一种基于VSG的改进型多机并联的PMSG并网主动支撑控制结构的制作方法

本发明涉及新能源技术领域，具体涉及一种基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构。其中vsg为虚拟同步发电机，pmsg为直驱式永磁同步发电机。

背景技术：

风能作为全球储能最大、绿色清洁的可再生能源，近年来发展迅猛。然而，由于风能的随机性和间歇性，风力发电系统并网会对电力系统的运行潮流造成冲击，这不利于电力系统的稳定运行。众所周知，传统电力系统稳定工作的主要原因之一是由于大惯量设备——同步发电机的存在，而以并网逆变器为核心接口的风力发电系统，其最显著的特点却是惯量小、阻尼弱。这使得系统负荷变化时会导致更严重的频率变化，容易使电网失去稳定性。

针对这一问题，常用的风电参与系统频率支撑的方案包括：

1.附加频率恢复环节。

根据有功-频率下垂特性，一个频率-功率外环被附加到风机转子控制器中，使得风力发电机重新具有惯性响应特征。

2.切换mppt曲线。

在系统频率变化时通过切换功率追踪曲线，调整风电机组的输出有功功率，以此抑制电力系统中发电和负荷之间的不平衡。

3.附加储能装置。

储能系统具有快速吐纳能量的能力，不仅可以有效抑制风电的随机波动，而且能够辅助风电参与系统调频。储能系统参与风电调频的原理是在系统频率降低的时候，储能系统快速释放能量支撑系统频率；在系统频率上升时，吸收能量抑制系统频率的上升。

我们可以看到，无论是哪种支撑方式，传统的控制策略必须通过pll锁相环来实现风电机组的并网操作，当系统电压波动时也使得控制系统更加的不稳定。另外，每台风力发电机单独进行频率控制，也会对系统的稳定性产生不利影响。

技术实现要素：

为解决上述现有技术中存在的问题，本发明提出了一种基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构，对应传统同步发电机的机械模型和电磁模型，引入虚拟调速器和虚拟励磁器等概念，赋予逆变电源的频率与电压惯性保持特性，令并网逆变器表现出同步发电机的外特性，对电网频率与电压进行主动支撑的控制，该控制结构摆脱了必须通过pll锁相环来实现风电机组并网这一弊端，将风电机组等效为了一个电压源型的vsg。另外，通过将多台风力发电机并联，实现共同进行频率调整，提高了系统的稳定性。

为了实现上述发明目的，本发明是通过以下技术方案来实现的：

一种基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构，能够对电网的频率与电压进行主动支撑，包括主机侧变流器及与其相连的风机和发电机、一台网侧逆变器以及多个并联子模块构成，主机侧变流器与各个子模块中的子机侧变流器并联汇集到直流侧电容，并通过网侧逆变器并网；其中子模块包括风机、主发电机和机侧变流器，多个并联子模块即将多台并联风机的子机侧变流器的直流侧输出端口并联；主机侧整流器用以维持直流侧电容器电压；子模块子机侧变流器用以控制各其他风力发电机输出有功功率；网侧逆变器根据mppt的算法来控制输入电网功率的大小，采用vsg的控制策略，通过释放转子动能与预留能量，在动态响应瞬间对电网频率与电压提供主动支撑。

所述子机侧变流器采用功率外环、电流内环的控制结构，各子机侧变流器的直流侧输出端口之间为并联连接，控制结构功率外环为风力发电机有功功率外环，通过mppt控制得到的有功功率参考值和风力发电机实际输出功率值的偏差经过pi控制器，输出为q轴电流参考值，其作为电流内环的给定值，通过电流内环控制，控制风力发电机输出功率。

所述主机侧整流器采用直流母线电压外环、电流内环的控制策略，控制系统外环为直流母线电压环，直流母线电压的给定值和实际值的偏差经过pi控制器输出为q轴电流的参考值，q轴电流是有功电流，通过电流内环控制，将机械功率转化为电磁功率并传送至直流母线。

所述网侧逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，其控制结构分为三部分，包括调频器，励磁器以及内环控制器，分别实现有功-频率和无功-电压动态支撑，能够为电网的稳定提供必要的惯量和阻尼。

所述虚拟同步发电机控制策略其具体工作模式如下：

(1)输出有功功率和频率调整；

虚拟同步发电机中，调频器模拟同步发电机的机械模型，即通过转子转速的变化来反映电网的功率平衡和频率的变化，也就是一次调频过程，并通过利用有功功率给定值的调节来反映风机的功率输出变化，以模拟原动机对下垂曲线的平移作用，也就是二次频率调整；其中，机械转矩tm对应于有功功率给定值pset，即所有风力发电机有功功率参考值的总和；由此逆变器便具备同步发电机类似的功率和频率调节能力；由于调频器对频率偏差的调节，并网逆变器能够实现自同步；

