CN108110799A - 孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法及装置，其步骤：为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法为高压直流系统的黑启动提供起始供电；将VSG应用于DFIG风电机组的并网和正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器可柔性切换为单位功率因数控制，同时直流电源退出；采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡；整个风电场采用分批陆续启动，实现孤岛DFIG型风电场高压直流并网的虚拟同步控制。本发明能降低功率损耗和建设成本，增加稳定性，可以在新能源的高压直流并网领域中应用。
Description
技术领域
本发明涉及一种新能源的高压直流并网领域，特别是关于一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法及装置。
背景技术
近年来，海上风电场及远离主电网的大型风电场已经兴起。特别注意的是，对于这两种类型的风电场所处地理位置，尚未存在已有的交流电网用于传输其发出的电能，因此可称其为孤岛风电场。将孤岛风电场发出的电能传输至主交流电网是一项关键的技术难题。其一，基于传统矢量控制的风电机组一般可等效为电流源，需要一个外部电压源协助多台风电机组实现稳定运行。其二，双馈型风电机组(DFIG)已经成为风电场中的典型机型之一，其启动过程需要外部能量提供转子励磁。
针对上述电能传输问题，高压直流输电(HVDC)被广泛认为是一种有效且经济的解决方案，尤其对于长距离大容量风电场。就基本结构而言，目前存在两种典型的HVDC技术：基于相控换流器的传统高压直流(LCC-HVDC)与基于电压源型变流器的柔性高压直流(VSC-HVDC)。其中，LCC-HVDC相对VSC-HVDC而言具有一些明显的优势，例如相对更大的容量、更小的损耗和更低的建设成本。
然而，在传统控制策略下，孤岛DFIG型风电场不能直接并入LCC-HVDC系统。其一，LCC-HVDC的送端换流站无法为DFIG提供启动期间的转子励磁，也无法为风电场提供正常运行期间的电压参考。其二，基于传统矢量控制的风电机组也无法为LCC-HVDC的送端换流站提供换相电压。
为解决此问题，已有文献提出三种典型的解决方案。1)DFIG与LCC-HVDC的协同控制；2)额外配置STATCOM(静止同步补偿器)于高压直流送端母线；3)使用VSC-HVDC实现风电场的高压直流并网。
在第一种方案中，风电机组控制器调节DFIG的定子磁链ψs，HVDC整流器的控制器调节系统频率ωs，由系统运行稳态关系Us＝ψsωs可知系统电压和频率均可受控。然而该方案存在一些严重的不足或缺陷：1)系统的启动过程及其控制策略是系统正常运行的前提，必须给予认真研究。但在该方案中，系统的黑启动过程未被提及。2)在该方案中，DFIG的控制方法仍然基于锁相环(PLL)的矢量定向实现。特别注意的是，DFIG孤岛接入LCC-HVDC类似于接入无源负载，在无强交流电网支撑的条件下，基于PLL矢量定向控制的变流器输出与风电场公共耦合点电压存在动态耦合关系，从而极易导致频率(同步)失稳风险。3)在该方案中，DFIG的矢量控制方法使得有功和频率呈近似解耦关系，因此HVDC控制送端母线频率并不能有效控制送端有功平衡，也难以控制系统频率稳定。
在第二种方案中，大容量的STATCOM被配置在高压直流送端母线。该STATCOM可控制送端母线电压幅值和频率恒定，发挥恒定电压源作用，同时调节无功补偿。此外，STATCOM的直流电压可作为送端有功平衡的标志，由整流器控制STATCOM直流电压，可实现直流送端有功平衡。该方案的劣势也很明显：1)系统稳定运行的必要条件是STATCOM的正常运行。因此STATCOM的可靠性要求非常高。一旦STATCOM发生故障，整个系统必将面临极大的失稳、崩溃甚至停运的风险。2)为了保证系统的稳定裕度，STATCOM容量及其直流侧电容要求也非常高。3)该大容量的STATCOM一经投入，必须实时发挥调节作用，由此造成较大的功率损耗和运维成本。
在第三种方案中，为了实现系统的黑启动以及送端有功与无功的独立可控性，采用VSC-HVDC替代LCC-HVDC用于风电场的高压直流并网。然而VSC-HVDC目前仍然受限于小容量和高成本等不足之处。
