CN112821460B - 一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，控制单元通过自主感知电网频率变化，并结合同步发电机的惯量响应，由机侧变流器控制风电机组协同电网中同步发电机完成最优惯量响应；计及惯量响应的风电机组最大功率跟踪控制单元，在风电机组的三个运行阶段内，结合风力机的转速和转动惯量与风能利用效率的关系设计动态补偿算法，使得风能利用效率和惯量响应效果达到综合最优；离网独立运行控制单元通过自主感知风电机组端口电压变化，控制机侧变流器协同机组变桨系统，完成风电机组出力与负荷的功率实时平衡；在并离网切换过程中的无缝切换控制单元，通过端电压一致性控制算法控制并离网切换过程中风电机组端口电压的稳定。
Description
技术领域
本发明涉及电气工程的技术领域，尤其涉及一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组。
背景技术
近年来，随着风力发电技术的不断发展，风电渗透率不断提高，风电场通过远距离输电线路连接至电网，使得风电机组与电网之间存在弱连接关系，在这种情况下，传统的基于锁相环的电网电压定向的矢量控制策略控制的变流器动态性能变差，极易与电网发生谐波振荡等交互作用；与此同时，新能源的大量接入导致电网系统惯量缺失，造成负荷波动下系统频率变化剧烈，危及电力网络的安全稳定运行。
另一方面，在电网负荷变动引起系统频率偏离正常范围时，基于锁相环控制的变流器无法像传统同步发电机一样响应电网频率变化，系统的整体惯性降低，加大了电网频率调整的难度。当电网出现大干扰时，系统频率稳定性将受到严重的影响。除此之外，传统的基于锁相环的变流器也无法独立带负荷运行。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述现有存在的问题，提出了本发明。
因此，本发明提供了一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，能够解决并离网切换过程中风电机组端口电压不稳定的问题。
为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：包括，控制单元通过自主感知电网频率变化，并结合同步发电机的惯量响应，由机侧变流器控制风电机组协同电网中同步发电机完成最优惯量响应；计及所述惯量响应的风电机组最大功率跟踪控制单元，在所述风电机组的三个运行阶段内，结合风力机的转速和转动惯量与风能利用效率的关系设计动态补偿算法，使得风能利用效率和惯量响应效果达到综合最优；离网独立运行控制单元通过自主感知风电机组端口电压变化，控制机侧变流器协同机组变桨系统，完成所述风电机组出力与负荷的功率实时平衡；在并离网切换过程中的无缝切换控制单元，通过端电压一致性控制算法控制所述并离网切换过程中风电机组端口电压的稳定。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，利用直流电压控制环节控制直流母线电压稳定的同时达到并网自同步，采用PI调节器对所述直流母线电压进行调节，所述PI调节器的输出自主映射电网频率变化，与角频率基准值相加并积分得到变流器输出电压调制波的相角；控制策略的实现公式如下：
ω＝ω0+ωsyn＝ω0+Hdc(udc-udc0)
其中，ω0为电网角速度基准值，ωsyn为控制输出同步补偿角，ω为实际变流器输出角速度，Hdc为电压环控制传递函数，udc和udc0分别为直流母线电容电压实际值与给定值，以上控制变量均为标幺值；由此，得到所述变流器输出角频率为：
其中，ωb为电网角速度基准值，s为有名值。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，所述PI调节器的输出与电压基准值相加得到所述变流器输出电压调制波的幅值，则所述控制策略的实现如下：
Vt＝V0+VQ＝V0+HQ(Qref-Qg)
