CN108365633A - 一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于风力发电技术领域，公开了一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法采用超速减载控制保留有功备用，风机转速大于采用最大功率跟踪控制时的转速；在系统频率降低时，虚拟惯量控制使风机转子速度降低释放出储存的旋转动能；同时，风电机组转速也随之下降，运行点趋近于最大功率跟踪点。本发明采用虚拟惯量控制能够快速响应电力系统频率的变化，在同步机调速器动作之前快速改变功率输出；采用本发明综合控制方法的双馈风电机组能更加有效地减少频率的波动幅值，采用普通惯量控制的双馈风电机组无法快速释放或减少大量的有功功率。

Description

一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法。

背景技术

电力系统的惯量反映了系统阻止频率突变的能力，从而使发电机有足够的时间调节发电功率重建功率平衡。变速风电机组(包括双馈异步风电机和永磁直驱风电机)由于其变流器的存在，使得风机转子与电网频率是解耦的，不能像同步发电机一样对电网频率的变化做出响应。因下降控制与最大功率跟踪之间存在矛盾，若下降环节控制系数取得过大，将在参与系统一次频率调节的过程中过度输出有功功率，造成风机转速降低甚至超出允许运行范围，引起风电机组退出运行，进而引起系统频率的二次下跌。微分环节控制系数值取得过大，高频振荡将会变的越来越明显，这样容易对风电机组的机械部件产生冲击，造成损耗。当风电机组处于最大功率跟踪状态时，风电机组电磁功率的改变会打破原有电磁功率与机械功率之间的平衡，必然会引起转速的改变。因此当系统频率下降时，风电机组在虚拟惯量控制模块的作用下，转速降低，释放储存在转子中的旋转动能以提供有功支持，但是会引起功率跟踪点左移，实际上又减少了后续的有功输出，这与最大功率跟踪控制之间存在矛盾，削弱了控制效果，同时容易引起风电机组运行的不稳定。如果没有转速恢复环节，这种状态会持续更长的时间，这对于风电机组的正常运行来说不利的。

综上所述，现有技术存在的问题是：传统虚拟惯量控制由于控制参数的固定、与最大功率跟踪控制相矛盾，一次频率调节能力比较弱。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法。

本发明是这样实现的，一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法采用超速减载达到控制有功备用量的目的，超速减载是通过转移风机的运行点来实现DFIG的减载运行。在风速低于额定风速时，通过将风机的MPPT运行点右移来获得减载运行跟踪曲线。当风机转速大于采用MPPT控制的转速时，DFIG能够表现出类似于同步机的等效惯量，且在较为稳定的风速下可以方便地计算出DFIG的等效惯量，避免了高阶非线性微分方程的求解，使DFIG具有功率—频率响应特性，从而能够与电网中的同步发电机组协调运行，共同参与电力系统频率的一次调节。在系统频率降低时，虚拟惯量控制使风机转子速度降低释放出储存的旋转动能，转速也随之下降，运行点趋近于最大功率跟踪点。

进一步，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法某段时间内电力系统等效惯量的表达式：

式中，H_si为第i个同步发电机的惯量时间常数；H_{w_eqj}为第j个双馈风力发电机的等效惯量时间常数；S_Ni为第i个同步发电机额定容量；S_Nwj为第j个双馈风力发电机的额定容量。

进一步，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法具体包括：

风电机组的减载系数为一个不大于1的正值K_res，风力发电机以±ΔP_k偏离最大功率P_opt变化：

在某一确定的风速v下，相应的减载功率P_res为：

则减载功率系数：

C_{p_res}＝C_{p_max}K_res；

采取超速减载控制，选择其中较大的那一个；发电机的参考功率的计算方式为：

式中，k_r＝0.5ρS_W(R_w/λ_res)³C_{p_res}；K为稳态减载系数，对应稳态条件下风机的输出功率为P_K；K_df和K_pf分别为微分环节和下降环节的控制参数，为负值；设定调频过程中由虚拟惯量微分环节作用输出的功率信号为ΔP₁，由于下降环节作用而改变的有功功率信号为ΔP₂，则有：