近年来，虚拟同步机技术(VSG)已经兴起。由于VSG可模拟同步发电机的电网友好特性，许多优良的VSG控制算法已经被提出并且应用于示范工程中。然而，将VSG控制思想应用于孤岛DFIG型风电场的LCC-HVDC并网控制策略中目前仍然是一项空白。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提出一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法及装置，其具有较高的容量，较低的功率损耗和建设成本，并能增加系统的稳定性。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法，其特征在于包括以下步骤：1)为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法，通过网侧变流器建立机端电压，其中，所述机端电压是用于为高压直流系统的黑启动提供起始供电；2)依据建立的机端电压，将VSG应用于DFIG风电机组的并网和正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器可柔性切换为单位功率因数控制，直流电源退出；3)直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡，通过投切滤波器校正送端母线频率接近额定值；4)当配置有直流电源的风电机组启动及并网完成后，启动剩余的未配置直流电源的机组。
进一步，所述步骤2)中，单位功率因数控制过程的具体步骤为：2.1)待机端电压恒定后，闭合转子侧断路器；直流电源通过转子侧变流器为DFIG的启动提供转子励磁，基于VSG预同步控制实现DFIG机组的空载启动，使机组定子电压满足并网条件；2.2)定子电压达到并网条件后，闭合定子侧断路器，机组并网，转子侧变流器切换为VSG正常控制，有功功率逐渐上升；2.3)待机端电压趋于稳态后，直流电源应退出，网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，控制无功电流渐变为零，实现单位功率因数控制。
进一步，所述步骤2.1)中，使机组定子电压满足并网条件的方法为：在机组并网前，定子侧断路器处于断开状态，假设两电压之间存在虚拟阻抗Rv+sLv，则产生的虚拟电流iv为：
进而计算虚拟有功及无功；当虚拟功率为零时，并网条件得以满足；其中Rv表示虚拟电子，s表示拉普拉斯算子，Lv表示虚拟电感。
进一步，所述步骤2.2)中，转子侧变流器VSG正常控制的过程如下：
Pref-Ps＝Jdωvsg/dt+Dp(ωvsg-ω0)
(Kp+Ki/s)[Dq(Un-Us)-Qs]＝E
θsr＝∫(ωvsg-ωr)dt
式中，Pref表示最大功率跟踪参考值，Ps表示定子实际有功功率，J表示虚拟惯量，Dp表示虚拟阻尼系数，ωvsg表示虚拟同步转速，ω0表示额定同步转速，Kp表示无功调节器比例参数，Ki表示无功调节器积分参数，Dq表示无功电压下垂系数；Un表示定子额定电压，Us表示定子实际电压，Qs表示定子实际无功功率，E表示转子励磁电压幅值参考值，θsr表示转子励磁电压相角参考值，ωr表示转子转速，Uref表示最终所得转子励磁电压参考值，Rv1表示虚拟电阻，用于电流限制控制；Irabc表示转子电流。
进一步，所述步骤2.3)中，网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制的切换方法为：在切换前，记录最后一个控制周期结束时刻网侧变流器的无功电流值；网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，设定其无功电流指令值以记录的最后时刻电流值开始斜坡变化为零；当无功电流达到零之后，网侧变流器实现传统的单位功率因数控制。
进一步，所述步骤3)中，系统频率调节及校正控制方法为：频率调节：当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，风电场出力增大，送端有功过剩，通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制；频率校正：送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行，并采用投切滤波器的方法校正系统频率使其接近额定频率。
进一步，所述频率校正中，采用投切滤波器的方法校正系统频率，通过投切滤波器，设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，改变送端母线的滤波器的基频电容Cf的大小实现，具体为：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，则系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，则系统频率将增大。
