在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法与流程

1.本发明涉及风力发电技术领域，具体涉及在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法。


背景技术：

2.随着风电并网容量的不断提升，大量通过电力电子装置并网的风力发电机组使得现有电力系统的转动惯量缺失，造成系统频率稳定性下降等问题愈加严重。虚拟同步发电机技术可通过模拟传统同步发电机的运行特性，提高风机的并网等效惯量、阻尼系数及电网的风能渗透率。由于风能具有波动性和间歇性等自然属性，其调速能力受限，使得风能渗入率较高区域电网的动态稳定性也受到影响；并且基于功率解耦的最大功率点跟踪(mppt)和锁相环(pll)技术的传统控制，使得风轮机转动惯量与并网接口之间的能量传递链消失，传统风力发电并网接口缺乏自主的频率、电压支撑能力。


技术实现要素：

3.本发明的目的在于，提供一种在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，使得风机的虚拟惯量及频率支撑特性不依赖于电网频率检测甚至频率变化率。
4.为实现上述目的，本技术提出在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，包括通过修改mppt曲线或利用变桨调节方法实现风机虚拟同步控制策略；其中，在低风速区利用运行点右移的方法实现机组超速减载运行，通过超速减载运行提供调频时所需的额外容量；通过桨距角控制，使得风机始终运行在限功率工况下，或通过改变叶尖速比和桨距角关系降低风能利用系数；将超速减载和桨距角控制相结合，在低风速区仅通过提升发电机的转速进行独立超速控制以满足减载曲线要求；在中风速区通过变桨配合满足减载曲线要求；在高风速区，受到最大功率指令及转速保护指令限制，只能使用变桨调节完成减载运行。
5.进一步的，采用比例-微分(pd)控制实现虚拟惯量控制，具体为：电网频率测量值f经微分控制器与有功-频率下垂控制器作用，叠加于风机最大功率控制指令处，利用微分控制器对频率的响应模拟机组惯量，通过下垂特性模拟一次调频过程。
6.进一步的，内禀频率的自同步控制方案使用虚拟同步发电机算法替代原有风机变流器的内环控制算法，其功率外环接收传统mppt控制指令，将有功指令作为虚拟同步发电机模型的功率指令，通过模型中的虚拟惯量及下垂系数作用产生虚拟同步频率，再通过励磁调节器生成励磁电压幅值，将所述同步频率和励磁电压幅值合成作为虚拟同步型风机的内电势指令。
7.进一步的，获取实际转子与虚拟转子之间的能量传递机理，具体为：设风轮机实际转速为ωr，虚拟同步轴转速为ωs，则实际轴动能er和虚拟轴动能es分别表述为：
[0008][0009]
式中：jr为实际轴惯量；js为虚拟轴惯量；稳态时er反映风轮吸收的机械能，es反映风机馈入电网的电能。
[0010]
进一步的，全功率型风机两轴的连接枢纽为电磁功率pe＝temωr＝teωs，其中tem为作用在风轮轴上的电磁转矩，te为作用在虚拟轴上的电磁转矩；风轮轴系通过平衡机械转矩tm及tem，寻找最佳转速以实现mppt；虚拟同步发电机控制又使得风力发电机的并网接口特性等效为一套同步转速为ωs、惯量为js，且满足同步电机机电方程的虚拟轴系；两轴系的机电动态方程表示为：
[0011][0012]
式中：δωs＝ωs－ωn为当前虚拟轴频率与电网频率之差；dp为虚拟阻尼系数；pm为风轮机机械功率；pmax为当前风轮转速对应的最大功率；tref为转矩参考值；根据风轮机机械特性，若风轮机转子实际转速大于最优转速时：pm＜pmax，若风轮机转子实际转速小于最优转速时：pm＞pmax，mppt最佳转速循优原理保证风机实际轴系的动态稳定，而虚拟轴的稳定机理与传统同步机的转子特性一致。
[0013]
更进一步的，在系统扰动过程，快速频率响应通过虚拟同步轴实现，其中功率的短时支撑由风轮机转子惯量提供，若电网频率跌落，则在频率支撑过程中由风轮机转子转速跌落所释放的动能即为风机向电网增发的有效电能；而在mppt稳态恢复过程中，最大风能捕获通过风轮机转子实际轴逐步实现，最终完成双轴系统的能量平衡。
[0014]
更进一步的，虚拟同步发电机电压调节远快于频率调节，系统闭环时间由频率-有功闭环时间常数τf决定，即
