CN117526403A - 一种电压源风电机组柔性并网控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种电压源风电机组柔性并网控制方法，包括网侧变换器柔性并网控制和转子侧变换器柔性并网控制，其中网侧变换器柔性并网控制为控制网侧变换器与电网同步并对直流母线预充电，为转子侧变换器的柔性并网控制提供条件；转子侧变换器柔性并网控制为控制风电机组的转子侧变换器，使定子侧电压满足并网条件。本发明通过分别重新设计网侧变换器的控制策略和转子侧变换器的控制策略，显著减小并网瞬间所出现的并网冲击电流，成功实现柔性并网发电。

Description

一种电压源风电机组柔性并网控制方法

技术领域

本发明属于电力控制技术领域，具体涉及一种电压源风电机组柔性并网控制方法。

背景技术

大型风力发电机组通过变流器接入电网，相比传统的同步发电机，具有控制灵活、响应迅速等优点。但是由于变流器的隔离作用，机组对电网缺少必要的惯量和频率阻尼。对于双馈风电机组(Doubly-fed Induction Generator，DFIG)，定子直接挂接电网，转子通过三相交-直-交变流器实现交流励磁；电功率通过定子、转子与电网进行交换。由于风电变流器采用双闭环控制，电网频率的变化并不会体现在控制策略中，因此不会对风机的转速产生影响，无法利用转子的旋转动能为系统提供惯量支撑。

随着风电渗透率的增加，传统同步发电机在电力系统中所占比例逐渐降低。在此大背景下，风电机组无法参与电网频率调节这一问题，将引发严重的频率稳定问题。一旦电网频率变化超过限额时，将会导致电网切除电源和负荷，甚至引发严重的停电事故。因此使双馈风电机组取得和同步发电机类似的惯量和阻尼特性，体现“电网友好型”并网发电特性，显得尤为重要。

现有常规的双馈风电机组电压源控制方式中，不论是转子侧变换器虚拟同步控制方式，还是网侧变换器惯性同步控制方式，均是针对风电机组稳态运行时的控制方案。但在双馈电压源风电机组的柔性并网启动领域，目前仍缺乏有针对性的柔性并网启动控制策略。而如果不设计特定的柔性并网控制策略，直接采取强行并行并网启动的话；则会在并网瞬间产生巨大的冲击电流，对电力系统的稳定运行产生巨大负面影响。

发明内容

针对现有技术中存在的不足，本发明提供了一种电压源风电机组柔性并网控制方法，实现电压源双馈风电机组的柔性并网控制效果，减少并网瞬间的冲击电流。

本发明通过以下技术手段实现上述技术目的。

一种电压源风电机组柔性并网控制方法：包括网侧变换器柔性并网控制和转子侧变换器柔性并网控制，其中先进行网侧变换器柔性并网控制，具体为控制网侧变换器与电网同步并对直流母线预充电，为转子侧变换器的柔性并网控制提供条件；之后进行转子侧变换器柔性并网控制，具体为控制风电机组的转子侧变换器，使定子侧电压满足并网条件。

进一步地，所述网侧变换器柔性并网控制为在网侧变换器惯性同步控制的基础上，增加预同步控制，用于控制网侧变换器的输出电压幅值、频率、相位与电网同步；

所述转子侧变换器柔性并网控制包括预同步控制、有功功率控制和无功功率控制；其中转子侧变换器预同步控制为控制风电机组定子电压幅值、频率、相位与电网同步；转子侧变换器有功功率控制为模拟同步发电机的转子运动方程，将虚拟惯量和虚拟阻尼引入控制环路；转子侧变换器无功功率控制为通过PI控制器对转子侧变换器无功功率的无差精准控制。

进一步地，所述网侧变换器柔性并网控制中，预同步控制为：

初始时，常量1输入积分器ω_b/s，电网电压q轴分量u_gq输入PI控制器，由所述积分器ω_b/s与所述PI控制器两者结果相加得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；

