CN116264391A - 电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置 - Google Patents

电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置 Download PDF

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Abstract

本公开提供一种电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置。所述控制方法包括：基于风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差，其中，所述虚拟惯性阻尼环节的参数基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定；基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位；基于风力发电机组的无功功率设定值、无功功率测量值、电网的额定电压幅值，确定调制电压的d轴分量和q轴分量；根据虚拟内电势相位以及调制电压的d轴分量和q轴分量，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。

Description

电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置
技术领域
本公开涉及风力发电领域，更具体地讲，涉及一种电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置。
背景技术
风力发电机是将风能转换成电能的设备。通常，直驱/半直驱风力发电机组采用全功率变流器并网。全功率变流器可分为机侧变流器和网侧变流器，机侧变流器将风力发电机输出的交流电转换成直流电，而网侧变流器将直流电转换成交流电，以便并网。为了使全功率变流器稳定运行，需要控制机侧变流器和网侧变流器之间的直流母线电压。
全功率变流器有两种并网控制形式：一种是跟网型模式，一种是构网型模式。跟网型模式通过采集电网电压利用锁相技术来跟踪电网电压相位，通过注入与电网电压同相位的有功电流进行有功控制，并通过注入与电网电压相位相差90度的无功电流进行无功控制。构网型模式与同步发电机并网技术相同，通过模拟同步发电机转子运动方程根据转子的加减速来与电网同步，通过调节全功率变流器输出电压与电网电压的相位差(功角)进行有功控制，并通过全功率变流器输出电压与电网电压幅值之差进行无功控制。由于构网型模式的并网特性与同步风电机的并网特性相似，因此可以更好地支撑电网运行。
目前，全功率变流器在构网型模式下运行主要有两种方式。在第一种方式中，机侧变流器控制直流母线电压，网侧变流器接受风力发电机组整机下发的功率给定，模拟同步风电机转子运动方程，调节输出相位，从而实现有功控制。然而，在这种情况下，涉及到机侧变流器控制直流母线电压，由于机侧变流器连接的风力发电机为变速运行，会造成实际中直流母线电压很难控制，在某些工况下甚至会控制失稳。在第二种方式中，机侧变流器执行风力发电机组主控制器下发的扭矩，网侧变流器通过直流母线电压闭环控制模拟同步风电机转子运动方程，调节输出相位，从而实现有功控制。然而，在这种情况下，涉及到网侧变流器控制直流母线电压，实际的模拟同步发电机转子运动方程需要考虑到直流母线的动态特性。
进一步讲，在模拟同步发电机转子运动方程时，涉及到两个参数，即，惯量系数和阻尼系数。然而，这两个参数完全是通过人为设定的，并没有明确的物理对应关系，因而无法与风力发电机组的实际运行控制相匹配。在这种情况下，如果没有实际的能量储备(例如，机侧的旋转能量储备)或者惯量响应需求与实际的能量储备不一致，则将导致在惯量响应过程中过度地从直流侧吸取或者释放能量，而导致风力发电机组的实际运行控制不稳定。
发明内容
本公开的实施例的目的在于提供一种电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，能够使虚拟同步发电机的惯量系数和阻尼系数反映风力发电机转子运动的真实惯性水平和阻尼水平。
在一个总的方面，提供一种电压源型风力发电机组的控制方法，所述控制方法包括：基于风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差，其中，所述虚拟惯性阻尼环节的参数基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定；基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位；基于风力发电机组的无功功率设定值、无功功率测量值、电网的额定电压幅值，确定调制电压的d轴分量和q轴分量；根据虚拟内电势相位以及调制电压的d轴分量和q轴分量，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
可选地，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差的步骤包括：通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；基于直流母线功率设定值、风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第一有功功率偏差；通过将第一有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差。
可选地，通过虚拟惯性阻尼环节确定第一虚拟角频率偏差的步骤包括：通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；通过将直流母线功率设定值输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差；基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；基于风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第二有功功率偏差；通过将第二有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差；基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差。
可选地，确定调制电压的d轴分量和q轴分量的步骤包括：基于风力发电机组的无功功率设定值和无功功率测量值，确定交流母线电压的扰动分量；基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量；将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量设置为0；基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量。
可选地，基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量的步骤包括：通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量和q轴分量。
