练;研究了模型参考自适应方法，将其应用于风速变化情况下机组的控制，使风力机获得最大风能;通过对神经网络的离线训练，实现了快速的最大风能捕获控制;采用h∞混合灵敏度鲁棒控制原理，提高了系统转速控制的抗干扰性。
以上解决了风速小于额定风速情况下风力机最大风能捕获的问题，当风速较大时，为保证风电系统安全可靠运行，需要对风力机的转速进行限速，一般通过控制风力机的桨距角来降低捕获的能量。桨距角控制器的设计依赖于风力机的非线性动力学模型，通常先进行模型的线性化，再设计控制器。采用极点配置的方法设计了桨距角控制器，其pid控制器在风机运行点偏离其线性化点时性能降低，引起系统的不稳定;对常规控制器进行改进，设计了变增益的控制器，随着风机运行点的变化不断改变控制器增益，该方法需要精确的风速，实际应用中还存在一定困难;采用高次多项式和超越方程模拟风机的非线性动力学特性，设计了一种基于模糊滑模控制理论的变速变桨距控制器，具有很好鲁棒性;基于自抗扰控制理论设计了变桨距控制器，通过状态观测器观测系统状态及风速扰动，根据状态偏差配置非线性结构，从而获得良好的动态性能;设计了h∞控制器，并进行仿真验证。基于奇异摄动理论和逆系统方法设计了一种非线性桨距角鲁棒控制器。
4.2机侧变换器控制策略
机侧变换器的拓扑结构可采用二极管不控型器件和全控型器件两种方式。对于不控整流型拓扑，整流桥会向电机注入大量的低频谐波，电流畸变率很大，通常要采用boost升压斩波器实现功率因数校正和较宽的电机调速范围。目前boost电路控制策略有采用固定频率pwm技术的平均电流控制和采用变频pwm技术的峰值电流控制。采用多重并联斩波器满足了兆瓦级风电系统对机组输入电流谐波含量的要求，但这种两级结构降低系统效率。并采用新型单级z源电路实现升降压灵活控制，保证系统较宽范围变速运行和高效率。
对于机侧变换器采用全控型器件拓扑结构，主要研究系统的建模与永磁同步电机的控制策略。给出了直驱永磁风力发电系统风力机、永磁同步发电机及变频器系统的数学模型，并对额定容量为2.5mw的机组特性进行了分析。为了改善系统的性能，研究人员对pmsg的控制策略进行研究，大致可分为isd=0控制、单位功率因数控制、最优转矩控制、常定子电压控制以及效率最优控制等策略。isd=0控制策略采用转子磁链定向控制，电磁转矩只与定子电流q轴分量有关，控制简单，无去磁作用，但电机功率因数低，电机和变换器的容量不能充分利用。单位功率因数控制可克服上述策略的缺点，但电机输出转矩比较小。最优转矩控制也称为定子电流最小控制，即单位定子电流下电机输出转矩最大，这种控制方法可减少电机铜耗，提高系统功率因数和容量。常定子电压定向控制采用定子电压定向的矢量控制，通过电压、功率外环和定子电流内环实现对电机输出功率的控制和对风能最大限度捕获。采用效率最优控制，通过电机铁耗、铜耗、机械损耗与变换器损耗的最小值与isd之间的关系计算出isd的给定值，控制器对isd和电机输出功率的控制，从而实现电机最小损耗和mppt的控制。同时也有学者将无速度传感器控制策略应用到风电机组中，提出利用直流母线电压进行转速观测，并根据网侧功率直接控制实现mppt。
4.3网侧变换器控制策略
由于风电机组网侧变换器拓扑结构通常采用三相电压型pwm整流器，所以两者控制策略可以相互借鉴。目前pwm整流器控制策略主要有“间接电流控制”和“直接电流控制”，其中后者以快速的电流响应和较好的鲁棒性得到了广泛应用，具体控制策略有：矢量控制、状态反馈控制、预测电流控制等线性控制，以及滞环电流控制、模糊控制、神经网络控制等非线性控制。矢量控制应用最为广泛，主要有基于电网电压控制策略和基于虚拟磁链的控制策略，前者包括电压定向控制和直接功率控制，后者包括虚拟磁链定向控制和虚拟磁链直接功率控制。
在大功率风电机组中并网逆变器如果采用传统的一阶电感滤波，必须使用较大的电感量才能保证滤波效果，同时带来体积大，成本高的缺点，所以有学者研究lcl滤波器在大功率风电机组的应用。lcl滤波器可以在较小的滤波器参数下保持优越的滤波性能，但其零阻抗谐振点影响了系统稳定性，需要进行谐振阻尼控制，其方法有无源阻尼和有源阻尼。无源阻尼通过在电容上串联电阻来衰减谐振作用，这种方法稳定可靠，但系统存在附加损耗;有源阻尼通过修正控制算法消除谐振作用，如采用电容电压超前校正，并结合电网电压电流双前馈补偿方法实现谐振的阻尼，引入电容电流反馈，并提出了利用相位超前滤波器对延时进行补偿的控制策略。由于直接功率控制没有电流环，所以也有学者研究基于直接功率控制的阻尼控制策略。阻尼算法一般需要增加传感器，对于无传感器阻尼算法的研究也有实际意义，同时有源阻尼特别是不平衡控制时阻尼方法成为研究热点。