(2)输出无功功率和电压调整；

虚拟同步发电机通过励磁调节器控制励磁电流，进而调节内电势来控制并网变流器输出电压幅值和无功功率；逆变器的输出无功功率增量和输出电压幅值增量满足q/v下垂关系，并联在系统中，下垂系数m决定着负荷无功功率在逆变器间的分配；在无功负载过大时，通过电压反馈环节，对虚拟励磁电流进行补偿，修正内电势，达到恒压控制；

(3)内环控制器；

内环控制器采用基于dq解耦的电压电流双闭环控制结构，分为电压外环和电流内环；虚拟同步发电机输出端口电压参考值与实际值的偏差经过pi控制器得到电流参考值，通过电流环调节输出电流，实现电压电流的快速跟踪并限制故障电流。

所述主动支撑的能量由预留风机有功备用和转子动能提供；所述的预留有功备用通过超速与桨距角协调控制方法实现，在中低风速时令发电机超速运行，mppt曲线发生右移，减小出力，留出备用容量；高风速时使用变桨距控制，实现减载运行；当预留的有功备用足够多的时候即实现主动支撑。

随着所述并联风机日台数的增大，网侧变流器所流经的功率也随之增大，因此采用mmc大功率多电平变流设备进行并网。

本发明具有以下有益效果：

本发明将多台风力发电机直流侧输出端口并联，连接一台并网逆变器，改善了多点频率分散控制的不稳定性，针对电网电压和频率的波动，可以起到更好的支撑作用，同时节约了电力电子器件的使用数量，提高了经济效益。本发明的网侧逆变器按照vsg控制方式进行并网，这样就在并网侧等同于一台同步发电机，以此来进行频率和电压支撑，所述网侧逆变器不再依靠pll进行并网，而是自等效为同步电压源，对电网频率与电压进行主动支撑的控制，这就摆脱了必须通过pll锁相环来实现风电机组并网这一弊端。通过将多台风力发电机并联，实现共同进行频率调整，提高了系统的稳定性。

附图说明

图1为本发明实施例中的基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构框图；

图2为本发明实施例中的子模块子机侧变流器功率控制框图；

图3为本发明实施例中的主机侧变流器控制框图；

图4为本发明实施例中的逆变器电气结构图；

图5为本发明实施例中的虚拟转子坐标系图；

图6为本发明实施例中的有功功率/频率下垂特性图；

图7为本发明实施例中的无功功率/电压下垂特性图；

图8为本发明实施例中的减载控制原理图；

图9为本发明实施例中的虚拟同步发电机控制框图。

具体实施方式

为了使本发明的目的及优点更加清楚明白，以下结合实施例对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明实施例提供了一种基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构，其具体连接结构及控制如图1所示，包括一台主机侧变流器及与其相连的风机和发电机、一台网侧逆变器以及多个并联子模块构成，其中子模块包括风机、发电机和子机侧变流器，多个并联子模块即将多台并联风机的子机侧变流器的直流侧输出端口并联。主机侧变流器与各个子模块中的子机侧变流器并联汇集到直流侧电容，并通过一台网侧逆变器并网。主机侧变流器用以维持直流侧电容器电压；网侧逆变器根据mppt的算法来控制输入电网功率的大小，采用vsg的控制策略，通过释放转子动能与预留能量，在动态响应瞬间对电网频率与电压进行主动支撑，支撑时通过预留的有功备用和转子动能达到动态支撑。该控制结构摆脱了风电机组必须通过pll锁相才能并网的弊端，将多台风电机组等效为了一个电压源型的vsg，因此针对电网电压和频率的波动，可以起到更好的支撑作用，同时节省了并网逆变器的使用数量，提高了经济效益。子模块中的子机侧变流器用以控制各台风力发电机的输出有功功率。

所述子模块中的子机侧变流器采用功率外环、电流内环的控制结构。各子机侧变流器的直流侧输出端口之间为并联连接，控制框图如图2所示。控制结构功率外环为风力发电机有功功率外环，通过mppt控制得到的有功功率参考值和风力发电机实际输出功率值的偏差经过pi控制器，输出为q轴电流参考值，其作为电流内环的给定值，通过电流内环控制，控制风力发电机输出功率。

