一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法

摘要

本发明公开了一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，该方法根据双馈风机虚拟同步控制原理图建立包含风速变量的小信号模型，利用模糊控制器以运行风速和频率偏差作为输入确定虚拟惯性系数稳态值，为避免系统振荡失稳，根据临界振荡风速与运行风速的大小关系确定阻尼系数稳态值；根据频率偏差和频率变化率和控制参数的关系，以及调频过程的需求变化，交错自适应调整控制参数。本发明提供的VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，有利于双馈风机适应不同的风速，在避免系统振荡失稳前提下，提升了调频效果。

说明书

技术领域

本发明涉及发电系统控制技术领域，特别是涉及一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法。

背景技术

虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制通过完整模拟传统同步机频率和电压调整特性，引入转动惯量与阻尼特性，提高了系统的频率稳定性，但也继承了其功率振荡的缺陷。VSG控制的虚拟惯性系数和阻尼系数会直接影响风电系统的调频特性，控制参数如何整定成为一个重要问题。传统恒定控制参数的VSG控制双馈风机系统在电网频率的支撑能力和输出功率振荡方面存在问题。当前为了简化计算分析，假定运行风速恒定，而实际运行中风速是不断波动和改变的，大量研究表明风机工作点的运行状态会影响虚拟同步控制系统的动态响应特性，并且在调频过程的不同阶段，为保证系统的动态性能，系统对虚拟同步发电机控制的虚拟惯量和阻尼的需求不同。因此，需要针对运行风速和调频过程需求自适应地调整虚拟惯性系数和阻尼系数。

发明内容

本发明的目的是提供一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，根据运行风速和调频阶段需求，合理调整双馈风机VSG控制的虚拟惯性系数和阻尼系数，在避免系统振荡失稳，充分保证系统稳定的前提下，提升风机系统的惯性响应和功率支撑能力。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统，包括：同步发电机G

一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制方法，应用于上述系统，包括步骤：

S1)利用锁相环技术实时检测系统的电网频率ω

S2)判断双馈风电机组DFIG

S3)实时检测系统的运行风速v

S4)基于运行风速v

S5)建立系统的小信号模型并转化为状态空间矩阵形式，推导出临界振荡风速v

S6)根据步骤S1)中的电网频率ω

S7)根据设定的VSG控制参数对VSG进行调频控制，判断系统的电网频率是否恢复；若是，则执行步骤S1，若否，调频控制结束。

可选的，所述步骤S4)基于运行风速v

将运行风速v

运行风速v

模糊控制规则：在运行风速v

可选的，所述步骤S5)建立系统的小信号模型并转化为状态空间矩阵形式，推导出临界振荡风速v

将系统的小信号模型转化为状态空间矩阵形式，公式为：

其中，系统矩阵A为：

通过求解系统的小信号模型的特征方程得到临界振荡风速v

为保证系统的稳定运行，在已知运行风速v

其中，K

基于虚拟惯性系数稳态值J

可选的，所述步骤S6)根据步骤S1)中的电网频率ω

虚拟惯性系数J和阻尼系数D在调频不同阶段的自适应控制方程如下：

其中，J

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供了VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，相比于传统控制方法，本发明根据双馈风机虚拟同步控制原理图建立包含风速变量的小信号模型，利用模糊控制器以运行风速和频率偏差作为输入确定虚拟惯性系数稳态值J

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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他的附图。

图1为本发明实施例双馈风机系统仿真拓扑结构图；

图2为本发明实施例VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制方法的流程图；

图3为本发明实施例双馈风机虚拟同步发电机控制原理图；

图4为本发明实施例双馈风机VSG控制功角特性曲线图；

图5为本发明实施例双馈风机虚拟同步发电机控制小信号模型图；

图6为本发明实施例不同风速和虚拟惯性系数下VSG系统特征根轨迹；

图7a为本发明实施例虚拟惯性系数自适应控制框图；

图7b为本发明实施例阻尼系数自适应控制框图；

图8为本发明实施例虚拟惯性系数模糊控制原理图；

图9a为本发明实施例模糊控制风速输入量的隶属度函数图；

图9b为本发明实施例模糊控制频率偏差输入量的隶属度函数图；

图9c为本发明实施例模糊控制虚拟惯性系数稳态值输出量的隶属度函数图；

图10a为本发明实施例11m/s风速下不同控制方法频率变化对比图；

图10b为本发明实施例9m/s风速下不同控制方法频率变化对比图；

图11a为本发明实施例11m/s风速下不同控制方法转子转速变化对比图；

图11b为本发明实施例9m/s风速下不同控制方法转子转速变化对比图；

图12a为本发明实施例11m/s风速下不同控制方法输出功率变化对比图；

图12b为本发明实施例9m/s风速下不同控制方法输出功率变化对比图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术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，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，根据运行风速和调频阶段需求，合理调整双馈风机VSG控制的虚拟惯性系数和阻尼系数，在避免系统振荡失稳，充分保证系统稳定的前提下，提升风机系统的惯性响应和功率支撑能力。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

