張祥宇，沈文奇，黃弘揚，彭 琰，馬駿超，陸承宇

（1. 華北電力大學 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，河北 保定 071003；2. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學研究院，浙江 杭州 310014）

0 引言

雙饋風機DFIG（Doubly-Fed Induction Genera?tor）遵循最大功率點跟蹤控制指令向電網(wǎng)輸送功率，無法靈活響應系統(tǒng)頻率變化及提供慣性支持，更不具備抑制功率振蕩的能力［1］。當風電高比例接入電網(wǎng)后，大幅降低的慣量和阻尼將給系統(tǒng)穩(wěn)定性帶來風險。為獲得友好并網(wǎng)特性，風電機組可通過虛擬同步控制模擬同步機的慣量、調(diào)頻、阻尼、調(diào)壓等多種運行特性，從而主動為電網(wǎng)提供動態(tài)穩(wěn)定支撐［2?3］。

在虛擬同步控制中，虛擬慣量的引入使得變速風電機組可在較寬的轉(zhuǎn)速范圍內(nèi)調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)子動能，模擬同步機的慣性響應［4?5］。然而，虛擬慣量作為可變參數(shù)引入電網(wǎng)必然會對系統(tǒng)的阻尼等特性產(chǎn)生影響，若設(shè)置不當有誘發(fā)功率振蕩的風險。因此，目前關(guān)于虛擬慣量的自適應優(yōu)化控制得到了廣泛關(guān)注。文獻［6］按轉(zhuǎn)速振蕩周期的4 個階段配置虛擬慣量，降低了引入慣量導致功角振蕩的風險，但未探討虛擬慣量的取值范圍。基于上述研究，文獻［7?8］通過討論傳遞函數(shù)的穩(wěn)定特性，進一步分析了虛擬慣量的取值。然而，上述研究方案選取的并網(wǎng)系統(tǒng)中多為單臺機組，忽略了互聯(lián)機組間的功率傳遞關(guān)系，而未考慮功率耦合產(chǎn)生的動態(tài)交互時，參數(shù)自適應調(diào)節(jié)無法確保接入電網(wǎng)的安全性。顯然，引入虛擬慣量的風電機組已與同步機形成同步運行狀態(tài)，2 種發(fā)電機組間的功率調(diào)節(jié)必然存在相互影響，若忽略新的耦合運行關(guān)系，則在設(shè)置虛擬慣量參數(shù)時，附加控制仍會存在運行風險。

系統(tǒng)功率振蕩過程與機組控制參數(shù)、并網(wǎng)點PCC（Point of Common Coupling）相對功角差、網(wǎng)絡阻抗等密切相關(guān)［9］。采用虛擬同步并網(wǎng)方式的雙饋風電并網(wǎng)系統(tǒng)，必然存在功角及轉(zhuǎn)速耦合現(xiàn)象。文獻［10?11］假設(shè)風機與同步機轉(zhuǎn)速同步變化，分析了兩機并網(wǎng)系統(tǒng)下，風機虛擬慣量控制作為附加控制引入后對系統(tǒng)阻尼的影響。然而，在風機遭受干擾發(fā)生功率振蕩時，與并網(wǎng)同步發(fā)電機間的功率傳遞關(guān)系，決定了2 類機組的轉(zhuǎn)速無法完全同步。文獻［12?13］認為雙饋風機與同步機的耦合關(guān)系將會影響系統(tǒng)阻尼，但尚未針對雙饋風機與同步機之間的耦合關(guān)系設(shè)計控制器。綜上，雙饋風機的虛擬慣量仍須基于并網(wǎng)機組間的轉(zhuǎn)速耦合關(guān)系進一步設(shè)計其調(diào)節(jié)范圍，并通過優(yōu)化控制，使風機適應同步并網(wǎng)系統(tǒng)的運行方式，才能規(guī)避運行風險，更具工程推廣價值。