预充电与同步完成后，切换为将直流母线电压U_dc输入积分器ω_b/s，并将所述积分器ω_b/s结果与常量0相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn。

进一步地，所述网侧变换器柔性并网控制还包括无功功率控制：网侧变换器无功功率给定值Q_g ^*与实际值Q_g之差输入PI控制器，所述PI控制器结果与额定调制比m_n以及直流母线电压U_dc相加，得到网侧变换器的调制比m^*；

上述调制比m^*与预同步控制中得到的电压源控制相角θ_isyn共同输入SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_gabc控制网侧变换器运行。

进一步地，所述转子侧变换器无功功率控制为：转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*与实际值ψ_rd之差输入PI控制器，得到反坐标变换的输入U_md；转子磁链q轴分量给定值ψ_rq ^*与实际值ψ_rq之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_mq；

其中初始时ψ_rd ^*的取值为转子磁链启动阶段的给定值ψ_{rd_ini}；与电网的相角同步完成后，定子侧无功功率给定值Q_s ^*与实际值Q_s之差输入PI控制器，所得结果作为ψ_rd ^*的取值。

进一步地，所述转子侧变换器有功功率控制为：电磁转矩给定值T_e ^*与实际值T_e做差得到转矩差ΔT_e，虚拟同步角速度ω_vsg与电网实际频率ω_g之差乘以虚拟惯量系数D_vsg得到虚拟惯量偏差ΔD；转矩差ΔT_e与虚拟惯量偏差ΔD的差值输入积分器1/2H_vsgs得到虚拟同步角速度ω_vsg，虚拟同步角速度ω_vsg输入积分器ω_b/s得到虚拟转矩相角θ_Te。

进一步地，所述转子侧预同步控制为：将虚拟转子角θ_vsg与转子角θ_r做差，得到滑差角θ_slip；

其中，初始时定子电压q轴分量u_sq输入PI控制器，所得结果与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg；与电网的相角同步完成后，切换为常量0与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg。

进一步地，所述转子侧变换器柔性并网控制中，将U_md、U_mq和θ_slip输入反坐标变换，所得结果输入SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_rabc控制转子侧变换器运行。

进一步地，包括以下步骤：

步骤1，风电机组转速稳定在并网转速后，闭合网侧并网开关，网侧变换器进行预同步控制和无功功率控制，其中预同步控制中，常量1输入积分器ω_b/s，电网电压q轴分量u_gq输入PI控制器，上述积分器ω_b/s与PI控制器两者结果相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；无功功率控制中，网侧变换器无功功率给定值Q_g ^*与实际值Q_g之差输入PI控制器，所得结果与额定调制比m_n以及直流母线电压U_dc相加，得到网侧变换器的调制比m^*；

步骤2，网侧变换器直流侧的直流电压U_dc预充电以及网侧变换器的输出电压与电网电压之间的同步完成后，网侧变换器切换至电压源控制策略，其中预同步控制中切换为将直流母线电压U_dc输入积分器ω_b/s，所得结果与常量0相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；无功功率控制保持不变；

步骤3，网侧变换器柔性并网控制完成后，转子侧变换器开始与电网同步；其中无功功率控制中，将转子磁链启动阶段的给定值ψ_{rd_ini}作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值，之后取ψ_rd ^*与实际的转子磁链d轴分量ψ_rd之差输入PI控制器，得到反坐标变换的输入U_md，将转子磁链q轴分量给定值ψ_rq ^*与实际值ψ_rq之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_mq；有功功率控制中，电磁转矩给定值T_e ^*与实际值T_e做差得到转矩差ΔT_e，虚拟同步角速度ω_vsg与电网实际频率ω_g之差乘以虚拟惯量系数D_vsg得到虚拟惯量偏差ΔD，转矩差ΔT_e与虚拟惯量偏差ΔD的差值输入积分器1/2H_vsgs得到虚拟同步角速度ω_vsg，虚拟同步角速度ω_vsg输入积分器ω_b/s得到虚拟转矩相角θ_Te；预同步控制中，定子电压q轴分量u_sq输入PI控制器，所得结果与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg，虚拟转子角θ_vsg与转子角θ_r做差，得到滑差角θ_slip。