可选地，基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位的步骤包括：基于虚拟角频率偏差和电网的额定角频率，确定虚拟角频率；基于虚拟角频率确定虚拟内电势相位。
可选地，所述虚拟惯性阻尼环节的参数包括虚拟惯量系数和虚拟阻尼系数，其中，通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定所述虚拟惯量系数和所述虚拟阻尼系数。
可选地，所述虚拟惯量系数基于风力发电机的转动惯量以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定，所述虚拟阻尼系数基于风力发电机的转动惯量、风力发电机的阻尼系数、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定。
在另一总的方面，提供一种电压源型风力发电机组的控制装置，所述控制装置包括：虚拟角频率偏差确定单元，被配置为基于风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差，其中，所述虚拟惯性阻尼环节的参数基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定；虚拟内电势相位确定单元，被配置为基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位；调制电压获取单元，被配置为基于风力发电机组的无功功率设定值、无功功率测量值、电网的额定电压幅值，确定调制电压的d轴分量和q轴分量；网侧变流器控制单元，被配置为根据虚拟内电势相位以及调制电压的d轴分量和q轴分量，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
可选地，所述虚拟角频率偏差确定单元被配置为：通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；基于直流母线功率设定值、风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第一有功功率偏差；通过将第一有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差。
可选地，所述虚拟角频率偏差确定单元被配置为：通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；通过将直流母线功率设定值输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差；基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；基于风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第二有功功率偏差；通过将第二有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差；基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差。
可选地，所述调制电压获取单元被配置为：基于风力发电机组的无功功率设定值和无功功率测量值，确定交流母线电压的扰动分量；基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量；将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量设置为0；基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量。
可选地，所述调制电压获取单元被配置为：通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量和q轴分量。
可选地，所述虚拟内电势相位确定单元被配置为：基于虚拟角频率偏差和电网的额定角频率，确定虚拟角频率；基于虚拟角频率确定虚拟内电势相位。
可选地，所述虚拟惯性阻尼环节的参数包括虚拟惯量系数和虚拟阻尼系数，其中，通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定所述虚拟惯量系数和所述虚拟阻尼系数。
可选地，所述虚拟惯量系数基于风力发电机的转动惯量以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定，所述虚拟阻尼系数基于风力发电机的转动惯量、风力发电机的阻尼系数、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定。
可选地，所述控制装置设置在电压源型风力发电机组的变流器控制器中。
在另一总的方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序在被处理器执行时，实现如上所述的风力发电机组的控制方法。
在另一总的方面，提供一种计算装置，所述计算装置包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的风力发电机组的控制方法。
在另一总的方面，提供一种电压源型风力发电机组，所述电压源型风力发电机组包括如上所述的电压源型风力发电机组的控制装置或者如上所述的计算装置。
根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，将风力发电机的转子运动方程类比到网侧变流器的控制策略中，实现了虚拟同步发电机的转子运动方程与真实的风力发电机转子运动方程的一致，从而将实时的风力发电机转子运动特性映射到网侧变流器的控制策略。此外，根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，将类比后的虚拟同步发电机的转子运动方程调节相位功能与直流母线电压调节相位功能相并联，在实现虚拟同步发电机的同时，具备稳定直流母线电压的功能，并且实现良好的协同控制效果，而不需要额外的稳定直流母线电压的装置。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本公开的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚。
图1是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图。
图2是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的示意性框图。
图3是根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图。
图4是示出根据本公开的实施例的计算装置的框图。
具体实施方式
提供下面的具体实施方式以帮助读者获得对在此描述的方法、设备和/或***的全面理解。然而，在理解本申请的公开之后，在此描述的方法、设备和/或***的各种改变、修改和等同物将是清楚的。例如，在此描述的操作的顺序仅是示例，并且不限于在此阐述的那些顺序，而是除了必须以特定的顺序发生的操作之外，可如在理解本申请的公开之后将是清楚的那样被改变。此外，为了更加清楚和简明，本领域已知的特征的描述可被省略。