一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制装置，其特征在于：该装置包括直流电源配置模块、系统启动及并网控制模块、系统频率调节及校正控制模块和整个风电场时序启动模块；所述直流电源配置模块为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法，通过网侧变流器建立机端电压，所述极端电压用于为高压直流系统的黑启动提供起始供电；所述系统启动及并网控制模块依据建立的机端电压，将VSG应用于DFIG风电机组的预并网和并网后正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器可柔性切换为单位功率因数控制，同时直流电源退出；所述系统频率调节及校正控制模块在直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡，通过投切滤波器校正送端母线频率接近额定值；所述整个风电场时序启动模块是当配置有直流电源的风电机组启动及并网完成后，启动剩余的未配置直流电源的机组。
进一步，所述系统频率调节及校正控制模块中包括频率调节模块和频率校正模块；所述频率调节模块是当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，风电场出力增大，送端有功过剩，通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制；所述频率校正模块是在送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行，并采用投切滤波器的方法校正系统频率使其接近额定频率。
进一步，所述频率校正模块中采用投切滤波器的方法校正系统频率，设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，改变送端母线的滤波器的基频电容Cf的大小实现，具体为：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，则系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，则系统频率将增大。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明采用LCC-HVDC实现孤岛风电场的高压直流并网，相对VSC-HVDC方案，系统具有较高的容量，较低的功率损耗和建设成本。2、本发明采用为DFIG机组直流母线配置直流电源，可为系统的启动提供必要条件，实际上目前风电场的机组一般均配置有直流电源用于桨距角动作等。3、本发明采用VSG技术使得风电机组实现无功电压下垂特性，因此各机组可并联运行。4、本发明采用VSG技术能够模拟同步机的运动方程，具备一定的惯量与阻尼特性，有利于增加系统的稳定性。5、本发明采用投切滤波器对系统频率进行校正，减小稳态期间VSG阻尼项对最大功率跟踪的影响，提高风电场的有功效益。
附图说明
图1是本发明中孤岛DFIG型风电场接入高压直流系统的拓扑示意图，RSC表示转子侧变流器，GSC表示网侧变流器，SEB表示直流送端母线；
图2是单机等效风电场接入高压直流系统的等效电路图；
图3是VSG控制下各矢量相对关系，图中RSRF表示以额定同步转速旋转的参考坐标线，SSRF表示以系统频率旋转的参考坐标系，VSRF表示以虚拟同步转速旋转的参考坐标系；
图4系统控制框图，包括DFIG机组的RSC与GSC控制、HVDC系统的整流器与逆变器控制；
图5(a)送端母线电压及DFIG机组端电压仿真结果示意图；
图5(b)第一批等值机组的端电压与定子电压仿真结果示意图；
图5(c)定子有功指令值和实际值仿真结果示意图；
图5(d)系统频率与虚拟同步频率仿真结果示意图；
图5(e)机组变流器直流母线电压指令值与实际值仿真结果示意图；
图5(f)机组网侧变流器无功电流指令值与实际值仿真结果示意图；
图5(g)第二批等值机组定子电压与机端电压仿真结果示意图；
图5(h)定子有功指令值与实际值仿真结果示意图；
图5(i)整流器触发角指令值仿真结果示意图；
图5(j)直流系统直流电流指令值与实际值仿真结果示意图；
图5(k)直流系统电压和电流仿真结果示意图；
图5(l)风电机组、直流系统的有功功率仿真结果示意图；
图5(m)风电机组、滤波器以及直流系统的无功功率仿真结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提供一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法，其包括以下步骤：
1)配置直流电源
选取满足有功功率之和能够达到高压直流系统最低功率要求的DFIG风电机组，为其背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法为高压直流系统的黑启动提供起始供电。
1.1)为DFIG风电机组的背靠背直流母线配置直流电源，该直流电源可发挥两方面的作用：其一，通过网侧变流器建立机端电压，其二，通过转子侧变流器为DFIG的启动提供转子励磁。