步骤4，与电网的相角同步完成后，闭合定子侧并网开关进行柔性并网，其中无功功率控制中，切换为将定子侧无功功率给定值Q_s ^*与实际值Q_s之差输入PI控制器，所得结果作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值，其余保持步骤3不变；有功功率控制保持步骤3不变；预同步控制中，切换为将常量0与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg。

进一步地，电网电压U_g基于θ_isyn进行从abc坐标系转换到dq坐标系，其中q轴分量为u_gq，d轴分量为u_gd；

转子电流I_r基于滑差角θ_slip做abc至dq的坐标系转换，之后进行磁链计算得到发电机转子磁链的d轴分量ψ_rd和q轴分量ψ_rq；定子电压U_s基于滑差角θ_slip做abc至dq的坐标系转换，得到其d轴分量u_sd和q轴分量u_sq。

本发明的有益效果为：

(1)本发明提供了一种电压源风电机组柔性并网控制方法，其中通过重新设计网侧变换器的控制策略，有效减小了网侧变换器并网时的冲击电流；通过重新设计转子侧变换器的控制策略，减小转子侧变换器并网时的冲击电流。最终通过重新渗剂并网控制逻辑，当满足电压源风电机组并网条件时闭合并网开关，与现有控制方式相比，能够显著减小并网瞬间所出现的并网冲击电流，成功实现柔性并网发电。

(2)本发明网侧变换器控制策略中，通过引入预同步控制，以控制网侧变换器的输出电压和电网电压的幅值、频率、相位均相同，实现与电网同步。

(3)本发明转子侧变换器控制策略中，通过预同步控制使风电机组定子电压幅值、频率、相位与电网同步；通过有功功率控制模拟同步发电机的转子运动方程，将虚拟惯量和虚拟阻尼引入控制环路；最后无功功率控制，则利用PI控制器对转子侧变换器无功功率的无差精准控制。

附图说明

图1为双馈风电机组电器拓扑图；

图2为本发明改进的网侧变换器柔性并网控制框图；

图3为现有网侧变换器惯性同步控制框图；

图4为本发明改进的转子侧变换器柔性并网控制框图；

图5为现有转子侧变换器虚拟同步控制框图；

图6为用于测试所搭建的双馈风电机组并网模型结构图；

图7为按现有并网控制方式测得的机组并网电流数据变化图；

图8为按本发明控制方式测得的机组并网电流数据变化图；

图9为本发明与现有控制方式的数据对比图。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施例，所示实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相通或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。

一、现有技术

如图1所示为双馈风电机组电器拓扑图，图中RSC表示转子侧变换器，GSC表示网侧变换器。针对上述双馈风电机组，现有常见的是采用转子侧变换器虚拟同步控制加网侧变换器惯性同步控制的组合控制方式。其中(1)在转子侧虚拟同步控制中，将发电机的定子和转子分别等效为传统同步发电机的定子回路和转子回路，建立电网同步参考系和同步发电机转子参考系，将双馈发电机的转子磁链按照同步发电机的转子参考系定向，以此实现励磁控制。相应的转子侧控制框图如图5所示。(2)在网侧变换器惯性同步控制中，利用直流母线电容充当电网同步过程中的能量缓冲元件，无需锁相环即实现与电网的同步。相应的网侧控制框图如图3所示。

