CN115882762A - 构网型风电并网系统的频率优化控制方法 - Google Patents

构网型风电并网系统的频率优化控制方法 Download PDF

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CN115882762A CN202211485907.2A CN202211485907A CN115882762A CN 115882762 A CN115882762 A CN 115882762A CN 202211485907 A CN202211485907 A CN 202211485907A CN 115882762 A CN115882762 A CN 115882762A
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张爱军
刘会强
刘石川
刘小恺
刘建强
李丹丹
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Abstract

本发明属于风力发电技术领域，具体公开了一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法。本发明考虑机组安全运行，分析风机源端运行特性和VSG功率控制回路的耦合关系，设计了基于扩张干扰观测器的风电虚拟同步控制策略，并对风机转速恢复策略进行优化，能够为构网型风机控制策略制定提供工程指导，能够提高构网型风电并网系统的稳定性。

Description

构网型风电并网系统的频率优化控制方法
技术领域
本发明属于风力发电技术领域，用于优化风电并网系统的频率，具体地说是一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法。
背景技术
为能源可持续发展的实现，具备安全、清洁及高效特征的风力发电逐步成为新型电力系统的主力电源。基于全功率变流器的永磁同步风电机组(PMSG)运行于MPPT功率控制模式下，此时风机机械动力系统与电磁系统解耦，缺乏对接入电网的主动频率、电压调节能力。此外，基于锁相环PLL(phase locked loop,PLL)同步的风电并网控制策略与其电流控制存在高度耦合，特别是在弱电网送出场景下极易引发系统失稳风险。
为保障新能源电力系统的稳定性，基于虚拟同步控制的“构网型”风电已经成为“双高”电力系统的重要支撑，无需PLL主导的虚拟同步发电机(virtual synchronousgenerator,VSG)控制策略通过将同步机转子机械运动方程、励磁电压下垂控制引入风机变流器，可为电网提供动态稳定支撑。
目前，风电VSG的研究主要集中于控制策略重构、关键参数优化等方面，评估风机虚拟同步控制对电力系统提供支持的安全性方面研究较少。
近期研究表明，较低的短路比下构网型风机呈现出良好弱电网适应性，在控制风机并网功率的同时具备与电网频率、电压友好互动的能力。大规模风电实现虚拟同步控制策略后，故障扰动条件下VSG对系统频率主动支撑时，将会改变电网惯量、阻尼及功角等暂态稳定特性。因此，评估风机虚拟同步控制对电力系统提供支持的安全性时，需要全面分析其对系统功角、频率、阻尼特性的影响。
褚文从，刘静利，李永刚，刘华志，李德奇发表的《考虑源端特性的虚拟同步直驱风机小信号建模与稳定性分析》，利用小信号模型的参量轨迹辨识法并结合系统主导状态变量，对考虑风轮机动态特性的虚拟同步PMSG系统进行稳定性分析，得出VSG 有功功率环节输入机械功率因受到风机转速及直流电压限制，在线路阻抗和虚拟惯量系数增大时其调频能力会因直流电压波动变差；但其对风轮转速和VSG输入参考功率的耦合关系缺乏研究。
沈可心，薛博文，朱晓荣发表的《直流微网中直驱风机的类虚拟同步发电机惯性控制策略》建立了直驱风机网侧变流器与直流电压的小信号模型，评估了不同运行工况下虚拟惯性支撑系数对风机的主动支撑能力，并以风机转子可调动能对VSG惯性系数及阻尼系数进行了优化，然后利用电流前馈补偿平抑了变流器直流侧电压畸变。等效为传统同步机的风电VSG控制机制在提高惯量与阻尼时同样会产生系统暂态稳定问题。
兰征，刘祖潭，何东，曾进辉，余雪萍，龙阳发表的《基于暂态电磁功率补偿的 VSG并联系统有功振荡抑制策略》分析了两台VSG并网系统小信号模型的阻尼特性及关键参数对稳定性的影响，得出功率控制回路惯量、阻抗参数变化会引起VSG响应速度出现超前滞后导致频率振荡，提出可以基于暂态自适应阻尼构造一阶延迟环节减小动态调节过程的冲击功率，但等效阻尼只对暂态过程的补偿起作用且容易带来稳态偏差。显然，改进虚拟同步控制策略将是构网型风电友好并网功能得以实现的关键。
理论上，风电虚拟同步控制可以通过灵活调整惯量系数提升系统稳定运行能力，但VSG大幅快速功率调节需要以风机持续可靠的有功出力作为支撑。
陆秋瑜，赵仕兴，杨银国，汤莹怡，李力，曲仝发表的《考虑风轮机动态特性的虚拟同步永磁直驱风机阻尼转矩系数分析》在中低风速下分析了永磁直驱VSG并网系统的阻尼转矩和同步转矩特性，解析得出系统运行参数、控制变量与VSG调节过程存在功率耦合作用会削弱风电VSG系统的阻尼转矩，推导得出了保证风机转速临界稳定的最小阻尼控制参考值，但所提参考值未充分发挥风机惯量支撑作用且增加了风机备用容量。
张冠锋，杨俊友，王海鑫，谢赐戬，付尧发表的《基于虚拟同步机技术的风储系统协调调频控制策略》提出将风电虚拟同步控制与储能稳态补偿结合的惯量协同控制方法，通过备用储能容量规避风电场频率跌落失稳风险，充分发挥风电对系统扰动的短时功率支撑作用。但是配置储能参与调频控制需要考虑经济适用问题。因此，基于虚拟同步控制的风电在频率电压支撑时，要确保自身具备可靠的转速恢复及足够的柔性连接轴阻尼能力，从而进一步规避风电虚拟同步机技术在实际推广应用中存在的风险。