1.2)如图1所示，系统接收到启动指令后，闭合直流电源处的断路器，直流电源为直流母线电容充电，直至达到额定电压后，为了产生恒定的机端电压，采用定交流电压的矢量控制方法通过机组的网侧变流器产生恒定的机端电压，具体过程如下：
网侧变流器的数学模型可表示为
Cdcdudc/dt＝idc_r-(mgcdigcd+mgcqigcq) (2)
式中,mgcd、mgcq分别表示d轴、q轴电压的调制比，Lgc表示GSC侧并网电感，Rgc表示GSC侧并网电感的内阻，udc表示变流器直流母线电压，ωsys表示系统频率，igcd表示GSC侧d轴电流，igcq表示GSC侧q轴电压，usd表示d轴定子电压，usq表示q轴定子电压，如图2所示,已将abc坐标系下的各变量和参数变换至dq坐标系下。
为了实现定交流电压控制，指定参考坐标系以额定频率旋转，如附图4所示，通过控制usd和usq分别为1和0可实现交流电压幅值和频率均恒定的控制目标。
2)系统启动及并网控制
将VSG(虚拟同步机方法)应用于DFIG风电机组的预并网和并网后正常运行的控制中，以实现风电机组接入LCC-HVDC对传统同步机组接入LCC-HVDC的运行特性模拟。VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器可柔性切换为单位功率因数控制，同时直流电源应退出。
2.1)依据产生的机端电压，待机端电压恒定后，闭合转子侧断路器。直流电源通过转子侧变流器为DFIG的启动提供转子励磁，基于VSG预同步控制实现DFIG机组的空载启动，使机组定子电压满足并网条件。具体过程如下：
在机组并网前，定子侧断路器处于断开状态，为了实现定子电压us和机端电压ut同幅、同频及同相的并网条件，假设两电压之间存在虚拟阻抗Rv+sLv(Rv表示虚拟电子，s表示拉普拉斯算子，Lv表示虚拟电感)，则产生的虚拟电流iv为：
据此可计算虚拟有功及无功。显然当虚拟功率为零时，并网条件得以满足。如附图4所示，VSG预同步控制可将虚拟功率逐渐调节为零。
2.2)定子电压达到并网条件后，闭合定子侧断路器，机组并网。此时转子侧变流器切换为VSG正常控制(如图4所示)，有功功率逐渐上升。VSG控制的过程如下：
Pref-Ps＝Jdωvsg/dt+Dp(ωvsg-ω0) (4)
(Kp+Ki/s)[Dq(Un-Us)-Qs]＝E (5)
θsr＝∫(ωvsg-ωr)dt (6)
式中，Pref表示最大功率跟踪参考值，Ps表示定子实际有功功率，J表示虚拟惯量，Dp表示虚拟阻尼系数，ωvsg表示虚拟同步转速，ω0表示额定同步转速，Kp表示无功调节器比例参数，Ki表示无功调节器积分参数，Dq表示无功电压下垂系数；Un表示定子额定电压，Us表示定子实际电压，Qs表示定子实际无功功率，E表示转子励磁电压幅值参考值，θsr表示转子励磁电压相角参考值，ωr表示转子转速，Uref表示最终所得转子励磁电压参考值，Rv1表示虚拟电阻，用于电流限制控制；Irabc表示转子电流。如图3所示给出了转子侧及定子侧矢量的相对关系。
2.3)转子侧变流器控制有功上升的同时实现无功电压下垂控制，参与机端电压调节，待机端电压趋于稳态后，直流电源应退出。此后，网侧变流器不应再保持定交流电压控制，而应切换为传统的单位功率因数控制，控制无功电流渐变为零，实现单位功率因数控制。
然而，当直流电源退出时，网侧变流器的无功电流可能不为零，如果直接切换为单位功率因数控制，则存在较大的指令阶跃，可能造成较大的超调过程甚至失稳。为了实现柔性切换，采用如下切换方法：
在切换前，记录最后一个控制周期结束时刻网侧变流器的无功电流值；网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，设定其无功电流指令值以记录的最后时刻电流值开始斜坡变化为零，即控制无功电流渐变为零，而非直接阶跃为零；当无功电流达到零之后，网侧变流器实现传统的单位功率因数控制。
3)系统频率调节及校正控制
直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，因此，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器可实现系统送端母线频率稳定及有功平衡。
频率调节：当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，说明风电场出力增大，送端有功过剩，此时通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制。有功平衡控制如图4所示。值得说明的是，逆变器仍然采用传统的定电圧控制方法。
