CN106208159A - 基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法。它包括在系统稳态运行条件下的固定虚拟惯量与阻尼参数的虚拟同步发电机控制方法，在系统受到负载扰动条件下的虚拟惯量与阻尼参数自校正的虚拟同步发电机控制方法，以及在系统频率动态恢复过程中的负惯量虚拟同步发电机控制方法。它既兼顾了包含微网储能逆变器的柴储混合独立微网系统在稳态条件下的频率稳定性，又保证了独立微网系统在负载扰动情况下，既能减小系统频率幅值偏差，又能保证系统频率的快速恢复，从而有效地提高了系统的供电质量；它可以广泛地应用于微网储能逆变器与柴油发电机组组网运行的独立微网系统中。

Description

基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法

技术领域

本发明涉及一种基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，适用于需要与柴油发电机组组网运行的微网储能逆变器。

背景技术

近年来，虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator,VSG)技术作为一种新型的分布式发电控制技术，在柴储混合独立微网中得到了广泛的应用。独立微网作为一种高效的能源利用形式，是解决和改善高原、海岛等偏远地区分散电力需求的一种有效途径。然而，由于独立微网失去了大电网的支撑，且柴油发电机组较慢的动态性能及较小的转动惯量，造成微网的惯性很弱，导致扰动发生后系统频率快速变化，加上风电、光伏的随机性出力和负荷的不可预测性和多变性，使得柴储混合独立微网的频率稳定性控制带来了巨大的挑战。为了达到良好的供电质量，要求在负载扰动条件下将独立微网的频率偏差控制在一定的范围之内，同时保证系统频率的快速恢复。

为此，人们做了各种研究，如题为“Oscillation Damping of a DistributedGenerator Using a Virtual Synchronous Generator”，Shintai T，Miura Y，Ise T,《IEEE Transactions on Power Delivery》，2014，29(2)，668-676(“基于虚拟同步发电机的分布式发电功率振荡抑制策略”，《IEEE学报-电力传输期刊》2014年第29卷第2期第668～676页)的文章；该文提出了一种采用虚拟同步发电机技术抑制分布式单元并网运行时系统频率振荡的控制策略，但并未考虑负载扰动条件下的频率波动问题以及固定的虚拟惯量参数在系统频率恢复过程中所引起的频率超调。

题为“Distributed generation grid integration using virtualsynchronous generator with adoptive virtual inertia”，J.Alipoor,Y.Miura,T.Ise,《Proceedings of Energy Conversion Congress and Exposition Conference2013.ECCE》，2013，5th.IEEE，2013，4546-4552(“基于自适应虚拟惯量虚拟同步发电机的分布式并网发电技术”，《第五届能源变换大会及展览会国际会议》2013年第5 期第4546～4552页)的文章；该文提出了一种具有自适应虚拟惯性的虚拟同步发电机控制策略以抑制并网逆变器指令功率突变时系统频率的振荡，但并未考虑系统受到负载扰动条件下的频率波动问题。

题为“Self-tuning virtual synchronous machine:a control strategy forenergy storage systems to support dynamic frequency control”，Miguel A.TorresL.，Luiz A.C.Lopes，Luis A.Moran T.，et al，《IEEE Transactions on EnergyConversion》，2014，29(4)，833-840(“自校正虚拟同步发电机：一种提供动态频率支撑的储能系统控制策略”，《IEEE学报-能量转换期刊》2014年第29卷第4期第833～840页)的文章；该文提出了一种采用自校正虚拟惯量与阻尼的虚拟同步发电机技术提高独立微网系统频率稳定性的解决方案，这种控制方案增加了控制的复杂程度，且频率在恢复过程中的幅值偏差和恢复时间有待进一步减小。

题为“Power system stabilization using virtual synchronous generatorwith alternating moment of inertia”，J.Alipoor,Y.Miura,T.Ise，《IEEE Journal ofEmerging and Selected Topics in Power Electronics》，2015，3(2)，451-458(“基于带有转动惯量虚拟同步发电机的电力系统稳定性控制方法”，《IEEE学报-电力电子技术专题》2015年第3卷第2期第451～458页)的文章；该文提出了采用“bang-bang”控制的自适应虚拟惯性虚拟同步发电机技术来抑制并网逆变器指令功率突变时系统频率的振荡，但是，在负载扰动条件下的频率波动问题并未考虑，且若其频率变化阈值选取不当将会导致系统频率振荡。

