直驱永磁风电机组的改进附加惯性控制方法

王印松，王艳飞，商丹丹，李珂

（华北电力大学河北省发电过程仿真与优化控制工程技术研究中心，河北保定　071003）

直驱永磁风电机组的改进附加惯性控制方法

王印松，王艳飞，商丹丹，李珂

（华北电力大学河北省发电过程仿真与优化控制工程技术研究中心，河北保定071003）

风电并网容量的增加将导致系统惯性降低，不利于电网安全稳定运行。针对附加惯性控制与最大功率跟踪控制之间存在相互影响的问题，提出改进附加惯性控制方法。该控制方法不仅可以利用附加惯性控制的辅助功率对系统频率提供支撑，还可以根据系统频率变化调节转速，补偿最大功率跟踪控制的有功参考，从而避免了2种控制在动态调节过程中的相互影响，使得机组的输出功率更好地响应系统频率的变化。仿真分析验证了在改进的控制方法下，直驱永磁风电机组不仅减小了负荷扰动初期的频率变化率，还缩短了系统频率调节时间，调频效果得到改善。

直驱永磁风电机组；虚拟惯量；最大功率跟踪；频率控制；转速补偿

直驱永磁同步风力发电机组（directly-driven wind turbine with permanent magnet synchronous generator，D-PMSG）省去了容易出故障的齿轮箱，具有发电效率高、可靠性高、运行维护成本低和对电网扰动适应能力更强等优点，逐渐成为风电市场上的主流机型［1］。为提高风能利用率，目前D-PMSG主要通过全功率变流器实现最大功率跟踪（maximum power point tracking，MPPT）控制。在这种控制方式下，风电机组的转速与系统频率解耦，其旋转的动能对系统惯量几乎没有贡献［2-3］，风电渗透率的增加将会威胁系统的频率稳定［4-7］。

针对风电并网的频率稳定性问题，国内外学者进行了大量研究，但是目前的研究主要集中在双馈风电机组上。文献［8］通过附加频率控制环节来改善双馈风电机组对系统频率的响应。文献［9］提出了将频率控制、转速延时恢复与常规机组协调控制和转速保护系统4个模块结合的控制系统。文献［10］在附加惯性控制的基础上提出频率-转速协调控制策略，避免了系统频率的二次波动。文献［11］提出了变参数附加惯性控制，在满足系统调频需求的同时有利于机组自身稳定。文献［12］给出了附加惯性控制相关参数的整定方法，并通过引入转子动能评估因子和变流器容量限制因子实现了风电机组间的协调控制。但是，附加惯性控制在模拟惯性响应的同时，与最大功率跟踪控制间存在相互干扰［13］，无法实现预期的控制效果，且机组调频过程中的安全运行也不易保证。

因此，为改善D-PMSG的惯性响应并提高系统的频率稳定性，本文在深入研究附加惯性控制的基础上，提出了改进方法，并通过MATLAB/simulink仿真分析验证了该控制方法的合理性和有效性。

1D-PMSG的简化模型

D-PMSG并网系统典型结构如图1所示，由风力机、传动系统、PMSG、全功率变流器、并网变压器、电网及控制系统组成。

图1　D-PMSG结构图Fig.1　Structure diagram of D-PMSG

在虚拟惯性控制的研究过程中，对D-PMSG各部分进行精确建模的电磁暂态模型虽然可以精确反映风电机组的动态特性，但是模型复杂、计算时间长［14］。本文采用的忽略D-PMSG电磁调节过程的简化模型，不仅具有与电磁暂态模型一致的动态特性，还大大提高了系统仿真速度。

1.1风力机模型及MPPT控制

风力机实际输出机械功率［15］为

式中：ρ=1.205 kg/m3为空气密度；R为风轮半径；v为风速；CP为风能利用系数［16］，与叶尖速比和桨距角有关，其表达式为

式中：β为桨距角；λ=ωrR/v为叶尖速比；ωr为风力机的机械转速。

通过对风力机的空气动力学模型分析可知［17］，对于给定的桨距角β，变速风电机组可以通过调节风力机转速ωr，保持最佳叶尖速比λopt，进而获得最大风能利用系数Cpmax，实现MPPT。MPPT控制的有功参考指令［18］Popt为