所述主机侧变流器采用直流母线电压外环、电流内环的控制策略。此时控制框图如图3所示。控制系统外环为直流母线电压环，直流母线电压的给定值和实际值的偏差经过pi控制器输出为交轴电流，即q轴电流的给定电流参考值，q轴电流为有功电流，通过电流内环控制，将机械功率转化为电磁功率并传送至直流母线；由于采用isd＝0的矢量控制策略，所以直轴电流给定isdref＝0。

所述网侧逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，图4为三相两电平全控桥式逆变器电气结构，其包含采用脉宽调制的三相全控开关桥臂和用以消除由开关器件产生的电压纹波的lc滤波器。将变流器三相桥臂与滤波器连接点输出电压视为同步发电机的内电势e，而滤波电容输出侧电压就可视为同步发电机输出电压，这样就可将滤波电容输出侧视为同步发电机的输出端口，通过控制滤波电容电压来模拟同步发电机的外特性。

所述虚拟同步发电机的控制结构如图9所示。控制策略的构建对应于同步发电机的电磁模型和机械模型。具体可分为三部分：对应于机械模型的调频器、对应于电磁模型的励磁器和内环控制器,可分别实现有功-频率和无功-电压动态支撑，能够为电网的稳定提供必要的惯量和阻尼。调频器控制输出有功功率或输出电压角频率，励磁器控制虚拟同步发电机输出无功功率或输出电压幅值，内环控制器实现电压电流快速跟踪并限制故障电流。另外，励磁器和调频器还具有自同步、电压频率支撑、负荷分配、环流抑制能力。

所述网侧逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，其工作模式如下：

(1)输出有功功率和频率调整。

虚拟同步发电机中，调频器模拟同步发电机的机械模型，即通过转子转速的变化来反映电网的功率平衡和频率的变化，也就是一次调频过程，并通过利用有功功率给定值的调节来反映风机的功率输出变化，以模拟原动机对下垂曲线的平移作用，也就是二次频率调整。其中，机械转矩tm对应于有功功率给定值pset，即所有风力发电机有功功率参考值的总和。由此逆变器便具备同步发电机类似的功率和频率调节能力。由于调频器对频率偏差的调节，并网逆变器可以实现自同步，省略了传统变流器锁相环的作用。

(2)输出无功功率和电压调整。

虚拟同步发电机通过励磁调节器控制励磁电流，进而调节内电势来控制并网变流器输出电压幅值和无功功率。逆变器的输出无功功率增量和输出电压幅值增量满足q/v下垂关系，并联在系统中，下垂系数m决定着负荷无功功率在逆变器间的分配；在无功负载过大时，因下垂特性，使得逆变器输出电压不满足要求，此时通过电压反馈环节，对虚拟励磁电流进行补偿，修正内电势，从而达到恒压控制。

(3)内环控制器。

内环控制器采用基于dq解耦的电压电流双闭环控制结构，分为电压外环和电流内环。虚拟同步发电机输出端口电压参考值与实际值的偏差经过pi控制器得到电流参考值，通过电流环调节输出电流。内环控制器可实现电压电流的快速跟踪并限制故障电流。

主动支撑的能量由预留风机有功备用和转子动能提供。所述的预留有功备用通过超速与桨距角协调控制方法实现，在中低风速时令发电机超速运行，mppt曲线发生右移，减小了出力，留出了一定的备用容量；高风速时使用变桨距控制，实现减载运行。当预留的有功备用足够多的时候，不需要牺牲转子动能即可实现主动支撑，使得转子转速不发生太大的变化，提高了系统的稳定性。

随着并联风机台数的增大，网侧变流器所流经的功率也随之增大，因此可采用mmc等多种大功率多电平变流设备进行并网。

调频器利用同步发电机的机械模型来模拟转子的频率动态响应，也就是一次调频过程。根据图6有功增量与频率增量之间的下垂特性，通过频率恢复环节，对有功功率给定值进行调节，然后通过转子运动方程，机械转矩和电磁转矩之差通过惯性环节改变输出电压角速度ω和输出相位θ。

由转子运动方程可知，在不考虑二次频率调节的情况下，输出电压角速度的增量δω正比于输出功率与给定值之差，而功率等于转矩和角速度的乘积，故有

δω＝ω-ωs＝(tm-te)/d(1)