其中，Vt为变流器调制电压的实际值，V0为调制电压的基准值，HQ为无功外环控制传递函数，Qref为无功参考值，Qg为变流器输出无功实际值，控制变量均为标幺值。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，在所述变流器电压调制波幅值控制环路中引入基于直流电压控制输出同步补偿角的稳定控制策略，将同步补偿角乘以增益kpss，并将其作为补偿值叠加至电压基准值上。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，结合所述同步发电机惯量响应的特性，由机侧变流器控制风电机组快速发出惯量响应功率保证系统频率变化率不超过设定值；所述设定值并不影响同步发电机惯量响应的启动，同时可以降低系统频率跌落程度，加速同步发电机转速恢复过程，协同电网中同步发电机达到最优惯量响应；则其通过目标函数完成控制，如下：
ΔPWT＝F(Δf)
其中，Δf为当前频率与额定频率的差值，F(Δf)为关于Δf的函数表达式。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，所述目标函数表达式可为脉冲函数、阶梯函数、指数函数和分段函数，则所述分段函数的表示方式，如下：
其中，t2为负荷突然变动后同步发电机电磁功率变化至极值的时间，t1可设置为t2的0.1～0.2倍，t3为同步发电机转子转速到新平衡点的时间，K1、K2、a和b均为调节系数；在不加入风电机组惯量响应控制策略的条件下，根据频率变化对电网系统的惯量和阻尼进行在线辨识，在系统频率变化率和频率跌落程度的约束条件下，随电网变化在线修正参数K1，K2，a，b。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，为了平衡所述风电机组的风能利用效率和惯量响应之间的矛盾，通过变增益的动态梯度补偿保证最大功率跟踪控制器的功率系数最优，确保风机实现惯量响应的同时，最大限度的减小风能利用率的降低；则其实现的控制策略如下：
其中，kref为参考功率系数；kopt为最优功率系数；ks为固定惯量响应系数；dPm(ωt)/dωt为动态梯度补偿增益。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：包括，以发电机实现最大惯量响应和传动系统轴系载荷波动最小为控制目标，分析恒转速阶段特定风速下的稳态工作点分布，将满足控制目标的工作点作为集合，从而将固定的额定转速扩展到某一小范围转速带；将直流电压控制器的输出同步补偿角经过一个由以上约束条件限定的增益为KC的比例环节后的输出作为控制的补偿项，其中KC的表达式如下，
其中，f0为频率基准值；f为当前电网频率；ωref为转速给定值；ω0为转速基准值。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：所述风电机组的三个运行阶段包括，变速运行阶段、恒转速运行阶段和恒功率运行阶段；在所述恒功率运行阶段，为达到所述风电机组的惯量传递控制，将控制输出同步补偿角经过一时间常数为T1的一阶低通滤波器，再经过一个增益为KC1的比例环节后的输出作为控制的补偿项，所述惯量传递控制环路能够将风轮惯量传递到电网侧，如下：
其中，Pms为桨距角控制器的参考功率；Pmmax为风电机组的额定功率；T1为一阶低通滤波时间常数；Kc1为补偿增益。
作为本发明所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的一种优选方案，其中：还包括，实时检测电网电压、控制变流器端口电压幅值和相位，将所述变流器端口电压和所述电网电压折算至电网频率为旋转速度的dq坐标系下，当两者的q轴分量相同时，完成离网到并网无缝切换。
本发明的有益效果：一、本发明提供的可灵活协同电网中同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，综合考虑同步发电机惯量响应的特性，由机侧变流器控制风电机组协同同步发电机实现最优惯量响应，优化了同步发电机的惯量响应过程，可以协同同步发电机为系统频率提供一定的惯量和阻尼支撑；二、本发明提供的可灵活协同电网中同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，在保证直流母线电压维持稳定的前提下，直流电压控制器输出可映射交流电网频率的变化，在不需要锁相环的条件下实现了风电机组的并网自同步；三、本发明提供的可灵活协同电网中同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，利用直流母线电压实现风电机组离网稳定运行的控制目标，在保证直流母线电压维持稳定的前提下，直流电压控制器输出可映射交流电网电压幅值的变化，实现了风电机组的孤岛稳定运行和对孤网电压的支撑。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的流程示意图；
