[发明专利]在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法

权利要求书

1.在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，包括通过修改MPPT曲线或利用变桨调节方法实现风机虚拟同步控制策略；其中，在低风速区利用运行点右移的方法实现机组超速减载运行，通过超速减载运行提供调频时所需的额外容量；通过桨距角控制，使得风机始终运行在限功率工况下，或通过改变叶尖速比和桨距角关系降低风能利用系数；将超速减载和桨距角控制相结合，在低风速区仅通过提升发电机的转速进行独立超速控制以满足减载曲线要求；在中风速区通过变桨配合满足减载曲线要求；在高风速区，受到最大功率指令及转速保护指令限制，只能使用变桨调节完成减载运行。

2.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，采用比例-微分控制实现虚拟惯量控制，具体为：电网频率测量值f经微分控制器与有功-频率下垂控制器作用，叠加于风机最大功率控制指令处，利用微分控制器对频率的响应模拟机组惯量，通过下垂特性模拟一次调频过程。

3.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，内禀频率的自同步控制方案使用虚拟同步发电机算法替代原有风机变流器的内环控制算法，其功率外环接收传统MPPT控制指令，将有功指令作为虚拟同步发电机模型的功率指令，通过模型中的虚拟惯量及下垂系数作用产生虚拟同步频率，再通过励磁调节器生成励磁电压幅值，将所述同步频率和励磁电压幅值合成作为虚拟同步型风机的内电势指令。

4.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，获取实际转子与虚拟转子之间的能量传递机理，具体为：设风轮机实际转速为ωr，虚拟同步轴转速为ωs，则实际轴动能Er和虚拟轴动能Es分别表述为：

式中：Jr为实际轴惯量；Js为虚拟轴惯量；稳态时Er反映风轮吸收的机械能，Es反映风机馈入电网的电能。

5.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，全功率型风机两轴的连接枢纽为电磁功率Pe＝Temωr＝Teωs，其中Tem为作用在风轮轴上的电磁转矩，Te为作用在虚拟轴上的电磁转矩；风轮轴系通过平衡机械转矩Tm及Tem，寻找最佳转速以实现MPPT；虚拟同步发电机控制使得风力发电机的并网接口特性等效为一套同步转速为ωs、惯量为Js，且满足同步电机机电方程的虚拟轴系；两轴系的机电动态方程表示为：

式中：Δωs＝ωs－ωn为当前虚拟轴频率与电网频率之差；Dp为虚拟阻尼系数；Pm为风轮机机械功率；Pmax为当前风轮转速对应的最大功率；Tref为转矩参考值；根据风轮机机械特性，若风轮机转子实际转速大于最优转速时：Pm＜Pmax，若风轮机转子实际转速小于最优转速时：Pm＞Pmax，MPPT最佳转速循优原理保证风机实际轴系的动态稳定。

6.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，在系统扰动过程，快速频率响应通过虚拟同步轴实现，其中功率的短时支撑由风轮机转子惯量提供，若电网频率跌落，则在频率支撑过程中由风轮机转子转速跌落所释放的动能即为风机向电网增发的有效电能；而在MPPT稳态恢复过程中，最大风能捕获通过风轮机转子实际轴逐步实现，最终完成双轴系统的能量平衡。

7.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，虚拟同步发电机电压调节远快于频率调节，系统闭环时间由频率-有功闭环时间常数τ_f决定，即

式中：Δf为频率扰动值；ΔP为有功功率扰动值。

8.根据权利要求5所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，所述全功率型风机通过一组背靠背变频器实现风电机组向电网传递能量的变换过程，其中机侧变流器的运行模式模拟同步电动机；网侧变流器的运行模式模拟虚拟同步发电机，其以MPPT功率控制为外环，虚拟同步发电机模型为内环，实现并网接口的虚拟同步化，同时承担网侧无功Q_g的控制。

9.根据权利要求1所述在风力发电控制系统中应用虚拟同步发电机技术的方法，其特征在于，双馈型风机中有功指令为风机MPPT指令，反馈功率为采样并网处电压ug和电流ig后得到的总功率P_g，即定子输出与网侧变流器输出功率之和；在虚拟同步发电机模型中获得的自同步频率减去当前转子转速后作为实际转子侧变流器电压矢量的旋转频率。