[0015][0016]
式中：δf为频率扰动值；δp为有功功率扰动值。
[0017]
作为更进一步的，所述全功率型风机通过一组背靠背变频器实现风电机组向电网传递能量的变换过程，其中机侧变流器(msc)的运行模式模拟同步电动机(vsm)；网侧变流器(gsc)的运行模式模拟虚拟同步发电机，其以mppt功率控制为外环，虚拟同步发电机模型为内环，实现并网接口的虚拟同步化，同时承担网侧无功qg的控制。
[0018]
作为更进一步的，双馈型风机中有功指令为风机mppt指令，反馈功率为采样并网处电压ug和电流ig后得到的总功率pg，即定子输出与gsc输出功率之和；在虚拟同步发电机模型中获得的自同步频率减去当前转子转速后作为实际rsc电压矢量的旋转频率。
[0019]
本发明采用的以上技术方案，与现有技术相比，具有的优点是：本发明将虚拟同步机本体模型及调速器、励磁控制器模型引入风机变流器内环控制中，使得风机具备内禀的
虚拟同步频率，不再依赖pll检测电网频率及其变化率，避免了系统动态过程中的频率检测失稳，以及微分算法带来的负阻尼效果，提升了控制系统的稳定性；在风电机组中应用虚拟同步发电机技术，可使其在电网扰动过程中充分利用转子储备的动能提供动态支撑功率。
附图说明
[0020]
图1为基于改进mppt的虚拟同步控制框图；
[0021]
图2为基于频率检测的虚拟同步控制框图；
[0022]
图3为直接功率解耦控制图；
[0023]
图4为内禀自同步频率控制图；
[0024]
图5为虚拟同步化的全功率型风机控制框图；
[0025]
图6为虚拟同步化的双馈型风机控制框图。
具体实施方式
[0026]
为了使本技术的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本技术进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本技术，并不用于限定本技术，即所描述的实施例仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。
[0027]
因此，以下对在附图中提供的本技术的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本技术的范围，而是仅仅表示本技术的选定实施例。基于本技术的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
[0028]
为了进一步利用风轮机转子储存的动能，通过修改mppt曲线和利用变桨调节两种方式为风机调频预留可用容量，从而为风机模拟同步机的调频、调压特性提供了控制基础。为了体现风电机组的并网等效惯量，提出了一种具备虚拟惯量的风机控制，通过检测电网频率变化，快速调节转子变流器功率，使得风机响应电网扰动并提供类似同步发电机的惯量。为了使得风机的虚拟惯量及频率支撑特性不依赖于电网频率检测甚至频率变化率，本发明介绍了虚拟同步型风机的不同控制方案，针对高风能渗透率系统的频率稳定等关键问题，阐述了mppt与频率支撑的协调解决策略，揭示了实际转子与虚拟转子的内在联系，分析了参数设计及其对系统稳定性的影响，并以全功率型风机和双馈型风机为例介绍了其控制方式。
[0029]
虚拟同步发电机思想起源于三相逆变器控制，该逆变器具备与传统同步机相似的并网接口特性，可响应系统动态变化并自主调节电压、频率。通过调速器模型生成机械功率指令，励磁器模型生成励磁电流指令，经发电机本体模型产生具备同步速的内电势矢量。虚拟同步发电机本体模型主要包括电磁模型和机电模型，通过引入虚拟电感、虚拟电阻和虚拟转速，使其输出频率可由模型参数决定，为风电机组不依赖pll进行频率支撑提供了基础。励磁系统主要为同步发电机本体提供励磁电压指令，其相关参数对电力系统的稳态、暂态分析计算具有较大影响，在实际应用中可仅用无功-电压下垂控制简化表征励磁器。调速系统主要为同步发电机本体提供机械输入功率指令，其参数不仅影响系统频率变化特性和并联机组间的有功分配，而且对电力系统动态稳定性也起到了重要作用。
[0030]
本发明通过修改mppt曲线或利用变桨调节等方法实现风机虚拟同步控制的策略。其中，在低风速区利用运行点右移的方法实现机组超速减载运行，通过超速减载运行提供