图2为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的具有自主协同和惯量响应的电压源风电机组系统结构示意图；
图3为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的网侧变流器控制框架示意图；
图4为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的风电机组运行区间划分示意图；
图5为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的并网条件下机侧变流器外环控制附加惯量响应控制框架示意图；
图6为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的并网条件下机侧变流器桨距角控制框架示意图；
图7为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的离网条件下机侧变流器外环控制框架示意图；
图8为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的离网条件下机侧变流器桨距角控制框架示意图；
图9为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的并离网切换过程中端电压一致性算法流程示意图；
图10为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的仿真验证电网频率跌落下采用本发明控制方法时时域响应曲线示意图；
图11为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的仿真验证本发明控制方法协同同步发电机实现惯量响应的时域曲线示意图；
图12为本发明一个实施例所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组的仿真验证并离网运行下采用本发明控制方法的时域响应曲线示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明的保护的范围。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施例时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。
同时在本发明的描述中，需要说明的是，术语中的“上、下、内和外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一、第二或第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
本发明中除非另有明确的规定和限定，术语“安装、相连、连接”应做广义理解，例如：可以是固定连接、可拆卸连接或一体式连接；同样可以是机械连接、电连接或直接连接，也可以通过中间媒介间接相连，也可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
实施例1
并网变流器作为风电机组与电网能量交互的接口，在传统的控制策略下，变流器通过锁相环跟踪电网电压相位，以达到有功无功可以解耦分别进行控制，实现直流母线电压的稳定和特定功率运行功能；针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种可灵活协同电网中同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，使得风电机组在维持自身直流母线电压稳定的同时，可以对外体现电压源特性，在电网受到扰动时协同同步发电机对系统提供一定的惯量和阻尼支撑。
具体的，参照图1～图9，为本发明的第一个实施例，提供了一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，包括：
S1：控制单元通过自主感知电网频率变化，并结合同步发电机的惯量响应，由机侧变流器控制风电机组协同电网中同步发电机完成最优惯量响应。参照图2和图3，其中需要说明的是：
