CN109193746B - 一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法，它包括：建立配电网柔性互联闭环运行结构；每回10kV交流线路均通过隔离变压器与具备双向功率流动功能的MMC交流侧连接；每个MMC的直流侧通过直流母线连接起来；采用基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换；本发明基于直流配电中心的多端柔性互联配电网交流系统间能提供功率的相互支撑，故障情况下通过有功功率和无功功率的交互，能保证故障交流母线的电压和频率稳定，具备天然采用虚拟同步发电机技术的结构特点；在柔性互联配电网中引入虚拟同步发电机控制，利用其一次调频、调压和阻尼特性实现并/离网运行模式无缝切换。

Description

一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法
技术领域
本发明属于电力电子装置控制领域，尤其涉及一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法。
背景技术
传统配电网是一个刚性系统，电源的接入与退出、电能的传输等都缺乏弹性，致使配电网没有动态柔性及灵活调节特性，配电网各部分存在负载不平衡的现象且相互之间不存在功率相互支撑的能力，难以满足配电系统对于电能质量的要求。
交直流柔性互联配电网采用闭环连接闭环运行方式，能有效的解决传统配电网电源的接入与退出、电能质量等都缺乏弹性的问题，但是涉及到交直流系统互联配电和分布式电源的接入，多端柔性互联配电系统并离网的无缝切换是保证系统高效运行和系统运行可靠性的关键；
发明内容
本发明要解决的技术问题是：提供一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法，采用基于直流配电中心的多端柔性互联配电网交流系统间能提供功率的相互支撑，故障情况下通过有功功率和无功功率的交互，能保证故障交流母线的电压和频率稳定，具备天然采用虚拟同步发电机技术的结构特点；在柔性互联配电网中引入虚拟同步发电机控制，利用其一次调频、调压和阻尼特性实现并/离网运行模式无缝切换。
本发明具体采用以下技术方案：
一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法，它包括：
步骤1、建立配电网柔性互联闭环运行结构；每回10kV交流线路均通过隔离变压器与具备双向功率流动功能的MMC交流侧连接；每个MMC的直流侧通过直流母线连接起来，形成配电网柔性互联闭环运行结构；
步骤2、采用基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换。
步骤2所述采用采用基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换的方法包括：当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，实现并网前常规控制方式向虚拟同步发电机控制切换，剩下的控制直流母线电压的MMC提供i#MMC交流侧负荷的功率支持，实现第i回10kV交流线路运行状态并网转为离网的无缝切换；当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换；
当直流配电中心第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时， i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，虚拟同步发电机具有一次调频和一次调压特性，一次调频是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时， i#MMC交流侧输出有功P不能满足系统负荷需求，导致系统频率ω下降，与给定频率ωn产生频率差值Δω，通过有功-频率下垂系数DP，调节i#MMC交流侧输出有功P与给定有功Pref的差值，进行频率调节；公式为： P＝Pref+Dp(ωn-ω)。
所述一次调压是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，由于i#MMC交流侧无功功率Q发生变化，不能满足系统运行要求，i#MMC 交流侧的实际电压幅值Vn会发生变化，与i#MMC交流侧电压参考幅值Vref 的差值ΔV，通过无功-电压下垂系数Dq调节i#MMC交流侧实际无功Q与给定有功Qref的差值，进行电压调节；输出无功功率和电压参考幅值的公式如下：
Figure BDA0001843872530000031
