基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制系统及方法

技术领域

本发明涉及一种分布式微网系统的虚拟惯性控制方法，尤其涉及基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制方法及系统，属于分布式发电微网技术领域。

背景技术

随着分布式电源和微网技术的快速发展，新能源发电技术不仅需要面对能源和发电自身的技术难题，更需要综合考虑源-网-荷系统整体结构以及其各方面的响应和性能。近年来，可再生能源的开发利用率持续走高，能源的间歇性、波动性、特殊性和用户负荷的多样性、动态性，以及电动汽车、变频调速等新负荷的广泛接入，使电网中传统同步发电机的装机比例逐渐降低，旋转备用容量及转动惯量相对减少，给源-网-荷系统的稳定性带来巨大挑战。

在传统风电场中，并网逆变器多采用P/Q型双环控制策略。这种算法虽然能够稳定输送最大风能追踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)算法获得的功率，但风电机组的转速和交流侧负载完全解耦，使微网系统成为一个孤立的恒功率源，将会使系统完全丧失对交流电压的互动和支撑能力。当交流负荷突变时，负荷突变产生的功率突变全部由同步发电机及电网承担，引起交流侧频率下降，威胁微网系统、同步发电机及电网的稳定性。而风机组的输出功率恒定，不会响应负荷突变，对于交流侧频率调节几乎毫无贡献。因此，如何提高风电机组对电网和负荷的互动能力，增强源-网-荷系统的稳定性，建设“电网友好型”风电场是当今新能源开发利用的重要课题。

近年来，有学者提出虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)技术。该技术充分融合电力电子技术优势和传统同步发电机运行特征，使并网逆变器的算法设计可参照同步发电机理论和以往运行经验。其自身具备惯性响应和一次调频特性，能有效提高并网接口的惯性和阻尼，减轻交流负荷突变对电网的负担。引入VSG技术至分布式电源系统，可有效解决其友好消纳的难题，并具有广阔的应用前景。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制方法及系统，借鉴VSG技术新颖成果，通过加入附加下垂特性、设计储能装置自主控制策略和功率给定模块，充分调动风机组虚拟惯性、储能装置虚拟惯性和VSG虚拟惯性，有效应对虚拟惯性算法与最大风能追踪算法耦合、与储能算法难以兼容问题。本发明可有效应对各种风速和负载突变问题，限制交流侧频率突变幅度，增强微网系统自主调节能力，有助于拓展风电场对源网荷系统稳定性和频率调节的贡献。并且，不需要提前进行超速或减载等措施，不需要加入桨距角控制，可有效提高储能装置利用率和风能利用率。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：

一方面，本发明提供了基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制系统，所述系统包括风力机、风机组、机侧逆变器、储能装置、DC/DC变换器、直流母线、网侧逆变器、变压器、交流负荷及其传感器、滤波电容、最大风能追踪模块、风机组控制模块、自主控制模块、功率给定模块、风机组虚拟惯性控制模块、虚拟同步发电机控制模块。

所述风力机与所述风机组、机侧逆变器、滤波电容、直流母线依次电连接，所述储能装置与所述DC/DC变换器、滤波电容、直流母线依次电连接，所述直流母线与所述滤波电容、网侧逆变器、变压器、交流负荷及其传感器依次电连接；

所述最大风能追踪模块与所述风机组控制模块相连，输出信号用于驱动机侧逆变器；所述自主控制模块用于驱动DC/DC变换器；所述最大风能追踪模块、自主控制模块、风机组虚拟惯性控制模块与所述功率给定模块相连，所述功率给定模块、交流负荷处传感器与所述虚拟同步发电机控制模块相连，输出信号用于驱动网侧逆变器。

另一方面，本发明提供了基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制方法，所述方法具体包括：

S1、启动风力机、风机组、风机组控制模块和机侧逆变器，完成风机组的建压过程并稳定直流母线电压；

S2、接入网侧逆变器，启动虚拟同步发电机控制模块，使网侧逆变器空载运行，调节交流侧输出电压；

S3、启动最大风能追踪模块，接入变压器、交流负荷及其传感器，此时系统给交流负荷提供能量；

S4、将储能装置和DC/DC变换器接入系统，启动自主控制模块、风机组虚拟惯性控制模块和功率给定模块，系统稳定运行；

S5、检测到交流负荷突变，风机组虚拟惯性模块自动运用风机组转子动能提供暂态虚拟惯性支撑，风机组转速进入暂态调节过程；

S6、检测到风速突变或交流侧频率突变超过设定范围，自主控制模块自动调节微网系统内部功率平衡，持续性调节交流侧频率突变幅度。

进一步的,所述S4中所述自主控制模块具体为基于buck-boost的滞环控制策略，根据交流侧频率差，自动选择buck模式或boost模式并输出相应功率，促进微网系统中功率平衡。

