CN108808704A - 一种虚拟同步发电机的控制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种虚拟同步发电机的控制方法及装置，通过提取电网电压基波正序分量，并根据电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流，避免了电网谐波电压和负序电压对虚拟同步发电机的影响；提取负载的谐波电流、负序及无功电流作为电能质量调节电流，将虚拟同步发电机定子电流与电能质量调节电流合并得到目标指令电流；为避免逆变器过流，合并时采用具有优先级的限流方法计算目标指令电流；采用自适应重复控制加PI控制算法对目标指令电流进行跟踪控制，使虚拟同步发电机具有一定的电能质量调节能力；本发明采用自适应重复控制的算法具有频率自适应能力，当电网频率波动时控制效果不容易受到影响，保证了指令电流的跟踪精度。

Description

一种虚拟同步发电机的控制方法及装置

技术领域

本发明属于逆变器控制技术领域，特别涉及一种虚拟同步发电机的控制方法及装置。

背景技术

随着可再生能源发电技术的快速发展，大量以光伏、风电为代表的分布式发电单元并入电网，许多分布式电源需要并网逆变器并网，常规控制方式下的并网逆变器缺乏传统发电机所具有的惯性和阻尼，无法像传统发电机一样参与电网调节，随着分布式电源渗透率的增加，必然会严重威胁电网运行的稳定性。为改善并网逆变器的性能，国内外学者借鉴同步发电机的优势提出了虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)技术，其核心思想是控制并网逆变器模拟同步发电机的运行机理，使并网逆变器在运行机制和外特性上与传统同步发电机相比拟，该技术为分布式电源的友好并网提供了良好途径,受到学者们的普遍关注。

目前对于VSG技术的研究主要集中在虚拟同步发电机策略本身，功能较为单一，未能充分发挥电力电子装置控制灵活的优点。而作为一种电力电子装置，并网逆变器在借鉴同步发电机优点的同时，也不宜一味只模拟同步发电机，应尽可能发挥电力电子装置的优势。为了充分发挥电力电子装置(并网逆变器)的作用，有人提出了在并网逆变器中融入有源滤波(Active Power Filter，APF)等功能的方案，从而在并网发电的同时实现谐波治理的功能，然而它们针对的都是传统逆变器，控制策略缺乏类似同步发电机的转动惯量及一次调频调压能力。公开号为“CN107681662A”，名称为“具备电能质量复合控制功能的虚拟同步发电机控制方法”的中国专利，该专利对目标指令电流进行跟踪控制时采用的多重准PR控制器，由于多重准PR控制器不具有频率自适应能力，当电网频率波动时控制效果容易受到影响，且该专利的控制方法中需要锁相环和多次旋转坐标转换，增加了系统的复杂性。

发明内容

本发明的目的在于提供一种虚拟同步发电机的控制方法及装置，用于解决现有技术中虚拟同步发电机控制方法的控制效果易受到电网频率波动影响的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种虚拟同步发电机的控制方法，包括如下步骤：

1)提取电网电压基波正序分量，根据所述电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流；

2)将负载电流中的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述电能质量调节电流叠加得到目标指令电流；

3)采用重复控制加PI控制的方法对所述指令电流进行跟踪控制，所述重复控制的输出量作为所述PI控制的输入指令，根据虚拟同步发电机的转子频率计算每周期的采样点数，根据采样点数中的整数部分设置重复控制中的每周期采样点数使二者一致，根据每周期的采样点数中的小数部分，计算小数部分延时离散化传递函数，将所述小数部分延时离散化传递函数加入到重复控制中，以改善重复控制对电网频率波动的适应能力。

为了防止出现过流风险的问题，在计算所述目标指令电流时，需考虑叠加后的指令电流的大小，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后得到第一指令电流，若所述第一指令电流超过逆变器的额定电流，则将所述谐波电流乘以第一限流系数，将乘以第一限流系数后的谐波电流与所述虚拟同步发电机定子电流叠加后的电流值作为所述目标指令电流。