P_ref＝P_ref__res-ΔP₁＝P_K-ΔP₁-ΔP₂；

由于下降环节的作用改变的输出功率大小为：

ΔP₂＝P_optK_pfΔf；

因此，写成：

能量大小为：

采用超速减载控制的风电机组在调频过程中的平均广义惯量时间常数为：

求得某一小段时间内电力系统的等效惯量时间常数。

进一步，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法进风电机组惯量控制环节的微分环节控制系数K_df取和同步机惯量时间常数类似的数值，取K_df＝7。

本发明的另一目的在于提供一种利用所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法的双馈风力发电机。

本发明改进了含风电的电力系统等效惯量的计算方法，提出了一种基于DFIG超速减载控制的变参数虚拟惯量控制方法，使DFIG和电网中的同步发电机组能够协调运行共同参与电力系统频率的一次调节；通过分析可以得出：采用虚拟惯量控制能够快速响应电力系统频率的变化，当系统频率发生改变时，虚拟惯量控制模块可以根据频率变化的速度和大小来改变其功率输出的参考值，进而改变电磁功率，以达到对系统频率变化的响应，在同步机调速器动作之前快速改变功率输出；采用综合惯量控制时，变速风电机组在向系统提供其虚拟惯量的同时，还可以通过改变微分环节控制系数的值来改变系统的等效惯量，通过改变下降环节控制系数的值来改变系统的等效阻尼。惯量的增加，可以使电力系统在负荷波动引起频率变化时，频率的变化速度变慢；阻尼的增加，可以使电力系统在负荷波动引起频率变化时频率偏差值减少。

从图9和图10的仿真结果分析可知，当频率突降时，采用普通惯量控制方法时，风机转速由0.757pu下降至0.729pu；在系统频率跌至此情况下最低点时，风电场的功率输出从127.6MW上升至 149.3MW，频率变化曲线的谷值为49.826Hz；当采用本发明提出的综合控制策略时，在系统频率跌至此情况下最低点时，风电场的功率输出从121.3MW上升至161.2MW，DFIG转速迅速由0.9225pu降低至0.749pu，频率变化曲线的谷值为49.862Hz，控制效果相对最好，且频率再次达到的稳态值比前普通控制提高了0.016Hz。

当频率突增时，从系统稳态到频率上升至最高值，采用普通惯量控制方法的风电场输出功率由127.8MW下降到了109.8MW，降低的有功差值为18MW；而采用综合控制方法的风电场输出功率由 121.5MW下降到了80.3MW，降低的有功差值为41.2MW。采用综合控制方法系统频率变化曲线的峰值为50.134Hz，比DFIG不参与电力系统频率一次调节时的频率偏差降低了0.111Hz，相对调频效果最优。

通过对比分析可知，采用本发明综合控制方法的双馈风电机组能更加有效地减少频率的波动幅值；采用普通惯量控制的双馈风电机组无法快速释放或减少大量的有功功率。

附图说明

图1是本发明实施例提供的双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法流程图。

图2是本发明实施例提供的风电装机容量比对系统频率的影响示意图。

图3是本发明实施例提供的基于超速减载控制的虚拟惯量控制方法示意图。

图4是本发明实施例提供的C_p与λ之间的关系曲线示意图。

图5是本发明实施例提供的双馈风电机组稳态功率—频率响应曲线示意图。

图6是本发明实施例提供的同步机组及风电机组的单位调节功率示意图。

图7是本发明实施例提供的风电并网系统的调频简化模型示意图。

图8是本发明实施例提供的含大规模风电场的仿真系统示意图。

图9是本发明实施例提供的系统频率突降情况的仿真结果示意图，图中：(a)系统频率的变化；(b)风电场输出功率的变化；(c) 双馈风力发电机转速的变化；(d)同步机输出功率的变化；原始无控制；普通虚拟惯量控制；_____本发明综合控制方法。

图10是本发明实施例提供的系统频率突增情况的仿真结果示意图，图中：(a)系统频率的变化；(b)风电场输出功率的变化；(c) 双馈风力发电机转速的变化；(d)同步机输出功率的变化；原始无控制；普通虚拟惯量控制；______本发明综合控制方法。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明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仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明使DFIG具有功率—频率响应特性，能和电网中的同步发电机组能够协调运行，共同参与电力系统频率的一次调节；基于 IEEE15母线系统在DIgSILENT/PowerFactory仿真平台上搭建了含大规模风电场的系统模型进行仿真，对风电场参与一次调频的控制方法进行了对比分析。