二、本发明

在现有技术的基础上，图2所示为本发明网侧变换器柔性并网控制框图，图4所示为本发明转子侧变换器柔性并网控制框图。

附图中符号含义说明：

图2中U_g为电网电压，u_gq和u_gd分别为U_g在dq坐标系下的q轴分量和d轴分量，L_g和R_g分别为等效的电网电感和电网电阻，Q_g ^*为网侧变换器的无功功率给定值，Q_g为网侧变换器的无功功率实际值，U_dc为网侧变换器直流侧的直流电压，θ_isyn为网侧变换器电压源控制相角，m_n为额定调制比，m^*为网侧变换器的调制比，S_gabc为脉冲控制信号；BRK_GRID表示网侧并网开关，PI表示PI控制器(比例积分控制器)，ω_b/s表示积分器，SVPWM表示空间矢量脉宽调制模块。

图4中U_s为定子电压，u_sq和u_sd分别为U_s在dq坐标系下的q轴分量和d轴分量，Q_s ^*为定子侧无功功率给定值，Q_s为定子侧无功功率实际值，I_r为转子电流，θ_r为转子角度，T_e ^*为发电机电磁转矩给定值，T_e为实际值，ΔT_e为给定值T_e ^*与实际值T_e之间的转矩差，ω_g为电网频率，ω_vsg为虚拟同步角速度，D_vsg为虚拟惯量系数，ΔD为虚拟惯量偏差，θ_slip为滑差角，θ_Te为虚拟转矩相角，θ_vsg为虚拟转子角，ψ_rq和ψ_rd分别为发电机转子磁链的q轴分量和d轴分量，ψ_rq ^*为转子磁链q轴分量的给定值，ψ_rd ^*为转子磁链d轴分量的给定值，ψ_{rd_ini}为转子磁链启动阶段的给定值，S_rabc为脉冲控制信号；BRK_STA表示定子侧并网开关。

参照图2和图4，本发明电压源风电机组柔性并网控制方法包括网侧变换器柔性并网控制和转子侧变换器柔性并网控制。其中网侧变换器柔性并网控制用于控制电压源网侧变换器与电网同步，并对直流母线预充电，为转子侧变换器的柔性并网控制提供条件。转子侧变换器柔性并网控制用于控制风电机组的转子侧变换器，使得定子侧电压和电网电压满足并网条件。具体包括以下步骤：

步骤1，直流母线预充电，网侧变换器与电网同步

如图2所示，当风电机组的转速已经稳定在并网转速后，闭合网侧并网开关BRK_GRID，网侧变换器开始进行①预同步控制和②无功功率控制。其中①预同步控制为控制网侧变换器的输出电压和电网电压的幅值、频率、相位均相同，实现与电网同步。②无功功率控制为通过PI控制器实现对网侧变换器无功功率的无差精准控制。具体控制策略如下：

(1)预同步控制：此时输入选择模块(图中标号“输入选择2”)将常量1输入积分器ω_b/s，电网电压U_g的q轴分量u_gq输入PI控制器；之后输入选择模块(图中标号“输入选择1”)将上述PI控制器的结果与所述积分器ω_b/s两者结果相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn。

注：所得到的网侧变换器电压源控制相角θ_isyn又反过来影响u_gq。电网电压U_g基于θ_isyn进行坐标转换，从abc坐标系转换到dq坐标系，其中q轴分量为u_gq，d轴分量为u_gd。

(2)无功功率控制：网侧变换器无功功率给定值Q_g ^*减去实际值Q_g，将两者之差输入PI控制器。上述PI控制器的结果与额定调制比m_n以及直流母线电压U_dc相加，得到网侧变换器的调制比m^*。

最终，网侧变换器的调制比m^*与网侧变换器电压源控制相角θ_isyn共同输入到SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_gabc。将脉冲控制信号S_gabc输入到网侧变换器GSC，控制网侧变换器运行。

步骤2，预充电(指网侧变换器直流侧的直流电压U_dc预充电)与同步(指网侧变换器的输出电压与电网电压之间的同步)完成后，网侧变换器切换至电压源控制策略。此时在步骤1的基础上：

(1)预同步控制中，图中“输入选择2”切换为将直流母线电压U_dc输入积分器ω_b/s，“输入选择1”切换为将常量0与上述积分器ω_b/s的结果相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn。