调频时所需的额外容量；通过桨距角控制，使得风机始终运行在限功率工况下，或通过改变叶尖速比和桨距角关系降低风能利用系数；将超速减载和增加桨距角控制相结合，在低风速区仅通过提升发电机的转速进行独立超速控制即可满足减载曲线要求；在中风速区需要变桨配合才能满足减载曲线；在高风速区，受到最大功率指令及转速保护指令限制，只能使用变桨调节完成减载运行，其具体控制框图如图1所示。
[0031]
为使得风机稳态时依然运行在最大功率点，该方案利用电网频率的微分作为机组附加转矩的指令，其能有效利用风轮机在最大功率输出时转子固有的旋转动能为电网提供频率支撑。本发明采用比例-微分(pd)控制实现虚拟惯量控制。其中电网频率测量值f经微分控制器与有功-频率下垂控制器作用，叠加于风机最大功率控制指令处，利用微分控制器对频率的响应模拟机组惯量，通过下垂特性模拟一次调频过程，该方法的具体控制如图2所示。图中：pmax为最大功率指令值；pd为系统一次调频时分担的有功支撑功率值；pj为附加惯量控制释放或吸收的旋转动能；虚拟惯量的大小可通过控制增益系数k的大小来实现。
[0032]
上述方案中风机的虚拟同步外特性主要通过改变功率外环指令的方式实现，而风机变流器内环控制方法依然采用直接功率解耦控制，如图3所示。而内禀频率的自同步控制方案使用虚拟同步发电机算法替代原有风机变流器的内环控制算法，其功率外环依然接收传统mppt控制指令，但该指令不再直接控制风机变流器中基于电网电压矢量定向的dq轴电流，而是将有功指令作为虚拟同步发电机模型的功率指令，通过模型中的虚拟惯量及下垂系数作用产生虚拟同步频率，再通过励磁调节器生成励磁电压幅值，最后将该频率和幅值合成作为此类虚拟同步型风机的内电势指令，其具体实现如图4所示。
[0033]
考虑到mppt控制对象是风轮机转速，而虚拟同步发电机控制目标是虚拟同步轴的相位变化，进一步探讨两者关系可以发现，其协调控制的本质是需要满足风轮机实际转子与控制模型中的虚拟转子之间的能量平衡关系。但现有的研究重点通常集中在风机虚拟同步型控制模型的构建上，忽略了风轮机本体与虚拟同步发电机模型的内在联系，所以进一步揭示实际转子与虚拟转子之间的能量传递机理也是该研究领域的关键问题。设风轮机实际转速为ωr，虚拟同步轴转速为ωs，则实际轴动能er和虚拟轴动能es可分别表述为：
[0034][0035]
式中：jr为实际轴惯量；js为虚拟轴惯量；
[0036]
稳态时er反映风轮吸收的机械能，es可反映风机馈入电网的电能。以全功率型风机为例，两轴的连接枢纽为电磁功率pe＝temωr＝teωs，其中tem为作用在风轮轴上的电磁转矩，te为作用在虚拟轴上的电磁转矩。风轮轴系通过平衡机械转矩tm及tem，寻找最佳转速以实现mppt；虚拟同步发电机控制又使得风力发电机的并网接口特性可等效为一套同步转速为ωs、惯量为js，且满足同步电机机电方程的虚拟轴系。两轴系的机电动态方程可以表示为：
[0037][0038]
式中：δωs＝ωs－ωn为当前虚拟轴频率与电网频率之差；dp为虚拟阻尼系数；pm为风轮机机械功率；pmax为当前风轮转速对应的最大功率；tref为转矩参考值；根据风轮机机械特性，若风轮机转子实际转速大于最优转速时pm＜pmax，而实际转速小于最优转速时pm＞pmax，mppt最佳转速循优原理保证风机实际轴系的动态稳定，而虚拟轴的稳定机理与传统同步机的转子特性一致。由于mppt作为虚拟同步发电机模型的外环，当虚拟同步轴系的调节时间常数小于实际异步轴系时此双轴系统可保持稳定。即使风速波动可达赫兹级，但由于风轮机转子jr的滤波效果，实际风机转速变化频率将小于风速变化率，转矩参考值tref的变化过程也较慢，从而保证所选取的虚拟同步轴的闭环时间常数可小于mppt时间常数。在系统扰动过程，快速频率响应主要通过虚拟同步轴实现，其中功率的短时支撑由风轮机转子惯量提供，若电网频率跌落，则在频率支撑过程中由风轮机转子转速跌落所释放的动能即为风机向电网增发的有效电能。而在mppt稳态恢复过程中，最大风能捕获主要通过风轮机转子实际轴逐步实现，最终完成双轴系统的能量平衡。
[0039]