当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换；预同步控制包括幅值同步和相位同步，幅值同步将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压幅值与 i#MMC交流侧电压幅值的差值ΔV，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压的幅值偏差信号叠加在无功-电压控制上，相位同步是将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压相角与i#MMC交流侧电压相角的差值Δθ，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压相角的偏差信号叠加在有功-频率控制上；当预同步过程完成后，闭合 PCC开关，此时将其控制由虚拟同步发电机控制切换为PQ控制。
本发明有益效果：
本发明提出在柔性互联配电网中引入直流配电中心的虚拟同步发电机控制技术。考虑直流配电中心的虚拟同步发电机控制技术并网运行适应性，提出一种适用于基于直流配电中心的柔性互联配电网并/离网切换的PQ-VSG控制策略，可实现在柔性互联配电网中负荷突增或突减下的功率相互支撑、并/ 离网运行模式的无缝切换，大大提高了系统运行的可靠性和可满足配电系统对于电能质量的要求；在故障条件或并/离网运行模式相互转换时，或负荷突增或突减，基于直流配电中心的柔性互联配电网都有较好的调节特性，多端互联的功率相互支撑特性能够根据负荷功率做出快速的响应，调节过程较为平滑，不会出现功率阶跃和大的电流冲击；采用基于直流配电中心的多端柔性互联配电网交流系统间能提供功率的相互支撑，故障情况下通过有功功率和无功功率的交互，能保证故障交流母线的电压和频率稳定，具备天然采用虚拟同步发电机技术的结构特点；在柔性互联配电网中引入虚拟同步发电机控制，利用其一次调频、调压和阻尼特性实现并/离网运行模式无缝切换。
附图说明：
图1为基于直流配电中心的柔性互联配电网拓扑结构；
图2为直流配电中心总控制框图；
图3为预同步单元控制框图；
图4为VDC下垂控制框图。
具体实施方式
一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法，它是基于直流配电中心的虚拟同步发电机技术和基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换。
第1回10kV交流线路通过1#隔离变压器与具备双向功率流动功能的 1#MMC交流侧连接；第2回10kV交流线路通过2#隔离变压器与具备双向功率流动功能的2#MMC交流侧连接；以此类推，第N回10kV交流线路通过N# 隔离变压器与具备双向功率流动功能的N#MMC交流侧连接；N个MMC的直流侧通过直流母线连接起来，形成配电网柔性互联闭环运行结构。N个MMC均在常规的控制基础上，配置有虚拟同步发电机附加控制和预同步环节。
当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，实现并网前常规控制方式向虚拟同步发电机控制切换，其余控制直流母线电压的MMC提供i#MMC交流侧负荷的功率支持，实现第i回10kV交流线路运行状态并网转为离网的无缝切换。反之，当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换。
基于直流配电中心的柔性互联配电网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换过程如下：
当直流配电中心第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时， i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，虚拟同步发电机具有一次调频和调压特性，一次调频是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC交流侧输出有功P不能满足系统负荷需求，导致系统频率ω下降，与给定频率ωn产生频率差值Δω，通过有功-频率下垂系数DP，调节i#MMC交流侧输出有功P与给定有功Pref的差值，进行频率调节，虚拟同步发电机的机械功率和电网角频率有如下关系：
P＝Pref+Dp(ωn-ω) (1)