為提升同步并網(wǎng)風力發(fā)電系統(tǒng)的運行安全性，本文首先針對雙饋風機，結(jié)合虛擬同步機控制結(jié)構(gòu)，建立了雙饋風機同步并網(wǎng)系統(tǒng)的小信號模型；然后，分析處于虛擬同步運行時的雙饋風機與互聯(lián)同步機之間的轉(zhuǎn)速耦合關(guān)系，并引入耦合系數(shù)，從并網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定性層面進行分析，給出系統(tǒng)控制參數(shù)的合理取值范圍，進而提出了基于功率耦合的雙饋風機同步控制策略，并從能量角度驗證了該控制策略的合理性；最后，通過搭建含雙饋風機的同步并網(wǎng)仿真系統(tǒng)，驗證所提控制方法的有效性。

1 風機同步并網(wǎng)系統(tǒng)模型

雙饋風機同步并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示。采用虛擬同步控制后，雙饋風機在頻率波動后將具有獨立的功角，將其表示為δ2。同步發(fā)電機SG1和SG2的功角分別為δ1、δ3，其中SG2用于模擬無窮大母線，將其功角δ3設(shè)為0°，即系統(tǒng)的平衡節(jié)點。SG1和雙饋風機分別經(jīng)電抗x1和x2接入PCC，向電網(wǎng)送電。

圖1 雙饋風機同步并網(wǎng)系統(tǒng)Fig.1 Synchronization grid-connected system with DFIG

風電機組的虛擬同步控制框圖見圖2，虛擬同步控制系統(tǒng)包括頻率響應、阻尼控制、虛擬慣量控制、無功調(diào)節(jié)等環(huán)節(jié)。圖中：ω1為SG1的轉(zhuǎn)速；ωref為設(shè)定的參考轉(zhuǎn)速；Pref和Qref分別為有功功率和無功功率給定值；Pe和Qe分別為風機有功功率和無功功率輸出值；kf、kd和kq分別為調(diào)頻系數(shù)、阻尼系數(shù)和無功調(diào)節(jié)系數(shù)；Hvsg為風機虛擬慣量系數(shù)。輸入的轉(zhuǎn)速偏差和無功功率偏差分別經(jīng)過有功和無功控制環(huán)節(jié)得到輸出電壓的幅值V2和相位δ2參考值［14?15］。

圖2 雙饋風機虛擬同步控制框圖Fig.2 Virtual synchronous control block diagram of DFIG

根據(jù)圖1，將SG1、雙饋風機的功率響應分別表示為Pe1、Pe2，SG2恒定輸出功率表示為Pe3，負荷所需功率表示為PL。雙饋風機采用虛擬同步機控制技術(shù)后，可為電網(wǎng)提供虛擬慣性與阻尼支撐，且具有獨立的功角，模擬同步發(fā)電機模型，可表示為：

式中：Pf為調(diào)頻功率；Pd為阻尼功率；ω2為風力機的虛擬電轉(zhuǎn)速。

SG1的調(diào)速器模型由比例積分PI（Proportional Integral）控制器實現(xiàn)，則發(fā)電機二階轉(zhuǎn)子運動方程可表示為［16?17］：

式中：HG為同步發(fā)電機的慣量系數(shù)；v為調(diào)速器的輸出狀態(tài)變量，且dv/dt=ωref-ω1；k1和k2分別為調(diào)速器的比例系數(shù)和積分系數(shù)。

采用虛擬同步機控制后，雙饋風機輸出的有功功率不再僅取決于風速，而是與同步發(fā)電機SG1的轉(zhuǎn)速產(chǎn)生了電氣耦合。根據(jù)并網(wǎng)系統(tǒng)的功率平衡關(guān)系，可得：

結(jié)合式（1）—（4），可得：

式中：Un為負荷接入端的端電壓；z為負荷等值阻抗；SB為系統(tǒng)的基準功率。

由式（5）可知，系統(tǒng)狀態(tài)方程與同步發(fā)電機轉(zhuǎn)速和雙饋風機的虛擬電轉(zhuǎn)速有關(guān)，雙饋風機與SG1之間存在耦合關(guān)系。