进一步地，若所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后的第一指令电流未超过逆变器的额定电流值，则将所述第一指令电流与所述负序电流、无功电流叠加得到第二指令电流，若所述第二指令电流超过逆变器的额定电流，则将负序电流、无功电流乘以第二限流系数，将乘以第二限流系数的负序电流、无功电流与所述第一指令电流叠加作为所述目标指令电流；若所述第二指令电流未超过逆变器的额定电流，则将所述第二指令电流作为所述目标指令电流。

进一步地，利用多重二阶广义积分器提取电网电压基波正序分量。

进一步地，所述虚拟同步发电机定子电流的计算过程为：采用有功-频率下垂控制得到虚拟同步发电机的机械功率，将所述虚拟同步发电机的机械功率与虚拟同步发电机的有功功率相减，将相减得到的差值发送给转子运动方程进行相关计算，然后进行积分得到虚拟同步发电机的电角度，根据所述虚拟同步发电机的电角度和无功-电压下垂控制得到的电动势幅值计算虚拟同步发电机的感应电动势，根据所述虚拟同步发电机的感应电动势与所述电网电压基波正序分量计算得到虚拟同步发电机定子电流。

进一步地，所述电能质量调节电流的计算过程为：采用多重二阶广义积分器提取负载电流中的负序电流、谐波电流；将所述负载电流经过abc/αβ坐标变换后与所述电网电压基波正序分量结合进行pq变换，将经过pq变换后得到的瞬时无功功率输入低通滤波器，然后进行pq反变换与αβ/abc坐标变换得到负载的无功电流，将所述负序电流及无功电流与所述谐波电流相加得到电能质量调节电流。

进一步地，所述小数部分延时离散化传递函数表示为：

其中，δ为每周采样点数的小数部分，z为复变量。

本发明还提供了一种虚拟同步发电机的控制装置，包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行时的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现以下步骤：

1)提取电网电压基波正序分量，根据所述电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流；

2)将负载电流中的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述电能质量调节电流叠加得到目标指令电流；

3)采用重复控制加PI控制的方法对所述指令电流进行跟踪控制，所述重复控制的输出量作为所述PI控制的输入指令，根据虚拟同步发电机的转子频率计算每周期的采样点数，根据采样点数中的整数部分设置重复控制中的每周期采样点数使二者一致，根据每周期的采样点数中的小数部分，计算小数部分延时离散化传递函数，将所述小数部分延时离散化传递函数加入到重复控制中，以改善重复控制对电网频率波动的适应能力。

为了防止存在过流风险的问题，在计算所述目标指令电流时，需考虑叠加后的指令电流的大小，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后得到第一指令电流，若所述第一指令电流超过逆变器的额定电流，则将所述谐波电流乘以第一限流系数，将乘以第一限流系数后的谐波电流与所述虚拟同步发电机定子电流叠加后的电流值作为所述目标指令电流。

进一步地，若所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后的第一指令电流未超过逆变器的额定电流值，则将所述第一指令电流与所述负序电流、无功电流叠加得到第二指令电流，若所述第二指令电流超过逆变器的额定电流，则将负序电流、无功电流乘以第二限流系数，将乘以第二限流系数的负序电流、无功电流与所述第一指令电流叠加作为所述目标指令电流；若所述第二指令电流未超过逆变器的额定电流，则将所述第二指令电流作为所述目标指令电流。

进一步地，利用多重二阶广义积分器提取电网电压基波正序分量。

进一步地，所述虚拟同步发电机定子电流的计算过程为：采用有功-频率下垂控制得到虚拟同步发电机的机械功率，将所述虚拟同步发电机的机械功率与虚拟同步发电机的有功功率相减，将相减得到的差值发送给转子运动方程进行相关计算，然后进行积分得到虚拟同步发电机的电角度，根据所述虚拟同步发电机的电角度和无功-电压下垂控制得到的电动势幅值计算虚拟同步发电机的感应电动势，根据所述虚拟同步发电机的感应电动势与所述电网电压基波正序分量计算得到虚拟同步发电机定子电流。