在此描述的特征可以以不同的形式来实现，而不应被解释为限于在此描述的示例。相反，已提供在此描述的示例，以仅示出实现在此描述的方法、设备和/或***的许多可行方式中的一些可行方式，所述许多可行方式在理解本申请的公开之后将是清楚的。
如在此使用的，术语“和/或”包括相关联的所列项中的任何一个以及任何两个或更多个的任何组合。
尽管在此可使用诸如“第一”、“第二”和“第三”的术语来描述各种构件、组件、区域、层或部分，但是这些构件、组件、区域、层或部分不应被这些术语所限制。相反，这些术语仅用于将一个构件、组件、区域、层或部分与另一构件、组件、区域、层或部分进行区分。因此，在不脱离示例的教导的情况下，在此描述的示例中所称的第一构件、第一组件、第一区域、第一层或第一部分也可被称为第二构件、第二组件、第二区域、第二层或第二部分。
在说明书中，当元件(诸如，层、区域或基底)被描述为“在”另一元件上、“连接到”或“结合到”另一元件时，该元件可直接“在”另一元件上、直接“连接到”或“结合到”另一元件，或者可存在介于其间的一个或多个其它元件。相反，当元件被描述为“直接在”另一元件上、“直接连接到”或“直接结合到”另一元件时，可不存在介于其间的其它元件。
在此使用的术语仅用于描述各种示例，并不将用于限制公开。除非上下文另外清楚地指示，否则单数形式也意在包括复数形式。术语“包含”、“包括”和“具有”说明存在叙述的特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合，但不排除存在或添加一个或多个其它特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合。
除非另有定义，否则在此使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与由本公开所属领域的普通技术人员在理解本公开之后通常理解的含义相同的含义。除非在此明确地如此定义，否则术语(诸如，在通用词典中定义的术语)应被解释为具有与它们在相关领域的上下文和本公开中的含义一致的含义，并且不应被理想化或过于形式化地解释。
此外，在示例的描述中，当认为公知的相关结构或功能的详细描述将引起对本公开的模糊解释时，将省略这样的详细描述。
图1是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图。图2是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的示意性框图。根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法可由风力发电机组的主控制器、变流器控制器或者其他专用控制器来执行。
参照图1和图2，在步骤S101中，基于风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差Δω，其中，虚拟惯性阻尼环节的参数可基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定。
参照图2，风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差可以是直流母线电压测量值与直流母线电压参考值的差值或平方差值，但本公开不限于此，还可以是其它形式的偏差。如图2所示，以直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref的平方差值(即，
Figure BDA0003412482000000081
)为例进行说明，但本公开不限于此。
更具体地讲，可通过对风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差进行比例积分(PI)运算，获得直流母线功率设定值PDC。如图2所示，比例运算环节被表示为KP_DC，积分运算环节被表示为Ki_dc/s，其中，KP_DC表示比例系数，Ki_dc表示积分系数。此外，可基于风力发电机扭矩需求值Tdemand *和风力发电机的转速(例如，角速度)ωw，获得风力发电机的功率需求Pw，并且可基于dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的滤波电感电流idq，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd。例如，可将风力发电机扭矩需求值Tdemand *和风力发电机的转速ωw的乘积计算为风力发电机的功率需求Pw。此外，可计算dq坐标系下的并网电压udq的d轴分量ud与并网电流idq的d轴分量id的乘积以及dq坐标系下的并网电压udq的q轴分量uq与并网电流idq的q轴分量iq的乘积，计算两个乘积之和，然后乘以预定系数，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd。这里，预定系数可以为例如3/2。然后，可基于直流母线功率设定值PDC、风力发电机的功率需求Pw和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd，确定第一有功功率偏差ΔPref。例如，可将直流母线功率设定值PDC与风力发电机的功率需求Pw相加，然后减去风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd，得到第一有功功率偏差ΔPref。最后，可通过将第一有功功率偏差ΔPref输入虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差Δω。如图2所示，可通过对网侧滤波电感电流iabc、并网电压uabc和并网电流igabc，进行坐标变换(例如，克拉克-帕克变换，即，abc/dq变换)，获取dq坐标系下的滤波电感电流idq、dq坐标系下的并网电压udqc和dq坐标系下的并网电流igdq。
可选择地，可在比例积分运算环节之后设置功率限幅模块，从而对经由比例积分运算环节获得的直流母线功率设定值PDC进行限幅。
根据本公开的实施例，虚拟惯性阻尼环节可被表示为1/(sKJ+KD)，其中，KJ表示虚拟惯量系数，KD表示虚拟阻尼系数。换言之，虚拟惯性阻尼环节的参数可包括虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD。根据本公开的实施例，可通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量Jw和阻尼系数Dw来确定虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD。稍后将对此进行详细描述。
