CN116111606A - 虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及新能源发电技术领域，是一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统及方法，其通过控制风机能量流经虚拟同步补偿器，再由虚拟同步补偿器控制电网功率输入，实现整个新能源场站和虚拟同步补偿器整体对外表现为电压源特性，使得POC电压可控。本发明可以实现整个新能源场站表现出电压源特性，解决了“双高”系统电压源缺失性问题；还能够很好地解决“双高”系统惯量和阻尼不足，应对突发性频率事件能力不够的问题；有助于提升新能源电站站内和站外系统交互稳定性，保证虚拟同步补偿器安全运行的前提下，整个新能源场站表现出电压源特性的同时为对新能源电场提供阻尼支撑作用。

Description

虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统及方法

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域，是一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统及方法。

背景技术

近年来，在构建以新能源为主体的新型电力系统的宏伟目标驱动下，我国电网电源正处于由以火力发电为主的同步发电机(Synchronous Generator，SG)逐步转变为基于电力电子接口的新能源发电(Inverter BasedResources，IBR)的关键阶段。电力系统呈现出高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性。由于IBR不能如传统大型SG一样为电力系统提供转动惯量和阻尼，因此在IBR逐步替代SG的过程中，系统惯量和阻尼不断降低，应对突发性频率事件的能力不断削弱，安全稳定性面临严重挑战。另外，当前IBR并网控制方式主要为跟网型，其输出特性表现为可控电流源，不同于传统同步发电机的交流电压源特性，缺乏电压支撑能力，导致电网中电压源不断减少、电压支撑能力不足，使电力系统电压稳定性问题同样日益凸显。

为解决“双高”系统电压源缺失性及惯性和阻尼不够带来的电压稳定性问题，研究人员以构网变流器控制加储能技术为切入点，主要方法有两种：分别是风电场直流侧配备储能或者风电场交流侧配备虚拟同步补偿器(Virtual synchronization compensator，VSCOM)。在风电场直流侧配备储能，储能设备被放置在风力发电机电网侧变换器的直流侧，网侧变换器采用虚拟同步发电机(VSG)控制为电网提供电压支撑，技术较为成熟。然而，对已建成的风机而言，若要在其直流侧安装储能装置，需要对其硬件进行改造升级，经济投入较大，实现困难。在风电场交流侧配备虚拟同步补偿器，能够以电压源的方式快速补偿无功功率，提升电压稳定性，实现构网功能。

然而，现有的风电场与交流侧虚拟同步补偿器的独立控制策略，并未从根本上解决新能源场站整体表现为电压源特性的问题。新能源与虚拟同步补偿器在汇集站并网点(POC)处并联运行，风力发电与虚拟惯量控制脱离，使该控制对风速波动引起的频率波动不具有直接平抑作用。且当新能源出力骤变时，电流会倒灌注入到虚拟同步补偿器设备，危及虚拟同步补偿器的安全运行。目前，关于协同控制新能源发电机组和虚拟同步补偿器的研究尚未展开。

发明内容

本发明提供了一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统及方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决控制对风速波动引起的频率波动不具有直接平抑作用，且当新能源出力骤变时，电流会倒灌注入到虚拟同步补偿器设备，危及虚拟同步补偿器的安全运行的问题。

本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统，包括虚拟同步补偿器，虚拟同步补偿器连接于新能源场站的汇集站并网点处，用于补偿新能源场站的无功需求，虚拟同步补偿器包括静止无功发生器、超级电容储能装置和协调控制器；

其中，静止无功发生器包括直流电容和并网变换器，用于虚拟同步补偿器无功补偿控制和电压支撑控制；

其中，超级电容储能装置，用于提供电压源型并网过程中所需的有功功率以及惯量和阻尼支撑时的有功功率；

其中，协调控制器，与新能源发电端通讯，用于协同控制储能的过载功率调节。

下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：

上述虚拟同步补偿器可采用电压源控制，主动控制POC电压幅值。

上述超级电容储能装置可设有DC-DC变换器，用于控制超级电容充放电及荷电状态。

本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，包括如下步骤：控制风机能量流经虚拟同步补偿器，再由虚拟同步补偿器控制电网功率输入，实现整个新能源场站和虚拟同步补偿器整体对外表现为电压源特性，使得POC电压可控；通过协同控制禁止功率倒灌入虚拟同步补偿器，避免虚拟同步补偿器过载。