2 風機與同步機間的虛擬同步耦合關(guān)系

引入虛擬同步控制的風電機組將與同步機形成同步運行狀態(tài)，2 種發(fā)電機組間的功率調(diào)節(jié)必然存在新的動態(tài)耦合運行關(guān)系，并與風機控制參數(shù)、并網(wǎng)同步機間相對功角差、網(wǎng)絡阻抗等相關(guān)。結(jié)合圖1，系統(tǒng)的節(jié)點導納矩陣Y可表示為：

式中：Y11、Y22、Y33、Y44分別為SG1、雙饋風機、SG2和PCC 的自導納；Y14為節(jié)點1 和節(jié)點4 之間的互導納，其他類似。

節(jié)點1—3的注入功率可表示為：

式中：Pi、Qi和Ui分別為節(jié)點i注入的有功、無功功率和端電壓，其中i=1，2，3；αii和αij分別為節(jié)點i的自阻抗角和節(jié)點i、j間線路阻抗角，其中j=1，2，3，4；δij為節(jié)點i、j間機組功角；Yii和Yij分別為節(jié)點i的自導納和節(jié)點i、j間互導納。

考慮到線路阻抗較小，近似忽略線路中功率的損耗，根據(jù)功率平衡方程可得：

式中：ΔPe1—ΔPe3分別為SG1、雙饋風機和SG2輸出有功功率的增量，如式（9）所示；ΔQe1—ΔQe3分別為SG1、雙饋風機和SG2輸出無功功率的增量，如式（10）所示；ΔPL和ΔQL分別為負荷的有功和無功增量，本文采用恒阻抗負荷模型，增量可忽略。

式中：Δδ1、Δδ2分別為SG1、雙饋風機的功角增量；Δδ4為PCC電壓相角增量；δ10—δ40為對應角度的初值。

小擾動分析采用了線性化處理方法，故式（8）所示的功率平衡方程僅計及了與有功變化更加密切的功角小擾動量，忽略了電壓對功率變化的影響。由于線路、負荷的動態(tài)特性主要取決于電壓變化，故在功率小擾動的平衡方程中未予以體現(xiàn)。

聯(lián)立式（8）—（10），可得：

消元得到：

式中：k為雙饋風機與SG1的耦合系數(shù)。

電網(wǎng)實際運行時，各節(jié)點的功角差值通常較小，則有：

將式（13）、（14）代入k的計算公式，可得：

根據(jù)轉(zhuǎn)子運動方程，雙饋風機和SG1轉(zhuǎn)速之間也存在如下耦合關(guān)系：

式中：Δω1、Δω2分別為雙饋風機和SG1轉(zhuǎn)速增量。

對式（1）、（3）進行線性化，并將其與耦合系數(shù)代入功率平衡方程式（5）中，得到：

由式（17）可知，含風機的虛擬同步并網(wǎng)系統(tǒng)的等效慣量為HG+kHvsg，等效阻尼為kf+k1+kd-kdk，實現(xiàn)了從四階至二階模型的降階，便于控制參數(shù)整定。在狀態(tài)變量轉(zhuǎn)化過程中，雖然狀態(tài)變量δ1和δ2之間呈k倍關(guān)系，但由于系數(shù)k與U、δ、x相關(guān)，故2個狀態(tài)變量并非呈線性關(guān)系。因此，在降階后的系統(tǒng)等值模型中，4 個狀態(tài)變量仍會表現(xiàn)出不同的動態(tài)特性，且具有耦合關(guān)系。其控制框圖如附錄A 圖A1所示，慣量和阻尼大小均與耦合系數(shù)相關(guān)，須計及風機與同步機的耦合關(guān)系進行風機控制參數(shù)設(shè)計，進而滿足風機與同步機共同并網(wǎng)運行的穩(wěn)定性要求。