另一方面，在通过对风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差进行比例积分(PI)运算，获得直流母线功率设定值PDC之后，可直接通过将直流母线功率设定值PDC输入虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差。同时，可基于风力发电机扭矩需求值Tdemand *和风力发电机的转速(例如，角速度)ωw，获得风力发电机的功率需求Pw，并且可基于dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的滤波电感电流idq，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd。然后，可基于风力发电机的功率需求Pw和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd，确定第二有功功率偏差。例如，可将风力发电机的功率需求Pw与风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd之差确定为第二有功功率偏差。接下来，可通过将第二有功功率偏差输入虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差。最后，可基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差Δω。例如，可将第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差之和确定为虚拟角频率偏差Δω。
接下来，在步骤S102中，基于虚拟角频率偏差Δω，确定虚拟内电势相位θ。参照图2，可基于虚拟角频率偏差Δω和电网的额定角频率ω0，确定虚拟角频率ω；并且可基于虚拟角频率ω确定虚拟内电势相位θ。如图2所示，虚拟角频率偏差Δω和电网的额定角频率ω0相加得到虚拟角频率ω。然后，通过对虚拟角频率ω进行积分运算得到虚拟内电势相位θ。
可选择地，在步骤S103中，基于风力发电机组的无功功率设定值Q0、无功功率测量值Q、电网的额定电压幅值U0，确定调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。注意，步骤S103并非必须在步骤S101、S102之后执行，而是可与步骤S101、S102并行执行，甚至在步骤S101、S102之前执行。
具体地讲，首先，可基于风力发电机组的无功功率设定值Q0和无功功率测量值Q，确定交流母线电压的扰动分量。例如，可将无功功率设定值Q0和无功功率测量值Q的差值确定为交流母线电压的扰动分量。然后，基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值U0，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *。例如，可将交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值U0之和确定为dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量udv *。另一方面，可将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量Uqv *设置为0。最后，可基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *，确定调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
进一步讲，可通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
例如，如图2所示，可将dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *输入至电压外环控制模块，同时，还可将dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的并网电流igdq输入至电压外环控制模块。通过电压外环控制模块可以对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *进行电压外环控制，得到d轴滤波电感电流参考值Id *和q轴滤波电感电流参考值Iq *。可将d轴滤波电感电流参考值Id *和q轴滤波电感电流参考值Iq *输入至电流内环控制模块，同时，还可将dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的滤波电感电流idq输入至电流内环控制模块。通过电流内环控制模块可以对d轴滤波电感电流参考值Id *和q轴滤波电感电流参考值Iq *进行电流内环控制，得到调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
可选择地，可在电压外环控制模块和电流内环控制模块之间添加电流限幅模块，从而对电压外环控制模块输出的电流进行限幅。
此外，通过如图2所示的电压外环控制模块进行适当改造，可以在不进行电流内环控制的情况下仅对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *进行电压外环控制，以获得调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
最后，在步骤S104中，根据虚拟内电势相位θ以及调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
根据本公开的实施例，可基于dq坐标系下的虚拟内电势相位θ将调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq转换为abc坐标系下的三相电压或αβ坐标系下的两相电压。例如，如图2所示，可通过坐标转换模块基于dq坐标系下的虚拟内电势相位θ将调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq转换为abc坐标系下的三相电压或αβ坐标系下的两相电压，然后输入至SVPWM(Space Vector Pulse Width Modulation，空间矢量脉宽调制)模块，进行空间矢量脉宽调制。经过空间矢量脉宽调制后的三相电压/两相电压可输入至网侧变流器，进而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法，通过基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定虚拟惯性阻尼环节的参数(即，虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD)，使得拟惯性阻尼环节的参数随着风力发电机转速的变化而变化，反应了风力发电机转子运动的真实的惯性水平和阻尼水平，能够在真实惯量支撑中实现良好的能量均衡传递。
下面详细描述基于风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD的方法。
虚拟同步发电机的转子运动方程可表示为：
Figure BDA0003412482000000111
其中，J表示同步发电机的转动惯量，D表示同步发电机的阻尼系数，ωm表示同步发电机转速，Tm表示同步发电机的机械转矩、Te表示同步发电机的电磁转矩。
另一方面，风力发电机的转子运动方程可表示为：
Figure BDA0003412482000000112
其中，Jw表示风力发电机的转动惯量，Dw表示风力发电机的阻尼系数，ωw表示风力发电机转速，Twind表示风力发电机的机械转矩、Te_w表示风力发电机的电磁转矩。
假设同步发电机转速与风力发电机转速之比为
Figure BDA0003412482000000113
可将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程：