与传统VSG直流侧为储能电源不同，虚拟同步PMSG通过释放或储存转子动能参与系统频率调节，一方面，虚拟惯量引入电力系统后，可变的惯量分布将对系统稳定性产生显著影响。另一方面，虚拟同步控制作用会干扰风机轴系自身稳定特性。
为安全推广基于虚拟同步机的风电控制技术，有必要给出一种新的控制策略，在所设置的控制方式下，在保证风机轴系稳定的同时，有效提升虚拟同步并网系统的动态稳定性能。
发明内容
本发明的目的，是要提供一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法。该方法考虑机组安全运行，分析风机源端运行特性和VSG功率控制回路的耦合关系，设计了基于扩张干扰观测器的风电虚拟同步控制策略，并对风机转速恢复策略进行优化，能够为构网型风机控制策略制定提供工程指导，能够提高构网型风电并网系统的稳定性。
本发明为实现上述目的，所采用的技术方案如下：
一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法，包括顺序进行的以下步骤：
S1、将包含扰动的一阶构网型风电并网系统表示为
Figure BDA0003962268450000031
式中，x是状态变量；u(t)和y(t)分别是系统的输入和输出；w(t)为系统输出的扰动；b为系统参数；f[x,w(t),t]为未知的实时作用量；
S2、将扰动扩张为一个新的状态变量x2，则系统改写为
Figure BDA0003962268450000041
式中，γ(t)为系统总扰动实时作用量，x1为状态变量初始值；
S3、进一步构造非线性系统
Figure BDA0003962268450000042
其中，
Figure BDA0003962268450000043
和/>
Figure BDA0003962268450000044
为状态变量，β1、β2为输出误差的调节增益；
非线性函数fal表达式为
Figure BDA0003962268450000045
式中，eω为跟踪误差，α为非线性因子，λ为滤波因子，其中α取值范围为[0,1]，λ取值为[5,10]；
S4、将fal函数带入式
Figure BDA00039622684500000410
并根据式/>
Figure BDA00039622684500000411
令x1＝ωs，eω＝z1-ωs，输入/>
Figure BDA00039622684500000412
Figure BDA0003962268450000046
输入系数b＝1/Hv，设计所得ESO为：
Figure BDA0003962268450000047
Figure BDA0003962268450000048
ωs为系统同步发电机的角速度；
Figure BDA0003962268450000049
为系统中网侧逆变器有功功率参考值，Pg为系统中网侧逆变器有功功率值；Hv为系统中网侧换流器转子运动方程的惯量；Pu为一阶构网型风电并网系统的输入值；
ESO表示扩张状态观测器；
S5、制定基于ESO的虚拟同步直驱风机控制策略
通过ESO得到虚拟转矩补偿项PESO，将其反馈至VSG虚拟转子运动方程中，VSG 代表虚拟同步发电机；
所述VSG设置在构网型风电并网系统中。
作为限定，步骤S5中，包括基于制定出的控制策略动态调整VSG的过程；
在VSG动态调整过程中，当风机转速低于安全值ωv时，转速保护模块将转速保护模块的开关信号PRO置零，使风电VSG系统退出附加功率补偿。
作为第二种限定，步骤S5之后执行步骤S6，步骤S6包括以下过程：
在风机转速恢复策略基础上，设计加速功率Pacc，控制风机转速恢复至最优值；
所述加速功率Pacc如下：
Figure BDA0003962268450000051
式中，ωr为风机转速；ωro为需要恢复到的最优转速；ωr,rec为风机开始恢复时的转速；ΔPC为恒定的设定功率值。
作为第三种限定，其特征在于，步骤S1之前执行步骤S0，步骤S0包括依次进行的以下步骤：
S01、搭建基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的小信号模型；
S02、评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。
作为进一步限定，所述小信号模型中包括直驱永磁同步电机，直驱永磁同步电机将风力机输出的机械能转换为电磁功率Pe，然后通过机侧换流器注入直流母线，再经过采用VSG控制算法的网侧换流器及LC滤波器元件并网运行；
其中，机侧换流器控制直流电压udc稳定；
直流侧电容电压与及其参考值差值ΔU，经过比例积分控制后得到电流内环q轴电流参考值Isqref；
基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的有功功率环节模拟同步机转子运动方程，p*作为VSG有功调制环的机械功率来构建风电自同步控制回路；
基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统包括采样模块，所述采样模块计算出网侧逆变器有功功率值Pg，送入VSG功率控制外环。
作为再进一步限定，当构网型风电并网系统出现不平衡功率ΔP时，直驱永磁同步电机检测到角速度偏差Δωs，一次调频环节通过调频系数kω动态调整有功功率参考值
Figure BDA0003962268450000061
使VSG的转子电流有功分量发生变化；然后，经转子运动方程和电压下垂控制得到虚拟相角δvsg和电压幅值V；最后，通过虚拟阻抗和电压电流控制，得到网侧 PWM换流器的调制信号，完成对系统的惯量、阻尼主动支撑。
作为又进一步限定，步骤S02按照以下步骤顺序进行：