下面是对上述发明技术方案之二的进一步优化或/和改进：

上述具体可包括如下步骤：通过测量虚拟同步补偿器三相滤波器电感电流I_Labc和电容电压U_oabc，经过Park变换后得到对应的dp轴分量I_dq和U_dq，通过功率计算得到虚拟同步补偿器输出的有功功率P和无功功率Q；通过采用恒电压模式、无功功率下垂控制模式以及励磁调节模式，虚拟同步补偿器直接建立POC节点电压，支撑电网电压。

上述还可包括如下步骤：假设电网电压V_g作为参考量，传输线串联感性阻抗为X_g，则注入电网的功率可表示为：

其中：

V_o∠α＝E∠δ-i(r_v+jω_VSGl_v) (3)

V_o代表变换器POC电压；

跟网型新能源电场直接控制入网的有功和无功功率，虚拟同步补偿器直接控制接入点的电压幅值和有功功率；在POC处的输出功率通过虚拟同步补偿器的同步控制环实现。

上述还可包括如下步骤：测量每台风机在PCC点处的三相滤波器电感电流I_abc和电容电压U_abc，经过功率计算得到单台风机输出的有功功率P_wi，将计算得到的数值输入至协同控制中心，得到风电厂发电总功率P_wt，

P_wt＝P_w1+P_w2+···+P_wn (4)

上述还可包括如下步骤：将虚拟同步补偿发出功率记为P_ess，注入电网的功率为P_g，假设电网在额定频率下工作，注入电网的功率是风力发电功率，虚拟同步补偿器输出功率为零，参考功率是测量的风力发电功率，即得到式(5)：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝0 (5)

当到风机增发功率为ΔP时，电网功率注入保持不变，增发电量ΔP由虚拟同步补偿器中的储能暂存，即：

P_wt＝P_wt0+ΔP；P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝-ΔP (6)

虚拟同步补偿器对电网注入风机增发功率量，如式(7)所示:

式中，G(t)为从参考功率到实际功率输出的传递函数。

上述还包括如下步骤：当输出总功率等于风机发电量时，储能返回到零输出状态，系统稳定到一个新的平衡点，如(8)所示：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0+ΔP；P_ess＝0 (8)

上述还可包括如下步骤：通过采用功率限制器以钳制虚拟同步补偿器有功功率交互，对新能源注入进虚拟同步补偿器的过载功率进行前馈控制，即：

ΔP＝P_wg-P (9)

P_ex＝|ΔP|-P_m (10)

定义P_m为虚拟同步补偿器中超级电容变换器的额定功率，如果式(10)中检测到的变化功率ΔP大于超级电容额定值P_m，则过载功率P_ex直接注入电网；

对电网输出过载功率P_ex，相角跳跃变化；跳跃相位Δδ经光纤通讯送入虚拟同步补偿器设备的虚拟同步机控制环。

本发明采用所构思的基于虚拟同步补偿器的改进，可限制新能源和虚拟同步补偿器之间的有功功率交互，避免了新能源出力骤变时产生的过电流，平抑频率和电压波动，解决了风机出力波动倒灌注入到虚拟同步补偿器时功率过载的问题。通过本发明所提出的虚拟同步补偿器的协调控制器，可以实现整个新能源场站表现出电压源特性，使得POC表现为PV节点，解决了“双高”系统电压源缺失性问题。POC处的输出功率由虚拟同步补偿器的同步控制环实现，这种增强的同步方式与下垂控制相结合，有助于保持POC处有功功率与新能源场站输出有功功率的动态平衡，能够很好地解决“双高”系统惯量和阻尼不足，应对突发性频率事件能力不够的问题。此外，本发明根据新能源电站需求，提出了虚拟同步补偿器超级电容的容量配置方法，有助于提升新能源电站站内和站外系统交互稳定性。本发明可以保证虚拟同步补偿器安全运行的前提下，整个新能源场站表现出电压源特性的同时为对新能源电场提供阻尼支撑作用。

附图说明

附图1为本发明实施例虚拟同步补偿器的拓扑结构示意图。

附图2为本发明实施例虚拟同步补偿器的并网控制结构示意图。

附图3为本发明实施例虚拟同步补偿器的协同控制结构示意图。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