1.2传动系统模型

不考虑轴系的柔性连接，将风力机和发电机转子用单质块模型等效表示［19］，并忽略其机械损耗，则

式中：Jw=Jt+Jg为等效单质块的转动惯量，Jt、Jg分别为风力机和发电机转子的转动惯量；Pe为PMSG输出的有功功率。

1.3PMSG及变流器简化模型

机侧和网侧变流器均采用dq解耦的双闭环控制。其中，机侧变流器控制电磁功率，实现MPPT控制；网侧变流器控制直流电压，实现输出有功、无功功率的解耦控制。

由于风电系统的电磁暂态过程远快于其机电暂态过程，因此在简化模型中，可忽略PMSG和变流器的电磁调节过程，将其等效为一个惯性环节［20-22］。

式中：Pe_ref为发电机有功功率的参考指令；TA为PMSG和变流器的等效时间常数。

2　D-PMSG的改进附加惯性控制

2.1附加惯性控制

MPPT控制方式下，Pe_ref=Popt，即D-PMSG的出力与系统频率无关，无法为系统提供频率支撑［23-24］。在附加惯性控制方式下，机组有功功率的参考指令包含两部分，一是MPPT控制的有功参考指令Popt，二是附加惯性控制的辅助功率P*f，即

式中：kp、kd分别为附加惯性控制的比例和微分系数，均为正数；Δω为系统角频率偏差，Δω=ω－1，ω为系统角频率实际值的标幺值。

由式（6）可知，若使风电机组的有功功率响应系统频率的变化，需要MPPT控制和附加惯性控制的协同作用。以系统频率跌落为例，风电机组为响应系统频率变化而增加机组有功功率输出，即P*f＞0；若不考虑风速变化，风力机捕获功率不变，则有功功率的增加导致风力机转速ωr降低，从而MPPT控制的有功参考Popt减少。由此可知，附加惯性控制与MPPT控制之间始终存在相互影响，不利于机组对系统提供功率支持。

2.2改进附加惯性控制

为避免附加惯性控制与MPPT控制的相互干扰，本文对附加惯性控制进行了优化，提出了改进附加惯性控制，如图2所示。该控制方法在系统频率变化导致转速变化时，通过引入系统角频率偏差信号补偿转速信号的变化，进而补偿MPPT控制模块的有功参考，从而消除附加惯性控制与MPPT控制的矛盾。

图2　改进附加惯性控制结构图Fig.2　Improved additional inertia control diagram

由2.1节中对附加惯性控制的分析可知，机组转速与系统角频率的变化趋势一致，因此考虑引入系统角频率偏差信号对MPPT控制的输入转速进行补偿。设机组转速为ωr，机组转速和系统角频率的增量分别为Δωr、Δω，则补偿后MPPT控制的输入转速ω′r为

式中：k=Δωr/Δω为转速调节系数［25］。

因此，MPPT控制的有功参考指令可由下式计算：

结合式（6）和式（8）可知，该控制方法在系统频率变化时，不仅可以通过附加惯性控制的辅助功率对系统频率提供支撑，还可以根据系统频率变化调节转速，补偿MPPT控制的有功参考缺额，从而避免了2种控制在动态调节过程中的相互影响，使DPMSG在系统频率扰动过程中产生更有效的动态频率支持。

在改进附加惯性控制下，D-PMSG的转子运动方程可表示为

由式（9）可得，D-PMSG的虚拟惯量［26］Jvir为

由此可知，风电机组的虚拟惯量与其固有转动惯量Jw和转速调节系数k有关。因此在实际中可根据系统需求设置转速调节系数来实现不同程度的惯性响应。

综上所述，负荷有功功率出现不平衡时，改进附加惯性控制利用机组快速的有功调节能力，模拟机组的惯性响应，并引入角频率偏差信号避免附加惯性控制与MPPT控制的矛盾，同时设置转速调节系数，虚拟出比其固有惯量大很多倍的等效惯量，增加系统惯性，提高系统频率稳定性。

3　仿真分析

3.1系统简介

为验证改进附加惯性控制的有效性，基于MATLAB/Simulink仿真软件，结合D-PMSG简化模型，建立了如图3所示的仿真系统。该系统包含一台2 MW的直驱永磁风电机组和一台容量为2 MV·A的同步发电机（配备有励磁系统和调速系统）。负荷L1的容量为3 MW。仿真结果中功率、转速等均为标幺值，功率基值为2 MW，转速基值为1.63 rad/s。所搭仿真模型为等值模型，系统仿真参数如表1所示。

表1　系统仿真参数Tab.1　Simulation system parameters

3.2系统负荷突降时的仿真分析

风速为10 m/s，2 s时负荷有功功率从3 MW降至2.6 MW，分3种情况进行仿真：1）无虚拟惯性控制；2）采用附加惯性控制；3）采用改进附加惯性控制。系统变量的响应曲线如图4所示。

图4　系统变量的动态响应Fig.4　Dynamic response of system variables

系统频率响应对比如表2所示。由图4（a）及表2中的数据可知，附加惯性控制不仅降低了系统角频率的最高值，还延迟了达到角频率最高值的时间。采用改进附加惯性控制的情况下，由于增加了系统惯性，系统角频率变化得到了明显减缓，角频率最高值由1.015 7 pu降低至1.011 2 pu，变化幅值减少了28.7%，同时系统频率的调节时间也减少了41.2%。由此可见，改进附加惯性控制可以在负荷突变时，起到更好的惯性支持作用。