S021、将VSG虚拟转子运动方程表示为：
Figure BDA0003962268450000062
其中，ωs为系统同步发电机的角速度；ωb为电网角频率的基准值；ω0为系统额定角速度；
将系统角频率测量值ωn用额定角速度ω0代替，将式①化简得
Figure BDA0003962268450000063
Dv为阻尼控制参数；ωvsg为VSG输出的虚拟角速度；
S022、选取恒转速区进行研究，将式②表示为
P*＝αωr-Pr 式③
式中：ωr为风轮角速度，α和Pr为MPPT曲线恒转速区的系数；
S023、分析风电机组的轴系动态稳定时，建立如下两质块轴系模型
Figure BDA0003962268450000064
式中，θ为轴系扭矩角，Hr和Hg分别为风轮和风力发电机的惯性时间常数，Ks为轴系刚度系数，p表示微分算子；
S024、同步发电机的调速器采用比例积分控制，发电机的等值二阶转子运动方程表示为
HGpωs＝k1(ω0-ωs)+k2x-Pe 式⑤
式中，Pe表示同步发电机输出的电磁功率；x表示调速器的输出状态变量， dx/dt＝ω0-ωs；HG表示系统等值惯性时间常数；k1、k2分别表示同步发电机调速器的比例系数和积分系数；
根据系统的功率平衡关系有
Pe+Pg＝PL 式⑥
式中，PL表示阻性负荷消耗的有功功率；
结合式⑥，将式②代入式⑤可得
Figure BDA0003962268450000071
式中，Un表示负荷侧的端电压；r表示其等值电阻；SB表示系统的基准功率；HGD表示构网型风电并网系统的等效惯性时间常数；
其中，
HGD＝HG+Hv-Dv-kω 式⑧
S025、综合式④和式⑦，得虚拟同步PMSG并网系统的状态空间表达式
Figure BDA0003962268450000072
当风机初始角速度为ωvsg，初始机械功率为Pr0，在平衡点处对状态方程线性化，得到复频域下的小信号方程为
Figure BDA0003962268450000073
式中：Δ表示各状态变量的小信号增量，
其中，a11＝-k1/HGD；a12＝-k2/HGD；a13＝αω0/HGDSB，
Figure BDA0003962268450000074
a35＝ks/Hr；a41＝(DV+kω)/Hv+Hga43＝α/Hv+Hg；a44＝Pr/Hv+Hg；a45＝ks/ Hv+Hg；
S026、当风速变化较小，同步发电机的运动方程表示为
Figure BDA0003962268450000083
Δδs表示系统等效功角的小扰动量；
S027、进一步分析风电机组在VSG控制下的风机轴系稳定问题
由式
Figure BDA0003962268450000084
得，
Figure BDA0003962268450000085
又由于，
Figure BDA0003962268450000086
结合式
Figure BDA0003962268450000087
式/>
Figure BDA0003962268450000088
得到，
Figure BDA0003962268450000089
其中，
Figure BDA0003962268450000081
则虚拟同步控制的风电机组轴系状态方程整理为
Figure BDA0003962268450000082
其中，
Figure BDA00039622684500000810
式中，ωg0表示系统角频率初始值；
降阶后的状态空间的特征方程为
Figure BDA0003962268450000092
轴系振荡模态所对应特征根的实部为
Figure BDA0003962268450000091
S028、根据式⑧及
Figure BDA0003962268450000093
评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。
本发明由于采用了上述的技术方案，其与现有技术相比，所取得的技术进步在于：
(1)本发明考虑机组安全运行，分析风机源端运行特性和VSG功率控制回路的耦合关系，设计了基于扩张干扰观测器的风电虚拟同步控制策略，并对风机转速恢复策略进行优化，能够为构网型风机控制策略制定提供工程指导，能够提高构网型风电并网系统的稳定性；
(2)风电虚拟同步控制存在降低系统小干扰稳定性的风险，本发明通过引入VSG控制的并网系统稳定运行能力全面评估，能够完善虚拟同步PMSG友好并网功能；
(3)本发明经过分析得到，VSG惯量阻尼系数与实部直接相关，当虚拟惯量系数Hv增大，虚拟阻尼系数Dv减少时，系数HGD也增大，轴系振荡模态所对应特征根的实部δ1,2向状态平面的虚轴靠近，不利于风机的轴系动态稳定，因此，为安全推广基于虚拟同步机的风电控制技术，本发明给出一种新的VSG控制策略，在所设置的控制方式下，在保证风机轴系稳定的同时，有效提升虚拟同步并网系统的动态稳定性能；
(4)本发明中通过观测器得到虚拟转矩补偿项PESO，将其反馈至VSG虚拟转子运动方程中，能够降低风功率及负荷扰动对系统稳定性的影响，提升风机主动支撑系统稳定运行的能力；
(5)本发明在VSG动态调节过程中，为避免附加功率控制引起风机轴系扭振威胁自身安全运行，当风机转速低于安全值ωv时，转速保护模块将PRO置零，从而能够使风电VSG系统退出附加功率补偿；
(6)虚拟同步PMSG通过ESO控制主动支撑系统稳定运行后，为避免系统频率的二次跌落，风机转速需要尽快恢复到最优值，本文在风机转速恢复策略基础上设计加速功率曲线，为基于虚拟同步控制的直驱风机推广应用提供安全保障；
(7)本发明中，基于PI控制器的功率加速转速恢复策略可以更好的支撑虚拟同步PMSG对系统惯量，阻尼的支撑能力，避免VSG动态调节完成后转速恢复过程对系统频率造成的不利影响；