进一步地，所述电能质量调节电流的计算过程为：采用多重二阶广义积分器提取负载电流中的负序电流、谐波电流；将所述负载电流经过abc/αβ坐标变换后与所述电网电压基波正序分量结合进行pq变换，将经过pq变换后得到的瞬时无功功率输入低通滤波器，然后进行pq反变换与αβ/abc坐标变换得到负载的无功电流，将所述负序电流及无功电流与所述谐波电流相加得到电能质量调节电流。

进一步地，所述小数部分延时离散化传递函数表示为：

其中，δ为每周采样点数的小数部分，z为复变量。

本发明的有益效果是：

本发明通过提取电网电压基波正序分量，根据电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流，抑制了电网谐波电压对虚拟同步发电机定子电流的影响，降低了定子电流中的谐波含量；同时提取负载的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，进行跟踪控制，使逆变器在模拟同步发电机运行的同时还起到了改善并网电能质量的功能；采用具有优先级的限流方法对目标指令电流进行合成，避免逆变器过流；采用自适应重复控制对目标指令电流进行跟踪控制。由于采用自适应重复控制的算法具有频率自适应能力，当电网频率波动时控制效果不容易受到影响，保证了指令电流的跟踪精度。

附图说明

图1为并网逆变器的拓扑结构示意图；

图2为基于MSOGI的基波正序分量提取示意图；

图3为二阶广义积分器的原理图；

图4为VSG指令电流计算原理图；

图5为负载的谐波电流、负序电流的提取原理图；

图6为负载无功电流的提取原理图；

图7为目标指令电流的计算原理图；

图8为重复控制+PI控制的原理图；

图9为频率自适应控制重复原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明：

本发明提供了一种虚拟同步发电机的控制方法，包括如下步骤：

1)提取电网电压基波正序分量，根据电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流；

2)将负载电流中的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，将虚拟同步发电机定子电流与电能质量调节电流叠加得到目标指令电流；

3)采用重复控制加PI控制的方法对目标指令电流进行跟踪控制，重复控制的输出量作为PI控制的输入指令，根据虚拟同步发电机的转子频率计算每周期的采样点数，根据采样点数中的整数部分设置重复控制中的每周期采样点数使二者一致，根据每周期的采样点数中的小数部分，计算小数部分延时离散化传递函数，将小数部分延时离散化传递函数加入到重复控制中，以改善重复控制对电网频率波动的适应能力。

本实施例在计算目标指令电流时，需考虑叠加后的指令电流的大小，将虚拟同步发电机定子电流与谐波电流叠加后得到第一指令电流，若第一指令电流超过逆变器的额定电流，则将谐波电流乘以第一限流系数，将乘以第一限流系数后的谐波电流与虚拟同步发电机定子电流叠加后的电流值作为目标指令电流。

进一步地，若虚拟同步发电机定子电流与谐波电流叠加后的第一指令电流未超过逆变器的额定电流值，则将第一指令电流与负序电流、无功电流叠加得到第二指令电流，若第二指令电流超过逆变器的额定电流，则将负序电流、无功电流乘以第二限流系数，将乘以第二限流系数的负序电流、无功电流与第一指令电流叠加作为目标指令电流；若第二指令电流未超过逆变器的额定电流，则将第二指令电流作为目标指令电流。

进一步地，利用多重二阶广义积分器提取电网电压基波正序分量。

本实施例的虚拟同步发电机定子电流的计算过程为：采用有功-频率下垂控制得到虚拟同步发电机的机械功率，将虚拟同步发电机的机械功率与虚拟同步发电机的有功功率相减，将相减得到的差值发送给转子运动方程进行相关计算，然后进行积分得到虚拟同步发电机的电角度，根据虚拟同步发电机的电角度和无功-电压下垂控制得到的电动势幅值计算虚拟同步发电机的感应电动势，根据虚拟同步发电机的感应电动势与电网电压基波正序分量计算得到虚拟同步发电机定子电流。

本实施例的电能质量调节电流的计算过程为：采用多重二阶广义积分器提取负载电流中的负序电流、谐波电流；将负载电流经过abc/αβ坐标变换后与电网电压基波正序分量结合进行pq变换，将经过pq变换后得到的瞬时无功功率输入低通滤波器，然后进行pq反变换与αβ/abc坐标变换得到负载的无功电流，将负序电流及无功电流与谐波电流相加得到电能质量调节电流。