采用变换器并联运行方式可增大机组单机容量，这也是目前低电压等级下实现大功率的一种方法，但是变换器参数的差异将产生零序环流，环流会增加损耗，甚至损坏变换器，因此并联模块之间要进行均流。一般可采用阻断环流通路来抑制环流，也有通过多绕组变压器在交流侧进行电气隔离，这种传统方法要增加额外的器件，于是有学者研究采用新型控制算法实现零序环流的抑制。提出了一种基于零轴电流反馈控制的零序电流控制策略，实验结果表明算法可以很好地抑制零序环流。采用载波移相调制技术，对总电流输出外环和环流内环进行控制，从而抑制环流并改善系统动态性能。
5d-pmsg的lvrt控制策略
5.1我国lvrt标准
风力机组在电网发生故障或扰动时，引起风电场并网点电压跌落，但机组在一定电压跌落范围内仍能不间断并网运行，并向电网提供无功功率，支持电网恢复正常。图3所示了我国起草的《风电场接入电力系统技术规定》(2009修订稿)中对风电场的低电压穿越要求。
通过对比丹麦、德国、美国等国的lvrt标准，可以看出我国对风电场的lvrt能力要求偏低，同时还缺少对风电场无功功率补偿、调峰调频能力、保护配置等方面的规定。
5.2pmsg的lvrt控制方案
d-pmsg通常采用全功率背靠背变流器，实现了风电机组与电网的隔离，同时系统也具备灵活的无功控制能力，因此在低电压穿越能力上较双馈型机组具有更大的优势。
d-pmsg在电网发生故障时，由于变换器的热容量有限，直流环节输入、输出功率不平衡，多余的能量对母线电容进行充电，导致直流环节过电压。目前常见抑制母线电压增加的方法主要有：直流环节增加crowbar电路、限制发电机的电磁转矩等方法。
在直流环节增加过压保护电路，在故障期间由crowbar电路吸收多余的能量，介绍和对比了几种直流侧crowbar电路，有增加卸荷电路、buck电路、辅助变换器等方式，这几种方法都增加了额外器件，给系统的设计和安装带来问题，同时增加控制算法，影响整机的性能。提出了在电网故障时限制发电机的电磁转矩来限制输入到直流环节的功率，从而实现机组的低电压穿越。这种方法将直流环节的功率不平衡转移到风力机与发电机之间，利用旋转元件的缓冲储能效应，但在风力机输出功率不变情况下，将导致发电机加速，从而引发风机的桨距控制器，对风能捕获进行限制。
目前还有学者研究了在电网故障时变换器对电网的无功支持能力，在电网电压跌落时，网侧变换器运行于statcom模式，根据电网电压跌落的幅度对有功和无功电流的给定值重新分配，但由于变换器输出电流同时要维持直流母线电压的稳定，变换器所能提供给电网的无功功率有限，故不能完全体现全功率变换器的优点。于是有学者研究网侧变换器在电网故障下提供额定电流来输出无功功率，采用新型控制策略，机侧变换器控制直流母线电压和电机定子电压，网侧变换器控制流向电网的有功、无功功率，从而确保向电网提供最大限度的无功支持。
6风电场并网运行技术研究
越来越多的风电机组并网运行，其输出功率的波动和机组固有特性影响了电网电能质量，如电压偏差、电压波动、闪变、频率偏差、公网谐波污染、电网不平衡等，同时对电网稳定性、调峰调频以及电网调度都有影响。所以要对风电场接入后的电网进行电能质量和稳定性分析，以保证其符合iec和国家标准。
目前风电场接入电网时为改善电网电能质量，一般要设置无功补偿装置来抑制电压波动和闪变，如增加并联电容器补偿装置、静止无功补偿器、有源滤波器等，这种方法可快速补偿无功，并维持风电场接入点电压的稳定，但不能调节风电场输出的有功功率。于是有学者研究利用储能系统来控制风力发电输出的有功功率，如采用电池储能系统(batteryenergystoragesystem，bess)与风力发电单元结合，减少风电场输出波动对电网的影响。将超级电容器组作为储能设备，介绍了风电场功率调节系统并提出了能量管理控制策略，从而有效抑制风电场有功、无功功率波动。将柔性交流输电系统设备运用到风电场以提高其运行的电能质量。
随着风电容量占系统比例的增加，风电场输出的不稳定性给电力系统带来明显的影响，比如：风电场的无功特性可能引起电压失稳，甚至电压崩溃;风电场与其它发电方式组成孤立电网时，可影响电网频率的稳定性;同时风电场注入的功率改变原有系统的潮流分布和功率流向，影响系统的稳定性。上述无功补偿装置可解决这些问题，同时还可通过无功潮流优化分布、加强电网结构等方法提高系统的稳定性。
风电场功率预测对电力系统的运行具有重要的意义，有利于制定合理调度计划。目前预测方法多基于时间序列、人工神经网络、卡尔曼滤波等算法，如德国iset开发的wpms系统采用神经网络方法，其预测均方根误差为装机容量的7%～19%。以上功率预测的方法基于统计原理，需要样本数据，对新建风电场的功率预测存在困难，近年来国内外许多学者采用基于物理原理的风电功率预测方法，如德国oldenburg大学开发的previento系统，其预测均方根误差低于装机容量的10%，目前国内还没有类似的系统应用范例，但对风电功率预测的物理方法进行研究，并提出了适用于电网预测方法，为工程应用提供了参考。
7结束语
本文详细介绍了与直驱永磁风力发电系统相关的控制技术，重点阐述了全功率变换器的控制策略，并分析了机组低电压穿越和风电场并网运行技术，可以看出国内外许多学者对其进行了很多研究，为其更好地推广应用提供理论支持。