(2)无功功率控制保持步骤1不变，得到网侧变换器的调制比m^*。

最终，网侧变换器电压源控制相角θ_isyn和网侧变换器的调制比m^*共同输入到SVPWM模块生成脉冲控制信号S_gabc，基于脉冲控制信号S_gabc控制网侧变换器运行。

至此，网侧变换器预同步与柔性并网控制完成，接下来进行转子侧变换器的柔性并网控制。

步骤3，转子侧变换器与电网同步

如图4所示，转子侧变换器柔性并网控制包括①预同步控制、②有功功率控制和③无功功率控制。其中①转子侧变换器的预同步控制用于控制风电机组的定子电压幅值、频率、相位保持与电网电压相同，实现与电网同步；②转子侧变换器的有功功率控制用于模拟同步发电机的转子运动方程，将虚拟惯量和虚拟阻尼引入控制环路，实现和同步发电机类似的虚拟惯量控制效果；③转子侧变换器的无功功率控制用于通过PI控制器实现对转子侧变换器无功功率的无差精准控制。各部分控制具体如下：

(1)无功功率控制：输入选择模块(图中标号“输入选择4”)将转子磁链启动阶段的给定值ψ_{rd_ini}作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值(注：当前与ψ_{rd_ini}并行作为“输入选择4”选项之一的PI控制器暂时无需工作，未避免所述PI控制器始终保持积分状态进而导致饱和失效，此时可通过图中“输入选择3”输入常量0给此PI控制器使其停止工作)，之后取ψ_rd ^*与实际的转子磁链d轴分量ψ_rd之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_md；将转子磁链q轴分量给定值ψ_rq ^*与实际的转子磁链q轴分量ψ_rq之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_mq。

(2)有功功率控制：电磁转矩给定值T_e ^*与实际值T_e做差得到转矩差ΔT_e；虚拟同步角速度ω_vsg与电网实际频率ω_g之差乘以虚拟惯量系数D_vsg，得到虚拟惯量偏差ΔD；转矩差ΔT_e与虚拟惯量偏差ΔD的差值输入到积分器1/2H_vsgs，得到虚拟同步角速度ω_vsg；最后，虚拟同步角速度ω_vsg输入到积分器ω_b/s，得到虚拟转矩相角θ_Te。

(3)预同步控制：定子电压q轴分量u_sq输入到PI控制器，输入选择模块(图中标号“输入选择5”)将上述PI控制器的输出结果与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg；虚拟转子角θ_vsg与转子角θ_r做差，得到滑差角θ_slip。

最终，U_md、U_mq和滑差角θ_slip输入到反坐标变换，反坐标变换的结果输入到SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_rabc。S_rabc输入到转子侧变换器RSC，控制转子侧变换器运行。

注：基于滑差角θ_slip将转子电流I_r做abc至dq的坐标系转换，之后进行磁链计算得到发电机转子磁链的d轴分量ψ_rd和q轴分量ψ_rq。基于滑差角θ_slip将定子电压U_s做abc至dq的坐标系转换，得到其d轴分量u_sd和q轴分量u_sq。

步骤4，与电网的相角同步完成后，闭合定子侧并网开关BRK_STA，以进行柔性并网。此时，在步骤3的基础上：

(1)无功功率控制中，图中“输入选择3”切换为将定子侧无功功率给定值Q_s ^*与实际值Q_s之差输入PI控制器，之后图中“输入选择4”将上述PI控制器的输出结果作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值。其余保持步骤3不变，从而分别得到反坐标变换的输入U_md和U_mq。

(2)有功功率控制保持步骤3不变，得到虚拟转矩相角θ_Te。

(3)预同步控制中，图中“输入选择5”切换为将常量0与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg。

最终，U_md、U_mq和滑差角θ_slip输入到反坐标变换，反坐标变换的结果输入到SVPWM模块生成脉冲控制信号S_rabc。S_rabc输入到转子侧变换器RSC，控制转子侧侧变换器运行。

