管绍昌
云南能投电力设计有限公司
摘要：虚拟同步控制技术是解决因风电渗透引起电力系统低惯性问题的重要方法，但虚拟惯性的引入会改变系统惯性的大小及分布，系统的动态稳定必然会表现出新的特性。目前针对虚拟同步控制技术的研究，模拟同步发电机的惯性响应特性和调频特性被普遍关注，即研究在不同工况下恒定惯性控制对系统频率波动的抑制。随着对虚拟同步控制技术研究的深入，发现在系统频率的恢复阶段，惯性参数改变会影响系统的暂态特性，风电机组的惯性响应会产生负阻尼效应，加剧系统的功率振荡，但如何提高虚拟同步系统的暂态稳定性并未深入探讨。
关键词：风电机组；暂态稳定性；阻尼振荡；有功功率控制；高渗透
引言
伴随全球化石能源日益枯竭，中国能源发展战略提出2030~2050年，我国新能源电源发电量占比为30%以上。我国风力资源丰富，风力发电在新能源发电中发展最为迅猛。风电出力具有随机性、间歇性以及低可调度性等特点。传统有功功率调度将风电出力预测作为固定参数，制定调度计划。高风电渗透率条件下，风电出力预测误差将导致难以有效消纳风电电量、威胁系统的安全稳定运行。
1虚拟同步机技术概念
虚拟同步机技术是指电子变换器控制链采用同步单元机械方程和电气方程的技术，因此采用该技术的装置与网络并行工作，具有惯性等外部工作特性虚拟同步机组技术将同步机组转子运动方程和瞬态电磁状态方程引入控制链，可相当于振幅值和功率角度可控的电压源，通过改变电压相位角来调节有源电力输出关于虚拟转动惯量，对于风力发电，动能作为同步虚拟机的FM储备由风机叶轮释放，对于光伏发电，储能单元由直流侧配置提供转动惯量。其系统主要由新能源生产单元、储能系统和vsg ups等组成风力发电或光伏并网等新能源发电装置向发电系统提供一次能源，充电直流母线，相当于传统发电系统的初始动力部分；VSG变换器控制直流母线的潮流和变换器的输出特性，作为模拟同步器特性的中央控制项，相当于传统发电系统中的发电机链。
2基于风电变换器电压源型控制的技术路线
双馈风力发电机的惯性同步控制(is sync)是一种典型的网络侧变换器电压源控制方法，它将网络侧变换器与外部特性中的电压源相关联，并使用转子侧变换器的惯性转移控制(ITC-is sync)执行以下操作转子侧变换器的虚拟同步发电机控制(VSG)又称为虚拟同步控制，是转子侧变换器使用的另一种电压源控制方法。其基本思想是将同步发电机的机电暂态方程引入转子侧变换器的控制链中，使其具有同步发电机的转动惯量和阻尼能力，并作为外部电压源反映出来。同时，网络侧变换器始终采用电流源矢量控制稳定直流母线电压，控制网络侧无功，即控制转子侧虚拟同步网络(VSG-VC)侧矢量。由于双馈风力发电机定子直接连接电网，转子受到风力发电机的激励，定子和转子通道可以交换电能，两种电压源控制方法，即采用同步惯性控制方法可以进一步结合 从而转子侧变换器和网络侧变换器在其外部特性中等效于电压源。
3含虚拟惯量的风电并网系统
对于双馈发电机(DFIG)，如图1所示，变速风力发电机的Pwe_ref主动功率输出指令包括最大功率跟踪控制指令P*max和用于Pvic动态主动功率响应的附加虚拟惯性控制器。Pm_ref是转速控制器输出的机械功率指令值。Pm是由初始动力产生的机械动力；Pg是风力产生的电磁功率；PL代表电阻负载所消耗的作用中功率；pl代表电阻负载所消耗的作用中功率；pl代表电阻负载所消耗的作用中功率；pl代表电阻负载所消耗的作用中功率；pl代表电阻负载所消耗的作用中功率；pl代表电阻负载所消耗的作用中功率。δ p是系统的不平衡功率；εωs是系统同步发电机角速度和标称角速度之间的差；K1和k2分别表示转速控制器的比例系数和积分系数；HG代表系统的等效惯性时间常数；Ds是同步发电机的阻尼系数。当双馈风力发电机转子侧变换器采用定子电压方向矢量控制策略时，惯性控制器动态调整外部环形控制器的主动功率基准值，改变外部环形控制器输出的转子电流的主动分量，然后再改变环形控制器最后，惯性控制过程得到SPWM信号调制的补充。在标准系统中，主动风力输出功率是主动参考指令的叠加，用于跟踪惯性控制器生成的最大功率和主动增量，可表示为
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式中：kmax为风电机组的最大功率跟踪系数；kD为惯量控制器的微分控制系数；ωg为风力发电机的角速度；ωs为系统同步发电机的角速度；ω0为系统额定角速度；p为微分算子。根据公式(1)，当系统临时状态故障导致频率增加时，具有附加惯性控制的风力发电响应降低了主动功率设定值，DFIG输出主动功率降低，转速提高，叶片捕获机械功率增加，如果冷 释放转子中隐藏的旋转动能，提高输出有功功率，并为系统提供频率支持。
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4含虚拟惯性系统的暂态稳定分析
扰动作用于系统后，互连系统供电侧组的相对角速度和相对功率角的特征是频率相反的正弦振荡。分析虚拟惯性控制对系统功率角首次振荡稳定性及多摆阻尼特性的影响，方法是将功率角振荡过程分为第一次振荡后和第一次振荡结束后的两个连续衰减阶段。以功率角第一个摆向为例进行分析，当功率角第一个摆向结束时，根据正弦振荡的特性，下一个摆向周期可分为四个子阶段:a、b、c和d 相对功率角度介于故障时稳定初始值α0和最大δ期间(即[ t0、T2 ]期间)之间。 在[ t0，t1 ]阶段，系统的相对角速度持续增大，最大角速度为φ> 0，风力发电机组可以通过功率调节将虚拟能量作为减速能量注入系统，从而减少同步发电机组的加速度能量积累，从而提高当初始功率角α0 > 0时，系统加速度能量为正时，为了模拟减速能量形式，虚拟能量必须满足Vw<0，此时G1组的Hvir1惯性控制系数必须为正，G2组必须锁定惯性控制器；相位[ t1，T2 ]对应减速过程满足ω2 < ωm，应将Hvir2设置为正值，关闭G1侧气动发电机组惯性控制器。同样，当系统功率角的第一个支柱反向摆动时，为了提高系统功率角的第一个支柱的稳定性，虚拟能量在相位[ t0，t1 ]期间必须满足Vw>0条件，G2组中的风力发电组将启动惯性控制和Hvir2控制器参数在阶段[ t1，T2 ]中，hvir R1必须设定为正值。
结束语
(1)变速风力发电机组的虚拟惯性控制可以有效改善风力发电并网引起的系统惯性衰减问题，但提高系统等效惯性时间常数可能导致系统阻力比和速度d降低此外，启动虚拟惯性控制后，大型风力发电机组功率调节可能会影响风扇轴。(2)基于非线性干扰观测器的虚拟惯性矩控制可进一步增强附加控制的友好网络互连功能。通过设计非线性干扰观测台，估计系统扰动期间功率不平衡，最大限度地补偿了风力发电机组的惯性控制，提高了系统的频率和阻尼特性，从而有效地提高了电网虚拟同步运行期间的动态稳定性。
参考文献
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