综上所述，现有技术均未能解决在微网储能逆变器与柴油发电机组组网运行的柴储混合独立微网系统中，当系统受到负载扰动时，既能减小系统频率偏差的幅值又能保证系统频率的快速恢复的问题。

发明内容

本发明要解决的技术问题为克服上述各种技术方案的局限性，针对微网储能逆变器与柴油发电机组组网运行的柴储混合独立微网系统，在负载扰动的情况下系统频率出现幅值偏差且恢复较慢的问题，提供一种既能减小系统频率幅值偏差，又能保证系统频率快速恢复的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法。

为解决本发明的技术问题，所采用的技术方案为：基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法包括微网储能逆变器的输出电流的采集，特别是主要步骤如下：

步骤1，先采集微网储能逆变器的输出电流i_oa、i_ob、i_oc，桥臂侧电感电流i_la、i_lb、i_lc和微网电压u_ga、u_gb、u_gc，经单同步坐标系软件锁相环得到微网电压的dq分量U_gd、U_gq，微网的角频率ω_g和相角θ_g，再经单同步旋转坐标变换得到基于微网相角θ_g定向的输出电流的dq分量I_od、I_oq和桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq；

步骤2，根据步骤1中得到的微网电压的dq分量U_gd、U_gq和输出电流的dq分量I_od、I_oq，经有功功率计算方程和无功功率计算方程分别得到平均有功功率P和平均无功功率Q；

步骤3，根据步骤1中得到的微网的角频率ω_g和微网储能逆变器给定的有功功率指令P₀、微网储能逆变器给定的角频率指令ω_ref，经过虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程以及一次调频方程得到虚拟同步发电机的参考有功功率指令P_ref；

步骤4，根据步骤1中得到的微网电压的d轴分量U_gd和微网储能逆变器给定的无功功率指令Q₀、微网储能逆变器给定的电压指令U_ref，经过一次调压方程得到虚拟同步发电机的参考无功功率指令Q_ref；

步骤5，先根据步骤2中得到的平均有功功率P、平均无功功率Q和步骤3中的参考有功功率指令P_ref、步骤4中的参考无功功率指令Q_ref，通过功率控制方程得到电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref，再根据电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref和步骤1中的桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq，通过电流控制方程得到控制信号U_d、U_q；

步骤6，先根据步骤5中得到的控制信号U_d、U_q，以及步骤1中得到的微网相角θ_g，经单同步旋转坐标反变换得到三相桥臂电压控制信号U_a、U_b、U_c，再由三相桥臂电压控制信号U_a、U_b、U_c生成微网储能逆变器逆变桥开关管的SVPWM控制信号。

作为基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法的进一步改进：

优选地，步骤2中的有功功率计算方程式为

无功功率计算方程式为

式中的ω_h为陷波器需要滤除的谐波角频率，ξ为陷波器的品质因数，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子。

优选地，步骤3中的虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程式为

且

Δω＝ω_ref-ω_g，

式中的P_m为微网储能逆变器机械功率，D为阻尼系数，J为虚拟惯量系数，J₀为虚拟惯量初始值，k_j为虚拟惯量调节系数，△ω为ω_ref与ω_g的差值，B为角频率差值的阀值，D₀为阻尼初始值，k_d为阻尼调节系数；

一次调频方程式为

P_m＝P₀+(ω_ref-ω_g)/m，则

式中的ω_ref为微网储能逆变器给定有功功率指令P₀时的额定角频率，m为一次调频系数。

优选地，步骤4中的一次调压方程式为：

Q_ref＝Q₀+(U_ref-U_gd)/n，

式中的U_ref为微网储能逆变器给定无功功率指令Q₀时的额定输出电压，n为一次调压系数。

优选地，步骤5中的功率控制方程式为：

式中的k_p为比例控制系数，k_i为积分控制系数，s为拉普拉斯算子；

电流控制方程式为：

式中的k_pc为比例控制系数，k_ic为积分控制系数，s为拉普拉斯算子。

相对于现有技术的有益效果是：

本发明的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，在微网储能逆变器与柴油发电机组组网运行的柴储混合独立微网系统受到负载扰动的情况下，既能减小系统频率幅值偏差，又能保证系统频率的快速恢复，从而有效地提高了系统的供电质量。

