具体实施方式

图1示出了风力涡轮机100(WTG)，其包括塔架101和转子102，转子102具有至少一个转子叶片103(诸如三个叶片)。转子连接到机舱104，机舱104安装在塔架101的顶部并且适于通过传动系驱动位于机舱内的发电机。转子102可通过风的作用旋转。转子叶片103的由风引起的旋转能量通过轴传递到发电机。因此，风力涡轮机100能够借助于转子叶片将风的动能转换为机械能，并且随后借助于发电机将其转换为电能。发电机与功率转换器连接，功率转换器包括机器侧转换器和线路侧转换器。机器侧转换器将发电机交流(AC)电转换为直流电，线路侧转换器将直流电转换为交流电以注入公用电网。

图2A示出了根据一个实施例的风力涡轮机100的电力系统200的示例。该电力系统包括发电机201和功率转换器202。功率转换器202包括机器侧转换器203、线路侧转换器204、直流链路205和连接有可控开关206的电阻器207。电阻器和开关形成功率耗散装置(也称为斩波器)209，其用于耗散有功功率。直流链路205包括一个或多个直流链路电容器，这些电容器由来自机器侧转换器203的直流输出电流或来自线路侧转换器204的电流充电。来自线路侧转换器204的输出交流电流通过输出电感器206并且可能地通过风力涡轮机变压器208供应到电力线220。

电力线220可以是从其他风力涡轮机100接收电力的中压电力总线。电力线220可以例如通过其他变压器与高压网络连接。因此，电力线220和对应风力涡轮机的一个或多个电力系统200构成了风力发电厂或园区，其被布置为向公用电网供应电力以进行电力分配。

功率转换器202可以是根据不同原理配置的满量程转换器(包括强制换向和线路换向转换器)。

电力系统200被原理性地示出并且因此没有明确地揭示该系统可以是三相系统。然而，所描述的实施例的原理适用于单相和多相系统。

线路侧转换器204使用脉宽调制(PWM)的一些变型来将直流电转换成交流电。控制系统250用于控制线路侧转换器204的调制以及用于控制线路侧转换器204生成的无功电流和有功电流。

图2A示出了可以测量电网电压Ugrid(这里是指变压器208的低压LV侧的电压)。电网电压Ugrid可用于确定虚拟同步机角度θVSM(如别处所述)并用于基于从电网电压Ugrid和电网电流Igrid确定Pgrid来控制转换器的功率输出。替代地，可以在变压器的高压HV侧测量电网电压Ugrid并基于变压器的匝数比对其进行修正，或者使用内部电压参考Uqref来代替测量电压Ugrid。因此，在替代方案中，诸如Uqref的内部电压参考可用于确定Pgrid并因此确定同步机角度θVSM。因此，还可以测量供应到电网的电网电流Igrid。电网电压的角度θgrid可以例如从电网电压Ugrid确定。

图2B示出了控制部件260的示例，该控制部件260被布置为控制风力涡轮机在功率输出270处供应到电网的有功电流Iq和有功功率Pgrid以及无功电流Id和无功功率Q的生成。控制部件260可以形成控制系统250的一部分。替代地，控制部件260从控制系统250接收控制信号。

有功和无功电流参考的参考可以从发电厂控制器PPC或传输系统运营商TSO接收，或根据例如来自电网运营商的有功和无功功率参考确定。

有功功率Pgrid通过虚拟同步机角度θVSM进行控制。用于确定同步机角度θVSM的示例在别处给出。

同步机角度θVSM可用于将信号从旋转DQ坐标系变换到非旋转坐标系(诸如αβ或abc坐标系)，反之亦然。基于同步机角度θVSM和电压幅值参考Uqref，确定期望有功功率和无功功率的控制信号。

因此，同步机角度θVSM可以在由角位置θVSM定义的旋转DQ坐标系中定义。基于同步机角度θVSM，控制信号(即用于脉宽调制器PWM 265的调制电压信号的角度)被确定并被变换到非旋转坐标系(诸如αβ或abc坐标系)。调制Uqref电压信号控制无功电流Id和有功电流Iq。

坐标系转换和控制单元266确定电压参考信号并将电压控制信号从DQ坐标系变换到αβ或abc坐标系。来自控制单元266的坐标系转换输出信号由脉宽调制器PWM 265转换为用于电网侧转换器204的调制信号，以便基于θVSM角度生成电压，其将根据电网功率参考给出电网功率。

无功功率Q由基于无功功率参考确定的电网电压参考Uqref的幅值控制。电压参考Uqref从DQ坐标系转换到αβ或abc坐标系，并从控制单元266作为控制信号输出到脉宽调制器PWM 265，该脉宽调制器PWM 265确定用于电网侧转换器204的调制信号。