进一步的,所述S4中所述风机组虚拟惯性控制模块具体为在虚拟同步发电机控制模块的功率给定中加入附加下垂特性以增强虚拟同步发电机控制模块的等效下垂系数，在交流负荷突变的暂态过程中吸收或释放风机组的转子动能，以提供暂态虚拟惯性支撑。

进一步的,所述S4中所述功率给定模块用以综合风机组虚拟惯性和储能装置虚拟惯性性能，在系统暂态期间提供风机组虚拟惯性支撑，在系统稳态期间输出储能装置虚拟惯性支撑，结合最大风能追踪算法输出功率，自动生成虚拟同步发电机控制模块的功率给定。

本发明的有益效果：

1.本发明可有效抑制各种情况下风速和负载突变问题对电网的负面影响，限制交流侧频率突变幅度，增强微网系统自主调节能力。

2.本发明将风机组虚拟惯性、储能装置虚拟惯性和VSG惯性响应相互配合，减轻负荷接入和负荷突增对同步发电机及电网的影响，有助于拓展风电场对源网荷系统稳定性和频率调节的贡献。

3.本发明可有效应对虚拟惯性算法与最大风能追踪算法耦合、与储能算法难以兼容问题，使虚拟惯性控制算法相互独立并且可以相互配合，共同构成一个整体。

4.本发明可使储能装置同时具备虚拟惯性支撑能力和储能能力，在复杂运行环境中不会产生逻辑混乱，可提供储能装置利用率。

5.本发明不需要提前进行超速或减载等措施，不需要加入桨距角控制，控制结构简单可靠。

附图说明

图1为本发明的主电路结构框图；

图2为本发明的储能装置自主控制算法原理图；

图3为本发明的附加下垂特性原理图；

图4为本发明的功率给定模块框图；

图5为本发明的虚拟惯性控制策略整体框图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

实施例1、基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制系统。下面结合图1至图5对本实施例提供的系统进行详细说明。

参见图1至图5，基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制系统，其特征在于，所述系统包括风力机、风机组、机侧逆变器、储能装置、DC/DC变换器、直流母线、网侧逆变器、变压器、交流负荷及其传感器、滤波电容、最大风能追踪模块、风机组控制模块、自主控制模块、功率给定模块、风机组虚拟惯性控制模块、虚拟同步发电机控制模块。

所述风力机与所述风机组、机侧逆变器、滤波电容、直流母线依次电连接，所述储能装置与所述DC/DC变换器、滤波电容、直流母线依次电连接，所述直流母线与所述滤波电容、网侧逆变器、变压器、交流负荷及其传感器依次电连接；

所述最大风能追踪模块与所述风机组控制模块相连，输出信号用于驱动机侧逆变器；所述自主控制模块用于驱动DC/DC变换器；所述最大风能追踪模块、自主控制模块、风机组虚拟惯性控制模块与所述功率给定模块相连，所述功率给定模块、交流负荷处传感器与所述虚拟同步发电机控制模块相连，输出信号用于驱动网侧逆变器。上述最大风能追踪模块采用常规成熟的最大风能追踪算法实现，本实施例中主要是将风力机组输出功率近似控制为风速的三次方倍实现；风机组控制模块选用电压外环电流内环的双环结构，该风机及其一整套控制算法拓扑结构参见专利文献(申请号为201410643081.7)。

实施例2、基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制方法。下面结合图1至图5对本实施例提供的方法进行详细说明。

参见图1至图5，基于虚拟同步发电机技术的风电机组微网运行虚拟惯性控制方法，所述方法具体包括：

S1、启动风力机、风机组、风机组控制模块和机侧逆变器，完成风机组的建压过程并稳定直流母线电压；

具体的，风力机数学模型如下所示

其中，T_m为风力机转矩，ρ为空气密度，A为风轮扫掠面积，V_wind为风速，C_p(λ，β)为风能利用系数，λ为叶尖速比，β为桨叶节距角，ω_r为转速，R为风轮半径。

所述S1中所述风机组的建压过程具体是指，当风机组转速大于初始转速后，转速将会缓慢上升，此时风机组控制算法中直流母线电压以斜坡函数形式缓慢上升至给定值，从而完成直流母线电压的建压过程。

S2、接入网侧逆变器，启动虚拟同步发电机控制模块，使网侧逆变器空载运行，调节交流侧输出电压；

具体的，VSG控制模块的数学模型如下：

其中，P^*、Q^*为有功和无功给定，D_p、D_q为频率-有功和电压-无功下垂系数，P、Q为有功和无功反馈，J、K为有功环和无功环的惯性系数，ω^*、ω为额定电角速度和转子电角速度，V^*、V为额定电压幅值和输出电压幅值，θ为此时转子位置角。

