CN108429431A - 一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法 - Google Patents

一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法，在VSG功能模块切入时，将VSG功能模块输出的三相定子电流用于作为变流器电流内环的指令值，电网电压经过锁相环得到的电网电压相角作为变流器电流内环的相角指令值，经过电网电压定向矢量控制，生成PWM波进行控制。本发明在保留常规变流器电流控制精确、灵活、频率稳定等特点的基础上，使变流器具备类似同步发电机的电压源输出特性。变流器的VSG功能可实现无缝地投入、切出，切换简单，尤其适用于具备VSG功能的变流器多功能在线切换和电网故障穿越控制。

Description

一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法
技术领域
本发明属于电气工程技术领域，具体涉及一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法。
背景技术
以光伏、风电为代表的间歇式能源装机容量占系统总装机容量比重越来越大。但间歇式能源出力的大幅、频繁的随机波动性对系统有功平衡造成冲击，影响系统调频特性，且不同于常规发电厂的旋转电机，通过电力电子设备接入电网的间歇式能源为非旋转的静止元件，不具备常规机组的转动惯量，其大规模接入电网将使系统等效转动惯量降低，削弱系统应对功率波动的能力，影响系统的频率暂态稳定水平。
针对该问题，可在风电、光伏电站增加大容量集中式储能平抑其出力波动，而储能结合VSG技术更是近年来的一个研究热点。VSG技术将同步发电机本体及其控制器数学模型引入储能变流器的控制算法，使电站具备惯性和主动参与一次调频、调压的能力，有效抑制并网点频率振荡，增强并网点电压强度。
作者为朱信捷的硕士学位论文《基于PCS智能微电网系统关键技术研究与应用》的第四章中公开了一种PCS基于虚拟同步发电机的控制方法，其控制原理框图如图1所示，包括电压电流采样模块、功率计算模块、VSG算法模块、电压电流控制模块、SVPWM发生模块和驱动模块。电压电流采样模块将采集的到值经过VSG算法模块，再进行电压和电流双环控制。
常规VSG技术一般为自同步控制，通过调整内电势幅值和功角调节有功、无功输出，输出电流的频率和相位与VSG本体模型转子一致。恒电流控制功能是储能变流器的基本功能，当需要VSG功能和恒电流控制功能在线切换时，往往需要进行一系列的处理完成电流内环指令和参考相位的平滑切换，控制复杂。
另外，在电网故障穿越时，采用自同步控制的VSG技术将存在频率失稳、定子短路电流过大等问题，现有解决措施主要有两种技术路线：一种是对VSG本体模型进行处理，如增大虚拟阻抗、动态调整内电势幅值等限制定子电流；另一种是切换到恒电流控制。两种路线均能有效解决短路电路过大的问题，但不能解决故障期间的频率稳定问题和动态无功支撑电流精度问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法，用以解决现有技术中变流器控制复杂的问题。
为解决上述技术问题，本发明的技术方案为：
本发明提供了一种基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，包括如下方法方案：
方法方案一，包括如下步骤：
在VSG功能模块切入时，将VSG功能模块输出的三相定子电流用于作为变流器电流内环的指令值，电网电压经过锁相环得到的电网电压相角作为变流器电流内环的相角指令值，经过电网电压定向矢量控制，生成PWM波进行控制；
其中，VSG功能模块包括VSG模型，所述VSG模型的输入包括由Q-U控制得到VSG功能模块的內电势幅值，由P-f控制得到VSG功能模块的机械转矩，以及电网电压，输出为三相定子电流。
方法方案二，在方法方案一的基础上，所述将VSG功能模块输出的三相定子电流用于作为变流器电流内环的指令值包括：
将VSG功能模块输出的三相定子电流变换到dq坐标系下，得到的值分别作为变流器电流内环的d轴电流指令值和变流器电流内环的q轴电流指令值：
其中，idref为变流器电流内环的d轴电流指令值，iqref为变流器电流内环的q轴电流指令值；ia、ib、ic为三相定子电流；θg为电网电压相角，由锁相环根据电网电压计算得到。
方法方案三，在方法方案一的基础上，所述VSG模型为：
其中，ω为VSG的角速度，ω0为额定角速度，H为VSG惯性时间常数，Tm、Te分别为VSG机械转矩、电磁转矩，Kd为阻尼系数，R、L分别为VSG定子电阻和电感，eabc、uabc、iabc分别为VSG三相内电势、机端电压、定子电流，θ为VSG转子相角，Pe为电磁功率。
方法方案四，在方法方案一的基础上，所述P-f控制的模型为：
Tm＝[Pref-kf(f-f0)PN]/ω
其中，Tm为VSG的机械转矩，f为机端电压频率，f0为机端电压额定频率，PN为VSG额定功率，Pref为有功功率指令值。
方法方案五，在方法方案一的基础上，所述Q-U控制的模型为：
E＝E0+kq(Qref-Qe)-ku(UN-U)
其中，E为VSG的內电势幅值，E0为空载内电势，kd为无功调节系数，Qref为无功功率指令值，Qe为VSG无功功率，ku为调压系数，UN为额定机端电压，U为机端电压。
方法方案六，在方法方案一的基础上，在VSG功能模块切出时，变流器电流内环的指令值由除VSG功能模块以外对应的功能模块给定。