图2为本发明所示接入电网系统的电压源风电机组示意图，变流器的直流侧通过直流电容与功率源相接，功率源可以是光伏发电单元和风力机发电单元，其中，Vfabc为变流器输出电压，Vabc为并网点电压，Vgabc为电网电压，Ifabc为变流器输出电流，Ps为功率源传递到直流母线的有功功率，Pg为变流器输出的有功功率，Qg为变流器输出无功功率，udc为直流母线电压。
图3为网侧变流器无锁相环自同步控制框图，开关S1和S2均调至挡位2，采用PI调节器对直流母线电压进行调节，调节器的输出即为变流器输出角频率的补偿值，之后与角频率基准值相加并积分得到变流器输出电压调制波的相角。
进一步的，还需要说明的是：
利用直流电压控制环节控制直流母线电压稳定的同时达到并网自同步，采用PI调节器对直流母线电压进行调节，PI调节器的输出自主映射电网频率变化，与角频率基准值相加并积分得到变流器输出电压调制波的相角；
控制策略的实现公式如下：
ω＝ω0+ωsyn＝ω0+Hdc(udc-udc0)
其中，ω0为电网角速度基准值，ωsyn为控制输出同步补偿角，ω为实际变流器输出角速度，Hdc为电压环控制传递函数，udc和udc0分别为直流母线电容电压实际值与给定值，以上控制变量均为标幺值；
由此，得到变流器输出角频率为：
其中，ωb为电网角速度基准值，s为有名值；
为满足单位功率因数运行，采用PI调节器对变流器输出无功功率进行控制，PI调节器的输出与电压基准值相加得到变流器输出电压调制波的幅值，则控制策略的实现如下：
Vt＝V0+VQ＝V0+HQ(Qref-Qg)
其中，Vt为变流器调制电压的实际值，V0为调制电压的基准值，HQ为无功外环控制传递函数，Qref为无功参考值，Qg为变流器输出无功实际值，控制变量均为标幺值；
为了提高变流器运行稳定性，在变流器电压调制波幅值控制环路中引入基于直流电压控制输出同步补偿角的稳定控制策略，将同步补偿角乘以增益kpss，并将其作为补偿值叠加至电压基准值上；
结合同步发电机惯量响应的特性，由机侧变流器控制风电机组快速发出惯量响应功率保证系统频率变化率不超过设定值；
设定值并不影响同步发电机惯量响应的启动，同时可以降低系统频率跌落程度，加速同步发电机转速恢复过程，协同电网中同步发电机达到最优惯量响应；
则其通过目标函数完成控制，如下：
ΔPWT＝F(Δf)
其中，Δf为当前频率与额定频率的差值，F(Δf)为关于Δf的函数表达式；
目标函数表达式可为脉冲函数、阶梯函数、指数函数和分段函数，则分段函数的表示方式，如下：
其中，t2为负荷突然变动后同步发电机电磁功率变化至极值的时间，t1可设置为t2的0.1～0.2倍，t3为同步发电机转子转速到新平衡点的时间，K1、K2、a和b均为调节系数；
在不加入风电机组惯量响应控制策略的条件下，根据频率变化对电网系统的惯量和阻尼进行在线辨识，在系统频率变化率和频率跌落程度的约束条件下，随电网变化在线修正参数K1，K2，a，b。
S2：计及惯量响应的风电机组最大功率跟踪控制单元，在风电机组的三个运行阶段内，结合风力机的转速和转动惯量与风能利用效率的关系设计动态补偿算法，使得风能利用效率和惯量响应效果达到综合最优。本步骤需要说明的是：
参照图5，为并网条件下机侧变流器外环控制附加惯量响应的控制框图，采用机侧变流器控制风轮捕获的风功率，机侧变流器采用基于转子磁链定向的矢量控制方式，机侧变流器控制方法如下：
在变速运行阶段，为了平衡风电机组的风能利用效率和惯量响应之间的矛盾，通过变增益的动态梯度补偿保证最大功率跟踪控制器的功率系数最优，确保风机实现惯量响应的同时，最大限度的减小风能利用率的降低；
则其实现的控制策略如下：
其中，kref为参考功率系数；kopt为最优功率系数；ks为固定惯量响应系数；dPm(ωt)/dωt为动态梯度补偿增益；
以发电机实现最大惯量响应和传动系统轴系载荷波动最小为控制目标，分析恒转速阶段特定风速下的稳态工作点分布，将满足控制目标的工作点作为集合，从而将固定的额定转速扩展到某一小范围转速带；
将直流电压控制器的输出同步补偿角经过一个由以上约束条件限定的增益为KC的比例环节后的输出作为控制的补偿项，其中KC的表达式如下，
其中，f0为频率基准值；f为当前电网频率；ωref为转速给定值；ω0为转速基准值；
风电机组的三个运行阶段包括，变速运行阶段、恒转速运行阶段和恒功率运行阶段；