所述S2中所述调节交流侧输出电压具体为加入预同步算法，在虚拟同步发电机控制模块中构建3个PI调节器，分别调节交流侧输出电压的幅值、频率和相位。

具体的，预同步控制方法原理如下：

如上式所示，在控制算法中加入两个积分使其分别与有功下垂系数和无功下垂系数构成两个PI调节器调节输出电压频率和角速度，加入一个PI调节器调节输出相位。

S3、启动最大风能追踪模块，接入变压器、交流负荷及其传感器，此时系统给交流负荷提供能量；

S4、将储能装置和DC/DC变换器接入系统，启动自主控制模块、风机组虚拟惯性控制模块和功率给定模块，系统稳定运行；

所述S4中所述自主控制模块具体为基于buck-boost的滞环控制策略，根据交流侧频率差，自动选择buck模式或boost模式并输出相应功率，促进微网系统中功率平衡。

如图2所示为储能装置自主控制策略原理图。

将最大风能追踪模块、储能装置与VSG联系起来，则有功环表达式可整理为

其中，P_m为风力机输出机械转矩，η_g为风机组效率，P_sc为储能装置功率。

由等式(4)所示，当风速突增交流负载不变、风速不变交流负载突降、风速突增交流负载突降、风速突增所得功率增量大于交流负荷功率增量时，Δω都是负数，都需要用储能装置存储多余能量。如图2中内环所示，当|Δω|大于buck支路给定值的绝对值时，启动buck支路，维持微网中的功率平衡。同理，当风速突降交流负载不变、风速不变交流负载突增、风速突降交流负载突增、风速突增所得功率增量小于交流负荷功率增量时，Δω都是正数。当|Δω|大于boost支路给定值的绝对值时，启动boost支路，储能装置为微网系统提供功率支撑。并且，用电角速度差将VSG下垂特性和储能装置控制算法联系起来。用储能装置抽取下垂响应产生的功率增量，限制VSG下垂特性响应幅度，将交流侧频率差突变范围限制于给定范围内，将微网系统中的不平衡功率转移至储能装置中。因此，本方案可提高储能装置利用率，使其同时具备储能作用和虚拟惯性支撑作用。

若储能装置正在存储能量时交流负荷大幅突增，使微网系统所需能量大于风速所能提供的能量，此时VSG下垂特性将使Δω跳变为正数，自主控制算法将自动切换到boost支路，储能装置开始为微网提供相应功率支撑。同理，自主控制算法也能够快速完成从boost支路到buck支路的切换。

所述S4中所述风机组虚拟惯性控制模块具体为在虚拟同步发电机控制模块的功率给定中加入附加下垂特性以增强虚拟同步发电机控制模块的等效下垂系数，在交流负荷突变的暂态过程中吸收或释放风机组的转子动能，以提供暂态虚拟惯性支撑。

如图3所示在VSG的有功给定值上加入附加下垂特性。当交流负荷突增时，交流侧频率下跌使Δω突变为正数，此时附加下垂特性将会瞬间虚拟出正的有功给定增量ΔP_g。由于图1中直流母线处储能装置不宜过度灵敏，负荷突变瞬间ΔP_g主要依靠抽取风机组功率得到。根据传统虚拟惯性基本原理，此时风机组转子将会释放动能。同理，当交流负荷突降时，附加下垂特性同样可高效运用风机组转子动能，增强暂态性能。因此该算法不需要加入额外的检测措施，不需要推导复杂的运行范围，可实时动作促进系统暂态功率平衡。

将附加下垂特性表达式代入VSG有功环表示可得

化简等式(5)可得

因此，附加下垂特性相当于增强了VSG的等效频率-有功下垂系数，而不会干扰VSG运行。当负载突变引起的功率差额一定时，等效下垂系数越大，则Δω越小，符合传统同步发电机运行经验。

所述S4中所述功率给定模块用以综合风机组虚拟惯性和储能装置虚拟惯性性能，在系统暂态期间提供风机组虚拟惯性支撑，在系统稳态期间输出储能装置虚拟惯性支撑，结合最大风能追踪算法输出功率，自动生成虚拟同步发电机控制模块的功率给定。

如图4所示，用附加下垂特性调动风机组的转子动能，配合VSG惯性响应的速动性，在暂态过程中提供虚拟惯性支撑，提高暂态性能。用自主控制算法调动储能装置的虚拟惯性，配合VSG的下垂特性，统一处理储能问题和虚拟惯性问题，在稳态过程中有效控制交流侧频率突变幅度。将最大风能追踪引入功率给定模块，配合虚拟惯性控制策略，使微网系统能够灵活应对各种风速突变和交流负荷突变情况，提升微网系统的自主调节能力，提高微网系统对源-网-荷系统稳定性的贡献。

S5、检测到交流负荷突变，风机组虚拟惯性模块自动运用风机组转子动能提供暂态虚拟惯性支撑，风机组转速进入暂态调节过程；

S6、检测到风速突变或交流侧频率突变超过设定范围，自主控制模块自动调节微网系统内部功率平衡，持续性调节交流侧频率突变幅度。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。