本实施例的控制方法可应用到在三相三桥臂逆变器上进行，逆变器拓扑结构如图1所示，图1中U_dc为逆变器直流侧储能电池电压，L_i、L_g为输出LCL滤波器的电感，C为滤波器电容，R_c为阻尼电阻。图中u_{inv_k}、u_k(k＝a,b,c,下同)分别为逆变器第k相桥臂中点电压、逆变器并网点k相电压，i_{inv_k}、i_k分别为LCL滤波器逆变器侧电感电流和电网侧电感电流，i_s为大电网侧流向并网点的电流，i_L为并网点流向负载的电流。

具体的，本实施例的控制方法可以按照以下步骤进行：

1、基于多重二阶广义积分器的电网正序电压提取

本实施例采用的电压基波正序分量提取器是基于多重二阶广义积分器结构(multiple second-order generalized integrator,MSOGI)，原理如图2。

图2中的DSOGI由两个SOGI组成，分别对αβ两个分量进行处理，SOGI构成如图3所示。k值与滤波器的带宽和动态响应速度密切相关，一般k值取

图2中PNSC模块为正负序分离检测模块，该模块利用DSOGI的输出u'_1(αβ)、qu'_1(αβ)实现基波正负序分量的检测，由于这里只需检测正序分量，仅给出正序分量检测原理：

图2中FLL为频率跟随模块，使算法具有良好的频率自适应能力，在电网频率发生波动时依然能保持较高的检测精度。其中，多重二阶广义积分器与频率跟随模块相结合的工作原理属于现有技术，在这里不多做阐述。

考虑到电网谐波电压以奇数次的低次谐波为主，因此在提取电网基波电压的过程中，只考虑3、5、7次谐波，而对含量很小的偶次谐波和7次以上的高次谐波可以不予考虑。

该基波正序分量提取器可以过滤掉基波负序分量，并通过反馈对消滤除特定次的高次谐波，为VSG算法提供计算所需的基波正序分量，从而有效避免了VSG产生出谐波电流和负序电流。该算法不需要坐标旋转变换，不需要锁相环。

2、VSG定子电流计算

图4是借鉴常规VSG控制算法并经过改进设计出的VSG指令电流的计算原理，图中：P_set和Q_set为有功功率和无功功率的给定；P_e为VSG发出的电磁功率，P_e＝(e_ai_{a_vsg}+e_bi_{b_vsg}+e_ci_{c_vsg})，Q_e为VSG注入电网的无功功率，为避免电网电压谐波成分和负序成分对Q_e计算的影响，采用提取到的电网电压基波正序分量计算Q_e，即：

其中，P_m为VSG的机械功率；J为同步发电机的转动惯量，D为定常阻尼系数，Δω为电角速度差，Δω＝ω-ω_n，ω_n和ω分别为额定电角速度和实际电角速度，θ为电角度，e_abc、u_abc、i_{abc_vsg}分别为VSG三相感应电动势、并网点电压、并网点电压基波正序分量和定子电流，r和L分别为VSG定子电枢电阻和电感。

图4中，D_p为有功–频率下垂系数；D_q为无功–电压下垂系数；U_o为输出电压有效值；U_n为额定电压有效值，K_E为电动势积分系数，E为电动势幅值。模块①对应转子运动方程，使逆变器具有了类似同步发电机的转动惯量，模块②对应定子电气方程，模块③为有功调节模块，模块④为无功调节模块。模块③和模块④中分别引入了有功-频率下垂控制和无功-电压下垂控制，模拟同步发电机的下垂特性和一次调频/调压能力。模块⑤即为基于多重二阶广义积分器的电网正序电压提取模块。采用有功-频率下垂控制得到虚拟同步发电机的机械功率，将虚拟同步发电机的机械功率与虚拟同步发电机的有功功率相减，将相减得到的差值发送给转子运动方程进行相关计算，然后进行积分得到虚拟同步发电机的电角度，根据虚拟同步发电机的电角度和无功-电压下垂控制得到的电动势幅值计算虚拟同步发电机的感应电动势，根据虚拟同步发电机的感应电动势与电网电压基波正序分量计算得到虚拟同步发电机定子电流。