频率校正：送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行：风电场启动完毕后，由于直流送端处不存在恒定的电压源以钳制系统频率，所以系统频率可能偏离额定频率。由VSG控制可知，此时阻尼项Dp(ωvsg-ω0)对MPPT(最大功率点跟踪)控制产生较大影响。为了校正系统频率使其尽可能接近额定频率，可采用投切滤波器的方法，具体过程如下：
设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，则在额定频率旋转参考坐标系中，送端母线数学模型可表述为：
式中，uibd表示送端母线d轴电压，iwd表示风电场端口d轴电流，ircd表示整流器d轴电流，uibq表示送端母线q轴电压，iwq表示风电场端口q轴电流，ircq表示整流器q轴电流；
将式(8)变换到极坐标系中，进一步整理可得：
式(9)中，Pw＝uibdiwd+uibqiwq为风电场发出的有功，Prc＝uibdircd+uibqircq为整流器吸收的有功，Uibm表示送端母线电压幅值，φ表示送端母线电压相角。式(10)中，Qw＝-uibdiwq+uibqiwd为风电场发出的无功，Qrc＝-uibdircq+uibqircd为整流器吸收的无功。
由此可以看出，送端母线电压幅值Uibm与有功平衡强相关，而送端母线频率ωsys与无功平衡及电压幅值均相关。从而，ωsys与有功平衡及无功平衡均有关。由此可知，如图3所示，虚拟同步转速ωvsg与有功平衡及无功平衡均有关。为了校正系统频率，可通过投切滤波器，即改变Cf的大小实现。具体如下：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，由式(10)可知系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，由此系统频率将增大。
以系统频率下降为例，说明风电场有功功率的变化。当频率下降后，由VSG控制框图可知，风电机组定子有功将增大，虚拟同步频率也将随之下降。达到新的稳态后，由于阻尼项导致转子中存储的多余的动能被释放出来，风电场发出的有功功率将增大，接近MPPT运行。
4)整个风电场的启动时序
为了减小直流电源配置的成本，无需为风电场中所有机组配置直流电源。当配置有直流电源的机组启动完成后，借助其发出的电能可启动剩余机组，实现孤岛DFIG型风电场高压直流并网的虚拟同步控制。因此，整个风电场的启动采用分批陆续启动方式。
4.1)第一批启动的风电机组为配置有直流电源的机组。为了保证启动可靠性，这些机组必须同时启动，使得各机组的机端电压保持同步。
4.2)第二批机组(即剩余机组)采用陆续启动方式，机组变流器的直流电压可直接由网侧变流器吸收已经启动的机组所发出的电能而建立，即无需配置直流电源。一方面，第二批机组的启动过程中，VSG预同步控制可实现定子电压与机端电压的同步，各机组无需同时启动。另一方面，为了减轻对已经启动的机组的冲击和扰动，剩余的机组宜采用陆续启动及并网的方式。
实施例：
额定容量为1000MW的LCC-HVDC系统，参数来源于CIGRE标准模型。DFIG风电场由两台单机等值。其中一台表示第一批启动的机组，额定容量为200×1.5MVA＝300MVA，另一台表示第二批启动的机组，额定容量为433×1.5MVA＝500MVA。在此系统中对各项发明进行举例。
1)直流电源配置及机端电压生成
1.1)为DFIG风电机组的背靠背直流母线配置直流电源，如图4所示。
1.2)系统收到启动指令，闭合图4中直流母线处的断路器s4，待直流电压充电到额定值后，0.1s时GSC控制框图中开关s5、s6以及s7均掷向2处，采用定交流电压的矢量控制方法产生恒定的交流机端电压，如图5(a)所示。
2)系统启动及并网控制
2.1)待机端电压稳定后，0.2s时启动RSC预同步控制，将图4中开关s1、s2以及s3均掷向2处，直流电源通过RSC为DFIG的启动提供转子励磁，基于VSG预同步控制实现DFIG机组的空载启动，如图5(b)所示。
2.2)定子电压达到并网条件后，闭合定子侧断路器。0.7s时将图4中开关s1、s2以及s3均掷向1处，此时RSC切换为VSG正常控制，有功功率开始逐渐上升，如图5(c)-图5(d)所示。
2.3)机端电压进入趋于稳态后，直流电源退出，断开图4中断路器s4。0.8s时将GSC控制框图中开关s5、s6以及s7均掷向1处，控制无功电流渐变为零，此后采用基于PLL定向的单位功率因数的传统矢量控制，如图5(e)-图5(f)所示。
3)HVDC系统启动、系统频率调节及校正控制
3.1)DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，0.7s时将图4中开关s8切换到1处。逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡，如图5(i)-图5(k)所示。