至此，转子侧变换器预同步与柔性并网控制完成。

三、仿真测试

在RTDS实时数字仿真器中搭建2MW双馈风电机组并网模型，相应仿真系统结构图如图6所示；双馈风电机组的相关参数设置如下表1和表2所示：

表1：2MW风力机参数

表2：2MW双馈风电机组电气参数

基于上述搭建的双馈风电机组并网模型做对比测试，相关测试结果如图7～图9所示。其中图7为按现有控制方式进行的并网控制，图8所示为按本发明控制方式进行的柔性并网控制，图9为现有并网控制与本发明柔细并网控制两者并网电流对比。基于图7～图9所示可直观看出，当采用现有控制方式直接进行并网控制时，在双馈风电机组的并网瞬间出现巨大的并网冲击电流。而当采用本发明柔性并网控制时，通过在并网之前已经完成了定子侧电压相角、幅值以及频率与电网的同步，由此在并网瞬间没有出现并网冲击电流，体现出非常显著的并网优势。

本发明并不限于上述实施方式，在不背离本发明的实质内容的情况下，本领域技术人员能够做出的任何显而易见的改进、替换或变形均属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：包括网侧变换器柔性并网控制和转子侧变换器柔性并网控制，其中先进行网侧变换器柔性并网控制，具体为控制网侧变换器与电网同步并对直流母线预充电，为转子侧变换器的柔性并网控制提供条件；之后进行转子侧变换器柔性并网控制，具体为控制风电机组的转子侧变换器，使定子侧电压满足并网条件。

2.根据权利要求1所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述网侧变换器柔性并网控制为在网侧变换器惯性同步控制的基础上，增加预同步控制，用于控制网侧变换器的输出电压幅值、频率、相位与电网同步；

所述转子侧变换器柔性并网控制包括预同步控制、有功功率控制和无功功率控制；其中转子侧变换器预同步控制为控制风电机组定子电压幅值、频率、相位与电网同步；转子侧变换器有功功率控制为模拟同步发电机的转子运动方程，将虚拟惯量和虚拟阻尼引入控制环路；转子侧变换器无功功率控制为通过PI控制器对转子侧变换器无功功率的无差精准控制。

3.根据权利要求2所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述网侧变换器柔性并网控制中，预同步控制为：

初始时，常量1输入积分器ω_b/s，电网电压q轴分量u_gq输入PI控制器，由所述积分器ω_b/s与所述PI控制器两者结果相加得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；

预充电与同步完成后，切换为将直流母线电压U_dc输入积分器ω_b/s，并将所述积分器ω_b/s结果与常量0相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn。

4.根据权利要求3所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述网侧变换器柔性并网控制还包括无功功率控制：网侧变换器无功功率给定值Q_g ^*与实际值Q_g之差输入PI控制器，所述PI控制器结果与额定调制比m_n以及直流母线电压U_dc相加，得到网侧变换器的调制比m^*；

上述调制比m^*与预同步控制中得到的电压源控制相角θ_isyn共同输入SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_gabc控制网侧变换器运行。

5.根据权利要求2所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述转子侧变换器无功功率控制为：转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*与实际值ψ_rd之差输入PI控制器，得到反坐标变换的输入U_md；转子磁链q轴分量给定值ψ_rq ^*与实际值ψ_rq之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_mq；

其中初始时ψ_rd ^*的取值为转子磁链启动阶段的给定值ψ_{rd_ini}；与电网的相角同步完成后，定子侧无功功率给定值Q_s ^*与实际值Q_s之差输入PI控制器，所得结果作为ψ_rd ^*的取值。

6.根据权利要求5所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述转子侧变换器有功功率控制为：电磁转矩给定值T_e ^*与实际值T_e做差得到转矩差ΔT_e，虚拟同步角速度ω_vsg与电网实际频率ω_g之差乘以虚拟惯量系数D_vsg得到虚拟惯量偏差ΔD；转矩差ΔT_e与虚拟惯量偏差ΔD的差值输入积分器1/2H_vsgs得到虚拟同步角速度ω_vsg，虚拟同步角速度ω_vsg输入积分器ω_b/s得到虚拟转矩相角θ_Te。