3、电能质量调节电流计算

电能质量调节电流的计算分为两个部分：第一部分，提取负载负序i_{abc_n}、谐波电流i_{abc_h}，计算方法也采用MSOGI法，只是由于在电网电压基波正序分量提取过程中已经有FLL检测电网频率，所以在谐波电流的检测过程中可以省去FLL模块，而直接采用电网电压基波正序分量提取过程中FLL检测到的系统频率。原理如图5所示。

图5中i_L＝[i_La,i_Lb,i_Lc]^T为负载电流，u_abc为并网点电压，为计算所得的并网点电压基波正序分量，p为瞬时有功功率，q为瞬时无功功率，LPF为低通滤波器，这里采用了Butterworth低通滤波器和均值滤波器串联的形式，以获得较好的检测精度和动态响应速度。

第二部分，提取负载负序及无功电流，负序电流在第一部分已经算出，下面介绍负载无功电流的计算。图6利用所得的并网点基波正序电压通过基于瞬时无功功率的p-q检测法，将i_L中的无功电流检测出来，作为电能质量调节电流，记为i_{abc_q}＝[i_{a_q},i_{b_q},i_{c_q}]^T。具体检测原理为：将负载电流经过abc/αβ坐标变换后与电网电压基波正序分量结合进行pq变换得到瞬时有功功率和瞬时无功功率，将瞬时无功功率输入低通滤波器，然后进行pq反变换与αβ/abc坐标变换得到负载无功电流i_{abc_q}，将计算所得的负载无功电流i_{abc_q}与第一部分计算所得的负载负序电流i_{abc_n}相加得负载负序及无功电流，记为i_{abc_qn}，将负序电流及无功电流与谐波电流相加得到电能质量调节电流。

采用MSOGI_FLL提取电网正序电压，由于MSOGI_FLL不但能过滤掉低次谐波，而且具有频率自适应能力，因此用MSOGI_FLL提取的电网正序电压计算电能质量调节电流抗电压谐波干扰能力强，且不受频率波动的影响。

与通常采用的p-q法、i_p-i_q法相比，该算法不需要锁相环，不需要旋转坐标变换，易于实现。由于采用电网电压正序分量计算瞬时有功、无功，能有效避免电网电压谐波电流、负序电流及直流分量对谐波电流检测的影响。通过分别提取负载的谐波电流、负序电流及无功电流，在逆变器容量有限的情况下可以有选择性的对某个分量进行优先补偿，控制更加灵活。

4、目标指令电流的计算与跟踪控制

将上述得到的VSG定子电流与电能质量调节电流相加可得目标指令电流，即：

i_{abc_obj}＝i_{abc_vsg}+i_{abc_h}+i_{abc_qn}

但由于逆变器额定电流有限，直接将VSG定子电流与电能质量调节电流相叠加所得的目标指令电流存在越限可能，因此需要限流。本实施例采用具有优先级的限流方法对目标指令电流进行合成，原理如下：

i_{abc_obj}＝i_{abc_vsg}+k×i_{abc_h}+j×i_{abc_qn}

式中，k为谐波电流的限流系数(对应上述的第一限流系数)、j为无功及负序电流的限流系数(对应上述的第二限流系数)。由于虚拟同步发电机功能是主要功能，因此首先应保证虚拟发电机定子电流不被限流而将电能质量调节电流进行限流。电能质量调节电流分谐波电流、无功和负序电流，由于谐波电流危害较大，优先考虑补偿谐波电流。