参照图6，为并网条件下机侧变流器的桨距角控制框图，在恒功率运行阶段，为达到风电机组的惯量传递控制，将控制输出同步补偿角经过一时间常数为T1的一阶低通滤波器，再经过一个增益为KC1的比例环节后的输出作为控制的补偿项，惯量传递控制环路能够将风轮惯量传递到电网侧，如下：
其中，Pms为桨距角控制器的参考功率；Pmmax为风电机组的额定功率；T1为一阶低通滤波时间常数；Kc1为补偿增益。
S3：离网独立运行控制单元通过自主感知风电机组端口电压变化，控制机侧变流器协同机组变桨系统，完成风电机组出力与负荷的功率实时平衡。其中还需要说明的是：
利用直流电压控制环节实现直流母线电压稳定的同时实现离网稳定运行，采用PI调节器对直流母线电压进行调节，采用PI调节器对变流器输出无功功率进行控制，将两个PI调节器的输出与电压基准值相加得到网侧变流器输出电压的指令值，之后与角频率基准值相结合组成变流器输出电压调制波，如下：
Vt＝V0+VQ+ΔV＝V0+HQ(Qref-Qg)+Hdc(udc-udc0)
基于风速范围判定机组运行工作区间，在变速运行阶段，通过改变机侧变流器的功率参考值进而控制机组捕获功率的大小，保证机端电压维持在正常电压值的±5％范围内，实现风电机组出力与负荷的功率实时平衡，策略实现如下：
其中，Pmref为机侧变换器输出参考功率，Popt为最大功率跟踪控制输出的参考功率，T2为一阶低通滤波时间常数，Koc为补偿增益；
参照图7，为离网条件下机侧变流器控制框图，机侧变流器控制方法如下：
基于风速范围判定机组运行工作区间，在恒转速运行阶段，通过控制机侧变流器调节发电机转速改变机组捕获功率的大小从而改变机组捕获功率的大小，保证风电机组输出电压满足电网规范，如下：
ωref＝ωrmax+KrcΔV
其中，ωref为机侧变换器输出参考功率，ωrmax为最大功率跟踪控制输出的参考功率，Krc为补偿增益；
图8为离网条件下机侧变流器的桨距角控制框图，基于风速范围判定机组运行工作区间，在恒功率运行阶段，通过改变桨距角的大小从而改变机组捕获功率的大小，保证风电机组输出电压满足电网规范，如下：
其中，Pms为桨距角控制器的参考功率；Pmmax为风电机组的额定功率；T3为一阶低通滤波时间常数；Kcn为补偿增益。
S4：在并离网切换过程中的无缝切换控制单元，通过端电压一致性控制算法控制并离网切换过程中风电机组端口电压的稳定。本步骤还需要说明的是：
实时检测电网电压、控制变流器端口电压幅值和相位，将变流器端口电压和电网电压折算至电网频率为旋转速度的dq坐标系下，当两者的q轴分量相同时，完成离网到并网无缝切换；
主动检测系统电压和频率，当系统脱离电网运行时会存在功率缺额导致电压和频率显著变化，此时可判定为离网运行模式；
为了避免系统电压出现较大的冲击，采用变限幅环节限制变流器输出电压的变化量，限幅值采用每秒增加电压基准值5％的变化方法，实现并网到离网无缝切换。
参照图4，为网侧变流器离网运行控制框图，开关S1和S2均调至挡位1，利用直流母线电容电压控制环节实现直流母线电压稳定的同时实现离网稳定运行，并向电网提供一定电压支撑，采用PI调节器对直流母线电压进行调节，采用PI调节器对变流器输出无功功率进行控制，将两者PI调节器的输出与电压基准值相加得到网侧变流器输出电压的指令值，之后与角频率基准值相结合组成变流器输出电压调制波。
具体的控制策略实现公式如下：
Vt＝V0+VQ+ΔV＝V0+HQ(Qref-Qg)+Hdc(udc-udc0)
考虑到风电机组运行区间主要分为低恒转速阶段、变速运行阶段、恒转速阶段和恒功率阶段四个运行区间，如图4所示，一般的操作是将整个工作状态划分为四个区域，仅在间隔[v1，v2](区域II)中，风电机组会以最佳的叶尖速比opt保持运行，在[vcutin，v1](第I区)和[v2，vn](第III区)中，风电机组以恒定速度工作，另外，当风速超过区域IV中的额定速度时，桨距角将起到重要作用，以保护风力机不超过正常运行范围。
参照图9，为风电机组并离网运行无缝切换控制流程图，通过端电压一致性控制算法实现并离网切换过程中风电机组端口电压不变，通过控制机侧变流器协同变桨系统并主动检测电网电压和频率，使得变流器端口电压幅值和相位与电网电压相比均在设定合理范围内，保证风电机组输出功率与负荷功率相平衡，开关S1和S2均在挡位1和挡位2之间切换，实现并网到离网无缝切换。