附图说明

图1是本发明所采用的微网储能逆变器拓扑结构图。

图2是微网储能逆变器与柴油发电机组组网运行的柴储混合独立微网系统结构图。

图3是虚拟同步发电机的基本控制框图。

图4是微网储能逆变器采用本发明前、后的仿真波形对比图。

图4中的符号含义如下：f—表示系统频率，P_ESC—表示微网储能逆变器输出有功功率，P_DGS—表示柴油发电机组输出有功功率。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的优选方式作进一步详细的描述。

本发明所采用的拓扑结构如图1所示，本实施例的有关参数设置如下：直流母线电压U_dc为550V，输出交流线电压有效值为380V/50Hz，额定容量 为100kVA，微网储能逆变器桥臂侧滤波电感为L＝0.56mH，微网逆变器滤波电容为C＝90uF，隔离变压器为100kVA 270V/400V的Dyn11型变压器。

本发明所采用的柴储混合独立微网系统结构图如图2所示，本实施例的有关参数设置如下：柴油发电机组的额定容量为440kW，负载为200kW阻性可调负载。参见图2，本发明的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法依照以下步骤进行：

步骤1，先采集微网储能逆变器的输出电流i_oa、i_ob、i_oc，桥臂侧电感电流i_la、i_lb、i_lc和微网电压u_ga、u_gb、u_gc，经单同步坐标系软件锁相环得到微网电压的dq分量U_gd、U_gq，微网的角频率ω_g和相角θ_g，再经单同步旋转坐标变换得到基于微网相角θ_g定向的输出电流的dq分量I_od、I_oq和桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq。

步骤2，根据步骤1中得到的微网电压的dq分量U_gd、U_gq和输出电流的dq分量I_od、I_oq，经有功功率计算方程和无功功率计算方程分别得到平均有功功率P和平均无功功率Q；其中，

有功功率计算方程式为

无功功率计算方程式为

式中的ω_h为陷波器需要滤除的谐波角频率，ξ为陷波器的品质因数，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子。

在本实施例中，考虑主要滤除的谐波次数为2次和3次谐波，因此选取h＝2，3,此时ω_h＝628.3186rad/s，942.4779rad/s；一阶低通滤波器主要考虑滤除高次谐波，且不影响动态响应，一般取τ≤2e^-3s，本实施例取值τ＝1.5e^-4s；品质因数ξ主要考虑陷波器的滤波效果，在本实施例中，选取ξ＝0.5。

步骤3，根据步骤1中得到的微网的角频率ω_g和微网储能逆变器给定的有功功率指令P₀、微网储能逆变器给定的角频率指令ω_ref，经过虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程以及一次调频方程得到虚 拟同步发电机的参考有功功率指令P_ref；其中，

虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程式为：

且

Δω＝ω_ref-ω_g，

式中的P_m为微网储能逆变器机械功率，D为阻尼系数，J为虚拟惯量系数，J₀为虚拟惯量初始值，k_j为虚拟惯量调节系数，△ω为ω_ref与ω_g的差值，B为角频率差值的阀值，D₀为阻尼初始值，k_d为阻尼调节系数。

虚拟惯量系数J决定了动态响应过程中的振荡频率；而阻尼系数D决定了振荡衰减的速率；虚拟惯量初始值J₀决定了稳态时微网储能逆变器向系统提供的惯量大小；阻尼初始值D₀保证了系统的稳态运行；虚拟惯量调节系数k_j是为了保证系统在负载扰动初期具有大的虚拟转动惯量；阻尼调节系数k_d是为了保证在负载扰动过程中向系统提供大的阻尼；而设置角频率差值的阀值B是为了减少由检测等过程中可能存在的细微误差造成的J值与D值变动，保证了稳态时系统的稳定性；引入负虚拟惯量的目的是为了实现微网储能逆变器在系统频率恢复的过程中继续向系统补偿动态功率，以保证系统频率具有较小的幅值偏差和较快的恢复速度。

在本实例中，取B＝0.3rad/s；为了保证系统在稳态条件下具备一定的惯性与阻尼，取J₀＝2kg·m²，D₀＝2；而为了使系统在负载扰动过程中，系统具有较大的虚拟惯量与阻尼，也即微网储能逆变器能够向系统提供更多的动态功率补偿，取k_j＝3.2，k_d＝4.2。

一次调频方程式为

P_m＝P₀+(ω_ref-ω_g)/m，则

式中的ω_ref为微网储能逆变器给定有功功率指令P₀时的额定角频率、m为一次调频系数。

一次调频系数m取值原则为80％的有功功率变化时，频率变化在0.5Hz之内；给定有功功率指令P₀和相对应的额定角频率ω_ref表示下垂曲线的位置关系，主要考虑微网逆变器输出有功功率为P₀时，其输出频率大小。