下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。

如图1所示，本发明实施例提供的双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法包括以下步骤：

S101：采用超速减载控制保留一定的有功备用，此风机转速大于采用最大功率跟踪控制时的转速；

S102：在系统频率降低时，虚拟惯量控制使风机转子速度降低释放出储存的旋转动能；同时，风电机组转速也随之下降，其运行点更加趋近于最大功率跟踪点。

下面结合附图对本发明的应用原理作进一步的描述。

1、大规模风电接入后对电网惯量时间常数的影响

对于常规同步发电机组，忽略阻尼，转子机械部分储存的旋转动能E_ks为：

式中，ω_m、ω_e分别为发电机的机械角速度和同步电角速度；J_s、 p_s分别为发电机的转动惯量和极对数；P_Gm、P_G分别为发电机的机械功率和电磁功率。

当电力系统发生负荷事件引起频率变化时，由于同步发电机转子转速与系统频率之间有着强耦合关系，同步发电机转子自动释放其本身的旋转动能以跟踪系统频率的变化，即“惯量响应”。设系统频率从f₀变化到f₁，转子转速从ω₀变化到ω₁，假设极对数为1发电机释放的动能为：

若稳态时同步机运行于同步转速，则：

从式(3)可以看出同步机发电机释放的动能和系统频率的变化量成正比。

若参考发电机惯量时间常数的概念，可以得到电力系统等效惯量时间常数：

式中，n、m分别为系统中同步发电机和双馈风力发电机的台数； J_s,i分别为系统中同步发电机组i的转动惯量；S_{N_sys}为系统总的额定容量；E_kw,j为系统中双馈风力发电机j的旋转动能。

由于双馈风力发电机的旋转动能无法在电网频率变化的时候做出响应，因此因此当大规模风电并入电网时，式(4) 中分母系统总的额定容量变大，而分子几乎没有变化，则电力系统等效惯量时间常数H_sys变小，当风电并入容量越大H_sys减小约明显。

观察风电装机容量比对系统频率稳定性的影响，结果如图2所示。

由图2可以看出，随着风电装机容量比的逐渐增大，在系统发生相同负荷事件时，频率下降的幅度变大，整个频率变化过程波动也越来越明显。在系统发生负荷事件时系统频率偏差与风电装机容量比的大小成正比关系，风电装机容量比越大，系统频率偏移量越多。当风电装机容量比大于15％时，系统频率偏移量大于0.5Hz，这已经超出了国家规定的频率安全范围，说明风电场接入电网降低了系统的等效惯量，导致系统频率稳定性降低。

以风电为代表的新能源在电网中所占的比例越来越大，而采用虚拟惯量控制后这些电源又能表现出一定的惯量响应，但这些响应都是瞬时的，因为微分控制DFIG功率支持量会随着频率变化曲线的斜率绝对值的降低而迅速衰减，定义系统在某一小段时间Δt内(系统频率变化率未改变符号)的等效平均广义惯量常数：

式中，f^*(t)为系统t时刻的频率标幺值；ΔP^*为电力元件额外增发功率；ΔE^*为电力元件在Δt时间内额外释放的能量标幺值。为书写方便，以下符号均为标幺值，省去变量的标幺值标记符。

得到某段时间内电力系统等效惯量的表达式：

式中，H_si为第i个同步发电机的惯量时间常数；H_{w_eqj}为第j个双馈风力发电机的等效惯量时间常数；S_Ni为第i个同步发电机额定容量；S_Nwj为第j个双馈风力发电机的额定容量。

2、基于超速减载的虚拟惯量控制策略

为了解决虚拟惯量控制与最大功率跟踪控制之间的矛盾，在风电机组运行于中高风速(大于8m/s)的情况下，采用超速减载控制保留一定的有功备用，此时风机转速大于采用最大功率跟踪控制时的转速。在系统频率降低时，虚拟惯量控制使风机转子速度降低释放出储存的旋转动能。同时，风电机组转速也随之下降，其运行点更加趋近于最大功率跟踪点，因此风电机组能释放出更多的有功功率，虚拟惯量控制与功率跟踪控制不再矛盾。

双馈风电机在转子中储存的旋转动能为：

设稳态运行情况下风电机组的转速为ω_r0，风电机组参与调频后转速为ω_r1，则在调频过程中风电机组释放的旋转动能为：

合理的利用该部分动能可以使双馈风电机组具有类似于同步电机的惯量响应特性。若双馈风力发电机的转速运行范围为0.8～1.2p.u，在不超出转速限制范围的情况下通过转速的改变最多可以提供56％的转子动能。