表2　系统频率响应对比Tab.2　Comparison of the system frequency response

图4（b）—图4（e）对比了3种情况下D-PMSG转速及有功功率的动态响应。在MPPT控制方式下，机组的转速和输出功率保持不变，不响应系统频率变化。采用附加惯性控制后，风力机转速升高，机组输出功率降低，延缓了系统角频率变化。但是，系统负荷出现扰动时，附加惯性控制的辅助功率从零开始减少，MPPT控制的有功参考增加，两者之间存在矛盾。而采用改进附加惯性控制的情况下，风力机转速进一步提升，有功功率瞬时减少0.11 pu，有功变化的幅值比附加惯性控制增加了11.7%。其对附加惯性控制和MPPT控制相互影响的改善体现在：通过引入系统角频率偏差信号补偿转速信号的变化，MPPT控制的有功参考增量由0.248 4 pu降低至0.193 3 pu，减少了22.2%，即改进附加惯性控制可以使机组的输出功率更好地响应系统频率的变化。但是，频率调节结束后，机组并未恢复至最大功率跟踪状态。

图4（f）对比了3种情况下系统中传统发电机的功率响应。在无虚拟惯性控制的情况下，负荷PL突降，由于传统发电机调速器动作较慢，系统中有功失衡导致频率降低。采用附加惯性控制后，由于DPMSG对系统有功的支持，分担了系统突变的功率，在一定程度上改善了系统的频率响应特性，但是延缓了传统发电机的响应速度。采用改进附加惯性控制与MPPT控制时的功率响应曲线几乎重合，即与附加惯性控制相比，改进附加惯性控制提高了同步发电机的响应速度。

系统中负荷突增的情况与此类似，不再赘述。

4　结论

本文建立了D-PMSG的简化模型，并且针对附加惯性控制与MPPT控制相互干扰的问题，提出了改进附加惯性控制方法，通过理论和仿真分析得出以下结论：

1）在MPPT控制方式下，D-PMSG不响应系统频率变化，无法提供频率支撑。附加惯性控制可以利用机组快速的有功调节特性模拟出惯性响应，但其与最大功率跟踪控制之间存在相互影响。

2）改进附加惯性控制使得MPPT控制模块的输入转速与系统角频率相联系，能够在一定程度上改善附加惯性控制与最大功率控制相互干扰的情况，使机组的输出功率更好地响应系统频率的变化。

3）通过引入转速调节系数增加系统惯性，改进附加惯性控制不仅减小了负荷扰动初期的频率变化，还缩短了系统频率调节时间，具备更好的频率响应特性。

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（编辑冯露）

An Improved Additional Inertia Control Method for D-PMSG

WANG Yinsong，WANG Yanfei，SHANG Dandan，LI Ke
（Hebei Engineering Research Center of Simulation&Optimized Control for Power Generation，North China Electric Power University，Baoding 071003，Hebei，China）

The increase of wind power capacity causes the decrease of system inertia and therefore threatens the grid security.In view of the mutual influence between additional inertia control and maximum power point tracking（MPPT）control，an improved additional inertia control method is proposed in this paper.The proposed method utilizes the auxiliary power of additional inertial control to support system frequency，and can compensate the active power reference of MPPT control by adjusting the rotor speed according to the system frequency variation，so as to avoid the mutual influence of the two control methods in the dynamic regulation process，and make the output power of wind turbine better respond to the change of system frequency.The simulation results show that with the proposed control scheme，directly-driven wind turbine with permanent magnet synchronous generator（D-PMSG）can reduce the system frequency change rate in the initial period，and shorten the system frequency regulation time，while improves the system frequency regulation results.

directly-driven wind turbine with permanent magnet synchronous generator（D-PMSG）；virtual inertia；maximum power point tracking；frequency regulation；rotor speed compensation

1674-3814（2016）07-0112-06

TM614

A

河北省自然科学基金项目资助（F2012502032）；国家电网公司科技项目资助（DWJS1500060）。

Project Supported by Natural Science Foundation of Hebei Province（F2012502032）；Science and Technology Foundation of SGCC（DWJS1500060）.

2016-02-06。

王印松（1967—），男，博士，教授，博士生导师，研究方向为先进控制理论及应用，清洁能源发电控制技术等；

王艳飞（1992—），女，硕士研究生，研究方向为风力发电控制技术；

商丹丹（1990—），女，硕士研究生，研究方向为先进控制理论及应用；

李珂（1992—），男，硕士研究生，研究方向为先进控制理论及应用。