如图1所示，本发明实施例提供的VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统，包括：同步发电机G

如图2所示，本发明实施例还提供了VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制方法，应用于上述系统，包括步骤：

S1)利用锁相环技术实时检测系统的电网频率ω

S2)判断双馈风电机组DFIG

S3)实时检测系统的运行风速v

S4)基于运行风速v

S5)建立系统的小信号模型并转化为状态空间矩阵形式，推导出临界振荡风速v

S6)根据步骤S1)中的电网频率ω

S7)根据设定的VSG控制参数对VSG进行调频控制，判断系统的电网频率是否恢复；若是，则执行步骤S1，若否，调频控制结束。

如图3所示，基于同步发电机组转子运动方程把虚拟惯性控制引入双馈风机控制算法中，可得双馈风机虚拟同步发电机有功-频率控制方程：

通过模拟同步机模拟传统同步发电机一次调频的功-频静态特性曲线得到虚拟调速器方程：

P

取J＝J*ω

式中，P

根据同步发电机励磁方程可得，双馈风机虚拟同步发电机无功-电压控制方程：

E＝E

式中，Q

如图4所示，结合VSG功角特性曲线对虚拟同步机控制在不同调频阶段的需求进行分析确定。

当外部条件突然改变造成系统频率波动，导致VSG机械功率由P

第一阶段：运行点由a移动到b，VSG机械功率増加至P

第二阶段：运行点由b移动到c，在b点，由于此时ω

第三阶段：运行点由c移动到b，在c点时ω

第四阶段：运行点由b向a移动，在b点，P

这样，在虚拟惯性和虚拟阻尼的作用下，经过动态往复振荡，最终稳定在b点，此时输出有功功率P

表1不同阶段的虚拟惯性与阻尼需求

如图5所示，以最大功率跟踪区间为例，且假设扰动前风机运行在最佳工作点，系统处于平衡状态：

P

式中，P

不考虑风机自身转速及桨距角运行状态改变对输入机械功率的影响，且假定扰动期间风速不变，即ΔP

式中，ΔP

其中风速与转速的对应关系为：

式中，λ

虚拟同步发电机控制的电磁功率为：

将VSG输出功率转化为小信号模型为：

根据式(3)虚拟同步发电机控制方程得到其小信号模型：

ΔP

将式(6)、(7)、(9)代入式(10)整理得到：

由于Δω

s

其中，

将小信号模型整理为状态空间表达式的形式：

其中系统矩阵A为：

如图6所示，根据系统特征根轨迹可知采用VSG控制的双馈风机系统的稳定性受初始运行点的风速影响，该系统特征值以共轭对方式出现，即：

λ＝σ+jω (14)

特征值实部为负值表示衰减振荡，实部为正值表示发散振荡。由系统特征根轨迹可以发现，由于随着风速变化特征值λ

通过求解小信号模型的特征方程得到：

当v

该组共轭特征值对应的振荡的频率为：

定义阻尼比为：

阻尼比刻画了振荡的衰减特性，阻尼比为0表示在该风速下系统处于临界稳定状态。v

由图6可知在8m/s-14m/s风速范围内，随着虚拟惯性系数J设定值增大，VSG控制双馈风机系统的特征根的分布向右移动，系统的不稳定度增强，系统的临界振荡风速增大，系统稳定运行对风速的要求更高。当其他参数固定时，每个风速对应一个虚拟惯性系数J

如图7a至图7b所示，增大虚拟惯性系数可减小频率变化率，使频率的超调量减小，但也会相应增加系统恢复稳态的时间；阻尼系数的增加，可减小频率偏差，使系统更快地到达极值点，即使频率变化率增大。依照表1不同调频阶段对控制参数的需求，以及控制参数J、D和频率变化率、频率偏差值之间的关系，可以得到如下控制方程：

其中，J

根据式(19)、(20)来交错调整虚拟惯性系数和阻尼系数。在区间1、3内，为了减轻功率超调，需要通过增加虚拟惯性系数J来减小频率变化率dω/dt，而阻尼系数D不变，设定为稳态值D