3 風機同步控制參數(shù)設(shè)計

根據(jù)式（17），含風機的虛擬同步并網(wǎng)系統(tǒng)輸出功角的閉環(huán)控制框圖可簡化為如圖3所示。

圖3 系統(tǒng)輸出功角的閉環(huán)控制框圖Fig.3 Closed-loop control block diagram of output power angle of system

圖3中，H和D表達式如下：

相應地，閉環(huán)傳遞函數(shù)為：

當系統(tǒng)狀態(tài)方程的閉環(huán)傳遞函數(shù)的極點全部位于復平面的左半平面時，系統(tǒng)穩(wěn)定運行。由勞斯判據(jù)對系統(tǒng)參數(shù)進行初步界定，系統(tǒng)穩(wěn)定的充要條件為：

動態(tài)性能指標可衡量系統(tǒng)動態(tài)運行抗干擾性能，其中超調(diào)量σ反映了系統(tǒng)響應過程中的平穩(wěn)度，計算公式如下：

由式（21）可知，阻尼比ζ影響超調(diào)量。在參數(shù)整定過程中，可以根據(jù)最優(yōu)二階系統(tǒng)理論，獲得較快的響應速度和較小的超調(diào)量，通常認為阻尼比約為0.707。在工程設(shè)計中，當阻尼比ζ取值范圍為0.4～0.8 時，σ介于1.5%～25.4%之間［18］。故本文將系統(tǒng)的阻尼比范圍設(shè)計如下：

為保證頻率波動時，系統(tǒng)有充足的慣量支撐，系統(tǒng)等效慣量應滿足系統(tǒng)最小等效慣量Hmin的需求：即：

由于實際運行過程中，風機可虛擬出的慣量大小取決于當前風速大小、風機轉(zhuǎn)速限制等自身特性，因此風機虛擬慣量大小還應滿足：

則系統(tǒng)等效慣量存在最大值Hmax為：

式中：kmax為耦合系數(shù)的最大值。

根據(jù)式（20）—（25）可從系統(tǒng)穩(wěn)定性層面對控制參數(shù)進行限制，如圖4所示。

圖4 系統(tǒng)等效控制參數(shù)范圍Fig.4 Equivalent control parameter range of system

由式（22）可得到系統(tǒng)阻尼比關(guān)于風機虛擬慣量的靈敏度為：

式中：D、H和k2均大于0，則靈敏度的正負取決于耦合系數(shù)k的正負。

在系統(tǒng)實際運行過程中，風機與同步機的耦合關(guān)系將隨各電氣量的變化而變化，系統(tǒng)阻尼比存在超出限值的風險，此時可通過靈活調(diào)整虛擬慣量系數(shù)，保證風機與同步機的穩(wěn)定運行。由式（26）可知：當阻尼不足且耦合系數(shù)k>0 時，維持阻尼比的穩(wěn)定需要減小虛擬慣量系數(shù)；當阻尼不足且耦合系數(shù)k＜0 時，需要取較大的虛擬慣量系數(shù)以保證阻尼比在合理范圍內(nèi)。

4 基于功率耦合的風機同步控制方案

本節(jié)提出基于功率耦合的風機同步控制方案，控制方案流程見附錄A圖A2，具體步驟如下。

步驟1：確定系統(tǒng)頻率變化死區(qū)，當檢測到系統(tǒng)頻率超出死區(qū)時，投入風機同步控制。

步驟2：將功角、母線電壓及線路電抗信息輸入控制器，計算得到此時風機與同步機的耦合系數(shù)k。

步驟3：判斷此時風機與同步機運行是否位于第3 節(jié)所提穩(wěn)定區(qū)域中，若位于該區(qū)域內(nèi)，則控制器不動作，返回步驟1，檢測系統(tǒng)頻率波動，等待控制器投入；否則，執(zhí)行下一步驟。