在本实施例中，微网角频率采用额定频率为50Hz时对应的角频率，即ω_ref＝314.1593rad/s，一次调频系数取值为考虑到微网储能逆变器可以根据系统的频率吸收或者释放功率，给定有功功率指令取值为P₀＝0，此时对应的额定角频率取值为ω_ref＝314.1593rad/s。

步骤4，根据步骤1中得到的微网电压的d轴分量U_gd和微网储能逆变器给定的无功功率指令Q₀、微网储能逆变器给定的电压指令U_ref，经过一次调压方程得到虚拟同步发电机的参考无功功率指令Q_ref；其中，

一次调压方程式为：

Q_ref＝Q₀+(U_ref-U_gd)/n，

式中的U_ref为微网储能逆变器给定无功功率指令Q₀时的额定输出电压、n为一次调压系数。

一次调压系数n取值原则为100％的无功功率变化时，电压幅值变化在2％之内；给定无功功率指令Q₀和相对应的额定输出电压U_ref表示下垂曲线的位置关系，主要考虑微网储能逆变器输出无功功率为Q₀时，其输出电压大小。

在本实施例中，一次调压系数取值为给定无功功率指令Q₀考虑系统输出无功功率为Q₀＝0，此时对应的额定输出电压U_ref＝380V。

根据以上控制可以得到虚拟同步发电机的控制框图如图3所示。

步骤5，先根据步骤2中得到的平均有功功率P、平均无功功率Q和步骤3中的参考有功功率指令P_ref、步骤4中的参考无功功率指令Q_ref，通过功率控制方程得到电感电流指令信号I_dref、I_qref，再根据电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref和步骤1中的桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq，通过电流控制方程得到控制信号U_d、U_q；其中，

功率控制方程式为

式中的k_p为比例控制系数、k_i为积分控制系数。

再根据电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref和步骤1中的桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq，通过电流比例控制方程得到控制信号U_d、U_q；其中，

电流控制方程式为

式中的k_pc为比例控制系数，k_ic为积分控制系数。

功率和电流控制方程中的参数主要考虑控制系统的功率跟踪特性和动稳态性能；在本实施例中，取k_p＝3，k_i＝10，k_pc＝0.93，k_ic＝0.4。

步骤6，先根据步骤5中得到的控制信号U_d，U_q，以及步骤1中得到的微网相角θ_g，经单同步旋转坐标反变换得到三相桥臂电压控制信号U_a，U_b，U_c，再由三相桥臂电压控制信号U_a，U_b，U_c生成微网储能逆变器逆变桥开关管的SVPWM控制信号。

图4是微网储能逆变器采用本发明前、后的仿真波形对比图。其中，图4左侧为投入100kW阻性负载的动态响应仿真波形对比图，图4右侧为切除100kW阻性负载的动态响应仿真波形对比图。图中，f—表示系统频率，P_ESC—表示微网储能逆变器输出有功功率，P_DGS—表示柴油发电机组输出有功功率。由图4可看出，本发明在系统频率恢复的过程中，由于在虚拟同步发电机控制中引入了负虚拟惯量控制，保证微网储能逆变器能够向系统补偿更多的动态功率，有效地减小系统频率幅值偏差。

显然，本领域的技术人员可以对本发明的基于虚拟同步发电机的柴储混 合独立微网动态功率补偿方法进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若对本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (5)

1.一种基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，包括微网储能逆变器的输出电流的采集，其特征在于主要步骤如下：

步骤1，先采集微网储能逆变器的输出电流i_oa、i_ob、i_oc，桥臂侧电感电流i_la、i_lb、i_lc和微网电压u_ga、u_gb、u_gc，经单同步坐标系软件锁相环得到微网电压的dq分量U_gd、U_gq，微网的角频率ω_g和相角θ_g，再经单同步旋转坐标变换得到基于微网相角θ_g定向的输出电流的dq分量I_od、I_oq和桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq；

步骤2，根据步骤1中得到的微网电压的dq分量U_gd、U_gq和输出电流的dq分量I_od、I_oq，经有功功率计算方程和无功功率计算方程分别得到平均有功功率P和平均无功功率Q；