一次调压是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，由于i#MMC交流侧无功功率Q发生变化，不能满足系统运行要求，i#MMC 交流侧的实际电压幅值Vn会发生变化，与i#MMC交流侧电压参考幅值Vref 的差值ΔV，通过无功-电压下垂系数Dq调节i#MMC交流侧实际无功Q与给定有功Qref的差值，进行电压调节，其输出无功功率和电压参考幅值有如下关系：
Figure BDA0001843872530000051
虚拟同步发电机控制离网时能够根据有功和无功输出，平移其输出特性曲线，以维持输出电压频率和幅值的稳定。同时，直流配电中心由并网转离网瞬间可能会存在瞬时的功率阶跃或跌落，由于阻尼环节的引入，会使得采用VSG控制的直流配电中心具有阻尼功率震荡的能力。
基于直流配电中心的柔性互联配电网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换过程如下：
第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换。
预同步控制单元包括幅值同步和相位同步，其中，幅值同步将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压幅值与i#MMC交流侧电压幅值的差值ΔV，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压的幅值偏差信号叠加在无功-电压控制上，无功-电压控制与上述一次调压类似。相位同步是将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压相角与i#MMC交流侧电压相角的差值Δθ，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压相角的偏差信号叠加在有功-频率控制上，有功-频率控制与上述一次调频类似。当预同步过程完成后，闭合PCC开关，此时将其控制策略由虚拟同步发电机控制切换为PQ控制。
基于直流配电中心的柔性互联配电网无缝切换过程中并网前常规控制包括：PQ控制、定有功和定交流电压控制、定直流电压和无功控制、定直流电压和定交流电压控制、有功直流下垂控制和无功控制。
其中基于直流配电中心的直流侧电压Vdc下垂控制，基本思想与功率- 频率下垂控制类似，通过检测第j回10Kv的j#MMC直流侧电压Vd1与给定参考值Vd1ref的差值ΔV控制输入第j回10Kv的j#MMC直流侧的有功功率Pd1。基于电压下垂特性Kdc，将功率转换为以输出电压为指令的控制信号，再根据调整后的功率反作用于输出电压信号，达到自我调节、自动分配功率的目的，实现功率平衡和电压稳定。其Vdc下垂控制输出有功功率和电压参考值有如下关系：
Pd1＝Pd1ref+Kdc(Vd1ref-Vd1) (3)
当任意馈线发生故障停运时，故障端MMC转为离网运行，直流配电中心内部依托直流母线为其提供有效的功率支撑，保证负荷的供电可靠性；故障恢复后，为维持直流配电中心长期稳定运行，故障端MMC由离网转为并网运行。
在故障条件或并/离网运行模式相互转换时，或负荷突增或突减，基于直流配电中心的柔性互联配电网都有较好的调节特性，多端互联的功率相互支撑特性能够根据负荷功率做出快速的响应，调节过程较为平滑，不会出现功率阶跃和大的电流冲击。
接下来结合附图说明对本发明进行详细阐述。
图1以基于直流配电中心的四端柔性互联配电网拓扑结构为例介绍。来自不同电源的四回10kV交流线路通过隔离变压器与四个背靠背MMC连接，形成配电网柔性互联闭环运行结构。其中，四个MMC作为直流配电中心与外部交流电网之间的能量转换接口，通过控制逆变器模拟同步发电机的有功调频和无功调压特性，并通过与外部交流电网的功率交换来维持直流配电中心各端的功率和直流母线电压的稳定。
图2以其中一端为例介绍直流配电中心的控制方式。直流配电中心的有功环按照同步电机一次调频特性和阻尼特性进行设计，无功环直接以无功-电压下垂控制，实现一次调压。当直流配电中心一端由并网转离网时，由于虚拟同步发电机具有一次调频和调压特性，离网时能够根据有功和无功输出，平移其输出特性曲线，以维持输出电压频率和幅值的稳定。同时，由于直流配电中心一端由并网转离网瞬间可能会存在瞬时的功率阶跃或跌落，由于阻尼环节的引入，会使得采用VSG控制的直流配电中心具有阻尼功率震荡的能力。离网转并网运行时提出采用预同步单元PQ控制，离网运行采用虚拟同步发电机附加控制。
具体的离网/并网运行模式无缝切换控制逻辑如下：①接到并网指令后，以电网电压作为控制器的参考值，不断调整输出，使快速开关两侧的电压幅值和相位同步。②达到并网条件后，PCC开关闭合，控制器进行快速的模式切换。
图3给出了预同步单元控制框图，其中S为预同步控制开关。闭合S，启动预同步控制，将PCC两侧电压幅值和相位作差，由PI控制器实现无静差调节，将偏差信号分别叠加到无功环和有功环，实现对电网电压的快速跟踪。