3.2)送端母线频率趋于稳态后，3.6s左右，系统频率仍然偏离额定值，如图5(d)所示。在图5(i)-图5(j)中，触发角已经达到极限值，直流电流也不再上升。3.8s，投入200Mvar滤波器，如图5(m)所示。此后，系统频率快速下降，如图5(d)所示，风电场有功继续上升，如图5(c)、图5(h)所示，趋向MPPT指令值。
4)整个风电场的启动时序
4.1)第一批启动的风电机组如上所述。
4.2)2.0s时，第二批等值机组启动，首先通过GSC建立变流器直流电压，此后通过RSC实现预同步，如图5(g)所示。2.6s时，该机组并网，有功功率开始上升，如图5(h)、图5(l)所示。
此外，大约6s时，风速由11m/s阶跃变化为6m/s，由图5可知，直流系统能够跟踪风电场有功功率变化，系统仍然保持稳定运行，说明了整流器频率及有功平衡控制的可行性。值得注意的是，图5中风速变化后系统需要更长的时间才能收敛，空间所限，图中没有给出。
本发明还提供一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制装置，其包括直流电源配置模块、系统启动及并网控制模块、系统频率调节及校正控制模块和整个风电场时序启动模块；
直流电源配置模块为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法，通过网侧变流器建立机端电压，机端电压用于为高压直流系统的黑启动提供起始供电；
系统启动及并网控制模块依据产生的机端电压，将VSG应用于DFIG风电机组的预并网和并网后正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器可柔性切换为单位功率因数控制，同时直流电源退出；
系统频率调节及校正控制模块在直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡，通过投切滤波器校正送端母线频率接近额定值；
整个风电场时序启动模块是当配置有直流电源的风电机组启动及并网完成后，启动剩余的未配置直流电源的机组。
上述实施例中，系统启动及并网控制模块中还包括机组定子电压并网模块、转子侧变流器VSG正常控制模块和单位功率因数控制切换模块。
机组定子电压并网模块是在待机端电压恒定后，闭合转子侧断路器；直流电源通过转子侧变流器为DFIG的启动提供转子励磁，基于VSG预同步控制实现DFIG机组的空载启动，使机组定子电压满足并网条件；
转子侧变流器VSG正常控制模块是在定子电压达到并网条件后，闭合定子侧断路器，机组并网，转子侧变流器切换为VSG正常控制，有功功率逐渐上升；
单位功率因数控制切换模块在待机端电压趋于稳态后，直流电源应退出，网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，控制无功电流渐变为零，实现单位功率因数控制。
上述实施例中，机组定子电压并网模块在机组并网前，定子侧断路器处于断开状态，假设两电压之间存在虚拟阻抗Rv+sLv，则产生的虚拟电流iv为：
进而计算虚拟有功及无功；当虚拟功率为零时，并网条件得以满足；其中Rv表示虚拟电子，s表示拉普拉斯算子，Lv表示虚拟电感。
上述实施例中，转子侧变流器VSG正常控制模块的控制过程如下：
Pref-Ps＝Jdωvsg/dt+Dp(ωvsg-ω0)
(Kp+Ki/s)[Dq(Un-Us)-Qs]＝E
θsr＝∫(ωvsg-ωr)dt
上述实施例中，单位功率因数控制切换模块的切换方法为：在切换前，记录最后一个控制周期结束时刻网侧变流器的无功电流值；网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，设定其无功电流指令值以记录的最后时刻电流值开始斜坡变化为零；当无功电流达到零之后，网侧变流器实现传统的单位功率因数控制。
上述各实施例中，系统频率调节及校正控制模块中包括频率调节模块和频率校正模块。频率调节模块是当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，风电场出力增大，送端有功过剩，通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制。频率校正模块是在送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行，并采用投切滤波器的方法校正系统频率使其接近额定频率。
上述各实施例中，频率校正模块中采用投切滤波器的方法校正系统频率，设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，改变送端母线的滤波器的基频电容Cf的大小实现，具体为：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，则系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，则系统频率将增大。