步驟4：由式（26）所示靈敏度確定虛擬慣量優(yōu)化方向，得到如式（27）所示的優(yōu)化運算公式。

步驟5：判斷此時優(yōu)化得到的虛擬慣量系數(shù)是否超出上下限值，若超過則取限值，否則執(zhí)行下一步驟。

步驟6：繼續(xù)判斷此時風機與同步機運行是否位于穩(wěn)定區(qū)域中，若位于該區(qū)域內(nèi)，則完成慣量優(yōu)化，繼續(xù)等待系統(tǒng)頻率波動；否則，返回步驟2。

從能量角度對上述控制的合理性進行驗證，忽略式（17）中的等效阻尼［19］，著重討論虛擬慣量系數(shù)對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響，可得：

式（28）等號兩邊同乘Δω1，得到：

積分后得到系統(tǒng)的能量函數(shù)Et為：

式中：Ek為系統(tǒng)動能；Ep為系統(tǒng)位能。

根據(jù)李雅普諾夫穩(wěn)定判據(jù)，若系統(tǒng)穩(wěn)定運行，則能量函數(shù)Et應隨時間單調(diào)遞減，即：

由式（32）可知，若要滿足系統(tǒng)穩(wěn)定的能量要求，則風機的虛擬慣量需要與耦合系數(shù)進行協(xié)調(diào)控制。當k>0時，應減小風機虛擬慣量系數(shù)；當k＜0時，應增大風機虛擬慣量系數(shù)，才能滿足式（32）。因此，所提基于功率耦合的風機同步控制方案通過阻尼比和慣量支撐兩方面進行約束，使系統(tǒng)始終處于預設(shè)穩(wěn)定區(qū)域內(nèi)，有利于提高系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定性。

5 時域仿真分析

5.1 系統(tǒng)簡介

為驗證風機虛擬慣量參數(shù)配置對并網(wǎng)系統(tǒng)運行穩(wěn)定性的影響規(guī)律，本文在DIgSILENT PowerFac?tory15.1 軟件中搭建如附錄A 圖A3 所示的雙饋風機同步并網(wǎng)仿真系統(tǒng)。同步發(fā)電機SG1的額定功率為600 MW，雙饋風機共計100 臺，每臺額定功率為2 MW。母線4 處接入有功負荷600 MW。各機組參數(shù)如附錄A表A1—A3所示。

仿真過程設(shè)置如下3 種案例：Case 1，無附加控制；Case 2，恒定虛擬慣量控制；Case 3，基于功率耦合的風機同步控制。Case 3中除風機虛擬慣量外的其他同步控制參數(shù)如附錄A 表A4所示［20］，根據(jù)系統(tǒng)線路參數(shù)、端電壓以及兩機的功角獲取耦合系數(shù)的極限變化范圍，并考慮風機提供的理想阻尼比。本文的耦合系數(shù)和阻尼比范圍分別為［-2，1.2］和［0.4，0.8］。由式（23）—（25），得到等效慣量系數(shù)的極限值Hmin和Hmax。

5.2 三相短路故障時域驗證

在同步發(fā)電機SG1雙回聯(lián)絡線中的一條線路中點處，設(shè)置持續(xù)時間為0.1 s 的三相短路故障。風速保持在8 m／s。3 種案例下，系統(tǒng)頻率f、風機輸出有功功率Pe2以及SG1電磁功率Pe1的動態(tài)響應曲線如圖5所示。

圖5 發(fā)生三相短路時不同案例下的系統(tǒng)響應曲線Fig.5 System response curves under different cases in case of three-phase short circuit fault