在本发明中，为了便于描述，各部件的相对位置关系的描述均是根据说明书附图的布图方式来进行描述的，如：前、后、上、下、左、右等的位置关系是依据说明书附图的布图方向来确定的。

下面结合实施例及附图对本发明作进一步描述：

实施例1：如附图1、2、3所示，该虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统包括虚拟同步补偿器，虚拟同步补偿器直挂式连接于新能源场站的35KV汇集站并网点处，用于补偿新能源场站的无功需求，虚拟同步补偿器包括静止无功发生器(SVG)、超级电容储能装置和协调控制器；其中，静止无功发生器，作为虚拟同步补偿器的主体部分，包括直流电容和并网变换器，用于虚拟同步补偿器无功补偿控制和电压支撑控制，具体由构网型变换器实现。

在本实施例中，其控制方法采用恒电压模式、无功功率下垂控制模式以及励磁调节模式三种方式相结合的方法进行调控。其中，超级电容储能装置，用于提供电压源型并网过程中所需的有功功率以及惯量和阻尼支撑时的有功功率。超级电容储能装置可设有DC-DC变换器，用于控制超级电容充放电及荷电状态。

在本实施例中，在有功控制时，虚拟同步补偿器采用类似于同步发电机的摇摆方程进行变换器并网同步。其中，协调控制器，与新能源发电端通讯，用于协同控制储能的过载功率调节。

在本实施例中，无论运行在何种模式，虚拟同步补偿器始终采用电压源控制方法，主动控制POC电压幅值，其输出无功功率和相位根据负载自行改变。

该系统包括以下三方面功能：协同控制电压支撑、协同控制阻尼提供功能实现以及协同控制储能过载功率调节。具体地，本发明中提及的协同控制电压支撑和阻尼提供功能实现方面，虚拟同步补偿器工作在构网模式下，其控制由外环和内环两部分组成。内部控制回路用于POC点电压跟踪基准值。外部控制回路用于功角同步、直流电压调节和基准电压设置，从而为系统提供所需的电压和频率支撑。

本发明采用所构思的基于虚拟同步补偿器的改进，可限制新能源和虚拟同步补偿器之间的有功功率交互，避免了新能源出力骤变时产生的过电流，平抑频率和电压波动，解决了风机出力波动倒灌注入到虚拟同步补偿器时功率过载的问题。通过本发明所提出的虚拟同步补偿器的协调控制器，可以实现整个新能源场站表现出电压源特性，使得POC表现为PV节点，解决了“双高”系统电压源缺失性问题。POC处的输出功率由虚拟同步补偿器的同步控制环实现，这种增强的同步方式与下垂控制相结合，有助于保持POC处有功功率与新能源场站输出有功功率的动态平衡，能够很好地解决“双高”系统惯量和阻尼不足，应对突发性频率事件能力不够的问题。此外，本发明根据新能源电站需求，提出了虚拟同步补偿器超级电容的容量配置方法，有助于提升新能源电站站内和站外系统交互稳定性。本发明可以保证虚拟同步补偿器安全运行的前提下，整个新能源场站表现出电压源特性的同时为对新能源电场提供阻尼支撑作用。

实施例2：如附图1、2、3所示，虚拟同步补偿器在无额外控制的前提下，它与风机系统并联运行，在新能源出力骤变的时候，电流会倒灌注入到虚拟同步补偿器。并且由于它们分别对电网单独注入功率，无法为风电系统提供阻尼，及无法抑制风电输出的波动性。因此，本发明实施例提出了一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，包括如下步骤：控制风机能量流经虚拟同步补偿器，再由虚拟同步补偿器控制电网功率输入，则可实现整个新能源场站和虚拟同步补偿器整体对外表现为电压源特性，使得POC电压可控；同时，因储能额定容量限制，其风电功率不能完全注入至储能中。通过协同控制禁止功率倒灌入虚拟同步补偿器，从而可避免虚拟同步补偿器过载。