第一步先将虚拟同步发电机定子电流与谐波电流相叠加，如果叠加后的电流有效值超过逆变器的额定电流则将谐波电流乘以一个限流系数k再和虚拟同步发电机定子电流相叠加作为目标指令电流；如果不过流，则将虚拟同步发电机定子电流与谐波电流之和作为第一步的指令电流，再进行第二步；第二步，将负载负序和无功电流叠加在第一步的指令电流上，同样判断叠加后的电流是否超过逆变器的额定电流，如果不过流，则合并后的电流就是最终的目标指令电流；如果过流则将负序和无功电流乘以一个限流系数l再叠加在第一步的指令电流上作为最终的目标指令电流。该目标指令电流的计算方法考虑了逆变器的容量限制，避免了逆变器过流；并按照谐波优先补偿的原则对指令电流进行计算，有利于最大程度地降低谐波危害。

本实施例中，将谐波电流的有效值记为I_h，VSG定子电流的有效值记为I_vsg，I_e为逆变器的额定电流，如果说明合成的第一指令电流超限，应限流。方法是在谐波电流I_h上设置比例系数k，令求得：

如果说明合成的第一指令电流不越限，继续合成无功和负序电流，由于无功和负序电流也是基波频率的电流，和VSG定子电流不是正交信号，因此不能像求谐波电流限流系数那样的方法求无功和负序电流限流系数，本实施例采用二分搜索法确定无功和负序电流的限流系数，方法是：

(1)先将限流比例系数j初始值设为1，定义j_up＝1，j_down＝0。

(2)根据j值将一个周期内的信号合并i_{abc_obj}＝i_{abc_vsg}+i_{abc_h}+j×i_{abc_qn}，计算i_{abc_obj}有效值I_{abc_obj}三相中的最大者，记为I_{abc_max}。

(3)如果I_{abc_max}＞I_e则j_up＝j；如果I_{abc_obj}＜I_e，则j_down＝j；计算j＝(j_up+j_down)/2。

(4)重复步骤(2)-(3)，直到j_up-j_down<e，e为精度控制参数，e越小，精度越高，但计算量越大，一般e取5％就可以了。原理如图7所示。

由于目标指令电流是一个多谐波的电流信号，逆变器必须具有多谐波信号的跟踪能力才能实现对目标指令电流的准确跟踪，进而实现虚拟同步发电机和电能质量调节的双重功能。

对于多谐波电流信号的跟踪，通常采用的控制方法有滞环控制、比例积分(PI)控制、比例谐振(PR)控制、重复控制等。滞环控制开关频率不固定；PI控制需要多个频率下的旋转坐标变换；PR控制对于每次谐波均需要一个谐振调节器，当谐波次数较多时需要多个谐振调节器，比较复杂。比较而言，基于内模原理的重复控制只需要一个内模控制器，结构简单，易于实现，其具有优良的稳态跟踪性能。这里为了提高并网逆变器的动态性能，采用重复控制与PI控制相结合的组合策略，重复控制的输出量作为PI控制的输入指令，并在两相静止坐标系中实现，避免坐标旋转变换。图8中G_LCL1(z)为逆变器输出电压到LCL滤波器电网侧电感电流的离散化传递函数，G_LCL2(z)为电网电压到LCL滤波器电网侧电感电流的离散化传递函数，G_fd(z)为电网电压前馈传递函数，G_PI(z)为PI控制器离散化传递函数，N为每基波周期的采样点数，i_{αβ_obj}为指令电流，i_{αβ_obj}＝T_abc/αβi_{abc_obj}；i_αβ为控制对象输出电流；S(z)为补偿函数，用来校正被控对象的幅频特性使其在工作频段接近零增益，并抵消被控对象的谐振峰，同时增加对高频段的衰减，本实施例采用一个零相移陷波器和一个低通数字滤波器，其中，零相移滤波器离散化传递函数为低通数字滤波器传递函数为S(z)是S₁(z)和S₂(z)的串联，S(z)＝S₁(z)S₂(z)；Q是考虑重复控制器的稳定性而增设的附加项，一般去略小于1的常数，本实施例取0.95，Kr为重复控制器增益，用来控制稳定裕度和误差收敛速度的合理匹配，一般取值在0-1之间，本实施例取0.95；z^k为超前环节，用来补偿被控对象和S(z)总的相位滞后，使被控对象在期望的频段接近零相位，本实施例k取9。