Figure BDA0003412482000000114
通过对上式进行变换，最终可得到映射的虚拟同步发电机的转子运动方程：
Figure BDA0003412482000000115
因此，可最终确定虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD：
Figure BDA0003412482000000121
Figure BDA0003412482000000122
由此可知，虚拟惯量系数KJ可基于风力发电机的转动惯量Jw以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比n来确定，虚拟阻尼系数KD可基于风力发电机的转动惯量Jw、风力发电机的阻尼系数Dw、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比n来确定。
图3是根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图。根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置可设置在风力发电机组的主控制器、变流器控制器或者其他控制器中，或者实现为风力发电机组的主控制器、变流器控制器或者其他控制器。
参照图3，电压源型风力发电机组的控制装置300可包括虚拟角频率偏差确定单元310、虚拟内电势相位确定单元320、调制电压获取单元330和网侧变流器控制单元340。这里，风力发电机组可以是电压源型风力发电机组，但是本公开不限于此。
虚拟角频率偏差确定单元310可基于风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差Δω，其中，虚拟惯性阻尼环节的参数可基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定。如上所述，虚拟惯性阻尼环节的参数可包括虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD，并且可通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量Jw和阻尼系数Dw来确定虚拟惯量系数KJ和虚拟阻尼系数KD。更具体地讲，虚拟惯量系数KJ可基于风力发电机的转动惯量Jw以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比n来确定，虚拟阻尼系数KD可基于风力发电机的转动惯量Jw、风力发电机的阻尼系数Dw、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比n来确定。
具体地讲，虚拟角频率偏差确定单元310可通过对风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差进行比例积分(PI)运算，获得直流母线功率设定值PDC，可基于风力发电机扭矩需求值Tdemand *和风力发电机的转速ωw，获得风力发电机的功率需求Pw，并且可基于dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的滤波电感电流idq，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd。随后，虚拟角频率偏差确定单元310可基于直流母线功率设定值PDC、风力发电机的功率需求Pw和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd，确定第一有功功率偏差ΔPref，并且可通过将第一有功功率偏差ΔPref输入虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差Δω。
另一方面，虚拟角频率偏差确定单元310可通过对风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udcref之间的偏差进行比例积分(PI)运算，获得直流母线功率设定值PDC，并且可直接通过将直流母线功率设定值PDC输入虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差。同时，虚拟角频率偏差确定单元310可基于风力发电机扭矩需求值Tdemand *和风力发电机的转速ωw，获得风力发电机的功率需求Pw，并且可基于dq坐标系下的并网电压udq和dq坐标系下的滤波电感电流idq，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd。然后，虚拟角频率偏差确定单元310可基于风力发电机的功率需求Pw和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率Pgrd，确定第二有功功率偏差。接下来，虚拟角频率偏差确定单元310可通过将第二有功功率偏差输入虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差。最后，虚拟角频率偏差确定单元310可基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差Δω。
虚拟内电势相位确定单元320可基于虚拟角频率偏差Δω，确定虚拟内电势相位θ。例如，虚拟内电势相位确定单元320可基于虚拟角频率偏差Δω和电网的额定角频率ω0，确定虚拟角频率ω，并且可基于虚拟角频率ω确定虚拟内电势相位θ。
调制电压获取单元330可基于风力发电机组的无功功率设定值Q0、无功功率测量值Q、电网的额定电压幅值U0，确定调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。具体地讲，调制电压获取单元330可首先基于风力发电机组的无功功率设定值Q0和无功功率测量值Q，确定交流母线电压的扰动分量，然后基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值U0，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *。可选择地，调制电压获取单元330可将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量Uqv *设置为0。此外，调制电压获取单元330可基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *，确定调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
根据本公开的实施例，调制电压获取单元330可通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量Udv *和q轴分量Uqv *进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq。