图3A和图3B示出了用于确定同步机角度θVSM的控制系统391的示例。同步机控制系统391可由控制系统250包括。

同步机角度θVSM基于虚拟同步机控制概念确定，其旨在生成与来自真实同步发电机的功率响应相对应的功率响应(其包括同步发电机的惯性)。

响应于电网电压波动(例如反映在测量的Ugrid和Pgrid中)，会导致虚拟机加速或减速以达到新的平衡条件。当测量的电网功率Pgrid再次遵循Pref时，达到新的平衡。

在使用摆动方程来计算θVSM的线路侧转换器204上利用了虚拟同步机控制概念。

在欠压穿越(UVRT)事件期间，角速度ωVSM将比电网角速度ωL增加得更快，并且在低电网电压和长时间故障时，涡轮机处于变得不稳定和跳闸或停机的风险。在故障期间可以将摆动方程的惯性常数H改变为高值，但这样控制将无法适应UVRT期间的相位变化或实际频率变化。本发明的实施例和示例耗散直流链路斩波器209中的能量，并在摆动方程中使用耗散的能量以在UVRT/OVRT期间具有更平滑的性能，其中在故障期间电流注入更稳定且可控，并且在电压恢复阶段减少功率摆动。优势是电压容差曲线更宽，而不会失去同步性，并且电压恢复阶段的机械负载更小。

图3A示出了虚拟同步模型301的实施方式的示例。虚拟同步模型301包括闭环，其中虚拟同步机旋转速度ωVSM基于阻尼功率Pd的反馈、风力涡轮机的期望有功功率输出的功率参考Pref、风力涡轮机通过电力线220供应到电网的有功电网功率Pgrid和斩波器209耗散的斩波器功率Pchop的组合以及惯性积分模型311确定。惯性积分模型311被实现为1/(2Hs)，其中H是惯性时间常数，1/s是s域中的积分。因此，功率组合Pref-Pd-Pgrid-Pchop被用作惯性积分模型311的输入。

由于同步机旋转速度ωVSM的导数对应于功率参考Pref和电网功率Pgrid之间的偏差，因此差值Pref-Pd-Pgrid-Pchop的积分给出了同步机旋转速度ωVSM。

电网功率Pgrid可以基于测量的电网电压Ugrid和测量的电流Igrid(例如在变压器的LV或HV侧测量)来确定。

功率参考Pref的变化(即每单位时间的变化)可以根据斜率限制器312进行斜率限制。

阻尼功率Pd被确定为电网的旋转速度ωL与同步机旋转速度ωVSM之间的差值乘以阻尼系数Dp。电网的旋转速度ωL(即电网频率)由测量的电网电压Ugrid确定。

同步机角度θVSM根据ωr/s基于同步机旋转速度ωVSM的积分确定，其中ωr是额定同步发电机速度。

斩波器功率Pchop可以根据方程Pchop＝chop_on*UDC*UDC/Rchop基于测量的直流链路电压(例如借助于被布置为测量直流链路电容器205上的电压的电压检测器)确定。Rchop是斩波电阻器207的电阻，chop_on是介于0和1之间的值，其指示开关206的占空比(即开关206闭合的时间分数)，其中chop_on＝0.5可以指示开关在开关周期的50％中闭合。

图3B示出了替代的虚拟同步模型301，其不是基于测量的电网电压Ugrid，但是，阻尼部分(例如阻尼功率Pd)基于同步机旋转速度ωVSM的高通滤波313确定。

一般而言，虚拟同步模型301基于功率组合Pref-Pd-Pgrid-Pchop、惯性积分模型311(例如实现为1/(2Hs))以及基于ωVSM和ωVSM的积分确定的阻尼功率Pd的反馈来确定虚拟机的角度θVSM。

控制系统391可基于功率值Pref、Pd、Pgrid、Pchop来实施，也可基于功率等于扭矩乘以旋转频率(例如电网的旋转速度ωL)的关系基于对应的扭矩值Tref、Td、Tgrid、Tchop来等效地实施。

图4A示出了用于确定斩波器209的斩波器功率参考Pchop_ref的电路410。如图所示，可以基于直流链路电压UDC和直流链路电压参考UDC_ref的差值来确定Pchop_ref。直流链路电压是直流链路电容器205两端的电压。直流链路电压高于参考的增加可以通过根据斩波器参考Pchop_ref在斩波器中耗散直流链路电容器能量来补偿。替代地，Pchop_ref可以基于测量的电网功率Pgrid和功率参考Pref之间的差值来确定。如果功率参考Pref大于电网功率Pgrid(例如由于低压电网事件)，多余的能量将导致直流链路电压UDC增加。多余的能量可以通过根据斩波器参考Pchop_ref激活斩波器来补偿。

基于直流链路电压UDC和/或电网功率Pgrid的对斩波器功率参考Pchop_ref的贡献可以取决于电压和/或功率差值与相应的电压和功率阈值(由电压和功率限制函数401、402定义)的比较。因此，如果差值低于阈值，则来自任何比较或差值计算的对斩波器参考的贡献可以为零，并且如果差值高于阈值，则限制函数401、402提供作为差值(即电压或功率差值)的函数的单调增加输出。