(8)基于扩张状态干扰观测器的风电虚拟同步控制，可以进一步改善构网型风机的友好并网功能。通过估计外部扰动的不平衡功率和内部的状态量并在控制器中对其跟踪补偿，有效减小了故障下扰动补偿量与实际扰动量的偏差值，削弱了参数设置不合理带来的不利影响，从而有效提高风电VSG并网系统的动态稳定性；
(9)传统基于恒定惯量、阻尼控制的风电虚拟同步并网系统，需要以较大幅度动态调整风电输出的电磁功率以应对故障期间的扰动，此时风电有功功率Pg及转速ωr会产生较大波动来响应附加控制，这将对风机自身轴系稳定产生负面冲击；本发明采用考虑风机转速恢复的VSG扩张状态观测器控制策略后，ESO通过对系统扰动时不平衡功率的扩张状态估计，并安排合理的转速加速恢复曲线进而优化调整风电有功输出，对系统功率缺额实现动态跟踪补偿，降低了扰动下风电机组的功率振荡，同时，在风电对系统频率电压主动支撑结束后，有效缩短了风机转速恢复时间，因此控制策略在提高系统动态稳定性的同时，保证了风电机组自身的轴系稳定。
本发明属于风力发电技术领域，能够提高构网型风电并网系统的稳定性。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。
在附图中：
图1为本发明实施例的虚拟同步直驱风力机控制框图；
图2为本发明实施例的虚拟同步直驱风电并网系统原理框图；
图3为本发明实施例基于扩张状态观测器的虚拟同步直驱风电控制框图；
图4为本发明实施例梯形函数f(T)示意图；
图5为本发明实施例基于加速功率的风机转速恢复策略框图；
图6为本发明实施例直驱风电虚拟同步机实验平台框图；
图7为本发明实施例惯量系数增大时系统各振荡模态的根轨迹图；
图8为本发明实施例Hv变化对PMSG系统交流侧暂态频率影响对比图；
图9为本发明实施例Dv变化对PMSG系统交流侧暂态频率影响对比图；
图10为本发明实施例发电机转子角速度响应曲线图；
图11为本发明实施例发电机有功功率响应曲线图；
图12为本发明实施例联络线传输功率曲线图；
图13为本发明实施例发电机G1、G2等值功角曲线图；
图14为本发明实施例风电有功出力响应曲线图；
图15为本发明实施例风机转速变化情况曲线图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明。应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法
本实施例包括三部分内容，首先，第一部分内容从构网型风机工程应用角度，搭建了基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的小信号模型，评估了风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响；其次，第二部分内容考虑机组安全运行，分析风机源端运行特性和VSG功率控制回路的耦合关系，设计了基于扩张干扰观测器的风电虚拟同步控制策略，并对风机转速恢复策略进行优化，为构网型风机控制策略制定提供工程指导；最后，第三部分内容基于实验室RTLAB数模混合仿真平台，建立虚拟同步PMSG并网系统，仿真验证了分析结果的准确性和控制策略的有效性。
第一部分包括两个过程：
S01、搭建基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的小信号模型；
S02、评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。
对于步骤S01，如图1所示，为基于虚拟同步机控制的PMSG原理图，即虚拟同步直驱风力机控制框图。图中，永磁同步电机将风力机输出的机械能转换为电磁功率 Pe，然后通过机侧换流器注入直流母线，再经过采用VSG控制算法的网侧换流器及LC 滤波器等元件并网运行。其中，机侧换流器控制直流电压udc稳定，ΔU为直流侧电容电压与及其参考值差值，经过PI控制后得到电流内环q轴电流参考值Isqref，Isd、 Isdref分别为电流内环d轴电流及参考值。虚拟同步PMSG并网系统的有功功率环节模拟同步机转子运动方程，p*作为VSG有功调制环的机械功率来构建风电自同步控制回路。采样模块计算出网侧逆变器有功功率值Pg，送入VSG功率控制外环。当并网系统出现不平衡功率ΔP时，PMSG检测到角速度偏差Δωs，一次调频环节通过调频系数kω动态调整有功功率参考值
Figure BDA0003962268450000121
使VSG的转子电流有功分量发生变化，经转子运动方程和电压下垂控制得到虚拟相角δvsg和电压幅值V。最后通过虚拟阻抗和电压电流控制，得到网侧PWM换流器的调制信号，完成对系统的惯量、阻尼主动支撑。其中，Hv、 Dv分别为转子运动方程的惯量、阻尼控制参数，Qg、Vref分别为网侧无功功率和电压参考值。
本实施例中，VSG控制算法采用现有技术，如褚文从,刘静利,李永刚,刘华志,李德奇发表的《考虑源端特性的虚拟同步直驱风机小信号建模与稳定性分析》记载了VSG 控制算法。
与传统VSG直流侧为储能电源不同，虚拟同步PMSG通过释放或储存转子动能参与系统频率调节，一方面，虚拟惯量引入电力系统后，可变的惯量分布将对系统稳定性产生显著影响。另一方面，虚拟同步控制作用会干扰风机轴系自身稳定特性。
对于步骤S02，按照以下步骤顺序进行：
S021、如图2所示，为虚拟同步直驱风电并网系统原理框图，图中，转子运动方程模拟同步机的惯性和一次调频特性，pd为阻尼功率，ωn为并网点电压角频率，ωb为电网角频率的基准值。同步机系统中原动机输出的机械功率为Pm；PL表示阻性负荷消耗的有功功率；k1、k2分别表示同步机调速器的比例系数和积分系数；HG、DG分别表示系统等值惯性时间常数和阻尼系数；
将VSG虚拟转子运动方程表示为：
Figure BDA0003962268450000131