较佳的是，本发明方法无需锁相环即可实现风电机组的并网自同步和离网独立运行，同时可以保证直流母线电压的稳定，通过附加在变流器电压调制波幅值控制环路的稳定控制环节，提高了弱电网下变流器的稳定运行能力，通过机侧变流器附加控制环节可以协同电网中同步发电机实现最优惯量响应，对变流器无功功率进行控制以调节变流器输出电压幅值，可以使变流器在特定功率因数下运行。
实施例2
为了更好地对本发明方法中采用的技术效果加以验证说明，本实施例选择在并网时电网频率变化条件下对电压源风电机组的频率映射能力和惯量响应特性进行分析研究，以科学论证的手段对比试验结果，验证本发明方法所具有的真实效果。
本实施例基于PSCAD、EMTDC仿真平台，将一台2MW的永磁直驱风电机组连接至一台10MW同步发电机模拟的电网中，固定负荷为6MW，系统的频率变化由附加的0.5MW负荷进行投切实现；在并网时电网频率变化条件下对电压源风电机组的频率映射能力和惯量响应特性进行分析研究，仿真结果如图10和图11所示，在并离网切换条件下对电压源风电机组的运行特性进行分析研究，仿真结果如图12所示；其中风电机组直流母线电压额定值为1200V，交流侧线电压有效值为690V，系统额定频率为50Hz，网侧变流器滤波电感选择为170uH，系统负荷设置为2MW，采用本发明控制方法对风电机组进行控制，不失一般性，仿真中风电机组以单位功率因数运行。
参照图10，给出了在并网条件下，电网频率在t＝4s时由1pu变到0.99pu，风电机组的直流母线电压控制器输出和电网频率的响应对比曲线；其中，直流电压控制器输出可以无延时的跟踪电网频率的变化，具有快速的动态响应特性，可以维持稳定运行，验证了本发明可以在无需锁相环等频率检测装置的前提下感知电网频率的变化。
参照图11，给出了在并网场景时，在风电机组采用和不采用本发明协同同步发电机实现惯量响应控制策略的情况下，系统频率的时域仿真曲线，通过投入0.5MW的附加负荷实现系统频率的变化；其中，第一曲线代表不加入协同控制方法、第二曲线代表加入协同控制方法，两者相减所得第三曲线即为采用协同控制方法中分段函数时风电机组发出的频率补偿曲线，可以看出当采用本专利的控制策略后，系统频率变化速率得到了减缓，同时降低了系统频率跌落程度，加速了同步发电机转速的恢复过程。
参照图12，给出了并离网切换过程中，电压源风电机组的端口电压和直流母线电压运行特性，在仿真初始阶段，断开同步发电机的连接，此时风电机组处于离网运行状态；在t＝4.2s时，将同步发电机接入系统中，此时风电机组运行于由同步发电机主导的电网中；在t＝8s时，再次切断同步发电机的连接，此时风电机组再次处于离网运行状态，对风电机组端口电压和直流母线电压进行观测，可以看出，随着电网运行状态的变化，直流母线电压和风电机组端口电压均能够维持稳定，验证了本发明的电压源风电机组在并网、离网以及并离网切换过程中均具备稳定运行能力。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (9)
1.一种同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
控制单元通过自主感知电网频率变化，并结合同步发电机的惯量响应，由机侧变流器控制风电机组协同电网中同步发电机完成最优惯量响应；
计及所述惯量响应的风电机组最大功率跟踪控制单元，在所述风电机组的三个运行阶段内，结合风力机的转速和转动惯量与风能利用效率的关系设计动态补偿算法，使得风能利用效率和惯量响应效果达到综合最优，所述风电机组的三个运行阶段为：变速运行阶段、恒转速运行阶段和恒功率运行阶段，为了平衡所述风电机组的风能利用效率和惯量响应之间的矛盾，通过变增益的动态梯度补偿保证最大功率跟踪控制器的功率系数最优，确保风机实现惯量响应的同时，最大限度的减小风能利用率的降低；
则其实现的控制策略如下：
其中，kref为参考功率系数；kopt为最优功率系数；ks为固定惯量响应系数；dPm(ωt)/dωt为动态梯度补偿增益；ωsyn为控制输出同步补偿角；
离网独立运行控制单元通过自主感知风电机组端口电压变化，控制机侧变流器协同机组变桨系统，完成所述风电机组出力与负荷的功率实时平衡；
在并离网切换过程中的无缝切换控制单元，通过端电压一致性控制算法控制所述并离网切换过程中风电机组端口电压的稳定。
2.根据权利要求1所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