为了使风电机组能够在能够更加稳定的运行并且虚拟出更大的惯量，本发明对传统的超速减载控制加以改进，提出一种基于下降控制的减载控制方法。根据实际控制中最大功率跟踪曲线的整定，将减载控制的以功率跟踪曲线的形式体现，并对系统频率的偏移量响应，调整功率跟踪曲线的相关参数，达到改变输出功率的目的。

假设风电机组的减载系数为一个不大于1的正值K_res，风力发电机能够以±ΔP_k偏离最大功率P_opt变化，即：

在某一确定的风速v下，相应的减载功率P_res为：

则减载功率系数：

C_{p_res}＝C_{p_max}K_res (11)

式(11)与风速无关，当按照系统要求确定减载系数K_res时，减载功率系数C_{p_res}也可以确定，对应的减载叶尖速比λ_res也可以由厂商提供的C_p(β,λ)表查出，λ_res会有两个值，因为本发明采取超速减载控制，所以选择其中较大的那一个。发电机的参考功率的计算方式为：

式中，k_r＝0.5ρS_W(R_w/λ_res)³C_{p_res}。改进的综合虚拟惯量控制结构如图3所示。

图3中，K为稳态减载系数，是一个可以人工调节的值，其对应稳态条件下风机的输出功率为P_K；K_df和K_pf分别为微分环节和下降环节的控制参数，都为负值。设定调频过程中由虚拟惯量微分环节作用输出的功率信号为ΔP₁，由于下降环节作用而改变的有功功率信号为ΔP₂(图3中未标出)，则有如下关系：

P_ref＝P_{ref_res}-ΔP₁＝P_K-ΔP₁-ΔP₂ (13)

式中，由于下降环节的加入，使风电机组的减载系数增加了K_pfΔf，因而由于下降环节的作用改变的输出功率大小为：

ΔP₂＝P_optK_pfΔf (14)

因此，式(13)可以写成：

在风电机组参与调频的某一小段时间Δt内，由于风电机组转子动能改变引起转速的变化，功率跟踪点也相应发生改变，额外的风能捕获增量也注入系统，能量大小为：

由于λ是关于ω_r的函数，因此在双馈风力发电机转速发生变化的时候，由于C_p(λ,β)是个关于ω_r高阶非线性方程，它与时间t之间关系难以确定。在风电机组实际参与一次调频的过程中，若风电机组处于功率跟踪状态且风速较为稳定，桨距角β一般为0，因此根据本发明采用风电机模型的相关参数，将C_p(λ,β)改写成C_p(λ)，并在Origin软件中将数据进行二项式拟合，得到C_p与λ的关系曲线如图4所示。

假设双馈风力发电机在参与系统调频的过程中风速不发生改变，得到在稳定风速情况下C_p与λ的关系近似为：

式中，v为风速，取当前稳定风速；R_w为风轮半径，取50。

式(17)也得到了C_p与ω_r之间的关系C_p(ω_r)，做部分线性化，由于功率跟踪点变化风电机组额外发出的能量ΔE_t可近似等效为：

在调频过程中双馈风力发电机额外注入系统的总能量为：

ΔE_p＝ΔE_k+ΔE_t (19)

因此，由式(5)采用超速减载控制的风电机组在调频过程中的平均广义惯量时间常数为：

由式(20)可以看出，采用基于超速减载控制的虚拟惯量控制方法，能够使双馈风力发电机表现出类似于同步机的等效惯量，且在较为稳定的风速下利用上式可以方便的计算双馈风力发电机等效惯量，避免了高阶非线性方程的计算。

将式(20)带入式(6)即可求得某一小段时间内电力系统的等效惯量时间常数。

3、基于功率—频率响应的综合虚拟惯量控制

传统的虚拟惯量控制方法在系统发生小负荷扰动时，风电机组可以迅速响应系统频率变化，这对于系统中同步发电机的缓慢的一次频率响应是一个很好的配合和补充。但是风电机组的频率调节能力受系统频率波动影响较大，单一的虚拟惯量控制策略不能满足多种系统工况下的调频要求。