其中，ωs为系统同步发电机的角速度；ω0为系统额定角速度；
由于锁相环技术的局限性导致存在较大偏差，将系统角频率测量值ωn用额定角速度ω0代替，将式①化简得
Figure BDA0003962268450000132
S022、传统VSG并网系统P*为恒定值，虚拟同步控制的PMSG为有效利用风能需遵循MPPT曲线，本实施例选取恒转速区进行研究，将式②表示为
P*＝αωr-Pr 式③
式中：ωr为风轮角速度，α和Pr为MPPT曲线恒转速区的系数；
S023、分析风电机组的轴系动态稳定时，建立如下两质块轴系模型
Figure BDA0003962268450000133
式中，θ为轴系扭矩角，Hr和Hg分别为风轮和风力发电机的惯性时间常数，Ks为轴系刚度系数，p表示微分算子；
S024、同步发电机的调速器采用比例积分控制，发电机的等值二阶转子运动方程表示为
HGpωs＝k1(ω0-ωs)+k2x-Pe 式⑤
式中：Pe表示同步发电机输出的电磁功率；x表示调速器的输出状态变量， dx/dt＝ω0-ωs；
根据系统的功率平衡关系有
Pe+Pg＝PL 式⑥
结合式⑥，将式②代入式⑤可得
Figure BDA0003962268450000141
/>
式中：Un表示负荷侧的端电压；r表示其等值电阻；SB表示系统的基准功率；HGD表示构网型风电并网系统的等效惯性时间常数；
其中，
HGD＝HG+Hv-Dv-kω 式⑧
S025、综合式④和式⑦，得虚拟同步PMSG并网系统的状态空间表达式
Figure BDA0003962268450000142
当风机初始角速度为ωvsg，初始机械功率为Pr0，在平衡点处对状态方程线性化，得到复频域下的小信号方程为
Figure BDA0003962268450000143
式中：Δ表示各状态变量的小信号增量，
其中，a11＝-k1/HGD；a12＝-k2/HGD；a13＝αω0/HGDSB，
Figure BDA0003962268450000144
a35＝ks/Hr；a41＝(DV+kω)/Hv+Hg；a43＝α/Hv+Hg；a44＝Pr/Hv+Hg； a45＝ks/Hv+Hg；
S026、VSG的可变虚拟惯量分布将对系统阻尼产生显著影响。分析虚拟惯量控制对系统暂态特性的影响时，当风速变化较小，同步发电机的运动方程表示为
Figure BDA0003962268450000145
Δδs表示系统等效功角的小扰动量；
由式
Figure BDA0003962268450000146
可知，在VSG虚拟惯量控制下，Hv的引入使得系统等效惯性时间常数增大，但是降低了同步发电机的阻尼比，甚至会对同步发电机的功角振荡产生负阻尼效应；
S027、进一步分析风电机组在VSG控制下的风机轴系稳定问题
由式
Figure BDA0003962268450000151
得，
Figure BDA0003962268450000152
又由于，
Figure BDA0003962268450000153
结合式
Figure BDA0003962268450000154
式/>
Figure BDA0003962268450000155
得到，
Figure BDA0003962268450000156
其中，
Figure BDA0003962268450000157
则虚拟同步控制的风电机组轴系状态方程整理为
Figure BDA0003962268450000158
其中，
Figure BDA0003962268450000159
式中，ωg0表示系统角频率初始值；
降阶后的状态空间的特征方程为
Figure BDA00039622684500001511
轴系振荡模态所对应特征根的实部为
Figure BDA00039622684500001510
S028、根据式⑧及
Figure BDA0003962268450000161
评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。
由式
Figure BDA0003962268450000162
可知，VSG惯量阻尼系数与实部直接相关，当虚拟惯量系数Hv增大，虚拟阻尼系数Dv减少时，根据式⑧表达式可知，系数HGD也增大，δ1,2向状态平面的虚轴靠近，不利于风机的轴系动态稳定，因此，为安全推广基于虚拟同步机的风电控制技术，有必要给出一种新的VSG控制策略，在所设置的控制方式下，在保证风机轴系稳定的同时，有效提升虚拟同步并网系统的动态稳定性能。
第二部分：制定基于扩张观测器的虚拟同步PMSG控制策略。
风电功率的随机性，以及含虚拟同步控制的风电高渗透电力系统的动态特性改变，均会增加VSG在新能源场站中应用的难度。扩张状态观测器可实时的观测和估计闭环系统的扰动，并将未知干扰因素在反馈控制中补偿。具体过程包括顺序进行的以下步骤：
S1、将包含扰动的一阶构网型风电并网系统表示为
Figure BDA0003962268450000163
式中，x是状态变量；u(t)和y(t)分别是系统的输入和输出；w(t)为系统输出的扰动；b为系统参数；f[x,w(t),t]为未知的实时作用量；
S2、为方便观测系统的扰动量，将扰动扩张为一个新的状态变量x2，则系统改写为
Figure BDA0003962268450000164
式中，γ(t)为系统总扰动实时作用量，x1为状态变量初始值；
S3、进一步构造非线性系统
Figure BDA0003962268450000165
其中，
Figure BDA0003962268450000166
和/>
Figure BDA0003962268450000167
为状态变量，β1、β2为输出误差的调节增益；
非线性函数fal可以实现z1对x1的准确跟踪，非线性函数fal表达式为