对于传统虚拟同步发电机，其励磁器和调速器参数一般由所接入的电网决定，而对于风电机组，其调速器性能主要由mppt决定，励磁器性能主要取决于电机本体的电磁特性及无功调节积分系数，其中励磁器的无功指令可以选择从无功-电压下垂控制得到，也可以选择接受电网调度。而对虚拟同步型风机稳定性影响较大的因素，主要来源于虚拟转动惯量和阻尼系数的设计。通过对比传统虚拟同步发电机虚拟惯量和利用双馈型风机转子动能实现虚拟惯量对电网频率进行频率动态支撑的效果。考虑到虚拟同步发电机电压调节远快于频率调节，系统闭环时间主要由频率-有功闭环时间常数τf决定，即
[0040][0041]
式中：δf为频率扰动值；δp为有功功率扰动值。虽然当前参数优化方法众多，但通常可以依据如下顺序选取：首先下垂系数可参照电力系统标幺值选取，其次τf应在mppt闭环时间限制范围内优化选取，最后确定该风电机组所需虚拟惯量的大小。风机变流器传统控制中的电网锁相、功率解耦都削弱了其频率支撑能力，隐藏了大部分转子动能。在风电机组中应用虚拟同步发电机技术，可使其在电网扰动过程中充分利用转子储备的动能提供动态支撑功率。
[0042]
改进全功率型风机的全功率变换器控制方法，可以实现全功率型风机的虚拟同步发电机控制模式，使其并网接口特性类似一台传统同步机，其控制方法如图5所示。全功率型风机通过一组背靠背变频器实现风电机组向电网传递能量的变换过程。其中机侧变流器(msc)的运行模式模拟同步电动机(vsm)。区别于全功率型风机传统控制中利用msc实现mppt，在vsm模式下的msc主要用于直流母线电压u
dc
及机侧无功qs，以维持电机侧的单位功率因数输出。同时，网侧变流器(gsc)的运行模式模拟虚拟同步发电机，其不再以直流母线电压作为控制目标，而是以mppt功率控制为外环，虚拟同步发电机模型为内环，实现并网接
口的虚拟同步化，同时承担网侧无功qg的控制。
[0043]
与全功率型风机直接通过变频器与电网连接不同，双馈型风机与电网的功率交互回路包含两部分：一部分由电机定子与电网直接相连；另一部分由电机转子通过背靠背变频器与电网相连。由于其并网接口特性只能通过转子侧变流器(rsc)间接控制，且rsc以转差频率运行，所以传统虚拟同步发电机策略不能直接应用于双馈型风机的虚拟同步化控制中，其具体控制如图6所示。其中gsc用于控制直流母线电压及gsc的无功输出q
gs
，为了实现统一的虚拟同步发电机接口特性，可参考vsm的控制方式，较容易实现其与电网接口处的虚拟同步化控制。考虑到rsc具备转差频率运行和间接控制定子侧输出的两大特殊性，vsg控制也需相应改进。首先，其有功指令为风机mppt指令，反馈功率为采样并网处电压ug和电流ig后得到的总功率pg，即定子输出与gsc输出功率之和。其次，在虚拟同步发电机模型中计算出的自同步频率需要减去当前转子转速后再作为实际rsc电压矢量的旋转频率。综上，即可在双馈型风机的并网点处模拟出类似传统同步发电机的外特性。
[0044]
前述对本发明的具体示例性实施方案的描述是为了说明和例证的目的。这些描述并非想将本发明限定为所公开的精确形式，并且很显然，根据上述教导，可以进行很多改变和变化。对示例性实施例进行选择和描述的目的在于解释本发明的特定原理及其实际应用，从而使得本领域的技术人员能够实现并利用本发明的各种不同的示例性实施方案以及各种不同的选择和改变。本发明的范围意在由权利要求书及其等同形式所限定。

技术特征：
1.在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，包括通过修改mppt曲线或利用变桨调节方法实现风机虚拟同步控制策略；其中，在低风速区利用运行点右移的方法实现机组超速减载运行，通过超速减载运行提供调频时所需的额外容量；通过桨距角控制，使得风机始终运行在限功率工况下，或通过改变叶尖速比和桨距角关系降低风能利用系数；将超速减载和桨距角控制相结合，在低风速区仅通过提升发电机的转速进行独立超速控制以满足减载曲线要求；在中风速区通过变桨配合满足减载曲线要求；在高风速区，受到最大功率指令及转速保护指令限制，只能使用变桨调节完成减载运行。2.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，采用比例-微分控制实现虚拟惯量控制，具体为：电网频率测量值f经微分控制器与有功-频率下垂控制器作用，叠加于风机最大功率控制指令处，利用微分控制器对频率的响应模拟机组惯量，通过下垂特性模拟一次调频过程。3.