我国明确规定了供电频率的允许偏差：电网装机容量3MW及以上时，频率的允许偏差为±0.2Hz；电网装机容量在3MW以下的，频率的允许偏差为±0.5Hz；电力系统处于非正常运行状况时，供电频率允许偏差应小于±1.0Hz。

大型电厂同步发电机组的惯量时间常数通常在2～9s的范围之内，本发明模型所采用的同步机模型惯量时间常数为6.94s，为了使风电场并入电网后系统的等效惯量时间常数不降低甚至优于原有水平，风电机组惯量控制环节的微分环节控制系数K_df应当取和同步机惯量时间常数类似的数值，经试验本发明取K_df＝7。下面讨论K_pf值的选取。

在电力系统一次调频过程中，电力系统中所有的发电机组的调速器能够响应发电机转速(即系统频率)的变化，自动调节进气阀门(或导水叶)的开度，改变发电机组的有功功率使系统频率达到稳定。发电机的调差系数体现了发电机组调频能力的大小，调差系数定义为：

式中：Δf为频率的偏差量；ΔP_g为发电机组出力的变化量。

频率的一次调整是有差调节，系统频率并不能恢复到负荷改变之前的水平，频率新的稳定值和初始稳定值存在偏差Δf≠0，则系统中各发电机组总有功出力增量ΔP_G等于综合负荷有功增量为ΔP_Σ。则各发电机组有功出力的增量分别为：

式中：ΔP_i为第i台发电机组的有功增量；P_Ni为第i台发电机组的额定功率；δ_i*为第i台发电机组的调差系数(标幺值)；Δf_*为频率偏差量的标幺值。因此有：

可得系统频率变化为：

因为频率一次调节的控制目标是使系统频率波动尽可能的小，且一次调频稳定时的频率偏差小于0.2Hz。根据风电场稳态频率响应的概念，本发明提出了一种基于改进稳态功率—频率响应的综合惯量控制，来实现风电机组与同步机协调控制。

图5给出DFIG稳态频率响应示意图，图中横坐标为频率，额定频率f_N＝50Hz，纵坐标为实际有功与可发有功的比值。f_min和f_max分别为风电组允许运行的最小频率和最大频率，f_B和f_C分别为控制方式变化的分界点，即根据不同的频率情况，使双馈风力发电机有不同的功率支持能力。

现定义风力发电机的单位调节功率K_w，由式(15)，若忽略动态过程则可以表示为：

则风电机组的调差系数σ_w＝1/K_w＝1/P_optK_pf，由式(24)可知，在一次调频过程中，系统频率的变化为：

式中，P_Ni为第i台同步发电机组的额定功率；P_NWi为第i台双馈风力发电机的额定功率；δ_i*为第i台同步发电机组的调差系数(标幺值)；σ_wj*为第j台双馈风力发电机的调差系数(标幺值)。

电力系统中微小的频率波动可以由同步机的转动惯量和风电场虚拟惯量控制中的微分环节快速平抑，此时风电机组的下降控制力度应降低以保留足够的有功备用；当系统发生较大的系统的波动时，为了保证频率稳定时的频率偏差应小于0.2Hz，且频率最大偏移量也尽量小，此时应当使下降控制力度应降低适当增加，同时增加同步机组的单位调节功率。

本发明采用更为严格的标准，以0.1Hz为门槛值，当系统频率偏差值绝对值大于0.1Hz时释放尽可能多的有功备用。因此，同步机组和双馈风力发电机的单位调节功率采用如图6所示的变参数控制方法，图中K为稳态减载控制系数。

当系统频率波动小于0.1Hz时，同步机单位调节功率K_G不变，双馈风力发电机的单位调节功率K_w则随频率偏差量的增大而增大；当系统频率波动大于0.1Hz时，K_G增大以阻止频率继续偏离标准值， K_w则达到最大。同步机组与风电机组相互作用，共同完成频率的一次调节。

若忽略互联系统传输功率和二次频率调节，且将电网等值为一台的同步发电机，风电并网系统的调频模型可以简化为如图7所示。

图7中，k₁、k₂分别为PI控制器的比例和积分系数；T_G与T_CH为惯性环节系数；P_Te为双馈风力发电机输出的有功功率，若将风电机组和变流器等效为一个惯性环节，则有：