上述实施例仅用于说明本发明，其中系统容量、启动时间等都是根据直流工程具体参数而会有所变化，本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
Claims (10)
1.一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法，其特征在于包括以下步骤：
1)为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法，通过网侧变流器建立机端电压，其中，所述机端电压是用于为高压直流系统的黑启动提供起始供电；
2)依据建立的机端电压，将VSG应用于DFIG风电机组的预并网和并网后正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器柔性切换为单位功率因数控制，直流电源退出；
3)直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡，通过投切滤波器校正送端母线频率接近额定值；
4)当配置有直流电源的风电机组启动及并网完成后，启动剩余的未配置直流电源的机组。
2.如权利要求1所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述步骤2)中，单位功率因数控制过程的具体步骤为：
2.1)待机端电压恒定后，闭合转子侧断路器；直流电源通过转子侧变流器为DFIG的启动提供转子励磁，基于VSG预同步控制实现DFIG机组的空载启动，使机组定子电压满足并网条件；
2.2)定子电压达到并网条件后，闭合定子侧断路器，机组并网，转子侧变流器切换为VSG正常控制，有功功率逐渐上升；
2.3)待机端电压趋于稳态后，直流电源应退出，网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，控制无功电流渐变为零，实现单位功率因数控制。
3.如权利要求2所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述步骤2.1)中，使机组定子电压满足并网条件的方法为：在机组并网前，定子侧断路器处于断开状态，假设两电压之间存在虚拟阻抗Rv+sLv，则产生的虚拟电流iv为：
<mrow>
<msub>
<mi>i</mi>
<mi>v</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>u</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>u</mi>
<mi>t</mi>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>R</mi>
<mi>v</mi>
</msub>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>sL</mi>
<mi>v</mi>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
进而计算虚拟有功及无功；当虚拟功率为零时，并网条件得以满足；其中Rv表示虚拟电子，s表示拉普拉斯算子，Lv表示虚拟电感。
4.如权利要求2所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述步骤2.2)中，转子侧变流器VSG正常控制的过程如下：
Pref-Ps＝Jdωvsg/dt+Dp(ωvsg-ω0)
(Kp+Ki/s)[Dq(Un-Us)-Qs]＝E
θsr＝∫(ωvsg-ωr)dt
<mrow>
<msub>
<mi>U</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
<mi>E</mi>
<mi> </mi>
<mover>
<mi>sin</mi>
<mo>~</mo>
</mover>
<msub>
<mi>&theta;</mi>
<mrow>
<mi>s</mi>
<mi>r</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>R</mi>
<mrow>
<mi>v</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<msub>
<mi>I</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>a</mi>
<mi>b</mi>
<mi>c</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