图4给出直流配电中心的直流侧电压Vdc下垂控制，基本思想与功率-频率下垂控制类似，通过检测一端直流电压Vd1与设定参考值Vd1ref的差值ΔV控制输入直流网络的有功功率Pd1。基于电压下垂特性Kdc，将功率转换为以输出电压为指令的控制信号，再根据调整后的功率反作用于输出电压信号，达到自我调节、自动分配功率的目的，实现功率平衡和电压稳定。

Claims (1)

1.一种基于直流配电中心的虚拟同步发电机无缝切换方法，它包括：
步骤1、建立配电网柔性互联闭环运行结构；每回10kV交流线路均通过隔离变压器与具备双向功率流动功能的MMC交流侧连接；每个MMC的直流侧通过直流母线连接起来，形成配电网柔性互联闭环运行结构；
步骤2、采用基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换；
步骤2所述采用基于虚拟同步发电机技术实现柔性互联配电网不同运行模式之间的无缝切换的方法包括：当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，实现并网前常规控制方式向虚拟同步发电机控制切换，剩下的控制直流母线电压的MMC提供i#MMC交流侧负荷的功率支持，实现第i回10kV交流线路运行状态并网转为离网的无缝切换；当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换；当直流配电中心第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC启动虚拟同步发电机附加控制，虚拟同步发电机具有一次调频和一次调压特性，一次调频是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，i#MMC交流侧输出有功P不能满足系统负荷需求，导致系统频率ω下降，与给定频率ωn产生频率差值Δω，通过有功-频率下垂系数DP，调节i#MMC交流侧输出有功P与给定有功Pref的差值，进行频率调节；公式为：
P＝Pref+Dp(ωn-ω)；
所述一次调压是指第i回10kV交流线路运行状态由并网转为离网运行时，由于i#MMC交流侧无功功率Q发生变化，不能满足系统运行要求，i#MMC交流侧的实际电压幅值Vn会发生变化，与i#MMC交流侧电压参考幅值Vref的差值ΔV，通过无功-电压下垂系数Dq调节i#MMC交流侧实际无功Q与给定有功Qref的差值，进行电压调节；输出无功功率和电压参考幅值的公式如下：
Figure FDA0002538306290000021
当接入MMC交流侧的第i回10kV交流线路运行状态由离网转为并网运行时，i#MMC启动预同步环节，利用虚拟同步发电机技术调节PCC开关MMC侧电压，实现虚拟同步发电机控制向常规控制方式切换；预同步控制包括幅值同步和相位同步，幅值同步将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压幅值与i#MMC交流侧电压幅值的差值ΔV，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压的幅值偏差信号叠加在无功-电压控制上，相位同步是将PCC开关第i回10kV交流线路侧电压相角与i#MMC交流侧电压相角的差值Δθ，通过积分环节PI进行无静差调节，然后将积分器的输出信号作为电压相角的偏差信号叠加在有功-频率控制上；当预同步过程完成后，闭合PCC开关，此时将控制由虚拟同步发电机控制切换为PQ控制；
基于直流配电中心的柔性互联配电网无缝切换过程中并网前常规控制包括：PQ控制、定有功和定交流电压控制、定直流电压和无功控制、定直流电压和定交流电压控制、有功直流下垂控制和无功控制；其中基于直流配电中心的直流侧电压Vdc下垂控制；通过检测第j回10Kv的j#MMC直流侧电压Vd1与给定参考值Vd1ref的差值ΔV控制输入第j回10Kv的j#MMC直流侧的有功功率Pd1；基于电压下垂特性Kdc，将功率转换为以输出电压为指令的控制信号，再根据调整后的功率反作用于输出电压信号，达到自我调节、自动分配功率的目的，实现功率平衡和电压稳定；其Vdc下垂控制输出有功功率和电压参考值有如下关系：
Pd1＝Pd1ref+Kdc(Vd1ref-Vd1) (3)
当任意馈线发生故障停运时，故障端MMC转为离网运行，直流配电中心内部依托直流母线为其提供有效的功率支撑，保证负荷的供电可靠性；故障恢复后，为维持直流配电中心长期稳定运行，故障端MMC由离网转为并网运行。
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