步骤3，根据步骤1中得到的微网的角频率ω_g和微网储能逆变器给定的有功功率指令P₀、微网储能逆变器给定的角频率指令ω_ref，经过虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程以及一次调频方程得到虚拟同步发电机的参考有功功率指令P_ref；

步骤4，根据步骤1中得到的微网电压的d轴分量U_gd和微网储能逆变器给定的无功功率指令Q₀、微网储能逆变器给定的电压指令U_ref，经过一次调压方程得到虚拟同步发电机的参考无功功率指令Q_ref；

步骤5，先根据步骤2中得到的平均有功功率P、平均无功功率Q和步骤3中的参考有功功率指令P_ref、步骤4中的参考无功功率指令Q_ref，通过功率控制方程得到电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref，再根据电感电流的dq分量指令信号I_dref、I_qref和步骤1中的桥臂侧电感电流的dq分量I_ld、I_lq，通过电流控制方程得到控制信号U_d、U_q；

步骤6，先根据步骤5中得到的控制信号U_d、U_q，以及步骤1中得到的微网相角θ_g，经单同步旋转坐标反变换得到三相桥臂电压控制信号U_a、U_b、U_c，再由三相桥臂电压控制信号U_a、U_b、U_c生成微网储能逆变器逆变桥开关管的SVPWM控制信号。

2.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，其特征是步骤2中的有功功率计算方程式为：

$P=\underset{h}{\Σ}\frac{s^2+{\mathrm{\ω}}_h^2}{s^2+2{\mathrm{\ζ\ω}}_{h}s+{\mathrm{\ω}}_h^2}\·\frac{1.5}{\mathrm{\τ}s+1}(U_{gd}{I}_{od}+U_{gq}{I}_{oq}),$

无功功率计算方程式为

$Q=\underset{h}{\Σ}\frac{s^2+{\mathrm{\ω}}_h^2}{s^2+2{\mathrm{\ζ\ω}}_{h}s+{\mathrm{\ω}}_h^2}\·\frac{1.5}{\mathrm{\τ}s+1}(U_{gq}{I}_{od}-U_{gd}{I}_{oq}),$

式中的ω_h为陷波器需要滤除的谐波角频率，ξ为陷波器的品质因数，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子。

3.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，其特征是步骤3中的虚拟惯量与阻尼参数自校正且带有负虚拟惯量的转子运动方程式为：

且

$D=\left\{\begin{array}{cc}{D}_0& \left|\mathrm{\Δ}\mathrm{\ω}\right|\≤B\\ D_0+k_d\left|\mathrm{\Δ}\mathrm{\ω}\right|& \left|\mathrm{\Δ}\mathrm{\ω}\right|>B\end{array}\right.,$

Δω＝ωref-ωg，

式中的P_m为微网储能逆变器机械功率，D为阻尼系数，J为虚拟惯量系数，J₀为虚拟惯量初始值，k_j为虚拟惯量调节系数，△ω为ω_ref与ω_g的差值，B为角频率差值的阀值，D₀为阻尼初始值，k_d为阻尼调节系数；

一次调频方程式为

P_m＝P₀+(ω_ref-ω_g)/m，则

$P_{ref}=P_0+({\mathrm{\ω}}_{ref}-{\mathrm{\ω}}_g)(\frac{1}{m}+{\mathrm{D\ω}}_{ref})-{\mathrm{J\ω}}_{ref}\frac{{\mathrm{d\ω}}_g}{dt},$

式中的ω_ref为微网储能逆变器给定有功功率指令P₀时的额定角频率，m为一次调频系数。

4.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，其特征是步骤4中的一次调压方程式为：

Q_ref＝Q₀+(U_ref-U_gd)/n，

式中的U_ref为微网储能逆变器给定无功功率指令Q₀时的额定输出电压，n为一次调压系数。

5.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的柴储混合独立微网动态功率补偿方法，其特征是步骤5中的功率控制方程式为：

$\begin{array}{c}{I}_{dref}=(k_p+k_i/s)(P_{ref}-P)\\ I_{qref}=(k_p+k_i/s)(Q_{ref}-Q)\end{array},$

式中的k_p为比例控制系数，k_i为积分控制系数，s为拉普拉斯算子；

电流控制方程式为：

$\begin{array}{c}{U}_d=(k_{pc}+k_{ic}/s)(I_{dref}-I_{1d})\\ U_q=(k_{pc}+k_{ic}/s)(I_{qref}-I_{1q})\end{array},$

式中的k_pc为比例控制系数，k_ic为积分控制系数，s为拉普拉斯算子。