式中，Pref表示最大功率跟踪参考值，Ps表示定子实际有功功率，J表示虚拟惯量，Dp表示虚拟阻尼系数，ωvsg表示虚拟同步转速，ω0表示额定同步转速，Kp表示无功调节器比例参数，Ki表示无功调节器积分参数，Dq表示无功电压下垂系数；Un表示定子额定电压，Us表示定子实际电压，Qs表示定子实际无功功率，E表示转子励磁电压幅值参考值，θsr表示转子励磁电压相角参考值，ωr表示转子转速，Uref表示最终所得转子励磁电压参考值，Rv1表示虚拟电阻，用于电流限制控制；Irabc表示转子电流。
5.如权利要求2所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述步骤2.3)中，网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制的切换方法为：在切换前，记录最后一个控制周期结束时刻网侧变流器的无功电流值；网侧变流器切换为传统的单位功率因数控制，设定其无功电流指令值以记录的最后时刻电流值开始斜坡变化为零；当无功电流达到零之后，网侧变流器实现传统的单位功率因数控制。
6.如权利要求1所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述步骤3)中，系统频率调节及校正控制方法分别为：
频率调节：当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，风电场出力增大，送端有功过剩，通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制；
频率校正：送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行，并采用投切滤波器的方法校正系统频率使其接近额定频率。
7.如权利要求6所述虚拟同步控制方法，其特征在于：所述频率校正中，采用投切滤波器的方法校正系统频率，设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，改变送端母线的滤波器的基频电容Cf的大小实现，具体为：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，则系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，则系统频率将增大。
8.一种孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制装置，其特征在于：该装置包括直流电源配置模块、系统启动及并网控制模块、系统频率调节及校正控制模块和整个风电场时序启动模块；
所述直流电源配置模块为DFIG风电机组背靠背变流器的直流母线配置直流电源，采用定交流电压的矢量控制方法，通过网侧变流器建立机端电压，所述极端电压用于为高压直流系统的黑启动提供起始供电；
所述系统启动及并网控制模块依据建立的机端电压，将VSG应用于DFIG风电机组的预并网和并网后正常运行的控制中，VSG通过转子侧变流器实现无功电压下垂控制后，网侧变流器柔性切换为单位功率因数控制，直流电源退出；
所述系统频率调节及校正控制模块在直流电源退出后，在风电机组正常并网运行期间，VSG实现无功电压下垂控制时，模拟同步机转子运动方程，其中惯量特性使得风电场有功功率和系统送端母线频率之间存在耦合关系，阻尼特性使得稳态频率偏差对风电场输出有功功率产生影响，采用频率调节及校正控制方法，通过整流器实现系统送端母线频率稳定及有功平衡，通过投切滤波器校正送端母线频率接近额定值；
所述整个风电场时序启动模块是当配置有直流电源的风电机组启动及并网完成后，启动剩余的未配置直流电源的机组。
9.如权利要求8所述的虚拟同步控制装置，其特征在于：所述系统频率调节及校正控制模块中包括频率调节模块和频率校正模块；
所述频率调节模块是当DFIG机组有功开始上升时，HVDC系统解锁，逆变器采用定直流电压控制建立直流电压，整流器采用频率控制调节直流送端有功平衡：当系统频率升高时，风电场出力增大，送端有功过剩，通过调节触发角使直流电流增大，实现送端母线有功平衡控制；
所述频率校正模块是在送端母线频率趋于稳态后，通过投切滤波器的方法校正系统频率使其更为接近额定频率，使得DFIG更接近最大功率点跟踪运行，并采用投切滤波器的方法校正系统频率使其接近额定频率。
10.如权利要求9所述的虚拟同步控制装置，其特征在于：所述频率校正模块中采用投切滤波器的方法校正系统频率，设送端母线的滤波器的基频电容为Cf，改变送端母线的滤波器的基频电容Cf的大小实现，具体为：当稳态时系统频率高于额定频率时，投入多个滤波器增大Cf值，则系统频率减小；当稳态时系统频率低于额定频率时，切除多个滤波器减小Cf值，则系统频率将增大。
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