方法方案七，在方法方案六的基础上，恒电流功能时，变流器电流内环的指令值为上位机下发的电流指令值；恒电压功能时，变流器电流内环的指令值为电压环的输出；恒功率功能时，变流器电流内环的指令值为功率环的输出。
方法方案八，在方法方案二的基础上，当变流器进行电网故障穿越时，将变流器电流内环的指令值进行切换：
变流器电流内环的q轴电流指令值切换为动态无功支撑计算值；
变流器电流内环的d轴电流指令值切换为故障前的电流值。
方法方案九，在方法方案八的基础上，当电网故障清除后，变流器电流内环的q轴电流指令值和变流器电流内环的d轴电流指令值逐步增大至故障前的电流值，直至VSG功能模块稳定。
本发明还提供了一种基于虚拟同步发电机的变流器，用于实现方法方案一～方法方案九任一项所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法。
本发明的有益效果：
本发明的基于虚拟同步发电机的变流器及其控制方法，将VSG控制和常规变流器电网电压定向矢量控制相结合，在电网正常运行情况下，将VSG控制器输出的三相定子电流做相应变换后，得到的值作为变流器电流内环的指令值，并将电网电压经过锁相环得到的电网电压相角作为变流器电流内环的相角指令值，经过电网电压定向矢量控制，生成PWM波进行控制。本发明在保留常规变流器电流控制精确、灵活、频率稳定等特点的基础上，使变流器具备类似同步发电机的电压源输出特性，实现了VSG功能和恒电流控制功能的在线切换。而且，变流器的VSG功能无缝地投入、切出，切换简单，尤其适用于具备VSG功能的变流器多功能在线切换和电网故障穿越控制。
附图说明
图1是现有技术中的PCS基于虚拟同步发电机的控制框图；
图2是本发明的基于虚拟同步发电机的变流器的控制框图；
图3是虚拟同步发电机的模型；
图4是故障穿越的电网工况图；
图5是采用本发明的控制方法的仿真结果图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚，下面结合附图及实施例，对本发明作进一步的详细说明。
如图2所示为本发明的基于虚拟同步发电机的变流器的控制框图。
在电网正常运行情况下，将VSG控制器输出的三相定子电流变换到dq坐标系下，得到的值分别作为变流器电流内环的d轴电流指令值和变流器电流内环的q轴电流指令值，而且，将电网电压相角作为变流器电流内环的相角指令值，经过电网电压定向矢量控制，生成PWM波进行控制。
图2中的锁相环PLL、变流器电流内环控制和PWM控制均属于变流器的常规控制，这里不再展开描述。
VSG的模型如图3所示，具体描述为：
其中，ω为VSG的角速度，ω0为额定角速度，H为VSG惯性时间常数，Tm、Te分别为VSG机械转矩、电磁转矩，Kd为阻尼系数，R、L分别为VSG定子电阻和电感，eabc、uabc、iabc分别为VSG三相内电势、机端电压、定子电流，θ为VSG转子相角，Pe为电磁功率。
并且，VSG模型的机械转矩Tm由P-f控制得到，VSG控制器的內电势幅值由Q-U控制得到。
P-f控制的模型描述为：
Tm＝[Pref-kf(f-f0)PN]/ω
其中，Tm为VSG控制器的机械转矩，f为机端电压频率，f0为机端电压额定频率，PN为VSG额定功率，Pref为有功功率指令值。
Q-U控制的模型描述为：
E＝E0+kq(Qref-Qe)-ku(UN-U)
其中，E为VSG控制器的內电势幅值，E0为空载内电势，kd为无功调节系数，Qref为无功功率指令值，Qe为VSG无功功率，ku为调压系数，UN为额定机端电压，U为机端电压。
在正常运行情况下，将VSG投入，即图2中开关S闭合。VSG控制器输出的三相定子电流ia、ib、ic在电网电压定向的dq坐标系下进行旋转变化，得到变流器电流内环的d轴电流指令值idref和变流器电流内环的q轴电流指令值iqref：
其中，idref为变流器电流内环的d轴电流指令值，iqref为变流器电流内环的q轴电流指令值；ia、ib、ic为三相定子电流；θg为电网电压相角，由锁相环(PLL)根据电网电压Uabc计算得到。
在将VSG切出时，即图2中开关S断开。VSG模型仅与机端电压相关，并网条件下S断开后VSG模型不受影响。变流器电流内环的d轴电流指令值idref和变流器电流内环的q轴电流指令值iqref由其他功能模块给定。
1)恒电流功能时，idref和iqref为上位机下发的电流指令；
2)恒电压功能时，为电压环输出；
3)恒功率功能时，为功率环输出。
恒电流控制、恒电压控制和恒功率控制为变流器常规控制，这里不展开赘述。
在变流器进行电网故障穿越时，将变流器电流内环的指令值进行切换，即断开开关S。变流器电流内环的q轴电流指令值iqref根据标准要求的变流器动态无功支撑能力给定，变流器电流内环的q轴电流指令值idref维持故障前的值，并根据变流器1.1倍过载能力动态限幅，限幅范围为故障恢复后，idref和iqref以设定的斜率恢复至故障前的值，待VSG控制器达到稳定，开关S闭合，重新将VSG控制器投入系统使用。
基于上述控制，对其进行仿真研究。电网故障穿越包含了VSG功能和电流控制两种功能互相切换的典型工况，因此，以电网故障穿越为例进行仿真说明。
为模拟最恶劣工况，分别对1.3pu高电压穿越和零电压穿越进行仿真，电网工况如图4所示。从图5所示仿真结果可知，虚拟同步发电机在故障发生时过电流得到了很好的抑制；故障恢复时因为电流参考相角与电网保持同步，电流过冲小；故障恢复后，电流以可控的速率恢复，稳态后，无缝切回到VSG功能。
尽管本发明的内容已经通过上述优选实施例作了详细介绍，但应当认识到上述的描述不应被认为是对本发明的限制。在本领域技术人员阅读了上述内容后，对于本发明的多种修改和替代都将是显而易见的。因此，本发明的保护范围应由所附的权利要求来限定。