式中，T_A为惯性环节系数。

因此，电力系统频率偏差可以写成：

下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的描述。

1、仿真分析

1.1基于DIgSILENT/PowerFactory的仿真模型建立

为验证本发明提出的双馈风力发电机参与系统一次频率调节控制方法的有效性，在DIgSILENT/PowerFactory仿真平台上基于IEEE15 母线系统改造搭建了一个含大规模风电并网的算例系统，如图8所示。

仿真系统被划分成两个区域，其中区域1有一个发电厂，总装机容量为353MW；区域2有三个发电厂，包括两个传统同步机发电厂和一个风电场，其中有4台同步发电机总装机容量为1412MW，风电场则由100台2MW的双馈风力发电机并联组成，总容量为200MW，并假设在同样工况下运行。系统含有两个容量为25MW的同步调相器，系统总有功负荷为762.89MW，总无功负荷为373.44MW。该系统中每台同步发电机均装备了自动电压调节器(AVR)和调速器(GOV)，其中自动电压调节器型号均为avr_SEXS；G1调速器调速器模型为 IEEEG1，其余同步机调速器型号为IEESGO。等值的双馈风力发电机则选取了DIgSILENT库中DFIG_WTG_2.0MW模型。在频率一次调节控制仿真实验中，模型相关参数的设定如表1所示。

表1风电场参与系统一次调频仿真相关参数

1.2仿真实验结果分析比较

为验证本发明提出控制方法的正确性和有效性，在系统发生频率突增和突降两种故障下，对以下3种情况下的一次频率调节效果进行分析比较：

(1)双馈风电机组不参与一次调频；

(2)双馈风电机组采用普通惯量控制方法参与一次调频；

(3)双馈风电机组采用本发明提出的控制方法参与一次调频。

为了使仿真效果更加明显，本发明所有仿真均在低于额定风速的恒定风速下进行，取风速为10m/s。此外，由于同步发电机组工况较为接近，在参与一次调频过程中输出功率变化趋势较为相似，因此只选取作为系统SL节点的同步发电机组G₁为代表。

1)系统频率突降情况

使母线5在5s时突然增加100MW有功恒定负荷，由于系统出现了有功功率的不平衡，系统频率将会下跌。40s内系统频率、双馈风力发电机的有功输出和转速及同步机输出功率在上文所述的3种情况下的变化如图9(a)、图9(b)、图9(c)、图9(d)所示。

通过图9(b)、图9(c)的仿真结果可以看出，当双馈风电机组不参与电力系统频率的一次调节时，其对系统频率的变化几乎没有响应，其输出功率与转速变化曲线近似一条直线，风电场对电力系统整体惯量没有贡献。当采用普通惯量控制方法时，双馈风电机组对系统频率的变化有了一定的响应，在频率发生下跌时，风机转速由0.757pu 下降至0.729pu；在系统频率跌至此情况下最低点时，风电场的功率输出从127.6MW上升至149.3MW，风电场输出功率快速增发了 21.7MW，但是由于有功储备的限制，其对系统的有功支持不能继续增大，且由于虚拟惯量控制与最大功率跟踪控制的矛盾，转速偏离最优转速过多，风电机输出功率反而较稳态时候有所下降。由图9(a) 可以看出，DFIG不参一次调频时系统频率波动情况最为严重，频率变化曲线的谷值为49.762Hz(取三位小数)；而采用普通惯量控制方法时，频率变化曲线的谷值为49.826Hz，较无控制情况下提高了 0.064Hz，系统频率得到了一定优化。

当采用本发明提出的综合控制策略时，由于系统通过超速减载控制保留了5％的有功备用，在一次调频的过程中可以提供大量的有功支持，因此由图9(b)可以看出，在系统频率跌至此情况下最低点时，风电场的功率输出从121.3MW上升至161.2MW，风电场输出功率快速增发了39.9MW，有效地对频率跌落的初期进行了有功补偿。另外由于采用了变参数惯量控制，DFIG对与系统频率的变化响应更加迅速强烈，由图9(c)可以看出，DFIG转速迅速由0.9225pu降低至0.749pu，使得风机短时间内释放出转子动能的同时改变风机功率跟踪点，以对系统提供有功支持。由图9(d)可以看出，在稳态状态下，虽然由于风电机组的减载控制使系统中同步机增发了部分有功功率，但是在系统发生负荷事件时，风电机组可以比同步机更快的响应系统频率的变化。由图9(a)可以看出，采用本发明提出的综合控制策略时，频率变化曲线的谷值为49.862Hz，较无控制的情况下提高了0.1Hz，控制效果相对最好，且频率再次达到的稳态值比前两种情况提高了0.016Hz。