其中，tm为机械转矩，te为电磁转矩，ωs为电网电压角频率。由此，可设计调频器的输出为

式中，pset为有功功率给定值，对应于同步发电机中原动机输出功率，p为逆变器输出功率，对应于电磁功率pe。

加入频率反馈环，调整有功功率的给定值，即模拟原动机出力的变化，消除频率调整的误差，使得系统频率恢复为额定值，如

其中ks为比例调节系数。如图7所示的虚拟同步发电机控制结构中，闭合开关sf，通过前馈频率增量经比例环节修正pset，调整直流侧输出功率，从而实现频率无差调节。

考虑励磁电流的动态特性，结合虚拟转子坐标系，可得dq旋转坐标系下同步发电机输出电压和内电势如式(4)和(5)。虚拟转子坐标系如图4，定义q轴超前d轴90度，a相与d轴重合，为内功率因数角。

上式中，rs，ls为虚拟定子绕组电阻和电感。其中，eq分量反映出励磁电流变化时对基波电势的扰动。

对于虚拟同步发电机的励磁器，通过调节励磁电流，进而根据式(5)调节内电势来控制并网逆变器输出电压幅值和无功功率。对于闭环控制的vsg，其闭环输出阻抗由其开环输出阻抗和闭环参数共同决定，虚拟定子绕组环节可以调整逆变器的输出阻抗，解决线路阻抗中阻性成分带来的功率耦合问题，满足虚拟同步发电机的功率解耦条件。虚拟定子绕组能减弱线路参数对下垂特性的影响，合理的设计虚拟定子绕组阻抗值，有利于并联组网运行的逆变器的负荷分配。同时，虚拟定子绕组的设置可实现并联逆变器间环流和故障电流的限制。

在无功负载过大时，因下垂特性，如图7所示，励磁电流减小，内电势降低，使得逆变器输出电压不满足要求。此时在励磁器中加入输出电压前馈，即输出电压参考值与实际值的偏差通过pi控制器进行虚拟励磁电流补偿，修正内电势，实现恒电压控制，起到支撑电网电压的作用。

内环控制器采用基于dq解耦的电压电流双闭环控制器，分为电压外环和电流内环控制。在电压外环中，采用pi控制器来调节滤波电容电压，并得到电流参考

电流内环通过比例控制器调节滤波电感电流

为防止暂态时的过电流损害设备，应限制电流参考值通过解耦项来实现d、q轴电压电流的独立控制，抵消滤波电感上的压降。

本发明的基于一种基于vsg的改进型多机并联的pmsg并网主动支撑控制结构，具体的：

频率支撑能量来源包括预留备用容量和牺牲转子动能。

预留备用容量的主动支撑：

为了提供更好的频率支撑，采用超速控制与桨距角控制相结合的减载控制策略。减载控制策略可以通过控制发电机转子速度偏离mppt曲线来保留一些有功功率。频率调节需要备用容量，为了确定备用容量的大小，将风力发电机的减载水平定义为d％。风力发电机的待机功率可表示为：

δp＝d％popt(8)

式中，popt是风速低于额定风速时风力涡轮机的最大输出功率。

在一定风速v下，当减载水平为d％时，风能利用率cp可由下式计算：

cp＝(1-d0％)cpmax(9)

在低风速模式下，仅通过超速控制实现减载。此时，功率跟踪曲线系数kp可表示

式中，λp为叶尖速比。

在中速风速模式下，转子转速已达到额定值，需要配合变桨距控制来实现减载。其中，λp＝ωr/v，风能利用系数可表示为

cp＝(1-d0％)cpmax(11)

在高风速模式下，可以通过初始限制功率pn来调节减载控制。

pn＝(1-d0％)pmax(12)

如图8所示，图8为风力发电机减载控制的基本原理图。

永磁同步发电机风机转子动能提供的惯量支撑

为了使风机通过调节自己的有功来响应频率的交变，附加功率偏移pad来反映系统频率的变化，将其与通过最大功率跟踪算法得到的有功功率pmppt相加，即可得到一个新的风机有功功率的参考值作为永磁同步风机的新参考有功。

其中hr是惯量常数，它由基于永磁同步发电机的风机转子动能提供。

本具体实施提供了一种新的控制策略，这种控制策略通过预留风机有功备用和牺牲转子动能相结合来为系统提供惯量支撑。它有一些创新的优点，比如可以确保系统扰动时足够的支撑，当预留有功备用足够大时，不需要牺牲转子动能即可实现主动支撑，使得转子转速不发生太大的变化，提高了系统的稳定性。总而言之，成功地解决了风能捕获和提供惯量支撑之间的矛盾。这使得小频率扰动系统日常运行具有显著的经济意义。并且可能促进未来系统风能渗透率的提高。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。