Claims (10)

1.一种基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
在VSG功能模块切入时，将VSG功能模块输出的三相定子电流用于作为变流器电流内环的指令值，电网电压经过锁相环得到的电网电压相角作为变流器电流内环的相角指令值，经过电网电压定向矢量控制，生成PWM波进行控制；
其中，VSG功能模块包括VSG模型，所述VSG模型的输入包括由Q-U控制得到VSG功能模块的內电势幅值，由P-f控制得到VSG功能模块的机械转矩，以及电网电压，输出为三相定子电流。
2.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，所述将VSG功能模块输出的三相定子电流用于作为变流器电流内环的指令值包括：
将VSG功能模块输出的三相定子电流变换到dq坐标系下，得到的值分别作为变流器电流内环的d轴电流指令值和变流器电流内环的q轴电流指令值：
其中，idref为变流器电流内环的d轴电流指令值，iqref为变流器电流内环的q轴电流指令值；ia、ib、ic为三相定子电流；θg为电网电压相角，由锁相环根据电网电压计算得到。
3.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，所述VSG模型为：
其中，ω为VSG的角速度，ω0为额定角速度，H为VSG惯性时间常数，Tm、Te分别为VSG机械转矩、电磁转矩，Kd为阻尼系数，R、L分别为VSG定子电阻和电感，eabc、uabc、iabc分别为VSG三相内电势、机端电压、定子电流，θ为VSG转子相角，Pe为电磁功率。
4.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，所述P-f控制的模型为：
Tm＝[Pref-kf(f-f0)PN]/ω
其中，Tm为VSG的机械转矩，f为机端电压频率，f0为机端电压额定频率，PN为VSG额定功率，Pref为有功功率指令值。
5.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，所述Q-U控制的模型为：
E＝E0+kq(Qref-Qe)-ku(UN-U)
其中，E为VSG的內电势幅值，E0为空载内电势，kd为无功调节系数，Qref为无功功率指令值，Qe为VSG无功功率，ku为调压系数，UN为额定机端电压，U为机端电压。
6.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，在VSG功能模块切出时，变流器电流内环的指令值由除VSG功能模块以外对应的功能模块给定。
7.根据权利要求6所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，恒电流功能时，变流器电流内环的指令值为上位机下发的电流指令值；恒电压功能时，变流器电流内环的指令值为电压环的输出；恒功率功能时，变流器电流内环的指令值为功率环的输出。
8.根据权利要求2所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，当变流器进行电网故障穿越时，将变流器电流内环的指令值进行切换：
变流器电流内环的q轴电流指令值切换为动态无功支撑计算值；
变流器电流内环的d轴电流指令值切换为故障前的电流值。
9.根据权利要求8所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法，其特征在于，当电网故障清除后，变流器电流内环的q轴电流指令值和变流器电流内环的d轴电流指令值逐步增大至故障前的电流值，直至VSG功能模块稳定。
10.一种基于虚拟同步发电机的变流器，其特征在于，用于实现权利要求1～9中任一项所述的基于虚拟同步发电机的变流器控制方法。
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