图8的控制原理为：图中不仅包含了控制环节，还包含了被控对象以及电网电压干扰。检测逆变器实际发出的电流i_αβ(也就是流过LCL滤波器电感的电流，即图1中的i_abc在αβ坐标系下的表示)，和期望其输出的目标指令电流i_{αβ_obj}相减，根据这个差值通过重复控制和PI控制产生相应的电压指令，电压指令经过PWM环节产生PWM波，PWM波作用在逆变器上使其输出相应的电压，该电压作用在LCL滤波器上，在滤波器上产生期望的目标指令电流。图中的控制系统、控制对象以及电网电压干扰都是用离散化的传递函数表示的，被控对象就是LCL滤波器，其对应的传递函数为G_LCL1(z)，目标是让流过LCL滤波器的电流和目标电流一致，因为流过LCL滤波器的电流就是逆变器发出的电流过滤掉无用的PWM载波附近高次谐波之后的电流。流过LCL滤波器中的电流不但和逆变器发出的电压有关，还和电网电压U_αβ有关，表示为：

i_αβ(z)＝U_inv(z)G_LCL1(z)+U_αβ(z)G_LCL2(z)

为了消除电网电压的影响，引入电网电压前馈，即在逆变器输出电压 即其中，U_cnt(z)为控制算法输出电压，则：

i_αβ(z)＝U_inv(z)G_LCL1(z)+U_αβ(z)G_LCL2(z)＝U_cnt(z)G_LCL1(z)

通过以上计算，电网电压对LCL滤波器输出电流的影响就可以被抵消掉。

传统的重复控制器N＝f_s/f₀，f_s为采样频率，f₀为电网额定频率(50Hz)，一般f_s是f₀的整数倍，因此N为整数且为固定值，当电网频率发生波动偏离额定频率f₀时，重复控制的效果会变差，为提高控制环节的频率自适应能力，对重复控制进行改进，利用VSG转子频率自动与电网同步的特性，将转子运动方程的输出频率引入到重复控制环节，根据转子频率计算每周期的采样点数，当采样点数有小数部分时，通过一个数字滤波器近似小数部分延时，从而提高重复控制的频率自适应能力，设VSG转子角频率为ω，则有：

式中，f为VSG的转子频率，由于VSG稳态情况下与电网同步，因此f也就是电网的频率；N_f为每周采样点数，可能含有小数部分，N_C为N_f向下取整的整数，δ为N_f的小数部分。

根据pade逼近法，小延时环节传递函数可以表示为：

其中，T_s为采样周期，T_s＝1/f_s，δ与T_s的乘积表示延时时间。

对上式中右侧传递函数按双线性变换法进行离散化得：

根据N_f值计算数字滤波器D(z)，然后用图9中的重复控制环节代替图8中的虚线框R部分。

改进控制策略利用虚拟同步发电机的自同步特性实时校正重复控制参数，达到了频率自适应的效果，算法结构简单，运算量小；采用自适应重复控制的算法具有频率自适应能力，当电网频率波动时控制效果不容易受到影响，保证了指令电流的跟踪精度。

以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于以上所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述基本方案，对本领域普通技术人员而言，根据本发明的教导，设计出各种变形的模型、公式、参数并不需要花费创造性劳动。在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变形仍落入本发明的保护范围内。

Claims (10)

1.一种虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)提取电网电压基波正序分量，根据所述电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流；

2)将负载电流中的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述电能质量调节电流叠加得到目标指令电流；

3)采用重复控制加PI控制的方法对所述指令电流进行跟踪控制，所述重复控制的输出量作为所述PI控制的输入指令，根据虚拟同步发电机的转子频率计算每周期的采样点数，根据采样点数中的整数部分设置重复控制中的每周期采样点数使二者一致，根据每周期的采样点数中的小数部分，计算小数部分延时离散化传递函数，将所述小数部分延时离散化传递函数加入到重复控制中，以改善重复控制对电网频率波动的适应能力。