利用直流电压控制环节控制直流母线电压稳定的同时达到并网自同步，采用PI调节器对所述直流母线电压进行调节，所述PI调节器的输出自主映射电网频率变化，与角频率基准值相加并积分得到变流器输出电压调制波的相角；
控制策略的实现公式如下：
ω＝ω0+ωsyn＝ω0+Hdc(udc-udc0)
其中，ω0为电网角速度基准值，ωsyn为控制输出同步补偿角，ω为实际变流器输出角速度，Hdc为电压环控制传递函数，udc和udc0分别为直流母线电容电压实际值与给定值，以上控制变量均为标幺值；
由此，得到所述变流器输出角频率为：
其中，ωb为电网角速度基准值，s为有名值。
3.根据权利要求2所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
所述PI调节器的输出与电压基准值相加得到所述变流器输出电压调制波的幅值，则控制策略的实现如下：
Vt＝V0+VQ＝V0+HQ(Qref-Qg)
其中，Vt为变流器调制电压的实际值，V0为调制电压的基准值，HQ为无功外环控制传递函数，Qref为无功参考值，Qg为变流器输出无功实际值，控制变量均为标幺值。
4.根据权利要求2或3所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
在变流器电压调制波幅值控制环路中引入基于直流电压控制输出同步补偿角的稳定控制策略，将同步补偿角乘以增益kpss，并将其作为补偿值叠加至电压基准值上。
5.根据权利要求4所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
结合所述同步发电机惯量响应的特性，由机侧变流器控制风电机组快速发出惯量响应功率保证系统频率变化率不超过设定值；
所述设定值并不影响同步发电机惯量响应的启动，同时可以降低系统频率跌落程度，加速同步发电机转速恢复过程，协同电网中同步发电机达到最优惯量响应；
则其通过目标函数完成控制，如下：
ΔPWT＝F(Δf)
其中，Δf为当前频率与额定频率的差值，F(Δf)为关于Δf的函数表达式。
6.根据权利要求5所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
目标函数表达式为脉冲函数、阶梯函数、指数函数和分段函数，则所述分段函数的表示方式，如下：
其中，t2为负荷突然变动后同步发电机电磁功率变化至极值的时间，t1设置为t2的0.1～0.2倍，t3为同步发电机转子转速到新平衡点的时间，K1、K2、a和b均为调节系数；
在不加入风电机组惯量响应控制策略的条件下，根据频率变化对电网系统的惯量和阻尼进行在线辨识，在系统频率变化率和频率跌落程度的约束条件下，随电网变化在线修正参数K1，K2，a，b。
7.根据权利要求6所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
以发电机实现最大惯量响应和传动系统轴系载荷波动最小为控制目标，分析恒转速阶段特定风速下的稳态工作点分布，将满足控制目标的工作点作为集合，从而将固定的额定转速扩展到某一小范围转速带；
将直流电压控制器的输出同步补偿角经过一个由约束条件限定的增益为KC的比例环节后的输出作为控制的补偿项，其中KC的表达式如下，
其中，f0为频率基准值；f为当前电网频率；ωref为转速给定值；ω0为电网角速度基准值。
8.根据权利要求7所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：包括，
在所述恒功率运行阶段，为达到所述风电机组的惯量传递控制，将控制输出同步补偿角经过一时间常数为T1的一阶低通滤波器，再经过一个增益为KC1的比例环节后的输出作为控制的补偿项，惯量传递控制环路能够将风轮惯量传递到电网侧，如下：
其中，Pms为桨距角控制器的参考功率；Pmmax为风电机组的额定功率；T1为一阶低通滤波时间常数；Kc1为补偿增益。
9.根据权利要求8所述的同步发电机支撑电网运行的自同步电压源风电机组，其特征在于：还包括，
实时检测电网电压、控制变流器端口电压幅值和相位，将所述变流器端口电压和所述电网电压折算至电网频率为旋转速度的dq坐标系下，当两者的q轴分量相同时，完成离网到并网无缝切换。
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