进一步地，通过风电场和虚拟同步补偿器的协同控制，在稳定状态下，虚拟同步补偿器有功功率参考值设置为0，风电场接口变换器频率等于电网频率，母线潮流保持在参考值。此时，虚拟同步补偿器不输出有功功率，只提供无功功率。在暂态过程中，变换器频率追随电网频率变化，但变换器频率的变化落后于电网频率变化，从而造成变换器电压和电网电压之间的较大相位差，从而使虚拟同步补偿器模拟同步发电机的惯量响应，由超级电容向电网输出功率P，以保持功角同步。在此协同控制过程中，虚拟同步补偿器的超级电容释放的能量可以用来支持风机系统的惯性。

应该注意的是，这里的阻尼系数应当选取的足够大，以降低直流电容的功率交换速度，从而保证直流电压稳定。同时，超级电容并非虚拟同步补偿器必备结构，若直流电容足够大，虚拟同步补偿器功角同步暂态功率可由直流电容提供，但是其对风机系统惯性和阻尼的协同支撑能力减弱。

总体而言，本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：采用本发明所构思的基于虚拟同步补偿器的改进，可限制新能源和虚拟同步补偿器之间的有功功率交互，避免了新能源出力骤变时产生的过电流，平抑频率和电压波动，解决了风机出力波动倒灌注入到虚拟同步补偿器时功率过载的问题。通过本发明所提出的虚拟同步补偿器的协调控制器，可以实现整个新能源场站表现出电压源特性，使得POC表现为PV节点，解决了“双高”系统电压源缺失性问题。所提控制器的电网同步能力已经通过类似与同步发电机的摇摆方程进行了说明，POC处的输出功率由虚拟同步补偿器的同步控制环实现，这种增强的同步方式与下垂控制相结合，有助于保持POC处有功功率与新能源场站输出有功功率的动态平衡，能够很好地解决“双高”系统惯量和阻尼不足，应对突发性频率事件能力不够的问题。此外，本发明根据新能源电站需求，提出了虚拟同步补偿器超级电容的容量配置方法，有助于提升新能源电站站内和站外系统交互稳定性。

实施例3：如附图1、2、3所示，该虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法具体包括如下步骤：通过测量虚拟同步补偿器三相滤波器电感电流I_Labc和电容电压U_oabc，经过Park变换后得到对应的dp轴分量I_dq和U_dq，通过功率计算得到虚拟同步补偿器输出的有功功率P和无功功率Q；根据电网具体需求，通过采用恒电压模式、无功功率下垂控制模式以及励磁调节模式，虚拟同步补偿器直接建立POC节点电压，进而支撑电网电压。

进一步地，假设电网电压V_g作为参考量，传输线串联感性阻抗为X_g，则注入电网的功率可表示为：

其中：

V_o∠α＝E∠δ-i(r_v+jω_VSGl_v) (3)

V_o代表变换器POC电压。

式(1)和式(2)两个方程包含两个参数(电网电压和线路阻抗)和四个变量(有功功率输出、无功功率输出、电压幅值和相位)，如果主动控制其中两个变量，则另外两个变量可被动确定。跟网型新能源电场直接控制入网的有功和无功功率，虚拟同步补偿器直接控制接入点的电压幅值和有功功率(其值为0，经控制输出相位实现有功功率控制)；本发明中，虚拟同步补偿器协同控制目标之一为整个新能源场站表现出电压源特性，因此POC表现为PV节点，其电压幅值由虚拟同步补偿器决定、其有功功率需与新能源场站输出有功功率保持平衡。为对新能源电场提供阻尼支撑作用，本发明在POC处的输出功率通过虚拟同步补偿器的同步控制环实现。即虚拟同步补偿器决定POC电压相位，但其值应满足新能源有功功率输出。

进一步地，为详细说明协同控制阻尼提供功能，首先测量每台风机在PCC点处的三相滤波器电感电流I_abc和电容电压U_abc，经过功率计算得到单台风机输出的有功功率P_wi，随后将计算得到的数值输入至协同控制中心，得到风电厂发电总功率P_wt，

P_wt＝P_w1+P_w2+···+P_wn (4)

进一步地，将虚拟同步补偿发出功率记为P_ess，注入电网的功率为P_g，假设电网在额定频率下工作，此时，注入电网的功率是风力发电功率，虚拟同步补偿器输出功率为零，参考功率是测量的风力发电功率，即得到式(5)：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝0 (5)