2.根据权利要求1所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，在计算所述目标指令电流时，需考虑叠加后的指令电流的大小，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后得到第一指令电流，若所述第一指令电流超过逆变器的额定电流，则将所述谐波电流乘以第一限流系数，将乘以第一限流系数后的谐波电流与所述虚拟同步发电机定子电流叠加后的电流值作为所述目标指令电流。

3.根据权利要求2所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，若所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后的第一指令电流未超过逆变器的额定电流值，则将所述第一指令电流与所述负序电流、无功电流叠加得到第二指令电流，若所述第二指令电流超过逆变器的额定电流，则将负序电流、无功电流乘以第二限流系数，将乘以第二限流系数的负序电流、无功电流与所述第一指令电流叠加作为所述目标指令电流；若所述第二指令电流未超过逆变器的额定电流，则将所述第二指令电流作为所述目标指令电流。

4.根据权利要求1所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，利用多重二阶广义积分器提取电网电压基波正序分量。

5.根据权利要求4所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，所述虚拟同步发电机定子电流的计算过程为：采用有功-频率下垂控制得到虚拟同步发电机的机械功率，将所述虚拟同步发电机的机械功率与虚拟同步发电机的有功功率相减，将相减得到的差值发送给转子运动方程进行相关计算，然后进行积分得到虚拟同步发电机的电角度，根据所述虚拟同步发电机的电角度和无功-电压下垂控制得到的电动势幅值计算虚拟同步发电机的感应电动势，根据所述虚拟同步发电机的感应电动势与所述电网电压基波正序分量计算得到虚拟同步发电机定子电流。

6.根据权利要求4所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，所述电能质量调节电流的计算过程为：采用多重二阶广义积分器提取负载电流中的负序电流、谐波电流；将所述负载电流经过abc/αβ坐标变换后与所述电网电压基波正序分量结合进行pq变换，将经过pq变换后得到的瞬时无功功率输入低通滤波器，然后进行pq反变换与αβ/abc坐标变换得到负载的无功电流，将所述负序电流及无功电流与所述谐波电流相加得到电能质量调节电流。

7.根据权利要求1所述的虚拟同步发电机的控制方法，其特征在于，所述小数部分延时离散化传递函数表示为：

其中，δ为每周采样点数的小数部分，z为复变量。

8.一种虚拟同步发电机的控制装置，包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行时的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现以下步骤：

1)提取电网电压基波正序分量，根据所述电网电压基波正序分量计算虚拟同步发电机定子电流；

2)将负载电流中的谐波电流、负序电流和无功电流作为电能质量调节电流，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述电能质量调节电流叠加得到目标指令电流；

3)采用重复控制加PI控制的方法对所述指令电流进行跟踪控制，所述重复控制的输出量作为所述PI控制的输入指令，根据虚拟同步发电机的转子频率计算每周期的采样点数，根据采样点数中的整数部分设置重复控制中的每周期采样点数使二者一致，根据每周期的采样点数中的小数部分，计算小数部分延时离散化传递函数，将所述小数部分延时离散化传递函数加入到重复控制中，以改善重复控制对电网频率波动的适应能力。

9.根据权利要求8所述的虚拟同步发电机的控制装置，其特征在于，在计算所述目标指令电流时，需考虑叠加后的指令电流的大小，将所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后得到第一指令电流，若所述第一指令电流超过逆变器的额定电流，则将所述谐波电流乘以第一限流系数，将乘以第一限流系数后的谐波电流与所述虚拟同步发电机定子电流叠加后的电流值作为所述目标指令电流。

10.根据权利要求9所述的虚拟同步发电机的控制装置，其特征在于，若所述虚拟同步发电机定子电流与所述谐波电流叠加后的第一指令电流未超过逆变器的额定电流值，则将所述第一指令电流与所述负序电流、无功电流叠加得到第二指令电流，若所述第二指令电流超过逆变器的额定电流，则将负序电流、无功电流乘以第二限流系数，将乘以第二限流系数的负序电流、无功电流与所述第一指令电流叠加作为所述目标指令电流；若所述第二指令电流未超过逆变器的额定电流，则将所述第二指令电流作为所述目标指令电流。