调节系数k

如图8至图9c所示，所述步骤S4)基于运行风速v

将运行风速v

运行风速v

模糊控制规则：在运行风速v

表2考虑运行风速的虚拟惯性系数模糊控制规则表

所述步骤S5)建立系统的小信号模型并转化为状态空间矩阵形式，推导出临界振荡风速v

将系统的小信号模型转化为状态空间矩阵形式，公式为：

其中，系统矩阵A为：

通过求解系统的小信号模型的特征方程得到临界振荡风速v

为保证系统的稳定运行，在已知运行风速v

其中，K

在根据模糊控制得到某风速下虚拟惯性系数稳态值J

所述步骤S6)根据步骤S1)中的电网频率ω

虚拟惯性系数J和阻尼系数D在调频不同阶段的自适应控制方程如下：

其中，J

本发明实施例基于DIGSILENT/Power Factory仿真平台搭建风电场并网仿真系统，该仿真系统包括2个容量分别为150MW和400MW的同步发电机(G

通过设置以下两种风速下的仿真方案，验证本发明和传统固定参数的虚拟同步发电机控制对不同运行风速的适应性，即不同风速下不同调频控制方法的双馈风机系统调频能力和系统稳定性，说明本发明根据运行风速和调频阶段，合理调整双馈风机虚拟同步发电机控制的虚拟惯性系数和阻尼系数，实现在避免系统振荡失稳，充分保证系统稳定的前提下，提升风机系统的惯性响应和功率支撑能力。

将仿真风速设定为11m/s、9m/s，仿真系统在90s负荷L

如图10a所示，风速为11m/s时，系统突增负荷，无附加控制系统频率最大跌落量为1.11Hz，跌落至最低点的时间为1.45s，频率超调量最大；采用传统固定参数VSG控制相比无附加控制，频率最大跌落量减少了34.2％，频率跌至最低点时间增加了2.18s；采用本发明的控制参数自适应VSG控制，频率最大跌落量为0.62Hz，跌落至最低点的时间为4.54s，与传统VSG控制相比，频率最低点提升了15.1％，频率跌至最低点的时间增加了0.68s，且频率超调量更小，恢复稳定所需时间缩短；在该风速下控制参数自适应的VSG控制具有更好的调频效果。如图10b所示，风速为9m/s时，采用传统固定参数VSG控制，系统频率最大跌落量为6.46Hz，频率发生振荡，系统失稳；而采用发明控制参数自适应VSG控制方法的风机系统与无附加控制频率变化类似，系统几乎不参与调频，在该风速下采用本发明的控制参数自适应控制有效避免了风机失稳。

如图11a所示，风速为11m/s时，无附加控制系统在突增负荷后风机转速变化微小，采用本发明自适应VSG控制下转速最大变化量相比固定参数VSG控制增加了33.82％，增大了实际释放的动能，具有更好的调频效果。如图11b所示，9m/s风速下，当风电机组采用传统VSG控制时，由于虚拟惯性系数过大导致风机过度释放动能，其转速大幅下降，导致风机的低速保护，风机退出运行；而采用自适应VSG控制时，虚拟惯性系数和阻尼系数根据运行风速和调频阶段自适应调整，其风轮转速几乎不变；该风速下，自适应VSG控制根据运行风速调整控制参数，从而避免了风机出现振荡失稳问题。

如图12a所示，在11m/s风速下，在整个功率支撑过程中，双馈风机系统采用自适应VSG控制的输出功率均高于传统VSG控制，其中输出功率最大值提升了2MW，提供功率支撑的时间增加了3.5s。如图12b所示，在9m/s风速下，当风机采用常规的VSG控制时，风机输出功率增加，但由于动能释放量超过自身调节能力，在6s后发生振荡性失稳，最终输出功率降为0；而采用自适应VSG控制时，由于根据运行风速调整了控制参数，输出功率变化并不明显。

采用本发明考虑运行风速和调频过程需求的控制参数自适应VSG控制方法与传统VSG控制相比可适应不同运行风速，在较高风速时可充分发挥调频能力，调频效果有了很大提升，在较低风速时，可以避免系统发生振荡失稳，保证系统稳定运行。

本发明提供了VSG虚拟惯量和阻尼协同自适应控制系统及方法，相比于传统控制方法，本发明根据双馈风机虚拟同步控制原理图建立包含风速变量的小信号模型，利用模糊控制器以运行风速和频率偏差作为输入确定虚拟惯性系数稳态值J

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。