如图所示，斩波器参考Pchop_ref也可以基于来自直流链路电压偏差(UDC-ref-UDC)的贡献和有功功率偏差(Pref-Pgrid)的贡献的组合(例如总和)来确定。

图4B示出了用于基于直流链路电压参考UDC_ref与测量的直流链路电压UDC之间的差值和功率参考Pref来确定用于机器侧转换器203的功率参考P_MSC_ref的电路420。直流链路控制器421确定要与功率参考Pref组合的功率调整P_corr。因此，如果直流链路电压UDC太高(例如高于阈值)，则相对于直流链路参考UDC_ref，P_corr变为负值，使得机器侧功率参考P_MSC_ref相对于功率参考Pref减小。以此方式，直流链路电容器205两端的电压被控制。

图5示出了配置有虚拟同步机的风力涡轮机在低压穿越事件的情况下的响应曲线，该虚拟同步机不适于包括斩波器功率Pchop(即功率偏差ΔP等于Pref-Pgrid-Pd)。

曲线501示出了测量的Ugrid处的电压降。由于该电压降，到电网的电功率Pgrid(曲线502)立即减小。在故障期间，电网功率增加，因为虚拟同步机(VSM)控制将增加电网与同步机角度θVSM之间的角度。在电网故障后，电网功率Pgrid发生振荡，因为虚拟同步机已在故障期间加速，并将振荡回到其故障前的功率水平。

直流链路斩波器中耗散的功率Pchop(例如根据图4A中的图表确定)在曲线503中示出。斩波器由于高的直流链路电压UDC或发电机功率(即机器侧功率P_MSC)与电网功率Pgrid之间的不匹配而被激活。如图所示，可以在故障期间减小Pchop，以减小斩波器中需要的能量容量(例如通过调整chop_on占空比)。

曲线504示出机器侧功率P_MSC在该示例中保持稳定，因为斩波器正在耗散未输送到电网的功率。在故障后，P_MSC功率发生振荡，直到电网侧VSM控制返回到其稳态条件。

由于VSM响应，有功电流Iq(曲线505)增加。

由于具有无功电流以支持电网电压的VSM响应，在故障期间朝向电网的无功电流Id(曲线506)增加。

由于功率参考Pref与电网功率Pgrid之间的偏差，在故障期间，电网角度与同步机角度之间的同步机角度差值(θgrid-θVSM)(曲线507)增加。

图6示出了配置有虚拟同步机的风力涡轮机在低压穿越事件的情况下的响应曲线，该虚拟同步机适于包括斩波器功率Pchop，即，使得功率偏差ΔP等于Pref-Pgrid-Pd-Pchop。

曲线601示出了测量的Ugrid处的电压降。由于该电压降，到电网的电功率Pgrid(曲线602)立即减小。在电网故障后，电网功率Pgrid缓慢恢复，而没有振荡。这是由于控制方法包括斩波器功率Pchop，该斩波器功率Pchop具有虚拟同步机在故障期间不会加速的效果。即，电网θgrid与同步机角度θVSM之间的角度差值没有明显变化。

直流链路斩波器中耗散的功率Pchop(例如根据图4A中的图表确定)在曲线603中示出。斩波器由于高的直流链路电压UDC或发电机功率(即机器侧功率P_MSC)与电网功率Pgrid之间的不匹配而被激活。如图所示，可以在故障期间减小Pchop，以减小斩波器中需要的能量容量(例如通过调整chop_on占空比)。

曲线604示出了机器侧功率P_MSC在故障期间轻微卸载，并在电网故障后恢复。在正常的非故障期间，机器侧功率P_MSC通常等于电网功率，但在故障期间，比电网功率更慢地降低发电机功率以避免传动系负载和塔架振荡可以是有用的。

有功电流Iq(曲线605)是恒定的，但也可以在故障期间增加或减少以匹配电网要求。

朝向电网的无功电流Id(曲线606)在故障期间增加以匹配VSM响应或更转换器可控的值并提供电网电压支持。

由于考虑斩波器功率Pchop的同步机控制，电网角度和同步机角度之间的同步机角度差值(θgrid-θVSM)(曲线607)在故障期间几乎没有变化。这增加了故障期间的稳定性，并最大限度地减小了故障后的功率恢复振荡。

尽管本发明已经结合特定实施例进行了描述，但不应将其解释为以任何方式限于所提出的示例。本发明的范围将根据所附的权利要求来解释。在权利要求的上下文中，术语“包括”或“包含”不排除其他可能的元件或步骤。此外，提及诸如“一”或“一个”的参考不应被解释为排除多个。权利要求中关于附图中指示的元件的参考符号的使用也不应被解释为限制本发明的范围。此外，不同权利要求中提到的各个特征可能可以有利地组合，并且在不同权利要求中提及这些特征并不排除特征的组合是不可能的和有利的。