随后，当到风机增发功率为ΔP时，由于摇摆方程(4)中阻尼和惯性的作用，POC电压到电网的相位不能立即改变，因此电网功率注入保持不变，增发电量ΔP由虚拟同步补偿器中的储能暂存，即：

P_wt＝P_wt0+ΔP；P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝-ΔP (6)

当虚拟同步补偿器控制检测到发电量变化并调整参考功率后，由于摆幅方程中功率不平衡(P*≠P_g)导致相位缓慢连续变化，使得注入电网功率跟随当前发电量；虚拟同步补偿器对电网注入风机增发功率量，如式(7)所示:

式中，G(t)为从参考功率到实际功率输出的传递函数，它与虚拟惯量、阻尼和电网阻抗有关。

进一步地，当输出总功率等于风机发电量时，储能返回到零输出状态，系统稳定到一个新的平衡点，如(8)所示：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0+ΔP；P_ess＝0 (8)

在此过程中，所产生的功率波动经由储能变换器中的虚拟同步补偿器控制所抑制，而虚拟同步补偿器的输出相位则根据风机功率的值进行调节，最终实现了在维持汇集站电压稳定的同时，保证系统具有足够阻尼和惯量支撑的协同控制效果。

更进一步地，本发明上述提及的协同控制储能过载功率调节中，由于POC相位已被虚拟同步补偿器锁定，风机发电变换量ΔP将首先注入虚拟同步补偿器中的超级电容。在极端情况下，其功率变化量可为风电场额定容量，而虚拟同步补偿器主要为无功功率补偿，不会投入与风电场同等容量的无功补偿设备。为避免虚拟同步补偿器功率过载，同时实现POC表现为电压源，及虚拟同步补偿器控制POC电压相位，本发明所提出的协同控制通过采用功率限制器以钳制虚拟同步补偿器有功功率交互，对新能源注入进虚拟同步补偿器的过载功率进行前馈控制，避免虚拟同步补偿器输出相位跳变，保证虚拟同步补偿器安全运行的同时提供等容量阻尼支撑效应。即：

ΔP＝P_wg-P (9)

P_ex＝|ΔP|-P_m (10)

定义P_m为虚拟同步补偿器中超级电容变换器的额定功率，如果式(10)中检测到的变化功率ΔP大于超级电容额定值P_m，则过载功率P_ex(功率变化与ESS侧变换器额定值之间的差值)应该直接注入电网而不是存入超级电容中。

风机与虚拟同步补偿器中的储能对电网的整体输出由POC电压与电网电压决定，即式(1)和式(2)所述，而POC电压由储能变换器控制决定。在这种情况下，为了对电网输出过载功率P_ex，相角必须跳跃变化；跳跃相位Δδ将由协同控制中心提供，经光纤通讯送入虚拟同步补偿器设备的虚拟同步机控制环。

至此，风电场与虚拟同步补偿器协同控制如图3所示，其中“VSG控制”虚线框是为实现阻尼提供功能，用于抑制超级电容所能承载的发电波动性。而“协同控制中心”虚线框是过载功率调节功能，用于超级电容不可承载的发电功率直接输送入电网，而新能源场站整体则对外表现出电压源特性。

该方法通过测量每台风机在PCC点处的三相滤波器电感电流I_abc和电容电压U_abc，经过Park变换后得到对应的dp轴分量I_dq和U_dq，通过功率计算得到单台风机输出的有功功率P_w和无功功率Q_w；其次将计算得到的数值以及稳态下风电场站POC点处注入的有功功率P_g输入至协同控制中心，通过分析计算得到风电厂增(减)发的波动功率ΔP；随后将计算得到的数值输入至过载功率限制器，逆变器输出电流被限制在最大允许值I_m以下；限制过的信号送入PI控制器得到跳跃相位Δδ，将跳跃相位Δδ和波动功率ΔP输入至虚拟同步补偿器装置的控制器中，利用虚拟同步机技术实现同步操作。

该控制方法可在保证虚拟同步补偿器安全运行的前提下，实现整个新能源场站表现出电压源特性，同时为新能源电场提供阻尼支撑作用。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (10)

1.一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统，其特征在于包括虚拟同步补偿器，虚拟同步补偿器连接于新能源场站的汇集站并网点处，用于补偿新能源场站的无功需求，虚拟同步补偿器包括静止无功发生器、超级电容储能装置和协调控制器；