由圖5（a）可知，系統(tǒng)故障引起了系統(tǒng)頻率發(fā)生大幅度波動。在Case 2 中，采用虛擬同步控制后的風機將根據(jù)頻率變化調(diào)節(jié)輸出功率，但由于系統(tǒng)運行工況劇烈變化，導致風機與同步機間的耦合系數(shù)變化較大，采用恒定慣量已無法為系統(tǒng)穩(wěn)定提供支撐。由圖5（b）和5（c）可以看出，引入虛擬同步控制后，雙饋風機和SG1的輸出功率、系統(tǒng)頻率均振蕩得更加劇烈。Case 3 在考慮耦合系數(shù)后，風電機組可根據(jù)系統(tǒng)運行狀態(tài)實時調(diào)整虛擬慣量，大幅改善了系統(tǒng)的動態(tài)特性，系統(tǒng)穩(wěn)定的恢復時長分別由Case 1的6.93 s和Case 2的17.51 s減少至2.61 s。

附錄A 表A5 列出了各元件的電抗標幺值?；诠β蜀詈系娘L機同步控制器輸入?yún)?shù)響應曲線如圖6 所示，圖中U1、U2均為標幺值?？梢娨牖诠β蜀詈系娘L機同步控制后，在綜合線路參數(shù)及節(jié)點母線電壓的基礎(chǔ)上可得到耦合系數(shù)的大小，由此進行慣量參數(shù)調(diào)節(jié)。

圖6 基于功率耦合的風機同步控制器輸入?yún)?shù)響應曲線Fig.6 Input parameter response curves of synchronous controller for wind turbine based on power coupling

對比圖5中f、Pe2、Pe1的動態(tài)響應可以看出，無附加控制方案下，系統(tǒng)發(fā)生故障導致風機功率波動，此時阻尼系統(tǒng)功率振蕩主要依賴于同步發(fā)電機SG1。與Case 1 相比，在Case 3 中，系統(tǒng)阻尼比的設(shè)置范圍與Case 1 相比變化不大，故功率振蕩削弱程度僅略有改善。然而，與Case 2 相比，所提控制方法避免了附加虛擬慣量加劇系統(tǒng)功率振蕩的風險。此外，結(jié)合3 個案例測試結(jié)果可以看出，在Case 3 中，風機通過承擔部分振蕩能量，不僅加快了振蕩衰減速度，而且減小了頻率變化幅度，系統(tǒng)獲得了最優(yōu)的動態(tài)穩(wěn)定性。因此，本文所提控制顯著降低了風機并網(wǎng)主動支撐的附加控制運行風險，提高了虛擬同步運行的可靠性。

5.3 負荷突變時域驗證

在仿真時間t=5 s 時，系統(tǒng)發(fā)生單相短路故障后，負荷突增10%，造成系統(tǒng)有功出現(xiàn)缺額，頻率跌落超出安全波動范圍。同樣地，設(shè)置上述3 種控制方案，不同控制方案下的系統(tǒng)頻率f、風機輸出有功功率Pe2以及SG1電磁功率Pe1的動態(tài)響應曲線如附錄A 圖A4 所示。負荷突變時風機同步控制器輸入?yún)?shù)響應曲線如附錄A圖A5所示。

由圖A4 可知，Case 1 中，風機不具備慣性響應能力，無法為系統(tǒng)提供瞬時的功率支撐，單相短路故障伴隨負荷突增事件后，系統(tǒng)頻率出現(xiàn)大幅跌落，故障切除后，依靠SG1的頻率支持能力，系統(tǒng)可滿足負荷需求，并恢復穩(wěn)定運行狀態(tài)。Case 2中，雙饋風機采用恒定慣量控制，這樣盡管改善了初始階段頻率的跌落幅值，但風機不隨系統(tǒng)運行狀態(tài)變化而進行參數(shù)調(diào)整，故而影響了頻率恢復性能。恒定慣量控制一方面仍具有超調(diào)量，增加了頻率恢復穩(wěn)定所需時間，另一方面在穩(wěn)態(tài)恢復過程中，惡化了系統(tǒng)衰減特性，誘發(fā)了系統(tǒng)功率波動，進而削弱了頻率穩(wěn)定性。Case 3 中，基于功率耦合的風機同步控制將在系統(tǒng)頻率變化后，主動調(diào)整慣量參數(shù)大小，該場景下系統(tǒng)阻尼特性不僅得到了提高，而且可兼顧系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。