Figure BDA0003962268450000171
式中，eω为跟踪误差，α为非线性因子，λ为滤波因子，其中α取值范围为[0,1]，λ取值为[5,10]；
S4、将fal函数带入式
Figure BDA0003962268450000172
并根据式/>
Figure BDA0003962268450000173
令x1＝ωs，eω＝z1-ωs，输入/>
Figure BDA0003962268450000174
Figure BDA0003962268450000175
输入系数b＝1/Hv，设计所得ESO为：
Figure BDA0003962268450000176
Figure BDA0003962268450000177
ωs为系统同步发电机的角速度；
Figure BDA0003962268450000178
为系统中网侧逆变器有功功率参考值，Pg为系统中网侧逆变器有功功率值；Hv为系统中网侧换流器转子运动方程的惯量；Pu为一阶构网型风电并网系统的输入值；
ESO表示扩张状态观测器；
S5、制定基于ESO的虚拟同步直驱风机控制策略
基于扩张状态观测器的虚拟同步直驱风机控制策略如图3所示，通过ESO得到虚拟转矩补偿项PESO，将其反馈至VSG虚拟转子运动方程中，降低风功率及负荷扰动对系统稳定性的影响，提升风机主动支撑系统稳定运行的能力；
VSG设置在构网型风电并网系统中，VSG代表虚拟同步发电机。
本实施例中，步骤S5中，包括基于制定出的控制策略动态调整VSG的过程；在 VSG动态调节过程中，为避免附加功率控制引起风机轴系扭振威胁自身安全运行，当风机转速低于安全值ωv时，转速保护模块将转速保护模块的开关信号PRO置零，使风电VSG系统退出附加功率补偿；
S6、虚拟同步PMSG通过ESO控制主动支撑系统稳定运行后，为避免系统频率的二次跌落，风机转速需要尽快恢复到最优值，本文在风机转速恢复策略基础上设计加速功率曲线，为基于虚拟同步控制的直驱风机推广应用提供安全保障，设计加速功率 Pacc如下：
Figure BDA0003962268450000181
式中，ωr为风机转速；ωro为需要恢复到的最优转速；ωr,rec为风机开始恢复时的转速；ΔPC为恒定的设定功率值。
风机转速恢复策略采用现有技术即可，如劳焕景,张黎,宋鹏程,赵彤,邹亮发表的《一种考虑最优状态动态恢复的风电持续调频策略》就记载了风机转速恢复策略。
函数f(T)是一个从m到1变化的梯形曲线，如图4所示。图中T1为风机转速恢复的开始时间，T2为梯形函数变化到1的时刻，为进一步减小开始转速恢复时风机有功出力的跌落，m取值小于0，基于梯形函数的转速恢复策略如图5所示。
基于梯形函数f(T)的功率加速恢复策略确保在转速恢复的最初阶段，风机有功出力不至于降得太低；同时，当风机转速ωr从ωr,rec恢复到ωro的过程中，系数ωro- ωr/ωro-ωr,rec也逐渐减小到0。因此，基于PI控制器的功率加速转速恢复策略可以更好的支撑虚拟同步PMSG对系统惯量，阻尼的支撑能力，避免VSG动态调节完成后转速恢复过程对系统频率造成的不利影响。
第三部分：仿真分析
为说明风电源端特性对基于虚拟同步控制的PMSG系统动态性能的影响，在实验室采用OPRT5600系列的RT-ALB构建了虚拟同步PMSG并网系统的硬件在环实验平台，仿真机运行速度为2.5GHz，步长为15μs。VSG控制算法通过TMS320F28335的 DSP28335芯片实现，开关频率3kHz，DSP通过光纤连接主电路实现对PMSG网侧变流器的控制，硬件实物部分为实际工程所用控制器，两部分通过AC/DC接口实现交互。
数字仿真模型为PMSG系统主电路部分，包括风力机、变流器电路和交流电网模型，如图6所示。仿真系统包含三个额定容量均为900MW的同步发电机，一个由 400台PMSG并联接入的风电场，其中每台PMSG的额定容量为2MW，风电场经母线 B2接入系统，负荷L1为967MW，负荷L2为1767MW。
仿真过程包括步骤S31和步骤S32。
S31、虚拟同步PMSG系统稳定性影响因素分析
首先，通过Simulink搭建图6所示的仿真模型，在系统的稳态初始条件下，对系统进行模态分析。设置惯量控制系数Hv从0增大到25，此时系统各个振荡模态对应的特征根根轨迹如图7所示，区域间低频振荡模态为λ1，局部振荡模态为λ2，风电机组的轴系振荡模态为λ3，箭头方向代表Hv增大时对应模态的变化轨迹。
通过分析，当Hv逐渐增大时，λ1和λ2开始会向实轴的左半部分移动，但当Hv增至一定值后，若持续增大Hv的值，将会加剧区域间振荡，不利于提高区域间低频振荡的稳定性；而Hv越大，风电机组的有功输出波动就越大，其轴系振荡稳定性越低，这与本文对虚拟同步控制下风电机组轴系动态稳定的理论分析结论相一致。
进一步通过仿真分析惯量、阻尼参数变化条件下对虚拟同步PMSG系统稳定运行的影响，仿真设置在1s时突减负荷，在6s时突增负荷，系统此时共带负荷451kW。
讨论对系统稳定性起关键作用的VSG控制参数Hv，Dv对系统影响机理。图8、图 9分别是虚拟同步PMSG系统取不同惯量Hv、不同阻尼Dv对系统稳定性对比图，可以看出，随着Hv的增加，会使系统频率波动变得平稳，但参数Hv存在上限，若持续增加，系统受到扰动后响应速度会变差，风电并网系统稳定性将会受到严重威胁。阻尼 Dv增加同样会使系统暂态频率波动变得平稳，扰动后频率的超调量得到一定程度降低，若参数设置不合理，随着Dv的增加会降低系统的收敛速度，且对系统暂态恢复时间的影响不同。因此，惯量、阻尼系数可以改善系统的稳定特性及抗干扰能力，但是控制系数取值不合理会降低虚拟同步PMSG支撑系统的作用强度。
S32、基于ESO的虚拟同步风机仿真验证
S321、短路故障时的系统响应