7.根据权利要求6所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述转子侧预同步控制为：将虚拟转子角θ_vsg与转子角θ_r做差，得到滑差角θ_slip；

其中，初始时定子电压q轴分量u_sq输入PI控制器，所得结果与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg；与电网的相角同步完成后，切换为常量0与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg。

8.根据权利要求7所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：所述转子侧变换器柔性并网控制中，将U_md、U_mq和θ_slip输入反坐标变换，所得结果输入SVPWM模块，生成脉冲控制信号S_rabc控制转子侧变换器运行。

9.根据权利要求2所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

步骤1，风电机组转速稳定在并网转速后，闭合网侧并网开关，网侧变换器进行预同步控制和无功功率控制，其中预同步控制中，常量1输入积分器ω_b/s，电网电压q轴分量u_gq输入PI控制器，上述积分器ω_b/s与PI控制器两者结果相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；无功功率控制中，网侧变换器无功功率给定值Q_g ^*与实际值Q_g之差输入PI控制器，所得结果与额定调制比m_n以及直流母线电压U_dc相加，得到网侧变换器的调制比m^*；

步骤2，网侧变换器直流侧的直流电压U_dc预充电以及网侧变换器的输出电压与电网电压之间的同步完成后，网侧变换器切换至电压源控制策略，其中预同步控制中切换为将直流母线电压U_dc输入积分器ω_b/s，所得结果与常量0相加，得到网侧变换器电压源控制相角θ_isyn；无功功率控制保持不变；

步骤3，网侧变换器柔性并网控制完成后，转子侧变换器开始与电网同步；其中无功功率控制中，将转子磁链启动阶段的给定值ψ_{rd_ini}作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值，之后取ψ_rd ^*与实际的转子磁链d轴分量ψ_rd之差输入PI控制器，得到反坐标变换的输入U_md，将转子磁链q轴分量给定值ψ_rq ^*与实际值ψ_rq之差输入到PI控制器，得到反坐标变换的输入U_mq；有功功率控制中，电磁转矩给定值T_e ^*与实际值T_e做差得到转矩差ΔT_e，虚拟同步角速度ω_vsg与电网实际频率ω_g之差乘以虚拟惯量系数D_vsg得到虚拟惯量偏差ΔD，转矩差ΔT_e与虚拟惯量偏差ΔD的差值输入积分器1/2H_vsgs得到虚拟同步角速度ω_vsg，虚拟同步角速度ω_vsg输入积分器ω_b/s得到虚拟转矩相角θ_Te；预同步控制中，定子电压q轴分量u_sq输入PI控制器，所得结果与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg，虚拟转子角θ_vsg与转子角θ_r做差，得到滑差角θ_slip。

步骤4，与电网的相角同步完成后，闭合定子侧并网开关进行柔性并网，其中无功功率控制中，切换为将定子侧无功功率给定值Q_s ^*与实际值Q_s之差输入PI控制器，所得结果作为转子磁链d轴分量给定值ψ_rd ^*的取值，其余保持步骤3不变；有功功率控制保持步骤3不变；预同步控制中，切换为将常量0与虚拟转矩相角θ_Te相加，得到虚拟转子角θ_vsg。

10.根据权利要求9所述的电压源风电机组柔性并网控制方法，其特征在于：电网电压U_g基于θ_isyn进行从abc坐标系转换到dq坐标系，其中q轴分量为u_gq，d轴分量为u_gd；

转子电流I_r基于滑差角θ_slip做abc至dq的坐标系转换，之后进行磁链计算得到发电机转子磁链的d轴分量ψ_rd和q轴分量ψ_rq；定子电压U_s基于滑差角θ_slip做abc至dq的坐标系转换，得到其d轴分量u_sd和q轴分量u_sq。