其中，静止无功发生器包括直流电容和并网变换器，用于虚拟同步补偿器无功补偿控制和电压支撑控制；

其中，超级电容储能装置，用于提供电压源型并网过程中所需的有功功率以及惯量和阻尼支撑时的有功功率；

其中，协调控制器，与新能源发电端通讯，用于协同控制储能的过载功率调节。

2.根据权利要求1所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统，其特征在于虚拟同步补偿器采用电压源控制，主动控制POC电压幅值。

3.根据权利要求1或2所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制系统，其特征在于超级电容储能装置设有DC-DC变换器，用于控制超级电容充放电及荷电状态。

4.一种虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于包括如下步骤：控制风机能量流经虚拟同步补偿器，再由虚拟同步补偿器控制电网功率输入，实现整个新能源场站和虚拟同步补偿器整体对外表现为电压源特性，使得POC电压可控；通过协同控制禁止功率倒灌入虚拟同步补偿器，避免虚拟同步补偿器过载。

5.根据权利要求4所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于具体包括如下步骤：通过测量虚拟同步补偿器三相滤波器电感电流I_Labc和电容电压U_oabc，经过Park变换后得到对应的dp轴分量I_dq和U_dq，通过功率计算得到虚拟同步补偿器输出的有功功率P和无功功率Q；通过采用恒电压模式、无功功率下垂控制模式以及励磁调节模式，虚拟同步补偿器直接建立POC节点电压，支撑电网电压。

6.根据权利要求5所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于还包括如下步骤：假设电网电压V_g作为参考量，传输线串联感性阻抗为X_g，则注入电网的功率可表示为：

其中：

V_o∠α＝E∠δ-i(r_v+jω_VSGl_v) (3)

V_o代表变换器POC电压；

跟网型新能源电场直接控制入网的有功和无功功率，虚拟同步补偿器直接控制接入点的电压幅值和有功功率；在POC处的输出功率通过虚拟同步补偿器的同步控制环实现。

7.根据权利要求6所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于还包括如下步骤：测量每台风机在PCC点处的三相滤波器电感电流I_abc和电容电压U_abc，经过功率计算得到单台风机输出的有功功率P_wi，将计算得到的数值输入至协同控制中心，得到风电厂发电总功率P_wt，

P_wt＝P_w1+P_w2+···+P_wn (4)

8.根据权利要求7所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于还包括如下步骤：将虚拟同步补偿发出功率记为P_ess，注入电网的功率为P_g，假设电网在额定频率下工作，注入电网的功率是风力发电功率，虚拟同步补偿器输出功率为零，参考功率是测量的风力发电功率，即得到式(5)：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝0 (5)

当到风机增发功率为ΔP时，电网功率注入保持不变，增发电量ΔP由虚拟同步补偿器中的储能暂存，即：

P_wt＝P_wt0+ΔP；P^*＝P_g＝P_wt0；P_ess＝-ΔP (6)

虚拟同步补偿器对电网注入风机增发功率量，如式(7)所示:

P_wt＝P^*＝P_wt0+ΔP；

P_g＝P_wt0+ΔP·G(t)； (7)

P_ess＝-ΔP+ΔP·G(t)

式中，G(t)为从参考功率到实际功率输出的传递函数。

9.根据权利要求8所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于还包括如下步骤：当输出总功率等于风机发电量时，储能返回到零输出状态，系统稳定到一个新的平衡点，如(8)所示：

P_wt＝P^*＝P_g＝P_wt0+ΔP；P_ess＝0 (8)

10.根据权利要求9所述的虚拟同步补偿器与风电场电压源型协同控制方法，其特征在于还包括如下步骤：通过采用功率限制器以钳制虚拟同步补偿器有功功率交互，对新能源注入进虚拟同步补偿器的过载功率进行前馈控制，即：

ΔP＝P_wg-P (9)

P_ex＝|ΔP|-P_m (10)

定义P_m为虚拟同步补偿器中超级电容变换器的额定功率，如果式(10)中检测到的变化功率ΔP大于超级电容额定值P_m，则过载功率P_ex直接注入电网；

对电网输出过载功率P_ex，相角跳跃变化；跳跃相位Δδ经光纤通讯送入虚拟同步补偿器设备的虚拟同步机控制环。

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