不同控制方案下各電氣量振蕩幅度如表1 所示。表中：Δfmax、ΔPe2，max、ΔPe1，max分別為系統(tǒng)頻率、風機輸出有功功率和SG1電磁功率的最大偏移量；Δt為頻率恢復穩(wěn)定所需時間。由3 種方案下各電氣量的響應特性可知，在所提基于功率耦合的風機同步控制下，雙饋風機同步并網(wǎng)時，既可以降低頻率跌落幅值，又可加速其恢復過程，具備理想的頻率支撐功能。不僅如此，在設(shè)定范圍內(nèi)進行慣量參數(shù)調(diào)節(jié)，還可改善系統(tǒng)的衰減特性，縮短功率振蕩時長，相比恒定慣量控制具有明顯的優(yōu)勢。

表1 不同控制方案下各電氣量振蕩幅度Table 1 Oscillation amplitude of each electrical quantity under different control schemes

從5.2 節(jié)仿真案例可以看出，在所提控制策略下，系統(tǒng)功率振蕩的衰減速度與恒定慣量控制相比改善效果明顯，與無附加控制相比，風機響應系統(tǒng)功率振蕩可分擔部分振蕩能量，不再因附加慣量加劇振蕩，且具有改善阻尼的作用。不僅如此，在功率振蕩期間，系統(tǒng)頻率的變化幅度有所減小。進一步結(jié)合5.3節(jié)負荷突變的仿真案例可以看出，若無附加控制，則頻率出現(xiàn)了較大的跌幅，系統(tǒng)存在頻率支持能力欠缺的問題，而所提控制策略則兼顧了頻率與功率振蕩2 個控制目標。因此，所提控制策略通過結(jié)合風機與同步機之間的功率耦合關(guān)系，將系統(tǒng)的阻尼特性限制了在預設(shè)范圍內(nèi)，更好地規(guī)避了附加控制在局限于解決單一穩(wěn)定問題時所帶來的運行風險，有利于控制技術(shù)的推廣應用。

6 結(jié)論

本文針對雙饋風機同步并網(wǎng)系統(tǒng)，分析了風機與同步發(fā)電機之間的功率耦合關(guān)系，考慮耦合系數(shù)，提出了風機的慣量參數(shù)調(diào)節(jié)范圍及控制方法。通過對所提控制策略的理論分析和仿真驗證，得到如下結(jié)論。

1）系統(tǒng)遭受擾動后，虛擬同步并網(wǎng)的雙饋風機因與同步發(fā)電機之間存在功率耦合，導致其轉(zhuǎn)速或功角并非同步變化。若忽略機組耦合，則在同步運行方式下，將風機的虛擬慣量和阻尼與同步發(fā)電機疊加，進而設(shè)計控制器參數(shù)，必然會使虛擬同步機并網(wǎng)存在運行風險。

2）風機同步并網(wǎng)時，須考慮機組間的耦合關(guān)系，虛擬同步并網(wǎng)控制系統(tǒng)中的虛擬慣量、阻尼控制環(huán)節(jié)均須計入耦合系數(shù)。因此，虛擬同步風機并網(wǎng)系統(tǒng)應綜合考慮慣量、阻尼及功率耦合關(guān)系，使其運行于預設(shè)的穩(wěn)定區(qū)域內(nèi)。

3）風機與同步機間的耦合關(guān)系顯著影響風機同步控制參數(shù)設(shè)計。在功率動態(tài)交互過程中，虛擬慣量將改變系統(tǒng)衰減特性。風機應根據(jù)機組間的耦合關(guān)系，動態(tài)調(diào)節(jié)虛擬慣量使其在提供充足慣量支撐的前提下，改善系統(tǒng)阻尼比，保障系統(tǒng)運行于穩(wěn)定區(qū)域，使風機兼具改善系統(tǒng)頻率及功率振蕩的并網(wǎng)支撐性能。

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