2)系统频率突增情况

使母线5在5s时突然减少100MW有功恒定负荷，仿真系统中其余参数保持不变，由于系统出现了有功功率的不平衡，系统频率将会上升。40s内系统频率、双馈风力发电机的有功输出和转速及同步机输出功率在上文所述的三种情况下的变化如图10(a)、图10(b)、图10(c)、图10(d)所示。

与频率突降情况时的对比分析类似，当双馈风电机组不参与电力系统频率的一次调节时，其对系统频率的变化几乎没有响应，其输出功率与转速变几乎没有变化，其频率波动也是最大的，频率变化曲线的峰值为50.245Hz。现主要比较普通惯量控制方式和本发明提出的综合控制方法。

通过图10(b)、图10(c)可以看出，采用普通惯量控制方法和综合控制方法的风电机组均能对电力系统频率的升高做出快速反应。风电场采取超速减载控制时本身是有有功备用的，这对系统频率上升的调节过程是不利的。但是由于综合控制方法采用了变系数的控制策略，使得DFIG能够更加快速有效做出响应，惯量控制迅速降低风电机组的转速，使功率跟踪点继续右移继续减少功率输出。从系统稳态到频率上升至最高值，采用普通惯量控制方法的风电场输出功率由 127.8MW下降到了109.8MW，降低的有功差值为18MW；而采用综合控制方法的风电场输出功率由121.5MW下降到了80.3MW，降低的有功差值为41.2MW。通过图10(a)可以看出，采用综合控制方法系统频率变化曲线的峰值为50.134Hz，比DFIG不参与电力系统频率一次调节时的频率偏差降低了0.111Hz，相对调频效果最优。

综上所述，在系统频率发生波动时，采用本发明提出的综合控制方法能够使双馈风电机组有效的参与电力系统频率的一次调节，电力系统频率的稳定性得到了明显改善。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，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、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，其特征在于，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法采用超速减载控制保留有功备用，风机转速大于采用最大功率跟踪控制时的转速；在系统频率降低时，虚拟惯量控制使风机转子速度降低释放出储存的旋转动能；同时，风电机组转速也随之下降，运行点趋近于最大功率跟踪点。

2.如权利要求1所述的双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，其特征在于，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法某段时间内电力系统等效惯量的表达式：

式中，H_si为第i个同步发电机的惯量时间常数；H_{w_eqj}为第j个双馈风力发电机的等效惯量时间常数；S_Ni为第i个同步发电机额定容量；S_Nwj为第j个双馈风力发电机的额定容量。

3.如权利要求1所述的双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，其特征在于，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法具体包括：

风电机组的减载系数为一个不大于1的正值K_res，风力发电机以±ΔP_k偏离最大功率P_opt变化：

在某一确定的风速v下，相应的减载功率P_res为：

则减载功率系数：

C_{p_res}＝C_{p_max}K_res；

采取超速减载控制，选择其中较大的那一个；发电机的参考功率的计算方式为：

P_{ref_res}＝k_rω_r ³；

式中，k_r＝0.5ρS_W(R_w/λ_res)³C_{p_res}；K为稳态减载系数，对应稳态条件下风机的输出功率为P_K；K_df和K_pf分别为微分环节和下降环节的控制参数，为负值；设定调频过程中由虚拟惯量微分环节作用输出的功率信号为ΔP₁，由于下降环节作用而改变的有功功率信号为ΔP₂，则有：

P_ref＝P_{ref_res}-ΔP₁＝P_K-ΔP₁-ΔP₂；

由于下降环节的作用改变的输出功率大小为：

ΔP₂＝P_optK_pfΔf；

因此，写成：

能量大小为：

采用超速减载控制的风电机组在调频过程中的平均广义惯量时间常数为：

求得某一小段时间内电力系统的等效惯量时间常数。

4.如权利要求1所述的双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法，其特征在于，所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法进风电机组惯量控制环节的微分环节控制系数K_df取和同步机惯量时间常数类似的数值，取K_df＝7。

5.一种利用权利要求1～4任意一项所述双馈风力发电机超速减载控制变参数虚拟惯量控制方法的双馈风力发电机。