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，内禀频率的自同步控制方案使用虚拟同步发电机算法替代原有风机变流器的内环控制算法，其功率外环接收传统mppt控制指令，将有功指令作为虚拟同步发电机模型的功率指令，通过模型中的虚拟惯量及下垂系数作用产生虚拟同步频率，再通过励磁调节器生成励磁电压幅值，将所述同步频率和励磁电压幅值合成作为虚拟同步型风机的内电势指令。4.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，获取实际转子与虚拟转子之间的能量传递机理，具体为：设风轮机实际转速为ωr，虚拟同步轴转速为ωs，则实际轴动能er和虚拟轴动能es分别表述为：式中：jr为实际轴惯量；js为虚拟轴惯量；稳态时er反映风轮吸收的机械能，es反映风机馈入电网的电能。5.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，全功率型风机两轴的连接枢纽为电磁功率pe＝temωr＝teωs，其中tem为作用在风轮轴上的电磁转矩，te为作用在虚拟轴上的电磁转矩；风轮轴系通过平衡机械转矩tm及tem，寻找最佳转速以实现mppt；虚拟同步发电机控制使得风力发电机的并网接口特性等效为一套同步转速为ωs、惯量为js，且满足同步电机机电方程的虚拟轴系；两轴系的机电动态方程表示为：式中：δωs＝ωs－ωn为当前虚拟轴频率与电网频率之差；dp为虚拟阻尼系数；pm为风轮机机械功率；pmax为当前风轮转速对应的最大功率；tref为转矩参考值；根据风轮机机
械特性，若风轮机转子实际转速大于最优转速时：pm＜pmax，若风轮机转子实际转速小于最优转速时：pm＞pmax，mppt最佳转速循优原理保证风机实际轴系的动态稳定。6.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，在系统扰动过程，快速频率响应通过虚拟同步轴实现，其中功率的短时支撑由风轮机转子惯量提供，若电网频率跌落，则在频率支撑过程中由风轮机转子转速跌落所释放的动能即为风机向电网增发的有效电能；而在mppt稳态恢复过程中，最大风能捕获通过风轮机转子实际轴逐步实现，最终完成双轴系统的能量平衡。7.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，虚拟同步发电机电压调节远快于频率调节，系统闭环时间由频率-有功闭环时间常数τ
f
决定，即式中：δf为频率扰动值；δp为有功功率扰动值。8.根据权利要求5所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，所述全功率型风机通过一组背靠背变频器实现风电机组向电网传递能量的变换过程，其中机侧变流器的运行模式模拟同步电动机；网侧变流器的运行模式模拟虚拟同步发电机，其以mppt功率控制为外环，虚拟同步发电机模型为内环，实现并网接口的虚拟同步化，同时承担网侧无功q
g
的控制。9.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，双馈型风机中有功指令为风机mppt指令，反馈功率为采样并网处电压ug和电流ig后得到的总功率p
g
，即定子输出与网侧变流器输出功率之和；在虚拟同步发电机模型中获得的自同步频率减去当前转子转速后作为实际转子侧变流器电压矢量的旋转频率。

技术总结
本发明公开了在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，涉及风力发电技术领域；包括通过修改MPPT曲线或利用变桨调节方法实现风机虚拟同步控制策略；在低风速区利用运行点右移的方法实现机组超速减载运行，通过超速减载运行提供调频时所需的额外容量；通过桨距角控制，使得风机始终运行在限功率工况下，或通过改变叶尖速比和桨距角关系降低风能利用系数；将超速减载和桨距角控制相结合，在低风速区仅通过提升发电机的转速进行独立超速控制以满足减载曲线要求；在中风速区通过变桨配合满足减载曲线要求；在高风速区，只能使用变桨调节完成减载运行。其使得风机的虚拟惯量及频率支撑特性不依赖于电网频率检测甚至频率变化率。频率变化率。


技术研发人员：张明亮 蒲延洲 李增坤 覃锐杰
受保护的技术使用者：大连尚佳新能源科技有限公司
技术研发日：2022.12.30
技术公布日：2023/5/14