验证基于扩张状态观测器的虚拟同步风机控制对系统动态稳定性能的影响，在图4所示系统的母线B5处设置持续时间为0.1s的三相短路故障，故障过程中，风速保持恒定为8m/s。本文在避免观测器高频颤振的基础上，通过在线调试，得出增益系数β1＝25、β2＝105时可以使观测器的估计值以较快速度接近实际值并达到良好的收敛效果。非线性因子α＝0.45，滤波因子γ＝10。经过仿真调试，根据风机开始恢复时的转速值和恢复时间，风机转速恢复的PI控制参数分别取0.8和0.01，梯形函数 m＝-0.15，
扩张状态观测器能对系统未知扰动误差进行较为准确的估计，通过动态跟踪调整风电机组的有功功率得到优化控制效果。基于虚拟同步机的风电在初始功率调整和转速恢复开始时刻，风机电磁功率均会发生突变现象，扩张干扰估计值会出现短暂的过冲现象，但随后迅速收敛到最优值附近，精度可以较好地满足VSG控制的要求。
图10—图13为短路故障时同步机G1的转子角速度、有功出力、联络线传输功率及同步机G1与G2等值功角δ1,2动态响应对比曲线。由图可知，风电在传统虚拟同步机制下恒定惯量控制等效增大了原系统的惯性时间常数，故障发生后功角的第一摆幅度下降，同时，惯量控制作用下阻尼比的降低导致系统有功功率、频率出现振荡，降低了系统的暂态稳定能力。采用考虑风机转速恢复的扩张状态观测器优化控制策略后，系统功角的第一摆幅度继续降低，且传输线和发电机的有功功率、系统频率均能较快恢复稳定，振荡时间缩短至5.6s，因此基于ESO的虚拟同步控制策略可以显著提升系统稳定运行能力。
由图14、图15可知，传统基于恒定惯量、阻尼控制的风电虚拟同步并网系统，需要以较大幅度动态调整风电输出的电磁功率以应对故障期间的扰动，此时风电有功功率Pg及转速ωr会产生较大波动来响应附加控制，这将对风机自身轴系稳定产生负面冲击；采用考虑风机转速恢复的VSG扩张状态观测器控制策略后，ESO通过对系统扰动时不平衡功率的扩张状态估计，并安排合理的转速加速恢复曲线进而优化调整风电有功输出，对系统功率缺额实现动态跟踪补偿，降低了扰动下风电机组的功率振荡，同时，在风电对系统频率电压主动支撑结束后，有效缩短了风机转速恢复时间，因此控制策略在提高系统动态稳定性的同时，保证了风电机组自身的轴系稳定。

Claims (7)

1.一种构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，包括顺序进行的以下步骤：
S1、将包含扰动的一阶构网型风电并网系统表示为
Figure FDA0003962268440000011
式中，x是状态变量；u(t)和y(t)分别是系统的输入和输出；w(t)为系统输出的扰动；b为系统参数；f[x,w(t),t]为未知的实时作用量；
S2、将扰动扩张为一个新的状态变量x2，则系统改写为
Figure FDA0003962268440000012
式中，γ(t)为系统总扰动实时作用量，x1为状态变量初始值；
S3、进一步构造非线性系统
Figure FDA0003962268440000013
其中，
Figure FDA0003962268440000014
和/>
Figure FDA0003962268440000015
为状态变量，β1、β2为输出误差的调节增益；
非线性函数fal表达式为
Figure FDA0003962268440000016
式中，eω为跟踪误差，α为非线性因子，λ为滤波因子，其中α取值范围为[0,1]，λ取值为[5,10]；
S4、将fal函数带入式
Figure FDA0003962268440000017
并根据式/>
Figure FDA0003962268440000018
令x1＝ωs，eω＝z1-ωs，输入/>
Figure FDA0003962268440000019
Figure FDA00039622684400000110
输入系数b＝1/Hv，设计所得ESO为：
Figure FDA00039622684400000111
Figure FDA0003962268440000021
ωs为系统同步发电机的角速度；
Figure FDA0003962268440000022
为系统中网侧逆变器有功功率参考值，Pg为系统中网侧逆变器有功功率值；Hv为系统中网侧换流器转子运动方程的惯量；Pu为一阶构网型风电并网系统的输入值；
ESO表示扩张状态观测器；
S5、制定基于ESO的虚拟同步直驱风机控制策略
通过ESO得到虚拟转矩补偿项PESO，将其反馈至VSG虚拟转子运动方程中，VSG代表虚拟同步发电机；
所述VSG设置在构网型风电并网系统中。
2.根据权利要求1所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，步骤S5中，包括基于制定出的控制策略动态调整VSG的过程；
在VSG动态调整过程中，当风机转速低于安全值ωv时，转速保护模块将转速保护模块的开关信号PRO置零，使风电VSG系统退出附加功率补偿。
3.根据权利要求1所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，步骤S5之后执行步骤S6，步骤S6包括以下过程：
在风机转速恢复策略基础上，设计加速功率Pacc，控制风机转速恢复至最优值；
所述加速功率Pacc如下：
Figure FDA0003962268440000023
式中，ωr为风机转速；ωro为需要恢复到的最优转速；ωr,rec为风机开始恢复时的转速；ΔPC为恒定的设定功率值。
4.根据权利要求1-3任意一项所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，步骤S1之前执行步骤S0，步骤S0包括依次进行的以下步骤：