网侧变流器控制单元340可根据虚拟内电势相位θ以及调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。具体地讲，网侧变流器控制单元340可基于dq坐标系下的虚拟内电势相位θ将调制电压的d轴分量umd和q轴分量umq转换为abc坐标系下的三相电压或αβ坐标系下的两相电压，然后对abc坐标系下的三相电压或αβ坐标系下的两相电压进行空间矢量脉宽调制。其后，网侧变流器控制单元340可利用经过空间矢量脉宽调制后的三相电压/两相电压来控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
图4是示出根据本公开的实施例的计算装置的框图。所述计算装置可实现在风力发电机组的主控制器、变流器控制器或者其他控制器中，或者实现为风力发电机组的主控制器、变流器控制器或者其他控制器。
参照图4，根据本公开的实施例的计算装置400可包括处理器410和存储器420。处理器410可包括(但不限于)中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP)、微型计算机、现场可编程门阵列(FPGA)、片上***(SoC)、微处理器、专用集成电路(ASIC)等。存储器420存储将由处理器410执行的计算机程序。存储器420包括高速随机存取存储器和/或非易失性计算机可读存储介质。当处理器410执行存储器420中存储的计算机程序时，可实现如上所述的风力发电机组的控制方法。
可选择地，计算装置400可以以有线/无线通信方式与风力发电机组中的各个组件进行通信，并且还可以以有线/无线通信方式与风力发电机组和/或风电场外部的设备进行通信。
根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法可被编写为计算机程序并被存储在计算机可读存储介质上。当所述计算机程序被处理器执行时，可实现如上所述的电压源型风力发电机组的控制方法。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器(ROM)、随机存取可编程只读存储器(PROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、随机存取存储器(RAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、闪存、非易失性存储器、CD-ROM、CD-R、CD+R、CD-RW、CD+RW、DVD-ROM、DVD-R、DVD+R、DVD-RW、DVD+RW、DVD-RAM、BD-ROM、BD-R、BD-R LTH、BD-RE、蓝光或光盘存储器、硬盘驱动器(HDD)、固态硬盘(SSD)、卡式存储器(诸如，多媒体卡、安全数字(SD)卡或极速数字(XD)卡)、磁带、软盘、磁光数据存储装置、光学数据存储装置、硬盘、固态盘以及任何其它装置，所述任何其它装置被配置为以非暂时性方式存储计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构并将所述计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构提供给处理器或计算机使得处理器或计算机能执行所述计算机程序。在一个示例中，计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构分布在联网的计算机***上，使得计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构通过一个或多个处理器或计算机以分布式方式存储、访问和执行。
根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，将风力发电机的转子运动方程类比到网侧变流器的控制策略中，实现了虚拟同步发电机的转子运动方程与真实的风力发电机转子运动方程的一致，从而将实时的风力发电机转子运动特性映射到网侧变流器的控制策略。此外，根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，将类比后的虚拟同步发电机的转子运动方程调节相位功能与直流母线电压调节相位功能相并联，在实现虚拟同步发电机的同时，具备稳定直流母线电压的功能，并且实现良好的协同控制效果，而不需要额外的稳定直流母线电压的装置。
虽然已表示和描述了本公开的一些实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。

Claims (20)

1.一种电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括：
基于风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差，其中，所述虚拟惯性阻尼环节的参数基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定；
基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位；
基于风力发电机组的无功功率设定值、无功功率测量值、电网的额定电压幅值，确定调制电压的d轴分量和q轴分量；
根据虚拟内电势相位以及调制电压的d轴分量和q轴分量，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差的步骤包括：
通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；
基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；
基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；
基于直流母线功率设定值、风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第一有功功率偏差；
通过将第一有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差。
3.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，通过虚拟惯性阻尼环节确定第一虚拟角频率偏差的步骤包括：
通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；
通过将直流母线功率设定值输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差；
基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；
基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；
基于风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第二有功功率偏差；
通过将第二有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差；
基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差。
4.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，确定调制电压的d轴分量和q轴分量的步骤包括：
基于风力发电机组的无功功率设定值和无功功率测量值，确定交流母线电压的扰动分量；
基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量；
将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量设置为0；
基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量。
5.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量的步骤包括：
通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量和q轴分量。
6.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位的步骤包括：
基于虚拟角频率偏差和电网的额定角频率，确定虚拟角频率；
基于虚拟角频率确定虚拟内电势相位。
7.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述虚拟惯性阻尼环节的参数包括虚拟惯量系数和虚拟阻尼系数，
其中，通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定所述虚拟惯量系数和所述虚拟阻尼系数。
8.如权利要求7所述的控制方法，其特征在于，
所述虚拟惯量系数基于风力发电机的转动惯量以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定，
所述虚拟阻尼系数基于风力发电机的转动惯量、风力发电机的阻尼系数、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定。
9.一种电压源型风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：
虚拟角频率偏差确定单元，被配置为基于风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差，通过虚拟惯性阻尼环节确定虚拟角频率偏差，其中，所述虚拟惯性阻尼环节的参数基于风力发电机组的风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定；
虚拟内电势相位确定单元，被配置为基于虚拟角频率偏差，确定虚拟内电势相位；
调制电压获取单元，被配置为基于风力发电机组的无功功率设定值、无功功率测量值、电网的额定电压幅值，确定调制电压的d轴分量和q轴分量；
网侧变流器控制单元，被配置为根据虚拟内电势相位以及调制电压的d轴分量和q轴分量，控制风力发电机组的网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
10.如权利要求9所述的控制装置，其特征在于，所述虚拟角频率偏差确定单元被配置为：
通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；
基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；
基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；
基于直流母线功率设定值、风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第一有功功率偏差；
通过将第一有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定虚拟角频率偏差。
11.如权利要求9所述的控制装置，其特征在于，所述虚拟角频率偏差确定单元被配置为：
通过对风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值之间的偏差进行比例积分运算，获得直流母线功率设定值；
通过将直流母线功率设定值输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第一中间虚拟角频率偏差；
基于风力发电机扭矩需求值和风力发电机的转速，获得风力发电机的功率需求；
基于dq坐标系下的并网电压和dq坐标系下的滤波电感电流，获得风力发电机组的网侧变流器的网侧功率；
基于风力发电机的功率需求和风力发电机组的网侧变流器的网侧功率，确定第二有功功率偏差；
通过将第二有功功率偏差输入所述虚拟惯性阻尼环节，来确定第二中间虚拟角频率偏差；
基于第一中间虚拟角频率偏差和第二中间虚拟角频率偏差，确定虚拟角频率偏差。
12.如权利要求9所述的控制装置，其特征在于，所述调制电压获取单元被配置为：
基于风力发电机组的无功功率设定值和无功功率测量值，确定交流母线电压的扰动分量；
基于交流母线电压的扰动量和交流电网的额定电压幅值，确定dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量；
将dq坐标系下的并网参考电压的q轴分量设置为0；
基于dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量，确定调制电压的d轴分量和q轴分量。
13.如权利要求12所述的控制装置，其特征在于，所述调制电压获取单元被配置为：
通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量仅进行电压外环控制，或者通过对dq坐标系下的并网参考电压的d轴分量和q轴分量进行电压外环控制与电流内环控制，来获得调制电压的d轴分量和q轴分量。
14.如权利要求9所述的控制装置，其特征在于，所述虚拟内电势相位确定单元被配置为：
基于虚拟角频率偏差和电网的额定角频率，确定虚拟角频率；
基于虚拟角频率确定虚拟内电势相位。
15.如权利要求9所述的控制装置，其特征在于，所述虚拟惯性阻尼环节的参数包括虚拟惯量系数和虚拟阻尼系数，
其中，通过将风力发电机的转子运动方程映射到网侧变流器的虚拟同步发电机的转子运动方程，基于风力发电机的转动惯量和阻尼系数来确定所述虚拟惯量系数和所述虚拟阻尼系数。
16.如权利要求15所述的控制装置，其特征在于，
所述虚拟惯量系数基于风力发电机的转动惯量以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定，
所述虚拟阻尼系数基于风力发电机的转动惯量、风力发电机的阻尼系数、以及虚拟同步发电机转速与风力发电机转速之比来确定。
17.如权利要求9-16中任一项所述的控制装置，其特征在于，所述控制装置设置在电压源型风力发电机组的变流器控制器中。
18.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序在被处理器执行时，实现如权利要求1至8中任意一项所述的风力发电机组的控制方法。
19.一种计算装置，其特征在于，所述计算装置包括：
处理器；
存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如权利要求1至8中任意一项所述的风力发电机组的控制方法。
20.一种电压源型风力发电机组，其特征在于，所述电压源型风力发电机组包括如权利要求9-16中任一项所述的电压源型风力发电机组的控制装置或者如权利要求19所述的计算装置。
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