S01、搭建基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的小信号模型；
S02、评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。
5.根据权利要求4所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，所述小信号模型中包括直驱永磁同步电机，直驱永磁同步电机将风力机输出的机械能转换为电磁功率Pe，然后通过机侧换流器注入直流母线，再经过采用VSG控制算法的网侧换流器及LC滤波器元件并网运行；
其中，机侧换流器控制直流电压udc稳定；
直流侧电容电压与及其参考值差值ΔU，经过比例积分控制后得到电流内环q轴电流参考值Isqref；
基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统的有功功率环节模拟同步机转子运动方程，p*作为VSG有功调制环的机械功率来构建风电自同步控制回路；
基于虚拟同步控制的直驱永磁风电系统包括采样模块，所述采样模块计算出网侧逆变器有功功率值Pg，送入VSG功率控制外环。
6.根据权利要求5所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，当构网型风电并网系统出现不平衡功率ΔP时，直驱永磁同步电机检测到角速度偏差Δωs，一次调频环节通过调频系数kω动态调整有功功率参考值
Figure FDA0003962268440000031
使VSG的转子电流有功分量发生变化；然后，经转子运动方程和电压下垂控制得到虚拟相角δvsg和电压幅值V；最后，通过虚拟阻抗和电压电流控制，得到网侧PWM换流器的调制信号，完成对系统的惯量、阻尼主动支撑。
7.根据权利要求6所述的构网型风电并网系统的频率优化控制方法，其特征在于，步骤S02按照以下步骤顺序进行：
S021、将VSG虚拟转子运动方程表示为：
Figure FDA0003962268440000032
其中，ωs为系统同步发电机的角速度；ωb为电网角频率的基准值；ωr0为系统额定角速度；
将系统角频率测量值ωn用额定角速度ω0代替，将式①化简得
Figure FDA0003962268440000041
Dv为阻尼控制参数；ωvsg为VSG输出的虚拟角速度；
S022、选取恒转速区进行研究，将式②表示为
P*＝αωr-Pr 式③
式中：ωr为风轮角速度，α和Pr为MPPT曲线恒转速区的系数；
S023、分析风电机组的轴系动态稳定时，建立如下两质块轴系模型
Figure FDA0003962268440000042
式中，θ为轴系扭矩角，Hr和Hg分别为风轮和风力发电机的惯性时间常数，Ks为轴系刚度系数，p为表示微分算子；
S024、同步发电机的调速器采用比例积分控制，发电机的等值二阶转子运动方程表示为
HGpωs＝k1(ω0-ωs)+k2x-Pe 式⑤
式中，Pe表示同步发电机输出的电磁功率；x表示调速器的输出状态变量，dx/dt＝ω0-ωs；HG表示系统等值惯性时间常数；k1、k2分别表示同步发电机调速器的比例系数和积分系数；
根据系统的功率平衡关系有
Pe+Pg＝PL 式⑥
式中，PL表示阻性负荷消耗的有功功率；
结合式⑥，将式②代入式⑤可得
Figure FDA0003962268440000043
式中，Un表示负荷侧的端电压；r表示其等值电阻；SB表示系统的基准功率；HGD表示构网型风电并网系统的等效惯性时间常数；
其中，
HGD＝HG+Hv-Dv-kω 式⑧
S025、综合式④和式⑦，得虚拟同步PMSG并网系统的状态空间表达式
Figure FDA0003962268440000051
当风机初始角速度为ωvsg，初始机械功率为Pr0，在平衡点处对状态方程线性化，得到复频域下的小信号方程为
Figure FDA0003962268440000052
式中：Δ表示各状态变量的小信号增量，
其中，a11＝-k1/HGD；a12＝-k2/HGD；a13＝αω0/HGDSB，
Figure FDA0003962268440000053
a35＝ks/Hr；a41＝(DV+kω)/Hv+Hg；a43＝α/Hv+Hg；a44＝Pr/Hv+Hg；a45＝ks/Hv+Hg；
S026、当风速变化较小，同步发电机的运动方程表示为
Figure FDA0003962268440000054
Δδs表示系统等效功角的小扰动量；
S027、进一步分析风电机组在VSG控制下的风机轴系稳定问题
由式⑩得，
Figure FDA0003962268440000055
又由于，
Figure FDA0003962268440000056
结合式
Figure FDA0003962268440000057
式/>
Figure FDA0003962268440000058
得到，
Figure FDA0003962268440000061
其中，
Figure FDA0003962268440000062
则虚拟同步控制的风电机组轴系状态方程整理为
Figure FDA0003962268440000063
其中，
Figure FDA0003962268440000064
式中，ωg0表示系统角频率初始值；
降阶后的状态空间的特征方程为
Figure FDA0003962268440000065
轴系振荡模态所对应特征根的实部为
Figure FDA0003962268440000066
S028、根据式⑧及
Figure FDA0003962268440000067
评估风电VSG系统控制参数对同步机系统稳定特性的影响。/>
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